用能系统优化节能项目建议书1.doc 78页

华蓥山广能集团公司 用能系统优化节能项目资金 申请报告 二OO八年十一月二十八日 1 企业基本情况 1.1企业现状 1.1.1企业基本情况：四川华蓥山广能集团是一个集煤炭开采、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 1.1.2主要产品及产能：企业现有三对煤炭生产矿井，生产能力240万吨，正在新建的龙滩煤电公司设计生产能力150万吨，技改扩能的李子垭南二井设计生产能力30万吨，到2009年，煤炭生产能力达到360万吨；有坑口煤矸石电站两座，分别位于绿水洞煤业公司井口附近(装机容量2×3000kw)和李子垭煤业公司矿区内(装机容量2×6000kw),总装机容量1.8万kw,2005年发电1.2亿度；有特种水泥厂一座，具有两条新型干法悬窑生产线，生产水泥55万吨/年；拥有年产值7000万元的机械制造厂一座，主要生产综合采煤液压支架、矿井运输设备，以及矿山机械、水泥机械修理和零配件加工；其他辅业主要有汽车运输、物资供应、医疗卫生、供水等。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。 1.1.3近年资产及其经营状况:32700.96亿元。2007年全年原煤产量215.67万吨，水泥25.78万吨，发电14905.34万kwh，机械制造27835台套，产量分别比上年增长1.07%、6.17%、3.38%、45.92%，创利税8352.57万元，比上年增长22.22%。集团公司先后荣获全国煤炭工业100强企业、四川省先进企业、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、四川省采煤机械化矿务局、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荣誉称号。大倾角(大于35度)煤层综合机械化采煤技术全国领先，并达到国际先进水平。 1.1.4技术力量：华蓥山广能(集团)公司 1.2企业规划发展方向 广能集团拥有三十多年的煤炭生产、建设、安全、技术、管理等丰富经验，形成了一整套成熟的防灾治灾技术，综合机械化达83%，掘进机械化程度达80%，矿井机械化、集中化开采、集约化经营、规范化管理格局已经形成，企业正在建的有二个矿井，一个下分层延伸矿井，在建的的龙滩矿井即将于2008年底投产；集团公司科技创新实力雄厚，拥有一个省级技术中心，拥有广安区域内最强的专业技术队伍，拥有自主知识产权的大倾角煤层综合机械化开采技术（曾获省级科技进步一等奖）。集团公司现拥有8项专利；已有6项获得授权。受煤炭主业拉动，非煤产业迎来发展空间。电力产业：广能集团下属四方电力公司，建有两座坑口矸石电厂，总装机容量为1.8万kw，公司现有35kv变电站4座，35kv线路91.3km，6kv线路80余km，供电网络完善。随着广能集团煤炭产业发展，为电力产业发展迎得了机遇，加之电力产权制度改革深入推进，将为电力公司日后成为发、供、售的企业创造良好条件，矿井瓦斯的回收利用发电技术运用成功，企业电力产业发展有了新的空间。机械制造产业：嘉华机械公司具有年3000吨的生产制造能力；现有铸造、金切、铆焊等车间，有皮带机托辊和锚杆专业生产线，还有钻孔、工程塑料、电修、搪瓷、热处理、锻造等辅助工序。目前已初步形成了以生产、修理矿山设备为主，水泥机械为辅的多元产品结构，正逐步由修造布局向制造布局转变；拥有矿车类、皮带运输机类、道岔类、P型耙斗装岩机类、DZ大载重自卸式矿车类等成熟产品，主导产品初步形成，已占公司产值70%以上。2005年底通过进一步整合人才、技术、资金、设备、厂房等生产要素，开发新增加工制造防爆柴油机车、采煤综合机械化液压支架等核心产品能力。在国家加快发展先进制造业的政策指引下，广能集团的机械加工业呈现出良好的发展前景。 企业根据现有的基础和实力，从自身发展的需要，规划五个方面的发展方向： ⑴以煤炭产业为主导产业；走资源扩张、现有矿井挖潜改造和新矿井建设并举之路，不断推进煤炭产业升级；坚持开展战略合作，优势互补，适时发展煤矸石发电、瓦斯发电、煤矸石灰渣水泥、洁净煤生产和煤炭深加工，延伸产业链； ⑵坚持科技创新，巩固大倾角、薄煤层综合机械化采煤成果，加大采煤技术攻关力度，进一步提高资源回收率；坚持走机械化、集中化开采、集约化经营、规范化管理之路； ⑶依靠科技进步和创新，提高经济增长的质量和效益，实现产品、产业结构调整目标。依托集团公省级技术中心，使技术中心真正成为企业技术创新的主体，使技术创新能力走在省内行业的前列，并达到国内煤炭行业中上水平。 加大技术创新研发投入。从2006年起，主要原煤生产单位的技术创新专项经费由1.5%提高到2%，主要非煤生产单位由原来的1%提高到1.5%。2008年起，主要原煤生产单位的技术创新专项经费由2%提高到3.%。 以煤机产品为主导、以建材产品为补充、以品牌战略为突破、以科技创新为关键、以市场开发为重点，围绕“煤机开发多样化产品，努力打造嘉华品牌 2 企业能源管理情况 2.1企业能源管理目标 所属公司节能目标：将集团公司“十一五”节能目标任务层层分解下达所属单位。其考核指标要求生产单位的产品单耗在2005年的基础上降低，以确保集团公司完成各年度节能量。按此要求，2008年集团公司主要对产品单耗进行了严格控制，将考核指标纳入单位经营者年度目标责任制考核。 2007年下达重点耗能单位能耗指标： 单位名称 项目 单位 绿水洞煤业 李子垭煤业 李子垭南 蓥峰水泥厂 电力公司 嘉华机械厂 产品综合能耗 kgce/吨产品 4.4 3.8 3.6 160 780 产品电耗 kwh/吨产品 产值能耗 Kgce/万元 144 2008年下达重点耗能单位能耗指标： 单位名称 项目 单位 绿水洞煤业 李子垭煤业 李子垭南 蓥峰水泥厂 电力公司 嘉华机械厂 产品综合能耗 kgce/吨产品 5.4 3.6 3.5 154 770 产品电耗 kwh/吨产品 36 28 21.7 108 自耗电16% 产值能耗 Kgce/万元 48 2.2企业能源管理组织 2.2.1能源管理组织 集团公司能源管理组织机构如图所示： 2.2.2节能管理体系人员构成： 表7 集团公司及所属单位能节能小组人员表 节能领导小组 节能办 组长 副组长 组员 主任 成员 集团 公司 曹善华 （总经理） 雷才国（总工程师） 刘富安 谭家麟 郑发定 殷志明 贺华茂 周明 韩军 鲜永红 谭家麟 韩 军 赵广平 绿水洞煤业 谢家鹏 （总经理） 陈合寿 （绿水洞煤业机电副总经理） 艾 勇 （机电部长） 王显银 冉建生 蒙长彦 左右明 周成俊 陈功明 张先成 胡安华 谢文川 王忠伟 罗天云 各队行政负责人 艾勇 李子垭煤业 陈仕仁 （生产副总） 万朝雄 （机电副总工程师） 程建华 尹朝阳 张平 张良江 闵大全 施建平 刘礼文 各队队长 尹朝阳 朱鸿 邓怀勇 姚良国 文向福 王龙 李子垭南煤业 王焕明 （总工程师） 赵 强 （机电副总工程师） 张辉刚??赵健康 樊成向 张鑫权? 胡肖? 王文华 赵洪?蒋元勇? 刘小东 熊鹏飞 赵强 赵健康 樊成向 蓥峰 水泥厂 何文明 （执行董事） 张道明 （生产副总） 黄彬 （总工程师） 苟 敬 李长怀 邓文胜 詹 旭 鲜明平 邓 炯 李云成 唐光崇 梁绍敏 田祥安 陈朝元 邓文胜 梁绍敏 四方 电力 段光炳 （总经理） 叶培祥 （副总经理） 蒲素华 唐林明 彭高林 韩文平 钟英豪 冯君毅 徐道成 熊鹏图 钟英豪 钟英豪 蒋秀容 2.3能源管理制度建设及岗位职责 为使节能工作规范有序的开展，集团公司加强了节能管理的制度建设，制定印发了《华蓥山广能集团公司节能管理办法》、《四川华蓥山广能集团公司节能管理制度》，管理制度落实了相应的考核措施，加强对所属单位开展节能工作的组织领导。各所属单位也制定了本单位的节能管理制度，对所属队(车间)，明确节能目标、任务，落实责任，建立完成了从集团公司到所属单位和队(车间)的三级节能管理体系和考核措施。 集团公司印发的《四川华蓥山广能集团公司节约能源管理制度》，建立了全面的能源管理组织制度（详见附件一）。这些制度包括： 能源计量管理制度； 能源消费统计和能源利用状况分析报告制度； 能源消耗成本及定额考核管理制度； 大型耗能设备采购及节能新技术推广使用制度； 节能宣传培训制度； 节能管理机构及工作职责； 集团公司节能领导小组职责； 节能办公室职责 2.4 能源计量器具的配备及管理情况 集团公司能源管理制度中，对能源计量管理制定了专门的制度，对能源计量器具的一、二、三级配备、能源计量器具的管理和周期检定工作、能源计量原始记录管理等均作了规定，逐步规范能源计量配备和管理工作程序。集团公司所属各单位能源计量器具一、二级配备完善，并逐步完善三级能源计量器具配备。(能源计量器具配备见附表二) 3集团公司项目实施前用能状况 3.1项目实施前工艺流程和主要生产装置规模 3.1.1项目实施前工艺流程：广能集团公司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(工艺流程见附件三)。 3.1.2主要生产装置规模 集团公司产业和主要生产系统和规模简介：广能集团公司为原煤生产、水泥生产、煤矸石发电和机械制造综合型企业，2007年企业原煤生产规模：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；机械制造厂年生产产品2万多台套。有洗煤厂一个，规模为年洗煤120万吨。 3.2集团公司目前耗能种类及数量 根据2007年能耗统计，集团公司全年煤耗：160513吨；电耗：11565万kwh；油耗总计：1088.6 吨。 3.3 集团公司能源计量措施 集团公司各单位能耗进入成本，实行财务独立核算。 燃煤消耗计量：各用煤单位向原煤生产单位购进，原煤生产单位通过地中衡向用煤单位计量销售； 电力消耗计量：电力消耗为集团公司所属四方电力公司电力下网后，通过电能表计量后向用电单位销售计费。 燃油消耗计量：由集团公司物资公司油库、运输公司油库外购燃油，经流量计计量后向集团公司所属单位销售计费。 3.4集团公司生产产品种类、数量和统计方法 3.4.1集团公司生产产品种类：原煤、精煤、洗混煤、水泥、电力、煤矿机械等。 3.4.2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。 3.4.3产品产量统计方法：原煤、精煤、洗混煤产量按销售量统计，水泥、电力按生产工艺中自动监控装置计量统计。 3.5 项目实施前产品工序能耗情况 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 轴流式：一等 ≤0.36 二等 ≤0.361～0.4 三等 ≤0.401～0.520 离心式：一等 ≤0.36 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 (kwh/Mm3.Pa) 76 0.12~0.14kwh/Mm3.Pa 一等 ≤0.107 二等 ≤0.108～0.144 三等 ≤0.115～0.130 4集团公司用能系统优化节能项目建设内容介绍 4.1基本情况： 通过分析，企业用能系统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，能使所燃气体总热量利用率得到提高；二是集团公司供用电范围广，年用电量12000万度左右，平均功率因数为0.85，供电线路老化，供电距离远，损耗大，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，起动设备困难，达不到用电安全、经济、合理运行的要求；三是集团公司所属几大煤矿、电力、水泥、机械加工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。四是集团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，供电经济性差。五是高耗能设备淘汰更新还存在欠账。六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、路灯等，照明传统低效照明 通过对企业用能系统的全面分析，针对上述存在的问题。 2009年计划实施以下节能措施对企业用能系统进行全面优化：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，回用于生产节能；2、对供电系统和大型设备实施无功补偿，提高供用电系统功率因素，降低无功损耗；3、推广采用变频调速技术；4、淘汰落后高耗能设备；5、提高供电电压，优化输变电系统提高供电质量，减少输变电损耗； 6、实施绿色照明。7、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。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10%左右，节电约2713.91万kwh；节约燃煤8800吨。年节能可在9495.40吨标煤以上，节能效果可观。 上述节能措施按系统组织，形成四个实施方案： 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； 推广采用无功补偿、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。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。 提高供电电压，淘汰落后高耗能设备，优化输变电系统提高供电质量，减少输变电损耗； 在集团公司各矿、厂推广实施绿色照明节能改造； 4.2项目概述 项目实施前用能状况 4.2.1.1瓦斯发电工艺流程 4.2.1.2瓦斯发电装机规模： 龙滩煤电： 6台500kw机组 绿水洞煤矿：2台500kw机组 李子垭煤矿：4台500kw机组 李子垭南二井：4台500kw机组 共计16台，装机规模总计7000kw(一期工程) 4.2.1.3项目实施前消耗的能源种类、数量 项目实施前绿水洞煤矿、龙滩煤电、李子垭煤矿、李子垭南二井分别有2t燃煤生产蒸气锅炉二台(一用一备)，年耗原煤8800吨，折合标准煤6160吨。 锅炉鼓风机耗能：锅炉鼓风机功率2 kw, 四个矿共八台鼓风机(一用一备)，每日工作时间 20小时，锅炉年运行时间为300天，则年耗电量： 2×20×300×4 = 48000(kwh) 龙滩煤电各类采暖和空调功率总计：1060kw,按年平均工作6个月，日工作10小时计： 年耗电=1060×10×183=193.98(万kwh) 项目实施后将全部取代上述能耗。 4.2.1.4项目实施前能源计量措施 项目实施前各矿井锅炉燃煤计量由矿井工业广场地中衡计量后运往锅炉房。 4.2.1.5项目实施前产品种类、数量和统计方法 项目实施前瓦斯发电量：4872万kwh,发电量统计由机组监控、控制系统自动监测累计。 项目建设内容 4.2.1.6瓦斯发电余热回收工艺流程 4.2.1.7瓦斯发电余热回收装置建设规模： 龙滩煤电： 6台500kw机组配套6套余热回收装置 绿水洞煤矿：2台500kw机组配套2套余热回收装置 李子垭煤矿：4台500kw机组配套4套余热回收装置 李子垭南二井：4台500kw机组配套4套余热回收装置 本次建设的余热回收装置共计16套 4.2.1.8项目实施内容 设备方案 序号 名 称 型 号 数量 (台.套) 单价 (元) 设备投资 (元) 备注 1 余热回收装置 REQJ-6 18 108000 1944000 设备保温 2 高温三通阀 18 6000 108000 3 压力表、表弯、截止阀 18 150 2700 4 安全阀 18 300 2700 5 放空阀 18 150 2700 6 排污阀 49 100 4900 7 给水电磁阀 18 1700 30600 8 给水止回阀 16 200 3200 9 蒸汽出口阀 16 400 6400 10 双色水位计 16 1500 24000 11 水位控制仪 16 1500 24000 12 高温流量计 16 待选型 13 全自动控制柜 4 30000 120000 控制六台余热装置 14 制冷装置 1 1200000 1200000 蒸气输送管道 2620m 其它辅助费用 39000 总计 3512200 土建方案 4.2.1.9项目拟采取的节能技术措施 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空，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，充分利用高温烟气热量，使所燃气体总热量65%得到应用。 ①系统组成及原理：镍基钎焊热管式余热回收装置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。 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。 项目实施后的用能情况 4.2.1.10项目实施后拟使用的能源种类、数量 瓦斯发电项目能量的来源能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。每台500kW机组的耗气总量为： 2080m3/h；年耗气1497.6万m3,16台机组年耗瓦斯气体23961.6万m3。本项目能量来源为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。(瓦斯电厂运行资源可靠性分析见附件四) 项目电控部份需用少量电源。 4.2.1.11 项目实施后产品种类和数量 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： 2080m3/h； 平均重量按1.25kg/m3计算，总重：2080×1.25＝2600kg； 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 0.255 500℃ 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热产生1kgf/cm2蒸汽为： （530-190）×0.268×2600×0.98×1＝232173kcal/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： 232173kcal/h÷（659-20）=363kg/h; 如果将常温水加热到45℃用来洗浴，每小时可产生热水量为 232173kcal/h÷（45-20）kcal/kg =9287kg/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二～四台以上，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机组，余热供生产锅炉有富余，为了充分利用余热所以考虑安装转换装置取代矿区用电空调。 项目投资及资金来源 4.2.1.12总投资 单项工程投资概算 设备及安装工程概算(龙滩煤电) 序号 设备及安装工程名称 型号规格 单位 数量 单 价 (元) 余热利用 设 备 安 装 其它费用 计 其中工资 1 余热锅炉本体 REQJ-6 台 10 108000 2742 1023 2 手动三通调节阀 套 10 15000 3 截止阀（下排污） J41H-16DN80 个 20 4 截止阀（下排污） J41H-16DN25 个 10 5 截止阀（放空阀） J13W-16DN15 个 10 6 安全阀 A48Y-16CDN32 个 10 7 铜闸阀（壳体排污） Z15W-10TDN40 个 10 8 截止阀（压力表） J13W-16DN15 个 10 9 压力表和压力表弯管 YA100 0~1.6MPa 个 10 10 汽水分离器本体 KNQF03-1.0 个 2 69600 11 热水循环泵 PVH(RG)80-200 台 3 23760 2792 1865 12 补水泵 JGGC4.8-8/10 台 3 6600 1818 1119 13 软化水装置 KNQLF-4 台 2 30720 264 18 14 全自动控制柜 台 1 30000 小计 1536720 41778 19218 中央空调系统 1 蒸汽型溴化锂吸收式制冷机组 16JH036R 台 1 1200000 2 溴化锂机组冷却塔 CDW350ASY,5m*3.17m*3.9m 台 1 126000 1488 571 3 冷水泵 KLW150-315A/22 台 2 14914 2140 1151 4 冷却水泵 KLW200-315KA/45 台 2 22114 2140 1151 5 电控柜 水泵，冷却塔控制 面 2 25714 6 补水泵 KL20-110/0.37 台 2 1303 1818 1119 7 消锤缓闭止回阀 DN200 台 2 2776 8 Y型过滤器 DN200 台 2 1371 3111 1687 9 软化器 G=2~3m3/h 台 1 13543 10 补水箱 V=1.4*1.4*1.2 台 1 5143 3150 452 11 微启式安全阀 DN50 台 1 1028 12 凝结水回收组合泵 DN40 台 1 23143 1818 1119 13 汽水分离器 DN80 PN1.6Pa 台 1 1028 14 蒸汽过滤器 DN80 PN1.6Pa 台 1 943 15 蒸汽流量计 DN80 PN1.6Pa 台 1 15771 16 全启式安全阀 DN50 台 1 394 17 热动力型疏水器 DN15 台 1 103 18 蝶阀 DN100 个 4 252 19 蝶阀 DN150 个 2 336 20 蜗轮蝶阀 DN200 个 12 540 小计 1531640 24874 12358 1898 定额外材料费 元 1 镀锌管 50 m 250 20.4 12.9 38 2 镀锌管 40 m 100 16.3 11.5 26 3 镀锌管 32 m 150 16.3 11.5 18 4 其它 元 11000 小计 元 9175 6100 25800 22 管理费 元 25000 14 合计 元 3068360 75827 37676 26898 设备及安装工程概算(绿水洞煤矿) 序号 设备及安装工程名称 型号规格 单位 数量 单 价 (元) 余热利用 设 备 安 装 其它费用 计 其中工资 1 余热锅炉本体 REQJ-6 台 2 108000 2232 1023 8000 3 截止阀（下排污） J41H-16DN80 个 4 4 截止阀（下排污） J41H-16DN25 个 4 5 截止阀（放空阀） J13W-16DN15 个 2 6 安全阀 A48Y-16CDN32 个 2 7 铜闸阀（壳体排污） Z15W-10TDN40 个 2 8 截止阀（压力表） J13W-16DN15 个 2 9 压力表和压力表弯管 YA100 0~1.6MPa 个 2 10 汽水分离器本体 KNQF03-1.0 个 2 69600 11 热水循环泵 PVH(RG)80-200 台 2 23760 2392 1635 12 补水泵 JGGC4.8-8/10 台 2 5100 1616 919 13 软化水装置 KNQLF-4 台 1 30720 264 18 1168 全自动控制柜 台 1 30000 小计 元 509640 12744 7172 1168 定额外材料费 元 1 镀锌管 50 m 120 20.4 12.9 38 2 镀锌管 40 m 350 16.3 11.5 26 3 镀锌管 32 m 150 16.3 11.5 18 4 其它 元 9000 小计 元 10598 7298 25360 管理费 元 15000 总计 元 509640 23342 14470 41528 设备及安装工程概算(李子垭煤矿) 序号 设备及安装工程名称 型号规格 单位 数量 单 价 (元) 余热利用 设 备 安 装 其它费用 计 其中工资 1 余热锅炉本体 REQJ-6 台 2 108000 2232 1023 2 手动三通调节阀 套 2 8000 3 截止阀（下排污） J41H-16DN80 个 4 4 截止阀（下排污） J41H-16DN25 个 4 5 截止阀（放空阀） J13W-16DN15 个 2 6 安全阀 A48Y-16CDN32 个 2 7 铜闸阀（壳体排污） Z15W-10TDN40 个 2 8 截止阀（压力表） J13W-16DN15 个 2 9 压力表和压力表弯管 YA100 0~1.6MPa 个 2 10 汽水分离器本体 KNQF03-1.0 个 2 69600 11 热水循环泵 PVH(RG)80-200 台 2 23760 2392 1635 12 补水泵 JGGC4.8-8/10 台 2 5100 1616 919 13 软化水装置 KNQLF-4 台 1 30720 264 18 1168 全自动控制柜 台 1 30000 小计 元 509640 12744 7172 1168 定额外材料费 元 1 镀锌管 50 m 150 20.4 12.9 26 2 镀锌管 40 m 380 16.3 11.5 18 3 镀锌管 32 m 150 16.3 11.5 18 4 其它 元 8000 小计 元 11699 8030 21440 管理费 元 15000 总计 元 509640 24443 15202 37608 设备及安装工程概算(李子垭南二井) 序号 设备及安装工程名称 型号规格 单位 数量 单 价 (元) 余热利用 设 备 安 装 其它费用 计 其中工资 1 余热锅炉本体 REQJ-6 台 4 108000 2232 1023 2 手动三通调节阀 套 6 11000 3 截止阀（下排污） J41H-16DN80 个 12 4 截止阀（下排污） J41H-16DN25 个 6 5 截止阀（放空阀） J13W-16DN15 个 6 6 安全阀 A48Y-16CDN32 个 6 7 铜闸阀（壳体排污） Z15W-10TDN40 个 6 8 截止阀（压力表） J13W-16DN15 个 6 9 压力表和压力表弯管 YA100 0~1.6MPa 个 6 10 汽水分离器本体 KNQF03-1.0 个 2 69600 11 热水循环泵 PVH(RG)80-200 台 2 23760 2392 1635 12 补水泵 JGGC4.8-8/10 台 2 5100 1616 919 13 软化水装置 KNQLF-4 台 1 30720 264 18 1698 全自动控制柜 台 1 30000 小计 700640 17208 9218 1698 定额外材料费 元 1 镀锌管 50 m 250 20.4 12.9 38 2 镀锌管 40 m 380 16.3 11.5 26 3 镀锌管 32 m 190 16.3 11.5 18 4 其它 元 11000 小计 元 14391 9780 33800 管理费 元 21000 总计 元 700640 36063 21044 56498 项目前期工作及进度安排 4.2.1.12资金筹措方案 本项目资金全部自筹 4.2.1.13项目开工建设条件 本项目在瓦斯发电已成功运行的条件下建设，已完成前期可研及设计。主要设备安装于已建厂房内的机组旁边，供热管道全部敷设于矿区工业场区无新征土地。 4.2.1.14项目建设选址、用地情况： 余热利用系统安装于发电厂内，不需征用土地 4.2.1.15项目节能评估审查、备案（核准）、环评等情况 瓦斯发电项目已经节能评估审查、备案（核准），备案文号：川资备［5100000808011］1709号。按规定办理了环评手续并获得批准文件号：。。。。 4.2.1.16资金落实情况 由企业自有资金建设 4.2.1.17项目建设进度安排 项目2008年12月开工，2011年6月完工。 项目节能、减排及经济效益分析 4.2.1.18节能效益分析： 瓦斯余热回收系统建成后，相关各矿将取消燃煤锅炉、其中龙滩煤电还将取消用电空调。 减少燃煤耗：项目实施前绿水洞煤矿、龙滩煤电、李子垭煤矿、李子垭南二井分别有燃煤生产锅炉二台(一用一备)，年耗原煤8800吨，折合标准煤6160吨。 节电：锅炉鼓风机耗能：锅炉鼓风机功率2 kw, 四个矿共四台鼓风机每日工作时间 20小时，锅炉年运行时间为300天，则年耗电量： 2×20×300×4 = 48000(kwh) 龙滩煤电瓦斯电厂一期工程共有六台机组，余热供生产锅炉有富余，为了充分利用余热所以考虑安装转换装置取代矿区用电空调。 龙滩煤电矿区用电空调功率为1060kw，空调运行时间按每年六个月，每天8小时计，则年耗电： 1060×8×183 = 155.18(万kwh) 二项共节电159.98万kwh. 4.2.1.19减排效益分析 锅炉燃煤年耗原煤8800吨，燃烧后排放SO2约470吨，取消燃煤锅炉后，将减排SO2约470吨。 4.2.1.20经济效益分析 项目建成后年节煤按8000吨计，煤炭售价按企业平均售价392元/吨煤，电价0.435元/度。 节煤价值：392×8000=313.6(万元) 节电价值：0.435×159.98×104=69.59(万元) 以上两项合计：383.19万元 项目总投资约：478 万元，回收投资期约为 1.2 年。 4.2.2推广采用无功补偿、变频调速技术、矿井移动压风取代固定压风系统并采用开停自动控制节能新技术，减少压风系统空载运转时间等，优化用电系统和用电设备的运行效果，降低用电损耗，提高用电能效节能项目。 项目实施前用能状况 4.2.2.1项目实施前工艺流程和主要生产装置规模 (煤矿生产工艺流程、水泥生产工艺流程、发电生产工艺流程、供电系统见附图) 矿井生产大型设备：综采、综掘设备、矿井通风机、水泵、压风机、运输提升设备等。集团公司所属重点耗能单位主要生产装置和设备(见附表一) 4.2.2.2项目实施前消耗的能源种类、数量 广能集团公司是用电大户，年用电量13000万度以上 本项目为降低供电系统和大型设备无功损耗、提高用电效率和能源利用率的节电项目 4.2.2.3项目实施前能源计量措施 集团公司各所属单位电能计量配备为：一级计量电表安装在变电站，由电力公司统一管理，抄表收费。二级计量安装在各单位车间、井下变电站，三级计量主要安装在大型设备所在机房。 大型设备及用电点采用全电子三相有功电能计量表在线计量，每月抄表统计。 项目建设内容 4.2.2.4无功补偿方案： 4.2.2.4.1项目工艺流程和主要生产装置规模 为了最大限度地减少无功功率的传输损耗，提高输配电设备的效率，无功补偿设备的配置,应按照 “分段补偿，就地平衡”的原则进行规划，合理布局，满足如下要求：总体平衡与局部平衡相结合；降损与调压相结合，以调压为主；集中补偿与分散补偿相结合，以分散为主。补偿形式：采用并联电容器，就地补偿。补偿容量：按用电“功率因数奖惩办法”的要求确定补偿容量 Qb=Pmax（tgφ1-tgφ2） pmax—最大有功负荷（Kw）； tgφ1、tgφ2 — 补偿前后功率因数值的正切值。 补偿效果：功率因数补偿到０.95以上。 按此要求，集团公司根据对所属各单位供用电系统和大型用电设备补偿容量进行的统筹规划,共有五个分公司使用无功补偿方案，合计36台补偿器。补偿容量总计： 4.2.2.4.2项目实施内容 根据对所属各单位供用电系统和大型用电设备补偿容量进行的统筹规划，制定以下补偿方案： 电力公司对绿水洞变电站安装2250KVar和1500KVar补偿电容器各一台。 水泥公司对一、二线水泥磨机630KW电机加装静止式进相器，对一、二线生料磨机500KW电机加装静止式进相器，对电机进行无功功率就地补偿。 李子垭对井下变电所安设防爆高压无功补偿器BBN-300/6型 和WBB-450/10型各6台共12台实现高压电网就地补偿。 绿水洞对井下变电所安设防爆高压无功补偿器WBB-450/6共10台，实现高压电网就地补偿。528井口75kw主抽水泵、75kw筛分皮带机，各安装补偿式节电器壹套。 本项目无土建工程 设备方案 主要设备清单 序号 项目名称 规格型号 单位 数量 单价 (元) 备注 　 无功补偿 　 　 　 　 1 矿用隔爆无功补偿器 BBW-300/6 台 6 李子垭 2 矿用隔爆无功补偿器 　WBB-450/10 台 6 李子垭 补偿式节电器 台 2 李子垭 3 补偿电容器 2250KVar 台 1 电力公司 4 补偿电容器 1500KVar 台 1 电力公司 5 静止式进相器 WP5-800G 台 2 水泥公司 6 静止式进相器 WP5-600G 台 2 水泥公司 7 补偿电容器 250KVar 台 7 龙滩公司 8 矿用隔爆无功补偿器 300KVar 台 1 龙滩公司 9 矿用隔爆无功补偿器 WBB-450/6 台 10 绿水洞 10 补偿式节电器 台 4 绿水洞、李子垭 　 合计 　 　 　 　 4.2.2.4.3项目拟采取的节能技术措施 按照投资效益回收经济可行性分析，采取投资小，见效快的无功功率补偿方案、主要对供电网络和大型设备实施无功补偿，提高功率因数，降低网损。补偿功率：2949kw 包括井下高压防爆无功补偿、电容补偿、就地补偿等。 4.2.2.4.4节能效益分析 安设无功补偿装置效益：投运之后，实现无功就地合理补偿，大大地降低因远距离输送无功造成的一次电网损失，改善系统的电压质量，减少电压波动，提高供电的电压合格率，快速连续的调节能力可减小闪变，吸收负荷谐波电流，减小电压畸变率，分相补偿，可使用平衡化算法使三相负荷平衡，减少负序，稳定系统电压，提高系统稳定性，通过有效的无功功率补偿，使无功功率分区平衡，提高功率因数， 减少无功潮流，降低网损，控制线路潮流，改善系统静态及暂态稳定性，增加线路输电能力，增强系统阻尼，抑制低频振荡。 进行无功补偿后，降低无功损耗、减少线路、变压器损耗，使设备端电压提高，工作电流减少，功率因数提高，满足供电部门对功率因数必须达到0.90的要求。经现场实际测试，在6KV系统终端安设一台补偿器，投运前，电压6KV，电流40A，功率因数0.87，投运后，电压6.05KV，电流36A，功率因数0.92。 电力公司对绿水洞变电站投入2250KVar和1500KVar补偿电容器，功率因数由原来的0.85左右提高到0.92～0.96。 水泥公司对电机进行无功功率就地补偿，提高了电网的功率因素，降低了电机的无功损耗。经测试，投运前，电压6KV，电流70A，功率因数0.89，投运后，电压6.05KV，电流63A，功率因数0.96 同时，据《现代企业节能管理全书》第324页： 提高功率因数与降低功率损耗的关系是 δ″P%=[1-（）2]＊100% 当平均功率因数从0.75提高到0.95时， 降低功率损耗的百分数（δ″P%）=[1-（）2]＊100%=38% 可降低功率损耗38%。 4.2.2.4.5安设无功补偿装置经济效益分析 按用电“功率因数奖惩办法”的要求，计算减少用电罚款和获得奖励所取得的经济效益年约60万元。 4.2.2.5推广变频调速节能技术方案 项目建设内容 4.2.2.5.1项目工艺流程和主要生产装置规模 项目实施前基本情况：广能集团公司所属几大煤矿、电力、水泥、机械加工行业的风机、水泵应用广泛。如煤业公司的矿井主风机、局扇、水泵，水泥公司的窑尾排风机、除尘设备的废气风机等。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，通常风机的设备选型按照生产中后期对风量需求满负荷状态设计，所以在实际运行过程中未能满负荷运行情况多，而风机耗电量约占整个矿井生产用电量的30%～40%。如果不安装变频器则不论生产的需求大小，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，，安装变频器调速装置节电效果显著，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。据统计，广能集团公司下属几个单位可实施节能改造的风机水泵类负载其总装机功率达7090KW。其中李子垭煤业公司南二井515风机房的抽风机，其装机功率2×220 KW；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，其装机功率1340KW；龙滩煤电公司矿井主通风机、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，一台使用一台备用，装机功率2×110 KW；水泥公司窑尾高温风机、废气冷却风机等，其装机功率4530KW。 项目实施措施：本项目计划对绿水洞煤业公司选煤厂的水泵、李子垭煤业公司、龙滩煤电公司、李子垭南井煤业公司等生产矿井的主通风机、局扇，对水泥公司生产线上的风机、泵类负载实施变频调速改造，以达到节电目的。 项目装机总功率7090KW，其中李子垭煤业公司高压隔爆兼本质安变频调速装置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；龙滩煤电公司隔爆兼本质安变频调速装置5台/套，装机功率560KW；李子垭南二井煤业公司配置变频调速装置（2×110）2套，一台使用一台备用，装机功率220KW；水泥公司4000t/d熟料生产线风机负载采用变频调速装置17台/套，装机功率4530KW。 4.2.2.5.2项目实施内容 设备方案 各改造项目详见下表： 改造项目设备选型配置清单 序号 项目名称 规格型号 单位 数量 金　额 （万元） 备注 （一） 水泥公司 17 422．6 1 蓖冷机风机变频调速改造 AC380V，75kW 台 1 6 2 蓖冷机风机变频调速改造变频器 AC380V，90kW 台 6 43.2 3 蓖冷机风机变频调速改造 AC380V，110kW 台 1 8.8 4 选粉机风机变频调速改造 AC380V，160kW 台 7 89.6 5 窑头废气风机变频调速改造 AC380V，185kW 台 1 15 6 窑尾风机高压变频调速改造 功率：2500kW 套 1 260 包括一台3150kVA的脉冲变压器 （二） 李子垭煤业公司 1 65 1 515风机变频调速改造 10KV,功率： 2×220kW 套 1 65 高压隔爆兼本质安 （三） 绿水洞煤业公司洗煤厂 7 82 1 煤泥加压泵 FRN110G11S-4CX?110KW 台 1 8.8 2 介质加压泵 FRN75G11S-4CX 75KW 台 1 6 3 介质加压泵 300S-L,90kw 台 1 7.2 4 重介旋流器入料泵 FRN315G11S-4CX 315KW 台 1 18 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： 2×220kW 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 2×30kw, 380V 台 4 100 购置隔爆兼本质安 （五） 李子垭南二井煤业公司 1 20 1 矿井主通风机的无级调速改造 2×110KW，380V 台 1 20 购置隔爆兼本质安 合计 7090 KW 台/套 4.2.2.5.3拟采取的节能技术措施 水泥公司风机变频调速改造 李子垭煤业公司515风机变频调速改造 绿水洞煤业公司选煤厂水泵变频调速改造 龙滩煤业公司风机变频调速改造 李子垭南二井煤业公司矿井主通风机的无级调速改造 项目实施后的用能情况 4.2.2.5.4项目实施后拟使用的能源种类、数量（含来源和供应情况分析） 无功补偿项目实施后使用的能源种类电力，电源使用四川华蓥山广能集团四方电力公司原有供电网络，不存在新增供电设施。项目实施后，其消耗的能源类型不变，预计年消耗电能约15000kw.h,同比节约电能约291.2×104 kw.h，折合标煤量为358.15吨。 设备变频改造后使用电源仍由四川华蓥山广能集团四方电力公司供电网络提供，已引至用电设备现场，不存在新增供电设施。项目实施后，设备能力能确保生产需要，但其消耗的能源量减少，能源类型不变，预计年消耗电能约4175.69×104 kw.h,同比节约电能约1094.54×104 kw.h，折合标煤量为1345.19吨。 4.2.2.5.5项目实施后能源计量措施 在每台需改造的风机设备前安装全电子三相电能表计量或配置具有保护、监测和计量功率的电动机综合保护器。 4.2.2.5.6项目实施后产品种类和数量 项目实施后产品种类不变，但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。 4.2.2.5.7项目实施后产品（工序）能耗 (不计算)(由现有的工序能耗报降低为。。。。) 项目节能、减排及经济效益分析 4.2.2.5.8节能效益分析： 节能测算依据 风机、水泵都是流体机械，流体机械的转速变化与其流量、压力和功率之间的变化有如下的关系： Q1/Q2 = n1/n2=f1/f2 H1/H2 = (n1/n2)2=( f1/f2)2 N1/N2 = (n1/n2)3=( f1/f2)3 上述式子中Q1、H1、N1、f1分别代表转速为n1时的前后流量、压力、功率、频率，Q2、H2、N2、f2分别代表转速为n2时的流量、压力、功率、频率。即流量与转速的一次方成正比：压力与转速的平方成正比；功率与转速的三次方成正比。由此可见，当通过降低转速以减少流量来达到节流目的时，所消耗的功率将降低很多。 由上述原理可知，电机在不同频率下运行的节电效果： ⑴.频率下降2.5Hz情况下的节电率： 1－(47.5／50)3＝14.26%； ⑵.频率下降5Hz情况下的节电率： 1－(45／50)3＝27.1%； ⑶.频率下降7.5Hz情况下的节电率： 1－(42.5／50)3＝38.5%； ⑷.频率下降10Hz情况下的节电率： 1－(40／50)3＝48.8%； 水泥公司节能计算 ⑴ 高压变频调速改造 设备名称 窑尾高温风机电机 安装地点 4000t/d水泥熟料生产线烧成窑尾 KKS编码 型号 YPT710-6 标准编号 接线方式 Y 额定功率 2500KW 额定功率因数 0.88 定额类型 额定电压 6KV 外壳防护等级 IP54 绝缘等级 F 额定电流 276.5A 轴承型号（上） 海拔 500米 额定频率 50HZ 轴承型号（下） 重量 13980Kg 额定转速 970 r/min 出品编号 出厂日期 生产厂家 兰州电机厂 高温风机 电机 运行工矿 变频运行要求 型号 3200DI BB50 现有调节方式 定压 特性曲线 额定功率 2500KW 实际压力 7338 Pa 额定流量 气体温度在350℃时：840000m3/h； 气体温度在250℃时：692000m3/h 额定电压 6KV 实际流量 712000 额定压力 7500Pa 实际电流 247A 轴功率 2187KW 电机效率 92% 实际电压 6KV 电机接法 Y 阀门开度 76% 阀门开度 100% 高温风机长期在额定转速下运行,所以,根据运行电流可求出电动机工频运行时，实际消耗的有功功率： P1 = 1.732 I2 U2 cosφ= 1.732×247 ×6×0.88×0.92 = 2078(KW) 安装变频器后,将风门开度调整为100%，高温风机原先调节阀门开度的方式，现改为调节高温风机电机的运行频率，改变电机的转速来达到调节系统风量。 节电率计算： 风门开度基本为全开，出口流量712000 m3 /h为计算基础，实际使用流量为额定值的89%左右，以此作为节能计算依据。 高温风机安装变频调速装置后 根据风量与转速的关系，变频全速运行时对应额定转速，根据流体学原理P2 = P1×(n2 /n1)3可以求出变频后实际消耗的有功功率（风机实际额定运行功率2078KW）： P2 = P1×(n2 /n1)3 = 2078×（0.89）3 =2078×0.7049=1465（KW) 变频时消耗电能： P3 = P2 /96% = 1526（kw.h） 理论节电率： η理论=( P1－P3 )/ P1＝(2078-1526)/2078=26.6% 考虑到现场实际运行工矿可能与理论计算值有差异，实际节电率略低。 η实际=η理论×0.9 =26.6%×0.9 = 23.94 % 水泥公司2500KW高温风机采用变频调速技术改造，全年（按年运行330天计算）可节约电能: Q水泥公司1= ( P1－P3 ) ×h ×d = (2078-1526)×24×330=437.18×104 kw.h ⑵ 低压变频调速改造 根据有关资料及相关厂家的应用情况，水泥公司风机低压变频调速改造平均节电率按20%计算，全年按330天测算，其全年可节约电能: Q水泥公司2=（4530-2500）×0.9×20%×24h×330d =289.39×104 kw.h 两项合计折算标煤量： T1=(437.18+289.39)×1.229 =892.95吨 李子垭煤业公司节能计算 515风机为李子垭南二井的抽风机，该矿井正在进行建设中，还没正式投产，目前1号风机只用一级风机，二级风机固定不用，正式生产的时候，两级风机同时运行，风机的扇叶角度调在35度左右，风门全开。 515风机房1号风机性能测定表 电机和装置 参数 10KV，2×220kW 电网电压(V) 电网电流(A) 输入功率(kW) cosφ 装置效率(%) 10011.66～9809.99 18.63～25.38 165.69～309.42 0.52～0.71 47.20～77.85 风机参数 风机额定风量：2×120m3/min 风机风量(m3/s) 风机风压(Pa) 轴功率(kW ) 风机转速(r/min) 风机效率(%) 130.69~87.71 598.40~2746.45 139.73~267.27 740.00 55.97~90.13 备注：广能集团嘉华机械有限责任公司2007年9月测试后提供。 从表中提供的数据可以看出，风机扇叶角度控制在35度时，风机系统的负载一般，使用两套变频调速系统同时对一、二级风机调速，来满足工况要求。在同个角度下，一级风机要比二级风机出力大，所以两台风机的运行频率不相同，出力大的运行频率高，出力小的运行频率低，平均运行频率在: Q1/ Q0＝F1/ F0 F1＝(87.71×50)/120≈36HZ。 节电率为：(1－36/50)%＝28% 考虑到系统效率和损耗，节电率在25%左右，两台电机平均每小时的运行功率为245kW，则全年可节约电能： Q李子垭= 245×25%×24h×365d＝53.65×104 kw.h 折算标煤量：T2=53.65×1.229=65.94吨。 绿水洞煤业公司节能计算 据测算，绿水洞煤业公司洗煤厂水泵变频调速改造节电率达25%，（全年按330天运行，平均节电率以20%测算），全年可节约电能: Q绿水洞=1340×0.9×20%×24h×330d =191.03×104 kw.h 折算标煤量： T3=191.03×1.229=234.78吨 龙滩煤业公司节能计算 ⑴ 矿井抽风机变频调速节能技改 根据国内变频调速技术的广泛应用，结合该矿实际情况，拟采用加装高压变频控制系统的方式，实现主通风机的无级调速，解决矿井不同时期对于供风量精确调整的难题，保证矿井的供风安全，使主通风机工作在需要的最佳工况点，提高安全管理，从而达到节能目的。 考虑到系统效率和损耗，节电率以20%测算，每年按365天计算，其全年可节约电能: Q龙滩煤业1=220 ×0.9×20% × 24 h× 365 d =34.69×104 kw.h 折算标煤量： T4.1=34.69×1.229=42.63吨 ⑵ 井下局部通风机变频调速节能技改 根据有关资料及应用情况，井下局部通风机变频调速改造平均节电率可达25%，全年按365天测算，共4台其全年可节约电能: Q龙滩煤业2=4×2 ×30 ×0.9 ×25% × 24h×365d =47.3×104 kw.h 折算标煤量： T4.2=47.3×1.229=58.1吨 李子垭南二井煤业公司节能计算 李子垭南煤业有限公司主扇风机两台（FBDCZ－8－NQ20型对旋式风机，总装机功率2×2 ×110KW，380V），一台使用，一台备用。矿井设计生产能力30万吨／年，在考虑10%富裕风量的基础上，矿井安全生产需要的总风量为3190m3/min。主扇风机在叶片安装角度为25度的工频条件下运行所产生的实测风量为3500m3/min，电流260A，功率因数0.89，比矿井安全生产需求风量超出310 m3/min。根据Q1/Q2＝n1/n2＝f1/f2，风机可在频率为f2＝45Hz的条件下运行。 由此得出小时节约电能： 全年可节约电能： Q李子垭南井=41.3×24h×365d =36.2×104 kw.h 折算标煤量：4.2=36.2×1.229=44.5吨 上述单位变频改造后节能量总计： Q总= Q水泥公司+Q李子垭+Q绿水洞+Q龙滩煤业+Q李子垭南井 =（437.18+289.39+53.65+191.03+34.69+47.3+36.2）×104 =1089.44×104 kw.h 4.2.2.5.9经济效益分析(节煤、节电价值计) ⑴节约维护费用 由于电机及风机叶轮的运转速度降低，风机系统机械磨损及风机振动减少，轴承温度降低，可以延长轴承、风机叶轮等机械部件的使用寿命，检修周期由原来的1年可延长到1.5年，从而节约维护费用，减少了风机的噪声，改善了工作环境。 ⑵节约电能的经济效益分析 通过节能计算，该项目实施后全年可节约电能量： Q总= Q水泥公司+Q李子垭+Q绿水洞+Q龙滩煤业+Q李子垭南井 =（437.18+289.39+53.65+191.03+34.69+47.3+36.2）×104 =1089.44×104 kw.h 节约电费开支：1089.44×104 kw.h×0.535元/ kw.h=582.85万元。 折算标煤量： T总=1089.44×1.229=1338.92吨 ⑶投资回收期 Y=841.6万元/582.85万元=1.45年 项目投资及资金来源 4.2.2.12总投资总估算表单项工程投资估算表 供电系统和大型设备实施无功补偿项目。。。。 广能集团变频调速改造项目，项目改造投资为841.6万元，其中设备购置费用669.6万元，安装工程费用113.3万元，其他费用58.7万元。估算投资包括从项目筹建到竣工验收的全部技改投资费用。投资估算编制范围包括：水泥公司2500KW高温风机高压变频调速装置一套，其他风机水泵型低压变频器16台；李子垭煤业公司10KV隔爆兼本质安全型高压变频调速装置一套；绿水洞煤业公司洗煤厂风机水泵型变频器7台；龙滩煤业公司10KV隔爆兼本质安全型高压变频调速装置一套，隔爆兼本质安全型低压变频器4台；李子垭南二井煤业公司隔爆兼本质安全型变频调速装置一套以及项目建设所必需的其它费用。(1)工程量及建筑、安装工程造价指标：参照近期类似工程造价资料结合近期当地价格水平进行估算。 (2)价格依据： 1)设备价格：设备采用近期制造厂报价及类似工程订货价进行调整，不足部分采用二00六年《机电产品报价手册》；设备运杂费按设备原价的6%计取。 2)材料价格：安装工程材料采用相关生产厂家产品价格及类似工程近期订货价格。 (3)工程建设其它费用：参照国家建材局建材综计发[1992]395号文规定，结合该项目实际情况计算。 (4)建设期贷款利息：按现行银行利率计取。 6.1.3 投资构成及投资估算表 投资构成见表6-1，投资估算见表6-2。 6-1 投 资 构 成 表 项 目 总 值 设 备 安装工程 其它费用 金 额 841.6 669.6 113.3 58.7 比例（%） 100 79.6 13.5 6.9 表6-2 投 资 估 算 书 表 序号 工程和费用名称 估 算 投 资 价 值 （万元） 设 备 安装 工程 其他 费用 总 值 总投资 669.6 113.3 58.7 841.6 % 79.6 13.5 6.9 A 静 态 投 资 669.6 113.3 782.9 一 水泥公司风机变频改造 422．6 88 510．6 1 低压变频器16台 162．6 48．48 211．08 2 2500KW高压变频调速装置1套 260 39．52 299．52 二 李子垭煤业公司515风机变频调速改造 65 4．8 69.8 1 2×220kW高压变频调速装置1套 65 4．8 69.8 三 绿水洞煤业公司洗煤厂水泵变频改造 82 8.2 90.2 1 低压变频器7台 82 8.2 90.2 四 龙滩煤业公司风机变频调速改造 90 10.8 100.8 1 220kw高压变频调速装置1套 65 7.8 72.8 2 低压变频器4台 25 3 28 五 李子垭南二井煤业公司 10 1.5 11.5 1 2 x110KW高压变频调速装置1套 10 1.5 11.5 B 动 态 投 资 58.7 改造期贷款利息 58.7 7 项目前期工作及进度安排 4.2.2.14项目开工建设条件 各项目已完成投资技术经济分析和设备选型调研工作，已具备技改条件 4.2.2.15项目建设选址、用地情况 该项目为就地改造项目，不存在新增建设用地。 4.2.2.6矿井移动压风取代固定压风系统并采用开停自动控制节能新技术 4.2.2.6.1项目实施前工艺流程和主要生产装置规模 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。 套 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16.2小时，低负荷或空载运行6小时年工作时间300天。 序号 设备名称 规格型号 功率 (kw) 单位 数量 备注 1 固定压风机 4L-20/8 110 套 6 李子垭煤业 2 固定压风机 5L-40/8 250 套 2 绿水洞煤业 3 固定压风机 2VF-3/8 250 套 2 绿水洞煤业 4 固定压风机 YVKB-6/7 250 套 1 绿水洞煤业 小计 1910 11 李子垭南煤公司井下两个主采区安装4台MLGF-10/8-55G矿用螺杆移动式压机（井下共6台），每个采区压风机站各两台，单机功率55kW。 4.2.2.6.2项目实施前能源计量措施 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=UIcosφ 电耗= Pt 4.2.2.6.3项目实施前产品种类、数量和统计方法 根据现场记录统计，今年每个采区风动工具与压风自救器同时工作，和仅采煤压风自救器工作各占半年时间。每个采区供压风自救器工作时，一台压风机就满足要求。供风动工具工作时，需要一台～两台压风机运行才能满足需求。风动工具按每班5小时多工作计算。动力气源系统每升一次压，从0.5MPa升到0.7MPa仅需要18分钟，从0.7MPa降到0.5MPa需要3小时。即仅供压风自救器工作时，每3.3小时压风机才启动运行一次。而风动工具工作时压风机负载运行时间平均每天16.2小时。现场测试(对移动压风)，额定功率P=55kw的压风机，单台空载运行时，空载运行电流26.5A，占额定电流的47%。即空载运行时，小时消耗功率为额定功率47%：即55×47%=25.85kW。 正常生产期间，空压机负载风动工具工作时间平均16.2小时，风动工具、压风自救器同时工作仅为6小时。 则按固定压风满负荷日工作时间16小时计绿水洞、李子垭两个煤矿压风系统年耗电量总计： 年耗电=1910×16×300=916.8(万kwh) 固定压风满空载或低负荷工作时间：22-16.2=5.8 年耗电=1910×45%×5.8×300=149.55(万kwh) 上述两项之和：916.8 +149.55=1066.35(万kwh) 4.2.2.6.4项目实施前产品（工序）能耗与国内外同行业平均水平（或标准）、先进水平的差距 对比 压风机工序能耗 企业改造前压风工序能耗 平均水平 先进水平 一等 ≤0.107 0.167（供动力） 0.6012（供压风自救器） 0.18 ≤0.11 二等 0.108～0.144 三等 0.145～0.150 工序能耗单位：千瓦.时/ (立方米.兆帕) 项目建设内容 4.2.2.6.5项目工艺流程和主要生产装置规模 矿用移动式螺杆压风机是井下使用的，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。是目前取代矿用地面固定压风机系统的节能型井下风动工具动力源。 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、减少压风输送损失；2、减少漏风损耗；3、减少空运行时间，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；用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 集团公司还通过研究对移动压风机增加自停自起功能（按照用风设备的压力上限值停车、设备启动压力下限值启动）减少压风机空载运行时间，实现压风系统进一步降低能耗： (1)对于螺杆空气压缩机在负载运行状态，根据风动工具作业要求，设定作业现场风动工具进口压力P1应为0.5 MPa，而现场风动工具进口实测压力为P2，由ΔP=P1-P2值大小由PLC内PID功能模块进行PID运算，控制变频器来改变电动机转速，达到所要求的压力。当ΔP＞0时，现场压力偏低，则提高变频器输出频率，使电动机转速加快，提高实际风压；当ΔP＜0时，现场压力偏高，则降低变频器输出频率，使电动机转速减慢，降低实际风压。这样不断调整，使ΔP趋于0，现场实际压力在设定压力附近波动，保证压力稳定。系统结构如图9-1。　 (2)对螺杆空气压缩机处于空载运行状态，根据负载、空载运行状态的界定，将空气压缩机加卸载周期设定为T1=10min，现场压风机运行实际加卸载周期为T2。由ΔT=T1-T2值大小由PLC内PID功能模块进行PID运算，控制变频器来改变空气压缩机电动机起动运行或停车处理。当ΔT＞0，说明空气压缩机加卸载频繁，为避免电动机频繁起动造成事故，PLC发出运行闭锁指令，实行不停车处理，空气压缩机处于长时运行状态。当ΔT＜0，说明空气压缩机处于空载运行状，加卸载周期较长，使用气量较少，为了避免空载运行所消耗的电能，PLC发出停车指令，使空气压缩机自动停车。系统结构图如9-2。 ⑶螺杆压缩机长期运行，根据螺杆空气压缩机保养周期要求：每运行1000小时更换油滤芯、空气滤芯，清洁空滤芯；每运行4000小时，更换润滑油并清除油垢，更换油细分离器。通过PLC程序设置，当运行时间达到保养周期时，PLC发出相应的报警信号，提示维护人员进行相应维护保养工作。这样可大大延长设备的使用寿命，提高设备运行可靠性，减少设备故障引起的非计划性停车。 项目建设内容 4.2.2.6.6项目实施内容 ①取消地面固定压风机系统，购置螺杆空气压缩机，配置安装到井下工作面，并随井下工作面变化，移动搬迁。 ②移动压风开停自动控制装置安装于井下移动风电控装置上，不占用土地，无土建工程。 设备方案 ①取消地面固定压风机系统，购置螺杆空气压缩机 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 螺杆移动压风机 SM5132-0.8 75 1 33 33 李子垭煤业 螺杆移动压风机 SM-475A 75 3 31 93 李子垭煤业 VFY-9/7-KB 75 2 32 64 李子垭煤业 MOGF-10/7G 75 1 26 26 李子垭煤业 MLGF-12.3/8-75.6 75 3 27 81 李子垭煤业 移动压风机 SM-475,75KW 75 3 31 93 绿水洞煤业 移动压风机 VFY-9/7-KB,55KW 75 2 23 46 绿水洞煤业 移动压风机 MLGF-12.3/8-75.6,75KW 75 3 29 87 绿水洞煤业 移动压风机 SM-455A 75 2 26 52 绿水洞煤业 合计 27 727 购置防爆PLC控制箱（含本安电源、固态继电器）、压力变送器（或接点压力表），每台压风机各一个安装为一套开停自动控制装置。本次计划推广三套。 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自停自起、连续供风控制 1 PLC控制箱（含程序、本安电源、固态继电器） 个 3 30 2 压力变送器或接点压力表 个 3 0.9 3 防爆电磁换向阀 个 3 0.6 合计 31.5 4.2.2.6.7拟采取的节能技术措施 ①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。 ②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，供风控制 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。 4.2.2.6.8项目实施后能源计量措施 通过PLC计时器记录重载运行时间，根据运行电流、电压及电机功率因素计算电能消耗。 4.2.2.6.9项目实施后产品（工序）能耗 原煤生产主要耗能设备能耗情况 　　　项目 设备名称 设备效率 (%) 改造后企业工序能耗 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： 0.36～0.4kwh/Mm3.Pa 离心式： 0.365kwh/Mm3.Pa 轴流式：一等 ≤0.36 二等 ≤0.361～0.4 三等 ≤0.401～0.520 离心式：一等 ≤0.36 二等 ≤0.361～0.380 三等 ≤0.381～0.500 主排水泵 (kwh/ t.hm) 78 0.42kwh/ t.hm 0.401~0.5kwh/ t.hm 空压机 (kwh/Mm3.Pa) 76 0.08~0.102kwh/Mm3.Pa 一等 ≤0.107 二等 ≤0.108～0.144 三等 ≤0.115～0.130 项目节能、减排及经济效益分析 4.2.2.6.10节能效益分析 ①取消地面固定压风机系统，购置螺杆移动空气压风机节能 改造前地面固定压风机系统年耗能：1066.35万kwh 改造后按采用螺杆移动空气压风机按满负荷日工作时间16小时，空载或低负荷日工作6小时计： 绿水洞煤矿井下移动压风配置6台总功率：450kw 李子垭煤矿井下移动压风配置5台总功率：375kw 满负荷工作期间耗电=(450+375)×16×300=396(万kwh) 空载或低负荷工人工作时耗电=(450+375)×45%×6×300=66.83(万kwh) 上述两项之和396+66.83=462.83(万kwh) 采用移动压风后与固定压风系统能耗相比，节能量为： 1066.35-462.83=603.52(万kwh) ②移动压风开停自动控制装置 因动力气源系统每升一次压，从0.5MPa升到0.7MPa仅需要18分钟，从0.7MPa降到0.5MPa需要3小时。即仅供压风自救器工作时，每3.3小时压风机才启动运行一次。而风动工具工作时压风机负载运行时间平均每天16.2小时。如果实施矿井压风系统采用开停自动控制，则两个采区共有两台压风机平均每天减少运行时间： 24 – 16.2 = 7.8(小时) 节能量：按采区作为一个系统，每台压风机每天减少空载运行时间7.8小时，则两台压风机每天减少空载运行时间共15小时，按推广三套控制系统计，每台平均空载运行功率30kw,矿井年生产300天，则项目实施后年节能量总计： 年节能量=15×3×30×300 =40.5(万kwh) 其节能量如下表： 4.2.2.6.11经济效益分析 三套控制系统年节能量40.5万kwh，年节约额21.67万元 三套自动控制系统总投资：30.5万元 （本式按推广三单台计算，平均每度电价格0.535元，年工作300天） 本项目实施后，年节电603.52 + 40.5 =644.02(万kwh) 节约价值：644.02×0.535+40.5×0.535=366.22(万元) 该项目投资758.5万元，则： 758.5÷366.22=2.07(年) 由计算可见项目2年多即可收回投资。 无功功补偿： 变频改造： 矿井压风系统开停自动控制： 项目节能、减排及经济效益分析 4.2.2.18节能效益分析：节能量测算依据、基础数据、测算公式、折标系数和计算过程 项目实施后工序能耗： 6 项目投资及资金来源 总投资总估算表单项工程投资估算表 无功功补偿： 变频改造： 矿井压风系统开停自动控制 4.2.3提高供电电压，淘汰落后高耗能设备，优化输变电系统提高供电质量，减少输变电损耗； 项目实施前用能状况 4.2.3.1 项目实施前工艺流程和主要生产装置规模 广能矿区供电网络现有35kV变电站4座，主变总装机容量为46300KVA。35KV供电线路9条，长度104.6 KM。其中与国网110KV/35KV分水岭站并网的35KV水山线和水绿线路导线截面均为120平方毫米，长度分别为9.6KM和5.4KM。绿水洞与高顶山联络线为120平方毫米，长度为8.5KM（详见图一：广能集团35KV供电系统图）。根据广能集团“十一五”发展规划，预计到2010年后煤炭产量将达到420万吨/年，机械制造产值达到3.0亿元。年产200万吨的水泥生产线正在建设中，预计在2009年建成投产。届时用电最大负荷将达到6.08万KW。新增用电量2.88亿kw·h，加上目前年用电量1.52亿kw·h，年用电量将达到4.4亿kw·h。广能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。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，供电经济性差。公司通过方案进行可行性分析的基础上，认为对现有线路进行技改，是必要的。 4.2.3.2项目实施前消耗的能源种类、数量 项目实施前因水绿线处于雷击区，所以长期运行水山线。水山线年供电损耗电能2396万度。 4.2.3.3项目实施前能源计量措施 项目实施前能源计量点为电源方并网的开关，线路