发电厂水质指标

大型发电机内冷却水质及系统技术要求范文(三篇)

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。

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。

发电机内冷水水质标准

发电机内冷水水质标准
发电机内冷水是发电机组中重要的冷却介质，其水质直接关系到发电机组的正常运行和寿命。

因此，对发电机内冷水的水质标准有着严格的要求。

首先，发电机内冷水的水质应符合国家相关标准，主要包括以下几个方面：
1. pH值，发电机内冷水的pH值应在6.5-8.5之间，过高或过低的pH值都会对发电机组的材料造成腐蚀或结垢，从而影响发电机组的正常运行。

2. 电导率，发电机内冷水的电导率应在合理范围内，过高的电导率会导致发电机组的局部腐蚀，过低的电导率则会影响冷却效果。

3. 悬浮物和杂质，发电机内冷水中的悬浮物和杂质应尽量少，否则会影响发电机组的冷却效果，甚至堵塞冷却管道。

4. 溶解氧，发电机内冷水中的溶解氧应控制在合适的范围内，过高的溶解氧会导致发电机组的腐蚀，过低的溶解氧则会影响水质稳定性。

其次，为了保证发电机内冷水的水质达标，需要进行定期的水质监测和处理。

定期的水质监测可以及时发现发电机内冷水的水质问题，并采取相应的处理措施，保证发电机内冷水的水质符合标准。

此外，还需要注意发电机内冷水的循环和过滤。

良好的循环和过滤系统可以有效地去除发电机内冷水中的杂质和悬浮物，保证发电机内冷水的水质稳定。

总的来说，发电机内冷水的水质标准对于发电机组的正常运行至关重要。

只有严格控制发电机内冷水的水质，定期进行水质监测和处理，以及保证良好的循环和过滤系统，才能保证发电机组的安全稳定运行，延长发电机组的使用寿命。

电厂用水的类别及水质指标

电厂用水的类别及水质指标电厂作为能源的主要生产和供应单位，对水资源的需求量非常大。

水是电厂的重要辅助能源，用于锅炉供水、冷却循环、污水处理等多个环节。

不同环节对水质的要求不同，下面将对电厂用水的类别及水质指标进行详细介绍。

一、锅炉供水锅炉是电厂的核心设备，其运行稳定性和效率都与供水水质有密切关系。

一般来说，锅炉供水可分为给水、进水和补水三个类别。

1. 给水：给水作为锅炉的原始水源，其要求水质必须高，以保证锅炉的正常运行和延长使用寿命。

常见的给水水质指标包括水硬度、碱度、含氧量、总溶解固体等。

2. 进水：进水是指从给水系统中流入锅炉的新鲜水，用于弥补给水系统的热损失和水量损失等。

进水水质要求不如给水那么高，但也需要满足一定的标准，以保持锅炉的稳定运行。

3. 补水：补水是指在锅炉运行过程中因水量不足而需要补充的水源。

补水水质要求相对较低，主要考虑的是对锅炉设备的腐蚀和污垢产生的影响。

二、冷却循环电厂的冷却循环系统主要是通过水对热量进行吸收并带走，以保持设备正常运行。

冷却循环水主要分为开放式循环和闭式循环。

1. 开放式循环：开放式循环系统是将水从冷却塔中通过喷淋装置喷洒到冷却设备上进行冷却，然后再将其返回到冷却塔。

开放式循环水质与环境直接相连，对水质要求较低，主要关注其杂质含量和微生物。

2. 闭式循环：闭式循环系统是通过冷却塔将热水冷却后再循环使用。

闭式循环对水质要求较高，主要关注水中的硬度、溶解氧、腐蚀性物质等。

三、污水处理污水处理是电厂环保工作的关键环节。

电厂产生的污水主要来自锅炉排放废水、冷却塔的回水以及其他与水有关的设备。

污水的处理要求根据当地环保标准进行处理，并达到要求的排放标准。

污水处理工艺包括物理处理、化学处理和生物处理等，其中核心指标主要有悬浮物、化学需氧量（COD）、生化需氧量（BOD）等。

总结：电厂用水的类别包括锅炉供水、冷却循环和污水处理。

不同类别对水质的要求有所差异。

锅炉供水对水质要求高，包括给水、进水和补水。

热电厂锅炉用水分类及水质指标简析

热电厂锅炉用水分类及水质指标简析一、热电厂用水的分类由于水在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，热电厂锅炉软化水用水大致可分为：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。

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。

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

电厂用水的类别及水质指标随着工业化的发展，电厂作为能源的供应者发挥着重要的作用。

然而，电厂的运行离不开大量的水资源。

本文将探讨电厂用水的类别以及相关的水质指标，为保障电厂的可持续发展提供参考。

一、电厂用水的类别电厂用水可分为两个主要类别：一是冷却循环水，二是锅炉补给水。

1. 冷却循环水冷却循环水主要用于冷却发电过程中产生的余热。

其目的是降低设备温度，保证发电设备的正常运行。

冷却循环水可根据源头不同分为两种类型：一是淡水，二是海水。

淡水是指通过河流、湖泊或地下水等淡水源提取的水资源，用于电厂的冷却循环系统。

淡水的水质指标应符合国家相关标准，如水质标准中所规定的浊度、总溶解固体（TDS）、氨氮、溶解氧等指标。

海水是指通过海洋提取的水资源，用于电厂的冷却循环系统。

由于海水中的盐分含量较高，因此对于海水冷却循环系统的水质指标也有特殊要求。

常见的水质指标包括：盐度、浊度、氨氮、溶解氧等。

2. 锅炉补给水锅炉补给水是指供给锅炉蒸发耗损的水资源。

其主要目的是提供高质量的水源，以防止锅炉内部的腐蚀和结垢。

根据水源的不同，锅炉补给水可分为淡水和海水。

淡水补给水要求水质较高，通常需要进行一系列的处理，如软化、除氧、脱碳等。

主要的水质指标包括：pH值、硬度、总溶解固体（TDS）等。

海水锅炉补给水相较于淡水补给水要求相对较低，但仍需要做一定程度的处理，如除沉积物、除氧等。

常见的水质指标包括：盐度、pH 值、总溶解固体（TDS）等。

二、水质指标的重要性电厂用水的水质指标是确保电厂稳定运行的关键因素之一。

不合格的水质可能导致以下问题：1. 对设备的腐蚀和结垢水中的某些物质可能会对设备产生腐蚀和结垢的影响，进而降低设备的效率和寿命。

例如，水中的高含盐度会加速设备的腐蚀，高硬度的水会在设备内壁结垢，影响传热效果。

2. 对环境的影响电厂用水的回收和排放对周围环境有一定的影响。

如果未按照相关水质指标进行处理，可能会对河流、湖泊和海洋等水域环境造成污染。

火力发电厂水、汽试验方法(标准规程汇编)

火力发电厂水、汽试验方法(标准规程汇编).doc火力发电厂水、汽试验方法（标准规程汇编）引言火力发电厂是利用化石燃料（如煤、天然气等）燃烧产生的热量来产生电能的设施。

在火力发电厂的运行过程中，水和蒸汽的质量对发电效率和设备安全至关重要。

本文旨在汇编火力发电厂水、汽试验的标准规程，以确保电厂运行的可靠性和经济性。

第一部分：水质试验方法1.1 水质的重要性水质直接影响锅炉的效率和寿命，不良的水质可能导致腐蚀、结垢和生物污染，从而影响电厂的正常运行。

1.2 水质指标pH值硬度电导率溶解氧硅含量铁含量微生物含量1.3 水质试验方法1.3.1 pH值测定使用pH计进行测定，确保水质的酸碱度适宜。

1.3.2 硬度测定通过滴定法测定水中的钙、镁离子含量。

1.3.3 电导率测定使用电导率仪测量水的导电能力，反映水中溶解盐的含量。

1.3.4 溶解氧测定使用溶解氧仪测量水中氧气的含量。

1.3.5 硅含量测定采用原子吸收光谱法测定水中硅的含量。

1.3.6 铁含量测定使用比色法或原子吸收光谱法测定水中铁的含量。

1.3.7 微生物含量测定通过培养和计数方法测定水中微生物的数量。

第二部分：蒸汽试验方法2.1 蒸汽质量的重要性蒸汽质量直接关系到汽轮机的效率和寿命，不良的蒸汽质量可能导致叶片腐蚀、汽轮机效率下降。

2.2 蒸汽质量指标湿度温度压力清洁度2.3 蒸汽试验方法2.3.1 湿度测定使用湿度计或露点仪测量蒸汽的湿度。

2.3.2 温度测定使用温度计或热电偶测量蒸汽的温度。

2.3.3 压力测定使用压力表或压力传感器测量蒸汽的压力。

2.3.4 清洁度测定通过颗粒计数器或显微镜检查蒸汽的清洁度。

第三部分：试验规程的实施3.1 试验频率根据电厂的运行情况和水质、蒸汽质量的变化，定期进行水质和蒸汽质量的试验。

3.2 试验记录详细记录试验结果，包括试验日期、时间、试验人员、试验结果等。

3.3 试验结果分析对试验结果进行分析，及时发现问题并采取相应的措施。

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

电厂用水的类别及水质指标

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、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。

电厂水质cod标准

电厂水质cod标准电厂水质COD标准。

电厂是重要的能源生产基地，而水质的管理对于电厂的正常运行和环境保护都至关重要。

COD（化学需氧量）是衡量水体中有机物含量的重要指标，也是评价水质污染程度的重要参数之一。

本文将就电厂水质COD标准进行详细介绍，以期为相关工作人员提供参考和指导。

首先，电厂水质COD标准的制定是基于国家相关法律法规和标准的要求。

根据《水污染防治法》和《水环境质量标准》，对于工业废水排放标准都有明确的规定，包括COD的排放标准。

电厂作为工业企业，必须严格遵守国家相关法律法规，严格控制COD的排放，保证水质达标。

其次，电厂水质COD标准的制定还需要考虑到电厂的具体情况和周围环境的影响。

电厂所处的地理位置、周围水体的敏感程度、水资源的可再生性等因素都需要纳入考虑范围。

在制定COD标准时，需要充分调研周围环境，科学制定适合电厂实际情况的标准，既能保证环境安全，又不至于对电厂生产造成过大影响。

另外，电厂水质COD标准的执行需要建立完善的监测和管理体系。

只有对COD的排放进行严格监测和管理，才能确保电厂水质达标。

监测体系需要包括定期的水质采样、实验室分析、数据记录和报告上报等环节，管理体系需要包括责任部门的明确、责任人的落实、违规处罚机制的建立等内容，以确保COD标准的执行到位。

最后，电厂水质COD标准的制定和执行是一个动态过程，需要不断进行调整和改进。

随着电厂生产工艺的变化、环境监测技术的更新、国家法律法规的调整等因素，COD标准也需要不断进行修订和完善。

电厂管理部门需要密切关注相关政策法规的更新，及时调整COD标准，并对执行情况进行监督检查，保证标准的有效执行。

综上所述，电厂水质COD标准的制定和执行是一个复杂而又重要的工作。

只有科学合理地制定标准，严格执行标准，建立健全的监测和管理体系，不断进行调整和改进，才能保证电厂水质的安全和环境的可持续发展。

希望相关工作人员能够认真对待这一工作，为电厂的可持续发展贡献自己的力量。

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。

&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。

电厂除盐水标准

电厂除盐水标准
电厂除盐水标准主要包括以下几个方面：
水质指标：根据电厂用水的不同要求，除盐水的水质指标也有所差异。

一般来说，一级除盐水的电导率应小于5μs/cm（25℃），SiO2含量应小于100μg/L；二级除盐水的电导率应小于0.2μs/cm（25℃），SiO2含量应小于20μg/L。

对于高纯水或超纯水，其电导率应小于0.2μs/cm（25℃），Cu、Fe、Na含量应小于3μg/L，SiO2含量应小于3μg/L。

这些指标保证了除盐水具有较低的离子含量和杂质，能够满足电厂锅炉补给水、热力系统补充水等用水需求，避免设备结垢、腐蚀等问题。

制水工艺：电厂除盐水的制备通常采用离子交换法、反渗透法、电渗析法等工艺。

这些工艺能够有效地去除水中的离子和杂质，达到除盐的目的。

其中，离子交换法是最常用的方法之一，通过阳离子交换树脂和阴离子交换树脂的交换作用，去除水中的阳离子和阴离子。

设备要求：电厂除盐水设备需要满足一定的技术参数标准，如入口水压、工作温度、原水硬度等。

此外，设备的操作方式、出水硬度、再生方式、交换剂类型等也需要符合相关要求。

这些设备要求保证了除盐水设备的正常运行和出水质量。

运行管理：电厂除盐水设备的运行管理也是保证除盐水质量的重要环节。

运行管理中需要注意设备的运行周期、周期制水量、自用水率等指标，以及再生时的酸、碱耗等费用问题。

通过对设备的运行数据进行实时监测和调整，可以保证设备的稳定运行和出水质量的稳定。

总之，电厂除盐水标准是保证电厂用水质量的重要保障措施之一。

通过制定合理的水质指标、制水工艺和设备要求，以及加强运行管理等方面的工作，可以确保电厂用水的安全、稳定和经济性。

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。