火电厂深度节水及废水零排放

我国的很多火电厂位于缺水地区，这些地区的水环境往往很脆弱，环境承载力差，对废水排放的限制会更加严格。因此，大力开展节水减排是当前火力发电企业最迫切、最重要的任务之一。本书根据作者多年来在火电厂节水和废水减排工作中积累的技术和经验，重点介绍了火电厂深度节水及废水零排放的相关理论、技术和工程案例，供水处理工作者参考。一、我国的水资源现状从资源角度来看，我国近10年来水资源总量基本稳定但人均水资源持续减少。表1为1997年以来我国的水资源总量及用排水情况。表1 我国历年水资源总量及用水、排水情况[1]年份 1997 2000 2004 2008 2012 2014 2015 2016水资源量(亿m3) 27855 27701 24130 27434 29529 27267 27962.6 32466.4用水量(亿m3） 5566 5498 5548 5910 6131 6095 6103.2 6040.2工业用水量(亿m3） — — 1232 1401 1380 1345 1336.6 1308废污水排放量(亿m3） 584 620 693 758 785 771 770.0 765说明 废水排放量不包括火电直流冷却水排放量和矿坑排水量。从表中可以看出，大部分年份水资源总量在2.5万亿m3至3万亿m3之间。但是，按照2013年的人口计算，我国人均水资源拥有量仅为2078m3。

从用水情况看，尽管我国经济总量在过去10年里大幅增加，万元GDP用水量和万元工业增加值用水量大幅降低，说明用水效率明显提高。2003年至2014年，万元GDP用水量由448m3下降至96m3，万元工业增加值用水量由222m3降至59.5m3；这标志着近年来的节水工作取得了显著的成效。因水体污染导致的功能性缺水，是我国缺水的一个重要原因。从全国的情况来看，尽管多年来在废水治污方面投入很大，但环保部的资料显示，直到2014年水体污染问题还没有得到有效遏制。全国地表水在国控断面上有1/10丧失使用功能；众多支流污染严重，重点湖泊、水库处于富营养状态；地下水污染日趋严重，污染物由条带向面扩散，由浅层向深层渗透，由城市向周边蔓延。治污依然面临巨大的压力。水资源总量受自然环境的限制，在相当的时期内不会有大的变化。

我国目前人口总量还处于上升期，人均水资源量将在未来一段时期内持续减少。而经济发展对水的需求量却持续增长，污染的压力也在持续增长，加之我国水资源时空分布不均，水资源缺乏的问题更加严重。因此，只有大力开展节水减排才是解决我国水资源短缺和环境问题的根本出路。二、火电厂的用水和排水早期我国火电厂大都没有考虑节水的问题，用水粗放导致大量废水外排。上世纪80年代至90年代初期，冲灰水是火电厂水量最大、环保风险最高的废水，当时的工作重点是解决冲灰水过剩和溢流问题。通过对灰场返回水进行循环使用、灰浆浓缩等方法，努力实现灰场废水不外排。90年代，随着干灰综合利用技术的推广，电厂水力除灰逐渐被干除灰系统取代，冲灰水的环保压力减轻，工作逐渐转向以改进循环水处理技术、提高循环水浓缩倍率为重点的节水领域。1997年，北方地区电厂开始废水零排放的尝试。尽管当时是在有水力冲灰条件下实现的废水不外排（实质是灰场废水不外排），但开始了火电厂大幅度提高循环水浓缩倍率、系统性开展全厂废水综合利用的有益尝试。2000年以后，随着对火电厂用水排水限制加大，电力行业密集出台了多部与节水有关的规划、标准和导则。

在这些政策措施的约束和引导下，火电厂的节水减排意识进一步增强，用水管理水平大幅度提高。水平衡试验已成为火电厂的定期试验项目，单位发电量取水量已经成为企业的一项考核指标。节水工作已从解决跑冒滴漏问题上升到全厂用水优化和废水综合利用的新层次。新建电厂在设计阶段就开始考虑废水综合利用的问题。废水处理系统的设计已由以前以达标排放为目标的集中处理，变为以综合利用为目标的分类收集、分类处理。在系统设计中，将相对容易回用的辅机冷却排水、锅炉排污水等废水集中回收、处理，然后用作循环水的补充水。冷却塔排污水大多则用作冲灰、冲渣系统的补充水。在水处理工艺选择时，不仅重点考虑水处理工艺的处理效果和经济性，还关注处理工艺本身的环保性，尽量少用酸碱等化学品，工艺过程中尽量减少废水的产生。在水平衡试验的基础上进行用水优化，将新鲜水的使用与全厂的废水综合利用相结合，既降低了用水量又减少了废水排放量。大力开展节水减排新技术的研究，积极采用新工艺、新技术，通过提高循环水浓缩倍率、干灰综合利用及废水综合利用，提高了火电厂的用水效率，大幅度降低了电厂的单位发电量取水量。目前，循环冷却电厂全年平均单位发电量取水量已经从2000年的4~6kg/kWh[2]降至2~2.5kg/kWh，部分电厂甚至可以降至2.0kg/kWh以下；该指标与国外发达国家火电厂相当。经过多年的努力，我国在火电厂用水优化设计、循环水高浓缩倍率运行、超滤反渗透处理工艺以及高盐浓缩性废水处理的新技术应用方面，已处于世界前列。三、火电厂节水和废水减排的新要求以前节水工作主要是解决水资源不足的问题，政策方面的强制性不多，电厂可以根据自身的条件，从技术经济角度确定合理的节水目标。

在外排水质达标的情况下,对排放水量基本上没有强制性的要求。但现在对排放水质和水量都有强制性限制，如废水零排放；这种情况下对整个用水流程形成倒逼：只有上游各段尽可能地提高用水效率，减少废水的产生量，才有可能满足排放的限制要求。目前越来越多的火电厂要求实现废水零排放的目标；有些是火电建设项目环境评价的要求，有些则是地方环保标准提高带来的新要求。对于实现废水零排放的代价与实际的环保收益，一直存在较大的争议。在国外，如美国、意大利等，仅仅是对位于特殊环保地区的火电厂实施废水零排放，数量并不多。要达到废水零排放的要求，火电厂需要集合多项复杂、甚至尚不成熟的水处理技术，设备投资及运行成本很高，运行维护量也很大。对于一些先天条件（如水源含盐量高，或使用中水）差的电厂，成本更高，难度更大。上述要求对火电厂的用水带来了很大的变化，提出了深度节水的要求。例如，循环水浓缩倍率的选择，以前一般建议不大于5，但现在需要尽量提高，目的是尽可能减少循环水排污水量，最终减少末端废水的量。尽管在多年的努力下，循环水系统的浓缩倍率已经有了很大提高，但仍不能满足深度节水和减排的要求，因此，进一步提高循环水系统浓缩倍率成为火电厂的关键工作之一。浓缩倍率提高后，可以有效降低电厂的取水量，显著减少排污量，这是电厂实现深度节水和废水排放控制目标的第一步。

2017年，热工研究院对国内73家循环冷却火电厂进行了调研，结果表明有46家电厂的循环水浓缩倍率大于3，一些电厂甚至可以达到5以上。但仍有27家电厂（占37%）的循环水浓缩倍率低于3。为满足满足深度节水和废水排放减量的要求（尤其是有废水零排放要求），需要进一步提高循环水浓缩倍率。因为排放限制的严格，对电厂上游各用水系统排水的回收也提出了新的要求。以前一些排水因为水质很差、回用成本过高而达标排放，现在也必须要进行深度处理回用。例如循环水排污水，在整个电厂的用水流程中处于下游，水质已经过高度浓缩，排水中各类杂质的浓度都已远远超出了现有水处理工艺的经济适用范围。但为了满足全厂排放限制下的水平衡要求，必须进行处理回用，为此要建设复杂、庞大的水处理系统，基建投入和运行成本很高。

对废水处理项目的经济性分析也发生了较大的变化，尤其是成本对比的基础。以前废水处理工程的成本分析是以常规水处理的成本为基础进行对比，现在要将其放在全厂用水、排水流程中，综合评估项目对末端废水减量的贡献、以处理末端废水的成本进行比较。这对于有废水零排放要求的电厂更加明显。在深度节水要求下，电厂的大部分废水都需要进行处理后回用。但火电厂目前的废水处理设施大多无法满足要求，废水处理设施不能正常运行是普遍存在的问题。含煤废水处理、含油废水处理、污水处理和脱硫废水处理是目前火电厂几个重要的废水处理系统。热工研究院在2017年对国内103家燃煤电厂进行了调研，结果表明20家无含煤废水处理设施，27家有含煤废水处理设施但不能正常运行。多数电厂建有机组杂排水、生活污水的处理系统，但有些厂将这些废水处理后直接排放而不回用。调查结果表明，约60%的电厂没有真正实现废水梯级利用和废水综合利用，外排废水种类多、水量大。

对于有废水零排放要求的电厂，脱硫废水的处理是主要的难题之一。即使没有零排放的要求，脱硫废水首先应该达到排放标准。目前的实际情况是脱硫废水处理系统很多不能正常运行，出水水质不满足要求。据调研，在92家石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺的燃煤电厂中，50%的脱硫废水处理系统不能正常运行，有34%电厂没有对脱硫废水重金属进行监测。系统容易发生堵塞；处理设备的处理能力不足，导致脱硫废水处理系统出力不足。在运行环节也存在监督、故障处理不及时等问题。因此，当前在排污控制倒逼节水减排的情况下，火电厂的用水和排水面临前所未有的政策压力，开展深度节水、大幅度减少废水排放甚至零排放是火电厂最为急迫的工作之一。本书通过深入分析火电厂不同用水系统的特点，研究废水中各类杂质、污染物的来源及迁移过程，从用水系统的节水、主要废水的处理及回用、高盐末端废水的浓缩、减量及固化处置、水处理泥渣处置等方面对火电厂开展深度节水及废水减排工作的关键环节进行讨论。