电厂疏水泵范文

电厂疏水泵范文（精选5篇）

电厂疏水泵 第1篇

某210MW汽轮机组的低加疏水泵150NW62-230自投运初期就因推力轴承和机封频繁损坏, 平均一周至半个月就需要检修一次, 无法满足生产需要。疏水泵连续多年频繁出现故障的表现形式基本相同, 主要是机封和轴承的损坏, 表现为:

1) 高压侧机械密封频繁损坏, 投运初期平均每周损坏一次;

2) 高压侧轴承频繁损坏, 有轴承抱死现象, 损坏频次与机封损坏频次大致相同;

3) 疏水泵运行时有汽蚀现象, 泵高压侧平衡室压力大, 根据运行工况不同, 平衡室压力为1.0～2.0MPa。

该泵的参数如表 1所示。

1 运行现状及存在问题

1) 由于高压侧轴承频繁损坏, 且平衡室的压力较高, 最大时已达到2MPa, 说明水泵的轴向推力已从平衡鼓转移到轴承上, 从而使轴承发热。通过扩大平衡管的通流面积, 理论上可以减小整个轴系的前后压差, 从而减小附加在轴承上的轴向推力。将平衡管的管径由8mm增大到14mm, 使低加疏水泵运行状况得到了一些改善, 平衡室压力已降到0.5MPa左右。轴承及机械密封的损坏频率明显降低。但是, 实际运行中水泵仍有汽蚀现象发生, 经观察发现, 当疏水泵流量为46t/h及以上时, 水泵有汽蚀现象。

2) 该机组低加疏水流量最大工况时流量为68.11t/h, 且机组平均年负荷率仅为65%, 而疏水泵的铭牌流量为67.5t/h。经过现场连续观察, 疏水泵的出口压力为2.5MPa以上, 而调节阀后压力低于1MPa, 阀门前后压差大。阀门实际开度最大不超过30%, 平时一段维持在15%左右, 这样造成的节流损失较大, 其原因是低加疏水泵的富裕扬程较大。

所以将原有的4级叶轮疏水泵去掉一级, 组装了1台3级叶轮的疏水泵, 完成了1台低加疏水泵的改造。此时该泵运行电流较其他疏水泵电流小10%～30%, 节能效果显著, 水泵可以在30～45t/h的流量下稳定运行。

3) 通过现场实地测量, 发现仍旧存在问题, 现场已有管道系统入口净压头不足, 加上原有水泵的抗汽蚀能力弱, 是水泵运行中汽蚀的根本原因。从现在的运行状况来看, 也能说明此问题。即泵在46t/h (大致范围) 流量以下运行是安全的, 若此流量不能维持低加水位, 可以考虑略开一点事故疏水门, 或者启动2台疏水泵运行。从运行操作角度来看, 频繁启停疏水泵可操作性不强, 且低加水位不易控制。特别是如果开启事故疏水门, 将会造成机组低加系统的回热经济性降低。

2 改造探索与实施

要想从根本上解决水泵汽蚀的问题, 应采用换泵的方法。

2.1 水泵的参数计算

经计算, 确定了新泵的扬程和必需汽蚀余量。通过调查机组的热力特性历史数据, 确定了新泵的流量。同时, 在选型时尽可能考虑泵的结构型式, 以便于检修安装。关于流量的确定, 由哈尔滨汽轮机厂提供的热力特性书可知, 机组在额定负荷时疏水量为67.75t/h。由于实际负荷率偏低, 仅为全负荷的55%～60%, 因此大部分时间内低加疏水量较其额定值偏小。在 120～150MW时, 其疏水量在32～50t/h, 所以选用的低加疏水泵应在此流量下有较高的效率。

根据河南电力试验研究院提供的机组投产后热力试验报告, 疏水泵的最大流量为72t/h, 但高效率点应在50t/h附近。考虑到机组低负荷时的疏水 (84MW负荷时疏水量为20.78t/h) , 而疏水泵流量过低会引起汽蚀, 所以泵的最小流量 (能够维持水泵稳定运行的最小流量) 应不小于20t/h。

扬程的确定:由于5#低加入口水侧压力数据没有传入DCS, 无法知道其各种负荷下的历史数据。根据8个月的时间对此处压力的观察记录, 发现此处压力最高为1.05MPa。通过模拟低加疏水出口管道阻力特性, 计算出低加疏水泵出口压力 (见表2) 。

2.2 选择与评估

上述计算表明, 在该机组设计的疏水泵最大出力的工况下, 疏水泵的扬程应不小于1.31MPa。而实际情况下, 由于疏水泵出口在5#、6#低压加热器水侧, 当热力系统凝结水流量增大时, 因汽轮机6#、7#低压加热器水阻的增加使疏水泵出口处凝结水压力较理论值有所下降, 因此, 疏水泵出口处凝结水的压力理论值最高1.31MPa。考虑到水泵运行一段时间后效率下降及低加因管束泄漏可能增加的水阻, 计划选用扬程为140～160m的水泵。

必需汽蚀余量的确定:机组的低压加热器正常水位离疏水泵入口垂直高度3.5m, 计算得知管道阻力损失0.5m, 资料查询泵汽蚀安全余量0.5m。因此, 2.5m是泵安全运行的一个临界点, 即所选水泵在任何工况下必需汽蚀余量不得超过2.5m。为保证泵的抗汽蚀性能, 其必需汽蚀余量应在2m以下。

由于凝结水流量取决于凝结水出口调整门后至除氧器之间的压差, 因此, 即使凝泵变频在相同工况下, 其出口母管压力应与现在一致, 所以凝结水泵变频与否, 与低加疏水泵的选型无关。低加疏水泵的扬程为140～160m, 额定流量68.11t/h, 最大流量72t/h, 最小流量20t/h, 必需汽蚀余量在2m以下, 其Q-H曲线尽量平坦。

为了降低生产成本, 确定新购低加疏水泵为150NW-782型疏水泵。但由于疏水泵是成型的系列产品, 若按照理论数据定制疏水泵, 则改造成本过高, 所以确定的水泵型号是根据厂家提供的性能曲线 (见图1) , 使工作参数最接近该公司需要的型号。

最终确定的疏水泵的工作参数如表3所示。该泵的理论扬程、流量及必需汽蚀余量都能满足现场的需要。

2.3 改造结果的分析

在确定了疏水泵的型式后, 为提高泵组的运行稳定性, 在现场条件许可的情况下, 最大限度地降底了疏水泵的安装高度, 为疏水泵的稳定运行打下了基础。低加疏水泵更换后已投入运行。试运出口压力1.8MPa, 最大流量73.87t/h。从试运200h的运行情况来看, 该泵能满足机组基本负荷至最高负荷下的低加疏水输送工作, 且在各种工况下能够稳定运行, 电流较改造前减小32A左右, 汽蚀现象不明显, 没有机封泄漏、轴承发热的异常情况, 完全能够满足现场要求。

2.3.1 安全性分析

新泵运行时非常稳定, 现场检测噪音较低, 各种工况下基本上听不到汽蚀声音, 泵体及轴承振动平均小于0.03mm, 最大不超过0.04mm, 轴承温度有效控制在35℃左右。旧泵在流量小于25t/h或大于45t/h时即开始汽蚀, 而新泵在流量为15～73t/h时仍然能安全稳定运行。

2.3.2 经济性分析

原疏水泵订购合同价为7.03万元/台, 而新泵合同价仅为4.6万元/台。表4所示为新旧低加疏水泵运行经济性的比较。

注:按电价0.40元/kWh、全年运行8760h计算。

数据表明, 新泵运行电流较旧泵平均减小电流32A左右, 按此计算, 每年将直接节约电费6.5万元, 只需不到1a时间就可收回成本。旧泵的流量最大为56t/h, 在机组负荷高时不能满足疏水需求;而新泵试验最大流量达73.87t/h (因负荷限制试验到的流量, 实际流量要大于此值) , 完全能满足机组各种工况要求, 为提高回热系统热经济性带来了有力支持。

3 结语

通过新旧疏水泵的运行参数比较, 说明此次低加疏水泵的改造是成功的。无论是从经济性还是安全性上来考虑, 新疏水泵都能满足现场要求。此次疏水泵的改造从设备缺陷现象分析, 综合热力系统比较, 最终确认了原旧疏水泵选型不当是回热系统不稳定的主要原因, 此外, 改造对于技术管理部门也是一次深入认识离心泵原理, 排除疑难杂症问题, 并成功选型的案例, 对以后解决发电企业现场类似问题具有重要的指导意义。

摘要：针对某210MW机组的低加疏水泵自投入运行以来一直存在频繁损坏及出力不足的缺陷, 曾多次对该设备进行改造, 未见明显改善。通过对疏水泵改造过程中所出现的问题进行深入分析, 不断修正改造方案, 解决了上述缺陷。改造时从理论上对系统进行了计算与分析, 给出了解决问题的改造方向与方法, 对于发电企业同类型设备改造具有参考意义。

核电站MSR疏水泵的设计计算 第2篇

汽水分离再热系统是核电汽轮机必不可少的重要组成部分，与常规火电机组中锅炉的作用相同，这也是核电机组与常规火电机组的主要区别。

汽水分离再热系统(MSR系统)的作用是去除和回收汽轮机高压缸排汽中的水份，除湿分离效果达到98%以上，再通过MSR两级再热器加热，将低压缸进汽加热成过热蒸汽，通过提高低压缸进汽的过热度，将低压缸排汽的湿度控制在10%，降低了湿蒸汽对低压缸叶片尤其是末3级叶片的冲蚀。

2 疏水泵设计实例

以某核电站为例，单台汽轮机组包含两台汽水分离再热器(MSR)，分别位于汽轮机运行平台两侧。每台汽水分离再热器配备一台分离器疏水回收箱，一台低压再热器疏水回收箱和一台高压再热器疏水回收箱，如图1所示。

疏水泵用于将MS分离器疏水回收箱中的凝结水，排放到低压给水加热系统，如除氧器。通常为避免泵无流量运转，防止电动机过热，会在泵的出口设置一套最小流量管路，即设置控制阀与泵出口的测流量仪表联锁。当泵的流量等于或小于最小量时，控制阀打开，以减少气蚀的可能性。

疏水泵的稳定运行对整个汽轮机发电机组都是至关重要的，它能使分离器疏水箱水位稳定在正常液位，避免分离器疏水箱中的疏水倒回流至汽轮机，从而防止汽轮机组跳闸停机。因此，为泵厂家提供准确的关于泵的工艺流程参数是疏水泵稳定运行的重要前提条件。泵的安装位置、工艺过程(如启动、停机、最大工况，接收疏水设备如除氧器是否定压运行、疏水介质的物化性质等)都是选泵的重要考虑因素。

3 厂家提供的主要工艺参数

(1)流量：根据具体的运行要求，各设备的运行特点，给出正常流量和额定流量，包括典型工况的流量(不同电站有不同的考虑)，并需考虑最小流量的要求。

(2)扬程：根据泵进口侧介质的静压、疏水箱与泵的相对高度差、从疏水箱至泵的进口侧的管道及管件的压力损失，可得到泵的进口侧的吸入压力。

根据泵的出口侧设备的静压、泵与出口侧设备的相对高度差、管线的压力损失，可得到泵的出口压力。吸入压力与出口压力的差值即为泵所需能量的增值。在计算泵的进口侧设备的介质液位时，应取最低液位，也就是低低液位。

(3)温度：在核电站中，疏送介质为饱和水。

(4)系统的有效汽蚀余量：指泵的入口处单位质量疏水超出该疏水气化压力的富余能量，等于从基准面算起的泵入口的总吸入水头减去液体的气化压力。根据工艺特点及布置要求，向泵厂家提供初步的系统的有效汽蚀余量(NPSHa)数据，要求离心泵的NPSHa/NPSHr≥1.8，以减少泵产生气蚀的可能性。

计算式如图2所示：

泵的进口能量=ν12/2g+H1+P1/ρg-h1

泵的出口能量=ν22/2g+H1+P2/ρg+h2

因此扬程H=((P2-P1)/(ρg)+h2+h1+ν22/2g-ν12/2g

式中，H-总扬程，m;P2-加于出口水面的压力，Pa;P1-加于进口水面的压力，Pa;ρ-水的密度，kg/m3;h1/h2-相对于泵基准线的净扬程(出口水面和进口水面的高度);h1/h2-进口/出口水头损失，m;ν2/ν1-出水/进水管端的出口流速，m/s。

以某核电站的疏水泵选型计算为例，该系统处于倒灌设置(见表1)。

由以上可知，泵的扬程是指把单位重量的疏水从吸入液面输送至排出液面所需的能量，由泵的几何高度(势能)、进出口设备介质的静压差(压能)及系统管路阻力损失3部分组成。

4 布置泵及相关系统管道时的注意事项

(1)所有泵的吸入管道，在靠近端部处均应安装临时滤网;(2)根据实际工况参数，向泵厂家提交泵的吸入、排出管道的载荷及力矩，由泵厂家去核算疏水泵能否承受管道的力及力矩;(3)泵的吸入管道应尽可能缩短，少拐弯，如必须拐弯时，也应采用长曲率半径的弯头，避免突然缩小管径，避免压损过大;(4)泵的吸入管道管径不应小于泵的吸入口，如在水平管段变径时，应设置偏心异径管，且管径取平，而不应设置同心异径管，以避免形成“气袋”。如在垂直管段变径，可设置同心异径管;(5)泵的吸入管段应尽可能避免形成集聚气体的“气袋”，当无法避免时，则应在“气袋”顶部安装DN15～20mm的放气阀;(6)单吸泵的吸入管道最好设置长约吸入口直径3倍的直管;双吸泵的吸入管路则应设置长约吸入口直径7～10倍的直管;(7)泵的吸入管道应有0.02的坡度，当泵比水源低时坡度朝向泵，当泵比水源高时则反之;(8)泵的排出管道，一般应安装止回阀;(9)高速旋转的叶轮与给水的摩擦对疏水有加热作用。机组在启动及低负荷时，疏水流量小，水被加热后易气化，继而会引起水泵的气蚀。在小流量下工作泵还会发生振动和噪声。为保证疏水泵在低负荷下正常工作，在疏水泵出口处都设置有最小流量管路。一般选择再循环流量为疏水流量的25%～30%。

5 泵启动前的注意事项

(1)避免泵发生气蚀，保证疏水系统稳定运行，疏水箱保证正常液位;(2)除氧器保证在正常液位;(3)泵的最小流量控制阀处于开启状态;(4)注意泵本身的控制连锁保护(轴承温度、振动、电压等)等;(5)应关阀启泵，以防止电动机过热。

总之，MS疏水泵作为MSR系统的组成部件，优质的性能的是汽轮发电机组安全运行的重要保障。在计算选型时，应充分考虑各种工况下的工艺参数、实际系统的运行要求，以降低疏水泵发生气蚀概率，保证机组安全稳定的运行。

摘要：介绍了核电汽轮机组MSR汽水分离再热系统,研究了疏水泵的扬程计算、系统布置的注意事项、气蚀现象等。

关键词：核电汽轮机,汽水分离再热系统,疏水泵

参考文献

[1]郭立君,何川.泵与风机.北京:中国电力出版社,2004.

[2]张德姜,等.石油化工装置工艺管道安装设计手册[M].北京:中国石化出版社,2009.

电厂疏水泵 第3篇

发电厂疏水泵的作用是把排气装置的凝结水送入凝结水箱, 以保证工质的循环使用。因疏水泵采用定速运行, 出口流量只能由控制阀门调节, 所以节流损失大, 系统效率低, 造成能源浪费。再加上控制阀门为电动机械调整结构, 线性度不好, 调节性能差, 自动投入状况下稳定性差, 频繁开关调节下易出现故障, 使现场维护量增加, 造成资源的浪费。

采用变频调速技术控制疏水泵电机, 不仅可以消除因调节阀门带来的节流损失, 解决控制阀门开度调节线性度差、纯滞延大等难以控制的缺点, 而且还提高了系统运行的可靠性, 延长了设备使用寿命, 改善了系统的经济性, 节约能源, 可为降低电厂厂用电率提供了良好的技术途径[1]。

山西漳山发电有限责任公司300 MW发电机组各配置了2台疏水泵 (一用一备) 。为了提高疏水泵的工作效率, 我们采取了变频调速技术, 对其控制系统进行了技术改造。

1 疏水泵变频调速系统改造方案

每台机组配置1台变频控制柜, 实现对2台疏水泵的工/变频切换功能。变频柜安装在汽机0 m, 380 V配电间汽机保安段6号柜旁, 将原疏水泵电机的动力电缆抽出, 进入变频控制柜的380 V电源输入端, 将工/变频切换开关的输出端接到疏水泵电机上。变频启停的控制通过变频控制柜与DCS之间的连接信号实现。对工频启动方式也作同样的改造。

1.1 电气改造

通过对机组疏水系统和疏水泵运行方式的分析, 采用一拖一手动的工/变频切换方案, 1号、2号疏水泵分别配备一套工/变频切换回路。系统主电气原理见图1。其中QF表示原MCC柜内低压电气开关、QS表示隔离开关、TF表示低压变频器、M表示原疏水泵电动机;QF和M为现场原有设备。

正常运行时, 断开QS13、闭合QS12、QS11隔离开关, 1号疏水泵处于变频运行状态;断开QS23、闭合QS22、QS21隔离开关, 2号疏水泵处于变频运行状态。当机组运行过程中出现1号变频器 (2号变频器) 故障时, 系统联起2号 (1号) 变频器, 确保系统运行安全。QS12和QS13之间、QS22和QS23之间均存在机械互锁关系, 防止变频器输出与380 V电源侧短路[2]。

对单侧故障疏水泵进行设备检查, 若确认故障原因属于变频器本身时, 该系统可断开QS12、QS11, 闭合QS13;或者断开QS22、QS21, 闭合QS23立即恢复疏水泵原有工频运行方式。从而, 在短时间内就可恢复疏水泵的带负荷能力。

1.2 控制方式

在DCS疏水泵控制画面上, 增加疏水泵变频控制窗口, 实现变频器远方启停、调速。当工频运行时, 采用原控制方式;当变频运行时, 将疏水泵出口调阀开到90%以上, 用变频调速实现排气装置水位的控制。

2 疏水泵变频调速节能分析

2.1 工频状态下的疏水泵年耗电量

采用式 (1) 、式 (2) 计算全年耗电量。

Pd=31/2UIcosϕ, (1)

Cd=TPd, (2)

其中, Pd为电动机总功率;I为电动机输入电流;U为电动机输入电压;cosϕ为功率因子;T为年运行时间;Cd为年耗电量值。

按机组平均负荷230 MW计算, 实际测得各参数为U为380 V, I为64 A;泵出口流量Q为125 t/h;泵出口压力H为32 m, 泵出口调阀开度V为36%;功率因数cosϕ为0.88;全年运行时间t为7 200 h/a, 得出全年耗电量Cd 266 887 kWh/a。

采用工频运行, 疏水泵约耗电26.7104 kWh/a。

2.2 变频状态下疏水泵的年耗电量及节电率

采用疏水泵变频调速时, 仍按照年平均负荷230 MW, 实际测得参数为U=380 V;Ib为28 A;泵出口流量Q为125 t/h。根据式 (1) 、式 (2) 求出网侧功率损耗Pb为18.42 kW, Cb为132 685 kWh。

采用变频运行, 疏水泵约耗电13.3104 kWh/a。

两种方式比较, 采用变频调速控制疏水泵可节电量 (CdCb) 为13.4104 kWh/a, 节电率 (ΔC/Cd) 为 (13.4/26.7) 100%=50.2%, 折合降低的发电成本为0.31513.4104=4.22104元。2台机组合计8.44104元。

投入2台45 kW进口变频器及控制柜的费用约为7.5104元, 电缆及施工费约为0.5104元, 初投资回收周期约为 (7.5+0.5) /4.22=1.89 a。

3 结语

通过对2台300 MW排气装置疏水泵采用变频调速技术的改造, 有效地降低了动态转矩, 减少了转动设备机械冲击, 消除水泵的水锤效应, 延长水泵的使用时间。通过远程水位控制方式进行频率调节, 既保证了生产需求, 又有效地降低了能量的损耗, 其节能效果相当可观。

参考文献

[1]刘一福, 周东生.发电厂应用高压变频节能改造的若干问题[J].电力设备, 2007 (9) :50-52.

电厂疏水泵 第4篇

关键词：火力发电机组,回热,低加疏水泵,经济性

某电厂三号汽轮发电机组由北京重型电机厂生产, 汽轮机型号:N330-17.75/540/540, 形式:单轴、三缸、亚临界、中间一次再热、双排气式, 回热抽气级数为7级, 回热加热系统中设计四台低压加热器, 一台除氧器, 两台高压加热器和一台前置蒸汽冷却器, 在低压加热系统中装设了两台低加疏水泵, 轴功率为132 Kw, 扬程为190m~166 m, 一台为主泵, 一台为辅助备用泵, 低加疏水系统 (见图1) 。

首先, 来说明低加疏水泵的设计目的。1、2、3、4段抽气分别供给四台低加, 抽气对应取自低压缸4、3、2级和中压缸排气, 四台低压加热器均为表面式加热器, 抽气加热凝结水, 疏水至高压侧 (#4低加) 向低压侧 (#3低加) 逐级自流入低加疏水箱, #2低加疏水自流入低加疏水箱, #1低加疏水自流入凝汽器热井, 这是抽气疏水的流程。低加疏水泵的设计目的就是将低加疏水箱收集到的疏水升压后汇入二号低加出口, 与凝结水混合送入三号低加进口。

低加汽侧应在冲车过程中随机启动投运, 至20%额定负荷左右时, 低加疏水箱水位正常, 投运一台疏水泵, 另一台疏水泵备用, #2、#3、#4低加的全部疏水通过低加疏水泵升压后注入到#3低加水侧进口, 与凝结水混合, 疏水的热量也随之带入到凝结水中被再利用, 提高了凝结水的焓值, 达到了提高机组热经济性的目的。

在低加水侧、汽侧投入, 但低加疏水泵未投入的工况下, #4、#3低加疏水通过事故疏水调门直接排放疏水至凝汽器, #2低加疏水通过低加疏水箱溢流门排放至凝汽器, #1低加疏水自流入凝汽器, 全部的低加疏水可利用热量被循环冷却水带走, 热量未有效利用, 成为冷源损失, 机组的经济性相对较低。

影响机组经济性的因素很多, 单纯就低加疏水的影响因素来简要分析, 虽然设计低加疏水泵增加了投资成本, 增加了厂用电, 但从机组整体的热经济性来看, 机组的效率是提高了。在准格尔电厂调试期间, 出现过低加疏水泵投入和未投入两种的工况, 本文收集了当时真实的数据, 就有代表性的两个负荷工况下的数据进行比较, 见表1、表2。

对比两个工况, 我们发现在50%和100%负荷下得出以下结论:

1.疏水泵停运工况下, 低加疏水排放至凝汽器后造成凝汽器热负荷增大, 可使凝结水温度升高。

2.疏水泵停运工况下, 可使四号低加出口水温降低约30%, 使四号低加出口与一号低加进口水温差降低约50%, 从而较显著地削弱了回热系统中低加的热量利用效率。

3.疏水泵停运工况下, 使锅炉燃煤量增加, 机组的煤耗增加。

4.无论有无低加疏水泵运行, 主蒸汽流量和主给水流量在相同负荷下的数据记忆是基本相等的, 说明有无低加疏水泵机组的汽耗率是不变的。

5.疏水泵停运工况下, 四号低加出口流量在机组高负荷时将严重偏离凝结水泵设计流量 (735.4 T/h) , 满负荷时达到了830T/h, 这时单台凝结水泵运行会造成过流。

坑口电厂利用矿井疏干水的效益分析 第5篇

1 徐州市水资源现状

1.1 可利用水资源现状

徐州水资源总量约为47.9亿m3, 其中地表径流量24.5亿m3, 地下水量23.4亿m3[1]。按徐州总人口990.53万[2]计算, 人均水资源占有量只有483.6 m3, 低于全国人均2 300 m3的平均水平, 并且只有世界公认的重度缺水标准人均1 000 m3的50%。随着经济的高速发展和人口数量的增加, 徐州地区的用水需求量也在增加。

1.2 矿井疏干水现状

矿井疏干水是矿床在开发过程中由大气降雨、地表水、地下水和生活用水等涌入矿井而形成的水资源。由于在矿床开采过程中破坏了地下水原始赋存状态并产生了裂隙, 使各含水层之间的水力联系变得密切, 通过大气降水和地表水渗透补给, 使得各种水沿着原有的和新的裂隙渗入井下采掘空间形成了矿井水[3]。徐州市已探明煤炭储量达39亿t以上, 预测储量69亿t, 年产量2 500多万吨。据统计, 在煤炭开采过程中, 平均每开采1 t原煤, 需排放2 t矿井水[4]。不仅用水量惊人, 而且排污量巨大。

2 华美热电公司循环冷却水系统用水分析

2.1 循环冷却水系统用水

徐州华美热电公司装机容量为255 MW, 汽轮机型号为C55-8.83/0.981, 采用单缸、单抽凝汽式, 可实现一级调整抽汽。循环冷却水系统采用带机力通风冷却塔的开式循环供水系统, 补充水取自京杭大运河不牢河断面地表水, 水质一般为Ⅲ-Ⅳ类, 全硬度、碳酸盐硬度、碱度都高。公司循环冷却水需用量如表1所示, 循环冷却水补给水需水量如表2所示。

2.2 疏干水的应用

徐州矿区部分矿井水水质如表3所示, 从表中可以看出, 该矿井涌水水质为Ⅱ类, 水质较运河水高。但由于受煤炭开采工艺的影响, 矿井疏干水中主要含有煤尘、油污、有机物、挥发酚等污染物, 经过水处理系统除去污染物完全可以满足循环冷却水的需要。

注:循环水排污水回收用作输煤冲洗除尘用水、灰渣湿式搅拌机用水、灰渣场喷淋水。

庞庄矿矿井疏干水由井下排水泵排入徐州华美热电有限公司水处理系统, 经过澄清池、活性炭床处理后作为生产用水;循环冷却后的排水再送至庞庄矿储水池, 作为井下防尘用水, 其工艺见图1。

2.3 效益分析

2.3.1 经济效益

庞庄矿矿井涌水量约8 811 t/d, 其中排放矿井疏干水量大于2 300 t/d, 约95.83 t/h。电厂循环冷却水补给水需水量最大416.8 t/h, 最小225.3 t/h。疏干水利用率分别为全厂循环冷却水补给水最大和最小需水量时的23%和42.5%。按年发电利用时间7 000 h计算, 每年可节水670 810 t, 即减少运河取水670 810 t。

取水费按0.29元/t计, 每年可减少运河取水费用0.29670 810=194 534.9 (元) ;

排污费按1.4元/t计, 每年减少矿井疏干水排污费用1.4670 810=939 134.0 (元) ;

水处理系统为电厂原有设施, 无需另行投资。

2.3.2 环境效益

利用矿井疏干水可减少对地表水资源的消耗, 缓解用水矛盾;还可避免排污对地表水体污染造成的环境资源损失。

3 结论

对矿区矿井疏干水进行充分合理利用, 既可以减少水资源排放浪费, 保护环境, 缓解日益紧张的水资源供需矛盾, 又能够减少生产投入, 产生经济效益和社会效益。这种一举多得的举措, 对徐州乃至全国都有重要意义。

参考文献

[1]郑艳辉, 司井丹, 李滨江.开发利用矿井疏干水是解决缺水地区水资源紧缺的重要途径[J].黑龙江水利科技, 2007 (6) :64-67.