摘 要：火電廠取用水和排水現狀與排污許可證要求有一定差距，火電廠廢水排放控制工作勢在必行。對比了節(jié)水與廢水治理相關法律法規(guī)與技術標準，結合取用水與排水實際情況，給出了具有針對性的廢水排放控制技術路線，包括火電廠廢水排放控制目標與原則，原水預處理、脫硫廢水處理、其他廢水處理等技術路線；此外，還給出了末端廢水處理技術路線，為火電廠開展相關改造提供依據和思路。

關鍵詞：火電廠；廢水排放控制；排放標準；原水；脫硫廢水；末端廢水；技術路線

0 引言

中國對水環(huán)境保護日漸重視，火電行業(yè)作為高耗水行業(yè)的重要監(jiān)管對象[1]，實際取水與排放狀況與國家政策要求仍有較大差距。很多火電企業(yè)實際取水量高于 G B / T 1 8 9 1 6 . 1 — 2 0 1 2 《 取水定額》，與《水污染防治計劃》2020 年的取水指標相比差距更大；廢水實際排放情況與排污許可證的要求也有一定差距?；痣娖髽I(yè)應盡快開展廢水排放控制改造，使取水、用水及排水滿足相關要求。

燃煤電廠水系統(tǒng)主要包括原水預處理、鍋爐補給水、工業(yè)水、循環(huán)冷卻水、煤水、渣水、工業(yè)廢水和脫硫廢水等處理系統(tǒng)，且系統(tǒng)之間涉及水的串復用，水平衡非常復雜。且各燃煤電廠水源水質、用水現狀和環(huán)保要求等基礎條件不同，目前行業(yè)也沒有相關的標準或技術路線指導其開展相關改造。

根據《中華人民共和國水法》（2016 年修訂版 ） 、 《 中華人民共和國水污染防治法 》（2017 年修訂版）、《水污染防治計劃》和《排污許可證管理暫行規(guī)定 》 （ 環(huán) 水體 〔 2016〕186 號 ） 等法律法規(guī)政策 ， 以及 D L / T7 8 3 — 2 0 1 8 《 火力發(fā)電廠節(jié)水導則 》 、 D L / T5046 — 2018 《 發(fā)電廠廢水治理設計規(guī)范 》 、DL/T 1337—2014《火力發(fā)電廠水務管理導則》和 DL 5068—2014《發(fā)電廠化學設計規(guī)范》等火電企業(yè)節(jié)水與廢水治理技術標準，結合燃煤電廠取水、用水、排水實際情況，本文提出具有針對性的廢水排放控制技術路線，為燃煤電廠開展相關改造提供依據和思路。

1 火電廠廢水排放控制目標與原則

1.1 總外排口水量和水質

目前，火電廠排污許可證對外排廢水要求基本依據機組建設環(huán)境評價（環(huán)評）批復文件，若環(huán)評批復文件允許廢水外排，則環(huán)保局給火電廠頒發(fā)的排污許可證一般允許設置廢水排放口；反之，則不允許火電廠設置排污口，要求廢水零外排。國內某大型發(fā)電集團不允許設置排污口的電廠約占電廠總數的 39%，該比例基本可反映中國不允許設置排污口火電機組數值的平均水平。

允許廢水外排的火電廠一般包括 3 類：

（1）廢水排至公共污水處理系統(tǒng)，其外排廢水一般執(zhí)行GB 31962—2015《污水排入城鎮(zhèn)下水道水質標準》。

（2）廢水直接排放至海域，其外排廢水一般執(zhí)行 GB 3097—1997《海水水質標準》。

（3）廢水直接排放至地表水環(huán)境，若此類火電廠所在地有廢水地方排放標準，其排污許可證中規(guī)定的外排口水質要求一般執(zhí)行地方排放標準，如河南澗河流域、湖北省漢江中下游流域、黃河流域、巢湖流域等；若火電廠所在地沒有廢水地方排放標準，其排污許可證中外排口水質限值要求一般執(zhí)行 GB 8978—1996《污水綜合排放標準》。各廢水排放標準主要污染物限值如表 1所示。

由表 1 可知，相對于 GB 8978—1996《污水綜合排放標準》，地方廢水排放標準主要污染物種類更多、限值更低；除廣東省以外，其他地方廢水排放標準均增加了總氮污染物指標；北京市廢 水 排 放 標 準 常 規(guī) 指 標 限 值 最 低 ， 其 次 是 天 津市，其余地區(qū)廢水排放標準常規(guī)指標限值處于同一水平。此外，上海市和山東省地方排放標準增加了溶解性固體含量排放要求，遼寧省地方排放標準增加了氯化物排放要求，這給電廠廢水治理水平提出了更高要求。

1.2 取水方式和取水量

新建火電廠環(huán)評批復文件一般要求使用城市中水作為生產水源，但是部分火電廠由于市政污水處理廠未建設、中水管路未鋪設、中水水質不滿足使用要求等原因，實際未使用中水或中水使用量未滿足要求，導致其超量使用地表水、地下水或自來水。此外，部分老廠由于暫不具備使用中水或地表水條件，仍違規(guī)使用地下水。

部分火電廠取水方式滿足相關要求，但是由于其用水水平低，節(jié)水措施不到位，導致其取水量超過政府批復的取水限額。山東省和內蒙古自治區(qū)已實行超計劃用水累進加價征收水資源費，降低火電廠經濟效益，如某循環(huán)冷卻型電廠裝機容量 2×135 MW+2×350 MW，由于中水處理設施處理能力不足，導致中水使用量不足，地下水和地表水使用量超過取水限額，年取水費用高達2 300萬元。

不同水源條件下，原水預處理和循環(huán)水控制方案以及末端廢水水量不一樣，因此廢水排放控制改造應以環(huán)評批復文件和政府最新要求的水源作為設計依據。此外，廢水控制技術研究目標不僅是達標排放，還應通過合理的技術路線實現全廠廢水的梯級利用，降低全廠的新鮮水取水量，使其滿足政府批復的取水限額要求。

1.3 節(jié)水與廢水綜合治理原則

火電廠全廠節(jié)水與廢水綜合治理工作應根據“節(jié)水優(yōu)先、系統(tǒng)治理、一廠一策、指標領先”的原則，制定系統(tǒng)、全面的改造方案。

（1）在制定廢水排放控制的設計方案前，應在全廠范圍內進行用水排水情況核查及評估，摸清各系統(tǒng)水量平衡關系，評價電廠用水及廢水處理系統(tǒng)運行情況，結合環(huán)保政策對電廠的要求，針對具體問題制定針對性的方案。

（2）當排污許可證或環(huán)評報告及批復文件不允許廢水外排時，火電廠應通過廢水綜合利用、末端廢水濃縮固化等技術措施，或者通過與下游污水處理企業(yè)聯合，實現環(huán)保目標；當排污許可證或環(huán)評報告及批復文件允許循環(huán)水或其他廢水外排時，火電廠外排廢水污染物種類、濃度和總量應同時滿足排污許可證和其他環(huán)保要求。

（3）節(jié)水工作應遵循雨污分流、梯級利用、分類處理、充分回用的原則，選擇成熟可靠、經濟合理、設施便于維護的節(jié)水技術，使改造后取水方式和取水量滿足相關要求。

（4）方案制定應充分考慮取水水源和排水指標的變化情況，同步考慮化學藥品、污泥處置等外部環(huán)境情況；預測電廠計劃開展的相關改造對用水和排水情況的影響，如脫硫增容或改造、增設濕式電除塵設施、有色煙羽治理、煤場封閉改造等。

（5）水處理系統(tǒng)的工藝設計和設備選型應遵循“安全可靠穩(wěn)定、生產維護方便、技術先進成熟、投資經濟合理”的原則。

2 各系統(tǒng)廢水治理現狀及改造技術路線研究

2.1 原水預處理系統(tǒng)

2.1.1 原水預處理系統(tǒng)現狀

直流冷卻型火電機組大多位于南方水量豐富地區(qū)，多采用長江水作為生產水源，原水處理工 藝 采 用 “ 混 凝 澄 清 — 過 濾 ” 工 藝 ， 去 除 懸 浮物，如華能岳陽電廠、國電投常熟電廠等。循環(huán)冷卻型和空冷型機組生產水源一般包括地表水、地下水和中水。典型電廠生產水源主要水質如表 2 所示。由表 2 可知：（1）各地區(qū)地表水、地下水和中水水質相差較大，一般南方和東北地區(qū)水質較好，山東地區(qū)水質較差；（2）對于同一地區(qū)，一般地下水水質優(yōu)于地表水，地表水水質優(yōu)于中水。

地表水一般水質較好，有機物、堿度和硬度較低，宜采用“混凝澄清—過濾”處理工藝去除懸浮物后作為循環(huán)水和鍋爐補給水系統(tǒng)補水，如表 2的 B、C、D 電廠；A 電廠和 E 電廠堿度和硬度較高，未采用軟化工藝，循環(huán)水濃縮倍率較低，為3.0~4.0。

使用地下水的電廠一般位于山東、山西和內蒙古等缺水地區(qū)。地下水無懸浮物，有機物濃度低，電廠一般不作處理，直接作為循環(huán)水和鍋爐補給水系統(tǒng)補水，但是地下水堿度和硬度較高，堿 度 和 硬 度 分 別 為 4.62~6.60 mmol/L 和 5.70~10.90 mmol/L，限制了濃縮倍率的提高。

使用中水的電廠一般是新建機組，中水溶解性固體含量、堿度和硬度較高，A、H、I 和 J 電廠均采用中水石灰混凝澄清工藝，其中 J 電廠中水有機物較高，在石灰混凝澄清前設有曝氣生物濾池工藝用于進一步降低來水有機物和氨氮。

2.1.2 原水預處理系統(tǒng)改造技術路線

（1）在中水水質和水量滿足運行要求時，應優(yōu)先使用中水，降低火電廠取水費用。由于地下水取水管理日趨嚴格，改造后電廠不宜采用地下水作為生產水源，避免二次改造。如 A 電廠，同時采用中水、地表水和地下水的情況下，應優(yōu)先使用中水，盡量減小地下水的使用量。

（2）對于水源為地表水且硬度低時，原水預處理通常采用混凝澄清工藝 ， 降低懸浮物 ， 如B、C、D 和 E 電廠；對于水源為地表水且水硬度高或水源為中水的情況，原水預處理通常采用石灰混凝澄清或結晶軟化工藝，降低硬度和堿度，如 A、H、I 和 J 電廠。

（3）原水預處理系統(tǒng)產生的污泥需進行濃縮脫水處理，上清液宜進行回收利用，有條件的電廠可考慮污泥摻燒。

2.2 循環(huán)水系統(tǒng)

2.2.1 循環(huán)水系統(tǒng)現狀

（ 1） 濃縮倍率低 ， 不利于節(jié)水 。經調研 ，約 30% 的循環(huán)冷卻型電廠濃縮倍率低于 3.0。其主要原因為：①部分電廠高堿度硬度的原水未經處理，直接補至循環(huán)水系統(tǒng)，限制了循環(huán)水濃縮倍率的提高；②部分電廠長期未進行循環(huán)水動態(tài)模擬試驗，長期采用阻垢緩釋性能差的藥劑。

（2）循環(huán)水排污水不能穩(wěn)定達標排放，特別是采用中水作為循環(huán)水補充水的電廠，循環(huán)水排污水高標準達標排放難度大。主要表現為：①部分電廠采用含磷水質穩(wěn)定劑 ， 導致外排水磷超標；②山東和上海地區(qū)要求外排廢水溶解性固體質量濃度不高于 2 000 mg/L，部分電廠濃縮倍率值控制較高 ， 外排水溶解性固體含量易超標 ；③北京、天津、山東和上海等地區(qū)，外排水懸浮物和 COD 限值較低，電廠現有處理工藝不能滿足要求，總排放口水質易超標。

（3）循環(huán)水排污水綜合利用程度低。部分電廠循環(huán)水排污水未在廠內回用，直接外排，造成水資源浪費。

（4）循環(huán)水排污水脫鹽處理設施運行不正常。循環(huán)水排污水有機物、致垢離子濃度高，給循環(huán)水排污水膜脫鹽工藝的正常穩(wěn)定運行帶來較大影響。部分電廠采用“混凝澄清—過濾—超濾—反滲透”或“石灰凝澄清—過濾—超濾—反滲透”工藝，膜污堵嚴重。

2.2.2 循環(huán)水系統(tǒng)改造技術路線

（1）在通過加強原水預處理、改善循環(huán)水補充水水質的基礎上，根據水質條件、換熱設備材質等情況，經技術經濟比較后，篩選循環(huán)水水質穩(wěn)定劑，確定合適的循環(huán)水濃縮倍率，減少循環(huán)水補充水水量和循環(huán)水排污量。采用地表水、地下水或海水淡化水作為循環(huán)水補充水時，濃縮倍率可提高至 5 及以 上 ；采用再生水作為補充水時，濃縮倍率可提高至 3 及以上。

（2）循環(huán)水排污水可優(yōu)先綜合利用于脫硫、除渣、除灰和輸煤等下游用水系統(tǒng)。

（3）當循環(huán)水排污水廠內綜合利用后仍有污水需要外排，且外排水溶解性固體含量有限值要求或懸浮物、COD 等指標要求較高時，經技術經濟比較，可采用循環(huán)水排污水脫鹽工藝。經過膜脫鹽后，淡水可回用于鍋爐補給水處理系統(tǒng)或循環(huán)水系統(tǒng)等；在不影響脫硫系統(tǒng)正常穩(wěn)定運行前提下，濃水可回用至脫硫系統(tǒng)，或至末端廢水處理系統(tǒng)合并處理。循環(huán)水排污水有機物去除工藝有強化混凝、高級氧化、臭氧–生物活性炭等；軟化工藝有石灰–碳酸鈉軟化、氫氧化鈉–碳酸鈉軟化等。去除循環(huán)水排污水中有機物和結垢離子，有助于解決循環(huán)水排污水膜污堵問題。

（4）對于實施有色煙羽治理的電廠，可考慮將煙氣冷凝水補入循環(huán)冷卻水系統(tǒng)調節(jié)堿度。

2.3 脫硫廢水處理系統(tǒng)

2.3.1 脫硫廢水處理系統(tǒng)現狀

脫硫廢水排放量及水質隨機組負荷、煤質特性和脫硫系統(tǒng)要求等因素的變化而變化，水量波動較大，且含有懸浮物、重金屬、COD 和氟離子等多種污染物。常用工藝為石灰石–石膏法脫硫，出水水質需滿足 DL/T 997—2006《火電廠石灰石–石膏濕法脫硫廢水水質控制指標》。目前，火電廠脫硫廢水常用處理工藝流程為：廢水調節(jié)池→三聯箱（加石灰或其他堿性藥劑、有機硫、混凝劑、助凝劑等）→澄清器→清水池。主要存在的問題：部分電廠脫硫廢水處理系統(tǒng)設備可靠性差，經常停止運行；部分電廠系統(tǒng)出力不足或加藥方式和加藥量不合理，造成出水水質不達標。

2.3.2 脫硫廢水處理系統(tǒng)改造技術路線

（1）對于脫硫增容、增設濕式電除塵器的改造，若系統(tǒng)出力確定，水質較好的濕式電除塵器及除霧器沖洗水可考慮單獨收集回用其他系統(tǒng)；若水質較差可考慮梯級使用脫硫工藝水和沖洗水，在不增加脫硫廢水排放量的前提下，保證脫硫系統(tǒng)水量平衡。

（ 2） 針對大部分電廠脫硫廢水懸浮物 和COD 較高的情況，脫硫廢水處理工藝流程可優(yōu)化為 ：廢水調節(jié)池 →預沉設施 →三聯箱 →澄清器→中間水池（加氧化劑、酸等）→過濾器→清水池。

（3）當進水懸浮物含量超出設計值、影響到出水水質時，應調整石膏旋流器和廢水旋流器運行，從源頭降低進水懸浮物含量。

（4）若出水 COD 超標，應采取強化曝氣等措施；若 COD 仍不達標，可通過加 NaClO 或其他氧化劑降低出水 COD。

（5）采用新型高效無機絮凝劑及一體式處理裝置的脫硫廢水達標排放處理工藝，該工藝澄清效果好，但對離子（如氟離子、重金屬離子）的去除效果有限，出水水質易超標。某火電廠脫硫廢水處理系統(tǒng)采用新型高效無機絮凝劑，進出水水質如表 3 所示 。

由表 3 可 知 ， 出水氟離子超標 ， 因此應加強出水重金屬 、 氟離子等指標監(jiān)測，及時跟蹤評估運行效果。針對脫硫廢水原水氟離子和重金屬離子濃度高，不能滿足排放標準的電廠，可采用“石灰–有機硫”與新型高效無機絮凝劑組合工藝，確保出水水質滿足相關標準。

2.4 其他廢水處理系統(tǒng)

（1）煤水處理系統(tǒng)。煤水懸浮物含量高、水質復雜，應單獨處理后本系統(tǒng)循環(huán)利用，宜采用預沉淀→（電）絮凝→澄清→過濾工藝。部分地區(qū)環(huán)保要求敞開式煤場改為封閉式煤場，含煤廢水收集和處理系統(tǒng) 不宜考慮封閉煤場區(qū)域雨水量，封閉式煤場雨水進入雨水排水系統(tǒng)。

（2）濕除渣系統(tǒng)。渣水是一種難處理廢水，電導率 、 氯離子 、 硬度 、 膠體等含量高 ， 易結垢，一般不允許排放，與其他廢水混合會影響處理效果，應在本系統(tǒng)循環(huán)利用。目前電廠除渣系統(tǒng)補水存在不規(guī)范的問題，補水閥經常性連續(xù)開啟，致使溢流水大量外排。這部分溢流水宜通過“沉淀→冷卻”工藝及補水量優(yōu)化實現渣水零溢流。首先應減少進入除渣系統(tǒng)的水量，然后增加渣水冷卻器，帶走多余的熱量，減少蒸發(fā)損失的水量，從而減少系統(tǒng)補水量，實現水量平衡和鹽量平衡，最終實現除渣系統(tǒng)零溢流。

（3）工業(yè)廢水處理系統(tǒng)。工業(yè)廢水包括設備反洗水、沖洗水、反滲透濃水和離子交換再生廢水等。工業(yè)廢水處理站處理流程一般為，廢水貯存池（箱）→pH 值調整池（箱）→混合池（箱）→澄清池（箱）→最終中和池→清水池。設備反洗水和沖洗水可回收至原水預處理系統(tǒng)或工業(yè)廢水處理站?；瘜W制水車間反滲透濃水，可用作脫硫工藝水；對于循環(huán)水高濃縮倍率運行的電廠，可作為循環(huán)水補充水。凝結水精處理系統(tǒng)再生廢水，可通過該系統(tǒng)關鍵設備改造、運行優(yōu)化和給水加氧處理，增加設備周期制水量，減少再生廢水總量；將再生劑由鹽酸改為硫酸，將再生廢水作為脫硫工藝用水。

（4）生活污水處理系統(tǒng)。生活污水可生化性好，宜采用曝氣生物濾池、膜生物反應器等生物處理工藝，出水可作為循環(huán)水補充水、脫硫系統(tǒng)工藝用水、綠化用水或其他生產用水。當電廠有中水深度處理設施時，生活污水可與中水合并處理。距離市政污水處理廠較近的，在滿足環(huán)保要求前提下，生活污水可直接排入市政污水收集和處理系統(tǒng)?；痣姀S產生生活污水的源頭較多且分 散 ， 各點生活污水水量少且懸浮性雜質多，在長距離輸送過程中容易堵塞管道，造成生活污水難以收集，各電廠應根據實際情況采取分散處理與集中處理相結合的方式。

3 末端廢水處理技術路線

末端廢水是經梯級利用后無法經濟合理回用的高鹽廢水 。

其主要包括 ：（ 1） 脫硫廢水 ；（2）溶解性固體含量接近或高于 1% 的離子交換系統(tǒng)再生高鹽廢水；（3）反滲透濃水等。

在末端廢水零排放處理系統(tǒng)設計前，應從源頭實現末端廢水減量，以優(yōu)化系統(tǒng)設計規(guī)模，降低末端廢水處理系統(tǒng)的投資和運行費用。脫硫廢水進入末端廢水處理系統(tǒng)前 ， 應滿足 D L / T997—2006《火電廠石灰石–石膏濕法脫硫廢水水質控制指標》要求。

末端廢水零排放處理工藝路線原則：（預處理）→（濃縮減量）→蒸發(fā)固化。預處理系統(tǒng)主要處理工藝包括化學軟化澄清–過濾、化學反應–管式微濾/超濾軟化、納濾軟化（分鹽）、離子交換軟化，及上述工藝的組合工藝。預處理工藝的設置、選擇應綜合考慮末端廢水水質、水量及后續(xù)濃縮、固化工藝對水質的要求，通過技術經濟比較確定 。當末端廢水量大 ， 經技術經濟比較后，后續(xù)直接蒸發(fā)固化成本過高時，宜采用膜法或熱法濃縮工藝，實現廢水的減量。膜法濃縮工藝有納濾 、 高壓反滲透 、 碟管式反 滲 透 、 電滲析、正滲透等；熱法濃縮工藝有余熱閃蒸濃縮、晶種法 MVR 降膜蒸發(fā) 、 蒸汽熱源蒸發(fā)濃縮等 。蒸發(fā)固化工藝主要包括煙氣蒸發(fā)固化、蒸汽或其他熱源蒸發(fā)結晶。煙氣蒸發(fā)固化需要論證工藝對主煙道系統(tǒng)安全運行和粉煤灰綜合利用的影響。

對于采用海水冷卻的電廠，或采用電解飽和鹽水制備 NaClO 的電廠，經國家和地方環(huán)保許可 后 ， 可將脫硫廢水 、 再生高鹽廢水處理合格后，用于電解，制備 NaClO。

4 結語

中國火電廠廢水排放控制工作已經取得了很大成就，但仍有部分電廠排水水質和水量、取水方式和水量與相關要求存在一定差距。同時，火電廠在取水、排水方面面臨很多客觀問題，如部分地區(qū)提供的中水溶解性固體含量和 COD 超標，不滿足電廠使用要求，增加了二次處理成本和使用風險；廢水排放控制改造一次投資和運行成本較高，特別是要求廢水零排放電廠，末端廢水處理系統(tǒng)投資約 200 萬元/t，運行成本約 30~60 元/t，大幅增加電廠運行成本。目前水治理改造沒有類似于超低排放電價政策資金支持，火電廠廢水排放控制是一項極其復雜的工作，各發(fā)電集團應結合下屬電廠用排水現狀和環(huán)保要求，制定相應的技術路線，指導其開展相關改造。