燕山湖发电厂新建工程初步设计第十七卷 节约能源及原材料(说明书).doc

批 准：审 核：校 核：编 制：10-f633c-a01-q02燕山湖发电厂新建工程初步设计第十七卷 节约能源及原材料说明书 北京国电华北电力工程有限公司辽宁电力勘测设计院2007年11月 批 准： 陈赢展 许忠厚编 写：朱鑫廉 栾德跃编 写： 朱鑫廉 栾德跃文件总目录卷 号名 称图 号第一卷总的部分f633c-a01第二卷电力系统部分f633c-x01第三卷总图运输部分f633c-z01第四卷热机部分f633c-j01第五卷运煤部分f633c-m01第六卷除灰渣部分f633c-c01第七卷电厂化学部分f633c-h01第八卷电气部分f633c-d01第九卷热工自动化部分f633c-k01第十卷建筑结构部分f633c-t01第十一卷采暖通风及空气调节部分f633c-n01第十二卷水工部分f633c-s01第十三卷环境保护f633c-p01第十四卷脱硫部分f633c-j02第十五卷消防部分f633c-s02第十六卷劳动安全及工业卫生f633c-q01第十七卷节约能源及原材料f633c-q02第十八卷施工组织大纲部分f633c-q03第十九卷运行组织及设计定员部分f633c-q04第二十卷概算部分f633c-e01第二十一卷主要设备材料清册f633c-q05第一卷 总的部分f633c-a01第二卷 电力系统部分f633c- a01-x01第三卷 总图运输部分f633c- a01-z01第四卷 热机部分f633c- a01-j01第五卷 运煤部分f633c- a01-m01第六卷 除灰渣部分f633c- a01-c01第七卷 电厂化学部分f633c- a01-h01第八卷 电气部分f633c- a01-d01第九卷 热工自动化部分f633c- a01-k01第十卷 建筑结构部分f633c- a01-t01第十一卷 采暖通风及空气调节部分f633c- a01-n01第十二卷 水工部分f633c- a01-s01第十三卷 环境保护f633c- a01-p01第十四卷 脱硫部分f633c- a01-j02第十五卷 消防部分f633c- a01-s02第十六卷 劳动安全及工业卫生f633c- a01-q01第十七卷 节约能源及原材料f633c- a01-q02第十八卷 施工组织大纲部分f633c- a01-q03第十九卷 运行组织及设计定员部分f633c- a01-q04第二十卷 概算部分f633c- a01-e01第二十一卷 主要设备材料清册f633c- a01-q05卷册检索号f181 k4-a02燕山湖发电厂新建工程可行性研究报告节能分析专题报告报告编制单位：辽宁电力勘测设计院电力工程设计证书 甲级060021-sj工程咨询资质证书 工咨甲2030808003报告咨询单位：北京国电华北电力工程有限公司电力工程设计证书 甲级010001-sj工程咨询资质证书 工咨甲94070022007年03月 沈阳燕山湖发电厂新建工程可行性研究报告节能分析专题报告批 准： 刘国华审 核： 楚正羽编 制： 栾德跃 参加本报告编制人员序号专 业主设人专 工1热机(机)张宏强冉茂新2热机(炉)陈 彬冉茂新3输 煤佟毓翔于守怀4除 灰蒋春毅王铁英5化 学魏 鹏乔慧骞6环 保王 鑫马 威7电气一次周一丹安玉昌8电气二次王 宏谢 丹9热 控邢英迈范建军10土 建温国强邓德全11总 图夏涤非梁 可12暖 通张庆福刘宗雅13水工工艺运长龙宋爱萍14水工结构吴 克刘绍忠15系 统佟永吉胡大龙16远 动宋晔怿邓 彤17通 信李艳芳李碧德18系统保护王克祥周 玲19技 经刘 琴田恩东20水 文李晓军韩 伟21测 量齐庆会徐宝儒22地 质韩 伟王正文为本报告咨询人员：陈赢展 朱 宁 李妙玲 孟凌燕山湖发电厂新建工程初步设计可行性研究报告 节能分析专题报告第十七卷 节约能源及原材料目 录1 概述111.1 编制依据111.2 工程概况112 节约及合理利用能源能分析222.1 节约燃料能标准、规范及文件222.2 节约点火用油工程项目所在地能源状况分析232.3 工程项目设计所采取的节能措施及效果242.3 降低电耗4 工程项目主要耗能种类和数量设计值7112.45 空冷系统节能措施结论及建议7112.5 建筑节能降耗措施3 合理利用资源10143.1 节约用地10143 .2 节约用水10163.1 节约用水措施3.2 耗水指标分折4 节约原材料4.1 节约建材措施4.2 节约主材措施3.3 节约其它原材料12171 工程概况2 节约及合理利用能源2.1 节约燃料2.2 节约点火用油2.3 降低电耗2.4 空冷系统节能措施2.5 建筑节能降耗措施3 节约用水3.1 节约用水措施3.2 耗水指标分折4 节约原材料4.1 节约建材措施4.2 节约主材措施- ii - 2007年03月燕山湖发电厂新建工程初步设计第十七卷 节约能源及原材料说明书燕山湖发电厂新建工程初步设计可行性研究报告 节能分析专题报告第十七卷 节约能源及原材料1 概述1.1 编制依据1) 国家发展和改革委员会文件，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(2006年12月12日)。2) 国家发展和改革委员会文件，发改环资200721号国家发展改革委关于印发固定资产投资项目节能评估和审查指南(2006)的通知(2007年1月5日)。3) 国家发展和改革委员会文件，发改能源2004864号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(2004年5月16日)；4) 国发200628号文国务院关于加强节能工作的决定(2006年8月26日)。5)把节能摆在更加突出的战略位置国家发展改革委有关负责人答记者问(2006年8月31日)。6) 辽宁电力勘测设计院燕山湖发电厂新建工程可行性研究报告(审定版)(2006年2月16日)1 。1.2 工程概况燕山湖发电厂是中国电力投资集团公司利用内蒙白音华煤矿资源，扩大蒙东地区煤电联营市场项目。电厂一期工程计划建设2台600mw空冷超临界燃煤机组，规划容量为4600mw空冷燃煤机组，所发电力送入辽宁省电网，可缓解辽宁省用电紧张、朝阳地区电力供应不足以及目前东北电网主干架薄弱、省外受电能力受到制约的矛盾。该项目对振兴东北老工业基地，推动地方经济的可持续发展有着积极的作用。电厂拟选厂址位于辽宁省朝阳市西南13.8km，属朝阳市南部规划建设用地范围。厂址东侧距大凌河4km，北部与101国道相距3km，沈承铁路在厂址东南3.5km通过。电厂燃用煤种为新开发的内蒙古白音华煤田二号露天矿褐煤。白音华煤田二号露天矿矿区面积30.19km2，煤炭地质储量10.5亿吨，规划生产能力1400万吨，预计服务年限49年。电厂燃料铁路运输至电厂专用线，运输路径白音华大板赤峰叶柏寿朝阳。途经的铁路区段包括中国电力投资集团公司建设的白音华大板赤峰的“赤大白线”和“十一五”期间规划扩能改造的赤峰至叶柏寿的“叶赤线”和“沈承线”叶柏寿至朝阳段，铁路接轨站朝阳南站，总运距约540km。电厂水源利用朝阳市1号污水处理厂(朝阳净源污水处理厂)的中水，作为生产供水水源，电厂生产备用及生活、消防供水水源利用朝阳阎王鼻子水库地表水。电厂出线按220kv和500kv两个电压等级出线。其中1台600mw机组经变压器升压至220kv后，以双回220kv线路接入500kv朝阳变电所的220kv母线侧；另1台600mw机组经变压器升压至500kv后，经一回500kv线路接入朝阳变电所500kv母线侧。朝阳地区负荷由朝阳500kv变电所和燕山湖电厂共同解决。本工程同步建设100%烟气脱硫装置，采用石灰石 石膏湿法脱硫工艺，脱硫效率达到95%；建设高效静电除尘器，总除尘效率达到99.87%以上；采用低氮氧化物燃烧技术，氮氧化物排放浓度低于400mg/m3，并同时预留烟气脱销装置位置，两台炉合用一座高210m的烟囱。本工程可研报告于2006年01月14日在北京通过电力规划设计总院审查，国家发展和改革委员会发改办能源200558号文已将该项目列入东北地区电力工业中长期发展规划“十一五”期间主要电源备选项目，辽宁省基础设施建设“十一五”规划已将该项目列为省电源建设重点项目。该项目计划开工时间20087年410月，预计200910年全部投产发电。2 节能分析2.1 节能标准、规范及文件1)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)。2)重点用能单位节能管理办法(原国家经贸委令第7号)。3)民用建筑节能管理规定(建设部令第143号)；4)节能中长期专项规划(发改环资20042505号)。5)产业结构调整指导目录(2005年本)(国家发改委令第40号)。6)中国节能技术政策大纲(计交能1996905号)。7)火力发电厂设计技术规程(dl5000-2000)8)公共建筑节能设计标准(gb50189-2005) 9)中华人民共和国节约能源法。10)中华人民共和国可再生能源法。11)中华人民共和国电力法。12)中华人民共和国建筑法。13)国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术(国家发改委2005第65号)。14)火力发电厂节约能源规定(试行)(能源节能【1991】98号)。15) 国家有关节能现行政策及标准。2.2 工程项目所在地能源状况分析2.2.1 项目所在地能源状况本工程项目位于辽宁省朝阳市。辽宁省煤炭产地(井田)144处，保有储量60.2亿吨，其中工业储量53.9亿吨，占总量85。全省煤矿产地主要分布于沈阳、铁岭、抚顺、阜新、北票、锦州、朝阳等地区。省内煤种以气煤、长焰煤及长褐煤为主。累计探明石油地质储量为20.6亿吨、天然气21.9亿立方米。油页岩产地3处，主要集中分布在抚顺，全省保有储量36.4亿吨，其中工业储量32.8亿吨，占总量90。2005年，全省原煤产量6153万吨，同比下降5.6%；原油产量1261万吨，同比下降了1.7%。2005年全省能源消费总量达到13700万吨标准煤，比上年增长幅度下降2.4个百分点。2005年，由于能源消费总量增加，而同期生产总量下降，全省能源供需缺口进一步加大，对省外能源的依存程度明显增加。省外能源输入量达到7290万吨标准煤，净增了1586万吨标准煤，同比增加了27.81%，对外依存度达到53.21%，同比增加了7.4个百分点。其中，省外原煤输入量5647万吨，同比净增847万吨，增长17.7%；省外原油输入量3973万吨，同比净增39万吨，增长1%；省外电力输入量211亿千瓦时，同比净增75亿千瓦时，增长55.2%。预计到2010年，全省煤炭消费量将达到1.5亿吨，省外净调入量1亿吨左右。在保证现有原煤输入途径、规模和品种外，新增煤炭主要来源于东北域内，同时争取增加关内煤炭调入量。本工程燃煤采用内蒙古白音华露天煤矿褐煤作为设计煤种，年燃煤量为426104t。随着白音华煤田和赤峰大阪白音华运煤铁路的开工建设，其周边燃煤电厂项目也将相继开工建设。根据国家发改委下发的东北地区电力工业中长期发展规划(20042020年)文件，目前进入规划拟采用白音华二号煤田褐煤作为锅炉用煤的发电厂有白音华电厂2600mw机组年用煤量436104t、大阪电厂2600mw机组年用煤量444104t，燕山湖发电厂2600mw机组年用煤量426104t，根据上述拟建三个电厂的工程进度，在2010年投产机组年燃煤量合计为1306104t。按白音华二号煤田的设计生产能力，2008年将达到年产1500104t的规模，完全可以满足上述3个电厂用煤需求，故电厂一期工程燃煤供应是有保障的。2.2.2 当地火电机组平均能耗水平根据2006年辽宁省电力行协初步统计，辽宁省火电机组平均能耗水平为：发电标准煤耗为385g/kwh、油耗8062t/a、厂用电率8.24%(不含脱硫)。600mw超临界湿冷机组(无空冷机组)在建机组能耗水平为：煤耗为281g/kwh、油耗3000t/a、厂用电率6.5%；600mw亚临界参数空冷机组能耗水平为：煤耗为304g/kwh、油耗3000t/a、厂用电率9.9%(含脱硫)。2 .3 工程项目设计所采取的节约及合理利用能源措施及效果2.3.1 节约燃料本期工程新建2600mw燃煤机组。为提高电厂的经济性，节约燃煤，减少环境污染，节约水资源，同时适应电网及电力系统的调峰要求，主机采用国产超临界参数空冷机组。随着我国超临界机组制造技术的不断成熟，大型超临界机组将成为我国电力设备的主导产品。蒸汽参数为24.2mpa.a、566/566的超临界600mw空冷机组比蒸汽参数为16.67mpa.a、538/538的亚临界600mw空冷机组热效率可提高1.02.5%(绝对值)。超临界机组的经济性主要体现在汽轮机的热耗率值上，热耗率越低机组的经济效益越高。机组的参数越高，其热耗率值也越低。根据汽机厂的介绍，主蒸汽压力每变化1mpa影响机组热耗约0.20.25%。而主蒸汽温度每变化10影响机组热耗约0.25%，再热蒸汽温度每变化10影响机组热耗约0.2%。有资料分析，对于常规的主汽、再热温度535或540，当锅炉出口主汽压力从17.0mpa提高到25.0mpa时，净热耗降低2%；在主汽压力不变的情况下，主蒸汽和再热蒸汽温度从538/538提高到566/566，机组热效率能够提高1.52.5%。因此机组参数的变化对机组的热效率影响较大。国内部分常规湿冷600mw机组热耗比较见表2-1。国产亚临界、超临界600mw空冷机组技术指标表2-12。 常规湿冷600mw机组热耗比较表(设计值)表2-1电厂名称热耗值kj/kwh热耗比较华能沁北电厂1、2号超临界参数机组7522基准华润电力常熟电厂1、2号超临界参数机组7570+0.6石洞口二厂1号超临界参数机组7648+1.7石洞口二厂2号超临界参数机组7588+0.87北仑港电厂2号亚临界参数机组7790+3.56邹县电厂5号亚临界参数机组7888+4.87表2-1 国产600mw空冷机组技术指标(设计值)表2-1技术指标亚临界超临界机组热耗(kj/kw.h)80407715.7全厂发电效率0.40850.4257注：1) 锅炉效率按92.15%，管道效率按99%；2) 上表机组的给水泵配置按335%电动给水泵。从表2-1可以看出超临界参数机组的热耗值比亚临界参数机组约低4.0%，一台机组若按年发电量33亿度计，选用超临界机组每年节约的标煤量约3.96104t。从节约能源、降低煤耗的观点出发，超临界机组经济效益是比较显著的。因此本工程采用566/566参数的超临界空冷机组，锅炉保证效率92.15%，汽轮机热耗7715.7kj/kwh，发电机效率99%，计算发电煤耗为289g/kw.h，比辽宁省火电机组平均发电标准煤耗(385g/kwh)低96g/kwh、在建600mw亚临界参数空冷机组发电煤耗(301g/kwh)低12g/kwh。低于发改能源2004864号文空冷机组规定值305g/kwh的要求。因此本工程选用超临界空冷机组，比亚临界参数机组全年可节约标煤量约7.92104t/a。国产600mw空冷机组技术指标(设计值)表2-2技术指标亚临界超临界机组热耗(kj/kw.h)81197790全厂发电效率0.40400.4211注：1)锅炉效率按92%，管道效率按99%；2)上表机组的给水泵配置按335%电动给水泵。从表2-1和表2-2可以看出超临界参数机组的热耗值比亚临界参数机组约低4.0%，一台机组若按年发电量33亿度计，选用超临界机组每年节约的标煤量约3.55104t。从节约能源、降低煤耗的观点出发，超临界机组经济效益是比较显著的。因此本工程采用566/566参数的超临界空冷机组，锅炉保证效率92.0%，汽轮机热耗7790kj/kwh，发电机效率98.97%，计算发电煤耗为293.7g/kw.h，比辽宁省火电机组平均发电标准煤耗(385g/kwh)低91.3g/kwh、在建600mw亚临界参数空冷机组发电煤耗(304g/kwh)低10.3g/kwh。低于发改能源2004864号文空冷机组规定值305g/kwh的要求。因此本工程选用超临界空冷机组，比亚临界参数机组全年可节约标煤量约7.1104t/a。2.3.2 节约点火用油火电厂锅炉启动及低负荷助燃用油是构成电厂发电成本的重要组成部分，1台600mw机组在试运期间要经过锅炉吹管、整定安全阀、汽机冲转、机组并网、电气试验、锅炉酸洗运行、机组带大负荷运行等许多阶段，此期间由于锅炉无法投煤或无法完全断油运行。根据中国电力企业联合会文件中电联技经20077号关于调整和修改火力发电厂工程基建阶段燃油和蒸汽用量标准及其计算公式的通知中关于燃油用量标准及调整系数600mw单台机组试运期间的燃油的使用量约为4355t，新建两台超临界机组燃油的使用量约为10975t。根据电定定200616号“关于火力发电厂工程基建阶段燃油用量标准调整的通知”，单台机组试运期间的燃油的使用量约为4621t。本工程推荐采用等离子点火燃烧器，可以减少厂区燃油系统投资，减少机组试运、启动和低负荷稳燃时的燃油消耗，静电除尘器可以在机组试运、启动和低负荷阶段投运。根据近期同类型单台机组试运期间的燃油的使用量一般为2001935t，每台机组可节约燃油41552686t，由此将产生巨大的经济效益和社会效益。因此，本工程在采用等离子点火装置后，在项目分部试运和联合试运阶段，2台600mw机组可实现节油83105372t。2.3.3 降低电耗2.3.3.1 主要工艺系统配置及主要辅机节能降耗措施 主要工艺系统配置及主要辅机节能降耗措施2.3.1.1 主要工艺系统配置 a) 主厂房设计优化，减少主厂房体积，降低采暖、通风能耗。b) 汽水系统采用单元制连接，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，机组将采用纯滑压或复合滑压运行方式。汽轮机旁路为高压、低压串联的ii级旁路系统，其容量为锅炉最大连续蒸发量的40%，可满足机组冷、热态启动的需要，主要工艺系统简单，运行安全可靠，缩短机组启动时间，节能效果显著。c) 制粉系统采用中速磨煤机正压冷一次风直吹式系统，厂用电耗低，还对烟、风煤粉管道布置进行优化，减少局部阻力损失，节约电耗。d) 给水系统高压加热器采用大旁路，减少管路阻力，节省电耗。e) 在热力系统设计中，对能够回收利用的汽、水工质都考虑回收或重复利用。设置疏水扩容器，将机组启、停及运行时的管道疏水收集进疏水扩容器，然后进入凝汽器，以便回收工质和充分利用热能，最大限度节能。f) 锅炉启动系统采用带循环泵的内置式系统，加快锅炉启动速度，减少启动过程中的燃料消耗。g) 除氧器为内置式，定压 滑压运行，采用再沸腾加热，不采用除氧器再循环泵，机组启动时节省厂用电。a) 主要工艺系统配置1) 主厂房设计优化，减少主厂房体积，降低采暖、通风能耗。2) 汽水系统采用单元制连接，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，机组将采用纯滑压或复合滑压运行方式。汽轮机旁路为高压、低压串联的ii级旁路系统，其容量为锅炉最大连续蒸发量的35%，可满足机组冷、热态启动的需要，主要工艺系统简单，运行安全可靠，缩短机组启动时间，节能效果显著。3) 制粉系统采用中速磨煤机正压冷一次风直吹式系统，厂用电耗低，还对烟、风煤粉管道布置进行优化，减少局部阻力损失，节约电耗。4) 给水系统高压加热器采用大旁路，减少管路阻力，节省电耗。5) 在热力系统设计中，对能够回收利用的汽、水工质都考虑回收或重复利用。设置疏水扩容器，将机组启、停及运行时的管道疏水收集进疏水扩容器，然后进入凝汽器，以便回收工质和充分利用热能，最大限度节能。6) 锅炉启动系统采用带循环泵的内置式系统，加快锅炉启动速度，减少启动过程中的燃料消耗。7) 除氧器为内置式，定压滑压运行，采用再沸腾加热，不采用除氧器再循环泵，机组启动时节省厂用电。h8) 在锅炉本体配置了可靠完整的吹灰系统，保持炉膛及尾部受热面清洁，以提高传热效率，降低锅炉煤耗。i9) 本工程控制系统采用了先进的分散式(dcs)控制系统。由计算机控制机组启停，进行数据处理和参数调整，以保证机组有关系统始终在最佳经济工况下运行。并可随时计算出机组的运行效率和经济指标。在燃烧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。dcs系统使机组快速、稳定地满足负荷变化的要求，保持机组稳定、高效经济运行。还设置了厂级监控信息系统(sis)和全厂管理系统(mis)，进一步提高了全厂自动化管理水平，使全厂整体管理实现网络化，为降低全厂燃料消耗、热耗及电耗，实现经济运行优化创造了条件。j) 优化电缆选型：低压电缆的设计选择，一般以载流量作为主要选择依据。为了降低电缆在运行中的损耗，在条件允许时，将电缆截面适当放大，以便减小电缆的阻抗，降低运行成本。另外，本工程全部采用铜芯电缆，由于铜芯电缆的阻抗小于铝芯电缆，降低了电缆在运行中的损耗，起到节能降好的效果。k) 广泛应用绿色照明绿色照明是指通过科学的照明设计，采用效率高、寿命长、安全和性能稳定的照明电器产品(电光源、灯用电器附件、灯具、配线器材，以及调光控制调和控光器件)，改善提高人们工作、学习、生活的条件和质量，从而创造一个高效、舒适、安全、经济、有益的环境并充分体现现代文明的照明。虽然照明用电量在发电厂厂用电系统中所占比例不大，但由于其分布在各车间，各车间及车间内各工作场所对照度要求不同，通过合理的照明设计，也能够取得一定的节能效果。针对本工程的实际特点，采用下列措施推广绿色照明：1) 采用高效节能光源，如：用金属卤化物灯取代白炽灯、用荧光灯取代白炽灯（(节电70-80%）)、采用节能型荧光灯2) 采用高效节能灯具，如：选用配光合理、反射效率高的反射式灯具，采用节能电感镇流器和电子镇流器取代传统的高能耗电感镇流器3) 照明设计功率因数不低于0.94) 采用各种照明节能的控制设备或器件，如：厂区道路、a列外及升压站、烟囱等的照明，采用光控或时控。既节省人力，又保证正常照明，避免出现常明灯现象。对于没有设置经常值班人员的辅助车间，采用声控或热辐射传感器开关，在满足运行人员巡视的要求下，达到人走灯灭的效果，降低不必要的照明能耗。5) 控制各工作面的照度，满足建筑照明设计标准，不大于标准“6.照明节能”所规定的照明功率密度值。6) 合理设置照明开关，根据车间内各工作场所不同的照度要求，分区控制，即要满足正常工作的需要，又要减少不必要的电耗。l7) 合理匹配电动机容量火力发电厂内使用的电气设备种类多、数量大，大量辅机为电力拖动。据国家有关机构统计，电力行业采用的泵与风机用电量占单位总用电量的72.43% 。因此，合理选择与之相匹配的电动机型号及容量对节电有着十分重要的意义。电动机的设计选型，在保证设备的安全性、可靠性前提下，合理选择储备系数，避免出现大马拉小车的情况。10) 优化电缆截面选择。在以往低压电缆的设计选择中，一般将载流量作为主要的选择依据。为了降低电缆在运行中的发热损耗，在条件允许时，可将电缆截面放大一级，减小电缆的单位阻抗，降低了运行成本。11) 广泛应用绿色照明绿色照明是指通过科学的照明设计，采用效率高、寿命长、安全和性能稳定的照明电器产品(电光源、灯用电器附件、灯具、配线器材，以及调光控制调和控光器件)，改善提高人们工作、学习、生活的条件和质量，从而创造一个高效、舒适、安全、经济、有益的环境并充分体现现代文明的照明。虽然照明用电量在厂用电系统所占比重不大，但发电厂内车间布置分散，各个场所对照明要求不一，通过采用绿色照明的设计理念，能够取得显著的节能效果。针对本工程的实际特点，采用下列措施推广绿色照明： 采用高效节能的电光源l 用金属卤化物灯取代普通照明白炽灯l 用自镇流单端荧光灯取代白炽灯(节电70-80%)l 用直管型荧光灯取代白炽灯和直管型荧光灯的升级换代(节电70-80%)l 大力推广高压钠灯和金属卤化物灯的应用l 低压钠灯的应用l 推广发光二极管-led的应用 采用高效节能照明灯具l 选用配光合理、反射效率高、耐久性好的反射式灯具l 选用与光源、电器附件协调配套的灯具 采用高效节能的灯用电器附件用节能电感镇流器和电子镇流器取代传统的高能耗电感镇流器。根据照明建筑标准，采用功率因数不低于0.9的设备。 采用各种照明节能的控制设备或器件 控制厂区各部分的照度，满足建筑照明设计标准，不大于标准“6.照明节能”所规定的照明功率密度值。2.3.1.2 b) 主要辅机节能降耗措施a1) 所有辅机设备均选用国家公布的节能新产品。b2) 按规程规定的原则确定设备的容量，合理选择设备参数，避免设备长期工作在低效率区。c3) 一次风机、送风机和引风机采用动叶或静叶可调风机，以适应机组不同负荷时的风量调整，从而节约电力。d3) 给水系统选用35%容量电动调速给水泵，负荷变化适应性强，根据机组运行工况调整给水泵运行台数，电机功率大大下降，节省厂用电。e4) 对于凝结水泵、给煤机等调节频繁的中小型电机，采用变频调速技术，达到节约电力的目的。f) 采用变频器调速为节约能源，减少运行电耗，对运行中出力变化较大的电动机采用变频器调速的运行方式。目前，低压电动机采用变频器调速已有成熟的运行经验，与高压变频器比较，设备投资相对较低，因此，在电厂中使用较为普遍。本工程部分低压电动机采用变频器调速，如：给煤机、干式排渣机、清水泵、加药泵等。为降低大容量辅机设备的电耗，根据凝结水泵在运行中扬程、流量变化大的特点，本工程采用变频器调节凝结水泵的转速，使凝结水泵在变工况、变出力的情况下，始终工作在最佳效率点上。在凝结水泵流量变化的情况下，通过变频器调节凝结水泵的转速，使机组在低出力工况时，节能降耗。g) 采用低损耗干式变压器发电厂低压厂用电系统中，作为重要的配电设备，干式变压器得到了广泛的应用。合理选择变压器参数、控制变压器阻抗值，对于降低变压器损耗具有显著的效果。根据目前国内干式变压器的生产现状，优先采用高效、节能的低损耗变压器，本工程采用的变压器设计序号不低于10。下面以某变压器厂生产的设计序号9和设计序号10的干式变压器为例，对变压器的铜损和铁损进行比较： 变压器容量设计序号9设计序号10po(kw)pk(kw)po(kw)pk(kw)1000kva1.67.511.557.11600kva2.510.912.1410.242000kva3.213.362.412.622500kva3.515.872.8514.99由上表可以看出，设计序号10的铜损、铁损小于设计序号9。对于相同阻抗的2000kva干式变压器，设计序号10的损耗低于设计序号9，总损耗相差ps=3.2+13.36-2.4-12.62=1.54kw。假定干式变压器运行时间为5500h/年，厂内运行成本电费为0.179元/kwh，每台设计序号10变压器每年可节约电费q=0.1791.545500=1516元。按全厂设置34台低压干式变压器计算，采用低损耗变压器每年可节约电费s=341516=51544元。另外，在设计中使得变压器的负载三相平衡，改善其运行环境，可以进一步降低变压器的损耗。5) 空冷风机采用变频电机，负荷变化适应性强，节约厂用电。6) 主变压器、高压厂用变压器、启动备用变压器等均采用低损耗变压器。2.3.3.2 变压器类节能选型原则1) 主变压器型式火力发电厂设计技术规程(dl5000-2000)第13.1.5条中规定“容量为200mw及以上的发电机与主变压器为单元连接时，该变压器的容量可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的条件进行选择”。主变压器容量应与发电机容量匹配，由于发电机尚未招标，本工程主变压器容量暂定为720mva。由于单相变压器结构较简单，单台单相变压器较三相变压器的故障率低，但三台单相变压器与单台三相变压器的故障率差别不大。如果单相变压器设有备用相，备用相能在事故情况下快速投入运行，在发生严重故障时的停电时间要短于三相变压器。但考虑到目前单相变压器的制造水平较高、产品质量较稳定以及控制工程造价和近年来工程实践情况，许多电厂即使选用单相变压器组亦不再设备用相。因此，三相变压器与不设备用相的单相变压器组在可靠性上几乎趋近，且500kv、720mva三相变压器在我国已有成熟的生产和运行经验。在损耗方面，500kv、720mva三相变压器的空载损耗为310kw，三台单相变压器的空载损耗之和为390kw，三相变压器的负载损耗为1300kw，三台单相变压器的负载损耗之和为1410kw；220kv、720mva三相变压器的空载损耗为290kw，三台单相变的空载损耗之和为360kw，三相变的负载损耗为1450kw，三台单相变的负载损耗之和为1650kw。再参照其它变压器厂的资料，三相变压器的空载损耗、负载损耗与同容量和材料的三台单相变压器的空载损耗、负载损耗之和的情况基本类似。由此可见，三相变压器的空载损耗和负载损耗小于三台单相变压器的损耗。主变压器通常布置在主厂房a列外，当采用单相变压器组时，每台机需多做2个变压器基础，相与相之间用防火墙分隔。由于三个单相变压器分开布置，在低压侧需用封闭母线互联，以构成接线，对于空冷机组增加分支封闭母线130m左右，且主变压器中心与主厂房a列之间的场地要加大8m左右，增加了占地，使得空冷平台下面的布置更加臃肿，给运行维护管理带来不便。采用三相一体式变压器，可避免出现上述问题，使得主厂房前布置简洁、清晰，安装简便，节约占地，减少材耗。故本工程推荐选用三相一体式变压器。2) 采用低损耗干式变压器在发电厂低压系统中，作为重要的配电设备，干式变压器得到了广泛的应用。合理选择变压器参数、控制变压器阻抗值，对于降低变压器损耗具有显著的效果。根据目前国内干式变压器的生产现状，应优先采用高效、节能的低损耗变压器。下面以某变压器厂生产的两种系列产品为例做简单的比较：该厂的干式变压器根据性能水平分为scb9和scb10系列，后者的铜损、铁损均优于前者，损耗参数见表2-3。scb系列变压器损耗参数表表2-3变压器容量scb9系列scb10系列po(kw)pk(kw)po(kw)pk(kw)1000kva1.67.511.557.11600kva2.510.912.1410.242000kva3.213.362.412.622500kva3.515.872.8514.99由上表可以看出，对于相同阻抗的2000kva干式变压器，scb10系列产品的损耗要低于scb9系列产品，总损耗差ps=3.2+13.36-2.4-12.62=1.54kw，假定干式变压器年运行时间为5500h，厂内运行成本电费为0.163元/kwh，每台新型变压器每年可节约电费q=0.1631.545500=1381元。按全厂共设置34台低压干式变压器计算，采用低损耗变压器每年可节约电费s=341381=46954元。同时尽量保持变压器负载三相平衡，改善变压器运行环境也有利于降低变压器损耗，节约运行成本。2.3.3.3 厂用电率指标及分析从厂用电率指标来看，本期工程建设2600mw超临界空冷机组，厂用电率为8.32%(含脱硫)，相比在建同类型机组(亚临界参数厂用电率9.9%)低1.58%，本工程节电效果还是比较明显的。2.3.4 空冷系统节能措施本工程采用直接空冷系统，由电动机带动风扇冷却汽轮机凝汽器。由于汽轮机凝汽器完全依靠电机拖动的风扇冷却，需要消耗大量的电能，一般说来，约占机组发电量的1%。由此可见，提高空冷系统的效率，对于降低厂用电率能够起到显著的作用。在实际的运行中，汽轮机凝汽器的空冷系统是一个有机的整体，整个系统的工况随着机组的运行状况不断进行调整，外界环境(如气温、风向、风速等)的变化会对整个系统产生较大的影响。为了保证空冷系统的冷却能力，维持汽轮机的背压，需要随时调整空冷风扇的转速，使整个系统工作在较为理想的状态。为了使整个空冷系统能够在工作范围内进行平滑的调整，每台风扇电机可通过变频器随时调整运行速度，时刻保持整个系统工作在最佳工况，每台电机配置变频器后，可以显著降低电机能耗，大大提供空冷系统的工作效率。2.3.5 建筑节能降耗措施本工程执行国家建筑节能标准，通过合理设计建筑物规划布局、合理设计建筑围护结构的热工性能，采用新型墙体材料，提高采暖、制冷、照明、通风、给排水和通道系统的运行效率，以及利用可再生能源等，在保证建筑物使用功能和室内热环境质量的前提下，降低建筑能源消耗，合理、有效地利用能源。2.5.1 a. 建筑物规划布局的节能设计：全厂生产建筑、附属及生活福利建筑尽量采用联合建筑的设计方式，减少建筑外墙和屋面工程，节约占地，减少能源及原材料消耗。例如：厂前建筑整合为一栋建筑物，即综合办公及服务楼。（(生产办公、行政办公、生产试验、运行及检修宿舍、食堂、浴室、汽车库等）)；化学水处理站与化学实验楼合并建设；工业废水处理站与生活污水站合并建设等。人员较集中的综合办公及服务楼、化学实验楼等建筑物主朝向选择本地区最佳朝向。2.5.2 b. 外围护结构的节能设计：本工程属严寒地区，建筑设计参照现行国家建筑节能标准公共建筑节能设计标准gb50189-2005，尽量减小建筑物的体形系数，建筑每个朝向窗墙面积比均不大于0.7。建筑墙体材料尽量选择自重轻、传热系数小、保温性能好的材料，以减少能源消耗。本工程大部分建筑物墙体采用传热系数较低的加气混凝土砌块，取代传热系数较高的粘土砖，起到保温、隔热、节能的目的，并节约国家耕地资源。屋面是建筑物上部与外界直接接触的重点部位, 为达到其保温、隔热、节能目的，屋面选择传热系数较低的憎水珍珠岩保温板。建筑门窗的节能设计主要是在获得足够采光的条件下, 控制门窗的面积，从而获得合理的热量, 并减少热量流失。本工程所有建筑物在满足采光系数的条件下尽量控制门窗的面积，并采用气密性较好的节能型建筑门窗，以减少能量损耗。本工程设计时，窗采用中空玻璃塑钢窗，外门采用带保温层的复合钢板门，有效的减少热量流失。同时设计中尽量利用天然采光，减少人工照明，节约能源。主厂房外围护结构的节能设计：外墙采用保温型镀铝锌彩色压型钢板，保温棉采用75mm厚超细玻璃保温棉，起到保温、隔热、隔声、降噪、节能的目的。屋面选择传热系数较低的憎水珍珠岩板保温、隔热。门窗采用气密性较好中空玻璃塑钢窗和带保温层的复合钢板门。主厂房的采光设计考虑节约能源，以自然采光为主，结合电厂特殊的工艺布置状况，在自然采光不能解决的区域，辅助以人工照明。汽机房运转层采光采用带形低位侧窗。2.4 工程项目主要耗能种类和数量设计值工程项目主要能耗指标如表2-4。主要能耗指标设计值表2-4序号内 容单位本工程当地同类型平均（亚临界空冷）当地平均1全厂热效率%42.1140.4038.762发/供电标煤耗率g/kwh293.7/320304/337.4385/419.63厂用电率(含脱硫)%8.239.908.24（不含脱硫）2.65 结论及建议2.65.1 节能降耗符合国家规定本工程符合国务院公开发布促进产业结构调整暂行规定以及国家发展改革委配套发布的产业结构调整指导目录(2005年本)中鼓励类电力项目，“单机60万千瓦及以上超临界、超超临界机组电站建设和缺水地区单机60万千瓦及以上大型空冷机组电站建设”。符合国家发展改革委节能中长期专项规划中制定的”“2010年新增主要耗能设备能源效率达到或接近国际先进水平，” 节能目标。在设计中充分采用国家发展改革委、科技部、国家环保总局联合颁布的国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术中有关的技术，包括粉煤灰分选技术、锅炉等离子点火技术、烟气在线监测技术等。2.65.2 节能措施合理可行性及节能效果分析 2.65.2.1 节能措施及合理可行性a) 本工程设计选用国产超临界参数空冷机组，机组初参数高、容量大，热耗值低，全厂热效率达到42.57%，并可大量节约水资源。当机组投运后，发电煤耗仅为289g/kwh,达到国际先进水平。a) 本工程设计选用国产超临界参数空冷机组，机组初参数高、容量大，热耗值低，全厂热效率达到42.11%，并可大量节约水资源。当机组投运后，发电煤耗仅为293.7g/kwh,达到国际先进水平。b) 锅炉采用先进的技术设计制造，额定负荷保证效率92%以上，变负荷调峰及煤种适应能力强，可以节约电厂燃煤量。采用新型燃烧器，最低不投油稳燃负荷可达30%b-mcr，具有优异的火焰稳定能力和煤种适应能力，可减少助燃油用量，并能够减少nox的排放量，节能效果和社会效益明显。c) 汽轮机通流部分运用三元流理论、可控涡技术、有限元分析等先进的现代工程设计方法设计制造，提高了机组效率。d) 发电机采用先进的技术设计制造，内部功率损耗小，效率高。e) 采用中速磨煤机直吹式制粉系统，并选择了合理的储备系数，降低了磨煤电耗。f) 热力系统中设置了本体疏水扩容器，最大限度的进行工质回收，从而提高了机组的热经济性。g) 经优化论证，采用优质高效率辅机，如动(静)叶可调轴流式送风机、一次风机、引风机等。h) 根据需要采用调速或变速电动机，以便根据不同的负荷及参数调节电动机的转速，以达到节约能源、降低厂用电的目的。c) 汽轮机通流部分运用三元流理论、可控涡技术、有限元分析等先进的现代工程设计方法设计制造，提高了机组效率。d) 发电机采用先进的技术设计制造，内部功率损耗小，效率高。e) 采用中速磨煤机直吹式制粉系统，并选择了合理的储备系数，降低了磨煤电耗。f) 热力系统中设置了本体疏水扩容器、连续排污扩容器，最大限度的进行工质回收，从而提高了机组的热经济性。g) 经优化论证，采用优质高效率辅机，如动(静)叶可调轴流式送风机、一次风机、引风机等。h) 根据需要采用调速或变速电动机，以便根据不同的负荷及参数调节电动机的转速，以达到节约能源、降低厂用电的目的。i) 辅助机械和设备的电动机采用y系列三相异步电动机替代老产品，可提高电动机效率0.415%，节约厂用电。j) 工艺系统管道设计中，按经济合理的介质流速选择管径、壁厚，并尽量布置简捷，以达到降低管损、节约管材的目的。k) 管道、烟风道和所有热力设备的保温均采用新型保温材料，以减少散热损失。保温材料严格按照介质参数、使用场合分档次选择；保温层厚度按经济厚度法计算，经性能和价格综合比较后确定；设计方参加保温工程的全过程管理，提高保温工程质量，以达到减少散热损失(节能)，节约保温材料的目的。l) 采用称重式计量给煤机，对入炉前燃料进行计量调节，提高锅炉燃烧效率，强化电厂经济核算。m) 在电气系统和厂用电系统，装设足够数量的电度表和各种测量表计，以便合理计算电量和监视考核运行指标。n) 采用合理的建筑节能设计，提高供暖、通风、空调设备、系统的能效比，采取增进