火力发电厂水资源综合利用策略研究

施启修

（上海长兴岛热电有限责任公司，上海市 200000）

一、前言

我国淡水资源日益贫乏，2019年全国总用水量5991亿立方米，其中生活用水占13.8%，工业用水占20.1%，农业用水占66.1%。2019年全国工业废污水排放量为183亿吨，占废水总排放量的28.2%[1]。其中，火力发电厂是工业用水大户，2020年火电行业取水量为78.3亿立方米，一个百万机组每天耗水量相当于一个中型城市的生活用水量。在北方水资源不充足地区，火电厂一般都采用间接空冷机组，利用冷却塔将循环水冷却后重复使用。2020年我国火电单位发电量取水平均值2.38m3/（MW·h），单机容量600MW级以上空冷机组单位发电量取水平均值为0.44 m3/（MW·h），各电厂之间的节水差距比较大。为了保护环境、节约能源，国家前后制定了《环境保护法》《节约能源法》，各发电集团也积极建设环保节约型电厂。从保护生态环境、节约用水、可持续发展的角度考虑，应加强电厂水务管理，进行节水技术改造，减少新鲜水补充量，提高水资源的重复利用率，进而达到“零排放”的目标。电厂节水依据不同子系统对于水品质要求的不同，遵循水资源的 “串级使用、循环使用、废水回用”原则，废水进行“清浊分流”。串级使用是将高水质用水系统产生的废水作为低水质用水系统的给水。

二、电厂水务管理

电厂水务管理是指通过统筹管理电厂用水，优化水资源利用，降低单位发电取水量，保证电厂安全、经济运行。我国电厂水务管理起步晚，有些电厂节水意识不强，节水技术改造意愿不强烈。部分电厂存在跑、滴、漏、冒现象，造成水资源的浪费。设备老化、维护不到位等也是制约电厂水资源利用率提高的因素。在某电厂水平衡测试中发现，凝结水补水箱入口流量计不准确，低流量时示数为零。此外，还发现生活水母管流量计长期处于满量程状态，这给电厂水平衡优化及用水指标统计分析造成困局。这些实际生产中出现的问题进一步体现了电厂实施水务管理的必要性，也表明电厂水务管理水平有很大的提升空间。

电厂全厂水损失主要包括锅炉汽水损失、冷却塔的蒸发损失和风吹泄漏损失、脱硫系统损失、除灰除渣系统损失、输煤系统损失和绿化用水等。对于采用干除灰除渣系统的电厂，循环冷却水系统和脱硫系统是用水量最大的部分。电厂进行水务管理通常会进行水平衡测试，测试主要参考《火力发电厂能量平衡导则 第五部分：水平衡试验》（DL/T606.5—2009）、《企业水平衡测试通则》（GB/T12452—2008）及《取水定额 第一部分：火力发电》（GB/T18916.1—2002）等进行。目的在于掌握电厂用水状况和各子系统水平衡的定量关系，并依据测试结果，分析全厂用水合理性，挖掘节水潜力，提出优化措施，对各阶段产生废水进行综合利用，促进水资源的合理配置[2]。

三、节水技术

1.水源的选取

电厂用水一般分为工业消防用水和生活用水，其水源多为地下取水，有条件的从附近河流取水，也有直接接入城市供水的。近年来，在北方水资源匮乏地区，有些电厂采用城市污水处理厂产生的标准水作为电厂工业补给水水源，经过深度处理后用作生产用水，将地下水作为备用水源及生活用水水源[3]。城市污水处理水中生物需氧量（BOD）和化学需氧量（COD）等含量可能仍然较高，应在前期设计中进行试验，确保水质符合电厂用水要求，并且留有一定的余量。采用城市污水处理标准水节约了大量淡水资源，减少了污染物的排放量，缓解城市用水压力，环境效益、社会效益和经济效益明显提高。

2.锅炉补给水系统

锅炉热力系统中存在汽水损失、泄漏损失、锅炉连续排污等消耗，需要不断补入经过给水系统处理后的新鲜水。部分电厂采用超滤+反渗透工艺，反渗透过程产生酸碱液引入中和池，再用做脱硫系统补充水。也有电厂通过化验和分析，将反渗透产生的浓水用于过滤器（多介质过滤器和超滤装置）的反冲洗用水，以替代用于反冲洗的生产水，减少了生产水用量，比如珠江电厂就采用该方式。近年来，国内开始采用电子离子技术（EDI），该技术在国外已经广泛使用，优点在于不再产生酸碱废液、水质稳定、运行费用较低。

为避免冷却塔循环水中含盐量过高造成腐蚀、结垢，进而影响凝汽器中凝结水的冷却效果，当浓缩倍率达到一定值时需要进行人为排污。这部分水通常引入冲灰、除渣系统，在一定程度上未实现水资源的充分利用。约10%的锅炉补给水量需要从外界补充，考虑到冷却塔循环水系统排污水的水质较好，可将冷却塔排污水中的一部分引入预处理系统作为给水补充水。因反渗透装置对于入口水质有要求（污染指数SDI一般小于4），所以引入排污水的水量应根据电厂实际情况通过试验进行测算。采用这种方式不仅节约外界补充水量、节省资金，而且实现了水资源的循环利用。

3.脱硫系统

目前，国内电厂基本都采用湿法（石灰石-石膏）烟气脱硫工艺，脱硫系统中水大部分损失掉了，主要包括烟气带水、脱硫产物含水。数据表明，缩小脱硫系统吸收塔进出口温差可以减少吸收塔蒸发水量，进而达到深度节水，系统用水减少可达30%～40%。吸收塔出口烟温不是越低越好，低于烟气酸露点温度会在烟囱内形成凝结，造成烟囱腐蚀。降低进、出口烟温可以采用两种方式，加装气—气换热器（GGH）和低温省煤器。早期脱硫系统设置GGH，将吸收塔入口烟温由120℃降低到80℃，节水量较大。但容易出现GGH设备腐蚀和堵塞问题，经常造成停运，影响到脱硫系统的正常运行。后期电厂不设置GGH，原先有的也通过技术改造取消GGH，不设置GGH会减少投资及维护费用，同时也容易引起烟囱腐蚀严重现象，对环境也有不利影响。有的电厂考虑到布袋式除尘器的除尘效率高，采用布袋除尘器+GGH配置，运行效果良好，未出现GGH堵塞问题。此外，在脱硫装置前加装低温省煤器可以降低吸收塔入口烟温至90℃，从而降低蒸发水量达到节水，蒸发水量减少可达30%。同时，还能利用余热提高锅炉给水温度，提高机组效率，降低发电煤耗。因烟气温度较低，应考虑低温省煤器低温腐蚀现象。

脱硫系统对于补充水水质要求不高，可以使用冷却塔排污水、机组排水槽澄清水等废水。为了使吸收塔内的浆液离子浓度维持在正常水平，需要向外排放废水，产生的废水用于灰渣拌湿或者灰场喷洒。

4.工业水处理系统

可以将生活污水处理系统与工艺废水处理系统串联，将处理合格的生活污水通过溢流池引入工业废水处理系统清水池。这样就减少了生活污水排放量，实现水资源循环利用和串级利用。工业废水处理水主要用于辅机冷却循环水、脱硫系统等。在工业废水处理池加装水质检测和水位控制装置，水质检测合格时，通过已设置的管道引入工业消防水池，从而实现工业水的部分循环使用，减少工业消防水池来水，降低电厂用水成本。通过清水池中的水位控制装置可以防止水位过高溢流，造成水资源浪费。

5.其他节水措施

（1）随着浓缩倍率的提高，循环水补充水量会大幅度减小，同时减小幅度也变小。因此，在保证循环冷却水含盐量处于正常范围下，尽量提高浓缩倍率。对于循环水冷却系统，可以设置旁路过滤设施，当浓缩倍率很高时，从循环水中抽出部分水经旁路过滤后重新返回到冷却塔。这种旁路处理方式在电厂中应用比较广泛，如华能沁北电厂就将循环水排污水采用旁路弱酸阳离子树脂处理后再返回循环水冷却系统。

（2）水力除灰除渣系统耗水量很大，仅次于循环水冷却系统。水力除灰除渣系统宜采用低浓度输渣、高浓度输灰系统，兼顾节水和灰、渣输送两个方面。现在许多电厂通过技术改造采用干除灰系统，耗水量很少，主要用于炉渣处理及灰场喷洒。

（3）汽水取样水的回收利用，化学手工取样水和在线取样水的水质未受污染。若直接排放到机组排水槽，这部分水就显得很可惜，这部分水可直接回收到疏水箱或者用于化学溶药稀释用水。

（4）溢流池主要有生活水池、工业消防水池、工业水处理池等。对于溢流池设置水位控制装置，定期检查装置是否正常工作，避免水池液位过高满水溢流，造成用水浪费。

（5）依据地方制定的行业用水定额标准，核算本厂单位职工用水量。采用节水阀门及设备，加强流量监测，节约生活用水量。

（6）计算水量不平衡率，全厂范围应在±5%之内，各系统范围在±4%之内，各用水设备和设施在±3%之内，根据参考数值判断是否存在管网泄漏及仪表不准确。

图1 工业水处理系统

四、结语

电厂水资源的合理、高效利用是一项系统工程，离不开先进的节水技术，依赖于电厂水务管理水平。管理层要加紧建立健全水务管理制度，制定节水实施方案，加强日常水务管理。职工也应增强节水意识，认识到水资源的宝贵，电厂节水技术的实施要充分考虑电厂的实际情况，根据全厂系统不断挖掘电厂节水潜力，优化工艺，从而提高水资源重复利用率，降低综合水耗，改善各项用水指标。