电厂化学水处理完整版

电厂化学水处理完整版（精选6篇）

篇1：电厂化学水处理完整版

珙县电厂一期2×600MW工程

#1机组试运中出现的主要问题

及处理措施

四川华电珙县发电有限公司

二〇一〇年三月

一、设备类：

1、凝结水泵泵体动静磨擦损坏，原因是厂家套筒联轴器故障造成转子下落，#2机试运中加强对电流监视发现异常及时处理；

2、汽机V V阀卡涩，原因为顶部导向定位间隙不合理，#2机应进行检查；

3、小机轴承温度高，原因进油孔径设计不合理，A泵前置泵机封密封环及挡油环松脱，#2机应进行检查确认；

4、风机油站油温高，原因泵出口焊接缺陷漏油，#2机应进行检查确认；

5、热工减温水变送器泄漏，原因是量程不满足要求，#2机应全面核查；热工卡件电磁阀损坏多，#2机应在调试中早发现，多准备易损件备品；引风机动叶执行器打滑，原因为力矩配合不合理，#2机应核查；

6、循泵冷却水观察窗炸裂，制造质量问题，#2机应取消；

7、发电机定子测温系统抗干扰能力差，#2机应更换；

8、东汽厂伺服阀漏发货，发错型号影响机组启动，运行中多个伺服阀损坏，#2机及早清理，EH系统早调试，多准备伺服阀、电磁阀及滤网备品；

二、安装类：

1、供水、工业水、消防水等系统焊缝泄漏，#2机必须按规定试压；

2、磨煤机烧瓦，原因为安装和刮瓦存在问题，系统清洁度不够，#2机应专题讨论安装方案并过程签证验收，尽早带负荷试运；

3、磨煤机给煤机及附属设备线接反了，#2机应尽早核查并调试验证；

4、DEH接线错误跳机2次，#2机应全面核查接线并尽早调试；

5、油、水、汽、气各系统存在跑冒滴漏现象，#2机应该严格试压，早运早试早处理；

6、洁净化施工差，水冷壁堵塞爆管、降负荷清扫滤网多次，诱发给水泵烧轴瓦和空预器卡涩，#2机应加强洁净化施工的监督验收，严格系统冲管、冲洗验收；严格割管检查、扩大碱洗范围至炉前系统；

7、再热冷段疏水接错，系统清洁度差造成疏水不畅，冷段振动造成大部分支吊架损坏；四抽疏水堵塞造成机组转速异常上升，#2机应该全面核查疏水系统正确性和系统清洁程度，加强蒸汽吹扫；

8、小机闭冷水管道进回水接反造成机械密封温度高停机，应认真清理系统，避免此类错误发生。

三、调试运行类：

1、单体调试完成确认不到位，分系统调试完成签证不到位，如磨煤机接线反未及时发现、工业水泵联琐试验未完成，工业水泵故障未联动备用泵造成机组停运；

2、系统检查不到位和异常发现不及时，如凝结水泵参数异常变化未及时发现，循泵启动条件检査不到位造成凝结器泄漏，空预器故障停运未及时发现冷热风门关闭不正常，多次给水流量低造成炉MFT；

3、供油泵空泵运行造成泵损坏；

4、调整过程中风机喘振使得炉MFT；主汽参数波动大炉管壁超温、汽机水击振动大、磨煤机建不起料位，#2机组应避免此类问题再次发生。

四、设计类：

1、凝结器真空偏差大、原因为设计计算节流孔径不合适，#2机应改节流 孔为隔离阀；

2、电动给水泵油泵电源取点和联琐保护设计不合理是给水泵烧瓦的间接原因，#2机应核核查改造；

3、6kV备用段因保护设置不合理和空预器油泵联琐保护设计不合理是空预器卡涩间接原因，#2机应进行全面核查改造；

4、主再热蒸汽疏水未设计节流孔、轴封供汽阀门设计在凝结器内、#2机应加装节流孔板、阀门应改至凝结器外。

五、管理类：

1、试运过程中四方签证不到位，单体完成，分系统试运条件、完成确认，整套前条件确认不到位；

2、机组出现异常分析总结不到位不及时。

六、试运亮点：

1、试运过程中人身、设备安全；

2、调试项目严格依据验标、启动验收规定、调试规定执行，项目齐全，全部合格；

3、作为国内首台投运超临界W炉，机组带负荷能力达到甚至超过设计值，燃烧稳定性好，煤质适应性强；

4、机组试运指标良好，大部分指标优于设计值，部分指标达国内先进值，实现七个一次成功，调试工期及耗油达国内同类机组先进水平；

5、贯彻集团防氧化皮措施、增加壁温测点、强化洁净化施工管理，吹管后严格按制造厂规定割管检查，整套启动期未发生爆管事故；

6、机组燃烧优化、节油点火、动态分离器、空预器密封、防磨喷涂、烟 囱内衬等设计优化项目初见成效；

7、脱硫实现三同时且设计工况能达标排放；

8、解决了首次应用于600MW机组的DCS系统安装和调试中出现的问题，目前基本能满足机组运行要求。

电气专业

1、保安段的电源切换试验时发现很多问题，如连锁不成功、自启动不成功等，应尽量早安排，相应的MCC、柴油机系统的安装调试工作应尽早完成，留够处理问题的时间。

2、循环水泵由于电流回路开路，电机跳闸一次，主要是电流回路端子施工不紧造成。电流电压端子牌，特别的电流试验端子，在整套启动前一定要再次紧一遍，负荷较高以后对该部分回路进行一次测温，防止电流回路开路。

3、电动给水泵油泵电源设计为单电源，应提前改造为双电源供电，并加切换装置，防止油站断油造成给泵损坏。

4、工作电源开关低压闭锁过流保护的定值应由75V改为60V，低电压闭锁过流定值要做调整（具体见业主下发的补充通知），才能可靠的闭锁如循环水泵等大负荷启动时低压过流保护误跳的工作电源开关，造成机组甩负荷或停机事故。

5、重视发电机定子线圈测温元件接线板及中间端子箱接线的紧固和测温元件的检验工作，避免在运行时出现温度坏点。

6、电气启动试验方案是否做一定改变，有的电流极性、电压核相等工作能否在静态时就做完，以缩短启动时间。

7、各分系统的各种保护和连锁试验一定要完整，各种电源接线要完工，切换试验要正常，防止事故情况下该动的保护不动作。如#1机汽泵TSI只接了保安电源，没有将设计上有的不停电电源接上去，造成小机不能跳闸。

8、磨煤机系统的电气安装设计图纸和机务、热控不对应，甲侧和乙侧 的设计反了。在施工中二公司一定要将机务和电热的设备一一对应，防止控制的对象不对，造成大面积返工。

汽机专业

1、A凝结水泵转子掉落，原因为厂家制造质量差，且变频50%运行时振动偏大。

2、电动给水泵轴瓦烧损原因为三公司在6.9米清洗汽泵滤网时，余水流到没有遮挡的MCC盘柜上，造成该盘柜接地失电，以致2台油泵停运，且低油压跳泵保护未投，从而造成轴瓦烧损严重。

3、发电机励侧密封瓦过度环环氧树脂板，厂家制造时未粘贴密实，存在较多的空隙，严重影响风压试验。

4、主汽门前临吹疏水管道不通，三公司割除检查时，造成大量余汽泻出，以致0米抗燃油油箱、顶轴油泵等被冲刷，同时损坏压力变送器一件。

5、临吹管系统集粒器处疏水管道太小，造成疏水不畅和堵塞，吹管时冷段管系振动大。

6、临吹管疏水管大部分汇集于一根较小的母管上，造成疏水不畅，影响吹管。

7、电动给水泵前置泵轴承室为翻砂件，内部锈蚀严重，造成轴窜偏大，以致前置泵振动偏大，试运期间换油10次左右才正常。

8、前置泵机封顶紧环螺钉未顶紧，造成机封退出漏水。

9、前置泵轴承室挡尘盘螺钉未顶紧，造成挡尘盘脱落损坏。B汽泵的机封冷却水进出接反，被迫停机处理。#1机小机缺陷不断，持续近一周时间，严重影响168的进程，#2机组二公司对小机的设备螺栓该紧固要紧固，该检查要检查，不能紧紧停留在将设备连上。

10、电泵最小流量阀因为管道内有金属缠绕垫等杂物，造成卡涩。

11、汽水管道内部较脏，造成汽水品质长期不合格，且电泵、凝泵、汽泵、汽泵前置泵等滤网频繁清洗。主要的原因一是文明施工差，对部分管道安装之前的清洁不到位；二是碱洗的范围需要扩大如高低加汽侧和部分疏水管道在2机组要增加碱洗范围；三是对辅汽管道吹扫时必须严格质量。

12、B低压缸发电机侧真空表管靠近缸处接头漏，影响真空严密性。

13、A汽泵闭式冷却水管进出口管道接反，造成汽泵机封等冷却效果差，以致停机纠正处理。

14、B小机轴封供、排汽管道接反，造成该小机轴封不正常。

15、四抽管道疏水管道堵塞，造成逆止阀等振动大。

16、启动中汽侧进汽后在未开调门的情况下，汽机转速达到100转。主要的原因是中联门关不严和四段抽气管道堵塞造成，将中联门的预紧力弹簧调整10mm左右，对四段抽气管道堵塞清理后，消除了该现象。

17、#1机氢系统漏氢严重，主要的问题是发电机端罩和管道阀门泄漏，给整套启动带来很大风险。

18、A前置泵进口法兰螺栓未紧固且隔板也未取出，试运前也未认真检查系统，造成通水时，介质大量泄漏。#2机组分部试运前必须对系统认真梳理，避免低级错误的发生；

锅炉专业

1、加强检修过程的洁净化施工。超临界锅炉受热面管内径很小，特别是水冷壁中间集箱下面的管道都是内螺纹管，若受热面管内存在异物，哪怕是尺寸很小的异物，也会造成管子堵塞或管内流通面积减少，并最终必然导致超温爆管，要求坡口的制备、管道的割除等采用机械方式，不宜用火焊割除修磨，并做好管口的封闭工作。

2、提高对超临界直流炉受热面超温问题严重性的认识，在启动磨煤机及燃烧调整时要防止水冷壁超温，防止汽温大幅度波动，防止氧化皮产生、剥落、堵塞受热面。超温会加快氧化皮的产生，汽温大幅波动会促使氧化皮的剥离。

3、应加强水冷壁等受热面的密封及预埋件等部位的检查，防止受热面密封及预埋件施工过程中损坏受热面，引起锅炉在运行中受热面爆管。

4、锅炉上水水质必须合格，要严格执行受热面的酸洗、冲洗、吹管及吹管后的割管检查等工作，防止受热面结垢，防止施工遗留物堵塞受热面，造成超温、爆管。

5、做好燃烧调整，及时完成锅炉断油试验，尽早具备电除尘器投运条件。及时投运电除尘器，尽可能缩短高负荷不能投运电除尘器的时间，做好防止引风机动叶磨损的措施。

6、只有当风机油站运行时才能操作执行器，且执行器全行程时间必须大于40秒，防止设备损坏，防止动叶开度与执行器、DCS出现不一致的情况发生。

7、引风机、送风机油站控制油压、润滑油量及油箱回油温度的控制比较困难，做好系统分析，加强设备检查，做好防止油温高的临时处理措施。油泵振动大时及时安排检查，避免油泵出口焊接部位及接头等部位松脱，出现油压低造成引风机跳闸，引起机组减负荷。

8、注意控制好一次风机出口母管风压在7-7.5KPa左右，防止发生一次风机运行中失速、跳闸，防止一台风机运行时另一台风机并列不成功的情况发生。

9、注意大瓦刮瓦工艺，保证合理间隙尺寸，防止磨煤机大瓦损伤。发现瓦温偏高时，可以启动顶轴油泵运行，适当降低磨煤机出力等。

10、保证空预器一次风、二次风及烟气系统阀门开度正确，在锅炉运行中或停运后烟气温度高时，避免出现烟气挡板开启时，一次风挡板、二次风挡板关闭的情况发生，这样将造成空预器过度加热膨胀，最终出现空预器卡，甚至损坏设备。

11、提前准备煤粉取样的条件，包括压缩空气管道安装、阀门及橡胶管安装，取样装置接管安装方向朝向平台便于运行人员取样，增加运行、检修平台等。

12、如果燃烧器漏粉，处理条件差、时间长，安装前要彻底检查，处理好燃烧器焊接等缺陷。

13、炉水再循环泵隔热装置进出口冷却水管道由原设计的刚性管道连接改为金属软管连接，避免热胀冷缩中冷却水管道拉裂。

14、燃油蒸汽吹扫系统增加疏水门，便于启动过程中彻底疏水，防止管道振动。

15、部分平台楼梯优化，如火检冷却风机（4台）安装运行、检修平台，燃烧器平台增加楼梯、通道等。

16、增加水压机系统接口。原因是由于珙县电厂汽机电动给水泵设计压力13Mpa，如果#

1、2锅炉一次汽水系统进行了切割等检修及大修工作后，在两台机组停运时，目前设计的设备和系统将无法实现汽水一次系统的工作压力水压试验和超压水压试验。

17、避免磨煤机电动葫芦的吊装空间与吊挂装置、管道等干涉，保证磨煤机起重设备的吊装条件。

18、正确安装磨煤机容量风门等挡板的位置，保证风量测量等装置直管段的长度符合测量装置的要求，确保测量装置的准确性。

19、做好挡板的调节特性整定和风量标定工作，做好一次风系统风量、粉量调平工作，尽可能为运行人员进行燃烧调整提供依据和条件。20、磨煤机系统的调试工作量大，涉及的设备及系统较多，调试时间较长，应尽早进行磨煤机系统的调试工作。

21、做好调试操作前技术交底和培训工作，合理安排机组启停及运行方式，减少调试燃油消耗量，减少人员操作失误引起的启停机组次数，如给水流量低引起MFT动作，汽温超温和汽温突降引起汽轮机打闸，一次风机失速跳闸等。

锅炉专业除灰、除渣系统

1、静电除尘器斗内部杂物必须清理干净，防止杂物落入输灰管路中造成输灰管路堵塞。

2、除灰系统在正式投运前必须进行长时间的空吹，在空吹中发现问题及时处理。

3、电除尘器在投运前灰斗加热装置应尽早投入运行以提高灰斗内壁温度，保证灰斗内下灰时不会产生板结。

4、灰库气化风机、加热器尽可能提早运行对原灰库、粗灰库、细灰库进行长时间的烘干，确保灰库不会发生堵灰情况。汽车散装机和双轴搅拌机经长时间试运消除设备异常。

5、捞渣机及系统在运行前必须保证有足够时间进行空转，在运行期间应保证24小时有人值守在捞渣机处，防止有大的焦块落入捞渣机造成卡死或下渣堵塞。

6、渣仓振动给料机下渣口安装时应避开渣仓的支撑梁，振动给料机进料口处应加大进料尺寸，并制做人孔门以便在堵渣时进行处理。

7、除渣水系统应提前进入循环对系统内的水泵及阀门进行全面检查，如有内漏等问题尽早发现和处理。

8、仪用、杂用、螺杆空压机及干燥机在运行前做好必要的试转，冷却水压力必须保证在规定范围内防止由于冷却水压力地低跳机。

篇2：电厂化学水处理完整版

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

篇3：试析电厂化学水处理技术

关键词：电厂,化学水处理,技术,生产

当今, 在持续扩大的电厂机组生产规模和变化的机组运行一系列参数的影响之下, 电厂化学水处理技术也越来越复杂。因为根据比较多的化学水处理系统, 要求不少重复性的运转管理机构, 这就要求统一性地全面控制化学水处理系统, 如此的控制手段一定能够变成化学水处理技术的发展方向, 以及通过统一的全面控制手段。这不但能够使工作强度大大地降低, 而且还能够在应用比较少员工的前提条件之下提升工作效率, 最终使生产费用减少以及增强生产的自动化能力与安全性。

1 锅炉补给水处理技术

过滤与混凝是传统意义上的锅炉补给水处理技术。我国通常应用机械加速搅拌澄清池充当大规模电厂澄清处理装置, 澄清池的特点是出力大、便于控制和操作、反映迅速。近些年以来, 在混凝处理中持续地应用变频技术, 进而使预处理出水的水质提升, 以及使工人的操作减少。过滤环节上过滤池滤料以粒状材料充当的过滤技术经历了慢滤池、快滤池、多层滤料滤池的发展, 这大大地改进了预处理水质环节。占据市场主导的是新型过滤装置的纤维材料滤元, 纤维过滤材料依靠本身柔软的材质、大的表面积、小的尺寸而具备非常强的界面调节水流、截污、吸附能力。像是胶囊挤压式的纤维过滤器和纤维球过滤器等等。在锅炉补给水除盐处理当中, 具备非常关键作用的是混床, 混床的特点是节能和环保。填充床电渗析器CDI的特点是能够有效地统一离子交换除盐和电渗析技术, 其中再生树脂是借助水电离的OH-与H+而实现的 (在直流电场当中电离出的OH-与H+被当作树脂再生剂, 不要求其它的药剂) 。另外, 装置能够有效地去除CO2与SO2等弱电离子。

2 锅炉内水处理技术

在电厂化学水处理技术中, 锅炉内水处理这个环节十分关键。在锅炉运行的过程中将相应的药物添加进去, 确保锅炉的钙离子不会在锅炉里面形成水垢, 进而使水渣减少。在目前持续进步的锅炉减排技术和增加的机组容量的影响之下, 对水质的要求也越来越高, 在机组实施范围较大维修的情况下, 常常能够注意到在锅炉里面的痴线存在比较多的磷酸盐和铁垢。结合有关的理论研究, 造成以上情况的原因主要是电厂在生产过程中给水以及锅炉水的酸碱值发生了比较大的控制偏差, 从而导致里面酸碱值失去了平衡, 最终使水垢形成。因此, 在实际的处理中应当将相应的氢氧化钠添加到锅炉的里面, 进而控制酸碱值的平衡性, 防止形成水垢。

3 锅炉给水处理技术

在电厂化学水处理技术当中, 除以上的锅炉补给水处理, 锅炉的给水处理这个环节也非常关键。当今的联氨技术具备显著的挥发性, 然而, 有关的技术面临着非常大的局限性。在对于化学水的除氧中, 其效率要落后于亚硫酸钠, 并且在较低水温的情况之下, 除氧的速度非常迟缓。因此, 联氨处理技术只是可以在温度较高的环境当中实现除氧的效果。除此之外, 联氨处理技术具备比较高的分解温度, 这种物质具备比较强的毒性, 并且现代的科技分析表明有关的物质有着相应的致癌性, 在操作的时候可能溅到有关工作者的衣服和眼睛上, 这样被吸收后会对人的身体健康带来不利影响。尽管这样, 我国不少的电厂还是借助联氨技术来进行除氧。目前在日本和欧美等国将传统意义上的联氨处理技术摒弃, 开始应用新型的有机除氧剂, 因此我国将来还应当完善有关的技术。

4 凝结水处理技术

当今, 不少参数较高的机组都具备凝结水精处理设备, 这一系列设备主要是进口的, 其中, 锥底分离设备和高塔分离设备属于再生系统。然而, 切实可以长时间氨化运行的精处理设备太少。以经济和环保作为视角, 氨化运行的实现是将来精处理系统的发展趋势。当前的应用需要兼顾工艺完善、装置布置、装置投资等一系列的方面, 以及需要重视固有公用系统的应用效率, 像是混床再循环泵和树脂再生用风机的减少等等。

5 化学水处理膜分离技术

近些年来, 逐步地应用膜分离这种化学水处理技术, 跟传统意义上的工艺进行比较, 其优势非常大。在传统意义上的化学水处理技术中, 尤其是处理电厂锅炉补给水有着非常多的方式, 一般情况下能够经历过滤、软化、分离的这个过程, 在此过程当中, 所有的工艺都会应用酸碱再生电子传递树脂, 进而有效地恢复性能, 因此, 在这个过程当中会排放酸碱化学污水, 这个复杂化的工艺不但要求大量的劳动力, 而且也较难进行处理, 以及要求花费比较大的成本与占用比较大面积才可以实现。尤为关键的是排放的酸碱废液难以实现当今环保的排放指标。通过膜分离技术不但能够改进和完善传统意义上的水处理技术的不足之处, 而且全过程都能够进行自动化的控制、劳动强度小、不要求占用比较大的面积、构造简单、要求比较少的分离装置、便于操作, 并且尤为关键的是酸碱废液不会在整个的处理过程当中排出, 很少污染到环境, 并且在进行处理的时候能够使低能耗与高效率实现, 最终大大地提升了水质。

6 化学水处理FCS技术

目前的电厂化学水处理装置在运行的过程中处在一种不集中的现状下, 像是监控常规测点、汽水取样、自动加药等装置, 不但分布不集中, 而且还存在非常多的数量。应用FCS技术能够有效地弥补这种缺陷, 由于其技术特点是全开放性、能够互相操作、全数字化、全分散性, 非常得适合当今电厂水处理装置的不集中状态。在电厂水处理当中, 应用FCS技术能够使全数字化的性能与低成本实现, 大大地减少了劳动力。为此, 建设或者是改造一种可以向MIS系统上传集合信息、及时监控信息、远程遥控信息、自动加药信息的化学水处理的全面自动化平台, 业已变成电厂化学水处理技术的发展趋势和方向。以理论作为视角。此平台是分解了固有的操作系统之后重新建构的。在进行改良之后实现了显著的效果, 尤为关键的是有效地提升了所有控制终点的精确度, 进而大大地增强了系统整体的自动化能力, 大大地减少了人为的干扰, 能够使机组凝结水系统无人化运行实现, 并且大大地减少了生产费用。在进行改造之后, 明显地提高了其自动运行速度和稳定性以及装置的管理能力。简单来讲, 以场地总线作为纽带, 将一系列不集中的化学水处理系统的测量控制装置转变成为网络节点, 确保它们连接成为能够互相交流信息和一起实现控制检测的控制、网络系统, 最终使水处理、自动加药、汽水取样等一系列的功能实现。为了确保测量装置具备数字通信的功能, 一般将智能模块加挂在仪表上或者是应用植有CPU的智能仪表。

7 结语

总而言之, 确保电厂顺利生产的基础是科学和高效的水处理, 为了大大地提升电厂锅炉等热力装置的生产效率, 且以此作为前提条件使电力系统的工作现状优化, 需要重视化学水处理技术的科学选用。并且, 在选用化学水处理技术的过程中, 不仅仅应当兼顾电厂的生产现状, 还应当兼顾水处理过程是不是跟环保与节能的指标相适应, 进而可以使水处理费用大大地减少, 最终实现理想的电厂经济效益。

参考文献

[1]孟龙, 杨静, 孙本达, 张祥金, 祁东东, 倪瑞涛.直接空冷凝汽器流动加速腐蚀的影响因素[J].热力发电, 2014 (12) .

[2]耿晓杰, 凌小凤, 孙慧, 李会鹏, 许振华, 李皞.电厂循环水排污水回用混凝处理实验研究[J].河北电力技术, 2015 (01) .

篇4：电厂化学水处理技术的应用研究

关键词：化学工艺；水处理；技术

中图分类号： O6.12 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）20-171-2

0 引言

保护环境已经成为我国经济持续发展的基本国策，因此，污水处理应符合我国的环境保护法规和方针政策。污水处理，特别是工厂废水，经过一道道的处理工序后，再排放到大自然中去或进行再利用是当前世界上的一个重要课题。特别是我国现阶段的环境问题，在经济进入昌盛的时期，对环境问题也越来越重视。电厂，主要是依靠电能来进行日常工作，利用电力设备来进行发电、供电。而电厂中诸多类别的废水是否需要处理，可以根据采集出的样水的pH值、温度、磷酸根含量来测定电厂产生的废水是否需要处理，当数值超过指标时，就需要对废水进行处理再排放。

1 锅炉水的处理

按其来源，天然水分为三类：雨水、地表水和地下水。而锅炉用水按其部位与作用的不同，可分为以下几种：原水、给水、补给水、生产用水、软化水、锅水、排污水和冷却水。而锅炉中对其用水的处理，包括处理设备、处理范围、检测状况等。下面我们从处理设备开始说起。

电厂中锅炉水质处理中的处理设备包括：热力除氧器、全自动加药器、全自动软水器、解析除氧器、常温式海绵铁除氧器等。

而锅炉中水质处理范围主要包括补给水处理、凝结水处理、给水处理、给水加氨和锅内加药处理等四部分。

补给水处理：因蒸汽用途和凝结水的回收程度不同，锅炉的补给水量也不尽相同。凝汽式电站锅炉的补给水量一般低于蒸发量的3%，供热锅炉的补给水量可高达100%。而补给水的处理流程包括：预处理、软化、除盐。

凝结水处理：凝结水是锅炉用水之一，在其循环使用的过程中，也会受到汽轮机凝汽器冷却水泄露和系统腐蚀产物等的污染，也要对凝结水进行处理。凝结水的处理流程：凝结水进行过滤之后，再进行除盐，最后进行除氧。

给水处理：经过软化或除盐的补给水和凝结水，在进入锅炉之前一般要进行除氧。常用的除氧方式包括：热力除氧、真空除氧和化学除氧等。

给水加氨和锅内加药处理：一般要求添加氨或有机胺等用来提高水的pH值，防止酸性水对处理设施中金属部件的腐蚀。

以上大致总结了锅炉水的处理工艺，而随着化学工业的迅速发展，国家和高校对化学工业越来越重视；各种设备的发展；属处理自动化的提高，锅炉水处理也会迅速地发展壮大起大容量、高流速和高效率的新型水处理来。

2 对电厂化学水处理设备的腐蚀应对办法

在进行化学水处理的过程中，除盐、除氧、过滤等工序中都会产生酸性物质，连我们需要处理的废水中都含有大量的酸性物质。这些酸性物质长期积累在设备中，酸会造成对这些设备的腐蚀，有时腐蚀严重会影响正常工作，降低水处理的工作效率。

2.1 电厂化学水处理中的酸

比如水处理时用到的盐酸中含有大量的有机物，如带苯环的卤素取代物，对一般的橡胶会产生强烈的腐蚀效果。对于盐酸类的腐蚀，首先采用的是确定电厂水处理中的化学制剂是否符合要求，若不符合要求造成设备腐蚀应尽早处理。再者对于盐酸管道，要确定池子的内部是否处理干净，确认之后才可加入新的盐酸，在此期间要反复冲刷，确保清理完毕。最后要对各个设备进行逐一排查，将已经被污染的肥料排出，如果已经出现设备被腐蚀的情况，应优先处理，防止腐蚀的设备进行连带反应，对生产产生影响。

2.2 电厂化学水处理中管道腐蚀和酸碱中和池的问题及处理

酸液具有腐蚀性的原因之一是在对溶液进行pH值调节时，酸碱用量不足或酸碱溶液搅拌不均匀造成的。这类问题的处理办法有：对酸碱中和池的建造材料存在一定的渗漏问题，酸碱中和池的设计布局问题两个方面。面对建造材料的问题，各种树脂胶泥的裂缝灌注问题，板材之间粘合度的问题，面对这些问题，要同时注意板材之间的粘合度和结合层的厚度控制问题。在进行修复时，要把已经被腐蚀的板材修复和对周围土层的安全检查，防止已经被腐蚀的土层再度对修复好的板材进行再腐蚀。在设计布局上，将废水单独隔离，不能与其他安全水放置在一起以免发生连带污染。另外，废水池和管道尽量不要进行封闭处理，要用栅栏式的盖板，以便观察池内废水的情况，及时进行处理。

2.3 电厂中用水水质指标

在电厂水处理中，用水的水质指标也是一个重要的问题。从表征水中悬浮物及胶体的指标：①悬浮固体；②浊度；③透明度；而表征水中溶解盐类的指标：①含盐量；②溶解固体；③电导率；④硬度；⑤碱度；⑥酸度；这些指标都能说明用水指标的问题，如水中酸度的是表示水中能用强碱中和的物质的量，用酸度可表示强酸、强酸弱碱盐、弱酸和酸式盐。

2.4 电厂水处理的工作内容

在电厂水处理工作的主要内容大致包括：①净化生水；②高参数机组或直流锅炉的凝结水净化；③对给水的除氧、加药；④锅炉的锅内水处理；⑤冷却水的处理等。而通过基本的工作步骤，了解化学水处理的基本流程，面对管道腐蚀，要对管道进行技术改造。在设计中，就要考虑中和池的排水系统问题，使用吸虹器，但实际操作不简便。所以就改为管道下接止回阀抽水，排水。高位碱槽中氢氧化钠由于浓度高，冬天易凝固洁净，使阴离子交换器不能正常运行，为了解决以上的问题，设计安装中就要考虑到高位碱槽的蒸汽管道，防止氢氧化钠结晶凝固。

3 化学试剂对水处理的作用

3.1 磷酸盐处理

磷酸盐技术是处理汽包炉应用最广泛、最成熟的处理方式。但是随着超负荷的设备运行，磷酸盐处理的锅炉也出现了腐蚀问题。磷酸盐隐藏和再熔现象出现，导致炉水的参数波动。为防止磷酸暂时“消失”的现象，现在采取的工艺是降低磷酸根浓度的处理工艺。采用加入新的化学药剂平衡磷酸盐的方法，把磷酸控制住。而磷酸盐处理的作用主要体现在三个方面：①在我们的日常生活中，经常会出现烧水的壶中出现白色的片状水垢。而炉水中也会出现这样的水垢，为了防止水中的碳酸钙冷却后再在炉壁上形成钙镁水垢，降低水处理的效率，要消除炉水的硬度，减缓其结垢的速度；②水处理中产生的酸性杂质会腐蚀壁管，面对这种情况，要增加炉水的缓冲性，防止发生酸性或碱性腐蚀，增强对杂质的腐蚀抵抗能力；③在过程中产生的蒸汽，里面含有的二氧化硅会改善蒸汽的品质，对汽轮机造成腐蚀，所以在日常的保养过程中也要注意蒸汽的腐蚀作用。

3.2 氢氧化钠处理

除了磷酸盐，氢氧化钠也是为了减缓设备的腐蚀所加入的化学药品。氢氧化钠溶于水，在水中电离出氢氧根和金属钠离子，氢氧根中的氧会跟金属氧化膜最外层的电子吸附，改变溶液界面的结构，提高阳极反应的活化能，降低腐蚀速率；再者，氢氧根离子在吸附过程中把原来吸附在金属表面的水分子层打散，也降低了金属的离子化倾向。而使用氢氧化钠处理具有：降低壁管酸性腐蚀的风险；对炉水有较高浓度的氯化物具有包容性；减缓壁管结构等优点。

4 结束语

电厂化学水处理对环境污染问题中的工厂污水排放问题的解决具有积极的意义，但在其工艺的完善和技术的发展上仍存在问题，需要通过技术上的改善和合理地利用电厂化学水处理系统来完善水处理工艺。在保证电厂的正常工作效率的同时，也要有效地提高电厂水处理的效率，保证电厂经济效益的实现。本文中出现的关于水处理的方案，从实际入手，解决污水处理问题，利用化学工艺，进行详细的比选。但是除了技术工艺之外，也要注意机器设备的升级换代，这跟专业知识水平的提高有着密切的关系，设备合理布置，科学化管理等方面。注意加强原有设施的利用率和使用效率的同时，也要注意水处理的初衷是环境问题，降低能耗成本，还原到我们行使应用的初衷上来，把环保问题提到第一位。

参 考 文 献

[1] 高丽.电厂化学水处理技术发展与应用分析[J].化工管理，2015（08）.

[2] 郭佳晨.燃气电厂化学水处理技术分析与研究[J].山东工业技术，2016（02）.

篇5：电厂化学水处理认识

——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个子系统进行集中监控、分开操作，实现自动控制。1.3 处理工艺环保化

随着国家对污染监督力度的加大以及人们环保意识的提高，电厂化学水处理方式呈现出节能环保的特点。一方面在处理过程中，处理药品选用没有污染，无毒，少用，甚至不要用化学药品，环保观念已经深入人心，化学水处理正在朝着“减少排污、减少清洗、循环用水”的方向发展。另一方面，为了节约水资源，提高水的利用率，电厂化学水处理正在依靠科学技术实现水的循环利用。1.4 处理的检测方法科学化

为了保证机组的安全运行，预防意外事故的发生，需要在化学水处理过程中进行检测与诊断。检测与诊断已经从传统的手工分析上升到了在线诊断，变传统的事后分析为现代的事前防范，科学化的检测方法促进了化学水处理技术的发展。2 化学水处理技术 2.1锅炉补给水处理

工艺流程按照功能一般分为：预处理部分、一级除盐部分、精除盐部分。处理工艺上从传统的离子交换、混凝、澄清过滤向膜分离技术发展。由于离子交换法操作复杂、运行费用高、有酸碱废液排放，同时自动化程度低，已逐渐被膜法所替代。随着反渗透的开创应用和近几年来EDI技术的发展，使水处理工艺越来越符合环保要求，符合现代工业技术的发展潮流。

锅炉补给水水处理工艺预处理的主要目的是去除小的颗粒悬浮物、胶体、微生物、有机污染物和活性氯。水中含有这些杂质，倘若不先除去会引起管道堵塞、泵与测量配件的磨损，以至影响后阶段工艺中离子交换器的正常运行，例如使其交换容量降低，有时还会使出水水质变坏。特别是在有铁、铝化合物的胶体进入锅炉时，会引起锅炉内部结垢；如有有机物胶体进入锅炉则容易使锅炉内水起泡，从而使水位上升、蒸汽品质恶化。预处理的一般工艺是对水进行混凝澄清、过滤，出水浊度降到规定范围以下。根据需要，决定是否加氯杀菌；当余氯含量高时，决定是否需用还原剂或吸附脱氯。原水经预处理后除去了悬浮物、胶体和其他杂质后，还需要进行一级除盐和精除盐才能满足机组补给水的水质要求。一级除盐过程通过很多化学方法来完成，普遍采用的几种脱盐技术有：离子交换技术、反渗透技术、电渗析技术等。

离子交换技术是指当含有各种离子的原水通过H型阳离子交换树脂时，水中的阳离子被树脂吸附，树脂上的可交换H+ 被交换到水中，与水中的阴离子组成相应的无机酸；之后再通过OH型阴离子交换树脂时，水中的阴离子被树脂吸附，树脂上的可交换OH-被交换到水中，并与水中的H+ 组合成水。平常所说的混床离子交换技术就是把阳、阴离子交换树脂放在同一个交换床中，并在运行前混合均匀。混床可以看作是由许多阳、阴树脂交错排列而组成的多级式复床。在混床中，由于阳、阴树脂是相互混合均匀的，所以阳、阴离子交换反应几乎是同时进行的，或者说水中的阳离子交换和阴离子交换是多次进行的，其离子交换进行的很彻底，所以混床的出水质量较高。反渗透（Reverse Osmosis）技术是当前国内外最先进的净水处理技术之一。通常情况下，单级反渗透设备可去除水中97%的溶解性固体、无机盐，99%以上的有机物、胶体，几乎100%以上的细菌、病毒。并具有能耗小、运行成本低、设备自动化程度高、操作简单可靠等特点，得到了越来越多的应用。反渗透是利用半透膜的选择通过性，从溶质浓度高的溶液中施加大于渗透压的压力，将其中的溶剂也就是水渗透出来，以获得高质量的水。反渗透具有出水水质高和稳定，无使用酸碱带来的许多麻烦和环境污染问题，占地面积小，操作简单，可实现无人值守等优点，但是部分关键设备和部件仍依赖进口。

目前，常用的精除盐系统有混合离子交换器、二级反渗透、电渗析和连续电再生除盐技术（EDI）。前几种技术已经介绍，其中电渗析是指在电场作用下利用半透膜的选择透过性，使溶液中的带电粒子通过膜而迁移，以达到分离不同溶质粒子的方法。电渗析与反渗透相比价格上便宜，但是脱盐率要低一些。

EDI是一种将离子交换技术、离子交换膜技术和离子电迁移技术相结合的纯水制造技术，也称之为填充床电渗析脱盐法。它巧妙的将电渗析和离子交换技术结合，利用两端电极高压使水中带电离子移动，并配合离子交换树脂及选择性树脂膜以加速离子移动去除，从而达到水纯化的目的。在EDI除盐过程中，离子在电场作用下通过离子交换膜被清除，同时水分子在电场作用下产生氢离子和氢氧根离子，这些离子对离子交换树脂进行连续再生，以使离子交换树脂保持最佳状态。2.2锅炉给水处理

目前用氨和联氨的挥发性处理在炉水处理运用上较为广泛，但它存在一定的局限性，用于给水除氧也存在缺点与不足：在除氧效率上不如亚硫酸钠，水温低时除氧速度慢，只能在较高的温度下才能有效地与氧反应达到除氧的目的；分解温度很高，联氨是一种毒性较强的物质，并被怀疑有致癌作用，操作时容易溅到人的眼睛、皮肤和衣服上，极易被人体吸入，影响操作人员的健康；并且联氨挥发性强、易燃、易爆，给运输、贮存和使用带来了麻烦。基于此，许多发达国家已经相继摒弃了联氨的使用，开发和应用新型的有机除氧剂。2.3锅炉炉内水处理

对汽包锅炉进行炉水的加药处理和排污，即为炉内水处理对汽包锅炉进行加药处理和排污是为了防止在汽包锅炉中产生钙垢，在锅炉水中投加某些药品，使随给水进入锅炉内的钙离子在内部不形成水垢，而形成水渣随锅炉排污排除。随着发电机组不断向大容量、高参数发展，对水汽品质提出了更高的要求，但是发现汽轮机叶片上沉积大量的磷酸盐垢和铁垢，造成这种现象的主要原因是给水、炉水PH值控制偏差较大。平衡磷酸盐处理既保持了磷酸盐处理的缓冲性，又可以彻底避免发生磷酸盐暂时消失现象，其技术的关键是通过试验找出不发生磷酸盐暂时消失现象的炉水磷酸盐允许最大浓度（即平衡点），使炉水磷酸盐含量降低至平衡浓度以下，同时为了避免PH偏低，向炉水中加入少量NaOH，此外Na/PO4≥315，以避免磷酸盐和氧化铁反应生成复杂的难溶水垢。2.4凝结水处理

随着发展目前绝大多数高参机组设有凝结水精处理装置，其中再生系统是高塔分离装置、锥底分离装置。但是真的能够实现长周期氨化运行目的的精处理装置屈指可数，实现氨化运行从环保、经济角度出发将成为今后精处理系统的发展方向。现在的运用考虑需注意设备投资、设备布置、工艺优化方面，应注重设施的利用率，减少树脂再生用风机、混床再循环泵等。3 结语

锅炉补给水处理系统主要由原水预处理、化学除盐系统等组成，根据不同水处理技术可分为离子交换技术、膜技术和电去离子净化技术，比较常见的处理工艺分为三种：一是预处理+阴阳离子交换树脂+混床；二是预处理+RO+混床；三是预处理+RO+EDI。接着是汽水监督工作，它具有同样重要的地位，是改善锅炉运行状况、防止汽水循环不良的安全保障。

本文重点对其中涉及到的部分技术做了简要梳理，系统的总结了这近一年时间内对电厂化学水处理知识的学习，为以后的进一步深入学习和工作奠定良好基础。

参考文献：

篇6：电厂化学水处理工艺流程

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 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（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6.02×1023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著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。

总之，给水硬度高，表示钙、镁离子含量大，易造成锅炉各受热面、汽包以及管道内壁结垢及腐蚀，轻则影响热量的传导，重则引起锅炉爆管；水中杂质经蒸汽携带到过热器和汽轮机，则会引起蒸汽通流部位积盐，造成进一步危害。

● PH值是判断水质酸碱性的指标，PH值＝-log（溶液中氢离子浓度，mol/L）。纯水中H＋和OH－的含量都是1×10－7mol/L，因此PH值＝7。水中若溶入酸，例如盐酸HCl，H＋浓度就会增加，H＋浓度越大，PH值越小，PH值＜7为酸性水质；水中若溶入碱，例如氢氧化钠NaOH，H＋浓度就会减小，金属钠离子浓度就会增加，H＋浓度越小，金属离子浓度越大，PH值就越大，PH值＞7为碱性水质。

经过化学方法（离子交换）处理的水，显示弱碱性（PH值＝8.8～9.2）。弱酸性水对金属有腐蚀性；采用弱碱性水，具有钝化钢、铜表面的优点，使之不易被腐蚀，防止在锅炉及换热器表面结铁垢和铜垢。二．水处理的的流程

本电站的水处理流程分为两大组成部分，第一部分是物理软化水流程，第二部分是化学除盐水流程。

物理软化水流程：来自厂区供水管网的原水（又称生水），经过石英砂过滤器、活性碳过滤器，除去了原水中的固体颗粒和悬浮杂质，称为澄清水；澄清水再经过反渗透装置清除了其中大部分钙、镁离子，成为软化水。s 化学除盐水流程：软化水经过除碳器，除去水中的二氧化碳（严格地说是HCO3—），再经过混床，除去水中残存的钙、镁、钠、硅酸根等有害离子，成为除盐水，也就是锅炉补给水，存储在除盐水箱，再用除盐水泵打入除氧器，最终经给水泵打入锅炉汽包。图5.1是余热电站10t/h水处理系统的流程示意图。