目前燃煤电厂脱硫废水零排放处理主要采用预处理和蒸发浓缩结晶相结合的工艺，产水厂区回用，结晶盐根据品质做危废品处理或作为工业盐销售。现有处理工艺虽然技术成熟，但投资高、运行费用高、结晶盐品质低。针对这些弊端更多的脱硫废水零排放工艺被开发出来。本文针对现有零排放技术的现状和发展趋势进行了介绍。

截至2015年底，我国的总发电量已经达到57399亿kW•h，其中燃煤电厂的发电量为38977亿kW•h，占总发电量的68%[1]。虽然燃煤电厂具有布局灵活，一次性建造投资少，发电设备年利用小时数高等特点，但是受燃煤品质和发电工艺条件的限制，产生的燃烧副产物多，不加控制排放对环境污染巨大。

因而，自2012年1月起，在全国范围内实施《火电厂大气污染物排放标准》，要求火电厂的燃煤机组排放废气须经脱硫设备处理后，再排放入大气中。　　

自该标准实施以来，电厂的烟气净化技术得到广泛实施。由于效率高、适用性广、可靠性高，石灰-石膏法脱硫技术占了全部脱硫设备的90%以上。在湿法脱硫的过程中，不仅二氧化硫会进入到石灰石循环浆液，燃煤产生的大量Cl-、F-等离子也会被吸收进入洗涤液，大量累积将对脱硫设备产生腐蚀。　　

因而在循环过程中，需要控制Cl-浓度，当其达到设定范围后，就会通常从系统中排出一定量的废水补充新鲜吸收液的方式降低系统内Cl-浓度。排出系统外的废水就是脱硫废水。　　

1脱硫废水的水质特点：　　

脱硫废水通常产量较小，1000MW装机容量产生的废水在7～10m3/h左右，仅占电厂废水总量的5%以下。但是由于其成分复杂，含盐量高，相较电厂其他废水来说处理难度高，成为电厂废水零排放的一个关键点。　　

燃煤电厂脱硫废水根据所用燃煤不同，水质有一定的波动，但是通常具有以下特点：　　

1）脱硫废水悬浮物（TSS）浓度高，通常会达到10000mg/L以上。

2）溶液呈酸性，pH值在4～6.5之间。　　

3）含盐量（TDS）较高，通常在25000～40000mg/L之间。　　

4）Ca2+、Mg2+硬度高[3]，特别是Mg2+，通常接近5000mg/L左右。此外，硫酸根的浓度大，CaSO4处于饱和状态。　　

5）Cl-离子含量较高，通常在10000～15000mg/L之间。　　

常规处理采用三联箱工艺，通过加药中和、硫化物除重金属以及混凝沉淀等步骤，去除废水中的悬浮物、重金属、部分钙镁，然后调节pH值，使排水达到火电厂石灰石石膏湿法脱硫废水水质控制指标DL/T997—2006及污水综合排放标准GB8978—1996标准，排入市政污水管网或厂区回用。　　

然而，水十条的颁布以来，水处理排放标准越来越高。在“超低排放”标准的要求下（环发[2015]164号文《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》），越来越多的电厂开始考虑对脱硫废水进行深度处理和回用，实现零排放。　　

2电厂脱硫废水零排放现状简介　　

现阶段国内外的燃煤电厂脱硫废水零排放工艺，都是在预处理的基础上，通过热蒸发回收水分，得到固体盐产品实现零排放。　　

2.1脱硫废水零排放的工艺路线

零排放的主要技术路线通常包括预处理单元、浓缩单元、蒸发结晶单元3个部分，工艺流程见图1。

预处理是零排放的准备工作，不仅保证了后续蒸发设备的稳定工作，并且控制着产品盐的品质。目前采用较多的是两级化学加药澄清的方法。在一级反应器中投加石灰和硫化物，去除Mg2+、重金属，然后混凝絮凝沉淀，去除TSS。在二级反应器中投加碳酸钠，进一步去除钙硬度，然后澄清。

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