脫硫廢水是石灰石石膏濕法煙氣脫硫（FGD）裝置為維持漿液循環平衡、控制氯離子濃度、保證石膏副產物品質而定期外排的“工藝廢水”。其水量不大，卻集中了煙氣中90%以上的可溶性雜質，被公認為燃煤電廠最難處理的末端廢水之一。

一、脫硫廢水來源節點

1.吸收塔底部維持氯離子≤15g/L的間歇排放液

2.石膏真空脫水機濾布沖洗水、水力旋流器溢流液

3.漿液管道、泵體、除霧器沖洗水

4.部分電廠還把化學再生廢水、反滲透濃水、循環冷卻排污水并入同一脫硫廢水池，成分更復雜

二、脫硫廢水典型成分（以煤種、石灰石純度不同而波動）

1.懸浮物：9000–22000mg/L，主要為石膏、飛灰細顆粒

2.無機鹽：SO?2?1–3%、Cl?5–20g/L、Ca2?/Mg2?過飽和，TDS30–60g/L

3.重金屬：Hg0.1–1mg/L、Cd0.2–1mg/L、Pb、Cr、Ni、Zn、As等，多為第一類污染物

4.非金屬：F?20–200mg/L，易生成CaF?結垢

5.還原性硫化物：SO?2?、S?O?2?、S?O?2?，COD500–3000mg/L

6.pH：4–6，呈弱酸性，腐蝕性較強

三、脫硫廢水危害

1.高Cl?、高鹽造成點蝕、縫隙腐蝕、應力腐蝕開裂，316L半年即可穿孔，危及吸收塔壽命

2.重金屬與硒、砷具有生物毒性，可在魚類、農作物中富集，導致慢性中毒

3.高SO?2?進入水體后，在厭氧沉積層生成甲基汞，破壞生態功能

4.懸浮物與過飽和石膏易在管道、噴頭、除霧器結垢，降低脫硫效率，增加停機檢修頻次

5.色度、濁度高，排入灰場后下滲污染地下水，現行《DL/T19972006》要求全部第一類污染物濃度≤μg·L?1級，傳統中和沉淀難以穩定達標

四、處理思路：預處理＋濃縮減量＋固化/資源化

（1）預處理——“軟化＋除重”

投加Ca(OH)?或NaOH把pH提到9–9.5，使大部分重金屬生成氫氧化物沉淀；同時Ca2?與F?形成CaF?共沉淀

有機硫化物（TMT15）專門捕捉Hg2?、Pb2?，生成溶度積更小的硫化物

加PAC、PAM絮凝，經斜板/高密度澄清池去除SS≤70mg/L，出水重金屬可滿足GB一級標準

（2）濃縮減量——“膜法＋軟化”

管式微濾（TMF）或高負荷沉淀＋多介質過濾，保證SDI＜3，保護后續膜

采用海水淡化級反滲透（SWRO）或碟管式DTRO，回收率55–65%，產水TDS≤300mg/L，可回至工藝水箱或循環冷卻補水

濃水TDS80–120g/L，體積已減至原水1/3，為后續蒸發降低60%以上能耗

（3）蒸發結晶——“MVR/多效＋強制循環結晶器”

濃水經板式或管式換熱器預熱，進入強制循環結晶器，在95–105℃蒸發，石膏、NaCl、MgSO?等鹽分析出，離心脫水得混合鹽含水≤8%

二次蒸汽經機械蒸汽再壓縮機(MVR)提升6–9℃后回用，單位蒸發能耗28–35kWh·t?1水，比三效節能40%以上

結晶鹽按《危險廢物鑒別標準》判定，多數電廠需作為危廢委托有資質單位填埋，少數地區可提純為工業副產鹽

（4）固化/資源化路線（可選）

噴霧干燥＋水泥窯協同處置：把濃水直接噴入850℃窯尾，鹽與重金屬被熟料固化，實現“零廢水、零鹽”

低溫真空耙式干化：40–50℃蒸發，殘渣含水≤15%，體積減量化90%，便于袋裝入庫

選擇性電滲析或納濾分鹽：NaCl與CaSO?分流，分別制精鹽和α高強石膏，經濟性依賴鹽市場與地方補貼

五、工藝組合示例（600MW機組8m3/h脫硫廢水）

廢水池→中和/重金屬沉淀→TMF→軟化樹脂→DTRO→MVR強制循環結晶→離心脫水→危廢倉庫

運行結果：

回收淡水≥65%，水質優于《GB/T199232005》工業循環冷卻水標準

混合鹽產量0.8–1.0t·h?1，滿足《危險廢物填埋污染控制標準》入場要求

全系統投資約1.2–1.5億元，噸水直接運行成本35–45元（含蒸汽、電力、藥劑、人工）

脫硫廢水“高氯、高鹽、重毒”三位一體，傳統中和沉淀只能解決達標排放，無法回用；要想實現真正“零排放”，必須走“軟化除重—膜濃縮—蒸發結晶/干化”三級耦合路線，其中MVR強制循環結晶器因抗結垢、能耗低、自動化程度高，已成為當前火電廠脫硫廢水深度處理的主流終端技術。