目前国内燃煤电厂控制SO₂污染主要采用湿法脱硫技术，湿法脱硫工艺为了维持脱硫系统的正常运行、防止脱硫系统的腐蚀，浆液中氯离子浓度不能过高，因此必须从脱硫系统中排出一定量的废水，以保证整个湿法脱硫系统及主机的安全可靠运行^〔1-4〕。

随着燃煤电厂水系统的梯级利用，脱硫废水处于全厂水处理的最末端环节，虽然脱硫废水水量很小，但因其水质波动大、含盐量高，已成为燃煤电厂中最难处理的废水。

随着我国环境保护政策、法规的逐渐完善，环境污染治理水平的不断提高，特别是2015年《水污染防治行动计划》发布之后，燃煤电厂脱硫废水的零排放处理已经迫在眉睫，成为燃煤电厂废水系统研究的一个重要方向。

脱硫废水零排放的实质在于废水的固化，即将废水中清洁的水进行分离，废水中的石膏、粉尘、杂盐进行固化干燥；而零排放的经济性主要取决于废水能否低成本地浓缩减量。

燃煤电厂湿法脱硫废水的水量水质，与机组燃料成分、脱硫吸收剂、脱硫水源等多种因素有关^〔5〕。脱硫废水具有TDS高（通常在10~50 g/L）、氯离子质量浓度高（通常在5~20 g/L）、钙镁硬度高等特征^〔6〕，此外废水中还含有少量的重金属、氟化物等危险物质^〔7〕。

针对燃煤电厂脱硫废水的水质特点，综合分析国内外脱硫废水零排放技术现状，脱硫废水零排放工艺可归纳为三个关键环节：预处理、浓缩减量、干燥或结晶^〔8〕，预处理常用的是三联箱工艺、加碱软化、预澄清工艺路线等；浓缩减量通常采用膜法浓缩、多效蒸发浓缩、低温烟气热法浓缩等路线；最终干燥或者结晶的路线主要为多效/MVR蒸发结晶、高温烟气/热风干燥。

依据废水浓缩和固化的不同方式进行分类，浓缩可分为热法浓缩、膜法浓缩，固化可分为结晶分盐、干燥不出盐两种，各环节技术可组合为4条主要工艺路线：热法蒸发结晶、膜法浓缩结晶、热法浓缩干燥、直接热法干燥。本研究从以上4条工艺路线中选择典型工艺流程进行分析对比。

热法蒸发结晶工艺是先使用蒸汽对脱硫废水进行浓缩减量，将废水中的水进行分离，再使用结晶器或干燥床将废水中的溶解盐转化为固体结晶盐，结晶盐可作为副产品出售^〔9〕。

热法蒸发结晶技术的典型路线为“石灰+碳酸钠软化+多效蒸发结晶”工艺，最先应用于广东河源电厂，为国内燃煤电厂实现脱硫废水零排放的首个成功案例，其工艺流程见图 1。

脱硫废水首先经过软化预处理，采用“两级反应+沉淀和澄清”处理，一级投加石灰，二级投加碳酸钠，去除脱硫废水中的钙镁离子、SiO₂、悬浮物等，避免蒸发结晶过程中出现结垢、堵塞等现象^〔10〕。浓缩结晶处理采用四效立管强制循环蒸发结晶工艺（MED），使用电厂辅助蒸汽在MED蒸发器中对软化预处理后的脱硫废水进行蒸发结晶，再进入离心机和干燥床获得固体结晶盐^〔9〕。

该工艺路线优点是工艺流程适中，对水质的波动适应性较强。缺点是预处理加药量大，软化成本高，污泥产生量大，采用的MED蒸发结晶设备能耗较大，造成系统运行费用偏高。结晶盐NaCl纯度约为95%左右，具有一定的回收利用价值。

膜法浓缩结晶工艺是利用溶液中不同离子具有不同半径及电荷的特性，利用膜实现不同离子的分离和浓缩，再通过热法结晶工艺得到结晶盐^〔11〕；膜法浓缩通常会将多种膜技术组合使用，膜浓缩技术主要包括正渗透、反渗透、膜蒸馏、电渗析等^〔12〕。

“石灰+碳酸钠软化+离子交换软化+反渗透+正渗透+结晶”工艺是膜浓缩结晶的典型路线，如图 2所示。脱硫废水首先经过双级混凝澄清及离子交换软化预处理过程，再进入膜浓缩单元，膜浓缩单元核心设备为正渗透膜系统、汲取液回收系统，经过膜浓缩处理后的浓缩液最终进入结晶单元生成杂盐^〔13〕。

正渗透是一种对硬度稳定性要求非常高的工艺系统，为保证膜处理系统不结垢，需要投加石灰+Na₂CO₃以便去除硬度，还需要对废水进行过滤、树脂软化等预处理，预处理药剂耗量很大。

该工艺路线优点是对脱硫废水中各离子的全面去除，产水可回用于锅炉补给水单元。缺点是系统流程过长，预处理软化加药量大、污泥量大；由于脱硫废水的高TDS特性，膜浓缩倍率较低，后续结晶过程蒸汽耗量较大；同时正渗透对水质的波动适应性较差，脱硫废水水质的大幅度波动不利于膜浓缩单元的稳定运行；最终产品为杂盐，不利于回收利用。

热法浓缩干燥首先需要对脱硫废水进行简单预处理，使用蒸汽或低温烟气对脱硫废水进行大幅度的浓缩，少量浓缩废水再进入干燥装置进行直接干燥，不产出结晶盐产品。本研究对已成功实施运行的“低温烟气浓缩+高温热风干燥”路线进行分析，其工艺流程见图 3。

脱硫废水自旋流器出来后经过沉降预处理输送到浓缩单元，利用引风机后的低温烟气作为热源，在浓缩喷淋塔内对废水进行高倍率浓缩蒸发，浓缩倍率可达10倍以上，蒸发后的湿烟气返回脱硫塔中，解决零排放后水的去向问题。

浓缩后的浆液呈酸性（pH＜1）、高氯的特点，加入少量消石灰调节pH并固液分离后，产生部分污泥和滤清液，污泥主要成分为石膏、飞灰等，可掺入煤中混烧、脱水掺入石膏中或外运；少量滤清液进入后续干燥单元。干燥装置采用惰性载体流化床，抽取少量热二次风将滤清液干燥后，实现废水的固化，最终固体进入粉煤灰中，解决零排放后固体物的去向问题。

该工艺路线优点是系统简洁，大量采用低温热源，且无废水软化环节，运行成本很低；缺点是同时采用主机低温热源及高温热源，对锅炉效率有轻微影响，需要评估脱硫系统水平衡，且装置无法集中布置，占地较为分散。

与热法浓缩干燥不同，直接热法干燥不经过低温烟气浓缩环节，直接将预处理的脱硫废水送入干燥单元，由高温烟气或高温热风在干燥装置中将脱硫废水彻底干燥，干燥装置可选用旋转喷雾塔、双流体喷雾塔、惰性载体流化床等。以旋转喷雾干燥为例，工艺路线见图 4。脱硫废水经过简单沉降预处理后，直接进入旋转喷雾干燥塔，引入300 ℃以上的热烟气对废水进行干燥固化，最终粉尘进入主烟道通过除尘器被捕捉进入粉煤灰中^〔14〕。

该工艺路线系统简单，操作方便，投资成本低；不需要添加软化药剂，但无浓缩环节，消耗高温热源较多，运行成本较高；各类直接干燥装置单台设备废水处理能力有限，目前暂无大于7 t/h废水干燥设备的商业稳定运行业绩，因此若脱硫废水水量较大时，需同时设置多套干燥装置，场地占用较大。

上述4种废水零排放技术均有成熟应用案例，对各工艺路线的技术优缺点进行对比分析，如表 1所示。

综上所述，在通常条件下，4种废水零排放工艺路线均可以稳定运行。其中，热法蒸发结晶、膜法浓缩结晶需要进行复杂的预处理环节，对废水进行澄清及软化，消耗大量的软化药剂，热法浓缩干燥、直接热法干燥预处理仅需要简单沉降即可；在操作维护上，膜法浓缩结晶最为复杂频繁；热法蒸发结晶会得到副产品工业盐，膜法浓缩结晶则产出杂盐，而两种干燥固化技术可无副产品。因此，从技术角度看，热法浓缩干燥、直接热法干燥工艺路线比结晶分盐工艺更适用于燃煤电厂脱硫废水零排放。

依据脱硫废水具有TDS高（通常在10~50 g/L）、氯离子质量浓度高（通常在5~20 g/L）、钙镁硬度高等特征，对上述4种脱硫废水零排放技术路线进行了方案设计及经济性对比分析。其中水质硬度按650 mmol/L、氯离子质量浓度按15 g/L进行设计。脱硫废水水量规模按2×7 t/h考虑，随着水量的增加，总投资会相应减少。

对不同废水零排放工艺路线的投资成本、运行成本进行估算，结果见表 2。

从表 2可以看出，在上述4种工艺路线设计条件下，热法蒸发结晶吨水投资成本最高，直接热法干燥吨水投资成本最低；热法浓缩干燥按10倍浓缩倍率进行设计，吨水运行成本远低于其他3条工艺路线，两种结晶工艺的主要运行成本为软化药剂费用，直接热法干燥主要运行成本为热烟气热量。按机械设备10 a折旧考虑，热法浓缩干燥吨水运营成本最低，直接热法干燥次之，如折旧年限缩短，则直接热法干燥更有优势。

热法蒸发结晶、膜法浓缩结晶、热法浓缩干燥、直接热法干燥均可应用于燃煤电厂实现脱硫废水零排放，本研究选择了4种典型技术案例进行了对比分析。

热法蒸发结晶有技术成熟、可靠性高、水分可回收利用等优势，但需要进行复杂的预处理环节，软化成本高，且蒸汽热耗量大，相对经济性较差。相比而言，膜法浓缩结晶经过浓缩后运行成本略低，但水质波动适应性较差。在通常条件下，热法蒸发结晶、膜法浓缩结晶工艺路线均不建议用于燃煤电厂脱硫废水零排放。

相较于结晶分盐工艺，热法浓缩干燥与直接热法干燥工艺路线水质波动适应性好、预处理简单，吨水运营成本远低于两种结晶工艺，用于燃煤电厂脱硫废水零排放优势明显。直接热法干燥系统设备更加简洁、投资成本最低，但设备规模受水量限制，运行成本较高，因此在脱硫废水水量较少、计划运行时间较短时建议采用直接热法干燥路线；热法浓缩干燥投资成本适中、运行成本最优，在水量较大、计划运行时间较长时建议采用热法浓缩干燥路线。