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脱硫废水处理在处理中一般会遇到几点问题
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FGD废水处理
发布时间： 9:30:55&&中国污水处理工程网
石灰石(石灰)/石膏湿法烟气脱硫，简称FGD。脱硫废水一般为来自石膏脱水系统和清洗系统的排放水、废水旋流器的溢流水等，水质特性与燃煤成分、运行条件、脱硫工艺水水质、石灰石成分等众多因素有关，废水中不仅含有悬浮物、过饱和亚硫酸盐、硫酸盐，还含有包括如F、C1、Cd、Hg、Pb、Ni、As、Se、cr等重金属元素在内的多种元素。鉴于脱硫废水水质的特殊性，处理难度较大，须对其进行单独处理，使其最终水质达标后排放或送至工业废水再利用处理系统。
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，脱硫的水量增大。脱硫废水的水量还取决于吸收塔内SO42-的控制浓度。
3、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，亚硫酸镁的产量降低。
4、脱硫废水的水量还与脱硫工艺用水的Cl-浓度有关。脱硫工艺用水的Cl-浓度越高，脱硫废水量越大。
对于湿法烟气脱硫技术，其脱硫废水呈弱酸性，含有大量的重金属元素和悬浮固体。因此，脱硫废水的处理主要是以化学一机械沉降方法分离重金属和其它可沉淀物(如氟化物、亚硫酸盐、硫酸盐等)。
石灰石一石膏湿式脱硫工艺处理FGD废水：工艺流程为：
FGD来废水一废水缓冲池一废水提升泵一ph调整槽一反应槽一絮凝槽一澄清／浓缩池一出水箱一清水泵一达标排放一污泥输送泵一压滤机一泥斗一压滤机冲洗水箱一压滤机冲洗水泵一压滤机一废水缓冲池。
从FGD自流来的废水，进入缓冲池进行水量水质调节，通过罗茨风机进行长时间鼓风曝气之后，由废水提升泵提升至ph调整槽。在ph调整槽内，通过添加石灰乳，将废水ph调整到9.5左右（通过反应槽内的ｐＨ计监测），然后进入反应槽，在反应槽内加入有机硫和凝聚剂。在絮凝槽出口管道处加入高分子聚合电解质作为助凝剂，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。废水从絮凝槽自流进入澄清／浓缩池，废水中的絮凝物通过重力作用沉积到澄清／浓缩池底部，浓缩成泥渣，由刮泥装置汇集至中心排放口，清水则上升至顶部通过环行三角溢流堰自流至出水箱，经添加盐酸将ph调整为６―９，达到排放标准后的水通过出水泵提供足够的压力排放或回用。澄清／浓缩池旁设污泥循环泵和污泥输送泵，污泥循环泵将浓缩泥渣一部分作为接触泥渣持续返回至ph调整槽，充分发挥残余药效，为系统提供沉淀所需要的晶核。泥渣通过污泥输送泵，向压滤机供料，进行污泥脱水，泥饼由汽车外运处置，滤液则通过集水盘收集后排至废水缓冲池进入系统重新处理。
化学药品贮存和加药系统则由下面几个部分组成：石灰乳制备和加药系统，HC1加药系统，有机硫加药系统，絮凝剂加药系统，助凝剂加药系统。
加药系统的流程：1、消石灰贮仓一干粉给料机一石灰乳制备计量箱一石灰乳泵一ph调节槽。2、有机硫计量箱一有机硫计量泵一反应槽。3、卸酸泵一ＨＱ储存箱一ＨＱ计量泵一出水箱。4、凝聚剂计量箱一凝聚剂计量泵一反应槽。5、助凝剂制备计量箱一助凝剂计量泵一絮凝箱。
脱硫废水处理系统采用的石灰乳加药系统，HC1加药系统，有机硫加药系统，絮凝剂加药系统，助凝剂加药系统均采用最先进的设备，实现全自动运行和准确、快速加药。具体参见更多相关技术文档。
在加药过程全自动运行，无需人工值守，通过输送机和计量泵的计量调节使得加药量准确，水量发生变化时自动调整快速、灵活、到位，配备合适的冲洗设备，整个系统的利用率得到很大的提高，但是运行成本较高。
脱硫系统排出废水目的是降低氯离子和氟离子浓度，所以为了尽可能地减少排出石灰石、石膏等产物，一般在二级旋流器溢流（浆液浓度较低）后设置废水收集箱，接收含固量1.0％左右的脱硫废水，然后泵人废水处理车间进行处理，达标排放。江苏电机工程７２２０１４年１月ＪｉａｎｇｓｕＥｌ；作者：；作者单位：刊名：英文刊名：年，卷(期)：；祝业青，傅高健，顾兴俊，ZHUYeqing，FU；祝业青,ZHUYeqing(国电环境保护研究院,；JiangsuElectricalEnginee；本文链接：http://d.g.wanfangd；
江苏电机工程７２２０１４年１月ＪｉａｎｇｓｕＥｌｅｃｔｒｉｃａｌＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ第３３卷第１期脱硫废水处理装置运行现状及优化建议祝业青１，傅高健２，顾兴俊２（１．国电环境保护研究院，江苏南京２１００３１；２．江苏方天电力技术有限公司，江苏南京２１１１０２）摘要：针对燃煤电厂湿法脱硫废水处理问题，在介绍废水产生的原因及水质特点的基础上，综合介绍了国内外脱硫废水主要处理技术与新技术研究状况，并结合目前国内燃煤电厂脱硫废水处理运行中普遍存在的问题．提出了如何进一步优化脱硫废水处理设计及运行。关键词：湿法脱硫；脱硫废水处理；现状；优化中图分类号：ｘ７７３文献标志码：ＢＳＯ：是造成大气污染的主要原因之一．也是造成酸雨的重要原因。截至２０１０年末．我国完成“十一五”期间的总量控制目标――全年ＳＯ，排放量２２４６．７万ｔ．其中电力行业的控制量为９５１．７万ｔ。“十二五”规划纲要草案要求ＳＯ：减少８％。这对ＳＯ：排放大户燃煤电厂烟气脱硫系统的可靠运行提出了更高的要求。石灰石一石膏湿法脱硫具有脱硫效率高、负荷响应快、使用煤种广、石膏利用技术成熟、运行成本低等优点，已成为应用最广泛、技术最成熟的烟气脱硫工艺．目前约占全世界烟气脱硫装置的８５％以上…。然而．湿法脱硫中废水处理的重要性往往在运行管理中被忽视，因此造成脱硫系统运行中的诸多问题。文中通过分析目前国内湿法脱硫废水处理运行的现状．探讨优化脱硫废水处理的途径。１湿法脱硫废水处理的必要性脱硫废水在燃煤电厂废水排放量中的份额虽然很小．一般２台３００ＭＷ机组产生的脱硫废水只有８～１０ｔ／ｈ，但脱硫废水污染严重，含盐量极高，其中主要污染因子如表１所示。湿法脱硫废水的杂质主要包括悬浮物、过饱和亚硫酸盐、硫酸盐以及重金属．其中很多是国家环保标准中要求控制的第一类污染物。脱硫废水中有机物（ＣＯＤ）主要来自煤（主要成分为有机质）、工艺水和石灰石，ＣＯＤ含量一般为１５０～４００ｍ玑：脱硫处理系统中，必须排放部分浓浆液，浓浆液中悬浮物（ＳＳ）高达６００００ｍｇ／Ｌ；氯离子含量达到２００００ｍｇ／Ｌ左右。由于脱硫水质的特殊性．其废水处理难度较大．同时由于各种重金属离子对环境污染严重．对脱硫废水进行单独处理是很有必要的［２］。２国内外脱硫废水处理工艺简介２．１国内普遍脱硫废水处理工艺目前国内脱硫废水处理工艺基本依据国家排放收稿日期：２０１３―０８―０６；修回日期：２０１３―０９―１０万方数据文章编号：ｌ００９―０６６５（２０１４）０１―００７２―０４表１脱硫废水主要污染因子注：第一类污染物测定为车Ｉ司排放口测定必须达到国冢排放标准．第二类污染物测定为单位总排放１２１采样测定达到国家排放标准。标准而选定。主要处理第一类和第二类污染物．采用的主要工艺方法为物化法．该方法约占国内火电厂脱硫废水处理工艺的９０％以上。该工艺流程是以国外在我国电厂脱硫废水处理工艺应用基础上进行缩放的模式。脱硫废水ｐＨ值一般在５～６范围内．呈弱酸性．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他可沉淀的物质，如氟化物、亚硫酸盐和硫酸盐。调节ｐＨ值，从而使废水能达到有关环保质量标准和排放标准。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．产生氢氧化物沉淀来分离重金属离子。值得注意的是．由于在不同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ｐＨ值控制在９．０～９．５．可使一些重金属，如铁、铜、铅和铬生成氢氧化物沉淀。国内普遍使用调节ｐＨ值和重金属离子形成氢氧化物沉淀的药剂为ＮａＯＨ或者Ｃａ（ＯＨ）：；ＮａＯＨ可直接从市场祝业青等：脱硫废水处理装置运行现状及优化建议７３采购，Ｃａ（ＯＨ）：则需要市场采购石灰粉进行配置．工艺相对复杂。但使用Ｃａ（ＯＨ）：的优势是。反应过程中同时产生ＣａＦ２、ＣａＳ０３、ＣａＳ０４沉淀物，以分离氟化物、亚硫酸盐、硫酸盐等盐类物质。采用Ｓｔｅｉｎｍｕｌｌｅｒ技术的波兰ＲＡＦＡＫＯ公司认为，使用Ｃａ（ＯＨ）：溶液，通过加絮凝剂、助凝剂还可沉淀ＣａＣｌ：，分离Ｃｌ一。所以用Ｃａ（ＯＨ）：调节脱硫废水ｐＨ值是最优选择［引。浓缩池中污泥界面上升造成沉降时间不足引起ＳＳ超标排放。２．２国外其他处理方式介绍２．２．１离子交换法处理脱硫废水用大孔巯基（－ＳＨ）离子交换树脂吸附汞离子．达到去除水中汞离子的目的：吸附法利用活性炭吸附原理．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Ｈ９２Ｓ、ＣｕＳ等沉淀，这２种沉淀物质溶解度都很小．溶度积数量级在１０埘～１０－５０之间。而Ｎａ２Ｓ本身的毒性会给污泥的培养以及操作运行人员带来不利影响。国内目前普遍采用１５％有机硫（ＴＭＴｌ５）溶液替代Ｎａ２Ｓ来沉淀汞、重金属等．取得比较好的效果。用于混凝剂的药剂为复合铁（硫酸氯铁ＦｅＣｌＳＯ。）；用于助凝剂的药剂为聚丙烯酰胺（ＰＡＭ）：用于调节ｐＨ出水的药剂为ＨＣＩ。这些工艺操作相对简单．效果相对显著．也是目前国内脱硫废水处理工艺的主流。添加上述药剂的废水在综合反应槽中进行化学反应。综合反应槽共分３格。由ｐＨ调整槽、反应槽及絮凝槽连通构成．分别完成废水的ｐＨ调整、沉淀反应和混凝。澄清器主要用于沉淀前级设备反应生成的絮体。由于絮体密度较小，沉降性能较差．因此澄清器采用较低的上升流速和较长的停留时间。澄清池的排泥方式为间断排泥，泥渣通过泥渣泵外排。设计排泥时间一般为每天６～８ｈ。具体流程如图１所示。一些含氧的官能团（－－ＣＯＯＨ，一ＯＨ，一ＣＯ）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［３］。由于工艺控制较为复杂，相对于脱硫废水来说．此工艺主要用于大型水处理项目．因此应用并不广泛。据调研，此工艺占脱硫废水处理工艺的ｌ％以内。２．２．２电絮凝法处理脱硫废水电絮凝技术是一项新兴的废水处理技术．在国外逐步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。产生的离子与水电离后产生的ＯＨ一结合．生成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。电絮凝能有效处理重金属，而且具备设备布置较为紧凑、处理药剂费用较低、处理效果较好等优势．但是工艺较为复杂．普通电絮凝无法去除氯离子，高频电絮凝则存在耗能较高．电极使用寿命有限等缺点。目前电絮凝技术在含油污水和重金属含量较高的化工废水有一定的应用．在脱硫废水处理中尚未普及。据调查．内蒙古鄂尔多斯蒙泰电厂计划引用该工艺对脱硫废水进行处理．但由于尚未投运，目前效果暂不明确．２．２．３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人蒸发系统。蒸发系统主要分为４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。脱硫废水经四级蒸发室加热浓缩后送至盐浆桶．通过２台盐浆泵送入盐旋流器．旋流器将图１脱硫废水处理工艺流程大颗粒的盐结晶旋流后落人下方的离心机。离心机分离出的盐晶体通过螺旋输送机送至干燥床进行加热．根据对中国国电集团公司、华电集团公司、大唐集团公司等４０余家火电厂的废水处理系统运行的调研数据．目前国内湿法脱硫废水处理运行经上述处理工艺处理后重金属离子以及氟离子均能稳定达标排放．但ＳＳ和ＣＯＤ往往不能稳定达标排放。脱硫废水处理出水ＣＯＤ不达标原因主要是废水中ＣＯＤ浓度高ｆ煤质和石灰石产地不同，浓度也不同）。有的废水ＣＯＤ浓度高达４００ｍｇ／Ｌ．采用物化法的去除率一般只有４５％～５５％．因此往往超标。ＳＳ浓度超标主要原因是澄清和污泥浓缩池合建．当污泥处置不及时．澄清污泥使盐晶体完全干燥。旋流器和离心机分离出的浆液返回到加热系统中进行再次加热蒸发浓缩。干燥后的盐结晶通过汽车运输出厂。该方法综合了浓缩结晶法和蒸发浓缩法两者的优点．系统回收率较高．除部分干燥损失外，废水基本处理回收．无废液排放：系统每年只需化学清洗一、二次。该系统管理维护量较低：降低了传热面结垢可能，减少了抵制剂投加量：蒸发回收水水质较好。但设备布置较为复杂，控制要求高，耗能较高。目前尚停留在试验研发阶段［引。这些新技术能有效地处理脱硫废水中重金属甚至万方数据江苏电机工程７４是氯离子，但是受技术、条件、环境、投资等多方面因素的制约，未能在国内电厂推广应用。目前该技术在脱硫废水处理中所占比例较小．仅有国外少数工程投入使用．部分关键控制过程尚停留在研发阶段。３脱硫废水处理运行中普遍存在的问题目前国内燃煤电厂湿法脱硫装置废水处理系统绝大部分采用传统的化学沉淀法。但整体投运率很低。国电集团环保评价小组２０１０年上半年对集团公司内多家电厂废水系统的现场评价得出结论：虽然电厂各种废水处理设施齐全．但部分系统和设备未正常投运．设备维护不及时，设备缺陷多。造成废水系统设备投运率低的主要原因有如下几点：（１）运行成本问题。国内普遍采用化学沉淀法处理湿法脱硫废水．处理过程中必须不断投加各种药剂．因此加药量是处理效果是否合格的关键因素。脱硫废水处理中所用的药剂主要有盐酸、石灰粉、ＴＭＴｌ５、硫酸氯化铁和ＰＡＭ。ＴＭＴｌ５和ＰＡＭ大多为进１５．市场价格较高。石灰乳配置的工作量大，人工成本较高。据调查．２台３００ＭＷ机组脱硫废水处理药剂年运行费用大约为６０～７０万元。（２）运行环境及设备问题。混凝沉淀法主要设备包括石灰乳制备装置、计量泵、刮泥机、排泥泵、板框压滤机或离心脱水机．以及其他仪表等设备。其中计量泵、仪表大部分为进ＶＩ设备，对维护要求较高，故障之后维修周期较长。石灰乳需要人工配置，操作环境较差．受介质影响设备故障率较高：污泥处理所用的板框压滤机或离心脱水机操作较为复杂．对运行人员的操作要求高．而且运行之后的冲洗程序较为繁琐．泥饼的后续处理也是难题，故投运率较低。另外，许多电厂的脱硫废水处理系统中设备积泥堵塞，其中有设备运行过程中的积泥和不适当的设备停用引起的积泥。后者通过运行管理可以得到解决．而前者则因设备本身的设计缺陷造成，运行中难以解决。（３）处理排放问题。目前国内电厂湿法脱硫废水执行的排放标准为《燃煤电厂石灰石一石膏湿法脱硫废水水质控制指标》（ＤＬ／Ｔ９９７―２００６）与《污水排放综合标准））（ＧＢ８９７８―１９９６）对比．除化学需氧量和氟化物外．其余污染物排放均执行一级排放标准。在脱硫系统运行中为维持系统水平衡．会采用除雾器冲洗水等方式来弥补烟气吸热而产生的蒸发水损失。从经济运行角度出发．脱硫冲洗水绝大部分采用电厂循环水排污水．因此氯离子在脱硫运行过程中富集。脱硫废水中含有较高的氯离子．并且无法经过化学沉淀处理，因此脱硫废水处理后也往往无法直接排放或者利用，这是造成脱硫废水系统投运率较低的关键原因。万方数据４脱硫废水处理优化途径４．１综合利用途径由于许多地方环保部门不允许电厂将废水对外排放．可采取排入其他系统统一处理的方式处理脱硫废水。主要处理途径有如下几种：（１）利用烟道气处理。由于进入电除尘器的烟气量大且温度高，而脱硫废水量小．故将废水雾化后喷人烟气．利用烟气所含的热量使废水蒸发．废水中污染物转化为结晶析出．随烟气中的飞灰一起被电除尘器收集下来［５］。这一方法已经在国内某些电厂得以应用。（２）与水力除灰一起处理。国内部分采取水力除灰方式除灰的电厂．可以将脱硫废水排放至水力除灰的灰水中进行统一处理。由于粉煤灰是高分散度的固相结合体，利用其絮凝吸附作用．降低灰水中悬浮固体的含量．包裹废水中重金属以及金属氢氧化物．从而达到降低重金属浓度的作用［６］。（３）对排入渣溢水进行处理。由于脱硫废水和渣溢水的水质特点比较接近．２套处理系统的处理工艺也基本相同．都加入了絮凝剂及助凝剂，达到了去除悬浮物和沉淀重金属的目的。国内部分电厂锅炉除渣系统采用水力除渣．燃煤在锅炉中燃烧后产生的炉渣．经捞渣机和碎渣机打捞、破碎后用水力送至渣浆泵前池中。电厂将少量脱硫废水排人渣溢水中。跟踪Ｃｌ一含量．几个月分析数据表明．Ｃ１一含量基本在１０００ｍｇ／Ｌ以下．脱硫废水的Ｃ１一对渣溢水系统设备运行不会产生影响．重金属排放也达到一级标准［７］。４．２传统脱硫工艺设计优化传统的脱硫工艺由烟气系统、吸收塔系统、石膏脱水、石灰石粉制备浆液系统、工艺水系统、事故浆池以及浆液疏排系统、废水处理等系统组成［８］。脱硫废水是湿法脱硫设计中的重要环节之一。上述综合利用途径虽然能够较好地处理脱硫废水，但是受多种条件制约，电厂若不具备上述综合利用条件．传统的絮凝加药方式处理脱硫废水工艺也可以在设计、运行上进行优化。（１）旋流系统优化。将石膏浆液旋流器布置在高标高的楼层．废水旋流器布置在低标高楼层．对处于二者之间的废水给料箱、废水给料泵，可根据脱硫工程具体情况进行优化设计和布置。当石膏浆液旋流器溢流与废水旋流器入口标高之差产生的静压能克服废水旋流器入口压力与管道水头损失之和时．石膏浆液旋流器的溢流可自流进入废水旋流器．因此可撤去废水给料箱和废水给料泵２台设备。当石膏浆液旋流器溢流与废水旋流器人口标高之差产生的静压不能克服废水旋流器人１５压力与管道水头损失之和时．可以通过废水给料泵从石膏旋流器溢流浆液箱取废水．从而省略祝业青等：脱硫废水处理装置运行现状及优化建议７５废水给料箱和搅拌器．降低废水旋流分离系统的运行成本。（２）污泥管道系统优化。脱硫废水经过加药絮凝处理后．沉淀的污泥需要进行压滤处理。污泥管道容易堵塞。不易清洗。为防止污泥输送管道堵塞，可在初沉池、澄清池底部的污泥排放管道出口设压缩空气系统，必要时采用压缩空气进行反吹洗。中和箱、沉淀箱、絮凝箱采用一体化制作（三联箱），共用一根排空和溢流管．为防止排空管道堵塞．也可以设置排空管压缩空气反冲洗管路。同时，可以将中和箱、沉降箱、絮凝箱底部污泥排人澄清污泥浓缩池中心筒内，清水箱、消灰溶解箱、消石灰计量箱底部污泥排人地坑，用泵抽至澄清污泥浓缩池中心筒内。这样的设计有利于污泥管道的排空和冲洗．尽可能解决管道堵塞问题。（３）板框压滤机管道优化。传统加药絮凝法处理脱硫废水工艺中．板框压泥机脱离出来的水设计是回流到废水缓冲池的．这样的设计导致回流水的二次处理．无论是从节省药品及降低劳动量．还是从节能的角度都是严重的浪费。从处理流程来看这部分水是经过加药处理的．是已经合格的水。另外对水质的化验也表进行冲洗。其中板框压滤机为间歇运行方式投运，每次停运后须清洗滤布．检查水咀。在线监测仪表如ｐＨ计、浊度仪等也应及时清洗，保护探头。５结束语我国单机容量在２００ＭＷ及以上机组采用石灰石一石膏／湿法脱硫工艺的比例约占火电总装机容量的９５％以上。目前国内大多数电厂的湿法脱硫废水处理系统采用传统的加药絮凝沉淀方式进行脱硫废水的处理，普遍存在运行成本较高．设备故障率高等问题，因此投运率很低。为满足环保要求。各电厂应提高对脱硫废水处理的重视程度．根据电厂的实际情况，选择适合本电厂的废水处理工艺．并对脱硫废水处理系统设计和运行进行合理优化．定期排放处理脱硫废水，以满足脱硫系统正常运行的要求。参考文献：［１］汤蕴蕾．湿式烟气脱硫废水处理［Ｊ］．华东电力，１９９７（１２）：４８―４９．［２］杨发祥．浅谈电厂脱硫废水及其处理工艺［Ｊ］．中国高新技术企业，２０１０（４）：１０５―１０６．［３］罗哗．叶琦哲．燃煤电厂脱硫废水综合利用探讨［Ｊ］．中国资源综合利用．２００９（１０）：３０―３１．［４］徐庆国．火电厂脱硫废水零排放［Ｊ］．科技资讯，２００９（３５）：７１．［５］李明波．利用烟道气处理燃煤电厂ＷＦＧＤ废水的技术应用［Ｊ］．电力科技与环保，２０１０，２６（２）：５３―５５．［６］方伟明．ＦＧＤ废水对水力除灰系统影响初探［Ｊ］．电力科技与环保，２０１０，２６（２）：５６―５８．［７］张国鑫．脱硫废水引入渣溢水系统的处理效果分析［Ｊ］．电力科技与环保，２０１０，２６（１）：３９―４１．［８］薛巨勇．石灰石一石膏湿法脱硫装置的运行维护分析［Ｊ］．江苏电机工程．２０１２，３１（６）：７８―８１．明．水质完全符合排放标准．故将板框压泥机脱离出来的水直接引到净水池回用。４．３运行优化电厂在废水处理的运行过程中．可以根据经验进行工况调整．同样能够达到降低运行成本，提高设备运行可靠性的目的。（１）加药量调节。由于各电厂脱硫废水杂质成分并不一样．且悬浮物含量高．一直以来混凝剂投加量较多．为进一步节省药剂成本，建议先在实验室对废水药剂投加做优化试验．逐渐减小混凝剂加药量．助凝剂根据絮凝槽矾花情况适当的调节加药量：在不投加混凝剂情况下．只投加助凝剂也能取得很好的出水效果。另外可以在药剂投加顺序上也尝试进行修改．先投加助凝剂再投加混凝剂都取得良好处理效果。（２）设备运行维护。停运时应及时对设备及管道作者简介：祝业青（１９８１），男，江苏扬中人，工程师，从事火电厂烟气脱硫和脱硝研究、开发工作；傅高健（１９８０），男，江苏扬中人，助理工程师，从事火电厂环境保护工作：顾兴俊（１９７０），男，江苏海安人，高级工程师，从事火电厂环保研究及并网安全性评价工作。ＯｐｅｒａｔｉｏｎＣｏｎｄｉｔｉｏｎａｎｄＯｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｆｏｒＭｅａｓｕｒｅｓｏｆＴｒｅａｔｍｅｎｔＥｑｕｉｐｍｅｎｔＤｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎＷａｓｔｅＷａｔｅｒＺＨＵＹｅｑｉｎ９１，ＦＵＧａｏｊｉａｎ２，ＧＵＸｉｎｇｊｕｎ２（１．ＧｕｏｄｉａｎＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＥｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌＰｒｏｔｅｃｔｉｏｎ，Ｎａｎｊｉｎｇ２１００３１，Ｃｈｉｎａ；２．ＪｉａｎｇｓｕＦｒｏｎｔｉｅｒＥｌｅｃｔｒｉｃａｌＰｏｗｅｒＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＡｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｒｅａｔｍｅｎｔｏｆｄｅｓｕｌｐｈｕｒｉｚａｔｉｏｎｗａｓｔｅｗａｔｅｒｉｓｏｆｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒｕｎｉｔｓ．ＴｈｅｃａｕｓｅｓａＣｏ．Ｌｔｄ．，Ｎａｎｊｉｎｇ２１１１０２，Ｃｈｉｎａ）ｐｒｏｂｌｅｍｗｉｄｅｌｙｅｎｃｏｕｎｔｅｒｅｄｉｎｔｈｅｆｌｕｅｇａｓｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍａｒｅｆｏｒｔｈｅｗａｓｔｅｗａｔｅｒａｎｄｔｈｅｗａｔｅｒｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｒｅｉｎ仃ｏｄｕｃｅｄｆｉｒｓｔｌｙｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ，ａｎｄｔｈｅｎｔｈｅｍａｉｎｔｒｅａｔｍｅｎｔｍｅａｓｕｒｅｓａｎｄｃｕｒｒｅｎｔｒｅｓｅａｒｃｈｓｔａｔｕｓｉｎｔｈｅｃｏａｌ?ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒａｎａｌｙｚｅｄ．ＴｈｒｏｕｇｈａｎａｌｙｚｉｎｇｔｈｅｉｓｓｕｅｓｗｉｄｅｌｙｅｎｃｏｕｎｔｅｒｅｄｐｌａｎｔｓｏｆＯｕｒｃｏｕｎｔｒｙ，ｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎｓｏｎｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇｗａｓｔｅｗａｔｅｒｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｄｅｓｉｇｎａｎｄｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｓｔｒａｔｅｇｙａｒｅｐｒｏｐｏｓｅｄｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｗｅｔｆｌｕｅｇａｓｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ；ｄｅｓｕｌｐｈｕｆｉｚ蕴ｔｉｏｎｗａｓｔｅｗａｔｅｒｔｒｅａｔｍｅｎｔ；ｐｒｅｓｅｎｔｓｉｔｕａｔｉｏｎ；ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ万方数据脱硫废水处理装置运行现状及优化建议作者：作者单位：刊名：英文刊名：年，卷(期)：祝业青， 傅高健， 顾兴俊， ZHU Yeqing， FU Gaojian， GU Xingjun祝业青,ZHU Yeqing(国电环境保护研究院,江苏南京,210031)， 傅高健,顾兴俊,FU Gaojian,GUXingjun(江苏方天电力技术有限公司,江苏南京,211102)江苏电机工程Jiangsu Electrical Engineering)
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