电厂循环水余热回收供暖节能分析与改造技术

电厂循环水余热回收供暖节能分析与改造技术

摘要：当今世界，节能已成为一项重要的研究课题。发电厂作为耗能大户，存在大量循环水余热没有得到有效利用，浪费严重。因此，如何利用循环水余热成为电厂节能的重要任务。

1.回收电厂循环水余热的意义

能源是国民经济发展的基础，深入开展节能工作，不仅是缓解能源矛盾和保障国家经济安全的重要措施，而且也是提高经济增长质量和效益的重要途径。本世纪的头20 年，我国工业化和城镇化进程将进一步加快，需要较高的能源增长作为支撑。因此，节能工作对促进整个经济社会发展的作用日益凸显，国家已经把节能作为可持续发展的大政策。

目前，我国大中型城市普遍存在着集中供热热源不能满足迅速增加的供热需求的情况，而新建大型热源投资高、建设周期长，并受到城市环境容量的强烈制约。

为了缓解供热紧张的局面，一些地方盲目发展小型燃煤锅炉房，严重恶化了城市的大气环境;一些城市盲目发展燃气采暖、甚至电热采暖，在带来高采暖成本的同时，也引发了城市的燃气和电力资源的全面紧张。一方面，是燃用高品位的化石燃料来提供低品位的热能用于供暖和提供生活热水。另一方面，城市周边的火力发电厂在发电过程中，通过冷却塔将大量的低品位热量排放到大气中，造成了巨大的能源浪费和明显的环境湿热影响。因此，如果能将循环冷却水余热用于供热(采暖、生活热水等)，不仅能够减少电厂冷却水散热造成的水蒸发损失和环境的热污染，而且能够缓解采暖带来燃气和电力资源的紧张局面。同时，实现能源的梯级利用，节约大量燃料，提高能源综合利用率。

北京五大热电厂和热力集团所属六个供热厂的供热能力都已达到极限。北京热电厂普遍采用的抽凝式汽轮机组，即使在冬季最大供热工况下，也有占热电厂总能耗10~20%的热量由循环水(一般通过冷却塔)排放到环境。根据调研，北京并入城市热网的四大热电厂在冬季可利用的循环水余热量就达1000MW 以上，远期规划余热量将达约1700MW。如果将这些余热资源加以利用，仅仅考虑有效利用现有的余热量，就相当于在不新增电厂装机容量和不增加当地污染物排放的情况下，可新增供热面积3000 万平方米以上。因此，利用电厂循环水余热供热是一种极具吸引力的城市集中供热新形式。

2.电厂循环水余热供热技术现状

2.1汽轮机低真空运行供热技术

凝汽式汽轮机改造为低真空运行供热后，凝汽器成为热水供热系统的基本加热器，原来的循环冷却水变成了供暖热媒，在热网系统中进行闭式循环，可有效利用汽轮机凝汽所释放

的汽化潜热。当需要更高的供热温度时，则在尖峰加热器中进行二级加热。该系统的流程图见图1。

图1 凝汽式汽轮机低真空运行系统流程图

尽管低压缸真空度提高后，在相同的进汽量条件下与纯凝工况相比，发电量减少了，并且汽轮机的相对内效率也有所降低，但因降低了热力循环中的冷源损失，系统总的热效率仍会有很大程度的提高。

传统的低真空运行供热技术受到两方面的限制：首先，传统的低真空运行机组类似于背压式供热机组，通过的蒸汽量取决于用户热负荷的大小，所以发电功率受到用户热负荷的制约，不能分开进行独立的调节，即其运行是“以热定电”，因此只适用于热负荷比较稳定的供热系统;其次，凝汽式汽轮机改造为低真空运行供热时，对小型和少数中型机组而言，在经过严格的变工况运行计算，对排汽缸结构、轴向推力的改变、末级叶轮的改造等方面做出严格校核和一定改动后方可以实行，而这对现代大型机组则是不允许的，尤其对于中间再热式大型汽轮机组，凝汽压力过高会使机组的末级出口蒸汽温度过高且蒸汽的容积流量过小，从而会引起机组的强烈振动，危及运行安全。

2.2热泵回收余热技术

电厂循环水与目前常用的低温热源相比，具有显著的优势：蕴含的热量巨大，温度适中且稳定;水质好，与地表水、城市污水相比，不会因腐蚀、阻塞等因素影响传热效果;环保效果显著，由于利用余热，可减少冷却塔向环境的散热和水分蒸发，降低对电厂周边环境的热湿污染。近几年，热泵技术在我国得到了普遍推广应用，热泵可以采用吸收式，利用蒸汽、燃气等作为驱动能源;也可以采用压缩式，利用电力作为驱动能源。

其中分布式电动热泵供热方式是将电动压缩式热泵分散置于各小区热力站中，同时将电厂凝汽器出口的循环水引至各小区的热力站，进入热泵机组降温后再返回电厂凝汽器中被汽轮机排汽加热，完成循环;热泵回收循环水余热加热二次网热水为用户供暖或提供生活热水。

集中式电动热泵供热方式是将电动压缩式热泵机组集中设置于电厂内，凝汽器出口的部分循环水进入热泵蒸发器，作为低位热源，放热降温后返回凝汽器中被汽轮机排汽加热，完成循环;将一次网70℃回水由热泵一级加热至80～90℃，再由汽—水换热器二级加热至130℃后送入城市热网中。

3.电厂循环水余热回收供暖与改造分析

3.1改造后的特征

电厂循环水供暖是一项重大节能应用技术，受到发电厂的普遍重视。具有以下特点：

(1)节约人力、设备及换热站的投资。利用该技术是把热电厂汽轮机加热的循环水直接供到千家万户，不需建设各区换热站，这样可以节约管理换热站的人力和换热站所有设备的投资及固定厂房、供电、供汽、供水系统等。

(2)布局合理，安装方便。该技术供水温度在70℃以下，管道膨胀比蒸汽管道小好几倍，可以直埋地下，避免了原来蒸汽管道在城区内架空安装，并设有许多过道弯和膨胀弯，影响市区美观。布局合理是指该供暖系统可以按照市街道规划处所布局的生活居住的大小设计各街道的地下供水管道，形成整个市区的闭式供回水管网，减少了各城区内多处建设的蒸汽换热站，并减少了到换热站的蒸汽管道和换热后的供水管道，使管网布局最为合理。安装方便是指该供暖的供回水管网直接沿街道延伸到各住户楼接口。各住户楼可以直接接入使用。

(3)运行安全可靠，温度全天舒适。该技术是由热电厂汽轮机冷却系统与各采暖用户构成的封闭循环，所以只要热电厂不发生重大事故，该采暖系统均可稳定运行，不受区域性停水停电的影响，故运行安全可靠。又因为属水暖系统，并且全天汽轮机是根据天气情况，以用户需要的温度来调整电负荷稳定运行，所以保证天天24h 室内温度舒适。

3.2对余热的拓展利用

一般蔬菜的适宜生长温度在18~35℃。对于北方地区，在冬季日光大棚不能满足植物的生长温度，并且大棚内的温度不稳定，一天的温差过大，严重影响农业生产效益。所以在冬季为日光温室大棚供热可以为北方的农业生产带来许多有利因素。例如可以稳定大棚内的温度，使农作物可以正常生长，避免用一些对人体有害的药物促使植物生长。其次，提高温度后，农药的自然降解加快，使农作物上的残留农药减少，易于清洗。我国的煤矿大部分分布在北方，电厂分布除了几个大城市如上海、天津、广州和广东、江苏、浙江几个发展较快的省份电厂较多外，基本上和煤矿地理分布一致。近年来北方产煤区为了减少煤矸石和煤堆放产生环境污染，建有数量不少的中小电厂，会产生大量的电厂余热。由此北方冬季为日光大棚供热的条件是具备的。由热泵提高温度后的循环水温一般为60℃左右，能使日光大棚的温度相对稳定，可以提高大棚的农业生产效率，有利于农民增收。

总结

利用水源热泵回收电厂循环水的热量，可减少循环水的蒸发损失以及对环境造成的热污染，能较好地实现能源的梯级利用，不仅技术上可行，而且在温度条件适宜的地区，系统可实现冬、夏两季的空调负荷调节，其运行费用较低、经济上合理，适合作为电厂及其周边小区的集中供热制冷系统，整个系统稳定可靠、舒适性较高，充分体现了系统的经济性、节能性、环保性的优点，应在有条件的地区大力推广。

我国火电厂循环冷却水处理技术的发展

收稿日期:　 20030611作者简介:　 罗奖合,男,教授级高级工程师,现任国电热工研究院科研业务部副主任兼国电水处理公司总经理。主要从事电厂化学水处理技术及药剂的研究开发。 我国火电厂 循环冷却水处理技术的发展 罗奖合1,李营根1,郭怀保2 (1.国电热工研究院,陕西西安　710032;2.苇湖梁发电有限责任公司,新疆乌鲁木齐　830002) [摘　要]　介绍电力体制改革后我国火电厂循环冷却水处理技术面临的主要问题和今后的发展方向。根 据目前的实际需要和可能,认为近期内各火电厂循环水的浓缩倍率应以大于3为控制目标,为此提出了8点建议:(1)完善循环水的外部处理方法;(2)开发新型水质稳定剂和高效复合配方;(3)加强凝汽器管防腐技术研究;(4)对城市污水用于循环水技术进行研究;(5)探索其它杀菌剂的应用;(6)加强自动控制技术的应用;(7)对运行中除垢技术进行研究;(8)循环水处理药剂应定点生产。[关键词]　火电厂;循环水;浓缩倍率;药剂;配方;凝汽器;结垢;腐蚀[中图分类号]TM621.8 [文献标识码]A [文章编号]1002 3364(2003)08 0009 03 五大发电集团公司成立后将实行“厂网分开、竟价上网”的方针。发电企业的生产要以节能降耗来降低发电成本,增强上网电价的竞争力。做好火电厂循环水处理工作,对于降低发电成本有着重要的作用。 1　火电厂循环冷却水处理技术面临的 主要问题 1.1　水资源日益紧张 我国水资源人均拥有量为2200m 3,只有世界平均水平的1/4,属缺水国家。且有限的水资源分配很不均匀,81%分布在长江流域及其以南地区。目前我国一方面水资源紧张,另一方面却又存在大量浪费水资源的情况。 火电厂是工业用水大户,其耗水量约占工业用水量的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,因此节约用水已成为当务之急。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1.64m 3/(s ?GW ),与国外水平(0.7～0.9)m 3/(s ?GW )差距较大,说明我国火电厂节水潜力很大。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,在单机容量<300MW 时为4.80m 3/(MW ?h );在单机容量≥300MW 时为3.84m 3/(MW ?h )。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。 火电厂全厂用水的比例:循环冷却水系统补给水50%～80%,水力输灰用水20%～40%,锅炉补给水2%～4%。因此,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的要求。 1.2　环境保护的要求更为严格 进入21世纪以来,以环保为主题的绿色能源声势日高,为了保护水资源水质,减少工业排放废水及污水对水体造成的危害,环保部门对火力发电厂排放水量和水质提出了严格要求。就排放水量而言,将对火力 技术经济综述 热力发电?2003(8) 9

火电厂余热资源介绍

火力发电厂烟气余热介绍 一、烟气流程 经过电除尘、引风机，温度不 图1 锅炉排烟工艺流程以及参数（近似额定负荷状况，1000MW）图1是在1000MW工况下某发电厂锅炉的烟气工艺流程以及参数，从图中可以看出，烟气排到烟囱之前要经过脱硝、空预器加热、电除尘等环节，经过空预器换热之后，烟气温度大大降低。研究资料表明，为使烟温达到最佳脱硫效率状态，减少脱硫塔的冷却水耗量，脱硫塔（FGD）入口烟温降低到85℃左右较佳。 在938MW工况下，某发电厂的烟囱烟气流量为2006km3/h（体积流量）。 二、目前火电行业烟气排放现状 火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般在5%～8%，占锅炉总热损失的80%或更高。排烟热损失的主要影响因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%，发电煤耗增加2g/kWh左右。我国现役火电机组中，锅炉排烟温度普遍维持在125～150℃左右水平，褐煤锅炉为170℃为左右，排烟温度高是一个普遍现象，由此造成巨大的能量损失。 对于已经投运的锅炉，经过燃烧优化来降低排烟温度的幅度非常

有限，省煤器和空气预热器的改造因受到空间的限制，降低排烟温度的幅度也很小，同时尾部受热面的低温腐蚀也限制了排烟温度的大幅降低。因此，独立于原有锅炉系统之外的排烟余热回收系统成为节能降耗的首选。 三、火电厂烟气回收技术 1、技术原理 电站锅炉排烟余热深度回收利用系统安装在除尘器之后、脱硫塔之前的烟道中，可以最大程度地降低烟气温度，使烟气温度再降低40～50℃。在一些采用湿烟囱或烟塔合一等最新烟气排放技术的电厂，脱硫塔入口烟温可降低到85℃左右，使烟温达到最佳脱硫效率状态，大大减少脱硫塔的冷却水耗。 排烟余热回收系统所吸收的能量可以用来加热凝结水，或通过暖风器加热空气提高送风温度，从而减少低压加热器或者暖风器的抽汽量，增加汽轮机做功，提高机组效率。 2、关键技术 （1）烟余热回收装置即烟气冷却器的设计 （2）排烟余热回收装置即烟气冷却器的防腐 （3）排烟余热利用系统即低压给水加热器或者暖风器的设计 （4）热力系统优化设计和控制 3、工艺流程 工艺流程见图2，循环介质（水）在循环水泵5的作用下，通过入口集箱3进入烟气冷却器2，吸收尾部烟道1中的烟气余热后温度升高，经出口集箱4流出。当环境温度较高时（例如在夏季），导向阀13切换到加热给水状态，空气加热器闸阀8全关，给水加热器闸阀6全开。经出口集箱4流出的高温循环介质（水）进入给水加热器14，把在烟气冷却器2中吸收的热量释放给低压给水后开始下一个循环。凝结水经过分水调节阀10、11、12进入给水加热器14，吸收循环介质（水）

余热回收技术

余热回收技术 1、热管余热回收器 热管余热回收器即是利用热管的高效传热特性及其环境适应性制造的换热装置，主要应用于工业节能领域，可广泛回收存在于气态、液态、固态介质中的废弃热源。按照热流体和冷流体的状态，热管余热回收器可分为：气—气式、气-汽式、气—液式、液—液式、液—气式。按照回收器的结构形式可分为：整体式、分离式和组合式。 2、间壁式换热器 换热器是化工,石油,动力,食品及其它许多工业部门的通用设备,在生产中占有重要地位.在化工生产中换热器可作为加热器、冷却器、冷凝器、蒸发器和再沸器等,应用更加广泛。换热器种类很多,但根据冷、热流体热量交换的原理和方式基本上可分三大类即：间壁式、混合式和蓄热式。在三类换热器中,间壁式换热器应用最多。常见间壁式换热器如：冷却塔(或称冷水塔) 、气体洗涤塔(或称洗涤塔) 、喷射式热交换器、混合式冷凝器。 3、蓄热式换热器 蓄热式换热器用于进行蓄热式换热的设备，一般用于对介质混合要求比较低的场合。换热器内装固体填充物，用以贮蓄热量。一般用耐火砖等砌成火格子（有时用金属波形带等）。

蓄热式换热分两个阶段进行。第一阶段，热气体通过火格子，将热量传给火格子而贮蓄起来。第二阶段，冷气体通过火格子，接受火格子所储蓄的热量而被加热。这两个阶段交替进行。通常用两个蓄热器交替使用，即当热气体进入一器时，冷气体进入另一器。常用于冶金工业，如炼钢平炉的蓄热室。也用于化学工业，如煤气炉中的空气预热器或燃烧室，人造石油厂中的蓄热式裂化炉。 4、节能陶瓷换热器 陶瓷换热器是一种新型的换热设备，在高温或腐蚀环境下取代了传统的金属换热设备。用它的特殊材质——SIC质，把窑炉原来用的冷空气变成了热空气来达到余热回收的目的。由于其可长期在浓硫酸、盐酸和碱性气、液体中长期使用。抗氧化，耐热震，高温强度高，抗氧化性能好，使用寿命长。热攻工业窑炉。把换取的热风作为助燃风送进窑炉与燃气形成混合气进行燃烧，可节能25%-45%，甚至更多的能源。 5、喷射式混合加热器 喷射式混合加热器是射流技术在传热领域的应用，喷射式混合加热器是通过汽、水两相流体的直接混合来生产热水的设备。喷射式混合加热器具有传换效率高，噪音低（可达到65dB以下），体积小，安装简单，运行可靠，投资少。利用喷射式混合加热器回收发电厂、造纸厂、化工厂的余热，加热采暖循环水

热电厂循环水处理合同

热电厂循环水处理合同 2011年7月31日FJW 提供 编号：（）CXWYX XX -HT-第号 甲方：乙方: 甲、乙双方经协商，就将____________________________________ 循环 水处理事项委托与乙方，签订本合同。 第一条甲乙双方确认，本合同履行期间由※※探※※※物业管理有 限责任公司_________________________ 物业管理中心，代为行使甲方权利，履 行甲方义务。 第二条技术指标 腐蚀率：碳钢w 0. 125毫米/年铜及其合金w 0.0 05毫米/年污垢热阻：w 0.0006m2h°c/kcal 避免因水质恶化造成的结垢、腐蚀、菌藻滋生问题和停机事故。第三条甲 方责任 （一）应向乙方提供循环水的循环水量，系统容积、设备材质等基础技 术资料。 （二）确保在投药运行期间循环水不作它用，不易流、损失，不与生活 水相连。 （三）甲方应在乙方进行水处理工作之前，指派专人负责与乙方联系， 在实施投药作业期间，应有专人按乙方提出的工艺要求加药和日常管理。 第四条乙方责任 （一）为甲方提供复合阻垢缓蚀剂、清洗预膜剂、缓蚀钝化剂和杀菌 剂。将循环水水质调整到最佳状态，随时取水化验。 （二）为甲方提供日常管理工作方面的资料。在投药运行期间，进行现 场服务，冷却水水样分析每周一次，冷冻水每月取水一次，分析结果以书面形式通知甲方，协助甲方进行有效的管理。 （三）免费为甲方运送水处理剂。 （四）如甲方要求建立与水处理相关的分析化验室，乙方将免费培训化 验人员，也可以培训现场管理人员。 （五）如水处理现场出现异常现象，乙方应随即赶赴现场解决问题。 第五条服务项目 （一）循环冷却水处理

余热回收利用

余热回收利用（S-CO2）动力循环-应用海运 业 摘要 船舶动力的主要来源是柴油机，它已经发展成为一种高效的发电装置，用于推进和辅助用途。然而，只有小于50%的燃料能源转化为有用的工作，其余的损失。这是公认的，约占总能量的转换在30%型柴油机是在排拒天然气。最近授权的EEDI [ 1 ]系统大型船舶归功于任何可回收的能源设计的船。而一些节能的设备正在酝酿，利用风能和太阳能发电研究中，它被公认为从发动机废气和冷却水的余热回收仍然可以利用，以产生能量，从而提高能源效率的工厂。从废气中回收热能的方法之一是将热量传递给一个能量回收的介质。在大型船舶上，所用的是水和蒸汽，从而产生了我用于加热燃料油或用于涡轮机的电能生产。本文提出了一种替代流体（超临界二氧化碳）作为一种手段，通过一个碳回收的能量闭环循环燃气轮机（布雷顿循环）它明显在较低的温度和无腐蚀性，无毒，不易燃，热稳定。在超临界状态下，S-CO2已高密度的结果，如涡轮机的部件的尺寸减小。超临界二氧化碳气体涡轮机可以在一个高的循环热效率，即使在温和的温度下产生的功率对550℃。周期可以在宽范围的操作压力为20。在一个典型的发动机安装在近海供应船的排气气体的能量回收量的案例研究，提出了理论计算的热量进行的UT的功率可由发动机的超临界CO2气轮机厂产生的废气和提取 . 关键词：余热，S-CO2布雷顿循环，水， 一、引言 今天的大多数船舶使用柴油发动机的推进和电力生产。通常被认为具有实际应用潜力的热排阻式柴油机为了浪费热量恢复是排气和外套冷却液。热通常是从一个以蒸汽的形式大型海轮主推进发动机的废气是最优选的介质用于燃料和货物加热，包括国内服务所需的加热。冷却水的热量通常以新鲜水的形式回收。从辅助余热回收辅助发动机，直到最近，没有考虑经济实用的除的情况下，大型客运船舶或船舶电力推进系统的操作。国际海事组织和国际海

热电厂循环水余热利用方案

******技术发展有限公司 ******热电厂循环水利用方案 （溴化锂吸收式热泵） 联系人： 手机： 联系电话： 传真： 信箱： 2013年8月18日

目录 1 项目简介 (3) 1.1 吸收式热泵方案 (3) 1.2 吸收式热泵供暖工艺流程设计 (3) 1.3 蒸汽型吸收式热泵主机选型（31.7℃→25℃） (4) 1.4 节能运行计算 (4) 1.5 初投资与回报期计算 (5) 2 热泵机组简介 (6) 2.1 吸收式热泵供暖机组 (6) 2.2 溴化锂吸收式热泵采暖技术特点 (7) 2.3 标志性案例介绍 (7)

1 项目简介 ********热电厂，采暖季有温度为26.3~19.6℃的循环冷却水2800m3/h，需要通过降低汽轮机组凝汽器真空或提高汽轮机背压，使得冷却循环水的温度提升到到31.7℃，然后利用溴化锂吸收式热泵机组提取凝汽器冷却循环水中的热量，将循环冷却水温度降低到25℃，可以制备供水温度为74.7/55℃热网水2400 m3/h，对建筑物进行供暖，供暖期为152天。提高汽轮机背压大约2KPa左右，汽轮机的轴向推力几乎不变，对发电量影响不大。 1.1 吸收式热泵方案 采用蒸汽型吸收式热泵机组，通过0.49MPa的饱和蒸汽作为驱动热源，在冬季采暖期，将2800m3/h的循环冷却水从31.7℃降低到25℃，可以从循环冷却水中提取21.82MW的热量用于建筑物采暖。 1.2 吸收式热泵供暖工艺流程设计 使用吸收式热泵加热，供暖系统流程原理图如下： 由上图可以看出，实际应用流程非常简单，只是把工艺循环水引到热泵机房，把原来通过冷却塔排放到环境中的冷凝废热，通过溴化锂吸收式热泵机组将热量传递给供暖回水。此系统改造不影响循环水原系统的稳定性，节省大量的蒸汽，同时带来了大量的经济效益。

电厂水处理工艺流程及优化设计解析

电厂水处理工艺流程及优化设计解析 水的质量及出水受到水处理工艺的影响，发电厂的水处理工艺直接影响到发电质量和效率。对发电厂中的自然水进行有效处理,不仅可以提高水质和洁净水的产量,还能够提高发电厂发电效率。本文对电厂水处理工艺进行分析，并且提出了水处理工艺优化策略，旨在提高电厂发电效率。 1、概述 人们通过长期实践经验得出，发电厂热力设备的安全状况,发电厂是否能够经济运行受到热力系统中水品质的影响。天然水由于没有经过处理,含有很多杂质，含有杂质的水进入热力系统中的水汽循环系统，会对热力设备造成损害。要想确保热力系统中能够有良好的水质，就必须要对水进行净化处理,并且要对汽水质量进行严格监按控。 2、电厂水处理系统工艺流程 2.1 预处理 电厂锅炉水处理工艺的第一个流程就是给水预处理，这一流程主要包括混凝、沉淀澄清以及过滤,经过这几项工作将水中的悬浮物及胶体物质去除，确保水中悬浮物的含量低于5mg/Ｌ，最终得到澄清水。水经过预处理之后，还需要按照不同的用途进行深度处理。如在火力发电厂作为锅炉用水，还必须用反渗透及离子交换的方法去除水中溶解性的盐类;用加热、抽真空和鼓风的方法去除水中溶解性气

体。 2.2 补给水处理 发电厂补给水处理方式多采用反渗透和离子交换。超滤在补给水处理系统中可用作反渗透进水的前处理，它可有效地去除水中胶体等颗粒状物,使反渗透进水水质合格,减少反渗透膜的污染，延长反渗透膜的使用寿命。 2.3 凝结水处理 火力发电厂锅炉的给水由汽轮机凝结水和锅炉补给水组成，凝结水是锅炉给水的主要组成部分，它的量占锅炉给水总量的９0%以上。凝结水中含有悬浮物和金属腐蚀物,在混床除盐前，可以用过滤的方法予以去除,以此来确保混床设备的有效运行。现阶段电厂中使用的过滤设备主要有覆盖过滤器和电磁过滤器两种。 ２．4 循环水处理 电厂循环水处理工艺有很多种,比如加水稳计、加酸、石灰软化、弱酸离子软化以及膜处理技术等。在国家节水政策的要求下,火力发电厂尤其是采用干除灰工艺的火电厂,要在循环水处理这一环节进行节水,以提高循环水的浓缩倍率作为前提，使补充水量以及排污水量减少,进而能够减少新鲜水的使用量。 2.５废水处理

电厂循环冷却水系统中的问题解决知识讲解

电厂循环冷却水系统中的问题解决 2011年7月31日 FJW提供 1.概述 电厂的循环水冷却处理系统是由以下几部分组成：①生产过程中的热交换器；②冷却构筑物（冷却塔）；③循环水泵及集水池。该系统是利用冷却水进行降温和水质处理。冷却水在冷却生产设备或产品的过程中，水温升高，虽然其物理性状变化不大，但长期循环使用后，水中某些溶解物浓缩或消失、尘土积累、微生物滋长，造成设备、管道内垢物沉积或对金属设备管道腐蚀。因此，必须对其进行降温和稳定处理等解决方案，才能使循环水系统正常进行，使上述问题得到解决或改善。 2.敞开式循环冷却水系统存在的问题 2.1循环冷却水系统中的沉积物 2.2.1沉积物的析出和附着 一般天然水中都含有重碳酸盐，这种盐是冷却水发生水垢附着的主要成分。 在直流冷却水系统中，重碳酸盐的浓度较低。在循环冷却水系统中，重碳酸盐的浓度随着蒸发浓缩而增加，当其浓度达到过饱和状态时，或者在经过换热器传热表面使水温升高时，会发生下列反应 Ca(HCO3)2=CaCO3↓+CO2↑+H2O 冷却水在经过冷却塔向下喷淋时，溶解在水中的CO2要逸出，这就促使上述反应向右进行。 CaCO3沉积在换热器传热表面，形成致密的碳酸钙水垢，它的导热性能很差。不同的水垢其导热系数不同，但一般不超过1.16W/(m.K),而钢材的导热系数为46.4-52.2 W/(m.K)，可见水垢形成，必然会影响换热器的传热效率。 水垢附着的危害，轻者是降低换热器的传热效率，影响产量；严重时，则管道被堵。 2.2设备腐蚀 循环冷却水系统中大量的设备是金属制造的换热器。对于碳钢制成的换热器，长期使用循环冷却水，会发生腐蚀穿孔，其腐蚀的原因是多种因素造成的。 2.2.1冷却水中溶解氧引起的电化学腐蚀 敞开式循环冷却水系统中，水与空气能充分的接触，因此水中溶解的氧气可达饱和状态。当碳钢与溶有氧气的冷却水接触时，由于金属表面的不均一性和冷却水的导电性，在碳钢表面会形成许多腐蚀微电池，微电池的阳

电厂化学水处理技术全解析

由于电厂中的某些热力设备可能受到水中一些物质的作用从而产生有害的成分，使设备发生腐蚀的现象，因此电厂安全运行和化学水处理系统具有直接的关系。水中杂质对设备的破坏决定了电厂中的水必须要经过一定的处理才能被使用，该处理就是电厂中的化学水处理系统。 1 电厂化学水处理技术发展的现状 1.1 电厂获得纯净除盐水主要采用的三种方式： （1）采用传统澄清、过滤+离子交换方式，其流程如下： 原水→絮凝澄清池→多介质过滤器→活性炭过滤器→阳离子交换床→除二氧化碳风机→中间水箱→阴离子交换床→阴阳离子交换床→树脂捕捉器→机组用水。 （2）采用反渗透+混床制水方式，其流程如下： 原水→絮凝澄清池→多介质过滤器→活性碳滤器→精密过滤器→保安过滤器→高压泵→反渗透装置→中间水箱→混床装置→树脂捕捉器→除盐水箱。 （3）采用预处理、反渗透+EDI 制水方式，其流程如下： 原水→絮凝澄清池→多介质过滤器→活性炭过滤器→超滤装置→反渗透装置→反渗透水箱→EDI装置→微孔过滤器→除盐水箱。 以上3种水处理方式是目前电厂获得纯净除盐水的主要工艺，其他的水质净化流程大都是在以上3种制水方式的基础上进行不同组合而搭成的制水工艺流程。 1.２三种制水方式的优缺点： （1）第一种采用澄清、过滤+离子交换的优点在初期投资少，设备占用地方相对较少，其缺点是离子交换器失效需要酸、碱进行再生来恢复其交换容量，需大量耗费酸碱。再生所产生的废液需要中和排放，后期成本较高，容易对环境造成破坏。 （2）第二种采用反渗透+混床，这种制水工艺是化学制取超纯除盐水相对经济的方法，只需对混床进行再生，而且经过反渗透半除盐处理的水质较好，缓解了混床的失效频度。减少了再生需要的酸、碱用量，对环境的破坏相对较小。其缺点是在投资初期反渗透膜费用较大，但总的比较相对划算，多数电厂目前考虑接受这种制水工艺。 （3）第三种采用预处理、反渗透+EDI的制水方式也称全膜法制水。这种制水方法不需要用酸、碱进行再生就可以制取纯净除盐水，不会对环境造成破坏。是目前电厂最经济、最环保的化学制水工艺，但其缺点是设备初期投资相对前面两种制水方式过于昂贵。 2 电厂化学水处理措施 2.1 补给水的处理措施 电厂在生产锅炉的补给水处理中，关系到生产安全与效率。目前随着科学技术的快速发展，电厂关于环保节能的理念深入人心，过去传统的离子交换、澄清过滤或混凝等比较落后的技术已经逐渐被摒弃，现如今新的纤维材料广泛应用于过滤设备，不仅除去了胶体，微生物以及一些颗粒的悬浮物等，在过滤中也具有较强的吸附、截污能力，取得了相当好的效果。膜分离技术被采用，当前反参透占主导地位，反渗透技术能除去水中90％以上离子，如水中有机物、硅有较好的去除率。由于膜分离技术具有明显的优势，因此在锅炉补给水的处理中节约了大量的由于离子交换或澄清过滤等落后技术在运营时产生废水排放的费用，同时过去操作复杂和排放困难的许多问题也得到了改进。新的膜分离技术不仅达到了环保的要求。当水中的氯含量比较高时，可以采用活性碳过滤或者使用水质还原剂来进行处理。而混床在除盐处理的作用仍占有重要的位置，混床除盐技术相对成熟、可靠，混床的功能具有其他除盐所无法替代的作用。目前将超滤、反渗透装置和电渗析除盐技术有效的搭配，形成高效的除盐工艺，不需要酸、碱再生剂，只通过对水电离出来的H+和OH-即可完成再生的作用，从而完成电渗析的再生、除盐。这种制水工艺将是电厂化学制水的发展方向。

浅谈热电厂余热回收利用

浅谈热电厂余热回收利用 发表时间：2014-12-15T09:51:33.980Z 来源：《工程管理前沿》2014年第12期供稿作者：杜庆军 [导读] 火电厂余热的综合利用技术的推广和应用，不仅可以获得良好的经济和环境效益，同时能够提高火电厂的节能减排能力 杜庆军 东南大学建筑设计研究院有限公司江苏南京 210096 摘要：面对能源和水资源紧缺、环境日益恶化以及因原煤价格上涨而引起的发电亏损现状，作为能耗和排放大户的火力发电厂，如何合理地利用烟气余热，成为火电厂提高机组效率、减少煤耗而达到节能降耗的主要举措之一。基于此，文章介绍了通过加大对锅炉连排水和烟气余热进行综合利用的节能技术，并通过应用实例对该节能技术的经济、环保效益进行了分析。 关键词：火电厂；烟气；余热；综合利用；节能 1 火电厂低温余热利用技术 1.1 汽水系统余热利用技术 目前在锅炉汽水系统的余热回收利用上主要有两个方面：一是将连排水直接引入到加热器中用于加热锅炉给水，这种方式为常规的余热利用方式，利用效率较低；二是利用火电厂锅炉连排水中剩余的高品位热能进行做功，再驱动发电机生产电能，输出的水汽混合物再送至热水站，用于生产供居民使用的热水或供暖，这种方式能够使余热得到充分回收利用。这里的发电装置是利用连排水余热加热螺杆膨胀动力机，再通过联轴器带动发电机发电的热能利用系统。螺杆膨胀动力机构造及工作原理如图1所示： 做功完后排出的高温水汽混合物首先进入机内阴阳螺杆齿槽A，使螺杆发生转动，随着螺杆的转动，齿槽A逐渐旋转至B、C、D位置，在此过程中由螺杆封闭的容积逐渐增大，热水得以降压、降温而膨胀做功，最后从后端齿槽E排出，而做功产生的旋转动力由阳螺杆通过联轴器输出给发电机，带动发电机发电。 1.2 锅炉排烟系统的余热利用技术 我国正在运行的火电厂中，锅炉排烟温度一般都在125℃～150℃之间，排烟温度偏高而导致的热能损失已经成为火电厂面临的困境之一。而目前对这部分余热的回收大多采用的是在排烟系统中安装烟气冷却器，通过空气或水等导热介质将余热传输至锅炉给水系统或进气系统，对助燃空气、冷凝水进行加热而达到节能的目的。但是由于烟气冷却之后会使烟气中的部分SO2等酸性腐蚀性气体结露而对管壁等造成腐蚀，因而在实际应用中仍有很多问题需要解决。经过该冷却器的高温烟气和其内部翅片管束中的冷水进行热置换，使水得到加热。该冷却器主要分为高低温设置于除尘器的前后，具体布置如图2所示。这种将冷却器按照高、低温段分开布置，并将高温段布置在除尘器之前，将低温段布置在除尘器之后的方式，能够通过布置于除尘器之前的高温段冷却器将烟气温度降至120℃左右，从而提高其后面除尘器的效率，使其除尘效果更好、能耗更低，并且对使用布袋式除尘器的装置而言，由于进入的烟气温度降低可以延长其使用寿命；而位于除尘器之后的冷却器则可以对烟气进行深度冷却，并将余热充分利用。 1.锅炉； 2.暖风机； 3.空气预热器； 4.烟气冷却器； 5.静电除尘器； 6.烟气冷却器； 7.脱硫塔； 8.耐酸泵； 9.湿烟囱 图2 分高低温布置在除尘器前后的冷却器示意图 采用这种冷却器布置策略的余热回收装置主要使用于以下三种情况：一是除尘器采用布袋式除尘器而对烟气温度较敏感的新建工程中；二是除尘器进气温度在130℃～150℃之间或更高，而且增压风机有400Pa上下裕量的改造工程中；三是烟气温度在130℃上下，在除尘器后方安装高低温一体型冷却器空间不够，且增压风机有400Pa上下裕量的改造工程中。 2 余热利用技术应用实例分析 2.1 汽水系统的余热利用实例 以某火电厂2×200MW机组为例，其额定蒸发量为670t/h，2台锅炉的设计连排流量为12t/h，实际运行流量为8～10t/h。对其采用螺杆膨胀动力发电装置改造之后，初期运行一台锅炉，并利用汽包排污阀来控制连排流量，使其达到装置设计要求，这样发电装置发电功率达到200kW。通过运行测试确定该装置的投入未对汽轮机发电机组造成不良影响，且机组运行安全可靠，实现了无人值守。应用效果得到验证后对另一台锅炉开展改造，投运后2台锅炉正常运行时，发电装置发电功率可达300kW的满负荷额定容量运行。 应用效果分析：在2台锅炉正常运行情况下按发电功率为300kW计算，刨去发电装置自损耗1.1kW，按锅炉全年运行6500h，上网电价按0.35元/（kW·h）的情况下，采用该系统可以增加发电量（300-1.1）×6500=194.285万度，可获收益68.0万元，而且同时还向社会提供了大量的热水。这样按机组的发电煤耗率为3209/（kW·h）计算，年可节省标煤621.71t。若按每吨煤燃烧要排放CO21.98t计算，每年可以

余热回收方案

能量回收系统

第一部分:能量回收系统介绍 压缩空气是工业领域中应用最广泛的动力源之一。由于其具有安全、无公害、调节性能好、输送方便等诸多优点，使其在现代工业领域中应用越来越广泛。但要得到品质优良的压缩空气需要消耗大量能源。在大多数生产型企业中，压缩空气的能源消耗占全部电力消耗的10%—35%。 根据行业调查分析，空压机系统5年的运行费用 组成：系统的初期设备投资及设备维护费用占到总费用的25%，而电能消耗（电费）占到75%，几乎所有的系统浪费最终都是体现在电费上。 根据对全球范围内各个行业的空气系统进行评估，可以发现：绝大多数的压缩空气系统，无论其新或旧，运行的效率都不理想—压缩空气泄漏、人为用气、不正确的使用和不适当的系统控制等等均会导致系统效率的下降，从而导致客户大量的能耗浪费。据统计,空气系统的存在的系统浪

费约15—30%。这部分损失，是可以通过全面的系统解决方案来消除的。 对压缩空气系统节能提供全面的解决方案应该从压缩空气系统能源审计 开始。现代化的压缩空气系统运行时所碰到的 疑难和低效问题总是让人觉得很复杂和无从下 手。其实对压缩空气系统进行正确的能源审计 就可以为用户的整个压缩空气系统提供全面的 解决方案。对压缩空气系统设备其进行动态管理，使压缩空气系统组件 充分发挥效能。 通过我们在压缩空气方面的专业的、全面的空气系统能源审计和分析采 取适合实际的解决方案，能够实现为客户的压缩空气系统降低 10%—50%的电力消耗，为客户带来新的利润空间。 经过连续近二十年的经济高速增长，中国已经成为全球制造业的中心，大规模的产量提升，造成巨大的资源消耗和能量需求，过快的发展正逐步制约国家经济实力的进一步提升，因此，2005年《国务院关于加强节能工作的决定》明确目标指出： ?到“十一五”期末（2010年），万元GDP能耗比“十五”期末降低20% 左右，平均年节能率为4.4%。 ?重点行业主要产品单位能耗总体达到或接近本世纪初国际先进水平。 ?压缩机作为制造行业的能耗大户，受到越来越多的关注，节能潜力巨大。 ?压缩机在工矿企业的平均耗能占整个企业的约30%,部分行业的压缩机 耗电量占总耗电量的比例高达70% ?从投资成本结构分析，压缩机的节能重心在能耗上，针对于电机驱动类 型的压缩机，能耗可以近似等于电耗。 平均全球各地区平均使用空压机负荷的百分比

电厂循环水处理方案

电厂循环排污水处理方案 处理量：300m3/h 出水达到中水水质要求。 PH：6.5～9 浊度：5NTU BOD5:10mg/l COD cr:50mg/l 游离性余氯：末端大于0.2 总大肠菌群：小于3 氯化物：300mg/l 铁：0.3mg/l 锰：0.5mg/l 1、处理方案： 循环冷却水的排污水含有一定浓度的悬浮物、各种盐类、金属氧化物、阻垢剂等，为达到中水水质的要求，进行以下处理，先通过混凝处理，去除水中的悬浮物及金属氧化物等，再经过，过滤，超滤，消毒后，达到中水水质要求。 絮凝剂反冲系统 循环排污水→原水箱→原水泵→→超过滤装置→出水 2、设备及构筑物选型： 2．1预处理系统 2．1．1原水箱：150m3 2．1．2原水泵： 数量：3台 流量：150m3/h 扬程：28m 2．1．3絮凝剂加药系统两箱三泵 2．1．5．1多介质机械过滤器 1. 设备参数 1）形式与数量 形式：立式 数量：4台 2）设备出力 正常出力：80m3/h/台 3）运行流速 正常流速：10m/h 4）设备直径DN3200mm 5)本体材料Q235-A

衬里材料天然硫化橡胶1层3mm 6）设计压力：0.5Mpa 水压试验压力：0.8Mpa 7）设计温度0℃～50℃ 8）滤料 石英沙粒径/高度粒度0.45-0.6mm，层高800mm 无烟煤粒径/高度粒度1.0-1.5mm，层高400mm 9）反洗膨胀高度：300～600mm 10）水反洗强度：10～13L/m2.s 气洗压力：58.8KPa 气洗强度：10～20L/m2.s 11)运行压差（设备进出口） 正常出力压差0.02MPa 最大出力压差0.05MPa 12)本体材料Q235-A 13)控制方式手动控制 2. 内部装置 1）进水配水装置 形式：挡板喷淋 材料：Q235-A，内外衬塑 2）出水配水装置多孔板配水帽型 水帽材料：ABS水帽 3. 设备本体外部装置 1）设备人孔 形式：配吊盖人孔 数量：2套/台 直径：DN450 材料：Q235-A 2)设备窥视孔： 数量：1个/台 规格（长/宽）：305mm/100mm 视镜材料：透明塑料板

火力发电厂循环水处理技术的发展趋势

第20期总第150期内蒙古科技与经济 No.20,the 150th issue 　2007年10月Inner Mongolia Science Technology &Economy Oct.2007 火力发电厂循环水处理技术的发展趋势 Ξ 杨海燕1,包明山2,董素芹1 (1内蒙古农业大学职业技术学院,内蒙古包头　014109;2.乌海市蒙西电厂,内蒙古乌海　016014) 摘　要:本文分析了几种典型水处理技术的主要发展特点与趋势,从水处理工艺方面阐述火力电厂 水处理技术的最新进展与应用情况。 关键词:火电厂;水处理技术 中图分类号:TM621 文献标识码:A 文章编号:1007—6921(2007)20—0068—02 水,是一种宝贵的自然资源。水资源的日益匮乏已经逐渐制约着地区经济的发展。目前,能源工业发展迅速,火电厂大容量、高参数机组逐渐成为主力机组。众所周知,火电厂是工业中用水最大用户之一,因此,对其运行管理过程中优先考虑节水措施,努力实现对外零排放已势在必行。而在电厂工业用水中,火力发电厂耗水最多的是循环冷却系统的水损失,循环冷却水耗量占全电厂水耗量的60%～80%。提高循环冷却水的浓缩倍率、减少排污是实现电厂节水的重要环节。然而,提高浓缩倍率又会增大凝汽器冷却水通道内结垢与腐蚀的倾向,影响机组的安全经济运行。这样,从解决腐蚀问题和节水的角度优化选择循环水处理方案,提高循环水浓度倍率,就对我们在经济建设过程中如何合理保护利用水资源具有十分重要的意义。 从不同地域的电厂各自运行状况可知,循环水管道的腐蚀不仅与材质有关,也与水质有关,即不同材质在同一介质或同一材质在不同的介质中腐蚀速率不同。因此基建过程中设备选型和水质处理应统筹考虑。在以往的循环水设备选型问题上,只考虑水质对凝结器管材的影响,而忽视了循环水管道的腐蚀问题。循环水管路不但长,且埋在地下,腐蚀现象不易发现,处理和更换也比较困难。为避免循环水管道腐蚀,在设备选型时,应考虑循环水管道的材质,同时寻找适当的水处理方案。目前循环冷却水处理的方式多种多样,下面通过几种典型的处理方式的不断优化说明火力发电厂循环水处理技术的发展趋势。1　过滤法 过滤是最常用的旁流处理方式(通称旁滤),其处理量通常为循环水量的2%～5%,可以去除水中大部分悬浮固体、粘泥和微生物等,但不能降低水的硬度和含盐量,反冲洗时杂质将随反洗水排出系统。由于反冲洗水中杂质浓度比排污水高得多,所以系统排出的杂质多而消耗的水量少,即通过旁滤可使 排污量显著降低。大型循环冷却水系统一般采用以石英砂或无烟煤为滤料的重力无阀旁滤池,其滤速只能控制在10m/h 以下,而冷却水的悬浮物浓度只能控制在10mg/l 以下,过滤及占地面积的增大导致基础投资较大。与石英砂相比,纤维滤料具有孔隙率高、孔隙分布合理和比表面积大等特点,采用纤维滤料时滤速可高达20～85m/h 。由于纤维具有柔软性和可压缩性,故随着水流阻力的增大而逐渐被压缩,使滤料上层受力小、孔隙大,下层受力大、孔隙小,充分体现出纤维滤料纳污量大、过滤周期长的特点。纤维滤料过滤器通常需采用汽水反冲,借助气体的搅动使截留的悬浮物与滤料分离,再随反洗水排出。纤维过滤器对悬浮物、铁、锰、微生物粘泥都具有良好的截留作用,其过滤精度高,通常出水浊度<1N TU 。除此以外,还可与水中钙、镁离子进行离子交换,具有软化水质的功能。所以将这种旁滤法引入火力发电厂循环冷却水处理工艺值得我们关注。2　膜分离法 反渗透法和电渗析法是常见的两种膜分离方法,可以有效去除冷却水中的硬度、微生物等有害成分,有较高的脱盐率,水回收率可以达到75%～90%。由于渗透膜易被污染导致运行成本不断增大,通常先采用石灰软化法去除大部分硬度和悬浮物后,再采用反渗透法做进一步的降硬处理,以达到循环水补充水的水质要求。膜分离法的缺点是对进水水质要求苛刻,且运行过程中的压力波动易导致膜被破坏,水中的腐蚀产物和微生物易使预滤装置和反渗透膜堵塞、污染,频繁的清洗增大了运行费用,且一次性投入成本较高,故该法已经不适用于电厂这样的大型循环冷却水系统。3　化学沉淀软化法 通常采用石灰———纯碱软化法来降低水中的碳酸盐硬度和非碳酸盐硬度。在化学沉淀法中加入混凝剂可使呈胶体状态的CaCO 3和Mg (O H )2等形成 ? 86?Ξ 收稿日期:2007-06-12

余热回收方案

余热回收方案 一、能量使用情况与节能要求 1.1 车间供热需求 为了保证产品质量和产能产值，三号车间的两个产品半成品仓库，冬季需要控制室内温度为22℃~40℃，以保证产品的质量，无人员值守故不需考虑温控与新风、人员舒适度问题，但须考虑入库人员的安全。 两个仓库占地面积基本相似，均为：12.65x 7=88.55m2。 仓库层高为6m，每个仓库体积为532m3。 VA装配车间，需要控制室内温度为22℃~30℃，以保证工艺的正常生产，装配车间有操作工人，需要考虑操作人员的舒适性因此提出需要对车间的温度、湿度、新风量进行控制。 装配车间占地面积15x23=345m2，层高为 2.5m，总体积为862.5m3。 武汉市地处中国中部，夏季室内温度>25℃，因此夏季不需要对生产车间供热，冬季室内温度<25℃，需要对室内供热。 车间供热需求为季节性，夏季停运，冬季投用。 1.2节能要求 公司要求不采用高品位的电能和蒸汽热能对车间供热，需要采用余热回收途径对车间供热，

1.3 车间耗热量 ①根据仓库的性质，估算每个仓库的供热负荷为25kW。 ②根据装配车间的性质，估算VA装配车间供热负荷为120kW。 1.4余热利用条件 1.4.1 可利用的热能 钢化玻璃工段有两台玻璃炉，其作用是玻璃软化后处理。玻璃高温处理后由冷风急速冷却。根据加工产品的不同，所需急冷温度由65~165℃。急冷后的热风直接排入大气，外排热风温度为45℃~65℃。外排热风仅为热空气，不含有毒有害气体。 为外排热风，每台玻璃炉配三台20000m3/h轴流风机。 根据估算，每台轴流风机按120%配置，维持室温25℃，每台轴流风机的热风可提供热负荷为100kW。 合计的余热足够满足车间的供热需求。 1.4.2可用余热回收型式。 根据现场情况，受热车间与玻璃炉间距比较近，可以将热风引入受热车间，由热风直接供暖。 该供暖方式简单易行，投资省，运行费用低，余热回收利用充分。 二、余热利用方案 2.1余热回收

热电厂循环水系统水处理技术的应用

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，分不为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10 300m3/h,保有水量为11 000 m3。自投产以来，一直未做处理，同时与鱼池相连，存在着较为严峻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。 关键词：热电厂循环水水处理技术 1 前言 独山子热电厂有三台发电机组，分不为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10 300m3/h,保有水量为11 000 m3。自投产以来，一直未做处理，同时与鱼池相连，存在着较为严峻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。 表1 热电厂循环水系统运行参数

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、观看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，塔内壁绿苔消逝，通过测试循环水浊度变化，在浊度2～4小时不变，能够结束杀菌剥离。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。假如药剂浓度波动较大，则对循环水系统运行不利，低则阻碍药剂使用效果，高则白费药剂。

电厂循环水余热回收供暖节能分析与改造技术

电厂循环水余热回收供暖节能分析与改造技术 摘要：当今世界，节能已成为一项重要的研究课题。发电厂作为耗能大户，存在大量循环水余热没有得到有效利用，浪费严重。因此，如何利用循环水余热成为电厂节能的重要任务。 1.回收电厂循环水余热的意义 能源是国民经济发展的基础，深入开展节能工作，不仅是缓解能源矛盾和保障国家经济安全的重要措施，而且也是提高经济增长质量和效益的重要途径。本世纪的头20 年，我国工业化和城镇化进程将进一步加快，需要较高的能源增长作为支撑。因此，节能工作对促进整个经济社会发展的作用日益凸显，国家已经把节能作为可持续发展的大政策。 目前，我国大中型城市普遍存在着集中供热热源不能满足迅速增加的供热需求的情况，而新建大型热源投资高、建设周期长，并受到城市环境容量的强烈制约。 为了缓解供热紧张的局面，一些地方盲目发展小型燃煤锅炉房，严重恶化了城市的大气环境;一些城市盲目发展燃气采暖、甚至电热采暖，在带来高采暖成本的同时，也引发了城市的燃气和电力资源的全面紧张。一方面，是燃用高品位的化石燃料来提供低品位的热能用于供暖和提供生活热水。另一方面，城市周边的火力发电厂在发电过程中，通过冷却塔将大量的低品位热量排放到大气中，造成了巨大的能源浪费和明显的环境湿热影响。因此，如果能将循环冷却水余热用于供热(采暖、生活热水等)，不仅能够减少电厂冷却水散热造成的水蒸发损失和环境的热污染，而且能够缓解采暖带来燃气和电力资源的紧张局面。同时，实现能源的梯级利用，节约大量燃料，提高能源综合利用率。 北京五大热电厂和热力集团所属六个供热厂的供热能力都已达到极限。北京热电厂普遍采用的抽凝式汽轮机组，即使在冬季最大供热工况下，也有占热电厂总能耗10~20%的热量由循环水(一般通过冷却塔)排放到环境。根据调研，北京并入城市热网的四大热电厂在冬季可利用的循环水余热量就达1000MW 以上，远期规划余热量将达约1700MW。如果将这些余热资源加以利用，仅仅考虑有效利用现有的余热量，就相当于在不新增电厂装机容量和不增加当地污染物排放的情况下，可新增供热面积3000 万平方米以上。因此，利用电厂循环水余热供热是一种极具吸引力的城市集中供热新形式。 2.电厂循环水余热供热技术现状 2.1汽轮机低真空运行供热技术 凝汽式汽轮机改造为低真空运行供热后，凝汽器成为热水供热系统的基本加热器，原来的循环冷却水变成了供暖热媒，在热网系统中进行闭式循环，可有效利用汽轮机凝汽所释放

热电厂循环水处理方案(详细版)—北京邦驰世纪水处理科技有限公司

热电厂循环冷却水处理方案（最完善版） 文章系统说明了热电厂循环冷却水处理的方案，分为以下：循环冷却水预处理、循环冷却水化学药剂处理、系统清洗预膜。循环冷却水正常运行处理方案。 热电厂循环冷却水处理前言 某化工有限公司新建10万吨/年高等级重交沥青项目即将竣工投产，为此该司委托我司制定热电厂循环冷却水处理技术方案。根据这一要求，我公司专业技术人员经过现场考察，取样分析并结合我司在循环水处理项目中的成功案例和实践经验，本着技术先进、安全可靠、操作方便、经济合理的宗旨，筛选出了对该循环冷却水系统适用性强的高效缓蚀阻垢剂和杀菌灭藻剂配方，正常使用时循环冷却水系统中金属的腐蚀速率低于国家标准，可以延长设备使用寿命；阻垢性强，浓缩倍数k可达2.5，为安全生产运行、降低成本，提高经济效益创造了良好条件。 1循环冷却水预处理 某化工有限公司循环水系统的补给水为该司附近的河道水，根据河道水表观现状和取样分析的结果，我们建议循环水系统前设置一个清水调节池。其作用如下：一是调节缓冲循环冷却水系统水量；二是使大颗粒的悬浮物质自然沉淀；三是定期投加絮凝剂（聚合录化铝）可去除河道水中微小粒径的悬浮物和胶体杂质，节省后期处理用药量。 1.1循环冷却水清水调节池容积确定 1.1.1依据： 循环系统保有水量500m3和现有场地。 1.1.2清水调节池 有效容积：100m3 有效水深：2m 尺寸：10×5×2m

1.2预处理流程： 投加聚合氯化铝 河沟水 二、循环冷却水化学药剂处理 1循环冷却水系统概况： 1.1循环水系统参数： 保有水量：500 m 3 循环水量：500m 3/h 设备材质：碳钢等金属 进水温度：32℃ 回水温度：42℃ 温差（△t ）：10℃ 1.2循环冷却水水质分析：