给水排水燃煤电厂废水综合治理近零排放解决方案探讨

燃煤电厂全厂废水零排放是指 “废液零排放” ，美国电力研究院EPRI定义为电厂不向地面水域排放任何形式的水（排出或渗出），所有离开电厂的水都是以湿气的形式或排放或固化在灰或渣中。我国工业用水节水术语（GB/T 21534-2008）中零排放的概念为：企业或主体单元的生产用水系统达到无工业废水外排。可以看出，两者的表述区别主要在前者强调了不仅废水不能外排，还包括了废水中固形物的处置形式。

目前，电厂废水治理零排放措施一方面采用“分级分质”梯级使用，实现废水处理量的“最小化”，降低末端废水处理的负担；另一方面通过对中等含盐废水逐级浓缩，将盐的质量浓度由初始的几克每升浓缩至十几甚至几百克每升，最大限度提高“末端废水”含盐量、减少“末端废水”产出量，再通过蒸发法或其他途径处置最末端高含盐废水，这是目前实现电厂废水零排放的基本思路。美国Standon Energy Center(440 MW)零排放典型案例的水平衡图中蒸发水量占补充水量的比例为 99.5%，即除去蒸发水量外几乎无外排损失，其循环利用率高达 99%，真正做到了水的梯级利用和废水零排放。

广东某2×600 MW电厂地处珠三角，毗邻多个城市取水水源地的上游江畔，立项之初是按全厂废水近零排放电站来设计规划的，但项目投运6年来，由于设备状况和运行条件（如负荷等）与设计条件不一致，存在用水规划不合理、高含盐废水不能完全处理、工业废水水量偏多和废水回用用户不足、废水需要不定期外排的现象。此外，由于电厂末端高盐废水成分复杂、水质波动大的特点，原来选择的废水治理近零排放工艺存在投资及运行费用偏高、稳定性和可靠性差、不能满足连续运行的要求等问题，需要进一步整改。本文针对该电厂废水处理系统存在的问题，同时结合目前燃煤电厂废水治理存在的共性问题，提出实现废水全回收利用和近零排放的解决思路。

1.1 部分负荷工况下的水平衡问题

近年来，随着我国工业的转型升级，电厂全年大部分时候都是部分负荷运行，且近几年电厂负荷率在50%~70%运行已经成为常态。而全厂用水和废水处理回用系统是建立在设计工况下的，因此，往往在设计工况下能实现用水系统和耗水、排水处理回用系统平衡的状况在部分负荷条件下未必能实现平衡，特别是负荷率偏低的运行工况。这就需要在设计时充分考虑部分负荷工况的系统调节问题。在对该厂进行水平衡测试试验摸底后，找到了不平衡的主要排放点。从表1的水平衡测试分析可发现：

(1)排水率偏高，主要原因是系统循环水补水与辅机冷却系统串用，在低负荷工况下辅机冷却用水和循环水补水系统用水不平衡，导致循环水补水量大于需求需要外排；部分供水用户（主要是外供用户）距离较远，排水未能回收。

(2)废水回用率偏低，主要是工业废水处理系统回用用户单一且用水量偏小，大部分废水处理后需外排；此外，由于末端废水处理零排放系统不能正常运行，增加了进入工业废水池的水处理量，进一步增大工业废水处理系统排水量。

这两个问题很有代表性，是目前很多燃煤电厂用水和废水综合治理回用中普遍存在的共性问题。

表1部分负荷工况下企业用水分析（测试期间负荷率51%~58%）

注： 各用水指标的计算方法参见GB/T 7119。 漏失水量含出水口漏溢水量及计量误差。  

1.2 电厂实现废水近零排放需要解决的共性问题

(1)循环冷却水外排问题。循环水系统是电厂最大的水用户，耗水量一般占总用水量的85%以上。为了保证循环水系统水质，电厂会控制其浓缩倍率，因此需要持续排放一部分水，这部分水如果不能合理回用，就需要外排。本项目原设计循环冷却排水用于脱硫工艺，在设计工况下排水是能全部回用的；实际运行时，由于负荷工况偏离设计工况较大，加上超净改造后脱硫工艺耗水量减少，循环水排污量大大高于脱硫工艺需要的补水量，需要部分外排；此外，原设计冷却塔补水先进锅炉辅机冷却，再进入循环补水系统，这本是供水梯级利用的举措，但由于前面所述的不平衡问题，辅机冷却补水量偏大，从而增大了循环系统排水量，实际运行时，循环水系统外排水量在100 m3/h以上，是该电厂外排水的主要来源（占总排放量的70%以上）。

(2)工业废水治理系统外排问题。电厂的工业废水处理系统来水复杂，收纳了电厂大部分的工艺废水和一些非经常性排水，处理后如果没有足够的用户，再生水就会被迫部分外排。而该废水水质复杂，有些项目还纳入了部分高盐和酸碱废水；酸碱废水可以采用中和方式处理，但里面的盐水如果未经除盐处理难以回用。本项目工业废水集中处理系统的来水包括化学自用水、机组排水槽排水、生活污水处理系统排水、含油废水处理系统排水、废水蒸干处理系统排水、锅炉补给水废液、汽机房排水、清净水池和氨站污水等，以及一些非经常性排水，来源十分复杂，考虑到水质问题，原设计仅有灰场渣场用户，而该电厂采用的是干式出渣和干式清灰系统，需要的用水量极少，该部分水处理后只得外排。这部分排水占到了电厂总外排水的15%~25%。

(3)电厂厂区雨水收集池的初期雨水外排问题。该项目原设计雨水收集池的初期雨水收集用于煤场清洗，实际上由于南方地区雨水偏多，煤场清洗用水量有限，且通过回收输煤系统和煤运码头的清洗用水即可满足煤场清洗用水要求，存在初期雨水外排问题。

(4)末端高盐废水处理问题。末端高盐废水以脱硫工艺排水为主，有些电厂还包括精处理再生废水等高盐酸碱废水，在采用湿式出渣的电厂，这部分废水一般经过三联箱工艺处理后回用至锅炉水渣系统。随着环保要求的提高，近几年新建电厂都不再设置水力出渣，而改用干式出渣方式，这部分废水需要重新选择出路。前三种外排水可以通过系统优化；梯级利用以及合适的处理工艺得到解决，这部分高盐废水能否得到合理处置则成为实现电厂废水近零排放的关键和唯一决定因素，这也是其近几年电厂实现近零排放关注的重点和热点问题。本项目原设计即考虑了末端废水蒸干系统，设计处理能力为20 m3/h。实际运行时，由于脱硫废水未经全软化即进入后续的废水蒸干系统，加上由于脱硫废水处理系统运行效果不好，进水水质难以保证，存在氟含量偏高的问题，使得蒸发浓缩换热设备结垢严重和存在点蚀的现象；设置在线清洗和防垢装置不能有效清除换热管、除雾器的表面硬垢，致使系统不能维持连续运行。该套系统实际上不能满足生产要求而停运，脱硫废水经过三联箱处理后只能回到工业废水处理池，加剧了该系统的不平衡、排水水质难以保证的现象。

针对以上状况，根据“分质分批处理，按质梯级利用”的原则，对该电厂提出了以下废水综合治理和优化利用措施：

(1)将循环水排水作为化水系统原水，提出采用超滤+反渗透工艺+离子交换软化实现对循环水系统排水的处理并作为锅炉补给水制水原水回用，该系统预计产水率70%，产水作为锅炉补给水，根据脱硫工艺用水水质要求控制RO浓水水质，并将浓水回用到脱硫工艺，方案设计参考了国内某些电厂的实践经验。

(2)辅机冷却采用循环水补水直流冷却是一种节约系统投资和增加串用水率的有效措施，但存在部分负荷工况的不平衡问题。本项目拟对磨煤机油冷器冷却水（占总辅机冷却补水量的17.8%）增设冷却水回流改造，在确保辅机冷却水进水温度不超标的前提下，在机组低负荷运行时将该部分辅机冷却水回流至补水池，与自西江抽取的全厂补水混合后，温度仍满足补水温度最高限制要求，从而解决辅机冷却用水与冷却塔补水需求不匹配的问题。为了确保煤磨油冷器系统冷却水回流不会导致冷却塔循环水补水温度超标，需要对部分辅机冷却水回流对电厂补水的温度累积效应进行认证分析。图1是西江水全年温度波动调研情况，根据调研结果，西江水夏季极端温度在30.7 ℃左右。表2是部分负荷下的辅机冷却用水与循环水补水需求的不平衡状况，表3是油冷器冷却水回流时考虑温度累积后的辅机冷却水进水温度变化。从表2和表3可以看出，采用油冷器冷却水回流可以满足部分负荷工况的平衡要求，同时采用部分冷却水回流后考虑温度累积效应进水温度经过5次循环后升至31.78 ℃基本稳定，仍满足冷却水补水温度要求。

图1 西江水全年温度波动情况

  表2 部分负荷下的辅机冷却用水与循环水补水需求的不平衡状况

  表3 油冷器冷却水回流时考虑温度累积后的辅机冷却水进水温度变化

（注： *进水起始温度30.7℃为当地西江取水最高日平均温度。 ）

 (3)工业废水处理系统的改造措施，包括：

• 将化学再生清洗高盐废水等高盐废水分离归纳至末端高盐废水处理系统；

• 将厂区雨水收集池收集水纳入工业废水处理系统，并通过保证雨水收集池液位低位运行来避免初期雨水外排，同时在工业废水处理系统增加一套次氯酸钠加药装置，以保证生活废水、厂区初期雨水等回收至工业废水处理系统回用时控制细菌含量不超标；

• 增加回用水用户，将处理后的工业废水系统再生水回用至脱硫工艺和循环水补水系统，为了保证回用时的水质符合《循环冷却再生水水质》（HG/T 3927-2007），清净水池的出水口增设水质在线监测装置，合格水回用，不合格水则回至处理系统入口再处理。

(4)末端高盐废水处理系统的恢复或改造。将精处理再生酸碱废水、化学制水系统的酸碱废水和脱硫废水等厂区高盐废水汇入末端高盐废水零排放处理系统（合计22 m3/h），但该项目目前的蒸干系统是否继续利用还是新建需要进一步比选论证，这里单独成章节讨论。

(5)经过综合治理优化后，电厂单位发电取水量将降低19%，废水回用率达到100%（见表4）。

表4 用水指标优化结果

注:①现状单位发电量取水量为2018年度数据计算。

3 末端废水处理近零排放工艺的比选

3.1 电厂高盐废水近零排放的主要工艺路线及特点

目前对于电厂末端高盐废水近零排放，普遍采用的是两类热法处理工艺路线：烟气余热蒸发法和蒸发结晶法。两种工艺路线特点迥异，目前均有应用案例，相对来说，蒸发结晶法工艺技术成熟，但投资及运行费用较高；烟气余热蒸发法具有投资省、水质处理工艺相对简单等优点，近几年国内研究较多，但如前所述，该工艺系统仍存在一些潜在问题尚需要时间来检验或进一步完善，但烟气处理法的成本优势明显，对电力行业最具吸引力，成为近几年研究的热点。烟道蒸发法有直接烟道蒸发法和旁路烟道蒸发法，从系统运行可靠性考虑，旁路蒸发法更具推广性。表5给出了目前已在电力行业有工程应用的几种蒸发技术路线特点及经济性对比。

表5 几种电厂末端高盐废水蒸发技术特点对比分析

3.2 末端高盐废水近零排放项目改造方案投资及运行费用对比

鉴于本项目现场条件和工程实际，仅对低温旁路烟道蒸发法和膜减量+MVR蒸发结晶法两种方案进行比选。

（1）方案一：采用软化+膜减量+MVR蒸发工艺，部分设备可以利旧（压缩机、干燥系统等），但需增加软化和膜减量系统，且现有蒸发器需要更换（目前蒸发器采用卧式管外喷淋，难以适应高浓含盐废水水质要求），改造工作量较大。根据项目水质特点和实际设备运行状况，建议采用双碱法软化和RO+STRO组合膜减量工艺，减量后进入蒸干系统的浓水水量将减为7~8 m3/h。进入蒸干系统水量的减少有利于降低原蒸干系统的改造和修复成本，降低系统运行费用（初步测算运行费用可减少24%左右）。

（2）方案二：采用低温旁路蒸发浓缩法，现有蒸干系统将修复后作为应急备用，蒸发浓缩的浓浆液可以采用目前脱硫废水处理站的污泥压滤系统压滤后以滤饼形式处置。低温旁路蒸发系统流程见图2。两种方案的初投资及运行费用估算见表6（年运行时数以5 000 h计，系统重新优化后废水处理量22 m3/h）。

图2 低温烟气余热处理脱硫废水流程

表6蒸发结晶法（方案一）与低温烟气蒸发浓缩法（方案二）投资及运行费用对比

（ 注： 加药量根据现场取样进行水质分析后估算得出。 ）

从表6的对比可以看出，在考虑了利旧的前提下，方案二在投资方面有优势； 运行成本方面方案二约为方案一的76.5%。 考虑到方案一对原蒸干系统的修复改造存在更大的不确定性，综合考虑，选择方案二更合适。 但采用方案二时，工艺设计和设备选型需要注意前面分析提到的几个问题并采取以下对应措施：

• 选择大口径偏心防堵喷嘴等即防堵塞又确保雾化效果的喷嘴形式，喷嘴的材质选择需要考虑防腐和防磨损要求；

• 由于蒸发水份还可能夹带一些腐蚀性组分和细微颗粒物，浓缩塔上部设有除雾器，以尽量减少水雾逃逸，少量的氯离子等随烟气夹带进入脱硫系统可通过调整脱硫系统废水排放量来调控；

• 采用旁路烟气直接喷雾蒸发浓缩塔的形式，废水中的固形物不是以烟灰形式回收而是以浆液形式进行压滤后集中处置，虽然增加了危废处置费用，但避免了盐分和重金属对灰渣资源化利用的影响问题。

（1）针对电厂用水排水率偏高、辅机冷却用水与循环水补水需求不平衡和废水回用率偏低的共性问题进行了分析，提出了一系列对应解决方案：对采用部分辅机冷却水回流来解决辅机冷却用水与电厂补水量不平衡问题从温度累积效应上进行了可行性论证；经过系统优化和整改后，将实现废水近零排放的目标，单位发电用水量可降低19%；所提出的优化方法可为燃煤电厂的废水综合治理提供借鉴。

（2）针对末端高盐废水蒸干系统存在的问题，提出了全软化+管式过滤+二级反渗透+MVR蒸发结晶和低温烟气旁路蒸发浓缩两种解决方案，通过投资和运行费用比选，得出本案例采用低温烟气旁路蒸发浓缩方案更佳的比选结果。

（3）针对目前旁路烟道蒸发法存在的一些安全隐患，提出来整改时的对应措施。