火电厂中水处理新技术张江涛

金属矿山废水处理新技术

金属矿山废水废渣处理新技术院系:城建给排水工程学号：111824224 ：熊聪 摘要：随着经济建设的快速发展，我国金属矿山废水产生的环境问题日益严重，金属矿山废水的污染已成为制约矿业经济可持续发展的主要因素之一。概述了矿山酸性废水的形成及危害，重点介绍了几种常见的处理矿山酸性废水的处理技术如中和法、硫化物沉淀法、吸附法、离子交换法和人工湿地法，同时介绍了它们的原理、特点和存在的问题，在此基础上，对矿山酸性废水处理技术的研究，并介绍了几种金属矿山废水处理的新技术以及实例。 关键词：金属矿山废水废渣处理新技术 Abstract：With the rapid development of economic construction, the metal mine waste water environment problem is increasingly serious, metal mine waste water pollution has become one of the main factors restricting the sustainable development of mining economy. Formation and harm of the acidic mining waste water are summarized, mainly introduces several common treatment of acidic mining waste water treatment technologies such as neutralization, sulfide precipitation, adsorption, ion exchange method and the method of artificial wetland, and introduces the principle, characteristics and existing problems, and on this basis, the study of acidic mining waste water treatment technology, and introduces several kinds of metal mine wastewater treatment technology and examples. Keywords：Metal mine Waste water Conduct The new technology 一、金属矿山废水的形成及危害 1.1金属矿山废水的形成 在大部分金属矿物开采过程中会产生大量矿坑涌水。当矿石或围岩中含有的硫化物矿物与空气、水接触时，矿坑涌水就会被氧化成酸性矿坑废水。酸性矿坑水极易溶解矿石中的重金属，造成矿坑水中重金属浓度严重超标。同时在雨水的冲刷作用下废石堆和尾矿也产生大量含有高浓度重金属的酸性淋滤水。 1.2金属矿山废水的危害 金属矿山矿山酸性废水中含有大量的有害物质，一般不能直接循环利用，矿

火力发电厂化学水处理设计技术规定

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求，做到 经济合理、技术先进、符合环境保护的规定，并为施工、运行、维修提供便利条件。 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。

我国火电厂循环冷却水处理技术的发展

收稿日期:　 20030611作者简介:　 罗奖合,男,教授级高级工程师,现任国电热工研究院科研业务部副主任兼国电水处理公司总经理。主要从事电厂化学水处理技术及药剂的研究开发。 我国火电厂 循环冷却水处理技术的发展 罗奖合1,李营根1,郭怀保2 (1.国电热工研究院,陕西西安　710032;2.苇湖梁发电有限责任公司,新疆乌鲁木齐　830002) [摘　要]　介绍电力体制改革后我国火电厂循环冷却水处理技术面临的主要问题和今后的发展方向。根 据目前的实际需要和可能,认为近期内各火电厂循环水的浓缩倍率应以大于3为控制目标,为此提出了8点建议:(1)完善循环水的外部处理方法;(2)开发新型水质稳定剂和高效复合配方;(3)加强凝汽器管防腐技术研究;(4)对城市污水用于循环水技术进行研究;(5)探索其它杀菌剂的应用;(6)加强自动控制技术的应用;(7)对运行中除垢技术进行研究;(8)循环水处理药剂应定点生产。[关键词]　火电厂;循环水;浓缩倍率;药剂;配方;凝汽器;结垢;腐蚀[中图分类号]TM621.8 [文献标识码]A [文章编号]1002 3364(2003)08 0009 03 五大发电集团公司成立后将实行“厂网分开、竟价上网”的方针。发电企业的生产要以节能降耗来降低发电成本,增强上网电价的竞争力。做好火电厂循环水处理工作,对于降低发电成本有着重要的作用。 1　火电厂循环冷却水处理技术面临的 主要问题 1.1　水资源日益紧张 我国水资源人均拥有量为2200m 3,只有世界平均水平的1/4,属缺水国家。且有限的水资源分配很不均匀,81%分布在长江流域及其以南地区。目前我国一方面水资源紧张,另一方面却又存在大量浪费水资源的情况。 火电厂是工业用水大户,其耗水量约占工业用水量的20%左右。在缺水的北方地区,水资源严重不足,使火电厂的建设规划和运行受到限制,因此节约用水已成为当务之急。据有关资料统计,我国凝汽式火电厂(采用冷却塔和水力输灰)的耗水率为1.64m 3/(s ?GW ),与国外水平(0.7～0.9)m 3/(s ?GW )差距较大,说明我国火电厂节水潜力很大。目前经原国家经 贸委批准的单位发电量取水量标准已正式实施,其目的在于限制火力发电厂的取水量,具体规定如下:采用循环冷却供水系统时单位发电量取水量定额,在单机容量<300MW 时为4.80m 3/(MW ?h );在单机容量≥300MW 时为3.84m 3/(MW ?h )。当前全国达到这一标准的火电厂还不到30%,因此节水空间巨大。 火电厂全厂用水的比例:循环冷却水系统补给水50%～80%,水力输灰用水20%～40%,锅炉补给水2%～4%。因此,火电厂节水工作的重点应在优化冷 却水和冲灰水系统的设计和运行方面,尽可能减少循环冷却系统的排污,提高循环冷却水的浓缩倍率,可取得良好的经济效益。但浓缩倍率的提高,会使结垢和腐蚀等问题更加突出,同时对循环水处理技术也提出了更高的要求。 1.2　环境保护的要求更为严格 进入21世纪以来,以环保为主题的绿色能源声势日高,为了保护水资源水质,减少工业排放废水及污水对水体造成的危害,环保部门对火力发电厂排放水量和水质提出了严格要求。就排放水量而言,将对火力 技术经济综述 热力发电?2003(8) 9

电厂化学水处理认识

电厂化学水处理综述 ——水寿 摘要：对用水进行较好的净化处理才能防止热力设备的结垢、腐蚀，避免爆管事故，有效防止过热器和汽机的积盐，以免汽轮机出力下降甚至造成事故，从而保证锅炉、汽机等重要设备的安全、有序运行。本文介绍了电厂化学水处理技术的发展特点，以及常规的方法与应用。 关键词：化学水处理；特点；方法 前言：电厂的化学水处理主要是指锅炉用水的给水处理，这个过程的好坏直接关系到相关设备是否可以安全经济运行，所以说化学水处理是电厂生产的重要过程。因此必须在建设前期从设计上严把关，深入研究化学处理的工艺，做好预控工作，建设过程中慎重对待化学水处理的施工和设备安装，为以后电厂顺利投产运营打下坚实的基础。基于该背景，本文对电厂化学水处理的发展特点、常见方法和工艺进行了综述，方便更好的理解该该部分技术内容为以后工作打下坚实的基础，同时也作为本人的学习总结。 1 化学水处理的技术特点 水在火力发电厂水汽循环系统中所经历的过程不同，水质常有较大的差别。因此根据实用的需要，人们常给予这些水以不同的名称，具体为原水、锅炉补给水、给水、锅炉水、锅炉排污水、凝结水、冷却水和疏水等，通常情况下为了方便又简单的分为炉内水和炉外水。电厂化学水处理主要包括补给水处理和汽、水监督工作，补给水处理

也叫炉外水处理，是净化原水、制备热力系统所需质量合格的补给水，是锅炉水质合格的重要保障。汽水监督工作是改善锅炉运行工况、防止汽水循环不良的安全保障。随着当前技术的不断发展进步，现代电厂化学水处理呈现出集中、多元化、环保等特点，下面分别阐述。1.1分布集中化 在以往的电厂化学水处理过程中，常常设有多种处理系统，一般按照功能分为净水预处理系统、锅炉补给水处理系统、汽水的取样监测分析、循环水处理系统、加药处理系统、废水处理系统等等。这种按照功能作用设立的多种处理系统占地面积大、需要的维护人员多、给生产管理造成了不便。现在为了提高化学水处理设备的利用率、节约场地及管理方便，化学水处理设备的布置呈现紧凑、集中、立体的结构。根据相关文献的研究，该种结构的布局满足了整体流程的需要，是一种效果较好的结构模式。 1.2处理工艺多元化 化学水处理的传统常用工艺为混凝过滤、离子交换、磷酸酸化处理，随着科学技术的不断发展，电厂化学水处理工艺向着多元化的方向发展。当前水处理工艺发展为利用微生物对水质进行处理，利用膜处理技术对化学水进行反渗透、细微过滤也已经广泛应用于水处理，超滤、流动电流技术也在化学水处理中发挥着积极的作用。 处理控制系统也越来越集中化，把各个子系统合为一整套系统，然后采用PLC加上位机的控制结构。其中，PLC负责对各个子系统进行控制和数据采集，通过通信接口与PLC连接起来的上位机负责对各

0774.强化常规水处理工艺

强化常规水处理工艺 近些年来，随着水源污染严重、水质不断恶化和饮用水质标准不断提高，人们开始研究一些新技术强化常规处理工艺或发展饮用水深度处理技术。目前应用较多给水深度处理工艺有活性炭吸附、臭氧氧化、臭氧和活性炭联用、臭氧高级氧化技术、生物活性炭、膜过滤技术等。在此笔者结合大量的实验研究，仅对强化常规给水处理工艺(包括强化混凝、强化沉淀与气浮和强化过滤)、化学预氧化(预臭氧化)等发展情况作以简要论述。 【强化混凝技术】 常规给水处理工艺中对有机物去除起主要作用的是混凝工艺，其去除有机物的机理主要分三个方面：带正电的金属离子和带负电的有机物胶体发生电中和而脱稳凝聚;二是金属离子与溶解性有机物分子形成不溶性复合物而沉淀;三是有机物在絮体表面的物理化学吸附。影响混凝效果的因素很多：混凝剂的种类、混凝剂的投加量、原水水质、混凝pH值、碱度、混凝搅拌程度以及混凝剂与助凝剂的投加顺序等。强化混凝就是通过采取一定措施，确定混凝的最佳条件，发挥混凝的最佳效果，尽可能地去除能被混凝阶段能够去除的成分，特别是有机成分。 由于近年水源受有机物污染严重，高浓度的有机物对水中胶体产生很强的保护作用，致使常规混凝效果变差，因此为提高常规混凝效果，在保证浊度去除率的同时提高水中有机物的去除率，强化混凝处理无疑是一个首选之法。Joseph等人认为强化混凝是去除水中天然有机物比较经济、实用的一种处理工艺;美国工作者普遍认为，强化混凝是达到"饮用水消毒/消毒副产物(D/DBP)标准"第一阶段要求和控制饮用水中天然有机物(NOM)的最佳方法之一;我们的实验结果也表明，某些强化混凝技术能有效地去除天然水中的有机物和藻类，并可降低水中剩余铝的浓度。 强化混凝技术首先要根据水质情况筛选优化确定混凝剂的种类和投量。目前水厂使用的混凝剂大致有三种：铝盐Al(Ⅲ)、铁盐Fe(Ⅲ)以及人工合成的有机阳离子聚合混凝剂，一般铝盐和铁盐的混凝效果要优于人工合成的混凝剂，原因是这

火力发电厂水处理

中华人民共和国电力行业标准 火力发电厂水处理用001×7强酸性阳离子 交换树脂报废标准 DL/T673—1999 Standard of scrapping 001×7 strong cation ion exchange resins for water treatment in thermal power plant 中华人民共和国国家经济贸易委员会1999-08-02 批准1999-10-01 实施 前言 本标准是根据中华人民共和国原电力工业部1996年电力行业标准制定、修订计划项目(技综［1996］40号文)的安排制订的。 离子交换树脂在电厂水处理中已被广泛使用。由于离子交换树脂在水处理工艺中的投资大，因此判定树脂的报废，已成为广大水处理用户十分关心的一个问题。本标准的制订对电厂水处理的安全经济运行有着十分重要的意义。 本标准首次提出了用含水量、体积交换容量、铁含量、圆球率等四项指标，作为判定001×7强酸性阳离子交换树脂报废的技术指标并提供报废的经济比较方法，规定了报废规则和样品性能的测定方法。 本标准的附录A、附录B、附录C都是标准的附录。 本标准由中华人民共和国电力行业电厂化学标准化技术委员会提出并归口。 本标准由国家电力公司热工研究院负责起草。 本标准主要起草人：王广珠、汪德良、崔焕芳、吴文、邵林。 1 范围 本标准规定了火力发电厂水处理单床用001×7强酸性阳离子交换树脂报废指标。 本标准适用于火力发电厂水处理单床用001×7强酸性阳离子交换树脂报废的判断，参考用于其它床型中的001×7强酸性阳离子交换树脂报废的判断。 2 引用标准 下列标准包含的条文，通过在本标准中的引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB5757—86 离子交换树脂含水量测定方法 GB8331—87 离子交换树脂湿视密度测定方法 DL519—93 火力发电厂水处理用离子交换树脂验收标准 3 定义 3.1 报废scrapping 在使用过程中，离子交换树脂的大分子链会逐渐氧化断链。当氧化断链达到某一程度时，

污水处理新技术

随着污水处理标准要求的提高, 传统污水处理工艺难以满足处理要求, 为解决这一问题, 在几代人的不懈努力下逐渐形成了现在的高级氧化技术 ( AOP) , 而且随着微波技术、超声波技术、催化剂合成等技术的发展, 在高级氧化技术的基础上, 又逐渐开发出了各种耦合工艺, 如催化内电解法、湿式催化氧化工艺、光催化氧化技术、催化臭氧化技术、及类Fenton技术(即将微波、超声波、紫外光、催化剂等引入到Fenton氧化技术中)。 1 催化内电解法 利用铁碳内电解法处理印染废水, 具有成本低廉、操作简便、协同效应强、脱色效率高等优点。但铁碳内电解法也存在一些缺点, 例如长期运行时, 铁屑易结块, 使处理效果下降等。而催化铁内电解法相比铁碳法, 具有以下优点[ 8] : ( 1) 处理难降解污染物的能力更强, 脱色效果显著, 在工程上长时间运行也不结块板结; ( 2) 整个反应是在不曝气的缺氧情况下进行的; ( 3) 因为无氧的参与, 所以铁的消耗量和反应产生的铁泥也比铁碳法少得多; ( 4) 更为重要的是, 催化铁内电解法适用的pH 值范围较大( pH 值4~ 11), 通常反应可在中性和弱碱性条件下进行。 2 催化臭氧氧化法 自从1906年N ice第一次应用臭氧来消毒饮用水以来, 虽然其一直以高效且不会产生二次污染而著称, 但存在着明显的缺陷, 主要表现为两点: 第一, 操作费用较高; 第二, 臭氧虽然具有极强的氧化性, 但它的氧化活性却具有极高的选择性, 使得臭氧在水处理过程中很难彻底去除水中的TOC 和COD。 近年来, 由于在水处理实践中碰到的困难, 如氯消毒副产物、难生物降解或有毒有害有机废水的治理等缺乏有效的方法, 对传统臭氧化工艺的改进成为人们研究的热点。催化臭氧氧化法因催化剂的存在, 使反应的活化能降低, 不但可以加快臭氧分解产生高活性且几乎无选择性的各类自由基, 由自由基降解水中难以被臭氧直接氧化的有机物, 从而彻底除去水中的TOC 和COD, 而且由于有铁离子的存在, 其水解反应产生的氢氧化物对有机物发生絮凝沉淀作用, 而使有机物的去除效果得以提高。然而在试剂利用率、催化剂回收、以及金属离子溶出方面还有待进一步的改进[ 9] 。 3 催化湿式氧化法 湿式氧化技术(Wet air ox idat ion, WAO )是指在高温( 125 ~ 320℃) 和高压( 0. 5~ 20MPa )的条件下, 以纯氧或空气中的氧气为氧化剂, 将有机物降解为无机物或小分子有机物的过程。虽然传统湿式氧化法对于高浓度、有毒有害、难生物降解的有机废水处理非常有效, 但高温高压的反应条件使得湿式氧化工艺很难在实际废水处理中得到推广应用。为了降低其反应条件以满足工业应用需要, 催化湿式氧化技术( Cata ly tic w et air ox idation, CWAO)便应运而生。 催化湿式氧化过程中通过催化途径产生氧化能力极强的( OH ) 羟基自由基。OH 氧化电位为 2. 80V, 仅次于氟的2. 87 V。故湿式氧化法在降解废水时具有以下特点[ 10 ] : ( 1) OH 是高级氧化过程的中间产物, 作为引发剂诱发后面的链反应发生, 对难降解的物质的开环、断键、难降解的污染物变成低分子或易生物降解的物质特别适用;

电厂水处理工艺流程及优化设计解析

电厂水处理工艺流程及优化设计解析 水的质量及出水受到水处理工艺的影响，发电厂的水处理工艺直接影响到发电质量和效率。对发电厂中的自然水进行有效处理,不仅可以提高水质和洁净水的产量,还能够提高发电厂发电效率。本文对电厂水处理工艺进行分析，并且提出了水处理工艺优化策略，旨在提高电厂发电效率。 1、概述 人们通过长期实践经验得出，发电厂热力设备的安全状况,发电厂是否能够经济运行受到热力系统中水品质的影响。天然水由于没有经过处理,含有很多杂质，含有杂质的水进入热力系统中的水汽循环系统，会对热力设备造成损害。要想确保热力系统中能够有良好的水质，就必须要对水进行净化处理,并且要对汽水质量进行严格监按控。 2、电厂水处理系统工艺流程 2.1 预处理 电厂锅炉水处理工艺的第一个流程就是给水预处理，这一流程主要包括混凝、沉淀澄清以及过滤,经过这几项工作将水中的悬浮物及胶体物质去除，确保水中悬浮物的含量低于5mg/Ｌ，最终得到澄清水。水经过预处理之后，还需要按照不同的用途进行深度处理。如在火力发电厂作为锅炉用水，还必须用反渗透及离子交换的方法去除水中溶解性的盐类;用加热、抽真空和鼓风的方法去除水中溶解性气

体。 2.2 补给水处理 发电厂补给水处理方式多采用反渗透和离子交换。超滤在补给水处理系统中可用作反渗透进水的前处理，它可有效地去除水中胶体等颗粒状物,使反渗透进水水质合格,减少反渗透膜的污染，延长反渗透膜的使用寿命。 2.3 凝结水处理 火力发电厂锅炉的给水由汽轮机凝结水和锅炉补给水组成，凝结水是锅炉给水的主要组成部分，它的量占锅炉给水总量的９0%以上。凝结水中含有悬浮物和金属腐蚀物,在混床除盐前，可以用过滤的方法予以去除,以此来确保混床设备的有效运行。现阶段电厂中使用的过滤设备主要有覆盖过滤器和电磁过滤器两种。 ２．4 循环水处理 电厂循环水处理工艺有很多种,比如加水稳计、加酸、石灰软化、弱酸离子软化以及膜处理技术等。在国家节水政策的要求下,火力发电厂尤其是采用干除灰工艺的火电厂,要在循环水处理这一环节进行节水,以提高循环水的浓缩倍率作为前提，使补充水量以及排污水量减少,进而能够减少新鲜水的使用量。 2.５废水处理

火电厂化学水处理技术探讨

火电厂化学水处理技术探讨 社会的发展对电力的要求越来越高，相应地就要求电厂更加快速高效的运转，发展新型优良的火电厂化学水处理技术是保障火电厂正常运行和满足社会对电力能源需求的前提。基于电厂化学水处理技术在电力生产及社会生活中的重要性，文章简要阐述了火电厂中化学水处理技术的特点，存在的问题及改进措施，旨在促进电厂化学水处理技术的发展。 标签：火电厂；化学水处理技术；发展 随着国民经济的快速发展，社会对电力能源的需求量越来越大，这对火电厂提出了巨大的挑战，既要保证火电厂的安全环保运行同时又要生产出更多的电力能源来满足社会对电力的需求是当今火电厂工作的重中之重。而火电厂中的化学水处理过程是电厂生产运行的重要环节，因此，对电厂化学水处理技术的研究是十分有必要的。文章旨在探讨火电厂中化学水处理技术的现状，期望推动化学水处理技术的发展。 1 火电厂化学水处理技术的特点 火力发电厂电力生产过程中化学水的处理过程一般包含水的预处理、脱盐，锅炉炉水处理，凝结水处理，循环水处理和废水处理等系统，在这些系统中对水的处理涉及到的关键技术即称之为火电厂化学水处理技术。伴随着火电厂的发展要求，化学水处理技术在不断地进步，其发展形势在整体上呈现出一定的特点。 1.1 集中化 传统的火电厂化学水处理系统中，设备体积庞大、分布散乱，如设备出现故障，不利于及时排查隐患和解决问题。因此，将化学水处理设备进行集中化布置是符合电厂发展要求的。化学水生产方面的集中化控制是将以往分布散乱的生产系统整合成一套控制系统，实现自动化控制。处理设备的集中化提高了电厂的空间利用率，缩短了检修设备和排除安全隐患的时间，并且将电厂化学水处理过程进行集中化、自动化控制能向技术人员提供实时在线的监控数据，便于操作人员准确地把握操作信息，保障化学水处理系统的安全运行。 1.2 多元化 时代的进步对行业的发展模式提出了新的要求，火电厂化学水处理技术也经历了许多的改进，呈现多元化发展的态势。科技的发展使得电厂化学水处理技术基本已放弃以混凝过滤、酸碱中和为主要处理方式的传统技术，膜处理技术的发展、树脂技术的进步为化学水处理方式提供了新的技术支撑，微生物技术的提出也革新了化学水处理模式。总体上而言，新技术正不断地应用到电厂化学水处理当中，以期获得更好的化学水处理效果。

电厂化学水处理工艺流程

电厂化学水处理工艺流程 Final approval draft on November 22, 2020

化学水处理系统 一．从给水品质标准看化学水处理的必要性 下表是锅炉给水品质标准。 总硬度 (μmol/L) 溶解氧 (μg/L) 电导率 (μs/cm) 二氧化硅 (μg/L) PH值 (25℃) 二氧化碳 (μg/L) 标准≤30 ≤50 10 ≤20 ～≤20 我国北方多采用深井水源，其水质超标最严重的是总硬度，总硬度是指溶液中钙离子（Ca2＋）和镁离子（Mg2＋）摩尔浓度的平均值。所谓摩尔浓度指每升溶液中溶质含量的毫摩尔数。例如Ca的原子量为40，1mol Ca2＋的质量是80g （其化学意义是：1mol Ca2＋内含×1023个钙离子）。如果1L溶液中含有1g Ca2＋，那么它的摩尔浓度是1/80＝L＝L。 给水水质不良，特别是钙、镁、钠、硅酸根离子超标，会给热力设备造成如下危害： 1. 热力设备的结垢：如果进入锅炉或其它热交换器的水质不良，则经过一段时间运行后，在和水接触的受热面上，会生成一些固体附着物,这种现象称为结垢，这些固体附着物称为水垢。因为水垢的导热性比金属差几百倍，而这些水垢又极易在热负荷很高的锅炉炉管中生成，所以结垢对锅炉（或热交换器）的危害性很大；它可使结垢部位的金属管壁温度过高，引起金属强度下降，这样在管内压力的作用下,就会发生管道局部变形、产生鼓包，甚至引起爆管等严重事故。结垢不仅危害安全运行，而且还会大大降低发电厂的经济性。例如，热力发电厂锅炉的省煤器中,结有1mm厚的水垢时，其燃料用量就比原来的多消耗％～%。因此有效防止或减少结垢，将会产生很大的经济效益。另外，循环水的水质不良，在汽轮机凝汽器内结垢会导致凝汽器真空度降低,从而使汽轮机的热效率和出力下降；过热器的结垢会使蒸汽温度达不到设计值，使整个热力系统的经济性降低。热力设备结垢以后,必须及时进行清洗工作，这就要停运设备，减少了设备的年利用小时数；此外，还要增加检修工作量和费用等。 2.热力设备及其系统的腐蚀：发电厂热力设备的金属经常和水接触，若水质不良,则会引起金属腐蚀，如给水管道，省煤器、蒸发器、加热器、过热器和汽轮机凝汽器的换热管，都会因水质不良而腐蚀。腐蚀不仅要缩短设备本身的使用期限，造成经济损失；而且腐蚀产物转入水中，使给水中杂质增多，从而加剧在高热负荷受热面上的结垢过程，结成的垢又会加速炉管的垢下腐蚀。此种恶性循环，会迅速导致爆管等事故。 3. 过热器和汽轮机流通部分的积盐：水质不良还会使蒸汽溶解和携带的杂质（主要是Na＋和HSiO3－离子）增加，这些杂质会沉积在蒸汽的流通部位，如过热器和汽轮机，这种现象称为积盐。过热器管内积盐会引起金属管壁过热甚至爆管；阀门会因积盐而关闭不严；汽轮机内积盐会大大降低汽轮机的出力和效率，即使少量的积盐也会显着增加蒸汽流通的阻力，使汽轮机的出力下降。当汽轮机积盐严重时,还会使推力轴承负荷增大，隔板弯曲，造成事故停机。

电厂循环冷却水系统中的问题解决

电厂循环冷却水系统中的问题解决 2011年7月31日FJW提供 1.概述 电厂的循环水冷却处理系统是由以下几部分组成：①生产过程中的热交换器；②冷却构筑物(冷却塔)；③循环水泵及集水池。该系统是利用冷却水进行降温和水质处理。冷却水在冷却生产设备或产品的过程中，水温升高，虽然其物理性状变化不大，但长期循环使用后，水中某些溶解物浓缩或消失、尘土积累、微生物滋长，造成设备、管道内垢物沉积或对金属设备管道腐蚀。因此，必须对其进行降温和稳定处理等解决方案，才能使循环水系统正常进行，使上述问题得到解决或改善。 2.敞开式循环冷却水系统存在的问题 2.1循环冷却水系统中的沉积物 2.2.1沉积物的析出和附着 一般天然水中都含有重碳酸盐，这种盐是冷却水发生水垢附着的主要成分。 在直流冷却水系统中，重碳酸盐的浓度较低。在循环冷却水系统中，重碳酸盐的浓度随着蒸发浓缩而增加，当其浓度达到过饱和状态时，或者在经过换热器传热表面使水温升高时，会发生下列反应 Ca(HCO3)2=CaCO3+CO0 +H2O 冷却水在经过冷却塔向下喷淋时，溶解在水中的CO2要逸出，这就促使上述反应 向右进行 CaCO沉积在换热器传热表面，形成致密的碳酸钙水垢，它的导热性能很差。不同的水垢其导热系数不同，但一般不超过1.16W/(m.K), 而钢材的导热系数为46. 4-52.2 W/(m.K)，可见水垢形成，必然会影响换热器的传热效率。 水垢附着的危害，轻者是降低换热器的传热效率，影响产量；严重时，则管道被堵。 2.2设备腐蚀循环冷却水系统中大量的设备是金属制造的换热器。对于碳钢制成的换热器， 长期使用循环冷却水，会发生腐蚀穿孔，其腐蚀的原因是多种因素造成的。 2.2.1冷却水中溶解氧引起的电化学腐蚀敞开式循环冷却水系统中，水与空气能充分的接触，因此水中溶解的氧气可达饱和状态。当碳钢与溶有氧气的冷却水接触时，由于金属表面的不均一性和冷却水的导电性，在碳钢表面会形成许多腐蚀微电池，微电池的阳极区和阴极区分别会发生下列氧化反应和还原反应。

电厂化学水处理工艺流程

化学水处理系统一．从给水品质标准看化学水处理的必要性 下表是锅炉给水品质标准。 总硬度 （口mol/L）溶解氧 （卩g/L）电导率 （s/cm）二氧化硅 （口g/L） PH值 （25 C ）二氧化碳 （u g/L） 标准 < 30 < 50 10 < 20 8.8 ?9.2 < 20 我国北方多采用深井水源，其水质超标最严重的是总硬度，总硬度是指溶液中钙离 子（Ca2+）和镁离子（Mg廿）摩尔浓度的平均值。所谓摩尔浓度指每升溶液中溶质含量的毫摩尔数。例如Ca的原子量为40，1mol Ca2+的质量是80g （其化学意义是：1mol Ca2 +内含6.02 X 1023个钙离子）。如果1L溶液中含有1g Ca2 +,那么它的摩尔浓度是1/80 = 0.0125mol/L = 12.5mmol/L。 给水水质不良，特别是钙、镁、钠、硅酸根离子超标，会给热力设备造成如下危

害： 1. 热力设备的结垢：如果进入锅炉或其它热交换器的水质不良，则经过一段时间运行后，在和水接触的受热面上，会生成一些固体附着物, 这种现象称为结垢，这些固体附着物称为水垢。因为水垢的导热性比金属差几百倍，而这些水垢又极易在热负荷很高的锅炉炉管中生成，所以结垢对锅炉（或热交换器）的危害性很大；它可使结垢部位的金属管壁温度过高，引起金属强度下降，这样在管内压力的作用下, 就会发生管道局部变形、产生鼓包，甚至引起爆管等严重事故。结垢不仅危害安全运行，而且还会大大降低发电厂的经济性。例如，热力发电厂锅炉的省煤器中, 结有1mm厚的水垢时，其燃料用量就比原来的多消耗1.5 %? 2.0%。因此有效防止或减少结垢，将会产生很大的经济效益。另外，循环水的水质不良，在汽轮机凝汽器内结垢会导致凝汽器真空度降低, 从而使汽轮机的热效率和出力下降；过热器的结垢会使蒸汽温度达不到设计值，使整个热力系统的经济性降低。热力设备结垢以后, 必须及时进行清洗工作，这就要停运设备，减少了设备的年利用小时数；此外，还要增加检修工作量和费用等。 2. 热力设备及其系统的腐蚀：发电厂热力设备的金属经常和水接触，若水质不良,则会引起金属腐蚀，如给水管道，省煤器、蒸发器、加热器、过热器和汽轮机凝汽器的换热管，都会因水质不良而腐蚀。腐蚀不仅要缩短设备本身的使用期限，造成经济损失；而且腐蚀产物转入水中，使给水中杂质增多，从而加剧在高热负荷受热面上的结垢过程，结成的垢又会加速炉管的垢下腐蚀。此种恶性循环，会迅速导致爆管等事故。 3. 过热器和汽轮机流通部分的积盐：水质不良还会使蒸汽溶解和携带的杂质（主要是Na+和HSiO,离子）增加，这些杂质会沉积在蒸汽的流通部位，如过热器和汽轮机，这种现象称为积盐。过热器管内积盐会引起金属管壁过热甚至爆管；阀门会因积盐而关闭不严；汽轮机内积盐会大大降低汽轮机的出力和效率，即使少量的积盐也会显着增加蒸汽流通的阻力，使汽轮机的出力下降。当汽轮机积盐严重时, 还会使推力轴承负荷增大，隔板弯曲，造成事故停机。

火力发电厂废水零排放技术方案

火力发电厂废水零排放技术方案 为实现火力发电厂废水零排放的目标，对脱硫废水预处理工艺、脱硫废水浓缩处理工艺以及末端浓盐水的蒸发结屏，处理工艺进行技术对比，选取适合电厂实际情况的技术方案。处理后的冷凝水可以作为工业水，使电厂水处理系统实现闭式循环，没有任何外排水，真正实现废水零排放。 1脱硫废水处理的意义 我国属于水资源严重短缺且分布不均衡的国家，只有全面综合利用才是解决缺水和排污对环境污染的有效途径。国家及社会对环保要求越来越高，同时也对火力发电厂提出了更高的要求，全厂废水必须做到零排放。 火力发电厂主要污水有生活污水、含油废水、含煤废水、工业废水、循环水冷却塔排污水以及脱硫废水，这些废水一般经过简单物化、生化处理后直接排放或部分回收利用。火力发电厂废水回收基本上是将各部分废水用于脱硫用水，所以脱硫废水处理是全厂废水零排放的关键。目前，国内对脱硫废水的处置方式主要是初步处理后排放。 一般是通过系列氧化还原反应将废水中的重金属污染物转化为胺化物，再通过絮凝反应沉淀除去重金属及悬浮物固体，最后调节pH值使其达到DL/T997-2006《火电厂石灰石一石膏湿法脱硫废水控制指标》的要求，但处理之后依然为高氯根、高含盐且含有微量重金属的废水。因此，电厂湿法脱硫废水回收利用是电厂实现零排放的最大难点和关键。 2脱硫废水预处理

脱硫废水中含有重金属、氟离子、化学需氧量(COD)等污染物，产生的污泥需要进行专业处理。为减少污泥处理量，并保证后续装置运行的稳定性，脱硫废水经现有脱硫废水处理系统处理后，再进入高盐废水浓缩处理系统。脱硫废水总硬度达到100~200mmol/L，需要进行软化处理，以避免后续浓缩处理系统以及蒸发设备结垢。脱硫废水软化处理主要有以下2种方案。 (1)方案1：石灰一碳酸钠软化一沉淀池一过滤器处理工艺。 首先，化学加药使Ca2+，Mg2+以及硅产生沉降，然后用沉淀池做固液分离，沉淀池的上清液自流至重力滤池进行过滤除浊，出水作为高含盐废水浓缩处理系统进水。 (2)方案2：石灰一碳酸钠软化一管式微滤膜(TMF)处理工艺。 首先，化学加药使Ca2+，Mg2+及硅产生沉降，然后采用错流式管式微滤工艺代替传统的澄清工艺，利用微孔膜对废水中的沉淀物进行分离，达到较好的出水水质，出水进入高含盐废水浓缩处理系统进一步处理。2种脱硫废水预处理方案的技术对比见表1。

火力发电厂循环水处理技术的发展趋势

第20期总第150期内蒙古科技与经济 No.20,the 150th issue 　2007年10月Inner Mongolia Science Technology &Economy Oct.2007 火力发电厂循环水处理技术的发展趋势 Ξ 杨海燕1,包明山2,董素芹1 (1内蒙古农业大学职业技术学院,内蒙古包头　014109;2.乌海市蒙西电厂,内蒙古乌海　016014) 摘　要:本文分析了几种典型水处理技术的主要发展特点与趋势,从水处理工艺方面阐述火力电厂 水处理技术的最新进展与应用情况。 关键词:火电厂;水处理技术 中图分类号:TM621 文献标识码:A 文章编号:1007—6921(2007)20—0068—02 水,是一种宝贵的自然资源。水资源的日益匮乏已经逐渐制约着地区经济的发展。目前,能源工业发展迅速,火电厂大容量、高参数机组逐渐成为主力机组。众所周知,火电厂是工业中用水最大用户之一,因此,对其运行管理过程中优先考虑节水措施,努力实现对外零排放已势在必行。而在电厂工业用水中,火力发电厂耗水最多的是循环冷却系统的水损失,循环冷却水耗量占全电厂水耗量的60%～80%。提高循环冷却水的浓缩倍率、减少排污是实现电厂节水的重要环节。然而,提高浓缩倍率又会增大凝汽器冷却水通道内结垢与腐蚀的倾向,影响机组的安全经济运行。这样,从解决腐蚀问题和节水的角度优化选择循环水处理方案,提高循环水浓度倍率,就对我们在经济建设过程中如何合理保护利用水资源具有十分重要的意义。 从不同地域的电厂各自运行状况可知,循环水管道的腐蚀不仅与材质有关,也与水质有关,即不同材质在同一介质或同一材质在不同的介质中腐蚀速率不同。因此基建过程中设备选型和水质处理应统筹考虑。在以往的循环水设备选型问题上,只考虑水质对凝结器管材的影响,而忽视了循环水管道的腐蚀问题。循环水管路不但长,且埋在地下,腐蚀现象不易发现,处理和更换也比较困难。为避免循环水管道腐蚀,在设备选型时,应考虑循环水管道的材质,同时寻找适当的水处理方案。目前循环冷却水处理的方式多种多样,下面通过几种典型的处理方式的不断优化说明火力发电厂循环水处理技术的发展趋势。1　过滤法 过滤是最常用的旁流处理方式(通称旁滤),其处理量通常为循环水量的2%～5%,可以去除水中大部分悬浮固体、粘泥和微生物等,但不能降低水的硬度和含盐量,反冲洗时杂质将随反洗水排出系统。由于反冲洗水中杂质浓度比排污水高得多,所以系统排出的杂质多而消耗的水量少,即通过旁滤可使 排污量显著降低。大型循环冷却水系统一般采用以石英砂或无烟煤为滤料的重力无阀旁滤池,其滤速只能控制在10m/h 以下,而冷却水的悬浮物浓度只能控制在10mg/l 以下,过滤及占地面积的增大导致基础投资较大。与石英砂相比,纤维滤料具有孔隙率高、孔隙分布合理和比表面积大等特点,采用纤维滤料时滤速可高达20～85m/h 。由于纤维具有柔软性和可压缩性,故随着水流阻力的增大而逐渐被压缩,使滤料上层受力小、孔隙大,下层受力大、孔隙小,充分体现出纤维滤料纳污量大、过滤周期长的特点。纤维滤料过滤器通常需采用汽水反冲,借助气体的搅动使截留的悬浮物与滤料分离,再随反洗水排出。纤维过滤器对悬浮物、铁、锰、微生物粘泥都具有良好的截留作用,其过滤精度高,通常出水浊度<1N TU 。除此以外,还可与水中钙、镁离子进行离子交换,具有软化水质的功能。所以将这种旁滤法引入火力发电厂循环冷却水处理工艺值得我们关注。2　膜分离法 反渗透法和电渗析法是常见的两种膜分离方法,可以有效去除冷却水中的硬度、微生物等有害成分,有较高的脱盐率,水回收率可以达到75%～90%。由于渗透膜易被污染导致运行成本不断增大,通常先采用石灰软化法去除大部分硬度和悬浮物后,再采用反渗透法做进一步的降硬处理,以达到循环水补充水的水质要求。膜分离法的缺点是对进水水质要求苛刻,且运行过程中的压力波动易导致膜被破坏,水中的腐蚀产物和微生物易使预滤装置和反渗透膜堵塞、污染,频繁的清洗增大了运行费用,且一次性投入成本较高,故该法已经不适用于电厂这样的大型循环冷却水系统。3　化学沉淀软化法 通常采用石灰———纯碱软化法来降低水中的碳酸盐硬度和非碳酸盐硬度。在化学沉淀法中加入混凝剂可使呈胶体状态的CaCO 3和Mg (O H )2等形成 ? 86?Ξ 收稿日期:2007-06-12

电厂化学水处理完整版

第一章水质概述 第一节天然水及其分类 一、水源 水是地面上分布最广的物质，几乎占据着地球表面的四分之三，构成了海洋、江河、湖泊以及积雪和冰川，此外，地层中还存在着大量的地下水，大气中也存在着相当数量的水蒸气。地面水主要来自雨水，地下水主要来自地面水，而雨水又来自地面水和地下水的蒸发。因此，水在自然界中是不断循环的。 水分子（H2O）是由两个氢原子和一个氧原子组成，可是大自然中很纯的水是没有的，因为水是一种溶解能力很强的溶剂，能溶解大气中、地表面和地下岩层里的许多物质，此外还有一些不溶于水的物质和水混合在一起。 水是工业部门不可缺少的物质，由于工业部门的不同，对水的质量的要求也不同，在火力发电厂中，由于对水的质量要求很高，因此对水需要净化处理。 电厂用水的水源主要有两种，一种是地表水，另一种是地下水。 地表水是指流动或静止在陆地表面的水，主要是指江河、湖泊和水库水。海水虽然属于地表水，但由于其特殊的水质，另作介绍。 天然水中的杂质 要有氧和二氧化碳天然水中的杂质是多种多样的，这些杂质按照其颗粒大小可分为悬浮物、胶体和溶解物质三大类。 悬浮物：颗粒直径约在10-4毫米以上的微粒，这类物质在水中是不稳定的，很容易除去。水发生浑浊现象，都是由此类物质造成的。 胶体：颗粒直径约在10-6---10-4毫米之间的微粒，是许多分子和离子的集合体，有明显的表面活性，常常因吸附大量离子而带电，不易下沉。 溶解物质：颗粒直径约在10-6毫米以上的微粒，大都为离子和一些溶解气体。呈离子状态的杂质主要有阳离子（钠离子Na+、钾离子K+、钙离子Ca2+、镁离子Mg2+）,阴离子（氯离子CI -、硫酸根SO42-、碳酸氢根HCO3-）；溶解气体主。 水质指标 二、水中的溶解物质 悬浮物的表示方法：悬浮物的量可以用重量方法来测定（将水中悬浮物过滤、烘干后称量），通常用透明度或浑浊度（浊度）来代替。 溶解盐类的表示方法： 1.含盐量：表示水中所含盐类的总和。 2.蒸发残渣：表示水中不挥发物质的量。 3.灼烧残渣：将蒸发残渣在800℃时灼烧而得。 4.电导率：表示水导电能力大小的指标。 5.硬度的表示方法：硬度是用来表示水中某些容易形成垢类以及洗涤时容易消耗肥皂得一类物质。对于天然水来说，主要指钙、镁离子。硬度按照水中存在得阴离子情况。划分为碳酸盐硬度和非碳酸盐硬度两类。

大型火电厂化学水处理技术进展与应用探讨

大型火电厂化学水处理技术进展与 应用探讨 摘要：分析国内外电厂化学水处理技术的主要发展特点与趋势，从水处理工艺、水处理监控技术等方面阐述电厂化学水处理技术的最新进展与应用情况。 关键词：火电厂化学水处理技术进展与应用 前言 随着大型火电机组建设规模的不断扩大，机组的参数与容量不断提高，电厂化学水处理也正发生着深刻的变化。而这种变化的动力，主要来源于高参数大容量机组对水质的要求和环境保护的需要，新的水处理技术与材料的出现及应用又为电厂水处理技术的发展提供了可能。另外，在剧烈的电力市场竞争中，每个电厂都面临着减员增效的压力，面临着生产流程优化重组的需要。在上述各种因素的作用与影响下，电厂化学水处理在技术选用方式、设备布置、工艺流程、控制监测、运行维护、生产管理等环节均发生深刻的变化。 1 总体发展特点 电厂化学水处理在为高参数、大容量的现代化火电厂的生产服务过程中，呈现出以下主要发展趋势与特点： 1.1 水处理设备呈集中化布置的特点

传统的电厂化学水处理一般按功能作用设有：净水预处理、锅炉补给水处理、凝结水精处理、汽水取样监测分析、加药系统、综合水泵房、循环水加氯、废水及污水处理等系统。存在占地面积大，生产岗位分散，管理不便等问题。目前，从优化水处理整体流程的需要出发，设备布置以紧凑、立体、集中的构型取代平面、松散、点状的构型。节约了占地面积和厂房空间，提高了设备的综合利用率，方便了运行管理。 1.2 水处理生产呈集中化控制的特点 集中化控制就是把电厂所有化学水处理的各个子系统合为一套控制系统，取消传统的模拟盘，采用PCL和上位机的2级控制结构，利用PLC对各个系统中的设备分别进行数据采集和控制，上位机和PCL 之间通过数据通信接口进行通信。各个子系统以局域网的总线形式集中联接在化学主控制室上位机上，从而实现化学水处理系统相对集中的监视、操作与自动控制。 1.3 水处理方式以环保和节能为导向的特点 随着环境保护意识的提高，尽可能减少水处理过程中产生的各类污染，不用或少用化学药品已成为必然的选择。“绿色水处理”的概念也逐渐深入人心。如锅炉水处理正朝着“少排污、零排污”，“少清洗、零清洗”的方面发展。 随着水资源可持续发展战略的深化，作为耗水大户，合理地利用水资源，提高水的重复利用率已成为电厂水处理工作的紧迫任务。依靠科技进步与管理制度，实现水的循环使用、循序使用（串级使用）和水

电厂化学水处理技术全解析

由于电厂中的某些热力设备可能受到水中一些物质的作用从而产生有害的成分，使设备发生腐蚀的现象，因此电厂安全运行和化学水处理系统具有直接的关系。水中杂质对设备的破坏决定了电厂中的水必须要经过一定的处理才能被使用，该处理就是电厂中的化学水处理系统。 1 电厂化学水处理技术发展的现状 1.1 电厂获得纯净除盐水主要采用的三种方式： （1）采用传统澄清、过滤+离子交换方式，其流程如下： 原水→絮凝澄清池→多介质过滤器→活性炭过滤器→阳离子交换床→除二氧化碳风机→中间水箱→阴离子交换床→阴阳离子交换床→树脂捕捉器→机组用水。 （2）采用反渗透+混床制水方式，其流程如下： 原水→絮凝澄清池→多介质过滤器→活性碳滤器→精密过滤器→保安过滤器→高压泵→反渗透装置→中间水箱→混床装置→树脂捕捉器→除盐水箱。 （3）采用预处理、反渗透+EDI 制水方式，其流程如下： 原水→絮凝澄清池→多介质过滤器→活性炭过滤器→超滤装置→反渗透装置→反渗透水箱→EDI装置→微孔过滤器→除盐水箱。 以上3种水处理方式是目前电厂获得纯净除盐水的主要工艺，其他的水质净化流程大都是在以上3种制水方式的基础上进行不同组合而搭成的制水工艺流程。 1.２三种制水方式的优缺点： （1）第一种采用澄清、过滤+离子交换的优点在初期投资少，设备占用地方相对较少，其缺点是离子交换器失效需要酸、碱进行再生来恢复其交换容量，需大量耗费酸碱。再生所产生的废液需要中和排放，后期成本较高，容易对环境造成破坏。 （2）第二种采用反渗透+混床，这种制水工艺是化学制取超纯除盐水相对经济的方法，只需对混床进行再生，而且经过反渗透半除盐处理的水质较好，缓解了混床的失效频度。减少了再生需要的酸、碱用量，对环境的破坏相对较小。其缺点是在投资初期反渗透膜费用较大，但总的比较相对划算，多数电厂目前考虑接受这种制水工艺。 （3）第三种采用预处理、反渗透+EDI的制水方式也称全膜法制水。这种制水方法不需要用酸、碱进行再生就可以制取纯净除盐水，不会对环境造成破坏。是目前电厂最经济、最环保的化学制水工艺，但其缺点是设备初期投资相对前面两种制水方式过于昂贵。 2 电厂化学水处理措施 2.1 补给水的处理措施 电厂在生产锅炉的补给水处理中，关系到生产安全与效率。目前随着科学技术的快速发展，电厂关于环保节能的理念深入人心，过去传统的离子交换、澄清过滤或混凝等比较落后的技术已经逐渐被摒弃，现如今新的纤维材料广泛应用于过滤设备，不仅除去了胶体，微生物以及一些颗粒的悬浮物等，在过滤中也具有较强的吸附、截污能力，取得了相当好的效果。膜分离技术被采用，当前反参透占主导地位，反渗透技术能除去水中90％以上离子，如水中有机物、硅有较好的去除率。由于膜分离技术具有明显的优势，因此在锅炉补给水的处理中节约了大量的由于离子交换或澄清过滤等落后技术在运营时产生废水排放的费用，同时过去操作复杂和排放困难的许多问题也得到了改进。新的膜分离技术不仅达到了环保的要求。当水中的氯含量比较高时，可以采用活性碳过滤或者使用水质还原剂来进行处理。而混床在除盐处理的作用仍占有重要的位置，混床除盐技术相对成熟、可靠，混床的功能具有其他除盐所无法替代的作用。目前将超滤、反渗透装置和电渗析除盐技术有效的搭配，形成高效的除盐工艺，不需要酸、碱再生剂，只通过对水电离出来的H+和OH-即可完成再生的作用，从而完成电渗析的再生、除盐。这种制水工艺将是电厂化学制水的发展方向。