对华能长兴电厂废水零排放调研的几点思考
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25m3/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。
表2电厂脱硫废水运行成本对比
1.1.4MBC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。