燃煤电厂湿法脱硫废水深度处理工艺

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。

对于脱硫废水水质的控制，没有相应的国家标准，只有行业标准（DL/T997—2006《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》），其对脱硫废水总汞、总铬、总镉、总铅、总镍、悬浮物等指标进行了限制，但是总体标准偏低，如汞的最高排放限值为 0.05mg/L。

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水处理技术研究随着工业化进程的加快，燃煤电厂在国家能源结构中占据着重要地位。

燃煤电厂排放的废气中含有大量的二氧化硫等有害气体，严重污染了大气环境。

为了减少这些有害气体对环境造成的影响，燃煤电厂通常会采用湿法烟气脱硫技术对烟气中的有害物质进行处理。

而湿法烟气脱硫过程中产生的废水也需要得到合理的处理，以防止对水体环境造成污染。

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水处理技术的研究变得至关重要。

燃煤电厂湿法烟气脱硫技术是利用氧化钙（CaO）、氢氧化钙（Ca(OH)2）等碱性物质吸收烟气中的二氧化硫，达到脱硫的目的。

在湿法烟气脱硫过程中，会生成大量的脱硫废水，其中含有大量的二氧化硫、氧化钙、氢氧化钙等物质。

若这些废水直接排放或未经处理就排放到水体中，将会对水体造成严重的污染。

对燃煤电厂湿法烟气脱硫废水进行合理、高效的处理技术研究显得尤为重要。

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水处理技术主要包括脱硫废水的预处理、中和沉淀、脱水浓缩、综合利用等环节。

在脱硫废水预处理环节中，一般会先对废水进行初步的去除悬浮物和沉淀物的工序，以减轻后续处理环节的负担。

接下来是中和沉淀环节，通过加入适量的中和剂，将脱硫废水中的酸性物质中和成中性或碱性物质，使其中的固体颗粒沉淀下来，从而达到将脱硫废水中有害物质去除的目的。

脱硫废水经过中和沉淀后，会产生含有较高浓度有害物质的污泥，需要进行进一步的处理和处置。

在脱水浓缩环节中，可以利用化学絮凝剂将污泥中的水分和有机物质从中分离出来，得到干燥的固体废物。

对脱水浓缩后的固体废物进行综合利用，可以将其作为资源进行回收利用，降低企业生产的成本并减少对环境的影响。

在燃煤电厂湿法烟气脱硫废水处理技术研究中，需要解决的关键问题主要包括：处理工艺的稳定性、运行成本的降低、废水处理后对环境的影响等。

处理工艺的稳定性是保证废水处理效果的关键，一旦处理工艺不稳定将会导致有害物质无法有效去除，进而影响水体环境的质量。

当前燃煤电厂脱硫废水处理工艺【摘要】燃煤电厂脱硫废水由于含有多种重金属以及高浓度的悬浮物、无机盐，脱硫废水处理工作不到位，就会对环境造成很大破坏，因此，必须加强对脱硫废水的处理。

本文对脱硫废水的性质和处理必要性进行分析，介绍了几种当前燃煤电厂脱硫废水处理工艺，并以某工厂为例介绍了其脱硫废水的处理工艺。

【关键词】燃煤电厂；脱硫；废水处理一、脱硫废水的性质和处理必要性（一）脱硫废水的性质脱硫废水具有水质和水量不稳定的特点。

脱硫废水总的特点是悬浮物和COD较高，易沉淀，含有过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐以及重金属。

湿法脱硫废水的主要特征是：1、呈现弱酸性，pH值约4～6；悬浮物高，但颗粒细小，主要成分为粉尘和脱硫产物（CaSO4和CaSO3）；2、含有可溶性的氯化物和氟化物、硝酸盐等；还有Hg、Pb、Ni、As、Cd、Cr等重金属离子。

（二）脱硫废水处理的必要性脱硫废水中的杂质主要来自烟气、脱硫剂（目前湿法脱硫的脱硫剂大多用石灰石）和工艺水。

其中，污染成分主要来自烟气，而烟气中的杂质又来源于煤的燃烧。

煤中含有包括重金属在内的多种元素，这些元素在燃烧后生成多种化合物，其中气体化合物会随烟气进入脱硫系统，溶解于吸收浆液中。

脱硫废水中的杂质主要包括悬浮物、高浓度的亚硫酸盐、硫酸盐、氟化物以及重金属。

这些杂质与电厂的其它工业废水性质完全不同，所以应进行单独处理。

二、当前燃煤电厂脱硫废水处理工艺（一）水力排渣工艺经过常规处理的脱硫废水直接排入电厂水力排渣系统（即渣水系统），脱硫废水中的重金属或酸性物质与碱性的渣水发生反应，一方面渣水处理系统的过滤作用可以截留脱硫废水中的杂质以及渣水与脱硫废水中和反应生成的固体物质，达到去除脱离废水中杂质的目的；另一方面，脱硫废水中的水作为渣水系统水源的补充，减少渣水系统的新鲜水用量，还起到一定的节能作用。

该方法基本不需要对水力除灰系统进行任何改造，也不需要额外增加水处理设备，具有投资省、运行方便的优点。

火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术是指通过一系列工艺处理，将火电厂湿法脱硫产生的废水中的污染物去除或转化为无害物质，实现废水的零排放。

这种技术在环保领域具有重要意义，既可以保护水资源，又可以减少排放对环境的影响。

火电厂湿法脱硫废水主要含有浓度较高的硫酸盐、氯离子、氟离子等物质，如果直接排放到江河湖海中，会对水体生态系统造成严重污染。

因此，通过零排放工艺技术处理火电厂湿法脱硫废水，才能实现环保要求。

火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术大致包括以下几个步骤：预处理、中水回用、深度脱水和污泥处理。

首先，预处理是指对废水进行初步处理，主要是去除废水中的悬浮物、颜色及重金属等杂质。

这一步骤通常采用物理化学方法，如沉淀、过滤、絮凝等过程。

然后，通过中水回用技术将预处理后的废水中的水分回收利用。

利用一系列处理工艺，如过滤、反渗透、蒸发浓缩等方式，将回收的水分重新用于火力发电过程中的冷却等环节。

这种方法能够减少水的消耗，降低用水成本。

接下来，深度脱水是指对回收利用后的水进行进一步处理，将其中的废物浓缩成为固体，以便后续处理。

通常采用的方法有压滤、离心等技术，将水分脱除，得到固体废物。

最后，对产生的固体废物进行处理。

焚烧、填埋、消纳等处理方法可以有效地处理固体废物，并确保固体废物不会对环境造成二次污染。

通过以上几个步骤的综合运用，火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术能够实现废水的零排放。

这一技术的应用不仅可以保护水环境，减少对生态系统的影响，同时也达到了节约水资源的效果，符合可持续发展的要求。

火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术是当前环保领域研究的热点之一，其重要性不言而喻。

随着环保意识的提高和环境监管的加强，火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术的研究和应用已成为国内外研究学者和环保专家关注的焦点，大量的研究和实践表明，火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术在减少污染物排放、提高资源利用率等方面具有巨大的潜力和优势。

脱硫废水处理流程一、引言脱硫废水是在燃煤电厂烟气脱硫过程中产生的工业废水。

为了保护环境并确保废水达标排放，需要进行专业的处理。

本篇文档将详细介绍脱硫废水处理的整个流程，包括废水收集、预处理、化学处理、深度处理以及排放或再利用等环节。

二、废水收集脱硫废水通常来源于湿法脱硫工艺的浆液系统。

在收集废水时，应确保其水质、水量稳定，并按照国家或地方的相关标准进行监控。

废水收集系统应避免泄漏，并确保废水不直接排入周围环境。

三、预处理预处理的目的是去除废水中的悬浮物和杂质，为后续处理创造有利条件。

预处理通常包括以下步骤：1. 沉淀：通过自然沉淀去除悬浮物，常用的沉淀池有平流式、竖流式和辐流式。

2. 过滤：通过物理方法去除废水中的细小颗粒和杂质，常用的过滤设备有砂滤池、活性炭过滤器等。

3. 酸碱调节：将废水pH值调节至适宜范围，以满足后续处理的工艺要求。

四、化学处理化学处理是通过向废水中投加化学药剂，使其与有害物质发生化学反应，生成无害或低害的物质，达到净化和稳定的效果。

常见的化学处理方法包括：1. 中和：通过加入酸或碱，将废水中的pH值调节至中性范围。

2. 沉淀：通过加入特定的沉淀剂，使有害物质转化为难溶性沉淀物，再通过沉淀分离的方法去除。

3. 氧化还原：通过加入氧化剂或还原剂，使有害物质被氧化或还原为无害或低害的物质。

五、深度处理深度处理的目的是进一步去除废水中的微量污染物和溶解性有机物等难以通过预处理和化学处理去除的物质。

深度处理的方法包括：1. 吸附：利用活性炭等吸附剂吸附废水中的微量污染物。

2. 离子交换：利用离子交换剂置换或吸附废水中的有害离子。

3. 高级氧化：采用臭氧、芬顿试剂等高级氧化技术，将有机物氧化为无害物质。

4. 膜分离：采用反渗透、超滤等膜分离技术，去除废水中的溶解性有机物和盐类物质。

六、排放或再利用经过预处理、化学处理和深度处理后，脱硫废水可达到国家或地方的相关排放标准，可以排放到环境或进行再利用。

燃煤电厂湿法脱硫废水零排放处理技术解析所属行业: 水处理关键词：脱硫废水废水零排放烟道蒸发我国绝大多数电厂采用了石灰石湿法脱硫技术脱除烟气中的SO2，在运行中产生的脱硫废水因成分复杂、污染物种类多，成为燃煤电厂最难处理的废水之一。

目前国内主要采用化学沉淀法（俗称三联箱沉淀）处理脱硫废水，处理出水含盐量很高，直接排放后容易造成二次污染。

由于脱硫废水水量较小、含盐量高，近年来，国内外都很多学者开始研究脱硫费零排放处理技术。

但是由于废水零排放技术的投资和运行成本高昂，目前实际应用案例很少。

本文介绍了脱硫废水现行处理技术的优点和不足，重点分析了脱硫废水零排放处理技术研究和应用现状，以期为相关研究和工程技术人员提供有益参考。

脱硫废水处理现状目前我国90%以上燃煤电厂采用了石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术。

在湿法烟气脱硫工艺中，为了维持系统稳定运行和保证石膏产品质，需要控制将液中氯离子浓度不能过高，因此需排出一部分浆液，从而产生脱硫废水。

目前大多数电厂采用化学沉淀法处理脱硫废水，主要是通过氧化、中和、沉淀、絮凝等工艺去除脱硫废水中的重金属和悬浮物等污染。

化学沉淀法工艺流程如图1所示。

图1 典型脱硫废水化学沉淀处理工艺化学沉淀法具有操作简单、运行费用较低的优点，但是其设备较多、建设投资高。

而且在实际运行中也存在较多问题，研究者对40余家燃煤电厂脱硫废水处理系统运行结果分析表明，出水中SS和COD 往往不能稳定达标排放。

此外，在污泥脱水处理中，也存在板框压滤机故障率高、运行维护困难等问题。

废水零排放处理技术所谓零排放是一种理想的封闭用水系统，系统不向外排水，系统内的水不断进行循环或处理后复用。

而废水零排放则是要求不向系统外排放任何形式的废水，从而节约水资源和保护环境。

从理论上讲，废水零排放是可以实现的，但是综合考虑经济和技术现状，目前所谓的零排放只是废水的近零排放，很难实现真正的零排放。

美国德克萨斯州的2座新建燃气电厂将采用GE的液体零排放系统处理循环冷却水，主要采用盐水浓缩和结晶处理工艺，回用率超过98%。

燃煤电厂湿法脱硫废水深度处理工艺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去除掉，经过压缩机对其开展加压后再加热器的换热管外冷凝成蒸偏水，与此同时，将潜热加热管中的卤水释放出来。

蒸傕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开展深度处理。

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。

燃煤电厂脱硫废水综合处理工艺中国是以火力发电为主的国家，2014年火电发电量占总发电量的75.2%，年均复合增长率为7.33%。

中国大部分火电厂都采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫，该系统在运行时会产生一定量的脱硫废水，废水中含有无机盐、重金属等多种污染物，不能直接排放。

目前，国内大多数电厂的湿法脱硫废水处理系统采用传统的加药絮凝沉淀方式进行脱硫废水的处理，普遍存在运行成本较高、设备故障率高等问题，因此投运效率很低，且无法去除水中的无机盐。

机械式蒸汽再压缩蒸发器(MVR)、正渗透、烟道预热蒸发技术能有效去除水中的无机盐，但如果只依靠1种工艺方法，不仅设备投资成本高，而且存在工艺局限性。

在调研部分电厂水质的基础上，结合各种工艺的优缺点，提出并中试论证了1种综合处理工艺。

1废水及处理难点燃煤电厂脱硫废水主要有洗水、生产废水和生活污水。

洗水为总废水总量的40%——50%，是冲洗炉渣和除尘设备产生，主要含重金属、无机盐和悬浮颗粒等;生产废水为废水总量的30%——40%，主要含悬浮颗粒、油、有机物和硫化物等;生活污水主要是工作人员操作或生活废水。

脱硫废水中的污染物成分及含量与煤种、脱硫工艺与运行方式、烟尘量、石灰石品质、石膏脱水效果、催化还原技术(SCR)系统氨逃逸率等多种因素有关。

处理难点：1)物理化学法处理后的出水水质不稳定，SS和COD不能稳定达标，废水中仍有高含量溶解性无机盐、重金属等;2)废水中所含的Na+、Ca2+、Mg2+、SO42-和Cl-等多种无机盐离子，MVR结晶产物为杂盐，不易分质回收，造成固废污染;3)Ca2+、Mg2+等杂质离子含量高，易造成设备结垢或堵膜;4)水量、水质波动大，对设备稳定性和工况适应能力要求高;5)火电盈利空间小，对废水处理成本要求苛刻。

2处理新工艺结合脱硫废水水质特点，研发适应水质水量波动能力强、自动化程度高、操作运行简单、投资运行成本低的新处理工艺愈发显得重要。

推荐燃煤电厂废水综合处理工艺如图1所示。

燃煤电厂脱硫废水特点及处理工艺一、背景介绍煤炭是我国紧要的能源来源，目前燃煤电厂仍是我国紧要的发电形式之一、在燃煤发电过程中，SO2是紧要的污染物之一，其排放量占总污染物排放量的一半以上。

为了削减SO2对环境的影响，大多数燃煤电厂实行了脱硫技术，但同时也带来了大量的脱硫废水，对环境带来了确定的影响。

二、脱硫废水特点1. 大量排放燃煤电厂实行的脱硫工艺多为湿法脱硫，废水的排放量大。

依据统计，每发电一千度，废水排放总量达到0.3—0.5m3、2. 多种污染物脱硫废水中含有SO2、SO3、氯化物、硫酸盐、氟化物和重金属等多种污染物，其中以SO2和重金属对环境的影响最为明显。

3. 有毒有害脱硫废水中的污染物多为有毒有害的物质，对人体和环境都会产生确定的危害。

其中重金属会在食物链中累积，严重威逼人体健康。

三、脱硫废水处理技术对于脱硫废水的处理，需要针对不同的污染物选择合适的处理工艺。

紧要的处理方法有以下几种：1. 化学沉淀法化学沉淀法是指将废水中的污染物通过加入某些化学试剂后，使其转化成不溶于水的沉淀物而被降解的处理方法。

该方法可以降低废水中的重金属离子浓度，并移去一部分SO2，在工业应用中较为常用。

2. 活性炭吸附法活性炭是一种由炭素材料制成的极微孔材料，具有极大的比表面积和吸附本领，可以吸附废水中的污染物。

该方法适用于处理含有低浓度的污染物的废水，对于含有重金属等有毒有害物质的废水效果较差。

3. 膜分别技术膜分别技术是指利用膜的选择性渗透性来达到废水分别、浓缩、处理的目的。

该方法适用于处理高浓度、粘度大、颜色深的废水，但具有经济成本较高、维护成本高等问题。

四、结论脱硫废水是燃煤电厂对环境带来的负面影响之一，其特点多样，处理技术也各异。

在处理过程中，需要依据污染物的性质进行科学的选择，以最大程度地达各处理效果，并削减污染物对环境的危害。

火电厂脱硫废水处理方法摘要：火力发电厂烟气湿法脱硫过程中会产生大量的废水，这些废水的杂质来自烟气和脱硫用的石灰石，主要包括悬浮物过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐以及重金属,其中很多是国家环保标准中要求控制的第一类污染物。

因此脱硫废水如何处理以实现零排放，达到保护周围的生态环境及人民的身体健康成为废水处理的重要课题。

关键词：烟气湿法；脱硫；废水；排放随着我国经济社会的快速发展和大型燃煤电厂的兴建，石灰石—石膏湿法脱硫是世界上应用最多，技术最成熟的脱硫工艺。

这种湿法烟气脱硫工艺所产生的脱硫废水，PH值为4-6，同时含有大量的悬浮物和微量的重金属。

由于水质的特殊性，脱硫废水处理难度较大；同时，由于各种重金属离子对环境有很强的污染性，因此必须对脱硫废水进行单独处理。

一、脱硫废水处理的意义1、脱硫废水的产生我国是世界上煤炭生产和消费大国，煤炭在我国能源结构中的比例高达76.2%，排放的二氧化硫中90%来自于燃煤。

随着社会的发展，人们环境保护意识不断提高，因此对二氧化硫排放的控制势在必行。

燃煤电厂烟气中除含有二氧化硫外，还有少量氯离子和氟离子等污染物。

当烟气逆向经过脱硫塔进行气液接触时，大量的二氧化硫被吸附并最终去除，烟气中的少量氯离子和氟离子也同时被吸附。

当脱硫系统循环运行的时候，氯离子和氟离子将会在浆液中富积。

氟离子会和浆液中的铝联合作用致使石灰石的溶解性降低，从而影响脱硫效率。

氯离子含量的增高不仅使设备材料腐蚀加剧，石膏品质降低，而且直接导致脱硫率的下降和硫酸钙结垢倾向增强。

目前我国火电厂烟气脱硫主要采用湿法脱硫。

燃煤烟气脱硫是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，其中石灰石—石膏湿法脱硫又是目前世界上技术最为成熟、应用最多的烟气脱硫工艺，石灰石—石膏湿法脱硫工艺，具有脱硫效率高（≧95%），吸收剂利用率高，对煤种适应性高，工艺成熟，运行可靠等优点。

运行维护也比较方便。

但该脱硫工艺会产生一定量的脱硫废水，需处理后达标排放。

工艺方法——燃煤电厂脱硫废水处理工艺工艺简介一、脱硫废水的水质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值变化范围为5.0-6.5，国内为4.0-6.0。

（2）悬浮物含量高，其质量浓度可达数万mg/L。

（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）盐分含量高，含大量的SO42−、SO32−、Cl−等离子，其中Cl−的质量分数约为0.04。

二、影响脱硫废水水质的因素脱硫废水的水质及水量主要受燃煤品质、石灰石品质、脱硫系统的设计及运行、脱硫塔前污染物控制设备以及脱水设备等的影响。

（1）煤是脱硫废水污染物的主要来源，煤种类的不同将会影响脱硫废水的排放量：高硫煤的燃烧会产生更多的二氧化硫，会增加脱硫剂的用量，增加脱硫废水的排放量;高氯煤的燃烧会增加烟气中氯的含量，进而增加脱硫浆液中的氯含量，为了防止脱硫系统的腐蚀，维持脱硫浆液中氯离子浓度在一定的水平，会增加脱硫浆液的排除，使脱硫废水的排放量增加。

（2）脱硫废水中的一部分污染物来源于石灰石，石灰石中的黏土杂质含惰性细微颗粒、铝及硅等物质。

同时，石灰石是脱硫废水中镍和锌的重要来源。

（3）脱硫系统的设计及运行对脱硫废水水质的影响主要体现在添加剂的使用、氧化方式或氧化程度以及脱硫系统的建设材料等方面。

研究表明酸性添加剂的使用对脱硫废水中的BOD5有很高的贡献率;氧化方式或氧化程度对脱硫废水中污染物的存在形式有重要影响，在强制氧化系统中或氧化充分的情况下，脱硫废水中的硒以硒酸盐的形式存在，而在非强制氧化系统中或是氧化不充分的情况下，硒以亚硒酸盐的形式存在，Se（Ⅳ）的毒性比Se（Ⅵ）大，但Se（Ⅳ）可以通过铁的共沉淀去除，而Se（Ⅵ）不易去除，只能通过生物处理的方法。

耐腐性材料可以承受浆液中更高浓度氯离子的腐蚀，能增加脱硫浆液的循环次数，减少脱硫废水的排放量。

燃煤电厂脱硫废水综合处理工艺摘要：目前绝大多数电厂的脱硫废水只是进行物理化学处理后就直接排放或部分干灰拌湿。

但随着环境保护的更加严格，因此有必要进一步讨论脱硫废水的处理问题，以便找到一种相对经济有效的处理方法。

关键词：燃煤电厂；脱硫废水；综合处理工艺1脱硫废水水量及特性1.1脱硫废水量湿法脱硫工艺水主要用于吸收塔补给水、除雾器及其他设备管道冲洗等，工业水主要用于系统密封及设备冷却。

湿法脱硫是以浆液中Cl-浓度来确定脱硫废水的排放量。

宁夏银星电厂2×600MW机组，脱硫废水的排放量为17m3/h左右（Cl-为20000mg/L）。

如果生产用水采用城市中水，则工艺水水质会更差，同时脱硫废水排放量也会增加（或者控制低Cl-浓度）。

如：内蒙古乌海某2×300MW火电厂脱硫废水量实际为25m3/h（设计值为15m3/h）。

1.2脱硫废水的水质特性石灰石—石膏湿法产生的脱硫废水水质成分复杂，主要包括悬浮物、过饱和亚硫酸盐、氯化物、硫酸盐、重金属离子及氟化物等。

脱硫废水中的污染物成分及含量与设计煤种、脱硫工艺与运行方式、石膏脱水效果、烟气量、石灰石品质、SCR系统氨逃逸率等多种因素有关。

2脱硫废水处理工艺2.1三联箱工艺目前，“絮凝—沉淀—中和”三联箱技术是国内脱硫废水处理应用最多的一种工艺技术。

脱硫废水经加碱（氢氧化钠或氢氧化钙）中和后，再加入有机硫、硫酸氯化铁等絮凝剂以及助凝剂等药品将脱硫废水中的悬浮物及重金属沉淀去除。

沉淀的污泥经脱水处理后运至渣场进行综合处理，处理出水则经pH调节后进行排放。

三联箱技术是国内普遍采用的脱硫废水处理工艺，废水含固量大成为制约该工艺发展的重要因素，不仅导致设备故障率高，运行稳定性差，而且需要添加大量药剂，增加运行成本。

此外，三联箱工艺不能去除废水中高浓度的氯离子，处理出水难以直接回用，只能外排，因此难以实现脱硫废水的零排放。

虽然在目前的环保政策及法规要求下可以实现达标排放，但随着环保政策的日益严格，该工艺具有一定的政策风险。

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水处理技术研究燃煤电厂是我国主要的电力生产方式之一，但燃煤电厂排放的烟气中含有大量的二氧化硫，对环境造成严重的污染。

为了减少燃煤电厂对环境的影响，研究人员提出了湿法烟气脱硫技术。

而这项技术的关键则是对废水的处理。

本文将重点介绍燃煤电厂湿法烟气脱硫废水处理技术的研究进展。

一、燃煤电厂湿法烟气脱硫技术概述湿法烟气脱硫技术是指利用吸收剂（通常是氢氧化钙或氢氧化钠）与烟气中的二氧化硫进行反应，将其转化为硫酸盐，从而实现脱硫的目的。

该技术具有脱硫效率高、操作稳定、设备简单等优点，因此被广泛用于燃煤电厂的烟气脱硫处理中。

在湿法烟气脱硫过程中产生的废水成为了一个新的环境问题。

废水中含有大量的硫酸盐、重金属离子等有害物质，如果不经过有效的处理，会对环境和水质造成严重污染。

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水处理技术的研究变得尤为重要。

燃煤电厂湿法烟气脱硫废水的主要组成包括硫酸盐、重金属离子、悬浮物以及有机物质等。

硫酸盐是废水中的主要物质，主要来源于烟气脱硫过程中硫酸盐吸收液的循环和废液排放，其含量较高。

重金属离子是由燃煤中的重金属元素和烟气中的某些金属化合物形成，具有一定的毒性。

而悬浮物和有机物质则是由脱硫吸收液的循环和废液排放中带出的。

1. 传统处理方法传统的燃煤电厂湿法烟气脱硫废水处理方法包括中和沉淀、氧化沉淀和生化处理等。

中和沉淀是最常见的一种处理方式，其原理是通过加入钙泥或氢氧化钙等中和剂，将废水中所含的硫酸盐中和成不溶性的硫酸钙沉淀，然后经过沉淀、过滤等步骤，去除废水中的固体和部分重金属离子。

氧化沉淀则是通过加入氧化剂将废水中的可溶性重金属离子氧化成不溶性的金属氢氧化物或金属氧化物，再通过沉淀和过滤去除。

生化处理则是利用微生物将废水中的有机物质降解为二氧化碳和水。

传统处理方法存在着处理效率低、处理成本高等问题，尤其是对于重金属离子和有机物质的处理效果不佳，因此需要寻求新的技术路线。

2. 高级氧化技术的应用高级氧化技术是指利用臭氧、过氧化氢、超声波、光催化等方法，在温和条件下将废水中的有机物质氧化分解为二氧化碳和水，并将重金属离子转化为不溶性的氢氧化物或氧化物。

采用反渗透膜技术进行脱硫废水深度处理燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法工艺进行烟气脱硫过程中产生了脱硫废水，常见的脱硫废水处理工艺除去了废水中绝大部分的氟化物、悬浮物、硫酸根离子、重金属等污染物，氯离子浓度仍然很高，影响脱硫废水经处理后再利用和排放。

因此需要对已处理的脱硫废水进行后处理，提高废水的利用率，实现脱硫废水的零排放。

1 脱硫废水常规处理常规脱硫废水的处理流程一般包括中和、沉淀、絮凝、澄清等工艺。

处理时，先进行碱化处理，加入Ca （OH ）2或者NaOH ，将废水的pH 值调至9.0至9.5之间，使部分重金属以氢氧化物的形式完全沉淀出来；再加入有机硫化物（一般是TMT15），使镉、汞等重金属结合成难溶于水的硫化物；然后加入絮凝剂（一般是FeClSO 4）和絮凝助剂（一般是聚合电解质），使大部分的悬浮物沉淀，并吸附重金属氢氧化物和CaSO 4沉淀；最后澄清，将沉淀物和水分离，得到处理过的脱硫废水和污泥[1]。

处理工艺流程见图1。

图1 脱硫废水常规处理工艺流程 经过常规工艺处理过后，脱硫废水中绝大部分的悬浮物、氟化物、硫酸根、重金属等污染物得到有效去除，COD Cr 浓度也明显下降，这些指标均能满足《综中和箱 沉降箱 絮凝箱出水箱 脱硫废水 有机硫化物 助凝剂 絮凝剂 HClCa （OH ）2 澄清器污泥循环系统污泥压缩系统溢流坑合污水排放标准》（GB 8978-1996）的一级排放标准。

氯离子浓度也有大幅下降，但浓度仍然很高。

脱硫废水处理前后的水质数据如表1所示[1]。

表1 脱硫废水主要污染物处理前后对比数据项目处理前(mg/L) 处理后(mg/L) 去除率(%) 标准(mg/L) pH 5.0～6.0 7.36 — 6.0～9.0310.0 148.6 52.1 ≤150 CODCr悬浮物12000 70.0 99.4 ≤70氟化物180.0 8.69 95.2 ≤30CL- 10545.2 4951.9 53.1 —2-2000 1.0 99.9 ≤1.0 SO4Zn 4.12 0.161 96.1 ≤5.0Cd 0.3 0.019 93.7 ≤0.1Cr 10.0 0.010 99.9 ≤1.5Ni 2.0 0.059 97.1 ≤1.0Pb 2.0 <0.0002 99.9 ≤1.0Hg 0.1 0.0005 99.5 ≤0.05As 0.5 0.091 99.9 ≤0.52 高浓度氯离子废水经过常规处理后的脱硫废水，氯离子浓度仍高达5000mg/L。

火力发电厂湿法脱硫废水深度处理工艺选择探讨摘要：石灰石-石膏法湿法脱硫是燃煤电厂主流的烟气脱硫技术。

2015年《水污染防治行动计划》(简称“水十条”)颁布实施，火电行业在逐步推动脱硫废水深度处理，最终实现全厂废水零排放。

不同的脱硫废水深度处理技术路线，对系统安全、经济、稳定运行影响很大。

脱硫废水技术路线选择应遵循安全可靠和经济性、一厂一策、协同性及无害化等总原则。

关键词：脱硫废水;深度处理;工艺;选择;探讨;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。

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。