燃煤电厂石灰石—石膏湿法烟气脱硫废水处理探讨

阐述了脱硫废水的水质特点,说明了为准确计算脱硫废水量,应对烟气中HCl(气)的质量浓度进行测定.通过对常见的脱硫废水处理方法的比较,提出电厂应设置独立的化学处理系统进行处理,并把脱硫系统水平衡纳入全厂水平衡设计中,以利于废水的回用.当环保对排水的含盐量有要求时,应对脱硫废水采用物蒸发等零排污的处理手段.     

石灰石-石膏湿法脱硫废水的处理

阐述了脱硫废水的来源、水质特点及废水中主要污染物的排放控制标准,介绍了水力除灰、蒸发以及单独设置化学水处理系统等3种国内外常见的脱硫废水处理方式,并重点比较了国产湿法烟气脱硫废水处理系统、流化床法、化学沉淀-微滤膜法等化学水处理系统的工艺特点。     

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。     

燃气电厂深度节水及废水零排放方案

为满足越来越严格的环保政策要求,开展燃气电厂深度节水及废水零排放技术研究具有重要的意义。对某燃气电厂的取水、排水、耗水量及全厂水量平衡情况进行分析,针对燃气电厂没有可消耗高盐废水的脱硫、输煤和除渣末端用水系统的特点,提出了其深度节水及废水零排放方案。首先通过改善循环水补充水水质,提高循环水浓水倍率,大幅减少电厂取排水水量;其次将循环水排污水和化学水处理系统反渗透浓水,通过逐级浓缩,减少高盐废水量;最终将少量末端高盐废水进行蒸发结晶处理,实现全厂废水零排放。     

浅述燃煤电厂冲灰水处理

阐述了目前普遍采用水力除灰的冲灰水的水质特点及对电厂的危害，综合分析了各种目前常用冲灰水的处理方法及其不足，并重点介绍了除灰－脱硫一体化工艺，用其产生的酸性脱硫废水来中和碱性冲灰水，以废治废，而且有利于防止除灰系统结垢和解决燃煤电厂冲灰水和脱硫废水的处理问题。     

脱硫废水水质不达标解决对策

针对化学沉淀法处理烟气脱硫废水存在的问题,以山西某电厂为例,详细介绍了脱硫废水处理系统工艺流程,结合实际从脱硫岛来水流量、废水含固率、加药量以及系统设备等方面分析了其出水水质不达标的原因,并从运行调整、设备系统改进等方面提出了相应的解决对策。     

燃煤电厂废水零排放技术路线研究

在我国废水排放标准要求日益严格的形势下,从电厂经济运行和环境保护的前提出发,实现电厂废水的零排放意义重大。从脱硫废水的水质特点出发,介绍了国内外常用的废水预处理和"零排放"处理工艺。脱硫废水的水质和水量因时因地而异,终端处理措施的选择也应充分考虑脱硫废水的水质和水量。当脱硫废水的硬度较高时,应采取相应的软化预处理措施;当脱硫废水的水量较大时,应采取适当的减量化措施。电厂废水的终端处理措施可分为蒸发结晶法和烟道处理法。不同处理工艺的占地规模、处理能力和投资运行成本等方面均有较大差异,电厂应根据实际情况合理选择。     

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。     

以城市再生水为水源的电厂零排水设计

针对城市再生水的水质状况,国电吉林龙华长春热电一厂按照梯级用水原则,提高水的重复使用率,同时采用废水减量化技术,将最终的脱硫废水喷入锅炉烟道蒸发,真正实现全厂水的零排放。电厂零排水设计综合应用了如下技术：循环水优化采用旁流石灰处理系统,系统出水优先用于锅炉补给水,其余回送至循环水系统;锅炉补给水处理系统采用适应浓缩再生水的全膜水处理技术,显著降低全厂的废水量;将一级反渗透浓水和石灰处理系统的排浆水送至烟气脱硫系统重复使用。零排水模式下,烟气脱硫系统工艺水补水种类较多,水质比较复杂,需要针对来水水质选择合适的重复使用场合,同时零排水对电厂的水务管理提出了更高的要求,必须加强全厂的水务管理。     

脱硫废水处理装置运行现状及优化建议

针对燃煤电厂湿法脱硫废水处理问题,在介绍废水产生的原因及水质特点的基础上,综合介绍了国内外脱硫废水主要处理技术与新技术研究状况,并结合目前国内燃煤电厂脱硫废水处理运行中普遍存在的问题,提出了如何进一步优化脱硫废水处理设计及运行。     

锅炉补给水系统废水用于脱硫工艺水的尝试

广东某热电厂烟气脱硫（flue gas desulphurization,FGD）系统工艺用水量很大,为此,尝试将锅炉补给水系统的废水回用于FGD系统以降低水耗,但因FGD系统的工艺水品质要求较高,锅炉补给水系统的废水需进行处理方可回用于FGD系统。在分析了FGD系统工艺水的品质以及锅炉补给水系统废水的水质指标、废水处理原理、废水处理工艺流程的基础上,阐述了将锅炉补给水系统废水回用于脱硫工艺水的实现方法,以工业水和废水混兑,使水质达到要求,给出了在纯凝结水工况下和抽气工况下的混兑量。     

FGD废水对冲灰设备的腐蚀性影响研究

采用某电厂实际的FGD废水和粉煤灰,掺合率1%的FGD废水模拟冲灰试验测定碳钢腐蚀速度以及污染物浓度变化,进而从防腐、环保角度探讨FGD废水用于电厂冲灰的可行性。结果表明FGD废水排入冲灰系统,不会危及设备安全,可以直接应用于水力冲灰系统。     

火电厂水务管理软件设计

分析了火电厂水务管理内容、特点以及水务管理数学模型，其中包括全厂水务管理、循环水系统、冲灰水系统3方面的数学模型，以及厂内废水用量灰色预测模型，在此基础上利用VB语言进行编程设计，开发出水务管理软件。软件具有很好的实用性、灵活性，可供火电厂实际改、扩建或调试等参考，适用于各种水质水量的选择。     

烟气脱硫废水排入渣水处理系统的试验研究

介绍了目前湿法烟气脱硫废水处理的几种方式,结合嘉兴电厂的实际情况,提出了废水排入渣系统的实验方案,并对实验数据进行了分析。在此基础上,探讨了烟气脱硫废水排入渣系统处理的可行性,分析了该方案存在的问题,并提出了相应的解决办法与建议。     

无旁路湿法脱硫废水的水质分析及处理技术

分析了火力发电厂无旁路的湿法脱硫装置所产生废水的水量和水质特点,论述了国内外无旁路脱硫废水的主要处理方式。以嘉兴发电厂7号机组为例,进行了加药量调整试验,在分析试验结果的基础上,结合现场调试情况．提出了一种改进的无旁路脱硫废水处理方式,可为当前无旁路脱硫废水的处理提供有益参考。     

流动床生物膜与石灰混凝污水处理系统的研究

侯马发电厂新建2台机组，拟利用城市污水深度处理后作电厂循环冷却水。侯马市城市污水水质复杂，为确保成功地应用Bio-Sac流动床生物膜与石灰混凝及过滤的深度处理侯马市城市污水，使出水能满足电厂循环冷却水的水质要求，在现场进行了小型试验。试验结果表明：污水BOD5的去除率接近100％；化学耗氧量CODcr低于20mg/L；氨氮为1mg/L左右；出水经过滤器后的浊度值低于0．5FTU;磷的去除率接近100％。城市污水经流动床生物膜与石灰相结合的深度处理后，可用于电厂循环冷却水补充水。     

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。     

石灰石-石膏法烟气脱硫费用分析

分析燃煤电厂烟气脱硫治理费用的构成及新老机组、不同工艺在治理费用方面的区别；以主流烟气脱硫工艺即典型的石灰石-石膏法烟气脱硫工艺为对象，以煤的含硫量为0．5％、1．0％、2．0％为测算分析条件，以现行的国家及行业规定的有关财务费用、税收及取费标准等规定为依据，测算单位SO2控制费用及单位千瓦时SO2控制费用；对测算的结果进行不确定性、敏感性等的分析；得出投资约占总成本费用的45％、煤的含硫量对电价增量的敏感性较小、而对脱除每千克SO2经济性的敏感性很大的结论；提出烟气脱硫嘘当首先在高硫煤电厂进行，烟气脱硫的合理成本应计入电价，积极促进排污交易以降低SO2排放总量，加强对烟气脱硫设施监督管理等的建议。     

湿法烟气脱硫系统的设计优化

随着国内火电厂烟气脱硫工程的投产,生产运行中总结出的经验教训不断地促进了国内脱硫设计水平的提高。在总结脱硫系统生产运行的经验基础上,对湿法烟气脱硫系统的S0：吸收系统、烟气系统、石灰石浆液系统、废水处理系统等出现的问题进行了分析,并针对性的提出了脱硫设计上的优化解决方案。