火电厂循环水排水回收处理的新型节水方式

火电厂循环水排污水回收后,经过过滤、离子交换器、超滤、反渗透处理,作为循环水补水及锅炉补给水处理车间的原水进行再次使用。本系统产生的废水,用于电厂煤场喷洒。此种处理方式,可以降低新鲜取水量和循环水的结垢趋势,提高锅炉补给水制水设备的运行周期,同时实现火电厂“零排放”。     

全中水循环再利用技术应用分析

内蒙古华电包头发电有限公司2×600 MW亚临界湿冷机组设计生产用水全部采用中水循环再利用技术及工艺,中水经曝气生物滤池、石灰混凝澄清处理后回用,循环水排污水经浸没式超滤+反渗透工艺处理后全部回收利用。通过工艺系统性能测试试验对全中水再利用工艺系统的水质条件、出水要求、浓缩比例、设备选型、加药量、参数选择等方面进行重点考察。系统运行情况表明,中水深度处理系统对影响水质指标的主要因子有机物、氨氮、氯离子、硫酸根等有较高的去除率,且处理后的水质符合循环冷却水系统补充水要求;循环水排污水处理后可以作为锅炉补给水原水回收使用。实践证明了电厂采用全中水循环再利用技术的可行性,为同类企业中水回用提供了技术支持。     

包二电厂循环水高浓缩倍率节水方案试验研究

对火电厂而言,水如人体中的血液一样在水汽系统中周而复始的循环流动,进行着能量的传递转换。在火电厂中各种用水以循环冷却水的补充量最大,一般为总用水量的70%左右。因此,提高循环冷却水的浓缩信率,降低补充水率是电厂节水的一条重要途径。目前我区各电厂循环水浓缩倍率都在1.6左右,循环水的排污用于锅炉冲灰,排污水量与冲灰用水基本持平。灰水比较好的电厂如包一、包二电厂可达1:10左右,乌拉山电厂1:15～17,呼市电厂、乌达电厂1:20以上,仍有一定的节水潜力.循环水排污用干锅炉冲灰已属废水再利用,问题是如何使利用率再有所提高,使节水效益更显著。     

火电厂湿冷机组循环水节水技术问题分析及措施

在对山西十几个电厂进行了提高循环水浓缩倍率试验研究的基础上,分析了目前火电厂湿冷机组通过提高循环水浓缩倍率以达到节水目的存在的技术问题。针对存在问题进行试验,以保证设备安全运行为基础,提出了相应的改进处理措施,对其他地区湿冷发电机组在提高循环水浓缩倍率、节水和减少排污方面有实际的参考意义。     

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。     

废水回收在淮北电厂的利用和工程实施

介绍了淮北发电厂的取用水状况,对电厂进行了水平衡试验,并采取了循环水排污弱酸处理后作为冷水塔补充水,厂内废水综合化利用,提高循环水浓缩倍率以减少排污量等节水措施,实现了厂内废水的零排放。对电厂节水工作以及废水零排放的全面开展,具有一定的指导、示范和启发作用。     

电厂循环水处理技术的发展趋势

火电厂循环水是耗水大项 ,减少循环水耗损的技术途径是提高循环冷却水系统的浓缩倍率。早期循环水处理的浓缩倍率不大于 2 .5,现在采用有机阻垢剂、缓蚀剂、杀菌灭藻剂手段 ,用综合工艺可将循环水浓缩倍率提高到 4～ 8。为使浓缩倍率得到更大的提高 ,电力建设研究所与华北电力设计院合作开展了弱酸旁路软化处理的试验研究 ,取得了一定的成果。     

冷却塔循环水池排污系统改造的探讨

介绍嘉陵发电分公司 1× 75MW冷却塔循环水池排污系统改造的探讨方案。方案 :在水池底部安装排状排污管网 ,使其均匀排放循环水池底部高含盐水 ,并采用氯离子监测仪表在线监测 ,计算机计算循环水盐浓缩倍率 ,控制排水阀 ,定时定量地排污 ,使池水盐浓缩倍率保持在一个安全值范围 ;正确处理循环水补充水与排污水的供需矛盾。目的 :冷却塔循环水以水中氯离子的浓缩倍率来控制含盐量的浓度 ,采用水池底部均匀排污 ,以排污水量来调节循环水中氯离子的浓缩倍率。这是使循环水的质量和水资源的消耗达到最佳配置状态的最简洁的控制方法     

火电厂循环水零外排技术研究及应用

针对循环水零外排技术在某火电厂4×600 MW机组的工业应用情况及节水减排效益进行研究。结果表明:采用具有阻垢、缓蚀、杀菌性能的新型高效药剂,并设置循环水旁流过滤系统,维持循环水浊度在20 NTU以下,能够保证循环水系统在浓缩倍率10～12时安全稳定运行,循环水全部厂内消纳不外排;该技术应用后,循环水补水量可减少934 m~3/h,循环水外排量可减少645 m~3/h,获得节水减排效益457万元/年。该研究成果可为低成本火电厂废水零排放提供新思路。     

陕西电网火电厂循环水处理及凝汽器铜管使用情况调查

1 前言 近年来陕西境内水源紧张、水质日益变差,各火电厂对循环水处理问题比较重视。提高循环水浓缩倍率,防止凝汽器铜管腐蚀结垢,是电厂化学中一项重要工作。为全面了解陕西电网各火电厂循环水处理及凝汽器铜管使用情况,1995年对各电厂进行了这方面的调查,现将调查情况汇总如下。     

火力发电厂水务管理现状及节水对策

通过对照比较国内外火电厂的耗水指标,介绍了我国火力发电厂水务管理现状。指出我国火电厂水务管理中存在的主要问题,并给出了相应的节水对策,如规范用排水收费制度、提高循环水浓缩倍率要和冲灰系统改造配套进行、干除灰技术改造必须配套干灰储存设施、将废水分类进行收集、处理、回用等,为火电厂的节水降耗和安全经济运行提供理论指导。     

燃煤电厂末端废水调质与干化技术研究及其工程示范

为了顺应燃煤电厂对废水零排放的需求,实现燃煤电厂末端废水合理处理,在分析梳理末端废水水质与现有零排放处理工艺的基础上,对燃煤电厂末端废水调质及干化技术进行了研究与探讨。研究了含盐雾滴的干燥过程及其影响因素,通过比选雾化方式和烟气分配方式,最终确定了以烟气旁路干化的方式来处理末端废水的技术,并进行了工程应用,完成了工程示范项目,并对其工程效果和运行经济性进行了评估。     

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。     

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。     

废水蒸发零排放技术在IGCC电厂的应用

目前我国水资源紧缺,已经成为制约我国经济发展的重要因素,节水工作成了当务之急,在整体煤气化联合循环(IGCC)电厂实现废水零排放,即做到节水的目的,又实现遏制水环境恶化的势头,促进工业经济与水资源及环境的协调发展。本文简要介绍了废水蒸发零排放技术在国内某IGCC电厂的应用,在缺水、生态环境脆弱和环境排放受限制地区的电厂提供了一种可选的废水零排放的解决方案。     

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水“零排放”蒸发浓缩工艺应用综述

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水具有高含盐量、较强腐蚀性和结垢性的特征,回用困难,成为制约全厂废水"零排放"实现的关键因素之一。介绍了国内外脱硫废水"零排放"技术的应用情况,重点分析和比较了国内2个已投运的采用蒸发浓缩+结晶工艺的脱硫废水"零排放"系统的技术与经济性,提出了采用蒸发浓缩工艺的脱硫废水"零排放"系统的技术路线。     

凝结水精处理再生废水减量及资源化研究

凝结水精处理系统（精处理）再生废水影响全厂废水达标排放，增加废水零排放系统投资和运行费用。为降低其不良影响，从减少再生废水量及对再生废水进行分类处理、利用等方面进行分析，提出2种解决方案，一是通过给水加氧处理和高速混床优化等措施，减少精处理再生废水量；二是精处理阳树脂优先采用H₂SO₄再生工艺，再生废水可作为脱硫工艺用水循环利用。对于不具备H₂SO₄再生工艺改造条件的电厂，可根据再生各步序水质特点，将精处理再生废水中低含盐量废水作为工业水循环利用，高含盐量废水制取次氯酸钠或肥料，实现资源化利用。     

凝结水精处理再生废水减量及资源化研究

凝结水精处理系统（精处理）再生废水影响全厂废水达标排放,增加废水零排放系统投资和运行费用。为降低其不良影响,从减少再生废水量及对再生废水进行分类处理、利用等方面进行分析,提出2种解决方案,一是通过给水加氧处理和高速混床优化等措施,减少精处理再生废水量;二是精处理阳树脂优先采用H₂SO₄再生工艺,再生废水可作为脱硫工艺用水循环利用。对于不具备H₂SO₄再生工艺改造条件的电厂,可根据再生各步序水质特点,将精处理再生废水中低含盐量废水作为工业水循环利用,高含盐量废水制取次氯酸钠或肥料,实现资源化利用。     

石灰石-石膏湿法脱硫废水排放量深度解析

火电厂废水零排放势在必行,其主要难点之一为石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺的废水处置。为得出脱硫废水的合理排放量,以典型350 MW燃煤机组为例,从进入和排出脱硫系统的氯离子（Cl^–）量入手,以脱硫吸收塔浆液Cl^–平衡浓度控制为基准,对入炉煤、脱硫工艺水、脱硫石膏排出、脱硫废水排出等进行了Cl^–物料平衡计算。在此基础上分析了脱硫系统深度优化和烟气深度治理等工程对脱硫系统水平衡的影响。     

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。