燃煤电厂水资源消耗量大，即便采用空冷代替湿冷，大大减少了耗水，但也仅适用于气温较低的寒冷地区。节水节能，是燃煤电厂必须直面的挑战。
近日，在国家能源局正式授予“国家煤电节能减排示范电站”称号的三家电厂中，由浙江院设计的浙江华能长兴电厂榜上有名，该电厂的废水零排放项目，连续获得国内外含金量极高的科技奖项，为煤电节能减排作出了很有说服力的示范。
7月7日，中国能建浙江院完成的“华能长兴电厂废水零排放”项目获得国资委颁发的“中国设备管理创新奖”;此前，在4月20日举行的第十届全球水峰会上，该项目还荣获了“全球最佳工业水处理项目奖”，同时，这也是中国企业首次获得该奖项。
据了解，全球水峰会由全球水务行业智库国际水务情报于2006年创办，第十届全球水峰会于2016年4月在阿联酋阿布扎比举行。全球水奖以其公正性、专业性和高国际化程度被誉为业内含金量极高的奖项，年度最佳工业水处理项目大奖是本次峰会颁发的年度全球水奖之一。
图为采用目前国际最先进的正渗透废水处理技术，实现废水零排放的华能长兴电厂“上大压小”工程。
因地制宜 节约成本
2014年底，华能长兴电厂废水零排放项目正式启动。
设计过程中，浙江院采用了国际最前沿的以正渗透技术为核心的膜分离工艺，将电厂的废水和水中杂质分离，杂质可通过进一步加工得到利用，废水100%回收利用到锅炉补给水处理系统。采用正渗透系统的运行能耗比蒸发浓缩工艺降低50%-70%，与传统技术相比，这一技术可减少企业约20%的资金投入和约30%的运行成本。
“废水零排放系统建成后，与节水型燃煤电厂相比，一年可进一步减少对外排水量12.1万吨，减少COD(Chemical Oxygen Demand，化学需氧量)排放量约13.75吨/年、悬浮物10吨/年，减少盐类排放量约3600吨/年，实现清洁生产，运行稳定可靠，既实现了节能减排，又能保护环境，具有良好的社会效益和经济效益。”华能长兴电厂废水零排放项目主设人、浙江院水务及环保室高级工程师童晓凡向大家介绍道。
该项目实施时，电厂主体工程已经建成，零排放系统施工空间很小，很多材料又不能承受施工应力，零排放车间距离冷却塔又非常近，施工难度很大。
项目设计团队因地制宜，根据复杂的场地条件，对零排放系统的深度预处理设备“量体裁衣”，首先采用上下阶梯式布置模式，减少平面占地，增加了排泥倾角，解决了系统易被污泥堵塞的问题。另外，在设备之间采用最简洁的过渡模式，减少了清洗和维护工作量。
删繁就简 创新设计
电厂末端废水水质是废水零排放系统的设计依据，而长兴电厂在投运前，采用了水的循环使用、梯级利用以及处理后回用等水务管理技术，同时还采用了烟气超清洁排放等先进技术，使各用水系统排出的废水水质很难确定。
浙江院项目团队打破原有思路，对各用水系统分析，先对末端废水水质进行定性分析，再根据电厂的原水、煤、石灰石品质及电厂用水平衡和运行工况，确定电厂的盐类平衡，准确地预测了末端废水中的盐类物质，对调整废水零排放系统设备和工艺选型起到决定性作用。
系统设计在末端废水中实现了固体和液体分离，让液体全回用于锅炉补给水系统，充分利用末端废水的离子特性，实现离子间架桥、颗粒度长大，并形成沉淀，实际运行深度预处理出水硬度降至零，远低于预估值，也使膜、结晶器的清洗和维护工作量大大减少。
除此之外，创新设计还采用保持浓度恒定和调整压力变化的方法，避免汲取液易挥发的特性改变其渗透压，从而影响正渗透系统运行;还提出产水塔和浓水塔换热器的蒸汽利用形式，以回收系统余热，减少蒸汽的利用率。除了系统启动需要外接水源外，零排放系统用水均来自本系统相应阶段产水，整套系统的用水实现了联动平衡，且运行稳定，无需外接水源。
来自浙江省环境监测中心对该厂168小时试运行期间的现场实测值显示：两台机组，二氧化硫2.91-5.91毫克/立方米，氮氧化物13.6-15.8毫克/立方米，烟尘3.31-3.64毫克/立方米，优于我国目前在役百万千瓦燃煤机组。电厂投产一年半，回收的末端废水约10万吨，目前未对外排放COD。
此次浙江院在华能长兴电厂采用正渗透技术，实现全厂废水零排放，是该技术在国际上的首次工业化应用。标志着我国高COD、高含盐水处理技术走在了世界最前列，为此类工业污水实现“零排放”和无污染综合利用创造了条件，并将推动各电厂实现废水零排放，使废水零排放走向低投资、低能耗且安全稳定运行的新时代。
原标题：让节水型燃煤电厂更环保
