燃煤电厂湿法烟气脱硫废水“零排放”蒸发浓缩工艺应用综述

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水具有高含盐量、较强腐蚀性和结垢性的特征,回用困难,成为制约全厂废水"零排放"实现的关键因素之一。介绍了国内外脱硫废水"零排放"技术的应用情况,重点分析和比较了国内2个已投运的采用蒸发浓缩+结晶工艺的脱硫废水"零排放"系统的技术与经济性,提出了采用蒸发浓缩工艺的脱硫废水"零排放"系统的技术路线。     

膜蒸发浓缩工艺在循环冷却水处理中的应用研究

阐述了膜蒸发浓缩工艺在循环水处理中应用的可行性,讨论了该方法的技术路线、优势和应用前景。     

电厂循环水处理技术的发展趋势

火电厂循环水是耗水大项 ,减少循环水耗损的技术途径是提高循环冷却水系统的浓缩倍率。早期循环水处理的浓缩倍率不大于 2 .5,现在采用有机阻垢剂、缓蚀剂、杀菌灭藻剂手段 ,用综合工艺可将循环水浓缩倍率提高到 4～ 8。为使浓缩倍率得到更大的提高 ,电力建设研究所与华北电力设计院合作开展了弱酸旁路软化处理的试验研究 ,取得了一定的成果。     

双膜工艺在电厂化学水处理中的试验研究

结合低温膜蒸馏技术(MD)和反渗透膜滤技术(RO)构建双膜工艺系统,对RO浓水进行膜蒸馏浓缩试验,并分析试验条件及影响因素,为验证双膜工艺的可行性、实现膜滤技术的"零排放"目标提供科学依据.     

燃煤电厂脱硫废水零排放技术概述

燃煤电厂脱硫废水水质特性十分复杂,随着燃煤机组排放环保标准的不断提升,脱硫废水零排放将是继烟气超低排放后下一个火电环保产业发展方向。分预处理、浓缩减量、尾水固化三个环节介绍燃煤电厂脱硫废水零排放处理技术工艺,指出工艺路线设计及技术选择的关键点,并对脱硫废水零排放技术工艺发展方向进行展望。     

燃煤电厂脱硫废水浓缩蒸干零排放技术路线分析

本文对燃煤电厂脱硫废水零排放处理技术进行了分析,针对脱硫废水浓缩蒸干工艺中预处理、浓缩减量、结晶、固体结晶物处置4个单元的处理工艺和选用设备分别进行了技术经济性比对分析,结合某电厂2×350 MW超临界空冷机组工程数据,对2种典型脱硫废水零排放处理工艺投资费用进行了估算,并分析了其对发电成本的影响。     

燃煤机组脱硫废水多效蒸发浓缩工艺的模型建立及模拟

利用Aspen Plus软件建立了脱硫废水多效蒸发浓缩工艺的计算模型,对2台660 MW机组配套的22.5 t/h处理量的多效蒸发浓缩工艺进行了模拟计算,计算了在额定浓缩比下、不同进料质量流量时的生蒸汽质量流量、凝结水质量流量与浓水质量流量。将模拟结果与该机组的实际运行数据进行了对比分析,得出两者的最大相对误差为-4.96%。所建立的模型准确、可靠,可为脱硫废水多效蒸发浓缩装置的设计提供参考。     

燃煤电厂脱硫废水零排放工程的设计与应用

实现废水分类处理、梯级利用、近零排放是电厂水处理设计的基本原则,脱硫废水零排放是实现全厂废水零排放的关键。为此,概述了脱硫废水零排放技术路线及各工艺特点,针对各工艺技术适用条件及项目水质水量特性,设计了"二级沉淀软化预处理单元+反渗透海水淡化膜浓缩减量单元+旁路烟道蒸发单元"工艺路线。二级沉淀预处理单元可有效节约药剂成本、实现水质的充分软化,保障后续浓缩减量单元的进水条件,蒸发结晶物随烟气中的烟尘被除尘器捕捉下来,最终进入粉煤灰进行资源化利用,无额外固废产生,实现零排放。实验结果证明了工艺路线的有效性。     

超超临界1000 MW机组脱硫废水零排放技术

通过分析国内已经工业应用的预处理—传统蒸发结晶和预处理—膜浓缩—传统蒸发结晶2种脱硫废水零排放处理工艺方案,结合某燃煤电厂的实际水质和水量情况,对该电厂使用这2种处理工艺方案进行了经济性及工艺优缺点分析,为该电厂脱硫废水零排放探究合适的技术路线。结果表明,2种工业应用的工艺路线均存在投资、运行成本高,结晶得到混盐等问题。建议脱硫废水零排放技术首先应预处理除去悬浮物和钙镁离子,然后通过纳滤—冷冻结晶分盐系统分离废水中的氯化钠和硫酸钠,再利用电渗析—反渗透耦合技术对氯化钠溶液进行深度浓缩,最后通过结晶和干燥系统对结晶盐进行回收利用。     

海水直流冷却电厂烟气脱硫废水处理工艺的研究

某海水直流冷却电厂除脱硫废水外,所有生产废水均已处理回用。为达到废水零排放目的,拟采用软化预处理–微滤–反渗透–电渗析工艺对脱硫废水进行膜法减量浓缩处理。对浓缩减量核心工艺进行了试验研究,结果表明反渗透装置在75%回收率下将微滤处理后的脱硫废水进行初步浓缩,反渗透系统运行压力、压差稳定,水中的Ca²⁺、Mg²⁺可被基本去除,单支膜脱盐率可达99%以上;采用电渗析将反渗透浓水进一步浓缩,可将反渗透浓水可溶解固形物质量分数由7%浓缩至21%;最终脱硫废水流量由20 m³/h浓缩减量至2 m³/h,大幅降低了后续结晶设备的成本及能耗。此工艺方案实施后,可提高水资源利用率,实现全厂废水零排放。     

火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水分离处理

脱硫废水由于具有水量不稳定、水质复杂、含盐量高等特点,成为电厂废水处理的难题。现行脱硫废水处理技术普遍存在高投资、高能耗和高药耗问题,难以实现脱硫废水减量化和资源化回收。对此,本文通过分析脱硫废水水质,提出了一种无需加药预处理的新型脱硫废水处理技术,即采用纳滤膜分离浓缩工艺将脱硫废水中的盐分进行分离回收,实现脱硫废水的资源化利用。在华能玉环电厂的中试试验验证结果表明:采用纳滤膜进行脱硫废水盐分的分离浓缩,可有效分离废水中一价离子和二价离子,分离后形成的NaCl溶液可进一步处理生成次氯酸钠等化学药剂在电厂生产过程中使用;该工艺路线在电厂盐平衡的基础上实现了脱硫系统的水平衡,打破了传统废水处理工艺误区,真正实现了脱硫废水的资源化回收。     

选矿浓缩过程矿浆浓度的模糊控制

针对治金行业选矿浓缩过程的工艺特点,介绍了基于变频技术的矿浆浓度模糊控制,较好地控制了浓度指标,同时也稳定了矿浆流量并大幅度节能降耗。该设计已在宝钢、武钢等选矿厂中得到成功应用,效益显著。     

1000MW煤电机组脱硫废水零排放工艺选择

介绍了某1000 MW火电厂脱硫废水处理和排放现状,并结合该火电厂的水源、水质、水量、现有水处理系统设施及工艺等情况,分析了4种脱硫废水零排放工艺的经济性和可行性,确立了该发电厂采用软化预处理-浓缩-蒸发结晶技术方案,处理后Ca~(2+)、Mg~(2+)、SO_4~(2-)等离子质量浓度明显降低,达到国家标准要求。     

全中水循环再利用技术应用分析

内蒙古华电包头发电有限公司2×600 MW亚临界湿冷机组设计生产用水全部采用中水循环再利用技术及工艺,中水经曝气生物滤池、石灰混凝澄清处理后回用,循环水排污水经浸没式超滤+反渗透工艺处理后全部回收利用。通过工艺系统性能测试试验对全中水再利用工艺系统的水质条件、出水要求、浓缩比例、设备选型、加药量、参数选择等方面进行重点考察。系统运行情况表明,中水深度处理系统对影响水质指标的主要因子有机物、氨氮、氯离子、硫酸根等有较高的去除率,且处理后的水质符合循环冷却水系统补充水要求;循环水排污水处理后可以作为锅炉补给水原水回收使用。实践证明了电厂采用全中水循环再利用技术的可行性,为同类企业中水回用提供了技术支持。     

火电厂节水治污新工艺--循环水分级浓缩串联补水技术

介绍了分鼓浓缩串联补水技术的原理、特点以及应用情况。并与常规循环水单级浓缩处理系统进行了比较分析，结合西柏坡电厂的实际应用情况证明，采用该技术经济效益、社会效益和环保效益显著。     

弱酸处理补充水时的循环水高浓缩倍率试验研究

叙述了弱酸树脂处理循环水工艺优化方案,并通过阻垢缓蚀剂的试验、运行,提高了循环水浓缩倍率,达到了凝汽器防腐防垢的要求,节水效益明显。     

纳滤膜深度处理火电厂脱硫废水实验

传统化学沉淀法处理的脱硫废水出水难以满足烟气脱硫除尘工艺水回用指标,要实现火电厂废水零排放,亟需对其进行深度处理。采用纳滤膜深度处理燃煤锅炉电厂脱硫废水,分别研究了纳滤过程中操作压力、操作温度、操作时间、原水典型残留物以及浓缩比对处理效果的影响,并分析了纳滤浓缩结晶产物的成分。结果表明:合适的操作条件为操作压力2.5 MPa,操作温度25℃,此时纳滤出水中总盐度、氯化物、氟化物、硫酸盐和钙离子的质量浓度分别为2 720、719.9、1.97、213、24.8 mg/L,重金属达到痕量级别,该水质满足湿法脱硫系统工艺水回用指标,在此条件下可实现电厂节约用水,减少排放量的目的;采用纳滤进行深度处理时,原水中Al3+和PAM会使纳滤膜通量和盐分截留率下降,保持合理的纳滤浓缩比,及时去除浓缩结晶产物硫酸钙是控制膜污染和减少膜清洗次数的关键。     

热电厂节水方案分析探讨

结合石家庄热电厂西厂循环水处理工艺和供热机组锅炉补给水量大的特点，对循环水处理工艺、循环水排污回收工艺进行了分析探讨，提出了适当降低循环水浓缩倍率、对循环水排污水回收处理后用于锅炉补水的综合节水工艺。     

煤粉高浓度燃烧技术述评

介绍采用煤粉高浓度燃烧技术的变异煤粉浓度燃烧器、煤粉浓缩燃烧器、浓淡直流钝体燃烧器、褐煤浓缩稳燃器四种新型燃烧器的特点和应用前景。     

某发电集团火电厂废水治理现状与对策

分析了某发电集团火电厂废水排放要求,总结了火电厂水处理系统现状,提出了相应的火电厂废水治理思路及对策,并指出火电厂废水治理项目应在开展水务查定,完善废水监测系统,加强管理节水和现有水处理设备诊断的基础上,开展可行性研究,优化方案设计,同时应强化立项和工程管理,此外还需加强工程投运后的运行维护。高盐废水治理是火电厂废水治理的难点,本文对高盐废水浓缩软化预处理阶段与浓缩减量阶段的相关工艺进行了分析比较,需根据各电厂实际情况,选择经济合理的技术方案。