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电厂化学除盐水电导率升高原因及控制措施分析摘要：电厂热力系统循环过程中，常常会由于除盐水电导率变大导致电厂热力系统水质受到影响，在这种情况下，会进而影响到电厂运行的安全性与稳定性。
基于此，本文为电厂化学除盐水电导率升高原因进行的分析，并提出了相应的控制措施，希望给有关人员提供参考帮助。
关键词：电厂；化学除盐水；电导率0引言电厂热力系统的水质情况决定了电厂设备运行的稳定与否，同时也关乎着电厂的经济效益。
自然界的水具有流动性的特点，因此其中包含大量杂质。
如果电厂使用的水中还有大量杂质，则会导致相关设备发生腐蚀和积盐等情况，进而缩短设备的使用寿命，给电厂经济效益带来严重影响。
因此有效控制电厂除盐水电导率升高势在必行，有助于促进电厂的可持续发展。
1 电厂化学除盐法电导率升高的主要因素分析1.1阴床Na+渗漏阴床中的Na+主要源于阳性树脂生成的NaOH。
如果工作人员的操作情况不符合标准规范，就会发生Na+渗漏的情况[1]。
特别是阴床再生期间，需要做好相应的隔绝工作，不然就会导致碱液混合到阴床中，引发Na+渗漏。
如果阴床Na+渗漏会在很大程度上减小除盐水的效率，阴床需要在碱性环境下才能发挥作用，通常情况下，pH值应该小于5。
然而在Na+的不断渗漏过程中，相应的pH值也会越来越大，进而提高水的电导率，导致阴树脂强度出现减小甚至失效的情况。
所以，需要科学合理地处理阴床，做好相应的监督与管理工作，提高阴床的耐腐蚀性能。
此外，务必保障酸、碱液流动方向的正确性，避免再生液出现逆流的情况，以此增强电导率。
1.2阳床Na+渗漏对电厂盐水进行处理的时候，阳床Na+渗漏是非常普遍的情况，而且这种情况会在很大程度上给电导率带来不良影响。
导致电导率变大有下列几个原因：首先，工作人员在对电厂化学除盐水电导率检测的过程中，需要对Na+含量进行检测，然后来判断阳床的实际作用。
但是，在检测过程中由于检测时间长短会影响Na+含量，检测时间过久就会导致Na+就会渗漏。
热电厂除盐水用量析1. 引言热电厂是利用化石燃料或可再生能源发电的设施，其发电过程中会产生大量的废水。
为了保护环境和合理利用资源，热电厂通常会采用除盐水系统来处理废水中的盐分。
本文将对热电厂除盐水用量进行详细的分析和探讨。
2. 热电厂除盐水系统简介热电厂的除盐水系统是用于处理废水中盐分的设备和工艺的集合。
该系统的主要目标是将废水中的盐分去除，以减少对环境的污染，并使废水能够回收再利用。
除盐水系统通常包括以下几个主要组成部分：2.1 预处理单元预处理单元主要用于去除废水中的颗粒物和悬浮物，以防止对后续设备和工艺的堵塞和损坏。
常见的预处理设备包括格栅过滤器、旋流器和沉淀池等。
2.2 膜分离单元膜分离单元是除盐水系统的核心部分，通过使用半透膜来分离水中的盐分和其他溶解物质。
常见的膜分离技术包括反渗透（RO）和电渗析（ED）等。
RO技术通过施加高压将水逆向渗透通过半透膜，从而去除盐分。
ED技术则利用电场力将带电离子迁移至相应电极上，实现去除盐分的目的。
2.3 后处理单元后处理单元主要用于进一步处理膜分离后的水，以达到更高的纯净度要求。
常见的后处理工艺包括活性炭吸附、紫外线消毒和臭氧氧化等。
3. 热电厂除盐水用量分析方法为了分析热电厂除盐水的用量，我们可以采用以下方法：3.1 监测与记录通过安装监测设备，实时监测热电厂废水中的盐分含量和流量，并将监测数据记录下来。
监测的频率可以根据需要进行调整，以获得更准确的数据。
3.2 数据分析与统计将监测到的数据进行分析和统计，计算出热电厂除盐水的用量。
可以通过计算每天、每周或每月的平均用量，以及用量的变化趋势等指标来评估热电厂的除盐水消耗情况。
3.3 影响因素分析分析影响热电厂除盐水用量的因素，比如热电厂的发电量、废水处理效率、水质变化等。
通过对这些因素的分析，可以找出影响用量的主要因素，并采取相应的措施来降低用量。
4. 热电厂除盐水用量的影响因素热电厂除盐水的用量受到多个因素的影响，主要包括以下几个方面：4.1 热电厂的发电量热电厂的发电量越大，废水产生量也就越大，从而导致除盐水的用量增加。
核电厂除盐水分配系统控制逻辑优化与改进摘要：针对某核电厂常规岛除盐水分配系统三台供水泵跳闸问题，对除盐水分配系统控制逻辑进行了深入分析，发现控制逻辑设计不合理，在机组大量用水的情况下，会导致供水母管压力低跳泵。
本文通过分析机组在大修启机阶段大量用水情况下的流量特性曲线，并对比其它同类型核电机组对控制逻辑提出了优化方案，并成功应用到现场。
关键词：除盐水分配系统；母管压力低；母管流量高；跳闸0引言2014年2月15日，某核电厂1号机组满功率运行，2号机组处于大修启机阶段，常规岛两台凝汽器大量进水冲洗，厂内除盐水分配系统2号供水泵在自动运行状态下异常跳闸，3号泵未联锁启动，供水短时失去。
随后联系电厂化学人员，手动启动3号供水泵，除盐水分配系统恢复正常运行。
1系统流程和功能电厂除盐水分配系统的作用为提供符合系统水质要求且pH值为9的除盐水。
系统设计三台除盐水泵，将两个储存罐内的除盐水经过供水母管，分别输送给两台核电机组常规岛厂房用户，以满足用水要求。
系统流程如下图1所示。
图1除盐水分配系统流程图三台除盐水泵根据运行需要可以选择一台为主泵，一台为副泵，一台为备用泵。
备用关系为：如果1号泵作为主泵，则2号泵作为副泵；如果2号泵作为主泵，则3号泵作为副泵；如果3号泵作为主泵，则1号泵作为副泵。
2除盐水泵控制方式三台除盐水泵启停逻辑主要分为以下五种情况，具体可以参见下图2控制逻辑图。
1）手动控制模式下，通过上位机直接手动启停。
2）自动控制模式下，一台泵为主泵正常运行，一台泵设置为副泵，第三台泵为备用停运状态（此逻辑设计目的为不允许三台泵同时运行）。
3）自运控制模式下，作为副泵，若母管流量高于194t/h，那么将产生副泵的启动信号（此情况主要针对下游除盐用水量较大时，两台泵同时运行以满足用水需求）。
4）自动控制模式下，若除盐水泵母管压力低于6bar，延时15s后，将直接产生三台泵的跳泵信号。
5）自动控制模式下，若不满足相应的运行条件（供水母管流量高于514t/h或两个除盐水罐的液位低于1米或除盐水泵的入口阀都未打开），也会直接产生三台泵的跳泵信号。
核电厂除盐水处理系统调试摘要：本文对核电厂除盐水处理系统调试进行了分析。
其内容包括：流程优化、设备调整、增加危险化学品检测，加强安全防护设备设计。
通过对核电厂除盐水处理系统优化设计，使除盐水处理系统操作更加安全、便捷，从而保障了设备的正常使用和维护。
关键词：核电厂；除盐水处理系统；设计前言拥有新鲜水源的核电厂一般都是从自家的淡水工厂里取来的水。
经过海水淡化、反渗透、离子交换等流程，研制出适合于核岛、常规岛、防喷器等设备的脱盐，最终达到脱盐生产的目的。
中国很多大型核电厂已经运营了将近20年，根据目前的设计标准和核电的经验，本文选择某核电厂对其除盐水处理系统进行了优化。
1系统总览某核电厂采用核电厂供水系统水作为原料，通过细砂过滤、活性炭处理、RO 处理等流程，在“AP1000化学手册”的指导下达到了海水脱盐的目的。
该系统的设计容量为2×120 t/h，可满足电站启动、停机、长期停机、正常运行等多种工作条件下工作。
除盐水处理系统由预处理、反渗透、离子交换三部分组成。
本装置可应用于细砂过滤，活性炭吸附，反渗透预脱盐，离子交换等，得到高品质的脱盐产物。
2海水淡化技术综述在发电厂里，涡轮和发电机是用来发电的，蒸汽是通过蒸气系统不断地进行的。
长期使用会因蒸发、抽汽、加热、管道泄漏等引起的蒸汽损耗，为了确保系统中的蒸汽流量正常，必须经常进行管道的更换。
一般情况下，一个可以用作一个辅助网络的系统叫做脱盐[1]。
本文所研究的核电厂第一次完成了电除尘器的技术改造，其辅助系统由常规岛除盐、脱盐控制两部分组成，并于投产前投入使用。
3除盐水处理系统的基础职能该核电厂的脱盐流程是一种能够去除原有废水中的溶出物和悬浮物，达到污水处理的目的。
通过对污水进行预处理后再进行水质检验，然后可以顺利进入脱盐池。
利用脱盐水泵对核电站、常规电站及BOP进行海水脱盐。
除盐水处理系统主要的调试目的和工作如下：对海水处理系统的设计、制造和安装进行全面的质量检验，保证各设备的正常工作、海水淡化、控制、报警等正常工作，设计出合理的水质指标，以保证海岛海水和防喷器的正常工作。
脱盐水站系统存在问题及改进优化方案发布时间：2021-05-28T03:32:05.563Z 来源：《防护工程》2020年35期作者：王文欢[导读] 随着经济和各行各业的快速发展，近年来，随着水资源紧张，各大高耗能企业为降低水耗及成本，加大了污水循环利用。
身份证号码：1402031981****5910摘要：随着经济和各行各业的快速发展，近年来，随着水资源紧张，各大高耗能企业为降低水耗及成本，加大了污水循环利用。
为减少工业生产用水、满足生产工艺高品质用水要求，某化工企业建设了一座5×200t/h的脱盐水站，以污水处理厂处理后的中水作为脱盐水站的水源。
污水处理厂收集化工厂综合性废水，水温高，有机物含量高；由于去除有机物效果差，造成脱盐水站反渗透系统有机物污堵，运行效果不佳。
关键词：有机物；反渗透；化学清洗引言随着经济和科技水平的快速发展，脱盐水站原水来自净化站，采用反渗透-混床工艺进行脱盐，产品水全部用作锅炉补给水。
但是自工厂建成投产以来，脱盐水站实际进水的含盐量远高于设计值，使得水站主要工艺设备无法正常运行，进而导致脱盐水站产水量达不到设计水平。
此外，在实际运行中，工厂锅炉补给水的需水量大于原脱盐水站的设计产水量，从而进一步扩大了脱盐水用水量缺口。
为了保证锅炉补给水的水质、水量，确保工厂主装置稳定运行，对该脱盐水站进行扩能改造。
1脱盐水预处理系统脱盐水预处理的工艺流程：多种介质过滤器（活性炭或石英砂）+超滤+一、二反渗透+电解连续再生（Electrodeionization，EDI）。
工艺描述：原水经换热器换热后进入多介质过滤器（活性炭或石英砂）进行过滤，去除水中的有机物和悬浮物，降低浊度，经常规处理后的出水经泵送入超滤系统预处理装置的网式过滤器，出水微粒小于100 μm，进入超滤装置（Ultra-filtration，UF），出水浊度小于0.2 NTU，污染指数（Silt Density Index，SDI）小于3后进入超滤产水箱，通过一级反渗透（ReverseOsmosis，RO）和二级RO，产水进入连续电除盐系统，浓水回流至前工序进行重复使用，从而减少废水的排放，EDI进行超纯处理制成脱盐水，供后工段使用。
核电站除盐水生产系统自动化提升研究摘要：根据对SDA系统（除盐水生产系统）、设备的调查和分析，鉴于前期机组手动操作制水，导致现场工作量大、制水效率低及手动操作设备联锁保护可靠性差等缺点，结合内部外经验反馈，改进工作在满足系统手册要求的自动启停功能的基础上，增加一键启动制备SED、SER除盐水的功能；与此同时，从设备损坏率的降低、制水合格率的提高等诸多方面综合考虑，丰富了记录、监控、预报警、保护逻辑和趋势分析的能力。
改进工作从提升人员绩效、减少人因失误、促进根本原因分析的要求出发，将自动化程度从原先的20%提升至80%，达到电厂制水自动化的先进水平，同时解决了生产效率低下、资源浪费及系统可靠性差的难题，并且结合现场调试试验工作，完成了具有核电特色的除盐水系统控制主画面设计创新以及“一键式”启动制水功能的实现。
关键字：SDA；自动化；一键启动；可靠性；效率；前言根据除盐水系统手册控制基准中描述，控制系统须在满足制水需求的条件下，尽可能地减少操作及维护量，并且系统手册中要求除盐水生产系统（SDA）可根据SED、SER除盐水罐液位的变化自动启停系统生产除盐水，控制系统必须以高效的可操作性为基准。
另外，SDA 系统可根据被处理水的体积自动实现双滤料过滤器的反冲洗和离子交换器的再生，当系统选择在"自动"位置时，系统的生产停运和再生将按照除盐水的要求自动运行。
但是在实际运行过程中，操作人员只能手动依次在上位机启动系统中的各个设备，或者通过更麻烦的方式：就地手动按要求依次操作各个设备。
核电厂8号机组的除盐水生产系统一共包括731台阀门、49台容器罐体设备、27台泵、2台罗茨风机、各类测量仪表等等近一千多台设备，而在系统投运和正常运行切换过程中，各个设备的动作时间和状态有严格的逻辑要求，如果出现失误，将会对系统正常运行甚至设备的安全带来严重影响。
1除盐水系统自动化提升目标1.1影响系统稳定运行因素经过对现有系统运行的分析，影响系统安全稳定运行的主要因素如图一：图1：系统效率分析图通过对各个因素的详细分析及讨论，认为通过优化控制单元配置，增加相应的控制程序和逻辑，提高系统自动化水平，基本可以解决除“料”的影响因素外，其他所有因素对系统稳定高效运行的不利影响。
发电脱盐水系统优化运行方案1、概况1.1 系统概括我厂发电脱盐水项目由冷钢设备技术中心设计建造。
系统的产水规模为2×30m3/h，产水主要用于发电锅炉用水补水。
1.2 工艺流程及说明1.2.1 系统工艺流程系统工艺流程见图1.1系统工艺流程图1.11.2.2 工艺流程说明（1）沉淀池：通过加入絮凝剂（PAC）及助凝剂（PAM）对原水进行预处理。
（2）原水池：储存及调节原水水量。
（3）多介质过滤器：滤除水中的颗粒物、悬浮物、胶体、有机物等杂质，去除水中部份微生物，降低原水的SDI值，控制出水的SDI值≤4。
（4）活性炭过滤器：去除水中的分子有机物、余氯等氧化性物质，也能减少水中异味和色度。
（5）板式换热器：调节进水的温度。
（6）保安过滤器：截留水中大于3μm的颗粒。
（7）反渗透装置：反渗透装置是本系统中最重要的脱盐装置，经过预处理的水，在系统中被高压泵加压后，在多段膜中可脱除98%以上的盐分，并可去除绝大部分的胶体、有机物、微生物等杂质，系统水回收率可达到75%以上。
（8）中间水池：用于缓冲及调节反渗透系统的出水，为后级系统提供稳定用水。
（9）混床离子交换器：反渗透产水再经过混床离子交换器进一步脱除离子，降低水中的硬度、碱度和阴阳离子，即可完全保证压锅炉的用水要求。
（10）脱盐水池：贮存产品水。
2、系统运行优化方案2.1 各段水质参数2011年12月22日取系统各段水样分析水质数据如下表2.1：表2.1 12月22日水质分析数据取水点浊度（NTU）硬度（mg/l）pH值总铁（mg/l）COD CR(mg/l）) 原水0.2 123 7.65 0.35 29.5多介质出水0.1 115 7.59 0.19 20.3 RO进水未检出115 7.45 0.18 20.2 RO出水未检出 4.24 7.40 0.05 17.6除盐水出水未检出 3.05 7.39 0.05 -2.2 系统主要运行参数12月22日反渗透装置系统水质水量运行参数如下表2.2：表2.2 12月22日RO系统水质水量运行参数表RO系统编号RO进水电导率（us/cm）产水流量（m3/h）浓水流量（m3/h）产水电导率（us/cm）1#295.64 14.19 7.10 16.56 2#295.64 14.20 13.90 7.03 12月22日反渗透装置系统压力变化如下表2.3：表2.3 12月22日RO系统运行压力变化RO系统编号一段进水压力（MPa）二段进水压力（MPa）浓水出水压力（MPa）产水出水压力（MPa）1# 1.52 1.12 0.50 02# 1.54 1.34 0.73 0在2011年8月分别对1#和2#反渗透系统进行了离线清洗之后，9月3日所记录运行参数如下表2.4和表2.5：表2.4 9月3日RO系统水质水量运行参数表RO系统编号RO进水电导率（us/cm）产水流量（m3/h）浓水流量（m3/h）产水电导率（us/cm）1#212.6 26.4 6.7 16.8 2#212.6 27.6 12.4 21.3 表2.5 9月3日RO系统运行压力变化RO系统编号一段进水压力（MPa）二段进水压力（MPa）浓水出水压力（MPa）产水出水压力（MPa）1# 1.30 0.96 0.40 02# 1.30 1.08 0.50 0对比上面12月与9月所得数据，可以看出系统在清洗后运行四月以后，产水量明显下降，总产水量下降了47%，除盐率有所上升，由9月的91.1%提升为96.0%，RO系统进水压力有明显上升，上升了15.4%。
2.3 系统运行状况评估通过对系统水质以及系统运行参数的分析，可以判断该系统目前存在如下几个主要的问题：（1）预处理效果不佳根据对系统预处理单元的水质分析，金属离子和COD等指标出现严重的超标，可判断该系统目前预处理效果不佳。
原因分析：其一，该系统沉淀池絮凝效果不佳，主要是絮凝药剂配方及投加浓度不合理导致的，最终影响了出水水质；其二，多介质过滤器和活性炭过滤器过滤效果不好，也影响了出水水质。
（2）系统处理水量偏小该系统设计的处理水量为每组45m3/h，而现在系统运行的实际状况，只能达到每组30 m3/h左右。
原因分析：一方面预处理单元过滤器出现堵塞现象，造成反渗透装置供水不足。
另一方面，预处理效果不佳，原水金属离子以及COD等指标都严重超出了反渗透进水水质要求，因此导致在短时间内反渗透膜出现严重污染，最终影响了反渗透膜处理效率。
（3）反渗透装置产水率偏低该系统反渗透装置设计的产水量为每组30m3/h，而目前系统运行的实际状况，只能达到每组15 m3/h左右的产水率，为设计标准的50%左右。
原因分析：首先，反渗透进水水质较差，致使反渗透膜出现严重污染，因此直接造成了反渗透装置产水率下降；其次，系统杀菌和阻垢药剂配方及投加浓度不合理，系统化学处理效果不佳，反渗透膜出现严重结垢和微生物污染的情况，从而加速了反渗透膜的污染，亦直接导致反渗透产水率的下降。
2.4 系统运行优化方案针对上述系统运行状况评估，对系统目前存在的问题制定一一对应的优化处理措施，才能真正确保该系统正常稳定的运行。
2.4.1 预处理单元2.4.1.1 预处理药剂的选择（1）絮凝剂的选择采用高分子无机凝聚剂和高分子有机絮凝剂相结合的方式进行混凝处理。
无机凝聚剂主要中和粒子上的电荷起凝聚作用同时兼有吸附架桥作用，有机絮凝剂则主要依靠架桥作用使粒子沉降。
先加入无机絮凝剂中和电荷，然后加有机絮凝剂生成絮团并沉降。
发电脱盐水系统原水取自河流，根据其水质特点以及初步的絮凝沉降试验确定选择聚合氯化铝和阴离子聚丙烯酰胺两种药剂，其投加浓度分别为10mg/L和1.0 mg/L，并可根据现场的实际效果进行适当调整。
（2）杀菌剂的选择采用次氯酸钠氧化性杀菌剂进行杀菌处理，其在低剂量下有较高的杀生活性，在短时间内具有快速杀生的特点，且与一些水质稳定剂相溶性较好，对阻垢效果影响不大。
通过杀生实验确定，选择投加浓度为10mg/L。
然后再根据系统运行具体情况，可调整为非氧化性杀菌剂对其进行交替杀菌，进一步确保系统杀菌效果。
（3）阻垢剂的选择由采样的水质测定结果知道，原水中含有大量的结垢离子和金属离子，这就容易在反渗透膜的表面上产生结垢和絮凝胶体，加之浓水区的离子浓度又高，增加了膜结垢的趋势，所以在阻垢药剂选用上应该选用分散性能优良，并且阻垢效果比较好的药剂。
考虑到这几方面，采用高效复合阻垢剂YD-303（本品由有机膦酸、磺酸盐、烯酸等复合而成），能够有效起到阻垢作用具有很好的阻垢效果，阻垢性能优异，适用在高浓缩倍数、高硬度、高碱度范围内使用，且与常用的杀菌灭藻剂、混凝剂有很好的相容性。
选择阻垢剂投加浓度为5mg/L。
2.4.1.2 预处理单元的运行管理（1）多介质过滤器1）每天至少反洗2次，每次反洗控制在20分钟左右，且可根据出水情况进行适当调整，如出水水质较差，可增加反洗频率和反洗时间；2）定期（如条件允许，可每月进行一次检查）对过滤器滤帽和滤料进行检查，发现滤帽有损坏现象，应及时更换；滤料减少应适当补加（大约每半年会降低100～200mm左右），滤料出现失效应及时更换；3）严格监控多介质过滤器进出水浊度，进水浊度偏高，应及时调整絮凝药剂的投加；出水浊度偏高时，应增加过滤器反洗频率和反洗时间。
一般控制多介质过滤器进水浊度小于10 mg/L，出水浊度小于2 mg/L。
（2）活性碳过滤器1）每天至少反洗1次，每次反洗控制在15分钟左右，且可根据出水情况进行适当调整，如出水水质较差，可增加反洗频率和反洗时间；2）定期（如条件允许，可每月进行一次检查）对过滤器滤帽和滤料进行检查，发现滤帽有损坏现象，应及时更换；滤料减少应适当补加（大约每半年会降低100～200mm左右），滤料出现失效应及时更换；3）严格监控活性碳过滤器出水余氯和SDI（污染指数），出水余氯和SDI 偏高时，应增加过滤器反洗频率和反洗时间。
一般控制活性碳过滤器进水余氯小于0.1mg/L，出水SDI小于4。
（3）保安过滤器严格监控保安过滤器进出水压差，当压差达到0.2Mpa以上时，应及时对滤芯进行更换。
一般控制保安过滤器进水浊度小于1mg/L，SDI小于4。
保安过滤器滤芯一般三个月更换一次。
2.4.2 反渗透单元2.4.2.1 反渗透膜的运行管理（1）周围环境温度最低不得低于5°C，最高不得高于38°C。
当温度高于35°C 时，应加强通风措施；（2）反渗透系统的回收率为75%。
较低的系统回收率易于防止结垢和膜污染；（3）控制盐的透过量：盐透过量与膜两侧的浓度差和温度有关。
因此应控制系统回收率在75%左右，水温保持在20-25℃左右，最高不得大于30℃；（4）正常运行中在RO出水量下降10%以上、压降增加15%以上、脱盐率明显下降等情况下，需要对系统进行化学清洗。
为了保证系统长时间的安全运行，做好预处理的运行规范，尽量保持RO半年至一年清洗一次。
清洗时最好分段清洗，清洗方向与运行的方向相同，不允许反向清洗，以免发生膜卷伸出而损坏膜元件；（5）操作压力控制：应在满足产水量与水质的前提下，尽量取低的压力值；（6）排放量控制：由于水温、操作压力等因素的变化，使装置的产水量也发生相应的变化，这时应对排放量进行调整，控制排放量与产水量之间比为1：3；（7）装置不得长时间停运，每天至少运行2小时。
如准备停机72小时以上，应用化学清洗系统向组件内冲装浓度为2%的亚硫酸氢钠溶液以实施保护；（8）RO装置每次开机都应在进水压力小于0.5MPa条件下冲洗5～10分钟；（9）操作工人应每1小时对运行参数进行记录，主要内容为：1）进水：电导率、压力、水温2）产水：电导、产水量3）二段进水：压力4）浓水：流量、压力保留RO系统操作记录，保证数据真实、完整和连续，便于分析查找故障原因；（10）当RO系统发生脱盐率严重下降时，应依据以下原因进行逐项分析，确认原因及时处理：1）浓差极化造成膜表面的发生污染和结垢，使膜表面变得粗糙，系统脱盐率下降。
2）元件之间的连接件“O”型圈密封失效。
3）膜口袋粘结线破裂。
4）膜被硬颗粒划破。
5）因高压泵启动时产生的水锤使膜元件或其连接件破损。
6）膜元件压降过大而产生的膜卷伸出损坏。
2.4.2.2 反渗透膜清洗（1）清洗工艺说明使用反渗透产品水在0.4MPa或更低压力条件下冲洗反渗透膜组件和系统管道，化学清洗步骤如下：1）使用反渗透产水在清洗储罐中配置清洗液，按要求调整温度和pH值；2）启动清洗泵将清洗液泵入反渗透系统内，将系统内的存留水和最初的较脏的清洗排出液排放后，循环清洗1h或更长时间。
在清洗初期，清洗流量（表2.6所示）控制在最大清洗流量的1/3，然后将清洗流量升至最大清洗流量的2/3，在清洗后期，清洗流量达到最大值。
