发电企业用水深度优化与节水策略研究

黄彦彰

（中国华电集团有限公司 北京 100000）

引言

火力发电厂是工业用水大户，其用水量和排水量巨大。随着国家各项环境保护政策、法规的逐步实施，各发电集团公司为创建节约环保型燃煤发电厂，对火电厂的单位发电量取水量提出了严格的要求指标；同时，对排水量和排水水质的限制也越来越严格。要达到这些目标，实施有效的节水措施是一条最佳途径。

1 机组概述

北方某发电厂为一期4×300MW 机组和二期2×600MW 机组。一期4×300MW 机组于1996 年全部投产发电，二期2×600MW 机组于2008 年投产发电。一期总取水量为一期采用地表水作为补水水源，二期采用城市中水作为补水水源。通过水平衡试验对火力发电厂各个取水、用水、排水和耗水水量以及水质的测定，查清火电厂的用水状况，正确评价火力发电厂的用水水平，提出可行性节水措施和预计节水效果[1]。

2 生产用水状况

一期全厂总取水量为2461.6t/h，一期全厂总排放水量为409.3t/h。一期循环水塔补水为1775.6t/h 地表水，水塔蒸发量为1332.2t/h，剩余部分全部为循环水的排污水，其中排污水有377.7t/h 排放至灰水系统，另外65.7t/h 补至一期脱硫系统补水。一期脱硫系统还需补充187.3t/h 的地表水才能满足补水要求。循环水塔和脱硫系统补充水占一期总取水量的74.8%，循环水塔和脱硫系统排放水量占一期总排放水量的92.3%。二期全厂总取水量为2375.1t/h，二期全厂总排放水量为381.6t/h。二期循环水塔补水为1900.7t/h 的城市中水，水塔蒸发量为1369.1t/h，剩余部分全部为循环水的排污水，其中排污水有348.1t/h 排放至灰水系统，另外183.5t/h 补至二期脱硫系统补水。二期脱硫系统还需要补充54.6t/h 的地表水才能满足补水要求。循环水塔和脱硫系统补充水占二期总取水量的82.3%，循环水塔和脱硫系统排放水量占一期总排放水量的91.2%。循环水塔和脱硫系统即是全厂取水的最大用户，也是全厂废水最大排放点。解决好两个系统取水和用水问题，找出系统中可能的节水方法，可以起到降低成本、提高水资源利用效率、减少废水排放的作用。

3 节水潜力分析

通过对各个系统用水和排水水质状况的分析，才能找到安全、有效的节水潜力。

3.1 循环水节水

一期地表水水质见表1。

表1 地表水全分析数据主要报表

从表1 的化验数据可以看出，地表水水质相对较好，含盐量、碱度、氯离子、钙镁离子、悬浮物等含量均较低[2]。一期循环水塔浓缩倍率控制在3.0 左右，参照循环水阻垢剂动态模拟试验控制循环水浓缩倍率3.5～4.0 倍，一期循环水可以减少排水水量100t/h 左右，相应减少地表水补水100t/h，一期循环水排污水量由443.4t/h 降低至340t/h 左右。浓缩后的循环水水质见表2。

表2 一期循环水排污水主要水质数据表

从表2 的化验数据可以看出，经过循环水浓缩后的排污水水质相对较好，杂质离子含量可以满足脱硫系统用水要求，但是排水量相对较大，脱硫系统不能全部接收回用。由于一期循环水系统内含有黄铜材质设备，材质耐氯性在50mg/L 以下，已经不具备排水作为循环水补水回用的方式，也无法大幅度提升循环倍率。考虑一期循环水排污水水质相对较好，只简单回用到脱硫系统存在较大的水资源浪费，寻找提高用水效率的可能性成为解决问题的关键[3]。二期城市中水水质指标见表3，二期循环水控制指标见表4。

表3 二期城市中水水质主要数据报表

表4 二期循环水运行控制指标

从表3 与表2 数据对比可以看出，一期循环水排污水水质与二期城市中水水质进行对比，氯离子含量相对较低，钙离子、硫酸根离子、COD 含量接近，虽然浊度、碱度、pH 值等指标高于城市中水水质。由于二期循环水系统全部为316L 不锈钢材质设备，耐腐蚀性相对较好，对补充水水质要求相对较低[4]。从表4 的数据可以看出，一期循环水排污水水质仍然可以满足二期循环水补水水质要求，可以作为二期循环水补充水回用，二期循环水浓缩倍率可以由试验期间的3.0 倍左右提高至8～10 倍。二期循环水排污水氯离子含量1000mg/L 以下，水质仍然可以作为一期、二期脱硫系统的补充水使用[5]。一期和二期机组作为两个相对独立用水和排水单位，经过相互间的取水调整，可以有效的整合水资源使用效率，降低了企业取水量，大幅降低废水排放量，综合利用后可以达到零排放的要求。

全厂循环水节水主要体现在以下三个方面：（1）一期循环水提高浓缩倍率至3.5～4.0 倍，可以节约地表水补水100t/h 左右，一期循环水排污水量由443.4t/h下降至340t/h 左右。（2）一期循环水排污水全部回用至二期循环水塔补水使用，可以减少二期城市中水补水340t/h。（3）一期、二期脱硫系统用水优先使用二期循环水排污水作为补水水源。二期循环水浓缩倍率由3.0 倍左右提高至8～10 倍。二期循环水排污水量可以由531.6t/h 降至150t/h 左右。

3.2 脱硫系统节水

随着国家重视经济发展与环境保护之间的协同发展，提出“超低排放”、“节能减排”、“绿色发展”等发展理念。我国脱硫技术得到了显著提升，脱硫技术得到积极的推广。但是在烟气脱硫系统的运行过程中，整个系统需要消耗一部分水量。脱硫系统运行所产生的废水含盐量高，水中含有大量重金属离子，废水回收处理的难度相对较大，所以减少脱硫系统的用水和排放对环境保护具有重要的意义。

一期脱硫系统设计用水量为120t/h，二期脱硫系统设计额定用水量为125t/h。一期实际使用水量为253t/h，二期实际使用水量为238.1t/h。脱硫系统的用水量远远高于设计用水量。减少脱硫系统的用水量和循环水排污水回收利用是解决问题的关键点。

一期脱硫系统用水量主要是3 号机组脱硫系统浆液循环泵存在机封漏水现象，经过处理，一期脱硫系统补水量降低至设计用水量以下。二期脱硫水耗主要集中在三个方面：（1）净烟气水蒸汽量及烟气携带液态水滴量。（2）脱硫石膏结晶水及石膏附着水。（3）脱硫废水排放。其中烟气携带水量受负荷、烟气温度影响较大，人为调节空间不大。石膏带走水分相对较少。

节水空间主要集中在脱硫废水排放方面。二期两台机组脱硫系统各级吸收塔均不同程度的连续发生浆液溢流和起泡现象。在运行过程中错误的认为脱硫补水水质不好是造成浆液溢流和起泡的原因，所以加大了脱硫工艺水的补水。吸收塔溢流起泡现状见图1。

图1 脱硫吸收塔溢流起泡现状

一般情况下，导致吸收塔浆液溢流起泡的原因主要有以下几点：

（1）锅炉在运行过程中投油、燃烧不充分，煤焦油和细煤粉等未燃尽的成分进入吸收塔，造成吸收塔浆液有机物含量增加；

（2）除尘器运行状况不佳，吸收塔入口粉尘浓度超出设计值；

（4）脱硫废水处理系统不能正常投入，导致吸收塔浆液品质逐渐恶化；

（5）脱硫工艺水和吸收塔补充水的水质不佳，导致COD、BOD 等含量超标。

对二期脱硫系统运行状况分析。从燃烧方式上看，二期机组锅炉采取等离子点火的方式，燃烧效率正常，并且近期未出现溢流出黑色泡沫的情况。二期机组除尘器运行基本正常，吸收塔入口烟尘浓度满足设计值要求。电厂脱硫系统的吸收塔浆液密度、浆液pH 值、吸收塔液位、浆液循环泵的切换等主要运行参数均基本上控制在设计范围之内。循环水补充吸收塔水质COD、BOD 等含量指标均在合格范围之内。查阅石灰石粉化验结果可知，近半年的石灰石粉中的CaO 含量基本在50%以上，但MgO 含量超过，粒径（250 目）超标，酸不溶物未检测，从现有的石灰石化验项目和结果来看，石灰石品质相对较差，无法满足脱硫运行的要求，所以石灰石粉的品质不佳造成浆液起泡的直接原因。采用合格的石灰石粉后吸收塔浆液溢流起泡现象消除。吸收塔浆液氯离子浓度数据见表5。

表5 吸收塔浆液氯离子浓度（mg/l）

从表5 的化验数据可以看出，二期脱硫吸收塔浆液氯离子浓度控制在921～1732mg/l，远远低于DL/T 1477—2015《火力发电厂脱硫装置技术监督导则》中石膏浆液氯离子含量宜控制在10000mg/l 以内的要求。脱硫废水排放目的是为了维持吸收塔内浆液氯离子和金属离子的水平，保证石膏正常结晶，需要定期向外排放废水。因此，运行应按照吸收塔浆液中氯离子浓度来确定脱硫废水排放量，而非无序排放。

经过对一期、二期循环水系统和脱硫系统用水情况排查与治理，脱硫系统总用水量已经由491.1t/h 降低至230t/h 左右。采用优化后的二期循环水排污水（150t/h）回用脱硫系统，辅助部分工业废水系统处理后的产水，可以实现用水平衡，节水、排水量减少1066.9t/h，提高发电厂内水的利用效率，减少原水取水量，提高复用水率，减少废水排放量，在保证设备安全可靠运行的前提下，达到节约用水的目的。

4 结论

经过对循环水系统和脱硫系统用水、排水水质分析，寻找安全、有效的节水方法，达到了节水的目的。节水情况对比见图2 和图3。

图2 调整前用水情况

图3 调整后用水情况

调整前水塔和脱硫系统共需要补充原水3918.2t/h，而调整后水塔和脱硫系统补水量降至2851.3t/h，可减少原水补水1066.9t/h，用水量下降27.2%，循环水系统和脱硫系统可以实现零排放。机组利用小时数按照5000h 计算，水费每吨1.65 元，每年可以节约水费880.2 万元。

结语

在国家各项环境保护政策、法规的驱动下，火力发电厂取水、用水、排水提出了更高的要求。水平衡试验可以掌握火力发电厂各个系统用水状况，结合水质化验分析，找出提高水复用效率的方法，从而减少废水排放量和原水取水量，这样即保证设备安全稳定运行，有达到了节约用水的目的。