直流冷却型火电厂水污染防治技术

　　我国水资源日益紧缺，火电厂作为用水大户，其用排水深受国家重视。国内火电厂已采取深度节水措施，相关政策的出台表明火电厂废水零排放将成为主流趋势。但目前电厂水污染防治技术尚存在许多问题，尤其是直流冷却型火电厂，它们大多建立在沿江、沿海地区，电厂化学废水、含煤废水、渣溢流水和生活污水等外排不仅造成水资源浪费，而且会污染江、海等水环境，环保风险较高。

　　本文以4家典型沿江、沿海的直流冷却型火电厂为例，分析电厂主要用水系统的用排水现状，提出水污染防治过程中存在的共性问题，结合实际情况，深入研究沿江、沿海直流冷却型火电厂水污染防治策略。

　　一、直流冷却型火电厂用排水现状

　　通过统计，得到了4家典型直流冷却型火电厂的装机容量、单位发电量取水量、单位发电量排水量、总废水排放量和全厂外排水率等情况(见表1)。A厂、B厂、C厂和D厂均处于沿江、沿海、水源丰富的南方地区。由表1可知，4家电厂单位发电量取水量为0.170~0.970m3(/MW?h)。其中B厂、D厂单位发电量取水量均高于GB50660―2011《大中型火力发电厂设计规范》和Q/DG1-S002―2009《火力发电厂水务管理设计导则》的要求，全厂外排水率分别高达31%和43%。外排水率越高说明节水潜力越大。

　　二、主要用水系统用排水现状及问题

　　2.1 化学除盐水系统

　　化学除盐水系统产生的废水主要包括反渗透浓排水、酸碱再生废水、预处理设备反洗排水、少量锅炉排污水和精处理再生废水。反渗透浓排水水质特点为悬浮物含量低、含盐量较高，锅炉连续排污水水质较好、悬浮物和含盐量均较低，其他排水的特点均为不连续且平均排水量较小，悬浮物和含盐量较高。其中，化学再生废水和精处理再生废水的水质最为复杂，阴、阳树脂再生过程中会产生不同种类的污染物：阳树脂一般采用盐酸再生，再生废水中含有氯离子、氨氮、钙离子、镁离子和铁离子等，阴树脂一般采用氢氧化钠再生，再生废水中含有钠离子、硫酸根、碳酸根、氯离子和重碳酸根等。

　　以某厂为例，其精处理再生过程中废水的pH值变化范围为3~12，污染物质量浓度受再生过程影响波动较大，氯离子的变化范围为900~5000mg/L，氨氮的变化范围为2~500mg/L。

　　再生废水需经处理后方可回用至其他系统。表2为4家典型直流冷却型火电厂化学除盐水系统的用排水情况，表中：RO为反渗透，UF为超滤，EDI为连续电除盐，SWRO为反渗透海水淡化。其中，火电厂锅炉补给水的化学除盐处理工艺的选择取决于水源水质。对于水源水质相对较好的A厂和D厂，采用“过滤→阳床→阴床→混床”工艺，B厂采用了水质相对较差的长江下游水作为水源，需要选用“过滤→RO→阳床→阴床→混床”或“UF→RO→EDI”全膜法工艺。

　　反渗透装置的设计回收率基本为75%左右，大多电厂的过滤设备自用水未回收，因此有RO装置的补给水处理系统自用水率在30%左右，无RO装置的补给水处理系统自用水率一般低于15%(不同设备的自用水率和水质特点见表3)。RO浓水浊度很低，其含盐量接近于浓缩倍率为4倍的循环水排污水，A厂和B厂II期回用了RO浓水，其余未回用的外排。

　　精处理再生废水和化学再生废水水质类似，一般通过工业废水处理站或化学废水处理系统进行集中处理，常规处置方式为“pH中和”，处理后回用至灰渣系统、输煤系统、复用水池和脱硫系统等。由于再生废水含盐量较高，部分电厂会考虑中和后直接外排，如C厂和D厂，部分电厂考虑处理后回用作为煤场喷淋，如A厂和B厂。

　　电厂现有化学除盐水系统普遍存在以下问题。

　　(1)RO装置设计回收率通常≥75%，部分电厂在实际运行过程中未及时调整RO回收率，使其低于设计值，造成化学除盐水系统产水量降低、用水量增大。

　　(2)部分电厂化学除盐水系统设备自用水率较较高、水质较好的过滤设备自用水未被回用，造成水资源浪费，沿江、沿海地区电厂因来水水质较差，造成RO浓水排水水质差，部分电厂放弃回用该部分废水，采用新鲜水或工业水补入其他系统。

　　(3)锅炉补给水和精处理系统阳树脂常用盐酸再生，生成的再生废水氯离子质量浓度较高。废水由再生阶段产生的高盐废水和准备、收尾阶段产生的低盐冲洗废水组成，电厂通常将这2种废水混合送至工业废水处理站，造成处理站排水中氯离子质量浓度升高，影响工业废水的出水水质，部分电厂采取废水处理后外排的方式避免该部分废水的回用。

　　2.2 脱硫系统

　　脱硫系统是火电厂的主要末端用水系统。对直流冷却型火电厂而言，脱硫系统是全厂用排水量最大的系统。由表4可知，4家电厂脱硫系统工艺用水水源为工业水或新鲜水，存在“高质低用”现象。火电厂采用烟气湿法脱硫产生的脱硫废水，因微细悬浮物多、含盐量高、硬度大且具有腐蚀性而处理难度较大，必须对其进行单独处理。除B厂(仅采用澄清工艺处理脱硫废水)外的3家电厂均采用了“中和→沉降→絮凝→澄清池”(即三联箱)工艺。该工艺通过在不同分区分别加入石灰、有机硫、凝聚剂和助凝剂，来完成pH值调整、混凝、絮凝反应等步骤，使生成的絮凝物在澄清器中沉淀、分离出来。

　　脱硫废水处理系统普遍存在以下问题。

　　(1)电厂脱硫废水处理系统出力一般是按脱硫吸收塔浆液氯离子质量浓度为15000~20000mg/L设计脱硫废水量，而很多电厂基于脱硫岛防腐蚀、二氧化硫超低排放和石膏品质及镁离子控制的需要来设计，实际运行脱硫吸收塔浆液氯离子质量浓度控制在5000~10000mg/L，这使得脱硫废水的实际外排水量大于脱硫废水处理系统设计值，导致脱硫废水处理系统出力不足、处理效果差、运行故障多，造成很多电厂的脱硫废水处理系统需要扩容改造。

　　(2)部分电厂脱硫岛浆液系统废水排放点设置在真空石膏皮带机后。而另一部分电厂的废水设置设置在废水旋流器溢流水口，导致脱硫废水含固量大幅增加。

　　(3)部分电厂脱硫废水三联箱处理系统前未设置预沉池，高含固率的脱硫废水直接进入三联箱系统会造成三联箱系统搅拌机扭矩过大，容易烧毁搅拌电机，使运行故障频发，设备维护压力大。

　　(4)部分电厂的三联箱加药点设置不合理。如助凝剂加药点设置在絮凝箱末端会导致助凝剂还没有充分混合就进入澄清池，不利于矾花的形成，沉降效果差、出水浊度高。脱硫废水含固率超标会增大污泥压滤脱水机负担，增加其故障频率。

　　(5)现场调研发现，约20%的脱硫废水处理系统处于长期停运状态，配套设备存在问题较多，已无法正常运转，有的甚至基本处于瘫痪状态，脱硫废水得不到有效处理。脱硫废水重金属离子、氟离子、化学需氧量(COD)等含量均较高，若直接排放，存在较高的环保风险。

　　2.3 灰渣系统

　　火电厂一般采用灰、渣分除，干除灰方式。新建电厂较多采用干除渣方式，在役火电厂多采用湿除渣方式。由表5可知，4家电厂除灰方式均采用干除灰，并设有灰场。干灰可外销或综合利用，销售不佳时可储存于灰场。多数电厂采用脱硫废水、循环水及化学废水作为干灰拌湿水源。

　　除B厂采用干除渣方式外，其他各电厂基本采用捞渣机进行湿除渣。电厂现有灰渣系统普遍存在以下问题。

　　(1)湿除渣系统为确保炉底冷却温度不高于60℃，通常采用大量补水进行冷却，但由于消耗水量较少，会产生一定的溢流水量(渣溢水)。渣溢水水量受锅炉燃烧状况等影响较大。部分电厂将渣溢水回用至工业废水处理站，造成工业废水出水水质下降，部分电厂将渣溢流水直接外排，造成环保问题。

　　(2)电厂多采用品质较高的工业水作为除渣系统补水，处理后的品质较差的工业废水均未回收利用，造成水资源浪费。

　　2.4 其他系统

　　火电厂产生的废水还包括含煤废水、生活污水和含泥废水等，其处理方式及回用情况见表6。

　　含煤废水是电厂为防止输煤系统产生扬尘，而定时对输煤栈桥、转运站、煤仓间等部位进行喷洒产生的冲洗水。含煤废水的水量不稳定、变化较大，外观呈黑色，含有大量的煤粉等杂质。统计多家直流冷却型电厂含煤废水水质情况：pH值为6~9，浊度≥60NTU，悬浮物质量浓度为50~4000mg/L。而按DL/T5046―2018《发电厂废水治理设计规范》要求，含煤废水处理后的回用水水质应满足pH值为6~9，悬浮物质量浓度为

　　现有煤水处理工艺有加药混凝+沉淀、电絮凝及分级沉淀工艺。由表6可知，除A厂外，其余3家电厂均存在全厂煤水收集或回用系统不完善的问题，易导致煤水混入其他系统或雨水系统，造成水质发黑的现象。沿江、沿海电厂主要采用水路运输燃料，设有露天码头，码头面积较大而一般与厂区距离较远，存在煤水输送管道易沉积堵塞、腐蚀泄漏，以及雨季码头区域含煤废水收集困难等问题。DL/T5046―2018《发电厂废水治理设计规范》规定，需收集露天煤场1h初期雨水。

　　生活污水主要来自厂区各建筑生活用水。生活污水量随时间、季节变化较大，火电厂生活污水水质特点是有机物、氮、磷含量比市政生活污水浓度低，因此电厂常用接触氧化法、曝气生物滤池等工艺处理生活污水，处理后出水水质较好即可回用。由表6可知，B厂、C厂和D厂I，II期均未回用。这是由于电厂生活污水用水点分散、输送距离长，易造成输送管道堵塞、处理装置区域分散、设备运行维护难度和投资较高等问题。电厂需根据具体情况综合分析，确定生活污水处理设备的集中或分散建设问题。

　　直流冷却型机组大多采用河水为水源，通过预处理系统进行混凝澄清处理。在对原水进行预处理的同时也产生了大量的含泥污水。这部分的污水主要来自沉淀池的排泥水和滤池的反冲洗废水，约占总净水量的4%~7%，其中包括浓缩后的悬浮物、有机物，以及残存在泥中的混凝剂。如果含泥废水不经处理直接排入水体，不但严重污染水体，而且浪费了大量的水资源。4家电厂含泥污水均回用，其中A厂和B厂的含泥污水进入工业废水处理站。污泥常用脱水设备有离心脱水机、叠螺机和板框压滤机等。原水预处理污泥和工业废水处理站污泥可采用离心脱水机和叠螺污泥脱水机。

　　三、水污染防治技术

　　3.1 废水深度处理回用

　　3.1.1 优化全厂用水系统

　　水平衡优化的主要内容是对水资源和废水资源进行合理的利用和调配，增加水的梯级使用级数。一些电厂的新鲜水资源分配不合理，如将新鲜水用于脱硫、除渣系统，许多火电厂的废水资源没有合理利用，虽然设置了工业、生活等废污水处理系统，但往往是将废水处理后排放而未回用。上述情况都是对新鲜水和废水资源的浪费。

　　在制定废水回用方案之前，火电厂首先应委托经验丰富的单位对全厂用水系统水量进行水量测试，通过全厂水平衡试验查清全厂的用排水状况，并根据电厂的实际情况，对各水系统的用排水及水处理系统进行优化改造。根据优化的水平衡方案，确定最佳的废水回用方案，以最小的成本实现废水合理回用。

　　3.1.2 水处理系统节水技术

　　在不影响机组安全、经济运行的前提下，尽量减少外排废水量，提高废水回收利用率。提高锅炉补给水处理系统水的回收率提高化学水处理系统回收率的措施主要有：优化预处理工艺，提高进水水质，过滤器和超滤反洗水进行回用，减少膜清洗频次，延长膜清洗周期，降低自用水率，同时优化膜系统运行参数，提高膜系统回收率。

　　3.1.3 废水处理回用

　　火电厂废水种类多、水质差异较大，不同回用目标对水质的要求也完全不同。因此，根据各种废水水质、水量特点，拟回用系统对水质的要求，需选择适宜的废水处理工艺对废水进行分类回收、分质回用，避免废水的直接混合。废水处理回用使以前直接排放的废水得以回用，降低了排放量，但加大了废水处理难度和成本。

　　(1)废水的梯级回用。根据废水水质特点，将不用处理或经简单处理的废水梯级回用至对水质要求不高的系统，如可将化学废水(主要指过滤器反洗水、反渗透浓排水等)回用至输煤系统、除渣系统和脱硫系统，精处理再生可由盐酸再生改为硫酸再生，或者根据再生步序排水水质特点进行分段回收等。含油废水应设置独立的收集、处理系统，处理后可回用至输煤系统。这样可提高废水回收利用率，同时可降低废水处理的投资及运行费用。

　　(2)废水的循环回用。将水质较为特殊、不适合与其他废水混合处理的废水经过适当处理后在本系统内循环使用，如将含煤废水经过混凝、澄清处理后，再次作为输煤系统冲洗用水，实现含煤废水闭路循环。由于渣水悬浮杂质含量高，且为易结垢性水质，可通过设置捞渣机槽体内闭式冷却循环系统，实现渣水零溢流。

　　3.2 末端废水浓缩减量或固化处理

　　直流冷却型电厂末端废水主要对象是脱硫废水和少量再生高盐废水。末端废水固化工艺通常包括烟气干燥固化工艺和蒸发结晶工艺。

　　烟气干燥固化工艺分为主烟道烟气蒸发和旁路烟气干燥技术，都是利用热烟气与脱硫废水直接接触换热进行固化，固化的盐分进入灰中。主烟道烟气蒸发工艺在烟气超净排放改造后，由于主烟道中直烟道距离较短，在有限的时间和空间内难以将脱硫废水蒸发完，易出现结垢堵塞烟道的问题。单台300，600，1000MW等级机组，旁路烟气干燥工艺最大蒸发水量一般按4，8，12m3/h设计，旁路烟气干燥工艺使用空气预热器前高温烟气，降低锅炉效率，增加发电煤耗。对于直流冷却型机组水源水质较好，机组脱硫废水水量少，一般小于旁路烟气干燥最大蒸发水量，采用旁路烟气蒸发固化工艺一般不设浓缩减量装置。

　　蒸发结晶工艺工程应用的主要有多效蒸发(MED)和机械式蒸汽再压缩(MVR)。由于蒸发结晶器吨水投资非常高，约200万~300万元/t。为了降低整体投资，一般先浓缩减量，降低进入结晶器的水量，蒸发结晶工艺一般采用配套采用膜法浓缩技术，包括纳滤、反渗透和电渗析等工艺。为避免膜发生污堵，常采用石灰-碳酸钠或氢氧化钠-碳酸钠等进行软化预处理，去除废水中的硅、钙、镁等致垢离子。末端废水水质波动大，而膜法浓缩工艺对软化预处理工艺出水水质要求非常高，膜法浓缩的重点、难点是如何保障软化预处理系统出水稳定达到设计要求。

　　因此，末端废水处理工艺选择上应坚持科学性和安全可靠性，为了确保系统的安全、稳定运行，并确保不影响电厂灰或结晶盐的综合利用，需要通过模拟试验论证选定工艺的可行性。

　　3.3 改造效果

　　对于直流冷却型火电厂，优化后的全厂单位发电量取水量可降低至0.160~0.240m3(/MW?h)。

　　四、结论

　　通过对4家沿江、沿海直流冷却型火电厂用/排水现状进行分析，发现部分电厂外排水率较高，节水潜力大。可根据电厂化学除盐水系统、脱硫系统、灰渣系统、煤水系统、生活污水处理系统、原水预处理系统等主要用水系统的水质特点，逐一优化用水流程，开展节水技术，并将工业废水处理后梯级回用于各个系统，煤水、渣水在本系统内循环使用，以减少取水量和外排水量。末端高盐废水工艺需综合考虑系统安全稳定运行和不影响灰的综合利用等因素，选择最佳工艺。(来源：西安热工研究院有限公司，西安益通热工技术服务有限责任公司，华能武汉发电有限责任公司)