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> 脱硫废水零排放是怎么实现的？
所谓电厂，旨在实现一种封闭的用水系统，是对电厂的终端排水进行处理，最终实现无废水外排。脱硫废水中的杂质以盐的形式固化下来，最终实现脱硫废水零排放。
燃煤火电厂是我国工业用水的大户，其用水量和排水量十分巨大，在工业用水中约40%用于燃煤火电厂，燃煤火电厂每年排水约占全国工业企业排放量的10%。随着生态文明建设号角的吹响，&脱硫废水零排放&在火电企业越来越多地被提及，火电厂优化用水及脱硫废水零排放的新技术、新成果也不断涌现，建设燃煤火电厂全厂水量平衡体系，成为当前基层火电企业贯彻绿色发展理念的必然路径。然而目前国内真正实现废水&零排放&的电厂屈指可数。所谓&零排放&，是指无限地减少污染物和能源排放直至零的活动。
脱硫废水零排放是一种理想的封闭用水系统，是对电厂的用水及排水系统进行优化，最终实现电厂无污废水外排，在厂内回收处理、循环利用，最终无法利用的废水转化为固体废渣。真正实现电厂废水零排放是一项很复杂的系统工程，应统筹考虑全厂的给水及排水系统。电厂中要对各个用水子系统选择合适的用水方式，使其产生的废水量最少，这些废水要被完全的分级利用或回用，同时还要把末端废水终级处理后才能达到真正的零排放。
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脱硫废水“零排放”技术
脱硫废水“零排放”技术一、技术背景石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺具有脱硫效率高、适用性广、可靠性高的特点，被燃煤电厂普遍采用。为提高水的综合利用率，电厂一般将反渗透浓水、循环水排污水等各类排水作为湿法烟气脱硫系统工艺水源。脱硫系统排放废水成为燃煤电厂系统末端水质最恶劣的废水。脱硫废水具有高含盐量、高硬度、高CI-的特征，具有较强的腐蚀性和结垢性，回用困难、成为制约电厂脱硫废水“零排放”的关键因素。因此，对脱硫废水进行深度处理，实现脱硫废水“零排放”已成为燃煤电厂规划设计、环保升级改造工作面临的新挑战。二、常规处理方法与回用途径1.脱硫废水的排放量燃煤电厂运行中，一般通过控制脱硫吸收塔内浆液Cl-浓度来确定废水排放量。以某2x600MW机组为例,脱硫废水排放量为17.3m3/h(吸收塔浆液Cl-质量分数20kg/m3)。若工艺水水质较差或者需要控制更低的Cl-质量分数，则脱硫废水排放量会有所增加。2.脱硫废水的水质特征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、SCR系统氨逃逸率等多种因素有关。通过多个电厂的监测数据发现，脱硫废水的水质特点主要有：1)PH值为4~6.5,呈酸性;2)悬浮物含量高,一般在mg/L之间;3)含有微量的汞、铅、铬等重金属离子和砷、硒、氰化物等污染物;4)含有大量Ca2+Mg2+阳离子和Cl-、HS03-、HC03-等阴离子，溶解性固体总量(TDS)—般在mg/L之间，其中Cl-含量一般在mg/L之间。由此可见，脱硫废水具有高含盐量、高硬度、高Cl-的特征，具有较强的腐蚀性和结垢性。3.常规处理方法和水质国内脱硫废水常规处理工艺一般采用加石灰中和(碱化)、絮凝、沉降处理后，经澄清/浓缩、pH调整达标后回用或排放。该工艺主要去除了悬浮物和大部分重金属、氟化物。出水水质达到《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL/T997—2006)标准。但系统出水仍具有含盐量高、Cl-、F-含量高和痕量重金属的特点。废水中还可能存在的硒、硝酸盐、有机物等成分不能通过常规处理工艺去除，仍可能对水体造成一定污染。4.传统的回用途径
（1）用于水力冲灰或灰场喷洒：对于采用水力冲灰系统的燃煤电厂，可以将经过常规处理的脱硫废水排水作为冲灰水。例如某电厂投运的全厂废水处理系统，其所有厂区废水均用于水力除灰，实现厂内闭式循环使用。也有部分采用干除灰的电厂，将脱硫废水用于干灰调湿、灰场喷洒，但消耗水量小。
（2）用于除渣系统：对于采用水力除渣或湿式除渣系统的燃煤电厂，有电厂尝试将脱硫废水作为除渣系统补水。但据报道，这种回用途径受到渣系统闭式循环水量的限制，还会引起系统堵塞、设备及管道腐蚀问题而影响系统可靠性。
燃0煤电厂目前已普遍采用干除灰、灰渣综合利用等措施，除灰、除渣系统已不具备回用大部分废水的能力。三、脱硫废水“零排放”技术脱硫废水“零排放”又称零液体排放(ZLD)，—般是指电厂不向外部水域排放任何脱硫废水，所有离开电厂的脱硫废水都是以蒸汽的形式蒸发到大气中，或是以少量的水分包含在灰和渣中。目前，国内外燃煤电厂脱硫废水“零排放”技术主要采用热蒸发处理工艺，该工艺包括蒸发浓缩工艺和烟道蒸发工艺。烟道蒸发工艺是将脱硫废水用泵送到除尘器前烟道，经喷嘴雾化后在烟道内蒸发，废水中不溶物与盐类与飞灰一起被除尘器捕集而达到不排废水的目的。烟道蒸发技术要求除尘器前烟气温度较高,存在雾化效果差、运行不稳定等问题，对机组和煤种的适用性不足。蒸发浓缩工艺是利用蒸发器将脱硫废水进行浓缩，产品水回用，而浓缩水可通过结晶、干燥工艺转化为固体盐进行处置。这类技术对脱硫废水水质、机组和煤种的适用性广，具备较广的应用前景。1.蒸发工艺概述由于蒸发工艺可以达到浓缩溶液、获得固体溶质、制取纯净溶剂等目的，在化工、食品、海水淡化等行业得到广泛应用。蒸发过程中溶剂汽化需要吸收大量汽化热，因此蒸发操作是大量耗热的过程。目前，在化工行业主要采用多效蒸发(MED)工艺来提高加热蒸汽的利用率和改善传热条件，从而降低蒸发单元的能耗。为减小蒸汽耗量，又研发出采用机械蒸汽再压缩（MVR或MVC)技术的蒸发器。MVR(MVC)技术是将二次蒸汽经机械驱动的压缩机绝热压缩后送入蒸发器的加热室，二次蒸汽经压缩后温度升高，与蒸发器内沸腾液体形成足够的传热温差，故可重新作为加热剂用。这样，只需补充一定量的压缩功，便可将二次蒸汽的大量潜热加以利用。通常使用电动机作为压缩机的驱动装置。2.国外应用情况美国国家环境保护局(EPA)发布的《用于蒸汽动力发电厂的废水控制指南建议》，给出了美国145个采用湿法烟气脱硫工艺的发电厂所使用的脱硫废水处理工艺，见图1。其中，物理沉淀池有63个，占44%;化学沉淀法有36个，占25%;生物处理法有6个，占4%;其他方法12个，占8%;而零排放系统有28个，占19%。 图1
美国145个电厂的脱硫废水处理工艺分布欧美国家的燃煤电厂废水“零排放”系统应用较多的是MVR降膜蒸发器，蒸发器可回收废水中75%~95%的水。根据HPD公司资料，蒸发浓缩每吨水耗电量为18-35kWh。剩余含量5%~25%的浓缩液可以掺入飞灰至灰场或进人结晶器制得固体。典型的蒸发器布置如图2所示。 图2
典型的蒸发器布置图（HPD） Aquatech公司在意大利ENEL电力公司实施的5个电厂(单台机组最大容量660MW)脱硫废水“零排放”项目，均采用预处理软化+蒸发浓缩+强制循环结晶工艺。美国Latan燃煤电站2号机组（容量850MW)采用Aquatech公司提供的2x30gpm(并列运行，总量为13.6m3/h)的蒸发器。蒸发器进水水质:TSS为30000mg/L，其中Ca2+含量4250mg/L，Mg2+含量950mg/L，Cl-含量10000mg/L，硫酸根1320mg/L;蒸发器出水TDS小于10mg/L。3.国内应用情况截至目前，国内已投人脱硫废水“零排放”系统的燃煤发电厂主要有M电厂和W电厂（机组容量均为2x600MW)，均投产1年以上。这2家电厂均选择蒸发浓缩+结晶工艺，分别采用“二级预处理+蒸发结晶”和“两级卧式MVC+两效MED工艺”。M电厂脱硫废水“零排放”系统处理量为22m3/h，系统投资9750万元。预处理系统采用两级反应+沉淀和澄清处理,一级投加石灰,二级投加碳酸钠软化水质。蒸发结晶处理采用四效立管强制循环蒸发结晶工艺，结晶通过离心机和干燥床制得固体结晶盐。蒸发器管程列管采用纯钛管,蒸发室采用钛/Q235复合板。系统工艺流程见图3。 图3
M电厂系统工艺流程图蒸发器一次蒸汽来自电厂，蒸汽参数：温度135~150℃，压力0.3~0.5MPa(a)。一效、二效、三效、四效的二次蒸汽参数分别为:温度120~130℃，压力0.2~0.3MPa(a);温度100~110℃，压力0.1~0.15MPa(a);温度80~90℃，压力0.03~0.07MPa(a);温度50~70℃,压力0.01~0.03MPa(a)。运行中，控制脱硫系统吸收塔氯离子浓度控制mg/L;系统水质见表1，预处理系统出水悬钙离子小于5mg/L,蒸发系统出水TDS小于30mg/L，回用于电厂循环冷却水系统，蒸发浓缩液TDS达300g/L,氯离子达到饱和浓度；产生的固体结晶盐达到二级工业盐标准，以约80元/t的价格出售。该系统运行情况良好，水质较稳定，设备结垢量小。
M电厂蒸发系统水质数据
mg/l项目 原水 预处理出水 系统出水 pH 5.70~6.93 10.73 7.79 SS 20,000 5 0.58 Mg2+ 4,608 0.8 0.026 Ca2+ 1,600 4.32 2.65 总Fe 0.056 0.042 0.027 Cu2+ 0.1~23 - 〈0.0036 Cl- 12,480 11,600 2.28 SO42- 3,652 2,001 1.72 SiO2 112 0.44 0.3 CODcr 261 〈5 〈5 TDS
- 24.6 注：CODcr是以重铬酸锂作为氧化剂测得的化学需氧量。 该系统运行能耗高，处理1t脱硫废水消耗蒸汽约0.28t，综合费用约为180元/m3(药耗、能耗、设备折旧与人工费用等);对混凝澄清系统的运行控制要求严格，特别要防止澄清池翻池现象的发生。W电厂脱硫废水“零排放”系统设计处理量为20m3/h,系统总投资约6000万元。引进美国卧式薄膜喷淋MVC蒸发/结晶处理系统，由两级MVC+两效MED+卧式圆盘结晶器组成，换热管和蒸发器外壳均采用钛材；卧式MVC蒸发器换热管水平设置，废水走管外，加热蒸汽走管内，液体经喷嘴喷淋到换热管的外面形成薄膜，经加热后产生蒸汽。工艺流程见图4。 图4
W电厂系统工艺流程图蒸发器进水为常规处理，除去悬浮物。蒸发系统水质见表2，出水回用至电厂工业用水。两级卧式MVC蒸发器设有2台蒸汽压缩机(可一用一备，也可同时运行），系统只需开机时提供生蒸汽，压缩机实际运行温升可达18℃，卧式MVC蒸发器浓水温度达110℃;两效MED蒸发器主体设计与MVC类似，需要生蒸汽量为0.59t/h;卧式圆盘结晶器需要生蒸汽量为0.33t/h;系统设置有在线刮刀和除垢清洗单元。系统能耗相对较低，处理1t脱硫废水，耗电20-25kWh,耗蒸汽0.05~0.06t。
W电厂蒸发系统水质数据
mg/l项目 进水 出水 pH 6~9 6.8~9.5 Na+ 1,000~1,2000 〈10 Mg2+ 100 〈0.1 Ca2+ 2,000~10,000 〈10 重金属 - 未检出 Cl- 5,000~2,0000 〈100 SO42- 4,000~12,000 〈100 NO3- 100~500 〈10 总Si 70 〈1 CODMu 90 〈15 总碱度 - 〈3.0 注：CODMu是以高锰酸钾化为氧化剂测得的化学需氧量。 该系统的能耗与多效工艺相比大幅下降。但由于蒸发系统进水未经软化处理，水质结垢倾向严重，投入除垢清洗次数较多。同时，未软化的脱硫废水经浓缩后CaCl2含量高，引起溶液沸点升高幅度大，增加了系统能耗。系统产生的结晶固体盐含有重金属成分，需按照固体废物处理，处理费用高，增加了成本。据了解，该电厂正在实施改造，增加预处理软化系统。4.两种蒸发工艺的比较与分析针对脱硫废水的高含盐量、高硬度、高Cl-的特征和蒸发器能耗高的特点，选择蒸发浓缩工艺的重点是考察系统的能耗和蒸发器设备的防腐蚀、结垢性能。比较国内脱硫废水蒸发工艺的应用实例可以看出（见表3），采用多效蒸发技术与机械蒸汽再压缩技术均能实现脱硫废水“零排放”的要求。在节能方面，多效蒸发需要消耗大量蒸汽，适合在蒸发装置周边有废热或廉价的蒸汽源供其使用的场合；对于蒸汽源少或价格较贵的地方，采用机械蒸汽再压缩(MVR或MVC)技术比多效技术在降低运行能耗方面有明显优势。
多效蒸发与MVC蒸发工艺对比
mg/l项目 多效蒸发 MVC蒸发 处理能力/（m3·h-1） 22 20 投资费用/人民币 9千万 6千万 运行成本 高，耗蒸汽约0.28t， 较低，耗蒸汽0.05~0.06t， （1t废水） 耗电约30kWh 耗电20~25kWh 预处理软化 有 无 结晶部分 强制循环蒸发器 卧式圆盘结晶器 出水水质 好，回用至循环冷却水 较好，回用至工业水 固体盐 工业盐，可出售 按固废处置，费用高 防腐蚀 换热管采用纯钛，蒸发室采用钛/Q235复合板 换热管和蒸发器外壳均采用钛材 防垢措施 强制循环+控制较低的浓缩温度+投加阻垢剂 布水均匀的喷嘴+在线刮刀+投加阻垢剂 结垢与维护 低垢，1年1次化学清洗 结构倾向严重，需每周、月清洗 实践证明，在蒸发系统前设置水质软化系统降低Ca2+、Mg2+含量，能显著降低蒸发系统的结垢倾向，减少设备维护时间，提高系统运行可靠性和稳定性；有利于控制溶液沸点上升从而降低系统能耗；产生的结晶盐可以出售获得收益。四、脱硫废水“零排放”环保要求《水污染防治行动计划》即“ 水十条”的发布 ，意味着水环境保护已经被提升到了国家战略层面。为进一步贯彻国家关于环境保护的基本国策，满足环保更高要求，电厂燃煤锅炉已被要求实现脱硫废水零排放。
五、脱硫废水“零排放”技术方案1.工艺原理低温低压蒸发浓缩和烟道喷射蒸发技术是一种全新的脱硫废水零排放处理方法。 2.烟道喷射蒸发系统 （1）自主研发的独特雾化喷嘴（2）合理的CFD模拟（3）在烟道关键位置加装保温3.低温低压蒸发系统 4.低温低压蒸发系统技术优势（1）蒸发器结垢少（2）简单预处理（3）冷凝水可回用（4）运行和投资费用低（5）动力消耗较小5.烟道喷射蒸发系统技术优势（1）烟道和雾化喷嘴无积盐（2）对排烟温度影响小（3）提高除尘和脱硫效率（4）自动化程度高6.脱硫废水处理能力（1）低温低压蒸发系统：出力大，处理量可自行设计；（2）烟道喷射蒸发系统：对于一台2×300MW机组，当烟气温度＞130℃，可实现废水处理量为15t/h。7.水质要求
低温低压蒸发浓缩和烟道喷射蒸发处理装置对所处理的脱硫废水水质没有特殊要求，可以直接将“三联箱”处理后的脱硫废水送入低温低压蒸发系统。8.低温低压蒸发系统和烟道喷射蒸发系统水质监测污染物 单位 脱硫废水原水 浓缩液水质（浓缩50%) 回收水 总镍 mg/L 0.265 0.5 〈0.007 总铅 mg/L 〈0.001 〈0.001 〈0.001 总镉 mg/L 0.003 0.007 〈0.0001 总汞 mg/L 〈0.00004 〈0.00004 〈0.00004 总铬 mg/L 〈0.03 〈0.03 〈0.03 pH - 6.69 6.69 7.27 悬浮物 mg/L 43 80 〈5 COD mg/L 76.3 163 15.3 氟化物 mg/L 29.4 61 〈0.02 总锌 mg/L 〈0.009 〈0.009 〈0.009 总铜 mg/L 〈0.04 〈0.04 〈0.04 TDS mg/L
23 电导率 μS/cm
32.5 氯化物 mg/L .62 硫酸盐 mg/L
4.50 钠 mg/L 328 656 0.85 钙 mg/L 581
镁 mg/L .20 总硬度（以碳酸钙计） mg/L
15.2 六、技术前景
综合考虑脱硫废废水质、能耗与系统可靠性的因素，建议采用低温低压蒸发浓缩和烟道喷射蒸发脱硫废水“零排放”技术。
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湿法脱硫废水零排放处理技术解析
来源：火电技术&&
更新时间： 15:57:33
　　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废水零排放处理技术。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%。目前国内外脱硫废水主要采用化学沉淀法处理，但是经过化成沉淀法处理达标后，废水中仍含有高浓度的溶解性固体，主要包括氯化物等，很难回用，一般采取直接排放的方法处置。
　　然而将处理后的废水直接排放，不仅浪费水资源，同时由于废水含盐量较高，也会造成土壤和水体理化性质的改变，引起二次污染，如破坏土壤生态、影响水生生物以及地表和地下水源。随着水污染控制技术的进步和污染物排放标准的日益提高，该方法在未来废水处理中将受到限制。
　　例如北京市规定排水中可溶性固体总量一级排放标准和三级排放标准分别不能大于1000mg/L和2000mg/L。为了实现废水达标排放和回用水资源，脱硫废水的零排放处理得到越来越多的关注。脱硫废水零排放的核心在于脱盐处理技术的开发，由于废水中高浓度的盐分会对微生物产生抑制或毒害作用，采用生物法除盐很难达到较好效果，因此只能采用相应的物化处理方法。在脱硫废水的零排放处理中，主要包括以下两类工艺路线。
　　1蒸发法
　　蒸发法是废水零排放处理中常用的方法之一，该工艺也被应用于脱硫废水的处理中。蒸发法的基本原理是：进入蒸发器的废水通过蒸汽或电热器加热至沸腾，废水中的水分逐渐蒸发成水蒸汽，水蒸气经冷却后重新凝结成水而重复利用，废水中的溶解性固体被截留在蒸残液中，随着浓缩倍数的提高，最终以晶体形式析出。
　　蒸发法已经广泛应用于化工领域，既可以单独使用，也可以与其他工艺联合使用。随着近年来水处理技术的不断进步，蒸发法中的多效蒸发工艺得到快速发展，因其具有传热系数高、操作弹性大、进水预处理简单和能耗相对较低的优点，被广泛应用于化工、医药、海水淡化以及废水处理等领域中。王安治等采用混凝沉淀预处理结合多效蒸发结晶深度处理的工艺处理脱硫废水，以达到实现废水零排放目的。
　　由于蒸发法具有能耗高、设备易结垢和投资大的缺点，这也是限制其应用的重要因素。因此，要降低零排放处理成本和保证系统正常运行，需要从以下两方面对废水进行预处理，即废水的减量化和防结垢处理。
　　一方面，通过减量化处理方法对废水进行预处理，可以减少蒸发结晶器的处理负荷，金正环保采用DTRO膜法对脱硫废水进行高倍浓缩，可以有效降低处理成本。采用DTRO碟管式反渗透膜分离技术首先对废水进行高倍数浓缩，减量化处理，高压DTRO膜产生的浓水再进行蒸发结晶，可以有效降低蒸发处理负荷和节约处理成本。另一方面，通过软化法对废水进行预处理，处理防止蒸发器内结垢。
　　脱硫废水处理系统工艺流程：
　　脱硫废水蒸发结晶系统为高含盐废水处理过程的主要耗能系统，为了降低投资成本和运行成本，在废水进入蒸发器浓缩前进入高压反渗透（DTRO）预浓缩系统，将脱硫废水TDS的质量浓度25~40g/L预浓缩到80~100g/L，降低进入蒸发器系统水量，提高运行效率。
　　2烟道处理法
　　烟道处理法是在烟道内对废水进行喷雾蒸发处理的一种方法。喷雾蒸发法在食品、化工等领域应用广泛，但在废水处理中应用较少。采用烟道蒸发法处理脱硫废水时，首先采用一定的喷射方式将脱硫废水雾化后喷入电除尘器之前的烟道内，废水以小液滴的形式经过高温烟气加热后迅速蒸发气化，其中的悬浮物和可溶性固体形成细小固体颗粒，然后在气流的夹带作用下进入电除尘器并被电极捕捉去除，最终实现脱硫的废水近零排放处理。
　　与现行脱硫废水处理技术相比，蒸发法具有众多优点：设备简单，无需添加化学药剂，可以有效克服现有废水处理系统设备多、投资大、运行成本高和设备检修维护工作量大的缺点；运行操作简单，废水中的污染物以灰分形式排出，无污泥处置问题；由于废水向烟道内引入，可以适当提高烟气湿度，从而降低烟气中灰尘颗粒的比电阻，有利于提高除尘效率。
　　康梅强等采用计算流体动力学（CFD）方法建立废水液滴在烟道内的运动和蒸发等过程的数学模型，开展了烟道结构、烟气温度以及喷雾粒径等参数对废水蒸发影响的研究。张志荣等还提出了针对国产机组特性的脱硫废水烟道蒸发处理方案，对液滴群蒸发质量及其关键影响因素、液滴气动破碎特性和蒸发特性等进行了系统的研究，并计算得到与废水排放量对应的烟道中喷嘴具体布置方式和数量。
　　值得注意的是，向脱硫废水中加入适当的化学药剂后再进行烟道蒸发处理，还可以起到协同效应，促进烟气中其他污染物的去除。向脱硫废水中加入聚合氯化铝、聚合硫酸铁、聚硅硫酸铝等团聚剂后再经过烟道蒸发处理，不仅可以实现废水零排放处理，还可以有效提高烟气中PM2.5的去除效率，工艺除尘效率可提高37%。唐念等向脱硫废水中加入卤素添加剂和脱汞催化剂，然后将废水送入烟道处理，通过与烟气中的粉尘充分接触，可以有效提高汞去除率。
　　在实际应用方面，采用烟道法处理脱硫废水的报道很少，只有美国Bailly电厂采用了该技术，国内尚无实际应用报道，大多停留在实验室研究阶段。主要原因包括烟道蒸发工艺中存在许多潜在问题尚未解决，如废水组成对烟气组成等特性的影响、废水水质成分的变化可能对烟气后续处理产生的影响，以及由于污染物在烟道内壁吸附可能引起烟道腐蚀等问题。
　　结论与展望
　　综上所述，为了避免高含盐废水污染环境并回收水资源，脱硫废水零排放处理越来越受到重视。脱硫废水零排放处理技术主要包括两种：
　　第一种是DTRO膜浓缩+蒸发结晶法，该方法可以回收水资源和结晶盐，完全符合政府要求废水&零排放&要求。DTRO膜系统对废水的高倍浓缩大大降低了零排放成本。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。
　　湿法脱硫废水处理系统
　　主要设备故障分析及应对措施
　　据统计，截止2010年底，全国已投运烟气脱硫机组超过5.6kw，约占全国煤电机组容量的86%。在全国已投运的烟气脱硫机组中，300MW及以上烟气脱硫机组约占86%。石灰石-石膏湿法脱硫仍是主要脱硫方法，占92%。石灰石-石膏湿法脱硫大规模商业化的同时产生了一定量的脱硫废水。目前，燃煤电厂主要的脱硫废水处理工艺为脱硫后废水经中和、反应、好絮凝及沉淀处理，除去废水中含有有重金属及其他悬浮杂质。涉及的主要常规设备有各废水箱（如中和箱、反应箱、絮凝箱、澄清浓缩池、出水箱）、各废水泵及污泥泵、加药泵、搅拌器、污泥压滤机等。通过火电厂环境保护评价过程发现，多数电厂脱硫废水处理系统存在设计、设备故障和运行管理等问题。本文通过对脱硫废水处理系统主要常规设备存在问题进行了分析，提出了相应的应对措施，确保脱硫废水设施的稳定运行。
　　1、设备故障分析
　　脱硫废水系统一般为不同机组脱硫岛的公用系统，随着机组停运，脱硫废水系统处理水量也会变化。另外，脱硫废水的排放量主要是根据吸收塔内氯离子浓度的大小决定的，因此系统排放的水量并不稳定，这样会导致脱硫废水处理系统起停比较频繁，很容易导致系统堵塞等故障。此外，还有系统设计、运行管理和设备调试等各方面的因素。
　　1.1设计问题
　　由于脱硫废水处理系统在设计过程中考虑不周，导致系统调试和运行过程中设备故障率较高，影响了系统的正常运行。主要存在问题有：
　　（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。
　　1.2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。
　　1.3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。
　　2、应对措施
　　2.1增加废水处理系统的设计容量
　　加大缓冲池容量并保持废水连续稳定排放。为了防止悬浮物的沉淀，废水缓冲箱中需要设计搅拌装置。搅拌装置采用曝气装置应采取母管支管，并在支管上打曝气孔方式，但采取母管支管结构时，支管的排列密度及曝气强度应是普通工业废水的2-4倍。
　　2.2运行管理维护
　　（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。
　　2.3废水处理系统调试
　　废水系统和脱水系统息息相关，废水的正常排放有助于脱水系统的正常运行，而脱水效果的好坏又影响废水旋流器的运行和排放至废水系统的石膏含量，所以要做好系统的调试工作及运行中的控制。对石膏旋流器和废水旋流器进行调试，对石膏浆液浓度和结晶情况进行分析，对旋流器的各部位浆液浓度和流量进行测试，确保旋流器各部分浆液浓度达到设计值。投运后要定期对浆液化验；在脱水系统各级流程上加装可在线人工清理的开放式滤网；建议定期对中和沉降絮凝箱进行排污；运行中对停运的设备要及时冲洗干净，故障及时维修。
　　3、结语
　　以国内外燃煤电厂环保标准发展形势看，国家在&十二五&未期可能会出台更为严格脱硫废水排放标准，因此燃煤电厂脱硫废水处理系统应得到充分的重视。燃煤电厂应将脱硫废水处理系统一同纳入主机管理系统，加强对现有脱硫废水系统的运行、检修和维护管理；及时对脱硫废水系统进行评价，对确实存在先天缺陷的，应进行相应的改造。保证脱硫废水处理设施的稳定运行，满足国家标准要求。
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