电厂化学水处理工艺流程.doc

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 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.
图5.1. 水处理流程示意图