我國能源結構中，煤炭仍將長期作為我國的主要能源，燃煤發電站在電力供應格局中占主導地位的狀況短期內不會改變。燃煤電廠使用的脫硫系統中，近90%采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術，因脫硫系統產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»等一系列環保政策法規的相繼出臺，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：環保政策要求2005年后新建電廠的環境評估等級按照電廠廢水“零排放”要求進行設計，同時，水源地保護區及西北等富煤少水地區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，零排放系統的設計和運行經驗不夠成熟。國內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，產出雜鹽副產物無法處置，存在二次污染風險。這些問題限制了零排放技術的發展應用，因此，同時實現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化，脫硫廢水成為火電廠最終末端高鹽廢水。一般根據脫硫廢水的水質和水量情況進行分段處理，構成一套完整的脫硫廢水零排放處理系統，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節，結合廢水量、含鹽量大小選擇合適的濃縮設備，提高鹽濃度，實現廢水減量化，降低后續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。現階段，脫硫廢水末端固化的主流技術有蒸發塘、蒸發結晶、煙氣蒸發干燥等。蒸發塘設備也具有占地面積較大、基建費用較高、蒸發的水分無法充分回收利用、蒸發過程中污染物易進入空氣造成污染等缺點，從而限制了蒸發塘技術的廣泛應用。近兩年成為熱點的煙氣蒸發干燥技術利用煙氣熱量將末端廢水進行汽化，固狀形態物析出后隨煙氣進入除塵器被捕集脫除，煙氣蒸發干燥技術分為主煙道煙氣蒸發技術、旁路煙道煙氣蒸發技術2種，但缺點是投資較大、占地面積較大、影響鍋爐熱效率等，目前仍未見長期穩定運行的案例。因此，現階段穩定性高、適應性強的末端固化方法仍為蒸發結晶技術。

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