对华能长兴电厂废水零排放调研的几点思考

重点介绍了华能长兴电厂脱硫废水“零排放”的应用实例，对运行成本、技术进行了分析，对该零排放技术在煤化工上的应用前景进行了归纳总结，并结合煤化工项口的零排放提出了相应措施建议。
　　关键词：脱硫;煤化工;污水;零排放
　　0 引言
　　基于我国“富煤贫油少气”的资源赋存背景，煤炭的开发利用一直是我国关注的重点。目前全球范围己探明煤炭资源储量占化石能源的55%，我国煤炭占化石能源比重高达94%。随着对煤化工认识的不断加深和环保技术的不断发展，选择与煤质相匹配的煤气化技术以降低环保处理成本成为行业的普遍选择，而国家在核准煤化工项目时明确煤化工项目需达到近零排放的要求。
　　1 华能长兴电厂零排放项目简介
　　1.1 工艺原理及过程
　　长兴电厂废水处理系统采取清污分流、分类处理，对最终产生的石灰石湿法烟气脱硫废水实施零排放整体解决方案。2014年6月确定采用北京沃特尔水技术股份有限公司石灰去硬+正渗透浓缩+结晶技术。项目建设投资约6000万元，其中设备费和安装调试费约5000万元，其他土建等费用约1000万元。项目2014年9月土建动工，2015年4月系统建成投产运行。其污水零排放处理工艺主要过程包括混凝澄清过滤软化预处理单元、膜浓缩单元(RO + MBC)、TVC结晶三大部分。
　　1.1.1 反渗透膜浓缩减量工艺
　　长兴电厂的零排放系统，是全国范围内反渗透技术(膜浓缩)在脱硫废水及零排放系统上的首次应用，并取得了良好的效果，目前己成为脱硫废水零排放的标准工艺。反渗透单元在设计时考虑了水量50%-120%的波动，同时通过浓水流量的调节，可以适应进水盐分(TDS)在10000- 40000mg/L的范围内的波动;充分适应了脱硫废水水质波动范围大的特点。
　　1.1.2 低能耗、低投资的浓缩工艺
　　本项目是正渗透技术在国内的首次应用，在相同进水条件下与三效蒸发相比，在能源消耗、投资成本、浓缩倍率方面都更有优势(见表1)。

　　表1 正渗透VS三效蒸发对比

　　1.1.3 运行成本低
　　长兴电厂脱硫废水零排放是目前运行成本最低的混合盐零排放项目，A电厂、B电厂、长兴电厂脱硫废水运行成本对比见表2。
　　A厂主要工艺路线为：两级澄清+过滤+多效蒸发+结晶;
　　B厂主要工艺路线是脱硫废水预沉淀后直接进入低温多效蒸发+结晶。
　　以蒸汽单价60元/m3计算，电价0.5元/(kW˙h)计，脱硫废水均以25 m3/h计，与B厂脱硫废水相比，长兴电厂脱硫废水零排放可节省513. 56万元/a。与A厂脱硫废水相比，可节省201.76万元/a。

　　1.1.4 MBC装置的原理
　　与A、B厂相比长兴电厂脱硫废水处理系统节能的主要单元MBC (Membrane Brine Concentrator)装置，是本系统的核心技术。MBC工艺用于高含盐废水的浓缩及零排放处理，膜浓缩单元的核心是正渗透(MBC)技术。利用渗透的原理进行液体分离即为FO技术，具体为利用半透膜两侧的渗透压差来促使水分子从盐水进水扩散到专用的汲取液中。与现有的除盐技术相比，MBC工艺的最大特点是无需高的机械压力克服高盐水的渗透压，系统运行均为低压;同时能以很低的热能耗做到很高的浓缩倍率，浓缩终点含盐量2208/L以上，从而为整个零排放系统节省运行成本;脱盐率较高，与反渗透装置接近，可达97%以上脱盐率。
　　1.2 长兴项目的运行情况
　　长兴的零排放项目污水来源于脱硫处理后废水和混床再生排水，最大处理水量26.4m3/h。来水化学需氧量(COD)≤100mg/l， Ca2+、Mg2+浓度在1000-3000mg/L，TDS在20-25g/L左右。
　　混凝澄清过滤软化单元，通过加入石灰、碳酸钠除去钙、镁离子，停留时间一般控制在2-3h以上，通过控制较高的pH值，及混凝沉降设计保证了絮凝效果和出水水质的浊度，同时该系统对COD具有一定的吸附去除功能。现实际运行过程其出水的钙镁硬度基本为零，保证了后续膜系统特别是反渗透系统的高回收率和长期稳定运行。
　　膜浓缩单元主要由反渗透，正渗透装置等组成。长兴的零排放系统设置了两级RO和三套并列的7m3/h的MBC膜系统组成(两用一备)，经过MBC膜处理后的TDS达200g/L浓盐水进入TVC结晶系统;正渗透膜浓缩单元出水中TDS小于5g/L，进入汲取液回收系统经过分离回收汲取液有效成分后，产水返回第一级RO系统，经RO系统去除水中TDS后，可达到回用水要求。本套装置设计了二级RO系统，保证出水TDS≤50 mg/L，回用至电厂化学除盐水系统。实际回用水水质情况见表3。