火电厂湿式通风冷却塔向大气排放氯离子问题研究

苏跃进，董宝林

（国家电投集团河南电力有限公司，河南郑州450016）

火电厂普遍采用的湿式通风冷却系统是大气中氯离子（Cl-）的排放源，目前，鲜有对该系统Cl-排放量的研究。 循环水中Cl-浓度较高，冷却塔风吹损失液滴排放至大气后液态水蒸发，液滴所携带的Cl-会在大气中形成氯盐细颗粒物。 一般认为冷却塔风吹损失对应的液态水很少，对冷却塔排放的包括Cl-在内的水溶性离子量可忽略不计。

大气中的氯盐对雾霾、臭氧生成有明显影响。刀谞等〔1〕在研究2013 年京津冀大气颗粒物所含的水溶性离子后发现，73.9%~94.8%的水溶性离子分布在PM2.5 中，冬季PM2.5 所含水溶性离子中，Cl-的占比为6.9%。 氯盐具有较高的吸湿增长因子，在高湿气象条件下，氯盐潮解后的体积比原体积显著增加〔2〕。苏跃进〔3〕分析了火电厂湿式通风冷却塔排放水溶性离子的问题，分析表明，在风吹损失率取0.05%经验值的情况下，2017 年全国火电厂冷却塔排放水溶性离子量约为1.32×105t。Cl-对近地面的臭氧污染生成具有促进作用。 对流层内Cl-与五氧化二氮（N2O5）在夜间发生非均相反应生成硝酰氯（ClNO2），ClNO2在光照条件下会发生热解并释放出氯自由基。 氯自由基具有高反应活性， 可以与挥发性有机化合物（VOCs）发生反应，从而对臭氧生成产生影响。 煤炭燃烧后，湿法脱硫等环保设施对烟气中的HCl 有一定的脱除作用，其中，湿法脱硫的脱除率达到95.5%，估算2014 年全国氯化氢（HCl）的排放量为4.58×105t〔4〕。Yiming Liu 等〔5〕认为燃煤是主要的氯排放源，2012 年中国燃煤产生的HCl 和氯气（Cl2）排放量分别为2.3×105t 和9.4×103t。

对使用湿式通风冷却塔的火力发电厂， 有必要准确分析其Cl-排放量。 一定的运行状态下，火电厂湿式通风冷却塔排放的Cl-量约等于循环水Cl-质量浓度和风吹损失水量的乘积。 近些年来，循环水Cl-质量浓度升高很快，Cl-质量浓度通过硝酸银容量法可以准确获得〔6〕。 20 世纪90 年代，处于西北严重缺水区域的秦岭电厂循环水系统的平均浓缩倍率仅达到1.6~1.8〔7〕，补充水Cl-质量浓度约为60 mg/L。 目前，不少工业排放废水中含有较高浓度的Cl-，排入自然水体后，会提高自然水体的Cl-质量浓度〔8-9〕。 无论是使用城市中水、地表水还是地下水，补充水中的Cl-浓度都在升高。 为节约用水，对循环水的浓缩倍率基本要求是达到3~5 倍，需要实现废水零排放的火电厂，循环水的浓缩倍率需控制在8~10 倍〔10-12〕，循环水中的Cl-显著富集。 火电发电量增长很快，冷却塔的风吹损失水量相应快速增长〔3〕。

及时、 准确地获得火力发电厂湿式通风冷却塔风吹损失率非常困难，一般取0.05%~0.1%的经验值〔11，13-17〕。 对风吹损失率的测量方法主要有2 种，即滤纸增重法〔16-19〕和等速取样法〔20〕。赵振国等〔21-22〕还列举了其他测量方法。 这些方法的共同特点是对小粒径液滴的捕捉能力差。 章立新等〔23〕改进了飘水率收集方法，在循环水流量较高的情况下，飘水率测试结果比滤纸增重法提高了约50%。 梁双印等〔24-25〕采用高压静电装置回收冷却塔的风吹损失液滴， 测试结果是经验值0.1%的6~7 倍， 极板间施加的电压越高，捕集的液滴量越大。

风吹损失率取值是否准确， 对准确评估循环冷却系统的性能、对水量平衡法计算浓缩倍率的准确性有明显影响。对浓缩倍率的计算通常有2 种方法，一种为循环水和补充水的特定成分的质量浓度比N1，一种是用水量平衡法得到的N2〔26〕。钾离子（K+）质量浓度几乎不受循环水系统加药加酸影响〔27〕，但所用火焰光度法测量的操作相对复杂〔28〕。 在总溶解固形物（TDS）浓度比较高的情况下，循环水中加药加酸对其测量结果影响较小，用TDS 质量浓度变化计算的循环水浓缩倍率N1TDS更接近于真实值。 本研究将N1TDS作浓缩倍率的真实值对待。

利用水量平衡方法所得N2值应当接近于N1TDS值，但分析后发现，N2值比N1TDS值始终大较多。 N1TDS计算用的参数都是测量值，N2计算时用到的风吹损失率是经验取值、蒸发损失率依据经验公式，因此怀疑N2值偏大可能是因为风吹损失率、蒸发损失率取值不准所致。依据水量、盐量平衡计算得到冷却塔的风吹损失率、蒸发损失率，发现风吹损失率经验值被严重低估，包括Cl-在内的水溶性离子排放问题非常突出。

1 材料与方法

对某2×600 MW 燃煤电厂的循环水系统运行结果进行分析。 目标电厂使用双曲线湿式自然通风冷却塔，单塔设计循环水流量67 000 t/h，淋水面积8 500 m2，设计风吹损失率为0.1%。 使用BO-160-45波形塑料除水器，风速1.5 m/s 时，收水效率为95.4%〔29〕。

根据第三方机构所做《全厂水平衡测试项目试验报告》，获得循环水系统的水量平衡参数。 目标电厂按季度开展水质检测，可获得全厂较长期间内补充水、循环水的特定成分质量浓度值。 目标电厂在t1~t10 期间， 采用地表河水做补充水源；t11~t19 期间，采用城市中水做补充水源。 补充水系统为2 台机组的公用系统。

1.1 对风吹损失率计算条件的理想化处理

一般地， 蒸发损失和风吹损失是以排放至大气的水的气液态存在形式进行区分， 气态水归入蒸发损失，液态水归入风吹损失。在冷却塔排放水的过程中，伴随巨量的热交换过程，水的这2 种形态始终处于变化中，并非固定不变。

为避免水的气液形态对测量和分析的影响，对风吹损失率计算条件做理想化处理。 将冷却塔排放至大气的水理想化为2 种类型， 一种是不含特定成分的水，不管是气态还是液态存在形式，都归入蒸发损失水量； 一种是和循环水所含特定成分的质量浓度相同的水，都归入风吹损失水量。

计算过程中，不考虑循环水系统加药加酸处理、大气中污染物带入循环水中特定成分的影响。 根据特定成分的量的平衡关系， 补充水量带入系统的特定成分量减去排污水量带出系统的量， 就等于风吹损失水量带出系统的特定成分量； 用风吹损失水量带出系统的特定成分量除以循环水中特定成分质量浓度，即可得到排入大气的风吹损失水量。所得蒸发损失率、风吹损失率结果与气象条件、冷却水温差条件等实现解耦。 补充水量、蒸发损失水量、排污损失水量、风吹损失水量分别除以循环水量，得到补水率、蒸发损失率、排污损失率、风吹损失率。

1.2 循环水的水量、盐量平衡测量方法

循环水系统的水量、盐量平衡关系如图1 所示。图1 中，PB、PZ、PP、PF分别为补水率、蒸发损失率、排污损失率、风吹损失率，%；CB、CX分别为补充水、循环水中特定成分的质量浓度，mg/L；q 为循环水流量，L/h。

循环水补水流量、 循环水流量采用日本富士便携式超声波流量计（FSCS10C1-00C）测量。

图1 循环水系统水量平衡、特定成分浓度图

从图1 可以得到水量平衡关系，q×PB=q×PZ+q×PF+q×PP，约去两侧q 后，如式（1）所示。

按照物料平衡的原则， 在循环水系统达到动态平衡状态时，即浓缩倍率值表现为稳定状态时，特定成分进入循环水系统的量等于排出量。由图1 可知，进入循环水系统的特定成分量为q×PB×CB； 排出循环水系统的特定成分量包括2 部分，分别为风吹损失对应的量，即q×PF×CX，排污损失对应的量，即q×PP×CX。 根据物料平衡关系，q×PB×CB=q×PF×CX+q×PP×CX，约去两侧q 后，可得式（2）。

PZ、PF都难以通过测量准确获得，更难以实时动态获得。 按照GB/T 50102—2014〔29〕，冷却塔蒸发损失水量占进入冷却塔循环水量的百分数（蒸发损失率）按式（3）计算。

式中:K——环境温度系数，按平均温度结果取值；

Δt——凝汽器进出口温度差，℃。

目标电厂PF取经验值0.1%。

PB通过测量获得。 PP由式（1）计算获得。 如果目标电厂进行水量平衡试验时能够获得PP，对准确分析水量平衡会更有帮助。

1.3 水质分析方法

选择稳定性较好的4 种特定成分的质量浓度测量结果用于N1计算并进行比较，包括TDS、Cl-、硫酸根离子（SO42-）、K+。 TDS 采用称量法〔30〕测定；Cl-采用硝酸银容量法〔6〕测定；SO42-采用称量法〔31〕测定；K+采用经验算法，用钠表测量钠离子（Na+）物质的量浓度，循环水所加药品中不含Na+成分，取Na+物质的量浓度的1/7 计算得到K+的物质的量浓度〔26〕。

1.4 对风吹损失率、蒸发损失率的分析方法

由式（2）可得PF，如式（4）所示。

其中，PB、PP、CB、CX通过测量可以准确获得。

根据浓缩倍率的定义，由循环水、补充水的特定成分的质量浓度，可以得到浓缩倍率N1，如式（5）所示。

由式（4）、式（5），得到PF的另一种表达式，如式（6）所示。

将式（6）的PF代入式（1），得PZ，如式（7）所示。

由式（7）可以看出，PZ只与PB、N1相关，与PP无关。 计算PF时，需要获得准确的PP。

由式（1）、式（2）、式（5），可以获得用水量平衡方法计算的浓缩倍率N2，如式（8）所示。

式（8）中，PP可以在线准确测量，如果PZ经验公式的计算结果偏大，PF经验取值偏小，N2计算结果会偏大。

1.5 对特定成分排放浓度的分析方法

PF值乘以循环水中特定成分的质量浓度值、机组额定功率时的循环水流量值， 可以求得机组该特定成分额定功率下对空排放的小时排放量，如式（9）所示。

式中:M——特定成分的小时排放量，kg/h；

qV，X——机组额定功率时的循环水流量，m3/h。

为便于理解， 可计算单位发电量的特定成分排放量，如式（10）所示。

式中:m——单位发电量的特定成分对空排放量，mg/（kW·h）；

Pe——机组的额定有功功率值，kW。

为便于和烟气污染物排放浓度比较， 可获得折算为单位烟气量的特定成分排放浓度值c， 标态烟气量按3.5 m3/（kW·h）计算〔32〕，如式（11）所示。

式中:c——单位烟气量的特定成分排放质量浓度值，mg/m3。

1.6 对氯离子排放因子的分析方法

由式（10）可以获得单位发电量的Cl-排放量mCl。 mCl可以作为火电厂湿式通风冷却塔的Cl-排放因子。

也可以采用消耗吨标煤产生的Cl-排放量作为排放因子，如式（12）所示。

式中:EFCl——火电厂湿式通风冷却塔的Cl-排放因子，g/t 标煤；

fM——发电煤耗，g/（kW·h）。

2 结果与分析

2.1 不同时期的循环水水质检测结果

不同时期循环水和补充水中TDS、Cl-、SO42-、K+检测结果如表1、表2 所示。 表1 为使用地表河水期间的结果，表2 为使用城市中水期间的结果，部分检测期间单机运行。

表1 采用地表河水做补充水期间的水质检测结果mg/L

表2 采用城市中水做补充水期间的水质检测结果mg/L

从检测结果看，地表河水的水质相对稳定，城市中水的水质有较明显波动， 地表河水的各种特定成分的平均质量浓度均略低于城市中水。其中，t7 组数据计算#2 机组浓缩倍率、t13 组数据计算#1 机组浓缩倍率的结果异常，为保持数据完整性，予以保留。

2.2 循环水浓缩倍率变化

每个检测期间的CB数据是完整的， 直接取19次测量值的算术平均值作为全厂平均值。 对单台机组，CX数据存在个别期间停机缺项问题，为和CB数据照应， 对表1 中每台机组的CX平均值按照10 个周期、表2 中CX平均值按照9 个周期，加权平均计算该机组的CX值，N1值按照该机组的CX加权平均值除以CB平均值计算。 全厂CX、N1平均值按照2 台机组的算术平均值处理。 全厂的N1TDS、N1Cl，N1硫酸根、N1K平均值如表3 所示。

依据水量平衡试验报告计算的各种水量平衡参数见表4。

用特定成分计算的N1均低于N2。 其中，N1K、N1TDS非常接近，都比较小，计算结果符合预期。 N1Cl、N1硫酸根受循环水加药加酸处理的影响，结果相对偏高；在补充水的TDS 浓度比较高的情况下，加药加酸对N1TDS的计算结果影响较小；N1K从Na+物质的量浓度推算而来，可能受循环水加药加酸中所含Na+影响。

表3 统计期间循环水浓缩倍率的全厂平均值

表4 水量平衡试验参数

2.3 蒸发损失率、风吹损失率变化

PB、PP取表4 中水平衡试验结果，浓缩倍率取表3、表4 中值，依据式（6）、式（7），可获得不同机组在不同浓缩倍率下的PF、PZ，如表5 所示。

用N1TDS计算的PF平均值0.26%接近于真实情况，是经验取值0.1%的2.6 倍。

表5 各种浓缩倍率下的蒸发损失率、风吹损失率参数

2.4 特定成分的排放量变化

按照式（9），CX取表3 中平均值，额定功率下qV，X取设计值67 000 t/h，PF取表5 中平均值，在机组额定功率下，可求得单台机组的TDS、Cl-小时排放量。按照式（10），可以求得单位发电量对应的TDS、Cl-排放量。 按照式（11），可以求得TDS、Cl-折合烟气排放浓度值。 按照年发电利用小时数5 000 h，可以求得单台机组TDS、Cl-的年排放量。 计算结果如表6所示。

表6 额定功率下，各种浓缩倍率下单台机组的氯离子排放浓度等参数

按照N1TDS计算的Cl-折合烟气排放质量浓度为39.5 mg/m3；TDS 折合烟气排放质量浓度为188.0 mg/m3，都远远超出烟尘5 mg/m3的超低排放限值。

2.5 火电行业湿式通风冷却塔氯离子排放量分析

目标电厂使用城市中水做补充水， 循环水浓缩倍率适中，Cl-排放量具有一定的代表性， 不妨用目标电厂的计算结果进行估算。

表6 中， 按N1TDS计算的单位发电量Cl-排放量mCl=138.5 mg/（kW·h），2018 年全国火电发电量〔33〕为4.9×1012kW·h， 若按68%的发电量采用湿式通风冷却系统〔34〕，估算该部分电量对应的Cl-排放量为4.6×105t。同样方法，目标电厂单位发电量的TDS 排放量为657.9 mg/（kW·h），2018 年的TDS 排放量估算为2.19×106t。 化工、石化、钢铁等多个行业大量采用湿式通风冷却系统，对这些行业的Cl-排放量有必要进行分析研究。

2.6 确定火电厂湿式通风冷却塔的氯离子排放因子

火电厂湿式通风冷却塔排放包括Cl-在内的水溶性离子浓度比较高，应当被作为Cl-排放源，也应当被作为直接雾霾物排放源。 在可以准确评估PF的情况下，可针对不同区域、不同补充水的水质条件，区分燃气和燃煤电厂，区分淡水循环和海水循环，参考火电厂的浓缩倍率控制水平， 给出不同条件下的火电厂湿式通风冷却塔的Cl-排放因子。

目标电厂单位发电量Cl-排放量mCl=138.5 mg/（kW·h）， 该值可作为目标电厂这样一类排放源的Cl-排放因子。 2018 年，全国煤电机组的平均发电煤耗为fM=293 g/（kW·h）〔33〕，依据式（12），可估算目标电厂这样一类排放源的折合单位标煤的Cl-排放因子为EFCl=472.7 g/t 标煤。

沿海部分火电厂使用海水循环冷却塔，海水冷却塔除水器的除水性能和淡水冷却塔相差不多〔35-36〕，但海水的含盐量远远高于淡水。 环渤海湾区域已经投产海水冷却塔循环流量为1.26×106t/h，装机容量11 105 MW（包括2018 年投产的华能烟台八角电厂2×670 MW 煤电机组）〔37〕，这些海水冷却塔更严重的排放水溶性离子问题还未引起足够重视。

2.7 风吹损失率经验值偏小的原因分析

直接测量风吹损失率非常困难， 准确性难以保证。 冷却塔内流场巨大，流场分布非常复杂，在空间上存在液滴分布不均匀的问题， 排放过程中水的气液态存在形式一直在变化， 抽样测量结果的代表性存在不足。因蒸发作用，液态雾滴所含特定成分的质量浓度在空间分布上存在不均匀性。 冷却塔内的运行状态、冷却塔外的大气条件始终在变，得到的检测结果仅能代表测量时的特定状态。

风吹损失率直接测量的结果通常偏小。 冷却塔内，循环水经喷嘴雾化喷淋形成大量的小粒径液滴，小粒径液滴的气流跟随性好，比表面积大，在上升气流的裹挟下，在冷却塔内巨大的换热过程中，小粒径液滴表面蒸发，能较快地形成更小粒径的液滴，甚至形成含水量较少的气溶胶颗粒物。滤纸、等速取样装置对小粒径液滴、气溶胶的捕集效果不好。逃逸的小粒径液滴、 气溶胶所含特定成分量对应的水量没有被计入风吹损失水量。

湿法脱硫的雾滴排放具有相似性。 湿法脱硫的雾滴排放和冷却塔的风吹损失问题十分相似， 分析湿法脱硫雾滴排放水溶性离子问题时可资借鉴。 和HY/T 241—2018〔20〕相似，GB/T 21508—2008〔38〕仅能获得烟气中大于一定粒径（约3 μm）的液滴。 湿法脱硫塔内雾化喷淋的脱硫浆液和高温烟气逆流接触，和冷却塔内的过程相似。 冷却塔风吹损失率的测量存在严重低估问题，有理由认为，湿法脱硫的雾滴排放浓度测量同样可能存在被严重低估的问题。

3 结论与展望

利用湿式通风冷却塔循环冷却系统的部分测量参数，如补水率、排污损失率、循环水和补充水的特定成分质量浓度，能够比较准确地获得风吹损失率、蒸发损失率。 目标燃煤电厂冷却塔风吹损失排放的Cl-折合烟气排放质量浓度为39.5 mg/m3，TDS 折合烟气排放质量浓度是188.0 mg/m3， 由此估算2018年全国火电厂冷却塔的Cl-排放量为4.6×105t、TDS排放量为2.19×106t。 包括火电厂在内的湿式通风冷却塔应作为Cl-排放源， 估算Cl-排放因子为138.5 mg/（kW·h），或472.7 g/t 标煤。

对湿式通风冷却塔排放Cl-等水溶性离子问题的研究目前几乎是空白。 如果不能正确分析处理冷却塔排放包括Cl-在内的水溶性离子问题，将是大气雾霾治理的一个漏洞。 有必要考虑湿式通风冷却塔排放包括Cl-在内的水溶性离子的检测、监管，合理控制循环水的浓缩倍率，在降低Cl-等水溶性离子的排放量和节约用水之间需要寻找合理的平衡； 采取措施减少风吹损失带来的水溶性离子排放量， 研究有效减少风吹损失水量的措施， 提高冷却塔除水器性能；降低火力发电的冷端损失，提高低品质热能的利用水平，降低冷却需求。减少冷却塔排放水溶性离子的最根本途径仍是提高能效，减少化石能源消耗。