再生水回用于火电厂循环水系统工程改造技术的研究与应用

邱敏 魏豪 兰永龙

1 华电电力科学研究院有限公司 2 福建华电邵武能源有限公司

随着水资源的日益紧张，再生水回用技术的研究和应用越来越广泛，加之“十四五”规划等政策要求进一步鼓励提高再生水的利用率，因此再生水将成为我国工业用水的重要水源之一。

火力发电厂是我国工业用水大户，占我国工业用水量的8%。对于2×660MW 循环冷却湿冷机组耗水量大的系统主要是循环水系统、脱硫系统、除灰渣系统，分别占到总耗水量的84%、6%和3%。因此开发利用再生水回用于火电厂循环水系统技术的研究与应用成为电力行业缓解水资源短缺的有效举措，将会给电力企业带来较好的社会、经济、环境效益。

我国电力行业最早利用再生水回用于火电厂循环水系统的项目于1999 年建成投运，随后有越来越多的电厂应用再生水回用技术，以节约用水，提高水资源的利用率。但经过多年来运行投产的经验来看，再生水回用于循环水系统仍存在再生水中的悬浮物、阴阳离子、有机物及微生物等污染物对循环水系统造成加剧腐蚀、结垢和微生物滋生等问题。

为保障电厂设施的稳定运行，我国规定电厂循环冷却水和锅炉补给水的进水水质需满足GB/T 19923-2005《城市污水再生利用 工业用水水质》标准的要求。因此，再生水回用必须进行深度处理以去除再生水中的污染物，减轻腐蚀、结垢和微生物滋生等现象，再生水深度处理核心工艺包括防腐、阻垢、有机物去除、脱盐和杀菌等。本文分析了某火力发电厂再生水回用于火电厂循环水系统工程改造的方案，以期为类似电厂改造提供参考。

1 项目概况

1.1 工艺流程

某火力发电厂原有再生水回用循环水系统的工艺路线，再生水深度处理工艺采用石灰混凝工艺，具体工艺流程见图1。

图1 再生水回用循环水系统的工艺流程图

再生水通过调节水池经提升水泵送至澄清池，在澄清池内利用石灰混凝澄清处理，除去水中悬浮物、胶体、硬度等杂质。考虑到再生水中微生物含量较多，在澄清池出水处设有ClO2杀菌处理装置，以减小再生水中微生物对循环水系统的影响。杀菌处理后出水进入变孔隙滤池进行过滤，产水进入清水池，供循环冷却水系统使用。澄清池排泥水和滤池反洗水进入污泥脱水系统进行处理，脱泥水回用至调节水池，污泥进行相应的污泥处理。

1.2 实际运行情况

1.2.1 水质情况

再生水的水质指标如表1 所示。

表1 再生水的水质指标

通过再生水回用循环水系统工艺各阶段水质数据与GB/T 50050-2017 《工业循环冷却水处理设计规范》的要求相比，再生水中部分水质指标超标，结合实际 情况，城市污水处理厂提供的再生水水质受当地雨水、生活污水等多种进水合流的影响，导致再生水水质不稳定。

1.2.2 水量情况

通过水平衡测试得出电厂循环水系统再生水的补水量为877.7 m3/h，污泥脱水系统脱泥回用水56.8 m3/h，清水池进水875.4 m3/h，循环水排污水量为357.8 m3/h，循环水浓缩倍率为2.20。详见图2。

图2 再生水回用循环水系统水平衡测试图

1.3 存在的问题

1.3.1 浓缩倍率较低

由于再生水的水质较地表水或地下水的水质更差，加之其水质不稳定的因素，导致再生水作为循环水系统的补充水时，循环冷却水中的CaCO3、CaSO4、BaSO4、Ca3(PO4)2等物质易超过其限定值，造成结垢。因此在循环水系统运行时浓缩倍率较低，经长期的投产运行数据显示，控制ΔA<0.2 情况下，即水中CaCO3处于未饱和状态，无碳酸钙沉淀倾向，循环水系统的浓缩倍率在1.8～2.4 之间，浓缩倍率超过3.0 以后均存在不同程度的结垢倾向。

1.3.2 水中有机物氨氮含量高

再生水中含有的有机物、氨氮等物质含量较高，传统的石灰混凝工艺主要是对水中硬度、悬浮物有较好的处理效果，但对有机物氨氮含量的去除效率十分有限，尤其是小分子物质。而水中的有机物氨氮含量可以作为循环水系统的微生物营养物质，加速微生物的生长繁殖，从而在循环水系统的管道、设备等位置形成生物黏泥，导致管道、设备的堵塞甚至腐蚀。另外氨氮含量高还容易与氯系的氧化性杀菌剂发生反应，影响其杀菌处理效果，间接增加了循环水系统中杀菌剂的用量同时提高了水中氯离子的含量。

2 改造后的工艺流程

2.1 工艺流程

根据 DL/T 783-2018 《火力发电节水导则》要求采用再生水作为补充水时，浓缩倍率不宜低于3 倍，同时考虑再生水回用循环水系统中存在的各种问题，对再生水回用于火电厂循环水系统工程进行改造升级，具体的工艺路线如图3所示。

图3 再生水回用循环水系统工程改造后的工艺流程图

在变孔隙滤池后增加纳滤装置，通过纳滤装置对水中的浊度、化学耗氧量（COD）、二价和高价离子进行进一步去除，提升再生水的水质，纳滤产水进入清水箱作为循环冷却水系统补水，纳滤浓水进入浓水箱，回用至除灰、渣系统和脱硫系统等，实现水的梯级利用。

2.2 实际运行情况

2.2.1 改造后的水质情况

通过水质分析，清水池中各项水质指标在改造前后的情况如表2。

表2 改造前后清水池水质指标

由表中水质数据对比可知，经过工程改造后，清水池中各项水质指标得到明显改善，水中有机物氨氮含量、硬度、浊度等杂质离子浓度大大降低，可有效提高循环水系统的浓缩倍率。

2.2.2 改造后的水量情况

对改造后的循环水系统进行水平衡测试得出，再生水的补水量为636.4 m3/h，污泥脱水系统脱泥回用水39.7 m3/h，清水池进水552.0 m3/h，循环水排污水量为34.4 m3/h，浓缩倍率为7.41，详见图4。

2.2.3 改造后的运行情况

经改造升级后，循环水系统的浓缩倍率显著提高，用水量明显降低，节水效果明显，用水成本大大减少，同时循环水排污水的量减少，有利于后续循环水排污水的综合利用。

3 效益分析

经过改造后，循环水系统浓缩倍率由2.2 提升至7.4，每年可节约再生水取水约1.21×106m3，再生水取水成本1.35 元/t，预计每年可节约取水成本约162.9万元。另外循环水系统浓缩倍率提高，排污水量减少，可降低排污水处理成本，再结合循环水系统的药剂消耗成本等，预计每年可节约120 万元。综合分析，通过再生水回用于火电厂循环水系统的工程改造后，预计年可节约成本282.9万元。

4 结语

再生水作为电厂回用水用于火力发电厂循环水系统，具有重要现实意义，但也存在浓缩倍率不高、水中有机物氨氮含量高、系统易出现结垢腐蚀等问题。通过再生水回用于火电厂循环水系统工程改造后，可明显降低再生水中有机物、氨氮、硬度以及二价离子等物质对循环水系统的影响，循环水系统的浓缩倍率提高了2.36 倍，循环水排污水水量降低了90.4%，每年可节约再生水取水约1.21×106m3，预计年可节约成本282.9万元。既给电厂节约了运行成本，带来一定的经济效益，又达到节水减排的环保目的，对电厂的可持续环保发展具有重要意义。