火电厂循环水在线监测与节水管理系统的设计

【CN110028145A】一种火力发电厂间接空冷机组循环水腐蚀控制系统及方法【专利】

(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201910328892.0 (22)申请日 2019.04.23 (71)申请人李卫地址 710016 陕西省西安市凤城三路东段1 号百花家园小区 (72)发明人李卫　张瑞祥　 (74)专利代理机构西安通大专利代理有限责任公司 61200 代理人徐文权 (51)Int.Cl. C02F 1/66(2006.01) C02F 103/02(2006.01) (54)发明名称一种火力发电厂间接空冷机组循环水腐蚀控制系统及方法 (57)摘要本发明公开了一种火力发电厂间接空冷机组循环水腐蚀控制系统及方法，包括间冷塔、凝汽器、循环水泵、二氧化碳储罐、输水管道、检测器及控制器；间冷塔的出口与凝汽器的入口相连通，凝汽器的出口与循环水泵的入口相连通，循环水泵的出口及二氧化碳储罐的出口通过管道并管后通过输水管道与间冷塔的入口相连通，凝汽器出口与循环水泵入口之间管道上的采样口与检测器的入口相连通，检测器的输出端与控制器的输入端相连接，控制器的输出端与二氧化碳储罐的控制端相连接，该系统及方法能够有效解决现有技术中存在的通过置换部分循环水造成水资源浪费、循环水旁流处理投资大运维成本高以及循环水加药处理水质指标难以控制电导升高的问题。权利要求书1页说明书5页附图1页CN 110028145 A 2019.07.19 C N 110028145 A

权　利　要　求　书1/1页CN 110028145 A 1.一种火力发电厂间接空冷机组循环水腐蚀控制系统，其特征在于，包括间冷塔(2)、凝汽器(1)、循环水泵(3)、二氧化碳储罐(5)、输水管道、检测器(7)及控制器(6)；间冷塔(2)的出口与凝汽器(1)的入口相连通，凝汽器(1)的出口与循环水泵(3)的入口相连通，循环水泵(3)的出口及二氧化碳储罐(5)的出口通过管道并管后通过输水管道与间冷塔(2)的入口相连通，凝汽器(1)出口与循环水泵(3)入口之间管道上的采样口与检测器(7)的入口相连通，检测器(7)的输出端与控制器(6)的输入端相连接，控制器(6)的输出端与二氧化碳储罐(5)的控制端相连接。 2.根据权利要求1所述的火力发电厂间接空冷机组循环水腐蚀控制系统，其特征在于，检测器(7)的入口与采样口之间通过第一控制阀(8)相连通。 3.根据权利要求2所述的火力发电厂间接空冷机组循环水腐蚀控制系统，其特征在于，二氧化碳储罐(5)的出口处设置有第二控制阀，控制器(6)的输出端与第二控制阀的控制端相连接。 4.根据权利要求3所述的火力发电厂间接空冷机组循环水腐蚀控制系统，其特征在于，二氧化碳储罐(5)的出口通过第三控制阀(4)与输水管道相连通。 5.根据权利要求1所述的火力发电厂间接空冷机组循环水腐蚀控制系统，其特征在于，所述控制器(6)为PLC控制器。 6.根据权利要求1所述的火力发电厂间接空冷机组循环水腐蚀控制系统，其特征在于，所述检测器(7)为pH值检测器、二氧化碳浓度检测器或者碳酸根浓度检测器。 7.一种火力发电厂间接空冷机组循环水腐蚀控制方法，其特征在于，基于权利要求6所述的火力发电厂间接空冷机组循环水腐蚀控制系统，包括以下步骤：当检测器(7)为pH值检测器时，则通过检测器(7)实时检测凝汽器(1)出口与循环水泵(3)入口之间管道中循环水的pH值，当凝汽器(1)出口与循环水泵(3)入口之间管道中循环水的pH值超出pH值预设值时，则控制第二控制阀，通过二氧化碳储罐(5)间歇性的向输水管道中的循环水中充入二氧化碳气体，从而使得凝汽器(1)出口与循环水泵(3)入口之间管道中循环水的pH值处于预设的pH值范围内；当检测器(7)为碳酸根浓度检测器时，通过检测器(7)实时检测凝汽器(1)出口与循环水泵(3)入口之间管道中循环水的碳酸根浓度，当凝汽器(1)出口与循环水泵(3)入口之间管道中循环水的碳酸根浓度小于等于碳酸根浓度预设值时，则控制第二控制阀，通过二氧化碳储罐(5)间歇性的向输水管道中的循环水中充入二氧化碳气体，使得凝汽器(1)出口与循环水泵(3)入口之间管道中循环水的碳酸根浓度处于预设的碳酸根浓度范围内；检测器(7)为二氧化碳浓度检测器时，通过检测器(7)实时检测凝汽器(1)出口与循环水泵(3)入口之间管道中循环水的二氧化碳浓度，当凝汽器(1)出口与循环水泵(3)入口之间管道中循环水的二氧化碳浓度小于等于二氧化碳浓度预设值时，则控制第二控制阀，通过二氧化碳储罐(5)间歇性的向输水管道中的循环水中充入二氧化碳气体，使得凝汽器(1)出口与循环水泵(3)入口之间管道中循环水的二氧化碳浓度处于预设的二氧化碳浓度范围内。 2

中国大唐火力发电企业经济性评价标准祥解

中国大唐集团公司火力发电企业经济性评价标准 1范围本标准规定了中国大唐集团公司火力发电企业经济性评价的内容与要求。本标准适用于中国大唐集团公司系统各基层火力发电企业。 2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。《火力发电厂节约能源规定》（能源节能〔1991〕98号）《节能技术监督导则》DL/T1052—2007 《火力发电厂节水导则》DL/T783-2001 《企业能源计量器具配备和管理导则》GB/T17167-2006 《中国大唐集团公司技术改造管理办法》（大唐集团制〔2005〕130号）《中国大唐集团公司以热效率为核心能耗管理指导意见》（大唐集团生〔2008〕114号）《中国大唐集团公司火电机组能耗指标分析指导意见》（安生〔2008〕45号）《中国大唐集团公司火电机组节能降耗指导意见（试行）》（安生〔2008〕47号）《中国大唐集团公司火电企业能效水平对标活动实施方案》（安生〔2009〕49号）《耗差分析技术标准》（Q/CDT 105 0001—2009）《中国大唐集团公司运行管理办法》（大唐集团制〔2005〕61号）《中国大唐集团公司火力发电机组A级检修管理导则（试行）》（大唐集团制〔2008〕11号）《中国大唐集团公司全能值班、点检定修绩效考核指导意见》（大唐集团人〔2007〕183号）《中国大唐集团公司燃料管理办法》（大唐集团制〔2005〕145号）《中国大唐集团公司燃料合同管理办法（试行）》（大唐集团制〔2005〕157号）《中国大唐集团公司入厂煤验收管理办法》（大唐集团制〔2007〕42号）《中国大唐集团公司燃料储存管理办法》（大唐集团制〔2007〕51号）

火电厂节水措施

电厂节水措施火力发电厂作为用水大户,需要大量水资源。当在缺水地区选定火力发电厂厂址时,许多发电厂的选择原则都是以水定点。根据可获取水量的多少,来决定发电厂的建设规模。同时,火力发电厂是排水大户,大量污废水外排不利于水环境的保护,和可持续发展。由此来看火力发电厂的节水工作就显得越来越重要,它不仅对其周围生存环境的保护有重要的意义,而且还对发电厂的安全经济、持续发展有着重要的意义。 1、火力发电厂的节水措施节约用水和减少外排废水是电厂水务管理的核心,进行火电厂的废污水治理,减少新鲜水用量,提高水的重复利用率,实现节约用水,已成为火电厂生存和发展的关键。供水设计中可采用的节水措施有以下方式: (1)电厂辅机系统冷却用水采用热交换器闭式循环系统。 (2)生产废水经废水处理站处理达到排放标准后排入工业废水管道,经收集后重复用于道路绿化、灰加湿等。 (3)生活污水由管道汇集后流至生活污水处理场,处理达到排放标准后回收到至复用水池,重复利用于煤场喷洒。进深度处理合格也可作为循环冷却水的补充水。 (4)输煤栈桥冲冼水经处理后重复使用,煤场喷洒、尘采用重复水池中的复用水。 (5)集中制冷站冷却用水、环水泵房冷却用水等分散点的大用户均设置冷却和升压泵,循环使用,增加水循环利用率。 (6)除灰系统采用干除灰。 (7)在严重缺水地区,经过经济技术比较后可采用空冷技术。 2开发应用节水新技术 2.1废水回收利用循环冷却系统是电厂用水、耗水最大的环节,回收利用冷却塔排污水,处理回收其他工业废水或生活污水做冷却塔循环水的补充水,取得了明显的节水效果,是电厂耗水定额指标下降的主要原因。冷却塔排污水用于脱硫补水、冲灰、冲洗和喷洒,可以减少低污染水直接排放损失,提高水的回用率,是较为传统并被广泛

工业循环水主要分析报告指标及方法

附页1 工业循环水主要分析方法一、水质分析中标准溶液的配制和标定 (一)盐酸标准溶液的配制和标定取9mL市售含HCl为37％、密度为1.19g／mL的分析纯盐酸溶液，用水稀释至1000mL，此溶液的浓度约为0.1mol/L。准确称取于270～300℃灼烧至恒重的基准无水碳酸钠0.15g (准确至0．2mg)，置于250mL锥形瓶中，加水约50mL，使之全部溶解。加1—2滴0.1％甲基橙指示剂，用0.lmol／L盐酸溶液滴定至由黄色变为橙色，剧烈振荡片刻，当橙色不变时，读取盐酸溶液消耗的体积。盐酸溶液的浓度为 c(HCl) = m×1000 / (V×53.00) mol／L 式中 m——碳酸钠的质量，g； V——滴定消耗的盐酸体积，ml； 53.00——1/2 Na2C03的摩尔质量，g／mol。 (二)EDTA标准溶液的配制和标定称取分析纯EDTA(乙二胺四乙酸二钠)3.7g于250mL烧杯中，加水约150mL和两小片氢氧化钠，微热溶解后，转移至试剂瓶中，用水稀释至1000mL，摇匀。此溶液的浓度约为0.015mol／L。 (1)用碳酸钙标定EDTA溶液的浓度准确称取于110℃干燥至恒重的高纯碳酸钙0.6g(准确至0.2mg)，置于250mL烧杯中，加水100mL，盖上表面皿，沿杯嘴加入l+1盐酸溶液10mL。加热煮沸至不再冒小气泡。冷至室温，用水冲洗表面皿和烧杯内壁，定量转移至250mL容量瓶中，用水稀释至刻度，摇匀。移取上述溶液25.00mL于400mL烧杯中，加水约150mL，在搅拌下加入10mL 20％氢氧化钾溶液。使其pH＞l2，加约10mg钙黄绿素—酚酞混合指示剂①，溶液呈现绿色荧光。立即用EDTA标准溶液滴定至绿色荧光消失并突变为紫红色时即为终点。记下消耗的EDTA溶液的体积。 (2)用锌或氧化锌标定EDTA溶液的浓度准确称取纯金属锌0.3g (或已于800℃灼烧至恒重的氧化锌0.38g)，称准至0.2mg，放入250mL烧杯中，加水50mL，盖上表面皿，沿杯嘴加入10mL l+1盐酸溶液，微热。待全部溶解后，用水冲洗表面皿与烧杯内壁，冷却。转移入250mL容量瓶中，用水稀释至刻度，摇匀，备用。用移液管移取上述溶液25.00mL于250mL锥形瓶中，加水100mL，加0.2％二甲酚橙指示剂溶液1～2滴，滴加20％六次甲基四胺溶液至呈现稳定红色，再过量5mL，加热至60℃左右，用EDTA溶液滴定至由红色突变为黄色时即为终点。记下EDTA溶液消耗的体积。 EDTA溶液的浓度用下式计算： c(EDTA) = m×1000 / (M×V×10) mol／L 式中 m——基准物质的质量，mg； M——基准物质的摩尔质量，g／mol，选用碳酸钙时为100.08，选用金属锌(或氧化锌)时为65.39(或81.39)； V——滴定消耗的EDTA溶液体积，mL。用EDTA滴定法测定水硬度时，习惯使用c (1/2 EDTA)，这时 c(1／2 EDTA)＝2c (EDTA) (三)硝酸银标准溶液的配制和标定称取1.6g分析纯硝酸银，加水溶解并稀释至1000mL，贮于棕色瓶中。此溶液的浓度约为0.01mol／L。准确称取0.6g已于500～600℃灼烧至恒重的优级纯氯化钠(准确至0.2mg)。加水溶解后，移至250mL 容量瓶中并稀释至刻度，摇匀。用移液管移取氯化钠溶液10.00mL于250mL锥形瓶中加水约100mL5％铬酸钾溶液lmL，用硝酸银溶液滴定至砖红色出现时即为终点。记下硝酸银溶液的体积。用100mL水作空白，记录空白消耗硝酸银溶液的体积。硝酸银溶液的浓度为 c(AgNO3) = m×1000 / [58.44×(V—V0 ) ×25] mol／L 式中 m——氯化钠的质量，g； 58.44——NaCl的摩尔质量，g／mol； V——滴定氯化钠溶液时消耗硝酸银的体积，mL； V0——滴定空白时消耗硝酸银的体积，mL。 ①1g钙黄绿素和1g酚酞与50g分析纯干燥的硝酸钾混合，磨细混匀。 (四)硝酸汞标准溶液的配制和标定

节水控水系统技术方案书

浴室刷卡节水控制系统技术方案书 2011年4 月

目录第一章节水系统需求分析及规划改造...................... 3. 一、需求分析 (3) 二、建设规划 (3) 三、水管路改造 (5) 第二章系统介绍........................................ 6. 一、水资源危机 (6) 二、浪费 (6) 三、改革 (6) 四、意义 (7) 第三章系统结构和特点 ................................. 7.. 一、系统构成 (7) 二、系统特点 (9) 三、系统整体 (12) 第四章系统安全 ....................................................... 1.. 3. 一、系统保护措施 (13) 二．安全保障措施 (13) 第五章使用方法 ....................................................... 1.. 5. 一．使用流程 (15) 二．操作说明 (15) 第六章施工分配方案 ....................................................... 1.. 6. 一．现场支持 (16) 二．水路的要求 (16) 三．电路部分要求 (17) 四、安装说明 (17) 第七章售后服务

....................................................... 1.. 9. 一．服务方式 (19) 二．培训及技术支持承诺 (19) 三．售后服务承诺.............................................. 错误!未定义书签。

火力发电厂深度节水与废水零排放

. 火力发电厂深度节水与废水零排放综合系统暨某电厂节水初步方案各位领导：本文中的方案实例是针对某厂的具体情况，各个厂会有不同状况资料Word .

杭州凌浦环保科技有限公司 2015年资料Word . 现状和目标1 1.1 现状我国是一个水资源短缺的国家。虽然我国水资源的总量为28124亿立方米，居世界第六位，但人均占有量只有2300立方米，人均水资源占有量不足世界平均水平的四分之一。近年来随着水环境污染日益严重，水质污染型缺水越来越普遍，这更加剧了水资源的短缺。电力工业是国民经济的支柱产业。改革开放以来，我国的电力得到了迅速发展。截至2014年底，全国发电装机容量13.6亿千瓦，其中，水电3亿千瓦，占全部装机容量的22.2%；火电9.16亿千瓦，占全部装机容量的67.4%；核电1988万千瓦，并网风电9581万千瓦，并网太阳能发电2652万千瓦。火力发电厂是用水的大户，它的用水量约占工业用水的40％以上，仅次于农业用水。一个1000MW的火电厂耗水量相当于一个中小城市的用水量。与国外电厂先进的用水水平相比，我国火力发电厂用水

量、排水量大的问题很严重。随着国家《节约能源法》、《环境保护法》和相应的用水、排水收费政策（水资源费、排水费、超标费）的颁布，以及资料Word . 《电力工业节水规划》等规定的逐步实施，对火电厂用、排水量和水质都有严格的指标限制。2012年，国务院颁布了《关于最严格水资源管理制度的意见》。我国火力发电厂装机平均水耗为国外的8-10倍，发电用水水平与国外相比有较大差距，节水潜力大，开展火力发电厂节水工作具有极大的现实意义，带来很大的经济效益和环境效益。同时火电厂也是排水大户。以国内现在常见的2台600MW机组为例，每天约有10000立方米的冷却塔排水需要外排；另外还有150立方米的工业废水、生活废水等需处理后外排或回用。 1.2 零排放所谓零排放，是指不向外界排出对环境有任何不良影响的水，进入电厂的水最终只以蒸汽的形式蒸发到大气中，或以适当的形式封闭、填埋处置。实现废水零排放，电厂将实现最大程度的节水，同时由于不向外界水体排放废水，可以最大程度地保护水环境，是电厂用水的最高水平。随着节水技术的不断发展，实现全厂废水“零排放”是必然趋势。零排放是电厂节水水平很高的用水模式，具有很好的社会环境效益，

火力发电厂节水导则

DL／T783—2001 前言为积极贯彻国家关于“厉行节约用水”的方针政策，指导火力发电厂进一步做好节水工作，根据原电力工业部计综[1995]44号文《关于下达1995年制定、修订电力行业标准计划项目的通知》的安排，制定本标准。本标准是在总结我国火力发电厂多年节水经验的基础上参照国内外有关技术标准制定的。本标准的附录A是提示的附录。本标准起草单位：山东电力集团公司本标准主要起草人：张卫东、张令符、郭承泉、张明志、夏青扬、李秀国、胡延谦。本标准由电力行业汽轮机标准化技术委员会负责解释。 2001年10月08日发布，2002年02月01日实施。

中华人民共和国电力行业标准火力发电厂节水导则 DL／T783—2001 Guide for water saving of thermal power plant 1 范围本标准规定了火力发电厂节约用水应遵守的技术原则、应达到的技术要求和需采取的主要技术措施，适用于火力发电厂规划、设计、施工和生产运行中的节水工作。 2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 CJ25.1—89 生活杂用水标准 CJJ 34—90 城市热力网设计规范 DL／T 606—1996 火力发电厂能量平衡导则 DL 5000—1994 火力发电厂设计技术规程 DL／T 5046—1995 火力发电厂废水治理设计技术规程 DL／T 5068—1996 火力发电厂化学设计技术规程 3 总则 3.1 火力发电厂节水工作的任务是：认真研究各系统用水、排水的要求和特点，分析影响节水的各种因素，制定和实施一系列有效的技术措施，使有限的水资源在火力发电厂发挥其最大的综合经济效益和社会效益。 3.2 火力发电厂节水工作应遵守和执行国家现行的有关法律、法规和标准，并应考虑发电厂所在地区的有关法规。 3.3 火力发电厂节水应根据厂址地区的水资源条件，因地制宜，合理控制耗水指标。做到既要满足电厂安全、经济、文明生产的需要，又应符合当地水利规划、水资源利用规划和水资源保护管理规划的要求。 3.4 火力发电厂节水应依靠科技进步，不断总结经验，积极慎重地推广应用国内外先进节水技术，采用成熟的节水新工艺、新系统和新设备，努力降低各系统的用水量；同时应积极开发排水的重复利用技术，使废水资源化，不断提高复用水率和废水回收率，并通过全厂水量平衡及水质调查，优化用水流程，改进废水处理方式。 3.5 火力发电厂的节水管理应贯穿规划、设计、施工和生产运行的全过程，并应加强部门间、专业间的密切配合和相互协调。 3.5.1 火力发电厂的规划和设计应把节约用水作为一项重要的技术原则，为施工和生产过程中做好节水工作创造条件。工程可行性研究报告中应提出节水的原则性技术措施；初步设计文件中应提出节水的具体措施和设计水耗指标，并对设计方案进行必要的技术经济比较和论证，同时说明系统运行后可能出现的问题及解决办法；施工图中应有节水措施的详细设计。火力发电厂施工组织设计文件中应有具体节水措施。 3.5.2 火力发电厂的施工和运行应全面贯彻并正确实施设计的各项节水技术措施和要求。设备、管道安装前应做好清理、保护和保养，安装过程中和安装后的清洗都要采用正确的程序和方法，机组启动前应做好水系统的调整和试验，保证达标投产；生产运行中应加强对各系统水量、水质的计量、监测和控制，并应加强对水系统设备、管道的检修和维护，做到汽水系统严密无泄漏，启动过程中汽水损失少，正常运行后经常处于最佳状态。生产中还应根据技术的发展、水源条件的变化和环保要求的日趋严格，进行必要的技术改造，使火力发电厂的节水水平不断提高。

循环水控制指标及解释

循环水水质控制指标及注释 1、PH:7.0-9.2 在25℃时pH=7.0的水为中性，故pH=7.0-9.2的水大体上属于中性或微碱性的范围；冷却水的腐蚀性随pH值的上升而下降；循环水的pH值低于这一范围时，水的腐蚀性将增加，造成设备的腐蚀；循环水的pH值高于这一范围时，则水的结垢倾向增大，容易引起换热器的结垢。 2、悬浮物:≤10mg/L 悬浮物会吸附水中的锌离子，降低锌离子在水中的浓度；一般情况下，循环冷却水的悬浮物浓度或浊度不应大于20mg/L,当使用板式、翅片管式或螺旋板式换热器时，悬浮物浓度或浊度不宜大于10mg/L。 3、含盐量:≤2500mg/L 含盐量也可通过电导率来间接表示，天然淡水的电导率通常在50-500μS/cm；电导率与含盐量大致成正比关系，其比值1μS/cm的电导率相当于0.55-0.90mg/L的含盐量；在含盐量高的水中，Cl-和SO42-的含量往往较高，因而水的腐蚀性较强；含盐量高的水中，如果Ca2+、Mg2+和HCO3-的含量较高，则水的结垢倾向较大；投加缓蚀剂、阻垢剂时，循环冷却水的含盐量一般不宜大于2500mg/L。 4、Ca2+离子：30≤X≤200 mg/L 从腐蚀的角度看，软水虽不易结垢，但其腐蚀性较强，因此循环水中钙离子浓度不宜小于30mg/L；从结垢的角度看，钙离子是循环水中最主要的成垢阳离子，因此循环水中钙离子浓度也不宜过高；在投加阻垢分散剂的情况下，钙离子浓度的高限不宜大于200mg/L。 5、Mg2+离子：镁离子也是冷却水中一种主要的成垢阳离子，循环水中镁离子浓度不宜大于60mg/L或2.5mmol/L（以Mg2+计）；由于镁离子易与循环水中的硅酸根生成类似于蛇纹石组成的不易用酸除去的硅酸镁垢，故要求循环水中镁离子浓度遵从以下关系：[Mg2+](mg/L)*[SiO2](mg/L)<15000，式中[Mg2+]以CaCO3计，[SiO2]以SiO2计。

城市节水信息管理系统建设方案

城市节水信息管理系统方案北京易麦克科技有限公司目录 1.项目意义目的 (2) 2.项目的主要工作内容及技术指标 (3)

3.系统主要技术路线及措施 (3) 3.1面向SOA的系统架构 (3) 3.2物联网应用统一信息建模技术 (4) 3.3水源、用水、水资源费征收业务监控、图形定位和可视化于一体的信息服务 (4) 5. 总体设计 (4) 5.1系统总体结构 (4) 5.2系统软件架构 (5) 5.3系统功能框架图 (6) 6. 软件系统 (7) 6.1信息门户 (7) 6.2用水户业务办理平台 (9) 6.3中心管理平台 (10) 7. 系统总结 (16) 1.项目意义目的为推动城市节水型社会建设，进一步做好节水管理工作，进行了节水信息管理系统的建设，节水信息管理系统以日常业务管理信息化为主要内容，充分整合用水及地下水位的实时监测数据，为水资源的

现代化管理提供信息服务和技术支持，为管理人员提供高效的管理手段，提高工作效率，更好的为社会公众服务。 2.项目的主要工作内容及技术指标利用水资源数据采集及传输技术、计算机网络技术、数据库建设及查询技术、地理信息系统、多媒体技术等建立“城市节水信息管理系统”，为城市水资源管理工作提供工作平台。 1、进行城市水资源相关信息综合数据库建设，包括空间数据库、业务数据库、基础信息数据库、实时数据库、综合数据库等等。 2、搭建用水户业务办理平台和中心信息管理平台，实现取水许可申请、审批、用水计划上报及下达、水资源费征收、取用水信息统计上报等日常业务的网络化管理，打通用水户和中心网上业务办理通道，进一步提高工作效率。 3、以水资源信息及取用水信息为基础，及地理信息系统和信息管理系统相结合，实现对全区水资源数据的实时查询、统计分析以及水量的收支平衡分析及综合展示，既为业务人员日常办公及事务处理提供辅助工具，也使领导及时、准确、全面的掌握全区的水资源状况，满足辅助决策分析的需求。 3.系统主要技术路线及措施 3.1面向SOA的系统架构 SOA是基于开放的Internet标准和协议、支持对应用程序或应用程序组件进行描述、发布、发现和使用的一种应用架构。SOA支持将可重用的数据应用作为应用服务或功能进行单独开发集成，并可以

工业循环水水质标准 2

循环冷却水的水质标准表项目单位要求和使用条件允许值悬浮物 Mg/L 根据生产工艺要求确定 <20 换热设备为板式,翅片管式, 螺旋板式 <10 PH 值根据药剂配方确定 7-9.2 甲基橙碱度 Mg/L 根据药剂配方及工况条件确定 <500 钙离子 Mg/L 根据药剂配方及工况条件确定 30-200 亚铁离子 Mg/L <0.5 氯离子 Mg/L 碳钢换热设备 <1000 不锈钢换热设备 <300 硫酸根离子 Mg/L 对系统中混凝土材质的要求按现行的<岩土工程勘察规范>GB50021 94的规定执行硫酸根离子与氯离子之和 <1500 硅酸 Mg/L <175 镁离子与二氧化硅的乘积 <15000 游离氯 Mg/L 在回水总管处 0.5-1.0 石油类 Mg/L <5 炼油企业 <10 注：甲基橙碱度以碳酸钙计；硅酸以二氧化硅计；镁离子以碳酸钙计。 3.1.8密闭式系统循环冷却水的水质标准应根据生产工艺条件确定; 3.1.9敞开式系统循环冷却水的设计浓缩倍数不宜小于3.0.浓缩倍数可按下式计算: N=Q M /Q H +Q W (3.1.9) 式中 N 浓缩倍数; Q M 补充水量((M 3 /H); Q H 排污水量((M 3/H);

Q W 风吹损失水量(M 3 /H). 3.1.10敞开式系统循环冷却水中的异养菌数宜小于5×105个/ML 粘泥量宜小于4ML/M 3 ; 表10-3锅炉加药水处理时的水质标准表10-4蒸汽锅炉采用锅外化学水处理时的水质标准项目给水锅水额定蒸汽压力，MPA 《1 》1 《1.6 >1.6 <2.5 <1 >1 <1.6 >1.6 <2.5 悬浮物， <5 <5 <5 总硬度 <0.03 <0.03 <0.03 总碱度无过热器 6-26 6-24 6-16 有过热器 <14 <12 PH >7 >7 >7 10-12 10-12 10-12 含油量 <2 <2 <2 溶解氧 <0.1 <0.1 <0.05 溶解固形物无过热器 <4000 <3500 <3000 有过热器 <3000 <2500 亚硫酸根 10-30 10-30 磷酸根 10-30 10-30 相对碱度（游离氢氧化钠 <0.2 <0.2 <0.2 项目单位给水锅水悬浮物 Mg/L <20 PH 值》7 10-12 总硬度 Mg/L <4 溶解固形物 Mg/L <5000 相对碱度 Mg/L 总碱度 Mg/L 8-26

火力发电厂汽水循环系统

火力发电厂汽水循环系统基础知识

一、汽水系统： 1、定义：由锅炉、汽轮机、凝汽器、高低压加热器、凝结水泵和给水泵等设备组成。 2、汽水系统流程：水在锅炉中被加热成蒸汽，经过热器进一步进一步加热后变成过热的蒸汽，再通过主蒸汽管道进入汽轮机。由于蒸汽不断膨胀，高速流动的蒸汽推动汽轮机的叶片转动从而带动发电机。为了进一步提高其热效率，一般都从汽轮机的某些中间级后抽出作过功的部分蒸汽，用以加热给水。在现代大型汽轮机组都采用这种给水回热循环。此外，在超高压机组还采用再热循环，既把作过一段功的蒸汽从汽轮机高压缸的出口全部抽出，送到锅炉再热器中加热后再引入汽轮机的中亚缸继续膨胀作功，从中压缸送出的蒸汽，再送入低压缸继续作功。在蒸汽不作功过程中，蒸汽的温度和压力不断降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却，凝结成水。凝结水集中在凝汽器下部由凝结水泵打至低压加热器再经过出除氧器除氧，给水泵将预加热除氧后的水送至高压加热器，经过加热后的热水打入锅炉，再过热器中把水加热成过热的蒸汽，送至汽轮机作功，这样周而复始

的不断做功。在汽水系统中的蒸汽和凝结水，由于疏通管道很多并且还要经过许多阀门设备，这样就难免会出现跑、冒、滴、漏等现象，这些现象都会或多或少的造成水的损失，因此我们必须不断的向系统补充经过化学水处理过的软化水，这些补给水一般都存入除氧器中。 1、锅炉汽水系统：主给水管→给水操作台→省煤器→汽包→下降管→下联箱→水冷壁→汽包→过热器→锅炉主气门出口 2、主蒸汽系统及再热蒸汽系统：锅炉主气门→主蒸汽管→汽机自动主气门之前。再热蒸汽：汽机高压缸出口→再热器冷段管→再热器热段管→汽机中压缸入口 3、主凝结水系统：凝汽器→凝结水泵→轴封冷却器→低压加热器→除氧器 4、主给水系统：除氧水箱下水管→低压给水管→给水泵→高压给水管→高压加热器→主给水管 3、参与汽水循环系统的主要设备及作用；锅炉：是火电厂三大主要设备之一。由锅炉本体、辅助设备及附件构成。锅炉本体是锅炉的主要部分，由锅和炉两大部分组成。锅是以汽包、下降管、下联箱、上升管（水冷壁）、上联箱、过热器、再热器和省煤

城市节水信息管理系统建设方案定稿版

城市节水信息管理系统建设方案 HUA system office room 【HUA16H-TTMS2A-HUAS8Q8-HUAH1688】

城市节水信息管理系统方案北京易麦克科技有限公司

目录 1.项目意义目的 (3) 2.项目的主要工作内容及技术指标 (3) 3.系统主要技术路线及措施 (4) 3.1面向SOA的系统架构 (4) 3.2物联网应用统一信息建模技术 (4) 3.3水源、用水、水资源费征收业务监控、图形定位和可视化于一体的信息服务 (4) 5. 总体设计 (5) 5.1系统总体结构 (5) 5.2系统软件架构 (5) 5.3系统功能框架图 (7) 6. 软件系统 (7) 6.1信息门户 (7) 6.2用水户业务办理平台 (9) 6.3中心管理平台 (10)

7. 系统总结 (16)

1.项目意义目的为推动城市节水型社会建设，进一步做好节水管理工作，进行了节水信息管理系统的建设，节水信息管理系统以日常业务管理信息化为主要内容，充分整合用水及地下水位的实时监测数据，为水资源的现代化管理提供信息服务和技术支持，为管理人员提供高效的管理手段，提高工作效率，更好的为社会公众服务。 2.项目的主要工作内容及技术指标利用水资源数据采集与传输技术、计算机网络技术、数据库建设及查询技术、地理信息系统、多媒体技术等建立“城市节水信息管理系统”，为城市水资源管理工作提供工作平台。 1、进行城市水资源相关信息综合数据库建设，包括空间数据库、业务数据库、基础信息数据库、实时数据库、综合数据库等等。 2、搭建用水户业务办理平台和中心信息管理平台，实现取水许可申请、审批、用水计划上报及下达、水资源费征收、取用水信息统计上报等日常业务的网络化管理，打通用水户和中心网上业务办理通道，进一步提高工作效率。 3、以水资源信息及取用水信息为基础，与地理信息系统和信息管理系统相结合，实现对全区水资源数据的实时查询、统计分析以及水量的收支平衡分析与综合展示，既为业务人员日常办公及事务处理提供辅助工具，也使领导及时、准确、全面的掌握全区的水资源状况，满足辅助决策分析的需求。

电厂循环水系统节能方案

电厂循环水系统节能方案文丰钢铁煤气发电循环水系统节能改造项目初步设计方案北京仟亿达科技股份有限公司年月

电厂循环水系统节能方案目录、概述.......................................................... 错误!未指定书签。、改造内容和范围 .......................................... 错误!未指定书签。、主要节能设备 ............................................. 错误!未指定书签。、设备安装与系统调试.................................... 错误!未指定书签。、技改前实际运行指标与分析........................... 错误!未指定书签。、节能技改方案与设计指标.............................. 错误!未指定书签。、技改后节能效果 .......................................... 错误!未指定书签。、节能效果计量方法 ....................................... 错误!未指定书签。、技术培训和质保服务.................................... 错误!未指定书签。、节能技改质量及服务承诺.............................. 错误!未指定书签。

前言为了降低成本、节约能源，北京仟亿达科技股份有限公司工程技术人员在贵公司工程技术人员的积极支持和配合下，对贵公司循环水系统实际运行工况进行了详细的勘察和数据采集。高效流体输送技术是目前最为有效的循环水系统节能技改技术，它不同于变频等其它节能技术,该技术通过对检测资料的系统分析和研究，通过整改实际系统运行中存在的不利因素，并按最佳运行工况参数定做“高效节能泵”替换实际处于不利工况、低效率运行的水泵，消除“无效能耗”，提高输送效率，达到最佳的节能效果。它从根本上解决了循环水系统普遍存在的“低效率、高能耗”这个技术难题。改造对象：文丰电厂煤气发电凝汽器循环泵改造内容：通过对循环水系统的数据采集、软件水力模型分析、局部实体水力模型的建立，诊断分析目前水系统的运行情况，按照高效流体输送能耗准则实行水系统最优化调整，并在此基础上量身定做最匹配循环水系统工况的高效泵，替换其原有水泵。改造原则：从备用泵开始进行改造，保证施工期间水系统与用水单位安全正常生产，保证改造后整个循环水系统流量不变，末端用户压力不变，满足正常生产。改造效果：本次节能技术改造年节电量约万度，依据为改造前的总电耗改造后预测的总电耗，测试方法为：改造前在每台水泵上安装电表、累时

火力发电厂节水技术和措施

火力发电厂节水技术和措施 [摘要]近年来，随着电力装机容量不断增加，电厂耗水量急剧上升。尤其对于我国而言，我国发电企业大多是火力发电，大约占全国发电总量8成以上。火力发电企业是用水大户，火力发电厂的节水问题直接关乎到我国可持续性社会的建设与发展。鉴于此，本文对火力发电厂节水技术和措施进行了探讨。【关键字】火力发电；节水；能源一、前言随着水资源日益紧缺和环保要求日益严格，火力发电企业必须将节约用水和减少排放作为企业发展的重中之重。目前我国火力发电厂节水技术取得了进展，节水效果也比较显著，主要体现在设备工艺改进和降低供水成本上，产生了具有很好的经济效益。但是距离环保社会发展的要求还有不小的差距，这不仅是火力发电企业需要关注的课题，也是全社会关注的课题之一。二、火力发电厂节水技术和措施火力发电厂用水系统主要分为几个子系统：循环冷却水系统、锅炉补给水系统、灰渣用水系统、工业冷却加水系统、生活用水系统、杂用水系统、脱硫用水系统，下面本文从几个主要方面对火力发电厂的节水技术和措施进行了探讨。 1、循环水的节水与水处理。在火力发电厂用水系统中，循环水是耗水量最大的。如何有效的加强循环水的节水和循环使用时火力发电重要的一环。不同的发电厂用的水质大多不同，因此在具体循环水处理方法上也有较大的差异，要根据具体情况，采用具体的处理方法和手段。总体而言，对循环水的控制主要着眼在控制循环水的浓缩倍率。循环水在使用过程中浓缩比会不断增高，导致水质下降，造成设备结垢、出现腐蚀等问题的产生，影响设备的性能。而且这种情况会不断的持续。解决方法主要是减少补充水中的溶解盐浓度和提高循环水的溶解盐浓度。可以用石灰进行软化，这种方法简单易行，实际运行成本较低。但是在软化过程中产生的堵塞以及污染问题比较难以解决，而且其投资成本也较高，目前该方法主要适用大型发电厂。还可以用弱酸树脂离子进行交换处理。该方法可以有效的脱除循环中的盐，降低循环水的碱度和硬度，是种可行的方法。还可以用硫酸与水质稳定剂联合处理。实验证明，采用该种方法进行处理可以使得循环水的浓缩倍率超过3倍，甚至可以达到3.5倍的最好效果。但是在用量与浓度上要掌握好，以免对加药系统和循环水系统造成腐蚀。有的时候还可以进行旁路处理，特别是循环水浓缩比很高的时候，所谓旁路处理就是从循环水中抽出少部分，进行另外处理，主要去去除这部分水中的微生物、泥沙等一些杂质，再减少水里高浓度的钙和硅等元素，将处理好的水再注入原来的循环水系统，通过这种方法达到预期效果。 2、粉煤灰的消纳与高浓度冲灰。在火力发电厂的末端常用灰渣用水系统进

城市节水信息管理系统建设方案

城市节水信息管理系统方案北京易麦克科技有限公司

目录 1.项目意义目的 (3) 2.项目的主要工作内容及技术指标 (3) 3.系统主要技术路线及措施 (4) 3.1面向SOA的系统架构 (4) 3.2物联网应用统一信息建模技术 (4) 3.3水源、用水、水资源费征收业务监控、图形定位和可视化于一体的信息服务 4 5. 总体设计 (5) 5.1系统总体结构 (5) 5.2系统软件架构 (5) 5.3系统功能框架图 (7) 6. 软件系统 (7) 6.1信息门户 (7) 6.2用水户业务办理平台 (9) 6.3中心管理平台 (10) 7. 系统总结 (16)

火电厂节能措施

火电厂节能措施一、前言电能是国民经济各生产部门的主要动力，电力生产消耗的能源在我国能源总消耗中占的比重也很大，因此提高电能生产的经济性具有十分重要的意义。在保证供电可靠和良好电能质量的前提下，要进行优化调度，最大限度地提高电力系统运行的经济性，为用户提供充足的、廉价的电能。为此，可以采取的措施有：安装大容量的发电机组，充分发挥水电在系统中的作用，尽量降低发电厂的煤耗率（或水耗率），合理分配各发电厂间的负荷，减少厂用电率和电网损耗。二、全局规划提高系统的经济性（1）优化接线方案。只有当火电厂在电力系统中的接线方案合理时，才能降低网损率，避免功率过多地损失在输电环节，提高火电厂输出功率的利用率。（2）发展热电联产。我国电力发展主要依赖煤炭，因此存在不可避免的环境污染问题。面对环境压力，电力工业今后发展必须考虑优先发展水电，调整和优化火电结构，适当发展核电和新能源发电，鼓励热电联产。（3）推广大容量机组。单台发电机组容量越大，单位煤耗越小。因此，结合地区经济的发展状况，优先建设大容量机组火电厂，让大容量机组在电力系统中承担基本负荷，这对减少能耗、提高能源效率具有重大意义。三、设计要经济可靠这里主要围绕电气主接线的设计，讨论其设计的经济性，具体要求为：（1）投资省。主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关等一次设备投资；要使控制、保护方式不过于复杂，以利于运行并节约二次设备和电缆投资；要适当限制短路电流，以便选择价格合理的电器设备；在终端或分支变电所中，应推广采用直降式变电所和以质量可靠的简易电器代替高压侧断路器。(2)占地面积小。电气主接线设计要为配电装置的布置创造条件，以便节约用地和节省架构、导线、绝缘子及安装费用。在运输条件许可的地方，都应采用三相变压器。（3）电能损耗少。经济合理地选择主变压器的型式、容量和台数，避免两次变压而增加电能损失。四、生产环节节能控制火电厂的主要生产环节可大致分为：燃料的入厂和入炉、水处理、煤粉制备、锅炉燃烧以及蒸汽的生产和消耗、汽轮机组发电和电力输送等。（1）改善燃煤质量。一般来讲，燃料成本占发电成本约为7 5％左右，占上网电价成本3 0％左右。如果燃煤质好价优，则锅炉燃烧稳定、效率高，机组带得起负荷，不仅能够减少燃料的消耗量，更有利于节约发电成本；如果燃煤质次价高，则锅炉燃烧稳定性差，燃烧效率低，锅炉本体及其辅助设备损耗加大，因此要把入厂和入炉燃料的控制作为发电厂节能工作的源头。（2）降低制粉系统单耗。制粉系统的耗电占厂用电的25％左右。在保证制粉系统出力，控制合理煤粉细度的前提下，降低制粉系统单耗是重要的节能途径。（3）提高锅炉燃烧效率。锅炉是最大的燃料消耗设备，燃料在锅炉内燃烧过程中的能量损失主要包括：排烟损失、机械不完全燃烧损失、化学不完全燃烧损失、散热损失、灰渣物理热损失等。因此，只有通过减少各项损失，提高锅炉燃烧效率才能实现锅炉燃烧的节能控制。（4）提高汽轮机效率。汽轮机运行时，其能量损失主要指级内损失。另外，汽轮机排汽也会造成一定的冷源损失。反映汽轮机效率水平的主要指标为汽耗率及机组热耗率。汽轮机的节能改造措施主要有：通流部分改造、汽封及汽封系统改造、低压转子的接长轴、改进油挡结构防止透平油污染、防断油烧瓦技术、改善机组振动状况、改进调节系统等。（5）改善蒸汽质量。蒸汽压力和温度是蒸汽质量的重要指标。要合理控制这两大指标，提高经济性，对发电厂的节能具有重大意义。（6）推广变频调速降低厂用电。发电厂厂用电量约占机组容量的5～l0％，除去制粉系统以外，泵与风机等辅机设备消耗的电能约占厂用电的70～80％。泵与风机的节电水平主要通过耗电率来反映。泵与风机的节能，重点要看其是否耗能过多、风机与管网是否匹配。目前火电厂中的主要用电设备能源浪费比较严重，主要是风机必须满功率运行，效率低、节流损失大、设备损坏快、输出功率无法随机组负荷变化进行调整、电机启动电流大（通常达到其额定电流的6—8倍）严重影响电机的绝缘性能和使用寿命。解决上述问题最有效手段之一就是利用变频技术对这些设备的