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技术可靠经济性强

脱硫废水是火电厂废水排放的终端，能否处理好脱硫废水已成为燃煤电厂能否实现废水零排放的关键制约因素。

在徐峰看来，脱硫废水之所以难以处理，主要是因其在水质和水量方面存在以下几个问题：水质上，受煤种、脱硫岛用水水质、排放周期等因素的影响，不同地区电厂的差别很大，同一电厂因排放时段不固定，差别也很大;同时废水的硬度和氯离子含量都非常高，极易造成处理系统结垢和腐蚀。水量上，脱硫废水为间断排放，易造成水量波动较大。

针对脱硫废水处理的难点，朗新明公司投入了大量的精力开展了技术调研和中试研究，积极稳妥的采用了管式超滤膜、纳滤膜、DTRO膜等新技术产品，开发出以全膜法为基础的预处理软化和膜浓缩减量工艺。该工艺适应性强，预处理药剂软化能够根据废水水质变化实现自动加药调整，经管式超滤膜过滤后极大的降低了废水中的硬度，满足了膜浓缩和蒸发装置的进水水质要求。

据徐峰介绍，当前，国内火电厂脱硫废水零排放技术仍处于研发和初步应用阶段，归纳起来主要有两条工艺路线：

一条是以水处理方式实现零排放的工艺路线，即：“预处理软化+膜浓缩减量+蒸发结晶”技术，该技术成熟可靠、运行稳定、已有几例成功运行案例且不对电厂发电生产造成任何影响。但是投资和运行费用较高，处理过程中易产生较多的固体废弃物。

一条是以烟气余热方式实现零排放的工艺路线，即预处理+烟道喷雾干燥技术，该技术的优点是投资和运行费用较低，但是技术还未成形、废水蒸发不完全易对烟道造成腐蚀和积灰堵塞、尚未有成功运行案例且对电厂发电生产造成影响。

考虑到技术的成熟性以及避免对电厂生产造成影响，朗新明公司经过全面评估决定采用以水处理的方式实现零排放。

以国电汉川1000MW超超临界火力发电机组脱硫废水零排放项目为例，项目整体方案按照三段设计：第一段为软化预处理阶段，核心技术为膜强化软化(TUF)+纳滤(SCNF);第二段为膜浓缩处理阶段，核心技术为特殊流道反渗透(SCRO)+高压反渗透(DTRO);第三段为蒸发结晶干燥阶段(MVR)，主体工艺为最节能的MVR结晶器，最终产品为纯度高于97.5%的袋装氯化钠，达到《GB/T5462-2003工业盐》所规定的精制工业盐二级标准。

“真正意义上的零排放，真正意义上的低成本，是我们对于技术产业化的深度理解。”徐峰说。据介绍，针对投资和运行费用高的问题，在项目中朗新明公司采取了两项关键技术，即：一是在国内首次使用12MPa级DTRO膜技术对废水进行浓缩减量，该技术可将废水的回收率提高至85%以上，大量降低了蒸发结晶系统建设规模;二是在国内首次使用最为节能的机械蒸汽压缩再循环(MVR)蒸发结晶技术对废水进行蒸发结晶。通过上述两项措施，汉川零排放项目与国内同类型项目相比，其吨水投资和运行费用有较大幅度的降低。

针对废水处理过程中固体废弃物产生较多问题，朗新明公司采用分盐技术，将废水中主要成分氯化钠进行提纯浓缩，并最终蒸发结晶获得一级工业盐，外销至当地盐化工企业，既大量减少了固废量，又实现了循环经济。

项目投运后，运行效果获得国电汉川电厂方面的高度评价，“设备运行后达到了没有一滴污水排出厂区，不仅在技术上达到了废水零排放的环保要求，同时，建设费用、经济费用等费用都比其它技术路线低了很多。”汉川电厂副总工程师丁伟平告诉记者，“近5年之间，工业生产取水单价增幅已超过80%，北方部分地区的增幅已超过100%。很多火电厂水费已占到发电运行维护费用的27%以上，个别地区的水费已超过发电运行维护费用的30%。零排放的实施，可大量降低电厂的这块费用。”

原标题：北京朗新明环保科技有限公司：电厂废水“零排放”技术的引领者

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