供热站建设项目节能评估报告

目录CONTENTS第一章节能评估的主要依据111国家现行的法律、法规112规章和有关规划、产业政策及准入条件133省、市有关规定234标准、规范、技零规定和技术导则235其它相关技术资料3第二章项目概况521建设单位基本情况522项目基本情况6221项目名称6222建设地点6223项目性质6222建设项目占地面积6223建设规模7224建设期限7225投资规模7226建设项目所在地的地理位置与自然条件7227总平面布置8228建设项目的工艺方案9229主要供热设备132210辅助生产和附属生产设施1423项目用能情况21231主要用能系统的初步选择21232项目能源消耗种类、数量22第三章能源供应情况评估2331项目所在地能源供应情况分析2332项目对所在地能源消费的影响24第四章项目建设方案节能评估2641项目选址、总平面布置对能源消费的影响26411项目选址对能源消费的影响26412总平面布置对能源消费的影响2642项目工艺流程、技术方案对能源消费的影响27421系统热平衡27422锅炉选型28423工艺流程、技术方案对能源消费的影响2943主要用能工艺及其能耗指标和能效水平2944主要耗能设备及其能耗指标和能耗水平3245辅助生产和附属生产设施及其能耗指标和能耗水平33451辅助生产和附属生产设施33452主要辅助生产设施能耗指标及能耗水平33第五章项目能源消耗和能效水平评估3551项目能源消费种类、来源及消费量分析评估35511煤炭消耗35512电力消耗37513水消耗38514柴油消耗3952能源消费结构评估40521能量平衡表及能流图40522能源消费总量及消费结构4253能效水平分析评估43531工业产值能耗43532单位面积供暖能耗量44533对标分析45第六章节能措施评估4761节能技术措施评估47611锅炉节能措施47612建筑节能措施49613电气节能措施50614热力管网系统保温措施51615其它节能措施51616资源综合利用措施5262节能管理措施评估54621节能制度规章制定评估54622节能执行情况评估54623能源计量评估55624节能培训与教育评估55第七章存在问题及建议57第八章综合评估意见59第一章节能评估的主要依据11国家现行的法律、法规中华人民共和国节约能源法；中华人民共和国可再生能源法；中华人民共和国安全生产法；生产过程安全卫生要求总则GB/T128012008；中华人民共和国城市房地产管理法；中华人民共和国清洁生产促进法；中华人民共和国电力法；中华人民共和国建筑法；中华人民共和国民用建筑节能条例。12规章和有关规划、产业政策及准入条件国务院关于加强节能工作的决定国发【2006】28号；城市土地开发经营管理条例国务院令第248号；建设工程质量管理条例国务院令第279号；国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知国发200715号；节能中长期专项规划发改环资【2004】2505号；国家发展改革委关于加强固定资产授资项目节能估和审查工作的通知发改环资200721号；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；国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术国家发改委2005第65号；产业结构调整指导目录国家发改委令第40号；中国节能技术政策大纲发改委、科技部2006年修订；实施工程建设强制性标准监督规定建设部令第8L号；民用建筑节能管理规定建设部令第L43号；关于加强民用建筑工程项目建筑节能审查工作的通知建科【2004】74号。33省、市有关规定关于印发陕西省固定资产投资项目节能评估和审查实施办法的通知，陕发改环资（2011）1531号；陕西省固定资产投资项目节能评估和审查实施办法。34标准、规范、技零规定和技术导则公共建筑节能设计标准GB501892005；绿色建筑评份标准GBT503782006；绿色建筑技术导则建科【2005】199号；采暖通风与空气调节设计规范（GB500192003；通风与空调工程施工质量验收规范GB502432002；城镇供热管网设计规范（CJL342010；夏热冬暖地区居住建筑节能设计标准JCJ752003；民用建筑节能设计标准采暖居住建筑JCJ2695；外墙外保温工程技术规程JGJL442004；民用建筑太阳能热水系统应用技术规范GB503642005；民用建筑热工设计规范GB5017693；民用住宅设计规范（GB5009619992003版）；民用建筑设计通则（GB503522005）；建筑照明设计标准GB500342004；采暖通风与空气调节设计规范（GB500192003）；建筑采光设计标准CBT500332001；城市道路照明设置标准GJJ4591；城市供热管溺工程质量检验评定标准CJJ3890；采暖居住建筑节能检验标准JGJL322001；民用建筑电气设计规范JGJTL62008；外墙外保温工程技术规程（JGJL442004）；综合能耗计算通则（GB25891990）；公共建筑节能设计标准（GB501892005）；工程设计节能技术暂行规定（GBJ685）；建筑照明设计标准（GB500342004）；节电措施经济效益计算与评价（GB/T134711992）；固定资产投资项目节能评估及审查指南（2009）国家发改委（发改环资200721号）。35其它相关技术资料西安汇通热力规划设计有限公司临潼区机关供热服务中心三号热源站建设施工设计图；2011中国建筑节能年度发展研究报告；节能评估委托合同。第2章项目概况21建设单位基本情况名称西安市临潼区机关供热服务中心性质国有（全民所有）地址西安市临潼区东关正街邮编710600项目联系人韩亚辉发展历程和运营总体情况西安市临潼区机关供热服务中心是2003年5月22日经临编发20044号文件批准成立的自收自支事业单位，隶属西安市临潼区建设和住房保障局，主要工作职责是负责区级机关住宅小区集中供热工程的设计、施工及供热营运管理；依据西安市临潼区集中供热管理办法收取集中供热管网建设费和用户用热费。是临潼地区唯一通过评审，具有城市供热企业资质证书的供热单位。经过八年多的发展，目前单位内部设置7个科室，正式在编职工27人，总资产约6343万元，热源站3座。一号热源站位于临潼区东关正街烟草局东侧，于2003年5月开始建设，占地814亩，10T锅炉2台，15T锅炉1台，供热能力约41万，主要为两委机关、68310部队等单位供暖；二号热源站位于秦陵北路（原五砂厂院内）于2004年6月开始建设，占地136亩，10T锅炉1台，15T锅炉2台，20T锅炉1台，供热能力约61万，主要为陕鼓科技园、五砂厂、电信局、邮政小区、瑞麟君府、物价局小区等单位供暖；三号热源站位于文化路西延路南，于2010年4月开始建设，占地175亩，14MW锅炉2台，29MW锅炉2台，供热能力约150万，主要为银顶今城、房管所、博城、政府二小区等单位供暖。三个热源站设计供热总能力约252万，目前实际供热约70万。供热中心下设热源站3座，分别为1号热源站、2号热源站、3号热源站，科室4个，分别为办公室、财务室、工程技术科、发展收费科。单位目前在岗36人，运行期间120人。22项目基本情况221项目名称西安市临潼区集中供热三号热源站建设项目。222建设地点西安市临潼区文化路西延段路南。223项目性质新建。222建设项目占地面积项目总用地1746亩，其中代征路面积336亩，项目净用地面积为1410亩。223建设规模本项目建设规模为86MW锅炉房及150万供热设施。224建设期限2009年5月2011年10月。225投资规模总投资4545万元。226建设项目所在地的地理位置与自然条件2261地理位置临潼，是一块古老神奇而又焕发着青春活力的土地。临潼是十一朝古都西安的东大门，位于西安市东30公里处，地理坐标介于东经10905491092750，北纬341649344411之间。自周、秦到汉、唐，临潼一直为京畿之地，处于全国政治、经济、文化活动的中心地带。位于古都西安东郊，面积915平方公里，人口67万。2262自然条件临潼位于陕西关中平原中部，属西安市郊区。地形南高北低，土地肥沃，气候宜人，雨量适中，南依骊山，北临渭河，骊山海拔600米至1200米，最高点1320米；山前为洪积扇和带状黄土塬，东部较宽，西部较窄；渭河是境内第一大河，由西向东，穿境而过；南部支流零河、戏河，玉川河、沙河、临河、潼河、韩峪河均出自骊山；临潼属温带大陆性气候，年平均降水5333MM，年平均日照19766小时，年平均气温135,最热的7月份267,最冷的1月份平均气温13左右,年平均最高气温比西安城区低12。拟建场地所属的蒲城县抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为020G，根据建筑抗震设计规范（GB500112010）的划分标准，本场地为可进行建设的一般场地。227总平面布置三号热源站区东西长约81M，南北长116M（不含代征地）。根据地形，煤棚、锅炉间、风机间、除尘器、烟道及烟囱位于用地中心，由北向南排列。水处理间及辅助用房位于锅炉间西侧。干煤棚、灰渣场建在锅炉房偏东部位。输煤采用斗式提升机，建在锅炉房东侧。消防水池及消防水泵房位于锅炉房北侧，厂区东部。厂区设出入口2个。货物出入口分别设在西侧规划路北部和南部、人员出入口设在办公楼附近，确保人货分流、运输畅通。厂区道路与西侧规划路形成环状。主要道路为双车道6M宽，次要道路为单车道4M宽，道路面层为砼路面。灰渣场、干煤棚等处有足够的汽车运输回车场地，便于燃料储运和灰渣清除。该厂区地势南高北低，利用原厂区地面标高即可达到设计要求。厂区竖向设计采用平坡式，场地雨水排除为有组织排除方法，即通过道路、场地找坡，将雨水排入雨水井中，通过埋地雨水管排入市政管网。参见附图总平面图。厂区设计符合建筑设计防火规范的要求，消防车可由厂区内环路到达任意点，厂区内设置消火拴，各生产性建筑物防火间距不小于9M。厂区周围设防护绿化带，以乔木和灌木间混栽植，一显厂区的绿色轮廓，二阻风沙侵袭，间隙空地用草坪、花卉等自然布置，在厂区内功能分区间广植长绿乔木及草坪,在主厂房前及输煤栈桥、蓄水池一带种植花坛及草坪等。绿化率20。主要建构筑物详见下表228建设项目的工艺方案2281锅炉配置方案根据采暖热负荷80MW。本设计热源的热水锅炉配置方案为29MW的高温热水锅炉2台，14MW的高温热水锅炉2台，额定最大热负荷86MW。2282锅炉选型目前用于热源厂的炉型主要有层燃炉（链条炉排、往复炉排等）、沸腾炉（煤粉炉、流化床炉等），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。故热源厂锅炉选型主要考虑以下两种炉型链条锅炉和循环流化床锅炉，两种炉型简述如下。（1）链条锅炉链条锅炉目前在供热行业应用较为广泛。其核心部分为一个可以循环转动的炉排，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，无需配置高效的除尘装置，就可以满足环保要求。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，锅炉热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是一种新型炉型，主要由给料系统、循环床（主床）、燃烧室、高温再循环物料分离器和循环物料返回系统组成，循环流化床锅炉与其他炉型相比具有以下优点排烟“清洁”，由于是采用低温、分段燃烧技术，在燃烧过程中同时完成脱硫和固氮过程。掺入石灰石，使入炉物料CA/S比值为2时，脱硫效率达80以上，NOX排放量低于200PPM，低于国家排放标准。燃烧效率高，炉膛断面小。在流化状态下，由于燃烧强烈扰动，有利于传质与传热，反复循环有利于燃烧完全。因此各种煤种的燃烧效率都可以达到9899以上。循环流化床锅炉在燃用多灰分等劣质煤时，锅炉效率比煤粉炉还高。燃料适应性好。循环流化床锅炉运行受煤种质量变化影响较小，不仅可以燃用一般煤粉炉可燃用的燃料，而且可燃用煤粉炉难以利用的各种燃料；能适应多变的煤种或他们的混合料。对于超低挥发分、高灰分、高硫、低灰熔点等燃料，可避免在煤粉炉中燃用时造成的燃烧不稳、高、低温腐蚀、结焦等运行事故。循环流化床锅炉初始排放浓度较高，为满足环保要求，需选择高效的除尘器（除尘效率必须达到999以上），且循环流化床锅炉的操作也比较复杂，对运行管理要求较高。从本项目煤质资料角度考虑本项目周围煤田煤质较好，热值大，灰分低，挥发份较低。能够适应链条炉的使用，结合经济性考虑，本项目采用链条炉作为供热锅炉。选用锅炉具体型号为锅炉型号SZL14125/130/70A两台DZL29125/130/70A两台额定总供热量86MW额定工作压力125MPA出口水温度130进口水温度70允许最低循环水量400T/H排烟温度180锅炉热效率大于80适用燃料烟煤,褐煤,贫煤,无烟煤2283热力系统（1）高温热水系统热水供热系统采用母管制系统，系统由高温水锅炉、循环泵、补水泵及定压装置、除污器等设备通过管道连接组成。锅炉房供水温度110。高温水直接引出室外接入供热一次网，管网70回水经旋流除污器后由循环水泵加压进入锅炉。管网循环水量1600T/H，高温水系统采用自动控制补水定压的方法来稳定系统的设计工作压力，使系统内不产生汽化、倒空现象，保证供热系统始终在十分安全的工作状态下运行。系统补水率按15考虑，经计算为24T/H，事故补水率按4考虑，事故补水时两台补水泵同时开启运行。为防止停电产生的水击破坏系统，循环水泵设置了旁路。为保证系统安全运行，热水系统设置了自动泄压保护装置。（2）除氧水系统设计选择海绵铁除氧器2台，1台处理量2024T/H，1台处理量4852T/H。分别配套214MW,229MW锅炉，该除氧水系统是锅炉水除氧普遍采用品种之一，运行安全可靠。（3）软化水系统根据城区水质概况，设计中必须考虑对锅炉的补水进行软化处理。本次设计选用新型的LDZNS1000/40B型微电脑全自动钠离子交换器两台，单台处理量2024T/H，该产品两个交换柱在微机的指令下，由多功能集成阀引导，一注产水，另一柱完成松床、再生、置换、清洗等辅助作业，实现两柱交替运行，连续产水。从根本上杜绝了因人工操作失误造成故障的可能性，提高了运行的安全性。（4）补水系统流程补水系统流程方框图如下229主要供热设备序号型号、标准号名称及规格单位数量备注SZL14125/130/70AII燃煤热水锅炉，设计供回水温度130/70额定供热量14MW，设计压力125MPA台21SZL29125/130/70AII燃煤热水锅炉，设计供回水温度130/70额定供热量29MW，设计压力125MPA台2省煤器（14MW）台22省煤器（29MW）台23ZKC600框链出渣机,出渣能力72T/H,L46M,电N55KW套1P3166PA，电机N55KWG473NO10D鼓风机左270。Q44004M3/H,全压台2P3200PA，电机N90KW4G47312NO10D鼓风机右225。Q58000M3/H,全压台2ZJ20W炉排调速箱，N11KW台25ZJ40W炉排调速箱，N3KW台2P4000PA,电机N185KWY473NO14D引风机右270。台2P40005000PA,电机N220KW6Y54713NO15D引风机右0。台2电动机N22KW7KQDP3248补给水泵，流量Q3M3/H扬程H60台2一用一备8KQDG653016电动机N11KW台2一用一备水源水池加压泵软水器循环水泵入口母管除氧器定压补水泵补给水泵，流量Q2430M3/H扬程H60电动机N11KW9KQDG653016除氧水泵，流量Q2430M3/H扬程H4453台3二用一备TDZY20全自动海棉铁除氧器，处理水量2024M3/H台1连续供水10TDZY40全自动海棉铁除氧器，处理水量4048M3/H台1连续供水11ZPGIIKC快速除污器DN600PN16台2电动机N132KW12NK250400循环水泵Q650700M3/H扬程4653台3二用一备电动机N75KW13NK150400循环水泵,流量Q250300M3/H扬程4653台1硬度10MMOL/L,出水残硬003MMOL/L14LDZNS50微电脑自控纳高子交换器流量2024M3/H,原水套2连续供水15软化冰箱V20M,3600X2600X2400H台216除氧水箱V20M,3600X2600X2400H台217电动葫芦起重量2T,起升高度15M,电机N30KW台118HL300多斗提升机N75KWQM/H台2西安成达一用一备19GZ2电磁振动给料机N015KW台1西安成达20TD75皮带输送机B500MM,N55KW台1西安成达21烟囱，H45M,出口直径D2000MM1GSN20T/H麻石水浴除尘器，处理烟气量60000M3/H台222GSN40T/H麻石水浴除尘器，处理烟气量120000M3/H台223自制烟道闸门台4现场配置24电动葫芦起重量2T,起升高度10M,电机N30KW台125煤闸板600X600台826消声器台42210辅助生产和附属生产设施本项目主要的辅助生产和附属生产设施有供配电系统、控制系统、燃料输送系统、除氧给水系统、通风系统、除尘与除渣系统。供配电系统本锅炉房属于大型区域集中供热锅炉房，其负荷等级属于二级负荷，故采用双电源供电，供电电压为10KV，当一路电源发生故障时，另一路电源能够带全部负荷。换热站为区域性负荷属三级用电负荷，采用单路供电，不考虑备用电源。负荷计算锅炉房用电设备为038KV及022KV用电设备，其中锅炉引风机电机分别为185KW，220KW；锅炉鼓风机分别为55KW，90KW；循环泵电机分别为132KW，75KW。考虑到采用变频器和软起动器的因素，均采用038KV电机。022KV用电设备主要为照明和员工办公区使用。根据本项目的主要设备明细表，可计算出本项目锅炉房用电设备计算负荷约为1500KW。变压器运行方案在锅炉房设有一座10/04KV变配电所。变电所共设两台变压器，选用目前较为节能的1000KVA的户内型干式变压器，接线为D，YN11，UK6，变压器负荷率约为84。变配电所形式锅炉房变电所形式采用车间附设式室内变电所，变电所内包括中、低压配电间、变压器室、电容器室等。电源由市10KV电网架空引来至室外10KV进线终端杆后采用电缆直埋进线，终端杆上设避雷器及户外真空断路器。变电所内设10KV配电装置和10/04KV变压器及低压动力控制中心。10KV配电系统主接线均采用单母线分段。两路电源一路工作，一路备用，两进线柜电气联锁，备用电源投切方式应遵从当地电业部门的有关规定。电度计量和无功补偿计量方式采用高压计量，在10KV进线回路设置总计量装置。在低压照明及电力出线回路分别设置计量装置。本项目采用低压集中自动补偿方式，对系统进行无功功率自动补偿，补偿后的功率因数大于09。配电形式及电机控制方式低压配电形式采用树干式与放射式相结合方式，锅炉间所有用电设备由变电所低压配电柜直接供电，输煤系统则在现场设动力配电箱，动力配电箱采用防尘式结构。鼓、引风机及炉排电机采用变频装置联锁控制。四台循环水泵根据供水管网压力采用变频控制。补水泵采用变频控制，方式为一拖二，两台补水泵共用一台变频器定压补水。每个动力控制中心均设手动/自动两种控制方式，每台设备均有就地控制箱，就地控制箱上设有启动和停止按钮。为保护就地优先级，在就地控制箱上设有现场/配电柜转换开关。手动/自动转换开关设置在低压柜上，手动通过配电柜或现场控制箱完成，自动时则由PLC来完成操作。一般情况下手动仅为设备的维护，调试及现场紧急情况下采用，其它均由PLC控制器来完成正常工作。各设备的运行状态信号、故障信号均送往计算机。换热站换热装置采用成套设备，其起动控制及信号检测均由成套设备自带。电缆敷设锅炉房内电缆均采用铜芯交联电缆,敷设方式以桥架敷设为主,局部采用穿镀锌钢管敷设,照明系统采用穿塑料保护管敷设,煤粉尘较大处按防爆标准设计。换热站电缆采用套钢管沿地面暗设。防雷与接地系统高压进线侧设防雷保护，高压真空开关设过压保护器，自控设备入口设过压及防雷保护装置。尽管该地区平均年雷暴日为32D/A，但考虑到锅炉房的特殊性，其防雷要求按第二类防雷建筑物考虑。在主要建筑物上设置避雷带做防直击雷保护，在烟囱上设置避雷针保护。并在全厂采取相应的防雷电感应及防雷电波侵入的措施，如作好各种管道、电缆外皮的连接、04KV进线处均安装防雷电浪涌保护器等，本工程采用TNS制接地系统，采用共用接地装置，接地电阻小于1欧姆。锅炉房烟囱较高，因此除了在顶部安装避雷针，设两根引下线外，在烟囱本体上每隔10M加装均压环。控制系统本工程的自控系统包括锅炉房自动控制系统和热力管网调度系统。设计标准达到现在国内同等规模集中供热系统中的较先进水平。锅炉房自动控制系统锅炉房的控制均采用手/自动控制两种方式，手动控制在配电柜或现场箱控制，自控系统则采用可编程序控制器完成，其设定由转换开关完成。为避免故障集中，因此采用分散控制的方式，采用多台PLC进行控制，即锅炉燃烧系统采用一台PLC控制，循环水系统和输煤系统采用一台PLC控制，所有PLC共享CONTROLNET网，并与上位机通过以太网通讯。锅炉房自控系统集中设在锅炉房控制室，输煤系统距离较远，采用远端I/O站，这样可减少电缆敷设。控制室计算机采用双机热备，以提高系统可靠性。控制系统利用系统总线及输入输出接口,直接采集一次仪表输出信号及配电系统信号，控制用电设备运行。操作人员可通过计算机显示屏直接了解仪表参数及配电设备运作情况，并在控制室直接实现软手动或自动操作。故障报警信号可直接显示在计算机上，并且在上位机上可根据运行情况设定相应工艺参数。整个锅炉房运行的耗煤、电耗均能在中心控制室显示，并打印报表、核算运行成本。主要工艺控制系统包括燃烧系统的自动调节，鼓引风机及炉排电机采用无级变频调速，根据炉温、压力、氧量等信号实现自动调节。补水系统采用自动补水定压方式进行调节。仪表检测信号主要包括循环水供水、补水、回水、锅炉房进水的流量指示、温度、压力指示及报警，各炉耗煤量、电子皮带称量的指示、记录，省煤器前烟气氧含量，炉膛负压，炉膛烟风温度，压力检测。循环水量，除氧补水箱的液位指标，给煤斗、除渣斗的料位指示及报警等。热力管网调度自动控制系统热力管网调度系统采用分散控制，集中监测的方式，控制系统分为二级即控制中心站和各换热站的PLC工作站。其中控制中心站设在锅炉房，负责监控全市热网的工艺参数变化，设备工作状态及运行管理。并根据整个管网热力平衡自动调整各站工艺控制参数。在中心站设置有计算机，负责对热网调度系统的开发和参数修订等。中心控制室采用实时的多用户操作系统。其监测功能包括接受现场工作站PLC数据，进行处理、存储、显示、报警和打印；控制功能包括设定PLC控制单元控制参数，直接控制有关设备；负责短期历史数据的存贮和恢复，至少能贮存整个供热期的历史数据等。控制系统的软件采用容易配置的开放式的菜单驱动软件，并且动态监控界面为汉化。在控制室完成报警记录，可根据收到的次序显示所有报警，同时分为2个报警优先级（一般和极限）。通讯功能包括联络和协调各站内参数、工况信息，以及进行通讯。中心控制站设在锅炉房控制室，其与锅炉房自动控制系统通过以太网通讯目前现场PLC工作站与中心控制站之间的通讯主要采用无线或有线通讯两种方式，有线通讯即租用电信部门的电话线，无线则采用无线数传电台或租用移动通讯部门的网络。有线通讯虽一次投资较低，但通讯速率低，长期运行成本较高；无线数传电台通讯虽长期运行成本较低，但一次投资较高，且信号易受干扰；租用移动通讯部门的网络，虽长期运行成本较高，但一次投资较低，且通讯速率快，本工程考虑采用GPRS通讯方式，租用网络可与当地移动通讯运营商协商，采用移动网络或CDMA网络。各工作站设在换热站内，由成套换热设备自带，负责各换热站的运行及各项参数检测。各站PLC采集原始参数和设备的工作状态；根据工艺控制要求进行自动控制；可通过操作员站进行手动干预；与中央监控室和子站交换数据；故障报警与设备保护。各工作站主要检测工艺参数包括各站供水压力、回水压力、供水温度、回水温度、供水流量、回水流量。其除设有压力表、温度计等现场仪表外，均设有压力、温度、流量变送器，在控制室仪表盘集中显示并上传中心站。在锅炉房内设一座48门程控电话交换机，配有2路外线，其中1路为交换机外线，各部门通信采用内部电话。在各换热站内各设一路外线电话。控制系统选型标准控制系统自控系统选型考虑到可靠性及安全性，选用国外产品，且与锅炉房控制系统同一厂家，这样有利于备件及工人掌握。仪表仪表选型一般选用合资企业产品，仪表本身带就地显示器装置，具备420MA输出及串并行接口，方便同自控设备连接。压力变送器采用陶瓷传感器，温度变送器采用一体化铜热电阻温度变送器，流量计采用涡街流量计。通讯采用国产GPRS通讯模块，通讯网络为中国电信网络。燃料输送系统来煤采用汽车运输，自规划路进入厂区，经计量后进入煤场卸车，煤场堆煤及倒运使用抓斗起重机。封闭煤场建筑面积800M2，堆煤高度25M，可满足锅炉房最大负荷7天的燃煤储存需要。输煤系统采用全机械化，燃煤筛分、破碎设备设在封闭煤场内，由装载机短途倒运至垂直提升机，水平皮带运至煤仓。水平胶带输送机卸料方式采用均匀布煤机，可有效解决煤仓内颗粒分布不均的状况。炉前储煤仓储煤量可满足单台锅炉最大负荷12H燃煤需要。烟风系统送风系统每台锅炉配置鼓风机一台，把燃料燃烧所需空气经风道从锅炉两侧分段送入炉排下方，靠调节风门调整各风室的进风量，保证燃料充分燃烧。引风系统燃烧产生的烟气依次经过炉膛，尾部受热面从锅炉排出，经麻石水浴除尘器除尘脱硫后，再经引风机、烟道、烟囱排至大气。除渣与除尘系统锅炉出渣选用ZKC600重型框链出渣机1台，混凝土槽设在锅炉间层地下，锅炉落渣经水封直接进入除渣沟，拉出锅炉间。用人力车或装载机运至渣场，然后装车外运。本项目锅炉烟气除尘采用麻石水浴冲击式除尘（脱硫）器。除尘效率95，脱硫率60。本系统根据煤质资料设计烟气脱硫装置，经处理后烟气远低于排放标准要求。烟尘排放浓度小于200MG/M3（均符合锅炉大气污染物排放标准（GB132712001）关于热源的二类标准要求，实现达标排放。23项目用能情况西安市临潼区机关供热服务中心建设的临潼区集中供热三号热源站建设项目，结合当地的能源资源和本项目的特点，选择的主要能源品种为煤炭，辅助能源为电力和水，在技术成熟、经济可行的条件下，适当因地制宜的采用新能源和可再生能源。231主要用能系统的初步选择本项目主要的用能设备为燃煤锅炉，经过分析比较选用双锅筒链条式层燃热水锅炉作为本项目的供热设备。232项目能源消耗种类、数量临潼区集中供热三号热源站建设项目，根据国家和西安市的相关节能与环保政策，本着节能、环保、因地制宜的原则，结合本项目区域定位，建筑类型和外部条件等具体情况选择能源。具体选择原则如下一遵循市场经济的原则，力求投资少，成本低，效益好，节约能源。二优化能源消耗结构，尽可能选择耗油少的生产工艺。三优先选择大型先进设备，以赢得最佳综合经济效益和社会效益。四适应项目所在地的气候条件和能源供需情况。项目使用的能源种类有煤炭、电力和水。其中电力主要用于满足热源站动力、照明、通信系统等；煤炭主要用于提供热力；项目所用水源接自市政自来水管网。项目使用的能源品种及数量见下表。项目使用的能源品种及数量能源品种计量单位数量折标量（TCE）备注煤炭T2838016256电力KW油KG94861434水T31907273合计16850第三章能源供应情况评估31项目所在地能源供应情况分析项目所在地临潼区文化路延伸段，区位优越，市政设施完善，交通便捷。该区电网、市政管线留有供热设施建设接入裕量，具备接入条件，满足本项目建设和使用的要求。一电力项目所在地电力产业相对较为稳定，整个地区对电力需求不大，且周边相继建成大型发电厂。该地区周边煤炭资源丰富，为保证电力生产企业发、供电提供可靠的原料供应。因此，项目建设所用电力对该地区电力供应无影响。二煤炭项目所在地及周边地区为能源、非金属矿产集中区，集中分布着韩城、蒲白、铜川、彬长等诸多等大型煤田，虽经几十年的开发，其保有储量仍达300多亿T，丰富的煤炭资源为热力加工转换企业提供了强大的能源基础，确保当地及周边地区热力公司正常运行，因此完全满足该项目热源的供应，对项目所在地及周边境区的能源平衡不会造成影响。本项目来煤采用汽车运输，自规划路进入厂区，经计量后进入煤场卸车，煤场堆煤及倒运使用抓斗起重机。封闭煤场建筑面积800M2，堆煤高度25M，可满足锅炉房最大负荷7天的燃煤储存需要。输煤系统采用全机械化，燃煤筛分、破碎设备设在封闭煤场内，由装载机短途倒运至垂直提升机，水平皮带运至煤仓。水平胶带输送机卸料方式采用均匀布煤机，可有效解决煤仓内颗粒分布不均的状况。炉前储煤仓储煤量可满足锅炉最大负荷12H燃煤需要。（三）水水源接自外围供水管网，沿热源站西南侧引入管径150MM的给水管线，能够提供本项目足够的用水。本热源站供水管网水压不低于28M。给水管网采用环状管网与枝状管网相结合的布置方式。同时考虑热源站内消防用水的要求，完善管网系统。本工程给水水源由临潼市政DN200MM给水管网供给，水量水压由室外保证。生活给水系统采用水池水泵水箱联合供水系统，分为高压、低压区供水，一到三层由给水管网直供，四层以上采用水泵高位水箱联合供水，给水方式为上行下给式，屋面设一高位水箱作为消防初期用水和冷却塔补水。32项目对所在地能源消费的影响项目所在地西安市主要能源供应充足，能源供应呈增长态势。供电来源陕西电网，陕西电网是西北电网的主要组成部分，西北电网以著名的黄河上游水电基地和陕西宁夏能源基地为依托，电力供应充足，是国家“西电东输”的主要电力源之一。煤炭来源于陕西铜川、韩城、咸阳彬长煤田，根据2010年陕西省煤炭年鉴预计，2011年陕西省全省煤炭产量可达到36亿T（2010年陕西省全省煤炭产量为355亿T），其中渭北煤田（铜川、韩城、彬长、黄陵煤田）的产量可达到12600万T。根据西安市统计局数据统计2011年西安市全社会能源消费总量160447万T标准煤，同比增长80万元，GDP能耗0873T标准煤/同比下降653。这一下降率在全省十一个市（区）中列第一位，比全国平均水平高194个百分点，比全省平均水平高061个百分点，纵向对比，高出2008年257个百分点，高出2009年098个百分点。其中第一产业能源消费仅占全市总量的199，第二产业能源消费量占全市总量的5534，第三产业消费量占全市能源消费总量的2909，城乡居民能源消费量占全市能源消费量的1357。西安市能源消费品种相对集中，工业是能源消费主要行业。2008年，西安市第三产业能源消费量46679万TCE，同比增长974，增速高于全市平均水平173个百分点，在第三产业中，批发和零售业能源消费量16236万TCE，占全市总量的1012，占第三产业的3478，在三产中所占比重最大，其次为其它服务业，能源消费总量14017万TCE，同比111，占全市能耗总量的874，占第三产业的3023。近年来，西安市在努力发展工业经济的同时，积极培育和发展商贸和住宿、餐饮业等第三产业的发展。从而导致了服务业能源消费总量需求扩大，增长速度加快。本项目消耗的主要能源种类为原煤，其消耗量仅占我省2010年产量的万分之零点六，仅占西安市2010年全年能耗的千分之一，因此项目的实施不会对本地区的能源供应产生过大影响。第四章项目建设方案节能评估41项目选址、总平面布置对能源消费的影响411项目选址对能源消费的影响项目选址位于临潼区文化路西延段路南，项目总用地1746亩，其中代征路面积336亩，项目净用地面积为1410亩。项目位于临潼城区西部用热中心，向四周供热热力基本相同，可以达到节约管线施工、节约供热管线耗材、减小供热运输损失的功能。本项目选址科学合理，可以达到节能的目的。412总平面布置对能源消费的影响根据临潼区规划管理有关规定，本项目规划目标是立足于以人为本和尊重与保护环境的基础上，将项目打造成当地的示范性生活热源站。本项目已经对总平面布置进行了周详的论证和合理的规划，使项目规划、布局与当地区城市规划相匹配。热源站的规划部局，综合考虑管网布局与周围建筑布局、群体组合、绿地系统及空间环境等内在联系，构成一个完整的、相对独立的有机整体，并遵循以下原则一锅炉房在满足防火规范要求的基础上尽量布局紧凑节省管线降低热损。二合理组织人流、车流，减少运输距离，降低油耗。三路灯采用节能灯具，设专人管理减少电耗。42项目工艺流程、技术方案对能源消费的影响项目的燃料选择决定了本项目工艺流程的大方向。工业锅炉的燃料主要有三种煤、油、气。油的发热量比煤高得多，易于着火，容易充分燃烧，且装置简单，不需要除尘，燃烧效率高，便于自动控制，受到普遍欢迎，比如美国大部分工业锅炉都是燃油锅炉。但是油又是多种化工原料，在我国地下贮藏量相对较少，我国的能源方针是尽量以煤代油。结合项目周边资源分布情况和燃料的经济性，本项目选择煤炭作为锅炉燃料。421系统热平衡根据采暖热负荷80MW。本设计热源的热水锅炉配置方案为29MW的高温热水锅炉2台，14MW的高温热水锅炉2台，额定最大热负荷86MW。由上述各相关用热量计算，做出如下热水炉热量平衡表热水锅炉热量平衡表建成后用户热负荷80MW额定供热量86MW热平衡75从热平衡结果可知，热量略有剩余。热负荷占锅炉额定出力的930，该锅炉配置可行。422锅炉选型目前用于热源厂的炉型主要有层燃炉（链条炉排、往复炉排等）、沸腾炉（煤粉炉、流化床炉等），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。故热源厂锅炉选型主要考虑以下两种炉型链条锅炉和循环流化床锅炉，两种炉型各项技术指标对比如下表炉型各项技术指标对比表项目名称链条锅炉循环流化床锅炉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1200800900热效率80858590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，管理要求高性能参数运行费较低较高除尘脱硫方式炉外湿法脱硫除尘炉内脱硫，炉外湿法除尘氮氧化物排放水平400600PPM50200PPM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。环保影响N2O生成量较低可达（200500）106（体积分数）由于本项目周围煤田煤质较好，热值大，灰分低，挥发份较低。能够适应链条炉的使用，结合经济性考虑，本项目采用节能性能较好，且较经济的链条炉作为供热锅炉。423工艺流程、技术方案对能源消费的影响本项目的给煤流程、烟风流程、除灰渣流程、进出水流程是一个系统的工作流程，需要在供热中控室的调节下和司炉工作人员的管理下协调有序运行。供热中控室设置在锅炉房内，供热系统运行调节方案的确定，直接关系到系统运行的经济性。本项目经过比较，确定采用分阶段改变流量的质调节，供暖期分为两个阶段，当室外温度在513时为第一阶段，75流量运行；当室外温度在1323时为第二阶段，100流量运行。分阶段改变流量的同时再对锅炉进行质调，即在各阶段根据室外温度对锅炉进行燃烧自调，达到节电又节煤的目的，使锅炉房经济运行。该调节方案不会发生热力失调，运行工况稳定，操作方便。在工程建设及供暖期初期根据负荷情况，对开启锅炉的台数进行调节，在满足负荷需求的情况下尽可能少开启锅炉的台数，以使锅炉房在最经济的条件下运行。综上所述，本项目给煤流程、烟风流程、除灰渣流程、进出水流程，在供热中控室的控制下协调有序运行，有利于节能工作的开展，为项目的节能工作奠定了坚实的基础。43主要用能工艺及其能耗指标和能效水平1）主要用能工艺本项目主要用能工艺为燃煤工艺。链条炉在工作的过程中，煤自煤斗滑落在炉排上，进入炉子后，主要依靠来自炉膛的高温辐射，自上而下的着火、燃烧。这是一种“单面引火”的炉子。由于燃料与炉排没有相对运动，链条炉自上而下的燃烧过程受到炉排由前而后移动的影响，使燃烧的各个阶段均与水平成一倾角，燃烧层可被划分为四个区域新燃料区、挥发物逸出区、燃烧区、灰渣形成区。如下图所示燃料在新燃料区I中预热干燥，从OIK线所示的斜面开始逸出挥发物。不同的燃料开始析出挥发物的温度不相同,但对给定的炉前应用煤来说,这个温度大致一定,所以OIK线实际上代表着一个等温面。此等混面的倾斜程度取决于炉排运动速度和自上而下燃烧的传播速度。因为燃料层的导热性能很差,以致向下的燃烧传播速度仅为0205M/H,只有炉排速度的几十分之一左右。因此燃烧准备阶段在炉排上占据有相当长的区段。燃料在O1K至O2H区间内析放出全部的挥发物。OLK与O2H两线相距不远,这是因为挥发物在OLK线所析出的同时,就开始在层间空隙着火燃烧,燃烧层的温度急速上升,到挥发物析放至尽的O2H线,温度已达11001200。从O2H线开始形成的焦炭着火燃烧,温度上升至更高,燃烧进行得异常激烈,为燃料的主要燃烧阶段。最后,是燃尽阶段,即灰渣形成区。链条炉是“单面引火”,最上层的燃料首先点燃,因此灰渣也先在此处形成。此外,因空气由下层进入,最低层燃料氧化燃尽也较快,较早形成了灰渣。可见炉排末尾未完全燃尽的燃料为上下灰渣所夹,使多灰燃料难以燃尽,从而增大固体不完全燃烧热损失。2）能效水平用工业锅炉排渣含碳量和排烟温度可以描述链条炉排燃煤工艺的能效水平。排渣含碳量率未燃尽碳质量/排渣质量排渣含碳量率的影响因素较多，与煤炭的灰分、锅炉的选型、司炉人员的司炉水平等有较大关系。根据现场实测，本项目链条炉排燃煤工艺的排渣含碳量为96，小于国家标准GB/T348693评价企业合理用热技术导则，它对锅炉的热效率的提高产生积极作用。下表为国家标准中关于锅炉排渣含碳量的规定。工业锅炉排渣含碳量煤种锅炉容量，MW烟煤无烟煤035233003507202807281823287162071418本项目排烟温度为180，符合国家标准GB/T348693评价企业合理用热技术导则。下表为国家标准中关于锅炉排烟温度的规定。工业锅炉排烟温度锅炉容量MW排烟温度035300035072500728220287200718044主要耗能设备及其能耗指标和能耗水平本项目主要耗能设备为由全国知名锅炉生产商陕鼓动力股份有限公司生产的两台14MW和两台29MW链条式层燃热水锅炉燃煤锅炉。其锅炉热效率80。下表为国家标准GB/T348693评价企业合理用热技术导则中规定的锅炉最低热效率。工业锅炉最低热效率锅炉容量MW热效率03558035076007286528770774注表中所列为实际运行的锅炉，以满负荷进行燃烧时的热效率值。本表不适用于下列锅炉A燃用无烟煤、石油、劣质煤和类煤的锅炉B蒸发量小于014MW，或额定热负荷小于05106KJ/H的热水锅炉；C余热锅炉；D用稻壳、甘蔗渣、木屑、垃圾或其他工业废物与燃料混合燃烧的锅炉。由上表可以看出，本项目所选用的锅炉热效率达到了国家要求的74的规定。45辅助生产和附属生产设施及其能耗指标和能耗水平451辅助生产和附属生产设施本项目主要的辅助生产和附属生产设施有供配电系统、控制系统、燃料输送系统、烟风系统、除尘与除渣系统。452主要辅助生产设施能耗指标及能耗水平本项目辅助生产和附属生产设施有循环水泵、除氧水泵、补给水泵、引风机、鼓风机等。这些辅助生产设施的耗能设备主要为电机。现将这些电机统计如下主要附属设备用能情况一览表序号型号、标准号名称及规格单位数量备注1ZKC600框链出渣机,出渣能力72T/H,L46M,电N55KW套1P3166PA，电机N55KWG473NO10D鼓风机左270。Q44004M3/H,全压台2P3200PA，电机N90KW2G47312NO10D鼓风机右225。Q58000M3/H,全压台2ZJ20W炉排调速箱，N11KW台234ZJ40W炉排调速箱，N3KW台2P4000PA,电机N185KWY473NO14D引风机右270。台2P40005000PA,电机N220KW5Y54713NO15D引风机右0。台2电动机N22KW6KQDP3248补给水泵，流量Q3M3/H扬程H60台2一用一备电动机N11KW7KQDG653016补给水泵，流量Q2430M3/H扬程H60台2一用一备电动机N11KW8KQDG653016除氧水泵，流量Q2430M3/H扬程H4453台3二用一备9NK250400电动机N132KW台3二用一备循环水泵Q650700M3/H扬程4653电动机N75KW10NK150400循环水泵,流量Q250300M3/H扬程4653台111电动葫芦起重量2T,起升高度15M,电机N30KW台112HL300多斗提升机N75KWQM/H台2一用一备13GZ2电磁振动给料机N015KW台114TD75皮带输送机B500MM,N55KW台115电动葫芦起重量2T,起升高度10M,电机N30KW台1以上所有电机的总负荷为150055KW。本项目所用的电力为三相交流电源，未采用国家命令禁止的电机类型，电机的效率均在90以上。第五章项目能源消耗和能效水平评估51项目能源消费种类、来源及消费量分析评估本项目能源消费的种类有原煤、电力，消耗的耗能工质为水。511煤炭消耗5111煤炭来源根据建设单位提供的煤质资料，锅炉房燃煤为渭北（铜川、韩城、咸阳彬长）煤田开采的褐煤，以市场价采购，由煤炭供应商用汽车运输送至锅炉房厂区。为减少煤尘污染，在锅炉房厂区设半封闭式干煤库。5112煤质资料如下全水分MT2404灰分AD2045挥发份VDAF4073固定碳FCAD3739低位发热量QNET40095CAL/G5113锅炉房耗煤量锅炉房小时耗煤量为最大负荷时的耗煤量，锅炉房年耗煤量为锅炉房实际供热耗热量时的耗煤量。采暖天数N120天，年采暖期热负荷平均系数0656，锅炉设计热效率80，管网损失5，区域最大热负荷80MW,经计算锅炉小时耗煤量区域最大热负荷MW36001小时/煤燃热值/锅炉效率参考值80MW3600/080/1676MJ/KG21480KG/H215T/H锅炉房每天分两班，每班运行约55小时，故每天耗煤量为215T/H255H/D2365T/D锅炉房月耗煤量2365T/D30D/M7095T/月锅炉房年耗煤量按4个月7095T/月4个月28380T/年锅炉房小时灰渣量215T/H2045/0949T/H锅炉房耗煤量及灰渣量如下小时最大耗煤量215T日平均耗煤量2365T月平均耗煤量7095T年平均耗煤量28380T小时平均灰渣量49T日平均灰渣量54T月平均灰渣量1617T年平均灰渣量6498T锅炉房产生的灰渣直接输送建材厂，做到