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

火電廠作為工業用水和排水大戶， 如何在安全生產的前提下，充分利用現有水資源、實現節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。本研究結合淄博某電廠全廠節水及廢水綜合利用改造項目實例，分析了火力發電廠節水措施和廢水綜合利用工藝在具體工程實踐中的應用，為火力發電廠節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 個分系統組成，分別是循環水系統、化學除鹽水系統、工業水系統、脫硫水系統、除渣及輸煤水系統、生活及消防水系統及其他系統（辦公樓制冷站冷卻水）。 所產生的污廢水主要有循環水排污水、脫硫廢水、含煤廢水、渣溢流水、工業廢水、生活污水、酸堿再生廢水、反滲透濃水、衛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定的要求。 電廠外排廢水水質需同時滿足《山東省小清河流域水污染物綜合排放標準》（ DB 37/656 — 2006 ）重點保護區域類標準及其修改單的要求， 即含鹽質量濃度、 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、循環水排污水、渣水、煤水和生活污水外排，其含鹽質量濃度超過排放限值 1 600 mg/L 的要求，無法實現達標排放。

（ 2 ）水源水質堿度高，循環水濃縮倍率低。 循環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， 導致循環水補充水和排污水的水量變大，使電廠總取水、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，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，煤水外排存在環保風險。

（ 5 ）化學廢水未進行分類回收、分質回用。 目前化學除鹽水系統過濾衛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、精處理再生水統一收集到工業廢水處理系統處理后達標排放，沒有進行化學廢水分類回收、分質回用。

（ 6 ）脫硫廢水處理系統衛生型渦輪流量計老化嚴重。電廠原有的脫硫廢水處理系統衛生型渦輪流量計損壞、腐蝕嚴重，無法正常恢復使用，出水水質懸浮物高，感觀差。

1.2 改造前全廠水平衡

水平衡試驗是做好電廠節水工作、 實現合理用水、科學管理的基礎。 通過試驗，可以掌握電廠用水現狀和各水系統用水量之間的定量關系， 把握節水工作的重點，找出節水潛力，制定切實可行的用水、節水規劃方案。 所有試驗的數據較終匯總成全廠水平衡圖，可以直觀地體現全廠耗水及排污實際情況。對于建立和完善全廠用水檔案、 實現全程用水分析及提高水的循環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 ）循環水濃縮倍率較低，改造前其控制數值為4.0 ，循環水耗水量為 1146m 3 /h ，循環水排污量為 256m 3 /h ，均比較大。

（ 2 ）輸煤、除渣系統耗水量異常。 由于采用濕除渣系統，且沒有設置渣水冷卻熱交換系統，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流程簡單、衛生型渦輪流量計老化，造成含煤廢水無法回收利用。

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

（ 4 ）生活污水未實現回用，僅收集后排放，造成一定水資源浪費。

2 節水及廢水綜合利用改造項目的實施

2.1 節水及廢水綜合利用改造原則的確定

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

2.2 提高循環水濃縮倍率

2.2.1 濃縮倍率的確定

影響濃縮倍率的主要因素為循環水中碳酸鹽堿度、硬度、懸浮物、 Cl - 含量和凝汽器材質等。 濃縮后的循環水中各離子含量應遵循的規定數值 〔 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 - ，故根據原水水質并結合表 1 數值，理論上該電廠循環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，應用系數取 0.8 ，確定循環水濃縮倍率取值應不高于 7.6 。經過二次水平衡后， 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

根據該電廠水質分析可知其鈣鎂硬度、 碳酸鹽堿度均較高，且未經任何處理直接補到冷卻塔，限制了循環水濃縮倍率的提高，為實現高濃縮倍率運行，需將原水堿度控制在 50 mg/L （ CaCO 3 計）以內，故新建 1 套原水預處理系統，用于去除硬度和堿度。循環水補水除硬度、 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， 減少化學藥劑的消耗成本，且能實現自用水回用，不進一步產生額外廢水 〔 3 〕 ，本工程原水預處理系統采用“石灰軟化 -過濾器”工藝，出水作為循環冷卻水系統、化學水處理系統的補水及工業水， 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 → 孔隙調節型纖維過濾器 → 清水池 → 清水泵 → 循環冷卻水系統、化學水處理系統的補水及工業水。結合全廠水平衡，并考慮一定裕量，原水預處理系統出力按 2×650 m 3 /h 考慮。

系統出水水質為暫時硬度 ＜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排泥主要物質為 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影響很小， 并且在多個電廠已經成功運行，故原水預處理排泥直接用于脫硫劑，輸送至脫硫系統回用， 一方面減少了脫硫系統石灰石的耗量； 另一方面取消了原水預處理污泥處理設施 〔 4 〕 ，節約投資達 300 萬元。

2.2.3 循環水旁流處理

根據總體改造方案，為保證循環水清潔度，維持高濃縮倍率運行， 循環水懸浮物應控制在 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 - ，故根據原水水質并結合表 1 數值，理論上該電廠循環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，應用系數取 0.8 ，確定循環水濃縮倍率取值應不高于 7.6 。經過二次水平衡后， 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

根據該電廠水質分析可知其鈣鎂硬度、 碳酸鹽堿度均較高，且未經任何處理直接補到冷卻塔，限制了循環水濃縮倍率的提高，為實現高濃縮倍率運行，需將原水堿度控制在 50 mg/L （ CaCO 3 計）以內，故新建 1 套原水預處理系統，用于去除硬度和堿度。循環水補水除硬度、 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， 減少化學藥劑的消耗成本，且能實現自用水回用，不進一步產生額外廢水 〔 3 〕 ，本工程原水預處理系統采用“石灰軟化 -過濾器”工藝，出水作為循環冷卻水系統、化學水處理系統的補水及工業水， 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 → 孔隙調節型纖維過濾器 → 清水池 → 清水泵 → 循環冷卻水系統、化學水處理系統的補水及工業水。結合全廠水平衡，并考慮一定裕量，原水預處理系統出力按 2×650 m 3 /h 考慮。系統出水水質為暫時硬度 ＜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排泥主要物質為 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影響很小， 并且在多個電廠已經成功運行，故原水預處理排泥直接用于脫硫劑，輸送至脫硫系統回用， 一方面減少了脫硫系統石灰石的耗量； 另一方面取消了原水預處理污泥處理設施 〔 4 〕 ，節約投資達 300 萬元。

2.2.3 循環水旁流處理

根據總體改造方案，為保證循環水清潔度，維持高濃縮倍率運行， 循環水懸浮物應控制在 100 mg/L之內，需建設旁流過濾系統，旁流處理量按照循環量的 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水管道接出， 循環水經提升泵通過過濾器（ 4×400 m 3 /h ， 3 運 1 備）去除懸浮物及微小雜質，出水再返回到循環水系統。過濾器反洗系統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移系統， 包含回收水池、 回收水泵，與原水預處理系統共用。反洗排水回收至原水預處理系統原水池， 從而達到節約廢水排放和減少取水的目的。

2.3 含煤廢水、除渣系統改造

（ 1 ）含煤廢水系統改造。經過梳理老廠煤水系統現狀，重新核算含煤雨水容量，對二、三期煤場煤水收集系統進行完善，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，實現煤水系統閉路循環，達到輸煤系統廢水零排放。

（ 2 ）渣系統零溢流改造。該電廠改造前濕式除渣系統沒有設置渣水冷卻熱交換系統， 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，將渣水循環系統改造升級為零溢流槽體內閉式冷卻循環系統，實現渣系統零溢流。零溢流槽體內閉式冷卻系統布置于撈渣機及渣水系統內。 渣井固定補水系統加設流量計和截止閥， 以控制渣井進水量， 采用 PLC實現閉環控制。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 工業廢水

工業廢水主要為鍋爐補給水處理系統排水，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、分質回用，全部實現綜合利用。

（ 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無差別，經過收集后，返回至原水預處理系統。

（ 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，根據原水水質，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水精處理系統酸堿再生廢水。 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，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雖比除鹽水水質差，但遠好于水源水質，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生型渦輪流量計老化，產水不達標，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，產品水用作循環水補充水。

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 。 由于其含鹽質量濃度達到 40 000mg/L 以上，廠內無法回用；經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 + 結晶蒸發工藝場地，遠期實現廢水零排放。

3 改造后全廠水平衡

經過節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，全部廢水實現了回用， 同時為下一階段廢水零排放的實施創造了良好的條件。 改造后各系統節水情況見表 3 。

4 結論

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