电厂水处理的发展

第一篇：电厂水处理的发展

电厂水处理的发展

科技总是在向前发展的。水处理技术也不例外，在中国的发电企业，在世纪90年代以前，化学水处理的系统流程为：过滤器+阳离子交换器+除碳器+阴离子交换器+混合离子交换器。这种水处理方式的缺点非常明显：运行人员操作频繁，劳动强度大；对环境的污染大；水质不好控制，临近失效点时，容易造成漏钠、漏硅；设备运行小时数多；设备检修频繁，特别是酸、碱系统；制水成本高，这种水处理方式已经逐渐被淘汰，新建的电厂已经很少采用（我们称之为第一代水处理）。1985年，第一套反渗透膜开始在中国大陆应用，真正开始大规模应用在电力市场是在上世纪的90年代中期，即：过滤器（双滤料、活性炭）+超滤+一级反渗透+阳离子交换器+除碳器+阴离子交换器+混合离子交换器，现在，全国的大部分电厂是这种制水方式（我们称之为第二代水处理）。在大规模应用初期，在一些地方也曾产生过巨大争议，主要是对反渗透膜的技术上的可靠性产生质疑，再就是投资问题。反渗透膜的寿命期是五年，运行的第一年，它的脱盐率在百分之九十九左右，运行的前三年，它的脱盐率在百分之九十八左右，运行的前五年，它的脱盐率在百分之九十七左右，若膜的使用、维护良好，使用八、九年不成问题，在使用到第九年时，它的脱盐率仍然高达九十七左右。反渗透膜一般选用抗污染的高脱盐率的低压复合膜。经过十几年的运行实践表明：应用反渗透还是利大于弊的，首先，再生的酸、碱的用量大大减少，每年的用量比过去直接减少百分之九十五以上；再生次数大大减少，运行人员的劳动强度大大减轻；设备检修次数明显减少和检修费用明显降低；供水的质量明显提高。从本质上看，第二代水处理与第一代水处理基本没有什么区别，第二代水处理技术只是把酸、硷的用量大大减少而已，酸、硷再生设备一点也没有减少！

最近四、五年，在电力系统开始应用的新型的环保水处理技术是“全膜法”的水处理技术，它的系统流程为：前置过滤器+超滤+两级反渗透+电去离子除水（简称EDI）（我们称之为第三代水处理）。前置过滤器+超滤是整个水处理系统的预处理系统，它的作用是：除去生水中的悬浮物和胶体以及部分的细菌和病菌。系统运行时的反洗、正洗和过滤是根据水质的情况设定时间而自动进行的。两级反渗透，即一级反渗透+二级反渗透，它的作用是：除去进水中的绝大多数离子和所有的细菌和病菌，使其出水水质符合下一级电去离子除水对进水水质的要求（要求电导率小于5us/cm）。电去离子除水（简称EDI），它的作用是：利用电渗析和淡水室中的离子交换树脂进行深度除盐，使出水的电导率小于0.1us/cm。正常运行的情况下，EDI的出水电导率在0.057---0.062us/cm之间，非常接近于纯水的电导率的理论值0.055us/cm，其出水Na+在1.0ug/L以内，SIO2在1.5---5.0ug/L。它的出水水质要明显好与传统工艺混床的出水水质！

与第二代水处理技术相比，“全膜法”的水处理技术具有以下优点：

不需要酸、碱再生，适应环保的要求；占地面积小（为第二代水处理的1/2----2/3），基建投资省；设备一次费用低；自动化程度高，系统设有高压、低压保护，运行的安全性大大提高；运行人员减少，有利于减人增效；设备的故障率低，设备的维护费用低；运行时水的回收率高，二级反渗透和EDI的浓水可以全部回收利用，一级反渗透的浓水，视情况可以全部或部分回收；出水水质好，且稳定；设备调试过程简单，无需繁琐的程序，只要预处理出水的SDI《4.0即可开始后续的设备装膜即可；设备从调试到出合格的水，所需的时间短；设备调试所需的材料费用极低，不需要大量的酸、碱。

在我国的南方的江苏、浙江、上海以及西北的山西、内蒙，华北的北京、山东的电力发电企业对“全膜法”有较多的应用，绝大多数电厂的运行情况良好。其中江苏的利港电厂、上海的石洞口电厂、山西的古交电厂、柳林电厂、北京的高井电厂、山东荷泽电厂、烟台电厂、济宁电厂等等，这些电厂的水处理的出力都在100T/H以上。根据了解的情况，水处理应用“全膜法”的电厂，在全国将近100家（15万以上的机组），全国的生物发电厂全部是运用“全膜法”的制水方式。“全膜法”水处理制水技术是当今世界上最先进的制水技术。它在国外已经运行十几年了，在中国大陆的大型发电厂中首先应用在2004年，是江苏的利港电厂，时至今日，技术上发展已经非常成熟，并日益完善，以前EDI运行时需要向浓水中加入分析纯的NaCI，以提高浓水的电导率在250---600us/cm,但现在只往其浓水室中加入树脂即可！现在正在全国推广！！

然而，就是这么先进的水处理技术，在一些地区却遇到了重重的阻力。他们的反对理由是：技术不成熟；水质差；运行费用高。并且还找出了一些似是而非的理由，例如，中间水箱、淡水箱的内壁的防腐材料的问题（其实，两水箱的内部防腐可以内衬玻璃钢即可），然而，这些理由就真的站的住脚么？让我们一起来分析以下：

首先，技术上不成熟。试想一下，如果真的技术上不成熟，在国外能够运行十几年，并能在中国推广么？哪一家电厂在决定上“全膜法”水处理时，他们的化学技术人员难道就不全面考虑，全面分析，全面调研，慎重作出决策么？难道他们就是这么轻率的作出决定么？难道他们就不怕制不出水来，面临的严重的责任么？可以说，任何一家电厂在决定上“全膜法”水处理时，他们的技术人员是已经深思熟虑的了，决不会一时的心血来潮，没头没脑的提出这一方案的！

其次，水质差。其中的含义有三层：水中的悬浮物和胶体的含量高，水受到污染，水中的BOD和COD较高；水的含盐量高，即电导率高；水中的Ba、Sr等重金属离子超标。针对第一层含义，我们可以在超滤之前的预处理系统中解决，通过在混凝澄清池中加入PAC、PAM，在双滤料过滤器前加入杀菌剂NaCIO、在其后中加入无水NaHSO3，在超滤前加装ORP在线仪表，对CI-敏感的变色树脂，时刻防止膜被氧化。针对第二层含义，我们可以选用抗污染的、高脱盐率的低压复合膜，这种膜的五年的脱盐率在百分之九十七以上，这是完全可以保证的（只要膜不被氧化，不脱水，不轻微结垢，清洗次数少），山东中部一电厂的反渗透膜已经使用了9年（没有换过一次膜，只清洗过2次），2009年3月底，其脱盐率仍然在百分之九十七以上（97.06）。假设一级反渗透的入口水的DD=5000us/cm，按照97.0的脱盐率计算，其出水的DD=5000*（1-0.97）=150us/cm，二级反渗透膜的脱盐率也按照97.0计算，其出水的DD=150*（1-0.97）=4.5us/cm〈5.0us/cm，符合EDI对进水的水质的基本要求！1因此，当原水的DD的极大值在5000以下时，可以考虑上“全膜法”，但是考虑到十几年，甚至二十几年后的水质的变差的趋势，要预留出一个设备安全运行的空间，所以，当原水的DD〈4000us/cm时，要毫不犹豫的坚持上“全膜法”水处理。所以，当原水的DD的极大值在2100us/cm以下时，有人以“水质差”为借口，阻止上“全膜法”，是没有任何道理的！！也是不可思议的！针对第三层含义，我们可以通过做烧杯实验，（混凝澄清+沉淀），往原水中加入PAC、PAM和Ca（OH）2，确定Ba、Sr的去除率（〈0.2mg/L即可），再用Ba、Sr的专用阻垢剂，来防止Ba、Sr的沉积！退一步讲，即使Ba、Sr的去除率不理想，我们可以降低一级反渗透的回收率，确保不结垢。所以，以上三个方面都不是不上“全膜法”的理由。那可就奇怪了，为什么有些地方的设计人员这么拼命反对“全膜法”？答案就在这里：

1、在一些边远落后地区，他们没有接触过“全膜法”，甚至反渗透才刚刚进入他们的生活。所以，他们本能的拒 绝。究其原因，他们不愿承担风险，锐意进取，不如四平八稳，因此除了“超滤+反渗透+一级除盐+混床”还是“超滤+反渗透+一级除盐+混床”，一套设计资料，把名字一改动，就成了其它另一个电厂的设计资料了，玩的是一劳永逸！当然，也不排除有其它原因。

2、在一些电力发达地区，有些设计人员多年来与一些水处理设备厂，特别是某些传统水处理制造商家关系密切，形成了一个利益共同体，设计人员可能都有股份在其中，他们自然不愿失去到手的东西，于是，他们狼狈为奸，设计人员在明里反对，某些传统水处理制造商家在背后推波助澜，“全膜法”推广遇到困难的真正的罪魁祸首就是这些不法奸商，其次就是一些树脂制造商家，再就是一些酸、硷制造商。他们是先进生产力的破坏者！！一些设计人员明拿业主的设计费，暗里拿不菲的“好处费”，他们形成了共赢，到底谁输了，是业主，确切的说，是整个电力系统的发电企业。被人家悄悄的暗算了，还不知道呢？明明是制水成本高的“超滤+反渗透+一级除盐+混床”的系统，却被说成低运行成本的系统；明明是制水成本低的“超滤+两级反渗透+EDI”，却被说成了制水成本高的。如果没有利益，怎么能这样做？！

看来，电力发电企业尽量避免遭到暗算的方法就是也要把设计推向市场，实行设计招标，让业主选择实力强，舍身处地为业主着想的优秀电力设计院。设备能招标，调试能招标，基建能招标，为什么设计就不能招标？为什么还要按照地域进行设计？这个问题值得电力高层的深思！！

第二篇：电厂化学水处理

电厂化学水处理

水在热力发电厂的重要性

热力发电厂是一个能量转换的工厂。在锅炉中，燃料的化学能转变成蒸汽的热能；在汽轮机中，蒸汽的热能转变成机械能；在发电机中，机械能转变成电能。在热力发电厂能量转化过程中，水是主要的介质，汽水质量的好坏直接影响着锅炉和汽轮机的安全、经济运行。

水质不良对热力设备有三大危害:

结垢腐蚀积盐

特别是在大容量、高参数的热力设备中，其危害更为显著。实践证明，设备很多事故的发生是与化学工作有关的。炉外水处理炉内水处理循环水处理炉外水处理

天然水中含有很多杂质，即使看起来是清澈透明的，但实际上也不是纯净的，因为水是一种溶解能力很强的溶剂，它能溶解自然界中的许多物质，组成溶解于水的杂质。此外，天然水中还混杂一些不容解于水的杂质。这样的水必须经过一系列处理（除去其对机炉有害的杂质）才能作为锅炉的补给水。叫做炉外水处理。

水中的杂质可以分为下列两类

一、悬浮物和胶体：

二、溶解物质钙离子镁离子钠离子重碳酸根氯离子硫酸根溶解气体

根据水中含盐量的大小，可将水分为四类

（1）低含盐量水，含盐量在200毫克/升以下；（2）中等含盐量水，含盐量在200 ～500毫克/升；（3）较高含盐量水，含盐量在500 ～1000毫克/升（4）高含盐量水，含盐量在1000毫克/升以上。

天然水按总硬度，可分为五类

（1）极软水，硬度在1.0毫摩尔/升以下；（2）软水，硬度在1.0 ～3.0毫摩尔/升；（3）中等硬度水，硬度在3.0 ～6.0毫摩尔/升；（4）硬水，硬度在6.0 ～9.0毫摩尔/升（5）极硬水，硬度在9.0毫摩尔/升以上。

水处理工艺流程

反渗透装置

反渗透是60年代发展起来的一项新的膜分离技术,是依靠反渗透膜在压力下使溶液中的溶剂与溶质进行分离的过程。

渗透是一种物理现象，溶剂（如水）通过半透膜进入溶液或溶剂从稀溶液通过半透膜进入浓溶液的现象称为渗透。如果在浓溶液一边加上适当压力则可使渗透停止，此时的压力称为渗透压。反渗透则是在浓溶液一侧加上比渗透压更高的压力，倒转自然渗透的方向，把浓溶液中溶剂（水）压向半透膜的另一边。因它和自然渗透的方向相反，因此称为反渗透。

反渗透优点

* 连续运行，产品水水质稳定无须用酸碱再生不会因再生而停机节省了反冲和清洗用水以高产率产生超纯水（产率可以高达95%）无再生污水，不须污水处理设施无须酸碱储备和酸碱稀释运送设施减小车间建筑面积使用安全可靠，避免工人接触酸碱减低运行及维修成本安装简单、安装费用低廉

反渗透的弱点：反渗透设备的系统除盐率一般为98-99%.这样的除盐率在大部分情况下是可以满足要求的.在电子工业、超高压锅炉补给水、个别的制药行业对纯水的要求可能更高。此时单级反渗透设备就不能满足要求。水的软化和除盐

离子交换处理的方式分成软化和除盐两种。软化即除去水中硬度离子；除盐即除去水中所有阳离子和阴离子。龙发热电DCS分散控制系统一、公司现状

青岛龙发热电有限公司是龙口矿业集团有限公司与青岛胶州建设集团有限公司合资的股份公司,是胶州市集发电、供热为一体的骨干企业。公司创立于2003年12月29日,公司前身为始建于1987年的胶州市热电厂。厂区占地面积13.2万平方米，注册资金16500万元。公司管理机制完善，技术力量雄厚，现有职工140余人，专业技术人员占员工总数的80％以上，现有运行设备三炉二机，以及水处理配套设备二套，供热管道辐射台湾工业园和胶东工业园，发电能力达1.2万千瓦/时，2#炉为2004年建75t/h中温中压循环流化床锅炉；3#炉为2007年建50t/h循环流化床锅炉，；4#炉为2008年建50t/h中温中压循环流化床锅炉；1#机为1989年建6MW中温中压凝汽式设备已提完折旧属国家十一五计划拆除机组，年底就拆除完毕；2#机为2004年建6MW中温中压抽凝式汽轮发电机组，机组额定抽汽量为45t/h,最大抽汽量为56t/h，现运行正常；3#机为2008年建6MW中温中压抽凝式汽轮发电机组，机组额定抽汽量为45t/h,最大抽汽量为56t/h，设备正常备用。

一、DCS控制系统

我们公司三炉二机的控制系统用的都是DCS分散控制系统。DCS控制系统基本包括模拟量控制系统（MCS），是将汽轮发电机组的锅炉、汽机当作一个整体进行控制的系统，炉侧MCS指锅炉主控制系统、锅炉燃料量控制系统、送风控制系统、引风控制系统、启动分离器储水箱水位控制系统及蒸汽温度控制系统；机侧MCS指除氧器压力、水位调节系统、凝汽器水位调节系统；闭式水箱水位调节系统；高、低加水位调节系统及辅汽压力调节系统等。MCS担负着生产过程中水、汽、煤、油、风、烟诸系统的主要过程变量的闭环自动调节及整个单元汽轮发电机组的负荷控制任务。

顺序控制系统SCS是将机组的部分操作按热力系统或辅助机械设备划分成若干个局部控制系统，按照事先规定的顺序进行操作，以达到顺序控制的目的。炉侧顺序控制的范围包括：送风机、引风机、一次风机、空气预热器、炉膛吹灰系统等。机侧顺序控制系统的范围包括：汽机润滑油系统、凝泵、高加、除氧器、递加、真空泵、轴封系统、循环水系统、闭式水系统、汽泵、电泵、内冷水系统、密封油系统、胶球清洗系统等。

锅炉炉膛安全监控FSSS能在锅炉正常工作和启停等各种运行方式下，连续地密切监视燃烧系统的大量参数和状态，不断地进行逻辑判断和运算，必要时发出动作指令，通过各种顺序控制和连锁装置，使燃烧系统中的有关设备（如磨煤机、给煤机、油枪、火检冷却风机等）严格按照一定的逻辑顺序进行操作或处理未遂事故，以保证锅炉的安全。同时炉膛安全监控系统还具有燃烧管理功能，它通过对锅炉的各层燃烧器进行投切控制，满足机组启停和增减负荷的需要，对锅炉的运行参数和状态进行连续监视，并自动完成各种操作和保护动作，如紧急切断燃料供应和紧急停炉，以防事故扩大.DCS系统的主要技术概述

系统主要有现场控制站（I/O站）、数据通讯系统、人机接口单元（操作员站OPS、工程师站ENS）、机柜、电源等组成。系统具备开放的体系结构，可以提供多层开放数据接口。

DCS控制系统中的一次设备：

热电偶热电阻变送器执行器

数据采集和处理系统（DAS）

数据采集和处理系统采用一体化工作站和WIN CE操作系统为硬件和软件平台，具有高可靠性和高稳定性，简洁而又功能强大的WIN CE操作系统保证了系统不会出现死机现象。采用了电子介质存储器，防止了采用磁盘介质存储器时可能造成的重要数据丢失。各种测量信号通过采集卡和RS232口输送到数据采集和处理系统，进行数据的处理、存储，通过RS232口或公用电话网或无线网络（GPRS或短消息方式），可以将现场数据传输至企业监控中心和环境主管部门，实现数据的远程传输

山东黄岛发电厂，山东省电力企业。坐落在胶州湾西海岸，位于青岛经济开发区内，与现代化大型港口——青岛前湾港毗邻。黄岛发电厂始建于1978年，总装机容量为 670MW。1998年被山东电力集团公司授予“一流电力企业”称号，多次被评为“山东电力先进企业”，跨入国内先进行列。同时，发电厂成立了青岛四海电力实业集团，业务范围包括铸造、机械、化工、渔业等行业，产品畅销国内，远销南韩、加拿大等国。

中国一流火力发电厂---山东黄岛发电厂座落在鸥飞浪涌的胶州湾西海岸，充满生机和活力的青岛经济技术开发区内。全厂原装机总容量为670MW，一期工程安装两台国产 125MW双水内冷发电机组；二期工程安装两台原苏制210MW氢冷发电机组。2000年下半年和2001年上半年，该厂分别对#

3、4机组进行了全面的大修和更新改造，全厂装机总容量达到700MW。

2000年6月，黄岛电厂获得全国造林绿化“四百佳”单位称号，这是山东省10个获此称号的单位之一；成为国内首家通过ISO14001环境管理体系现场认证的火力发电厂。

环保工作

积极承担“双重责任”，探索实践“清洁生产、变废为宝”的循环经济之路，实现了企业污水对外零排放，灰水对外零排放，粉煤灰综合利用率 100％，得到了国家领导人以及中华环保世纪行记者团的高度评价。

安全生产

不断进行管理上的创新是黄岛电厂安全生产屡创新记录的基础。该厂着眼于现有安全管理理念和方式不断“推陈出新”，从细微之处着手抓安全，制定有效的措施和方案使安全管理工作得到动态的、科学而有效的深化、量化、细化和强化。企业的安全例会组织职工代表参加，广泛听取一线职工的意见，为安全生产决策提供第一手材料；充分利用企业的网络资源，积极开发新的安全生产软件，将企业的安全生产管理系统纳入到统一体系，提高了时效性，有效避免了安全生产管理工作的延误，为安全生产提供了新的管理平台；积极与国际先进发电企业的管理接轨，对企业安全管理实施预警制度，即进行红、橙、黄、绿 4等级分级管理，对每个等级进行责任分工；与之相对应，还创新建立了网上“安全在线”预报制度，加强与上级安全主管部门和地方气象服务中心、海洋局等单位的密切联系，随时跟踪掌握国内外安全通报、上级发布的各类安全资讯和本地天气情况等事关企业安全生产的第一手信息资料，对各种不安全事件按照分类等级及时在“安全在线”上预警发布，切实提高企业抗御自然灾害和突发事件的应急能力。

如果说科学管理是“刚性管理”，那么安全文化则是“柔性管理”。多年来，黄岛电厂不断坚持以安全文化强力提升安全管理水平，实施“以人为本”，不断创新安全文化，使安全生产的可控与在控充分落实到各级、各岗位乃至整个职工群体的自觉行动上。安全演讲征文活动、安全警句和安全漫画的征集、“反事故、反违章”大讨论、安全知识竞赛不定期举行；党员值班岗位、党员身边无违章等活动充分带动整体素质的提升；生产现场入口处的“自检镜”让每位进入现场的职工纠风自检；厂房各处设立的安全标志、安全警句和漫画、安全“小贴士”不断警醒每位职工时刻注意安全；总结以往安全生产的经验教训，在各个曾经发生事故的场所都设置了醒目的“事故追忆警示牌”，不断告诫进入生产现场的员工要时刻“关爱生命、关注安全”；此外摸索出设置安全文化栏、网上《安全教育园地》、网上“安全在线”等安全生产寓教于乐的形式。通过这些多层次、全方位、立体化的充满着浓厚文化气息和人文色彩的安全教育活动，使干部职工在潜移默化中实现了“要我安全”到“我要安全”的跨越，也为员工的生命安全铺设了一张思想防护网。

正是通过安全管理和安全文化的不断创新，增强了职工的安全意识和工作责任心，保证了安全生产记录的不断攀高。

化学室节能减排

龙发热电节能减排工作简介

龙发公司始终坚持以科技为先导，全面落实“科学技术是第一生产力”,认真贯彻落实科学发展观，探索循环经济发展模式，努力建设资源节约型、环境友好型企业，积极开展节能减排工作，实施清洁生产，形成了以燃用低热值燃料—热电联产—余热养鱼—粉煤灰制砖—综合治理为主线的循环经济链，取得了良好的经济效益和社会效益，其中，印染废水烟气脱硫项目被列为青岛市节约型社会建设示范项目，获得青岛市工会优秀创新成果三等奖。08年以来，节能减排等工作共计获得政府奖励资金370余万元。

节能减排

1、利用印染废水进行烟气脱硫：充分利用纺织染整工业园排出的PH值高的印染废水，进行烟气脱硫，不仅龙发热电公司受益，园区排污单位、污水处理厂也受益，同时为大气环境也做了贡献，这是一个四赢项目，综合为社会节能462万元。该项目的成功实施，走出了一条电厂与印染企业合作、以废治废的道路，具有广泛的示范效应和推广价值。节能减排

2、采循环流化床锅炉DCS和变频控制改造：对75吨和50吨循环流化床锅炉进行DCS改造及风机、水泵采用变频改造，75吨锅炉改造获得政府节能奖励资金90万，50吨锅炉改造获得政府奖励资金51.92万，改造后提高员工操作水平，自动化水平提高，降低发电标煤耗，变频改造降低了厂用电，年节约标煤7000吨。

节能减排

3、锅炉排渣余热利用：锅炉原来均为人力除渣，工人劳动强度大，污染大，更浪费了炉渣的热能。在不影响正常生产的情况下，对三台锅炉除渣进行了改造，通过盘式冷渣机对高温炉渣中的热量回收利用，既能减少工人劳动强度，改善劳动环境，又能达到节能的目的，投产后效果良好，有效降低了厂区二次污染，经测算年能节约标煤2000多吨。

节能减排

4、循环水综合利用：进一步利用发电机组蒸汽冷却器产生的循环冷却水余热，为工业园区内的印染企业提供印染用热水，经其利用后，印染废水回收脱硫，实现了热能梯度利用，能量系统优化；利用发电循环水余热进行热带鱼养殖和罗非鱼的良种繁育，被专家誉为“渔电完美结合的典范”，这些项目也得到了青岛市政府部门的认可和推广。锅炉排渣余热利用和循环水综合利用获得政府节能奖励资金190万。

第三篇：电厂化学水处理

电厂化学水处理

发布时间：2012-8-2 16:25:41中国污水处理工程网

我们都知道化学水处理在发电厂的重要性，都明白只有对水进行适当的净化处理和严格的监督汽水质量，才能防止造成热力设备的结垢、腐蚀，避免爆管事故；才能防止过热器和汽轮机的积盐，以免汽轮机出力下降甚而造成事故停机，从而保证发电厂的安全经济运行。但是，在思想上这样认识远远不够，重要的是要在行动上重视起来，认真、慎重对待化学水处理工作，否则就无法切实保证发电厂热力设备的安全经济运行。化学废水集中处理现状

电厂的化学废水有经常性废水和非经常性废水两部分。

电厂化学水处理：1.1废水处理主要流程

化学废水→废水贮存槽→氧化槽→反应槽→pH调整槽→混合槽→凝聚澄清池→清净水槽(水质监控)→煤灰用水系统。

澄清池底部排泥经浓缩池浓缩后送至泥渣脱水机脱水，泥饼用汽车运到干灰场贮存。清水返回废水贮存池。

电厂化学水处理：1.2 存在问题

1.2.1 容量方面

上述流程将锅炉酸洗废水、锅炉排污水、锅炉补给水处理系统所排废水、凝结水精处理系统废水等全厂所有化学废水，都集中至化学废水集中处理站处理。这样，集中处理系统的容量大、占地多、造价高。

1.2.2 处理设施方面

传统的贮存槽主要是贮存废水，兼有部分粗调功能。但废水的氧化、反应、pH调整和混合，分别在氧化槽、反应槽、pH调整槽和混合槽中进行。这些槽上设有各种搅拌、加酸、加碱设施，且池内防腐、池上盖房（或棚）。这样，废水处理系统流程复杂、处理设施繁多、投资大、运行管理不便。

电厂化学水处理：1.3 主要设备及其技术数据

废水贮存槽：V＝1 000 m3 6座

氧化槽、反应槽、pH调整槽、混合槽：V＝600 m 31套

澄清池：Q＝100m3/h 2座

浓缩池：Q＝20m3/h 1座

脱水机：Q＝10m3/h 2台

清净水槽：8 m×6m×3m 2座

废水贮存池用排水泵： H＝0.23MPa，Q＝50m3/h 12台

药品储存、计量系统设备：1套简化后的化学废水集中处理系统

电厂化学水处理：2.1 处理系统主要流程

化学废水→废水贮存槽A→废水贮存槽(该槽兼有贮存、氧化、反应、pH调整和混合五种功能)→凝聚澄清池→清净水槽(水质监控)→煤灰用水系统。澄清池底部排泥处理方法与传统方式相同。

电厂化学水处理：2.2 优点

2.2.1 容量方面

锅炉补给水处理系统和凝结水处理系统的反冲洗水，主要是悬浮物不合乎排放标准，将其直接排入工业下水道，由工业废水处理系统处理。具体参见http://更多相关技术文档。

锅炉补给水处理系统和凝结水处理系统的再生废水，主要是pH值不合乎排放标准，此部分水就地调pH值排放。如将此部分水用泵送入化学废水集中处理站，处理方法仍是调pH值。锅炉酸洗废水、锅炉排污水等化学废水，因其量大、悬浮物高、pH值也不符合排放标准要求，就地处理困难大，故集中起来处理较方便。

循环水弱酸处理站废水，含有硫酸钙易沉物，虽然目前环保对排水的含盐量没有限制，但悬浮物超标不能排；另外，如只将此水就地调pH值，而不去除其中的硫酸钙就排入自流下水道，长此以往，有污堵下水道的隐患。这部分废水进行集中处理。通过以上划分，系统的容量可大大减小。设计流量由100 m3/h降至80 m3/h。

2.2.2 处理设施方面

取掉了传统废水处理流程中的氧化槽、反应槽、pH调整槽和混合槽五种设施，以及五种设施上的各种配套设备、管道和厂房（或棚）。虽然取消了五种设施，但这五种设施的处理功能并没取消，而是在废水贮槽B中进行，因为传统的贮存槽本身具有粗调水质的功能，现将其转换成细调功能即行。

2.2.3 废水贮存槽方面

传统工艺的废水储存槽有1000 m3的池子6座。每座都设有2台耐腐蚀输送泵、加药管道、空气搅拌管道、检测装置等。

系统简化后贮存槽总容量从6000m3缩小为 m3，且分为A型和B型。废水贮存槽A只有1座3000 m3的池子，废水贮存槽B有2座1000m3的池子。废水贮存槽A，用来储存废水，并输送废水到废水贮存槽B，没有调整废水水质的功能；这座池上只设有2台输送泵和空气搅拌管道，没有加药管道和检测装置。

2座废水贮存槽B，开始用来储存废水，储满后一池用来调整（氧化、反应、pH调整和混合）废水，另一池输送已调整好的废水至澄清池，两池倒换使用；这两池上各设有输送泵、加药管道、空气搅拌管道和检测装置。

电厂化学水处理：2.3 主要设备及其技术数据

废水贮存槽A：V＝3 000 m3 1座

废水贮存槽B：V＝1 000 m3 2座

澄清池：Q＝80 m3/h 2座

浓缩池：Q＝15 m3/h 1座

脱水机：Q＝10 m3/h 2台

清净水槽：6 m×6 m×3 m 2座

废水贮存池用排水泵：H＝0.23 MPa、Q＝40 m3/h 6台

药品储存、计量系统设备： 1套

第四篇：电厂化学水处理浅谈

电厂化学水处理浅谈

大家都能认识到化学水处理在发电厂的重要性，都明白只有对水进行适当的净化处理和严格的监督汽水质量，才能防止造成热力设备的结垢、腐蚀，避免爆管事故；才能防止过热器和汽轮机的积盐，以免汽轮机出力下降甚而造成事故停机，从而保证发电厂的安全经济运行。但是，在思想上这样认识远远不够，重要的是要在行动上重视起来，认真、慎重对待化学水处理工作，否则就无法切实保证发电厂热力设备的安全经济运行。

化学水处理工作比较细致、繁琐，每一项每一步都要认真操作，不能有一丝马虎、侥幸心理。水处理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，制备热力系统所需合格质量的补给水，是锅炉合格水质的第一项保障。接着是汽水监督工作，它具有同等重要地位，是改善锅炉运行工况、防止汽水循环不良的安全保障。具体内容包括：

一、对汽包锅炉进行炉水的加药处理和排污，也叫炉内水处理。

锅炉最怕的是结垢，因为结垢后，往往因传热不良导致管壁温度大幅度上升，当管壁温度超过了金属所能承受的最高温度时，就会引起鼓包，甚至造成爆管事故；而炉水若水渣太多，不仅会影响锅炉的蒸汽品质，还有可能堵塞炉管，对锅炉安全运行造成威胁。所以，一方面要加药（ph－磷酸盐）处理，除去水中的钙、镁离子，防止结垢和避免酸性、碱性腐蚀；另一方面，做好锅炉排污工作，只有及时排污，才能避免“汽水共腾”现象，避免汽轮机的损坏。而排污量大小，应根据对炉水指标的要求由化学人员来决定，过小则不安全，过大则不经济，既要顾全大局又要保证水质要求，严格按照运行规程来操作。因此排污工作很重要，是关系到安全经济运行的大事。

二、对给水进行除氧、加药等处理。

它是汽轮机启动中的监督工作，是为了防止给水系统金属的腐蚀，加氨和联胺，既防止游离二氧化碳造成的酸性腐蚀，又防止残留氧造成的氧腐蚀，同时减缓铜铁垢的生成速度。

在实践中，不能照本宣科，要学会灵活运用。如在监控高给的联胺时，不仅仅靠加药泵冲程的大小或频率的高低来控制，还有特殊情况的发生，比如汽机人员倒换给水泵或者加药一次门冻堵、泄露，都会影响测定结果，就要查清具体原因，区别对待处理，而这些都是书本不能学到的，除非在实际工作中遇到，才会积累经验。

三、对组成热力系统其他部分如凝结水、发电机内冷水的质量监督及处理。

四、热力系统的化学清洗及机炉停运期间的保养监督，与化学处理有直接的关系。

第五篇：电厂化学水处理

电厂化学水处理

1.阴离子交换器出水水质标准：

SiO2<100ug/l.电导率<10us/cm

混合离子交换器出水水质标准

Sio2<20ug/l ,电导率<0.2us/cm

2.饱和过热水质控制标准：

Sio2<20ug/lPNa>6.44

3.分析水样中Sio2时所用的药品有

酸性钼酸铵10%酒石酸1-2-4酸

4.水样中Sio2的分析方法

取水样100ml于三角瓶中。加酸性钼酸铵3ml。摇匀。静置5分钟。加酒石酸3ml。摇匀，静置1分钟，加1-2-4酸2ml摇匀。静置8分钟。在Sio2分析仪中测定，第一次排掉。第二次读数.5.测定水样中Sio2时的注意事项：

取样瓶必须用水样清洗5遍以上，保证干净。准确滴加化验药品毫升数。测定时，仪表先做空白校准。再测水样。测定完毕，必须用除盐水清洗仪器3次，排掉，第四次倒入除盐水不排放。

6.空白校准

每次测定水样前。必须对仪表进行箜白校准。以保证每次测样的准确

7.Sio2分析仪使用注意事项；

保持仪表干净清洁。倒入水杨时不要外溢。以防腐蚀仪表外壳。水样三角瓶不要放在仪表上。以防腐蚀仪表。每次测量分两次倒入水样。并以第二次现实数据为准。每次测量完毕，清洗仪表三次，再注入除盐水，不排掉，备用