电厂废水排放控制政策法规与技术路线综述

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1、电厂废水排放控制政策法规与技术路线综述摘要：火电厂取用水和排水现状与排污许可证要求有一定差距，火电厂废 水排放控制 工作势在必行。对比了节水与废水治理相关法律法规与技术标准，结 合取用水与排水实际 情况，给出了具有针对性的废水排放控制技术路线,包括火电厂废水排放控制LI标与原则， 原水预处理、脱硫废水处理、其他废水处理等技 术路线；此外，还给出了末端废水处理技 术路线，为火电厂开展相关改造提供依 据和思路。关键词：火电厂；废水排放控制；排放标准；原水：脱硫废水；末端废水； 技术路线0 引言中国对水环境保护日渐重视，火电行业作为高耗水行业的重要监管对象 1, 实际取水 与排放状况与国家政策要求仍

2、有较大差距。很多火电企业实际取水量高 于G B / T 1 8 9 1 6 . 1 2 0 1 2取水定额，与水污染防治计划 2020年的取水指标相比差距更大；废 水实际排放情况与排污许可证的要求也有 一定差距。火电企业应尽快开展废水排放控制改 造，使取水、用水及排水满足相 关要求。燃煤电厂水系统主要包括原水预处理、锅炉补给水、工业水、循环冷却水、 煤水、渣 水、工业废水和脱硫废水等处理系统，且系统之间涉及水的串复用，水 平衡非常复杂。且 各燃煤电厂水源水质、用水现状和环保要求等基础条件不同， LI 前行业也没有相关的标准 或技术路线指导其开展相关改造。根据中华人民共和国水法（2016年修订版

3、）、中华人民共和国 水污染防治法 （20 1 7年修订版）、水污染防治计划和排污许可证管理暂行规定（环水体（20 1 6） 186号）等法律法规政策，以及DL/ T7 8 3 2 0 1 8火力发电厂节水导则、D L / T5046 2018发电厂废水治理设计规范、DL/T 13372014火力发电厂水务管理导则和DL 5068-2014 发电厂化学设计规范等火电企业节水与废水治理技术标准，结合燃煤电厂取 水、用水、排水实际情况，本文提出具有针对性的废水排放控制技术 路线，为燃煤电厂开 展相关改造提供依据和思路。1 火电厂废水排放控制目标与原则1.1 总外排口水量和水质U 前，火电厂排污许可证

4、对外排废水要求基本依据机组建设环境评价（环评） 批复文 件，若环评批复文件允许废水外排，则环保局给火电厂颁发的排污许可证 一般允许设置废 水排放口；反之，则不允许火电厂设置排污口，要求废水零外排。 国内某大型发电集团不 允许设置排污口的电厂约占电厂总数的 39%,该比例基本 可反映中国不允许设置排污口火 电机组数值的平均水平。允许废水外排的火电厂一般包括 3 类：(1) 废水排至公共污水处理系统，其外排废水一般执行GB 31962-2015污 水排入 城镇下水道水质标准。(2) 废水直接排放至海域，其外排废水一般执行GB 3097-1997海水水质标 准。(3) 废水直接排放至地表水环境，若此

5、类火电厂所在地有废水地方排放标 准，其排 污许可证中规定的外排口水质要求一般执行地方排放标准，如河南涧河 流域、湖北省汉江 中下游流域、黄河流域、巢湖流域等；若火电厂所在地没有废 水地方排放标准，其排污许 可证中外排口水质限值要求一般执行 GB 8978-1996污水综合排放标准。各废水排放标准主要污染物限值如表 1 所示。由表1可知，相对于GB 8978-1996污水综合排放标准，地方废水排放标准主要 污染物种类更多、限值更低；除广东省以外，其他地方废水排放标准 均增加了总氮污染物 指标；北京市废水排放标准常规指标限值最 低，其次是天津市，其余地区废水排放标准常 规指标限值处于同一水平。 此

6、外，上海市和山东省地方排放标准增加了洛解性固体含量排 放要求，辽宁省地 方排放标准增加了氯化物排放要求，这给电厂废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电厂环评批复文件一般要求使用城市中水作为生产水源，但是部分火 电厂由 于市政污水处理厂未建设、中水管路未铺设、中水水质不满足使用要求等 原因，实际未使 用中水或中水使用量未满足要求，导致其超量使用地表水、地下 水或自来水。此外，部分 老厂山于暂不具备使用中水或地表水条件，仍违规使用 地下水。部分火电厂取水方式满足相关要求，但是由于其用水水平低，节水措施不到 位，导 致其取水量超过政府批复的取水限额。山东省和内蒙古自治区已实行

7、超计 划用水累进加价 征收水资源费，降低火电厂经济效益，如某循环冷却型电厂装机容量2X133MW+2X350 MW,由于中水处理设施处理能力不足，导致中水使用量不足，地下水和地表水使用量超过 取水限额，年取水费用高达2 300万元。表1国内火电厂各废水排放标准主要污染物限值标笊玄祢祐水.GBS97S-19P6）广东方小烁合拎煤杯ifl ）（DB 44/26-200】L级标吊、_（北京曲水討渠物燃合冷故标XU （DB11/3072013） BjtttRHfi_上海M污水淙合扮枚标 （DB31/1W-2018）:级标?ft_大沖M丙水绦合If玻标准）（ DB 12/3N5-2O13）那加（江于窈污

8、水統合桂败杯笊（DB 21/16272008 ）樹7物7070103010COD100100306040漱（总签悔解性舗化物150-5101.3(2 5门)5.0(SOD2.0(35小(2015丨15031)030.42 0003050iU 319622015)A ( B 13俗水水痕标？fl qb 30?71997)三姿标400500G)45n cu0J160005( 2 000)”05q15000(2 KQ 310b4D05A r201515700 03100I 1 ）播号外數值为Zkfl12工时的監制盘坏抵号内数值I：时的控制垢阪2 篡化物（按氛禽fl 对It放于涣水 水也海域不It水用

9、农田僅漑的能枚标那为250山肌41用处理反读透虧水抹故标41为10）0“8心3 以中水 戍循用水为t ko的企w淄w件同体含屈fi标隈備放住妙 OOOmg/L： 4 i 此值为不同水源条件下，原水预处理和循环水控制方案以及末端废水水量不一样，因此废 水排放控制改造应以环评批复文件和政府最新要求的水源作为设计依据。此外，废水控制 技术研究LI标不仅是达标排放，还应通过合理的技术路线实现全厂废水的梯级利用，降 低全厂的新鲜水取水量，使其满足政府批复的取水限额要求。1. 3节水与废水综合治理原则 火电厂全厂节水与废水综合治理工作应根据“节水优先、系统治理、一厂一策、指 标领先”的原则，制定系统、全面

10、的改造方案。（1）在制定废水排放控制的设计方案询，应在全厂范围内进行用水排水情况核查及 评估，摸清各系统水量平衡关系，评价电厂用水及废水处理系统运行情况，结合环保政策 对电厂的要求，针对具体问题制定针对性的方案。（2）当排污许可证或环评报告及批复文件不允许废水外排时，火电厂应通过废水综合利用、末端废水浓缩固化等技术措施，或者通过与下游污水处理企业 联合，实现环保 LI 标；当排污许可证或环评报告及批复文件允许循环水或其他废 水外排时，火电厂外排废水 污染物种类、浓度和总量应同时满足排污许可证和其 他环保要求。（3）节水工作应遵循雨污分流、梯级利用、分类处理、充分回用的原则， 选择成熟 可黑、经

11、济合理、设施便于维护的节水技术，使改造后取水方式和取水 量满足相关要求。（4）方案制定应充分考虑取水水源和排水指标的变化情况，同步考虑化学 药品、污 泥处置等外部环境情况；预测电厂计划开展的相关改造对用水和排水情 况的影响，如脱硫 增容或改造、增设湿式电除尘设施、有色烟羽治理、煤场封闭 改造等。（5）水处理系统的工艺设计和设备选型应遵循“安全可靠稳定、生产维护 方便、技 术先进成熟、投资经济合理”的原则。2各系统废水治理现状及改造技术路线研究2. 1 原水预处理系统2. 1. 1 原水预处理系统现状 直流冷却型火电机组大多位于南方水量丰富地区，多采用长江水作为生产水 源，原 水处理工艺采用“混

12、凝澄清一过滤”工艺，去除悬浮 物，如华能岳阳电厂、国电投常熟电 厂等。循环冷却型和空冷型机组生产水源一 般包括地表水、地下水和中水。典型电厂生产 水源主要水质如表2所示。川表2可知：（1）各地区地表水、地下水和中水水质相差较 大，一般南方和东北地区水质较好，山东地区水质较差；(2)对于同一地区，一般地下水水质优于地表水，地表水 水质优于中水。表2典型电厂生产水涼圭要水质水辣电厂编号学尔浓毁/ mmol L1crSO十歸物CODI/2CF总妣A山东1633911351U!2335246S9B44 591080530356222.4!1 54351C64 6$126419004030 4SD30.

13、551.45S24441931&5331E7395.711854712.23312 6456A山东141ins09020.6667 8210.9迪下水Fill两3867504502S44623 2857G内蒙占94.1960 0413760.53駆3 8671Aill东249213.21281182287D66421035中水H科南183181621943917.24356336 039 43I606026W:(5.92.763 6349J190164 43268 S3553573 7210地表水一般水质较好，有机物、碱度和硬度较低，宜采用“混凝澄清一过滤” 处理工艺去除悬浮物后作为循环水和锅

14、炉补给水系统补水，如表2的B、C、D电厂；A电厂和E电碱度和硬度较高，未釆用软化工艺，循环水浓缩倍率较低，为3. 04. Oo使用地下水的电厂一般位于山东、山西和内蒙古等缺水地区。地下水无悬浮物，有 机物浓度低，电厂一般不作处理，直接作为循环水和锅炉补给水系统补水，但是地下水碱 度和硬度较高，碱度和硬度分别为4. 626. 60 mmol/L和5. 7010. 90 mmol/L,限制了浓缩倍率的提高。使用中水的电厂一般是新建机组，中水溶解性固体含量、碱度和硬度较高， A、H、I 和J电厂均采用中水石灰混凝澄清工艺，其中J电厂中水有机物较高，在石灰混凝澄清前 设有曝气生物滤池工艺用于进一步降低

15、来水有机物和氨氮。2. 1. 2原水预处理系统改造技术路线(1) 在中水水质和水量满足运行要求时，应优先使用中水，降低火电厂取水费用。 由于地下水取水管理日趋严格，改造后电厂不宜釆用地下水作为生产水源，避免二次改 造。如A电厂，同时采用中水、地表水和地下水的情况下，应优先使用中水，尽量减小地 下水的使用量。(2) 对于水源为地表水且硬度低时，原水预处理通常采用混凝澄清工艺，降低 悬浮物，如B、C、D和E电厂；对于水源为地表水且水硬度高或水源为中水的情况，原 水预处理通常釆用石灰混凝澄清或结晶软化匸艺，降低硬度和碱度，如A、H、I和J电 厂。（3）原水预处理系统产生的污泥需进行浓缩脱水处理，上清

16、液宜进行回收 利 用，有条件的电厂可考虑污泥掺烧。2.2 循环水系统2. 2. 1 循环水系统现状（1）浓缩倍率低，不利于节水。经调研，约 30%的循环冷却型电厂 浓缩倍率低于3.0。其主要原因为：部分电高碱度硬度的原水未经处理，直接补至循环水系统，限制 了循环水浓缩倍率的提高；部分电厂长期未进行循环水动态模拟试验，长期采用阻垢缓 释性能差的药剂。（2）循环水排污水不能稳定达标排放，特别是采用中水作为循环水补充水 的电厂，循环水排污水高标准达标排放难度大。主要表现为：部分电厂采用含 磷水质稳定剂，导 致外排水磷超标；山东和上海地区要求外排废水溶解性固体质量浓度不高于2 000 mg/L, 部分

17、电厂浓缩倍率值控制较高，外排水溶解 性固体含量易超标；北京、天津、山东和上 海等地区，外排水悬浮物和COD限值较低，电厂现有处理工艺不能满足要求，总排放水 质易超标。（3）循环水排污水综合利用程度低。部分电厂循环水排污水未在厂内回用， 直接 外排，造成水资源浪费。（4）循环水排污水脱盐处理设施运行不正常。循环水排污水有机物、致垢 离子浓 度高，给循环水排污水膜脱盐工艺的正常稳定运行带来较大影响。部分电 厂采用“混凝澄 清一过滤一超滤一反渗透”或“石灰凝澄清一过滤一超滤一反渗 透”工艺，膜污堵严重。2. 2. 2 循环水系统改造技术路线（1）在通过加强原水预处理、改善循环水补充水水质的基础上，根

18、据水质 条件、换 热设备材质等情况，经技术经济比较后，筛选循环水水质稳定剂，确定 合适的循环水浓缩 倍率，减少循环水补充水水量和循环水排污量。采用地表水、 地下水或海水淡化水作为循 环水补充水时，浓缩倍率可提高至 5及以上；釆 用再生水作为补充水时，浓缩倍率可提高 至 3 及以上。（2）循环水排污水可优先综合利用于脱硫、除渣、除灰和输煤等下游用水系统。（3）当循环水排污水厂内综合利用后仍有污水需要外排，且外排水溶解性 固体含 量有限值要求或悬浮物、COD等指标要求较高时，经技术经济比较，可采用循环水排污水 脱盐丄艺。经过膜脱盐后，淡水可回用于锅炉补给水处理系统或 循环水系统等；在不影响 脱硫系

19、统正常稳定运行前提下，浓水可回用至脱硫系统, 或至末端废水处理系统合并处理。 循环水排污水有机物去除工艺有强化混凝、高 级氧化、臭氧-生物活性炭等；软化工艺有石 灰-碳酸钠软化、氢氧化钠-碳酸 钠软化等。去除循环水排污水中有机物和结垢离子，有助 于解决循环水排污水膜 污堵问题。（4）对于实施有色烟羽治理的电厂，可考虑将烟气冷凝水补入循环冷却水 系统调 节碱度。2. 3 脱硫废水处理系统2. 3. 1 脱硫废水处理系统现状 脱硫废水排放量及水质随机组负荷、煤质特性和脱硫系统要求等因素的变化 而变化， 水量波动较大，且含有悬浮物、重金属、 COD 和氟离子等多种污染物。 常用工艺为石灰石 -石膏法

20、脱硫，出水水质需满足DL/T 997-2006火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制 指标。訂前，火电厂脱硫废水常用处理工艺 流程为：废水调节池一三联箱（加石灰或其 他碱性药剂、有机硫、混凝剂、助凝 剂等）一澄清器一清水池。主要存在的问题：部分电 厂脱硫废水处理系统设备可 靠性差，经常停止运行；部分电厂系统出力不足或加药方式和 加药量不合理，造 成出水水质不达标。2. 3. 2脱硫废水处理系统改造技术路线（1）对于脱硫增容、增设湿式电除尘器的改造，若系统出力确定，水质较 好的湿 式电除尘器及除雾器冲洗水可考虑单独收集回用其他系统；若水质较差可 考虑梯级使用脱 硫工艺水和冲洗水，在不增加脱硫废水

21、排放量的前提下，保证脱 硫系统水量平衡。（2）针对大部分电厂脱硫废水悬浮物和COD较高的情况，脱硫废水处理工艺流 程可优化为：废水调节池一预沉设施一三联箱一澄清器一中间水池（加氧化剂、酸等）一过滤器一清水池。（3）当进水悬浮物含量超出设计值、影响到出水水质时，应调整石膏旋流 器和 废水旋流器运行，从源头降低进水悬浮物含量。（4）若出水 COD 超标，应采取强化曝气等措施；若 COD 仍不达标，可通 过加 NaClO 或其他氧化剂降低出水 CODo（）采用新型高效无机絮凝剂及一体式处理装置的脱硫废水达标排放处理 工艺， 该工艺澄清效果好，但对离子（如氟离子、重金属离子）的去除效果有限, 岀水水质

22、易超标。某火电厂脱硫废水处理系统采用新型高效无机絮凝剂，进出水 水质如表 3所示表 3 某火电厂脱硫废水处理亲统进出水水底mg/L项目必水出水較化物55.245.0总邯0.00580.0039总汞0.02200.0039总铅低于检测限低予检测限总镉0.15低于检測限由表 3可知，出水氟离子超标，因此应加强出水重金属、氟离子等 指标监测，及时 跟踪评估运行效果。针对脱硫废水原水氟离子和重金属离子浓度 高，不能满足排放标准的 电厂，可釆用“石灰-有机硫”与新型高效无机絮凝剂 组合工艺，确保出水水质满足相关 标准。2.4 其他废水处理系统（1）煤水处理系统。煤水悬浮物含量高、水质复杂，应单独处理后本

23、系统 循环 利用，宜采用预沉淀一（电）絮凝一澄清一过滤匸艺。部分地区环保要求敞 开式煤场改为 封闭式煤场，含煤废水收集和处理系统 不宜考虑封闭煤场区域雨 水量，封闭式煤场雨水 进入雨水排水系统。（2）湿除渣系统。渣水是一种难处理废水，电导率、氯离子、硬度、 胶体等含 量高，易结垢，一般不允许排放，与其他废水混合会影响处理效果， 应在本系统循环利 用。U前电厂除渣系统补水存在不规范的问题，补水阀经常性连续开启，致使溢流水大量 外排。这部分溢流水宜通过“沉淀一冷却”工艺及补 水量优化实现渣水零溢流。首先应减 少进入除渣系统的水量，然后增加渣水冷却 器，带走多余的热量，减少蒸发损失的水量， 从而减少

24、系统补水量，实现水量平 衡和盐量平衡，最终实现除渣系统零溢流。（3）工业废水处理系统。工业废水包括设备反洗水、冲洗水、反渗透浓水 和离子 交换再生废水等。工业废水处理站处理流程一般为，废水贮存池（箱）一 pH 值调整池（箱） 一混合池（箱）一澄清池（箱）一最终中和池一清水池。设 备反洗水和冲洗水可回收至原 水预处理系统或丄业废水处理站。化学制水车间反 渗透浓水，可用作脱硫工艺水；对于循 环水高浓缩倍率运行的电厂，可作为循环 水补充水。凝结水精处理系统再生废水，可通过 该系统关键设备改造、运行优化 和给水加氧处理，增加设备周期制水量，减少再生废水总 量；将再生剂山盐酸改 为硫酸，将再生废水作为脱

25、硫工艺用水。（4）生活污水处理系统。生活污水可生化性好，宜采用曝气生物滤池、膜 生物反 应器等生物处理工艺，出水可作为循环水补充水、脱硫系统工艺用水、绿 化用水或其他生 产用水。当电厂有中水深度处理设施时，生活污水可与中水合并 处理。距离市政污水处理 厂较近的，在满足环保要求前提下，生活污水可直接排 入市政污水收集和处理系统。火电 厂产生生活污水的源头较多且分散，各点 生活污水水量少且悬浮性杂质多，在长距离输送 过程中容易堵塞管道，造成生活 污水难以收集，各电厂应根据实际情况采取分散处理与集 中处理相结合的方式。3末端废水处理技术路线末端废水是经梯级利用后无法经济合理回用的高盐废水。 其主要包

26、括：（1）脱硫废水；（2）溶解性固体含量接近或高于 1%的 离子交换系统 再生高盐废水；（3）反渗透浓水等。在末端废水零排放处理系统设计前，应从源头实现末端废水减量，以优化系 统设讣 规模，降低末端废水处理系统的投资和运行费用。脱硫废水进入末端废水 处理系统前，应 满足D L / T997-2006火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标要求。末端废水零排放处理工艺路线原则：（预处理）一（浓缩减量）一蒸发固化。 预处 理系统主要处理工艺包括化学软化澄清-过滤、化学反应-管式微滤/超滤 软化、纳滤软化 （分盐）、离子交换软化，及上述工艺的组合工艺。预处理工艺 的设置、选择应综合考虑 末端废水水

27、质、水量及后续浓缩、固化丄艺对水质的要 求，通过技术经济比较确定。当末 端废水量大，经技术经济比较后，后续直 接蒸发固化成本过高时，宜采用膜法或热法浓缩 工艺，实现废水的减量。膜法浓 缩工艺有纳滤、高压反渗透、碟管式反渗透、电渗析、正 渗透等；热法浓缩工艺有余热闪蒸浓缩、晶种法MVR降膜蒸发、蒸汽热源蒸发浓缩等。 蒸 发固化工艺主要包括烟气蒸发固化、蒸汽或其他热源蒸发结晶。烟气蒸发固化需 要论 证工艺对主烟道系统安全运行和粉煤灰综合利用的影响。对于采用海水冷却的电厂，或采用电解饱和盐水制备NaCIO的电厂，经国家和地方环 保许可后，可将脱硫废水、再生高盐废水处理合格后，用于电解，制备NaClO

28、o4结语中国火电厂废水排放控制工作已经取得了很大成就，但仍有部分电厂排水水 质和水量、 取水方式和水量与相关要求存在一定差距。同时，火电厂在取水、排 水方面面临很多客观 问题，如部分地区提供的中水溶解性固体含量和COD超标，不满足电厂使用要求，增加了 二次处理成本和使用风险；废水排放控制改造一次 投资和运行成本较高，特别是要求废水 零排放电厂，末端废水处理系统投资约200万元/t,运行成本约30、60元/t，大幅增加电厂运 行成本。前水治理改造没有类似于超低排放电价政策资金支持，火电厂废水排放控制是 一项极其复杂 的丄作，各发电集团应结合下属电厂用排水现状和环保要求，制定相应的技 术路 线，指导其开展相关改造。