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。     

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。     

火力发电厂脱硫废水深度处理工艺的应用

在介绍脱硫废水处理技术应用现状及已投运项目存在的问题的基础上,对某2×1 000 MW超超临界机组工程设计提出了一种新的脱硫废水深度处理工艺。脱硫废水预处理系统采用2级Ca(OH)2-Na2SO4-Na2CO3软化澄清工艺,产水进入蒸发结晶系统深度处理,蒸发结晶器利用热法分盐原理实现氯化钠结晶盐的分离和提纯,并回收冷凝水。结晶盐满足GB/T 5462—2015《工业盐标准》中精制工业盐(工业干盐)二级标准的要求,可实现资源化利用。     

超超临界660 MW机组烟道蒸发结晶脱硫废水零排放技术

介绍了华能某发电公司新建超超临界660 MW机组烟道(主烟道和旁路烟道)蒸发结晶脱硫废水零排放技术的工艺流程、控制策略,调试期间现场试验研究了投运该零排放技术前后,空气预热器(空预器)参数、一级省煤器后给水温度、低温省煤器参数和机组主参数的变化,分析了该脱硫废水零排放系统对电除尘、脱硫水耗、输灰流动性和灰品质的影响。结果表明:该烟道蒸发结晶脱硫废水零排放技术对一级省煤器后给水温度、热一、二次风温、空预器出口排烟温度和灰品质均有一定影响,但影响较小;有利于提高电除尘效率,烟道蒸发结晶脱硫废水零排放技术安全、节能、高效,具有推广应用价值。     

脱硫废水预处理系统软化设备的调试和分析

河源电厂为满足全厂废水零排放的要求,采用预处理系统加蒸发结晶工艺对脱硫废水进行处理。脱硫废水预处理系统采用两级反应加沉淀和澄清处理,通过投加石灰和碳酸钠来降低水中的钙镁含量。介绍该厂脱硫废水预处理系统的工艺流程、软化设备调试及运行情况。运行结果表明,脱硫废水预处理系统软化设备运行稳定,出水水质达到了蒸发结晶处理系统对进水水质的要求。     

脱硫废水膜浓缩-旁路烟气蒸发零排放处理系统设计及应用

为解决现有脱硫废水零排放工艺投资运行费用高、结晶固体盐难以处置等问题,本文提出了“预处理-膜浓缩-旁路烟气蒸发”零排放处理系统,在山东某火力发电厂完成了系统的工程设计和建设,并进行了调试运行和试验。结果表明:“一体式软化澄清-机械过滤-超滤”预处理工艺保证了高压反渗透的正常运行,澄清器出水ρ(Ca2+)<50 mg/L,ρ(Mg2+)<100 mg/L,过滤器产水浊度为0.2～0.4 NTU,超滤产水浊度平均为0.05 NTU;高压反渗透在回收率为40%工况条件下,脱盐率约为99%,运行压力、压差无明显上升,产水电导率为0.40~0.55 mS/cm;旋转和两相流雾化蒸发器合计平均喷水量约为4.0 m3/h,烟气流通正常,脱硫废水雾滴完全蒸干,自动化程度高;该零排放处理系统可实现单台350 MW机组脱硫废水零排放,应用前景良好。     

燃煤电厂末端废水固化预处理工艺试验研究

要在干除灰的燃煤电厂实现真正的废水零排放,需要通过蒸发结晶工艺对末端废水进行处理。脱硫废水由于成分复杂、水质极差,成为末端废水蒸发结晶处理的难点。根据脱硫废水水质特点和蒸发结晶工艺进水水质要求,设计了两级化学沉淀预处理工艺。试验表明,一级化学沉淀中投加Ca(OH)2控制合适的pH值范围,二级化学沉淀中投加Na2CO3,以及在两级化学沉淀中均投加FeCl3、聚丙烯酰胺,可以确保出水中Ca2+、Mg2+、SO42-、硅含量达到蒸发结晶工艺进水水质要求。     

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。     

深度过滤-烟道蒸发处理脱硫废水的数值模拟

脱硫废水烟道蒸发处理工艺所用喷嘴易被脱硫废水中悬浮颗粒物堵塞,为此提出与之配套的深度过滤脱硫废水预处理工艺,将脱硫废水在雾化蒸发前进行固液深度分离预处理。深度过滤处理后,脱硫废水中悬浮物质量浓度可以降低到40 mg/L,水中99%以上的固体颗粒粒径小于1 μm。通过建模理论计算和Fluent软件模拟,对脱硫废水深度过滤-烟道蒸发工艺进行研究,结果表明,烟气温度越高,雾化液滴粒径越小,越有利于雾化废水的蒸发。综合考虑蒸发效果和能耗成本,建议实际工程应用中可将雾化液滴直径控制在60 μm。所得研究结果可供雾化喷射装置设计、烟道蒸发系统运行优化参考。     

火电厂循环水排污水纳滤处理试验

采用纳滤工艺对火电厂循环水排污水进行处理。结果表明:纳滤膜对Ca~(2+)、Mg~(2+)、Ba~(2+)、Sr~(2+)、SO_4~(2-)等二价离子的去除率85%,对有机物的去除率≥83%;回收率为15%~85%时,纳滤膜的脱盐率≥75%,但对Na~+、Cl~-等一价离子截留率较低;纳滤产水作为锅炉补给水处理系统的水源,可确保反渗透系统的安全稳定运行;对于凝汽器采用不锈钢管(不包括304和304L)的电厂,纳滤产水还可作为循环水补充水,减少了电厂新鲜水取用量。     

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。     

基于膜法的火电厂废水零排放技术研究及应用

近年来,中国环保新政策对新建火电厂、水源地保护区及西北等富煤少水地区火电厂提出废水零排放需求。文中针对淡水回收率低、产出杂盐副产物无法处置并存在二次污染风险等零排放技术工程化应用的瓶颈问题,开发了以高效防垢的膜法为核心的"一体化预处理+纳滤新型反渗透+机械式蒸汽再压缩"(SofteningTUF+NFSCRO/XRO+MVR)的电厂智能资源化废水零排放成套技术,包含3个子系统中的6个核心技术单元,分别实现预处理、分盐浓缩、蒸发结晶的功能。发明了全自动干粉投加耦合管式膜处理技术,集加药、沉淀、过滤一体化,缩短工艺流程,节省投资成本15%～20%;开发了特殊纳滤膜分盐及新型两级反渗透膜协同浓缩技术,研制了高效分盐浓缩系统,将废水浓缩减量85%,解决传统方法中杂盐二次污染的问题,实现了废水零排放和废水废固资源综合利用,淡水产水率高于93%,可获得纯度高于98.6%的NaCl一级工业盐。该零排放成套技术在实际的火电厂工程应用中验证了其高效性和高稳定性,直接运行费用低至32元/t,低于同期投运零排放项目运行费用的1/2,实现了水、盐、泥的资源化利用。     

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。     

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。     

烟气脱硫废水“零排放”技术应用

燃煤电厂烟气脱硫废水具有高含盐量、成分复杂、腐蚀性和结垢性的特征,回用困难,成为制约电厂废水“零排放”实现的关键因素之一。介绍了脱硫废水的排放特征及回用现状,并对国内已投运的2种脱硫废水“零排放”方案的技术与经济性进行了分析比较。结果表明：机械蒸汽压缩技术较多效蒸发技术可以显著降低运行能耗;在蒸发系统前设置水质软化系统,能显著降低蒸发系统的结垢倾向,提高系统运行可靠性和稳定性。因此,建议脱硫废水“零排放”技术采用预处理系统(石灰和碳酸钠两级澄清软化＋过滤处理)＋蒸发浓缩系统(MVR/MVC)工艺。     

烟气脱硝逃逸氨的迁移转化及其对脱硫废水处理的影响

介绍了火力发电厂烟气脱硝逃逸氨在烟气净化流程中的迁移途径,分析了逃逸氨在石灰石湿法脱硫系统中的溶解平衡和物料平衡关系,以及化学沉淀工艺、脱硫废水零排放工艺、脱硫废水高温烟气蒸发工艺3种脱硫废水处理工艺中铵离子的变化及其迁移的可能途径。结果表明:脱硝反应器中的氨逃逸难以避免;逃逸氨在脱硫塔内被吸收转化为铵离子,是脱硫废水氨氮的主要来源之一;氨氮含量高的脱硫废水,采用加碱提高p H值的软化处理和高温烟气蒸发结晶工艺进行零排放处理时应充分考虑氨的挥发问题。     

300MW燃煤电站化学团聚强化除尘协同脱硫废水零排放的研究

提出一种新型化学团聚强化除尘协同脱硫废水零排放处理工艺。加入钝化团聚剂的脱硫废水喷入空预器前后烟道,分区梯级蒸发处理脱硫废水,强化细颗粒物脱除效率,实现细颗粒物和脱硫废水协同治理。实验室研究表明开发的钝化团聚剂可减缓脱硫废水中Cl离子的腐蚀性,缓蚀效率最高可达到74.83%。针对300MW燃煤机组,进行了化学团聚强化除尘协同脱硫废水零排放工业示范应用试验,综合考察了化学团聚强化除尘协同脱硫废水零排放系统对空预器、静电除尘器以及电厂运行参数的影响。试验结果表明,空预器后烟道喷入添加钝化团聚剂的脱硫废水2.5 m3/h,满负荷条件下稳定运行,静电除尘器后粉尘浓度下降13.31%～32.19%,入口温度下降6.5℃左右,O2浓度增加0.08%。空预器前烟道喷入1.25 m3/h脱硫废水,空预器出口温度降低在1℃之内,空预器压差没有增加。化学团聚强化除尘协同脱硫废水零排放系统长期连续运行,对电厂正常生产没有任何影响。     

火电厂脱硫废水预处理工艺优化及管式微滤膜实验研究

针对脱硫废水的水质特点,在系统考察4种脱硫废水预处理工艺（CaSO4晶种法、FS-66药剂法、Ca（ＯＨ）2+Na2CO3联合工艺、NaOH+Na2CO3联合工艺）的基础上,探索了预处理后脱硫废水在管式膜错流微滤过程中悬浮物颗粒粒径的变化规律及其对产水水质的影响。研究结果表明：NaOH+Na2CO3联合工艺为最佳的脱硫废水预处理工艺,该工艺对脱硫废水中的Ca2+、Mg2+及全硅具有优异的去除效果;在所设计的试验条件下,悬浮物颗粒的平均粒径从14.5 μm降至5.1 μm,微滤产水通量及出水水质均较为稳定,微滤产水经进一步脱盐后可以回用。研究成果为电厂脱硫废水深度处理奠定了基础。     

脱硫废水旋转喷雾蒸发特性实验研究

脱硫废水旋转喷雾干燥技术是一种利用热烟气蒸发脱硫废水的零排放技术。开展了不同悬浮物（SS）含量的脱硫废水原水以及经浓缩的高盐废水的蒸发实验,采用可视化手段观察了脱硫废水在干燥塔内的蒸发特性,考察了脱硫废水喷雾蒸发过程中停留时间、进口烟气温度、气液比对蒸发特性的影响。结果表明,旋转喷雾蒸发工艺对高盐、高SS含量等复杂脱硫废水组分具有较佳的适应性;脱硫废水从旋转雾化器喷出后迅速蒸发,主蒸发区在雾化盘下方0.75~1.00 m区域内;随后是蒸发析出的未干盐分及未完全蒸发的废水液滴进一步蒸干至含水率低于2 %;烟气在喷雾干燥塔内的停留时间需要维持在20 s以上才能保证塔出口灰分含水率低于2 %;入口烟气温度越高,其塔底及塔出口的灰分含水率越低,在气液比为12 000 m³/m³（标准状态）的废水工况下,入口烟温为280 ℃时已经难以保证废水液滴良好蒸发;在入口烟气温度为340 ℃、气液比大于10 000 m³/m³（标准状态）时,塔底灰分含水率小于2%,蒸发效果良好。     

某电厂废水零排放系统污堵分析

某电厂采用“两级软化澄清+介质过滤+超滤+纳滤+反渗透”组合工艺处理循环水排污水,采用“化学软化+管式微滤+纳滤+海水淡化反渗透+电渗析+蒸发结晶”组合工艺处理末端废水,以实现全厂废水“零排放”。工程投运1年后,循环水处理系统出现纳滤出力不足,末端废水处理系统存在微滤膜有机污堵严重、电渗析硅结垢等问题。分析了膜污堵原因,对脱硫工艺用水进行了优化,从源头降低了脱硫废水化学需氧量（COD）;同时优化了微滤运行方式,从而减缓了微滤有机污堵现象;此外,调整了循环水反渗透浓水处理方式,将全硅质量浓度降至1 mg/L以下后再进入电渗析设备,解决了电渗析硅结垢的问题。