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combinedwatertreatment目录第1章燃煤电厂用水介绍11.1我国水资源概况11.2电厂用水概述11.2.1电厂水处理的重要性21.2.2电厂锅炉水、汽质量标准31.3电厂锅炉的水循环71.3.1火力发电厂水汽损失71.3.2锅炉用水名称71.3.3天然水中的杂质8第2章锅炉用水水质处理方法及系统102.1水的预处理102.1.1预处理的具体方法102.2反渗透除盐112.2.1反渗透除盐的基本原理112.2.2反渗透膜的种类和性能122.2.3反渗透装置122.3锅炉补给水深度除盐132.3.1离子交换树脂132.3.2复床除盐162.3.3混合床除盐182.3.4补给水除盐系统202.4凝结水精处理21第3章电厂热力设备的腐蚀233.1热力设备的氧腐蚀和酸腐蚀233.1.1氧腐蚀及其特征233.1.2热力设备的酸腐蚀233.2超临界机组的水化学工况233.2.1全挥发处理（AVT）水化学工况223.2.2联合水处理（CWT）水化学工况23结论27致谢28参考文献29外文原文30中文译文34第1章燃煤电厂用水介绍1.1我国水资源概况水是世界上分布最广的物质，几乎占据着地球表面的四分之三，构成了海洋、江河、湖泊以及雪和冰川，此外地层中还存在着大量的地下水，大气中也有相当数量的水蒸气。

水在自然界中是不断循环的，地面水主要来自雨水，地下水主要来自地面水的渗流，而雨水又来自地面水的蒸发。

水是一种溶解能力很强的溶剂，在自然循环的过程中，能溶解大气中、地表面和地下岩层中的许多物质，而且在天然水的流动过程中还会夹带一些固体物质，使天然水体中不同程度地还有各种杂质。

水是工业部门生产过程中不可缺少的物质，由于工业部门不同，对水的质量要求也不同。

在火力发电厂中，锅炉、汽轮机及其他附属设备组成热力系统，水进入锅炉吸收燃料放出的热能变成蒸汽，在汽轮机内蒸汽的热能转变成机械能，汽轮机带动发电机，将机械能变成电能。

因此水是能量转换的重要工质。

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。

我国水资源总量约2.8万亿m3，从地区分布而言，我国地表水资源是东南多，西北少，由东南沿海向西北内陆递减。

从时程分布而言，我国地表水资源的时程分布也是极不均匀。

1.2电厂用水概述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、水库水及海水。

江河水的含盐量及硬度较低，其含盐量一般在50500mg/L，硬度一般在1.08.0mmol/L，是电厂用水最合适的水源。

但其最大的缺点是易受工业废水、生活污水及其他各种人为的污染。

湖泊及水库水主要有江河水和大气水补给，水质与江河水类似。

但由于水的流动性小，储存时间长，经过长期自然沉淀，因此浊度较低。

又由于水的不断蒸发，故含盐量往往比江河水高。

按其含盐量分，有淡水湖、微咸水湖，前两种可作为电厂用水的水源。

大气水的含盐量一般不大于4050mg/L，硬度一般不大于0.070.1mmol/L。

这种水的纯度虽然较高，但是由于很难收集，加之它的量决定于气候条件，所以不能用作电厂用水的水源。

海水由于长年的蒸发浓缩作用，所以其显著的特点是含盐量高，约35g/L左右，其中以氯化钠的含量为最高，约占5060mmol/L，有时高达100200mmol/L。

各地海水水质组成基本上是相似的，各主要粒子之间的比例基本上是稳定的，只有HCO、CO含量的变化较大。

常见离子含量的次序依次是（Na+K+）Mg2+Ca2+，Cl-SO42-（HCO3-+CO32-）。

（HCO3-+CO32-）在海水中含量最小的原因是因为在河水流入海洋中时参与碳酸盐平衡的各离子的比例关系发生变化，一部分HCO转变成CO，并于水中的Ca2+反应生成CaCO3，CaCO3被水中有机生物吸收组成骨骼而沉积下来。

海水的化学组分通常用盐度和氯度表示。

盐度是表示海水含量的指标，一般为35%左右；

氯度是表示海水中氯化物含量的指标，一般为20左右。

海水必须经过淡化处理才能应用，未经过淡化处理的海水主要用来冷却交换器设备。

位于海滨的火力发电厂，主要用海水作为凝汽器的冷却水。

地下水指存在地球表面以下的土壤和岩层中的水。

受外界影响小，水质比较稳定。

地下水是由雨水和地表水经过地层的渗流而形成的。

水流在地层渗透过程中，通过土壤和沙硕的过滤作用，悬浮物已基本或大部分除去，因而水中含盐量通常高于地表水。

至于含盐量的多少及盐类的成分，取决于地下水流经地层的矿物质成分、地下水深埋和与岩石接触时间等。

我国水文地质条件比较复杂，各地区地下水含量相差很大。

一般情况下，多雨地区如东南沿海地区及西南地区，由于地下水受大量雨水补给，故含盐量相对低些；

干旱地区如西北、内蒙古等地，地下水含盐量较高。

如果土壤中含有较多有机物时，氧气将消耗于生物氧化，产生CO、HS等气体，此气体溶于水中，使水具有还原性。

还原性的水与高价铁锰矿石反应，是它们以低价离子状态进入水中，因此地下水游离CO含量高，并普遍含有Fe和Mn。

溶解氧在地层中消耗后得不到补充，所以地下水中溶解含氧量很少。

1.2.1电厂水处理的重要性在火力发电厂中，锅炉、汽轮机及其他附属设备组成热力系统，水进入锅炉吸收燃料放出的热能变成蒸汽，在汽轮机内蒸汽的热能转变成机械能，汽轮机带动发电机，将机械能变成电能。

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。

热力发电厂水处理工作就是保证热力系统各部分水汽有良好品质，防止热力设备腐蚀和积盐，所以在热力发电厂中，水处理工作对保证发电厂的安全、经济运行具有十分重要的意义。

1.2.2电厂锅炉水、汽质量标准水分子是一种极性很强的分子，对许多物质具有很强的分散能力，并与其形成分散体系。

由于水的介电常数很大，溶解能力很强，许多物质在水中有很大的溶解度，所以天然水中总是含有各种各样的杂质。

GB/T12145-1999“火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量”自1999年10月修订颁布后，随着水处理技术、热力设备防腐防垢技术和水汽品质监控技术的不断提高，特别是随着机组参数的逐渐提高，电厂对水处理方式和水汽质量监控提出了新的要求，原有标准已不适应新的机组设备和技术的要求，为此在2008年对原标准进行了修订，由国家质量监督检验检疫总局发布。

此标准在起草过程中主要参考了几个主要工业国家的水汽质量标准或导则，并结合我国新的科研成果和运行经验，对其部分内容进行了修订。

本标准（GB/T12145-2008）适用于锅炉主蒸汽压力不低于3.8MPa（表大气压）的火力发电机组及蒸汽动力设备,规定了其在正常运行和停（备）用机组启动时的水汽指标。

1.蒸汽质量标准汽包炉的饱和蒸汽和过热蒸汽质量以及直流炉的主蒸汽质量应符合表1-1规定。

表1-1蒸汽质量过热蒸汽压力MPa钠ug/kg氢电导率us/cm二氧化硅ug/kg铁ug/kg铜ug/kg标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值3.85.8150.30202055.915.6520.151）0.101）201015103215.718.3520.151）0.101）20101053218.3320.150.1010553211）没有凝结水精处理除盐装置的机组，蒸汽的氢电导率标准值不大于0.30us/cm，期望值不大于0.15us/cm。

2.锅炉给水质量标准

（1）给水的硬度、溶解氧、铁、铜、钠、二氧化硅的含量和氢电导率，应符合表1-2规定。

表1-2锅炉给水质量型过热蒸汽压力MPa氢电导率（25），us/cm硬度mol/L溶解氧2）铁铜钠二氧化硅ug/L标准值期望值标准值标准值期望值标准值望值准值望值标准值期望值包炉3.85.82.0155010应保证蒸汽二氧化硅符合标准5.912.60.30730512.715.60.30720515.60.151）0.1071510322010流炉5.918.30.150.1071053252151018.30.150.1075322321051）没有凝结水精处理除盐装置的机组，给水氢电导率应不大于0.30us/cm。

2）加氧处理溶解氧指标按表1-4控制。

液态排渣炉和原设计为燃油的锅炉，其给水的铁、铜的含量，应符合比其压力高一级锅炉的规定。

（2）全挥发处理给水的pH值、联氨和总有机碳（TOC）应符合表1-3规定。

表1-3给水的pH值、联氨和TOC标准炉型锅炉过热蒸汽压力MPapH（25）联氨ug/LTOCug/L汽包炉3.85.88.89.35.915.68.89.3（有铜给水系统）或9.29.61）（无铜给水系统）305002）15.62002）直流炉5.92001）对于凝汽器管为铜管，其它换热器管均为钢管的机组，给水pH值控制范围为9.19.4。

2）必要时监测。

（3）直流炉加氧处理给水的pH值、氢电导率、溶解氧含量和TOC应符合表1-4规定。

表1-4加氧处理给水pH值、氢电导率、溶解氧含量和TOC标准1）pH（25）氢电导率（25），us/cm溶解氧ug/LTOCug/L标准值期望值8.09.00.150.10301502001）采用中性加氧处理的机组，给水的pH控制在7.08.0（无铜给水系统），溶解氧50ug/L250ug/L。

3.凝结水质量标准

（1）凝结水的硬度、钠和溶解氧的含量和氢电导率应符合表1-5规定。

表1-5凝结水泵出口水质锅炉过热蒸汽压力硬度钠ug/L溶解氧1）氢电导率（25），us/cmMPamol/Lug/L标准值期望值3.85.82.0505.912.61.0500.3012.715.61.0400.300.2015.718.3052）300.300.1518.305200.200.151）直接空冷机组凝结水溶解氧浓度标准值应小于100ug/L，期望值小于30ug/L，配有混合式凝汽器的间接空冷机组凝结水溶解氧浓度宜小于200ug/L。

2）凝结水有精处理除盐装置时，凝结水泵出口钠浓度可放宽至10ug/L。

（2）凝结水精处理除盐后水中二氧化硅、钠、铁、铜的含量和氢电导率应符合表1-6规定。

表1-6凝结水除盐后的水质氢电导率（25），us/cm钠铜铁二氧化硅ug/L标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值0.150.1052315315100.150.103121531054.锅炉炉水质量标准汽包炉炉水的电导率、氢电导率、二氧化硅和氯离子含量，根据制造厂的规范并通过水汽品质专门试验确定，可参照表1-7的规定控制，炉水磷酸根含量与pH指标可参照表1-8的规定控制。

表1-7汽包炉炉水电导率、氢电导率、氯离子和二氧化硅含量标准1）锅炉汽包压力MPa处理方式二氧化硅氯离子电导率氢电导率mg/L（25）us/cm（25）us/cm5.910.0炉水固体碱化剂处理2.002）15010.112.62.002）6012.715.8炉水固体碱化剂处理0.452）1.515.8炉水固体碱化剂处理0.200.5201.53）炉水全挥发处理0.150.315.8炉水固体碱化剂处理12）9.09.79.39.6炉水全挥发处理9.09.71）指单段蒸发炉水。

2）控制炉水无硬度。

5.锅炉补给水质量标准锅炉补给水的质量，以不影响给水质量为标准，可参照表1-9的规定控制。

表1-9锅炉补给水质量锅炉过热蒸汽压力MPa二氧化硅ug/L除盐水箱进水电导率（25），us/cm除盐水箱出口电导率（25），us/cmTOC1）ug/L标准值期望值5.912.60.200.4012.718.3200.200.1040018.3100.150.102001）必要时监测6.减温水质量标准锅炉蒸汽采用混合减温时，其减温水质量，应保证降温后蒸汽中的钠、二氧化硅和金属氧化物的含量符合蒸汽质量标准表1-1的规定。

7.疏水和生产回水质量标准疏水和生产回水质量以不影响给水质量为前提，按表1-10控制。

表1-10疏水和生产回水质量名称硬度，mol/L铁ug/L油mg/L标准值期望值疏水2.5050生产回水5.02.51001（经处理后）疏水和返回水应符合表中规定。

若发现疏水不合格，应对各路疏水分别取样测定，找出不合格的原因。

返回水应定期取样测定，若不合格要及时处理，合格后方可送入给水系统。

生产回水还应根据回水的性质，增加必要的化验项目。

8.闭式循环冷却水质量标准闭式循环冷却水质量可参照表1-11控制。

表1-11闭式循环冷却水质量材质电导率（25），us/cmpH（25）含铁系统309.5含铜系统208.09.21.3电厂锅炉的水循环1.3.1火力发电厂水汽损失火力发电厂分为凝汽式电厂和供热式电厂两种。

水汽循环系统在运行时，如下原因会造成水汽损失：

（1）锅炉的排污放水，安全门和过热蒸汽放汽门对空排污，蒸汽吹灰和燃油的加热用汽。

（2）汽轮机轴封处连续向外排气，抽气机和除氧器排气口会随空气排出一些蒸汽。

（3）各种水箱的溢流和热水蒸发。

（4）各管道系统法兰盘连接处不严密和阀门的泄漏。

（5）厂内生活用汽，化学分析采样的流失。

（6）生活用汽和取暖用热水。

1.3.2锅炉用水名称由于水在热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，因此根据实际需要给予这些水不同的名称。

（1）原水。

原水是指未经任何处理的天然水，它是热力发电厂中各种用水的来源。

（2）锅炉补给水。

锅炉补给水是指原水经过净化处理后，用来补充热力发电厂汽水损失的水。

按净化处理的方向不同，分为软化水、蒸馏水和除盐水。

（3）凝结水。

凝结水是指在汽轮机中做完功的蒸汽经冷凝而成的水。

（4）疏水。

疏水是指各种蒸汽管道和用汽设备中的蒸汽冷凝水。

（5）给水。

给水是指送进锅炉的水，包括凝结水、补给水、疏水和返回水。

（6）锅炉水。

锅炉水是指在锅炉本体的蒸发系统中流动的水。

（7）冷却水。

冷却水是指用作冷却介质的水，在电厂中主要是指通过凝汽器用来冷却汽轮机排气的水。

（8）返回水。

返回水是指热电厂向热用户供热后，回收的蒸汽冷凝水。

1.3.3天然水中的杂质1.悬浮物悬浮物的颗粒较大，一般在100nm以上，它们在水中是不稳定的，在重力或浮力的作用下易于分离出来。

比水重的悬浮物，当水静置时或流速较慢时会下沉，在天然水中常见的此类物质是砂子和粘土类无机物。

比水轻的悬浮物，当水静置时会上浮，这类物质中常见的是动植物生存过程中产生的物质或死亡腐败的产物，它们是一些有机物。

此外，还有些其密度与水相近的，它们会悬浮在水中。

由于水中悬浮物的存在，使水体变浑浊。

2.胶体胶体是指颗粒直径约为1100nm之间的微粒。

胶体颗粒在水中有布朗运动，它们不能靠静置的方法自水中分离出来。

而且，胶体表面因带电，同类胶体之间有同性电荷的斥力，不易相互粘合成较大的颗粒，所以胶体在水中是稳定的。

胶体大都是由于许多不溶于水的分子组成的集合体。

有些溶于水的高分子化合物被看作胶体，是因为它们的分子较大，具有与胶体相似的性质。

在天然水中，属于前一种胶体的主要是铁、铝和硅的化合物，是一些无机物。

属于后一种的多是引动植物腐烂而形成的有机胶体，其中主要是腐殖质，它们是水体产生色、嗅、味的主要原因。

水中胶体物质的存在，使水在光照下显得浑浊。

3.溶解物质溶解物质是指颗粒直径小于1nm的微粒。

它们大多都以离子或溶解气体状态存在于水中，现概述如下：

（1）离子态杂质。

天然水中含有的离子种类甚多，但在一般情况下，它们总是一些常见的离子，如Ca2+、Mg2+、Na+、K+等阳离子以及HCO、Cl-、SO42+等阴离子，它们是工业水处理中需要净化的主要离子。

（2）天然水中离子态杂质来自水流经底层时溶解的某些矿