以城市再生水为水源的电厂零排水设计

吴怡卫

(江苏省电力设计院，南京市 211102)

0 引言

我国是一个缺水的国家，随着国民经济的发展，水资源短缺问题越来越突出。城市污水具有流量稳定、水量大、不需要长距离引水等特点［1-2］，经过适当处理后成为城市再生水，对其进行利用不但具有明显的节水效应，而且具有显著的环保效益［3］。

国电吉林龙华长春热电一厂(简称长春热电一厂)一期工程建设2台350MW超临界燃煤供热机组，采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统和干除灰系统。电厂设计水源采用经过深度处理的城市再生水，再生水水质满足GB 50335—2002《污水再生利用工程设计规范》规定的循环冷却系统补充水水质标准。再生水样的全分析表明，再生水的含盐量约为400 mg/L，溶解固形物约为430 mg/L，硬度较低，总硬度约为4.10 mmol/L，暂硬约为2.40 mmol/L。

1 我国火电厂排水现状

根据我国环保政策的要求，所有电厂都必须设置脱硫系统。在众多的脱硫工艺中，石灰石－石膏湿法脱硫在大型火力发电机组中处于绝对垄断的地位，由于石灰石－石膏湿法脱硫会产生脱硫废水，实现电厂零排水的关键是解决脱硫废水的出路问题。

脱硫废水的回收再利用是一个普遍的难题，经常规的化学处理后，脱硫废水虽然达到了排放标准，但氯离子含量极高(约20 g/L)，回收再利用的途径非常少。对于水力除灰的电厂而言，可以考虑将脱硫废水用于水力冲灰，但随着环保执法力度的加大以及节水政策的要求，采用水力除灰的机组越来越少，因而将脱硫废水用于水力除灰并没有普遍性。对于干除灰的电厂而言，脱硫废水一般用于干灰调湿，由于干灰综合利用情况较好，需要调湿的干灰量很少或者根本没有，脱硫废水难以回收再利用，这些电厂的脱硫废水最终不得不向外排放，因此也就无法做到真正的零排放。

基于以上分析，由于尚未有效解决脱硫废水的出路问题，我国大多数电厂并未真正地实现废水零排放，也就无法实现电厂零排水。

2 长春热电一厂废水零排放技术路线

解决电厂零排水问题，需要利用清洁生产、循环利用、环境治理等技术，具体而言就是根据各用水设备的用水品质要求，采用梯级用水的方法，提高水的重复使用率，同时降低废水的产生量。

按照含盐量来衡量水的品质，长春热电一厂用水的品质由高到低依次为:处理后的生活污水(有机物含量较高)、原水、循环水、酸碱再生废水、脱硫废水。脱硫工艺用水的要求是最低的，可以将酸碱废水、循环水排水等品质较差的水送至脱硫系统重复使用［4］。

2.1 锅炉补给水处理系统用水采用循环水排水

污水处理厂来再生水的浊度较低(不大于5 NTU)，暂硬较低(约2.40 mmol/L)，考虑到一般石灰处理系统出水的暂硬为1～2 mmol/L，如再生水采用循环水补充水石灰处理系统存在着浊度和暂硬去除率低、处理设施庞大、投资运行费用高的问题。与循环水补充水相比，循环水的悬浮物、硬度、暂硬含量更高，从净化循环水的效果来看，对循环水进行旁流石灰处理比补充水石灰处理更有效，同时处理系统规模更小。因此，长春热电一厂循环水采用旁流石灰处理系统，设置2台240 m3/h石灰澄清池和3台240 m3/h变空隙滤池。正常运行时，旁流石灰处理系统的出水优先送至锅炉补给水处理系统，多余的出水回到循环水系统，该系统也是锅炉补给水处理的预处理系统。

敞开式循环电厂的外排水主要是循环水排水，要实现全电厂零排水必须完全重复使用循环水排水。长春热电一厂采用循环水排水作为锅炉补给水水源，夏季可以回收利用214 t/h排水，冬季可以回收再利用281 t/h排水，显著降低了循环水系统排水量和全厂取水量，其他循环水排水作为脱硫工艺补充水，所有的循环水排水均得到了重复利用，循环水系统没有任何外排水。

锅炉补给水水源采用循环水排水可以降低循环水的浓缩倍率，减轻循环水的腐蚀性和结垢倾向，利于循环水系统的运行。长春热电一厂设计夏季循环水浓缩倍率3.7，冬季循环水浓缩倍率仅1.6，冬季循环水运行不需要加稳定剂，运行费用显著降低。

此外，采用循环水排水为水源，充分利用了循环水的温度，水处理系统不需要设置反渗透进水加热器，冬季反渗透进水不需要加热，可以降低工程投资约150万元，年节约运行费用约135万元，经济效益显著。

2.2 一级反渗透浓水作为脱硫工艺补充水

一级反渗透浓水的含盐量、CaCO3含量比较高，水质清澈，含有阻垢剂，并具有较高的压力(一般不小于0.6 MPa)，该部分水直接通过管道送至脱硫系统重复使用。

2.3 脱硫制浆系统回收再利用石灰澄清池底部排浆水

石灰澄清池的底部排浆水富含CaCO3，CaCO3具有较好的细度和活性，适宜用作脱硫吸收剂［5］，将排浆水不经脱水直接送至脱硫制浆系统，不但可以降低脱硫工艺补充水，而且可以减少脱硫石灰石外购量，同时可以取消脱水系统，降低投资费用和运行费用，具有良好的经济效益和环保效益。

2.4 处理后的生活污水经旁流石灰澄清处理后回收再利用

电厂设置2台7.5 m3/h的地埋式生活污水处理装置，处理后的生活污水可用于厂区绿化水系统，多余水量送至石灰处理系统处理后重复利用。

2.5 工业废水减量化设计及废水回收再利用

常规电厂的工业废水包括经常性工业废水和非经常性工业废水，具体有:(1)经常性工业废水，包括补给水处理系统再生排水(采用反渗透+离子交换除盐)、超滤反洗排水、反渗透排水、凝结水精处理混床再生排水等;(2)非经常性工业废水，包括锅炉化学清洗、空气预热器冲洗水、锅炉烟气侧冲洗排水等。要降低废水量，需针对上述废水采取恰当的减量化设计技术，同时将废水回收再利用至合适的场合。

2.5.1 应用全膜水处理技术实现补给水处理系统酸碱废水接近零排放

长春热电一厂锅炉补给水采用超滤+一级反渗透+二级反渗透+电除盐技术的全膜水处理技术，系统正常运行不需要酸碱再生，不会产生酸碱废水，属于绿色环保的水处理工艺。系统设计将二级反渗透浓水、电除盐浓水回收到前一级设备进水侧以提高水的利用率，仅一级反渗透浓水用于脱硫系统。

该工艺的废水主要是超滤、一级反渗透、电除盐化学清洗废水，由于清洗频率较低(一般超滤2～3月1次，一级反渗透、电除盐约半年1次)，而且清洗方式采用循环清洗，废水量约4 t/次，总的废水产生量很低。

2.5.2 锅炉补给水处理超滤反洗排水和反渗透浓水回收再利用

超滤反洗排水的悬浮物及化学耗氧量(chemical oxygen demand，COD)含量较高，但含盐量低，送至旁流石灰澄清池处理后回收再利用。如前所述，一级反渗透浓水利用自身的压力直接送至脱硫系统重复使用。

2.5.3 凝结水精处理混床树脂再生排水分类排放及回收再利用

将凝结水精处理混床树脂再生过程中的树脂分离、输送、快速冲洗、淋洗等水质较好的水回收至循环水系统，而酸碱再生废水单独处理，可以降低2/3的废水产生量，每再生1次可以降低约100 t的废水量。处理后的酸碱废水送至脱硫系统重复使用。

2.5.4 工业废水作为脱硫工艺补充水

脱硫工艺补水的品质要求最低，将处理合格后的精处理再生废水、化学清洗废水等送至脱硫系统重复使用，可以实现节水的效果。

2.5.5 回收锅炉化学清洗过程中的合格排水

化学清洗的工艺步骤一般是:水冲洗(包括冷态和热态)→碱洗→碱洗后水冲洗→酸洗→酸洗后水冲洗→漂洗和钝化［6］。清洗过程中可对冲洗、漂洗等阶段的合格排水予以回收，采用该方法可以有效降低废水量，同时降低除盐水的用量。

受锅炉本体材质的影响，超临界锅炉化学清洗常用的方案主要有柠檬酸清洗方案、乙二胺四乙酸(ethylene diamine tetraacetic acid，EDTA)清洗和复合酸清洗等方案，其中EDTA方案可以循环清洗，而且清洗后一般不需钝化，故耗水量小，废水量少，与柠檬酸清洗方案相比可以节省约20%的用水，因此优化选择化学清洗方案也可以实现节水的目的。

3 采用烟道气蒸发技术处理脱硫废水

采用梯级用水及废水减量化设计技术后，全厂的工业废水最终归结为脱硫废水，其量约6 t/h。该厂脱硫废水采用烟道气蒸发处理技术，即将脱硫废水雾化后喷入锅炉除尘器前烟道的合适位置，利用烟气高温将雾化后的废水蒸发，水蒸汽进入烟气，固体颗粒物被除尘器去除，脱硫废水得到彻底处理［4，7］。

该技术的难点主要是根据锅炉的各种工况确定合适的烟道喷入点和选择合适的雾化装置获得理想的雾滴粒径，国内已有单位对该技术进行研究［7］，其中江苏省电力设计院等单位针对此技术做了深入研究，取得多项发明专利和实用新型专利［8-9］。

4 以城市再生水为水源的全电厂零排水有关问题的讨论

4.1 脱硫系统对多种补水水源的重复使用方式

常规脱硫工艺补水水质单一，将所有的补水送入工艺水箱，然后通过不同的水泵送至各个用水点。对于零排水的电厂而言，工艺补水来源比较复杂，水质差别较大，不能按照常规的工艺系统进行设计，而必须按照补水水质情况选择合适的重复使用途径。

长春热电一厂脱硫系统将补水分为3类:(1)水质较好的循环水，水量最大，主要用于机械密封冷却和除雾器冲洗;(2)一级反渗透浓水及处理合格后的工业废水，用于除雾器冲洗;(3)固体含量较高的石灰澄清池排水，用于脱硫磨机制浆，最后进入吸收塔。

4.2 以循环水排水为水源的锅炉补给水处理系统设计

循环水的补水为再生水，经过系统浓缩后，循环水的含盐量、有机物、氨氮、总磷等污染物含量更高，循环水的水质更差;尽管经过石灰处理系统后硬度、总磷等明显降低，但有机物的含量仍然很高。因此循环水作为锅炉补给水水源，必须充分重视水处理系统的选择与配置，尤其是针对进水高有机物含量的特点。

长春热电一厂锅炉补给水处理系统采用全膜水处理技术，针对进水高有机物含量的特点，超滤选择抗有机物污染性能好的聚偏二氟乙烯(polyvinylidene fluoride，PVDF)超滤膜，反渗透选择抗污染宽流道复合膜，同时为了延长反渗透膜的清洗周期，在反渗透装置前设计了活性炭过滤器以去除部分有机物。超滤和活性炭过滤器联用可以显著增强系统有机物的去除能力，甚至可以高达45%左右［10］。

石灰处理系统运行中，尤其是在调试过程中会出现由于出水沉淀不完全或者滤池出水pH控制不好而在后续设备上产生二次沉淀的问题，设置活性炭过滤器的另一个重要作用是防止石灰处理系统出水在超滤反渗透上产生二次沉淀，影响系统正常运行。

由于系统进水有机物含量很高，即使采用超滤+活性炭去除，一级反渗透进水有机物的含量依然很高。与常规地表水源相比，一级反渗透膜有机物污染的可能性大大增加，反渗透膜清洗的频率显著增加。因此，反渗透系统的设计，尤其是一级反渗透膜元件的设计选型是系统能否长期经济运行的关键，反渗透膜元件应采用宽流道(34×25.4 μm)抗污染复合膜，并具有很好的耐清洗性能。

4.3 采用再生水作为水源的循环水处理系统菌藻控制

再生水中的微生物、COD、BOD、NO3－、氨氮含量较高，而且循环水的温度适宜，循环水系统极易滋生微生物，直接影响循环水系统以及反渗透旁流石灰处理等系统的正常运行，因此应充分重视循环水等系统的杀菌处理方案。

循环水的pH值较高，常规的加液Cl2方案和NaClO方案在高pH值的碱性循环冷却水工况下杀菌处理效果差，不宜采用。ClO2是国际公认的高效消毒剂，具有杀菌效果好，适应pH范围广，副产物小的优点，同时也是一种有效的粘泥剥离剂，非常适合于以再生水为水源的高浓缩倍率下的循环水处理。长春热电一厂选择ClO2杀菌处理方案，同时为了防止生物产生抗药性，设置1套非氧化性杀菌剂加药装置，可根据需要投加季胺盐类、胍类杀菌剂、异噻唑啉酮等杀菌剂。同时为了防止水处理系统微生物繁殖，在超滤进水以及反洗水均设置ClO2加药点。

4.4 零排水模式下电厂运行应注意的问题

电厂零排水能否实现，不仅仅取决于设计，还取决于运行管理，因此零排放模式对全厂的水务管理提出了更高的要求。电厂运行中应加强各排水点、水处理部门、脱硫部门的协调与管理。零排放模式下脱硫系统接收的水源比较多，水质情况差别较大，脱硫系统能否按照设计重复使用各路水源是全厂能否实现零排水的关键点之一。

5 结语

(1)采用城市再生水作为水源的电厂，将循环水排污水经旁流石灰处理系统处理后作为锅炉补给水水源，同时采取废水减量化设计技术，将处理后的工业废水送入烟气脱硫系统作为工艺水，一水多用，提高水的利用率，这是实现电厂零排水的有效途径。

(2)采用烟道气蒸发技术，可以实现脱硫废水的彻底处理，也实现了电厂水的零排放。

(3)零排放模式对全厂水务管理提出了更高的要求，需要加强各用水部门、水处理部门、脱硫部门的协调管理。

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