海水淡化基本工艺专项方案

1序言1.1概况中国淡水资源极为匮乏，电厂在生产电能同时，可利用其廉价热和电，进行海水淡化，不仅可满足其工业用水需要，而且还可为周围地域提供淡水水源。在推进和利用海水淡化技术方面，电厂有着其得天独厚有利条件。所以滨海电厂配套建设海水淡化装置已成发展趋势。1.2水源及水质特点某电厂取水含有海域广阔、水量充沛、海水较清、悬浮物及有害微生物少等特点，可大大节省海水取水成本及原料海水预处理成本。海水水质分析汇报以下：分析报告送样单位批号：样品类型：海水检测依据：GB17378.4-检测环境：检测温度25.5湿度63%分析编号101238101239分析编号101238101239原号码头取水口原号码头取水口水温18.619.1NO3-3.003.00盐度‰29.626.3NO2-0.100.10色度未检出未检出HCO3-138140SS8078CO32-0.000.00浊度<3<3Ba2+<0.01<0.01含沙量kg/m30.100.12Sr2+<0.001<0.001DO3.424.15Mn2+<0.01<0.01高锰酸盐指数CODMn1.541.64pH7.858.02BOD55.866.75fCO224.1518.64氨氮<0.01<0.01非碳酸盐硬度mmol/l104104TOC0.280.2碳酸盐硬度mmol/l1.181.16油0.0360.024负硬度mmol/l0.000.00硫化物<0.01<0.01甲基橙碱度mmol/l1.151.15化学需氧量(O2)9.258.76酚酞碱度mmol/l0.000.00K+524436灼烧减量45823864Na+51865241酸度mmol/l0.250.20Ca2+670664全硅量(SiO2)2.001.00Mg2+14571421溶硅量(SiO2)1.800.96Fe2＋0.000.00胶硅量(SiO2)0.200.04Fe3＋0.000.02全固形物3675239156Al3＋<0.01<0.01溶解固形物3683239243NH3<0.01<0.01总硬度mmol/l105107Cl-1635216478SO42-342835961.3海水淡化规模依据建厂地域缺水情况，电厂可针对性地提出水电联产方案，现在可处理电厂淡水用水，以后可依据需要适时配套建设大规模海水淡化厂，为地方经济发展提供淡水资源保障。本项目结合2×1000MW发电机组建设规模，暂按配套建设2×104m3/d规模海水淡化装置设计；并对总规模为40×10本专题汇报按本期工程厂内自用2×104m3/d规模和计划容量40×1042海水淡化技术概述海水淡化技术种类很多，但适于产业化关键有蒸馏法（俗称热法）和反渗透法（俗称膜法）。蒸馏法关键有多级闪蒸(MSF)、低温多效蒸馏(LT－MED)技术。2.1蒸馏法淡化技术2.1.1多级闪蒸(MSF)MSF是蒸馏法海水淡化最常见一个方法，在20世纪80年代以前，较大型海水淡化装置多数采取MSF技术。大港电厂二期工程引进了美国多级闪蒸(MSF)海水淡化装置，是中国第一套大型海水淡化装置。MSF经典步骤示意图见图2-1。图2-1盐水再循环式多级闪蒸（MSF）原理步骤多级闪蒸过程原理以下；将原料海水加热到一定温度后引入闪蒸室，因为该闪蒸室中压力控制在低于热盐水温度所对应饱和蒸汽压条件下，故热盐水进入闪蒸室后即成为过热水而急速地部分气化，从而使热盐水本身温度降低，所产生蒸汽冷凝后即为所需淡水。MSF装置含有设备单机容量大、使用寿命长、出水品质好、造水比高、热效率高、寿命长等优点。但该装置海水最高操作温度在110℃~120℃左右，对传热管和设备本体腐蚀性较大，必需采取价格昂贵铜镍合金、特制不锈钢及钛材，所以设备造价高；设备操作弹性小，多级闪蒸操作弹性是其设计值80%～110%，不适应于产水量要求可变场所。2.1.2低温多效蒸馏(LT－MED)低温多效蒸馏海水淡化技术是指盐水最高温度不超出70℃淡化技术，是20世纪80年代成熟高效淡化技术。其特点是将一系列喷淋降膜蒸发器串联部署。加热蒸汽被引入第一效，其冷凝热使几乎等量海水蒸发，经过数次蒸发和冷凝，后面蒸发温度均低于前面一效，从而得到多倍于蒸汽量蒸馏水，最终一效蒸汽在海水冷凝器中冷凝。第一效冷凝液返回锅炉，而其它效及海水冷凝器冷凝液搜集后作为产品水。为提升热效率，现在多采取压汽蒸馏淡化工艺，压缩可采取蒸汽喷射器，称为热压缩（TVC）；或采取机械蒸汽压缩机，即机械压缩（MVC），因为受压缩机限制，其单台装置容量较其它蒸馏装置小。现在绝大多数低温多效蒸馏装置全部采取热压汽蒸馏方法来提升热能效率，即低温多效加蒸汽压缩喷射器（LT－MED－TVC）工艺。图2-2是LT－MED－TVC蒸馏装置原理示意图。图2-2LT－MEDTVC蒸馏装置原理示意图低温多效海水淡化装置运行温度远远低于MSF装置110℃，所以其能耗和管壁腐蚀及结垢速率均较低。和MSF相比，其设备本体和传热管材质要求较低，而热效率较高。多效蒸馏操作弹性很大，负荷范围从110%变到40%，皆可正常操作，而且不会使造水比下降。低温多效海水淡化装置能够用70℃左右，0.030-0.035MPa(a)蒸汽作为热源，当提供汽机抽汽参数高于低温多效加热蒸汽压力和温度要求时，可采取热压缩装置，能够深入提升系统热效率。国外近几年MED发展快速，MED单台最大产水量已达40000t/d，技术是成熟。2.2海水反渗透(SWRO)淡化技术海水反渗透(SWRO)淡化技术在20世纪70年代后取得了很大发展。因为RO膜材料不停改善，和能量回收效率不停提升，SWRO技术越来越引发大家关注，现也已成为蒸馏海水淡化系统关键竞争对手。反渗透是用一个特殊膜，在外加压力作用下使溶液中一些组分选择性透过，从而达成淡化、净化或浓缩分离目标。经典海水反渗透处理工艺步骤见图2-3。预处理预处理反渗透膜组件保安过滤器产品水原水池澄清池海水电动机能量回收浓水混凝剂杀菌剂杀菌剂除氯还原剂消毒剂高压泵图2-3经典海水反渗透工艺步骤图海水反渗透(SWRO)系统所需能量决定于进水含盐量、系统浓缩倍率、进水温度及产品水水质，其能耗通常为9～10kW•h/m3，若有能量回收装置，则所需能耗为3.5～6kW•h/m3。海水反渗透SWRO设备除膜组件、高压泵、能量回收装置需要进口外，其它设备和器件均能够在中国加工制造，设备投资和制水成本相对较低。2.3海水淡化工艺关键技术性能对比常见海水淡化工艺关键技术性能见表2-1。表2-1海水淡化工艺技术比较海水淡化工艺比较SWROLT－MED－TVCMSF产品水水质(mg/L)200500110110电耗(kW•h/m3)3.56.0（有能量回收）121.54装置热耗（kJ/kg）190400190400进水预处理需设置完善预处理系统要求进水浊度小于20mg/L300mg/L进水水质要求较低海水利用率（或回收率）35％55%25％40％（含冷却水量）排出海水浓度原海水1.61.9倍原海水1.51.8倍原海水1.72.2倍最大单机产水量（m3/d）相对较小6819091000操作弹性（％）不限40～11080～110从表2-1能够看出，蒸馏法和反渗透法关键技术区分在于：对进水水质要求不一样；单机产水量不一样；变工况能力不一样；能（热）耗不相同。蒸馏法在装置规模、预处理系统要求、出水水质、运行可靠性和电耗方面含有显著优势，但蒸馏法总能耗比SWRO法高；从海水用量上看，因为SWRO法水利用率高，所以取水量较少。在变工况能力上，SWRO法则没有限制。和LT－MED－TVC相比，MSF装置单机容量大，对进水水质要求低，但其变工况能力差，抽汽参数高，工作温度高，设备投资大，所以运行费用高。所以对于蒸馏法工艺推荐选择LT－MED－TVC方案。本专题将对SWRO和LT－MED－TVC两种工艺进行技术经济比较，结合各淡水用户用水需求确定海水淡化工艺。3电厂海水淡化方案选择3.1海水淡化系统设计条件按满足电厂自用2X104m3/d海水淡化规模及向地方供水40X103.2反渗透膜法（SWRO）海水淡化技术方案(方案一)3.海水反渗透，其预处理目标是预防悬浮杂质、有机物、胶体物质、细菌、微生物等附着在膜表面或堵塞膜元件水流通道，预防海水膜表面结垢沉淀，确保海水膜免受机械和化学损失，使膜保持良好性能和足够长使用寿命。依据海水取水方法不一样、所处水域水质不一样，和采取海水淡化技术不一样，采取预处理方法不一样。预处理系统形式有：混凝、沉淀（澄清）、过滤（活性炭过滤器、多介质过滤器微滤、超滤、纳滤）等。常规混凝澄清、介质过滤预处理方法在现在已运行海水反渗透系统中应用较多、运行使用时间较长，但其占地面积大，系统复杂，操作费力，运行维护全部需尤其精心才能使反渗透膜不受到污染。超滤（微滤）预处理方法在水处理领域已应用多年，也有很多成功经验。微滤（超滤）对海水中胶体、悬浮颗粒、色度、浊度、细菌、大分子有机物含有良好分离能力，其去除率好于常规预处理方法，采取微滤(或超滤)作为海水反渗透预处理，能够满足反渗透进水水质要求。此技术因为改善了反渗透进水水质，不仅延长了海水反渗透清洗周期、反渗透膜使用寿命，而且有利于提升系统回收率、降低运行费用。且新技术占地面积小，操作、维护简单。电厂通常情况下海水水质很好、悬浮物及泥沙含量较少，依据相关工程经验，海水反渗透淡化系统预处理可采取直接超（微）滤装置。3.2.21）工艺步骤海水—自清洗过滤器—超滤—海水反渗透—淡水箱—用户2）SWRO系统配置及设计参数制水规模：2X104m3/d单机容量：200m3/h设备套数：5套；50套反渗透海水淡化回收率：40%~45%产品水水质：TDS(固体溶解物总量)300~500mg/L设计水温：15℃~3.海水淡化站建（构）筑物包含：超滤、反渗透设备间，设备间内设置控制室、加药间、过滤间、水泵间、配电间等，室外设置各类水箱(池)等设施。海水淡化站占地分别约105m×50m3.3低温多效（LT－MED－TVC）蒸馏法海水淡化技术方案(方案二)3.3.1低温多效淡化装置对进水水质要求不高，鉴于本工程取水海域水质较清、泥沙含量少，进入海水淡化站海水水质很好。所以，本工程不设置预处理。为预防设备结垢，在进料液中加入聚磷酸盐类阻垢剂。为预防海生物孳生，设置次氯酸钠加药系统，以对进入海水进行杀菌灭藻处理。工艺步骤为：海水——海水取水泵——MED装置——淡水箱/池——用户3.3.2制水规模：2X104m3/d单机容量：10000m3/d；设备台数：2台；16台造水比：12.5产品水水质：TDS(固体溶解物总量)5mg/L。抽汽量：两台机共67t/h；1334t/h抽汽参数：压力为0.55MPa（暂定），温度为300℃3.3低温多效设备露天部署，另设控制室、加药间、配电间等。室外部署淡水池和水箱等设施。淡化站占地分别约130m×80m；180m4海水淡化方案经济比较4.1自用型海水淡化厂经济比较对于和发电工程配套自用型0m3/d海水淡化装置，热法耗汽量约为67t/h，不影响电厂发电量，所产淡水为电厂自用，所以两种海水淡化方案经济比较仅针对其对发电厂本身4.1）年发电量按发电年利用小时5500h计算，为110×108kW•h。2）厂用电厂用电包含发电厂用水电和淡化用电两部分，两个方案发电厂用电率差异很小，均按5％考虑。反渗透方案耗电：淡化站电耗3.5kW•h/m3，用于锅炉补给水处理淡水反渗透0.5kW•h/m3（为便于计算比较，淡水反渗透电耗按淡化站产淡水量进行了折算），总电耗4.0kW•h/m3低温多效蒸馏方案耗电：淡化站电耗1.5kW•h/m33）工程投资依据近期中国海水淡化项目标实施情况，LTMEDTVC海水淡化装置投资约为800010000元•d/m3，SWRO海水淡化装置为40005000元•d/m3，淡水反渗透为600~650元•d/m3。本汇报暂按上限取值，即：方案一取5000元•d/m3，方案二取10000元•d/m3。4）运行维护费用两个方案发电部分维修费用基础相同。海水淡化装置运行维护费用：反渗透方案取：药品及膜更换费1.20元/m3淡水(包含淡水反渗透部分)低温多效蒸馏方案取：药品费0.20元/m3淡水5）其它条件标煤价：1000元/吨蒸汽价格：按53.24元/吨计电费：厂用电价按0.29元/kWh计算。基础折旧费：低温多效设备属于热力设备，使用年限相对较长，所以其固定资产折旧年限取25年；海水反渗透设施使用年限相对低温多效设备较短，所以其固定资产折旧年限取20年。按电厂实际耗水量计算运行费用4.按上述条件，两个方案经济指标计算结果见表4-1。表4-1海水淡化方案经济指标项目单位方案一方案二海水淡化站投资万元1289022890制水成本(元/吨)5.158.39从表4-1数据能够看出：和方案二相比，方案一含有投资省、制水成本低优点。4.2外供型海水淡化方案经济比较4.2.1经济比较模式外供淡水时，海水淡化方案经济比较方法有两种。一个是仅就不一样淡化装置方案计算其投资、成本，在相同资本金内部收益率条件下，计算出不一样方案水价。此方法存在两个问题，第一是对于蒸馏法热价怎样确定。热价是影响蒸馏法水价关键原因，而热价确实定包含到热电联产带来效益和固定资产折旧在热和电中两种产品怎样分摊，带有很大人为原因。第二是热价高低和发电量不一样对发电部分（厂）经济效益影响没有考虑。基于上述分析，本汇报提出第二种比较模式，立即发电部分和制淡水部分捆成一个厂来进行分析计算，即电厂有两种产品：电和淡水。不一样方案在锅炉蒸发量、年供淡水量和投资方内部收益率相同条件下，经过财务分析，假定电价计算水价，或假定水价计算电价，取其低者为优。此种比较模式就避免了前述第一个方法问题。4.2.24.2.24.2.2.2年供淡水量按淡化装置年利用小时7600h计算。4.2.21）方案一：发电厂用电率5%淡化厂用电率3.5kW•h/m32）方案二：发电厂用电率5.66%淡化厂用电率1.5kW•h/m34.2.2.4标煤价：650元/吨（惠安电厂煤价）投资方内部收益率：10％假定水价（不含税）从4.5、5.0、5.5、6.0、6.5、7.0元/m3计算对应电价4.2.34X104m3按上述条件，两个方案技术指标计算结果见表4-2。表4-2技术指标项目单位方案一（SWRO）方案二（LT-MED-TVC）总投资发电部分万元924659.94924659.94海水淡化部分万元211024.58427577.67累计万元=SUM(ABOVE)1135684.52=SUM(ABOVE)1352237.61发电出力MW2×10002×857.74年发电量108kW•h110104.31年供电量108kW•h100.0796.51年供淡水量1012666.6712666.67平均发电标煤耗kg/kW•h0.28260.2358制淡水能（标煤）耗kg/m31.0418.815年耗煤量供电部分104t/a297.71241.18供淡水部分104t/a13.18106.91累计104t/a310.89348.09表4-3方案一（SWRO）财务分析计算结果表水价（元/m3）电价（元/MWh）投资方内部收益率（％）投资回收期（年）备注不含税含税不含税含税4.55.07328.31383.671011.195.05.64321.96376.261011.195.56.2315.61368.841011.196.06.77309.25361.421011.196.57.33302.9354.011011.197.07.9296.55346.591011.194.064.59333.79390.061011.19注注：本行数据是以假定本工程不设海水淡化时电厂计算电价来计算水价。表4-4方案二（LT-MED-TVC）财务分析计算结果表水价（元/m3）电价（元/MWh）投资方内部收益率（％）投资回收期（年）备注不含税含税不含税含税4.55.08387.95453.251011.195.05.65381.37445.561011.195.56.21374.78437.871011.196.06.77368.19430.181011.196.57.34361.61422.491011.197.07.9355.02414.81011.198.619.72333.79390.011011.19注注：本行数据是以假定本工程不设海水淡化时电厂计算电价来计算水价。图4-1水价和电价关系曲线上述计算结果说明，两个方案在经济效益相同条件下，伴随水价上升，电价随之下降；在相同水价下，方案一电价显著低于方案二电价，或说，在相同电价下，方案一水价显著低于方案二水价；因为方案二制水能耗远大于方案一制水能耗，两个方案在年供水量相同，方案二供电量比方案一少3.56×108kW•h情况下，方案二年用煤量比方案一多37.2×104t（标煤），对应多排放二氧化碳约84.7×104t。现电厂标煤价为1