火力发电厂循环冷却水化学处理技术

2024-12-09

火力发电厂循环冷却水化学处理技术（共4篇）

1.火力发电厂循环冷却水化学处理技术篇一

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

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

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)

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>60(V——冷却水qV池容积，m3；qV——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

注：①表中所列均为顺流再生设备，当采用对流再生设备时，出水质量比表

中所列的数据要高。

②离子交换树脂可根据进水有机物含量情况选用凝胶或大孔型树脂。

③表中符号：H——强酸阳离子交换器；Hw——弱酸阳离子交换器；

OH——强碱阴离子交换器；OHw——弱碱阴离子交换器；D——除

二氧化碳器； H/OH——阳、阴混合离子交换器。

续表C8

注：①表中所列均为顺流再生设备，当采用对流再生设备时，出水质量比表

中所列数据为高。

②表中符号：H——氢离子交换器；Na1、Na2——一级或两级钠离子

交换器；D——除二氧化碳器。

(五)对流、顺流再生阳、阴离子

交换树脂工作交换容量图

1.阳离子交换树脂HCl对流再生工作交换容量，见图C1。

2.阳离子交换树脂 H2SO4对流再生工作交换容量，见图C2。

3.阳离子交换树脂 HCl顺流再生工作交换容量，见图C3。

4.阳离子交换树脂 H2SO4顺流再生工作交换容量，见图C4。

5.阴离子交换树脂 NaOH 对流再生工作交换容量，见图C5。

6.阴离子交换树脂 NaOH 顺流再生工作交换容量，见图C6。

图C1 对流式盐酸再生工作交换容量图

注：进水中钙(镁)离子浓度相等时，工作交换容量可提高1%～3%；层高为 1.6m 时，工作交换容量约降低1%～2%。

p硬为进水硬度与含盐量之当量比(后同)。

再生剂比耗=再生剂用量/工作交换容量(后同)。

图C2 对流式硫酸二步再生工作交换容量图

注：进水中钙(镁)离子浓度相等时，工作交换容量可提高1%～3%。

图C3 顺流式盐酸再生工作交换容量图

注：图中虚线表示水中强酸阴离子浓度(c强)的极限；如果所查得的工作交换容量点落在与进水c强相对应的虚线上方，则表示在该条件下周期平均出水Na+浓度将大于500～800μg/L，相应的一级除盐水电导率将大于5～10μS/cm。如该出水水质不合要求，应提高再生剂用量或改用对流式。

进水中钙(镁)离子浓度相等时，工作交换容量可提高1%～3%；水温增(减)10 ℃，或碱度/含盐量值增(减)0.2，工作交换容量可提高(减少)约3%。含盐量为1 mg·eg/L时，工作交换容量可提高约3%。

图C4 顺流式硫酸一步再生工作交换容量图

注：同图C3的全部注文。如果采用分步再生，工作交换容量可以明显提高。

图C5 对流式氢氧化钠再生工作交换容量图

注：20℃再生时，工作交换容量降低约10%；用40%工业碱时，工作交换容量可提高约3%～8%。进水SO2-4/强酸阴离子为0.8时，工作交换容量可提高1%～ 2%。本图适用于进水 HSiO-3/总酸度<0.4的情况。

图C6 顺流式氢氧化钠再生工作交换容量图

注：20℃再生时，工作交换容量降低约10%，出水SiO2浓度提高；用40% 工业碱时，工作交换容量可提高约3%～8%。本图适用于进水H2SiO3/总酸度<0.4的情况。

(六)顺流离子交换器设计参考数据

表C9 顺流离子交换器设计数据

注：(1)运行滤速上限为短时最大值。对于强酸阳、强碱阴离子交换器来说，当进水水质较好或采用自动控制时，运行滤速可按30m/h左右计算(以后同)。

(2)硫酸分步再生时的含量、酸量的分配和再生流速，可视原水中钙离子含量占总阳离子含量的比例不同经计算或试验确定，当采用两步再生时：第一步含量0.8%～1%，再生剂用量不要超过总量的40%，流速7～10m/h；第二步含量2%～3%，再生剂用量为总量的60%左右，流速5～7m/h，采用三步再生时：第一步0.8%～１%，流速8～10m/h；第二步含量2%～4%，流速5～7m/h；第三步含量＜4%～ 6%，流速4～6m/h。每一步用酸量为总用酸量的1/3。

(3)离子交换树脂的工作交换容量应根据厂家提供的工艺性能曲线确定，当没有时可参考本表数据。

(4)置换流速与再生流速相同。

(七)对流离子交换器(逆流再生)设计参考数据

表C10 对流离子交换器设计数据

注：(1)大反洗的间隔时间与进水浊度、周期出水量等因素有关，一般约10 ～20d进行一次，大反洗后可视具体情况增加再生剂量50%～100%。

(2)顶压空气量以上部空间面积计算，一般约0.2～0.3m3/(m3·min)，压缩空气应有稳压装置，“无顶压”方式数据暂不列入。

(3)为防止再生乱层，应避免再生液将空气带入离子交换器。

(4)硫酸分步再生时的浓度、酸量分配和再生流速可视原水中钙离子含量占总阳离子的比例不同经计算或试验确定。采用分步再生的技术条件参见表C9。

(5)再生、置换(逆洗)应用水质较好的水，如阳离子交换器用除盐水、氢型水或软化水。阴离子交换器用除盐水。

(6)离子交换树脂的工作交换容量应根据厂家提供工艺性能曲线数据确定，当没有数据时可参考本表数据。

(八)对流离子交换器(浮动床)设计参考数据

表C11 对流离子交换器设计数据

注：(1)最低滤速(防止落床、乱层)阳离子交换器＞10m/h，阴离子交换器＞ 7m/h。树脂输送管内流速为1～2m/s。

(2)硫酸分步再生技术条件参见表C9。

(3)本表中离子交换树脂的工作交换容量为参考数据。

(4)反洗周期一般与进水浊度、周期出水量等因素有关，反洗在清洗罐中进行，每次反洗后可视具体情况增加再生剂量50%～100%。

(九)《火力发电厂凝汽器管选材导则》

SD 116—84(节录)凝汽器用管材

目前供凝汽器选用的国产管材，主要有含砷的普通黄铜管、锡黄铜管、铝黄铜管、白铜管和钛管等。

表1

3.1 冶金部1978年颁布了我国凝汽器用黄铜管和白铜管的标准。标准中规定的管材品种及其主要成分如下。

3.1.1 黄铜管(YB716—78标准)

3.1.1.1 品种：国产黄铜管的品种和牌号列于表1中。

3.1.1.2 主要成分：黄铜管的主要成分列于表2中。

表2

3.1.2 白铜管(YB713—78标准)

3.1.2.1 品种：国产白铜管的主要品种和牌号列于表3中。

3.1.2.2 主要成分：白铜管的主要成分列于表4中。

表3

表4

3.2 除符合上述“冶标”的凝汽器管材外，目前正在试用的管材有以下两种：

a.钛管；

b.白铜 B10管。

3.3 与上述国产凝汽器管材品种相当的进口管材也可选用。国产管材牌号和国外品种的对照关系见附录 B(本规定未列)。凝汽器管的选材技术规定

4.1 几种管材的耐腐蚀性及其适用范围

4.1.1 H68A管

H68A 管是在H68管成分中添加微量砷制成的。由于黄铜中的微量砷能有效地抑制黄铜的脱锌，因此，H68A管的耐脱锌腐蚀性能比H68管要强得多，其主要腐蚀形式为均匀腐蚀，使用寿命比H68管要长。目前，不含砷的H68管已不推荐使用。但H68A管在轻度污染的冷却水中，也会出现层状脱锌与溃蚀，一般只用于溶解固形物<300mg/L、氯离子<50mg/L的清洁冷却水中。

4.1.2 HSn70-1A管

HSn70-1 管是多年来国内外在淡水中使用较广泛的管材。为了进一步提高其抗脱锌的能力，在HSn70-1管成分中添加砷，即为“冶标”的 HSn70-1A管。

HSn70-1A 管一般使用在溶解固形物<1000mg/L，氯离子<150mg/L的冷却水中。

HSn70-1A 管在表面有沉积物或表面有碳膜等情况下，容易发生点蚀。

4.1.3 HAl77-2A 管

HAl77-2A 管在清洁的海水中是耐蚀的，一般推荐在溶解固形物>1500mg/L或海水的冷却水中使用。

HAl77-2A 管耐砂蚀的能力差，在悬浮物及含砂量较高的海水或淡水中，会发生严重的入口管端冲刷和由异物引起的冲击腐蚀，腐蚀表面呈金黄色，腐蚀坑呈马蹄形，并有方向性。采用硫酸亚铁成膜处理，能有效地减缓HAl77-2A 管的冲击腐蚀。也可用改进水工设施，降低水中含砂量的方法，减缓铜管的冲击腐蚀。

HAl77-2A 管表面附有有害膜时，往往会在短期内出现腐蚀；在管材安装不当或机组有振动时，HAl77-2A 管容易在淡水中发生应力腐蚀破裂和腐蚀疲劳损坏；在污染的淡水中，HAl77-2A 管也不耐蚀。因此，HAl77-2A 管一般不推荐在淡水中选用，也不宜在浓淡交变的冷却水中使用。

4.1.4 B30管

B30管具有良好的耐砂蚀性能和耐氨蚀性能，适用于悬浮物和含砂量较高的海水中，并适于安装在凝汽器空抽区，可防止凝汽器管汽侧的氨蚀。

B30管在污染的冷却水中会发生点蚀和穿孔，在初期保护膜形成不良及表面有积污的情况下，也容易发生孔蚀。因此，B30管应使用在流速较高及含氧充足的冷却水中，采用海绵球清洗能明显提高B30管的耐蚀性。

4.2 选材的技术规定

4.2.1 应按表5中所规定的水质和流速条件选用各种管材。

表5

①1500mg/L～海水是指这一范围内的稳定浓度。对于浓度交替变化的水质，需要通过专门的试验和研究选定管材。

4.2.2 在采用以上规定时，还应考虑下述因素的影响：

4.2.2.1 水中悬浮物和含砂量的影响。

冷却水中的悬浮物和含砂量对管材有影响，表6列出了各种管材所允许的冷却水悬浮物和含砂量。

上述含量的规定，是指在悬浮物中含砂量百分比较高的水质，对于含砂量较少、含细泥较多的水，允许含量可适当放宽。

H68A 和HSn70-1A管在采用硫酸亚铁处理时，悬浮物的允许含量可提高到 500～1000mg/L。

表6

4.2.2.2 水质污染的影响。

目前国产的凝汽器管，一般只适用于下述清洁程度的水中：

［S2-］<0.02mg/L；

［NH3］<1mg/L；

［O2］>4mg/L；

CODMn<4mg/L。

当水质污染程度超过此限时，应根据实际情况采用加氯处理、海绵球清洗、硫酸亚铁处理或限制排废等措施，以减少其影响。

4.2.2.3 对于200MW及以上容量的机组，空抽区布置在中间部位的凝汽器以及空抽区铜管已有氨蚀的凝汽器，其空抽区推荐采用 B30管。

4.2.2.4 钛管对氯化物、硫化物和氨具有较好的耐蚀性，耐冲击腐蚀的性能也较强，可在受污染的海水、悬浮物含量高的水中及在较高流速下使用。目前钛管的使用经验不足，对其较易发生振动、吸氢、生物积污引起铜管板腐蚀等问题尚待进一步研究总结，且价格较高，选用时，应通过专门的试验和经济比较，并经过上级电业管理部门批准。

4.2.2.5 B10管在清洁的海水中也较耐蚀，但缺乏耐冲击腐蚀的使用经验，选用时也应通过专门的试验确定。

4.2.2.6 为防止水中悬浮物在管内沉积，引起管材的沉积物腐蚀，还应注意低水流速的影响。对于黄铜管，冷却水在管内的最低流速，一般不应低于1m/s，白铜管则一般不应低于1.4m/s。管板的选用

对于溶解固形物<2000mg/L的冷却水，可选用碳钢板，但应有防腐涂层。

对于海水，可选用 HSn62-1板或采用和凝汽器管材材质相同的管板。

对于咸水，根据条件可选用上述任一种材质的管板。

HSn62-1板的化学成分列于表7。

表7

(十)凝结水精处理设备的设计参考数据

体外再生混合离子交换器设计采用数据

运行流速(m/h)

90～120

树脂比例①(阳、阴)

体外再生混合离子交换器阳、阴树脂比例建议参照以下条件选择：

a.氢型混合离子交换器及当污染物主要为腐蚀产物(凝汽器泄漏率低)，且凝结水含氨、pH值高时，阳∶阴宜为2∶1；

b.铵型混合离子交换器及冷却水为淡水时，阳∶阴宜为1∶1；

c.冷却水为海水、高含盐量水时，阳∶阴宜为2∶3。

树脂粒度(mm)

0.45～0.6

混合空气［m3/(m2·min)］2.3～2.4(p=1.08×105～1.47×105Pa)

正洗流速(m/h)

正洗水耗(m3/m3树脂)

再生设备设计采用数据

空气擦洗［m3/(m2 ·min)］3.4～4

擦洗方式② 脉冲进水气：

反洗进气1～2min

擦洗用气源可选用罗茨风机或罗茨风机与压缩空气并用。

正洗进气2～3min

空气压力4.90×104Pa

擦洗次数：

起动 30～40次

运行 20次

反洗分层流速(m/h)

10～15(15min)

反洗树脂流速(m/h)

阳阴树脂各为10～15(15min)

再生液药剂含量(%)

Hcl 4 NaOH 4

再生时间(min)

阳 30 阴 30～60

再生流速(m/h)

阳4～8 阴 2～4

再生比耗(kg/m3树脂)

阳阴树脂各为100

(十一)各种设备、管道防腐方法

表C12 各种设备、管道的防腐方法和技术要求

C12续表

注：当使用的环境温度低于0℃时，衬胶应使用半硬橡胶。

(十二)化学监督仪表选用参考表

表C13 化学监督仪表的规范和测点位置

续表C13

(十三)汽包锅炉汽水系统取样点

表C14 汽包锅炉汽水系统取样点位置

续表C14

(十四)直流炉汽水系统取样点

表C15 直流炉汽水系统取样点位置

续表C15

_____________________

本规定主要编制者：金久远、曲玉珍、潘有道、李仲鲁、袁维颖、沈凌霄、丁兆令、安炳仁、顾承隆。

2.火力发电厂循环冷却水化学处理技术篇二

关键词：循环冷却水,自然通风冷却塔,均匀进风,发电标煤耗

火力发电厂的冷却塔是汽轮机尾部的重要冷却部件, 它的作用是将循环水的温度降低, 提高冷却效率。冷却塔是一种直接接触式传热传质换热设备, 利用上升的空气流把下降的循环水冷却, 理论上, 这种形式的换热设备的换热效率应该是比较高的。但是, 目前调查的结果却是冷却塔的平均运行效率不超过50%。冷却塔的运行效率决定循环水温度, 循环水温度又直接影响汽轮机的真空度, 最终影响电厂的发电标煤耗和经济效益。

目前, 在提高发电厂循环水冷却效果方面, 常用的的技术手段主要是:改造凝汽器, 增加换热面积, 提高凝汽器的换热效果;扩建通风冷却塔, 增加循环水的换热面积, 加强冷却效果;采用自然通风冷却塔进风均匀技术, 重构塔内空气动力场, 提高冷却塔冷却效率。

以某电厂型号C50-8.83/0.49的50MW单抽凝汽式汽轮机为例, 对三种技术方法的实施技术改造的情况进行分析比较。

1 凝汽器增加换热面积改造

传统的凝汽器传热计算方法有HEI法和Верман法, 但这两种方法对凝汽器壳侧传热变化考虑较少, 对不同蒸汽流量、冷凝液膜温度变化未加以考虑。在凝汽器连接尺寸不动、所有外部接口不变的前提下, 在采用ASME传热计算方法利用凝汽器汽侧流场数值分析软件对管束进行校核和优化保留凝汽器壳体、热水井, 更换芯子, 使冷却面积由3000m2增大至3500m2, 加大凝汽器的冷凝面积, 改善凝汽器的热交换环境和条件, 从而达到提高凝汽器的真空度, 降低凝汽器的背压的目的。

此次技术改造进行的工作包括更换全部管板, 按新型高效排列布置冷却管;更换全部中间支撑管板, 中间支撑管板与壳体采用易调整安装位置的支撑杆结构, 并按HEI标准重新调整跨距;取消全部挡汽板, 按新排管方式重新设计;冷却水管全部更换, 采用锡黄铜管HSn70-1A, 冷却管与管板采用胀接连接;更换水室牵条及附件, 并采用新型密封连接;更换水室密封胶条, 共计费用135万元。

2 扩建通风冷却塔, 增加循环水的换热面积

航天科技集团下属的高新技术企业“江苏姜堰市金航机械制造有限公司”生产的新型“水力喷雾推进”通风冷却塔, 新增的水力喷雾推进通风冷却塔由钢结构塔体、喷雾推进雾化装置、淋水板、收水器等组成。该冷却塔充分利用循环水系统中存在的压力作为动力源, 压力水经进水管进入喷雾推进雾化装置的水室, 并均匀分配到各喷管, 以雾状水喷出, 在喷雾推力的作用下, 使水室带动喷管及风叶旋转, 水室快速旋转产生的离心力使水流离心增压, 喷射液体速度加快, 反过来又促进喷雾推进雾化装置的转速增大, 最后将水流的大部分能量转化为风能, 使热水雾流与冷风得到充分热交换, 达到循环水降温的目的。新型的“水力喷雾推进”通风冷却塔, 可增加冷却能力3000m3/h/台, 该技改总计费用146万元。

由上表可看出, 煤耗下降5.6g/kWh, 每年夏季 (发电90天) 可节约标煤:5.6×50000×24×90/1000000=604.8吨。

按标煤800元/吨计算, 年回收利润:800×604.8=48.384万元

3 自然通风冷却塔进风均匀技术

经过现场试验、模型试验、正交理论分析、阻力模型推导、数值计算及塔内传热传质机理分析等几个方面入手, 研究了自然通风冷却塔内部空气动力场的不均匀性对于传热介质的影响规律, 利用导风板整流技术消除外界建筑物以及侧风对空气动力场的影响的机理。通过引入新风, 进一步提高冷却塔冷却效率, 提高汽机真空, 降低发电煤耗。

通过实验室模型试验和数值计算研究, 以冷却塔三维空间均匀进风的基础理论为指导, 决定在冷却塔周向共安装33块翼型导风板, 导风板统一顺时针偏转15°, 在冷却塔雨区布置8个导风管, 直径1.2m, 长12m, 水平倾斜5°, 可最大限度的提高冷却塔的冷却效率。

冷却塔性能进行测试和计算, 冷却效率提高了19.68%, 进风均匀系数提高0.3, 冷却数提高0.64, 改造后的循环水折算温差比改造前提高了2.7℃, 有效提高了汽机运行真空, 降低了发电煤耗。

参考《冷却塔的节能潜力分析》 (李秀云, 林万超, 西安交通大学) 就50MW火力发电厂而言, 循环水温度每升高1℃, 导致机组循环热效率降低0.38%, 发电煤耗率增加1.52g kWh。试验和运行数据表明, 通过冷却塔进风均匀技术改造, 可使得冷却塔平均出塔水温降低2.7℃, 降低发电标煤耗4.1g/kwh, 则每年 (年发电350天) 可节约标煤为:4.1×50000×24×350/1000000=1722吨。

按标煤800元/吨计算, 年回收利润:800×1722=137.76万元

4 三种技术方案比较

经比较可以看出冷却塔进风均匀技术具有投资小、占地面积小、节煤增效、投资回收期短的特点。

5 结论

自然通风冷却塔是目前国内外应用最为广泛的一种冷却塔形式, 其热力性能受环境因素影响较大, 尤其是附近建筑物及环境侧风的作用使塔周向进风极不均匀, 减小了塔内通风量, 严重降低了其冷却效率。自然通风冷却塔进风均匀技术, 通过FLUENT计算建模, 实验室模型塔的热态模型实验和风洞实验方法, 形成了中小型机组自然通风冷却塔三维空间均匀进风的示范技术。自然通风冷却塔进风均匀技术, 在50MW机组冷却塔的成功应用, 增大了塔内冷却面积, 提高冷却塔冷却效果, 降低了电厂燃用煤量, 减少CO2和SO2等气体排放量, 具有良好的环保节能效益。对促进国内外中小型电厂自然通风冷却塔的设计及优化改造具有良好的示范和借鉴作用。

参考文献

[1]李秀云, 林万超, 严俊杰, 闻浩祖.冷却塔的节能潜力分析[J].中国电力, 1997 (10) .

3.火力发电厂循环冷却水化学处理技术篇三

化学水处理反渗透除盐系统一、超临界机组对水质的要求

直流锅炉没有进行水汽分离的气包，给水一次性通过锅炉的预热、蒸发、过热等受热面后全部转化成过热蒸汽，并输送到汽轮机中推动汽轮机做功。直流锅炉没有水的循环，不能进行炉内加药处理。给水带进锅炉的盐量一部分被蒸汽溶解带走，进入汽轮机，其余的沉积在锅炉各蒸发受热面上形成水垢。水垢的导热系数很低，结垢导致管闭温度上升，严重时可能出现超温爆管。另外，锅炉水质还是控制水冷壁腐蚀破坏关键因素。因此，为了确保锅炉受热面安全，给水质量必须满足超临界直流锅炉的水质要求。蒸汽从锅炉带出的盐份进入汽轮机后，由于盐类在蒸汽中的溶解度随着蒸汽压力的降低而下降，所以参数越低，如果蒸汽带盐达到一定限度，超出相应压力、温度下蒸汽的溶盐能力，就会析出并沉积在喷嘴和叶片上，使叶片通流截面减小，导致汽轮机效率降低，轴向推力增大，严重时还会影响转子的平衡而造成更大事故。因此锅炉产生的蒸汽不仅要符合设计规定的压力和温度，而且还要达到规定的蒸汽质量。

二、化学工作的重要性 1、内容

在火力发电厂中，水是传递能量的工质。水进入锅炉后，吸收燃料燃烧放出的热能转变为蒸汽，导入汽轮机。在汽轮机中，蒸汽的热能转变为机械能，发电机将机械能转变为电能，送至电网。为了保证机组的正常运行，对锅炉用水的质量有严格的要求，而且机组的蒸汽参数愈高，其要求也愈严格。蒸汽在汽轮机内做功后进入凝汽器，被冷却为凝结水。凝结水由凝结水泵送到低压加热器，加热后送入除氧器，再由给水泵将已除去氧的水经高压加热器加热后送入锅炉。在上述系统中，水汽虽是循环的，但运行中总不免有些损失。为了保持发电厂热力系统的水汽平衡，保证正常水汽循环运行，就要随时向锅炉补充合格的水来弥补其损失，这部分水称为补给水。凝汽式电厂在正常运行情况下，补给水不超过锅炉额定蒸发量的2 %～4 %。热力系统中的水质是影响火力发电厂热力设备(锅炉、汽机等)安全、经济运行的重要因素之一。没有经过净化处理的原水，其中含有许多杂质，这种水是不允许进入热力设备中的水汽循环系统的，必须经过适当的净化处理，达到标准后，才能保证热力设备的稳定运行。如果品质不良的水进入水汽循环系统，就会造成以下几方面的危害：(1)热力设备的结垢

如果进入锅炉或其他热交换器的水质不良，则经过一段时间的运行后，在和水接触的受热面上，会生成一些固体附着物，这些固体附着物称为水垢，这种现象称为结垢。结垢的速度与锅炉的蒸发量成正比。因此，如果品质不良的水进入高参数、大容量机组的水汽循环系统，就有可能在短时间内造成更大的危害。因为水垢的导热性能比金属的差几百倍，这些水垢又易形成在热负荷很高的锅炉炉管中，这样会使结垢部位的金属管壁温度过热，引起金属强度下降，在管内压力作用下，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。结垢不仅危害到锅炉的安全运行，而且会影响发电厂的经济效益。另外，在汽轮机凝汽器内结垢，会导致凝汽器真空度降低，使汽轮机达不到额定出力，热效率下降;加热器结垢会使水的加热温度达不到设计值，以致整个热力系统的经济性降低。而且热力设备结垢后还必须及时进行清洗，因此增加了机组的停运时间，减少了发电量，增加了清洗、检修的费用，以及增加了环保工作量等。(2)热力设备的腐蚀

热力设备的运行常以水作为介质。如果水质不良，则会引起金属的腐蚀。由于金属材料与环境介质反应而引起金属材料的破坏叫做金属的腐蚀。火力发电厂的给水管道，各种加热器，锅炉的省煤器、水冷壁、过热器和汽轮机凝汽器都会因水中含有溶解性气体和腐蚀介质而引起腐蚀。腐蚀不仅会缩短金属的使用寿命，而且由于金属腐蚀产物转入给水中，使给水杂质增多，从而又缩短了在热负荷高的受热面上的结垢过程，结成的垢又会促进锅炉管壁的垢下腐蚀。这种恶性循环，会迅速导致爆管事故的发生。(3)过热器和汽轮机的积盐如果锅炉使用的水质不良，就不能产生高纯度的蒸汽，随蒸汽带出的杂质就会沉积在蒸汽流通部分，例如过热器和汽轮机里，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;汽轮机内积盐会大大降低汽轮机的出力和效率。特别是对于高温、高压的大容量汽轮机，它的高压蒸汽通流部分的截面积很小，所以少量的积盐就会大大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。水中杂质对水处理设备和热力设备影响见下表1-1.表1-1 水中杂质对设备的有害影响序号杂质名称对设备影响悬浮物污染树脂，降低其交换性能，尤其对逆流再生设备影响较大。2 有机物1、使阴离子交换树脂污染老化，降低交换容量及使用寿命;2、进入锅炉后能造成汽水共腾，恶化蒸汽品质。3 游离氯是氧化剂，能形成树脂的不可逆膨胀而使树脂损坏。溶解氧可造成水处理系统和给水系统的腐蚀，但在高纯给水中进行中性水加氧处理，可形成一层保护膜，减缓对给水系统的腐蚀。硅酸化合物易在热力系统结垢，在汽轮机叶片上结垢析出，影响机组出力。6 碳酸盐化合物在加热后能分解出二氧化碳，在给水系统造成二氧化碳腐蚀。7 钙镁盐类能在强受热面上结出坚硬的水垢。8 钾钠盐类能在过热器、汽轮机叶片上结盐。铜铁垢进入离子交换树脂内不易再被交换出来;在锅炉水冷壁管上结垢又能造成溃疡性垢下腐蚀，严重影响锅炉安全运行。

10氨和铵盐适量的氨对抑制系统中的二氧化碳腐蚀有好处，但量大后能促使对铜的腐蚀。

11硝酸、亚硝酸盐能形成水冷壁及过热器的腐蚀。因此，火力发电厂化学水处理工作主要担负着以下任务：(1)净化原水：制备热力系统所需要的补给水工艺，包括除去原水中的悬浮物和胶体颗粒的澄清、过滤等预处理，除去水中全部溶解性盐类的除盐处理。制备补给水的处理通常称为炉外水处理。

(2)给水处理：对于给水，进行除去水中溶解氧或加氧、提高PH值等加药处理，以保证给水的质量。(3)凝结水处理：对直流炉机组及高参数机组，要进行汽轮机凝结水的除铁、除盐等净化处理。(4)冷却水处理：对于直流冷却的循环水，要采用加药的方式进行防止微生物滋生等的处理，也叫循环水处理。

(5)水汽监督：对热力系统各部分、各阶段的水汽质量进行监督，并在水汽质量劣化时进行的处理，也是水处理工作的内容之一。

(6)机组停运保养：随着机组容量的增加和参与调峰，机组停运保养工作愈显重要，而且它与水处理工作也密切相关。它包括机组停运前对热力系统进行加药处理等工作。

(7)化学清洗：当锅炉水冷壁结垢量超过部颁标准时，必须对锅炉本体进行化学清洗。在化学清洗过程中，要求在不同阶段提供不同质量的水，因此水处理工作是保证化学清洗效果的重要因素之一。除此之外，火力发电厂水处理工作还包括发电机冷却水处理、发电机转子氢冷系统供氢和来自各种渠道的废水处理等。2、化学的主要分工及作用

净化站：主要对原水中的悬浮物和胶体颗粒等进行澄清、过滤，以除去原水中的悬浮物和部分胶体的预处理系统。

补给水处理：主要完成水中溶解性盐类的除盐处理系统。

给水、凝结水加药系统：主要进行给水、凝结水加氧、提高PH值、机组启动或异常时的除氧及停炉保养等的各种加药处理，以保证给水的质量。

凝结水精处理：进行汽轮机凝结水的除铁、除盐等净化处理系统。机组水汽及凝结水检漏系统监督：对热力系统各部分、各阶段的水汽质量进行监督，确保水汽质量满足机组正常运行的要求。

废水处理站：将全厂各种排至废水站的废水分别处理合格后排放，符合环保要求。加氯站：分别向循环冷却水及净化站来原水中投加氯，防止水中微生物滋生。

供氢站：向发电机氢冷系统提供纯度、湿度合格和一定压力的氢气，以满足发电机正常运行的需要。另外，化学实验班组主要负责日常的汽、水、煤、油、气等监督和查定及化学清洗工艺配合等工作。反渗透预脱盐系统 1、原理

水从稀溶液一侧通过半透膜自然向浓溶液一侧流动的过程叫水渗透。人们制造了一种膜，它只允许水分子通过，溶液中的盐类则不能通过，这种膜叫半透膜。反渗透是利用半透膜透水不透盐的特性，去除水中的盐份。在反渗透膜的原水侧加压，使原水中的一部分纯水沿与膜垂直方向透过膜，水中的盐类和胶体物质在膜表面浓缩，剩余部分原水沿与膜平行的方向将浓缩的物质带走。透过膜的水中仅残余少量盐份，收集利用透过水，即达到了脱盐的目的。反渗透可除去水中98% 的无机盐，对有机物的去除为相对分子质量大于200的有机物以及胶体，相对分子质量小于200 的有机物会透过反渗透膜，它是当代公认的最先进的脱盐技术。

反渗透脱盐必须满足两个基本条件：①半透膜具有透水而不透盐的选择透过特性。②盐水与淡水两室间的外加压差大于渗透压差。符合条件①的半透膜称之为反渗透膜。2、渗透膜(1)反渗透膜材料

膜得分离性能与膜材料的分子结构密切相关。人们根据脱盐的要求，从大量的高分子材料中筛选出醋酸纤维素(CA)和芳香聚酰胺(PA)两大类膜材料。此外，复合膜的表皮层还用到其他一些特殊材。醋酸纤维素又称乙酰纤维素或纤维素醋酸酯。常以含纤维素的棉花、木材等为原料，经过酯化和水解反应制成醋酸纤维素，再加工成反渗透膜。聚酰胺膜材料包括脂肪族聚酰胺和芳香族聚酰胺两类。目前使用最多的是芳香族聚酰胺膜，膜材料为芳香族聚酰胺、芳香族聚酰胺-酰肼以及一些含氮芳香聚合物。

复合膜的特征是由两种以上的材料制成，他是由很薄的致密层与多孔支撑复合而成的。多孔支撑层又称基膜，起增强机械强度作用;致密层也称表皮层，起脱盐作用，故又称脱盐层。由单一材料制成的非对称膜，有下列不足之处：①致密层与支撑层之间存在着易被压密的过滤层;②表皮层厚度的最薄极限约为1000×10-10m，很难通过减少通过膜厚度降低推动压力;③脱盐率与透水速度相互制约，因为同种材料很难兼具脱盐与支撑两者均优。复合膜较好的解决了上述问题，它可以分别对致密层的功能要求选择一种脱盐性能最优的材料，针对支撑层的功能要求选择一种机械强度高的材料。复合脱盐膜可以做的很薄，有利于降低推动力;他消除了过渡区，抗压密能力强。此外，复合膜还有以下特点：膜高脱盐率和高透过性兼备;良好的化学稳定性和耐热性;可干膜存放;推动压力低;抗污染能力强。(2)反渗透膜的结构

膜的结构包括宏观结构和微观结构。前者是指膜几何形状，主要有板式、管式、卷式和中空纤维式四种;后者是指膜的断面结构和结晶状态等。从形貌看，膜大致可分为二类：均相膜和非均相膜。非均相膜又称非对称结构膜。其形貌特征是在垂直与膜表面的截面上孔隙分布不均匀，由表向里孔隙渐增，表层孔隙最小，低层孔隙最大。目前应用最为广泛的是非对称膜。膜的非对称结构，决定了膜的方向性。例如反渗透膜，当致密层面向高压侧时，可获得预期的脱盐率;反之，当多孔层面向高压侧时，膜的脱盐率明显变差。所以，使用膜时应注意方向。膜的致密层表面比多孔层表面比多孔层平滑有光泽。(3)反渗透膜的分类

基于不同考虑，膜的分类有许多方法。

①按膜材料分。主要有芳香聚酰胺膜和醋酸纤维素膜。此外，还有聚酰亚胺膜、磺化聚砜膜、磺化聚砜醚膜等。

②按制膜工艺分。可分为溶液相转化膜、熔融热相转变膜、复合膜和动力膜。目前，普遍应用的是复合膜。③按膜结构特点分。可分为均相膜、非对称膜和复合膜。目前常用非对称膜和复合膜。有人将均相膜、非对称膜和复合膜依次称之为第一代膜、第二代膜和第三代膜。④按传质机理分。有活性膜和被动膜之分。活性膜是在溶液透过膜的过程中，透过组分的化学性质可改变;被动膜是指溶液透过膜的前后化学性质没有发生变化。目前所有反渗透膜都属于被动膜。⑤按膜出厂时的检测压力分为超低压膜、低压膜、和中压膜。⑥按膜的用途分为苦咸水淡化膜、海水淡化膜、抗污染膜等多个品种。

⑦按膜的形状分。主要有板式膜、管式膜、卷式膜和中空纤维膜。本厂反渗透膜采用螺旋卷式结构，材质为聚酰胺复合材料(电中性)，最低脱盐率99.5%，单膜水回收率15%，进水自由氯最高浓度<0.1ppm.(4)反渗透膜的性能要求

为适应水处理应用的需要，反渗透膜必须具有应用上的可靠性和形成规模的经济性，其一般要求是： ①渗透性要大，脱盐率要高。

②有一定的强度和坚实程度，不致因水的压力和拉力影响而变形、破裂。膜的被压实性尽可能最小，水通量衰减小，保证稳定的产水量。③结构要均匀，能制成所需要的结构。④适应较大的压力、温度和水质变化。

⑤有好的耐温、耐酸碱、耐氧化、耐水解和耐生物污染性能。⑥用寿命要长。⑦成本要低。3、反渗透装置

反渗透应用于水处理工程，除膜本身外，还需要2 个配套部件：淡水室和浓水室(兼原水室)。所以，反渗透膜必须与其他器件一起才能组合成具有引进高压盐水和收集淡水功能的设备。这种具有进出水功能的脱盐单元称为膜元件。膜元件通常按水处理工艺需要，将多个膜元件组合起来形成一个较大的脱盐单元，这种单元称膜组件。多个膜组件又可进一步组合成更大的脱盐单元，形成反渗透装置。

广义的讲，反渗透装置应包括所有膜组件、连接管道、阀门、仪表、以及高压泵等相关设备，甚至可以延伸到整个反渗透系统;狭义的讲，反渗透装置仅指膜组件本身。因本厂反渗透膜采用螺旋卷式结构，故在此主要介绍此种装置。

(1)螺旋卷式膜元件(膜组件)的组成

膜元件(膜组件)的基本组成包括：膜、膜的支撑物或连接物、水流通道、密封、外皮、进水口和出水口等。①膜

膜是构成膜元件乃至反渗透系统的核心部分。②支撑物或连接物

反渗透膜在组装成膜元件过程上，为了固定膜使其具有一定形状和强度，需要支撑物。螺旋卷式膜一般将隔网夹在两膜之间，隔网既是支撑物又是水流通道。③水流通道

从盐水进入到浓水和淡水流出器件的全部水流空间称为水流通道。大多数水流通道是通过膜与膜之间的支撑体、导流板或隔网来实现的。隔网普遍用于卷式反渗透膜元件，水流在隔网的间隙中流动，隔网厚度一般为0.76mm和1.1mm.良好的水流通道应该是水流分布均匀、没有死角、流速合适、浓差极化轻、容易清洗和占用空间小。④密封

反渗透需要在一定压力下才能进行，为了防止浓淡水互窜，必须采取密封装置，让这两股水各行其道。密封位置主要在膜与膜之间、膜与支撑物之间、膜与原件之间、以及与外界接口处等。螺旋卷式膜元件主要是将重叠的两张膜的三边密封形成膜袋，以及串联膜元件中心管之间的密封。密封损坏导致脱盐率下降是反渗透装置运行中的常见故障之一。⑤外皮

卷式膜元件的最外层壳体称为外皮，膜袋被卷成像布匹样的圆柱体后再包上外皮。外皮材料一般为玻璃钢(FPR)。⑥进水口与出水口

卷式反渗透膜元件的中心管的一端为淡水出口，膜元件两头的多空端或涡轮板的一头为进水口，另一头为浓水出口。该多孔板具有均匀布水、防止膜卷突出的作用。(2)螺旋卷式膜元件(膜组件)的特点

①水流通道由隔网空隙构成，水在流动过程中被隔网反复切割汇集呈波浪状起伏前进，提高了水流紊动强度，减少了浓差极化。

②水沿膜表面呈薄层流动，这种薄层流动的设计提高了膜的装填密度，也有利于降低膜表面的滞流层厚度，同样有利于减少浓差极化。

③膜的装填密度比较高，一般为650-1600m2/m3，仅次于中空纤维膜组件。④抗污染能力比中空纤维式强。⑤水流阻力介于管式与中空纤维式之间。

(3)螺旋卷式膜元件(膜组件)的结构膜元件核心部分由膜、进水隔网和透过水隔网围中心管卷绕而成。膜的脱盐层面对进水隔网，支撑层面对透过水隔网。透过水隔网构成透过水通道，并起支撑膜的作用。进水隔网构成进水和浓水通道，并起扰动水流防止浓差极化作用。多孔中心管与透过水通道相通，收集透过水。在压力推动下，原液在进水隔网中流动，水量不断减少，浓度不断增加，最后变成浓水从下游排走。透过水在透过水隔网内流动，流量不断增加，最后进入中心集水管。(4)使用条件

4.火力发电厂循环冷却水化学处理技术篇四

在冷却水的循环利用系统中, 又分为敞开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统。敞开式循环冷却水系统即换热后的冷却水通过冷却塔或冷却水池等直接与大气接触实现降温。密闭式循环冷却水系统是冷却水被封闭于冷却设备和冷却水管路之中, 通过冷却设备间接与冷却介质接触实现降温[2]。敞开式循环冷却水较密闭式循环冷却水而言有较大的冷却水量处理能力, 目前大多数火力发电厂的冷却系统采用敞开式循环冷却水系统。但是, 随着不同地域对于火力发电厂建设需求的出现, 为了打破水资源或者是淡水资源严重缺乏地区建设火力发电厂的局限性, 密闭式循环冷却水系统在火力发电厂中的应用不可小觑。

目前密闭式循环冷却水系统在火电厂主要有两种应用场合:一是严重缺水地区采用空冷系统冷却汽轮机的凝气, 或者是淡水资源严重缺乏地区采用海水直流冷却汽轮机的凝气, 其余辅机、设备轴承等冷却水采用密闭式循环冷却系统。二是为了防止敞开式循环冷却水系统中冷却水水质变差而影响一部分被冷却设备的使用寿命, 单独将这些设备组成一个冷却水水质更为有保障的的密闭式循环冷却系统。

下面, 以印尼某2x60MW全凝热电厂的设计为例, 系统介绍火力发电厂中密闭式循环冷却水系统在淡水资源严重缺乏地区的应用。

该电厂所在区域淡水严重缺乏, 海水经过预处理后, 采用两级反渗透+混床除盐系统。厂区所需生活用水来自两级反渗透出水。电厂凝汽器设计冷却水量为25480m3/h, 采用海水直流冷却系统。空冷器、冷油器冷却水量为1000m3/h, 其余各种辅助机械设备工业用水量为70m3/h, 采用密闭式循环冷却水系统。密闭式循环冷却水补水取自电厂除盐水, 补水量以冷却水量的0.5%计算, 约为6m/h。

密闭式循环冷却水系统由高位回收水箱, 密闭式循环冷却水泵、水-水换热器和系统供回水管路组成。系统采用母管制, 由密闭式循环冷却水泵经由循环冷却水供回水母管将密闭式循环冷却水送至各冷却水用水点系统。经过各被冷却设备升温后的冷却水再经由密闭式循环冷却水回水母管进入水-水换热器被冷却后进入高位回收水箱。循环供回水管道流速取2m/s, 设计管径为DN450。水-水换热器的冷却采用海水直流冷却。

该系统的设计要点如下:

1密闭式循环冷却水泵的选型及备用

系统处理水量为1070m3/h, 共有两套发电机组, 故密闭式循环冷却水泵不应少于两台, 综合经济性并考虑一定裕量, 选用单台流量为600m3/h的水泵共三台, 两用一备。水泵扬程根据最不利供水点所需要的扬程确定。

2冷却设备的选型及备用

冷却设备应选用密密闭式, 选用两台容量100%的管程水-水换热器, 循环冷却水走壳程, 直流海水走管程, 管程应采用耐海水腐蚀的材质, 如双相不锈钢、钛钢合金等。

3高位回收水箱的选型及备用

系统设置高位回收水箱, 用于容纳系统补水、接受系统回水、为循环水泵吸水创造条件。水箱的容积按照系统处理水量的10%确定, 水箱的清洗检修可在电厂机组检修期间进行, 不设备用。箱体设化学药剂加入口。采用充入氮气的方法来保持水箱内外压力的平衡, 并且达到隔绝空气的效果。

4管道材质与防腐

系统管道材质可采用低碳钢材质, 事先预膜处理, 并在运行时通过投加阻垢剂、缓蚀剂等防止管道腐蚀结垢。

5设备布置

由于密闭式循环冷却水系统的供水和用水点均来自于主厂房, 系统设备布置于主厂房内或者主厂房附近, 可大大缩短管道布置长度, 节约管道用量, 减少管道阻力损失。

6系统控制