摘 要：火電廠取用水和排水現(xiàn)狀與排污許可證要求有一定差距，火電廠廢水排放控制工作勢在必行。對比了節(jié)水與廢水治理相關(guān)法律法規(guī)與技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合取用水與排水實際情況，給出了具有針對性的廢水排放控制技術(shù)路線，包括火電廠廢水排放控制目標(biāo)與原則，原水預(yù)處理、脫硫廢水處理、其他廢水處理等技術(shù)路線；此外，還給出了末端廢水處理技術(shù)路線，為火電廠開展相關(guān)改造提供依據(jù)和思路。

關(guān)鍵詞：火電廠；廢水排放控制；排放標(biāo)準(zhǔn)；原水；脫硫廢水；末端廢水；技術(shù)路線

0 引言

中國對水環(huán)境保護(hù)日漸重視，火電行業(yè)作為高耗水行業(yè)的重要監(jiān)管對象[1]，實際取水與排放狀況與國家政策要求仍有較大差距。很多火電企業(yè)實際取水量高于 G B / T 1 8 9 1 6 . 1 — 2 0 1 2 《 取水定額》，與《水污染防治計劃》2020 年的取水指標(biāo)相比差距更大；廢水實際排放情況與排污許可證的要求也有一定差距。火電企業(yè)應(yīng)盡快開展廢水排放控制改造，使取水、用水及排水滿足相關(guān)要求。

燃煤電廠水系統(tǒng)主要包括原水預(yù)處理、鍋爐補(bǔ)給水、工業(yè)水、循環(huán)冷卻水、煤水、渣水、工業(yè)廢水和脫硫廢水等處理系統(tǒng)，且系統(tǒng)之間涉及水的串復(fù)用，水平衡非常復(fù)雜。且各燃煤電廠水源水質(zhì)、用水現(xiàn)狀和環(huán)保要求等基礎(chǔ)條件不同，目前行業(yè)也沒有相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)或技術(shù)路線指導(dǎo)其開展相關(guān)改造。

根據(jù)《中華人民共和國水法》（2016 年修訂版 ） 、 《 中華人民共和國水污染防治法 》（2017 年修訂版）、《水污染防治計劃》和《排污許可證管理暫行規(guī)定 》 （ 環(huán) 水體 〔 2016〕186 號 ） 等法律法規(guī)政策 ， 以及 D L / T7 8 3 — 2 0 1 8 《 火力發(fā)電廠節(jié)水導(dǎo)則 》 、 D L / T5046 — 2018 《 發(fā)電廠廢水治理設(shè)計規(guī)范 》 、DL/T 1337—2014《火力發(fā)電廠水務(wù)管理導(dǎo)則》和 DL 5068—2014《發(fā)電廠化學(xué)設(shè)計規(guī)范》等火電企業(yè)節(jié)水與廢水治理技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合燃煤電廠取水、用水、排水實際情況，本文提出具有針對性的廢水排放控制技術(shù)路線，為燃煤電廠開展相關(guān)改造提供依據(jù)和思路。

1 火電廠廢水排放控制目標(biāo)與原則

1.1 總外排口水量和水質(zhì)

目前，火電廠排污許可證對外排廢水要求基本依據(jù)機(jī)組建設(shè)環(huán)境評價（環(huán)評）批復(fù)文件，若環(huán)評批復(fù)文件允許廢水外排，則環(huán)保局給火電廠頒發(fā)的排污許可證一般允許設(shè)置廢水排放口；反之，則不允許火電廠設(shè)置排污口，要求廢水零外排。國內(nèi)某大型發(fā)電集團(tuán)不允許設(shè)置排污口的電廠約占電廠總數(shù)的 39%，該比例基本可反映中國不允許設(shè)置排污口火電機(jī)組數(shù)值的平均水平。

允許廢水外排的火電廠一般包括 3 類：

（1）廢水排至公共污水處理系統(tǒng)，其外排廢水一般執(zhí)行GB 31962—2015《污水排入城鎮(zhèn)下水道水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)》。

（2）廢水直接排放至海域，其外排廢水一般執(zhí)行 GB 3097—1997《海水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)》。

（3）廢水直接排放至地表水環(huán)境，若此類火電廠所在地有廢水地方排放標(biāo)準(zhǔn)，其排污許可證中規(guī)定的外排口水質(zhì)要求一般執(zhí)行地方排放標(biāo)準(zhǔn)，如河南澗河流域、湖北省漢江中下游流域、黃河流域、巢湖流域等；若火電廠所在地沒有廢水地方排放標(biāo)準(zhǔn)，其排污許可證中外排口水質(zhì)限值要求一般執(zhí)行 GB 8978—1996《污水綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》。各廢水排放標(biāo)準(zhǔn)主要污染物限值如表 1所示。

由表 1 可知，相對于 GB 8978—1996《污水綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》，地方廢水排放標(biāo)準(zhǔn)主要污染物種類更多、限值更低；除廣東省以外，其他地方廢水排放標(biāo)準(zhǔn)均增加了總氮污染物指標(biāo)；北京市廢 水 排 放 標(biāo) 準(zhǔn) 常 規(guī) 指 標(biāo) 限 值 最 低 ， 其 次 是 天 津市，其余地區(qū)廢水排放標(biāo)準(zhǔn)常規(guī)指標(biāo)限值處于同一水平。此外，上海市和山東省地方排放標(biāo)準(zhǔn)增加了溶解性固體含量排放要求，遼寧省地方排放標(biāo)準(zhǔn)增加了氯化物排放要求，這給電廠廢水治理水平提出了更高要求。

1.2 取水方式和取水量

新建火電廠環(huán)評批復(fù)文件一般要求使用城市中水作為生產(chǎn)水源，但是部分火電廠由于市政污水處理廠未建設(shè)、中水管路未鋪設(shè)、中水水質(zhì)不滿足使用要求等原因，實際未使用中水或中水使用量未滿足要求，導(dǎo)致其超量使用地表水、地下水或自來水。此外，部分老廠由于暫不具備使用中水或地表水條件，仍違規(guī)使用地下水。

部分火電廠取水方式滿足相關(guān)要求，但是由于其用水水平低，節(jié)水措施不到位，導(dǎo)致其取水量超過政府批復(fù)的取水限額。山東省和內(nèi)蒙古自治區(qū)已實行超計劃用水累進(jìn)加價征收水資源費，降低火電廠經(jīng)濟(jì)效益，如某循環(huán)冷卻型電廠裝機(jī)容量 2×135 MW+2×350 MW，由于中水處理設(shè)施處理能力不足，導(dǎo)致中水使用量不足，地下水和地表水使用量超過取水限額，年取水費用高達(dá)2 300萬元。

不同水源條件下，原水預(yù)處理和循環(huán)水控制方案以及末端廢水水量不一樣，因此廢水排放控制改造應(yīng)以環(huán)評批復(fù)文件和政府最新要求的水源作為設(shè)計依據(jù)。此外，廢水控制技術(shù)研究目標(biāo)不僅是達(dá)標(biāo)排放，還應(yīng)通過合理的技術(shù)路線實現(xiàn)全廠廢水的梯級利用，降低全廠的新鮮水取水量，使其滿足政府批復(fù)的取水限額要求。

1.3 節(jié)水與廢水綜合治理原則

火電廠全廠節(jié)水與廢水綜合治理工作應(yīng)根據(jù)“節(jié)水優(yōu)先、系統(tǒng)治理、一廠一策、指標(biāo)領(lǐng)先”的原則，制定系統(tǒng)、全面的改造方案。

（1）在制定廢水排放控制的設(shè)計方案前，應(yīng)在全廠范圍內(nèi)進(jìn)行用水排水情況核查及評估，摸清各系統(tǒng)水量平衡關(guān)系，評價電廠用水及廢水處理系統(tǒng)運行情況，結(jié)合環(huán)保政策對電廠的要求，針對具體問題制定針對性的方案。

（2）當(dāng)排污許可證或環(huán)評報告及批復(fù)文件不允許廢水外排時，火電廠應(yīng)通過廢水綜合利用、末端廢水濃縮固化等技術(shù)措施，或者通過與下游污水處理企業(yè)聯(lián)合，實現(xiàn)環(huán)保目標(biāo)；當(dāng)排污許可證或環(huán)評報告及批復(fù)文件允許循環(huán)水或其他廢水外排時，火電廠外排廢水污染物種類、濃度和總量應(yīng)同時滿足排污許可證和其他環(huán)保要求。

（3）節(jié)水工作應(yīng)遵循雨污分流、梯級利用、分類處理、充分回用的原則，選擇成熟可靠、經(jīng)濟(jì)合理、設(shè)施便于維護(hù)的節(jié)水技術(shù)，使改造后取水方式和取水量滿足相關(guān)要求。

（4）方案制定應(yīng)充分考慮取水水源和排水指標(biāo)的變化情況，同步考慮化學(xué)藥品、污泥處置等外部環(huán)境情況；預(yù)測電廠計劃開展的相關(guān)改造對用水和排水情況的影響，如脫硫增容或改造、增設(shè)濕式電除塵設(shè)施、有色煙羽治理、煤場封閉改造等。

（5）水處理系統(tǒng)的工藝設(shè)計和設(shè)備選型應(yīng)遵循“安全可靠穩(wěn)定、生產(chǎn)維護(hù)方便、技術(shù)先進(jìn)成熟、投資經(jīng)濟(jì)合理”的原則。

2 各系統(tǒng)廢水治理現(xiàn)狀及改造技術(shù)路線研究

2.1 原水預(yù)處理系統(tǒng)

2.1.1 原水預(yù)處理系統(tǒng)現(xiàn)狀

直流冷卻型火電機(jī)組大多位于南方水量豐富地區(qū)，多采用長江水作為生產(chǎn)水源，原水處理工 藝 采 用 “ 混 凝 澄 清 — 過 濾 ” 工 藝 ， 去 除 懸 浮物，如華能岳陽電廠、國電投常熟電廠等。循環(huán)冷卻型和空冷型機(jī)組生產(chǎn)水源一般包括地表水、地下水和中水。典型電廠生產(chǎn)水源主要水質(zhì)如表 2 所示。由表 2 可知：（1）各地區(qū)地表水、地下水和中水水質(zhì)相差較大，一般南方和東北地區(qū)水質(zhì)較好，山東地區(qū)水質(zhì)較差；（2）對于同一地區(qū)，一般地下水水質(zhì)優(yōu)于地表水，地表水水質(zhì)優(yōu)于中水。

地表水一般水質(zhì)較好，有機(jī)物、堿度和硬度較低，宜采用“混凝澄清—過濾”處理工藝去除懸浮物后作為循環(huán)水和鍋爐補(bǔ)給水系統(tǒng)補(bǔ)水，如表 2的 B、C、D 電廠；A 電廠和 E 電廠堿度和硬度較高，未采用軟化工藝，循環(huán)水濃縮倍率較低，為3.0~4.0。

使用地下水的電廠一般位于山東、山西和內(nèi)蒙古等缺水地區(qū)。地下水無懸浮物，有機(jī)物濃度低，電廠一般不作處理，直接作為循環(huán)水和鍋爐補(bǔ)給水系統(tǒng)補(bǔ)水，但是地下水堿度和硬度較高，堿 度 和 硬 度 分 別 為 4.62~6.60 mmol/L 和 5.70~10.90 mmol/L，限制了濃縮倍率的提高。

使用中水的電廠一般是新建機(jī)組，中水溶解性固體含量、堿度和硬度較高，A、H、I 和 J 電廠均采用中水石灰混凝澄清工藝，其中 J 電廠中水有機(jī)物較高，在石灰混凝澄清前設(shè)有曝氣生物濾池工藝用于進(jìn)一步降低來水有機(jī)物和氨氮。

2.1.2 原水預(yù)處理系統(tǒng)改造技術(shù)路線

（1）在中水水質(zhì)和水量滿足運行要求時，應(yīng)優(yōu)先使用中水，降低火電廠取水費用。由于地下水取水管理日趨嚴(yán)格，改造后電廠不宜采用地下水作為生產(chǎn)水源，避免二次改造。如 A 電廠，同時采用中水、地表水和地下水的情況下，應(yīng)優(yōu)先使用中水，盡量減小地下水的使用量。

（2）對于水源為地表水且硬度低時，原水預(yù)處理通常采用混凝澄清工藝 ， 降低懸浮物 ， 如B、C、D 和 E 電廠；對于水源為地表水且水硬度高或水源為中水的情況，原水預(yù)處理通常采用石灰混凝澄清或結(jié)晶軟化工藝，降低硬度和堿度，如 A、H、I 和 J 電廠。

（3）原水預(yù)處理系統(tǒng)產(chǎn)生的污泥需進(jìn)行濃縮脫水處理，上清液宜進(jìn)行回收利用，有條件的電廠可考慮污泥摻燒。

2.2 循環(huán)水系統(tǒng)

2.2.1 循環(huán)水系統(tǒng)現(xiàn)狀

（ 1） 濃縮倍率低 ， 不利于節(jié)水 。經(jīng)調(diào)研 ，約 30% 的循環(huán)冷卻型電廠濃縮倍率低于 3.0。其主要原因為：①部分電廠高堿度硬度的原水未經(jīng)處理，直接補(bǔ)至循環(huán)水系統(tǒng)，限制了循環(huán)水濃縮倍率的提高；②部分電廠長期未進(jìn)行循環(huán)水動態(tài)模擬試驗，長期采用阻垢緩釋性能差的藥劑。

（2）循環(huán)水排污水不能穩(wěn)定達(dá)標(biāo)排放，特別是采用中水作為循環(huán)水補(bǔ)充水的電廠，循環(huán)水排污水高標(biāo)準(zhǔn)達(dá)標(biāo)排放難度大。主要表現(xiàn)為：①部分電廠采用含磷水質(zhì)穩(wěn)定劑 ， 導(dǎo)致外排水磷超標(biāo)；②山東和上海地區(qū)要求外排廢水溶解性固體質(zhì)量濃度不高于 2 000 mg/L，部分電廠濃縮倍率值控制較高 ， 外排水溶解性固體含量易超標(biāo) ；③北京、天津、山東和上海等地區(qū)，外排水懸浮物和 COD 限值較低，電廠現(xiàn)有處理工藝不能滿足要求，總排放口水質(zhì)易超標(biāo)。

（3）循環(huán)水排污水綜合利用程度低。部分電廠循環(huán)水排污水未在廠內(nèi)回用，直接外排，造成水資源浪費。

（4）循環(huán)水排污水脫鹽處理設(shè)施運行不正常。循環(huán)水排污水有機(jī)物、致垢離子濃度高，給循環(huán)水排污水膜脫鹽工藝的正常穩(wěn)定運行帶來較大影響。部分電廠采用“混凝澄清—過濾—超濾—反滲透”或“石灰凝澄清—過濾—超濾—反滲透”工藝，膜污堵嚴(yán)重。

2.2.2 循環(huán)水系統(tǒng)改造技術(shù)路線

（1）在通過加強(qiáng)原水預(yù)處理、改善循環(huán)水補(bǔ)充水水質(zhì)的基礎(chǔ)上，根據(jù)水質(zhì)條件、換熱設(shè)備材質(zhì)等情況，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后，篩選循環(huán)水水質(zhì)穩(wěn)定劑，確定合適的循環(huán)水濃縮倍率，減少循環(huán)水補(bǔ)充水水量和循環(huán)水排污量。采用地表水、地下水或海水淡化水作為循環(huán)水補(bǔ)充水時，濃縮倍率可提高至 5 及以 上 ；采用再生水作為補(bǔ)充水時，濃縮倍率可提高至 3 及以上。

（2）循環(huán)水排污水可優(yōu)先綜合利用于脫硫、除渣、除灰和輸煤等下游用水系統(tǒng)。

（3）當(dāng)循環(huán)水排污水廠內(nèi)綜合利用后仍有污水需要外排，且外排水溶解性固體含量有限值要求或懸浮物、COD 等指標(biāo)要求較高時，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較，可采用循環(huán)水排污水脫鹽工藝。經(jīng)過膜脫鹽后，淡水可回用于鍋爐補(bǔ)給水處理系統(tǒng)或循環(huán)水系統(tǒng)等；在不影響脫硫系統(tǒng)正常穩(wěn)定運行前提下，濃水可回用至脫硫系統(tǒng)，或至末端廢水處理系統(tǒng)合并處理。循環(huán)水排污水有機(jī)物去除工藝有強(qiáng)化混凝、高級氧化、臭氧–生物活性炭等；軟化工藝有石灰–碳酸鈉軟化、氫氧化鈉–碳酸鈉軟化等。去除循環(huán)水排污水中有機(jī)物和結(jié)垢離子，有助于解決循環(huán)水排污水膜污堵問題。

（4）對于實施有色煙羽治理的電廠，可考慮將煙氣冷凝水補(bǔ)入循環(huán)冷卻水系統(tǒng)調(diào)節(jié)堿度。

2.3 脫硫廢水處理系統(tǒng)

2.3.1 脫硫廢水處理系統(tǒng)現(xiàn)狀

脫硫廢水排放量及水質(zhì)隨機(jī)組負(fù)荷、煤質(zhì)特性和脫硫系統(tǒng)要求等因素的變化而變化，水量波動較大，且含有懸浮物、重金屬、COD 和氟離子等多種污染物。常用工藝為石灰石–石膏法脫硫，出水水質(zhì)需滿足 DL/T 997—2006《火電廠石灰石–石膏濕法脫硫廢水水質(zhì)控制指標(biāo)》。目前，火電廠脫硫廢水常用處理工藝流程為：廢水調(diào)節(jié)池→三聯(lián)箱（加石灰或其他堿性藥劑、有機(jī)硫、混凝劑、助凝劑等）→澄清器→清水池。主要存在的問題：部分電廠脫硫廢水處理系統(tǒng)設(shè)備可靠性差，經(jīng)常停止運行；部分電廠系統(tǒng)出力不足或加藥方式和加藥量不合理，造成出水水質(zhì)不達(dá)標(biāo)。

2.3.2 脫硫廢水處理系統(tǒng)改造技術(shù)路線

（1）對于脫硫增容、增設(shè)濕式電除塵器的改造，若系統(tǒng)出力確定，水質(zhì)較好的濕式電除塵器及除霧器沖洗水可考慮單獨收集回用其他系統(tǒng)；若水質(zhì)較差可考慮梯級使用脫硫工藝水和沖洗水，在不增加脫硫廢水排放量的前提下，保證脫硫系統(tǒng)水量平衡。

（ 2） 針對大部分電廠脫硫廢水懸浮物 和COD 較高的情況，脫硫廢水處理工藝流程可優(yōu)化為 ：廢水調(diào)節(jié)池 →預(yù)沉設(shè)施 →三聯(lián)箱 →澄清器→中間水池（加氧化劑、酸等）→過濾器→清水池。

（3）當(dāng)進(jìn)水懸浮物含量超出設(shè)計值、影響到出水水質(zhì)時，應(yīng)調(diào)整石膏旋流器和廢水旋流器運行，從源頭降低進(jìn)水懸浮物含量。

（4）若出水 COD 超標(biāo)，應(yīng)采取強(qiáng)化曝氣等措施；若 COD 仍不達(dá)標(biāo)，可通過加 NaClO 或其他氧化劑降低出水 COD。

（5）采用新型高效無機(jī)絮凝劑及一體式處理裝置的脫硫廢水達(dá)標(biāo)排放處理工藝，該工藝澄清效果好，但對離子（如氟離子、重金屬離子）的去除效果有限，出水水質(zhì)易超標(biāo)。某火電廠脫硫廢水處理系統(tǒng)采用新型高效無機(jī)絮凝劑，進(jìn)出水水質(zhì)如表 3 所示 。

由表 3 可 知 ， 出水氟離子超標(biāo) ， 因此應(yīng)加強(qiáng)出水重金屬 、 氟離子等指標(biāo)監(jiān)測，及時跟蹤評估運行效果。針對脫硫廢水原水氟離子和重金屬離子濃度高，不能滿足排放標(biāo)準(zhǔn)的電廠，可采用“石灰–有機(jī)硫”與新型高效無機(jī)絮凝劑組合工藝，確保出水水質(zhì)滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。

2.4 其他廢水處理系統(tǒng)

（1）煤水處理系統(tǒng)。煤水懸浮物含量高、水質(zhì)復(fù)雜，應(yīng)單獨處理后本系統(tǒng)循環(huán)利用，宜采用預(yù)沉淀→（電）絮凝→澄清→過濾工藝。部分地區(qū)環(huán)保要求敞開式煤場改為封閉式煤場，含煤廢水收集和處理系統(tǒng) 不宜考慮封閉煤場區(qū)域雨水量，封閉式煤場雨水進(jìn)入雨水排水系統(tǒng)。

（2）濕除渣系統(tǒng)。渣水是一種難處理廢水，電導(dǎo)率 、 氯離子 、 硬度 、 膠體等含量高 ， 易結(jié)垢，一般不允許排放，與其他廢水混合會影響處理效果，應(yīng)在本系統(tǒng)循環(huán)利用。目前電廠除渣系統(tǒng)補(bǔ)水存在不規(guī)范的問題，補(bǔ)水閥經(jīng)常性連續(xù)開啟，致使溢流水大量外排。這部分溢流水宜通過“沉淀→冷卻”工藝及補(bǔ)水量優(yōu)化實現(xiàn)渣水零溢流。首先應(yīng)減少進(jìn)入除渣系統(tǒng)的水量，然后增加渣水冷卻器，帶走多余的熱量，減少蒸發(fā)損失的水量，從而減少系統(tǒng)補(bǔ)水量，實現(xiàn)水量平衡和鹽量平衡，最終實現(xiàn)除渣系統(tǒng)零溢流。

（3）工業(yè)廢水處理系統(tǒng)。工業(yè)廢水包括設(shè)備反洗水、沖洗水、反滲透濃水和離子交換再生廢水等。工業(yè)廢水處理站處理流程一般為，廢水貯存池（箱）→pH 值調(diào)整池（箱）→混合池（箱）→澄清池（箱）→最終中和池→清水池。設(shè)備反洗水和沖洗水可回收至原水預(yù)處理系統(tǒng)或工業(yè)廢水處理站?；瘜W(xué)制水車間反滲透濃水，可用作脫硫工藝水；對于循環(huán)水高濃縮倍率運行的電廠，可作為循環(huán)水補(bǔ)充水。凝結(jié)水精處理系統(tǒng)再生廢水，可通過該系統(tǒng)關(guān)鍵設(shè)備改造、運行優(yōu)化和給水加氧處理，增加設(shè)備周期制水量，減少再生廢水總量；將再生劑由鹽酸改為硫酸，將再生廢水作為脫硫工藝用水。

（4）生活污水處理系統(tǒng)。生活污水可生化性好，宜采用曝氣生物濾池、膜生物反應(yīng)器等生物處理工藝，出水可作為循環(huán)水補(bǔ)充水、脫硫系統(tǒng)工藝用水、綠化用水或其他生產(chǎn)用水。當(dāng)電廠有中水深度處理設(shè)施時，生活污水可與中水合并處理。距離市政污水處理廠較近的，在滿足環(huán)保要求前提下，生活污水可直接排入市政污水收集和處理系統(tǒng)。火電廠產(chǎn)生生活污水的源頭較多且分 散 ， 各點生活污水水量少且懸浮性雜質(zhì)多，在長距離輸送過程中容易堵塞管道，造成生活污水難以收集，各電廠應(yīng)根據(jù)實際情況采取分散處理與集中處理相結(jié)合的方式。

3 末端廢水處理技術(shù)路線

末端廢水是經(jīng)梯級利用后無法經(jīng)濟(jì)合理回用的高鹽廢水 。

其主要包括 ：（ 1） 脫硫廢水 ；（2）溶解性固體含量接近或高于 1% 的離子交換系統(tǒng)再生高鹽廢水；（3）反滲透濃水等。

在末端廢水零排放處理系統(tǒng)設(shè)計前，應(yīng)從源頭實現(xiàn)末端廢水減量，以優(yōu)化系統(tǒng)設(shè)計規(guī)模，降低末端廢水處理系統(tǒng)的投資和運行費用。脫硫廢水進(jìn)入末端廢水處理系統(tǒng)前 ， 應(yīng)滿足 D L / T997—2006《火電廠石灰石–石膏濕法脫硫廢水水質(zhì)控制指標(biāo)》要求。

末端廢水零排放處理工藝路線原則：（預(yù)處理）→（濃縮減量）→蒸發(fā)固化。預(yù)處理系統(tǒng)主要處理工藝包括化學(xué)軟化澄清–過濾、化學(xué)反應(yīng)–管式微濾/超濾軟化、納濾軟化（分鹽）、離子交換軟化，及上述工藝的組合工藝。預(yù)處理工藝的設(shè)置、選擇應(yīng)綜合考慮末端廢水水質(zhì)、水量及后續(xù)濃縮、固化工藝對水質(zhì)的要求，通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較確定 。當(dāng)末端廢水量大 ， 經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后，后續(xù)直接蒸發(fā)固化成本過高時，宜采用膜法或熱法濃縮工藝，實現(xiàn)廢水的減量。膜法濃縮工藝有納濾 、 高壓反滲透 、 碟管式反 滲 透 、 電滲析、正滲透等；熱法濃縮工藝有余熱閃蒸濃縮、晶種法 MVR 降膜蒸發(fā) 、 蒸汽熱源蒸發(fā)濃縮等 。蒸發(fā)固化工藝主要包括煙氣蒸發(fā)固化、蒸汽或其他熱源蒸發(fā)結(jié)晶。煙氣蒸發(fā)固化需要論證工藝對主煙道系統(tǒng)安全運行和粉煤灰綜合利用的影響。

對于采用海水冷卻的電廠，或采用電解飽和鹽水制備 NaClO 的電廠，經(jīng)國家和地方環(huán)保許可 后 ， 可將脫硫廢水 、 再生高鹽廢水處理合格后，用于電解，制備 NaClO。

4 結(jié)語

中國火電廠廢水排放控制工作已經(jīng)取得了很大成就，但仍有部分電廠排水水質(zhì)和水量、取水方式和水量與相關(guān)要求存在一定差距。同時，火電廠在取水、排水方面面臨很多客觀問題，如部分地區(qū)提供的中水溶解性固體含量和 COD 超標(biāo)，不滿足電廠使用要求，增加了二次處理成本和使用風(fēng)險；廢水排放控制改造一次投資和運行成本較高，特別是要求廢水零排放電廠，末端廢水處理系統(tǒng)投資約 200 萬元/t，運行成本約 30~60 元/t，大幅增加電廠運行成本。目前水治理改造沒有類似于超低排放電價政策資金支持，火電廠廢水排放控制是一項極其復(fù)雜的工作，各發(fā)電集團(tuán)應(yīng)結(jié)合下屬電廠用排水現(xiàn)狀和環(huán)保要求，制定相應(yīng)的技術(shù)路線，指導(dǎo)其開展相關(guān)改造。