摘要：针对2×1000 MW 机组燃煤火力发电厂水务管理要求，对各类供水、用水、排水进行全面规划、综合平衡和优化比较。通过水量平衡设计，提出切实可行的各系统用排水方案，采取多种节水措施，达到一水多用、重复利用，降低全厂耗水指标，实现电厂废水零排放。该工程耗水指标优于国家对电厂节水的有关规定，处于国内先进水平。
电厂是用水大户，电厂水务管理主要是理顺梯级用水流程，节约用水，实现废水零排放。一般可通过两种途径实现节水：一是节流，减少新鲜水的需要量，尽量使用再生水，用最少的水取得最大的利益；二是水的再利用，包括循序使用和循环使用两种方法。根据各用水点对水质的要求，采取合理的流向，将对水质要求高的用水系统的排水，作为对水质要求低的用水系统的给水，做到一水多用、重复利用；废水回收处理后再用，实现了废水零排放。杜绝废水排入水体，有益于环境保护。同时废水治理复用应尽可能采取经济实用的处理方案。江西某2×1000 MW机组燃煤火力发电厂水系统的设计中，通过多种途径、多种措施并用，取得了很好的节水效果。
1 工程概况
该电厂新建2×1000 MW超临界一次再热高效湿冷机组，同步考虑采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫，并预留脱硝装置空间。电厂主要耗水系统包括循环水系统、主厂房辅机设备、输煤除灰渣系统、原水预处理系统、脱硫系统等。
设计2台机组年平均淡水耗水量2744m³/h，夏季频率10%气象条件下淡水耗水量3059m³/h，年总耗水量1529.5万m³，夏季频率10%气象条件，单位装机容量耗水指标≤0.66m³/（s·GW）[1]。水务管理要求污水均按“全部回收经处理达标后复用”的原则设计，一水多用，提高重复利用率，减少废水排放量，对循环使用、重复利用的水系统应进行水量平衡。
2 主要系统节水措施
2.1 循环水系统
该工程循环冷却水系统采用带双曲线逆流式自然通风冷却塔的扩大单元制再循环供水系统。工艺流程为中央循环水泵房→压力供水管→凝汽器/开式冷却水→压力回水管→自然通风冷却塔（蒸发损失，风吹损失，排污损失）→冷却塔集水池→自流回水沟→中央循环水泵房。主要节水措施如下。
（1）通过循环水系统冷端优化计算，合理确定机组循环水量和冷却倍率，减少冷却塔的损失，从而降低补给水用量。
（2）结合补给水源水量和水质条件、空气质量、循环水处理工艺等综合因素，该工程补给水水源采用加酸、加阻垢剂联合处理，保证循环水水质稳定不阻垢，将循环水的浓缩倍率提高到10倍。排污水全部作为厂区工业水水源，实现污废水零排放。
（3）在冷却塔中装置收水器，以降低风吹损失。当采用聚氯乙稀双波型除水器时，风吹损失率可由规范[2]建议的0.05%降低至0.001%。
（4）循环水泵电机和上部轴承冷却采用泵出口压力水，冷却后直接回流至循环水泵进水前池回收利用。
此外，生产性用水水源可采用附近污水处理厂的再生水，进一步节约地表新鲜水。
2.2 主厂房辅机系统
主厂房辅机系统节水措施主要针对循环冷却水、脱硫用水、凝结水处理、锅炉排烟、主厂房洁净回收采取的针对性措施：
（1）汽机房、锅炉房、脱硫区域内的多数设备冷却采用闭式循环冷却水系统，闭式循环除盐水所带走的热量通过水水交换器，由开式冷却水带走，大大减少耗水量。
（2）脱硫用水包括工艺用水和冷却用水，均由冷却塔排水补给。脱硫工艺用水大部分消耗，可回收脱硫废水零排放深度处理后的水用作冷却塔补充水，4m3/h 脱硫废水浓盐水作为烟道喷淋用水。
（3）凝结水精处理系统配置前置过滤器，从而能在机组启动阶段，缩短冲洗时间，减少凝结水的排放。
（4）锅炉排烟采用低温静电除尘器，输煤系统除尘采用布袋除尘器，最大限度地减少冲洗用水。
（5）主厂房洁净回收水，经炉后回收水池回收至废水区回用水池，与其他处理达标的工业废水一起作为全厂集中回用水系统水源。
2.3 输煤除灰渣用水系统
输煤除灰渣用水、排水包括冲洗水系统、喷雾抑尘用水系统和煤场喷洒水系统。3个系统的节水措施：一是调湿灰用水对水质要求不高，由处理达标的脱硫系统废水提供，无法回收。二是冲洗和喷雾抑尘用水的排水将由输煤构筑物或煤场排水集中汇集至煤场附近的煤泥沉淀池，经初步沉淀并升压后送至旁边含煤废水处理设备集中处理，该设备采用加药混凝、沉淀、过滤工艺，合格废水作为煤场喷淋及输煤构筑物冲洗水源重复利用。
2.4 原水预处理系统
原水预处理站设反应沉淀池、空气擦洗滤池、加药间、加氯间、污泥调节池等。通过设计合理分析，尽量减少原水预处理站出力，从而降低工程投资和自用水消耗。具体措施：原水预处理站滤池反冲洗水排入反冲洗水调节池后，输送至反应沉淀池作为补水，减少了原水的取水量。原水预处理站排泥采用浓缩脱水处理，通过离心脱水机，排泥水中的悬浮物被压成泥饼，泥饼用车运至电厂灰场填埋。浓缩脱水后清水回到反应沉淀池重新处理。
3 废水系统节水措施
3.1 废水回用概况
该工程新建2 座2000 m3工业废水贮存池作为调节水池。同时除脱硫废水经零排放深度处理后，作为冷却塔补充水、含煤废水直接回用至输煤喷淋冲洗系统外，其余工业废水，包括主厂房(机组槽)、化水车间、净水站及废水区排放并回收的各种达标工业废水，均收集至回用水池，升压后集中供水至各回用水用水点，包括脱硫系统工艺用水、输煤系统补给水等用户。该工程预计的部分工业废水发生量见表1。
3.2 废水处理工艺
表1中脱硫废水单独处理，含油废水就地处理，反渗透浓水排水可直接回用，循环水排污水单独设置一套处理系统进行处理回用，其他废水收集到废水集中处理装置处理。
（1）脱硫废水处理。脱硫废水零排放处理系统分为预处理、深度处理和烟道蒸发3个部分。脱硫废水深度处理系统主要是将预处理后脱硫废水通过超滤、纳滤、苦咸水反渗透、浓水反渗透等工艺进行分盐及浓缩减量，反渗透产水含盐量100~260 mg/L，可工业水系统回用，最终浓盐水以约4 m³/h的流量送至烟道蒸发系统。
辅助蒸汽通过热交换器将浓盐水先加热，再升压后送入烟道蒸发系统，采用雾化喷嘴喷入低温省煤器和电除尘器之间的烟道内，使其瞬间雾化，可以避免烟道或电除尘器的腐蚀。相对于常规的废水烟道蒸发方案，该方案最大的优点：预先对浓盐水加热、升压再喷入烟道，使浓盐水在烟道中的停留时间更短，雾化效果更佳，对下游设备的影响更小。
（2）含油废水处理。含油废水就地处理完毕后，经隔油池、过滤设施后，升压回收至废水回用水池。
（3）超滤反渗透系统。超滤反渗透系统的反渗透浓水悬浮物含量极低，含盐量为原水的4倍，因此反渗透浓水可收集后作为冷却塔补充水。
（4）经常性废水。除脱硫废水外，经常性废水的处理分为4 类。其中含泥量为0.5%的废水通过预处理设施排污，收集送至废水处理系统的污泥浓缩池，底部排泥经脱水机脱泥后，泥饼送厂外处置地处置；悬浮物含量高的废水通过超滤反洗排水，经回收水池收集后，送至预处理系统反应沉淀池进口，以减少原水的取水量；仅需调节pH的废水，收集后送到废水处理车间中和处理，调节pH到6～9后回用于对水质要求不高的场合，如灰系统、输煤系统；含盐量较高的循环水排污水，其生物指标也高于原水，含有一定悬浮物等杂质，可作为工业用水，用于冲洗、脱硫用水等。
（5）非经常性废水。这类废水由锅炉空气预热器清洗排水、锅炉化学清洗排水、设备和场地杂排水等组成，不仅pH 不达标，且含有大量的悬浮物、重金属离子（如铁、铜等），有时COD 也超标，同时水量较大，可由专业单位收集外运后集中处理，不外排。
4 水量平衡设计及耗水指标
对该电厂各系统用水、排水要求及节约用水进行分析研究后，优化工艺，采取一水多用、重复利用，废水回收处理后再用等措施。水量平衡计算结果见表2。
根据表2 计算单位装机容量耗水指标，可得该电厂年平均设计耗水指标0.371 m³/（s·GW），夏季频率为10%气象条件下设计耗水指标0.425 m³/（s·GW），低于《发电厂节水设计规程》（DL/T 5513-2016）所定的标准0.66 m³/（s·GW）。计算总的耗水量，相较于工程可行性研究阶段，夏季最大淡水耗水量节约近800 m³/h，年总耗水量节约360万m³。同时，包括冷却塔排污水等污废水无需外排，完全实现污废水零排放。
5 结语
电厂是用水大户，通过对各系统用水优化设计，综合平衡，采取了多种节水措施：一水多用、重复利用、回收再利用，能够达到国内先进的耗水指标，实现废水零排放，极大地节约了地表水资源，满足了电厂水务管理节约用水和减少外排的要求，在电厂建设中取得了良好的社会效益、环境效益和经济效益，可为类似工程建设和水务管理提供参考。
原标题：【技术汇】2×1000 MW机组火力发电厂节水措施研究
