电厂供热改造节能分析
火力发电厂降耗节能措施
火力发电厂降耗节能措施一、设备概述良村热电、发电机组厂用电率约7.59%、7.89%，与同业对标，与国内先进火电机组有一定差距。
本文结合具体情况从节能改造、优化运行方式等方面深挖节能潜力进行探讨,最大限度降低厂用电率.以适应时代对火电厂发展的需求。
石家庄良村热电是河北南网重要的电源、热源支撑点，锅炉为东方锅炉生产的型号为DG1110/17.4-II12型亚临界一次中间再热自然循环燃煤汽包炉，单机配三台双进双出钢球磨煤机，两台引风机、送风机、一次风机，风机均采用动叶可调轴流式风机。
汽轮机为东方汽轮机生产的亚临界、一次中间再热、三缸双排汽、单轴、两级可调整供热抽汽、凝汽式机组。
配有两台50%BMCR容量的汽泵，一台35%BMCR容量的电泵，两台凝结水泵(一台变频调节)、两台循环泵。
发电机为东方电气制造的QFSN-330-2-20型氢冷发电机，经容量为370MVA的主变接入220kV升压站，发电机出口经高厂变接带厂用电，厂用电分为6KV和400V两个电压等级。
机组大容量辅机和低压厂用变接入6KV系统，低压供电方式采用PC/MCC方式，两台机组设一台高压启动备用变压器。
二、降低厂用电率的具体措施厂用电率的决定因素有多个，辅机电动机的耗电量对厂用电率起着决定性的作用，同时合理调整、运行方式优化、节能改造同样影响着厂用电率。
通过几年的运行，暴露出部分设备在运行时的节能潜力很大，良村热电通过对设备的节能改造取得了明显的效果，厂用电率得到了有效控制。
1.磨煤机高铬钢球改造由于机组为河北南网骨干电厂，经常性参与机组调峰，在晚22:00-次日6:00时间段经常处在机组低负荷状态，有时机组负荷仅略高于最低稳燃负荷，此时即使采用双磨运行,磨煤电耗仍较高依旧居高不下，造成大量能源浪费。
通过考察采用铬锰钨抗磨铸铁球(高铬钢球)替代现使用的中铬钢球，并优化磨球级配方案，首先对1B磨进行更换钢球改造试验，技改后根据运行数据统计分析，在磨煤机出力不变、煤粉细度不变的情况下，1B磨煤单耗能明显下降，电流从之前的140A左右降至115A，电机功率从1200kW/h左右降低至1000kW/h，计算每天节电约4800kWh，按每千瓦0.3元，年单磨运行7000小时计算，年节约费用约42万元以上，节电效果明显。
电厂供热节能改造方案探讨
电厂供热节能改造方案探讨【摘要】近些年为了尽可能降低供热成本并提升电厂生产的综合经济效益，针对电厂的各类系统进行节能改造成为了目前的重要发展方向。
电厂供热节能改造属于保障电厂综合运行效率的关键，同时也是降低燃料依赖性的有效方式，可以借助节约能源、资源的方式达到保障产能的同时降低能耗，这就需要科学的改造方案实现对供热系统的优化调整与改进。
对此，为了进一步提高电厂供热节能改造方案的合理性，本文简要分析电厂供热节能改造方案，希望能够为相关工作者提供帮助。
【关键词】电厂；供热节能；改造方案0.引言伴随着能源危机时代的到来，整个社会对于能源需求量不断提高，其中电能资源的需求量相对较高。
对于电厂而言，应当进一步强化能源节约并集中供热改造思路，借助电厂供热节能改造方案实现对能源资源的有效控制，针对性提升能源的使用率。
电厂供热节能改造方案属于目前电厂能源控制的有效方式，同时也是提高企业综合经济收益、社会效益的有效途径。
对此，探讨电厂供热节能改造方案具备显著实践性价值。
1.供热系统现状目前来看，我国电厂的供热系统的现状与特征主要在于两个方面，一方面在于缺乏节能意识。
一直以来发电产业属于国家经济的支柱性产业，伴随着社会主义现代化建设得到了许多的成果，导致电力行业快速发展[1]。
但是目前来看供热系统的运行现状仍然存在不注重节能的现象，其主要表现在节能技术相对落后以及供热系统管理人员缺乏节能意识，在能源管理方面仍然采用传统管理模式，缺乏创新意识导致资源的浪费[2]。
另一方面技术现状存在应用能力较差的表现。
因为我国发展水平的影响，我国部分重要技术仍然需要通过发达国家引出，特别是在能源方面的应用，对于部分现代化技术的应用程度比较低，导致供热行业的资源配置存在侧重于占用性特征，导致环境污染、资源浪费以及气候环境变化等问题比较严峻，从而影响人们的生存与发展。
伴随着近些年我国环境保护意识的不断增强以及硬性文件提出的环境保护要求，针对电力生产企业做好节能改造显得非常重要，此时便需要引入新技术并实现资源的合理利用。
330MW亚临界空冷供热机组降低厂用电率的节能技术分析
330 MW亚临界空冷供热机组降低厂用电率的节能技术分析摘要：针对330 MW空冷供热燃煤火力发电站，分析节能技术改造、设备检修、运行调整、入炉煤质优化和机组负荷对厂用电率的影响规律，提出设备改造和运行优化措施，以降低综合厂用电率，实现节能降耗，增加发电经济效益。
结果表明影响厂用电率的因素包括重要耗电辅机的运行方式，以汽代电改造，采用变频、高频电源、热泵、引增合一等节能技术改造，系统参数的运行优化调整，空预器堵塞、高加泄漏、阀门内漏等设备缺陷治理，启停机时间和检修周期。
降低厂用电率的设备改造措施包括对一次风机、引风机及热网循环泵等辅机进行变频调速的节能改造，热泵改造，除尘高频电源改造，引增合一改造，凝泵变频自动调节改造。
降低厂用电率的设备缺陷治理措施包括在平时检修各专业开展严密排查，利用检修时机处理空预器堵塞问题，处理给水泵再循环调门漏量大的缺陷，及时处理高加泄漏。
降低厂用电率的运行优化措施包括标准化运行分析和运行方式调整，小指标竞赛，电动给水泵运行方式优化调整，磨煤机入口一次风量和加载压力运行优化，脱硫浆液循环泵运行优化，除尘二次电压优化，环境温度及机组负荷较高时及时投入空冷岛喷雾，检修用电优化管理，入炉煤质优化，尽量增加机组负荷及避免负荷损失。
关键词：空冷供热机组；综合厂用电率；辅机耗电率；变频调速改造；热泵改造；除尘高频电源改造引言：对于燃煤火力发电站，厂用电率是衡量发电机组运行经济性的主要指标[1-3]。
厂用电率不仅直接反映发电厂设备状况、人员素质、管理水平，还决定发电厂的经济效益[2-5]。
降低厂用电率，不仅能降低煤耗，还能减少二氧化碳的排放量[3-7]。
因此，有必要认真研究和分析影响燃煤火力发电厂综合厂用电率的因素，针对问题，积极采取有针对性的措施，优化机组检修质量、节能技改和运行方式，降低综合厂用电率。
本研究针对330 MW空冷供热燃煤火力发电站，分析节能技术改造、设备检修、运行调整、入炉煤质优化和机组负荷对厂用电率的影响规律，提出设备改造和运行优化措施，以降低综合厂用电率，实现节能降耗，增加发电经济效益。
300MW机组供热优化及灵活性改造分析
300MW机组供热优化及灵活性改造分析摘要：现阶段，全球经济变暖问题的出现使各个国家加大了环保问题的重视程度，纷纷落实了相应的政策来减少社会生产活动对环境造成的不良影响，提倡开展绿色生产，我国提出的节能减排政策对于各项生产活动提出了十分严格的要求。
企业要想与该项发展要求相一致，就必须做好原有生产结构的改进工作。
其中，发电厂供热机组运行期间，消耗的能源非常多，根本不符合节能减排政策。
而应用大型供热机组换小型机组能够减少能源过度消耗，可是时间运行方面还有着诸多的不足之处存在，不利于提升基础的整体质量。
文章中全面论述了机组供热优化和灵活性改造对策。
关键词：300MW机组供热优化，灵活性改造分析在发电厂运行过程中，主要是以小型电热机组的形式开展热能供应操作，虽然单个机组运行过程中消耗的能源非常小，可是多个机组相加到一起造成的能源消耗量是非常大的。
运行期间产生的烟气直接影响了周围环境状况，完全不符合我国节能减排政策。
针对于以上存在的各项问题，有的发电厂使用小型电热机组替换为大型电热机组的方式，确保热能得到有效供应。
可是在具体应用中了解到大型电热机组和小型机组的运行方式有着诸多的不同之处存在，以往单一的维护管理方式也难以确保机组处于良好运行的状态，运行期间存在着各种各样的问题，不利于整体性能和效果的发挥。
1、对于存在问题的分析在发电机生产工作开展过程中，对于供电需求量非常大，供电范围有了明显程度的拓展和延伸，这从一定程度上说明了电热机组的运行负荷受到了影响。
因为有关操作人员技能较低，无法有效管理电热机组，导致电热机组在供热过程中有着各种各样的问题，供热能力下降，电厂效率得不到提升。
针对于电热机组运行期间存在的各项问题，表现在多方面，比如热网循环水回水压力下降，电热机组运行期间因为原滑压曲线的作用影响了机组运行质量，系统设计不规范，热网系统的运行质量降低，必须再次优化以后才可以体现出基础的整体性能。
2、对于造成问题的分析2.1热网循环水回压力不明原因的分析在机组运行期间普遍存在着热网循环水回压力下降现象，压力下降幅度不一致，热网循环水泵性能受到的影响，直接威胁到了循环水的热能供应现象。
热电厂节能降耗的实际运用浅析
热电厂节能降耗的实际运用浅析热电厂是利用化石燃料或可再生能源进行发电，并利用余热进行供热的综合能源利用系统。
随着能源环保和节能减排的要求越来越高，热电厂在节能降耗方面也面临着新的挑战。
本文将从实际运用的角度对热电厂节能降耗进行浅析。
一、优化发电系统热电厂的发电系统主要包括锅炉、汽轮机和发电机。
优化发电系统是热电厂节能降耗的关键之一。
首先是锅炉燃烧系统的优化。
通过采用先进的燃烧控制技术和烟气余热利用技术，可以提高锅炉的燃烧效率，减少燃料消耗，降低烟气排放。
其次是汽轮机的优化运行。
通过优化汽轮机的运行参数，提高汽轮机的热力效率，降低燃料消耗。
采用先进的调峰技术和电站优化控制系统，可以实现发电系统的优化运行，降低电站的运行成本。
二、余热利用系统热电厂在发电的过程中会产生大量的余热，如果能够充分利用这些余热，就可以实现节能减排的目的。
在余热利用方面，可以采用余热锅炉、余热发电机和余热循环系统等技术手段。
余热锅炉可以利用锅炉排烟中的余热进行再次燃烧，产生蒸汽或热水，用于供热或再次发电。
余热发电机则可以利用汽轮机排汽中的余热进行发电。
余热循环系统则可以将余热输送至供热网，用于供暖或工业生产。
热电厂是一个复杂的综合能源系统，系统集成优化可以实现各个子系统之间的协调运行，提高整体能效。
在系统集成优化方面，可以采用先进的控制技术和智能化管理系统。
通过对能源流程和数据流程的分析，可以实现对系统运行的精细化管理和优化调节。
采用先进的能源管理系统和网络化监控系统，可以实现对能源消耗的实时监测和远程调控，进一步提高能源利用效率。
四、设备更新改造随着科技的不断进步，热电厂的设备也在不断更新换代。
设备更新改造是提高热电厂能效的重要手段之一。
在设备更新改造方面，可以采用先进的锅炉、汽轮机、发电机和余热利用设备等。
通过更新改造，可以提高设备的性能和效率，降低设备的能耗和维护成本。
还可以采用新型的燃料和燃烧技术，进一步降低能耗和排放。
热电厂供热系统节能措施
1引言铁煤集团热电厂的供热系统，为典型热电联产集中供热系统。
装配2台抽汽供热机组和1台背压供热机组，4台130t/h锅炉。
调兵山城区二级网分为市政供暖系统、盛林供暖系统（南线、北线），其中盛林供暖系统北线在2015年采暖期由煤矸石发电厂供热，到2019年采暖期，调兵山城区已经形成铁煤热电厂、煤矸石发电厂联合供热的格局。
从供热现状分析，节热、节电还是有很大潜力的，对现有供热系统进行节能技术改造，优化运行方式，以提高热电厂的运行经济性，降低运行成本，实现节能降耗。
2热网首站供热系统热网首站外网采用三环制换热，第一环为汽机来的蒸汽；第二环为热网首站到外网各热力站的二级网水路；第三环为热力站到用户的三级网。
来自汽机的蒸汽对首站换热器二级网水加热，将二级网水加热成高温水，蒸汽凝结成凝结水经过卧式换热器再次对二级网水加热后回收。
二级网经过加热的高温水通过外网循环泵加压送到外网各热力站。
二级网水在各热力站对三级网水加热后封闭回到热网首站。
被加热的三级网水通过分站循环泵加压后输送到用户，给用户供暖。
厂区内设一座热网首站，两台冷凝抽汽机组对应两套汽水换热系统，一台背压机组对应一套汽水换热系统。
热网首站热力系统分为抽汽热源系统、二级网载热质管网系统、蒸汽凝结水回收系统、热力网补水系统、循环水水质净化系统等。
（1）抽汽热源系统。
汽轮机组经过做功后的低品质抽汽或背压蒸汽，通过管道进入首站换热器，完成热能的传递加热过程。
（2）蒸汽凝结水回收系统。
首站换热器换热后的凝结水，如果参数满足送回热电厂直接使用的要求，可以直接进入凝结水泵加压送回除氧器。
（3）二级网载热质管网系统。
二级网回水回到热网首站，首先经过除污器进行过滤后，进入二级网循环水泵升压，然后进入首站换热器再次加热，再送回二级网供水管道。
（4）热力网补水系统。
供热系统为保证管网运行压力稳定，通过补水泵进行补水，一般采用电动机变频调节补水流量，保证供热系统无论处于工作或静止状态都能够维持热力网压力在给定值。
热力公司集中供热系统节能方式分析与应用
热力公司集中供热系统节能方式分析与应用摘要：随着社会的不断发展，当下人们在生活和工作中对于周围的环境标准要求也越来越高，由此引发的节能意识也是随着得到长足的体现和发展，在当下的热力公司集中供热系统中，如何高效供热并实现节能则是热力公司为社会提供热力资源的一项重点工作任务。
为更好的维持热力公司运营，有必要对供热系统中各个系统环节给与细致分析，在管理方面给与重视，从而能够很好的提高各个环节中的热力资源利用效率，所以提高热力公司供热系统中的热力管理，开展集中供热系统中的节能降耗措施，将有利于当下热力公司和社会的稳定发展。
关键词：集中供热；节能减排；热力资源；热力公司1 前言对于热电集中供热系统汇总，主要是借助背压式或者抽凝式供热机来进行热力资源的传输，通过上述装置可以将内部含有的热力资源传输给热网。
对于分布其中的输热管道，可以将其分为管沟式和直埋式、架空式[1]。
在上述装置中，对于能量消耗的方式主要是通过热泄漏和热损失两种方式。
对于管网系统中，其末端的用热设备大部分都是分布在室内，由此产生的能量损失则是由管网布设情况以及外部环境温度，以及房屋的保温结构等造成的。
2 供热系统分析2.1 负荷预测系统。
对于供热系统中的负荷预测系统，主要包含有气候模型系统。
该系统主要依据就是气象预报及历史经验数据，同时通过分析计算，能够借此得到具有最优功能系统的网源负荷分析模型[2]。
在该系统中，主要基础数据则是室外温度、供热面积、室内热负荷需求和历史数据等，通过上述数据实现对系统所需热量的准确预测和供给。
2.2 全网平衡控制系统。
在该系统中，开展全网控制，其理念则是通过热力站二级网供回水，从而实现对平均温度的控制，并以此作为调控目标。
在上述基础下，通过自动调整不同站点的一网分布式变频，则可以实现将热源生产的热量给与平衡分配，使得所有的换热站得到满足需求的热量，从而让全部用户能够得到足够的热量，实现按需分配热量的目的[3]。
火力发电厂的热力系统节能措施优化
火力发电厂的热力系统节能措施优化摘要：电力的供应对于煤炭开采有着非常重要的作用。
火力电厂企业作为一种高能耗的企业运行模式，在火力发电厂热动系统运行中，虽然能耗较高，但是节能的潜在空间相对较大，因此，为了实现降低能耗的目的，应该将系统的节能运用作为核心，通过节能降耗技术的使用，提升火力发电厂的竞争力，满足当前火力发电厂热动系统的运行需求。
关键词：火力发电厂；热力系统；节能优化；能源利用率1我国火力发电厂能源消耗现状分析目前我国火力发电厂平均供电煤耗、输电线损率和装机耗水率等指标分别比世界先进水平高出30g、2%和40%。
因此，从我国目前火电厂的运行现状来看，主要能耗指标与世界先进水平差距较大，能源严重浪费，而且造成较大的经济损失。
此外，火电机组的结构设置不合理，中低压参数机组数据比例较大，发电设备技术比较落后。
2015年全国6MW的火电机组约为5000台，总容量为2.8亿kW，平均机组的容量可以达到55MW。
其中300MW以上的机组容量占42%，高效率的机组仅占火电总装机总量的2%。
同期同等级容量的国产机组供电煤耗与进口机组也存在较大差别，在生产管理机制与运行水平一致的情况下，供电煤耗量差主要是由于我国发电设备制造技术落后和技术不完善所导致的。
因此，不断提高国产发电设备的制造技术水平是实现企业节能环保的重要途径。
2火力发电厂热动系统节能优化措施2.1明确热动系统节能运行方式首先，优化调度模式。
火力发电厂热动系统节能技术使用中，通过调度模式的优化，可以针对发电调度的规则，实现节能、环保以及经济性的调度目的，为电力系统的优化调整提供支持，具体的调度优化模式如图1所示。
通过这种节能调度方法的构建，可以在真正意义上实现热动系统节能的目的。
其次，在热动系统节能技术使用中，需要结合进行机组真空系统运行状况，进行汽轮凝结器的使用，通过机组运行状态的分析，合理实现电厂热动力系统的调度调整，由于火力发电厂中热动力系统的技术改造是十分重要的，其改革成本相对较低，通过对热动系统排烟量以及排污水量的综合处理，可以达到蒸汽余热的处理目的，满足火电厂热电系统运行的节能使用需求。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
电厂供热改造节能分析
发表时间：2016-07-25T14:28:31.383Z 来源：《电力设备》2016年第10期作者：蔡宗霖
[导读] 大型电站热电联产化是未来大型火电站发展的一种趋势。
（京能山西漳山发电有限责任公司山西长治 046021）
摘要：大型电站热电联产化是未来大型火电站发展的一种趋势。
本文分别从漳山发电供热改造建设必要性和可靠性、建设技术方案、节能与环境评估、经济与社会影响等诸方面对漳山2×300MW+1×600MW供热改造进行方案研究及效果分析，最终可实现，全年回收乏汽余热供热量151.9×104 GJ，年节约5.65×104吨标煤，即相当于减少SO2排放量2970吨，减少CO2排放量25.1×104吨，减少NOx排放量
1407.8吨，减少烟尘排放量235.6吨，减排灰渣6.5×104吨。
关键词：漳山电厂；供热改造；节能减排；热电联产
1、引言：
漳山电厂位于山西省长治市郊区，目前总装机容量为1800MW直接空冷机组。
一期2×300MW直接空冷、脱硫、燃煤发电机组和二期2×600MW直接空冷、脱硫、脱硝、燃煤发电机组。
是山西电网省调装机容量最大的发电企业之一。
本次供热改造将一期#1、#2以及二期#3直接空冷机组改造为供热抽汽机组，主要为长治市供热。
工程施工后，可以缓解长治市供热需求，替代落后燃煤供热设备，对节约资源、降低能耗、改善环境具有良好的经济效益和社会效益。
2、供热介绍
按现有热源点，尚不能满足长治市的供热需要，依据长治市政府意见，山西漳山发电有限责任公司的2×300MW+1×600MW空冷供热机组作为新的热源点，供热范围为长治市主城区，近期供热1000万平米，远期供热面积可达1400万平米。
2.1热力站规模
根据地理位置和自然道路划分的供热分区，其供热面积和供热负荷各不相同，依据各分区的供热位置、供热面积，合理规划热力站的数量和规模。
单座热力站规模控制在2～15MW之间，供热面积为3～25万㎡，单座热力站占地面积，单台机组为120～160㎡，两台机组为200～260㎡。
2.2供热能力
漳山电厂2×300MW+1×600MW机组2015年供热改造后，供热面积可达1400×104m2，即供热负荷770MW。
（1）供热负荷
a、近期采暖建筑设计热负荷为：
Qn=qf×F×10-3(kw)=1000×104m2×55W/m2=550（MW）
b、远期采暖建筑设计热负荷为：
Qn=qf×F×10-3(kw)=1400×104m2×55W/m2=770（MW）
（2）全年供热量
a、近期电厂全年供热量计算如下：
Qna=0.0864×550000×(18+2.3)/(18+11)× 137=454.0×104(GJ/a)
b、远期电厂全年供热量计算如下：
Qna=0.0864×770000×(18+2.3)/(18+11)× 137=635.6×104(GJ/a)
3.方案选择
通过对目前主流利用余热供热的技术分析，并根据漳山电厂现有机组、场地、改造条件、投资和余热供热的经济性出发，推荐两种方案：方案一是抬高#2机组的发电背压，利用汽轮机低真空排汽直接加热热网循环水供热；方案二是在#1、#2两台机组分别设置吸收式热泵，利用蒸汽驱动回收汽轮机排汽一并加热热网水供热。
方案一：
方案一是采用低真空（不改造汽轮机前提下，抬高单台机组背压运行）回收乏汽的热电联产集中供热技术，回收#2机组直接空冷抽汽凝气式汽轮机的凝汽余热，提高热电厂供热能力以及能源利用效率。
远期供热负荷770MW，电厂抽汽供热能力642MW；成功#2机组回收汽轮机乏汽128MW，实现年回收乏汽余热供热量151.9×104GJ/a。
管网循环水量为：770×1000/4.186/60× 3.6=11036.8t/h
可回收余热量为：11036.8×4.186×(70- 60)/3600=128.3MW
本项目运行期间最低热负荷为345MW，即乏汽余热为基础热负荷，则年回收的余热量为：128×24×137×3.6/10000=151.9万GJ/a。
在整个采暖季的运行中，乏汽余热供热带最基本负荷，漳山电厂供热系统总供热量约为635.6×104GJ/a，其中，电厂年回收乏汽余热供热151.9×104GJ，占23.9%。
方案二：
方案二采用吸收式热泵回收乏汽的热电联产集中供热技术。
回收漳山电厂2台300MW直接空冷抽汽凝气式汽轮机的凝汽余热，同样可以提高热电厂供热能力以及能源利用效率。
供热负荷770MW工况下，吸收式热泵出口温度为90℃，则吸收式热泵供热负荷为：770×（90-60）/(120-60)=385MW
吸收式热泵按COP=1.7计算，则除了热泵驱动蒸汽外，回收的乏汽量为：
385×(1.7-1)/1.7=158.6MW
则年回收余热量为158.6×24×137× 3.6/10000=187.7万GJ/a。
综合方案一和方案二余热利用数据，方案二回收余热量大于方案一，但采用吸收式热泵系统比低真空方案复杂，投资也相对较多，占地面积大，考虑改造余热利用项目，厂区条件限制，采用方案一更适合，即低真空回收乏汽的热电联产集中供热技术。
4. 节能减排效果
以电厂近期供热面积1000万m2计。
1）余热回收节能
漳山电厂2×300MW机组通过本供热改造，成功回收2号机组汽轮机乏汽226t/h，回收乏汽功率158.6MW，实现乏汽供热量151.9×104GJ/a。
每年可节约标煤为:
151.9×104GJ/a×34.12kg/GJ =5.2×104t。
2）采用集中锅炉供热耗标煤量
集中锅炉效率按80%计算,供热煤耗按41.1kg/GJ,年耗标煤量为:
123.8×104GJ×(41.1-37.45) kg/GJ=0.45×104t/a。
3）总节能效果
总计节约标煤为：
5.2×104t+0.45×104t/a =5.65×104t/a。
4）节水、节电
（1）节电计算
1000×(16.15-6.32)=9830万(kwh/年)
本项目达产后近期每年可节约电量9830万（kwh/年）
（2）节水计算
1000×(589-218.5) ×10-3=370.5万(吨/年)
本项目达产后近期每年可节水370.5万(吨/年)
本项目综合能源消费量标煤当量值8991.66吨/年，等价值9453.82吨/年。
“十二五”期间山西省能源消费增量额度约为11351.88万吨标准煤，对山西省能源消费增量影响很小。
本项目单位工业增加值能耗为0.67tce/万元，项目增加值能耗影响山西省GDP能耗的比例n= 0.002%，对山西省和集中市单位GDP能耗影响很小。
5）减排效果
按每节约1t标准煤的燃烧，便可排放灰渣：660kg、烟尘：2.38kg、SO2∶30kg、NOX∶14.22kg、CO2∶2540kg，统计结果为可减少灰渣：6.5万吨/年、烟尘：235.6吨/年、SO2∶2970吨/年、NOX∶1407.8吨/年、CO2∶25.1万吨/年。
本项目实施后，可大幅提高电厂供热能力，同时可以收到显著的环保效益。
5.总结
漳山发电2×300MW+1×600MW机组供热改造工程建成投产后，机组按年利用5500小时计，年发电量30.65×108kwh，年供电量为28.2×108kwh，近期年供热量454×104GJ/a，远期年供热量635.6×104GJ/a。
供热改造一方面提高了能源利用率，符合国家的节能减排政策，另一方面，给长治市供热，可替代现有的多台小锅炉，不但对改善当地大气环境有好处，也减少了运煤、运灰渣车辆，提升文明水平，提高了居民的生活质量。
该项目建成发电后，经济效益指标理想，符合国家规定，具有较强的财务盈利能力，促进当地经济发展，该项目的经济效益显著。