热电厂建设项目节能评估报告.doc

某某某公司热电厂建设项目节能评估报告某集团有限公司热电厂技改项目节能评估报告目 录第一章 总 论1第一节 评估目的和依据1第二节 评估内容与方法4第三节 评估原则和程序5第二章 项目概况7第一节 项目及建设单位基本情况7第二节 项目主要方案7第三章 节能评估22第一节 项目用能总量及能源结构合理性评估22第二节 项目与国家、地方和行业节能设计规范及标准的符合性评估28第三节 项目能效指标分析31第四节 工艺、设备节能评定36第五节 节能新工艺、新技术和新产品采用37第四章 评估结论和建议49第一节 评估结论49第二节 建 议50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（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200628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200540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20061457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2007212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2006142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20061197号）；（13）无锡市产业结构调整指导目录（试行）（锡政办发20086号）；（14）宜兴市产业导向目录（2008年修改）（宜政办发2008149号）。2、标准规范（1）综合能耗计算通则（GB25892008）；（2）用能设备能量测试导则（GB64222009）；（3）用能单位能源计量器具配备与管理通则（GB171672006）；（4）节能监测技术通则（GB153161994）；（5）企业能源审计技术通则（GB/T171661997）；（6）设备热效率计算通则（GB/T25882000）；（7）企业节能量计算方法（GB/T132341991）；（8）工业企业能源管理导则（GB/T155871995）；（9）评价企业合理用热技术导则（GB/T34861993）；（10）评价企业合理用电技术导则（GB/T34851998）；（11）节水型企业评价导则（GB/T71192006）；（12）热电联产项目可行性研究技术规定（计基础200126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/T 906.4-1996（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/T50378-20063、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20071137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2100t/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：270320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/min2、辅助设备方案2.2.1 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100/3.5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820t/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。2.2.2 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。2.2.3 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70110%基本负荷运行调节；中级旁路设5070%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。2.2.4 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G5-4714.6D22805602排粉机KMMI15.6D22204403引风机Y6-4018.5D263012604煤磨机MG-250/39023206405给煤机ICS-ST-MF2366除尘器27给水泵HGC4/102100020008疏水泵4N62237749高压除氧器压力喷雾式210水箱50 m3111连续排污扩容器LP1.5-1112定期排污扩容器DP7.5-21131号高压加热器JG-240-21142号高压加热器JG-230-2115疏水箱30 m3216疏水扩容器SK1.5-1117桥式起重机20/5t1151518反洗水箱V=200m3 6480119反洗水泵120波节管换热器Q=200m3/h221多介质滤器DN3200722活性炭滤器DN3200523保安滤器Q=100m3/h424高压泵Q=100m3/h H=1.50MPa425一级反渗透装置Q=75m3/h426除二氧化碳器DN1800 H=2500227预脱盐水箱V=75m3228预脱盐水泵429阴阳混合离子交换器DN2000h=500（阳）/1000（阴）430除盐水箱V=1000m3 12012231除盐水泵4合计73250549952.3 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1252柱距63档数104主厂房全长605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246烟囱（1）出口内径3.5（2）出口高度1002.4 公用工程系统2.4.1 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821.2 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 水汽损失a. 锅炉排污损失1302%25.2t/hb. 厂内水汽循环损失1303%27.8t/hc. 对外供汽损失260t/hd. 锅炉启动或事故增加损失13010%13t/he. 系统正常自用水：根据经验，本系统自用水率为1% （5.27.8260）1%2.73t/hf. 系统启动或事故自用水：自用水率为1%（5.27.826013）1%2.86t/h系统容量a. 系统正常出力5.27.82602.73275.73t/hb. 系统最大出力5.27.8260132.86288.86t/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5305的供水管，供冷油器和空气冷却器用水，回水母管为5305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。3.5.2 电气部分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38.522.5%/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10.52X2.5%/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：1=D(igq-igs)/BQr100%其中：1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，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。1=D(igq-igs)/BQr100%91%=1301000（3477.0382-628）/B*21445则B=18.98t/h两台锅炉每小时耗煤37.96t/h，年运行5500h，年需消耗煤炭208780吨。1.2 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1302%25.2t/hb. 厂内水汽循环损失1303%27.8t/hc. 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1002=200t/hd. 系统正常自用水：本系统自用水率取用水量的1% （5.27.8260）1%2.73t/h锅炉耗水量为5.2+7.8+200+2.73=215.73t/h全年运行5500h。全年用水量为215.735500=118.65万m3（2）循环用水量本项目冷却水系统用于发电机空气冷却器、汽机冷油器一级各辅机轴承冷却，由一期的循环水系统供水，项目设计冷却循环水为200m3/h。年运行时间5500h，系统的水量损失包括蒸发损失和非蒸发损失。a. 蒸发损失可按照以下公式计算：E=a t R(1)式中：a -蒸发损失系数，在这里取0.15%；t-冷却塔水温差，取10；R -循环水量，m3。b. 非蒸发损失主要是飞溅损失，计算方式如下：W=0.2%R（2）系统的水量损失为E+W。得出年循环冷却用水补充新水1.87万m3。（3）职工生活用水本项目职工定员新增38人，按人均用水175L/d计，则用水量为6.65m3/d。按300天计算，年消耗量约为2000m3表3-1 年生产用水表序号类别单位数量1锅炉用水万m3118.652冷却补充水万m31.873生活用水万m30.24合计万m3120.72预计年消耗用水在120万m3左右。1.3 柴油每台炉配有4台启动点火燃烧器设一个出力为850kg/h的油枪，根据锅炉点火要求，前四十分钟投两支对角，二十分钟切换一次，后面全程为四支。历时3个小时，则每次点火每台锅炉用油量为：40/608502+（2+20/60）8504=9.07吨按每台锅炉每年大修一次计算，年消耗柴油18.14吨。1.4 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项目用电。表3-2 主要运行设备功率表序号名称数量功率kw总功率kw1送风机22805602排粉机22204403引风机263012604煤磨机23206405给煤机2367给水泵2100020008疏水泵23774合计4980同时系数K取0.9、功率因素取0.95、年运行时间5500h。年厂用电量=0.9498055000.95=2594.84万kWh生活办公用电根据项目劳动定额38人，每人按年用电2000kWh计算，年用电7.6万kWh。预计年厂用电量在2600万kWh左右。1.5 项目能源消费结构及综合能耗1、本项目主要消耗的三种能源折算为标煤后占比如下：表3-3 能源消费结构能源名称消耗量折标煤比例折标系数tce购 入煤炭208780按低位发热值21445kJ/kg计算152675.4999.60%水120万m30.4857kgce/t（按软水计）582.840.38%柴油18.141.4571tce/t26.430.02%合计153284.76100注：折算标煤系数来自综合能耗计算通则GB/T2589-2008。电力为自产自用，不计入总能耗。2、项目综合能耗总量根据本项目为热电联产项目的特点，综合能耗总量计算采用下面的公式：综合能耗总量=总能源消耗-生活和基建能耗-外销表3-4 综合能耗核定表能源名称单位实物量当量折标煤(tce)原煤吨208780152675.49柴油吨18.1426.43软水万吨120582.84合计吨标准煤/153284.76生活基建吨标准煤/外销电力万千瓦时1060013027.4蒸汽百万千焦3286635112074.25外销合计吨标煤/125101.65综合能耗吨标准煤28183.11评估认为：1、该项目生产过程中实际消耗的能源品种包括：一次能源（原煤）、二次能源（柴油）和耗能工质（软水）。根据综合能耗计算通则（GB2589-2008），该项目各种能源折标系数的选取正确，综合能耗总量计算准确。2、该项目的节能分析专篇对项目的用能情况作了比较全面的分析，对各种能源实物消耗量的计算基本正确。3、该项目的能源消耗以煤炭为主，约占用能总量的99.60%，其余为柴油和新鲜水，分别占用能总量的0.02%和0.38%，符合热电联产行业的用能特点。4、根据分析专篇提供的资料，项目所在地的能源供应条件可以满足该项目的用能需求。综上所述，该项目用能总量及用能结构基本合理。由于该项目用能总量超过1万吨标准煤，根据中华人民共和国节约能源法和江苏省节约能源条例，属于重点用能单位，项目投产运营后应严格按照重点用能单位节能管理办法的相关规定加强节能管理。第二节 项目与国家、地方和行业节能设计规范及标准的符合性评估项目依据中华人民共和国节约能源法、国务院关于加强节能工作的决定、江苏省节约能源条例和节能中长期专项规划等法规政策，以及节能用电管理办法、工业企业能源管理导则等合理用能标准及节能设计规范进行该项目的设计。2.1 政策符合性分析本项目项目对照产业结构调整目录（2005年本）（发改委令第40号）和江苏省工业结构调整指导目录，属于允许类项目；对照无锡市产业结构调整指导目录（试行）（锡政办发20086号）和宜兴市产业导向目录（2008修订（宜政办发2008149号），该项目设备及产品未列入淘汰类或限制类项目，属于允许类项目。2.2相关节能设计规范及标准符合性分析1、项目与评价企业合理用电技术导则（GB/T3485-1998）的符合性该项目与评价企业合理用电技术导则的符合性主要体现在以下几个方面：（1）企业变电的合理化新增变压器选用节能变压器。并根据负载情况，选择合理容量的变压器；采用电容器进行无功功率补偿，使厂区功率因素不低于0.9，减少线路上电能的损耗；尽量将变电设施及供电设备布置在负荷中心，以减少线路的电能损耗。（2）电能转换机械能的合理化优先选用高效电机，并采用变频调速技术，节电效果明显。且选用电机的功率与工艺需要相匹配，杜绝“大马拉小车”现象，节约能源；对大功率设备、负荷较集中的用电单元等均采用就地补偿措施；对各工序设备整体进行优化设计，设备选型充分考虑当前国际先进水平的设备，以实现全自动生产，有效地降低生产能耗。（3）企业照明的合理化厂房照明采用高效节能灯，选用节能型光源；照明光源的日光灯采用电子整流器，达到节电目的。以上均符合评价企业合理用电技术导则中对企业合理使用电能的要求。2、项目与评价企业合理用热技术导则（GB/T3486-1993）的符合性该项目与评价企业合理用热技术导则的符合性主要体现在：该项目选用高效、节能的煤粉锅炉，并使用高效节能燃烧器和高效热管换热技术，改善并强化燃烧，隔热保温可靠，使热量散发较少，节能效果显著；采用供汽末端装置可调技术，主要包括末端热量可调及热量计量装置，连接每组暖气片的恒温阀，相应的热网控制调节技术以及变频泵的应用等；各类设备及管道的保温、保冷均采用质量可靠、导热系数小的保温、保冷材料。以上均符合评价企业合理用热技术导则的要求。3、项目与节水型企业评价导则（GB/T7119-2006）的符合性该项目与节水型企业评价导则的符合性主要体现在：采用闭式循环冷却方式，设备用水全部回收，循环利用；供水管网安装完毕后，根据各管网系统的工作压力确定相应的管道试验压力，进行水压试验，以确保各管网系统管道在正常工作状态下，不易发生渗漏状况；使用节水型器具，节约用水。4、项目与工业企业能源管理导则（GB/T15587-2008）的符合性该项目拟建立能源管理网络，厂级、车间、班组三级管理，装置正常生产时，对生产装置进行技术标定，进行物耗、能耗测定，参考标定的数据，制定产品的物耗、能耗考核指标，建立考核制度和奖惩制度；加强职工节能意识的宣传和教育，提高职工节约能源的自觉性。上述内容符合工业企业能源管理导则的相关规定。5、项目与用能单位能源计量器具配备和管理通则（GB17167-2006）的符合性该项目的建设将严格按照用能单位能源计量器具配备和管理通则国家标准的要求,合理配备满足生产经营需要的各种能源计量器具。6、项目与建筑照明设计标准（GB50034-2004）的符合性该企业办公建筑和所有工业建筑照明功率密度值不大于建筑照明设计标准（GB50034-2004）表6.1.2和表6.1.7的规定。当房间或场所的照度值高于或低于表6.1.2和表6.1.7规定的对应照度值时，其照明功率密度值按比例提高或折减。该项目房间的采光系数或采光窗的面积比符合相关标准的规定。另外，该项目充分利用室外天然光，努力将天然光引入室内进行照明。上述内容符合建筑照明设计标准（GB50034-2004）的相关规定。综上所述，该项目“节能分析专篇”中的用能分析遵循了国家和地方有关节约能源的法律、法规，合理用能标准，以及节能设计规范；采用的标准及规范充分考虑相关产业及项目所在地的具体要求，是比较全面和适宜的。第三节 项目能效指标分析2.1 项目主要效率指标计算 1. 发电量本项目两台发电机12MW机组，年运行5500小时年发电量=12MW55002=13200万kWh2. 供电量供电量=发电量-厂用电量=13200万kWh-2600万kWh=10600万kWh3. 供电率=厂用电量/发电量=10600/13200100%=80.3%4. 供热量单台汽轮机额定排气量为100t/h，则该项目供汽量为100t/h2=200t/h，供汽参数为0.98Mpa，温度270（供汽焓值2987.8593kJ/kg）。供热量=供汽量供汽焓=200t/h10002987.8593kJ/kg=597.57GJ/h年供热量=597.57 GJ/h5500h=3286635GJ5. 热电比热电比=年供热量/（发电量3600kJ/kWh）=3286635GJ/（13200万kWh3600 kJ/kWh）100%=691%6. 年用标煤量年用标煤量=年用燃料量燃料平均低位发热值=208780t100021445kJ/kg0.0341tce/百万kJ=152675.49tce7. 供热标煤耗b=106/（29307.6gd）其中：b为供热标煤耗g为锅炉效率91%d为管道效率98%则：b=106/（29307.691%98%）=38.26kgce/GJ8. 供热用标煤供热用标煤=供热标煤耗供热量=38.26kg/GJ3286635GJ=125746.66tce9. 发电用标煤发电用标煤=年用标煤量-供热用标煤量=152675.49-125746.66=26928.83tce10. 发电标煤耗发电标煤耗=发电用标煤/发电量=26928.83tce/13200万kWh=0.204kgce/kWh11. 全厂热效率热效率=（年供汽量供汽焓+年发电量3600）/（年用煤量燃料低位发热值）=3761835/4477287.1=84.02%根据项目的能耗情况核定该项目综合能耗及项目技术指标见表3-5。表3-5 项目技术指标表项 目单 位数 值锅炉蒸发量t/h260汽机进汽量t/h200汽机抽（排）汽量t/h200发电功率MW24年设备利用小时数h5500年发电量万kW.h/a13200年厂用电量万kW.h/a2600年供电量万kW.h/a10600供电率%80.3供热蒸气参数270Mpa0.98对外供热量GJ/h597.57年供热量GJ/a3286635年原煤消耗量t/a208780煤炭平均低位发热值kJ/kg21445年耗标煤量tce/a152675.49发电用标煤tce/a26928.83供热用标煤tce/a125746.66发电年均标准煤耗kg/kW.h0.204供热年均标准煤耗kg/GJ38.26热电比%691年均全厂热效率%84.022.2 对标分析1. 技术指标对比考核热电厂能耗指标主要有发电标煤耗、热电标煤耗、热电比、热效率。本项目采用背压机组，以热定电，热效率高，发电标煤耗低，国内平均发电煤耗为0.36kg/kwh，本项目发电煤耗仅为0.204g/kwh，比国内平均值下降43.33%。国内热电厂热电比限额为大于50%，对于凝汽式电厂汽轮机排气热量作为冷源损失，虽然发电量很大，但没有对外供电，因此热效率为零，背压机组排热量全部被利用，其热电比可以大于80%，本项目热电比691%，以供热为主，能源利用率高。国内平均供热标煤耗为40.22kgce/GJ，本项目供热标煤耗为38.26kgce/GJ，低于国内平均水平。考核热电厂的另一个重要指标就是全厂热效率，热电厂以总热效率45%作为考核指标，由于背压机组热量全部被利用，因此背压机组热效率达到70%是轻而易举的事，本项目全长热效率为84.02%，高于国内平均水平。综上考虑，本项目的各生产指标均优于国内平均水平。主要指标见下表：表3-6 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kgce/kWh0.360.2042热电比%806913供热标煤耗kgce/GJ40.2238.264全厂热效率%4584.022. 产值能耗对比本项目综合能耗总量为28183.11吨标煤，年产值20128.86万元，增加值5636万元（生产法计算）。产值能耗指标与无锡市相近行业比较见下表：表3-7 项目与同行业产值及增加值能耗、水耗对比项目能耗指标单位本项目能耗指标无锡工业能效指标（2008版）电力生产无锡工业能效指标（2008版）热力生产和供应单位产值能耗tce/万元1.4005.02983.6098单位工业增加值能耗tce/万元5.00013.901913.0413万元增加值取水量m3/万元212.9174363.588321.29注：选取的无锡工业能效指标数据为无锡市2009年推荐值。由于该项目属于热电联产，无锡工业能效指标中没有明确规定热电联产产值能耗指标，因此与电力生产和热力生产相比较。均优于无锡工业能效指标中电力生产、热力生产和供应能耗指标。第四节 工艺、设备节能评定该项目根据该区的热负荷确定以供热为主，采用背压式发电机，原则为以热定电，背压式发电机热效率以及热电比均大于冷凝式发电机组和抽气式发电机组。该项目采用背压机组供热、供电的方式在提高热效率和提高热电比具有先进性，符合该区的发展要求。对照产业结构调整目录（2005年本）电力行业属淘汰类的落后工艺装备有：1.大电网覆盖范围内，服役期满的单机容量在10万千瓦以下的常规燃煤凝汽火电机组；2.单机容量5万千瓦及以下的常规小火电机组；3.以发电为主的燃油锅炉及发电机组（5万千瓦及以下）。经与产业结构调整指导目录（2005年本）对照，该项目未采用国家明令禁止或淘汰的落后工艺、设备。第五节 节能新工艺、新技术和新产品采用该项目的建设采取了一系列的节能新工艺、新技术和新产品，主要包括：集中供热、使用高效节能燃烧器、高效热管换热技术应用及蒸汽冷凝水回收。1.1 集中供热1、集中供热技术简介所谓集中供热，就是由一个或者几个集中热源通过热力管网供应用户所需要的生产用热和生活用热的供热方式。与分散供热的锅炉或者采暖的小火炉相比，是有效地利用能源，防治大气污染的重要途径。集中供热主要可以通过热电联产、区域性集中建锅炉房、以及利用工业余热等方法来实现。采用集中供热的方式，可以淘汰分散供热的小锅炉，由于分散供热的小锅炉热效率远远低于热电联产的锅炉效率。因此集中供热较分散供热节能效益显著。2、集中供热效益分析采用集中供热的主要优点体现在集中供热锅炉的效率大大的高于分散供热的小锅炉效率。按管道效率98%、本项目锅炉效率91%、分散锅炉效率55%计算供热标煤耗=38.26kg/GJ=63.30kg/GJ对比发现采用集中供热的供热煤耗比分散供热的供热煤耗下降25.04kg/GJ。从社会整体考虑采用集中供热可比分散供热节约社会用煤82297.34吨（本项目全年供热3286635GJ）。减排CO221.56万吨、S