1. 引言
准东煤矿是新疆昌吉州境内一座千万吨大型现代化露天煤矿，是我国最大整装煤矿 [1] [2] [3]。区域内存在中国华电集团有限公司、神华集团有限责任公司等各大发电集团多座大型燃煤坑口电厂，大部分电厂排污许可证、环评批复等政策性文件均要求电厂“正常工况下，生产废水和生活污水处理后全部回用，不外排”。随着国家节能降耗以及环保政策的日趋收紧，区域内电厂取水、排水等环保压力极大，开展全厂深度优化用水改造工作迫在眉睫 [4] [5] [6] [7]。本文结合某2 × 350 MW + 2 × 660 MW准东煤矿坑口电厂部分水处理系统取排水现状，对新疆准东区域燃煤电厂深度优化用水改造路线进行深入探讨，并全面分析深度优化用水对于现有辅机循环冷却水系统浓缩倍率以及末端废水水量、水质的影响。以期为新疆准东区域燃煤电厂深度优化用水改造路线设计提供参考。
2. 电厂内涉及高盐废水的水处理系统取排水现状
2.1. 脱硫系统取排水现状
该准东煤矿坑口电厂2021年4月开展全厂水平衡试验，试验期间一期2 × 350 MW机组脱硫系统、二期2 × 660 MW机组脱硫系统用水结构如图1、图2所示，相关取排水数据如表1所示。
Figure 1. Water structure diagram of desulfurization system for phase 1 2 × 350 MW unit during water balance test
图1. 全厂水平衡试验期间一期2 × 350 MW机组脱硫系统用水结构图
Figure 2. Water structure diagram of desulfurization system for phase 2 2 × 660 MW unit during water balance test
图2. 全厂水平衡试验期间二期2 × 660 MW机组脱硫系统用水结构图
Table 1. Using water and drainage data for the desulfurization system of the first stage 2 × 350 MW units and the two stage 2 × 660 MW units during the whole plant water balance test
表1. 全厂水平衡试验期间一期2 × 350 MW机组、二期2 × 660 MW机组脱硫系统取排水数据
由图1、图2、表1可以看出，该电厂一期、二期脱硫系统补水水源均以脱硫辅机冷却水回水(工业水)为主，用水结构不合理，且全厂脱硫废水总排放水量13 m3/h较设计值偏小(设计工况下，一期机组脱硫废水消耗量7.0 m3/h；二期机组脱硫废水消耗量18.7 m3/h)。水平衡试验期间，一期机组/二期机组脱硫废水处理系统出水水质化验结果见表2和表3。根据上表数据显示，该电厂由于脱硫废水实际排放量较少，导致现机组脱硫系统氯离子浓度远高于设计值(20,000 mg/L)。
Table 2. Analysis results of effluent water quality of the first stage desulfurization wastewater treatment system
表2. 一期脱硫废水处理系统出水水质分析结果
Table 3. Analysis results of effluent water quality of phase II desulfurization wastewater treatment system
表3. 二期脱硫废水处理系统出水水质分析结果
2.2. 锅炉补给水处理系统废水排放现状
该电厂全厂水平衡试验期间锅炉补给水处理系统用水结构如图3所示。由图3可以看出，锅炉补给水处理系统产生废水主要有超滤反洗水、超滤加强反洗排水、反渗透浓水及离子交换树脂再生废水。根据电厂水平衡试验数据显示，全厂平均发电负荷率71.65%工况下，锅炉补给水处理系统产生超滤反洗水10.0 m3/h、超滤加强反洗排水0.0 m3/h、反渗透浓水26.0 m3/h及离子交换树脂再生废水4.0 m3/h。该电厂锅炉补给水处理系统排水未进行分类收集、分质回用，系统废水一并通过地沟进入废水贮存池，由废水输送泵排入工业废水处理系统。
Figure 3. Water structure diagram of boiler supply water treatment system during water balance test
图3. 全厂水平衡试验期间锅炉补给水处理系统用水结构图
2.3. 凝结水精处理系统废水排放现状
该准东煤矿坑口电厂全厂水平衡试验期间锅炉补给水处理系统用水结构如图4所示。由图4可以看出，凝结水精处理系统排水主要分为前置过滤器反洗/冲洗水、高速混床再生废水两种，一期、二期机组前置过滤器反洗/冲洗水均经地沟收集至凝泵坑经泵带压排入工业废水处理系统，高混再生废水均进入再生废水池经泵带压排入工业废水处理系统。根据该电厂相关数据显示，冬季供热期一期、二期凝结水精处理系统高混平均再生周期为3.5天/套，2020年06月至2021年06月，高混再生废水(约6.8 m3/h)未进行分质回用。
Figure 4. Water structure diagram of condensate treatment system during water balance test
图4. 全厂水平衡试验期间凝结水精处理系统用水结构图
3. 深度优化用水改造路线
3.1. 脱硫系统用水结构改造方案
鉴于一期、二期脱硫系统补水水源均以脱硫辅机冷却水回水(工业水)为主，用水结构不合理，对于脱硫系统，提出优化脱硫系统用水结构改造方案，即分别将一期、二期脱硫辅机冷却水回水母管延伸敷设至辅机循环冷却水系统，将脱硫辅机冷却水回水回用于辅机循环冷却水系统，进而加大脱硫系统对于辅机循环冷却水系统排污水的消耗，原一期、二期脱硫辅机冷却水回水母管至脱硫工艺水箱管道保留，增加手动阀门隔断；相关系统改造后，脱硫系统、辅机循环冷却水系统用水结构得以优化，且显著降低了辅机循环冷却水系统运行浓缩倍率和结构倾向。
3.2. 锅炉补给水处理系统废水排放改造方案
对于锅炉补给水处理系统废水，超滤反洗水是属于悬浮物较高的废水，可新增处理设备处理合格后回用或利用厂内现有的设备处理后回用，如原水预处理系统、循环水旁流过滤系统、工业废水处理系统等。一级反渗透浓水属于含盐量较高、浊度很低的废水，可根据水质情况回用至循环水系统、脱硫系统、复用水系统等。超滤加强反洗排水属于酸碱废水，可对其进行单独收集回用至工业废水处理系统，处理合格后回用。离子交换树脂再生废水属于含盐量较高的酸碱废水，可利用中和池液位控制及再生步序控制，将离子交换树脂再生过程中产生酸碱废水和冲洗水分开收集、分别回用，冲洗水可回用至工业水系统、循环水系统、脱硫系统等，酸碱废水可作为末端高盐废水回用至煤场、灰场、湿渣等系统。
由于该电厂锅炉补给水处理系统附近以及现有建筑内可供利用空间有限，对于锅炉补给水处理系统，提出以下改造方案，仅对废水量较大的超滤反洗水进行单独收集回用至原水预处理系统，而超滤加强反洗排水、一级反渗透浓水、离子交换再生酸碱废水仍通过现有设施进入工业废水处理系统处理回用。
在锅炉补给水处理车间附近新增1座废水池，敷设超滤反洗水至新增废水池管道，将过滤器反洗水单独收集至新增废水池；敷设新增废水池至原水预处理系统机械加速澄清池进水区管道，将过滤器反洗水升压输送至原水预处理系统回用。
3.3. 凝结水精处理系统再生废水回收改造方案
结合全厂机组除渣系统运行情况，该电厂凝结水精处理系统再生废水回收改造方案可分为一期/二期高混再生废水分质回收方案、一期/二期高混再生废水输送至二期湿除渣系统直接回用方案两种。不同改造方案技术经济对比如表4。
综上对比分析，本次改造拟对凝结水精处理系统排水进行分类收集、分质回用改造。系统改造后，将高速混床再生阶段的冲洗水和进酸(进碱)、置换阶段含盐量较高的酸碱废水分类收集、分质回用，高速混床再生阶段的冲洗水与前置过滤器反洗水一起回收至工业废水处理系统，含盐量较高的再生酸碱废水则作为末端高盐废水回用至煤场、灰场、湿渣等系统。
Table 4. Technical and economic comparison of different transformation schemes
表4. 不同改造方案技术经济对比
4. 深度优化用水影响分析
4.1. 工程实施后对于辅机循环冷却水系统浓缩倍率的影响
水平衡试验期间及深度优化用水改造后，该准东煤矿坑口电厂一期2 × 350 MW机组辅机循环冷却水系统、二期2 × 660 MW机组辅机循环冷却水系统排水及浓缩倍率控制数据对比如表5。
Table 5. Control data of drainage and concentration ratio of circulating cooling water system of auxiliary machine during water balance test and after water modification in depth optimization
表5. 水平衡试验期间及深度优化用水改造后辅机循环冷却水系统排水及浓缩倍率控制数据
经深度优化用水改造后，一期辅机循环冷却水系统控制浓缩倍率由2.64降为1.50，二期辅机循环冷却水系统控制浓缩倍率由1.97降为1.70，显著降低了辅机循环冷却水系统腐蚀结构倾向。
4.2. 工程实施后对末端高盐废水水量的影响
4.2.1. 末端高盐废水中酸碱再生废水含量
对于锅炉补给水处理系统离子交换再生酸碱废水，鉴于现场条件限制值，本工程未对离子交换树脂再生过程中产生的酸碱废水和冲洗水进行分开收集、分别回用，不会对末端高盐废水水量造成影响。
对于凝结水精处理系统高混再生酸碱废水，该电厂冬季机组平均负荷率较高，根据电厂提供数据显示，冬季凝结水精处理系统高速混床平均再生周期为3.5天/套，结合电厂高速混床再生步序计算得出再生一套高速混床产生酸碱废水量约31.2 m3，即1.3 m3/h。鉴于酸碱再生废水含盐量较高，本工程直接将其升压输送至末端废水处理系统，归入末端高盐废水统一处理回用。
故经全厂深度优化用水改造后，本工程末端高盐废水中酸碱废水水量为1.3 m3/h。
4.2.2. 末端高盐废水中脱硫废水水量
根据该电厂设计资料显示，在设计工况下(工艺用水规定水质–循环水，不含废水)，一期机组脱硫装置脱硫废水消耗量为7.0 m3/h；二期机组脱硫装置脱硫废水消耗量为18.7 m3/h。
全厂深度优化用水改造后，该燃煤电厂一期、二期机组脱硫系统工艺用水水源主要为辅机循环冷却水系统排污水(循环水)及工业废水处理系统产水(主要为化学制水车间一级反渗透浓排水)，其中一级反渗透浓排水水质明显劣于全厂机组脱硫装置工艺用水规定水质–循环水。由于脱硫系统补水水源组成的不同，深度优化用水改造后全厂脱硫系统必然较设计工况下多产生一定量的脱硫废水。
综合原水氯离子含量、脱硫废水中氯离子含量、原水预处理聚合氯化铝加药含量等数据综合计算得出，由于脱硫系统补水水源组成的不同，该燃煤电厂深度优化用水改造后全厂脱硫系统较设计工况下多产生脱硫废水约2.0 m3/h。
4.3. 工程实施后对末端高盐废水水质的影响
该燃煤电厂由于脱硫废水实际排放量较少，导致脱硫系统氯离子控制浓度远高于设计值(20,000 mg/L)，故现脱硫废水实际水质无法代表电厂远期控制水平，不能作为本改造工程末端高盐废水水质的判定依据。
电厂脱硫废水水质远期控制水平需电厂配合开展脱硫系统氯离子浓度控制提升试验进行确定，通过试验该电厂一二期脱硫系统浆液氯离子在控制上限均在20,000 mg/L左右，满足系统设计值要求，超过20,000 mg/L时系统存在溢流现象。
5. 结论
本文对准东区域燃煤电厂高盐废水相关系统深度优化用水改造路线进行了深入探讨，并详细分析了工程实施对辅机循环冷却水系统浓缩倍率以及末端高盐废水水量、水质的影响。通过对脱硫系统、辅机循环冷却水系统用水结构进行优化，显著降低了辅机循环冷却水系统运行浓缩倍率，进而降低系统结垢可能性。在锅炉补给水处理系统排水综合利用过程中，需结合电厂构筑物布置等实际情况，酌情实现系统排水的分开收集、分别回用。对于设计有湿除渣系统电厂，凝结水精处理系统高盐废水回用方案，需进行经济技术对比分析，综合考虑方案费用投资。电厂深度优化用水改造的实施，往往造成脱硫系统工艺用水水质劣化，脱硫废水排放量较设计工况有所增加，该部分脱硫废水量需仔细论证得出。各电厂现脱硫废水实际水质通常无法代表其远期控制水平，深度优化用水改造过程中需电厂配合开展脱硫系统氯离子浓度控制提升试验，以确定脱硫废水水质远期控制水平。
基金项目
河南省科技攻关项目(202102310592；河南省高等学校重点科研项目(20A150045)；河南省大学生创新创业训练计划项目(S202112949017)；郑州师范学院大学生创新创业训练计划项目(DCY2020025)；郑州师范学院大学生科研创新基金项目(2021008)。
NOTES
*通讯作者。