浅议水质处理技术在火力发电厂化学水系统中的应用

1 火力发电厂化学水系统对水质的要求

锅炉是火电厂核心设备，对补给水质要求严格。补给水需极低硬度以防结垢，溶解氧须低于 以防腐蚀。高压锅炉水 pH 应保持 8.8-9.3，电导率和硅含量也需严格控制。汽轮机凝结水要求硬度趋零，电导率小于 ，钠含量极低防腐蚀。溶解氧含量通常限 30μg/L 以内，避免杂质沉积叶片影响效率。循环冷却水需平衡防垢缓蚀，硬度、碱度、氯离子须合理控制。氯离子限 200mg/L 以下，同时需杀菌灭藻能力，防止微生物污垢影响冷却效果。

对于化学水系统而言，水质控制不仅需要满足各工艺环节的特定指标，更要建立全过程动态监测体系。以亚临界机组为例，其给水硬度标准应 ⩽ 1.0μmol/L ，而超临界机组则需达到 ⩽0.5μmol/L 的更高要求。在溶解氧控制方面，现代机组普遍采用热力除氧与化学除氧的联合工艺，通过维持除氧器出口溶氧 ⩽5μg/L ，并结合联氨残余量控制在 10-50μg/L 范围，形成双重防护机制。

特别需要强调的是硅酸盐的控制，当锅炉压力超过 15.7MPa 时，二氧化硅含量必须严格限制在 ⩽10μg/kg 。这要求预处理系统配备高精度硅表进行实时监测，并建立阳床 + 混床的深度除盐保障体系。对于采用直流锅炉的先进机组，凝结水精处理系统出水氢电导率应稳定在 ⩽0.15μS/cm （ 25°C) ），钠离子浓度需通过在线表计控制在 ⩽1μg/L 水平。循环水系统在保持浓缩倍数 3-5 倍的同时，需通过有机膦酸盐与聚羧酸盐复配实现钙硬度 ⩽700mg/L （以 CaCO₃ 计）的稳定运行。针对不同水源特性，杀菌方案应动态调整：地表水系统宜采用臭氧 + 次氯酸钠的复合杀菌，地下水系统则需 强 化 硫 酸 盐 还 原 菌 的 专 项 控 制 。 近 年 来 ， 各 电 厂 逐 步 推 行GB/T12145-2016 标准，对水汽中氯离子、TOC 等新兴污染物的监控要求已提升至 μg/L 量级。

2 水质处理技术在化学水系统中的应用

2.1 预处理技术

混凝沉淀通过投加聚合氯化铝使悬浮颗粒形成絮体沉淀，该工艺在火电厂水处理中主要用于去除原水中50-200NTU 的悬浮泥沙及分子量 >3000 的胶体有机物，典型水力停留时间为 30-45 分钟。过滤单元采用双层石英砂滤器拦截 颗粒物，滤速控制在 8-12m/h ；活性炭过滤器通过物理吸附和化学还原作用去除余氯及分子量 <3000 的溶解性有机物，碘值 > 950mg/g 的椰壳活性炭可保障吸附周期达 2000-3000 床体积。曝气处理采用跌水曝气塔或机械通风装置，将溶解氧提升至 4⋅6mg/L ，使二价铁锰氧化生成氢氧化铁/锰沉淀。某 2×600MW 电厂应用后铁含量从 1.8mg/L 降至 < 0.05mg/L 。

pH 调节系统通过自动加药装置投加硫酸或氢氧化钠，将进水 pH 严格控制在6.5-7.5 范围，防止后续膜系统发生碳酸钙结垢或金属管道酸性腐蚀。气浮分离工艺采用溶气泵产生 30-50μm 微气泡，通过界面吸附作用去除0.5-10μm 油滴，某 F 级燃机电厂应用后循环水含油量从 15mg/L 降至＜1mg/L 。超滤装置采用中空纤维膜组件， 0.01-0.1μm 的孔径可有效截留胶体硅和微生物，某沿海电厂海水预处理中浊度从 20NTU 降至 <0.1 NTU，污染密度指数（SDI）稳定 <3 。通过组合工艺处理，原水浊度从 50NTU 降至 0.5NTU，COD 从 8mg/L 降至 2mg/L ，为后续深度处理提供了可靠保障。

2.2 反渗透技术

在 1.5-6.0MPa 压力驱动下，原水通过具有选择性透过特性的聚酰胺复合膜实现水盐分子分离，其中水分优先透过膜表面，而溶解性盐分、胶体及有机物等杂质被有效截留。该技术在火电厂主要应用于锅炉补给水制备（占比 85% ）和凝结水精处理系统（占比 15% ），典型装置包含 保安过滤器、多级离心高压泵及 6-8 英寸卷式反渗透膜组件三级单元。原水经多介质过滤、活性炭吸附等预处理工艺后，通过高压泵增压至 1.5-6.0MPa ，使约 75-98% 的水分子透过滤径 0.1-1nm 的聚酰胺复合膜，单支膜元件脱盐率 >99.5% ，系统回收率控制在 75%85% 。某 660MW 超超临界机组应用后，产水电导率可稳定降至 1μS/cm 以下，脱盐率达 97.99% ，每年减少酸碱消耗量约 300 吨。该工艺可显著降低锅炉系统结垢腐蚀风险，同时减少酸碱再生废水排放量 60%80% ，符合 GB/T50109-2014 工业循环冷却水处理设计规范要求。

2.3 离子交换技术

通过强酸阳树脂（ H+ 型）和强碱阴树脂（OH-型）与水中可溶性离子的置换反应实现深度除盐，其交换容量可达 2.0-2.5meq/mL ，机械强度 > 95% 。在火电厂锅炉水处理系统中，阳离子交换床采用 001×7 型树脂，可有效去除钙、镁等致硬离子，交换流速控制在 20-30m/h ，出水硬度降至0.03mmol/L 以下；阴离子交换床采用 201×7 型树脂，针对性去除硫酸根、氯离子等阴离子，调节出水 pH 至 8.5-9.2 理想范围。循环冷却水处理采用钠离子交换器进行软化时，再生周期按 1500-2000 床体积设计，总溶解固体可控制在 500mg/L 以内。对于 1000MW 超临界机组，采用阳床-阴床-混床的三级串联工艺，混床内装填 1:1 体积比的阴阳树脂，出水二氧化硅含量低于 20μg/L ，电导率 ⩽0.2μS/cm ，满足 DL/T5068-2014 电厂化学设计规范要求。失效树脂通过 5% 盐酸和 4% 氢氧化钠溶液阶梯再生，再生流速 4-6m/h ，恢复交换容量达 95% 以上，再生废水经中和处理后 pH 达标排放。

2.4 杀菌消毒技术

氯气消毒作为火电厂循环水系统主流工艺，通过 HOCl+HCl 反应生成次氯酸，其氧化电势达 1.49V，可穿透微生物细胞壁破坏酶系统。在开式循环系统中，采用冲击式加氯法维持余氯 0.5-1.0mg/L ，每日投加 2-3 次，每次持续 1-2 小时，对异养菌的杀菌效率可达 99.9% 。二氧化氯消毒作为新型替代技术，其氧化能力是氯气的 2.6 倍，在 pH6-10 范围内保持稳定杀菌效果，典型投加量为 0.5-2.0mg/L ，CT 值（浓度 × 接触时间）仅需 15mg⋅min/L 即可灭活军团菌。二氧化氯发生器通过2NaClO₃+4HCl2ClO₂↑+Cl₂↑+2NaCl+2H₂O 反应现场制备，产气效率＞95% ，配合 保安过滤器，可将微生物总数控制在 100CFU/mL 以内。近年臭氧消毒技术逐步应用，其强氧化性（ ORP2.07V ）可分解生物膜，在冷却塔中采用 0.1-0.3mg/L 臭氧持续投加，接触时间 4-6 分钟，配合在线ORP 监测仪（测量范围- .2000mV～+2000mV ），实现微生物动态控制，菌落总数 ⩽1×10³CFU/mL ，符合 GB50050-2017 工业循环冷却水处理设计规范要求。

3 结束语

水质处理技术在火力发电厂化学水系统中的应用是保障电厂安全、高效运行的关键环节。通过合理应用预处理、反渗透、离子交换、杀菌消毒等多种水质处理技术，能够有效满足化学水系统不同用水环节对水质的严格要求。然而，在实际应用过程中，面临着原水水质波动大、处理设备运行成本高、环保要求日益严格等挑战。通过建立原水水质监测系统、优化处理工艺、加强污染物处理和资源化利用等应对策略，可以有效解决这些问题，提高水质处理技术在火力发电厂化学水系统中的应用效果。随着科技的不断进步，水质处理技术也将不断创新和发展，为火力发电厂化学水系统的优化升级提供更强大的技术支持，助力火力发电行业实现可持续发展。

参考文献

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[2]王莹.浅谈火力发电厂化水除盐处理技术的优化[J].广州化工,2022,50(05):130-131+140.

[3]陈林,刘东征,陈永祥.火力发电厂水处理及水质控制[J].化工管理,2018,(20):198-199.