新区集中供热节能评估报告

75-第一章评估依据1.1国家现行的法律、法规、规章、产业政策、准入条件《中华人民共和国节约能源法》，2008.4.1；《中华人民共和国可再生能源法》，2006.1.1；《中华人民共和国电力法》，1996.4.1；《中华人民共和国清洁生产促进法》，2003.1.1；《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》，国家发改委2010年第6号令；《国务院关于加强节能工作的决定》，国发[2006]28号；《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；关于对《城市集中供热管网改造“十一五”规划》编制大纲的补充意见，建综计函[2006]37号；《城市燃气和集中供热企业资质管理规定》，建设部令第51号；《中华人民共和国消防条例》，1984.10.1；《内蒙古自治区消防条例》，2010.12.1；《关于印发“十一五”十大重点节能工程实施意见的通知》，发改环资[2006]1457号，2006.7.25；《中国节能技术政策大纲》，2007年；《节能中长期专项规划》，发改环资[2004]2505号；《产业结构调整指导目录（2005年本）》，国家发改委2005年第40号令；《C市人民政府关于印发<C市城市集中供热管理办法>的通知》，赤政发[1999]068号；《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》，国发[2007]15号；《节约用电管理办法》，国经贸资源［2000］1256号，2000.12.29；《能源发展“十一五”规划》，国家发改委，2007.4。1.2自治区有关规定《内蒙古自治区人民政府关于大力开展节能工作的意见》，内政发[2006]71号；《内蒙古自治区实施<中华人民共和国节约能源法>办法》，内蒙古自治区人大常委会公告第70号，2002.1.17；《内蒙古自治区人民政府关于印发自治区节能减排实施方案的通知》，内政发[2007]95号；《C市人民政府关于印发C市节能减排实施方案的通知》，赤政字[2008]026号；《内蒙古自治区人民政府关于印发自治区固定资产投资项目节能评估和审查管理办法的通知》，内政发[2008]16号；《关于对自治区固定资产投资项目节能评估管理办法配套文件修订的通知》，内经信资环字[2010]18号。1.3管理及设计国家标准和规范《工业企业能源管理导则》，GB/T15587-2008；《用能单位能源计量器具配备和管理通则》，GB/T17167-2006；《工业设备及管道绝热工程设计规范》，GB50264-97；《供配电系统设计规范》，GB50052-2009；《城镇供热管网设计规范》，CJJ34-2010；《锅炉房设计规范》，GB50041-2008；《热水锅炉安全技术监察规程》，劳锅字[1991]8号；劳动部关于印发《修订后的<热水锅炉安全技术监察规程>有关章节》的通知，劳部发[1997]74号；《城镇直埋供热管道工程技术规程》，CJJ/T81-98；《采暖通风与空气调节设计规范》，GB50019-2003；《关于印发<关于城镇供热体制改革试点工作的指导意见>的通知》，建城[2003]148号；《电力工程电缆设计规范》，GB50217-2007。1.4合理用能国家标准《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/T3486-93；《节水型企业评价导则》，GB/T7119-2006；《综合能耗计算通则》，GB/T2589-2008；《节电措施经济效益计算与评价》，GB/T13471-92；《单位产品能源消耗限额编制通则》，GB/T12723-2008；《设备及管道保温效果的测试与评价》，GB/T8174-87；《企业节约能量计算方法》，GB/T13234-2009；《企业能源网络图绘制方法》，GB/T16616-1996；《企业能流图绘制方法》，GB6421-86；《用能单位能源计量器具配备和管理通则》，GB17167-2006。1.5建筑类相关标准和规定《公共建筑节能设计标准》，GB50189-2005；《民用建筑热工设计规范》，GB50176-93；《严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准》，JGJ-26-2010；《建筑照明设计标准》，GB50034-2004；《建筑给排水设计规范》，GB50015-2003；《屋面工程技术规范》，GB50345-2004；《建筑采光设计标准》，GB/T50033-2001；内蒙古自治区《公共建筑节能设计标准》，DBJ03-27-2007；内蒙古自治区《居住建筑节能设计标准》，DBJ03-35-2008；《采暖通风与空气调节设计规范》，GB50019-2003；《外墙外保温工程技术规程》，JGJ144-2004；《供配电系统设计规范》，GB50052-2009；《室外给水设计规范》，GB50013-2006；《室外排水设计规范》，GB50014-2006；《建筑设计防火规范》，GB50016-2006；《工业建筑防腐蚀设计规范》，GB50046-2008；1.6其它评估依据《C市B县L镇新区集中供热工程(一期)可行性研究报告》，中国市政工程华北设计研究总院，2011.1；C市B县L镇新区集中供热工程(一期)节能评估报告委托书，2011.3；《B县L镇国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》；C市富龙城镇供暖管理有限责任公司提供的其他基础资料和数据；《工业建筑设计手册》，于尔根·亚当等编，苏艳娇译，大连理工大学出版社，2006。1.7项目建设主要原则1、根据项目的特点，严格执行国家有关现行标准、规范和规定。2、坚持科学发展和循环经济的发展理念，站在科学技术的制高点和科学技术发展的最前沿，采用新工艺、新设备、新材料和新技术，做到技术先进、安全可靠、经济合理、管理方便。3、合理确定供热范围，以保证其经济性，并充分考虑发展的需要及与供热规划的衔接关系。4、计划投资，分批实施，把资金用在条件成熟的供热区域。5、厂区布置力求紧凑，灰渣综合利用。6、坚持节约原则，降低工程造价，缩短建设周期。7、重视对环境的保护，严格控制锅炉房的“三废”排放量。8、贯彻“预防为主，防消结合”的原则，加强消防设施的配备。1.8折标系数选取依据或来源说明本评估报告中原煤、电力、新水、热力等折标系数的选取依据和来源见表1.8-1。表1.8-1折标系数选取依据和来源说明能源种类折标系数选取依据或来源备注当量值等价值原煤0.4805tce/t0.4805ce/t根据收到基低位燃烧热值计算外购电力1.229tce/万kwh4.04tce/万kwh《综合能耗计算通则》外购热力0.3412tce/万MJ0.3412tce/万MJ《综合能耗计算通则》自产新水0.857tce/万t《综合能耗计算通则》外购第二章建设单位及项目概况2.1建设单位基本情况2.1.1建设单位名称、性质、法人代表单位名称：C市富龙城镇供暖管理有限责任公司公司性质：有限责任公司法人代表：2.1.2单位联系方式单位地址：C市K区昭乌达路邮政编码：项目联系人：联系电话：2.1.3企业简介C市富龙城镇供暖管理有限责任公司是一家对中小城镇供暖进行投资、建设、改造、运营、管理的公司。成立于2010年6月9，注册资本金为人民币500万元。由C市富龙公用（集团）有限责任公司、C市众益投资经营有限责任公司、北京环能瑞通科技发展有限责任公司、辽宁省城乡建设规划设计院四家单位共同出资设立。目前，公司总供热面积为140.31万平方米，其中居民采暖面积为78.06万平方米，非居民采暖面积为62.26万平方米。C市富龙城镇供暖管理有限责任公司充分利用国家大力推进建设“低碳型、节约型、节能型、环保型”社会的有利政策机遇，依托富龙集团先进的管理模式、管理人才、管理体制、管理机制，在未来几年内将与具有供暖期长、低成本、城镇政府政策支持的优势城镇进行业务洽谈和合作，建立县级城镇供暖项目的发展平台，通过统筹管理、技术创新、制度创新、产业转型、新能源开发等多种手段，实现公司效益经济和低碳经济的双赢。2.2项目概况2.2.1项目基本情况项目名称：C市B县L镇新区集中供热工程(一期)建设地点：C市B县L镇新区项目性质：新建2.2.2项目建设自然条件2.2.2.1地理位置本项目位于C市B县L镇。L镇是B县政府所在地，地处B县中部，位于北纬43°57′~44°0′，东经119°21′~119°25′之间，东北面与隆昌镇、十三敖包镇接壤；西南两侧与哈拉达乡、查干达苏林毗邻。本项目热源厂位于L镇新区南区的西北侧。热源厂位于主要热负荷区域的西南部。厂址周围交通条件便利，具有供水、供电及排水条件，厂址现为空地，场地较为平整，可以满足热源厂工程建设的要求。本项目为集中供热工程一期，主要为新区的中区供热。L镇地理位置见图2.2-1。项目热源厂与中区的区位图见图2.2-2。2.2.2.2公共设施条件=1\*GB3①供电：由B县农电局供电。=2\*GB3②供水：由B县自来水公司供应。=3\*GB3③排水：排入城区主干道市政污水管网，市政污水管网已建成。=4\*GB3④通讯：项目区已建成覆盖项目区、连接国内外的通讯网络。=5\*GB3⑤道路：周边道路路面为沥青混凝土路面。2.2.3建设规模和内容C市B县L镇新区集中供热工程(一期)建设内容包括一个热源厂、配套供热管网(一级热水管网)和热力站。本项目建设规模如下：1、热源厂：新建2×29MW+1×58MW往复热水锅炉、辅机及共用的部分建筑设备。一期为新区中区供热，供热面积为145万m2，供热负荷84.1MW。2、管网及热力站：供热管道一期全部建设。新建一级热水管网管槽长度9.68km和热力站17座（17套机组）。项目区项目区图2.2-1L镇地理位置图项目热源厂北区中区南区皇城遗址皇城遗址图2.2-2项目热源厂区位图项目热源厂北区中区南区皇城遗址皇城遗址2.2.4项目布置图项目供热总体规划分区情况见附图一。项目管网走向及热力站分布见附图二。项目热源厂总平面布置见附图三。2.2.5项目总投资本项目估算总投资为9998.22万元，其中静态投资9800.08万元，涨价预备费0.00万元，建设期贷款利息64.00万元，铺底流动资金134.14万元。其中：申请国内商业银行贷款2000万元，占项目工程总投资的20.0%；其余资金7998.22万元(含铺底流动资金)，由项目投资方出资和收取的供热配套费作为项目资本金注入，占项目工程总投资的80.0%。2.2.6主要经济技术指标项目主要经济技术指标详见表2.2-1。表2.2-1项目主要经济技术指标一览表序号项目指标备注一基础指标1.1热源厂占地面积m2665971.2总建筑面积m223013.11.3厂区围墙长度m10601.4%30二2.1供热面积万m21452.2热源厂规模MW2×29+582.3热负荷MW84.12.4一级供热管网km9.682.5供热半径km3.92.6热力站座172.7一级网工作压力MPa1.62.8一级网供回水温度℃130/702.9二级网工作压力MPa0.82.10二级网供回水温度℃80/602.11管网压力损失kPa342.8三劳动定员人50四全期生产天数天182五经济数据5.1项目总投资万元9998.225.2建筑工程投资万元2484.195.3设备及工器具购置费万元2393.395.4安装工程费万元3304.975.5项目财务内部收益率%10.08所得税前%7.62所得税后5.6项目财务净现值(i=5%)万元2024所得税前万元3900所得税后5.7投资回收期年11.68所得税后5.8权益资金财务内部收益率%8.315.9贷款偿还期年5.135.10总投资受益率%6.005.11权益投资净利润率%5.305.12年平均利润万元4245.13年平均生产成本万元6315.14正常年份盈亏平衡点BEP%65.82六能耗指标6.1电力万kWh/a771.50实物量6.2原煤t/a74986实物量6.3热力(输出量)TJ/a–843.40实物量6.4新水万t/a6.62实物量6.5项目综合能耗tce/a10376.49等价值tce/a8202.13当量值6.6万元产值综合能耗tce/(万元·a)2.468等价值tce/(万元·a)1.951当量值6.7万元工业增加值综合能耗tce/(万元·a)8.611等价值tce/(万元·a)6.807当量值6.8单位建筑面积综合能耗kgce/(m2·a)27.87等价值kgce/(m2·a)23.94当量值6.9总线损率%2.286.10水重复利用率%99.562.2.7项目进度计划由于热负荷的陆续增长和建设资金需逐步落实，本项目计划分期实施，项目进度安排如下：1、可行性研究阶段：1个月（2011年1月）；2、初步设计阶段：2个月（2011年2月～2011年3月）；3、施工图设计：3个月（2011年4月～2011年6月）；4、土建工程施工：6个月（2011年7月～2011年12月）；5、设备管线安装：6个月（2012年1月～2012年6月）；6、联合试运转：2个月（2012年7月~2012年8月）。具体工程进度安排见表2.2-2。表2.2-2项目进度计划表序号工作阶段20112012123456789101112123456781可行性研究阶段◆2初步设计阶段3施工图设计4土建工程施工5设备管线安装6联合试运转第三章项目设计内容及对比评价3.1工艺选择及对比评价3.1.1热源厂3.1.1.1热源的确定原则热源厂的型式主要根据热负荷的性质确定，工艺设计本着经济合理，安全可靠，改善工人工作条件，提高机械化、自动化水平的原则，采用国内外先进技术，讲求经济效益、社会效益及环境效益。3.1.1.2热源的确定目前可供选择的集中供热方式有热电联产、区域性热电联产、大型区域集中供热锅炉房等。采用热电联产或区域性热电联产集中供热，是一种节能效果好、环境污染小、社会效益高的供热方式，但它的一次性投资巨大且必须与当地的供热和电力需求相协调，满足国家节能减排、热电联产的政策要求。在供热范围内建设区域集中供热锅炉房是比较灵活、实用方式，特别是根据热电联产的技术条件要求，大型热电联产需要带基本负荷，大型锅炉房带尖峰负荷，因此在热电联产项目尚未实施前，为满足当地采暖热负荷的快速增长的需求，先期建设大型高温热水锅炉，满足国家产业、节能及环保等方面的政策，热源选择区域集中供热锅炉房是合理可行的。3.1.1.3供热参数本工程产热全部用于建筑物采暖，根据国家节能政策的要求，以采暖热负荷为主时，应采用热水作为供热介质，同时由于本工程供热范围较广，供热面积较大，系统运行压力较高，故热源与热用户通过换热设备间接连接，供热介质采用高温水，因此锅炉选型为高温热水锅炉。根据国内城市集中供热工程的运行经验，本项目可行性研究报告推荐的供热参数如下：一级管网（即热源至各用户热力站的管网）供回水温度为130/70℃，二级管网（即各用户热力站至各采暖建筑物的管网）供回水温度为80/60℃。3.1.1.4锅炉选型目前用于城市集中供热的高温水炉型主要有层燃炉（链条炉排、往复炉排等）、沸腾炉（鼓泡床炉、流化床炉等）和煤粉炉，其中煤粉炉虽然生产和运行经验成熟，但制粉系统比较复杂，设备投资较高，多用于发电锅炉，其锅炉负荷率调节范围较小，只有在稳定工况下连续运行，方能获得较高的燃烧效率。故本项目热源厂锅炉选型主要考虑以下两种炉型：往复锅炉和循环流化床锅炉，两种炉型简述如下。(1)往复锅炉往复锅炉目前在供热行业应用较为广泛。其为一种利用炉排往复运动来实现给煤、除渣、拨火机械化的燃烧设备，它技术成熟、运行可靠、操作简单、管理方便、造价低，锅炉初始排放浓度低。锅炉配套鼓、引风机的风量、风压较小，耗电也少，对负荷的适应性较强。锅炉安装方便，施工周期短，整个工程的建设投资和运行费用均较低。但它不能进行炉内脱硫，需要单独增加脱硫装置，对煤种的适应性较差，特别是不适用结焦性强的煤种，锅炉效率也低于循环流化床锅炉。(2)循环流化床锅炉循环流化床锅炉可以实现炉内脱硫，燃料适应性好，燃烧效率高，对煤种适应性强，适宜燃用劣质煤。且由于低温燃烧可以抑制NOX(氮氧化物)的生成。但循环流化床锅炉初始排放浓度较高（15000mg/Nm3），为满足环保要求，需选择高效的静电除尘器或布袋除尘器（除尘效率必须达到99％以上），一次风机压头高，需要二次风机，耗电较高，燃烧室下部膜式壁与耐火防磨层交界处的磨损严重，锅炉尾部受热面磨损严重，循环流化床锅炉的初投资及运行维护费用均较高，其操作也比较复杂，对运行管理要求较高。从技术方面分析，两种炉型均可选用。两种炉型各项技术指标对比详见表3.1-1。同种规模的往复锅炉（1×58MW）和循环流化床锅炉（1×58MW）的详细经济比较见附表一。表3.1-1炉型技术指标对比表项目名称往复锅炉循环流化床锅炉性能参数对煤种的适应性煤种适应性较差煤种适应性强燃烧区温度1200℃800～900℃热效率80～85％85～90％负荷调节性一般好燃料制备简单较复杂运行管理操作简单，管理方便操作较复杂，管理要求高运行费较低较高环保影响除尘脱硫方式炉外湿法脱硫除尘炉内脱硫，需静电或布袋除尘器氮氧化物排放水平400～600PPM50～200PPM灰渣综合利用可作为铺路材料灰渣未经高温融化，其活性好，可作水泥熟料或建材原料。对往复锅炉和循环流化床锅炉进行详细的比较后发现，往复锅炉较循环流化床锅炉更为经济、耐用、实用。因此，本项目采用130/70-1.6往复锅炉作为供热锅炉。3.1.1.5热源规模根据区域内热负荷的逐步发展情况，并考虑热源厂具体情况，确定热源厂一期规模为2×29MW+1×58MW往复热水锅炉，最大供热能力为116MW。二期再建2×58MW往复热水锅炉，共用部分在一期建设，每期的土建厂房一次建成，设备可以依据负荷发展需要情况分阶段建设。本项目(一期)锅炉主要技术参数见表3.1-2。表3.1-2本项目锅炉主要技术参数项目29MW锅炉58MW锅炉型号DZW29-1.6/130/70-AIIDZW58-1.6/130/70-AII额定热功率29MW58MW额定供水压力1.6MPa1.6MPa额定供水温度130℃130℃额定回水温度70℃70℃额定循环水量457t/h914t/h排烟温度150℃150℃锅炉效率83.6%83.6%3.1.1.6热源运行方案B县L镇新区共分三个区块：南区(1-12分区)规划采暖总面积为145万m2，中区(13-29分区)规划采暖总面积为145万m2，北区(29-40分区)规划采暖总面积为105万m2。本项目为新区集中供热一期工程，本期建设进度至2014年，向中区供热，即集中供热面积145万m2，供热负荷84.1MW，新建锅炉房供热规模2×29MW+1×58MW。二期建设2×58MW，建设进度至2020年，向南区和北区供热。供热管道一期全部建设。3.1.1.7输煤系统1、煤质资料锅炉房燃用西乌旗白音华煤，其煤质检测报告单见附表四。白音华煤的收到基低位发热量为14083kJ/kg。则其折标系数为0.4805tce/t。2、贮煤场及输煤系统锅炉用煤采用公路运煤。根据总体布置，储煤场长104m，宽92m，总面积为9500m2。可储煤2.8万吨。封闭煤库长108m，宽36m，总面积为3800m2。可储煤l万吨，封闭煤库可供热源厂燃烧设备燃用6天。煤场内设5t电动抓斗起重机一台及轮式装载机两台，向地下煤斗供煤和建堆。1号输煤通廊的尾部建在贮煤场地下，有两个地下受煤斗，受煤斗出口设有给料机，用来向1号胶带输送机送煤，给煤量可在一定的范围内根据用煤量进行调整。1号胶带输送机将煤经倾斜段进入煤仓间，由2号胶带机上的均匀给煤机将煤卸入炉前煤斗。煤仓间内采用水力冲洗。输煤系统为单路布置，因场地原因，1号及2号胶带机采用大倾角胶带机，宽度B=800mm，档边高200，角度为45o输煤通廊全封闭，宽2.5m，高2.5m。在碎煤机室的前后各设有一台除铁器，以去除煤中的金属。为便于管理，在2号胶带机上设有电子皮带秤，计量耗煤量。系统控制采用集中和就地控制两种方式，各个设备之间都设必要的电气联锁和联络信号，并沿输煤线上按一定距离布置事故按钮。由于燃煤含水率较低，煤在输送过程中跌落处的粉尘飞扬较严重，影响工作环境，因此在地下通廊、碎煤机室及煤仓间设置通风除尘设备以减少飞尘。3.1.1.8燃烧系统往复锅炉燃烧系统由送风系统、煤-灰-渣系统、烟气系统及除尘脱硫系统等组成，简述如下：1、送风系统每台锅炉配有一台鼓风机。燃烧所需的空气由鼓风机送入空气预热器，经预热后由炉床下部的送风仓均匀进入燃烧室，以达到理想的燃烧效率。2、燃料、灰、渣系统原煤自原煤斗、溜煤槽、运转炉排送入炉床，每台锅炉配1个原煤斗、1个溜煤槽。煤斗储煤量为11小时的锅炉耗煤量，溜煤槽储煤量为4.2小时的锅炉耗煤量。燃烬的灰渣由锅炉底部的出渣口、重型框链除渣机、皮带输渣机送至渣仓，由汽车外运。3、烟气系统燃烧产生的烟气依次经过炉膛、锅筒、烟道、省煤器、空气预热器后从锅炉排出，为有效减少烟气污染，锅炉烟气先除尘，再经引风机、脱硫装置、砼烟道、烟囱排向大气。4、除尘脱硫系统本工程采用炉后除尘脱硫，采用干法除尘+湿法脱硫方式。烟气出锅炉后先经干法多管旋风除尘处理，由引风机抽送至湿法脱硫塔，经麻石水膜除尘器处理后，烟气由烟囱排入大气。排放有害含量符合排放标准要求。干法多管旋风除尘效率>98%。5、主要设备热源厂燃烧系统主要设备选型见表3.1-3及3.1-4。：表3.1-3单台29MW热水炉燃烧系统主要设备一览表序号设备型号数量/台备注1鼓风机G4—73No10D1流量Q=56455m3/h，全压H=2525Pa，功率N=55kW2引风机Y4—73No14D1流量Q=109550m3/h，全压H=3968Pa，功率N=185kW3多管除尘器配29MW锅炉1除尘效率98%4湿式脱硫装置配29MW锅炉1脱硫效率70%，除尘效率98%表3.1-4单台58MW热水炉燃烧系统主要设备一览表序号设备型号数量/台备注1鼓风机G4—73No18D1流量Q=129200m3/h，全压H=2595Pa，功率N=132kW2引风机Y4—73No20D1流量Q=214800m3/h，全压H=4373Pa，功率N=400kW3多管除尘器配58MW锅炉1除尘效率98%4湿式脱硫装置配58MW锅炉1脱硫效率70%，除尘效率97%3.1.1.9热力系统一级网回水经除污器及循环水泵送入锅炉。锅炉进、出水均采用母管制，每台锅炉出水接入供水母管，再由供水母管输入管网，至热用户。锅炉设计工况进、出水温度为130/70℃，本工程热网供回水温度选用130/70℃，温差均为60℃，所以通过锅炉的水流量保持不变。热网系统采用补水泵定压，补水经软化、除氧后送至一级网循环水泵入口，与一级网回水一同送入锅炉，各锅炉的定期排污经母管排入定期排污扩容器，扩容后经冷却排入厂区排水系统。另外为防止水泵意外停转，厂房系统中管道产生水击现象，在热网循环水泵的出口管与吸入管之间加装旁路，并在旁路管上设逆止阀，以降低循环水泵入口侧的压力。一期热力系统中主要设备选型及技术参数见表3.1-5。表3.1-5一期热力系统主要设备选型序号设备型号数量/台备注1热水锅炉DZW29-1.6/130/7022DZW58-1.6/130/7013循环水泵2(1用1备)，Q=1046m3/h，H=65m，N=400kW42Q=480m3/h，H=65m，N=185kW5变频调速补水泵2(1用1备)，Q=83m3/h，H=55m，N=37kW6海绵铁除氧器2出力Q=50t/h7全自动软水器2出力Q=50t/h8软化水箱1V=50m3/h3.1.1.10除灰渣系统本系统采用湿式除渣。锅炉的排渣经出渣口落入湿式框链除渣机内，同时冷却至一定温度，向皮带输送机输送，再由皮带输送机运到锅炉房外的渣仓内等待外运。室外渣仓设为三个，每个容积为150m3，存渣量约为5台锅炉11小时的排渣量。渣仓出渣口设有电动鄂式闸门，与自卸车配套使用。渣仓下部封闭，内设排水及采暖设施。3.1.2供热管网3.1.2.1现状管网区域内没有集中供热管网。3.1.2.2管网走向及敷设方式根据实地调研中的功能分区、道路规划、铁路及河流分布，设计一级供热管网规划路径。一级供热管网布置的主要原则如下：（1）靠近热负荷集中地区，避免长距离穿越没有热负荷的地段；（2）尽量避免穿越主要交通道路和繁华街道，以免给施工和运行管理带来困难；（3）尽量使管段始末两端距离最短，以节省投资和减少热损耗；（4）为避免管网对市区景观影响，减少热损，应采用直埋敷设方式。（5）管线在满足设计的情况下，力求平直，尽量选择人行道下敷设。（6）穿越主干道和跨河流及铁路时，采取顶管和地下管廊方式。（7）适当考虑今后热用户的增加，管道应预留三通，方便连接。1、热水管网走向：管网走向为主干线DN800自锅炉房引出后沿街向南敷经过北区，向中区铺设，同时向北铺设DN500的管径至北区。同时在中区预留DN400的管道接口与中色库煿冶炼厂的余热利用热水管网连接。主干线及主干支线沿途分支向各热力站引支线。一级热水管网总长度为9.68km,管径DN800～DN150。管网走向及热力站分置详见附图二。2、热网敷设方式本工程热水管网敷设方式原则上全部采用直埋敷设，局部管段根据现场条件采用架空或地沟敷设。直埋敷设与地沟敷设相比有许多优点：（1）工程造价低，降低10%以上。（2）热损失小，节约能源，减少热损失或煤耗约15%～20%。（3）防腐、绝缘性能好，使用寿命长，预制直埋保温管使用寿命一般在20年以上，使用寿命比地沟高2～3倍。（4）占地少、施工快，有利于环境保护和其他市政设施的建设。3.1.2.3特殊地段的处理原则1、过河方案过河，一般有以下几种方案，即拱管跨越，涵管跨越，沉管跨越，架空桁架，悬索等形式。但根据河道管理部门的意见，河上不允许架空。因此管道只有在河底下敷设。河底下敷设首先应满足管道稳定性条件，管道覆土深度应在河床底-1.2m以下，同时配重，管道周围填沙包，同时管道布置还应满足管道强度设计要求。2、过铁路为减少跨越铁路对铁路运输的影响，同时减少对城市景观的影响，根据铁路及市规划管理部门的意见，管道穿越铁路时采用顶管方案。3、过公路道口对于主要交通路段的路口处，可根据具体情况采用顶管及开槽直埋敷设。有条件开挖的路段优先考虑直埋敷设，以节省投资。3.1.2.4管材、管道附件、管道防腐及保温1、管材DN≥200mm管道采用螺旋缝电焊钢管，材质为Q235B，DN≤150mm管道采用无缝钢管，材质为20号钢。2、管道附件(1)阀门：热网输送干线每隔2～3km设一座分段阀门，管道各分支线均设关断阀门，管网高点设放气阀，低点设泄水阀。分段阀门和关断阀门均采用焊接蝶阀，放气、泄水阀采用球阀。(3)补偿器：一级管网应尽量利用地形及道路变化采用自然补偿，大管径高温直埋管线采用预热无补偿直埋敷设，DN≤600mm的管道采用冷安装无补偿直埋敷设，特殊地段采用有补偿安装，补偿器可采用直埋型波纹补偿器。(3)弯头及三通：管道的弯头及三通均采用标准成品件，弯曲半径R≥2.5DN，材质不低于管道钢材质量，壁厚不小于管道壁厚。3、管道防腐及保温热水管道采用直埋式预制保温管，保温材料采用聚氨酯硬质泡沫。供回水管均采用聚氨酯硬质泡沫，保温材料厚度根据输送介质温度的不同而不同，外套管采用高密度聚乙烯（PE），产品应符合《高密度聚乙烯外护管聚氨酯泡沫塑料预制直埋保温管》（CJ/T114-2000）标准。3.1.2.5供热管网参数1、水力参数：热网供热半径约为3.9km。管网阻力为342.8kPa，热力站阻力为150kPa。2、供热管网定压：一次网管道最高充水高度为23m(热源厂内)，安全压头取10m，定压线相对电厂地面为H=17.6+23+10=43.6m。定压点设在热源厂热网循环水泵入口，定压值为44m。3、最不利环路作用压头：保证最不利环路作用压力为150kPa。热网循环水泵需克服的阻力为热源厂内部（包括锅炉及厂区热网）阻力损失、热网总阻力损失以及最不利环路用户的作用压头。热源厂内部阻力损失取200kPa。4、定压与调节方式本项目热网的调节方式如下：(1)一级网采用分阶段改变温度的量调节（以量调节为主），一级网供回水温度为130/70℃，根据室外温度，改变一级网供回水流量及锅炉出水温度以达到理想的节能效果。(2)二级网采用分阶段改变温度的量调节（以量调节为主），二级网供回水温度为80/60℃，根据室外温度，自动调节换热机组一级网回水管上的电动调节阀开度，改变二级网供回水流量，保持采暖用户室内温度18～20℃。3.1.3热力站3.1.3.1用户与热网的连接方式本工程供热温度高，管网运行压力大，为便于管网扩建增容，方便调节，供热安全可靠，采暖热用户与热网采用间接连接方式。3.1.3.2热力站站址及数量热力站站址应靠近热负荷中心，以减少二级网的投资。区域内根据热负荷分布情况，共设17座热力站。3.1.3.3热力站规模由于按地理位置和自然道路划分的建筑小区，其建筑面积各不相同，依据各建筑小区的供热位置，供热面积，合理规划热力站的规模。本工程单台机组规模控制在9MW以内，热力站类型一共分为4种：3MW、4MW、6MW、9MW。热力站布置在各建筑小区热负荷集中地带，并靠近小区道路处，有利于管网敷设，减少投资。热力站占地面积为100～150m2。3.1.3.4热力站系统为便于运行管理、减少运行成本，同时为满足采暖热用户需要，保证供热质量，节省能源，热力站选用全自动换热机组，机组带有全自动控制装置，占地面积小，自动化程度高，能够实现无人值守，机组能根据室外温度变化，自动调节供热量，保持用户室内温度恒定。3.1.3.5热力站供配电系统1、380V/220V系统热力站的380V/220V系统，均为中性点直接接地系统，为了保护电气系统和设备免受雷电造成的危害，低压配电系统安装电涌保护器。本工程设计基本采用集中供电方式，电力配电以放射状为主。每个热力站配置1面挂墙式配电计量箱，动力与照明用电分别计量。2、线路敷设动力线路采用穿钢管保护埋地暗设,照明线路采用穿PVC管保护暗设，电缆选用VV22-1kV型和VV-1kV型，导线选用BV-0.5kV型。3、照明照度标准按我国现行标准《建筑照明设计标准》（GB50034-2004）。灯具选择：生产场所采用钠灯。4、电机起动控制和保护热力站按无人值守设计，水泵根据工艺要求，采用变频自动调速，设备根据具体情况分别采取短路、过载、断相、低电压等保护。3.1.3.6热力站自控1、范围SCADA监控系统的监控中心站、远程终端站控制系统、通讯网络。2、设计原则(1)满足工艺要求，确保热网安全可靠和经济运行。(2)具有当代先进水平，方便操作、有利集中管理和远程监控。(3)系统总体结构设计应具有开放式拓朴结构，便于今后系统扩展，网络通讯采用国际标准协议，以便与其它系统联网。(4)自控系统与相关仪表和通讯设备的质量等级应处于同一高水平上，以确保监控系统整体的可靠性和安全性。3、控制水平(1)监控系统采用集散控制型的拓朴结构，监控中心实现运行数据的集中监测、管理和调度，远程终端站实现本地自动控制和数据采集。(2)系统采用开放式拓朴结构，可对热网扩建提供扩展功能。(3)系统提供“热网专用软件”，可对热网运行进行分析、计算、管理和开发，达到高效节能运行。(4)系统采用OPC国际标准化通讯协议，方便热网与热源之间以及监控中心与其它相关网络的连接。4、设计方案计算机系统包括热源自控系统、热网监控系统及相关的通讯网络，系统将实时全面了解热源及热网的运行情况，监视外网最不利点的差压，调节热源循环水泵转速，以适应热负荷变化，使热源和热网达到协调统一、安全可靠和高效运行。(1)SCADA自控系统方案目前热力站控制已从“有人值守”过渡到“无人值守”，给用户带来极大的方便。因此，本设计采用“无人值守”监控方案，为保证系统的可靠性和充分发挥监控中心，远程终端站以及通讯网网络功能，监控系统采用集中监测管理和分散控制方案。即监控中心实现数据的集中监测和管理，远程终端站实现本地自动控制。控制功能下放到远程终端站，可靠性增强，即使通讯网络中断，也能完成控制任务。监控中心配置了硬件资源、软件资源和高级技术人员，可以完成管理、分析和开发功能。由于强化本地控制功能，减弱了对通讯网络的依赖性，可靠性增强，可实现热力站“无人值守”。热网监控系统由外网监控中心、远程终端站及外网通讯系统组成。(2)SCADA系统主要特点自控系统能很好的完成一、二级网质量并调，可根据外网最不利点的差压，调节热源循环水泵转速，满足外网负荷要求；自控系统设有程序启动/关停顺序；超厚、超压以及断电保护。(3)优化自控系统特点优化自控系统更强调优化本地控制功能，强调控制器及软件的功能。此方案除具有典型自控系统方案特点外，还具有如下优化特点：一级网回水温度限制：回水温度超过设定值时，一次侧调节阀关小，以降低循环水量、节省能量、节省运行费用。回水温差限制：通过一次侧调节阀，限制一、二次侧回水温差，通过优化热交换工艺，降低一级网回水温度，以减少循环水量，节省电能，改善热平衡和节约运行费。最大流量限制：通过调节阀控制热力站流量，使总流量不超过设计值，有利于热网平衡、保持热网稳定。最大热量限制：与流量限制的原理相同，但根据热量进行控制。夜间设定时间程序：根据热力站运行时间表，减少热量供应，减少热损失，节能、节省运行费用。综上所述，优化自控系统方案使热网运行达到最佳效果，弥补了“典型自控系统方案”仅采用PID控制的不足，系统优化的目的在于保持供热水平的前提下，降低投资和运行费用。本设计应采用“优化”方案。3.2热源厂总平面布置3.2.1厂址地理位置及自然环境B县L镇新区热力建设工程热源厂在L镇新区建设，热源厂位于主要热负荷区域的西南部。厂址周围交通条件便利，具有供水、供电及排水条件，厂址现为空地，场地较为平整，其总占地面积近7万m2，可以满足热源厂工程建设的要求。3.2.2全厂总体规划厂区总平面布置在保证工艺流程畅通，管线简捷合理的前提下，考虑厂区周围道路、热源厂建筑物朝向、以及热力管线走向等因素，从实际出发，因地制宜，创造一个功能分区明确，物流与人流相对独立，平面布置紧凑，交通运输便捷，与整个地区建筑群体相适应，具有鲜明时代特色的现代化热源厂。根据厂区地形现状及工艺流程要求，本工程的主厂房为南北方向布置，主立面为南侧。热源厂各建筑物的功能不同，大小各异，然而他们之间的工艺联系又十分密切。根据各建筑物的功能，热源厂主要建筑物可以划分为主厂房、转运站、输煤栈桥、受煤坑，除渣间、除渣栈桥、变电所、蓄水池、沉灰池等。厂区内各建筑物之间的距离均能满足防火、安全、卫生等规范要求。热源厂厂区总平面布置图详见附图三。3.2.3竖向布置由于厂区地势较为平坦，平面布局紧凑，各建筑物的联系密切，热力、给排水、电力电缆等地下管线较多，为创造一个良好的生产条件，厂区地面标高采取平坡式排水，地面雨水自然排入道路雨水井，集中排至厂区外市政干管。3.2.4管线布置厂内管线基本为埋地敷设，在管线布置中不仅满足各管线本身要求的技术条件，还考虑管线之间，管线与建构筑物之间的各种防护间距，统筹兼顾，以确保各种管线的安全运行。3.2.5交通运输热源厂锅炉燃烧需要大量的燃煤，输煤和除灰渣的工作量很大，而输煤和除灰渣过程中会产生一些飞灰，势必会对厂区造成污染。因此，在总图设计上安排两个出入口，形成人、货分流，互不干扰的道路系统。从而保证厂前区及人员密集区有一个优美、安静的生活、工作环境。为满足运煤、除灰渣和消防工作的需要，厂区内设置环行道路，便于消防、运输和人行，主道路为8m，其他道路为6m。所有道路均为城市型混凝土路面，可顺利、便捷地到达各建、构筑物周围。3.2.6厂区绿化绿化有净化空气、调节气候、防止风沙和美化环境等综合功能，对维护城市生态平衡具有重要的作用。建设花园式城市，花园式工厂，给人们创造一个优美、舒适的工作、生活环境，同时也可以展现一个现代化企业的良好的形象。在厂区围墙内侧、边角地带、道路两旁、建筑物周围空地、可种植乔、灌木、草皮，在厂前区进行重点绿化。使热源厂处于树木繁茂的花园之中，以改善热源厂的工作环境。3.2.7热源厂主厂房布置主厂房由锅炉间、水泵间、风机间、输煤层及烟道组成。锅炉间为双层布置，柱距为6.0米，锅炉平台6.0米，屋架下弦标高为25.5米。风机间为单层布置，柱距为6.0米，钢梁下弦标高为15.5米。输煤层设于水泵间及水处理间顶层，输煤层为三层框架结构，柱距为6.0米，建筑高度为25.5米。集中控制室、维修室、机修室及附属办公室设在水泵间及水处理间的二层，柱距为6.0米，建筑高度为10.0米。转运站位于锅炉间东侧，为七层框架结构，内设卫生间、更衣间、淋浴间、休息室、办公室、水箱间等。转运站横向柱距为6.0+6.0米，纵向柱距为4.0+8.0米，建筑高度为29米。主厂房内本期设置两台29MW和一台58MW热水锅炉，预留两台炉位置，布置在一个主厂房内。水处理及各种水泵布置在主厂房一层内。鼓风机，引风机及锅炉除尘器布置在锅炉间一层炉后，并与其它部分分开，以减少风机噪声对周围的影响，鼓风机可以从室外和室内吸风，除渣机布置在锅炉间一层。锅炉控制室均设在锅炉运转层炉前，布置锅炉监控设备，控制室两侧为运行值班室及办公室。锅炉间设供检修用电动葫芦。风机间设有电动葫芦供检修使用。变电所设在锅炉间及风机间的东侧，位于输煤斜廊的下方。3.3计算机监控系统在城市供热系统中，随着计算机技术的飞速发展，计算机监控系统得到广泛的应用。计算机监控系统能够科学地指导供热系统经济、高效地运行，能够自动平衡供热系统的流量、压力，能够确保供热系统的安全、可靠，能够节省大量的人力、物力，能够大大提高供热系统的抗干扰能力，能够大大提高供热系统的供热质量。3.3.1计算机监控系统的结构供热系统的计算机监控系统由以下几部分组成：监控中心、热源自控系统、监控站（热力站自控系统）、通讯系统等四大部分组成。3.3.2监控系统控制项目1、锅炉负荷调节：依据系统总负荷分配指令来调节每台锅炉的出水温度；2、锅炉燃烧调节：燃烧调节就是根据锅炉出口温度负荷分配指令来调节炉排电机的转速。以热“效率最高”为控制目标，系统直接请求最佳风煤比，实现经济燃烧控制策略；3、锅炉鼓风调节：鼓风量调节系统主要保证优化经济燃烧的风量；4、锅炉引风调节：将鼓风量作为前镜信号实现炉膛负压的正确调节；5、循环水泵的运行调节：根据锅炉供水管压力调节循环水泵的转速使母管压力保持在要求的范围内，满足热网最不利点的差压要求；6、补水泵的运行调节：根据回水母管压力来调节补水泵的转速，保证系统压力稳定。3.3.3换热机组的节能措施1、级网回水温度限制；2、回水温差限制；3、最大流量（热量）限制。第四章项目所在地能源供应情况4.1能源种类来源及其合理性、可行性分析评价4.1.1能源选用原则1、能够充分满足项目工艺和设备的要求，符合国家相关政策，工艺所需和国家政策产生矛盾时，优先考虑国家政策；2、尽可能选用清洁能源，优先考虑环境污染的预防和治理，工艺所需和环境清洁生产产生矛盾时，优先考虑环境清洁；3、优先选用技术先进、能源消耗低的新工艺、新技术所需能源品种，工艺技术的高低决定所需能源品种时，优先考虑新工艺、新技术；4、性价比合理，就近选取供应充足、质优、价廉的能源品种，即地域上就近，价格上就低，质量上从优。4.1.2能源种类来源4.1.2.1能源消耗种类本项目耗用的能源有电力、原煤，耗能工质为新水。4.1.2.2能源来源1、电力L镇新区集中供热工程(一期)由B县农电局供电，供电电压为10kV。B县电力供应充足，电网经过三十几年的发展、建设和改造，目前已形成60千伏送变电，10千伏、0.4千伏低压配电为骨架的电力网络，全旗有60千伏送电线路10条，总长度332.6km，变电所10座，主变压器13台，总变电容量60780kVA；有低压配电线路3314km，年供电能力11226万kWh。本项目由B县农电局供电，项目区电力资源充足，B县农电局已向L镇新区(一期)集中供热工程出具了供电承诺函，该项目的用电需求有保障。2、原煤B县西北临煤炭富集区锡盟，本项目原煤采用锡盟西乌珠穆沁旗白音华煤，白音华煤田是内蒙古自治区十大煤田之一，探明储量141亿吨，本项目年使用白音华原煤7.6万吨，由雇佣车队直接从白音华煤矿进煤，对当地原煤供应不会造成不利影响。3、新水本项目生产用水由项目自打水井供应，项目在热源厂南2km处的沙里河边自打水井1眼。项目生活用水由B县自来水公司供应。项目自打井出水量为100m3/h，项目生产用水量为364m3/d，自打水井可满足本项目生产用水的需求。项目所在地L镇新区位于西辽河流域新开河水系乌力吉沐沦河中游，本项目东距乌力吉沐沦河约5km，南距沙里河约2km，乌力吉沐沦河地表水年径流量约19478万m3，地下水年补给量约15448万m3。项目区有优越的水资源利用条件，地下水供水能力较大。项目区内地下水水质指标符合《生活饮用水卫生标准》（GB5749-2006）的要求，项目区地下水可作为理想的供水水源。此外，项目区北53km的沙那水库也可以作为供水水源。沙那水库库容为7175万m3。综上，该项目所在地周边水资源丰富，该项目的用水需求有保障。4.1.3能源品种选用合理性、可行性分析1、电力本项目通过锅炉燃烧原煤，加热供热管网内的循环水，为L镇新区中区供热。原煤的进炉输运系统、锅炉引风机、管网循环水泵、热源厂及热力站的照明均需要电力。B县农电局可以保证该项目近期供电负荷与远期发展的需要。因此，选用电力是合理可行的。2、原煤本项目的锅炉燃烧发热需要燃用原煤。B县西北临内蒙古自治区十大煤田之一的白音华煤田，白音华煤田探明储量141亿吨，可长期、稳定地为本项目供应原煤。白音华煤田为低硫褐煤，适用于往复式锅炉。本项目的用煤需求不会对当地原煤供应造成不利影响。因此，本项目选用白音华煤矿的原煤是合理可行的。3、自产热力本项目总建筑面积为23013.1m2，其中锅炉房、辅助办公室、值班室、输煤通廊等需采暖的建筑面积为20000m2。本项目为集中供热项目，因此本项目利用自产热力对项目区建筑进行供暖是合理可行的。4、耗能工质本项目的耗能工质主要为新水。本项目的年耗水量为6.62万t。项目所在地周边水资源丰富，水质水量均可满足项目的用水需求。因此，本项目用水不会对当地的城市供水造成影响。4.2项目综合能耗量项目年综合能耗为9092.54tce/a(等价值)，8202.13tce/a(当量值)。表4.2-1项目综合消耗汇总表序号项目实物量单位等价值(tce)当量值(tce)1电力771.50万kWh/a3116.86948.172原煤74986t/a36030.7736030.773热力–843.4TJ/a–28776.81–28776.814新水6.62万t/a5.675合计10376.498202.13注：“–”表示输出。第五章项目用能系统、工序及用能平衡分析5.1用能体系划分及主要能耗工序确定5.1.1用能体系划分本项目能耗计算边界由电力、原煤、新水进入项目的计量点开始，截至于供暖热水重新流入项目热源厂的计量点。本项目划分为主要生产系统、辅助生产系统及附属生产系统三个系统。主要生产系统包括热锅炉系统、热力输送系统、自动监控系统、水处理站等；辅助及附属生产系统包括办公、浴室等。5.1.2主要耗能工序及重点耗能单元确定根据项目能源消耗的情况，确定本项目的主要能耗工序为热转换及输送工序。热转换及输送工序包括往复炉排锅炉、鼓风机、引风机、脱硫除尘器、循环水泵和变频调速补水泵等。重点耗能单元为往复炉排锅炉和热水输送管道。5.2主要用能设备表及折标系数5.2.1主要用能设备表项目主要用能设备祥见表5.2-1。表5.2-1项目主要用能设备一览表序号设备型号数量/台备注1鼓风机G4—73No10D2流量Q=56455m3/h，全压H=2525Pa，功率N=55kW2引风机Y4—73No14D2流量Q=109550m3/h，全压H=3968Pa，功率N=185kW3多管除尘器配锅炉3除尘效率98%4湿式脱硫装置配锅炉3脱硫效率70%，除尘效率98%5鼓风机G4—73No18D1流量Q=129200m3/h，全压H=2595Pa，功率N=132kW6引风机Y4—73No20D1流量Q=214800m3/h，全压H=4373Pa，功率N=400kW7热水锅炉DZW29-1.6/130/7028DZW58-1.6/130/7019循环水泵2(1用1备)，Q=1046m3/h，H=65m，N=400kW102Q=480m3/h，H=65m，N=185kW11变频调速补水泵2(1用1备)，Q=83m3/h，H=55m，N=37kW12海绵铁除氧器2Q=50t/h13全自动软水器2Q=50t/h14软化水箱1V=50m3/h5.2.2能源折标系数本项目消耗的外购能源包括电力、原煤，耗能工质为新水。自产二次能源有热力。电力、热力及自来水公司供应的新水采用《综合能耗计算通则》(GB/T2589-2008)推荐的折标系数。原煤依据原煤煤质分析报告中低位发热量确定其折标系数。1、原煤原煤低位发热量为14083kJ/kg。则原煤的折标系数=14083/29307=0.4805tce/t。2、折标系数折标系数见表5.2-2。表5.2-2折标系数表序号项目单位折标系数等价值当量值一供入能源及耗能工质1电力tce/万kWh4.041.2292原煤tce/t0.48050.48053新水tce/万t0.857二自产能源1热力tce/万MJ0.34120.34125.3能量平衡分析5.3.1重点耗能单元5.3.1.1往复炉排锅炉1、收入热量依据可行性研究报告，本项目往复炉排锅炉年燃烧原煤7.49万吨。依据原煤煤质分析报告单，原煤的低位发热量为14083kJ/kg。则锅炉收入热量Q1=7.49万吨×14083kJ/kg=1054.82TJ。2、支出热量本项目往复炉排锅炉的锅炉效率为83.6%。则支出热量Q2=Q1×83.6%=881.83TJ。3、热平衡则本项目往复炉排锅炉合计耗热Q3=172.99TJ。5.3.1.2热水输送管道1、收入热量输送管道的收入热量为锅炉输出热量与本项目热源厂建筑供暖耗热量之差，即输送管道的收入热量Q5=Q2-Q4。由5.3.3.2节的计算可知，Q4=13.02TJ。则输送管道的收入热量Q5=868.81TJ。2、支出热量依据可行性研究报告，本项目热水输送管道的支出热量为供热区域的年采暖总负荷，即Q6=843.40TJ。3、热平衡本项目的热水输送管道合计耗热Q7=Q5-Q6=25.41TJ，约占管道输入热量的2.92%。5.3.2重点耗能工序能力平衡分析本项目的重点耗能工序为热转换及输送工序。1、能源消耗总量热转换及输送工序消耗的能源主要有原煤、电力，耗能工质为新水。(1)原煤本工序消耗原煤7.49万吨/a。(2)电力a)10kV侧电力计算：本项目的电力负荷计算见附表二。依据电力计算负荷书，本工序(10kV侧)的计算视在负荷为757.9kVA，最大负荷小时数为2786小时。则10kV侧年耗电量为：757.9×2786=211.15万kWh。本项目可研报告在热源厂变电所10kV侧设S10-800/10/0.4kV变压器1台。变压器额定容量为800kVA，则变压器负载率β=757.9/800=0.947。10kV侧变压器不处于最佳经济运行区。且S10型变压器与S11型变压器相比空载损耗较大。本报告的变压器损耗计算以报告推荐的S11型变压器计。本次评估要求企业在10kV侧变电器选用S11-1000/10/0.4kV型号变压器1台。此时变压器负载率β=757.9/1000=0.76。b)0.4kV侧电力计算：依据电力计算负荷书，本工序(0.4kV侧)的计算视在负荷为1202.4kVA，最大负荷小时数为2786小时。则0.4kV侧年耗电量为：1202.4×2786=334.99万kWh。本项目可研报告在热源厂变电所0.4kV侧设S10-800/10/0.4kV变压器1台。变压器额定容量为800kVA，小于0.4kV侧的计算视在负荷，不满足项目用电需求。本次评估要求企业在0.4kV侧变电器选用S11-800/10/0.4kV型号变压器2台。此时变压器负载率β=1202.4/800×2=0.75。c)变配电损耗计算=1\*GB3①变压器损耗计算公式如下：有功损耗：ΔP＝P0＋KTβ2PK无功损耗：ΔQ＝Q0＋KTβ2QK综合功率损耗：ΔPZ＝ΔP＋KQΔQQ0≈I0％SN，QK≈UK％SN式中：Q0——空载无功损耗（kvar）P0——空载损耗（kW）PK——额定负载损耗（kW）SN——变压器额定容量（kVA）I0％——变压器空载电流百分比UK％——短路电压百分比β——平均负载系数KT——负载波动损耗系数QK——额定负载漏磁功率（kvar）KQ——无功经济当量（kW／kvar）上式计算时各参数的选择条件：取KT＝1.05；对城市电网和工业企业电网的6kV～10kV降压变压器取系统最小负荷时，其无功当量KQ＝0.1kW/kvar；变压器平均负载系数，10kV侧变压器β＝76％，0.4kV侧变压器β＝75％；变压器空载损耗P0、额定负载损耗PK、I0％、UK％，由产品资料提供。=2\*GB3②损耗计算结果本项目变压器损耗详见表5.3-1。表5.3-1变压器损耗计算表变压器型号台数变压器信息损耗计算结果电量损耗负载率β空载损耗P0/kW额定负载损耗PK/kW空载电流I0％阻抗电压UK％有功损耗ΔP/kW无功损耗ΔQ/kW综合功率损耗ΔPZ/kWS11-800/10/0.410.760.985.50.454.04.3120.396.348.43万kWh/aS11-800/10/0.420.750.985.50.454.08.4645.0012.96=3\*GB3③输电线路损耗本项目可研报告没有给出用电系统电线电缆布置长度等资料，因此线路损耗按工序耗电量的1.5%估算，年线路损耗为：(211.15+334.99)×1.5%=8.19万kWh。则工序合计消耗电力为562.76万kWh。表5.3-2热转化及输送工序电力消耗汇总表序号项目实物量单位等价值/tce当量值/tce1工艺耗电546.14万kWh2206.41671.212变压器损耗8.43万kWh34.0610.363线路损耗8.19万kWh33.0910.074合计562.76万kWh2273.56691.64(3)、新水依据水量平衡表，热转换及输送工序消耗新水量为354m3/d，则该工序年耗水6.44万t。(4)、合计本工序年消耗各类能源等价值折标煤38268.52tce，当量值折标煤36681.08tce。表5.3-3热转化及输送工序能源消耗量汇总表序号项目实物量单位等价值/tce当量值/tce1电力562.76万kWh/a2273.55691.632原煤7.49万吨t/a35989.4535989.453新水6.44万t/a5.524合计38268.5236681.08图5.3-1热转化及输送工序能源消耗分布饼图(等价值)图5.3-2热转化及输送工序能源消耗分布饼图(当量值)2、输出能源本工序输出的能源为进入管网和为热源厂建筑供暖的热力。依据5.3.1.1节和5.3.1.2节，该工序年输出热力881.83TJ。折标煤30088.04tce。3、工序综合能耗等价值=38268.52-30088.04=8180.48tce/a。当量值=36681.08-30088.04=6593.04tce/a。5.3.3各生产系统能量平衡5.3.3.1主要生产系统一、能源消耗总量主要生产系统包括：锅炉系统、管道系统和热力站系统。1、锅炉系统依据5.3.2节，锅炉系统年耗电量562.76万kWh，年耗原煤7.49万吨，年耗新水6.44万吨。2、管道系统管道系统消耗能源为热力。热力输送管道的收入热量Q5=868.81TJ。依据可行性研究报告，本项目热水输送管道的支出热量为供热区域的年采暖总负荷，及Q6=843.4TJ。本项目的热水输送管道合计耗热Q7=Q5-Q6=25.41TJ，约占管道输入热量的2.92%。3、热力站系统本项目共设17座热力站，其中3MW的热力站2座、4MW的热力站5座、6MW的热力站9座、9MW的热力站1台。热力站的年工作时间为4368小时。热力站系统消耗的能源主要为电力。依据电力计算负荷书，单座3MW热力站的耗电量为5.258万kWh，单座4MW热力站的耗电量为6.2284万kWh，单座6MW热力站的耗电量为9.6134万kWh，单座9MW热力站的耗电量为18.798万kWh。则热力站系统工艺耗电量为146.98万kWh。本项目热力站供电电源由建设方会同供电部门协调解决，热力站直接由市电网引入，三相四线制380V/220V电压。不设置变压器，因此不存在变压器损耗。线路损耗按工序耗电量的1.5%估算，年线路损耗为：146.98×1.5%=2.20万kWh。则热力站系统合计消耗电力为149.18万kWh。表5.3-4主要生产系统能源消耗汇总表序号项目实物量单位等价值/tce当量值/tce1锅炉系统电力562.76万kWh/a2273.55691.63原煤7.49万t/a35989.4535989.45新水6.44万t/a5.522热力输送系统热力25.41TJ/a866.48866.48热力站系统电力149.18万kWh/a602.69183.343合计39737.6937730.90二、输出能源主要生产系统输出的能源为本项目的供热总负荷，包括项目供热负荷的843.40TJ和本项目建筑的热负荷13.02TJ。即主要生产系统年输出能量856.42TJ，折标煤为29221.05tce。三、综合能耗等价值=39737.69-29221.05=10516.54tce。当量值=37730.90-29221.05=8509.85tce。5.3.3.2辅助及附属生产系统一、能源消耗总量辅助及附属生产系统供入的能源主要有电力、热力，耗能工质为新水。1、原煤原煤在存储过程中存在少量存储损耗。存储损失量为86t/a，折标煤41.32tce。2、电力依据电力负荷计算书，辅助及附属系统经无功补偿后的计算视在负荷为115.44kVA，年工作时间为5000小时。则辅助及附属生产系统工序年耗电量：115.44×5000=57.72万kWh。辅助及附属生产系统设S10-160/10/0.4kV变压器1台。通过电力负荷计算书可知变压器S30=115.44kVA。变压器的额定容量SN=160kVA。则变压器的负载率β=0.72。但由于S10型变压器较S11变压器的空载损耗高，因此本次评估建议企业选用S11-160/10/0.4kV的变压器1台用于附属及辅助生产系统供电。参考变压器生产企业提供的变压器技术参数可知，变压器的空载损耗P0=0.78kW，短路损耗Pk=4.0kW。年运行小时数T=5000h，年最大负载小时数τ=2786h。则变压器损耗∆W1=P0T+Pk(S30/SN)2τ=0.78×5000+4.0×(115.44/160)2×2786=0.97万kWh线路损耗按工序耗电量的1.5%估算，年线路损耗为：57.72×1.5%=0.87万kWh。则辅助及附属生产系统合计消耗电力为59.56万kWh。3、热力依据可行性研究报告，本项目需供暖的建筑面积为20000m2，采暖热指标为58W/m2。采暖期计算室外温度为-18℃，采暖期L镇室外平均温度为-7.7℃。则项目区的供热负荷系数。建筑采暖耗热功率W=采暖热负荷×建筑面积×供热负荷系数=58W/m2×2.0万m2×0.714=828.24kW。项目建筑年采暖时间为4368h。建筑采暖年消耗热力量为建筑采暖耗热功率与年采暖时间的乘积。则建筑供暖年消耗热力量Q=828.24kW×4368h×3600s/h=1302.39万MJ/a。4、新水依据项目水量平衡表，项目辅助及附属生产系统消耗新水量为10m3/d，则辅助及附属生产系统年消耗新水0.18万吨。辅助及附属生产系统能源消耗汇总见表5.3-4。表5.3-5辅助及附属生产系统能源消耗汇总表序号项目实物量单位等价值/tce当量值/tce1原煤86t/a41.3241.322电力59.56万kWh/a240.6271.203热力1302.39万MJ/a444.38444.384新水0.18万t/a0.155合计726.47556.90图5.3-3辅助及附属生产系统能源消耗饼图(等价值)图5.3-4辅助及附属生产系统能源消耗饼图(当量值)二、综合能耗等价值=726.47tce/a。当量值=556.90tce/a。5.4单项能源使用分布情况及平衡5.4.1电力本项目年消耗电力771.50万kWh，线变损已分摊进各工序。表5.4-1电力平衡表收入(万kWh)支出(万kWh)购入771.50锅炉及热力输送系统562.760热力站149.18辅助及附属生产系统59.56合计771.50合计771.50图5.4-1电力消耗分布饼图5.4.2原煤原煤主要用于锅炉燃烧产热工序，在原煤存储过程中存在少量存储损耗。原煤年消耗实物量74986吨，折标煤36030.77t。表5.4-2原煤平衡表收入/t支出/t购入74986燃煤锅炉74900存储损耗86合计74986合计74986图5.4-2原煤消耗分布饼图5.4.3热力本项目的热力由锅炉燃烧原煤产生，本项目锅炉年燃烧原煤7.49万吨，锅炉热效率为83.6%，即锅炉年生产热力881.83TJ，其中用于本项目建筑供暖13.02TJ，供热管网损失25.41TJ，外供843.40TJ。本项目的热力平衡见表5.4-3。表5.4-3热力平衡表收入/TJ支出/TJ自产881.83本项目建筑供暖13.02供热管网损失25.41外供843.40合计881.83合计881.83图5.4-3热力消耗分布饼图5.4.4水平衡本项目的水量平衡见表5.4-4。表5.4-4水量平衡表(单位：m3/d)序号用水设备名称总用水量时用水量给水量排水量生产新水生活水循环水回水除盐水循环水回水除盐水损失1引风机冷却水2411232312鼓风机冷却水2411232313空压机冷却水38015.83537537554除尘器冲灰水381.58335385湿式脱硫除尘器用水522.17250526污水处理站953.9659058557软水器34214.2534234028管网81703.443404.3181363.4434081363.443409生活用水100.42109110厂区绿化抑尘用水90.259911未预见水量20012合计84677.443444.773541081789.4418434081789.44184340364第六章能耗指标及对标6.1能耗指标6.1.1能源消耗项目建成后，年消耗各类能源按当量值折标煤39153.30tce/a，按等价值折标煤36978.94tce/a。表6.1-1能源消耗汇总表序号项目实物量单位等价值(tce)当量值(tce)1电力771.50万kWh/a3116.86948.172原煤74986t/a36030.7736030.773新水6.62万t/a5.674合计39153.3036978.946.1.2能源输出本项目为集中供热项目，对外能源输出量为项目供热区的供热负荷。即本项目的能源输出量为843.40TJ/a，折标煤28776.81tce/a。6.1.3项目综合能耗本项目的综合能耗=能源消耗量-能源输出量。即本项目的综合能耗为8202.13tce/a(当量值)，10376.49tce/a(等价值)。6.1.4万元产值综合能耗本项目建成并满负荷运行后，年产值可达4205万元。项目综合能耗按当量值折标煤8202.13tce/a，按等价值折标煤10376.49tce/a。万元产值综合能耗(当量值)=8202.13tce/a÷4205万元/a=1.951tce/万元万元产值综合能耗(等价值)=10376.49tce/a÷4205万元/a=2.468tce/万元6.1.5万元工业增加值综合能耗根据本项目可行性研究报告，本项目建成投产并达满负荷运行后，工业总产值为4205万元/a，总成本费用为3057万元，年增值税为57万元。工业增加值=工业总产值-总成本费用+应缴纳增值税=4205-3057+57=1205万元项目综合能耗按当量值折标煤8202.13tce/a，按等价值折标煤10376.49tce/a。万元工业增加值综合能耗(等价值)=10376.49tce/a÷1205万元/a=8.611tce/万元万元工业增加值综合能耗(当量值)=8202.13ce/a÷1205万元/a=6.807tce/万元6.1.6总线损率将项目各变电站及线损汇总，项目变电站及线路年损耗16.13万kWh。表6.1-2线变损汇总表序号项目台数线损/万kWh变损/万kWh合计/万kWh1S11-1000/10/0.413.172.775.942S11-800/10/0.425.025.6610.683S11-160/10/0.410.9700.974合计9.168.4317.59本项目年耗电量为771.50万kWh，则：总线损率=17.59/771.50=2.28%。对比国家《评价企业合理用电技术导则》中3.5条（GB/T3485-1998），企业受电端至用电设备的变压级数为二级时，总线损率应不超过5.5%，该项目总损失率为2.28%，符合规定。6.1.7变压器负载率1、依据电力计算负荷书，锅炉系统10kV侧变电站计算视在负荷为757.9kVA，在选用本次评估提出的S11-1000/10/04型变压器后，锅炉系统10kV侧变压器负载率为：β=757.9/1000=0.762、依据电力计算负荷书，锅炉系统0.4kV侧变电站计算视在负荷为1202.4kVA，在选用本次评估提出的S11-800/10/04型变压器2台后，锅炉系统10kV侧变压器负载率为：β=1202.4/1600=0.753、依据电力计算负荷书，附属生产系统变电站计算视在负荷为115.44kVA，共1台S11-160/10/04型变压器，附属生产系统变电站变压器负载率为：β=115.44/160=0.72本项目变压器的负载率均处于最佳经济运行区间。6.1.9单位建筑面积综合能耗6.1.9.1建筑采暖能耗量本项目厂址位于B县L镇，为严寒地区，因此本项目的建设设计应满足冬季保温要求。建筑节能设计通过建筑物规划布局、建筑物体型系数、建筑围护结构的节能设计，以及利用可再生资源等，提高采暖、制冷、照明等系统的运行效率，在保证建筑物使用功能和室内热环境质量的前提下，合理、有效地利用资源，降低建筑能源消耗。本项目需供暖的建筑面积为20000m2，采暖热指标为58W/m2。建筑采暖年消耗热力量为1302.39万MJ/a，折标煤444.38tce/a。6.1.9.2建筑照明能耗量本项目优化照明设计方案，尽量采用自然光源，合理布置灯具和照明控制地点。并采用节能型照明及绿色照明已达到节约能源的目的。依据电力负荷计算书，本项目建筑照明功率为100.4kW，最大负荷利用时间为2786h。则照明消耗电力：100.4kW×2786h=27.97万kWh。按等价值折标煤113.00tce/a，按当量值折标煤34.38tce/a。6.1.9.3建筑耗水量项目区内的建筑供暖耗水指标为：0.03m3/m2·a。则项目建筑耗水量为0.06万t/a。折标煤0.05tce。6.1.9.4建筑能耗指标本项目建成后，项目区内建筑合计消耗能源557.43tce/a(等价值)，478.81tce/a(当量值)。依据可行性研究报告，本项目需供暖的建筑面积为20000m2，则：单位建筑面积综合能耗(当量值)=478.81tce/a÷20000m2=23.94kgce/(m