火电厂废水“零排放”技术研究与实践

2011-01-31夏克非

环境影响评价 2011年6期

肖婷，夏克非

（重庆市环境监测中心，重庆401147）

水是宝贵的自然资源，是人类赖以生存的必要条件，是工农业生产和人民生活必不可少的物质。近年来，由于工农业的迅速发展和人口的增长的突出矛盾，人类社会对水的需求量亦越来越大，世界各国水资源的供需矛盾也越来越突出.为了充分、合理地利用水资源，减少工业废水和生活污水对水体环境的影响、破坏，增效节能，世界各国都十分重视节水技术的研究及应用。我国是一个发展中国家，改革开放以来，我国国民经济迅速发展，随之带来的环境污染亦十分严重.这不仅对生态造成了影响，也影响到我国现存的水资源的质量及数量。

1 我国火电厂给排水现状及“零排放”技术简介

在我国，火力发电厂作为耗水大户，其用水量约占工业用水量的30%～40%，平均装机耗水量比国际先进水平高40%～50%，相当于每年多耗水15亿m3，仅次于农业用水量［1－2］，从2000～2003年火力发电行业用水与全国用水情况比较（表1）及2000～2003年全国火力发电厂用水状况（表2）可以看出，尽管随着火电装机容量和发电量的增加，全国火力发电厂单位发电量耗水率逐年降低，但总的用水量呈上升趋势，同时废水排放量也逐年增加。

火电厂废水“零排放”工艺是美国、加拿大70年代提出的工艺，经30年来的研究、设计、运用，近年来该工艺已基本成熟，许多国家在引进该工艺的基础上，根据本国的具体情况，充分利用当今的新技术、新设备，真正做到火电厂用水闭路循环，确保废水“零排放”；同时在取水水源方式上也作了重大调整，充分利用附近城市经处理的生活污水、中水等水源，不同程度的解决了火电厂用水难题，减缓了与城市生活取水的矛盾。

表1 2000～2003年火力发电行业用水与全国用水量比较表

表2 2000～2003年全国火力发电厂耗水状况对比表

火电厂废水“零排放”技术的实施是一项战略性任务，任务的目的在于实现以下目标：

合理地选择和利用水资源，做到既保证满足计划发电容量的用水需要，又要尽量少用水、不排或少排水，排水水质不污染环境［3］。

采用高、新技术、设备，合理循环、处理、重复使用水源，即合理地安排各工艺系统的生产用水及排水，减少电厂的用水量和排水量。

研究各用水系统的排水量和水质，以经济合理地满足下一级系统的用水水质要求。

准确检测和控制排水水质。

2 重庆合川火电厂废水“零排放”实例

合川火力发电厂“水系统零排放改造技术”实施后，取水量大大降低，节约用水420t／h，按每吨水节约取水费0.1元计，一年可省费用25.2万元（按年运行6 000h计）。实施后减排约420t／h，按每吨水排污费取1.0元计，一年预计可节省排污费用252万元（按年运行6 000h计），两项合计可节省费用约277.2万元／年，扣除污水处理费用100.8万元／a，实际每年可节省费用176.4万元。

在废水减排水量420m3／h，削减污染物量几乎100%，对周围附近、长江中下游水体环境将不再污染，产生的环境效益显而易见的。

合川火电厂“水系统零排放改造技术”包括以下内容：

预处理站排泥水处理、循环冷却排污水处理、脱硫废水处理、含油污水处理、含煤废水处理、其它工业废水处理、生活污水处理及厂区管网（沟）部分。

2.1 废水处理工艺流程与说明

2.1.1 脱硫废水处理

根据脱硫废水水质特点，首先利用消石灰进行处理，一方面可以将废水中大部分重金属离子以氢氧化物沉淀的形式去除，另一方面消石灰也可起到絮凝剂作用。

根据石灰石湿法烟气脱硫工艺，pH值通常控制在5.0～5.5之间较为适宜，因此脱硫过程中排出废水的pH值基本为5.0～5.5。石灰处理过程首先是利用消石灰与废液中的酸发生中和反应，中和反应完成后过量的氢氧根离子继续与废液中的重金属离子反应，生成重金属离子的氢氧化物沉淀。此时对大多数重金属离子的氢氧化物沉淀而言，PH值控制在8.0～9.0之间处理效果较合适。

通常废水中的重金属有两种不同类型：一种含有游离重金属离子，另一种则以螯合物形式存在。游离重金属离子通常采用碱化处理方法很容易被去除，但螯合形态的重金属离子的溶度积往往远低于其氢氧化物形态的溶度积，通过碱化处理不能将该类重金属离子以氢氧化物沉淀的形式去除，为此需进一步投加有机硫化物来去除该类重金属离子。

脱硫废水中的大部分溶解的重金属离子可通过添加熟石灰中和形成氢氧化物沉淀，但对某些重金属尤其是汞，用中和处理的方法不能达到令人满意的效果，因为脱硫废水中含有大量的溶解性氯化物，汞在该环境下可与氯离子形成一种可溶且非常稳定的汞－四氯合成物［Hg（Cl4）2－］，该氯合物在中和处理过程中不能通过沉淀的形式被去除。

因此在脱硫废水的处理过程中通常采用有机硫化物（如TMT15）来除去其中的重金属离子。实际处理过程中通常采用添加有机硫化物方式，中和后添加一定剂量的有机硫化物，可产生一种由金属氢氧化物和金属有机硫化物构成的沉淀，大大提高了重金属离子去除的效率。

2.1.2 化学水处理工艺废水处理

化学水处理工艺废水主要是离子交换设备在再生和冲洗过程中，会外排部分再生废水，其废水量约为处理水量的1%，这部分废水虽然量不大，但水质很差，常含有大量的酸、碱有机物含量也很高。目前许多电厂常用中和池来处理再生过程中所排放的废酸、废碱液。由于酸碱中和反应的特性、阴阳离子交换器运行周期不同步性、每周期再生时的排酸和排碱量不确定性等因素，使得中和池在处理时，运行效果不太理想，排水的PH值不稳定，中和时间过长，能耗、酸碱耗量高。现对再生废水中和方法进行了改进，采用合理布局的空气搅拌系统处理酸碱废水，则中和时间缩短到原来的1／60，而中和费用只为原来的1／3。对于酸碱再生废水中有机物的处理，采用Fenton试剂对离子交换树脂再生废水进行催化气化处理，取得了很好的效果，CODcr去除率达70%以上。此外，由于中和池废水PH超标问题较难控制，目前，国内已有很多电厂将中和池废水引入冲灰系统，排入冲灰管路，由灰浆泵直接排至灰场［4］。

2.1.3 工业冷却水排水

根据工业冷却排水水质特点，由于水中的油大部分呈乳化状，需先通过投加破乳剂进行破乳处理，接着通过气浮将游离油和悬浮物进行去除。则将工业冷却排水先收集入缓冲收集池，再通过泵送入反应池，反应池中投加破乳剂，经破乳处理后的废水流入接触池，与溶解空气接触，经气泡的吸附作用，废水中的浮油和悬浮物在气浮池中得以从水体中分离出来，通过刮渣机刮除。气浮处理后的部分清水再经活性炭过滤处理，用作锅炉补给水处理系统水源和电厂脱硫岛工艺用水，其余未经活性炭过滤处理的清水直接作凝汽器冷却水系统补水［5］。

2.1.4 预处理站排泥水处理

根据预处理站排泥水水质特点，由于该类废水主要悬浮物含量超标，通过浓缩、脱水方式去除水中悬浮物，其中的滤液再返回如澄清池。而产生的泥饼运往灰场。

该类废水的处理过程如下：排泥水收集入污泥缓冲池，再通过泵送入带式浓缩脱水一体机，辅以投加脱水助剂，废水中的悬浮物以泥渣形式得以去除，滤液再返回入澄清池。

2.1.5 含油废水处理

电厂中含油废水主要来源于油罐区及燃油泵房冲洗和雨水排水、油罐脱水，废水中含油量一般为50～800mg／L，主要采用重力分离（隔油）、气浮、吸附过滤方法处理，水中含油达5mg／L后排放或回收利用，油可回收。含油废水处理流程如下：

含油废水先收集入隔油池，再通过泵送入气浮处理设备中，废水中的浮油和悬浮物在气浮设备中得以从水体中分离出来，通过刮渣机刮除。气浮处理后的部分清水再经活性炭过滤处理，用作电厂脱硫岛工艺用水。

2.1.6 非经常性废水处理系统

非经常性废水中主要超标物为PH值，SS和COD。虽然非经常性废水一次排水量很大，但由于其排水的间断性（约1年1－2次），且其水质与脱硫废水水质的相似性，可先通过一缓冲贮存池贮存后，再与脱硫废水混合一起处理。

2.1.7 含煤废水处理

煤场及输煤系统排水包括煤场的雨水排水、灰尘抑制和输煤设备的冲洗水等，其SS，PH和重金属的含量可能超标。火力发电厂输煤系统冲洗水比较污浊，带有大量煤粉。国外电厂处理煤场排水的工艺流程一般为：从煤场雨排水汇集来的水，先进入煤水沉淀调节池，然后泵入一体化净水设备，同时加入高分子凝聚剂进行混凝沉淀处理，澄清水排入受纳水体或再利用，沉淀后的煤泥用泵送回煤场［6］。针对火力发电厂煤场废水的特点，最近新研究设计出的序批式煤水回收处理工艺，对于浓度在1 000～3 000mg／L的煤场废水，处理后的出水浊度可降至20NTU以下，工艺系统简单投资不大，可完全满足回收要求。

2.1.8 生活污水处理

电厂生活污水的处理方法与城镇生活污水类似，但电厂生活污水中污染物浓度较低，BOD5和SS一般在20～30mg／L，传统的活性污泥处理法适用于污染物浓度高、水质稳定的污水，而用于火电厂生活水处理基本上无法运行，由于有机物浓度较低，调试启动与运行困难，有时要人为地往污水中加入有机物进行调整（如粪便等），但生化处理效果仍不理想。有些电厂生化处理设施只能起到二级沉淀和一般曝气作用，造成生化处理系统设备闲置、浪费。采用生物接触氧化法是解决此类生活污水处理的最有效途径，即在生化曝气池中装置填料，并在不长的时间内使填料迅速挂满生物膜，污水以一定速度流经其中，在充氧条件下，与填料充分接触的过程中，有机物被生物膜上附着的微生物所降解，从而达到污水净化的目的。低浓度下接触氧化池中生物膜能否形成及成膜后能否保持良好、稳定的活性是接触氧化法处理的关键。通过多年来对电厂低浓度生活污水处理进行的研究，在低浓度下培养并驯化生物膜，CODcr，BOD5的去除率分别达到75%和85%，近几年来，国内很多电厂对生活污水的中水回用高度重视，经过接触氧化法处理后的电厂生活污水可作为中水使用，广泛用于电厂绿化用水、冲洗用水等，对于水资源紧缺的电厂也可考虑将处理后的生活污水再进一步深度处理用作电厂循环冷却水系统的补充水。此外，生活污水也可用于冲灰水系统［7］。

2.1.9 灰渣（冲灰）水处理

灰渣（冲灰）水：影响冲灰水的特性的因素是取决于灰（渣）本身的成份，又取决于冲灰原水的缓冲能力、水灰比、除尘方式和运行工况。而灰本身的特性则决定于煤的来源、燃烧方式、灰熔温度、除尘效率等，资料表明：冲灰水的pH值范围为3.3～12，其中碱性占多数，悬浮物的含量很高可达1 000～10 000ppm。灰渣水的其它指标一般均合乎排放要求。

由于灰渣水是连续排放的，它的水量很大，故灰渣水的处理对火电厂的废水处理及回用意义十分重大。为了使灰水pH值符合排放标准，一般采用酸碱中和、稀释、炉烟处理和灰渣水回收闭路循环等方法。为了使灰渣水的悬浮物不超标，关键是让电厂设置灰池（灰渣沉淀池）得到改进、提高灰场的管理水平，必要时辅之以适当的处理，如有的电厂采用了凝聚沉淀等处理方式。

2.2 技术特点和先进性

技术特点：统筹规划、分类收集处理、水资源再利用。

统筹规划：指统筹规划全厂的取排水水量、水质，确定出先进的水量平衡关系。

分类收集处理：指针对各排水点排放的水质、水量，分类收集进行合理、经济地处理。

水资源的再利用：针对各用水点对水质的不同需求，结合分类收集处理后的水质品质，实现水资源的再利用。

技术先进性：通过该改造技术方案的研究，基本实现火力发电厂水系统的零排放。

2.3 水务管理

对于火电厂的排水无论是废水处理技术或是废水“零排放”技术，都离不开火电厂自身的水务管理工作，水务管理工作的目的如下：

（1）统一规划火电厂的水量平衡和水质平衡，正确核算用水量，优化循环水系统，降低耗水指标，开发新工艺、新技术，加强废水处理和废水的资源化利用，认真贯彻节约用水的方针，降低全厂的耗水指标，经济合理地利用水资源，做好全厂的水量平衡工作，减少发电厂的废水排放量［8］。

（2）水务管理设计是一项政策性很强的工作，它必须服从国家基本建设的各项政策、法令、规程和导则。因此，应在工程项目设计总工程师领导下，有关专业相互配合，搞好协作，对全厂各项设备用水及各项废水的处理工艺进行研究和优化比较，共同选择最佳方案，最后由水工工艺专业归口，绘制全厂水量平衡图。必要时，宜标出用水点的水质、水量、水温和水压。

（3）水务管理的最终效果与设计、施工、运行管理的好坏是分不开的，首先是设计中应优先采用成熟先进的节水工艺系统和设备；施工时应按水务管理设计进行施工；运行管理应对各用、排水系统进行全面监测、调控，随时随地地掌握运行情况，根据水量、水质的实际运行数据来进行控制和调度。

3 火电厂废水“零排放”处理新技术与新工艺

目前，随着膜处理技术在各项废水治理中的运用越来越成熟，科研人员也积极将此技术逐步运用在火电厂的各项废水的深度处理上，经膜处理后的废水可直接作为中水回用；另一国外机械蒸汽压缩（MVR）蒸发器成套的先进技术的引进，对电力系统而言，可用于锅炉补给水处理、循环水处理及全厂水系统“零排放”工程项目，也可探索用于脱硫废水的终极化处理。

当然各火电厂应该从自身情况出发，选择适合自身特点的处理方案，达到对电厂废水综合治理。科研部门在研究开发电厂废水处理技术时，应重点解决灰水闭路循环系统结垢、冲灰水PH值超标、冲灰水用作循环冷却系统补充水及生活污水用作冲灰水闭路循环补充水等技术问题。总之，随着我国水资源问题和环境问题将日益突出，优化电厂废水处理工艺与技术，实现废水资源化，其社会效益与经济效益的意义非常深远。