热电厂循环水系统水处理技术的应用

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1、热电厂循环水系统水处理技术的应用摘要：独山子热电厂有三台发电机组，分别为25M3/h,保有水量为11000m3。自投产以来，一直未做处理，同时与鱼池相连，存在着较为严重的腐蚀问题和生物粘泥问题，每年因腐蚀问题造成凝汽器铜管泄漏达200根，由于生物粘泥，每个季度都需要胶球清洗，有时需要高压水冲击，造成检修费用大大增加。因为冷却不下来，各用水部门在天热时加生水冷却，造成用水量增加。针对这些问题，我们做了全面调研，采取切断鱼池和化学加药的水处理技术方案，提高了汽轮机凝汽器的真空度和水资源的利用率，达到了经济发供电。　　2热电厂循环水系统概况　　热电厂循环水系统运行参数见表1。　　

2、表1热电厂循环水系统运行参数　　项目　　单位　　运行参数　　循环水量　　m3/h　　10300　　保有水量V　　m3　　11000　　温差　　℃　　8～12　　蒸发损失量E　　m3/h　　90　　风吹损失D　　m3/h　　10　　3水处理技术方案　　3.1杀菌剥离清洗　　杀菌剥离的目的是去除附着在系统中的粘泥和粘泥附着物，切断其对药剂的隔绝作用，使药剂最大限度发挥其缓蚀阻垢作用。　　A、集水池水位降至最低安全水位，以节约药剂用量。　　B、投加粘泥剥离剂400mg/L进行杀菌剥离。　　C、观察冷却塔顶部配水装置和塔内壁的粘泥、菌藻的去除情况，出水孔堵塞缓解情况，塔内壁绿苔消失

3、，通过测试循环水浊度变化，在浊度2～4小时不变，可以结束杀菌剥离。可开大补充水及排污阀进行置换排放。　　测试项目：浊度，1次/2h；pH值，1次/h。　　3.2正常运行加药方案　　（1）阻垢缓蚀剂：DL－6，投加浓度20mg/l。缓蚀阻垢剂在进行基础投加后，应用加药装置连续均匀地加入系统，以维持药剂浓度的平稳。如果药剂浓度波动较大，则对循环水系统运行不利，低则影响药剂使用效果，高则浪费药剂。　　（2）杀菌剂：非氧化性杀菌剂和氧化性杀菌剂交替使用。　　非氧化性杀菌剂，每月投加一次，投加浓度50mg/l。　　氧化性杀菌剂，每天投加一次，投加浓度50mg/l。　　3.3水质控制指

4、标和分析频次　　表2水质控制指标和分析频次　　序号　　控制项目　　频次　　控制指标　　1　　水温　　1次/h　　≤28.0℃　　2　　COD　　1次/d　　≤10mg/l　　3　　Ca2+　　1次/d　　75mg/l≤Ca2+≤500mg/l　　4　　浊度　　6次/d　　≤10FTU　　5　　pH　　2次/d　　8.0～9.0　　6　　药剂浓度（以PO43-计）　　6次/d　　总磷2.0～3.0mg/L　　7　　异养菌总数　　2次/7d　　≤1.0×105个/ml　　8　　生物粘泥　　2次/7d　　≤5ml/m3　　9　　浓缩倍数　　2次/7d　　5.0～6.0　　10　　

5、Cu2+　　2次/7d　　<0.1mg/L　　11　　腐蚀速率　　月度　　≤0.005mm/a　　4水处理技术应用效果　　热电厂循环水系统经过杀菌剥离清洗后正常投加水处理药剂，现循环水系统运行良好，循环水水质各项分析监测数据基本控制在指标范围内，循环水系统浓缩倍数上升较为理想约5～6之间。研究院防腐中心对其系统进行了系统腐蚀速率监测，监测结果表3。从监测结果看，热电厂循环水系统运行较好，黄铜腐蚀速度合格。　　表3　系统腐蚀速率监测（1）　　执行标准　　《冷却水分析和试验方法》(1993版)　　－中国石油化工总公司(生产、发展部)颁布　　监测仪器　　电子天平量程：0～1

6、00g，精度：±0.1mg　　监测地点　　热电厂三号凉水塔出口处　　监测日期　　9月12日10：30　　至　　10月14日16：30　　10月8日16：30至　　11月1日11：30　　11月8日10：30至　　12月9日11：30　　监测时间　　773.5h　　571h　　745h　　试片材质　　黄铜　　试片表面积（cm2）　　20　　腐蚀速率（mm/a）　　0.0023　　0.0030　　0.0040　　试片外观　　光亮，无腐蚀　　光亮，无腐蚀　　光亮，无腐蚀　　指标　　黄铜≤0.005mm/a,无明显孔蚀现象。　　总体来看，循环水水处理技术应用在热电厂近四个月来，各项

7、运行指标和监测数据均达到并优于国标GBJ50－83和中国石油天然气股份有限公司炼油化工企业工业水管理制度。　　5经济效益评估　　5.1降低煤耗　　根据等效热降理论计算可以知道：真空每提高1%，汽轮机效率提高1%，全厂效率提高1%。由前述数据可以知道，今年9、10月份真空比去年同期的平均-82Kpa提高了-7Kpa，真空度提高了8.5%。预计全年平均提高在10.25%以上。那么汽轮机效率和全厂效率都将提高10.25%，电厂全年煤耗款5000多万元，由此带来的煤耗降低=5000×10.25%=512.5（万元）。　　5