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　　1 水质
 

　　燃煤电厂产生的废水主要包括锅炉循环水、冷却水以及脱硫废水。通常电厂中有配套的锅炉循环水及冷却水处理系统，处理后的洁净水返回循环水及冷却水系统，剩余的高盐分浓缩液则并入脱硫废水进行后续处理。脱硫废水主要为石灰石/石膏湿法烟气脱硫过程中吸收塔的排放水，其杂质主要来源于烟气和脱硫剂。尽管排入处理系统的脱硫废水中混有锅炉循环水和冷却水处理浓缩液，但由于脱硫废水的水量相对很大，因此脱硫废水水质主要取决于湿法脱硫排放水的水质。脱硫废水通常具有悬浮物含量高、水量和水质波动大、含盐量高、呈弱酸性、腐蚀性强等特点，其中悬浮固体(SS)通常超过10000mg/L，总溶解性固体(TDS)可达20000mg/L以上，溶质中Ca2+、Mg2+、SO42-、Cl-等主，单一离子浓度范围可达1000～15000mg/L，这些特点决定了脱硫废水处理工艺的复杂性。由此可见，脱硫废水是燃煤电厂各类废水汇集的终端，其水质较为复杂。因此，脱硫废水的处理是燃煤电厂废水处理的重点和难点，也是工业废水处理技术工艺研发的聚焦点之一。
 

　　2 项目概况
 

　　以北方某燃煤电厂脱硫废水进行中试。
 

　　脱硫废水的悬浮物、氟离子和重金属含量较高，在进入膜系统前需分质去除，不然将腐蚀中试设备，并易导致堵塞膜孔。废水的无机盐主要为氯化钠和硫酸钠混合物，为论证、比较正渗透和MVR蒸发浓缩这2种工艺的处理效果，故中试统一将废水中盐和质量分数浓缩至25%，且暂不考虑分盐工艺。

　　3 中试装置
 

　　处理目标：处理量10t/h，实现淡水回用(NH3-N的质量浓度<15 mg/L、SS的质量浓度< 70mg/L、COD<100mg/L)，得到质量分数为25%的浓盐水(氯化钠、硫酸钠为主)。
 

　　处理工艺：采用图1所述工艺。但因条件有限，暂时没有采用烟道余热蒸发和除尘系统。
 

　　处理设备：沉砂罐、罗茨风机、沉降罐、药品罐、活性炭过滤器、多介质过滤器、超滤膜组件、反渗透膜组件、正渗透膜组件、MVR蒸发装置及泵阀等辅助设备。
 

　　由实验数据可知，处理工艺可有效去除水中的COD、F-、重金属和无机盐，然而正渗透和MVR蒸发产生的淡水，NH3-N含量仍然偏高，无法达到处理目标，需用生化或反渗透工艺进一步处理。正渗透和MVR蒸发工艺均能实现对脱硫废水的进一步提浓，从而烟道余热蒸发和除尘系统的处理量。