华能沁北电厂全厂废水零排放介绍1讲述.pptx

华能沁北电厂全厂废水零排放介绍 赵兴辉 2016.03 目 录 一、电厂介绍 二、水系统现状 三、全厂废水“零排放”改造方案介绍 四、改造后出现问题的探讨与对策 一 华能沁北电厂简介 一期2×600MW超临界燃煤发电机组，2004年投产； 二期2×600MW超临界燃煤发电机组，2007年投产； 三期建设2×1000MW超超临界燃煤机组，2012年投产；总装机容量4400MW。 其中一期机组为我国第一台国产超临界依托项目。 电厂水源 一期2×600MW 机组生产用水原设计采用五龙口地下水，经过深井泵升压输送至厂区，作为#1、#2机组的冷却塔补水及工业消防水池的补水。 二期2×600MW 机组生产用水原设计为济源市城市中水，地下水作为第二水源，主要为#3、#4机组冷却塔补水，也可以供三期机组冷却塔补水。 三期2×1000MW机组水源生产用水原设计为济源市城市中水，第二水源为二期循环水排污水，河口村水库水作为备用水源，为#5、#6机组冷却塔补水及三期工业消防水池补水。 地表水水质 mg/L mmol/L 总硬度 7.43 mmol/L Ca2+ 97.80 4.88 总碱度 3.65 mmol/L Mg2+ 30.98 2.55 甲基橙碱度 3.65 mmol/L HCO3- 222.72 3.65 总固体 660 mg/L Cl- 37.91 1.07 溶解固体 642 mg/L SO42- 271.24 5.65 电导率() 794 μS/cm 0.00 0.00 全硅(SiO2) 7.85 mg/L CO32- 0.00 0.00 活性硅(SiO2) 4.74 mg/L 中水水质 mg/L mmol/L Ca2+ 60.32 3.01 总硬度 4.06 mmol/L Mg2+ 12.75 1.05 总碱度 0.55 mmol/L 0.00 0.00 酚酞碱度 0.24 mmol/L CO32- 14.40 0.48 总固体 610 mg/L HCO3- 4.27 0.07 溶解固体 578 mg/L Cl- 103.19 2.91 CODCr 11 mg/L SO42- 235.83 4.91 电导率() 847 μS/cm 氨氮 0.07 mg/L 全厂主要水系统处理工艺： 一期：循环水采用过滤器+弱酸处理方式，弱酸出水一部分水用来制备锅炉补给水（处理方式为超滤反渗透+一级除盐+混床），其余部分回到循环水系统。 二期：循环水采用过滤器+弱酸处理方式，处理后的水全部回到循环水系统，锅炉补给水仍采用一期循环水弱酸处理的出水（处理方式为超滤反渗透+一级除盐+混床）。 三期：循环水采用澄清池石灰处理，然后经过超滤反渗透系统，处理后的水回到循环水系统。补给水水源设计为地表水，处理方式为全膜处理，现在将水源改为旁流处理反渗透的产水。 改造前全厂水量平衡图 全厂主要废水现况： 序号 项目名称 数值（m3/h） 1 弱酸再生废水 85 2 一、二期除盐设备超滤反洗水、反渗透浓排水 50 3 三期除盐设备超滤反洗水、反渗透浓排水 68 4 一、二期精处理再生废水 25 5 三期精处理再生废水 21 6 三期循环水旁流反渗透浓排水 116 7 一、二期脱硫废水 65 8 三期脱硫废水 60 9 全厂生活、排泥水 43 10 合计 533 二 零排放项目简介 根据当地环保要求，沁北要实现全厂废水零排放。需要对循环水旁流处理系统、精处理再生系统、锅炉补给水反渗透浓排水、生活污水、脱硫废水等系统进行改造。 此外，对脱硫废水提出了预处理与膜法浓缩、灰场喷洒的方案。 全厂水系统存在的主要问题 （1）一期、二期旁流处理系统产生的废水目前均经化学废水池外排，没有回收； （2）一期、二期脱硫系统设有GGH，系统消耗水量仅为153 m3/h； （3）全厂一期、二期循环水系统排污水量偏大，需进一步提高循环水浓缩倍率控制； （4）脱硫废水处理系统运行不正常，导致脱硫废水未经处理后直接排放至灰场或者外排，存在很大环保风险； （5）精处理再生废水外排，需要回收处理； （6）厂前区生活污水与雨水未实现雨污分离，雨水、污水均经过下水道外排。  ：改造工程的主要内容如下： （1）回收反渗透浓水、精处理及弱酸再生废水（高盐废水）作为FGD工艺用水； （2）收集精处理及弱酸再生废水（低盐废水），处理后回用至冷却塔； （3）在现有条件下，拆除一、二期脱硫系统GGH，增加脱硫工艺用水量； （4）提高循环水浓缩倍率，减少循环水排污水量； （5）改造