发电厂水质指标精选文档

电厂循环水水质控制标准
电厂循环水是指在发电过程中所用的水，为确保电厂发电的安全及环保，需要对循环水的水质进行严格控制。

电厂循环水水质控制标准应包含哪些指标及控制要求呢？
一、水质控制标准的指标
1. 总硬度：应在200mg/L以下。

2. 过氧化物指数（POI）：应在2.0以下。

3. 悬浮物：应在15mg/L以下。

4. PH：应控制在7.5～8.5之间。

5. COD：应在20mg/L以下。

6. BOD：应在5mg/L以下。

7. 氨氮：应在1mg/L以下。

8. 总有机碳：应在2mg/L以下。

二、水质控制标准的控制要求
1. 对进水污染物控制达标，尽量减少外部污染来源；
2. 控制循环水温度，减少水质变化带来的影响；
3. 加强沉淀、消毒等相关设备检修及消毒作业；
4. 每日定期检测水质，及时发现问题并处理；
5. 严格执行水质控制标准，并建立相应的记录和档案。

以上是电厂循环水水质控制标准的相关指标及控制要求，通过严格控制循环水的水质，既能保障电厂的安全生产，又能保护环境。

希望广大工作人员在参照标准的基础上，认真执行控制要求，不断提升电厂的运营水平和环保意识。

电厂用水的类别及水质指标一、火力发电厂用水的分类由于水在火力发电厂水汽循环系统中所经历的过程不同，其水质常有较大的差别，热力设备用水大致可分为：原水、补给水、给水、锅炉水、排污水、凝结水、疏水、返回凝结水、冷却水等。

1、原水：原水是未经任何处理的天然水（如江河水、湖水、地下水等）。

在火力发电厂中，原水是制取补给水的水源，也可以用来冲灰渣或作为消防用水。

一般取自自备水源（地表水或地下水）或城市供水网。

2、补给水：原水经过各种水处理工艺处理后，成为用来补充火力发电厂汽水损失的锅炉补给水。

锅炉补给水按其净化处理方法的不同，又可分为软化水、蒸馏水或除盐水等。

3、给水：经过各种水处理工艺处理后送进锅炉的水成为给水。

凝汽式发电厂的给水主要由汽轮机凝结水、补给水和各种疏水组成；热电厂的给水中还包括返回凝结水。

4、锅炉水：在锅炉本体的蒸发系统中流动着的水称为锅炉水。

5、排污水：为了防止锅炉结垢和改善蒸汽汽质，用排污的方法排出一部分含盐量高的锅炉水，这部分排出的锅炉水称为排污水。

6、凝结水：锅炉产生的蒸汽在汽轮机内做功后，经冷却水冷凝成的水称为凝结水。

这部分水又重新进入热力系统，成为锅炉给水的主要部分。

7、疏水：在热力系统中，进入加热器的蒸汽将给水加热后，由这部分蒸汽冷凝下来的水，以及在停机过程中，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水都称为疏水。

所有疏水经疏水器汇集到疏水箱，符合水质要求的，作为锅炉给水的一部分返回热力系统。

由于火力发电厂（尤其是热电厂）的疏水系统比较复杂，一般在水汽循环的主要系统中不表示出来，另行阐述。

8、返回凝结水：热力发电厂向热用户供热后，回收的蒸汽凝结成水，称为返回凝结水（也称返回水）。

其中又有热网加热器凝结水和生产返回凝结水之分。

9、冷却水：蒸汽在汽轮机中做完功以后，通常通过水冷，闭式水系统的冷却通常也需要水冷，这两部分水称为冷却水。

一般说的冷却水主要是指这两部分。

二、天然水中水中杂质（离子和主要化合物）天然水中的杂质可按其分散颗粒的大小分为：悬浮物、胶体和溶解物质。

大型发电机内冷却水质及系统技术要求范文第一部分：引言随着电力需求的不断增长，发电机组作为电力系统的核心设备之一，扮演着至关重要的角色。

发电机组内部冷却系统的性能直接影响到机组的运行效率和寿命。

因此，对发电机组内冷却水质及系统技术要求进行研究和探索，具有重要的理论和实践意义。

第二部分：发电机内冷却水质要求2.1 水质指标发电机内冷却水的水质指标主要包括PH值、电导率、总溶解固体（TDS）等。

其中，PH值通常要求在6.5-7.5之间，以保证水的酸碱度适中；电导率一般要求在1000μS/cm以下，以降低电解质的含量；TDS要求控制在1000ppm以下，以减少水中溶解固体对机组设备的腐蚀和堵塞。

2.2 水质处理为了保证发电机内冷却水的质量，需要采取适当的水质处理措施。

常见的水质处理方法包括过滤、离子交换、反渗透等。

过滤主要是通过滤芯将水中的杂质和悬浮物去除；离子交换则是利用离子交换树脂将水中的阳离子和阴离子去除；而反渗透则是通过半透膜将水中的溶解物质去除。

这些处理方法既能够有效地提高水质，又能够降低对机组设备的损害。

2.3 水质监测与控制为了实时监测和控制发电机内冷却水的质量，需要安装相应的水质监测与控制系统。

该系统通常包括水质监测仪表、数据采集设备和控制器等。

水质监测仪表主要用于测量和监测水质指标，如PH值、电导率等；数据采集设备则用于将测量数据传输给监测系统；而控制器则用于根据测量数据进行相应的调节和控制，以实现自动化运行。

第三部分：发电机内冷却系统技术要求3.1 传热技术发电机内冷却系统的传热技术主要包括对冷却水温度的控制和换热器的设计。

在传热过程中，需要控制冷却水的温度在适宜的范围内，以保证机组正常运行。

同时，换热器的设计也需要考虑到传热效率和排温效果，以提高冷却系统的整体性能。

3.2 冷却循环技术发电机内冷却系统的循环技术主要包括冷却水的循环方式和循环泵的选择。

常用的冷却水循环方式包括直接冷却循环和间接冷却循环。

电厂用水的类别及水质指标一、火力发电厂用水的分类由于水在火力发电厂水汽循环系统中所经历的过程不同，其水质常有较大的差别，热力设备用水大致可分为：原水、补给水、给水、锅炉水、排污水、凝结水、疏水、返回凝结水、冷却水等。

1、原水：原水是未经任何处理的天然水（如江河水、湖水、地下水等）。

在火力发电厂中，原水是制取补给水的水源，也可以用来冲灰渣或作为消防用水。

一般取自自备水源（地表水或地下水）或城市供水网。

2、补给水：原水经过各种水处理工艺处理后，成为用来补充火力发电厂汽水损失的锅炉补给水。

锅炉补给水按其净化处理方法的不同，又可分为软化水、蒸馏水或除盐水等。

3、给水：经过各种水处理工艺处理后送进锅炉的水成为给水。

凝汽式发电厂的给水主要由汽轮机凝结水、补给水和各种疏水组成；热电厂的给水中还包括返回凝结水。

4、锅炉水：在锅炉本体的蒸发系统中流动着的水称为锅炉水。

5、排污水：为了防止锅炉结垢和改善蒸汽汽质，用排污的方法排出一部分含盐量高的锅炉水，这部分排出的锅炉水称为排污水。

6、凝结水：锅炉产生的蒸汽在汽轮机内做功后，经冷却水冷凝成的水称为凝结水。

这部分水又重新进入热力系统，成为锅炉给水的主要部分。

7、疏水：在热力系统中，进入加热器的蒸汽将给水加热后，由这部分蒸汽冷凝下来的水，以及在停机过程中，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水都称为疏水。

所有疏水经疏水器汇集到疏水箱，符合水质要求的，作为锅炉给水的一部分返回热力系统。

由于火力发电厂（尤其是热电厂）的疏水系统比较复杂，一般在水汽循环的主要系统中不表示出来，另行阐述。

8、返回凝结水：热力发电厂向热用户供热后，回收的蒸汽凝结成水，称为返回凝结水（也称返回水）。

其中又有热网加热器凝结水和生产返回凝结水之分。

9、冷却水：蒸汽在汽轮机中做完功以后，通常通过水冷，闭式水系统的冷却通常也需要水冷，这两部分水称为冷却水。

一般说的冷却水主要是指这两部分。

二、天然水中水中杂质（离子和主要化合物）天然水中的杂质可按其分散颗粒的大小分为：悬浮物、胶体和溶解物质。

发电厂水质指标Company Document number：WTUT-WT88Y-W8BBGB-BWYTT-19998一、给水控制指标：1、PH值：～2、硬度≤5umol/L3、NH3≤2mg/L4、电导率≤μS/cm5、SiO≤20μg/L6、铁≤30μg/L7、铜≤15μg/L8、溶解氧≤15μg/L二、炉水控制指标：1、外状：澄清2、PH值：9～3、碱度≤2mmol/L4、磷酸根：5～15 mg/L5、电导率≤200μS/cm6、Cl-≤4 mg/L7、SiO≤20μg/L三、除氧器控制指标：1、溶解氧≤15μg/L2、硬度≤5umol/L四、主蒸汽控制指标：1、SiO≤20μg/L2、Na+≤15μg/L3、铁≤50μg/L4、铜≤15μg/L五、凝结水控制指标：1、外观透明澄清2、硬度≤15umol/L六、疏水控制指标：1、硬度≤5umol/L2、铁≤50μg/L七、循环水控制指标1、PH值：8～2、Cl-≤1000 mg/L3、SDI≤4μg/L4、残余氯≤ mg/L八、多介质过滤器产水控制指标1、外状：澄清透明2、压差≤ Mpa3、SDI≤4μg/L4、残余氯≤ mg/L九、RO进水指标控制1、水温：20～25℃2、PH值：4～113、浊度≤1度4、SOD≤μg/L5、残余氯≤ mg/L6、回收率：72～75%7、脱盐率：98%十、活性炭产水指标1、外状：澄清透明2、SDI≤4μg/L3、残余氯≤ mg/L十一、混床出水控制指标1、电导率≤μS/cm2、Na+≤10μg/L3、SiO≤20μg/L十二、除盐水控制指标1、Na+≤10μg/L2、SiO≤20μg/L3、电导率≤μS/cm4、PH值＞6。

电厂用水的类别及水质指标一、火力发电厂用水的分类由于水在火力发电厂水汽循环系统中所经历的过程不同，其水质常有较大的差别，热力设备用水大致可分为：原水、补给水、给水、锅炉水、排污水、凝结水、疏水、返回凝结水、冷却水等。

1、原水：原水是未经任何处理的天然水（如江河水、湖水、地下水等）。

在火力发电厂中，原水是制取补给水的水源，也可以用来冲灰渣或作为消防用水。

一般取自自备水源（地表水或地下水）或城市供水网。

2、补给水：原水经过各种水处理工艺处理后，成为用来补充火力发电厂汽水损失的锅炉补给水。

锅炉补给水按其净化处理方法的不同，又可分为软化水、蒸馏水或除盐水等。

3、给水：经过各种水处理工艺处理后送进锅炉的水成为给水。

凝汽式发电厂的给水主要由汽轮机凝结水、补给水和各种疏水组成；热电厂的给水中还包括返回凝结水。

4、锅炉水：在锅炉本体的蒸发系统中流动着的水称为锅炉水。

5、排污水：为了防止锅炉结垢和改善蒸汽汽质，用排污的方法排出一部分含盐量高的锅炉水，这部分排出的锅炉水称为排污水。

6、凝结水：锅炉产生的蒸汽在汽轮机内做功后，经冷却水冷凝成的水称为凝结水。

这部分水又重新进入热力系统，成为锅炉给水的主要部分。

7、疏水：在热力系统中，进入加热器的蒸汽将给水加热后，由这部分蒸汽冷凝下来的水，以及在停机过程中，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水都称为疏水。

所有疏水经疏水器汇集到疏水箱，符合水质要求的，作为锅炉给水的一部分返回热力系统。

由于火力发电厂（尤其是热电厂）的疏水系统比较复杂，一般在水汽循环的主要系统中不表示出来，另行阐述。

8、返回凝结水：热力发电厂向热用户供热后，回收的蒸汽凝结成水，称为返回凝结水（也称返回水）。

其中又有热网加热器凝结水和生产返回凝结水之分。

9、冷却水：蒸汽在汽轮机中做完功以后，通常通过水冷，闭式水系统的冷却通常也需要水冷，这两部分水称为冷却水。

一般说的冷却水主要是指这两部分。

二、天然水中水中杂质（离子和主要化合物）天然水中的杂质可按其分散颗粒的大小分为：悬浮物、胶体和溶解物质。

一、给水控制指标：1、P H 值：8.5〜9.22、硬度w 5umol/L3、N H3W 2mg/L4、电导率w 0.2卩S/cm5、S iO?w 20 卩g/L6、铁w 30 卩g/L7、铜w 15 卩g/L8、溶解氧w 15卩g/L二、炉水控制指标：1 、外状：澄清2、P H 值：9〜10.53、碱度w 2mmol/L4、磷酸根：5〜15 mg/L5、电导率w 200卩S/cm6、C l- w 4 mg/L7、S iO?w 20 旧/L三、除氧器控制指标：1、溶解氧w 15卩g/L2、硬度w 5umol/L四、主蒸汽控制指标：1、S iO?w 20 卩g/L2、N a+ w 15 g/L3、铁w 50 卩g/L4、铜w 15 卩g/L五、凝结水控制指标：1 、外观透明澄清2、硬度w 15umol/L六、疏水控制指标：1、硬度w 5umol/L2、铁w 50 卩g/L七、循环水控制指标1 、PH 值：8〜9.22、C l-w1000 mg/L3、S DI w 4 卩gL4、残余氯w 0.5 mg/L八、多介质过滤器产水控制指标1 、外状：澄清透明2、压差w 0.1 Mpa3、S DI w 4 卩g/L4、残余氯w 0.5 mg/L九、R O 进水指标控制1、水温：20〜25C2 、PH 值：4〜113、浊度w 1度4、SOD W 1.5 卩g/L5、残余氯w 0.5 mg/L6、回收率：72〜75%7 、脱盐率：98% 十、活性炭产水指标1 、外状：澄清透明2、SDI w 4卩g/L3、残余氯w 0.5 mg/L十一、混床出水控制指标1、电导率w 0.2卩S/cm2、Na+ w 10 g/L3、SiO?w 20 卩g/L十二、除盐水控制指标1、Na+ w 10 g/L2、SiO?w 20 卩g/L3、电导率w 0.2卩S/cm4、PH 值〉6。

电厂锅炉水质标准对照表
1. 总硬度，总硬度是指水中所有可沉淀的阳离子的总和，通常
以钙和镁的离子浓度表示。

不同国家或地区的标准对总硬度的限制
值可能有所不同，一般会以毫克每升（mg/L）或者以颗粒物质量浓
度（ppm）来表示。

2. pH值，pH值是衡量水溶液酸碱度的指标，对于锅炉水来说，一般要求其pH值在特定范围内，以确保锅炉系统的正常运行和防止
腐蚀或垢积的发生。

3. 溶解氧，溶解氧是指水中溶解的氧气的含量，对于锅炉水来说，溶解氧的含量过高可能导致腐蚀，而含量过低可能影响锅炉的
燃烧效率。

4. 氯离子含量，氯离子是一种常见的水中离子，其含量过高可
能会引起腐蚀和金属材料的损坏。

5. 总碱度，总碱度是指水中碳酸氢根离子和碳酸根离子的总和，其浓度对于控制水质和防止腐蚀具有重要意义。

在实际应用中，电厂锅炉水质标准对照表还可能包括其他指标，例如硅酸盐含量、铁含量、浑浊度等。

这些标准对照表的制定是为
了确保锅炉系统的安全运行、延长设备的使用寿命以及节约能源。

因此，严格遵守和监测锅炉水质标准对照表的要求对于电厂的生产
运营至关重要。