用能系统优化节能技术改造可行性研究报告Word下载.docx
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某集团高扬“追求卓越，奉献光热”的企业精神，坚持“以煤为主，多业并举，科技兴企”的发展思路。
企业先后荣获全国煤炭工业100强企业、四川企业集团科技综合实力100强、四川企业集团资产规模100强、四川省优秀政工企业、四川省“重合同、守信用”先进单位、四川省质量金榜企业、全国煤炭系统优秀企业等100多项省（部）级荣誉称号。
企业技术力量雄厚，是四川省唯一的“采煤机械化矿务局”，大倾角、薄煤层综合机械化采煤技术国内领先，并达到国际先进水平。
“十五”期间,企业产销总量、工业总产值、工业增加值、营业总收入、利税总额、社会贡献额得到较快增长，较“九五”期间实现了翻一番目标；
煤炭主业总量从四川省国有重点煤炭企业原来的最低跃居到第二位，成为四川省能源工业骨干企业。
面对西部大开发、四川煤炭产业快速发展的战略机遇，某集团提出大力发展“煤炭、电力、建材、机械加工、医疗和其它产业的“板块发展战略”，力争5—10年煤炭产量达到800万吨/年，电力装机达30万KW，机械制造产值达2亿元，其它产业产值达5亿元。
力争2010年产值达20亿元，2015年产值达40亿元，努力建成全国复杂地质条件下煤炭综采的典型，西南动力煤重要基地，四川省发展循环经济样板矿区，**市最有带动力的现代化企业，构建安全、法治、文明、和谐的新某。
技术力量：
某某（集团）公司现有员工6135余人，拥有各类专业技术人员761人，其中高级专业技术人员54人、中级专业技术人员243人，有4人享受国务院政府特殊津贴待遇。
某（集团）有限责任公司2008年完成工业总产值9.7159亿元，实现营业总收入8.9139亿元，原煤生产百万吨死亡率0，主要经济指标创造了历史新高。
1.2.3项目的由来
某集团公司前身为原某矿务局，始建于七十年代初，原有老生产、供电系统虽经多年逐步改造更新，但因2003年以前煤炭市场疲软，原煤生产不景气，企业效益差，对这些老生产、供电系统改造上仍遗留不少欠帐，使企业生产能耗与全国先进指标有一定差距。
某集团公司是用电大户，年耗煤16万吨，用电量1.5亿度以上，其中煤业股份公司年耗电量为8000万kwh左右，为了更好的完成“十一五”节能目标，公司对企业用能系统进行了全面诊断，对能耗中存在的问题和高耗能点通过采用现行的先进节能技术和设备，实施节能技改，努力降低生产系统和大型设备能耗、提高用电效率和能源利用率。
通过分析，目前企业用能系统主要存在以下六个方面问题：
一是石矸电厂发电锅炉热效率不高；
二是公司瓦斯电厂机组发电热能利用效率不高，仅33%左右，机组排放的高温废气中相当一部份热被浪费掉了；
三是公司供用电范围广，公司现有网络是在原高二矿和绿水洞煤矿供电范围的基础上发展起来的，线路电压等级低，抗雷击能力弱,供电安全性、可靠性差，而且现有供电网络由于长距离、低电压、大负荷的输送电能，供电损耗高，电压损失大，末端电压低，供电经济性、可靠性差年用电量大，而平均功率因数仅为0.85，电压波动幅值大，使供电设备效率下降，带来供电能力不足，加之近几年企业机械化程度越来越高，设备功率增大，电压降大，设备起动困难，达不到用电安全、经济、合理运行的要求；
四是公司所属几个煤矿、电力、水泥企业广泛应用的风机、水泵等大功率设备选配时，考虑富余量大，选型的设备能力普遍偏大，而在实际运行时则由于运行工况的变化，使得能量被风门、挡板的节流损失而消耗掉了，从而造成大量的能源浪费；
五是高耗能设备淘汰更新还存在欠账，如还存在部份国家明文淘汰的老旧变压器等。
六是公司各单位特别是建设年代较早的老矿区和老厂点的办公楼、车间、工业广场、路灯、井下照明等，均采用日光灯、普通白炽灯、自镇流汞灯等传统低效照明灯具，数量多，使用寿命低，电耗高。
针对上述存在的问题，2009年计划采取以下节能措施对企业用能系统通过节能技改进行全面优化：
1、对现有锅炉实施节能技术改造；
2、对已装机7000W的瓦斯发电机组发电过程中排放废弃的余热进行回收，综合利用于矿工澡堂、食堂、办公室等地点。
3、对矿区供电系统进行升级改造，从35KV提升到110KV，并对高压供电系统采取先进的功率补偿措施，并在各用电单位和煤矿井下变电所等低压供电线路，使用功率补偿设备，使整个供电系统功率因素提高到0.95，比原来提高10-15%。
电网升级后，也降低了线路损耗，保证了矿区供电安全；
4、对大功率风机、水泵全面推广采用变频调速节能技术；
5、改造矿井压风和通风系统，并研究采用节能新技术实现开停自动控制，减少压风系统空运转和配风系统的损耗，淘汰落后高耗能设备；
6、实施绿色节能照明技术。
通过上述节能技术改造，进一步挖掘节能潜力，实现合理用能、节约用能，将取得显著的节能效益和经济效益，对企业完成“十一五”节能目标具有十分重要的作用。
1.3项目可行性研究报告编制单位
天地科技股份有限公司
工程设计证书：
甲级，证书编号：
011001-sj。
发证机关：
中华人民共和国建设部。
1.4项目性质
本项目针对企业能耗系统中高耗能点进行节能综合技术改造，主要技改内容为：
燃煤锅炉节能技术改造、瓦斯发电余热利用、供电系统进行升压改造并采用先进的功率补偿技术、对大功率风机、水泵全面推广采用变频调速节能技术、改造矿井压风和通风系统，并研究采用节能新技术实现开停自动控制、淘汰落后高耗能设备、实施绿色照明。
技改内容分属“十一五”十大重点节能工程项目中燃煤工业锅炉改造、余热余压利用、电机系统节能和能量系统优化和绿色照明工程。
1.5项目建设资金及资金使用计划
本项目建设总投资估算为1846.24万元，流动资金估算为40万元，报批投资额（建设投资+铺底流动资金）1806.24万元。
项目建设企业全部使用自有资金。
项目建设期3年。
建设资金在建设期投入1846.24万元。
流动资金根据生产需要逐年投入。
2项目提出的必要性
2.1资源综合利用与节能的需要
随着我国人口的不断增加和经济的快速发展，资源相对不足的矛盾日益突出，“电荒”、“煤荒”、“水荒”、“缺油”都昭示了中国的能源紧缺问题己显十分严重，寻找新的资源或可再生资源，以及如何节约用能，合理用能，将是我国今后如何确保经济可持续发展的关键所在。
为此，早在1996年国务院就制定并出台了一系列开展资源综合利用的政策，倡导坚持资源开发与节约并举，并把节约放在首位，一切生产、建设、流通、消费等各个领域，都必须节约和合理利用现有的各种资源，千方百计减少资源的占用和消耗，
开展资源综合利用以及推广采用有效的节能措施，是我国的一项长期的重大技术经济政策，也是我国国民经济和社会发展中一项长远的战略方针，对于节约资源、改善环境、提高经济效益，实现资源的优化配置和可持续发展具有重要的意义。
本企业作为能源生产大户也是耗能大户，大力推广节能新技术，实施节能技术改造，实现节能降耗，走建设资源节约型企业之路，既是企业降低生产成本取得新的经济增长点的需要，也是企业企业可持续发展的需要。
2.2企业能耗现状
某（集团）有限责任公司为原煤生产、水泥生产、煤矸石发电和机械制造综合型企业，主要耗能单位有绿水洞煤矿、李子垭煤矿、李子垭南煤矿、龙滩煤电、水泥厂、矸石电厂、机械制造厂。
2.2.1主要产品和生产规模简介
产品种类：
原煤、精煤、洗混煤、水泥、电力、煤矿机械等。
生产规模：
原煤生产规模：
270万吨，2009年将达产360万吨；
水泥生产规模55万吨，扩能至200万吨；
煤矸石电厂总装机容量1.8万kw，年发电1.4亿度；
机械制造厂年生产机械产品2万多台套。
有洗煤厂一个，规模为年洗煤120万吨。
产品产量：
2007年集团公司原煤产量215.67万吨，精煤产量22.05万吨，洗混煤92.07万吨，水泥25.78万吨，发电14905.34万kwh。
耗能种类及数量：
据统计，集团公司2008年总能耗134682.38吨标煤，综合能耗117193吨标煤。
。
其中煤耗：
206847吨；
电耗：
13651万kwh；
油耗总计：
995.27吨。
2.2.2项目实施前产品能耗和主要耗能设备工序能耗情况
原煤生产主要耗能设备工序能耗情况
项目
设备名称
设备效率
（%）
企业工序能耗现状
行业工序能耗限额
主通风机：
轴流式
离心式
（kwh/Mm3.Pa）
85
轴流式：
0.48~0.51kwh/Mm3.Pa
离心式：
0.39kwh/Mm3.Pa
一等≤0.36
二等≤0.361～0.4
三等≤0.401～0.520
二等≤0.361～0.380
三等≤0.381～0.500
主排水泵
（kwh/t.hm）
78
0.44~0.68kwh/t.hm
0.401~0.5kwh/t.hm
空压机
76
0.12~0.14kwh/Mm3.Pa
一等≤0.107
二等≤0.108～0.144
三等≤0.115～0.130
矸石发电标煤耗（gce/kwh）
1#炉：
64.43%
2#炉：
63.77%
773.9
2008年主要产品单耗：
原煤生产：
原煤生产电耗26.88千瓦时/吨，产品综合能耗4.56千克标煤/吨
2.3企业能耗系统存在的主要问题
2008年企业对所属单位耗能现状进行了普查。
据了解，主要存在以下几方面问题：
一是集团公司瓦斯电厂机组发电热能利用效率不高，仅42%，而机组排放的高温废气中含有相当一部份热量被浪费掉了，回收利用这部份高温废气热量，才能使所燃气体总热量利用率得到提高；
二是公司所属几大煤矿企业应用广泛的风机、水泵配置时，考虑富余量，设备选型普遍能力偏大，而在实际运行时则由于运行工况的变化，使得能量以风门、挡板的节流损失而消耗掉了，而且还造成大量的能源浪费和设备损耗，从而导致生产成本增加，设备使用寿命缩短，设备维护、维修费用增大。
三是集团公司各单位特别是建设年代较早的老矿区和老厂点的办公楼、车间、工业广场、路灯井下照明等，均采用日光灯、普通白炽灯、自镇流汞灯等传统低效照明灯具，数量多，使用寿命低，维修量大，电耗高，采用绿色照明代替传统照明灯具已是势在必行。
3项目建设选址及土地利用情况
本技改项目，在企业征地区域内实施，不新增征用土地。
3项目环境保护
3.1基本情况
某矿区地处某脉中段。
某脉为川东北北东向延伸的平行山系的一支，海拔一般为500～1700m，最高峰为海拔1704.1m的高登山。
矿区地势为一组北东向长矩状平行排列的山岭与谷地，海拔在713～1191m之间。
本区地处中亚热带湿润季风气候区，气候温暖，热量充足，雨量丰沛，空气湿度大，日照少，霜期短，风力小。
年平均气温17.1℃,最冷月（1月）平均气温6℃，最热月（7月）平均气温27.8℃。
多年大于或等于10℃以上的年积温5600℃，无霜期306-328d。
年平均降水量1200mm。
本区地震烈度6～7度。
区环境质量现状：
某矿区环境污染源主要是煤烟、工业粉尘（煤和水泥）、选煤废水和交通车辆，以及排入大气的煤层气（矿井瓦斯）等。
主要污染源及主要污染物：
项目为企业能耗系统综合节能技术改造，涉及瓦斯发电余热利用、采用先进节能技术和设备如：
功率补偿技术、变频调速节能技术、矿井压风系统节能改造、淘汰落后高耗能设备、实施绿色照明等。
其中采用先进节能技术和设备如：
功率补偿技术、变频调速节能技术、矿井压风系统节能改造、淘汰落后高耗能设备、实施绿色照明等只涉及设备更新，无新增污染物。
瓦斯发电项目某公司根据环保部门意见和要求，已委托有关单位进行了项目的环境评价工作（详见瓦斯发电项目环境影响评价表）。
瓦斯电厂投入生产运行后，主要污染源及主要污染物为燃气在内燃机燃烧时所排放的尾气，其主要污染物为N0X和CO2；
燃气内燃机所产生的噪声约120dB（A），以及设备冷却水系统产生的污废水和车间排放的少量生产生活污水，前者主要为热污染，后者主要为有机物和SS。
瓦斯电厂余热回收装置布置在临近主厂房的操作平台边，基本无污染物排放。
3.2 设计采用的环境保护标准及规定
①《污水综合排放标准》（GB8978一1996）
②《工业企业厂界噪声标准》（GBl2348—90）
③建设项目环境保护规定
3.3 项目主要污染源及污染物
其设备冷却水，配套建设冷却水循环系统。
瓦斯电厂余热回收系统中余热锅炉除有少量排污水外基本无污染物排放。
3.4 工程设计污染治理
余热回收装置排污废水处置：
余热回收装置排污废水为余热锅炉除垢废水，主要污染物为SS。
另有车间生产生活污水约4.2m3/d，主要含有有机物和SS，余热锅炉除垢废水拟通过建设排污管道引入瓦斯发电厂化粪池一并处理后外排。
本项目不另行规划建设环保治理设施。
4节能技术改造总体规划
4.1节能技术改造总体规划
通过对企业用能系统能耗情况和用能合理性进行全面诊断，针对生产和管理系统各环节能耗系统中存在的问题，依靠科技进步，积极利用节能新技术、资源综合利用、清洁生产技术，对企业用能系统进行全面优化，充分挖掘节能潜力，实现节能降耗。
2009年计划实施节能措施及技术路线如下：
1、回收利用瓦斯生产过程中排放废弃的余热进行综合利用，回用于生产；
2、推广采用变频调速节能技术；
3、改造矿井压风系统，并采用节能新技术实现开停自动控制，减少压风系统空运转。
4、推广实施绿色照明节能改造。
上述措施实施后经初步计算，企业电耗将在原有基础上降低19%左右，节电1591.77万kwh，折合标准煤5555.28吨。
节煤6800吨，折合标准煤4663吨。
节能总量10218.28吨标煤。
上述节能措施形成以下二个节能项目实施系统。
1、回收利用生产瓦斯发电工艺中排放废弃的余热回用于生产节能
瓦斯发电工艺中排放废气温度高达5300C-5800C，利用余热回收技术，采用热管式余热回收装置，将这部份余热回收利用后，可以使瓦斯热能利用率由35%提高到65%以上。
余热回收利用用途为取代矿区燃煤供热锅炉，节约燃煤消耗，项目实施后，按四个矿井取消四台燃煤锅炉计算年节煤量6800吨，减少锅炉鼓风电量4万kwh，替代龙滩煤电矿区用电空调节电155.98kwh，共节电159.98万kwh，本项目节能总计：
5221.33吨标煤。
2、企业用电系统优化节能技改项目对用电系统、用电设备的运行效果进行优化，降低用电损耗，提高用电能效。
（本项目包含三个节电技改子项）
①推广采用变频调速技术
变频调速技术在煤矿生产中使用推广，适用空间很大，矿井风机系统，绞车、水泵等大功率设备都可采用，节能可达20%以上。
本项目拟在各矿风机、水泵、绞车推广变频调速技术。
②改造压风系统推广采用移动压风机，研究实施无触点启停自动控制新技术，减少压风系统空载运转时间，实现节能。
取消集团公司各矿固定压风机推广采用井下移动压风机。
井下移动压风机与地面固定压风机系统相比，大大减少压风输送距离（至少4000米以上），1、减少压风输送阻力损失；
2、减少漏风损耗；
减少定压风机连续运行时间；
使用井下移动压风机可根据现场生产情况运行压风机，便于管理，可减少设备空载运行时间。
采用用井下移动压风机后，压风单位电耗约为原来的三分之一，节能效果显著。
目前已有矿井购入移动压风机进行试用，取得了好的节能效果。
下一步将在各矿推广。
③推广实施绿色照明节能改造
2008年集团公司四矿已部份进行了高光效金属卤素气体放电光源灯改造，效果很好，发光效率达90流明/瓦，是普通白炽灯的6倍。
2009年将进行全面推广，经对比测算，项目实施后年节电398.38万kwh，折标煤1609.46吨。
5节能改造项目的技术方案
5.1瓦斯发电余热利用节能技术方案
5.1.1瓦斯发电余热利用的必要性和可行性
瓦斯发电余热利用的必要性：
瓦斯发电为近年新开发的对原煤生产排放瓦斯废气的综合利用项目。
集团公司所选择的机组和工艺为国内拥有先进技术的生产厂家。
但根据有关的测试结果表明，瓦斯燃气发电机组所燃气体只有33%的热量用来发电，约有42%的热量通过高温烟气排放，当发电机组正常运转时，废气排气温度高达530℃左右。
目前回收利用这部份高温废气热量的技术日益成熟，对这部份废弃热量回收利用后，可使所燃气体总热量利用率提高到65%以上。
瓦斯发电余热利用的可行性：
①技术成熟：
目前，国内燃气发电机组在16％以上浓度的煤矿瓦斯发电技术已经非常成熟，机组大量应用于煤矿瓦斯、煤层气发电，在山西、安徽、辽宁、贵州、重庆等地已经较广泛应用。
据了解，经过多年的开发经验和近期的实验研究、技术攻关，目前低浓度瓦斯发电技术，瓦斯浓度在16～25％的范围内，也已可以成功输送和发电，从安全角度出发，采取瓦斯专用阻火器，可以杜绝机组本身的故障对整个煤矿瓦斯抽排系统的损伤，其核心技术如下：
1电控燃气混合器技术
电控技术是采用电子控制技术，通过闭环自动调节混合气空燃比，电控混合技术显著提高了机组对瓦斯浓度和压力变化的适应能力。
2稀燃技术
采用瓦斯与空气先混合后增压技术，调低空燃比，配合新概念预燃室技术，在局部形成点火能量相对优势，后放大点火能量，提高甲烷燃烧速度，降低发动机热负荷，提高发动机功率，提高经济效益。
3全电子控制技术
发动机组配有TEM系统，对发动机组所有运行参数实行计算机监控。
瓦斯发电项目能量的来源为采煤过程中抽排废弃的瓦斯气体，集团公司瓦斯发电为低浓度瓦斯发电，瓦斯浓度20%以上，利用成熟的瓦斯发电技术，对浓度在16%以上的瓦斯气体发电利用。
每台500kW机组的耗气总量为：
2080m3/h；
年耗气1497.6万m3。
本项目能量来源为回收利用瓦斯发电排放的高温废气。
只要瓦斯电厂运行，则余热利用就有可靠来源。
瓦斯发电机组布置：
龙滩煤矿6台（500kw机组）、4台（2430kw机组）；
绿水洞煤矿6台（500kw机组）；
李子垭煤矿4台（500kw机组）；
李子垭南二井8台（500kw机组）。
瓦斯电厂运行的资源可靠性分析：
瓦斯电厂发电服务年限：
根据中煤国际工程集团重庆设计研究院于二00八年四月完成的《某矿区瓦斯发电项目的可行性研究报告》，及2007～2008年矿井地面瓦斯抽采泵站瓦斯抽采实验分析，各矿瓦斯贮量及抽采服务年限：
绿水洞煤矿2007年保有可采储量计算矿井瓦斯储量，全矿井瓦斯储量总计为5.9072亿m3。
2007年矿井的抽放率约20%，预计2008年，矿井瓦斯抽放率将稳定在30%以上，即年抽放量为367.92×
104m3。
则，矿井可抽年限=（5.9072×
108×
30%）/367.92×
104
＝48.16年。
李子垭煤矿矿井为高瓦斯矿井，2007年度李子垭煤业公司矿井瓦斯等级鉴定结果：
矿井绝对涌出量为25.95m3/min，矿井瓦斯相对涌出量为18.78m3/t。
保有可采储量计算矿井煤层瓦斯储量为5.8932亿m3。
2007年矿井的抽放率约26%，预计2008年，矿井瓦斯抽放率将稳定在30%以上，即年抽放量为403.92×
则，矿井可抽年限=（5.8932×
30%）/403.92×
＝43.77年。
龙滩煤电矿井煤层瓦斯储量为K1、K2瓦斯储量之和：
11.29亿m3。
考虑围岩瓦斯为煤层瓦斯储量的10%（1.13亿m3），则全矿井瓦斯储量总计为12.42亿m3，矿井瓦斯抽放率将稳定在45%以上。
矿井年瓦斯抽采量Qa＝365d×
24h×
60min×
41.7m3/min＝2191.75×
104m3
则矿井抽采服务年限为＝12.42×
45%×
108/2191.75×
104＝25.5年
李子垭南二井煤层瓦斯储量：
矿井瓦斯资源量为：
18.63m3/t×
5397万ｔ≈10.0546亿立方米。
勘探区内煤层瓦斯资源量共为10.0546亿立方米。
29.4m3/min＝1545.26×
则矿井瓦斯抽采服务年限为＝10.0548×
0.45×
104/1545.26×
104＝29.3年
从以上数据可看出：
上述矿井建设瓦斯发电厂在满足生产量条件下，瓦斯抽采服务年限为25年以上。
瓦斯发电余热利用系统有稳定的能量来源。
公司地面抽放系统排出的瓦斯浓度在2006年上半年将达20%~25%，抽放流量达30m3/min以上。
现在，利用成熟的瓦斯发电机组可以对浓度在16%以上的瓦斯气体发电利用，公司现有的抽放条件和抽放能力完全符合瓦斯利用条件。
瓦斯余热利用产品主要为高温蒸气，作为向矿区生产锅炉供热和供暖、制冷的动力源。
经热工计算其产生的蒸气量完全能满足矿区用热的需要：
热工计算：
按每台500kW机组的耗气总量为：
2100m3/h；
平均重量按1.25kg/m3计算，总重：
2100×
1.25＝2625kg；
换热器热效率按98%计算；
排烟的比热容按烟道气体计算
（烟道气体的成分CO13%H2O11%N276%，在100℃～600℃的平均定压比热容为0.268kcal/kg·
℃）
数据列表
定压比热容（kcal/kg.℃）
烟道气体
空气
100℃
0.255
0.241
200℃
0.262
0.245
300℃
0.268
0.250
400℃
0.275
500℃
0.283
0.261
600℃
0.290
0.266
回收余热量合计：
每台发电机组可利用排烟余
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