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（对科技成果进行总体性描述。如有，可注明：课题来源、课题立项名称、课题立项编号、研究起始日期、研究终止日期，以及批准登记单位、批准登记号、批准登记日期等信息） 本项目依托于2016年-2018年执行的华能集团科技示范工程“华能济南黄台发电有限公司脱硫废水旁路烟气蒸发科技示范项目工程”（TPRI/TL-CA-037-2018A/E/F）和华能山东公司项目“脱硫废水烟气蒸发技术工程应用研究”（TPRI/TL-CA-024-2016A）。 本研究属于火电厂末端废水零排放治理领域。其实质是利用烟气余热蒸发干燥脱硫废水，并在不影响粉煤灰综合利用的前提下，将废水中的盐分转移至粉煤灰中，从而避免产生单独的结晶盐固废，达到经济、合理零排放处置脱硫废水的目的。具体应用时，抽取一部分SCR装置后、空预器前的热烟气至该蒸发器，并与喷成雾状的脱硫废水传热、传质后将废水蒸干而达到零排放。废水中的盐分则与飞灰结合，其中一部分飞灰直接掉落至蒸发器锥斗的底部，并通过单独的气力输灰装置送至灰库；剩余部分飞灰则随着蒸发器出口的烟气，重新送回至主烟道，并被空预器后的电除尘器捕捉收集。如果脱硫废水水量较大，超出旁路烟气蒸发允许水量时，可通过对脱硫废水进行预处理和膜浓缩后再送至旁路烟气蒸发器中进行固化处置。 创新性（重点阐明如何区别于传统技术，专利等知识产权状况） 目前大多数电厂脱硫废水一般采用三联箱工艺处理后直接外排或是排放到灰场、煤场，无法满足越来越多电厂废水零排放的要求。传统上，脱硫废水“零排放”主要采用蒸发结晶工艺，但该技术设备投资和运行费用很高，预处理要求严格，如河源电厂脱硫废水零排放采用蒸发结晶工艺，设备投资费用数千万元，吨水处理费用高达上百元；且其采用的两级软化澄清预处理工艺存在加药精度控制差、工艺流程长，出水效果较差等弊端。为此，以旁路烟气蒸发工艺为代表的烟气余热干燥技术日益收到重视。目前，旁路烟气蒸发主要有旋转喷雾蒸发和两相流喷雾蒸发，但是业内对其利弊、适应边界条件等研究并不透彻，给实际工程应用和选择带来了一定困难。 针对上述问题，西安热工研究院系统性地研发出了成熟可靠的旁路烟气零排放整体工艺包和关键设备，具体内容如下： ①首次提出旁路烟气蒸发处理脱硫废水的零排放路线（获得国家发明专利），并具体实施开发形成了涵盖预处理、膜浓缩和烟气干燥固化的全流程、体系化零排放工艺包，掌握了关键设备设计、制造、运行管理和维护等技术； ②首次开发出一机双塔、双雾化蒸发干燥系统，首次系统研究了两相流和旋转喷雾蒸发器的适应边界条件、技术特点和选择判据，首次提出适应脱硫废水水质、水量波动大的双塔协同喷雾干燥模式，并同时有效系统运行成本。 ③首次全面系统掌握两相流、旋转喷雾及一机双塔等全系列旁路烟气蒸发器优化设计方法，可满足不同电厂脱硫废水零排放的需求， ④首次开发出集高效反应、全过程（加药、pH监控、出水水质监测与反馈）精准参数控制、流程短于一体的一体化澄清器及专利配套国产化加药系统，系统运行稳定显著提高，出水水质优于传统二级软化澄清工艺，保证了后续膜浓缩系统的投运率；同时，设备占地面积降低50%以上，运行费用降低30%以上。 主要知识产权： 专利： 1）一种利用烟气余热处理末端废水的系统及其方法（ZL 2014 1 0214502.4）； 2）净烟气再循环式脱硫废水喷雾处理系统（ZL 2015 1 0167296.0）； 3）一种软化处理燃煤电厂脱硫废水的系统及方法（ZL 2015 1 0424135.5） 4）高效经济火电厂末端脱硫废水软化、蒸发处理系统及方法（ZL 2016 1 0112005.2）； 5）一种利用烟气余热处理末端废水的系统（ZL 2014 2 0258842.2）； 6）净烟气再循环式脱硫废水喷雾处理装置（ZL 2015 20212769.X） 7）一种含盐废水喷雾蒸发处理系统（ZL 2016 2 0743187.9）； 8）一种集成式废水软化澄清装置（ZL 2017 2 0677144.X）； 9）一种高盐易结垢废水的盐分离及浓缩固化处理系统（ZL 2017 2 0678128.2）。 核心期刊论文四篇： 1）燃煤电厂脱硫废水预处理装置设计与中试研究 连坤宙等2018中国电力； 2）燃煤电厂脱硫废水综合利用处理工艺实验研究 王璟等 2017 水处理技术 独占性（重点阐明技术上是否难以获取或复制） 本课题相关技术已申请多项专利，具体是“一种利用烟气余热处理末端废水的系统及其方法”（（ZL 2014 1 0214502.4））、净烟气再循环式脱硫废水喷雾处理系统（ZL 2015 1 0167296.0）、一种软化处理燃煤电厂脱硫废水的系统及方法（ZL 2015 1 0424135.5）、高效经济火电厂末端脱硫废水软化、蒸发处理系统及方法（ZL 2016 1 0112005.2）等专利均获得授权。 盈利性（重点阐明是否带来成本下降或性能提高） 本项目研究成果成功应用于华能济南黄台发电有限公司，所开发出的脱硫废水旁路烟气蒸发零排放装置（工业化中试装置及示范工程）在黄台电厂#10机组应用于2016年10月顺利投运，目前已累计处理脱硫废水5000余m³。示范工程投运后每年可处理脱硫废水5.5万m³，并回收淡水3万m³，将大大降低黄台电厂高盐废水外排的环保风险。若所开发出的旁路烟气蒸发零排放装置黄台电厂全部机组得到推广应用，预计每年可处理脱硫废水16.5万m³，回收淡水8万m³以上，彻底解决黄台电厂高盐废水外排的环保问题。与此同时，淡水回收每年产生经济效益约25万元。 另外本项目属于火电厂末端废水治理领域，工程实施目的主要在于满足日益严格的环保政策和标准。末端废水旁路烟气蒸发项目实施后全厂不再向厂外排放废水，大幅降低环保风险，履行了企业环保使命，具有良好的环保效益，为提升发电行业绿色可持续发展水平做出贡献，社会效益显著。 持续性（重点阐明技术储备和持续创新能力） 本项目开发技术具有很强的技术共性，可跨行业推广和扩散，具有可持续发展性。通过选择合适的热源，可利用不同热源处理各行业工业废水，实现低成本、环保型废水零排放处置，经济和环保效益明显。 先进性（重点阐明技术水平，主要性能指标国内外比较，替代技术发展趋势和现状等） 本项目性能指标达高技术水平，具体性能指标如下： ①膜浓缩电渗析系统可将脱硫废水含盐量浓缩至20%以上；示范工程膜浓缩系统回收率可达40%~50%； ②旁路烟气蒸发装置处理规模为1.3m3/h~1.5m3/h，极限蒸发量为2m3/h；示范工程机组负荷率75%~90%时，喷雾水量不低于4m3/h，机组负荷率90%~100%时，喷雾水量可达到6m3/h。 ③旁路烟气蒸发装置正常投运时增加煤耗最大为0.0544g/（kWh·m³），示范工程投运时增加增加煤耗平均为0.065~0.070 g/（kWh·m³），最大为0.093 g/（kWh·m³）。 ④示范工程投运后处理水量达到10m³/h，实现单台350MW机组脱硫废水100%回用。 ⑤工零排放装置在70%~100%BMCR工作容量范围内，均能长期安全稳定运行。 本课题研发技术与当前技术相比具有如下优势： ①首次开发出一机双塔、双雾化蒸发干燥系统，并通过二者的协同，同时具备处理高含悬浮物脱硫废水原水与高含盐膜浓缩浓水的能力，且系统运行成本可降低15%以上。 ②与国内外已开展的类似工程相比，本课题利用自主研发出的集高效反应、全过程（加药、pH监控、出水水质监测与反馈）精准参数控制、流程短于一体的一体化澄清器及专利配套国产化加药系统，系统运行稳定显著提高，出水水质优于传统二级软化澄清工艺，设备占地面积降低50%以上，投资费用降低40%以上，运行费用降低30%以上。