取用水合理性分析案例Word文档格式.docx

1、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

2、电网安全稳定，多方向、分散接入系统的项目。本工程建设21000MW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

3、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。

4、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2004864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”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

5、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SO2、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

6、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/N

7、m3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2004864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

8、，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中国节水技术政策大纲“发展高效循环冷却水处理技术”全国节水规划纲要（20012010）“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”节水型社会建设“十一五”规划“

9、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”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2004864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”。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（DLT783-2001）； （2

10、）污水综合排放标准（GB8978-1996）； （3）火力发电厂凝汽器选材导则（DLT712-2000）； （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（DLT6065-1996）；（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/T 71-93）；（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

11、（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/T7832001）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

12、电装机容量，根据火力发电厂节水导则（DL/T7832001），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：=为机组（全厂）复用水率，%；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/T7832001），对于单机容量为125M

13、W及以上新建或扩建凝汽式电厂要求： 机组 （全厂）复用水率不宜低于95%； 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：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9597%。（4）机组新水利用率 采用下式计算：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80100%。（5）其它指标机组冷却塔蒸发损失率为冷却塔总用水量；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1.21.6%机组冷却塔风吹损失率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%。机组循环水浓缩倍率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