火电厂循环水系统

谈火电厂循环水系统节能降耗对策摘要：随着我国节能减排的号召不断的深入，使得在现阶段的火力发电厂内也要对现有的设备进行节能降耗的工作。

对于在火电厂循环水系统来说，是火力发电的重要设备之一，只有保证此设备的正常运行，才能使火电厂获得更多的经济效益。

但值得注意的是，火电厂的循环水系统在运行期间也会消耗大量的能量，特别是对于一些老旧的循环水系统，运行所需要的能量也是较高的，所以就需要对现有的循环水系统进行节能降耗的工作，建设火力发电厂对能源消耗的程度，实现更多的社会价值。

关键词：火电厂循环水系统节能降耗对策前言：社会在不断的发展着，但是对于发展过程中的环境保护与资源的合理使用，却是一直别人们所忽视的，随着我国对于生态环境的建设与是可持续发展战略的提出，现阶段很多的火力发电厂都在采取各种方法对设备进行节能降耗的工作。

节能降耗严格意义上来说，并不是通过行政手段与相关法律去强制要求火电厂展开节能降耗的，而是随着社会的发展，节能降耗是企业必须要经过的一个路程。

在火电厂的经营中，循环水系统能够有效的降低设备所发出的温度，提高安全生产的能力；但是在运行过程中所消耗的能量与排放也是非常大的，因此在节能减排的号召下，必须对现有的循环水系统进行节能降耗的工作，使得火电厂能够在新时期里得到更好的发展，实现火电厂的可持续发展[1]。

1.火电厂循环水系统组成及存在的问题分析循环水系统对于不同的火电厂来说，在设计上都会存在这一定的差异，而大范围对循环水系统的组成进行观察，其中就包括由汽轮机低压缸的末级组、凝汽器、循环供水系统、凉水塔等部分共同组成。

具体的工作原理分为以下几个方面：（1）首先蒸汽在汽轮机内进行做功，做功结束这些蒸汽进入到凝气器室里面。

（2）循环水泵将冷却水水通过升压，送到凝汽器水室中，对凝汽器内的蒸汽进行冷却，完成热交换，使之重新形成冷凝水。

（3）汽轮机排汽，凝汽器中的汽冷凝为水，再通过凝结水泵做功，将冷凝之后的水进行加热做功循环利用；通过以上的步骤，循环水系统就可以正常的运行。

火电厂锅炉汽水循环系统的优化设计火电厂锅炉是发电厂的核心设备，它的设计合理与否直接关系到整个厂区的电力输出、安全和经济性。

其中汽水循环系统是锅炉的一个重要组成部分，它的优化设计可以使锅炉的效率更高、损失更小，并能有效延长锅炉的使用寿命。

本文将对火电厂锅炉汽水循环系统的优化设计进行探讨。

一、汽水循环系统的原理汽水循环系统是指将水蒸气（汽）和水循环输送的管道和设备系统，它是锅炉的关键组成部分。

汽水循环系统的主要原理是利用锅炉内的火焰将水加热，进而产生蒸汽，然后将蒸汽传导到液态水中，形成循环，以达到传热、传质的目的。

汽水循环系统包括注水系统、循环水系统和排水系统。

注水系统用于向锅炉补充新鲜水，防止锅炉水位下降而导致爆管等事故的发生。

循环水系统用于传递水蒸气和水，将热量传递出去，供其他系统使用。

排水系统则用于排除锅炉内部积水和杂质等有害物质。

二、汽水循环系统的优化设计优化汽水循环系统的设计和操作可以提高锅炉的效率，降低排放浓度，减少能源消耗和环境污染，延长锅炉的使用寿命。

1. 确保排水系统畅通排水系统的设计应该确保中空比和水头锐化度等指标满足要求，防止锅炉内部积存大量污水。

锅炉在正常运行中，会产生大量废水和杂质，如果排水系统不畅通，杂质便会在管路中积存，影响传热效果。

因此，排水系统的设计和施工需要严格按照标准执行。

2. 确保注水系统水质优质锅炉水质的好坏会直接影响其使用寿命和效率。

水质不好易生产水垢，反之水质好，就不易产生水垢，从而降低锅炉的维护费用和能耗消耗。

优质水水质应其含氧量、硬度、有机物等指标应该控制在一定范围内，水源稳定、清洁，保持注水系统和循环水系统的水质优质，才能保证生产能够正常运行。

3. 优化排放系统汽水循环系统的优化设计还应特别关注排放系统，排放系统应该能够高效地将废气、废水和固体废弃物排放出去，减少环境影响。

在排污的过程中，应该先考虑再排水，即优先使用污水资源，减少环境污染和资源浪费。

火电厂直流供水系统取水及循环水泵配置研究摘要：沿海火电厂优先采用海水直流供水系统，2×1000MW凝汽式超超临界汽轮发电机组额定工况时凝汽总量为1641.614t/h，循环水系统冷却倍率为76倍，凝汽器设计压力约5.1kPa。

海水取水可采用明渠、箱涵以及二者结合的方式，从系统运行角度，明渠引水，流速较箱涵引水要低，水头损失小，明渠方案相比箱涵方案，可降低水泵扬程，减小水泵前池的深度，从而减少初投资和运行费用。

循环水泵采用双速电机方案初投资高于定速电机方案，考虑运行费用后年总费用比定速电机方案节省。

关键词：直流供水系统；明渠；箱涵；循环水泵1供排水系统1.1循环水系统流程电厂二期循环水系统以海水为冷却水，采用直流供水系统。

循环水系统流程为：取水明渠→引水箱涵→泵房前池→栏污栅（移动式清污机）→旋转滤网→循环水泵→液控蝶阀→循环水压力进水管→凝汽器及辅机冷却器→循环水压力回水管→循环水压力回水沟道→脱硫提升水泵前池和脱硫曝气池（兼做虹吸井）→排水沟道→工作井→排水沟道→排水口→大海。

1.2循环水需水量本期工程安装2×1000MW凝汽式超超临界汽轮发电机组，开展了循环水《冷端优化研究专题报告》研究，通过对各主要可变参数的不同组合，经过水力、热力及经济计算，进行了多方案的比选，选取了优化配置方案。

汽轮机的热力数据见下表。

1000MW汽轮机热力数据表本工程采用单流程双背压凝汽器，循环水系统按照机组TMCR工况进行配置，额定工况时凝汽总量为1641.614t/h，循环水系统冷却倍率为76倍，凝汽器设计压力5.1kPa，单台机组冷却水量为127643m3/h。

2取水方案比选一期工程已经按照按照规划容量4×1000MW机组规模的取水量，建设了取水口和取水明渠。

并将取水明渠引入厂区，本工程拟在一期基础上取水。

取水方式可采用三种方案：方案一，延长明渠到正对本期循泵房的位置，采用箱涵引水到前池；方案二：一期明渠扩建端不再延长，做适当改造，采用引水箱涵，引水到前池；方案三：较长明渠延长并改造，采用较短箱涵引水到前池。

三大系统简介一、燃烧系统燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等环节组成，其流程如图2所示。

（l）运煤。

电厂的用煤量是很大的，一座装机容量4×3O万kW的现代火力发电厂，煤耗率按36Og／kw.h计，每天需用标准煤（每千克煤产生70O0卡热量）360（g）×120万（kw）×24（h）=10368t。

因为电厂燃煤多用劣质煤，且中、小汽轮发电机组的煤耗率在40O~5O0g ／kw·h左右，所以用煤量会更大。

据统计，我国用于发电的煤约占总产量的1／4，主要靠铁路运输，约占铁路全部运输量的4O％。

为保证电厂安全生产，一般要求电厂贮备十天以上的用煤量。

（2）磨煤。

用火车或汽车、轮船等将煤运至电厂的储煤场后，经初步筛选处理，用输煤皮带送到锅炉间的原煤仓。

煤从原煤仓落入煤斗，由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并经空气预热器来的一次风烘干并带至粗粉分离器。

在粉粉分离器中将不合格的粗粉分离返回磨煤机再行磨制，合格的细煤粉被一次风带入旋风分离器，使煤粉与空气分离后进入煤粉仓。

（3）锅炉与燃烧。

煤粉由可调节的给粉机按锅炉需要送入一次风管，同时由旋风分离器送来的气体（含有约10％左右未能分离出的细煤粉），由排粉风机提高压头后作为一次风将进入一次风管的煤粉经喷燃器喷入炉膛内燃烧。

电厂煤粉炉燃烧系统流程图目前我国新建电厂以300MW及以上机组为主。

300MW机组的锅炉蒸发量为10O0t／h（亚临界压力），采用强制循环（或自然循环）的汽包炉；600MW机组的锅炉为200Ot／h的（汽包）直流锅炉。

在锅炉的四壁上，均匀分布着4支或8支喷燃器，将煤粉（或燃油、天然气）喷入炉膛，火焰呈旋转状燃烧上升，又称为悬浮燃烧炉。

在炉的顶端，有贮水、贮汽的汽包，内有汽水分离装置，炉膛内壁有彼此紧密排列的水冷壁管，炉膛内的高温火焰将水冷壁管内的水加热成汽水混合物上升进入汽包，而炉外下降管则将汽包中的低温水靠自重下降至下连箱与炉内水冷壁管接通，靠炉外冷水下降而炉内水冷壁管中热水自然上升的锅炉叫自然循环汽包炉，而当压力高到16.66~17.64MPa时，水、汽重度差变小，必须在循环回路中加装循环泵，即称为强制循环锅炉。

例析火电厂循环水与工业水系统的改进1 工程概况及系统简介该电厂建设规模为2×480t/h循环硫化床（石灰石脱硫）+2×150MW凝汽式汽轮机燃煤发电机组。

该电厂循环水系统为扩大单元制再循环供水系统，每台机配5段机械通风冷却塔，每台机配2台立式斜流泵、1根DN1800循环水进水管及1根DN1800循环水出水管。

机组凝汽量为321.91t/h，按冷却倍率65倍，每台机凝汽器冷却水量为20924m3/h，辅机冷却水量为1020m3/h，循环水设计水量为21944m3/h （6.10m3/s）。

单台循环水泵流量为 3.048m3/s，扬程为22.23m。

每段冷却塔冷却水量为4390m3/h，进塔温度为40.5℃，出塔温度为32℃。

补给水及工业水采用淡水。

补给水泵2台，流量为485m3/h，扬程为41m。

工业水泵3台，流量为450m3/h，扬程为54m。

电厂循环水及工业水系统设计主要依据《火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）》《火力发电厂水工设计技术规定（DL/T 5339-2006）》和《火力发电厂生活消防给水和排水技术规定（DLGJ 24-91）》。

本文仅对本工程的循环水及工业水改造系统做如下阐述。

2 技术改造的必要性（1）在机组运行期间，开两台工业水泵运行，工业回水全部排到循环水泵前池（作为循环水主要补充水），由于此水量大大超过冷却塔的水汽损失量，故多余的水不断夹带投入循环水中的阻垢剂、刹菌灭藻剂等药品自冷却塔溢流口处流失，其水量大于300t/h。

由于向循环水中所添加的药品没循环多久后就大量流失，造成药量不足而引起凝汽器、冷油器等换热管道很快结垢，严重影响换热效果及经济运行。

故需在保证足够工业水量的前提下尽可能地减少外界水流入循环水系统。

新增加两台工业水泵则可解决该问题。

（2）每台炉安装四台冷渣器，每台冷渣器设计冷却水量为65t/h，冷却水回水温度约为60℃。

此水未经冷却后直接排入循环水泵前池，由此而引起循环水温升高0.5℃～1℃，此升高的水温直接影响了机组的经济运行。

循环水的问题及解决方案在我国的火力发电厂中，由于循环冷却水系统处理不当而引起的发电机组凝汽器腐蚀结垢问题屡见不鲜。

凝汽器腐蚀容易引起铜管穿孔、开裂，增加设备的检修时间和次数，缩短设备的使用寿命，减少发电量，增加发电成本；凝汽器结垢一方面导致垢下腐蚀，另一方面降低换热器的热交换效率（从而影响到生产效率），增加能源消耗。

在正常运行状况下，凝汽器的真空度下降为89%-92%。

如果所使用的缓蚀阻垢剂的性能不当，导致系统一定程度的结垢，使凝汽器的真空度下降为86%-89%，这将使发电热耗增大4.5%-7.5%，发电煤耗增高8%-14%/kW·H。

如果考虑停车清洗、设备腐蚀和增加维修频率等所引起的连带后果，其经济损失是异常惊人的。

总之，凝汽器腐蚀结垢所造成的直接后果真空度下降、蒸汽出力减小、正常生产处理不当而引起的发电机组凝汽器周期缩短、设备寿命降低、运行成本提高、生产效率下降，带来巨大的经济损失。

因此，采用经济的有效的手段防止循环冷却水系统的腐蚀和结垢是非常重要的。

【火力发电厂循环冷却水的处理方式】我国许多缺水地区的火力发电厂，普遍采用地下水作为循环冷却水系统的补充水。

一般而言，地下水普遍存在含盐量高和硬度、碱度高的特点。

随着系统谁的不断浓缩，硬度离子如（Ca2+,Mg2+,HCO3-等）和侵蚀性离子（如Cl-和SO42-等）的浓度不断升高，超过一定的容忍度后极易引起设备管道的腐蚀与结垢。

另外，在这些缺水地区，为了节水节能的需要，循环水的浓缩倍数一般控制较高，这就进一步加重了系统腐蚀和结垢的危险性。

对于有些以地表水作补充水的电厂循环水系统，虽然硬度离子和侵蚀性离子浓度较低，但如果浓缩倍数过高，再加上处理方式不合适，同样也会引起机组的腐蚀和结垢。

为了解决循环冷却水系统的腐蚀结垢问题，国内的火力发电厂常规的处理方法有以下几种。

1、利用软化水降低补水的硬度该方法通过离子交换去除补水中的Ca2+和Mg2+等硬度离子而达到预防无机垢沉积的目的。

浅析火电厂循环水余热利用改造随着能源需求的不断增长和环保意识的日益提高，火电厂循环水余热利用改造已成为火电厂节能减排的重要途径。

循环水是火电厂电站内为保证燃烧安全、冷却热负荷而用于循环的水，通过对循环水余热的充分利用，可以减少高温废水排放、提高电力利用效率和减少能源消耗。

一、循环水余热利用的方式1. 蒸汽利用在火电厂中，循环水进入锅炉进行加热，转化为蒸汽后用于发电机组发电，可以将蒸汽余热通过抽汽至蒸汽轮机上驱动管轮机组，将蒸汽中的余热充分利用，提高了发电效率，减少了能源浪费。

2. 热水利用循环水加热后可以通过散热器进行散热，进行空气预热或加热室内热水，也可以通过换热设备将热水输送至其他工艺或生产线中，提高热水利用效率，减少能源消耗。

1. 节能减排火电厂的循环水系统，在工业生产中是一个大的热能交换系统。

利用其余热可以降低能源消耗，减少对非可再生能源的依赖，大幅度减少对环境的污染和GHG的排放。

循环水余热能够被充分利用，相应地减少了烟气中的污染物排放，对于保护环境和促进可持续发展具有重要意义。

2. 提高电力利用效率循环水余热的充分利用可以提高电站的热电联产效率，减少了热能损失，提高了热能利用率，实现了能源的最优化利用。

同时，降低了火电厂的运营成本，在提高能源利用效率的同时带来了收益。

3. 优化火电厂生产方式通过循环水余热利用改造，不仅可以提高电站的能源利用率，还可以优化火电厂的生产方式。

这样可以改善工作环境，提高生产的安全性和稳定性，同时提高了企业的竞争力。

三、循环水余热利用改造实施中的主要措施1. 设备完善循环水余热利用改造首先需要的是设备的完善，特别是在换热装置的选择、安装和维护方面，需要考虑设备的性能、稳定性、使用寿命等因素。

同时要根据不同的工况和生产流程，合理配置换热场和流量控制器，以达到最佳的换热效果。

2. 工艺优化在循环水余热利用改造过程中要进行工艺优化，根据循环水系统的运行状态、设备条件和生产工作流程等情况，制定适合该厂的制定操作规程和运行维护手册。

火电厂多水源补水循环水系统污染分析及应对策略某火电厂循环水系统有多种补水水源，其中之一为铝冶炼厂蒸汽凝结水。

由于在生产过程中发生液碱漏入凝结水系统，受污染的凝结水又回用补入循环水系统，导致该火电厂循环水受到污染。

通过采取科学合理的应对处理措施，循环水水质恢复正常，未造成设备腐蚀、结垢等不良后果。

工业企业是用水大户且绝大部分都为工艺冷却用水。

以火电厂为例，循环冷却水系统用水量几乎占整个火电厂用水量的90%以上。

目前，越来越多的湿冷火电机组循环水系统使用再生水等多种水源作为补充水，由此循环水受到污染的风险也同时增大。

循环水发生污染后，若处理不当会导致凝汽器和各种换热器发生腐蚀和结垢。

凝汽器发生腐蚀会引起冷却水管穿孔、开裂，从而增加了设备的检修次数，使设备的使用寿命缩短并使发电成本增加。

而凝汽器结垢会导致换热器的热交换效率降低，发电能耗增加，如果需要停机清洗换热器则经济损失更大。

因此，采用快速有效的应对策略处理循环水系统的污染非常重要。

1 机组及循环水系统概况某火电厂2台300 MW亚临界燃煤自备湿冷发电机组为铝冶炼厂提供电力和工艺用蒸汽，其循环水系统以处理后的制药废水回用水、地表水以及铝冶炼厂蒸汽凝结水（以下简称凝结水）作为补充水水源，每台机组补充水量约为500 t/h，其中凝结水水量约80 t/h，其余为处理后的废水回用水和地表水。

循环水各补充水水质见表1。

从表1可以看出，凝结水的水质好于其他2种水源水质，但凝结水易受铝冶炼厂某些工艺过程的污染。

根据各换热器材质（见表2），对循环冷却水采用加硫酸、水质稳定剂和加杀菌剂的方法进行处理。

2 循环水污染情况2018年3月6日发现2号水塔循环水外观异常，混浊且呈灰白色，而1号水塔水质正常。

根据循环水外观及补充水水源分析认为，最大的可能是铝冶炼厂受污染的凝结水补入了2号水塔，造成整个2号水塔循环水的污染，铝冶炼厂反馈信息也验证了上述分析。

取2号水塔循环水和凝结水水样进行分析，发现凝结水酚酞碱度超过30 mmol/L，循环水水质主要控制指标也有多项异常（见表3），表明2号水塔循环水受到了较强碱性物质的污染。

火电厂循环水处理标准火电厂循环水处理是保障火电厂正常运行的重要环节，合理的循环水处理标准能够有效地提高循环水的利用率，减少水资源的浪费，同时也能够保护环境，降低对水资源的污染。

因此，制定科学、合理的循环水处理标准对于火电厂的发展至关重要。

首先，火电厂循环水处理标准应包括循环水的水质要求。

循环水的水质直接关系到火电厂的正常运行和设备的寿命。

因此，循环水处理标准应明确规定循环水的PH值、浊度、溶解氧、电导率等水质指标，并且要求在规定范围内保持稳定。

其次，火电厂循环水处理标准还应包括循环水处理工艺的要求。

循环水处理工艺是保证循环水水质的关键环节，应明确规定循环水处理设备的类型、数量、工艺流程等，并要求设备运行稳定、处理效果显著。

此外，火电厂循环水处理标准还应包括循环水处理操作的要求。

循环水处理操作是保证循环水水质稳定的保障，应明确规定操作人员的操作流程、操作规范和操作要求，确保操作人员能够严格按照标准操作，保证循环水的水质稳定。

最后，火电厂循环水处理标准还应包括循环水处理监测的要求。

循环水处理监测是保证循环水水质稳定的重要手段，应明确规定监测频次、监测项目和监测要求，确保对循环水的水质进行及时、准确的监测，发现问题及时处理。

综上所述，火电厂循环水处理标准是保障火电厂正常运行的重要保障，科学、合理的循环水处理标准能够有效地提高循环水的利用率，减少水资源的浪费，同时也能够保护环境，降低对水资源的污染。

因此，制定科学、合理的循环水处理标准对于火电厂的发展至关重要。

希望各火电厂能够严格按照循环水处理标准执行，确保循环水的水质稳定，为火电厂的可持续发展提供坚实的保障。

火电厂循环水系统施工工艺工法1 前言1.1 工艺工法概况火电厂循环水系统的主要功能是为凝汽器提供充足的冷却循环水，在汽轮机中做功后排入凝汽器的乏汽冷却成凝结水，以维持汽轮机组正常运行过程中的蒸汽循环及其热功转换过程中的热力平衡。

火电厂循环水系统按照供水方式不同分为两类：1.1.1直流供水（开式供水）冷却水直接由自然水源引入，经过凝汽器冷却排气后，再排入水源，原则上是发电厂附近有河流、湖泊、水库和海洋等。

1.1.2循环供水（闭式供水）冷却水→凝汽器→冷却设备→循环水泵→冷却水。

它适用于无条件采取直流供水或水源不充足的地域。

本工法主要内容为取用海水的直流供水循环水系统土建施工，主要由以下部分组成：①循环水泵房；②循环水管道；③排水管；④虹吸井；⑤钢筋混凝土排水沟；⑥河道拓宽及改造。

1.2 工艺原理循环水自引水明渠由水源自流至岸边循环水泵房进水间，经拦污栅、旋转滤网清除杂物后进入循环水泵，水泵出口安装液压控制缓闭止回蝶阀，水流由泵升压后通过循环水管道经滤网送至凝汽器及其它冷却器，水携带热量后，通过排水管进入虹吸井，然后经钢筋混凝土排水沟排出。

本工法根据设计内容，采用先进设备，提高关键工程施工效率与质量；组织集约化施工，减少施工占地、提高设备效能；同时合理划分施工区段，组织多路径平行流水作业。

2 工艺工法特点电厂循环水系统施工现场一般可利用空间相对较大，有利于组织大型设备施工，按工程量大小、内在关系及区域划分成主体工区，组织多路径平行流水作业，合理安排工序衔接，可节约成本、保证安全质量、缩短工期。

3 适用范围3.1取用海水的直流供水循环系统施工。

3.2岩性主要为粉细砂、粉土，粉细砂及粉质粘土的港口工程施工。

4 主要引用标准《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》（DL 5031）、《水工建筑物地下开挖工程施工技术规范》（DL/T 5099）、《电力建设施工质量验收及评定规程》（DL/T5210.1）、《火电施工质量检验及评定标准》（土建工程篇）。

火电厂用水流程图
锅炉产生蒸汽推动汽轮机做功
火电厂用水流程说明
火电厂用水主要分为三部分：
第一部分为机组热力系统用水：原水→到化学制水，经过水处理设备制成除盐水（产生约10％左右的浓水，排至脱硫系统再次利用）→通过除盐泵输送至汽轮机的凝汽器做为热力系统补水→和凝结水混合后由凝结泵输送至除氧器→通过加热除氧后输送至锅炉→在锅炉内加热为蒸汽,推动汽轮机做功发电→一部分在凝汽器中被循环水冷却凝结成凝结水，形成连续循环，另一部分蒸汽做为工业或民用供热，蒸汽不回收.
第二部分为循环水系统用水:原水→直接补到冷却塔池内→通过循环泵将水送到凝汽器中冷却蒸汽→冷却后的水又回到冷却塔池内，形成连续循环。

随着原水循环次数的增加,冷却水自然蒸发浓缩，水质逐渐变差，为保证水质,需将部分浓水（约为原水总量的5％)排至脱硫系统再次利用.
第三部分为湿法脱硫系统用水:化学制水10％的浓水及循环水浓水→脱硫工艺水箱输送至脱硫制浆系统→和石灰石粉混合制备脱硫浆液→输送至脱硫吸收塔与烟气反应，吸收烟气中的二氧化硫→热烟气携带大部分水由烟囱排放,石膏携带小部分水进入石膏脱水系统,经过脱水后将产生少量的废水（约占全厂原水用量的5%），部分单位将此部分废水作为干灰搅拌加湿用水，实现废水零排放。

个别单位无法全部利用,少量经处理后外排，目前公司正在进行废水零排放改造，力争2017年前通过实施脱
硫废水闪蒸等处理方法，全部实现废水零排放.。