独家

某热电联产节能评估报告

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2018-06-30
简介
本项目主要针对公司老厂区的热电系统进行技术改造,老厂区现有6台130t/h煤粉锅炉+1×6MW背压式汽轮发电机组+1×12MW双抽凝汽式汽轮发电机组+1×25MW抽汽式汽轮发电机组。老厂现有机组热力全部供给xxxx纯碱有限责任公司,所发电除自用外全部并入集团公司内部变电站,运行方式为并网不上网,不足部分由外部电网补充。本报告主要是对项目所在地的能源供应情况、项目建设方案、项目工艺方案、项目设备方案、项目采取的节能措施、项目能源消耗及能效水平等进行评估,并挖掘项目存在的节能潜力,对项目存在的节能潜力提出合理建议。

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xx公司热电联产项目 节能专项报告 建设单位:xx公司建设单位:xx公司xx年xx月目 录 表2.2-2 公司老厂区现有热负荷表序号蒸汽压力(Mpa)蒸汽温度(℃)最大热负荷(t/h)平均热负荷(t/h)焓值(kJ/kg)合计(GJ/h)最大热负荷平均热负荷10.524065602940.1191.11176.4120.930020203054.361.0961.0931.6290100903012.9301.29271.1643.23003003002988.1896.43896.4353.54351001003303.6330.36330.36合计 585570 1780.271735.442.2.3.2新增热负荷本项目技改完成后,老厂区将供应XX公司所需全部热力,包括原来由新厂区提供的120t/h蒸汽,老厂区新增工业热负荷见表2.2-3。表2.2-3 公司新增热负荷表新增热负荷蒸汽压力(Mpa)蒸汽温度(℃)热负荷(t/h)计划投产时间XX公司3.54351202013合计--120-2.2.3.3平均热负荷本项目(2×480t/h煤粉炉)建成后将替代老厂的6×130t/h煤粉炉,承担老厂承担现有热负荷和新增热负荷。表2.2-4为本项目热负荷汇总表,由表可知,本项目最大热负荷为705t/h,平均热负荷为690t/h。表2.2-4 本项目热负荷汇总表序号蒸汽压力(Mpa)蒸汽温度(℃)最大热负荷(t/h)平均热负荷(t/h)10.5240656020.9300202031.62901009043.230030030053.5435220220合计 7056901、供热量结合区内热负荷分布以及现有的供热管网,确定本项目供热参数为3.83MPa,435℃(3298.78kJ/kg),则本项目外供热量为1820.93×104GJ/a。2、自用汽量本项目外供蒸汽冷凝水经xxxx有限责任公司利用后回用,回用温度为30℃,本项目锅炉给水温度为215℃,锅炉自用汽量拟用本项目背压蒸汽,则计算本项目锅炉自用蒸汽量为231.16t/h。3、进汽量本项目所用机组为背压机组,锅炉自用汽量为背压蒸汽,本项目平均供汽量为690t/h,则计算本项目汽机进汽量为690+231.16=921.16t/h。4、发电量本项目汽机进汽焓值为3476.64kJ/kg,出汽焓值为3298.78kJ/kg,本项目平均进汽量为921.16t/h,则计算本项目发电量为45510.42kWh。5、锅炉产汽量本项目汽机进口平均进汽量为921.16t/h,考虑3%的损失,则锅炉出口产汽量为949.65t/h。2.2.4锅炉、汽机选型1、锅炉由上可知,本项目拟新增2×480t/h锅炉可满足负荷需求。本项目锅炉参数见表2.2-6。表2.2-6 本项目锅炉参数表序号项目单位参数1型式 高温高压参数、汽包煤粉炉2锅炉出力t/h4803主蒸汽压力MPa9.814主蒸汽温度℃5405给水温度℃2156锅炉效率%91.77排烟温度℃1302、汽机本项目拟选用2台25MW高温高压参数背压式汽轮机,汽机参数见表2.2-7。表2.2-7 汽机参数表序号项目名称单位数 值1型号/B25-8.83/3.832额定进汽量t/h4803额定功率MW254进汽压力MPa8.835进汽温度℃5356背压MPa3.837额定排汽量t/h4598排汽温度℃4359汽耗kg/kWh19.22.2.5项目工艺方案2.2.5.1燃料输送系统1、燃料输送系统现状老厂现有130t/h煤粉锅炉6台,运煤系统为铁路来煤。厂内建有4条铁路线,#1线为外运装车线,#2、#3线为装卸桥卸煤线,#4线为卸煤地槽配螺旋卸车机卸煤线。厂内现有装卸桥4台,螺旋卸车机4台,斗轮堆取料机1台。#2、#3线铁路来煤经装卸桥卸入煤场或经带式输送机进入锅炉房。#4线铁路来煤经螺旋卸车机卸入地槽,经带式输送机、斗轮堆取料机堆入煤场,或经带式输送机进入锅炉房。2、燃料输送系统改造情况(1)卸煤设施和储煤设施本项目新建卸煤沟位于老厂卸煤沟的西侧,新建一股铁路将本期煤沟与原有卸煤沟串连起来,原有的卸煤沟铁路线将拆除,厂内铁路卸煤线采用通过式设计,煤车采用整列进厂,煤沟长320米,重车整列进厂后,由螺旋卸车机依次将重车卸完,调车作业为机车调车。煤沟下方配双路带式输送机,每条带式输送机上给料设备采用1台出力为:200~600t/h的叶轮给煤机。储煤场位于原煤厂西侧,斗轮机轨道中心线与原有斗轮机轨道中心线一致,煤场分为2块,煤场长度200m,宽度25米,堆料高度10m,煤场总储量约为3.5万吨,老厂煤场容量约为3.5万吨,新老煤场贮煤可供电厂燃用约20天左右。煤场设备采用1台悬臂长25m的斗轮堆取料机。斗轮堆取料机的堆料出力为600t/h,取料出力为400t/h。另外,在煤场内设有1台推煤机和1台装载机用于煤场整理和辅助堆取料作业。(2)筛碎设备及输送系统筛、碎煤设备是为了满足锅炉给煤粒度的需要,本工程设一级筛碎设施,碎煤机室内,筛子采用2台滚轴筛,出力400t/h,碎煤机采用2台环锤式碎煤机,出力350t/h,破碎后产品一起由带式输送机运至炉前煤仓供锅炉使用。本项目输送系统采用双路带式输送机,其中一路运行一路备用,系统出力为Q=400t/h,为2台480吨锅炉耗煤量的2.6倍。除斗轮机带式输送机与老1#带式输送机为单路外,其余带式输送机均为双路。卸煤系统的带式输送机参数为:B=1000mm,V=2.0m/s,Q=600t/h;上煤系统带式输送机的参数为:B=800mm,V=2.0m/s,Q=400t/h。装卸桥煤场可通过老1#带式输送机将燃煤输送到系统内。在主厂房煤仓间皮带层的5号胶带机上设有电动犁煤器,可根据煤仓内高低煤位信号将煤卸入原煤仓。2.2.5.2燃烧制粉系统1、制粉系统根据《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》相关规定,根据发电用煤国家分类标准,本工程设计煤种和校核煤种均属较高挥发份煤质,为了降低防爆消防要求,简化系统,提高机组运行可靠性,减少厂房容积和建造成本,本项目拟采用大容量机组常用的中速磨正压直吹式冷一次风机制粉系统。本工程每台锅炉配4台中速磨煤机,其中3台运行1台备用。每台炉配4台电子称重式皮带给煤机。每炉设4座原煤仓,与4台给煤机相对应。原煤仓容量按8h~12h耗量考虑。在原煤仓上部空间通入惰性气体,起消防、防爆作用。2、燃烧系统锅炉烟风系统采用平衡通风方式。每台锅炉设两台送风机、两台引风机和两台排粉风机。为防止锅炉尾部低温腐蚀,采用热风再循环系统,热风再循环系统可将风温提高到20℃。冷风经过送风机升压后送入空预器中,被空气预热器内的烟气加热后一部分通过燃烧器二次风口进入炉膛起助燃和扰动作用;另一部风直接进入磨煤机,用于对原煤加热、干燥以便磨制。从细粉分离器上部引出的磨煤乏气中还有约10%的细煤粉,这部分乏气经过排粉风机升压后直接打入燃烧器的三次风喷口进入炉内燃烧。在排粉风机出口和磨煤机入口之间设有再循环管,利用乏气再循环协调磨煤通风量、干燥风量与一次风量(或三次风量)三者间的关系,保证锅炉与制粉系统安全经济运行。每台锅炉配置1台布袋除尘器,除尘效率不小于99.97%。考虑到环保要求,本项目将同期建设脱硫、脱硝设施。3、燃油系统锅炉点火及助燃油采用0号轻柴油,汽车来油。采用由高能电火花点燃轻柴油,然后点燃煤粉的二级点火系统。燃油系统采用老厂供油系统,不再新建油罐及油泵房。2.2.5.3热力系统(1)主蒸汽系统主蒸汽系统采用切换母管制。由锅炉出来的过热蒸汽送至主蒸汽母管,由母管接到汽轮机,并预留扩建接口。主蒸汽母管/支管规格为φ377×28,管道采用12Cr1MoVG无缝钢管。(2)给水系统高压给水系统采用单母管制。本工程设置一级高加回热系统,经高压除氧器出来的低压给水经给水泵升压经过高压加热器加热后送至锅炉省煤器。给水操作台设在运转层锅炉炉前。本工程给水系统两台机组共装设3台电动给水泵,根据规范要求,设置两台定速泵、一台调速泵。正常工况2台电动泵运行,1台电动泵备用。高压给水管道采用20G无缝钢管,主管为φ325×24,支管为φ219×16。(3)回热系统汽机回热系统设有2级抽汽均采自背压机排汽。一段抽汽供汽至1号高压加热器,二段抽汽经减压后供汽至除氧器。作为防止汽机进水和防止停机或甩负荷时汽机超速的措施,高低压加热器、除氧器的进汽管道上设有止回阀。(4)除氧系统本工程设有2台528t/h的高压热力旋膜式除氧器,水箱容积80m3。除氧器出口水温158°C,可以确保锅炉给水除氧的可靠性。(5)疏放水系统1号高压加热器疏水至除氧器。机炉设备和蒸汽管道的疏水全部排至厂房内的两台20m3疏水箱和一台1.5m3疏水扩容器,疏水箱低位布置,所有低位疏水也同时进入疏水箱,经疏水泵送至除氧器疏水母管。(6)工业水系统工业水系统采用母管制。工业水系统主要向转动设备的轴承冷却供水,取水来自水工专业,排水至水工深度处理设备。冷却水压力、温度及水质保证均由水工专业考虑。主厂房内不再设工业水泵。(7)排污系统本工程锅炉采用一级排污系统,设置一台连续排污扩容器和一台定期排污扩容器。锅炉的连续排污排至主厂房除氧间平台设置的一台连续排污扩容器,连续排污水扩容后,二次汽接入除氧器汽平衡母管,排污水排入定期排污扩容器;锅炉定期排污排至主厂房外设置的一台定期排污扩容器扩容后,再排入排污降温池。此外,锅炉连续排污设有切换至定期排污母管的旁路。(8)供热系统2台锅炉产出的9.81MPa、540℃的过热蒸汽960t/h,供给2台汽轮机。各等级用汽均由汽机背压排汽供给。工业蒸汽管道规格为φ480×16,管道采用12Cr1MoVG无缝钢管。另外本期工程在主蒸汽管道上设置减温减压装置与汽机外供汽互为备用。在汽机跳车后,减温减压装置能迅速投入使用,保证供汽的连续性。2.2.5.4除灰渣系统(1)除渣系统本项目拟采用干式排渣系统,高温炉渣经锅炉渣斗落到炉底排渣装置上,大的渣块待充分燃烧后经预破碎后落到缓慢移动的输送钢带上。由输送钢带送出,送出过程中热渣被冷却成可以直接储存和运输的冷渣。冷却介质采用空气,冷却空气在炉膛负压的作用下,由输送钢带机壳体进风口进入设备内部,被渣加热后的热空气直接进入炉膛,将热渣从锅炉带走的热量再带入炉膛内,从而减少锅炉的热量损失。炉渣经输送钢带机进入渣仓储存,通过卸料设备定期装车、外运,供综合利用或运至灰场碾压贮存。每炉设1套风冷干式排渣系统,干排渣机出力为5~10t/h,倾角~40°。每炉配1座渣仓,储渣容积~80m3。可储存设计煤种不小于24h渣量。渣仓布置在锅炉房外侧,靠近锅炉房处,下设运渣通道,可供运渣汽车直接装渣。(2)除灰系统除灰系统采用干除灰方式。干除灰气力集中拟采用正压浓相气力输送系统。该系统具有很高的灰气比,在环境清洁、布置美观及运行维护方面均优于其他细灰处理系统。省煤器、电除尘器灰斗下均设置发送器,将各灰斗内的排灰输送至老厂灰库。2.2.5.5脱硫、脱硝系统(1)脱硫系统本项目烟气脱硫工程采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。两台炉各分别设置一座吸收塔,取消增压风机,按全部烟气脱硫设计,脱硫效率不小于96%。脱硫吸收剂为外购石灰石粉,在厂内制成含固量25-30%的石灰石浆液,浆液贮存在石灰石浆液箱中,然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺系统由烟气系统、SO2吸收氧化系统、石膏脱水系统、工艺水系统、仪用压缩空气系统、排空系统、脱硫废水处理等系统组成。(2)脱硝系统本项目烟气脱硝采用选择性触媒还原烟气脱硝系统(SCR法)。这套脱硝系统主要用来将锅炉排放烟气中的氮氧化物分解成无害的氮气和水。本系统设计采用选择性还原触媒法(SCR)。还原剂采用液氨,液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储罐,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布籍导阀进入SCR反应器内部反应,SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内触媒层内进行还原反应过程。脱硝后烟气经过空气预热器热回收后进入除尘器。每台锅炉配有一套SCR反应装置(两台反应器对应锅炉两台空预器),两台锅炉公用一套液氨储存和供应系统。2.2.5.6化学水处理系统本项目水处理系统采用过滤一级除盐加混床方案:来水→生水箱、生水泵→高效过滤器→浮动床阳离子交换器→除碳器→中间水箱、中间水泵→浮动床阴离子交换器→混床→除盐水箱、除盐水泵→主厂房。过滤器排水回收至反洗水池;酸碱再生废水直接排入中和水池,中和后的酸碱废水及过滤器反洗排水排入厂区工业废水管网,全部回收利用。(1)化学加药系统给水、凝结水采用加氨-联氨联合处理,设置一套自动加氨装置和一套自动加联氨装置,炉水采用加磷酸盐处理,设置一套加磷酸盐装置。加药系统根据水汽取样系统的水质指标分析信号自动加药,加药系统监视和控制在DCS中完成,以上加药设备布置在主厂房单独加药间内。(2)汽水取样系统每台机组设置1套集中水汽取样分析系统,并设置必要的在线仪表。信号送至单元机组DCS,其监视和对加药系统的控制在DCS中完成。水汽取样分析系统包括高温冷却架和低温仪表屏,设备集中布置在主厂房内。(3)循环冷却水处理循环冷却水系统利用现有设施,其循环冷却水处理也利用现有设施,不再新建。2.2.6项目总图布置1、项目总体原则(1)贯彻执行最新示范电厂建设模式及有关规定,采用模块化设计。(2)采用联合布置、合并布置手法,单体建筑面积压缩,是节约占地的又一措施重要措施。(3)严格控制主厂房固定端、主厂房A列外等通道的宽度,节省用地。(4)在主厂房与辅助设施间敷设综合管架,以减小管廊的宽度,节省用地。2、项目总图布置本厂址总用地面积约18.7hm2,其中永久用地9.7hm2,临时租地9hm2。本项目包括主厂房区、配电装置区、运煤设施区、化学区、辅助、附属建筑区。(1)主厂房区主厂房南北布置,汽机房A列向南,固定端向东。本期输煤栈桥从固定端上煤。主厂房区由南向北依次布置汽机房、锅炉、除尘器、烟囱。A列外布置有主变压器。该方案本期汽机房长88.0m,汽机房A列至烟囱中心163m。输煤栈桥沿除尘器至炉后,再至老虎头转运站。两座渣仓分别布置在两锅炉两侧,靠近主厂房东西两侧道路,炉渣运输便利。烟囱中心距南侧道路边为56m,其间为本期脱硫设施。石膏脱水车间布置在路边,方便汽车运输。(2)配电装置区本工程35kV配电装置布置在厂区的最南侧,电气出线朝南方向。(3)运煤设施区本期工程新建卸煤沟位于老厂卸煤沟的西侧,新建一股铁路将本期煤沟与原有卸煤沟串连起来,原有的卸煤沟铁路线将拆除,厂内铁路卸煤线采用通过式设计,煤车采用整列进厂,煤沟长320米,重车整列进厂后,由螺旋卸车机依次将重车卸完,调车作业为机车调车。(3)化学区此区主要包括:锅炉补给水处理、消防泵房及水池。此区布置在主厂房的西侧、厂前区的北侧,这些设施集中布置,可以大大缩短各种水管线长度。化学水车间临近锅炉和厂前区布置,不但缩短了工程管线而且不影响厂区美观。(5)辅助、附属建筑区此区主要包括生产综合楼、食堂浴室,生产综合楼正对主入口布置,景观效果较好。本项目总平面布置详见总平面布置图。表2.2-8 主要建(构)筑物工程一览表序号名称占地面积建筑面积结构形式1除氧间778.53114框架结构2煤仓间1297.5—框架结构3锅炉房1834.61834.6框架结构4除尘装置855.36——5空压机房314.4314.4框架结构6脱硝设施1739.1——7循环浆液泵房396396框架结构8脱硫塔189.97——9烟囱(120m/3.2)28.26—钢筋砼结构10废水处理及石膏脱水车间648648框架结构11碎煤机室399399框架结构12转运站576—框架结构13除尘除渣低压配电室67.567.5框架结构14综合楼1063.53191.25框架结构15食堂279279框架结构16浴室279279框架结构17工艺水泵房9090框架结构18消防水泵房33.7533.75框架结构19消防水池129.96———2.2.4项目工作制度本项目生产装置为连续操作,主要生产装置操作采用三班制,人员按四班配置,年有效工作时间为8000h。2.2.5投资估算与资金筹措2.2.5.1投资估算及构成本项目总投资为87237万元,其中建设投资为83787万元,建设期利息1848万元,铺底流动资金为1602万元。总投资87237万元中,60431万元由银行贷款解决,其余由企业自筹。表2.2-9 建设投资构成一览表序号项 目金额(万元)比例(%)1建筑工程费2227326.582设备购置费3367340.193设备安装费1538918.374其他费用1245214.86 合 计83787100.002.2.5.2主要技术经济指标本项目主要经济技术指标见表2.2-10。表2.2-10 主要技术经济指标表项目名称及单位数值工程总投资(万元)87237建设投资(万元)83787建设期利息(万元)1848铺底流动资金(万元)1602总投资收益率(%)13.57资本金净利润率(%)30.01融资前: 所得税前:内部收益率(%)19.31财务净现值(万元)75120.63投资回收期(年)6.30所得税后:内部收益率(%)15.46财务净现值(万元)47344.34投资回收期(年)7.33融资后: 项目资本金:内部收益率(%)27.76投资方:内部收益率(%)22.382.2.6项目实施进度本项目建设期为:2013年8月到2015年2月。本项目总体工作计划见表2.2-11。表2.2-11 本项目工作计划表工期名称定额工期(月)设想控制工期(月)起止日期设计工期前期工作 32013.08-2013.10可行性研究 初步设计(含主要设备招标) 32013.10-2013.12施工图设计 102014.01-2014.08施工工期主厂房开挖至可浇注垫层混凝土114+22013.11月正式开工;2014年12月第一台机组投产;2015年02月第二台机组投产。主厂房浇垫层至安装开始5安装开始至水压试验5水压试验至点火吹管2.5点火吹管至一号机投产1.5一号25MW机投产至二号25MW机投产22.3项目用能情况2.3.1主要供用能系统本项目所需能源及耗能工质为电力、燃煤、水和柴油。2.3.1.1主要用能系统1、用电系统本项目用电系统主要包括燃料输送系统、制粉系统、热力系统、除灰渣系统、脱硫脱硝系统、化学水处理系统以及其他公辅系统。2、用煤系统本项目燃料煤经破碎粉磨后进入炉膛作为给水加热热源,将水变为过热蒸汽,主要作为锅炉燃料使用。3、用水系统本项目用水系统主要分生活用水、生产用水和消防用水三部分。本项目排水采用雨污分流制。生活污水经化粪池处理后排至公司生活污水管网,最终排至xx水处理厂;本项目生产废水就地处理,达到污水综合排放标准后排至公司生产废水排水系统,最终排放至xx污水处理厂;雨水经管道收集后,经雨水管网排出厂外。4、用油系统本项目柴油主要作为输煤系统装载机、推煤机等燃料使用。2.3.1.2主要供能系统1、供电系统(1)电源本项目新建2×25MW背压式机组,所发电力全部并入集团公司内部变电站,供给公司自用,运行方式为并网不上网,不足部分由电网补充。(2)供电电压表2.3-1电压等级表发电机出线电压10.5kV高压配电电压10kV低压配电电压0.4kV照明电压380V/220V操作电压:交流或直流220V检修照明电压36V/12V辅机设备容量大于200kW及以上时采用10kV电压,容量小于200kW及以下时采用0.4kV电压。(3)负荷等级根据《供配电系统设计规范》(GB50052-2009)的负荷分级,本项目用电负荷为一级负荷。(4)变配电系统1)高压厂用电接线根据用电设备布置及负荷情况,高压厂用电电压采用10kV,高压厂用电采用单母线、按炉分段的接线形式,分为高压厂用Ⅰ和Ⅱ段,电源由发电机出口机压母线厂用分支经限流电抗器引接;高压厂用起动备用电源由35kV回路从系统倒送电提供。低压厂用电压采用380/220V,厂用工作变压器电源分别引自厂用高压10kVⅠ和Ⅱ段,厂用备用变压器电源引自10kVⅠ段。2)低压厂用电接线①主厂房厂用电接线主厂房380/220V厂用电系统采用中性点直接接地的三相四线制系统,电源引自对应机组的10kV高压配电装置,另设一台容量相同的变压器作为厂用低压备用变压器接于10kVⅠ段母线,当任何一台厂用工作变压器故障时,备用变压器则自动投入运行。②辅助厂房厂用电接线对于距离主厂房较远且负荷比较集中的输煤车间、化学水车间、除尘除灰车间等设置了独立的辅助厂房配电装置,电源均引自主厂房高压母线,辅助厂房厂用电接线均采用中性点直接接地的三相四线制的接线形式。对于距主厂房较远负荷较为集中的输煤车间、除尘除灰车间等,各设两台SCB10–1000/10、10.5±2×2.5%/0.4kV干式变压器,电源直接取自主厂房10kV厂用Ⅰ、Ⅱ段。化学水车间配电室设两台SCB10–1250/10、10.5±2×2.5%/0.4kV变压器,电源直接取自主厂房10kV厂用Ⅰ、Ⅱ段。③主厂房内低压电动机的供电方式5.5kW及以上I类电动机和45kW以上的Ⅱ、Ⅲ类电动机由中央屏直接供电;45kW以下的Ⅱ、Ⅲ类电动机,由车间专用屏供电;容量为5.5KW以下的I类电动机,可由有双电源供电的车间专用屏供电。2、供煤系统本项目燃料煤来源全部为市场采购,煤的主要来源有:山西大同等煤运公司。煤种煤质资料如下:表2.3-2煤质分析表项目成分符号单位含量工业分析全水分Mar%8.9收到基灰分Aar%34.57干燥无灰基挥发分Vdaf%29收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg18元素分析碳Car%43.83氢Har%3.14氧Oar%8.7氮Nar%0.45全硫Sar%0.413、给水系统本项目给水系统主要分生活给水、生产给水和公用给水三部分。本工程为改造项目,直接考虑利用老厂现有的生产生活给水系统,不再考虑设置升压泵房和升压水泵,生产、生活用水直接引自总厂现有相应的管网。厂区设置生产补给给水管道,干管管径为DN450,将水送至化学水处理站、辅机循环水系统等。生活给水引自总厂生活给水干管,接口处设置阀门,干管管径为DN80。2.3.2主要耗能设备本项目耗能设备包括锅炉、磨煤机、锅炉鼓风机、锅炉引风机、给水泵、循环水泵等。本项目技改前后耗能设备详见附表。2.3.3能源消耗情况2.3.3.1煤本项目锅炉出口蒸汽量为949.65t/h,蒸汽参数为9.81MPa,540℃(3478.85kJ/kg)。本项目所用燃料煤低位热值为18000kJ/kg,拟用煤粉锅炉热效率为91.7%,锅炉给水温度为215℃(焓值920.61kJ/kg),则计算本项目锅炉燃料煤消耗量为117.75×104t。2.3.3.2电本项目用电采用需要系数法计算,各系数的选取参考《工业与民用配电设计手册(第三版)》,本项目用电负荷计算详见表2.3-1。由表可知,本项目工作容量为27006.1kW,计算总有功功率4073.88kW,总视在功率为4349.46kVA,其中低压用电设备视在功率为4036.83kVA,按负载系数0.7计算,则本项目所需变压器容量为5766.90kVA,拟选用3台SBH15-1250kVA,2台SBH15-1000kVA变压器。由表可知,本项目年用电量为9313.34万kWh(含变压器损耗电量)。本项目新建2×25MW背压式机组,所发电力先供本项目自用,剩余部分并入集团公司内部变电站,运行方式为并网不上网。本项目年发电量为45.51×8000=36408万kWh,而本项目耗电量为9313.34万kWh,因此计算本项目外供电量为27094.66万kWh。 表2.3-1 本项目用电负荷计算表用电设备名称工作容量计算系数计算(最大)负荷负荷时间年耗电量KxcosψtgψPj(kW)Qj(kvar)Sj(kVA)(h)(104kWh)一、高压用电设备 锅炉系统140600.750.80.75105457908.7513181.2580005905.20磨煤系统56000.70.80.7539202940.004900.003000823.20输煤系统5500.60.80.75330247.50412.50300069.30小 计 330.00247.50 6797.70乘以同时系数Ky=0.9 Kw=0.95 297.00235.13 无功补偿 -137.51 补偿后 0.95 297.0097.62312.63 二、低压用电设备 锅炉系统4060.750.80.75304.5228.38380.638000170.52输煤系统1082.20.60.80.75649.32486.99811.653000136.36汽机系统2920.750.80.75219164.25273.758000122.64脱硫系统34000.70.80.7523801785.002975.0080001332.80脱硝系统6000.70.80.75420315.00525.008000235.20照明及其他2000.90.750.88180158.40239.778000100.80除灰渣系统钢带输渣机740.70.750.8851.845.5869.00800029.01液压泵站160.60.80.759.67.2012.0050003.36碎渣机260.70.80.7518.213.6522.75800010.19斗式提升机220.70.750.8815.413.5520.5150005.39湿式搅拌机500.70.80.753526.2543.75500012.25干灰散装机23.20.70.80.7516.2412.1820.3050005.68单轨电动葫芦10.60.70.80.757.425.579.2825001.30螺杆式空压机5400.750.80.75405303.75506.255000141.75组合式空气干燥器450.70.71.0231.532.1345.00800017.64电动葫芦9.10.60.80.755.464.106.8350001.91小 计 4152.823138.025205.80 2326.80乘以同时系数Ky=0.9 Kw=0.95 3737.542981.11 无功补偿 -1752.64 补偿后 0.95 3737.541228.473934.25 变压器损耗 39.34196.71 188.8410kV侧合计 3776.881425.184036.83 总计27006.1 4073.881522.804349.46 9313.34 2.3.3.3水本项目用水系统主要分生活用水、生产用水和消防用水三部分。本项目生产用水和生活用水详见表2.3-4。表2.3-4 项目用水量估算表序号 项 目需水量(m3/h)回收水量(m3/h)实耗水量(m3/h)回收水用途1冷却塔蒸发损失21 021 2冷却塔风吹损失201.5 3水塔排污损失550干灰加湿4化学水610260350 5干灰加湿双轴搅拌机用水量10010脱硫废水5,循环水排污水56输煤系统冲洗补充用水10010 7道路及绿地喷洒用水10010 8主厂房地面冲洗用水532回收至公用水9脱硫用水55550 10生活用水303 11合计73113458 由上表可知,项目新鲜水消耗量为:本项目消防水为独立的给水系统,包括消防蓄水池、消防水泵房、消防给水设备、厂区及室内消防给水管网等。本项目消防水用量见下表。表2.3-5 消防水量一览表名称用水量(L/s)消防历时(h)消防用水量(m3/h)消防历时总用水量(m3)主厂房室内消防152180360主厂房室外消防352输煤栈桥室内消防41.31203257输煤栈桥室外消防1522.4项目所在地能源供应及消费情况本…
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