㈠ 脱硫除尘器的废水怎么处理
脱硫废水包括废水处理、加药、污泥处理3个分系统。废水通过管路流入中和箱版，同时权按比例加入制备合格的石灰浆液，将中和箱pH调整到9.2+0.3，此pH范围适合大多数重金属离子的沉淀。并非所有重金属可通过与石灰浆作用形成很好的沉淀，其中主要是镉和汞。因此，需要在沉降箱中按比例加入重金属沉淀剂有机硫化物(TMTl5)。为了提高沉降效果，需向絮凝箱中按比例加入絮凝剂硫酸氯化铁(FeC1SO)，使氢氧化物、化合物及其它固形物从废水中沉淀出来。为了让絮凝后的废水中产生的细小矾花积聚成大颗粒，以便于废水进入澄清池后更快的沉降，在絮凝箱出口管路上添加助凝剂聚丙烯酰胺(PAM)。加药混合反应后的废水在重力作用下流入澄清池，进行固液分离。澄清池出水在出水箱中通过添加HC1将pH调整为标准要求的范围(6～9)内排放。为了促进反应和后续反应箱中絮凝粒子的形成，在中和箱中加入澄清池中回流的少量恒定量的接触泥浆。剩余污泥周期性地利用高压偏心螺杆给料泵输送至板框压滤机进行脱水处理，泥饼外运。
㈡ 燃煤电厂高盐脱硫废水固化基础实验
实验将模拟高盐水与水泥、粉煤灰和河砂拌合，制得固化体，养护至特定龄期后，对其抗压强度和结合氯离子能力进行检测。
通过控制单变量的方法，实验探究了不同组分材料的配比对固化体的抗压强度和结合氯离子能力的影响，并利用XRD对固化体粉末进行了产物表征。
结果表明：在水泥配比为1.08时固化体的抗压强度最高，粉煤灰配比大于0.25后固化体的抗压强度提升明显，模拟高盐水配比越大，固化体的抗压强度越低，河砂量对固化体的抗压强度影响小。
实验中制得的固化体在养护28天后，其抗压强度值在30MPa以上，能达到《混凝土路缘石》标准中路缘石的最低抗压强度要求。随着水泥配比的增大，固化体的结合氯离子能力增大21.7%，且受水泥水化所需水量的限制，其增大趋势渐缓；由于粉煤灰在水化过程中的产物与氯离子生成的s盐量较少，随着粉煤灰配比的增大，固化体的结合氯离子能力仅增大4.9%。XRD的结果验证了水泥固化过程中s盐的存在。
石灰石/石膏湿法脱硫工艺作为当前燃煤电厂主流脱硫技术，具有脱硫效率高，技术成熟，运行稳定等优点，但为了防止循环浆液系统氯离子等元素的过度富集，脱硫系统需要定期外排一定量的脱硫废水。脱硫废水具备以下特点：
1)水质受多种因素影响，且易随工况及煤种变化而变化；
2)pH在4.5-6.5之间，呈弱酸性，氯离子含量高；
3)以石膏颗粒、二氧化硅、铁铝化合物为主要成分的悬浮物含量较高；
4)总溶解性固体含量较高，且变化范围大，一般在30000-60000mg/L，Ca2+和Mg2+等硬度离子含量高；
5)汞、铅、砷等重金属第Ⅰ类污染物超标。因此，脱硫废水处理倍受业内关注。
随着《水污染防治行动计划》（又称为“水十条”）和《火电厂污染防治可行技术指南》的先后发布，脱硫废水零排放成为燃煤电厂环保的重中之重。目前常用的处理工艺是神咐碧传统化学沉淀方法，脱硫废水经过中和沉淀、沉降、絮凝以及浓缩澄清过程，大部分悬浮物和重金属离子会被去除，这一工艺能满足废水行业排放标准（DL/T997-2006），但无法去除迁移性较强的氯离子等可溶性盐分，对硒离子去除效果也不佳，无法实现真正的脱硫废水零排放。
以蒸发结晶和蒸发技术为主的零排放技术是当前脱硫废水处理领域的研究热点。蒸发结晶技术工艺复杂，运行成本高，通过简单预处理后得到的混盐无利用价值，采用分盐工艺能得到纯度较高的结晶盐，但会进一步加大运行成本；低温烟道蒸发以及旁路烟道蒸发技术增加飞灰中含尘量，将处理压力转移至电除尘器，粉煤灰中盐分过高会影响水泥品质。
本研究涉及一种脱硫废水烟气浓缩减量及水泥化固定工艺。如图1所示，在电除尘器后设置带有液柱喷管系统的烟气浓缩塔，利用电除尘器后10%-15%的热烟气与脱硫废水液柱循环换热，实现脱硫废水5-10倍的减量浓缩。浓缩后的高盐废水与水泥、粉煤灰等胶凝材料经混合搅拌机搅拌后进入成型设备，随后转入恒定温度及湿度的养护室中进行养护，根据性能可将养护后的固化体用作混凝土或路缘石等材料。
图1脱硫废水烟气浓缩及水泥化固定工艺图
上述工艺的有益效果为：
1)充分利用电除尘器后烟气，与脱硫废水接触进行传质传热，达到脱硫废水浓缩减量的效果，是对电厂余热资源的充分利用；
2)液柱喷管系统能减少喷淋层设置造成的喷嘴堵塞问题；
3)脱硫塔前烟气含湿量增加，大幅度减少脱硫系统的工艺补充水；
4)水泥固定脱硫废水中的盐分和重金属离子，将流动性的脱硫废水转化为物化性能稳定，不易弥散的固化体，有效避免二次污染；
5)充分利用电厂副产品粉煤灰。
水泥固化技术具有工艺简单，原材料简单易获取，固化体性能稳定的优简神点，被广泛应用于放射性废物、重金属污染废水及污泥等废弃物处理领域。但固化技术用于脱硫废水处理的研究较少，且主要利用粉煤灰的火山灰反应来实现固化稳定化，考虑到脱硫废水水量巨大，固化体中水泥掺入少甚至不掺入，因此，制得的固化体抗压强度性能差，一般只能作填埋处置。Renew等研究了同时固化脱硫废水浓缩液和粉煤灰后的重金属浸出性能，水泥占总混合物的10%，用量较少，所得固化体重金属离子浸出率较低。
然而，对于固化稳定化脱硫废水后固化体的氯离子迁移问题，还鲜有研究。在混凝土行业中，氯离子引起的钢筋锈蚀是钢筋混凝土耐久性能下降的主要原因，氯离子在水泥基材料中主游举要存在三种形式：
1)与水泥中C3A相化学结合形成Friedel’s盐；
2)被物理吸附在水化产物C-S-H凝胶上；
3)游离在孔溶液中。
其中，化学结合和物理吸附形式的氯离子统称为结合氯离子，孔溶液中的游离氯称为自由氯离子。自由氯离子会造成钢筋锈蚀，可用结合氯离子能力来评价混凝土中氯离子存在形式。因此，考虑到固化体的用途，实验利用模拟高盐水与水泥、粉煤灰等材料拌合制得固化体，同时探究了水泥，粉煤灰等不同组分材料对固化体抗压强度及结合氯离子能力的影响。
1实验部分
1.1固化胶凝材料
矿渣硅酸盐水泥（425#）；普通建筑用河砂；粉煤灰，取自华北地区某热电厂；模拟高盐水，实验室配制的Cl-浓度为30000mg/L的NaCl溶液；脱硫废水，某电厂经三联箱处理后的脱硫废水，热浓缩后测得其Cl-浓度为30692mg/L。
1.2实验方法
（1）固化体制备将水泥、河砂和粉煤灰按一定配比拌合，加入适量模拟高盐水或脱硫废水搅拌均匀后转移至40mm×40mm×40mm的六联立方体试模，静置24h成型后置于饱和Ca(OH)2溶液中养护；
（2）抗压强度检测固化体养护至规定龄期后，对其进行抗压强度试验。恒应力压力试验机（河北昌吉仪器有限公司，DYE-300B）以恒定速度移动，当固化体达到最大承受力时，机器停止，通过最大承受力计算抗压强度；
（3）结合氯离子能力检测取养护至28d龄期的固化体粉末，分别用去离子水和硝酸浸泡，利用佛尔哈德法测得硝酸溶液中的氯离子浓度，可求得到单位质量浆体中总氯离子量Pt(mg/g)；利用莫尔法测得水溶液中氯离子浓度，可求得单位质量浆体中自由氯离子量Pf(mg/g)。结合氯离子量Pb=总氯离子量Pt－自由氯离子量Pf。结合氯离子能力:
2实验结果与分析
2.1组分材料对固化体抗压强度的影响
抗压强度是固化体的重要性能，也是固化体再利用的一个重要指标，为了研究各组分材料对固化体抗压强度的影响，实验选用水泥，粉煤灰，高盐水以及河砂作为固化材料，分别设计了水泥量组，粉煤灰量组，高盐水量组以及河砂量组。通过改变单一材料的掺入量，来探究各材料对固化体抗压强度的影响，各组固化体配合比见表1。
表1各组固化体配合比
固化体养护至7d，14d，28d龄期后，对其进行抗压强度检测，3个平行样品作为一组，选择每组检测的平均值作为该龄期下固化体抗压强度值。
（1）水泥量对固化体抗压强度的影响
图2为水泥配比在0.92，1.00，1.08以及1.17时，四组固化体在不同龄期的抗压强度变化趋势图。
图2水泥量对固化体抗压强度的影响趋势图
由图2可以看出，7d和28d的固化体抗压强度值随水泥量增加呈现先增大后减小的趋势，且都在配比为1.08时达到最大值，但7d抗压强度总体变化幅度小，28d抗压强度变化幅度大；14d固化体抗压强度一直随水泥量增大而增大，但上升趋势越来越小，这说明水泥量的增加对固化体前期抗压强度影响小，对后期抗压强度影响大。
结合总体趋势，水泥配比低时固化体在3个龄期的抗压强度都很小，而配比过高会影响抗压强度，这是由于在高盐水量一定的条件下，水泥量的增加意味着水灰比的下降，在高盐水量能满足水化要求时，增加的水泥能充分水化，水泥浆内水化产物增多，浆体内毛细孔隙少，胶凝体积增加，因而抗压强度高。随着水泥量逐渐增加，高盐水量不足以提供水泥浆充分水化所需水量时，多余的水泥使得固化体内未结合的颗粒增多，浆体内毛细孔隙增加，抗压强度下降。当水泥配比为1.08时，固化体抗压强度性能最佳。
（2）粉煤灰量对固化体抗压强度的影响
图3为粉煤灰配比在0.15，0.20，0.25以及0.30时，四组固化体在不同龄期的抗压强度变化趋势图。
由图3可以看出，7d固化体抗压强度随粉煤灰量增加先增大后减小，说明粉煤灰量过高会影响固化体早期抗压强度；14d和28d固化体抗压强度仅在粉煤灰比例大于0.25后有明显提升，配比低时抗压强度变化小。
图3粉煤灰量对固化体抗压强度的影响趋势图
粉煤灰掺量过高会削弱固化体前期抗压强度，提升后期抗压强度。这是由于掺入粉煤灰的水泥拌水后，水泥在数量上和能量上占优势，因而先发生水泥熟料的水化，释放出Ca(OH)2等水化产物，与粉煤灰中的活性成分SiO2和Al2O3反应。
而粉煤灰中玻璃体结构稳定，表面致密性较强，前期与Ca(OH)2的火山灰反应缓慢，未反应的粉煤灰使浆体内孔隙增多，固化体强度下降；随着养护龄期的增加，粉煤灰的水化逐渐占主导作用，粉煤灰本身存在的形态效应，活性效应以及微集料效应相互影响，粉煤灰表面会生成大量的水化硅酸钙凝胶体，可以作为胶凝材料的一部分起到提高抗压强度的作用。
（3）高盐水量对固化体抗压强度的影响
图4为高盐水量配比在0.62，0.67，0.72以及0.77时，四组固化体在不同龄期的抗压强度变化趋势图。
图4高盐水量对固化体抗压强度的影响趋势图
由图4可以看出，在7d、14d以及28d三个龄期，固化体抗压强度都随着高盐水量的增加而减小，且在14d以及28d龄期时抗压强度的减小趋势越来越明显。在水泥量一定的条件下，高盐水量增加会导致浆体内水量过大，超过水泥充分水化所需的水量，多余的水分会在水泥凝结硬化过程中蒸发，在浆体内部留下气孔，影响固化体的抗压强度，且提供的水量越大，可蒸发的水量越大，固化体抗压强度减少的越明显。
（4）河砂量对固化体抗压强度的影响
图5为河砂量配比在0.62，0.67，0.72以及0.77时，四组固化体在不同龄期的抗压强度变化趋势图。
由图5可以看出，在7d、14d和28d三个龄期固化体抗压强度随河砂量的增大总体变化不大，分别在21MPa、30MPa和36MPa左右波动。因此，河砂量的增加对固化体抗压强度影响较小，这是由于河砂在浆体内中主要起骨架或填充作用，不发生明显的化学反应。
图5河砂量对固化体抗压强度的影响趋势图
由图2-图5中各组固化体抗压强度数据可知，固化体28d龄期抗压强度绝大部分在30MPa以上，而这符合《混凝土路缘石》（JC/T899-2016）标准中路缘石最低抗压强度要求。因此，水泥固化工艺制得的固化体能满足标准中抗压强度要求。
2.2组分材料对固化体结合氯离子能力的影响
结合氯离子能力能直观反映固化体中化学反应和物理吸附的氯离子能力，是评价钢筋混凝土钢筋锈蚀的重要指标。为了研究组分材料对固化体结合氯离子能力的影响，在实验3.1中选择水泥量组以及粉煤灰量组固化体，测定其28d龄期下的结合氯离子能力。
（1）水泥量对固化体结合氯离子能力的影响
图6为水泥配比在0.92，1.00，1.08以及1.17时，四组固化体在28d龄期时结合氯离子能力的变化趋势图。
图6水泥量对固化体结合氯离子能力影响趋势图(28d)
由图6可知，28d龄期时固化体结合氯离子能力随水泥配比的增大而增强，但增强幅度越来越小，说明水泥量对固化体结合氯离子能力的提升效果是有限的。水泥配比从0.92增大至1.08，结合氯离子能力由0.668增大为0.813，增大了21.7%。这与固化体水化过程有关，水泥用量增大，水化产物随之增多，对氯离子的化学结合和物理吸附能力增强，因此结合氯离子能力增强，但受水化水量限制，水泥量过高时提升效果有限。
（2）粉煤灰量对固化体结合氯离子能力的影响
图7为粉煤灰配比在0.15，0.20，0.25以及0.30时，四组固化体在28d龄期时结合氯离子能力的变化趋势图。
从图7的总体趋势可以看出，28d龄期时固化体结合氯离子能力随粉煤灰配比的增大而增强，但增强幅度小，粉煤灰配比从0.15提高至0.30时，结合氯离子能力从0.733增大至0.769，仅增大了4.9%。这是因为粉煤灰在水泥水化过程形成的碱性环境中会生成少量水化铝酸钙，可以与氯离子反应生成Fredel’s盐，但生成量较少。
图7粉煤灰量对固化体结合氯离子能力影响趋势图(28d)
2.3不同水样制得的固化体XRD分析
利用模拟高盐水与浓缩脱硫废水分别制得固化体，养护至28d后对其粉末进行XRD衍射分析，结果如图8所示。
由XRD衍射图可知，除了常见的水泥水化产物SiO2和Ca(OH)2，两种水样制得的固化体中还存在Friedel’s盐，这证明模拟高盐水以及浓缩脱硫废水中的氯离子与水泥中的C3A相确实发生反应生成了Friedel’s盐，说明水泥固化过程中生成的Friedel’s盐起到了重要作用。
图8不同水样制得的固化体XRD图
3结论
（1）本文提出了一种脱硫废水烟气浓缩减量及水泥化固定工艺，将烟气浓缩后的脱硫废水与水泥、粉煤灰等材料拌合后制得固化体，从而实现污染物的水泥化固定；
（2）固化体抗压强度随养护龄期增加而提高，水泥配比为1.08时抗压强度达到最高值，粉煤灰配比大于0.25后对抗压强度提升明显，高盐水配比越大，抗压强度越低，河砂量对固化体抗压强度影响小；
（3）水泥配比从0.92增大至1.08，结合氯离子能力增大21.7%，粉煤灰配比从0.15提高至0.30时，结合氯离子能力仅增大了4.9%；
（4）XRD的结果验证了水泥固化过程中Friedel’s盐的存在。
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㈢ 污水处理公司浅谈电厂脱硫废水有哪些危害
1. 脱硫废水抄中含有硒元素袭，大量的排放会对土壤和水源造成污染，影响人和动物的健康，长期积累还会引起慢性中毒。
2.
脱硫废水呈弱酸性，能溶解多种重金属污染物，虽说它们的含量比较少，若直接排放到江河里会对水生生物会造成毒害作用，通过食物链传递到较高营养阶层的生物，从而影响整个水生生物系统，造成严重的水污染。
3. 脱硫废水中的高浓度悬浮物严重影响水的浊度，极容易在设备及管道中易产生结垢，影响脱硫装置的正常运行。
4.
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SO2吸收，降低脱硫效率。
㈣ 脱硫滤网堵塞腐蚀如何破
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
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，提出有效减少设备故障的措施，并提出只有改善设备管理、优化运行，才能保证脱硫系统高效、稳定地运行，最终实现企业节能、减排、效益最大化。
“十一五”期间火电机组脱硫设备快速普及，但工程质量参差不齐，部分设施腐蚀、结垢以及磨损情况严重，难以胜任甚至无法持续正常运转，技改势在必行。同时，国家在“十三五”规划中对节能减排提出新的目标要求，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，以目前的脱硫工艺而言难以满足。因此，针对脱硫设备及其运行参数做一些优化调整，以提高设备的安全性、稳定性是非常必要的。
1脱硫设备常见问题及解决方法
1.1设备腐蚀
腐蚀是脱硫设备面临的第一大问题，尤其对于石灰石-石膏湿法脱硫工艺。腐蚀是相对金属而言的，可分为以下类型：
①点蚀，即金属表面出现细微的“锈孔”，腐蚀一般为纵深方向，最终导致钢材穿透，氯离子对其的影响明显；
②缝隙腐蚀，即在金属焊接处、螺钉连接处出现细微缝隙，电解质进入形成电解池发生电化学腐蚀
③应力腐蚀，即在拉应力和氯离子腐蚀环境共同作用下，金属的局部出现由表及里的裂纹;④磨损腐蚀，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。
目前脱硫系统均采取了有效的防腐措施，主要有以下几种。
（1）使用耐腐蚀不锈钢(含镍、铬、铝的合金)，常用316L，904L，2205。出于成本考虑，很少整体使用不锈钢，而是在碳钢基体贴合金层。316L能够耐受氯离子的腐蚀，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，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，因此设计时可用于减轻质量。
（2）使用非金属材料，如玻璃钢(FRP)，PP等。FRP是一种纤维加强型合成树脂，具有很高的抗磨、抗拉伸、抗疲劳性，而且质量轻，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，可用作除雾器及冲洗水管。
（3）金属基体表面涂防腐层，如玻璃鳞片、橡胶、碳化硅(陶瓷)。玻璃鳞片具有很好的防渗透性，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，特别是丁基橡胶，具有良好的防磨、防腐特性;碳化硅陶瓷或搪瓷防腐的应用，主要看重的是它的防磨性较好。
1.2设备磨损
磨损和腐蚀是紧密相连的。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，尤其是石灰石中的二氧化硅，磨损能力很强。高流速也是增加磨损的原因。防腐层的磨损会加速设备腐蚀，在磨损和腐蚀的双重作用下，设备的损坏速率将会大大增加。
脱硫设备的磨损和腐蚀相互交织，表现如下：
①叶轮的机械磨损和气蚀；
②喷淋层喷嘴的机械磨损；
③搅拌器叶片的磨损，在机械磨损和腐蚀的双重作用中，机械磨损占主要；
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。
使用耐磨材料，降低浆液固含量，保证烟气流场均匀、稳定是防止磨损的主要方法。
1.3设备结垢
浆液中氯离子或亚硫酸盐含量超标，容易导致脱硫设备容器或管道内壁结垢，严重时影响设备正常运行。结垢最严重的部位一般是滤液水系统和旋流器稀浆管道，以及一些浆液箱、吸收塔接口管根部位。曾有多个电厂真空泵内结垢导致真空泵皮带损坏。
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。
1.4设备泄漏
由腐蚀、磨损导致的设备或管道穿孔泄漏，表现为漏烟、漏气(汽)、漏浆、漏水、漏油、漏粉(石灰石与石膏粉)。脱硫介质为石灰石浆液或石膏浆液，一旦设备发生泄漏，会对环境及设备产生较大的污染。采用耐磨防腐材质，做好防泄漏试验是避免泄漏的有效措施。
1.5设备堵塞
1.5.1除雾器堵塞
某厂除雾器的堵塞情况如图1所示。
造成除雾器堵塞的主要原因是：
①设备选型不合理，当设计存在偏差，实际烟气流速过高时，除雾器无法达到设计的除雾效果，导致堵塞；
②除雾器冲洗装置的设计、布置和冲洗程序不合理；
③除雾器断面上流速分布不均；
④冲洗水压力、流量不足。
图1某厂除雾器的堵塞情况
防止除雾器堵塞的主要措施是：
①保证脱硫烟气入口粉尘含量在设计要求范围内；
②合理选择除雾器冲洗水压力和冲洗周期；
③合理控制吸收塔pH值及浆液的氧化程度。
1.5.2GGH堵塞
某厂烟气换热器(GGH)堵塞情况如图2所示。
图2某厂GGH堵塞情况
GGH堵塞主要有以下原因：
①吸收塔除雾器效果不好，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，逐渐形成结垢堵塞GGH；
②脱硫装置运行时，吸收塔运行液位过高，或吸收塔起泡，造成石膏浆液从吸收塔原烟气入口倒流入GGH，使得GGH结垢堵塞；
③GGH吹灰方式不当会造成积灰堵塞，如采用压缩空气吹灰而吹灰蒸汽参数不符合要求，高压水吹灰没有及时投入，吹灰频率不够等；
④脱硫GGH设计不合理，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，都对GGH的积灰、结垢有影响；
⑤吸收塔除雾器和喷淋层设计布置不合理，造成吸收塔内流场分布不均，或者吸收塔设计的流速过快，如烟气流经吸收塔时，流量大携带能力增强，会造成烟气携带较多石膏液滴进入GGH，逐渐造成GGH积灰堵塞。
GGH的堵塞控制是一项综合性的工作，包括设计和设备的优化、运行的优化和设备的日常维护等，其中运行优化和加强设备的维护尤为重要，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。
防止GGH堵塞的主要措施是：
①保证脱硫烟气入口粉尘含量在设计要求范围内，避免大量烟气粉尘进入脱硫装置，造成GGH积灰堵塞；
②严格控制吸收塔除雾器压差在200Pa以下，尽量减少净烟气携带液滴；
③严格控制脱硫装置运行参数在要求范围内，包括吸收塔pH值、吸收塔液位等，制订预防吸收塔起泡的相关措施并严格执行；
④在脱硫系统启动时，建议尽量缩短启动浆液循环泵与增压风机的时间间隔，防止吸收塔浆液进入GGH；
⑤强化GGH吹灰管理，严格按照GGH厂家的要求进行吹灰，先吹下部，再吹上部，保证吹灰蒸汽品质，蒸汽吹灰前保证疏水温度在260℃以上；
⑥改进喷淋层、除雾器系统的设计，合理布置除雾器选型和喷嘴，保证吸收塔喷淋区的喷淋浆液普遍分布，避免烟气携带较多浆液，造成GGH积灰堵塞。
1.5.3管道堵塞
某厂喷浆母管堵塞情况如图3所示。
图3某厂喷浆母管堵塞情况
管道堵塞的主要原因是：
①设计流速不合理、自流管道倾斜度不够，造成浆液沉积、结垢，进而引起堵塞；
②塔壁或者管道内壁内衬物脱落、检修施工遗留物等造成管道堵塞；
③机组负荷低、吸收塔入口二氧化硫浓度低时，某一层喷淋层长期停止运行，浆液倒灌沉积、结垢，造成管道堵塞；
④阀门关闭不严，泄漏浆液沉积、结垢，导致管道堵塞。
防止管道堵塞的主要措施是：
①设计流速不能过低，管径不能过细，自流管道倾斜度要足够，必须设置冲洗水，避免造成浆液沉积、结垢；
②控制内衬施工工艺，避免局部冲刷，减少塔壁或者管道壁内衬物脱落；
③加强检修后的现场清理；
④设置必要的滤网，避免因异物造成管道堵塞；
⑤机组负荷低、吸收塔入口二氧化硫浓度低时，实行喷淋层定期轮换停投，避免因浆液长期倒灌沉积、结垢，造成管道堵塞；
⑥清理内漏阀门，避免因泄漏浆液的沉积、结垢造成管道堵塞。
2脱硫工艺优化
2.1脱硫系统设计优化
（1）取消增压风机和GGH，消除增压风机在压力控制方面给主机带来的风险;避免GGH运行中出现的堵塞问题，同时也降低脱硫系统的电耗。
（2）除雾器安装应考虑检修和人工机械除垢的方便性，增加各级除雾器之间的空间，利于停机冲洗。
（3）提高冲洗水和冷却水的水质，控制水的氯离子含量、含固量、硬度等，控制值越低越好。
（4）设计入口烟道事故喷淋洗涤水回收利用或处置方案(目前为循环使用，只起到了降温的作用)。
（5）泵采用无水机封和氧化铝陶瓷叶轮，减少机封损坏率，消除机封水系统的结垢堵塞，延长叶轮的使用寿命。
（6）广泛采用碳化硅、FRP代替橡胶衬里和作为非承载结构，强腐蚀区采用904L贴衬防腐。
2.2运行优化
2.2.1加强6个调整
①增压风机的调整。在锅炉负荷变化时，通过增压风机入口信号，调节动(静)叶角度维持正负压，保证风机正常运行。增压风机动(静)叶控制应禁止随意解除自动。
②湿磨机的调整。保持料、水的合适比例，随着浆液细度、电流的变化，调整加钢球的时间和质量。
③浆液罐液位的调整。控制石灰石浆液箱补充水，控制浆液浓度。维持所有坑、箱、罐液位至规定范围，以保证系统的可运行，同时杜绝跑、冒、滴、漏情况发生。
④吸收塔液位的调整。通过吸收塔液位的调节，维持吸收塔的水平衡，保证吸收塔液气接触空间。
⑤给浆量调整。通过调节给浆量，维持吸收塔pH值，营造合适的反应环境。
⑥真空皮带机的调整。通过含水量的变化调整石膏的厚度和皮带的速度，以维持石膏品质。
2.2.2严格控制关键参数
脱硫系统的关键参数有吸收塔浆液pH值和密度、吸收塔液位、石灰石浆液密度、氧化风压力、除雾器压差、石膏含水率、氯离子浓度、出口二氧化硫浓度等。严格控制这些参数，做到控制值绝不超限。
石灰石密度应控制在25%-30%，过低的密度会导致供浆量增大，系统水平衡不易控制;过高的密度不仅会增加设备的磨损，还会降低石灰石利用率。保持吸收塔浆液pH值稳定在5.0～5.6范围内，在满足脱硫率的情况下，靠低值控制。吸收塔浆液密度控制在1050～1150kg/m3，减轻磨损堵塞和设备负载。吸收塔液位是维持和检验脱硫系统水平衡的重要参数，经验表明，控制液位稳定在0.3m的范围内波动是适宜的。除雾器堵塞程度和压差呈正相关性，除雾器压差控制得越低越好。定期排放脱硫废水，降低系统氯离子含量和浆液杂质。
2.2.3开展有效的化验监督
化验监督就像“体检”，能够有效地反馈运行状态，指导运行调整。脱硫的化验监督项目相对较多，主要有石灰石成分化验、吸收塔浆液成分化验、石膏成分化验、旋流器浆液成分化验、工艺水成分化验、垢成分化验。
化验时取样要有代表性，不仅取样部位要有代表性，而且取样时间(对应的工况)也要有代表性。例如脱硫结垢成分化验可选取吸收塔底部、入口烟道、除雾器、喷淋层等不同部位的样本。总之，化验监督一定要反映系统运行的整体真实情况。
2.2.4探索建立计算机优化控制
优先使用计算机优化控制作为运行的基本调整依据，逐渐减少对人为经验的依赖。探索建立脱硫系统的供浆量调节、氧化风量调节、脱硫效率调节(出口浓度调节)的计算机优化控制作为实际调整的参考。
例如：氧化风量调节可根据当前时间点前1h工况和后1h工况(根据入口硫分、负荷预测)，以烟气量、脱出二氧化硫量(依据脱硫效率或年度限值)、烟气含氧量、氧化风机额定出力等作为函数自变量，计算出需要的氧化空气量，指导运行人员调整氧化风机运行数量；脱硫效率调节亦可根据当前时间点前1h工况和后1h工况，以设定脱硫效率、
排放浓度值、浆液pH值、入口硫分、烟气量等作为函数自变量，计算出所需要的液气比，指导运行人员调整循环泵运行组合。
2.3设备维护优化
设备维修的目的是为了保持设备长期稳定的运行，目前设备维修方式主要还是事后维修、定期维修(包括等级检修)。要建立合理的维修方式，防止不修、欠修、过修。以点检定修制为实施手段，使运行、检修、物资三位一体，加强设备运行过程的诊断监督。
2.3.1落实和强化点检定修制
制定脱硫特有设备检查与检修标准，例如防腐损伤容限评价标准、防腐施工标准、除雾器检查标准等。主要依据精密仪器，辅以实践经验开展设备诊断。
设备点检管理建立五层防护体系：
①运行班组以发现明显的故障或异常为主；
②维护班组按照专业分工以发现设备特定部件的隐蔽性缺陷为主；
③维护单位专工以精密点检和技术诊断为主；
④项目公司专工以分析设备劣化倾向、检修计划、物资准备为主；
⑤特许公司主管、专工以评价项目公司设备管理结果和提供特定专业技术支持为主。把定期检验、试验摆在更加突出的地位，把隐患、缺陷暴露在萌芽或初始阶段，做到有计划有预案地应对设备故障或异常。
建立设备点检、设备管理台账。从缺陷分析、备件使用、维修后评价、维修成本分析等方面实现设备的可控、可靠。注重运行数据的统计、分析，例如除雾器冲洗参数统计分析、工艺水使用分布分析、浆液循环泵运行参数统计分析、循环泵组合方式与脱硫效率变化分析等，增强运行人员在设备管理中的先导作用。
2.3.2加强检修质量控制和过程管理
根据设备老化规律，加强检修管理。从检修周期(间隔时间)、检修工期、检修项目、检修工艺、检修质量控制标准、检修费用投入等方面入手，做好设备检修工作，保持设备健康状况水平。
2.4工艺技术及设备优化
采用新设备、新技术、新工艺。选择可靠性更高的设备，如选用直联循环泵，去掉减速机环节，彻底消除减速机润滑冷却等带来的一些问题;选用陶瓷叶轮代替金属叶轮，延长叶轮使用寿命;选用磁力搅拌器解决搅拌器机封泄漏问题；浆液管道用碳化硅防腐代替衬胶防腐，提高防磨水平，延长使用寿命等。
3结束语
环保行业是高能耗、高物耗的绿色行业，随着国家对环保的重视，环保设备管理及运行优化工作已经成为每个电厂的工作重点。在日趋严峻的环保压力面前，为使企业效益最大化，除了对环保设备进行提效改造外，最根本的就是在保证排放指标可控的情况下做到“过程控制、终端治理”。通过提高设备管理、优化运行，最终实现企业的节能、减排任务，同时使效益最大化。
㈤ 内电解填料跟铁碳填料有什么区别么
其实就是一种填料 只是叫法不同而已
㈥ 火力发电厂废水处理
火力发电厂废水处理
电的发明彻底改变了人的生产、生活方式，但同时为了满足不断增加的电量需求人必须不断的建发电厂。随着新能源的崛起替代了传统的煤炭发电，但新能源设备造价较高且受地域限制，燃煤火力发电厂依旧占据了发电厂大半江山。能源需求量的日益增加，促使环境破坏加重，如何把煤电厂危害降低已成为当务之急。
我在这里整理了片火力发电厂废水处理方法，一起来看看吧
一、火力发电厂废水特点：
与普通工业废水相比，燃煤电厂的废水总的特点如下：
1、水质水量差异大，划分的废水种类较多。
2、废水中的污染成分以无机物为主，多含油。
3、间断性排水较多。
二、燃煤电厂废水来源
火力电厂来源广泛，但废水主要有一下几类：
1、冲灰废水。来源于冲洗炉渣和除尘器排灰的废水，在整个燃煤电厂中占了一半比例。冲灰废水中的污染物有悬浮物、PH值和含盐量等，这些物质含量与燃烧的煤炭种类、燃烧方式和输灰方式有关。
2、脱硫废水。煤炭中有大量杂质的其中就含硫，煤炭在锅炉燃烧后烟气中含硫，这些含硫烟气不能直接排放，需要烟气湿法脱硫。脱硫废水就是这个过程中产生的。这类废水高浑浊度、高硬度、高含盐量、污染物种类多。且不同燃煤电厂所用的煤炭是不同的，使得脱硫废水水质变化波动较大。
3、化学废水及含油废水。此类废水是燃煤电厂中各种工业排水的总称，包含冷却排放水、输煤系统冲洗废水、含油废水、冷却塔排污废水等。
三、火力发电厂废水处理方法
1、冲灰废水。燃煤电厂废水中占比例较多的冲灰废水，一般处理工艺为调节池→加热混凝剂进入混凝器→助凝剂→污水净化器，到此步骤冲渣废水被分为污泥和清水，污泥进入污泥池灰渣进行脱水即可；清水进入清水池排出即可。
2、化学废水处理。化学废水分为无机废水和有机废水两种，需要分开处理：无机废水先进入中和池，调节PH值在进行进一步处理。因为含有大量酸和碱，处理时考虑回收利用，采用沉淀、混凝、吸附、离子交换、电渗析等方法都能有效处理；有机废水处理，有机废水来自锅炉的有机酸洗废水，采用蒸发池处理即可。
3、脱硫废水。脱硫废水因为其成分复杂，含油亚硝酸盐、硫酸盐和较多悬浮物，且脱硫废水中酸性物质较多，腐蚀性强，要经过合理的处理才能排放。单一的设备是无法对其进行有效处理的，所以脱硫废水要进行进一步深入处理。脱硫废水先进入预处理系统进行絮凝、沉降、中和，减少废水中的悬浮物，提高废水PH值，为深度处理做准备。深入处理。
我推荐采用蒸发法，用MVR蒸发器来进行处理，MVR蒸发器技术虽然较新但是工艺较成熟，但短短十几年已在各各行各业广泛应用，选择一家合适的蒸发器厂直接关系到能否对脱硫废水达到“零排放标准”。
㈦ 电厂脱硫废水加碱后变红色是什么问题（脱硫
脱硫废水中的杂质主要来源于烟气和石灰石。煤中的多种元素，如F、C1、Cd等，在燃烧过程中产生多种化合物，随烟气进入脱硫装置吸收塔，溶解于吸收浆液中。脱硫废水一般呈弱酸性，pH为4～6，悬浮物含量高(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)，阳离子为钙、镁等离子，含量极高，铁、铝含量较高，其它重金属离子含量不高，阴离子主要有CI一、S042一、SO]-．F‘等，化学耗氧量与通常的废水不同，在脱硫废水中，形成化学耗氧量的主要因素不是有机物，而是还原态的无机物连二硫酸盐l3]。虽然脱硫废水量一般不大，但由于水质特殊，不能排入火电厂工业废水处理系统处理，需要设置单独处理系统。脱硫废水的处理方法有：水与经浓缩脱水的石膏混合后排至干灰场，废水中的重金属及酸性物质与飞灰中CaO结合固化石膏；利用电除尘器与空气加热器之间的烟道问隙，加热蒸发脱硫废水；专用脱硫废水化学中和处理；用于水力冲灰。脱硫废水处理工艺采用物化法。针对脱硫废水中主要污染物重金属和悬浮物通过添加化学药剂使其沉淀，再通过澄清器将沉淀物分离，出水排放，沉淀污泥通过板框机脱水后外运处理，从而达到去除废水中污染物的目的。废水通过管路流入中和箱，同时按比例加入制备合格的石灰浆液，将中和箱pH调整到9.2+0.3，此pH范围适合大多数重金属离子的沉淀。并非所有重金属可通过与石灰浆作用形成很好的沉淀，其中主要是镉和汞。因此，需要在沉降箱中按比例加入重金属沉淀剂有机硫化物(TMTl5)。为了提高沉降效果，需向絮凝箱中按比例加入絮凝剂硫酸氯化铁(FeC1SO)，使氢氧化物、化合物及其它固形物从废水中沉淀出来。为了让絮凝后的废水中产生的细小矾花积聚成大颗粒，以便于废水进入澄清池后更快的沉降，在絮凝箱出口管路上添加助凝剂聚丙烯酰胺(PAM)。加药混合反应后的废水在重力作用下流入澄清池，进行固液分离。澄清池出水在出水箱中通过添加HC1将pH调整为标准要求的范围(6～9)内排放。电厂脱硫废水处理药品是化学品，直接接触对人体有伤害，但穿戴劳保用品合理使用，没有影响。
㈧ 燃煤电厂脱硫废水排放指标限值的计算方法研究
目前我国燃煤电厂脱硫废水标准DL/T997—2006的排放指标与限制内容已不符合社会发展需要，为此，本文提出了燃煤电厂脱硫废水排放指标限值相关计算方法。
论文调研了美国和国内的相关规范，对排放指标确定范围的具体数值和算法模型展开深入研究，结合我国行业发展状况和国情给出了具体的修订建议，通过计算模型得出脱硫废水污染物控制参数的直接排放限值，氯化物日最大排放限值≤500mg/L，总溶解固体(TDS)日最大排放限值≤215mg/L，硒≤1.5mg/L，汞≤0.005mg/L等。
2015年国务院印发《水污染防治行动计划》(以下简称“水十条”)明确了我国水环境治理的重点，为中国水污染防治指明了方向。
燃煤电厂湿式石灰石石膏法烟气脱硫(FGD)产生的脱硫废水以其污染物组分复杂、不少重金属含量超标，直接排放将对环境及人体产生多重且长期的危害，因此电力行业2006年首次制定了《火电厂石灰石石膏湿法脱硫废水水质控制指标》DL/T997，通过浓度控制对相应的污染物排放指标、处理技术提出了无害化要求。
脱硫废水常规处理方法为化学沉淀、絮凝、中和、沉淀等技术路线，但随着近年来零排放技术等的逐步出现与成熟，加之现有执行标准的控制指标种类少、不区分技术制定标准限值等问题，原有标准在技术先进性、环境要求方面的适应性越来越低。
为进一步完善国家环境污染物排放标准体系，规范和加强火电行业废水排放管控，引导电力污染物环保产业可持续健康发展，对脱硫废水标准进行修标已是大势所趋尺宏。
本文通过对比我国与美国污染物排放标准的修订及污染物排放指标浓度限值的计算模型，制定出适用于我国脱硫废水污染物控制参数的直接排放限值计算方法。
1中美污染物排放标准修订对比
1.1美国确定基于技术的污染物排放指标的流程
美国确陵闹册定水质污染物排放限值的方法基本分为以下3种：①特定化学物质法;②废水综合毒性法;③生物基准或生物学评估法。
经研究，美国工业点源水污染物排放限值的确定方法主要为水环境质量的综合毒性法，该法采用水生生物暴露试验的方法确定污染物综合毒性，适用于难确定废水水质复杂且难提出特定污染物的情况。
这区别于为满足特定化学物质水质基准的特定化学物质法。根据美国国家污染物排放削减计划(NPDES)，其核心内容即排污许可证的颁发与实施，而该政策的实施内容则为点源水污染物排污许可限值。
美国对于点源污染物排放限值的确定方法依据之一为技术基础(technology-based)，即考虑目前能达到的技术处理能力;之二为水质基础(water quality-based)，即充分考虑以环境生物影响与人体健康为本的水质标准。
图1给出了美国EPA基于处理技术确定废水污染物排放指标限值的客观研究流程。
图1 美国环保署(EPA)水污染物排放标准限值确定流程
1.2国内常规污染物排放标准的修订程序
我国的工业污染物排放控制标准通常以对应的污染物去除工艺、技术路线为主要修标依据，以人体健康(即环境效益)为基本要求，标准所控制的技术路线除技术可行外还要充分考虑经济指标，即投资、运行费用等。
根据以上现有客观修订依据，本文作者通过综合分析各类标准的修订背景、必要性、计算研究方法等步骤，所确定的标准确定过程分解如图2。
图2 脱硫废水污染物控制标准的修标流程
1.3我国污染物排放指标存在的问题
1.3.1相关指标在标准中体现不够
我国对于脱硫废水的控制标准有行业标准《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL/T997—2006)，其中指标有对重金属的控制如总汞、总铬、总镉、总铅、总镍、悬浮物、化学耗氧量、硫化物、氟化物、硫酸盐、pH进行了制约。
考虑到目前国内推荐应用的脱硫废水处理技术路线，如沉淀、混凝、弯汪中和等化学处理后达标排放，即三联箱技术。此路线对悬浮物与大部分金属及重
金属汞、砷去除率很高，但对氯化物、溴化物、硼、硫酸盐、铵和其他溶解固体(TDS)去除率低[13];并且对某些有害元素如硒等去除效果差。
对于此种处理技术，现有的控制标准种类少，对可溶性盐及硒等有害物质的排放在标准中体现不够。
其次我国推荐的脱硫废水处理技术路线还有化学沉淀、混凝、中和预处理+膜浓缩+烟道余热蒸发干燥/蒸发结晶，即脱硫废水零排放技术。
此技术需要对汞、砷、硒和硝酸盐/亚硝酸盐的出水浓度进行限值，以及对总悬浮固体(TSS)进行限制。
我国脱硫废水控制标准不再符合社会发展需要，需增加现有执行标准的控制指标，更应该关注溶解性总固体TDS、硝酸盐/亚硝酸盐，汞、六价铬、铜、硒等有害物质控制指标。
1.3.2未充分考虑技术经济可行性
深入研究美国环保署2015年最新修订的关于点源燃煤电站的污染物排放标准40 CFR Part423，《Effluent Limitations Guidelines and Standards for the Steam Electric Power Generating Point Source Category》;Final Rule，关于FGD废水的控制标准有两套BAT(best available technology economically achievable，最佳经济可行技术)限制，第一套BAT控制标准是对TSS(total suspended solid，总悬浮固体)制定的数值限制标准，该控制方法与EPA先前制定的关于TSS的BPT(best practicable control technology currently available，最佳现有实用控制技术)规范在数值上相同;第二套BAT控制标准是对汞、砷、硒、硝酸盐/亚硝酸盐氮制定的数值限制标准，而自愿采用先进技术的现存燃煤电厂(ES，existing sources)与新建电厂(NS，new sources)的FGD废水控制指标为汞、砷、硒、TDS(溶解性总固体)。
但我国还未建立系统的污染物削减技术评估体系，目前我国制订的BAT仅11个，不足以支撑所有行业的水污染物排放标准制修订工作。
1.3.3标准在技术先进性、环境要求方面的适应性需提高
在制定标准时应与现今脱硫废水处理技术及环境要求无缝衔接。行业水污染物排放限值是通过综合考虑工业排污水平、污染物处理技术、环境质量要求、国内外相关标准等多方面的因素来制订。
如今零排放技术已在我国部分应用，《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》已远远不适用于当今污染控制技术。
美国对于湿法脱硫废水的排放控制标准，美国EPA根据不同的处理技术分别制定了不同的控制限值。
如只采用化学沉淀法处理脱硫废水的电厂需要针对汞、砷提出控制标准;采用化学沉淀后续串联生物处理脱硫废水的电厂需要提出汞、砷、硒、硝酸盐/亚硝酸盐态氮的控制标准;而采用蒸发处理脱硫废水的电厂则提出控制汞、砷、硒和总溶解性固体的要求。
2相关计算模型
2.1发达国家确定污染物排放指标浓度限值的计算模型
参考美国国家污染物削减计划(NPDES)中基于BAT技术的水污染物浓度限值计算方法建立计算模型过程。
(1)确定需要控制的污染物指标，根据造成的环境影响即主要矛盾，包括长期/慢性和短期/急性毒性确定。
(2)工业废水浓度限值分为日最大浓度限值(短期)与30天平均值(长期)，分直接排放到自然水体的浓度限值和排放到下游公共污水处理设备的浓度限值，不同浓度的算法公式也不同。
以工厂排放的某污染物i为例，讨论长期平均值(long time average，LTA)，如式(1)。
(3)日变异系数和月变异系数VF的确定。
(4)根据计算模型标准浓度限值=LTA×VF，最终确定排污行业不同污染物浓度的浓度限值标准。
(5)可行性验证。
2.2适用于我国工业废水排放的标准限值计算模型
(1)某种污染物浓度限值确定行业长期平均值采用算术平均根的计算模型，以企业排放的COD为例，公式如式(2)。
3我国脱硫废水排放标准的浓度限值计算方法
依据新修订脱硫废水排放标准的标准限值依托的技术依据拟采用零排放技术“化学预处理+RO膜浓缩减量+蒸发结晶”技术为主、“化学预处理+RO膜浓缩减量+余热烟气旁路蒸发”技术为辅。
已知正常工况下两种技术的出水指标相当，形成的脱硫废水零排放系统的主要污染物进出口控制参数如表1，以国内某燃煤电厂大型脱硫废水零排放工程实例为参考原型。
表1 脱硫废水零排放系统的主要污染物进出口控制参数
根据燃煤电厂石灰石石膏湿法脱硫废水的水质特点、主要污染物种类可能造成环境危害以及现有水质标准的主要控制对象的分析，以及环保部推荐的最佳处理技术的结论，确定了脱硫废水中需要控制的污染物种类，如表2。
表2 基于蒸发结晶/旁路蒸发技术(BAT)的脱硫废水污染物控制参数确定
下面以10家采用脱硫废水零排放技术的燃煤电厂出水水质数据为基础，以具有代表性的污染物硫酸根离子SO42–为例代入数学模型计算，过程和结果如下。
(1)计算长期平均值LTA，如式(8)。
国家规定的化学需氧量的测定方法为重铬酸盐法，由GB11914—1989可知，该方法检出限为0.2mg/L;未检出比例为p=0。
表1中的其他类型污染物的BAT浓度限值的计算结果同硫酸根，因此最终计算结果如表2。
4结论与展望
(1)以最佳可利用技术(BAT)——脱硫废水零排放技术蒸发结晶的工艺路线为标准浓度限值确定的技术依据，充分学习我国与美国环保部门制定废水排放标准限值时借助的数学模型算法，确定了该技术方案支持下的脱硫废水排放控制标准的污染物种类与控制浓度区间。
(2)在深入研究了我国和美国的标准限值确定方法的基础上，融合了两国计算模型的共同点，得出了根据脱硫废水水质水量特点确定的需要污染物种类，包括新增的TDS日最大排放限值、硝酸盐日最大排放限值、氯化物等无机盐离子的控制水平、二类污染物铜、硒的控制水平以及一类污染物汞、六价铬等重金属控制指标等。
(3)脱硫废水新的控制指标应更加适应当前及未来的环境发展需要。
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㈨ 脱硫废水中需要处理掉的杂质有哪些
第1：石膏悬浮物
脱硫浆液中的大部分悬浮物通过石膏脱水系统处理后以石膏的形版式排出系统，进权入废水中的只是一小部分。脱硫废水中的悬浮物主要是石膏，其次还有来自烟气的飞灰、脱硫过程中加入的碳酸钙以及亚硫酸钙等。
第2：重金属
重金属元素在火电厂废水中并不多见，但是脱硫废水中主要的污染物。
第3：氟化物
脱硫废水中的氟化物也是需要排除去的一种杂质，废水的除氟一般采用化学沉淀法来进行去除。因为沉淀平衡的影响，如果直接对脱硫废水进行化学沉淀处理，则会除去大部分的氟。如果将其与其它废水混合处理，因为稀释作用，最终沉淀平衡后氟的残留总量将会很高，氟化物总的去除率将很低。
第4：硫酸盐
脱硫废水中的硫酸盐含量很高，通过是通过硫酸钙沉淀来进行去除一部分硫酸盐。但是，如果脱硫废水与其它废水混合，则因稀释作用，会增大硫酸钙的溶解量，使水中硫酸盐的绝对含量增大同时也加大了去除的难度。所在脱硫废水进行排除杂质时最好不要与其它废水混合，单独进行处理效果会更理想。
㈩ 脱硫废水处理方式有哪些
(1)离子交换法处理脱硫废水
用大孔巯基离子交换树脂吸附汞离子，达到去除水中汞离子的内目的;吸附法，利容用活性炭吸附原理，由于活性炭具有极大的表面积，在活化过程中形成一些含氧官能团，使活性炭具有化学吸附和催化氧化、还原的性能，能有效去除重金属。
(2)电絮凝法处理脱硫废水
电絮凝技术也被运用到湿法脱硫的废水处理中。电絮凝是利用电化学的原理，在电流的作用下溶解可溶性电极，使其成为带有电荷的离子并释放出电子。产生有絮凝作用的化合物。另外释放出的电子还原带有正电的污染物，从而达到去除液体中污染物的目的。
(3)蒸发处理脱硫废水
将废水通过传统的加药方式进行预处理。处理后的废水经预热器加热后进入蒸发系统。蒸发系统主要分为四个部分：热输入部分，热回收部分、结晶转运部分、附属系统部分。