大型火力发电厂循环水处理方案

大型火力发电厂循环水处理方案大型火力发电厂循环水处理方案更新时间：2015-07-0619:11来源：论文网作者:阅读：2036网友评论0条目前，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，建设一个新电厂，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，循环水补充水占较大比例，这样，优化选择循环水处理方案，提高循环水浓度倍率，具有十分重要的意义。1概况在我国，水质特点呈地域分布，重碳酸盐类水约占河水的78%，华北地区为高硬水区域，西北地区为极高硬水区域。某电厂位于较为缺水的华北地区，单机容量为600MW等级的进口燃煤机组，冷却水系统设计采用带有自然冷却通风塔的敞开式冷却系统。循环水补水源于某水库，水质如表1。由水库月化验报告可知，7～8月水质较好，3～4月水质最差。2常用循环水处理方法简述目前，敞开式循环水处理方法较多，大致可分为保持水质稳定的阻垢处理、补充水软化和循环水质调整三大类。即：水质稳定处理。在循环水中加入水质稳定阻垢剂，通过螯合反应和表面吸附，可有效抑制或减缓循环水在传热面的成垢过程。目前，常用的一些阻垢剂有聚磷酸盐、多元膦酸、磷酸酯、聚羧酸及复合阻垢剂等。补充水软化。该法是将循环冷却系统补充水中的碳酸盐硬度(暂硬)除去，即软化处理，从而防止循环水系统形成水垢。常用方法有石灰处理法和离子交换法，其中石灰处理法是将生石灰加入水中生成消石灰，再与水中的碳酸盐硬度发生反应，生成CaCO3和Mg(OH)2沉淀，降低了水中的硬度和碱度，从而进行了软化;离子交换法是利用弱酸阳离子交换树脂具有工作交换容量大、再生比耗接近于1以及易于与碳酸盐硬度发生反应的特性，通过设备系统对循环补充水进行软化的。水质调整。所谓水质调整是指向循环水中加入化学药品，改变或调整水质盐分组成，使之不易形成水垢。常用方法有加酸法和炉烟处理法。加酸法是通过向水中加入酸(通常为硫酸)，降低循环水中的碳酸盐硬度，使其低于极限碳酸盐硬度，从而减缓了结垢倾向，达到防垢目的。目前，加酸法常和阻垢处理复合使用，以增加效果。炉烟处理法是利用炉烟中含有CO2酸性物质，加入循环水中，可有效抑制Ca(HCO3)2的分解反应，使循环水中钙盐保持碳酸氢盐状态，防止了结垢。3方案论证及技术经济比较在循环水冷却系统中，由于蒸发、风吹、渗漏、排污等损失，造成水量损失，需补充水，以达到水平衡。蒸发、风吹、渗漏损失与气候影响和设备系统构成有关，电厂建成以后，一般是不变的。而排污损失是随循环水处理方式的不同而不同，节水潜力最大。循环水浓缩倍率的高低，直接影响着排污率的大小。表2为某电厂2×600MW夏季额定工况不同浓缩倍率下的水平衡。由此可见，循环水系统采用高浓缩倍率处理方式运行，可有效地减少排污损失，对全厂节水起主导作用。有利于对外实现零排放。据此，提供三个常用的循环水处理方案，即石灰处理法、阻垢处理法和弱酸离子交换法，以进行比较优选。石灰处理法目前在我国火电厂循环水冷却系统中运用的有两大类，一为石灰消化处理系统(山西神头发电厂)，另一为石灰排渣重复利用系统(山东邹县电厂)，此二系统关键设备均须进口。第一种系统由于高纯度消石灰国内供货达不到要求，且系统不稳定，浓缩倍率低，最高仅为2.5倍左右，并伴有后沉淀问题。后一种系统须自备煤气站，投资较大，且该系统对Ca2+、Mg2+含量有严格要求，Mg2+含量不宜超过总硬度的20%，而某电厂源水Mg2+占总硬度的比例远远大于此值，达43%左右。故此，石灰处理法不宜采纳。3.1技术比较3.1.1浓缩倍率3.1.1.1阻垢稳定处理在循环水冷却系统中，补充水碳酸盐硬度是形成结垢的主要因素。如图1、2所示，原水碳酸盐硬度越低，稳定的极限碳酸盐硬度也较低，但相应的浓缩倍率较高;当原水碳酸盐硬度越高，稳定的极限碳酸盐硬度也较高，但相应的浓缩倍率较低。某电厂原水碳酸盐硬度在2.2～3.5mmol/L之间，由图1、2可知，用阻垢剂处理循环水，其极限碳酸盐硬度大约在5.5～8.5mmol/L左右，浓缩倍率在2.3～2.5倍之间。目前，由于有机膦具有阻垢和缓蚀性能，其工业应用较为广泛。常用有机膦药剂为ATMP、HEDP、DETMP等。运用阻垢剂稳定处理循环水，其浓缩倍率可达较高水平的有“有机膦+三聚”及“有机膦+硫酸”等配方。前者是利用有机膦的阈限效应和协同效应，一般采用低剂量(2～3mg/L)处理，其最高浓缩倍率亦仅在2.5倍左右。“有机膦+硫酸”复合处理是对水质进行降碱度和阻垢协同处理，浓缩倍率可达3倍。3.1.1.2弱酸离子交换法氢型弱酸阳离子交换树脂能有效地除去水中碳酸盐硬度，适用于水质碳酸盐硬度2～10mmol/L，而某电厂水质碳酸盐硬度为2.2～3.5mmol/L，硬碱比在1.