热电联产项目节能评估报告.docx
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热电联产项目节能评估报告
某某某公司热电厂建设项目
节能评估报告
第一章总论
第一节评估目的和依据
1.1评估目的
开展节能评估工作的目的是为了贯彻科学发展观，落实节约资源的基本国策，加快建设节约型社会，避免盲目建设导致的能源浪费和用能不合理现象，以能源的高效利用促进经济社会的可持续发展，努力实现“十一五”期间节能降耗的总体目标。
通过项目的节能评估，掌握该项目生产中能源消耗的种类和数量，分析项目的能耗水平及其生产用能效率，将项目能耗与国内水平及行业准入条件进行比较；按国家和省有关法律、法规和产业政策，评价该项目能源利用的合理性、节能措施的可行性、工艺技术的先进性；是否符合国家和行业节能设计标准、规范。
通过项目生产对浪费能源可能造成的影响进行客观分析，评估项目建设合理利用能源和节能方案的可靠性，并根据促进技术进步的原则提出改进意见，以保证固定资产投资项目做到合理利用能源和节约能源。
1.2评估依据
本报告依据相关法律法规、行政规章和技术文件、标准和规范进行评估。
1、法律法规、行政规章及相关文件
（1）《中华人民共和国节约能源法》（2022年4月1日施行）；
（2）《中华人民共和国清洁生产促进法》（2021年1月1日施行）；
（3）《国务院关于加强节能工作的决定》（国发[2022]28号）；
（4）《国务院关于发布促进产业结构调整暂行规定的通知》（国发[2022]40号）；
（5）《能源发展“十一五”规划》（国家发改委2022年4月）；
（6）《国家发展改革委关于印发固定资产投资项目节能评估和审查指南（2022）的通知》（发改环资[2022]21号）；
（7）《“十一五”十大重点节能工程实施意见》（发改环资[2022]1457号）；
（8）《中国节能技术政策大纲》（2022年）；
（9）《江苏省节约能源条例》（2021年8月20日修正）；
（10）《江苏省固定资产投资项目节能评估和审查管理暂行办法》（苏经贸环资[2022]212号）；
（11）《江苏省政府办公厅关于印发江苏省“十一五”工业结构调整和发展规划纲要的通知》（苏政办发〔2022〕142号）；
（12）《关于加强工业类固定资产投资项目能源消耗准入管理工作的通知》（苏发改工业发[2022]1197号）；
（13）《无锡市产业结构调整指导目录（试行）》（锡政办发［2022］6号）；
（14）《宜兴市产业导向目录（2022年修改）》（宜政办发〔2022〕149号）。
2、标准规范
（1）《综合能耗计算通则》（GB2589－2022）；
（2）《用能设备能量测试导则》（GB6422－2022）；
（3）《用能单位能源计量器具配备与管理通则》（GB17167－2022）；
（4）《节能监测技术通则》（GB15316－1994）；
（5）《企业能源审计技术通则》（GB/T17166－1997）；
（6）《设备热效率计算通则》（GB/T2588－2000）；
（7）《企业节能量计算方法》（GB/T13234－1991）；
（8）《工业企业能源管理导则》（GB/T15587－1995）；
（9）《评价企业合理用热技术导则》（GB/T3486－1993）；
（10）《评价企业合理用电技术导则》（GB/T3485－1998）；
（11）《节水型企业评价导则》（GB/T7119－2022）；
（12）热电联产项目可行性研究技术规定（计基础[2022]26号）
（13）火力发电厂燃料平衡导则DL/T606.2-1996
（14）火力发电厂电能平衡导则DL/T906.4-1996
（15）《建筑照明设计标准》GB50034-2021
（16）《建筑采光设计标准》GB50033-2022
（17）《低压配电设计规范》GB/T50054-1995
（18）《供配电系统设计规范》GB/T50052-1995
（19）《通用用电设备配电设计规范》GB50055-93
（20）《建筑给水排水设计规范》GB50015-2021
（21）《室外给水设计规范》GB50013-2022
（22）《室外排水设计规范》GB50014-2022
（23）《10kV及以下变电所设计规范》GB50053-94
（24）《3-110KV高压配电装置设计规范》GB50060-92
（25）《公共建筑节能设计标准》GB50189-2022
（26）《绿色建筑评价标准》GB/T50378-2022
3、依据
（1）《某集团公司热电厂技改项目节能专篇》；
（2）《无锡工业能效指南（2022版）》；
（3）企业提供的有关项目的资料。
第二节评估内容与方法
2.1评估内容
依据《江苏省工业类固定资产投资项目节能评估和审查实施办法》（苏发改工业发[2022]1137号）文件要求，评估主要包括下列六个方面的内容：
1、项目用能总量及能源结构是否合理；
2、项目是否符合国家、地方和行业节能设计规范及标准；
3、项目能效指标是否达到国家或地方能耗定额或限额，是否达到同行业国内先进水平或者国际先进水平；
4、项目有无采用明令禁止或淘汰的落后工艺、设备的现象；
5、项目是否已经采用国家和省明文规定必须采用的节能新工艺、新技术、新产品；
6、评估论证结论以及改进节能措施的建议和要求。
2.2评估方法
根据项目特点，选择相关专业的专家组成项目组，对项目的节能专篇进行评估：
（1）按国家政策、法规，规章及相关标准对本次项目进行核查；
（2）按能源折标系数，计算本项目的综合能耗；
（3）提出对本项目节能专篇中节能措施的评价，并提出补充节能降耗的措施；
（4）根据审核意见修改节能专篇。
第三节评估原则和程序
3.1评估范围
某集团公司热电厂技改项目的能源消耗情况。
3.2评估原则
（1）工程建设项目应符合国家、省、市产业政策。
不得采用国家、省、市已公布的限制（或停止）生产的产业序列、规模，或行业已公布的限制（或停止）的旧工艺翻版扩产增容及选用淘汰产品；
（2）根据建设项目节约能源的有关规定，坚持合理用能、节能降耗等原则；
（3）按照建设项目能耗评估审批的原则，提出明确的能耗评估结论和建议。
3.3评估程序
（1）接受节能评估委托
（2）收集资料，熟悉了解评估项目的相关内容
（3）能源利用和消耗评估
（4）节能措施评述
（5）编制评估报告，给出结论和建议
（6）组织审核
（7）修改合理用能评估报告。
3.4工作重点
（1）工艺的合理性分析
（2）能源指标分析
（3）节能措施分析。
第二章项目概况
第一节项目及建设单位基本情况
1.1项目简介
项目名称：
某集团公司热电厂技改项目
总投资：
建设单位：
建设地址：
项目类别：
技改
企业类型：
有限责任公司
法定代表人：
所属行业：
热电联产
1.2建设单位概况
企业介绍
该公司热电厂是该区区域性热电厂，现有机组已经严重不能满足周边热用户用汽量，并且公司内部也有相当数量的燃油小锅炉需要淘汰，因此，该集团公司热电厂准备进行技改，以满足日益增长的热负荷和小锅炉淘汰需要。
第二节项目主要方案
2.1发电、供热方案
本项目两台12MW发电机机组，年发电量可达13200万kWh，年供热量3286635GJ。
2.2设备方案
1、主要设备方案
本项目拟新增2台9.81/540-130t/h高温高压煤粉炉、2台B12-8.83/0.98高温高压背压机，其背压排汽量为2×100t/h、2台发电机。
参数见下表。
表2-3锅炉参数表
锅炉型式：
单锅筒自然循环固态排渣露天煤粉锅炉
台数：
2台
额定蒸发量：
130t/h
过热蒸汽压力：
9.81MPa（表压）
过热蒸汽温度：
540℃
锅炉给水温度：
230℃
锅炉效率：
91%
排烟温度：
140℃
表2-4汽轮机参数表
汽机型式：
冲动式背压汽轮发电机
台数：
2台
额定进汽量：
100t/h
过热蒸汽压力：
8.83MPa（表压）
过热蒸汽温度：
535℃
排汽温度：
270～320℃
排汽压力：
0.981MPa（表压）
表2-5发电机参数表
型号
QF2-J12-2
功率
12000KW
电压
10500V
电流
824.4A
频率
50Hz
转速
3000r/min
2、辅助设备方案
（1）燃烧系统
根据业主提供的设计煤种，供应电厂燃煤多为低硫、高挥发份、可磨性一般的烟煤，设计采用钢球磨中间储仓制热（温）风送粉系统。
（2）制粉系统
每炉配一台250/390钢球磨煤机，每台磨所对应的原煤仓容积为206m3，每炉一个原煤仓的储煤量可满足锅炉BMCR工况下12小时的耗煤量；每炉一个煤粉仓的容积为185m3，煤粉仓的储粉量可满足锅炉BMCR工况下4小时的耗煤粉量；以上仓储煤设计计算按照输煤系统两班工作制进行。
两台炉之间预留钢索输粉机一台的位置，用作为制粉系统交叉和转存煤粉。
（3）风系统
每台炉设置一台送风机、一台排粉风机、一台引风机、采用平衡通风方式。
每台锅炉配一台离心式送风机，送风机电动机为串级调速，冷空气由空气预热器两侧冷风入口接进。
空气预热器热风出口的热风温度为330℃，分两路分别接入磨煤机作干燥剂和锅炉二次风；为防止一次风温过高引起送粉管着火，在送风机出口引出一个压力冷风总管路，与粉仓落粉混合进入水平直流燃烧器作为一次风，调节一次风温度。
炉膛喷燃为平面四角切圆布置，立面间隔两层一次风、三层二次风、一层三次（乏气）风，每角布置机械简单雾化油枪一支，配高能点火器，点火器先点燃点火油后再点燃煤粉燃烧。
（4）烟气系统
烟气系统设置一台脱硫布袋混合式除尘器，一台100%容量的离心式引风机，引风机采用偶合器调速，可以根据负荷调节吸风量。
除尘脱硫后的烟气经100/3.5米烟囱排至大气。
（5）烟囱
二台炉共享一座钢筋混凝土结构烟囱，烟囱高度100m，出口直径为3.5m。
由于采用半干法脱硫，烟气温度较高（104℃），二台炉烟气混合后烟气温度可提高至80度左右。
（6）给煤机
给煤机容量富裕系数取1.1，当磨煤机实际出力为15.3t/h时，给煤机出力为18t/h。
每台炉共1台，给煤机容量按120%BMCR工况给煤量设计。
给煤机采用称重计量式胶带给煤机电动机具备变频调速功能，出力在8～20t/h调节，可满足MIS系统电厂经济性管理数据在线控制功能。
（7）原煤仓
在煤仓间每台炉设置一个钢煤仓，每个煤仓的几何容积为206m3，可满足锅炉最大连续蒸发量的12小时耗煤量（按设计煤种计算），煤仓内衬高分子材料板，作为防堵措施。
（8）煤粉仓
每台炉设置一个钢煤粉仓，每个粉仓的几何容积为185m3，可满足锅最大连续蒸发量的4小时耗煤量（按设计煤种计算），粉仓需要加设保温措施。
（9）锅尾部低温防腐措施
为防止锅炉尾部空气预热器低温腐蚀，锅炉冷风道设置热风再循环管道，安装于送风机入口的风道上，以保证炉膛尾部温度高于露点温度和进入空预器进风温度在30℃以上。
锅炉设4个启动点火燃烧器，燃油采用简单机械雾化，锅炉厂设计和供应锅炉本体范围内的燃油系统操作装置，提供启动点火燃烧器安装位置（雾化器及配风器）、连接金属软管、阀门及其附件（包括流量测量装置，过滤器等）。
燃油管路在冬季必要时开启蒸汽伴热以减少管道阻力，燃油管道停运应进行整体管道吹扫，油汽混合物返回至油库污油处理池。
蒸汽伴热管道沿途设自动疏水阀，伴热蒸汽汽源为锅炉自用蒸汽。
（1）主蒸汽系统
主蒸汽系统采用单母管分段制，两台锅炉的主蒸汽管道经隔断门分别接入主蒸汽母管，主蒸汽母管经隔断门接至汽轮机主汽门.二炉之间的主蒸汽母管装有隔断门。
（2）高压给水系统
高压给水采用母管制系统，给水系统设冷、热母管，本期设二台电动给水泵，其中有一台为调速给水泵，主给水母管中间有隔断门联接，二台除氧器之间设低压给水母管。
给水泵出口设有再循环管至高压除氧器，并设有给水再循环母管，使给水泵与除氧器可以交叉运行。
给水操作台采用三级旁路系统。
给水操纵的负荷调节范围为：
主回路为70～110%基本负荷运行调节；中级旁路设50～70%的负荷调节或主回路事故检修；低负荷小旁路为50%以下用于锅炉启动。
（3）背压排汽系统
汽轮机的背压排汽管路接至供热母管，另从背压排汽管道接出三路管道；一路至除氧器，供除氧器加热。
一路接至一号高压加热器，另一路接至二号高压加热器。
（4）给水除氧系统
本期共有二台150t/h高压除氧器配二台50m3高压除氧水箱，水箱容积可供锅炉MCR工况20分钟的上水量。
低压给水系统采用分段母管制系统。
（5）锅炉排污系统
锅炉设置一套连续排污及定期排污系统。
锅炉连续污水先经连续排污扩容器降压扩容释放热量，剩余部分水进入定期排污扩容器，定期排污系统排污水先排至定排冷却井，掺入工业水排水及杂用排水冷却后再排入下水道。
（6）疏水箱有关管道系统
疏放水系统布置在锅炉房固定端，以回收设备管道启停运行中合格的疏放水、采暖系统疏水等，另外通过疏水泵可将疏水补至本期除氧器和进行冷炉上水。
疏放水系统设两台30m3疏水箱、两台100%容量疏水泵和一台疏水扩容器。
（7）工业水及冷却水系统
发电机空气冷却器、汽机冷油器用冷却水由一期的循环水系统供水，各辅机轴承冷却用工业水。
冷却水压力回水排至一期冷却塔池，电动给水泵油冷却器、磨煤机润滑油站工业水压力回水排至一期冷却塔池，各辅机轴承冷却用工业水的无压力水排至回收水池，然后由回水泵排至冷却水塔池，同时有一路工业水无压回水排至定排冷却井。
表2-6主要辅助设备一览表
序号
名称
型号
数量
功率kw
总功率kw
备注
1
送风机
G5-47№14.6D
2
280
560
2
排粉机
KMMI№15.6D
2
220
440
3
引风机
Y6-40№18.5D
2
630
1260
4
煤磨机
MG-250/390
2
320
640
5
给煤机
ICS-ST-MF
2
3
6
6
除尘器
2
7
给水泵
HGC4/10
2
1000
2000
8
疏水泵
4N6×2
2
37
74
9
高压除氧器
压力喷雾式
2
10
水箱
50m3
1
11
连续排污扩容器
LP1.5-1
1
12
定期排污扩容器
DP7.5-2
1
13
1号高压加热器
JG-240-2
1
14
2号高压加热器
JG-230-2
1
15
疏水箱
30m3
2
16
疏水扩容器
SK1.5-1
1
17
桥式起重机
20/5t
1
15
15
18
反洗水箱
V=200m3φ6480
1
19
反洗水泵
1
20
波节管换热器
Q=200m3/h
2
21
多介质滤器
DN3200
7
22
活性炭滤器
DN3200
5
23
保安滤器
Q=100m3/h
4
24
高压泵
Q=100m3/hH=1.50MPa
4
25
一级反渗透装置
Q=75m3/h
4
26
除二氧化碳器
DN1800H=2500
2
27
预脱盐水箱
V=75m3
2
28
预脱盐水泵
4
29
阴阳混合
离子交换器
DN2000h=500（阳）/1000（阴）
4
30
除盐水箱
V=1000m3φ12022
2
31
除盐水泵
4
合计
73
2505
4995
2.3厂房设计
本期工程主厂房布置采用汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房顺序排列的布置方式。
汽机房运转层采用岛式布置，运转层标高为8.0米；锅炉房设运转层大平台，运转层以下封闭，运转层以上露天，炉顶加防雨罩。
主厂房为钢筋混凝土结构，锅炉构架为钢构架；主要尺寸见下表：
表2-7厂房设计参数
序号
项目
数值（m）
1
跨度
（1）
汽机房（A-B）
18.0
（2）
除氧间（B-C）
8.0
（3）
煤仓间（C-D）
9.0
（4）
炉前通道（D-K1）
8.0
（5）
锅炉钢架（K1-K5）
19.50
（6）
K5柱前至除尘器前立柱
19.80
（7）
除尘器前立柱至烟囱中心线
42.25
（8）
A排柱至烟囱中心线
125
2
柱距
6
3
档数
10
4
主厂房全长
60
5
主厂房各层标高
（1）
运转层
8
（2）
汽机房加热器平台中间层
3.40
（3）
除氧煤仓间中间层
4.20
（4）
汽机房屋架下弦
18.5
（5）
汽机房行车轨面
15.90
（6）
汽包中心标高
32.80
（7）
除氧层
14
（8）
皮带层
24
6
烟囱
（1）
出口内径
3.5
（2）
出口高度
100
2.4公用工程系统
1、水源
本工程用水为工业用水和生活用水，工业用水采用水源为河水，经过化学处理后用于锅炉补充水；生活用水水源为自来水，由市政供水管网供应。
2、给水
该项目给水由锅炉给水系统、循环冷却水系统和消防水系统组成。
生产、消防为分开供水系统，但中间设联络阀门，水源为河水处理后的清水。
（1）锅炉给水系统
锅炉给水水源采用河水，根据锅炉水质要求及水中溶解性固形物含量为821.2mg/L，本工程锅炉补给水处理系统采用一级反渗透+混床系统。
水处理系统主流程简述如下：
总厂来净水→换热器→多介质滤器→活性炭滤器→保安滤器→高压泵→一级反渗透装置→除碳器→预脱盐水箱→预脱盐水泵→阴阳混合离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房
经上述系统处理后的出水水质满足锅炉补给水水质的要求。
本系统连接方式为并列母管制。
原水预处理（含多介质滤器、活性炭滤器）及混床系统运行方式采用手操；高压泵及一级反渗透装置采用程控。
系统容量的确定
①水汽损失
a.锅炉排污损失
130×2%×2＝5.2t/h
b.厂内水汽循环损失
130×3%×2＝7.8t/h
c.对外供汽损失260t/h
d.锅炉启动或事故增加损失
130×10%＝13t/h
e.系统正常自用水：
根据经验，本系统自用水率为1%
（5.2＋7.8＋260）×1%＝2.73t/h
f.系统启动或事故自用水：
自用水率为1%
（5.2＋7.8＋260＋13）×1%＝2.86t/h
②系统容量
a.系统正常出力
5.2＋7.8＋260＋2.73＝275.73t/h
b.系统最大出力
5.2＋7.8＋260＋13＋2.86＝288.86t/h
考虑到留有一定的富余量，锅炉补给水处理系统设计按300t/h计算。
（2）循环冷却水
冷却水供水系统为闭式循环系统。
本工程由一期工程循环水泵出口引出一根φ530×5的供水管，供冷油器和空气冷却器用水，回水母管为φ530×5至一期冷却水池。
本工程的循环水进、出水管均布置在主厂房排柱外侧。
（3）生活、消防用水
热电厂生活用水量包括：
全厂职工生活用水、沐浴用水、冲洗汽车及浇洒道路、绿化和杂用水。
热电厂职工定员新增38人，按人均用水175L/d计，则用水量约为6.65m3/d。
取用水量的90%为排水量，则生活污水量约为6m3/d。
根据热电厂建筑规模，主厂房室内消防水量为25L/S，室外消防水量为25L/S，热电厂消防用水量为室内外消防用水量之和，即50L/S，按一次火灾连续2小时计算，一次消防用水量为360m3。
原有有清水池560m3保证供水，厂区消防管网按一期管网连接。
3、排水
（1）厂区雨水下水道
厂区自然地面标高为6.5m。
厂区设计地坪高为6.2m，原一期设置一座雨水排涝泵房，将厂区范围内的雨水和少量的生产废水（经过处理达标后）泵送至城市排水管。
（2）厂区生活污水下水道
厂区生活污水和废水采用独立的排水系统。
一般电厂的主要生活污水和废水有厕所的粪便污水，各种洗涤废水，淋浴废水，食堂废水等。
厂区的粪便污水等拟通过化粪池进行预处理，然后再与其它生活废水汇集到设在厂区的污水抽水站，最后经污水泵升压，输送到开发区的污水处理站进行集中处理。
热电厂生产废水、生活污水及雨水排放为分流制系统。
1、电气主接线
（1）本热电厂设38.5KV、10.5KV、0.4kV、0.22kV四个电压等级。
（2）采用发电机电压母线方式。
三号12MW汽轮发电机组接10KV三段母线。
四号12MW汽轮发电机组接10KV四段母线。
二台机共同接入容量为20MVA，阻抗电压为10.5%，变比为38.5±2×2.5%/10.5kV，接线组别为Y.d11的双圈主变压器升压后,至35KV二段母线并入系统。
每台机、炉厂用电源由各发电机电压母线提供。
（3）35KV二段增加高备变一台。
6MVA给10KV三、四段提供备用电源。
（4）汽轮发电机组采用中性点不接地方式，0.4/0.22KV系统采用中性点直接接地方式。
2、厂用电接线
（1）厂用电设10.5KV.400V/220V三个电压等级,四号炉高压电动机接10KV三段母线。
五号炉高压电动机接10KV四段母线。
每台机、炉设一台2000kVA，阻抗电压为6%，变比为10.5±2X2.5%/0.4kV，接线组别为Dyn11的干式变压器降压至400V/220V，供低压厂用电源。
二台低压厂变互为备用。
（2）设不间断电源装置提供热控DCS等重要控制负荷，不间断电源容量为15kVA。
（3）在35KV二段新设6MVA起动、备用变供起动、备用电源。
3、直流电系统
（1）直流系统的额定电压为220V，容量为300Ah，采用全封闭免维护铅蓄电池组成套直流装置。
（2）与直流屏配套电力系统不间断电源一套,220V.15KVA供DCS用电。
4、二次线、继电保护及自动装置
（1）热电厂集控室通过ECS系统对电气系统进行监控。
采用微机成套继电保护装置，构成完整的电气自动化系统，完成保护、测量、控制、调节等功能。
（2）汽轮发电机组采用可控硅励磁方式，由汽轮电机厂的微机自动励磁装置进行控制,并进入监控系统。
（3）保护及自动装置设置按照GB50062-92《电力装置的继电保护和自动装置设计》。
第三章节能评估
第一节项目用能总量及能源结构合理性评估
根据节能分析专篇的的分析，本项目能源消耗种类为煤炭、水、柴油和电力，其分项消耗量如下：
1.1煤炭
本项目新增两台高温高压UG-130/9.8-M2型煤粉炉，根据锅炉设计参数：
额定蒸发量：
130t/h
过热蒸汽压力：
9.81MPa（表压）
过热蒸汽温度：
540℃
锅炉效率：
91%
煤炭低位发热值：
21445kJ/kg
根据锅炉热平衡（正平衡）计算公式：
η1=D×（igq-igs）/BQr×100%
其中：
η1——锅炉效率（91%）
D——锅炉出力（130t/h）
igq——过热蒸汽焓值（蒸气焓值：
3477.0382kJ/kg）
igs——给水焓值（补水温度150℃
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