我國能源結(jié)構(gòu)中，煤炭仍將長期作為我國的主要能源，燃煤發(fā)電站在電力供應格局中占主導地位的狀況短期內(nèi)不會改變。燃煤電廠使用的脫硫系統(tǒng)中，近90%采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術，因脫硫系統(tǒng)產(chǎn)生的廢水呈弱酸性且懸浮物和鹽含量極高，并含有多種重金屬，是電廠廢水處理中的難點與重點。由于脫硫廢水污染成分的特殊性、復雜性和強腐蝕性，這部分廢水能否達標處理成為制約燃煤電廠實現(xiàn)廢水“零排放”的關鍵。伴隨«水污染防治行動計劃»(“水十條”)、«控制污染物排放許可制實施方案»、«火電廠污染防治技術政策»等一系列環(huán)保政策法規(guī)的相繼出臺，作為耗水大戶的燃煤電廠，在水資源約束與排放限制方面的壓力陡然上升：環(huán)保政策要求2005年后新建電廠的環(huán)境評估等級按照電廠廢水“零排放”要求進行設計，同時，水源地保護區(qū)及西北等富煤少水地區(qū)的電廠也相繼要求實施廢水零排放處理。我國的零排放技術自2009年開始進行工程實踐，截止到2015年漢川電廠脫硫廢水零排放工程建設時，國內(nèi)的零排放工程案例較少，包括廣東河源電廠和華能長興電廠等，但整體水平仍處于技術起步和探索階段，零排放系統(tǒng)的設計和運行經(jīng)驗不夠成熟。國內(nèi)已投運的兩個電廠零排放項目均存在投資與運行費用過高的問題，而且淡水回收率低，產(chǎn)出雜鹽副產(chǎn)物無法處置，存在二次污染風險。這些問題限制了零排放技術的發(fā)展應用，因此，同時實現(xiàn)燃煤電廠廢水與雜鹽的高效回收是電廠廢水零排放技術的關鍵瓶頸問題。

　　目前，多數(shù)燃煤電廠以“廢水分級、梯級利用、高鹽廢水最少化”的原則進行全廠水資源綜合利用優(yōu)化，脫硫廢水成為火電廠最終末端高鹽廢水。一般根據(jù)脫硫廢水的水質(zhì)和水量情況進行分段處理，構(gòu)成一套完整的脫硫廢水零排放處理系統(tǒng)，其處理過程主要包括預處理，濃縮減量，末端固化三個部分。其中濃縮減量部分是最主要的環(huán)節(jié)，結(jié)合廢水量、含鹽量大小選擇合適的濃縮設備，提高鹽濃度，實現(xiàn)廢水減量化，降低后續(xù)末端固化的投資和運行費用。目前，濃縮減量技術比較成熟的技術包括膜法濃縮和熱法濃縮，其中膜法濃縮是現(xiàn)階段的主流技術。濃縮減量處理后最終形成了高含鹽濃水，這類廢水通常采用末端固化處理。現(xiàn)階段，脫硫廢水末端固化的主流技術有蒸發(fā)塘、蒸發(fā)結(jié)晶、煙氣蒸發(fā)干燥等。蒸發(fā)塘設備也具有占地面積較大、基建費用較高、蒸發(fā)的水分無法充分回收利用、蒸發(fā)過程中污染物易進入空氣造成污染等缺點，從而限制了蒸發(fā)塘技術的廣泛應用。近兩年成為熱點的煙氣蒸發(fā)干燥技術利用煙氣熱量將末端廢水進行汽化，固狀形態(tài)物析出后隨煙氣進入除塵器被捕集脫除，煙氣蒸發(fā)干燥技術分為主煙道煙氣蒸發(fā)技術、旁路煙道煙氣蒸發(fā)技術2種，但缺點是投資較大、占地面積較大、影響鍋爐熱效率等，目前仍未見長期穩(wěn)定運行的案例。因此，現(xiàn)階段穩(wěn)定性高、適應性強的末端固化方法仍為蒸發(fā)結(jié)晶技術。

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