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电厂循环水水质控制标准

电厂循环水水质控制标准
电厂循环水是指在发电过程中所用的水，为确保电厂发电的安全及环保，需要对循环水的水质进行严格控制。

电厂循环水水质控制标准应包含哪些指标及控制要求呢？
一、水质控制标准的指标
1. 总硬度：应在200mg/L以下。

2. 过氧化物指数（POI）：应在2.0以下。

3. 悬浮物：应在15mg/L以下。

4. PH：应控制在7.5～8.5之间。

5. COD：应在20mg/L以下。

6. BOD：应在5mg/L以下。

7. 氨氮：应在1mg/L以下。

8. 总有机碳：应在2mg/L以下。

二、水质控制标准的控制要求
1. 对进水污染物控制达标，尽量减少外部污染来源；
2. 控制循环水温度，减少水质变化带来的影响；
3. 加强沉淀、消毒等相关设备检修及消毒作业；
4. 每日定期检测水质，及时发现问题并处理；
5. 严格执行水质控制标准，并建立相应的记录和档案。

以上是电厂循环水水质控制标准的相关指标及控制要求，通过严格控制循环水的水质，既能保障电厂的安全生产，又能保护环境。

希望广大工作人员在参照标准的基础上，认真执行控制要求，不断提升电厂的运营水平和环保意识。

电厂用水的类别及水质指标

电厂用水的类别及水质指标一、火力发电厂用水的分类由于水在火力发电厂水汽循环系统中所经历的过程不同，其水质常有较大的差别，热力设备用水大致可分为：原水、补给水、给水、锅炉水、排污水、凝结水、疏水、返回凝结水、冷却水等。

1、原水：原水是未经任何处理的天然水（如江河水、湖水、地下水等）。

在火力发电厂中，原水是制取补给水的水源，也可以用来冲灰渣或作为消防用水。

一般取自自备水源（地表水或地下水）或城市供水网。

2、补给水：原水经过各种水处理工艺处理后，成为用来补充火力发电厂汽水损失的锅炉补给水。

锅炉补给水按其净化处理方法的不同，又可分为软化水、蒸馏水或除盐水等。

3、给水：经过各种水处理工艺处理后送进锅炉的水成为给水。

凝汽式发电厂的给水主要由汽轮机凝结水、补给水和各种疏水组成；热电厂的给水中还包括返回凝结水。

4、锅炉水：在锅炉本体的蒸发系统中流动着的水称为锅炉水。

5、排污水：为了防止锅炉结垢和改善蒸汽汽质，用排污的方法排出一部分含盐量高的锅炉水，这部分排出的锅炉水称为排污水。

6、凝结水：锅炉产生的蒸汽在汽轮机内做功后，经冷却水冷凝成的水称为凝结水。

这部分水又重新进入热力系统，成为锅炉给水的主要部分。

7、疏水：在热力系统中，进入加热器的蒸汽将给水加热后，由这部分蒸汽冷凝下来的水，以及在停机过程中，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水都称为疏水。

所有疏水经疏水器汇集到疏水箱，符合水质要求的，作为锅炉给水的一部分返回热力系统。

由于火力发电厂（尤其是热电厂）的疏水系统比较复杂，一般在水汽循环的主要系统中不表示出来，另行阐述。

8、返回凝结水：热力发电厂向热用户供热后，回收的蒸汽凝结成水，称为返回凝结水（也称返回水）。

其中又有热网加热器凝结水和生产返回凝结水之分。

9、冷却水：蒸汽在汽轮机中做完功以后，通常通过水冷，闭式水系统的冷却通常也需要水冷，这两部分水称为冷却水。

一般说的冷却水主要是指这两部分。

二、天然水中水中杂质（离子和主要化合物）天然水中的杂质可按其分散颗粒的大小分为：悬浮物、胶体和溶解物质。

大型发电机内冷却水质及系统技术要求范文

大型发电机内冷却水质及系统技术要求范文第一部分：引言随着电力需求的不断增长，发电机组作为电力系统的核心设备之一，扮演着至关重要的角色。

发电机组内部冷却系统的性能直接影响到机组的运行效率和寿命。

因此，对发电机组内冷却水质及系统技术要求进行研究和探索，具有重要的理论和实践意义。

第二部分：发电机内冷却水质要求2.1 水质指标发电机内冷却水的水质指标主要包括PH值、电导率、总溶解固体（TDS）等。

其中，PH值通常要求在6.5-7.5之间，以保证水的酸碱度适中；电导率一般要求在1000μS/cm以下，以降低电解质的含量；TDS要求控制在1000ppm以下，以减少水中溶解固体对机组设备的腐蚀和堵塞。

2.2 水质处理为了保证发电机内冷却水的质量，需要采取适当的水质处理措施。

常见的水质处理方法包括过滤、离子交换、反渗透等。

过滤主要是通过滤芯将水中的杂质和悬浮物去除；离子交换则是利用离子交换树脂将水中的阳离子和阴离子去除；而反渗透则是通过半透膜将水中的溶解物质去除。

这些处理方法既能够有效地提高水质，又能够降低对机组设备的损害。

2.3 水质监测与控制为了实时监测和控制发电机内冷却水的质量，需要安装相应的水质监测与控制系统。

该系统通常包括水质监测仪表、数据采集设备和控制器等。

水质监测仪表主要用于测量和监测水质指标，如PH值、电导率等；数据采集设备则用于将测量数据传输给监测系统；而控制器则用于根据测量数据进行相应的调节和控制，以实现自动化运行。

第三部分：发电机内冷却系统技术要求3.1 传热技术发电机内冷却系统的传热技术主要包括对冷却水温度的控制和换热器的设计。

在传热过程中，需要控制冷却水的温度在适宜的范围内，以保证机组正常运行。

同时，换热器的设计也需要考虑到传热效率和排温效果，以提高冷却系统的整体性能。

3.2 冷却循环技术发电机内冷却系统的循环技术主要包括冷却水的循环方式和循环泵的选择。

常用的冷却水循环方式包括直接冷却循环和间接冷却循环。

电厂用水的类别及水质指标

电厂用水的类别及水质指标一、火力发电厂用水的分类由于水在火力发电厂水汽循环系统中所经历的过程不同，其水质常有较大的差别，热力设备用水大致可分为：原水、补给水、给水、锅炉水、排污水、凝结水、疏水、返回凝结水、冷却水等。

1、原水：原水是未经任何处理的天然水（如江河水、湖水、地下水等）。

在火力发电厂中，原水是制取补给水的水源，也可以用来冲灰渣或作为消防用水。

一般取自自备水源（地表水或地下水）或城市供水网。

2、补给水：原水经过各种水处理工艺处理后，成为用来补充火力发电厂汽水损失的锅炉补给水。

锅炉补给水按其净化处理方法的不同，又可分为软化水、蒸馏水或除盐水等。

3、给水：经过各种水处理工艺处理后送进锅炉的水成为给水。

凝汽式发电厂的给水主要由汽轮机凝结水、补给水和各种疏水组成；热电厂的给水中还包括返回凝结水。

4、锅炉水：在锅炉本体的蒸发系统中流动着的水称为锅炉水。

5、排污水：为了防止锅炉结垢和改善蒸汽汽质，用排污的方法排出一部分含盐量高的锅炉水，这部分排出的锅炉水称为排污水。

6、凝结水：锅炉产生的蒸汽在汽轮机内做功后，经冷却水冷凝成的水称为凝结水。

这部分水又重新进入热力系统，成为锅炉给水的主要部分。

7、疏水：在热力系统中，进入加热器的蒸汽将给水加热后，由这部分蒸汽冷凝下来的水，以及在停机过程中，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水都称为疏水。

所有疏水经疏水器汇集到疏水箱，符合水质要求的，作为锅炉给水的一部分返回热力系统。

由于火力发电厂（尤其是热电厂）的疏水系统比较复杂，一般在水汽循环的主要系统中不表示出来，另行阐述。

8、返回凝结水：热力发电厂向热用户供热后，回收的蒸汽凝结成水，称为返回凝结水（也称返回水）。

其中又有热网加热器凝结水和生产返回凝结水之分。

9、冷却水：蒸汽在汽轮机中做完功以后，通常通过水冷，闭式水系统的冷却通常也需要水冷，这两部分水称为冷却水。

一般说的冷却水主要是指这两部分。

二、天然水中水中杂质（离子和主要化合物）天然水中的杂质可按其分散颗粒的大小分为：悬浮物、胶体和溶解物质。

发电厂水质指标

发电厂水质指标Company Document number：WTUT-WT88Y-W8BBGB-BWYTT-19998一、给水控制指标：1、PH值：～2、硬度≤5umol/L3、NH3≤2mg/L4、电导率≤μS/cm5、SiO≤20μg/L6、铁≤30μg/L7、铜≤15μg/L8、溶解氧≤15μg/L二、炉水控制指标：1、外状：澄清2、PH值：9～3、碱度≤2mmol/L4、磷酸根：5～15 mg/L5、电导率≤200μS/cm6、Cl-≤4 mg/L7、SiO≤20μg/L三、除氧器控制指标：1、溶解氧≤15μg/L2、硬度≤5umol/L四、主蒸汽控制指标：1、SiO≤20μg/L2、Na+≤15μg/L3、铁≤50μg/L4、铜≤15μg/L五、凝结水控制指标：1、外观透明澄清2、硬度≤15umol/L六、疏水控制指标：1、硬度≤5umol/L2、铁≤50μg/L七、循环水控制指标1、PH值：8～2、Cl-≤1000 mg/L3、SDI≤4μg/L4、残余氯≤ mg/L八、多介质过滤器产水控制指标1、外状：澄清透明2、压差≤ Mpa3、SDI≤4μg/L4、残余氯≤ mg/L九、RO进水指标控制1、水温：20～25℃2、PH值：4～113、浊度≤1度4、SOD≤μg/L5、残余氯≤ mg/L6、回收率：72～75%7、脱盐率：98%十、活性炭产水指标1、外状：澄清透明2、SDI≤4μg/L3、残余氯≤ mg/L十一、混床出水控制指标1、电导率≤μS/cm2、Na+≤10μg/L3、SiO≤20μg/L十二、除盐水控制指标1、Na+≤10μg/L2、SiO≤20μg/L3、电导率≤μS/cm4、PH值＞6。

电厂用水及水质指标

（3）磷酸根。锅炉水中应维持有一定量的磷酸根，以防止受热而结生钙垢。磷酸根太少不利防垢，而过多则会产生易溶盐“隐藏”现象，故应将磷酸根控制在合适的范围内。
（4）氯离子。锅水的氯离子超标时，可能会破坏水冷壁管的保护膜并引起腐蚀（在炉管热负荷高的情况下，更易发生这种现象）。此外，如锅水CI－含量较高，会使蒸汽携带CI －进入汽轮机内，有可能引起汽轮机内高级合金钢的应力腐蚀损坏。
（5）pH值。为了防止给水系统腐蚀，给水pH值应控制在规定范围内。若给水pH值在9.2以上，虽对防止钢材的腐蚀有利，但因为提高给水pH值通常是用加氨的方法，所以有时给水pH值过高意味着水汽系统中氨含量较高，有可能会引起铜部件的氨蚀。所以给水最佳pH值应以保证热力系统铁、铜腐蚀产物最少为原则。
（6）铁和铜。为了防止炉中产生铁垢和铜垢，必严格监督给水中的铁和铜含量。另外，给水中铁和铜含量，还可作为评价热力系统金属腐蚀情况的依据之一。
4. 碱度与pH值
• pH值是表征溶液酸碱性的指标，pH值越大，OH
－浓度越高。而碱度中，除了OH－含量外，还包含区了别C又O有32联－系和。HC其O联3－系含是量：。在所一以般，情它况们下之，间p既H值有会随着碱度的提高而增大，但这还取决于OH－碱度占总碱度的比例；区别是：pH值大小只取决于 OH－与H+的相对含量，而碱度大小则反映了组成碱度的各离子的总含量。因此，对于pH值合格的锅炉用水，有时碱度不一定合格；反之，碱度合格的水，pH值也不一定合格。
• OH－+H+=H2O • CO32－+H+= HCO3－ • HCO3－+ H+=H2O+ CO2 • 根据所加指示剂不同，碱度又可分为甲基橙碱度(JD甲)和酚酞碱度

电厂用水的类别及水质指标

电厂用水的类别及水质指标一、火力发电厂用水的分类由于水在火力发电厂水汽循环系统中所经历的过程不同，其水质常有较大的差别，热力设备用水大致可分为：原水、补给水、给水、锅炉水、排污水、凝结水、疏水、返回凝结水、冷却水等。

1、原水：原水是未经任何处理的天然水（如江河水、湖水、地下水等）。

在火力发电厂中，原水是制取补给水的水源，也可以用来冲灰渣或作为消防用水。

一般取自自备水源（地表水或地下水）或城市供水网。

2、补给水：原水经过各种水处理工艺处理后，成为用来补充火力发电厂汽水损失的锅炉补给水。

锅炉补给水按其净化处理方法的不同，又可分为软化水、蒸馏水或除盐水等。

3、给水：经过各种水处理工艺处理后送进锅炉的水成为给水。

凝汽式发电厂的给水主要由汽轮机凝结水、补给水和各种疏水组成；热电厂的给水中还包括返回凝结水。

4、锅炉水：在锅炉本体的蒸发系统中流动着的水称为锅炉水。

5、排污水：为了防止锅炉结垢和改善蒸汽汽质，用排污的方法排出一部分含盐量高的锅炉水，这部分排出的锅炉水称为排污水。

6、凝结水：锅炉产生的蒸汽在汽轮机内做功后，经冷却水冷凝成的水称为凝结水。

这部分水又重新进入热力系统，成为锅炉给水的主要部分。

7、疏水：在热力系统中，进入加热器的蒸汽将给水加热后，由这部分蒸汽冷凝下来的水，以及在停机过程中，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水都称为疏水。

所有疏水经疏水器汇集到疏水箱，符合水质要求的，作为锅炉给水的一部分返回热力系统。

由于火力发电厂（尤其是热电厂）的疏水系统比较复杂，一般在水汽循环的主要系统中不表示出来，另行阐述。

8、返回凝结水：热力发电厂向热用户供热后，回收的蒸汽凝结成水，称为返回凝结水（也称返回水）。

其中又有热网加热器凝结水和生产返回凝结水之分。

9、冷却水：蒸汽在汽轮机中做完功以后，通常通过水冷，闭式水系统的冷却通常也需要水冷，这两部分水称为冷却水。

一般说的冷却水主要是指这两部分。

二、天然水中水中杂质（离子和主要化合物）天然水中的杂质可按其分散颗粒的大小分为：悬浮物、胶体和溶解物质。

发电厂水质指标

一、给水控制指标：1、P H 值：8.5〜9.22、硬度w 5umol/L3、N H3W 2mg/L4、电导率w 0.2卩S/cm5、S iO?w 20 卩g/L6、铁w 30 卩g/L7、铜w 15 卩g/L8、溶解氧w 15卩g/L二、炉水控制指标：1 、外状：澄清2、P H 值：9〜10.53、碱度w 2mmol/L4、磷酸根：5〜15 mg/L5、电导率w 200卩S/cm6、C l- w 4 mg/L7、S iO?w 20 旧/L三、除氧器控制指标：1、溶解氧w 15卩g/L2、硬度w 5umol/L四、主蒸汽控制指标：1、S iO?w 20 卩g/L2、N a+ w 15 g/L3、铁w 50 卩g/L4、铜w 15 卩g/L五、凝结水控制指标：1 、外观透明澄清2、硬度w 15umol/L六、疏水控制指标：1、硬度w 5umol/L2、铁w 50 卩g/L七、循环水控制指标1 、PH 值：8〜9.22、C l-w1000 mg/L3、S DI w 4 卩gL4、残余氯w 0.5 mg/L八、多介质过滤器产水控制指标1 、外状：澄清透明2、压差w 0.1 Mpa3、S DI w 4 卩g/L4、残余氯w 0.5 mg/L九、R O 进水指标控制1、水温：20〜25C2 、PH 值：4〜113、浊度w 1度4、SOD W 1.5 卩g/L5、残余氯w 0.5 mg/L6、回收率：72〜75%7 、脱盐率：98% 十、活性炭产水指标1 、外状：澄清透明2、SDI w 4卩g/L3、残余氯w 0.5 mg/L十一、混床出水控制指标1、电导率w 0.2卩S/cm2、Na+ w 10 g/L3、SiO?w 20 卩g/L十二、除盐水控制指标1、Na+ w 10 g/L2、SiO?w 20 卩g/L3、电导率w 0.2卩S/cm4、PH 值〉6。

电厂锅炉水质标准对照表

电厂锅炉水质标准对照表
1. 总硬度，总硬度是指水中所有可沉淀的阳离子的总和，通常
以钙和镁的离子浓度表示。

不同国家或地区的标准对总硬度的限制
值可能有所不同，一般会以毫克每升（mg/L）或者以颗粒物质量浓
度（ppm）来表示。

2. pH值，pH值是衡量水溶液酸碱度的指标，对于锅炉水来说，一般要求其pH值在特定范围内，以确保锅炉系统的正常运行和防止
腐蚀或垢积的发生。

3. 溶解氧，溶解氧是指水中溶解的氧气的含量，对于锅炉水来说，溶解氧的含量过高可能导致腐蚀，而含量过低可能影响锅炉的
燃烧效率。

4. 氯离子含量，氯离子是一种常见的水中离子，其含量过高可
能会引起腐蚀和金属材料的损坏。

5. 总碱度，总碱度是指水中碳酸氢根离子和碳酸根离子的总和，其浓度对于控制水质和防止腐蚀具有重要意义。

在实际应用中，电厂锅炉水质标准对照表还可能包括其他指标，例如硅酸盐含量、铁含量、浑浊度等。

这些标准对照表的制定是为
了确保锅炉系统的安全运行、延长设备的使用寿命以及节约能源。

因此，严格遵守和监测锅炉水质标准对照表的要求对于电厂的生产
运营至关重要。

电厂水质参数

（3）设备清单明细；
序号
项目
单位
数据
备注
1
浊度
NTU
5
2
悬浮物
mg/L
10
3
BOD5
mg/L
5
4
CODCr
mg/L
30
5
甲基橙碱度（以CACO3计）
mg/L
200
6
PH值
7.0~8.5
7
总铁
mg/L
0.3
8
Cu2-
mg/L
0.05
9
锰
mg/L
0.2
10
Cl-
mg/L
250
11
钙硬度（以CACO3计）
mg/L
10
12
游离氯
废水水质参数
（1）电厂废水水质指标
分析项目
单位
循环水
脱硫废水
水量
m3/h
261
40
外观
清
微黄
PH
8.40
8.78
碳酸根
mmol/L
0.05
0.7
碳酸氢根
mmol/L
2.40
1.80
氯离子
mg/L
980
13380
钙离子
mg/L
105
2840
镁离子
mg/L
110
1027
钠离子
mg/L
285
1510
COD
mg/L
90.99
1510
活性硅
mg/L
23.3
2.24
电导
us/cm
4056
41500
硫酸根离子
mg/L

发电厂除盐水水质标准

发电厂除盐水水质标准发电厂除盐水是指通过膜分离技术将海水或地下水中的盐分去除，以获得符合发电设备要求的淡水。

除盐水的水质标准对于发电厂的运行和设备的寿命具有重要影响。

因此，制定和严格执行发电厂除盐水的水质标准是非常必要的。

首先，除盐水的总溶解固体（TDS）是衡量除盐水水质的重要指标之一。

TDS是除盐水中所有溶解在水中的固体物质的总和，包括无机盐、有机物质和悬浮颗粒等。

一般来说，发电厂除盐水的TDS标准应控制在500ppm以下，以确保除盐水不会对发电设备造成腐蚀和结垢的影响。

其次，除盐水的电导率也是衡量除盐水水质的重要参数之一。

电导率是指单位长度内的电场强度与单位电荷的比值，它可以反映水中溶解物质的含量。

一般来说，发电厂除盐水的电导率标准应控制在2.0 mS/cm以下，以确保除盐水中的盐分含量在合理范围内。

此外，除盐水的PH值也是衡量除盐水水质的重要指标之一。

PH值是指除盐水中氢离子的浓度，它可以反映除盐水的酸碱性。

一般来说，发电厂除盐水的PH值标准应控制在6.5-8.5之间，以确保除盐水对发电设备的腐蚀影响最小化。

最后，除盐水中重金属和有机物质的含量也是需要重点关注的。

重金属和有机物质是发电设备的重要污染源，其含量超标会对设备造成严重的腐蚀和损坏。

因此，发电厂除盐水的水质标准应严格控制重金属和有机物质的含量，以确保除盐水对设备的影响最小化。

综上所述，发电厂除盐水的水质标准应包括TDS、电导率、PH值、重金属和有机物质的含量等多个方面，以确保除盐水对发电设备的影响最小化。

只有严格执行水质标准，才能保证发电设备的正常运行和长期稳定性。

因此，发电厂在制定除盐水水质标准时，应充分考虑设备的特点和工艺要求，制定科学合理的水质标准，并严格执行，以确保发电设备的长期稳定运行。

电厂用水的类别及水质指标.doc

电厂用水的类别及水质指标.doc水处理资料电厂用水的类别及水质指标一、火力发电厂用水的分类由于水在火力发电厂水汽循环系统中所经历的过程不同，其水质常有较大的差别，热力设备用水大致可分为：原水、补给水、给水、锅炉水、排污水、凝结水、疏水、返回凝结水、冷却水等。

1、原水：原水是未经任何处理的天然水（如江河水、湖水、地下水等）。

在火力发电厂中，原水是制取补给水的水源，也可以用来冲灰渣或作为消防用水。

一般取自自备水源（地表水或地下水）或城市供水网。

2、补给水：原水经过各种水处理工艺处理后，成为用来补充火力发电厂汽水损失的锅炉补给水。

锅炉补给水按其净化处理方法的不同，又可分为软化水、蒸馏水或除盐水等。

3、给水：经过各种水处理工艺处理后送进锅炉的水成为给水。

凝汽式发电厂的给水主要由汽轮机凝结水、补给水和各种疏水组成；热电厂的给水中还包括返回凝结水。

4、锅炉水：在锅炉本体的蒸发系统中流动着的水称为锅炉水。

5、排污水：为了防止锅炉结垢和改善蒸汽汽质，用排污的方法排出一部分含盐量高的锅炉水，这部分排出的锅炉水称为排污水。

6、凝结水：锅炉产生的蒸汽在汽轮机内做功后，经冷却水冷凝成的水称为凝结水。

这部分水又重新进入热力系统，成为锅炉给水的主要部分。

7、疏水：在热力系统中，进入加热器的蒸汽将给水加热后，由这部分蒸汽冷凝下来的水，以及在停机过程中，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水都称为疏水。

所有疏水经疏水器汇集到疏水箱，符合水质要求的，作为锅炉给水的一部分返回热力系统。

由于火力发电厂（尤其是热电厂）的疏水系统比较复杂，一般在水汽循环的主要系统中不表示出来，另行阐述。

8、返回凝结水：热力发电厂向热用户供热后，回收的蒸汽凝结成水，称为返回凝结水（也称返回水）。

其中又有热网加热器凝结水和生产返回凝结水之分。

9、冷却水：蒸汽在汽轮机中做完功以后，通常通过水冷，闭式水系统的冷却通常也需要水冷，这两部分水称为冷却水。

一般说的冷却水主要是指这两部分。

电厂水质标准讲解

≥7 ≤2 ≤பைடு நூலகம்.1
≥7 ≤2 ≤0.1
≥7 ≤2 ≤0.05
10—12
10—12
溶解固形物③ （mg/L）
无过热器
有过热器
<4000
<3500
<3000
<3000
<2500 10—40 10—30 <0.2
SO32-(mg/L) PO43-（mg/L）相对碱度（游离NaOH/溶解固形物）
10—40
碱度与硬度
①硬度大于碱度：这种水称为非碱性水，钙、镁离子
将首先与HCO3－形成碳酸盐硬度（YDT），剩余硬度离子即钙镁离子与SO42－、CI－等其它阴离子形成非碳酸盐硬度（YDF）。 ②硬度等于碱度：在这种水中，钙、镁离子全部与 HCO3－形成碳酸盐硬度。既没有非碳酸盐硬度也没有剩余碱度。
10—40 10—30④
〈0.2
<0.2
热水锅炉水质标准
中、高压参数锅炉的水、汽质量标准
锅炉补给水的质量标准
水处理系统一级化学除盐系统出水一级化学除盐加混床出水石灰、二级钠离子交换系统出水氢—钠离子交换系统出水二级钠离子交换系统出水硬度 (μ mol/L) ≈0 ≈0 ≤5.0 ≤5.0 ≤5.0 二氧化硅 * (μ g/L) ≤100 ≤20 电导率 (μ S/cm) ≤10 ** ≤0.2 碱度 (nmol/L) 0.8—1.2 0.3—0.5 -
直流炉不存在排污问题。
天然水的分类
按总硬度（1/2 Ca2++1/2Mg2+）的大小，可分为极软水（硬度在 1.0mmol/L以下）、软水（硬度在1.0~3.0mmol/L）、中等硬度水（硬度在3.0~6.0mmol/L）、硬水（硬度在

大型发电机内冷却水质及系统技术要求范本（二篇）

大型发电机内冷却水质及系统技术要求范本引言：大型发电机内冷却系统的良好运行对于发电机的性能和寿命具有重要的影响。

内冷却水的质量和冷却系统的技术要求直接关系到发电机的运行稳定性和寿命。

本文将详细介绍大型发电机内冷却水的质量要求和冷却系统的技术要求。

一、内冷却水质量要求1.水质标准（1）pH值：内冷却水的pH值应区间控制在6.5-8.5之间，以确保水的酸碱度适中。

（2）电导率：内冷却水的电导率应小于30μs/cm，以保证水的纯度。

（3）溶解氧：内冷却水中的溶解氧应小于5ppm，以减少氧化腐蚀的风险。

（4）硬度：内冷却水的硬度应小于100mg/L，以避免水垢形成。

（5）悬浮物质：内冷却水中的悬浮物质应控制在10mg/L以下，以减少对设备的污染和磨损。

2.水源选择内冷却水的水源应该是符合国家和地方标准的自来水或经过处理后的水源。

水源选择应注意以下几点：（1）水源的pH值应适中，不能太酸或太碱。

（2）水源的硬度应控制在合理范围内，过高的硬度会导致水垢形成。

（3）水源中的悬浮物质和有害物质应尽量少，避免对设备造成损害。

3.水处理技术对内冷却水进行必要的处理，以确保水质符合要求。

常用的水处理技术包括：（1）过滤：可通过机械过滤器对水源进行初步过滤，去除大颗粒的悬浮物质。

（2）软化：通过离子交换器或其他软化设备，降低水中的硬度。

（3）除氧：可采用物理或化学方法去除内冷却水中的溶解氧。

（4）消毒：采用适当的消毒剂对内冷却水进行消毒，杀灭水中的细菌和病毒。

二、冷却系统技术要求1.冷却系统结构（1）冷却水循环系统：包括水泵、冷却器、冷却塔等设备。

冷却水通过泵将热量从发电机中带走，然后通过冷却器或冷却塔将热量散发到空气中。

（2）冷却水净化系统：包括过滤器、软化器等设备。

冷却水在循环过程中需要保持较高的纯度，净化系统对水进行过滤、软化等处理，保证水质符合要求。

（3）自动控制系统：包括温度传感器、流量控制阀等设备。

自动控制系统能够监测冷却水的温度、流量等参数，并对泵、冷却塔等设备进行自动控制，以保证冷却水的正常循环。

大型发电机内冷却水质及系统技术要求范文（二篇）

大型发电机内冷却水质及系统技术要求范文第一部分：引言随着电力需求的不断增长，发电机组作为电力系统的核心设备之一，扮演着至关重要的角色。

发电机组内部冷却系统的性能直接影响到机组的运行效率和寿命。

因此，对发电机组内冷却水质及系统技术要求进行研究和探索，具有重要的理论和实践意义。

第二部分：发电机内冷却水质要求2.1 水质指标发电机内冷却水的水质指标主要包括PH值、电导率、总溶解固体（TDS）等。

其中，PH值通常要求在6.5-7.5之间，以保证水的酸碱度适中；电导率一般要求在1000μS/cm以下，以降低电解质的含量；TDS要求控制在1000ppm以下，以减少水中溶解固体对机组设备的腐蚀和堵塞。

2.2 水质处理为了保证发电机内冷却水的质量，需要采取适当的水质处理措施。

常见的水质处理方法包括过滤、离子交换、反渗透等。

过滤主要是通过滤芯将水中的杂质和悬浮物去除；离子交换则是利用离子交换树脂将水中的阳离子和阴离子去除；而反渗透则是通过半透膜将水中的溶解物质去除。

这些处理方法既能够有效地提高水质，又能够降低对机组设备的损害。

2.3 水质监测与控制为了实时监测和控制发电机内冷却水的质量，需要安装相应的水质监测与控制系统。

该系统通常包括水质监测仪表、数据采集设备和控制器等。

水质监测仪表主要用于测量和监测水质指标，如PH值、电导率等；数据采集设备则用于将测量数据传输给监测系统；而控制器则用于根据测量数据进行相应的调节和控制，以实现自动化运行。

第三部分：发电机内冷却系统技术要求3.1 传热技术发电机内冷却系统的传热技术主要包括对冷却水温度的控制和换热器的设计。

在传热过程中，需要控制冷却水的温度在适宜的范围内，以保证机组正常运行。

同时，换热器的设计也需要考虑到传热效率和排温效果，以提高冷却系统的整体性能。

3.2 冷却循环技术发电机内冷却系统的循环技术主要包括冷却水的循环方式和循环泵的选择。

常用的冷却水循环方式包括直接冷却循环和间接冷却循环。

发电厂水质指标

一、给水控制指标：1、PH值：8.5～9.22、硬度≤5umol/L3、NH3≤2mg/L4、电导率≤0.2μS/cm5、SiO₂≤20μg/L6、铁≤30μg/L7、铜≤15μg/L8、溶解氧≤15μg/L二、炉水控制指标：1、外状：澄清2、PH值：9～10.53、碱度≤2mmol/L4、磷酸根：5～15 mg/L5、电导率≤200μS/cm6、Cl-≤4 mg/L7、SiO₂≤20μg/L三、除氧器控制指标：1、溶解氧≤15μg/L2、硬度≤5umol/L四、主蒸汽控制指标：1、SiO₂≤20μg/L2、Na+≤15μg/L3、铁≤50μg/L4、铜≤15μg/L五、凝结水控制指标：1、外观透明澄清2、硬度≤15umol/L六、疏水控制指标：1、硬度≤5umol/L2、铁≤50μg/L七、循环水控制指标1、PH值：8～9.22、Cl-≤1000 mg/L3、SDI≤4μg/L4、残余氯≤0.5 mg/L八、多介质过滤器产水控制指标1、外状：澄清透明2、压差≤0.1 Mpa3、SDI≤4μg/L4、残余氯≤0.5 mg/L九、RO进水指标控制1、水温：20～25℃2、PH值：4～113、浊度≤1度4、SOD≤1.5μg/L5、残余氯≤0.5 mg/L6、回收率：72～75%7、脱盐率：98%十、活性炭产水指标1、外状：澄清透明2、SDI≤4μg/L3、残余氯≤0.5 mg/L 十一、混床出水控制指标1、电导率≤0.2μS/cm2、Na+≤10μg/L3、SiO₂≤20μg/L十二、除盐水控制指标1、Na+≤10μg/L2、SiO₂≤20μg/L3、电导率≤0.2μS/cm4、PH值＞6。

电厂用水的类别及水质指标

精心整理电厂用水的类别及水质指标一、火力发电厂用水的分类由于水在火力发电厂水汽循环系统中所经历的过程不同，其水质常有较大的差别，热力设备用水大致可分为：原水、补给水、给水、锅炉水、排污水、凝结水、疏水、123 456、凝结水：锅炉产生的蒸汽在汽轮机内做功后，经冷却水冷凝成的水称为凝结水。

这部分水又重新进入热力系统，成为锅炉给水的主要部分。

7、疏水：在热力系统中，进入加热器的蒸汽将给水加热后，由这部分蒸汽冷凝下来的水，以及在停机过程中，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水都称为疏水。

所有疏水经疏水器汇集到疏水箱，符合水质要求的，作为锅炉给水的一部分返回热力系统。

由于火力发电厂（尤其是热电厂）的疏水系统比较复杂，一般在水汽循环的主要系统中不表示出来，另行阐述。

8、返回凝结水：热力发电厂向热用户供热后，回收的蒸汽凝结成水，称为返回凝结水（也称返回水）。

其中又有热网加热器凝结水和生产返回凝结水之分。

9、冷却水：蒸汽在汽轮机中做完功以后，通常通过水冷，闭式水系统的冷却通常也2、水中的主要化合物 2.1 碳酸化合物CO2–3）4.3以下pH 值低于8.352.2 xSiO2·H4SiO4，随pH 值变化的关系可由图1–2来表征。

图1–2 SiO2的溶解度图1–2表明，当pH 值在9以下时，SiO2的溶解度是恒定的。

其原因为，在此条件下离子态HSiO3-的量非常少，水中硅酸化合物几乎都呈分子态H2SiO3，而水中可溶解的分子态H2SiO3的量是恒定的。

当pH 值增大到超过9时，SiO2的溶解度就显着地增大，因为此时H2SiO3电离成HSiO3-的量增多，所以溶解的SiO2除了会生成H2SiO3外，还要生成大量的HSiO3-。

当pH 值较大，且水中溶解的硅酸化合物量较多时，它们会形成多聚体，图1–2的虚线称为单核墙，它表示多聚体量达单体量1001的情况，阴影部分表示水中溶解的多聚体已超过1001。

天然水中硅酸化合物含量一般在1～20mg/LSiO2的范围内，地下水有的高达60mg/L。

电厂水质指标

一、表征水中悬浮物及胶体的指标1．悬浮固体悬浮固体是水样在规定的条件下，经过滤能够分离出来的固体，单位为毫克/升（mg/L）。

这项指标仅能表征水中颗粒较大的悬浮物，而不包括能穿透滤纸的颗粒小的悬体，所以有较大的局限性。

此法需要将水样过滤，滤出的悬浮物需经烘干和称量等手续，操作麻烦，不易用作现场的监督指标。

2．浊度浊度是反映水中悬浮物和胶体含量的一个综合性指标，它是利用水中悬浮物和胶体颗粒对光的散射作用来表征其含量的一种指标，即表示水浑浊的程度。

浊度是通过专用仪器测定的，操作简便迅速。

由于标准水样配制方法不同，所使用的单位也不相同，目前以福马肼聚合物（由硫酸肼（N2H4SO4）和六次甲基四胺[(C 制成的浑浊液）作为浊度标准的对照溶液，与水样相比较，所测得的浊度单位用福马肼单位（FTU）表示。

3．透明度透明度是利用水中悬浮物和胶体物质的透光性来表征其含量的另一种指标，即表示水透明程度的指标，单位为厘米（cm）表示。

水的透明度与浊度成反比，水中悬浮物其透明度越低。

由于它是通过人的眼睛观察水层厚度来确定水中悬浮物含量的，因此它带有人为的随意性。

二、表征水中溶解盐类的指标1．含盐量含盐量是表示水中各种溶解盐类的总和，由水质全分析的结果，通过计算求出。

含盐量有两种表示方法：一是质量表示法，即将水中各种阴、阳离子的含量以质量浓度单位全部相加。

二是摩尔表示法，即将水中各种阳离子（或阴离子）均按带一个电荷的离子为基本单位，计算其摩尔浓度(mmol/L)，然后将它们（阳离子或阴离子）相由于水质全分析比较麻烦，所以常用溶解固体近似表示，或用电导率衡量水中含盐量的多少。

2．溶解固体溶解固体是指在规定的条件下，水样经过滤除去悬浮固体后，经蒸发、干燥所得的残渣重量，单位用毫克/升（mg/L）表示。

这种方法实际测得的是在蒸发时水中不挥发质量，主要是水中各种溶解性盐类。

溶解固体只能近似表示水中溶解盐类的含量，因为在过滤时水中的胶体及部分有机物与溶解盐类一样能穿过滤纸，蒸干时某些物质结晶水不能除尽，有些有机物分解了，水中原有的碳酸氢盐全部转换为碳酸盐。