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0377.淮南潘集电厂水资源论证报告书.docxPr = x100% = 98.5%
设计冷却系统水的循环利用率高达 98.5%，高于我国一类城市冷却
石灰土基层施工方案水循环利用率 2010 年达到 95～97％的指标要求。
工程 4×600MW 机组设计取用新水量 6996 m3/h，整个用水过程废
水均经过处理再利用，约有 880 m3/h 多余水排出。新水利用率为：
Kf = 100% = 87.4%
新水利用率为 87.4％， 机组废污水还有部分未回用，仍有节水
工程 4×600MW 机组设计取用新水量 6996 m3/h，设计全厂总用水
量 247316 m3/h，系统废水排放量为 880 m3/h。新水损失率为：
Kc = 100% = 2.47%
工程新水损失率为 2.47％，也较低。
冷却塔蒸发损失量为 3380 m3/h，冷却蒸发损失率 1.37％，尚未达
到二次循环冷却塔一般为 1.2％的要求。
风吹损失量为 296 m3/h，风吹损失率约为 0.12％， 低于有收水器的 风吹损失率 0.2％的规定要求，但尚未达到好的收水器的风吹损失率
循环水排水损失量为 1620 m3/h，循环水排水损失率约为 0.66%, 低于循环水排放损失率 1.0％的规定要求。循环水的浓缩倍率为 4，高于 《中国城市节水 2010 年技术进步发展规划》中所规定的循环水浓缩倍
率 2010 年达到 3～3.5 的指标要求。
目前， 我国有些省（市） 己颁布实施（试行） 用水定额，现将淮南 煤电基地潘集电厂的用水指标与国内同行业的部分省市各项指标比较
（表 5.2）。本项目的用水水平已经超过《工业节水“十五 ”规划》要求
的 2015 年循环冷却电厂平均水平， 节水效果较好，具有较好的经济效
益和社会效益， 但仍具有进一步节水的潜力。
表 5.2 火电行业取水指标比较表
5.3 节水潜力与节水措施
5.3.1 节水潜力分析
本项目每小时取水量为 6996 m3 ，其中退水 880 m3/h，耗水指标为 0.708m3/s·GW 符合《火力发电厂设计技术规程》，但与规范规定的下
限相比， 尚有 0.11m3/s·GW 的节水潜力。
若采取循环冷却水高浓缩节水技术，减少一半冷却塔排污水量，冲 灰系统补充水量由整个系统外排水量补充， 每小时可节水约 800 m3。耗
水指标降为 0.62 m3/s·GW。
在采用上述节水措施后， 采取更优的水循环使用措施，将冷却塔排
污水处理后用于其它用水系统中， 同时冲灰渣系统采用浓浆输灰技术， 将现在规划的外排水量用于输灰， 则可能节水约 1600 m3/h，耗水指标
可降为 0.52m3/s·GW。
5.3.2 节水措施
根据本项目的实际情况， 为进一步节约用水，可采取的主要措施如
（1）降低电厂工艺系统耗水量
火力发电厂是工业用水的大户，而在火力发电厂中耗水量大的部分 是汽轮机排汽冷却水系统，本项目约占全厂用水量的 76%。冷却塔的耗
水主要是蒸发损失、风吹损失和排污。
蒸发损失水量主要与当地气象条件及冷却塔进出水温差有关， 目前 尚未有效回收。采用高压电场荷电降低蒸发水水耗的新技术后，可降低
冷却塔蒸发水耗的 60%以上。
风吹损失在采取除水器和挡风板等措施后可有效降低。
冷却塔排污水量是根据循环水的浓缩倍率来确定的， 采取循环冷却
水高浓缩节水技术后，可有效降低项目的用水指标和耗水指标。
在冲灰渣用水系统中， 采用浓浆输灰技术代替稀浆输灰、干除渣代
替水力除渣等节水技术，同时加强系统的节水管理以减少耗水量。
输煤系统和锅炉房的积尘清扫采用气力真空吸尘与水力清扫相结
合的方式，减少水的用量。
锅炉补给水处理系统的设计和设备选择，尽量保证以化学除盐水为
补给水的锅炉正常排污率不超过 1%。锅炉连续排污水用循环水通过冷
却器冷却后回收至化学水处理站重复使用。
热力系统要具有高度严密性， 加强对生产和生活用汽、用水的管理，
使全厂汽水损失率低于锅炉额定蒸发量的 1%。
从图 5.2 可以看到， 本系统外排水量达 880 m3/h，各种污废水经处
理后的再使用既可节约新鲜水、又可解决废水排放产生的污染问题。
1）生活污水经生活污水处理站二级生化处理后，可用于绿地浇洒
2）提高工业用水的回收率，做到主厂房外无工业废水排放。如电 液调节器冷却水、烟气脱硫用水、锅炉化学水处理废水、生产服务用水 中的油库区含油废水、地面冲洗水、汽车冲洗水等， 全部收集集中处理 后， 复用于对水质要求不高的输煤系统冲洗、除尘、煤场喷淋， 以及水
力冲灰渣系统的冲渣、除灰等服务用水。
3）厂区含煤废水汇集至煤水处理间，经处理后回收至复用水池，
使含煤废水不外排，满足环保要求。
（3）提高水的重复利用率
1）除了辅机冷却水循环使用外， 除灰系统的渣水循环冷却器、空 压机冷却水、冷干机冷却水也采用循环冷却方式汇入循环水系统。刮板
捞渣机改用渣水循环冷却器闭式循环，用循环水进行开式循环冷却。
2）主厂房集控室空调的制冷设备选用水冷式冷水机组，冷却水系
统采用循环方式重复使用。
3）为了便于处理和利用各类非经常性排放的废水， 可以利用煤矿
现有塌陷区蓄积和自然净化处理后供循环使用。
（4） 合理设置计量监控系统
为保证对各类不同水质的供排水系统进行水量监测和控制，系统中 配置必要的流量计和水位控制阀等计量控制措施， 以便在运行中加强监
如果建议的节水措施都能在设计中落实，按 0.6～0.7m3/s·GW 取 水指标计算，则淮南煤电基地潘集电厂 4×600 MW 发电机组的年用水
量应可降至 2850～3350 万 m3 （按 5500 小时计）。
5.4 建设项目的合理用水量
综上分析，项目用水工艺合理，间接冷却水循环率、冲灰水回用率、 重复利用率、单位产品取水量等主要节水考核指标符合相关规范要求，
达到或基本接近同行业先进平均水平。
淮南煤电基地潘集电厂每 1000MW 耗水量平均为 0.71 m3/s，低于 《中国城市节水 2010 年技术进步发展规划》所规定的“2010 年单机组 容量为 201～600MW，每 1000MW 耗水量应小于 0.92 m3/s”的指标要
求。因此，淮南煤电基地潘集电厂是节水型电厂系统。
‘ 建设项目退水及其对水环境影响的分析
准。 退水系统及其组成见用水工艺流程图 5.2。
根据该工程初步可行性研究总报告， 在工程运行过程中产生的废水 主要有循环冷却水系统排放的温排水、化学水处理过程中的酸碱废水、
除灰渣水和生活污水等。
反渗透预脱盐废水悬浮物含量在 150～201mg/L 之间。化学除盐废 水 pH 值在 2～12 之间，悬浮物含量在 20～50mg/L ，COD 约 10 mg/L。 由微虑装置排水和弱酸离子交换器再生排水产生的废水悬浮物含量在
50～100mg/L 之间。生活污水产生的主要污染物为 CODCr 、BOD5 、SS。
空气预热器清洗排水为非经常性废水，每年每台炉要清洗两次， pH 值在 2～6 之间， Fe 含量 3000mg/L，悬浮物 4000 mg/L ，COD 为 1000 mg/L。锅炉化学清洗排水为非经常性废水，每台锅炉每 5 年清洗一次， pH 值在 2～12 之间， Fe 含量 1000mg/L，悬浮物 3000 mg/L ，COD 为
3000 mg/L。处理后进入中央泵房循环使用。
6.2 污染物排放及达标情况
火电生产一向比较均衡， 日内变化与月内变化均较小，对于单位产 品来说，其需水量与排污量是一定的。本工程在生产过程中产生的废水
经过工业废水处理站处理后，大多重复使用。
本工程有两个取水头在淮河取水， 合计取水量 6996m3/h。其中：
自然通风冷却塔需水量 5096 m3/h，经澄清处理进入工业水池加氯 用水 201 m3/h，共计 5296 m3/h。蒸发损失 3380 m3/h；风吹损失 296 m3/h； 排污水量 1620 m3/h，作为冲灰渣用水进入冲灰渣用水系统经中和处理
反复循环使用， 最后全部在灰渣场蒸发渗漏。
脱泥处理、锅炉排污过虑排泥水和化学处理废水排放量为220 m3/h， 经输煤用水集水池→煤水分离池→煤厂喷淋栈桥冲洗，损耗 80 m3/h，
DB35／T 1716-2022 智慧景区等级划分与评定.pdf剩余 140 m3/h 处理废水排入淮河。
生产服务用水包括地面冲刷、汽车冲洗、道路喷洒等， 这部分排水 主要污染物是 SS，经收集沉淀后集中排放， 生产服务用水量 460 m3/h， 其中消耗量 60 m3/h，非经常性和经常直接排入淮河量为 400 m3/h，主 要污染物为 SS，基本达标排放。另外，工业水池电液调节冷却水量 40
m3/h ，pH 值略超标，直接排入淮河，但水量较小，影响可忽略不计。
化学水处理量 930m3/h，闭式循环冷却水系统补给水 40m3/h ， 750m3/h 作为锅炉循环用水， 其中 530m3/h 通过用汽、泄漏消耗掉。该
过程产生的化学水处理废水 140m3/h，进入输煤水集水池循环利用。
生活污水中主要污染物为 CODCr 、BOD5 、 SS，食堂、厕所、浴
室等处排出的污染物浓度高的污水将经过生化处理后浇洒绿化。生活管
网用水量 160m3/hGB／T 35391-2017标准下载，消耗量 20m3/h。服务性生活水排放量 100m3/h，直
接排入淮河。另有生活污水 40m3/h 经处理达标后排入淮河。