供热站建设项目节能评估报告.doc

目 录Contents第一章 节能评估的主要依据11.1国家现行的法律、法规11.2规章和有关规划、产业政策及准入条件13.3省、市有关规定23.4标准、规范、技零规定和技术导则23.5其它相关技术资料3第二章 项目概况52.1建设单位基本情况52.2项目基本情况62.2.1项目名称62.2.2建设地点62.2.3项目性质62.2.2建设项目占地面积62.2.3建设规模72.2.4建设期限72.2.5投资规模72.2.6建设项目所在地的地理位置与自然条件72.2.7总平面布置：82.2.8建设项目的工艺方案92.2.9 主要供热设备132.2.10 辅助生产和附属生产设施142.3项目用能情况212.3.1主要用能系统的初步选择212.3.2项目能源消耗种类、数量22第三章 能源供应情况评估233.1项目所在地能源供应情况分析233.2项目对所在地能源消费的影响24第四章 项目建设方案节能评估264.1项目选址、总平面布置对能源消费的影响264.1.1项目选址对能源消费的影响264.1.2总平面布置对能源消费的影响264.2项目工艺流程、技术方案对能源消费的影响274.2.1系统热平衡274.2.2锅炉选型284.2.3工艺流程、技术方案对能源消费的影响294.3 主要用能工艺及其能耗指标和能效水平294.4 主要耗能设备及其能耗指标和能耗水平324.5辅助生产和附属生产设施及其能耗指标和能耗水平334.5.1 辅助生产和附属生产设施334.5.2主要辅助生产设施能耗指标及能耗水平33第五章 项目能源消耗和能效水平评估355.1项目能源消费种类、来源及消费量分析评估355.1.1 煤炭消耗355.1.2 电力消耗375.1.3 水消耗385.1.4 柴油消耗395.2能源消费结构评估405.2.1能量平衡表及能流图405.2.2能源消费总量及消费结构425.3能效水平分析评估435.3.1工业产值能耗435.3.2单位面积供暖能耗量445.3.3对标分析45第六章 节能措施评估476.1 节能技术措施评估476.1.1 锅炉节能措施476.1.2 建筑节能措施496.1.3 电气节能措施506.1.4热力管网系统保温措施516.1.5 其它节能措施516.1.6资源综合利用措施526.2 节能管理措施评估546.2.1 节能制度规章制定评估546.2.2 节能执行情况评估546.2.3能源计量评估556.2.4节能培训与教育评估55第七章 存在问题及建议57第八章 综合评估意见5965第一章 节能评估的主要依据1.1国家现行的法律、法规中华人民共和国节约能源法；中华人民共和国可再生能源法；中华人民共和国安全生产法；生产过程安全卫生要求总则GB/T12801-2008；中华人民共和国城市房地产管理法；中华人民共和国清洁生产促进法；中华人民共和国电力法；中华人民共和国建筑法；中华人民共和国民用建筑节能条例。 1.2规章和有关规划、产业政策及准入条件 国务院关于加强节能工作的决定(国发【2006】28号)； 城市土地开发经营管理条例(国务院令第248号)； 建设工程质量管理条例(国务院令第279号)； 国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知(国发2007 15号)； 节能中长期专项规划(发改环资【2004】2505号)； 国家发展改革委关于加强固定资产授资项目节能估和审查工作的通知(发改环资200721号)； 国务院关于发布促进产业结构调整暂行规定的通知(国发200540号)； 国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术(国家发改委2005第65号)；产业结构调整指导目录(国家发改委令第40号)； 中国节能技术政策大纲(发改委、科技部2006年修订)； 实施工程建设强制性标准监督规定(建设部令第8l号)； 民用建筑节能管理规定(建设部令第l43号)； 关于加强民用建筑工程项目建筑节能审查工作的通知建科【2004】74号)。 3.3省、市有关规定关于印发陕西省固定资产投资项目节能评估和审查实施办法 的通知，陕发改环资（2011）1531号；陕西省固定资产投资项目节能评估和审查实施办法。 3.4标准、规范、技零规定和技术导则 公共建筑节能设计标准(GB50189-2005)； 绿色建筑评份标准GBT5 0378-2 006)； 绿色建筑技术导则(建科【2005】199号)； 采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003)； 通风与空调工程施工质量验收规范(GB50243-2002)； 城镇供热管网设计规范（CJl34-2010)； 夏热冬暖地区居住建筑节能设计标准(JCJ75-2003)； 民用建筑节能设计标准(采暖居住建筑)(JCJ26-95)； 外墙外保温工程技术规程(JGJl 44-2004)；民用建筑太阳能热水系统应用技术规范(GB50364-2005)； 民用建筑热工设计规范(GB50176-93)；民用住宅设计规范（GB50096-19992003版）；民用建筑设计通则（GB503522005）；建筑照明设计标准(GB50034-2004)；采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）；建筑采光设计标准(CBT 50033-2001)；城市道路照明设置标准(GJJ45-91)；城市供热管溺工程质量检验评定标准(CJJ3890)；采暖居住建筑节能检验标准(JGJ l 32-2001)；民用建筑电气设计规范(JGJTl62008)；外墙外保温工程技术规程（JGJl44-2004）；综合能耗计算通则（GB2589-1990）；公共建筑节能设计标准 （GB50189-2005）；工程设计节能技术暂行规定 （GBJ6-85）；建筑照明设计标准（GB50034-2004）；节电措施经济效益计算与评价（GB/T13471-1992）； 固定资产投资项目节能评估及审查指南（2009）国家发改委 （发改环资200721号）。3.5其它相关技术资料西安汇通热力规划设计有限公司临潼区机关供热服务中心三号热源站建设施工设计图；2011中国建筑节能年度发展研究报告；节能评估委托合同。第二章 项目概况2.1建设单位基本情况名称：西安市临潼区机关供热服务中心性质：国有（全民所有）地址：西安市临潼区东关正街邮编：710600项目联系人：韩亚辉发展历程和运营总体情况：西安市临潼区机关供热服务中心是2003年5月22日经临编发20044号文件批准成立的自收自支事业单位，隶属西安市临潼区建设和住房保障局，主要工作职责是：负责区级机关住宅小区集中供热工程的设计、施工及供热营运管理；依据西安市临潼区集中供热管理办法收取集中供热管网建设费和用户用热费。是临潼地区唯一通过评审，具有城市供热企业资质证书的供热单位。经过八年多的发展，目前单位内部设置7个科室，正式在编职工27人，总资产约6343万元，热源站3座。一号热源站位于临潼区东关正街烟草局东侧，于2003年5月开始建设，占地8.14亩，10T锅炉2台，15T锅炉1台，供热能力约41万，主要为两委机关、68310部队等单位供暖；二号热源站位于秦陵北路（原五砂厂院内）于2004年6月开始建设，占地13.6亩，10T锅炉1台，15T锅炉2台，20T锅炉1台，供热能力约61万，主要为陕鼓科技园、五砂厂、电信局、邮政小区、瑞麟君府、物价局小区等单位供暖；三号热源站位于文化路西延路南，于2010年4月开始建设，占地17.5亩，14MW锅炉2台，29MW锅炉2台，供热能力约150万，主要为银顶今城、房管所、博城、政府二小区等单位供暖。三个热源站设计供热总能力约252万，目前实际供热约70万。供热中心下设热源站3座，分别为1号热源站、2号热源站、3号热源站，科室4个，分别为办公室、财务室、工程技术科、发展收费科。单位目前在岗36人，运行期间120人。2.2项目基本情况2.2.1项目名称西安市临潼区集中供热三号热源站建设项目。2.2.2建设地点西安市临潼区文化路西延段路南。2.2.3项目性质新建。2.2.2建设项目占地面积项目总用地17.46亩，其中代征路面积3.36亩，项目净用地面积为14.10亩。2.2.3建设规模本项目建设规模为86 MW锅炉房及150万供热设施。2.2.4建设期限2009年5月2011年10月。2.2.5投资规模总投资4545万元。2.2.6建设项目所在地的地理位置与自然条件2.2.6.1地理位置临潼，是一块古老神奇而又焕发着青春活力的土地。临潼是十一朝古都西安的东大门，位于西安市东30公里处，地理坐标 介于东经10905491092750，北纬341649344411之间。自周、秦到汉、唐，临潼一直为京畿之地，处于全国政治、经济、文化活动的中心地带。位于古都西安东郊，面积915平方公里，人口67万。2.2.6.2自然条件临潼位于陕西关中平原中部，属西安市郊区。地形南高北低，土地肥沃，气候宜人，雨量适中，南依骊山，北临渭河，骊山海拔600米至1200米，最高点 1320米；山前为洪积扇和带状黄土塬，东部较宽，西部较窄；渭河是境内第一大河，由西向东，穿境而过；南部支流零河、戏河，玉川河、沙河、临河、潼河、韩峪河均出自骊山；临潼属温带大陆性气候，年平均降水533.3mm，年平均日照1976.6小时，年平均气温13.5,最热的7月份26.7,最冷的1月份平均气温1.3左右,年平均最高气温比西安城区低1-2。拟建场地所属的蒲城县抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，根据建筑抗震设计规范（GB500112010）的划分标准，本场地为可进行建设的一般场地。2.2.7总平面布置： 三号热源站区东西长约81m，南北长116m（不含代征地）。根据地形，煤棚、锅炉间、风机间、除尘器、烟道及烟囱位于用地中心，由北向南排列。水处理间及辅助用房位于锅炉间西侧。干煤棚、灰渣场建在锅炉房偏东部位。输煤采用斗式提升机，建在锅炉房东侧。消防水池及消防水泵房位于锅炉房北侧，厂区东部。厂区设出入口2个。货物出入口分别设在西侧规划路北部和南部、人员出入口设在办公楼附近，确保人货分流、运输畅通。厂区道路与西侧规划路形成环状。主要道路为双车道6m宽，次要道路为单车道4m宽，道路面层为砼路面。灰渣场、干煤棚等处有足够的汽车运输回车场地，便于燃料储运和灰渣清除。该厂区地势南高北低，利用原厂区地面标高即可达到设计要求。厂区竖向设计采用平坡式，场地雨水排除为有组织排除方法，即通过道路、场地找坡，将雨水排入雨水井中，通过埋地雨水管排入市政管网。参见附图总平面图。厂区设计符合建筑设计防火规范的要求，消防车可由厂区内环路到达任意点，厂区内设置消火拴，各生产性建筑物防火间距不小于9m。厂区周围设防护绿化带，以乔木和灌木间混栽植，一显厂区的绿色轮廓，二阻风沙侵袭，间隙空地用草坪、花卉等自然布置，在厂区内功能分区间广植长绿乔木及草坪,在主厂房前及输煤栈桥、蓄水池一带种植花坛及草坪等。绿化率20%。主要建构筑物详见下表2.2.8建设项目的工艺方案2.2.8.1锅炉配置方案根据采暖热负荷80MW。本设计热源的热水锅炉配置方案为： 29MW的高温热水锅炉2台，14MW的高温热水锅炉2台，额定最大热负荷86MW。2.2.8.2锅炉选型目前用于热源厂的炉型主要有层燃炉（链条炉排、往复炉排等）、沸腾炉（煤粉炉、流化床炉等），其中煤粉炉虽然生产和运行经验成熟，但制粉系统比较复杂，设备投资较高，多用于发电锅炉，其锅炉负荷率调节范围较小，只有在稳定工况下连续运行，方能获得较高的燃烧效率。故热源厂锅炉选型主要考虑以下两种炉型：链条锅炉和循环流化床锅炉，两种炉型简述如下。（1）链条锅炉链条锅炉目前在供热行业应用较为广泛。其核心部分为一个可以循环转动的炉排，它技术成熟、运行可靠、操作简单、管理方便、造价低，锅炉初始排放浓度低，无需配置高效的除尘装置，就可以满足环保要求。锅炉配套鼓、引风机的风量、风压较小，耗电也少，对负荷的适应性较强。锅炉安装方便，施工周期短，整个工程的建设投资和运行费用均较低。但它不能进行炉内脱硫，需要单独增加脱硫装置，对煤种的适应性较差，锅炉热效率也低于循环流化床锅炉。（2）循环流化床锅炉循环流化床锅炉是一种新型炉型，主要由给料系统、循环床（主床）、燃烧室、高温再循环物料分离器和循环物料返回系统组成，循环流化床锅炉与其他炉型相比具有以下优点：排烟“清洁”，由于是采用低温、分段燃烧技术，在燃烧过程中同时完成脱硫和固氮过程。掺入石灰石，使入炉物料ca/s比值为2时，脱硫效率达80%以上，NOx排放量低于200ppm，低于国家排放标准。燃烧效率高，炉膛断面小。在流化状态下，由于燃烧强烈扰动，有利于传质与传热，反复循环有利于燃烧完全。因此各种煤种的燃烧效率都可以达到98%-99%以上。循环流化床锅炉在燃用多灰分等劣质煤时，锅炉效率比煤粉炉还高。燃料适应性好。循环流化床锅炉运行受煤种质量变化影响较小，不仅可以燃用一般煤粉炉可燃用的燃料，而且可燃用煤粉炉难以利用的各种燃料；能适应多变的煤种或他们的混合料。对于超低挥发分、高灰分、高硫、低灰熔点等燃料，可避免在煤粉炉中燃用时造成的燃烧不稳、高、低温腐蚀、结焦等运行事故。循环流化床锅炉初始排放浓度较高，为满足环保要求，需选择高效的除尘器（除尘效率必须达到99.9%以上），且循环流化床锅炉的操作也比较复杂，对运行管理要求较高。从本项目煤质资料角度考虑：本项目周围煤田煤质较好，热值大，灰分低，挥发份较低。能够适应链条炉的使用，结合经济性考虑，本项目采用链条炉作为供热锅炉。选用锅炉具体型号为：锅炉型号： SZL14-1.25/130/70-A 两台DZL29-1.25/130/70- A两台额定总供热量： 86MW额定工作压力： 1.25MPa出口水温度： 130进口水温度： 70允许最低循环水量：400t/h排烟温度： 180锅炉热效率： 大于80%适用燃料： 烟煤,褐煤,贫煤,无烟煤2.2.8.3热力系统（1）高温热水系统热水供热系统采用母管制系统，系统由高温水锅炉、循环泵、补水泵及定压装置、除污器等设备通过管道连接组成。锅炉房供水温度110。高温水直接引出室外接入供热一次网，管网70回水经旋流除污器后由循环水泵加压进入锅炉。管网循环水量1600t/h，高温水系统采用自动控制补水定压的方法来稳定系统的设计工作压力，使系统内不产生汽化、倒空现象，保证供热系统始终在十分安全的工作状态下运行。系统补水率按1.5考虑，经计算为24t/h，事故补水率按4%考虑，事故补水时两台补水泵同时开启运行。为防止停电产生的水击破坏系统，循环水泵设置了旁路。为保证系统安全运行，热水系统设置了自动泄压保护装置。（2）除氧水系统设计选择海绵铁除氧器2台，1台处理量20-24t/h，1台处理量48-52t/h。分别配套214MW, 229MW锅炉，该除氧水系统是锅炉水除氧普遍采用品种之一，运行安全可靠。（3）软化水系统根据城区水质概况，设计中必须考虑对锅炉的补水进行软化处理。本次设计选用新型的LDZN(S)1000/40-B型微电脑全自动钠离子交换器两台，单台处理量2024t/h，该产品两个交换柱在微机的指令下，由多功能集成阀引导，一注产水，另一柱完成松床、再生、置换、清洗等辅助作业，实现两柱交替运行，连续产水。从根本上杜绝了因人工操作失误造成故障的可能性，提高了运行的安全性。（4）补水系统流程补水系统流程方框图如下：加压泵水池软水器水源循环水泵入口母管定压补水泵 除氧器 2.2.9 主要供热设备序号型号、标准号名 称 及 规 格单位数量备 注1SZL14-1.25/130/70-AII燃煤热水锅炉，设计供回水温度130/70额定供热量14MW，设计压力1.25MPa台2SZL29-1.25/130/70-AII燃煤热水锅炉，设计供回水温度130/70额定供热量29MW，设计压力1.25MPa台22省煤器（14MW）台2省煤器（29MW）台23ZKC-600框链出渣机,出渣能力7.2t/h,L46m,电N=5.5kw套14G4-73-No10DP=3166Pa，电机N=55KW台2鼓风机(左270。)Q=44004m3/h,全压G4-73-12No10DP=3200Pa，电机N=90KW台2鼓风机(右225。)Q=58000m3/h,全压5ZJ20W炉排调速箱，N=1.1KW台2ZJ40W炉排调速箱，N=3KW台26Y4-73-No14DP=4000Pa,电机N=185Kw台2引风机(右270。)Y5-47-13No15DP=4000-5000Pa,电机N=220Kw台2引风机(右0。)7KQDP32-4-8电动机 N=2.2KW台2一用一备补给水泵，流量Q=3m3/h扬程H=608KQDG65-30-16电动机 N=11KW台2一用一备补给水泵，流量Q=24-30m3/h扬程H=609KQDG65-30-16电动机 N=11KW台3二用一备除氧水泵，流量Q=24-30m3/h扬程H44-5310TDZY-20全自动海棉铁除氧器，处理水量20-24m3/h台1连续供水TDZY-40全自动海棉铁除氧器，处理水量40-48m3/h台1连续供水11ZPG-IIKC快速除污器 DN600 PN1.6台212NK250-400电动机 N=132KW台3二用一备循环水泵Q=650-700m3/h 扬程46-5313NK150-400电动机 N=75KW台1循环水泵,流量Q=250-300m3/h扬程46-5314LDZN(S)-50硬度10mmol/L,出水残硬0.03mmol/L套2连续供水微电脑自控纳高子交换器流量20-24m3/h,原水15软化冰箱V=20m,3600X2600X2400H台216除氧水箱V=20m,3600X2600X2400H台217电动葫芦起重量2t,起升高度15m,电机N=3.0KW台118HL-300多斗提升机N=7.5KW Q=m/h台2西安成达 一用一备19GZ2电磁振动给料机 N=0.15KW台1西安成达20TD-75皮带输送机B=500mm,N=5.5kw台1西安成达21烟囱，H=45m,出口直径D=2000mm122GSN-20T/H麻石水浴除尘器，处理烟气量60000m3/h台2GSN-40T/H麻石水浴除尘器，处理烟气量120000m3/h台223自制烟道闸门台4现场配置24电动葫芦起重量2t,起升高度10m,电机N=3.0kw台125煤闸板 600X600台826消声器台42.2.10 辅助生产和附属生产设施本项目主要的辅助生产和附属生产设施有供配电系统、控制系统、燃料输送系统、除氧给水系统、通风系统、除尘与除渣系统。供配电系统本锅炉房属于大型区域集中供热锅炉房，其负荷等级属于二级负荷，故采用双电源供电，供电电压为10kV，当一路电源发生故障时，另一路电源能够带全部负荷。换热站为区域性负荷属三级用电负荷，采用单路供电，不考虑备用电源。l 负荷计算锅炉房用电设备为0.38kV及0.22kV用电设备，其中锅炉引风机电机分别为185KW，220 KW；锅炉鼓风机分别为55KW，90KW；循环泵电机分别为132KW，75 KW。考虑到采用变频器和软起动器的因素，均采用0.38KV电机。0.22kV用电设备主要为照明和员工办公区使用。根据本项目的主要设备明细表，可计算出本项目锅炉房用电设备计算负荷约为1500kW。l 变压器运行方案在锅炉房设有一座10/0.4KV变配电所。变电所共设两台变压器，选用目前较为节能的1000kVA的户内型干式变压器，接线为D，Yn11，Uk=6%，变压器负荷率约为84%。l 变配电所形式锅炉房变电所形式采用车间附设式室内变电所，变电所内包括中、低压配电间、变压器室、电容器室等。电源由市10KV电网架空引来至室外10kV进线终端杆后采用电缆直埋进线，终端杆上设避雷器及户外真空断路器。变电所内设10kV配电装置和10/0.4kV变压器及低压动力控制中心。10KV配电系统主接线均采用单母线分段。两路电源一路工作，一路备用，两进线柜电气联锁，备用电源投切方式应遵从当地电业部门的有关规定。l 电度计量和无功补偿计量方式采用高压计量，在10kV进线回路设置总计量装置。在低压照明及电力出线回路分别设置计量装置。本项目采用低压集中自动补偿方式，对系统进行无功功率自动补偿，补偿后的功率因数大于0.9。l 配电形式及电机控制方式低压配电形式采用树干式与放射式相结合方式，锅炉间所有用电设备由变电所低压配电柜直接供电，输煤系统则在现场设动力配电箱，动力配电箱采用防尘式结构。鼓、引风机及炉排电机采用变频装置联锁控制。四台循环水泵根据供水管网压力采用变频控制。补水泵采用变频控制，方式为一拖二，两台补水泵共用一台变频器定压补水。每个动力控制中心均设手动/自动两种控制方式，每台设备均有就地控制箱，就地控制箱上设有启动和停止按钮。为保护就地优先级，在就地控制箱上设有现场/配电柜转换开关。手动/自动转换开关设置在低压柜上，手动通过配电柜或现场控制箱完成，自动时则由PLC来完成操作。一般情况下手动仅为设备的维护，调试及现场紧急情况下采用，其它均由PLC控制器来完成正常工作。各设备的运行状态信号、故障信号均送往计算机。换热站换热装置采用成套设备，其起动控制及信号检测均由成套设备自带。l 电缆敷设锅炉房内电缆均采用铜芯交联电缆,敷设方式以桥架敷设为主,局部采用穿镀锌钢管敷设,照明系统采用穿塑料保护管敷设,煤粉尘较大处按防爆标准设计。换热站电缆采用套钢管沿地面暗设。l 防雷与接地系统高压进线侧设防雷保护，高压真空开关设过压保护器，自控设备入口设过压及防雷保护装置。尽管该地区平均年雷暴日为32d/a，但考虑到锅炉房的特殊性，其防雷要求按第二类防雷建筑物考虑。在主要建筑物上设置避雷带做防直击雷保护，在烟囱上设置避雷针保护。并在全厂采取相应的防雷电感应及防雷电波侵入的措施，如：作好各种管道、电缆外皮的连接、0.4kV进线处均安装防雷电浪涌保护器等，本工程采用TN-S制接地系统，采用共用接地装置，接地电阻小于1欧姆。锅炉房烟囱较高，因此除了在顶部安装避雷针，设两根引下线外，在烟囱本体上每隔10m加装均压环。控制系统本工程的自控系统包括锅炉房自动控制系统和热力管网调度系统。设计标准达到现在国内同等规模集中供热系统中的较先进水平。l 锅炉房自动控制系统锅炉房的控制均采用手/自动控制两种方式，手动控制在配电柜或现场箱控制，自控系统则采用可编程序控制器完成，其设定由转换开关完成。为避免故障集中，因此采用分散控制的方式，采用多台PLC进行控制，即锅炉燃烧系统采用一台PLC控制，循环水系统和输煤系统采用一台PLC控制，所有PLC共享ControlNet网，并与上位机通过以太网通讯。锅炉房自控系统集中设在锅炉房控制室，输煤系统距离较远，采用远端I/O站，这样可减少电缆敷设。控制室计算机采用双机热备，以提高系统可靠性。控制系统利用系统总线及输入输出接口,直接采集一次仪表输出信号及配电系统信号，控制用电设备运行。操作人员可通过计算机显示屏直接了解仪表参数及配电设备运作情况，并在控制室直接实现软手动或自动操作。故障报警信号可直接显示在计算机上，并且在上位机上可根据运行情况设定相应工艺参数。整个锅炉房运行的耗煤、电耗均能在中心控制室显示，并打印报表、核算运行成本。主要工艺控制系统包括燃烧系统的自动调节，鼓引风机及炉排电机采用无级变频调速，根据炉温、压力、氧量等信号实现自动调节。补水系统采用自动补水定压方式进行调节。仪表检测信号主要包括循环水供水、补水、回水、锅炉房进水的流量指示、温度、压力指示及报警，各炉耗煤量、电子皮带称量的指示、记录，省煤器前烟气氧含量，炉膛负压，炉膛烟风温度，压力检测。循环水量，除氧补水箱的液位指标，给煤斗、除渣斗的料位指示及报警等。l 热力管网调度自动控制系统热力管网调度系统采用分散控制，集中监测的方式，控制系统分为二级：即控制中心站和各换热站的PLC工作站。其中控制中心站设在锅炉房，负责监控全市热网的工艺参数变化，设备工作状态及运行管理。并根据整个管网热力平衡自动调整各站工艺控制参数。在中心站设置有计算机，负责对热网调度系统的开发和参数修订等。中心控制室采用实时的多用户操作系统。其监测功能包括接受现场工作站PLC数据，进行处理、存储、显示、报警和打印；控制功能包括设定PLC控制单元控制参数，直接控制有关设备；负责短期历史数据的存贮和恢复，至少能贮存整个供热期的历史数据等。 控制系统的软件采用容易配置的开放式的菜单驱动软件，并且动态监控界面为汉化。在控制室完成报警记录，可根据收到的次序显示所有报警，同时分为2个报警优先级（一般和极限）。通讯功能包括联络和协调各站内参数、工况信息，以及进行通讯。中心控制站设在锅炉房控制室，其与锅炉房自动控制系统通过以太网通讯目前现场PLC工作站与中心控制站之间的通讯主要采用无线或有线通讯两种方式，有线通讯即租用电信部门的电话线，无线则采用无线数传电台或租用移动通讯部门的网络。有线通讯虽一次投资较低，但通讯速率低，长期运行成本较高；无线数传电台通讯虽长期运行成本较低，但一次投资较高，且信号易受干扰；租用移动通讯部门的网络，虽长期运行成本较高，但一次投资较低，且通讯速率快，本工程考虑采用GPRS通讯方式，租用网络可与当地移动通讯运营商协商，采用移动网络或CDMA网络。各工作站设在换热站内，由成套换热设备自带，负责各换热站的运行及各项参数检测。各站PLC采集原始参数和设备的工作状态；根据工艺控制要求进行自动控制；可通过操作员站进行手动干预；与中央监控室和子站交换数据；故障报警与设备保护。各工作站主要检测工艺参数包括：各站供水压力、回水压力、供水温度、回水温度、供水流量、回水流量。其除设有压力表、温度计等现场仪表外，均设有压力、温度、流量变送器，在控制室仪表盘集中显示并上传中心站。在锅炉房内设一座48门程控电话交换机，配有2路外线，其中1路为交换机外线，各部门通信采用内部电话。在各换热站内各设一路外线电话。l 控制系统选型标准控制系统：自控系统选型考虑到可靠性及安全性，选用国外产品，且与锅炉房控制系统同一厂家，这样有利于备件及工人掌握。仪表：仪表选型一般选用合资企业产品，仪表本身带就地显示器装置，具备4-20mA输出及串并行接口，方便同自控设备连接。压力变送器采用陶瓷传感器，温度变送器采用一体化铜热电阻温度变送器，流量计采用涡街流量计。通讯：采用国产GPRS通讯模块，通讯网络为中国电信网络。燃料输送系统来煤采用汽车运输，自规划路进入厂区，经计量后进入煤场卸车，煤场堆煤及倒运使用抓斗起重机。封闭煤场建筑面积800m2，堆煤高度2.5m，可满足锅炉房最大负荷7天的燃煤储存需要。输煤系统采用全机械化，燃煤筛分、破碎设备设在封闭煤场内，由装载机短途倒运至垂直提升机，水平皮带运至煤仓。水平胶带输送机卸料方式采用均匀布煤机，可有效解决煤仓内颗粒分布不均的状况。炉前储煤仓储煤量可满足单台锅炉最大负荷12h燃煤需要。烟风系统送风系统每台锅炉配置鼓风机一台，把燃料燃烧所需空气经风道从锅炉两侧分段送入炉排下方，靠调节风门调整各风室的进风量，保证燃料充分燃烧。引风系统燃烧产生的烟气依次经过炉膛，尾部受热面从锅炉排出，经麻石水浴除尘器除尘(脱硫)后，再经引风机、烟道、烟囱排至大气。除渣与除尘系统锅炉出渣选用ZKC-600重型框链出渣机1台，混凝土槽设在锅炉间层地下，锅炉落渣经水封直接进入除渣沟，拉出锅炉间。用人力车或装载机运至渣场，然后装车外运。 本项目锅炉烟气除尘采用麻石水浴冲击式除尘（脱硫）器。除尘效率95%，脱硫率60%。本系统根据煤质资料设计烟气脱硫装置，经处理后烟气远低于排放标准要求。烟尘排放浓度小于200mg/m3（均符合锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2001）关于热源的二类标准要求，实现达标排放。2.3项目用能情况西安市临潼区机关供热服务中心建设的临潼区集中供热三号热源站建设项目，结合当地的能源资源和本项目的特点，选择的主要能源品种为煤炭，辅助能源为电力和水，在技术成熟、经济可行的条件下，适当因地制宜的采用新能源和可再生能源。2.3.1主要用能系统的初步选择 本项目主要的用能设备为燃煤锅炉，经过分析比较选用双锅筒链条式层燃热水锅炉作为本项目的供热设备。2.3.2项目能源消耗种类、数量临潼区集中供热三号热源站建设项目，根据国家和西安市的相关节能与环保政策，本着节能、环保、因地制宜的原则，结合本项目区域定位，建筑类型和外部条件等具体情况选择能源。具体选择原则如下：(一)遵循市场经济的原则，力求投资少，成本低，效益好，节约能源。(二)优化能源消耗结构，尽可能选择耗油少的生产工艺。(三)优先选择大型先进设备，以赢得最佳综合经济效益和社会效益。(四)适应项目所在地的气候条件和能源供需情况。项目使用的能源种类有煤炭、电力和水。其中电力主要用于满足热源站动力、照明、通信系统等；煤炭主要用于提供热力；项目所用水源接自市政自来水管网。项目使用的能源品种及数量见下表。 项目使用的能源品种及数量能源品种计量单位数量折标量（tce）备注煤炭 t2838016256电力kw.h1787000577.1柴油kg948614.34水t319072.73合计16850第三章 能源供应情况评估3.1项目所在地能源供应情况分析 项目所在地临潼区文化路延伸段，区位优越，市政设施完善，交通便捷。该区电网、市政管线留有供热设施建设接入裕量，具备接入条件，满足本项目建设和使用的要求。 (一)电力项目所在地电力产业相对较为稳定，整个地区对电力需求不大，且周边相继建成大型发电厂。该地区周边煤炭资源丰富，为保证电力生产企业发、供电提供可靠的原料供应。因此，项目建设所用电力对该地区电力供应无影响。 (二)煤炭项目所在地及周边地区为能源、非金属矿产集中区，集中分布着韩城、蒲白、铜川、彬长等诸多等大型煤田，虽经几十年的开发，其保有储量仍达300多亿t，丰富的煤炭资源为热力加工转换企业提供了强大的能源基础，确保当地及周边地区热力公司正常运行，因此完全满足该项目热源的供应，对项目所在地及周边境区的能源平衡不会造成影响。本项目来煤采用汽车运输，自规划路进入厂区，经计量后进入煤场卸车，煤场堆煤及倒运使用抓斗起重机。封闭煤场建筑面积800m2，堆煤高度2.5m，可满足锅炉房最大负荷7天的燃煤储存需要。输煤系统采用全机械化，燃煤筛分、破碎设备设在封闭煤场内，由装载机短途倒运至垂直提升机，水平皮带运至煤仓。水平胶带输送机卸料方式采用均匀布煤机，可有效解决煤仓内颗粒分布不均的状况。炉前储煤仓储煤量可满足锅炉最大负荷12h燃煤需要。（三）水水源接自外围供水管网，沿热源站西南侧引入管径150mm的给水管线，能够提供本项目足够的用水。本热源站供水管网水压不低于28m。 给水管网采用环状管网与枝状管网相结合的布置方式。同时考虑热源站内消防用水的要求，完善管网系统。本工程给水水源由临潼市政DN200mm给水管网供给，水量水压由室外保证。生活给水系统采用水池-水泵-水箱联合供水系统，分为高压、低压区供水，一到三层由给水管网直供，四层以上采用水泵高位水箱联合供水，给水方式为上行下给式，屋面设一高位水箱作为消防初期用水和冷却塔补水。3.2项目对所在地能源消费的影响项目所在地西安市主要能源供应充足，能源供应呈增长态势。供电来源陕西电网，陕西电网是西北电网的主要组成部分，西北电网以著名的黄河上游水电基地和陕西宁夏能源基地为依托，电力供应充足，是国家“西电东输”的主要电力源之一。煤炭来源于陕西铜川、韩城、咸阳彬长煤田，根据2010年陕西省煤炭年鉴预计，2011年陕西省全省煤炭产量可达到3.6亿t（2010年陕西省全省煤炭产量为3.55亿t），其中渭北煤田（铜川、韩城、彬长、黄陵煤田）的产量可达到12600万t。根据西安市统计局数据统计：2011年西安市全社会能源消费总量1604.47万t标准煤，同比增长8.0%万元，GDP能耗0.873t标准煤/同比下降6.53%。这一下降率在全省十一个市（区）中列第一位，比全国平均水平高1.94个百分点，比全省平均水平高0.61个百分点，纵向对比，高出2008年2.57个百分点，高出2009年0.98个百分点。其中第一产业能源消费仅占全市总量的1.99%，第二产业能源消费量占全市总量的55.34%，第三产业消费量占全市能源消费总量的29