脱硫废水零排放技术及投资分析
脱硫废水处理.
火电厂脱硫废水“零排放”技术方案分析一、国内现状。
1、国内火电厂现状、我国电厂脱硫废水的处理方式种类繁多，大至分为二种： a 、高浓度的脱硫废水喷入炉渣中，通过炉渣吸收脱硫废水中的重金属和盐，达到降低溶液中重金属和氯盐的浓度的目的，实践结论告诉我们此方法确实有一定的功效，但是重金属、氯盐含量还是很高，再次回用此溶液时，常常引起喷淋装置的喷淋头堵塞（盐含量太高，蒸发结晶太快, 引起堵塞）。
b 、高浓度的脱硫废水，经过碱液处理（如Ca(OH2等碱性溶液，使大量重金属生成盐继而沉淀，达到去除重金属离子的目的，去除重金属的溶液加入适量的盐酸（Hcl 调节溶液的PH 值，使PH 值在6~9之间，处理后的溶液经过膜处理（渗透）排放或回收水，膜处理产生的废水做沉淀絮凝处理。
2、国际火电厂脱硫废水处理现状。
现行国外典型的脱硫废水处理技术，基于脱硫废水的排放特征而来针对不同种类的污染物，采用不同的去除方法。
a 、酸碱度调节（去除）。
在废液中加入石灰乳或其他碱性化学试剂（如NaOH 等）将PH 值调至6~7，可以有效的去除氟化物（生成CaF 2沉淀）和部分重金属。
然后再加入有机硫和絮凝剂，将PH 值调到8~9，使金属以氢氧化物和硫化物沉淀的形式沉淀。
去除重金属和悬浮物后废水即可排放。
b 、汞、铜等重金属的去除。
沉淀分离去除汞、铜等重金属沉淀分离是一种常用的金属分离法，脱硫废水一般采用加入可溶性氢氧化物如NaOH ，产生氢氧化物沉淀来分离重金属离子，在脱硫废水处理中，一般控制PH 值在8.5~9之间，使一些重金属，如铁、铜、铅、镍和铬生成氢氧化物沉淀。
对于铜、汞等重金属，一般采用加入可溶性硫化物如硫化钠，使其产生Hg 2S 、CuS 等沉淀，这二种沉淀的物质溶解度都很小，溶度积数量级在10-40~10-50之间，对于汞使用硫化钠，只要添加小于1mg/L的S 2-，就对小于1ug/L浓度的汞产生作用，为了改善重金属析出过程制备一种能良好沉淀的泥浆，一般可使用三价铁盐如Fecl 3及一般为阴离子的絮凝剂，通过以上二级处理就可达标。
电厂脱硫废水的零排放技术
- 133 -生 态 与 环 境 工 程0 引言由于我国用电量急剧增加，燃烧煤炭释放的污染气体也有所增加。
为了减少这些污染气体的产生，脱硫技术快速发展。
常见的脱硫技术有以下4种：湿式洗涤器、喷雾干式洗涤器、吸附剂注射和可再生工艺[1]。
由于石灰石烟气脱硫系统的脱硫废水含盐浓度高，腐蚀设备，因此脱盐效率很低。
需要定期对脱硫浆进行稀释，用水清洗设备的同时排放脱硫废水[1]。
目前，电厂脱硫废水由于成分复杂，通常含有悬浮固体、盐（氯、硫酸盐）和镉、铅和汞等重金属，其通常呈酸性，会引起设备的腐蚀和结垢等问题[2]。
表1为安徽省某电厂脱硫废水中的主要离子浓度，其中含有不能充分利用的镁离子和氯离子。
随着脱硫废水循环，氯离子浓度增加，使废水呈酸性。
石灰石的溶解被抑制，导致腐蚀。
因此，不正确处理脱硫废水就会造成严重的环境问题[1]。
目前，低温浓缩-高温蒸发工艺、膜浓缩-蒸发结晶工艺以及离子置换电渗析-蒸发工艺是目前电厂废水零排放的主流工艺。
其中，与其他两种工艺相比，膜浓缩-蒸发结晶工艺效果更稳定、投资运行成本低以及具有一定经济效益[3]。
对此，该文以某电厂废水零排放技术的运行数据为依托，详细分析了膜浓缩-蒸发结晶技术在该项目中的应用情况，以期为电厂脱硫废水的零排放技术的发展提供参考。
表1 某电厂脱硫废水中主要离子浓度离子（mg/L）钙离子镁离子钠离子氯离子硫酸根镉离子化学需氧量SS 数值1971.125440.53107817204.34683.40.173.8754771 项目概述某电厂始建于2005年，主要用于供给电网用电和工业园区供热，共配备2台装机容量为60万kW 的发电机，年发电量约为50亿度。
由于建设久远，因此其产生的脱硫废水水质波动大、钙镁离子含量高。
由于国家对电力能源行业的改革，该电厂开始进行电厂脱硫废水的无害化和零排放处理。
对该某电厂采用膜浓缩-蒸发结晶工艺进行脱硫废水处理。
其主要原理是脱硫废水经过预处理，然后通过膜法浓缩。
探究脱硫废水常规处理及零排放分析
探究脱硫废水常规处理及零排放分析作为社会力量发展的主力军，火力发电，在构建和谐社会和发展循环经济的背景下，如何减少火电技术对环境的污染，对不可再生能源的影响，在过剩电力容量的情况，只有火电技术可以不断改良和发展，以满足和谐社会的要求。
在发电过程中，水与我们身体的血液一样重要。
废水的产生是不可防止的。
为了实现来自火力发电的废水的零排放要求,以下是废水零排放的技术，并分析相应的优点和缺点。
1脱硫废水的来源及特点1.1脱硫废水的来源脱硫废水主要来源于湿法脱硫工艺。
湿法脱硫是锅炉排出的烟气脱硫的主要方法。
脱硫方法可以到达降低烟气中二氧化硫含量的目的，但需要认识到。
是的，为了保持脱硫装置中的物料平衡，系统中存在的废水必须适当排放，产生的废水称为脱硫废水。
脱硫废水中有许多有害物质。
其中，氯化物和痕量金属是重要的组成部分。
如果未经处理就排出，很容易影响环境。
因此，有必要注意这个问题。
脱硫废水处理方法的应用已成为必然。
1.2脱硫废水的特点脱硫废水的特点主要表达在以下方面：第一，脱硫废水中，含有重金属以及氯化物等元素，PH值集中在4-6.5之间。
第二，脱硫废水中，包括石膏6kg.h-1。
第三，脱硫废水中，含可溶性盐分的H20为45006kg.h-1o除此之外，脱硫废水还包括MgC03等物质。
2脱硫废水常规处理原理及工艺流程由于脱硫装置浆液中的水富含重金属元素，C1-和细颗粒在连续循环过程中，脱硫设备的腐蚀加速，影响脱硫效率,另一方面影响质量石膏因此，脱硫装置应将一定量的废水排入脱硫废水处理系统，经中和，沉淀，絮凝，沉淀，脱水处理后，到达标准后排入工业废水调节池。
原废水处理工艺系统由中和、沉降、絮凝、沉淀和脱水系统组成。
2.1中和反应首先，将来自脱硫系统的吸收塔的废浆收集在废水缓冲罐中并泵送到废水处理系统的反应罐和罐中。
在中和槽中参加定量的石灰乳，将废水的PH值提高到9~9.7,以降低废水的腐蚀性，同时减少大部分重金属的含量。
燃煤电厂脱硫废水的零排放处理技术
燃煤电厂脱硫废水的零排放处理技术燃煤电厂脱硫废水多采用物化法处理，处理后的废水虽能达标排放，但盐分及氯离子的含量仍很高，导致水体矿化及土壤碱化，也会造成资源浪费。
因此，研究脱硫废水零排放(Zero-Liquid Disge，ZLD)工艺，不向环境中排出任何废液，回用废水并回收废水中的有用资源，是火力发电厂实现可持续发展的必由之路，也是未来脱硫废水系统研究的重要方向。
为了符合相关法律法规和相关产业政策，燃煤电厂废水零排放势在必行。
然而，传统的脱硫废水处理技术不能满足电厂零排放要求，探索有效且经济的脱硫废水零排放技术迫在眉睫。
一、脱硫废水的预处理1.化学沉淀。
化学沉淀是通过投加化学药剂使水中的钙、镁离子形成沉淀而被去除，从而使废水得到软化。
该法可有效去除钙、镁和硫酸根等离子，技术成熟，但污泥量大。
根据采用的药剂不同，常用的方法有石灰-碳酸钠法、氢氧化钠-碳酸钠法。
两者均有较好的软化效果;后者相比于前者，投加量少，对Ca2+、Mg2+去除率更高，但SO42-去除率偏低。
2.混凝沉淀。
化学沉淀后的废水含有大量胶体和悬浮物，通过投加混凝剂，混凝沉淀使其形成絮凝体，经沉淀过程发生固液分离而从水中去除。
混凝沉淀尽管可有效去除水中大部分悬浮物，但出水仍含有部分细微悬浮物，且处理效果不稳定，易受水质波动的影响。
常用的混凝剂有聚合氯化铝和聚硅酸铁，后者在脱硫废水处理中的效果优于前者。
3.过滤。
为进一步降低废水的浊度，确保后续系统进水水质，混凝沉淀常常需与过滤单元联用。
常用的过滤技术有：多介质过滤、微滤、超滤、纳滤等。
其中，内压错流式管式微滤，膜管内料液流速高，前处理无需投加高分子絮凝剂，甚至无需沉淀池，自动化程度高，运行稳定，适用于高固体含量废水的处理，因而在脱硫废水预处理中具有一定的技术优势。
此外，纳滤可实现不同价盐的分离，实现脱硫废水的资源回收，如华能玉环电厂用纳滤纯化的NaCl溶液制备了NaClO等药剂。
由于脱硫废水水质复杂多变，实际工程需根据水质特性及后处理系统的要求来选择适宜的预处理方法。
脱硫废水零排放技术
脱硫废水零排放技术摘要：目前燃煤电厂应用最广泛的脱硫废水处理技术是“三联箱”法，即化学混凝沉淀法。
该工艺是较为成熟的脱硫废水处理技术，但其化学药剂用量大、出水水质无法达到回用水要求，且污泥产生量大、难处理，使其无法满足新形势下脱硫废水的处理要求。
因此，脱硫废水零排放理念自提出以来就受到了高度重视，脱硫废水深度处理新技术和新工艺被不断研发和应用。
关键词：脱硫废水;零排放;技术引言火力发电仍是我国发电的主要形式。
根据2020年最新的报告显示，在火电发电量占比约70%，而其中约有85%以上的燃煤电厂采用石灰石－石膏湿法脱硫技术处理脱硫废水。
脱硫废水水质成分复杂，若不经处理直接排放到外界，会对大气环境造成严重的污染，危害周边区域的生态安全。
随着国家对火电行业环保问题的关注以及提出的清洁高效、超低排放的生产要求，以及工业用水价格的不断攀升，而作为燃煤电厂中全厂水处理的末端环节，脱硫废水因其水质波动大、含盐量高、成分复杂，传统工艺难以实现零排放，其超低排放处理技术也得到越来越多的关注。
HJ2301－2017《火电厂污染防治可行性技术指南》提出:火电厂废水应实现清污分流、梯级利用、废水循环使用不外排。
鼓励利用余热蒸发干燥、结晶等处理工艺实现脱硫废水近零排放。
1脱硫废水处理系统概况早期脱硫废水处理系统普遍配置传统的三联箱处理工艺，主要是针对脱硫废水中悬浮物、重金属、COD等有害物质的去除，同时对其pH进行调整，出水水质可满足DL997－2006的要求。
随着燃煤企业烟囱排放口污染物的指标日益严苛，在役机组配套的脱硫系统频繁升级改造，脱硫废水水质大幅度波动，尤其是脱硫废水中的悬浮物得不到有效控制，造成系统管路频繁堵塞；伴随着脱硫废水排放量受限，Cl-平衡含量逐渐提升，系统设备管道的腐蚀也成为普遍现象，最终导致部分设备无法投运。
三联箱处理工艺问题频发的根本原因始于工业废水处理的一贯思维。
由于所处历史时期的不同，并未充分考虑脱硫废水的水质特点，再者工艺路线复杂，加药种类繁多，自动化控制低，一旦检修维护不及时，人工成本投资不到位，因此系统运行将形成恶性循环。
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。
燃煤电厂脱硫废水零排放技术
燃煤电厂脱硫废水零排放技术目前，国内外燃煤电厂脱硫废水主要采用混凝沉淀处理工艺，水质到达《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(D1/T997-20**)要求后直接排放或者送往灰场、渣场用作喷淋水。
电厂脱硫废水的排放关系到环境的可持续发展，废水零排放可以实现环境减排目标和污水回用，对治理水污染和缓解水资源短缺困境有重要意义。
本文从技术与管理双重角度对零排放处理开展了分析。
1、前言燃煤电厂脱硫废水零排放可以实现环境减排目标，保护生态环境，防止水体和地下水污染，对治理水污染有着重要的意义；也可以将工业废水再利用，减少工业用水总量；将污水大幅度回用，节约水资源，缓解目前水资源严重短缺的困境；也可以将含有难降解的物质固化，在解决工业污水处理难题的同时实现污染物回收利用。
如果能够实现全部工业废水的零排放，将会对水资源需求量大幅减少、环境负荷大量降低和生存环境大为改善，意义非同一般。
2废水来源和水质特点电厂石灰石-石膏湿法脱硫过程中会产生脱硫废水。
为T降低脱硫吸收塔石灰石循环浆液里的C1-和F-这些离子的浓度，控制浆液对脱硫设备造成的腐蚀，排出烟气里面经由洗涤出的飞灰，由系统里面排出一些废水。
排出的脱硫废水中，Ca2+、Mg2+、S042-等离子含量较高，其中Ca2+约1650〜550Omg/1、Mg2+约3150〜6200Ing/1、S042-约4500mg∕1,且CaS04到达过饱和状态，在加热浓缩后非常容易结垢。
此外脱硫废水中还含有Na+、Ca2+、Mg2+、K+、和F-、S042-、C1-、N03-等离子。
脱硫废水中的盐分非常高，尤其是C1-,且呈酸性，腐蚀性非常强，对设备及管道材质防腐要求很高。
随着燃煤产地的变化，脱硫废水中的成分也会出现非常大的变化。
3脱硫废水预处理工艺高浓度的脱硫废水喷入炉渣中，通过炉渣吸收其中的重金属和盐，到达降低溶液中重金属和氯盐的浓度的目的，实践结论告诉我们此方法确实有一定的成效，但是经处理的出水中的重金属、氯盐含量还是很高，再次回用此溶液时，常常引起喷淋装置的喷淋头堵塞（盐含量太高，蒸发结晶太快,引起堵塞）。
脱硫废水零排放工艺
脱硫废水零排放工艺摘要脱硫废水是燃煤、燃油等工业生产过程中产生的一种污水。
传统的脱硫废水处理工艺中存在着排放污染物的问题，对环境造成了严重的影响。
为了解决这一问题，提出了脱硫废水零排放工艺。
该工艺通过对脱硫废水进行综合处理和资源化利用，实现了废水的零排放。
本文将介绍脱硫废水零排放工艺的原理、关键技术和应用前景。
1. 引言脱硫废水是燃煤、燃油等工业生产过程中产生的一种含有高浓度硫酸盐的废水，其中含有大量的SO2、SO3等有害物质。
传统的脱硫废水处理工艺主要采用化学方法，如中和沉淀法、氧化法、吸附法等。
但是这些方法存在着处理效果不稳定、排放污染物含量较高的问题，对环境造成了严重的影响。
为了解决这一问题，提出了脱硫废水零排放工艺。
2. 脱硫废水零排放工艺原理脱硫废水零排放工艺的原理是通过多种技术手段对废水进行综合处理和资源化利用，从而实现废水的零排放。
主要包括以下几个步骤：2.1 废水预处理脱硫废水在进入处理系统之前需要进行预处理，包括沉淀、过滤等工艺。
这些工艺能够去除废水中的固体颗粒物和悬浮物，保证后续处理过程的顺利进行。
2.2 硬件设备配置脱硫废水零排放工艺需要借助一系列硬件设备来完成废水的处理和资源化利用。
主要包括曝气池、生物膜反应器、浓缩器、脱水设备等。
这些设备能够有效地去除废水中的污染物，以及将污染物转化为可回收利用的物质。
2.3 生物脱硫过程在脱硫废水零排放工艺中，通过生物脱硫过程可以将废水中的硫酸盐等有害物质转化为硫元素，从而达到脱硫的效果。
这一过程一般通过在生物膜反应器中注入适量的氧气和硫酸盐，利用微生物的作用进行反应。
2.4 污泥处理和资源化利用脱硫废水零排放工艺中产生的污泥需要进行处理和资源化利用。
常见的方法包括浓缩、脱水和焚烧等。
脱水后的污泥可以作为肥料或填埋材料使用，焚烧后可以用于能源回收。
3. 关键技术和应用前景脱硫废水零排放工艺依赖于多种关键技术的支持，包括生物膜反应器技术、污泥处理技术、脱水设备技术等。
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烟气脱硫过程中产生的废水含有重金属，含盐量较高，这类水盐分较高。
厂区其他系统无法接纳，排放后对周边环境产生不利影响。
根据常规2×350MW超临界燃煤供热发电机组估算，2台机脱硫废水的量约在10t/h左右，但是本工程打算采用循环水排污水作为锅炉补给水系统的补水，来水含盐量进一步浓缩，采用反渗透浓水作为脱硫用水后，脱硫废水排量将会进一步增加（需要脱硫厂家根据煤质、来水水质进行计算），可能会在20t/h~30t/h。
采用预处理软化+纳滤分盐+膜浓缩+蒸发结晶的处理方式处理脱硫废水，达到脱硫废水零排放。
其基本方案如下：
一、预处理软化单元
根据石灰石-石膏湿法脱硫工艺产生的脱硫废水具有高悬浮物、高含盐、易结垢等水质特性，拟采用“两级混凝沉淀”工艺，去除脱硫废水中的悬浮物、重金属、硬度等杂质离子，确保后续膜浓缩单元的连续、稳定运行。
工艺说明：
（1）通过两级混凝沉淀，通过投加絮凝剂、有机硫、熟石灰等药剂，去除废水中的悬浮物、重金属、结垢因子等杂质离子，确保进入后续膜浓缩单元水质；
（2）两级混凝沉淀产生的无机污泥经离心脱水脱水后，含水率约为80%的污泥外运处置。
二、纳滤分盐
本工程脱硫废水处理系统中硫酸根可通过形成硫酸钙（石膏）回收去除，不需要得到硫酸钠的结晶盐，因此建议采用纳滤法进行分盐。
通过纳滤膜的截留作用，水中的钙镁离子、有机物等基本得到去除，一方面彻底解决了后续RO膜、蒸发器等的污堵，另一方面也大大提高了结晶盐的品质。
纳滤装置进水依次经过纳滤保安过滤器、纳滤高压泵及纳滤装置，并在纳滤进水管分别投加还原剂、碱、阻垢剂等，防止纳
滤膜的结垢和污堵。
为提高纳滤膜的回收率，纳滤装置设计为一级三段，每段均设有段间加压泵。
纳滤产水进入纳滤水箱，纳滤浓水则回流至调节池再次进行处理。
三、膜浓缩单元
1. 膜浓缩技术选择
为了减少脱硫废水进蒸发结晶单元的水量，节省整套废水处理系统运行成本，可先对脱硫废水进行膜浓缩，浓缩液再进入蒸发结晶单元资源化处理；目前，根据煤化工废水处理行业经验，针对脱硫废水膜浓缩拟采用卷式反渗透（RO）。
2.膜浓缩（RO）单元介绍
膜浓缩单元流程简图如下：
工艺描述：
（1）脱硫废水经两级混凝沉淀预处理后，由废水收集调节池均质后，通过水泵提升，进入超滤膜组，去除废水中细小SS 及胶体，使反渗透膜浓缩单元长期、稳定运行，超滤产水进入超滤产水箱，超滤系统利用超滤产水反洗，反洗水回至调节至去除SS后循环处理；
（2）超滤产水箱废水通过水泵提升至离子交换树脂单元，通过离子交换树脂单元进一步降低废水中钙、镁离子后，再进入
膜浓缩回用系统；
（3）膜浓缩单元50%左右产水（TDS<500mg/l）进入回用水池回收利用，50%左右的浓缩液（TDS>50000mg/l）进入后续蒸发系统蒸发结晶；
（4）离子交换树脂再生废液和膜浓缩单元膜清洗废液排至前端预处理进行循环处理。
四、蒸发结晶单元
机械蒸汽压缩蒸发结晶工艺流程简图：
工艺描述：
（1）反渗透浓缩液先充分利用蒸发结晶单元余热预热后，进入浓缩罐进行蒸发浓缩，浓缩罐采用降膜蒸发器，具有传热系数高、能耗低的特点；
（2）待浓缩罐料液达到一定的浓缩比后经转料泵转料至析盐罐进一步的浓缩至达到饱和浓度使结晶盐析出；析盐罐内的盐
浆依次经增稠器、离心机实现固液分离后，固体结晶盐经干燥器干燥后达到工业盐标准（含水率<0.3%、氯化钠纯度>97%），资源化利用；
（3）系统在每次起动时，需电厂提供低压新蒸汽作为热源，待罐内有大量二次蒸汽产生且平衡后仅依靠机械蒸汽压缩风机将自身罐内产生的低品质二次蒸汽转化为高品质的加热蒸汽，实现系统自身的热量平衡；待系统正常后，除干燥系统每小时消耗约150kg的低压蒸汽外，其它系统不需要消耗新蒸汽；
（4）通过气液分离器装置，确保系统产生的二次蒸汽冷凝水水质TDS<20mg/l，远优于GB/T19923—2005中敞开式循环冷却水补充水的要求，与反渗透产水混合后一起回电厂循环水补充水系统。
通过本工艺，先将经脱硫废水混凝澄清过滤处理后，成为清洁水，再经加热、浓缩、蒸发、干燥、雾化等，盐水被干燥为粉末及蒸馏水。
蒸馏水收集后回用的工艺。
干燥结晶后的粉末结晶盐主要成分为NaCl+Na2SO4，可外售再利用。
从而实现“零排放”。
五、各单元主要设备
1、预处理系统
2、纳滤分盐+反渗透膜浓缩单元
3、蒸发结晶干燥单元
六、工程投资费用
由于蒸发结晶核心技术的保密，无法了解到各个系统的单项价格。
目前，采用相似工艺处理脱硫废水运行的有3家，但均要付出巨大的基建投资费用和运行费用。
其中河源（2×600MW）约12000万；长兴电厂（2×600MW）约8500万；佛山恒益（2×600MW）
约为4600万（不含土建、安装）。
每吨废水的处理费用约为40-80元，主要是蒸汽和药品消耗费用。
经调研，长兴电厂2×600MW机组脱硫废水处理能力按22 m3/h出力设计，目前本系统实际连续出力15-22 m3/h。
总投资约8500万元，其中由建设单位负责的土建等费用约1500万元；由总包方负责的设备费和安装、调试费约7000万元，主要包括建筑工程600万元，设备购置费用4600万元，安装费用500万元，其他费用1300万元。
根据类似工程投资推算：
本工程2台机脱硫废水的量根据常规2×350MW超临界燃煤供热发电机组估算，约在10t/h左右。
本工程拟采用循环水排污水作为锅炉补给水系统的补水，来水含盐量进一步浓缩，采用反渗透浓水作为脱硫用水后，脱硫废水排量将会进一步增加（需要脱硫厂家根据煤质、来水水质进行计算），可能会在20t/h~30t/h 左右。
整个工艺系统占地约56×18米，设备投资在3600万左右，土建费用1000万左右，安装费用400万左右，建筑工程400万元左右，包含其他措施费后总投资约6000万元。