1、发电厂二期工程（2600MW）节能和合理利用能源项目可研报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月发电厂二期工程（2600MW）节能和合理利用能源项目可研报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月53可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录第一章 概 述11.1 项目概况及编制依据11.2 建厂条件21.3 本工程主要技术原则51.4 本2、专题编制依据8第二章 工程节约和合理利用能源分析102.1 本工程遵循的节能标准及节能规范102.2 项目所在地能源供应状况分析102.3 本工程设计所采用的节能措施及效果19第三章 下阶段节能设计设想273.1 建筑节能设计273.2 工艺系统设计中的节能措施303.3 主辅机设备选择中考虑节能的措施313.4 热工自动化控制313.5 脱硫部分323.6 节水措施343.7 节约原材料的措施343.8 采暖、通风、制冷及空调系统节能降耗的初步设想36第四章 结论384.1 节能效果384.2 结论38第一章 概 述1.1 项目概况及编制依据xx发电厂位于山西省的西北部，在忻州地区的xx县境3、内，与陕西省的府谷县、内蒙古自治区的准格尔旗隔河相望。该电厂座落在晋、陕、蒙煤炭基地的山西侧，河东煤田北段，煤炭储量丰富，达100多亿吨。该段煤层厚、埋藏浅，煤层倾斜度很小，易于开采，并具有露天开采的优越条件。 xx发电厂是国家确定的“十五”期间“西电东送”北通道的主要电源点之一。一期工程安装2600MW国产亚临界燃煤发电机组，所发电力全部送往河北南网，2002年7月12日，国务院总理办公会批准了国家计委计基础（2002）1255号文关于xx电厂新建工程可研报告的批复，2002年8月20日一期工程全面开工建设，于2005年1月2600MW机组全部投产发电。根据工程总体规划及国家“西电东送”“十4、五”“十一五”期间的总体战略要求，为了进一步满足用电市场的需求，提高企业的经济效益，拟连续建设二期工程。国家计委计基础（2002）1255号文关于xx电厂新建工程可研报告的批复中明确“电厂规划建设容量240万千瓦”，国家电力公司在国电电规（2002）481号文“关于山西xx发电厂新建工程（2600MW）初步设计及概算的批复”中明确“根据国家计委对山西xx发电厂新建工程的批复意见，电厂规划建设容量按4600MW”，国家电力公司国电规（2002）524号文“关于印发华北电网2015年目标网架规划设计评审意见的通知”中在关于西电东送输电通道的论述中明确“十一五”期间，华北西电东送电源中xx（240万5、千瓦）xx电厂240万千瓦以500千伏电压等级接入山西电网，以网对网的方式实现西电东送”，显然，二期工程建设作为西电东送北通道的电源点之一已得到各主管部门的认可。根据业主委托，我院于2003年4月完成了xx发电厂二期工程建设2600MW亚临界湿冷机组的可行性研究报告，同年10月通过电力规划设计组织的审查并下达审查意见。根据国家新的能源和产业政策，我院于2004年元月对本期工程安装2600MW亚临界空冷机组进行了补充可行性研究，编制了xx发电厂二期工程可行性研究补充报告，于2004年2月通过了电力规划设计总院组织的审查并下达审查意见。根据国家发展和改革委员会发改能源2004864号国家发展改革委6、关于燃煤电站项目规划和建设有关问题的要求及企业投资项目核准暂行办法的要求2005年5月编制xx发电厂二期工程（2600MW）可行性研究补充报告（第二版）。根据国家发展和改革委员会发改投资20062787号国家发改委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知的要求2007年3月编写了本报告节能和合理利用能源专题报告。本工程选择空冷机组，采用一期节约水、中水及煤矿矿井疏干水作为电厂的主要水源，并同步建设烟气脱硫设施，力求建成一个先进、高效、环保型的大型现代化电厂。 1.2 建厂条件1.2.1 厂址xx发电厂二期工程在一期工程的基础上进行扩建，厂址为大东梁厂址。该厂址位于xx县城东约3km的黄7、河四级阶地上。厂区地面自然标高约950m（电厂独立高程系）；地势平坦，场地开阔，耕地土质差，产量低；厂址的周边环境良好，完全具备连续建设的条件。一期工程各阶段设计已对二期工程建设做出了规划。1.2.2 燃料xx、保德两县地处山西省第二大煤田河东煤田的北段，煤炭资源丰富，易于开采。但是由于交通条件限制xx县境内除与xx电厂一期工程配套建设的xx煤矿已建成投运外，全县煤矿开采水平仍然停留在70年代的水平，没有形成大规模的开采。鉴于以上情况，xx集团为了实现“大煤保大电”的能源产业政策，保证xx电厂安全满发，和山西xx公司联合在xx县开办xx煤矿，确保电厂二期工程的用煤。国家发展计划委员会以计基础（8、2003）59号文对xx矿区总体规划进行了批复，明确“矿区规划面积为110平方公里矿区划分为xx和xx2个井面。其中xx矿井一期按300万吨/年规模建设，对口供应xx电厂。xx矿井二期和xx井建设规模根据电煤市场和地质勘探情况再行确定”。2005年4月，年产300104txx煤矿已全面投产，确保了xx电厂一期工程燃煤供应，实现了大煤保大电的战略要求。xx煤矿的一期工程计划年产400104t原媒，目前可行性研究报告已报国家有关部门审查。xx井区的规划建设可有力保证xx电厂二期工程的机组燃煤供应。电厂一期、二期工程投运时，4600MW机组年需燃煤约600104t/a，山西xxxx电煤开发有限责任公9、司以电煤工（2002）13号文“关于向山西xxxx发电有限公司供应燃煤的函”承诺2005年向电厂提供300万吨原煤，2006年向电厂提供600万吨原煤，因此，煤源是充足的，也是有保证的。山西xxxx电煤开发有限责任公司以xx电煤前200520号文明确xx矿与电厂二期工程同步建设，对口供应电厂二期工程燃煤。本期工程燃煤运输同电厂一期工程一样采用铁路运输。铁路燃煤集运站是神河铁路阴塔至火山段的刘源头和火山两个车站。燃煤通过神河铁路电厂专用线运至电厂，不占用神朔铁路的运输能力。目前运煤铁路专用线已建成，具备投运条件，运煤通道能力是可靠的。1.2.3 水源2600MW空冷机组需水量约0.125m3/s10、，合0.104 m3/s.GW，全年用水量270104m3。二期工程的用水思路首先是通过一期工程的节水措施，将一期工程的循环水排污水回收用于二期工程，不足部分利用xx县县城中水和xxxx煤矿的矿井疏干水来补充，并考虑备用水源。根据已经审核的山西省环境工程设计院编制的“山西省xx县县城污水处理厂工程可行性研究报告”，xx县城现有总人口为5.1万人，2010年规划人口为7.5万人，县城总规划面积为5.0平方公里，2020年规划人口为10.0万人。目前县城城市水源总供水能力为10400m3/d，现状污水管道收集的生产、生活排水总量约8000m3/d，其中工业废水量为1800m3/d。拟建的xx县城污11、水处理站设计规模近期（2010年）2.0万m3/d，远期（2020年）2.4万m3/d。xx县城污水处理厂的可行性研究报告已通过山西省发展和改革委员会组织的审查，并同意建设。xx县人民政府以河政办函20058号文同意xx电厂二期工程使用污水处理厂的处理水。xx煤矿和xx煤矿是由山东xx物矿公司和山西xx共同投资开发建设的发电厂配套工程。xx煤矿一期工程已于2005.4投产，xx煤矿一期工程 计划与电厂二期工程同步建设，煤矿距电厂约15km，根据山西省第三地质工程勘察院分别于2003年7月和2004年5月编制的“山西省河东煤田xx县xx井田补充勘探地质报告”及“山西省河东煤田xx县xx井田勘探地12、质报告”，xx煤矿达产时其矿坑排水量3475m3/d（145m3/h），xx煤矿达产时其矿坑排水量3672m3/d（153m3/h），合计7147 m3/d（ 298m3/h）。山西xxxx电煤开发有限责任公司以xx电煤综200459号文同意电厂二期工程使用矿井水并同意由电煤公司负责将疏干水处理后提供电厂使用。水利部山西省水利水电勘测设计研究院对电厂二期工程进行了水资源专题论证，该论证报告通过了山西省水资源管理委员会组织的审查，审查意见认为电厂水源落实、可行。1.2.4 灰场xx电厂所选灰场为泥沟、丰子沟贮灰场。一期工程已建泥沟干贮灰场，该灰场位于厂址东南方向4km处，贮灰场最终容积1400113、04 m3,经核算，可满足一、二期2400MW装机使用8.2年，基本符合规定要求，因此，本期工程灰场仍考虑采用泥沟灰场。丰子沟贮灰场位于厂址东南方向5.5km处，贮灰场的最终容积约为4800104m3，此灰场可作为xx电厂的后备灰场使用。以上贮灰场的占地已取得xx县政府同意占用的批文。1.2.5 交通运输：铁路：xx发电厂铁路专用线从神华集团公司所属的神(池)河(曲)铁路火山站接轨。该铁路庄儿上至阴塔段65公里，已按国铁级标准改建成为神朔铁路，现已通车。阴塔至火山段33公里，为工业企业铁路级标准。电厂专用线从火山接轨至大东梁厂址，全线总长25.7km。电厂厂外铁路专用线及厂内铁路，已于200314、年8月建成通车。公路：xx县境内现有韩家楼到xx县的三级干线公路，还有xx至偏关窑头的支线公路。近年来，地区和县级公路均进行的大规模的新建和拓宽改造，公路的运输条件得到大大改善。xx发电厂的进厂公路与黄河大街东端、塘（家会）坪（泉）公路交汇处的文笔塔附近相连，路面采用混凝土路面，宽度12m，公路长度1.40km。目前已经通车。1.2.6 工程地质及地震地质：厂址所在地区的地质构造稳定，根据中国地震动峰值加速度区划图（GB1836-2001），查得xx地区地震加速度为0.05g（地震基本烈度为VI度）。厂址位于黄河四级阶地上；厂区内地基土上部为黄土状轻亚粘土，下部为卵石层，二迭系砂页岩及泥岩互层15、，为优良地基条件。1.2.7 环境保护：按照二期工程环境影响评价报告及其审核意见，本期工程将同步建设烟气脱硫设施，以降低SO2的排放量，预留脱除氮氧化物装置的空间。一期工程的脱硫装置现已开始建设。1.3 本工程主要技术原则1.3.1 建设规模在一期工程的基础上连续扩建两台同容量的2600MW超临界空冷燃煤机组，并留有扩建余地。1.3.2 水源考虑到我国北方地区属于整体缺水地区，除机组采用空冷机组外，在最大限度地采取节水措施后按照本工程水资源论证报告及审查意见，利用一期工程的节约水、县城中水及矿井疏干水作为机组的生产用水。1.3.3 电厂规划为了方便管理，厂区总体布置和各主要工艺系统同一期保持一16、致。1.3.4 辅助及附属设施尽可能利用一期工程现有设施。1.3.5 接入系统按接入系统审查意见，本期工程2600MW机组以500kv一级电压接入系统，通过山西电网送电至京津冀电网。1.3.6 燃料及运输二期工程燃煤约300104t/a，由与电厂二期工程配套建设的xx煤矿通过电厂铁路专用线用底开门车组成专列运输进厂。1.3.7 用水规划二期工程的用水思路首先是通过一期工程的节水措施，将一期工程的循环水排污水回收用于二期工程，不足部分利用xx县县城中水和xxxx煤矿的矿井疏干水来补充作为电厂的生产用水，并考虑配置备用（应急）水源。1.3.8 总平面布置按照一期工程的总体规划，本期工程按在一期扩建17、端连续建设安装2600MW空冷机组进行总平面布置，同时留有扩建余地，本期工程同步建设烟气脱硫设施。1.3.9 燃烧系统根据批复的设计和校核煤种资料，为了方便运行和管理，采用与一期相同的双进双出磨正压冷一次风直吹制粉系统。1.3.10 热力系统热力系统采用7级抽汽回热系统，其中3台低加，3台高加，一台除氧器，给水系统单元制，选用3台35容量的电动调速给水泵。1.3.11 运煤系统运煤系统在一期建设时, 受卸设施、运输系统设备、筛碎设备、辅助设施及辅助建筑等公用设施已按4600MW机组容量进行设计, 本工程运煤系统只相应增加储煤场及煤场设施、煤仓间带式输送机。 增加储煤场两座，总储量9.0104t18、，可满足本期工程8.5天用量。1.3.12 除灰渣系统除灰系统推荐采用与一期工程相同的的正压浓相气力输送除灰系统，除渣系统推荐采用干式除渣方案。灰渣均采用汽车运送到贮灰场。1.3.13 贮灰场本期工程考虑与一期公用泥沟灰场，丰子沟灰场仍按远期灰场考虑。 1.3.14 化学水处理系统本期工程锅炉补给水处理车间在一期水处理车间扩建端扩建，清水箱、酸碱贮存及计量系统可以满足本期工程需要，不再扩建，化验楼利用一期工程化验楼。制氢站、露天油库、酸洗废液池均可满足本期工程的需要，本期工程不再扩建。1.3.15 厂内供水系统县城的中水系统，其供水系统设计范围为污水处理站围墙外1.0m，矿井疏干水系统设计范围19、为电厂围墙外1.0m。中水、矿井水及一期的循环水排污水应根据其用途分别设置供用水系统。同时考虑由于中水的水量及其水质的不稳定性可能造成的影响及其应采取的配置备用水源等措施。 1.3.16 电气部分 本期工程拟采用500kV电压接入系统， 500kV采用一个半断路器接线。高压厂用启动/备用变压器利用一期启动/备用变压器500kV的一组高压设备引自500kV母线，一期的启动/备用变压器通过一组高压设备引自500kV母线。按接入系统设计的审查意见进行电厂内部的主接线方案研究，本期不增加500kV出线。1.3.17 热工控制拟采用单元集控方式，两台单元机组及电气网络部分合设一集中控制室，辅助系统拟采用20、PLC+上位机的网络控制方案。全厂辅助系统如水、灰网络系统实现在单元控制室控制。1.3.18 主厂房布置拟采用空冷岛、汽机房、煤仓间、锅炉间、除尘器、烟囱、脱硫岛，依次顺序排列的布置格局。汽轮发电机组纵向顺列布置，运转层大平台；锅炉紧身封闭，13.7m以下封闭；为改善空冷凝汽器通风条件，满足空冷凝汽器的布置要求，同时也为改善2、3号炉渣的汽车运输条件和机组检修条件，二期工程主厂房纵向总长度为180m。1.3.19 环境保护按照已经审查并批复的环境影响评价报告完善工程环保措施，并对二期工程的以新带老的环境保护措施进行落实。 同步建设一期工程脱硫系统一期与二期工程的脱硫装置公用一套石灰石浆液制备系21、统。系统安装三套石灰石磨制浆系统（湿式球磨机）。每套的容量相当于锅炉（4600MW）在BMCR运行工况时石灰石耗量的50。磨制后的石灰石粒度为90通过250目筛。石灰石采用湿式球磨机内磨碎。一期工程脱硫系统改造工程计划投资3.6亿元人民币，主要利用固定资产折旧作为生产改造资金，目前该项目正在实施。 循环排污水回收工程将一期工程循环排污水回收直接用于二期工程脱硫系统用水。 灰场防渗措施一期工程灰场只作黄土碾压处理，设计排灰方案为分层碾压、黄土覆盖。本工程灰渣的协议综合利用率大于100。根据调研太原一电厂进行的粉煤灰碾压渗透试验结果，正常情况下粉煤灰经碾压后渗透系数为10-510-6cm/s,理想22、状态下可达10-7cm/s,不易满足防渗要求。因此二期工程对灰场实施土工膜防渗处理工程。 煤场四周建设挡风抑尘网二期工程建设时，对一、二期煤场四周建设高于煤堆1m的挡风抑尘网，消除煤场面源污染。1.3.20 主要建筑结构选型地震烈度为6度，厂区内的乙类建构筑物按7度抗震构造措施设计。主厂房、烟囱采用天然地基。汽机房与除氧间合并，跨度36m，煤仓间12m，柱距10.5m，主厂房横向由汽机房外侧柱与煤仓间框架构成框排架体系。汽轮发电机基座采用现浇钢筋混凝土框架结构。1.3.21 大件运输根据“xx发电厂大件设备铁路运输可行性研究”报告，三大动力设备集团的600MW机组大件均可通过铁路在采取适当措施23、后运至xx电厂。1.3.22 生活区规划电厂生活区已在一期工程中建设完毕，本期不再考虑。全厂定员增加125人。1.3.23 投资估算及技经评价1.按照建设单位与有关方面签订的书面协议所议定的标媒、水、土地单价计算发电成本。2.价格水平年为2005年。3.按接入系统设计报告所推荐的年利用小时5500h进行经济评价。1.4 本专题编制依据根据国家发展和改革委员会文件发改投资20062787号国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知，本次补充可研专题报告的工作是在已通过审查的可行性研究补充报告的基础上按照采用新的节能要求，对本期扩建机组的资源消耗情况、项目所在地资源现状、节约能24、源和合理利用能源的措施进行分析，对下阶段节能设计提出设想。本专题编制时，可行性研究报告及补充修改报告(第二版)、接入系统设计报告、水资源评价报告、环境影响评价报告、地震安全性评价，地质灾害评价、水土保持方案、铁路专用线复核、劳动安全与工业卫生预评价已通过审批。第二章 工程节约和合理利用能源分析节约和合理利用能源是国家在经济发展和各项建设工程中的一项重要方针政策。山西省虽然煤炭资源丰富，但节约能源，支援国家建设也义不容辞。根据国家当前经济高速发展的形势，电力工业采用现代高效节能的先进发电设备，工程设计中采用先进生产工艺系统是达到节能的根本措施，为此在本工程设计中将认真贯彻节约和合理利用能源方针，25、采取切实可行措施，以求达到节能效果。2.1 本工程遵循的节能标准及节能规范中华人民共和国节约能源法(主席令第90号)国家发改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）国家发改委令第40号产业结构调整指导目录（2005年本）国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知(发改投资20062787号)火力发电厂设计技术规程DL5000取水定额第一部分火力发电（GB/T189161-2002）公共建筑节能设计标准(GB50189-2005) 其它国家、行业有关节能设计标准及控制指标2.2 项目所在地能源供应状况分析2.2.1项目所在地可利用能源现状2.26、2.1.1 xx当地一次性能源及数量xx当地一次性能源只有原煤，xx地处晋西北黄河东岸素有煤海之称的吕梁山西麓。属河东煤田北部边缘，与黄河对岸神府煤田隔河相望。xx煤炭资源极为丰富。河东煤田北部跨忻州市属的偏关、xx、保德等地。主要赋存石碳二叠纪形成的含煤岩层。煤田面积778km2，累计探明储量144.8108t。偏关、xx、保德矿区北部和西部以黄河为界,东以煤层露头线为界，南至兴县岚漪河，与兴县矿区毗邻。一、偏关、xx矿区偏关、xx矿区内主要含煤地层为太原组和山西组，含煤地层总厚138m，共含15层。煤层总厚21.4935.1m，平均厚度28.29m含煤系数20%，主要可采煤层有4层,太原组27、10、11、13号煤；山西组8号煤属稳定可采煤层。山西组4、6号煤，太原组14号煤属局部稳定可采煤层。偏关、xx矿区内为单一斜构造,沿煤层露头线边部煤层赋存浅，向黄河岸边加深，基本上北从梁家碛、楼子营经巡镇东至旧县一带埋深在300m左右，xx城东至楼子营较深。小煤矿开采多采用残拄式、房柱式开采方式，太原组13号煤层和山西组8号煤层顶板多为沙岩，底板多为砂质页岩。厚煤层开采丢煤多，回采率极低。本矿区无瓦斯和煤层测定资料。但开采煤矿未发生有爆炸事故。xx县煤炭资源丰富，整体呈条带状分布，属河东煤田石炭、二迭纪含煤岩系，含煤面积约400km2，平均厚度21.30m，预测地质储量约120108t。目前28、，已探明含煤面积355.43km2,施工钻孔149个，获得A级储量2.88108t，B级3.77108t，C级7.71108t，D级60.98108t，总计75.34108t。xx县共有18层煤，赋存在三组含煤地层中：山西组有4层，分别为6#、7上#、7#、8#煤层，其中7#煤层不可采,太原组有11层，9上#、9#、10上#、10#、11#、12#、13#、14#、15#、16#和17#煤层，其中10上#、14#、16#、17#为不可采煤层；本溪组含3层，为18上#、18#、19# 煤层都不可采，总共可采煤9层：6#、7#、8#、9上#、10#、11#、12#、13#-14#，其中：8#、9#29、10#、11#、13#为现主采煤层。在xx井田范围内，先后由215、211、217地质队完成了普查、详查、精查勘探。1984年3月山西省地矿局215队在xx施工，提交了河东煤田河保偏北部远景区普查地质报告，普查区北起梁家碛，南至郝家也（不包括沙坪详查区部分），西至黄河，东至磁窑沟、阳坡泉，南北长约30km，东西宽约10km，控制面积295km2，布置5条勘探线，施工9个钻孔，探明地质储量60.6829108t（因沙坪详查区与普查同时施工，因而普查区的各种数据不包括沙坪详查区）。1984年山西省地矿局211队在沙坪投入勘探，提交了河东煤田xx县沙坪详查区地质报告，布置了4条勘探线，施工11个钻30、孔，控制面积60km2，探明地质储量14.65489108t，其中：B级29225.83104t，C级61261.99104t，D级56061.08104t，合计14.65489108t，属于露天开采的为142420. 76104t，占总储量的98%。1985年山西省地矿局217队完成了河东煤田xx县沙坪1#露天精查勘探工作，布置11条勘探线，共施工103个钻孔，控制面积20.4km2。提交xx县沙坪1#露天精查地质报告，探明：A级储量3663.32104t，B级8442.5104t，C级14399.51104t，暂不能利用储量136.07104t，总储量26505.33104t。1987年山31、西省地矿局217队完成了河东煤田xx县火山猫儿沟井田精查地质报告，控制面积13km2，施工15个钻孔，获得A级储量25145.45104t，B级17538.90104t，C级1478.86104t，总储量41330.44104t。沙坪1#露天矿面积6.25km2开采最大深度为90m，露天开采条件优越，开采范围内上覆物普遍为新生界黄土及红土覆盖，且矿区内小伍村沟和杨家沟是露天开采最好的拉沟位置。区内可采煤层有9层，分别为6#、7#、8#、9上#、9#、10#、11#、12#、13#煤层，可采煤层纯煤总厚度为3.99m。探明地质总储量11202.72104t，可采储量为：10482.23104t。32、其中：（前期3746.64104t，后期6735.59104t）；生产能力（前期为120104t/a，后期为240104t/a）；总剥离量为54834.62104m3，（前期19979.72104m3，后期34854104m3）。平均剥离比4.90m3/t，（前期5.00m3/t，后期4.84m3/t）；露天矿井服务年限为58年，（其中：前期32年，后期26年）。沙坪露天矿远景区面积约15km2，储量约26000104t，有待今后精查再扩大范围。沙坪1#露天矿计划投资2.93亿元，财务内部收益率为18.69%，投资利润率15%，投资利税率18.62%，项目建设期2年，投资回收期为8.63年。山33、西煤炭规划设计院可行性研究报告指出：“xx沙坪露天开采区是山西省乃至国内均属条件优越的露天开采区。” 1989年山西省地矿局217队应xx县计委的邀请，来梁家碛煤矿矿区进行详查勘探，共施工4个钻孔，控制面积4.8km2，探明B级储量3421104t，C级5649104t，D级786104t，总储量为9856104t。1992年忻州地区煤田地质队在xx县寺也勘探区进行详查勘探，施工七个钻孔，填制了1/5000地形地质图19.65km2。1997年12月山山西省地质矿产咨询服务公司提交详查地质报告，获得B级储量10616.51104t，C级储量29439.31104t，D级储量2172.9010434、t，B+C+D级合计为 42228.72104t。二、保德矿区保德矿区内主要含煤地层为太原组和山西组，含煤地层总厚138m，共含15层。煤层总厚21.4935.1m，平均厚度17.08m,含煤系数12%，主要可采煤层有2层,太原组13号煤；山西组8号煤属稳定可采煤层。山西组6号煤，太原组9、10、11号煤属局部稳定可采煤层。其它煤层均不可采。保德矿区煤层保德城北和东北部沿吕梁山麓为煤层露头浅处；在朱家川河以南，即在黄河沿岸一带为三叠系地层复盖，煤层赋存较深，再往南埋深将超过1200m。含煤岩层系顶部松散岩石层较厚，对矿床影响教大。保德县小煤矿开采多采用残拄式、房柱式开采方式，太原组13号煤层和35、山西组6号、8号煤层顶板多为沙岩，底板多为砂质页岩。厚煤层开采丢煤多，回采率极低。2.2.1.2 一次性能源（煤源）利用现状xx县煤田煤炭资源储量巨大，煤质优，煤层厚且连续稳定，埋藏浅，露头多，产状平缓，构造简单建矿开采条件特别好，由于交通条件的限制造成多年来国家基本上没有大的投入，使得全县煤矿开采水平仍然停留在70年代的水平，除山西xxxx电煤开发有限公司开发建设的xx煤矿外，没有形成大规模的开采。现开采煤矿能力基本上都在10104t/a以下，且开采方式落后，资源利用率极低，煤炭生产极不稳定。xx县目前煤炭利用概况是：xx县中小煤矿全年产煤约360104t，（不包括xxxx煤矿、xx煤矿在基36、建期生产的原煤）已建成的xx发电厂一期工程（2600MW）年耗煤量313.4104t，主要燃用在基建期生产的原煤，以2005年为例，县内民用占全县产煤量的25%，主要工业用户为两个小型火电厂（现已拆除一座）、电石厂、小铁厂、化肥厂、水泥厂以及民用，共用40104t。外销由xx县煤运公司统一经销，主要市场是东北地区、华北地区电厂，共外销60104t。若考虑到传统用户，xx县全年若产煤360104t，则除去传统用户用煤外，尚足够电厂用煤200104t，目前由于xx发电厂一期工程燃用xx煤矿、xx煤矿在基建期生产的源煤，xx县煤炭售销不旺，主要是运输的制约，煤矿生产均以销定量，再加之长焰煤挥发份在337、741%，生产出来若销售不出去，则会自燃，故而不能达到生产能力的存在客观原因。2.2.1.3 本工程所消耗一次能源来源xx发电厂二期工程燃煤拟由山西xxxx电煤开发有限公司投资开发的xx矿区xx煤矿、xx煤矿提供。xx发电厂二期工程建设2600MW机组，耗煤量详见下 表(机组年运行小时数按6000h计算，日运行小时按20h计算。耗煤量按设计煤种计算) 表2.2-1 序号装机容量（MW)小时耗煤量(t/h)日耗煤量(t/d年耗煤量(t/a)11600MW2575140154.210422600MW51410280308.4104xx集团为了保证xx电厂安全满发，和山西xx公司联合在xx县开办大型38、煤矿，走煤电联营，大矿保大电的路，以确保电厂各期工程的用煤。目前山西xxxx电煤开发有限公司已拥有xx煤田xx、xx总面积为109.98km2的两个勘探区的探矿权，预计煤炭资源量21108t。 一、xx煤矿概况xx井田地处xx县城南17km的黄河东岸，北接xx井田，南靠火山煤矿，按照矿区总体规划确定的范围，井田面积约32.903km2 ，根据xx矿井精查地质报告，井田地质储量9.6108t/a，矿井服务年限为61年。可采储量6.57108t/a。xx一期工程年产300104t/a，规划能力达6001000的104t/a，生产出的煤炭全部供电厂一期机组燃用。二、xx（樊家沟）煤矿概况xx煤矿地处39、xx县城南之黄河东岸15km的巡镇以东地区，西与陕西省的府谷县隔河相望，行政区划属于xx县巡镇、刘家塔、楼子营镇管辖。2004年5月，由山西省第四地质工程勘测院提交的从普查到精查的勘探报告，矿区勘探面积77.158km2，累计探明各级煤炭资源/储量A+B+C+D级20108t，其中基础储量10.25108t，占总储量的51%。在xx矿区内地层产状平缓，无断层，属于单一倾斜煤层。，其中8、10、11、13号煤层为可采煤层，可采媒层均为低瓦斯煤层。8号煤层厚度为0.192.38m，平均厚为1.41m；10号煤层厚度为1.3216.30m，平均厚为7.01m；11号煤层厚度为0.458.65m，平均40、厚度为3.44m；13号煤层厚度为1.9218.88m，平均厚度为11.25m。在矿区现采的10#煤化学性质为：水分4.21%、灰分24.43%、挥发分40.61%、硫分0.79%、原媒干燥基高位发热量14.41MJ/kg28.20MJ/kg，平均为23.46MJ/kg（相当于22MJ/kg低位热值）。属低硫、低磷、中高灰分、高挥发分中高发热值的长焰煤。目前山西xxxx电煤开发有限公司已获得xx矿区65.78km2的探矿权并颁发了勘察许可证。xx矿一期工程计划与xx电厂二期工程同步建设，由煤炭工业部西安设计研究院编制的山西xxxx电媒开发有限公司xx矿井及洗媒厂可行性研究报告已上报有关部门审查41、，规划一期工程生产能力为400104t/a，计划2005年开工建设，2008年投产。xx矿井井口在樊家沟，距电厂公路距离约19km，煤矿设铁路专用线通过河会巡镇站接入电厂铁路专用线。国家发展计划委员会以计基础（2003）59号文对xx矿区总体规划进行了批复，明确“矿区规划面积为110平方公里矿区划分为xx和xx2个井面。其中xx矿井一期按300104t/a规模建设，对口供应xx电厂。xx矿井二期和xx井建设规模根据电煤市场和地质勘探情况再行确定”。电厂一、二期4600MW机组年需燃煤约600104t/a，山西xxxx电煤开发有限责任公司以电煤工（2002）13号文“关于向山西xxxx发电有限公42、司供应燃煤的函”承诺2005年向电厂提供300104t/a原煤，2006年向电厂提供600104t/a原煤，以xx电煤前200520号文明确：xx矿井初期生产能力400104t/a，对口供应xx电厂二期（2600MW）。因此，煤源是落实的，也是有保证的。2.2.1.4 水资源现状及本工程用水方案一、水资源现状1) 地表水资源国家“黄委”规划的xx县境内的龙口水电站已动工建设，黄河水可作为电厂供水水源，目前地表水（黄河）无可利用的取水设施，万家寨水库距电厂25余公里，龙口水电站正式建成后，从龙口水电站取用黄河水应是首选电厂水源方案，目前尚不具备供水条件。2) 一期工程循环水排污水xx发电厂一期工43、程已于2005年1月投产发电，一期工程采用湿冷系统，浓缩倍率4倍。通过对电厂一期工程2005年26月份排污水量实测，其最小值320 m3/h作为现状排污水量，扣除收集和处理损失20%后，可利用水量256m3/h。外排废水除悬浮物SS超标外，其它各项均达标。拟将一期工程排污水充分回收利用后用作二期工程脱硫系统用水。3) xx县县城污水处理厂山西省环境保护局、山西省发展计划委员会晋环发2002184号关于火电工业要减少二氧化硫排放和节约用水的通知：“在城市周围新建热电联产火电厂，要把城市污水处理与火电厂用水结合起来，实现污水资源化。在已有城市污水处理厂的城市周围建设电厂，必须把城市污水处理厂处理后44、的水作为电厂水源，保证电厂对水质的要求，做到互惠互利。”。根据国家的能源及产业政策以及可持续发展战略，拟考虑采用xx县县城污水处理厂处理后的达标排放水作为本工程生产用水的主供水源之一。xx县环境保护局与山西xxxx发电有限公司已签署了用水协议。xx县县城污水处理厂建设规模为2万m3/d，已经山西省发改委批准建设，目前还未建成，设计采用A2/O脱氮除磷工艺，出水水质达到GB8978-1996污水综合排放标准一级标准。根据20022004年xx县县城用水统计资料，以及对县城污水排放量连续24h监测成果，现状条件下污水处理厂可收集的污水量为259 m3/h，扣除收集和处理损失20%后，污水可利用量为45、207 m3/h。4) 煤矿矿井疏干水xx煤矿和xx煤矿是由山东xx物矿公司和山西xx共同投资开发电厂配套工程。xx煤矿一期工程已于2005年4月投产，xx煤矿一期工程和xx煤矿二期工程计划与电厂二期同步建设，煤矿距电厂约25km。山东xxxx电煤开发有限责任公司以xx电煤综200459号文同意电厂二期工程使用矿井水，并同意由电煤公司负责将疏干水处理后提供电厂使用，作为本工程锅炉补给水的主供水源。两矿井排水量总计为233 m3/h，处理与收集损失按10%计算，两矿井矿坑水可利用量为210 m3/h。5) 天桥泉域梁家碛水源地xx电厂一期工程水源地为天桥泉域梁家碛水源地，目前电厂配套水源井6眼，46、可供水量3000 m3/h（0.83 m3/s），一期工程批复水量0.56 m3/s。水资源论证报告对天桥泉域山西境内及梁家碛水源地岩溶水资源量、开发利用现状、取水许可现状等进行了调查分析，经国家储委批准梁家碛水源地B+C级2.4 m3/s，其中B级1.5 m3/s，除满足xx发电厂一期工程用水量0.56 m3/s（批复水量），按B级允许开采量尚余0.94 m3/s。岩溶地下水除总硬度超标外，其它指标均符合生活饮用水要求。梁家碛水源地作为xx发电厂二期工程生活用水水源和生产应急水源，从水量、水质上均可满足要求。根据污水再生利用工程设计规范（GB50335-2002）中“污水再生利用工程方案中需47、提出再生水用户备用水源方案”的设计规范要求，以及中国国际咨询公司能源200532号“关于山西xx发电厂二期（2600MW）工程水源专题论证报告（补充）的评审意见”，梁家碛水源地岩溶水作为二期工程的生活用水水源和生产应急水源。其应急水量通过以电厂投资当地农业节水灌溉、置换税权的方式予以解决。二、本工程用水方案现状条件下，xx电厂一期循环水排污水可利用量为256 m3/h，县城污水处理厂的中水可利用量为207 m3/h，xx及xx煤矿的矿坑排水可利用量为210 m3/h，三种水源总供水量为673 m3/h，大于二期工程的耗水量450 m3/h，电厂水源落实。本工程根据各系统对水质的不同要求，拟采用48、将循环水排污水及中水用作二期工程脱硫和除灰系统用水；煤矿疏干水处理后作为电厂锅炉补给水；地下水作为应急水源及生活用水。二期（2600MW）工程补给水量表序号项 目补给水量（m3/h）备 注用水回收消耗1辅机循环水蒸发损失560562辅机循环水风吹损失9093循环水系统排污损失303004锅炉补给水10424805汽机房、锅炉房杂用水101006化学水处理系统自用水171707脱硫用水26082528煤场喷洒用水5059干灰搅拌用水1801810干灰场喷洒用水70711输煤系统冲洗用水86212浇洒绿地及杂用水50513生活用水2017314未预见用水1301315合计562112450合0.149、04 m3/s.GW2.2.2 本工程能源消耗种类和数量设计值本工程主要能耗指标如下表序号内容单位数值1全厂热效率%42.42发电标煤耗率（THA工况）g/kWh290.33厂用电率(含脱硫)%8.7634百万千瓦取水量（年平均）m3/s.GW0.1045年点火用油量（一期工程年稳燃投油统计值）t200300注：取水量为耗水量（含外排的废污水量）、原水预处理量两者之和2.3 本工程设计所采用的节能措施及效果节能既是一项长期的战略任务，也是当前一项紧迫的任务。根据国家当前经济高速发展的形势，电力工业采用现代高效节能的先进发电设备，工程设计中采用先进生产工艺系统是达到节能的根本措施，为此在本工程设50、计中将认真贯彻节约和合理利用能源方针，采取切实可行措施，以求达到节能效果。2.3.1 节煤本期工程装机方案为：2600MW超临界直接空冷凝汽式汽轮机配22025t/h超临界燃煤锅炉。尾部烟气采用湿法脱硫装置。根据“发改能源2004864号”文件，电力建设必须提高效率，保护环境，原则上规划建设高参数、大容量、高效率、节水环保型燃煤电站项目。对于600MW超临界空冷机组，在设计和制造理论上是完全可行的，国内已经开始设计、制造超临界空冷机组，预计在2009年以前会有投产运行业绩。600MW机组超临界与亚临界额定（THA）工况（电动给水泵方案）主要技术指标对比见表2.3-1600MW机组超临界与亚临界51、额定（THA）工况（电动给水泵方案）主要技术指标表2.3-1序号项 目单 位亚临界额定（THA）工况超临界额定（THA）工况1机组容量MW260026002锅炉蒸发量1843.61767.653锅炉效率%93934管道效率%0.980.985机组额定工况下的热耗KJ/kwh803677556发电标煤耗g/kWh300.8290.37发电厂用电率8.3168.7638供电标煤耗g/kWh328.1316.69发电厂热效率%40.942.410超临界比亚临界发电厂热效率提高1.4811设备年利用小时数h6000600012年消耗原煤量万t/a216.61209.0313超临界比亚临界年节约标煤量万52、t/a7.5714年可减少烟尘排放量t/a73.6215年可减少SO2排放量t/a132.32600MW机组超临界与亚临界全年加全平均主要技术指标对比表2.2-2序号项 目单 位亚临界全年加全平均超临界全年加全平均1机组容量MW260026002锅炉效率%92.792.73管道效率%0.980.984机组额定工况下的热耗KJ/kwh822579655发电标煤耗g/kWh308.9299.16发电厂用电率8.3168.7637供电标煤耗g/kWh336.8326.28发电厂热效率%39.841.19超临界比亚临界发电厂热效率提高1.3010设备年利用小时数h6000600011年消耗原煤量万t标53、煤/a222.39215.3712超临界比亚临界年节约标煤量万t标煤/a7.0213年可减少烟尘排放量t/a68.2514年可减少SO2排放量t/a122.66注：全年加全平均计算各工况运行小时数分配如下：THA工况3500 h， 75%THA工况2000h，50%THA工况2000h，年运行小时7500，设备年利用小时数6000。提高蒸汽参数是提高机组热效率的主要手段，本工程采用超临界空冷机组，发电标煤耗率为290.3 g/kwh，比亚临界机组小10.5g/kwh，两台机组年节约标煤7.57万吨，全厂热效率比亚临界高1.5。降低发电煤耗，同时可减少烟尘排放量73.621t/a，减少SO2排放54、量132.32t/a，同时减少耗水和排水量，对保护大气、水体环境具有明显的优势。 综合各项比较和计算，本工程采用超临界参数的装机方案可满足国家发展和改革委员会 “发改能源2004864号”文件第二条，在煤炭资源丰富地区规划建设的煤矿坑口或矿区电站项目，直接空冷机组发电煤耗控制在305克标准煤/千瓦时以下的条件。xx二期煤质资料序号名 称符号单位设计煤种 校核煤种1工业分析收到基全水份 Mar8.010.21空气干燥基水份 Mad3.884.21干燥无灰基挥发份 Vdaf3735收到基灰份 Aar26.720.5收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg21.73622.0652元素分析收到基碳 55、Car52.1555.5收到基氢 Har4.324.44收到基氧Oar7.27.71收到基氮Nar0.90.97收到基硫Sar0.730.673可磨性系数HGI6359煤的冲刷磨损指数Ke11机组日利用小时按22小时，年利用小时按6000小时为计算基础，耗煤量见下表 燃料消耗量项 目单 位耗煤量设计煤种校核煤种锅炉BMCR蒸发量t/h22025小时耗煤量t/h514506日耗煤量t/d1130811132年耗煤量104t/a308.4303.6根据本工程的煤质资料可看出，干燥无灰基挥发分Vdaf3537%，收到基灰份Aar=20.526.7，水份Mar=8.010.21，哈氏可磨系数5963，56、属于烟煤，易着火煤。并且从灰熔融特性可以看出，属于不结焦煤，根据大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则第5.2.3条，宜优先选用墙式或四角切圆燃烧方式。锅炉容积热负荷选择较大值，煤粉细度R90按2024，并选用密封效果好、寿命长的锅炉空气预热器，漏风率小于8%，以保证锅炉效率不低于93（按低位发热值）。本期工程选用国产超临界直接空冷燃煤机组，根据空冷机组的特点，汽机厂对热力系统进行优化设计，采用7级抽汽回热系统，以提高机组热效率。2.3.2节油石油已成为影响我国 能源和经济安全的战略物资，国家计委在 “中国能源”白皮书中鼓励全社会开展以煤代油的工作；在国家电力公司节油规划指出要加大力度抓好如等离子点火57、助燃、微油气枪点火助燃等技术的完善和推广应用。本工程燃用煤种为烟煤，易着火，锅炉点火拟采用煤粉锅炉等离子点火稳燃技术。等离子点火技术是在代替油抢喷油助燃的同时，实现电厂锅炉点火和稳定燃烧，该技术从1998年开始应用，目前国内已在几十台锅炉上应用，其中600MW机组有35台，己运行的600MW机组有7台。为了实现机组试运、投运阶段基本不耗燃油。采取了在1号磨煤机入口的热一次风道上设旁路门，布置蒸汽加热暖风器，利用启动锅炉或辅机蒸汽站来的压力1.01.2MPa，温度300350的蒸汽，通过蒸汽加热，为1号磨煤机提供130160热风，满足最小出力工况磨煤机启动需要，为等离子点火启炉提供具有合适温度的58、煤粉。根据关于火电厂工程基建阶段燃油用量标准调整的送审报告，未采用节油技术，2600MW机组在基建阶段燃油用量标准9242t燃油，采用等离子点火按节约80燃油计算，两台机组在基建阶段约节约7394t燃油，每吨燃油按5000元计算，并扣除多消耗的原煤约10562吨标煤，标煤价按231元/吨，节约燃料费约3453万元。采用等离子点火技术，节油效果显著。下表为在基建阶段采用等离子点火所节约燃油量的费用。名称单位数值发电机容量MW2600 标准煤耗g/kw.h290.3标准煤价元/t标煤231 标准油耗g/kw.h203.21标准油价元/t油5000 分部试运用油量t油3192整套启动用油量t油60559、0两台机组基建阶段用油量t油9242两台机组基建阶段燃油费万元4621 采用等离子点火技术后的耗油量t油1848采用等离子点火技术节油量t油7394节油量折算标煤量t标煤10562采用等离子点火技术节油费用万元3453另外，采用成熟、可靠的新型燃烧器及其它稳燃技术，提高锅炉在低负荷下的稳燃能力，减少助燃用油，力争使锅炉的稳燃性能分别达到以下指标：不投油助燃的最低稳定负荷应为额定工况的40%。本期工程与一期燃油设施合用。xx发电厂一期工程已建设22000m3的油罐，并设置三台80AY50x12型离心式供油泵，两台100AYZA65型离心式卸油泵，以及卸油设施、蒸汽伴热吹扫系统、污油水处理系统等全60、套设施，可满足一期、二期4X600MW机组点火助燃的用油。2.3.3节约用水“保护和合理利用水资源”已列为我国的基本国策,作为用水大户的火力发电厂要采取有效的措施，积极开展水资源的回收利用，大力提高水的综合利用率，节省用水，对贯彻落实基本国策，保证国民经济发展具有十分重要的意义。本期工程设计中认真贯彻了节约用水、一水多用的指导思想，力争用水设计上达到国内节水示范电厂的目标。为此设计中采用了多种措施，以求尽量节约用水：本工程设计采取以上节水措施后，实现电厂废水“零”排放。（1） 汽轮机乏汽冷却采用空冷系统，节省了采用常规湿冷系统之风吹、蒸发、排污等水量损失。（2） 辅机冷却水利用一期工程循环水。61、（3） 输煤系统除尘喷雾及冲洗采用闭式循环，补充水量利用回收的主厂房杂用水等工业废水。（4） 水处理系统排水、主厂房杂用水回收后排入工业废水处理间处理后再回用于厂外干灰场喷洒、加湿等。（5） 二期工程增加了石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统。脱硫系统外排废水经脱硫岛废水处理设施处理后，用于灰场喷洒，不外排。（6） 除灰采用干除灰系统。（7） 生活污水经处理后用作一期循环水补充水。（8） 每台机组设置两个疏水扩容器，接收机组启、停、运行及事故等疏水，然后进入排汽装置，以回收工质。（9） 本期工程选用内置式（无头）除氧器。内置式除氧器排汽损失约140千克/小时，而常规有头式除氧器排汽损失约2000千克/62、小时，减少了排汽损失，从而降低了蒸汽消耗量，提高了机组的热效率。（10） 选用节水型设备及节水的工艺，在各供水系统的出水干管及主要用水支管上设置计量和调节、控制装置，有针对性的进行水量控制。（11） 加强水务管理和节水的宣传力度，提高全厂人员的节水意识，制定切实可行规章制度，将水务管理作为电厂运行考核的一项重要指标，使各项节水措施得以最终落实。通过采取节水措施，本工程（空冷、湿法脱硫）设计装机取水量为0.104 m3/s.GW，符合国标取水定额第一部分火力发电（GB50189-2005）要求。不采用地下水完全能够满足电厂2600MW机组用水量的要求。2.3.4 降低厂用电耗一、设备部分本工程设63、计设备参数部分节能设计原则为：电气设备参数匹配而在保证出力情况下而不浪费容量以达到节能的目的；选择低损耗电气设备，既降低了能量损耗，又降低设备发热量而减少采暖通风量，降低厂用电率。1）发电机：型式：水、氢、氢冷却方式的三相同步汽轮发电机。参数选择原则：在额定氢压、额定频率、额定电压、额定水温，额定功率因数条件下，发电机连续输出的容量(MVA)与汽机最大连续出力(TMCR)工况相匹配。以避免发电机功率不足或过大。2）主变压器：型式：考虑到运输条件的限制，主变压器选用强迫油循环风冷单相双绕组铜线圈240MVA无激励调压变压器，电压变比为550-22.5%/22kV，阻抗Ud=14%。参数选择原则：64、主变压器的容量按发电机的最大连续容量扣除一台厂用工作变压器的计算负荷和变压器绕组的平均温升在标准环境温度或冷却水温度下不超过65来选择；选用低损耗、节能型变压器，即10型或11型变压器。3）高压厂用变压器：型式：选用三相油浸铜线圈分裂绕组无载调压自冷变压器。参数选择原则：高压厂用变压器选用自然冷却型，降低厂用电率；选用低损耗、节能型变压器，即10型或11型变压器。4）低压厂用变压器：型式：选用干式变。参数选择原则：低压厂用变压器选用低损耗、节能型变压器，即10型或11型变压器。二、电气设计部分1）发电机出线部分选用全连式封闭母线，既可保证安全，又可减低刚构架涡流效应，降低出线损耗。2）本工程厂65、用供电原则为：其一，低压厂用变压器和大于、等于200kW的电动机由10.5kV高压母线向全厂供电，小于200kW的电动机由0.4kV工作母线供电。这样，既可以在降低工程造价，又提高了电动机效率；大容量电动机由高压母线供电，还可以降低线路损耗。其二，厂区内车间根据分片集中供电的原则设置，从而可以降低线路损耗。三、厂用电率与同类型同容量机组全国平均指标的对比本期工程根据高压厂用负荷分配及厂用变压器容量，厂用电率(含脱硫)为8.763%.第三章 下阶段节能设计设想3.1 建筑节能设计建筑节能是贯彻科学发展观的重要举措。促进全社会的经济、社会、环境的可持续发展，逐步构建节约型的产业结构，是当前全社会的66、一个重点工作。2005年以前我国电厂的建筑设计仅仅是以满足基本功能性要求为主，所建成的电厂仅能满足生产工艺要求。与国际先进水平相比，存在着资源消耗高、浪费大、环境污染严重等问题。因此电力工业的生产要符合国情、要保持持续、快速、健康的发展，并以足够的电力来保证国家经济和社会的发展，必须进行电厂建筑的节能设计，采取有效的措施，节能、降噪、减排。国家建设部已明确提出在建筑的建造和使用过程中，要求切实做到节约使用土地、能源、水和材料，并陆续颁布了一系列建筑节能设计标准，首先从居住建筑开始，逐步到公共的建筑、然后是工业建筑，陆续提出了节能设计的阶段性目标和要求。2005年出台了公共建筑节能设计标准(GB67、50189-2005)，对新建公共建筑的设计建造提出了更高的节能要求。通过全面推进建筑节能工作，要求2000年新建采暖公共建筑做到节能50%；到2010年在此基础上再节能30%。建筑节能是指按建筑节能设计标准进行设计、建设，降低其在使用过程中采暖、空调等各方面的能源消耗，也使得建筑室内环境质量得到改善。节能建筑通过使用的节能材料和节能产品，使得建筑围护结构的热工性能和气密性得到提高，从而达到现行的节能规范的要求。3.1.1现状分析电厂是能源生产基地，也是耗能大户。电厂是一个功能复杂、体量庞大的工业建筑群。厂区内有厂房、生产车间，也有办公楼、招待所、食堂、公寓等公共建筑，在以往的设计中，没有采取68、有效的节能措施。如建筑的外墙围护结构选材不当，大多采用传统建筑材料（如：普通砖砌体），材料热工性能指标低下，缺乏足够的保温隔热措施；主体结构存在大面积热桥现象；屋面保温层厚度不够，保温材料热工性能指标差；出入口直接对外开敞；窗墙比过大；门窗气密性能差等，而上述原因带来的能源耗费很大，势必导致在采暖、空调设备选型和运行成本大幅提高。因此，在建筑节能设计的问题上应采取有效的措施降低建筑能耗，会大大减少电厂运营费用，缩短投资回收期，降低综合造价，给业主带来实际效益。在所有能耗中，因设计未考虑节能措施而产生的建筑能耗占相当大的比重。通过建筑体形控制、门窗面积控制和合理细部节点构造措施等一系列处理手法,69、 采用指标先进的节能材料，改善围护结构隔热保温、隔热性能，降低能耗，以减少设备的配置与能耗, 节约建筑运营中能耗，是最有效的节能办法。3.1.2 节能措施xx发电厂厂址位于晋西北的xx县城的东北方向。该地区历年年平均气温为8.2，极端最高气温38.4，极端最低气温为-32.8，属于严寒地区，针对电厂的建筑特点，在节能设计中采取以下措施：1）在厂区整体规划布置中，进行功能分区。在建筑和道路布局走向、建筑方位朝向、建筑间距、冬季季风主导方向、太阳辐射、建筑外部空间环境构成等方面进行合理设计，利用规划设计来优化建筑的微气候。各建筑间距以及建筑与道路布置紧密衔接，布局紧凑，节约用地，节约土地资源以达到70、节能的目的。2）对主厂房、辅助车间等生产性厂房，在设计中根据工艺要求，对建筑内部设备布置分模块细化，多方案比较分析，采用紧凑的平面布局，严格控制建筑层高，充分利用和分配建筑空间，尽量减少厂房、车间的体积，减少占地面积，减少厂房的耗能。厂区所有建筑的围护结构材料根据地方材料的特点均采用烧结多孔砖，改变了一期工程采用粘土砖的做法，节约了土地资源，减轻了结构荷载；在汽机房屋顶布置平天窗，使厂房照度均匀，既节电又使人感到舒适；控制建筑外窗面积与合理选择门窗材质。建筑设计在满足建筑采光、通风等功能性要求的同时，严格控制建筑开窗面积。厂区所有建筑外窗均为塑钢窗并提高窗气密性，外门均为保温门，以改善门窗保温71、效果，减少冷风渗透，达到降低建筑热能损耗的目的。3）提高建筑墙体保温性能：严寒地区主要考虑建筑的冬季防寒保温，建筑围护结构传热系数对建筑的采暖能耗影响很大，因此，对本工程地处严寒地区，依据本工程气象数据和所属气候区特点，电厂内公共建筑节能设计以围护结构传热系数的限值作为节能设计的主要依据。对电厂中有人员长时间滞留的办公、生活场所以及生产建筑内部有空调要求的生产房间，其外围护墙体采用烧结多孔砖240厚，外表面粘贴60厚的挤塑聚苯板保温材料，外窗为双层塑钢窗。4）提高屋面的保温性能：首先屋面保温层不宜选用密度大的、导热系数较高的保温材料，以免屋面重量、厚度过大；其次屋面保温层不宜选用吸水率较高的保72、温材料以防保温层吸水而降低保温效果，屋面上应设置排气孔以排除保温层不易排出的水分。屋面保温材料有：加气混凝土、珍珠岩、水泥珍珠岩、水泥蛭石、岩棉、聚苯板、挤塑聚苯板、水泥聚苯板、聚氨脂，通过对以上各类保温材料分析比较，挤塑聚苯板所具备的不透水性、良好的保温性、使其具有良好的价格性能优势，在本工程中，将采用挤塑聚苯板作为有高标准节能要求建筑屋面的保温材料，更有利于保证工程质量、提高节能能效。对电厂中有人员长时间滞留的办公、生活场所以及生产建筑内部有空调要求的生产房间，其屋面保温材料为90厚的挤塑聚苯板，达到公共建筑节能设计标准的节能要求。5）热桥部位的保温措施；围护结构热桥部位是指嵌入墙体的混凝73、土或金属梁柱，墙体和屋面板中的混凝土肋或金属件，装配建筑中的板材接缝以及墙角、屋顶檐口、墙体勒脚、楼板与外墙、内墙与外墙连接处等部位。这些部位保温薄弱，热流密集，内表面温度较低，可能产生程度不同的结露和长霉现象，影响围护结构使用和耐久性。在进行保温设计时，对这些部位的内表面温度进行验算，以便确定是否低于室内空气露点温度。当该部位内表面温度低于室内空气露点温度时，应在热桥部位的外侧或内侧采取保温措施。对于室内环境要求高的办公、生活场所采用轻质高效的保温材料粘贴在墙体基层上做成复合墙体，将轻质高效的保温材料粘贴在墙体外表面还可以避免热桥的产生，保护主体结构延长建筑寿命。本工程的集中控制楼建筑的热桥74、部位均采取保温措施，外贴70厚的挤塑聚苯板保温材料,以保证室内热环境效果，达到节能目的。3.1.3 建筑物照明本期工程全厂均优先选用高效率照明灯具、长寿命的电光源、新型节能灯用。集中控制室主环采用阻燃栅格的光带照明,电子设备间及继电器室采用由带栅格的荧光灯组成的发光带。各个车间灯具选择原则为：照度即可满足运行、检修、维护需要即可。3.2 工艺系统设计中的节能措施各工艺专业在系统设计中进行优化，以选择最佳的系统方案，提高全厂热效率，降低厂用电率，节约能源。主厂房设计全面贯彻二十一世纪新型电厂的设计思路，并参考已建同类工程的成熟经验，打破常规布置格局且充分利用了立体空间，优化各工艺系统设计方案，使75、各工艺系统简洁安全，使厂房布置紧凑合理，容积大大减小，节省了管道和压力损失，节省了投资。厂区总平面布置中，合理布置生产工艺各车间位置，以减少室外管道、沟道和电缆长度。主蒸汽及冷、热再热蒸汽管道均按单管系统设计，简化管道布置、节省投资、消除热偏差、减少阻力。除氧器采用定压-滑压运行方式，即： 在启动和低负荷时，用辅助蒸汽站的蒸汽加热，通过调节阀维持除氧器定压0.05Mpa运行。机组正常运行时，用汽轮机四段抽汽加热，滑压运行，取消蒸汽压力调节阀，减少了节流损失。每台加热器内有蒸汽凝结段和疏水冷却段两个传热区段。正常疏水采用逐级回流以利用疏水热量，简化系统，提高热效率。加热器事故疏水及除氧器溢放水引76、至凝汽器，以回收工质。本工程不设工业冷却水泵，利用氢冷升压泵供给磨煤机、送风机、一次风机、空气预热器等锅炉辅机冷却用水，减少设备、降低厂用电率。工业冷却水系统采用开式和闭式相结合的方式即：工业冷却水取至辅机循环水泵出口管道上，冷却水回水至循环水系统。对于水质要求较高的冷却设备可采取用除盐水，冷却回水至凝汽器，此部分除盐水作为凝汽器的补水以回收热量。设立全厂统一的压缩空气系统，供2600MW机组各用气点用气, 6运3备，优化了系统，减少了备用容量。运煤系统设计中经多方案比选，优化了带式输送机宽度使其与煤场的斗轮堆取料机堆取料能力、与煤槽下口叶轮给煤机出力相匹配。使来煤能直接经带式输送机运至主厂房77、原煤斗，减少动用煤场机械，以节约能源。配备入厂、入炉煤计量及标定装置。3.3 主辅机设备选择中考虑节能的措施选用高效节能型机组，降低煤耗和厂用电率，提高全厂热效率。本工程汽轮机排汽冷却采用直接空冷系统，其用水量比湿冷系统节水70。投资上与混凝式间接空冷系统相比，可降低工程投资35.7；与表凝式间接空冷系统相比，可降低工程投资40.2。送、引风机、一次风机采用动叶可调轴流风机，该风机效率高，变负荷特性好，低负荷时，节电效果显著。全厂采用高效节能灯，在同样功率下，光通量较普通光源大，从而达到提高光效和节约能源目的。电动机变压器均采用高效率、低损耗的设备，降低厂用电消耗。本工程拟选用无头式除氧器，无78、头式除氧器除氧效果好、运行平稳可靠。由于采用蒸汽与水直接接触，不会出现蒸汽跑漏现象，在排除非凝结气体时伴随排放的蒸汽量少，热效率高。3.4 热工自动化控制热工自动化节约和合理利用能源具体体现在以下几个方面：3.4.1 节能措施1)认真做好控制系统设计和设备选择。本工程将采用招标方式选择主要设备供应商，对设备的相关技术参数也将提出相应要求，使设备选型在技术方面先进、成熟，同时在投资和运行方面上又具有经济性。采用低热耗、高效率的DCS控制设备，选用实用的优化软件，尽可能地提高电厂热效率。2)系统、设备的布置在满足安全运行，方便检修的前提下，尽可能做到合理、紧凑，以减少各种电缆的能量损失。3)做好全79、厂的仪表导管保温伴热工作，以防止仪表导管结冻，造成跑冒现象。4)为了保证机组在变动工况或较低负荷运行时有良好的效率，机组通过DCS控制系统，实现机组的复合滑压运行方式，缩短机组启动时间。5)为了适应机组在各种工况下的运行要求，锅炉的送风机、引风机等采用动叶可调轴流风机，给水泵采用电动液压调速泵，以保持不同负荷、不同季节工况运行时均有较高的效率，降低能耗，上述降低能耗的控制在DCS控制系统中实现。6)精心设计，为电厂在运行中加强节约能源管理创造条件。为了加强燃料管理，燃料系统装置多级计量和取样装置，以便及时提供确切的煤量和煤质，利于运行人员及时进行燃料调整，同时可以及时掌握机组的热效率；保持炉膛80、及尾部受热面清洁，提高传热效率，是降低锅炉煤耗的有效措施，锅炉本体设计中配置了可靠完整的吹灰程控系统，以便在运行中定期使用吹灰器，保持受热面的清洁；在水系统的关键部位装设水表，以加强用水量的监督和管理；在燃料控制系统中采用先进的控制算法，使燃烧处于最佳状态，辅机设备运行处于效率最优工况，节约燃煤和辅机能耗。3.4.2 节电措施1)在电子设备间布置时，采用就进现场设置电子设备间，以减少控制电缆长度，减少电缆所消耗的电能。2)控制柜通风系统设计中，尽量采用自然进风、机械排风方式，以节约厂用电。3.5 脱硫部分xx发电厂二期（2600MW）工程烟气脱硫采用石灰石石膏湿法脱硫工艺。通过对本工程湿法脱硫81、工艺各子系统的优化，体现为节约和合理利用能源方面，主要概括为以下几点：1、烟气系统中不考虑设置烟气烟气换热器（GGH），简化了系统，减小了增压风机功耗。项 目设置GGH不设GGH增压风机数量（台）11型式动调轴流动调轴流TB风压（Pa）37202640TB轴功率（KW）51003600由上表知，不设GGH与设置GGH方案相比较，仅增压风机一项就可节省电耗约：1500KW。再加之GGH本体电机以及附属设施如：低泄漏风机、高压冲洗水泵等，整个能耗可节约达1800KW（一台炉）。2、主要工艺系统为单元制，采用一炉一塔方案。辅助系统如：吸收剂制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统以及事故排放系统均按:482、600MW机组公用一套设置。降低了投资和能耗。(下表仅就主要设备湿式球磨机，对4600MW机组统一考虑还是2600MW+2600MW分设二种方案作一对比)项目4600MW机组统一考虑2600MW+2600MW分设考虑湿式球磨机出力(t/h)37.518.75t/h数量34运行方式二运一备四台运行功率（KW）21000=20004X630=25203、脱硫岛内仅设置就地电子设备间。其操作员站置于全厂辅助车间集中网络控制室，完成对脱硫系统监控。减小了建筑工程量、便于电厂统一管理、同时也使运行人员得以减少。4、脱硫岛内不单独设置空压机房，系统所需压缩空气拟并入全厂压缩空气系统统一考虑。5、在能满足安83、全稳定运行的前提下，尽可能减少脱硫系统中设备及材料的进口范围。使脱硫工程整体造价大幅度降低。详见下表：序 号项 目说 明一设备进口范围1吸收塔喷咀及内部构件2除雾器含清洗喷嘴3吸收塔搅拌系统含电机4水力旋流器石灰石、石膏、废水系统旋流器5所有接触到浆液的调节阀含驱动头6吸收塔浆液循环泵入口阀二关键部件进口范围1增压风机转子2烟道旁路挡板门执行机构3闭环控制的执行机构4保护、连锁过程开关5浆液浓度计、浆液流量计6pH分析仪、变频器三材料进口范围1塔内玻璃鳞片树脂和橡胶原材料2合金钢3.6 节水措施本工程将严格贯彻国家有关节约水资源的政策，结合考虑电厂运行的经济可靠性，采取切实可行、有效的措施，开84、展一水多用、废水回用等节约用水措施的研究，以节约用水和保护环境。本工程拟采取以下措施：1）设置全厂水务管理控制系统，在各供水泵的出口均设置流量计量装置，通过水网PLC控制系统控制各供水系统的供水量，减少水的浪费和不合理排放。2）各水池均装设水位计且有水位报警，以防止溢水。3.7 节约原材料的措施3.7.1厂址附近可供选用原材料情况施工所需的粘土砖、碎石、石灰、细砂等地方材料，当地基本上可以满足供应。浇注混凝土用砂，由忻州豆罗一带采购供应；水泥由大同市或太原市采购供应。3.7.2 节约原材料的措施主蒸汽管道材料采用A335.P91，主汽管规格（与参考设计P22材料相比）由Di457.2103变为85、Di48954,支管由Di330.275变为Di34339，减少管道重量约100吨；主给水管道采用WB36，主管管径为Di35025.5，支管为Di24620，比减少管道重量约80吨，经济效益明显。优化主厂房布置，汽机房、煤仓间柱距10.5米，两台机组共设17个柱距，汽机房、煤仓间总长度181.5米,汽机房A排柱中心线至烟囱中心线为184m(除尘器为五电场)，比参考设计B型216.6m(除尘器为四电场),缩短了32.6m，既减少了烟道材料量，又节约了占地。将除氧器及高低压加热器布置在汽机房运转层，使汽机房与除氧间的总跨度由41.1m减少为36m,比2000年限额设计指标减少120441 m3，86、比600MW机组参考设计A方案指标减少35693m3。对集中控制楼进行了优化布置，将空调机房、汽水取样间布置在煤仓间内，缩短了控制楼的长度，控制楼的体积减少为15662.21m3，大量节省了建筑材料。将除氧器及高低压加热器布置在汽机房运转层，大大缩短了连接管道的长度，与常规布置相比减少管道用量约300t。除灰采用正压浓相气力输送系统，其具有输送流速低的优点，管道磨损轻微，因而输灰管道可采用普通无缝钢管而不必采用价格昂贵的耐磨管道。DCS系统的I/O设备物理分散布置，采用远程I/O等技术，厂用电系统采用PC-MCC供电方式使控制电缆（含电气控制电缆）与限额控制指标相比减少约200km公里；电缆桥87、架减少约60吨。将厂区内独立设置的集中制冷加热站改为分散布置，节约占地约450m2，节省建筑面积9000m2，节省了管道约 71 吨。原煤斗除尘由集中处理改用单元式机组，节约风管约50%，减少占地面积450m2。3.7.3 材料选择时考虑的节能措施 a）管道规格按经济流速法选择。 b）保温材料的品种将根据不同的介质温度和设备、管道外型、用途来选择，初步考虑有硅酸铝、岩棉等，以上材料都是具有轻质、保温性能好、施工损失率低等优点，设计按经济厚度法确定保温厚度。c）高低压厂用电配电装置采用PC-MCC供电方式，主厂房内电缆敷设采用架空桥架与电缆隧道相结合的方式，使电缆尽可能靠近用电负荷处。减少了电缆88、用量。d）在机组分散控制系统中，采用智能前端，以节约控制电缆及材料。3.8 采暖、通风、制冷及空调系统节能降耗的初步设想xx发电厂位于山西省xx县，地处晋西北，日平均温度5的天数为154天，属集中采暖区。依据火力发电厂设计技术规程17.1.1条规定，本期新建各建筑物均设置集中采暖设施。机炉控制室、电子设备间及工程师室均设置全年性空气调节系统，采用水冷式冷水机+组合空调机组的布置形式。 励磁小间设置高温型风冷空调机组降温送风，室内热空气由轴流风机排出室外。空冷变频器间采用风冷屋顶空调机组降温送风，变频柜本体排出的热空气经风管由轴流风机排出室外3.8.1 采用高温热水替代高压蒸汽采暖长期以来，大容89、量、大机组燃煤发电厂的主厂房及输煤建筑多采用汽轮机抽汽减温减压后的高压蒸汽作为采暖热媒，其主要原因是蒸汽采暖具有焓值高、加热速度快，单位面积散热量大等优点，符合主厂房、输煤建筑等高大厂房热负荷大，作用半径大的实际情况，所以一直沿用了蒸汽采暖的模式。但实际运行时，由于蒸汽系统压力高、温度高，阀门、管道接口等部件容易泄漏，跑、冒、漏汽现象严重，实际采暖耗汽量往往是设计值的23倍，甚至更多。另一方面，由于蒸汽采暖凝结水不能很好的回收利用，造成高焓值的凝结水大量排放。如某个2600MW发电厂，采暖凝结水排出温度约为120左右，一个采暖期内排水量达到近4万吨，不仅耗费了大量热能，也增加了耗水量。本期主厂90、房、拟采用110/70的高温热水取代常规的高压蒸汽作为采暖热媒，将大幅度减少蒸汽的跑、冒、滴、漏量，减少凝结水的排放量，预计每个采暖季节节约蒸汽量约为2.5万吨，将减少能耗约6万GJ/a。3.8.2 闭式回收采暖凝结水经汽-水换热后，蒸汽凝结水回收利用。本期凝结水回收方式采用闭式回收。凝结水闭式回收可以减少凝结水的二次蒸发，避免了凝结水二次氧腐蚀，使凝结水水质满足锅炉再利用的要求，回收至汽机排汽装置内重复使用，预计每个采暖季节节约蒸汽量约为4万吨，将减少能耗约1.5万GJ/a。达到节能、节水的目的。3.8.3 采用高效换热设备各换热器均采用高效换热设备，换热排管采用湍流管或波纹管，增强换热效果91、，减少热损耗和设备体积，实现节能降耗。采暖散热器采用高效钢管式散热器，提高了采暖系统的热效率。采暖散热器均采用明装，散热器表面刷非金属油漆。3.8.4 增强管道的绝热性能架空敷设的热水管道采用超细玻璃棉管壳保温，冷水管道采用橡塑管壳进行保冷；直埋敷设冷热水管道均采用聚氨脂发泡保温，外保护层采用高密度聚乙烯管壳。空调风管采用夹心玻璃棉复合型风管。通过选用高质量的绝热材料，加强冷（热）管道的保冷（保温）效果，减少冷（热）量的损失，达到节能目的。3.8.5 合理选用采暖热水循环水泵 公共建筑节能设计标准（GB50189-2005）对热水循环水泵的耗电输热比（EHR）有限定要求。本工程合理选用循环水泵92、，避免增大流量与扬程的富裕量。经计算，HER大约为0.0018，满足规范要求。3.8.6 采用风冷型制冷机组本工程制冷空调系统均采用风冷型代替水冷型，取消了冷却塔、冷却水泵、水箱等设备，减少了系统的运行环节和设备投资，减少了空调水量损耗，起到了节水降耗的作用。3.8.7 最大程度地加大空调系统的送风温差为满足设备运行要求和改善工作人员的环境条件，各电子设备间和集中控制室均设置全年性集中空调系统。 为了达到节能要求，在满足空调房间设计参数的基础上，最大程度地加大空调系统的送风温差，本地区送回风温差宜取10左右。3.8.8 空调送、回机设置变频设施，减少风机的运行能耗集中空调送、回机均设置了变频装93、置，可以根据系统的风量和阻力改变而调节风机的运行功率，过渡季节最大程度的采用全新风系统，并保证各风机最大单位风量耗功率小于0.64。3.8.9 选用高效能的空调制冷设备 在设备招投标过程中，辅助业主选用节能、环保、高效能的空调产品。依据公共建筑节能设计标准（GB50189-2005）的相关要求，风冷冷水机组的性能系数（COP指数）应不小于2.4；直接蒸发式空调机组的性能系数不低于2.3。3.8.10 设置HVAC程控系统，实现采暖、通风、空调节能化运行模式全厂采暖、通风、空调设置一套HVAC程控系统，对采暖供水温度、通风空调送风温度进行控制与调节。冬季，当室外空气温度逐渐升高时，逐渐降低采暖供94、水温度（包括空调供水温度）的设定值，进而减小蒸汽阀门的开度，节约热能。夏季，根据室外温度调节空调制冷机组的运行台数，减少耗电负荷，在满足室内运行条件的基础上，达到空调系统整体节能的目的。第四章 结论4.1 节能效果 在采取以上措施后，可取得较好的节能效果，有效地提高电厂的经济性，集中体现在下述指标上（THA工况）：全厂热效率： 42.4发电标准煤耗率： 290.3g/kw.h供电标准煤耗： 327.8g/kw.h厂用电率： 8.7634.2 结论本期工程采取节能措施后，相应的指标及评价：a)本期工程采用国产超临界直接空冷燃煤机组在额定（THA）工况下机组发电设计标准煤耗290.3g/kwh，低于“发改能源2004864号”文件中空冷机组煤耗的规定值306g/kwh。b)本期工程采用等离子点火按节约80燃油，两台机组在基建阶段约节约6968t燃油。已投产的一期2600MW机组运行年统计点火用油量为200300t。c)本期工程采用节水措施后，其百万千瓦耗水指标约为0.104m3/s，低于“发改能源2004864号”文规定的值0.12m3/s。d)本期工程采用选择低损耗电气设备、选用低损耗的节能型变压器、优化厂用电供电方案等措施后，其发电厂用电率为8.763%。