水循环方案篇1
【关键词】电厂循环水；余热利用
引言
随着我国经济的发展，各行业日益增长的能源需求和储量越来越少的各类能源之间形成难以调和的矛盾。发展资源节约型、环境友好型经济，推行节能减排是实现可持续发展的必然要求。在这样的时代背景下，火电厂浪费的大量余热引起了人们的高度注意。相比于温度较高的烟气，循环水所蕴含的余热由于品位不高，有关其回收利用的进展相对较慢。近年来，热泵技术发展迅速并逐渐成熟，为循环水余热利用提供了有力的技术支持。此外，汽轮机组低真空运行供热也是实现循环水余热回收利用的重要技术。本文通过分析上述两种循环水余热回收技术，对电厂循环水余热利用方案展开了研究。
1.热泵回收余热技术
与常规低温热源相比，电厂循环水具有水质好、污染少，温度稳定等特点。由于电厂循环水蕴含的热量相当大，利用热泵对电厂循环水进行回收利用，可以有效对城市供暖需求进行补充。根据驱动能源的不同，热泵分为吸收式和压缩式。目前，热泵技术在我国的应用已经较为广泛。基于热泵技术的电厂循环水余热利用方案有分布式电动热泵供热、集中式电动热泵供热和集中式吸收热泵供热三种。
分布式电动热泵供热是将热泵分布于小区内的热力站中。电厂循环水经凝汽器出口进入热力站，在热泵机组中放热降温后，回到电厂凝汽器中并再次吸收汽轮机排出的热量，依此循环。热泵利用回收到的热量加热二次网热水，用于供暖或日常使用。这种方式虽然效率较高，但由于需要铺设专门的输水管道，基础建设成本不菲，故一般只适用于向电厂周边小区供热。
集中式电动热泵供热是将热泵机组集中布置于电厂内部。循环水自凝汽器中进入热泵放热降温后返回至凝汽器，形成循环。热泵回收循环水的热量用于加热一次网回水。但是该回水的温度一般低于90℃，所以还需汽―水换热器进行再次加热以供居民使用。这种余热利用方案不需要额外铺设循环水管，投资较少；但由于热网回水的温度达到了约70℃，使得热泵的能源利用效率相对较低，不具备良好的经济性。
集中式吸收热泵供热则是将上述方案的压缩式电动热泵改为吸收式热泵，同样面临着能效低的缺陷，而且利用余热对一次网回水的加热效果也更差，温度升幅不大。
从上述分析可以看出，采用电力驱动的压缩式热泵在布置时相对灵活，投资也较少，但是能源利用率也叫吸收式热泵低。考虑到电能与蒸汽能之间的成本差异，吸收式热泵供热的长期运行成本低于压缩式热泵。因此，在具备电厂循环水热源的附近区域应尽量选择采用吸收式热泵供热方式来实现余热利用。在电厂周围居民较多时，宜采用分布式供热以适应不同用户的用热需求，而在电厂周围居民较少时，采用集中式热泵供热可以降低成本，提高供热效果。
2.汽轮机低真空运行供热技术
汽轮机低真空运行供热技术可以直接将循环水用作供暖热媒。尽管这种改动会降低汽轮机的发电量和相对内效率，但是由于减少了余热浪费，整个系统的能效得到了显著提高。本文对传统低真空运行供热、低温供热和nCB供热模式进行分析。
传统低真空运行供热方式要求汽轮机排汽压力达到0.5×105pa，需要将热网水加热到约70℃。目前这种供热方式的技术难题主要有两个，即发电功率与热负荷的分离以及汽轮机组的改造。传统低真空运行供热技术通过的蒸汽量由热负荷决定，机组的发电功率与用户热负荷紧密联系，难以分开调节。采用这种供热方案要求热负荷维持在一个相对稳定的状态。对于小型机组而言，为了实现低真空运行而进行改造具有一定的可行性，而对于大型机组，过高的凝汽压力可能会导致严重的安全问题。
低真空运行低温供热方式主要适用于大型机组，其特点是直接将温度不高于45℃的电厂循环水用于辐射供暖。通过采用以热定电的方式，可以极大的提高系统的热效率。这种方案可以实现热电负荷的分离，不过也存在两个明显的缺陷。首先，供热温度低，可利用的范围有限；其次，温差也较低，余热利用效率不高。
何坚忍等提出的nCB新型专用供热机是在抽凝机的基础上，利用低压缸调节阀和供热抽汽控制阀对汽轮机组的工况进行控制，以适应不同的热负荷。在非供热期，汽轮机组处于纯凝工况，保证了高发电效率；在正常供热期，汽轮机组处于抽汽工况，可以根据热负荷调节抽气量，发电效率也能维持在不错的水平；在供热高峰期，汽轮机组处于背压工况，实现供热能力的最大化。
结语
电厂循环水蕴含巨大的热量，研究如何利用这些余热可以提高电厂的能源利用率，实现节能减排的目的。在利用水源热泵技术时应综合考虑输送距离、运行成本等因素合理选择方案；传统汽轮机低真空运行技术目前仍有较大的缺陷和技术瓶颈，nCB供热模式也仍处于理论阶段，有待进一步的研究。
参考文献
水循环方案篇2
【关键词】热电厂循环水余热回收优化设计
0引言
热电厂循环水余热回收技术正在东北、华北、西北地区大力推行，取得显著节能减排效益。在不增加燃煤量的情况下，通过溴化锂热泵技术提取电厂循环水中的低温热能，加入到城市热网中，增加城市供热面积。
但是，有的热电厂冬季循环水泵处于低转速运行工况，循环水量较小，进入热泵的热源水就少，直接影响热泵的Cop及回收余热量的能力。为充分挖掘节能降耗的潜能，最大限度的回收电厂机组排汽余热量，提高热泵投资收益，采用什么样的循环水系统改造方案，既保证机组安全，又能保证余热回收设备Cop达到最佳态，从中能够最大限度的回收循环水余热量开展了优化设计研究。
1问题的提出
河北某2×300mw热电厂实施循环水余热回收利用改造工程，该厂历史悠久，机组较多，两台300mw机组分别被排号为#10、#11机。循环水系统设计一机对应一塔的单元制系统，每台机凝汽器出口至冷却塔的循环水管道在水塔前分成三路上塔。每台机组循环水系统均配有两台循环水泵，具有高低速两个运行工况。夏季，两个循环水泵高速同时运行，单泵运行时流量为17640t/h。冬季，每台机组保持一台循环水泵低速运行，循环水量约为14000t/h，凝汽器循环水进出口温度一般在24/35℃上下。
该厂循环水余热回收工程确定在#11机进行。热泵热源水余热回收系统常规设计方案是按照电厂冬季正常运行时的循环水流量14000t/h来设计，相应的热泵热源水管道直径也是按照14000t/h来设计。存在许多弊病，一是循环水量偏小，热泵回收余热量少，效率（Cop）明显降低，延长投资回收期；二是循环水中的余热被提取后，水塔结冻不可避免。为了获取最佳投资收益，又能实现水塔防冻，本人对该工程循环水余热回收利用改造方案进行了优化设计研究。
2水塔防冻方案优化设计研究
常规设计#11机组循环水通过热泵，其中热量被热泵提取，温度降低，然后被送回到原来#11机冷却水塔继续冷却降温，水塔容易发生结冰冻坏的情况。
为解决冷却水塔防冻问题，制定了两塔合一方案（请详见附图）。在热泵循环水进口前设计两台升压泵，增加热泵出口循环水去#10机水塔的管道及阀门。#11机循环水上水水塔的三路阀门被关闭，#11机水塔停运。#11机循环水在热泵与凝汽器形成一个闭式循环回路，调节凝汽器入口水温的循环水送往#10机冷却塔，增加了#10机冷却塔上水量，可实现两塔合一的防冻效果。
2.1运行流程
热泵正常运行时，阀门111、112、113关闭，循环水不送上#11机冷却水塔。循环水通过电厂循环水泵p11打入凝汽器入口a，然后通过升压泵形成aBCDea闭式循环水路径。
在热泵循环水出口母管接一管路D-F，安装一个调节阀2，当循环水温度过高将#11机循环水部分送往#10机冷却塔冷却，冷却后的循环水通过循环水泵p11（或p10）打回到凝汽器。
为防止#10机循环水系统出现故障，也可将热泵循环水送入本机冷却水塔运行，增加了灵活性。增加了凝汽器循环水出口管道截断阀4和热泵出口循环水送往#11机冷却水塔的阀门3及管路。这样循环水即可两塔合一，也可分塔独立运行”系统。
该方案的益处是升压泵、热泵、凝汽器形成闭式循环系统，闭式循环系统的流量不受电厂循环水泵流量的限制，电厂循环水泵p11只起到顶压和补水作用，不但节约电厂循环水泵p11耗电量，而且能够增大热泵的热源水流量，使回收余热量最大化。
2.2循环水温度调节方法
调节阀1进行凝汽器出口温度主要调节阀，调节阀2作为辅助调节阀。当凝汽器出口温度高于（低于）给定值34℃，开大（关小）调节阀1，增大（减少）循环水流量，此时电厂循环水泵p11只起到补水作用，以保持循环水正常压力。当调节阀1已经全开，凝汽器出口温度仍高于给定值34℃，辅助调节阀2将开启，一部分循环水被输送到#10机冷却水塔淋水层降温。否则，调节阀2关闭。
在初、末寒期，机组供热抽汽量较小，汽轮机排汽量相对较大，循环水在凝汽器中的温升幅度大于在热泵降温幅度，因此需要开启调节阀2，将部分循环水送到冷却塔降温后，再通过电厂循环水泵补充水作用返回凝汽器入口管道混合，降低凝汽器入口温度。在严寒期，机组供热抽汽量较大，汽轮机排汽量相对较小，循环水在热泵降温幅度和在凝汽器中的温升幅度基本相当，此阶段基本不需要开启调节阀2。
2.3安全保护措施
当出现两台升压泵同时跳闸事故时，自动联锁开启冷却水塔阀门111、112、113即可。如果#11机循环水泵p11在停运状态时，同时自动联动循环水泵p11，或自动提升#10机循环水泵转速到高速运行。
3热泵最大余热量回收优化设计研究
根据电厂循环水泵高低速两种运行工况的不同流量，热泵热源水系统设计两个升压泵选型方案。
3.1方案一
热泵热源水系统升压泵参数按照常规方法选配，与电厂一台循环水水泵低速运行时的流量14000t/h匹配设计，选择两台循环水泵，每台流量7200t/h，扬程15米，电机功率440Kw。
3.2方案二
热泵热源水系统升压泵参数按照热泵最佳Cop所需循环水系统流量18000t/h设计，升压泵选型为两台循环水泵，每台流量9200t/h，扬程15米，电机功率560Kw。
3.3系统耗电费用测算分析比较
基础数据：（1）电厂循环泵高速424rpm对应电机1500Kw功率，计算出低速374rpm时对应的功率是1030Kw。（2）初寒末寒期，热网按照11000t/h流量，供回水温度48/70℃，需热泵驱动蒸汽和热网加热器蒸汽共286.2t/h，减去厂用辅助蒸汽约25t/h，实际汽轮机排汽量约300t/h，余热量为201mw。（3）寒初寒末期和严寒期分别按照70天/50天计算节约电量，上网电价0.386元。（4）供热价格24.6元/GJ，供暖期为4个月（2880小时）。（5）上网电价是0.386元/kwh。
3.3.1方案一和方案二两台不同流量升压泵耗电费用比较
方案一：两台热泵440Kw升压泵年耗电费用：880×2880×0.386=978278.4元。
方案二：两台热泵560Kw升压泵年耗电费用：1120×2880×0.386=1245081.6元。
表面上看，方案二比方案一多耗电价格266803.2元。但是，将电厂循环水泵（低速）和升压泵作为一个整体耗电系统进行全过程分析，却是不同的结果。
3.3.2两个方案的电厂循环水泵和升压泵整体耗电量计算分析
（1）方案一，电厂一台低速循环水泵运行，热泵热源水选用两台流量7200t/h升压泵运行时，电厂循环水泵用电分析。
在初寒末寒期阶段，依据上述基础数据2可知，汽轮机排汽余热量为201mw，可使14000t/h循环水温升达12.4℃，按照热泵最佳Cop热源水进口温度34℃的要求，即从21.6℃升高到34℃，而热泵温降从34℃降低到28.9℃，温降幅度5.1℃，还需要增加温降幅度7.3℃，才能将凝汽器入口循环水温维持在21.6℃。冷却水塔降温能力仍然按照10℃计算，需要9520t/h循环水送去冷却水塔降温，也就是需要电厂循环水泵补充9520t/h循环水，消耗功率427Kw（14米扬程计算），每小时节电1030-427=603Kw。
在严寒期，当汽轮机抽汽量达到450t/h时，汽轮机排汽余热量还大于与热泵吸收余热量，需要分流送去冷却塔降温的循环水流量2800t/h，需要电厂循环水泵补充2800t/h水，才能将凝汽器入口循环水温维持在21.6℃，因此还需要用#11机循环水泵继续保持低速运行，无法停运。从循环水泵运行曲线查出，此时电机功率仍为463Kw，每小时节电1030-463=567Kw
升压泵与电厂循环水泵作为一个整体耗电系统，在寒初寒末期，折扣电厂循环水泵节电量，实际每小时多增加耗电880-603=277Kw。在严寒期，折扣电厂循环水泵节电量，实际每小时多增加耗电880-567=313Kw。
寒初寒末期和严寒期分别按照70天/50天计算节约电量，则整个热泵循环水系统水泵耗电费用比改造前实际增加电费：
（277×24×70+313×24×50）×0.386=324610.6元。
（2）方案二，电厂一台循环水泵低速运行，热泵热源水选用两台流量9200t/h升压泵运行时，电厂循环水泵用电分析。
首先，在初寒末寒期阶段，循环水补水量消耗水泵功率计算。
初寒末寒期阶段，依据上述基础数据（2）可计算出，汽轮机排汽量余热量为201mw，可使18000t/h循环水温升达9.6℃，按照热泵最佳Cop热源水进口温度34℃的要求，即从24.4℃升高到34℃，而热泵循环水（热源水）温降从34℃降低到29.5℃，温降幅度4.5℃，还需要再温降5.1℃才能将凝汽器入口循环水温维持在24.4℃。冷却水塔降温能力按照10℃计算，还需要8742t/h循环水送去冷却水塔降温，也就是需要电厂循环水泵补充8742t/h循环水，仅消耗功率390Kw（14米扬程计算），每小时节电1030-390=640Kw。此时还需要用#11机循环水泵继续保持低速运行，多余水量通过联络门打入#10机循环水系统。有利于提高#10机的真空，降低热耗。随着逐渐趋近寒冷，汽轮机供热抽汽量加大，汽轮机排汽量逐渐减少，排出的余热量也同步减少，分流去冷却塔降温的循环水流量也逐步减少，电厂循环水泵补水量消耗的功率随之减少，节电效果逐步加大。
在严寒期，当汽轮机抽汽量达到450t/h时，汽轮机排汽余热量几乎与热泵吸收余热量相当，循环水不需要再分流去冷却塔降温，也就不需要电厂循环水泵补水了。在升压泵、热泵、凝汽器之间完全形成闭式循环，可停止#11机循环水泵运行。此时只需要用#10机循环水泵在低速运行状态下通过联络门维持#11机凝汽器入口管道压力（顶压）即可，或维持50～100t/h左右的补水量，对应电机多耗电9Kw，每小时可节电1030-9=1021Kw。
升压泵与电厂循环水泵做为一个整体耗电系统，虽然，两台升压泵功率增大到1120Kw。但是，它替代了电厂循环水泵的绝大部分循环水动力，增加耗电和节约用电部分抵消，总体增加耗电费用如下。
在寒初寒末期阶段，折扣电厂循环水泵节约电量，实际每小时只多增加耗电1120-640=480Kw，并且越来越少。在严寒期阶段，折扣电厂循环水泵节电量，实际每小时只多增加耗电1120-1021=9Kw。
初寒末寒期和严寒期分别按照70天/50天计算节约电量，则整个循环水系统设备耗电费用比改造前实际增加电费：
（480×24×70+9×24×50）×0.386=315439.2元。
3.3.3两个方案回收余热量效益分析
方案一选择14000t/h循环流量和方案二选择18000t/h循环水流量热泵循环水系统两个系统回收余热收益进行计算分析。
根据前面基础数据对热泵余热回收能力的热力计算，结果是，如果按照方案二18000t/h热泵循环水流量回收余热，热泵回收余热可达102.4mw，全年回收余热106.1万GJ，收入2610.47万元，而且Cop也较高，运行成本降低。而方案一选择14000t/h热泵循环水流量的热泵回收余热仅98.4mw，全年回收余热102万GJ，收入2509.2万元，而且Cop也较低，运行成本提高。方案二比方案一多增加2610.47-2509.2=101.27万元收入，而且Cop也较高，效益更好。
4结语
经过上述循环水余热回收系统方案优化设计研究，我们得到以下几个方面的成果。
一是方案二打破了传统的热泵热源水系统服从于电厂循环水流量匹配设计的常规设计方案。当时方案争论的焦点是，电厂循环水泵低速运行工况只有14000t/h循环水量，按照18000t/h流量热源水系统设计怎么能运行呢？虽然电厂循环水泵低速运行工况只有14000t/h循环水量，但是由于热泵与凝汽器之间设计有升压泵，保证了热泵、升压泵与凝汽器之间能够行成独立的闭式循环系统，所以热泵热源水（循环水）仍然能够按照18000t/h流量循环系统设计回收余热，保证能够向热泵提供最大余热量。电厂低速循环水泵只起到补水泵的作用。
二是通过将电厂循环水泵和升压泵作为整体耗电系统研究，改变人们表面上简单认知，方案二设计两台大流量升压泵比方案一设计两台小流量升压泵增加电厂厂用电量高的问题，实际投产后证明，方案二的电厂循环水泵节电效果比理论分析更好，并且方案二的热泵从循环水中回收的余热收益远高于方案一。
三是通过两塔合一的优化设计方案，很好地解决了北方循环水余热回收后的水塔结冻问题。
水循环方案篇3
【关键词】循环水泵；技术经济比较；火力发电厂
引言
西北地区部分火力发电厂因冬季供热，凝气量减少，造成冬、夏季需冷却水量差别较大。本文就以新疆阿勒泰地区某小型火力发电厂为例，对水泵的选择及运行方案进行比较并做结论。
1.概述
本电厂为新建工程，本期容量为2×135mw超高压、一次中间再热、单抽、凝汽式机组，配2台超高压、一次中间再热440t/h煤粉锅炉；并预留扩建场地。
现就本期工程的循环水泵是否调速运行提出以下两种方案：
方案一：本期供水系统采用带自然通风冷却塔的二次循环供水方式，扩大单元制供水系统。2台135mw机组配2座2500m2自然通风冷却塔，塔前设1座集中循环水泵房，泵房内设置4台单速循环水泵。两座冷却塔布置在主厂房的东侧，循环水泵房布置在2座冷却塔西侧中间位置。
方案二：本期供水系统采用带自然通风冷却塔的二次循环供水方式，扩大单元制供水系统。2台135mw机组配2座2500m2自然通风冷却塔，塔前设1座集中循环水泵房，泵房内设置4台循环水泵，两台单速水泵、两台双速水泵。两座冷却塔布置在主厂房的东侧，循环水泵房布置在2座冷却塔西侧中间位置。
2.循环冷却水量
本期工程安装2台135mw湿冷凝汽式汽轮发电机组，供水系统采用带自然通风冷却塔的二次循环供水系统。根据机组参数，1台135mw机组在各工况下凝气量为：tRL工况：292.763t/h，冬季供热工况：100.70t/h
经供水系统优化计算，凝汽器的夏季冷却倍率取60，春秋季冷却倍率取50，冬季的冷却倍率取45。夏、冬季及凝汽器循环冷却水、辅助设备冷却水和其它附属设备冷却水所需的循环水量如下：
夏季：两台机冷却水量为35132m3/h；辅机水量为3120m3/h，共需冷却水量为38252m3/h；
冬季：两台机冷却水量为9064m3/h；辅机水量为3120m3/h，共需冷却水量为12184m3/h。
3.供水系统布置
本期2×135mw机组冷却塔采用2座2500m2的钢筋混凝土双曲线自然通风冷却塔。每台135mw机组配1座2500m2自然通风冷却塔，2台循环水泵。1号机对应的1#冷却塔位于主厂房固定端；2号机对应的2#冷却塔位于主厂房扩建端。循环水泵房至主厂房前压力钢管及主厂房至冷却塔压力钢管均为Dn1800钢管，辅助冷却水管为Dn600钢管。循环水自流沟为钢筋混凝土结构，断面1.6m×1.6m。
4.循环水系统水力计算
本期供水系统采用带自然通风冷却塔的二次循环供水方式，扩大单元制供水系统。
供水系统阻力计算结果如下：
凝汽器：4.80（3.89）m，静扬程（冷却塔水池水面中央竖井设计水位）：9.3m，系统局部和沿程水阻：5.85（4.74）m，富裕量：0.3m；共计：20.25（18.23）m。
注：括号内为冬季供热工况供水系统阻力
5.循环水泵选型比较：单速泵与双速泵的比较
5.1循环水泵选择
5.1.1方案一：
根据循环冷却水的流量和扬程，本工程共选四台泵，其中大流量泵2台，小流量泵2台。夏季一机两泵（一台大流量泵，一台小流量泵）运行，冬季一机一泵（一台小流量泵）运行，所选循环水泵参数如下：
大流量泵：2台；流量：3.62m3/s；扬程：24m；效率：88%；配电动机功率：950Kw；电压：6000V；
小流量泵：2台；流量：1.70m3/s；扬程：19m；效率：88%；配电动机功率：425Kw；电压：6000V
5.1.2方案二：
根据循环冷却水的流量和扬程，本工程共选四台水泵，其中单速泵2台，双速泵两台。夏季一机两泵运行（一泵定速，一泵高速）；春秋季一机两泵运行（一泵定速，一泵低速）；冬季一机一泵低速运行。所选循环水泵参数如下：
定速泵：2台；流量：2.66m3/s；扬程：21m；效率：88%；配电动机功率：710Kw；电压：6000V。
双速泵：2台；流量：2.66m3/s（高速）；1.70m3/s（低速）；扬程：21m、19m；效率：88%；配电动机功率：710Kw、425Kw；电压：6000V。
5.2综合经济性比较
方案一：
循环水泵价格：大流量泵两台，每台单价：105万元；小流量泵两台，每台单价：40万元；共计：280万元。循环水泵运行状况：启停水泵台数控制流量。
方案二：
循环水泵价格：单速泵两台，每台单价：55万元；双速泵两台，每台单价：85万元，共计：290万元。循环水泵运行状况：调整水泵转速调整流量
综合评价：方案一较方案二增加10万元，但方案二较方案一春秋季运行更合理，电耗及水量损失较小。本工程为供热电厂，夏、冬季循环水系统运行工况要求多，方案二运行费用较低，对运行人员的要求也较低。因此，推荐方案二。
6.立式泵与卧式泵的比较
循环水泵有立式和卧式两种，立式泵优点是单独布置，占用场地较小，但价格较卧式泵较贵，泵房高度较高，检修困难。卧式泵占地稍大，但工程实例较多，应用广泛，且价格较立式水泵较低，泵房高度较低，检修方便。
以下是对两种泵在本工程中运用情况的比较。
立式泵：
循环水泵房尺寸：32.4m×15m×24.2m、每座泵房造价：408.24万元；循环水泵价格：每台单速泵：75万元、每台双速泵：87万元；共计：732.24万元；
卧式泵：
循环水泵房尺寸：36m×15m×18.5m，每座泵房造价：349.65万元；循环水泵价格：每台单速泵：65万元，每台双速泵：75万元；共计：629.65万元。
7.结论及建议
根据工程总体投资比较，采用卧式泵方案比采用立式泵方案初期投资少102.59万元，且电厂厂内空间较大，立式泵房相较卧式泵房节省的空间并无他用；2台定速2台双速泵结合形式较4台定速泵形势初期投资少10万元。且从运行的角度考虑，对于供热机组，采用2台定速2台双速泵运行控制比较灵活，对运行人员的素质也要求较低，比较适合西部地区的实际情况。
立式泵单独布置，占用场地较小，但价格较贵，泵房高度高，检修困难。卧式泵占地稍大，但工程实例较多，应用广泛，且价格较低，泵房高度低，检修方便，投资较少。
因此，本工程推荐采用4台卧式循环水泵，其中两台定速泵，两台双速泵的方案。
参考文献：
[1]《火力发电厂水工设计规范》DL/t5339-2006.
[2]《泵站设计规范》GB50265-2010.
水循环方案篇4
关键词：循环冷却水；冷却塔；过滤器；循环冷水泵
1引言
水是地球万物的生命之源，是人类赖以生存和发展的基本条件，是自然环境和社会环境中极为重要而活跃的因素，是维系地球生态系统功能和支撑社会经济系统发展不可替代的基础性的自然资源和战略资源。中国是一个干旱缺水严重的国家，淡水资源总量为28000亿立方米，但人均只有2200立方米，仅为世界平均水平的1/4、美国的1/5，是全球13个人均水资源最贫乏的国家之一。扣除难以利用的洪水径流和散布在偏远地区的地下水资源后，我国实际可利用的淡水资源量则更少，仅为11000亿立方米左右，人均可利用水资源量约为900立方米，并且其分布极不均衡，南方水多，北方水少，西部水少，沿海水多。随着城市化和经济社会发展，工业用水需求急剧增加，工业用水效率低加剧了水资源供需矛盾。到20世纪末，我国水资源短缺、水污染严重、水资源浪费严重。为缓解严峻的水形势，合理和节约用水已经成为发展中的一个重要问题。
2循环冷却水系统
2.1循环冷却水概念
循环冷却水是指通过换热器交换热量或直接接触换热方式来交换介质热量并经冷却塔凉水后，循环使用，以节约水资源。循环冷却水系统是以水作为冷却介质，并循环运行的一种给水系统，由换热设备、冷却设备、处理设施、水泵、管道及其他有关设施组成[1]。
2.2循环冷却水系统设计主要原则及步骤
循环冷却水系统设计主要原则：冷却塔应布置在厂区主要建筑及露天配电装置的冬季主导风向的下侧，贮煤场等粉尘污染源的全年主导风向的上风侧；除工艺有特殊要求外，冷却塔一般不设备用。冷却塔的集水池深度一般不大于2.0m；集水池应有溢流、排空及排泥措施；池壁的超高不小于0.3m[2]。循环冷却水系统的设备配置数量宜与成组换热设备相对应。循环冷水泵一般设计成自灌式，水泵进出水管应设阀门，水泵房应远离有安静要求的房间，考虑采光、采暖、通风要求，地面考虑排水措施[3]。
循环冷却水系统设计主要步骤：收集设计基础资料，包括水质分析、垢层和腐蚀产物的分析（旧厂改造）、气象参数、换热器资料等[4]；根据工艺用水要求计算系统流量，所需压力等相关参数，进行冷却塔和循环水冷水泵选型；根据水质分析、垢层和腐蚀产物的分析（旧厂改造）等确定水处理方案，主要包括补充水来源、水量、水质及其处理方案，设计浓缩倍数、阻垢缓蚀、清洗预膜处理方案及控制条件，系统排水处理方案，旁流水处理方案，微生物控制方案[1]，根据方案进行水处理设备选型；根据设计方案及设备资料进行系统详细设计。
3设计实例
本文以某农药项目循环冷却水系统（包括冷却设备、处理设施、水泵、管道）设计为例，设计依据为《工业循环水冷却设计规范》（GB/t50102-2003）及《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2007）。
本项目所在地区地处淮河下游，江淮和黄淮两大平原交界处，地势平坦，由西北向东南坡降，大小沟渠纵横成网，季风气候显著，气候温和，四季分明，光照充足，雨水充沛，主导风向为东南、东北风。
本项目循环冷却水系统由冷却塔、集水池、循环冷水泵、管道、过滤器等组成。系统补水由厂区生产给水系统供给，系统排污和溢流由管道收集送至污水池后由送至厂区污水处理厂。本项目分为两期，土建工程一次到位。为避免循环水交叉污染，本项目循环冷却水系统分为车间循环冷却水系统和综合机房循环冷却水两套系统。两套系统均采用方型逆流机械抽风冷却塔，两组塔及集水池平行布置，布置间距≮4倍进风口高度，集水池均设有液位计。循环水冷水泵设于循环水泵房内，泵房布置在两套系统中间，平面布置见图1。
4结语
工业循环冷却水系统的广泛应用有着举足轻重的作用，缓解了我国水资源短缺、水污染严重、水资源浪费严重的现状，其系统的进一步推广和优化任重而道远。
参考文献
[1]GB50050-2007工业循环冷却水处理设计规范[s]
[2]GB50102-2003工业循环水冷却设计规范[s]
水循环方案篇5
【关键词】电石炉；循环水系统；选型
近年来随着国内pVC行业的迅速发展，电石的需求量也在不断增加，电石工业的迅猛发展带动电石炉设备向大型、环保、节能的方向发展。电石炉是将电能转化为热能的设备，在电石生产过程中，因电石炉炉面的温度非常高（600℃以上），这就决定了它始终处在高温的状态下运行。为保障电石炉的安全、长周期、可靠运行，延长电石炉的使用寿命，在炉盖、炉门、短网、电极接触元件、烟道等处安装了循环冷却水系统。
1电石炉循环水系统概述
1.1直接冷却系统
早期的电石炉循环水系统由开式冷却塔、循环水池、循环水泵三部分组成，采用此方案能基本满足电石炉装置的换热需要，但未考虑循环水在浓缩倍数大于3倍，温度在35～45℃运行过程中产生的结垢问题。加上电石生产区域粉尘大，循环水易受外界环境污染而影响水质问题，以上两点导致随着时间增长，电石炉换热效率不断下降，引起炉盖温度过高而烧毁导电元件等事故，影响到电石炉的稳定运行。
1.2间接冷却系统
经过改进，用间接冷却系统取代直接冷却系统，将送往电石炉的循环水由原水改为软化水，并增加板式换热器，将软化水与原水通过板式换热器间接换热对电石炉进行冷却，改进后的电石炉循环水系统由开式冷却塔、冷水池、冷水循环泵、板式换热器、热水循环泵、热水池六部分组成。可以看出，通过板式换热器间接换热后，软化水进入电石炉，避免了在电石炉内部形成水垢而影响电石炉的换热效率，延长了电石炉的使用寿命，保证了电石炉的安全运行。但因热水池和冷水池均置于室外，受外界环境影响而污染水质的因素仍然存在，且相比早期方案，无论是设备投资、土建投资还是运行费用都成倍增长。
1.3间接冷却系统改进
因间接冷却系统存在设备繁杂，投资较大的问题，现在普遍采用的电石炉循环水系统由闭式冷却塔、循环水池、循环水泵三部分组成。相比间接冷却系统改进重点在于将开式冷却塔和板式换热器“合二为一”，用闭式冷却塔代替，软化水冷却由闭式冷却塔内部喷淋水泵完成，喷淋水泵为大流量、低扬程水泵，与间接冷却系统热水泵相比较，功率大为降低，运行费用降低明显。整体比较，初期投资及运行费用相比间接冷却系统有很大下降，且循环水池可置于室内，解决了软化水易受外界环境污染的问题。
2方案比较
因直接冷却系统现在已经不采用，本文以托克逊电石项目为例，对间接冷却系统改进（方案1）和间接冷却系统（方案2）进行详细比较。
2.1项目概况
托克逊电石项目建设规模50万吨/年，采用10台30mVa密闭电石炉。一期工程生产规模30万吨/年，采用6台30mVa密闭电石炉。电石炉循环水流量为6×600m3/h，循环水供水温度37℃，回水温度45℃，循环水供水压力0.68mpa，循环水回水为重力自流回水，外循环（闭式冷却塔喷淋水）补水量为114m3/h，内循环补水量为3m3/h，蒸发损失量97m3/h，排污量17m3/h。
2.2初期投资比较
由表3可知，方案1的初期投资费用和运行电费明显低于方案2，方案1具有明显优势。
2.3应用效果
托克逊电石项目闭式冷却塔建成后的实际效果表明，闭式冷却塔应用在电石炉上是可行的，与目前通用的组合使用开式冷却塔、板式换热器的冷却工艺相比具有明显的经济优势。
3存在问题及改进建议
尽管闭式冷却塔在电石行业的运行效果优势明显，但还需进一步完善。以下三个方面我认为需改进。
3.1喷淋水浓缩倍数控制
以托克逊电石项目为例，闭式冷却塔外循环喷淋水蒸发损失量为97m3/h（六台），闭式冷却塔所配喷淋水池容积60m3（六台），可见，蒸发损失量较大，实际运行过程中，无法控制外循环喷淋水浓缩倍数，旁滤及加药装置无法投入使用，基本相当于补水直排。以上原因导致冷却塔填料结垢较明显，且排水量较大。建议将喷淋水池从冷却塔中分离，单独建设，容积增大，满足旁滤及加药装置的运行要求。《工业循环冷却水处理设计规范》（GB5550-2007）规定：“循环冷却水的系统容积宜小于小时循环水量的1/3，当按规定的公式计算出的系统容积超过上述规定时，应调整水池容积。”设计时应予以参考。
3.2密闭循环系统的运用
因目前电石炉循环水回水为重力流回水，如果回水能改为带压回水，回水回到循环水站后不设水箱直接进入循环水泵，则能形成密闭循环系统，进一步降低能耗，运行的经济效益更加明显。
3.3北方冬季空冷运行
闭式冷却塔源于蒸发冷却器，而实际上乃是一种将水冷式冷却器和常规冷却塔的性能相结合的热交换器，也是一种界于水冷器与空冷器之间的热交换器，所以还有厂家称之为“蒸发空冷器”。以托克逊当地气候为例，根据本地气象资料，年极端最低温度为-33℃，如能利用冬季气温较低的因素，以空冷运行，则能节约用水且能避免冬季防冻的困扰。
4结语
采用闭式冷却塔技术的间接冷却系统能直接提高电石炉本体及诸多设备的换热效果并延长其使用寿命，综合效益显著。在看到效果的同时，对存在的问题需完善，使其能更加高效、节能。
参考文献：
水循环方案篇6
关键词：炼油厂 循环水 水质改进
工业生产时用水大户，而工业循环冷却水又在工业用水中占据了很大的比重，因而做好循环水的净化和节约已经成为工业节约用水的关键问题之一。循环冷却水的主要节水途径是采用缓蚀阻垢剂、杀菌剂等减少工业介质的泄漏，过滤和净化循环水，从而提高循环水的重复使用率，达到节约用水的目的。
一、炼油厂循环水水质技术要点分析
部分炼油厂的生产设备老化，因而炼油厂生产活动中容易将生产物料泄漏至循环水系统中，物料泄漏到循环水系统中与循环水处理药剂如缓蚀阻垢剂、杀菌剂、旁滤料等发生反映，影响药剂发挥作用，从而影响药剂的处理效果及处理稳定性。同时由于炼油厂物料含有丰富的油类物质，为细菌水藻的生长和繁殖提供了充足的营养物质，从而造成水藻、菌类繁殖旺盛。
因而要改善炼油厂循环水水质就必须提缓蚀阻垢剂、杀菌剂性能，强化对循环水的过滤。从而保持药剂的活性，保证处理效果的稳定性，从而保持好循环水的水质，提升循环水的水质合格率，提升器重复利用率，提高其运行浓缩倍数。可见改进炼油厂循环水系统中缓蚀阻垢剂、杀菌性能，提升系统过滤效果已经成为炼油厂循环水水质改进的关键。
二、炼油厂循环水水质改进措施
1.缓蚀阻垢剂的选择
根据炼油厂补充水的水质类型，采用了以膦羧酸，膦酸盐，ampS共聚物，锌盐为主要成分的符合缓蚀阻垢剂，选择了两种新配方ZJ-014和ZJ-720用于炼油厂循环水的处理，使用之前按照冷却水分析和实验方法对新旧配方进行了对比分析。结果如下：
1.1ZJ-014和ZJ-720的缓蚀能力较强，对事关和挂片表面的缓蚀效果良好，腐蚀速度在正常水质中达到很好级别，在苛刻水质下达到很好级别；
1.2ZJ-014和ZJ-720的阻垢性能良好，粘附率在正常水质和苛刻水质下均能达到很好级别；
1.3ZJ-014和ZJ-720的抗水质污染能力较强，在苛刻水质下仍能起到抗腐蚀和结垢作用。
2.杀菌剂的选择
本次改进采用了两种杀菌方案：一种是非氧化性杀菌剂杀菌方案。KF-510和KF-505非氧化性杀菌剂每月投加三次，每次投加100mg／L，运行24小时后再投加氧化性的杀菌剂，两种药剂交替投放使用；另一种是氧化性杀菌剂杀菌方案。根据循环水系统的条件，一循投加液氯，冬季每日投加一次，夏季每日投加两次，液氯的投加量控制在0.5～1.0mg/L。二循投加二氯异氰尿酸+溴化钠，同样冬季每日投加一次，夏季投加两次，用余氯量控制，保持余氯量≥0。
这两套杀菌方案使用两年后，该炼油厂四套循环水系统的各种细菌总数均能控制在规定范围内，生物粘泥也符合要求，证明这两套杀菌方案杀菌效果良好。
3.旁滤系统的改进
以往，该炼油厂旁滤系统的缺陷包括：一）旁滤料使用时间过长，滤料的污染情况比较严重，使滤料的过滤效果变差；二）二滤料粒径较大，使得过滤效果较差；三）南、北旁滤出口管未分开，南北线循环水互传，影响了南、北循环水水质的改进，以及两边循环水系统的分别控制与管理。
针对上述问题，该厂将一、二旁滤池的旧滤料全部清除、更换成粒径为0.5～1.mm的石英砂；另外将该厂南、北循环水管线分开，防止了南、北循环水的互串，方便了南、北水质的改进与控制。
三、循环水处理系统改效果分析
将改进前后炼油厂循环水的各项指标进行试验分析，得到以下结果：
以上结果表明改进后该炼油厂的循环水水质得到了显著提升
四、结论
通过采取上述改进措施，该炼油厂循环水的水质得到了较为显著的改善。除此之外，优于材料设备选用得当，处理效果良好，本次循环水系统的改进费用较低，而每年运行下来节约的水费、排污费缓蚀阻垢剂费用等各项费用都较为客观，证明本系统的经济型较好。
因而，今后在炼油厂循环水水质改进系统的建设和改进过程中，应充分借鉴先进企业的成功经验，分析国内外技术文献，选择效率高、经济性强的缓蚀阻垢剂、杀菌剂、旁滤剂等，并结合炼油厂的具体情况对循环水系统采取针对性的改进对策。期望本文所举炼油厂循环水水质改进例子能为炼油厂水质改进提供一定的参考。
参考文献
[1]盛况、李洪海、李洪洲.浅议炼油厂循环水质持续改进.[J].现代化工.2009,29(7):63-66.
[2]闫文廷、王荣斌、倪晓斌等.榆林炼油厂循环水水质改进研究.[J].现代商贸工业.2010,22(4):309-310.
水循环方案篇7
关键词：大高差换热首站补水泵定压定压点
中图分类号：p463.21+1文章编码：
一、引言
郑州西部某县级市采用热电联产对该市新城区及老城区民用建筑进行集中供热，由于该市为丘陵地形，高差较大，而且热电厂换热首站距新城区约10km，距老城区末端换热站约16km，供热距离较长。换热首站位于电厂内，高程为175m，热网最高点及最低点高程分别为218.5m和111m，高差为107.5m。
热网设计最大管径Dn800，设计供、回水温度130/70℃；确定设计压力时，根据水压图，综合考虑地形高差、输送距离及投资等因素，1.6mpa压力等级不能满足系统要求，2.5mpa压力等级要求管道壁厚较大，增加投资，经过计算，设计压力采用2.0mpa。该市现状供热面积约200万平米，其中新城区140万平米，老城区60万平米，总负荷116mw；远期规划总供热面积为400万平米，其中新城区250万平米，老城区150万平米，设计负荷232mw。
换热首站现状定压方式采用补水泵变频定压，补水点及定压点均设于循环泵入口。该定压方式为供热设计中采用较多的定压方式，尤其是对于换热站的二次网系统，但该定压方式对于大型热网，尤其是地形高差大、供水温度高的一次热网，是否适合需要根据热网情况进行详细的水力工况分析确定。
二、系统压力要求
对于大型高温热水供热系统，补给水泵定压方式是最常用的定压方式。根据《城镇供热管网设计规范（CJJ34-2010）》的规定，热网的压力工况，需满足以下要求：
1、热水热力网供水管道任何一点的压力不应低于供热介质的汽化压力，并应留有30kpa~50kpa的富裕压力。
2、热水热力网的回水压力：
（1）、不应超过直接连接用户系统的允许压力；
（2）、任何一点的压力不应低于50kpa。
3、热水热力网循环水泵停止运行时，应保持必要的静态压力，静态压力应符合下列规定：
（1）、不应使热力网任何一点的水汽化，并应留有30kpa~50kpa的富裕压力；
（2）、与热力网直接相连的用户应充满水；
（3）、不应超过系统中任何一点的允许压力。
4、热力网循环泵与中继泵吸入口侧的压力，不应低于吸入口可能达到的最高水温下的饱和蒸汽压力加50kpa。
供热管网的设计压力，不应低于下列各项之和：
（1）、各种运行工况的最高工作压力；
（2）、地形高差形成的静水压力；
（3）、事故工况分析和动态水力分析要求的安全裕度。
三、热网现状及远期水压图
换热首站及用户换热站设计阻力按15m水柱，现状负荷情况下，计算知管网供、回水管道阻力为47m水柱，现状总阻力为77m水柱；远期负荷条件下，计算知管网供、回水管道阻力为154.4m水柱，远期总阻力为184.4m水柱（管网平面图略）。
根据地形情况及回水管道任何一点的压力不应低于50kpa的要求，保证距换热首站9.2km处的最高点（高程218.5m）运行时压力为5m水柱，绘制现状负荷条件下运行工况时压力水平最低的水压图，见图一。
远期负荷条件下，由于总阻力较大，为184.4m水柱，即使只考虑循环水泵入口为5m水柱的条件，循环水泵出口工作压力为189.4，加上距换热首站4.33km处管网最低点（高程111m）的地形高差形成的64m静水压力，则设计压力不应低于253.4m，远高于设计压力2.0mpa，故热网将来需采用中继泵站加压。根据管网地形高差，结合水压图及现场勘查情况，规划远期负荷可采用两个方案：
方案（1）、设两个中继泵站
在距换热首站7.6km处设新区中继泵站，为供水管道加压，中继泵扬程40m；在距换热首站11km处，利用现状热力公司地下室设老城区中继泵站，为老城区回水管道加压，扬程34.4m。换热首站循环泵扬程110m。该方案远期负荷条件下运行工况时压力水平最低的水压图，见图二。
方案（2）、设一个中继泵站及一个隔压站
新区中继泵站同方案（1），利用现状热力公司地下室设老城区隔压站，把距离首站最远的老城区管网与新区主管网隔离，便于管网的运行调节及水力平衡。老区循环泵扬程80m。换热首站循环泵扬程110m。该方案远期负荷条件下运行工况时压力水平最低的水压图，见图三。由于隔压站后老城区压力水平较低，图中采用的是循环泵入口处定压的定压方式。
方案（1）老城区中继泵站与方案（2）老城区隔压站设在一处，采用阀门切换，采暖初末期或整个管网的水力平衡条件较好时采用中继泵站运行，以节约电能，增加经济效益；管网水力平衡较差时采用隔压站运行。
由于远期运行工况时的定压方式与现状运行时原理一致，本文只对现状水力工况下管网的定压方式进行分析。
图一现状负荷时管网水压图
图二远期负荷时方案（1）管网水压图
图三远期负荷时方案（2）管网水压图
四、定压方式不同时的水压图
根据规范要求，热水热力网循环水泵停止运行时，静态压力不应使热力网任何一点的水汽化，并应留有30kpa~50kpa的富裕压力。设计供水温度为130℃，该温度下汽化压力为17.6m水柱，管网地形最高点高程为218.5m，则循环泵停止运行后该处压力应为218.5+17.6+3~5=239.1~241.1m水柱，取240m计算。换热首站处高程为175m，则首站处停运静水压力应不低于240-175=65m水柱，分析时取65m。
1、定压点设于换热首站循环泵入口，定压压力与静水压力相同
该定压方式定压点与补水点均在循环泵入口，水压图见图四。由水压图知，热网运行时，循环泵出口压力为142m，首站与热网地形最低点高差64m，则热网设计压力应不低于142+64=206m，管网超压。
图四定压点设于换热首站循环泵入口，定压压力与静水压力相同
2、定压点设于换热首站循环泵出口，定压压力与静水压力相同
该定压方式定压点设于循环泵出口，补水点设于循环泵入口，该定压方式水压图见图五。由水压图知，热网运行与停运时循环泵出口压力均为115m，设计压力不应低于179m，管网不会超压，但要求补水泵扬程较高，不利于节能；管网在停运时的压力水平最高，不利于管网检修、维护。
3、定压点设于换热首站循环泵入口，运行时定压压力与静水压力不同
水循环方案篇8
关键词钠冷快堆；超临界；布雷顿循环系统
中图分类号：tL3文献标识码：a文章编号：1671-7597（2014）10-0192-02
钠冷快堆（SFR）是GiF推荐的第iV代先进核能系统六种堆型中发展时间最长，技术最成熟的堆型，也是目前唯一经过现实工程验证的第四代堆型，其增殖和嬗变特点使得快堆技术发展一直是国际上核能技术发展的重要方向。到目前为止，基于水/汽介质的郎肯循环仍然是钠冷快堆技术的唯一合适选择，由此带来的钠水反应问题成为钠冷快堆中最主要的安全问题之一。为了避免钠水反应对堆芯的影响，钠冷快堆需设置中间回路及钠水反应事故保护系统，以尽可能提高安全性能，这大大增加了钠冷快堆的建造成本和运行成本。
1应用于SFR的S-Co2布雷顿循环基本方案
超临界介质指温度和压力处于其临界点以上的兼具液体和气体性质的流体。Co2的临界温度是30.98℃，临界压力为7.38mpa。超临界Co2的黏度相当于气体的黏度，具有良好的传递性和快速移动能力；密度能够随压力的增大而增大[1]。由于其可以达到较高的密度且比热容高，这使得减小能量转换系统设备如热交换器、透平机等尺寸成为可能，从而可以降低设备造价，减少反应堆成本。这在增强核能系统的经济性上具有很强的吸引力。
超临界Co2应用于SFR能量转换系统中，采用不存在工质相变的布雷顿循环。布雷顿循环是一种定压加热理想循环，目前在燃气轮机中广泛采用。
图1给出了不同工质的循环热效率，由图中可以看出，透平机入口温度在中温范围（500℃-650℃）时，S-Co2布雷顿循环效率能够超过45%。目前世界上已经建造或即将建造的快堆堆芯出口温度一般在530℃-550℃，因此，超临界二氧化碳布雷顿循环系统应用于钠冷快堆极具工程应用前景。
图1不同工质的循环热效率比较
钠冷快堆的S-Co2布雷顿循环系统流程图如图2所示，被快堆热源加热后的高温高压超临界二氧化碳首先进入气轮机做功，做功后的乏气经回热器低温侧流体冷却后，再由冷却器冷却至所需的压缩机入口温度，进入压缩机形成闭式循环。为提高循环效率，设置高、低温回热器和再压缩压缩机，以解决由于回热器高、低温侧比热不同导致的换热器“夹点”问题并降低冷却器带走的热量。
图2钠冷快堆S-Co2布雷顿循环系统流程图
与郎肯循环的SFR相比，SFR以超临界二氧化碳为工质的布雷顿循环具有以下优点。
1）循环结构简单。
2）可以降低压缩机工作量，从而提高循环效率。
3）高压高密度的气体使减少透平机组尺寸成为可能，提高了反应堆的经济性能。
4）由于不存在na-水反应，提供了消除SFR二回路的可能。
2钠冷快堆应用S-Co2的技术方案
国际上快堆发展较快的国家均对采用超临界二氧化碳布雷顿循环的能量转换系统产生了极大的兴趣，提出了多种技术方案。其中发展进展较快的是美国aBtR[2]项目和韩国KaLimeR-600项目。
aBtR（advancedBurnertestReactor）是美国阿贡国家室正在设计的热电功率分别为250mw/95mw的下一座钠冷快堆[3]，其以超临界Co2为介质的系统流程如图3所示。和钠冷快堆钠系统的传统方案相比，aBtR仍然保留了中间二回路，所不同的是钠-水蒸汽发生器由钠-Co2热交换器取代。
图3aBtR钠冷快堆S-Co2循环流程图
KaLimeR-600是韩国计划建造的示范快堆电站，其以超临界Co2为介质的系统流程如图4所示。其方案中去掉了钠冷快堆传统的中间回路，超临界Co2直接同堆芯出来的钠通过钠-Co2热交换器进行换热，设备减少，系统尺寸也大幅度缩减[4]。目前韩国正在进行超临界Co2能量转换系统压缩机和透平机的初步设计。
图4不带中间回路的钠冷快堆S-Co2循环流程图
aBtR和KaLimeR-600的钠-Co2热交换器均为印刷电路板式热交换器pCHe[5]（printedcircuitheatexchanger）。pCHe是一种传热性能优良的紧凑式换热器，板上刻有细小的D形槽（图5），采用光电-化学蚀刻及扩散粘结技术，可使pCHe流动的水力直径控制在1mm左右。与传统的管壳式换热器、板式换热器等相比，pCHe因单位结构传热面积较大，传热效率较高，同时具有高压、高强度，设计灵活，效率高的优点。
图5pCHe及其D型槽流道
上述两种方案的主要区别在于超临界二氧化碳循环的热源不同。然而，循环的热源对循环本身的设计影响并不大。设置中间回路的循环相对于直接循环在效率上的损失主要有两方面决定：中间回路冷却剂流动耗功和透平机入口温度降低。根据初步计算，中间回路以液态钠为冷却剂，则设置中间回路相对于不设置中间回路的效率降低为2%，这说明在热工水力参数及组件特性优化上，两种方案基本一致。
3安全性分析
基于水/汽介质的郎肯循环仍然是目前钠冷快堆技术工程应用的唯一选择，由此带来的钠水反应问题是钠冷快堆最为关注安全问题之一。与之相比，钠-Co2化学反应具有如下特点。
1）与钠-水剧烈反应不同，Co2与钠的反应非常缓慢。反应具有一定的条件：高温、高压。
2）Co2与钠发生作用的主要产物是氧化钠、碳酸钠、碳等固体物质[6]，基本不会产生爆炸性气体（如钠水反应的H2）。
3）pCHe热交换器通道为mm级维通道，即使出现破口，尺寸较小。固态反应物可以自封（self-plugging）破口（图6）。
图6不带中间回路的钠冷快堆S-Co2循环流程图
尽管采用超临界Co2布雷顿循环的钠冷快堆安全隐患-钠水反应问题不再存在，安全性得到了极大提高，但由于钠-Co2发生的可能仍然存在，钠-Co2的反应机理、探测手段、安全措施、杂质对堆芯流道的影响仍在研究中，从技术成熟度的角度考虑，推荐我国钠冷快堆的超临界Co2循环系统采用设置中间回路的方案。
4结论和建议
在中温范围（550～650℃）内，S-Co2布雷顿循环效率能够超过45%，应用于钠冷快堆的超临界二氧化碳布雷顿循环系统极具工程应用前景，并从技术成熟度的角度，给出了我国钠冷快堆超临界Co2循环系统的推荐方案，建议作为后续的研发方向。
参考文献
[1]黄彦平，王俊峰.超临界二氧化碳在核反应堆系统中的应用[J].核动力工程，2012（33）.
[2]Chang-Gyupark.Gyeong-HoiKoo.DesignandStructuralevaluationoftheaBtRiHtSpipingforRepresentativeDutyeventsofaLeVeLaSevice[J].transactionsoftheKoreannuclearSocietyautumnmeetingpyeongChang，Korea，october31-31，2008.
[3]Y.i.Chang，p.J.Finck，andC.Grandy.advancedBurnertestReactorpreconceptualDesignReport.anL-aBR-1.
[4]alwxabderR.Lidington，2007.toolsforSupercriticalCarbonDioxideCycleanalusisandtheCycle’sapplicabilitytoSodiumFastReactors.
水循环方案篇9
关键词：电厂，循环水泵前池；泥沙淤积，模型试验
台州电厂位于浙江省椒江市前所镇东侧，南邻椒江，自1980年筹建以来，已分别完成了四期工程，是浙江东部沿海的一个重要电力中心．但台州电厂取水口受到自然条件限制采用明渠引水，由于进水量不足、水质差致使一、二期工程循环水泵前池淤积严重，低潮位时，水泵运行不正常，效率低．鉴于此，有必要对一、二期工程循环水泵前池进行改造，以改善水流条件，减少淤积，增加进水量，保证循环水泵在各种条件下都能正常工作．
为了寻求合理的前池改造方案，使其泥沙淤积不影响循环水泵的正常工作，同时又尽可能地减少改造工程量，试验中选择了四种可能的改造方案：①将一、二期工程前池与三期工程前池隔墙部分拆除；②将一、二期工程前池与三期工程前池隔墙全部拆除；③在一、二期工程前池增开新的进水口；④既拆除一、二期工程前池与三期工程前池隔墙，同时又在一、二期工程前池增开新的进水口．
试验分清水和浑水（泥沙淤积）试验两个阶段．通过清水试验观测以上各种可能的改造方案的水流流态，量测前池内各主要部位的流速分布，籍此分析进水流道及前池中可能的泥沙淤积情况，选择出较为合理的前池改造方案；对清水试验初步选定的改造方案进行浑水（泥沙淤积）试验，以确定各进水流道及前池中各部位的淤积情况，确定达到淤积平衡的时间和淤积量，以检验改造方案的合理性．
1 模型设计
1．1 模型律及模型比尺
根据循环水泵前池的布置及尺寸，试验采用长度比尺为15的几何正态模型，即：，模型按重力相似准则设计．由长度比尺可推求其他参数比尺：流量比尺；流速比尺λv＝；压力比尺λp＝λl＝15；水流时间比尺λt1＝
1．2 泥沙运动相似条件及模型沙选择
椒江河段泥沙以海域来沙为主，流域来沙较少，悬沙浓度高，平均含沙量在4～8kg／m3，在取水口处的淤积主要由悬沙沉积所致．
在用模型研究悬沙运动问题时，为了使流道中泥沙的淤积相似，模型沙的选择应使其符合沉降相似条件，其沉降速度比尺：
式中为模型沙浮容重比尺．
水循环方案篇10
论文摘要：提出了在健康水循环思路指导下的以供需水预测、节制用水、水资源保护为基础的，综合考虑水资源配置的水资源综合规划方法，改变了传统的根据水量需求单纯扩大供水规模的以需定供规划方式。在水资源总量有限的条件下，从依靠技术管理提高用水效率、调整工农业产业结构、降低用水定额、兼顾经济社会用水与生态用水等方面对需水加以控制管理；从一次性水源向再生性水源转变，挖掘供水潜力；对饮用水水源地和一般水体涵养保护、供水排水、污水处理、再生回用进行全过程管理，实行地表水、地下水统一保护。最后，以北京市新城顺义区为对象进行了区域水资源综合规划。
随着社会经济的发展，我国水资源紧缺问题越来越突出，这就要求对水资源的利用方式应当由以前水厂一用户一排放的单向利用转变为水厂一用户一再生的循环利用，即实现水资源的健康循环，使水资源的社会循环与自然循环能够相互协调。
1水资源规划研究现状
20世纪60年代0年代，人类对水资源的开发利用模式强调以自我发展为中心，导致河道断流、地下水位下降、植被遭到破坏、生物多样性锐减。人们逐步认识到环境与水资源的内在联系，在进行水资源规划时更多地考虑了水资源、生态环境与社会经济之间的相互关系。目前国外水资源规划方法主要遵循可持续发展的原则，将防止生态系统进一步恶化和改善生态系统质量放在最优先的位置，在水资源管理过程中积极地开展水环境质量的改善工作。水资源的规划重点放在控制水资源需求量上，采取多种节水措施，以保证现有水资源发挥最大效益，只有当现有水资源量不足、确实需要增加水资源量时，才考虑开发新的水资源或寻求替代水源(如再生水)。水资源规划的目标则转变为满足现状和将来经济社会开发的适度水资源需求量。同时，在规划过程中应用经济措施和价格手段，以及公众参与的透明规划方式逐渐成为发展趋势。
国内在很长的一段时间内采取以需定供的水资源规划方法，这种方法隐性认为水资源量是取之不尽、用之不竭的，由此也造成了如河道断流、地面沉降、海水入侵、土地盐碱化等不良后果。在2002年以后，全国进行了新一轮的水资源综合规划编制工作，针对我国社会经济发展对水资源的迫切需要，进一步查清水资源数量、质量及其时空分布，在维系良好生态系统的基础上实现水资源的供需平衡。
2规划目标及方法
2．1规划目标
健康水循环框架下的区域水资源综合规划应当为区域内水资源可持续利用和管理提供依据，根据经济社会可持续发展和生态环境保护对水资源的要求，提出水资源合理开发、优化配置、高效利用、有效保护和综合治理的总体布局及实施方案，促进人口、资源、环境和经济的协调发展，以水资源的可持续利用支持经济社会的可持续发展。
2．2规划方法
区域水资源综合规划方法的技术路线如图1所示。在传统规划方法——现状调查评价、供需平衡分析、方案比选的基础上，以“健康、循环”为核心进行规划。
“健康”即在规划的全过程中体现生态环境保护的理念。
在需水预测中，除进行生产和生活需水预测外，还应进行生态需水预测，其目标为各个生态系统的健康等级不低于现状，多数能够有所改善。
增加了水资源保护的规划内容，通过水资源污染现状调研及预测，结合保护目标，制定污染源治理及地表水、地下水的保护措施，重点是建立规划区污水收集、处理和回用系统的布局方案。
在建立水资源配置方案集的过程中，应以生态环境保护作为衡量标准之一，去除无法满足生态环境保护目标的方案。
在规划方案比选过程中，除考虑传统的水资源量和社会经济因素外，还应加入生态环境保护因素，共同进行多目标的优化决策，形成推荐的规划方案。“循环”的核心是规划区内污水的收集、处理、再生和回用。再生水回用应根据需水预测成果分析可应用再生水的项目，确定不同回用目标的水质要求及水量需求，由此确定不同规划水平年再生水厂的规模、工艺、分布和服务范围。
雨水收集利用也是“循环”的有机组成部分，同时也是面源污染治理的有效手段，应在规划区内因地制宜地采用不同雨水收集利用方案。
在健康水循环的框架下，应改变传统“以需定供”的规划理念，通过“节制用水”抑制需水预测中不合理的部分，减少需水量。产业结构调整、节约用水和提高用水效率是节制用水的主要手段。通过对农业及工业进行产业结构调整，控制高耗水行业的发展规模，鼓励耗水量小、利用率高的行业发展;通过节约用水的分析来减少不合理的需水量。
通过上述围绕“健康、循环”而建立的水资源综合规划，将得到由强化节水的需水方案和包含替代水源的供水方案所组成的水资源配置方案集。综合考虑水资源、社会经济和生态环境等多因素后可得到优化的水资源配置方案。
3应用案例
3.1背景介绍
根据《北京市城市总体规划》，顺义区将作为北京市东部的重点发展新城之一，承担主城区疏解出来的部分城市功能，是未来北京东北部城市化发展的核心地区。随着顺义区的快速发展，对水资源的需求将会发生较大变化，进行新的水资源规划，协调水资源、社会经济发展和生态环境的相互关系，势在必行。为此，在健康水循环的框架下研究和制定了顺义区的水资源综合规划，确定了2010年-2030年顺义地区工业、城市及农业的发展规模、结构与用水布局，在综合考虑总体用水和供水方案后，给出了顺义区水资源总体布局方案，对地下水、地表水、污水处理及再生水等各种供水利用方式进行了规划，同时也对工业、农业、生活、生态的用水来源进行了规划，满足了顺义地区对水资源的需求。
3.2相关规划成果
①需水预测及节制用水
在生产需水预测过程中，考虑了顺义区经济产业结构调整，限制了高耗水行业的发展，合理抑制了需水量。
生态需水预测的目标是各生态系统的健康等级不低于现状，尤其是重点保护地区。生态需水预测分别讨论了河流、林地、湿地、城区绿地、城镇景观水体的生态需水。通过计算给出了顺义区的生态需水量及参与水资源供需平衡分析的水量。
节制用水除应用产业结构调整手段外，还对工业、农业和生活的用水节水进行了调查，制定了工业、农业和生活的节水标准与指标，由此进行了节水潜力计算并给出了可行的节水措施。2030年顺义区工业、农业和生活相对节水潜力如图2所示。
根据生产、生活和生态需水的预测及节制用水分析汇总得到基本方案与强化节水方案下的顺义区需水量(如图3所示)。
②水资源保护
首先，结合水功能区划及现状水质，确定了地表水分阶段保护目标，并计算了相应的纳污能力。根据对污染源现状的调研，进行了污水及污染物排放量的计算和预测。由此制定了相应时期污水处理厂的布局、规模及处理深度方案。
其次，从工业、城镇生活、畜禽养殖污染源治理和水环境监测、综合整治等方面对地表水资源保护策略进行了规划;由开采量和主要污染物因子控制提出了地下水资源保护对策。
③供水预测
根据顺义区的水资源调查评价，预测了不同规划年顺义区地表水和地下水的可供水量，同时根据实际情况给出了雨水集蓄利用方案。
在污水集中处理处置方案的基础上，对再生水用途及回用潜力进行了分析，主要回用于生态用水，同时兼顾农业、工业及市政杂用用水。
④水资源总体布局
由需水预测、节制用水、水资源保护及供水预测的研究成果，给出了顺义地区的6个水资源配置方案，综合水资源量、社会经济和生态环境等指标，经过供需平衡分析以及不同方案的比选，给出了推荐的水资源配置方案，并形成了水资源的总体布局(见图4)。
⑤规划实施的效果评价
通过综合评价给出了水资源综合规划的推荐方案，该方案实施后，顺义区水资源供需不平衡的情况将逐渐得到缓解，地下水储量亏损、地表水生态环境恶化等情况将逐渐恢复，最终形成水资源与社会、经济、生态环境之间的和谐关系。
规划实施后，将集中力度实施水资源保护方案，其中包括城镇污水集中治理工程、水环境综合整治工程以及地下水源保护工程等，以上工程实施后顺义区地表水环境质量状况将有很大改观，水质达到水环境功能区划目标要求，地表水因水质原因而无水可用的状况会彻底改变，地表水环境安全得到保障。除此之外，地下水也将逐步得到回补，水质也将有所保证。
4结论