敞开式循环水系统（精选3篇）
敞开式循环水系统 篇1
尽管我国水资源短缺, 但是技术限制和管理落后等原因造成的浪费水现象仍然十分严重。据不完全统计, 国内平均吨钢新水耗量是国外先进企业的近4倍, 其他工业产品的单位耗水量均比国外高数倍。我国冶金工业水重复利用率平均不到7 0%, 而发达国家高达9 0%。
水的循环利用是冶金企业用水的基本特征, 而浓缩倍数是衡量节水的一个重要技术经济指标。同时, 提高循环冷却水的浓缩倍数, 也是节水减排的重要手段。但是浓缩倍数并非越高越好, 浓缩倍数过高后对水质稳定配方、药剂性能的要求更加苛刻, 药剂的费用将大幅度增加。因此必须对循环冷却水系统在不同浓缩倍数条件下的生命周期成本进行分析, 从而确定最优浓缩倍数。
1循环冷却水系统生命周期成本分析
生命周期成本法是将企业生命周期内的各种成本, 包括环境成本都纳入其涵盖范围之内的一种考虑了企业生产经营全部环境影响的成本计划与控制方法。生命周期成本 (L C C) 包含:内部成本 (I C:企业再生产过程中所用原料、公用工程的成本费用) ;外部环境成本内部化, 即外部成本 (E C:产品生命周期过程中所有环境费用的总和) 。
由于钢铁工业生产中有7 0%～8 0%的冷却水为间接冷却水, 因此选取某个净循环冷却水系统为研究对象, 对其生命周期成本进行分析。
1.1内部成本IC
内部成本是指传统跟生产有关 (原料、能源、人力资源、设备等) 的费用、潜在费用和不可估算费用。循环冷却水系统的内部成本构成主要包括以下几个方面:补水费I C1, 水泵电费I C2, 冷却风机电费I C3, 排污费I C4, 缓蚀阻垢药剂费I C5, 杀菌灭藻药剂费I C6以及系统设备折旧、维护费I C7 (人力资源费等一般为定值, 在此不考虑) 。
1.1.1补水费IC1
式中:Qm——系统补水量, m 3/h;
N——循环水浓缩倍数;
α——蒸发损失量 (α=ΔT/6 0 0, ΔT为冷
却塔进出口温差。由于冬季气温很低, 接触传热量可占总传热量的5 0%以上, 甚至7 0%左右;夏季气温较高, 接触传热量甚小, 蒸发传热占主要地位, 其传热量可占总传热量的8 0%～9 0%。因此在各季节冷却塔进出口温差是有差别的。如夏季取ΔT=1 0℃, 春秋季可取ΔT=6℃, 冬季可取ΔT=4℃。) ;
Q——系统用水量, m 3/h。
据此可计算不同浓缩倍数下的补水费用:
式中:I C1——系统补水费用, 万元/季度;
f1——水费单价, 元/m 3。
1.1.2循环供水泵电费
由于清循环冷却水系统是通过管网压力进行补水的, 因此在各浓缩倍数条件下用电量是一样的, 即:
式中:A1——供水泵耗电量, k W h/季度;
P1——水泵的功率, k W;
t1——供水泵运行时间, h。因此水泵电费为:
式中:I C2——供水泵电费, 万元/季度;
f2——电费单价, 元/k W h。
1.1.3冷却风机电费
在相同的工况下, 热负荷一定, 冷却塔的冷却数也是相同的, 根据冷却塔的性能曲线可知, 水气比也是相同的, 即风机的风量也是相同的, 因此在不同的浓缩倍数下风机的功率也是一样的。然而, 由于各季节蒸发传热量不一样, 因此风机的运行时间也不一样。风机耗电量为:
式中:A2——风机耗电量, k W h/季度;
P2——风机的功率, k W;t2——风机运行时间, h。因此风机电费为:
1.1.4排污费
排污量为:
式中:Qh——系统排水量, m 3/h。
据此可以计算出不同浓缩倍数条件下的系统排污费, 即:
式中:I C4——系统排污费, 万元/季度;
f3——排污费费单价, 元/m 3。
1.1.5缓蚀阻垢药剂费
伴随系统运行, 风吹损失及排污损失均会带走部分药剂, 而进入系统的补充水不含药剂, 这将导致循环冷却水中的药剂浓度下降, 不能达到预期效果。因此, 应不断向循环冷却水中补充药剂, 以确保循环冷却水中的药剂浓度相对稳定。另外, 如系统中有铜或铜合金换热设备时, 循环冷却水处理应投加铜缓蚀剂或采用硫酸亚铁进行铜管成膜。铜缓蚀剂用量较少, 一般可与缓蚀阻垢剂混匀一起投加。缓蚀阻垢剂加药量为:
式中:Gγ——系统正常运行时单位时间内的加药量, t/季度;
g——单位体积循环水缓蚀阻垢剂的加药量, m g/L。
则系统缓蚀阻垢剂的费用即为:
式中:I C5——系统药剂费用, 万元/季度;
f4——缓蚀阻垢剂单价, 元/t。
1.1.6杀菌灭藻药剂费
循环冷却水系统的水温和p H值均适宜微生物生长, 冷却塔塔下水池又常年露置室外, 阳光充足, 这更给微生物的生长繁殖创造了条件。微生物主要是菌藻类, 它们的存在不仅使水质恶化, 还与其它有机或无机杂质构成粘垢附着、沉积在系统内, 增加了水流阻力, 并且严重地降低了热交换设备的传热效率, 粘垢不仅妨碍缓蚀剂发挥其防腐蚀功能, 甚至促进腐蚀过程。因此, 必须采取适当措施控制菌藻类在循环冷却水中的生长繁殖。目前冶金企业最常用的杀生剂是氧化型杀菌剂。杀菌灭藻剂的加药量为:
式中:Gc——系统正常运行时单位时间内的加药量, t/季度;
gc——单位体积循环水杀菌灭藻剂的加药量, m g/L。
则系统杀菌灭藻剂的费用即为:
式中:I C6——系统药剂费用, 万元/季度;
f5——缓蚀阻垢剂单价, 元/t;t3——杀菌灭藻剂投加时间, h。考虑夏季高
温季节时菌藻繁殖旺盛, 危害明显, 因此采用夏季连续投加方式, gc取值0.5～0.8mg/L;其余季节采用间歇投加方式, 春秋季g c取值2～4 m g/L, 一天投加两次, 每次3h;冬季gc取值2～4mg/L, 一天投加两次, 每次2 h。
1.1.7系统设备折旧、维护费
在高浓缩倍数下, 由于冷却水中的含盐量逐步增高, 金属设备表面形成的腐蚀电池的腐蚀电流增大, 腐蚀速率就会加快, 从而导致系统设备加速折旧。因此, 必须保证系统在合理的浓缩倍数下运行。根据在不同浓缩倍数下设备腐蚀情况的试验数据, 设备折旧率模型近似可用指数函数形式表示, 即:
式中:η——设备折旧率, %;
α, b——系统设备折旧系数, 可转化为最
小二乘拟合曲线求解。
折旧费即为系统设备的一次投资与折旧率的乘积, 即:
式中:I C7——系统设备折旧费, 万元/季度;
C——设备一次投资费用, 万元。
该循环冷却水系统的内部成本即为:
1.2外部成本
外部成本指有关企业公益活动和社会责任的费用 (如废物排放导致的环境影响费、污染控制费、处置费、生态修复费和回收回用费等) 。循环冷却水系统的外部成本主要包括水资源附加费, 发电排放附加费, 废水排污附加费, 缓蚀阻垢剂使用排放附加费, 杀菌灭藻剂使用排放附加费, 设备折旧再造附加费。
1.2.1水资源附加费
模型中补水主要考虑为工业水, 若要转化为对水资源的消耗就必须找出工业水的产出系数, 那么水资源附加费即为:
式中:E C1——水资源附加费, 万元/季度;
μ——工业水产出系数;一般自用水率为5%～10%, 可取μ为1.06;f6——水资源附加费, 元/m 3。
1.2.2发电排放附加费
在发电过程中会排放C O2、S O2、N O x以及粉尘等环境有害物质, 根据估算的各污染物的环境价值所得出的发电过程中各污染物的排放量就可以计算其环境成本, 即:
式中:E C2——发电排放附加费, 万元/季度;
A——系统耗电量, k W h/季度;
θi——第i项污染物的环境价值单位, 元/t;
Vi——第i项污染物的排放量, t/k W h。
几种主要污染物的环境价值见表1。
1.2.3废水排污附加费
废水排放必将对环境造成不同程度的危害, 因此有必要对废水的环境价值进行估算。废水排放附加费为废水的排放量与废水环境价值的乘积, 即:
式中:E C3——废水排放附加费, 万元/季度;
f7——废水环境价值, 元/t。
1.2.4缓蚀阻垢剂使用排放附加费
由于药剂在生产、制造及使用过程中会造成环境的损害, 因此须计算出在不同浓缩倍数下系统所添加的药剂量, 再根据其造成的环境污染物的环境价值来估算药剂消耗所造成的环境价值, 即:
式中:EC4——缓蚀阻垢剂消耗附加费, 万元/季度;
Vi——第i项污染物的排放量, t/t。
1.2.5杀菌灭藻剂使用排放附加费
式中:E C5——杀菌灭藻剂消耗附加费, 万元/季度;
Vi——第i项污染物的排放量, t/t。
(未完待续)
摘要：运用生命周期成本法分析了首钢京唐钢铁公司某敞开式净循环水系统的生命周期成本。对该系统在运行过程中涉及的各项成本进行量化分析, 并且随季节变化而改变系统边界条件, 从而得出不同的浓缩倍数的优化结果。
关键词：敞开式,净循环水系统,浓缩倍数,生命周期成本
敞开式循环水系统 篇2
1循环水系统概述
某火力发电厂建设2台660 MW超超临界机组, 该工程机组冷却用水采用海水直流供水方式, 取水构筑物均位于裁弯河北岸。 由于地理原因, 河水北岸流速明显大于南岸, 无论是下游海藻还是上游水草流经河道时均贴近电厂取水口的北岸。 电厂采用D3024× 14钢管将循环水送至主厂房供机组冷却使用, 排水由钢筋混凝土双孔排水沟道 (2×3.0 m×3.0 m) 排入大海。 系统主要设备包括循环水泵、循泵出口液控蝶阀、 旋转滤网、旋转滤网冲洗系统、拦污栅及清污机, 还包括循环水管道伸缩节、取排水构筑物、水管沟、凝汽器二次滤网等。 循环水系统构成如图1所示, 主要设备参数如表1至表3所示。
2现象及问题分析
2.1现象介绍
循环水受水草影响最初反映在凝汽器入口的二次滤网上, 电动滤网运行不长时间即发生卡涩现象, 电机过流保护工作, 通过对滤网解体发现滤网转动部分与静止部分卡涩, 经分析设备未充分考虑到滤网压差增大后对动静间隙的影响, 设备上增大动静间隙, 增加电机的功率, 系统上增加反冲洗回水管径, 特别是修改程控方式, 在水草多的6月至9月, 增加反冲洗的频率和滤网转动速度, 基本得到了控制。冲管结束后已是6月底, 循环水系统开始由于循环水旋转滤网经常故障频繁跳闸, 就地检查后发现系水藻堵塞旋转滤网, 且有破损现象, 停止循环水泵处理。 隔离系统并做好安全措施后, 拉出旋转滤网发现几乎全部滤网网板被水藻堵塞, 4块滤网钢架损坏变形, 并有22块网板被撕破, 系统被迫停运。
2.2 DCS历史曲线中查询原因
每当落潮至最低点左右时, 旋转滤网前后液位差就会增大, 差值最大可达0.6 m, 如图2所示。
当旋转滤网前后液位差大于1.6 m左右时就会造成旋转滤网及循环水泵的停运, 如图3所示。
2.3水量及水质变化方面查询原因
当时正处于梅雨季节, 且事故发生前连续几天下雨, 大量雨水通过裁弯河汇入海水。 经项目工程部联系相关单位, 得知当天在裁弯河上游的射阳河曾开闸放水。
2.4综合分析
综上分析, 其原因为事故前一段时间雨量较大, 上游射阳河开闸放水中夹杂着过多水藻涌入裁弯河, 被循环水泵吸在旋转滤网上。 再加上当时旋转滤网在慢速档运行, 附着在旋转滤网上的水藻来不急被冲洗水冲走, 造成滤网前后水位差大, 滤网后无水, 循环水泵空转跳闸。
3问题解决方法及措施
为保护旋转滤网, 考虑到旋转滤网跳闸前水位变化情况 (如图2、图3所示) , 增加了“滤网前后液位差大于1.4 m时, 联跳旋转滤网”逻辑。 但此逻辑中采用的液位信号保护为单点保护, 同时考虑到循环水的重要性及对整台机组的影响, 在DCS操作屏增设 “投/ 切”按钮, 在水位信号不良或者其他特殊情况的时候, 可由运行人员将该保护切除, 防止造成不必要的停机及损坏。为保护循环水泵, 防止旋转滤网跳闸或损坏后水藻及其他杂物进入循环水泵及管道, 增加了“旋转滤网故障跳闸, 联跳对应循环水泵”逻辑, 同样在DCS操作屏增设“投/ 切”按钮。 在裁弯河循环水泵吸入口增设了一圈拦污浮筒, 浮筒下面悬挂有1.7 m高度的钢滤网, 用于平时粗滤水中杂质及水藻。并定期派人清理滤网, 将清理出的水藻及垃圾集中处理。为防止旋转滤网损坏时, 水藻及其他杂质进入凝汽器, 更换了二次滤网的电机, 并在原来只能间隔时间冲洗的二次滤网基础上修改了逻辑, 增加了连续冲洗程序, 提高了凝汽器运行的安全性[2]。 积极联系地方水利部门, 上游射阳河开闸放水, 运行人员将及时采用旋转滤网高速运转方式。
通过以上若干措施及方法, 该机组的循环水系统在调试阶段运行正常, 并顺利通过了168 h满负荷运行考核, 正常运行的情况如图4所示。
4结束语
(1) 建议厂方对拦污栅的间隙进行核算及改装, 在不影响循环水额定进水流量的前提下减小间隙, 以能将水藻进一步拦截;至于清污方面, 可采用齿距更小或刷式清污等性能更优的清污机。
(2) 建议厂方在合适的时机改造冲洗水系统, 增加一路生活水水源供水, 或在满足冲洗水泵入口必需汽蚀余量的情况改至无压海水取水, 以备在循环水泵停运时对旋转滤网进行冲洗。
参考文献
[1]季国义.藻类在电厂循环冷却水中的危害[J].水处理技术, 1987 (4) :255-256.
敞开式循环水系统 篇3
目前火力发电厂用于烟气净化实现烟尘超低排放的主要技术措施是:电气除尘器前设置烟气冷却器, 将进入电气除尘器的烟气温度降到90℃左右, 实现低低温电气除尘;在烟气湿法脱硫塔后面加装湿法电除尘器进一步除尘;最后再设置净烟气加热器将净烟气温度提高到80℃左右排向大气。文中针对燃煤电厂超低排放要求, 介绍了一种开环水媒式烟气-烟气换热器 (WGGH) 系统及其在苏龙热电公司的应用, 现场运行数据说明了该系统的有效性。
1 锅炉排烟温度及排放要求
锅炉尾部烟气的净化处理从锅炉排烟到烟囱排放之间。目前我国电站锅炉在设计和运行中, 排烟温度基本上没有要求自动控制[1], 随着煤种、冬夏季气温、昼夜间气温以及机组负荷的变化而被动地自然变化, 对锅炉效率和低温腐蚀的影响随其自然[2]。
外界气温的变化在冬夏季会相差20~50℃, 对锅炉排烟温度的影响为10~30℃, 也就是说:如果冬季气温低时锅炉排烟温度110℃, 那么在夏季气温高时锅炉排烟温度将达到140℃。一般在锅炉设计时取环境温度为20℃, 对应的锅炉设计排烟温度125℃左右。机组负荷变化带来的排烟温度的变化也非常明显, 表1列出了135 MW机组排烟温度与机组负荷的对应数据。
从表1可见, 机组BMCR工况的锅炉排烟温度比50%BMCR工况高31℃。所以对锅炉尾部烟气净化处理而言, 入口的烟气温度多变, 给烟气净化处理的高要求带来了一定的难度。
烟气净化处理实现超低排放技术措施第一步是电气除尘器前面设置烟气冷却器, 将进入电气除尘器的烟气温度降低到90℃左右, 实现低低温电气除尘[3]。
火电厂烟囱白烟滚滚的景象随处可见, 超低排放的技术指标之一就是将烟气排放温度提高到80℃左右, 保护烟道、烟囱免于露点腐蚀[4], 同时提高烟囱出口处烟气抬升高度和扩散半径, 消除白烟。
超低排放烟气净化处理的第二步就是烟气脱硫, 目前常用的绝大部分脱硫方式是湿法脱硫, 脱硫塔出来的烟气温度约为50℃。所以需要设置烟气再热器将脱硫后的烟气加热到80℃。
2 WGGH系统的特点
WGGH系统的基本原理如图1所示。WGGH系统的热媒水是一种热量载体, 起输送热量的作用。热媒水在烟气冷却器内吸热使原烟气降温冷却, 吸热升温后的热媒水循环到烟气再热器放热使净烟气升温, 放热后的热媒水降温后再循环到烟气冷却器吸热升温, 循环往复。由于热媒水封闭循环, 所以叫做闭式循环WGGH系统。闭式循环的热量平衡遵循下面的公式:
式中:Qyqfr为热媒水在烟气冷却器回收的热量, k J/kg;Qjyqzr为热媒水在净烟气再热器放出的热量, k J/kg;Vyqll为流经烟气冷却器的烟气流量, kg/s;Ryqbr为流经烟气冷却器的烟气比热, kg/kg;Tyqj为烟气冷却器烟气进口温度, ℃;Tyqc为烟气冷却器烟气出口温度, ℃;Vjyqll为流经净烟气再热器的烟气流量, kg/s;Rjyqbr为流经净烟气再热器的烟气比热, kg/kg;Tjyqj为净烟气再热器烟气进口温度, ℃;Tjyqc为净烟气再热器烟气出口温度, ℃。
在实际工程实践中, 烟气冷却器烟气流量基本等于净烟气再热器的烟气流量, 二者差距小于3%;烟气冷却器烟气比热基本等于净烟气再热器的烟气比热, 二者差距小于3%。净烟气再热器的烟气温升基本上是一个固定值, 即:Tjyqj-Tjyqc=30℃;但烟气冷却器的烟气温降是一个变化的值, 即:Tjyqj-Tjyqc= (150~110) ℃-90℃= (60~20) ℃。
当烟气冷却器烟气温降小于30℃时, 采用辅助蒸汽补热系统就可以满足净烟气再热器的热量需求。
但当烟气冷却器烟气温降达到50℃时, 闭式循环就要求净烟气再热器将净烟气加热升温到100℃左右, 才能使热量平衡, 维持循环不断。单纯将净烟气再热器传热面积加大可以满足这一工况的热量传递要求, 当烟气冷却器温降幅度小于50℃甚至达到30℃时, 庞大的净烟气再热器传热面积势必将热媒水温度降得很低, 烟气冷却器和净烟气再热器的低温腐蚀就会接踵而至, 安全运行没有保障。
发生上述情况时, 在设计和运行中势必出现另一种情况, 即:烟气冷却器出口烟气温度高于90℃达到100℃, 净烟气再热器出口烟气温度高于80℃达到90℃, 从而使烟气冷却器烟气放热量等于净烟气再热器的烟气吸热量, 维持热媒水闭式循环不断。这种妥协的结果有二:一是实现不了90℃低低温电气除尘的功能;二是净烟气再热器由于传热面积增大使得造价增加很多。
3 开式循环WGGH系统
鉴于闭式循环在技术上具有上述客观缺陷, 必须采用其他方式解决这一热量平衡问题。
苏龙热电在已经设置低温省煤器的情况下, 对WGGH进行改造, 采取了一种开式循环WGGH系统, 解决了这一热量平衡的问题。图2示出了苏龙热电2×300 MW机组和4×135 MW机组采用的开式循环WGGH系统。烟气冷却器的凝结水来自6号低加入口, 设计烟气温度从150℃降低到110℃, 凝结水温度从80℃提高到100℃再返回6号低加入口进入6号低加继续加热。
图2所示系统与单纯的烟气冷却器系统很类似, 从烟气冷却器出来的凝结水不是马上返回6号低加入口, 而是先进入净烟气再热器加热净烟气到80℃, 然后再返回6号低加入口进入6号低加继续加热。在单纯烟气冷却器系统, 凝结水离开低压抽汽回热系统大约5 min被加热升温后再返回低加抽汽回热系统;而在开式循环WGGH系统, 凝结水离开低压抽汽回热系统大约7 min被加热升温再放热降温后再返回低加抽汽回热系统。由于整个系统始终充满凝结水, 所以只影响运行之初的充水量, 不影响汽轮机系统的水平衡。
由于开式循环WGGH系统将烟气冷却器内的凝结水吸热量和净烟气再热器内的凝结水放热量区别开来, 不要求公式 (1) 所示的相等关系, 使得烟气冷却器出口烟气温度90℃的要求与净烟气再热器出口烟气温度80℃的要求没有关联, 二者分别调节。通过调节进入烟气冷却器的进口凝结水流量, 实现烟气冷却器出口烟气温度达到90℃;通过调节进入净烟气再热器的进口凝结水流量, 实现净烟气再热器出口烟气温度达到80℃;如此实现各自自动调节到设计值, 顺势解决了闭式循环WGGH系统必须热量平衡造成的难以实现烟气冷却器出口烟气温度和净烟气再热器出口烟气温度无法同时调节到设计要求温度的缺陷。图2仅仅是简化了的原理图, 用于说明开式WGGH系统原理, 具体工程应该根据不同用户的要求加以细化。
4 开式循环WGGH系统的应用实践
苏龙热电锅炉烟气余热回收利用技术改造始于2012年, 当时电气除尘器厂家确定电气除尘器进口烟气温度控制在 (110±2) ℃。2014年初, 电力行业提出了锅炉烟气超低排放的目标, 苏龙热电率先进行了超低排放技术攻关和工程实践, 加装了净烟气再热器, 与原有烟气冷却器组成WGGH系统。
系统热媒水循环流程:来自6号低加入口的80℃凝结水→烟气冷却器, 吸收烟气热量升温到113℃→净烟气再热器, 放热降温到88℃→6号低加, 形成图2所示的开式循环WGGH系统。首套开式循环WGGH系统于2014年7月成功投运于苏龙热电3号、4号机组。运行6个月后停炉检查, 烟气冷却器和净烟气再热器受热面没有低温腐蚀迹象, 也没有磨损、堵灰现象, 系统设计和运行数据详见表2。
设计值160~120110±275/11550/80±2115/75运行值14911180/11357/82113/88
从表2可见, 烟气冷却器烟气温降38℃, 净烟气再热器烟气温升25℃, 净烟气再热器水侧旁路调节阀开度14%, 返回6号低加的凝结水温度88℃, 成功实现了净烟气合理加热到设计排放温度, 多余热量进入汽轮机低压抽汽回热系统, 减少了6号低加抽汽量, 降低了机组煤耗。
5 结束语
针对锅炉排烟温度变化幅度大的特点, 采用开式循环WGGH系统是合理选择, 在满足超低排放烟气温度需要的前提下, 不仅使WGGH系统设备设计、造价合理, 而且还能起到一定的降低机组煤耗的作用。苏龙热电首套开式循环WGGH系统的成功投运证明了该系统简单、可靠、安全, 为电力行业实现超低排放在净烟气加热方面提供了一种经济而有效的手段。
摘要：锅炉烟气超低排放要求脱硫后的净烟气加热到80℃以上, 我国目前正大量采用水媒式烟气-烟气换热器 (WGGH) 系统, 实现脱硫前的高温烟气加热脱硫后的低温烟气。针对锅炉排烟温度变化大、锅炉排烟温度较高时烟气冷却器回收的热量多于净烟气加热所需热量的问题, 提出了一种开式循环WGGH系统, 并利用现场运行数据说明了该系统的有效性。
关键词：锅炉排烟,超低排放,WGGH系统,环保节能
参考文献
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[3]赵之军, 冯伟忠, 张岭, 等.电站锅炉排烟余热回收的理论分析与工程实践[J].动力工程, 2009, 29 (11) :994-997.