脱硫脱硝废水零排放

Ⅰ 脱硫废水零排放存在问题如何解决

目前，国内外已建成数十个火电厂脱硫废水零排放工程，运行成本高、版结晶盐固废难处理是该类工程权投运后面临的主要问题。LTLD研究所通过研究脱硫废水水质特点，提出优化的脱硫废水零排放解决方案，很好的解决了该类项目面临的问题。
以廉价的Na2SO4替代传统软化工艺中的Na2CO3，使脱硫废水零排放软化预处理药剂成本仅为传统软化工艺的39.2%。
软化预处理采用两级软化澄清工艺，使处理后废水中的钙离子浓度低于8mg/L，保障了后续蒸发结晶系统清洗除垢周期不低于10个月。
通过控制结晶操作点，系统只产出工业级高纯度氯化钠结晶盐，不仅使结晶盐具有附加经济效益，还免除了混合盐作为固废处置的成本，与产出混合盐的脱硫废水零排放方案相比，仅结晶盐处置费用就可节省运行成本27.9元/吨废水。
通过对脱硫废水零排放预处理和蒸发结晶工艺的优化设计，使运行成本降低至：预处理28.5元/吨废水、蒸发结晶4.5元/吨废水，总运行成本33元/吨废水。与常规脱硫废水零排放工艺相比，经济效益十分显著。
希望能够帮助到您。

Ⅱ 脱硫废水零排放系统运行中应注意什么

脱硫废水处理应用零排放技术，不但实现了真正意义的废水零排放，而且还实现了循环经济内，具有很大容的推广意义。那么你知道脱硫废水零排放系统运行中应该注意什么吗?
(1)运行前设备维护。对于废水处理设备，应进行定期检查，做好运行维护的准备工作。定期对加药系统进行清理，并检查药箱内的药量;定期对计量泵的管路进行维护，保证其准确性。定期检查pH测量电极，及时清洗和调整。
(2)运行中设备维护。在运行中应对泵前的保护装置进行实时检查，防止格栅上出现过多的残留物而影响水流通畅。由于脱硫废水中悬浮物含量较高，系统每次停运后应及时冲洗。具有冲洗位置为：废水泵出口至pH值调整槽管路，石灰乳加药系统管路，絮凝槽至澄清器管路，澄清器泥浆输送管路。此外，若pH值调整槽、反应槽、絮凝槽为单独的箱体，则箱体间的连续管路应当放大，并在箱体加装液位计。
(3)脱硫废水处理系统的主要控制。根据废水流量实施开环控制，按比例调节加入反应的化学药剂量。出水pH值和浊度控制，通过在线监测，调节加入的HGI量，使出水达标。当出水浊度不合格时，将出水箱的水重新送回中和箱再处理度停止废水进入，澄清池中污泥的自动排放。

Ⅲ 如何实现脱硫废水零排放

通常电厂脱硫废水经过传统处理后排放尚难以达标，水中有害物质排放存在二次污染，因此在水环境保护严格的区域无法实施。此外电厂脱硫废水零排放的回用还存在技术障碍，部分回用于灰场、煤场喷淋等，无法全部回用;传统预处理后的仍然含有高盐、高氯根及微量重金属，回用局限性大。高盐、高氯根的特性对回用设备要求材质较高，且可能导致其在系统富集可能带来其他不确定的不利影响。
但是与此同时，企业环保社会责任提高和政策法规的驱动也为脱硫废水的零排放技术带来了机遇。
根据排放标准为接管、零排放的差异，废水处理工艺分为脱硫废水的常规处理工艺、脱硫废水的零排放处理工艺。
脱硫废水零排放一体化处理工艺是根据燃煤锅炉整体烟气流程规划开发的全新脱硫废水零排放处理方法。脱硫废水零排放一体化处理工艺及装置利用废水预处理装置对脱硫废水进行初步固液分离，废水被导入至空预器后、除尘器前之问的烟道内，经双流体雾化器高度雾化后，在高温烟气余热的加热作用下，水分被完全蒸发成气相水蒸气，而盐分随着水分蒸发结晶成固体颗粒，被除尘器捕捉进入干灰，达到“消灭”废水的目的。并且很高程度上提高了烟气湿度，提高除尘器效率，并降低脱硫吸收塔工艺水消耗量，最大程度的节水节能，实现脱硫废水零排放。

Ⅳ 脱硫废水零排放系统常见哪些故障

脱硫废水零排放运行问题
(1)设备堵塞问题。废水系统中各箱罐因来水中固体含量太版高，固体沉积而堵塞;中和箱因权石灰乳加量不足，石灰乳管路堵塞，导致pH值无法提高;石灰乳加药系统因停运后石灰乳沉积在入口管道和排污管道上造成系统堵塞;管道堵塞问题。
(2)仪表控制问题。由于pH测量电极、石灰石加药管线清洗不及时，控制系统参数设置不合理等，均可造成pH值与设定值的偏差过大。
(3)泵异常情况。在运行过程中，出现泵振动和杂声较大、电动机超载、流量显著下降等现象，计量泵不出药等故障。
脱硫废水零排放设计问题
(1)设计时对进入废水处理系统的浆液含固量考虑过于理想，设计余量小，造成系统内固体大量沉积而不能运行。
(2)废水旋流子喷嘴尺寸选择不当，导致溢流和底流浆液浓度不正常。进入废水旋流器的浆液浓度过高，旋流子底部常被堵死。废水旋流器入口加装的滤网堵塞频繁，导致其无法正常投运。
(3)因系统设置的缓冲池设计容量较小，再加上废水排放比较随意，影响了废水处理系统连续稳定运行，从而降低了废水处理效果。

Ⅳ 脱硫废水零排放的关键技术在于如何去除废水中的高含盐量

燃煤电厂脱硫废水因高含盐量、成分复杂、高腐蚀性、回用困难的特点成为回制约燃煤电厂废水零排放的关键答因素。目前一般采用“混凝沉淀预处理+深度处理”的工艺对脱硫废水进行处理,使脱硫废水中溶解性固体以结晶盐的形式去除,处理后的出水达到《工业循环冷却水处理设计规范》(GB 50050-2007)中“间冷开式系统循环冷却水水质指标”的要求,可以用于电厂循环冷却水补充水,处理后的结晶盐经干燥打包后可用作工业用盐,真正实现“废水零排放”目的。

Ⅵ 火电厂用石灰石脱硫脱硝时对粉煤灰有何影响

摘要： 火力发电厂的脱硫，为什么一定要用石灰石作为脱硫剂？火力发电厂排出的粉煤灰浆，无用，有害，量大，且多。酸碱度一般在8.5-13左右。为什么不能将其碱性应用于脱硫呢？ 按照中等偏下原则计算粉煤灰浆中的脱硫物质。粉煤灰浆中的脱硫物质，是燃煤含硫量3％情况下的4倍多。足以用于脱硫。 不仅有价值，而且完全有必要，将粉煤灰浆应用于火力发电厂的脱硫。运用高、精、尖技术的最新烟气微分处理工艺，不仅能够将粉煤灰浆与二氧化硫充分有效混合，而且能够降低传统脱硫塔50％以上高度。也就是说，能够大为减少占地面积和占用空间。根据已经成功的十多个工业应用业绩进行计算，能够实际应用于火力发电厂的高效除尘脱硫装置，其除尘、脱硫效率，一般在99.9999％左右。也就是说，完全可以节省掉静电除尘这一部分。针对国内、外燃煤电厂锅炉烟气治理的除尘、脱硫成本高、效率低，结构复杂、操作繁琐、具有二次污染，缺陷过多状况，研发成功，可以广泛运用于烟气治理领域，可以与电厂污水零排放相结合，并且可以与城市污水水处理相结合的，全部国产化的，低成本、高效率湿式除尘、脱硫、污水处理一体化技术装备。
绪言：解决温室效应、空气质量剧烈恶化、水污染和大规模酸沉降污染，是全人类面临的重大问题之一。进行全球气候和环境保护，是对人类智慧、勇气和信心的重大考验。进行全球气候和环境保护，烟气治理是主要措施之一。烟气治理的除尘、脱硫一体化，以废治害、以害制害，综合利用、综合开发，是降低脱除二氧化硫成本的最有效途径。其意义，丝毫不亚于进行第二次工业革命。温室效应、空气质量剧烈恶化、水污染和大规模酸沉降污染，给予人类社会和谐发展造成的危害，愈发剧烈。日益明显。这是每一个人都能够切切实实的感受到的。对于环境保护的迫切性和重要性，人人皆知。但是，为什么烟气治理的速度仍然不尽人意呢？ 归根结底，静电除尘--石膏脱硫的除尘、脱硫工艺流程，复杂、造价昂贵，是根本原因。虽然，石灰石价格低廉、资源广泛，静电除尘耗用的用电量也比较小，但是，久而久之，运行费用也是很为可观的。仅就全国的火力发电厂除尘、脱硫来讲，造价和运行费用，都是巨大的天文数字。对于脱硝、脱碳的具体实施要求，则更是遥遥无期了。降低除尘、脱硫的造价和运行费用，是粉尘和硫、氮、碳氧化物污染治理的根本所在。 烟气治理，需要造价低、效率新高技术。电力，中国、乃至全世界的各行各业都在呼唤更好、更先进的除尘、脱硫全新技术装备。 怎么样降低除尘、脱硫的造价和运行费用？从这里就可以引出一个问题。
一、火力发电厂的脱硫，为什么一定要用石灰石作为脱硫剂？火力发电厂排出的粉煤灰浆，无用，有害，量大，且多。酸碱度一般在8.5-13左右。 为什么不能，为什么没有将其碱性应用于脱硫呢？如果能够应用一部分，那么，就可以降低粉煤灰的相当一部分有害性。就能够减少许多石灰石的消耗。就能够减少许多有关石灰石消耗的资源浪费。亚石膏的无用性，以及其堆积缓释二氧化硫的二次污染性，众所周知。石灰石-石膏-湿式脱硫工艺流程，虽然也能够广泛应用，毕竟造价高、效率低、结构复杂。浪费严重。需要根本性进步。
二、粉煤灰浆中含有能够脱硫的物质，是不是不足以用于脱硫呢？一般燃煤的含灰量在30％以上。30％含灰量中的脱硫物质，能够脱除多少二氧化硫？ 燃煤煤质的不同，含灰量也不同。 30％的含灰量，能够脱除3％的二氧化硫。十倍比例，从数学意义上讲，根本没有问题。 按照中等偏下原则计算粉煤灰浆中的脱硫物质。粉煤灰浆中的脱硫物质，是燃煤含硫量3％情况下的4倍多。足以用于脱硫。所以，不仅有价值，而且完全有必要，完全应该将粉煤灰浆应用于火力发电厂的脱硫。燃煤含灰量中的脱硫物质，混溶在水溶剂中的活性更好。脱硫能力应该更好。因为应用石灰石脱硫的石膏脱硫法，并不能高效地脱除二氧化硫。还需要添加含镁物质等等。表1粉煤灰的化学成分及性能（%）： 细度 需水量 烧失比 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

粉煤灰是原煤经电厂锅炉燃烧后的产品。各地电厂所用的原煤来自不同的煤矿。所以燃煤中各组成物质的含量不同。而且各个电厂炉膛结构有别，受炉温、空气含氧量、燃烧质量等的影响，以及原煤的燃烧方式不同，因而燃烧后粉煤灰的比重及成分不同。经频谱仪分析可知：粉煤灰的主要成分是氧化硅、氧化铝和氧化铁，约占粉煤灰总量的80%左右，还有一定量的氧化钙、氧化镁等(见表2)。表2不同电厂粉煤灰化学成分测定结果(%)：
灰名 SiO 2 Al 2 O 3 Fe 2 O 3 CaO MgO 烧失量 d 50 (mm)

青山热电厂干灰 59.82 26.66 4.95 2.42 0.90 0.93 0.035
青山热电厂湿灰 57.28 24.24 7.48 3.48 0.31 3.47 0.029
汉川电厂干灰 57.50 26.70 4.10 2.72 0.95 4.81 0.031
汉川电厂湿灰 59.95 28.72 4.71 3.53 1.16 3.43 0.076
阳逻电厂干灰 54.54 24.48 5.05 2.68 0.95 4.29 0.027
阳逻电厂湿灰 56.31 23.50 7.79 4.16 1.09 3.59 0.083
郑州热电厂 50.37 21.28 4.19 3.24 1.30 4.30 0.061
郑州火电厂 52.86 22.88 4.09 3.52 1.38 11.0 0.027

1.关于燃煤含硫量计算： 以35吨/小时锅炉为例。烟气量126000立方米/时。按用煤量6.6吨/时计算。燃煤含硫量为3%时烟气含硫量：每小时烟气含硫量6.6×1000×3％＝198kg，为198kg×1000÷32＝6187.5GM。
2.关于粉煤灰所含脱硫物质计算： 按煤的含灰量为30％计算：煤渣、粉尘量为6.6×1000×30%＝1980kg。粉煤灰含SiO2为32-60%，取45%；Al2O3为10-32%，取20%；Fe2O3为4-12%，取8%；CaO为2-24%，取12%；MgO为1-11%，取6%；烧失量为1-15%，取9%。矿物组成以玻璃体为主要成分。玻璃体含量50-80%。其余为莫来石和石英相。粉煤灰中能够脱硫的物质数量如下：
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。合计为：14850+3882.35+990+4242.85+2970＝26935.2GM。
3.脱硫剂数量大于含硫量四倍以上。 燃煤含硫量3%时，每小时烟气含硫量为198kg×1000÷32＝6187.5GM。粉煤灰中所含脱硫物质的量，每小时为26935.2GM，是硫的26935.2÷6187.5＝4.35倍。
三、如何将粉煤灰浆中的脱硫物质与二氧化硫充分混合?
传统中的湿式石膏脱硫法，能够将石灰石中的脱硫物质有效混合。也完全能够将粉煤灰浆与二氧化硫有效混合。在利用传统的石膏脱硫法脱硫设施的基础上，利用粉煤灰脱硫，一定会有许多不适之处。所以进行了研究。经过研究、开发，事实证明，应用粉煤灰进行脱硫的设施，不仅比石灰石脱硫设施小，而且，还可以将巨大的静电除尘设施节约掉。
四、应用粉煤灰浆脱硫，是否可以节省掉静电除尘? 静电除尘的效率一般在99.99％左右。传统的麻石水膜除尘器效率，一般只有97％. 在利用粉煤灰浆脱硫时，除尘效率能不能达到99.99％，关系到能否节省掉静电除尘问题。根据已经成功的十多个工业应用业绩，作为粉煤灰浆脱硫的工业应用试验装置进行计算。脱硫效率与除尘效率基本相同。烟气治理的效率可以达到100％。但是，与物质不灭定律、能量守恒定律丝毫无关。例如空调。例如沙尘暴污染的大气，经过湿式处理后，完全可以达到湿润、清新程度。其经过安装紫外线、负离子发生装置、恒温装置通道后，空气质量还可以进一步提高。
五、除尘、脱硫一体化，是降低除尘、脱硫成本的根本途径。与目前世界上最为成熟、应用范围最为广泛的石灰石-石膏湿式脱硫-静电除尘烟气治理工艺流程相比较，将静电除尘和脱硫岛这两个庞然大物合而为一，一定能够降低造价，降低运行成本。但是，还能不能够具有更进一步的发展？研究证实，完全能够将除尘、脱硫、污水处理合而为一。除尘、脱硫、污水处理一体化，更有利于烟气治理向纵深发展。不仅有利于电厂的污水零排放，更有利于社会上的污水处理。除尘、脱硫、污水处理一体化，具有强大的污水处理功能。其它企业将印染废水、造纸废水、氨水、电石渣、海泥应用于脱硫的工业应用事实，完全能够证明。工业应用证明，经过除尘、脱硫工艺流程的澄清水，清澈度一般在1.8米以上。 关于小型火力发电厂的废水水质、水量特点：小型火电厂的废水一般分为除灰废水、冷却系统排水、化学处理系统排水、输煤系统废水、厂区生活废水、含油废水和杂用水系统排水等。其中除灰废水和冷却水系统排水水量占整个电厂废水的80％左右。其它废水水量由电厂的具体用水情况而定。冷却水系统排水水质较好，只是温度和COD较高。除灰废水水质差，水中不仅COD和SS很高，还含有许多重金属元素。表3小型火电厂各废水系统水量和废水中的污染物统计：
废水系统 冷却系统排水 除灰废水 化学处理系统排水 含油废水 输煤系统废水 厂区生活废水 杂用水系统排水
占总废水百分比/% 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 重金属、COD、SS、Ca 2+ 、SO 4 2- 等 H+或OH - 、COD、Cl - 等 油污等 SS等 BOD等 COD、SS等
火力发电厂的烟气治理，是一个相当巨大的社会工程。一般要求具有两个同样的业绩。这就彻底否定了创新。作为企业，创新成果如果没有业绩，也是不可以接受的。必须坚持进一步深化科研体制、机制改革。火力发电厂的烟气治理创新，也同样是一个相当巨大的社会工程。也需要跨越很高的门槛。许许多多关于煤的清洁燃烧研究机构、重点实验室，并不能够做到对于具体情况进行具体分析，进行具体研究，对于显而易见的、近在咫尺的、具有明显碱性特征的粉煤灰浆，加以应用，至今仍然达不到非职务发明人一九九七年的研究水平，只能说明，开拓具有中国特色的科学技术全面发展道路，任重道远。建设科学发展的创新型国家，需要全国上上下下每一个人的努力，汇聚成为共同的合力。
结论：利用具有碱性特征的粉煤灰浆脱硫，切实可行。关于其工业应用的技术装备，鉴于应用在其它行业的十多个业绩，证明其技术可靠、成熟。

Ⅶ 电厂脱硫废水真的能实现零排放吗

脱硫废水零排放抄处理袭技术主要包括两种：
第一种是蒸发结晶法，该方法可以回收水资源和结晶盐，能耗过高是限制其大规模应用的主要原因。此外，为了确保蒸发结晶器正常运行和保证结晶盐品质，需要对脱硫废水进行严格的预处理，如去除废水中的硬度、有机物和重金属等。因此，要实现蒸发结晶法的大规模应用，必须注重强开发废水减量化预处理技术的研发，以期降低蒸发工段的建设和和运行成本，同时还要研究高效的脱硫废水预处理技术。
第二种是烟道蒸发处理法，该工艺操作简单，运行成本低，但是烟道处理法不能回收水资源，而且尚有大量潜在影响不能确定，包括对后续除尘等工艺的影响，以及可能引起的烟道腐蚀问题等。因此，在烟道蒸发处理脱硫废水方面，应注重废水进入烟道后对烟气排放和烟气处理系统的影响研究。烟道处理法要得到广泛应用，还要进行大量、长期、全面的经济技术研究和评价。

Ⅷ 根据实践经验,燃煤电厂的废水零排放是可以实现的吗

根据实践经验，烧煤电厂的废水零排放一般是做不到的。除非是采用冷却水版直流系统临河权海边电厂。一般电厂的循环水排放污水量每小时都在几百吨以上，厂内没有一个系统能够吸纳怎么大量的水。而厂内其他系统的废水量不大，可以通过处理后，分别用于煤场洒水、干灰洒水、经过反渗透后用于锅炉补水等等。

Ⅸ 脱硫废水零排放系统容易出现哪些问题

设计问题
(1)设计时对进入废水处理系统的浆液含固量考虑过于理想，设计余量小，造成系统内固体大量沉积而不能运行。
(2)废水旋流子喷嘴尺寸选择不当，导致溢流和底流浆液浓度不正常。进入废水旋流器的浆液浓度过高，旋流子底部常被堵死。废水旋流器入口加装的滤网堵塞频繁，导致其无法正常投运。
(3)因系统设置的缓冲池设计容量较小，再加上废水排放比较随意，影响了废水处理系统连续稳定运行，从而降低了废水处理效果。
运行问题
(1)设备堵塞问题。废水系统中各箱罐因来水中固体含量太高，固体沉积而堵塞;中和箱因石灰乳加量不足，石灰乳管路堵塞，导致pH值无法提高;石灰乳加药系统因停运后石灰乳沉积在入口管道和排污管道上造成系统堵塞;管道堵塞问题。
(2)仪表控制问题。由于pH测量电极、石灰石加药管线清洗不及时，控制系统参数设置不合理等，均可造成pH值与设定值的偏差过大。
(3)泵异常情况。在运行过程中，出现泵振动和杂声较大、电动机超载、流量显著下降等现象，计量泵不出药等故障。
调试问题
废水处理系统作为脱硫系统的子系统在设备调试中未得到应有的重视，多数调试以出水合格和设备可以运行作为调试的目的，从而影响了废水系统在脱硫设备启动后的稳定连续运行。再加上运行药品昂贵，设备故障得不到及时处理，影响了脱硫废水处理系统的正常运行。

Ⅹ 电厂脱硫废水零排放都有什么技术

上干法，无废水。
湿法脱硫的废水零排放估计要花大价钱。