燃煤锅炉节能改造评估报告

中粮生化能源（肇东）有限公司燃煤锅炉节能改造工程节能评估报告评估单位名称：XX）省轻工设计院二0—年十月第一章编制说明第一节评估目的和意义第二节评估依据第三节评估范和内容第四节评估工作程序第二章项目概况介绍第一节项目建设单位概况第二节项目建设方案第三节项目用能情况第三章能源供应情况分析评估第一节项目所在地能源供应条件及消费情况第二节项目能源消费对所在地能源消费的影响第四章项目建设方案节能评估第一节项目选址、总平面布置节能评估第二节工艺流程、技术方案节能评估第三节主要用能工艺和工序节能评估第四节主要耗能设备节能评估第五节辅助生产和附属生产设施节能评估第六节本章评估小结第五章项目能源消耗及能效水平评估第一节项目能源消费种类、来源及消费量评估第二节能源加工、转换、利用情况评估第三节能效水平分析评估第六章节能措施评估第一节项目节能措施概述第二节单项节能工程第三节节能措施效果评估第四节节能措施经济性评估第五节本章评估小结第七章存在问题及建议第一章编制说明第八章结论附件：附件一热电站工艺流程图附件二项目能源网络图附件三能量平衡表附件四主要用能设备一览表第一节评估目的和意义评估的意义节能评估是指对固定资产投资项目用能的科学性、合理性进行分析和评估，提出提高能源利用效率、降低能源消耗的对策和措施，为项目决策提供科学依据。近年来，随着我国工业化、城镇化进程的加快，能源消费大幅度增长，原油对外依存度逐年上升，经济社会发展面临的能源约束和环境压力日益突出。与此同时，应对全球气候变化，控制温室气体排放已成为全球关注的热点。如何有效抑制能耗过快增长，合理利用能源，提高能源利用效率，是当前一项十分重要而紧迫的任务。建立和实施固定资产投资项目节能评估和审查制度，把节能作为项目审批、核准以及开工建设的前置条件，对不符合节能标准的项目实行前置否决，一方面能够约束新上项目落实有关节能法规、标准，不断提高能源利用效率；另一方面能够从源头上遏制能耗不合理增长。对深入贯彻落实节约资源基本国策，严把能耗增长源头关，全面推进资源节约型、环境友好型社会建设具有重要的现实意义。评估的目的（1）通过本次评估弄清项目耗能情况，了解项目是否达到所处行业的相关耗能方面要求；（2）通过对项目用能系统和用能单元的定性和定量分析，总结项目存在的节能方面的问题和下一步可以开发的节能潜力；理顺工艺能源流向，优化项目能源使用流程，提高能源利用水平，为项目论证和实施提供合理用能依据。为节能监察、监督能耗定额实施提供参考。通过对项目各用能系统和用能单位的评价，结合国家、黑龙江省节能政策的要求，以及项目所处行业的技术规范，最终从节能角度回答项目的可行性，对项目提出合理有效的节能措施和建议。第二节评估依据法律法规《中华人民共和国节能法》《中华人民共和国循环经济促进法》《中华人民共和国清洁生产促进法》《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国大气污染防治法》《中华人民共和国水法》《黑龙江省节约能源条例》产业政策《国家发改委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知》(发改投资(2006)2787号)；国家发展委关于印发固定资产投资项目节能评估和审查指南(发改环资[2007]21号)；固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法(国家发展和改革委员会令第6号)；《固定资产投资项目节能评估报告书内容深度要求》；《国务院关于加强节能工作的决定》(国发[2006]28号)《国家发展改革委关于印发节能中长期专项规划的通知》(发改环资[2004]2505号)《中国节能技术政策大纲》(2006年)(发改环资[2007]199号)《部分工业行业淘汰落后生产工艺装备和产品指导目录》(2010年本)《黑龙江省重点耗能工业企业节能目标考核体系实施方案》《黑龙江省固定资产投资项目节能评估和审查管理暂行办法》(黑发改投资〔2008〕457号)相关标准《企业节能量计量方法》GB/T13234-2009《工业企业能源管理导则》GB/T15587-2008《能源管理体系要求》GB/T23331-2009《用能设备能量平衡通则》GB/T2587-2009《综合能耗计算通则》GB/T2589-2008《企业能量平衡通则》GB/T3484-2009《评价企业合理用电技术导则》GB/T3485-1998《评价企业合理用热技术导则》GB/T3486-1993《产品电耗定额制定和管理导则》GB/T5623-2008《用电设备电能平衡通则》GB/T8222-2008《能量系统用分析技术导则》GB/T14909-2005《用能单位能源计量器具配备与管理通则》GB/17167-2006《设备及管道保温效果的测试评价》(GB/8174-1987《节能监测技术通则》GB/T15316-2009《小型火力发电厂设计规范》GB50049-94；《低压配电设计规范》GB/T50054-1996；相关资料《固定资产投资项目节能评估工作指南》(2011年)国家节能中心第三节评估范围和内容评估范围“中粮生化能源(肇东)有限公司燃煤锅炉节能改造工程”项目可行性研究报告及项目运营后的用能状况进行评估。重点评估范围为燃煤锅炉节能改造后用能系统及节能措施等。评估内容项目用能总量及能源结构是否合理；项目是否符合国家、地方和行业节能设计规范及标准。项目能耗指标是否达到国家或地方能耗定额，是否达到同行业国内先进水平或国际水平项目有无采用明令禁止淘汰的落后工艺、设备现象。各专业所采取节能措施的合理性及可操作性；项目综合能耗、能耗指标及效果分析；第四节评估工作程序本次评估本着合理利用资源，有效提高资源能源利用率的原则，对项目范围内涉及的建设内容进行节能评估，对拟建工程的建筑节能，水、电、气、热力用能合理性及消耗量，设备选型方面进行分析使项目成为既有计算，发现存在的节能方面的问题并提出相应措施，效发挥其热电联产效益又合理节约资源的该造工程。项目节能评估程序如下：第二章项目概况介绍第一节项目建设单位概况中粮集团有限公司（中粮集团，COFC）是中国最大的粮油食品进出口公司和实力雄厚的食品生产商，享誉国际粮油食品市场，在与大众生活息息相关的农产品贸易、生物质能源开发、食品生产加工、地产、物业、酒店经营以及金融服务等领域成绩卓著。中粮生化能源（肇东）有限公司（以下简称“中粮肇东公司”）始建1993年，历经变迁，于2005年成为中粮集团全资企业。厂区位于黑龙江玉米主产区肇东市，地处哈尔滨、大庆两市之间，是以玉米为主要原料，通过生物工程生产燃料酒精、食用酒精、DDGS玉米油、食用级二氧化碳等产品，是亚洲最具实力的酒精生产基地，被国家列为农业产业化龙头企业。年加工转化玉米120万吨，总资产24亿元人民币，厂区占地面积78万平方米，自备10条铁路专用线，2座装机容量1.5万kWh的自备电站，11条专业化生产线，年销售收入达25亿元。2000年10月，配合国家推广使用燃料酒精的战略规划，解决粮食加工转化、原油短缺、改善环境等问题，中粮肇东公司投资1,500万元，建设了国内第一条燃料酒精生产线，项目设计能力10万吨/年,率先进入国家燃料酒精生产领域。经过逐年投资改造和建设，目前燃料酒精生产能力已达28万吨，是国家发改委指定的黑龙江省唯一一家供应燃料酒精的生产企业。自2001年至2009年末,公司累计生产燃料酒精868,405吨。公司的食用酒精产品销往全国各地及日本、韩国等地；燃料酒精主要在黑龙江省内使用；DDG主要销往东北、辅以南方及台湾地区；玉米油主要销往华北地区。经过多年的营销实践，公司打造了一支服务一流、高效敬业、了解市场的营销团队；树立了与客户共同发展的营销新理念，建立了稳定的营销网络。在强有力的物流保障下，产品销售遍布全国，并远销日本、韩国、台湾、泰国、澳大利亚、土耳其、美国等多个国家和地区。中粮肇东公司拥有员工2800多人，平均每月使用季节工850人，解决肇东及周边市县3000多人的就业，拉动地区经济的发展，为构建和谐社会、打造平安肇东贡献力量。公司每年以高于国有粮库的价格提前收购潮玉米，解决了当地卖粮难的问题，对地域经济的结构调整作出了贡献，有效解决了肇东的“三农”问题。公司成立至今，累计上缴税金12亿余元，1996年至2009年末累计加工玉米（水稻）1100余万吨，其中陈化玉米（水稻）170余万吨。为陈化粮的转化和国有粮食收储企业减少库存压力提供有利保障。第二节项目建设方案项目名称：中粮生化能源（肇东）有限公司燃煤锅炉节能改造工程项目法人：法定代表人：岳国君项目建设地点：黑龙江省肇东市肇兰路24号在中粮生化能源（肇东）有限公司三期电站西侧。项目性质：该项目为新建项目。建设规模及内容:项目背景国家自“十一五规划”以来，节能减排工作的要求逐步提升，日益加强，已经达到一个新的高度，加强节能减排工作更趋重要和紧迫，按照国家“开发与节约并重、把节约放在首位”的能源方针以及中粮集团深入贯彻落实节能减排工作的要求，中粮肇东公司决心下大力气来从技术进步、强化管理等方面来推进节能减排工作的深化、实施。从另一个方面来说，在玉米深加工业市场竞争激烈的形势下，中粮肇东公司面临着生存、发展的巨大压力，而由于装置老化、落后，公司的生产效率和经营成本都不占优势，在这种情况下，必须抓住机遇，及时淘汰老式锅炉等落后产能，才能有效地降低企业经营成本，提高企业市场竞争力，使企业能在市场竞争中立于不败之地，并持久健康发展。项目建设的意义及必要性项目建设的必要性中粮肇东公司现有自备电站两座，共有6台45t/h抛煤机链条锅炉和2台80t/h循环流化床锅炉，配置3台3MW、1台6MV及1台15MW，共30MV装机容量的汽轮发电机组。现一、二期生产装置用汽305t/h,高峰负荷可达335t/h，使6台抛煤机链条锅炉长期处于满负荷甚至超负荷运行状态，锅炉没有备用，无法及时进行检修，设备状态严重老化。带来设备故障率高，安全性差，锅炉排尘超标等问题。现生产装置用电30000kWh而现有机组效率低，发电能力不足，导致外购电费用大量开支。采用3台130t/h(两运一备)循环流化床锅炉替代原有6台45t/h抛煤机链条锅炉，不仅提高了设备的效率，而且增加了供热系统的可靠性。用一台15MW汽轮发电机组替代3台3000kW和1台6000kW汽轮发电机组，不仅提高了设备的效率，而且由于机组的发电量得到了保证，从而减少了外购电费用。（II）项目建设的可行性中粮肇东公司位于黑龙江玉米主产区肇东市，地处哈尔滨、大庆两市之间，是以玉米为主要原料，通过生物工程生产燃料酒精、食用酒精、DDG、S玉米油、食用级二氧化碳等产品，是亚洲最具实力的酒精生产基地，被国家列为农业产业化龙头企业。本项目是中粮生化能源（肇东）有限公司的自备电站，为公司的生产提供电力和工业蒸汽。而且本项目是同容量替代原自备电站，并且在公司的厂区范围内扩建，厂址外部条件可以落实。项目的规模在中粮生化能源（肇东）有限公司三期电站西侧新建电站一座，装置规模为三台130t/h（其中一台备用）循环流化床锅炉配套一台15MWF压式汽轮发电机组。项目建成后原二期电站及煤场废弃不用。本项目为电站的同容量替换。项目建设方案本项目为电站改造工程，厂址用地由中粮生化能源（肇东）有限公司统一规划，厂址在公司院内三期电站西侧，用地4.01公顷。由于本项目是洒精厂自备电站，主要以提供工业用汽主并兼顾发电的热电联产。按照以热定电尽量降低工程投资的原则，新建次高压背压供热机组用来替代原有二期电站中压6炉4机背压供热机组，提供原二期电站所承担的全部工业热负荷、新增厂房采暖热负荷及供电负荷。本期改造机组年供热量494.7X104GJ/年，本期工程改造后能够满足原二期工艺装置的供汽需求，实现对原有二期小型供热机组的完全替代。226.1主要设备方案本项目拟安装三台130t/h次高压循环流化床锅炉、一台15MWF压式汽轮机匹配一台15MV空冷发电机。设备参数如下：1）锅炉技术规范：TOC\o"1-5"\h\z型号：130t/h5.29MPa485°C型式：循环流化床额定蒸发量：130t/h额定蒸汽压力：5.29MPa额定蒸汽温度：485C给水温度：104C排烟温度：145C锅炉效率n：>89%2）汽轮机技术规范:型号B15-4.90/0.785功率MW额定15最大15.75转速r/min3000进汽参数压力MPa4.90温度C4703）发电机技术规范:额定进汽量t/h147排汽参数压力MPa0.785温度C264額定排汽量t/h145型号：QFW-15-2A-10.5额定功率：15MW最大功率：15MW额定功率因数：0.8额定电压：10.5KV额定转速：3000r/min冷却方式：空内冷励磁方式：交流无刷励磁226.2供热及发电方案供热系统采用背压机排汽0.785MPa264C蒸汽向二期热用户供热。不足部份锅炉直接减压减温蒸汽补充。年供热量594.2845x10GJ.汽轮发电机组年发电量12204x104KWh。226.3辅助设备方案⑴燃料输送系统本期工程建设3Xl30t/h次高压循环流化床锅炉+1X15MW欠高压背压供热汽轮发电机组，保留现有2X80t/h次高压循环流化床锅炉+1X15MW汽轮发电机组。本期新建一套输煤系统。（1）卸煤装置本期工程建成后，本期工程建成后，全厂日耗煤量为1507.2t。考虑来煤不均衡系数1.25，日最大进煤量1884t。按每辆煤车载重60t计，则日平均进厂煤车32节。卸煤方式拟采用外包铁路卸煤专业队伍（小型装载机结合人工）的方式，现场不考虑机械卸煤设施。（2）贮煤设施本期工程设计1座露天煤场。煤场长度160、根据场地条件，东侧宽度为80m西侧宽度为100m高7m贮煤量5.6万t，煤场东侧设置长度40m宽度40m高12m的干煤棚，干煤棚内最大储煤量0.6万t。本期煤场设有2个地下煤斗，通过地下煤斗向系统供煤。煤场利用原有推煤机和装载机，用于煤场上煤、混煤、整平及压实等作业。为满足环保要求，本期煤场四周拟设置挡风抑尘墙。（3）筛碎设备系统中设有碎煤机室1座，碎煤机室内装设2台出力为150t/h的细煤筛和2台出力为120t/h的可逆式细粒破碎机。（4）运煤系统及控制方式本工程运煤系统包括自卸煤装置至主厂房煤仓间的配煤输送机和贮煤场的输送设备。输送设备采用托辊式固定带式输送机。本期运煤系统带式输送机共分3段6条。带式输送机为带宽650mm带速1.25m/s、出力150t/h，均为双路、圭寸闭式布置运煤系统的控制采用程序控制及就地控制两种方式5)其它设备及设施运煤系统采用二级除铁，一级除铁设置2台带式永磁除铁器，二级除铁设置2台盘式电磁除铁器；系统中设置1台电子皮带秤，进行入炉煤计量。另外设有检修用起吊设施、水力清扫及除尘等设施。(II)燃烧系统锅炉采用循环流化床，燃烧系统由送风、给煤、回燃、除尘和排烟等部分组成。(1)锅炉送风锅炉采用平衡通风，每炉设一台一次风机、一台二次风机，用于锅炉的分级送风，确保炉内床料合理流化及分级燃烧。锅炉给煤每炉设原煤斗2个，经4台刮板给煤机将煤送入锅炉。系统将一次热风引入给煤系统，作为播煤风并防止炉膛正压烟气反串进入给煤系统。锅炉烟气烟气自锅炉尾部空气预热器进入除尘器，每台炉设二台引风机，将烟气排入3炉共用的一座烟囱，烟囱高120米，出口内径4.5米。锅炉点火油锅炉的点火采用高能点火器点燃轻柴油，然后再点燃煤的方式，点火油采用0号轻柴油。不考虑稳燃用油，只是点火用油，加上电站锅炉年运行时间长，所以新建机组不设点火油泵房及储油罐等设备。在锅炉点火时油料经运油槽车送至主厂房外再由供油泵打入锅炉房(5)主要辅助设备序号设备名称单位数量规格型号备注1一次风机台1X39-19NO.21F型，90°Q=111384m3/hH=27420Pa2二次风机台1X36-45NO.13.5D型，90°,Q=68469m3/hH=8182Pa3引风机台3X25-52NO.16D型，135°Q=123030m3/hH=6106Pa4刮板给煤机台3X42.5~30t/h，输送距离10000mm5除尘器台1X3布袋除尘器(III)烟气净化系统本项目采用布袋除尘器，除尘效率可达99.8%以上。对采用循环流化床锅炉，并在燃煤中掺烧石灰石进行脱硫，脱硫效率70%在引风机出口和烟囱入口间的水平烟道上装设烟气连续监测系统，对本项目排放的烟尘、S02NOX等烟气污染物进行在线监测。同时采用高120m出口直径3.5m的烟囱稀释扩散大气污染物。除灰渣系统本工程除灰系统设计拟采用灰渣分除的除灰系统，即机械除渣系统、正压气力除灰系统。1）机械除渣系统A、机械除渣系统的选择循环流化床炉目前常见的除渣方式为：链斗捞渣机+渣仓方案。锅炉底渣经冷渣机冷却后进入其下方的链斗输送机，然后输送到储渣仓中，干渣可直接装车综合利用由汽车送至临时储灰场。B系统主要设备的选择每台炉配2台出力0〜4t/h冷渣机，用于冷却炉渣；3台炉配1台出力24t/h的链斗输送机，用于将冷却后的炉底渣提升至渣仓；3台炉配1座有效容积为155m3的渣仓，渣仓设2个排放口，两个排放口下设汽车散装机用于装车。2）气力除灰系统采用正压气力除灰系统将干灰集中、储存、装车外运综合利用。电除尘器每个灰斗下设1套气力输送装置；输送系统采用正压气力输送系统，提升高度约27m为了能满足电厂安全运行需要，气力除灰系统设计出力按设计19.44t/h考虑，是三台炉设计煤质排灰量的1.5倍。工艺流程如下：布袋除尘器下灰斗灰闸门进料阀气力输送装置灰库汽车散装机外运综合利用设1座直径8m灰库（有效容积705m3，灰库的库顶均设有脉冲布袋除尘器、压力真空释放阀。干灰通过输灰管道被输送到库顶进入缓冲箱然后进入灰库。每座灰库下设2个排放口，两个排放口下设汽车散装机用于干灰装罐车。3）石灰石系统采用正压气力输送石灰石系统。石灰石仓下设1套气力输送装置；输送系统采用正压气力输送系统,工艺流程如下：石灰石仓插板门进料阀气力输送装置锅炉设1座直径6m石灰石仓（每座有效容积82m3。石灰石仓的库顶均设有脉冲布袋除尘器、压力真空释放阀。石灰石通过输送管道被输入锅炉。4）除灰渣系统用水冷渣器冷却用水采用除盐水，用后返回水工；空压机冷却水采用工业水，用后送回水工。（V）热力系统（1）热力系统采用母管制，主蒸汽、高压给水系统采用集中母管制，并与三期母管相连，实现在不同负荷时随时切换运行，以达到节省厂用电的目的。全厂设3台100%容量的电动给水泵，2运1备。汽轮机回热系统，采用除氧系统，除氧器加热汽源采用背压汽轮机排汽，除氧器按3台设计，2运1备，低压给水管道采用母管制，为保证除氧器水位调节的稳定性，低压给水母管不与三期母管相连。凝结水、除盐水以及全厂疏放水等均采用母管制。（2）热网系统及厂区供热管道供热网采用母管制，背压机排汽及减温供热减压器供汽供热蒸汽母管与三期供热蒸汽母管相连，在厂区新建一条①720供热蒸汽管道与原三期①480管道共同将供热蒸汽送至二期供热分汽缸。全厂设2台130t/h5.3/0.785MPa480/260°C减温减压器，主汽经减温减压后，作为机组正常运行及汽轮机事故时的工业用汽备用汽源。设1台40t/h0.785/0.5Mpa260/150C的减温减压器，自母管引出背压机排汽经减温减压至0.5Mpa150C为厂用蒸汽汽源。主要辅助设备序号设备名称单位数量规格型号1给水泵台3DG150-100X8型,150m3/h,8.04Mpa2除氧器台3150t/h0.12MPa大气式除氧器3减温减压器台2130t/h5.3/0.785MPa480/215°C4减温减压器台140t/h0.785/0.12MPa215/150°C5减温器台1240t/h0.785/0.785MPa264/215C循环冷却水处理系统本项目用循环水由总厂循环水系统供给，冷却后的水送回总厂循环水系统。所以本期循环水处理系统不考虑设置加药设备。主厂房设计主厂房布置米用三列制内煤仓方案，依次为汽机房、除氧煤仓间、锅炉房。锅炉房后分别为除尘器、引风机室、烟囱及预留湿法脱硫场地。汽机房除氧煤仓间与原三期汽机房连续建设，锅炉房与原三期脱开6米建设。主厂房主要尺寸项目内容单位扩建端上煤方案主厂房柱距m6运转层标咼m7汽机房跨度m18长度m24面积m2432屋架下弦标咼m17.25除氧煤仓间跨度m9长度m70.2面积m2631.8锅炉房跨度m27长度m64.2面积m21733.4屋架下弦标咼m42引风机室跨度m8长度m60面积m2480公用工程1.水源：化学用水水源为地下水。给水a）锅炉补给水原有二期水处理系统的流程为过滤后清水t逆流再生阳离子交换器—除二氧化碳器—弱碱阴离子交换器—强碱阴离子交换器。本期在二期原有系统基础上拆除3台逆流再生阳离子交换器，在其位置上增加3台混合离子交换器。循环冷却水本项目新建机组为1X15MW背压机+3X130t/h锅炉，空气冷却器和油冷却器的冷却水量：220t/h，全部由原有总厂循环水系统供给，冷却后的水送回总厂循环水系统。e)厂内工业水也由总厂工业水系统供给。f)职工生活用水由化学来的给水总管上引接。排水厂区排水采用分流制排水系统，分别形成生活和生产废水、雨水排水系统。生活生产污水排水系统：本工程厂区的生活污水，化学水处理系统排水，沟道排水、设备管道放水等。生活生产污水由排水管排入总厂污水处理站。厂区雨水：厂区雨水由雨水井汇集后，分别由排水管排入总厂雨水干管中。废水处理电厂酸碱废水经中和池中和处理，达标后排放。输煤系统冲洗排水经煤冲洗处理站处理，本期工程新建输煤冲洗处理站一座，处理后水循环使用。消防系统本项目采用原有独立的消防给水系统。主厂房及贮煤场周围消防管网布置成环状，厂区其它地方为枝状管网。主厂房周围环状管网用阀门分成若干独立段。运煤系统转运站设置水幕消防。输煤栈桥设置独立自动喷水灭火系统。电气部分电气主接线本项目建成后，电厂整个装机容量仍为30MW电气主接线采用单母线分段接线方式，本期新建1X15MW发电机组接入三期10kV屋内配电装置扩建端新建的10kV母线皿段、W段，与原三期10kV母线H段以分段方式连接，新建机组与原三期机组并列运行，通过中粮线并入电力系统。厂用电接线发电机出口电压为10.5kV，发电机出线引至10kV母线W段，10kV厂用工作段按炉分为三段，10kV工作电源分别由10kV母线皿、W段引接，10kV厂用备用段电源由现有10kV母线I段引接。厂用低压电源按炉分段，单母线接线，低压厂用电采用380/220V三相四线制中性点直接接地方式，动力和照明共用系统。直流系统电站三期扩建时，按两机三炉的负荷考虑设置了电压为220V，容量为400AH，104只蓄电池，经核算满足本期扩建的要求，所以不增加蓄电池容量。二次线、继电保护及自动装置控制、信号及测量a)新增的发动机、系统联络线、隔离变、厂用电源线、低压厂用变压器及直配负荷线等元件的控制纳入三期的微机综合自动化系统，以上元件中发动机、系统联络线的控制、保护设备组屏安装在新建的控制室内。其他的隔离变、厂用电源线、低压厂用变压器及直配负荷线等元件控制、保护及测控装置安装在就地开关柜的继电小室内。锅炉、汽机辅机电动机纳入DCS空制系统。输煤监控系统本期新增一套输煤系统，采用PLC程序控制方式，通过软件编程实现逻辑空制，由上位机对整个系统进行监空。继电保护本工程电气设备的保护装置装设原则按《继电保护和安全自动装置技术 规程 煤矿测量规程下载煤矿测量规程下载配电网检修规程下载地籍调查规程pdf稳定性研究规程下载 》GB/T14285-2006的规定执行。选用微机型继电保护装置。自动装置同期系统本期新增的1台发电机纳入三期的同期系统，同期接线采用与前期相同的同期方式。高压厂用电源利用厂用电源快切装置的同期功能。备用电源自投装置高压厂用电系统采用微机型自动快速切换装置。切换装置屏设在主控室内。低压厂用电系统采用微机型备用电源自动投入装置。装置屏布置于主控室内227项目建设 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 进度： 施工 文明施工目标施工进度表下载283施工进度表下载施工现场晴雨表下载施工日志模板免费下载 地区按W类（酷寒）地区考虑，施工准备为8个月，建设工期为18.5个月。项目工期（月）备注施工图（含施工准备8个月）9主厂房开工至浇铸垫层（含地基处理）1主厂房浇铸垫层至安装开始2.5安装开始至水压试验4水压试验至点火吹管1.5点火吹管至机组投产0.5施工工期合计18.5第三节项目用能情况根据该项目可行性研究报告分析，本项目能源消耗种类为煤炭、水、柴油及电力。用能时间参数：年运行天数：339天一天运行时数：24小时采暖期运行天数180天，非采暖期运行天数159天。2.3.1煤炭2.3.1.1根据锅炉热平蘅计算耗煤量公式Dgq(i"tg)dgqPwe(tstg)QdwDgq-锅炉供蒸汽量130t/hDwe-锅炉排污率5%26序号名称最大平均最小1采暖期t/h2912652372非采暖期t/h268255230蒸汽焓i"锅炉给水温度tg炉水温度ts煤发热值Qdw231.2本项目外供蒸汽量蒸汽焓i"锅炉给水温度tg炉水温度ts煤发热值Qdw231.2本项目外供蒸汽量3353KJ/kg104°C261C15070KJ/kg(3599Kcal/kg)本项目外供热负荷序号名称最大平均最小1采暖期GJ/h818.2744.8666.22非采暖期GJ/h752.8716.86482.3.1.4本项目外供蒸汽折锅炉产汽量序号名称最大平均最小1采暖期t/h272.5250225.52非采暖期t/h252241219.52.3.1.5本项目锅炉实际产汽量（包括自用）序号名称最大平均最小1采暖期t/h296.3273245.22非采暖期t/h275262.5239.2231.6本项目锅炉实际产汽耗煤量（包括自用）序号名称最大平均最小1采暖期t/h68.1562.856.42非采暖期t/h63.360.455本项目年平均耗燃煤为采暖期与非采暖期耗煤之合，即年耗煤量为62.8x24x180+60.4x24x159=50.178x10t/a。2.3.2用水2.3.2.1锅炉补给水量各项损失量厂内水汽循环损失：锅炉最大连续蒸发量的3%2X130t/hx3%=7.8t/h排污损失：锅炉最大连续蒸发量的2%2x130t/hx2%=5.2t/h对外供汽损失：275t/hx55%=151.25t/h厂用蒸汽损失：24t/h锅炉补给水量为188.25t/h,年均锅炉补给水量为188.25x8136=153X10t。2.3.2.2循环冷却水量本项目机炉的冷却循环水参加总厂循环水系统，这部份水量在总厂循环水系统2.3.2.3职工生活用水本项目职工定员是73人。按人均用水175L/d计，则用水量为12.78t/d,按339天计。年消耗水量约4332t耗水量汇总表序号类另S单位数量1锅炉用水x104t1532生活用水x104t0.4333合计x104t153.433予计全年消耗水量153.433x104t2.3.3柴油每台锅炉配有4台启动点火燃烧器，设一个出力为859kg/h的油箱，根据锅炉点火的要求，前40分钟投入2支对角，二十分钟切换一次，后面全程为四支，历时3小时，则每次点火每台锅炉用游量为：40/60x850x2+(3-40/60)x850x4=9.05t按每台锅炉每年大修一次计算，两台锅炉年耗柴油18.1t。2.3.4厂用电量厂用电量主要为设备运行用电及办公照明和生活用电。根据主要用能设备功率、设备运行时间、同时系数、功率因素等因素计算用电。a.项目主要耗电设备序号名称台数/备用功率总功率1一次风机3/25601680/11202二次风机3/24501350/9003引风机3/29002700/18004锅炉给水泵4/25602240/11205增压风机3/2300900/6006细粒破碎机2/1315630/3157螺杆空压机3/2250750/5008刮板给煤机12/87.590/609细煤筛2/13264/32101#带式输送机2/147.574/3711除铁器2/136/3122#带式输送机2/11530/15133#带式输送机2/13774/3714灰库气化风机2/118.5372/18.515灰库气化加热器1454516布带除尘器3/25.516.5/1117脱硫增压风机系统10.310.318脱硫GGH155.2155.219脱硫负荷739.4739.420凝结水回收泵2/17.515/7.521除盐水泵2/13060/3022中间水泵2/118.537/18.523除CO2风机45.522b.根据上表主要耗电设备装机容量为12060.4kw.运行装机容量为7596.4kw。c.厂用电量计算(1)设备运行用电量是根据运行用电设备功率、同时系属取0.75，功率因素取0.8，年平均负荷系数0.75;年运行时间8136h计算：设备年用电量=0.75x7596.4kwx0.75x8136/0.8=4345.6x104KWh。(2)生活办公用电根据项目劳动定额73人，毎人按年用电2000KWh计算，年用电量为73x2000=14.6xl0KWh。因此予计年厂用电量为4345.6x104KWh+14.6x104=4360.2x104KWh2.3.4项目能源消耗汇总能源种类计量单位用能环节数量燃煤x104t/a锅炉50.178电力4x10kwh/a锅炉、其它4360.2新鲜水4x10t/a锅炉、汽机、其它156.4柴油x104t/a锅炉18.1注：电力自产自用，不计入总能耗第三章能源供应情况分析评估第一节项目所在地能源供应条件及消费情况该地区燃煤来自鸡西、鹤岗、扎赉诺尔及大雁等矿务局。现有煤源供应能力可靠，煤质成分稳定，煤炭供应的 协议 离婚协议模板下载合伙人协议 下载渠道分销协议免费下载敬业协议下载授课协议下载 文件已落实，本项目以宝日希勒、扎赉诺尔、大雁矿混煤作为锅炉燃煤。鸡西矿务局2008年，创下了大井原煤产量1489万吨、全年商品煤外销1080万吨、精煤外销量完成376万吨。鹤岗矿务局是国家特大型煤炭企业之一。位于黑龙江省东北部，煤田面积252平方公里，煤炭储量30亿吨，现有八个矿井，设计能力1309万吨/年，目前原煤产量稳定在1400万吨/年，其中1/3焦煤640万吨，气煤760万吨。大雁矿务局矿山.矿区面积62km~2，探明地质储量353亿吨,均属年青褐煤。肇东市2005年供电量2.698亿kWh最高供电负荷68.5MW肇东市现有220kV变电所1座，主变容量为120兆伏安。66kV变电所11座，主变总容量140MVA。肇东市供水分为地表水供水和地下水供水。地表水年供水量913x万吨，地下水供水年供水量6817万吨。油气资源十分丰富，已探明地下石油储量达1.2亿吨，天然气储量4亿立方米，大庆采油十厂和榆树林油田公司已在本地注册，年产原油50万吨。中粮生化能源（肇东）有限公司金玉电站位于哈尔滨供电地区肇东市境内，是中粮肇东公司自备电站。电站现有2条10kV联网线路，即华润线和金玉甲线，分别接入66kV城东变和66kV肇东二次变10kV侧。金玉甲线其中一部分为铝电缆（3X185）0.847千米，另一部分为架空线路，LGJ-150导线5.5千米。华润甲线亘长1.7千米，导线型号为YJV22-3X185。电站现共装有4台发电机，总装机容量为15MW（#1~#3机为3MW/4#机为6M\）中粮生产最大负荷为19.152MW（含自备电站厂用负荷），发电机满发时需从系统受电4.152MW电站主接线为单母线4分段接线，厂用负荷从10kV母线配出，该电站装有隔离变一台，型号为S7-4000/10，连接方式为YNDYA-11，容量比为1：1。本期工程是替代一、二期电站的项目，利用一、二期厂原有水源，厂内原有43座水源深井，2座1000立方米储水罐。本期电站厂址位置处有10口井，原有一二期电站的水源为33口深井，每口深井的平均出水量为30t/h，能够保证电厂生产用水。电站全年用水量为316.25t/h，一二期用水量为258.25t/h，三期用水量为61t/h，均由总厂供给。能够保证电厂生产用水。第二节项目能源消费对所在地能源消费的影响肇东市工业基础雄厚，经多年渐进式发展，已形成了以一高（高新技术产业）、二绿（绿色乳品、绿色食品）、三化（粮食化工、石油化工、医药化工）为重点的工业经济新框架，并占据市域经济的主导地位。主要工业产品有酒精、石油、医药、乳制品、饲料、机电、毛呢等1000余种，这些企业均需要大量的燃煤、电力、水及燃油，但这及种能源在当地的供应量远远超过该地的消费量。能源的供应充足。该项目达产后年耗煤50.178万吨、耗柴油18.1吨、耗水156.4万吨。为此，项目实施能源消耗不会对该地区能源供应产生负面影响。不会影响目前地区内正常的能源供应。第四章项目建设方案节能评估第一节项目选址、总平面布置节能评估4.1.1本项目为电站改造工程，厂址用地仍在中粮生化能源（肇东）有限公司厂区内，无需另选厂址4.1.2厂址主要技术条件序号项目名称厂址技术条件备注1厂址条件地理位置位于肇东市东北部，厂址压矿情况不压矿地形、地貌地势低，需要挖填方厂址稳定条件稳定地震基本烈度6度防排洪条件资料不足，场地标咼暂疋使用土地性质工业用地拆迁情况无公路（新建）总厂南邻肇兰路，北侧改建6m宽道路2交通运输条件燃料运输距离距离肇东火车站约1.5km贮灰场厂区围墙外专设区域用于储灰渣铁路运输3除灰条件灰、渣输送方式气力除灰和除渣电厂对环境影响的评价符合环保要求4环境保护相邻工业企业对电厂的影响无施工用地较好空旷无障碍、无动迁5施工条件大件运输条件好，费用计列在设备 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 内施工用地约2hm24.1.3需征地4.01公顷，主要用于燃料输送装卸等功能要求。但使得电站输煤系统在设计、施工简单，运行安全可靠。本项目施实后新建建构筑物与利用原有工艺建筑物的相互联系紧密，保证全厂生产正常有序的进行，与全厂生产工艺互不干扰，并与全厂总规划及周围环境相协调。从施工组织来讲有更多空间进行设备安装及储存。施工期间对三期及原厂的生产影响较小。不会对选址地区的供电、供水及供热造成影响。且该平面布置即符合工艺流程需要又满足消防、节能的要求。第二节工艺流程、技术方案节能评估4.2.1热电站工艺流程热电站工艺流程见附件一“热电站工艺流程图”。4.2.2技术方案本项目拟安装三台130t/h次高压循环流化床锅炉、一台15MW导压式汽轮机匹配一台15MW空冷发电机。热电站通过次高压蒸汽带动汽轮发电机发电后，背压汽供生产用，为企业即供热又供电。背压式汽轮机是将汽轮机的排汽供热用户运用的汽轮机。其排汽压力（背压）高于大气压力。背压式汽轮机排汽压力高，通流局部的级数少，构造简略，同时不用要巨大的凝汽器及配套的冷却水系统，机组轻小、造价低、投资省，运行可靠。当它的排汽用于供热时，热能可得到充足使用，但该型式汽轮机的功率与供热所需蒸汽量直接联系，因此不能同时满足热负荷和电负荷需要，即要以热定电，这是背压式汽轮机的主要缺点。以具有代表性的35t/h锅炉的三种蒸汽参数即：3.9MPa/450C,5.2MPa/485C和6.4MPa/500C为例，通过技术经济比较认为：配35t/h锅炉的热电站其蒸汽参数以5.2MPa/485C为佳，可从以下四点说明：就发电效率而言，一台35t/h锅炉压力从3.9MPa提高至U5.2MPa可多发电645kW再从5.2MPa提高到6.4MPa多发电仅为239kW从节煤方面看，压力由3.9MPa提高到5.2MPa每年可多节煤1181.8t;从5.2MPa提高到6.4MPa每年可多节煤仅421.6t。从发电煤耗上说，3.9MPa时发电煤耗为172.6克/度,5.2MPa时发电煤耗为170克/度，6.4MPa时亦为170克/度。由以上数据可见：由3.9MPa提高到5.2MPa时，经济效果是显著的，若继续提高，效益则显然减少，汽轮机的内效率也明显降低。初压力以5.2MPa最为合适。从机组使用的材料来看，5.2MPa/485C的初参数也是经济的。因为上述参数机炉使用的材料仍采用中压参数的材料，仅过热器材料提高了等级。而6.4MPa/500C时，汽轮机则要跳级使用耐高温，高强度的材料，材料消耗增加且工艺性变差，机炉成本增大。可见从机炉材料的角度看，5.2MPa/485C的初参数亦是经济的。蒸汽参数超过5.2MPa,485C次高压这一档，使热电站的安全性下降；而5.2MPa,485C的参数经运行考验证明是完全可靠的。根据实践工程的核算资料，次高压在整个电站的投资比中压参数的电站仅增加5%-7%但电增加25%-30%投资回收年限缩短半年，从节能及投资的角度上看5.2MPa/485C的初参数也是最合适的。综上所述，对于中小型背压机组的热电站，蒸汽初参数不应低于3.9MPa,450C，最好是5.2MPa485C，功率不应低于3000kW对于用汽量在100t/h以上的热电站，以选6000kW至12000kW勺供热式汽轮机组为宜，如热负荷稳定，以首选背压式汽轮机为宜。该项目的技术方案体现了技术先进、工艺成熟、生产可靠的原则。较大成度的地提高能源利用率。第三节主要用能工艺和工序节能评4.3.1热电联产节能界定热电联产节能机理有二个方面：一方面是发电部份的固有的热力学冷源损失用作供热了，从而节约了燃料，称“联产节能”；另一方面是热电厂的大型锅炉热效率比小型供热锅炉高，从而节约了燃料，称“集中节能”。这比较的条件是热电联产与分产供应相同的热量和电量时在宏观谈节约燃料。对背压供热机组，其发电的全部冷源损失都用作供热了，所以发电热效率很高，几乎等于锅炉效率乘管道效率；背压机“以热定电”、热电负荷不可调节，热负荷大时，发电多，热负荷小时发电少，只有承担基本热负荷时，才能发挥最佳节能作用：而调节抽汽的抽凝机组，热电负荷可以调节，运行比较灵活，但有部分冷源损失。为适应各类热负荷和部分电负荷调节的需求，对热电联产是否合格，（是否节能），都作了如下界定：供热式汽轮发电机组的蒸汽流既发电又供热的常规热电联产应符合的总热效率年平均大于45％。热电联产的热电比：单机容量在50MW以下的热电机组，其热电比年平均应大于100%;单机容量在50V至200W以下的热电机组，其热电比年平均应大于50%;单机容量200M及以下抽汽凝汽两用机组，采暖期热电比应大于50%。1998年6000kW及以上机组全国平均供电标煤耗率435g/kWh而全厂“总热效率”等于45%，热电比50%，100%时，扣除厂用电率，热电厂机组发电标煤耗率340.7〜407.3g/kWh是界定节煤的。到2003年时该类型机组年平均供电标煤耗改为377g/kWh折成热电厂（抽凝机组）供电效率90.2%,发电标煤耗340g/kWh发电热耗9964.38kJ/kWh作为热电机组节能界定数据。4.3.2本项目主要效率指标计算电站运行时数：本项目运行339天，其中采暖期180天，非采暖期159天，每天运行24小时。总计运行8136小时。1）发电量本项目选择一台15MWT压式汽轮发电机组，年运行8136小时。年发电量=15MWX8136h=12204x104KWh2）供电量供电量=发电量-厂用电量=12204x104KWh-4360.2x104KWh=7843.8x104KWh3）供电率供电率=供电量/发电量=7843.8x104KWh/12204x104KWh=64.27%供热量该汽轮机额定排汽量为145t/h,则该项目供汽量不足部份由锅炉产汽直接减压减温后与汽机排汽一起外供。供汽参数为0.785MPa、264C(蒸汽热焓值2977kj/kg)采暖期供热量744.8GJ/h采暖期供热量716.8GJ/h年平均供热量=744.8x24x180+716.8x24x159=594.2845x104GJ/a热电比热电比=年供热量/(发电量x3600KJ/KWh)=594.2845x104GJ/(12204x104KWhX3600kj/kwh)X100%=1350%项目年均耗煤量B采—62.6t/hB非采—60.4t/hB=62.8x24x180+60.4x24x159=50.179x104t/a。年用标煤量年用标煤量=年用燃料量X折标系数=50.179x104x1000x0.514kgce/kg=25.792x104tce供热标煤耗b=106/(29307.6xngXnd)kgce/Gj9）年供热用标煤量b--供热标煤耗kgce/Gjng--锅炉效率89%:nd—管道效率98%则b=106/(29307.6x0.89x0.98)=39.12kgce/Gj供热用标煤量二供热标煤耗x供热量=39.12kgce/Gjx594.2845xIO4GJ=23.248x104tee10）发电用标煤量发电用标煤量=年用标煤量-年供热用标煤量=25.792x104tce-23.248x104tce=2.544x1（ftce11）发电标煤耗率发电标煤耗二发电用标煤量/发电量=2.544x1"x1000kgce/12204x104KWh=0.208kgce/KWh12）全厂热效率热效率=（年平均供热量+年发电量X3600）/（年用煤量x燃料低位发热值）=(594.2845X104GJ+12204x104KWhx3600kj/kwh)/(50.179X104x1000x15070KJ/kg)=84%八13）热化系数a二热电厂供热能力/用户最大热负荷=2x130/（265.7+247.5）=0.514.3.3项目综合能耗及项目技术指标见表项目技术指标表项目单位数值锅炉蒸发量：t/h130汽机进汽量t/h147汽机排汽量t/h145发电机功率：MW15年设备利用小时h8136年发电量KWh12204X104年厂用电量KWh4360.2X104年供电量KWh7843.8X104供电率%64.27%供热蒸汽参数C264MPa0.78对外供热量GJ/h1461.6平均年供热量GJ/a594.2845x104原煤消耗量t/a50.179x104煤炭的低位发热值Kj/kg15070年耗标煤量tce/a25.792x104供热用标煤量tce/a22.737x104发电用标煤量tce/a3.055X104发电平均标煤耗Kg/kwh0.208供热平均标煤耗Kg/GJ39.12热化系数0.51热电比1350%434技术指标对比考核该项目能耗指标主要有发电标煤耗、供热标煤耗、热电比、总热效率及热化系数等。根据《关于发展热电联产的规定》计基础（2000）1268,要求供热式汽轮发电机组的蒸汽流既发电又供热的常规热电联产，应符合下列指标：所有热电联产机组总热效率年年均大于45%单机容量在5万千瓦以下的热电机组，其热电比年年均大于100%:这两个条件是衡量热电机组是否达标的必备条件。）本项目采用背压机组，以热定电，热效率高，发电煤耗低，国内平均发电标煤耗为0.34kg/kwh,本项目发电煤耗为0.208kg/kwh，比国内平均值下降26.5%）考核热电厂的一个重要指标是全厂热效率，热电厂是以总热效率45%乍为考核指标，本项目总热效率为51%高于规定的要求.3）背压机组排热量全部被利用，其热电比为1350%以供热为主，能源利用率高，符合单机容量在5万千瓦以下的热点机组热电比应大于100%勺要求.4）国内平均供热标煤耗为40.22kgce/GJ,本项目供热标煤耗为39.12kgce/GJ,该值低于国内平均水平.综合考虑,本项目的生产指标优于国内平均水平.主要指标见下表能耗指标对比表序号项目单位国内水平本项目1发电标煤耗Kce/kwh0.360.2082热电比%8013503供热标煤耗Kce/GJ40.2239.124全厂热效率%4584第四节主要耗能设备节能评估本项目选用的主要设备为次高压参数锅炉与汽轮发电机组，该参数机炉比中温中压机炉的发电和节煤增加，经济效益显著。而机炉使用的材料仍是中温中压机炉参数的材料，仅过热器材料提高了等级，该机炉使用的材料也是经济的。因此说三大主机是技术先进、工艺成熟、生产可靠的。其它设备为输送、破碎及水泵等，占运行装机容量的30%,技术规格与工艺需求相匹配，这些设备主要消耗电能，并均按照国家行业节能标准和规范的要求，均选择技术先进、运行管理方便、性能可靠及节能降耗得设备，未采用国家明令禁止和淘汰的用能工艺及设备，能源利用合理，有较好的节能效果。第五节辅助生产和附属生产设施节能评估本项目的辅助生产和附属生产设施用能主要是建筑供暖和生产生活用水。本项主要采暖建筑为主厂房及输煤系统建筑物，此外，还有少量附属生产建筑物，其采暖方式全部为蒸汽采暖，蒸汽为汽轮机排汽经减温减压后放置在主厂房的乏汽，蒸汽采暖凝结水均在就地回收后送至水处理工段进行除铁处理再回收利用。本项目主要用水是机炉的循环冷却水和锅炉供热后的补水。基本达到合理利用水资源和保护环境，降低机组耗水量，确保电厂长期、安全、稳定、经济运行。第六节本章评估该项目符合国家和地区产业政策,在节电、节热、节水及建筑节能等方面采取的方案符合国家、地方和行业节能规范及标准的要球。该项目采用先进的热电联产技术，选用哈尔滨锅炉厂生产的锅炉和青岛捷能汽轮机股份有限公司生产的背压机组等先进设备。经核对，该项目未采用国家明令禁止或淘汰的落后工艺及设备。该项目针对重点耗能工艺、重点耗能设备，采取有效节能措施，优先选用高效节能锅炉，高效发电机组、节能设备及产品。所采取的节能新技术、新工艺、新产品符合国家、行业及地方明文规定的要求，有较好的节能效果。第五章项目能源消耗及能效水平评估第一节项目能源消费种类、来源及消费量能源消费种类主要消耗能源为燃煤、电力、柴油和鲜水。其中电力为自产自用，不计入总能耗。能源来源燃煤主要来自宝日希勒、扎赉诺尔、大雁煤矿的原煤。新鲜水厂内工业水由总厂工业水系统供给，其水源为地下水。全厂已建有循环供水系统。原有的循环水泵房距新建主厂房400多米，泵房内装有3台循环水泵，设计供水能力为4500m3/h.—座3500m3/h机械通风逆流式冷却塔，全厂最大循环水量为1520m3/h。本项目循环冷却水全参加原有总厂循环水系统供给，冷却后的水送回总厂循环水系统。柴油本项目厂址附近就是大庆油田，拥有丰富的燃油资源。5.1.3项目能耗量1）燃煤：50.178x104t/a。2）新鲜水：156.4x104t/a。3）柴油:18.1t/a。5.1.4时间参数：运行天数:339天，其中采暖期180天，非采暖期159天;每天运行时数：24小时5.1.5标煤计算参数1）燃料低位发热值：煤的收到基低位发热值15070KJ/Kg（359