我國水資源日益緊缺，火電廠作為用水大戶，其用排水深受國家重視。國內火電廠已采取深度節水措施，相關政策的出臺表明火電廠廢水零排放將成為主流趨勢。但目前電廠水污染防治技術尚存在許多問題，尤其是直流冷卻型火電廠，它們大多建立在沿江、沿海地區，電廠化學廢水、含煤廢水、渣溢流水和生活污水等外排不僅造成水資源浪費，而且會污染江、海等水環境，環保風險較高。
本文以4家典型沿江、沿海的直流冷卻型火電廠為例，分析電廠主要用水系統的用排水現狀，提出水污染防治過程中存在的共性問題，結合實際情況，深入研究沿江、沿海直流冷卻型火電廠水污染防治策略。
一、直流冷卻型火電廠用排水現狀
通過統計，得到了4家典型直流冷卻型火電廠的裝機容量、單位發電量取水量、單位發電量排水量、總廢水排放量和全廠外排水率等情況(見表1)。A廠、B廠、C廠和D廠均處于沿江、沿海、水源豐富的南方地區。由表1可知，4家電廠單位發電量取水量為0.170~0.970m3(/MW?h)。其中B廠、D廠單位發電量取水量均高于GB50660—2011《大中型火力發電廠設計規范》和Q/DG1-S002—2009《火力發電廠水務管理設計導則》的要求，全廠外排水率分別高達31%和43%。外排水率越高說明節水潛力越大。
二、主要用水系統用排水現狀及問題
2.1 化學除鹽水系統
化學除鹽水系統產生的廢水主要包括反滲透濃排水、酸堿再生廢水、預處理設備反洗排水、少量鍋爐排污水和精處理再生廢水。反滲透濃排水水質特點為懸浮物含量低、含鹽量較高，鍋爐連續排污水水質較好、懸浮物和含鹽量均較低，其他排水的特點均為不連續且平均排水量較小，懸浮物和含鹽量較高。其中，化學再生廢水和精處理再生廢水的水質最為復雜，陰、陽樹脂再生過程中會產生不同種類的污染物：陽樹脂一般采用鹽酸再生，再生廢水中含有氯離子、氨氮、鈣離子、鎂離子和鐵離子等，陰樹脂一般采用氫氧化鈉再生，再生廢水中含有鈉離子、硫酸根、碳酸根、氯離子和重碳酸根等。
以某廠為例，其精處理再生過程中廢水的pH值變化范圍為3~12，污染物質量濃度受再生過程影響波動較大，氯離子的變化范圍為900~5000mg/L，氨氮的變化范圍為2~500mg/L。
再生廢水需經處理后方可回用至其他系統。表2為4家典型直流冷卻型火電廠化學除鹽水系統的用排水情況，表中：RO為反滲透，UF為超濾，EDI為連續電除鹽，SWRO為反滲透海水淡化。其中，火電廠鍋爐補給水的化學除鹽處理工藝的選擇取決于水源水質。對于水源水質相對較好的A廠和D廠，采用“過濾→陽床→陰床→混床”工藝，B廠采用了水質相對較差的長江下游水作為水源，需要選用“過濾→RO→陽床→陰床→混床”或“UF→RO→EDI”全膜法工藝。
反滲透裝置的設計回收率基本為75%左右，大多電廠的過濾設備自用水未回收，因此有RO裝置的補給水處理系統自用水率在30%左右，無RO裝置的補給水處理系統自用水率一般低于15%(不同設備的自用水率和水質特點見表3)。RO濃水濁度很低，其含鹽量接近于濃縮倍率為4倍的循環水排污水，A廠和B廠II期回用了RO濃水，其余未回用的外排。
精處理再生廢水和化學再生廢水水質類似，一般通過工業廢水處理站或化學廢水處理系統進行集中處理，常規處置方式為“pH中和”，處理后回用至灰渣系統、輸煤系統、復用水池和脫硫系統等。由于再生廢水含鹽量較高，部分電廠會考慮中和后直接外排，如C廠和D廠，部分電廠考慮處理后回用作為煤場噴淋，如A廠和B廠。
電廠現有化學除鹽水系統普遍存在以下問題。
(1)RO裝置設計回收率通?！?5%，部分電廠在實際運行過程中未及時調整RO回收率，使其低于設計值，造成化學除鹽水系統產水量降低、用水量增大。
(2)部分電廠化學除鹽水系統設備自用水率較較高、水質較好的過濾設備自用水未被回用，造成水資源浪費，沿江、沿海地區電廠因來水水質較差，造成RO濃水排水水質差，部分電廠放棄回用該部分廢水，采用新鮮水或工業水補入其他系統。
(3)鍋爐補給水和精處理系統陽樹脂常用鹽酸再生，生成的再生廢水氯離子質量濃度較高。廢水由再生階段產生的高鹽廢水和準備、收尾階段產生的低鹽沖洗廢水組成，電廠通常將這2種廢水混合送至工業廢水處理站，造成處理站排水中氯離子質量濃度升高，影響工業廢水的出水水質，部分電廠采取廢水處理后外排的方式避免該部分廢水的回用。
2.2 脫硫系統
脫硫系統是火電廠的主要末端用水系統。對直流冷卻型火電廠而言，脫硫系統是全廠用排水量最大的系統。由表4可知，4家電廠脫硫系統工藝用水水源為工業水或新鮮水，存在“高質低用”現象?；痣姀S采用煙氣濕法脫硫產生的脫硫廢水，因微細懸浮物多、含鹽量高、硬度大且具有腐蝕性而處理難度較大，必須對其進行單獨處理。除B廠(僅采用澄清工藝處理脫硫廢水)外的3家電廠均采用了“中和→沉降→絮凝→澄清池”(即三聯箱)工藝。該工藝通過在不同分區分別加入石灰、有機硫、凝聚劑和助凝劑，來完成pH值調整、混凝、絮凝反應等步驟，使生成的絮凝物在澄清器中沉淀、分離出來。
脫硫廢水處理系統普遍存在以下問題。
(1)電廠脫硫廢水處理系統出力一般是按脫硫吸收塔漿液氯離子質量濃度為15000~20000mg/L設計脫硫廢水量，而很多電廠基于脫硫島防腐蝕、二氧化硫超低排放和石膏品質及鎂離子控制的需要來設計，實際運行脫硫吸收塔漿液氯離子質量濃度控制在5000~10000mg/L，這使得脫硫廢水的實際外排水量大于脫硫廢水處理系統設計值，導致脫硫廢水處理系統出力不足、處理效果差、運行故障多，造成很多電廠的脫硫廢水處理系統需要擴容改造。
(2)部分電廠脫硫島漿液系統廢水排放點設置在真空石膏皮帶機后。而另一部分電廠的廢水設置設置在廢水旋流器溢流水口，導致脫硫廢水含固量大幅增加。
(3)部分電廠脫硫廢水三聯箱處理系統前未設置預沉池，高含固率的脫硫廢水直接進入三聯箱系統會造成三聯箱系統攪拌機扭矩過大，容易燒毀攪拌電機，使運行故障頻發，設備維護壓力大。
(4)部分電廠的三聯箱加藥點設置不合理。如助凝劑加藥點設置在絮凝箱末端會導致助凝劑還沒有充分混合就進入澄清池，不利于礬花的形成，沉降效果差、出水濁度高。脫硫廢水含固率超標會增大污泥壓濾脫水機負擔，增加其故障頻率。
(5)現場調研發現，約20%的脫硫廢水處理系統處于長期停運狀態，配套設備存在問題較多，已無法正常運轉，有的甚至基本處于癱瘓狀態，脫硫廢水得不到有效處理。脫硫廢水重金屬離子、氟離子、化學需氧量(COD)等含量均較高，若直接排放，存在較高的環保風險。
2.3 灰渣系統
火電廠一般采用灰、渣分除，干除灰方式。新建電廠較多采用干除渣方式，在役火電廠多采用濕除渣方式。由表5可知，4家電廠除灰方式均采用干除灰，并設有灰場。干灰可外銷或綜合利用，銷售不佳時可儲存于灰場。多數電廠采用脫硫廢水、循環水及化學廢水作為干灰拌濕水源。
除B廠采用干除渣方式外，其他各電廠基本采用撈渣機進行濕除渣。電廠現有灰渣系統普遍存在以下問題。
(1)濕除渣系統為確保爐底冷卻溫度不高于60℃，通常采用大量補水進行冷卻，但由于消耗水量較少，會產生一定的溢流水量(渣溢水)。渣溢水水量受鍋爐燃燒狀況等影響較大。部分電廠將渣溢水回用至工業廢水處理站，造成工業廢水出水水質下降，部分電廠將渣溢流水直接外排，造成環保問題。
(2)電廠多采用品質較高的工業水作為除渣系統補水，處理后的品質較差的工業廢水均未回收利用，造成水資源浪費。
2.4 其他系統
火電廠產生的廢水還包括含煤廢水、生活污水和含泥廢水等，其處理方式及回用情況見表6。
含煤廢水是電廠為防止輸煤系統產生揚塵，而定時對輸煤棧橋、轉運站、煤倉間等部位進行噴灑產生的沖洗水。含煤廢水的水量不穩定、變化較大，外觀呈黑色，含有大量的煤粉等雜質。統計多家直流冷卻型電廠含煤廢水水質情況：pH值為6~9，濁度≥60NTU，懸浮物質量濃度為50~4000mg/L。而按DL/T5046—2018《發電廠廢水治理設計規范》要求，含煤廢水處理后的回用水水質應滿足pH值為6~9，懸浮物質量濃度為
現有煤水處理工藝有加藥混凝+沉淀、電絮凝及分級沉淀工藝。由表6可知，除A廠外，其余3家電廠均存在全廠煤水收集或回用系統不完善的問題，易導致煤水混入其他系統或雨水系統，造成水質發黑的現象。沿江、沿海電廠主要采用水路運輸燃料，設有露天碼頭，碼頭面積較大而一般與廠區距離較遠，存在煤水輸送管道易沉積堵塞、腐蝕泄漏，以及雨季碼頭區域含煤廢水收集困難等問題。DL/T5046—2018《發電廠廢水治理設計規范》規定，需收集露天煤場1h初期雨水。
生活污水主要來自廠區各建筑生活用水。生活污水量隨時間、季節變化較大，火電廠生活污水水質特點是有機物、氮、磷含量比市政生活污水濃度低，因此電廠常用接觸氧化法、曝氣生物濾池等工藝處理生活污水，處理后出水水質較好即可回用。由表6可知，B廠、C廠和D廠I，II期均未回用。這是由于電廠生活污水用水點分散、輸送距離長，易造成輸送管道堵塞、處理裝置區域分散、設備運行維護難度和投資較高等問題。電廠需根據具體情況綜合分析，確定生活污水處理設備的集中或分散建設問題。
直流冷卻型機組大多采用河水為水源，通過預處理系統進行混凝澄清處理。在對原水進行預處理的同時也產生了大量的含泥污水。這部分的污水主要來自沉淀池的排泥水和濾池的反沖洗廢水，約占總凈水量的4%~7%，其中包括濃縮后的懸浮物、有機物，以及殘存在泥中的混凝劑。如果含泥廢水不經處理直接排入水體，不但嚴重污染水體，而且浪費了大量的水資源。4家電廠含泥污水均回用，其中A廠和B廠的含泥污水進入工業廢水處理站。污泥常用脫水設備有離心脫水機、疊螺機和板框壓濾機等。原水預處理污泥和工業廢水處理站污泥可采用離心脫水機和疊螺污泥脫水機。
三、水污染防治技術
3.1 廢水深度處理回用
3.1.1 優化全廠用水系統
水平衡優化的主要內容是對水資源和廢水資源進行合理的利用和調配，增加水的梯級使用級數。一些電廠的新鮮水資源分配不合理，如將新鮮水用于脫硫、除渣系統，許多火電廠的廢水資源沒有合理利用，雖然設置了工業、生活等廢污水處理系統，但往往是將廢水處理后排放而未回用。上述情況都是對新鮮水和廢水資源的浪費。
在制定廢水回用方案之前，火電廠首先應委托經驗豐富的單位對全廠用水系統水量進行水量測試，通過全廠水平衡試驗查清全廠的用排水狀況，并根據電廠的實際情況，對各水系統的用排水及水處理系統進行優化改造。根據優化的水平衡方案，確定最佳的廢水回用方案，以最小的成本實現廢水合理回用。
3.1.2 水處理系統節水技術
在不影響機組安全、經濟運行的前提下，盡量減少外排廢水量，提高廢水回收利用率。提高鍋爐補給水處理系統水的回收率提高化學水處理系統回收率的措施主要有：優化預處理工藝，提高進水水質，過濾器和超濾反洗水進行回用，減少膜清洗頻次，延長膜清洗周期，降低自用水率，同時優化膜系統運行參數，提高膜系統回收率。
3.1.3 廢水處理回用
火電廠廢水種類多、水質差異較大，不同回用目標對水質的要求也完全不同。因此，根據各種廢水水質、水量特點，擬回用系統對水質的要求，需選擇適宜的廢水處理工藝對廢水進行分類回收、分質回用，避免廢水的直接混合。廢水處理回用使以前直接排放的廢水得以回用，降低了排放量，但加大了廢水處理難度和成本。
(1)廢水的梯級回用。根據廢水水質特點，將不用處理或經簡單處理的廢水梯級回用至對水質要求不高的系統，如可將化學廢水(主要指過濾器反洗水、反滲透濃排水等)回用至輸煤系統、除渣系統和脫硫系統，精處理再生可由鹽酸再生改為硫酸再生，或者根據再生步序排水水質特點進行分段回收等。含油廢水應設置獨立的收集、處理系統，處理后可回用至輸煤系統。這樣可提高廢水回收利用率，同時可降低廢水處理的投資及運行費用。
(2)廢水的循環回用。將水質較為特殊、不適合與其他廢水混合處理的廢水經過適當處理后在本系統內循環使用，如將含煤廢水經過混凝、澄清處理后，再次作為輸煤系統沖洗用水，實現含煤廢水閉路循環。由于渣水懸浮雜質含量高，且為易結垢性水質，可通過設置撈渣機槽體內閉式冷卻循環系統，實現渣水零溢流。
3.2 末端廢水濃縮減量或固化處理
直流冷卻型電廠末端廢水主要對象是脫硫廢水和少量再生高鹽廢水。末端廢水固化工藝通常包括煙氣干燥固化工藝和蒸發結晶工藝。
煙氣干燥固化工藝分為主煙道煙氣蒸發和旁路煙氣干燥技術，都是利用熱煙氣與脫硫廢水直接接觸換熱進行固化，固化的鹽分進入灰中。主煙道煙氣蒸發工藝在煙氣超凈排放改造后，由于主煙道中直煙道距離較短，在有限的時間和空間內難以將脫硫廢水蒸發完，易出現結垢堵塞煙道的問題。單臺300，600，1000MW等級機組，旁路煙氣干燥工藝最大蒸發水量一般按4，8，12m3/h設計，旁路煙氣干燥工藝使用空氣預熱器前高溫煙氣，降低鍋爐效率，增加發電煤耗。對于直流冷卻型機組水源水質較好，機組脫硫廢水水量少，一般小于旁路煙氣干燥最大蒸發水量，采用旁路煙氣蒸發固化工藝一般不設濃縮減量裝置。
蒸發結晶工藝工程應用的主要有多效蒸發(MED)和機械式蒸汽再壓縮(MVR)。由于蒸發結晶器噸水投資非常高，約200萬~300萬元/t。為了降低整體投資，一般先濃縮減量，降低進入結晶器的水量，蒸發結晶工藝一般采用配套采用膜法濃縮技術，包括納濾、反滲透和電滲析等工藝。為避免膜發生污堵，常采用石灰-碳酸鈉或氫氧化鈉-碳酸鈉等進行軟化預處理，去除廢水中的硅、鈣、鎂等致垢離子。末端廢水水質波動大，而膜法濃縮工藝對軟化預處理工藝出水水質要求非常高，膜法濃縮的重點、難點是如何保障軟化預處理系統出水穩定達到設計要求。
因此，末端廢水處理工藝選擇上應堅持科學性和安全可靠性，為了確保系統的安全、穩定運行，并確保不影響電廠灰或結晶鹽的綜合利用，需要通過模擬試驗論證選定工藝的可行性。
3.3 改造效果
對于直流冷卻型火電廠，優化后的全廠單位發電量取水量可降低至0.160~0.240m3(/MW?h)。
四、結論
通過對4家沿江、沿海直流冷卻型火電廠用/排水現狀進行分析，發現部分電廠外排水率較高，節水潛力大?？筛鶕姀S化學除鹽水系統、脫硫系統、灰渣系統、煤水系統、生活污水處理系統、原水預處理系統等主要用水系統的水質特點，逐一優化用水流程，開展節水技術，并將工業廢水處理后梯級回用于各個系統，煤水、渣水在本系統內循環使用，以減少取水量和外排水量。末端高鹽廢水工藝需綜合考慮系統安全穩定運行和不影響灰的綜合利用等因素，選擇最佳工藝。( >
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