摘 要：通过含煤废水治理系统的技术改造，江苏华电扬州发电有限公司含煤废水进入零排放时期。主要措施包括对现有含煤废水沉淀池和周边路面进行改造，新建煤泥晒干池、设备操作间及废水处理装置，使净化后的水质达到二级水质标准，实现了废水零排放，节约循环工业水约5万t/年，提高水资源的循环利用率，节约生产成本8万元。同时，消除煤水沉淀不清造成的煤炭损失，增加回收煤泥150 t/年，节约生产成本5万元，为发电厂持续环保经济运营带来了新思路和突破，对环保工作原发性理由的产生、技术性工作的辅佐及水资源的保护具有指导作用，对节能环保工作的开展亦具有一定的参考价值。

关键词：节能; 环保; 含煤废水治理; 废水零排放; 经济运行;

0 引言

随着社会节能减排力度的增大，碳排放与节能工作、生态保护与水资源循环利用越来越深入到社会发展的各个部分。火力发电企业更是在诸多方面做足了功课，从降低发电煤耗、厂用电率，到雨水处理系统投用，再到含煤废水治理系统技术改造，节能减排工作逐步延伸到全社会关注的空气治理及水资源再利用等方面。江苏华电扬州发电有限公司在加大节能工作的同时，在水资源的保护和再利用方面也作了积极的尝试，取得了良好的效果。

1 含煤废水系统构成

江苏华电扬州发电有限公司输（卸）煤系统经历了1988年220 MW燃煤机组基础建设和2005年330 MW燃煤机组整合的两个时期。其间，含煤废水系统经历了三个递进阶段，一是经灰场沉淀回流再利用阶段，二是沉淀池三级沉淀后经脱水仓处理再利用阶段，三是水处理再循环利用阶段，即现阶段。

1.1 纯燃煤机组时期

纯燃煤机组时期，全厂机组装机构成为2台220 MW燃煤机组（4、5#机）和2台330 MW燃煤机组（6、7#机）。此时期灰场处于半运行状态，即220 MW机组属于干式+水出灰模式，330 MW机组属于全干式出灰模式。220 MW机组水出灰与输煤系统冲洗水经灰场沉淀，再由回水泵抽回作为出灰用水。这个时期水出灰及输煤系统冲洗水受条件限制，含煤废水属于“沉淀式”自然物理净化，水质中含化工物质成分，回收率不高，煤泥浪费多。

1.2 燃煤机组与燃气机组混合时期

2014年2台220 MW燃煤机组拆除，由2台475 MW 9F天然气机组（1、2#机）代替，于2017年投产。2台天然气机组与2台燃煤机组混合运营后，厂内过渡到全干式出灰模式。2017年雨水系统建立，雨水单独经汇集处理排放。厂区内含煤废水处于三级沉淀脱水处理再利用模式，溢流多，水未经化学处理，循环利用率低，水质不能满足排放要求。

2 生产取水、排水现状

2.1 生产用取水

火力发电厂生产用水主要由循环水和冷凝水构成。循环水通常用作冷却、消防、冲洗等，冷凝水主要用作导热介质，在水与蒸汽之间转换。生产用水一般取自附近江河湖海或地下水，经化学处理后分功能利用。地下水采用管制升级后，作为补水的深井水停用，生产用水取自京杭大运河的河水。

2.2 生产区排水

随着环保要求升级，发电厂的排水，除了生活污水进入城市污水处理系统外，厂内工业排水系统也进行了逐步升级。2017年，2台475 MW 9F天然气机组投产之后，厂内雨水系统独立，经处理后排入河道，而厂内含煤废水系统（包括灰渣脱水仓冲洗水）仍属于沉淀溢流式排放。排水口流域10多km外通过施桥闸与长江连接，此长江段位于南水北调取水口上游20余km。

2.3 工业排水实际问题

含煤废水系统沉淀溢流排放模式存在两个问题，一是废水不满足排放要求，对周边水资源造成污染，二是水资源未完全循环利用，且浪费煤炭。

3 含煤废水系统技术改造可行性分析

3.1 系统特点及问题分析

1）特点：江苏华电扬州发电有限公司于1958年建厂，经历了五期建设，从12 MW燃煤机组到220 MW及330 MW燃煤机组，再到475 MW 9F天然气机组，使输煤系统线路长且复杂，见图1。沿线由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#等不同水平层面超过10个输煤皮带构成。这些层面的含煤废水点多且分散，汇集难度大。

2）问题：该含煤废水系统缺少化学水处理与完整的回收设备，不适应节能减排要求。另外，煤泥晒干点场地不足，清水池、蓄水池容量小。

3.2 含煤废水系统升级技术可行性分析

对照实际现状和要求，含煤废水系统需在两个方面实现升级，即实现水资源的循环利用和煤泥回收。在原有设备的基础上，技术层面需优化系统和升级设备。优化后的系统应包括：回收、处理、再利用系统，见图2，重在设置“处理与再利用”系统。升级后设备需增加：含煤废水汇集管道、废水输送泵、晒煤池及水处理装置，核心是添置水处理设施。

3.2.1 废水处理回收系统功能设置

含煤废水汇集后，设置“原水泵—电子絮凝—离心澄清—中间水池—升压泵—多介质过滤—清水池—回用泵—蓄水池”等9个环节。回收后的含煤废水，经过“电子絮凝”化学处理及“离心澄清”和“多介质过滤”物理双重处理，水质达到二级要求，再到清水池和蓄水池，实现循环再利用。

采用电子絮凝器设备，主要是解决原先只能物理处理污水的问题。电子絮凝器的极板发生电化学反应，生成较强的氧化剂和金属阳离子，分解水中污染物，从而降低水中的BOD5、COD-cr、氨氮。金属阳离子与水中OH-生成活性高、吸附力强的金属氢氧化物胶体絮凝剂，阴极发生还原反应。如此往复，析出的氧气和氢气，生成分散度极高的微小气泡与水中的胶体、悬浮物、可溶性污染物、细菌、病毒、重金属等结合生成较大絮状体，经沉淀、气浮被去除，废水进行第一道化学处理。

3.2.2 煤泥回收系统功能设置

含煤废水汇集后，设置“原水泵—电子絮凝—离心澄清—沉淀排”及“原水泵—电子絮凝—离心澄清—中间水池—升压泵—多介质过滤—反洗排水—煤泥沉淀”两个回路，消除煤水沉淀不清造成的煤炭损失，使含煤废水里的煤炭得到回收利用，降低火力发电厂热值损耗，节约煤炭资源。

采用离心澄清、多介质过滤、反洗排水设备，使沉淀环节从自然物理沉淀过渡到外力机械沉淀。环节增加后，沉淀效率大为提升，水中颗粒物，尤其是煤泥的“俘获率”更高，废水进行第二道物理处理。

3.3 含煤废水系统设备技术参数要求（列举部分）

3.3.1 设备工作环境条件

1）气象特征与环境条件

2）厂区地震烈度

厂区基本地震烈度 7度

3）使用条件和要求

(1）煤污水处理系统为断续工作制，设计寿命不低于30年。

(2）煤污水处理装置为室外运行。

(3）工作场所潮湿、环境相对湿度大、灰尘大。整套设备具有耐腐蚀、防尘、防盐雾等性能措施。

(4）起吊设备考虑临时的汽车吊。

3.3.2 设备技术要求

1）电子絮凝式含煤废水处理设施技术要求

(1）出力：30 m³/h

(2）含煤废水处理装置进水水质：

a)SS≤5000 mg/l，短时进水SS≤10000 mg/l

b)pH:6～9

(3）出水水质要求：

a)SS≤20 mg/L

b)PH:6～9

c）无色

(4）厂用电系统电压

a）中压系统为6 k V三相三线制、50 Hz、60Ω电阻接地系统

b）低压交流电压系统（包括保安电源）为380/220 V、三相四线制、50 Hz、直接接地系统

(5）运行工况：连续或间断运行。

4 含煤废水系统施工

1)2019年9月，含煤废水治理项目批复立项。

2)2019年10月，含煤废水治理项目批准开工。当年计划投资36万元，实施项目包括：设备采购、沉淀池抓斗修复、土建施工、设备安装。

3)2020年，受疫情影响，原“1月份土建招标、3月份进场施工”的计划分别延迟至4月和6月初进行。

4)2020年7月进行设备安装，8月设备安装调试结束投入试运行，9至10月完成现场监控、标牌及程控信号等后续工作。

5 含煤废水系统运行

5.1 项目验收

所有焊接管口外观检验合格，管道、法兰无渗漏，安全设施完整，系统投运后设备运行稳定，参数满足技术要求。

5.2 系统运行

输煤系统的冲洗水及煤场周边雨水等汇集到煤场煤水沉淀池后，经污水泵提升和30 m3/h电子絮凝式处理进入清水池，煤泥经离心澄清、多介质过滤，水和煤被回收利用。系统经1个多月的试运行，出水水质满足技术规范要求，煤泥回收较为彻底，总体运行良好，达到预期效果。

6 含煤废水系统项目投资测算

6.1 投资核算

2019年实际完成项目投资34.2万元，2020年实际完成项目投资142.3万元，合计投入资金176.5万元（项目计划总投资180万元）。

6.2 含煤废水系统效能

按照330 MW燃煤机组年发电量30亿k Wh、设备利用小时3800 h、输煤系统启动1100次计算，年节约循环工业水约5万t，回收煤泥约150 t，合计节省费用约13万元。

经核算，约16年收回投资成本，回报周期较长，但该系统的投用将含煤废水转变成一个独立的密闭空间，改变了原先含煤废水只简单地沉淀处理水质，使水质不达标且煤泥回收不彻底的状况，消除了溢流排放造成的污染隐患，保护了周边运河及长江流域的水环境，是一笔很大的经济账。

在很多行业，当节能空间被一次次发现并挖掘之后，“节能减排”中的“减排”从原先的被动实施转化成与节能工作一样被重视。其中，有国家对减排项目资金补贴的作用，另一方面，在深刻认识到水和碳排放亦属资源范畴时，减排工作本身也就成了节能工作。随着2015年巴黎气候变化大会签订的《巴黎协定》，我国在减少温室气体排放方面将会有更多的措施和手段付诸实施，像江苏华电扬州发电有限公司含煤废水循环利用技术措施也将是节能减排手段之一，减排工作也成了企业主动的工作方向，成为与节能工作一样助长企业发展和竞争的硬实力。