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4 末端废水固化处置技术路线

经过用水和排水规划及梯级回用实现深度节水后，火电厂最终产生的无法消耗的末端废水主要包括离子交换再生系统所排高盐废水和经过处理后满足达标排放要求的脱硫废水。由于全厂所有用水中的盐分全部通过各种形式进入该部分废水，其主要水质特点为含盐量高且属于硫酸钙的饱和溶液，结垢倾向大，腐蚀性强。目前对该部分废水主要有5种处置方式:

(1)直接蒸发结晶固化处理;

(2)浓缩后再进行蒸发结晶固化;

(3)喷入除尘器前的烟道进行蒸发;

(4)废水经调质后在烟道外利用烟气余热进行蒸发;

(5)机械雾化蒸发。

这5种废水处置方式均可实现火电厂末端废水严格意义的废水零排放，各种工艺的比较如表2所示。

由表2可见，前4种废水处置方式均需要对废水进行深度软化预处理，减少废水中结垢性离子含量，以降低后续处置设备结垢风险。深度软化一般可采用NaOH+Na2C03联合软化工艺。第2种和第4种方式在深度软化的基础上还需要进行浓缩。研究表明，针对典型的脱硫废水，微滤加反渗透的浓缩工艺可在回收率大于60%的工况下稳定运行。

第1种和第2种方式采用蒸发结晶作为废水固化工艺，投资和长期运行费用较大，但可以回收部分冷凝水。第2种方式废水经过浓缩可大大降低蒸发结晶系统的投资费用。

第3种和第4种方式充分利用了烟气余热，第3种废水直接喷入烟道的固化方式有少量实际工程应用，但仍存在烟温、烟道长度等多种影响蒸发过程的因素需要进一步研究核实，同时还会存在除尘器效率降低、电除尘系统腐蚀和盐分在烟道沉降聚集等风险。第4种废水调质后体外烟气蒸发工艺既利用了部分烟气余热，同时又不会对主烟气系统造成影响，但该方式产生的结晶盐全部进入飞灰，是否会对飞灰的性能和对外销售造成影响需要进一步研究。

第5种机械雾化方式投资小，便于建设与操作，但该工艺受气象和环境因素影响较大，且占地面积大，不可控程度较高，雾化废水喷入空气中易造成二次污染。

5 废水零排放改造需考虑的因素

火电厂的用水排水系统贯穿全厂生产的大部分环节，因此在制定废水零排放改造技术路线时还应该考虑以下相关因素。

5.1超低排放改造

根据国家相关规定，燃煤机组要在2020年以前全面完成超低排放改造。具体措施包括:

(1)低氮燃烧器改造或烟气脱硝增加催化剂层;

(2)脱硫单塔双循环或双塔双循环改造;

(3)低温电除尘或湿式电除尘改造。其中脱硫增容改造和湿式电除尘器的安装会增加废水量，脱硝增容和低氮燃烧器改造不会增加废水量。当进入脱硫塔入口烟温降低后，机组湿法脱硫用水量将减少35%~40%，因此原本通过脱硫系统蒸发携带的部分废水无法直接消耗，打破了全厂原有的废水零排放体系。对于空冷和直流冷却机组，可通过减少工业水补水量来实现新的水量平衡;对于湿冷机组，则需要对多余的废水进行脱盐或者通过提高循环水浓缩倍率的方式来实现新的平衡。

5.2脱硫工艺水水质及脱硫废水水量

在火电厂废水零排放改造方案实施过程中，通常要改变湿法脱硫工艺水用水水源，而脱硫工艺水主要作为除雾器冲洗水使用。一般认为冲洗水的硫酸钙饱和度低于50%时可防止除雾器表面的结垢。如果废水零排放设计方案中的脱硫工艺水的硫酸钙饱和度不能满足这一要求，则需要在工艺水的前处理工艺中增加降低钙离子和硫酸根含量的相关措施。

在保持脱硫废水水量不变的工况下，脱硫工艺水源改变后脱硫废水氯离子浓度可由下式进行估算。

式中:。为水源更换后吸收塔浆液氯离子质量浓度，mg/L ; cf为水源更换前吸收塔浆液氯离子质量浓度，mg/L ; Qb为吸收塔补水量，m3/h ;c1为水源更换后工艺水氯离子质量浓度，mg/L ;c0为水源更换前工艺水氯离子质量浓度，mg/L ;Qf为脱硫废水量，m3/h

根据计算结果，如水源更换后废水氯离子浓度超出设计导则要求，则需要通过增加废水的排放量来降低吸收塔浆液的氯离子浓度。因此，若脱硫工艺水源水质变化(主要考虑氯离子)，脱硫废水水质或水量也会发生变化。

5.3循环水系统的腐蚀与结垢

对于通过提高循环水浓缩倍率或者极限含盐量来减少循环水排放量的废水零排放系统，改造后循环水系统的钙离子、硫酸根、氯离子等离子的浓度均相应增加，此时应通过经验或试验数据判断循环水是否存在腐蚀或结垢风险，并将其作为制定废水零排放方案的相关依据。需要注意的是，此处的腐蚀不仅需考虑换热设备的腐蚀状况，同时要考虑氯离子和硫酸根对钢筋混凝土构筑物的腐蚀，以便采取必要的措施。

6 技术路线制定相关建议

综上，火电厂制定废水零排放技术路线时应关注以下几个方面。

(1)综合考虑全厂各相关专业的情况，总体规划，分步实施，尤其应重视深度节水阶段的改造工作。深度节水阶段的节水改造投资低，效益大，可为后续废水零排放系统建设打下良好基础。

(2)对于湿冷型火电厂，传统观念认为循环水系统设计中浓缩倍率控制在3~5较为经济，浓缩倍率再提高对节水能力贡献有限。但随着废水零排放要求的逐步实施，由于后续末端废水处置成本高昂，如果可以通过进一步提高浓缩倍率以使循环水系统排污量与下游废水消耗量直接匹配，则循环水系统不向外排放废水，即可以大大降低废水零排放建设成本，这一点对于原水水质较好的电厂尤为重要。如广东某电厂原水盐分质量浓度仅为75.9 mg/L，通过合理药剂选择，该厂将循环水浓缩倍率直接提升至10.5，实现了排污水量与下游脱硫用水水量相匹配。

(3)火电厂进行节能改造后进入脱硫塔的烟温降低，造成烟气蒸发水量减少，但部分电厂由于要保证除雾器冲洗水量，脱硫塔仍大量补水，从而造成脱硫废水量增加，最终增加末端废水处置的成本。因此，火电厂在进行节能改造方案制定时的经济性分析也应充分考虑由于末端废水增加而增加的建设成本和运行费用，从而对节能改造方案的经济性做出准确评估。

(4)随着机组负荷的变化，火电厂的水平衡是动态的而不是静止的，因此废水零排放方案也应充分考虑机组在不同负荷条件下的工况，同时在废水零排放水平衡体系设计中需考虑充分的余量，以确保废水零排放目标的实现。

7 结语

水系统贯穿火电厂生产过程始终，因此火电厂废水零排放是一项系统工程。本文研究结果表明.对于火电厂零排放技术路线.应充分考虑电厂自身机组类型、水源水质、冷却型式等特点及其影响，并结合全厂各专业实际用排水状况予以制定。同时，由于深度节水的结果对末端废水固化的工艺选择及投资和运行成本影响极大，火电厂零排放宜根据具体情况分段实施，以保证各阶段治理效果，避免重复投资。

原标题：【技术汇】火电厂废水零排放技术路线比较及影响因素分析

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