低投资高效能废水零排放技术有待研发

水处理网讯:“适应废水零排放环境管理趋势，加强燃煤电厂废水利用的环境管理，指导燃煤电厂废水零排放技术路线的制订，积极推进节水增效工作。这是当前火电行业环保工作的重点。”日前，在内蒙古自治区包头市召开的燃煤电厂全厂废水综合利用及废水零排放技术交流研讨会上，中国电机工程学会热电专业委员会原秘书长郁刚表示。

燃煤电厂是我国工业用水的大户，其用水量和排水量十分巨大，在工业用水中约40%用于燃煤电厂，燃煤电厂每年的排放量约占全国工业企业排放量的10%。近年来，“减少电厂水耗”和“废水排放量”等关键词越来越频繁地进入更多火电厂的视野。

火电用水问题成下一步环保重点

“高效用水和深度节水型火力发电机组是未来10年燃煤火电机组设计、运行优化的重点之一。缺水地区燃煤机组运行面临取水指标低和取水价格高的问题，倒逼机组进一步减少用水。”中国能源建设集团规划设计有限公司高级工程师黄晶晶在上述会议上表示。

记者了解到，我国大型煤电基地主要集中于过度取水地区和干旱地区。超过50%的燃煤火电机组位于过度取水地区，高效用水和深度节水问题突出。

“近两年政府部门密集发布的环保政策表明，党中央、国务院高度重视生态环境保护工作，火力发电厂作为耗水大户在水资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，加快落实深度节水和废污水零排放已成为必然选择。”郁刚在会上接受《中国电力报》记者采访时表示。

记者注意到，从2015年《水污染行动计划》发布以来，《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》《控制污染物排放许可制实施方案》《“十三五”生态环境保护规划》《火电厂污染防治技术政策》等政策也陆续出台，这些政策要求火电厂在紧盯降低大气污染排放浓度的同时，也必须更加重视深度节水和废水零排放工作。其中，《水污染防治行动计划》更是明确指出，到2020年，电力等高耗水行业达到先进定额标准。

“火电耗水量2000年达到45亿吨，2011年达到峰值91.3亿吨，随后耗水量逐年下降，2016年降至55.8亿吨。火电单位发电量耗水量持续下降，由2000年的4.1千克/千瓦时降至2016年的1.3千克/千瓦时，降幅达到68%。”《中国电力行业年度发展报告2017》对火电用水进行了统计。

“应进一步推广燃煤电厂以城市中水为主要水源，将城市中水利用落到实处。加强燃煤电厂外排水对环境的影响评估，合理、有序推进燃煤电厂的节水降耗，有针对性地开展全厂废水零排放工作。重视电厂非计划用水，重视暴雨初期雨水的排放管理。”黄晶晶在会上作出建议。

从“脱硫废水零排放”到“全厂废水零排放”

记者注意到，2006年颁布的《火力发电厂废水治理设计技术规程》明确指出，火电厂的脱硫废水处理设施要单独设置，优先考虑处理回用，不设排放口，必须实现废水零排放。

“我国对燃煤电厂废水治理的研究起步较晚。但是随着环境保护的法律和监管越来越严格，燃煤电厂废水零排放越来越多地被提及。”郁刚表示。

近年来，随着环保技术的不断进步以及环保理念的革新，一些走在环保前列的燃煤电厂开始超前布局、合理规划，不惜在环保上投入大量资金，但即便如此，目前国内真正实现全厂废水“零排放”的燃煤电厂仍然屈指可数。

“燃煤电厂废水综合利用及零排放工程性能试验，是近年来新近兴起的一门性能试验项目。由于其工艺路线的多样性，试验性质与试验内容也五花八门。”国电科学技术研究院化学技术研究所陈钢表示。

华北电力大学副教授刘松涛告诉《中国电力报》记者，火电厂除脱硫废水外，各类废水经处理后基本能实现“一水多用、梯级利用”，废水不外排。因此，实现废水零排放的关键是实现脱硫废水（包括流入脱硫系统的循环冷却排污水和反渗透产生的高盐废水）零排放。

电力规划设计总院水务环保处主任工程师韩宇超针对脱硫废水零排放的路线给出建议，相关技术路线的选择可以因地制宜，如西北部地区可以采用蒸发塘的方式实现零排放；石膏综合利用不畅的地区可以考虑采用再循环的方式；同时有湿发脱硫和喷雾半干法脱硫的电厂可以采用两者结合的方式，有湿式出渣系统的电厂可以考虑将脱硫废水处理后用工作出渣系统补水。

“全厂废水零排放技术方向趋向于低运行成本，高适应性和可操作性，降低环保运营负担，同时兼顾对水量、水质的适应性和可靠性，基于在脱硫废水排放系统、电厂热力系统等方面全方位的深厚功底，制订最适合电厂零排放技术路线。”北京国电龙源环保工程有限公司设计部总工程师陈鸥在接受《中国电力报》记者采访时谈道。

低投资高效能的废水处理技术有待研发

“低投资、高效能的废水处理回用技术有待研发与推广应用。标杆电厂节水工程实际上以付出巨大经济利益为代价，脱硫废水、反渗透浓水等高含盐废水处理代价较高，不仅初期投资成本较高，而且运行和设备维护成本更是需要付出巨大投入。如‘预处理+蒸发结晶’的工艺在部分电厂投运，但其成本极高，目前国内已建设的工程造价每吨水约为300万元，每吨水运行成本在100～150元。”相关专家在上述会议上表示。

“目前来看来各种处理方法在技术上都是可行的，工程投资相差不大，差异主要体现在运行成本上，相对于蒸发结晶，烟道蒸发在运行成本上具有一定的优势，也是目前各个电厂选择较多的技术路线。”韩宇超表示。