减少脱硫废水外排措施

1. 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。

2. 处理脱硫废水时有哪些需要注意的事项

处理脱硫废水时需要注意的事项有：
一、处理后的污水不可以直接的进行排放

在处理脱硫废水时要注意的第一个事项就是，处理过后的脱硫废水是不能直接的进行排放因为即使是经过处理的脱硫废水其中的难溶性有机物质虽然有所降低，但是与自然界中存在的自然水源相比脱硫废水的排出还是会对水源造成污染，从而也就会影响到环境。所以，即使对脱硫废水进行了处理也需要把它排入专门的生物处理区域内，经过生物的进化之后再进行使用。而这样做也完美的实现了废水零排放。
二、注意合理的搭配处理废水的方式
除此之外，在进行处理脱硫废水时也需要注意合理的搭配处理废水的方式，因为只有有意识的注意了处理的方式，才能让处理的效果达到最佳的状态。一般来说，处理污水厂家常用的处理方式就是中间处理与循环处理相结合。这两种方式的有效结合，不仅能够使得脱硫废水处理达到最大化，而且也可以减少处理废水所需要的费用。
因为现今的人们对生态环境的重视，所以对脱硫废水的排放问题也非常的关注。为了不让脱硫废水对环境造成影响，多数的处理污水厂家都会采用城市的污水再生处理反渗透系统处理脱硫废水所以能够很好的实现废水零排放。而在处理的过程中注意这些点则又能够帮助处理者更加有效的处理脱硫废水。

3. 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。

4. 电厂脱硫废水真的能实现零排放吗

脱硫废抄水零排放处理技术主要包括袭两种：
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。

5. 大家好，很高兴在这里见到各位!

燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策
1 总则
1．1 我国目前燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90％ 以上，为推动能源合理利用、
经济结构调整和产业升级，控制燃煤造成的二氧化硫大量排放，遏制酸沉降污染恶化趋势，防
治城市空气污染，根据《中华人民共和国大气污染防治法》以及《国民经济和社会发展第十个五
年计划纲要》的有关要求，并结合相关法规、政策和标准，制定本技术政策。
1．2 本技术政策是为实现2005年全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10％ ，“两控
区”二氧化硫排放量减少20％，改善城市环境空气质量的控制目标提供技术支持和导向。
1．3 本技术政策适用于煤炭开采和加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施建设和相关技术装备的开
发应用，并作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。
1．4 本技术政策控制的主要污染源是燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉以及对局地环境污染有
显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周
边省、市和地区。
1．5 本技术政策的总原则是：推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及
末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求，
减少二氧化硫排放。
1．6 本技术政策的技术路线是：电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉使用中、高硫份燃煤的，应安
装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其
它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。
2 能源合理利用
2．1 鼓励可再生能源和清洁能源的开发利用，逐步改善和优化能源结构。
2．2 通过产业和产品结构调整，逐步淘汰落后工艺和产品，关闭或改造布局不合理、污染严重
的小企业；鼓励工业企业进行节能技术改造，采用先进洁净煤技术，提高能源利用效率。
2．3 逐步提高城市用电、燃气等清洁能源比例，清洁能源应优先供应民用燃烧设施和小型工
业燃烧设施。
2．4 城镇应统筹规划，多种方式解决热源，鼓励发展地热、电热膜供暖等采暖方式；城市市区
应发展集中供热和以热定电的热电联产，替代热网区内的分散小锅炉；热网区外和未进行集中
供热的城市地区，不应新建产热量在2．8 MW 以下的燃煤锅炉。
2．5 城镇民用炊事炉灶、茶浴炉以及产热量在O．7 MW 以下采暖炉应禁止燃用原煤，提倡使
用电、燃气等清洁能源或固硫型煤等低污染燃料，并应同时配套高效炉具。
2．6 逐步提高煤炭转化为电力的比例，鼓励建设坑口电厂并配套高效脱硫设施，变输煤为
输电。
2．7 到2003年，基本关停50 MW 以下(含50 MW)的常规燃煤机组；到2010年，逐步淘汰不
能满足环保要求的100 MW 以下的燃煤发电机组(综合利用电厂除外)，提高火力发电的煤炭
使用效率。
3 煤炭生产、加工和供应
3．1 各地不得新建煤层含硫份大于3％的。矿井。对现有硫份大于3％的高硫小煤矿，应予关闭。对现有硫份大于3％ 的高硫大煤矿，近期实行限产，到2005年仍未采取有效降硫措施、或
无法定点供应安装有脱硫设施并达到污染物排放标准的用户的，应予关闭。
3．2 除定点供应安装有脱硫设施并达到国家污染物排放标准的用户外，对新建硫份大于1．5
％的煤矿，应配套建设煤炭洗选设施。对现有硫份大于2％ 的煤矿，应补建配套煤炭洗选
设施。
3．3 现有选煤厂应充分利用其洗选煤能力，加大动力煤的人洗量。
3．4 鼓励对现有高硫煤选煤厂进行技术改造，提高选煤除硫率。
3．5 鼓励选煤厂根据洗选煤特性采用先进洗选技术和装备，提高选煤除硫率。
3．6 鼓励煤炭气化、液化，鼓励发展先进煤气化技术用于城市民用煤气和工业燃气。
3．7 煤炭供应应符合当地县级以上人民政府对煤炭含硫量的要求。鼓励通过加入固硫剂等
措施降低二氧化硫的排放。
3．8 低硫煤和洗后动力煤，应优先供应给中小型燃煤设施。
4 煤炭燃烧
4．1 国务院划定的大气污染防治重点城市人民政府按照国家环保总局《关于划分高污染燃料
的规定>，划定禁止销售、使用高污染燃料区域(简称“禁燃区”)，在该区域内停止燃用高污染燃
料，改用天然气、液化石油气、电或其他清洁能源。
4．2 在城市及其附近地区电、燃气尚未普及的情况下，小型工业锅炉、民用炉灶和采暖小煤炉
应优先采用固硫型煤，禁止原煤散烧。
4．3 民用型煤推广以无烟煤为原料的下点火固硫蜂窝煤技术，在特殊地区可应用以烟煤、褐
煤为原料的上点火固硫蜂窝煤技术。
4．4 在城市和其它煤炭调入地区的工业锅炉鼓励采用集中配煤炉前成型技术或集中配煤集
中成型技术，并通过耐高温固硫剂达到固硫目的。
4．5 鼓励研究解决固硫型煤燃烧中出现的着火延迟、燃烧强度降低和高温固硫效率低的技术
问题。
4．6 城市市区的工业锅炉更新或改造时应优先采用高效层燃锅炉，产热量7 MW 的热效率
应在80％以上，产热量<7 MW 的热效率应在75％以上。
4．7 使用流化床锅炉时，应添加石灰石等固硫剂，固硫率应满足排放标准要求。
4．8 鼓励研究开发基于煤气化技术的燃气一蒸汽联合循环发电等洁净煤技术。
5 烟气脱硫
5．1 电厂锅炉
5．1．1 燃用中、高硫煤的电厂锅炉必须配套安装烟气脱硫设施进行脱硫。
5．1．2 电厂锅炉采用烟气脱硫设施的适用范围是：
1)新、扩、改建燃煤电厂，应在建厂同时配套建设烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足
SO2排放总量控制要求，烟气脱硫设施应在主机投运同时投入使用。
2)已建的火电机组，若So2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命(按
照设计寿命计算)大于1O年(包括l0年)的，应补建烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足8o2
排放总量控制要求。
3)已建的火电机组，若S 排放未达排放标准或禾达到排放总量许可要求、剩余寿命(按
照设计寿命计算)低于10年的，可采取低硫煤替代或其它具有同样SO2减排效果的措施，实现
达标排放，并满足So2排放总量控制要求。否则，应提前退役停运。
4)超期服役的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求，应予以淘汰。
5．1．3 电厂锅炉烟气脱硫的技术路线是：
1)燃用含硫量2％煤的机组、或大容量机组(200 MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时，
宜优先考虑采用湿式石灰石一石膏法工艺，脱硫率应保证在90％以上，投运率应保证在电厂
正常发电时间的95％以上。
2)燃用含硫量<2％煤的中小电厂锅炉(<200 MW)，或是剩余寿命低于10年的老机组
建设烟气脱硫设施时，在保证达标排放，并满足SO2排放总量控制要求的前提下，宜优先采用
半干法、干法或其它费用较低的成熟技术，脱硫率应保证在75％以上，投运率应保证在电厂正
常发电时间的95％以上。
5．1．4 火电机组烟气排放应配备二氧化硫和烟尘等污染物在线连续监测装置，并与环保行政
主管部门的管理信息系统联网。
5．1．5 在引进国外先进烟气脱硫装备的基础上，应同时掌握其设计、制造和运行技术，各地应
积极扶持烟气脱硫的示范工程。
5．1．6 应培育和扶持国内有实力的脱硫工程公司和脱硫服务公司，逐步提高其工程总承包能
力，规范脱硫工程建设和脱硫设备的生产和供应。
5．2 工业锅炉和窑炉
5．2．1 中小型燃煤工业锅炉(产热量<14 MW )提倡使用工业型煤、低硫煤和洗选煤。对配
备湿法除尘的，可优先采用如下的湿式除尘脱硫一体化工艺：
1)燃中低硫煤锅炉，可采用利用锅炉自排碱性废水或企业自排碱性废液的除尘脱硫工艺；
2)燃中高硫煤锅炉，可采用双碱法工艺。
5．2．2 大中型燃煤工业锅炉(产热量14 MW)可根据具体条件采用低硫煤替代、循环流化床
锅炉改造(加固硫剂)或采用烟气脱硫技术。
5．2．3 应逐步淘汰敞开式炉窑，炉窑可采用改变燃料、低硫煤替代、洗选煤或根据具体条件采
用烟气脱硫技术。
5．2．4 大中型燃煤工业锅炉和窑炉应逐步安装二氧化硫和烟尘在线监测装置。
5．3 采用烟气脱硫设施时，技术选用应考虑以下主要原则：
5．3．1 脱硫设备的寿命在15年以上；
5．3．2 脱硫设备有主要工艺参数(pH值、液气比和SO2出口浓度)的自控装置；
5．3．3 脱硫产物应稳定化或经适当处理，没有二次释放二氧化硫的风险；
5．3．4 脱硫产物和外排液无二次污染且能安全处置；
5．3．5 投资和运行费用适中；
5．3．6 脱硫设备可保证连续运行，在北方地区的应保证冬天可正常使用。
5．4 脱硫技术研究开发
5．4．1 鼓励研究开发适合当地资源条件、并能回收硫资源的技术。
5．4．2 鼓励研究开发对烟气进行同时脱硫脱氮的技术。
5．4．3 鼓励研究开发脱硫副产品处理、处置及资源化技术和装备。

6 二次污染防治
6．1选煤厂洗煤水应采用闭路循环，煤泥水经二次浓缩，絮凝沉淀处理，循环使用。
6．2 选煤厂的洗矸和尾矸应综合利用，供锅炉集中燃烧并高效脱硫，回收硫铁矿等有用组份，
废弃时应用土覆盖，并植被保护。
6．3 型煤加工时，不得使用有毒有害的助燃或固硫添加剂。
6．4 建设烟气脱硫装置时，应同时考虑副产品的回收和综合利用，减少废弃物的产生量和排
放量。
6．5 不能回收利用的脱硫副产品禁止直接堆放，应集中进行安全填埋处置，并达到相应的填
埋污染控制标准。
6．6 烟气脱硫中的脱硫液应采用闭路循环，减少外排；脱硫副产品过滤、增稠和脱水过程中产
生的工艺水应循环使用。
6．7 烟气脱硫外排液排人海水或其它水体时，脱硫液应经无害化处理，并须达到相应污染控
制标准要求，应加强对重金属元素的监测和控制，不得对海域或水体生态环境造成有害影响。
6．8 烟气脱硫后的排烟应避免温度过低对周边环境造成不利影响。
6．9 烟气脱硫副产品用作化肥时其成份指标应达到国家、行业相应的肥料等级标准，并不得
对农田生态产生有害影响。
国家环境保护总局、国家经贸委、科技部环发[2002]26号文
2002年1月30日发布

6. 国家环保部对脱硫废水排放要求

硫酸盐是2000mg/l

7. 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。