用能系统优化节能项目资金申请报告 79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 目录第一章总论…………………………………………………04一、项目基本情况…………………………………………04二、项目可行性研究报告编制依据………………………06三、综合评价和论证结论…………………………………06第二章项目背景及建设的必要性…………………………10项目背景……………………………………………………10第三章建设条件…………………………………………12一、项目区概况…………………………………………12二、项目实施的有利条件…………………………………14第四章建设单位基本情况…………………………………16第五章项目建设方案………………………………………17一、建设任务和规模………………………………………17二、项目规划和布局………………………………………18三、生产技术方案工艺流程………………………………19四、建设方案………………………………………………23 第六章投资估算与资金筹措………………………………27第七章社会与生态效益评价………………………………28社会与生态效益评价………………………………………28一、社会效益评价…………………………………………28二、生态效益评价…………………………………………28 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)有限责任公司建设于七十年代初，原为四川华蓥山矿务局，2000年改制为四川华蓥山广能集团有限责任公司，2005年8月成立四川煤炭产业集团有限责任公司，广能集团公司国有资产上收省国资委管理，现为川煤集团的全资子公司。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。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:到2007年底企业总资产139338.59亿元，固定资产原值63575.66亿元，固定资产净值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)公司现有员工6135余人，拥有专业技术人员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。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。依托集团公司现有的省级技术中心，使技术中心真正成为企业技术创新的主体，使技术创新能力继续走在省内行业的前列，并达到国内煤炭行业中上水平。⑷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3.0%。⑸机械制造以煤机产品为主导、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,一是加快技术改造、设备更新和先进生产线的建设步伐，提高设备档次，提高产品附加值；二是巩固现有的矿车、皮带运输机、道岔、P型耙斗装岩机、DZ大载重自卸式矿车等产品；三是开发柴油机车、大倾角综采支架等新产品，逐步实现由修造型向制造型转变。 2企业能源管理情况2.1企业能源管理目标集团公司“十一五”节能目标：集团公司“十一五”节能总量为20736.35吨标煤，分年度节能量为：2006年：1685吨标煤；2007年：3095吨标煤；2008年：3900吨标煤；2009年：5960吨标煤；2010年：6096吨标煤。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4.43.83.6160780产品电耗kwh/吨产品产值能耗Kgce/万元1442008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5.43.63.5154770产品电耗kwh/吨产品362821.7108自耗电<16%产值能耗Kgce/万元482.2企业能源管理组织结构、人员2.2.1能源管理组织结构： 集团公司设立以总经理、总工程师为组长，以相关部门负责人为成员的节能工作领导小组，设立了节能管理办公室，配备了两名工作人员，明确了工作职责。各所属单位也成立了相应的节能领导小组和节能机构，建立完善了组织机构和工作机制。节能工作领导小组主要负责研究解决全公司节能工作的重大问题，指导全公司节能工作的开展，集团公司节能办公室为节能日常工作机构，建立了从集团公司到所属单位和队(车间)的三级节能管理体系集团公司能源管理组织机构如图所示：集团公司节能领导小组集团公司节能办公室所属单位节能办公室所属单位节能领导小组队(车间)产品销售物资供应机电生产财务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： 1)能源计量管理制度；2)能源消费统计和能源利用状况分析报告制度；3)能源消耗成本及定额考核管理制度；4)大型耗能设备采购及节能新技术推广使用制度；5)节能宣传培训制度；6)节能管理机构及工作职责；7)集团公司节能领导小组职责；8)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)780.44~0.68kwh/t.hm0.401~0.5kwh/t.hm空压机(kwh/Mm3.Pa)760.12~0.14kwh/Mm3.Pa一等≤0.107二等≤0.108～0.144三等≤0.115～0.1304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：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，本项目就是通过对企业用能系统不合理和用能损耗较大部位，进行全面测试和诊断，充分推广采用现行节能新技术和综合利用措施，对企业用能系统进行全面优化，充分挖掘节能潜力，使企业能耗达到最低。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。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：一、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；二、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。三、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；四、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4.2.1、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项目项目实施前用能状况4.2.1.1瓦斯发电工艺流程瓦斯抽放系统瓦斯气脱水瓦斯发电机组机组燃烧废气排放电控屏变压器上电网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2kw,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余热装置进水进水软化处理 自动控制箱向矿区供热换热器(余热回收)高温蒸气机组燃烧废气排放瓦斯发电机组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瓦斯发电余热回收系统主要设备选型与配置序号名称型号数量(台.套)单价(元)设备投资(元)备注1余热回收装置REQJ-6181080001944000设备保温2高温三通阀1860001080003压力表、表弯、截止阀1815027004安全阀1830027005放空阀1815027006排污阀491004900 7给水电磁阀181700306008给水止回阀1620032009蒸汽出口阀16400640010双色水位计1615002400011水位控制仪1615002400012高温流量计16待选型13全自动控制柜430000120000控制六台余热装置14制冷装置112000001200000蒸气输送管道2620m其它辅助费用39000总计3512200土建方案本项目为在原有瓦斯发电装置旁新安装余热回收设备，敷设高温蒸气输送管道，完全利用电厂和矿区闲置土地，土建量仅为设备安装基座(这部份工程由厂方进行)和管线敷设，土建量极少。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℃0.2550.241200℃0.2620.245300℃0.2680.250400℃0.2750.255500℃0.2830.261600℃0.2900.266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总投资及构成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10108000274210232手动三通调节阀套10150003截止阀（下排污）J41H-16DN80个204截止阀（下排污）J41H-16DN25个105截止阀（放空阀）J13W-16DN15个106安全阀A48Y-16CDN32个107铜闸阀（壳体排污）Z15W-10TDN40个108截止阀（压力表）J13W-16DN15个109压力表和压力表弯管YA1000~1.6MPa个1010汽水分离器本体KNQF03-1.0个26960011热水循环泵PVH(RG)80-200台3237602792186512补水泵JGGC4.8-8/10台366001818111913软化水装置KNQLF-4台2307202641814全自动控制柜台130000小计15367204177819218中央空调系统1蒸汽型溴化锂吸收式制冷机组16JH036R台112000002溴化锂机组冷却塔CDW350ASY,5m*3.17m*3.9m台112600014885713冷水泵KLW150-315A/22台214914214011514冷却水泵KLW200-315KA/45台222114214011515电控柜水泵，冷却塔控制面2257146补水泵KL20-110/0.37台21303181811197消锤缓闭止回阀DN200台227768Y型过滤器DN200台21371311116879软化器G=2~3m3/h台11354310补水箱V=1.4*1.4*1.2台15143315045211微启式安全阀DN50台1102812凝结水回收组合泵DN40台1231431818111913汽水分离器DN80PN1.6Pa台1102814蒸汽过滤器DN80PN1.6Pa台194315蒸汽流量计DN80PN1.6Pa台11577116全启式安全阀DN50台139417热动力型疏水器DN15台110318蝶阀DN100个425219蝶阀DN150个233620蜗轮蝶阀DN200个12540 小计153164024874123581898定额外材料费元1镀锌管50m25020.412.9382镀锌管40m10016.311.5263镀锌管32m15016.311.5184其它元11000小计元917561002580022管理费元2500014合计元3068360758273767626898 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21080002232102380003截止阀（下排污）J41H-16DN80个44截止阀（下排污）J41H-16DN25个45截止阀（放空阀）J13W-16DN15个26安全阀A48Y-16CDN32个27铜闸阀（壳体排污）Z15W-10TDN40个28截止阀（压力表）J13W-16DN15个29压力表和压力表弯管YA1000~1.6MPa个210汽水分离器本体KNQF03-1.0个26960011热水循环泵PVH(RG)80-200台2237602392163512补水泵JGGC4.8-8/10台25100161691913软化水装置KNQLF-4台130720264181168全自动控制柜台130000小计元5096401274471721168定额外材料费元1镀锌管50m12020.412.9382镀锌管40m35016.311.5263镀锌管32m15016.311.5184其它元9000小计元10598729825360管理费元15000总计元509640233421447041528 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2108000223210232手动三通调节阀套280003截止阀（下排污）J41H-16DN80个44截止阀（下排污）J41H-16DN25个45截止阀（放空阀）J13W-16DN15个26安全阀A48Y-16CDN32个27铜闸阀（壳体排污）Z15W-10TDN40个28截止阀（压力表）J13W-16DN15个29压力表和压力表弯管YA1000~1.6MPa个210汽水分离器本体KNQF03-1.0个26960011热水循环泵PVH(RG)80-200台2237602392163512补水泵JGGC4.8-8/10台25100161691913软化水装置KNQLF-4台130720264181168全自动控制柜台130000小计元5096401274471721168定额外材料费元1镀锌管50m15020.412.9262镀锌管40m38016.311.5183镀锌管32m15016.311.5184其它元8000小计元11699803021440管理费元15000总计元509640244431520237608 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4108000223210232手动三通调节阀套6110003截止阀（下排污）J41H-16DN80个124截止阀（下排污）J41H-16DN25个65截止阀（放空阀）J13W-16DN15个66安全阀A48Y-16CDN32个67铜闸阀（壳体排污）Z15W-10TDN40个68截止阀（压力表）J13W-16DN15个69压力表和压力表弯管YA1000~1.6MPa个610汽水分离器本体KNQF03-1.0个26960011热水循环泵PVH(RG)80-200台2237602392163512补水泵JGGC4.8-8/10台25100161691913软化水装置KNQLF-4台130720264181698全自动控制柜台130000小计7006401720892181698定额外材料费元1镀锌管50m25020.412.9382镀锌管40m38016.311.5263镀锌管32m19016.311.5184其它元11000小计元14391978033800管理费元21000总计元700640360632104456498 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2kw,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）Qb—并联电容器补偿量（Kvar）；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无功补偿主要设备清单见下表：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2×220KW；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2×110KW；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2×220KW；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17422．61蓖冷机风机变频调速改造AC380V，75kW台162蓖冷机风机变频调速改造变频器AC380V，90kW台643.23蓖冷机风机变频调速改造AC380V，110kW台18.8 4选粉机风机变频调速改造AC380V，160kW台789.65窑头废气风机变频调速改造AC380V，185kW台1156窑尾风机高压变频调速改造功率：2500kW套1260包括一台3150kVA的脉冲变压器（二）李子垭煤业公司1651515风机变频调速改造10KV,功率：2×220kW套165高压隔爆兼本质安（三）绿水洞煤业公司洗煤厂7821煤泥加压泵FRN110G11S-4CX 110KW台18.82介质加压泵FRN75G11S-4CX75KW台163介质加压泵300S-L,90kw台17.24重介旋流器入料泵FRN315G11S-4CX315KW台1185重介旋流器入料泵FRN250G11S-4CX250kw台342（四）龙滩煤业公司51651矿井主通风机的无级调速改造10KV,功率：2×220kW套165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4100购置隔爆兼本质安（五）李子垭南二井煤业公司12012×台120 矿井主通风机的无级调速改造110KW，380V购置隔爆兼本质安合计7090KW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291.2×104kw.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4175.69×104kw.h,同比节约电能约1094.54×104kw.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：lQ1/Q2=n1/n2=f1/f2lH1/H2=(n1/n2)2=(f1/f2)2lN1/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970r/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3200DIBB50现有调节方式定压特性曲线额定功率2500KW实际压力7338Pa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=1.732I2U2cosφ=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712000m3/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=437.18×104kw.h⑵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=289.39×104kw.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(%)10011.66～9809.9918.63～25.38165.69～309.420.52～0.7147.20～77.85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(%)130.69~87.71598.40~2746.45139.73~267.27740.0055.97~90.13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/F0F1＝(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＝53.65×104kw.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=191.03×104kw.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%×24h×365d=34.69×104kw.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=47.3×104kw.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310m3/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=36.2×104kw.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=1089.44×104kw.h4.2.2.5.9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=1089.44×104kw.h节约电费开支：1089.44×104kw.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总投资及构成（包括总投资估算表和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841.6669.6113.358.7比例（%）10079.613.56.9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669.6113.358.7841.6%79.613.56.9A静态投资669.6113.3782.9一水泥公司风机变频改造422．688510．61低压变频器16台162．648．48211．0822500KW高压变频调速装置1套26039．52299．52二李子垭煤业公司515风机变频调速改造654．869.812×220kW高压变频调速装置1套654．869.8三绿水洞煤业公司洗煤厂水泵变频改造828.290.21低压变频器7台828.290.2四龙滩煤业公司风机变频调速改造9010.8100.81220kw高压变频调速装置1套657.872.82低压变频器4台25328 五李子垭南二井煤业公司101.511.512x110KW高压变频调速装置1套101.511.5B动态投资58.7改造期贷款利息58.77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。压风机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-20/8110套6李子垭煤业2固定压风机5L-40/8250套2绿水洞煤业3固定压风机2VF-3/8250套2绿水洞煤业4固定压风机YVKB-6/7250套1绿水洞煤业小计191011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=Pt4.2.2.6.3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≤0.1070.167（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0.5MPa，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-455A55台12626李子垭南煤业2双螺杆移动压风机SM-455A55台22652李子垭南煤业3双螺杆移动压风机SM-455A55台22652李子垭南煤业4单螺杆移动压风机MOGF-10/7G55台12222李子垭南煤业螺杆移动压风机SM5132-0.87513333李子垭煤业螺杆移动压风机SM-475A7533193李子垭煤业VFY-9/7-KB7523264李子垭煤业MOGF-10/7G7512626李子垭煤业MLGF-12.3/8-75.67532781李子垭煤业移动压风机SM-475,75KW7533193绿水洞煤业移动压风机VFY-9/7-KB,55KW7522346绿水洞煤业移动压风机MLGF-12.3/8-75.6,75KW7532987绿水洞煤业移动压风机SM-455A7522652绿水洞煤业合计27727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1PLC控制箱（含程序、本安电源、固态继电器）个3302压力变送器或接点压力表个30.93防爆电磁换向阀个30.6合计31.54.2.2.6.7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780.42kwh/t.hm0.401~0.5kwh/t.hm (kwh/t.hm)空压机(kwh/Mm3.Pa)760.08~0.102kwh/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 总投资及构成（包括总投资估算表和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104.6KM。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，线路损耗与变压器损耗全由广能承担。每台变压器电度表计量,35KV使用电流、电压互感器，电度表二次线路接线计量，6KV变压器使用电流互感器，采用低压侧计量。4.2.3.4项目实施前产品种类、数量和统计方法项目实施前并网线路有3条，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。与国网110KV/35KV代市站站并网的35KV代龙线路，不纳入此次技改范围。4.2.3.5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）、先进水平的差距公司2007年购电量1.71亿度，2007年供电量1.52亿度。广能电网供电综合损耗为11.23%，据了解，110KV供电所供电综合损耗国内外同行业同规模平均水平为4-7%，广能电网与国内外同行业平均水平有较大差距。广能电网的节能空间较大。项目建设内容4.2.3.6项目工艺流程和主要生产装置规模白果坝110kV线路工程规划：本期1回进线，是从明月镇铜堡220KV变电站出线，建设1条约20KM的架空线路作为110KV变电站进线，导线采用LGJ-240。终期为2回进线。白果坝110KV变电站规模如下：主变容量及变电站规划： 本期1台三相双圈有载调压变压器，容量为50MVA,电压等级为110/10kV，室内布置,10kV为单母线，10个间隔，5回出线，无功补偿装置4×1000kVar；中期2台三相双圈有载调压变压器，电压等级为110/10kV，室内布置。10kV出线为单母线分段，内桥接线，每段5回出线，户内布置。无功补偿装置4×1000kVar,室内布置；终期2台三相三圈有载调压变压器，电压等级为110/35/10kV，室内布置，35kV接线规划为单母线分段，内桥接线，5回出线，户内布置。与广能电网各35KV变电站联接;10kV出线规划为单母线分段，内桥接线，每段5回出线，户内布置。无功补偿装置4×1000kVAR。室内布置。（详见其本期电气主接线详见附件二：本期电气主接线图；中期电气主接线详见附件三：中期电气主接线图；终期电气主接线详见附件四：终期电气主接线图）。本次技改还将同时对12台高耗能淘汰变压器进行更新改造，总容量为22010KVA。变压器每年自耗电能224万度。项目所涉及的这部份供电变压器是国家明文淘汰产品，与新型变压器S11型相比耗能大。相关参数如下表：原型号及容量损耗电能K·wh/a拟换型号及容量空载△P0负载△PK损耗电能K·wh/a降损K·wh/aS7－6300/38.5509724*1台S11-6300/358．843447552*1台62172SJ-3200/352台583200*2台S11-6300/358．241425088*1台741312S7－800/63台98841*2台S11-800/60.98*27.5*273267*2台25574S7－630/63台81216*2台S11-630/60.806.2*267480*2台13736 *2S3－560/6.3101952S11-560/60.675.149939*1台52013S3－560/6.3101952S11-560/60.675.149939*1台52013总计224014221．88121.612396671000475说明：SJ-3200/35变压器是绿水洞变电站的主变，安装当时负荷不大，可以一台运行，另一台备用。随着近两年负荷增长，需要两台变压器同时投入运行才能足供电需求。所以用两台S11-6300/35的变压器更换两台SJ-3200/35变压器，正常状况可以一台运行，另一台备用。两电厂变压器运行2台，备用1台，其它变压器是单纯的更换新型节能相同容量的变压器。计算能耗也是如此。项目建设内容4.2.3.7项目实施内容（含土建方案和设备方案，其中土建方案包括建、构筑物建筑特征、结构及面积、建筑安装工程量及“三材”用量，设备方案包括主要设备清单）1．电压等级的确定依据我国各级电压输送能力参考值、供电容量以及线损角度确定电压等级为110KV2．供电电源位置的确定根据广能负荷状况及广安电网现状确定本期从铜堡出线110KV较为合理。3．主变容量的确定根据现有负荷及负荷增长情况确定为50MW较为经济。4．导线截面的确定根据广能负荷情况，经济以及工程建设的长远规划，确定选用LGJ-240较为科学。 5．接入系统方式110KV白果坝输变电工程依据广安电网现状及广能电网终期目标，在合理、经济、灵活的前提下作接入方案，并分步实施。本期建设110KV线路1条从华蓥市明月镇铜堡220KV变电站出线到天池白果坝村；1台50MVA、110/10kV三相双圈有载调压变压器；10kV母线1条，10kV出线5回。6．设计原则降低供电损耗，满足企业生产和未来发展的需要。7．线路走向电源从明月镇铜堡220KV变电站出线，经太平村，沿双桥村至天池镇白果坝村，在白果坝村建一座110KV变电站。（见附图线路走向图）。8．调度自动化及通讯系统110KV白果坝变电站按微机综合自动化考虑。该站为有人值班站，采用微机监控系统，能实现变电站实时数据采集，设备运行监视，操作控制，远动通信等功能，并能与微机保护配套，监测保护设备运行状态。系统通信工程是实现电力生产调度自动化和管理现代化的基础。沿110KV电力线路架设光缆，并架设1条光缆至四方电力公司调度室；同时新增光传输设备。9．直流系统直流系统采用免维护铅酸蓄电池，蓄电池容量选择按经常负荷和事故负荷的100%考虑，设置一组200AH的蓄电池。10．站用电为提高站用电可靠性，本站设置1台80kVA站用变压器，接于10kVI段母线上。并实时将该装置的所有信息量通过RS485通信串口直接传回到监控系统。 11．　土建部分110KV进线及开关、CIS装置、变压器、10KV进出线和控制室组成配电综合楼，采用上下层建筑，框架结构，现浇钢筋混凝土楼板，PVC防水卷材。架构及设备支架采用混凝土离心杆，杯型基础。其它建筑物采用一般建筑作法的砖混结构。12．总平面变电站土建总平面布置根据相关土建规程、规范进行总体布置设计。110KV进线及开关与CIS装置、变压器布置在上层，进线采用绝缘软导线布置、架空方式布置在站址的东南面；10kV配电室为屋内单层单列二通道布置，与控制室同布置在下层，出线采用电缆，布置在站址的西面。13．施工现场站址属建设用地，无不良地质影响，进出线通道较好，有利于施工。施工用水从蓥峰公司引接，用电从蓥峰公司引接。4.2.3.8拟采取的节能技术措施节能技术措施就是增大线路截面，高压输送电能，淘汰老旧低效变压器，降低供电损耗。项目实施后的用能情况4.2.3.9项目实施后使用的能源种类、数量项目实施后，供电电压由35KV升至110KV，供电线路导线截面积由120平方毫米18.1KM和13.9KM变为110KV240平方毫米的18KM，35KV线路7.5KM和1.5KM,新线路年耗能1896万度。4.2.3.10项目实施后能源计量措施项目实施后在铜堡220KV变电站增加一个电能计量点。 4.2.3.11项目实施后产品种类和数量项目实施后，供电电压由35KV升至110KV，供电线路导线截面积由120平方毫米变为240平方毫米。4.2.3.12项目实施后产品（工序）能耗项目实施后，新供电线路耗能1896万度。供电综合线损5.83％。项目投资及资金来源4.2.3.13总投资及构成一、投资估算本项目投资所需建设经费估算为：3119万元。各类工程及费用的投资分别为建筑工程420万元、设备购置费2336万元、安装工程135万元、其它建设费用为228万元（含财务费用108万元）。固定资产计算范围：变电站建筑工程420万元、设备及安装工程1066万元、输电线路工程1405万元。固定资产折旧年限按平均20年计算，净残值率3%。其他建设费用228万元作为待摊费用，工程完工投入使用后一次性进成本。二、资金筹措及贷款偿还计划本项目建设资金拟向银行贷款3000万元、自筹119万元。贷款利息按目前5年以上期限计息，年利率7.2%。本项目从投产后第一年开始还本付息，计划还贷期折旧和利润全部用于还贷。工程寿命期20年。三、劳动定员劳动定员12人，工资及附加预计3万元/人.年。 财务分析与评价一、营业收入年营业收入=供电量14000万度×0.535元/度=7490万元。二、成本费用按以上计算参数测算，年成本费用总额6815.57万元，单位成本0.4868元/度。三、营业税金及附加根据税收制度，流转环节的增值税按17％计算，城建税为增值税的7％、教育费附加为增值税的3％、地方教育费附加为增值税的1％。经计算：年营业税金及附加22.49万元。四、利润投产后1-6年受贷款利息、待摊费用影响，年利润总额有所区别，第1年待摊费用全额进成本，利润为122.43万元；第2年494.43万元，以后各年至第6年利润总额逐渐上升；第7年及以后各年年利润总额均为674.43万元。五、现金流量按服务年限20年、折现率10%测算本项目的现金流量，固定资产按残值视为现金流入折现，考虑了固定资产原值2.5%的修理费支出，不再考虑固定资产更新支出。经测算，本项目年平均现金净流量626.23万元，净现值为1918.27万元。六、财务评价指标（一）盈利能力 经以上测算，按投资额测算项目收益率，各项指标如下：序号指标名称指标值1内部收益率（％）17.582净现值(折现率10%)（万元）1918.273投资回收期（年）5.734投资利润率（％）14.415投资利税率（％）26.24（二）清偿能力项目反映平均每年现金净流量626.23万元，银行贷款计划在项目建成后第1年开始还本，每年偿还本金500万元，项目建成后第6年还清全部本息，反映了本项目较强的偿债能力。（三）财务评价结论该项目在使用期20年内净现值为1918.27万元，远大于零。财务内部收益率17.58%，大于项目的期望报酬10%的要求，投资回收期5.73年,远小于一般投资项目的回收期，按投资总额计算投资利润率为14.41%，投资利税率为26.24%，反映了本项目具有较强的盈利能力。因此本项目在财务上具有可行性,是较优的投资项目。项目投资3011万元、其中：线路1465万元、变电站1546万元投资构成见附表（单位:万元）变压器改造项目总投资483万元其中：设备459万元 运输安装费24万元投资估算见附表项目节能、减排及经济效益分析4.2.3.14节能及经济效益分析：节能量测算依据：广能电网年购电量、年供电量、主变容量。基础数据：年购电量1.77亿度、年供电量1.52亿度、主变容量为46400KVA,现有变电站变压器装机容量情况见下表：单位主变装机容量绿水洞站2×3200kVA高顶山站2×8000kVA章广站2×4000kVA龙滩2×8000kVA小计46400kVA因为各站变压器均是一台使用一台备用，实际变压器装机容量为23200kVA。新建线路损耗△A1，原线路损耗△A0=23962101kwh△A1=3I2RT*10-3△A1=3I2RT=3*（45400/127*0.85）2*0.132*18*8640*10-3+3*（6400/37*0.85）2*0.27*1.5*8640*10-3+3*（12000/37*0.85）2*0.27*7.5*8640*10-3=18968985kwh新线路较原线路降损△A=△A0-△A1 =23962101-18968985=4993116K.wh新建线路损耗率△A1%=△A1/A=18968985/327000000=5.83%新建线路节损率△A%=11.23%-5.83%=5.4%年创经济效益4993116*0.535=267.1万元折合标煤为（吨）4993116*1.229/10000=613.65吨附：估算编制依据本项目投资估算编制依据如下：采用《电力工程建设概算定额（2006年版）》，项目划分及费率均按《电网工程建设预算编制与计算标准（2006年版）》及有关文件规定执行。2、工程造价：本期工程总投资：3011万元。其中：线路工程1465万元变电站工程1546万元4、贷款偿还计划本工程贷款从投产时开始还款，采用最大还款能力的方式。还贷期折旧的100％用于还贷，还贷期税后利润的100％用于还贷，还贷完成后计提盈余公积金等。5、财务评价依据 1994年电力规划院编制的《电力建设项目经济评价方法实施细则》，1998年电力工业部电计[1998]134号《关于印发（电网建设项目经济评价暂行办法）的通知》。6、财务评价1、主要计算参数项目2011年施工完成，寿命期21年。其中：建设期3年，正常生产期20年。折旧年限按20年考虑，残值率5％。供电成本数据根据当地地方电网提供的数据：材料费6元/千千瓦时，其他费用20元/千千瓦时。维护修理费率2.5%，基准内部收益率9％。平均购电价为0.48元/千瓦时，平均售电价为0.535元/千瓦时。2、成本分析本项目的成本包括购电成本和供电成本。3、财务效益分析本项目供电量固定，其效益由降损电量与售电价决定。以平均售电价为0.535元/千瓦时来计算。全部投资收益率：16.9%全部投资财务净现值:2830万元投资回收期（全部投资）:11年上述数据说明项目的内部收益率大于行业基准值(9%),财务净现值远大于0,均满足财务可行性的条件。4.2.4集团公司各矿、厂推广实施绿色照明节能改造项目实施前用能状况4.2.4.1项目实施前工艺流程和主要生产装置规模目前我公司各单位的办公楼、车间、公共区域、路灯等照明均采用日光灯、 普通白炽灯、自镇流汞灯等传统低效照明灯具，灯具数量多，使用寿命低，维修量大，耗电量大。具体统计调查的结果如下：序号单位灯具名称单位功率（W）数量（个）总功率（W）1绿水洞煤业公司普通日光灯4058623440普通水银灯250588147000普通白炽灯200985197000日光灯（井下）2045090002蓥峰水泥公司普通白炽灯200382142600普通水银灯2502653四方电力公司普通白炽灯20024580000普通水银灯2501244集团公司办公楼普通日光灯36564203045龙滩煤电公司普通日光灯40452155080普通水银灯200406普通白炽灯2502316李子垭煤业普通白炽灯200480199000普通水银灯250364矿用防爆白炽灯1001207南井普通白炽灯2009536400普通水银灯25036普通投射灯50017矿用防爆白炽灯60382940矿用防爆白炽灯30228嘉华机械厂普通白炽灯20020852600普通投射灯100011通过以上数据统计可以看出，公司的办公楼、车间、公共区域照明均采用普通日光灯、普通白炽灯具构成，数量巨大，电能消耗量大，虽然 在节能管理方面已采取了一些措施，如：使用节能灯、在保证正常照度的情况下，停止部分照明、严格执行定时开关灯制度等，但取得的节能效果不明显。还需进一步的进行节能降耗的工作，从改良照明灯具方面入手，推广采用节能效果明显的绿色灯具，达到实质性的节能效果。4.2.4.2项目实施前消耗的能源种类、数量集团公司照明年耗电达400万kwh项目建设内容4.2.4.4项目工艺流程和主要生产装置规模节能灯具是一种高效节能的工厂用灯具，它采用进口高光效金属卤素气体放电光源，发光效率达90lm/w，是普通白炽灯的6倍（白炽灯的光效为15lm/w），在达到同等照度下，总功率节省60%；光源寿命长达30000小时，是普通白炽灯的10倍（白炽灯的光效为15lm/w）。1、高亮度的节能灯具的基本特性发光效率高：白炽灯、汞灯光效为12～24流明／瓦，高光效金属卤素灯将达到达50～200流明／瓦，而且其光的单色性好、光谱窄，无需过滤可直接发出有可见光。耗电量少：在同等的照度下，比日光灯和白炽灯节约电能4-5倍。使用寿命长：平均寿命达3万小时。灯具使用寿命可达5～10年，可以大大降低灯具的维护费用，避免经常换灯之苦。安全可靠性高和有利于环保。2、高亮度的节能灯的优点环保灯具,传统的日光灯中含有大量的水银蒸汽，如果破碎，水银蒸汽挥发到大气中形成有毒气体，有损健康；传统灯具会产生大量的热能，而节能灯为冷光源，减少热能损耗，高效转换，电能几乎全都转换为光能； 清静舒适，光线柔和,保护眼睛；无紫外线，电压可调80V～245V；寿命更长。方案可行性分析传统照明设计方案海洋王照明设计方案灯具的防水、防尘等综合性能灯具防水汽、防尘、防腐和抗震等性能较差防护等级IP65，防水、防尘性能可靠，钢化玻璃面罩，永不生锈，抗强力震动维护白炽灯平均使用寿命为约为15天，水银灯为平均为3个月，维护量及维护成本较大；灯具一般承诺1年保用，但由于经销商代理或因灯具厂家没有售后服务网络和人员，没有服务保障。采用德国欧斯朗公司专门为我灯具量身定做的光源、触发器和镇流器，寿命长,灯泡寿命在20000小时以上。在华蓥设有服务部，有专门工程师终身维护，灯具七年保用（省去了七年的配件及人力资源消耗）安全没有服务保障，为生产和设备维护留下安全隐患；尤其高大厂房灯具维护需高空作业，对人身安全提出了较高要求1、性能稳定、服务及时保证灯光均匀，各场地能得到均匀光线照射；2、七年内由海洋王专业服务人员负责维修服务。健康如灯具损坏，维修服务工作未能及时跟进，导致工作场地灯光不匀容易使现场工人产生视力疲劳，影响身心健康合理的灯光照度和均匀度，现场工人感到身心愉悦，可保持较长的工作积极性。4、改造前、后配置表单位名称灯具名称规格型号功率（W）数量（个）合计功率（W）总功率（W）改造前配置普通日光灯4058623440376440 绿水洞煤业公司普通日光灯204509000普通白炽灯200985197000普通水银灯250588147000改自镇流莹光灯95865860造后配置三基色双端直管莹光灯14101760矿用隔爆型泛光灯DGS70/127B70594130内场防爆强光灯BPC8720150101500防眩通路灯NSC970040010542000防眩通路灯NSC972015012118150防炫顶灯NFC918015015623400高效场馆顶灯NGC986010001010000节能型通道灯NFC918140431720龙滩煤电公司改造前配置普通日光灯4045218080155080普通白炽灯20040681200普通水银灯25023155750改造后配置自镇流莹光灯三基色双端直管莹光灯914452452038280矿用隔爆型泛光灯DGS70/127B70281960防炫顶灯NFC9180150567800防眩通路灯NSC97004006024000蓥峰水泥公司改造前配置普通白炽灯20038276400142600普通水银灯25026566250改造后配置防炫顶灯NFC91801501161740035400防眩通路灯NSC97004004518000改造前配置普通白炽灯2002454900080000 四方电力公司普通水银灯25012431000改造后配置防炫顶灯NFC9180150801200020400防眩通路灯NSC9700400218400集团公司办公楼普通日光灯365642030420304改造后配置自镇流莹光灯三基色双端直管莹光灯91456456405640李子垭煤业公司改造前配置普通白炽灯20048096000199000矿用防爆白炽灯DGS100/127B10012012000普通水银灯25036491000改造后配置防炫顶灯NFC9180150921380048985防爆平台灯BPC8720150355220矿用隔爆型投光灯DGS70/127Y702140矿用防爆莹光灯DGS20/127Y(t)201202400防眩通路灯NSC97204002911600防眩通路灯NSC9700150192850防震型投光灯NTC921040083200节能型通道灯NFC9181409360长寿顶灯NFC9176406240防眩应急通路灯NSE9720355175超强防震型投光灯NTC9200100099000改造前配置普通白炽灯200951900039340 南井普通水银灯250369000普通投射灯500178400矿用防爆白炽灯DGS60/127B60382280矿用防爆白炽灯DGS30/127B3022660改造后配置防炫顶灯NFC918015019285010548防眩通路灯NSC9700150121800防眩通路灯NSC972040062400防震型投光灯NTC921040041600矿用隔爆型投光灯DGS70/127B705350矿用防爆莹光灯DGS18/127Y(t)86181548嘉华机械厂改造前配置普通白炽灯2002084160052600普通投射灯10001111000改造后配置防眩通路灯NSC9700400251000013000防眩通路灯NSC9720150203000合计改造前的照明总功率1062364改造后的照明总功率274013项目建设内容4.2.4.5项目实施内容项目实施后各单位节能灯具按上表配置。4.2.4.6项目拟采取的节能技术措施节能灯具是一种高效节能灯具，它采用高光效金属卤素气体放电光源，发光效率达90lm/w，是普通白炽灯的6倍（白炽灯的光效为15lm/w），在达到同等照度下，总功率节省60%；光源寿命长达30000小时，是普通白炽灯的6倍（白炽灯的光效为15lm/w）以上。项目投资及资金来源4.2.4.8总投资及构成 照明改造项目投资，集团公司绿色照明改造工程，利用新的节能灯具淘汰了传统的照明灯具，大大地低了电能的消耗，其项目投资如下：照明改造投资表序号名称规格型号数量（个）单价（元）金额（元）1防炫顶灯NFC918051912456461552防眩通路灯NSC972015618912949963防眩通路灯NSC970026226536950864节能型通道灯NFC918152661343725长寿顶灯NFC91766137082206高效场馆顶灯NGC9860104053405307超强防震型投光灯NTC920094294386468防震型投光灯NTC9210133232420169内场防爆强光灯BFC81201018811881010防爆平台灯BPC87203515055267511矿用隔爆型泛光灯DGS70/127BB89247021983012矿用隔爆型投光灯DGS70/127BA94284626752413防眩应急通路灯NSE9720528561428814办公节能日光灯自镇流莹光灯9W三基色双端直管莹光灯14W15845552415矿用防爆莹光灯DGS18/127Y(t)86121032DGS20/127Y(t)12015180016其它材料费275889合计2657393五、经济效益分析改造前1、地面照明月用电量统计： 总功率×日运行时间（12小时）×月运行天数（30天）　月用电量＝（900904×12×30）÷1000＝324325.44(kwh)2、井下照明月用电量计算：总功率×日运行时间（24小时）×月运行天数（30天）月用电量＝（161460×24×30）÷1000＝116251.2(kwh)上述两项之和：324325.44+116251.2=440576.64(kwh)3、年用电量计算：月用电量×12个月　　　年用电量＝440576.64kwh×12÷104＝528.69(万kwh)年电费计算：＝5286919.68度×0.8元／度＝4229535.74元=422.95万元改造后照明用电量：1、地面照明月用电量统计：总功率×日运行时间（12小时）×月运行天数（30天）　月用电量＝（246385×12×30）÷1000＝88698.6(kwh)2、井下照明月用电量计算：总功率×日运行时间（24小时）×月运行天数（30天）月用电量＝（27628×24×30）÷1000＝19892.16(kwh)上述两项之和：88698.6+19892.16=108590.76(kwh)3、年用电量计算：月用电量×12个月　　　年用电量＝108590.76kwh×12÷104＝130.31(万kwh)年电费计算：＝1303089.12度×0.8元／度＝1042471元=104.25万元改造前后年节电量：528.69-130.31=398.38(万kwh) 改造前后年节电费：422.95-104.25=318.7万元绿色照明工程改造后，同使用普通照明灯具相比,每年节约电能398.38万kwh，折合标煤489.61吨，，年节约电费318.7万元，节能效果显著,同时也取得了良好的经济效益。六、投资估算及回收分析公司绿色照明工程改造，预计工程完工总投资280.11万元。工程完工后，在原来的基础上每年可节约电费318.7万元，其投资成本一年内可收回投资。如果再考虑到传统灯具的维护费用以及由于电压不稳造成的损失,使得传统灯具日常维护成本增加。灯具的资金回收期还会缩短。七、结论通过计算和分析，采用高光效、长寿命的节能型灯具对传统照明灯具进行改造，既能节约能源，同时也能带来很好的经济效益，改造工程是切实可行的。光效：光源单位功率发出的流明数，单位lm/w。与光源的类型及品牌有关。比如：光源光效（lm/w)平均寿命(h)白炽灯10--15200--1000荧光灯50--855000--8000金卤灯80--110>10000高压钠灯80--120>10000无极灯60-80>80000大功率LED20-50100000 结论：从光效来看，金卤灯和高压钠灯均比无极灯光源光效更高，即更节能。5项目总论5.1项目实施后的用能情况原煤产品综合能耗将由06年46.33吨标煤/万吨降低为45吨标煤/万吨；水泥产品综合能耗将由06年159.67kgce/吨水泥降低为148kgce/吨水泥供电损耗由06年11.23%降低为5.38%。主要耗能设备工序能耗达到行业先进水平。5.2项目投资及资金来源5.2.1项目总投资及构成项目总投资及构成见下表：总投资概算表序号项目数量单价(万元)金额(万元)备注一瓦斯发电1龙滩余热利用6套163.03龙滩余热利用中央空调系统12绿水洞煤业余热利用257.383李子垭煤业余热利用257.174南二井余热利用479.32 二变频调速改造（装机总功率7090KW）754.6三压风系统节能改造1移动压风启停自动控制3套10.531.52绿煤固定压风改移动压风3543李煤固定压风改移动压风373四线路升压改造3119五绿色照明节能改造280.11含材料费27.59万元合计5271.215.2.2资金筹措方案本项目总投资5271.21万元，其中自筹资金2222.39万元，银行贷款3000万元。贷款利息按目前5年以上期限计息，年利率7.2%。项目收回投资为1.5年至10年不等，多数项目收回投资期为两年左右。本项目从投产后第一年开始还本付息，计划还贷期折旧和利润全部用于还贷。工程寿命期20年。5.3项目前期工作及进度安排5.3.1项目开工建设条件完成方案可研及规划5.3.2项目建设选址、用地情况项目为技改项目，不新增征用土地5.3.3项目节能评估审查、备案(核准)、环等情况5.3.4资金落实情况 因各分项目筹资方案和渠道不同，资金落实情况已于各方案中进行了介绍。5.3.5建设进度安排项目开工时间：2008年12月底项目完成时间：2011年6月因企业矿井生产的特殊性，涉及井下部份的改造，安排于每年年底矿井停产检修期间进行。5.4项目节能、减排及经济效益分析5.4.1节能效益分析以上四个项目节能方案实施后，实现年节能总量：9985吨标煤。其中：节煤8800吨，节电2829.93。减排SO2240吨。四个方案年节能情况如下：①瓦斯余热利用：节煤8800吨，节电198.78万kwh，折标煤总计：6404.3吨②变频调速：节电：1089.44万kwh，折标煤1338.92吨③固定压风系统改造并采用移动压风启停控制新技术：节电：644.02万kwh，折标煤791.5吨④提高供电电压，淘汰落后高耗能设备，优化输变电系统：节电：781.67万kwh，折标煤960.67吨⑤实施绿色照明节能改造节电：398.38万kwh，折标煤489.61吨5.4.2经济效益分析而各项目因实现节能，降低能源成本带来的经济效益分别为：①瓦斯余热利用：节煤价值：344.96万元，节电价值：106.35万元②无功补偿：少交功率因素罚款60万元 ①变频调速改造：节电价值：582.85万元②压风系统改造：节电价值：344.55万元③供电线路改造：节电价值：418.19万元④推广实施绿色照明：节电价值：318.7万元节能效益总计：2024.54万元。本项目总投资5271.21万元本项目投资回收期为：5271.21÷2024.54=2.6(年)本项目实施后2年半左右收回投资。'