一、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上发生深刻的变化。
二、电厂水处理工艺
电厂水处理工艺(1)锅炉给水处理
锅炉给水目前用氨和联氨的挥发性处理较成熟，但它比较适于新建的机组，待水质稳定后可转为中性处理和联合处理。加氧处理改变了传统的除氧器、除氧剂处理，创造氧化还原气氛，在低温状态下即可生成保护膜，抑制腐蚀。此法还可以降低给水系统的腐蚀产量，减少药品用量、延长化学清洗间隔、降低运行成本。氧化性水化学运行方式在欧洲的应用较为普及，国内基本处于研试阶段。必须强调的是，氧化性水化学运行方式仅适用于高纯度的给水，并应注意系统材质与之的相容性。
电厂水处理工艺(2)锅炉补给水处理
传统的锅炉补给水预处理通常采用混凝与过滤处理。国内大型火电厂澄清处理设备多为机械加速搅拌澄清池，其优点是：反应速度快、操作控制方便、出力大。近年来，变频技术不断地应用到混凝处理中去，进一步提高了预处理出水水质，减少了人工操作。在滤池的发展方面，以粒状材料为滤料的过滤技术经历了慢滤池、快滤池、多层滤料滤池等发展阶段，在改善预处理水质方面发挥了一定的作用。但由于粒状材料的局限性，使过滤设备的出水水质、截污能力和过滤速度均受到较大的限制。目前，以纤维材料代替粒状材料作为滤元的新型过滤设备不断地出现，纤维过滤材料因尺寸小、表面积大及其材质柔软的特性，具有很强的界面吸附、截污及水流调节能力。代表性的产品有纤维球过滤器、胶囊挤压式纤维过滤器、压力板式纤维过滤器等。
在锅炉补给水预脱盐处理技术方面，反渗透技术(简称RO)的发展已成为一个亮点，电力行业比较早使用反渗透技术的是天津军粮城电厂，随后在郑州热电、彰化电厂、招远电厂、彭城电厂、宝钢电厂、石洞口电厂等得到了应用。反渗透比较大的特点是不受原水水质变化的影响。如上海地区的滨海电厂，枯水期时适逢海水倒灌，长江水的氯根有时高达3500mg/L，黄浦江水的含盐量也会剧增到2000mg/L，单纯采用离子交换的除盐设备已无法适应这样的恶劣水质。另外，反渗透具有很强的除有机物和除硅能力，COD的脱除率可达83%，满足了大机组对有机物和硅含量要求严格的需要。比较后，反渗透由于除去了水中的大部分离子(一般为90%左右)，减轻了下一道工序中离子交换系统的除盐负担，从而减少酸、碱废液排放量，降低了排放废水的含盐量，提高了电厂经济效益和环境效益。
在锅炉补给水除盐处理方面，混床仍发挥着不可替代的作用，而混床本身的发展主要体现在两个方面：环保与节能。填充床电渗析器(电除盐)CDI(EDI)是将电渗析和离子交换除盐技术组合在一起的精脱盐工艺，树脂的再生是由通过H2O电离的H+和OH-完成，即在直流电场中电离出来的H+和OH-直接充当树脂的再生剂，不需再消耗酸、碱药剂。同时，该装置对弱电离子，如SO2、CO2的去除能力也较强。CDI在水处理工艺中在国外的应用较多。1991年，美国的Grand Gulf核电站安装了首台电除盐设备。美国德州热电厂补给水系统采用RO+EDI处理系统，生水经RO处理后的电导率为5~20μS/cm，再经EDI处理后电导率小于0.1μS/cm。
纤维过滤器、反渗透、电除盐与离子交换技术的组合应用将是今后锅炉补给水处理发展的新趋势。
电厂水处理工艺(3)锅炉炉水处理
炉内磷酸盐处理技术已有70余年的历史，现在全世界范围内有65%的汽包锅炉使用过炉水磷酸盐处理。由于以前的锅炉参数较低，水处理工艺落后，炉水中常常出现大量的钙镁离子，为防止锅炉结垢，不得不向锅炉中加入大量的磷酸盐以去除炉水中的硬度，这样，炉水的pH值就非常高，碱性腐蚀问题显得特别的突出。在这样的情况下，协调磷酸盐处理应运而生，并取得了一定的防腐效果。但随着锅炉参数不断的提高，磷酸盐的“隐蔽”现象越来越严重，由此引起的酸性腐蚀也越来越多。而在另一方面，高参数机组的锅炉补给水系统已全部采用二级除盐，凝结水系统设有精处理装置。这样，炉水中基本没有硬度成份，磷酸盐处理的主要作用也从除硬度转为调整pH值防腐。因此，近十年来，人们又提出低磷酸盐处理与平衡磷酸盐处理。低磷酸盐处理的下限控制在0.3~0.5mg/L，上限一般不超过2~3mg/L。平衡磷酸盐处理的基本原理是使炉水磷酸盐的含量减少到只够与硬度成份反应所需的比较低浓度，同时允许炉水中有小于1mg/L的游离NaOH，以保证炉水的pH值在9.0~9.6的范围内。加拿大Ontario Hydro电站压力为13.8~17.9MPa锅炉进行平衡磷酸盐处理的炉水控制指标：磷酸根为0.0~2.4mg/L，pH值9.0~9.6，游离NaOH小于1mg/L。山西阳光发电公司炉水磷酸根浓度范围0.1~1.0mg/L，期望值为0.2~0.5mg/L。湘潭电厂炉水磷酸根浓度范围0.1~0.5mg/L，pH值9.0~9.7，当炉水pH值小于9.2，则添加微量的NaOH。
电厂水处理工艺(4)废水处理
目前，国内大型的电厂工业废水处理的布置基本套用宝钢电厂的废水处理模式，即采用废水集中汇集，分步处理的方式。一般采用以鼓风曝气氧化、pH调整、混凝澄清、污泥浓缩处理等为主的工艺。但这种处理方式的缺点是对水质复杂且变化范围大的来水的处理难度较大，并影响到废水的综合回收利用。近年来，两相流固液分离技术逐步得到应用，该技术采用一次加药混凝、在一个组合设施内完成絮凝、沉淀、澄清、浮渣刮除和污泥浓缩等工艺过程，使水中的泥沙、悬浮固体物、藻类悬浮物和油在同一设施内分离出来。该处理技术提高了出水水质，降低了处理成本，扩大了回用范围。
电厂水处理工艺(5)定冷水处理
国外的双水内冷机组由于水箱采用充氮密闭，并设有钯树脂催化器进行除氧，所以多采用中性除氧法。而国产双水内冷机组大多采用敞口式水箱。水处理技术工艺主要有：采用除盐水与凝结水混合补水的方式或添加少量的碱液来改善pH值，加装混合离子交换器对定冷水进行处理，还有投加MBT或BTA缓蚀剂来减缓铜腐蚀。从实践的效果看，碱性化学水工况运行较为成功，但存在着碱度不易控制与调整的问题等。比较近，山东省的潍坊、威海、十里泉等电厂采用化学清洗与预膜工艺处理定冷水，取得了较好的防腐防垢效果。应该强调的是，不管是预膜工艺还是直接投加MBT或BTA缓蚀剂及其复合配方，应充分考虑到系统的洁净程度。
电厂水处理工艺(6)循环水处埋
采用闭式循环冷却的火电厂，冷却水的循环回用和水质稳定技术的开发是水处理工作的重点。发达国家循环水浓缩倍率已达6~8倍，国内大多数电厂的循环水浓缩倍率在2~3倍左右，国内火电厂应在提高循环水重复利用效率上下功夫。为避免磷系水处理药剂对环境水体的二次污染，低磷和非磷系配方的高效阻垢分散剂、多元共聚物水处理药剂逐渐得到应用。
采用开式排放冷却的火电厂，特别是以海水作为冷却水的滨海电厂，冷却水一般采用加氯处理，其常见的装置是美国Captial Control公司的产品。但是，也有部分电厂采用电解海水产生次氯酸钠作为杀生剂。如漳州后石电厂、北仑港电厂等。具体参见http://www.dowater.com更多相关技术文档。
电厂水处理工艺(7)凝结水处理
目前绝大部分300MW及以上的高参数机组均设有凝结水精处理装置，并以进口为主，其再生系统的主流产品是高塔分离装置与锥底分离装置。但真正能实现长周期氨化运行的精处理装置并不多，仅有厦门嵩屿电厂等少数几家，嵩屿电厂混床的运行周期在100天以上，周期制水量达50万吨以上。从环保与经济的角度出发，实现氨化运行将是今后精处理系统的发展方向。另外，在设备投资、设备布置与工艺优化方面，应考虑尽可能多地利用电厂原有的公用系统，如减少树脂再生用的风机及混床的再循环泵等，尽可能把系统的程控装置和再生装置安装在锅炉补给水侧，以利实现集中化管理。
另一方面，具有过滤与除盐双重功能的粉未树脂(POWDEX)精处理系统也逐步得到应用，如福州华能二期、南通华能二期等电厂。但由于粉未树脂的价格较高，主要依赖于进口，使得粉未树脂精处理装置的推广应用受到了一定的限制。
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