我國能源結構中，煤炭仍將長期作為我國的主要能源，燃煤發電站在電力供應格局中占主導地位的狀況短期內不會改變。燃煤電廠使用的脫硫系統中，近90%采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術，因脫硫系統產生的廢水呈弱酸性且懸浮物和鹽含量極高，并含有多種重金屬，是電廠廢水處理中的難點與重點。由于脫硫廢水污染成分的特殊性、復雜性和強腐蝕性，這部分廢水能否達標處理成為制約燃煤電廠實現廢水“零排放”的關鍵。伴隨«水污染防治行動計劃»(“水十條”)、«控制污染物排放許可制實施方案»、«火電廠污染防治技術政策»等一系列環保政策法規的相繼出臺，作為耗水大戶的燃煤電廠，在水資源約束與排放限制方面的壓力陡然上升：環保政策要求2005年后新建電廠的環境評估等級按照電廠廢水“零排放”要求進行設計，同時，水源地保護區及西北等富煤少水地區的電廠也相繼要求實施廢水零排放處理。我國的零排放技術自2009年開始進行工程實踐，截止到2015年漢川電廠脫硫廢水零排放工程建設時，國內的零排放工程案例較少，包括廣東河源電廠和華能長興電廠等，但整體水平仍處于技術起步和探索階段，零排放系統的設計和運行經驗不夠成熟。國內已投運的兩個電廠零排放項目均存在投資與運行費用過高的問題，而且淡水回收率低，產出雜鹽副產物無法處置，存在二次污染風險。這些問題限制了零排放技術的發展應用，因此，同時實現燃煤電廠廢水與雜鹽的高效回收是電廠廢水零排放技術的關鍵瓶頸問題。
目前，多數燃煤電廠以“廢水分級、梯級利用、高鹽廢水最少化”的原則進行全廠水資源綜合利用優化，脫硫廢水成為火電廠最終末端高鹽廢水。一般根據脫硫廢水的水質和水量情況進行分段處理，構成一套完整的脫硫廢水零排放處理系統，其處理過程主要包括預處理，濃縮減量，末端固化三個部分。其中濃縮減量部分是最主要的環節，結合廢水量、含鹽量大小選擇合適的濃縮設備，提高鹽濃度，實現廢水減量化，降低后續末端固化的投資和運行費用。目前，濃縮減量技術比較成熟的技術包括膜法濃縮和熱法濃縮，其中膜法濃縮是現階段的主流技術。濃縮減量處理后最終形成了高含鹽濃水，這類廢水通常采用末端固化處理。現階段，脫硫廢水末端固化的主流技術有蒸發塘、蒸發結晶、煙氣蒸發干燥等。蒸發塘設備也具有占地面積較大、基建費用較高、蒸發的水分無法充分回收利用、蒸發過程中污染物易進入空氣造成污染等缺點，從而限制了蒸發塘技術的廣泛應用。近兩年成為熱點的煙氣蒸發干燥技術利用煙氣熱量將末端廢水進行汽化，固狀形態物析出后隨煙氣進入除塵器被捕集脫除，煙氣蒸發干燥技術分為主煙道煙氣蒸發技術、旁路煙道煙氣蒸發技術2種，但缺點是投資較大、占地面積較大、影響鍋爐熱效率等，目前仍未見長期穩定運行的案例。因此，現階段穩定性高、適應性強的末端固化方法仍為蒸發結晶技術。
應用案例最多、穩定性最高的“全膜法+蒸發結晶”脫硫廢水零排放處理工藝基于中國首例“百萬機組廢水零排放工程”國電漢川電廠脫硫廢水零排放技術路線，有效提高了火電廠用水效率、節能降耗和減少廢水，解決國內近零排放中雜鹽固廢難處理等環境問題，實現了水資源梯級利用以及鹽資源的完全回收，噸水投資費用和運行成本均遠低于現已運行的同類工程。漢川電廠零排放示范工程從2016年11月開始正式投運，率先完成了國內首個百萬機組脫硫廢水零排放工程示范，處理量較已有零排放項目擴大60%以上，并通過高品質智能化運維管理，淡水產水率保持在93%以上，在運行費用、運行情況、資源化利用等多個方面取得了成功。筆者將從整體工藝、核心技術、運維管理及經濟效益幾個方面對漢川電廠的脫硫廢水零排放工程進行解析，總結漢川電廠脫硫廢水零排放項目的成功經驗，探索未來廢水零排放技術發展的可行之道。
一、漢川電廠脫硫廢水零排放項目簡介
國電漢川電廠三期擴建工程擬建設2×1000MW超超臨界燃煤機組，分階段實施，先行建設5號1×1000MW超超臨界燃煤機組，后建設6號機組1×1000MW超超臨界燃煤機組。工程主機采用國產超超臨界參數機組，同步建設煙氣脫硫、脫硝裝置。1~6號機組配套煙氣脫硫系統均采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，系統產生脫硫廢水量共計36m3/h，已按常規方案，即采用“中和(堿化)+絮凝+澄清”方案建成并投運。2015年對全廠脫硫廢水實施深度處理及零排放工程。
1.1 脫硫廢水水質
脫硫廢水呈弱酸性且懸浮物和鹽含量極高，并含有多種重金屬，是電廠廢水處理中的難點與重點。脫硫廢水處理經歷了從重力沉降到三聯箱工藝的發展，三聯箱工藝結合傳統混凝、化學沉淀、澄清等單元，可去除懸浮物、重金屬和部分COD，是目前主流的脫硫廢水處理工藝。石灰石-石膏濕法煙氣脫硫過程中，為了維持脫硫裝置漿液循環系統物料的平衡，防止煙氣可溶部分即氯濃度超過規定值和保證石膏質量，必須從系統中排放一定量的廢水，廢水主要來自石膏脫水和清洗系統。其主要特點如下：pH值一般保持在4.0~5.5之間，懸浮物濃度非常高(石膏顆粒物等)，氟化物、CODCr和重金屬超標，鹽分極高，含大量的Ca2+、Mg2+、Cl-、SO2-4等，屬于高鹽廢水，還原性含硫物質是COD的重要組成。受煙氣成分變動、吸收液用水的水質差異、脫硫系統管理難控制等限制，脫硫廢水的水質和水量波動顯著，對處理工藝的適應性提出了更高要求。
1.2 廢水處理難點
廢水污染組分受煤種、脫硫島工藝補充水水質、排放周期等因素的影響，不同地區的電廠差別很大，同一電廠因排放時段不固定，同樣存在很大差別，脫硫廢水為間斷排放，造成水量波動較大。深度處理系統的進水雖然經過原有廢水處理系統的預處理，懸浮物和鈣硬度有所降低，但廢水中的鈣硬度和鎂硬度仍然很高。此外，廢水中的Cl-、SO2-4、溶解性固體(TDS)也較高，這些高濃度離子的存在，易造成深度處理系統工藝單元結垢、腐蝕，影響系統的穩定運行。
1.3 零排放工藝流程
國電漢川電廠在建設之初即對4×330MW超臨界燃煤機組和2×1000MW超超臨界燃煤機組的脫硫廢水提出零排放整體要求，處理工藝流程如圖1所示。
主要由預處理軟化+膜濃縮減量+蒸發結晶三個單元組成，是一套集成管式超濾膜(TubularUltra￣Filtration，縮寫為“TUF”)、納濾(NanoFiltration，縮寫為“NF”)、特殊流道卷式反滲透膜(SpecialChannelReverseOsmosis，縮寫為“SCRO”)、高壓反滲透膜(DiscTubeReverseOsmosis，縮寫為“DTRO”)的全膜法廢水零排放工藝系統。該系統實施前期，對電廠不同來源的廢水進行精細化分類分質處理，根據不同水質、水量等特性合理組織分級處理與回用，提高廢水的重復利用次數復用率，有效的處理了循環水排污水和脫硫廢水等電廠各分、子系統的生產廢水，對末端脫硫廢水使用全膜法深度處理，實現了廢水的深度處理、梯級濃縮減量及資源化利用。
二、核心工藝分析
2.1 預處理
漢川電廠脫硫廢水零排放系統的軟化預處理工藝針對脫硫廢水鈣、鎂硬度高的特點，通過“雙堿法化學除硬+外置式管式超濾膜”的耦合作用，去除廢水中的鎂、鈣離子以降低廢水硬度。工藝流程為向反應器中投加石灰、氫氧化鈉和碳酸鈉藥劑，分別與鎂、鈣離子反應生成氫氧化鎂和碳酸鈣沉淀，濃水進入TUF過濾，產水進入產水箱，可同時去除重金屬離子。錯流式管式超濾膜采用堅固的管式結構和燒結法成膜，從原理上杜絕了斷絲泄露現象的發生，錯流方式使部分水透過膜后成為透過水，同時大部分的水作為濃水，帶著濃縮的懸浮固體顆粒回流到濃縮槽內。TUF過濾可代替傳統的澄清、過濾工藝(石灰-碳酸鈉軟化-沉淀池-過濾器)，可以絕對去除尺寸大于膜孔徑的固體物，瞬時完成過濾，不需要進一步后處理過濾器，產水濁度≤1NTU，硬度≤50mg/L。對鈣鎂離子的去除率高達99%，對濁度的去除率大于85%(如圖2所示)，可直接膜濃縮系統，大幅縮短工藝路線并減少占地面積、自動化程度高，產泥量小。但管式膜系統對COD和SO2-4、Cl-的去除效果較差(如表1所示)。化學軟化+管式膜處理工藝流程如圖3所示。
2.2 分鹽濃縮
管式膜系統對廢水中的SO2-4、Cl-的截留效果較差，一、二價鹽離子直接進入膜濃縮系統將在末端濃鹽水中富集，經過結晶處理后會產生雜鹽固廢，直接儲存可能導致氣味揮發而對野生動物存在負面影響且存在泄漏風險，同時，填埋處理可能會使化學品經土壤浸入地下水中。因此，SO2-4、Cl-的分離及鹽的分別回收是零排放技術的關鍵瓶頸問題。為此，漢川電廠零排放項目采用NF分鹽裝置，對廢水中的一價離子和二價離子進行分離，后接反滲透系統，實現一、二價鹽離子的分別富集。采用納濾-反滲透(NF-SCRO/DTRO)工藝，將廢水中Cl-和SO2-4進行選擇性納濾分離，截留廢水中SO2-4，產水側Cl-純度較高。通過調整廢水中離子濃度，改善NF分鹽的進水條件和運行壓差，解決了膜面污堵和產水回收率低的問題，并對NF分鹽效率進行優化控制，以提高濃縮蒸發結晶工藝中產鹽純度。
通過實際運行數據分析，產水回收率為50%時，納濾膜對SO2-4的截留率為94.5%，回收率對硫酸根的截留率影響較小，截留率穩定在94%以上。NF產生的濃水回流至預處理段，不斷提高原水中SO2-4的濃度，使CaSO4的水解平衡向左移動(方程式1)，降低溶液中鈣的濃度，從而減少軟化藥劑碳酸鈉的添加量。NF產水經濃縮直接蒸發結晶產出高純NaCl，無需二次分鹽，解決了傳統方法存在的雜鹽問題。
經預處理軟化的脫硫廢水經過膜濃縮可以實現減量化，膜處理過程中產生的淡水作為脫硫工藝補水，濃水則進入后續結晶系統獲得固體副產物。目前可用于膜濃縮的工藝主要有特殊流道反滲透、碟管式反滲透、正滲透、高效反滲透等。漢川電廠零排放項目中，選用了壓力等級較低、抗污染能力較強的中壓卷式SCRO作預濃縮，之后選用壓力等級較高、抗污染能力很強的DTRO作進一步濃縮，經過2次膜濃縮之后，產水率可達到80%，采用膜濃縮工藝后可大大降低蒸發結晶運行費用。如圖1工藝圖所示，工程設計中實現了卷式中壓膜與碟片式高壓膜兩級膜在納濾濃水處理量和蒸發結晶設計量之間的匹配。采用碟管式寬流道高壓反滲透膜組件最大程度上減少膜表面結垢、污染及濃差極化現象，實現了高通量、高效率的濃縮。
軟化預處理產水經納濾分鹽處理后TDS約為27900mg/L，進入卷式SCRO進行初步濃縮減量。SCRO系統采用兩段式設計，一段設計2套裝置(產水量每套8m3/h)，系統產水率為45%，濃水量為20m3/h，二段裝置1套，產水能力為4m3/h，產水率為20%。兩段卷式SCRO濃縮后濃水水量為16m3/h，TDS達到59200mg/L左右。之后該股濃鹽水進入高壓DTRO，進一步濃縮至TDS約118400mg/L，淡水回收率為50%。此時濃鹽水水量可顯著減量至8m3/h(水質見表2)，后續進入蒸發結晶處理單元進行結晶處理。兩級反滲透工藝的產水的TDS大于500mg/L，未達到回用標準，因此，后置苦咸水反滲透(BrackishWaterReverseOsmosis，縮寫為“BWRO”)裝置(單套處理能力為14m3/h)對產水作脫鹽處理，以滿足鍋爐補給水回用的要求(GB1576-85)。同時，卷式中壓膜+碟片式高壓膜兩級膜裝配了相應的電子阻垢裝置，使用組合清洗方法，可簡化加藥流程，高效清垢。電子阻垢裝置安裝于膜分離進水管外壁上環繞安裝，并在管道斷面上產生沿管道軸向傳播的交變電磁場，電子阻垢設有控制系統，輸入信號包括反滲透進水的pH值、硬度、流量、參數，可編輯邏輯控制器，根據不同水質工況下的各參數影響系數設定控制方案。實際運行中，電子阻垢器產生的磁場感應使固體和管道內的生物膜粘合強度降低，其針狀晶體結構光滑無粘性表面，呈松軟絮狀懸浮在介質中隨介質流動，避免了在器壁和膜表面的沉積，達到防止結垢的目的，同時能起到活化水分子，提高滲透力的作用。
2.3 鹽、泥資源化
脫硫廢水經軟化預處理及膜濃縮減量后進入蒸發結晶段，由于采用了納濾系統分鹽，濃鹽水中98%以上的鹽分為氯化鈉，需要對該濃水進行蒸發結晶處理。蒸發結晶工藝是化學生產中常見的單元操作，其主要用于化肥生產、火力發電等方面的廢水處理。從原理上來看，隨著溫度的升高，不飽和溶液中的溶劑會不斷揮發，而不飽和溶液在溶劑揮發的過程中則會逐漸轉變為飽和溶液，之后再變為過飽和溶液，在這一階段，溶質就會從過飽和溶液中析出。蒸發結晶工藝一般可分為多效蒸發技術(Mul￣tipleEffectDistillation，縮寫為“MED”)與機械式蒸汽再壓縮(MechanicalVaporRecompression，縮寫為“MVR”)技術兩種，其中MED技術是將多個蒸發器串聯起來運行，使其在進行蒸發操作時能夠利用更多的蒸汽熱能，進而提高水溶液的處理效果，具有操作簡單、分離效果好、殘留濃縮液少、溶質容易處理、使用靈活等多種特點。而MVR技術則是通過壓縮機對蒸發器中的二次蒸汽進行壓縮處理，使壓力、溫度得到進一步提高，之后再將二次蒸汽作為加熱蒸汽進行利用，以保證料液能夠始終保持在沸騰狀態下，同樣能夠起到提高熱效率與蒸汽利用率的效果。這一技術還具有能耗低、污染少、占地面積小、穩定性高等特點。漢川電廠脫硫廢水深度處理末端選用最節能的MVR蒸發結晶器對濃縮后的濃鹽水蒸發結晶。MVR蒸發結晶器為閃蒸罐和結晶器的一體化設計，實現了蒸發結晶段的高度集成化，有效減少設備占地面積，閃蒸罐與結晶器短程互連設計，通過協調優化結晶器出口與閃蒸罐入口的對應位置，設計最優的管程方向和最短的管程距離，避免了高濃度鹽溶液在管程中出現結晶堵塞管道的情況，同時，最大程度減少了高濃度鹽溶液在管程流動中熱量的損失。蒸發結晶后可獲得NaCl結晶鹽，經流化床干燥處理后全自動打包封裝，最終產品為純度高于98.6%的氯化鈉，優于«GB/T5462-2003工業鹽»精制工業鹽一級標準，實現固體廢物綜合利用的循環經濟。
污泥等固體廢物的處理也是零排放系統中不可缺少的環節，漢川電廠含煤廢水中的煤泥采用抓泥斗出瀝水后作為燃料再利用，循環水排水、生活污水、工業廢水中的污泥經脫水后綜合利用，脫硫廢水零排放采用蒸發系統，蒸發產生的冷凝水回用作脫硫島工藝補水，納濾分離出的SO2-4回流后實現了石膏污泥分質減量，獲得的二價鹽石膏產品可回收利用。
三、智能化運維管理
零排放深度處理系統的來水通常為全廠水質最為復雜的脫硫廢水及各系統排放的末端廢水，處理難度大、費用高。對全廠廢水的分質處理和梯級利用，可顯著減少末端廢水深度處理量，節水降耗。因此，漢川電廠廢水零排放項目建立了全廠水資源梯級利用一體化系統，優化全廠水量平衡，減少各水系統生產過程的用水量和廢水排放量。深入研究對電廠不同來源的廢水進行精細化分類分質處理(圖4)，根據不同水質、水量等特性合理組織分級處理與回用，提高廢水的重復利用次數復用率，對末端廢水開發了全膜法廢水深度處理工藝包，有效的處理了循環水排污水和脫硫廢水等電廠各分、子系統的生產廢水，實現了廢水的深度處理、梯級濃縮減量及資源化利用。
為提高全廠水務管理水平、摸清全廠各系統用水量情況、便于對全廠水系統的監控和調整、實現節約用水、降低全廠發電用水量、耗水量，并使其符合國家規定的標準，漢川電廠實施了全廠動態水平衡模塊化監控系統。該系統所采集的現場各水系統進出口流量值，通過分布式控制系統(DistributedCon￣trolSystem，縮寫為“DCS”)傳輸至安全儀表系統(SafetyInstrumentedSystem，縮寫為“SIS”)，在功能站進行二次加工后存入實時數據庫，并可按小時、日、月、日為單位計算出全廠發電量、發電取水量、耗水量、重復利用率、排放率，全廠除鹽水補充率(扣除供熱)等重要數據，并生成報表，滿足對全廠各水系統實時監控的需求。還可根據電廠負荷以及各系統給、排水、梯級利用等情況，測算出末端廢水零排放的處理量，從而對廢水零排放系統中各設備的處理量、加藥量通過零排放流程配套的智能運維系統進行智能調控。對于零排放系統中最關鍵的膜處理設備，智能運維系統可根據膜系統的各項運行參數及歷史運行數據分析，對膜系統清洗、加藥實現智能管控，根據系統運行參數及歷史數據分析，提供膜清洗周期及清洗方案建議，減少膜污堵現象的發生，提高系統運行效率，延長膜系統的使用壽命。
四、經濟效益
漢川電廠零排放工程已穩定運行2年，處理量較同期的零排放項目提高了60%，突破當時零排放項目的處理極限，且運行期間淡水回收率穩定在93%以上。按2018年實際處理情況，漢川電廠預脫鹽淡水產量6.4萬t/a，單價按12元/t計，產值達到76.8萬元/a，回用淡水產量138.75萬t/年，單價按12元/t計，產值達到1665萬元/a，減少外排污水量191.8萬t/a，排污費單價按1.2元/t計，減少排污費230.16萬元/a，減少外排固廢量2400t/a，固廢單價按500元/t計，減少固廢處理費120萬元。結晶鹽產量1520t/a，單價按80元/t計，產值12.16萬元/a，污泥石膏產量925t/年，單價按60元/t計，產值5.55萬元/a。全廠廢水零排放處理效益合計：2109.67萬元/a。
五、結論與展望
漢川電廠脫硫廢水零排放工程作為國內首個百萬機組燃煤電廠零排放應用項目，針對淡水回收率低、產出雜鹽副產物無法處置等零排放的瓶頸問題，采用基于全膜法的廢水零排放處理系統，解決了水回收率低、不分質處理回用、副產物二次污染等問題。本文從整體工藝、核心技術、運維管理及經濟效益幾個方面對漢川電廠的脫硫廢水零排放工程進行解析，現將漢川電廠脫硫廢水零排放項目的技術亮點總結如下：
(1)以全膜法為核心技術，形成了“化學軟化+管式膜+納濾分鹽-兩級反滲透濃縮+機械蒸汽再壓縮”的火電廠廢水零排放成套技術，運行兩年期間，保持淡水回收率高于93%。
(2)雙堿法化學軟化+管式膜過濾的預處理系統，對鈣鎂離子的去除率高達99%，對濁度的去除率大于85%，可直接膜濃縮系統。
(3)納濾分鹽+兩級反滲透濃縮的工藝，實現了一、二價鹽離子的分別富集，產水經濃縮直接蒸發結晶產出高純NaCl，無需二次分鹽，解決了傳統方法存在的雜鹽問題。
(4)卷式SCRO與DTRO兩級反滲透系統，實現了高通量、高效率的濃縮，淡水產水率高達80%，裝配電子阻垢器件及自控系統，可在運行期間高效防垢并根據不同水質工況下的各參數影響系數設定控制方案。
(5)采用MVR蒸發結晶后可獲得高品質NaCl一級工業鹽，實現固體廢物的綜合利用的循環經濟，蒸發產生的冷凝水回用作脫硫島工藝補水，納濾分離出的SO2-4回流后實現了石膏污泥分質減量，獲得的二價鹽石膏產品可回收利用。
(6)基于火電廠動態水平衡的智能水務管理平臺，實施全廠水的分質分級梯級利用，減少末端零排放系統的處理水量，同時，對二級水系統進行運行優化、系統監視、膜組件全生命周期管理，提高了廢水零排放系統運行的穩定性，延長了膜壽命，降低了運維成本。（來源：國家能源投資集團北京朗新明環保科技有限公司）
