1.火力发电厂化学设计技术规程DLT-5068-2006

北京国电博雅科技有限公司电力行业软件开发、制作、销售火力发电厂化学设计技术规程TechnicalcodefordesigningchemistryoffossilfuelpowerplantsDL/T5068—2006代替DL/T5068—1996前言本标准是根据《国家发展改革委办公厅关于下达2003年行业标准项目补充计划的通知》(发改办工业[2003]873号文)的安排对DL/T5068—1996《火力发电厂化学设计技术规程》进行修订的。本次修订主要对以下内容进行了修改和调整：——标准适应范围改为125MW～1000MW级。——原水预处理改为水的预处理，增加了利用循环水排污水、再生水、海水、矿井排水等水源的内容；增加了超滤、微滤、生物滤池等处理方案。——增加了水的预脱盐章节，主要内容为反渗透、海水淡化。——取消了电渗析有关条文，增加了电除盐内容。——取消了汽轮机油及油处理室、露天油库有关条文。本标准的附录A、附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录G、附录H、附录I、附录J、附录K、附录L、附录M、附录N、附录0均为资料性附录。本标准自实施之日起，代替DL/T5068—1996。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业电力规划设计标准化技术委员会归口并解释。本标准负责起草单位：山东电力工程咨询院。本标准参加起草单位：西北电力设计院、河南省电力勘测设计院、北京国电华北电力工程有限公司、西南电力设计院、中国电力工程顾问集团公司、广东省电力设计研究院。本标准主要起草人：胡廷谦、袁萍帆、陶逢春、张富礼、李承蓉、余乐、汤东升。本标准1985年第一次发布，1996年第二次发布，本次为第二次修订。电力行业软件开发、制作、销售1范围本标准规定了火力发电厂化学设计的基本技术内容。本标准适用于汽轮发电机组容量为125MW～1000MW级的火力发电厂化学设计，125MW以下机组、燃机及其他型式机组化学设计可参照使用。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准。然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的昀新版本。凡是不注日期的引用文件，其昀新版本适用于本标准。GB50013室外给水设计规范GB5006166kV及以下架空电力线路设计规范GB/T6907锅炉用水和冷却水分析方法水样的采集方法GB18918城镇污水处理厂污染物排放标准GB50016建筑设计防火规范GB50046工业建筑防腐蚀设计规范GB50050工业循环冷却水处理设计规范GB50177氢气站设计规范DL/T502.2火力发电厂水汽分析方法第2部分：水汽样品的采集DL/T712火力发电厂凝汽器管选材导则DL/T912超临界火力发电机组水汽质量标准DL/T5054火力发电厂汽水管道设计技术规定DL5053火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程CJJ40高浊度水给水设计规范HG/T20677橡胶衬里化工设备3术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.0.1还原性全挥发处理[AVT(R)]all-volatiletreatment(reduction)锅炉给水加氨和还原剂(又称除氧剂，如联氨)的处理。3.0.2氧化性全挥发处理[AVT(O)]all-volatiletreatment(oxidation)给水只加氨而不加除氧剂的处理。3.0.3加氧处理(OT)oxygenatedtreatment锅炉给水加氧的处理。3.O.4直接空(干)冷(系统)directdrycooling(system)以布置在厂房外的空气冷却的散热器代替布置在汽轮机下方的常规的水冷却的凝汽器。3.0.5间接空(干)冷(系统)indirectdrycooling(system)凝汽器仍布置在汽轮机下面，升温后的冷却水送入布置在自然通风塔进风口外侧四周或塔内的密闭冷却器，被冷却后再流回凝汽器重复使用。电力行业软件开发、制作、销售3.0.6混合式凝汽器mixingcondenser用于间接空(干)冷(系统)，主要靠喷嘴将循环冷却水喷出，形成水膜与汽轮机排汽直接接触进行热交换，也称为喷射式凝汽器。带混合式凝汽器的间接空冷系统也称为海勒式系统。3.0.7表面式凝汽器surfacecondenser用于间接空(干)冷(系统)，与常规的凝汽器基本相同。带表面式凝汽器的间接空冷系统也称为哈蒙式系统。3.0.8深度处理advancedtreatment进一步去除常规二级处理所不能完全去除的污水中杂质的净化过程。3.0.9再生水reclaimedwater，recycledwater再生水系指污水经适当处理后，达到一定的水质指标，满足某种使用要求，可以进行有益使用的水。3.0.10凝聚flocculation通常用机械、物理、化学或生物的方法使小颗粒聚集成可分离的大颗粒的过程。3.0.11过滤filtration水通过多孔性物质层或合适孔径的滤网以除去悬浮微粒的过程。3.0.12超滤ultrafiltration介于微滤与纳滤之间的过滤，过滤精度一般在O.O1μm～0.1μm之间。3.0.13微滤microfiltration介于一般过滤与超滤之间的过滤，过滤精度一般在O.1μm～1.0μm之间。3.0.14水的预处理waterpretreatment对水进行深度处理前而进行的粗处理。3.0.15造水比gainoperationratio(GOR)产水量和加热蒸汽量的比(kg/kg)。3.0.16多级闪蒸淡化装置multistageflash-typedistillationunit(MSF)有多个单级闪蒸蒸发器串联而成的蒸馏淡化装置，其级可多达30级～40级，造水比可达10～14。根据装置的结构类型，可分为横管(短管)、长管和竖管等型式。为防止结垢，其盐水昀高温度宜小于120℃。3.0.17明火地点flamespot存在外露的火焰及赤热或赤热表面的场所。3.0.18散发火花地点sprayflakespot指操作中的砂轮、电焊、气焊(割)、电锯或手锯、非防爆电气设施及开关、有飞火的烟囱等固定地点。3.0.19湿氢wethydrogen在所处温度、压力下，水含量达饱和或过饱和状态的氢气。3.0.20电除盐electrodeionization在电渗析器的淡水室中装填阴、阳混合离子交换树脂，将电渗析与离子交换结合起来，去除水中离子含量并利用电渗析过程中极化现象对离子交换树脂进行电化学再生的方法。4总则4.0.1化学各系统的选择及其布置应按火力发电厂规划容量全面考虑，其设施应根据机组分期建设电力行业软件开发、制作、销售情况及技术经济比较，确定是分期建设还是一次建成。化学水处理工艺的设计应做到合理选用水源、节约用水、降低能耗、保护环境，并便于安装、运行、维修。4.0.2设计前应取得全部可利用水源的水质全分析资料，所需份数应符合下列规定：地表水、回用水(再生水等)为全年逐月资料，共12份；地下水、矿井排水、海水为全年每季资料，共4份。对取得的水质资料进行分析、验证(分析误差满足要求)，并提出设计水质和校核水质。水质全分析报告格式参见附录A。4.0.3对地表水，应了解历年丰水期和枯水期的水质变化规律以及可能被污染的情况，取得相应的水质全分析资料：对受海水倒灌或农田排灌影响的水源，还应掌握由此而引起的水质变化情况；对石灰岩地区的地下水，应了解其水质的稳定性；对于再生水、矿井排水等回用水应掌握其原水的来源组成，了解其处理设施的情况；对于海水应了解海水取水方式及周边环境变化情况。4.0.4设计热电厂时，应掌握供热负荷、回水量、回水水质、回水水温、外供化学处理水量和水质要求等资料。4.0.5设计时应掌握所选用的设备、材料(包括防腐材料)、药剂、填料等的供应情况(包括质量、价格、包装和运输方式等)。4.0.6设计时应了解热力系统、机炉设备及有关辅机的结构特点和发电机冷却方式及参数等情况。必要时，可通过有关专业向设备制造厂提出结构和材质要求。4.0.7对扩建和改建工程，应了解原有各系统、设备布置和运行等情况。5水的预处理5.1系统设计5.1.1水源的选择应遵循下列原则：1发电厂应有可靠的水源，除地表水、地下水外，再生水、海水及矿井排水等均可作为电厂的水源。当有几个水源可供选择时，应经技术经济比较确定。2采用再生水及单一水源可靠性不能保证的情况时，应另设备用水源。水源水质出现季节性恶化时，应经技术经济比较确定是否另设备用水源或设施。采用再生水作为电厂循环冷却水的补充水时，污水处理厂的排放水昀低应达到GB18918中的二级标准。3锅炉补给水源应尽量选择清洁水源，只有在特定的条件下，才使用污水。5.1.2预处理系统应根据原水水质、后续处理工艺对水质的要求、处理水量和试验资料，并参考类似电厂的运行经验，结合当地条件，通过技术经济比较确定。5.1.3当锅炉补给水水源温度较低，影响预处理效果时，应采取生水自动调节加热措施。5.1.4预处理方式应按下列原则确定：1地表水、海水预处理宜采用沉淀(混凝)、澄清、过滤。悬浮物含量较小时，可采用接触混凝、过滤或膜处理。2当地表水、海水悬浮性固体和泥砂含量超过所选用澄清器(池)的进水要求时，应在供水系统中设置降低泥砂含量的预沉淀设施或备用水源。澄清器(池)的进水浊度要求可参见附录B。3对于再生水及矿井排水等回收水源应根据水质特点选择采用生化处理、杀菌、过滤、石灰凝聚澄清、超(微)滤处理等工艺。对于水处理容量较大，碳酸盐硬度高的再生水宜采用石灰凝聚澄清处理，石灰药剂宜采用消石灰粉。电力行业软件开发、制作、销售4当水源非活性硅含量较高时，应考虑硅对蒸汽品质的影响，可采用接触混凝、过滤或沉淀(混凝)、澄清、过滤及超(微)滤等方法去除。非活性硅去除率应通过试验或参考类似发电厂的经验确定。5原水有机物含量较高时，可采用氯化、混凝、澄清、过滤处理。上述处理仍不能满足下一级设备进水水质要求时，可同时采用活性炭、吸附树脂、生化处理或其他方法去除有机物。预处理后水中游离余氯含量超过后处理系统进水标准时，宜采用活性炭吸附或加亚硫酸钠等处理方法除氯。5.1.5活性炭过滤器的设计参数应根据进水水质、处理要求和活性炭的种类，参考类似发电厂的运行经验或通过试验确定，并应符合下列原则：1应选择机械强度好、吸附速度快、吸附容量大的活性炭；2活性炭过滤器的滤速可参考表5.1.5；3活性炭过滤器应进行定期反洗。5.1.6当采用常规预处理系统不易保证反渗透进水水质或处理系统过于复杂、庞大时，经技术经济比较可以选择超(微)滤处理作为反渗透的预处理系统。超(微)滤装置的进水水质要求见表5.1.6所示。5.1.7水源中碳酸盐硬度或硅酸盐含量较高，以及原水受到污染需综合治理以改善水质时，经技术经济比较，可采用石灰、弱酸离子交换或其他药剂联合处理。5.1.8地下水含砂时，应考虑除砂措施。电力行业软件开发、制作、销售5.1.9地下水铁锰含量较高，作为锅炉补给水水源应考虑除铁、除锰措施，如：1除铁、除锰系统的选择应根据原水中铁、锰的形式和数量，处理后水质要求，并参照水质相似的发电厂的运行经验或试验资料，经技术经济比较后确定。地下水除铁，可采用接触氧化法或曝气氧化法。地下水除锰宜采用接触氧化法。2曝气装置应根据原水水质及曝气程度的要求选定。5.1.10经沉淀(混凝)处理后的管道或反渗透系统进水管道宜采用防腐管道。5.2设备选择5.2.1澄清器(池)5.2.1澄清器(池)的类型应根