燃煤电厂脱硫废水烟气蒸发技术进展与应用

自"水污染防治行动计划(水十条)"颁布以来,燃煤电厂脱硫废水零排放已逐渐成为电厂深度减排、污染物深度治理的必然要求。脱硫废水烟气蒸发技术具有工艺简单、安全可靠、投资及运行成本低等优势,逐渐成为主流技术。燃煤电厂脱硫废水烟气蒸发技术主要分为3类:低温烟道蒸发、高温旁路烟气蒸发、低温烟气余热浓缩减量,其中高温烟气蒸发又可分为旁路蒸发塔蒸发和旁路烟道蒸发2种技术路线。同时,对电厂烟气蒸发能力进行了核算,论述了脱硫废水烟气蒸发技术的研究进展与应用现状,并深入分析了各烟气蒸发技术的工艺特性、优缺点及其适用范围。研究表明,燃煤电厂的烟气蒸发能力极强,可以作为脱硫废水零排放的热源。另外,低温烟道蒸发因其易受锅炉负荷影响,适用度不高,未来烟气蒸发技术的研究重点是低温烟气余热浓缩结合高温旁路蒸发或低温烟气余热浓缩结合水泥化固定。     

某电厂脱硫废水零排放处理系统运行性能分析

由于燃煤电厂脱硫废水成分复杂,具有含盐量高、腐蚀性强、易结垢等特点,自从"水污染防治行动计划"颁布以后,脱硫废水零排放已逐渐成为电厂污染物深度治理的必然趋势。燃煤电厂脱硫废水零排放处理采用旁路烟道蒸发处理工艺,其具有占地面积小、投资和运行成本低、运维方便、不产生新的固废等优点,已逐渐成为脱硫废水零排放的主流技术。某2×350 MW燃煤电厂采用旁路烟道喷雾干燥蒸发技术对脱硫废水进行零排放处理,每台机组配置2台2 m³/h双向流体雾化蒸发塔。对该工艺系统进行性能试验研究,结果表明蒸发塔喷水量满足设计要求,入口烟气温度为333~347℃,出口烟气温度为152~167℃,蒸发1 m³废水抽取高温烟气平均约10 275 Nm³/h。单台机组喷水量为3.1~3.9 m³/h时,蒸发塔入口烟气量占机组总烟气量的3.2%~3.7%,锅炉热效率下降约为0.29%~0.33%,处理吨水发电煤耗增加值为0.27~0.31 g/(kW·h),运行成本为67.56~71.36元/(m³·h),各项性能指标满足设计要求,实现了脱硫废水高效低成本零排放,系统运行效果良好。     

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水零排放工艺研究进展

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水具有弱酸性、氯离子浓度高、易结垢等特点。针对上述特点,国内采用不同方法处理脱硫废水,本文介绍了低温烟气蒸发工艺、旁路烟道蒸发工艺、旁路蒸发塔工艺、正渗透MBC浓缩结晶工艺以及低温浓缩高温干燥工艺的流程,并讨论了几种工艺的优劣。此外介绍了一种处于研究阶段的浓缩固化脱硫废水零排放工艺,旨在为燃煤电厂脱硫废水零排放工艺改造提供参考。     

低温烟气浓缩脱硫废水技术应用与蒸发过程中的氯挥发问题

传统脱硫废水处理技术面临着系统繁杂、运行费用高并且容易结垢和腐蚀等问题,利用低温烟气余热蒸发脱硫废水以其低成本优势引起业内关注。利用电厂除尘器后烟气所携带的低温余热,结合旁路浓缩塔实现对脱硫废水的浓缩减量已成为脱硫废水零排放的一种全新思路。本文综述了脱硫废水零排放技术的发展沿革及旁路浓缩塔在脱硫废水零排放技术中的应用。但脱硫废水由于高的含氯量,在蒸发浓缩过程中氯挥发迁移会影响后续吸收塔Cl平衡并造成烟道腐蚀问题,因此论文介绍了氯挥发原理及研究进展,以期加深业内对低温烟气余热蒸发脱硫废水的认识有所帮助。     

燃煤电厂脱硫废水零排放技术现状与发展

燃煤电厂脱硫废水存在水质差、水量大、处理成本高等问题,废水处理技术也在不断更新换代。不同电厂其脱硫废水的水质、水量相差较大,处理技术的选择也存在较大区别,为了更科学有效地选择脱硫废水处理技术,汇总分析了目前燃煤电厂脱硫废水处理技术,根据实际案例详细分析各处理技术的优缺点,为燃煤电厂对脱硫废水零排放技术的选择提供参考。研究结果显示,目前燃煤电厂脱硫废水零排放处理技术主要包括脱硫废水的预处理技术、浓缩减量技术、蒸发结晶技术以及转移固化技术,各废水零排放处理技术参差不齐。详细分析了预处理技术中的三联箱法、双碱法,根据废水特点,该预处理环节可省略,以减少投资成本;浓缩减量技术包含膜法浓缩(RO、FO、ED等)和热法浓缩(利用蒸汽浓缩、烟气余热浓缩),膜法浓缩可实现较高的浓缩倍率且系统稳定,但其较高的投资运行成本有待解决;热法浓缩依靠其低成本、高效率逐渐成为主流浓缩技术。蒸发结晶技术利用烟气余热蒸发(旁路烟道蒸发、烟道蒸发),其运行中的腐蚀、结垢问题有待解决;转移固化技术中的水泥化固定技术,不仅能够固定脱硫废水中的高浓度氯离子,同时对废水中的多种重金属离子具有较好的固定效果,该技术对处理产生的终端高浓度含盐水指明去处,其固化体得以二次利用;高浓度氯离子也可制备净水剂,实现废水中盐分的二次利用。同时,提出了脱硫废水处理技术选择的四原则。低成本、低风险、高成效的脱硫废水零排放工艺路线更符合当前企业需求。     

多喷嘴脱硫废水烟道蒸发特性模拟分析

火力发电厂湿法脱硫产生的脱硫废水处理难度大,脱硫废水烟道蒸发技术能够有效降低脱硫废水排放量,甚至实现脱硫废水零排放,进而降低电厂运行成本。为研究多喷嘴脱硫废水雾化液滴在锅炉尾部烟道中的蒸发规律,建立了脱硫废水雾化液滴在烟气内的传热传质模型。以某330 MW锅炉尾部烟道为研究对象,利用Ansys Fluent模拟研究了不同喷嘴数量时,烟气和雾化液滴性质对废水运动蒸发过程的影响。结果表明,当脱硫废水流量一定时,随喷嘴数量增多,单个喷嘴废水流量逐渐减少,使废水液滴在烟道内的分布更均匀,喷嘴上方的低温区域面积沿流动方向逐渐增大,平均温度和最低温度升高。在不同烟气和液滴性质条件下,随喷嘴数量增多,液滴的蒸发速度均增大,蒸发时间和运动距离缩短,但降幅逐渐变小,且液滴蒸发距离与蒸发时间正相关。此外,液滴运动速度几乎不受喷嘴数量变化的影响,液滴运动速度主要受烟气速度的影响。不同喷嘴数量时,随烟气温度升高、烟气含水量降低、液滴粒径减少、液滴初始速度初始温度增加,废水液滴的蒸发时间降低,蒸发距离缩短;烟气流速的增加降低了蒸发时间,单喷嘴时,蒸发距离先减小后增大,当烟气流速为10 m/s时,蒸发距离最短为9...     

燃煤电厂脱硫废水零排放处理技术研究进展

燃煤电厂脱硫废水具有含盐量高、成分复杂等特点,处理难度极大,直接排放会对环境造成严重污染。对国内几种具有应用前景的脱硫废水零排放技术进行介绍,分析了不同技术的原理及优缺点。展望了燃煤电厂脱硫废水处理技术的发展趋势,指出利用旁路烟道及旁路喷雾干燥零排放处理技术的优势,在此基础上探索高效清洁、低成本的零排放处理技术将成为脱硫废水排放领域的研究重点。     

燃煤发电厂脱硫废水零排放处理技术

从燃煤发电厂脱硫废水形成机理、危害影响以及主要特点入手,详细分析了当前常用的脱硫废水零排放处理技术,包括蒸发结晶技术、旁路热烟气蒸发技术以及低温烟气旁路蒸发浓缩技术等,最后结合电厂实际情况,提出了脱硫废水零排放处理技术方案,最终取得了良好使用效果。     

膜法减量-旁路烟道蒸发处理脱硫废水零排放工程实践

脱硫废水是火电厂水梯级利用的最后一个环节,污染物浓度高,成分复杂,含有各类重金属离子,采用“双膜法减量-双流旁路烟道蒸发”工艺对其进行处理。工程实践证明,处理后可以回收60%的淡水,优于厂区工业用水水质,剩余浓缩液进入双流旁路烟道蒸发实现零排放。其工艺具有以废治废、回收水资源、不产生额外结晶盐的特点。     

脱硫废水蒸发脱除PM_(2.5)试验研究

提出一种促进燃煤烟气PM_(2.5)团聚长大及脱硫废水处理的新方法。采用燃煤热态实验系统,在静电除尘器入口烟道进行脱硫废水蒸发试验,考察脱硫废水蒸发对飞灰物性、电除尘性能的影响,以及添加化学团聚剂、喷嘴的粒径对脱硫废水蒸发脱除PM_(2.5)的影响。结果表明:脱硫废水蒸发后,烟气细颗粒物粒径由0.15增加到1.0μm左右;典型工况下,电除尘前蒸发脱硫废水提高PM_(2.5)脱除效率约10%;脱硫废水加入团聚剂,电除尘出口PM_(2.5)脱除效率提高25%以上;降低喷嘴粒径、增加团聚剂添加量均有利于PM_(2.5)团聚长大。     

燃煤电厂脱硫废水零排放工艺研究

燃煤电厂在生产过程中会产生大量含SO2的烟气,一般情况下采用湿法脱硫来处理,湿法脱硫需从烟气脱硫系统中外排部分废水以保证FGD(Flue Gas Desulfurization)的安全性和可靠性。由于脱硫废水属于燃煤电厂的末端废水,具有高含盐量、高腐蚀性等特性,对其进行安全、稳定处理十分必要。介绍了脱硫废水的传统处理以及各种新兴的零排放工艺,重点阐述了蒸发结晶工艺实现脱硫废水零排放的原理和优点,介绍了多效和MVR蒸发结晶工艺在国内外零排放领域的应用现状,分析结果表明对于燃煤电厂产生的脱硫废水,预处理后进入MVR蒸发结晶系统是一种较优的处理方法。     

燃煤锅炉烟气脱硫废水再处理工艺

燃煤锅炉烟气脱硫废水零排放处理工艺包含三大部分：七孔超滤预处理+离子解析浓缩技术+浓水烟道直喷蒸发。脱硫废水经过七孔超滤膜预处理除去悬浮物后,达到进入离子解析系统的要求;进入离子解析系统后对离子进行选择性交换吸附,产生的淡水进入脱硫塔回用,浓水进入烟道直喷蒸发装置,干燥后电袋除尘。整个工艺过程,不添加任何药剂,产水达标回用,实现淡水零排放。     

脱硫废水烟道蒸发技术的工艺设计

脱硫废水的水质特殊且水体污染性强,脱硫废水烟道蒸发技术对脱硫废水的处理具有工程实用价值。针对脱硫废水烟道蒸发技术在工程的实际应用,建立废水雾化液滴在尾部烟道内传热传质模型,采用数值模拟的方法计算在某300 MW锅炉尾部烟道内脱硫废水的蒸发特性。首先模拟计算不同喷嘴流量时喷嘴与烟道壁面的最小安全距离,确定喷嘴在烟道截面的布置区域;结合脱硫废水总量,确定喷嘴的布置数量和位置,分析烟气温度、速度和液滴粒径对液滴蒸发时间和距离的影响。结果表明,喷嘴与壁面之间的安全距离随喷射流量的增加、烟气温度的减少、烟气流速的降低和液滴粒径的增加而增加,使安全区域面积逐渐减小,且在重力作用下,喷嘴与下壁面的安全距离最大;脱硫废水总量一定时,随喷嘴数量增加,单个喷嘴喷射流量降低,雾化液滴的蒸发时间和距离缩短,使在一定距离内可处理的废水量增加;总脱硫废水量增加时,喷嘴数量越多,单个喷嘴流量的增加值较小,蒸发距离增幅较小,最大处理能力较强;相同喷嘴数量时,烟气温度升高、烟气速度增加、液滴粒径减小均会降低蒸发时间,从而缩短蒸发距离。实际应用中应结合机组的实际情况,选择合适的喷嘴布置形式,合理设计废水烟道蒸发系统。     

燃煤电厂脱硫废水处理技术研究与应用进展

综述了脱硫废水的水质特点、水质影响因素、各项脱硫废水处理技术的特点,指出了脱硫废水处理技术的发展方向。介绍了脱硫废水的水质主要受煤质、石灰石品质、脱硫系统的设计及运行等因素的影响,脱硫废水的处理技术主要分为4类:传统工艺,如化学沉淀法;深度处理工艺,如生物处理法;零排放技术,如烟道蒸发;其他技术,如蒸汽浓缩蒸发。由于脱硫废水的排放标准较低,除沉降池之外,各项技术都能使脱硫废水达标排放。目前,国内应用最多的处理技术是化学沉淀法,其技术成熟,能使脱硫废水达标排放,但存在对氯离子盐及硒、汞等去除效率不高的问题。通过对国内脱硫废水处理形势的分析,得出烟道蒸发技术有一定的潜力,其能实现脱硫废水的零排放,且具有运行成本低的优点,但可能存在增强系统腐蚀、影响飞灰利用等问题。     

燃煤电厂脱硫废水零排放技术研究进展

燃煤发电会产生大量的含硫危害气体,烟气湿法脱硫工艺是燃煤电厂最常使用降低烟气污染的技术,脱硫效果显著,但湿法脱硫产生的废水会造成二次污染,须要进行特殊处理.从烟气脱硫废水的处理现状入手,简述了脱硫废水产生来源、水质特点及其危害,重点介绍了基于蒸发结晶技术和烟气余热干化技术的脱硫废水零排放工艺路线,分析了其核心技术原理及优缺点,比对了其应用效果,并从知识产权角度分析了零排放的技术主体,并展望了脱硫废水零排放技术的发展趋势.     

烧结烟气臭氧氧化协同吸收脱硫脱硝废水的无害化处理

钢铁烧结过程中产生大量的SO_2、NO_x等酸性气体严重破坏生态环境,烧结烟气采用臭氧氧化法处理后,其废水处理是个待解决的关键问题。本文采用烧结混合料喷加脱硝废水和烧结机尾烟道脱硝废水高温烟道蒸发两种方法对臭氧氧化协同吸收脱硫脱硝废水进行无害化处理,上述两种方法结合并合理分配处理量,对两种方法进行长期跟踪监测,结果显示两种方法均对入口NO_x浓度没有显著变化,处理能力能够满足废水处理总量要求,实现零排放。     

烟气余热蒸发浓缩技术中喷雾锥角影响分析

利用燃煤电厂烟气余热蒸发脱硫废水已是电厂废水零排放主流工艺路线之一。分析了不同角度的锥形喷嘴在蒸发浓缩脱硫废水时的蒸发效率,考察了喷嘴角度对液滴蒸发特性的影响规律。     

燃煤电厂脱硫废水综合处理工艺

针对燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫后的废水含有无机盐、重金属以及悬浮物等污染物的特点,以某电厂废水处理中试为例,介绍了脱硫废水零排放综合处理的新工艺,提出了正渗透或机械式蒸汽再压缩蒸发器(MVR)与烟道余热蒸发结合的处理方案。中试结果表明,回收的淡水经生化或反渗透进一步处理后,实现了COD100 mg/L,SS和NH_3-N的质量浓度分别10、15 mg/L。该工艺适合燃煤电厂废水的综合处理,可有效降低运行成本,实现真正意义上的零排放。     

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水零排放技术进展

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水具有含盐量大、腐蚀性强、易结垢等特点,是制约电厂废水零排放的关键因素。从预处理、浓缩减量、末端处理三个方面详细介绍了脱硫废水的处理技术,分析各自的优劣,研究进展,并对烟道蒸发技术进行深入分析。最后通过工程实际案例,为燃煤电厂废水零排放提供了参考。     

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水零排放技术进展

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水具有含盐量大、腐蚀性强、易结垢等特点,是制约电厂废水零排放的关键因素。从预处理、浓缩减量、末端处理三个方面详细介绍了脱硫废水的处理技术,分析各自的优劣,研究进展,并对烟道蒸发技术进行深入分析。最后通过工程实际案例,为燃煤电厂废水零排放提供了参考。