火力发电厂循环水节水技术应用研究

随着国家对水资源开发利用由粗放型向集约型方式转变，火力发电厂作为用水、排水大户，如何对有限的水资源进行合理分配与优化显得尤其重要。在火力发电厂，循环冷却水用水量一般占全厂用水总量的 60%80% 。

一、火力发电厂循环水节水技术概述

1.核心节水技术。（1）冷却系统革新，空冷技术替代湿冷系统，采用空气冷却塔，通过空气动力学设计将传统湿冷系统水耗从 1000m³/h 降至3m³/h ，节水率达 80% 。新建机组单位耗水量可降至 0.0674m³/（s⋅GW） ，低于国家标准 33% 。

闭式循环改造，辅机冷却系统应用干式冷却塔与精密防渗技术，实现3150m³/h 冷却水零损耗运行。（2）水质优化与防垢技术，浓缩倍数精准控制，维持循环水浓缩倍数在 5 以上，超阈值时启动应急预案。先进案例通过高效水质稳定技术将浓缩倍率提升，显著减少排水量。离子膜电解技术，电解水中微量氯离子生成强氧化剂（HClO），杀菌率提高，同步电解沉积钙镁离子减少结垢。电絮凝处理，

以智能电极阵列靶向去除污染物，煤水处理达标率提升，年回收废水45 万吨。

（3）梯级回用与零排放，四级水网体系，构建“主循环水→辅机冷却水 $$ 生活用水 $$ 脱硫补水”梯级链条，全厂5 类废水分类处理回用。脱硫废水高效回收，

浓缩闪蒸技术实现废水回收率提高，结合雨水收集达成近零排放。RO浓水深度处理，“纳滤提纯 + 电渗析浓缩 + 蒸发结晶”工艺将含盐量提升至20% 以上并回收盐资源。

2.配套节能与系统优化技术。（1）烟气余热深度回收技术，低温省煤器集成应用，在空气预热器与电除尘器间加装烟气冷却器，将烟气温度从120～150^∘C 降至 90^∘C 以下，回收热量用于加热凝结水（ 70^∘C110^∘C ），排挤低压加热器抽汽，降低供电煤耗 1.4～1.8g/kWh 。同步提升电除尘效率（飞灰比电阻降至 10¹⨆ Ω·cm 以下）和 SO脱除率提高，减少脱硫冷却水耗。热管省煤器增效设计，采用高频焊翅片强化传热，提升烟气余热回收效率60%～80% ，直接预热锅炉补水或供暖回水。（2）循环水余压与低品位热能利用，水力驱动风机系统，利用循环水余压（ ℏ0.25～0.35MPa ）驱动涡轮装置，替代 40% 电力风机负载。热泵提温技术，水源热泵：提取循环水余热（ ≤45^∘C ）制取 50～80^∘C 高温水，用于集中供热或工业补水，提升供热能力。吸收式热泵：配合"宽背压低压缸"改造方案，回收冷凝热提升一次热网能力，年减排CO提高。

二、火力发电厂循环水节水技术现状与问题

1.节水技术现状。化学法：投加阻垢剂防止结垢（如晶格畸变技术）、缓蚀剂抑制金属腐蚀、杀菌剂控制微生物。物理法：超滤（UF）、反渗透（RO）用于污水处理，高效反渗透（HERO）技术可将回收率提升至 85% 以上。排污水资源化：多级软化-膜集成技术（如两级化学软化+管式微滤）降低硬度，电渗析（ED）浓缩高盐废水制取工业盐。MVR 蒸发结晶技术实现浓水零排放，结晶盐纯度达 99.2% 。智能化与系统优化，智能监控系统实时调节水流、药剂投加量，配合大数据分析优化运行参数（如浓缩倍数）。

2.核心问题与瓶颈。（1）技术瓶颈，浓盐水处理难度大：直流冷却电厂外排水率仍高达 31%43% ，浓盐水浓缩与资源化技术尚未完全突破。高盐废水处理成本高：现有工艺（如多效闪蒸）能耗高，结晶盐纯度提升至工业级标准仍面临挑战。（2）资源与政策制约，再生水利用限制：新建电厂强制使用再生水，但部分地区再生水供应不足，限制了规模化应用。排放标准趋严：地方标准严控总氮、氯化物、含盐量，部分电厂需升级处理工艺以满足 GB8978 和地方法规要求。（3）系统运行效率不足，水质恶化影响：循环水系统结垢、腐蚀问题导致管道阻力增加 20%-30% ，推高能耗。

（4）经济与运维挑战，投资成本高：全资源化回用技术（如 ）

需千万级投入，中小电厂难以承担。药剂依赖性强：阻垢剂/缓蚀剂年消耗 量大，部分药剂造成二次污染。智能系统普及不足：仅 30% 电厂实现精准 控水，多数依赖人工调节，存在滞后性。

三、火力发电厂循环水节水技术应用

1.循环水系统优化技术。提高浓缩倍率，通过石灰软化预处理降低原水碳酸盐硬度，联合投加含噻唑类化合物的复合阻垢缓蚀剂（浓度6⋅7mg/L ），维持浓缩倍数在2.5-4.0 范围，减少排污量 30% 以上。动态调控与智能监控，基于负荷和气候实时调节供水量，安装远传水表在线监测水质（浊度、COD 等）、水量及水温，实现精准补水。

2.排污水处理与资源化技术。高效除硬软化，采用丸粒化结晶造粒技术，投加氢氧化钠/碳酸钠联合药剂，在流速 70m/h 条件下可降低钙离子浓度 50%～70%5 ；电化学软化技术通过电解产生OH 原位除垢，较化学法节约药剂成本 40% 。膜集成浓缩，超滤-HERO 反渗透组合工艺：调节 pH 至9.5-10.5 转化硅形态，配合专用阻垢剂，回收率达 85% 以上，产水ΓIDS<500mg/L 满足锅炉补水要求。电渗析（ED）技术：适用于高盐废水（ ⋅TDS>20000mg/L⟩ ），回收率 95% ，浓水进入蒸发结晶单元制取工业盐。蒸发结晶资源化，MVR 机械蒸汽再压缩技术：吨水蒸汽消耗仅 50kg ，较传统蒸发节能 60% ，结晶盐纯度达 99.2% 。

3.节能辅助技术。冷却塔升级，水力驱动风机替代电力驱动，利用循环水余压节能；大三溅喷头与无漂水收水器组合减少风吹损失 30% 。

四、火力发电厂循环水节水技术发展趋势

火力发电厂循环水节水技术正朝着智能化、集成化与资源化方向加速发展，核心趋势如下：

1.空冷系统大型化与高效化。巨型空冷塔应用，采用空气动力学优化设计，空冷塔高度创新高，节水率提高，单位耗水量降低，较比国家标准还低。干旱地区适应性增强，空冷技术突破水源限制，实现大型火电项目在缺水区域的规模化建设。

2.废水零排放与资源回收。分盐结晶技术升级，通过“预处理 + 膜浓缩 + 蒸发结晶”工艺，浓缩废水含盐量，分离回收高纯度氯化钠等工业盐资源，降低处理成本。电化学处理突破，电絮凝技术实现污染物靶向去除煤水处理达标率提升。

丸粒化结晶造粒除钙，新型除硬技术降低钙离子浓度，结合陶瓷膜过滤，实现浊度与微生物“近零”排放。

3.智能水网与 AI 协同管控。国产化智能控制系统，全国产核电 iDCS系统首次应用于火电，支持35 种智能算法，实现水系统集中控制与动态优化。AI 驱动的节能节水，智能装备普及率提升，磁悬浮水泵使吨水能耗降至0.3kWh 以下，AI 水质监测降低药剂消耗。

4.低碳节水技术融合。余能循环利用，主蒸汽抽汽与汽电双驱协同调控，降低煤耗 6.0 克/千瓦时，同步缩减冷却水需求。热管省煤器集成，回收烟气余热提升传热效率%，减少冷却系统补水量。

5.技术标准化与国际引领。中国主导制定《火电厂水回用过程伴生高盐废水处理指南》（ISO/AWI TS 25830），推动全球技术规范统一。工业废水循环利用率提高。

综上所述，火力发电厂循环水节水技术是平衡能源生产与生态保护的必由之路。其核心价值在于破解"水资源约束-经济成本-环境承载力"三重矛盾，为行业可持续发展提供关键技术支撑。智能系统+柔性回热技术，实现节能、节水、降碳三重收益，进一步耦合膜浓缩、电化学除硬等低成本工艺，破解高盐废水处理投资瓶颈，推动“零取水”电厂规模化落地。

参考文献：

[1]张将.火力发电厂综合节水技术应用研究[J].2022

[2]李炜．火力发电厂循环水处理创新技术应用[J]. 电力勘测设计．2022（3）：34-41