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。     

药剂软化预处理脱硫废水的试验研究

主要研究Ca(OH)₂、NaOH和Na₂CO₃的联合软化方法对燃煤电厂脱硫废水中钙镁离子及其他污染物的去除，并通过试验确定运行边界条件和成本分析。试验结果表明，Ca(OH)₂和Na₂CO₃联合使用、NaOH和Na₂CO₃联合使用对水质中Ca²⁺、Mg²⁺的去除均具有良好效果，同时对于废水中全硅、SO₄^2-等的去除具有显著作用。为保证软化效果，经一级软化后的水样应取出上清液再进行二级软化。针对电厂实际脱硫废水水质确定工艺参数为石灰加药量3 g/L,NaOH加药量12 g/L,Na₂CO₃加药量为2.7 g/L,相应的药剂成本为每吨水39.15元。本研究可为脱硫废水的预处理成本控制和深度处理提供理论依据。     

火电厂脱硫废水微滤、反渗透膜法深度处理试验研究

为使电厂脱硫废水循环使用并达到废水零排放目标,采用“微滤（MF）-反渗透（RO）”工艺对预处理后的火电厂脱硫废水进行深度处理,分别考察不同固含量条件下微滤系统的运行稳定性和微滤膜的化学清洗方法,以及不同回收率条件下反渗透系统的运行稳定性和脱盐率情况。研究结果表明：经中和软化处理的脱硫废水再经微滤处理后,产水浊度小于0.2 NTU,膜污染指数SDI值小于4.0,微滤系统运行稳定;反渗透系统在不同回收率条件下运行稳定,无明显的污堵现象,系统脱盐率大于98%,单支膜的脱盐率大于99%。反渗透产水含盐量低于510 mg/L,可用作循环水补充水、脱硫工艺用水等电厂其他系统的补水。     

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。     

纳滤处理火电厂循环水补充水提高浓缩倍率试验研究

火电厂用水量很大,其中循环水用量最大,占电厂用水总量的70%以上。为探索循环水高浓缩倍率运行控制技术,对纳滤工艺处理电厂循环水补充水进行研究,并在某电厂进行了中试试验,规模为18 m³/h。试验结果表明,在回收率为90%时,纳滤膜脱盐率70%左右,对Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-等二价离子的去除率大于80%,产水COD质量浓度≤2 mg/L。以纳滤产水为试验水源进行循环水静态阻垢试验及挂片腐蚀试验,结果表明,若采用纳滤产水作为循环水补充水,循环水的极限浓缩倍率可高达33.98,循环水系统将可实现超高浓缩倍率运行和冷却塔零排污,节水效果和环保效益均显著。     

脱硫废水处理前后喷射Cl析出特性

脱硫废水中含有高浓度的氯盐,影响脱硫系统的安全运行。采用Factsage热力学计算软件来模拟单一氯盐溶液和处理前后脱硫废水经过尾部烟道喷射后Cl析出特性。结果表明：CaCl₂,MgCl₂和NH₄Cl溶液喷射过程析出Cl主要以含Cl气体形式析出;喷射NaCl溶液时,Cl全部以NaCl（s）形式析出,而无气体析出。未处理的脱硫废水烟道喷射蒸发过程,75%以上的Cl以NaCl（s）的形式析出。除去Ca²⁺,Mg²⁺、NH₄⁺等离子后,脱硫废水烟道喷射蒸发过程不会析出HCl气体,产物NaCl（s）会被电除尘除去。因此脱硫废水的预处理减少了含Cl气体的析出,减轻了对尾部烟道的腐蚀。     

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。     

RESALT技术在燃煤电厂脱硫废水浓缩处理中的应用

基于电渗析技术的离子重组技术（简称RESALT技术）能够将废水中的钙离子和硫酸根离子分开,因而可避免形成硫酸钙垢,同时可实现废水的浓缩减量。在华电莱州发电有限公司现场进行了脱硫废水处理量为3~4 m³/h规模的RESALT技术中试研究。脱硫废水在RESALT装置中的运行结果表明,利用RESALT技术能够实现硫酸根离子和钙离子的有效分离,并且同时可实现含盐废水的浓缩处理,RESALT装置运行的电耗成本随进水含盐量及浓水含盐量的升高而升高,系统运行无须加药软化预处理,运行的成本主要为电费;以硫酸根、钙离子、镁离子、氯离子、钠离子质量浓度分别为6 480 mg/L、1 820 mg/L、2 462 mg/L、20 680 mg/L、10 465 mg/L的脱硫废水为例,系统回收率为70%,水处理电耗总计为49.5 kW·h/t,水处理直接成本为22.6元/t。     

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。     

高密度混凝澄清技术用于海水淡化预处理工艺的试验研究

将高密度混凝澄清技术应用于海水淡化的预处理工艺,并建立了中试装置,考察混凝剂量、污泥回流比及流量对混凝效果的影响。结果表明:当流量为2m3/h、混凝剂量为25mg/L、助凝剂量为0.15mg/L、污泥回流比为30%时,平均出水浊度为10NTU,除浊率达到94%以上;增大污泥回流比能够有效降低出水浊度;相对于微涡流混凝工艺,高密度混凝工艺出水浊度较低,出水水质较稳定,耐冲击负荷能力强。     

燃煤发电厂用水水平现状与展望

通过对典型燃煤发电厂水平衡测试数据和高效节水工艺汇总,分析单位发电量取水量等用水经济性指标,评估发电厂用水水平。分析结果表明,取水量较低的电厂具有设计理念先进、管理水平高效、废水回用合理等特点。根据推算,燃煤发电厂（直流冷却）单位发电量取水量可以达到0.20 m³/（MW·h）以下。在冬季,采用烟气冷凝技术的1 000 MW等级机组的发电厂满负荷情况下能够产生80～90 m³/h的冷凝水量,这部分水在满足脱硫自身使用后还可回用至工业水系统。当全厂用水系统改造趋于合理时,“工业水零补水”技术指日可待。     

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水处理技术研究进展

脱硫废水处理是燃煤电厂深度节水的难点之一。在讨论石灰石—石膏湿法脱硫废水特点的同时,介绍了包括三联箱处理法、膜处理法、热处理法及电解处理法在内的国内外典型脱硫废水处理技术,指出高效规模化的脱硫废水处理技术应是包括预处理、浓缩和资源化等过程的系统集成技术。预处理对溶解态钙镁离子、胶体颗粒物和无机垢成分的脱除起着至关重要的作用,可以避免浓缩及资源化过程中因滤膜极化、滤膜污染、换热设备结垢、电解槽电阻增大等现象造成的膜渗透通量下降、传热及电解效率降低等问题。建议从降浊和软化的角度强化三联箱法的预处理水平,为后续零排放处理创造条件。     

脱硫废水烟道蒸发工艺协同脱汞效率研究

燃煤电厂脱硫废水成分复杂,处理难度大。以某燃煤电厂600 MW机组为研究对象,进行了脱硫废水（人工配制）烟道蒸发试验,探索了协同脱汞的可行性,并讨论了脱硫废水氯离子质量浓度与机组运行负荷等对脱汞效率的影响。研究结果表明,将脱硫废水喷射至烟道进行雾化干燥的协同工艺,不仅有效提高了烟气中HCl含量,而且能促使更多Hg⁰转化为较易被飞灰吸附的Hg²⁺,可实现脱硫废水零排放和烟气汞的减排;废水中的氯离子对脱汞效率有较大的影响,当废水中氯离子质量浓度由21 250 mg/L增加至36 500 mg/L时,烟气中气态汞的协同脱除效率由95%降至58%;与机组低负荷运行时协同脱汞效率相比,高负荷条件下协同脱汞效率有所降低。     

电厂工业废水处理后回用于脱硫工艺水的试验研究

为提高全厂水资源利用率,河北某电厂对处理后的电厂工业废水水质与脱硫工艺用水水质要求进行比较,发现二者较为接近;该厂处理后的工业废水量仅占脱硫工艺用水总量的7%,认为可将其用作脱硫工艺水。为进一步降低风险、制定合理的工业废水利用方案,进行了现场试验研究。试验结果表明,处理后的电厂工业废水用作脱硫工艺水后,脱硫系统运行正常;脱硫效率大于或等于95%;脱硫浆液密度维持在1 130 kg/m³左右;脱硫副产品石膏的含水率基本保持在10%左右,CaCO₃质量分数小于3%,CaSO₄·2H₂O纯度大于90%,符合市场对石膏品质的要求。据此,河北某电厂处理后的工业废水可回用于该厂脱硫系统。     

核电站二回路碱化剂ETA的检测与干扰问题

乙醇胺（ETA）是我国第三代核电确定采用的二回路水质调节碱化剂,二回路中微量ETA浓度的测定及干扰问题是关注的焦点之一。系列试验表明,无干扰离子时,3种色谱分析柱（CS12A、CS16、CS18）都能准确测定ETA浓度。在模拟核电站二回路水质条件下,重点探讨了使用CS18分析柱测定ETA时NH₄⁺、Li⁺、Na⁺、K⁺、Mg²⁺、Ca²⁺、吗啉的干扰问题。结果表明：通过优化色谱条件,在柱温50 ℃、抑制电流20mA、淋洗液流速0.36mL/min、梯度淋洗方式下,可以准确测量核电站二回路水中微量ETA浓度。