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
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。
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》(2008年4月1日施行);
(2)《中华人民共和国清洁生产促进法》(2003年1月1日施行);
(3)《国务院关于加强节能工作的决定》(国发[2006]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[2005]40号);
(5)《能源发展“十一五”规划》(国家发改委2007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(2006)的通知》(发改环资[2007]21号);
(7)《“十一五”十大重点节能工程实施意见》(发改环资[2006]1457号);
(8)《中国节能技术政策大纲》(2006年);
(9)《江苏省节约能源条例》(2004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[2007]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〔2006〕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[2006]1197号);
(13)《无锡市产业结构调整指导目录(试行)》(锡政办发[2008]6号);
(14)《宜兴市产业导向目录(2008年修改)》(宜政办发〔2008〕149号)。
2、标准规范
(1)《综合能耗计算通则》(GB2589-2008);
(2)《用能设备能量测试导则》(GB6422-2009);
(3)《用能单位能源计量器具配备与管理通则》(GB17167-2006);
(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/T7119-2006);
(12)热电联产项目可行性研究技术规定(计基础[2001]26号)
(13)火力发电厂燃料平衡导则DL/
(14)火力发电厂电能平衡导则DL/T
(15)《建筑照明设计标准》GB50034-2004
(16)《建筑采光设计标准》GB50033-2001
(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》GB50015-2003
(21)《室外给水设计规范》GB50013-2006
(22)《室外排水设计规范》GB50014-2006
(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》GB50189-2005
(26)《绿色建筑评价标准》GB/T50378-2006
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(2008版)》;
(3)企业提供的有关项目的资料。
第二节评估内容与方法
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[2007]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。
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
评估范围
某集团公司热电厂技改项目的能源消耗情况。
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。
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。
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
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
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
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。
设备方案
1、主要设备方案
本项目拟新增2台540-130t/h高温高压煤粉炉、2台高温高压背压机,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:
(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:
(表压)
过热蒸汽温度:
535℃
排汽温度:
270~320℃
排汽压力:
(表压)
表2-5发电机参数表
型号
QF2-J12-2
功率
12000KW
电压
10500V
电流
频率
50Hz
转速
3000r/min
2、辅助设备方案
燃烧系统
(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/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。
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,当磨煤机实际出力为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。
锅炉燃油及点火油系统
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。
热力系统
(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。
具体辅助设备
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№
2
280
560
2
排粉机
KMMI№
2
220
440
3
引风机
Y6-40№
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
1
12
定期排污扩容器
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
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=
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=1000m3φ12012
2
31
除盐水泵
4
合计
73
2505
4995
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)
(2)
除氧间(B-C)
(3)
煤仓间(C-D)
(4)
炉前通道(D-K1)
(5)
锅炉钢架(K1-K5)
(6)
K5柱前至除尘器前立柱
(7)
除尘器前立柱至烟囱中心线
(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)
除氧煤仓间中间层
(4)
汽机房屋架下弦
(5)
汽机房行车轨面
(6)
汽包中心标高
(7)
除氧层
14
(8)
皮带层
24
6
烟囱
(1)
出口内径
(2)
出口高度
100
公用工程系统
给排水
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mg/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=h
b.厂内水汽循环损失
130×3%×2=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%
(++260)×1%=h
f.系统启动或事故自用水:
自用水率为1%
(++260+13)×1%=h
②系统容量
a.系统正常出力
++260+=h
b.系统最大出力
++260+13+=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。
厂区设计地坪高为,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。
电气部分
1、电气主接线
(1)本热电厂设、、、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%,变比为±2×%/,接线组别为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,系统采用中性点直接接地方式。
2、厂用电接线
(1)厂用电设.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±%/,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,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:
煤炭
本项目新增两台高温高压UG-130/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:
(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:
kg)
igs——给水焓值(补水温度150℃,给水焓值628kJ/kg)
B——燃料消耗量
Qr——燃料热值(21445kJ/kg)
推算锅炉用煤量。
η1=D×(igq-igs)/BQr×100%
91%=130×1000×()/B*21445
则B=h
两台锅炉每小时耗煤h,年运行5500h,年需消耗煤炭208780吨。
用水
本项目用水为工业用水(锅炉用水+循环冷却用水)和职工生活用水。
(1)锅炉用水
锅炉用水包括锅炉排污水、水汽循环损失、对外供热损失补充用水、系统自用水。
a.锅炉排污损失
130×2%×2=h
b.厂内水汽循环损失
130×3%×2=h
c.对外供汽损失补充用水
对外供气损失补充用水取背压机额定排气量100t/h。
补充用水为100×2=200t/h
d.系统正常自用水:
本系统自用水率取用水量的1%
(++260)×1%=