燃氣電廠深度節水及零排放技術研究

郭 寧

(晉能控股電力集團嘉節燃氣熱電分公司)

0 引言

燃氣電廠的生產狀況與煤電廠全然不同, 因此前者在節水技術及零排放技術上的應用也不能照搬后者。這主要是因為燃氣電廠廢水來源以反滲透濃水為主, 并非煤電廠的脫硫廢水, 反滲透濃水的水質和回收利用空間都更理想, 貿然應用脫硫廢水的處理工藝會大幅增加成本支出; 而燃氣電廠煙氣中幾乎沒有煙塵, 若應用脫硫廢水的煙氣余熱干燥技術, 會導致廢水中的鹽類蒸發結晶形成固體微小顆粒, 這些微小顆粒在管道及構件上的附著會造成腐蝕。這意味著針對燃氣電廠節水及零排放技術的研究, 應立足于燃氣電廠的生產特征、廢水特性及實際的工藝需求, 也就需要在相關技術研究過程中參考具體的燃氣電廠案例內容, 以逐步驗證的策略確保相關技術研究的可靠性與有效性, 從而推進燃氣電廠深度節水及零排放技術的實現。

1 燃氣電廠實際案例

1.1 燃氣電廠概況

某燃氣電廠現配備了兩臺350MW 級單軸燃氣-蒸汽聯合循環機組, 應用的燃氣輪機為西門子廠牌下生產的V94.3 型燃氣輪機, 汽輪機為上海汽輪機公司生產的E-30 -25 -1 ×12.5 型凝汽式汽輪機。整個燃氣電廠用水系統包括化學水處理系統、循環水系統及生活消防水系統, 除循環水系統應用水源為中水外, 另兩組水系統應用的水源均為自來水[1]。該燃氣電廠在夏季滿負荷運行狀況下的水平衡狀況如下圖1所示。

1.2 燃氣電廠耗水、排水狀況及存在的問題

已知該燃氣電廠平均單位發電量取水量為1.79m3/ (MW·h), 全廠外排水率達到42.7%, 而整座燃氣電廠三套系統耗水、排水水量則如下表1所示。

表1 全廠各系統耗水、排水水量表(m3/h)

結合燃氣電廠運行狀態及表1 中數據發現, 該燃氣電廠部分中水在未經預處理的前提下直接補充入冷卻塔, 中水Cl-質量濃度、堿度及硬度分別為157mg/L、5.4mmol/L 及6.2mmol/L, 滿足電廠要求循環水對Cl-的要求(質量濃度≤1000mg/L、堿度≤8mmol/L、硬度≤19mmol/L), 然而當前該電廠循環水濃縮倍率被控制在2.5 倍以下, 倍率表現明顯偏低, 由此可見中水硬度及堿度成為影響循環水濃縮倍率的關鍵要素[2]。

另一方面, 電廠實際生產過程中的化學水系統工藝流程為生水-生水加熱器-盤式過濾器-超濾-保安過濾器-一級反滲透-二級反滲透-連續電除鹽。但在生產時包括盤式過濾器沖洗排水、一級反滲透弄排水及沖洗水、超濾反洗及正洗排水、連續電除鹽極水是在由地溝匯聚之后直接排入雨水系統中, 這就導致這些水體中的高低鹽未經分離回收利用[3]。而廠區生活用水在匯聚后經缺氧/好氧生物處理之后會直接排放至污水管網, 未能重視這部分污水的回收利用, 且循環水排污水、RO 濃水及處理后的生活污水磷酸鹽含量分別為1.5mg·L-1、2.57mg·L-1與2.09mg·L-1,均超過GB 8978—1996 二級標準要求的1.0mg·L-1。

2 燃氣電廠深度節水及零排放技術應用

2.1 整體方案設計

結合此燃氣電廠用水系統中存在的問題, 規劃方案時計劃新建水體預處理系統, 新建的預處理系統需滿足提升循環水濃縮倍率的需求, 通過降低循環水補充水致垢性離子含量來減少電廠新鮮水需求量及外排水量; 針對全廠水系統缺乏廢水高低鹽分類回收的情況, 對已進行過生產的水體執行高低鹽分類回收及分質回用的措施, 將低鹽化學廢水與生活污水處理后加入循環水中; 循環水排污水及高鹽化學廢水則匹配逐級濃縮措施以減少高鹽廢水量, 針對少量末端高鹽廢水予以蒸發結晶處理, 最終實現全廠廢水零排放[4]。

2.2 原水預處理系統及化學水處理系統優化

電廠所用中水碳酸鹽硬度為5.4mmol/L, 占中水總硬度87%, 需采用石灰軟化處理工藝, 具體操作為每升中水加入310mg 氫氧化鈣、15mg 聚合硫酸鐵、0.2mg 聚丙烯酰胺。采用該工藝后中水總磷、堿度、硬度、全硅及 COD 去除率分別達到93.20%、89.79%、53.45%、50.33%、32.52%, 整體表現較為理想, 經計算后若原水預處理工藝中加入石灰軟化處理工藝, 則可將循環水濃度提升4.5 倍。該處理工藝成本較低, 且處理量越大獲得的效益越大, 對水質、水量波動也有較強適應性, 因而可以得到有效應用[5]。而在化學水處理系統中由于盤式過濾器沖洗排水、超濾反洗及正洗排水、一級反滲透沖洗水與連續電除鹽極水含鹽量均較低, 僅有一級反滲透濃排水含鹽量較高, 因此可采用高低鹽分離方案, 將低鹽化學廢水及處理后的生活污水經由原水預處理后加以回收利用。

2.3 匹配濃水減量系統

完成上一技術應用后, 該燃氣電廠需要處理的廢水僅余循環水排污水與化學車間反滲透濃水, 由于燃氣電廠不存在可直接消耗濃水的脫硫、輸煤、除渣等工藝, 因此回收利用這部分濃水需要以脫鹽處理為前提, 結合表中數據及燃煤電廠運行狀況加以計算得知, 匹配的濃水減量系統需分別滿足循環水排污水113m3/h 與化學車間一級反滲透濃排水23m3/h 的需求。而在現有用于脫鹽處理的反滲透與電滲析兩種工藝中, 電滲析無法去除水中的非離子態物質, 會因這類物質堆積導致循環水水質進一步惡化, 因此推薦采用反滲透脫鹽工藝, 實際應用中的關鍵在于保障該工藝系統穩定運行。

首先是針對有機物的預處理。循環水中的有機物或來源于循環水補充水, 或來源于運行過程中投入的水質穩定劑: 前者中可生化降解的有機物由污水處理廠的生物處理工藝負責, 殘留的不可降解有機物可生化性不足; 而后者作為化學合成藥劑, 也面臨著極高的生物降解難度。因此在生物處理成果不理想、高級氧化法藥劑成本高且存在風險的情況下, 采用混凝澄清工藝執行電廠循環水排污水的有機物預處理作業。

其次是針對致垢性離子的預處理。此工藝也被稱為除硬工藝, 具體方法包括石灰軟化、石灰-碳酸鈉聯合軟化、氫氧化鈉-碳酸鈉聯合軟化。結合該燃氣電廠的生產流程來看, 石灰軟化工藝無法滿足后續膜運行穩定性的需求, 而石灰-碳酸鈉聯合軟化工藝雖可完全去除循環水硬度, 但會因為工藝中的石灰導致循環水Ca2+濃度上升, 并因此造成碳酸鈉加藥量增加致使成本上漲的情況, 綜合考量后決定應用氫氧化鈉-碳酸鈉聯合軟化的工藝, 該工藝除控制難度較低之外, 運行狀況也更為理想。在實際應用此工藝后反滲透回收率達到70%, 產水中可補充至冷卻塔的部分上升至93m3/h, 循環水濃縮倍率可提升至5.0 倍,濃水40m3/h 進入后續高鹽濃縮系統。

2.4 建設高鹽廢水濃縮蒸發結晶系統

濃水減量系統中反滲透產生的濃排水在含鹽量、氯離子含量、全硅、有機物等物質上的指標均較高,需在經歷過深度處理的前提下才可加以回收利用, 且這部分廢水若直接執行蒸發結晶處理, 將產生高昂的投資及運行成本。在這種情況下國內外慣例解決方法為采用成本整體較低的膜濃縮技術, 通過膜濃縮技術減少這類廢水的蒸發結晶處理量, 來實現投資及運行成本的有效控制。

現有高含鹽廢水膜濃縮處理技術包括電驅動膜、

對于結晶蒸發環節, 綜合考慮燃氣電廠經濟狀況及生產規模之后, 可采用的方式包括多效蒸發與機械蒸汽再壓縮蒸發兩種方式。就造價層面而言前者具有明顯優勢, 但綜合運維、能耗及各方面成本考量之后,后者前期投資導致的成本支出可在后續運行費用節約下的部分中逐步回收, 因此案例中燃氣電廠綜合考量后應用了機械蒸汽再壓縮蒸發的方式來蒸發結晶。

綜合上述, 具體工藝完成后形成完整的高鹽廢水濃縮蒸發結晶系統, 整個工藝流程相對簡單, 僅包括軟化預處理——碟管式反滲透膜濃縮處理——蒸發結晶三個步驟, 實際投入應用后發現碟管式反滲透膜濃縮處理的處理量達到40m3/h, 回收率達到80%, 蒸發結晶處理量達到7m3/h。此工藝流程中形成的結晶鹽采取外運處置措施, 產生的水體則回收至冷卻塔用于改善循環水水質。

3 技術應用表現及評價

上述深度節水及零排放技術的應用需以保證整個系統運行安全為前提, 在確保系統運行足夠穩定可靠的基礎上, 該燃氣電廠的用水系統得到全局性的優化。該燃氣電廠實現深度節水及廢水零排放技術改造之后, 全廠生產過程中的新鮮取水量從1245m3/h 降至728m3/h, 單位發電取水量自1.79m3/ (MW·h)降至1.04m3/ (MW·h), 外排水量實現了零排放。在經濟上雖然初期投資總計達到8338 萬元, 年運行費用達2171.6 萬元, 但每年節約取水費及排污費共計達到723.9 萬元。

4 結束語

此次針對燃氣電廠深度節水及零排放技術的研究加入了具體案例, 以充分提升研究的實際意義與價值。研究過程中充分證明了不同技術的應用優勢, 最后則指出技術應用在總成本上偏高的問題, 因此燃氣電廠在實際應用深度節水及零排放技術的過程中, 可分階段進行技術應用及建設, 以減輕經濟壓力并創造更理想的經濟效益與社會效益。