脱硫废水常规处理及零排放技术综述

针对目前火力发电厂对全厂废水零排放的要求,结合烟气脱硫系统外排废水的技术特点,采用较成熟的脱硫废水预处理方法,并根据电厂实际运行情况和自身特点,深入探讨、研究选取适宜的脱硫废水零排放及深度处理方案。     

脱硫废水零排放工程介绍及中试工艺试验

针对脱硫系统废水难以通过传统处理工艺处理回用,提出一套脱硫废水处理的工艺方案,工艺流程为:脱硫废水预沉→缓冲曝气→一级软化→二级软化→微滤→反渗透→反渗透浓水箱→电解制氯.通过相应工艺试验对所提的工艺方案进行研究,结果表明:该工艺路线能够实现脱硫废水资源化利用的目的,管式膜除硬度效果很好,满足膜系统进水要求,纳滤膜分盐...     

脱硫废水零排放技术在清远电厂中的应用探讨

结合国华清远项目的建厂条件,针对对脱硫废水零排放的蒸馏法、反渗透法和正渗透法三种主要处理工艺,通过对其技术性能和经济成本的综合比较,提出了将反渗透浓缩结晶工艺作为电厂脱硫废水处理工艺首选方案的建议,为电厂下阶段零排放处理工艺选择提供了重要技术支持和参考。     

燃煤注汽锅炉脱硫废水零排放设想

燃煤注汽锅炉在生产过程中会产生大量含SO_2的烟气,注汽锅炉一般采用湿法脱硫技术。湿法脱硫废水为高含盐、高浓度重金属、高浓度悬浮物,对环境污染危害极大,对其进行深度处理,实现脱硫废水"零排放"对保护生态环境和水污染治理意义重大。传统的反渗透工艺对进水盐度适应性较差,产水率较低,存在较大弊端。针对脱硫废水蒸发工艺进行研究,提出"震动膜+烟道蒸发"脱硫废水零排放工艺,为我国今后脱硫废水零排放处理工艺提供参考。     

黄磷尾气深度净化发电技术实验研究

针对黄磷行业尾气利用现状,为促进中小规模黄磷企业可持续利用黄磷尾气资源,提出了一种低成本净化利用黄磷尾气发电技术,并在小试装置上进行了实验研究。通过调节尾气流量、氢氧化钠质量浓度及次氯酸钠有效氯质量浓度等参数,监测相应条件下的净化效果。实验发现,次氯酸钠有效氯质量浓度是影响黄磷尾气净化效果的主要因素,其最佳质量浓度为8 g·L^-1;尾气流量对次氯酸钠洗和碱洗效果均有影响,且洗涤效果与尾气流量成反比。实验验证了适合内燃机发电的黄磷尾气压力范围为3～6 kPa,最佳压力为5 kPa。     

燃煤电厂脱硫废水零排放预处理工艺选择与实践

根据西宁火电厂末端脱硫废水水质特点以及后续浓缩减量工艺对进水水质的要求,提出三级软化加药及沉淀池+管式膜两级分离的预处理工艺路线。结果表明:相比较传统的两级软化一级分离工艺,所提方法将加药成本由41元/t降低至17元/t,实现了污泥的综合利用,提高了系统的抗冲击能力,为后续的浓缩减量和固化模块提供了优质的进水水质保证。     

烧结脱硫废水零排放并协同减排SO3技术分析

石灰石-石膏湿法脱硫废水含有大量Ca2+、Mg2+、S042-、Cl-与重金属等离子.脱硫废水中加入Ca(OH)2干粉制成吸收剂浆液,经雾化器雾化喷射而出的浆液粒径约10～60μm的细雾滴,在雾化干燥吸收塔内与高温烟气充分接触,烟气中的酸性成份(HCl、HF、SO2、SO3)被反应吸收,同时反应产物水份被蒸发,水蒸汽进入烟气中,干燥后反应产物部分落入干燥塔底端被收集外排,其余干燥产物随烟气中的飞灰一起被除尘器收集外排,实现脱硫废水零排放和对烟气中酸性气体的协同减排治理目的 .     

一种电厂脱硫废水零排放工艺

介绍了脱硫废水零排放工艺在水处理行业中的应用,主要对系统的流程、设备、应用、注意事项等进行了阐述.     

YS1井脱硫尾气恶臭分析与治理

YS1井是川西气田首口高含硫化氢试采气井,采用络合铁双塔脱硫工艺.投产初期,因为氧化再生塔顶部的尾气处理装置的除臭效果不佳,导致尾气逸散产生恶臭,严重影响该井的正常试采.为全面掌握尾气恶臭的组成及成因,首先对原料气、脱硫气、尾气进行密闭取样并开展气样全组分检测;其次对三种气样全组分进行对比分析,明确了羰基硫、甲硫醚、二...     

用于柴油机尾气脱硫捕集器的干式脱硫材料研究进展

柴油机尾气处理系统中脱除氮氧化合物（NOx）的催化剂易受硫的侵蚀而中毒。为避免SOx对净化NOx催化剂的毒害作用,一种有效的解决办法是将脱硫捕集器置于脱除NOx催化剂的系统之前来捕获柴油机尾气中的氧化硫（SOx）。本文针对贵金属催化剂、金属碳酸盐、金属氧化物等几种主要应用于柴油机脱硫捕集器的干式脱硫材料,主要阐述了各自的脱硫原理及性能,并分析了各种脱硫材料的研究现状和工业化应用前景,并指出了高性能且价格低廉的金属氧化物是未来应用于柴油机脱硫捕集器的主要方向。     

火电厂废热蒸发浓缩脱硫废水中试零排放实验研究

现行常规处理的火电厂脱硫废水,设备故障率高、难以去除重金属离子和无法除去氯离子等诸多缺点。实验利用电厂余废热对脱硫废水进行常温蒸发,对实验前后水质测试可知,实验减量浓缩效果显著,该技术的热交换过程温升小,蒸发过程全部发生在蒸发单元的气相和液相的界面,基本消除了结垢风险,对系统进水水质要求低,可根据电厂脱硫废水的实际情况仅需简单调整pH值即可进行蒸发处理,节省了大量的药剂费用,由于属于常温常压范围,大大降低了高含盐量条件下的设备腐蚀风险,减少了设备制造成本,使废水零排放技术的大规模推广成为可能。     

燃煤锅炉湿法脱硫尾气再热技术方案选择

本文介绍了燃煤电玫湿法脱硫除尘的主要特点和存在烟道湿腐蚀等问题,并提出了利用锅炉热烟气和蒸汽辅助和热系统加热脱硫后低温烟气的防腐技术,通过两个加热方案的技术比较,认为蒸汽加热方案现实可行。     

燃煤电站脱硫废水零排放烟道喷雾蒸发特性的试验研究

为了实现电厂脱硫废水真正零排放,将脱硫废水经机械蒸汽压缩蒸发技术(MVR)蒸发结晶后排出来的母液进行烟道喷雾蒸发试验,喷射点选在SCR之前,研究了脱硫废水母液喷入烟道后的蒸发特性,分析了不同体积流量脱硫废水母液喷入烟道后对SCR出口烟气烟尘质量浓度、烟气主要成分、飞灰粒径分布、SO3质量浓度、飞灰比电阻及烟尘化学成分的影响,并探讨了加碱后的脱硫废水喷入烟道后对烟气主要成分和飞灰比电阻等的影响。结果表明:在SCR前烟道喷入脱硫废水,对烟气烟尘浓度的影响不大,但会增加烟气中HCl和HF的质量浓度;加碱后,腐蚀气体的质量浓度会减少;喷入脱硫废水后SCR出口烟气中SO3质量浓度减少;与脱硫废水相比,加碱的脱硫废水喷入SCR前烟道后,相同温度下的飞灰比电阻降低,有利于提高除尘效率。     

对燃煤发电企业脱硫废水实现“零排放”的探究与分析

燃煤发电企业锅炉的烟气排放需经过脱硫脱硝除尘等环保措施才能达到排放标准,但这过程中需要大量水资源作为支撑,因此会产生大量废水,如何处理这些废水让它实现再利用考验着这类发电企业。本文主要对燃煤发电企业——华润电力（渤海新区）有限公司脱硫废水实现“零排放”,进行探究与分析,发现较之“蒸发结晶零排放技术”改造和运行,可使运行成本节省数千万元,极具推广价值。     

金湾电厂废水零排放技术研究与实践

脱硫废水水质成分复杂、盐度高、硬度高及腐蚀性强等,难以直接回收利用.金湾电厂通过技术论证,利用现有工业废水处理设备进行技术改造,实现废水阶梯利用及全厂废水零排放.     

火电厂废水零排放技术及应用研究

改造工程主要包括循环水排污水回收处理系统的技改、渣系统零溢流技改、高含盐废水浓缩减量处理系统技改、末端废水蒸发结晶处理系统技改以及其它系统的技改,具体内容涉及水处理系统概况、处理工艺技术、改造过程分层次概述、投资估算以及经济评价等。首先,针对于常见的水处理系统概况进行归纳总结,包括供水系统、循环水系统以及脱硫系统的基本概况进行分类整理;其次,针对于常见的几种废水类型的工艺技术进行概括,包括蒸发浓缩处理技术、电渗析工艺技术、烟道雾化蒸发技术以及蒸汽机械再压缩蒸发结晶技术进行简要的理论概述;最后,全厂废水“零排放”改造工程分为全厂水务管理及梯级利用、废水软化及浓缩减量处理、末端废水处理三个层次进行改造,改造费用分别为2 725万元、4 746万元和1 870万元(静态投资,不包括基本预备费和其他费用)。预计某电厂全厂废水零排放改造工程实施后,2×320 MW机组发电水耗将由目前的2.42 m³/(MW·h)降低至1.75 m³/(MW·h)。DTRO-旁路烟道蒸发方案年运行总成本为1 868万元,增加上网电费为6.95元/MWh。     

燃煤电厂废水零排放改造方案优化与应用

当涂电厂积极响应国家号召,对全厂废水系统进行改造,实现水资源的梯级利用,最终难以回用的废水通过终端处理实现零排放的目的。在开展全厂水资源综合利用的基础上建成全厂智慧水务管理系统,实现全厂用水在线自动监控和水务综合信息管理。同时对目前切实可行的废水零排放终端处理主流技术路线进行研究比较,经对比分析后采用高温烟气旁路蒸发固化处理工艺,并采用机械旋转雾化喷雾的废水零排放技术方案。     

中小型热电厂深度脱硫方式的选择与应用

为使2×75 t/h+1×145 t/h锅炉SO2排放浓度达到GB 13223—2011和当地政府要求,结合福建无烟煤含硫量低的特点,比较分析中小型热电厂常用的石灰石/石膏湿法脱硫(W-FGD)、烟气循环流化床干法脱硫(CFB-FGD)、炉内喷钙—尾部加湿活化法(LIFAC)脱硫等方法的优缺点,并介绍多炉一塔湿法脱硫装置的应用情况。