火力发电厂深度节水与废水零排放.docx
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火力发电厂深度节水与废水零排放
火力发电厂深度节水与废水零排放综合系统
暨
某电厂节水初步方案
各位领导：
本文中的方案实例是针对某厂的具体情况，各个厂会有不同状况
杭州凌浦环保科技有限公司
2015年
1现状和目标
1.1现状
我国是一个水资源短缺的国家。
虽然我国水资源的总量为28124亿立方米，居世界第六位，但人均占有量只有2300立方米，人均水资源占有量不足世界平均水平的四分之一。
近年来随着水环境污染日益严重，水质污染型缺水越来越普遍，这更加剧了水资源的短缺。
电力工业是国民经济的支柱产业。
改革开放以来，我国的电力得到了迅速发展。
截至2014年底，全国发电装机容量13.6亿千瓦，其中，水电3亿千瓦，占全部装机容量的22.2%；火电9.16亿千瓦，占全部装机容量的67.4%；核电1988万千瓦，并网风电9581万千瓦，并网太阳能发电2652万千瓦。
火力发电厂是用水的大户，它的用水量约占工业用水的40％以上，仅次于农业用水。
一个1000MW的火电厂耗水量相当于一个中小城市的用水量。
与国外电厂先进的用水水平相比，我国火力发电厂用水量、排水量大的问题很严重。
随着国家《节约能源法》、《环境保护法》和相应的用水、排水收费政策（水资源费、排水费、超标费）的颁布，以及《电力工业节水规划》等规定的逐步实施，对火电厂用、排水量和水质都有严格的指标限制。
2012年，国务院颁布了《关于最严格水资源管理制度的意见》。
我国火力发电厂装机平均水耗为国外的8-10倍，发电用水水平与国外相比有较大差距，节水潜力大，开展火力发电厂节水工作具有极大的现实意义，带来很大的经济效益和环境效益。
同时火电厂也是排水大户。
以国内现在常见的2台600MW机组为例，每天约有10000立方米的冷却塔排水需要外排；另外还有150立方米的工业废水、生活废水等需处理后外排或回用。
1.2零排放
所谓零排放，是指不向外界排出对环境有任何不良影响的水，进入电厂的水最终只以蒸汽的形式蒸发到大气中，或以适当的形式封闭、填埋处置。
实现废水零排放，电厂将实现最大程度的节水，同时由于不向外界水体排放废水，可以最大程度地保护水环境，是电厂用水的最高水平。
随着节水技术的不断发展，实现全厂废水“零排放”是必然趋势。
零排放是电厂节水水平很高的用水模式，具有很好的社会环境效益，但是需要投入大量的资金和运行管理复杂等，这是目前废水零排放没有实现的真正原因。
随着我国经济和电力的迅速发展，在我国北方多煤、少水的地区，水资源的可利用量日益减少，水价和排污费的不断上涨，电厂废水实现零排放是必然的。
即使在水资源相对丰富的地区，随着环保要求的严格，实现废水的零排放也是电厂用水的必然趋势。
真正实现电厂废水零排放是一项复杂的系统工程，由于各个电厂用水系统给水方式的不同，厂内用水分配不同和系统配置的不同，如采用水力除灰、干除灰或干法脱硫、湿法脱硫等，零排放实现的方案也不一样。
由于零排放电厂中各个水系统的废水被完全的分级利用和处理后回用，因此应该选择合理的方式分配这些水量，以保证各个子系统用水的水量、水质、水温的要求；同时还要对各个用水子系统选择合适的给水方式，使其产生的废水量最少；还要把最后的末端废水处理掉才能达到真正零排放。
1.3指标
火电厂设计耗水指标是电厂重要的经济评价指标（见下表），国内各项设计导则、规范、定额，对耗水指标有明确的规定。
节水工作直接影响电厂的规划、生产运行水平和发展。
百万千瓦设计耗水规定m3/（s•GW）
火力发电厂节水导则
DL/T783-2001
取水定额
GB/T18906.1-2012
大中型火力发电厂设计规范
GB50660-2011
节水型企业火力发电行业
GB/T26925-2011
≤0.6～0.8
0.77
≤0.7
循环冷却水排污水回用率>90%
全厂废水回用率>85%
1.4目标
火力发电厂在节水工作上已经积极采取了一些有效措施，但是，对照我国严重缺水的形势和要求，仍然是不够的，发电厂还存在用水设计不合理、浪费严重、废水尚未全部回用的现状。
电力公司可以建设深度节水及废水零排放的示范电厂。
为达到目标，首先对全厂进行水平衡测试工作，摸清全厂用水现状，然后进行深度节水改造，在深度节水的基础上，逐步完成全厂废水“零排放”技改工程，实现全厂废水“零排放”。
1.4.1系统目标
通过水质试验分析和水量平衡计算，合理提高循环冷却水浓缩倍率和优化系统、全厂废水综合利用，对主机和辅机系统采用有效的节水措施，可实现废水和循环冷却水排水全年零排放的节水目标，每百万千瓦容量设计耗水指标达到0.4～0.5m3/（s·GW）,与设计规范和取水定额相比降低约45%，比全国同类电厂能效标杆机组先进值（排名前20名的电厂均值）降低约10%。
2火力发电厂深度节水与废水零排放
2.1火力发电厂全厂水平衡
要实现电厂全厂废水零排放，首先需要对电厂水源地来水和全厂各系统水质、用水及排水流量情况监测，根据测试结果对各用水系统做出评价，绘制全厂水平衡图。
分析用水状况存在的问题，提出解决办法，对各给水系统综合分析，统筹考虑，最终完成与电厂发展相结合的零排放。
2.1.1全厂水平衡测试示例
某厂全厂水平衡测试后得到如下图的全厂水平衡图
根据水平衡图得出该厂水平衡测试结果
全厂水平衡图和水平衡测试结果，是节水与废水零排放方案的基础。
2.2火力发电厂给水系统
电厂用水单元一般可分为
循环冷却水系统
锅炉补给水系统（化学除盐水系统）
脱硫给水系统
灰渣给水系统
工业冷却水系统
生活及消防水系统
杂用水系统等七个系统。
处理的方法
（1）对全厂用排水系统进行统筹考虑，对电厂整体进行水务治理。
（2）采用先进的节水技术及设备。
（3）加强水务管理。
（4）一水多用、梯级开发、废水零排放。
（5）采用中水，尽量不新增加采水。
2.2.1循环冷却水系统
循环冷却型湿冷机组主要用水系统为循环冷却水补充用水、锅炉补给水系统用水、湿法脱硫系统工艺用水，上述系统用水占总用水量的60％～80％，
根据这一特点，循环冷却水系统水平衡优化确定为全厂水平衡优化工作的重要目标。
《中国节水技术政策大纲》规定：
“在敞开式循环冷却水系统，推广浓缩倍率大于4倍的水处理运行技术；逐步淘汰浓缩倍率小于3倍的水处理运行技术”。
《大中型火力发电厂设计规范》规定：
“循环供水系统应根据环保要求全厂水量、水质平衡和补给水源确定排污量及浓缩倍率。
当采用非海水水源时，浓缩倍率宜为3～5倍”。
随着节水水平提高和零排放的要求，对浓缩倍率的要求也越来越高。
因为提高循环冷却水浓缩倍率，能够从源头上直接减少补给水量和排污水量，降低废水处理量，但需要注意以下两个问题：
（1）冷却水防结垢、控制微生物措施。
（2）凝汽器及辅机设备管材防腐蚀、抗冲刷措施。
冷却水水质氯离子含量小于200mg／L，对水质要求较高的辅机冷却水采用原水处理系统供水；凝汽器管材选择SUS304不锈钢，管材预膜处理等。
2.2.1.1循环冷却水系统的节水
循环冷却水系统的节水目标是在凝汽器及辅机设备管材能正常运行的前提下尽可能提高浓缩倍率。
1加酸处理
酸可以使水中的碳酸盐硬度转化为非碳酸盐硬度．因此向循环水中加入酸可以防止循环水浓缩时碳酸钙的析出。
提高饱和钙离子浓度，在补充水水质基本不变的情况下提高浓缩倍率。
另外，反应中生成的游离CO2也有利于抑制碳酸盐垢的析出。
加酸量维持在循环水中碳酸盐硬度值低于极限碳酸盐硬度。
单独加酸处理成本较低且简便有效。
但对于水容量较大的系统，pH、碱度等指标的检测常滞后于加药时间。
因此加酸量不容易控制。
同时存在S042-对混凝土的腐蚀问题。
②硫酸-阻垢剂稳定处理
硫酸-阻垢剂处理是指在水体中先加入硫酸使补充水碱度降到一定程度后再加入阻垢剂如聚磷酸盐、有机阻垢剂等。
从而达到阻垢和保证循环水稳定运行的目的。
该法占地小、技术简单。
但是需注意S042-浓度过高会侵蚀混凝土，同时用有机磷处理循环冷却水势必加强水生物的繁殖，加重腐蚀程度，所以药剂处理要同时考虑阻垢、缓蚀及杀菌等多方面的效果．一般可以考虑采用复合型阻垢剂。
③弱酸树脂交换处理
用弱酸离子交换树脂处理原水可降低水中的碳酸盐硬度及相应的碱度，再投加缓蚀剂可防止循环水系统的腐蚀。
既可提高循环水浓缩倍率，又不会增加水中硫酸根离子。
经弱酸树脂处理后加阻垢剂的水样中即使有CaCO3结晶产生，也不会马上从水中析出。
该法适用于处理碳酸盐硬度比例高的水，优点是系统简单、运行条件好、交换容量大、易再生、酸耗较低。
从根本上解决了结垢问题。
缺点是运行费用高、占地面积大、废水排放量大。
④石灰软化-加酸-旁滤加药处理
补充水在预处理时就投加适当的石灰，除去水中的Ca2+、Mg2+。
原水钙含量高而补水量又较大的循环冷却水系统常采用这种方法。
经石灰处理的水，虽然碳酸盐碱度可以降低，但却有可能出现CaCO3沉淀，为消除这种不稳定性，可添加少量H2SO4。
。
该法优点是处理能力大，运行费用较低。
缺点是投资大、对石灰粉纯度要求高、对环境影响大。
⑤旁流弱酸处理
除直接对循环系统补充水进行处理，还可对循环水进行旁流处理。
其工艺流程如下：
循环水塔池-循环泵-清水箱-清水泵-高效过滤器-弱酸交换器-循环水。
该技术可有效去除循环水中的悬浮物，降低循环水的碳酸盐硬度。
维持循环水高浓缩倍率运行，减少排污量。
但含氯杀菌剂会对弱酸树脂的机械强度起一定的破坏作用，此外，弱酸离子交换反应速度慢，运行流速低，需要设备多，系统复杂。
⑥反渗透脱盐处理技术
随着膜处理技术的不断发展，现在也有厂家采用反渗透对循环冷却水进行软化、除盐处理。
其脱盐率常在98％左右。
一般≥95％。
该处理法操作方便，易于实现自动化，是对弱酸树脂交换处理技术的新发展．并且脱盐效果好，有利于提高循环水水质，实现火电厂循环水系统零排放。
缺点是投资大、膜污染严重、清洗频繁。
循环冷却水由于蒸发而浓缩，会产生结构和腐蚀。
提高浓缩倍率可以使排污率降低，减少循环水系统排污的水量，达到减少给水从而节水的目的。
针对给水系统组成和不同水质，采用加酸降低碱度结合加阻垢剂防止结垢，加缓蚀剂防止腐蚀，加杀生剂防止微生物粘泥，补充水（或旁流）弱酸处理、石灰处理降低碳酸盐硬度等。
循环冷却水排污水可用于除灰渣系统和脱硫系统给水，经过适当处理后也可以作为锅炉补给水系统给水。
其他系统统筹计划。
2.2.2某电厂循环水节水初步方案
2.2.2.1某电厂循环水基本情况
某热电有限责任公司共装设两台国产（2×330MW）供热机组，每台锅炉最大连续蒸发量为1100t/h。
循环水冷却水采用中水，污水处理厂，中水成分如下：
项目
水处理厂设计出水
BOD5
≤30mg/L
SS
≤30mg/L
CODcr
≤100mg/L
NH3-N
≤25mg/L
TP
≤3mg/L
大肠菌群数
104个/L
电厂循环水冷却水系统单台机组流量为36000t/h，补充水已采用了石灰处理，排水量约为为300t/h。
2.2.2.2循环水节水方案分析
根据循环水系统的情况，电厂补充水量、排水量、浓缩倍率如下表。
表1.浓缩倍率及排水量关系表
浓缩倍率
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
排水量（t/h）
576
288
192
144
115
96
82
72
64
58
52
48
补充水量（t/h）
1188
900
804
756
727
708
694
684
676
670
664
660
排水量占循环水的比例（%）
1.6
0.8
0.5
0.4
0.3
0.3
0.2
0.2
0.2
0.2
0.1
0.1
排水量、浓缩倍率曲线如下图。
图1.排水量曲线
从图1和表1可见，随着浓缩倍率的提高，系统排水量减少，但是减少的幅度越来越小。
2.2.2.3电厂循环水方案设想
旁流处理相对于加药等处理方式，是更主动，效率更高而且排放水危害更小的处理方式。
采用“化学混凝-纤维过滤”+“活性炭+弱酸树脂软化”+“精密过滤+反渗透”三级组合的方式，可以满足不同阶段对浓缩倍率不同的要求，而三级的成本也是逐级递增的。
对于该电厂的情况，对循环冷却水的1%进行旁流处理。
循环冷却水经过“化学混凝-纤维过滤”和“活性炭+弱酸树脂软化”二级处理后，浓缩倍率能从3提高到6，此时排水量减少至115t/h，占总循环水量的0.3%，补充水量减少至727t/h，比浓缩倍率3时减少了173t/h。
如进一步采用第三级处理，浓缩倍率可提高至10以上，那么排水量将进一步减小，实现趋零排放。
但是第三级处理采用“精密过滤+反渗透”，处理成本较高。
图2.三级旁流处理工艺流程图
2.2.2.4循环水方案技术经济分析
①浓缩倍率3-4，投资在200万
②浓缩倍率5-6，投资在900万
此时排水量减少了单台173t/h，两台346t/h，年运行6000小时，排水水费按0.8元/h，将节省166.1万元。
补充水量减少了单台173t/h，两台346t/h，年运行6000小时，来水按1元/h，将节省207.8万元。
两项合计373.9万元，与900万投资相比，3年可收回投资
③浓缩倍率9-10，投资在3400万
此时排水量减少了单台504t/h，两台1008t/h，年运行6000小时，排水水费按0.8元/h，将节省406.4万元。
补充水量减少了单台504t/h，两台1008t/h，年运行6000小时，来水按1元/h，将节省508万元。
两项合计914.4万元，与3400万投资相比，4年可收回投资。
2.2火力发电厂排水系统
火力发电厂用水主要在以下几个系统
循环冷却水排污水
除灰渣系统
工业用水系统
煤场系统
生活水系统
雨水系统
脱硫系统
含油废水
针对每个系统的特点设置各自的处理方案，最终实现电厂全厂废水零排放。
循环冷却水排污水可用于除灰渣系统和脱硫系统给水。
其余系统：
2.2.1除灰渣系统零排放
除渣系统的用水水质要求不高，水分损耗主要由炉底水封槽补水补给，不足部分由废水处理站的排水补充，灰库回水池工业水补水作为备用。
冲渣水形成闭式循环，回收利用。
为防止系统管道结垢，可定期进行酸洗处理。
日常运行中可加酸或阻垢剂以防止管道结垢。
形成良好的闭路循环，使冲渣系统只补水，不排水。
2.2.2工业用水系统零排放
除油污水单独处理外，电厂的其它工业废水一般集中处理后回用。
包括：
锅炉补给水处理系统再生排水、凝结水精处理装置再生排水、生活工业水预处理装置排水、锅炉排污水、设备冲洗水等。
电厂的工业废水集中处理后回用技术在新建的大型电厂中应用比较普遍，技术也较为成熟。
其处理工艺一般采用物理化学法。
电厂的工业废水集中处理后回用工艺流程一般可按下图。
工业废水集中处理后可回用于煤场喷洒、输煤系统喷洒、干灰搅拌、排渣系统和部分冲洗用水系统。
2.2.3煤场系统零排放
煤场废水的污染物较为单一，主要是SS以及微量重金属的污染。
若循环使用，则微量的重金属离子可以不处理，仅处理SS比较容易；使用高效混凝剂处理SS，可以使煤场废水形成闭路循环，不排污水。
2.2.4生活水系统零排放
电厂生活污水由于BOD含量高、可生化性较好且含盐量不高，一般采用生物处理即可达标，再加上深度处理后其出水水质可达到自来水水质，但由于人体感官作用，大都回用作为循环水系统补给水、冲灰用水、绿化用水等，最终实现生活污水的零排放。
2.2.5雨水系统零排放
雨水水质较好，处理较简单，与非经常性的工业废水一样属于间歇排水。
且煤场回收利用的废水中很大部分就来自降雨，故电厂所排雨水也考虑回收利用，其简单的“沉淀+过滤”工艺后可并入工业废水集中处理系统中统筹考虑。
实际运行中，注意雨水管道的检修，防止渗漏。
2.2.6脱硫系统废水零排放
脱硫废水含有的杂质主要为固体悬浮物、过饱和亚硫酸盐、硫酸盐、氯化物以及微量重金属，其中很多物质为国家环保标准中要求严格控制的第１类污染物。
由于燃煤中的各种元素在炉膛内高温条件下进行一系列的化学反应，生成了多种化合物，一部分化合物随炉渣排出炉膛，另一部分随烟气进入脱硫装置吸收塔，溶解于吸收浆液并在吸收浆液循环系统中不断浓缩，最终导致脱硫废水中的杂质含量很高。
2.2.6.1脱硫废水蒸发浓缩工艺
在将废水蒸馏前，先对废水进行软化处理，尽量除去水中的易结垢离子Ca２＋，Mg２＋或SO４２－，降低废水蒸馏过程中易结垢的倾向，然后进入蒸发结晶系统进行蒸发结晶，最后将结晶进行离心干燥和包装。
工艺流程如下图。
2.2.6.2工艺主要设备
表3.废水蒸发浓缩工艺主要设备清册
序号
名称
单位
数量
一
预处理软化系统
1
离心分离器
套
1
2
陶瓷膜过滤器
套
1
二
蒸发-结晶系统
1
离心压缩机（MVR）蒸发器
套
1
2
三效混流强制循环蒸发器
套
1
三
离心干燥包装系统
1
离心机
套
1
2
流化床干燥机
套
1
3
自动包装机
套
1
4
输送皮带
套
1
2.2.6.3投资和运行成本
配置一套末端废水蒸干结晶系统，出力为20m3／h，具有短期（不超过运行时间的1／10）超20％设计流量的处理能力。
系统总投资7000万元，每小时运行费用为17.75元／m3。
该系统分为蒸发系统、结晶干燥系统、结晶固体回收系统，
2.3综述
采用上述针对各个用水系统的处理措施后，水尽可能回用，达到深度节水，真正实现废水“零排放”的目标。
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