取用水合理性分析案例.docx
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取用水合理性分析案例
项目概况：
大唐莒南电厂规划容量为4×1000MW机组，本期建设2×1000MW超超临界燃煤发电机组，并留有再扩建条件，由大唐山东发电有限公司投资建设。
厂址位于山东省临沂市莒南县郑家庄南侧，晋中南铁路通道南侧，西南距莒南县城约23km；厂区用地40hm2；静态投资662165万元，单位千瓦造价为：
3311元/kW，动态总投资709536万元；工程计划于2012年10月开工，#1机组于2015年4月建成投产，#2机组于2015年8月建成投产；拟采用莒南县新区污水处理厂和莒南县龙王河污水处理厂中水及陡山水库的地表水联合供水方案。
4建设项目取用水合理性分析
根据可研设计提供的取用水方案，本章节将依据火电行业的产业政策和水资源管理要求，一方面从当地水资源开发利用现状、配置、规划、供水安全和国家产业政策等方面分析取水的可行性和合理性。
另一方面，依据行业用水定额与标准，并类比国内同类企业的用水指标，从本工程的用水工艺和过程着手，按照整体最优、注重节水、减污的原则对各环节用水进行平衡分析计算，进一步提出节水措施和建议，最终确定本工程的合理用水量。
4.1取水合理性分析
4.1.1符合国家的产业政策
国家《电力产业政策》中明确提出：
除西藏、新疆自治区和海南省外，在大电网覆盖范围内，燃煤电站应建设高参数、大容量、高效率、节水环保型机组，所选机组单机容量应为300MW及以上。
禁止建设单机容量为200MW及以下燃煤凝汽式火电机组。
优先规划和建设：
利用本地煤炭资源建设坑口或矿区电站以及靠近煤炭通道上的港口、路口等运输条件较好的电站项目；有利于电网安全稳定，多方向、分散接入系统的项目。
本工程建设2×1000MW超超临界燃煤凝汽式机组工程，是高参数、大容量、高效率、节水环保型电源建设项目。
而且采用目前广泛应用的、技术比较成熟的湿法烟气脱硫工艺和干除灰方式，利用城市污水处理厂中水和水库地表水混合供水水源，设计发电标煤耗270.3g/KW.h。
从电厂设计工艺分析，本工程符合国家《电力产业政策》规定，符合国家发展和改革委关于燃煤电站项目规划和建设的有关要求，不属于国家禁止投资的工艺技术落后、低水平重复建设的、严重污染环境、浪费资源的电厂项目。
从地区资源分布看，本工程位于国家铁路运煤中南通道附近，铁路运煤中南通道贯穿国家几大煤炭重点产地，能够为本项目提供可靠、丰富的煤源；且莒南县有较为丰富的水资源和优越建设条件。
同时近年来随着莒南县经济的迅速发展，用电负荷呈跳跃式发展，且莒南县周围的临沂市和日照市均是经济发达地区，用电量大，本工程的建设可以为莒南县的经济快速发展提供充足的电力保障，同时可在一定程度上减少临沂电网的电力缺口，也有助于缓解西电东送的压力，还可以满足山东电网负荷用电需要，加强山东南部电网的支撑电源，促进山东电网的安全稳定运行，优化山东省火电电源结构，有利于环境保护，有利于制约中小容量凝汽式火电机组的盲目建设，从而也可以降低单位千瓦机组对环境的污染，有利于当地环境保护。
从以上建厂条件和区位特点分析，属于优先规划和建设的火电项目。
本工程与国家主要产业政策分析见表4.1-1。
表4.1-1本工程与国家产业政策分析一览表
名称
政策要求
相符性
《国家电力产业政策》
“建设高参数、大容量、高效率、节水环保型机组，所选机组单机容量应为300MW及以上”
符合
《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》（发改能源〔2004〕864号）
“所选机组单机容量原则上应为600MW及以上”、“机组发电煤耗要控制在295g标准煤/千瓦时以下”
符合
《产业结构调整指导目录（2005年本）》
“单机60万千瓦及以上超临界、超超临界机组电站建设”属鼓励类
符合
4.1.2满足环保要求
火电厂燃煤锅炉排放的烟气污染物主要污染因子有SO2、NOx和烟尘。
本期工程拟采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺，脱硫效率按95%设计；采用低氮燃烧器，锅炉出口NOX浓度小于400mg/Nm3，并安装SCR（选择性催化还原法工艺）脱硝装置，脱硝效率按80%考虑，从而使NOx的排放浓度限制在200mg/Nm3以下；选用除尘效率为99.88%的高效静电除尘器，脱硫工艺可增加50%的除尘效率，综合除尘效率为99.94%；锅炉烟气通过1座暂定210m高的烟囱排放。
同时本期工程拟安装烟气连续自动监测装置，对SO
2、烟尘、NOX、O2、烟温、流量等进行连续监测，保证各项指标都符合《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）要求。
根据大气估算模式的预测结果，在全部气象组合的条件下，本工程采取烟气污染防治措施后经烟囱排放的NOx最大落地浓度为0.08mg/Nm3，SO2最大落地浓度为0.04mg/Nm3，PM10最大落地浓度为0.01mg/Nm3，均出现在距烟囱约1.5km处，未超过二级标准限值。
本工程采用灰渣分除方式，气力除灰，机械除渣，灰渣考虑全部综合利用，贮灰场采用干贮灰方式，无灰水排放。
对环境可能产生的影响主要是二次扬尘污染。
据国内干灰场运行经验，调湿灰运往灰场后只要是及时洒水、碾压，同时在初期围坝的外侧设宽度不小于10m的绿化带，在一般气象条件下，灰场周围TSP一次浓度可以满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中新增污染源的无组织排放监控浓度值1.0mg/Nm3的要求。
本工程水资源利用上采用梯（递）级供水方式，污、废水资源化，减少新水消耗量，无退水。
综上所述，本工程采用高效除尘器、烟气脱硫、SCR脱硝等成熟技术，符合国家环保政策。
4.1.3符合水资源管理与规划要求
根据《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》（发改能源[2004]864号）“在北方缺水地区，新建、扩建电厂禁止取用地下水，严格控制使用地表水，鼓励利用城市污水处理厂的中水和其它废水”的精神，本工程生产用水优先采用莒南县龙王河污水处理厂和新区污水处理厂的中水，不足部分及备用水源采用陡山水库水补充。
同时本工程生产过程中采用灰渣分除方案，气力除灰，机械除渣和高效循环冷却水处理技术，并把节水减污放在突出位置，积极推广技术上先进成熟、经济上可行的节水技术和经验，提高水的重复利用率，达到生产全过程节水、减污、清洁生产的目的，实现水资源的可持续利用。
本工程生产用水优先采用中水，符合我国水资源发展战略和水污染防治的要求，可以缓解水资源紧缺状况，促进污水资源化，保障城市建设和经济建设的可持续发展。
本工程与国家水资源管理要求相符性见表4.1-2。
表4.1-2本工程与国家水资源管理要求分析表
名称
政策要求
相符性
《中国节水技术政策大纲》
“发展高效循环冷却水处理技术”
符合
《全国节水规划纲要（2001—2010）》
“在缺水地区应建设城市污水及电厂废水再生使用的节水型电厂、尽可能实施干式除灰”
符合
《节水型社会建设“十一五”规划》
“火力发电厂建设向水资源丰富地区转移。
鼓励使用海水、矿井水、再生水等非常规水源替代新水。
推广浓浆成套输灰、干除灰、冲灰水回收利用等节水技术和设备。
”“发展、推广循环用水系统、串联用水系统、再生水会用系统提高水的重复利用率”
符合
《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》（发改能源[2004]864号）
“在北方缺水地区，新建、扩建电厂禁止取用地下水，严格控制使用地表水，鼓励利用城市污水处理厂的中水或其他废水”。
符合
4.2用水合理性分析
4.2.1用水分析依据和标准
4.2.1.1用水合理性分析依据
取用水合理性分析根据以下规范、条例和文件：
（1）《火力发电厂节水导则》（DL／T783-2001）；
（2）《污水综合排放标准》（GB8978-1996）；
（3）《火力发电厂凝汽器选材导则》（DL／T712-2000）；
（4）国电办178号文《火力发电厂节约用水若干意见》；
（5）原能源部能源电规1988年18号文《火力发电厂工程设计的基本要求及若干意见》；
（6）《火电厂水平衡导则》（DL／T6065-1996）；
（7）《中国城市节水2010年技术进步发展规划》（1998）；
（8）《工业节水“十五”规划》（2001）；
（9）《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2007）；
（10）《评价企业合理用水技术通则》（GB/T71-93）；
（11）《国家电力公司电厂节约用水管理办法》（D122317）；
（12）《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）等。
4.2.1.2用水合理性分析标准
根据中华人民共和国电力行业标准《火力发电厂节水导则》（DL/T783－2001）条款6.2及其它规范、条例和文件中有关条款，火力发电厂节约用水的整体水平一般采用机组（全厂）发电水耗率和机组（全厂）复用水率等指标进行分析论证。
（1）机组（全厂）发电水耗率
火力发电厂机组（全厂）发电水耗率（又称全厂装机水耗率）采用下式计算：
式中：
为机组（全厂）发电水耗率，
；
为机组（全厂）新鲜水消耗量，即设计从水源总取水量，包括厂区和厂前区生产及生活正常消耗水量，不包括厂外生活区耗水量和临时及事故耗水量（如机组化学清洗、消防等耗水量），
；
为机组（全厂）额定总发电装机容量，
；
根据《火力发电厂节水导则》（DL/T783—2001），对于单机容量≥300MW的新建或扩建凝气式电厂，采用淡水循环供水系统要求设计全厂发电水耗率不应该超过0.80
上限值（考核指标），并力求降至0.6
下限值（期望指标）。
（2）机组（全厂）复用水率
采用下式计算：
=
式中：
为机组（全厂）复用水率，%；
为机组（全厂）新鲜水消耗量，即设计从水源总取水量，包括厂区和厂前区生产及生活正常消耗水量，不包括厂外生活区耗水量和临时及事故耗水量（如机组化学清洗、消防等耗水量），
；
为机组（全厂）复用水量，包括正常情况下设计循环水量、串用水量和回收利用的水量（多次复用水量应重复计入），
；
为机组（全厂）总用水量，包括厂区和厂前区各系统正常生产及生活所使用的新鲜淡水与复用水量，不包括厂外生活区用水和临时及事故用水，
。
根据《火力发电厂节水导则》（DL/T783—2001），对于单机容量为125MW及以上新建或扩建凝汽式电厂要求：
①机组（全厂）复用水率不宜低于95%；
②对于严重缺水地区，机组（全厂）复用水率不宜低于98%；
（3）机组循环水复利用率
循环水复利用率采用下式计算：
式中：
为机组循环水复利用率；
为机组循环系统总用水量，等于循环系统循环水量和实际耗水量之和；
为循环系统循环水量；
为循环系统循环实际耗水量。
《中国城市节水2010年技术进步发展规划》中规定，我国一类城市的冷却水循环利用率2010年应达到95~97%。
（4）机组新水利用率
采用下式计算：
式中：
为机组新水利用率；
为机组取用新鲜水量；
为机组实际耗水量。
《中国城市节水2010年技术进步发展规划》中规定，新水利用率达到80~100%。
（5）其它指标
①机组冷却塔蒸发损失率
采用下式计算：
式中：
为冷却塔总用水量；
为冷却塔蒸发损失水量。
《火电厂水务管理》规定二次循环的冷却塔蒸发损失率为1.2~1.6%
②机组冷却塔风吹损失率
采用下式计算：
式中：
为为冷却塔总用水量；
为冷却塔风吹损失水量。
《中国城市节水2010年技术进步发展规划》中规定，收水器的风吹损失应低于0.2%，好的收水器应达到0.1%。
③机组循环水浓缩倍率
式中：
为机组循环补充水量；
为机组风吹损失水量；
为机组循环系统排污水量。
《中国城市节水2010年技术进步发展规划》中规定湿冷机组循环水浓缩倍率为3~5。
4.2.2用水基本情况
（1）《可研报告》用水基本情况
根据可研设计，本工程建设2×1000MW超超临界一次中间再热、单轴、凝汽式燃煤发电机组。
夏季最大补给水需水量为4070m3/h（97680m3/d），用水指标为0.565m3/s·GW；全年平均补给水需水量为3663m3/h（87912m3/d），用水指标为0.509m3/s·GW。
根据该工程所处的地理位置和当地的水源供水条件，本工程生产用水优先采用莒南县龙王河污水处理厂及新区污水处理厂的再生水，不足部分采用陡山水库水补充；生活用水采用陡山水库水。
考虑到莒南县龙王河污水处理厂及新区污水处理厂运行的稳定性及事故检修等因素，备用水源为陡山水库水。
（2）《可研报告》主要用水系统
本工程用水主要包括：
循环冷却水系统、锅炉补给水系统、脱硫用水系统、除渣除灰及灰场喷洒、煤场冲洗及喷洒用水和厂区生活消防及绿化用水等。
循环冷却水系统
根据水源条件，循环供水系统拟采用带逆流式双曲线自然通风冷却塔的单元制循环供水系统，每台汽轮发电机组配3台循环水泵，采用单元制运行，夏季3泵运行，春秋季2泵运行，冬季2泵运行。
2台机1座循环水泵房。
循环水泵房由检修场地及水泵安装场地组成。
本期共安装6台循环水泵，每台水泵自成一个单元，以利于检修，每个单元顺水流布置为前池→钢闸板门→转刷网箅式清污机→循环水泵→液控蝶阀→循环水压力进水。
循环水压力进、回水管均为Φ3620×14焊接钢管，每台机组各一条。
循环冷却水系统流程见图4-1。
图4-1循环冷却水系统流程图
根据当地的气象条件，结合1000MW汽轮机组的特性参数，对循环水系统进行了初步优化，拟推荐采用11500m2冷却塔、60000m2凝汽器，冷却倍率55倍的方案。
该方案在夏季P=10%气象条件下，冷却塔出水温度30.83℃，背压9.04kPa；在全年平均气象条件下，冷却塔出水温度19.60℃，背压4.90kPa。
本期工程1000MW机组额定凝汽量为1787t/h，夏季循环冷却倍率为55倍，春秋季循环冷却倍率为41.25倍，冬季循环冷却倍率为41.25倍，全年平均循环冷却倍率为44.69倍。
循环冷却水补充水主要用于：
冷却塔蒸发、风吹、排污等消耗。
本工程循环冷却水补充水主要采用中水，不足部分来自陡山水库地表水，根据国内外利用城市中水作为循环水补充水的成熟的运行经验，循环水处理采用杀菌加酸加稳定剂处理方式，中水处理采用石灰澄清过滤工艺。
②锅炉补给水系统
本工程锅炉采用超超临界参数、变压运行、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、前后墙对冲或四角切圆燃烧方式、全钢构架悬吊结构
、露天布置、塔式或“P”型直流锅炉；汽轮机采用超超临界参数、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机，汽轮机入口蒸汽参数为27MPa（a）、26.25MPa（a）或25MPa（a）/600℃/600℃。
锅炉补充水采用陡山水库水，经化学水处理后补入锅炉。
锅炉补给水处理系统拟采用超滤、一级反渗透、离子交换除盐系统的处理方式。
系统出力：
2×70t/h。
锅炉补给水处理系统工艺流程见图4-2。
图4-2锅炉补给水处理系统工艺流程图
本工程凝结水精处理采用中压系统，处理工艺为前置除铁过滤器+高速混床。
每台机组设2×50%出力的前置除铁过滤器加4×33.3%出力的高速混床。
锅炉系统用水部分损耗，锅炉废水经过废水处理站处理后干灰调湿及灰场喷洒。
③脱硫用水系统
本工程拟采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，工艺系统包括主要由二氧化硫系统、烟气系统、吸收剂制备系统、石膏处理系统、废水处理、工艺水系统等系统组成。
锅炉原烟气从主体工程汇流烟道引出进入吸收塔。
塔内烟气上升，与喷淋下来的石灰石浆液逆向接触洗涤，烟气中的SO2与石灰石浆液发生化学反应，生成亚硫酸钙，汇于吸收塔下部的浆池。
由氧化风机向浆池送入空气，使亚硫酸钙氧化为水合硫酸钙（石膏），再用石膏浆液排出泵送入石膏处理系统进行脱水处理。
脱硫后烟气经除雾器除去携带微小液滴后进入烟囱，并安装烟气连续自动监测系统。
本工程采用低氮燃烧器，锅炉出口NOX浓度小于400mg/Nm3；安装SCR脱硝装置，脱硝效率按80%考虑，从而使NOX的排放浓度限制在200mg/Nm3以下。
脱硫系统补给水主要由循环系统排污、中水深度处理排污水及部分工业废水池回用水组成。
④除渣除灰及灰场喷洒、煤场冲洗及喷洒用水
本工程采用灰渣分除方案，除灰采用正压气力浓相输送系统将干灰输送至灰库中储存，除渣系统按风冷式排渣机直接输送至渣仓的干式机械除渣系统方案。
输煤系统冲洗水、煤炭储地除尘用水、灰场除尘用水、主厂房冲洗水及干灰渣调湿用水等由循环水系统引出的少量循环水供给。
设置含煤废水收集装置，煤废水经处理后回收利用。
⑤厂区生活消防绿化用水
本工程生活用水采用陡山水库水，用水量为10m3/h，设200m³/h生活水池一座，安装1套变频供水及生活污水处理装置，主要用于厂区生产行政办公楼、餐厅、浴池等生活服务设施用水，其生活污水集中排放到厂区生活污水处理系统，经厂区内的生活污水处理站处理后用于厂区绿化。
生活污水处理工艺流程为：
本工程采用独立的消防给水系统，供消防专用，厂区消防给水水量按发生火灾时的一次最大消防用水量设计，即按室内和室外消防用水量之和计算。
本工程一次火灾最大消防用水量653m3。
消防水泵设于综合水泵房内，消防水池与工业水池合并。
电厂已配置水罐及干粉泡沫联用消防车各一辆，不再设消防车及消防车库。
4.2.3可研设计各系统耗水量及水平衡图
根据《可研报告》，本工程机组循环用水量见表4.2-1，机组补充水量夏季最大工况见表4.2-2，年平均工况见表4.2-3，水量平衡图见图4-4。
表4.2-1可研设计本工程2×1000MW机组循环用水量表
序
号
机组容量
（MW）
凝汽量
（t/h）
用水量（m3/h）
总水量
（m3/h）
凝汽器用水量
辅机用水量
夏季
年平均
夏季
年平均
夏季
年平均
夏季
年平均
1
1×1000
1787
1787
98285
79856
2300
2300
100585
82156
2
2×1000
3196
3196
196570
159713
4600
4600
201170
164313
表4.2-2本工程夏季补充水量表单位：
m3/h
序号
项目
用水量
回收水量
耗水量
备注
1
冷却塔蒸发损失
2948
0
2948
中水
2
冷却塔风吹损失
100
0
100
中水
3
冷却塔排污损失
435
390
45
中水
4
工业水未预见用水
45
0
45
中水
5
锅炉补给水处理用水
130
42
88
地表水
6
生活用水
10
9
1
地表水
7
空调用水
5
0
5
中水
8
空压机用水
200
200
0
中水
9
凝结汽水取样冷却水
10
10
0
中水
10
循环水泵冷却用水
54
54
0
中水
11
干渣机液压冷却用水
6
6
0
中水
12
脱硫用工业水
110
40
70
中水
13
干渣调湿用水
5
0
5
脱硫废水
14
干灰调湿用水
47
0
47
脱硫废水
15
脱硫用工艺水
342
52
290
循环水排污水
16
主厂房冲洗用水
25
0
25
循环水排污水
17
干灰场喷洒用水
22
0
22
循环水排污水
18
输煤系统冲洗用水
12
10
2
循环水排污水
19
暖通除尘用水
5
5
0
循环水排污水
20
煤炭储地除尘用水
35
0
35
循环水排污水
21
煤场除尘用水
5
0
5
污废水处理后
22
翻车机及斗轮机除尘用水
8
0
8
污废水处理后
23
厂区绿化用水
7
0
7
污废水处理后
24
污废水处理用水
8
0
8
中水
25
未预见用水
314
0
314
中水
26
中水深度处理自用水
13
13
0
中水
27
总计
4901
831
4070
表4.2-3本工程年平均补充水量表单位：
m3/h
序号
项目
用水量
回收水量
耗水量
备注
1
冷却塔蒸发损失
2604
0
2604
中水
2
冷却塔风吹损失
82
0
82
中水
3
冷却塔排污损失
390
390
0
中水
4
工业水未预见用水
45
0
45
中水
5
锅炉补给水处理用水
130
42
88
地表水
6
生活用水
10
9
1
地表水
7
空调用水
5
0
5
中水
8
空压机用水
200
200
0
中水
9
凝结汽水取样冷却水
10
10
0
中水
10
循环水泵冷却用水
54
54
0
中水
11
干渣机液压冷却用水
6
6
0
中水
12
脱硫用工业水
110
40
70
中水
13
干渣调湿用水
5
0
5
脱硫废水
14
干灰调湿用水
47
0
47
脱硫废水
15
脱硫用工艺水
342
52
290
循环水排污水
16
主厂房冲洗用水
25
0
25
循环水排污水
17
干灰场喷洒用水
22
0
22
循环水排污水
18
输煤系统冲洗用水
12
10
2
循环水排污水
19
暖通除尘用水
5
5
0
循环水排污水
20
煤炭储地除尘用水
35
0
35
循环水排污水
21
煤场除尘用水
5
0
5
污废水处理后
22
翻车机及斗轮机除尘用水
8
0
8
污废水处理后
23
厂区绿化用水
7
0
7
污废水处理后
序号
项目
用水量
回收水量
耗水量
备注
24
污废水处理用水
8
0
8
中水
25
未预见用水
314
0
314
中水
26
中水深度处理自用水
13
13
0
中水
27
总计
4494
831
3663
图4-4《可研报告》本工程水平衡图
4.2.4机组取用水指标计算
（1）机组发电水耗率
①夏季工况
本工程2×1000MW机组夏季新鲜水消耗量为4070m3/h，设计额定总发电装机容量为2GW，夏季设计发电水耗率为：
②年平均工况
本工程2×1000MW机组年平均新鲜水消耗量为3663m3/h，设计额定总发电装机容量为2GW，年平均设计发电水耗率为：
（2）机组复用水率（又称机组水重复利用率）
①夏季工况
本工程夏季冷却系统循环水量为200735m3/h，系统内部回收利用水量为831m3/h，实际新鲜水耗水量为4070m3/h，总量用水为冷却水循环水量、回收利用水量、实际耗水量之和为205636m3/h，则夏季机组复用水率为：
②年平均工况
本工程年平均冷却系统循环水量为163923m3/h，系统内部回收利用水量为831m3/h，实际新鲜水耗水量为3663m3/h，总量用水为冷却水循环水量、回收利用水量、实际耗水量之和为168417m3/h，则年平均机组复用水率为：
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