于學斌，胡大龍，方 立，余耀宏，郗天浩，孫東奇，葉 茂

（1.天津國能盤山發(fā)電有限責任公司，天津 301900；2.西安西熱水務環(huán)保有限公司，陜西西安 710054；3.河南黃河水文勘測規(guī)劃設計院有限公司，河南鄭州 450004）

火電廠取排水普遍存在不能完全滿足機組建設環(huán)境影響評價批復和排污許可證等環(huán)保要求的問題，在《水污染防治行動計劃》和排污許可證制度等環(huán)保制度的要求下，火電廠自2016 年開始逐步開展水資源利用及污染防治改造。在能源清潔轉(zhuǎn)型大背景下，中國能源結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化，風、光、核等清潔能源迅速發(fā)展，火電生存空間持續(xù)縮減，以及受煤炭行業(yè)去產(chǎn)能影響，入爐煤單價高漲，部分省份下調(diào)燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價，火電廠虧損嚴重。在該背景下火電廠開展水資源利用及污染防治改造經(jīng)濟壓力非常大。

學者們對節(jié)水與廢水治理技術(shù)路線〔1-2〕和循環(huán)水排污水〔3-4〕、含煤廢水〔5-6〕、脫硫廢水零排放〔7-9〕等單個廢水處理技術(shù)進行了大量研究，但是對典型電廠水資源利用及污染防治改造方案和經(jīng)濟性分析鮮有研究。筆者針對某典型2×600 MW 燃煤開式循環(huán)冷卻型電廠水資源利用及污染防治方面存在的問題，提出了相應的改造方案，分析了投資和運行成本，為火電廠水資源利用及污染防治改造和評價提供了技術(shù)經(jīng)濟支撐。

1 典型火電廠概況

1.1 電廠基本情況

某典型2×600 MW 燃煤電廠采用開式循環(huán)冷卻、煙氣石灰石石膏濕法脫硫、電除塵干除灰、刮板撈渣機濕式除渣。

1.2 電廠取排水環(huán)保要求

電廠機組建設環(huán)境影響評價批復要求生產(chǎn)水源使用城市中水，排污許可證不允許輸煤系統(tǒng)廢水、設備反洗水、循環(huán)冷卻系統(tǒng)排水、離子交換再生廢水、渣水、脫硫廢水和生活污水等廢水外排。

1.3 電廠用排水現(xiàn)狀

電廠全廠主要用排水水平衡現(xiàn)狀見圖1。

由圖1 可知，電廠全廠生產(chǎn)取水水量2 339 m3/h，外排水量454 m3/h。取排水主要存在的問題：1）生產(chǎn)水源使用水庫水，不滿足環(huán)評批復生產(chǎn)水源使用中水的要求；2）化學澄清器排泥水、過濾器反洗水、反滲透（RO）濃水、離子交換再生廢水、循環(huán)冷卻系統(tǒng)排水，以及少量渣水、生活污水外排，不滿足排污許可證要求；3）脫硫廢水通過灰渣系統(tǒng)消耗，灰渣系統(tǒng)無法綜合利用，電廠經(jīng)濟性降低；4）消防水系統(tǒng)存在不合理用水，未知消耗水量10 m3/h。

2 水資源利用及污染防治改造方案

2.1 改造方案整體設計

改造方案整體設計見圖2。

圖2 改造方案整體設計示意Fig. 2 Overall design sketch of transformation scheme

全廠水資源利用及污染防治改造按中水水源進行方案設計，中水預處理后通過循環(huán)水動態(tài)模擬試驗確定循環(huán)水極限濃縮倍率，新建循環(huán)水排污水濃縮脫鹽系統(tǒng)，脫鹽系統(tǒng)產(chǎn)水優(yōu)先作為鍋爐補給水系統(tǒng)水源，剩余的產(chǎn)水補至循環(huán)水系統(tǒng)，脫鹽系統(tǒng)濃水作為脫硫系統(tǒng)工藝用水；渣水由本系統(tǒng)閉式循環(huán)利用，其他工業(yè)廢水分質(zhì)收集，分類處理回用；脫硫廢水固化實現(xiàn)零排放。

2.2 各水處理系統(tǒng)改造方案

2.2.1 原水預處理系統(tǒng)改造方案

電廠中水來自該城市市政污水處理廠中水，中水水質(zhì)見表1。

表1 中水主要水質(zhì)指標Table 1 Main quality indexes of reclaimed water

由表1 可知，市政污水處理廠進行了提標改造，中水懸浮物、COD、氨氮和總磷濃度較低，出水水質(zhì)達到地表水V 類水要求，滿足直接補入循環(huán)水系統(tǒng)水質(zhì)指標要求〔10〕。

中水堿度和鈣硬較高，若直接進入循環(huán)水系統(tǒng)會限制循環(huán)水濃縮倍率的提高。對中水進行石灰混凝模擬試驗，試驗方法參考文獻〔11〕，石灰最佳加藥量為270 mg/L，對堿度、鈣硬和總磷的去除率分別為78.2%、74.9%和94.4%，出水水質(zhì)見表2。

表2 中水石灰混凝出水水質(zhì)Table 2 Water quality of lime coagulated effluent for reclaimed water

原水預處理系統(tǒng)改造設計主要包括新建2×1 150 m3/h 高密度沉淀池+8×300 m3/h 變空隙濾池，配套石灰、聚鐵混凝劑、聚丙烯酰胺助凝劑和硫酸加藥系統(tǒng)。

2.2.2 循環(huán)水系統(tǒng)改造方案

對中水處理系統(tǒng)出水進行循環(huán)水模擬試驗，采用極限碳酸鹽硬度法篩選循環(huán)水阻垢緩蝕劑〔12〕，優(yōu)選的阻垢緩蝕劑對循環(huán)水的極限濃縮倍率為6.0倍，考慮一定余量，設計將循環(huán)水系統(tǒng)濃縮倍率提高至5.0 倍。新建濃縮倍率為5.0 倍的循環(huán)水排污水膜濃縮脫鹽系統(tǒng)，一般選用反滲透脫鹽濃縮工藝〔3〕，為減輕膜的結(jié)垢風險以及提高系統(tǒng)回收率和運行穩(wěn)定性，反滲透回收率設計為70%，循環(huán)水排污水預處理工藝選用“氫氧化鈉+碳酸鈉”二級軟化工藝，經(jīng)模擬試驗驗證，氫氧化鈉和碳酸鈉最佳加藥量分別約為450 mg/L 和150 mg/L，出水鈣硬和鎂硬分別約為0.6 mmol/L 和0.5 mmol/L。

循環(huán)水排污水膜濃縮脫鹽系統(tǒng)工程設計主要包括新建2×150 m3/h 高密度沉淀池+3×150 m3/h 高效纖維過濾器+2×150 m3/h 超濾+2×140 m3/h 反滲透，配套氫氧化鈉、碳酸鈉、聚鐵混凝劑、鹽酸加藥系統(tǒng)以及污泥濃縮脫水系統(tǒng)。原水預處理系統(tǒng)和循環(huán)水處理系統(tǒng)合建污泥濃縮脫水系統(tǒng)。

2.2.3 渣水處理系統(tǒng)改造方案

撈渣機溢流水循環(huán)利用工藝為“撈渣機→渣溢水坑→撈渣機”，該循環(huán)無法滿足爐底密封水水溫低于60 ℃的控制要求，撈渣機需要過量補水，通過渣水溢流帶走熱量，導致除渣系統(tǒng)補水水量大于消耗水量，造成4 m3/h 沖渣水外排，有環(huán)保風險。在撈渣機船體內(nèi)部加裝換熱器，以循環(huán)水作為換熱器的冷源帶走除渣系統(tǒng)熱量，并調(diào)節(jié)除渣系統(tǒng)補水方式，補水水量與消耗水量相平衡，實現(xiàn)渣水完全閉式循環(huán)，無渣水外排〔13〕。

2.2.4 脫硫廢水車間處理系統(tǒng)改造方案

電廠現(xiàn)有20 m3/h 脫硫廢水車間處理系統(tǒng)，工藝流程為“廢水箱→三聯(lián)箱→澄清池→出水箱”，配有石灰、有機硫、聚鐵混凝劑和聚丙烯酰胺助凝劑加藥系統(tǒng)以及污泥離心脫水系統(tǒng)。脫硫廢水車間處理系統(tǒng)目前存在問題：1）廢水箱來水取自石膏脫水真空皮帶脫水機濾液水，由于混入皮帶沖洗水等工藝水，脫硫廢水水量增大；2）簡易的人工袋裝倒料石灰給料系統(tǒng)加藥工作量大，現(xiàn)場環(huán)境差；3）出水懸浮物質(zhì)量濃度30～300 mg/L，波動大且存在超標風險；4）污泥脫水系統(tǒng)故障率高，基本處于停運狀態(tài)。

由于改造后脫硫系統(tǒng)工藝水水質(zhì)發(fā)生了變化，根據(jù)脫硫系統(tǒng)氯平衡計算〔14〕，改造后脫硫廢水水量14.5 m3/h，現(xiàn)有脫硫廢水車間處理系統(tǒng)可以滿足處理要求，且有大量的成功運行案例，因此電廠脫硫廢水車間處理系統(tǒng)為現(xiàn)有系統(tǒng)優(yōu)化改造。改造方案包括：1）廢水箱來水取自廢水旋流器頂流，旋流器沉沙嘴易磨損，需定期更換，加強對脫硫石膏旋流器和廢水旋流器的運行維護，保障廢水旋流器頂流含固率滿足三聯(lián)箱進水含固率不大于1%的要求；2）選用螺旋刮片給料型石灰儲藏及給料系統(tǒng)，并增設石灰加藥泵和加藥管路的沖洗水系統(tǒng)；3）為改善三聯(lián)箱運行狀況，同時降低污泥壓濾工作量，三聯(lián)箱之前設置預沉設施，預沉設施排泥通過地坑返回吸收塔；4）脫硫廢水污泥壓濾選用帶自動清洗裝置的板框壓濾機，并在壓濾機前設置帶有攪拌功能的污泥緩沖罐，穩(wěn)定板框壓濾機進泥含固率。

2.2.5 其他水處理系統(tǒng)改造方案

1）鍋爐補給水系統(tǒng)水源為循環(huán)水排污水脫鹽系統(tǒng)反滲透產(chǎn)水，含鹽量低；鍋爐補給水系統(tǒng)反滲透濃水含鹽量低于中水含鹽量，可作為冷卻塔補水回用。

2）鍋爐補給水系統(tǒng)離子交換再生廢水和精處理再生廢水的Cl-質(zhì)量濃度約1 000 mg/L，作為脫硫工藝用水回用。

3）完善生活污水收集系統(tǒng)?；痣姀S生活用水系統(tǒng)較分散，將各構(gòu)筑物生活污水經(jīng)就地化糞池處理后，統(tǒng)一收集至生活污水處理系統(tǒng)合并處理；生活污水處理系統(tǒng)原采用間斷運行模式，處理效果差，改造后在生活污水處理系統(tǒng)前設置調(diào)節(jié)池，運行模式優(yōu)化調(diào)整為小水量連續(xù)運行。

4）規(guī)范消防用水，杜絕消防用水用于輸煤、地面沖洗等不合理用水。

2.2.6 末端高鹽廢水零排放系統(tǒng)改造方案

經(jīng)改造后末端高鹽廢水零排放系統(tǒng)進水僅剩14.5 m3/h 處理后的脫硫廢水，主要水質(zhì)見表3。

表3 末端高鹽廢水主要水質(zhì)指標Table 3 Main quality indexes of high salt wastewater

由表3 可知，脫硫廢水Cl-、鹽和硬度高，具有強烈的腐蝕和結(jié)垢傾向，無法在電廠內(nèi)部直接回用。末端高鹽廢水零排放蒸發(fā)固化工藝主要有煙氣干燥固化和蒸發(fā)結(jié)晶，因為蒸發(fā)結(jié)晶工藝會產(chǎn)生大量結(jié)晶鹽，電廠沒有穩(wěn)定的結(jié)晶鹽銷售渠道，所以電廠蒸發(fā)固化工藝選用旁路煙氣干燥固化。

2.3 節(jié)水效益分析

水資源利用及污染防治改造后，全廠主要用排水水平衡見圖3。

圖3 改造后全廠主要用排水水平衡圖Fig. 3 Whole plant mainly use and drainage water balance chart after transformation

機組年利用小時數(shù)約4 800 h，改造前生產(chǎn)水源水為水庫水，年使用量約1 120 萬t，水庫水單價2.5元/t，水庫水年取水費為2 800 萬元。由圖3 可知，改造后年取水量約918 萬t，節(jié)約新鮮水取水量202 萬t，電廠單位發(fā)電量取水量由改造前的1.95 m3/（MW·h）降至1.60 m3/（MW·h）；生產(chǎn)水源更換為中水，中水水價為1.5 元/t，中水年取水費為1 377 萬元，每年可節(jié)約取水費1 423 萬元。

3 改造投資和運行費用分析

3.1 投資費用分析

電廠水資源利用及污染防治改造總投資9 980萬元，各系統(tǒng)改造靜態(tài)投資見表4。

表4 各水處理系統(tǒng)改造靜態(tài)投資Table 4 Static investment for the transformation of each water treatment system

由表4 可知，循環(huán)水系統(tǒng)投資約占總投資的38.08%，投資費用最高；其次是中水處理系統(tǒng)和末端高鹽廢水零排放系統(tǒng)，投資占比分別約為29.96%和17.03%；渣水處理系統(tǒng)、脫硫廢水車間處理系統(tǒng)和其他水處理系統(tǒng)的投資占比合計約14.93%。

3.2 新增運行費用分析

電廠水資源利用及污染防治改造新增直接運行費用933.40 萬元/a。各水處理系統(tǒng)年新增直接運行費用見表5。

表5 各水處理系統(tǒng)年新增直接運行費用Table 5 Annual increase in direct operating costs of each water treatment system

由表5 可知，中水處理系統(tǒng)、循環(huán)水系統(tǒng)和脫硫廢水零排放系統(tǒng)年新增直接運行費用分別為380.48萬元、292.21 萬元和237.68 萬元，分別占總新增直接運行費用的40.76%、31.31%和25.46%。

電廠全廠廢水治理總投資9 980 萬元，折舊年限為15 a，凈殘值率5%，采用直線折舊法計算，年折舊費632.07 萬元；年維修費按固定資產(chǎn)的1.5%計算，為142.22 萬元。年運行費用包括直接運行費用、折舊費和維修費，合計為1 707.68 萬元，扣除每年節(jié)省取水費1 423 萬元，單位電價成本增加0.49 元/（MW·h）。

4 結(jié)論

1）北方地區(qū)火電廠應積極使用中水作為生產(chǎn)水源，新建原水預處理系統(tǒng)，提高循環(huán)水濃縮倍率；建設循環(huán)水排污水脫鹽系統(tǒng)，脫鹽系統(tǒng)淡水優(yōu)先回用作為鍋爐補給水系統(tǒng)水源，剩余的補至冷卻塔，脫鹽系統(tǒng)濃水作為脫硫工藝用水。

2）循環(huán)冷卻型電廠水資源利用及污染防治改造投資和運行成本高，華北某典型2×600 MW 燃煤開式循環(huán)冷卻型電廠水資源利用及污染防治改造新增投資9 980 萬元，新增直接運行費用933.40 萬元/a。

3）水資源利用及污染防治改造大幅增加了火電廠運行成本，且目前的治理改造還沒有類似煙氣超低排放電價政策資金支持。