国务院发布“水十条”以来，国家将强化对各类水污染的治理力度，特别对火电、造纸行业企业核发排污许可证。环保部明确指出脱硫废水宜经石灰处理、混凝、澄清、中和等工艺处理后回用。鼓励采用蒸发干燥或蒸发结晶等处理工艺，实现脱硫废水不外排。本文以火电厂脱硫废水零排放技术进行分析，针对不同水质及电厂的现状进行分析不同工艺的选择建议及优势。
根据“十三五”规划，火电厂的烟气脱硫脱硝已基本实现超底排放，对于水的排放近零排放问题已提到日程上来了。电厂的废水处理经过梯级利用，最后集中到脱硫废水上来，对于火电厂废水零排放也即是脱硫废水零排处理。故对于脱硫废水零排放的处理技术研究非常必要。
一、脱硫废水零放的实施背景
（一）2015年4月16日，国务院发布《水污染防治行动计划》（《水十条》），国家将强化对各类水污染的治理力度，提出最严格的源头保护和生态修复制度，全面控 制污染物排放，着力节约保护水资源，全力保障水生态安全。
（二）2016年11月10日，国务院出台了《控制污染物排放许可制实施方案》国办 发[2016]81号，文中第三条明确指出率先对火电、造纸行业企业核发排污许可证。
（三）2016年11月24日，国务院发布了《“十三五”生态环境保护规划》国发〔2016〕65号，文中指出十三五期间实施工业污染源全面达标排放计划，深入推进重 点污染物减排。电力、钢铁、冶金、造纸等高耗水行业达到先进定额标准。
（四）2017年1月10日，环保部发布了《火电厂污染防治技术政策》，文中明确指 出脱硫废水宜经石灰处理、混凝、澄清、中和等工艺处理后回用。鼓励采用蒸发干燥或 蒸发结晶等处理工艺，实现脱硫废水不外排。
（五）新建项目环评的要求。
从近两年国务院密集发布的环保政策表明，党中央、国务院高度重视生态环境保护 工作，工业企业耗水大户在水资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，加快落实深度 节水和废污水零排放已成为必然选择。
（六）企业降本增效的需求
近几年，工业企业生产取水单价增幅已超过50%，北方部分地区的增幅已超过100%。很多高耗水企业如火电厂水费已占到发电运行维护费用的25%以上，个别地区的水费已超过发电运行维护费用的30%。废水零排放的实施，可大大降低高耗水企业的取水费和排污费，使企业取得良好的经济效益。
二、脱硫废水零排放的技术介绍
（一）、零排放实施层次（即分级利用，集中处理）
零排放是一项系统工程，包含两个层次：
（1）采用节水工艺等措施提高用水效率，降低生产水耗，同时尽可能提高废水回用率，从而最大限度利用水资源；
（2）采用高效的水处理技术，处理含盐废水，将无法利用的高盐废水浓缩为固体或浓缩液，不再以废水的形式外排到自然水体。
图一 电厂废水梯级利用示意图
（二）、脱硫废水来源
锅炉烟气湿法脱硫（石灰石/石膏法）过程产水的废水来源于吸收塔排放水。为了维 持脱硫装置浆液循环系统物质 的平衡，防止烟气可溶部分即 氯浓度超过规定值和保证石膏 质量，必须从系统中排放一定 量的废水，废水主要来自石膏 脱水和清洗系统。
（三）、脱硫废水水质特点
1、高含盐：TDS 10，000～40，000mg/L，以钙离子、镁离子、氯离子、硫酸根离子、亚硫酸根离子为主；
2、高浊度：SS10，000～30，000mg/L，以飞灰、石膏晶粒、氟化钙、酸不溶物为主；
3、高硬度：钙、镁离子浓度高，易结垢
4、腐蚀性：氯根浓度20000ppm左右，具有较强腐蚀性
5、重金属：微量铅铬镉铜锌锰汞等重金属；
6、废水稍偏酸性，pH一般保持在4.5—5.5之间；
7、不稳定：组分多变，受地域、季节、煤源、石灰石源等影响极大，同一厂水质波动大。
以下是12家火电厂脱硫废水水质汇总：
（四）、脱硫废水零排放处理难点
1、水质方面
受煤种、脱硫岛用水水质、排放周期等因素的影响，不同地区电厂的废水水质差别很大，同一电 厂因排放时段不固定，差别也很大；同时废水的硬度和氯离子含量都非常高，极易造成处理系统结垢和腐蚀。
2、水量方面
脱硫废水为间断排放，易造成水量波动较大。
三、脱硫废水零排放的处理工艺分析比较
（一）、以水处理方式实现零排放
1、工艺流程图
图二 水处理方式的处理流程图
2、优点
1）对火电厂正常生产不造成任何影响，技术成熟可靠、适应性强、可满足不同地区、不同规模机组废水零 排放的需求；
2）国内外成功运行的案例很多；
3）回收95%以上的高品质淡水，分质制盐获得高纯度工业盐，对外销售实现循环经济。
4）预处理软化模块、膜浓缩减量模块和蒸发模块均可单独运行，在需要达标排放的地区可只选择预处理软 化模块；在满足煤场、灰场喷洒的条件下可选择预处理软化+膜浓缩减量模块，做到近零排放；在当地环 保要求绝对零排放地区，选择三个模块组合。
3、存在的问题
1）预处理软化药剂费用较高；
2）系统动设备较多，维护工作量较大；
3）部分电厂周围无工业盐用户，工业盐销售困难，需要委托第三方处置。
（二）、烟气余热利用（烟道喷雾蒸发）
1、工艺流程图
图三 烟道喷雾蒸发的处理流程图
2、优点
1）无预处理，无需药剂，运行费用低。
3、存在的问题
1）处理能力较低，不能完全满足零排放要求；
2）设计不当的条件下，烟道结垢严重，可能 造成烟道部分堵塞，垢样成分与水泥类似，很难清洗；
3）存在影响机组正常安全运行的风险，例如烟道 内尘堆积较多，导致阻力过大影响锅炉运行。
（三）、烟气余热利用（烟道旁路喷雾蒸发）
1、工艺流程图
图四 烟道旁路喷雾蒸发的处理流程图
2、优点
1）固体盐分被除尘器捕捉到飞灰中，无需单独处置；
2）技术成熟，废水蒸发工艺流程相对简单；
3）喷雾蒸发器排出烟气湿度增加，可提高除尘器效率；
3、存在的问题
1）对锅炉热效率有影响，蒸发量越大，影响越大，故处理量较小；
2）喷雾干燥蒸发需要利用高温烟气热值，直接增加了发电煤耗；
3）每台机组都需建设一台雾化塔，设备分散，不便于管理，此外老机组设备布置场地受限；
4）蒸发的固体盐混合在飞灰中，对粉煤灰综合利用带来不利影响。
（四）、烟气余热利用（低温烟气浓缩+高温烟气旁路喷雾蒸发）
1、工艺流程图
图五 低温烟气浓缩+高温烟气旁路喷雾蒸发的处理流程图
2、优点
1）固体盐分被除尘器捕捉到飞灰中，无需单独处置；
2）低温烟气一般为废热，可以减少废水蒸发对煤耗的影响；
3）降低了进脱硫塔烟温，减少了脱硫塔蒸发补水量。
3、存在的问题
1）高温烟气喷雾干燥存在的问题，该组合工艺均存在；
2）在已上低低温省煤器、MGGH的电厂应用受限；
3）工艺由预沉降、浓缩、调质、干燥等单元组成，流程较长，增加很多动力设备，例如大功率引风机、浆液循环泵等电耗大幅度上升；
4）在雾化塔基础上增加了浓缩塔，占地更大，设备更多，维护工作量加大。
（五）工艺路线比较汇总表
（六）根据不同现场推荐工艺路线
1、主要工艺路线组合
1）预处理软化+膜浓缩（SWRO/MBC/ED+DTRO/UHPRO）+蒸发结晶（MVR）：产生杂盐
2）预处理软化+膜分盐（SCNF）+膜浓缩（SWRO/MBC/ED+DTRO/UHPRO）+蒸发结晶（MVR）：产生工业盐
3）预处理软化+膜分盐（SCNF）+膜浓缩（SWRO/MBC/ED+DTRO/UHPRO）+电解制氯：回收利用氯化钠
4）预处理软化+低温闪蒸浓缩减量+烟气旁路喷雾蒸发：水处理与烟气相结合。
5）烟气余热利用路线（高温旁路烟气蒸发/低温烟气浓缩+高温旁路烟气蒸发）：烟道喷雾蒸发基本不用。
2、各工艺路线适用场合
1）不分盐蒸发：因产杂盐是固废，不好处理，一般不建议使用。
2）分盐蒸发结晶：适合所有项目，尤其适用于周围有工业盐用户的电厂。
3）电解制氯：适合沿海沿江开式冷却循环电厂。
4）烟气旁路喷雾蒸发：适合于具备干灰、干渣拌湿条件的电厂或粉煤灰利用层级较低的电厂。
四、结束语
目前，我国脱硫废水零排放技术仍处于广泛研究与初步应用探索阶段。现有零排放技术的投资成本普遍较高且运行费用较大，在运行过程中也逐步突显各类问题。根据各厂的水质及需求情况，优化组合现有工艺，解决实际运行中的问题，实现低成本脱硫废水零排放，将是今后脱硫废水零排放研究的重点。