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1、52-F05781K松桃县凯迪生物质电厂工程可行性研究 设计阶段 节能专题报告贵州电力设计研究院工程咨询资格证书：工咨甲22920070001 2011年03月 贵阳批 准：苏云勇审 核：陶 永 红陈 文 军校 核：张 旭编 写：刘 月 生目录1概述- 1 -1.1编制依据- 1 -1.2工程概况- 1 -2工程节能分析- 1 -2.1本工程应遵循的节能标准及节能规范- 1 -2.2项目所在地能源及水资源供应状况分析- 2 -2.3本工程设计所采取的节能措施及效果- 5 -2.4下阶段节能设计设想- 11 -2.5大气污染物- 14 -3结论- 16 -3.1煤耗- 16 -3.2用水指标-
2、16 -3.3其它节能措施- 16 -1 概述1.1 编制依据1) 国务院关于加强节能工作的决定（国发200628号文）2) 火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DL/T-2008）1.2 工程概况本工程厂址位于贵州省松桃县城北1.5km的蓼皋镇马场城北工业园内。松桃县地处武陵山区腹地。东临湖南省花垣、凤凰，南接贵州省铜仁江口，西望印江、沿河，北靠重庆秀山、酉阳，交通便捷，是连接湘、黔、渝两省一市的重要枢纽重镇。本地区林木茂盛，生态良好，拥有大量的森林资源，为生物质能源开发理想地带。生物质能又称“绿色能源”，包括树木、青草、农作物、稻壳等，利用生物质再生能源发电是解决能源短缺的途径之一，开发
3、“绿色能源”已成为当今世界上工业化国家开源节流、化害为利和保护环境的重要手段。该发电项目利用当地丰富的速生能源林、稻壳和秸秆等“绿色能源”作为燃料发电，并向附近企业供热，灰渣进行综合利用，提供给邻近的钾肥厂作生产农业肥料的原料，形成生物质电热化工循环经济产业链，属国家发改委令第40号产业结构调整指导目录（2005年本）中鼓励项目，并符合国务院关于加快发展循环经济的若干意见（国发【2005】22号）的要求。该发电项目利用生物质燃料作为清洁能源，可大大减少当地对农业废料处理产生的环境污染。速生能源林、稻壳和秸秆等生物质燃料含硫均少于0.1%，采用生物质燃料发电，可减少燃煤电厂带来的二氧化硫对大气的
4、污染，同时减少了粉煤灰、粉尘的排放。电厂工业污水进行综合处理后循环使用，基本达到零排放。该项目符合国务院关于落实科学发展观，加强环境保护的决定（国发【2005】39号）的要求。电厂规划容量为230MW，一次规划建设，本期按1台机组设计，机组以速生能源林、稻壳和秸秆等为燃料，电厂作为生物质能发电厂。2 工程节能分析2.1 本工程应遵循的节能标准及节能规范本项目实施过程中，遵循的主要用能标准以及节能设计规范如下:中华人民共和国节约能源法机械行业节能设计规范中华人民共和国建筑法民用建筑节能管理规定(建设部令第76号)公共建筑节能设计标准，GB501892005建设工程质量管理条例，国务院令第279号
5、实施工程建设强制性标准监督规定，建设部令第81号采暖通风与空气调节设计规范，GB50019-2003关于加强民用建筑工程项目建筑节能审查工作的通知，建科200474关于新建居住建筑严格执行节能设计标准的通知，建科200555号关于认真做好公共建筑节能设计标准宣传、实施及监督工作的通知，建标函2005121号关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知（国家发改委发改能源【864】号）产业结构调整指导目录（2005年本）国家发改委令第40号火力发电厂设计技术规程DL5000-2000取水定额第一部分火力发电（GB/T189161-2002）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
6、能源及水资源供应状况分析2.2.1 项目所在地可利用的能源及水资源情况2.2.1.1 燃料资源及利用现状松桃县的林木废弃物主要来自于集体有林地的抚育、间伐材和灌木林。项目区周边林业用地面积达267.34万亩，其中有林地面积187.89万亩，占70.3%；疏林地2.45万亩，占0.9%；灌木林地27.07万亩，占10.1%；宜林荒山荒地49.93万亩，占18.7%。这些产业已经为项目生物质燃料提供了坚实的基础。表2.2.1.1-1 不同运距的林木废弃物产生量和可供应量：（单位；万吨/年）运距林作物产量林作物可获得量林作物可供应量10km 37.16 27.13 8.14 20km 53.53 3
7、9.08 11.72 30km 78.04 56.97 17.09 40km 119.49 87.23 26.17 50km 162.12 118.35 35.50 60km 178.05 129.98 38.99 70km 191.31 139.66 41.90 90km 197.19 143.95 43.18 100km 210.64 153.77 46.13 120km 228.16 166.56 49.97 根据2010年7月30日武汉凯迪控股投资有限公司与松桃县人民政府签订的关于在贵州省松桃县投资建设循环经济产业园的战略合作协议书中约定：建设100万亩木质能源林基地和20万亩燃料能源
8、林基地，计划在未来3年内完成土地流转并分45年实施造林营林。按照刺槐为主的木质能源林4年一个轮伐期，一次采伐5万亩，伐后自然干重按5吨/亩计算，可收集到人工林木废弃物25万吨/年。根据松桃县农业局提供的统计资料，不同运距的各种大宗农作物的秸秆可获得资源量见下表：（单位；万吨/年）表2.2.1.1-2 不同运距的各种大宗农作物的秸秆可获得资源量：（单位；万吨/年）运距水稻玉米油菜合计10km0.650.570221.4520km0.940.760.302.0130km1.381.020.412.8240km2.211.550.634.450km2.731.870.795.3960km2.861.
9、990.835.6870km2.992.070.875.9490km3.132.170.926.21100km3.382.331.046.75120km3.62.471.117.18根据松桃县粮食局提供的资料，可计算出不同运距的稻壳的产生量、可获得量、可供应量，见下表。表2.2.1.1-3 不同运距的稻壳的产生量、可获得量、可供应量（单位；万吨/年）运距稻谷稻壳稻谷产量稻谷加工量产生量可获得量可供应量10km2.27 0.61 0.450.13 20km3.280.880.650.1930km4.81.30.950.2840km7.722.081.520.4650km9.502.561.870
10、.5660km9.972.691.960.5970km10.432.822.060.6280km90km10.902.942.150.64100km11.783.182.320.7120km12.553.392.470.74根据松桃凯迪农林生物质资源调查评价专项报告显示，生物质能发电厂周边农作物秸秆资源的减量系数为34.70%（竞争型用途），保证系数为30%，周边农户对农作物秸秆、稻壳、林木废弃物的销售意愿为74.44%。电厂50km收购范围内农作物秸秆、稻壳、农户林木、集体林木废弃物的市场可供应量分别为2.60、0.16、1.28、和4.11万t/a，合计8.15t/a，收到基（含水率15%
11、以下）发热值为14.35103kJ；100km内分别为5.67、0.34、2.86和9.59万t/a，合计18.48万t/a，收到基发热值为32.46103kJ。武汉凯迪公司已在松桃县通过土地流转，自身培育以刺槐、杨树为主的人工木质能源林，100km范围内可供应生物质燃料39.93万t/a，作为生物质能发电厂燃料的有力支撑。从以上统计的燃料资源量来看，完全可以满足2120t/hCFB锅炉燃烧需要。2.2.1.2当地水资源及利用现状松桃河是松桃河流域最大的地表河，归属长江流域沅江水系，发源于贵州省松桃县冷水溪乡陶家沟村北面椅子山，东南流，经冷水溪乡，折向东流，经松桃县城关蓼皋镇曲折北流，经石花沿
12、着贵州、湖南界北流至松桃县迓驾镇石头村北约1.5km省界处进入湖南茶洞镇，省内河长88km，流域面积1536平方公里，平均比降9.83。主要支流有坪南河、平头司河、响水洞河、镇江河、木池河等。各主要支流情况如下表：表2.2.1.2-1 各主要支流情况 特性河流流域面积（km2）河长（km）多年平均流量（m3/s）坪南河152245.23平头司河23937.27.36响水洞河12093.33镇江河399.71.12木池河4515.21.2松桃河是松桃县的主要生活水源地，富裕水量充足，根据当地政府意见，电厂水源采用松桃河水是可靠的，且松桃县水利局以松水复20102号文“松桃县水利局关于松桃凯迪绿色
13、能源开发有限公司230MW生物质电厂项目取水方案的批复意见”同意该工程从松桃河取水。2.2.2 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。表2.2.2-1 本工程主要能耗指标表序号内 容单 位数 值1年耗标煤量（每台）t/a831252发电标燃料耗率（综合采暖期和非采暖期）g/kW.h3693供电标燃料耗率（综合采暖期和非采暖期）g/kW.h4204厂用电率%125百万千瓦取水量/净耗水率（年平均）m3/sGW1.0注意： 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 本工程设计所采取的节能措施及效果2.3.1节约燃料根据业主提供的燃料分析资料，本工程的燃质分析
14、如下表： 表2.3.1-1 燃料燃质分析表项 目名 称单位树森林工业分析固定碳FCar%挥发份Var%81.37灰分Aar%7.3水分Mar%28.69发热量QMJ/kg16.72发热量Qkcal/kg4000元素分析碳Car%30.23氢Har%4.29氧Oar%28.8氮Nar%0.636硫Sar%0.052本工程机组燃料消耗量见下表。表2.3.1-2 机组燃料消耗量表锅炉容量小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（104t/a）1120t/h2044015注意：每天运行按22小时计算，年运行小时数按7500小时计算。从上表可以看出，本工程由于采用30MW级循环流化床锅炉机组，以生物质燃
15、料为主要燃料发电，每台机组每年将节约标煤约4.75万吨， 230MW机组每年即可节约标煤约9.5万吨，节能效果较明显。2.3.2 节水2.3.2.1 根据建厂地区的水源条件，本工程供水系统采用采用带逆流式双曲线自然通风冷却塔的循环供水系统。每台机组配2台循环水泵，两台机组共用一座双曲线自然通风冷却塔。经循环供水系统优化计算，循环水冷却倍率：夏季采用65倍，冬季采用45倍。2.3.2.2 主要节水工艺及污废水回用措施（1） 节水原则：根据电厂各用水点的水质要求，电厂用水可分为2类，一类用水需采用水质较高的用水，如锅炉补给水等，另一类用水可采用水质较低的水，如各类冲洗用水、喷洒用水等。根据电厂各用
16、水点要求的水质，合理复用符合要求的排水，对电厂排水回收进行分质集中处理，提高水的复用率，降低排水率，冷却水循环使用，冲洗水循环使用，梯级用水，一水多用，最大限度地少用新水。（2） 电厂拟采取以下节水措施：1) 主厂房内辅机冷却水均采用开式循环系统，并将冷却回水回流至冷却塔前池，重复使用，减少冷却水的损耗量。2) 合理选择循环水处理方案，确定经济合理的循环水浓缩倍率，减少循环水排污，循环水排污水部分水回收利用，用于锅炉补给水及公用水系统等。3) 对冷却塔的补水系统采用自动调节方式，根据季节引起的补给水量变化自动调节补给水量，进行监控、监测，减少补给水的浪费。4) 加强各用水点的用水和排水水量、水
17、质的监控、监测，按水质、水量要求控制调度全厂用水，在电厂补给水输水干管入口及厂内各用水点均设有流量计量装置，本工程要求在电厂运行时，将总用水量、总排水量和各车间或各系统的用水量进行连续和阶段性统计，以供电厂对用、排水进行管理，时刻对用、排水进行检测，发现问题及时处理。5) 采用干除灰，节约除灰用水。6) 工业废水集中处理，重复利用于除灰用水、输送燃料冲洗水补水、灰场喷洒水、空预器冲洗等。7) 生活污水经处理后用于地面浇洒及绿化等。8) 输送燃料冲洗水回收处理循环利用。9) 冷却塔设除水器，减少冷却系统风吹损失水量。10) 净水站含泥废水经浓缩及排泥处理后，清水回收于澄清池，减少自用水量。11)
18、 根据各用水点的位置及对用水水质的要求，优先考虑采用处理达标后的污水、废水，其次为循环水系统排水。12) 拟采用技术成熟的空冷式空压机，可有效节约冷却用水。13) 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。14) 将加热器事故疏水疏至疏水扩容器或除氧器以回收工质。15) 锅炉冷态或热态清洗时的冲洗水回收至机组排水槽，经废水站处理后循环再利用，节约用水。2.3.2.3 节水效果松桃县凯迪生物质发电工程230MW机组最大补给水量为112m3/h（0.031m3/s），最大平均耗水指标为1.0（m3/s）/GW。松桃县凯迪生物质发电工程230MW机
19、组全年平均用水总量为84104 m3，年平均耗水指标为1.0（m3/s）/GW。电厂耗水指标优于火力发电厂水工技术规定中，“对采用淡水循环供水系统、单机容量为30MW机组及以下的发电厂，设计全厂发电水耗率不应超过1.0(m3/s)/GW”的控制指标，达到国内较先进的水平。2.3.4 降低电耗（1） 锅炉选用自然循环汽包炉 ，比控制循环汽包炉节省厂用电。（2） 主厂房优化布置，减少设备之间的距离，工艺系统流程顺畅、简洁，减少管道阻力，降低泵、风机类设备扬程、全压。（3） 辅机电动机优先采用高效节能的 Y 型电机。（4） 各类水泵和风机所配电动机均选用节能型，以降低厂用电，节约能源。（5） 凝汽器
20、抽真空系统采用较先进的水环机械真空泵，与传统的射水抽气器相比 ， 可节省水和电。（6） 发电机的额定容量与汽轮机的额定出力相匹配；发电机的最大连续输出容量应与汽轮机的最大连续出力相匹配。避免发电机功率不足或过大。（7） 输送燃料系统皮带传动装置配用液力偶合器 ， 以提高传动效率，降低电耗。（8） 全厂变压器选用低损耗产品，主变、高压厂用工作变、高压启动 / 备用变、低压厂用变等均选用低损耗铜芯变压器。（9） 机、炉、电集中控制楼采用集中式空调系统，以减少电能消耗 。（10） 全厂大量采用高光效，长寿命的气体放电灯光源。（11） 空压机选用螺杆空压机，与其它空压机相比，效率高，能耗低。2.3.5
21、电厂建筑节能电厂建筑由其使用功能来分类有主厂房建筑、各类生产建筑、辅助生产建筑、生活福利建筑这几种类型，在这些建筑中又存在着有人值班建筑、无人值班建筑在这些不同的建筑中，对建筑的保温、隔热、通风、光照都有着不同程度的要求。 对于辅助生产建筑及其相应的生产办公建筑、综合服务等工作人员密集的环境建筑，应遵守国家政策法规和地方的各种规定，严格执行节能建筑标准，为电厂工作、服务人员提供高质量的工作空间以及生活环境。建筑能耗主要集中体现在冬季的保温和夏季的隔热上不同的保温和隔热方式都伴随着能量消耗，并其耗能的效率也不尽相同。本工程地处寒冷地区，为使电厂建筑达到节能要求采取以下措施。（1） 墙体电厂建筑墙
22、体在墙体材料改革的情况下，应积极采用节能产品，如填充墙及内部隔墙使用多孔砖、加气混凝土砌块、复合压型钢板外封闭以保证墙体的节能特性。（2） 门窗在高海拔及寒冷地区的设计中应注意玻璃窗以及保温外门的选用。建筑门窗的水密性、气密性指标系数至关重要，对于设计中所涉及到的门窗传热系数、水密性、气密性指标，都不能低于当地建筑节能设计标准规定。在设计中注意节能型建筑门窗的选用，现行的节能建筑设计标准型门窗即是门窗的保温隔热性能(传热系数)和空气渗透性能(气密性)两项物理性能指标达到(或高于)所在地区民用建筑节能设计标准(采暖居住部分)(JGJ26)及其各省、市、区实施细则技术要求的建筑门窗，统称为节能门窗
23、节能门窗可以是单层窗也可以是双层窗，节能门窗可以是各种类型的材料制作，优先推广应用节能型塑钢门窗。节能玻璃的选择，以节能为目的的品种有吸热玻璃、镀膜玻璃、中空玻璃、真空玻璃等。 LOW-E镀膜玻璃具有良好的特性指标，它可以在各种环境下保持稳定的光谱特性，从而也能够使得建筑物的节能效果保持长期的稳定性。（3） 屋顶保温屋顶保温应采用憎水(树脂)珍珠岩保温板、挤塑聚苯板等，其具有强度高、导热系数小、施工方便等特点。（4） 建筑细部节能措施建筑细部最重要的是要解决窗台、阳台、雨棚、空调外机板、凸窗上下混凝土板等外露混凝土的薄弱部位的热桥问题。对于外墙出挑构件及附墙部位均应采取割断热桥和做好保温措施一
24、些非承重的装饰线条，尽量采用轻质保温材料；为减小热损失，外窗尽可能外移或与外墙面平，减少窗框四周的热桥面积，存在热桥的部位应做保温处理。外门窗上过梁采用L型，减少热桥作用。2.3.6其它节能措施1) 锅炉设有完善的自动点火系统，减少锅炉启动时燃油的损耗。2) 锅炉设有完善的燃烧自动调节系统，保证燃料的完全燃烧，提高锅炉效率，节省燃料。3) 锅炉给料机采用变频调节，可及时根据锅炉负荷适时调整锅炉给料量，可有效节约一次能源，并降低给料电耗。4) 燃料输送系统中栈桥冲洗水等的燃料在沉煤池中沉淀后，回收至燃料堆放场。2.4 下阶段节能设计设想2.4.1 积极采用绿色照明和照明节能技术1) 照明光源选用
25、发光效率高、寿命长的光源，如细管径荧光灯、紧凑型荧光灯、金属卤化物和高压钠灯。在生产办公和生活类建筑采用细管径荧光灯；在显色性要求高的生产厂房采用金属卤化物灯；在显色性要求不高的场所，如室外道路照明采用光效更高的高压钠灯；限制热辐射光源（普通照明用白炽灯、卤钨灯）的应用。2) 在满足眩光限制和配光要求的前提下，采用效率和光通量维持率高的照明灯具。3) 采用节能的灯用电器附件。高压钠灯、金卤灯配用节能型电感镇流器；直管型荧光灯配用电子镇流器或节能型电感镇流器。4) 积极采用照明节能控制技术，重视照明控制设计。户外照明的控制根据运行巡视要求采用时控或光控的方式；在走廊和楼梯间采用声控、光控或复合型
26、的控制的做法，有利于无人时自动关灯；灯具考虑分组控制，可根据外界光线的情况或使用要求决定灯具开启的数量；就地照明开关应做到便于控制，有利于实现人走灯灭。2.4.2 对于采暖、通风、制冷及空调系统节能降耗措施1) 冬季采暖设施的节能措施 本工程所在地属于非采暖区，不设置集中采暖。考虑到办公楼以及人员集中场所冬季舒适性的要求，设置了水冷冷水机组型空调装置，在需要时可以进行制热运行。水冷冷水机组型空调具有热效率高，升温快的特点，采暖运行可以节约电能。2) 汽机房通风方案的节能措施汽机房通风采用自然进风、自然排风的通风方式，正常运行时无需消耗电能。与自然进风、机械排风的通风方式相比，节电效果突出。2.
27、4.3 电厂相关的辅助、附属建筑的建筑节能原则意见根据国家建设部的统计，建筑能耗(指房屋建筑使用过程中的能耗)占全社会能耗的26.7，与工业、交通并列为国民经济三大能耗部门。随着社会的发展与进步，人们对建筑热冷舒适性要求的提高，电器的增加，建筑能耗将快速上升到33。本工程设计中就如何利用好自然条件，达到建筑节能的目的将进行充分考虑。首先要合理规划布局辅助、附属建筑：对于电厂内设置有集中空调系统的办公用房的规划布局，根据地方气候特点，因地制宜，使建筑物的布置和建筑物的平面布置有利于自然通风，增加植被绿化，减少硬化地面，形成小区微气候。建筑物的单体设计控制其体型系数，将体型系数控制在一个较低的水平
28、上，以减少其外围护结构的传热损失，降低建筑能耗。建筑的立面设计，应有利于自然通风。全厂建筑在总体规划时，应根据夏季主导风向，进行建筑规划，办公及居住房屋朝向宜采用南北向、或接近南北向，尽量避免单朝向，实现南北通透，吸引换气降温的“穿堂风”。建筑之间应保持合理间距。在厂区内种植“身量”稍高、防晒性好的乔木。传统的路面设计，到了夏天，水泥、沥青地面经过一天的曝晒，往往到了傍晚还热气烘人，透气透水的地砖就没有这个问题。本工程设计中将尽量不过多铺设水泥、，沥青地面，而以透水性好的地面为主。其次要推广使用建筑节能产品和技术提高，提高建筑围护结构的保温隔热性能。建筑围护结构主要包括屋顶、外墙和外窗三个部分
29、，将要采取的工程措施包括：1) 屋顶采用保温隔热层，其传热系数、热惰性指标高于相关的标准规定。2) 外墙采用低热转移值的外墙材料加气混凝土砌块，杜绝采用粘土砖，建筑外墙的热工能性应满足标准的规定。外窗是建筑围护结构热工性能最薄弱的环节是窗户，在建筑能耗方面，铝、钢、塑窗散热量平均约占建筑外围护结构总散热量的50。因此在电厂的设计中控制窗墙比，采用中空玻璃窗提高窗户的保温隔热性能，通过窗墙比和中空玻璃窗共同提高建筑外围护结构节能性能。通过改善建筑围护结构保温、隔热性能，提高供暖、通风、空调设备、系统的能效比，采取增进照明设备效率等措施，在保证相同酌室内热环境舒适参数条件下，与上世纪80年代初设计
30、建成的办公和生活建筑相比，全年通风、空调和照明的总能耗可减少50。2.4.4 对降低“燃料耗量、油耗、水耗、厂用电率等可控指标”的调控技术措施及软硬件的配置采用先进的DCS分散控制系统，并将发电机一变压器组及厂用电源系统纳入DCS，实现单元机组控制系统软硬件真正的一体化，使得单元机组炉、机、电控制更具有完整性和统一性，能充分发挥DCS的优势。还设置厂级监控信息系统(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。2.4.5 其它有助于电厂节能降耗的措施设想1) 在汽水管道设计中，管道的流速选
31、择范围符合现行规范，相应的流体压降小于允许值。2) 介质流速选择范围符合国内的现行规范，流体压降在风机允许范围内。3) 在管道设计中采用流体分布均匀的管件，优化布置方式。4) 保温设计通过方案比选，选用下列保温性能良好、节能效果稳定，年费用较低的主保温材料：对介质温度为320605的设备及管道，选用硅酸铝一玻璃棉岩棉复合制品；对介质温度为320以下的中低温设备及管道，选用玻璃棉岩棉保温制品；为减少保温结构的散热损失，保温层厚度按经济厚度方法计算确定。2.5 大气污染物随着中国经济的持续发展，由于中国人口总多、地域广博，相关工业污染对整个世界的环境压力越来越沉重，国家对环保的要求也越来越严厉。对
32、于企业，执行国家相关环保标准，不仅是应尽的义务，更是一种对子孙后代必须担负起的责任；企业在执行国家环保标准及法规的同时，减少对环境的污染和破坏，亦是一种广义上对资源的节约。对于本工程，其大气污染物的排放应执行火电厂大气污染物排放标准(征求意见稿)GB13223中的相关规定。本工程由于采用循环流化床锅炉，并采用双室五电场静电除尘器脱出烟气中的粉尘，因此最终通过烟囱进入大气的烟气中的NO2、SO2及粉尘的排放浓度能完全满足GB13223中相关要求。下表是本工程230MW机组建成投产后的烟气排放大气污染物的具体情况。表2.5-1 烟气排放大气污染物项 目单 位方案（一台炉）烟囱排烟方式/烟囱几何高度
33、m80除尘器效率%99.8大气污染物排放情况烟尘排放浓度mg/Nm350排放量t/h0.0076t/a57.3S02排放浓度mg/Nm3392排放量t/h0.050t/a374.6NOx排放浓度mg/Nm3299排放量t/h0.0381t/a 285.7按照火电厂大气污染物排放标准(征求意见稿)GB13223，第时段以煤等为主要燃料的资源综合利用火力发电锅炉， SO2排放浓度允许值应低于200 mg/ Nm3，烟尘排放浓度允许值应低于50 mg/ Nm3，NOx排放浓度允许值应低于200 mg/ Nm3。但目前这一标准处于讨论阶段。现行火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）中，针
34、对本项目，上述排放要求分别为SO2排放浓度允许值400mg/Nm3，烟尘排放浓度允许值50mg/ Nm3，NOx排放浓度允许值450mg/Nm3。由于征求意见稿即将实施，因此可研阶段建议业主按满足该征求意见稿中的相应规定考虑相关方案。3 结论3.1 燃料消耗量本工程煤耗较低。本工程由于采用30MW级循环流化床锅炉机组，以林木等生物质为主要燃料发电，每台机组每年将节约标煤约4.75万吨，全厂建成后，230MW机组每年即可节约标煤约9.5万吨，节能效果较明显。3.2 用水指标本工程用水指标较低。机组采用先进的节水措施及经济合理的水处理方式后，经初步计算，本工程年均水耗率为1.0m3/s.GW，设计年用水量约为84104m3。电厂耗水指标优于火力发电厂水工技术规定中，“对采用淡水循环供水系统、单机容量为30MW机组及以下的发电厂，设计全厂发电水耗率不应超过1.0m3/sGW”的控制指标，达到国内较先进的水平。3.3 其它节能措施本工程从节约燃料、节油、节电等各个环节上均拟采取先进的技术方案和合理的管理措施，把节能要求贯穿于各个方面，能够满足节能要求。
