锅炉补给水处理

锅炉补给水处理（共9篇）

锅炉补给水处理 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。

锅炉补给水处理 篇2

水处理是保证锅炉安全运行的重要工作，锅炉使用软化水的好坏直接关系到锅炉的服务年限及生产效率。如果水质不合格，直接导致发热效率降低，损坏管路、堵管、烧穿受热元件，甚至使锅炉提前报废，造成重大损失。上两由于是供热面积相对较小，白班处理的软化水基本能够满足全天用水量，在检修人员及司炉工的共同配合努力下，锅炉检验结果表明我矿的锅炉水质控制的情况良好，锅炉内壁无明显结垢。

我矿采用dys型软化水处理器，平均每流程处理量5吨，蒸汽锅炉同时运行每小时蒸发量6吨，回水池有效容积27立方米。2009年10月以来由于我矿的供热面积增大，锅炉用水量增加。仅靠白天产水很难满足夜间两台锅炉的夜间用水。，离子交换式软化水处理器属于特种设备，它需要按照操作规程进行操作，必须完成松床、再生、小清洗、大清洗四个过程，才能连续提供合格的软化水，由于夜间没有安排水处理人员，无法保证离子交换器产水的正常工作周期，使锅炉给水掺入了部分生水。同时由于夜间温度较低，水质不保证又不能及时合理有效排污，锅炉在运行一整夜后，水质各指标化验结果明显不合格。所以每早一上班儿首先将池中

不合格水放掉一部分，再重新开机调试的同时，将池内尽量换成合格软化水，同时督促司炉工加大力度排污，化验次数也由原来的每班4次改成了6至7次，有时彻底将锅炉内水换掉，这样即浪费能源又影响锅炉的正常运行。

在我力所能及的范围内，下午交班儿时嘱咐夜间司炉工继续排污。并检查两回水池及软水箱内的蓄水情况，保证在两回水池中回水不顶流的情况下，尽量开机蓄水，尽管如此也不能完全满足整夜两炉供水的需要。

由于夜间离子交换器无法正常稳定的提供合格软化水，致使锅炉水质在早班第一次化验中指标严重超标（尤其氯根、碱度尤为重要），同时离子交换器也没有在规定周期停车，需重新调试机器。虽然白班儿司炉工配合加大力度排污，也不能保证锅炉给水24小时完全达标。这样日积月累，锅炉内的盐、钙镁离子、水渣等结垢物质不能及时被排出，很容易造成锅炉结垢，对锅炉使用寿命及安全经济运行产生严重影响。因此本着爱岗敬业，尽职尽责的原则将实际情况向上级领导说明，单靠我个人一个班儿的力量加盐，化验，配药调试机器，工作量大大超过了我的工作范围，也很难保证24小时两台蒸汽锅炉的给水各指标合格。更不敢保证下一季的锅炉年检合格，肯请领导合理安排，适当调整。

锅炉水处理化验员：郭霄

锅炉补给水处理 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) .

[3]王磊, 福士宪一.影响超滤膜长期、稳定运行的因素分析[J].中国给水排水, 2002, (4) .

[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) .

锅炉水处理监督管理规则 篇4

第一章 总 则

第一条 为加强锅炉水处理工作，防止和减少由于结垢或腐蚀而造成的事故，保证锅炉安全经济运行，根据《锅炉压力容器安全监察暂行条例》和国务院赋予国家质量技术监督局的职责，制订本规则。

第二条 本规则适用于以水为介质的固定式锅炉（以下简称锅炉），不适用于原子能锅炉。

第三条 锅炉及水处理设备的设计、制造、安装、使用、检验、修理、改造的单位，锅炉水处理药剂、树脂的生产单位，锅炉房设计单位，锅炉水质监测单位、锅炉水处理技术服务单位及锅炉清洗单位必须认真执行本规则。

第四条 进口锅炉水处理设备及药剂、树脂或国内生产企业（含外商投资企业）引进国外技术按照国外标准生产且在国内使用的锅炉水处理设备及药剂、树脂也应符合本规则的基本要求。

第五条 各级锅炉压力容器安全监察机构（以下简称安全监察机构）负责监督本规则的实施。

第六条 锅炉压力容器检验单位负责锅炉水处理检验工作。

第二章 一般要求

第七条 锅炉水处理应能保证锅炉水质符合GB 1576《低压锅炉水质》标准和GB 12145《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》标准的规定（以下简称水质标准）。

第八条 安全监察机构应有专人负责锅炉水处理监察工作。

第九条 锅炉水处理是保证锅炉安全经济运行的重要措施，不应以化学清洗代替正常的水处理工作。

第十条 生产锅炉水处理设备、药剂和树脂的单位，须取得省级以上（含省级）安全监察机构注册登记后，才能生产。

锅炉水处理设备、药剂和树脂的注册登记办法由国家质量技术监督局另行制定。

锅炉水处理设备、药剂和树脂在注册登记时，应通过省级以上（含省级）质量技术监督局认可的机构进行的性能测试。钢制水处理设备应符合JB 2932《水处理设备技术条件》的规定；非钢制水处理设备及水处理药剂、树脂均应符合有关标准和规定。

第十一条 未经注册登记的锅炉水处理设备、药剂和树脂，不得生产、销售、安装和使用。

第三章 设计制造

第十二条 设计单位设计锅炉房时，应根据水质标准和本规则的规定，应因炉、因水选择合理有效的锅炉水处理设计方案（包括水处理方法、主要设备及系统选型）。

第十三条 新设计、制造的锅炉应在锅炉上设取样点。对额定蒸发量大于或等于1t/h的蒸汽锅炉和额定热功率大于或等于0.7MW的热水锅炉应设锅水取样装置。对于蒸汽品质有要求时，还应有蒸汽取样装置。取样装置和取样点应保证取出的水汽样品具有代表性。

第十四条 锅炉水处理设备出厂时，至少应提供下列技术资料：

1、水处理设备图样（总图、管道系统图等）；

2、设计计算书；

3、产品质量证明书；

4、设备安装、使用说明书；

5、注册登记证书复印件。

第十五条 水处理药剂、树脂出厂时，至少应提供下列资料：

1、产品合格证；

锅炉补给水处理 篇5

1 一期锅炉补给水处理系统简介

该火电厂一期工程建于上世纪九十年代,一期厂区的供水水源为附近的水库水。水库水主要指标见表1。

水库水被泵送到全厂补充水预处理站进行处理后,供锅炉补给水、循环水等全厂各系统使用,其中锅炉补给水处理系统的制水量约为80t/h。由于当时水库周围环境较好,含盐量较低,基本未受外界污染,主要采用传统的离子交换除盐系统,具体工艺流程是:全厂补充水预处理站出水→清水箱→清水泵→高效纤维过滤器→双室阳床→除碳器→中间水箱→中间水泵→双室阴床→混床→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。系统共设置了2列100t/h的一级除盐(双室床)+混床的离子交换设备,水处理间并为二期预留了1列100t/h除盐设备的位置。

2 扩建后锅炉补给水处理系统出力

二期建成后全厂机组汽水损失情况见表2。

因此,二期建成后全厂锅炉补给水系统的正常出力约为160t/h。

3 锅炉补给水水源的选择

由于我国北方淡水资源匮乏,火电厂都在尽量降低用水量尤其是地表水用量,减少全厂外排废水量,节约用水已作为电厂的重要建设依据。为此,二期循环水补充水要求采用城市再生水,而采用水库水作为补充水的一期循环水排水较多,浓缩倍数尚不到3.0,电厂同时要求本期化学水处理设计兼顾全厂用水情况,尽量做到水的梯级利用,提高水的循环利用率,因此若将电厂循环水的排污水作为锅炉补给水水源不仅减少了循环水外排水量,还降低了地表水用量,是节约用水的一个有效途径。

一期循环水补充水采用水质较好的水库水,原来浓缩倍数维持不到3倍;二期循环水补充水为城市再生水,并已按高浓缩倍数(约5.0)设计;城市再生水近几年才被回用到循环水,而其排污水再被回用至锅炉补给水更缺乏成功的运行经验,因此,选用水质相对较好的一期循环水排污水作为锅炉补给水水源不仅同样达到节约用水的目前,还可使锅炉补给水的工艺系统相对安全经济。

4 锅炉补给水处理系统的设计

4.1 一期锅炉补给水处理系统的改扩建

随着当地经济的发展,作为一期供水水源的水库水近年来受到环境污染,有机物和含盐量逐年增加,例如1999年的COD为1.6~3.4毫克/升范围,而2007年则达到3.6~9.9毫克/升,溶解固形物由1999年的300毫克/升增至2007年的490毫克/升左右。水质变化造成离子交换除盐设备运行周期愈来愈短,再生频繁,消耗大量的酸碱再生剂,产生的再生废水对环境污染加重,运行成本越来越大,并且有机物的增高对离子交换树脂的污染也日益显著,因此结合一期除盐设备运行情况和全厂节水要求,一、二期锅炉补给水有必要合并设置,在除盐工艺前增设反渗透预脱盐系统,来水则可全部采用循环水排污水。该方案既有效地利用了循环水排污水,又可解决一期除盐系统周期短、再生频繁的问题,也合理地利用了一期的现有除盐设备和预留条件,同时还减少了水库水的取水量(约250t/h),达到了节水目的。

根据一期水处理的预留条件,在水处理间扩建1列与一期相同的100t/h的除盐设备,则建成后3列除盐设备2用1备,除盐设备处理总出力可达到200t/h,可以满足全厂机组锅炉补水的需要。而反渗透系统则需要择地新建。

4.2 预处理系统的设计

当补给水采用循环水排污水作水源后,由于循环水在使用过程中不断被浓缩,并投加阻垢剂、缓蚀剂及杀菌灭藻剂等化学药剂,使得排污水水质较为复杂,含盐量约为900~1200毫克/升,为高有机物、高含盐水及高浊度水。对于高盐量水,采用反渗透预脱盐是既合理又环保的工艺,随着近些年反渗透技术的普及,反渗透的投资也大大降低,但反渗透对其进水要求严格,尤其对于采用水质复杂的循环水排污水,前置预处理工艺选择更加重要。

一期的预处理为简单的斜板沉淀、高效纤维过滤器过滤工艺。斜板沉淀池出水差,并且加上该设备建设时就有一些不足,致使该设备除浊的效果极其有限,而高效纤维过滤器在有机物高的情况下纤维球易粘附有机物,经常反洗不彻底,再考虑到过滤器与原有3列除盐设备为单元制设置,本期利用起来管路连接非常复杂,设备数量也不足,鉴于上述情况,反渗透的前置预处理系统本期新建更为合适。

锅炉补给水系统出力为160t/h,反渗透设备一般不设备用,但容量需适当增大,根据《火力发电厂设计技术规程》相关条文的规定,反渗透设备出力可按2×100t/h,回收率按75%,而其前置预处理系统出力需与其匹配。

根据反渗透的运行经验及相关规程规定,反渗透进水的水质污染指数(SDI)应小于3。对水质较差的排污水,仅采用澄清+机械过滤的传统工艺,出水SDI很难满足要求,并且除硅效果差,胶体硅若去除不好则后续反渗透极易污堵。近几年超滤在电厂中得到广泛应用,超滤可较好的去除胶体硅(去除率可达99%)并保证较低的SDI,对反渗透膜起到了很好的保护。当然从近几年的运行经验看,超滤作为一种膜过滤,其进水的浊度也不宜过高,并且超滤对COD的去除率很低,因此鉴于本工程复杂的水质条件,有必要在超滤前进行机械过滤,并在超滤与反渗透装置之间设活性炭过滤器以去除有机物。综上所述,为满足反渗透进水的要求,预处理选用了澄清+双介质过滤+超滤+活性炭过滤传统工艺与新技术相结合的工艺系统,活性炭过滤用来有效地降低水中的COD含量,也可去余氯。

具体的预处理工艺流程为:循环水排污水来→机械加速澄清池(2×320t/h)→清水池(2×350m3)→清水泵(5×60~120t/h)→双介质过滤器(4×φ3200)→超滤(4×75t/h)→超滤出水水箱(2×100m3)→超滤出水升压泵(3×120~240t/h)→活性炭过滤器(4×φ3200)→保安过滤器(5μm)→反渗透(2×100t/h)。

4.3 其它附属设计

反渗透出水送至一期及扩建后的除盐系统,反渗透出水浊度很低,因此一期水处理的2台高效纤维过滤器可以旁路掉或拆除不用,直接进入一级除盐+混床系统,处理后分别补至各个机组。一期水处理车间设置除盐水输送泵将除盐水送至二期除盐水箱,二期的除盐水箱(2×3000m3)设在二期主厂房附近。反渗透出水为弱酸性水,而一期除盐系统中清水箱至阳床进水口的设备、管路与阀门均未防腐,因此本期需将清水箱防腐,并更换为耐腐蚀的管道阀门。

循环水排污水经上述工艺处理后,出水水质完全可以满足2×600MW超临界机组的要求。

5 结语

根据电厂节约用水的要求,结合一期锅炉补给水处理的运行情况及扩建条件,采用一期循环水排污水,经过预处理+反渗透处理后送至一期及扩建后的除盐系统,处理后可满足全厂机组补水要求。该设计不仅合理地保留了一期的离子交换系统,也有效地利用了循环水排污水,节约了地表水的取用,设置的反渗透预脱盐使得后续离子交换的酸碱再生剂用量大幅减少,起到了良好的节约用水和环境保护的效果,是一个安全合理、技术先进的锅炉补给水改扩建处理系统。

参考文献

[1]DL5000-2000,火力发电厂设计技术规程.

[2]DL/T5068-2006,火力发电厂化学设计技术规程.

[3]李静,鲍东杰,司芬改等.热电厂锅炉补给水处理方案设计与技术经济分析[J].工业水处理,2006,26(11):80-82.

[4]徐秀萍.利用循环水排污水做锅炉补给水处理系统的选择[J].山东电力技术,2006(4):50-51.

锅炉补给水处理 篇6

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.

锅炉补给水处理 篇7

随着全球信息化进程的不断加快,云计算[1,2,3,4,5,6,7,8,9]已成为主要发展趋势。基于B/S模式的计算系统得到了快速发展与广泛认可。加快推动云计算的应用,抢占云计算产业制高点将有利于企业的信息化发展。

在国内,电厂锅炉补给水处理[10]系统涉及的方案选择、水处理系统工艺计算及后期计算书编写是一项很重要的设计工作,但目前各大电力设计院所仍然沿用传统的手工计算模式,在计算误差限制、计算书整理、计算数据查看、计算数据调用与存储等方面存在问题。基于B/S模式的电厂锅炉水处理系统在国内、外报道中并不多见,系统中以Ajax[11]及Web Service[12]技术为计算核心的相关报道则更少。 基于B/S的电厂锅炉补给水处理系统实现了高效精确计算、计算书的自动生成与归档、数据和计算过程及计算结果的实时存储等功能,完成了对专业工程计算数据的逐步积累。

1电厂锅炉补给水处理系统设计与开发

1.1系统业务流程分析

电厂锅炉补给水处理系统共分为5种工艺流程, 通过选择相应的工艺流程进行计算,每个工艺流程的计算包含12~16种计算模块。根据具体业务分为工艺流程选型、水质分析报告分析、除盐系统出力计算、主要设备(混床、阴阳床、除二氧化碳、反渗透、超滤、活性碳过滤器、双介质过滤器等)选型计算、水箱 (除盐水箱、中间水箱、清水箱、超滤水箱、生水箱等) 选型计算等模块,并运用调和数据对一些计算中需要反复更改并优化的数据进行特别处理,从而验证所选设备是否满足工程需要。

系统通过输入原始水源水质资料数据、锅炉机组型式及装机容量,根据火电厂水处理的相关设计规范[13,14],选择合适的工艺流程,计算各设备具体运行参数,确定水箱台数、直径及高度,最终选择符合要求的设备系统。

具体相关参数关系如图1所示。

1.2技术架构

电厂锅炉补给水处理系统采用Asp.Net C#[15,16]开发,基于Dot Net Framework 3.5[17]运行环境,开发工具采用Microsoft Visual Studio 2008 SP1,通过Web Services提供核心计算服务,通过自主研发的业务开发平台实现各种计算相关的业务逻辑,数据库[18,19]支持Microsoft SQL Server 2005/2008(见图2)。

电厂锅炉补给水处理系统继承了研发平台的应用,集成了环境组态工具、功能组态工具、界面组态工具、权限组态工具等,细化了系统的业务逻辑针对性。主要表现在以下两大部分:系统管理和核心类库。系统管理提供用户管理、菜单管理、角色管理、 业务数据、权限管理、表单UI、组织机构、数据字典和基础配置功能。核心类库为快速开发提供支持,包括数据库、安全、错误和常用工具以及各种组件。其中数据库部分包括用户、业务和字典数据库3个子系统数据库。

1.3关键技术

基于B/S的电厂锅炉补给水处理系统为3层结构,用Asp.Net C# 语言开发 得到,支持Ajax技术、Web Service为该系统提供核心计算服务,同时采用了角色访问控制(Role-Based Access Control, RBAC)权限模型。

1.4基于B/S的3层结构设计

基于B/S的电厂锅炉补给水处理系统采用3层结构设计,通过展现层、业务逻辑层、数据服务层最大限度地保证数据的唯一性和安全性,满足多用户操作要求,减少系统维护与升级成本。

1.5Asp.NetC#语言开发

Asp.Net C# 是一种面向对象的编程语言,可以快速地编写各种基于Microsoft.Net平台的应用系统,.Net框架为C# 提供了一个强大易用且逻辑结构一致的开发环境。C# 语言非常适用于本系统。

1.6支持Ajax技术

Ajax是集Java Script、XML、Java等多种技 术于一体的功能强大的新技术。采用Ajax技术构建的Web应用,实现了页面的异步更新,避免了整个页面的重载,减少了客户端与服务器端的数据传输量, 节省了资源。Ajax通过异步数据传输,使因特网应用程序变得更快、更小、更友好,并为创建更加丰富生动的Web页面创造了良好的技术基础。

1.7WebService核心计算服务

Web Service技术具有远程服务、跨平台、易调试等优点,其在数据传输上具有易于穿透防火墙且不需分配特定端口等技术特点,尤其适合本系统。通过将Web Service技术作为核心计算服务部分,并结合微软的开发工具Visual Studio 2008,使用Asp.Net C# 语言,本文的电厂锅炉补给水处理系统优势突出。

1.8RBAC权限模型

大型企业中,用户和组织结构的变化是频繁的, 用户与权限之间的关系变化也很快,这种变化带来的管理开销很大。本系统根据本企业内部角色变化稳定性的特点,基于RBAC权限模型,利用其具有很大伸缩性的特点,在遵守企业安全策略的基础上,降低了企业开销,因此RBAC权限模型适用于本系统。

2电厂锅炉补给水处理系统功能及使用效果

2.1系统功能

在浏览器地址栏输入登录地址,通过登录界面, 进入系统主页面(见图3)。

根据水源水质报告计算各种离子含量,并进行校验。根据离子分析误差、溶解固体误差、p H值分析误差,判断水质报告合理性,并根据锅炉的机组参数和电厂各个部分的用汽、用水损失,确定除盐系统的总出力。

系统工艺选择包含双介质、活性炭、超滤、反渗透、阳床、阴床、混床等。根据现场实际需求,可先将上述系统工艺进行自由组合排列,确定不同的工艺流程,然后对设备的数量、直径、周期、耗量进行计算,并根据其他系统相关参数对其中部分设备参数进行修改和完善,以满足工艺要求。

2.2工程应用

目前,电厂锅炉补给水处理系统已在华润菏泽工程、新疆哈密工程以及TALWANDI等10多个工程系统中应用。

2.2.1华润菏泽工程应用

根据菏泽地区水源水质情况及机组状况,本文的电厂锅炉补给水处理系统快速准确计算出补给水系统工艺的设备参数及运行数据,减少了手工计算误差,提高了设计效率,为设计人员进行设计选型及系统工艺横向比较提供了数据基础,为运行人员进行日常运行操作提供了经验参考。

2.2.2新疆哈密工程应用

针对新疆哈密工程水质较差、水量较大等特点, 本文的电厂锅炉补给水处理系统预处理采用机械加速澄清池处理,后续采用卧式活性炭处理。通过本系统进行选型计算,节约了建筑用地,提高了设计准确度。

2.2.3TALWANDI3×660MW工程应用

印度工程共提供2份水质资料,但对比同项内容数据差距较大,对工艺流程及设备选型有较大影响。针对这一实际工况,本文提出了2种解决方案, 并通过本系统生成的计算书进行横向比较,逐项落实具体数据,最终将2种方案整合优化,形成正式的工艺流程及设备选型。

经验证,本系统界面简洁、操作灵活,以B/S模式采用高性能的计算服务器进行计算,数据准确,业务逻辑符合水处理设备相关规程规范,具有通用性和复用性强等特点,可为不同机组容量、不同水质和水量条件的水处理工程提供技术支持,从而大幅提高设计速度和工作效率。同时,采用该系统得到的计算书输出具有规范性、可靠性、可比性、权威性,有利于建立规范的计算标准,固化工程设计知识,完成企业数据积累,最大程度地共享资源,节省大量人力和财力。

3结语

电厂锅炉补给水处理系统的普及应用,能有效提高电力工程设计的准确度,减少设计误差,大幅提高工作效率(效率提高约80%)。同时,该系统的成功应用还有利于建立规范的计算标准体系,对电力工程设计有参考意义。准确的工程计算也有利于降低电力工程项目的建设风险。

本系统不仅适用于设计院化学专业锅炉补给水系统的计算选型,还可推广应用至水处理行业的软化水领域。由于本系统选型多样,系统流程全面,完全遵循最新的规程规定,具有良好的应用广度和广泛的经济、社会意义。

摘要：随着信息技术的不断发展,云计算成为主要发展趋势,基于B/S的工程计算模式成为云计算的重要组成部分。文章从开发背景、业务分析、技术架构、关键技术等方面阐述了基于B/S的电厂锅炉补给水处理系统的研发内容及研发方法;探索了基于B/S模式,以Ajax及Web Service技术为计算核心的电厂锅炉补给水处理系统应用情况;总结了基于B/S的电厂锅炉补给水处理系统的功能及使用效果。

锅炉补给水处理 篇8

1.1 除氧防腐

国家对锅炉除氧防腐有明确的规定, 一般来说, 蒸汽量等于或者超过每小时两吨的蒸汽锅炉以及水温超过九十五摄氏度的热水锅炉都必须要进行除氧, 这样才能保证锅炉的部件不被腐蚀。

当前, 锅炉除氧的途径主要有三种, 第一种是通过物理方式除去水中的氧气;第二种是通过化学的方式除氧, 通常使用的是药剂除氧法和钢屑除氧法, 其原理就是保证含有氧气的水在进入锅炉之前能够转变为稳定的金属物质或者是化合物;第三种就是通过电化学反应的方式, 使用某种容易和氧气反应的物质在含氧的水进入到锅炉之前就把氧气消耗掉, 进而达到除氧的目的。目前, 应用最多的除氧方式就是热力除氧技术, 主要就是通过给锅炉水加热到沸点, 减少氧气的溶解度, 进而达到不断排出氧气的目的, 这种方式操作简单被广泛使用, 但是这种除氧方式也有缺点, 例如消耗气量大, 容易出现汽化现象等等, 相比这种除氧技术来说, 真空除氧技术具有比较好的除氧效果, 这种技术是当前的一种新型技术, 主要是在水温达到三十到六十摄氏度之间进行, 实现低温状态下除氧, 对于那些使用热力除氧技术效果不佳的锅炉都可以采用这种技术, 通常情况下能够获得很好的除氧效果。此外, 化学除氧技术主要包括解析除氧、亚硝酸钠除氧等, 除氧效果也比较明显。

1.2 加氧除铁防腐

在电厂锅炉补给水过程中, 有时候也是为了防止锅炉部件腐蚀, 我们却需要加氧, 这种情况主要是在水中的铁离子含量超过标准的情况下, 会导致锅炉内部出现氧化铁污堵现象, 通过加氧技术就可以有效的解决这一问题。选择加氧还是除氧是要根据锅炉的具体情况来选择的。当前, 选择加氧处理的锅炉为直流锅炉, 在给水处理中采用加氧技术, 就是通过降低给水内的铁含量, 进而抑制锅炉内部各管口出现腐蚀而影响水的流动速度, 同时也能够有效地降低锅炉冷壁管氧化铁的沉降率, 有效地延长了锅炉的使用寿命。

锅炉补给水处理技术的主要原理是利用在水质纯度很高的情况下氧气对金属物有钝化的作用, 这样通过对给水加氧来不断地向金属表面供给氧气, 使金属表面形成很厚的保护膜, 这样就能够保证锅炉的内部部件不遭到腐蚀。这主要是因为在流动的水中添加大量的氧气, 可以大幅度地提高钢的自然腐蚀速度, 使金属表面快速地被钝化, 生成稳定的保护层, 这样在以后的补给水过程中锅炉内部被腐蚀的速度就会大幅度的减慢, 提高了锅炉的利用率, 保证了电厂的正常运转。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。

2 电厂锅炉补给水处理中的环保问题

如果锅炉补给水处理不当就会产生污水, 进而影响电厂周围的环境, 所以我们应该注重水处理过程中的环保问题, 特别是在电厂给水过程中添加的化学剂, 会增加环境的污染程度。我们如果能够研究出补给水中的污水回收利用技术, 就能够生态发电。这不仅能够促进电厂的快速发展, 同时也是积极落实国家可持续发展战略的一种具体体现。

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。

电厂在加强水处理管理时, 应该以国家相关的法律法规为依据, 同时要结合电厂的自身情况, 制定符合企业发展的管理制度, 并保证制度能够及时地落实到具体的工作中, 明确岗位职责, 实行责任到人的制度, 并制定相应的奖惩制度, 提高员工的工作积极性。电力企业还应该根据相关的制度, 开展定期的绩效考核工作, 对问题的责任人进行追究。人员素质的好坏直接关系到电厂的发展, 所以应该定期的对员工进行培训, 对工作中的实践知识进行讲解, 提高员工的专业素质, 进而提高工作效率。

虽然我国电厂锅炉给水处理技术已经随着科学技术的发展自身有了很大进步, 但是仍然需要在改革中不断创新, 在吸取经验的同时不断的发展自己。针对在改革创新中出现的问题, 应该用科学的角度去看待, 不断的开拓思维, 实现电厂的可持续发展。

摘要：在电厂发展过程中, 锅炉补给水处理工作是十分重要的。这项工作处理的好坏直接关系到锅炉能否正常运行, 这也是锅炉减少腐蚀、延长寿命的基本保障。在实际的处理过程中, 为了保证锅炉补给水处理的顺利进行, 文章提出了几方面需要注意的问题, 供大家参考。

关键词：锅炉,补给水,管理

参考文献

[1]国家质监总局.锅炉水处理监督管理规则[S].2008.

[2]锅炉水处理实用手册[M].第二版.

[3]工业锅炉水处理技术[M].北京:气象出版社.

锅炉补给水处理 篇9

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.