能源站提质增效案例

提质增效案例：

一、项目立项背景

2016年11月28日， 公司下属银川中节能联合电力有限公司作为投资主体建设的银川经开区增量配电改革试点项目被列为国家第一批增量配电试点项目。配电网作为电力发输配用的末端直接面向用户服务，增量配电业务由于体制机制更加灵活，有更多的创新服务。

公司投资建设的银川经开区综合能源低成本化园区改造项目作为综合能源工程，年发电量4000余万度，是增量配电网区域的重要延伸，一方面可依托增量配电网实现分布式能源电力上网，并寻求更丰富的商业交易模式，获得较好的上网电价水平，特别是可以通过增量配电网就近向用户输送低价电量，降低园区用户生产成本，体现了“低成本化园区”的改造方向。另一方面能够给增量配网提供必要的电源补充，提高园区增量配网区域的电能质量。增量配网模式下，综合能源服务商可以更直接实现分布式电源和用户的关联，通过综合能源商的售电服务完全耦合电能生产端和销售端。通过这种耦合，综合能源服务商能根据用户的用能需求实现多能互补系统的运行优化，降低能源生产成本并提高能源利用效率。

项目现有设备：

1 套数字化综合能源管控平台；

1 回 35kV 增量配电网接入系统（含红线外 35kV 出线）；

5.6MW 燃机 CHP；

2MW 光热利用装置及高温储能装置；

1 台 10t/h 加 1 台 20t/h 高效低氮燃气锅炉；

能源站外蒸汽管网、站外供热回水管网、站外给、排水管网；

二、提质增效方案

在工程设计建设过程中，为进一步提升项目运行经济性、效率性，达到降本增效、提质增效的目的，结合实际需要，经过研究讨论并与设计院、总包方沟通方案的可实行性，最终确定了三种可实行的技改方案。

方案一：

由于分汽缸的汽源是来自三台锅炉，三台锅炉的热负荷、工况不同，会造成分汽缸入口和出口蒸汽温度波动范围较大，造成用户用汽参数波动较大，影响用户生产；由于蒸汽温度波动较大，一旦蒸汽温度波动至对应压力过热温度以下，会造成蒸汽带水，管道中形成水锤，会严重损坏管道和设备。通过在分汽缸的出口和入口各增加一个减温器，对三台锅炉供来的蒸汽先经过入口的一级减温器进行粗调，将波动的蒸汽温度先控制在一定的范围内，再经过分汽缸将不同温度的蒸汽混合、进一步的稳定，最后通过分汽缸出口的二级减温器进行细调，通过分段控制，精密调节，以维持主蒸汽温度为设定值，使被控对象的延迟和惯性都小于一级减温水的控制方案，从而消除单级减温水存在的内扰，达到蒸汽温度的稳定，避免了对管道和设备的损坏，而且减温器实现降温使用的是锅炉给水母管来水，在保证用户参数和对应压力下过热度的同时，还对减温水进行了100%充分利用。使能源消耗达到了最优，也使能源站的效益相对于未增加减温器，有了较大的提高。

此方案通过技术改造，达到了降本增效的目的，预计累计两年共节省26.2万元的生产费用。

详细计算：

每年能源站供热蒸汽量在13万吨左右，锅炉燃烧的额定温度及压力为1.2Mpa、200℃，保守估计，通过喷水降温控制温度至0.8MPa、180℃，1.2Mpa、200℃蒸汽焓值为2814kJ/kg，0.8MPa、180℃蒸汽焓值为2791kJ/kg，则通过计算可得全年13万吨蒸汽共降低热量2990000000kJ，天然气热值约为34MJ/Nm3，则换算为天然气为87941Nm3，每标方天然气价格为1.8元，则每年天然气共节省15万元左右，两年共节省30万元。

该项目计划投资减温器设备及安装费为2万元，预计年消耗减温水（除盐水）量为1103吨，吨除盐水费为8元，则两年除盐水费用为1.8万元。

两年节省费用减去成本费用=30万元-2万元-1.8万元=26.2万元。

方案二：

现有技术从外供蒸汽的分汽缸引出一路至生水加热，会造成本该外供收费的蒸汽用于厂内水源加热，经济性差，并且消耗有限的资源。

针对现有技术的缺点，综合能源站通过燃机及燃气锅炉现有的烟气换热器和冷凝器对燃机及燃气锅炉的排烟余热加以利用，作为生水加热的热源。在锅炉烟气排放尾部加设冷凝器，利用本该外排的高温烟气对化水来水进行加热，对除盐水进行了一个初步的预热，使除盐水在进除氧器之前自身就已带有温度，间接的提高了除盐水的升温速率。增加锅炉的效率的同时还对锅炉的余热能源达到了高度利用。燃机的烟气换热器与锅炉的冷凝器都是利用本该外排的高温烟气加热化水来水，减少了从分汽缸引热源的额外热损失，大大提高了能源站的经济性。预计两年内累计可为能源站共节省180万元。

详细计算：

现有锅炉年需26万吨原水，但冬季期间有约12万吨原水需从5℃加热至25℃，5℃水焓值为21kJ/kg，25℃水焓值为104kJ/kg，则12万吨水从5℃加热至25℃共需9960000000（9.96×109）kJ，1.2Mpa，200℃蒸汽焓值为2814kJ/kg，,60℃的水焓值为251kJ/kg，则通过换算可得蒸汽约为3886吨，加上启停过程中汽水损失，换热过程中损失，总计需约4000吨蒸汽，按一吨蒸汽230元计算，则一年共计节省费用92万元，两年节省费用共计184万元。

该项目计划投资4万元，包括从烟气换热器出口至原水加热器的供水管道，水-水换热器，手动阀门，以及原水加热器至烟气换热器的供水管道。

两年节省费用减去投资的成本费用=184万元-4万元=180万元。

方案三：

现有技术的现状是：能源站现有三台燃气锅炉为工业园区供高温蒸汽，因工业园区蒸汽用量波动较大，故三台锅炉根据园区热负荷进行频繁启停，蒸汽负荷增加时，需要启动备用锅炉时，需进行上水、暖炉等步骤。

现有技术的缺陷或存在的问题是：燃气锅炉冷态启动耗时较长，锅炉从上水，至供应蒸汽，无法及时响应用户用汽负荷的增加，对园区生产影响较大；锅炉长期启停冷热变化较频繁时，锅炉受热面热力变化频繁，会造成锅炉寿命减少，容易造成管道磨损，甚至爆管的风险。

本方案所要解决的技术问题：缩短燃气锅炉从冷态启动至供应蒸汽的时间，及时响应用户热负荷，尽量减少汽源端对用户生产的影响；降低因频繁启停造成的锅炉损耗。本方案相比与现有技术的优势是：减少了燃气锅炉从上水至锅炉预热的时间，能够较快响应用户热负荷，减少汽源端对用户端生产的影响。

具体的方案：通过给燃气锅炉增加一台炉水自循环泵，从锅炉的下锅筒定排管道接出一路管道，增加锅炉自循环泵连接至燃气锅炉给水管道，当炉水温度较低时，对锅炉进行上水，并利用锅炉自循环泵对锅炉进行循环加热。该方案解决的问题：能够极大提升锅炉的升温升压速率，及时响应用户用汽负荷的变化，减少了锅炉频繁启停造成的受热面应力变化频繁，从而减少对锅炉寿命降低的影响，降低了锅炉爆管的安全隐患风险。提高了锅炉的安全性和稳定性。

三、提质增效成果

目前，公司以上技改方案已形成3项授权专利，分别为“一种蒸汽温度稳定的供汽系统”、“一种废热回收环保结构”、“一种冷态锅炉自循环结构及供汽系统”并在公司综合能源项目推广，每年可降低运营成本100万元。