IGCC电厂水分级利用与零排放方案研究

针对国内首家IGCC电厂运行过程中存在的用排水流程不尽合理、煤气化与含硫废水处理难度大等问题,开展了水分级利用与零排放方案研究。通过系统分析诊断IGCC电厂用排水现状,尤其是废水处理系统的运行状况,提出了具体改造方案,主要内容有：（1）做好废水分类收集、分级使用工作,分别回收低盐和高盐废水;（2）根据不同废水水质特点,分别提出了生活污水、煤气化与含硫废水、化学制水系统反渗透浓水、末端废水处理工程改造方案,尤其是针对IGCC电厂特有的煤气化与含硫废水,提出了全新的处理工艺路线。按上述水分级利用与零排放方案改造,可使IGCC电厂实现废水零排放,单位发电量取水量由原来的1.51 m³/（MW·h）降低到1.01 m³/（MW·h）。     

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。     

火电厂废水排放控制政策法规与技术路线综述

火电厂取用水和排水现状与排污许可证要求有一定差距,火电厂废水排放控制工作势在必行。对比了节水与废水治理相关法律法规与技术标准,结合取用水与排水实际情况,给出了具有针对性的废水排放控制技术路线,包括火电厂废水排放控制目标与原则,原水预处理、脱硫废水处理、其他废水处理等技术路线;此外,还给出了末端废水处理技术路线,为火电厂开展相关改造提供依据和思路。     

珠海电厂精处理系统再生废水综合利用改造方案

针对珠海电厂凝结水精处理系统再生废水氨氮含量严重超标问题,在摸清水量、水质特点和分析全厂废水氨氮排放状况的基础上,提出了脱气膜氨氮去除、反渗透浓缩-电解制氯和氨氮吹脱-磷酸吸收-回用渣水系统3种废水综合利用工艺方案,并进行了深入的对比研究。结果表明：利用吹脱吸收工艺对凝结水精处理系统再生废水中大部分氨氮予以去除后,将其补入渣水系统的综合利用方案最具可行性,投资和运行费用均比较低,工艺成熟可靠;同时采用磷酸溶液吸收含氨尾气,生成有用的肥料,无二次污染。珠海电厂采用该方案并于2018年实施,投运近半年来,精处理再生废水氨氮平均质量浓度由原来的280~420 mg/L降至30~60 mg/L,去除效率稳定在85%以上,优于设计指标。     

褐煤烟气冷凝水水质特点及其回用工艺

依托某电厂褐煤烟气水分冷凝回收中试装置,重点研究了冷凝换热器冷却水温度、冷却水流量和烟气流量对冷凝回收水质的影响规律,总结了冷凝水水质特点,并在此基础上,提出了烟气冷凝水回用脱硫系统及锅炉补给水系统的技术路线,完成了烟气冷凝水超滤-反渗透双膜处理工艺试验。试验结果表明:冷凝换热器冷却水温度越高、流量越小,烟气流量越大,褐煤烟气冷凝水水质越差;冷凝水总体呈较强酸性,pH值为2.63～3.51,电导率为261～1 132μS/cm,钙镁硬度、有机物质量浓度等均较低,但全铁和氨氮质量浓度稍高;采用超滤-反渗透工艺处理烟气冷凝水,产水回收率可达85%以上,电导率低于15μS/cm,且运行稳定。该研究结果可为褐煤烟气冷凝水回用的处理工艺设计提供参考。