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氧化硅形态研究和除硅工艺完善
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氧化硅形态研究和除硅工艺完善摘要：水中的二氧化硅去除率低会对锅炉产生严重危害。为了避免锅炉水质劣化和离子交换器集中失效，需对原水全硅进行监测。本文对胶体硅的形成和形态转化机理进行了研究，对混凝－离子交换法水处理除硅工艺进行了完善，确保了天然水质异常情况下水处理除硅效率正常。关键词：二氧化硅 胶体硅 水处理1、简介天然水中的氧化硅会对电力生产过程产生严重危害。锅炉水中的氧化硅易在热负荷强度很高或水循环不良的管段内形成致密坚硬的硅酸物水垢，这种水垢的传热系数低，使金属受热面过热，引起金属强度下降，产生压力变形或鼓包甚至爆管；硅酸进入汽轮机，会在汽轮机隔板、叶片等部分沉积，使蒸汽通流面积缩小，要保持同样的负荷，则必须提高蒸汽参数，增大汽轮机的轴向推力。硅酸盐在汽轮机主汽阀、调节汽阀及抽汽逆止阀的阀杆等部位沉积，会引起阀门卡涩。总之，硅垢会增加发电成本、酿成事故，所以电厂水处理必须除硅。目前用于电厂水处理的方法有混凝法、吸附法、离子交换法、电渗析法、超滤法、反渗透法等，其中混凝法适应性强，操作管理简单，基建投资和运行成本低，因而使用最为普遍。2、问题发现某电厂通过混凝和二级离子交换法水处理除硅（参见水处理工艺流程图1），图1　水处理工艺流程该厂原水水质情况为：总溶解固形物23.2mg/L－50. 8mg/L，碱度0.18－0.40 mol /L，总硬度0.25－0.54 mol /L，全硅5.53mg/L－13.47mg/L。因碱度低，该厂过去曾在技术改进中去除脱炭器这一环节，正常情况下该系统可使原水中的活性硅降至10&g/L以下。但在生产中也出现过以下情况：2.1在除盐水活性硅在线仪表监测合格的情况下，突然出现锅炉水质二氧化硅劣化；2.2锅炉水质随季节和天气变化明显；2.3阳阴离子交换器等突然大面积失效；为了弄清氧化硅在电厂水系统中的变化规律，特安排试验进行研究。3、氧化硅试验3.1水中硅酸定义将能够与钼酸铵直接络合生成硅钼黄的硅及其化合物称为&活性硅&，将通过HF转化后能与钼酸铵反应的全部硅及其化合物称为&全硅&。天然水中的硅及其化合物分类如下：3.1.1全硅水样不过滤，加氢氟酸后测得的硅（以SiO2表示，下同）。 全硅 ＝ 活性硅 ＋ 非活性硅3.1.2非活性硅非活性硅等于全硅减去活性硅（也可称为&反应硅&）。 非活性硅 ＝ 全硅 － 活性硅3.1.3胶体硅能通过0.45&m的滤膜，但不能直接与钼酸铵发生反应的硅化合物，称为&胶体硅&。 非活性硅 ＝ 胶体硅 ＋ 惰性硅 3.1.4惰性硅（或颗粒硅）[1]不能通过0.45&m的滤膜，也不能与钼酸铵直接发生反应的硅，称为&惰性硅&。3.2试验方法及材料3.2.1试剂a　二氧化硅标准溶液　C＝0.100mg/Lb　氢氟酸溶液（1＋7）c　三氯化铝溶液C＝3mol/Ld　盐酸溶液（1＋1）e　10%草酸溶液f　10%钼酸铵溶液g 124酸还原剂3.2.2仪器a　紫外－可见分光光度计b　比色皿c　多孔水浴锅（恒温控制）d　0－5 mL有机玻璃移液管 e　150－200mL聚乙烯瓶或密封塑料杯f 7210二氧化硅分析仪g 8891型在线硅表3.2.3试验方法a GB1214889《全硅的测定　低含量硅氢氟酸转化法》b　GB/T1441793《氢氟酸转化分光光度法测定全硅含量》3.3 pH对氧化硅形态的影响资料表明，pH对硅酸的形态有显著影响，其中Si(OH)4、HSiO3和SiO32的形态分布如图2所示。图2　不同pH条件下单分子硅酸形态分布图 硅酸在水中容易发生聚合，在酸性条件下，随着硅酸浓度的增加，单体胶酸倾向于聚合成二硅酸Si2O (OH) 6 、三硅酸Si3O2 (OH) 8、四硅酸Si4O4 (OH) 8及多硅酸xSiO2.yH2O，聚合硅酸的硅原子超过4时，多硅酸易成为不溶于水的胶体硅[2,3]。用纯二氧化硅碱熔后液配制200mg/L一组工作液，并分别调整其pH值为2，4，6，8，10，12。并稀释浓度至100mg/L。室温放置24h后测其全硅值和胶体硅值，得不同pH值条件下胶体硅转换百分率曲线图3，图3表明在pH值4－8的条件下转换率高，超过10转换率降低。图3　不同pH条件下胶体硅转换百分率曲线为了验证自然界水系胶体硅的产生情况，取河床水砂50g，分别浸于200mlpH值为2、7和12的缓冲溶液中，5天后测全硅，并调节pH值至8，其中碱浸泡液得到58.79%胶体硅。表1　不同pH值河床水砂浸泡液全硅浓度，单位mg/LpH值2712全硅43.河床水硅浸泡液能得到更多胶体硅，可能原砂石层附有大量高分子态的聚合硅酸成份，目前机理不详。3.4浓度对氧化硅形态的影响二氧化硅在水溶液中水化生成硅酸，二氧化硅和硅酸在水中的溶解平衡反应如下：SiO2 (s，石英) ＋2H2O＝Si(OH)4　　　　lgK1=3.7 (1)SiO2 (s，无定形)＋2H2O＝Si(OH)4　　　 lgK2=2.7 (2)Si(OH)4＝Si(OH)3－＋2H＋　　　　　　　　　　　　　　lgK2=9.46 (3)有资料给出石英在水中的溶解度为6 mg/L，无定形的溶解度为100130mg/L[4]，说明天然水中硅酸含量变化空间很大。Si(OH)4在一定浓度和pH值条件下容易聚合，其聚合过程满足下述关系式(4)式中：c硅酸浓度，s－不定形二氧化硅溶解度，t－时间，k－随pH值线性增加的常数。为了弄清不同浓度条件硅酸在水中的形态分布情况，用二氧化硅标准液配制一组不同浓度的工作液，调节pH＝7.0，在室温25℃条件下放置120小时，分别测全硅和胶体硅值，得数据如下：图4　不同浓度条件下胶体硅转换百分率曲线有资料表明，25℃的水中单硅酸浓度小于100 mg/L时，单硅酸可以长期稳定存在。但硅酸浓度超过其溶解度时，单体硅酸之间通过聚合，可形成大分子形态的聚合硅酸，出现大量的胶体硅[5]。天然水受矿物质成分、雨水地表冲刷、水源污染等影响，胶体硅含量甚至达50%以上[6]。3.5温度和压力对氧化硅形态的影响氧化硅的溶解度随温度的升高而增大，其关系式如下：　　C＝0.382（13.6＋t）&10－3　　（5）式中：C为重量百分比，t为温度（℃）。有资料表明，一些地热水中的硅酸含量可达200mg/L，火山附近地下水硅酸含量甚至　达到700 mg/L。氧化硅的溶解度随压力升高而增大。随着温度升高，分子运动加剧，聚硅酸或胶体在水中的离解常数增大，平衡向右移，胶体硅逐步离解为小分子的硅酸、硅酸根，转化为活性硅。(6)取除盐水，分别在25℃、100℃水浴条件下密封保存4小时，测其全硅和胶体硅值，结合给水、炉水的分析数据，列表如下：表2　　不同温度条件下胶体硅比例　　　　　单位&g/L项目除盐水(25℃)除盐水(100℃)凝结水(40℃)给水(210℃)炉水(310℃)全硅19.119.823.222.7720胶体硅10.39.711.67.3－10胶硅比例%53.949.050.032.10表2数据显示，随温度升高，胶体硅比率递减。3.6全年原水变化规律每周二次对原水水质情况进行分析，该厂全年原水水质统计情况如下：表3　2011年原水水质平均值统计月份pH值全硅(mg/L)胶体硅(mg/L)总碱度(moL /L)16.917.440.790.1926.857.130.850.1836.907.640.930.2047.017.380.920.2056.928.711.030.2867..4377..4087.036.830.700.2096.848.120.810.19107..35116.947.800.790.24126.826.120.510.18年最大值8..68年最小值6.625.530.650.16表3显示该厂原水全硅、胶体和总碱度都不高，但某些月份会高于其它月份较多。从年最大值和最小值看，相差较为悬殊。可能是雨季或水原受污染影响，水质出现恶化。3.7混凝－离子交换法系统中各阶段硅含量的变化规律为了弄清该厂水处理系统各阶段二氧化硅变化的规律，同一时间分别取原水、澄清池出水、滤池出水、阳床出水、阴床出水、混床出水水样，测全硅和胶体硅，得数据列表如下：表4　混凝－离子交换系统中各阶段硅含量汇总表　　单位&g/L项目原水澄清池水滤池出水阳床出水阴床出水混床出水全硅.1活性硅.8胶体硅12.110.3胶体硅去除率%－59.190.296.399.399.4表4数据可以说明以下问题：3.7.1混凝处理仅能去除60%左右胶体硅。3.7.2经过混凝处理后，滤池可去除90%以上的胶体硅。3.7.3阳床等设备的胶硅去除效果，主要通过吸附或过滤方式实现。3.8生产异常情况硅含量测试－29日受台风影响，暴雨。运行班组反映阳阴床的周期制水量急剧下降，检测原水总溶解固形物升高35.6mg/L，但周期制水量仅为原来的一半；四台锅炉炉水再次出现二氧化硅含量升高，但表计监测化补水二氧化硅正常。取各路水样进行监测，得数据列表如下：表5　异常情况硅含量测试汇总表　　单位&g/L项目原水澄清池水滤池出水阳床出水阴床出水混床出水全硅1活性硅.410.7胶体硅胶体硅去除率%－48.572.790.096.497.6表5数据说明，造成锅炉炉水二氧化硅变大的主要原因是原水受外界因素影响，氧化硅的绝对值升高，澄清池保持正常加药水平胶体硅去除效果下降。打开人孔门检查树脂，上层截留的大量矾花、泥渣等悬浮物质包裹树脂，这一情况会造成树脂交换能力急剧下降[7]，导致树脂交换能力下降的原因是悬浮物堵塞树脂交换微孔。3.9试验和分析结果3.9.1水温高，以及在酸性、碱性条件下，地表中的二氧化硅可大量溶于水体，造成水中二氧化硅量猛然升高。3.9.2单分子硅酸在较低pH值条件下转化成胶体硅，实验中pH值4－8，转化率最高。3.9.3在溶解度范围内，单体硅酸总体稳定，聚合为胶体硅的比例较低，全硅浓度高则胶体硅的比例增加。自然界中溶解于水的硅酸盐受环境温度或pH值变化，是胶体硅含量变化的原因。3.9.4温度升高，胶体硅转化为活性硅的比例升高，最终在炉水中全部转化为活性硅。3.9.5混凝－离子交换系统胶体硅去除率较高，滤池出水胶体硅的去除率可达90%，其余部分主要通过阳、阴床的吸附或过滤方式去除；但除盐水中仍含有少量的胶体硅。3.9.6原水水质受季节和气候影响大，全硅、胶体硅、碱度等指标的最大值是最小值的数倍，当胶硅去除率保持不变时，因总量增加，带入系统的胶体硅增加，造成炉水呈季节变化特征。3.9.7原水异常情况和预处理运行不正常情况下，带入除盐水的胶体硅会明显上升，据此分析是造成炉水二氧化硅突然上升的根本原因。3.9.8矾花或淤泥包裹树脂，严重时能造成阳床、阴床交换能力大幅下降，据此分析是造成阳、阴床大面积集中失效的原因。3.9.9根据阴离子与强碱性阴树脂的选择性次序[8]分析，系统无脱炭器，当原水中的碱度突然升高时，会加重阴离子交换树脂除硅负担。4、除硅工艺完善3.9.1每天增加一次全硅和碱度监测项目，防止原水水质突变。3.9.2在原水胶体硅突然上升的时间段，加大碱式氯化铝药量，并添加聚丙烯酰胺助剂，试验结果表明，胶体硅的数据仍然可以达到99%；3.9.3暴雨期间控制好澄清池出水浊度，对阳、阴床树脂进行压缩空气擦洗，周期制水量逐渐恢复至原来的80%水平，原水水质好转后恢复至原来水平。3.9.4为防止悬物质大量进入阳、阴床，应该定期清理水箱底部矾花和淤泥；运行中泵的起停过程中要注意防止管道震动。3.9.5根据水温变化，利用各电厂热交换器排水作为原水补充水源，增设冷热水混合器调整水温，一则可稳定澄清池运行，减少矾花漂出和逃逸，二则可以为企业节能。3.9.6如化补水正常而单台锅炉水质异常，注意检查凝汽器系统泄漏。5、效果检查实施水质全硅和碱度监测，及时调整加药方式，保持预处理高效的去除胶体硅效率，采用多种方式减少悬物质进入离子交换设备，经过一年多的运行，未出现化补水正常情况下炉水二氧化硅突然升高现象，也未出现离子交换器大面积集中失效现象，并且炉水二氧化硅含量呈季节性变化特征减弱。6、结论6.1自然界水系在酸碱性、高温及污染等情况下会溶解大量硅酸盐及氧化硅，当水温、pH值等条件发生变化时，胶体硅比例会突然升高。6.2化补水在线硅表检测正常，炉水二氧化硅突然升高的原因是胶体硅进入锅炉水系统。6.3大量悬浮物堵塞树脂微孔，会造成离子交换设备制水能力下降，甚至在短时间内集中失效。6.4加强全硅监测，及时调整加药量和方式，可以有效提高胶硅去除率。运行中要采取措施防止悬浮物质污染树脂。参考文献1.韩隶传,李荣荣.《关于胶体硅问题的研讨》.火电厂水处理技术学术交流会论文.2003年 重庆.第3页2.冯敏,石松.《工业水处理技术》海洋出版社.1992年.北京.第13页3.程相利.《火力发电厂亚临界压力锅炉用水除硅研究》.北京科技大学博士学位论文.2001年　北京.第24页4.Hsu PH,Bates T F.Formation of Xray Amorphous and Crystalline Aluminum Hydroxides. Mines Mag,5.Iler R K.The Chemistry of Silica. New York:John Wiley and Sons,19796.马映心.《罗定电厂的预处理系统除胶体硅方案的选择》.广西电力.2002年第2期.第1页7.李培元,钱达中,王蒙.《锅炉水处理》.湖北科学技术出版社.1988年.湖北.第184－189页8.施燮钧,王蒙聚,肖作善.热力发电厂水处理.第3版.北京.中国电力出版社，1996.22
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大唐宝鸡热电厂2号机凝结水氢电导率、钠超标原因分析(1)
作者:王志才（大唐宝鸡热电厂）
&& 9:57:38&&&
& 所属频道: & &
摘要：针对大唐宝鸡热电厂2号机凝结水氢电导率、钠超标问题进行了分析，对可能引起水质超标的原因进行了排查，确定引起本次凝结水水质异常的原因为凝汽器出现微量渗漏，对于使用中水做为循环水的电厂，因中水水质差，含盐量高，在凝汽器出现微量渗漏时，凝结水硬度还分析不出来，但氢电导率已经出现明显上升，对凝结水氢电导率变化做出正确分析，对监督凝汽器是否存在泄漏有着重要的意义。1.现象分析大唐宝鸡热电厂2号机组锅炉补给水采用二级除盐水，锅炉给水采用加氨和联氨的AVT(R)处理，炉水采用磷酸盐处理，该机组与 日停运，停运后采用热炉放水余热烘干法进行保养，在停运期间，对2号机凝汽器内的补水喷嘴进行了全雾化改造，日2号机组启动后，投运在线化学仪表，发现2号凝结水氢电导率超标，凝结水钠离子含量超标。大唐宝鸡热电厂2号机组自8月24日2号机组启动后，凝结水、给水、炉水、蒸汽主要水汽分析指标如下表1：&
0.9-1.35&s/cm
&0.15&s/cm
0.3-0.45&s/cm
18-22&s/cm
100-220&g/L
&0.15&s/cm
0.07-0.09&s/cm
2.1-3.1&g/L
由上述2号机组水汽分析的数据初步分析：引起2号机组水汽品质恶化的主要原因为凝结水水质恶化，引起给水水质差，导致炉水水质差，对2号炉加大排污后，蒸汽品质维持在合格范围。2号机凝结水水质超标主要反映在氢电导率超标严重，达到水质异常三级处理值，2.影响凝结水氢电导率的因素分析在水汽系统中，造成氢电导率超标的主要因素有如下几点：水中阴离子含量高。水汽样品中，阴离子含量越高，氢电导率越大，同时对热力设备的腐蚀和危害程度也越大，表2~3 表示的是水汽样品中氯离子、硫酸根含量与氢电导率的关系表2：氯离子与氢电导率的关系(25℃，无其他阴离子)表3：硫酸根与氢电导率的关系(25℃，无其他阴离子)水汽样品中总有机碳含量高。水汽样品中总有机碳是综合反映水汽中有机物含量的指标。有机物在热力设备高温高压的条件下，会逐渐分解产生低分子有机物(HCOOH、CH3COOH)和二氧化碳，并与水汽中的氨反应生成HCOONH4、CH3COONH4、(NH4)2CO3 等。当含有低分子有机物的水汽样品经过氢型强酸阳离子交换树脂时，会发生下述反应：HCOONH4+ RH=RNH4+ HCOOHCH3COONH4+ RH=RNH4+ CH3COOH(NH4)2CO3+ 2RH=2RNH4+ H2CO3
来源：环球市场信息导报
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水处理资料
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。悬浮物是粒径10–4mm以上的粒子，它们在水中不稳定，可在重力或浮力的作用下去除，常为砂、粘土类化合物及动植物类的产物；胶体的粒径在10–6～10–4mm，常为不溶于水的分子所组成，胶体粒子比表面大、活性大并带有负电荷，它们常是铁、铝、硅的无机化合物和有机胶体，胶体可用混凝、澄清与过滤工艺去除；溶解物质是指粒径小于10–6mm的离子和一些溶解气体，采用离子交换、电渗析、反渗透的工艺可将其去除，水中的二氧化碳、氧气等溶解气体也是水处理工艺需除去的杂质。
1、水中的离子态杂质
天然水中的离子按其含量而可为三类，如表1–1，其中含量最高的第I类离子是水处理过程中需要净化的主要对象。
表1–1& 天然水中的离子
2、水中的主要化合物
2.1 碳酸化合物
在天然水中，含量最大的杂质常常是碳酸的盐类。碳酸是由二氧化碳与水作用而形成，在水中碳酸化合物可以四种形态存在：溶于水中的气体态（CO2）、碳酸的分子态（H2CO3）、碳酸氢根（HCO–3）和碳酸根（CO2–3）离子态。碳酸化合物的这四种形态随水的pH值而相互转化。图1–1表示出在不同pH值时各自的相对含量。
&&&&&& 图1–1水中各种碳酸化合物的相对量和pH的关系（25℃）
&&& 由图可见，在 pH8.35以下，碳酸化合物主要是碳酸氢根和水中游离的二氧化碳，若pH降至4.3以下时，碳酸化合物均以二氧化碳的形态存在，此时若采用吹脱原理则很容易除去。另外，大多数天然水的pH值低于8.35（聊城电厂黄河水为7.50～8.20）所以其碳酸化合物主要是碳酸氢根（HCO–3）。随着pH的升高，水中碳酸根的百分比逐渐增加，当 pH＞12以后，则主要以碳酸根的形态存在，所以炉水中常保持一个碱性环境以避免游离二氧化碳的腐蚀，无疑是其中的原因之一。
2.2 硅酸化合物
硅酸是一种比较复杂的化合物，它的形态很多，在水中有离子态，分子态以至胶态。硅酸的通式为xSiO2·yH2O，当x和y均等于1时，分子式可写成H2SiO3，称为偏硅酸；当x=1，y=2时，分子式为H4SiO4，称为正硅酸，当x＞1时，硅酸呈聚合态，称为多硅酸。当硅酸的聚合度增大时，它会由溶解态转化成胶态，当其浓度较大时，会呈凝胶状自水中析出.。当pH值不很高时，溶于水的二氧化硅主要呈分子态简单硅酸，书中均以偏硅酸（H2SiO3）来讨论。
硅酸的酸性很弱，电离度不大，所以当纯水中含有硅酸时不易用pH或电导率检测出来。二氧化硅的溶解度随pH值变化的关系可由图1–2来表征。
图1–2&& SiO2的溶解度
&&& 图1–2表明，当pH值在9以下时，SiO2的溶解度是恒定的。其原因为，在此条件下离子态HSiO3-的量非常少，水中硅酸化合物几乎都呈分子态H2SiO3，而水中可溶解的分子态H2SiO3的量是恒定的。
&&& 当pH值增大到超过9时，SiO2的溶解度就显著地增大，因为此时H2SiO3电离成HSiO3-的量增多，所以溶解的SiO2除了会生成H2SiO3外，还要生成大量的HSiO3-。
&&& 当pH值较大，且水中溶解的硅酸化合物量较多时，它们会形成多聚体，图1–2的虚线称为单核墙，它表示多聚体量达单体量 的情况，阴影部分表示水中溶解的多聚体已超过 。
&&& 天然水中硅酸化合物含量一般在1～20mg/LSiO2的范围内，地下水有的高达60mg/L。
&&& 硅酸化合物的这许多形态会影响到它的测定方法。通常采用的钼蓝比色法能测得的只是水中分子量较低的硅酸化合物。至于分子量较大的硅酸，有的不与钼酸反应，有的反应缓慢。根据此种反应能力的不同，水中硅酸化合物可分成两类。那些能够直接用比色法测得的称为活性二氧化硅（简称活性硅），不能直接测得的称为非活性二氧化硅（简称非活性硅）。
&&& 在火力发电厂中，水中硅酸化合物是有害的物质。当锅炉水中铝、铁和硅的化合物含量较高时，会在热负荷很高的炉管内形成水垢。在高压锅炉中，硅酸会溶于蒸汽，随之带出锅炉，最后沉积在汽轮机内，引起故障。所以，硅化合物是需处理的主要以象之一。
2.3 铁的化合物
在天然水中铁是常见的杂质。水中的铁有亚铁（Fe2+）和高铁（Fe3+）两种。
在深井水中，因溶解氧的浓度很小和水的pH值较低，水中会有大量Fe2+存在，有多达10mg/L以上的，这是因为常见的亚铁盐类溶解度较大，水解度较小，Fe2+不易形成沉淀物。当水中溶解氧浓度较大和pH值较高时，Fe2+会氧化成Fe3+，而Fe3+很易水解，从而转变成Fe(OH)3沉淀物或胶体。当pH≥8时，水中亚铁离子（Fe2+）被溶解氧氧化的速度很快。反应如下：
&&&&&&&&&&&&& &&&&&4Fe2+ + O2 + 2H2O → 4Fe3+ + 4OH–
&&&&&&&&&&&&& &&&&&Fe3+ + 3H2O → Fe（OH）3ˉ + 3H+
&&& 锅炉给水携带铁的氧化物会引起锅内生成氧化化铁垢。必须注意，净水设备和热力设备的腐蚀，也有可能使给水带铁入锅炉，所以还应搞好设备防腐，以防止水质重新污染。
2.4 氮的化合物
在天然水中有时含有氮的无机化合物，如NH4+、NO2–和NO3–。它们的主要来源为动植物的各种含氮有机物，以及随工业排水混入的NH4+。
随污水带入水源的含氮有机物（如蛋白质、尿素等），在微生物的作用下会逐渐分解，生成组成较简单的氮化合物。在没有氧存在的情况下，氨是有机氮分解的最终产物；如果水中有氧，则在细菌参与下，能使氨继续分解，逐步转变成亚硝酸盐或硝酸盐。
为此，根据天然水中各种含氮化合物的相对含量，可以推测此水被有机物污染的时期。如果NH4+含量百分率较大，则表示被污染的时期不长；反之，如NO3-含量的百分率较大，则表示被污染已很久。
三、火力发电厂用水的水质指标
不同用途的水，常有不同的水质要求，这就需要采用不同的水质指标。水质指标可用水中杂质的组成表示，也可以根据技术上的需要专门拟定，这种专门拟定的指标称之为技术指标。表1–2即为电厂水处理中常用的水质指标，其中自悬浮物至稳定度都是技术指标。
表1–2&&& 水质指标及常用单位
电力生产中，常用的主要技术指标的意义如下：
1. 溶解固形物和含盐量
溶解固形物是指水中除溶解气体之外各种溶解物的总量。它除了包括全部阴、阳离子外，还应加上非离子态的二氧化硅、铁铝氧化物和有机物的的含量。
含盐量表示水中溶解盐类的总和，它可通过水质全分析后将阴、阳离子全部相加而得。含盐量有两种表示方法：其一是摩尔表示法，即将水中各种阳离子（或各种阴离子）均按带一个电荷的离子为一个基本单元，计算其含量（mmol/L），然后将它们全部相加；其二是重量表示法，即将水中各种阴阳离子的含量换算成mg/L，然后全部相加。
2. 悬浮物与浊度&
水中悬浮物是各种水处理工艺中都需监督的项目。悬浮物的含量可以用重量分析法来测定，但此法需要将水过滤，滤出的悬浮物需经烘干和称量等手续，操作麻烦、准确度低，不宜用作现场运行的监督指标，所以，通常采用较易测量的“浊度”作为衡量悬浮物的指标。
浊度一般用来衡量水中悬浮物和胶体物质的大致含量。浊度表征溶液对光的散射性，其测定方法为：将样品在90°角度下的散射光强度与用标准溶液在同样条件下的散射光强度相比较。此种测定常采用装有光电池的仪器（如激光浊度仪）来测定。
3. 碱度和酸度
3.1 碱度& 水的碱度是指水中含有能接受氢离子物质的量。天然水中碱度主要由重碳酸根所组成。因为碱度是用酸中和的办法来测定的，所以采用的指示剂不同，滴定终点也不同，所测得的物质也不同。当用酚酞作指示剂时，终点pH为8.1～8.3，水中的氢氧根被中和成水，碳酸根中和成碳酸氢根，用酚酞作指示剂时测得的碱度称为酚酞碱度（PA）。当用甲基橙作指示剂时，终点pH为4.3～4.5，水中氢氧根中和成水、碳酸根和碳酸氢根中和成碳酸，用甲基橙作指示剂时测得的碱度称为甲基橙碱度（MA）。通过；酚酞碱度（PA）和甲基橙碱度（MA）可算出水中氢氧根、碳酸根和碳酸氢根的含量。
3.2 酸度& 水的酸度是指水中含有能接受氢氧根离子的物质的量。可能形成酸度的物质有强酸，强酸弱碱盐、酸式盐和弱酸。
硬度是指天然水中多价阳离子的总浓度，对天然水来说主要是钙、镁离子，故水的硬度也就表示水中钙、镁离子之和。硬度可分为以下两种：
4.1 碳酸盐硬度& 碳酸盐硬度是指水中钙、镁的碳酸氢盐、碳酸盐之和。但由于天然水中碳酸根的含量非常少，所以一般将碳酸盐硬度看作钙、镁的碳酸氢盐。碳酸盐硬度又被称作暂时硬度，这是由于水长时间煮沸后，水中重碳酸钙和重碳酸镁会分解产生碳酸钙和氢氧化镁沉淀，使碳酸盐硬度消失，所以被称作暂时硬度。
4.2 非碳酸盐硬度& 水的总硬度和碳酸盐硬度之差是非碳酸盐硬度，它们是钙、镁的氯化物和硫酸盐等。它在水沸腾时不能被除去，所以又被称为永久硬度，其值近似等于非碳酸盐硬度。
为了使水质满足各种用途的要求，在进行水处理前必须对水进行取样和分析。表1–3列出了通常分析的项目及其存在的危害和处理方法，根据需要及水质的特点在必要时可增加分析项目。
5. 电导率&
衡量水中含盐量最简便和迅速的方法是测定水的电导率，因为组成天然水含盐量的主要物质为离子，而离子具有导电性。电导率的单位是S/m（S称为西，表示西门子）或us/cm。一般水质的电导率较小，电导率的常用单位是us/cm。实际测量中常用电导率表来测定。
水中有机物的组成复杂，不论是对某些有机物的量还是对有机物的总量都难以测定，因此采用了各种相对表示有机物含量的指标。
&6.1 化学需氧量（COD）& 化学耗氧量表示利用化学氧化剂氧化有机物所需的氧量，此量常用符号COD表示。化学氧化剂一般用重铬酸钾或高锰酸钾。目前常用重铬酸钾作氧化剂（CODcr），它可将大部分有机物氧化，从而表示出有机物全部氧化所需的氧量，从而可大致表示水中的有机物的含量。
6.2 生物需氧量（BOD）& 生物需氧量表示用微生物氧化水中有机物所消耗的氧量。在氧化的第一阶段中，主要是有机物转化成二氧化碳、水和氨；第二阶段主要是氨转化成硝酸根和亚硝酸根。测定方法一般分为两种：BOD5和BOD21。目前常以20℃和黑暗条件下用微生物氧化有机物5天所需的氧量进行测定，以BOD5来表示。
7. 天然水的分析项目
表1–3& &天然水的一般分析项目
&&& 8、1-1
表1-1&& 水中杂质对设备的有害影响
四、北疆电厂水源水质概况
北疆电厂有海水和自来水两种水源，其中海水作为电厂的正常生产用水水源，一部分用于电厂冷却用水，一部分用于海水淡化，自来水作为电厂施工用水及机组首次启动用水。本工程所在地为淤泥质海岸，海水受风浪及潮流影响显著，泥沙易起不易沉降，海水悬浮物含量高，年温度变化范围为零下2.1℃～零上30℃。
已取得水质如下：
1、海水水质分析表&&& 2005年7月
2、海水水质分析表&&& 2006年1月
3、自来水水质分析表 &&&2006年9月&&&&& &&&
馆藏&38762
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