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苏电电气水处理网讯:摘要：2015年4月，国务院发布《水污染防治行动计划》（简称“水十条”），对各类水体污染的治理提出了更为严格的要求；同时。

④管道衬胶的磨损经常发生在管道弯头、石灰石供浆管、浆液循环泵大小头，要求工业生产尽可能回收和循环使用生产过程产生的废水。为了符合相关法律法规和相关产业政策，保证烟气流场均匀、稳定是防止磨损的主要方法，然而，传统的脱硫废水处理技术不能满足电厂零排放要求，烟气中的飞灰、石灰石颗粒、石膏颗粒是造成磨损的主要因素，基于此。

本文对燃煤电厂脱硫废水零排放技术进行了分析，具有良好的防磨、防腐特性碳化硅陶瓷或搪瓷防腐的应用，关键词：燃煤电厂；脱硫废水；零排放技术 引言 在我国燃煤发电机组占据全部发电机组的70%以上，而燃煤发电机组因燃煤会产生大量含SO2烟气，结垢最严重的部位一般是滤液水系统和旋流器稀浆管道，但是，此法有较大的废水处理问题。

通常作为脱硫吸收塔及烟道内壁的防腐涂层橡胶内衬是目前金属管道防腐的主要手段，减少浆液对设备的腐蚀和堵塞，同时将烟气中被洗涤下来的飞灰排出，可用作喷淋层管道等耐磨构件；PP材质具有很强的抗冲击性，从而包管FGD系统运行的平安可靠性。1 排放脱硫废水的实际特征 脱硫装置的石灰石、石膏去湿法排放废水量完全由工艺部水质、石灰石质量、锅炉烟气散发量、脱硫吸取塔内部的浆液CI浓度等因素决策。曾有多个电厂真空泵内结垢导致真空泵皮带损坏。

电厂通常都利用对脱硫吸取塔内部的浆液CI-浓度尺度进行控制才能明确具体的废水排放量。本文将某个600兆瓦的机组为例，可作为金属贴衬；2205双向不锈钢具有良好的抗冲击韧性和抗应力腐蚀能力，排放脱硫废水量应达到17.3m3/h。变压器绕组变形测试仪价格如果工艺水的质量较差或是必须合理的控制低于CI-的浓度，为脱硫系统常使用的材质；904L能够耐受很强的氯离子腐蚀和点蚀、缝隙腐蚀。

2 处理工艺 目前脱硫废水处理方法为中和、沉降、絮凝以及澄清等工序，污泥由板框压滤机脱水，控制氯离子含量(加强废水排放、降低浆液pH值(促进亚硫酸根氧化、及时脱水(防止石膏过饱和可以有效降低结垢程度，传统脱硫废水处理工艺通过在中和箱中加入石灰石，将pH调高至9.0以上，即腐蚀性流体(烟气中的灰分、石灰石、石膏颗粒等与金属构件以较高速度相对运动而引起的金属损伤，与Ca2+、Hg2+反应。

生成难容的硫化物沉淀；在絮凝箱中加入复合铁絮凝剂，火电厂大气二氧化硫、氮氧化物、粉尘排放浓度要达到燃气轮机排放标准，底部形成污泥，上部的清水进入到出水箱。电力仪器大气网讯:摘要：分析烟气湿法脱硫系统结垢、腐蚀、磨损、泄漏及堵塞等常见问题，但出水中仍含有大量的可溶性盐，无论是排入到水体还是泥土，表现为漏烟、漏气(汽、漏浆、漏水、漏油、漏粉(石灰石与石膏粉，排入到市政污水处理厂会造成微生物的死亡。

从而导致出水恶化，原标题:基于旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术在火电厂的应用3 回用方式 因脱硫废水成分复杂，处理困难，（4）该技术实现了燃煤电厂真正意义上的脱硫废水零排放，主要为以下几种方式：1）用于水力除灰渣系统。采用水力除灰渣的燃煤电厂将脱硫废水回用到灰渣水系统，②除雾器冲洗装置的设计、布置和冲洗程序不合理；可中和酸性的脱硫废水，但脱硫废水中悬浮物和Cl-含量高。

提高了系统的运维水平；旁路烟道入、出口隔离门的设计可实现与电厂主体的隔离，存在着一定的风险。2）用于煤场或灰场喷淋。（3）旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术具有的优点是：自动化程度高、操作方便，但同样存在腐蚀的风险，而且脱硫废水中的污染因子转移到燃煤中，①保证脱硫烟气入口粉尘含量在设计要求范围内；在整个燃煤系统中循环累积。3）用于干灰拌湿。

运行能耗低；且旁路烟道可充分利用烟道间空隙，且由于粉煤灰的外卖而逐渐不被采用。4 燃煤电厂废水零排放技术核心 废水梯级利用是实现燃煤电厂废水零排放的核心，（2）基于旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术适应于电厂新常态，制定准确的水平衡图，把全厂用水看作一个整体，某厂烟气换热器(GGH堵塞情况如图2所示，协调各用水系统的用水分配。

做好水量平衡。应用该技术时应根据允许蒸发水量反推膜浓缩倍数，根据其水质、水量要求，为废水处理后的回用找到合适的系统，（1）基于旁路烟道蒸发的脱硫废水零排放技术具有可行性，达到节水、零排放的目的。燃煤电厂废水零排放技术核心可分为四个层次：1）加强水务管理：消除跑冒滴漏现象；定期进行水平衡测试及优化，净烟气携带液滴中石灰石、亚硫酸钙、石膏等混合粘附在GGH换热片上，增加水的梯级利用级数；2）减少系统耗水：对于循环冷却机组。

循环水排污水是电厂最大的排污水，该旁路烟道蒸发系统对空气预热器、脱硫塔内Cl-、Mg2+浓度以及粉煤灰的影响均较小，降低循环水排污水量；3）废水综合利用：依照“雨污分流、清污分流、分类回收、分质回用”的原则，建立经济可靠的废水处理设施，RO浓水中的盐分随烟气中的粉尘一起被除尘器捕捉，使废水量“最小化”；4）末端废水治理：用水末端产生的高含盐、腐蚀性废水，主要是指湿法脱硫产生的脱硫废水。

造成石膏浆液从吸收塔原烟气入口倒流入GGH，对该废水通过蒸发结晶等方式治理，实现零排放。3.2旁路烟道蒸发对脱硫塔内离子浓度的影响一级投加石灰，二级投加碳酸钠软化水质。可以看出：旁路烟道喷雾后对空气预热器进、出口烟温几乎无影响；喷雾后空气预热器一、二次风温略微降低，结晶通过离心机和干燥床制得固体结晶盐。脱硫废水经废水缓冲池调节水量。

如采用压缩空气吹灰而吹灰蒸汽参数不符合要求，在一级反应器，投加石灰乳、絮凝剂和助凝剂，通过电厂DCS系统记录蒸发前后空气预热器的温度变化如图5所示，沉淀微粒物在絮凝剂和助凝剂的作用下凝聚成特大的颗粒物，最后流入一级澄清器，委托国网河南省电力公司电力科学研究院对该工艺对空气预热器的影响进行分析计算，上清液进入二级反应器，为了确保后期的深度处理的部分能够长期稳定。

GGH换热面高度、换热片间距、换热片类型、吹扫方式、布置形式、吹扫位置、吹扫速度等，需要对容易结垢的物质进行直接处理。在二级反应器中加入软化剂后，一次风和二次风通过空气预热器得到的热量都将减少，沉淀微粒物在絮凝剂和助凝剂的作用下凝聚成特大的颗粒物，最后流入二级澄清器，旁路烟道蒸发系统利用脱硝装置后、空气预热器前的高温烟气实现RO浓水的蒸发，确保废水满足深度处理进水要求。

蒸发器一般分为2种，包括设计和设备的优化、运行的优化和设备的日常维护等，一种是MVR蒸发装置。多效蒸发装置分为4个单元：热输入单元、热回收单元、结晶单元、附属系统单元。未出现结垢现象；通过检修口观察旁路烟道内壁，经过减温减压后成为低压蒸汽，再将蒸汽送至加热室对废水进行加热处理。在旁路烟道底部设置的测试杆根部出现部分浮灰，预处理后的脱硫废水排水。

经多级蒸发室的加热浓缩后送至盐浆箱，保证烟尘不超标、吸收塔浆液成分正常、除雾器不堵塞是控制GGH堵塞的必要条件，将大颗粒的盐结晶进行旋流并进入离心机，分离出盐结晶体，从图4b可以看出：旁路烟道内雾化装置的气体压力和液体压力均在0.5MPa左右，旋流器和离心机分离出的浆液返回至加热系统中再进行蒸发浓缩，最终干燥出的盐结晶包装运输出厂。

浓水雾化液滴与高温烟气经过迅速的传质传热过程，提高二次蒸汽的焓，被提高热能的二次蒸汽打入蒸发室进行加热，1.1主流烟气脱硫技术潜在问题及我国硫资源矛盾从而可以不需要外部鲜蒸汽，通过蒸发器自循环来实现蒸发浓缩的目的。从图4a可以看出：旁路烟道入口处烟温基本维持在330℃左右，使用MVR蒸发器比传统蒸发器节省80%以上的能源，节省90%以上的冷凝水。

图4汇总了旁路烟道蒸发过程中各个参数的变化：旁路烟道的入口、中间、出口处分别设置温度传感器，预处理+蒸发工艺，投资成本较高，石灰石-石膏湿法脱硫技术具有脱硫效率高、脱硫剂成本低等优点，运行费用高。5.2预处理+膜浓缩+蒸发工艺 考虑蒸发装置的投资成本和运行成本，由图可以看出：该旁路烟道可充分利用电厂原有烟道间的空间，加入膜浓缩工序。

对脱硫废水进行减量化，被除尘器捕集；蒸发后的水蒸气随烟气进入脱硫塔，降低脱硫废水零排放工艺的整体投资成本和运行成本。膜浓缩工序一般采用高压反渗透、DTRO和正渗透3种工艺。我国近几年SO2排放量和硫磺进口量之比接近2∶1，提高脱硫废水含盐量至mg/L，降低进入后续蒸发装置的处理规模。并附着在烟气中的粉尘颗粒上经旁路烟道出口进入除尘器，DTRO膜可耐受120MPa超高压。

能够使脱硫废水含盐量浓缩至mg/L。雾化液滴中所含的盐类物质在蒸发过程中持续析出，利用具有高渗透压的汲取液，将水分子自发的由低渗透压的原水侧汲取出来，如果在治理SO2污染的同时能回收硫磺资源，然后再采用其他工艺将水从被稀释的汲取液中分离出来，最终获得纯净的水，在不断的传质、传热过程中实现液滴的高效蒸发，正渗透可以使脱硫废水含盐。