火电厂主要指标.doc

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1、中国国电集团公司火力发电工程设计管理导则附件一：主要技术性能指标（检索号：50－Y2007－169－A03）（审定稿）二00九年一月16中国国电集团公司火力发电工程设计管理导则附件一：主要技术性能指标（检索号：50－Y2007－169－A03）（审定稿）目录1、环保指标2、水耗指标3、能耗指标4、土地指标5、厂用电指标6、附属建筑物面积指标7、主厂房主要尺寸参考指标161环保指标环保控制指标序号控制项目内控指标值国家指标值1单位发电量SO2排放量（克/千瓦时）0.35＜无2单位发电量NOX排放量（克/千瓦时）1.85＜无3单位发电量烟尘排放量（克/千瓦时）0.12＜无4灰渣综合利用率（%）10

2、0%（注1）>65%/＜100%（注1）5脱硫石膏综合利用率（%）50%>50%6厂界噪声建议按国家标准执行工业区：昼间＜65dB（A）夜间＜55dB（A）居住、商业、工业混杂区：昼间＜60dB（A）夜间＜50dB（A）7烟尘排放浓度（mg/Nm3）建议按标准执行＜50/＜100/＜200（注2）8SO2排放浓度（mg/Nm3）建议按标准执行＜400/＜800（注3）9NOX排放浓度（mg/Nm3）建议按标准执行＜450/＜650＜1100（注4）说明：（1）热电项目、华东地区的火电项目（2）GB13223-2003中表1（3）GB13223-2003中表2（4）GB13223-2003中表3

3、162水耗2.1电厂耗水指标表（单位：m3/s.GW）序号冷却系统型式设计耗水指标1直流供水系统海水循环供水系统0.10（淡水）2淡水循环供水系统0.703空冷系统0.12注：（1）上述指标为最大控制值，对大容量机组、地处北方地区、缺水地区的电厂应尽量降低设计耗水指标值。对淡水循环供水系统，利用反渗透等技术处理循环水排污水，提高水的重复利用率，可有效降低循环供水系统设计耗水指标；对直流供水系统或海水直流供水系统，采用干式除渣和干法脱硫或海水脱硫，可进一步降低设计耗水指标；在严重缺水地区，采用干法活性焦脱硫技术和辅机冷却水空冷技术，可大幅度降低设计耗水指标。（2）上述指标中已包含脱硫用水，但不包

4、括给水处理系统的自用水量。2.2耗水指标的确定视水源条件、水资源状况及节水产业政策要求等而拟定合理的值。2.3指标的计算方法（1）在计算耗水指标时，采用预处理后的清水供应量计算，即不含给水处理系统自用水量，但应包括未预见水量。未预见水量可参考同类机组或相似工程经调研确定。（2）对于循环供水系统湿冷机组，以最近5a热季（以3个月计算）频率为10％的日平均气象条件、汽轮机铭牌工况（TRL）16的有关参数计算循环水系统的损失水量以确定耗水指标最大控制值。3能耗指标发电标煤耗序号机组类型煤质锅炉效率THA工况发电标煤耗（g/kwh）11000MW超超临界湿冷机组烟煤93.8％268～273贫煤92.8

5、％270～2752600MW超超临界湿冷机组烟煤93.8％270～275贫煤92.8％272～2773600MW超临界湿冷机组褐煤92.8％280～285烟煤93.4％278～283贫煤92％282～287无烟煤91％285～2914600MW超临界空冷机组（电泵方案）褐煤92.8％286～293烟煤93.4％283～290贫煤92％288～295无烟煤91％292～2995600MW超临界空冷机组（汽泵方案）褐煤92.8％293～300烟煤93.4％290～297贫煤92％295～302无烟煤91％299～3066600MW亚临界湿冷机组褐煤92.4％292～295烟煤93％290～293贫

6、煤92％294～298无烟煤91％296～3007600MW亚临界空冷机组（电泵方案）褐煤92.4％304～308烟煤93％301～305贫煤92％305～308无烟煤91％309～3128600MW亚临界空冷机组（汽泵方案）褐煤92.4％311～315烟煤93％308～312贫煤92％312～315无烟煤91％316～3199350MW超临界湿冷机组褐煤92.8％281～286烟煤93.4％279～284贫煤92％283～288无烟煤91％286～29210350MW超临界空冷机组（电泵方案）褐煤92.8％287～294烟煤93.4％284～29116贫煤92％289～296无烟煤91％29

7、3～30011350MW超临界空冷机组（汽泵方案）褐煤92.8％294～301烟煤93.4％291～298贫煤92％296～303无烟煤91％300～30712300MW亚临界湿冷机组褐煤92％292～296烟煤92.6％290～294贫煤91.6％294～298无烟煤91％296～300煤矸石（CFB）89％303～30713300MW亚临界空冷机组（电泵方案）褐煤92％304～308烟煤92.