稠油熱采廢水回用電站鍋爐補(bǔ)給水工藝

王璟，毛進(jìn)，趙劍強(qiáng)，蒲平，郭維忠，李亞娟，劉亞鵬

（1長(zhǎng)安大學(xué)環(huán)境科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710064；2西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710032；3華能新疆能源開發(fā)有限公司，新疆 烏魯木齊 830017）

稠油熱采廢水回用電站鍋爐補(bǔ)給水工藝

王璟1，2，毛進(jìn)2，趙劍強(qiáng)1，蒲平3，郭維忠3，李亞娟2，劉亞鵬2

（1長(zhǎng)安大學(xué)環(huán)境科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710064；2西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710032；3華能新疆能源開發(fā)有限公司，新疆 烏魯木齊 830017）

常規(guī)稠油熱采廢水處理采用除油軟化工藝，出水水質(zhì)較低，僅能用于直流小注汽鍋爐補(bǔ)水。由于小注汽鍋爐參數(shù)低，排污量大，能耗高，造成采油蒸汽成本高。針對(duì)該問題，開發(fā)了預(yù)處理-蒸發(fā)-生物處理-膜處理-混床工藝處理稠油熱采廢水，并通過實(shí)驗(yàn)對(duì)工藝各子系統(tǒng)運(yùn)行性能進(jìn)行研究以提高處理效果，使系統(tǒng)處理出水可用于電站高參數(shù)鍋爐補(bǔ)給水，達(dá)到以熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組取代小注汽鍋爐，降低采油蒸汽費(fèi)用的目的。研究結(jié)果表明，采用該工藝對(duì)稠油熱采廢水進(jìn)行處理，各子系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定；廢水經(jīng)除硅軟化預(yù)處理及蒸發(fā)后，產(chǎn)水TOC平均約22mg/L；曝氣生物濾池產(chǎn)水TOC平均約6mg/L；再經(jīng)超濾-反滲透處理后產(chǎn)水TOC含量小于0.15mg/L；繼續(xù)經(jīng)混床處理，最終出水電導(dǎo)率≤0.15μS/cm、二氧化硅≤10μg/L、TOC≤200μg/L，滿足電站高參數(shù)鍋爐補(bǔ)水水質(zhì)要求，每噸水直接運(yùn)行費(fèi)用為8.05元。

廢水；蒸發(fā)；二氧化硅；稠油；電站鍋爐；曝氣生物濾池；反滲透；運(yùn)行費(fèi)用

我國主要油田已先后進(jìn)入開發(fā)的中后期，易開采的石油資源儲(chǔ)量持續(xù)下降，而稠油開采的重要性日益突出。為維持原油產(chǎn)量，新疆、遼河等油田開始逐步采用蒸汽輔助重力泄油熱采技術(shù)[1-2]，但制約該采油工藝推廣應(yīng)用的主要難點(diǎn)在于采油過程產(chǎn)生的高溫、高硅、高鹽含油廢水的有效處理和回用。目前，國內(nèi)外常用的稠油熱采廢水處理回用技術(shù)路線為：采用混凝沉淀、石灰軟化、DAF浮選等工藝進(jìn)行除油軟化，再用弱酸或鈉離子交換樹脂進(jìn)行深度軟化，產(chǎn)水作為中低壓直流注汽鍋爐補(bǔ)水[3-9]。由于回用水質(zhì)較低，直流注汽鍋爐的排污率高，產(chǎn)生的蒸汽干度較低[10]，造成采油成本高，限制了稠油熱采技術(shù)的大規(guī)模推廣。

Heins等[8，10-12]在加拿大阿爾伯塔稠油產(chǎn)區(qū)采用降膜蒸發(fā)技術(shù)處理稠油熱采廢水，提高產(chǎn)水水質(zhì)后用于汽包鍋爐補(bǔ)給水，降低了注汽鍋爐的排污率和能耗，替代了傳統(tǒng)軟化處理-直流注汽鍋爐系統(tǒng)，獲得了良好的經(jīng)濟(jì)效益。Zeng等[13]研究了聯(lián)合投加鎂化合物、氫氧化鈉及硫酸鋅凝聚劑處理稠油熱采廢水以去除二氧化硅的效果，結(jié)果顯示硫酸鋅凝聚去除膠體二氧化硅比使用鋁鹽或鐵鹽凝聚劑更有效。Luo等[14]研究了不去除稠油熱采廢水中的硅，而將廢水中的鈣鎂離子降低到極低含量，以防止注汽鍋爐中結(jié)硅垢，結(jié)果顯示將鈣鎂離子降低至80mg/L以下可以防止高硅濃度（250～300mg/L）運(yùn)行條件下的結(jié)垢。Xu等[15]研究了不同軟化程度的高硅油田采出水回用注汽鍋爐的結(jié)垢特性，結(jié)果顯示注汽鍋爐在使用高硅補(bǔ)給水的條件下，結(jié)垢特性主要決定于鈣和鐵離子的濃度。Wang等[16]研究了低溫等離子體預(yù)處理后的稠油廢水在蒸發(fā)過程中的結(jié)垢特性，結(jié)果顯示低溫等離子體預(yù)處理降低了廢水中的二氧化硅、硬度、金屬離子含量及含鹽量，同時(shí)減緩了蒸發(fā)過程中的結(jié)垢。

采用熱電聯(lián)產(chǎn)高參數(shù)電站鍋爐替代直流小注汽鍋爐，能夠在發(fā)電的同時(shí)產(chǎn)生過熱蒸汽供油田注井，可顯著提高能源利用效率，降低稠油熱采的成本。同時(shí)將稠油熱采廢水處理后回用作電站鍋爐補(bǔ)給水，可以實(shí)現(xiàn)資源的循環(huán)利用，解決采油廢水的排放難題，具有很好的環(huán)境效益。然而，電站鍋爐對(duì)補(bǔ)水水質(zhì)要求很高，必須達(dá)到《火力發(fā)電機(jī)組及蒸汽動(dòng)力設(shè)備水汽質(zhì)量》（GB/T 12145—2008）的標(biāo)準(zhǔn)，現(xiàn)有工程案例及研究成果均為稠油熱采廢水處理后回用注汽鍋爐生產(chǎn)蒸汽后直接用于油田注井采油，而油田注汽鍋爐補(bǔ)水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行《稠油注汽系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》（SY/T 0027—2007），比電站鍋爐補(bǔ)給水水質(zhì)要求低得多。

在火力發(fā)電機(jī)組中，汽輪機(jī)是由鍋爐產(chǎn)生的過熱蒸汽推動(dòng)，而過熱蒸汽有很強(qiáng)的鹽類、二氧化硅溶解和攜帶能力，必須嚴(yán)格控制鍋爐補(bǔ)給水中相關(guān)雜質(zhì)成分含量，以避免汽輪機(jī)積鹽、結(jié)垢等嚴(yán)重問題[17-19]。此外，鍋爐補(bǔ)給水中有機(jī)物含量也必須控制在標(biāo)準(zhǔn)范圍內(nèi)，否則有機(jī)物將會(huì)在熱力系統(tǒng)中分解為小分子有機(jī)酸，造成汽輪機(jī)初凝區(qū)葉片酸腐蝕，影響電力生產(chǎn)安全[20]。因此，必須按照電站鍋爐補(bǔ)給水水質(zhì)要求進(jìn)行稠油熱采廢水處理回用工藝研究，以確保稠油熱采廢水回用電站鍋爐的安全和經(jīng)濟(jì)性。

本研究針對(duì)國內(nèi)某大型油田稠油熱采廢水水質(zhì)特點(diǎn)，提出了預(yù)處理-蒸發(fā)-生物處理-膜處理-混床工藝方案，通過實(shí)驗(yàn)對(duì)工藝方案中各子系統(tǒng)的處理效果及工藝性能進(jìn)行研究，提出相應(yīng)的技術(shù)參數(shù)，為工程設(shè)計(jì)提供依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 稠油熱采廢水水質(zhì)

實(shí)驗(yàn)用稠油熱采廢水取自油田稠油處理聯(lián)合站的水處理系統(tǒng)出水，多次取樣監(jiān)測(cè)的水質(zhì)指標(biāo)見表1。

從表1可知，稠油熱采廢水水質(zhì)波動(dòng)相對(duì)較小，廢水pH值平均約8.34。稠油熱采廢水含鹽量、氯離子含量、硅含量、有機(jī)物含量均較高，但其Ca2+、Mg2+以及油含量較低。廢水中硅含量在250mg/L以上，COD在500mg/L以上，含鹽量大于3500mg/L，油含量小于0.04mg/L。

表1 稠油熱采廢水水質(zhì)分析結(jié)果

1.2 水處理工藝方案

針對(duì)稠油熱采廢水水質(zhì)高硅的特點(diǎn)，提出采用除硅、軟化預(yù)處理工藝降低稠油熱采廢水硅含量以及致垢離子含量，以滿足蒸發(fā)脫鹽工藝防垢要求；采用曝氣生物濾池-超濾-反滲透-混床工藝對(duì)稠油熱采廢水蒸發(fā)二次冷凝水進(jìn)行深度處理，以達(dá)到《火力發(fā)電機(jī)組及蒸汽動(dòng)力設(shè)備水汽質(zhì)量》（GB/T 12145）中高參數(shù)（鍋爐過熱蒸汽壓力＞18.3MPa）電站鍋爐補(bǔ)給水水質(zhì)要求：電導(dǎo)率≤0.15μS/cm，二氧化硅≤10μg/L，TOC≤200μg/L。工藝流程見圖1。

稠油熱采廢水經(jīng)除硅系統(tǒng)、軟化系統(tǒng)以及過濾器處理后進(jìn)入蒸發(fā)脫鹽系統(tǒng)，蒸發(fā)脫鹽系統(tǒng)采用多效板式降膜蒸發(fā)器，蒸發(fā)器產(chǎn)出的二次冷凝水經(jīng)熱泵換熱降溫后進(jìn)入深度處理系統(tǒng)，包括曝氣生物濾池、超濾系統(tǒng)、反滲透系統(tǒng)及混床。深度處理系統(tǒng)出水達(dá)到高參數(shù)電站鍋爐補(bǔ)水水質(zhì)指標(biāo)后回用。電站鍋爐產(chǎn)生的過熱蒸汽帶動(dòng)汽輪機(jī)發(fā)電，部分汽輪機(jī)高壓缸抽汽用于稠油熱采井注汽，蒸汽在地下軟化稠油后形成油水混合物被采出，在油田聯(lián)合站經(jīng)油水分離、初步處理后返回本處理系統(tǒng)繼續(xù)處理；汽輪機(jī)做功后的低壓缸乏汽用作蒸發(fā)脫鹽系統(tǒng)一次蒸汽汽源，回收利用低品位熱能，一次蒸汽換熱后冷凝水返回鍋爐補(bǔ)水。整個(gè)工藝實(shí)現(xiàn)了稠油熱采過程中的水、汽循環(huán)利用，同時(shí)實(shí)現(xiàn)熱電聯(lián)產(chǎn)，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益及環(huán)保效益。

圖1 稠油熱采廢水處理回用電站鍋爐補(bǔ)給水工藝流程

1.3 主要實(shí)驗(yàn)裝置

1.3.1 除硅、軟化系統(tǒng)及過濾器

稠油廢水的預(yù)處理技術(shù)包括混凝澄清法、石灰-鎂劑法[21-23]及低溫等離子體法[24]等，本研究采用成熟穩(wěn)定的石灰-鎂劑法進(jìn)行除硅軟化實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)裝置為高密度澄清器，配套設(shè)置 Ca(OH)2加藥裝置、MgCl2加藥裝置、Na2CO3加藥裝置、PAC加藥裝置和 PAM加藥裝置。澄清器設(shè)置泥渣循環(huán)泵，將部分澄清器底部的活性泥渣回流至反應(yīng)區(qū)，提高反應(yīng)效果。高密度澄清器處理量 1m3/h，投藥劑量通過實(shí)驗(yàn)確定。過濾器采用雙介質(zhì)過濾器，處理量1m3/h，濾速10m/h，定期進(jìn)行反洗。

1.3.2 蒸發(fā)脫鹽系統(tǒng)

蒸發(fā)脫鹽系統(tǒng)采用板式降膜蒸發(fā)器，循環(huán)料液在換熱板外流過，一次蒸汽在換熱板腔內(nèi)流動(dòng)，一次冷凝水由換熱板底部收集后返回一次蒸汽發(fā)生器。循環(huán)料液換熱蒸發(fā)產(chǎn)生的二次蒸汽經(jīng)除霧器去除夾帶水滴，由換熱器冷凝后收集為二次冷凝水。蒸發(fā)器運(yùn)行參數(shù)：處理量 250kg/h，一次蒸汽壓力30kPa，工作溫度 60～70℃，蒸發(fā)器中循環(huán)料液濃縮倍率20倍左右；運(yùn)行期間投加高溫阻垢劑TP01，劑量5mg/L。

1.3.3 曝氣生物濾池

實(shí)驗(yàn)采用上向流曝氣生物濾池，配套設(shè)置反洗水泵、反洗風(fēng)機(jī)和曝氣風(fēng)機(jī)。曝氣生物濾池運(yùn)行參數(shù)：處理量2L/h，水力停留時(shí)間80min，水溫15～20℃，BOD5負(fù)荷1.0kgBOD5/(m3?d)，出水溶解氧3～5mg/L，定期反洗以維持填料表面一定的活性微生物量。

1.3.4 超濾系統(tǒng)

超濾系統(tǒng)采用浸沒式超濾裝置，配套設(shè)置超濾產(chǎn)水泵、產(chǎn)水箱、反洗水泵、擦洗風(fēng)機(jī)，定期進(jìn)行水力反洗。超濾裝置運(yùn)行參數(shù)：處理量2L/h，膜孔徑0.03～0.05μm，運(yùn)行通量25L/(m2?h)。

1.3.5 反滲透系統(tǒng)

反滲透系統(tǒng)為帶濃水循環(huán)的模擬實(shí)驗(yàn)裝置，膜元件選用陶氏BW30-4040苦咸水膜，配套設(shè)置給水泵、保安過濾器、阻垢劑加藥裝置。反滲透裝置運(yùn)行參數(shù)：進(jìn)水流量180L/h，淡水流量162L/h，回收率90%。

1.4 實(shí)驗(yàn)及水質(zhì)分析方法

1.4.1 實(shí)驗(yàn)方法

對(duì)預(yù)處理除硅、軟化系統(tǒng)進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究，確定最優(yōu)藥劑投加量，分析預(yù)處理效果。

在一次蒸汽壓力30kPa、蒸發(fā)強(qiáng)度5.2kg/(m2·h)條件下進(jìn)行蒸發(fā)脫鹽實(shí)驗(yàn)，控制循環(huán)料液濃縮倍率20倍，測(cè)定并計(jì)算運(yùn)行過程中傳熱溫差、傳熱系數(shù)、循環(huán)料液全硅含量變化情況，研究蒸發(fā)系統(tǒng)硅結(jié)垢的趨勢(shì)，并對(duì)蒸發(fā)二次冷凝水水質(zhì)進(jìn)行分析。

在曝氣生物濾池設(shè)計(jì)運(yùn)行條件下，通過分析曝氣生物濾池進(jìn)水、出水TOC含量變化，研究曝氣生物濾池對(duì)蒸發(fā)二次冷凝水中有機(jī)物的去除性能；對(duì)超濾系統(tǒng)進(jìn)出水濁度、TOC及SDI進(jìn)行測(cè)定，研究超濾的過濾性能。

在反滲透回收率90%運(yùn)行條件下，通過分析反滲透膜組件進(jìn)出口壓差變化，對(duì)反滲透運(yùn)行穩(wěn)定性進(jìn)行研究，同時(shí)對(duì)反滲透產(chǎn)水水質(zhì)進(jìn)行分析。

采用陰、陽樹脂裝填比例為1∶1的混合離子交換柱，在不同流速下測(cè)定進(jìn)水、出水電導(dǎo)率，分析混床處理效果。

1.4.2 分析方法

水質(zhì)分析方法采用火力發(fā)電廠水汽試驗(yàn)方法標(biāo)準(zhǔn)匯編（第二版）方法；TOC含量采用總有機(jī)碳分析儀測(cè)定；電導(dǎo)率、pH值采用便攜式多參數(shù)水質(zhì)分析儀測(cè)定。垢樣的元素組成及晶體成分采用X射線熒光光譜儀及X射線衍射儀測(cè)定。

2 結(jié)果與討論

2.1 稠油熱采廢水除硅實(shí)驗(yàn)結(jié)果

模擬稠油熱采廢水水溫，在70～80℃條件下進(jìn)行除硅實(shí)驗(yàn)，采用 Ca(OH)2調(diào)節(jié)稠油熱采廢水 pH值至11.5左右，投加不同劑量MgCl2進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見圖2。

稠油熱采廢水除硅過程中，主要發(fā)生以下化學(xué)反應(yīng)，見式（1）～式（6）[16，25-26]。

在高pH值條件下，二氧化硅一部分直接與廢水及投加的化學(xué)藥劑中的鈣鎂離子反應(yīng)生成硅酸鹽沉淀去除，如反應(yīng)方程式（4）～式（6）所示；此外，投加的鎂離子與氫氧根結(jié)合生成大量的氫氧化鎂絮體，如反應(yīng)方程式（3）所示，其新生成活性表面能夠吸附大量的硅，或者與硅結(jié)合生成鎂硅酸鹽，從水中沉淀去除[27]。從本實(shí)驗(yàn)結(jié)果看，廢水中二氧化硅的去除符合文獻(xiàn)所提出的機(jī)理。隨著MgCl2劑量提高，反應(yīng)后上清液全硅含量逐漸下降，當(dāng)MgCl2劑量大于350mg/L后，上清液全硅含量趨于穩(wěn)定，全硅去除率大于 80%。選擇 MgCl2最優(yōu)劑量為350mg/L，反應(yīng)后上清液全硅含量為 41.5mg/L，去除率為83%。

2.2 稠油熱采廢水軟化實(shí)驗(yàn)結(jié)果

采用Ca(OH)2復(fù)合MgCl2除硅工藝處理后出水Ca2+濃度為4mmol/L左右，按照Ca2+與CO32?摩爾比1∶1計(jì)算Na2CO3理論加藥劑量為400mg/L。在此基礎(chǔ)上，選擇不同投加劑量進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，同時(shí)投加混凝劑聚合氯化鋁（PAC，劑量 20mg/L）、助凝劑聚丙烯酰胺（PAM，劑量 0.3mg/L），實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

圖2 不同MgCl2劑量除硅實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表2 Na2CO3劑量?jī)?yōu)化實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從表2可知，當(dāng)Na2CO3投加劑量大于400mg/L時(shí)，軟化后出水Ca2+含量均未檢出，為保證后續(xù)蒸發(fā)脫鹽系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行，選擇 Na2CO3加藥劑量為450mg/L。

在上述最優(yōu)藥劑投加量條件下，預(yù)處理除硅、軟化系統(tǒng)及過濾器連續(xù)運(yùn)行了約240h，預(yù)處理出全硅含量小于50mg/L，Ca2+含量小于5mg/L，有利于后續(xù)降膜蒸發(fā)器的低垢運(yùn)行。

2.3 降膜蒸發(fā)脫鹽實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.3.1 傳熱溫差、傳熱系數(shù)變化情況

采用預(yù)處理后的稠油熱采廢水，在降膜蒸發(fā)器上進(jìn)行了約240h連續(xù)蒸發(fā)實(shí)驗(yàn)，測(cè)定并計(jì)算了傳熱溫差、傳熱系數(shù)，結(jié)果見圖3。

圖3 降膜蒸發(fā)器傳熱溫差及傳熱系數(shù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

在整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程中，降膜蒸發(fā)器傳熱溫差在5.2℃左右波動(dòng)，隨運(yùn)行時(shí)間增長(zhǎng)，傳熱溫差無明顯升高趨勢(shì)。傳熱系數(shù)基本穩(wěn)定，平均為 2276 kJ/(m2·h·℃)，隨運(yùn)行時(shí)間增長(zhǎng)，傳熱系數(shù)略微下降，由 前 期 的 平 均 2872kJ/(m2·h·℃ )下 降 至2684kJ/(m2·h·℃)，降幅約6.6%?？偟膩砜?，實(shí)驗(yàn)期間降膜蒸發(fā)器運(yùn)行穩(wěn)定，實(shí)現(xiàn)了低垢運(yùn)行。

2.3.2 循環(huán)料液中全硅濃度變化情況

在實(shí)驗(yàn)過程中定時(shí)取循環(huán)料液，過濾后測(cè)定全硅含量，觀察全硅含量的變化，間接判斷蒸發(fā)器結(jié)硅垢的趨勢(shì)，結(jié)果見圖4。

圖4 降膜蒸發(fā)器循環(huán)料液全硅含量分析結(jié)果

從圖4可知，當(dāng)濃縮倍率穩(wěn)定在20倍時(shí)，循環(huán)料液全硅含量穩(wěn)定，平均為740mg/L，隨著運(yùn)行時(shí)間增長(zhǎng)，全硅含量無明顯下降趨勢(shì)。理論計(jì)算在濃縮 20倍條件下，循環(huán)料液中硅含量應(yīng)為 900mg/L左右，實(shí)際測(cè)定值低于理論計(jì)算值，說明料液中有硅酸鹽或二氧化硅固體生成。但由圖3可知，實(shí)驗(yàn)期間蒸發(fā)器傳熱系數(shù)并未明顯降低，說明換熱板面并未顯著結(jié)垢，析出的固體物主要以懸浮物形式存在于料液中。

2.3.3 蒸發(fā)器換熱板表面狀況及垢樣分析

實(shí)驗(yàn)結(jié)束后取出降膜蒸發(fā)器換熱板，觀察其表面狀態(tài)，如圖5所示。

圖5 料液濃縮20倍運(yùn)行240h后換熱板表面狀況

由圖5可見，在濃縮20倍條件下，蒸發(fā)器連續(xù)運(yùn)行 240h后，換熱板面結(jié)垢較少；清水沖洗后，換熱板表面用于強(qiáng)化傳熱的凹凸結(jié)構(gòu)清晰。取換熱板表面垢樣進(jìn)行 X射線熒光光譜分析，結(jié)果見表3。

由垢樣元素分析結(jié)果可知，垢樣的主要元素組成是硅和氧。進(jìn)一步對(duì)垢樣進(jìn)行X射線衍射分析，其晶體的主要組成成分為：FeCr2Al2O4占 16%，CaCO3占46.4%，F(xiàn)e3O4占27.1%，NaKAl8Si16Al16O40占10.5%。由此可知，垢樣中晶體部分主要是碳酸鈣和四氧化三鐵，而非晶體部分無法通過X射線衍射分析確定，但結(jié)合元素分析結(jié)果，可以推斷主要是無定形二氧化硅。在蒸發(fā)過程中，對(duì)流換熱面總是覆蓋一層預(yù)先沉積的碳酸鈣、氫氧化鎂等顆粒，當(dāng)這些松散顆粒夾帶二氧化硅形成結(jié)晶基體時(shí)，沉積物的內(nèi)部結(jié)構(gòu)和界面輪廓發(fā)生連續(xù)變化導(dǎo)致致密垢層的形成[28-29]。因此，當(dāng)廢水中的二氧化硅含量下降之后，結(jié)垢過程中的結(jié)晶基體形成速率降低，垢層將變得酥松[16]。從本研究結(jié)果看，稠油熱采廢水經(jīng)過預(yù)處理之后，二氧化硅含量降至50mg/L以下，蒸發(fā)濃縮20倍過程中，部分析出的硅酸鹽或二氧化硅固體呈懸浮物存在于料液中，換熱面附著垢層中致密的晶體部分含硅量很少，與文獻(xiàn)提出的結(jié)垢機(jī)理相吻合。

2.3.4 蒸發(fā)二次冷凝水水質(zhì)分析結(jié)果

對(duì)降膜蒸發(fā)器產(chǎn)生的二次冷凝水主要水質(zhì)指標(biāo)進(jìn)行分析，結(jié)果見表4。

從表4可知，蒸發(fā)脫鹽過程產(chǎn)生的二次冷凝水含鹽量較低，電導(dǎo)率小于42μS/cm，含有微量硬度及全硅，但水中有機(jī)物含量較高，TOC平均為21.85 mg/L。二次冷凝水若用于電站鍋爐補(bǔ)給水，必須通過深度處理，進(jìn)一步降低水的含鹽量、全硅以及有機(jī)物含量。

表3 垢樣中主要元素分析結(jié)果 單位：%

表4 蒸發(fā)二次冷凝水主要水質(zhì)指標(biāo)

2.4 曝氣生物濾池實(shí)驗(yàn)結(jié)果

對(duì)蒸發(fā)二次冷凝水用曝氣生物濾池進(jìn)行了約1000h實(shí)驗(yàn)。由于二次冷凝水中磷含量較低，按照BOD5∶N∶P=100∶5∶1的最佳比例額外投加NaH2PO4補(bǔ)充進(jìn)水中的P元素含量。實(shí)驗(yàn)期間測(cè)定曝氣生物濾池進(jìn)出水TOC，結(jié)果見表5。

表5 曝氣生物濾池進(jìn)出水TOC含量

表5可知，進(jìn)水TOC含量波動(dòng)較大，出水TOC含量在2～13mg/L之間，平均為5.9mg/L，平均去除率為62.1%。曝氣生物濾池在運(yùn)行一定時(shí)間后濾料表面失去活性的生物膜剝離，污泥絮體上浮，導(dǎo)致出水TOC含量升高，TOC去除率較低；進(jìn)行反洗后，TOC去除率可得到有效恢復(fù)。

2.5 超濾實(shí)驗(yàn)結(jié)果

將曝氣生物濾池出水用浸沒式超濾裝置進(jìn)行處理，連續(xù)實(shí)驗(yàn)時(shí)間約840h。對(duì)超濾裝置進(jìn)出水的濁度、TOC及出水的SDI進(jìn)行測(cè)定，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6。

表6 超濾實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從表6可知，超濾可有效降低曝氣生物濾池產(chǎn)水濁度，過濾后產(chǎn)水濁度小于 0.3NTU，SDI小于4.0。同時(shí)超濾對(duì)TOC也有一定去除作用，過濾后產(chǎn)水TOC小于3.0mg/L。

2.6 反滲透實(shí)驗(yàn)結(jié)果

在反滲透產(chǎn)水通量為 22.5L/(m2·h)條件下進(jìn)行了168h連續(xù)實(shí)驗(yàn)，系統(tǒng)回收率為90%。實(shí)驗(yàn)期間，測(cè)定反滲透膜組件進(jìn)出口壓差及反滲透產(chǎn)水水質(zhì)，結(jié)果見圖6和表7。

實(shí)驗(yàn)期間反滲透系統(tǒng)進(jìn)水壓力穩(wěn)定在1.1MPa，而膜組件進(jìn)出口壓差穩(wěn)定，在19.3～20.0kPa之間波動(dòng)，隨時(shí)間增長(zhǎng)壓差無明顯升高現(xiàn)象。由此推斷，系統(tǒng)回收率90%條件下，反滲透膜未出現(xiàn)明顯污染現(xiàn)象。

由表7數(shù)據(jù)可知，回收率90%條件下，反滲透產(chǎn)水電導(dǎo)率小于 3.01μS/cm，TOC含量小于0.15mg/L，二氧化硅未檢出。對(duì)比《火力發(fā)電機(jī)組及蒸汽動(dòng)力設(shè)備水汽質(zhì)量》（GB/T 12145—2008）指標(biāo)要求，反滲透產(chǎn)水還需進(jìn)一步除鹽以降低出水電導(dǎo)率。

2.7 混床實(shí)驗(yàn)結(jié)果

采用混床對(duì)反滲透產(chǎn)水進(jìn)一步處理，在不同流速下的實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表8。

圖6 反滲透進(jìn)出口壓差變化曲線

表7 反滲透產(chǎn)水水質(zhì)分析結(jié)果

表8 混床出水水質(zhì)分析結(jié)果

從表8可知，在不同流速條件下，混床出水電導(dǎo)率均小于 0.15μS/cm，TOC、二氧化硅指標(biāo)也滿足《火力發(fā)電機(jī)組及蒸汽動(dòng)力設(shè)備水汽質(zhì)量》中高參數(shù)電站鍋爐補(bǔ)水水質(zhì)要求。

2.8 水處理工藝運(yùn)行成本分析

該工藝蒸發(fā)脫鹽系統(tǒng)利用電站鍋爐汽輪機(jī)做功后的低壓缸乏汽，此部分熱能屬于廢熱利用，不計(jì)入制水成本，直接運(yùn)行成本主要考慮藥劑費(fèi)用和電費(fèi)。按實(shí)驗(yàn)工藝流程設(shè)計(jì)了除鹽水制水量為150m3/h的稠油熱采廢水處理回用系統(tǒng)，按年運(yùn)行5500h計(jì)算直接運(yùn)行成本。

2.8.1 藥劑費(fèi)用

從表9可知，該工藝每年藥劑費(fèi)用為420.9萬元，折算每噸水藥劑費(fèi)用為5.10元。

表9 系統(tǒng)運(yùn)行藥劑費(fèi)用

2.8.2 電費(fèi)

按照用電設(shè)備總功率1230kW，單位電價(jià)0.36元/(kW·h)計(jì)算，每年用電費(fèi)用為243.5萬元，折算每噸水電費(fèi)為2.95元。

2.8.3 直接運(yùn)行成本

合計(jì)藥劑費(fèi)用和電費(fèi)，年直接運(yùn)行成本總計(jì)664.4萬元，折算每噸水運(yùn)行費(fèi)用為8.05元。

3 結(jié) 論

（1）除硅、軟化工藝能夠有效去除稠油熱采廢水中的硅和致垢離子含量，處理后全硅含量小于50mg/L，Ca2+含量小于5mg/L，能夠滿足后續(xù)降膜蒸發(fā)器低垢運(yùn)行的需求。

（2）在濃縮倍率20倍條件下，實(shí)驗(yàn)過程中降膜蒸發(fā)器運(yùn)行穩(wěn)定，無明顯結(jié)垢現(xiàn)象。蒸發(fā)二次冷凝水電導(dǎo)率小于42μS/cm，但有機(jī)物含量較高，TOC含量平均在22mg/L左右。

（3）蒸發(fā)二次冷凝水經(jīng)曝氣生物濾池、超濾、反滲透、混床組合工藝處理后，出水電導(dǎo)率≤0.15μS/cm、二氧化硅≤10μg/L、TOC≤200μg/L，達(dá)到《火力發(fā)電機(jī)組及蒸汽動(dòng)力設(shè)備水汽質(zhì)量》（GB/T 12145—2008）中高參數(shù)電站鍋爐補(bǔ)水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。

（4）通過實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，本文提出的稠油熱采廢水回用電站鍋爐補(bǔ)給水處理工藝具有出水水質(zhì)高、運(yùn)行穩(wěn)定可靠的特點(diǎn)，能夠?qū)崿F(xiàn)水、汽循環(huán)利用和熱、電聯(lián)產(chǎn)，經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益良好。

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Process of heavy oil thermal recovery wastewater reused as power plant boiler make-up water

WANG Jing1，2，MAO Jin2，ZHAO Jianqiang1，PU Ping3，GUO Weizhong3，LI Yajuan2，LIU Yapeng2
（1School of Environmental Science and Engineering，Chang’an University，Xi’an 710064，Shaanxi，China；2Xi’an Thermal Power Research Institute Co.，Ltd.，Xi’an 710032，Shaanxi，China；3Hua’neng Xinjiang Energy Development Co.，Ltd.，Urumqi 830017，Xinjang，China）

The traditional heavy oil thermal recovery wastewater treatment process is comprised of oil eliminating and softening. The effluent quality is comparably poor which can only be used as make up water for once-through small steam injection boiler. Because the parameter of small steam injection boiler is low，both the boiler blowdown and energy consumption are high. The oil extraction steam cost is raised subsequently. Aimed at the problem，a novel heavy oil thermal recovery wastewater treatment process that comprises of pretreatment，bio-treatment，membrane，and mixed bed technology was developed. Operating performance of individual sub-system was investigated by model experiments to enhance the treatment efficiency and to make it possible to reuse the product water as high parameter power plant unit make up water. As a result，the objective to replace the small steam injection boiler by combined heat and power generation unit to reduce the oil extraction steam fee could be achieved. Results show that the operating performance of all sub-system is stable when theheavy oil thermal recovery wastewater was treated by the new process. The average TOC was about 22mg/L when the wastewater was treated by the silica removal and softening pretreatment system and the evaporator. The TOC was decreased to about 6mg/L in the BAF effluent，and it was continued to decrease to about 0.15mg/L in the UF-RO effluent. The conductivity，silica and TOC of the final product water were less than 0.15μS/cm，10μg/L and 200μg/L respectively when the UF-RO effluent was treated by mixed bed ion exchanger subsequently. This water quality could meet the demand of high parameter power plant boiler and the direct operating cost is 8.05yuan/ton of product water.

wastewater；evaporation；silica；heavy oil；power plant boiler；biological aerated filter；reverse osmosis；operating cost

X 741

A

1000-6613（2015）12-4407-08

10.16085/j.issn.1000-6613.2015.12.046

2015-06-17；修改稿日期：2015-08-27。

中國華能集團(tuán)公司總部科技項(xiàng)目（HNKJ13-H12）。

王璟（1975—），男，博士研究生，研究員，研究方向?yàn)殡姀S水處理技術(shù)。E-mail wangjing@tpri.com.cn。聯(lián)系人：趙劍強(qiáng)，教授。E-mail 626710287@qq.com。