燃煤电厂废水零排放处理技术分析

燃煤电厂废水零排放处理技术分析

王维

鄂尔多斯双欣电力有限公司 内蒙古鄂尔多斯 016064

摘要：实现废水在燃煤电厂循环冷却水工艺中的合理应用，具有较强的经济价值、社会价值和环保价值，对于缓解水资源短缺发挥着重要作用。本文阐述了燃煤电厂节水和废水零排放的必要性，就当前燃煤电厂废水零排放工艺进行了深入分析，并就燃煤电厂在使用废水过程中需要注意的问题，提出了解决之策。

关键词：火力；发电厂；废水；回用工艺

1燃煤电厂节水和废水零排放的必要性

当前，中国面临日益严重的水资源问题，燃煤电厂应该在生产过程中建立循环用水的概念，通过在电力生产过程中树立节水意识，优化供水设备运行模式，提高电厂节水的效果。其中，利用废水作为燃煤电厂循环冷却水的补充水是一个重要组成部分。由于废水中氨氮和有机质含量较高，如果去除不彻底，将会对金属管道造成腐蚀，所以在确保燃煤电厂节水的同时，选择合理高效的废水零排放工艺，既可以将废水变废为宝，又能减轻水资源的负担，同时还具有可观的经济效益和社会环境效益。

3燃煤电厂废水工艺分析

3.1石灰石-石膏湿法脱硫法

当脱硫废水中悬浮物、COD或氨氮等含量高时，可采取如下措施：

1.当脱硫废水中悬浮物偏高时，需通过调节脱硫系统旋流装置、或增设脱硫系统预处理沉淀设施，降低进入系统的悬浮物含量。

2.若出水COD≥150mg/L，应采取强化曝气等措施；若COD仍不达标，可通过加NaClO或其它氧化剂降低出水COD。氧化剂种类、投加位置、投加量、反应时间等最佳条件应通过试验确定。

3.若脱硫废水氨氮浓度过高（≥100mg/L），首先应通过脱硝优化调整降低脱硝系统的氨逃逸；对于中低浓度氨氮（≤100mg/L）脱硫废水，可采用化学氧化法、磷酸铵镁沉淀法、脱气膜法或生物法处理。脱硫废水采用新型絮凝剂及一体式脱硫废水处理装置的系统，应考虑出水重金属、氟离子等指标控制。经处理后的脱硫废水，当条件具备且环保政策允许时，可按以下途径处置：

⑴.可用于干灰拌湿或灰场喷洒，但灰场应有防渗处理。

⑵.接入厂区公用排水系统后排入当地市政管网。

⑶.对于采用海水循环冷却的电厂，经地方环保许可后，可用于电解制次氯酸钠，同时排入循环冷却海水。

3.2末端高盐废水处理技术

高盐废水零排放处理工艺为：（预处理）+（浓缩减量）+固化。其中，预处理和浓缩减量系统的设置及工艺选择，应根据具体项目边界条件经技术经济比选后确定。

浓缩减量工艺可分为热法浓缩和膜法浓缩工艺。当采用烟气干燥固化工艺时，若废水水量超过锅炉热平衡计算所得允许喷水量，应对废水浓缩减量。当确须设置浓缩减量系统时，应进行多方案技术经济比选，综合考虑浓缩减量和蒸发固化系统的投资和运行费用。

3.3膜法浓缩工艺

当末端废水硬度较低且水量较大时，经技术经济比较，采用膜法浓缩减量工艺具有优势时，宜采用膜法浓缩减量工艺。膜法浓缩常用工艺包括纳滤、高压反渗透、碟管式反渗透、电渗析和正渗透等。膜法浓缩工艺技术要求：

（1）对于含盐量10g/L～30g/L的废水，可采用预处理→超滤/微滤→纳滤/高压反渗透/碟管式反渗透浓缩至70g/L～120g/L。

（2）对于含盐量70g/L～120g/L的废水，可采用电渗析、正渗透等膜法工艺或组合工艺进一步浓缩至120g/L～200g/L。在膜法浓缩减量系统之前，一般应设置预处理系统。常用预处理工艺包括化学软化澄清-过滤、化学反应-管式微/超滤软化、纳滤软化（分盐）和离子交换软化，及上述工艺的组合工艺。

表
1预处理工艺进、出水设计指标

预处理系统方案设计前应取得典型工况（兼顾特殊工况）的水质资料，进水水质参数应具备代表性；在没有关键设计参数试验数据时，应参考类似工程或结合运行经验选取。

3.4浓盐水固化工艺

浓盐水固化工艺主要包括烟气干燥固化和蒸发结晶等。具体工艺方案的选择应综合考虑机组负荷水平、待处理水量和蒸发结晶回收盐的处置途径等因素，结合投运工程业绩等情况，经技术经济比选确定。

（1）当采用蒸发结晶工艺投资和运行总费用偏高，或者结晶盐无稳定销售渠道时，宜优先选择烟气干燥固化工艺。

（2）经技术评估，采用烟气干燥固化工艺影响粉煤灰综合利用，且影响无法消除时，宜评估烟气干燥固化产生高氯粉煤灰单独收集利用的可行性。当结晶盐可销售或具备适宜的处置渠道，或经评估采用烟气干燥影响粉煤灰处置，且技术经济比选有明显优势时，可采用蒸汽热源蒸发结晶工艺且应进行分盐结晶；选用蒸发结晶工艺前，应对工艺方案进行充分论证和评估。

4循环冷却水补充水处理工艺

4.1补充水水质要求

循环冷却水补充水水质以满足冷却系统安全高效稳定运行为前提，具体水质指标根据水源而定。直接补入循环水系统的废水水质宜满足《燃煤电厂再生水深度处理设计规范》（DL/T5483）规定的水质要求，地下水或地表水等其它水源可参考此标准。

4.2降低硬度、碱度指标处理工艺

无论原水水源为何种水源，当原水中永硬占总硬的比例较高时，且暂硬指标大于3mmol/L情况下，根据技术经济比较，选择石灰-碳酸钠、氢氧化钠-碳酸钠等软化工艺降低硬度碱度指标。当永硬比例较低时，且暂硬指标大于3mmol/L情况下，应采用石灰处理工艺，此情况下若原水悬浮物≤20mg/L，经技术经济比较，可采用结晶造粒等软化工艺；当暂硬指标小于或等于3mmol/L时，可采用加酸工艺降低暂硬。采用石灰-碳酸钠、氢氧化钠-碳酸钠、石灰或氢氧化钠软化工艺，处理后出水暂硬指标应小于1mmol/L，浊度小于3NTU。各工艺选择或试验验证条件下，宜采用原料易于采购和减少污泥排放等环境友好技术。对于实施采用烟气冷凝方式进行有色烟羽治理的电厂，可考虑烟道冷凝水作为循环冷却水加酸措施的可行性。降低COD、BOD5、氨氮和总磷工艺。以废水作为电厂循环水补充水水源时，当COD、BOD5、氨氮和总磷不满足《燃煤电厂再生水深度处理设计规范》（DL/T5483）规定的水质要求时，应根据试验确定深度处理工艺。包括膜生物反应器（MBR）处理和曝气生物滤池（BAF）等典型工艺。

降低腐蚀性离子工艺。当循环水腐蚀性离子（如氯离子）等指标超过换热设备选材导则，或换热设备材质腐蚀速率超过《工业循环冷却水处理设计规范》（GB/T50050-2017）要求时，可对循环水补充水进行深度处理。

结束语

综上所述，燃煤电厂虽然是耗水大户，但做好废水零排放，提高水资源的重复利用效率，可以大幅度降低水资源消耗。这就需要燃煤电厂严格依据水资源需求规模，考虑经济效益、社会效益与环境效益的统一，综合选择可行的工艺，并做好结垢和腐蚀的防范工作。

参考文献:

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［2］朱法华，王圣，郑有飞.火电NOX排放现状与预测及控制对策［J］.能源环境保护，2004，18(1):1-6.

［3］周至祥，段建中，薛建明.火电厂湿法烟气脱硫技术手册［M］.北京:中国电力出版社，2009.