利用锅炉余压余热发电节能技改项目可行性申请报告Word格式.docx
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减压阀将压力减至所需的压力，雾化的冷却液和过热的蒸汽混合、蒸发并随蒸汽流向下游，使下游的蒸汽压力温度下降。
在由3.82Mpa、450℃的过热蒸汽通过减温减压器降至0.6Mpa、260℃适用过热蒸汽过程中，白白损耗掉了3.22Mpa、190℃蒸汽压力和蒸汽温差，极大的造成了资源的浪费,此种运行方式，能耗较高,制约了锅炉设备能力的充分发挥，从而限制了公司取得更好的生产效益。
同时蒸汽在减温减压过程中产生了较大噪声也给周围工矿企业带来了较大影响，在一定程度上影响了周边环境。
因此，增建背压式汽轮发电机组，利用3.82Mpa、450℃的过热蒸汽降低至0.6Mpa、260℃时的损耗来进行发电，实现热电联产，以汽轮机的排汽进行供汽，在充分发挥现有设备的生产能力、提高劳动效率、有效地降低能源消耗和资源浪费的同时，为企业实现了电力的自给自足提供了保证。
本项目建成后每年可发电7526万kWh，每年可向公司供电6398万kWh。
对节约能源、保护环境，减少资源浪费十分有利，完全符合国家的能源政策和环保政策。
因此，本项目的实施是可行的，必要的。
因此，********************有限公司委托我公司承担了此次咨询任务，对利用锅炉余压余热发电节能技改项目进行可行性研究论证。
1.2研究范围
1）新增2×
6MW背压式汽轮机发电组的各项建设条件；
2）主机设备的选型及各工艺系统的确定；
3）本项目的建设轮廓进度；
4）工程投资估算及经济效益评价。
1.3建设必要性
1.3.1合理利用资源
1）水资源
我国水资源相对匮乏，特别是北方地区多年平均水资源拥有量仅为全国的12%。
目前政府已经把水资源列为我国经济可持续发展的“三大战略资源”之一。
本项目安装2×
6MW背压式供热机组,不存在凝汽式电厂必须采用循环水来冷却汽轮机排汽而消耗大量地下水的问题，减少水资源的开采量。
与原工程相比仅增加极少量的生产和生活用水，即可为公司提供大量的电力。
2）土地资源
本项目新增汽机房等建筑拟建于厂区内空地上，无需重新征地，仅需利用厂区内现有场地即可满足本项目用地，减少了土地资源的消耗。
3）余压余热资源
蒸汽既是具有高品位的二次能源，又是具有广泛利用价值的载热工质，合理有效地利用蒸汽是节能降耗关注的一大重点。
蒸汽有个特性，可以按品位高低实行梯级利用，利用的次数越多，能量利用的就越充分，蒸汽热利用效率就越高。
因此，终端使用蒸汽的热力设备，要依据蒸汽的压力和温度按照梯级利用，将品位高的蒸汽尽量先做功发电，再用能级较低的蒸汽去加热、采暖和供应热水，尽求一汽多用，避免大材小用，充分发挥蒸汽的热力特性，提高用汽系统的运用效率。
本项目实施之前，公司现有热负荷（0.6Mpa的饱和蒸汽，焓值为2978kJ/kg）需要锅炉新蒸汽（3.82Mpa、450℃、焓值为3333kJ/kg）减温减压后供给，在蒸汽减温减压过程中产生了大量的压差损失。
本项目拟回收压差损失用来发电，可以实现余压余热资源综合利用。
1.3.2缓解供电压力，降低公司营运成本
随着********************有限公司的发展规模不断扩大，用电负荷增长很快，当地电力供应紧张，严重制约了公司的发展。
因此，本项目的建设一方面可以保障公司的用电需求，降低公司的运营成本，另一方面也可以缓解当地电力供应的紧张局面。
1.3.3节能、环保的双赢工程
本余压余热发电工程既是资源综合利用项目，又是一项典型的节能工程。
工程建成后，只需投入很少的能量（水、电），就可通过回收大量余压余热资源，获得大量电能。
本项目的环保效益体现在两个方面：
其一是可以降低噪声污染。
发电项目实施前，供热锅炉产生的大量蒸汽须通过减温减压器节流后供给生产使用，高压蒸汽节流过程中会产生较大噪声，本发电工程投产后此部分蒸汽将全部进入汽轮发电机组用于发电，蒸汽节流产生的噪声不复存在，厂内噪声可控制在正常范围内。
其二是间接减少了大气环境污染，发电过程中无废渣、废气（烟尘、SO2、NOX）等排出，环保效益颇佳。
综合考虑上述因素，该项目具有合理使用能源、节能降耗、改善环境的优势，具有良好的经济效益、积极的社会效益和环境效益，项目的建设是非常必要的。
1.4主要设计原则
1）任何工况下，新增发电设备不能影响原有热负荷的安全和稳定，确立“以热定电、供热为主、发电为辅”的原则；
2）装机规模为：
新增2×
6MW背压式汽轮发电机组；
3）本项目汽轮发电机出口电压选择10.5kV，设两条联络线直接并入厂内10kV变电站10kV侧；
4）新增设备采用DCS集中控制，控制水平按国内中上等水平考虑；
5）发电设备年利用小时数按7200小时论述；
6）本项目投资全部由公司自筹。
2热负荷
本技改项目实施后，以背压式汽轮机组排汽取代原有的减温减压器进行供热，供热范围主要是企业自身的生产和采暖用热，以生产用汽为主。
2.1供热现状
********************有限公司现有热负荷由公司的三台燃煤锅炉产生的中温中压蒸汽经过减温减压后供给。
2.2热负荷统计
2.2.1现状热负荷
1）工业热负荷
经调查整理，公司各用汽点热负荷统计见表1-1。
表1-1工业热负荷统计表（t/h）
序号
用汽单位
名称
用汽参数
采暖期热负荷（t/h）
非采暖期热负荷（t/h）
压力（MPa）
温度（℃）
最大
平均
最小
1
107车间
0.6
260
25
18
17
24.5
17.4
16.5
2
108车间
3
淀粉车间
（1）
38.4
34.5
26.6
36.6
34.6
26
4
淀粉车间
（2）
5
合计
127.8
105
87.2
122.2
104
85
2）采暖热负荷
本项目采暖热负荷主要供热范围是厂区内各建筑物冬季采暖。
根据建设单位提供的统计资料，采暖热负荷统计表见表1-2。
表1-2采暖热负荷统计表
单位名称
采暖
3.6
2.7
2.2.2近期热负荷
公司无近期新增热负荷，因此近期热负荷按现状热负荷统计数据计算。
2.3设计热负荷
2.3.1热负荷汇总表
本项目无新增热负荷，设计热负荷根据核实后的现状热负荷，按照焓值进行折算。
公司生产用汽参数为0.6MPa、260℃，本技改项目考虑选用排汽压力为0.686MPa，温度264℃的背压式汽轮机组，能够满足供热参数要求。
按照拟选用的背压式汽轮发电机组排汽参数对现状热负荷进行折算，得出设计热负荷汇总表，见表1-3，由于排汽参数与热负荷参数很相近，因此设计热负荷与统计热负荷未体现差异。
表1-3设计热负荷汇总表
项目
单位
采暖期（t/h）
非采暖期（t/h）
工业热负荷
t/h
采暖热负荷
2.8
合计
132.8
108.6
90
2.3.2凝结水回水
由于生产用汽方式为直接用汽和间接用汽两种，且生产用汽车间距离本项目较近，因此本项目工业用汽考虑凝结水的回收，凝结水回收率按70%计算。
2.3.3核定设计热负荷
考虑到各工业用汽点最大用汽同时使用系数（取0.9），核定设计热负荷见表1-4。
表1-4核定的设计热负荷
115
110
120
3电力系统
3.1现有电力系统
********************有限公司现有负荷容量为13180kW,公司内部设10kV开关站一座，电源均从电网引接。
3.2电站接入系统
拟建2×
6MW发电机组工程发电机机端电压为10.5kV，电站10kV母线采用单母线分段接线方式，按炉分段。
发电机组由电站10kV母线经电缆线路与公司内部10kV开关站连接。
2×
6MW电站与现有电力系统实现并网运行。
本接入系统方案应以当地电力部门出具的《接入系统报告》中接入系统方案为准。
3.3电量平衡
********************有限公司现用电设备总负荷容量为13180kW，年耗电量为10754×
104kWh，10kV开关站电源为双电源供电，接线为单母线分段，主要给********************有限公司内部生产工艺负荷供电。
本项目投产后，采暖期发电功率为2×
5332kW，非采暖期发电功率为2×
5118kW，可向公司供电6398×
104kWh。
用电自给率可达59.5%左右。
根据以上分析，拟建2×
6MW发电工程的发电量不满足公司用电，将近40％的电量需从网上购买，所以，本项目遵从并网不上网的原则。
4燃料
锅炉所用原煤为山西昔阳煤矿供应，经汽车运输到储煤场,经破碎后利用输煤皮带分别运送至三台锅炉燃烧。
年耗原煤11.5万吨。
燃煤供应可靠及时有保证。
由于本项目为技改工程，并不新增锅炉，因此原有燃料储存及输送系统可满足本项目需要。
5机组选型
本技改项目实施的目的是为了在满足公司现有热负荷需求的前提下，回收原损耗在减温减压器上的压差损失用来发电，从而为企业补充部分电力。
因此，本项目拟选用供热式汽轮发电机组。
5.1主要技术经济指标
根据表1-4“核定的设计热负荷”数据，确定本技改项目汽轮机组必须选用供热式机组，供热式汽轮机组主要有抽汽凝汽式汽轮机、背压式汽轮机两种。
考虑到本项目供热量较大，抽凝机组无法满足本项目供热要求，因此本项目按背压机组考虑。
本项目主要技术经济指标见下表。
表1-5热经济指标表
35t/h+1×
75t/h+2×
6MW
采暖期平均
非采暖期平均
热负荷
热量
GJ/h
147.8
141.6
汽量
54.3
52
汽机进汽量
65.9
63.2
发电机功率
kW
5332
5118
减温减压器供汽量
发电年标准煤耗
g/kWh
211
6
综合厂用电量率
%
15
7
供电年标准煤耗
249
8
供热年标准煤耗
kg/GJ
40.63
9
年供热量
万GJ/a
207.5
10
年发电量
万kWh
7526
11
年供电量
6398
12
年运行小时
h
7200
13
年耗标煤量
万t/a
9.8
14
全厂热效率
80
其中，发电标煤耗的计算公式如下：
5.2机组参数
1）汽轮机
型号：
B6-3.43/0.68
额定功率：
6MW
额定转速：
3000r/min
额定进汽压力：
3.43MPa
额定进汽温度：
435℃
额定进汽量：
71.3t/h
额定排汽压力：
0.68MPa
额定排汽温度：
264℃
台数：
2台
2）发电机
型号:
QF-6-2型
生产厂:
济南发电设备厂
额定功率:
6MW
额定电压：
10500V
额定转速:
3000r/min
台数:
2台
5.3供热方案:
正常情况下三台锅炉两台汽轮机同时运行,发电机组供热能力可满足各用热单元的需求，汽轮机发生故障时，启动减温减压器对外供热，以保障各热单元的正常生产。
减温减压器利用现有设备即可，无需新增减温减压器。
6厂址条件
6.1厂址概述
6.1.1厂址地理位置
********************有限公司位于***县县城东1.5km处、***范路北侧，本项目在厂区内北侧空地建设，厂址中心坐标为北纬37°
45′03′′，东经114°
47′41′′，厂址东西两侧为农田，北侧距离双龙胶合剂厂155m。
厂址西侧384米处为刘家庄村，东343米处为南解家疃村，西南678米处为东关村，东南787米处为北白尚村。
***县位于***省中南部，位居省会石家庄市东南40公里处，总面积675平方公里，总人口55万，辖11个乡镇、281个行政村。
地理坐标为北纬37°
37′—37°
53′、东经114°
36′—115°
4′之间，地处太行山东麓中段的山前冲积平原上，平均海拔41.8米，地势由西北向东南倾斜，开阔平坦。
县城距省会石家庄42公里，***县是国务院批准的第一批全方位对外开放县，也是***省第一个全方位对外开放县。
***县交通、通讯发达，电力供应充沛，地下水资源丰富。
石家庄至青岛的308国道、京深高速公路和青银高速公路穿境而过；
石家庄至黄骅的高速公路、至天津的沧石高速公路距***县仅20公里。
本项目在本公司厂区西北侧锅炉场区内，不需新征土地。
6.1.2厂址自然条件
1）地形条件
***县地处太行山山前滹沱河冲洪积扇平原，地势平坦，西北部较高，东南部较低。
海拔高程在46.6m～33.9m，相对高差12.7m，地面坡降约1/1500～1/2500。
县境可分为滹沱河冲洪积扇、洨河冲洪积扇、沙河冲洪积扇三种地貌特征。
厂址地形平坦、开阔。
项目周围无山脉，属太行山前冲积平原。
基地层均为第四系冲洪积层，其岩性火轻亚粘土为主的粘性土和砂类土。
地基土容许承载力为13吨/平方米。
2）水文条件
***县地下水水质良好，能够满足饮用水标准。
整个区域地层分布连续，地下水含水层连通性好，为统一的含水系统。
地下水资源主要靠侧向补给、降雨和河渠入渗补给，径流方向顺地形坡降自西北向东南方向排泄，地下水的开发利用形式主要是机井开采。
根据水质分析报告，水质对普通硅酸盐水泥的混含土质无腐蚀性。
***县属海河流域子牙河水系，境内主要有三条河流：
洨河、沙河（槐河）、汪洋沟，其中只有洨河贯穿***州镇境内。
洨河经鹿泉、栾城至***县贾吕村入境，自西北向东南贯穿全境，在西洨洋出境入宁晋县。
境内全长20.3公里，控制面积209.9平方公里，系***县西北部和中部的主要行洪河道。
其在境内的主要支流有冶河、潴龙河（付家湾河）、江沟等。
洨河来水一部分为天然径流，另一部分为石家庄市的城市污水，后者构成洨河水量的主要来源。
目前石家庄市生活、工业污水经总退水渠汇入洨河。
本项目处理后的污水排入***县污水管网，经过***县污水处理厂处理后，最终进入洨河。
3）气象条件
***县属暖温带半干旱半湿润大陆性气候，四季分明，春秋两季短，冬夏两季长。
春季受蒙古大陆变性气团影响，降水稀少，蒸发量大，升温快，形成干旱天气；
夏季受海洋性气团及太行山地形影响，初夏气候干燥，气温较高，盛夏天气闷热、潮湿多雨，7-8月为汛期，有时出现大暴雨天气；
秋季多高压控制，天高气爽，晴朗少云，温、湿度适中，但降温快，气候凉爽短促，降水偏少；
冬季受西伯利亚大陆性气团控制，寒冷干燥少雨雪。
***县多年常规气象参数如下：
多年平均气温12.4℃年平均日照2572.7小时
日照率58%年辐射总量127.8千卡/平方厘米
年蒸发量1575.2毫米多年平均无霜期202天
多年平均降雨量508毫米平均相对湿度64%
多年最大风速26m/s平均风速2.5m/s
年主导风向：
夏季南风，冬季西北风。
4）地震烈度
根据国家现行规范，该地区基本地震烈度为7度
6.2交通运输
********************有限公司坐落于***省***县城东轻纺工业园,***县城东1.5公里处、***范路北侧。
毗邻青银高速引线,交通运输十分方便。
本项目位于现有厂区内，采用原厂的进厂道路、出入口进行对外联系，主道路考虑从厂区内的现有道路接引。
6.3电站水源
锅炉补水量为140m3/h，公司现有深眼井七眼，其中井深100米的深水井5眼，井深500米深水井2眼，出水量约为每眼井80m3/h，使用两眼500米的深水井供水，完全能满足用水需要。
7工程设想
7.1厂区总平面规划布置。
7.1.1厂区平面布置原则
根据本地区的总体规划、厂址自然条件、周围环境、交通运输、供水、输电并网条件控制因素；
遵守国家现行有关规范、标准，符合国家有关规定；
满足生产工艺，消防、通风、卫生及生产安全，减小对周围原有生态环境的影响等方面的要求；
力求功能分区明确，布置整齐紧凑，经济合理，并充分考虑全厂总体规划，长远发展与近期建设的关系。
7.1.2厂区总平面规划布置
本项目在本公司北侧锅炉场区内，不需新征土地。
公用设施与后勤管理均与公司共用，不再新增公用设施和后勤保障人员。
锅炉场区自西向东顺序布置化学水车间、除氧煤仓间、锅炉房及锅炉附属设施、烟囱、沉灰池、干煤棚。
本项目新增汽机房和配电室，占地800m2左右，拟建于公司锅炉场区化学水车间与除氧煤仓间之间的空地上。
7.1.3厂区内竖向布置
现状厂址场地比较平坦，竖向设计采用平坡式。
7.1.4本项目总平面主要技术经济指标
表1-6总平面主要技术经济指标
数量
工程占地面积
m2
800
本期工程容量
MW
单位容量占地
m²
/MW
66.67
厂区建构筑物占地面积
780
7.2热力系统
本项目新增两台中温中压背压式汽轮发电机组，工程实施的目的是在保证原供热量不变的前提下回收原损失在减温减压器上的压差损失用来发电。
建设原则是尽量减少对原系统的改动，以降低工程投资。
1）主蒸汽系统
现状：
主蒸汽系统采用单母管制，三台锅炉的管道并入一根主蒸汽母管，新蒸汽经减温减压器后送入厂区低压蒸汽管网。
改造：
本项目实施时，主蒸汽母管的新蒸汽通过手动闸阀接至背压机组的电动主汽门前。
2）低压蒸汽系统
从主蒸汽母管来的中温中压蒸汽，经过减温减压器后送入厂区的低压蒸汽管网，经过架空管道再分别送入各用汽单元。
现有的减温减压器保留不变，在汽轮机故障或大修时作为备用。
低压蒸汽改由背压机组排汽供给，通过架空管道送入低压蒸汽管网。
3）给水系统
现有三台锅炉采用了四台电动给水泵，本项目无需对现有给水系统进行改造。
4）回热系统
本项目选用背压式汽轮发电机组，设一级高压加热器。
5）疏放水系统
本项目实施后，蒸汽管道、机组本体等疏放水经疏水扩容器降压后送入锅炉车间现有疏水箱，再由疏水泵送至除氧器回收。
6）冷却水系统
背压机组不设凝汽器，仅机组冷油器、发电机空冷器的冷却水需少量循环冷却水进行冷却。
7.3汽机房布置
汽机房布置的指导原则：
在满足新增设备布置及工艺系统要求的前提下，对汽机房布置进行优化，尽量减少对原系统和原建构筑物的改动，以达到布置合理、方便运行、减少占地、节约投资的目的。
汽机房采用双层布置，跨度13.50m，柱距6.
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