摘要：随着国家环保政策的实施，火电厂废水零排放势在必行。火电厂废水零排放工作分为深度节水和末端废水同化处置两个阶段。本文主要根据存在的问题,提出了火电厂废水零排放技术路线制定的相关建议。
关键词：火电厂；废水零排放；深度节水；末端废水固化；超低排放
1空冷型火电厂深度节水技术路线
1.1技术路线介绍
由于循环冷却水系统的不同，与同容量的湿冷机组相比，不同等级单机容量的空冷机组节水率在60%-90%。对于空冷电厂来说，整体节水的空间较小，建设废水零排放系统主要是为全厂废水的分类分级回收利用以及全厂末端高浓度废水的最终处置。
北方某空冷电厂（以下简称电厂A）采用循环流化床锅炉，灰渣系统为干除灰干除渣。全厂产生的废水主要包括辅机循环排污水、化学车间排水（超滤反洗水、反渗透浓水、离子交换再生废水）、预处理系统滤池反洗水、机炉杂排水等。由于各类废水的水量较小，电厂A将以上废水收集后进行同一处理，其工艺流程如图1所示
图1 工艺流程
2.空冷型火电厂存在的问题
综合考虑电厂A的深度节水路线，主要存在以下问题（1）电厂A所产生的废水中辅机循环排污水和反渗透浓水属于高盐废水，其余如超滤反洗水、滤池反洗水、机炉杂排水等均属于低盐废水。离子交换系统产生的废水根据再生的过程可分为再生置换阶段的高盐废水和反洗正洗阶段的低盐废水，其中低盐废水量占总废水量的70%以上。（2）电厂A深度节水工艺中设置了钠床和弱酸离子交换设备，交换器在再生过程中均会由再生液引入新的离子，而该部分离子均会进入到最终全厂的末端废水。
3末端废水固化处置技术路线
经过用水和排水规划及梯级回收实现深度节水后，火电厂最终产生的无法消耗的末端废水主要包括离子交换再生系统所排高盐废水和经过处理后满足达标排放要求的脱硫废水。由于全厂所有用水中的盐分全部通过各种形式进入该部分废水，其主要水质特点为含盐量高且属于硫酸钠的饱和溶液，结垢倾向大，腐蚀性强、目前对该部分废水主要有5种处置方式：（1）直接蒸发结晶固化处理；（2）浓缩后再进行蒸发结晶固化；（3）喷入除尘器前的烟道再进行蒸发；（4）废水经调质后在烟道外利用烟气余热进行蒸发；（5）机械雾化蒸发。
由表可见，前4种废水处置方式均需要对废水进行深度软化预处理，减少废水中结垢性离子含量，以降低后续处置设备结垢风险。第2种和第4种方式在深度软化的基础上还需要进行浓缩。研究表明，针对典型的脱硫废水，微滤加反渗透的浓缩工艺可在回收率大于60%的工况下稳定运行。第1种和第2种方式采用蒸发结晶作为废水固化工艺，投资和长期运用费用较大，但可以回收部分冷凝水。第2种方式废水经过浓缩可大大降低蒸发结晶系统的投资费用。第3种和第4种方式充分利用了烟气余热，第3种废水直接喷入烟道的固化方式有少量实际工程应用，但仍存在烟温、烟道长度等多种影响蒸发过程的因素需要进一步研究核实，同时还会存在除尘器效率降低、电除尘系统腐蚀和盐分在烟道沉降聚集等风险。第4种废水调质后体外烟气蒸发工艺既利用了部分烟气余热，同时又不会对主烟气系统造成影响，但该方式产生的结晶盐全部进入飞灰，是否会对飞灰的性能和对外销售造成影响需要进一步研究。第5种机械雾化方式投资小，便于建设和操作，但是该工艺受气象和环境因素影响较大，且占地面积大，不可控程度较高，雾化废水喷入空气中容易造成二次污染。
4废水零排放改造需要考虑的因素
在制定废水零排放改造技术路线时还应该考虑以下相关因素。
4.1超低排放改造
根据国家相关规定，燃煤机组要在2020年以前全面完成超低排放改造。具体措施包括：（1）低氮燃烧器改造或烟气脱硝增加催化剂层；（2）脱硫单塔双循环或双塔双循环改造；（3）低温电除尘或湿式电除尘改造。其中脱硫增容改造和湿式电除尘器的安装会增加废水量，脱硝增容和低氮燃烧器改造不会增加废水量。当进入脱硫塔入口烟温降低后，机组湿法脱硫用水量将减少35%-40%，因此原本通过脱硫系统蒸发携带的部分废水无法直接消耗，打破了全厂原有的废水零排放体系。
4.2脱硫工艺水水质及脱硫废水水量
在火电厂废水零排放改造方案实施过程中，通常要改变湿法脱硫工艺水用水水源，而脱硫工艺水主要作为除雾器冲洗水使用。一般认为冲洗水的硫酸钙饱和度低于50%时可防止除雾器表面的结垢。
4.3循环水系统和腐蚀与结垢
对于通过提高循环水浓缩倍率或者极限含盐量来减少循环水排放量的废水零排放系统，改造后循环水系统的钙离子、硫酸根、氯离子等离子的浓度均相应增加，此时应通过经验或试验数据判断循环水是否存在腐蚀或结垢风险，并将其作为制定废水零排放方案的相关依据。需要注意的是，此处的腐蚀不仅需要考虑换热设备的腐蚀状况，同时也要考虑氯离子和硫酸根对钢筋混疑土构筑物的腐蚀，以便采取必要的措施。
5技术路线制定相关建议
综上，火电厂制定废水零排放技术路线时应关注以下几个方面：
（1）综合考虑全厂各相关专业的情况，总体规划，分步实施，尤其应重视深度节水阶段的改造工作。深度节水阶段的节水改造投资低、效益大，可为后续废水零排放系统建设打下良好基础。（2）对于空冷型火电厂，传统观念认为循环水系统设计中浓缩倍率控制在3-5较为经济，浓缩倍率再提高对节水能力贡献有限。但随着废水零排放要求的逐步实施，由于后续末端废水处置成本高昂，如果可以通过进一步提高浓缩倍率以使循环水系统排污量与下游废水消耗量直接匹配，则循环水系统不向外排放废水，即可以大大降低废水零排放建设成本，这一点对于原水水质较好的电厂尤为重要。（3）火电厂进行节能改造后进入脱硫塔的烟温降低，造成烟气蒸发水量减少，但部分电场由于要保证除雾器冲洗水量，脱硫塔仍大量补水，从而造成脱硫废水量增加，最终增加末端废水处置的成本。因此，火电厂进行节能改造方案制定时的经济性分析也应充分考虑由于末端废水增加而增加的建设成本和运行费用，从而对节能改造方案的经济性作出准确评估。
6结语
水系统贯穿火电厂生产过程始终，火电厂废水零排放是一项系统工程。由于深度节水的结果对末端废水固化的工艺选择及投资和运行成本影响极大，火电厂零排放宜根据具体情况分段实施，以保证各阶段治理效果，避免重复投资。
参考文献
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[2]王佩璋.单机600MW大型空冷电厂的节水能力与废水零排放
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[4]张利权，汪岚，胡治平.火电厂1GW机组废水零排放方案研究
论文作者:武林
论文发表刊物:《电力设备》2017年第34期
论文发表时间:2018/5/14
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