电厂凝结水中氨含量测定方法比较研究

电厂凝结水中氨含量的准确测定,是确保凝结水精处理系统运行周期及防止系统腐蚀的重要保障,用钠氏试剂分光光度法和电极法对电厂凝结水中氨含量进行了测定,并对两种方法的测定值进行了比较,结果显示两种方法的准确度、精密度都令人满意。而铵离子选择性电极因其测定简单、误差小、无毒环保等优点,更适用于电厂实验室凝结水氨含量的测定中。     

电厂水汽中微量氨含量测定方法研究

采用氨气敏电极法、铵离子选择性电极法和纳氏试剂光度法对电厂水汽中的微量氨含量进行了对比测定,考察电极法测量的准确度与精密度,以及联氨对氨气敏电极法测量准确性的影响.结果表明:标准水样中氨含量在0～3.0 mg/L范围内,2种电极法测定的相对标准偏差均小于0.5％,测量电厂实际水样与纳氏试剂光度法的偏差均为±0.05 mg/L,说明2种电极法测定水汽中氨含量具有较高的精度及准确度;水汽中微量的联氨不会对氨气敏电极电位法的测量准确性产生影响;氨气敏电极法操作简单、干扰因素少、准确度高,可推广应用于电厂日常水汽监督工作中.     

印度SAGARDIGHI电厂凝结水精处理系统工艺的调试及改进

本文通过对印度SAGARDIGHI电厂凝结水精处理系统的阐述,分析了高速混床系统在运行中容易出现的典型问题及对问题进行深入的研究,进行了大量的试验,改进了工艺,最大限度的发挥了该套凝结水精处理系统设备的潜力,使水汽质量尽快合格,对电厂的凝结水精处理系统调试及运行有一定的     

电池锌粉中微量铜铁含量的测定

主要简述运用空气 乙炔火焰原子吸收光谱法进行电池锌粉中微量铜铁含量的测定。介绍了铜铁最佳测定条件及呈良好线性范围的浓度,并对样品的测定条件和干扰因素进行了综合考虑。该方法具有灵敏度高、重现性好、步骤简单、操作容易掌握等特点,同时对干扰及方法的准确度和精确度也作了研究。样品微量铜铁含量的分析测定其相对标准偏差均小于1.0%(分析数据n=10);标准加入回收率均在97.0%～103.0%(分析数据n=6范围内)。实验结果表明:运用空气 乙炔火焰原子吸收光谱法测定电池锌粉中微量铜铁含量,达到了实验室分析质量控制的要求,适用于电池锌粉中微量铜铁含量的控制分析。     

超临界机组凝结水精处理树脂泄漏原因分析及对策

凝结水精处理树脂泄漏进入热力系统将造成较大危害,而该现象又经常发生,江西丰城电厂二期工程基建过程中也发生了凝结水精处理系统树脂泄漏的情况,现对其发生过程进行阐述及研究分析,采用推理分析的方法,对可能的原因进行验证排除,确定了凝结水精处理泄漏树脂的原因,最后提出防止树脂泄漏的对策供参考。     

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。     

某电厂凝结水系统运行经济性优化研究

针对某电厂凝结水系统运行经济性较差的问题展开数据挖掘和分析,通过对凝结水系统进行优化调整,给出凝结水母管压力与除氧器内部压力关系图,并对凝结水系统控制逻辑进行必要的改进,有效地解决了该电厂凝结水泵功耗较高、凝结水系统运行经济性较差等问题。     

凝结水精处理混床树脂溶出特性的研究

针对火电厂凝结水混床强酸阳树脂与强碱阴树脂在使用过程中不同程度地浸出杂质的问题,对电厂常用牌号、型态的凝结水精处理混床树脂进行浸泡试验,测定树脂浸泡释放的产物、分析树脂的溶出特性,并以此来指导电厂日常凝结水精处理混床树脂的使用。     

来宾电厂凝结水精处理氨化运行探讨

对来宾电厂凝结水精处理系统氨化运行进行了总结,针对运行中存在的问题进行分析,提出了相应的改进措施,实践证明凝结水精处理系统氨化运行是可行的.     

提高电厂高纯水pH值测量准确度的研究

从pH值测量的原理着手,分析了高纯水pH值测量过程中产生的静电荷、液接电位随被测溶液的变化、温度变化等因素对电厂高纯水pH值测量准确度的影响,认为有些因素的影响很难完全消除。提出了采用测量电导率并将电导率换算成pH值来测量给水、凝结水pH值的方法,并对这一方法的适用范围和误差进行了分析。经试验验证,采用该方法测量给水、凝结水的pH值,在pH值为8.80～9.30时,测量误差小于0.01pH,值得在电厂推广应用。     

燃煤电厂脱硫废水预处理装置设计与中试研究

针对火电厂脱硫废水的水质特点,提出“一体式软化澄清-超滤”预处理工艺并在山东某火力发电厂进行了中试研究,研究内容包括一体式软化澄清装置对Ca²⁺、Mg²⁺、浊度去除效果,超滤系统运行压力、产水流量、产水浊度及预处理工艺化学药剂费用等。结果表明：利用一体式软化澄清装置处理脱硫废水,出水Ca²⁺、Mg²⁺质量浓度可分别由400~660 mg/L和5 310~15 689 mg/L降至25 mg/L和10 mg/L,浊度小于或等于2.0 NTU;超滤系统运行稳定,产水浊度小于或等于0.1 NTU,SDI值小于3.0,可稳定达到后续反渗透系统进水水质要求。该一体式软化澄清-超滤预处理工艺中试研究成果可为火电厂废水零排放技术研究提供重要的基础数据。     

烟气脱硝SCR装置喷氨优化研究

一些火电厂的烟气脱硝系统因SCR装置喷氨量分布不合理,致使其出口NOx浓度分布偏差大,局部氨逃逸浓度过大.对此,以某台300 MW机组SCR装置为例,通过喷氨量分布优化调整,使SCR装置出口NOx浓度分布的相对标准偏差由优化前的45％下降为10％,平均氨逃逸浓度由1.7 μL/L下降为0.98 μL/L,SCR系统的最大脱硝效率由80％提高到88％.     

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。     

火电厂循环水回用混凝加药量的实验分析

介绍火电厂循环水混凝处理的原理,对循环水混凝处理时需要的软化剂、混凝剂、助凝剂的加药量进行实验研究。选用100%氧化钙固体(CaO)为软化剂、1.0%聚合硫酸铁溶液为混凝剂、0.1%聚丙烯酰胺溶液为助凝剂进行实验,结果表明,CaO的最佳加药量为950mg/L、聚合铁最佳加药量为60.0mg/L,助凝剂最佳加药量为1.0mg/L。     

2×300 MW机组尿素SNCR脱硝工程设计及应用

结合新疆某电厂2×300 MW机组尿素SNCR烟气脱硝工程设计实例,详细阐述了尿素SNCR烟气脱硝系统各主要单元的工艺流程及相关设备选型选材,介绍了喷枪布置依据及系统运行效果,并分析了氨水SNCR脱硝工艺和尿素SNCR脱硝工艺运行、投资费用。实践结果表明,尿素/NOx摩尔比为0.5、原烟气NOx质量浓度(标准状态)为178~187 mg/m3时,脱硝效率可稳定在50%以上,逃逸氨质量浓度(标准状态)为1.2~1.9 mg/m3,满足环保排放标准和设计要求。     

All-regime combined-cycle plant: Engineering solutions

The development of distributed power generation systems as a supplement to the centralized unified power grid increases the operational stability and efficiency of the entire power generation industry and improves the power supply to consumers. An all-regime cogeneration combined-cycle plant with a power of 20–25 mW (PGU-20/25T) and an electrical efficiency above 50% has been developed at the All-Russia Thermal Engineering Institute (ATEI) as a distributed power generation object. The PGU-20/25T two-circuit cogeneration plant provides a wide electrical and thermal power adjustment range and the absence of the mutual effect of electrical and thermal power output regimes at controlled frequency and power in a unified or isolated grid. The PGU-20/25T combined-cycle plant incorporates a gas-turbine unit (GTU) with a power of 16 MW, a heat recovery boiler (HRB) with two burners (before the boiler and the last heating stage), and a cogeneration steam turbine with a power of 6/9 MW. The PGU-20/25T plant has a maximum electrical power of 22 MW and an efficiency of 50.8% in the heat recovery regime and a maximum thermal power output of 16.3 MW (14 Gcal/h) in the cogeneration regime. The use of burners can increase the electrical power to 25 MW in the steam condensation regime at an efficiency of 49% and the maximum thermal power output to 29.5 MW (25.4 Gcal/h). When the steam turbine is shut down, the thermal power output can grow to 32.6 MW (28 Gcal/h). The innovative equipment, which was specially developed for PGU-20/25T, improves the reliability of this plant and simplifies its operation. Among this equipment are microflame burners in the heat recovery boiler, a vacuum system based on liquid-ring pumps, and a vacuum deaerator. To enable the application of PGU-20/25T in water-stressed regions, an air condenser preventing the heat-transfer tubes from the risk of covering with ice during operation in frost air has been developed. The vacuum system eliminates the need for an extraneous source of steam for the startup of the PGU-20/25T plant. The vacuum deaerator provides prestartup deaeration and the filling of the entire condensate feed pipeline with deaerated water and also enables the maintenance of the water temperature before the boiler at a level of no lower than 60°C and the oxygen content at a level of no higher than 10 μg/L during operation under load. The microflame burners in the heat recovery boiler enable the independent adjustment of the electrical power and the thermal power output from the PGU-20/25T plant. All the innovative equipment has been tested on experimental prototypes.     

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。     

无磷阻垢剂WS330海水循环冷却阻垢试验研究

某沿海燃煤电厂采用“烟塔合一”技术,循环冷却水为海水。为确保循环水系统安全、可靠、经济运行,开展了循环水阻垢剂的静态试验与动态模拟试验。选用无磷阻垢剂WS330作为循环水处理阻垢剂,通过静态试验确定阻垢剂剂量,之后在动态模拟装置上进行了多项指标的模拟试验。结果表明：WS330阻垢剂质量浓度维持在8 mg/L、浓缩倍率≤2.5 时,系统运行良好;钛金属换热器的腐蚀速率为2.5×10^–5 mm/年,平均黏附速率为0.33 mg/（cm²·月）,污垢热阻值为1.4×10^-5 m²·K/W,均远低于各项指标的上限要求。考虑到现场实际应用中的水质及工况波动,运行时的循环水浓缩倍率建议控制在1.5~2.0。分析认为,“烟塔合一”工程对海水作为循环水浓缩倍率的试验结果影响较小。