宁波北仑区电厂纯水处理设备

『壹』 发电厂需要用水处理设备吗

火力发电厂的设备作用和各系统流程
一、 燃烧系统生产流程
来自煤场的原煤经皮带机输送到位置较高的原煤仓中，原煤从原煤仓底部流出经给煤机均匀地送入磨煤机研磨成煤粉。自然界的大气经吸风口由送风机送到布置于锅炉垂直烟道中的空气预热器内，接受烟气的加热，回收烟气余热。从空气预热器出来约250左右的热风分成两路：一路直接引入锅炉的燃烧器，作为二次风进入炉膛助燃；另一路则引入磨煤机入口，用来干燥、输送煤粉，这部分热风称一次风。流动性极好的干燥煤粉与一次风组成的气粉混合物，经管路输送到粗粉分离器进行粗粉分离，分离出的粗粉再送回到磨煤机入口重新研磨，而合格的细粉和一次风混合物送入细粉分离器进行粉、气分离，分离出来的细粉送入煤粉仓储存起来，由给粉机根据锅炉热负荷的大小，控制煤粉仓底部放出的煤粉流量，同时从细粉分离器分离出来的一次风作为输送煤粉的动力，经过排粉机加压后与给粉机送出的细粉再次混合成气粉混合物，由燃烧器喷入炉膛燃烧。
二、 汽水系统生产流程
储存在给水箱中的锅炉给水由给水泵强行打入锅炉的高压管路，并导入省煤器。锅炉给水在省煤器管内吸收管外烟气和飞灰的热量，水温上升到300左右，但从省煤器出来的水温仍低于该压力下的饱和温度（约330），属高压未饱和水。水从省煤器出来后沿管路进入布置在锅炉外面顶部的汽泡。汽包下半部是水，上半部是蒸汽，下半部是水。高压未饱和水沿汽泡底部的下降管到达锅炉外面底部的下联箱，锅炉底部四周的下联箱上并联安装上了许多水管，这些水管内由下向上流动吸收炉膛中心火焰的辐射传热和高温烟气的对流传热，由于蒸汽的吸热能力远远小于水，所以规定水冷壁内的气化率不得大于40％，否则很容易因为工质来不及吸热发生水冷壁水管熔化爆管事故。
锅炉设备的流程
一、 锅炉燃烧系统
1、 作用：使燃料在炉内充分燃烧放热，并将热量尽可能多的传递给工质，并完成对省煤器和水冷壁水管内的水加热，对过热器和再热器管内的干蒸汽加热，对空气预热器管内的空气加热。
2、 系统组成：燃烧器，炉膛，空气预热器组成。
二、 锅炉的汽水系统
1、 作用：对水进行预热、气化和蒸汽的过热，并尽可能多地吸收火焰和烟气的热量。
2、 系统的组成：水的预热汽化系统，干蒸汽的过热再热系统。
三、 燃料输送系统
1、 作用：完成对原煤的输送、储存、供给。
2、 系统组成：皮带机、原煤仓和给煤机
四、 制粉系统
1、 作用：生产流量足够、颗粒大小符合要求的煤粉，满足锅炉燃烧需求。
2、 组成：磨煤机、粗粉分离器、细粉分离器、煤粉仓、给粉机和排粉机。
五、 给水系统
1、 作用：向锅炉提供压力足够高的高压未饱和水，因为只有高压才能高温，工质在高温高压下能携带更多的热量。
2、 组成：给水箱和给水泵
六、 通风系统
1、 作用：保证足够的空气进入炉膛并及时排出。
2、 组成：送风机、引风机和烟囱
七、 除尘系统
1、 作用：对即将进入烟囱高空排放的烟气进行除尘，减少对环境的污染。
2、 组成：除尘器
汽轮机
一、 作用：将蒸汽的热能转换成蒸汽的动能
二、 汽轮机设备流程:
1． 回热加热系统
（1） 组成：回热加热器和除氧器
（2） 作用：抽出汽轮机中做了部分功的蒸汽，对锅炉给水进行加热，这部分蒸汽自身变成凝结水而汽化潜热完全被利用。
2． 凝气系统
（1） 组成：凝汽器和抽气器
（2） 作用：1。建立并维持高度真空，降低汽轮机的背压，提高循环热效率
2．汽轮机的排气凝结成水，以便重新送入锅炉使用。
3． 冷却水供水系统
两个冷却水用水大户：（1）机组轴承润滑油冷却水
（2）汽轮机乏汽冷却水
火电厂计算机监控系统的结构
一、 结构：三点一线，分散控制系统（DCS），即上位机的操作员站，工程师站，下位机的现地控制单元和用来连接个站点的通信网络。集计算机技术、数据通信技术、控制技术与CRT显示技术融于一体，采用分散结构和危险结构。
数据采集结构（DAS）:对机组运行参数和状态进行采集、处理，用于显示、报警及打印报表。
模拟量调节控制系统（MCS）：包括锅炉的燃烧调节控制、汽包给水水位调节控制、主蒸汽温度调节控制等子系统和辅助设备的控制子系统。
开关量顺序控制系统（SCS）：对机组和辅助设备进行启停的顺序控制和连锁保护。
锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）：通过对炉膛的自动吹扫、火焰监测、炉膛压力保护以及喷油、喷煤燃烧器管理，锅炉连锁保护等安全管理，保证了锅炉的安全

火电厂输煤系统的任务是卸煤、堆煤、上煤和配煤，以达到按时保质、保量为机组（原煤

仓）提供燃煤的目的。整个输煤系统是火电厂十分重要的支持系统。它是保证机组稳发满发的

重要条件。

输煤系统是火电厂的重要组成部分，其安全可靠运行是保证电厂实现安全、高效不可缺少的环节。输煤系统的工艺流程随锅炉容量、燃料品种、运输方式的不同而差别较大，并且使用设备多，分布范围广。作为一种具有本安性且远距离传输能力强的分布式智能总线网络，lonworks总线能将监测点做到彻底的分散（在一个网络内可带32000多个节点），提高了系统的可靠性，可以满足输煤系统监控的要求。火电厂输煤系统一般都采用顺序控制和报警方式，为相对独立的控制单元系统，系统配备了各种性能可靠的测量变送器。通过运用Lonworks现场总线技术将各种测量变送器的输出信号接入对应的智能节点组成多个检测单元，然后挂接在Lonworks总线上，再通过Lonworks总线与已有的DCS系统集成，实现了对输煤系统更加有效便捷的监控。

在输煤系统中，常用的测量变送器一般有以下几种： （1）开关量皮带速度变送器（2）皮带跑偏开关（3）煤流开关（4）皮带张力开关（5）煤量信号（6）金属探测器（7）皮带划破探测（8）落煤管堵煤开关（9）煤仓煤位开关。

每一种测量变送器和其相对应节点共同组成智能监测单元，对需要监测的工况参数进行实时的监控。监测单元通过收发器接入Lonworks总线网络进行通信，可根据监测到的参数进行控制和发出报警信号，系统的结构如图1所示。

3、 Lonworks总线智能节点的一般设计

智能节点是总线网络中分布在现场级的基本单元，其设计开发分为两种：一种是基于neuron芯片的设计，即节点中不再包含其它处理器，所有工作均由neuron芯片完成。另一种是基于主机的节点设计，即neuron芯片只完成通信的工作，用户应用程序由其它处理器完成。前者适合设计相对简单的场合，后者适应于设计相对复杂的场合。一般情况下，多采用基于芯片的设计。由于智能节点不外乎输入/输出模拟量和输入/输出开关量四种形式，节点的设计也大同小异，对此本文只给出了节点设计的一般方法。

基于芯片的智能节点的硬件结构包括控制电路、通信电路和其它附加电路组成，其基本结构如图2所示。

图2 智能节点基本结构图

Fig 2 Basic Structure Of Node Based On The Neuron Chip

控制电路

①神经元芯片：采用Toshiba公司生产的3150芯片，主要用于提供对节点的控制，实施与Lon网的通信，支持对现场信息的输入输出等应用服务。

②片外存储器：采用Atmel公司生产的AT29C256（Flash存储器）。AT29C256共有32KB的地址空间，其中低16KB空间用来存放神经元芯片的固件（包括LonTalk协议等）。高16KB空间作为节点应用程序的存储区。采用ISSI公司生产的IS61C256作为神经元芯片的外部RAM。

③I/O接口：是neuron芯片上可编程的11个I/O引脚，可直接与外部接口电路连接，其功能和应用由编程方式决定。

通信电路

通信电路的核心收发器是智能节点与Lon网之间的接口。目前，Echelon公司和其他开发商均提供了用于多种通信介质的收发器模块。通常采用Echelon公司生产的适用于双绞线传输介质的FTT-10A收发器模块。

附加电路

附加电路主要包括晶振电路、复位电路和Service电路等。

①晶振电路：为3150神经元芯片提供工作时钟。

②复位电路：用于在智能节点上电时产生复位操作。另外，节点还将一个低压中断设备与3150的Reset引脚相连，构成对神经元芯片的低压保护设计，提高节点的可靠性稳定性。

③Service电路：专为下载应用程序设计。Service指示灯对诊断神经元芯片固件状态有指示作用

节点的软件设计采用Neuron C编程语言设计。Neuron C是为neuron芯片设计的编程语言，可直接支持neuron芯片的固化，并定义了34种I/O对象类型。节点开发的软件设计分为以下几步：

（1）定义I/O对象：定义何种I/O对象与硬件设计有关。在定义I/O对象时，还可设置I/O对象的工作参数及对I/O对象进行初始化。

（2）定义定时器对象：在一个应用程序中最多可以定义15个定时器对象（包括秒定时器和毫秒定时器），主要用于周期性执行某种操作情况，或引进必要的延时情况。

（3）定义网络变量和显示报警：既可以采用网络变量又可以采用显示报警形式传输信息，一般情况采用网络变量形式。

（4）定义任务：任务是neuron C实现事件驱动的途径，是对事件的反应，即当某事件发生时，应用程序应执行何种操作。

（5）定义用户自定义的其它函数 ：可以在neuron C程序中编写自定义的函数，以完成一些经常性功能，也将一些常用的函数放到头文件中，以供程序调用。

4、基于Lonworks总线的火电厂输煤系统与DCS的网络集成

现场总线技术与传统的系统DCS系统实现网络集成并协同工作的情况目前在火电厂中尚为数不多。进一步推动火电厂数字化和信息化的发展，逐步推行现场总线技术与DCS系统的集成是火电厂工业控制及自动化水平发展的趋势。就目前来讲，现场总线技术与DCS集成方式有多种，且组态灵活。根据现场的实际情况，我们知道不少大型火电厂都已装有DCS系统并稳定运行，而现场总线很少或首次引入系统，因此可采用将现场总线层与DCS系统I/O层连接的集成，该方案结构简便易行，其原理如图3所示。从图中可以看出现场总线层通过一个接口卡挂在DCS的I/O层上,将现场总线系统中的数据信息映射成与DCS的I/O总线上的数据信息，使得在DCS控制器所看到的从现场总线开来的信息如同来自一个传统的DCS设备卡一样。这样便实现了在I/O总线上的现场总线技术集成。火电厂输煤系统无论是在规模上，还是在利用已有生产资源的基础上，采用该方案都是可行的，同时也体现了把火电厂某些相对独立控制系统通过现场总线技术纳入DCS系统的合理性。由此可见，现阶段现场总线与系统的并存不仅会给生产用户带来大量收益，而且使用户拥有更多的选择，以实现更合理的监测与控制。
燃煤，用输煤皮带从煤场运至煤斗中。大型火电厂为提高燃煤效率都是燃烧煤粉。因此，煤斗中的原煤要先送至磨煤机内磨成煤粉。磨碎的煤粉由热空气携带经排粉风机送入锅炉的炉膛内燃烧。煤粉燃烧后形成的热烟气沿锅炉的水平烟道和尾部烟道流动，放出热量，最后进入除尘器，将燃烧后的煤灰分离出来。洁净的烟气在引风机的作用下通过烟囱排入大气。助燃用的空气由送风机送入装设在尾部烟道上的空气预热器内，利用热烟气加热空气。这样，一方面除使进入锅炉的空气温度提高，易于煤粉的着火和燃烧外，另一方面也可以降低排烟温度，提高热能的利用率。从空气预热器排出的热空气分为两股：一股去磨煤机干燥和输送煤粉，另一股直接送入炉膛助燃。燃煤燃尽的灰渣落入炉膛下面的渣斗内，与从除尘器分离出的细灰一起用水冲至灰浆泵房内，再由灰浆泵送至灰场。
在除氧器水箱内的水经过给水泵升压后通过高压加热器送入省煤器。在省煤器内，水受到热烟气的加热，然后进入锅炉顶部的汽包内。在锅炉炉膛四周密布着水管，称为水冷壁。水冷壁水管的上下两端均通过联箱与汽包连通，汽包内的水经由水冷壁不断循环，吸收着煤爱燃烧过程中放出的热量。部分水在冷壁中被加热沸腾后汽化成水蒸汽，这些饱和蒸汽由汽包上部流出进入过热器中。饱和蒸汽在过热器中继续吸热，成为过热蒸汽。过热蒸汽有很高的压力和温度，因此有很大的热势能。具有热势能的过热蒸汽经管道引入汽轮机后，便将热势能转变成动能。高速流动的蒸汽推动汽轮机转子转动，形成机械能。
汽轮机的转子与发电机的转子通过连轴器联在一起。当汽轮机转子转动时便带动发电机转子转动。在发电机转子的另一端带着一太小直流发电机，叫励磁机。励磁机发出的直流电送至发电机的转子线圈中，使转子成为电磁铁，周围产生磁场。当发电机转子旋转时，磁场也是旋转的，发电机定子内的导线就会切割磁力线感应产生电流。这样，发电机便把汽轮机的机械能转变为电能。电能经变压器将电压升压后，由输电线送至电用户。
释放出热势能的蒸汽从汽轮机下部的排汽口排出，称为乏汽。乏汽在凝汽器内被循环水泵送入凝汽器的冷却水冷却，从新凝结成水，此水成为凝结水。凝结水由凝结水泵送入低压加热器并最终回到除氧器内，完成一个循环。在循环过程中难免有汽水的泄露，即汽水损失，因此要适量地向循环系统内补给一些水，以保证循环的正常进行。高、底压加热器是为提高循环的热效率所采用的装置，除氧器是为了除去水含的氧气以减少对设备及管道的腐蚀。
以上分析虽然较为繁杂，但从能量转换的角度看却很简单，即燃料的化学能→蒸汽的热势能→机械能→电能。在锅炉总，燃料的化学能转变为蒸汽的热能；在汽轮机中，蒸汽的热能转变为轮子旋转的机械能；在发电机中机械能转变为电能。炉、机、电是火电厂中的主要设备，亦称三大主机。与三大主机相辅工作的设备成为辅助设备或称辅机。主机与辅机及其相连的管道、线路等称为系统。火电厂的主要系统有燃烧系统、汽水系统、电气系统等。
除了上述的主要系统外，火电厂还有其它一些辅助生产系统，如燃煤的输送系统、水的化学处理系统、灰浆的排放系统等。这些系统与主系统协调工作，它们相互配合完成电能的生产任务。大型火电厂的保证这些设备的正常运转，火电厂装有大量的仪表，用来监视这些设备的运行状况，同时还设置有自动控制装置，以便及时地对主辅设备进行调节。现代化的火电厂，已采用了先进的计算机分散控制系统。这些控制系统可以对整个生产过程进行控制和自动调节，根据不同情况协调各设备的工作状况，使整个电厂的自动化水平达到了新的高度。自动控制装置及系统已成为火电厂中不可缺少的部分。

『贰』 宁波北仑电厂的电厂特色

据介绍，北仑发电厂现有五台600MW亚临界机组，每年消耗原煤量达700万吨以上，节能降耗工作不仅影响到全厂的经济效益，并对降低污染物排放、保护环境具有重大意义。该厂在节能工作上重点从管理和技术两大方面采取措施，每年投入与节能相关的科技、技改和检修费用高达500万元以上，并取得了显著的节能降耗效果。
2005年，全厂标准供电煤耗为319.4g/kWh，发电厂用电率为3.94%。与2000年相比较，标准供电煤耗下降了3.6g/kWh，厂用电率下降了0.43%。据测算，2005年全厂发电量为205.8亿千瓦时，仅标准供电煤耗下降这一项，每年就可以节约标煤近2万吨，节约费用约1000万元。该企业在抓节能上，一是重视管理。建立健全节能组织体系，成立了以生产副总经理挂帅的节能领导小组，下设节煤、节电、节油、节水四个工作小组。根据电力行业技术监督要求，建立以总工程师为首的三级节能技术监督网络，并设节能监督工程师。同时，根据国家和电力行业节约能源的政策法规，制订了“北仑发电厂节能工作管理办法”，“北仑发电厂节能监督实施细则”，“北仑发电厂节油节水管理办法”等，指导全厂各项节能工作的开展。并根据国家“十一五”规划纲要提出的节能目标，结合企业实际情况，制订了北仑发电厂“十一五”节能工作规划和年度节能计划，并将节能计划按项目、时间、人员分解落实，由专人负责检查计划完成情况。二是重视技术创新。在电力行业中率先开发应用了机组运行优化管理系统，对机组效率实施在线监测，使机组运行性能的变化趋势得到了实时分析和调整，大大提高了机组运行的经济性。同时，通过大量的煤种实验室试验和现场配煤掺烧试验，在大型锅炉的炉型与煤性之间的耦合方面取得了丰富经验，并制订了配煤掺烧管理实施细则，为提高锅炉运行的安全性和经济性起到了重要作用。在循环水系统优化运行方面做了大量试验研究，大大节约了循环水泵的耗电量，降低了厂用电率。并完成了一批节能技改项目，取得了显著的节能降耗效果。 北仑发电厂十分重视环境保护工作，始终把环境保护工作纳入企业议事日程，成立了环保领导小组，建立环保监督网络和环保监测站，依靠科技研究和科技改进等措施不断减少资源的利用、提高“三废”的综合回收利用，减少污染物的排放。
据介绍，北仑发电厂5×600MW机组始建于80年代，该厂在工程设计阶段，充分考虑了环保要求，对环保设备的性能参数设计要求也较高。电厂一期工程环保设施投资总计20578万元，占总投资的7.28%，二期扩建工程环保设施投资75500万元，占工程总投资的7.4%。一、二期工程分别于1995年10月和2001年3月28日通过国家环保总局环保设施竣工验收。电厂5台机组烟气脱硫工程已投资11.55亿元，目前，脱硫工程进展顺利。3号机组脱硫系统经过168小时满负荷调试运行，已于2006年9月15日移交正式运行，3号机组的脱硫率达到了95.99%。本年底将投产2号机组的脱硫设施，根据计划，其它三台机组的脱硫设施将于2007年全部投入运行。5台机组的脱硫设施全部投运后，每年可以减少二氧化硫排放量约10万吨左右。在控制烟尘排放方面，北仑发电厂实现了锅炉投煤粉即投运电除尘，每台机组除尘效率均达到99.7%以上，烟尘排放浓度远远低于国家排放标准。2006年浙江省环境监测站监测结果为5.72－47.9mg/N.d.m3，平均值为15.95mg/N.d.m3。烟气脱硫设施投运后，烟尘浓度将进一步减少50%。电厂还积极开拓粉煤灰利用市场，凭着优良的粉煤灰品质，受到了水泥制造行业和建筑行业的青睐。根据市场对粉煤灰的不同需求，投资几百万增加了粉煤灰分选装置，提高了粉煤灰的利用量。2005年干灰利用总量达100万吨以上，灰渣也综合利用于筑路和填基。2006年1－9月份干灰利用量已达到了73万吨。 电厂拥有自备淡水水源—千亩岙水库，但是企业却自我加压，积极探索中水回用之路。从2009年下半年开始，北仑电厂多次与宁波开发区岩东污水处理厂联系，对厂区内增装再生水供应管进行可行性研究，并投入近200万元资金，在2010年年底完成再生水管道安装，设计每年可利用再生水500万吨。从今年1月下旬开始，宁波北仑又投入电厂脱硫系统，这一系统使用宁波开发区岩东污水处理厂的中水，日使用中水达2000多吨。
据了解，近年来，北仑电厂通过加大技改投入，实现淡水资源梯度回用，重点是将不同水质的水源应用于不同的生产环节，从而合理利用各种水资源。单“脱硫用水”一项，电厂内处理后的二类工业废水占到30%。据介绍，将中水作为脱硫系统的工艺水，可以大幅度降低淡水消耗量，实现社会效益和环境效益的双赢。 不断创新人才的培训和激励制度。其中，最令北仑电厂总经理韩大卫得意的要数推行检修项目经理制。 “我们把原本由生产副总或总工牵头负责的检修项目放权由下一级干部全权负责，使他们有机会跳出原工作局限，全方位地调配协调各方关系与资源，从中得到锻炼。”韩大卫说。据介绍，检修项目经理制从1998年实施至今，已经为企业培养了一大批复合型管理人才，这一做法也被越来越多的同行所学习与效仿。
在创新体系中，管理创新占有重要的位置。北仑电厂以管理创新推动企业跨越式发展的做法告诉我们，管理创新解决的是促进企业又好又快发展的方法问题。北仑电厂很好地抓住了安全运行管理模式和人才培养激励机制创新这两个主要环节。 据了解，北仑电厂在火力发电过程中，煤经过燃烧后会产生大量的烟气，而引风机的作用就是为这些烟气排放提供引力。之前，该电厂的引风机均采用电力驱动，每台引风机上需配备一台定速电动机，一天需耗电约七八万度。而用小汽轮机替代电动机作为动力后，就能省下这一部分电耗。
小汽轮机运作不是同样需要耗能？对于记者的疑问，胡伟锋笑着解释说，该项目实现节能降耗的关键就在于解决了小汽轮机的动力供应问题，将原来为实现对外供热从而被动降低蒸汽品位，改为通过小汽轮机耗能来主动降低蒸汽品位，用以满足用户的供热要求。
“蒸汽的品位主要是指蒸汽的温度和压强，满足用户供热的蒸汽一般要求控制温度在380摄氏度左右、压强为0.6~1.3兆帕斯卡之间。而电厂两台1000兆瓦超超临界机组抽汽参数较高，经减温减压后的蒸汽才能满足客户供热要求。”胡伟锋详细介绍说，通过增加小汽轮机作功来进行巧妙改造，不仅避免了蒸汽被动减压降温造成的节流损失，还能免费为引风机提供“热”动力。
同时，在进行项目的可行性测试时，该电厂还得到意外收获。为响应区域减排要求，从2007年开始，北仑电厂各台机组已先后完成了烟气脱硫工程。“实施脱硫过程增加了烟气排放阻力，原先单纯由电动引风机形成的牵引力无法满足要求，为此在每台引风机后面又增加了一台脱硫增压风机。经数据测估，使用小汽轮机驱动的引风机动力十分强劲，无需脱硫增压风机也能满足烟气牵引动力要求。自然又能省掉脱硫增压风机的电耗，还能提升脱硫装置的脱硫效果。”胡伟锋说。
今年下半年以来，北仑区再次增强区域节能降耗力度。继去年关停宁波热电厂后，又先后关停了明耀热电以及其它一些小型热电厂，转而由北仑电厂为汽源进行区域集中供热。供热增加有效保障了小汽轮机的动力来源，该项目的节能降耗效果也得以进一步显现。
胡伟锋补充说，作为该项技术的国内首家应用单位，北仑电厂对该技术应用的可行性进行了详细的试验和研究，最终决定在两台1000兆瓦超超临界机组上实施该项改造。
另外，记者从该项目基本情况表上了解到，小汽轮机替代电动机驱动引风机项目不仅有较好的节能效果，减排效果和经济效益同样明显。该项目目前已完成项目技术测试、可行性研究及设备选定等前期工作，将于近期实质性开工，计划将新增4台小汽轮机，替代原有4台引风机发动机和4台脱硫增压风机。第一台1000兆瓦机组的改造可望在明年上半年完成，随后进行第二台1000兆瓦机组改造。整个项目完成后，一年可节约标煤30219吨，减排二氧化碳约84797吨、二氧化硫约41吨（95%脱硫后）、烟尘约7.6吨，节约费用约4720万元。

『叁』 电力行业水处理设备

杭州永洁达净化科技有限公司电力行业水处理设备

电力锅炉行业水质标准
符合国家或行业锅炉给水标准（GB1576-2001、DL/T561-95），适合中、高压锅炉补水水质要求。电阻率在0.5-10MΩ.cm的（超）纯水。

超高压锅炉水质要求
控制锅炉给水的水质主要是为了防止锅炉结垢 、腐蚀和防止积盐，通常低压锅炉以软化水作为补给水，中压则采用脱碱、除盐水作为补给水，而高压锅炉则必须是采用除盐水作为补给水。

电力锅炉行业软化水典型制备工艺
1、源水（箱）→源水加压泵→机械过滤器→活性炭过滤器→反渗透→电去离子（EDI）

2、源水（箱）→源水加压泵→机械过滤器→活性炭过滤器→反渗透设备

3、源水（箱）→源水加压泵→机械过滤器→活性炭过滤器→反渗透→离子交换除盐

4、源水（箱）→源水加压泵→机械过滤器→活性炭过滤器→阳离子交换软化

实际工作中根据源水水质和出水要求适当取舍或组合，确定工艺！

电力行业水处理设备热水锅炉水质标准与防垢要领

●热水温度≤95℃的锅炉，且额定功率≤2.8mw，可以采取锅内防垢处理。对这类锅炉的补给水要求是悬浮物≤20mg/l，pH≥7，含油量≤2mg/l。要求锅炉循环水pH的要求是达到10-12，由于这种锅炉补存在水的蒸发浓缩，因此要依靠投加碱化剂提高ph，以防止结垢。
●热水温度≥95℃的锅炉补给水要求是悬浮物≤5mg/l,总硬度≤0.3mmol/l ph≥7，溶解氧≤0.1mg/l，含油量≤2mg/l。要求锅炉循环水ph10-12，溶解氧≤0.1mg/l，补给水应进行处理与脱氧才能合格。

『肆』 电厂水处理设备造价

超滤=超贵，造价的资料很少，如果你要的是系统设计说明和设备清册，那就很多，2*300MW+2*600MW机组化水超滤造价超过6000万元

『伍』 现在电厂水处理技术含量高吗

电厂废水处理技术

反渗透技术和设备在我国电厂水处理中的应用已经进入到逐步推广的阶段，相对于传统的离子交换水处理其具备原水处理质量高、应用范围广、经济环保和便于维护管理等优点。首先就原水处理过程来讲，反渗透膜孔径为0.1nm，这样不仅能够保证分离95%以上的微生物、胶体和有机物，同时还可以过滤绝大部分的溶解固形物和离子等，而随着我国多半透膜生产质量重视度的不断提升，反渗透技术的这一优势还将不断扩大。

『陆』 什么样的电厂需要水处理

所有电厂需要水处理。
电厂水处理的优点：
1、节约用水
一般循环冷却水系统为减少结垢现象，浓缩倍数只保持在1.5左右。而投加水处理剂后，浓缩倍数可提高到3.0，比浓缩倍数1.5时可节约50%的补水，节水的同时还可以节约用电，减少排污水量和排污费。
2、结垢的解决
在换热器管壁形成的水垢，会大大降低换热效果。以制冷机为例，换热管结垢0.6毫米，制冷可下降32%，并常出现高压跳机现象，影响正常生产；同时能耗严重时可增加35%，如果折算成经济效益，每年也不会少于几万元。
投加阻垢缓蚀剂可全面解决结垢问题，对旧垢也有明显的疏松作用。
3、腐蚀的减少
少量点蚀穿孔必须要停机堵管或换管，停机就会造成经济损失，如大量点蚀则使设备大大缩短使用寿命。
投加阻垢缓蚀剂可将腐蚀控制在安全的范围内，减少维修材料费用，降低维修成本，获得间接的经济效益。
4、粘泥的控制
菌藻粘泥因其附着性很强，极易在换热器管壁、冷却塔填料上黏附，而且传热效果比水垢更差,还会形成氧浓差电池，造成粘泥下腐蚀，造成的经济损失更甚于水垢。粘泥附着在填料上，降低冷却塔效率，需增开风机或增加风机马达的回转数，相应增加了动力费。
定期投加杀菌灭藻剂的水处理措施，可以控制粘泥的产生，保持运行的正常。

『柒』 电厂水处理设备国内哪几家比较好

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