超滤UF→反渗透RO→EDI：全膜法水处理工艺在电厂节能减排中的应用”的全膜法水处理工艺是将最先进的膜分离技术组合运用，应用于电厂锅炉补给水处理系统可以达到高效去除污染物以及深度脱盐的目的，满足后续工艺水质要求。

　　根据燃机机组参数、源水水质、厂址位置特点、环保等方面的因素，下沙热电全膜法水处理系统按“超滤+一级反渗透+二级反渗透+电除盐”系统设计，系统出力按2×140 m3/h考虑。

　　超滤系统采用西门子Memcor的压力式超滤膜系统，单套系统采用96支超滤膜，产水流量180 m3/h。超滤膜为外压式超滤膜，由于外压式超滤膜的纳污空间是内压式超滤膜的4～5倍，所以外压式超滤膜能承受的进水悬浮物可允许比内压超滤膜高4～5倍，外压式超滤的抗污染性豪无疑问优于内压式超滤，对原水的适应性也更强。根据厂家推荐值，进水浊度要求在20 NTU以下。

　　由于EDI进水水质的要求，反渗透系统采用两级膜处理。一级反渗透膜组件采用DOW的BW30-400FR抗污染性膜元件，排列方式为一级二段，单位膜面积设计水通量23.47 L/(m2˙h) ，出力158 m3/h。二级反渗透膜组件采用DOW的BW30-400膜元件，排列方式为一级二段，单位膜面积设计水通量26.8l L/(m2˙h)，出力150 m3/h。陶氏BW30-400系列膜元件对于进水要求如下：pH为2～11，最高运行温度45 ℃，最大运行压力41bar，最高允许污染指数5，余氯0.1 mg/L。反渗透膜分离技术利用压力驱动，可有效去除水中固体溶解物、有机物、胶体、微生物以及细菌等杂质，与前置超滤系统配套使用，具有工艺先进、操作简便、运行费用低、无污染、维护方便等优点。

　　电除盐装置选用Ionpure CEDI的LX-45膜堆，共计28个膜堆，单套出力达140 m3/h。CEDI系统不需要加盐，不需要浓水循环，不需要单独极水排放，整套系统简单可靠;由于浓水和极水全部回用至一级反渗透前，水利用率可达100%，膜堆两进两出设计(淡水进/出，浓水进/出)，系统最简单，运行维护简单。相对于加盐型膜堆，系统可以即开即用。

　　电厂循环水系统采用单元制供水系统。汽机循环冷却水为自来水，冷却水量为17 500 t/h。3台机组配4台循环水泵、一条供水管、一条回水管、4座机力通风冷却塔。平板滤网后设一台辅助循环水泵作为停机初期辅机冷却用。供水系统由冷却塔→循环水排水沟→循泵进水间→循环水泵房→循环水进水管道→凝汽器→循环水回水管道→冷却塔等组成。为了有效控制凝汽器内微生物的繁殖，防止冷却设备的堵塞和腐蚀发生，确保凝汽器的传热效率和真空度，选用次氯酸钠和缓蚀阻垢剂对循环水进行杀菌灭藻及阻垢处理。

　　由于循环冷却水在循环过程中不断蒸发浓缩，循环水导电率、硬度及碱度不断上升导致超过其水质控制标准，此时必须不断补充新鲜水并将部分高盐度循环水排放，以维持水质的动态平衡，因此在循环冷却水系统运行过程中，循环水浓缩倍数控制有一个上限，此数值一般通过动态模拟实验确定。

　　1)循环冷却水补充水源采用自来水，成本较高，排污水量较大，排污导致水资源浪费，运行经济性差。

　　2)循环水系统原设计无底部排放口，导致实际运行中在循环水浓缩倍率超标时无法排污，只能通过水泵泵吸或者溢流的方式来控制，这种方式不仅费时费力耗能，而且无法准确控制浓缩倍率，系统存在结垢风险。

　　3)随着《水污染防治行动计划》的实行，废水排放愈加严格，循环水进入雨水系统存在环保合规性问题。

　　4)循环水经过凝汽器冷却后，回水温度达到35 ℃左右，温水排放导致能量消耗。

　　由于循环水系统存在上述问题，迫切需要一种兼顾安全性、经济性和合规性的运行方式来实施循环水回用。

　　2016年全年循环水水质报表显示，循环水水质控制指标中硬度和浓缩倍率出现超标现象比较频繁，运行中须通过溢流方式来降低硬度和浓缩倍率以保证循环水系统凝汽器钢管不结垢，给机组安全经济运行带来极大影响。但其指标完全符合全膜法水处理系统进水之要求，基于循环水水质分析前提条件下，2017年实施了循环水回用项目。

　　1)循环水回水母管与化学水池补水管道通过DN150管道联通，运行时利用循环水泵产生的压头将部分循环水回用至化学水池用作全膜法水处理系统进水，以起到排污的效果。

　　2)机组运行时，循环水母管回水温度在35 ℃左右，冬季运行时可提高全膜法水处理系统进水温度，减少加热全膜法水处理系统进水用蒸汽量，切实起到节能降耗作用。

　　3)部分循环水通过管道排污后起到旁流过滤的作用，可降低循环水浊度，减少凝汽器管道污堵。

　　机组运行期间每日回用约500 m3循环水。项目实施后超滤系统运行正常，产水浊度0.045～0.091 NTU，进出口压差89～93 kPa，压差上升了约40 kPa，上限为150 kPa，产水浊度合格。反渗透系统一段压差149～161 kPa，二段压差89～93 kPa，压差正常;产水电导9.1～10.2 μS/cm，脱盐率及产水量均正常。

　　系统出水水质为：锅炉补给水电导率0.18 μS/cm，钠离子1～2 μg/L，硅酸根10 μg/L左右。

　　2017年循环水指标年报表表明，循环水回用项目实施后，不影响全膜法水处理系统运行及出水水质。循环水浊度全年平均值从2016年的6.7 NTU降低到2017年的3.8 NTU，其它指标均有所下降，全年超标次数大幅度下降。

　　1)机组运行时，每日回用循环水500m3，基本上可完全通过回用循环冷却水把浓缩倍率控制在6倍以内，有效的避免凝汽器结垢，减少公司自来水用量，且规避了循环冷水系统排污水进入雨水系统的环保风险。

　　2)从2017年3月开始，机组运行日历天数130 d，减少循环水排污量65 000 m3，按自来水水费4.8元/m3计，全年节约自来水费292 500元。

　　3)如冬季运行机组运行，通过循环水回用加热锅炉补给水处理系统，可不投用原水蒸汽加热系统，每日可节约蒸汽10 t。

　　4)循环水回用后，起到旁流过滤的作用，可以降低循环水浊度，减少凝汽器的污堵，降低凝汽器清洗频率。

　　5、由于循环水采用氧化性杀菌处理，回用循环水后可保证膜系统安全的同时更好地控制全膜法处理系统的微生物污染。

　　基于全膜法水处理工艺条件下的循环排污水回用应用项目，在下沙热电公司已应用满一年，机组单拖运行时，每日回用循环水500吨，基本上可完全通过回用循环冷却水把浓缩倍率控制在6倍以内，有效的避免凝汽器结垢，减少公司自来水用量及蒸汽用量，且规避了循环冷水系统排污水进入雨水系统的环保合规风险。实践证明，全膜法水处理工艺原水适用性强，对于电厂高盐度的循环排污水可直接作为其进水，从而减少循环排污水的直接排放，很好的适应环保要求，切实起到节能减排的作用。

　　随着社会的发展，火电企业面临着日益严峻的环保形势，尤其天然气发电企业，普遍存在占地面积小和无煤场等原因，无法具备传统燃煤火电企业的废水处理能力，针对上述原因，本技术较为彻底地解决了循环水排污问题，同时兼顾了经济性与安全性，在采用全膜法水处理系统的天然气发电企业中有着广泛的应用前景。关于工业废水处理方面的问题，可以搜索宏森环保官网或者关注其宏森环保微信公众号，与我们水处理专家作详细咨询，我们水处理专家会给出一份您最满意的水处理解决方案。

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