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1 前 言  独山子热电厂有三台发电机组,分别为25MW、25MW、50MW,合计发电量为100MW。有三台双曲线自然通风式冷却塔,总循环水量为10300m3/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

2、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。  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、

3、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,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

4、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/

5、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        10Cu2+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

6、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:0~100g,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

7、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10.2

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