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【摘 要】随着我国经济的不断发展和社会的进步，人们对资源和环境的保护意识也逐渐提高。近年来，国家对水资源管理要求越来越高，陆续颁布了最严格水资源管理制度法律法规，并实施最严格的水资源管理，电厂作为用水大户，是国家重点监管的对象，电厂如何进行废水综合利用，对系统进行了水平衡测试和水质分析，结合各用水系统的水质要求，提出了实现废水回用的方法与工艺流程，可以回收大量废水，实现节水的目的.
【关键词】燃煤电厂;废水;水平衡测试
火力发电的用水项目主要有凝汽器及辅机冷却器的冷却水、冲灰及冲渣水、锅炉补给水、工业冷却水以及生活用水等。耗水主要包括循环水的蒸发、排污、冲灰水的消耗、废水排放及煤场喷淋等，各用水项目对水质要求不同，水量差别大，火电厂消耗大量的水资源，节水要求较为迫切。在目前开展节水的工作中，主要在水平衡测试的基础上，综合采取提高循环水浓缩倍率、降低水灰比等措施，实现分级使用和废水回收。该电厂机组投产早，在用水量控制方面比较粗放，存在用水效率低的问题，因此需要进行废水综合利用和“零排放”技术研究，以满足国家对电厂取、用水管理的要求。
一、电厂废水系统介绍
电厂的废水主要有：一是电厂生产过程使用的纯水、工业水等经过机组使用后产生的废水;二是化学制水车间取长江原水制生产用的工业水、纯水过程中产生的废水;三是脱硫工艺系统废水. 第1 部分和第2 部分废水集中排放到化学水处理站集中处理达标后排放，第3部分废水经过脱硫区域pH 值调整、絮凝、沉淀以及中和等步骤处理达标后，合并前两路废水，从电厂废水排口排入长江. 早期的系统设计没有考虑到废水回用废水排入长江. 废水检测指标主要包括化学需氧量COD、石油类污染物含量、氨氮、钙、镁等，目前电厂废水全部达标排放，几乎没有废水回收再利用。
二、电厂水平衡测试和水质分析
水平衡测试是客观反映电厂实际用水需求和管理水平的必要环节，对电厂生产用水和生活用水进行了水平衡测试，水平衡测试通过对全厂各系统供用水管网，以及取、用、排、耗水量和水质进行检测分析，掌握全厂取用水、排水现状，评估现有用水状况及相应水平。根据现有用水和排废水状况，结合废水处理新技术，研究和制定节水措施和复用适用技术，编制节水规划，研究排废水复用的途径与方案以及废水零排放的可行性方案。通过水平衡测试梳理了全厂取用水、废水现状，同时对各路废水进行了水质检测，主要的废水水量和水质情况，通过水质检测发现，真空脱碳器冷却水排水水质与原水相同，仅温度升高，可降温后回用;循泵冷却用水排水水质为工业水，可直接回用;化学制水系统中含泥废水、反洗水、RO 浓水水质相对较好，可简单处理后回用;锅炉排污水水质优于工业水，可直接回用;机组公共及杂用排水水质较复杂，需集中处理;脱硫废水虽经单独处理，但是水质仍然很差，需进一步集中处理。
三、电厂废水综合利用
水平衡测试全厂用水水平尽管符合国家标准的用水定额，但与优等用水水平相比仍有差距. 根据现有用水、排水状况，结合电厂现有用户对水量、水质的需求，废水综合利用可以分近期措施和远期措施来实施.
1、近期废水综合利用方案
（1）沉淀池溢流改造。对沉淀水池进、出水量的不平衡状况进行计算，水池溢流损失的水量约为800m3 /d. 溢流原因是沉淀水泵的吸水口设置的位置较高，为保证水泵不抽空，要经常保持沉淀水池的高水位，因而有时出现溢流造成损失.解决方法可有：更换水泵，选用合适的水泵以增加吸水口的深度;安装可靠的水位计，保持沉淀水池的水位不出现溢流;将溢流水收集回用至原水槽.其中，第一种方法较彻底;第二种方法会影响沉淀池的运行连续性;第三种方法浪费已净化的沉淀水，且增加沉淀池运行负荷，经济性较差.因此，建议采用第一种方法. 此措施可直接减少新水取水量800m3 /d。
（2）含泥废水外排方式改造。电厂化学水系统中澄清器及沉淀池的含泥废水排出量约为530m3 /d. 含泥废水的主要污染物是悬浮物，检测显示废水悬浮物浓度达到377mg /L，是原水的3～4 倍，而其他组分与原水相近.采用干法排泥的方式替代现有水力排泥方式，可回收90% 水量，澄清水可直接回用至沉淀池，此措施可减少新水取水量约为470m3 /d.
（3）化学水系统反洗水回用。化学水系统中，1 期滤池的反洗水约为18m3 /d，3 期滤池反洗水约为170m3 /d，超滤反洗水约为440m3 /d，3 期精密过滤器和活性炭过滤器的反洗水约为100m3 /d，合计650m3 /d. 滤池反洗水的水质测量显示，反洗水中主要污染物是悬浮物，经过对3 期反洗水的检测，悬浮物浓度为92 mg /L. 长江原水的悬浮物浓度测试值为115mg /L，两者结果相近. 因此，可将电厂化学水系统中反洗水回用至原水池，减少新水取水量约为660 m3 /d。
（4）循泵冷却水改造。从化学自制过滤水（滤池产水）经工业水泵供给取水循泵房的工业水为426m3 /d，从3#工业水管网供给循泵房工业水约为246m3 /d，从4#工业水管网供给循泵房工业水约为257m3 /d，合计为929m3 /d. 经现场观察，在循泵房，工业水用于轴封和冷却，水质基本不受污染，与工业水相近.因此，可将循泵冷凝水回用至脱硫系统，减少公司供工业水约为929m3 /d。
（5）真空脱碳器冷却水计量及排放方式改造。新增真空脱碳器的冷却使用原水，经测量平均水量为3400 m3 /d。这部分用水仅有温升，排入雨排水管网，进入护厂河。根据目前计量方式，该用水不属于直流冷却水，需要计入电厂用水指标，其水量约占电厂取水量（除直流冷却水的35%，对用水指标计算有较大影响.因此，可以将原水取水管流量计测点移至脱碳器冷却支管后，对新增真空脱碳器的冷却使用原水单独计量，且其排水并入电厂直流冷却水排放系统，此措施可减少电厂新水取水量约为3400m3 /d.
2、远期废水综合利用方案
（1）机组排水槽排水回用机组排水槽有一部分排水的水质较好，如扩容膨胀箱排水、蒸汽疏水、应急时炉水排放、机械轴冷排水等，4 台机组的这部分水量估算约为200m3 /d. 可采用分隔排水槽的方式，按照水质分别放置，水质好的可以直接回用至原水槽，水质较差的可回用至煤场系统.
（2）RO浓水回收利用化学水系统中，3期反渗透产生浓水约为370m3 /d，新增反渗透产生浓水约为520 m3 /d，二者合计为890 m3 /d. RO 浓水外观清澈透明，水质的主要特征是含盐量较高，氯根含量高. 经检测，3期RO 浓水的全固型物含量为975mg /L，氯根含量为141mg /L，浓缩倍率约为原水的4 倍，电厂对RO 浓水已设置了回收设施，将浓水回收至工业水箱，再回用到机组杂用。由于1 期机组的工业水用量较少，掺入后会影响工业水的水质，目前基本停止使用。可将水质较好的回用至脱硫系统用水，水质差的回用至煤场系统. 实施后可减少工业水约为1100m3/d，单位发电量取水量可从0.40m3 /MWh 降低至0.39m3 /MWh.
通過综合利用方案，在回用过程中充分考虑到系统用户对水质和水量的要求，改造工程较小，工艺技术相对成熟对于剩下的少量废水和脱硫废水，在后续工作中将进一步研究处理方案，拟通过采用“软化预处理+ 膜法高盐水浓缩正渗透浓缩+ 结晶干燥”的工艺最终实现电厂废水零排放，从而满足国家最严格水资源管理要求，使电厂成为环保电厂。
（作者单位：安徽皖能电力运营检修有限公司）
【关键词】燃煤电厂;废水;水平衡测试
火力发电的用水项目主要有凝汽器及辅机冷却器的冷却水、冲灰及冲渣水、锅炉补给水、工业冷却水以及生活用水等。耗水主要包括循环水的蒸发、排污、冲灰水的消耗、废水排放及煤场喷淋等，各用水项目对水质要求不同，水量差别大，火电厂消耗大量的水资源，节水要求较为迫切。在目前开展节水的工作中，主要在水平衡测试的基础上，综合采取提高循环水浓缩倍率、降低水灰比等措施，实现分级使用和废水回收。该电厂机组投产早，在用水量控制方面比较粗放，存在用水效率低的问题，因此需要进行废水综合利用和“零排放”技术研究，以满足国家对电厂取、用水管理的要求。
一、电厂废水系统介绍
电厂的废水主要有：一是电厂生产过程使用的纯水、工业水等经过机组使用后产生的废水;二是化学制水车间取长江原水制生产用的工业水、纯水过程中产生的废水;三是脱硫工艺系统废水. 第1 部分和第2 部分废水集中排放到化学水处理站集中处理达标后排放，第3部分废水经过脱硫区域pH 值调整、絮凝、沉淀以及中和等步骤处理达标后，合并前两路废水，从电厂废水排口排入长江. 早期的系统设计没有考虑到废水回用废水排入长江. 废水检测指标主要包括化学需氧量COD、石油类污染物含量、氨氮、钙、镁等，目前电厂废水全部达标排放，几乎没有废水回收再利用。
二、电厂水平衡测试和水质分析
水平衡测试是客观反映电厂实际用水需求和管理水平的必要环节，对电厂生产用水和生活用水进行了水平衡测试，水平衡测试通过对全厂各系统供用水管网，以及取、用、排、耗水量和水质进行检测分析，掌握全厂取用水、排水现状，评估现有用水状况及相应水平。根据现有用水和排废水状况，结合废水处理新技术，研究和制定节水措施和复用适用技术，编制节水规划，研究排废水复用的途径与方案以及废水零排放的可行性方案。通过水平衡测试梳理了全厂取用水、废水现状，同时对各路废水进行了水质检测，主要的废水水量和水质情况，通过水质检测发现，真空脱碳器冷却水排水水质与原水相同，仅温度升高，可降温后回用;循泵冷却用水排水水质为工业水，可直接回用;化学制水系统中含泥废水、反洗水、RO 浓水水质相对较好，可简单处理后回用;锅炉排污水水质优于工业水，可直接回用;机组公共及杂用排水水质较复杂，需集中处理;脱硫废水虽经单独处理，但是水质仍然很差，需进一步集中处理。
三、电厂废水综合利用
水平衡测试全厂用水水平尽管符合国家标准的用水定额，但与优等用水水平相比仍有差距. 根据现有用水、排水状况，结合电厂现有用户对水量、水质的需求，废水综合利用可以分近期措施和远期措施来实施.
1、近期废水综合利用方案
（1）沉淀池溢流改造。对沉淀水池进、出水量的不平衡状况进行计算，水池溢流损失的水量约为800m3 /d. 溢流原因是沉淀水泵的吸水口设置的位置较高，为保证水泵不抽空，要经常保持沉淀水池的高水位，因而有时出现溢流造成损失.解决方法可有：更换水泵，选用合适的水泵以增加吸水口的深度;安装可靠的水位计，保持沉淀水池的水位不出现溢流;将溢流水收集回用至原水槽.其中，第一种方法较彻底;第二种方法会影响沉淀池的运行连续性;第三种方法浪费已净化的沉淀水，且增加沉淀池运行负荷，经济性较差.因此，建议采用第一种方法. 此措施可直接减少新水取水量800m3 /d。
（2）含泥废水外排方式改造。电厂化学水系统中澄清器及沉淀池的含泥废水排出量约为530m3 /d. 含泥废水的主要污染物是悬浮物，检测显示废水悬浮物浓度达到377mg /L，是原水的3～4 倍，而其他组分与原水相近.采用干法排泥的方式替代现有水力排泥方式，可回收90% 水量，澄清水可直接回用至沉淀池，此措施可减少新水取水量约为470m3 /d.
（3）化学水系统反洗水回用。化学水系统中，1 期滤池的反洗水约为18m3 /d，3 期滤池反洗水约为170m3 /d，超滤反洗水约为440m3 /d，3 期精密过滤器和活性炭过滤器的反洗水约为100m3 /d，合计650m3 /d. 滤池反洗水的水质测量显示，反洗水中主要污染物是悬浮物，经过对3 期反洗水的检测，悬浮物浓度为92 mg /L. 长江原水的悬浮物浓度测试值为115mg /L，两者结果相近. 因此，可将电厂化学水系统中反洗水回用至原水池，减少新水取水量约为660 m3 /d。
（4）循泵冷却水改造。从化学自制过滤水（滤池产水）经工业水泵供给取水循泵房的工业水为426m3 /d，从3#工业水管网供给循泵房工业水约为246m3 /d，从4#工业水管网供给循泵房工业水约为257m3 /d，合计为929m3 /d. 经现场观察，在循泵房，工业水用于轴封和冷却，水质基本不受污染，与工业水相近.因此，可将循泵冷凝水回用至脱硫系统，减少公司供工业水约为929m3 /d。
（5）真空脱碳器冷却水计量及排放方式改造。新增真空脱碳器的冷却使用原水，经测量平均水量为3400 m3 /d。这部分用水仅有温升，排入雨排水管网，进入护厂河。根据目前计量方式，该用水不属于直流冷却水，需要计入电厂用水指标，其水量约占电厂取水量（除直流冷却水的35%，对用水指标计算有较大影响.因此，可以将原水取水管流量计测点移至脱碳器冷却支管后，对新增真空脱碳器的冷却使用原水单独计量，且其排水并入电厂直流冷却水排放系统，此措施可减少电厂新水取水量约为3400m3 /d.
2、远期废水综合利用方案
（1）机组排水槽排水回用机组排水槽有一部分排水的水质较好，如扩容膨胀箱排水、蒸汽疏水、应急时炉水排放、机械轴冷排水等，4 台机组的这部分水量估算约为200m3 /d. 可采用分隔排水槽的方式，按照水质分别放置，水质好的可以直接回用至原水槽，水质较差的可回用至煤场系统.
（2）RO浓水回收利用化学水系统中，3期反渗透产生浓水约为370m3 /d，新增反渗透产生浓水约为520 m3 /d，二者合计为890 m3 /d. RO 浓水外观清澈透明，水质的主要特征是含盐量较高，氯根含量高. 经检测，3期RO 浓水的全固型物含量为975mg /L，氯根含量为141mg /L，浓缩倍率约为原水的4 倍，电厂对RO 浓水已设置了回收设施，将浓水回收至工业水箱，再回用到机组杂用。由于1 期机组的工业水用量较少，掺入后会影响工业水的水质，目前基本停止使用。可将水质较好的回用至脱硫系统用水，水质差的回用至煤场系统. 实施后可减少工业水约为1100m3/d，单位发电量取水量可从0.40m3 /MWh 降低至0.39m3 /MWh.
通過综合利用方案，在回用过程中充分考虑到系统用户对水质和水量的要求，改造工程较小，工艺技术相对成熟对于剩下的少量废水和脱硫废水，在后续工作中将进一步研究处理方案，拟通过采用“软化预处理+ 膜法高盐水浓缩正渗透浓缩+ 结晶干燥”的工艺最终实现电厂废水零排放，从而满足国家最严格水资源管理要求，使电厂成为环保电厂。
（作者单位：安徽皖能电力运营检修有限公司）