用能系统优化节能技术改造项目可行性研究报告7702.pdf

1 总论1.1 项目名称、业主名称及项目地址1.1.1 项目名称全称：四川华蓥山广能集团用能系统优化节能技术改造简称：用能系统优化节能技术改造1.1.2 业主名称业主名称：四川华蓥山广能（集团）有限责任公司1.2 项目由来和业主情况简介1.2.1 建设单位及法人代表单位名称：四川华蓥山广能（集团）有限责任公司单位地址：四川省广安华蓥市滨河东路1 号法人代表：高正强1.2.2 业主情况简介华蓥山矿区地处四川东部的华蓥山脉中段，属广安管辖，矿区横跨广安、邻水、华蓥、大竹、合川五县，是我国西南重要的产煤基地之一。矿区由四川华蓥山广能（集团）有限责任公司开发及开采。四川华蓥山广能（集团）有限责任公司位于四川省广安市的华蓥市区，南距重庆130km，北距达川市140km，西距成都310km。区域交通方便，有国铁襄渝铁路通过，有广渝高速公路联通重庆、成都、达川、南充等城市。公司前身是原国家煤炭工业部直属国有大型骨干企业华蓥山矿务局，始建于 1970 年，1998 年国家体制改革下放到四川省（广安市）管理，2000 年改制为国有控股公司，2005 年上划四川省国资委管理，成为四川煤炭产业集团的子公司。华蓥山广能(集团)有限责任公司是一个集煤炭开采、洗选加工、发电、建材、机械制造等为一体的国有控股综合型企业。公司下属绿水洞煤业公司、李子垭煤业公司、龙滩煤电公司、四方电力公司、蓥峰特种水泥公司、嘉华机械制造公司等17 个子（分）公司。拥有总资产 13.93 亿元，员工 6135 余人；现已形成年产原煤240 万吨、发电 1.2 亿度、生产水泥55 万吨的规模。是四川省唯一的采煤机械化矿务局，拥有省级技术中心。综合机械化采煤率达83%，其中大倾角采煤工艺，比普通炮采提高原煤回采率达30%以上。广能（集团）拥有优质炼焦精煤、高热值动力煤、洗混煤，以及PO32.5、PO42.5 中热、缓凝水泥和矿用防爆柴油机车、矿用胶带（刮板）输送机、DZ大载重自卸（梭）式矿车、急倾斜（大倾角）综采液压支架等三大产品系列，产品畅销西南、华中近10 个省市，深受广大用户好评。广能集团高扬追求卓越，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，广能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 510 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，广安市最有带动力的现代化企业，构建安全、法治、文明、和谐的新广能。技术力量：华蓥山广能(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。四川华蓥山广能（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 项目的由来广能集团公司前身为原四川华蓥山矿务局，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。广能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单位名称：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，实现资源的优化配臵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 企业能耗现状广能（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 设备效率 企业工序能耗现状 行业工序能耗限额 设备名称(%)轴流式：轴流式：一等 0.36 主通风机：85 0.480.51kwh/Mm 3.Pa 3.Pa 二等 0.3610.4 轴流式 离心式：三等 0.401 0.520 离心式 0.39kwh/Mm 3.Pa 3.Pa 离心式：一等 0.36(kwh/Mm3.Pa)二等 0.3610.380 三等 0.3810.500 主排水泵78 0.440.68kwh/t.hm 0.4010.5kwh/t.hm(kwh/t.hm)空压机 76 0.120.14kwh/Mm 3.Pa 一等 0.107 3.Pa 一等 0.107(kwh/Mm 3.Pa)二等 0.1080.144 三等 0.1150.130 矸石发电标煤耗 1#炉：64.43%#炉：64.43%773.9 （gce/kwh）2#炉：63.77%#炉：63.77%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、水泵配臵时，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 基本情况广能矿区地处华蓥山脉中段。华蓥山脉为川东北北东向延伸的平行山系的一支，海拔一般为5001700m，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7131191m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67 度。区环境质量现状：广能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。瓦斯发电项目广能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臵布臵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污水综合排放标准(GB8978 一 1996)工业企业厂界噪声标准(GBl2348 90)建设项目环境保护规定3.3 项目主要污染源及污染物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。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臵排污废水处臵：余热回收装臵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臵，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)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。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。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：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1625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：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。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。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：2080m 3/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。瓦斯发电机组布臵：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 八年四月完成的广能矿区瓦斯发电项目的可行性研究报告，及 20072008 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 m 3。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 10 4m3。则，矿井可抽年限=（5.9072 10 830%）/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25.95m 3/min，矿井瓦斯相对涌出量为 18.78m 3/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 10 4m3。则，矿井可抽年限=（5.8932 10 830%）/403.92 104 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 m 3。考虑围岩瓦斯为煤层瓦斯储量的 10%(1.13 亿 m 3)，则全矿井瓦斯储量 总计为 12.42 亿 m 3，矿井瓦斯抽放率将稳定在 45%以上。矿井年瓦斯抽采量 Qa365d24h60min41.7m 3/min 4m 3 2191.75 10 则矿井抽采服务年限为 12.42 45%10 8/2191.75 10425.5 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 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。矿井年瓦斯抽采量 Qa365d24h60min29.4m 3/min 1545.26 4m 3 10 则矿井瓦斯抽采服务年限为 10.0548 0.45 10 4/1545.26 10 429.3 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 30m 3/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：2100m 3/h；3 平均重量按1.25kg/m 计算，总重：21001.25 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CO 13%H2O 11%N2 76%，在 100600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1000.255 0.241 2000.262 0.245 3000.268 0.250 4000.275 0.255 5000.283 0.261 6000.290 0.266 回收余热量合计：每台发电机组可利用排烟余热产生1kgf/cm 2 蒸汽为：（530-120）0.268 26250.98 1282666kcal/h；按进水常温20计算，蒸汽温度159，蒸汽的热焓659kcal/kg，则每小时可产生总蒸汽量为：282666kcal/h（659-20）=442.36kg/h;如果将常温水加热到50用来洗浴，每小时可产生热水量为282666kcal/h（50-20）kcal/kg=9122kg/h;按每吨蒸汽热量可供150 人洗浴，则每小时可供洗浴人数为：150 人/吨0.363 吨/小时=54.45 人/小时;每天每台机组可以满足洗浴人数为:54.45 人/小时24 小时/天=1307 人/天;人数最多的绿水洞煤矿职工人数为1964 人，矿井生产人员1148 人，而各矿所建瓦斯电厂机组为四台以上，所以瓦斯电厂余热能满足向矿区生产锅炉供热的需求.余热回收供热管道冬季还可为矿区提供暖气，龙滩煤电瓦斯电厂一期工程共有六台500kw 机组，余热供生产锅炉有富余，为了充分利用余热,考虑安装热转换装臵取代矿区用电空调。5.1.2 瓦斯发电余热利用技术方案瓦斯发电余热回收工艺流程进水软余热装置进水化处理自动控制箱瓦斯发 换热器 机组燃烧 向矿区 高温 电机组 废气排放(余热回收)供热 蒸气 瓦斯发电站主要有以下四部份：1.输气系统 抽排出的瓦斯经管道输送到发电机组旁，机组调压阀前进口 压 力 1000mmH2。O 对瓦斯气的要求：瓦斯浓 度 16%、杂质微粒 5 微 米，杂质含 量 30mg/m 3、温度低于 40。2.供水系统 燃气发电机组的冷却系统分外循环和内循环两种。内循环采用软 化水，每天消耗量 0.5kg/天.台，可设臵静压水箱补给；外循环采用自 来水，消耗量 0.5 吨/天.台。3.电气系统 500GF-WK燃气发电机组出口电压是400V,根据煤矿生产的实际情 况，通过升压变压器升压后或直接并入集团公司 内 部 6000V 或 10KV高 压网使用。4、余热利用 燃气发电机组排气废气余热可以用来产生高温热水，供职工 生 活 用水，使燃料热量得到充分利用。目前生产的 500kW瓦斯发电机组一 台正常运转时，发电功率为 450kW、排烟温度为 530左右。瓦斯完全 燃烧时瓦斯和空气的体积 比 为 1：10，为使燃料充分燃烧，一般燃气与 空气的混合比例为 1:13，（按 1m 3 发 3 度电计算）500kW机组的耗气总量为：450/3（1+13）2100m 3/h。平均重量按1.25kg/m 3 计算，总重：21001.25 2625kg 排烟的比热容按烟道气体计算（比热容为0.26kcal/kg）一台发电机组可利用排烟余热为：（530-120）0.26 26250.98 274229kcal/h 按进水温度20计算，出水温度 90，则每小时可产生热水量为：274229（90-20）=3918kg 用于职工洗浴的水温通常按进水温度20，出水温度50计算，则每小时可产生热水量为：274229（50-20）=9141kg 余热利用系统组成及原理：镍基钎焊热管式余热回收装臵是以镍基钎焊热管作为换热元件，将烟气的热量通过扩大受热面积的热管段传递给压力汽包中的介质。在其中加热介质,采用自然循环的形式，把水变为饱和蒸气。通过水位控制器控制蒸汽空间，提高饱和蒸汽的质量，当水位达到低水位时，控制柜将信号给给水泵，水泵开启送水直到水位达到高水位止，如此反复循环。系统主要由烟气水热交换器、给水泵、阀门仪表、输水输汽管线、输气管线等组成。（见附图：瓦斯发电厂及机房布臵图）系统的设计压力为1.5Mpa，蒸汽介质工作温度在159，蒸汽量为 2179 千克/小时.台，热交换量为139.3 万大卡/小时。项目采取的节能技术措施：根据有关的测试结果表明，当发电机组正常运转时，排气温度高达530左右，为充分利用余热，设计采用单台分散回收集中外供制式余热利用系统，以蒸汽的形式就地向各个矿井工业场地的生产锅和冬季供热。为拓展余热综合利用节能新途径，还考虑在龙滩煤电公司安装转换装臵取代矿区用电空调。经充分利用废弃排放的高温烟气热量后，使所燃气体总热量65%以上得到应用。5.2 电机系统推广变频调速节能技术方案5.2.1 推广变频调速节能技术的必要性和可行性广能集团股份公司所属几大煤矿的风机、水泵应用广泛。如各煤矿的矿井主通风机、局扇、水泵等。煤矿风机在矿井建设初期和生产中后期对风量需求相差很大，通常风机设备的选型按照生产中后期对风量满负荷需求状态设计，所以在实际运行过程中常常未能满负荷运行，煤矿风机耗电量约占整个矿井生产用电量的30%40%。如果不实施变频调速，则不风量需求大小，风机都要全速运转，而在实际运行过程中不需要满负荷运行。据测算，导致电能浪费在诸如阀门、挡板相关设备的节流损失上至少在20%以上。煤矿风机、水泵用量较大，安装变频器调速装臵节电效果显著，初步预计节能达到20%以上。另外因设备全速满负荷运转，造成大量的能源浪费和设备损耗，设备使用寿命缩短，设备维护、维修费用增大，维护、维修费用占到生产成本的7%25%。在生产成本费用开支中占不小比例。所以煤矿推广采用变频调速技术，能收到显著的节能降耗效果。本项目一是计划对绿水洞煤业公司选煤厂的水泵、李子垭煤业公司、龙滩煤李子垭南井煤业公司等生产矿井的主通风机、局扇、泵类负载实施变频调速改造，以达到节电目的。5.2.2 推广变频调速节能技术方案李子垭煤业公司：南二井515 风机房的抽风机变频调速改造，装机功率 560KW；绿水洞煤业公司：选煤厂介质加压、重介旋流器入料泵水泵等，装机功率 1340KW；龙滩煤电公司：风机变频调速改造：矿井主通风机、井下局部通风机，其装机功率560KW；李子垭南井煤业公司：矿井主通风机(一用一备)，装机功率 2110 KW。上述项目实施的变频技术改造装机总功率2680KW，其实施方案：李子垭煤业公司高压隔爆兼本质安变频调速装臵1 套，装机功率 2 220 KW；绿水洞煤业公司选煤厂风机水泵型变频器7 台，装机功率1340KW；龙滩煤电公司井下局扇和主扇风机安装隔爆兼本质安变频调速装臵共 5 台（套），装机功率560KW；李子垭南二井煤业公司配臵变频调速装臵（2110）2 套，一台使用一台备用，装机功率220KW；设备方案改造项目设备选型配置清单数金额序号项目名称规格型号单位备注量（万元）（二）李子垭煤业公司1 65 515风机变频调速10KV,功率：1 套1 65 2220kW 高压隔爆兼改造本质安绿水洞煤业公司洗（三）煤厂7 82 FRN110G11S-1 煤泥加压泵台1 8.8 4CX 110KW 2 介质加压泵FRN75G11S-4 CX 75KW 台1 6 3 介质加压泵300S-L,90kw 台1 7.2 FRN315G11S-4 重介旋流器入料泵台1 18 4CX 315KW 5 重介旋流器入料泵FRN250G11S-4CX 250kw 台3 42（四）龙滩煤业公司5 165 1 矿井主通风机的无级调速改造10KV,功率：2220kW 套1 65 高压隔爆兼本质安2 井下局部通风机变频调速节能技改230kw,380V 台4 100 购臵隔爆兼本质安（五）李子垭南二井煤业1 20 公司1 矿井主通风机的无级调速改造2110KW，380V 台1 20 购臵隔爆兼本质安合计2680KW 台/套14 332 项目实施后，设备实际做功接近有效功。如：风机实际产风量与生产需要有效风量之比由原来的5：3 变为接近 1：1。5.3 矿井移动压风系统改造节能技术方案5.3.1 矿井移动压风系统改造节能的必要性和可行性矿用地面固定压风机系统的主要作用一是给井下工作面风动工具提供动力源，二是保障压风自救器能够连续使用。压风机集团公司李子垭煤矿、绿水洞煤矿原共有地面固定压风机11 台，总功率为 1910kw，平均满负荷日运行时间18 小时，低负荷或空载运行平均 6 小时，年工作时间约300 天。根据压风机控制开关上显示的工作电流、电压、功率因素可观察和计算压风机运行时的功率P，根据记录运行时间t 计算电耗：P=3UIcos 电耗=Pt 项目节能措施：取消地面固定压风系统，推广使用井下移动压风机井下移动压风机采用开停自动控制节能新技术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；3、地面固定压风机系统在矿井生产期间必须连续运行和供风；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。所以用井下移动压风机替代地面固定压风机系统，节能效果显著。相同生产能力的压风系统，地面固定压风机系统比移动压风机系统投资额大近三倍。能耗高2.6 倍。根据现场记录统计，今年正常生产期间，每个采区风动工具满负荷日工作时间平均16.2 小时，低负荷或空载运行6 小时。改造前绿水洞、李子垭两个煤矿压风系统年耗电量总计1069 万kwh：序号设备名称规格型号单位数量功率(kw)日工作时间（小时）备注1 固定压风机4L-20/8 套6 110 1819 李子垭煤业2 固定压风机5L-40/8 套2 250 1819 绿水洞煤业3 固定压风机2VF-3/8 套2 250 1819 绿水洞煤业4 固定压风机YVKB-6/7 套1 250 1819 绿水洞煤业小计11 1910 5.3.2 矿井移动压风系统改造节能技术方案1、项目实施技术方案取消绿水洞、李子垭煤矿地面固定压风机系统，购臵螺杆空气压缩机，配臵安装到井下工作面，并随井下工作面变化，移动搬迁。移动压风开停自动控制装臵安装于井下移动压风机电控装臵上.节能技术措施采用移动压风机取代地面固定压风机系统，压风是载能工质，减少压风输送损失、减少压风空载运行时间，实现节能。采用 PLC、固态继电器对螺杆压风机无触点自停自起、在确保井下供风连续性的条件下，实现供风自动控制正常生产过程中当风动工具停用时，压缩机处于空载运行状态，能实现自动卸载停机；当动力气源启动，系统须加载，能实现自动轻载起机，延时加载。在相互切换时，也不允许发生两台机器全部停止的现象。保持压缩机出口压力在预定值上。能实现对压缩机运行状态进行分析，以实现预测性检修。减掉压风机空载运行时间（不含启动时的10 秒钟），实现节能，使压风机工序能耗达到一等，居同行业先进水平。项目所涉及设备为井下随工作面移动使用，不占用土地，无土建工程。2、设备方案取消地面固定压风机系统，购臵螺杆空气压缩机设备配臵明细序号设备名称规格型号功率(kw)单位数量单价(万元)金额(万元）备注1 双螺杆移动压风机SM-455A 55 台1 26 26 李子垭南煤业2 双螺杆移动压风机SM-455A 55 台2 26 52 李子垭南煤业3 双螺杆移动压风机SM-455A 55 台2 26 52 李子垭南煤业4 单螺杆移动压风机MOGF-10/7G 55 台1 22 22 李子垭南煤业5 螺杆移动压风机SM5132-0.8 75 1 33 33 李子垭煤业6 螺杆移动压风机SM-475A 75 3 31 93 李子垭煤业7 螺杆移动压风机VFY-9/7-KB 75 2 32 64 李子垭煤业8 螺杆移动压风机MOGF-10/7G 75 1 26 26 李子垭煤业9 螺杆移动压风机MLGF-12.3/8-75.6 75 3 27 81 李子垭煤业10 移动压风机SM-475,75KW 75 3 31 93 绿水洞煤业11 移动压风机VFY-9/7-KB,55KW 75 2 23 46 绿水洞煤业12 移动压风机MLGF-12.3/8-75.6,75KW 75 3 29 87 绿水洞煤业13 移动压风机SM-455A 75 2 26 52 绿水洞煤业14 其它费用12 合计1830 27 739 每台移动压风机安装一套由负载压力控制开停自动控制装臵。本次计划在李子垭南井推广试用三套。设备配置明细项目名称序号规格型号单位数量金额（万元）备注基于PLC、固态继电器实现井下螺杆压风机无触点PLC 控制箱（含程序、本安1 个 3 30 电源、固态继电器）2 压力变送器或接点压力表个3 0.9 自停自起、连续供风控制3 防爆电磁换向阀个3 0.6 合计31.5 5.4 推广实施绿色照明节能改造5.4.1 推广实施绿色照明节能改造可行性和必要性分析推广实施绿色照明节能改造必要性：目