摘要：独山子热电厂有三台发电机组，分别为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，存在着较为严重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，分别为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，存在着较为严重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

项       目	单     位	运 行 参 数
循环水量	m3/h	10300
保有水量V	m3	11000
温差	℃	8～12
蒸发损失量E	m3/h	90
风吹损失D	m3/h	10

　　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、观察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，塔内壁绿苔消失，通过测试循环水浊度变化，在浊度2～4小时不变，可以结束杀菌剥离。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。如果药剂浓度波动较大，则对循环水系统运行不利，低则影响药剂使用效果，高则浪费药剂。

　　（2）杀菌剂：非氧化性杀菌剂和氧化性杀菌剂交替使用。

　　非氧化性杀菌剂，每月投加一次，投加浓度50mg/l。

　　氧化性杀菌剂，每天投加一次，投加浓度50mg/l。

　　3.3  水质控制指标和分析频次

　　表2  水质控制指标和分析频次

序号	控制项目	频次	控制指标
1	水温	1次/h	≤28.0℃
2	COD	1次/d	≤10mg/l
3	Ca2+	1次/d	75mg/l≤Ca2+≤500mg/l
4	浊度	6次/d	≤10FTU
5	pH	2次/d	8.0～9.0
6	药剂浓度（以PO43-计）	6次/d	总磷2.0～3.0mg/L
7	异养菌总数	2次/7d	≤1.0×105个/ml
8	生物粘泥	2次/7d	≤5ml/m3
9	浓缩倍数	2次/7d	5.0～6.0
10	Cu2+	2次/7d	<0.1 mg/L
11	腐蚀速率	月度	≤0.005mm/a

　　4         水处理技术应用效果

　　热电厂循环水系统经过杀菌剥离清洗后正常投加水处理药剂，现循环水系统运行良好，循环水水质各项分析监测数据基本控制在指标范围内，循环水系统浓缩倍数上升较为理想约5～6之间。研究院防腐中心对其系统进行了系统腐蚀速率监测，监测结果表3。从监测结果看，热电厂循环水系统运行较好，黄铜腐蚀速度合格。

　　表3　系统腐蚀速率监测^（1）

执行标准	《冷却水分析和试验方法》(1993版)　　－中国石油化工总公司(生产、发展部)颁布
监测仪器	电子天平量程：0～100g，精度：±0.1mg
监测地点	热电厂三号凉水塔出口处
监测日期	9月12日10：30　　至　　10月14日16：30	10月8日16：30至　　11月1日11：30	11月8日10：30至　　12月9日11：30
监测时间	773.5h	571h	745h
试片材质	黄 铜
试片表面积（cm2）	20
腐蚀速率（mm/a）	0.0023	0.0030	0.0040
试片外观	光亮，无腐蚀	光亮，无腐蚀	光亮，无腐蚀
指标	黄铜 ≤0.005 mm/a, 无明显孔蚀现象。

　　总体来看，循环水水处理技术应用在热电厂近四个月来，各项运行指标和监测数据均达到并优于国标GBJ50－83和中国石油天然气股份有限公司炼油化工企业工业水管理制度。

　　5 经济效益评估

　　5.1 降低煤耗

　　根据等效热降理论计算可以知道：真空每提高1%，汽轮机效率提高1%，全厂效率提高1%。由前述数据可以知道，今年9、10月份真空比去年同期的平均-82Kpa提高了-7Kpa，真空度提高了8.5%。预计全年平均提高在10.25%以上。那么汽轮机效率和全厂效率都将提高10.25%，电厂全年煤耗款5 000多万元，由此带来的煤耗降低=5 000×10.25%=512.5（万元）。

　　5.2 节约新水量和减少排污量

　　热电厂循环水系统水处理技术应用后，浓缩倍数得到大大提高，从处理前的2可以提高到4，由表4可以知道，补充水量可由处理前的276m³/h降低到166m³/h，节水110m³/h，一年按8 000h计算，可节水88×10⁴m³，折合79.2万元。排水量可由处理前的138m³/h降低到28m³/h，减少排污量110m³/h，一年按8 000h计算，可以减少排污水88万m³，折合排污费264万元，当然排放水并不都排到下水沟，而是用来浇树、除灰等方面，所以效益中应扣除这部分水费。

　　表4  浓缩倍数与补水、排污的关系（循环水量：10 000m³/h）

浓缩倍数	补水量（m3/h）	节水率（％）	排污水量（m3/h）	减少排污率（％）
1.1	1 517	/	1 379	/
1.5	414	72.7	276	80.0
2.0	276	81.8	138	90.0
3.0	207	86.4	69	95.0
4.0	184	87.9	46	96.7
5.0	173	88.6	35	97.5
6.0	166	89.1	28	98.0

　　5.3  节约检修费

　　化学处理后，腐蚀速度可以降低到0.005mm/a（铜管），这样可延长铜管寿命10年以上。一年可节约清洗费用10万元。由于减少了铜管泄漏，也避免了凝结水的污染，可节约凝结水5万元。

　　6  存在问题和建议

　　热电厂循环水系统水处理技术应用虽然取得较好的效果，但仍然存在较多的问题，在硬件方面缺少旁滤装置和监测换热器，在软件方面缺少综合管理和监督的体制，诸如没有建立设备大修台帐，没有设备腐蚀状况记录；对水处理药剂没有进行有效的监督和检验等等。针对这些情况建议热电厂：

　　（1）增设旁滤装置，为进一步提高水处理效果创造条件。增设旁滤装置一次性投资大，但运行费用低，处理效果好。在回用管上使循环水量的2～5％流经旁滤装置可有效除掉循环水中悬浮的藻类、微生物的尸骸及污垢，降低浊度。

　　（2）完善监测手段。大修时应选择合适部位安装监测换热器和监测挂片器，以便准确及时了解循环冷却水处理效果，确保凝汽器正常安全运行。

　　（3）建立设备大修台帐，采集垢样，做垢样组成分析，记录设备腐蚀状况，为调整水处理配方提供依据。

　　（4）加强水处理药剂监督和检验。在有铜设备的冷却水系统中，水处理药剂中BTA除了保护铜设备以外，也相应保护了碳钢设备，因为一旦铜设备腐蚀，水中铜离子会置换出铁，而使铜沉积造成碳钢的缝隙腐蚀和点蚀。因此，水处理药剂中BTA的含量至关重要，需严把药剂质量关，对进厂的每一批药剂进行质量监测和性能评定，确保水处理药剂高质量。

　　参考文献

　　〔1〕 冷却水分析和试验方法. 中国石油化工总公司生产部和发展部，1990，440.