分析了某机组火力发电厂的废水排放要求，总结了某机组水处理系统的现状，提出了相应的火力发电厂废水处理思路和对策。并指出火电厂废水处理项目应在水管理和测定中进行，并应改进废水监测系统。在对节水管理和现有水处理设备进行诊断的基础上，进行可行性研究，优化方案设计。同时，应加强项目建设和工程管理。此外，应加强项目的运作和维护。高盐废水处理是火电厂废水处理的难点。分析比较了高盐废水浓度与软化预处理阶段及浓度与还原阶段的相关过程。根据各电厂的实际情况，选择经济合理的技术方案是必要的。

近年来，中国越来越重视水环境保护：2013年，出台了“关于加快水生态文明建设的意见”; 2015年，实施了新的“中华人民共和国环境保护法”，颁布了“水污染防治行动计划”。 (即“水十”)，修订了“取水许可管理办法”; 2016年，颁布了“污染物排放许可证制度实施方案”(即污水许可证制度)，修订了“中华民国水法”; 2018年新的“中华人民共和国水污染防治法”于年内实施。

我国火电工业用水比例超过40%，排水量占总排水量的0.4%。火电厂节水和污水处理对促进生态文明建设具有积极作用。国家对火电厂废水处理提出了具体要求。《污染防治行动计划》要求在用电厂逐步提高中水利用率，新建电厂必须使用城市中水;发电企业必须对废水进行深度处理和回用，达标排放，集中排放。减少高含盐废水;减少取水、外排、排水，达到排放标准。“排放许可证制度”率先向火电企业发放排放许可证。

1个发电机组火力发电厂废水排放要求

发电集团一直致力于推动科技进步，创建优秀的节能环保企业，积极履行环保责任，大力开展火电厂污水处理研究。截至2017年8月，在发电集团投入运营的114座火力发电厂中，不允许安装污水处理厂的发电厂比例为39%，其余的则允许排放要求。污水出口发电厂(主要污染物类型和限制)。见表1。

表1发电集团火力发电厂废水主要污染物种类及限值

1)根据表1，可以看出，在一个发电组下，22个火力发电厂排放的废水实行了“综合污水排放标准”(gb 8978-1996)。

2)其下属37座火电厂主要在电厂所在地实施地方排放标准。与综合废水排放标准(GB8978-1996)相比，当地排放标准具有较低的排放限值，并且都增加了总氮限制要求。另外，辽宁省当地排放标准

山东省地方排放标准中氯化物排放要求提高，盐排放要求提高。

3)城市火力发电厂排出的八处附属废水排放到城市污水处理厂，并实施“污水排放到城市下水道水质标准”(gb/t 31962-2015)c标准。该标准要求常规污染物(如悬浮液、化学需氧量(Cod)、氨氮、总氮和磷)排放量低，但要求盐含量有限。

4)沿海地区两座发电厂排放的废水排入海中，实施“海水质量标准”(GB 3097-1997)三项标准。

2 水处理系统典型问题

2.1脱硫废水处理系统

脱硫废水处理系统大多采用传统的三箱技术，少数电厂采用了电絮凝技术。脱硫废水处理系统的主要问题如下。

1)产量不足烟气超净排放改造实施后，脱硫吸收塔的烟气温度降低，吸收塔的蒸发水量减少[2]，但补给水量有所减少发电厂的脱硫吸收塔没有相应减少，导致脱硫吸收塔的排水量增加。大，脱硫废水量超过原有脱硫废水处理系统的产量。

2)由于废水水力旋流器设计能力和旋流喷嘴的尺寸选择不当，或旋流喷嘴磨损废水的旋流效果差，使进水中固体含量超过设计值，废水水力旋流器顶流中固体含量达到4%以上，超过设计值。三联罐系统水固含量设计值。因此，脱硫废水处理系统存在着管道沉积堵塞、搅拌机扭矩过大搅拌电机烧毁、污泥压滤系统超负荷运行等问题。

3)三箱和整流器的设计缺陷往往是由于三箱和脱硫系统的整流器的设计反应停留时间短，絮凝反应效果差，产生的铝土石花体积小，泥水分离效果差，混浊、悬浮含量高。水质差和其他问题[4]。

4)加药系统中的缺陷发电厂的一些脱硫废水中氟离子浓度较高，但加药系统只加NaOH溶液，只能调节pH值，不具备去除氟离子的能力，并使脱硫废水处理系统排放水。离子达不到标准。此外，一些发电厂石灰计量系统使用机械振打和气动流化排放方法，这些方法存在诸如放电困难和测量不准确的问题。

5)部分电厂脱硫废水处理系统采用离心脱水机作为污泥脱水设备，污泥脱水系统存在缺陷。脱硫废水处理污泥硬度大，离心脱水机耐磨性差，易磨损;同时，离心脱水机要求进料固体含量稳定，固体含量波动会造成离心旋转不平衡，易损坏。另外，与进口板框压滤机相比，国产板框压滤机故障率高，污泥含水率高，易产生吡啶泥。

2.2 循环水系统

循环补水水源是一座中等水量的火力发电厂。循环补水一般用石灰凝固澄清工艺处理，主要去除临时硬度、悬浮液、磷和一些有机物;循环水补水是一种用于地表水的火力发电厂，而循环用水的补充水一般采用混凝澄清技术处理，主要去除悬浮液。

冷却塔的冷热电厂中约有50%的工厂使用城市用水作为循环水的补充水源，但有些发电厂没有城市水处理设施或城市水处理设施无法运行适当地，导致循环水浓度比。低(小于3.0倍)，电厂的取水和排水能力大，循环水浓度比需要进一步提高。

少数电厂对循环水污水进行了深度处理和回用。采用“混凝-澄清-过滤-反渗透”工艺处理循环水污水时，常出现反渗透膜结垢堵塞、保安过滤器压差快速上升、系统回收率达不到设计要求等问题[5-7]。

2.3其他废水处理系统

2.3.1工业废水处理系统

混凝澄清、混凝澄清过滤、混凝澄清气浮过滤是火力发电厂工业废水处理系统中常用的方法。工业废水处理系统存在的主要问题有：1)加药系统腐蚀严重、泄漏严重;2)曝气机刮泥、搅拌电机刮泥、澄清器刮泥。

机械设备老化，故障率高;3)工业废料池体积小，不可能完全储存发电厂停机排水、锅炉酸洗废水和空气预热器冲洗水等非常规工业废水;4)工业废水不被再利用，直接或间接排放，造成水资源浪费。

2.3.2生活污水处理系统

目前，火力发电厂生活污水大多采用埋置接触氧化和曝气生物滤池工艺处理[3]。生活污水处理系统存在的主要问题是：1)雨水、工业水、工业废水混入生活污水处理系统，水量大，有机物浓度低，微生物活性低，处理效果差;2)埋地设备运行维护不好。NT。困难;3)生活污水中的大量悬浮杂质未被截留、去除，造成处理系统堵塞、淤塞;3)生活污水未经回用、直接或间接排放，造成水资源浪费。

2.3.3含煤废水处理系统

目前，火电厂的燃煤废水处理一般采用化学絮凝和电絮凝工艺[8]。含煤废水处理系统存在的主要问题如下：1)火电厂含煤废水来源越来越分散，部分燃煤水收集系统不完善; 2)初沉池容量

设计不充分导致后续处理装置堵塞，运行压力高，原因是反应器进水中悬浮物高于设计值;3)输煤系统中使用高盐废水导致设备腐蚀，设备无法运行;4)含煤量天然气废水处理设施能正常运行，但处于暴雨季节的时间序列。

处理初期总产量不能满足含煤雨水的要求。

3发电集团火电厂废水处理对策

系统调查了某发电集团火力发电厂用水现状及存在的问题，结合有关法律、法规、标准和法律，制定了《火力发电厂废水排放控制指导意见》(以下简称《指导意见》)。指导火电厂开展污水处理工作。污水处理的步骤如下：第一步是进行水质检查，完善污水监测系统;第二步是加强节水管理，优化污水处理方案设计;第三步是加强项目建设和工程管理，加强运行。打开和维护。

3.1进行水平衡测试和改进排水监测系统

在总结和积累日常节水管理相关数据的基础上，火电厂应按照相关技术标准进行水平衡试验，梳理全厂与各系统之间的水平衡关系，确定关键废水处理点。

火力发电厂应完善全厂现有的水系统计量仪表，实现主水量的在线监测和主供排水流量(关口流量计)的监测和数据记录，及时发现和消除电厂用水异常现象。所有测量仪表应与控制系统连接，并与厂级监控信息系统同步，使整个厂用水系统的在线数据和离线数据紧密结合。计量器具的记录、购置周期、定期维护、检定和贮存方式应满足运行分析和技术监督的需要。

加强对全厂水源、生活污水、工业废水、脱硫废水和全厂废水排放总量等主要水质的监测。根据有关技术标准和管理制度，对上述水质进行定期或不定期的监测和分析，结果必须及时记录在作业管理制度中。该监测方法以取样和测试为基础，并可根据环境风险等具体情况配备必要的在线监测设备。

3.2加强节水管理，优化污水处理设计

3.2.1加强节水管理

1)优化整个工厂的水流。具体措施包括：避免设备冷却水直排、可回收利用到冷却塔;消除煤炭运输系统、炉渣系统和脱硫系统所用淡水等水的“高质低用”;确保消防系统在正常情况下不耗水;将耗水保持在合理范围。

2)调整操作模式。具体措施包括：过滤设备为自用水，只有悬浮物浓度高于原水，可循环使用原水预处理系统或工业废水系统再利用;化学车间反渗透浓缩水可作为脱硫工艺用水;可以根据高盐和低盐废水收集和分类化学再生废水。低盐废水被送到工业废水系统进行处理和再利用。高盐废水与脱硫废水一起处理。调整煤和除渣系统的补水量，实现含煤废水。没有使用溢出水回收的炉渣;绿化水不使用工业用水，标准处理后的生活污水可以使用[3,9]。

3.2.2优化污水处理方案设计

进行可行性研究。根据当地环境保护政策的趋势和电厂的实际需要，结合电厂的实际情况，经过充分的技术和经济比较选择，设计了一个适度前瞻性的改造方案。对水的循环利用、循环利用和末端废水浓度等核心工艺进行了测试和论证。

3.3加强项目建设、工程管理和运行维护

根据集团对项目审批的要求，对可行性研究方案进行评价。评价专家涉及电力规划院、电力设计院、发电公司等不同单位，以及电厂化学、环境保护、技术经济等多个专业。

选择有工业工程经验的设计单位进行废水处理工艺的初步设计;加强设备供应特别是关键设备和核心工艺包供应的控制;注意项目实施管理，选择信誉好、实力强的承包商;加强施工管理，保证项目质量;项目投产后，选择具有丰富经验和咨询资格的第三方单位对项目进行绩效评估，检查项目质量和系统性能;并确保项目达到预期效果。各电厂应加强设施的运行和维护，具体维护措施包括：及时更换腐蚀管道及附件，避免管道泄漏;根据运行数据，膜处理设备应定期保养或离线化学清洗，以改善膜部件和设备输出的寿命;根据实际情况，应及时更换滤芯、过滤材料和其他消耗品;跟踪运行的维护日志。

4。火电厂高含盐废水处理技术

高含盐废水的处理是火电厂废水处理的难点和关键。火电厂高盐废水主要包括脱硫废水、精处理系统再生废水、化学脱盐系统再生废水、循环污水膜处理系统浓水。高盐废水水质复杂。以脱硫废水为例，其水质具有硬度高、盐度高、浑浊度高、腐蚀性强的特点。经过标准化处理后，重金属、悬浮物、pH值等环保指标得到控制，但离子质量浓度基本不变，需进一步处理。在深度处理浓缩干燥过程中，必须考虑工艺设备的防结垢、防腐和生物污染特性。

高盐废水的浓度可分为软化预处理阶段和浓缩还原阶段。浓度降低阶段包括膜浓度和热浓度。根据蒸发热源的不同，将末端高盐废水的蒸发干燥技术分为蒸发结晶和烟气热干燥两大类。对高盐废水进行浓缩干燥处理后的固体包括混合盐、混合盐、工业盐、盐粉煤灰等。高盐废水的综合利用途径和成本直接影响到高盐废水零排放技术途径的选择[10-14]。

4.1高盐废水软化预处理工艺

对高盐废水的软化处理包括石灰-碳酸钠软化、氢钠-碳酸钠软化、化学反应管式微滤软化、硫酸钠软化、离子交换软化、纳米过滤软化。

石灰-碳酸钠软化、羟基钠-碳酸钠软化是一种二级化学反应加沉淀澄清处理。它是一种从高盐废水中去除钙、镁离子和硅酸盐的化学反应，以满足后续膜浓缩过程的要求。化学反应管式微滤软化是将化学反应软化和膜过滤技术相结合的软化分离过程。在某些条件下，它可以取代两级化学反应软化澄清过程[15]……硫酸钠软化是利用相同的离子效应和硫酸钙的低溶解度，进一步提高硫酸钙在水中的过饱和，诱导硫酸钙的自发结晶过饱和溶液，从而在一定程度上降低钙离子的质量浓度。纳米滤膜具有选择性的离子分离，可用于高盐废水的软化预处理。纳米滤膜包括滚动滤膜和振动滤膜两种类型。振动膜是近年来出现的一种新型的膜分离技术。该技术的核心特点是采用振动剪切增强过滤技术，解决了静膜分离中的膜污染和堵塞问题。离子交换软化是一个非常成熟的软化和脱盐过程。它在电厂水处理系统中有着广泛的应用。但是，高盐废水的硬度很高。如果直接使用离子交换软化，树脂会很快失效，需要频繁的再生。因此只能与其他软化工艺配合使用，并在化学剂软化后作为系统软化支撑设备进行布置，以保证软化工艺的水质稳定。

4.2高盐废水浓缩工艺

4.2.1膜法浓缩还原的处理工艺

膜浓缩过程包括纳滤，反渗透，电渗析，正向渗透(FO)和膜蒸馏(MD)[17]。在高盐废水的浓缩和还原过程中，特别是在以后需要盐结晶时，纳滤过程是一种合适的浓缩过程。纳滤膜对二价离子具有较高的分离效率，可以分离出氯化钠和硫酸钠混合溶液，纳滤生产水的主要成分是氯化钠，将其送入结晶系统生产精制工业盐。

目前，高浓度含盐废水的反渗透主要有海水反渗透(SWRO)、盘管反渗透(DTRO)和高效反渗透(HERO)。DTRO适用于高浓度液体的分离，膜组件适用于高浓度、高盐度废水的处理。垃圾渗滤液处理具有多年的工程应用经验，但在高含盐废水处理中仍需解决废水结垢问题。

电渗析(ed)是一种膜分离技术。利用离子交换膜的选择性通透性，在外加直流电场作用下实现溶液的浓度和分离。与反渗透技术相比，电渗析的废水浓度较高，可将溶液浓缩到15英寸以上的盐，最高可达20英寸。fo是一种由溶液间自发渗透压差驱动的新型膜分离过程。正渗透浓缩过程包括两个主要系统：正渗透膜处理和回收循环，回收进气液所需的能量占整个系统能量消耗的大部分。fo主要适用于处理在反渗透经济处理范围之外或不能用反渗透处理的极咸废水。

MD是一种分离过程，其中膜分离和蒸馏过程结合在一起，即，热侧溶液中的水在膜表面蒸发并通过膜进入冷侧以冷凝成蒸馏水。该技术目前处于实验室或小规模工厂试验阶段。

4.2.2热浓缩还原工艺

热浓度是一个传统的化学过程，包括蒸汽加热蒸发、烟气蒸发、自然蒸发、加湿和除湿。其中蒸汽加热蒸发包括多效蒸发(med)、机械蒸汽再压缩(mvr)、热蒸汽再压缩(tvr)等[15]：自然蒸发主要包括蒸发池和机械喷雾蒸发;烟气蒸发是热电厂特有的蒸发浓缩方法，主要采用余热蒸发和烟气浓度;保湿除湿主要包括自然蒸发和除盐(ned)，低温蒸发结晶(ltec)与载气萃取(cge)。为了降低高盐废水热浓缩预处理的成本，提出了硫酸钙种子法的薄膜蒸发工艺。这个过程的核心是在蒸发液中加入硫酸钙“晶体种子”，以提供硫酸钙沉淀结晶。生长的晶体核心，防止硫酸钙的缩放。

热降低浓缩处理工艺的蒸发过程是加热非挥发性溶质的沸腾溶液以使溶剂部分蒸发，从而达到浓缩溶液的目的。为了确保连续蒸发，必须连续地向溶液供应热能。为了提高蒸发的能源效率，开发了MED，MVR，TVR等节能技术，可根据项目的具体情况进行选择。降低高盐废水热浓缩降低过程热能消耗的另一技术途径是利用电厂锅炉尾部的烟气余热蒸发废水，主要包括低温烟气蒸发过程和烟气余热闪蒸过程。低温烟气蒸发过程将脱硫废水浓缩塔与电除尘器和脱硫塔连接，使脱硫废水在浓缩塔内循环蒸发;烟气余热闪蒸过程利用电厂锅炉尾部除尘器入口的烟气余热蒸发。根据“种子方法”方法，废水通过“多效强制循环蒸发器”操作。

此外，采用自然蒸发原理的蒸发池技术，采用机械喷雾蒸发强化自然蒸发工艺，并利用载气加湿除湿工艺，研究了不同浓度的高盐度废水的处理方法。

4.3高盐废水的干燥工艺

对于末端高盐废水的干燥处理，必须使用外部加热能量来蒸发废水中的剩余水以产生固体盐。根据蒸发热源的不同，终端高盐废水蒸发干燥技术可分为蒸汽热源和烟气余热。

4.3.1蒸汽热源蒸发结晶过程

蒸汽热源的蒸发结晶过程采用蒸发结晶器进一步蒸发浓缩高盐废水的末端，分离固体。干燥后包装成固体盐。当使用不同的结晶方法时，可以使用不同的结晶器，如真空冷却结晶器、强制循环蒸发结晶器、奥斯陆蒸发结晶器、导管加挡板(dtb)蒸发结晶器等。火力发电厂末端高盐废水的结晶过程通常采用强制循环蒸发结晶。

取决于预处理和浓缩阶段中的工艺选择，蒸发结晶工艺的最终产物固体盐可以是杂盐，混合盐或工业盐。从目前国内盐业市场情况来看，盐的回收受法规，标准和技术的制约，难以实现良好的资源和市场化。回收盐的性质也不确定。如果判断为固体废物甚至是危险废物，则处理成本过高，这将影响主营业务的可持续发展。此外，如果回收的盐作为产品出售，必须得到盐业和环保部门的批准。因此，在选择高盐废水干燥处理过程中，需要充分的技术和经济论据。

4.3.2烟气余热蒸发干燥技术

排气热蒸发干燥过程利用电厂锅炉尾端烟气的热量，直接接触和交换烟气与末端废水之间的热量，使末端废水迅速蒸发，沉淀出的固盐与烟道气粉煤灰混合收集处理。烟气的余热蒸发干燥过程，将末端废水雾化成细滴，直接喷洒到空气预热器与电除尘器之间的烟气中。或将其喷入单独排列的旁路烟气蒸发器，直接接触从空气预热器中提取的少量烟气蒸发干燥。直接向烟气中喷洒终端废水的过程受到锅炉负荷波动、水量波动、烟气布局、流场变化等因素的影响，容易出现烟道结垢、喷管堵塞等问题。有一定的技术风险[12,17]和……旁路烟气蒸发干燥过程分别设置。烟气蒸发器相对独立于主管道系统，具有较高的可靠性。工艺系统简单，设备小，投资和运营成本低，能耗低，不需要额外的热能输入。无液体排放，不会造成二次污染，废水将盐蒸发成粉煤灰，不会产生过量固体。但是，旁路烟雾残留物

热蒸发干燥过程具有高温条件，含氯化镁的结晶水分解产生氯化氢气体，导致后续脱硫吸收塔中的氯离子上升，破坏原吸收塔的氯平衡[18] ，结晶盐在飞灰中的质量会影响其质量。因此，选择这个过程需要演示。旁路烟气余热蒸发干燥技术已在中国完成现场工业试验，大型工程建设也在快速推进，具有良好的应用前景。

5 结 语

在充分调查火力发电厂用水现状和存在问题的基础上，发电集团结合相关法律、法规、标准和文件编制了《火力发电厂废水排放控制指南》，为火力发电厂污水处理提供了规范。火力发电厂。火力发电厂废水处理工程应遵循以下步骤：第一步是进行水质检查，完善废水监测系统;第二步是加强节水管理，优化方案设计;第三步是加强工程建设和项目建设。CT管理，加强运行维护。高盐废水处理是火电厂废水处理中的一个难题。集团对各种预处理、浓缩、干燥工艺进行了大量的研究。但由于各厂条件不同，尚未形成统一的技术路线。根据各电厂的实际情况，选择经济合理的技术方案是必要的。