火力发电厂化学水处理规范

火力发电厂化学水处理设计技术规定SDGJ2—85主编部门：西北电力设院批准部门：东北电力设院施行日期：自发布之日起施行水利电力部电力规划设计院关于颁发《火力发电厂化学水处理设计技术规定》SDGJ2—85的通知(85)水电电规字第121号近几年来，随着电力工业的发展和高参数大机组的建设，电厂化学水处理技术迅速发展，积累了许多新的经验。为了总结近年来水处理设计经验和在设计中更好地采用水处理技术革新和技术革命的新成果，提高设计水平，加速电力建设，我院组织有关设计院对原《火力发电厂化学水处理设计技术规定》(SDGJ2—77)进行了修改。修订工作经过调查研究、征求意见、组织讨论，并邀请了有关生产、科研、设计、施工、制造等单位的有关同志对修订后的送审稿进行了审查定稿，现颁发执行，原设计技术规定作废。本规定由水利电力部西北电力设计院和水利电力部东北电力设计院负责管理。希各单位在执行过程中，注意积累资料，及时总结经验，如发现不妥和需要补充之处，请随时函告水利电力部西北电力设计院和水利电力部东北电力设计院，并抄送我院。1985年10月22日第一章总则第1.0.1条火力发电厂(以下简称发电厂)水处理设计应满足发电厂安全运行的要提供便利条件。第1.0.2条水处理室在厂区总平面中的位置，宜靠近主厂房，交通运输方便，并适当地留有扩建余地；不宜设在烟囱、水塔、煤场的下风向(按最大频率风向)。第1.0.3条水处理系统和布置应按发电厂最终容量全面规划，其设施应根据机组分期建设情况及技术经济比较来确定是分期建设还是一次建成。第1.0.4条本规定适用于汽轮发电机组容量为12～600MW的新建发电厂或扩建发电厂的水处理设计。第1.0.5条发电厂水处理设计，除应执行本规定外，还应执行现行的有关国家标准、规范及水利电力部颁布的有关规程。第二章原始资料第2.0.1条在设计前应取得全部可利用的历年来水源水质全分析资料，所需份数应不少于下列规定：对于地面水，全年的资料每月一份，共十二份；对于地下水或海水，全年的资料每季一份，共四份。第2.0.2条对地面水，应取得历年洪水期的悬浮物含量和枯水年的水质资料，以掌握其变化规律，并应了解上游各种排水对水质的污染程度；对受海水倒灌影响的水源，还应掌握由此而引起的污染和水质变化情况；对石灰岩地区的泉水，应了解其水质的稳定性。第2.0.3条设计热电厂时，应掌握供热负荷、回水量、回水水质、外供化学处理水量和水质要求等资料。第2.0.4条应了解所选用的水处理设备、材料、药剂、离子交换剂及滤料等的供应情况(质量、价格、包装和运输方式等)。第2.0.5条应了解机炉设备的结构特点，包括锅内装置型式、减温方式、凝汽器和各种热交换器的结构及管材，发电机冷却方式，辅助起动设施等情况。必时，可对设备制造厂提出结构和材质的要求。第2.0.6条扩建工程应了解原有系统、设备布置和运行经验等情况。第三章原水预处理第一节系统设计第3.1.1条预处理系统应根据原水水质、需处理水量、处理后水质要求，参考类似厂的运行经验或试验资料，结合当地条件确定。预处理设备出力应按最大供水量加自用水量设计。第3.1.2条经处理后的悬浮物含量应满足下一级设备的进水要求。处理方式可按下列原则确定：一、地面水悬浮物含量小于50mg/L时，宜采用接触凝聚①“接触凝聚”系指加入凝聚剂后，经水泵或管道混合直接进入过滤器(池)，或经反应器后进入过滤器(池)。、过滤。二、地面水悬浮物含量大于50mg/L时，宜采用凝聚、澄清、过滤，并根据原水悬浮物的含量选择合适的澄清器(池)。当悬浮物的含量超过所选用澄清器(池)的进水标准时②采用机械加速澄清池时，最大允许悬浮物含量为3000mg/L，其它型式为2000mg/L；石灰处理时，还应适当降低。，应在供水系统中设置预沉淀设施或设备用水源。三、地下水含砂时，应考虑除砂措施。第3.1.3条高压及以上机组，若原水中含有较多的胶体硅，经核算，锅炉蒸汽品质不能满足要求时，应采用接触凝聚、过滤或凝聚、澄清、过滤等方法处理。原水胶体硅允许含量和胶体硅去除率的参考数据参见附录C(一)。第3.1.4条当原水有机物含量较高时，可采用加氯、凝聚、澄清、过滤处理。当用以上处理仍不能满足下一级设备进水要求时，可同时采用活性炭过滤等有机物清除措施。离子交换装置也可选用大孔型树脂等抗有机物污染的阴离子交换树脂。化学除盐系统进水的游离氯超过标准时，宜采用活性炭过滤或加亚硫酸钠等方法处理。第3.1.5条化学除盐系统进水水质要求为：浊度对流2度顺流5度化学耗氧量(高锰酸钾法)：使用凝胶型强碱阴离子交换树脂时2mg/L(以O2表示)游离氯0.1mg/L(以Cl2表示)含铁量0.3mg/L(以Fe表示)第3.1.6条电渗析器进水水质要求为：浊度宜小于1度，不得大于3度(根据隔板厚薄、水质情况而定)化学耗氧量(高锰酸钾法)3mg/L(以O2表示)游离氯0.3mg/L(以Cl2表示)锰含量0.1mg/L(以Mn表示)铁含量0.3mg/L(以Fe表示)第3.1.7条反渗透器进水水质要求为：卷式(醋酸纤维膜)：污染指数FI4化学耗氧量(高锰酸钾法)1.5mg/L(以O2表示)游离氯0.3～1mg/L(以Cl2表示)pH5.5～6.5水温20～35℃含铁量0.05mg/L(以Fe表示)中空纤维式(芳香族聚酰胺)：污染指数FI3化学耗氧量(高锰酸钾法)1.5mg/L(以O2表示)游离氯＜0.1mg/L(以Cl2表示)pH5.5～6.5水温20～35℃含铁量0.05mg/L(以Fe表示)第3.1.8条当原水碳酸盐硬度较高时，经技术经济比较，可采用石灰处理。原水硅酸盐含量较高需要处理时，可加入石灰、氧化镁(或白云粉)。第3.1.9条当地下水含铁量较高时，应考虑除铁措施。其设计可参照现行《室外给水设计规范》进行，并参考附录C(二)地下水除铁设计参考意见。第二节设备选择(Ⅰ)澄清器(池)第3.2.1条澄清器(池)的型式应根据原水水质、处理水量、处理系统和水质要求等，结合当地条件选用。澄清器(池)的出力应经必要的核算。其设计可参照现行《室外给水设计规范》的有关规定进行。第3.2.2条选用悬浮澄清器(池)和水力循环澄清器(池)时，应注意进水温度波动对处理效果的影响。当设有生水加热器时，应装设温度自动调节装置，使温度变化不超过±1℃。第3.2.3条澄清器(池)不宜少于两台。当有一台检修时，其余澄清器(池)应保证正常供水量(不考虑起动用水)。澄清器的检修可考虑在低负荷时进行，用于短期悬浮物含量高、季节性处理时，可只设一台，但应设旁路及接触凝聚设施。(Ⅱ)过滤器(池)第3.2.4条过滤器(池)的型式应根据进口水质、处理水量、处理系统和水质要求等，结合当地条件确定。第3.2.5条过滤器(池)不应少于两台(格)。当有一台(格)检修时，其余过滤器(池)应保证在正常供水量时滤速不超过规定的上限。第3.2.6条过滤器(池)的反洗次数，可根据进出口水质、滤料的截污能力等因素考虑。每昼夜反洗次数宜按1～2次设计。过滤器(池)应设置反洗水泵、反洗水箱或连接可供反洗的水源。反洗方式宜采用空气擦洗。第3.2.7条过滤器(池)的滤速宜按表3.2.7选择：表3.2.7过滤器滤速第3.2.8条过滤器(池)的滤料和反洗强度可参考表3.2.8选择。表3.2.8过滤器滤料级配及反洗强度表续表3.2.8注：1)表中所列为反洗水温20℃的数据。水温每增减1℃，反洗强度相应增减1%。2)反洗时间根据过滤器(池)的型式和预处理方式而定，一般5～10min。(Ⅲ)清水箱(池)、清水泵第3.2.9条清水箱(池)不宜少于两台(格)。其有效容积可按1～2h清水耗用量设计。第3.2.10条清水泵应设备用泵。当清水泵的布置高于清水池最低水位时，每台泵应有单独的吸水管，水池应有排空措施。第三节布置要求第3.3.1条澄清器(池)、过滤器(池)、清水箱(池)的布置位置应根据当地气象条件决定，通常布置在室外。第3.3.2条寒冷地区，澄清器(池)顶部及底部应设置小室，相邻澄清器(池)的顶部应有通道相连。第四章锅炉补给水处理第一节系统设计第4.1.1条锅炉补给水处理系统，应根据原水水质、给水或炉水的质量标准、补给水率、排污率、设备和药品的供应条件等因素经技术经济比较确定。进行技术经济比较时，应采用正常出力和全年平均水质，并用最坏水质对系统及设备进行校核。锅炉补给水处理方式，还应与锅内装置和过热蒸汽减温方式相适应。中压、高压、超高压和亚临界汽包锅炉常用的汽水分离系统的携带系数可参见附录C(三)。第4.1.2条锅炉正常排污率不宜超过下列数值：一、以化学除盐水为补给水的凝汽式发电厂1%二、以化学除盐水或蒸馏水为补给水的供热式发电厂2%三、以化学软化水为补给水的供热式发电厂5%第4.1.3条水处理设备的全部出力，应根据发电厂全部正常水汽损失与机组起动或事故而增加的损失之和确定。发电厂各项正常水汽损失及考虑机组起动或事故而增加的水处理设备出力按表4.1.3计算。表4.1.3发电厂各项正常水汽损失及考虑机组起动或事故而增加的水处理设备出力注：①锅炉正常排污率按表中1、2、3项正常损失量计算。②发电厂其他用汽、用水及闭式热水网补充水，应经技术经济比较，确定合适的供汽方式和补充水处理方式。③采用蒸馏补给水时，应考虑蒸发器的防腐、防垢及机组起动供水措施。第4.1.4条高压、超高压、亚临界汽包锅炉和直流锅炉，应选用一级除盐加混合离子交换系统。当进水质量较好，减温方式为表面式或自冷凝时，高压汽包锅炉补给水除盐系统可选用一级除盐系统。固定床离子交换系统的选择，可参见附录C(四)。第4.1.5条锅炉补给水处理采用化学除盐时，其他用汽(采暖、卸煤、燃油等)及其他用水(机车、轮船补充水等)，应与有关专业共同进行技术经济比较，研究确定合理供汽、供水及水处理方式。第4.1.6条原水含盐量较高时，经技术经济比较，可采用弱型树脂离子交换器、电渗析器、反渗透器或蒸发器。第4.1.7条中压汽包锅炉补给水处理，在能满足锅炉给水和蒸汽质量要求时，可采用化学软化化学软化系指软化或脱碱软化。系统。第4.1.8条若用固定床除盐，当其进水中的强、弱酸阴离子比值较稳定时，可采用阳离子交换器先失效的串联系统，此时阴离子交换树脂装入量应有10%～15%裕量。第4.1.9条设计除盐系统时，应在保证出水质量前提下采用能降低酸、碱耗量和减少废酸、碱排放量的设备和工艺。排出的酸、碱废水应加以利用或设有必要的中和处理措施。第4.1.10条碱再生液宜加热，加热温度可为35～40℃。第4.1.11条在除盐(软化)系统中，对流离子交换器配制再生液及置换、逆洗所用的水，串联系统为除盐(软化)水。并联系统可使用本级交换器的出口水。第4.1.12条逆流再生离子交换器顶压用气和混合离子交换器用气的气源，应无油及有稳压措施。第4.1.13条氢钠离子交换的软化水管及除盐水管宜防腐。第4.1.14条海滨电厂钠离子交换器的再生剂可采用经过滤的海水。第4.1.15条水处理室至主厂房的补给水管道，应满足同时输送最大一台机组的起动补给水量和其余机组的正常补给水量的要求。发电厂达到规划容量时，补给水管道不宜少于2条。当补给水管道总数为2条及以上时，任何1条管道停运，其余管道应能满足输送全部机组正常补给水量的需要。第4.1.16条并联水处理系统，每种离子交换器有6台及以上时，设备宜分组。第二节设备选择第4.2.1条各种一级离子交换器的台数不应少于两台；其出力计算应包括系统中的自用水量(由后向前推算)。离子交换器再生次数应根据进水水质和再生方式确定。正常再生次数可按每台1～2次每昼夜考虑。当采用程序控制时，可按2～3次考虑。第4.2.2条除盐设备可不设检修备用，但当一台(套)检修时，其余设备应能满足全厂正常补给水量的要求。对凝汽式电厂，离子交换器可不设再生备用，由除盐水箱贮存再生时的需用水量。对供热式电厂，当水处理设备出力小时，可设置足够容积的除盐水箱贮存再生时的需用水量，当出力较大时，可设置再生备用设备。第4.2.3条离子交换剂的工作交换容量，