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饮用水的净化过程一般要经过三个阶段：贮存、净化、输水。水库将雨水、江河和溪流里的水汇集贮存起来，净化时首先在水中加入絮凝剂如明矾等，这些物质可以使悬浮在水中的不溶性颗粒逐渐地沉降下来。如图是水的净化过程示意图，回答下列问题：
(1)若A中是小卵石和石英沙，其作用是_______________。(2)若B中是粒状活性炭，其目的是_____________。(3)通入氯气的目的是_____________。(4)进入水管网和水塔中的水能否用作锅炉用水？为什么？_______________。
题型：填空题难度：偏易来源：月考题
(1)除去悬浮的不溶性颗粒和大部分微生物(2)滤去液体中的不溶性物质，吸附掉一些溶解的杂质和臭味(3)进一步将剩余的微生物杀死(4)不能，进入管中和塔中的水仍是硬水，使用硬水锅炉内容易结垢，不仅浪费燃料，而且使锅炉内管道局部过热，引起管道变形或损坏，严重时会引起爆炸。
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定义：清除水中不好的或不需要的杂质，使水达到纯净的程度。四种净化水的方法，原理，作用：
水净化的方法：吸附，沉淀，过滤，蒸馏，杀菌吸附：常用明矾和活性炭，明矾溶于水后形成胶状物吸附水中的悬浮物，活性炭不仅可以吸附水中的悬浮物，还可以吸附在水中有异味的物质和色素沉淀：水中悬浮物别吸附后形成密度大的颗粒，从而使杂质沉淀过滤：除去水中不溶性的杂质蒸馏：除去可溶性杂质的方法杀菌：常用杀毒剂：漂白粉，氯气以及新型消毒剂二氧化氯等吸附、沉淀、过滤和蒸馏中单一操作净化程度较高的是蒸馏。综合运用时，按吸附→沉淀→过滤→蒸馏的顺序操作净化效果更好 加絮凝剂（明矾）与活性炭净水的比较：
自来水厂净化水的过程图及步骤1、净化过程图&2、自来水净化步骤①从水库中取水。 ②加絮凝剂(主要是明矾)，使悬浮的小颗粒状杂质被吸附凝聚。 ③在反应沉淀池中沉降分离，使水澄清 ④将沉淀池中流出的较澄清的水通入过滤池中，进一步除去不溶性杂质。 ⑤再将水引人活性炭吸附池中，除去水中的臭味和残留的颗粒较小的不溶性杂质。 ⑥细菌消毒（常用通入氯气的办法)。它是一个化学变化过程，因为除去病菌的过程.就是把病菌变成其他物质的过程。 ⑦杀菌后的水就是洁净、可以饮用的自来水，通过配水泵供给用户，但水中仍然含有可以溶于水的一些杂质，所以还是混合物。
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28909329343548956261422286255259336导读：凝结水溶氧大原因分析及解决方案探讨，火电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一，凝结水溶氧高低将直接影响机组的安全、经济运行，根据电力技术监督的规定要求,300MW亚临界发电机组,凝结水溶氧含量应≤30μg，普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题，掌握凝结水溶氧高的各方面因素，1凝结水溶氧超标对发电机组的危害，凝结水含氧量过大对机组造成的危害主要有以下几方面:，1.1缩短设备的寿命 凝结水溶氧大原因分析及解决方案探讨
火电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一，凝结水溶氧高低将直接影响机组的安全、经济运行，根据电力技术监督的规定要求,300MW亚临界发电机组,凝结水溶氧含量应≤30μg/L。但国内投运的300MW机组，特别是国产机组，普遍存在凝结水溶解氧超标且长期不合格的问题，因此，掌握凝结水溶氧高的各方面因素，并能及时地查找消除对发电机组的健康经济运行显得尤为重要。 1 凝结水溶氧超标对发电机组的危害
凝结水含氧量过大对机组造成的危害主要有以下几方面: 1.1
缩短设备的寿命 凝结水溶解氧大幅度超标或者长期不合格，会加速凝结水管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生。凝结水溶解氧严重超标时，还会导致除氧器后给水溶解氧超标，影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。 1.2
降低回热设备的换热效率 在汽轮机的回热系统中,采用的是表面式换热器,设备的腐蚀产物附着在换热面上,形成疏松的附着层,同时,凝结水中含氧过多,会使换热面上形成一层薄膜,均使换热热阻增大,降低循环的热效率。 1.3
影响机组的真空 为了保证机组的稳定经济运行,凝汽器必须处于高度的真空状态。过多的空气漏入凝汽器,会造成真空降低,一方面会影响机组的经济性,严重时将降低机组的出力;另一方面,也使得抽气系统的抽气负荷增加,增加了厂用电量。 2 影响凝结水溶氧的因素
由于凝汽器、空气系统及凝结水泵正常运行中处于负压状态,系统中的每个不严密处都有可能漏入空气而影响凝结水的溶氧含量。归结起来有如下几个方面: 2.1
化学制水设备及凝汽器补水方式特点对凝结水溶解氧的影响
凝汽器补水来源于化学制备的除盐水，除盐水溶氧指标合格与否将对凝结水溶氧产生最直接的影响，很多电厂在一定程度上忽视对除盐水溶氧指标的控制，大量的实验结果表明，除盐水溶氧≤100ug/l时，凝结水溶氧即能得到保障。现阶段大部分电厂化学制水除碳器不外乎真空除气器和鼓风式两种，在除二氧化碳的
同时，水中其他溶解气体（如氧气）也同时被除去，而两者由于工作原理的不同，除氧效果也不一样，一般真空式除氧效果要好于鼓风式的。另外除盐水箱的严密性、凝汽器补水管道布置及补水管道结构、补水量大等原因也可导致凝结水溶氧超标。 2.2
凝结水泵密封及阀门填料盘根
凝结水泵是处于负压状态下运行的,其采用盘根加密封水的方式密封,密封水来自泵出口的压力水。当泵在备用状态时,可能造成水密封不严格,空气漏入泵内使得凝结水的含氧量增加,凝结水溶氧超标。
凝结水泵入口阀门填料室使用一般的填料盘根密封,当阀门盘根老化而未及时更换时,空气漏入系统,造成凝结水溶氧超标。 2.3
给水泵密封水回水对凝结水溶解氧的影响 大多数国产300MW火力发电机组给水泵密封形式，均采用凝结水密封，给水泵密封水高压回水至除氧器，低压回水经多级水封直接进入凝汽器热水井。运行实践表明，在变工况运行时，多级水封运行不稳定，水封破坏，造成给水泵密封水低压回水系统负压泄漏，影响凝汽器真空严密性，同时造成密封凝结水溶解氧升高。 2.4 凝结水过冷度 凝结水过冷度的存在会威胁机组运行的安全性和可靠性。凝结水温度过低，即凝结水水面上的蒸汽分压力的降低，气体分压力的增高，使得溶解于水中的气体含量增加，因为溶于凝结水的气体量和热井水面上气体的分压力成正比。因此若凝结水出现过冷度，则其含氧量必然增加。大量试验表明，凝结水过冷度高达5度以上时 ，对凝结水溶氧的影响便比较明显。 2.5 其它附加流体排入凝汽器
排入凝汽器的附加流体还高加、低加的疏水、轴封加热器疏水、暖风器疏水。这些附加流体排入凝汽器中,由于排入位置选择不当、参数不当,会造成凝结水溶氧超标。 3 解决凝结水溶氧超标的方案 3.1 机组补水系统改造
a.常规设计中，凝汽器补水直接由管道引入凝汽器热井，没有充分利用凝汽
器的真空除氧功能。经多处实地考察调研后，在机组检修期，将凝汽器补水改造为补水至凝汽器喉部，并在管道上加装补水雾化喷头，保证补水均匀、雾化良好，加大凝结水补水和蒸汽的接触面，利用凝汽器真空除氧作用加速热传导以利溶氧的析出，以达到凝结水补水除氧效果。 b.加强化学制备除盐水的溶氧控制，加强除碳器除气效果。 c.除盐水箱采用胶囊密封，在一定程度上隔离了空气。 3.2 重视机组检修时的灌水找漏
机组正常运行时,凝结水系统处于负压状态,各处泄漏点不易检查发现,因此应在机组每次大小修时,采取向凝汽器汽侧灌注除盐水的方法进行负压系统的找漏。除盐水水面灌至末级叶片100mm处,真空系统充满水后,利用水的静压,可较容易地找到泄漏点,并对找到的泄漏点进行彻底的消除。 3.3 增强凝汽器的除氧效果
凝汽器相当于一个真空式除氧器,除氧效果的好坏对凝结水溶氧有直接的影响。为了进一步改善凝结水的品质,在热水井内增装淋水除氧装置。具体措施是在热水井的上部距凝汽器底部500mm处垂直交叉加装了2层角钢,角钢间距30mm,层间距50mm,每层用角钢20根。凝结水击溅在角钢上,形成细小水流,充分分散,增加了水流的表面积,提高了凝汽器的除氧效果,从而减少了凝结水的溶氧。 3.4 降低凝结水的过冷度 现代大型电站凝汽器通常均为回热式的，具有合理设计的管束结构，汽阻极小，在额定的设计工况下运行时，凝结水过冷度实际可为零。在这种情况下，凝结水过冷度主要受凝汽设备运行1一况因素的影响，其中最重要的因素是凝汽器冷却水的人口温度和流量。试验与运行经验表明，在一定的蒸汽负荷下，当冷却水入口温度降低或流量增加时，凝汽器压力降低，真空增加，进入热井的凝结水的过冷度将增大。 为此，在冬季冷却水温较低时，为了消除或尽量减小凝结水过冷度并节约厂用电，应减小冷却水流量。由于现代大型汽轮机循环水系统均采用单元制配置，降低循环冷却流量可通过改变水泵丁作叶片旋转角度来调节出力，或用改变电动机电极对的数目改变转速来改变出力，如上述措施均不能执行，必要时可对凝汽
器循环水进水门进行节流。同时合理调整凝汽器水位，使其保持在正常范同运行；提高真空系统的严密性，防止空气漏人，这些也是防止凝结水过冷的有效措施。 4 结论 影响凝结水溶解氧的因素很多，针对不同的机组应具体问题具体分析。 4.1
凝结水系统辅助设备问题。尤其是凝结水泵入口阀门盘根不严、水封门水封破坏、凝结水泵盘根不严、低加疏水泵盘根不严等都会直接影响凝结水溶解氧超标。 4.2
凝汽器真空负压系统问题。机组真空泄漏率严重不合格，尤其是凝汽器汽侧存在泄漏点影响真空泄漏率直接影响凝结水溶解氧超标。 4.3
凝结水补水除氧问题。化学制水系统除碳器设备（真空除碳器或鼓风式除碳器等）工作原理不同，导致凝汽器补水中含氧量接近饱和，如果补水方式为直接补入凝汽器热水井，没有利用凝汽器真 空除氧能力，会直接导致凝结水溶解氧超标。目前国标《SDGJ2-85火力发电厂化学水处理设计技术规定》及《DL/T561-95火力发电厂水汽化学监督导则》中，对化学制水系统出水溶解氧指标未作具体要求，仅对凝结水及给水溶解氧有指标要求，不利于凝结水溶解氧分阶段控制。建议除盐系统采用真空脱气及化学水箱浮顶密封相结合，使凝汽器补水溶解氧低于100ug/l。以解决补水溶氧对凝结水溶解氧的影响。 4.4
热力系统疏水、回水除氧问题。在《SDJJS03-88电力基本建设热力设备化学监督导则》中规定，热力系统疏水、回水直接回收时，溶解氧指标应下于100ug/l。如果热力系统疏水、回水溶解氧超过100ug/l，应利用凝汽器真空除氧能力进行处理。
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　　摘要：火电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一。凝结水溶解氧大幅度超标或者长期不合格，会加速凝结水管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生。凝结水溶解氧严重超标时，还会导致除氧器后给水溶解氧超标，影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。
　　本文结合国华台山发电厂4号机组自日启机后，凝结水一直存在溶氧超标的问题，从其检查、寻找其产生的原因到制定改进对策的整个过程简要论述了凝结水系统溶氧高的原因和改进对策及建议。
　　关键词：溶解氧；流量；补水；机械密封；密封水
　　前言：
　　火电厂机组凝结水溶解氧是电厂化学监督的主要指标之一。凝结水溶解氧大幅度超标或者长期不合格，会加速凝结水管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生。凝结水溶解氧严重超标时，还会导致除氧器后给水溶解氧超标，影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀结垢乃至发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。
　　机组正常运行中，凝汽器在正常真空状态下，凝结水溶解氧应该是合格的，由于凝汽器真空负压系统存在泄漏、机组补水系统及疏水系统设计等多方面原因，都会造成凝结水溶解氧超标。
　　1、4号机组凝结水溶氧高概述
　　广东国华粤电台山发电有限公司台电4号机装机容量600MW，于2006年2月投产。汽轮发电机组是上海汽轮机有限公司生产的凝汽式机组，配套两台50%容量汽动给水泵和一台30%电动给水泵；电动给水泵轴封为机械密封方式；汽动给水泵轴封为螺旋水封，密封水低压回水经多级水封直接进入凝汽器热水井，低加疏水逐级自流至进入凝汽器。
　　单机配备两台100％容量凝结水泵，1、2号机凝结水泵轴封采用盘根密封，3、4号机凝结水泵轴封采用机械密封（此机械密封为沈阳水泵厂自己改造），机械密封密封水设计为2路供给，起泵前用凝补水，运行正常后切换为凝结水自密封，由于4号机凝结水节流孔板堵，投运后密封水压力低0.25 MPa，一直用凝补水系统供给，压力保持0.6Mpa，机械密封冷却水采用闭冷水供给。
　　（凝结水泵密封水冷却水系统图）
　　自日起机后，4号机凝结水一直存在溶解氧超标问题，负荷60万时溶氧在25ppb左右波动，负荷30万时溶氧41ppb左右波动，真空在-94Kpa附近波动，4号机溶解氧标准为&30ppb。
　　2、4号机凝结水溶氧高检修过程
　　我们共检查了凝结水系统、低加疏水系统、凝结水杂用水系统、闭冷水系统、凝汽器接口系统共5个系统100多处与负压系统连接的阀门及法兰进行涂抹黄油，之后又对凝泵入口滤网排空及放水门后加堵板，观察一段时间后没有什么效果，后用氦质谱检漏仪对5个系统检漏，对查出有泄漏的人孔、法兰等部位进行紧固，但无效果。
　　随着又对凝结水泵机械密封冷却水进行检查，怀疑机械密封冷却水（闭冷水）进入泵内，在检测凝结水泵密封水及冷却水流量时发现密封水与冷却水在不同程度的进入泵内，两台泵密封水流入泵内的总流量为5m3/h，两台泵冷却水流入泵内的总流量为3.2m3/h。日17：10配合运行将4A、4B凝泵密封水压力由0.55MPa调整至0.35，降低压力后进入凝泵的有氧水流量就会降低，观察凝结水溶氧由25ppb降至23ppb。17：30 配合运行将4B凝泵机械密封冷却水（闭冷水）来、回水手动门关闭，观察凝结水溶氧最低降至15ppb。18：00 恢复检查凝结水溶氧所做措施，18：15分溶氧开始升高，18：50逐渐涨至23ppb，此时负荷550MW万左右。
　　通过日对4B凝泵机械密封冷却水（闭冷水）来、回水手动门关闭试验及调整密封水压力可以看出，4号机目前溶氧高是凝结水泵机械密封冷却水（闭冷水）及密封水进入凝结水造成的。
　　（日～22日凝结水流量、热井补水、溶氧曲线图）
　　4、4号机凝结水溶氧高检修措施：
　　凝结水泵机械密封密封水及冷却水（闭冷水）进入凝结水泵，造成溶氧高，由于机组运行，提出2条临时措施，一是将凝泵出口引水至机械密封的密封水，提高密封水压力1.3Mpa左右，封住机械密封冷却水；二是将凝泵机械密封冷却水改为凝补水。最后决定先从比较简单的措施入手，即改造凝泵密封水，从凝结水母管性能试验接头至凝泵机械密封密封水压力表后接头连接管路。日上午10点左右对4B凝结水泵新增加的一路凝泵自密封水进行了调整，将新增加的凝泵自密封水投用后（不发生节流），同时将凝补水至凝泵密封水总门逐渐关小，凝泵原自密封水全开（之前处于全关状态），凝泵机封密封水压力调整至1.3Mpa后，4号机凝结水溶氧降至14ppb左右，观察到晚上20点左右，4号机凝结水溶氧一致维持在14ppb波动，期间机组负荷最低到450MW。26日将4A泵的密封水也进行改造，两台泵改造见下图红色部分。
　　4号机凝泵新加密封水管路后溶氧曲线
　　5、提出改进建议
　　影响凝结水溶解氧的因素很多，通过4号机凝泵密封水改造，溶氧已低于标准（目前15ppb，标准&30ppb），但与2号机（8ppb）相比还较高，为此溶氧问题还值得探讨。
　　凝补水溶氧较高（8600 ppb），导致凝汽器补水中含氧量接近饱和，如果补水方式为直接补入凝汽器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会直接导致凝结水溶解氧超标。目前国标《SDGJ 2-85 火力发电厂化学水处理设计技术规定》及《DL/T 561-95 火力发电厂水汽化学监督导则》中，对化学制水系统出水溶解氧指标未作具体要求，仅对凝结水及给水溶解氧有指标要求，不利于凝结水溶解氧分阶段控制。
　　如凝汽器补水由热水井直补改为凝汽器喉部补水，应利用凝汽器真空除氧能力进行处理，补水进入喉部后按照等分原则均匀布置补水支管，在各支管上安装雾化喷头，保证补水均匀、雾化良好，加大凝结水补水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶氧的析出。
　　结束语：
　　影响凝结水溶解氧的因素很多，通过对广东国华粤电台山发电有限公司4号机组凝泵密封水改造，溶氧值已低于标准（目前为15ppd，标准&30ppd），效果明显，但与2号机组的凝结水溶氧值8ppd相比还较高，为此溶氧问题还值得进一步的讨论。
　　参考文献：
　　[1]《SDCJ2－85 火力发电厂化学水处理设计技术规定》
　　[2]《DL/T561-95 火力发电厂水汽化学监督导则》
　　作者简介：
　　范贤（1982.03-），男，新疆阜康人，长春工程学院工学学士，工程师，单位：神华神东电力新疆准东五彩湾发电有限公司，工作方向：火力发电厂设备检修维护管理。
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凝溶蛋白又称，是游离的免疫球蛋白轻链，能自由通过肾小球滤过膜，当浓度增高超过近曲小管重吸收的极限时，可自尿中排出。酸性尿加热至40℃～60℃凝固，温度上升到90℃～100℃时溶解，冷却至40-60℃又出现凝固现象，故称凝溶蛋白。尿凝溶蛋白阳性可见于、、原发性等。
凝溶蛋白基本释义
凝溶蛋白[1]
又称（BJP）、本琼氏蛋白、本斯·琼斯氏蛋白（Bence-Jones protein），是的轻链单体或二聚体，属于不完全抗体球蛋白，由Bence Jones于一多发性骨髓瘤患者尿液中发现。
分子量约4万，在pH4.9的酸性环境中加热至40℃～60℃凝固，温度上升到90℃～100℃时溶解，冷却至40-60℃又出现凝固现象，故称凝溶蛋白，分子量小，可自由通过进入。当血浆中凝溶蛋白大量增加，滤入原尿中的凝溶蛋白超出肾小管的阈值，即形成凝溶蛋白尿。
凝溶蛋白正常值范围
【尿液】阴性。
凝溶蛋白检测方法
凝溶蛋白加热沉淀
凝溶蛋白在pH4.9的条件下，加热至40℃～60℃时出现沉淀，继续加热至90℃后又重新溶解。故可根据这一特点，用化学方法进行检测。这种加热沉淀法简便易行，但敏感度较低，也不能确定轻链的型别。[2-3]
凝溶蛋白免疫电泳
用抗κ和λ型轻链抗血清进行分析。为提高检出率，尿标本宜先用通过透膜浓缩。游离轻链往往与其中一型的抗血清起反应，在β-γ区附近形成一条致密的弓形沉淀弧。有时轻链还含有其他蛋白，要注意识别。
如多克隆免疫球蛋白常同时与κ和λ两型抗轻链血清形成沉淀弧，而单克隆免疫球蛋白（M蛋白）虽只与其中一型抗轻链血清反应，但也与某一型重链抗血清产生一位置相同的沉淀弧，通过观察分析可作出正确判断。
轻链病患者尿中可测得本周蛋白，但由于其分子量较小，易迅速自肾排出，故血中反而呈阴性，检测时应该注意。
凝溶蛋白临床意义
【阳性】[1]
（约占70%）、、、成人型（家族性全骨髓萎缩综合征）、良性单细胞系丙种球蛋白病等。
【假阳性】约占20%，见于（、、）、、、、等。
扶云碧.卢汉波 血(尿)游离轻链升高的临床意义 [期刊论文] -国外医学（临床生物化学与检验学分册）)
赵亚娟.卢占勇.李荔.屈跃军 尿本-周氏蛋白检测的探讨 [期刊论文] -中国误诊学杂志2008(17)
唐云霞;周战修 本-周氏蛋白热沉淀反应法的改进 [期刊论文] -陕西医学检验2001(02) doi:10.3969/j.issn.01.02.037