主页、『耀世注册』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。
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。
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。
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3.1.8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。
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。
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。
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4.1.3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。
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。
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。
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4.1.11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4.1.15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。
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)。
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。
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4.2.7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。
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。
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。
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：
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。
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。
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。
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：
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。
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。
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。
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8.0.5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。
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。
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。
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。
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。
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10.4.3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。
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。
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。
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
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10.6.7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。
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11.0.7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11.0.10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。
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。
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12.0.5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)。
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)。
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℃。
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。
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。
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。
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。
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。
(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。
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。
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。
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%。
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%。
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
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
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。
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。
(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。
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。
(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%。
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。
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。
3.2 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：
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
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
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。
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。
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。
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。
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。
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
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；
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。
摘要：为了保证电厂运行的经济性、安全性，需要我们对化学水处理的重要性有一个正确的认识。电厂中的热力设备在运行过程中所需要的水只有经过化学处理后才能进行应用，从而防止热力设备发生结垢、腐蚀等情况。通过文献的查阅总结了国内外电厂化学水处理技术主要的发展特点以及趋势，从水处理的工艺、水处理的监控技术等等方面对电厂化学水处理技术的发展和运用进行了阐述。
随着我国能源行业的不断前进与深入的发展，大型的机组规模也在不断扩大，机组的参数和容量等必然是一个不断提高的趋势，这也导致电厂化学水处理系统发生巨大的变化。而电厂运行的安全性与化学水处理系统是有直接联系的，因为电厂中的热力设备会受到自然水中某些物质的作用后产生有害成分，从而使设备腐蚀、结垢，导致不同程度的破坏，因此自然水必须经过相应的工序处理后才能被电厂利用，这一套处理工序即是电厂化学水处理系统。
1、以环保和节能为导向环保观念已深入大家心中，随着环境保护意识的不断提高，减少水处理过程中产生的污染，尽量不使用或者少量的使用化学品已经成为一个趋势。绿色的水处理概念已经广泛的被大家接受。“少排放、零排放”、“少清洗、零清洗”也就成为了锅炉水的发展方向。
传统的生产控制采用了模拟盘，而现在的趋势是集中化控制，即将电厂中所有化学水处理的子系统合为一套控制系统，取消了模拟盘，采用了PCL、上位机2 级控制结构，并且利用PLC对各个系统中设备进行数据采集、控制，上位机、PCL之间通过数据通信接口进行了通信。各个子系统以局域网总线形式集中的联接在化学主控制室上位机上，从而实现化学水处理系统集中监视、操作、自动控制。
随着技术的发展，化学检测、诊断技术进一步的得到了提高，其方式也日趋科学化。化学诊断实现从事后分析到事前防范转变，实现从手工分析到在线诊断转变，实现从微量分析到痕量分析转变。所有的转变，为预防事故发生、保证机组安全稳定运行提供有力保障。
传统电厂水处理工艺以混凝过滤、离子交换、磷酸铵盐处理等为主。当前，电厂的水处理技术出现多元化的特点。随化工材料的技术不断进步与发展，膜处理技术也开始广泛应用在水质处理当中，离子的交换树脂种类、使用的条件、范围也有了较大进展，粉末树脂在凝结水的处理中也同样发挥着积极作用。
传统电厂化学水处理系统包括净水的预处理、锅炉补给水的处理、凝结水精的处理、汽水取样的监测分析、加药的、综合水泵房、循环水的加氯、废水的及污水处理等系统。它存在占地的面积较大、生产的岗位较分散、管理的不便等等问题。现在，为了优化水处理整体流程，设备布置也发生了变化，其以紧凑、立体、集中构型来代替平面、松散、点状构型。节约占地面积、厂房空间，提高设
水是电厂锅炉热传导的重要介质,因而工业锅炉水处理在保障锅炉高效、经济、安全、运行中具有重要地位。水处理不当造成的水质问题往往会引发锅炉结垢、腐蚀以及排污率增大等现象,导致锅炉热效率下降,而锅炉热效率每个百分点的下降都会增加对应比例的能耗。结垢会极大降低锅炉传热性能,造成锅炉出力、蒸汽品质的下降,通常而言1mm结垢会造成3%~5%的燃煤损失;其次,锅炉排污率的影响也很大。排污率每增长1%,就会造成燃料损耗增长0.3%~1%（根据锅炉蒸发量不同而改变）,锅炉能效严重受限;再次,汽水共腾造成的蒸汽含盐量上升也会造成设备损害及锅炉能耗的增加。
三、电厂化学水处理系统的管理体制现状 当前国家一再的倡导节能减排，所以在电厂的化学处理过程中也要充分的响应国家号召，在处理中以循环利用为目标，达到节约水资源的目的，有效的提高水资源的利用率。在当前科学技术快速发展的今天，在化学水处理方式上我们需要引入先进的技术，这样就能够实现水处理理论和手段的多样化。目前传统的水处理方式方法已无法满足当前电厂快速发展过程中对水的需求，而对当前电厂发展过程中对化学水的需求量的增加，则需要充分加大对高科技的利用率，利用先进的处理手段，来满足当前设备对化学水的需求。利用先进的化工材料技术手段，再利用实践中的经验，两者相结合来以各种水体的问题进行有效的处理，这样不仅有效的减轻了水处理过程中工作程度的冗杂，同时还能够保证水处理系统可以发挥其最大的效果，有效的保证水的质量。
PLC 的操控体系网络运用矢量星型网络结构，以 1000MB 速度的 TCP 光缆用以太网完成信息传导与数据传递的过程。在控制室内部设置 3 台具有相同功作性能的操作员站点，通过冗余以太网对网络内部的任一个的系统对工作过程进行即时监控。1 号和 2 号机组水凝精需在处理的控制室内各设置 1 整套操作人员的站点，1 号和 2号机组凝结水精需对处理处要通过光纤与化学水相结合，同时控制系统联网。网络连接装备采用矢量以太网交换系统，中枢交换机联网操作员点与数据库中枢和分控制系统，同时利用网关和 cis 还有全程辅助流水线控制体系的网络连接。化学水操控系统网络在锅炉补给水操控点与其他机组凝结水处的控制中枢设立对网络交换装备。在锅炉补给处的水车间内部设置一个化学水控制系统的集中控制室。
以现场总线为纽带，把单个分散的化水系统的测量控制设备变成网络节点，使它们连接成可以相互沟通信息、共同完成检测控制任务的网络系统与控制系统，实现汽水取样，自动加药，水处理等整个系统的各项功能。目前发电厂中其相应的化学水处理系统设备分布过散、自动加药、汽水取样、监控常规测点过多等现状，FCS 技术凭借其全数字化，全开放性，全分散性，并可相互操作性为主要技术特点，对于发电企业中水处理系统的设备分散性现状具有非常适合的应对特性。作为高科技迅速发展的必然趋势，FCS 在化水运行及其它辅助系统的广泛应用中，对电厂的整体控制水平的提高有着不可估量的作用，目前我国部分电厂早已开始实施并投入到运行当中。这个系统理论上是将原有操控系统分解后重新构建而成的。改良后的效果很明显，突出特点是每一个控制终点精确度都大大提高，从而让系统的整体自动化水平有了很大的提升，人为干扰因素大幅度减
少，可以实现系统无人化运行，同时也使生产成本大大降低。在改造完成后其可靠性与自动运行速度都有显著的提升，设备的管理水平也相应提高。
六、化学水处理中膜技术的运用 在传统的化学水处理当中，特别是电厂锅炉补给水的处理，存在着较多的手段，通常情况下会经过过滤-软化-分离等一系列的过程，而在这个过程中，每一项工艺都是会应用到酸碱再生树脂，从而实现性能的恢复，所以在整个过程中会有酸碱化学污水的排放，而其工艺较为复杂，不仅需要大量的劳动力，而且处理起来也有一定的难度，需要占较大的面积及投入较高的成本才能完成。膜分离技术是近几年才开始采用的化学水处理技术，其较传统工艺相比具有较多的优点。利用膜分离技术则可以有效的将传统水处理技术的弊端进行克服，不需要占有大面积的地方，整个过程都是自动化控制，劳动强度较小，最重要的一点即是在整个处理的过程中都没有酸碱废液排出，对环境的污染极小，同时在处理过程中实现了高效率低能耗，同时有效的保证水质的质量。
电厂在社会发展中具有非常重要的意义，我国电厂水的处理还是存在很多的不足，与先进国家相比还是存在很大差距的，在我国社会迅速发展的今天，水处理已是一个需要重视的关键性的问题了，所以通过合理的运用电厂化学水处理系统，可以有效的保证水质的质量，同时保证电厂的正常生产经营，并能够有效的提高电厂化学水处理的效率，保证电厂经济效益的实现。
[1]许阳.PLC 控制在电厂化学水处理系统中的应用[J].科技情报开发与经济，2014年
[2]戴云松，卢素焕，张振声.火电厂生活污水处理新技术[J].电力情报，2014年 [3]苗若栋.电厂化学水处理系统的特点与发展趋势[J].中国化工贸易，2014年
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。
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。
（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。
（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。
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。
* 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。
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。
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#
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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：
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。
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。
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。
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