［摘要］ 針對淄博某發(fā)電廠現(xiàn)場存在的耗水量大、廢水排放不達標、廢水綜合利用不徹底等問題，對水平衡優(yōu)化后，通過全廠采用高效節(jié)水措施和廢水綜合利用工藝，實現(xiàn)廢水的階梯利用、分類處理、分質(zhì)回用；從而保證全廠節(jié)水及廢水的綜合利用，較終實現(xiàn)廢水零排放。

火電廠作為工業(yè)用水和排水大戶， 如何在安全生產(chǎn)的前提下，充分利用現(xiàn)有水資源、實現(xiàn)節(jié)水減排和廢水綜合利用， 已成為我國火電廠面臨的緊迫任務。本研究結(jié)合淄博某電廠全廠節(jié)水及廢水綜合利用改造項目實例，分析了火力發(fā)電廠節(jié)水措施和廢水綜合利用工藝在具體工程實踐中的應用，為火力發(fā)電廠節(jié)水及廢水綜合利用研究提供了一定的參考。

1 改造前全廠節(jié)水及廢水綜合利用狀況分析

1.1 改造前電廠取排水情況

淄博某電廠補給水水源全部來自大武水源地地下水。按用途和工藝流程分類，全廠取水用水主要由7 個分系統(tǒng)組成，分別是循環(huán)水系統(tǒng)、化學除鹽水系統(tǒng)、工業(yè)水系統(tǒng)、脫硫水系統(tǒng)、除渣及輸煤水系統(tǒng)、生活及消防水系統(tǒng)及其他系統(tǒng)（辦公樓制冷站冷卻水）。 所產(chǎn)生的污廢水主要有循環(huán)水排污水、脫硫廢水、含煤廢水、渣溢流水、工業(yè)廢水、生活污水、酸堿再生廢水、反滲透濃水、衛(wèi)生型渦輪流量計反洗水等。

目前電廠取排水存在以下問題。

（ 1 ）取水、排水超過定額限制要求，排水水質(zhì)超標。 目前，電廠取水量和排水量分別為 1 458 m 3 /h 和240 m 3 /h ，均超過取排水定額所規(guī)定的要求。 電廠外排廢水水質(zhì)需同時滿足《山東省小清河流域水污染物綜合排放標準》（ DB 37/656 — 2006 ）重點保護區(qū)域類標準及其修改單的要求， 即含鹽質(zhì)量濃度、 COD 、BOD 5 、氨氮、總氮、總磷分別不大于 1 600 、 50 、 10 、 5 、15 、 0.5 mg/L ，而電廠目前化學廢水、循環(huán)水排污水、渣水、煤水和生活污水外排，其含鹽質(zhì)量濃度超過排放限值 1 600 mg/L 的要求，無法實現(xiàn)達標排放。

（ 2 ）水源水質(zhì)堿度高，循環(huán)水濃縮倍率低。 循環(huán)水補充水使用大武水源地地下水，堿度為 190~200mg/L （ CaCO 3 計），硬度約 375 ~400 mg/L （ CaCO 3 計）。地下水堿度、硬度均較高，直接補入冷卻塔，限制了濃縮倍率的提高， 導致循環(huán)水補充水和排污水的水量變大，使電廠總?cè)∷�、排水超過定額限制要求。

（ 3 ）除渣技術落后。濕除渣沒有設置渣水冷卻熱交換系統(tǒng)，需補充大量的冷卻水來降低渣水溫度，從而滿足爐底密封水要求，使渣溢流水量大，水質(zhì)難以滿足排放要求。

（ 4 ）含煤廢水收集、處理不徹底。 二期煤場含煤廢水收集不完全，部分煤水通過雨水井外排；三期煤場煤水轉(zhuǎn)運站污水池體積小， 滿足不了大量含煤廢水沉淀的需求。 二、 三期收集的煤水僅進行簡單沉淀，不能滿足回用要求，煤水外排存在環(huán)保風險。

（ 5 ）化學廢水未進行分類回收、分質(zhì)回用。 目前化學除鹽水系統(tǒng)過濾衛(wèi)生型渦輪流量計反洗水、反滲透濃水、陽陰混床再生水及化學取樣水、鍋爐排污水、精處理再生水統(tǒng)一收集到工業(yè)廢水處理系統(tǒng)處理后達標排放，沒有進行化學廢水分類回收、分質(zhì)回用。

（ 6 ）脫硫廢水處理系統(tǒng)衛(wèi)生型渦輪流量計老化嚴重。電廠原有的脫硫廢水處理系統(tǒng)衛(wèi)生型渦輪流量計損壞、腐蝕嚴重，無法正�；謴褪褂�，出水水質(zhì)懸浮物高，感觀差。

1.2 改造前全廠水平衡

水平衡試驗是做好電廠節(jié)水工作、 實現(xiàn)合理用水、科學管理的基礎。 通過試驗，可以掌握電廠用水現(xiàn)狀和各水系統(tǒng)用水量之間的定量關系， 把握節(jié)水工作的重點，找出節(jié)水潛力，制定切實可行的用水、節(jié)水規(guī)劃方案。 所有試驗的數(shù)據(jù)較終匯總成全廠水平衡圖，可以直觀地體現(xiàn)全廠耗水及排污實際情況。對于建立和完善全廠用水檔案、 實現(xiàn)全程用水分析及提高水的循環(huán)利用率均有切實可行的意義 〔 1 〕 。電廠在改造前對全廠水平衡進行了重新測量，較終形成改造前實測水平衡圖，結(jié)果見圖 1 。

由圖 1 可知，改造前全廠水平衡存在以下問題。（ 1 ）循環(huán)水濃縮倍率較低，改造前其控制數(shù)值為4.0 ，循環(huán)水耗水量為 1146m 3 /h ，循環(huán)水排污量為 256m 3 /h ，均比較大。

（ 2 ）輸煤、除渣系統(tǒng)耗水量異常。 由于采用濕除渣系統(tǒng)，且沒有設置渣水冷卻熱交換系統(tǒng)，造成冷卻水補水量和排水量非常大。 同時由于全廠含煤廢水處理系統(tǒng)流程簡單、衛(wèi)生型渦輪流量計老化，造成含煤廢水無法回收利用。

（ 3 ）化學除鹽水系統(tǒng)廢水未實現(xiàn)分質(zhì)回收。除鹽水系統(tǒng)中各類廢水、 凝結(jié)水精處理廢水及鍋爐排污的除鹽水改造之前均混合排放，未實現(xiàn)回用。

（ 4 ）生活污水未實現(xiàn)回用，僅收集后排放，造成一定水資源浪費。

2 節(jié)水及廢水綜合利用改造項目的實施

2.1 節(jié)水及廢水綜合利用改造原則的確定

全廠水平衡是節(jié)水和廢水綜合利用改造的基礎，針對水平衡反映出的問題，該電廠全廠節(jié)水及廢水綜合利用原則確定為：提高循環(huán)水濃縮倍率，改造煤水 / 除渣設施，減少系統(tǒng)水耗，對工業(yè)廢水分類回收、分質(zhì)處理，實現(xiàn)階梯用水，實現(xiàn)全廠廢水達標排放，較終實現(xiàn)廢水零排放。

2.2 提高循環(huán)水濃縮倍率

2.2.1 濃縮倍率的確定

影響濃縮倍率的主要因素為循環(huán)水中碳酸鹽堿度、硬度、懸浮物、 Cl - 含量和凝汽器材質(zhì)等。 濃縮后的循環(huán)水中各離子含量應遵循的規(guī)定數(shù)值 〔 2 〕 見表 1 。

由于該電廠凝汽器管材采用 S31603 不銹鋼，能耐 1 000 mg/L 的 Cl - ，故根據(jù)原水水質(zhì)并結(jié)合表 1 數(shù)值，理論上該電廠循環(huán)水濃縮倍率可以達到 8~10 。同時該電廠委托西安熱工院對水源水質(zhì)濃縮倍率的提高進行了緩釋、 阻垢試驗和凝汽器管材耐腐蝕試驗，結(jié)果表明，不同藥劑條件下濃縮倍率均可達到 9.5 以上，但考慮加藥成本和實際應用情況，應用系數(shù)取 0.8 ，確定循環(huán)水濃縮倍率取值應不高于 7.6 。經(jīng)過二次水平衡后， 改造后本工程濃縮倍率較終確定為 7.26 ， 高濃縮倍率運行后， Cl - ＜425 mg/L ，SO 4 2- <725 mg/L ，完全可以作為下游脫硫、輸煤、除渣系統(tǒng)的工藝用水消耗，不需外排廢水。

2.2.2 新建原水預處理系統(tǒng)

根據(jù)該電廠水質(zhì)分析可知其鈣鎂硬度、 碳酸鹽堿度均較高，且未經(jīng)任何處理直接補到冷卻塔，限制了循環(huán)水濃縮倍率的提高，為實現(xiàn)高濃縮倍率運行，需將原水堿度控制在 50 mg/L （ CaCO 3 計）以內(nèi)，故新建 1 套原水預處理系統(tǒng)，用于去除硬度和堿度。循環(huán)水補水除硬度、 堿度等致垢性離子的技術有石灰處理技術和離子交換技術等。 相對于離子交換技術，由于石灰處理技術不僅去除硬度、堿度，同時可以去除懸浮物和有機物等雜質(zhì)， 減少化學藥劑的消耗成本，且能實現(xiàn)自用水回用，不進一步產(chǎn)生額外廢水 〔 3 〕 ，本工程原水預處理系統(tǒng)采用“石灰軟化 -過濾器”工藝，出水作為循環(huán)冷卻水系統(tǒng)、化學水處理系統(tǒng)的補水及工業(yè)水， 工藝流程： 補充水 → 原水池 → 原水泵 → 石灰軟化反應池 → 澄清水池 → 提升水泵 → 孔隙調(diào)節(jié)型纖維過濾器 → 清水池 → 清水泵 → 循環(huán)冷卻水系統(tǒng)、化學水處理系統(tǒng)的補水及工業(yè)水。結(jié)合全廠水平衡，并考慮一定裕量，原水預處理系統(tǒng)出力按 2×650 m 3 /h 考慮。

系統(tǒng)出水水質(zhì)為暫時硬度 ＜50 mg/L （ CaCO 3 計），pH 為 6.8～8.5 ，懸浮物 ＜2 mg/L 。由于原水預處理系統(tǒng)排泥主要物質(zhì)為 CaCO 3沉淀，相對于脫硫所需的石灰石總量，其占比很小，對脫硫效率和石膏品質(zhì)影響很小， 并且在多個電廠已經(jīng)成功運行，故原水預處理排泥直接用于脫硫劑，輸送至脫硫系統(tǒng)回用， 一方面減少了脫硫系統(tǒng)石灰石的耗量； 另一方面取消了原水預處理污泥處理設施 〔 4 〕 ，節(jié)約投資達 300 萬元。

2.2.3 循環(huán)水旁流處理

根據(jù)總體改造方案，為保證循環(huán)水清潔度，維持高濃縮倍率運行， 循環(huán)水懸浮物應控制在 100 mg/L由于該電廠凝汽器管材采用 S31603 不銹鋼，能耐 1 000 mg/L 的 Cl - ，故根據(jù)原水水質(zhì)并結(jié)合表 1 數(shù)值，理論上該電廠循環(huán)水濃縮倍率可以達到 8~10 。同時該電廠委托西安熱工院對水源水質(zhì)濃縮倍率的提高進行了緩釋、 阻垢試驗和凝汽器管材耐腐蝕試驗，結(jié)果表明，不同藥劑條件下濃縮倍率均可達到 9.5 以上，但考慮加藥成本和實際應用情況，應用系數(shù)取 0.8 ，確定循環(huán)水濃縮倍率取值應不高于 7.6 。經(jīng)過二次水平衡后， 改造后本工程濃縮倍率較終確定為 7.26 ， 高濃縮倍率運行后， Cl - ＜425 mg/L ，SO 4 2- <725 mg/L ，完全可以作為下游脫硫、輸煤、除渣系統(tǒng)的工藝用水消耗，不需外排廢水。

2.2.2 新建原水預處理系統(tǒng)

根據(jù)該電廠水質(zhì)分析可知其鈣鎂硬度、 碳酸鹽堿度均較高，且未經(jīng)任何處理直接補到冷卻塔，限制了循環(huán)水濃縮倍率的提高，為實現(xiàn)高濃縮倍率運行，需將原水堿度控制在 50 mg/L （ CaCO 3 計）以內(nèi)，故新建 1 套原水預處理系統(tǒng)，用于去除硬度和堿度。循環(huán)水補水除硬度、 堿度等致垢性離子的技術有石灰處理技術和離子交換技術等。 相對于離子交換技術，由于石灰處理技術不僅去除硬度、堿度，同時可以去除懸浮物和有機物等雜質(zhì)， 減少化學藥劑的消耗成本，且能實現(xiàn)自用水回用，不進一步產(chǎn)生額外廢水 〔 3 〕 ，本工程原水預處理系統(tǒng)采用“石灰軟化 -過濾器”工藝，出水作為循環(huán)冷卻水系統(tǒng)、化學水處理系統(tǒng)的補水及工業(yè)水， 工藝流程： 補充水 → 原水池 → 原水泵 → 石灰軟化反應池 → 澄清水池 → 提升水泵 → 孔隙調(diào)節(jié)型纖維過濾器 → 清水池 → 清水泵 → 循環(huán)冷卻水系統(tǒng)、化學水處理系統(tǒng)的補水及工業(yè)水。結(jié)合全廠水平衡，并考慮一定裕量，原水預處理系統(tǒng)出力按 2×650 m 3 /h 考慮。系統(tǒng)出水水質(zhì)為暫時硬度 ＜50 mg/L （ CaCO 3 計），pH 為 6.8～8.5 ，懸浮物 ＜2 mg/L 。由于原水預處理系統(tǒng)排泥主要物質(zhì)為 CaCO 3沉淀，相對于脫硫所需的石灰石總量，其占比很小，對脫硫效率和石膏品質(zhì)影響很小， 并且在多個電廠已經(jīng)成功運行，故原水預處理排泥直接用于脫硫劑，輸送至脫硫系統(tǒng)回用， 一方面減少了脫硫系統(tǒng)石灰石的耗量； 另一方面取消了原水預處理污泥處理設施 〔 4 〕 ，節(jié)約投資達 300 萬元。

2.2.3 循環(huán)水旁流處理

根據(jù)總體改造方案，為保證循環(huán)水清潔度，維持高濃縮倍率運行， 循環(huán)水懸浮物應控制在 100 mg/L之內(nèi)，需建設旁流過濾系統(tǒng)，旁流處理量按照循環(huán)量的 1.5% 考慮 〔 2 〕 ，設置 1 200 m 3 /h 的旁流處理設施。 旁流處理管道從冷卻塔原有循環(huán)水管道接出， 循環(huán)水經(jīng)提升泵通過過濾器（ 4×400 m 3 /h ， 3 運 1 備）去除懸浮物及微小雜質(zhì)，出水再返回到循環(huán)水系統(tǒng)。過濾器反洗系統(tǒng)與原水預處理設施共用。 設置 1 套過濾器反洗排水回收及轉(zhuǎn)移系統(tǒng)， 包含回收水池、 回收水泵，與原水預處理系統(tǒng)共用。反洗排水回收至原水預處理系統(tǒng)原水池， 從而達到節(jié)約廢水排放和減少取水的目的。

2.3 含煤廢水、除渣系統(tǒng)改造

（ 1 ）含煤廢水系統(tǒng)改造。經(jīng)過梳理老廠煤水系統(tǒng)現(xiàn)狀，重新核算含煤雨水容量，對二、三期煤場煤水收集系統(tǒng)進行完善，設置煤場雨水收集池，對二期和三期煤場煤水沉淀池進行改造， 并新建煤水深度處理設施，處理工藝選擇預沉池 + 電絮凝，處理水量為30 m 3 /h ，確保不再取用消防用水，實現(xiàn)煤水系統(tǒng)閉路循環(huán)，達到輸煤系統(tǒng)廢水零排放。

（ 2 ）渣系統(tǒng)零溢流改造。該電廠改造前濕式除渣系統(tǒng)沒有設置渣水冷卻熱交換系統(tǒng)， 需補充大量冷卻水，降低渣水溫度，滿足爐底密封水要求，造成渣溢流水量大，不能滿足排放要求。 本次改造，將渣水循環(huán)系統(tǒng)改造升級為零溢流槽體內(nèi)閉式冷卻循環(huán)系統(tǒng)，實現(xiàn)渣系統(tǒng)零溢流。零溢流槽體內(nèi)閉式冷卻系統(tǒng)布置于撈渣機及渣水系統(tǒng)內(nèi)。 渣井固定補水系統(tǒng)加設流量計和截止閥， 以控制渣井進水量， 采用 PLC實現(xiàn)閉環(huán)控制。為防止灰渣對換熱器的沖擊，每套換熱器均設置防護罩。

2.4 工業(yè)廢水

工業(yè)廢水主要為鍋爐補給水處理系統(tǒng)排水，包括過濾器反洗水、反滲透濃水、再生廢水和化學取樣及鍋爐排污排水， 此部分廢水原設計為統(tǒng)一收集后排放，造成水資源浪費。 通過改造，將以上各類廢水進行分類收集、分質(zhì)回用，全部實現(xiàn)綜合利用。

（ 1 ）過濾單元反洗水的回收利用。此部分廢水主要為鍋爐補給水處理系統(tǒng)超濾和過濾器反洗排水，除懸浮物高外，離子含鹽量與原水水質(zhì)無差別，經(jīng)過收集后，返回至原水預處理系統(tǒng)。

（ 2 ）反滲透濃水。此部分廢水懸浮物和有機物含量很低，含鹽量較高，根據(jù)原水水質(zhì)，反滲透濃水中Cl - <250 mg/L ， SO 4 2- <400 mg/L ， 滿足脫硫工藝水要求，故收集后用于脫硫工藝水。

（ 3 ）再生廢水。再生廢水主要為鍋爐補給水和凝結(jié)水精處理系統(tǒng)酸堿再生廢水。 再生廢水的排放是分段進行的，樹脂輸送、清洗、分離、混合步序以及陰 / 陽樹脂正洗后期步序時，其排水為低鹽廢水；陰 /陽樹脂進酸 / 堿、 置換以及陰 / 陽樹脂前期正洗步序時，其排水為高鹽廢水；低含鹽部分預計占再生廢水總量的 60%~70% 左右，因此有必要進行回收。為達到分段收集再生廢水的目的， 在各再生廢水排水母管上設置在線電導率衛(wèi)生型渦輪流量計， 并將排水母管通過三通分為兩路：一路用于收集低含鹽廢水；一路用于收集高含鹽廢水。低鹽廢水作為全廠原水補入原水預處理系統(tǒng)，高鹽廢水與脫硫廢水排至灰場噴淋。

（ 4 ）化學取樣及鍋爐排污水。 機組正常運行時，化學取樣及鍋爐排污水水質(zhì)雖比除鹽水水質(zhì)差，但遠好于水源水質(zhì)，若此部分廢水均外排，將造成較大浪費，本改造工程將此部分廢水收集，作為原水補充水。

2.5 生活污水

該廠雖有生活污水處理裝置， 但由于工藝落后及衛(wèi)生型渦輪流量計老化，產(chǎn)水不達標，本階段對生活污水進行改造，采用集中式生活污水處理裝置，產(chǎn)品水用作循環(huán)水補充水。

2.6 末端高鹽廢水

本工程末端高鹽廢水主要為脫硫廢水和再生高鹽廢水，由于脫硫工藝水采用高濃縮后的循環(huán)水，為保證脫硫效果， 脫硫廢水量增加 2m 3 /h 達到 15 m 3 /h ，考慮到 2 m 3 /h 的再生高鹽廢水，本工程末端高鹽廢水量共計為 17 m 3 /h 。 由于其含鹽質(zhì)量濃度達到 40 000mg/L 以上，廠內(nèi)無法回用；經(jīng)過脫硫廢水處理站對懸浮物、重金屬、 F - 及 COD 等污染物去除后，本階段用作灰場防塵噴淋， 同時預留膜濃縮 + 結(jié)晶蒸發(fā)工藝場地，遠期實現(xiàn)廢水零排放。

3 改造后全廠水平衡

經(jīng)過節(jié)水及廢水綜合利用改造后水平衡見圖

2 。

由圖 2 可知，相比于改造前，全廠取水節(jié)約 288m 3 /h ，排水減少 223 m 3 /h ，除 17 m 3 /h 高鹽廢水外，全部廢水實現(xiàn)了回用， 同時為下一階段廢水零排放的實施創(chuàng)造了良好的條件。 改造后各系統(tǒng)節(jié)水情況見表 3 。

4 結(jié)論

發(fā)電廠節(jié)水及廢水利用是一項綜合工程， 重點在于水平衡的優(yōu)化， 通過控制好循環(huán)水濃縮倍率和廢水階梯利用、分類處理、分質(zhì)回用，從而實現(xiàn)節(jié)水及廢水綜合利用。 改造后的該電廠可實現(xiàn)全年節(jié)水約 153 萬 m 3 ， 減少廢水排放 112 萬 m 3 ， 水價為 2.7元 /m 3 ，節(jié)省取水費用約 413 萬元，實現(xiàn)了一定的社會和經(jīng)濟效益。