脱硫（湿式脱硫除尘）废水处理技术
1.国内外脱硫除尘废水处理技术综述
锅炉烟气湿法脱硫（石灰石/石膏法）过程产生的废水来源于吸收塔排放水。为了维持脱硫装置浆液循环系统物质的平衡，防止烟气中可溶部分即氯浓度超过规定值和保证石膏质量，必须从系统中排放一定量的废水，废水主要来自石膏脱水和清洗系统。废水中含有的杂质主要包括悬浮物、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严格控制的第一类污染物。
石灰石—石膏法是目前使用中最广泛的一种烟气脱硫法，它能高效脱除烟气中的硫。脱硫FGD的废水必须综合考虑如下污染物的去除效率和程度： 1）pH 值（随FGD流程不同有差异，一般为1～6.5）； 2）浮物固体成分及含量；3）石膏过饱和度； 4）重金属含量。对于湿法烟气脱硫技术，一般应控制氯离子含量小于2000mg/L。脱硫废液呈酸性（pH4～6），悬浮物质量分数为9 000～12700mg/L，一般含汞、铅、镍、锌等重金属以及砷、氟等非金属污染物脱硫废水，属弱酸性，故此时许多重金属离子仍有良好的溶解性。所以，脱硫废水的处理主要是以化学、机械方法分离重金属和其它可沉淀的物质，如氟化物、亚硫酸盐和硫酸盐。
现行国外典型脱硫除尘废水处理技术国内现行的典型废水处理方法均是基于脱硫除尘废水的排放特征衍生而来，针对不同种类的污染物，其各自的去除机理如下： 1）酸碱度调节（去除）先在废水中加入石灰乳或其它碱性化学试剂（如：NaOH等），将pH值调至6～7，为后续处理工艺环节创造良好的技术条件，同时在该环节可以有效去除氟化物（产品CaF2沉淀）和部分重金属。然后加入石灰乳、有机硫和絮凝剂，将pH升至8～9，使重金属以氢氧化物和硫化物的形式沉淀。 2）汞、铜等重金属的去除沉淀分离是一种常用的金属分离法，除活泼金属外，许多金属的氢氧化物的溶解度较小。故脱硫废水一般采用加入可溶性氢氧化物，如氢氧化钠（NaOH），产生氢氧化物沉淀来分离重金属离子。值得一提的是，由于在不同的pH值下，金属氢氧化物的溶度积相差较大，故反应时应严格控制其pH值。在脱硫废水处理中，一般控制pH值8. 5～9.0之间，在这一范围内可使一些重金属，如铁、铜、铅、镍和铬生成氢氧
化物沉淀。对于汞、铜等重金属，一般采用加入可溶性硫化物如硫化钠（Na2S），以产生Hg2S、CuS等沉淀，这两种沉淀物质溶解度都很小，溶度积数量级在1 0-40～1050之间。对于汞使用硫化钠，只要添加小于1mg/LS2-̴ 9，就可对小于10μg/L浓度的汞产生作用。为了改善重金属析出过程，制备一种能良好沉淀的泥浆，一般可使用三价铁盐如FeCl3及一般为阴离子态的絮凝剂。通过以上两级处理，即可使重金属达标排放。
还有一些工艺，以Ca(OH)2代替NaOH，反应过程中同时产生CaF2、CaSO3、CaSO4沉淀物，以分离氟化物、亚硫酸盐、硫酸盐等盐类物质。采用Steinmullerj技术的波兰RAFAKO公司认为，使用Ca(OH)2溶液，通过加絮凝剂、助凝剂还可沉淀CaCl2分离Cl-。另外，德国一些公司，使用同样有选择作用的TMT（Trimer～capto-trianzin）替代Na2S来沉淀汞，这种工艺相对操作简单。
2.国内现行典型脱硫除尘废水处理技术综述
在消化、吸收和引进国外先进脱硫技术的基础上，随着环境保护工作的逐年加强，脱硫除尘废水的稳妥达标处理也日益得到高度关注，结合国内脱硫废水的实际情况：1）湿法脱硫废水的主要特征是呈现弱酸性，pH值低于5.7；悬浮物高，但颗粒细小，主要成分为粉尘和脱硫产物（CaSO4CaSO3）； 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。
由此国内的处理技术基本基于如上废水的排放性质，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，其大致的工艺处理流程见图3
脱硫废水处理包括以下4个步骤：1）废水中和反应池由3个隔槽组成，每个隔槽充满后自流进入下个隔槽，在脱硫废水进入第1隔槽的同时加入一定量的石灰浆液，通过不断搅拌，其pH值可从5.5左右升至9.0以上。2）重金属沉淀Ca（OH）2的加入不但升高了废水的pH值，而且使Fe3+、Z n2+、Cu2+、Ni2+、Cr3+等重金属离子生成氢氧化物沉淀。一般情况下3
价重金属离子比2价离子更容易沉淀，当pH值达到9.0～9.5时，大多数重金属离子均形成了难溶氢氧化物。同时石灰浆液中的Ca2+还能与废水中的部分F -反应，生成难溶的CaF2；与As3+络合生成Ca（AsO.3）2等难溶物质。此时Pb2+、Hg2+仍以离子形态留在废水中，所以在第2隔槽中加入有机硫化物（TMT—15），使其与Pb2+、Hg2+反应形成难溶的硫化物沉积下来。3）絮凝反应
经前2步化学沉淀反应后，废水中还含有许多细小而分散的颗粒和胶体物质，所以在第3隔槽中加入一定比例的絮凝剂FeClSO4，使它们凝聚成大颗粒而沉积下来，在废水反应池的出口加入阳离子高分子聚合电解质作为助凝剂，来降低颗粒的表面张力，强化颗粒的长大过程，进一步促进氢氧化物和硫化物的沉淀，使细小的絮凝物慢慢变成更大、更容易沉积的絮状物，同时脱硫废水中的悬浮物也沉降下来。4）浓缩/澄清絮凝后的废水从反应池溢流进入装有搅拌器的澄清/浓缩池中，絮凝物沉积在底步并通过中立浓缩成污泥，上部则为净水。大部分污泥经污泥泵排到灰浆池，小部分污泥作为接触污泥返回废水反应池，提供沉淀所需的晶核。上部净水通过澄清/浓缩池周边的溢流口自流到净水箱，净水箱设置了监测净水pH值和悬浮物的在线监测仪表，如果pH和悬浮物达到排水设计标准则通过净水泵外排，否则将其送回废水反应池继续处理，直到合格为止
具体工艺流程如下:
脱硫废水→集水池→化学氧化池→中和反应池→过滤床→达标排放
工艺设计参数
1 废水集水池有效容积200m3，水力停留时间1.0h。池底安装穿孔曝气管对脱硫废水进行预曝气，增加水中溶解氧。因脱硫废水排出时温度较高，故采用不锈
钢穿孔管。采用不锈钢自吸泵将废水提升至化学氧化池，设高低液位控制。
2 化学氧化池有效容积180m3，水力停留时间1.8h。利用水泵叶轮高速运转之特性，药剂投加方式为泵前投加方式，使催化剂与废水充分混合。化学氧化池进水方式采用丰字形穿孔管布水方式，出水设置三角锯齿形集水堰。由于脱硫废水的水温很高，因此在化学氧化过程中，强制供气不能采用常规的供气形式，以防止设备运行不正常，及运行中设备损坏，故在本设计中，强制供气采用罗茨鼓风机供气，采用刚玉微孔曝气器曝气，一方面可增加化学反应的搅拌充分，另一方面其耐温耐热性能好，可防止运行中产生故障。
3 中和反应池有效容积100m3，共两个，两池交替运行，单池水力停留时间1. 0h。池底安装刚玉曝气器曝气进行搅拌。碳酸钠溶液投加位置为化学氧化池集水堰处，利用水流自混合特性，控制药剂投加量，可使废水PH控制于7～8范围。池底安装丰字形集水管，有利于废水均质提升至砂滤床。池中设置高中低三级液位控制器。废水提升泵采用不锈钢自吸泵。
4 砂滤床原水水质SS发生变化时，可启动砂滤床对出水进行过滤，保证水质达标排放。砂滤床滤速为6m/h，滤层高度为2.5m。床体为碳钢圆筒结构型式，内衬防腐层。
控制方式
1 本工程中，针对废水提升等系统中的主要环节进行集中控制，废水池内的水位采用浮球开关传递液位信号，以达到液位自动控制的目的。
2 一旦自动控制失灵时，本系统可进行手动控制。
3 为了减少操作的劳动强度，并实现操作自动化、机械化，要求水泵和鼓风机能定时自动切换；当其中之一发生故障时，能进行声光报警，并能自动切换至备用设备工作（有备用设备时）。集水池内水位达到最低水位以下时，水泵能自动停止工作；集水池内水位达到最高水位时，进行声光报警并自动启动备用泵工作。
4 化学氧化池的出口由电动阀控制，交替流入两个中和反应池。
5 化学氧池的运行、供气运行时间控制、出水电动阀等集中连锁控制运行。二级提升泵与中和反应池内液位控制装置连锁。
6 本工程中，一级提升泵两台，采用定时互换运行；二级提升中的两台泵也采用定时互换运行；两台鼓风机也采用定时互换运行。
。本工程基本实现了无人看管的运行方式，充分利用了本公司自动化控制资源的优势。
图2 德国BABCOCK公司典型脱硫废水处理工艺
3 国内现行典型脱硫除尘废水处理技术综述
1）湿法脱硫废水的主要特征是呈现弱酸性，pH值低于5.7；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。
由此国内的处理技术基本基于如上废水的排放性质，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：
4 工程报价
3.1 设备清单及报价
3.2 反应池报价
3.3工程报价汇总表
北京禹宗水资源新技术有限公司
2009年6月10日
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
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，
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
脱硫废水处理 设 计 方 案 责任公司 2010年12月
目录前言2 1 总论3 2 工程设计依据、原则和范围3 2.1 设计依据3 2.2 设计原则3 2.3 设计范围4 3 工程设计参数4 3.1 设计处理规模4 3.2 进水水质4 3.3 出水水质4 4 工艺流程选择与确定5 4.1工艺分析与确定5 4.2工艺特点5 4.3工艺流程5 4.4工艺流程说明6 4.5沿程水质变化分析表7 5 各处理工艺设计及计算8 5.1各处理单元参数选择及设计计算8 5.2各单元构/建筑物/设备配置15 6 工程投资估算16 6.1工程投资估算16 6.2土建部分投资估算18 6.3设备投资估算20 7运行费用分析21 7.1主要用电设备21 7.2 运行费用分析21 8 人员培训及售后服务20 8.1人员培训20 8.2售后服务21
前言 。 在污水处理站的建设中，我公司愿意真诚参与，贡献我们的技术和力量。
1 总论 脱硫废水的水质特点如下：a脱硫废水呈弱酸性，pH值一般为4~7。b悬浮物含量高，实验证明脱硫废水中的悬浮物主要是石膏颗粒、二氧化硅、以及铁、铝的氢氧化物。c 脱硫废水中的阳离子为钙、镁、铁、铝、重金属离子。d脱硫废水中的阴离子主要有C1-、SO42-、SO32-、等。e化学耗氧量与通常的废水不同。 2 工程设计依据、原则和范围 2.1 设计依据 《室外排水设计规范》GBJ50014-2006 ； 《建筑给水排水设计规范》GBJ50015-2003； 《国家污水综合排放标准》GB8978-1996； 《辽宁省污水综合排放标准》DB21/1627-2008 《地表水环境质量标准》GB3838-2002； 《废水出水水质的监测与控制符合火力发电厂废水治理设计技术规程》 DL/T5046-2006 《钢制平台扶梯设计规范》DLGJ158-2001 《钢制压力容器》GB150-1998 国内外关于此类废水处理技术资料； 污水处理有关设计和验收规范规程； 国家相关环保政策法规 2.2 设计原则 （1）严格遵守国家有关环保法律法规和技术政策，确保各项出水指标均达到排放水质要求； （2）水处理设备力求简便高效、操作管理方便、占地面积小、造价低廉、运行安全及避免对周围的环境造成污染；
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。
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S02,山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。口前， 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 岀要求，但采用传统丄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。U 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。山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岀，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) 脱硫废水呈弱酸性，重金属污染物在其中都有较好的溶解性，虽然它们的含量较少， 但直接排放对水生生物具有一定毒害作用，并通过食物链传递到较高营养阶层的生物。 (3) 脱硫废水中氯离子浓度很高，会引起设备及管道的孔腐蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀，当 浓度达到一定程度后会严重影响吸收塔的运行和使用寿命，还会抑制吸收塔内物理和化学反 应过程，影响S02吸收，降低脱硫效率；山于氯离子的存在会抑制吸收剂的溶解，所以脱硫吸 收剂的消耗量随氯化物浓度的增大而增大，同时石膏浆液中剩余的吸收剂增大，使吸收剂的 脱硫效率降低，还会造成后续石膏脱水困难，导致成品石膏中含水量增大，影响石膏品质。 ? ―?沉浸？n *污泥外运
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。
尾部烟气脱硫方案比选 目前尾部烟气脱硫主要方式有干法和湿法，湿式烟气脱硫在工业上应用较早，具有技术成熟、运行可靠，脱硫效率高，适用煤种广等优点，特别适用于大型机组的脱硫，是我国目前应用最多的脱硫技术，但该法多为重复引用国外的技术，生成的副产物石膏硝路不畅，其他副产物是液体淤渣，较难处理，设备腐蚀严重、能耗高、占地面积大、投资和运行费用高，系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高等问题日益显现。 干法烟气脱硫具有工艺流程简单、占地面积小、投资运行费用较低吸收剂和副产物均为干态，设备和烟囱不需做任何防腐处理，无任何废水排放等优点。2009 年国家环保部将烟气循环流化床干法脱硫工艺列入《2009 年国家鼓励发展的环境保护目录》、《燃煤电厂污染防治最佳技术指南（2010 年2 月）》推荐我国目前600MW 等级机组上实用干法脱硫技术。 湿法脱硫与干法脱硫技术比较
经过太原、榆次、东营、临沂、临邑、徐州多地湿法脱硫、干法脱硫考察，湿法脱硫实际运行中主要存在以下几个问题： 1、脱硫废水，脱硫废水的水质很差，既含有一类污染物，镉、汞、铬、铅、镍等重金属离子，对环境有很强的污染性。又含有二类污染物铜、锌、氟化物、硫化物，另外废水的COD 悬浮物都比较高，许多水质指标都超过了排放标准，不能直排，很多地方目前要求脱硫废水深度处理，成本高，处理困难。 2、脱硫的副产物石膏，本意可用作水泥的缓凝剂，建材、化学工业等工业用途，实际由于脱硫石膏的品质、石膏销路不畅甚至没有，绝大多数供热企业目前为热源厂露天堆放，供暖结束后，随着灰渣外运填埋，造成二次污染。 3、湿法脱硫后从烟囱排出的烟气处于饱和状态，在采暖季温度较低的时候，凝结水气形成白色烟羽（见图6-22），并且这些烟气水分子排出烟囱后与烟囱周围的二氧化碳、氮气、粉尘吸附在一起，形成团状颗粒物，形成区域雾霾，很多专家认为湿法脱硫尾气带水是携带可溶物进入大气形成颗粒物是造成雾霾的主要原因 4、目前很多地方出台了地方标准消除石膏雨、有色烟羽等条文，例2018 年8 月28 日，浙江省环保厅发布强制性地方环境标准《燃煤电厂大气污染物排放标准》标准要求燃煤发电机组应采取烟温控制及其他有效措消除石膏雨、有色烟羽。上海市环保局2018 年7 月发布《上海市燃煤发电机组环保排序办法》要求在传统的二氧化硫、氮氧化物、烟尘的指标上，
目录 氨法脱硫废水处理工艺流程 (2) 1、废水处理系统 (2) 1.1脱硫废水处理过程 (2) 1.2脱硫废水处理步骤 (2) 2、化学加药及压滤系统 (4) 2.1助凝剂加药系统 (4) 2.2污泥压缩系统 (7) 3、脱硫废水处理系统概述 (8) 3.1脱硫废水处理工艺 (8) 3.2化学加药系统工艺 (11) 4、污泥流程 (14) 5、运行操作及监控 (14) 5.1.1供料准备 (14) 5.1.2仪表及控制器件准备 (15) 5.1.3污泥料位测量 (15) 5.1.4浊度测量 (16) 5.2.运行及监控 (16) 6、维护及保养 (17) 6.1.运行故障及排除 (17) 6.2.机械故障处理 (17)
6.3.设备维护 (20) 6.4.设备停用 (21) 氨法脱硫废水处理工艺流程 脱硫废水处理包括以下三个分系统：废水处理系统，化学加药系统，污泥处理系统及排污系统。 1、废水处理系统 1.1脱硫废水处理过程 脱硫装置产生的废水经由废水输送泵送至废水处理系统，采用化学加药和接触泥浆连续处理废水，沉淀出来的固形物在澄清浓缩器中分离浓缩，清水排入厂区指定排放点，经澄清/浓缩器浓缩排出的泥浆送至板框压滤机脱水后外运。 1.2脱硫废水处理步骤 1）用氢氧化钙/石灰浆［Ca(OH)2］进行碱化处理，通过设定最优的PH值范围，部分重金属以氢氧化物的形式沉淀出来，并中和废水中的酸性物质。
2)通过加入有机硫，使某些重金属，如镉和汞沉淀出来。 3)通过添加絮凝剂及助凝剂，使固体沉淀物以更易沉降的大粒子絮凝物形式絮凝出来。4)在澄清浓缩器中将固形物从废水中分离。 5)将氢氧化物泥浆输送至压滤机进行脱水。 在沉淀系统中，加入絮凝剂以便使沉淀颗粒长大更易沉降，悬浮物从澄清浓缩器中分离出来后，一部分泥浆通过污泥循环泵返回到中和箱，以利于更好地沉降，另一部分则通过污泥输送泵输送至压滤机进行脱水。处理后的清水送至厂区指定的排放点。 1.3脱硫废水处理流程 处理不合格水质回流至中和箱
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
脱硫废水零排放处理技术分析 本文对脱硫废水的来源、特点、常规处理工艺以及零排放处理工艺进行了分析，并对不同脱硫废水零排放的处理工艺的优缺点进行了对比分析，指出各工艺的技术优势和发展前景。 目前，国家对环境保护越来越重视，环保标准也越来越全面，越来越严格。对电力行业烟气污染物排放也有明确规定，其中SO2的排放浓度限值也越来越低。现国内大部分脱硫项目采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，这种技术会产生脱硫废水，传统的脱硫废水处理工艺虽然对废水中的部分污染物有一定的处理能力，但是无法去除废水中的氯离子和盐。随着脱硫废水排放标准越来越严格，脱硫废水零排放已经成为必然发展趋势。 常规脱硫废水处理工艺 1.1脱硫废水来源 石灰石-石膏湿法脱硫技术原理是石灰石浆液与SO2反应生成石膏实现对SO2的去除。为了达到一定的SO2脱除效率往往需要石灰石浆液在系统中不断循环，增加与SO2的接触时间，而浆液中的水在不断循环过程中会不断富集重金属和氯离子，为了保证脱硫系统的连续稳定运行，必须从系统中排放一部分废水，防止重金属和氯离子的富集。脱硫废水一般来自于脱硫系统的石膏旋流器溢流或真空皮带脱水机的滤布冲洗水和滤液水。 1.2脱硫废水特点 1）成分复杂、水质波动大脱硫废水来水水质与煤质、工艺水水质、氧化空气量、石膏品质等因素有关，这些因素造成了脱硫废水成分复杂，且其中任一方面因素的变化都会导致脱硫废水水质的变化。 2）氯离子含量高、腐蚀性强脱硫系统在运行过程中会不断富集氯离子，脱硫系统运行时一般控制氯离子浓度在15000~20000ppm时排放废水，因此，脱硫废水氯离子含量高，具有很强的腐蚀性，对设备、管道的防腐蚀要求高。 3）硬度大、易结垢石灰石-石膏湿法脱硫技术造成排放的脱硫废水中的Ca2+、Mg2+及SO42-含量非常高，脱硫废水硬度大、易结垢。
脱硫废水处理系统 设 计 方 案 2011年12月7日
目录 1概述 (3) 2系统概况 (3) 3系统连接与运行 (4) 4加药系统 (5) 5废水排放系统 (6) 6设备及构筑物布置 (6) 7主要设备及构筑物清册 (7) 8废水处理流程图 (9)
1 概述 1.1 脱硫废水质资料 脱硫废水主要是锅炉烟气湿法脱硫（石灰石/石膏法）过程中为了维持脱硫装置浆液循环系统物质的平衡，防止烟气中可溶部分即氯浓度超过规定值和保证石膏质量，从吸收塔系统中排放的废水。一般来自于石膏脱水和清洗系统，或是水力旋流器的溢流水及皮带过滤机的滤液。呈弱酸性；悬浮物高；含盐量高；含Hg、Pb等重金属离子。脱硫废水的超标项目主要为悬浮物，pH值，重金属离子，氟化物等。一般脱硫废水水质表如下 1.2 处理后达标排放水质 废水处理后水质排放达到国家污水综合排放标准（GB8978－1996）一级标准要求。 2 系统概况 2.1 脱硫废水处理工艺 FGD来脱硫废水→混合反应器（2台）→脱硫废水池（1座）→脱硫废水泵（2台）→pH调整槽→沉降槽→絮凝槽→澄清器（1台）→清水池（1座）→清水泵（2台）→
达标排放 2.2 污泥处理工艺流程如下： 澄清器（1台）排泥→污泥输送泵（2台）→板框压滤机（1台）→泥饼外运 2.3系统出力本处理系统设计出力5-10t/h。本系统按10t/h设计。 3 系统连接与运行 3.1 脱硫废水池 从FGD工艺楼来的废水，通过投加次氯酸钠，在混合反应器中反应以降低废水的COD （也可在澄清池出水中投加次氯酸钠，而后在混合反应器中反应，具体由调试确定），混合反应器出水进入脱硫废水池贮存（若采用澄清池出水氧化方式运行，则混合反应器出水进入清水池）。废水池容积为150m3，通过废水池的缓冲作用，使处理系统能以稳定的流量运行。 在废水池中通入空气进行曝气，起到搅拌混合作用和降低废水的COD。曝气空气由曝气风机提供，曝气风机数量2台，1用1备。风机进出口设有消音器，以降低风机的噪音。2台曝气风机的运行、停运均由脱硫岛DCS自动控制，也可就地启停。 废水池顶设2台脱硫废水泵，1用1备，出力均为12～16m3/h，与废水池液位信号连锁。2台废水泵的运行、停运均由脱硫岛DCS自动控制，也可就地启停。 3.2 中和、沉降及絮凝 废水箱中的脱硫废水通过废水泵提升至三联箱（pH调整槽、沉降槽、絮凝槽合称为三联箱）。在三联箱中，通过加入石灰乳、凝聚剂、有机硫，完成pH调整、饱和硫酸钙结晶析出、混凝反应等，同时从澄清器底部回流部分泥渣至pH调整槽，加快反应沉淀速度。 在三联箱出水中加入助凝剂，通过管道混合，使絮凝物变得更大、更容易沉淀，使其能在澄清器中沉淀，分离出来。 3.3 澄清器 废水从三联箱自流进入澄清器，废水中的絮凝物通过重力作用沉积在澄清器底部，浓缩成泥渣，由刮泥装置清除，清水则上升至顶部通过环形三角溢流堰自流至清水池。 澄清器旁设2台污泥循环泵，1用1备，出力均为3.5m3/h，将浓缩泥渣一部分作为接触泥渣持续返回至pH调整槽，提供沉淀所需要的晶核。
废水处理系统方案
1．3装置组成及工艺描述 1.3.1 概述 脱硫装置浆液内的水在不断循环的过程中，会富集重金属元素和Cl-等，一方面加速脱硫设备的腐蚀，另一方面影响石膏的品质，因此，脱硫装置要排放一定量的废水，进入废水处理系统，废水偏弱酸性，含有大量的盐类和重金属离子等。本处理工艺主要针对的物质是重金属离子、酸根、卤族离子和SS。采用中和、络合和絮凝沉淀的化学工艺流程，处理后的水排放至电厂的冲灰水池。污泥脱水系统的污泥运至干灰场贮存。 脱硫废水处理主要由以下子系统组成： 1）4套加药系统 2）1套废水系统 3）1套污泥处理系统 1.3.2加药系统 加药系统主要设备由氢氧化钠、有机硫、混凝剂、助凝剂4套计量箱及其后分设的4组计量泵。 NaOH为30%溶液，不再稀释；由槽车加入到NaOH储罐中。碱计量泵加药流量由设在三联箱内的PH测试仪信号经变频柜柜内逻辑控制，通过变频在线调整NaOH 计量泵的加药流量，稳定废水的中和处理于设定的PH值。 有机硫为商品级15%溶液由人工直接计量加入计量箱，每一立方溶液加药40公斤；它的计量泵加药量由进水管路上的流量计的测试信号经变频柜柜内逻辑控制，通过变频在线调整加药流量，维持优化的络合工艺参数。 混凝剂液体聚合铁为按液水比1:1~2由人工直接计量加入计量箱，并兑水稀释；（若为固体原料，根据30％配药比例直接在计量箱内进行配制，若为聚合铝替代，配制成10％溶液）。 助凝剂－阴离子型聚丙烯酰胺(PAM)则由人工加入其计量箱配制成0.3%溶液，然后由助凝剂计量泵泵入三联箱。助凝剂计量泵的加药量由进水管路上的流量计的测试信号经变频柜柜内逻辑控制，通过变频在线调整加药流量，维持优化的混凝工艺参数。
氧化镁湿法烟气脱硫废水处理技术 发布者: azurelau | 发布时间: 2012-12-20 17:10| 查看数: 465| 评论数: 3|帖子模式 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PHILADELPHA ELECTRIC EDDYSTONE STATION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。目前，大机组镁法烟气脱硫已经有滨州化工集团发电厂、太钢发电厂、华能辛店电厂、中石化仪征化纤热电厂、魏桥铝电发电厂、鞍山北美热电厂、鲁北化工发电厂、台塑关系企业（宁波、昆山、南通）热电厂、五矿营口中板烧结机厂等电厂和烧结机厂在建或投入运行。 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SO4 2-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（H F）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SO4 2-的控制浓度。浆液中SO4 2-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SO4 2-的控制浓度过低，SO3 2-氧化成SO4 2-的正反应加速，亚硫酸镁的产量降低。
烟气脱硫污水处理方案 目前国催化裂化装置湿法烟气脱硫工艺有美国BELCO?公司的EDV工艺、德国GEA-Bischoff公司的EP-Absorber工艺、美国诺顿（NORTON）公司的文丘里洗涤脱硫工艺（VSS），所有烟气脱硫装置运行过程中排放的脱硫后废水为COD高的含盐污水，主要污染物为硫酸钠、亚硫酸钠溶液及固体颗粒物，成熟的烟气脱硫工艺都有配套的污水处理单元（PTU）来处理脱硫废水，经处理后的脱硫废水直接进入外排污水管网。 现总结几个公司烟气脱硫主要工艺和污水处理工艺。 德国GEA-Bischoff公司的EP-Absorber工艺——昌邑石化烟气脱硫介绍：
昌邑石化烟气脱硫除尘工艺流程图 外部氧化喷射系统图 昌邑石化烟气脱硫除尘单元采用德国GEA-Bischoff 公司 EP-Absorber 脱硫除尘一体化技术对烟气中的二氧化硫和粉尘处理，由二氧化硫吸收系统、静电除尘系统和烟囱三部分组成。废水处理单元采用德国 GEA Bischoff 公司专用的排液处理技术(PTU)处理脱硫除尘废水，主要有澄清器、汽提塔、砂滤几部分组成。 为使排出废液COD 更低，从吸收器底部池中抽取液体至外部氧吸收器
化系统氧化，再回流至吸收器池中。外部氧化系统由空气喷射器和高压泵等组成，液体被高压泵输送至动力喷嘴，通过喷嘴喷射后，体变成液滴，随后与喷射空气充分混合，使溶解在循环液中的亚硫酸盐与空气发生氧化反应。在空气喷射器之后，含有非常细微分散气泡的循环液回流至吸收器池内，在这些气泡上升至池面的过程中，残余的氧进一步与循环液发生氧化反应。 经PTU单元后外排废水排放指标 脱硫除尘进入PTU单元处理，悬浮的颗粒催化剂经压滤成饼作为固体排放物进行处理，清液经处理后外排至市政污水管网。 固体废物排放主要为脱硫除尘塔外排废液经脱水后产生的泥渣以及脱硝产生的废催化剂。脱硫废渣产生量1693t/a，主要成分为硫酸钠、亚硫酸钠、亚硫酸氢钠，经过滤后，进行无害化填埋。废催化剂属于危险固体废物，送至具有危险固体废物回收资质的单位进行回收。
10废水处理系统 10.1工艺流程 10.1.1工艺流程概述 废水旋流站的溢流直接进入废水处理系统的中和、沉降、絮凝三联箱，然后进入澄清器和出水箱，其间的出水梯次布置，形成重力流。澄清器污泥排放量约178m3/d、污泥含水量为90% 。 澄清器污泥大部分排往板框压滤机，压滤机的底部排泥含水率不大于75%，排泥经电动泥斗缓冲装入运泥车。小部分回流污泥送回中和箱，设螺杆泵进行输送。回流污泥是为三联箱的结晶反应提供晶种，回流量人工调节。压滤机排出的滤液及清洗滤布的污水自流至滤液箱，通过泵将该水送至三联箱进行处理。 系统设置生石灰粉仓，生石灰粉通过计量装置进入石灰乳制备箱，再通过螺杆输送泵送入石灰乳计量箱。石灰乳、有机硫、混凝剂、助凝剂、盐酸等5个计量箱后分设5组计量泵，完成向三联箱及出水箱自动在线调节计量加药。计量泵为可调节机械隔膜泵，每组计量泵均为2台，一用一备。 10.1.2废水处理系统工艺流程如下所示： 10.2 控制方式 由废水旋流站送来的废水进入工艺流程始点处，即由设在进水管路上的电磁流量计发送系统开启信号，整个废水处理系统即进入工作状态。各药剂投加泵启动，中和、沉降、絮凝、出水各工艺搅拌器和各加药箱搅拌器启动，设在中和箱和出水箱上的PH监测仪，设在各设备上的液位计和泥位计开始传送信号。当废水停送，进水电磁流量信号降至2m3/h以下，整个废水处理系统进入停机待用状态
设在中和箱中的PH计对中和箱中废水进行酸碱度检测，并向系统DCS发送4—20mA pH 模拟信号，经DCS处理向石灰乳加药泵的变频器发送指令调整加药泵转速，维持中和的设定pH值。 设在澄清器中的污泥浓度计对澄清器中的污泥界面进行检测，并将检测结果向系统DCS 发送4—20mA模拟信号，经DCS处理向板框压滤机发送启动指令，确认板框压滤机已处于备用状态，污泥处理即行开启。 设在出水箱中的PH计对出水箱中水进行酸碱度检测，并将检测结果向系统DCS发送4—20mA模拟信号，当出水PH超过9时，DCS即向盐酸计量泵发出开启指令，中和出水达到符合排放标准。 混凝剂和助凝剂加药系统的加药量采用流量控制，操作方式采用DCS远方操作或就地启停。同时设在出水箱中的污泥浓度计对出水箱中的SS进行在线检测，并将检测结果向DCS发送4—20mA模拟信号，当出水的SS超标时，DCS发出报警信号，提示调整聚合硫酸铁和聚丙烯酰胺的加药量改善絮凝效果。 各搅拌器均由MCC柜内的交流接触器控制启停，控制方式有自动和手动两种控制方式。手动方式既可在MCC柜上设通过启停按钮操作又可在人机界面操作。 废水处理系统中所有信号指标以硬接线方式送至脱硫岛的DCS，并可实现废水处理系统 的自动控制，同时废水处理系统也可就地手动操作。DCS系统不在供方供货范围。 10.3 废水各项指标 本脱硫工程废水处理系统设计能力为19m3/h。 10.3.1处理前的废水指标 10.3.2处理后的废水指标