由于脱硫废水中的高浓度盐、高氯根、高浓度重金属等均来自煤源，若脱硫废水回用煤场喷淋，会导致高浓度盐、高氯根在系统内聚集，可能带来其他不利影响。因此，对于燃煤电厂的脱硫废水要实施处理后回用，实现电厂真正的废水零排放，就必须对其做进一步的深度处理。
在湿法脱硫中，脱硫吸收塔需要排除一定量的脱硫废水，该废水中含有大量的悬浮物、钙镁离子、盐类物质、重金属、氯化物等，这些成分含量主要受到脱硫工艺的影响，因而脱硫废水深度处理工艺的选择得到了广泛的关注，成为燃煤电厂锅炉烟气湿法脱硫研究的重点内容。
一、脱硫废水深度处理技术
1、结晶技术
目前效率最高的结晶系统是强制循环结晶器，强制循环结晶器适合用在容易结垢液体以及高黏度液体中，非常适合用于盐溶液的结晶。
其工艺流程如下：现将高浓度盐水通过泵从底部打入结晶器中，使其与正在循环中的浓盐水混合，在盐卤循环泵的推动作用下进入管壳式加热器；之后循环卤水由切线方向进入到结晶器中，实现连续结晶作用；小比例的卤水被蒸发，卤水内产生晶体，其中大比例的卤水被循环到加热器中，小股水流被抽送到脱水干燥设备，从而实现晶体的风力；
经过除雾器将蒸汽中的杂清除掉，经过压缩机对其进行加压后再加热器的换热管外冷凝成蒸馏水，与此同时，将潜热加热管中的卤水释放出来。蒸馏水可以作为高品质用水工艺的补给水，晶体产物可以实现回收利用，可以制作成硫酸氨或者食盐等。
2、膜浓缩法
膜浓缩法分离技术主要有微滤、超滤、纳滤、反渗透以及正渗透等工艺。就目前情况来看，膜浓缩法被广泛的应用在脱硫废水处理中，在应用常规废水处理之后的废水，可以利用反渗透和正渗透的工艺对其进行深度处理。
其中反渗透主要指的是在压力的作用下，利用半透膜将水中的各类胶体物质、无机离子等截留下来，以此获得较为纯净的水，同时还可以用在大分子有机物溶液中的预浓缩。反渗透工艺能够将废水中的无机离子、有机物等杂志去除掉，从而获得高质量的洁净水。
正渗透工艺就是利用半透膜，在自然渗透压差的基础上，将水分子从待处理的高宁都的盐水中自然的扩散到汲取液中，同时将原水中的其他溶质截留，之后利用其他工艺将水从被稀释的汲取液中分离出来，从而获得纯净水。
3、蒸发浓缩技术
蒸发浓缩技术是目前脱硫废水深度处理的主要技术之一，包括多效强制循环蒸发（MED）、机械蒸汽再压缩（MVR）和低温常压蒸发结晶技术等。多效强制循环蒸发是以生蒸汽进入的那一效作为第一效，第一效出来的二次蒸汽作为加热蒸汽进入第二效……依次类推。
多效蒸发技术是将蒸汽热能进行循环并多次重复利用，以减少热能消耗，降低运行成本。机械式蒸汽再压缩作为一种节能减排的工艺能够实现脱硫废水的零排放，机械蒸汽再压缩技术（MVR蒸发器）相对于多效蒸发结晶技术，能够充分利用以往废弃的蒸汽，同时能耗得以降低。
4、预（软化）处理工艺
脱硫废水预（软化）处理工艺包括去除悬浮物及降低硬度。去除悬浮物主要采用混凝澄清工艺，降低硬度主要依靠投加石灰及碳酸钠。石灰可以去除碳酸盐硬度，碳酸钠可以去除钙离子。
若脱硫废水中镁离子含量高，投加氢氧化钙引入的钙离子量就大，导致碳酸钠加入量增大，由于碳酸钠药剂费用高，脱硫废水运行成本会显著升高。为节约运行成本，有时选用氢氧化钠替代石灰，以降低钙离子引入量。
预（软化）处理一般采用下列工艺：经旋流器后的脱硫废水可先经过预沉淀处理，将脱硫废水中悬浮物由15000mg/L以上降至5000mg/L以下，为后续混凝、澄清、软化处理创造条件。为保证预沉淀效果，预沉池一般设置两套，单台容积不低于脱硫废水8h停留时间。
曝气调节池具有氧化、水质、水量调节功能，一般设置两套，单套容积不低于16h脱硫废水设计处理能力。脱硫废水水质、水量与燃烧煤种、脱硫工艺水质、锅炉负荷及吸收塔维持氯离子浓度等因素有关，水质、水量调节可保证设备安全、稳定、连续运行。预沉池沉淀的悬浮物及混凝澄清排泥，可通过污泥泵打至浓缩池、板式压滤机固化处理。
二、脱硫废水深度处理工艺分析和选择
根据国内外的脱硫废水深度处理来看，深度处理技术基本上都是采用蒸发结晶工艺。因为膜法预处理需要消耗很长的时间，一旦系统中不论哪一个环节出现问题，都会导致整个系统停止运行，而蒸发结晶工艺流程短、运行稳定，其可靠性和对原水变化的适应性远大于膜浓缩法。
根据国内外脱硫废水处理项目发现，脱硫废水的水质情况非常复杂，利用膜浓缩法的可行性是非常低的，因为膜浓缩法预浓缩还存在很多的不足，如威立雅这些国家大企业都是采用蒸发结晶工艺，并没有使用膜浓缩法。
三、脱硫废水深度处理工艺选择需要注意的问题
1、脱硫废水量的确定
脱硫废水处理能力直接决定了设备投资费用。在其他条件一定的情况下，脱硫废水排放量主要取决于脱硫系统吸收塔正常运行时所控制氯离子浓度，控制吸收塔氯离子浓度越高，脱硫转机设备及系统的腐蚀越严重，石膏含水率及氯离子含量高，并影响石膏脱水系统正常运行等。
控制吸收塔氯离子含量控制越低，脱硫系统废水排放量越高，深度处理设备造价越高。一般情况下，脱硫系统设计氯离子浓度控制在15000-20000mg/L之间。经现场试验，当脱硫吸收塔氯离子浓度低于12000mg/L，石膏质量满足JC/T2074-2011《烟气脱硫石膏》三级石膏含水率标准。
当脱硫吸收塔氯离子浓度控制在12000mg/L以上时，石膏含水率已超标，氯离子浓度在15000mg/L时，已严重影响石膏脱水系统的正常运行。因此，脱硫系统的废水排放量，需要通过对锅炉设计（校核）煤种、模拟脱硫工艺水质、设计石灰石成份等各种因素综合分析核算确定。
2、脱硫剂石灰石中氧化镁含量对脱硫废水深度处理运行成本的影响
脱硫废水中的钙镁离子对反渗透、蒸发器（正渗透）、结晶器运行影响很大，必须在预（软化）处理工艺中去除。当脱硫废水中的镁离子含量为在1796mg/L-9000mg/L之间时，深度处理吨水运行成本在23.58元-76.8元之间。脱硫废水镁离子含量与锅炉燃煤种类、脱硫工艺水质、石灰石中的镁含量以及脱硫吸收塔维持的氯离子浓度有关，在燃烧煤种、工艺水质及脱硫吸收塔维持氯离子浓度一定的情况下，脱硫废水镁离子含量主要来源于石灰石中氧化镁，脱硫吸收剂石灰石中氧化镁含量一般在0.42%-2.78%之间。
3、脱硫废水水质变化
脱硫废水的成份变化较大，与锅炉负荷、燃煤种类、脱硫剂质量以及工艺水质均有较大关系，无法提供较为精确的设计水质，因此需要脱硫废水深度处理系统对水质的波动要有较强的适应性。
4、脱硫废水水量的变化
脱硫废水的瞬时排放量主要是根据脱硫系统的运行工况而定，因此脱硫废水排放量不是恒定值，需要建立较大的缓冲池，避免深度处理系统受到废水流量波动的冲击。
5、设备检修时的废水储备
考虑到脱硫废水深度处理系统的正常检修及事故处理，需要建立事故浆液池，事故浆液池的大小，应根据设备检修周期及时间、正常维护工作量等确定。深度处理若采用膜减量工艺，废水储备池容积可适当减小。
6、纳滤分制盐处理工艺
纳滤是具有纳米级孔径的分子级分离技术，膜本体带有电荷，它在很低压力下具有截留相对分子量数百物质的能力，纳滤膜对二价或高价离子，特别是阴离子的截留率比较高，可大于98%纳滤系统具有截留二价离子透过一价离子的特点，通过纳滤膜可实现废水中二价离子和一价离子的分离，回流至曝气调节池，经过澄清系统加药进一步沉淀去除。
脱硫废水处理工艺设计初步构思 1脱硫废水的主要来源 煤粉在锅炉燃烧后会产生烟气,烟气经电除尘器设备除尘后进入引风机再引出到脱硫系统,经增压风机、吸收塔、除雾器后,洁净的烟气通过烟囱排入大气。 在吸收塔中,随着吸收剂吸收二氧化硫过程的不断进行,吸收剂有效成分不断被消耗从而生成的亚硫酸钙经强制氧化生成石膏,在吸收剂洗涤烟气时,烟气中的氯化物也会逐渐溶解到吸收液中从而产生氯离子的富集。氯离子浓度的增高会带来两个不利的影响:一是降低了吸收液的pH值,以致引起脱硫率的下降和CaSO4结垢倾向的增大;此外,氯离子浓度过高会降低副产品(石膏)的品质,从而降低产出石膏的价值。当吸收塔浆液质量浓度达到700g/L,吸收剂基本完全反应,脱硫能力相当弱,吸收塔浆液中氯离子的质量浓度达到最大允许质量浓度(20mg/L)左右,这就要将吸收塔浆液抽出送至石膏脱水车间使用真空皮带脱水机脱水。脱硫系统排放的废水,处理的清洗系统排出的废水、水力旋流器的溢流水和皮带过滤机的滤液都是废水产生的来源。 2 脱硫废水水质的基本特点 脱硫废水的成分及浓度对处理系统的运行管理有很大影响，是影响处理设备的选择、腐蚀等的关键性因素。脱硫废水一般具有以下几个特点。 （1）水质呈弱酸性：国外 pH 值变化围为 5.0～6.5，国一般为 4.0～6.0。酸性的脱硫废水对系统管道、构筑物及相关动力设备有很强的腐蚀性。 （2）悬浮物含量高，其质量浓度可达数万mg/L，而且大部分的颗粒物黏性低。（3）COD、氟化物、重金属超标，其中包括第 1 类污染物，如 As、 Hg、Pb 等。（4）脱硫废水的一般温度在45度左右。 （5）脱硫废水生化需氧量(BOD5)低。
关于电厂脱硫废水的处理 二氧化硫是大气的重要污染物之一,已对农作物、森林、建筑物和人体健康等方面造成了巨大的经济损失,SO2排放的控制十分重要。湿法烟气脱硫(FGD)是目前唯一大规模商业运行的脱硫方式,利用价廉易得的石灰或石灰石作吸收剂。吸收烟气中的SO2生成CaSO3,该工艺脱硫效率高,适应煤种广泛,适合大中小各类机组,负荷变化范围广,运行稳定可靠;技术成熟,运行经验丰富,因此得到广泛应用。湿法烟气脱硫工艺中产生脱硫废水,其pH 值为4～6 ,同时含有大量的悬浮物(石膏颗粒、SiO2、Al 和Fe 的氢氧化物)、氟化物和微量的重金属,如As、Cd、Cr 、Cu、Hg、Ni 、Pb、Sb、Se 、Sn 和Zn 等。直接排放对环境造成严重危害,必须进行处理。 通常脱硫废水处理采用石灰中和法。石灰中和法pH值一般控制在9.5± 0.3，此pH值范围适用于沉淀大多数的重金属（去除率可达99％）。为了沉降石灰中和法难于去除的镉和汞，还需要加入一定量硫化物（有机硫），形成硫化物的沉淀，pH＝8～10为佳。同时，为了消除可能生成的胶体，改善生成物的沉降性能，还需要加入混凝剂和助凝剂。 脱硫废水处理主要反应步骤 我国脱硫废水的处理技术是基于国内的废水的排放性质，采用物化法针对不同种类的污染物，分别创造合宜的理化反应条件，使之予以彻底去除，基本分为如下几个主要反应步骤： 1）先行加入碱液，调整废水pH值，在调整酸碱度的同时，为后续处理工艺环节创造适宜的反应条件； 2）加入有机硫化物、絮凝剂和适量的助凝剂，通过机械搅拌创造合适的反应梯度使废水中的大部分重金属形成沉淀物并沉降下来； 3）通过投加的絮凝剂和适宜的反应条件，使得废水中的大部分悬浮物沉淀下来，通过澄清池（斜板沉淀池）予以去除； 4）加入絮凝剂使沉淀浓缩成为污泥，污泥被送至灰场堆放。废水的pH值和悬浮物达标后直接外排。关于电厂脱硫废水处理的控制系统
石灰石-石膏湿法烟气脱硫 脱硫工艺过程介绍及控制方法 摘要：从煤燃烧中降低SO2的排放的方法包括流化床燃烧（CＦB)和整体气化燃烧循环(IG ＣＣ)发电。常规的火力电厂主要通过加装烟气脱硫装置(FGD)进行烟气脱硫。基于对烟气脱硫工艺过程和自动化控制的认识变得迫切，本文重点介绍几种常用电厂脱硫工艺原理和控制方法。 1.常用烟气脱硫工艺原理: 目前，几种常用成功的电厂烟气脱硫工艺原理介绍如下。 1.１石灰／石灰石洗涤脱硫工艺：（后面详细介绍） 石灰/石灰石洗涤器一般用于大型的燃煤电厂,包括现有电厂的改造。湿法石灰／石灰石是最广泛使用的FGＤ系统,当前流行的石灰/石灰石ＦＧD系统的典型流程如图所示。石灰石的FGD几乎总能达到与石灰一样的脱硫效率,但成本比石灰低得多。 从除尘器出来的烟气进入FＧD吸收塔，在吸收塔里S０２直接和磨细的石灰石悬浮液接触并被吸收去除。新鲜的石灰石浆液不断地喷人到吸收塔中，被洗涤后的烟气通过除雾器，然后通过烟囱或冷却塔释放到大气中。反应产物从塔中取出，然后被送去脱水或进一步进行处理。 湿法石灰石根据其氧化方式不同一般可以分为强制氧化方式和自然氧化方式。氧化方式由化学反应,吸收浆液的PH值和副产品决定。其中强制氧化方式(PH值在5—6之间)在湿法石灰石洗涤器中较为普遍,化学反应方程式如下: CaCO３+SＯ２+1/2O２+２H2O=ＣａSＯ４·２H2O+ＣO2 图示是石灰石洗涤器中最简单的布置，目前已成为FGD的主流。所有的化学反应都是在一个一体化的单塔中进行的。这种布置可以降低投资和能耗,单塔结构占地少,非常适用于现有电厂的改造。因其投资低，脱硫效率高，十分普及。 １．2 海水洗涤脱硫工艺： 由于海水中含有碳酸氢盐，因而是碱性的，这说明在洗涤器中有很高的SO2脱除效率。被吸收的SＯ2形成硫酸根离子，而硫酸根离子是海水中的一种自然组分，因而可以直接排放到海水中。此工艺设备简单，不需要大量的化学药剂,基建投资和运行费用低。脱硫率高,可连续保持99%的二氧化硫除去率，能够满足严格的环保要求。
氧化镁湿法烟气脱硫废水处理技术探讨 1镁法脱硫技术的发展 氧化镁法在湿法烟气脱硫技术中是仅次于钙法的又一主要脱硫技术。据介绍，氧化镁再生法的脱硫工艺最早由美国开米科公司(Chemico—Basic)在20世纪60年代开发成功，70年代后费城电力公司(PECO)与United&Constructor合作研究氧化镁再生法脱硫工艺，经过几千小时的试运行之后，在三台机组(其中两台分别为150MW和320MW)进行了全规模的FGD系统和两个氧化镁再生系统建设，上述系统于1982年建成并投入运行，1992年以后停运硫酸制造厂，直接将反应产物硫酸镁销售。1980年美国DUCON公司在PHILADELPHAELECTRICEDDYSTONESTATION成功建成实施氧化镁湿法脱硫系统，运行至今，效果良好。随后韩国和台湾地区也发展了自己的湿式镁法脱硫技术，目前在台湾95%的电站采用氧化镁法脱硫。 近几年国内的氧化镁湿法脱硫发展较快，2001年，清华大学环境系承担了国家“863”计划中《大中型锅炉镁法脱硫工艺工业化》的课题，对镁法脱硫的工艺参数、吸收塔优化设计和副产品回收利用等进行了深入的研究，并在4t/h、12t/h锅炉上进行了中试，在35t/h锅炉上进行了工程应用。 湿式镁法脱硫工艺又可分为氧化镁/亚硫酸镁法、氧化镁/硫酸镁抛弃法、氧化镁/硫酸镁回收法等。本文主要介绍应用规模较大、前景广阔的氧化镁/亚硫酸镁工艺中的废水处理工艺。 2脱硫废水处理技术概况 湿法烟气脱硫工艺中存在废水处理问题，虽然有很多电厂的脱硫系统
都配有废水处理系统，但国内目前对脱硫废水的处理工艺研究较少，其中关注最多的是石灰石/石膏法产生的脱硫废水，对于镁法脱硫产生的废水的研究就更少了。镁法脱硫废水处理现在多是引用和借鉴石灰石/石膏法脱硫废水处理经验。为了维持脱硫装置浆液循环系统物质的平衡，防止烟气中可溶物质超过规定值和保证副产物品质，必须从循环系统中排放一定量的废水。因此，没有预处理塔的镁法脱硫和石灰石/石膏法脱硫过程产生的废水均来源于吸收塔的排放水。 3镁法脱硫废水水量和水质 3.1脱硫废水水量 脱硫废水的水量与烟气中的HCl和HF、吸收塔内浆液中的Cl-和SO42-浓度、脱硫用水的水质等有关。当进入吸收塔内的烟气量一定时，废水排放量由以下条件确定: (1)脱硫废水的水量取决于烟气中的HCl(HF)浓度，而烟气中的HCl(HF)主要来自于机组燃烧的煤。煤中Cl(F)的含量越高，烟气中的HCl(HF)浓度就越高，废水排放量也就越大。 (2)脱硫废水的水量关键取决于吸收塔内Cl-的控制浓度。浆液中的Cl-浓度太高，亚硫酸镁品质下降且脱硫效率降低，对设备的抗腐蚀要求提高;对浆液中的Cl-浓度要求过低，脱硫废水的水量增大，废水处理的成本提高。根据经验，脱硫废水中的Cl-浓度控制在10～20g/L为宜。 (3)脱硫废水的水量还取决于吸收塔内SO42-的控制浓度。浆液中SO42-浓度太高，会造成浆液粘性增加，影响亚硫酸镁的结晶，脱硫效率降低;浆液中SO42-的控制浓度过低，SO32-氧化成SO42-的正反应加速，
烟气脱硫净化废水处理 摘要 在制定湿式石灰石烟气脱硫（FGD）改造项目时，公共工程还必须为相关的污水处理系统（WWTS）处理洗涤绿化气流制定一项计划。这种净化气流需要在洗涤中控制氯化物浓度和集聚的固体粉末。 在这篇文章中，烟气脱硫净化气流的特点将被确定，而且影响那些特点的项目也会被讨论，这些项目有煤炭来源，石灰石质量，洗涤器的设计和水质的组成。影响烟气脱硫废水处理系统的设计和大小的主要因素也将进行讨论。若干个案将被提出以说明由于烟气脱硫净化特点和最终处理的污水的要求相结合的不同的废水处理系统。在将来的变化中操作程序和系统的灵活性也会说明。一些经验也会被提交到当前正在运行的，建设中的或设计中的系统。 说明 烟气脱硫仍然是当前的热点话题，因为许多公共事业正在从事或已经完成了改造项目以满足第二阶段的清洁空气法案的排放标准。在2006到2011年之间，一大批项目正在和将要完成，但是改造会继续道2015年—2020年。大量的烟气脱硫项目湿式石灰石氧化（LSFO）洗涤器。 在洗涤器中为了支持所需的运行环境，净化气流从主要用于氯化控制的洗涤系统内排放（对符合洗涤塔的建造材料并实现脱硫效率），有时在吸收器中净化气流对于粉尘控制时必要的。烟气脱硫净化气流包含从煤炭，石灰和补充水中的污染物。它是酸性的，过饱和石膏除了石膏，重金属，氯化物，镁及溶解性有机化合物还包含大量溶解性的固体和悬浮固体。重金属是一个有广泛定义内容的术语，它包括显现出来的金属特性，还包括过度金属，金属，镧系元素和锕。重金属的一部分子集通常重点是全国污染排放清除系统（NPDES）许可和脱硫净化废水处理系统的性能要求。 对于一些坐落在大河或水体边上的工厂，是允许烟气脱硫净化排入可以沉淀悬浮固体，调节pH,，稀释重金属浓度的灰沉淀池，这些仅仅需要混合少量的烟气脱硫净化产物和灰池塘水。对于这些工厂，灰池排放流满足NPDES允许排放许可。 通常情况下，排放到受纳水体之前要先对净化后的废水进行处理。这些通常也适用于一些有直接冷却水系统可以排放到大河中共混合的工厂。一些备选办法可以考虑： 1.物理/化学处理方法可以减少总悬浮固体，调节pH值，使气流不饱和，减少重金属。在 美国，这种在烟气脱硫改造项目中最常用的系统自从2004年以来已经有15个安装和运行，超过25个正在建设。 2.生物处理减少选定的重金属，COD/BOD5，总氮。用于选定的工厂时，可以用来降低硒 的水平，减少由有机酸引起的COD/BOD5.或者减少总氮（通常是由于从SCR单元溢出的氨气）。生物系统通常是先于物理化学系统。2004年以来，大约有8个生物系统安装和计划安装了。 3.零液体排放的热量单位（蒸发器，结晶器，喷雾干燥器）。1990，只有一个在美国短暂 经营，且面临结构，腐蚀和高成本的挑战。最近几年有两个工厂已经开始建设，一个正在建设，另一个在施工中已经取消了。 4.一些海外的设施要开始建设和正在建设中—尚未有业绩报告。
石灰石石膏湿法脱硫原理
深度脱硫工艺流程简介 班级：应化 141 姓名：段小龙寇润宋蒙蒙 王春维贺学磊 石灰石- 石膏湿法烟气脱硫工艺 石灰石（石灰）－石膏湿法脱硫工艺是湿法脱硫的一种，是目前世界上应用范围最广、工艺技术最成熟的标准脱硫工艺技术。是当前国际上通行的大机组火电厂烟气脱硫的基本工艺。它采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆
液，当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经换热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。最初这一技术是为发电容量在100MW 以上、要求脱硫效率较高的矿物燃料发电设备配套的，但近几年来，这一脱硫工艺也在工业锅炉和垃圾电站上得到了应用. 根据美国EPRI统计，目前已经开发的脱硫工艺大约有近百种，但真正实现工业应用的仅10 多种。已经投运或正在计划建设的脱硫系统中，湿法烟气脱硫技术占80% 左右。在湿法烟气脱硫技术中，石灰石/ 石灰—石膏湿法烟气脱流技术是最主要的技术，其优点是： 1、技术成熟，脱硫效率高，可达95%以上。 2、原料来源广泛、易取得、价格优惠 3、大型化技术成熟，容量可大可小，应用范围广 4、系统运行稳定，变负荷运行特性优良 5、副产品可充分利用，是良好的建筑材料 6、只有少量的废物排放，并且可实现无废物排放 7、技术进步快。 石灰石/ 石灰—石膏湿法烟气脱硫工艺，一般布置在锅炉除尘器后尾部烟道， 主要有：工艺系统、DCS控制系统、电气系统三个分统。 基本工艺过程 在石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺中，俘获二氧化硫（SO）的基本工艺 过程：烟气进入吸收塔后，与吸收剂浆液接触、进行物理、化学反应，最后产生固化二氧化硫的石膏副产品。基本工艺过程为： (1) 气态SO2 与吸收浆液混合、溶解 (2)SO2进行反应生成亚硫根 (3)亚硫根氧化生成硫酸根 (4)硫酸根与吸收剂反应生成硫酸盐 (5)硫酸盐从吸收剂中分离 用石灰石作吸收剂时，SQ在吸收塔中转化，其反应简式式如下：
火力发电厂脱硫废水“零排放”处理技术 随着中国水环保政策趋于严控，火力发电厂脱硫废水“零排放”理念不断升温。脱硫废水是火电厂最难处理的末端废水，单一技术路线的废水处理方案往往难以兼顾目标与成本。本文分析了各种深度处理方法以及具体的应用环境，提出针对不同成分的废水需要有不同的应对处理措施，对于推动脱硫废水处理工作，实现脱硫废水零排放具有重要意义。 一、脱硫废水来源采用湿法脱硫工艺的燃煤电厂在运行中，需要维持脱硫装置（FGD）当中浆液循环系统的平衡度，避免离子等可能对脱硫系统和设备带来的不利影响，同时排放系统中的废水，保持脱硫系统水平衡。从来源上看，脱硫废水主要从石膏旋流器或废水旋流器的溢流处产生。经研究发现，在脱硫废水中，有相当比例的重金属以及各种无机盐等，如果这些含有高浓度盐分的废水不经过有效处理就直接排放到大自然环境中，会严重影响生态健康，也不利于地下水资源的保护。二、脱硫废水进行零排放处理的必要性目前，燃煤电厂烟气脱硫装置应用最广泛的是石灰石-石膏湿法脱硫工艺。为保证脱硫系统的安全运行和保证石膏品质而排放的脱硫废水，其中含有大量的杂质，如悬浮物、无机盐离子、重金属离子等，很多物质为国家环保标准中要求严格控制的第一类污染物，需要进行净化处理才能排放水体。国内多数燃煤电厂净化脱硫废水采用的常规处理工艺即“三联箱”技术，采用物理化学方法，通过中和、沉降、絮凝和澄清等过程对脱硫废水进行处理，通常使用的药剂包括氢氧化钙/氢氧化钠、有机硫、铁盐、助凝剂、盐酸等。该工艺能够去除脱硫废水中对环境危害较大的重金属等有害物质和悬浮物，但不能去除氯离子，处理出水为高含盐废水，具有强腐蚀性，无法回收利用。排入自然水系后还会影响环境，潜在环境风险高。随着国家对环境污染的治理日益提速，对废水的排放要求也越来越严格。燃煤电厂在资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，脱硫废水排放已经是燃煤电厂面临的严重的环保问题。传统的脱硫废水处理工艺达到的水质排放标准越来越不符合当下国家越来越严格的环保发展形势，电力企业实现脱硫废水零排放的需求越来越迫切，减排和近零排放成为必然趋势。三、脱硫废水的产生及其水质特点脱硫废水主要来自石膏旋流器或废水旋流器的溢流，是维持脱硫装置浆液循环系统物质平衡，控制石灰石浆液中可溶部分（即Cl-）含量、保证石膏质量的必要工艺环节。废水中所含物质繁杂，大体分为氯化物、氟化物、亚硫酸盐、硫酸盐、硫化物、悬浮物以及重金属离子（如Hg2+，Pb2+、Cr2+等）、氨氮等。脱硫废水具有污染物成份复杂、波动范围大等特点。pH值较低，呈酸性，水中悬浮物含量高、盐含量高、存在重金属超标的可能，氯根含量很高，腐蚀性很强，是电厂中最难处置的废水。四、脱硫废水深度处理方法1.废水浓缩处理技术目前，国内的脱硫废水浓缩处理主要采用膜浓缩、热法浓缩和烟气浓缩技术路线。（1）膜浓缩技术目前，膜浓缩技术广泛应用于脱硫废水的深度处理和浓缩研究，以减少废水处理系统中蒸发结晶的污水处理量，使得电厂零排放技术更经济可行。（1.1）反渗透（RO）技术。在外界高压力作用下，利用反渗透膜的选择透过性，水溶液中水由高浓度一侧向低浓度一侧移动，使得溶液中的溶质与水得到分离。（1.2）电渗析技术。利用离子交换膜的选择透过性，溶液中的带电阴、阳离子在直流电场作用下定向迁移，实现对废水的浓缩和分离。Cui等利用电渗析法去除脱硫废水中的氯离子，结果表明，在最佳条件下，当氯离子质量浓度为19.2g/Ｌ时，氯离子的去除率为83.3％，得到副产品Cl2、H2和Ca(OH)2，处理成本0.15$/kg。（2）热法浓缩技术热法浓缩技术包括多效蒸发（MED）和机械蒸汽再压缩（MVR）等。（2.1）多效蒸发（MED）技术。将蒸汽的热能进行循环并多次重复利用，以减少热能消耗，降低成本。加热后的盐水在多个串联的蒸发器中蒸发，利用前效蒸发产生的二次蒸汽，作为后效蒸发器的热源，后效中水的沸点温度和压力比前效低，效与效之间的热能再生利用可以重复多次。（2.2）机械蒸汽再压缩（MVR）技术。将蒸发器蒸发产生的原本需要冷却水冷凝的二次蒸汽，经压缩机压缩后，提高压力和饱和温度，增加热焓，再送入蒸发器作为热源，替代新鲜蒸汽循环利用，二次蒸汽的潜热得以充分利用，同时还省去了二次蒸汽冷却水
电厂脱硫废水来源及处理技术 不是每一个城市都有印染厂、制药厂、造纸厂，但每一个城市基本都会有一个火电厂。火力发电厂在运转中依靠水作为传递能量的介质，也是依靠水作为冷却介质来完成热量交换。水在火力发电厂中起着重要的作用。水在火力发电厂过程中，主要有两个循环系统：一是动力设备中水汽循环系统；二是冷却水循环系统。 因此，电厂不仅是用水和排水大户，同时也是污染大户。虽然火电厂废水中的污染物含量不大，但由于排水量大，污染物的排放总量也相应增加，从而也将造成不同程度的环境污染。 随着我国水资源的紧张和环境保护要求的提高，电厂所面临的水资源问题和环境问题将日益突出，为了降低成本、减少环境污染，优化电厂废水处理工艺与技术，实现废水资源化，做到废水重复利用直至零排放，探索新的处理模式，提高社会效益与经济效益。 1电厂废水来源及水质特点 电厂废水来源广泛，主要分为以下几类：冲灰废水、脱硫废水、工业废水（化学废水及含油废水）。与化工、造纸等工业废水相比，火电厂的废水有以下特点：水质水量差异很大，划分的废水的种类较多；废水中的污染成分以无机物为主，有机污染物主要是油；间断性排水较多。 电厂废水来源及水质特点总结于下表。
2、电厂废水处理方法与流程 一、冲灰废水处理 冲灰废水是火力发电厂的主要废水之一，在整个废水中占有将近一半的比例。它主要是用于冲洗炉渣和除尘器排灰的水，冲灰废水的污染物种类和含量与锅炉燃煤的种类、燃烧方式和输灰方式有关，冲灰废水中的污染物主要是悬浮物、pH、含盐量和氟等。 个别电厂还有重金属和砷等。如果冲灰废水直接排放不但会导致受纳水体的悬浮物超标，还会使附近土壤盐碱化，破坏正常的生态环境。冲灰水处理的思路一是减少水的用量，二是废水处理再利用或达标排放。如何处理，发电厂根据环保和经济的双重效果来抉择。
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电厂各种湿法脱硫技术对比优劣一目了然 来源:化工707微信作者:小工匠2016/1/18 8:48:31 所属频道:关键词: :随着我国环境压力逐年增大，国家排放要求进一步收紧，电厂技术也得到了快速发展。目前烟气种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。目前，湿法烟气脱硫技术最为成熟，已得到大规模工业化应用，但由于投资成本高还需对工艺和设备进行优化;干法烟气脱硫技术不存在腐蚀和结露等问题，但脱硫率远低于技术，一般单想电厂都不会选用，须进一步开发基于新脱硫原理的干法脱硫工艺;半干法烟气脱硫技术脱硫率高，但不适合大容量燃烧设备。不同的工况选择最符合的脱硫方法才会得到最大的经济效益，接来下小七根据电厂脱硫技术的选择原则来分析各种工艺的优缺点、适用条件。 电厂脱硫技术的选择原则： 1、脱硫技术相对成熟，脱硫效率高，能达到环保控制要求，已经得到推广与应用。 2、脱硫成本比较经济合理，包括前期投资和后期运营。 3、脱硫所产生的副产品是否好处理，最好不造成二次污染，或者具有可回收利用价值。 4、对发电燃煤煤质不受影响，及对硫含量适用范围广。 5、脱硫剂的能够长期的供应，且价格要低廉 湿法烟气脱硫技术 湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液的脱硫技术，最大的优点是反应速度快、脱硫效率高，最大的缺点就是前期投资、后期运行成本高和副产品处理困难。湿法烟气脱硫技术是目前技术最为成熟，也是我国使用最广泛的，据不完全统计, 已建和在建火电厂的烟气脱硫项目中, 90 % 以上采用湿法烟气脱硫技术。
粗焦炉煤气脱硫工艺有干法和湿法脱硫两大类。干法脱硫多用于精脱硫,对无机硫和有机硫都有较高的净化度。不同的干法脱硫剂,在不同的温区工作,由此可划分低温(常温和低于100 ℃) 、中温(100 ℃～400 ℃) 和高温(> 400 ℃) 脱硫剂。 干法脱硫由于脱硫催化剂硫容小,设备庞大,一般用于小规模的煤气厂脱硫或用于湿法脱硫后的精脱硫。 湿法脱硫又分为“湿式氧化法”和“胺法”。湿式氧化法是溶液吸收H2S后,将H2S直接转化为单质硫,分离后溶液循环使用。目前我国已经建成(包括引进)采用的具有代表性的湿式氧化脱硫工艺主要有TH法、FRC法、ADA法和HPF法。胺法是将吸收的H2S 经再生系统释放出来送到克劳斯装置,再转化为单质硫,溶液循环使用,主要有索尔菲班法、单乙醇胺法、AS法和氨硫联合洗涤法。湿法脱硫多用于合成氨原料气、焦炉气、天然气中大量硫化物的脱除。当煤气量标准状态下大于3000m3/h 时,主要采用湿法脱硫。 HPF法脱硫工艺流程： 来自煤气鼓风机后的煤气首先进入预冷塔，与塔顶喷洒的循环冷却液逆向接触，被冷却至25℃～30℃；循环冷却液从塔下部用泵抽出送至循环液冷却器，用低温水冷却至2 3℃～28℃后进入塔顶循环喷洒。来自冷凝工段的部分剩余氨水进行补充更新循环液。多余的循环液返回冷凝工段。
预冷塔后煤气并联进入脱硫塔A、脱硫塔B，与塔顶喷淋下来的脱硫液逆流接触，以吸收煤气中的硫化氢（同时吸收煤气中的氨，以补充脱硫液中的碱源）。脱硫后煤气进入下道工序进行脱氨脱苯。 脱硫基本反应如下： H2S+NH4OH→NH4HS+H2O2NH4OH+H2S→(NH4) S+2H2O 2 NH4OH+HCN→NH4CN+H2O NH4OH+CO2→NH4 HCO3 NH4OH+NH4HCO3→(NH4)2CO3+ H2O 吸收了H2S、HCN的脱硫液从脱硫塔A、B下部自流至反应槽，然后用脱硫液循环泵抽送进入再生塔再生。来自空压机站压缩空气与脱硫富液由再生塔下部并流进入再生塔A、B，对脱硫液进行氧化再生，再生后的溶液从塔顶经液位调节器自流回脱硫塔循环使用。 再生塔内的基本反应如下： NH4HS+1/2O2→NH4OH+S （NH4）2S+ 1/2O2+ H2O→ 2NH4OH+S （NH4）2Sx+1/2O2+ H2O→2NH4OH+Sx 除上述反应外，还进行以下副反应： 2NH4HS+2O2→（NH4）2S2O3+ H2O2（NH4）2 S2O3+O2→2（NH4）2SO4+2S
关于电厂脱硫废水的处理 二氧化硫是大气的严重污染物之一,已对农作物、森林、建筑物和人体康健等方面造成了强大的经济损失,SO2排放的控制十分严重。湿法烟气脱硫(FGD)是目前唯一大规模商业运行的脱硫方式,利用价廉易得的石灰或石灰石作吸收剂。吸收烟气中的SO2生成CaSO3,该工艺脱硫效率高,适应煤种广博,适合大中小各类机组,负荷变化范围广,运行安定可靠;技术成熟,运行经验丰富,因此得到广博应用。湿法烟气脱硫工艺中产生脱硫废水,其pH 值为4～6 ,同时含有大量的悬浮物(石膏颗粒、SiO2、Al 和Fe 的氢氧化物)、氟化物和微量的重金属,如As、Cd、Cr 、Cu、Hg、Ni 、Pb、Sb、Se 、Sn 和Zn 等。直接排放对环境造成严重危害,必须进行处理。 通常脱硫废水处理采用石灰中和法。石灰中和法pH值大凡控制在9.5± 0.3，此pH值范围适用于沉淀大多数的重金属（去除率可达99％）。为了沉降石灰中和法难于去除的镉和汞，还需要加入一定量硫化物（有机硫），形成硫化物的沉淀，pH＝8～10为佳。同时，为了消除可能生成的胶体，改善生成物的沉降性能，还需要加入混凝剂和助凝剂。 脱硫废水处理主要反应步骤 我国脱硫废水的处理技术是基于国内的废水的排放性质，采用物化法针对例外种类的污染物，分别创造适合的理化反应条件，使之予以彻底去除，基本分为如下几个主要反应步骤： 1）先行加入碱液，调整废水pH值，在调整酸碱度的同时，为后续处理工艺环节创造适合的反应条件； 2）加入有机硫化物、絮凝剂和适量的助凝剂，通过机械搅拌创造适合的反应梯度使废水中的大部分重金属形成沉淀物并沉降下来； 3）通过投加的絮凝剂和适合的反应条件，使得废水中的大部分悬浮物沉淀下来，通过澄清池（斜板沉淀池）予以去除； 4）加入絮凝剂使沉淀浓缩成为污泥，污泥被送至灰场堆放。废水的pH值和悬浮物达标后直接外排。关于电厂脱硫废水处理的控制系统
脱硫废水处理方法 湿式烟气脱硫装置可净化含有众多杂质的烟气，各种金属及非金属污染物在脱硫吸收塔 中发生反应被去除，生成可溶性物质和固体物质，而未充分处理的烟气脱硫废水直接排放会 对环境造成极大威胁。石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺主要处理热力发电厂化石燃料燃烧产生的SO2，由于湿法烟气脱硫工艺优越的性能，其在烟气处理领域得到广泛应用，成为当今世 界燃煤发电厂烟气脱硫的主导工艺。据美国环境署报道，美国已有108座燃煤电厂安装了湿 式烟气脱硫装置，预测到2025年安装湿式烟气脱硫装置的燃煤电厂将占燃煤电厂总数的69%。石灰石-石膏湿法烟气脱硫废水成分极其复杂，主要为重金属、酸根离子、悬浮物等。目前，各燃煤电厂的脱硫废水成分存在差异，出现这一现象主要是煤源、烟气脱硫吸收塔塔形、锅 炉补给水水质、添加剂类型、操作条件不同导致的。传统的脱硫废水处理工艺采用中和、反应、絮凝及沉淀的处理方式，但对脱硫废水中高浓度的硫酸根及氯离子等未达到良好的去除 效果。 近年来脱硫废水排放问题受到全世界的广泛关注，我国2006年颁布的《火电厂石灰石- 石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL/T 997—2006)中虽未对硫酸根和氯离子等排放标准做 出要求，但采用传统工艺处理的脱硫废水已不允许直接排放，所以亟待研究烟气脱硫废水的 处理新工艺。目前我国脱硫废水的处理工艺主要有常规物理化学沉淀法、化学沉淀-微滤膜法、多级过滤+反渗透法。由于脱硫废水水质较差，反渗透及预处理工艺费用高，尚未得到推广。杨培秀等采用零溢流水湿排渣系统处理脱硫废水，但是受到排渣方式的限制。此外，脱硫废 水的各种零排放技术作为有潜力的解决方案被提出，但鉴于零排放技术的高能源消耗强度和 许多尚未解决的技术问题，不能保证其成功地长期使用。对于其他技术如离子交换和人工湿 地也进行了大量探讨，但成功的前景似乎不大。综上所述，该行业仍然在寻找一个可靠的、 低成本和高性能的烟气脱硫废水处理技术。 2 脱硫废水的危害 脱硫废水成分复杂，对设备管道和水体结构都有一定的影响，其危害主要体现在以下方面： (1)脱硫废水中的高浓度悬浮物严重影响水的浊度，并且在设备及管道中易产生结垢现象，影响脱硫装置的运行。
2湿法脱硫技术介绍 2.1脱硫方法简介 目前，世界范围内的火电厂脱硫技术多种多样，达数百种之多。 按脱硫工艺在燃烧过程中所处位臵不同可分为：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫。燃烧前脱硫主要是洗煤、煤的气化和液化，洗煤仅能脱去煤中很少一部分硫，只可作为脱硫的一种辅助手段，煤气化和液化脱硫效果好，是解决煤炭作为今后能源的主要途径，但目前从经济角度看，还不能与天然气及石油竞争。 燃烧中脱硫主要方式是循环流化床锅炉，循环流化床锅炉是近年来在国际上发展起来的新一代高效、低污染清洁燃烧技术，具有投资省、燃料适应性广等优点，是一种正在高速发展，并正在迅速得到商业推广的方法。但循环流化床燃烧技术在锅炉容量上受到限制，主要用于135MV以下机组。 燃烧后脱硫即烟气脱硫，是目前唯一大规模商业应用的脱硫方 式，烟气脱硫技术很多，主要有石灰石/石膏湿法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙加尾部烟道增湿活化烟气脱硫工艺（芬兰Tempell和IVO公司的LIFAC）、海水烟气脱硫工艺、电子束照射加喷氨烟气脱硫工艺、气体悬浮吸收脱硫技术FLS- GSA、ABB新型一体化烟气脱硫工艺 （NID）、德国WULF公司回流式烟气循环流化床（RCF—FGD脱硫技术等。 2.2湿法脱硫工艺
湿式石灰石/石膏法脱硫工业化装臵已有四十余年的历史，经过多年不断改进发展与完善，目前已成为世界上技术最为成熟、应用最为广泛的脱硫工艺，在脱硫市场特别是大容量机组脱硫上占主导地位，约占电厂装机容量的85%。应用的单机容量已达1000MW 1湿法脱硫工艺特点优点： 1)〃技术成熟、可靠，国外应用广泛，国内也有运行经验。 2)〃脱硫效率咼＞=95%。 3)〃适用于大容量机组。 4)〃吸收剂价廉易得。 5)〃系统运行稳定、煤种和机组负荷变化适应性广。 6)〃脱硫副产品石膏可以综合利用。缺点： 1)〃系统复杂、运行维护工作量大。 2)〃水消耗较大，存在废水处理问题。 3)〃系统投资较大、运行维护费用高、装臵占地面积也相对较大。2反应原理 该工艺的主要反应是在吸收塔中进行的，送入吸收塔的吸收剂一石灰石(石灰)浆液与经烟气再热器冷却后进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中的二氧化硫(S02)与吸收剂浆液中的碳酸钙(CaC03以及鼓入的空气中的氧气(O2)发生化学反应，生成二水硫酸钙(CaSO42H2O) 即石膏；脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴、烟气再热器加热升温后，经烟囱排入大气。 该工艺的化学反应原理如下：
脱硫废水处理系统 操 作 规 程
目录 第一章工艺概况 (3) 1.1脱硫废水处理系统工艺原理 (3) 1.2 脱硫废水处理系统工艺流程 (4) 第二章设备控制与操作 (8) 2.1 电气控制箱使用说明 (8) 2.2 废水缓冲池设备的控制 (9) 2.3 中和箱、沉降箱及絮凝箱设备的控制 (10) 2.4 澄清池设备的控制 (11) 2.5 出水箱设备的控制 (12) 2.6化学加药系统的控制 (13) 2.6.1石灰乳制备系统 (13) 2.6.2有机硫化物加药系统 (15) 2.6.3 FeClSO4加药系统 (16) 2.6.4助凝剂加药系统 (17) 2.6.5盐酸加药系统 (19) 2.7污泥处理系统 (20) 2.7.1污泥脱水系统 (20) 2.7.2污泥循环系统 (22) 2.7.3污泥储存系统 (23) 第三章操作运行 (25)
第四章水质管理 (28) 第五章设备保养及运行管理 (29)
第一章工艺概况 脱硫废水中的杂质除了大量的Cl－、Mg2+之外，还包括：氟化物、亚硝酸盐等；重金属离子，如：镉、汞离子等；不可溶的硫酸钙及细尘等。为满足废水排放标准，配备相应的废水处理装置。 1.1 脱硫废水处理系统工艺原理 废水处理的物理化学过程是依据如下基本反应进行的： 1 )采用氢氧化钙/石灰乳[Ca(OH)2]进行碱化处理 加入石灰乳进行碱化处理时，水中的（H+）按如下反应得到中和： H+ + OH- →H2O 超过此值的OH—离子数量决定了基本围的废水pH值。 由于各种金属离子以不同的pH值沉淀出来，因此，这一步是各氢氧化物形成的决定步骤。研究表明，对存在于FGD废水中的大多数重金属的沉淀来说，pH值在9.0—9.5之间较合适。二价和三价的重金属离子（Me）通过形成微溶的氢氧化物从废水中沉淀出来，如下所示： Me2+ + 2OH- →Me (OH)2 Me3+ + 3OH- →Me (OH)3 2) 采用有机硫化物沉淀重金属 并非所有重金属都能以氢氧化物的形式沉淀出来。尤其是镉和汞，通过加入有机硫化物（如TMT15）根据被处理废水量按比例加入，有机硫化物首先与镉和汞形成微溶化合物，以固体形式沉淀出来。 3) 固体沉淀物的絮凝 为了改善所有固体物的沉降能力，向废水中加入絮凝剂（FeClSO4）形成氢氧化物
脱硫废水常用处理方法 1.脱硫废水的常用处理方法 脱硫废水是火电厂最难处理的废水。目前常见的脱硫废水处理方法是基于脱硫废水的水质特征，专门针对不同类型的污染物设计，确定了脱硫废水处理的原则。。今天，我国大部分脱硫废水处理采用物理化学处理直接排放水。以下是对目前使用的脱硫处理方法的描述。 1.1排至水力除灰系统 该方法是将脱硫废水不经处理直接排入水力除灰系统。脱硫废水中的酸性物质和重金属与灰渣中的氧化钙反应，形成固体物质并将其去除，从而达到废物处理的目的。脱硫废水的水流量一般很小，因此当脱硫废水混入水力除灰系统时，对除灰系统的影响很小。因此，该方法不需要对水力除灰系统进行任何改造，也不需要额外的水处理设施。因此，该方案的优点是投资少，运行管理少。该方法操作方便，可作为脱硫废水的事故排放。本方案的缺点是脱硫废水的排放会导致除灰系统中氯离子的积累增多，加剧除灰系统设备的腐蚀，影响系统的正常运行。不综合利用副产物(石膏等)的湿法脱硫技术是合适的。对于这个方法。 1.2 化学沉淀法
化学沉淀处理过程主要由中和、沉淀、混凝和澄清四个步骤组成。中和沉淀是调节废水的酸碱度，一般使用的碱性中和剂是NaOH、CaCO3、石灰，碱反应后再向废水中添加有机硫或S2-，使铅离子、汞离子等离子体形成重金属硫化物沉淀，常用的固化剂是Na2S、H2S、FeS、有机固化剂，TMT 15是我国许多火电厂常用的有机固化剂。混凝沉淀主要是用铁盐絮凝剂和高分子絮凝剂去除废水中的SS。澄清是混凝废水进入澄清池，根据自身的重力沉淀，沉淀浓缩，达到标准后排出上层液体。 (FGD)废水化学处理可有效降低脱硫废水中的SS，F-，重金属离子等，从而达到脱硫废水的排放，但处理后的盐含量仍然很高，尤其是氯离子含量最高可达5%。如果它继续排放很长时间，它将影响周围的生态环境。该方法在中国具有最广泛的应用，用于废水处理，这是出水水质标准所不需要的。 1.3脱硫废水的蒸发和浓缩 通过蒸发干燥设备，可以将脱硫废水分离为优质的水或水蒸气和固体废物，实现水的循环利用，完成火力发电厂零排放。这种方法的缺点是需要很高的投资。目前，我国还没有实际案例。脱硫废水蒸发系统由输入热、回收热、排放热和辅助系统四个部分组成;每个阶段得到的蒸汽凝结水由热交换管下端的蒸馏水盘收集，达到固体液体分离。该工艺工艺操作简单，蒸发回收水质良好。该工艺的高投资成本限制了其在实际脱硫废水工程中的应用。
电厂各种湿法脱硫技术对比优劣一目了然 北极星电力网新闻中心来源:化工707微信作者:小工匠2016/1/18 8:48:31 我要投稿 北极星火力发电网讯:随着我国环境压力逐年增大，国家排放要求进一步收紧，电厂烟气脱硫技术也得到了快速发展。目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。目前，湿法烟气脱硫技术最为成熟，已得到大规模工业化应用，但由于投资成本高还需对工艺和设备进行优化;干法烟气脱硫技术不存在腐蚀和结露等问题，但脱硫率远低于湿法脱硫技术，一般单想电厂都不会选用，须进一步开发基于新脱硫原理的干法脱硫工艺;半干法烟气脱硫技术脱硫率高，但不适合大容量燃烧设备。不同的工况选择最符合的脱硫方法才会得到最大的经济效益，接来下小七根据电厂脱硫技术的选择原则来分析各种工艺的优缺点、适用条件。 电厂脱硫技术的选择原则： 1、脱硫技术相对成熟，脱硫效率高，能达到环保控制要求，已经得到推广与应用。 2、脱硫成本比较经济合理，包括前期投资和后期运营。 3、脱硫所产生的副产品是否好处理，最好不造成二次污染，或者具有可回收利用价值。 4、对发电燃煤煤质不受影响，及对硫含量适用范围广。 5、脱硫剂的能够长期的供应，且价格要低廉 湿法烟气脱硫技术 湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液的脱硫技术，最大的优点是反应速度快、脱硫效率高，最大的缺点就是前期投资、后期运行成本高和副产品处理困难。湿法烟气脱硫技术是目前技术最为成熟，也是我国使用最广泛的，据不完全统计, 已建和在建火电厂的烟气脱硫项目中, 90 % 以上采用湿法烟气脱硫技术。 1 石灰石—石膏湿法脱硫工艺 工艺流程
电厂脱硫废水处理 操作规程 1 2020年4月19日
脱硫废水处理系统 操 作 规 程 目录
第一章工艺概况 ...................................................................... 错误!未定义书签。 1.1脱硫废水处理系统工艺原理........................................ 错误!未定义书签。 1.2 脱硫废水处理系统工艺流程 ........................................ 错误!未定义书签。第二章设备控制与操作 .......................................................... 错误!未定义书签。 2.1 电气控制箱使用说明.................................................... 错误!未定义书签。 2.2 废水缓冲池设备的控制................................................ 错误!未定义书签。 2.3 中和箱、沉降箱及絮凝箱设备的控制 ........................ 错误!未定义书签。 2.4 澄清池设备的控制........................................................ 错误!未定义书签。 2.5 出水箱设备的控制........................................................ 错误!未定义书签。 2.6化学加药系统的控制 ................................................... 错误!未定义书签。 2.6.1石灰乳制备系统................................................... 错误!未定义书签。 2.6.2有机硫化物加药系统........................................... 错误!未定义书签。 2.6.3 FeClSO4加药系统.................................................. 错误!未定义书签。 2.6.4助凝剂加药系统................................................... 错误!未定义书签。 2.6.5盐酸加药系统....................................................... 错误!未定义书签。 2.7污泥处理系统 ............................................................... 错误!未定义书签。 2.7.1污泥脱水系统....................................................... 错误!未定义书签。 2.7.2污泥循环系统....................................................... 错误!未定义书签。 2.7.3污泥储存系统....................................................... 错误!未定义书签。第三章操作运行 ...................................................................... 错误!未定义书签。第四章水质管理 ...................................................................... 错误!未定义书签。 1 2020年4月19日
回用水用于湿法脱硫系统工艺水的水质要求 0、引言 石灰石-石膏法烟气脱硫技术以石灰石浆液作脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行喷淋洗涤，使烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙，同时向吸收塔内的浆液中鼓入空气，将亚硫酸钙强制氧化为石膏，然后再对石膏作脱水处理。该法具有脱硫效率高、系统可靠性好、运行费用较低等优点。但湿法脱硫系统同时存在着用水量较大的问题，例如2台600MW的机组用水量可达150m3/h以上，如果FGD系统未设置GGH的话，则工艺水的耗量更大。 目前电厂的水务管理已纳入统一的调度之中，在保证系统安全、经济运行的前提下，尽量合理地利用水资源。由于脱硫系统工艺用水占全厂用水量的比例较大，部分电厂已有将工业废水或其他排水回用于脱硫系统的考虑并进行了试验。 1、脱硫系统的用水情况 脱硫系统的主要用水一般分为两路，即为工艺水及冷却水。工艺水主要用于吸收塔补水、除雾器冲洗、石灰石制浆、转动机械的冷却及密封冲洗、浆液输送设备及管道的冲洗等。冷却水主要用于增压风机油站、氧化风机及磨机油站等设备的冷却，由于用水点相对较少，因而冷却水的耗水量并不大。 脱硫系统的工艺水一般来自于电厂循环水（或循环水补充水）、中水或其他工业水系统；冷却水则来自于电厂闭式循环水或其他除盐水系统。冷却水使用后一般要求回收，有的回收至电厂的闭式循环水系统中，有的则回收到脱硫工艺水箱中作脱硫系统的工艺水用。 2、工艺水及冷却水的水质要求 电厂闭式循环水一般采用除盐水或凝结水作补充水源，其水质较好，可以满足氧化风机、增压风机油站及磨机油站等设备的冷却要求。由于脱硫系统的工艺水对水质的要求不高，因而工业废水或其他排水的回用主要集中在工艺系统上。以下根据工艺水各用水点对水质的要求分别进行讨论。 2.1 除雾器冲洗水的水质要求 在湿法脱硫系统中对于除雾器冲洗水的水质要求，一方面既要防止除雾器冲洗水喷嘴因工艺水中的悬浮物杂质含量过高而引起堵塞，一方面也要防止因硬度离子含量过高而引起喷嘴结垢现象。表 1 分别是国外两家除雾器生产商及《湿法烟气脱硫装置专用设备除雾器》（JB/T10989-2010）中建议的冲洗水水质要求。 表1 除雾器冲洗水的水质要求 ---------------------------------------------- 项目RPT推荐值MTS要求值JB/T10989-2010 ---------------------------------------------- Ca.L <200 <200 <200 so4.L <400 <400 <400 SO3.L <10 <13 <10 pH值<7 <7 7-8 悬浮物.L <900 <1000 <1000 ---------------------------------------------- 综合来说，除雾器对冲洗水水质的要求不高，一般的工业水水质均能满足其要求。 2.2 转动机械轴承冷却及冲洗水的水质要求 由于转动机械的冷却及密封冲洗水对水质的要求稍高，应该采用较为洁净的工业用水。根据《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000 ）规定，转动机械轴承冷却水的控制标