火电厂的湿法烟气脱硫所产生的废水，一般呈弱酸性，水量不大，但含有多种污染物，例如有机物、悬浮物、重金属，废水中钙、镁、锶、硅等离子含量较高。脱硫废水直接排放，会给我们的生态环境带来极大的危害。对此，可以对火力发电厂产生的高盐度废水进行蒸发浓缩结晶处理，将产生的高纯度蒸馏水回用于火电厂，同时处理后得到的固体盐可进行销售或填埋，以实现废水的零排放，提升火力发电厂废水利用率。

水资源危机是当今世界面临的重要问题，水资源的严重匮乏已经成为制约我国国民经济发展的一个重要因素。近几年国家环保要求越来越严格，部分地区环保法要求火力发电厂实现废水零排放，并且新建电厂将不再预留排污口。火电厂废水零排放要求利用先进的水处理技术，实施废水处理后回用，真正实现火电厂废水零排放，这将是发电企业节约水资源、降低环境污染、实现可持续发展的重要课题。

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脱硫废水水质分析

举例：某电厂脱硫废水水量15t/h，pH6～9，COD为1042mg/L，TDS为29450mg/L左右，难以回用，水质分析见表1。

由表1可知，水质中钙、镁、锶、硅等离子含量比较高，具有严重的结垢倾向，同时水中还含有大量重金属离子。处理过程中要先经过深度软化，然后进入蒸发结晶系统，净水进行回用，固体盐外运。

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脱硫废水零排放处理方案

通常，脱硫废水处理系统采用中和+絮凝+沉淀+澄清等常规处理工艺，以降低脱硫废水的浊度、重金属和部分硬度，但废水的含盐量没有明显降低，处理后无法回用，排放后对生态环境影响较大。

针对以上问题，我们采用脱硫废水零排放系统主要包括4个处理单元，即脱硫废水预处理单元、盐水浓缩单元、蒸发结晶单元和固体废弃物处置单元，工艺流程如下：

脱硫废水→高密度沉淀池→微滤→反渗透装置→MVR蒸发器→干燥器→固体盐。

1)脱硫废水预处理单元：在脱硫废水中，含有大量的致垢成分(钙、镁、硅等)，这些物质与水中相应的阴离子如碳酸根、硫酸根等结合，在反渗透膜表面或蒸发器表面形成沉淀，从而影响设备的连续运行。因此，为了保障后续回用核心设备的良好运行，就需要针对致垢成分进行处理，采用高密度沉淀池+化学加药软化+管式微滤膜装置+软化器处理工艺，在实现常规处理的目标的同时，最大限度的去除水中的Ca2+、Mg2+、锶、硅等结垢因子和重金属，出水水质基本消除了结垢倾向。为了降低无效化学药剂的投加量，在过滤膜之前设置高密度沉淀池，以去除水中大量的悬浮物、部分胶体等物质。在管式微滤膜装置产水中还残留有少量的钙、镁等物质，直接进入后续的设备经过高倍率浓缩之后，还是会在水中生成沉淀物质，微滤之后还需设置钠离子交换器，以避免上述的情况产生。钠离子交换器产生的再生废水进入前段系统进行处理，从而实现废水的循环利用。

2)盐水浓缩单元：脱硫废水经过脱硫废水预处理单元的处理，水中悬浮物、胶体、Ca2+、Mg2+、锶、硅等结垢因子和重金属含量已经降至后续设备安全运行的控制范围内。但是此时脱硫废水的TDS含量还是维持在29450mg/L左右，如果此时的脱硫废水直接进入MVR蒸发器装置进行处理，处理水量很大。TDS含量在29450mg/L左右的水质，完全可以利用反渗透装置进行再浓缩。这样不但节省能耗而且可以节省设备投资。我们选用反渗透装置作为盐水浓缩单元的主要设备。反渗透装置的产品水TDS含量在1000mg/L以下，可以作为电厂循环冷却水补水使用。反渗透装置的浓水TDS含量在73750mg/L左右，这样的水质进入MVR蒸发器进行处理比较经济可行。

3)蒸发结晶单元：经过反渗透装置浓缩的废水进入蒸发结晶单元进行蒸发浓缩，产生的二次蒸汽经过压缩后进入蒸发器循环利用，浓缩液进入结晶装置进行蒸发结晶，同时将结晶后的浓缩液和晶体颗粒进行固液分离，分离后的母液返回蒸发器继续结晶，分离后的晶体再进入离心干燥包装系统进行称量包装，同时该工艺热效率高，能耗低以及节省能源，能够有效的降低废水处理成本，且在废水处理过程中温差相对较小，不易产生结垢和腐蚀，有效的保障了设备的使用寿命。在废水蒸发浓缩处理工艺中，蒸发结晶系统能够使废水中80%左右的水得以蒸发，换热效率相对较高，同时蒸发过程中能耗相对较低，蒸发器占地面积相对较小。

4)固体废弃物处置单元：固体废弃物主要包括来自废水预处理系统的污泥和结晶单元产生的结晶盐。预处理系统的污泥处置可以抛弃到灰场或送至垃圾填埋场处置。采用充分软化的深度预处理，结晶盐为白色，品质较好，可作为工业盐销售。

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发展

经济的发展对于电能的需求量也会逐渐的增大，燃煤电厂在经济的发展过程中发挥着巨大的作用。但是燃煤电厂在运行过程中产生大量脱硫废水，若不妥善处理，会严重影响了我们的环境。随着科学技术的不断发展和进步，为我国各项工程建设的发展带来了极大的推动作用，未来脱硫废水零排放工艺将越来越受到相关环保部门的重视。