脫硫脫硝廢水零排放

Ⅰ 脫硫廢水零排放存在問題如何解決

目前，國內外已建成數十個火電廠脫硫廢水零排放工程，運行成本高、版結晶鹽固廢難處理是該類工程權投運後面臨的主要問題。LTLD研究所通過研究脫硫廢水水質特點，提出優化的脫硫廢水零排放解決方案，很好的解決了該類項目面臨的問題。
以廉價的Na2SO4替代傳統軟化工藝中的Na2CO3，使脫硫廢水零排放軟化預處理葯劑成本僅為傳統軟化工藝的39.2%。
軟化預處理採用兩級軟化澄清工藝，使處理後廢水中的鈣離子濃度低於8mg/L，保障了後續蒸發結晶系統清洗除垢周期不低於10個月。
通過控制結晶操作點，系統只產出工業級高純度氯化鈉結晶鹽，不僅使結晶鹽具有附加經濟效益，還免除了混合鹽作為固廢處置的成本，與產出混合鹽的脫硫廢水零排放方案相比，僅結晶鹽處置費用就可節省運行成本27.9元/噸廢水。
通過對脫硫廢水零排放預處理和蒸發結晶工藝的優化設計，使運行成本降低至：預處理28.5元/噸廢水、蒸發結晶4.5元/噸廢水，總運行成本33元/噸廢水。與常規脫硫廢水零排放工藝相比，經濟效益十分顯著。
希望能夠幫助到您。

Ⅱ 脫硫廢水零排放系統運行中應注意什麼

脫硫廢水處理應用零排放技術，不但實現了真正意義的廢水零排放，而且還實現了循環經濟內，具有很大容的推廣意義。那麼你知道脫硫廢水零排放系統運行中應該注意什麼嗎?
(1)運行前設備維護。對於廢水處理設備，應進行定期檢查，做好運行維護的准備工作。定期對加葯系統進行清理，並檢查葯箱內的葯量;定期對計量泵的管路進行維護，保證其准確性。定期檢查pH測量電極，及時清洗和調整。
(2)運行中設備維護。在運行中應對泵前的保護裝置進行實時檢查，防止格柵上出現過多的殘留物而影響水流通暢。由於脫硫廢水中懸浮物含量較高，系統每次停運後應及時沖洗。具有沖洗位置為：廢水泵出口至pH值調整槽管路，石灰乳加葯系統管路，絮凝槽至澄清器管路，澄清器泥漿輸送管路。此外，若pH值調整槽、反應槽、絮凝槽為單獨的箱體，則箱體間的連續管路應當放大，並在箱體加裝液位計。
(3)脫硫廢水處理系統的主要控制。根據廢水流量實施開環控制，按比例調節加入反應的化學葯劑量。出水pH值和濁度控制，通過在線監測，調節加入的HGI量，使出水達標。當出水濁度不合格時，將出水箱的水重新送回中和箱再處理度停止廢水進入，澄清池中污泥的自動排放。

Ⅲ 如何實現脫硫廢水零排放

通常電廠脫硫廢水經過傳統處理後排放尚難以達標，水中有害物質排放存在二次污染，因此在水環境保護嚴格的區域無法實施。此外電廠脫硫廢水零排放的回用還存在技術障礙，部分回用於灰場、煤場噴淋等，無法全部回用;傳統預處理後的仍然含有高鹽、高氯根及微量重金屬，回用局限性大。高鹽、高氯根的特性對回用設備要求材質較高，且可能導致其在系統富集可能帶來其他不確定的不利影響。
但是與此同時，企業環保社會責任提高和政策法規的驅動也為脫硫廢水的零排放技術帶來了機遇。
根據排放標准為接管、零排放的差異，廢水處理工藝分為脫硫廢水的常規處理工藝、脫硫廢水的零排放處理工藝。
脫硫廢水零排放一體化處理工藝是根據燃煤鍋爐整體煙氣流程規劃開發的全新脫硫廢水零排放處理方法。脫硫廢水零排放一體化處理工藝及裝置利用廢水預處理裝置對脫硫廢水進行初步固液分離，廢水被導入至空預器後、除塵器前之問的煙道內，經雙流體霧化器高度霧化後，在高溫煙氣余熱的加熱作用下，水分被完全蒸發成氣相水蒸氣，而鹽分隨著水分蒸發結晶成固體顆粒，被除塵器捕捉進入干灰，達到「消滅」廢水的目的。並且很高程度上提高了煙氣濕度，提高除塵器效率，並降低脫硫吸收塔工藝水消耗量，最大程度的節水節能，實現脫硫廢水零排放。

Ⅳ 脫硫廢水零排放系統常見哪些故障

脫硫廢水零排放運行問題
(1)設備堵塞問題。廢水系統中各箱罐因來水中固體含量太版高，固體沉積而堵塞;中和箱因權石灰乳加量不足，石灰乳管路堵塞，導致pH值無法提高;石灰乳加葯系統因停運後石灰乳沉積在入口管道和排污管道上造成系統堵塞;管道堵塞問題。
(2)儀表控制問題。由於pH測量電極、石灰石加葯管線清洗不及時，控制系統參數設置不合理等，均可造成pH值與設定值的偏差過大。
(3)泵異常情況。在運行過程中，出現泵振動和雜聲較大、電動機超載、流量顯著下降等現象，計量泵不出葯等故障。
脫硫廢水零排放設計問題
(1)設計時對進入廢水處理系統的漿液含固量考慮過於理想，設計餘量小，造成系統內固體大量沉積而不能運行。
(2)廢水旋流子噴嘴尺寸選擇不當，導致溢流和底流漿液濃度不正常。進入廢水旋流器的漿液濃度過高，旋流子底部常被堵死。廢水旋流器入口加裝的濾網堵塞頻繁，導致其無法正常投運。
(3)因系統設置的緩沖池設計容量較小，再加上廢水排放比較隨意，影響了廢水處理系統連續穩定運行，從而降低了廢水處理效果。

Ⅳ 脫硫廢水零排放的關鍵技術在於如何去除廢水中的高含鹽量

燃煤電廠脫硫廢水因高含鹽量、成分復雜、高腐蝕性、回用困難的特點成為回制約燃煤電廠廢水零排放的關鍵答因素。目前一般採用「混凝沉澱預處理+深度處理」的工藝對脫硫廢水進行處理,使脫硫廢水中溶解性固體以結晶鹽的形式去除,處理後的出水達到《工業循環冷卻水處理設計規范》(GB 50050-2007)中「間冷開式系統循環冷卻水水質指標」的要求,可以用於電廠循環冷卻水補充水,處理後的結晶鹽經乾燥打包後可用作工業用鹽,真正實現「廢水零排放」目的。

Ⅵ 火電廠用石灰石脫硫脫硝時對粉煤灰有何影響

摘要： 火力發電廠的脫硫，為什麼一定要用石灰石作為脫硫劑？火力發電廠排出的粉煤灰漿，無用，有害，量大，且多。酸鹼度一般在8.5-13左右。為什麼不能將其鹼性應用於脫硫呢？ 按照中等偏下原則計算粉煤灰漿中的脫硫物質。粉煤灰漿中的脫硫物質，是燃煤含硫量3％情況下的4倍多。足以用於脫硫。 不僅有價值，而且完全有必要，將粉煤灰漿應用於火力發電廠的脫硫。運用高、精、尖技術的最新煙氣微分處理工藝，不僅能夠將粉煤灰漿與二氧化硫充分有效混合，而且能夠降低傳統脫硫塔50％以上高度。也就是說，能夠大為減少佔地面積和佔用空間。根據已經成功的十多個工業應用業績進行計算，能夠實際應用於火力發電廠的高效除塵脫硫裝置，其除塵、脫硫效率，一般在99.9999％左右。也就是說，完全可以節省掉靜電除塵這一部分。針對國內、外燃煤電廠鍋爐煙氣治理的除塵、脫硫成本高、效率低，結構復雜、操作繁瑣、具有二次污染，缺陷過多狀況，研發成功，可以廣泛運用於煙氣治理領域，可以與電廠污水零排放相結合，並且可以與城市污水水處理相結合的，全部國產化的，低成本、高效率濕式除塵、脫硫、污水處理一體化技術裝備。
緒言：解決溫室效應、空氣質量劇烈惡化、水污染和大規模酸沉降污染，是全人類面臨的重大問題之一。進行全球氣候和環境保護，是對人類智慧、勇氣和信心的重大考驗。進行全球氣候和環境保護，煙氣治理是主要措施之一。煙氣治理的除塵、脫硫一體化，以廢治害、以害制害，綜合利用、綜合開發，是降低脫除二氧化硫成本的最有效途徑。其意義，絲毫不亞於進行第二次工業革命。溫室效應、空氣質量劇烈惡化、水污染和大規模酸沉降污染，給予人類社會和諧發展造成的危害，愈發劇烈。日益明顯。這是每一個人都能夠切切實實的感受到的。對於環境保護的迫切性和重要性，人人皆知。但是，為什麼煙氣治理的速度仍然不盡人意呢？ 歸根結底，靜電除塵--石膏脫硫的除塵、脫硫工藝流程，復雜、造價昂貴，是根本原因。雖然，石灰石價格低廉、資源廣泛，靜電除塵耗用的用電量也比較小，但是，久而久之，運行費用也是很為可觀的。僅就全國的火力發電廠除塵、脫硫來講，造價和運行費用，都是巨大的天文數字。對於脫硝、脫碳的具體實施要求，則更是遙遙無期了。降低除塵、脫硫的造價和運行費用，是粉塵和硫、氮、碳氧化物污染治理的根本所在。 煙氣治理，需要造價低、效率新高技術。電力，中國、乃至全世界的各行各業都在呼喚更好、更先進的除塵、脫硫全新技術裝備。 怎麼樣降低除塵、脫硫的造價和運行費用？從這里就可以引出一個問題。
一、火力發電廠的脫硫，為什麼一定要用石灰石作為脫硫劑？火力發電廠排出的粉煤灰漿，無用，有害，量大，且多。酸鹼度一般在8.5-13左右。 為什麼不能，為什麼沒有將其鹼性應用於脫硫呢？如果能夠應用一部分，那麼，就可以降低粉煤灰的相當一部分有害性。就能夠減少許多石灰石的消耗。就能夠減少許多有關石灰石消耗的資源浪費。亞石膏的無用性，以及其堆積緩釋二氧化硫的二次污染性，眾所周知。石灰石-石膏-濕式脫硫工藝流程，雖然也能夠廣泛應用，畢竟造價高、效率低、結構復雜。浪費嚴重。需要根本性進步。
二、粉煤灰漿中含有能夠脫硫的物質，是不是不足以用於脫硫呢？一般燃煤的含灰量在30％以上。30％含灰量中的脫硫物質，能夠脫除多少二氧化硫？ 燃煤煤質的不同，含灰量也不同。 30％的含灰量，能夠脫除3％的二氧化硫。十倍比例，從數學意義上講，根本沒有問題。 按照中等偏下原則計算粉煤灰漿中的脫硫物質。粉煤灰漿中的脫硫物質，是燃煤含硫量3％情況下的4倍多。足以用於脫硫。所以，不僅有價值，而且完全有必要，完全應該將粉煤灰漿應用於火力發電廠的脫硫。燃煤含灰量中的脫硫物質，混溶在水溶劑中的活性更好。脫硫能力應該更好。因為應用石灰石脫硫的石膏脫硫法，並不能高效地脫除二氧化硫。還需要添加含鎂物質等等。表1粉煤灰的化學成分及性能（%）： 細度 需水量 燒失比 含水量 SO 3 SiO 2 Fe 2 O 3 AI 2 O 3 CaO MgO K 2 O Na 2 O

20 106 1.73 0.3 0.14 54.0 6.11 27.7 2.57 1.23 1.50 0.37

粉煤灰是原煤經電廠鍋爐燃燒後的產品。各地電廠所用的原煤來自不同的煤礦。所以燃煤中各組成物質的含量不同。而且各個電廠爐膛結構有別，受爐溫、空氣含氧量、燃燒質量等的影響，以及原煤的燃燒方式不同，因而燃燒後粉煤灰的比重及成分不同。經頻譜儀分析可知：粉煤灰的主要成分是氧化硅、氧化鋁和氧化鐵，約占粉煤灰總量的80%左右，還有一定量的氧化鈣、氧化鎂等(見表2)。表2不同電廠粉煤灰化學成分測定結果(%)：
灰名 SiO 2 Al 2 O 3 Fe 2 O 3 CaO MgO 燒失量 d 50 (mm)

青山熱電廠干灰 59.82 26.66 4.95 2.42 0.90 0.93 0.035
青山熱電廠濕灰 57.28 24.24 7.48 3.48 0.31 3.47 0.029
漢川電廠干灰 57.50 26.70 4.10 2.72 0.95 4.81 0.031
漢川電廠濕灰 59.95 28.72 4.71 3.53 1.16 3.43 0.076
陽邏電廠干灰 54.54 24.48 5.05 2.68 0.95 4.29 0.027
陽邏電廠濕灰 56.31 23.50 7.79 4.16 1.09 3.59 0.083
鄭州熱電廠 50.37 21.28 4.19 3.24 1.30 4.30 0.061
鄭州火電廠 52.86 22.88 4.09 3.52 1.38 11.0 0.027

1.關於燃煤含硫量計算： 以35噸/小時鍋爐為例。煙氣量126000立方米/時。按用煤量6.6噸/時計算。燃煤含硫量為3%時煙氣含硫量：每小時煙氣含硫量6.6×1000×3％＝198kg，為198kg×1000÷32＝6187.5GM。
2.關於粉煤灰所含脫硫物質計算： 按煤的含灰量為30％計算：煤渣、粉塵量為6.6×1000×30%＝1980kg。粉煤灰含SiO2為32-60%，取45%；Al2O3為10-32%，取20%；Fe2O3為4-12%，取8%；CaO為2-24%，取12%；MgO為1-11%，取6%；燒失量為1-15%，取9%。礦物組成以玻璃體為主要成分。玻璃體含量50-80%。其餘為莫來石和石英相。粉煤灰中能夠脫硫的物質數量如下：
SiO2： 45%×1980＝891（kg）， 891000÷（28×1+16×2）＝14850GM。 Al2O3：20%×1980＝396（kg）， 396000÷（27×2+16×3）＝3882.35GM。 Fe2O3：8%×1980＝158.4（kg）， 158400÷（56×2+16×3）＝990GM。 CaO： 12%×1980＝237.6（kg）， 237600÷（40×1+16×1）＝4242.85GM。 MgO： 6%×1980＝118.8（kg）， 118800÷（24×1+16×1）＝2970GM。合計為：14850+3882.35+990+4242.85+2970＝26935.2GM。
3.脫硫劑數量大於含硫量四倍以上。 燃煤含硫量3%時，每小時煙氣含硫量為198kg×1000÷32＝6187.5GM。粉煤灰中所含脫硫物質的量，每小時為26935.2GM，是硫的26935.2÷6187.5＝4.35倍。
三、如何將粉煤灰漿中的脫硫物質與二氧化硫充分混合?
傳統中的濕式石膏脫硫法，能夠將石灰石中的脫硫物質有效混合。也完全能夠將粉煤灰漿與二氧化硫有效混合。在利用傳統的石膏脫硫法脫硫設施的基礎上，利用粉煤灰脫硫，一定會有許多不適之處。所以進行了研究。經過研究、開發，事實證明，應用粉煤灰進行脫硫的設施，不僅比石灰石脫硫設施小，而且，還可以將巨大的靜電除塵設施節約掉。
四、應用粉煤灰漿脫硫，是否可以節省掉靜電除塵? 靜電除塵的效率一般在99.99％左右。傳統的麻石水膜除塵器效率，一般只有97％. 在利用粉煤灰漿脫硫時，除塵效率能不能達到99.99％，關繫到能否節省掉靜電除塵問題。根據已經成功的十多個工業應用業績，作為粉煤灰漿脫硫的工業應用試驗裝置進行計算。脫硫效率與除塵效率基本相同。煙氣治理的效率可以達到100％。但是，與物質不滅定律、能量守恆定律絲毫無關。例如空調。例如沙塵暴污染的大氣，經過濕式處理後，完全可以達到濕潤、清新程度。其經過安裝紫外線、負離子發生裝置、恆溫裝置通道後，空氣質量還可以進一步提高。
五、除塵、脫硫一體化，是降低除塵、脫硫成本的根本途徑。與目前世界上最為成熟、應用范圍最為廣泛的石灰石-石膏濕式脫硫-靜電除塵煙氣治理工藝流程相比較，將靜電除塵和脫硫島這兩個龐然大物合而為一，一定能夠降低造價，降低運行成本。但是，還能不能夠具有更進一步的發展？研究證實，完全能夠將除塵、脫硫、污水處理合而為一。除塵、脫硫、污水處理一體化，更有利於煙氣治理向縱深發展。不僅有利於電廠的污水零排放，更有利於社會上的污水處理。除塵、脫硫、污水處理一體化，具有強大的污水處理功能。其它企業將印染廢水、造紙廢水、氨水、電石渣、海泥應用於脫硫的工業應用事實，完全能夠證明。工業應用證明，經過除塵、脫硫工藝流程的澄清水，清澈度一般在1.8米以上。 關於小型火力發電廠的廢水水質、水量特點：小型火電廠的廢水一般分為除灰廢水、冷卻系統排水、化學處理系統排水、輸煤系統廢水、廠區生活廢水、含油廢水和雜用水系統排水等。其中除灰廢水和冷卻水系統排水水量占整個電廠廢水的80％左右。其它廢水水量由電廠的具體用水情況而定。冷卻水系統排水水質較好，只是溫度和COD較高。除灰廢水水質差，水中不僅COD和SS很高，還含有許多重金屬元素。表3小型火電廠各廢水系統水量和廢水中的污染物統計：
廢水系統 冷卻系統排水 除灰廢水 化學處理系統排水 含油廢水 輸煤系統廢水 廠區生活廢水 雜用水系統排水
占總廢水百分比/% 30-70 20-50 2-7 0.1-1 0.5-2 0.5-3 5-10
主要污染物 Cl - 、Ca 2+ 等 重金屬、COD、SS、Ca 2+ 、SO 4 2- 等 H+或OH - 、COD、Cl - 等 油污等 SS等 BOD等 COD、SS等
火力發電廠的煙氣治理，是一個相當巨大的社會工程。一般要求具有兩個同樣的業績。這就徹底否定了創新。作為企業，創新成果如果沒有業績，也是不可以接受的。必須堅持進一步深化科研體制、機制改革。火力發電廠的煙氣治理創新，也同樣是一個相當巨大的社會工程。也需要跨越很高的門檻。許許多多關於煤的清潔燃燒研究機構、重點實驗室，並不能夠做到對於具體情況進行具體分析，進行具體研究，對於顯而易見的、近在咫尺的、具有明顯鹼性特徵的粉煤灰漿，加以應用，至今仍然達不到非職務發明人一九九七年的研究水平，只能說明，開拓具有中國特色的科學技術全面發展道路，任重道遠。建設科學發展的創新型國家，需要全國上上下下每一個人的努力，匯聚成為共同的合力。
結論：利用具有鹼性特徵的粉煤灰漿脫硫，切實可行。關於其工業應用的技術裝備，鑒於應用在其它行業的十多個業績，證明其技術可靠、成熟。

Ⅶ 電廠脫硫廢水真的能實現零排放嗎

脫硫廢水零排放抄處理襲技術主要包括兩種：
第一種是蒸發結晶法，該方法可以回收水資源和結晶鹽，能耗過高是限制其大規模應用的主要原因。此外，為了確保蒸發結晶器正常運行和保證結晶鹽品質，需要對脫硫廢水進行嚴格的預處理，如去除廢水中的硬度、有機物和重金屬等。因此，要實現蒸發結晶法的大規模應用，必須注重強開發廢水減量化預處理技術的研發，以期降低蒸發工段的建設和和運行成本，同時還要研究高效的脫硫廢水預處理技術。
第二種是煙道蒸發處理法，該工藝操作簡單，運行成本低，但是煙道處理法不能回收水資源，而且尚有大量潛在影響不能確定，包括對後續除塵等工藝的影響，以及可能引起的煙道腐蝕問題等。因此，在煙道蒸發處理脫硫廢水方面，應注重廢水進入煙道後對煙氣排放和煙氣處理系統的影響研究。煙道處理法要得到廣泛應用，還要進行大量、長期、全面的經濟技術研究和評價。

Ⅷ 根據實踐經驗,燃煤電廠的廢水零排放是可以實現的嗎

根據實踐經驗，燒煤電廠的廢水零排放一般是做不到的。除非是採用冷卻水版直流系統臨河權海邊電廠。一般電廠的循環水排放污水量每小時都在幾百噸以上，廠內沒有一個系統能夠吸納怎麼大量的水。而廠內其他系統的廢水量不大，可以通過處理後，分別用於煤場灑水、干灰灑水、經過反滲透後用於鍋爐補水等等。

Ⅸ 脫硫廢水零排放系統容易出現哪些問題

設計問題
(1)設計時對進入廢水處理系統的漿液含固量考慮過於理想，設計餘量小，造成系統內固體大量沉積而不能運行。
(2)廢水旋流子噴嘴尺寸選擇不當，導致溢流和底流漿液濃度不正常。進入廢水旋流器的漿液濃度過高，旋流子底部常被堵死。廢水旋流器入口加裝的濾網堵塞頻繁，導致其無法正常投運。
(3)因系統設置的緩沖池設計容量較小，再加上廢水排放比較隨意，影響了廢水處理系統連續穩定運行，從而降低了廢水處理效果。
運行問題
(1)設備堵塞問題。廢水系統中各箱罐因來水中固體含量太高，固體沉積而堵塞;中和箱因石灰乳加量不足，石灰乳管路堵塞，導致pH值無法提高;石灰乳加葯系統因停運後石灰乳沉積在入口管道和排污管道上造成系統堵塞;管道堵塞問題。
(2)儀表控制問題。由於pH測量電極、石灰石加葯管線清洗不及時，控制系統參數設置不合理等，均可造成pH值與設定值的偏差過大。
(3)泵異常情況。在運行過程中，出現泵振動和雜聲較大、電動機超載、流量顯著下降等現象，計量泵不出葯等故障。
調試問題
廢水處理系統作為脫硫系統的子系統在設備調試中未得到應有的重視，多數調試以出水合格和設備可以運行作為調試的目的，從而影響了廢水系統在脫硫設備啟動後的穩定連續運行。再加上運行葯品昂貴，設備故障得不到及時處理，影響了脫硫廢水處理系統的正常運行。

Ⅹ 電廠脫硫廢水零排放都有什麼技術

上干法，無廢水。
濕法脫硫的廢水零排放估計要花大價錢。