600MW机组湿法脱硫装置水耗分析

基于某600MW机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置实际满负荷运行参数,对脱硫装置工艺水的用途和消耗进行分析和计算,并建立了水平衡图。分析表明,脱硫系统的水平衡与锅炉烟气量、脱硫装置入口和出口烟气温度等密切相关,吸收塔内蒸发水量占系统水耗的90%以上。对此,提出了降低入口烟气温度、采用低温省煤器、引入输煤冲洗水制浆、收集利用烟囱和烟道内的凝结水等节水措施。     

鼓泡塔烟气脱硫系统水平衡试验

以某电厂鼓泡塔烟气脱硫系统为研究对象,对系统用水、耗水及水量平衡情况进行了全面分析;分别对有无GGH的脱硫系统进行了水平衡试验与对比。结果表明:烟气水分蒸发损失是脱硫系统耗水量高的主要原因;当前脱硫系统水平衡存在的主要问题是当机组低负荷运行时,烟气蒸发量大大减少,难以维持系统水平衡,这对无GGH的机组影响更为明显。对此,结合电厂实际运行情况提出了加大循环水利用量,延长除雾器冲洗间隔等措施。     

湿法脱硫烟气冷凝水处理与利用试验研究

对湿法脱硫后烟气中收集到的冷凝水再利用进行了试验研究。结果表明:湿法脱硫后烟气冷却了5～10 K后收集的冷凝水,能够直接作为除雾器冲洗用水;经过加NaOH处理后,能够作为工业水补水;在循环冷却水pH较高的情况下,冷凝水能够作为冷却塔补水,同时可代替硫酸降低循环冷却水的pH。     

石灰石-石膏湿法脱硫系统水耗计算及节水分析

石灰石-石膏湿法系统的运行是电厂耗水量增大的主要原因。利用物料平衡方法,计算了某600MW机组脱硫系统的耗水总量,以及对脱硫系统的废水排放、石膏携带水、烟气携带液滴、吸收塔内水分蒸发等水耗情况进行了统计。根据计算结果,指出吸收塔内水分蒸发是造成脱硫系统高水耗的主要原因,并提出了减少烟气量、降低锅炉排烟温度、合理调整脱硫用水水源等措施,实现脱硫系统的节水目的。     

发电厂脱硫系统串联塔的水平衡及液位控制

超低排放和灵活性发电背景下,脱硫系统串联吸收塔液位波动大,液位和水平衡难以有效控制。基于某600 MW机组脱硫系统实际运行工况,分析了负荷及烟温改变时吸收塔蒸发量的变化趋势,研究脱硫系统一二级塔的用水分布规律。通过计算分析发现:随着烟气量的减少,脱硫塔内总蒸发量大幅度减少,其中一级塔蒸发水量下降明显,二级塔下降较少。烟气温度对塔内蒸发量影响明显,烟气温度越高塔内蒸发量越大,但二级塔内蒸发量变化较小。随着负荷降低,二级塔除雾器冲洗水将超过蒸发水量,导致液位失衡。因此,采取二级塔低液位运行以及适当延长除雾器冲洗周期等措施,有利于缓解吸收塔液位失衡问题。     

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。     

火电机组湿法脱硫系统水耗建模与分析

以我国火电机组石灰石/石膏湿法脱硫系统为研究对象,基于脱硫系统的水平衡关系,对其水耗特性展开了较深入的研究.通过对脱硫系统各耗水点(主要包括了烟气带走的水蒸气、烟气携带液态水、石膏带走的水量以及排放的废水这4个部分)不同的耗水特性的分析,建立了脱硫系统水耗的数学模型.并以典型300MW火电机组石灰石/石膏脱硫系统为例,...     

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。     

双塔双循环脱硫除雾器故障分析及对策研究

除雾器是湿法烟气脱硫系统关键设备之一,其性能直接影响脱硫系统甚至机组的安全运行。以某660 MW燃煤机组双塔双循环脱硫系统除雾器堵塞并导致部分模块掀翻故障为例,对影响除雾器性能的空塔流速、安装空间、冲洗水压等设计因素,入口烟尘浓度,除雾器冲洗水量,浆液、石膏及结垢物成分等进行了全面分析。结果表明：脱硫系统水平衡控制不当以及二级塔pH值控制偏高是除雾器故障主要原因。为降低除雾器运行风险,针对双塔双循环脱硫系统水平衡和浆液pH值控制,给出了合理建议。     

300MW机组水平衡测试和节水措施

测试了某电厂300MW机组各系统的用水量,由水平衡测试数据,计算机组发电水耗和各种损失,对各用水系统、用水量、废污水处理工艺及重复利用等各方面作了分析,针对各用水系统存在问题,提出合理的改造建议。     

电厂工业废水回收利用技术研究

台山发电厂5台机组工业废水系统每月产生大量废水,由于脱硫系统工艺用水量很大,因此造成机组工业水的发电水耗很高,根据各系统水质的实际应用情况,通过技术改造和试验研究将工业废水处理后回收用于脱硫系统工艺用水．大大减少了工业水的消耗和废水的外排量,废水回收率约为80％,每年节约工业水2．0×10^6 t。     

降低热网补水率的措施

热网补水率是热网的主要技术经济指标之一,它是供热企业的技术水平、运行水平和管理水平的综合反映.最大限度地降低热网补水率,是供热企业的一项重要任务.热网补水率是热网总失水量与总循环水量之比.总失水量包括处理管网故障的排水,管网排空的排水,管网系统不严密的漏水,用户开启空气门进行排水运行的排水,以及各种形式的用户私自用水.在多数情况下,用户私自用水占总失水量的比例最大.为了保证热网的正常运行,热网补水率通常控制在2%以下,如果管网失水量太大,补水率超过控制数值,不仅直接带来了热量和水量的损失,而且降低了供水温度,影响供暖效果,严重时还会波及回水压力,威胁安全供暖.降低热网补水率,就是减少管网失水量,主要是防止用户私自用水,一般说来,可采用以下几项措施:     

湿法脱硫系统水量平衡及节水方案

以石灰石/石灰-石膏湿法脱硫系统为研究对象,对脱硫系统耗水量影响因素、节水措施及水量平衡情况进行分析,对大唐某电厂二期工程低温省煤器改造前后的湿法脱硫系统用水量进行了比较。数据表明,脱硫系统耗水量主要和脱硫系统蒸发水量有关,因此降低烟气进出吸收塔的温度差可以显著降低吸收塔蒸发水量达到深度节水的目的。针对西部空冷机组湿法脱硫系统耗水量占全厂用水量比重大的情况,提出了保持系统水量平衡的若干措施。     

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。     

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。     

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。     

石灰石-石膏湿法烟气脱硫废水处理的研究

对脱硫废水的水量、水质特点进行详细阐述,通过对几种常见的脱硫废水处理方法,尤其是脱硫废水化学处理法详细的分析比较,提出脱硫废水应首先用于水力除灰,对于干除灰的电厂应设置独立的化学水处理系统进行处理,当全厂的水量难以平衡且环保对排水的含盐量要求严格时,脱硫废水宜进行蒸发处理。由于脱硫废水与常规的电厂废水水质差别较大,脱硫废水处理系统宜单独设置,应与全厂的工业废水处理系统集中布置。脱硫工艺用水应尽量采用处理合格后的酸碱废水等品位较低的水。为准确预测脱硫废水量,应对燃煤中的Cl或烟气中HCl的质量浓度进行测定。     

火电厂废水零排放技术路线比较及影响因素分析

随着国家环保政策的实施,火电厂废水零排放势在必行。火电厂废水零排放工作分为深度节水和末端废水固化处置2个阶段。基于此,对不同类型电厂的典型深度节水技术路线进行了分析,并指出了问题所在;同时,对目前末端废水固化处置方法进行了技术经济比较。在考虑超低排放改造、脱硫工艺用水水质、脱硫废水水质水量和循环水系统的腐蚀结垢等多种因素后,提出了火电厂废水零排放技术路线制定的相关建议。     

火力发电厂全厂水平衡试验及节水分析

介绍了在新疆某火力发电厂进行水平衡测试的结果及节水分析。火力发电厂是耗水大户,我国火力发电厂的发电水耗率与国外先进水平差距较大。开展火力发电厂水平衡测试,查清火力发电厂用水状况,找出节水潜力,制定切实可行的节水技术措施和规划,是降低火力发电厂水耗的重要途径。     

湿式电除尘器冲洗废水排入脱硫系统的影响分析

采用测试分析方法,从水质分析、表面张力测试、重金属含量测试3个方面进行研究,比较分析不同类型的湿式电除尘器冲洗废水对脱硫吸收塔浆液品质及脱硫系统运行的影响。结果表明:湿式电除尘器冲洗废水中的Ca~(2+)、Mg~(2+)和Cl~-浓度较高,但不会对脱硫塔内离子平衡产生影响;湿式电除尘器冲洗废水的表面张力低于吸收塔浆液,排入脱硫塔后加剧了吸收塔浆液起泡;湿式电除尘器冲洗废水中重金属含量较少,不会对脱硫系统正常运行造成影响,但可能存在因极板腐蚀造成冲洗废水中Cr和Ni含量较高的风险,排入脱硫塔后容易对吸收塔浆液品质和脱硫废水处理系统的运行产生不利影响。