废水怎么来实现“零排放”一直是燃煤电厂头疼的问题。而国电汉川电厂通过引入北京朗新明环保科技有限公司（以下简称“朗新明公司”）的“预处理软化+膜分盐+膜浓缩减量+蒸发结晶”技术，成功解决这一难题，实现了废水的“零排放”和环保综合利用，推动企业的环保工作迈上了新台阶。
朗新明公司的技术与现存技术有何不同？其在废污水处理方面有哪些优势？该技术将对燃煤电厂废水净化处理产生怎样的影响？带着这样一些问题，日前本报记者来到国电汉川电厂进行了实地走访。
在国电汉川电厂废水“零排放”处理车间，朗新明公司相关技术人员和记者说，由公司负责建设运营的废水“零排放”项目是汉川电厂6号百万机组配套工程，用于处理1-6机组的工业废水，实现全厂废水“零排放”。该项目按处理规模为36m3/h设计，废水经深度处理后，形成脱盐淡水、优于二级标准的工业盐及石膏污泥，其中脱盐淡水回用于锅炉补给水，工业盐对外销售，石膏污泥放置脱硫石膏中外卖，真正的完成了废水、废弃物的“零排放”，大量减少了电厂生产的全部过程中对周围环境的污染，是国家提倡的循环经济典范。
废水“零排放”是指工业水经过重复使用后，将最终的高含盐量和高污染物的废液全部回收再利用，无任何废液排出工厂。废液中的盐类和污染物经过浓缩结晶以固体形式排出后，再回收用于化工原料或送至垃圾处理厂填埋。
20世纪70年代，国外工业部门就开始研究燃煤电厂“零排放”应用。经过30多年的研究、设计，工艺已基本成熟。美国R.D.Nixon电厂、Hayden电厂和德国易昂火电厂等均已实现废水“零排放”，并取得了多年的成功运行经验。
燃煤电厂是中国工业用水的大户，其用水量和排水量十分巨大，工业用水中约40%用于燃煤电厂，燃煤电厂每年的排放量约占全国工业公司排放量的10%。我国对燃煤电厂废水治理的研究起步较晚，但随着环境保护相关法律和监管越来越严格，燃煤电厂废水“零排放”慢慢的变多地被提及。
2006年颁布的《火力发电厂废水治理设计作业规程》精确指出，火电厂的脱硫废污水处理设施要单独设置，第一先考虑处理回用，不设排放口，必须实现废水“零排放”。2015年4月发布的《水污染行动计划》指出，国家将强化各类水污染的治理力度，全面控制污染物排放，燃煤电厂脱硫废水因成分复杂、含有重金属引起业界关注。同年12月印发的《全方面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求火电厂在紧盯降低大气污染排放浓度的同时，必须更加重视深度节水和废水“零排放”工作。最好能够降低电厂水耗和脱硫废水排放量等要求，越来越频繁地进入更多火电厂的视野。2016年11月出台的《控制污染物排放许可制实施方案》更是率先指出对火电、造纸行业企业核发排污许可证。同月，国务院发布《“十三五”生态环境保护规划》，指出电力、造纸、印染等高耗水行业应大幅度降低污染物排放强度，达到先进定额标准。2017年1月11日，环保部又印发了《火电厂污染防治技术政策》。
近年政府部门密集发布的环保政策表明，党中央、国务院格外的重视生态环境保护工作，火力发电厂作为耗水大户在水资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，加快落实深度节水和废污水“零排放”已成为必然选择。
随着环保技术的慢慢的提升以及环保理念的革新，一些走在前列的燃煤电厂开始超前布局、合理规划，不惜在环保上投入大量资金。但即便如此，目前国内真正的完成废水“零排放”的燃煤电厂仍然屈指可数。
究其缘由，一方面，由于脱硫废水水质具有浊度大、硬度高、重金属含量高、氯离子含量超高、易结垢、易腐蚀等特点，处理难度大；另一方面，市面上现普遍采用的脱硫废水治理技术，在可靠性、经济性上的表现不尽人意。例如此前大多数电厂采用的三联箱技术虽工艺简单、投资造价较低，却不足以满足全厂废水“零排放”的环保要求。少数电厂采用的独立热源蒸发结晶技术，虽可做到废水“零排放”，但却因为技术工艺相对复杂、运行稳定性差、投资大、运行的成本高，而鲜被市场接受。
“作为国内电力环保技术的领头羊，经过十几年技术沉淀，我们有能力推出更超前的环保技术，来帮助这些对污染物排放标准提出更高要求的燃煤电厂。”朗新明公司南京分公司研发部经理徐峰告诉本报记者。在此背景下，朗新明公司对当前环保形势进行了前瞻性分析，并结合多年的工程实践，成功开发出技术上更为先进、成本上更为经济的“预处理软化+膜分盐+膜浓缩减量+蒸发结晶”技术，可以帮助燃煤电厂实现废水“零排放”。
据了解，脱硫废水是燃煤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，脱硫废水之所以难处理，主要因其在水质和水量方面存在以下问题：水质上，受煤种、脱硫岛用水水质、排放周期等因素影响，不一样的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。
针对脱硫废水净化处理的难点，朗新明公司投入了大量的精力开展技术调研和中试研究，积极稳妥地采用了管式超滤膜、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。该工艺适应能力强，预处理药剂软化可以依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，已有部分成功运行案例且不对电厂发电生产造成任何影响。但其投资和运行的成本较高，处理过程中易产生较多固体废弃物。
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。其优点是投资和运行的成本较低，但技术还未成形、废水蒸发不完全，易对烟道造成腐蚀和积灰堵塞，目前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及避免对电厂生产造成影响，朗新明公司经过全面评估后，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，是我们对技术产业化的深度理解。”徐峰说。据介绍，针对投资和运行的成本高的问题，朗新明公司在项目中采取了两项关键技术：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，国电汉川“零排放”项目与国内同类型项目相比，其吨水投资和运行的成本均有较大幅度的降低。
针对废污水处理过程中固体废弃物产生较多的问题，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，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。“设备运行后实现了没有一滴污水排出厂区，不仅在技术上达到废水‘零排放’的环保要求，同时建设、经济等费用都比别的技术路线低了很多。”国电汉川电厂副总工程师丁伟平和记者说，“近5年间，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，可大量降低电厂在这一块的费用。”
“零排放”技术既可以缓解水资源日益短缺的问题，又可避免废水外排造成的对环境造成污染，提高了周围的环境质量。从经济运行和保护自然环境出发，实现燃煤电厂废水“零排放”意义重大。
业内人士指出，朗新明公司的脱硫废水“零排放”工艺采用了先进的技术，吨水投资费用和运行成本均远低于现已运行的同类工程，具有重大的示范推广意义。
国电汉川电厂废水“零排放”项目的成功实施表明，朗新明公司现已全面掌握电厂脱硫废水“零排放”核心技术，其中“膜法分盐+MVR蒸发结晶”组合工艺用于脱硫废水提取高纯度工业盐达到国际领先水平，这将为朗新明公司未来的电力废水“零排放”市场开拓提供坚实的技术支持。
数据显示，截至2014年底，全国火电装机容量11亿千瓦，其中有90%以上是湿法脱硫市场。按照当前的燃煤电厂废水“零排放”政策，目前投运的以及新建的湿法脱硫设施产生的废水都需要深度处理。脱硫废水“零排放”市场空间巨大，据保守估计可达1000亿元以上。
“在‘零排放’要求下，燃煤电厂对节水的要求发生了很大变化。其中非常非常重要的，就是要求技术的可靠性、经济性更高。”丁伟平说，“而且，当下燃煤电厂正承受着来自环保投资上升、发电利用小时数降低的双重压力，在企业降本增效需求巨大的背景下，对技术经济性的考量显得越发重要。”
据了解，国电汉川1000MW超超临界火力发电机组脱硫废水“零排放”项目的实施创下了六项“国内第一”，其中工艺组合经权威机构查新在国内外尚属首次。脱硫废水经深度处理后，产生的淡水回用锅炉，高纯度结晶盐外卖至盐化工企业，污泥送至石膏场，不但实现了真正意义上的废水“零排放”，而且还实现了循环经济，每年可为电厂节水28万吨，减少固废近7000吨。同时，该项目的建设基本杜绝了电厂废水排放对汉江水体的污染，保护了下游的生活供水水源，取得了良好的环保效益和社会效益。
“以发电机组年运行5000小时计算，可年产脱盐水17万吨，工业盐4150吨，石膏污泥4500吨，既节约了相当数量的取水费、废水排污费、固体废弃物处置费，又可通过销售工业盐和石膏取得一定的经济效益。”徐峰自豪地说。
废水怎么来实现“零排放”一直是燃煤电厂头疼的问题。而国电汉川电厂通过引入北京朗新明环保科技有限公司（以下简称“朗新明公司”）的“预处理软化+膜分盐+膜浓缩减量+蒸发结晶”技术，成功解决这一难题，实现了废水的“零排放”和环保综合利用，推动企业的环保工作迈上了新台阶。
朗新明公司的技术与现存技术有何不同？其在废污水处理方面有哪些优势？该技术将对燃煤电厂废水净化处理产生怎样的影响？带着这样一些问题，日前本报记者来到国电汉川电厂进行了实地走访。
在国电汉川电厂废水“零排放”处理车间，朗新明公司相关技术人员和记者说，由公司负责建设运营的废水“零排放”项目是汉川电厂6号百万机组配套工程，用于处理1-6机组的工业废水，实现全厂废水“零排放”。该项目按处理规模为36m3/h设计，废水经深度处理后，形成脱盐淡水、优于二级标准的工业盐及石膏污泥，其中脱盐淡水回用于锅炉补给水，工业盐对外销售，石膏污泥放置脱硫石膏中外卖，真正的完成了废水、废弃物的“零排放”，大量减少了电厂生产的全部过程中对周围环境的污染，是国家提倡的循环经济典范。
废水“零排放”是指工业水经过重复使用后，将最终的高含盐量和高污染物的废液全部回收再利用，无任何废液排出工厂。废液中的盐类和污染物经过浓缩结晶以固体形式排出后，再回收用于化工原料或送至垃圾处理厂填埋。
20世纪70年代，国外工业部门就开始研究燃煤电厂“零排放”应用。经过30多年的研究、设计，工艺已基本成熟。美国R.D.Nixon电厂、Hayden电厂和德国易昂火电厂等均已实现废水“零排放”，并取得了多年的成功运行经验。
燃煤电厂是中国工业用水的大户，其用水量和排水量十分巨大，工业用水中约40%用于燃煤电厂，燃煤电厂每年的排放量约占全国工业公司排放量的10%。我国对燃煤电厂废水治理的研究起步较晚，但随着环境保护相关法律和监管越来越严格，燃煤电厂废水“零排放”慢慢的变多地被提及。
2006年颁布的《火力发电厂废水治理设计作业规程》精确指出，火电厂的脱硫废污水处理设施要单独设置，第一先考虑处理回用，不设排放口，必须实现废水“零排放”。2015年4月发布的《水污染行动计划》指出，国家将强化各类水污染的治理力度，全面控制污染物排放，燃煤电厂脱硫废水因成分复杂、含有重金属引起业界关注。同年12月印发的《全方面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求火电厂在紧盯降低大气污染排放浓度的同时，必须更加重视深度节水和废水“零排放”工作。最好能够降低电厂水耗和脱硫废水排放量等要求，越来越频繁地进入更多火电厂的视野。2016年11月出台的《控制污染物排放许可制实施方案》更是率先指出对火电、造纸行业企业核发排污许可证。同月，国务院发布《“十三五”生态环境保护规划》，指出电力、造纸、印染等高耗水行业应大幅度降低污染物排放强度，达到先进定额标准。2017年1月11日，环保部又印发了《火电厂污染防治技术政策》。
近年政府部门密集发布的环保政策表明，党中央、国务院格外的重视生态环境保护工作，火力发电厂作为耗水大户在水资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，加快落实深度节水和废污水“零排放”已成为必然选择。
随着环保技术的慢慢的提升以及环保理念的革新，一些走在前列的燃煤电厂开始超前布局、合理规划，不惜在环保上投入大量资金。但即便如此，目前国内真正的完成废水“零排放”的燃煤电厂仍然屈指可数。
究其缘由，一方面，由于脱硫废水水质具有浊度大、硬度高、重金属含量高、氯离子含量超高、易结垢、易腐蚀等特点，处理难度大；另一方面，市面上现普遍采用的脱硫废水治理技术，在可靠性、经济性上的表现不尽人意。例如此前大多数电厂采用的三联箱技术虽工艺简单、投资造价较低，却不足以满足全厂废水“零排放”的环保要求。少数电厂采用的独立热源蒸发结晶技术，虽可做到废水“零排放”，但却因为技术工艺相对复杂、运行稳定性差、投资大、运行的成本高，而鲜被市场接受。
“作为国内电力环保技术的领头羊，经过十几年技术沉淀，我们有能力推出更超前的环保技术，来帮助这些对污染物排放标准提出更高要求的燃煤电厂。”朗新明公司南京分公司研发部经理徐峰告诉本报记者。在此背景下，朗新明公司对当前环保形势进行了前瞻性分析，并结合多年的工程实践，成功开发出技术上更为先进、成本上更为经济的“预处理软化+膜分盐+膜浓缩减量+蒸发结晶”技术，可以帮助燃煤电厂实现废水“零排放”。
据了解，脱硫废水是燃煤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，脱硫废水之所以难处理，主要因其在水质和水量方面存在以下问题：水质上，受煤种、脱硫岛用水水质、排放周期等因素影响，不一样的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。
针对脱硫废水净化处理的难点，朗新明公司投入了大量的精力开展技术调研和中试研究，积极稳妥地采用了管式超滤膜、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。该工艺适应能力强，预处理药剂软化可以依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，已有部分成功运行案例且不对电厂发电生产造成任何影响。但其投资和运行的成本较高，处理过程中易产生较多固体废弃物。
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。其优点是投资和运行的成本较低，但技术还未成形、废水蒸发不完全，易对烟道造成腐蚀和积灰堵塞，目前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及避免对电厂生产造成影响，朗新明公司经过全面评估后，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，是我们对技术产业化的深度理解。”徐峰说。据介绍，针对投资和运行的成本高的问题，朗新明公司在项目中采取了两项关键技术：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，国电汉川“零排放”项目与国内同类型项目相比，其吨水投资和运行的成本均有较大幅度的降低。
针对废污水处理过程中固体废弃物产生较多的问题，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，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。“设备运行后实现了没有一滴污水排出厂区，不仅在技术上达到废水‘零排放’的环保要求，同时建设、经济等费用都比别的技术路线低了很多。”国电汉川电厂副总工程师丁伟平和记者说，“近5年间，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，可大量降低电厂在这一块的费用。”
“零排放”技术既可以缓解水资源日益短缺的问题，又可避免废水外排造成的对环境造成污染，提高了周围的环境质量。从经济运行和保护自然环境出发，实现燃煤电厂废水“零排放”意义重大。
业内人士指出，朗新明公司的脱硫废水“零排放”工艺采用了先进的技术，吨水投资费用和运行成本均远低于现已运行的同类工程，具有重大的示范推广意义。
国电汉川电厂废水“零排放”项目的成功实施表明，朗新明公司现已全面掌握电厂脱硫废水“零排放”核心技术，其中“膜法分盐+MVR蒸发结晶”组合工艺用于脱硫废水提取高纯度工业盐达到国际领先水平，这将为朗新明公司未来的电力废水“零排放”市场开拓提供坚实的技术支持。
数据显示，截至2014年底，全国火电装机容量11亿千瓦，其中有90%以上是湿法脱硫市场。按照当前的燃煤电厂废水“零排放”政策，目前投运的以及新建的湿法脱硫设施产生的废水都需要深度处理。脱硫废水“零排放”市场空间巨大，据保守估计可达1000亿元以上。
“在‘零排放’要求下，燃煤电厂对节水的要求发生了很大变化。其中非常非常重要的，就是要求技术的可靠性、经济性更高。”丁伟平说，“而且，当下燃煤电厂正承受着来自环保投资上升、发电利用小时数降低的双重压力，在企业降本增效需求巨大的背景下，对技术经济性的考量显得越发重要。”
据了解，国电汉川1000MW超超临界火力发电机组脱硫废水“零排放”项目的实施创下了六项“国内第一”，其中工艺组合经权威机构查新在国内外尚属首次。脱硫废水经深度处理后，产生的淡水回用锅炉，高纯度结晶盐外卖至盐化工企业，污泥送至石膏场，不但实现了真正意义上的废水“零排放”，而且还实现了循环经济，每年可为电厂节水28万吨，减少固废近7000吨。同时，该项目的建设基本杜绝了电厂废水排放对汉江水体的污染，保护了下游的生活供水水源，取得了良好的环保效益和社会效益。
“以发电机组年运行5000小时计算，可年产脱盐水17万吨，工业盐4150吨，石膏污泥4500吨，既节约了相当数量的取水费、废水排污费、固体废弃物处置费，又可通过销售工业盐和石膏取得一定的经济效益。”徐峰自豪地说。