火力发电厂化学水处理设计技术规定
SDGJ2—85
主编部门：西北电力设院
批准部门：东北电力设院
施行日期：自发布之日起施行
水利电力部电力规划设计院
关于颁发《火力发电厂化学水处理
设计技术规定》SDGJ2—85的通知
(85)水电电规字第121号
近几年来，随着电力工业的发展和高参数大机组的建设，电厂化学水处理技术迅速发展，积累了许多新的经验。为了总结近年来水处理设计经验和在设计中更好地采用水处理技术革新和技术革命的新成果，提高设计水平，加速电力建设，我院组织有关设计院对原《火力发电厂化学水处理设计技术规定》(SDGJ2—77)进行了修改。修订工作经过调查研究、征求意见、组织讨论，并邀请了有关生产、科研、设计、施工、制造等单位的有关同志对修订后的送审稿进行了审查定稿，现颁发执行，原设计技术规定作废。
本规定由水利电力部西北电力设计院和水利电力部东北电力设计院负责管理。希各单位在执行过程中，注意积累资料，及时总结经验，如发现不妥和需要补充之处，请随时函告水利电力部西北电力设计院和水利电力部东北电力设计院，并抄送我院。
1985年10月22日
第一章总则
第1.0.1条火力发电厂(以下简称发电厂)水处理设计应满足发电厂安全运行的要求，做到 经济合理、技术先进、符合环境保护的规定，并为施工、运行、维修提供便利条件。
第1.0.2条水处理室在厂区总平面中的位置，宜靠近主厂房，交通运输方便，并适当地留有扩建余地；不宜设在烟囱、水塔、煤场的下风向(按最大频率风向)。
第1.0.3条水处理系统和布置应按发电厂最终容量全面规划，其设施应根据机组分期建设情况及技术经济比较来确定是分期建设还是一次建成。
第1.0.4条本规定适用于汽轮发电机组容量为12～600MW的新建发电厂或扩建发电厂的水处理设计。
第1.0.5条发电厂水处理设计，除应执行本规定外，还应执行现行的有关国家标准、规范及水利电力部颁布的有关规程。
第二章原始资料
第2.0.1条在设计前应取得全部可利用的历年来水源水质全分析资料，所需份数应不少于下列规定：
对于地面水，全年的资料每月一份，共十二份；对于地下水或海水，全年的资料每季一份，共四份。
第2.0.2条对地面水，应取得历年洪水期的悬浮物含量和枯水年的水质资料，以掌握其变化规律，并应了解上游各种排水对水质的污染程度；对受海水倒灌影响的水源，还应掌握由此而引起的污染和水质变化情况；对石灰岩地区的泉水，应了解其水质的稳定性。
第2.0.3条设计热电厂时，应掌握供热负荷、回水量、回水水质、外供化学处理水量和水质要求等资料。
第2.0.4条应了解所选用的水处理设备、材料、药剂、离子交换剂及滤料等的供应情况(质量、价格、包装和运输方式等)。
第2.0.5条应了解机炉设备的结构特点，包括锅内装置型式、减温方式、凝汽器和各种热交换器的结构及管材，发电机冷却方式，辅助起动设施等情况。必时，可对设备制造厂提出结构和材质的要求。
第2.0.6条扩建工程应了解原有系统、设备布置和运行经验等情况。
第三章原水预处理
第一节系统设计
第3.1.1条预处理系统应根据原水水质、需处理水量、处理后水质要求，参考类似厂的运行经验或试验资料，结合当地条件确定。
预处理设备出力应按最大供水量加自用水量设计。
第3.1.2条经处理后的悬浮物含量应满足下一级设备的进水要求。处理方式可按下列原则确定：
一、地面水悬浮物含量小于50mg/L时，宜采用接触凝聚①“接触凝聚”系指加入凝聚剂后，经水泵或管道混合直接进入过滤器(池)，或经反应器后进入过滤器(池)。、过滤。
二、地面水悬浮物含量大于50mg/L时，宜采用凝聚、澄清、过滤，并根据原水悬浮物的含量选择合适的澄清器(池)。当悬浮物的含量超过所选用澄清器(池)的进水标准时②采用机械加速澄清池时，最大允许悬浮物含量为3000mg/L，其它型式为2000mg/L；石灰处理时，还应适当降低。，应在供水系统中设置预沉淀设施或设备用水源。
三、地下水含砂时，应考虑除砂措施。
第3.1.3条高压及以上机组，若原水中含有较多的胶体硅，经核算，锅炉蒸汽品质不能满足要求时，应采用接触凝聚、过滤或凝聚、澄清、过滤等方法处理。原水胶体硅允许含量和胶体硅去除率的参考数据参见附录C(一)。
第3.1.4条当原水有机物含量较高时，可采用加氯、凝聚、澄清、过滤处理。当用以上处理仍不能满足下一级设备进水要求时，可同时采用活性炭过滤等有机物清除措施。离子交换装置也可选用大孔型树脂等抗有机物污染的阴离子交换树脂。化学除盐系统进水的游离氯超过标准时，宜采用活性炭过滤或加亚硫酸钠等方法处理。
第3.1.5条化学除盐系统进水水质要求为：
浊度对流 <2度
顺流<5度
化学耗氧量(高锰酸钾法)：
使用凝胶型强碱阴离子交换树脂时
<2mg/L(以O2表示)
游离氯 <0.1mg/L(以Cl2表示)
含铁量<0.3mg/L(以Fe表示)
第3.1.6条电渗析器进水水质要求为：
浊度宜小于1度，不得大于3度(根据隔板厚薄、水质情况而定)
化学耗氧量(高锰酸钾法) <3mg/L(以O2表示)
游离氯<0.3mg/L(以Cl2表示)
锰含量<0.1mg/L(以Mn表示)
铁含量<0.3mg/L(以Fe表示)
第3.1.7条反渗透器进水水质要求为：
卷式(醋酸纤维膜)：
污染指数FI <4
化学耗氧量(高锰酸钾法) <1.5mg/L(以O2表示)
游离氯0.3～1mg/L(以Cl2表示)
pH 5.5～6.5
水温20～35℃
含铁量<0.05mg/L(以Fe表示)
中空纤维式(芳香族聚酰胺)：
污染指数FI <3
化学耗氧量(高锰酸钾法) <1.5mg/L(以O2表示)
游离氯＜0.1mg/L(以Cl2表示)
pH 5.5～6.5
水温20～35℃
含铁量<0.05mg/L(以Fe表示)
第3.1.8条当原水碳酸盐硬度较高时，经技术经济比较，可采用石灰处理。原水硅酸盐含量较高需要处理时，可加入石灰、氧化镁(或白云粉)。
第3.1.9条当地下水含铁量较高时，应考虑除铁措施。其设计可参照现行《室外给水设计规范》进行，并参考附录C(二)地下水除铁设计参考意见。
第二节设备选择
(Ⅰ)澄清器(池)
第3.2.1条澄清器(池)的型式应根据原水水质、处理水量、处理系统和水质要求等，结合当地条件选用。澄清器(池)的出力应经必要的核算。其设计可参照现行《室外给水设计规范》的有关规定进行。
第3.2.2条选用悬浮澄清器(池)和水力循环澄清器(池)时，应注意进水温度波动对处理效果的影响。当设有生水加热器时，应装设温度自动调节装置，使温度变化不超过±1℃。
第3.2.3条澄清器(池)不宜少于两台。当有一台检修时，其余澄清器(池)应保证正常供水量(不考虑起动用水)。澄清器的检修可考虑在低负荷时进行，用于短期悬浮物含量高、季节性处理时，可只设一台，但应设旁路及接触凝聚设施。
(Ⅱ)过滤器(池)
第3.2.4条过滤器(池)的型式应根据进口水质、处理水量、处理系统和水质要求等，结合当地条件确定。
第3.2.5条过滤器(池)不应少于两台(格)。当有一台(格)检修时，其余过滤器(池)应保证在正常供水量时滤速不超过规定的上限。
第3.2.6条过滤器(池)的反洗次数，可根据进出口水质、滤料的截污能力等因素考虑。每昼夜反洗次数宜按1～2次设计。
过滤器(池)应设置反洗水泵、反洗水箱或连接可供反洗的水源。反洗方式宜采用空气擦洗。
第3.2.7条过滤器(池)的滤速宜按表3.2.7选择：
表 3.2.7 过滤器滤速
第3.2.8条过滤器(池)的滤料和反洗强度可参考表3.2.8选择。
表3.2.8 过滤器滤料级配及反洗强度表
续表3.2.8
注：1)表中所列为反洗水温20℃的数据。水温每增减1℃，反洗强度相应增减1%。
2)反洗时间根据过滤器(池)的型式和预处理方式而定，一般5～10min。
(Ⅲ)清水箱(池)、清水泵
第3.2.9条清水箱(池)不宜少于两台(格)。其有效容积可按1～2h清水耗用量设计。第3.2.10条清水泵应设备用泵。当清水泵的布置高于清水池最低水位时，每台泵应有单独的吸水管，水池应有排空措施。
第三节布置要求
第3.3.1条澄清器(池)、过滤器(池)、清水箱(池)的布置位置应根据当地气象条件决定，通常布置在室外。
第3.3.2条寒冷地区，澄清器(池)顶部及底部应设置小室，相邻澄清器(池)的顶部应有通道相连。
第四章锅炉补给水处理
第一节系统设计
第4.1.1条锅炉补给水处理系统，应根据原水水质、给水或炉水的质量标准、补给水率、排污率、设备和药品的供应条件等因素经技术经济比较确定。
进行技术经济比较时，应采用正常出力和全年平均水质，并用最坏水质对系统及设备进行校核。
锅炉补给水处理方式，还应与锅内装置和过热蒸汽减温方式相适应。
中压、高压、超高压和亚临界汽包锅炉常用的汽水分离系统的携带系数可参见附录C(三)。
第4.1.2条锅炉正常排污率不宜超过下列数值：
一、以化学除盐水为补给水的凝汽式发电厂1%
二、以化学除盐水或蒸馏水为补给水的供热式发电厂2%
三、以化学软化水为补给水的供热式发电厂5%
第4.1.3条水处理设备的全部出力，应根据发电厂全部正常水汽损失与机组起动或事故而增加的损失之和确定。
发电厂各项正常水汽损失及考虑机组起动或事故而增加的水处理设备出力按表4.1.3计算。
表4.1.3 发电厂各项正常水汽损失及考虑机组起动或事故
而增加的水处理设备出力
注：①锅炉正常排污率按表中1、2、3项正常损失量计算。
②发电厂其他用汽、用水及闭式热水网补充水，应经技术经济比较，确定合适的供汽方式和补充水处理方式。
③采用蒸馏补给水时，应考虑蒸发器的防腐、防垢及机组起动供水措施。
第4.1.4条高压、超高压、亚临界汽包锅炉和直流锅炉，应选用一级除盐加混合离子交换系统。当进水质量较好，减温方式为表面式或自冷凝时，高压汽包锅炉补给水除盐系统可选用一级除盐系统。
固定床离子交换系统的选择，可参见附录C(四)。
第4.1.5条锅炉补给水处理采用化学除盐时，其他用汽(采暖、卸煤、燃油等) 及其他用水(机车、轮船补充水等)，应与有关专业共同进行技术经济比较，研究确定合理供汽、供水及水处理方式。
第4.1.6条原水含盐量较高时，经技术经济比较，可采用弱型树脂离子交换器、电渗析器、反渗透器或蒸发器。
第4.1.7条中压汽包锅炉补给水处理，在能满足锅炉给水和蒸汽质量要求时，可采用化学软化化学软化系指软化或脱碱软化。系统。
第4.1.8条若用固定床除盐，当其进水中的强、弱酸阴离子比值较稳定时，可采用阳离子交换器先失效的串联系统，此时阴离子交换树脂装入量应有10%～15% 裕量。
第4.1.9条设计除盐系统时，应在保证出水质量前提下采用能降低酸、碱耗量和减少废酸、碱排放量的设备和工艺。排出的酸、碱废水应加以利用或设有必要的中和处理措施。
第4.1.10条碱再生液宜加热，加热温度可为35～40℃。
第4.1.11条在除盐(软化)系统中，对流离子交换器配制再生液及置换、逆洗所用的水，串联系统为除盐(软化)水。并联系统可使用本级交换器的出口水。
第4.1.12条逆流再生离子交换器顶压用气和混合离子交换器用气的气源，应无油及有稳压措施。
第4.1.13条氢钠离子交换的软化水管及除盐水管宜防腐。
第4.1.14条海滨电厂钠离子交换器的再生剂可采用经过滤的海水。
第4.1.15条水处理室至主厂房的补给水管道，应满足同时输送最大一台机组的起动补给水量和其余机组的正常补给水量的要求。
发电厂达到规划容量时，补给水管道不宜少于2条。
当补给水管道总数为2条及以上时，任何1条管道停运，其余管道应能满足输送全部机组正常补给水量的需要。
第4.1.16条并联水处理系统，每种离子交换器有6台及以上时，设备宜分组。
第二节设备选择
第4.2.1条各种一级离子交换器的台数不应少于两台；其出力计算应包括系统中的自用水量(由后向前推算)。
离子交换器再生次数应根据进水水质和再生方式确定。正常再生次数可按每台1～2次每昼夜考虑。当采用程序控制时，可按2～3次考虑。
第4.2.2条除盐设备可不设检修备用，但当一台(套)检修时，其余设备应能满足全厂正常补给水量的要求。
对凝汽式电厂，离子交换器可不设再生备用，由除盐水箱贮存再生时的需用水量。对供热式电厂，当水处理设备出力小时，可设置足够容积的除盐水箱贮存再生时的需用水量，当出力较大时，可设置再生备用设备。
第4.2.3条离子交换剂的工作交换容量，应根据选用的离子交换剂、交换器的形式、再生剂种类、再生水平、原水离子组成、处理后水质要求等因素，按厂家提供的产品性能曲线确定或参照类似条件下的运行经验，必要时也可经试验确定。离子交换剂性能曲线参见表C(五)。
顺流及对流离子交换器的设计参考数据，参见附录C(六)、(七)、(八)。
第4.2.4条并联除盐系统与氢钠软化系统中的除二氧化碳器，在电厂最终建成时，不宜少于两台；当一台检修时，其余设备应满足正常补给水量的要求。
第4.2.5条除二氧化碳器宜采用鼓风式，有条件时也可采用真空除气器。
除二氧化碳器风机在室外吸风时，宜有滤尘措施。除二氧化碳器的排风口，宜设汽水分离装置。
第4.2.6条除盐(软化)水泵及并联系统中的中间水泵应设备用。
第4.2.7条中间水箱的有效容积，对单元制系统，应为每套水处理设备出力的2～5min贮水量，且最小不应小于2m3；对并联制系统，应为水处理设备出力的15～30min 贮水量。
第4.2.8条除盐(软化)水箱的总有效容积宜为：
一、凝汽式发电厂，其水箱的总有效容积为最大一台锅炉最大连续蒸发量的150%与离子交换器再生期间所需贮备的水量之和。
二、供热式电厂，当补充水量较大，水处理设备按“需要“需要”指水处理设备运行流量是根据外部需要而调节的。”调节流量时，为1h的水量。当补充水量较小时，水处理设备按“供给“供给”指水处理设备运行流量是固定的，不随外部流量变动而变化。”调节流量时，水箱的容积要满足调节和机组起动的需要。
第4.2.9条对流离子交换器及并联系统采用程序再生的顺流离子交换器，应设再生专用泵。
第4.2.10条对化学除盐系统，应考虑检修离子交换器时有装卸与存放树脂的措施。
第4.2.11条无垫层阳、阴离子交换器之间及混合离子交换器出口，应设置树脂捕捉器。
树脂捕捉器宜有反冲洗水管。
第三节布置要求
第4.3.1条水处理设备宜布置在室内，当露天布置时，运行操作处、取样装置、仪表阀门等，应尽量集中设置，并采取防雨、防冻措施。
第4.3.2条经常检修的水处理设备和阀门等，按其结构、台数、起吊件重量，宜设置固定式或移动式起吊设施。
第4.3.3条离子交换器面对面布置时，阀门全开后，通道净距宜为2m。两设备间的纵向净距不宜小于0.4m(如设备本体为法兰连接时，净距可适当放大)。设备台数较多时，每隔一定距离应留有通道。
第4.3.4条水处理车间的动力盘，应与设备保持适当距离或布置在单独小间内。第4.3.5条运行控制室的面积，应根据水处理设备出力、表盘数量等不同情况确
定。室内应有良好的采光和通风，并有足够的值班场地和检修通道。室内不应有穿越管道。
水处理设备采用程序控制时，宜设置空气调节装置。
第4.3.6条水处理室宜设运行分析室、检修间和厕所等。采用程序控制时，应设仪表维修间。
第五章汽轮机组的凝结水精处理
第5.0.1条汽轮机组的凝结水精处理，宜按冷却水质量、锅炉型式及参数、汽水质量标准、凝汽器结构及其管材等因素，经技术经济比较及必要的核算后确定。
一、由高压汽包锅炉供汽的汽轮机组以海水冷却以及由超高压汽包锅炉供汽的汽轮机组以海水或苦咸水冷却时，可每两台机组装设一套能处理一台机组全部凝结水的精处理装置。
二、由亚临界汽包锅炉供汽的汽轮机组，每台机组宜装设一套能处理全部凝结水的精处理装置。
三、由直流锅炉供汽的汽轮机组，每台机组应装设一套能处理全部凝结水的精处理装置。必要时可设置供机组起动用的专门除铁设施。
四、当采用钛材制造的凝汽器时，由汽包锅炉供汽的汽轮机组，可不设置凝结水精处理装置。
凝汽器管材可按SD116—84《火力发电厂凝汽器管选材导则》选用［参见附录C(九)］。
第5.0.2条凝结水精处理系统中的除铁过滤器和离子交换器的设置，按下列原则确定：
一、供机组起动用的除铁过滤器，可两台机组合用一组过滤器，且不设备用。
二、对于体外再生的混合离子交换器，对由直流炉供汽的汽轮机组，每单元可设一台备用设备；由亚临界汽包锅炉供汽的汽轮机组，且当混合离子交换器采用氢/氢氧型运行方式时，可不装备用设备。
三、对于由超高压汽包锅炉供汽的汽轮机组，离子交换器可每两台机组设一台备用设备；对于由高压汽包锅炉供汽的汽轮机组，离子交换器不装备用设备。
凝结水精处理设备的设计参考数据，参见附录C(十)。
第5.0.3条凝结水精处理系统应装设：
一、当过滤器或离子交换器运行压差超过规定值时，应装设能保证通过所需凝结水量的自动调节旁路阀。
二、凝结水精处理装置前后的管路排水阀。
三、离子交换器后的树脂捕捉器。
四、补充离子交换树脂的接入口。
第5.0.4条凝结水精处理设备宜布置在汽机房或其附近。
第六章冷却水处理
第6.0.1条冷却水处理系统的选择应根据下列因素经技术经济比较确定：
一、冷却方式、水源水量及水质；
二、全面考虑防垢、防腐及防菌藻的处理；
三、节约用水；
四、药品供应情况；
五、环境保护要求等。
第6.0.2条直流冷却系统如有结垢倾向时，可根据具体情况采取稳定措施。
第6.0.3条敞开式循环冷却系统，采用冷却水池时，如果V
q
V
>60(V—— 冷却水
池容积，m3；q V——循环水量，m3/h)，可按直流冷却系统考虑。
第6.0.4条敞开式循环冷却系统，在排污法不能满足防垢要求时，可采用下列方法防垢：
一、加酸法。药剂宜使用硫酸。
二、加阻垢剂法。药剂可采用三聚磷酸盐、六偏磷酸钠、有机阻垢剂等。
三、加炉烟法。此法可利用炉烟中的二氧化碳；当燃料中可燃硫较高时，也可利用炉烟中二氧化硫来防垢。采用加炉烟法时，应考虑烟气的除尘、加烟设备及管道、沟道的防腐和水塔的防垢等问题。
第6.0.5条敞开式循环冷却系统在原水暂硬高和需要提高浓缩倍率以达节水目的时，可采用补充水石灰处理或离子交换(弱酸氢离子交换等)处理。
第6.0.6条敞开式冷却系统必要时可采取去除补充水悬浮物的措施或采用冷却水的旁流过滤。
第6.0.7条循环冷却水的菌藻处理可采用间断加氯法或投加其它杀微生物剂，但宜采用低毒、低剂量易降解并与阻垢剂、缓蚀剂不相互干扰的药剂；受菌藻污染严重的补充水，宜对补充水进行连续加氯处理。
第6.0.8条在有充分的技术经济论证时，可采用加阻垢剂、缓蚀剂及杀微生物剂的综合处理、旁流处理等。
第6.0.9条应根据冷却水质选用合适的凝汽器管材，请参照附录C(九)SD116—84《火力发电厂凝汽器管选材导则》选用。
第6.0.10条当循环冷却水中硫酸根过高时，应考虑硫酸盐对水工构筑物的侵蚀问题。水对混凝土侵蚀性的判定标准请参照TJ21—77《工业与民用建筑工程地质勘察规范》的有关部分进行。
第6.0.11条当循环冷却水采用较高浓缩倍率时，应考虑硫酸钙、硅酸镁和磷酸钙等的结垢问题。
第6.0.12条为抑制凝汽器铜管腐蚀，宜设置运行中硫酸亚铁涂膜处理设施。
第七章给水处理
第7.0.1条中压机组的锅炉给水宜采用氨化处理。
高压及以上机组的锅炉给水和装有凝结水精处理设备的超高压及以上机组的凝结水，宜采用氨、联氨处理。
未进行凝结水精处理的超高压机组，凝结水可只采用联氨处理。
第7.0.2条氨及联氨的加药设备，宜分别设置。
应设备用加药泵。布置在一起的一组加药泵(小于四台)，可合用一台备用泵。
几台机组合用一台加药泵时，加药泵出口管道上应装设稳压室，每根加药管上应装设转子流量计。
氨及联氨的配制可用凝结水(除盐水)。
第7.0.3条氨及联氨加药设备宜布置在主厂房的单独房间内。室内应有通风，加药设备周围应有围堰和冲洗设施，并应考虑有适当面积的药品贮存小间。
第八章锅内处理
第8.0.1条汽包锅炉应设置磷酸盐处理设施。
第8.0.2条锅内加药泵应设备用的。布置在一起的一组(小于四台)泵，可设置一台备用泵。
第8.0.3条磷酸盐溶液宜就地配制。当药品耗量较大时，也可集中配制。
第8.0.4条磷酸盐可采用干法贮存，配制溶液应有搅拌设施。
配制溶液应用除盐(软化)水。
磷酸盐溶液输送管道应考虑防止低温过饱和结晶的措施(如蒸汽伴热等)。
第8.0.5条磷酸盐溶液应进行过滤，也可在搅拌器或溶液箱中或出口处设过滤装置。
第8.0.6条锅内加药设备宜布置在主厂房内便于管理、环境清洁的地方。加药设备周围应设有围堰和冲洗设施。地面应能防腐和防渗。
锅炉露天布置时，加药设备应布置于室内。
第九章热网补给水及生产回水处理
第9.0.1条热网补给水，一般采用下列方式供给：
一、锅炉排污扩容器后的排污水。
二、当水量较小时，采用经过除氧的锅炉补给水。
三、当水量较大时，宜单独设置处理系统。此系统可采用钠离子交换处理，并经除氧。
第9.0.2条以生产回水作为锅炉补给水时，应根据水质污染情况，考虑生产回水的处理措施。如暂不能采取措施时，可在设计中预留将来增设水处理设备的条件。生产回水中含有油质时，应要求用户进行初步除油使水中含油量低于10mg/ L。第9.0.3条需要处理的生产回水，其处理方式应根据污染情况确定：可采用单独的处理系统或与锅炉补给水合并处理。
第9.0.4条不需处理的清洁生产回水，应接入在热力系统中设置的监督水箱。
第十章药品贮存和计量设备
第一节一般规定
第10.1.1条药品仓库的大小，应根据药品消耗量、运输距离、包装、供应和运输条件等因素确定，一般按贮存15～30d 的消耗量设计。
当药品由本地供应时，可适当减少贮存天数；当用铁路运输时，还应满足贮存一槽车(或一车辆)容积加10d 的药品消耗量。
第10.1.2条药品贮存间宜靠近铁路、公路，干贮存堆积高度宜为1.5～2m，并有必要的装卸设施。
贮存间应有相应的防水、防腐、通风、除尘、采暖、冲洗措施，对于纸粉贮存间还应有防火、防爆措施。
第10.1.3条各种溶液箱的有效容积，应能贮存不少于8h运行的需要量。
各种交替运行的计量箱、溶液箱的有效容积，应满足4～8h连续运行的要求。
第二节石灰系统
第10.2.1条根据水处理系统、容量、当地药品供应情况和计量设备的型式，可采用高纯度的粉状石灰或块状石灰。
第10.2.2条采用高纯度粉状石灰及氧化镁粉时，干贮存及干法计量，可使用气力
输送或机械输送。乳液用泵输送。
第10.2.3条采用块状石灰时，宜按下列原则考虑：
一、块状石灰宜采用湿存。配制石灰乳的搅拌器不宜少于两台，采用机械搅拌。
二、加药宜用泵计量，每台澄清器(池)设两台泵，其中一台备用。石灰乳含量为2%～3%。
三、输送石灰的吊车，应采用地面操作的直线单轨抓斗吊车或桥式起重机，吊车运行速度不宜过快。
第三节凝聚剂及助凝剂系统
第10.3.1条凝聚剂及助凝剂的品种、剂量大小应根据原水水质(pH值、碱度、浊度、有机物含量)、药品来源、处理后水质及运行要求［水温、混合及澄清器(池) 型式等］，经烧杯试验确定。
凝聚剂剂量可采用下列数据：
硫酸亚铁41.7～97.3mg/L
三氯化铁27.03～63.07mg/L
硫酸铝33～77mg/L
聚合铝 5.27～7.37mg/L
溶液中药剂含量<10%
第10.3.2条固体凝聚剂及助凝剂可采用干贮存，对大、中容量电厂，凝聚剂也可采用湿存方式。
药剂的溶解，可选用循环搅拌或机械搅拌方式。
第10.3.3条凝聚剂及助凝剂可采用计量泵加药，在泵的入口宜装滤网。
第四节酸碱系统
第10.4.1条酸碱贮存设备应靠近运输线，当运输线距水处理室较远时，在其附近宜设贮存或转运设备。
贮存设备宜不少于两台，并应考虑有安全、检修及清洗措施。贮存槽地上布置时，其周围宜设有一定容积的耐酸、碱防护堰，当围堰有排放措施时，其容积可适当减小。
第10.4.2条酸碱再生液宜用喷射器输送，有条件时也可采用计量泵。
第10.4.3条计量器的有效容积应满足最大一台离子交换器一次再生用量。
当离子交换器台(套)数较多，有两台(套)交换器同时再生时，计量器的台数应能满足其同时再生的需要。
混合离子交换器宜专设一组再生设备。
第10.4.4条盐酸贮存槽宜用液体石蜡密封，或在排气口装设酸雾吸收器。浓硫酸贮存槽排气口宜装设除湿器。
盐酸计量器排气口应装设酸雾吸收器。
第10.4.5条装卸浓酸、碱液体，宜采用负压抽吸、泵输送或自流，不应用压缩空气直接挤压槽车。
当采用固体碱时，应有吊运设备和溶解装置。
第五节盐系统
第10.5.1条盐湿贮存槽宜不少于两个。
第10.5.2条饱和盐溶液应过滤。这可在盐槽底部设慢滤层或专设过滤器进行。
饱和盐溶液箱的有效容积，应满足一台最大钠离子交换器一次再生的需要量。第10.5.3条盐液系统设备和管件，应防腐。
第六节氯系统
第10.6.1条氯的设计用量应根据试验数据或相似条件下运行经验的最大用量确定。
第10.6.2条加氯机应有指示瞬时投加量并有防止氯、水混合物倒灌入液氯钢瓶内的措施。
第10.6.3条加氯间的位置宜靠近氯的投加点。加氯间内的采暖设备不宜靠近氯瓶或加氯机。
第10.6.4条钢管中液氯的气化可采用液氯气化器或淋水加热的方式。
第10.6.5条加氯间应与其它工作间隔开，并应设下列安全措施：
一、直接通向外部且向外开的门。
二、加氯水泵、动力盘等不宜与氯瓶布置在同一房间内。
三、加氯水泵应联锁并有可靠电源。
四、加氯间应备有带氧气瓶的防毒面具。
五、照明和通风设备的开关应设在加氯间外。
六、采用防腐灯具。
七、加氯机喷射用水源，应保证不间断并保持水压稳定。
第10.6.6条氯气和水混合物的管道及配件、阀门，应采用耐腐蚀材料。
第10.6.7条液氯钢瓶的贮量应按当地供应、运输等条件确定，可按最大用量的7～30d考虑。
第10.6.8条加氯间内应设置起重、称重设施。
第10.6.9条加氯间的设计还应符合下列要求：
一、有强制通风设备。
二、与经常有人值班的车间和居住房间保持一定的安全距离。
第十一章箱、槽、管道设计及防腐
第11.0.1条水箱(池)应设有水位计、进水管、出水管、溢流管、排污管、呼吸管及人孔等，并有便于检修、清扫的措施。必要时，还应装设高低水位警报装置。第11.0.2条真空除气器后的水箱，应有密封措施；超高压、亚临界汽包炉及直流炉的凝结水箱，宜采取与空气隔离的措施。
第11.0.3条寒冷地区的室外澄清器、水箱及管道阀门，应有保温防冻措施。
第11.0.4条管道布置应力求管线短、附件少、整齐美观、扩建方便、便于支吊，并宜采用标准管件和减少流体阻力损失。
对于衬胶管、塑料管和玻璃钢管，应适当增多支吊点。
第11.0.5条室内跨越人行通道的管道，其净高应不低于2m，横跨离子交换器间的净高不宜低于4m。管道布置不得影响设备起吊，也不宜挡窗。需要运输设备的通道净高，应满足设备运送的需要。
第11.0.6条动力盘、控制盘的上方，不应布置管道(尤其是药液管)。
第11.0.7条由水处理室至主厂房的管道，可采用通行管沟、不通行管沟或架空敷设。通行管沟净高不得小于1.8m，通道净宽不得小于0.6m。
管沟及沟内管道，应有排水措施。
第11.0.8条经常有人通行的地方，浓酸、碱液及浓氨液管道不宜架空敷设，必须架空敷设时，对法兰、接头等应采取防护措施。
第11.0.9条浓硫酸、浓碱液贮存设备及管道应有防止低温凝固的措施。
第11.0.10条石灰系统的阀门宜采用铁质旋塞，管内流速不宜小于2.5m/s；自流管坡度不宜小于5%；管道宜减少弯头、死区、U形等；管道的弯头、三通和穿墙处应设法兰，水平直管不宜过长(不大于3m)，必要时在拐弯处以三通代替弯头，以便拆卸、清洗。
石灰乳管道系统，应有水冲洗设施。
第11.0.11条手动操作阀门的布置高度不宜超过1.6m。高于2m的应有阀门传动装置或操作平台，阀杆的方向不得向下。
第11.0.12条装流量孔板或加药孔板的管道安装位置应符合热工仪表的要求，孔板前直管段长度应大于15～20D(管径)，孔板后直管段长度应大于5D。孔板应装设在便于维修的地方。
第11.0.13条凡接触腐蚀性介质或对出水质量有影响的设备、管道、阀门、排水沟等，在其接触介质的表面上均应涂衬合适的防腐层，或用耐腐蚀材料制造。
各种设备、管道的防腐方法，可参见附录C(十一)。设计中应注明设备及管道防腐的工艺要求。同一工程中不宜选用过多的防腐方法。
第11.0.14条不宜采用地下混凝土(内壁衬玻璃钢)制的浓酸、浓碱池。
第11.0.15条设有防腐层的设备及管件，设计时应考虑防腐施工的安全与方便，并应注意在防腐前完成所有焊接工作。
第11.0.16条酸贮存计量间的地面、墙裙、墙顶棚、沟道、通风设施、钢平台扶梯、设备管道外表面，均应采取防腐措施。地面应有冲洗排水设施，室内应有通风设施，并不得装设电气操作箱，照明应采用防腐灯具。
碱贮存计量间的地面、墙裙及沟道应防腐，地面应有冲洗排水设施。
第十二章水处理系统仪表和控制
第12.0.1条水处理系统仪表、控制水平和方式，应根据电厂容量、机组自动化水平、水处理系统和出力以及自动化设备元件供应情况等因素经技术经济比较确定。第12.0.2条水处理系统自动控制的内容宜考虑设有原水温度自动调节、自动加药、澄清器的自动排泥、过滤器(池)的自动反洗、水箱液位自动调节、碱加热温度自动调节及离子交换器的程序再生等。
对整套水处理设备的运行，可采用按“供给”控制或按“需要”控制设计。凝汽式电厂宜采用按“供给”控制方式；供热式电厂的控制方式应经技术经济比较确定。第12.0.3条单机容量300MW及以上机组或单套(台)设备出力100t/h及以上的离子交换器再生应采用程序控制；其他情况下离子交换器再生采用程序控制时，每台每昼夜再生次数宜为2～3次。
第12.0.4条当采用气动阀门时，应具备可靠的气源。
第12.0.5条水处理系统与热力系统化学监督所用仪表，应根据机组型式、参数、系统特点、运行监督方式及自动控制程度等因素确定。选用化学监督仪表时请参见附录C(十二)。
选用仪表时应随时注意产品的更新情况。
第十三章汽水取样
第13.0.1条汽水系统的取样点，参见附录C(十三)、(十四)。
第13.0.2条取样管材一般采用不锈钢。
第13.0.3条选用的取样冷却系统及冷却水源应符合下列条件：
一、取样冷却器应有足够的冷却面积。冷却后取样水温度低于30℃，最高不超过40℃。
二、对200MW及以上机组，可采用集中式汽水取样分析装置。
三、冷却用水应保证系统不结垢、不污堵、不腐蚀。
当采用闭路循环系统时，应采用软化水或凝结水(除盐水)。
四、每个取样器用水量，可参照表13.0.3规定选用。
表13.0.3 各取样冷却器的用水量
浸管式取样器样品流量按30～40L/h，进口冷却水温度按20℃计算。双重套管取样器样品流量为18～30L/h，进口冷却水温度不超过33℃，压力不小于1.96 ×105Pa。第13.0.4条取样冷却器的布置位置如下：
一、热力系统的汽水取样冷却器，应布置于主厂房运转层，并应考虑便于运行人员取样及通行。
二、除氧器给水箱出口管的取样冷却器，应尽量靠近给水箱。
三、露天布置的锅炉，汽水取样冷却器应有防雨措施或布置于室内。汽水取样冷却器处应有照明。
第十四章化验室
第14.0.1条化验室所用仪器规范、数量及化验室面积，应根据机组参数、容量等条件，参照部颁定额标准确定。
第14.0.2条化验室的布置应与煤场、有污染的药品库等保持较远距离，不应有振动、噪声等影响，要光线充足，通风良好。
热量计、精密仪器等仪器分析室宜设空调装置。
设计还应注意化验室对建筑、照明、水源、采暖、通风等方面的特殊要求。
附录A 本规定用词说明
执行本规定时，对于要求严格程度的用词，说明如下，以便执行中区别对待。 1.表示很严格，非这样作不可的用词：
正面词采用“必须”；
反面词采用“严禁”。
2.表示严格，在正常情况下均应这样作的用词：
正面词采用“应”；
反面词采用“不应”或“不得”。
3.表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样作的用词：
正面词采用“宜”或“可”；
反面词采用“不宜”。
附录B 本专业常用的法定计量单位
表B1 常用单位名称和符号
续表B1
附录C 设计参考资料
(一)原水胶体硅的允许含量和胶体硅的去除率
1.高压、超高压和亚临界机组，原水胶体硅的含量超过0.5～0.6mg/L时，宜考虑去除胶体硅的措施。
2.不同处理方法，胶体硅的去除率如下所列：
接触凝聚、过滤60%
凝聚、澄清、过滤90%
凝聚一级除盐加混床>90%
(二)地下水除铁设计参考意见
1.除铁系统的选择应根据原水中铁的形式和数量、处理后水质要求，并参照水质相似厂的运行经验，经技术经济比较后确定。
地下水中的铁质常以二价铁的形式存在，通常采用曝气、过滤法除铁。
2.曝气、过滤法除铁可按下列条件选择：
(1)曝气、天然锰砂过滤，适用于原水中重碳酸型铁的含量小于20mg/L、pH 值不小于5.5时。
(2)曝气、石英砂过滤，适用于原水中重碳酸型铁的含量小于4mg/L，曝气后pH 值大于7。
3.曝气设备应根据原水水质及曝气程度的要求选定，可采用接触式曝气器或压缩空气装置。
4.接触式曝气器的淋水密度，可采用5～10m3/(m2·h)。
5.采用接触式曝气器时，填料层层数可为1～3层。填料采用塑料多面空心球或粒径为30～50mm的焦炭，每层填料厚度为300～400mm，层间净距不宜小于600 mm。
6.曝气器下部的水箱容积，可按15～20min处理水量计算。
7.采用压缩空气时，每立方米水的需气量(以升计)，宜为原水二价铁含量(以mg/L 计)的2～5倍。
8.天然锰砂滤池滤料的粒径、厚度及滤速可按表C1确定。
表C1 滤料的粒径、厚度及滤速
9.滤池垫层的粒径和厚度，可按表C2确定。
表C2 滤池垫层的粒径和厚度
10.重力式除铁滤池的冲洗强度和冲洗时间，可按表C3确定。
表C3 重力式滤池的冲洗强度和冲洗时间
11.压力式除铁滤池的冲洗强度和冲洗时间，可按表C4确定。
表C4 压力式滤池的冲洗强度和冲洗时间
(三)中压、高压、超高压和亚临界压力汽包锅炉
常用汽水分离系统的携带系数
表C5 中压汽包炉
表C6 高压汽包锅炉
表C7 超高压和亚临界压力汽包锅炉
(四)固定床离子交换系统选择
表C8 固定床离子交换系统
电厂化学水处理技术发展与应用 发表时间：2017-10-20T11:59:18.583Z 来源：《防护工程》2017年第15期作者：王延风 [导读] 并且注意加强原有设施的利用率和使用效率，降低能耗节约成本，更应注重整个处理过程中的环保性，走可持续路线。 摘要：电厂是能源行业的重要部门，对居民的日常生产、生活都具有较大的影响。从现有的工作来看，电厂化学水处理技术虽然在某些方面表现的较为出色，但并没有创造出理想的价值。在人口不断增加和社会不断发展的今天，依靠固有的技术，是很难取得较大发展的。在今后的技术研究和应用中，需进一步贴合实际，根据不同地区的实际要求，进一步优化技术。在此，本文主要对电厂化学水处理技术的发展与应用进行讨论。 关键词：电厂；化学水处理；发展技术；应用 1、当今电化学处理技术的发展特点 1.1设备集中化布置 传统电厂化学水处理系统包括净水的预处理、锅炉补给水的处理、凝结水精的处理、汽水取样的监测分析、加药的、综合水泵房、循环水的加氯、废水的及污的水处理等系统。它存在占地的面积较大、生产的岗位较分散、管理的不便等等诸如此类的问题。现在，为了优化水处理整体流程，设备布置也发生了变化，其以紧凑、立体、集中构型来代替平面、松散、点状构型。节约占地面积、厂房空间，提高设备的综合利用率，并且方便运行的管理。 1.2生产集中化控制 传统的生产控制采用了模拟盘，而现在的趋势是集中化控制，即将电厂中所有化学水处理的子系统合为一套控制系统，取消了模拟盘，采用了PCL、上位机2级控制结构，并且利用PLC对各个系统中设备进行数据采集、控制，上位机、PCL之间通过数据通信接口进行了通信。各个子系统以局域网总线形式集中的联接在化学主控制室上位机上，从而实现化学水处理系统集中监视、操作、自动控制。 1.3方式以环保和节能为导向 21世纪环保观念已深入大家心中，随着环境保护意识的不断提高，减少水处理过程中产生的污染，尽量不使用或者少量的使用化学品已经成为一个趋势。绿色的水处理概念已经广泛的被大家接受。“少排放、零排放”、“少清洗、零清洗”也就成为了锅炉水的发展方向。而对于耗水量大的电厂来说，在我国水资源紧缺的现状下，合理的利用资源和提高水的使用重复率已经变成其关键的任务之一。重复率体现着对水的循环使用，串级使用，水的回收等方面的实现。“零排放”在电厂中已有部分实现，也就是说仅从水体中取出水但不向水体及环境排放废水。 1.4工艺多元化 传统电厂水处理工艺以混凝过滤、离子交换、磷酸铵盐处理等为主。当前，电厂的水处理技术出现多元化的特点。随化工材料的技术不断进步与发展，膜处理技术也开始广泛应用在水质处理当中，离子的交换树脂种类、使用的条件、范围也有了较大进展，粉末树脂在凝结水的处理中也同样发挥着积极作用。 1.5检测方法方式趋科学化 随着技术的发展，化学检测、诊断技术进一步的得到了发展、应用，其方式也日趋科学化。化学诊断实现从事后分析到事前防范转变，实现从手工分析到在线诊断转变，实现从微量分析到痕量分析转变。所有的转变，为预防事故发生、保证机组安全稳定运行提供有力保障。 2、电厂化学水处理技术的发展创新 2.1电厂化学水处理中膜技术的应用 与传统的化学水处理技术工艺相比，近几年才开始被采用的膜分离技术具有更加多的优点。膜处理技术是当前世界上最为高端先进的处理技术，在提高用水的品质上有着强大的优势。在传统的化学水处理过程当中，存在着很多的方法手段，比如电厂锅炉补给水的处理，一般情况下，都有过滤—软化—分离等一系列过程。其中，在电厂传统的化学水处理过程中，为了应付其中一道道复杂的工艺和处理难度，电厂需要投入大量劳动力、大量的占地面积和比较高的资金成本。然而，更主要的是，对于电厂化学水处理过程中所排放酸碱废液，国家规定了标准，而传统技术并不能达到当前绿色环保的标准要求。然而，在使用膜分离技术时，电厂化学水处理的整个过程中都不会排放一点酸碱废液，大大地减少了环境污染，切实体现了当代人的绿色环保理念。同时，采用膜分离技术还具有使用分离的设备少、结构简单、占地面积小、劳动强度小和实现自动化控制等优点，而将该技术应用于电厂化学水处理的过程中也实现了耗能低、效率高、生产的水品质量高的最终目的。 2.2化学水处理系统中的FCS技术应用 当前电厂化学水处理系统设备在运行时处于一种分散的状态，比如自动加药、汽水取样和监控常规测点等设备，不仅分布散而且数量还很多。而FCS技术则完全可以解决这一弊端，因为它的全分散性、全数字化、可相互操作性和全开放性的技术特点，与当前电厂水处理系统的设备分散性现状极为适合。在电厂化学水处理系统中，FCS技术的应用实现了低成本和性能全数字化，极大地减少了劳动力的投入。所以，改造或者建设这样一个能够将自动加药、远程遥控、即时监控和集合信息上传到MIS系统集为一体的化学水处理的综合全自动化平台，已经成为无法阻挡的电厂化学水处理技术的发展方向和趋势潮流。在理论上，这个系统是分解了原有的操控系统后，经过重新构建而形成的。改良后的系统在很多方面都有很明显的效果，可促使每一控制点的控制精准度大幅提高，这是此系统最为突出的一个特点，也由于这一点，系统整体的自动化水平和系统的硬件设备的管理水平都得到了提升，不仅人为的干扰因素大幅度地减少了，机组凝结水系统运行全自动化目标也得到了实现。同时，生产成本也有了很大的降低。此外，在系统改造完成后还提高了它的可靠性，连自动运行的速度也都有明显的提升。 3、关于电厂化学水处理技术应用的要点 3.1电厂水处理技术——锅炉补给水 在使用传统的水系统时，电厂经常使用混凝的方式进行锅炉补给水处理。如今，在变频技术出现后，电厂锅炉补给水系统发生了结构
电厂化学水处理综述 ——水寿 摘要：对用水进行较好的净化处理才能防止热力设备的结垢、腐蚀，避免爆管事故，有效防止过热器和汽机的积盐，以免汽轮机出力下降甚至造成事故，从而保证锅炉、汽机等重要设备的安全、有序运行。本文介绍了电厂化学水处理技术的发展特点，以及常规的方法与应用。 关键词：化学水处理；特点；方法 前言：电厂的化学水处理主要是指锅炉用水的给水处理，这个过程的好坏直接关系到相关设备是否可以安全经济运行，所以说化学水处理是电厂生产的重要过程。因此必须在建设前期从设计上严把关，深入研究化学处理的工艺，做好预控工作，建设过程中慎重对待化学水处理的施工和设备安装，为以后电厂顺利投产运营打下坚实的基础。基于该背景，本文对电厂化学水处理的发展特点、常见方法和工艺进行了综述，方便更好的理解该该部分技术内容为以后工作打下坚实的基础，同时也作为本人的学习总结。 1 化学水处理的技术特点 水在火力发电厂水汽循环系统中所经历的过程不同，水质常有较大的差别。因此根据实用的需要，人们常给予这些水以不同的名称，具体为原水、锅炉补给水、给水、锅炉水、锅炉排污水、凝结水、冷却水和疏水等，通常情况下为了方便又简单的分为炉内水和炉外水。电厂化学水处理主要包括补给水处理和汽、水监督工作，补给水处理
也叫炉外水处理，是净化原水、制备热力系统所需质量合格的补给水，是锅炉水质合格的重要保障。汽水监督工作是改善锅炉运行工况、防止汽水循环不良的安全保障。随着当前技术的不断发展进步，现代电厂化学水处理呈现出集中、多元化、环保等特点，下面分别阐述。1.1分布集中化 在以往的电厂化学水处理过程中，常常设有多种处理系统，一般按照功能分为净水预处理系统、锅炉补给水处理系统、汽水的取样监测分析、循环水处理系统、加药处理系统、废水处理系统等等。这种按照功能作用设立的多种处理系统占地面积大、需要的维护人员多、给生产管理造成了不便。现在为了提高化学水处理设备的利用率、节约场地及管理方便，化学水处理设备的布置呈现紧凑、集中、立体的结构。根据相关文献的研究，该种结构的布局满足了整体流程的需要，是一种效果较好的结构模式。 1.2处理工艺多元化 化学水处理的传统常用工艺为混凝过滤、离子交换、磷酸酸化处理，随着科学技术的不断发展，电厂化学水处理工艺向着多元化的方向发展。当前水处理工艺发展为利用微生物对水质进行处理，利用膜处理技术对化学水进行反渗透、细微过滤也已经广泛应用于水处理，超滤、流动电流技术也在化学水处理中发挥着积极的作用。 处理控制系统也越来越集中化，把各个子系统合为一整套系统，然后采用PLC加上位机的控制结构。其中，PLC负责对各个子系统进行控制和数据采集，通过通信接口与PLC连接起来的上位机负责对各
火电厂化学水处理设施防腐蚀工艺常见 问题及对策 张芳芳 (滕州富源低热值燃料热电有限公司,山东滕州277523) 摘要:指出了在火电厂生产过程中,会形成化学水,因化学水中具有腐蚀性,会造成化学水处理设施如酸碱输送管道、循环水加酸设备、地下酸碱中和池等的腐蚀,探讨了火电厂化学水处理设施防腐蚀施工工艺常见问题及对策,从而为火电厂化学水处理设施的施工和维护人员的工作提供借鉴。关键词:火电厂;化学水处理设施;防腐蚀工艺;分析收稿日期:2011 03 21 作者简介:张芳芳(1982 ),女,河北泊头人,助理工程师,主要从事火电厂有关技术工作。 中图分类号:T M 621.8 文献标识码:A 文章编号:1674 9944(2011)04 0211 02 1 引言 纵观世界各国火电厂的发展历程,其实亦是腐 蚀防护技术的发展。在火电厂化学水处理设施的设计过程中,设备的工艺性能往往是人们关注的重点,而防腐蚀措施则相对缺乏。只有到设备出现严重腐蚀影响到火电厂正常工作时,才考虑相应的应急措施。这时候的腐蚀防护存在着许多人为的技术困难和障碍,常常只能起到暂时缓解的作用。要想改善现有状况,合理、有效、经济地对设备腐蚀进行控制,必须积极地应对火电厂化学水处理设施的腐蚀防护工作,防患于未然。 2 火电厂化学水处理设施防腐蚀工艺 常见问题分析 火电厂化学水处理设施防腐蚀工艺的常见问题包括沟道中块材和酸碱中和池的腐蚀防护问题、循环水加酸的系统腐蚀问题、其他腐蚀防护方面的问题。沟道中块材和酸碱中和池的腐蚀防护问题表现为,在当前的许多火电厂中通过使用中和池来对生产过程产生的废碱、废酸液体进行处理。但是,酸碱中和是一种具有非线性特征的反应,用于中和的酸碱量过量或不足及不均匀搅拌等都会使得中和后的液体pH 值达不到规定的范围当中,很多电厂在运行几年之后,沟道和中和池的腐蚀破坏问题就开始显现,这是由于其腐蚀防护层遭到损坏之后,废液的渗漏往往会造成基地的腐蚀;循环水加酸的系统腐蚀问题表现为一般情况下,火电厂中循环水的浓缩倍率都在2.5以上,采用硫酸加阻垢剂的方式进行处理时一种普遍的形式,但是由于材质、安装工艺及加药方式等细节上出现的问题常常会造成腐蚀问题的发生;其他腐蚀防护出现的问题表现为水处理车 间和酸碱平台的铁制沟盖板受到腐蚀、计量室内的墙壁腐蚀、贮存盐酸和硫酸的衬胶管罐和普通钢制罐的腐蚀。 3 火电厂化学水处理设施防腐蚀工艺 常见问题原因及处理方式 3.1 沟道和中和池的腐蚀防护问题原因及处理 方式 造成这一问题的原因主要包括,沟道块材的勾缝和合层厚度同防腐施工的要求不相符;修复不到位,对混凝土基层的腐蚀情况没有进行检查;布局方面设计的缺陷。沟道块板的勾缝和合层厚度同防腐施工的要求不相符表现为树脂胶泥较差的流动性难以填满石材间的缝隙,这就导致在一定年限之后,酸碱废水就会向混凝土层渗透,进而造成混凝土层被腐蚀,引起地基塌陷。其处理方式是注意施工中树脂胶泥的接层层和厚度和灌缝,严格按照相关规定进行防腐施工的验收,进行有效的施工管理,从而避免偷工减料,杜绝此类腐蚀问题的发生。修复不到位,对混凝土基层的腐蚀情况没有进行检查表现为未能按照防腐施工的要求对沟道或水池进行施工,一旦发生渗漏,酸碱液体会对混凝土的基层进行腐蚀,严重时深入到混凝土层周围的基础当中。其处理方式是检查基土层,排干其中的酸碱液体,对混凝土基层进行彻底修复。布局设计方面的缺陷表现为设计上的腐蚀防护不合理,其处理方式应重施工初期的设计入手,对内部的腐蚀情况及时发现,及早处理。 3.2 循环水加酸的系统腐蚀问题原因及处理方式 造成这一问题的原因主要包括材质、安装工艺及加药方式上的问题。材质问题表现为钢结构罐内的胶层,钢结构本身具有耐腐蚀性,但是加上橡胶, 214 2011年4月 Journal of Green Science and Technology 第4期
火力发电厂化学水处理设计技术规定 SDGJ2—85 主编部门：西北电力设院 批准部门：东北电力设院 施行日期：自发布之日起施行 水利电力部电力规划设计院 关于颁发《火力发电厂化学水处理 设计技术规定》SDGJ2—85的通知 (85)水电电规字第121号 近几年来，随着电力工业的发展和高参数大机组的建设，电厂化学水处理技术迅速发展，积累了许多新的经验。为了总结近年来水处理设计经验和在设计中更好地采用水处理技术革新和技术革命的新成果，提高设计水平，加速电力建设，我院组织有关设计院对原《火力发电厂化学水处理设计技术规定》(SDGJ2—77)进行了修改。修订工作经过调查研究、征求意见、组织讨论，并邀请了有关生产、科研、设计、施工、制造等单位的有关同志对修订后的送审稿进行了审查定稿，现颁发执行，原设计技术规定作废。 本规定由水利电力部西北电力设计院和水利电力部东北电力设计院负责管理。希各单位在执行过程中，注意积累资料，及时总结经验，如发现不妥和需要补充之处，请随时函告水利电力部西北电力设计院和水利电力部东北电力设计院，并抄送我院。 1985年10月22日 第一章总则 第1.0.1条火力发电厂(以下简称发电厂)水处理设计应满足发电厂安全运行的要求，做到 经济合理、技术先进、符合环境保护的规定，并为施工、运行、维修提供便利条件。 第1.0.2条水处理室在厂区总平面中的位置，宜靠近主厂房，交通运输方便，并适当地留有扩建余地；不宜设在烟囱、水塔、煤场的下风向(按最大频率风向)。 第1.0.3条水处理系统和布置应按发电厂最终容量全面规划，其设施应根据机组分期建设情况及技术经济比较来确定是分期建设还是一次建成。 第1.0.4条本规定适用于汽轮发电机组容量为12～600MW的新建发电厂或扩建发电厂的水处理设计。 第1.0.5条发电厂水处理设计，除应执行本规定外，还应执行现行的有关国家标准、规范及水利电力部颁布的有关规程。 第二章原始资料 第2.0.1条在设计前应取得全部可利用的历年来水源水质全分析资料，所需份数应不少于下列规定： 对于地面水，全年的资料每月一份，共十二份；对于地下水或海水，全年的资料每季一份，共四份。
中华人民共和国电力行业标准 火力发电厂水处理用001×7强酸性阳离子 交换树脂报废标准 DL/T673—1999 Standard of scrapping 001×7 strong cation ion exchange resins for water treatment in thermal power plant 中华人民共和国国家经济贸易委员会1999-08-02 批准1999-10-01 实施 前言 本标准是根据中华人民共和国原电力工业部1996年电力行业标准制定、修订计划项目(技综［1996］40号文)的安排制订的。 离子交换树脂在电厂水处理中已被广泛使用。由于离子交换树脂在水处理工艺中的投资大，因此判定树脂的报废，已成为广大水处理用户十分关心的一个问题。本标准的制订对电厂水处理的安全经济运行有着十分重要的意义。 本标准首次提出了用含水量、体积交换容量、铁含量、圆球率等四项指标，作为判定001×7强酸性阳离子交换树脂报废的技术指标并提供报废的经济比较方法，规定了报废规则和样品性能的测定方法。 本标准的附录A、附录B、附录C都是标准的附录。 本标准由中华人民共和国电力行业电厂化学标准化技术委员会提出并归口。 本标准由国家电力公司热工研究院负责起草。 本标准主要起草人：王广珠、汪德良、崔焕芳、吴文、邵林。 1 范围 本标准规定了火力发电厂水处理单床用001×7强酸性阳离子交换树脂报废指标。 本标准适用于火力发电厂水处理单床用001×7强酸性阳离子交换树脂报废的判断，参考用于其它床型中的001×7强酸性阳离子交换树脂报废的判断。 2 引用标准 下列标准包含的条文，通过在本标准中的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。 GB5757—86 离子交换树脂含水量测定方法 GB8331—87 离子交换树脂湿视密度测定方法 DL519—93 火力发电厂水处理用离子交换树脂验收标准 3 定义 3.1 报废scrapping 在使用过程中，离子交换树脂的大分子链会逐渐氧化断链。当氧化断链达到某一程度时，
化学水处理系统一．从给水品质标准看化学水处理的必要性 下表是锅炉给水品质标准。 总硬度 （口mol/L）溶解氧 （卩g/L）电导率 （s/cm）二氧化硅 （口g/L） PH值 （25 C ）二氧化碳 （u g/L） 标准 < 30 < 50 10 < 20 8.8 ?9.2 < 20 我国北方多采用深井水源，其水质超标最严重的是总硬度，总硬度是指溶液中钙离 子（Ca2+）和镁离子（Mg廿）摩尔浓度的平均值。所谓摩尔浓度指每升溶液中溶质含量的毫摩尔数。例如Ca的原子量为40，1mol Ca2+的质量是80g （其化学意义是：1mol Ca2 +内含6.02 X 1023个钙离子）。如果1L溶液中含有1g Ca2 +,那么它的摩尔浓度是1/80 = 0.0125mol/L = 12.5mmol/L。 给水水质不良，特别是钙、镁、钠、硅酸根离子超标，会给热力设备造成如下危
害： 1. 热力设备的结垢：如果进入锅炉或其它热交换器的水质不良，则经过一段时间运行后，在和水接触的受热面上，会生成一些固体附着物, 这种现象称为结垢，这些固体附着物称为水垢。因为水垢的导热性比金属差几百倍，而这些水垢又极易在热负荷很高的锅炉炉管中生成，所以结垢对锅炉（或热交换器）的危害性很大；它可使结垢部位的金属管壁温度过高，引起金属强度下降，这样在管内压力的作用下, 就会发生管道局部变形、产生鼓包，甚至引起爆管等严重事故。结垢不仅危害安全运行，而且还会大大降低发电厂的经济性。例如，热力发电厂锅炉的省煤器中, 结有1mm厚的水垢时，其燃料用量就比原来的多消耗1.5 %? 2.0%。因此有效防止或减少结垢，将会产生很大的经济效益。另外，循环水的水质不良，在汽轮机凝汽器内结垢会导致凝汽器真空度降低, 从而使汽轮机的热效率和出力下降；过热器的结垢会使蒸汽温度达不到设计值，使整个热力系统的经济性降低。热力设备结垢以后, 必须及时进行清洗工作，这就要停运设备，减少了设备的年利用小时数；此外，还要增加检修工作量和费用等。 2. 热力设备及其系统的腐蚀：发电厂热力设备的金属经常和水接触，若水质不良,则会引起金属腐蚀，如给水管道，省煤器、蒸发器、加热器、过热器和汽轮机凝汽器的换热管，都会因水质不良而腐蚀。腐蚀不仅要缩短设备本身的使用期限，造成经济损失；而且腐蚀产物转入水中，使给水中杂质增多，从而加剧在高热负荷受热面上的结垢过程，结成的垢又会加速炉管的垢下腐蚀。此种恶性循环，会迅速导致爆管等事故。 3. 过热器和汽轮机流通部分的积盐：水质不良还会使蒸汽溶解和携带的杂质（主要是Na+和HSiO,离子）增加，这些杂质会沉积在蒸汽的流通部位，如过热器和汽轮机，这种现象称为积盐。过热器管内积盐会引起金属管壁过热甚至爆管；阀门会因积盐而关闭不严；汽轮机内积盐会大大降低汽轮机的出力和效率，即使少量的积盐也会显着增加蒸汽流通的阻力，使汽轮机的出力下降。当汽轮机积盐严重时, 还会使推力轴承负荷增大，隔板弯曲，造成事故停机。
火力发电厂化学水处理的重要性探讨 摘要：火力发电厂的过程其实也是水的具体形态的转换过程。水在电厂的发电 过程中起着重要作用。首先是液态水进入锅炉吸收煤等挥发的化学能成为蒸汽， 再经过喷嘴高速进入汽轮机组，一系列做功过程后所携能量转化为电能输出，而 蒸汽进入凝汽器凝结成液态水，经低压加热器加热后进入除氧器除氧，之后再经 给水泵、高压加热器进入锅炉，不断水汽循环，充当了能量的传递者以及冷却的 作用。本文分析了电厂化学水处理技术发展的特点，并就电厂处理化学水的具体 方法进行了研究分析，给出了最佳处理方案。 关键词：火力发电厂；化学水处理；重要性 引言 当前，随着节能减排和环保政策的深化推进，水资源的合理利用与清洁排放 成为了社会关注的焦点所在，而我国水资源的日渐短缺和废水排放污染的日渐凸显，使得水阶梯定价成为必然，火电厂作为耗水大户，也面临着新的挑战和要求，不仅要为社会提供高质量的电力支撑，而且要兼顾环保性，而化学处理技术作为 电厂水处理系统的关键所在，其关系到锅炉废水处理、锅炉补给水处理以及锅炉 的内水处理等多个方面，与火电厂的安全运行和节能存在多层次、全方位的关联 作用，是水资源循环高效利用的基础和条件，更直接关系着火电厂的经济效益。 本文即针对此种需求，从化学水处理技术的发展趋势出发，分析了其未来发展方 向和主要着力点，同时，结合实际应用需求，分析了火电厂化学水处理技术的相 关分类，明确不同种类技术的利弊，从而有针对性地进行优化设计，以实现电厂 用水的安全性和可循环性，缓解水资源短缺的压力。 1火力发电厂化学水水质要求 火力发电厂化学水具有化学水处理净化的多样化的特点，能够全面的净化化 学水，可以将火力发电厂的相关设备集中设置，通过科学、环保、节能的方式， 节约成本，提高火力发电厂的经济效益，推动火力发电厂的可持续发展。虽然化 学水对于火力发电厂有着很多的作用，但是天然的化学水是不能直接应用到火力 发电产的工作当中的，火力发电厂化学水的水质要求极为严格，主要体现在以下 几个方面：第一：纯天然的化学水杂质含有大量的悬浮物、重金属离子、硬度、 盐类、有机物等杂质，直接使用会对火力发电厂产生极大的损害，因此要对原水 的杂质排净，一般通过澄清、过滤、除盐、超滤、反渗透等多种方法，对化学水 进行净化，完成初步处理作为锅炉的补给水。第二：锅炉中的给水系统由锅炉补 给水、凝结水以及各类疏水组成，因为锅炉补给水自身携带有大量的溶解氧和由 于系统的严密性导致给水系统中含有溶解氧和二氧化碳等溶解性气体，在较低的PH值条件下对给水系统以及锅炉的金属管壁等会造成各类腐蚀，因此需对给水用除氧器进行热力除氧并添加相应的除氧剂消除水中的溶解氧，通过加氨处理维持 给水系统在一个适当的PH值中，防止系统金属腐蚀。第三：火力发电厂的化学 水要有一部分运用到凝汽器当中，为了防止凝汽器出现故障导致化学水变质，以 至于影响火力发电厂的正常运转，要优先对凝结水进行优化处理，将水中包含的 盐铁分子进行去除，降低火力发电厂运行机组的参数值，确保化学水的水质。第四：火力发电厂的化学水不光是要加热，还要进行冷却水处理，在这个环节当中 由于火力发电厂的环境不好，空中细菌太多，稍微处理不当就会导致冷却水出现 微生物，为了防止微生物的出现，应当在冷却水中添加相应的药剂，之后再将冷 却水放入水循环系统，确保冷却水的纯净。第五：通过将化学水放入锅炉，产生
电厂水处理工艺流程及优化设计解析 水的质量及出水受到水处理工艺的影响，发电厂的水处理工艺直接影响到发电质量和效率。对发电厂中的自然水进行有效处理,不仅可以提高水质和洁净水的产量,还能够提高发电厂发电效率。本文对电厂水处理工艺进行分析，并且提出了水处理工艺优化策略，旨在提高电厂发电效率。 1、概述 人们通过长期实践经验得出，发电厂热力设备的安全状况,发电厂是否能够经济运行受到热力系统中水品质的影响。天然水由于没有经过处理,含有很多杂质，含有杂质的水进入热力系统中的水汽循环系统，会对热力设备造成损害。要想确保热力系统中能够有良好的水质，就必须要对水进行净化处理,并且要对汽水质量进行严格监按控。 2、电厂水处理系统工艺流程 2.1 预处理 电厂锅炉水处理工艺的第一个流程就是给水预处理，这一流程主要包括混凝、沉淀澄清以及过滤,经过这几项工作将水中的悬浮物及胶体物质去除，确保水中悬浮物的含量低于5mg/Ｌ，最终得到澄清水。水经过预处理之后，还需要按照不同的用途进行深度处理。如在火力发电厂作为锅炉用水，还必须用反渗透及离子交换的方法去除水中溶解性的盐类;用加热、抽真空和鼓风的方法去除水中溶解性气
体。 2.2 补给水处理 发电厂补给水处理方式多采用反渗透和离子交换。超滤在补给水处理系统中可用作反渗透进水的前处理，它可有效地去除水中胶体等颗粒状物,使反渗透进水水质合格,减少反渗透膜的污染，延长反渗透膜的使用寿命。 2.3 凝结水处理 火力发电厂锅炉的给水由汽轮机凝结水和锅炉补给水组成，凝结水是锅炉给水的主要组成部分，它的量占锅炉给水总量的９0%以上。凝结水中含有悬浮物和金属腐蚀物,在混床除盐前，可以用过滤的方法予以去除,以此来确保混床设备的有效运行。现阶段电厂中使用的过滤设备主要有覆盖过滤器和电磁过滤器两种。 ２．4 循环水处理 电厂循环水处理工艺有很多种,比如加水稳计、加酸、石灰软化、弱酸离子软化以及膜处理技术等。在国家节水政策的要求下,火力发电厂尤其是采用干除灰工艺的火电厂,要在循环水处理这一环节进行节水,以提高循环水的浓缩倍率作为前提，使补充水量以及排污水量减少,进而能够减少新鲜水的使用量。 2.５废水处理
电厂化学水处理工艺流程 Final approval draft on November 22, 2020
化学水处理系统 一．从给水品质标准看化学水处理的必要性 下表是锅炉给水品质标准。 总硬度 (μmol/L) 溶解氧 (μg/L) 电导率 (μs/cm) 二氧化硅 (μg/L) PH值 (25℃) 二氧化碳 (μg/L) 标准≤30 ≤50 10 ≤20 ～≤20 我国北方多采用深井水源，其水质超标最严重的是总硬度，总硬度是指溶液中钙离子（Ca2＋）和镁离子（Mg2＋）摩尔浓度的平均值。所谓摩尔浓度指每升溶液中溶质含量的毫摩尔数。例如Ca的原子量为40，1mol Ca2＋的质量是80g （其化学意义是：1mol Ca2＋内含×1023个钙离子）。如果1L溶液中含有1g Ca2＋，那么它的摩尔浓度是1/80＝L＝L。 给水水质不良，特别是钙、镁、钠、硅酸根离子超标，会给热力设备造成如下危害： 1. 热力设备的结垢：如果进入锅炉或其它热交换器的水质不良，则经过一段时间运行后，在和水接触的受热面上，会生成一些固体附着物,这种现象称为结垢，这些固体附着物称为水垢。因为水垢的导热性比金属差几百倍，而这些水垢又极易在热负荷很高的锅炉炉管中生成，所以结垢对锅炉（或热交换器）的危害性很大；它可使结垢部位的金属管壁温度过高，引起金属强度下降，这样在管内压力的作用下,就会发生管道局部变形、产生鼓包，甚至引起爆管等严重事故。结垢不仅危害安全运行，而且还会大大降低发电厂的经济性。例如，热力发电厂锅炉的省煤器中,结有1mm厚的水垢时，其燃料用量就比原来的多消耗％～%。因此有效防止或减少结垢，将会产生很大的经济效益。另外，循环水的水质不良，在汽轮机凝汽器内结垢会导致凝汽器真空度降低,从而使汽轮机的热效率和出力下降；过热器的结垢会使蒸汽温度达不到设计值，使整个热力系统的经济性降低。热力设备结垢以后,必须及时进行清洗工作，这就要停运设备，减少了设备的年利用小时数；此外，还要增加检修工作量和费用等。 2.热力设备及其系统的腐蚀：发电厂热力设备的金属经常和水接触，若水质不良,则会引起金属腐蚀，如给水管道，省煤器、蒸发器、加热器、过热器和汽轮机凝汽器的换热管，都会因水质不良而腐蚀。腐蚀不仅要缩短设备本身的使用期限，造成经济损失；而且腐蚀产物转入水中，使给水中杂质增多，从而加剧在高热负荷受热面上的结垢过程，结成的垢又会加速炉管的垢下腐蚀。此种恶性循环，会迅速导致爆管等事故。 3. 过热器和汽轮机流通部分的积盐：水质不良还会使蒸汽溶解和携带的杂质（主要是Na＋和HSiO3－离子）增加，这些杂质会沉积在蒸汽的流通部位，如过热器和汽轮机，这种现象称为积盐。过热器管内积盐会引起金属管壁过热甚至爆管；阀门会因积盐而关闭不严；汽轮机内积盐会大大降低汽轮机的出力和效率，即使少量的积盐也会显着增加蒸汽流通的阻力，使汽轮机的出力下降。当汽轮机积盐严重时,还会使推力轴承负荷增大，隔板弯曲，造成事故停机。
探讨电厂化学水处理技术 【摘要】我国一些地区水资源已成为制约经济发展的主要因素之一，节约用水成为社会发展所必须面对的问题。火力发电厂是一个耗水大户，为1.0m3/（S?GW），其中循环水冷却塔的耗水量约占整个电厂耗水量的60%以上。本文探讨了电厂化学水处理的特点及工艺应用技术，以期为电厂水处理方面提供借鉴。 【关键词】电厂;化学;技术 1电厂化学水处理技术特点 1.1设备布置集中化 根据设备的功能对其进行分类是传统电厂化学水处理系统的常用布置方式，由于该系统种类繁多，每次布置都需要占用较多空间，且分散状态下的设备在生产过程中会造成很大的不便，管理过程也会受到一定的限制。而集中化的化学水处理系统则很好地避开了这些问题，由于其对运行过程中的各个环节进行了优化，设备在布置上具有立体性、紧凑性以及集中性等特点，对节约厂房面积、缩小存储空间等十分有效，同时系统的集中化布置能够促进设备之间的良好配合，设备的综合利用率得到了提升，系统的运行管理水平也得到了显著改善。
1.2生产控制集中化 集中化电厂化学水处理系统能够将各子系统融合为一套综合性的控制系统，利用可编程的逻辑控制器以及上位机的二级控制结构，使整个化学水处理系统真正实现检测、控制以及操作环节的集中性。其中，可编程的逻辑控制器用来采集和控制设备中的数据，上位机和PCL之间的数据通讯接口能够满足通讯的需求，以达到连接各个子系统的目的。 1.3工艺多元化 传统的电厂水处理系统模式较为单一，当前却在向着多元化的方向发展。随着化工材料的不断发展，各种新型的处理工艺在水质处理过程中得到了广泛应用，多样化的工艺效果的出现，使化学水处理的水平不断得到完善。 1.4检测方法向着科学化发展 近年来，化学水处理工艺和检测手段都在不断进步，科学化的检测方法和处理方式备受大家追捧。化学诊断方式的出现，不但起到了事前防范的作用，在线诊断以及痕量分析模式的出现都使检测诊断技术日趋成熟，机组的运行安全得到了合理保证，事故的发生频率也由此得到了有效控制。 1.5以环保和节能为主要方向 环保问题己经成为社会关注的焦点，发电厂污水的处理也随之向着绿色的方向发展。作为水资源的消耗大户，电厂应该做到水资源的合理利用，提高水的重复利用率。目前，
化学水处理系统操作规程 （试行）
目录 第一篇化学水处理治理制度 (6) 第一章交接班制度 (6) 第二章运行值班人员责任制 (7) 第一节班长岗位责任制 (7) 第二节化水运行工岗位责任制 (8) 第三节化验员岗位责任制 (9) 第三章巡回检查制度 (10) 第四章设备缺陷治理制度 (11) 第五章设备包机制度 (14) 第二篇化学水处理运行规程 (16) 第一章概述 (16) 第二章水处理设备的启动、运行和停止 (19) 第一节启动前须具备的条件 (19)
第二节预处理设备的启动、运行、停止 (20) 第三节反渗透系统 (24) 一、概述 (24) 二、反渗透运行中的监督和调整 (28) 三、反渗透的停运 (29) 四、RO操作注意事项 (29) 五、RO系统运行中常见故障及处理方法 (30) 六、清洗或冲洗 (33) 七、RO系统运行注意事项 (35) 八、反渗透装置的保养 (35) 第四节混床的启动、运行和停止 (37) 第五节水处理设备运行中的监督与调整 (43) 第六节水处理设备的停运 (44) 第三章水质劣化及设备故障的处理 (45) 第一节总则 (45) 第二节水质劣化处理 (45) 第三节水处理设备故障的处理 (47) 第四节程控及爱护系统的故障处理 (48) 第五节电源和水源故障处理 (48)
第四章电动机、水泵的启动、运行、维护和停止 (49) 第一节总则 (49) 第二节电动机的运行检查 (50) 第三节水泵的启动、运行、维护和停止 (51) 第四节泵可能发生的故障缘故和处理方法 (52) 第五节水泵的故障处理原则 (56) 第三篇水汽监督规程 (57) 第一章设备规范 (57) 第一节锅炉汽机发电机设备规程 (57) 第二节加药设备规范 (59) 第三节汽水质量标准及分析时刻间隔 (59) 第二章机炉运行的化学监督 (60) 第一节总则 (60) 第二节水汽值班员的监督工作 (60) 第三节锅炉的化学监督 (61) 第四节锅炉的排污监督 (63) 第五节炉内磷酸盐处理 (65) 第六节给水处理 (67) 第七节热力除氧 (70)
第一章水质概述 第一节天然水及其分类 一、水源 水是地面上分布最广的物质，几乎占据着地球表面的四分之三，构成了海洋、江河、湖泊以及积雪和冰川，此外，地层中还存在着大量的地下水，大气中也存在着相当数量的水蒸气。地面水主要来自雨水，地下水主要来自地面水，而雨水又来自地面水和地下水的蒸发。因此，水在自然界中是不断循环的。 水分子（H2O）是由两个氢原子和一个氧原子组成，可是大自然中很纯的水是没有的，因为水是一种溶解能力很强的溶剂，能溶解大气中、地表面和地下岩层里的许多物质，此外还有一些不溶于水的物质和水混合在一起。 水是工业部门不可缺少的物质，由于工业部门的不同，对水的质量的要求也不同，在火力发电厂中，由于对水的质量要求很高，因此对水需要净化处理。 电厂用水的水源主要有两种，一种是地表水，另一种是地下水。 地表水是指流动或静止在陆地表面的水，主要是指江河、湖泊和水库水。海水虽然属于地表水，但由于其特殊的水质，另作介绍。 天然水中的杂质 要有氧和二氧化碳天然水中的杂质是多种多样的，这些杂质按照其颗粒大小可分为悬浮物、胶体和溶解物质三大类。 悬浮物：颗粒直径约在10-4毫米以上的微粒，这类物质在水中是不稳定的，很容易除去。水发生浑浊现象，都是由此类物质造成的。 胶体：颗粒直径约在10-6---10-4毫米之间的微粒，是许多分子和离子的集合体，有明显的表面活性，常常因吸附大量离子而带电，不易下沉。 溶解物质：颗粒直径约在10-6毫米以上的微粒，大都为离子和一些溶解气体。呈离子状态的杂质主要有阳离子（钠离子Na+、钾离子K+、钙离子Ca2+、镁离子Mg2+）,阴离子（氯离子CI -、硫酸根SO42-、碳酸氢根HCO3-）；溶解气体主。 水质指标 二、水中的溶解物质 悬浮物的表示方法：悬浮物的量可以用重量方法来测定（将水中悬浮物过滤、烘干后称量），通常用透明度或浑浊度（浊度）来代替。 溶解盐类的表示方法： 1.含盐量：表示水中所含盐类的总和。 2.蒸发残渣：表示水中不挥发物质的量。 3.灼烧残渣：将蒸发残渣在800℃时灼烧而得。 4.电导率：表示水导电能力大小的指标。 5.硬度的表示方法：硬度是用来表示水中某些容易形成垢类以及洗涤时容易消耗肥皂得一类物质。对于天然水来说，主要指钙、镁离子。硬度按照水中存在得阴离子情况。划分为碳酸盐硬度和非碳酸盐硬度两类。
由于电厂中的某些热力设备可能受到水中一些物质的作用从而产生有害的成分，使设备发生腐蚀的现象，因此电厂安全运行和化学水处理系统具有直接的关系。水中杂质对设备的破坏决定了电厂中的水必须要经过一定的处理才能被使用，该处理就是电厂中的化学水处理系统。 1 电厂化学水处理技术发展的现状 1.1 电厂获得纯净除盐水主要采用的三种方式： （1）采用传统澄清、过滤+离子交换方式，其流程如下： 原水→絮凝澄清池→多介质过滤器→活性炭过滤器→阳离子交换床→除二氧化碳风机→中间水箱→阴离子交换床→阴阳离子交换床→树脂捕捉器→机组用水。 （2）采用反渗透+混床制水方式，其流程如下： 原水→絮凝澄清池→多介质过滤器→活性碳滤器→精密过滤器→保安过滤器→高压泵→反渗透装置→中间水箱→混床装置→树脂捕捉器→除盐水箱。 （3）采用预处理、反渗透+EDI 制水方式，其流程如下： 原水→絮凝澄清池→多介质过滤器→活性炭过滤器→超滤装置→反渗透装置→反渗透水箱→EDI装置→微孔过滤器→除盐水箱。 以上3种水处理方式是目前电厂获得纯净除盐水的主要工艺，其他的水质净化流程大都是在以上3种制水方式的基础上进行不同组合而搭成的制水工艺流程。 1.２三种制水方式的优缺点： （1）第一种采用澄清、过滤+离子交换的优点在初期投资少，设备占用地方相对较少，其缺点是离子交换器失效需要酸、碱进行再生来恢复其交换容量，需大量耗费酸碱。再生所产生的废液需要中和排放，后期成本较高，容易对环境造成破坏。 （2）第二种采用反渗透+混床，这种制水工艺是化学制取超纯除盐水相对经济的方法，只需对混床进行再生，而且经过反渗透半除盐处理的水质较好，缓解了混床的失效频度。减少了再生需要的酸、碱用量，对环境的破坏相对较小。其缺点是在投资初期反渗透膜费用较大，但总的比较相对划算，多数电厂目前考虑接受这种制水工艺。 （3）第三种采用预处理、反渗透+EDI的制水方式也称全膜法制水。这种制水方法不需要用酸、碱进行再生就可以制取纯净除盐水，不会对环境造成破坏。是目前电厂最经济、最环保的化学制水工艺，但其缺点是设备初期投资相对前面两种制水方式过于昂贵。 2 电厂化学水处理措施 2.1 补给水的处理措施 电厂在生产锅炉的补给水处理中，关系到生产安全与效率。目前随着科学技术的快速发展，电厂关于环保节能的理念深入人心，过去传统的离子交换、澄清过滤或混凝等比较落后的技术已经逐渐被摒弃，现如今新的纤维材料广泛应用于过滤设备，不仅除去了胶体，微生物以及一些颗粒的悬浮物等，在过滤中也具有较强的吸附、截污能力，取得了相当好的效果。膜分离技术被采用，当前反参透占主导地位，反渗透技术能除去水中90％以上离子，如水中有机物、硅有较好的去除率。由于膜分离技术具有明显的优势，因此在锅炉补给水的处理中节约了大量的由于离子交换或澄清过滤等落后技术在运营时产生废水排放的费用，同时过去操作复杂和排放困难的许多问题也得到了改进。新的膜分离技术不仅达到了环保的要求。当水中的氯含量比较高时，可以采用活性碳过滤或者使用水质还原剂来进行处理。而混床在除盐处理的作用仍占有重要的位置，混床除盐技术相对成熟、可靠，混床的功能具有其他除盐所无法替代的作用。目前将超滤、反渗透装置和电渗析除盐技术有效的搭配，形成高效的除盐工艺，不需要酸、碱再生剂，只通过对水电离出来的H+和OH-即可完成再生的作用，从而完成电渗析的再生、除盐。这种制水工艺将是电厂化学制水的发展方向。
化学水处理运行操作规程 茌平齐鲁供热有限公司 二〇一四年六月
第一章水处理系统 第一节水处理概况 茌平齐鲁供热有限公司水处理系统是采用预处理—卷式反渗透—满室床处理工艺，达到满足生产中锅炉给水水质要求。 工艺流程：原水—原水箱—多介质过滤器↓阻垢剂保安滤器—单级RO装置—脱碳器—中间水箱—中间水泵—满室床—除盐水箱—除盐泵↓加氨使用点 公司水处理系统分两期布置，一期由杭州西斗门膜有限公司设计安装，反渗透产水能力为2×60m3/h；二期由上海昆山半岛公司设计安装，反渗透产水能力为2×80m3/h。 第二节设备规范 一、机械过滤器： 规格型号：SDF-2800 运行流量：53m3/h 最高操作压力：0.6Mpa 数量：8套 反洗流量：200 m3/h 材质：钢衬胶 滤料：(鹅卵石)石英砂无烟煤 排水装置：一期为穹形板，底层滤料为鹅卵石；二期为水帽过滤式 生产厂家：一期北京益天伟业，二期北京威肯 二、保安滤器： 一期型号：SS46DC4-5μ 数量: 1台/套×2套 材质：SS304 配备：滤芯数量：46支/台L=1000mm 5um插入式 二期型号：Ф600mm×1820mm 数量: 1台/套×2套 材质：SS304 配备：滤芯数量：52支/台5μm立式 三、RO装置 一期型号：SRO-120000 单组产水量：60 m3/h 设计水温：25℃ 运行压力： 1.2—1.6Mpa 膜元件：BW30-400
膜元件数量：60根/套 结构形式：卧式 压力容器排列：6:4 回收率：75% 脱盐率：98% 厂家：杭州西斗门 二期型号：PRO-0750-P8 产水量：80 m3/h 设计水温：20-25 ℃ 运行压力： 1.0—1.8Mpa 膜元件：TFCBW30-400复合膜 膜元件数量：84根/套 结构形式：卧式 压力容器排列：9:5 回收率：75% 脱盐率：98% 厂家：昆山半岛 四、阴阳离子交换器 阳床型号：SCB-1800 数量：一期2台，二期1台 容积：9.9m3 额定流量：120 m3/h 工作压力<0.6Mpa 工作温度5—50 ℃ 树脂类型：一期进口罗门哈斯1200Na，二期国产001×7 阴床型号：SCB-2200 数量：一期2台，二期1台 容积：15 m3 额定流量：120 m3/h 工作压力<0.6Mpa 工作温度5—50 ℃ 树脂类型：一期进口罗门哈斯4200Cl，二期国产201×7 五、容器类
火电厂化学水处理技术探讨 社会的发展对电力的要求越来越高，相应地就要求电厂更加快速高效的运转，发展新型优良的火电厂化学水处理技术是保障火电厂正常运行和满足社会对电力能源需求的前提。基于电厂化学水处理技术在电力生产及社会生活中的重要性，文章简要阐述了火电厂中化学水处理技术的特点，存在的问题及改进措施，旨在促进电厂化学水处理技术的发展。 标签：火电厂；化学水处理技术；发展 随着国民经济的快速发展，社会对电力能源的需求量越来越大，这对火电厂提出了巨大的挑战，既要保证火电厂的安全环保运行同时又要生产出更多的电力能源来满足社会对电力的需求是当今火电厂工作的重中之重。而火电厂中的化学水处理过程是电厂生产运行的重要环节，因此，对电厂化学水处理技术的研究是十分有必要的。文章旨在探讨火电厂中化学水处理技术的现状，期望推动化学水处理技术的发展。 1 火电厂化学水处理技术的特点 火力发电厂电力生产过程中化学水的处理过程一般包含水的预处理、脱盐，锅炉炉水处理，凝结水处理，循环水处理和废水处理等系统，在这些系统中对水的处理涉及到的关键技术即称之为火电厂化学水处理技术。伴随着火电厂的发展要求，化学水处理技术在不断地进步，其发展形势在整体上呈现出一定的特点。 1.1 集中化 传统的火电厂化学水处理系统中，设备体积庞大、分布散乱，如设备出现故障，不利于及时排查隐患和解决问题。因此，将化学水处理设备进行集中化布置是符合电厂发展要求的。化学水生产方面的集中化控制是将以往分布散乱的生产系统整合成一套控制系统，实现自动化控制。处理设备的集中化提高了电厂的空间利用率，缩短了检修设备和排除安全隐患的时间，并且将电厂化学水处理过程进行集中化、自动化控制能向技术人员提供实时在线的监控数据，便于操作人员准确地把握操作信息，保障化学水处理系统的安全运行。 1.2 多元化 时代的进步对行业的发展模式提出了新的要求，火电厂化学水处理技术也经历了许多的改进，呈现多元化发展的态势。科技的发展使得电厂化学水处理技术基本已放弃以混凝过滤、酸碱中和为主要处理方式的传统技术，膜处理技术的发展、树脂技术的进步为化学水处理方式提供了新的技术支撑，微生物技术的提出也革新了化学水处理模式。总体上而言，新技术正不断地应用到电厂化学水处理当中，以期获得更好的化学水处理效果。