火电厂废水水质监测和脱硫废水零排放改造

水处理网讯:摘要：针对燃煤火力发电站，分析废水排放方式、水质监测和末端含盐脱硫废水零排放改造的关键技术，通过分质、分量收集废水，对废水综合梯级利用，实现废水资源化。结果表明全厂废水水质、水量及原处理方式存在的问题包括未能充分做到废水的分质分量回用；循环水排污水外排水量巨大；各类废水混合复用，复用水的品质受到影响等。废水零排放系统的改造，使高品质排水直接回水利用，低品质排水经处理后重复利用，劣品质排水经收集后用作脱硫补充水，末端高含盐脱硫废水零排处理后产生淡水回用，达到全厂废水零排放的目的，实现节约用水和固废回收利用。需深度处理的末端废水为高含盐量的脱硫废水，通过软化预处理+膜法分盐+膜浓缩+蒸发结晶干燥的工艺，使高含盐的脱硫废水中的水分与盐分分离，回收利用水份，产生具有工业品质的固态盐。通过实施全厂废水零排放改造，每年可减少外排废水约29万m3；脱硫提效改造后，以每年运行5500 h计算，每年可节约中水约15万m3，经济效益、社会效益显著，同时也满足了国家环保标准的要求。

关键词：水质监测；废水综合利用；梯级用水；废水零排放；含盐脱硫废水；末端废水

引言：目前，各燃煤火力发电站的全厂水务管理日益严格，外排废水日益减少，同时不可回用的含盐废水的稀释用水也减少[1-3]。电厂原有废水排放存在诸多问题，影响回用水的品质[2-4]。未经处理的脱硫废水由石膏携带进行消纳，导致石膏含水率过高、重金属含量超标等，影响了石膏品质[3-5]。因此，有必要提高对火电厂耗水和废水排放指标的要求，改变火电厂原有水资源利用方式，提高水资源利用率。

本研究针对燃煤火力发电站，分析废水排放方式、水质监测和末端含盐脱硫废水零排放改造的关键技术，通过分质、分量收集废水，对废水综合梯级利用，实现废水资源化。本文的分析有助于了解废水排放的运行方式和存在问题，通过对高品质排水、低品质排水、劣品质排水和末端高含盐脱硫废水综合回收利用，实现废水零排放和低碳、节能、环保的火电厂可持续发展目的。

一、废水水质监测及处理方式分析

外排的高盐废水的危害包括：（1）腐蚀金属管道和设备，影响废水输送和处理设施的寿命；（2）冲击污水生化处理系统，致使污水处理设施不能正常运行；（3）影响中水的进一步回用；（4）影响水体生态环境，引起土壤盐渍化，污染地下水。这基本决定了高盐废水的不可复用性。部分电厂采用排入水冲灰，渣水系统和干灰调湿的方法处理高盐废水，但这种方法的局限性很大，干灰调湿吸纳不了废水量，影响了排放。

火电厂废水水质、水量及原处理方式，存在的问题包括：

（1）全厂废水，除了生活污水、预处理泥水、脱硫废水及外排的循环水排污水外，均进入复用水池进行回用，未能充分做到废水的分质分量回用，影响回用水的品质。

（2）循环水排污水排至事故泵房，仅少量回用，大部分进行厂外排放，外排水量巨大，影响周边水体环境。

（3）部分可回收使用的设备冷却水、疏水等作为事故排水进行外排，未做到对废水的分质回用。

（4）工业废水集中处理站出水，煤水处理站出水，以及反渗透浓排水均被排入复用水池。各类废水混合复用，复用水的品质受到影响。经复用水泵房升压，供给煤灰杂用水，包括卸煤沟及道路冲洗水、煤仓间除尘器用水、煤场喷洒用水、皮带及栈桥冲洗和灰库搅拌机用水及脱硫用水。未能充分做到废水的分质分量回用，影响回用水的品质。

（5）生活污水原设计为经生化处理后，与污水处理厂的中水混合后，作为电厂原水使用。现生活污水处理站生化处理失效，生活污水处理站悬浮物及COD超标，回收至中水调节池，影响中水水质，因而定期外排生活污水。

（6）部分有压排水与无压排水混合排放，观察井内经常冒汽且水质被污染。

（7）脱硫装置采用降低吸收塔内氯离子的浓度（控制在<10000 mg/L）、排放废水至石膏皮带脱水机的方式维持塔内平衡。未经处理的脱硫废水由石膏携带进行消纳，石膏含水率过高、重金属含量超标，影响了石膏品质。

（8）深度减排脱硫提效改造后，排放的高含盐量脱硫废水未妥善处理。

（9）给水、排水系统存在的问题包括辅机循环水补水量大、浓缩倍率低、排污量大。

（10）反渗透回收率方面存在除盐水处理过程中，反渗透产水率偏低的问题，实际运行产水率约53%，低于设计值60%。

（11）凝结水精处理的问题包括由于凝结水精处理系统进水含铁量较高，经精处理系统处理后的水质含铁指标达不到设计要求，致使目前锅炉排污量偏大，造成水资源的浪费。

（12）生活污水处理系统的问题包括生活污水处理站因废水收集口无格栅清污机，大的杂质进入生活污水处理设施，造成污堵，影响生物反应效果。目前，生活污水处理站长期间断运行，系统生化处理功能已失效，废水间断性地通过事故水池外排。

（13）脱硫废水处理系统问题包括由于现场布置场地及设计方面的原因，运行不畅，系统出水水质不稳定，不能满足后续零排放处理的需要，而且不能达到脱硫废水处理系统设计处理能力16 m³/h。

废水零排放系统改造的技术路线

根据电厂用水及废水特性，电厂全厂废水零排放的技术路线按照图1的原则进行。

图1的废水零排放技术路线通过分质、分量收集废水，实现废水的梯级利用减量，包括：

（1）高品质排水直接回水利用。根据现场调研，可直接回收利用的排水有：1）锅炉排污水，2）脱硝尿素水解疏水及伴热疏水，3）取样排水，4）机组启动排水，5）煤仓间及输煤汽暖疏水。这类废水在使用过程中水质未发生大的变化，可通过集中收集至工业回收水池，并经自清洗过滤器过滤后送至清水池。

（2）水质较好的或低含盐量的低品质排水如预处理超滤浓水、化学取样水、生活污水等，不经处理或进行简单处理，用于对水质要求不高的下一级系统或自身系统内循环使用，达到节水的目的。

（3）污染较严重的或稍高含盐量的劣品质排水，针对其水质特性，增加相应的前置处理设施，用做脱硫系统吸收塔补充水。根据现场调研，高含盐量的劣品质废水包括循环水排污水以及反渗透浓排水。该类排水经收集后可用作脱硫补充水。

（4）末端高含盐量的脱硫废水同零排放处理后产生淡水回用，达到全厂废水零排放的目的，同时节约用水，固废回收利用。需深度处理的末端废水为高含盐量的脱硫废水。

末端高含盐脱硫废水零排放处理是指通过软化预处理+膜法分盐+膜浓缩+蒸发结晶干燥的特殊工艺，使高含盐的脱硫废水中的水份与盐份分离，回收利用水份，产生具有工业品质的固态盐，达到节约用水，固废回收利用的目的。

电厂通过实施全厂废水零排放技术，每年可减少外排废水约29万m3，在脱硫提效项目改造后，全厂废水零排放项目实施前后相比，以年运行5500 h计，每年可节约中水取水约15万 m3。废水零排放改造的经济效益显著，同时社会效益和满足国家环保标准方面的意义也是重大的。

结论：针对燃煤火力发电站，分析废水排放方式、水质监测和末端含盐脱硫废水零排放改造的关键技术，通过分质、分量收集废水，对废水综合梯级利用，实现废水资源化。结果表明：

（1）全厂废水水质、水量及原处理方式的存在问题包括未能充分做到废水的分质分量回用；循环水排污水外排水量巨大；各类废水混合复用，复用水的品质受到影响；生活污水处理站生化处理失效，导致定期外排生活污水；高含盐量脱硫废水未妥善处理；给水、排水系统存在的问题包括辅机循环水补水量大、浓缩倍率低、排污量大。

（2）废水零排放系统的改造，使高品质排水直接回水利用，低品质排水经处理后用于对水质要求不高的下一级系统或自身系统内循环重复利用，劣品质排水经收集后用作脱硫补充水，末端高含盐脱硫废水零排处理后产生淡水回用，达到全厂废水零排放的目的，实现节约用水和固废回收利用。

（3）需深度处理的末端废水为高含盐量的脱硫废水，脱硫废水零排放处理工艺为软化预处理+膜法分盐+膜浓缩+蒸发结晶干燥。通过实施全厂废水零排放改造，每年可减少外排废水约29万m3，每年可节约中水约15万m3。

参考文献：

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原标题:火电厂废水水质监测和脱硫废水零排放改造