水源水质恶化、仪表装备落后、缺乏外部处理技术等是最大掣肘

火电厂节水工作的重点应在优化冷却水和冲灰水系统的设计和运行方面，尽可能减少循环冷却系统的排污，提高循环冷却水的浓缩倍率，可取得良好的经济效益。但浓缩倍率的提高，会使设备结垢和腐蚀等问题更加突出，同时对循环水处理技术也提出了更高要求。近日，邯郸市奥博水处理有限公司（简称奥博）总经理董兆祥接受《中国电力报》记者采访时表示。

　　火电厂是工业用水大户，其耗水量占工业用水量的20%左右。在缺水的北方地区,水资源严重不足,使火电厂的建设规划和运行受到限制。火力发电厂中，冷却水总量在总用水量的比例高达90%，在水资源问题日益严峻和突出的今天，循环水的高效利用成为举足轻重的问题。

　　循环水处理形势严峻

　　我国是一个严重缺水的国家，虽然总量居世界第四位，但是人均仅为世界水平的1/4。据有关资料统计，我国凝汽式火电厂采用冷却塔和水力输灰的耗水率为1.64立方米/秒吉瓦,与国外水平0.7～0.9立方米/秒吉瓦差距较大。

　　目前，经原国家经贸委批准的单位发电量取水量标准已正式实施，其目的在于限制火力发电厂的取水量，具体规定如下：采用循环冷却供水系统时单位发电量取水量定额，单机容量小于30万千瓦，为4.8立方米/兆瓦小时；单机容量大于等于30万千瓦，为3.84立方米/兆瓦小时。

　　当前全国达到这一标准的火电厂还不到　  30%，因此节水空间巨大。

　火电厂必须大幅度提高循环冷却水的浓缩倍率，以减少冷却系统的排污水量。这无疑增加了循环水处理的难度。就排放水质而言,对涉及循环水药剂处理的一些关键指标提出了新的要求,如排放水中P的含量应小于0.5毫克/升，这必将限制某些循环水处理药剂的使用,如目前广泛使用的有机磷系药剂，迫使火电厂寻求高效环保型循环水处理药剂及其处理技术。董兆祥说。

　　除此之外，水源水质不断恶化，给循环水处理带来了许多难题，并由此增加了处理费用，采用城市污水等其他再生水源，加之浓缩倍率的提高，使凝汽器管的腐蚀问题变得突出起来；仪表装备落后，自动化水平与发达国家相比差距很大；缺乏既先进又经济的外部处理技术等问题给火电厂循环冷却水处理带来了挑战。

　　有望实现零排放

　　近年来，北方的火电厂循环水处理工作有些变化，主要类型有新建电厂投巨资用双膜进行水源预处理，补入循环水系统后，实现了零排放。有些些老电厂的循环水处理在加药加酸处理后，排污水一部分经双膜处理后，补入循环水或作锅炉补给水，一部分与反渗透浓水一起作冲灰水。

　　新建电厂用城市中水时，先经过深度预处理后补入循环水系统，达到一定浓缩倍率后，达标排放或作冲灰水等等。

　　与地下水相比，中水的水质差。中水碱度高、硬度高、PH值高、浊度高、氨氮高　  等，也就是说中水的含盐量高和有机物含量高，如果循环水处理不当，极易引起循环水系统的结垢、腐蚀和结泥。

　　除了纯水和用地表水作补充水的循环水系统外，其他处理方法都存有调PH值引起系统腐蚀的问题。个别单位也有结垢问题，浪费水的现象比较普遍，通过冲灰方式进行排放。结垢后，凝汽器用高压水枪清洗或酸洗，填料结垢后换填料。腐蚀后，进行换热管堵漏或换管，也有进行预膜处理的，但成功者有限。董兆祥告诉《中国电力报》记者。

　　事实上，奥博研制的多功能阻垢缓蚀剂及其应用技术已经用在煤矿系统的矸石电厂，冶金和化工系统的余热电厂等。

　　主要解决矿井疏干水和企业中水的废水利用问题，多年来在循环水系统不用酸，不作深度处理的情况下，倍率达3倍~5倍，长期不结垢不腐蚀，有个别单位安装旁滤器后实现了零排放。