含煤廢水循環利用技術措施的實踐

刁敏師

江蘇華電揚州發電有限公司

0 引言

隨著社會節能減排力度的增大，碳排放與節能工作、生態保護與水資源循環利用越來越深入到社會發展的各個部分。火力發電企業更是在諸多方面做足了功課，從降低發電煤耗、廠用電率，到雨水處理系統投用，再到含煤廢水治理系統技術改造，節能減排工作逐步延伸到全社會關注的空氣治理及水資源再利用等方面。江蘇華電揚州發電有限公司在加大節能工作的同時，在水資源的保護和再利用方面也作了積極的嘗試，取得了良好的效果。

1 含煤廢水系統構成

江蘇華電揚州發電有限公司輸（卸）煤系統經歷了1988 年220 MW 燃煤機組基礎建設和2005年330 MW 燃煤機組整合的兩個時期。其間，含煤廢水系統經歷了三個遞進階段，一是經灰場沉淀回流再利用階段，二是沉淀池三級沉淀后經脫水倉處理再利用階段，三是水處理再循環利用階段，即現階段。

1.1 純燃煤機組時期

純燃煤機組時期，全廠機組裝機構成為2 臺220 MW 燃煤機組（4、5#機）和 2 臺 330 MW 燃煤機組（6、7#機）。此時期灰場處于半運行狀態，即220 MW 機組屬于干式+水出灰模式，330 MW 機組屬于全干式出灰模式。220 MW 機組水出灰與輸煤系統沖洗水經灰場沉淀，再由回水泵抽回作為出灰用水。這個時期水出灰及輸煤系統沖洗水受條件限制，含煤廢水屬于“沉淀式”自然物理凈化，水質中含化工物質成分，回收率不高，煤泥浪費多。

1.2 燃煤機組與燃氣機組混合時期

2014 年 2 臺 220 MW 燃煤機組拆除 ，由 2 臺475 MW 9F 天然氣機組（1、2#機）代替，于2017 年投產。2臺天然氣機組與2臺燃煤機組混合運營后，廠內過渡到全干式出灰模式。2017 年雨水系統建立，雨水單獨經匯集處理排放。廠區內含煤廢水處于三級沉淀脫水處理再利用模式，溢流多，水未經化學處理，循環利用率低，水質不能滿足排放要求。

2 生產取水、排水現狀

2.1 生產用取水

火力發電廠生產用水主要由循環水和冷凝水構成。循環水通常用作冷卻、消防、沖洗等，冷凝水主要用作導熱介質，在水與蒸汽之間轉換。生產用水一般取自附近江河湖海或地下水，經化學處理后分功能利用。地下水采用管制升級后，作為補水的深井水停用，生產用水取自京杭大運河的河水。

2.2 生產區排水

隨著環保要求升級，發電廠的排水，除了生活污水進入城市污水處理系統外，廠內工業排水系統也進行了逐步升級。2017 年，2 臺 475 MW 9F 天然氣機組投產之后，廠內雨水系統獨立，經處理后排入河道，而廠內含煤廢水系統（包括灰渣脫水倉沖洗水）仍屬于沉淀溢流式排放。排水口流域10多km 外通過施橋閘與長江連接，此長江段位于南水北調取水口上游20余km。

2.3 工業排水實際問題

含煤廢水系統沉淀溢流排放模式存在兩個問題，一是廢水不滿足排放要求，對周邊水資源造成污染，二是水資源未完全循環利用，且浪費煤炭。

3 含煤廢水系統技術改造可行性分析

3.1 系統特點及問題分析

1）特點：江蘇華電揚州發電有限公司于1958年建廠，經歷了五期建設，從12 MW 燃煤機組到220 MW 及 330 MW 燃煤機組，再到 475 MW 9F 天然氣機組，使輸煤系統線路長且復雜，見圖1。沿線由 1、2#，21、22#，31、32#，41、42#，51、52#，53、54#，61、62#，63、64#，71、72#，73、74#，83、84#及8、9、10、11、13、14#等不同水平層面超過10個輸煤皮帶構成。這些層面的含煤廢水點多且分散，匯集難度大。

2）問題：該含煤廢水系統缺少化學水處理與完整的回收設備，不適應節能減排要求。另外，煤泥曬干點場地不足，清水池、蓄水池容量小。

圖1 輸煤系統圖

3.2 含煤廢水系統升級技術可行性分析

對照實際現狀和要求，含煤廢水系統需在兩個方面實現升級，即實現水資源的循環利用和煤泥回收。在原有設備的基礎上，技術層面需優化系統和升級設備。優化后的系統應包括：回收、處理、再利用系統，見圖2，重在設置“處理與再利用”系統。升級后設備需增加：含煤廢水匯集管道、廢水輸送泵、曬煤池及水處理裝置，核心是添置水處理設施。

圖2 優化后的系統

3.2.1 廢水處理回收系統功能設置

含煤廢水匯集后，設置“原水泵—電子絮凝—離心澄清—中間水池—升壓泵—多介質過濾—清水池—回用泵—蓄水池”等9 個環節。回收后的含煤廢水，經過“電子絮凝”化學處理及“離心澄清”和“多介質過濾”物理雙重處理，水質達到二級要求，再到清水池和蓄水池，實現循環再利用。

采用電子絮凝器設備，主要是解決原先只能物理處理污水的問題。電子絮凝器的極板發生電化學反應，生成較強的氧化劑和金屬陽離子，分解水中污染物，從而降低水中的BOD5、COD-cr、氨氮。金屬陽離子與水中OH-生成活性高、吸附力強的金屬氫氧化物膠體絮凝劑，陰極發生還原反應。如此往復，析出的氧氣和氫氣，生成分散度極高的微小氣泡與水中的膠體、懸浮物、可溶性污染物、細菌、病毒、重金屬等結合生成較大絮狀體，經沉淀、氣浮被去除，廢水進行第一道化學處理。

3.2.2 煤泥回收系統功能設置

含煤廢水匯集后，設置“原水泵—電子絮凝—離心澄清—沉淀排”及“原水泵—電子絮凝—離心澄清—中間水池—升壓泵—多介質過濾—反洗排水—煤泥沉淀”兩個回路，消除煤水沉淀不清造成的煤炭損失，使含煤廢水里的煤炭得到回收利用，降低火力發電廠熱值損耗，節約煤炭資源。

采用離心澄清、多介質過濾、反洗排水設備，使沉淀環節從自然物理沉淀過渡到外力機械沉淀。環節增加后，沉淀效率大為提升，水中顆粒物，尤其是煤泥的“俘獲率”更高，廢水進行第二道物理處理。

3.3 含煤廢水系統設備技術參數要求（列舉部分）

3.3.1 設備工作環境條件

1）氣象特征與環境條件

多年平均氣溫 15.0 ℃

極端最高氣溫 39.1 ℃

極端最低氣溫 -15.8 ℃

多年平均相對濕度 78%

一日最大降水量 214.2 mm

多年瞬間最大風速 27 m/s（50 年一遇 ，10 min，離地10 m高）

最大積雪厚度 360 mm

2）廠區地震烈度

廠區基本地震烈度 7 度

3）使用條件和要求

（1）煤污水處理系統為斷續工作制，設計壽命不低于30年。

（2）煤污水處理裝置為室外運行。

（3）工作場所潮濕、環境相對濕度大、灰塵大。整套設備具有耐腐蝕、防塵、防鹽霧等性能措施。

（4）起吊設備考慮臨時的汽車吊。

3.3.2 設備技術要求

1）電子絮凝式含煤廢水處理設施技術要求

（1）出力：30 m3/h

（2）含煤廢水處理裝置進水水質：

a）SS≤5 000 mg/l，短時進水SS≤10 000 mg/l

b）PH：6～9

（3）出水水質要求：

a）SS≤20 mg/L

b）PH：6～9

c）無色

（4）廠用電系統電壓

a）中壓系統為6 kV 三相三線制、50 Hz、60 Ω電阻接地系統

b）低壓交流電壓系統（包括保安電源）為380/220 V、三相四線制、50 Hz、直接接地系統

（5）運行工況：連續或間斷運行。

4 含煤廢水系統施工

1）2019年9月，含煤廢水治理項目批復立項。

2）2019 年10 月，含煤廢水治理項目批準開工。當年計劃投資36萬元，實施項目包括：設備采購、沉淀池抓斗修復、土建施工、設備安裝。

3）2020 年，受疫情影響，原“1 月份土建招標、3 月份進場施工”的計劃分別延遲至4 月和6 月初進行。

4）2020 年 7 月進行設備安裝，8 月設備安裝調試結束投入試運行，9 至10 月完成現場監控、標牌及程控信號等后續工作。

5 含煤廢水系統運行

5.1 項目驗收

所有焊接管口外觀檢驗合格，管道、法蘭無滲漏，安全設施完整，系統投運后設備運行穩定，參數滿足技術要求。

5.2 系統運行

輸煤系統的沖洗水及煤場周邊雨水等匯集到煤場煤水沉淀池后，經污水泵提升和30m3/h電子絮凝式處理進入清水池，煤泥經離心澄清、多介質過濾，水和煤被回收利用。系統經1 個多月的試運行，出水水質滿足技術規范要求，煤泥回收較為徹底，總體運行良好，達到預期效果。

6 含煤廢水系統項目投資測算

6.1 投資核算

2019 年實際完成項目投資 34.2 萬元，2020 年實際完成項目投資142.3萬元，合計投入資金176.5萬元（項目計劃總投資180萬元）。

6.2 含煤廢水系統效能

按照330 MW 燃煤機組年發電量30 億kWh、設備利用小時3 800 h、輸煤系統啟動1 100 次計算，年節約循環工業水約5 萬 t，回收煤泥約150 t，合計節省費用約13萬元。

經核算，約16年收回投資成本，回報周期較長，但該系統的投用將含煤廢水轉變成一個獨立的密閉空間，改變了原先含煤廢水只簡單地沉淀處理水質，使水質不達標且煤泥回收不徹底的狀況，消除了溢流排放造成的污染隱患，保護了周邊運河及長江流域的水環境，是一筆很大的經濟賬。

在很多行業，當節能空間被一次次發現并挖掘之后，“節能減排”中的“減排”從原先的被動實施轉化成與節能工作一樣被重視。其中，有國家對減排項目資金補貼的作用，另一方面，在深刻認識到水和碳排放亦屬資源范疇時，減排工作本身也就成了節能工作。隨著2015 年巴黎氣候變化大會簽訂的《巴黎協定》，我國在減少溫室氣體排放方面將會有更多的措施和手段付諸實施，像江蘇華電揚州發電有限公司含煤廢水循環利用技術措施也將是節能減排手段之一，減排工作也成了企業主動的工作方向，成為與節能工作一樣助長企業發展和競爭的硬實力。