某電廠循環冷卻排污水達標排放方案設計與比較

倪 斌，薛慶堂，李洪峰，韓 松，聶新輝，諸 慧

（1.國能南京電力試驗研究有限公司，江蘇南京 210023；2.國家能源集團科學技術研究院有限公司，江蘇南京 210023）

火電行業是工業用水大戶，加強火電行業的節水與廢水治理工作對推進生態文明建設具有重要意義〔1-2〕。對于我國境內大量存在的濕冷火電機組而言，循環冷卻系統排污水在全廠廢水中又占有很大比例〔3〕，循環冷卻系統排污水的治理與回用成為燃煤電廠廢水治理的重中之重。

某燃煤電廠地處華北平原腹地，靠近黃河，同時面臨著水資源嚴重匱乏和水環境保護形勢嚴峻的難題。特別是自2021 年《黃河流域生態保護和高質量發展規劃綱要》發布以來，電廠周邊、沿黃流域生態環境保護力度進一步加大。根據電廠排污許可證的要求，循環冷卻系統排污水設有一般排放口，可以外排，其余各類污廢水需處理后廠內回用。但目前電廠循環排污水含鹽量和硫酸根等指標存在超過地方排放標準的問題，無法實現達標排放，亟需加以治理以消除環境污染風險。

針對該電廠的循環冷卻系統排污水治理難題，在循環排污水深度處理后全部廠內回用的反滲透方案〔4〕之外提出了采用納濾技術降低循環冷卻系統排污水中含鹽量和硫酸根濃度以滿足地方環保標準實現達標排放的方案，并對2 種方案進行了技術經濟性比選。在方案比選中充分考量了2 種方案對電廠脫硫廢水零排放的影響及相應的經濟問題，由此得出的結果是經納濾處理后達標排放的方案更具優勢。這一思路也將為其他燃煤電廠在循環冷卻系統排污水治理中解決類似問題提供借鑒和參考。

1 電廠基本情況

某燃煤電廠總裝機容量2×300 MW+2×330 MW，全部為濕冷發電機組。電廠設計使用黃河水用作全廠鍋爐補給水系統、循環水系統以及各類工業水、生活水用戶的水源。該電廠循環冷卻水系統目前采用硫酸+緩蝕阻垢劑的水質控制工藝，凝汽器管材為316L。黃河水主要水質指標如表1 所示，不同濃縮倍率下的循環水水質情況如表2 所示。根據相關設計規范〔5〕及電廠技術要求，在保證循環水的緩蝕阻垢效果的同時為盡可能減少循環冷卻系統排污水量，降低水耗，設計將循環水濃縮倍率控制在5.5左右。

表1 電廠取用黃河水主要水質指標Table 1 Data on the main water quality of the Yellow River water used in power plant

表2 不同濃縮倍率下的循環水水質分析Table 2 Analysis for the quality of circulating water under different concentration ratios

根據電廠現行排污許可證制度的規定，其循環冷卻水系統設有一般對外排放口，循環冷卻系統排污水可以外排至污水管網，最終經某污水處理廠處理后用于生態補水。但根據電廠所在流域內水污染綜合排放標準的規定：企業對外排水中硫酸根＜600 mg/L，使用地表水時的全鹽質量濃度＜1 600 mg/L，全部使用中水時的全鹽質量濃度＜2 000 mg/L。電廠尚無循環冷卻系統排污水達標處理系統，為實現排污水達標外排，只能大幅降低濃縮倍率至2.5 以下，相應排污水量大幅增加，經實測在夏季全廠機組滿負荷工況下的最大排污水量不少于1 300 m3/h，循環水系統補水量約3 400 m3/h，全廠單位發電取水量不低于2.70 m3/（MW·h），超過國家相關取水標準〔6〕，水資源消耗巨大。

因此，該電廠面臨著降低循環水濃縮倍率以實現排污水達標排放和提高濃縮倍率以節約用水、降低水耗的兩難困境，有必要實施技術改造。本研究綜合分析電廠實際情況，提出了采用納濾技術改善循環冷卻系統排污水水質以滿足達標排放標準的方案，并與傳統的反滲透方案進行了比較。

2 方案一：采用納濾技術處理后實現達標排放

針對目前循環排污水在設計濃縮倍率為5.5左右，循環冷卻系統排污水由于全鹽量和硫酸根超標無法達標排放的問題，方案一提出采用納濾技術對循環冷卻系統排污水進行分鹽處理，將水中的高價離子特別是硫酸根截留在濃水側，降低產水中硫酸根和全鹽濃度，

最終納濾淡水可達標外排，納濾濃水回用作脫硫工藝水。整個系統的工藝流程如圖1 所示。

圖1 循環冷卻系統排污水處理系統工藝流程（方案一）Fig.1 Process flow of circulating cooling system blow-down water treatment system（Scheme 1）

循環冷卻系統排污水收集至廢水調節池后，首先進入沉淀澄清池，通過NaOH-Na2CO3的雙堿法加藥去除水中大部分的硬度〔3，7〕，結合絮凝劑的加入去除水中的懸浮物，再經過變空隙濾池+超濾的兩級過濾預處理后，最后通過納濾進行濃縮，回收率為75%左右，根據計算產出的低鹽淡水的含鹽質量濃度為1 200 mg/L 左右，硫酸根為150 mg/L 左右，低于地方環保標準要求，可以達標排放，少量的高鹽濃水回用作脫硫系統工藝補水。根據方案一改造后的全廠水平衡簡圖（水量單位為m3/h）如圖2 所示。

圖2 改造后的全廠水平衡簡圖（方案一）Fig.2 Simplified diagram of the water balance in the whole plant after renovation（Scheme 1）

3 方案二：采用反滲透技術處理后實現旁路除鹽

方案二設計采用傳統的反滲透技術，建設一個循環水旁路除鹽系統。整個系統的工藝流程如圖3所示。

圖3 循環冷卻系統排污水處理系統工藝流程（方案二）Fig. 3 Process flow of circulating cooling system blow-down water treatment system（Scheme 2）

循環冷卻系統排污水收集至廢水調節池后，首先進入沉淀澄清池，同樣是通過NaOH-Na2CO3的雙堿法加藥去除水中大部分的硬度，結合絮凝劑的加入去除水中的懸浮物，再經過變空隙濾池+超濾的兩級過濾預處理后，最后通過反滲透進行濃縮（回收率75%左右），回收大量優質淡水作為鍋爐補給水系統進水和循環水補水，少量的高鹽濃水回用作脫硫系統工藝補水。根據方案二改造后的全廠水平衡簡圖（水量單位為m3/h）如圖4 所示。

圖4 改造后的全廠水平衡簡圖（方案二）Fig.4 Simplified diagram of the water balance in the whole plant after renovation（Scheme 2）

4 2 種方案對脫硫廢水零排放治理的影響

以上2 種方案都設計將膜濃縮的濃水回用作脫硫工藝水，這也是目前濕冷燃煤機組循環冷卻系統排污水治理方面的普遍做法。在濕法石灰石FGD 系統中，脫硫漿液中Cl-濃度過高時將影響漿液傳質能力，降低SO2脫除效率，還會增加對吸收塔的腐蝕破壞，一般Cl-質量濃度低于10～15 g/L 時無明顯影響〔8〕。因此，脫硫專業一般設計Cl-質量濃度不超過20 000 mg/L〔9〕，過高濃度的漿液以脫硫廢水的形式排出吸收塔，同時部分Cl-隨石膏攜帶出系統，以維持整個脫硫系統漿液中Cl-濃度的平衡。

由表3、表4 可知，方案一通過納濾工藝實現了循環冷卻系統排污水中大部分氯離子的達標外排，改造后的脫硫工藝補水的平均氯離子濃度較低，脫硫廢水水量可控制在最大（15 m3/h）。方案二由于反滲透的高脫鹽率，循環冷卻系統排污水中大部分氯離子集中至濃水側，在其他條件相同的情況導致脫硫工藝補水的平均氯離子濃度顯著上升，脫硫廢水水量增加，最大可達23 m3/h。

表3 循環冷卻系統排污水治理對脫硫廢水水量的影響（方案一）Table 3 Impact of circulating cooling system blow-down water treatment on the quantity of desulfurization wastewater（Scheme 1）

表4 循環冷卻系統排污水治理對脫硫廢水水量的影響（方案二）Table 4 Impact of circulating cooling system blow-down water treatment on the quantity of desulfurization wastewater（Scheme 2）

因此，2 種循環冷卻系統排污水治理方案對脫硫廢水水量的影響差異顯著，需要采用不同的技術路線實現脫硫廢水零排放。基于目前主流的脫硫廢水零排放技術〔10-12〕，建議方案一采用“高溫煙氣旁路噴霧蒸發干燥”技術，按4×4 m3/h 處理能力在4 臺機組爐后分別建設一座干燥塔，利用空預器前高溫煙氣直接蒸干末端廢水。高溫煙氣與廢水直接接觸發生熱量交換，廢水以水蒸氣的形式進入煙氣中，廢水固化后雜鹽及飛灰通過干燥塔底部以及尾部除塵設備捕集，經倉泵輸送至灰倉，煙氣經過干燥降溫后，返回至空預器后主煙道。

方案二脫硫廢水水量較大，若直接采用高溫煙氣蒸干脫硫廢水的工藝將致使每臺鍋爐抽取空預器前高溫煙氣量過大（超過5%），會對鍋爐熱效率和穩定燃燒產生明顯的不利影響。考慮先對脫硫廢水進行濃縮減量，本工程從提高運行穩定性和控制運維成本考慮，選擇“低溫煙氣余熱閃蒸濃縮”技術，建設1 套24 m3/h 多效閃蒸濃縮裝置，通過FGD 塔前煙道中增設煙道換熱器獲取低溫煙氣余熱作為蒸發熱源。根據脫硫廢水水質情況，設計濃縮倍率為3 倍左右，濃縮后的末端廢水再通過4×2 m3/h 的干燥塔做徹底固化處理。

5 2 種循環冷卻系統排污水治理方案的比選

本研究首先著重從經濟性角度對兩方案進行了比選。鑒于兩方案對脫硫廢水治理的影響差異顯著，相關的經濟性比較應該統籌考慮相應的脫硫廢水治理的經濟成本。從表5 可看到在綜合考慮了脫硫廢水零排放的投資與運行成本后，方案一（采用納濾工藝）在建設總投資、整體運行費用方面與方案二（采用反滲透工藝）相比差距不明顯，甚至略低。從技術路線可靠性的角度進一步分析，方案二對應的脫硫廢水零排放工藝路線更加復雜，運行可靠性降低，運行維護難度加大。納濾方案在脫硫廢水零排放方面則可采用更簡潔、可靠、經濟的工藝路線，技術可行性上也更有優勢。

表5 2 種循環冷卻系統排污水治理方案的經濟性比較Table 5 Economic comparison of two schemes for circulating cooling system blow-down water treatment

6 總結

針對某燃煤電廠的循環冷卻系統排污水治理難題，在傳統的采用反滲透技術進行循環水旁路除鹽方案之外，提出了采用納濾技術降低循環冷卻系統排污水中全鹽和硫酸根含量以滿足地方環保標準實現達標排放的方案。通過技術經濟性分析發現：達標排放方案在經濟性上略有優勢，同時對脫硫廢水水量的影響較小，可以采用更簡單、可靠、經濟的技術路線實現脫硫廢水零排放，技術可行性更強。

目前，國內很多地區對燃煤電廠外排循環排污水的水質特別是全鹽或部分離子含量做出規定，超標排放將面臨嚴重的環保問責風險。本研究提出的達標排放方案將為相關電廠循環冷卻系統排污水治理提供一種新的思路。同時，在方案比選中，應綜合考慮各方案對廠內其他水系統特別是末端脫硫廢水零排放的影響，開展全面的技術經濟分析，從中優選最適合電廠實際情況的方案。