电厂废水排放控制政策法规与技术路线综述
火力发电厂废水治理设计技术规程
火力发电厂废水治理设计技术规程随着能源需求的不断增加，火力发电厂作为主要能源供应商，扮演着至关重要的角色。
然而，火力发电过程中产生的废水却成为环境污染的一个主要来源。
为了减少废水对环境的影响，火力发电厂需要制定废水治理设计技术规程。
1.废水治理目标和原则火力发电厂废水治理的主要目标是减少废水的排放量，降低污染物浓度，并确保达到排放标准。
废水治理应遵循“预防为主、综合治理、资源化利用、减量化排放”的原则。
2.原料水处理火力发电厂原料水处理是废水治理的第一道关口。
应建立完善的原料水处理系统，对进厂原水进行深度处理，以减少污染物的进入。
3.废水收集与预处理火力发电厂废水收集与预处理是确保后续处理工艺正常运行的关键环节。
废水应按照不同来源进行收集，并进行初级处理，包括沉淀、澄清和过滤等，以去除废水中的悬浮物、沉淀物和颗粒物。
4.二次处理工艺火力发电厂废水的二次处理包括物理、化学和生物处理等多个环节。
对于高浓度有机污染物和重金属污染物，可以采用活性炭吸附、化学沉淀和络合等方法进行处理。
对于低浓度有机污染物和溶解物质，可以采用生物处理工艺，如活性污泥法、生物膜法和生物吸附法等。
5.深度处理与回用为了提高废水治理效果和资源利用率，火力发电厂可以对经过二次处理的废水进行深度处理。
深度处理包括进一步去除残余有机物、氮和磷等营养物质，以及消毒杀菌等工艺。
同时，可考虑将经过深度处理的废水回用于火力发电过程中，如循环冷却水、锅炉给水等。
6.排放与监测火力发电厂废水治理的最终目标是达到国家和地方的排放标准。
治理工程完成后，应进行废水排放测试，确保排放水质符合标准。
同时，应建立完善的废水监测系统，定期监测和评估废水排放情况，并及时调整和改进治理工艺。
7.废水处理设施建设与运维管理火力发电厂废水治理需要建设相应的处理设施，并按照规程进行运维管理。
设施建设应符合环保法规和相关工艺标准，操作人员应接受必要的培训，并定期进行设备维护、检修和更新，以确保废水治理工艺的正常运行和效果。
火电厂超低排放改造技术路线探讨
火电厂超低排放改造技术路线探讨火电厂超低排放改造技术路线探讨为了应对全球气候变化和环境污染的挑战，火电厂超低排放改造成为了当今一个重要的议题。
本文将探讨火电厂超低排放改造的技术路线，以期实现环保和可持续发展的目标。
一、背景和意义火电厂作为目前主要的电力供应方式之一，在生产过程中产生了大量的污染物，例如二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等。
这些污染物不仅对大气环境造成重大的危害，还会对人们的健康产生不良影响。
因此，对火电厂进行超低排放改造，不仅能显著减少污染物的排放，提高空气质量，还能促进能源清洁化和可持续发展。
二、超低排放改造技术路线探讨1. 锅炉燃烧技术改造火电厂超低排放改造的重要一环是改善锅炉燃烧技术。
采用先进的燃烧技术，如煤粉燃烧技术、燃煤沸石化技术和煤粉燃烧风分布优化技术等，可以提高燃烧效率，减少二氧化硫和氮氧化物的排放。
2. 烟气脱硫技术改造对于排放的二氧化硫，火电厂可以采用烟气脱硫技术进行治理。
烟气脱硫采用吸收剂吸收二氧化硫，进而达到减少二氧化硫排放的目的。
常用的烟气脱硫技术包括湿法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和干法烟气脱硫等。
3. 烟气脱硝技术改造烟气脱硝是减少氮氧化物排放的关键环节。
常见的烟气脱硝技术包括选择性催化还原脱硝技术、选择性非催化还原脱硝技术和催化氧化脱硝技术。
这些技术可以有效地降低火电厂烟气中氮氧化物的浓度，达到超低排放的要求。
4. 灰渣处理技术改造火电厂燃烧煤炭会产生大量的灰渣，其中包含大量的颗粒物和有害物质。
灰渣处理技术改造是确保火电厂超低排放的重要环节。
采用先进的灰渣处理技术，如湿法和干法集尘技术、脱硫石膏综合利用技术和气固分离技术等，能够减少颗粒物和有害物质的排放，同时实现资源的综合利用。
三、技术路线的选择与应用在火电厂超低排放改造过程中，选择适合的技术路线十分重要。
不同的火电厂具有不同的条件和特点，因此需要根据实际情况选择合适的技术路线。
同时，在技术路线的应用上，需要注重技术的可行性和经济性。
火力发电厂废水治理设计技术规程
火力发电厂废水治理设计技术规程一、前言随着火力发电厂的快速发展，废水污染问题日益突出。
火力发电厂废水中含有大量的悬浮物、溶解物、重金属等有害物质，如果不加以适当的处理，将对周围环境和生态系统造成严重影响。
因此，制定一套科学合理的废水治理设计技术规程，对于火力发电厂的可持续发展和环境保护具有重要意义。
二、废水治理设计原则1.合规性原则：废水治理设计应符合国家和地方相关法律法规的要求，确保排放达标。
2.综合性原则：废水治理设计应综合考虑废水特性、处理工艺、处理设备和运行管理等方面的因素，使废水处理系统具有高效、稳定、可靠的性能。
3.可行性原则：废水治理设计应考虑技术的可行性和经济性，选择适用的处理工艺和设备，以达到最佳的治理效果和投资回报率。
4.可持续性原则：废水治理设计应采用环境友好型工艺和设备，减少对环境的负面影响，实现资源的最大化利用和循环利用。
三、废水治理设计技术要求1.废水预处理：对火力发电厂废水进行预处理，包括去除悬浮物、沉淀物和油脂等物质，以减少对后续处理工艺的影响。
2.生物处理：采用生物处理工艺对废水进行进一步处理，去除有机物、氨氮等污染物质。
常见的生物处理工艺包括活性污泥法、固定床生物反应器等。
3.深度处理：对生物处理后的废水进行深度处理，以去除余氯、重金属等有害物质。
常用的深度处理工艺包括活性炭吸附、反渗透等。
4.除盐处理：对处理后的废水进行除盐处理，以减少对环境的影响和废水的再利用。
5.污泥处理：对处理过程中产生的污泥进行处理，包括浓缩、脱水和资源化利用等环节。
6.废水处理设备：选择适用的处理设备，包括污水泵、曝气系统、澄清池、过滤器、消毒设备等。
四、废水治理设计管理要求1.运行管理：建立完善的废水处理运行管理制度，确保处理系统的稳定运行和达标排放。
2.设备维护：定期对废水处理设备进行检修、维护和保养，确保设备的正常运行和寿命。
3.运行监测：建立废水处理运行监测系统，对处理过程中的关键指标进行实时监测和记录，及时发现和解决问题。
《2024年工业废水处理技术综述》范文
《工业废水处理技术综述》篇一一、引言随着工业化的快速发展，工业废水已成为全球性的环境问题。
工业废水含有大量的有毒、有害物质，如果不经过有效处理直接排放到自然环境中，将对生态环境和人类健康造成严重威胁。
因此，工业废水处理技术的研究与应用显得尤为重要。
本文将对工业废水处理技术进行综述，旨在为相关领域的研究和应用提供参考。
二、工业废水处理技术的发展历程工业废水处理技术的发展经历了多个阶段，从早期的物理法、化学法，到现在的生物法、物理化学法等。
随着科技的不断进步，工业废水处理技术也在不断发展和完善。
目前，各种处理方法相互结合，形成了多种组合工艺，提高了处理效率和效果。
三、常见的工业废水处理技术1. 物理法：物理法主要包括沉淀、过滤、吸附等。
其中，沉淀法是通过加入沉淀剂使废水中的悬浮物和重金属离子等沉淀下来，从而达到净化水质的目的。
过滤法则是通过滤料将废水中的悬浮物和颗粒物去除。
吸附法则利用吸附剂吸附废水中的有机物、重金属等污染物。
2. 化学法：化学法主要包括中和、氧化还原、混凝等。
中和法是通过加入酸或碱调节废水的pH值，使废水中的有害物质转化为无害物质。
氧化还原法则是通过氧化剂或还原剂将废水中的有害物质氧化或还原为无害物质。
混凝法则是通过加入混凝剂使废水中的胶体颗粒脱稳、凝聚和沉淀。
3. 生物法：生物法主要包括活性污泥法、生物膜法、生物滤池等。
这些方法利用微生物的代谢作用将废水中的有机物转化为无害物质，具有处理效果好、成本低等优点。
4. 物理化学法：物理化学法包括离子交换、电渗析、膜分离等技术。
这些方法可以有效地去除废水中的特定物质，如重金属离子等。
四、工业废水处理技术的发展趋势1. 组合工艺：未来工业废水处理技术将更加注重各种处理方法的组合和优化，以提高处理效率和效果。
2. 高级氧化技术：高级氧化技术如光催化氧化、湿式氧化等将在工业废水处理中得到更广泛的应用。
3. 膜分离技术：膜分离技术具有高效、节能、环保等优点，将在工业废水处理中发挥越来越重要的作用。
火力发电厂脱硫废水“零排放”技术路线分析
火力发电厂脱硫废水“零排放”技术路线分析发表时间：2019-12-23T09:20:15.900Z 来源：《电力设备》2019年第17期作者：刘向华[导读] 摘要：随着中国水环保政策趋于严控，火力发电厂脱硫废水“零排放”理念不断升温。
（天津国华盘山发电有限责任公司天津 301900）摘要：随着中国水环保政策趋于严控，火力发电厂脱硫废水“零排放”理念不断升温。
脱硫废水是火电厂最难处理的末端废水之一，单一技术路线的废水处理方案往往难以兼顾目标与成本。
对国内外脱硫废水处理工艺进行分析，寻求各方案间择优组合、分步建设的技术线路，为火电厂实现脱硫废水“零排放”目标提供参考。
关键词：火力发电厂；脱硫废水；零排放；技术路线；从行业现状来看，脱硫废水“零排放”技术流派众多，但均处于试点、技术验证阶段，未形成成熟、统一的路线。
系统运行稳定性差、运营成本高、生化污泥及结晶盐处置难度大等技术难题仍是“零排放”的主要障碍。
1 脱硫废水的产生及其水质特点脱硫废水主要来自石膏脱水和清洗系统，或是水力旋流器的溢流水及皮带压滤机的滤液，是维持脱硫装置浆液循环系统物质平衡，控制石灰石浆液中可溶部分（即Cl-）含量、保证石膏质量的必要工艺环节。
废水中所含物质繁杂，大体分为氯化物、氟化物、高浓度的亚硫酸盐、悬浮物、硫酸盐以及少量的重金属离子（如Pb2+、Cr2+等）、氨氮等，是火电厂最难处理的末端废水之一。
2 常见脱硫废水治理工艺及其特点2.1 脱硫废水“零排放”工艺概述要实现脱硫废水“零排放”，不论何种技术路线，基本都可分解为预处理、浓缩和结晶3个工艺段。
2.2 国内常见脱硫废水“零排放”方案2.2.1 借助除灰系统间接实现“零排放”具备水力除灰系统的电厂，脱硫废水经预处理后直接排放至水力除灰系统。
只要电厂水力除灰系统水平衡不被破坏，这种处理方式的经济性最好，原水力除灰系统基本不用改造，也不需要额外增加水处理系统，且不会明显降低湿渣品质，造成灰渣降级使用；加之碱性灰渣水对脱硫废水中重金属离子和酸性物质有一定的脱除效果，脱硫废水预处理指标可适当放宽。
火力发电厂废水治理设计技术规程 -回复
火力发电厂废水治理设计技术规程-回复[火力发电厂废水治理设计技术规程]一、引言火力发电厂是我国能源行业的重要组成部分，其废水治理成为节能减排的关键环节。
为了加强对火力发电厂废水治理工作的规范，制定了《火力发电厂废水治理设计技术规程》。
本文将从该技术规程的制定背景、主要内容以及实施要求等方面进行详细解读。
二、制定背景随着我国经济的快速发展，火力发电厂废水排放量也呈逐年增加的趋势。
大量含有污染物的废水排放不仅对水环境造成了严重污染，还加剧了水资源的浪费。
为了解决这一问题，制定《火力发电厂废水治理设计技术规程》成为当务之急。
三、主要内容《火力发电厂废水治理设计技术规程》主要包括以下几个方面的内容：（一）废水排放标准该规程明确了火力发电厂废水排放的相关标准。
根据不同类型的火力发电厂和不同阶段的废水处理要求，规定了废水中各种污染物的限量要求，包括COD、BOD、氨氮、石油类、重金属等指标。
同时，该规程也对废水排放的频率、监测方法和报告要求等进行了明确。
（二）废水处理工艺规程中详细描述了火力发电厂废水处理的各种工艺流程和技术要求。
例如，对于高浓度废水，规程提出了采用物理化学处理与生物处理相结合的方法。
对于低浓度废水，规程建议采用生物膜反应器等进一步深度处理技术。
此外，规程还明确了工艺设备的选型、操作条件的控制等具体要求。
（三）废水治理效果评估为了评估火力发电厂废水治理的效果，规程提出了相关监测和评估方法。
通过对废水的化学成分及微生物群落进行定期监测，根据泥比、处理效率和水质达标率等指标对治理效果进行评估。
基于评估结果，可对废水治理工艺进行调整和优化，以实现最佳治理效果。
四、实施要求为了确保《火力发电厂废水治理设计技术规程》的有效实施，规程明确了相关的实施要求。
首先，各火力发电厂要建立废水治理设计专职部门，负责制定和实施废水治理方案，并进行监督和评估。
其次，强调火力发电厂与当地环保部门的合作与互动。
定期报送废水排放情况和治理效果报告，并接受相关部门的检查和监督。
国内外垃圾焚烧发电行业综述分析及政策建议
国内外垃圾焚烧发电行业综述分析及政策建议党的十八大指出，我国要大力推进绿色、循环发展的生态文明建设，从源头上扭转生态环境恶化趋势，为人民创造良好生产生活环境。
按照总体要求，加快推进生活垃圾无害化处理设施建设，推动生活垃圾分类，有效避免我国城市存在的“垃圾围城”现象，妥善解决垃圾处理设施建设引发的“邻避效应”，最终实现垃圾的减量化、资源化和无害化。
未来我国垃圾无害化处理和资源回收利用潜力巨大。
一、世界发达国家垃圾处理行业现状目前，世界发达国家采取的生活垃圾处理方式基本是鼓励和促进垃圾中有用物质的回收利用，并依托相关的法律法规作保障，建立了完善的垃圾循环利用模式。
本章节着眼发达国家垃圾处理方式、垃圾处理收费、垃圾资源化利用、污染物排放标准及法律法规等五个方面进行了综述分析。
1.焚烧发电是当前国际上垃圾处理的主要方式全世界垃圾年均增长速度为8.42%，全世界每年产生4.9亿吨垃圾，垃圾处理面临的局势很严峻。
当前，发达国家通常采用的垃圾处理方法主要有焚烧、卫生填埋和堆肥（其他）三种方法。
垃圾焚烧发电既可达到垃圾减容减量的目的，又可利用焚烧余热发电供热。
与传统的填埋法和堆肥法相比，焚烧法具有的优点是垃圾处理量大，减容减量效果好，可减容 90％，减量75％左右，可安全处理有毒有害废弃物，能有效地将垃圾潜在的能量转化为热能或电能加以回收利用，事实证明，垃圾焚烧是垃圾末端处理的重要手段。
近几年，主要发达国家从单纯的垃圾焚烧处理向综合治理方向转变，注重源头减量和综合利用，从而有效控制污染、回收资源、减少垃圾处理量。
如图1所示：日本、丹麦、瑞士等国家受地域面积小的因素影响，垃圾焚烧成为处置的重要方式，焚烧比例达到70%以上；美国国土辽阔，人口相对稀疏，仅靠卫生填埋就可以满足城市生活垃圾处理的需求，而且建设和运行成本较低。
德国和瑞典等国家建立了相当完善的垃圾分类制度和回收体系，也就是说垃圾入炉前，80%的垃圾进行了回收利用，仅对无利用价值的垃圾进行了焚烧处理，因而焚烧占比并不高，约30%左右；英国、意大利、荷兰等国家采用较多的垃圾处理方式是对垃圾进行无害化焚烧和回收后进行卫生填埋。
燃煤电厂脱硫废水处理技术路线
燃煤电厂脱硫废水处理技术路线摘要：近年来，国内火力发电厂的烟气脱硫废水治理技术逐步走向国际，提高其处理效果和技术革新已成为众多专家的研究热点。
同时，经过大量的调查，目前国内的火力发电厂的烟气治理仍有很多问题。
其原因是固体污染物排放不彻底，技术创新速度缓慢，高端人才缺乏。
本文旨在通过对燃煤发电厂烟气中的烟气治理技术的分析，为今后的工作做好准备。
关键词：燃煤电厂；脱硫废水；处理技术引言烟气治理技术的实质在于减少废气的排放量，创造一个天然、协调的空气生态。
创新升级技术，科学应用，符合时代和环境保护的需要。
但是，目前国内关于火力发电企业的脱硫污水治理技术及其他方面的研究还很缺乏，针对这一问题，需要采取行得通的对策，分析烟气干燥工艺的应用，分析膜浓缩工艺应用，分析蒸发结晶工艺应用，加强技术创新结合工作需求，加强人才培养和人才培养。
1、燃煤电厂脱硫废水技术路线的初步选取原则燃煤电厂在选择脱硫废水处理技术路线时，应遵循“因水而异、末端控制、综合统筹、经济合理”的基本原则，选择技术可靠、操作简单、运行稳定、经济合理、易于维护管理、具有节能效果的技术和设施。
2、燃煤电厂脱硫废水典型工艺流程及技术选择根据调研情况，目前我国燃煤电厂脱硫废水处理技术可分为达标排放或回用技术、“零排放”处理技术路线。
2.1脱硫废水处理达标排放或回用技术2.1.1总体工艺流程选择（1）基于化学沉淀法脱硫废水经过中和+沉淀+絮凝+浓缩/澄清等处理后，其pH、悬浮物、氟化物、重金属等重要指标满足国家现行的排放标准。
主要是去除悬浮物和重金属，对TDS无要求。
（2）继续减量化后回用到其他系统。
脱硫废水在经过预处理后，进一步浓缩减量化（膜浓缩），最终少量浓水用于干灰调湿、干渣调湿、湿除渣、煤场喷洒用水。
图2.1-1 脱硫废水达标排放与回用技术路线2.1.2技术选择根据本次燃煤电厂脱硫废水达标排放或回用技术评估案例，对脱硫废水达标排放或回用技术的选择总结如下：（一）根据电厂采用的煤质、脱硫剂品质、工艺水水质、脱硫岛运行控制等条件，对脱硫系统的运行进行评估，确定脱硫废水水质水量。
新环保政策要求下的火电厂环保技术路线
➢ 烟气量：1200000 m3/h
➢ SO2：35mg/m3[6% O2] ➢ SO2：42kg/h
➢SO2：50mg/m3[6% O2]
关于超净排放的几句题外话——烟尘排放
300MW等级燃气机组
300MW等级燃煤机组
➢ 烟气量：1500000 m3/h
Boiler
AH ESP
FGC
改进喷嘴布局及吸收方式，适 度脱除NO2。
S
T
FGD
A
一步协助脱除烟气中残余 的NO2。
技术路线 -- NOX的协同脱除
技术路线 -- NOX的协同脱除
通过添加掺杂物质（稀土元素等）提升SCR催化剂对Hg催化氧化能力； 研究在高Hg催化氧化前提下，各种成分配比对抑制SO2/SO3氧化的影响规律， 得到高Hg氧化、低SO3转化的掺杂物质配比； 通过掺杂第二类活性组分（如锰基催化剂）扩宽催化反应温度窗口； 提升烟气均匀性的混合技术。
检测孔 氨气/空气 混合器来
喷氨格栅 烟气污染物检测
原烟气来
净烟气 烟气污染物检测
检测孔
整流器 吹灰器
催化剂 催化剂预留层
三、烟气脱硝技术
氨/气混合器
氨站来
M
M
稀 释 风 机 原烟气 AIG
吹灰器 反 应 器
原烟气 AIG
在装催化剂 预留催化剂
净烟气
三、烟气脱硝技术
三、烟气脱硝技术
三、烟气脱硝技术
➢ 烟气量：1200000 m3/h
➢ NOX：50mg/m3[6% O2] ➢ NOX：60kg/h
➢NOX：100mg/m3[6% O2]
关于超净排放的几句题外话——SO2排放
火电厂节水与废水治理技术路线制定方法
养以及管理工作导致火电厂中节水与废水治理路线的运行控制 以及故障预防等难以在第一时间发现问题并解决 因此对于火电 厂的节水与废水治理路线故障预防应该加强管理 转变管理理 念 提升节水与废水治理路线运行控制以及故障预防的管理意 识注重前期的养护工作减少故障发生的情况确保节水与废水 治理路线可以正常使用 保证节水与废水治理路线运行的质量 推动火电厂的长远发展
关键词火电厂节水与废水治理路线运行控制
一火电厂节水与废水治理路线运行控制与故障预防的必要 性
一电力市场改革推动节水与废水治理路线安全稳定运行 随着经济的发展电力行业在时代发展的背景下也在不断变 革 电力企业已经改变了传统的运行模式实现市场化的发展竞 争压力增加因此电厂为了提升竞争力需要对管理模式以及生 产模式进行变革 运行更加完善的管理制度实现精细化管理并 且加强生产模式的安全性和可靠性 保持火电厂的稳定运行提 升服务质量 目前我国电力市场的盈利空间比较小对于火电厂 需要提高技术能力节水与废水治理路线是火电厂生产的重要组 成部分因此对于节水与废水治理路线应该加强运行控制提高 节水与废水治理路线运行的稳定性 保持节水与废水治理路线的 稳定运行可以提高火电厂的经济效益促进火电厂的长远发展 提升火电厂的竞争力适应电力市场改革 二信息技术进步推动节水与废水治理路线控制系统运用 对火电厂节水与废水治理路线进行运行控制需要加强信息 技术的应用自动化控制技术可以有效提高对节水与废水治理路 线的控制效率和质量并且通过自动化控制减少了人力资源的投 入降低了成本的应用 建立节水与废水治理路线控制系统计算 机技术以及单片机技术是节水与废水治理路线控制系统的核心 技术形式并且为了加强设备的运行做好相关设备的配置 通过 计算机技术的应用可以对节水与废水治理路线运行中的数据信 息进行收集并且数据信息的变化对节水与废水治理路线进行有 效控制自动化控制系统是信息技术发展的表现有利于推动节 水与废水治理路线控制系统的优化 二火电厂节水与废水治理主要线路内容 火电厂节水与废水治理的主要路线制定前期需着重考虑各 环境与边界条件如对原始环境的勘察资料用水政策废水排放 要求等 因火电厂需借助循环补水或污水排放来提升循环水系统 的浓缩倍率确保循环水系统所产出的废水消耗量与预期目标一 致 针对火电厂排水情况与水处理系统的实际应用现状节水废 水治理主要线路需围绕以下几方面开展 第一管理节水 通过简单改造与设备运行方式的调整改善 火电厂水资源利用率不高等问题 第二废水回用 利用火电厂现有运行设备完善系统运行功 能更好实现废水回用目标 第三管理监测 建立起更加先进全面的废水排放实时监控 系统配置相应的仪表监测设备制定与之相应的人工配套机制 确保全场用水水量与水质排放指标符合国家标准 三有效控制火电厂节水与废水治理路线运行 一强化节水与废水治理路线运行控制管理意识 火电厂在生产以及运行过程中管理人员更加重视电厂的建 设情况并且积极对电厂中的设备进行维修而忽视了前期的保
浅议某燃煤电厂脱硫废水零排放技术路线
技术与检测Һ㊀浅议某燃煤电厂脱硫废水零排放技术路线陈全军摘㊀要：针对燃煤电厂石灰石－石膏湿法脱硫废水零排放处理，文中介绍了低温烟气余热回收＋低温多效蒸发浓缩＋高温旁路烟道旋转喷雾蒸发的废水零排放工艺，该工艺处理废水成本低㊁运行稳定㊂关键词：废水零排；余热回收；多效蒸发浓缩；旋转喷雾干燥塔一㊁脱硫系统废水水量的确定第十师北屯市屯富热电（２ˑ１３５ＭＷ）脱硫系统采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺，一台锅炉设置一座吸收塔，设计烟气量为４７２１１１ｍ３／ｈ（标态㊁干基㊁实际氧），设计原烟气ＳＯ２浓度１８００ｍｇ／ｍ３（标态，干基，６％氧），ＳＯ２排放浓度小于３０ｍｇ／ｍ３（标态，干基，６％氧）㊂吸收塔的石膏浆液通过水力旋流器浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机，水力旋流器分离出来的溢流液一部分则返回吸收塔循环使用，另一部分进入废水旋流器，废水旋流器分离出来的溢流液进入废水处理系统㊂脱硫废水量与很多因素有关，包括脱硫系统工艺用水水质㊁燃煤煤质㊁脱硫塔中控制的氯离子浓度（本项目按１００００ｍｇ／Ｌ控制），通过脱硫系统的水平衡及氯平衡经计算确定本次改造脱硫零排放系统处理能力按照不小于６ｍ３／ｈ进行设计㊂二㊁废水零排放设计工艺废水零排放处理系统采用低温烟气余热回收＋低温多效蒸发浓缩＋高温旁路烟道旋转喷雾蒸发的工艺路线㊂（一）低温烟气余热回收低温烟气余热回收装置是在每台机组引风机出口至脱硫塔入口之间烟道内安装２台烟道热源发生器，利用脱硫塔入口原烟气热量将烟道热源发生器内介质水（采用一效冷凝液）升温加热，产生饱和蒸汽，将其送至多效加热器对废水进行加热，蒸汽冷凝后收集在冷凝罐内，再通过冷凝水泵送到烟道热源发生器加热生成蒸汽循环使用㊂本次工程改造烟气换热器布置于除尘器后烟气中的飞灰含量较小，为了防止烟气换热器积灰，在烟风道允许的阻力降范围内，可适当地提高烟气流速，增强烟气横掠换热管元件外壁时的扰动性，使气流产生自清灰作用㊂同时设计时将在烟气换热器下部加装落灰斗，并在烟气换热器上布置２个点的声波吹灰器，在正常运行时，每个班次ＤＣＳ自动运行２次声波吹灰器，吹扫换热管表面的浮灰㊂烟气换热器上同时还设计了冲洗口，在停炉检修时如果发现有粘结并且吹扫不掉的灰，可使用对烟气换热器进行冲洗㊂（二）低温多效蒸发装置两台机组设置１套多效蒸发装置，采用强制循环蒸发系统，脱硫废水浓缩１０倍，可以回收９０％的水，提高厂区水资源的利用率㊂多效蒸发装置利用真空泵抽真空，确保在负压下蒸发，脱硫废水经缓冲箱废水进入一效蒸发器，然后通过循环管由强制循环轴流泵送至加热器㊂利用烟气余热产生的负压蒸汽进行表面换热，被加热的废水再返回至一效蒸发器，在负压作用下产生蒸汽，并进行汽㊁液分离，蒸汽进入二效换热器壳程，被浓缩的浆液在压差作用下进入二效蒸发器㊂多效蒸发器通过出料管道的质量密度计，对物料进行连续监测，当物料密度达到设计浓度时，送至ＳＣＲ出口烟气旁路烟道旋转喷雾塔㊂三效强制循环蒸发浓缩系统由加热室㊁分离室㊁轴流泵等组成㊂原料液泵入系统后，通过循环泵在加热室和分离室内高速循环流动，在加热室内受热升温㊂（三）高温旁路烟道旋转喷雾干燥系统脱硫废水零排放蒸发通过脱硝ＳＣＲ出口烟气旁路高温蒸发，此处烟温约为３３０ħ㊂每套锅炉设置一套旋转喷雾干燥塔，每台干燥塔烟气取自每台锅炉的两侧ＳＣＲ反应器出口，烟气经过旋转喷雾干燥塔后返回空预器出口（电除尘器入口），出口设计烟温为１２０ħ㊂高温旁路旋转喷雾干燥塔的设计压损（包括烟道㊁蜗壳烟气分布器㊁干燥塔本体）需要考虑与空预器阻力平衡㊂１．喷雾干燥塔：采用耐腐蚀ＮＤ钢材质，壁厚不小于６ＭＭ，设计处理水量为０．６ｍ３／ｈ，干燥塔尺寸根据废水处理水量㊁入口烟气烟温，并且考虑为避免异常情况下废水没有及时蒸发而对干燥塔内壁造成腐蚀，本套设备的干燥主塔体内直径设计为４．５ｍ，直筒体高度为４．８ｍ，锥体角度为６０ħ，塔体顶部与直筒体圆弧过度，内壁抛光处理㊂塔体设计有观察门以及照明装置㊂２．烟气均布器：为使雾化液滴和烟气进行充分混合有利于废水液滴蒸发装置，优化塔内空气与颗粒滚动特性，以防止塔顶部及周边的堆积，进风装置设计成蜗壳加热风分配器组合进风㊂３．旋转雾化器：旋转雾化器为机械式，采用润滑油冷却雾化器内轴承，雾化器主轴为三点定位，上部及中部为球轴承定位，进料管㊁雾化盘以及与物料接触的部位均采用陶瓷材质㊂雾化器循环润滑油采用水箱冷却，润滑油的温度以及压力现场显示㊂考虑到浓缩后废水具有强烈腐蚀性，雾化器化器旋转喷雾盘材质采用Ｃ２７６㊂雾化器转速可通过变频器控制在１００００转／ｍｉｎ左右，根据废水水量㊁出口烟气温度㊁烟气量通过转速调频系统充分的保证了介质雾化细度，确保液滴及时充分的完全蒸发㊂雾化器的进废水流速不得大于０．６ｍ／ｓ，压力不得大于０．２ＭＰａ㊂三㊁结语废水零排放处理系统采用低温烟气余热回收产生蒸汽作为低温多效蒸发浓缩系统的热源很大程度减少了零排放系统运行能耗，高温旁路烟道旋转喷雾蒸发工艺在１００％ＴＨＡ工况下连续运行７２ｈ内锅炉效率降低值不超过０．５％，对锅炉主机运行影响小㊂整个系统结构紧凑，占地面积小，流程短，投资运行成本低，运行效果较好，在废水零排放处理系统中逐渐走向成熟稳定的工艺㊂参考文献：［１］赵恩婵等．火力发电厂烟气余热利用系统的研究设计［Ｊ］．热力发电，２００８，３７（１０）：６６－７０．［２］刘秋生．烟气脱硫废水 零排放 技术应用［Ｊ］．热力发电，２０１４，（１２）：１１４－１１７．［３］曹锐杰，旋转喷雾干燥法脱硫废水零排放技术在３００ＭＷ电厂的应用［Ｊ］．山西电力，２０１８（３）：５８－６０．作者简介：陈全军，南京龙源环保有限公司㊂３６１。
燃煤电厂废水处理及零排放技术综述
源的串用、回用，提高水循环利用率，最大限度减少取水量和排水量。
此外，根据目前公开资料统计，国内多数燃煤电厂排污许可证外排废水的要求基本按照其环评批复文件执行，要求包括循环冷却水排污水在内的所有废水不外排，相当于要求全厂废水零排放。
1.2 相关排放标准要求目前燃煤电厂废水可达标排放的去处有3类，分别是排入地表水环境、排入海域、排入城镇污水处理系统，可排放的污染物种类、浓度、数量等均需满足排污许可证上的要求[2]。
为改善水生态环境，国内多个地方政府出台了更为严格的水环境污染物排放标准，对废水的盐含量提出了排放限值要求。
由于燃煤电厂的酸碱再生废水、反渗透浓水、循环水排污水、脱硫废水等均属于高含盐废水，处理难度大，当地方标准有排放限值要求时，几乎等于要求零排放。
国内涉及含盐量要求的废水排放标准见表1。
由表1可知，GB31962—2015《污水排入城镇下水道水质标准》对废水中溶解性总固体提出了明确限值要求，即将于2021年7月1日实施的农田灌溉水质标准（GB5084—2021）对农田灌溉水中的全盐量和氯化物规定了限值要求。
此外，地方废水排放标准中，四川省、辽宁省、贵州省、北京市对外排废水中的氯化物或硫酸盐含量明确了限值要求，山西省对外排废水中的全盐量提出了限值要求，山东省和上海市对外排废水中的全盐量（或溶解性总固体含量）和氯化物（或硫酸盐）均明确了限值要求，这对电厂的废水治理提出了更高标准。
表1 水污染物排放标准中含盐量排放限值序号名称全盐量或溶解性总固体含量(mg/L)氯化物或硫酸盐含量(mg/L)1四川省水污染物排放标准（DB51/190—93）氯化物：一级、二级、三级、四级、五级、W级排放标准分别为300、350、400、500、600、1 0002辽宁省污水综合排放标准（DB21/1627—2008）氯化物：废水排入淡水水体执行标准为400、排入农田灌溉执行标准为250、排入城镇污水处理厂执行标准为1 0003贵州省环境污染物排放标准（DB52/864—2013）氯化物：废水直接排入地表水体执行标准为250、排入集中式污水处理厂执行标准为4504北京市水污染物综合排放标准（DB11—307-2013）氯化物排放标准为500、硫酸盐排放标准为4005山东省流域水污染物综合排放标准（第1至5部分）（DB37/3416—2018）全盐量排放标准为1 600（以再生水和循环水为主要水源时执行标准为2 000）硫酸盐排放标准为6506上海市污水综合排放标准（DB31/199—2018）溶解性总固体排放标准为2 000氯化物：一级排放标准200、二级排放标准250、三级排放标准8007山西省污水综合排放标准（DB14/1928—2019）全盐量一级排放标准1 000、二级排放标准1 6008污水排入城镇下水道水质标准（GB31962—2015）溶解性总固体A级排放标准1500、B级和C级排放标准2 0009农田灌溉水质标准（GB5084—2021）全盐量：1 000（非盐碱土地区）、2 000（盐碱土地区）氯化物排放标准为3501.3 废水处理原则燃煤电厂废水处理工作应按照“因地制宜、一厂一策、一体设计、分步实施、节水优先、经济合理”的总体原则进行实施。
火电厂节水与废水治理技术路线制定方法
第47卷第7期2018年7月热力发电THERMAL POWER GENERATIONVol.47 No.7Jul. 2018火电尸节水与凌水治理技术路线制走方法王义兵\张江涛2,焦涵宇3,王正江2,魏继林2(1.中国华能集团有限公司，北京100031;2.西安热工研究院有限公司，陕西西安710054;3.华能上安电厂，河北石家庄050031)[摘 要]环保部《排污许可证管理暂行规定》中规定，2017年7月1日起火电厂必须持证排污。
对 某大型发电集团公司下属火电厂调研情况表明，部分火电厂废水排放不满足排污许可制度的要求。
对此，本文提出了火电厂节水与废水治理技术路线制定应在水务查定的基础上进行，分为管理节水、废水回用、完善监測和高盐废水治理等阶段；此外，根据2个电厂的改造实例对节水及废水治理关键因素进行了分析，给出了示例火电厂节水及废水治理技术路线，并对路线的制定提出了相关建议。
[关键词]排污许可证制度；节水；废水治理；水务查定；管理节水；高盐废水[中图分类号]X773 [文献标识码]B[D O I编号]10.19666/j.rlfd.201710100[引用本文格式]王义兵，张江涛，焦涵宇，等.火电厂节水与废水治理技术路线制定方法[J].热力发电,2018,47(7): 125-132. WANG Yibing, ZHANG Jiangtao, JIAO Hanyu, et al. Formulation method of w ater conservation and wastewater treatment technology route in thermal power plants[J], Thermal Power Generation, 2018,47(7): 125-132.Formulation method of water conservation and wastewater treatmenttechnology route in thermal power plantsWANG Yibing1, ZHANG Jiangtao2, JIAO Han>oi3, WANG Zhengjiang2, WEI Jilin2(1. China Huaneng Group Co., Ltd., Beijing 100031, China;2. Xi*an Thennal Power Research Institute Co., Ltd., Xi5an 710054, China;3. Huaneng Shang*an Power Plant, Shijiazhuang 050031, China) Abstract:The Provisional Regulations on the Management o f Emission Permits issued by the M inistry o f Environmental Protection stipulates that the power plants must get a permit o f discharging pollutants from July1st, 2017. According the investigation o f a thermal power plant subordinate to a large-scale power generation group company,the wastewater discharge o f some power plants don't meet the requirements o f the discharge permit system.To solve the existing problems,the study proposes the fundamental principle o f formulating the technical route for water conservation and wastewater treatment in thermal power plants.The technical route should carry out on the basis o f the assessment o f water usage,and be divided into the administration o f water conservation, wastewater reuse,monitoring system improvement and high-salt wastewater treatment.In addition,the key factors o f water conservation and wastewater treatment are discussed according to the transformation examples o f two power plants.Finally,the technical route for water conservation and wastewater treatment in an example thermal power plant is given,and related suggestions for the formulation o f the route are put forward.Key words:pollutant discharge permit system,water conservation,wastewater treatment,assessment o f water usage,administration o f w ater conservation,high-salt wastewater按照环保部《排污许可证管理暂行规定》（环水 体【2016】186号）W的要求，2017年7月1日起 火电企业必须持证排污。
燃煤电厂脱硫废水零排放治理技术路线分析与选择
燃煤电厂脱硫废水零排放治理技术路线分析与选择摘要]：现阶段，随着我国经济发展水平的不断提高，社会也在不断进步，生产生活都和电力供应有着非常密切的关系，电力行业在社会生产发展中的作用越来越重要。
我国火力发电厂数量多，燃煤电厂在生产电能中会导致大量二氧化硫的产生，严重污染大气质量，现在人们对这个问题给予了足够的重视，采取了一系列可行的措施来加以处理。
[关键词]：燃煤电厂；脱硫废水；零排放；治理技术；路线；选择引言随着中国水环保政策趋于严控，火力发电厂脱硫废水“零排放”理念不断升温。
脱硫废水是火电厂最难处理的末端废水之一，单一技术路线的废水处理方案往往难以兼顾目标与成本。
对国内外脱硫废水处理工艺进行分析，寻求各方案间择优组合、分步建设的技术线路，为火电厂实现脱硫废水“零排放”目标提供参考。
1燃煤电厂脱硫废水主要来源及特性1.1脱硫废水来源现在，在国内和国外燃煤电厂应用最为广泛的脱硫技术就是石灰石-石膏方式，其原理非常简单，可以有效脱除二氧化硫气体，并且还能对控制液体当中的颗粒浓度进行有效控制。
但是为了维持内部的物质平衡，必然产生一些废水的排放，即脱硫废水，其中含有悬浮物、过饱和的硫酸盐、亚硫酸盐及重金属等污染物，其中很多的物质都是国家在环保标准中重要提出要处理的污染物，脱硫废水对环境造成了严重的影响，由此可见对于燃煤电厂的脱硫废水零排放十分必要。
1.2脱硫废水主要特性第一，水源质量不稳定。
脱硫废水水质受到石灰石纯度、煤种类以及脱硫氧化风量等因素的影响，所以即使在同一脱硫装置中不同的时间段内水质也存在很大的差异；第二，含盐量比较高。
在脱硫废水中，通常含盐量控制在10000~45000mg/L之间；第三，悬浮物质含量比较高。
在脱硫废水中，悬浮物的浓度质量受到燃煤种类的变化和脱硫运行工作状况的影响，通常在6000~15000mg/L之间，并且绝大部分的电厂脱硫废水能够在2~3小时之内自然的澄清，还有一少部分的废水在很长一段时间内很难自然澄清。
电厂高含盐废水零排放技术路线的探讨
电厂高含盐废水零排放技术路线的探讨摘要：随着水资源日益短缺，工业废水实现零排放是发展趋势。
对于高含盐废水的零排放，应根据实际情况合理选择蒸发结晶工艺。
在蒸气来源较便利的企业可以选择多效蒸发、热力蒸气再压缩蒸发，而在蒸气匮乏、电力较充足的地域可选用机械蒸汽再压缩循环蒸发。
在最大限度地对废水进行回用的基础上，实现零排放，为可持续发展作贡献。
关键词：零排放; 高盐废水; 蒸发结晶; 技术我国是属于水资源严重短缺且分布不均的国家，随着工业化进程的深入，国家及社会对环境保护要求将越来越高，对电力行业的污染物排放也提出了更高的要求，发电企业废水综合利用和“零排放”成为环保领域中最为关注的课题之一。
综合利用就是指在全厂建立水务管理系统的基础上，充分利用各种技术手段，使水资源在电厂内最大限度地梯级使用和处理回用，尽量减少废水排放量; 而零排放是指电厂不向外部水域排放任何废水，制约废水零排放的主要因素是废水中的高含盐量。
“零排放技术”并非单项技术，而是一系列水处理技术的有机集成，应该形成一个综合的技术和工艺路线。
一、含盐废水的来源及危害海水直接利用产生的含盐废水。
沿海城市为了缓解淡水资源紧缺的局面，直接将海水作为工业冷却用水、工业生产用水，主要应用于电力、化工、钢铁、印染、机械等行业。
一些工业行业生产过程中产生的含盐废水。
如电力、钢铁等高耗水行业会产生大量酸碱废水、循环冷却排污水、脱硫废水、反渗透浓水；化工和制药等行业运用反渗透制备纯净水时会产生高盐度反渗透浓水和离子交换再生废液；市政的固体废物处理会产生大量垃圾渗滤液；石油和天然气的开采加工以及蔬菜的腌制、乳制品生产等过程中也会产生大量含盐废水。
高含盐废水渗流入土壤系统中，会造成土壤系统中生物、植物因脱水而死亡，使土壤生态系统被破坏。
再次，有的高含盐废水中还含有高浓度的有机物和营养物，如 COD、N、P 等，且大多不具备回收价值，若未经处理直接排放到水体中，将使水体富营养化，藻类等迅速繁殖，水中溶解氧含量大幅度下降，水质恶化，造成鱼类等生物大量死亡。
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电厂废水排放控制政策法规与技术路线综述摘要：火电厂取用水和排水现状与排污许可证要求有一定差距，火电厂废水排放控制工作势在必行。
对比了节水与废水治理相关法律法规与技术标准，结合取用水与排水实际情况，给出了具有针对性的废水排放控制技术路线，包括火电厂废水排放控制目标与原则，原水预处理、脱硫废水处理、其他废水处理等技术路线；此外，还给出了末端废水处理技术路线，为火电厂开展相关改造提供依据和思路。
关键词：火电厂；废水排放控制；排放标准；原水；脱硫废水；末端废水；技术路线0 引言中国对水环境保护日渐重视，火电行业作为高耗水行业的重要监管对象[1]，实际取水与排放状况与国家政策要求仍有较大差距。
很多火电企业实际取水量高于 G B / T 1 8 9 1 6 . 1 — 2 0 1 2 《取水定额》，与《水污染防治计划》2020 年的取水指标相比差距更大；废水实际排放情况与排污许可证的要求也有一定差距。
火电企业应尽快开展废水排放控制改造，使取水、用水及排水满足相关要求。
燃煤电厂水系统主要包括原水预处理、锅炉补给水、工业水、循环冷却水、煤水、渣水、工业废水和脱硫废水等处理系统，且系统之间涉及水的串复用，水平衡非常复杂。
且各燃煤电厂水源水质、用水现状和环保要求等基础条件不同，目前行业也没有相关的标准或技术路线指导其开展相关改造。
根据《中华人民共和国水法》（2016 年修订版）、《中华人民共和国水污染防治法》（2017 年修订版）、《水污染防治计划》和《排污许可证管理暂行规定》（环水体〔 2016〕186 号）等法律法规政策，以及 D L / T7 8 3 — 2 0 1 8 《火力发电厂节水导则》、 D L / T5046 — 2018 《发电厂废水治理设计规范》、DL/T 1337—2014《火力发电厂水务管理导则》和 DL 5068—2014《发电厂化学设计规范》等火电企业节水与废水治理技术标准，结合燃煤电厂取水、用水、排水实际情况，本文提出具有针对性的废水排放控制技术路线，为燃煤电厂开展相关改造提供依据和思路。
1 火电厂废水排放控制目标与原则1.1 总外排口水量和水质目前，火电厂排污许可证对外排废水要求基本依据机组建设环境评价（环评）批复文件，若环评批复文件允许废水外排，则环保局给火电厂颁发的排污许可证一般允许设置废水排放口；反之，则不允许火电厂设置排污口，要求废水零外排。
国内某大型发电集团不允许设置排污口的电厂约占电厂总数的 39%，该比例基本可反映中国不允许设置排污口火电机组数值的平均水平。
允许废水外排的火电厂一般包括 3 类：（1）废水排至公共污水处理系统，其外排废水一般执行GB 31962—2015《污水排入城镇下水道水质标准》。
（2）废水直接排放至海域，其外排废水一般执行 GB 3097—1997《海水水质标准》。
（3）废水直接排放至地表水环境，若此类火电厂所在地有废水地方排放标准，其排污许可证中规定的外排口水质要求一般执行地方排放标准，如河南涧河流域、湖北省汉江中下游流域、黄河流域、巢湖流域等；若火电厂所在地没有废水地方排放标准，其排污许可证中外排口水质限值要求一般执行 GB 8978—1996《污水综合排放标准》。
各废水排放标准主要污染物限值如表 1所示。
由表 1 可知，相对于 GB 8978—1996《污水综合排放标准》，地方废水排放标准主要污染物种类更多、限值更低；除广东省以外，其他地方废水排放标准均增加了总氮污染物指标；北京市废水排放标准常规指标限值最低，其次是天津市，其余地区废水排放标准常规指标限值处于同一水平。
此外，上海市和山东省地方排放标准增加了溶解性固体含量排放要求，辽宁省地方排放标准增加了氯化物排放要求，这给电厂废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电厂环评批复文件一般要求使用城市中水作为生产水源，但是部分火电厂由于市政污水处理厂未建设、中水管路未铺设、中水水质不满足使用要求等原因，实际未使用中水或中水使用量未满足要求，导致其超量使用地表水、地下水或自来水。
此外，部分老厂由于暂不具备使用中水或地表水条件，仍违规使用地下水。
部分火电厂取水方式满足相关要求，但是由于其用水水平低，节水措施不到位，导致其取水量超过政府批复的取水限额。
山东省和内蒙古自治区已实行超计划用水累进加价征收水资源费，降低火电厂经济效益，如某循环冷却型电厂装机容量 2×135 MW+2×350 MW，由于中水处理设施处理能力不足，导致中水使用量不足，地下水和地表水使用量超过取水限额，年取水费用高达2 300万元。
不同水源条件下，原水预处理和循环水控制方案以及末端废水水量不一样，因此废水排放控制改造应以环评批复文件和政府最新要求的水源作为设计依据。
此外，废水控制技术研究目标不仅是达标排放，还应通过合理的技术路线实现全厂废水的梯级利用，降低全厂的新鲜水取水量，使其满足政府批复的取水限额要求。
1.3 节水与废水综合治理原则火电厂全厂节水与废水综合治理工作应根据“节水优先、系统治理、一厂一策、指标领先”的原则，制定系统、全面的改造方案。
（1）在制定废水排放控制的设计方案前，应在全厂范围内进行用水排水情况核查及评估，摸清各系统水量平衡关系，评价电厂用水及废水处理系统运行情况，结合环保政策对电厂的要求，针对具体问题制定针对性的方案。
（2）当排污许可证或环评报告及批复文件不允许废水外排时，火电厂应通过废水综合利用、末端废水浓缩固化等技术措施，或者通过与下游污水处理企业联合，实现环保目标；当排污许可证或环评报告及批复文件允许循环水或其他废水外排时，火电厂外排废水污染物种类、浓度和总量应同时满足排污许可证和其他环保要求。
（3）节水工作应遵循雨污分流、梯级利用、分类处理、充分回用的原则，选择成熟可靠、经济合理、设施便于维护的节水技术，使改造后取水方式和取水量满足相关要求。
（4）方案制定应充分考虑取水水源和排水指标的变化情况，同步考虑化学药品、污泥处置等外部环境情况；预测电厂计划开展的相关改造对用水和排水情况的影响，如脱硫增容或改造、增设湿式电除尘设施、有色烟羽治理、煤场封闭改造等。
（5）水处理系统的工艺设计和设备选型应遵循“安全可靠稳定、生产维护方便、技术先进成熟、投资经济合理”的原则。
2 各系统废水治理现状及改造技术路线研究2.1 原水预处理系统2.1.1 原水预处理系统现状直流冷却型火电机组大多位于南方水量丰富地区，多采用长江水作为生产水源，原水处理工艺采用“混凝澄清—过滤”工艺，去除悬浮物，如华能岳阳电厂、国电投常熟电厂等。
循环冷却型和空冷型机组生产水源一般包括地表水、地下水和中水。
典型电厂生产水源主要水质如表 2 所示。
由表 2 可知：（1）各地区地表水、地下水和中水水质相差较大，一般南方和东北地区水质较好，山东地区水质较差；（2）对于同一地区，一般地下水水质优于地表水，地表水水质优于中水。
地表水一般水质较好，有机物、碱度和硬度较低，宜采用“混凝澄清—过滤”处理工艺去除悬浮物后作为循环水和锅炉补给水系统补水，如表 2的 B、C、D 电厂；A 电厂和 E 电厂碱度和硬度较高，未采用软化工艺，循环水浓缩倍率较低，为3.0~4.0。
使用地下水的电厂一般位于山东、山西和内蒙古等缺水地区。
地下水无悬浮物，有机物浓度低，电厂一般不作处理，直接作为循环水和锅炉补给水系统补水，但是地下水碱度和硬度较高，碱度和硬度分别为 4.62~6.60 mmol/L 和5.70~10.90 mmol/L，限制了浓缩倍率的提高。
使用中水的电厂一般是新建机组，中水溶解性固体含量、碱度和硬度较高，A、H、I 和 J 电厂均采用中水石灰混凝澄清工艺，其中 J 电厂中水有机物较高，在石灰混凝澄清前设有曝气生物滤池工艺用于进一步降低来水有机物和氨氮。
2.1.2 原水预处理系统改造技术路线（1）在中水水质和水量满足运行要求时，应优先使用中水，降低火电厂取水费用。
由于地下水取水管理日趋严格，改造后电厂不宜采用地下水作为生产水源，避免二次改造。
如 A 电厂，同时采用中水、地表水和地下水的情况下，应优先使用中水，尽量减小地下水的使用量。
（2）对于水源为地表水且硬度低时，原水预处理通常采用混凝澄清工艺，降低悬浮物，如B、C、D 和 E 电厂；对于水源为地表水且水硬度高或水源为中水的情况，原水预处理通常采用石灰混凝澄清或结晶软化工艺，降低硬度和碱度，如 A、H、I 和 J 电厂。
（3）原水预处理系统产生的污泥需进行浓缩脱水处理，上清液宜进行回收利用，有条件的电厂可考虑污泥掺烧。
2.2 循环水系统2.2.1 循环水系统现状（ 1）浓缩倍率低，不利于节水。
经调研，约 30% 的循环冷却型电厂浓缩倍率低于 3.0。
其主要原因为：①部分电厂高碱度硬度的原水未经处理，直接补至循环水系统，限制了循环水浓缩倍率的提高；②部分电厂长期未进行循环水动态模拟试验，长期采用阻垢缓释性能差的药剂。
（2）循环水排污水不能稳定达标排放，特别是采用中水作为循环水补充水的电厂，循环水排污水高标准达标排放难度大。
主要表现为：①部分电厂采用含磷水质稳定剂，导致外排水磷超标；②山东和上海地区要求外排废水溶解性固体质量浓度不高于 2 000 mg/L，部分电厂浓缩倍率值控制较高，外排水溶解性固体含量易超标；③北京、天津、山东和上海等地区，外排水悬浮物和 COD 限值较低，电厂现有处理工艺不能满足要求，总排放口水质易超标。
（3）循环水排污水综合利用程度低。
部分电厂循环水排污水未在厂内回用，直接外排，造成水资源浪费。
（4）循环水排污水脱盐处理设施运行不正常。
循环水排污水有机物、致垢离子浓度高，给循环水排污水膜脱盐工艺的正常稳定运行带来较大影响。
部分电厂采用“混凝澄清—过滤—超滤—反渗透”或“石灰凝澄清—过滤—超滤—反渗透”工艺，膜污堵严重。
2.2.2 循环水系统改造技术路线（1）在通过加强原水预处理、改善循环水补充水水质的基础上，根据水质条件、换热设备材质等情况，经技术经济比较后，筛选循环水水质稳定剂，确定合适的循环水浓缩倍率，减少循环水补充水水量和循环水排污量。
采用地表水、地下水或海水淡化水作为循环水补充水时，浓缩倍率可提高至 5 及以上；采用再生水作为补充水时，浓缩倍率可提高至 3 及以上。
（2）循环水排污水可优先综合利用于脱硫、除渣、除灰和输煤等下游用水系统。
（3）当循环水排污水厂内综合利用后仍有污水需要外排，且外排水溶解性固体含量有限值要求或悬浮物、COD 等指标要求较高时，经技术经济比较，可采用循环水排污水脱盐工艺。
经过膜脱盐后，淡水可回用于锅炉补给水处理系统或循环水系统等；在不影响脱硫系统正常稳定运行前提下，浓水可回用至脱硫系统，或至末端废水处理系统合并处理。