锅炉补给水

锅炉补给水（共8篇）

锅炉补给水 篇1

摘要：规范电厂锅炉补给水处理工作, 不但可以有效防止和减少锅炉结垢、腐蚀及其蒸汽质量恶化而造成的事故, 而且有利于促进电厂锅炉运转的安全、经济、节能、环保。

关键词：锅炉,补给水,防腐,环保,管理

电厂锅炉补给水的处理在锅炉整体运转中起着至关重要的作用, 直接影响着机组的安全、健康和平稳运行, 但其中有几个问题需要我们在电厂锅炉补给水处理中加以注意。

1 电厂锅炉补给水处理中的防腐蚀问题

电厂锅炉在补给水过程中的防腐蚀问题, 关系着锅炉的安全运行, 关系着锅炉能否发挥出设备厂家设计的相关指标和标准, 关系着电厂的运行成本和作业效率。因为, 电厂锅炉如在补给水这一工艺环节处理不当, 容易使锅炉内体产生腐蚀性的化学物质, 其在锅炉内沉积或附着在锅炉管壁和受热面上, 会进而形成难熔和阻障热传导的铁垢, 而且腐蚀会造成锅炉管道的内部壁体出现点坑, 导致阻力系数的变大, 管道腐蚀到一定程度, 会产生管道爆炸的安全生产事故, 给企业和国家的财产造成不必要的损失。目前, 针对这一问题主要有以下几种解决办法。

1.1 除氧防腐

国家规定蒸发量大于等于2吨/小时的蒸汽锅炉、水温大于等于95摄氏度的热水锅炉都必需进行除氧, 否则会腐蚀锅炉的给水系统和零部件。

目前, 除氧防腐的途径主要有三种, 一是通过物理的方法将水中的氧气排出;二是通过化学反应来排除水中的氧气, 使含有溶解氧的水在进入锅炉前就转变成稳定的金属物质或者除氧药剂的化合物, 从而将其消除, 常用的有药剂除氧法和钢屑除氧法等;三是通过应用电化学保护的原理, 使某易氧化的金属发生电化学腐蚀, 让水中的氧被消耗掉, 达到除氧的目的。例如, 热力除氧防腐技术是将电厂锅炉给水加热到沸点, 以达到减小氧的溶解度的目的, 这时水中的氧气就会不断地排出, 这种方法操作控制相对简便, 是目前应用较多的除氧防腐方法, 但这种方法也存在着自身的不足, 如易产生汽化、自耗汽量大等。相对于热力除氧防腐技术的是真空除氧技术, 这种技术一般情况下是在30摄氏度至60摄氏度之下进行的, 可以有效实现水面低温状态下的除氧, 对热力锅炉和负荷波动大而热力除氧效果不佳的锅炉, 均可采用真空除氧而获得满意的除氧效果。化学除氧防腐技术主要有亚硫酸钠除氧、联氨除氧、解析除氧、树脂除氧等, 都可以达到较好的除氧防腐效果。

1.2 加氧除铁防腐

电厂锅炉补给水系统中铁含量的升高对锅炉内体造成的腐蚀可以导致锅炉氧化铁污堵、结垢等腐蚀现象, 在实践工作中可以通过给水加氧技术有效解决这一问题。补给水加氧技术与补给水除氧技术截然相反, 是结合锅炉不同工况而采用的一种防腐技术。目前, 我国已在《直流锅炉给水加氧处理导则》行业标准中将电厂普遍采用的给水加氧、加氨处理称为给水加氧处理。给水处理采用加氧技术的目的就是通过改变补给水的处理方式, 降低锅炉给水的含铁量和抑制锅炉省煤器入口管和高压加热器管等部位的流动加速腐蚀, 达到降低锅炉水冷壁管氧化铁的沉积速率和延长锅炉化学清洗周期的目标。

电厂锅炉补给水加氧技术主要利用了氧在水质纯度很高的条件下对金属有钝化作用这一性质, 其处理的原理是在给水加氧方式下, 不断向金属表面均匀地供氧, 使金属表面形成致密稳定的双层保护膜。这是因为在流动的高纯水中添加适量氧, 可提高碳钢的自然腐蚀电位数百毫伏, 使金属表面发生极化或使金属的电位达到钝化电位, 在金属表面生成致密而稳定的保护性氧化膜。直流炉应用给水加氧处理技术, 在金属表面形成了致密光滑的氧化膜, 不但很好地解决了炉前系统存在的水流加速腐蚀问题, 还消除了水冷壁管内表面波纹状氧化膜造成的锅炉压差上升的缺陷。但给水加氧处理必须在水质很纯的条件下才能进行。要控制好给水的电导率、含氧量、含铁量、电导率等参数。其前提是机组要配置有全流量凝结水精处理设备, 因为凝结水处理设备的运行条件和出水品质的好坏, 是锅炉给水加氧处理是否能正常进行的重要前提条件。同时, 在应用给水加氧处理前锅炉原则上应进行化学清洗, 除去热力系统中的腐蚀产物, 可在炉前系统获得最薄的保护性氧化膜。但同时要明确的是, 加氧处理之所以可使炉前系统金属的表面产生钝化, 除水质高纯度这一先决条件外, 还必须有水流动的条件, 即在流动的高纯水中加入氧气才能在金属表面产生保护性氧化膜, 可以避免与除氧防腐技术相冲突, 以达到较好的防腐效果。

2 电厂锅炉补给水处理中的环保问题

电厂锅炉补给水处理的环保问题, 主要是指在补给水处理过程中产生的污水如果处理不当, 会对环境造成一定的污染, 尤其是当前多数电厂在补给水过程中都添加了一定的化学药剂, 对环境产生的危害不断增加。因此, 如何通过锅炉补给水的污水回收再利用技术, 以达到节能减排的环保目标就至关重要。同时, 这也是企业社会责任的一种体现。

采用污水回收再利用技术为电厂锅炉进行补给水处理需要我们结合不同的水质情况而运用相应的处理技术开展工作, 其主要包括三个等级的处理, 即:一级处理、二级处理和进行深度处理。污水处理技术按其作用机理又可分为物理法、化学法、物理化学法和生物化学法等。通常, 污水回用技术需要集中污水处理技术进行合理组合, 即各种水处理方法结合起来处理污水, 这是因为单一的某种水处理方法一般很难达到回用水水质的要求。

污水回收再利用中通常采用的回用技术包括传统处理混凝、沉淀、过滤、活性炭吸附、膜分离、电渗析和土地渗滤等。如:传统物理化学工艺方法, 即以混凝、沉淀、过滤、吸附等理论为基础, 采用砂滤、活性炭吸附、混凝沉淀等工艺进行污水的回收再利用;膜分离工艺, 由于膜固液分离技术具有良好的调节水质能力, 从悬浮物到细菌、病毒、孢囊, 不需要投加药剂, 设备紧凑且易于自动化, 因此有人将它称为21世纪的水处理技术;生化与物化组合工艺流程, 采用节约能耗、运行费用低的生物处理作为前段处理, 去除水中大部分有机物, 再配以物化方法进行把关处理, 具有出水水质优于生物处理为中心的工艺流程, 运行成本低于以物理化法学法为中心的流程。

3 电厂锅炉补给水处理中的管理问题

在上述文中已经对补给水处理中的一些问题从技术角度进行研究和探讨, 但即使再成熟的技术也仍然需要人来操作实施, 所以管理问题就成了一个核心问题。当前, 在锅炉补给水的管理中也确实在一定程度上存在着重视不够、管理不严、执行不力等一系列的问题。同时, 国家质检总局也于2008年批准颁布了新版的《锅炉水处理监督管理规则》, 旨在规范锅炉水处理的管理工作。管理规则中鼓励和支持国家锅炉水处理行业协会加强行业自律, 并对锅炉水处理系统的设计与制造、安装与调试、使用与管理、锅炉水处理的检验、锅炉的清洗和监督等事项进行了明确的规定。

加强在水处理工作中的管理要在国家或行业管理规范的基础, 一是要结合电厂锅炉水处理的实际情况, 制度符合单位实际的管理和监督制度, 对管理事项进行确, 对岗位职责进行明确, 对责任管辖进行明确, 并要制定相应的责任追究条款;二是要针对制度的条款要求, 适时开展定期和不定期工作绩效量化考核, 以此来督促制度的落实, 对问题的责任人进行追究;三是要开展好培训工作, 对新技术及时进行讲解, 以利于在实践中操作的准确性, 提高工作效率。

锅炉补给水 篇2

电厂锅炉补给水系统需要保持水质，如果出现劣质水或者杂质水将会产生电厂锅炉内壁的锈蚀、结垢、过热和爆管等各类问题，因此，一般选择用反渗透装置来达到对电厂锅炉补给水的净化。当电厂锅炉补给水系统反渗透装置出现渗透压、除盐率、结垢等问题后，将会出现电厂锅炉补给水系统反渗透装置功能性问题，必须通过及时清洗才能恢复反渗透装置的运行能力，延长反渗透装置的使用寿命。在具体的电厂锅炉补给水系统维护过程中，应该将工作重点放到反渗透装置清洗上，要通过对清洗条件的掌控，清洗周期的选择上形成反渗透装置清洗的技巧，更好地维护反渗透装置的系统性功能，达到对电厂锅炉补给水系统的稳定作用，进而实现电厂锅炉整体运行的安全和性能。

1 电厂锅炉补给水系统的概述

1.1电厂锅炉补给水系统的工作流程

锅炉补给水 篇3

河南开普化工股份有限公司配套了25m3/h 全膜法二级除盐水系统, 将超滤作为反渗透的预处理应用于锅炉补给水的制备中, 具体工艺流程为:进水经100mm多介质过滤器、超滤后经二级反渗透处理, EDI处理, 然后供锅炉使用。超滤预处理系统如图1所示。本超滤预设备采用海得能HYDRAcap60超滤膜元件, 共9支, 膜内径为0.7mm, 外径为1.2 mm, 膜孔径0.01～0.02mm, 外压式中空纤维膜, 系统产水量40T/h, 回收率〉90%, 运行压力<0.3MPa。UF设备运行自动化程度高, 采用运行—反洗—运行交替方式, 膜过滤周期为40min, 反冲洗时间为90s, 反冲洗水取自于超滤部分产水。在运行平稳的情况下坚持每个月进行一次化学清洗。

2 设备运行情况

首先, 调整工艺运行参数, 缩短产水时间, 延长其反冲洗和正冲洗的时间, 继而又对机组采取了大水量的连续反冲洗、正冲洗操作, 发现效果只能维持很短的一段时间, 机组的产水量和TMP又重新恶化;其次, 拆下其中一支反冲洗后的超滤膜, 发现膜入口处有棕黄色粘滑性胶状物, 同时对原水水质进行分析, 发现原水水质发生较大变化, 尤其是COD指标变化较大。根据上述依据, 初步判断超滤设备主要受到了水中有机物和微生物的污染。在原水100mm多介质过滤器前增加FeCl3絮凝剂加药系统, 2台无阀滤池设备, 以去除水中易造成膜污染的胶体物质。同时, 投入人力在数天中连续进行化学清洗, 超滤系统运行压力基本稳定, 并在最高产量需求下维持了一个月。2007年1月下旬开始, 超滤系统运行压力又不稳定, 又对超滤膜进行连续数次清洗, 但每次清洗后的正常运行只能维持一周左右。频繁的膜清洗, 影响苯酐生产, 被迫降负荷生产。为了彻底解决问题, 2007年3月份, 该公司在不影响生产用水, 保证原水处理装置运行, 并且在经济、有效的前提下对超滤预处理系统进行改造, 如图2所示。具体分以下步骤:

(1) 在100mm过滤器前增加2台活性炭过滤器 (1用1备) 、1台反洗泵及1只电动阀, 炭过滤器用于吸附原水中的绝大部分有机物、胶体等, 可大幅减轻原水多介质过滤器和超滤设备的负担;

(2) 增加现场SDI测试仪, 对原水水质进行监控;

(3) 在原超滤装置上增加四支膜, 保证在超滤流量下降的情况下也能满足生产用水需求;

(4) 考虑到反渗透及EDI设备的化学清洗, 增加一台容积150m3水箱与超滤产水箱连通, 并且对有问题隐患的管道阀门进行更换。该系统自5月份改造完成后, 超滤装置进水pH为4～10, TOC<2mg/L, 产水SDI<2, 至今系统一直运行稳定。

3 超滤系统应用注意事项

超滤工艺作为一项新型的技术已获得广泛的应用, 但由于此项技术的特点, 具体应用时还需全面考虑。现结合本公司超滤+反渗透+EDI联合水处理工艺运行至今出现的一些问题探讨如下:

(1) 系统设计一定要严谨、科学。本公司设计时按照超滤膜正常产水通量进行设备购置, 采用海得能HYDRAcap60超滤膜元件, 共9支。由于对原水水质变化估计不足, 当水质恶化时, 使得超滤膜污染, 水回收率下降, 压差增加, 增加了清洗频率, 造成当初设计的超滤系统到达负荷极限。因此在系统设计时不应该过分降低造价使装置的滤膜元件减少。

(2) 做好膜及系统的停运保护。膜组件停运必须进行充分清洗, 然后密封湿态保存。若时间短 (10天内) 应打循环并每1天换一次水。如长时间停运, (10天以上) 应用1.0%甲醛水溶液浸泡, 并每月检查一次, 夏天控制环境温度在25℃以下以防霉变。冬天应防冻, 必要时加入10%—20%的甘油。建议设备长期运行。

(3) 超滤UF的运行一定要防止水源突然恶化, 要确保UF前的处理设备起到应有的作用, 防止进入不合格的水, 造成超滤膜严重污堵, 影响出水, 需要多次清洗后才能解决。

(4) 适时进行系统清洗, 控制微生物的滋长。超滤膜使用到一定时间应进行清洗, 否则会影响产水量, 增加阻力。通常在产水量降低10%时就进行清洗, 清洗方法采用先药液浸泡, 然后等压循环清洗。如用多种清洗液清洗, 每次清洗后应排尽残液并用清水冲洗干净再换另一种药品。

(5) 清洗剂应针对污染源选用, 在实际中可根据进水水质变化情况、运行数据、 保安过滤器内的沉积物、超滤膜表面沉积物的成分等分析污染物的类型, 并注意清洗液应对膜及组件材料无化学损伤。

4 结语

目前超滤膜正越来越多地应用到反渗透的预处理中, 构成所谓的集成膜处理系统 (IMS) , 用超滤代替传统的砂滤、活性炭、微滤是今后水处理工艺的一个新的发展趋势。但超滤膜的选用需结合水源地的水质情况来选用, 若源水污染严重, 超滤膜设备去除溶解性有机物存在很大局限性, 必须与其他技术组合才能达到超滤的预定效果。

参考文献

[1]刘廷惠.我国超滤发展概况[J].水处理技术, 1987, (6) .

[2]方忠海, 薛家慧, 仝志明, 等.超滤膜分离技术在炼油废水深度处理中的应用[J].工业水处理, 2003, (7) .

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[4]李存芝, 李琳, 郭祀远, 等.超滤膜改性技术及其应用[J].广东化工, 2003, (3) .

锅炉补给水 篇4

玻璃行业是一个高能耗行业, 玻璃熔窑是玻璃生产线能耗最多的设备, 在玻璃成本中燃料成本约占35%~50%, 我国玻璃熔窑的热效率平均只有25%~35%, 玻璃窑排出的废烟气温度在490~590℃之间, 浪费了很多热量。为节约能源, 目前玻璃生产企业利用烟气的热量进行发电。某玻璃生产厂有3条600t/d的玻璃窑生产线, 经计算可配置3台余热锅炉, 每台余热锅炉的额定蒸汽压力为2.53MPa, 过热蒸汽温度450℃, 设计蒸汽产量15t/h, 发电机总安装容量为9MW。该余热锅炉的过热蒸汽压力比常规的电站锅炉要低得多, 温度与电站锅炉的中压锅炉一致, 整个电站的规模也很小, 属于自备电站性质。锅炉补给水处理系统的设计既要满足锅炉要求, 又要考虑自备电站规模小的实际情况。

2 锅炉补给水水质的确定

该项目的余热锅炉为汽包炉, 过热蒸汽压力2.53MPa, 过热蒸汽温度450℃, 设计蒸汽产量15t/h, 汽包内设旋风分离器进行汽水分离。经计算全厂锅炉补给水量为8t/h (含厂内汽水循环损失和对外供汽损失) , 锅炉的排污率按2%设计, 炉内加磷酸盐阻垢剂。锅炉参数应执行《工业锅炉水质》 (GB/T1576—2008) , 其锅水水质中的溶解固形物应不大于2000mg/L, 磷酸根在5.0~20mg/L之间, 蒸汽的品质应符合《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》 (GB/T12145—2008) 中规定的额定蒸汽压力3.8~5.8MPa汽包炉的标准, 即:钠≤15μg/kg, 二氧化硅≤20μg/kg。参考中压锅炉机械携带系数和溶解携带系数, 计算得出炉水含钠量和含二氧化硅的量, 炉水水质要求见表1;根据锅炉选择的排污率、炉水水质和相关标准规范可得出给水水质, 详见表2;根据给水水质、锅炉补给水率可计算出锅炉补给水应达到的水质, 具体见表3。

3 锅炉补给水处理工艺系统的选择

3.1 原水水质

该项目位于长江流域, 采用市政自来水, 原水溶解固形物含量较低, 为252.7mg/L;化学耗氧量略高, 为4.96mg/L;阳离子总含量为3.23mmol/L, 总硬度为97.75mg/L (Ca CO3计) ;阴离子以HCO3-为主, 其次为SO42-和Cl-。原水水质全分析结果见表4。

3.2 钠离子交换树脂软化处理

原水通过钠离子交换剂时, 水中的Ca2+、Mg2+被交换剂中的Na+所代替, 使易结垢的钙镁化合物转变为不形成水垢的易溶性钠化合物使水得到软化。钠离子交换后的软化水, 只是除去硬度, 无法去除碱度、二氧化硅等其他离子。由于Na+的摩尔质量比和Mg2+的摩尔质量大, 所以软化水的溶解固形物含量比原水略有提高。经软化后的水质见表5。

从表5中可以看出, 单纯的钠离子软化无法满足锅炉对补给水的水质要求, 即使采用二级钠软化处理, 硬度指标可以满足要求, 但其他指标仍然无法满足要求。

若采用氢-钠软化系统, 碱度可降到0.3~0.5mmol/L, 溶解固形物也有所下降;但二氧化硅无法去除, 硬度也只能达到0.03mmol/L。因此, 氢-钠系统也无法满足设计项目要求。而且氢—钠系统比较复杂, 再生后的酸性废水难于处理。

3.3 一级复床离子交换除盐系统

一级除盐系统是采用氢型阳离子交换树脂除去水中的阳离子, 采用氢氧根型阴离子交换树脂除去水中的阴离子, 采用除碳器除去水中二氧化碳。经处理后的水的阴、阳离子均被去除, 出水水质可达到:二氧化硅≤0.1mg/L;硬度≈0μmol/L;电导率 (25℃) ≤5 (μs/cm) 。

一级除盐系统的出水水质能够完全满足本项目锅炉补给水的水质要求。但是, 本项目锅炉补给水的处理规模很小, 只有8t/h, 一级离子交换除盐系统复杂, 设备繁多, 运行管理的工作强度较大, 再生过程中产生的废水需中和处理后达标排放。若无合适的补给水处理方式, 一级离子交换除盐系统也可以作为一个选择。

3.4 反渗透系统

反渗透 (RO) 是用压力作推动力, 利用膜的选择透过性实现物质的分离。在火力发电厂的水处理中, 反渗透和电渗析常用于离子交换的预除盐, 以降低离子交换进水含盐量, 延长运行周期, 减少废酸废碱排放量。本项目能否用反渗透的产水作为锅炉的补给水, 需要借助反渗透膜的计算软件进行计算和探讨。

为保证反渗透进水水质以减轻胶体杂质的膜污染, 设计采用活性炭/石英砂双层滤料过滤器对原水进行过滤和吸附处理;同时考虑原水硬度较高, 采用钠离子交换对原水进行软化, 既防止硬度在反渗透膜上结垢, 同时保证反渗透出水的硬度为0。反渗透设计采用一级两段系统, 系统回收率按75%设计, 一段和二段采用2:1配置, 第一段设压力容器2个, 第二段设1个压力容器, 每个压力容器内装4个膜元件, 膜原件采用聚酰胺复合膜, 膜的最高操作温度为45℃, 最高操作压力4.1MPa, p H值范围为2~11。经计算设计系统出水水质见表6。

从表6中可得出, 该系统脱盐率大于98%, 出水各项指标均符合本项目的要求, 考虑到膜的污染等因素, 会导致运行一段时间膜的脱盐率有所下降, 根据资料及运行经验, 系统脱盐率大于95%是没问题的, 在这种情况下, 出水中各项指标会有所增加, 但也都能达到本项目的要求。

4 结论

通过对各种锅炉补给水处理系统的分析比较可知, 单纯软化处理系统 (含氢-钠系统) 无法满足本项目设计要求;一级除盐系统和软化+一级反渗透系统的出水均可满足本项目锅炉补给水水质要求。软化+一级反渗透系统具有系统简单;自动化程度高、运行操作方便、系统不产生含酸碱废水等优点, 适用于玻璃窑余热发电项目的锅炉补给水处理系统。

参考文献

[1]GB/T1576—2008工业锅炉水质[S].

[2]GB/T12145—2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量[S].

[3]GB/T50109—2006工业用水软化除盐设计规范[S].

[4]DL/T5068—1996火力发电厂化学设计技术规程[S].

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[6]肖作善.热力设备水汽理化过程[M].北京:水利电力出版社, 1987.

[7]施燮钧, 王蒙聚, 肖作善.热力发电厂水处理[M].北京:中国电力出版社, 1996.

锅炉补给水 篇5

正常工况下热电厂生产过程中必然存在工质 (蒸汽和凝结水) 损失, 可分为内部损失和外部损失两类。内部损失包括设备及管道不严密处的泄漏和一些必要的不可避免的工质损失, 如锅炉的排污、除氧器的排汽、射水抽气器抽走的蒸汽、汽水取样、锅炉蒸汽吹灰等, 锅炉排污率1%～2%, 汽水损失率一般小于3%.外部损失决定于对外供热的方式、工质的回收率.所以电厂必须设置化学补水系统, 才能保持热力循环的汽水平衡。

2 汽水平衡

热电厂热力系统的水汽循环存在以下平衡:

给水量=补给水量+凝结水量+疏水量+生产回水量

给水量=锅炉蒸发量+锅炉排污 (包括连续排污和定期排污) 量 (取样水损失量因很少而忽略不计)

蒸发量=凝结水量+外供汽量+汽水损失量+疏水量

除盐水量=补给水量+外供水量

维持热力系统正常水汽循环, 应满足以下条件:

补给水量=外供汽量+外供汽量+汽水损失量+锅炉排污量-生产回水量

补给水率= (除盐水量/锅炉蒸发量) ×100%

3 汽水损失的原因和数量

发电厂的汽水损失, 根据损失的不同部位分内部损失和外部损失。一般我们把发电厂内部设备本身和系统造成的蒸汽和凝结水的损失称为内部损失。发电厂对外供热设备和系统造成的蒸汽和凝结水的损失称为外部损失。

3.1 内部损失。发电厂在生产过程中, 内部算是主要由以下几个方面的原因造成的。

3.1.1 锅炉连续排污损失。

锅炉连续排污系统将连排疏水排至热水网热脱, 热量回收, 但高品质的除盐水损失了。锅炉定期排污系统将定排疏水排至定排罐, 然后排至除尘, 热量和除盐水都损失掉了。

3.1.2 疏水损失。

当热力系统、设备放水时, 汽水混合物经扩容器分离后大部分蒸汽通过疏水扩容器排空门损失掉, 只有一小部分热水回收到疏水箱。而当有设备相对集中放水时, 就会造成疏水扩容器满水, 大量的汽水混合物通过疏水扩容器排空门排掉, 在全部损失中这部分损失占的比例较大。因疏水箱、疏水泵容量有限, 当汽机侧疏水量大、低脱溢流、锅炉侧疏水量大时, 疏水泵来不及打水, 大量的疏水就从疏水箱溢流, 造成损失。

3.1.3 高压除氧器排空损失。

高压除氧器排空温度和压力较高, 并且全年连续排放, 其损失量较大。

3.1.4 汽机侧各蒸汽系统疏水损失。

汽机侧蒸汽系统庞大而复杂, 许多阀门不严, 造成漏泄;低位水泵有缺陷或运行不正常, 也会使疏水无法回收造成损失。

3.1.5 设备启停造成的汽水损失。

在热力设备停运后的启动过程中往往因水汽质量不合格需要进行排放冲洗, 或检修后打水压等均要用去大量的除盐水;若缺陷多或启停频繁等会造成更多的除盐水损失。比如疏水箱、低位水箱水质不合格排放, 疏扩解列等。

3.1.6 主机和辅机的自用蒸汽消耗。

锅炉受热面的蒸汽吹灰, 重油加热用汽, 汽轮机抽汽器的用汽, 轴封外漏蒸汽等都是不可回收的。

3.1.7

热力设备、管道及其附件的连接不严密处造成汽水泄漏。

3.1.8 经常性和暂时性的汽水损失。

疏水箱、低位水箱溢流, 开口水箱的蒸发, 除氧器的排汽, 锅炉安全门动作, 化学检验所需要的汽水取样等。

3.1.9 热力设备启动时的用汽或排汽。

锅炉点火时为冷却过热器, 再热器而进行的排汽, 主蒸汽管道和汽轮机启动时的暖管、暖机等用汽不能全部回收时。

3.1.1 0 射水抽气器抽吸能力储备量过大。

汽轮机正常运行时, 射水抽气器的作用是及时将不凝结气体抽出, 以维持凝汽器的真空。抽气器抽吸能力储备量越大, 其富余抽吸能力 (一定压力下抽吸空气能力与机组漏气量的差值) 越大, 抽出混和物中水蒸汽的容积容量就越大, 使得汽水损失增大。同时, 电能消耗也增大。

3.2 外部损失。

外部损失的大小与热用户的工艺过程有关。它的数量取决于蒸汽凝结水是否可以返回电厂, 以及使用汽、水的热用户对汽水的污染情况。其数值变动较大, 我厂主要向醋酸、炼化、精细化工、甲醇厂等供汽。

4 减少汽水损失的措施

目前我国一些电厂都不同程度地采取了减少汽水损失的措施, 取得了一定的成绩。但还有许多电厂的汽水损失量还相当大, 其主要原因是思想上重视不够, 其次是回收设备和系统不够完善。为减少汽水损失可采取如下措施:

4.1 提高检修质量加强堵漏, 管道、附件与热力设备的连接尽量采用焊接, 杜绝跑、冒、滴、漏。

4.2 采取完善的疏放水系统, 按疏水品质分级回收, 将疏放水收入专用水箱 (疏水箱或低位水箱) 中, 然后送入锅炉给水系统中去。

4.3 加强检修管理, 提高检修质量, 减少主机和辅机的启停次数, 可减少启停中的汽水损失, 采用滑参数起停时, 应尽量回收凝结水, 以减少用水量。

4.4 降低排污量, 选用合理的排污利用系统。

4.5 加强汽机侧疏水的回收和低位水泵、低位水箱的运行维护工作, 防止溢流, 确保汽水的回收。

4.6 加强疏水系统阀门的检修维护工作, 保证系统严密;可能的情况下对疏水泵进行扩容。

4.7 加强运行工况的调整和控制, 保持最佳工况运行。加强汽水质的监督和控制, 根据热化学试验结果, 适当提高炉水含盐量, 减少排污, 降低损失。

4.8 加强监视高压除氧器排汽管上的废冷器的运行, 回收高压除氧器排汽的热量。

4.9 适当减小抽气器抽吸能力储备量, 富余抽汽能力减小, 使从抽气器带走的蒸汽量减少, 从而使得补水量减少, 发电补水率降低。

结语

发电厂的汽水损失, 采用一些措施之后是可以减少的, 但它是不能完全避免的, 因此就需要补充汽水损失。发电厂内部损失的大小, 标志着热力设备质量的好坏, 运行、检修技术水平的完善程度。其数值的大小与自用蒸汽量、管道和设备的连接方法一急所采用的疏水收集和废汽利用系统有关。发电厂在正常运行时, 蒸汽和凝结水的泄漏损失, 要求不超过锅炉额定蒸发两的 (2～3) %, 而技术完善程度高的发电厂, 内部损失可减少至锅炉额定蒸发量的 (1.0～1.5) %的范围内。

摘要：发电厂中存在着蒸汽和凝结水的损失, 它是影响电厂安全、经济运行的一个重要方面。汽水损失不可避免地伴随着热量的损失, 因而使电厂的热经济性降低。如新蒸汽损失1%, 则电厂热效率要降低1%, 汽水损失后, 为保证锅炉给谁的需要, 必须用除盐水来补充这些工质损失。

关键词：补给水率,汽水平衡,除盐水

参考文献

[1]石油大学储运与建筑工程学院.热力系统[Z].2001.

锅炉补给水 篇6

1 调试前应具备的条件

(1) 水处理室、酸碱贮存间、计量间的地面、沟道防腐施工完毕, 排水沟道畅通, 沟道内无杂物, 沟盖板齐全。

(2) 水处理室应保证连续供水, 废水处理间的构筑物应施工防腐完毕。

(3) 与阳离子交换器调试有关的给水、排水、酸贮存计量系统的管道和设施全部安装完毕。

(4) 阳离子交换器的安装工作全部完成, 水压试验合格, 相关转动机械全部安装完毕, 并经试运合格。

(5) 与阳离子交换器调试有关的电气、热工、化学仪表及操作盘, 包括所有的仪表安装完毕, 并校验合格, 能投入运行。

(6) 化学分析仪器、药品、运行规程及运行记录报表齐全。

2 多级石英砂垫层装填及冲洗

先检查两个半穹形孔板拼接是否严密、与底板的缝隙要求小于1 6 m m, 四个固定装置要紧固, 螺丝要确认紧密。最下部石英砂的装填分两部进行, 由于在床体内部形成层高队穹形孔板的孔径一般在2 0 m m, 最底级级配石英砂为1 6 m m~3 2 m m, 较小的颗粒可能漏下, 所以要先人工挑选大于2 0 m m的石英砂, 将穹形孔板周边同罐体接触的部分和孔板上所有孔覆盖, 在检查无误后, 将剩余1 6 m m~3 2 m m石英砂填装至底层划线部分。逐层向上装填, 每层都要填装至每层的划线部分。

石英砂的级配及层高可参见下表:

石英砂装填完毕之后, 用阳床、阳床大反洗进水大流量进行反洗, 从下人孔排水。反洗至水质澄清。

3 阳树脂的装填

根据现场具体情况决定水力装填或人工装填, 最好使用水力装填。人工装填时要注意:千万不可使树脂整袋掉落以防碰坏罐内设备;阳树脂和阴树脂不可装错, 更不允许混在一起, 树脂装填时一定要有专人负责监视每袋树脂的包装商标及颜色, 绝对不允许将塑料袋、麻绳、树脂标签卡等装入交换器内。装入单台阳床的0 0 1×7强酸树脂, 最后树脂高度要位于中排支管上2 0 0 m m~2 5 0 m m。阴阳树脂在仓库储放必须分开摆放, 拉到制水车间的过程中, 每车只宜拉同种树脂;交换器内应有一定水位, 可以将中排门打开, 使水位始终保持在中排位置。阳树脂装填完毕后封闭人孔。

4 阳树脂的反洗

手动操作进行大反洗, 洗出细小的树脂颗粒和密度小的颗粒, 反洗时要注意控制反洗流量, 既要保证反洗强度, 又要保证不能跑漏树脂。经验表明, 反洗时使树脂层展开5 0%~6 0%, 效果最好, 反洗要一直进行到出水不浑浊为止, 一般约需1 0~1 5 m i n。反洗后可使树脂层静止沉降或排水沉降。

5 强阳树脂001×7的预处理

通过阴床再生计量箱排污口接临时管路到阳再生喷射器进酸口的办法, 将2-4%的N a O H溶液注入阳再生塔, 将其内的0 0 1×7树脂浸泡4~8小时, 然后用软化水或除盐水进行小流量反洗, 至出水澄清, 耗氧量稳定为止。然后用正式进酸管路将5%的盐酸溶液注入阳离子交换器。浸泡4~8小时后进行正洗, 至出水C l-含量与进水接近为止。

6 强酸性阳树脂001×7的再生

强酸性阳树脂在首次再生时, 再生剂的用量应为正常的0.5~1倍, 再生浓度也相应的提高, 建议用4%~5%的浓度, 再生流速为4 m/h左右为宜。逆流再生阳离子交换器再生及投运程序 (方格内有阴影的表示对应阀门/设备开启, 无阴影表示对应阀门/设备关停。参数为暂定参数, 待调试, 至出水Na+<100μg/L时再生合格。)

摘要：在火电厂锅炉补给水调试中, 阳离子交换器是首要调试的重点, 为提高阳离子交换器的调试方法和调试水平, 了解阳离子交换器的调试要点, 是十分重要的。对阳床的调试过程包括阳离子交换器的石英砂填装及冲洗、阳离子交换树脂的填装及再生调试。了解上述调试要点是走向高质量调试的可靠而有效的方法。

锅炉补给水 篇7

反渗透 (Reverse Osmosis) 技术是一项利用反渗透膜提取纯水的一种先进技术。其原理是在高于溶液渗透压的作用下, 其它物质无法透过半透膜, 将这些物质和水分离。孔径非常小的反渗透膜能够有效地去除水中的溶解盐类、胶体、微生物、有机物等。反渗透水处理以其水质好、耗能低、无污染、工艺简单、操作维护简便等优势被广泛用于海水及苦咸水淡化、锅炉补给水、饮用纯净水生产、废水处理等行业。下面以一个双级反渗透纯水装置为例谈谈该技术在锅炉补给水处理中的应用。

1 概述

2009年7月一套40T/H双级反渗透纯水装置投入锅炉补给水的使用。该系统取代了原来离子交换水处理方式, 使锅炉给水各项指标得到优化。该系统由预处理部分、加药部分、控制部分、反渗透主机部分、系统清洗部分、管路和机架等部分组成。系统结构紧凑, 操作简单, 自动化程度高, 使用可视化人机界面信息显示屏, 运用先进的检测手段对必要参数进行在线监测, 为系统连续稳定运行提供分析数据, 对故障进行报警。应用反渗透技术进行锅炉补给水处理, 不产生酸碱废液, 不结垢, 没有腐蚀性, 减少锅炉排污, 是节能、减排、环保的水处理工艺。在保证锅炉安全运行的前提下取得了很好的经济效益和社会效益。

2 方案确定

近年来, 使用离子交换软化法进行锅炉的补给水, 因锅炉水质不理想使锅炉结垢造成的能源损失难以计算, 排放物对环境造成污染更是难以衡量。仅2008年40T/H蒸汽每年消耗标准煤约50000吨, 远远超出标准煤耗。因此选择先进的水处理技术迫在眉睫, 为此拟定两个方案:

2.1 方案一

安装一组阴阳离子交换床除盐设备进行锅炉补给水处理, 系统包括:阴、阳离子交换床、锅炉在线排污控制器、配套管路等总投资310万元人民币, 这样的除盐水作为锅炉补给水, 与离子交换软化法相比锅炉排污率由10%降至5%, 每年节省700吨标准煤。但是, 阴阳离子交换床带有酸碱储存系统和再生废液中和系统, 频繁再生需求大量的酸碱, 酸碱溶液的排放将对环境造成污染。

2.2 方案二

安装一组双级反渗透水处理设备进行锅炉补给水。系统包括:一、二级反渗透设备、锅炉在线排污控制器、反渗透化学控制器、配套管路等总投资280万元人民币。这样的除盐水作为锅炉补给水, 与离子交换软化法相比锅炉排污率由10%降至3%, 每年节省1000吨标准煤。反渗透技术先进, 无酸碱废液排放, 符合环境保护的要求。

比较综上两个方案:反渗透系统比阴阳离子床系统每年多节约标准煤300吨, 使用的化学处理剂数量大大降低, 从而使排放污染物数量大大减少, 有利于环境保护。所以决定安装40T/H双级反渗透纯水装置用于锅炉补给水。

3 系统组成单元的功能解析

双级反渗透纯水装置由预处理部分;反渗透主机部分;加药部分;控制部分;系统清洗部分;管路、机架等部分组成。

3.1 预处理部分

预处理部分由砂过滤器、活性炭过滤器、精密过滤器组成。砂过滤器主要去除水中泥沙、铁锈、胶体等大颗粒悬浮杂质, 降低浊度;活性炭过滤器主要利用活性炭的广谱吸附性能, 去除水中有机物、重金属离子和余氯等, 降低色度;精过滤器去除水中的微小颗粒, 确保水质符合反渗透膜进水的要求。

3.2 反渗透主机

反渗透主机主要由增压泵、膜壳、反渗透膜、控制柜、管路和阀门等组成, 是整个水处理系统的核心部分。增压泵对原水加压, 除水分子可以透过反渗透膜外, 水中的其它物质无法透过反渗透膜而被高压浓水冲走。

3.3 加药部分

共加入三种化学药剂:絮凝剂、阻垢剂和Na OH。絮凝剂加在原水进入砂过滤器之前, 将原水中的悬浮物、胶体、有机物等凝聚成大颗粒, 通过砂过滤器去除;阻垢剂加在精过滤器之前, 阻碍反渗透系统进水盐的结晶, 能够有效控制硅聚合物和铁铝氧化物沉积;NaOH加在二级反渗透系统之前, 调整pH值使其控制在8.5~9.2范围内。

3.4 控制部分

控制系统设置控制柜和控制面板, 通过显示屏幕进行控制和监测;控制系统可以在线监测流量、压力和产水量。水箱设置液位开关, 与相关水泵联锁。高压泵进口设置低压自动保护, 出口设置高压自动保护, 当泵出口压力大于或某一设定值或泵的进口压力小于某一设定值时, 高压泵自动停止运行, 同时在显示器上显示报警。

反渗透水设置高压保护, 水压超过设定值时, PLC控制反渗透产水自动泻压并停止反渗透主机运行。在反渗透主机进水处和出水处设置电导仪, 以此来显示进水、产出水的水质。

3.5 系统清洗部分

为保证反渗透系统的正常运行及延长反渗透膜元件的使用寿命, 当反渗透运行一段时间后, 需要对系统进行清洗, 利用自动膜动能冲洗掉附着在反渗透膜上的悬浮物、凝胶状和金属氧化物等杂质, 增强反渗透膜的通透性, 提高产出水质量, 延长反渗透膜的寿命。

4 系统工艺流程

水处理工艺流程简图见图1。

5 工艺流程和控制方式简述

5.1 工艺流程简述

原水经增压泵加压, 经过砂过滤器、活性炭过滤器和精密过滤器进入主机的一级高压泵, 经高压泵加压水直接供给一级反渗透装置, 反渗透装置内的水压由减压阀调节, 由一级反渗透装置产生的浓水 (不合格水) 通过加压阀进入浓水箱后被送回砂过滤器入口。一级反渗透装置产生的净水经二级高压泵增压进入二级反渗透膜, 二级反渗透膜上的压力由减压阀调节, 二级反渗透装置产生的浓水 (不合格水) 通过加压阀、单向阀返回到一级高压泵前再次处理, 净水通过水质检测后进入纯水箱备用。

5.2 控制方式简述

1) 纯水箱低液位时, PLC检测一级高压泵前压力, 一级高压泵变频启动 (预处理运行) 。一级反渗透冲洗阀打开冲洗, 同时产出的淡水冲洗二级反渗透;

2) 一级高压泵变频正常工作, PLC检测膜前后压力正常, 二级反渗透高压泵变频启动;

3) 一级反渗透的产能较二级反渗透所需的水量多, 一、二级反渗透的水量会自动平衡。

6 设备维护

1) 砂过滤器、炭过滤器每天反冲洗一次, 系统自动清洗, 滤料每年更换一次;

2) 精过滤器设有自动清洗系统, 滤芯每三个月更换一次;

3) 反渗透膜自动清洗, 药洗视反渗透系统运行情况而定;

4) 按照操作说明进行操作, 每天填写操作报告。

7 系统目前运行状况

三年多的运行过程中, 没有出现停机故障, 维修率很低, 目前运行情况良好。

8 结论

上述实例的运行结果表明, 在锅炉补给水处理上采用反渗透技术, 已经能够满足工业锅炉补给水系统要求的可靠性和耐久性。为锅炉经济、安全运行提供了保障。相对于传统的离子交换作为锅炉补给水处理的方式, 反渗透水处理具有运行稳定, 水质可靠, 经济、节能、环保等优点。相信随着经济的发展及对环境保护要求的提高, 应用反渗透技术的水处理方式会日益普及, 它可以给用户带来巨大的经济效益和社会效益。应用前景可观。

参考文献

[1]锅炉水处理法规标准汇编.

锅炉补给水 篇8

南京某热电厂位于南京市六合区大厂镇, 该锅炉补给水系统属于原有系统的扩容改造项目, 最终出力为125m3/h。占地面积紧张, 经过综合比较发现, 超滤、反渗透的双膜法工艺可以有效减少占地面积, 符合该热电厂的实际要求。而且双膜法工艺已经在锅炉补给水处理工程中得到广泛采用, 并具有产水品质高, 运行稳定, 节能环保等优点。

1 进、出水水质

锅炉补给水系统设计进水为长江水, 系统出水水质达到热电厂锅炉补给水水质标准。设计进水水质见表1。

设计出水水质:

超滤膜组件胶体硅去除率:≥99%;

超滤膜组件出水SDI值:≤3;

超滤膜组件水的回收率:>95%;

反渗透膜组件脱盐率:≥98% (一年内) , ≥97% (三年) ;

反渗透膜系统水的回收率:≥75%;

经混床处理后的水质:二氧化硅 (SiO2) ≤20μg/L;电导率 (25℃) ≤0.2μS/cm。

2 工艺流程

本锅炉补给水处理系统进水为长江水, 主要工艺流程如下:

长江水→原水预处理系统 (机械搅拌澄清池→无阀滤池 →澄清水池) →清水泵→自清洗过滤器→超滤装置→超滤产水箱→超滤出水升压泵→保安过滤器→高压泵→反渗透装置→淡水箱→淡水泵→顺流再生阳离子交换器→除碳器 →中间水箱→中间水泵→顺流再生阴离子交换器→混合离子交换器→补给水箱→除盐水泵→各用水点

2.1 超滤膜系统设计参数

超滤膜组件是超滤系统的核心部件[1]。经过多种超滤膜品牌的综合比较, 发现SIEMENS公司的Memcor L20V占地面积最小, 约为9.5m2, 如若采用一级除盐离子交换系统, 则占地面积至少需要16m2, 可以节省约40%的占地面积, 所以SIEMENS超滤膜可以最大程度减少占地面积, 最符合现场的实际情况, 而且还可以为二期扩建预留出空间。最终确定超滤膜型号为SIEMENS公司的Memcor L20V。

该项目水源为长江水, 水质较好, 而且该超滤膜为外压式超滤膜, 可以适当放大超滤膜通量。Memcor L20V的规格为 Φ119mm×1800mm, 膜面积为38.1m2。最终设计膜通量为60L/ (s·m2) , 反洗气量为130L/ (支膜·次) , 反洗空气压力为30kPa, 反洗水量为25L/ (支膜·次) 。超滤进水浊度≤6NTU, 产水浊度≤1NTU, SDI≤3, 进水压力≤0.6MPa。共计72 支膜 (36 支/ 套) , 膜机架为2 台, 单台产水量为84m3/h, 呈左右对称布置。超滤膜机架如图1 所示。

2.2反渗透膜系统设计参数

本项目采用的反渗透膜型号为DOW公司的BW30- 400FR。根据反渗透膜的设计软件计算得知, 该反渗透膜的设计通量为20L/ (m2·h) , 运行温度为15~30℃。膜壳采用Wave- Cyber-300P-8-6, 单台机架有13 支膜壳, 采用一级两段8 ∶5的排列方式。膜数量为156 支 (78 支/套) , 2 台机架, 单台产水量为62.5m3/h, 呈左右对称布置, 可以最大程度减少占地面积。反渗透膜机架如图2 所示。

2.3 离子交换系统设计参数

超滤产水箱1座, 容积为250m3。淡水箱1座, 容积为250m3。顺流再生阳离子交换器1台, DN2500mm, 树脂层高1200mm (强酸性阳树脂001×7) 。除碳器1台, DN1600mm, H=2500mm。中间水箱1座, 容积为10m3。顺流再生阴离子交换器1台, DN2500mm, 树脂层高2400mm (强碱性阴树脂201×7) 。

3处理效果

3.1 超滤系统处理效果

本项目的超滤系统包括2 台超滤供水泵、1 套自清洗过滤器、2 套超滤装置、压缩空气系统、药品投加系统及化学清洗系统。

自清洗过滤器根据进出水压差及累计时间自动启动冲洗程序, 并且在冲洗的时候不影响自清洗过滤器产水, 且反洗耗水量很小。

超滤的操作步序有产水、反洗等操作。因超滤设备过滤模式为死端过滤, 为保证超滤膜的通量及降低运行的跨膜压差 (TMP) , 需定期对超滤膜进行反洗, 反洗周期为30~60min, 具体反洗有气擦洗、上反洗、下反洗等步骤[2]。

超滤化学清洗周期一般为2~3 个月, 主要清洗药剂有盐酸、柠檬酸和次氯酸钠。

图3 为超滤装置180d的运行记录。

随着运行时间的增加, TMP逐渐增高, 本超滤装置设计化学清洗周期为2 个半月, 清洗后, TMP显著降低。

超滤产水量较稳定, 平均为84m3/h, 进水压力平均为0.3MPa, 出水SDI≤3, 出水浊度平均为0.20NTU, 达到了设计要求。

3.2 反渗透系统处理效果

本项目的反渗透系统包括2 台反渗透供水泵、2 台保安过滤器、2 台高压泵、2 套反渗透装置、2 台冲洗水泵、药品投加系统及化学清洗系统。

反渗透系统可以实现运行的前冲洗、运行及后冲洗步序自动操作, 同时还可以实现化学清洗手动操作。上位机可以通过一段入口、段间、浓水端所设置的压力变送器, 对跨膜压差进行监控;产水端和浓水端设有流量计, 对产水及回收率进行监控;产水端设有远传电导仪, 对反渗透产水的水质及脱盐率进行监控[2]。

反渗透化学清洗周期一般为6~9 个月, 主要清洗药剂有盐酸、柠檬酸和氢氧化钠。

图4 为反渗透设备20 个月的运行记录。

由于反渗透系统运行状态良好, 完全满足设计要求, 所以该反渗透装置化学清洗周期设定为18 个月, 清洗后, TMP显著降低。

投产运行后, 两套反渗透的进水量均为84m3/h, 产水量稳定, 平均为63m3/h, 产水回收率为75%。进水压力平均为1.20MPa, 进水电导率平均为:340.0μS/cm, 产水电导率平均为3.0μS/cm, 脱盐率为99.1%, 达到了设计要求。

3.3 离子交换系统处理效果

本项目是化水扩容改造工程, 采用双膜法一级除盐以后, 还需要增加一套二级除盐离子交换装置, 即顺流再生强酸阳离子交换器、除碳器、中间水箱、中间水泵和顺流再生强碱阴离子交换器。然后阴离子交换器的产水接入原有化水系统的混床单元。

投产运行后, 原有化水系统的混床单元产水量稳定, 平均为125m3/h。产水二氧化硅 (Si O2) ≤20μg/L, 产水电导率平均为0.1μS/cm, 满足热电厂锅炉补给水处理系统出水的水质要求。

4经济效益分析

该锅炉补给水处理系统投运以后, 进水量为4032m3/ d (2× 84m3/ h) , 混床产水量为3000m3/ d (125m3/ h) 。以混床产水量计算该处理系统的运行成本, 主要包括:药剂费 (NaClO、盐酸、 阻垢剂、还原剂、氢氧化钠等) , 共计0.29 元/ m3;电费为0.61 元/m3;折旧费为0.74 元/ m3;检修维护费为0.07 元/ m3。最终处理吨水的成本单价合计为1.71 元/ m3。整个锅炉补给水处理系统由化学运行班组统一管理, 不再单独核算人工成本。

该系统投运以后, 不但可以满足该热电厂的正常发电, 还可以满足周围厂矿企业的工业用汽, 取得了良好的环境效益、 社会效益和经济效益。

5 结论

①锅炉补给水的双膜法工艺是目前最先进的纯水处理工艺, 具有自动化程度高、产水水质稳定等特点。

②双膜法工艺有效地减少工程占地面积[3]。采用SIEMENS公司的Memcor超滤膜系统, 可以比一级除盐的离子交换系统更节省占地面积。这对于土地紧张的城市老电厂来说, 具有重要意义。

参考文献

[1]刘学军.全膜法水处理技术在电厂锅炉补给水处理中的应用[J].热力发电, 2006 (12) :52-55.

[2]迟守平, 徐志清, 赵军, 韩松, 洪斌华, 肖锐.城市中水回用于电厂循环冷却水工程的设计[J].中国给水排水, 2011 (20) :94-96.