陈 震1，王 涛2，刘红艳3，朱丽萍4，祝 青1
(1.国网上海市电力公司电力科学研究院，上海200437；2.上海申能临港燃机发电有限公司，上海201306；3.上海申能吴泾第二有限公司，上海200241；4.华能上海石洞口发电责任有限公司，上海200942)
<strong> 摘 要： 通过分析上海地区火电厂不同水处理工艺以及进水水源的变化情况，总结这些电厂多年的补给水运行出水水质数据，研究其在高含盐量进水水质下，其水处理工艺出水水质是否满足（GBT12145-2008）锅炉补给水质量要求。为上海地区火电厂水处理工艺设计改造提供依据。
关键词： 离子交换；RO；EDI
0 引言
上海地区火电厂采用的补给水处理工艺：老电厂为传统离子交换除盐系统，大部分电厂是在传统离子交换除盐系统上加装了一级反渗透；新设计的现代火电厂采用二级RO+混床除盐系统或二级反渗透+EDI的全膜水处理系统。
化学补给水全膜系统包括超滤(UF)、反渗透(RO)和EDI三部分，装置采用可编程控制器(PLC)进行数据采集和系统控制，可远程控制和就地手动操作。电厂全膜除盐系统经过数年的运行使用，反渗透及EDI装置均会出现不同程度的脱盐率、回收率下降的情况，造成设备的供水能力不足，影响机组安全、经济运行。
如某电厂补给水采用全膜处理，在运行5年后，EDI装置的出水水质从运行初期的0.06 μS/cm上升至0.1 μS/cm，钠、硅的去除能力明显下降，在EDI系统清洗后，水质可恢复至0.07 μS/cm，在运行2～3个月时间后，钠、硅控制指标大幅升高，说明采用清洗不能完全恢复系统的性能。RO装置的系统回收率均不到60%，远小于设计回收率≥85%的要求，EDI出水中钠、硅超过失效控制指标，影响锅炉的安全运行。
为保证上海地区在海水倒灌影响期间锅炉补给水处理设备的可靠运行，必须摸清各种处理工艺的处理效果、运行控制条件，选择适合上海地区火电厂的补给水处理工艺，保证所选择的补给水处理设备的高效运行，提高补给水系统出力与出水水质。
1 上海地区火电厂水处理系统工艺流程
1.1 电厂水处理系统工艺流程
目前上海地区火电厂中高桥石化热电厂、金山石化热电厂、星火热电厂、闵行电厂采用的处理工艺为传统离子交换除盐系统，长兴岛二电厂、吴泾一电厂、吴泾二电厂、外高桥一、二电厂、石洞口一电厂、闸电燃机电厂、石洞口二厂一期工程采用的是一级RO+离子交换除盐系统；漕泾燃机、大漕泾电厂为二级RO+离子交换除盐系统；临港燃机、石洞口燃机、石洞口二厂二期工程、奉贤燃机为二级反渗透+EDI的全膜水处理系统。
图1为全膜水处理工艺流程。全膜处理系统是目前最新的锅炉补给水水处理制水技术，其使用EDI设备替代传统混床技术。EDI工艺是将离子交换树脂填充在阴、阳离子交换膜之间形成EDI单元，其离子化物质在电场的作用下,通过导电物质从产水中迁移出去,达到生产高纯水的过程。在这个单元两边设置阴、阳电极，在直流电作用下，将离子从其给水（通常是反渗透纯水）中进一步清除。
水中阳、阴离子通过阳、阴离子交换膜分别允许各自的阳、阴离子透过。
EDI模块的产水水质取决于模块将离子从淡水室迁移至浓水室的能力，如果进水中的离子含量过高，则产水水质变差。运行中需控制允许最高的进水电导率。
EDI模块约70％的电能消耗在水的电离上，在EDI模块中，浓水室阴膜表面的pH值较高，结垢倾向严重，为保证脱盐率，防止EDI模块结垢，必须控制进水结垢物质含量。
进水中氧化剂会使EDI中离子交换树脂和离子交换膜（包含RO膜）快速降解，造成离子交换能力和选择性透过能力衰退，除盐效果恶化，缩短RO、EDI模块使用寿命。运行中需控制进水中氧化剂的含量。
颗粒杂质会污堵隔室水流通道、树脂空隙、树脂和膜的孔道，导致模块的压降升高、离子迁移速度下降。有机物、藻类可以被吸附到树脂及膜的表面，降低其活性。被污染的树脂和膜传递离子的效率降低，膜堆电阻增加，运行中需保证进水中含有较少的杂质含量。
胶态硅可以通过超滤及RO装置等物理处理工艺去除，而活性硅在通过RO及EDI装置后难以彻底去除。硅酸化合物对EDI模块的影响：在浓水室结垢的硅酸盐很难除去。设计要求EDI进水SiO2含量小于0.5 mg/L。
1.2 电厂补给水运行水质标准
表1显示，对超临界火电机组，锅炉补给水电导率、TOC、SiO2分别要求小于0.15 μS/cm、200 μg/L、10 μg/L。其中，TOC必要时监测。
2 上海地区电厂原水水质分析
2.1 原水水质分析
2.1.1 原水含盐量分析
目前上海地区使用的原水水源为长江水质的电厂是石洞口一、二厂、宝钢、外高桥一、二、三厂；吴泾一、二电厂、临港燃机为黄浦江水；上电漕泾、漕泾燃机、奉贤燃机为上海内陆河水质，其水质情况见图2。
长江水质受海水倒灌影响较大，在长江“枯水”期(一般为每年的11月下半月至翌年的5月上半月)，水中氯离子含量达1 700 mg/L，偶尔可3 500 mg/L。在进入“汛期”时，原水的电导率减小，到每年的5、6月份降至最低。当进入“枯水”期时，原水的电导率上升。有海水倒灌时，电导率上升明显。2014年2月份原水电导率甚至上升至1 489 μS/cm。上海内陆水源为黄浦江水源的支流，基本与黄浦江水源接近，其水源也受到季节性的影响，但原水水质年波动幅度比较低，受海水倒灌的影响较小。电导率主要分布在600～800 μS/cm之间。上电漕泾电厂位于上海市金山区漕泾镇，紧靠杭州湾北岸。从图2可以看出，靠近金山地区的内陆水也受海水倒灌的影响，在冬季“枯水”期，原水的电导率明显上升，但上升幅度与长江水质相比幅度较低，黄埔江的原水电导率最高可达到1 000 μS/cm左右。
2.1.2 原水有机物分析
黄浦江水和长江水年有机物变化曲线如图3所示。
由图3可以看出，黄浦江水有机物的含量较长江水高，黄浦江水有机物平均含量在5.3 mg/L左右，长江水平均在3 mg/L左右。对于以黄埔江水为原水的电厂，在进全膜系统前应当增设活性炭，降低进水有机物的含量，防止膜系统受有机物污染和滋长微生物。
2.2 各种处理工艺在高含盐量时出水水质分析
2.2.1 常规的离子交换处理工艺
普通常规除盐处理进水水质是按表2所列的水质进行设计。
表3显示，在进水电导率达到800 μS/cm时，混床出水电导率已达到0.18 μS/cm，TOC为820 μg/L，超过超临界火电机组补给水水质的标准要求，在海水倒灌期间，当海水电导率达到1 500 μS/cm以上时，常规离子交换处理工艺无法制水运行，强制运行，其周期制水量非常短，出水水质劣化，水耗、酸碱耗极高。以前在海水倒灌期间采取的工艺处理措施是采用低含盐量的深井水替代高含盐量的原水，保证离子交换处理工艺能正常制水，随着地下水资源的限制开采，这种运行方式已不能满足现代工艺的生产要求。
2.2.2 一级RO（二级RO）+离子交换处理工艺
常规离子交换工艺存在抗高含盐量能力差、出水水质不能完全满足超临界火电机组补给水水质的标准要求，大多数电厂对原补给水处理工艺进行了改造，加装了一级RO设备，在一级RO处理设备后，再配置常规的一级除盐系统，其进水水质按RO90%除盐能力计算，可以处理进水电导率达到6 000 μS/cm高含盐量的水质。部分新设计的电厂如百万机组上电漕泾电厂、漕泾燃机电厂，其采用的处理工艺则为二级RO+混床的处理工艺。
从上海石洞口二厂一期“RO+离子交换”系统的运行数据中，选择其中三组含盐量高的数据(如表4所示)进行分析。结果如图4～图6。
从表4、图4、5、6数据可知，当海水倒灌时反渗透进水的电导率高至3 800 μS/cm，经反渗透除盐后出水的电导率在300～400 μS/cm，其出水电导率也基本稳定在0.06～0.08 μS/cm，硅、钠全部符合超临界火电机组补给水控制指标，说明采用一级RO+离子交换处理工艺或二级RO+混床的处理工艺，在抗高盐量、较高有机物的进水水质时，其出水水质全部符合超临界火电机组补给水控制指标。
2.2.3 全膜处理工艺
新设计的电厂采用的是全新的全膜水处理工艺，其代表电厂是上海石洞口二厂二期、临港燃机、奉贤燃机电厂。
表5、图7、8 数据显示，当EDI进水的电导率基本在1.7～3.4 μS/cm时，其出水的电导率在0.089～0.127 μS/cm，高于采用一级RO+离子交换的制水工艺的出水水质0.06～0.08 μS/cm，但能满足超临界火电机组补给水电导率小于0.15 μS/cm的控制指标。
对已经运行5年，在EDI进水电导率高于5 μS/cm时，其出水电导率已超过0.2 μS/cm，高于超临界火电机组补给水电导率小于0.15 μS/cm的控制指标。
对于全膜系统，反渗透的脱盐率随运行时间的增加逐渐下降（图9所示），EDI处理设备对进水电导率有一定的要求，在原水含盐量升高至一定值时，或由于EDI系统随运行时间的增加，EDI膜上污染加剧，树脂交换基团脱落氧化，处理能力下降时，会导致全膜系统的出水水质无法达到超临界火电机组补给水的水质标准，使全膜系统降低出力或停止运行。
2.3 其他出水水质指标比较
上海石洞口二厂一期采用一级RO+离子交换除盐系统，上海石洞口二厂二期、上海临港燃机电厂采用全膜处理系统，上电漕泾为二级RO+混床的处理工艺。在不同处理工艺下，出水Na+浓度、SiO2浓度分别如图10、11所示。
从图10、11中可以明显地看出，各个电厂除盐水水质有明显的差异，上海石洞口二厂二期的出水水质波动较大，上海石洞口二厂一期、上电漕泾电厂的出水水质较稳定。在全膜处理的出水水质中，出水的钠、硅含量要高于一级RO+复床+混床和二级RO+混床的制水工艺。
除盐水中有机物含量是电厂定期监测的指标。若水处理系统出水有机物含量高，有机物会进入锅炉，在高温下分解形成有机酸，导致锅炉形成酸性腐蚀。图12、13分别是上电漕泾电厂、石洞口二厂二期2012年～2014年有机物的检测结果。
从图12、13可以看出，上电漕泾发电厂二级RO+混床、水处理系统产水有机物含量TOC均小于100 μg/L，离子交换补给水混床出水TOC最高可达600 μg/L，凡补给水采用RO处理工艺后，其补给水的TOC水质均低于GBT12145-2008标准要求。
2.4 温度对膜运行效果的影响
通过对临港燃机电厂采集数据的分析发现，进水的水温对设备处理效果也有很大的影响。温度—电导率的关系如图14所示。
从上图的变化曲线可以看出，随着温度的升高，产水电导率也在升高，在15℃以上水温时，反渗透膜的产水量接近设计产水量，而产水的电导率较低。该系统控制运行水温在15℃以上时，系统的运行效果较好。图15为温度与产水量的关系。
从图15可以看到，随着温度的升高产水量先是有一个明显的升高，随着温度继续升高，二级反渗透的出水水量上升程度会趋于平缓，最终达到最大产水量。
结合图14、15的变化关系曲线，反渗透系统存在最佳的运行温度。临港燃机电厂在设计所定的二级反渗透产水就是56 m3/h，从图15看出在15 ℃时产水量是54 m3/h，接近了理论设计值。按膜与水温的性能关系，水温每提高1 ℃，产水率约增加2%，临港燃机电厂的运行水温至少控制在16 ℃以上。
2.5 不同水处理工艺的使用特点
通过以上研究分析，各种水处理工艺的优缺点如表6所示。
3 结束语
上海地区火电厂采用常规离子交换水处理工艺，在海水倒灌期间，该工艺不能使用，需要采用其他低含盐量水源。在进水有机物含量高时，其出水TOC高于GBT12145-2008补给水标准要求，不适合近海与高有机物的进水水源。
在高含盐量的进水条件下，采用全膜处理工艺电厂，当RO脱盐率有较大下降，EDI性能指标下降时，出水水质会超出GB12145补给水标准要求。
采用RO+离子交换处理工艺的电厂，其出水水质基本不受进水水质的影响，出水钠、硅、电导率、TOC均能满足GB12145补给水标准要求。
通过对RO+离子交换处理工艺的电厂和全膜处理工艺电厂出水水质分析比较， RO+离子交换处理工艺对原水水质的适应能力、出水水质要优于全膜处理系统。
全膜水处理系统相较于传统的水处理系统具有占地面积小、污染小等特点；原水水质的稳定性对于全膜水处理设备的安全稳定运行有很大影响。
对采用RO处理工艺的电厂必须控制好进水温度。
参考文献
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