CN105967420A - 基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，属于燃煤锅炉污染物控制技术领域，其包括脱硫废水零排放处理系统、SNCR+SCR联合脱硝系统和高温电除尘系统，脱硫废水零排放处理系统对脱硫废水进行预处理和预浓缩，SNCR+SCR联合脱硝系统将处理后的脱硫废水吸收溶解氨气或尿素，作为还原剂喷入锅炉出口处及省煤器后的烟道内完成脱硝反应，高温电除尘系统设置在省煤器后将废水蒸发结晶物捕集脱除。本发明各项性能优异，工艺运行平稳，在实现气液固污染物耦合协同处理的同时实现了废水零排放，并降低设备投资10%~50%及运行成本75%~90%，并极大程度地降低了设备故障率与维护工作量。

Description

基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统
技术领域
本发明属于燃煤锅炉排放的大气、废水、固态污染物控制技术领域，涉及一种基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统。具体是将脱硫废水零排放技术中的烟道蒸发系统与烟气脱硝系统相结合，协同处理气液固污染物，达到烟道余热充分利用、简化处理系统的目的。
背景技术
电力系统是国民经济发展的重要基础，我国的电力来源仍主要以燃煤发电为主。然而，燃煤电厂在运行过程中会不断排放出大量的气液固污染物，其中气态污染物以SO2、NO x 等为主，液态污染物以脱硫废水为代表，固态污染物以烟尘、煤渣为主。为了消除污染物排放对生态环境的破坏，燃煤电厂针对不同污染物分别设置了相应的治理设备，如SCR脱硝系统、石灰石-石膏湿法脱硫系统、电除尘系统、废水处理系统等，这些设备极大程度地减轻了气液固污染物的排放情况。
虽然燃煤电厂所采用的各项污染物处理设备都已经非常成熟，但在具体运行过程中仍会出现一些问题。例如，目前燃煤电厂即将全面实施气态污染物超低排放的技术指标，现有SCR系统由于采用增加催化剂层、加大喷氨量等措施，致使后续空气预热器等设备发生堵塞的几率急剧增加，严重威胁到锅炉机组的正常运行。另外，在目前燃煤电厂废水零排放技术的推广之下，脱硫废水的处理和零排放指标成为其中的技术难点，且在处理过程中需消耗大量的能量，经济性指标较差。
为了解决脱硝系统和脱硫系统中所存在的问题，燃煤电厂在设备技术方面做出了很多研究与创新工作。例如脱硝系统方面，通过结合SNCR系统和SCR系统两者的优点，开发出了SNCR+SCR联合脱硝系统，在保证超低排放技术指标的同时，可以减少SCR催化剂的使用层数，并通过烟道内的导流与均布装置，使脱硝系统出口的NO x 浓度分布情况较为平均，最大限度地降低了氨逃逸的浓度，减少了后续空气预热器等设备发生堵塞的可能性。在脱硫废水处理方面，形成了预处理软化+传统蒸发结晶（MED/MVR）系统、预处理软化+膜浓缩减量+传统蒸发结晶系统、预处理软化+海水膜浓缩+正渗透+蒸发结晶器系统、预处理软化+膜浓缩减量+烟道喷雾蒸发系统等技术路线，主要处理思路就是膜法浓缩减量与热法蒸发结晶相结合，最大程度地降低处理过程中的能量消耗，其中预处理软化+膜浓缩减量+烟道喷雾蒸发系统的技术路线最为经济简单。
通过分析SNCR+SCR联合脱硝系统，和预处理软化+膜浓缩减量+烟道喷雾蒸发系统，可以发现两套系统有着部分相同点，即最终都需要将溶液喷至炉膛或烟道内，通过烟道内烟温的热量将溶液蒸发。如果燃煤电厂同时采用这两套系统，那么则需要前后两次将溶液喷入炉膛或烟道内，这样做显然是极为不经济的。因此，可以将SNCR+SCR联合脱硝系统，和预处理软化+膜浓缩减量+烟道喷雾蒸发系统，两者耦合在一起，仅使用一套烟道喷雾系统来同时满足两者的需求。
然而，采用一套喷雾系统也会带来诸多技术问题，例如管道结垢、喷嘴堵塞、SCR催化剂中毒等现象。因此，开发出一种技术成熟度高、运行稳定可靠、基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，对于燃煤电厂的污染物排放治理工作是极为必要的。
申请号为201510781318.2的专利公开了一种高盐废水的处理系统以及蒸发处理方法，所述处理系统包括依次相连的脱硫废水常规处理装置、高盐水浓缩装置、浓缩高盐水储存池和雾化器，所述处理系统还包括高盐水降沸点装置，其设置在浓缩高盐水储存池之前的任意适合位置，经雾化器喷出的浓缩高盐水的喷水量可以调节。显然，该发明专利中仅对脱硫废水进行了处理，并未同脱硝系统相结合。
申请号为201510620346.6的专利公开了一种基于氨氮摩尔比检测及调控的SNCR+SCR联合脱硝系统和方法。所述系统包括含氧储罐、空气预热器、SNCR反应区、SCR反应区、第一检测系统、第二检测系统、第三检测系统和控制系统，SNCR反应区设置在锅炉炉膛内，SCR反应区设置在锅炉烟道内，第一检测系统、第二检测系统和第三检测系统分别连接控制系统，该发明联合脱硝系统可实现全负荷脱硝运行，脱硝效率高，消除了硫酸氢铵在后续设备的腐蚀和沉积问题。显然，该发明专利仅提供了SNCR+SCR联合脱硝系统的一种具体运行方法，并未涉及脱硫废水的处理问题。
申请号为201510982808.9的专利公开了一种燃煤烟气多污染物协同处理方法及其系统，包括使燃料烟气在低温缺氧环境下预燃烧除氮氧化物后对烟气进行脱汞处理，将脱汞处理的烟气经脱三氧化硫处理后再经脱硝处理，将脱硝处理后的烟气经低温电除尘处理后再先后经沸腾式泡沫脱硫除尘和湿式电除尘处理。该发明专利对传统的燃煤锅炉尾部烟气脱硫、脱硝、除尘和脱汞各单元工艺和装置进行有机合理的组合、综合一体化的设计、高度集成化的处理，实现多种污染物的超洁净排放，最大程度降低烟气多种污染物的排放浓度。该发明专利虽然将脱硫、脱硝、除尘和脱汞各单元工艺进行了组合和一体化设计，但并未将脱硫废水处理和脱硝系统喷氨进行有效地耦合，系统的集成性仍有待进一步提高。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是，针对现有技术的不足，提供一种基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，将脱硫废水零排放处理、SNCR+SCR联合脱硝、高温电除尘等工艺过程耦合在一起，达到多种污染物协同处理的目的，并可以提高燃煤电厂污染物处理设备的集成度，降低设备整体能耗水平，提高燃煤电厂运行效率。
为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：
基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，包括脱硫废水零排放处理系统、SNCR+SCR联合脱硝系统和高温电除尘系统，所述脱硫废水零排放处理系统，包括依次连接的脱硫废水预处理系统、脱硫废水软化处理系统、及脱硫废水膜浓缩系统，所述SNCR+SCR联合脱硝系统，包括SCR脱硝系统、氨气/尿素溶解系统、SNCR喷嘴、及SCR喷嘴，所述高温电除尘系统包括高温电除尘器、及与所述高温电除尘器连接的高频电源，所述脱硫废水膜浓缩系统依次与所述氨水/尿素溶解系统、所述SNCR喷嘴或所述SCR喷嘴连接，锅炉机组的省煤器后依次连接所述高温电除尘器、所述SCR脱硝系统、空气预热器、烟气脱硫系统、及烟囱，所述烟气脱硫系统和所述脱硫废水预处理系统连接。
优选地，所述脱硫废水膜浓缩系统，为采用反渗透、正渗透或膜蒸馏的膜浓缩系统，所述脱硫废水膜浓缩系统的出口脱硫废水流量为1.0~15.0t/h。
优选地，所述SCR脱硝系统的脱硝催化剂层数为1~3层。
优选地，所述氨水/尿素溶解系统，是在所述脱硫废水软化处理系统或脱硫废水膜浓缩系统处理后的废水中，通入氨气或尿素，所述氨气或尿素的质量浓度为5~15%。
优选地，所述SNCR喷嘴为2~4层布设，分别设置在烟气温度为800～1100℃的所述锅炉或烟道区域内。
优选地，所述SCR喷嘴为单层布设，位于所述省煤器之后且烟气温度为320~400℃的烟道区域内。
优选地，所述高温电除尘器的工作温度为300~400℃。
与现有技术相比，本发明的有益效果如下：
1）实现了燃煤电厂气液固污染物的协同处理。本发明通过将气液固污染物的处理设备进行耦合设计，提高了污染物处理设备的集成度，降低了整体设备投资费用和运行维护成本，减少了污染物处理设备的能耗水平，提高了燃煤电厂的经济性指标和整体运行效率。
2）实现了脱硝系统的优化运行。由于SNCR喷嘴位于锅炉出口，在除去部分氮氧化物的同时，使喷入烟道内的含氨还原剂同烟气内的氮氧化物混合更为充分和均匀，从而使SCR脱硝系统运行状态得到优化，在提高脱硝效率的同时降低了逃逸氨的浓度，并提高脱硝系统出口氮氧化物的均布水平，极大程度地降低后续空气预热器等设备发生堵塞的可能性。
3）实现了燃煤电厂的废水零排放。由于脱硫废水是燃煤电厂水质最差、最复杂的末端废水，本发明通过对脱硫废水进行综合治理，可以实现全厂用水末端的脱硫废水零排放，防止由于废水排放所引起的生态污染等一系列后果。
4）实现了脱硫废水烟道蒸发结晶物和烟尘的协同脱除。高温电除尘器设置在所述省煤器和SCR脱硝系统之间，使高温电除尘器在脱除烟尘的同时，可以对喷入烟道内的脱硫废水蒸发结晶物进行捕集脱除，并消除由于烟道内喷入脱硫废水给SCR催化剂所带来的不利影响，使燃煤电厂气液固污染物协同处理系统能够安全稳定地运行。
5）本发明较现有的多污染物处理系统，耦合性能优异，工艺运行稳定，经济性能较高。相比于传统的废水零排放技术，设备投资费用可节省10~50%，且运行成本低至每吨脱硫废水10元，较常规技术的每吨脱硫废水40~100元降低75%~90%。系统集成度高，设备简单，极大程度地降低了系统故障率及维护工作量。
附图说明
下面结合附图对本发明做进一步的详细说明。
图1：基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统结构示意图；
其中，1-锅炉，2-SNCR喷嘴，3-烟道，4-压缩空气，5-省煤器，6-SCR喷嘴，7-高温电除尘器，8-SCR脱硝系统，9-空气预热器，10-烟气脱硫系统，11-烟囱，12-脱硫废水，13-脱硫废水预处理系统，14-脱硫废水软化处理系统，15-脱硫废水膜浓缩系统，16-氨气/尿素溶解系统，17-氨气/尿素。
具体实施方式
为了更好地理解本发明，下面结合实施例进一步清楚阐述本发明的内容，但本发明的保护内容不仅仅局限于下面的实施例。在下文的描述中，给出了大量具体的细节以便提供对本发明更为彻底的理解。然而，对于本领域技术人员来说显而易见的是，本发明可以无需一个或多个这些细节而得以实施。
参阅图1，基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，包括脱硫废水零排放处理系统、SNCR+SCR联合脱硝系统、高温电除尘系统，所述脱硫废水零排放处理系统，包括依次连接的脱硫废水预处理系统13、脱硫废水软化处理系统14、及脱硫废水膜浓缩系统15，所述SNCR+SCR联合脱硝系统，包括SCR脱硝系统8、氨气/尿素溶解系统16、SNCR喷嘴2、及SCR喷嘴6，所述高温电除尘系统包括高温电除尘器7、及与所述高温电除尘器连接的高频电源，所述脱硫废水膜浓缩系统15依次与所述氨水/尿素溶解系统16、所述SNCR喷嘴2或所述SCR喷嘴6连接，锅炉机组的省煤器5后依次连接所述高温电除尘器7、所述SCR脱硝系统8、空气预热器9、烟气脱硫系统10、及烟囱11，所述烟气脱硫系统10和所述脱硫废水预处理系统13连接。
SNCR喷嘴2为2~4层布设，分别设置在烟气温度为800～1100℃的锅炉1或烟道3区域内，在锅炉负荷率为50%~100%情况下工作。在具体运行时，根据锅炉负荷变动及时调整处于工作状态的SNCR喷嘴2的所在层数，使SNCR喷嘴2的喷氨工作温度始终位于800～1100℃的区域。
SCR喷嘴6为单层布设，位于所述省煤器5之后且烟气温度为320~400℃的烟道区域内。在实际运行过程中，可灵活选择喷氨工作方式，可以只运行SNCR喷嘴2、或者只运行SCR喷嘴6、或者SNCR喷嘴2和SCR喷嘴6同时配合运行。
高温电除尘器7设置在所述省煤器5和SCR脱硝系统8之间，且位于所述SCR喷嘴6之后，工作温度为300~400℃。高温电除尘器7在脱除烟尘的同时，可以对喷入烟道内的脱硫废水蒸发结晶物进行捕集脱除，并消除由于烟道内喷入脱硫废水给SCR催化剂所带来的不利影响。高温电除尘器7在运行过程中配备高频电源，以提高高温电除尘器7的除尘效率。
烟气脱硫系统10采用石灰石-石膏湿法脱硫系统对烟气进行脱硫处理，处理后的脱硫废水12进入脱硫废水预处理系统13，所述的脱硫废水预处理系统13主要作用为调节pH、去除COD、重金属以及悬浮物质等，例如可以包括用碱液（通常是Ca(OH)2）中和脱硫废水，加入Ca(OH)2和有机硫化物使重金属沉淀、加入絮凝剂和助凝剂使颗粒、胶体物质和悬浮物沉淀，和/或使絮凝物沉积成为污泥等步骤。通常脱硫废水预处理系统13包括中和箱、沉降箱、絮凝箱、澄清器、出水箱以及相关附属设备。
经脱硫废水预处理系统13处理的脱硫废水进入脱硫废水软化处理系统14，所述的脱硫废水软化处理系统14主要作用是对脱硫废水进行预处理软化，降低脱硫废水的硬度和结垢倾向。结合燃煤电厂的具体情况，可采用石灰/烧碱-碳酸钠软化工艺、离子交换工艺、硫酸钠-石灰石-烟道气软化工艺、纳滤软化工艺等技术。
脱硫废水膜浓缩系统15主要作用是对脱硫废水进行浓缩减量，减少需要喷入烟道内的脱硫废水总流量，使脱硫废水膜浓缩系统出口的脱硫废水流量同脱硝系统所需的脱硫废水流量相匹配。结合燃煤电厂的具体情况，脱硫废水膜浓缩系统15出口脱硫废水流量范围为1.0~15.0t/h，具体可采用反渗透、正渗透、膜蒸馏等膜浓缩处理技术方法实现。
氨气/尿素溶解系统16是将氨气或尿素17通入经脱硫废水软化处理系统或脱硫废水膜浓缩系统处理之后的脱硫废水中，所配置的氨水/尿素溶液的质量浓度为5~15%。本文所述的质量浓度，指氨水/尿素的质量与氨水/尿素溶液的质量之比。
燃煤烟气在流经省煤器5之后，依次通过高温电除尘器7、SCR脱硝系统8、空气预热器9、烟气脱硫系统10的相关处理设备进行烟气净化和处理，最终经烟囱11排入大气。
烟气脱硫系统10产生的脱硫废水，依次经过脱硫废水预处理系统13、脱硫废水软化处理系统14和脱硫废水膜浓缩系统15后，流入氨气/尿素溶解系统16中吸收溶解氨气/尿素17，在压缩空气4的作用下分别经SNCR喷嘴2和SCR喷嘴6喷入锅炉1或烟道3内，进行蒸发结晶。脱硫废水蒸发结晶后释放的氨气在烟道3中烟气温度为800～1100℃的区域内进行SNCR脱硝反应，未完全反应的氨气和氮氧化物继续在SCR脱硝系统8中进行SCR脱硝反应，最终使氨逃逸浓度和氮氧化物排放浓度均达到排放标准，即氨逃逸浓度小于3ppm、氮氧化物浓度小于50mg/m3。脱硫废水蒸发结晶后残留的结晶物由高温电除尘器7进行捕集脱除，以避免对SCR脱硝系统8中催化剂活性产生影响。
实施例1
某燃煤电厂安装有2台330MW燃煤发电机组，在2台机组同时运行，且全厂平均发电负荷接近额定负荷70%的运行工况下，从脱硫系统中排出的脱硫废水平均为8.4t/h，锅炉出口NO x 浓度平均为600mg/m3（标态，干基，6%氧），SCR脱硝系统设置有3层催化剂。
本实施例系统参阅图1，不再重述，其中，每台机组的SNCR喷嘴2为3层喷枪，每层设置9个，SCR喷嘴6为单层喷枪，每台机组设置2个。具体运行过程中，大部分时间只有SNCR喷嘴2工作，而SCR喷嘴6不工作，仅当由于负荷变动等因素影响下使NO x 浓度快速升高时，才投入SCR喷嘴6工作，作为补充喷枪。
脱硝系统采用尿素为还原剂，在2台机组同时运行时，经氨气/尿素溶解系统16处理后的溶液，尿素质量浓度为10%，溶液流量为7.7t/h，在压缩空气4的作用下经SNCR喷嘴2和SCR喷嘴6喷入锅炉1或烟道3内，进行蒸发结晶。由尿素溶液流量与脱硫废水12流量的比值可知，脱硫废水膜浓缩系统15所需的浓缩倍率较低，使整体系统在运行实施时较为容易，且通入氨气/尿素溶解系统16中的废水流量较为容易控制。
在运行过程中，通过位于锅炉出口烟道处的温度检测系统测得的温度信号，对SNCR喷嘴2所工作的具体所在层进行实时调整，使SNCR喷嘴2的喷氨工作温度始终位于800～1100℃的区域内。未进行工作的SNCR喷嘴2和SCR喷嘴6，也需要一直通入压缩空气4，防止喷嘴温度过高导致设备损坏，并防止喷嘴发生溶液泄漏引发事故。
机组稳定运行一个月之后，对其展开污染物排放监测试验，监测项目包括：氨逃逸浓度（ppm）、烟尘排放浓度（mg/m3）、SO2排放浓度（mg/m3）及NOx排放浓度（mg/m3）。试验结果如表1所示。由试验结果可知，各项污染物排放浓度均达到标准要求，并实现了脱硫废水零排放。
表1 实施例1污染物排放监测试验结果
实施例2
某燃煤电厂安装有2台350MW燃煤发电机组，在2台机组同时运行，且全厂平均发电负荷接近额定负荷75%的运行工况下，从脱硫系统中排出的脱硫废水平均为10t/h，锅炉出口NO x 浓度平均为650mg/m3（标态，干基，6%氧），SCR脱硝系统设置有3层催化剂。
本实施例系统参阅图1，不再重述，其中，每台机组的SNCR喷嘴2为3层喷枪，每层设置9个，SCR喷嘴6为单层喷枪，每台机组设置2个。具体运行过程中，大部分时间只有SNCR喷嘴2工作，而SCR喷嘴6不工作，仅当由于负荷变动等因素影响下使NO x 浓度快速升高时，才投入SCR喷嘴6工作，作为补充喷枪。
脱硝系统采用氨水为还原剂，在2台机组同时运行时，经氨气/尿素溶解系统16处理后的溶液，氨水质量浓度为10%，溶液流量为6.2t/h，在压缩空气4的作用下经SNCR喷嘴2和SCR喷嘴6喷入锅炉1或烟道3内，进行蒸发结晶。由氨水溶液流量与脱硫废水12流量的比值可知，脱硫废水膜浓缩系统15所需的浓缩倍率较低，使整体系统在运行实施时较为容易，且通入氨气/尿素溶解系统16中的废水流量较为容易控制。
在运行过程中，通过位于锅炉出口烟道处的温度检测系统测得的温度信号，对SNCR喷嘴2所工作的具体所在层进行实时调整，使SNCR喷嘴2的喷氨工作温度始终位于800～1100℃的区域内。未进行工作的SNCR喷嘴2和SCR喷嘴6，也需要一直通入压缩空气4，防止喷嘴温度过高导致设备损坏，并防止喷嘴发生溶液泄漏引发事故。
机组稳定运行一个月之后，对其展开污染物排放监测试验，监测项目包括：氨逃逸浓度（ppm）、烟尘排放浓度（mg/m3）、SO2排放浓度（mg/m3）及NOx排放浓度（mg/m3）。试验结果如表2所示。由试验结果可知，各项污染物排放浓度均达到标准要求，并实现了脱硫废水零排放。
表2 实施例2污染物排放监测试验结果
实施例3
某燃煤电厂安装有2台660MW超超临界燃煤机组，在2台机组同时运行，且全厂平均发电负荷接近额定负荷80%的运行工况下，从脱硫系统中排出的脱硫废水平均为14t/h，锅炉出口NO x 浓度平均为550mg/m3（标态，干基，6%氧），SCR脱硝系统只设置2层催化剂。
本实施例系统参阅图1，不再重述，其中，每台机组的SNCR喷嘴2为3层喷枪，每层设置15个，SCR喷嘴6为单层喷枪，每台机组设置4个。具体运行过程中，大部分时间只有SNCR喷嘴2工作，而SCR喷嘴6不工作，仅当由于负荷变动等因素影响下使NO x 浓度快速升高时，才投入SCR喷嘴6工作，作为补充喷枪。
脱硝系统采用尿素为还原剂，在2台机组同时运行时，经氨气/尿素溶解系统16处理后的溶液，尿素质量浓度为10%，溶液流量为10.4t/h，在压缩空气4的作用下经SCR喷嘴6喷入烟道3内，进行蒸发结晶。由尿素溶液流量与脱硫废水12流量的比值可知，脱硫废水膜浓缩系统15所需的浓缩倍率较低，使整体系统在运行实施时较为容易，且通入氨气/尿素溶解系统16中的废水流量较为容易控制。
在运行过程中，通过位于锅炉出口烟道处的温度检测系统测得的温度信号，对SNCR喷嘴2所工作的具体所在层进行实时调整，使SNCR喷嘴2的喷氨工作温度始终位于800～1100℃的区域内。未进行工作的SNCR喷嘴2和SCR喷嘴6，也需要一直通入压缩空气4，防止喷嘴温度过高导致设备损坏，并防止喷嘴发生溶液泄漏引发事故。
机组稳定运行一个月之后，对其展开污染物排放监测试验，监测项目包括：氨逃逸浓度（ppm）、烟尘排放浓度（mg/m3）、SO2排放浓度（mg/m3）及NOx排放浓度（mg/m3）。试验结果如表3所示。由试验结果可知，各项污染物排放浓度均达到标准要求，并实现了脱硫废水零排放。
表3 实施例3污染物排放监测试验结果

Claims (7)

1.基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，包括脱硫废水零排放处理系统、SNCR+SCR联合脱硝系统和高温电除尘系统，所述脱硫废水零排放处理系统，包括依次连接的脱硫废水预处理系统、脱硫废水软化处理系统、及脱硫废水膜浓缩系统，所述SNCR+SCR联合脱硝系统，包括SCR脱硝系统、氨气/尿素溶解系统、SNCR喷嘴、及SCR喷嘴，所述高温电除尘系统包括高温电除尘器、及与所述高温电除尘器连接的高频电源，其特征在于：所述脱硫废水膜浓缩系统依次与所述氨水/尿素溶解系统、所述SNCR喷嘴或所述SCR喷嘴连接，省煤器后依次连接所述高温电除尘器、所述SCR脱硝系统、空气预热器、烟气脱硫系统、及烟囱，所述烟气脱硫系统和所述脱硫废水预处理系统连接。
2.如权利要求1所述的基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，其特征在于：所述脱硫废水膜浓缩系统，为采用反渗透、正渗透或膜蒸馏的膜浓缩系统，所述脱硫废水膜浓缩系统的出口脱硫废水流量为1.0~15.0t/h。
3.如权利要求1所述的基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，其特征在于：所述SCR脱硝系统的脱硝催化剂层数为1~3层。
4.如权利要求1所述的基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，其特征在于：所述氨水/尿素溶解系统，是在所述脱硫废水膜浓缩系统处理后的废水中，通入氨气或尿素，所述氨气或尿素的质量浓度为5~15%。
5.如权利要求1所述的基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，其特征在于：所述SNCR喷嘴为2~4层布设，分别设置在烟气温度为800～1100℃的所述锅炉或烟道区域内。
6.如权利要求1所述的基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，其特征在于：所述SCR喷嘴为单层布设，位于所述省煤器之后且烟气温度为320~400℃的烟道区域内。
7.如权利要求1所述的基于电厂废水零排放技术的气液固污染物协同处理系统，其特征在于：所述高温电除尘器的工作温度为300~400℃。
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