如何解决化工废水的零排放和低能耗？

其次， 蒸发塘运行存在多重环境隐患， 包括蒸发塘接纳的高浓盐水中含有重金属、有机污染物等， 对地下水有潜在的污染。蒸发塘作为大量废水的集中储存设施，  存在有机污染物挥发、溃坝等风险。另外， 自然蒸发具有一定的地域局限性， 只有多年平均蒸发量为降雨量的3～5 倍以上时， 该区域才适合建设蒸发塘。

(2)机械蒸发

浓盐水蒸发工艺总体上分为3 种， 即蒸汽压缩蒸发工艺(MVR)、多效蒸发工艺(MED)、多效闪蒸工艺(MSF)。

MVR 的综合能耗最低(约400 MJ/t) ， 仅为MED ( 约1 200 MJ / t) 、MSF(约1 700 MJ / t)  的20%～30%。MVR 代表了今后蒸发工艺的发展方向， 尤其是对无蒸汽来源的厂家更宜采用。国外现有的液体零排放项目大多采用MVR  技术。我国第一套煤化工废水高浓盐水蒸发装置也采用MVR 技术， 但动力采用蒸汽，MVR 技术能耗低的优势没有体现。对于副产大量低压蒸汽的煤化工项目， 虽然MED  工艺本身能耗较高， 但从全厂能量平衡考虑， 使用MED 工艺可有效利用厂区目前富余的低压蒸汽， 使全厂能量利用更为合理， 更有利于提高全厂能效。

目前， 浓盐水蒸发技术在国内已有少数工程实例， 但运行状况都不理想。主要原因就是蒸发器传热面的结垢问题没有很好解决。纯盐(如碳酸钙、氯化钠、硫酸钠)  的结晶已被广泛研究，但单盐系统的溶解度数据和速率常数并不适用于复杂系统的共沉淀盐。其他盐类的数量即使很少，也可能对成垢的热力学、动力学和水垢的结构和强度产生很大的影响，  而煤化工高浓盐水的成分千差万别。这是蒸发器结垢问题难以解决的重要原因之一。此外， 有多种盐类并存的卤水还会在蒸发器内产生泡沫和具有极强的腐蚀性，  影响蒸发装置的连续、稳定运行。通过对复盐结晶技术的研究和现有蒸发器运行经验的积累， 可以从技术上突破蒸发器结垢问题。经蒸发器浓缩处理后排放少量的浓水，  TDS浓度高达300 g / L。这部分浓水可送至蒸发塘自然蒸发或送结晶器结晶成固体安全填埋。但很多地区， 如美国西南部的科罗拉多河流域，  为了防止浓水排放蒸发池渗出， 对水源造成二次污染， 要求沿岸企业必须进行结晶固化。GE 公司蒸汽压缩结晶技术已在南非Sasol  公司的煤间接液化项目及波兰Debiensko 煤矿等处成功运行。经蒸发固化处理后的结晶固体， 组分复杂，有害物质浓度高， 需作为危险固体废弃物进行处理，  不能和锅炉灰渣、气化灰渣等一起去渣场混埋。

03 煤化工废水“零排放”难点

煤化工废水“零排放” 方案虽然理论上基本可行， 但在实际工程实践中存在诸多难点。废水“零排放”  的实现与主体工艺的稳定性、水处理单元工艺集成、废水回用调度等密切相关， 其技术经济可靠性面临严峻考验。目前我国尚未有一家煤化工企业真正实现废水“零排放”，  煤化工废水“零排放” 技术的研究和应用在我国仍处于起步阶段， 废水“零排放” 在生产安全、经济成本和环境保护方面存在一定问题，  应引起有关部门和相关企业的高度重视。

1、生产安全

气化废水的水质受煤质、气化温度、气化压力等影响， 波动性大。况且， 目前我国现代煤化工大多处于工程示范阶段， 为实现高效低能耗生产，  工艺参数需要不断调试。而物料平衡、反应温度、压力等的变化必然导致废水水量和水质的变化， 并直接影响废水的末端治理和回用。以神华煤制油项目为例，  由于煤质波动和前端生产操作系统的不稳定， 有机废水处理进水中COD 浓度波动范围达10 倍以上， 对生化系统带来冲击， 导致生化系统无法正常运行，  进而导致整个“零排放” 系统瘫痪， 大量的废水需要外排， 若无足够容量的水池储存该部分废水， 生产装置只能停车。煤化工废水“零排放”  方案涉及的工艺难度大、流程长、系统复杂， 流程之间相互影响， 很容易发生多米诺影响， 任何一个环节出现问题均会影响项目废水“零排放”  目标的实现。因此，煤化工项目废水“零排放” 各处理工段的有机衔接、物料平衡(特别是盐平衡) 非常重要， 全厂水管理达到动态水平衡是实现废水“零排放”  目标的关键要素。煤化工项目在废水“零排放” 方案设计时， 应对全流程进行风险分析。分析当某单元或某构筑物/ 设备出现故障或达不到处理能力时，  将对后续处理工艺产生什么样影响， 如后处理工艺进水水质超标、进水流量不稳定等; 并提出相应应对措施， 如各单元或各处理构筑物/ 设备的抗冲击能力，  超越方式以及污水切换走向， 污水暂存池容积核算， 非正常工况或故障时的污水去向等。

2、经济成本

煤化工项目要实现废水“零排放”， 除克服技术方面的困难外， 还需要投入大量资金。以60 万t煤制烯烃项目为例， 若以达标排放为目标，  污水处理装置的投资约1～1.5 亿元; 但若实施废水“零排放” 方案， 污水处理及回用装置的投资约6～8 亿元， 投资需增加5 亿元以上，  采用蒸发塘方案较蒸发结晶投资低1 亿元左右(不考虑土地成本)。另外， 废水“零排放” 过程产生的结晶固体， 需作为危险固废进行安全填埋处理，  要求配套建设高投资的危险固废填埋场。此外， 还需配套建设大容积的废水暂存池。废水暂存池的容量一般需要几十万甚至近百万立方米，  投资上亿元(还不考虑占地投资)。高运行成本也是当前制约煤化工废水“零排放” 应用和普及的重要因素。有机废水处理的直接运行成本(不考虑设备折旧)  一般超过5元/t;含盐废水直接运行成本通常是有机废水处理成本的几倍， 达到30~40 元/ t。高运行成本在一定程度上降低了煤化工项目的竞争力。以煤制烯烃为例，  初步测算采用废水“零排放” 方案烯烃产品的生产成本要增加40～50 元/ t。实现废水“零排放” 的经济代价是巨大的。从另一个角度看废水“零排放”  是以较多的能源消耗换取污染物的减排。对某煤制天然气废水“零排放” 各工段的能耗情况进行初步测算， 有机废水处理段的综合能耗为76.2 MJ / t，  含盐废水处理段的综合能耗为32.6 MJ / t， 浓盐水处理段的综合能耗为133.7 MJ / t， 高浓盐水固化工段的综合能耗为1 198.5 MJ /  t。

该项目废水“零排放” 系统总的综合能耗为225.5 MJ / t (折7.7 kg 标煤)， 各工段以高浓盐水固化段能耗最大，  占全流程能源消耗的65%。废水“零排放” 系统综合能耗与GB / T 50441—2007 《石油化工设计能耗计算标准》给出的标准值46.05 MJ / t  污水相比， 废水处理运行的能耗代价高昂。高投资、高成本、高能耗是目前制约废水“零排放” 方案普及的制约因素之一。目前水资源费和排污费定价偏低，  甚至远低于废水处理与回用成本， 导致许多先进实用的水处理技术无法发挥应有的作用， 许多企业不愿对废水深度处理回用， 一些企业甚至将废水偷排。因此，  国家应尽快大幅提高水资源和废水排放收费标准， 倒逼企业。同时， 政府部门应集中精力搞好监督管理，尤其要加大对不法企业的检查惩处力度，  不断提高违法成本。只有当违法成本高于守法成本、企业新鲜水使用成本高于废水处理回用成本时， 才能触动排污者的切身利益， 使废水处理与回用变为自觉行动，  减少废水排放。

3、环境保护

废水“零排放” 的环境问题主要有结晶固体处理不当可能产生的次生环境污染以及废水暂存池环境风险隐患。

煤化工废水“零排放” 方案， 结晶固体量较大。以60 万t / a 煤制烯烃项目为例， 结晶固体产量高达6 万～8 万t /  a。这部分废渣需作为危险废物进行安全填埋。结晶固体中含有高浓的金属离子和有机物， 一旦处理不当， 所含的污染物就会污染地下水系统，  造成二次污染。煤化工实施废水“零排放” 方案， 需配套建设大容积的废水暂存池， 废水暂存池若选址不当可能会造成地下水污染， 且废水暂存池有溃堤等风险。

延伸阅读：

中华人民共和国环境保护法 2015年1月1日施行