全膜水处理技术在锅炉补给水处理系统中的应用

韶关发电厂2×300MW机组改扩建成2×600MW机组过程中,原全离子交换锅炉补给水处理系统不能满足新机组要求,故采用超滤(UF)+反渗透(RO)+电除盐(EDI)的全膜锅炉补给水处理技术.实际应用表明,全膜水处理系统出水电导率≤0.15 μS/cm,SiO2含量≤10 μg/L,满足锅炉补给水水质要求;制水成本约2.69元/t,较原系统降低0.11元/t;具有环保、节能、占地小、操作简单等优点.     

600 MW超临界机组反渗透预脱盐系统出力的优化

某600MW超临界机组锅炉补给水系统采用反渗透预脱盐加一级除盐和混床处理工艺。反渗透系统出力为3×60m3/h,一级除盐、混床系统出力为2×120m3/h。整个系统出力能满足机组正常运行阶段补水,但会影响机组冲管用水。由于冲管补水的瓶颈在于反渗透系统,因此,对系统设计进行优化：反渗透系统增加旁路,短期内牺牲预脱盐率,使反渗透系统总出力接近一级除盐及混床的满负荷运行出力。这样可以缓解基建冲管用水紧张问题。     

某1000 MW超超临界机组锅炉补给水处理系统除盐方案探讨

根据某1 000 MW超超临界机组水源水质情况,提出了2种锅炉补给水处理系统除盐方案,其中方案1为超滤+反渗透+一级除盐+混床系统,方案2为超滤+一级反渗透+二级反渗透+EDI。通过从技术性能、技术参数、总投资、运行费用等4个方面进行比较,认为方案1成熟可靠,投资成本低,运行费用少,出水水质稳定,是最适用于该机组锅炉补给水处理系统的除盐方案。     

除盐水箱水质下降原因分析及解决措施

1 除盐水水质污染 某电厂1号机组第1阶段吹管期间,除盐水箱水质突然恶化,除盐水箱进水电导率不大于0.1μs/cm(25℃),出水电导率约为36.2μs/cm(25℃),pH值为4.5-4.67,除盐水水质污染直接影响吹管工作的进展.     

化学水程控设计中的迂回回路分析

1 回路简介某燃煤电厂化学补给水处理系统为一级除盐加混床。一期工程安装两列,扩建时安装一列,整个系统的运行和控制方式为:一级除盐部分采用程序控制,澄清池采用就地控制,混床及其它均采用远方操作。一期工程两台混床并联运行,每台混床由各自的电导率表和硅酸根表控制失效终     

户县热电厂降低补给水导电度措施

0引言 户县热电厂为供热式电厂,现有6台高温高压锅炉、5台发电机组,锅炉补给水采用阳双室床-除碳器-中间水箱-阴双室床-混合床除盐系统,水质符合部颁标准(导电度DD≤0.2μS/cm,SiO2≤20 μg/L).夏季供热量小时,补水量平均为55 t/h,冬季供热量大时,补水量平均为140 t/h.     

凝结水高速混床出水氯离子含量的控制

凝结水混床的出水水质如控制不严，就会在水冷壁内表面结垢，在汽轮机叶片上积盐，对热力系统安全运行影响很大。青岛发电厂300MW机组，原凝结水混床出水水质指标中，没有规定氯离子含量，因此没有监测氯离子引起水、汽系统的酸性腐蚀情况。利用离子色谱仪对该厂1号机3台凝结水高速混床出水水质的连续监测，找出出水氯离子的含量与电导率的关系。正常运行时，凝结水高速混床出水氯离子含量较少；电导率大于0．1μs/cm后，氯离子释放较明显。建议凝结水高速混床出水，应控制其电导率小于等于0．1μs/cm。     

浅谈海防电厂锅炉补给水处理工艺

本文结合越南海防电厂一期（2×3MW）工程实际,简述了海防电厂原水预处理及锅炉补给水处理流程,对机械加速澄清池搅拌刮泥机、重力式无阀滤池、活性碳过滤器和离子交换除盐等主要处理设备的结构和功能也一并做了简要介绍。     

除盐水箱水质下降原因分析及解决方法

分析了江苏华电戚墅堰发电有限公司2台220MW机组化学除盐水箱水质下降的原因。通过对除盐水箱呼吸器的设计、制作、安装和调试，根据除盐水箱安装呼吸器前后水质变化，提出了在除盐系统的解决方案，经运行证明改造效果良好。     

1000MW超超临界机组脱盐系统的配置与应用

超超临界机组对锅炉补给水有很高的水质要求。介绍了1000MW超超临界机组水化学工况特点,三菱公司对其水汽品质控制要求,锅炉补给水处理系统的选择;以国电泰州发电有限公司一期2×1000 MW超超临界燃煤机组为例,介绍了其采用超滤+反渗透预脱盐处理工艺作为预脱盐处理系统的配置情况,其超滤产水SDI为1.23,反渗透出水电导率为3.6μS/cm,除盐率不小于98.7%。实践表明,超滤+反渗透+一级除盐+混床能满足超超临界机组对锅炉补给水的特定水质要求。     

提高除盐水品质的措施

在除盐水箱内安装浮顶,消除CO2对除盐水的影响,除盐水补水电导率从原来的0.30μs/cm降低到0.07~0.20μs/cm范围内,提高除盐水水质。     

大型热电站锅炉中低含盐量补给水处理方案选择

对以中低含盐量水为水源的大型全离子交换、超滤（UF）＋反渗透（RO）＋一级除盐＋混床、UF＋一、二级RO＋混床和UF＋一、二级RO＋电除盐（EDI）4种锅炉补给水处理方案进行了技术经济分析。结果表明,以中低含盐量水为水源的大型锅炉补给水处理系统推荐采用技术性能优、投资和运行费用适中的UF＋极低压RO＋一级除盐＋混床处理方案,当原水含盐量超过270 mg/L时,则应选择技术和经济性能均优的UF＋RO＋一级除盐＋混床处理方案。     

大同二电厂化学除盐的现状及建议

大同二电厂是京津唐电网的主力厂之一，该厂长期不能稳发满发，对电网影响极大，究其原因，化学除盐存在的问题也是其中之一，本文详细分析了该厂化学除盐的运行情况，指出该厂机组汽水损耗较大，除盐原设计容量不够，酸碱质量差等一系列存在问题，并提出了改进建议。     

反渗透后处理技术的探讨

以某电厂2×600MW机组锅炉补给水处理系统为例,论述一级除盐加混床系统、二级混床技术、EDI技术等几种反渗透后处理技术,并对这几种技术进行技术经济比较.     

耒阳电厂670t/h超高压炉炉水实施协调pH——磷酸盐处理

1 概 述 耒阳电厂现有两台HG—670/140—WM10型锅炉,配两台200MW汽轮发电机组,锅炉蒸发量670T/H,其本体水容积145m~3。 补给水采用“一级除盐+混合床”的除盐水。给水处理采用“加氨+化学除氧(N_2H_4或新型除氧剂DMKO)”,炉水原采用Na_2PO_44处理。控制炉水pH为9—10,[PO_4~(3-)]为2—9mg/L。为了改良锅内水化学工况,消除炉水中游离碱,更有效地防止锅炉腐蚀与结     

一级除盐水处理系统存在问题及处理措施

探讨了哈热公司2×300MW供热机组扩建工程化学补给水处理系统中一级除盐系统存在的问题,提出了改进完善的方法和措施,对大容量机组水处理系统完善有借鉴意义.     

反渗透系统在一五○发电厂的应用

一五○发电厂始建于 1970年 ,原水处理系统设计为 3× 4 0ｔ/ｈ的一级除盐加混床。近几年来 ,水源水质严重恶化 ,含盐量由原来的 2 76ｍｇ/ｌ增加到现在的 5 85ｍｇ/ｌ,远远超过原水处理除盐系统的设计参数。除盐系统投产初期运行周期达 2 0ｈ左右 ,目前仅为 6ｈ左右。运行周期的缩短 ,再生频繁 ,酸、碱耗升高 ,工作量大大增加 ,再加上机组老化而引发的补水率上升 ,原水处理系统已难以满足一五○发电厂补给水的需要。反渗透作为一种先进的膜处理技术逐渐成熟 ,在国内多家电厂应用效果良好。目前 ,水处理系统中采用反渗透作为前置预除盐方式…     

热法海淡水作水源的除盐系统优化研究

对低温多效热法海水淡化出水作为锅炉补给水水源的除盐系统进行了优化试验研究。研究表明:热法海淡水水质较好,直接经过混床处理便可达到锅炉补给水要求,且具有占地少、建设投资和运行费用低等特点。     

给水TOC对蒸汽氢电导率的影响

对于采用传统的离子交换除盐系统和全膜处理技术系统生产锅炉补给水的供热机组而言,其影响蒸汽氢电导率的主要因素分别是原水中有机物的残留物和还原性环境中细菌的大量繁殖。将凝胶型阴树脂换成去除有机物效果较好的D213大孔型阴树脂可显著降低传统的离子交换除盐系统出水总有机碳(total organic carbon,TOC);在超滤前后投加非氧化性杀菌剂,均可有效杀灭穿透超滤的细菌。过热蒸汽压力为12.7~18.3MPa和18.3MPa的锅炉补给水TOC的标准值应分别控制为≤400/Nμg/L和≤200/Nμg/L(N%为供热机组的补水率,N1)。保证过热蒸汽压力18.3MPa的汽包炉和直流炉蒸汽质量氢电导率(25℃)标准值合格(氢电导率≤0.10μS/cm)的给水TOC标准值应为≤50μg/L。     

300MW机组凝汽器管板泄漏原因及处理

凝汽器是汽轮机辅助设备中最主要的一个部件,它的主要作用是利用循环冷却水使汽轮机排出的蒸汽凝结,从而在汽轮机排汽口建立并维持所需的真空,获得纯净的凝结水以供锅炉给水。随着火电厂高参数、大容量发电机组的投产运行,其对水、汽质量的要求也越来越高。目前,几乎所有高压机组均采用二级除盐水(电导率在0.3μS/cm以下)作为补给水,机组的化学腐蚀、结垢、积盐速度主要取决于水循环过程中的二次污染程度。其中,由凝汽器泄漏对补给水造成的危害最大且最具普遍性,因此防止凝汽器泄漏对于保证锅炉给水品质来说尤为重要。