火力发电厂废水零排放技术方案
火电厂废水零排放改造方案
为了保证反渗透能够稳定运行, 必须拿出一个 出水水质更好、运行更加可靠的预处理方案。经调 查研究, 可供选择的方案有微滤、澄清过滤加超滤 2 个方案。微滤工艺因为占地面积小, 出水水质能够 满足要求, 成为首选方案。由于这项技术在处理这 种水质的水方面还没有应用经验, 我们将做一系列 的试验来论证微滤工艺的可行性。 4. 4 厂区和生活区生活废水
根据水平衡图的数据, 可以计算得到目前电厂 的循环水浓缩倍率约为 4. 2。电厂近期的水分析资 料显示循环水的浓缩倍率为 2. 5~ 4。
循环水的补充水有 2 个水源, 水质 差别较大。 考虑到电厂今后采用册田水库水的可能性较大, 改
造后的循环水的浓缩倍率按 5 考虑。根据循环水系 统的水量计算, 循环水的排水量仍然超过今后的冲 灰、冲渣用水量。经计算, 1~ 4 号冷却塔有 360 t/ h 左右的循环水排水需要收集起来脱盐处理。
( 4) 电厂的冷却水系统、除灰、除渣系统都是用 水大户, 通过技术改造可以大大降低耗水量; 冷却水 系统如果采用闭式循环, 也可以减少水的损失;
( 5) 要采用最合理的水与废水处理工艺, 很多 工艺排放的废水经过处理, 可以回收利用, 采用何种 处理工艺, 要经过技术经济分析, 优化处理工艺;
( 6) 在注意考察处理效果、经济指标的同时, 要 特别重视工艺系统的可靠性、系统运行的灵活性。 3. 2 严格施工
厂区和生活区的生活废水量为 0. 96 万 t/ d, 现 在经过生活污水处理站处理的水量为 0. 22 万 t/ d。 生活废水的特点是有机物含量有较大的增加, 而无 机盐的含量很少。这种废水经过生物处理后, 水质 可与自来水相差不大。
火电厂废水零排放技术及工艺案例
火电厂废水零排放技术及工艺案例随着环境保护意识的增强和环境法规的日益严格，火电厂的环境管理也面临着更大的挑战。
废水是火电厂产生的一种主要污染物，如果不能有效处理和排放，将对周边环境造成严重影响。
因此，实现火电厂废水零排放是当前的一个重要课题。
废水零排放是指通过有效的技术手段，将产生的废水经过处理后全部达到国家废水排放标准，不对环境造成任何污染。
下面将介绍一种常用的火电厂废水零排放技术及工艺案例。
膜分离技术作为一种高效、节能的固液（气）分离技术，在废水处理中得到了广泛应用。
其基本原理是通过选择性渗透和分离作用，将废水中的污染物分离并浓缩，最终得到清洁的水和浓缩的废液。
下面以火电厂烟气脱硫废水处理为例，介绍膜分离技术在火电厂废水零排放中的应用。
火电厂烟气脱硫废水主要是脱硫过程中产生的废水，其中含有高浓度的SO42-和颗粒物等有害物质。
为了实现废水的零排放，可以采用多级反渗透（RO）工艺处理该废水。
具体工艺流程如下：1.预处理：将烟气脱硫废水首先进行过滤和沉淀，去除悬浮物和杂质，以保护后续膜组件的正常运行。
2.一级反渗透：使用一级反渗透膜组件对废水进行处理，通过膜的选择性渗透作用，去除大部分的溶解性污染物和离子。
3.二级反渗透：对一级反渗透处理后的水再次进行反渗透处理，进一步浓缩废水中的溶质和离子，提高水的纯净度。
4.浓缩液处理：根据实际情况，对二级反渗透得到的浓缩液进行处理，可以采取蒸发结晶、离子交换等技术进行处理和回收。
通过以上工艺步骤，火电厂烟气脱硫废水中的有害物质可以被有效去除和浓缩，清洁的水可达到国家的排放标准，实现零排放。
当然，废水零排放的实现需要综合考虑技术、经济和环境等因素。
不同的火电厂废水特性和废水处理目标，可能需要选择不同的技术和工艺组合来实现零排放。
因此，在实际应用中，需要对火电厂废水进行详细的实地调查和实验研究，结合具体情况来确定最佳的处理方法。
总之，火电厂废水零排放是一项具有挑战性的任务，但通过应用膜分离技术等先进工艺，结合工程实践和科学研究，可以有效地实现废水的零排放，为火电厂的可持续发展提供有力保障。
电厂废水零排放介绍
二.循环水排污零排放工艺介绍
循环水排污水先进入新增的高效澄清池和砂滤池，进行澄清软化， 降低水的质硬度和含盐量，减少排污水对后续浓缩膜的影响。清水 经泵提升进入自清洗过滤器、超滤及反渗透系统，去除水中的绝大 部分盐分。反渗透系统产生的淡水，一部分可做为循环水的补充水， 另一部分进入现有锅炉补给水系统处理，作为现有锅炉补给水系统 进水。反渗透系统产生的浓水作为脱硫系统工艺水使用。
三. 循环水排污零排放经济性分析
相关方案费用对比表
改造方案
废水达标排放
废水零排放方案一 （5倍浓缩倍率）
废水零排放方案二 （7倍浓缩倍率）
废水零排放方案二 （7倍浓缩倍率，合同能
源管理）
建设费用 560万元
4900万元
7020万元
2520万元
运行成本 396万元/年
1929万元/年
1065万元/年
臭氧处理技术的优点： 1.臭氧处理能够去除循环水中的细菌、藻类，有利用超滤系统的稳定运行。 2.臭氧处理技术能够省去中水石灰软化处理步骤，有效降低循环水中的硫酸盐。 3.臭氧处理技术不需向循环水中加入缓蚀阻垢剂，有利于循环水排污零排放预处理 系统的稳定运行。
五. 脱硫废水零排放系统简介
1.脱硫废水零排放工艺简介
脱硫废水水质较为复杂，每个工程根据燃煤煤质不同，工艺水水质不同，采用的石灰石品质 不同，均导致脱硫废水特性不同，处理重点及处理方案也有所不同。基本是一厂一水质，一厂一 方案。总体来说，当前的脱硫废水零排放技术思路如下：
脱硫废水
预处理单元
1、软化 2、除重金属 3、除固体杂质
减量单元 膜法浓缩
1、微滤、超滤 2、电渗析 3、DTRO技术
火力发电厂废水零排放介绍
火电厂废水近零排放技术
火电厂废水近零排放技术1、实现近零排放的关键火电厂实现近零排放是将所有废水重复利用后，形成终极废水进行处理，即脱硫废水。
火电厂废水按照不同来源，主要分为生产废水、生活污水以及冷却水排水。
其中，生产废水包括化学再生废水、脱硫废水、含油废水、含煤废水、排泥废水、除灰废水及其他工业废水。
各类废水经过重复利用、梯度利用、回用等方式再次利用，最终形成高含盐量的废水，并经脱硫装置使用形成脱硫废水(如循环水排水、各种膜法工艺形成的浓水等都可以作为脱硫工艺水)。
因此，火电厂废水实现近零排放的关键在于处理脱硫废水。
2、脱硫废水常规工艺脱硫废水成分复杂，具有高浊度、高盐分、强腐蚀性及易结垢等特点，其中Cl离子浓度超过10000mg/l，pH为4.5~6.5，含有大量亚硝酸盐、悬浮物、重金属离子等。
由于水质不同于其他的工业废水，处理难度较大，必须对其进行单独处理。
目前大多数老旧电厂采用化学沉淀法处理脱硫废水，主要是通过氧化、中和、沉淀、絮凝等工艺去除脱硫废水中的重金属和悬浮物等污染。
化学沉淀法具有操作简单、运行费用较低的优点，但在实际运行中存在较多问题，如出水中SS和COD指标不达标。
此外，在污泥脱水处理中，也存在板框压滤机故障率高、运行维护困难等问题。
虽然常规脱硫废水处理工艺可以满足达标排放要求，但无法实现废水近零排放。
3、脱硫废水近零排放处理工艺截止目前，火电厂脱硫废水处理大致分为3类。
①经常规处理后，达标排放;②经常规处理后，进行梯级复用，可用于捞渣机(部分电厂干除渣后已经取消)、干灰拌湿和灰场喷洒，不对外排放;③深度处理，实现近零排放：当火电厂灰渣综合利用程度较高，干灰渣和灰场不能容纳全部脱硫废水时，通过对脱硫废水进行深度处理，实现废水不外排。
目前，主流的脱硫废水深度处理工艺由3个模块构成，即预处理、浓缩和结晶。
3.1 预处理过程预处理工程主要对脱硫废水进行软化，降低后续工艺结垢风险，可以去除悬浮物、重金属和浊度，对脱硫废水中有机物和氨氮去除效果较差，此过程对药剂的依赖性较强，并随着脱硫废水水质变化，药剂投加量差异很大，对系统运行费用产生直接影响。
火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术
火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术是指通过一系列工艺处理，将火电厂湿法脱硫产生的废水中的污染物去除或转化为无害物质，实现废水的零排放。
这种技术在环保领域具有重要意义，既可以保护水资源，又可以减少排放对环境的影响。
火电厂湿法脱硫废水主要含有浓度较高的硫酸盐、氯离子、氟离子等物质，如果直接排放到江河湖海中，会对水体生态系统造成严重污染。
因此，通过零排放工艺技术处理火电厂湿法脱硫废水，才能实现环保要求。
火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术大致包括以下几个步骤：预处理、中水回用、深度脱水和污泥处理。
首先，预处理是指对废水进行初步处理，主要是去除废水中的悬浮物、颜色及重金属等杂质。
这一步骤通常采用物理化学方法，如沉淀、过滤、絮凝等过程。
然后，通过中水回用技术将预处理后的废水中的水分回收利用。
利用一系列处理工艺，如过滤、反渗透、蒸发浓缩等方式，将回收的水分重新用于火力发电过程中的冷却等环节。
这种方法能够减少水的消耗，降低用水成本。
接下来，深度脱水是指对回收利用后的水进行进一步处理，将其中的废物浓缩成为固体，以便后续处理。
通常采用的方法有压滤、离心等技术，将水分脱除，得到固体废物。
最后，对产生的固体废物进行处理。
焚烧、填埋、消纳等处理方法可以有效地处理固体废物，并确保固体废物不会对环境造成二次污染。
通过以上几个步骤的综合运用，火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术能够实现废水的零排放。
这一技术的应用不仅可以保护水环境，减少对生态系统的影响，同时也达到了节约水资源的效果，符合可持续发展的要求。
火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术是当前环保领域研究的热点之一，其重要性不言而喻。
随着环保意识的提高和环境监管的加强，火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术的研究和应用已成为国内外研究学者和环保专家关注的焦点，大量的研究和实践表明，火电厂湿法脱硫废水零排放工艺技术在减少污染物排放、提高资源利用率等方面具有巨大的潜力和优势。
火力发电厂废水零排放技术方案
火力发电厂废水零排放技术方案为实现火力发电厂废水零排放的目标，对脱硫废水预处理工艺、脱硫废水浓缩处理工艺以及末端浓盐水的蒸发结屏，处理工艺进行技术对比，选取适合电厂实际情况的技术方案。
处理后的冷凝水可以作为工业水，使电厂水处理系统实现闭式循环，没有任何外排水，真正实现废水零排放。
1脱硫废水处理的意义我国属于水资源严重短缺且分布不均衡的国家，只有全面综合利用才是解决缺水和排污对环境污染的有效途径。
国家及社会对环保要求越来越高，同时也对火力发电厂提出了更高的要求，全厂废水必须做到零排放。
火力发电厂主要污水有生活污水、含油废水、含煤废水、工业废水、循环水冷却塔排污水以及脱硫废水，这些废水一般经过简单物化、生化处理后直接排放或部分回收利用。
火力发电厂废水回收基本上是将各部分废水用于脱硫用水，所以脱硫废水处理是全厂废水零排放的关键。
目前，国内对脱硫废水的处置方式主要是初步处理后排放。
一般是通过系列氧化还原反应将废水中的重金属污染物转化为胺化物，再通过絮凝反应沉淀除去重金属及悬浮物固体，最后调节pH值使其达到DL/T997-2006《火电厂石灰石一石膏湿法脱硫废水控制指标》的要求，但处理之后依然为高氯根、高含盐且含有微量重金属的废水。
因此，电厂湿法脱硫废水回收利用是电厂实现零排放的最大难点和关键。
2脱硫废水预处理脱硫废水中含有重金属、氟离子、化学需氧量(COD)等污染物，产生的污泥需要进行专业处理。
为减少污泥处理量，并保证后续装置运行的稳定性，脱硫废水经现有脱硫废水处理系统处理后，再进入高盐废水浓缩处理系统。
脱硫废水总硬度达到100~200mmol/L，需要进行软化处理，以避免后续浓缩处理系统以及蒸发设备结垢。
脱硫废水软化处理主要有以下2种方案。
(1)方案1：石灰一碳酸钠软化一沉淀池一过滤器处理工艺。
首先，化学加药使Ca2+，Mg2+以及硅产生沉降，然后用沉淀池做固液分离，沉淀池的上清液自流至重力滤池进行过滤除浊，出水作为高含盐废水浓缩处理系统进水。
火力发电厂脱硫废水“零排放”处理技术
火力发电厂脱硫废水“零排放〞处理技术随着中国水环保政策趋于严控，火力发电厂脱硫废水"零排放";理念不断升温。
脱硫废水是火电厂最难处理的末端废水，单一技术路线的废水处理方案往往难以兼顾目标与本钱。
本文分析了各种深度处理方法以及具体的应用环境，提出针对不同成分的废水需要有不同的应对处理措施，对于推动脱硫废水处理工作，实现脱硫废水零排放具有重要意义。
一、脱硫废水来源采用湿法脱硫工艺的燃煤电厂在运行中，需要维持脱硫装置〔FGD〕当中浆液循环系统的平衡度，防止离子等可能对脱硫系统和设备带来的不利影响，同时排放系统中的废水，保持脱硫系统水平衡。
从来源上看，脱硫废水主要从石膏旋流器或废水旋流器的溢流处产生。
经研究发现，在脱硫废水中，有相当比例的重金属以及各种无机盐等，如果这些含有高浓度盐分的废水不经过有效处理就直接排放到大自然环境中，会严重影响生态健康，也不利于地下水资源的保护。
二、脱硫废水进行零排放处理的必要性目前，燃煤电厂烟气脱硫装置应用最广泛的是石灰石-石膏湿法脱硫工艺。
为保证脱硫系统的平安运行和保证石膏品质而排放的脱硫废水，其中含有大量的杂质，如悬浮物、无机盐离子、重金属离子等，很多物质为国家环保标准中要求严格控制的第一类污染物，需要进行净化处理才能排放水体。
国内多数燃煤电厂净化脱硫废水采用的常规处理工艺即"三联箱";技术，采用物理化学方法，通过中和、沉降、絮凝和澄清等过程对脱硫废水进行处理，通常使用的药剂包括氢氧化钙/氢氧化钠、有机硫、铁盐、助凝剂、盐酸等。
该工艺能够去除脱硫废水中对环境危害较大的重金属等有害物质和悬浮物，但不能去除氯离子，处理出水为高含盐废水，具有强腐蚀性，无法回收利用。
排入自然水系后还会影响环境，潜在环境风险高。
随着国家对环境污染的治理日益提速，对废水的排放要求也越来越严格。
燃煤电厂在资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，脱硫废水排放已经是燃煤电厂面临的严重的环保问题。
火力发电厂废水零排放 北京污水零排放 技术方案
火力发电厂废水零排放北京污水零排放
技术方案
在环保理念的影响下，越来越多的企业和机构重视污染造成的危害，因此会增加污水处理强度。
莱特莱德公司生产废水零排放设备十余年，回收率高，大大降低企业成本，下面小编详细介绍这个设备，您再仔细了解。
优势
1.不受污水量的限制，机动灵活，可单个使用，也可多个联合使用。
2.系统内置AI芯片实现智能调节，时刻保证良好的运行状态。
3.能耗减少约30%，化学清洗恢复性提升50%。
维护保养
1、对设备易损零件进行定期检查保养，包括清洁、润滑、高低压开关检查、拆卸调整等;
2、对设备整体定期进行严格检查和维修，包括更换耗材、零部件及设备精度调整等;
3、根据设备情况及厂区安排，可以对设备进行日常保养、年度维修等。
零排放设备应用范围
湖泊、河道污水快速净化;富磷工业污水处理。
莱特莱德公司售后服务：
工程竣工后经建设单位及检测中心检查验收，确定合格后，交付建设单位使用，工程交付建设单位使用后，将进入工程正式运行和质量保修阶段，我方承诺：
1) 我公司在设备使用前，对贵公司操作人员进行技术培训，免费提供有关技术资料;
2) 设备在正常运行中每三个月进行技术信息交流，实行产品的质量跟踪服务，使生产正常运转提高经济效益;
3) 国内做到1小时响应，24 小时内现场服务。
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火力发电厂废水零排放技术方案为实现火力发电厂废水零排放的目标，对脱硫废水预处理工艺、脱硫废水浓缩处理工艺以及末端浓盐水的蒸发结屏，处理工艺进行技术对比，选取适合电厂实际情况的技术方案。
处理后的冷凝水可以作为工业水，使电厂水处理系统实现闭式循环，没有任何外排水，真正实现废水零排放。
1脱硫废水处理的意义我国属于水资源严重短缺且分布不均衡的国家，只有全面综合利用才是解决缺水和排污对环境污染的有效途径。
国家及社会对环保要求越来越高，同时也对火力发电厂提出了更高的要求，全厂废水必须做到零排放。
火力发电厂主要污水有生活污水、含油废水、含煤废水、工业废水、循环水冷却塔排污水以及脱硫废水，这些废水一般经过简单物化、生化处理后直接排放或部分回收利用。
火力发电厂废水回收基本上是将各部分废水用于脱硫用水，所以脱硫废水处理是全厂废水零排放的关键。
目前，国内对脱硫废水的处置方式主要是初步处理后排放。
一般是通过系列氧化还原反应将废水中的重金属污染物转化为胺化物，再通过絮凝反应沉淀除去重金属及悬浮物固体，最后调节pH值使其达到DL/T997-2006《火电厂石灰石一石膏湿法脱硫废水控制指标》的要求，但处理之后依然为高氯根、高含盐且含有微量重金属的废水。
因此，电厂湿法脱硫废水回收利用是电厂实现零排放的最大难点和关键。
2脱硫废水预处理脱硫废水中含有重金属、氟离子、化学需氧量(COD)等污染物，产生的污泥需要进行专业处理。
为减少污泥处理量，并保证后续装置运行的稳定性，脱硫废水经现有脱硫废水处理系统处理后，再进入高盐废水浓缩处理系统。
脱硫废水总硬度达到100~200mmol/L，需要进行软化处理，以避免后续浓缩处理系统以及蒸发设备结垢。
脱硫废水软化处理主要有以下2种方案。
(1)方案1：石灰一碳酸钠软化一沉淀池一过滤器处理工艺。
首先，化学加药使Ca2+，Mg2+以及硅产生沉降，然后用沉淀池做固液分离，沉淀池的上清液自流至重力滤池进行过滤除浊，出水作为高含盐废水浓缩处理系统进水。
(2)方案2：石灰一碳酸钠软化一管式微滤膜(TMF)处理工艺。
首先，化学加药使Ca2+，Mg2+及硅产生沉降，然后采用错流式管式微滤工艺代替传统的澄清工艺，利用微孔膜对废水中的沉淀物进行分离，达到较好的出水水质，出水进入高含盐废水浓缩处理系统进一步处理。
2种脱硫废水预处理方案的技术对比见表1。
表1 2种脱硫废水预处理方案技术对比方案1己在广东河源电厂得到成功应用，系统运行稳定;浙江浙能技术研究院有限公司在浙江浙能兰溪发电有限公司脱硫废水处理以及北京热电厂脱硫废水的中试试验中均采用了方案2，由于脱硫废水有机物含量高，造成微滤膜污堵(浙江浙能兰溪发电有限公司脱硫废水ρCOD=390mg/L，华能北京热电厂脱硫废水ρCOD=480mg/L)，微滤膜膜通量衰减严重，系统运行稳定性较差。
3脱硫废水浓缩处理3.1方案1方案1采用高盐废水浓缩处理系统，处理系统工艺如图1所示(图中：EDR为电渗析;RO为反渗透。
)图1高盐废水浓缩处理系统工艺(方案1)方案1包括以下内容。
(1)脱硫废水来水(15m3/h)进入软化处理单元，加石灰调节pH 值，并加碳酸钠去除钙硬和镁硬。
(2)软化处理单元产水(14m3/h)以及循环水排污水回用处理系统RO浓排水(30m3/h)经过精密过滤器过滤后，进入EDR装置，系统设计回收率为55%，脱盐率为75%，产水(24m3/h)作为脱硫工艺用水，浓水(20m3/h)进入蒸发结晶系统。
(3)反应池和沉淀池污泥主要成分为碳酸钙，作为脱硫系统制浆用水。
3.2方案2方案2采用纳滤一海水反渗透(NF-SWRO)工艺，通过纳滤去除废水中的有机物和部分盐分，纳滤产水进高压反渗透，浓水进蒸发结晶，处理系统工艺如图2所示(图中：SWRO为海水反渗透;NF为纳滤)。
图2纳滤一海水反渗透处理系统工艺(方案2)混合后的末端废水中ρCOD、含盐量、氯离子质量浓度、硬度等均很高，这些物质在浓缩过程中易造成反渗透膜结垢及微生物污堵等故障，故必须先进行去除或降低这些物质含量。
通过两级软化可以将硬度离子去除，但混凝澄清对有机物的去除率只有30%左右，混合后的末端废水ρCOD较高，只有进一步降低ρCOD，才能有效减缓反渗透膜污堵。
由于NF装置对COD有较高的耐受性和去除率，因此在软化工艺后增加NF处理。
纳滤膜孔径约为1nm，能有效截留二价及高价离子、分子量高于200的有机分子，使大部分一价盐透过。
纳滤膜相对截留分子量介于反渗透膜和超滤膜之间，对无机盐有一定的脱除率;对单价离子截留率低，对二价和多价离子截留率达到90%以上;对疏水型胶体、油、蛋白质和其他有机物有较强的抗污染性。
相比于反渗透工艺，纳滤具有操作压力低、水通量大的特点，纳滤膜操作压力一般低于1MPa，操作压力低使得分离过程动力消耗低，对于降低设备的投资费用和运行费用是有利的。
方案2包括以下内容。
(1)脱硫废水(15m3/h)进入软化处理单元，加石灰调节pH值，并加碳酸钠去硬度。
(2)软化处理单元产水(14m3/h)以及循环水排污水回用处理系统RO浓排水(30m3/h)混合后，经过砂率过滤进入NF装置，NF装置回收率设计为75%}NF产水(33m3/h)到SWRO装置，NF浓水(11m3/h)进入高压反渗透装置，回收率为50%5.5m3/h的浓水进入蒸发结晶站2。
NF浓水中含有大量的高价离子(主要是硫酸盐)，同时含有部分一价离子，为了使产品盐达到二级工业盐的要求，需要利用硫酸钠和氯化钠结晶温度的不同来实现盐的分离。
(3)SWRO装置设计回收率为75%，脱盐率为98%，SWRO淡水(24m3/h)作为冷却塔补水，SWRO浓水(9m3/h)进入高压反渗透装置，回收率为50%，4.5m3/h的浓水进入蒸发结晶站1。
由于NF装置将90%以上的高价离子截留，所以SWRO装置进水中的高价离子含量很低。
SWRO浓水中的主要离子为氯化钠，蒸发结晶站1的产品盐可以达到二级工业盐的要求，结晶2主要是硫酸钠盐，分别设置2个结晶器实现盐的资源化利用。
2种高含盐废水浓缩处理方案对比见表2。
表2 2种高盐废水浓缩处理方案对比4末端浓盐水最终处理在经过节水(用水流程优化)及深度节水(高盐废水浓缩)后，末端废水还有(4.5+5.5)m3/h，这部分废水受水质影响，不能继续回用，必须进行进一步处理后才能真正实现全厂废水零排放。
4.1末端废水可选择的处置方式(1)灰场喷洒。
将减量后的末端废水输送至灰场，采用雾化喷洒技术，利用灰场环境温度进行自然蒸发。
灰场喷洒需要需考虑当地环保政策，考察对周边环境造成的影响。
(2)烟道喷雾干燥。
将末端废水雾化喷淋至烟道内，或将部分烟气引出后在单独的喷雾干燥器中实现废水的干燥，利用烟温对末端废水进行蒸发。
烟道喷雾干燥需根据烟气流量、热量计算烟道喷雾量，并根据喷头的性能试验数据，结合烟道内流场变化特点，优化布置喷头。
末端废水的烟道喷雾干燥应用很少，具有不确定性，存在一定风险。
己有案例显示，末端废水喷入烟道造成严重的结垢和烟道部分堵塞。
此外，喷入烟道的末端废水可能使烟气和烟尘的性质发生变化，对除尘器运行有一定影响。
因此，末端废水喷入烟道，必须解决废水蒸发干燥后的盐分固体随烟气流动在烟道内沉降、积聚的问题，还需解决喷雾系统的结垢等问题，应通过可行性研究，确定合理的喷雾干燥方式及参数。
(3)蒸发结晶。
在高温条件下对废水进行蒸发，除结晶水外所有水分均以蒸气形式排出系统，经冷凝后形成非常纯净的蒸馏水，而污染物质以固体的形式经脱水后排出系统。
蒸发结晶系统主要包括两部分:前半部分为热浓缩器，将废水进行蒸发浓缩，95%的废水可转化为高纯度蒸馏水，可用作锅炉补水、冷却塔补水、其他工业用水等;后半部分为结晶器，主要是将剩余的5%高质量浓度浆液在结晶器或喷雾干燥器内处理成固体颗粒，固体废弃物根据其成分可回收利用或掩埋。
目前，欧洲、北美地区蒸发结晶处理工艺己成功应用于脱硫废水处理，实现了废水零排放，如美国拉斯维加斯的木兰电厂、美国密苏里州的亚坦电厂、意大利Enel电厂等。
国内火电厂对末端废水采用蒸发结晶深度处理工艺的较少，目前广东河源电厂对脱硫废水进行蒸发结晶处理，采用“预处理+蒸发+结晶”处理工艺，是国内第1家实现了废水零排放的火电厂。
综上所述，末端废水采用灰场喷洒以及蒸发塘蒸发处理方式会对周边环境造成影响，还存在污染地下水的风险。
烟道喷雾干燥技术目前尚不成熟，末端废水导致的烟道结垢和堵塞等问题还处于研究阶段，没有良好的解决措施。
末端废水蒸发结晶处理工艺在国内外己经有大量成功案例。
4.2蒸发结晶处理工艺目前，蒸发结晶成熟应用的技术主要有多效蒸发(MED)，蒸汽机械再压缩(MVR)和自然蒸发(NED)。
4.2.1MED技术单效蒸发时，单位加热蒸汽消耗量大于1，即蒸发1kg水需消耗1kg以上的加热蒸汽。
因此，蒸发量很大时，如果采用单效操作必然消耗大量的加热蒸汽，这在经济上是不合理的，工业上多采用多效蒸发。
多效蒸发中效数的排序是以生蒸汽进入的那一效作为第1效，第1效出来的二次蒸汽作为加热蒸汽进入第2效，依次类推。
在多效蒸发中，为了保证每一效都有一定的传热推动力，各效的操作压强必须依次降低，各效的沸点和二次蒸汽压强也相应依次降低。
因此，只有当提供的新鲜加热蒸汽的压强较高和末效采用真空时，才能使多效蒸发得以实现。
多效蒸发技术将蒸汽热能进行循环并多次重复利用，以减少热能消耗，降低运行成本。
通过多效蒸发后达到结晶程度的盐水进入结晶器产生晶体，通过分离器实现固液分离，淡水回收利用，固体盐外售。
4.2.2MVR技术MVR技术是目前世界上处理高盐分废水可靠、有效的解决方案之一。
采用机械压缩再循环蒸发技术处理废水时，除了初次启动需要外部蒸汽外，正常运行时，蒸发废水所需的热能主要由蒸汽冷凝和冷凝水冷却时释放或交换的热能提供，运行过程中没有潜热流失。
运行过程中消耗的仅是驱动蒸发器内废水、蒸汽、冷凝水循环和流动的水泵、蒸汽压缩机和控制系统所消耗的电能。
利用蒸汽作为热能时，蒸发1kg水需消耗热能2319kJ。
采用机械压缩蒸发技术时，蒸发1kg水仅需117kJ或更少的热能。
即单一的机械压缩蒸发器的效率，理论上相当于20效的多效蒸发系统。
采用多效蒸发技术，可提高效率，但是多效蒸发增加了设备投资和操作的复杂性。
4.2.3NED技术NED技术在一密闭环境内模拟自然降雨的现象:当气体在设备内循环时，气流在蒸发室内加热并吸收水分，然后在冷凝室内凝结成纯水。
废水首先经过换热器被加热至一定温度(40一800C)，然后进入蒸发室，从蒸发室顶部喷洒而下，液滴表面的水分被蒸发形成水蒸气，在风的作用下被移至冷凝系统，含有饱和水蒸气的热空气与冷凝系统内从顶部喷洒下来的冷水相遇，重新凝结成水滴，产生净水送至系统外。