电厂水处理点和方法。随着我国能源行业的不断前进与深入的发展，大型机组规模也在不断扩大，机组的参数和容量等不断提高，这导致电厂化学水处理发生变化。水处理包括补给水处理和汽、水监督工作，是锅炉运行工况、防止汽水循环不良的安全保障。以下阐述电厂化学处理的发展特点和方法。
在电厂不断进步与发展的现状下，水处理的设备、生产、方式、工艺方法等方面也都有了新的变化，存在新的特点。
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、凝结水的处理、汽水取样的监测分析、加药、综合水泵房、循环水的加氯、废水及污水处理等系统。它存在占地面积较大、生产岗位分散、管理不便等诸多问题。现在以紧凑、立体、集中构型来代替平面、松散、点状构型。节约占地面积，提高设备的综合利用率，并且方便运行管理。
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。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。
传统电厂水处理工艺以混凝过滤、离子交换、鳞酸铵盐处理等为主。随化工材料的不断进步与发展，膜处理也开始广泛应用在水处理当中，离子交换树脂的种类、使用条件、范围也有了较大进展，粉末树脂在凝结水处理中也同样发挥着积极作用。
国家规定蒸发量2t/h的蒸汽锅炉、水温大于等于95℃的热水锅炉都必需进行除氧，否则会腐蚀锅炉的给水系统和零部件。目前，除氧防腐的途径主要有三种，一是通过物理的方法将水中的氧气排出；二是通过化学反应来排除水中的氧气，使含有溶解氧的水在进入锅炉前就转变成稳定的金属物或者除氧药剂的化合物，从而将其消除，常用的有药剂除氧法和钢屑除氧法等；三是通过应用电化学保护的原理，使某易氧化的金属发生电化学腐蚀，让水中的氧被消耗掉，达到除氧的目的。
电厂锅炉补给水加氧主要利用了氧在水纯度很高的条件下对金属有钝化作用这一性质，其处理的原理是在给水加氧方式下，不断向金属表面均匀地供氧，使金属表面形成致密稳定的双层保护膜。这是因为在流动的纯水中添加适量氧，可提高碳钢的自然腐蚀电位数百毫伏，使金属表面发生化或使金属的电位达到钝化电位，在金属表面生成致密而稳定的保护性氧化膜。直流炉应用给水加氧处理，在金属表面形成了致密光滑的氧化膜，不但很好地解决了炉前系统存在的水流加速腐蚀问题，还消除了水冷壁管内表面波纹状氧化膜造成的锅炉压差上升的缺陷。但给水加氧处理必须在水很纯的条件下才能进行。要控制好给水的电导率、含氧量、含铁量、电导率等参数。其前提是机组要配置有全流量凝结水精处理设备，因为凝结水处理设备的运行条件和出水品质的好坏，是锅炉给水加氧处理是否能正常进行的重要前提条件。
锅炉怕的是结垢，因为结垢，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，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（如鳞酸盐等）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。
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CO2造成的酸性腐蚀，又防止残留氧造成的氧腐蚀，同时减缓结垢的生成速度。在监控压给水的联胺时，不仅仅靠加药泵冲程的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。
在电厂中，发电机冷却水的补充水为凝结水或除盐水，其水质纯。所以，需要控制的是运行水，与其有关的指标有电导率、pH 值、Cu2+含量。
（1）电导率。电导率反应的是水中离子含量的多少。当电导率过大，会引起较大的泄漏电流，从而使绝缘引水管老化，导致发电机相间闪络，甚至破坏设备。随着机组容量的提高，对电导率的要求也越来越高。
（2）pH值的控制。内冷水控制pH值的目的是防止钢导线的腐蚀，从电位-pH值平衡图，铜稳定的pH值区间在7～10之间，对设备控制pH值在7.6～9之间较适宜。纯水中，铜腐蚀一般为均匀腐蚀，由腐蚀穿孔对设备造成危害的机率较小，但腐蚀产物在系统中被发电机磁场阻截，在空心导线内部沉积，减少了通流面积甚至引起堵塞，使冷却变差，造成线棒温度升高，机组正常运行。
（3）内冷水水控制现状。为了保证发电机有足够的电气绝缘性能和较小的铜腐蚀，国家、行业制定了相应的标准。而发电机制造厂对水标准提出了更高的要求，机组容量在200MW及以上的机组，运行时，实际控制的电导率一般都要求不于2μS/cm。
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