第一篇：区内电厂调研报告
区内电厂调研报告
一、区内电厂的基本情况
目前，销售部业务六部管辖的区内电厂主要包括银川及以南的13家电厂，各电厂的基本情况如下：
大坝电厂：全称华能宁夏大坝发电有限责任公司，始建于1988年４月，位于宁夏青铜峡市大坝镇，距银川67公里。总装机容量126万千瓦，两台30万千瓦，两台33万千瓦。大坝三期：全称宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司，位于宁夏青铜峡市大坝镇，距银川67公里。装机容量为两台60万千瓦亚临界凝汽式直接空冷燃煤机组，建设初期由大唐国际发电股份有限公司、宁夏发电集团公司、中国华电集团公司按45%、35%、20%的投资比例共同出资建设，两台机组分别于2009年3月31日、4月28日投运。
灵武电厂：全称华电宁夏灵武发电有限责任公司，位于宁夏回族自治区首府银川市所辖灵武市境内，西北距银川市中心45公里，南距灵武市6公里。公司由华电国际电力股份有限公司和宁夏发电集团共同投资建设，华电国际控股投资65%。一期工程为两台60万千瓦燃煤空冷发电机组，分别于2007年6月和11月投产发电。二期工程两台106万千瓦燃煤空冷发电机组，该项目为国内首台最大的空冷发电机组，已于2011年正式并网发电，目前灵武
电厂是西北地区最大电厂。
中宁电厂：全称宁夏中宁发电有限责任公司，前身为中宁发电厂，于1972年9月成立，位于中宁县境内包兰线北侧，距离银川138公里。1995年～1996年两台25万千瓦机组分别退役。1999年，中宁电厂2×330MW“以大代小”扩建工程被列入宁夏回族自治区“十五”重点建设项目，2002年11月28日，宁夏中宁发电有限责任公司正式组建。由华电国际电力股份有限公司和宁夏发电集团投资，股份各占50%。宁夏发电集团负责建设及生产经营管理。2003年6月6日，正式开工建设。2005年1月22日和11月17日，#1机组、#2机组相继投产发电。
马莲台电厂：全称宁夏马莲台发电有限责任公司，地处宁夏宁东能源化工基地，是宁夏发电集团独资建设的火力发电厂，规划建设容量2×330MW＋2×600MW＋2×1000MW。一期两台330MW机组于2004年开工建设，分别于2006年1月20日和6月23日投产发电。2×600MW扩建项目的前期工作正在抓紧推进。已完成了项目可行性研究报告的编制和审查，项目环评、接入系统、土地预审等工作已基本完成。初步设计工作已全面展开，计划“十二五”初开工建设。
银川热电、西夏热电： 宁夏电投银川热电有限公司，由宁夏电力投资集团与宁夏电力建设工程公司分别以93.5%和
6.5%的比例共同投资,于1997年10月15日正式注册成立，注册资本为1.6亿元人民币。2010年7月，宁夏电力投资集团完成了对宁夏电力建设工程公司6.5%股权的收购工作，公司成为法人独资一人有限责任公司，名称变更为“宁夏电投银川热电有限公司”。银川热电公司项目分两期工程建设，共有6台锅炉，4台汽轮发电机组，总装机容量90MW。
宁夏电投西夏热电有限公司成立于2006年9月20日，由宁夏电力投资集团控股（股权比例75%），宁夏电力建设工程公司（股权比例10%）、银川热电有限责任公司（股权比例10%）、宁夏发电集团有限责任公司（股权比例5%）出资参股。注册资本5.2亿元人民币。2010年7月，宁夏电力投资集团完成了对宁夏电力建设工程公司等三家公司所持股权的收购工作，公司变更为法人独资的一人有限责任公司。项目规划容量为2×200MW+2×330MW，分两期建设。其中一期工程已建成2台200MW超高压抽凝式汽轮发电机组配2台670吨/小时煤粉锅炉，同步建成烟气脱硫工程，同时配套建设热网工程。一期工程年供热量686.8万GJ，年供电量19.41亿千瓦时，年均总热效率63.9％，年均热电比114.4％，供热能力为900万平方米，并为银川经济技术开发区提供100吨/小时的工业蒸汽。一期工程被列为自治区重点工程，于2008年年底建成投产。
国华电厂：全称国华宁东发电有限公司，位于宁夏回族自治区灵武市马家滩镇，距灵武市80公里，距首府银川市
100公里。宁夏国华宁东发电有限公司是神华国华电力有限责任公司的全资子公司，电厂规划装机容量为2×330MW亚临界、直接空冷、循环流化床、纯凝汽机组，一期建设规模2×330MW机组，采取一次规划，分期建设的方式，一期两台机组计划于2010年5月、6月并网发电。
临河电厂：全称中电投宁夏能源铝业临河发电有限公司，地处宁夏宁东能源化工基地，是中电投宁夏能源铝业集团独资建设的火力发电厂，建设容量2×350MW。鸳鸯湖电厂：全称国网能源鸳鸯湖电厂。规划建设容量为2×660MW＋4×1000MW，位于银川宁东能源煤化工基地，西距灵武市约34公里，西北距银川市约64.5公里。电厂一期2×660MW超临界直接空冷燃煤发电机组，分别于2011年1月和2011年6月投产发电。电厂二期（2×1000MW）超超临界发电机组计划于“十二五”期间建成开工建设并投产发电。
水洞沟电厂：全称宁夏京能宁东发电有限责任公司，由北京能源投资（集团）有限公司和宁夏发电集团有限公司按65%、35%的比例出资建设，距银川市东南约35公里。项目规划装机容量为2×660MW＋4×1000MW燃煤机组，分三期建设。一期工程建设2×660MW级国产超临界表面式间接空冷燃煤机组。该工程是宁夏回族自治区宁东能源化工基地规划的主要电源项目，也是宁夏回族自治区“十一五”期间规划建设的重点电源项目之一。第一台机组计划于2011年3月
投入商业运行，第二台机组计划于2011年5月投入商业运行。
青铝电厂：全称青铜峡铝业发电有限责任公司，是国电英力特能源化工有限公司和青铜峡铝业股份有限公司于2006年5月达成投资协议，双方各出资50%成立的股份制公司，负责建设营运青铜峡铝业自备电厂2×330MW工程，项目总投资29.89亿元。青铜峡铝业自备电厂位于青铜峡市西南方向，距青铜峡铝业集团约3公里，两台机组于2009年投入运行。
二、区内电厂运行情况
由于节日期间社会用电量增加，且全区总体经济发展趋势向好，一季度各工业企业在产量上力争实现开门红，耗电量增加，煤炭需求比较旺盛，各电厂机组运转负荷较高。2012年1月1日—2012年1月31日期间，宁夏电网外送电量完成32亿千瓦时，同比增长40%，宁夏电网统调发电量96亿千瓦时，同比增长24%，用电量64亿千瓦时，同比增长18%。今年1月份，宁夏电网承担了送山东电量22.3亿千瓦时、送青海7亿千瓦时、送华中3亿千瓦时、送西藏0.7亿千瓦时的外送电任务。
通过上述数据可以看出，今年1、2月份区内电厂的发电负荷仍然处于高位运行，电厂负荷率没有下降的迹象，根据调研，宁夏区内目前装机台数为46台，总容量为1640万
千瓦，运转台数45台，运转负荷1417万千瓦，电厂负荷率在86%，日耗煤量在16.71万吨。但从区内电厂的库存来看（区内电厂总库存为258.95万吨左右，宁煤37.15万吨，地方煤221.8万吨），仍然处于偏紧状态，尤其是作为电厂主烧煤种的宁煤动力煤，现在只能作为配烧煤种使用。
三、电力需求预测
从全国整体的形势来看，当前沿海煤炭市场受供求关系低迷以及限价政策的双重影响，国内沿海动力煤市场观望气氛浓厚，煤炭价格将出现短暂的下跌之势。从2012年全年情况分析，由于受我国经济增速放缓，国际煤炭价格在120美元/吨左右的徘徊，再加2011年煤炭产量出现近年来少有的接近10%的增幅，预计达到35亿吨，比上年增产3亿吨，净进口1.5亿吨;火电新增规模明显下降，2011年两次销售电价上调对高耗能产业的增长又有影响，国家还出台了煤炭限价政策，2012年煤价出现大幅度上涨的几率减小，在个别时段甚至会下降，但煤炭市场化格局总体不变，预计煤价将呈现高位上下震荡走势。电力需求基本恢复，但增速可能趋缓。市场煤价大幅度上涨可能性不大，将保持高位上下震荡运行。
从区内电厂的运行情况分析，国家发展改革委从2011年11月30日将上网电价提升2.6分钱，同时宁夏政府对电煤价格实行最大涨幅不超过5%的干预政策，区内电厂发电积
极性普遍提高，尤其银南地区电厂多以外送电为主，利润空间将会更大一些，虽然电价的上涨对区内高耗能产业会产生一定的影响，但对整体的发电趋势不会产生太大影响，预计区内电厂2012年全年发电量不会低于2011年。
业务六部
二〇一二年三月五日
第二篇：葛洲坝电厂调研报告
寒假社会实践结项材料
《葛洲坝电厂调研报告》
学
院 _
_
电子信息工程学院 _
_ ____
专
业 __
__ 电气工程及其自动化
年级班别 _
_19 电工专升本班
_ __ _
学
号
______ 2019201020101
_ _ ___________
学生姓名 ________ 董若澜
_
_
________ __
2020 年 9 月 24 日
JINGCHU UNIVERSITY OF TECHNOLOGY
目录（二江电厂电气一次部分）
...........................................................................................................................4 一、220kV 开关站的接线方式及有关配置....................................................................................................4（一）接线方式.......................................................................................................................................4（二）接线特点.......................................................................................................................................5（三）开关站的主要配置.......................................................................................................................5 二、发电机与主变压器连接方式、机组及主变压器型号与参数...............................................................6（一）发电机与主变压器连接方式.......................................................................................................6（二）主变压器型号与参数...................................................................................................................6 三、厂用 6kV 系统与发电机组的配接方式...................................................................................................7（一）采用分支接线方式.......................................................................................................................7 四、厂用 6kV 系统的接线方式及有关配置...................................................................................................8（一）厂用 6kV 系统的接线方式...........................................................................................................8（二）有关配置.......................................................................................................................................9 五、厂用 400V 系统的配置与接线方式........................................................................................................9（一）厂用 400V 系统的配置................................................................................................................9 六、发电机中性点的接地方式.....................................................................................................................11（一）分别在主变压器高、低压侧装设避雷器，防大气（雷击）过电压.....................................12（二）在主变压器中性点装设避雷器与放电保护间隙.....................................................................12 八、调研实地图.............................................................................................................................................13（一）二江电厂 220kV 开关站（变电站）
.........................................................................................13（二）500kV 开关站 4 断口断路器......................................................................................................13（三）二江电厂厂房及尾水平台.........................................................................................................14（四）二江电厂厂房及发电机组.........................................................................................................14（五）葛洲坝水利枢纽大坝夜景.........................................................................................................15（六）发电机转子(1100t).....................................................................................................................15（七）840MVA 主变压器......................................................................................................................16（八）发电机定子.................................................................................................................................16（九）500kV 变电站 GIS 装置..............................................................................................................17（十）500kV 线路首端并联电抗器......................................................................................................17（十一）水轮机压油装置.....................................................................................................................18（十二）水轮机导叶.............................................................................................................................18（十三）施工图.....................................................................................................................................19
葛洲坝电厂调研报告
学
生：董若澜 荆楚理工学院
摘要：发电厂、变电所（站）的电气设备，按照其功能可分为两类。第一类是直接与生产或输送电能（电力）有关的设备（例如：发电机、变压器、高压母线、断路器、隔离开关等），称为一次设备。第二类设备是对一次设备进行监测、控制、操作或保护的设备，我们称为二次设备(例如：继电保护装置、励磁调节系统、断路器操作系统、电气仪表等）。一次、二次设备互相配合，保证电力生产与输送安全可靠进行。毫不例外，葛洲坝电厂的电气设备也包括了一次、二次设备两大部分，调研主要研究葛洲坝电厂电气一次部分。本专业为电气工程及其自动化，此行调研目的便是更加深入了解本专业，为毕业设计、就业奠定了基础。
关键词 ：
一次部分 ； 发电机 ； 主变压器
前言
电能作为国民经济各个领域的基础能源，在社会发展中起着举足轻重的作用，由于电能具有转化容易、便于输配、使用便利等优点，在工农业生产，企业高校、国防建设、通信传播等方面都有着及其广泛的应用。电力系统是由发电站、变电所、输电线、配电网以及用户所组成的发、供、用电的一个整体。在电力系统中，由发电机产生电能，为了把电能输送到较远的用电地区，通常先将发电厂的用电通过升压变压器升高电压，然后输电线路送到用电地区。在各用电区再经过降压变压器把电压逐级降低后，最后给我们的日常工业、企业、高校和居民等用电设备工作。
在整个电力系统中，电压和频率是衡量电能质量的两个基本参数。电气设备应在其额定电压和额定频率下工作，在电力系统的电压等级划分中分为高电压和低电压。按电力行业的标准的规定，低电压指设备的对地电压在 250V 及 250V 以下的电压；高电压指设备对地电压在 250V 以上的电压。不同等级的电压有着不同的使用范围，220kV 及 220kV以上的电压，一般为输电电压，完成电能的远距离传输。110kV 及 110kV 以下的电压，为配电电压，完成对配电电能进行降压处理并一定的方式分配给电能用户。其中 35 至110kV 配电网为高压配电网，6 至 35kV 配电网为中压配电网，1kV 以下为低压配电网。
（二江电厂电气一次部分）
一、220kV 开关站的接线方式及有关配置（一）
接线方式
接线方式为双母线带旁路，旁路母线分段 1.母线的功能 汇聚与分配电能（电流）。
母线：进、出线所连接的公共导体（结点）。
2.断路器（开关）作用 （1）正常情况下用于接通或断开电路；（2）故障或事故情况下用于切断短路电流。
3.隔离开关（刀闸）作用 （1）设备检修情况下，将检修部分与导电部分隔开一个足够大的（明显可见的）安全距离，保证检修的安全；（2）正常情况下，配合断路器进行电路倒换操作；（3）电压等级较低、容量较小的空载变压器及电压互感器用隔离开关直接投切。
4.旁路母线与旁路断路器的作用 检修任一进线或出线断路器时，使对应的进线或出线不停电。（检修任一进线或出线断路器时，用旁路断路器代替被检修断路器，并由旁路母线与有关隔离开关构成对应进线或出线的电流通路。)
（二）
接线特点
接线特点为旁路母线分段。
双母线带旁路在电力系统的发电厂、变电所的一次接线中应用很普遍，但旁路母线分段却不多见，教科书也很少介绍，这是二江电厂 220kV 开关站接线方式的一个特点。将旁路母线分段并在每个分段上各设置一台断路器的原因是母线上的进、出线回数多，且均是重要电源或重要线路，有可能出现有其中两台断路器需要同时检修而对应的进、出线不能停电的情况，在这种情况发生时旁路母线分段运行、旁路断路器分别代替所要检修的两台断路器工作，保证了发供电的可靠性。同时两台旁路断路器也不可能总是处于完好状态，也需要检修与维护，当其中一台检修例一台处于备用状态，这样可靠性比旁路母线不分段、仅设置一台旁路断路器高。
（三）开关站的主要配置
1.出线与进线 出线 8 回 ：1－8E（其中 7E 备用）； 进线 7 回 ：1－7FB（FB：发电机－变压器组）； 大江、二江开关站联络变压器联络线 2 回； 上述各线路各设置断路器一台、加上母联及 2 台旁路断路器，共 19 台断路器。
母线：圆形管状空心铝合金硬母线。主母线分别设置电压互感器（CVT）及避雷器（ZnO）一组。
2.断路器型号及几个重要参数（ABB SF6）
型号：ELFSP4－1（单断口）
额定工作电流：Ie=4000A;额定开断电流：Ie.dk=50(63)kA;动稳定电流（额定关合电流）：
125kA;热稳定电流 ：50kA(4S);固有动作时间：<20mS； 燃弧时间：<25mS； 全分闸时间：<50mS； 切断负荷工作电流次数（<=4000A）：>5000 次； 切断短路电流次数（<=50kA 或 63kA）：>30 次； 合闸时间：<60mS； 3.开关站布置型式
分相中型单列布置。（户外式）
目前世界电力技术发展动态：取消旁路母线及旁路断路器。
二、发电机与主变压器连接方式、机组及主变压器型号与参数 （一）发电机与主变压器连接方式
采用单元接线方式。
（二）机组及主变压器型号与参数
（1）
水轮机 机组编号
1-2#
3-7#
型号
ZZ560-LH-1130 轴流转桨式（双调）
ZZ500-LH-1020 轴流转桨式（双调）
额定转速
．6r/min
62.5r/min
飞逸转速
120/min 140/min
额定水头
18.6m 18.6m
最大水头 23m 27m
额定流量
1130 立方米/s 825 立方米/s
叶片数量5
叶片重量
40t 22.5t
转轮直径
1130cm 1020cm
制造厂家
东方电机厂 哈尔滨电机厂
（2）
发电机 机组编号
1-2#
3-7#
型号
TS1760/200-110
SF125-96/15600
额定功率
170MW 125MW
额定电压
13.8kV 13.8kV
额定电流
8125A 5980A
额定功率因数 0.875(L)0.875(L)
定子接法
5Y 3Y
额定转子电压
494V 483V
额定转子电流
2077A 1653A
磁极对数
48
制造厂家
东方电机厂 哈尔滨电机厂
（3）
主变压器 编号－2 ＃
－7 ＃ 型号
SSP3-200000/220
SSP3-150000/220
额定容量
200MVA 150MVA 额定电压 242±2×2.5%/13.8
242±2×2.5%/13.8
连接组号
Yo/ △-11
Yo/ △-11
短路电压百分数
13.1%-13.8%
13.1%-13.8%
冷却方式
强迫油循环导向风冷（改进后）
强迫油循环导向风冷（改进后）
制造厂家
沈阳变压器厂
沈阳变压器厂
三、厂用 6kV 系统与发电机组的配接方式（一）采用分支接线方式
分支接线是机组与主变压器采用单元接线或扩大单元接线方式下获得厂用电的一种常用方法。在有厂用分支的情况下，为保证对厂用分支供电可靠性，必须作到：
（1）发电机出口母线上设置隔离开关；（2）隔离开关安装位置应正确。
葛洲坝二江电厂的厂用分支就是按照上述原则进行配置的，因此，具有所要求的可靠性。（葛洲坝电厂将该分支上的降压变压器称为“ 公用变压器”）。
公用变压器的型号与参数（21B、24B）
型号
S7 －6000/13.8
额定容量
6MVA
额定电压 13 ．8±5%/6.3
连接组号
Y/Y-12
短路电压百分数
5.65 ％
冷却方式
自然油循环风冷
制造厂家
衡阳变压器厂
使用环境
户外式
为提高对厂用分支供电的可靠性，在 3F－6F 出口母线上加装了出口断路器。这样当机组故障时出口断路器跳闸切除故障，主变压器高压断路器不再分闸，不会出现机组故障对应 6kV 分段短时停电情况。
3F －6F 出口断路器型号参数（ABB)型号 HECI-3-R 额定工作电流 9000A 额定开断电流 100kA 动稳定电流 300kA 热稳定电流 100kA ,1S 全分闸时间 60mS 合闸时间 48mS 最大运行电压 24kV 四、厂用 6kV 系统的接线方式及有关配置（一）厂用 V 6kV 系统的接线方式
采用单母线分段方式（见图 2）。
二江电厂厂用 6kV 母线共 4
段，各段编号分别为 3、4、5、6，与各自供电变压器（公用变压器）所连接的发电机编号对应。
（二）有关配置
单母线分段方式用作厂用电接线，基本是一种固定模式。
因为厂用电电压等级相对较低、送电距离很近、输送容量小，单母线分段接线结构简单、操作方便、同时也具备良好经济性，所以只要不设置机压母 线的电厂，几乎都采用该接线方式。对发电厂来讲，厂用电就是“生命线”，必须具有足够高可靠性。然而，单母线分段接线方式可靠性并不高，为解决这一技术上矛盾，一般的、普遍采用的配置原则是：
1.电源配置原则 各分段的电源必须相互独立，且获得电源方向不得单一。从图 2 中可见，二江电厂厂用 6kV 系统 4 段母线的电源分别取自 3－6F 分支，4 台机组同时故障停电的概率几乎为零，满足各分段供电电源独立的原则。应该指出的是：从电源选取角度而言，只有电源独立，分段才有意义。
2.负荷配置原则 同名负荷的双回路或多回路必须连接于母线的不同分段上。
二江电厂 400V 配电室 1P、2P、3P 配电盘、220 kV 开关站 31P 配电室的电源分别通过两台降压变压器（51B 与 52B、53B 与 54B、55B 与 56B、71B 与 72B）作为双回路由 6 kV母线供电，两台降压变压器按照上述负荷配置原则分别连接于 6kV 母线 4、5 两分段上（详见厂用 400V 系统的介绍）。
3.段间配置原则 分段与分段间应具备相互备用功能或设置专门备用段。
二江电厂采用的是分段互为备用方式，（这也是水电厂常用的一种方式），为了达到互为备用的目的，采用的具体技术措施是：
①分别在 3 段与 4 段、5 段与 6 段的分段断路器控制与操作系统设置 BZT 功能。
（BZT—备用电源自动投入装置）
②21B 与 22B、23B 与 24B 分别工作在互为“暗备用”运行方式下。
上述技术措施的采用，消除了单母线分段方式可靠性不高的固有缺陷，使得这种接线方式能够完全满足厂用电可靠性的要求，切实担负起了“生命线”的职责。
五、厂用 400V 系统的配置与接线方式（一）厂用 V 400V 系统的配置
（1）设置 400V 配电室（1P、2P、3P）；（2）设置发电机机旁动力盘（11P－17P）；（3）设置 220kV 开关站 31P 配电室；
（4）设置 41P 配电室。
（二）V 400V 系统接线方式
和其它大型电厂一样，葛洲坝电厂厂用电的动力系统与照明系统是分开的。这样既可以保证动力与照明系统检修、维护的方便，也利于系统故障的正确判断与及时处理。
1P、2P：动力盘 51B－54B：动力变压器（动力变）
3P：照明盘 55B、56B：照明变压器（照明变）
51B－54B 型号与参数 型号 SG-1000/6
三相干式变压器 额定容量 1000kVA 电压比 6/0.4 连接组号 Y/Y0-12 使用条件 户内式 每台机组均设置机旁动力盘使得各台机组厂用动力系统供电单元化，操作近地化。这样可以使厂用动力系统与机组检修、维护一同进行，不会因动力系统的检修、维护影响机组正常运行，同时各机组动力系统故障时不会相互影响，最大限度保证了机组厂用动力系统工作可靠性。因此该配置方式成为大型发电厂机组动力供电方式的首选。
机旁动力盘自用段与公用段的电源分别取自发电机（通过降压变压器 014B－074B）与 400V 配电室的 1P 或 2P，二者既可以独立工作，也可以相互备用；同时压油泵、技术供水泵、顶盖排水泵的电动机等同名负荷双回路或多回路按照厂用负荷配置原则分别连接于自用段与公用段上，完全达到机组安全工作的可靠性。
六、发电机中性点的接地方式 发电机中性点经消弧线圈接地（见图 1）。
发电机中性点经消弧线圈接地情况下的等效电路如图 5 所示。
发电机定子绕组或引出线（包括分支引线）发生单相接地时，流过接地点的电容电流是超前接地相相电压 90º的（将电容电流参考方向选定为由设备流向地网），而流过消弧线圈的电流是滞后接地相相电压 90º的（参考方向与电容电流方向一致），二者正好反相。
实际经验证明：
（1）若流过接地点的电流>30A，则在接地点产生永久性电弧，发电机定子绕组、铁芯或有关设备将被严重烧损。
（2）10A<接地电流<30A，则在接地点产生间歇性电弧，既会烧损设备，又会引起过电压，由于流过消弧线圈的电流对电容电流具有抵偿（补偿）作用，合理选择补偿度 k（k=IL/Idc)，就可以使得流过接地点的实际电流(Id)在 10A 以下，这样永久性与间歇性电弧均不会产生，保证了发电机定子绕组或引出线发生单相接地时，设备不受损坏。由于消弧线圈具有消除电弧作用，故因此而得名。
葛洲坝电厂选取的补偿度是欠补偿，即：
k=IL/Idc <1。这种补偿方式仅在发电机与主变压器采用单元接线或扩大单元接线方式条件下才可采用。
七、主变压器绝缘防护措施 （一）分别在主变压器高、低压侧装设避雷器，防大气（雷击）过电 压
高压侧避雷器动作值是：340－390kV;低压侧避雷器动作值是：33－39kV。
（二）在主变压器中性点装设避雷器与放电保护间隙
避雷器的动作值是：170－190kV； 放电保护间隙动作值（击穿电压）按照额定电压（220kV）一半整定，既可以防止大气过电压，也可以防范 当主变压器中性点不接地运行方式下高压侧发生单相接地而引起的中性点位移过电压（零序过电压）。
参考文献：
[1]电力设计手册.中国电力出版社中国电力工程顾问集团有限公司.2017 年 09 月.八、调研实地图 （一）
二江电厂 V 220kV 开关站（变电站）
（二）V 500kV 开关站 4 4 断口断路器
（三）
二江电厂厂房及尾水平台
（四）二江电厂厂房及发电机组
（五）
葛洲坝水利枢纽大坝夜景
（六）发电机转子(1100t))
（七）A 840MVA 主变压器
（八）
发电机定子
（九）V 500kV 变电站 S GIS 装置
（十）V 500kV 线路首端并联电抗器
（十一）
水轮机压油装置
（十二）水轮机导叶
（十三）
施工图
第三篇：辖区内派出所工作调研情况报告
辖区内派出所工作调研情况报告
按照县委统一安排部署，10月13-10月28日上午，我镇党政班子主要领导前往辖区内派出所开展2020年工作专题调研，现将相关调研情况报告如下：
（一）基本情况
XX派出所成立于19XX年，是一级公安派出所，辖区总面积约X平方公里，有X个社区、X个行政村，实有单位X个，户籍人口X万余人，实际人口X万余人。是全市实有人口最多、拆迁人口最多、老旧“三无”小区最多、人口密度大、治安状况复杂的典型“主城区”、“老城区”。现有警力X人，其中民警XX人，辅警XX人，党员民警占92.3%，领导班子X人。
（二）工作开展情况
2020年以来，XX和派出所以“枫桥经验”为引领，以服务群众为根本，在县局、镇党委双重领导下围绕中心工作服务大局取得了新成效。
一是筑牢稳定防线。
在镇党委、政府的领导下，围绕重要节点，坚定履行维稳首责，把辖区内重点群体和重点人员稳控在当地，全年没有发生进京、赴省非访事件，为维护我县城区的社会稳定作出了贡献。二是严打违法犯罪。以禁毒缉毒、扫黑除恶专项行动为引领，以“旌城扫毒百日攻坚专项行动”为抓手，全力开展各种违法犯罪打击。截止目前，行政处罚264人，刑事拘留29人，取起诉28人，强戒39人。三是狠抓基层工作。针对辖区面积大、办事群众多、路程远的问题，倾力打造“互联网+政务服务”智慧平台，在镇设立公安便民服务点，与“XX”设户政业务自助办理区，努力打造“线上办理为常态，线下办理为例外”的公安服务新格局。服务点直接办理户政业务364笔、为145名群众网上办理临时居住证业务、指导300余名群众自助办理车驾管业务，采集实有人口信息624人，提升了群众获得感。四是打好疫情防控阻击战。深入社区、村组、民宿和小区院落，摸排涉疫高风险地区返回人员6089人，并全部落实管控措施。到公安特勤防控站24小时执勤，共检查车辆4197台次、8393人次，劝返外地车辆2687台次、外地人员6067人次，为全县疫情防控仅发生一例确诊病人做出了贡献。五是做好社区治理工作。组织辖区学校开展法制教育、安全培训。检查整改有治安、消防隐患场所240余家。坚持对校园“见三警”工作，保证校园周边安全，不发生涉校案事件。积极配合党委政府做好“七普”工作。六是全面从严治警。开展“强政治、转作风、抓落实、促廉洁”专题实践教育活动，增强“四个意识”、坚定“四个自信”、做到“两个维护”，决实现了忠诚警魂进一步筑牢、党的领导进一步强化、政治生态进一步优化、纪律作风进一步严明的工作目标。（三）镇党委工作支持情况
1.经费保障。向XX派出所和派出所分别拨付经费15万元和8万元，用于解决工作经费支出，提升警务工作能力。
2.人员配备。XX派出所所长任镇党委委员、政法委员、副镇长，增强了镇党委与镇派出所信息对接，信息共享，协调配合，有效的提升工作效率。
3.工作减负。除派出所领导班子外，镇党委、政府统筹安排镇机关干部职工承担派出所干警的扶贫任务，确保警力充足。
（四）存在的问题
1.维稳压力较大。随着城区快速发展，征地拆迁、越级上访、制毒贩毒等引发的问题和矛盾愈加突出，部分上访群体仍未得到化解，随时有可能爆发群体性不稳定事件。
2.现有警力不够。因行政区域化调整，我镇管辖范围增大，接警出警平均每天40起左右，借调外单位共计5人，导致工作任务较为繁重。
3.工作经费不足。由于辖区涉稳群体较多，县委、县政府、政务中心、县医院等地方抽调警力频繁，其中派出所仅有警车两辆，存在着长期的私车公用现象。虽有镇党委经费支持，但任然存在缺口。
4.能力有待加强。部分民（辅）警工作能力水平有限，宗旨观、群众观不强，管理服务水平不到位。
（五）下一步工作打算
一是履行维稳首责。
以安保维稳为主线，全面落实反恐怖责任制，坚决防止暴恐事件在主城区发生。全面加强对各类重点上访人员、群体的动态管控，尤其对涉军重点人员的动态管控，做到“一人一档”，工作落到实处，防范化解各类矛盾纠纷，配合党委政府开展各项维稳工作。二是高效推进打防主业，建设更高水平的平安。
坚持最强实战，以“扫黑除恶”和“禁毒缉毒”工作为龙头，严厉打击各项违法犯罪，通过宣传引导，发动人民群众，积极举报黑恶势力，通过对线索全方位的核实梳理，力争在2020年打击黑恶势力。同时进一步加强吸毒人员的管控，广辟案源深挖线索，深入打击毒品类违法犯罪。三是深入开展服务民生工作，深化为民服务意识，做好“一标三实”信息采集工作，及时更新基础数据，深化“放管服”，着力实现群众“最多跑一次”，抓好管理服务，不断改进完善公安综合评价工作，积极引导受访对象积极、正确参与公安评价工作，树立良好的公安机关形象，提高群众的安全感，提升综合评价的满意度指数。
第四篇：电厂汽轮机改造调研报告
协鑫太仓电厂汽轮机改造调研报告
一、设备概况
汽轮机为上海汽轮机厂生产的引进型、亚临界一次中间再热、反动凝汽式汽轮机，产品型号：N300-16.7/538/538型；该型汽轮机与我公司的汽轮机的主要不同之处是我公司采用了冲动式汽轮机，高中压转子没有设置平衡盘，所有推力依靠结构型式及推力瓦进行平衡。
二、改造内容
1.喷嘴组的更换
1.1.对新喷嘴的通流面积进行适当调整，以提高机组的整体性能。
1.2.此项工作由北京龙威发电技术有限公司负责实施，西安热工院负责负责对设计图纸进行审查、确认；并对现场实测数据方式及结果进行确认并进行安装技术指导；
2.高压缸汽封改造
2.1.高压进汽平衡活塞5圈、高压排汽平衡活塞3圈、中压进汽平衡活塞2圈共10圈，每圈汽封中一道高齿改为刷式汽封。
2.2.此项工作由南京信润科技有限公司负责实施。西安热工院负责对设计图纸进行审查、确认；负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。
3.低压缸汽封改造
3.1.低压端部轴封：低压端部轴封左右对称,共8（2*4）道全部改成蜂窝汽封。
3.2.低压隔板：第2、3、4、5、6、7六级每级迎汽侧后面一道齿改为刷式，两侧共12圈。
3.3.低压叶顶汽封：第1、2、3、4、5级叶顶汽封每级迎汽侧后面一道齿改为刷式，共10圈。
3.4.此项工作由南京信润科技有限公司负责实施。西安热工院负责对设计图纸进行审查、确认；负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。
4.中压缸、小机轴端汽封采用蜂窝汽封技术进行改造：
4.1.中压2至9级隔板汽封8环；
4.2.中压1至9级叶顶汽封9环；
4.3.高中压缸轴端汽封电端、调端内侧汽封各4环，共8环；
4.4.每台小机（共两台）前后轴封最外端各3环，每台6环，共计 12环。
4.5.上述共计37环更换为蜂窝汽封。
5.其它改造
5.1.高压缸内外缸夹层在挡汽环处加装阻汽片。
5.2.高压静叶持环动、静叶汽封分别为2×11道、3×11道共计55道重新镶齿、调整。
5.3.低压一号内缸横向结合面加密封键（共四道，现场施工）。
5.4.A、B小机汽缸横向结合面加密封键（共四道，现场施工）。
5.5.4～8项工作由秦皇岛五洲电力设备有限公司负责实施，西安热工院负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。
6.疏水系统及冗余系统改造
6.1.主、再热蒸汽系统
6.1.1.主蒸汽管道疏水合并：实施方案：取消主蒸汽管道三通前疏水门（016-SV2503）和其门前手动隔离门（015-HR250006）及其管道，扩容器侧加堵头。取消主蒸汽管道三通后A侧主蒸汽管疏水门（020-SV2505）和其门前隔离手动门（018-HR250008）及其管道，扩容器侧加装堵头。以上两疏水管路合并后再与B侧主蒸汽管疏水管在手动隔离门（HR250007）前合并。注：取消主蒸汽管道三通前疏水门（SV2503）和主蒸汽管道三通后A侧主蒸汽管疏水门（SV2505）控制系统。
6.1.2.高旁减温水管路：实施方案：在高旁减温水调整门（002-CV2611）后，加装手动截止球阀一个，取消电动门前后管道放水、放气，高旁减压阀前加装电动闸阀。
6.1.3.高排逆止门后管道疏水：实施方案：取消冷再热蒸汽管疏水门（004-SV2514），手动隔离门（005-HR25015），取消高排逆止门后疏水气动门（008-SV2510）和手动门（009-HR25012）将管路在原高排逆止门后疏水手动门（009-HR25012）前合并。
6.1.4.热再蒸汽管道疏水：实施方案：取消再热蒸汽管疏水门（022-SV2506）及前手动隔离门（021-HR25018），取消再热蒸汽管2号疏水门（024-SV2508）及前手动隔离门（023-HR25020），将两管路在1号中主门前疏水手动门（013-HR25019），与1号中主门疏水管合并。合并位置位于3米平台，阀门也布置在3米平台。注：热工拆除取消的原热再蒸汽蒸汽管道疏水气动阀控制系统；
6.1.5.高压门杆漏汽：实施方案：高压门杆漏汽小集管在12.6m水平段由原来的ф60×6mm改为ф89×7mm后接至再热主气门前管道。
6.2.抽汽系统
6.2.1.抽汽管道疏水：实施方案：取消各段抽汽电动门与逆止门之间疏水。注：热工拆除取消的原抽汽电动门与逆止门之间疏水气动阀控制系统。
6.2.2.抽汽管道放气：实施方案：取消各段抽汽管道放空气门。
6.2.3.原高排通风阀管道：实施方案：在二段抽汽接口管道底部接疏水管路至高排逆止门前疏水罐，在竖直管段处，接入快冷进汽。高压缸快冷排气由取消的轴封安全门排大气管路接入。
6.2.4.将高压外缸疏水、高压第一级疏水接入高排母管。
6.3.轴封供汽系统
6.3.1.轴封供汽滤网：实施方案：取消轴封供汽排污滤网，同时取消放水管路。取消轴封供汽安全门，在原排汽管接入高压缸快冷排气。
6.3.2.在低压轴封供汽管加装手动调整门及压力表
6.3.3.主汽至汽机汽封系统管路：实施方案：取消主汽至汽机轴封系统管路及所属疏水阀门组，在隔断处加堵头。注：热工拆除取消的主汽供轴封系统气动阀及其控制元件。
6.3.4.冷再供轴封系统：实施方案：取消冷再供轴封管路，在隔断处加堵头。注：热工拆除取消的冷再供轴封系统气动阀及其控制系统。
6.3.5.轴封溢流：实施方案：轴封溢流分开两路，原旁路仍接至凝汽器，原主路改接至八段抽汽温度测点后，更换原气动门，门尽量靠近凝汽器，门前管道φ133，门口φ159。在气动门后加装疏水。
6.3.6.轴封管路疏水：实施方案：铺设两路疏水集管DN50，以轴封母管减温器为界，减温器前所有疏水直接接入一路疏水集管，减温器后所有疏水接入另一路疏水集管。两路疏水集管就近接入轴封溢流门后至凝汽器的管道。辅汽至轴封供汽旁路加装自动疏水器及疏水旁路作为热备用。
6.3.7.辅汽至轴封供热减温站移位：辅汽至轴封供热减温站移位到原冷再供轴封系统的位置。
6.4.凝结水系统
6.4.1.取消凝结水至储水箱管路及阀门。
6.4.2.取消凝结水泵进出口安全门
6.4.3.更换五号低加出口至除氧器流量孔板：实施方案：提供孔板设计参数：压力：1MPa；温度：130℃；流量量程：0～900t/h，对应孔板差压：0～100kPa，管道尺寸为φ325×8。
6.5.汽轮机本体疏水系统。
6.5.1.取消1号、2号调门后汽轮机放气及其管路。
6.5.2.高压调门疏水：实施方案：取消1、2号高压调门孔板后疏水阀门，将管路在与3号～6号调门孔板疏水在手动门前合并。
6.5.3.四段抽汽管上开孔加装疏水集管，位置在抽汽电动门前。
6.5.4.高中压缸平衡管疏水管路阀门取消，管道接至四段抽汽疏水集管。
6.5.5.再热汽门控制阀漏汽改接至四抽管路上的疏水集管上。
6.5.6.合并再热蒸汽导管疏水管路，保留B侧，取消A侧管道、阀门
6.5.7.原高中压缸冷却蒸汽管取消，高中压外缸 两端和中压内上缸、中压平衡盘汽封套处分别封堵。
6.5.8.取消中压外下缸中部疏水管（1╳2），在距下缸外表面100mm处切开，封堵。扩容器侧加堵头。
6.5.9.取消中压外下缸排汽区疏水（1╳2），在距下缸外表面100mm处切开，封堵。扩容器侧加堵头。
6.5.10.高中压缸平衡管（1╳4），取消法兰及孔板，直管接通。
6.5.11.中压外上缸法兰（高中压平衡盘加平衡块）堵板开孔接入原中压缸冷却蒸汽处快冷，同时割除堵板处加平衡块的导向管。
6.6.小机供汽系统：
实施方案：拆除主汽供轴封系统相关的阀门和管道。
6.7.高、低加疏水放气系统
6.7.1.取消各高、低加所有汽侧启动排汽门和相应管道。
6.7.2.取消各高、低加所有化学清洗、充氮系统的阀门和相应管道
6.7.3.取消高、低加正常疏水和危急疏水站的所有疏水排大气阀门和相关管道。
6.7.4.各高加危急疏水调整门前手动门改为电动门，并做下列联锁：1）加热器水位高Ⅰ值时发报警并联开此电动门。2）加热器水位低于高Ⅰ值时联关此电动门。
6.7.5.六号低加至七号低加疏水管路安装走向变更：实施方案：重新铺设的管道与原疏水调整门前管径一致，吊架视空中钢架结构位置灵活设置。取消气动门后手动门。阀门靠近七号低加疏水口。
6.7.6.七号低加至八号低加疏水管路安装走向变更：实施方案：重新铺设的管道与原疏水调整门前管径一致，取消气动门前后手动门，气动门布置靠近八号低加疏水口。
6.7.7.八号低加正常疏水：实施方案：取消8号低加正常疏水调整门前后手动门及其放水，将疏水调整门移位至0米层，尽可能靠近凝汽器热水井。
6.7.8.1号、2号、3号高加，5号、6号、7号、8号低加水位控制整体抬高200mm。
6.7.9.1号、2号、3号高加运行排汽一次门、5号、6号低加运行排汽总门改为球阀。
6.8.低压门杆漏汽至轴加系统：实施方案：在低压门杆漏汽至轴加手动门前接管路加装手动门接至改造后的轴封溢流至8号低加调整门后。
6.9.取消锅炉5%启动旁路至高疏扩一路管道及阀门，在5%旁路至定排管道上封
堵。
6.10.高压旁路阀前加装电动闸阀：实施方案： 将高压旁路阀向冷再管道方向移动1000mm左右,给水减温水管道做相应移动，将高压旁路阀前支吊架取消，在此位置加装电动闸阀，重新设计支吊架。
三、改造后实施效果
以#6机300MW机组为例，通过汽轮机改造，在300MW情况下，汽轮机热耗由8682.2kJ/(kW·h)下降至8067.6 kJ/(kW·h)，供电煤耗由340 g/(kW·h)降为316 g/(kW·h)。节能效益非常可观。
第五篇：生物质电厂调研报告
生物质发电厂调研报告
生物质是一种清洁的低碳燃料，其含硫和含氮量均较低，合理的炉内燃烧组织还能有效地降低烟气中SO2, NOx排放;CO2零排放;生物质作为发电燃料还可以从根本上解决农民焚烧大量废弃秸秆对环境造成的严重污染，对生态环境改善有着非常重要的作用。
生物质发电在中国起步较晚，自2006年国能生物质发电有限公司在山东单县的我国第一个生物质直燃发电厂正式投产以来，到2010年我国生物质发电装机仅5500MW，生物质发电也只占到中国可再生能源发电装机量的0.5%。令人鼓舞的是，国家发改委即将出台《可再生能源发展“十二五”规划》及相关政策，该规划及政策的出台，无疑将为艰难发展的我国生物质发电注入新的动力。可以预计，在未来的10年内，中国将有可能出现一轮生物质发电的高潮。
然而根据中国国情，农业以散户种植形式为主，未能形成西方国家的大农场结构，这就给生物质发电的燃料收集、供给及预测成本等带来了极大困难，并由此引发了生物质发电在国家政策、融(投)资、建设、上网、经济性及运行模式等方面一系列的问题，从而使得整个生物质发电产业的基础十分薄弱。因此，在十二五期间生物质发电建设高峰来临之际，有必要对生物质发电的现状及目前存在的问题进更为广泛的分析及研究。
针对当前我国生物质发电的现状，拟从目前生物质发电的装机容量及分布、政策、投资和建设等方面的特点进行初步探讨;并对当前我国生物质发电厂，在(融)投资机运营成本进行了简要分析;同时对生物质混燃发电这种方式的优势做出了论述;最终，提出了相关建议。
生物质发电装机容量及分布
中国生物质资源主要包括农用秸秆、畜禽粪便以及其他农作物副产品，据估计中国目前每年可开发利用的生物质约为7.96亿t标煤，而目前的实际使用量仅为2.2亿t标煤，每年在田间焚烧或丢弃的生物质约有2亿t;预计到2015年中国可利用的农用秸秆及能源林产量将达到9亿t。远期可开发的生物质能可达10-15亿t标煤。如将每年的4亿t秸秆充分开发，可相当于8座三峡发电站，每年能帮农民创收800亿到1000亿元。
首先从发电方式上:即将出台的《可再生能源发展“十二五”规划》提出到2015年的生物质发电装机规模不低于13000MW，具体包括农林生物质发电量8000MW，沼气发电2000MW，垃圾焚烧发电3000MW。这意味着到2015年，秸秆直燃发电的比例在生物质发电装机量中的比例高达61.5%。
其次从生物质发电的地域分布上:中国当前生物质发电主要集中在华东地区，该地区的装机容量约占全国的一半，其次是中南地区和东北地区，分别占22%和15%，华北、西南和西北地区一共占10%左右。2009年，江苏省生物质装机容量已达613MW，其次为山东省496MW，其他几个生物质发电大省如河南、浙江、安徽、湖北、黑龙江、广东和吉林的装机量在234-328MW之间，生物质发电在各省的分布与中国农业秸秆资源的分布是总体
最后从生物质发电在有关企业分布来看:目前生物质发电总装机量最大的生物质发电企业分别为国能生物发电有限公司及武汉凯迪电力股份有限公司。其他投资生物质发电行业的公司中，除五大发电集团外，还包括中节能、江苏国信粤电、皖能电力及等众多企业。由此可预见，随着国家对可再生能源政策的不断 明确，及常规火力发电因市场煤价与计划电价之间的矛盾而导致的效益问题，十
二五期间，将有更多的电力企业投入到生物质发电的开发中来。
我国的生物质发电技术主要以秸秆直燃和垃圾焚烧发电为主，直到2005年底，以农林废弃物为燃料的规模化并网发电项目仍是空白。自2006年12月国能集团单县生物质发电工程作为中国第一个生物质直燃发电厂投入运行以来，秸秆直燃发电发展迅速，当年就核准了超过1000MW的秸秆直燃发电项目，之后，装机规模以每年超过30%的速度增长;到2008年中期，已有18个生物质直燃电厂投产，总装机容量450MW;到2008年底，发改委核准的项目已经超过100个，生物质发电的总装机规模达到3150MW。
到2009年底，投产的生物质直燃发电厂已经超过30个，另外在建的30余个，生物质直燃发电的装机容量约750MW;截止到2010年6月底，已核准的生物质发电项目累计超过170个，总装机规模达5500MW，其中并网发电的项目超过50个，生物质直燃发电的总装机容量达到2000MW以上。
2006年底单县生物质发电项目投运后，国家发改委就核准了约50个生物质直燃发电项目，但因生物质直燃发电在我国仍处于起步阶段，并且需要1年多的建设周期，因此直到2007年底，真正并网发电的直燃项目才在生物质发电总装机量中占据主要份额。虽然到2010年核准的项目已经超过170个，但真正并网发电的秸秆直燃项目也只有50多个，并网发电工程占已经核准的项目的比例仅为30%。这一现象的出现，既有个别地方政府核准欠严肃的原因，但电价及税收等政策执行不到位、燃料价格的保障机制、及电网调度等问题，也是主要因素。政策分析
从2005年2月28日《中华人民共和国可再生能源法》颁布后，国家就将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，随后又发布和实施了一系列有关支持可再生能源和生物质发电的办法及条例。
2006年初，发布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，明确了生物质发电的电价可获得15年的0.25元//kWh的补贴，并规定混燃常规能源比例超过20%的不享受该补贴;
2007年《可再生能源中长期规划》提出生物质发电的装机规模在2010年和2010年分别达到5500MW和30000MW;
2008年3月，《关于2007年1-9月可再生能源电价附加补贴和配额交易方案的通知》，将部分亏损的秸秆直燃发电项目的补贴额度从0.25元//kWh提高至0.35元//kWh;
2009年底，通过的《中华人民共和国可再生能源法修正案》，正式确立了对可再生能源发电上网的全额保障性收购制度，为生物质发电上网扫清了障碍;
到2010年底，《国家发改委关于完善农林生物质发电价格政策的通知》，对秸秆发电项价统一提高到0.75元//kWh。与此同时，全国人大、发改委、农业部、财政部等有关部门还及要文件的实施和推行。
生物质发电的投资、建设及运营分析
与常规的火电发电项目比，生物质发电使用资金的密度低，因此投资方在投资该类项目时往往比较谨慎，而中国又缺乏固定的大规模的能源基金用于生物质发电的开发，同时又缺乏有效的可再生能源融资机制。反观欧美等国，生物质发电项目的投资主体往往是政府、国际金融组织、风险投资及其它民间资本，相对来说该行业的融资渠道和来源较广，这是未来中国生物质发电行业融资方面需要借鉴的一点。
以国能生物质公司为例:其在起步阶段就分别得到了国家开发银行和花期银
行的贷款和投资，并在后期得到了建行280亿的贷款承诺，从而为其初期的圈地以及后期对欧洲百安纳和欧洲锅炉集团公司的收购奠定了良好的资金基础，并扩大了中国生物质发电企业的国际影响力。可见没有金融机构的支持，就很难有现在这个世界最大的生物质发电集团。
有关学者还对秸秆直燃发电在中国不同地区的经济适宜度进行了分析，结果表明:比较适宜建设生物质直燃电厂的省份，包括河南、山东、安徽、江苏、河北、黑龙江、吉林等中国粮食主产区，而北京、上海、天津、浙江等发达地区和青海、宁夏、甘肃、陕西等西北地区则不宜大量投资生物质直燃项目，而实际证 明中国目前生物质发电50%的投资就集中在华东地区等经济适宜度较高的地区。独立生物质发电项目的初期建设成本及后期的燃料费用、运行费用都较高。目前的初期的投资建设成本仍为8000-10000元//kW，初期投资就是常规火电投资的2倍;生物质发电企业的实际税率通常达12,，也高于常规火电企业的6%一8%。
同时，秸秆直燃发电厂的运营效率较低，发电标煤耗较高。目前秸秆燃料的消耗率约为1300g/kWh，如按秸秆燃料的发热量为标煤发热量一半进行估算，生物质发电每发1kWh所耗标煤量约为650g;而2010年全国火力发电的平均煤耗为335g/kWh，其中1000MW级的发电煤耗更是仅为285g/kWh左右，这就意味着生物质发电的煤耗高达常规火电煤耗的2倍或以上。
在生物质发电项目的实际运营中，燃料成本更是占到了电厂运营成本的70%，设备折旧费及其他维护管理费用约占30%。这就意味着燃料价格将成为影响生物质电厂盈亏的最重要因素，随着生物质发电在中国的兴起，秸秆的燃料价格已经从最初的200元//t涨至现在的450元//t以上，据估计电价中的燃料成本就高达0.4元/kWh，远高于燃煤发电。
生物质发电根据其燃烧方式的不同，分为燃烧发电和气化发电，目前，生物质燃烧发电是生物质发电的主体，它又分作:纯燃生物质发电和煤粉炉掺烧生物质发电。其中，纯燃生物质发电重点需研究解决燃料供应、储存和燃烧方式以及燃烧过程的结渣和腐蚀等问题;煤粉炉掺烧生物质发电则需重点解决好掺烧模式 及掺烧比例等问题。
对比中节能宿迁生物质电厂、国能射阳生物质电厂、山东十里泉电厂及国电宝鸡第二发电有限公司四个生物质发电项目运营的经济情况来看:宿迁生物质电厂、射阳生物质电厂为纯生物质发电，十里泉电厂及宝鸡第二发电有限公司为火电厂掺烧模式。
山东十里泉电厂(2 X 100MW+2 X 300MW)投资近8000万元人民币从丹麦引进生物质预处理设备，对打包秸秆进行切割，然后通过鼓风机吹入炉膛，在原煤粉燃烧器二层中专门布置了一层生物质燃烧器。这套生物质预处理切割设备只适合切割打包秸秆，而秸秆燃料价格从最初建设时的200元//t涨到近500元//t，原料成本大大增加。由于引进的生物质预处理切割设备不能切割相对更便宜的玉米杆、树枝或其它难以打包的生物质燃料，这使得降低燃料收购成本手段有限，好在山东十里泉电厂掺烧生物质得到了山东省0.08元//kWh的电价补助，故尚能 维持。
而国电宝鸡第二发电厂((4 X 300MW)在西安交通大学相关研究的支持下，提出了一种新的掺烧模式。电厂基本没有对设备投资改造，采用现有的ZGM型中速磨直接粉碎压型生物质燃料，避免了设备投资的增加，电厂直接收成型生物质燃料，提高了燃料品质保证性，也提高了电厂对生物质燃料的适应性。目前宝鸡
二电厂主要采购便宜的玉米杆、树枝、锯末、药渣等压型生物质成型燃料，运到电厂后，在一系列技术保障下，类似煤一样处理燃烧。这样，在生物质燃料供应不足时可以适当降低生物质掺烧比例，能较好控制生物质燃料价格，在目前没有得到国家或省上财政补贴的情况下，还能维持掺烧，其发电成本远低于纯烧生物质电厂，也比十里泉电厂的掺烧模式要低得多。
生物质混烧相对于纯烧有着巨大的经济优势，主要表现在:
①首先，可以在秸秆燃料供应不足的季节降低生物质的掺烧比例，通过降低自身需要避免农民哄抬生物质的价格;
②不增加设备投资，直接采购压型生物质掺烧模式，可大幅度降低投资和运行费用;
③在大型火电厂掺烧生物质，其机组的参数远高于目前小型纯烧生物质机组(水冷振动炉排或流化床机组)，从而其机组的发电效率高，目前生物质直燃的发电效率仅为15%左右，而将生物质与煤在高参数的机组上混燃，发电效率可高达38%以上，是生物质直燃发电的两倍，也就意味着在同样的生物质发电量下，燃 料的消耗量相对于纯烧生物质降低一半。
生物质混烧相对于纯烧的主要技术优势表现在：
①受热面不易结焦或结焦量很低，且固着困难。从山东十里泉电厂5年多的运行情况看，基本没有出现在受热面结焦影响运行的情况。但是，国内已运行的一百多台纯生物质锅炉实际情况看，在中温过热器附近的结焦，严重影响了锅炉运行安全，有的锅炉运行一个月过热器结焦高度能达600mm-900mm，只能被迫停炉打焦。
②在大型火电机组上掺烧生物质，是生物质发电效率较高、煤耗较低、最安全的模式。在大型火电机组上掺烧生物质，能够在很低的掺烧比例下(小于5%-10%)，就能使生物质比纯烧电站得到更充分的利用。对此，国际上无论学术界或工程界也均有认同。
因此，在生物质发电项目的燃烧模式中，适度的增加生物质混燃发电的比例，可能是未来的发展方向之一。
建议
(1)《可再生能源发展“十二五”规划》的出台，将使未来几年进入中国第二个生物质发电项目建设的高峰期。目前我国生物质发电的总装机量，仅为该规划中3年后和8年后目标装机量的50%和20%，同时，随着几年来各项政策的不断完善，技术及设备稳定性的不断提高，对各主要新能源投资企业来讲，未来几年投资生物质发电的潜力巨大。
(2)目前我国江苏和山东省局部的生物质发电项目过于集中，未来的生物质发电布局将在东北三省、河南、浙江、广东、内蒙古、新疆等地展开，对这些地区的现有电力规划，应尽快补充建立生物质发电与其他能源形式的联动机制的内容，并严格核准审批程序。
(3)未来生物质发电项目的融资不仅需要建立更大规模的国家能源基金，在十二五的生物质发电新机遇期，更需要扩大融资来源以充分利用民间资本及风险投资，项目投资多元化仍是主要方式。
(4)大型火电厂生物质掺烧模式，相对于生物质直燃具有季节适应性强、发电效率高、运行费用低等一系列显著优势，已被国际上认为是高效、安全的生物质发电模式。国家应该积极扶持和引导，并着手有关政策细节的研究。
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