凝结水回收改造项目可行性论证报告.doc

凝结水回收改造项目可行性研究报告
1 概述
1.1 项目概况
西安热电责任有限公司凝结水回收技术改造项目。
项目承办单位为西安热电有限责任公司，是以集中供热为主的热电联产企业，该公司在省市各部门及各级单位领导的大力支持下，成功开发和建设了西安市西郊集中供热一期二期工程等集中供热项目。
公司现有五台每小时220吨高温高压煤粉锅炉，两台每小时25兆瓦和两台50兆瓦汽轮发电机组，总装机容量150MW。设计年发电量10.5亿千瓦时，供热量907万吉焦，最大对外供热能力为640t/h蒸汽。资产总值12.87亿，职工1289人，供热管网35公里，供应着周边近40平方公里范围内近100个热用户的采暖，生活及工业用热，且热用户在不断发展中。供热区域：西起皂河，东至环城西路，北起陇海线，南至西安高新技术产业开发区。经过多年运行，取得了良好的经济效益和社会效益。
公司本着节能、环保的宗旨，根据企业目前设备运行实际情况对除尘，冲渣流水的回收、冷凝水的回收、循环利用技术的改造，以实现节能环保功能，提高企业的经济效益，促进企业可持续发展。努力创建生态工业。
1.2 项目地点及气象地质条件
该区域属温带半湿润的大陆性季风气候，夏季炎热，冬季干冷。
气候情况如下：
年平均气温 13.2℃
最冷月 1月 月平均气温 -0.7℃
最热月 7月 月平均气温 26.4℃
历年最高气温 43.4℃
历年最低气温 -17.5℃
采暖期室外计算温度 -5℃
日平均气温≤+5℃的天数 101天
日平均气温≤+5℃的起止日期 11.21-（次年）3.1
日平均气温≤+5℃期间内的平均温度 1℃
日平均气温≤+8℃的天数 127天
日平均气温≤+8℃的起止日期 11.9-（次年）3.15
日平均气温≤+8℃期间内的平均温度 2.1℃
年平均风速 2m/s
最大风速 24m/s
常年主导风向 东南风和西南风
冬季主导风向 西北风
年平均降水量 660.6mm
日最大降水来量 143.0mm
年平均日照时数 2097（日照百分率49%）
最大冻土深度 24cm
地震设防裂度 8度
2 项目建设必要性和主要技术问题
2.1冬季用热峰期锅炉需软水严重不足与用户凝结水大量排放之间的矛盾突出
2.1.1 锅炉用软水来源原设计为化学水处理和部分凝结水回收两部分。
原设计锅炉峰值用水量1000t/h（包括发电和供热），化学制水系统最大制水能力为700t/h。
因此锅炉峰值时软水缺口为300t/h，这300t/h即为原设计中的凝结水回收部分。
西安热电有限责任公司对外最大供热能力640t/h。
现今实际运行最大供热量540t/h
供热缺口100t/h
主要原因：锅炉用软水不足，致使锅炉无法满负荷运行，导致采暖期供热流量不足，供热质量较差。
2.1.2西安热电有限责任公司现有供热用户近100户，采暖期峰值用汽量540t/h。
凝结水量（除补水和其它合理用水）为450吨。
处理办法全部排放！民用户直接排入污水管道，工业用户凝结水温度较高按规定（排入污水管道中水温不能高于80℃）掺入自来水或中水降温后排放。
2.1.3 一方面锅炉用软水缺口300t/h，另一方面450t/h温度较高（60℃左右）、品质较好的凝结水被排放，并且造成资源、能源浪费，对环境造成热污染。
因此对凝结水回收用于锅炉补水，一举几得，不仅解决了锅炉补水，锅炉可以满负荷运行，增加了供热量、发电量，增加了公司效益，改善了供热质量，又能解决用户凝结水排放的种种难题，节约了资源、能源，改善了环境。
2.2节约资源能源的需要
2.2.1中国水资源严重短缺，居世界109位，被列为全世界十三个人均水资源匮乏的国家之一，而西安地处内陆，人均占有地表水资源量仅为326立方米，相当于中国人均占有量的1/6，多发“水荒”水土流失严重，整体水质恶化，地下水多年超采，虽将黑河、石头河水引入西安，但水资源仍然紧缺，因此我们必须坚持开源节流、节约用水。
2.2.2中国地大物博、矿产丰富，但由于人口众多，过度开采各种资源均已十分匮乏，煤炭作为工业生产的主要能源来源，根本就是供不应求，如果继续过度的开采，我们将面临十分窘迫的局面。因此，节约煤炭资源已成为集中供热企业的首要技术问题。
2.2.3凝结水项目的实施将每年将节约124万吨自来水，节约标准燃煤2.9万吨。
2.3建设清洁能源示范城市和创建卫生示范城市的需要
凝结水因温度较高，在排放过程中有很严重的热污染问题和“跑、冒”现象，用户将温度较高的凝结水排入污水管道，造成整个污水管道井口到处出现冒汽现象，不仅浪费了能源造成了周边环境的热污染，而且冒汽的现象和污水的刺鼻气味对周围环境造成了很坏的影响。集中供热作为建设清洁能源示范城市中清洁能源行动目标的四项行动之一，而且西安热电有限责任公司作为创建卫生城市的重点企业，解决凝结水回收利用消除街道、社区、工厂的热污染和“跑、冒”现象已经迫在眉睫。
2.4需要解决的技术问题
为了提高企业的经济效益和社会效益，我们从节能、降耗着手，即从节约水、煤入手提出以下需要解决的技术问题，如获解决，不但可以减轻企业营运的成本压力，同时对环保创建生态工业有着明显的促进作用。
2.4.1三个一级供热站
⑴减少冷凝水中闪蒸蒸汽对泵的汽蚀。
⑵对各换热器冷凝水压力的调整。
⑶水泵最佳流态的控制。
⑷对闪蒸蒸汽的利用。
⑸集中疏水，保证用热设备的冷平衡、热平衡和水平衡。
2.4.2管网中高低压管网共网
电磁厂、绝缘厂凝结水管网中工业用户和民用户共网，冷凝水回收压力不同，高低压共网将出现顶托现象，这种现象导致冷凝水无法回收，必须消除（工业用户凝结水压力较高，民用户较低）
2.4.3凝结水进锅炉前除铁及除氧
蒸汽及凝结水通过管道输送，又经许多设备处理，不免带有许多杂质，其中主要为铁质，而进入锅炉前防止腐蚀，必须降低冷凝水的含氧量。
2.4.4对凝结水回收系统的监控
凝结水管道与蒸汽主管道部分为同沟道敷设，若凝结水泄漏，将危及蒸汽主管道，因此必须有良好的监控系统。
2.4.5管道腐蚀
管道腐蚀不仅在管道内外进行化学处理，而且还要对凝结水质进行处理，远距离输送含氧量较高，会加剧管道氧腐蚀，因此在用户和大站对凝结水含氧量进行控制。
3 技术方案确定
3.1预计回收凝结水的来源及水量
3.1.1三个城市一级供热站（桃园站、协和站、丰登站）
桃园站冷凝水产生量：90t/h
协和站冷凝水产生量：80t/h
丰登站冷凝水产生量：75t/h
3.1.2大工业用户
电瓷厂冷凝水产生量：25t/h
绝缘厂冷凝水产生量：30t/h
西安化工厂冷凝水产生量：35t/h
庆安集团冷凝水产生量：15t/h
3.1.3管道沿途小用户
冷凝水产生量共计：35t/h
3.2凝结水回收项目方案
3.2.1管网部分
西安热电有限责任公司凝结水回收项目采用密闭式回收系统（工程图纸见附图），管道总长10Km，
其中 DN300 4180米 红光路段、团结南路段
DN200 2220米 沣镐路段、丰登北路段
DN125 4140米 西化支线、丰登南路段、协和站段
中间管路中隔断阀门共19台 DN300 4台 DN200 5台 DN125 9台 DN100 1台 补偿器110台（含厂内）其中电厂至丰登路段为地沟敷设，其它为直埋敷设。
3.2.2厂内部分
厂外管道经运行值班室，将原DN300管道变成两条DN150管道，通至化学分厂凝结水箱，然后经两台200t/h除铁器和两台出力200t/h的高压除氧器，再有两台G=400m3/h，H=50m水泵送至锅炉汽机房。
3.2.3三大供热站
协和、丰等、桃园三个供热站为凝结水回收的主要水源，站内设计为开式和闭式两用系统，开式为闭式的备用系统，闭式系统虽然造价高但优点较多：
⑴减少凝结水及热量的损失
⑵设计有凝结水回收（水）器，回收（水）器具有除污装置，自动调压装置，汽蚀消除装置
⑶控制水泵的最佳流态
开式凝结水回收系统：
⑴优点：投资小，占地面积小，操作简单
⑵缺点：凝结水回收系统进入开式凝结水箱时由于压力骤降，凝结水发生闪蒸，生成闪蒸蒸汽，闪蒸蒸气逸入大气，一方面，造成10-15%凝结水的损失，另一方面，闪蒸蒸气带走了30-50%凝结水热量，使凝结水温度降低，又造成了周边环境的热污染。
3.2.4用户换热站
⑴绝缘厂、电瓷厂为工业用户，因特殊工艺要求，凝结水具有较高温度、压力（相对民用户而言），因此不仅有其它大站一样的设备，并加装扩容器和一台射流减压装置，解决高低压共网问题。
⑵西化支管，西安化工厂为独立工业用户，因其整年负荷较大，凝结水量较多，因此独立敷设DN125管道进行凝结水回收，站内设计与其它换热站相同。
⑶民用户水因种种原因，大部分为开式回收系统，未设置回水器。
3.2.5监控系统
凝结水监控系统采用远程监测系统，对沿途各用户、三大站设立监测点，对各点进行监控，调节流量、压力，并随时和厂内运行值班室联系，对红光路、沣镐路段蒸汽与凝结水管道同地沟（人防）敷设，每1000米安装自动报警装置，由远程检测系统监控，若凝结水漏水淹及蒸汽主干管，自动报警系统将信息传回运行值班室，进行报警，运行值班室通知抢修人员进行处理。
3.2.6站内水处理
每个站安装一台水质硬度测试仪，对水质进行硬度监控，三大站内设置化验员，每一小时对水质进行化验，水质标准： PH值 6-8
硬度 ≤2.0umoL/L
导电度 ≤0.3us/cm
铁 ≤100ug/L
3.2.7凝结水回收流程
蒸汽——换热器——疏水阀——凝结水回收器（凝结水箱）——凝结水泵——管网——厂内凝结水箱——除铁器——除氧器——除氧给水泵——锅炉
4 项目技术设想
4.1 项目技术思路
为了节省材料及施工时间，西安市热力规划
设计院对整个用户分布进行调查了解，进行了合理设计，设计思路主要有： ⑴ 对三大供热站集中回收，各站内设冷凝水泵房，加装回水器及过滤设备。
⑵工业用户电瓷厂和绝缘厂在各厂内设置泵房，因工艺限制，在各厂内对冷凝水进行减压后，再输送到冷凝水管中，保证其与冷凝水主干管压差不大于0.3MPa。
⑶小用户设置冷凝水泵直接接入冷凝水管。
⑷西安化工厂单独设置管道，进行回收。
4.2 改造效果
4.2.1经计算，冬季时可回收50℃-80℃冷凝水G1=300t/h 以上，夏季可回收G2=80t/h。
冬季：H冬=4×30×24=2800小时
夏季：H夏1=8×30×24=5760小时
夏季除计划检修及设备更换等停汽后剩余时间约
H夏=5000小时
G全年= G1 H冬+ G2H夏
=300×2800+80×5000
=1240000吨/年
将其利用为锅炉补水，每年节约124万吨自来水。
4.2.2每年节省标煤Gb
⑴节省热量Q
I1=601.64kj/kg 平均凝结水排水焓
I0=83.74kj/kg 20℃常温水焓
Q=G全年（I1-I0）
=124×107×517.9
=64219.6×107kj=642196MJ
⑵折算煤量
G=29191吨/年
4.3项目依据
⑴ 《动力管道手册》
⑵ 《城市热力网设计手册》CJJ34-2002
⑶ 《城镇直埋供热管道工程技术规范》CJJ/T81-98
⑷ 《城市工程管线综合规划规范》GB50289-98
⑸ 《城市供热管网工程施工及验收规范》CJJ28-2004
⑹ 《城镇供热直埋蒸汽管道技术规范》CJJ/042005
⑺ 《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003
⑻ 《钢结构设计规范》GB50017-2003
⑼ 《城镇供热管网结构设计规范》

4.4技改项目措施
4.4.1站内及大用户部分：
⑴根据负荷设计安装凝结水泵和回水器，设定水压，调试监控系统。
⑵安装过滤器，并将反冲洗管道接入排水地沟内。
⑶焊接凝结水箱，加装液位控制系统。
⑷在工业用户中安装冷凝水减压设备，安装监控设备。
⑸安装计量装置。
4.4.2管道部分：
⑴设计并改造部分管道，加大管径，加装疏水装置。
⑵设计并改造部分补偿器及固定支架，滑动支架。
⑶新建部分依据图纸进行施工，注意管道焊接及支架的制作安装。
⑷设计安装隔离门。
⑸验收。
⑹冲洗。
4.4.3电气部分：
⑴根据设计更换整流部分，控制部分。
⑵安装监控系统。
⑶部分线缆更换。
4.4.4厂内部分：
⑴依据图纸安装管道，并在值班室设置监控装置。
⑵安装除铁器，和简单水处理设备。
⑶焊接制造蓄水箱，并对其进行保温。
⑷设计锅炉用凝水泵及其它附属装置。
4.5项目方案特点
⑴一举多得。即解决了锅炉用水的紧缺和各站冷凝水的排放问题，又节约了自来水用量，提高了单位经济效益。
⑵循环利用。水可以循环利用，处理费用较小。
⑶操作简便。由于系统设计合理，自动化程度高 。
⑷稳定可靠。由于水处于中性，腐蚀较小，水压较小，管道为无缝钢管，设备选型得当，运行稳定可靠。
5项目实施计划及轮廓进度
5.1项目实施计划
⑴对现有系统进行详细检查和登记。
⑵由西安市热力规划设计院，对现有设备、管线进行负荷、制定打压、探伤及设备管道更换方案。
⑶由西安市热力规划设计院，根据用户及市政规划情况进行施工图设计
⑷设计完成后依据图纸进行施工和设备购置
⑸安装监控系统
⑹分布调试
⑺整体调试、冲洗管道
⑻编写规程、培训人员
5.2工程项目轮廓进度
编制可行性研究报告 2005年11月—2005年12月
可行性研究报告确认 2005年12月
初勘 2006年1月-2006年1月中旬
现有管道设备登记 2006年1月中旬-2006年2月
初步设计及确认 2006年2月-2006年3月
详勘 2006年3月初-2006年3月中旬
施工图设计 2006年3月中旬- 2006年4月
主要设备招标 2006年4月-2006年5月
施工及安装 2006年4月-2006年9月
调试、冲洗 2006年9月-2006年10月中旬
投运 2006年11月
6 项目环保效果
每年节约自来水用量120多万吨
每年间接节约燃煤3万余吨
每年间接减少向大气的烟尘排放量7000余万立方米
每年可间接少排放酸碱废水3万立方米
7 职业安全卫生
7.1工程设计施工依据
⑴《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》
⑵《工业企业劳动卫生标准》（GB8773 780-88、GB11516 1532-89、GB117191726-89）
⑶《工业企业采暖通风与空气调节设计规范》（GBJ19-87）
⑷《城镇供热直埋蒸汽管道技术规范》（CJJ104-2005）
⑸《城市热力网设计规范》（CJJ34-2002 J216-2002）
7.2本项目将严格遵守国家的有关规范：安全卫生设施与
主体工程同时设计、同时施工同时验收；对可能危及生产和生产操作的不安全因素和影响操作人员身体健康的有害因素采取措施，创造文明生产的良好环境。
8 投资估算
8.1项目概况
本项目新建管线6450米，改造4090米 ，投资范围包括：换热站部分、厂内设备部分、用户部分、管网改造部分、管网新建部分。
资金来源：全部为企业自有资金。
8.2建设投资估算编制依据
8.2.1全国统一安装工程预算定额（陕西省价目表2001）
8.2.2全国统一市政工程预算定额（陕西省价目表2001）
8.2.3陕西省建设工程材料信息价（2005）
8.3建设投资估算编制方法
土建、给排水、采暖、通风、热控、总图等工程按类似工程造价指标估算；
国产设备购置费根据设备出厂价估算
设备运杂、安装、基础费按照概算指标估算；
设计费按照国家计委工程勘察设计收费标准（2002年修订本）计算，办公家具购置费和建设单位管理费、工程建设监理费、按照陕西省工程建设其他费用定额估算；
8.4建设投资估算编制结果及投资构成
8.4.1本项目总投资2242万元，资金来源为企业自有资金
用户端改造费用122万元，占建设投资的5.44%；厂内设备改造费用477万元，占建设投资的21.28%；一级换热站改造费用260万元，占建设投资的11.6%管网改造费用1383万元，占建设投资的61.68%。
建设投资估算详见附件2
9 经济效益分析
9.1项目节水
每年节自来水124万吨，每吨水价格2.25元计算
每年节约资金
1240000吨/年×2.25元/吨=2790000元/年
9.2项目节约标煤
每年节约燃煤2.9万余吨，每吨标煤价格242元
每年节约资金
21919吨/年×250元/吨=7297750元/年
即每年节约自来水279万元节约燃煤729万元合计节约1008万元。
9.3锅炉用软水水处理费用为5元/吨
水处理节约费用：1240000吨/年×5元/吨=6200000元/年
9.4节约酸碱费用、设备折旧费用、排放高温凝结水时所掺降温用自来水费用等基本与凝结水运行费用持平
每年总节省费用： 16287750元
一年半可回收
10 结论
西安热电有限责任公司冷凝水回收系统改造工程，建成后可解决西郊地区80万平方米的供热问题，提高急需解决的供热质量问题，而且节水、节煤效益突出（见相关章节），改造后带来的环境效益、社会效益和经济效益均是显著的，存在着巨大的发展潜力，而且关键性设备技术已经落实，该项目可行。

附表1 凝结水回收项目主要设备表
序号
凝结水回收点
名称
规格
单位
数量
备注

一、站内部分

1
三大站
凝结水泵
Q=120m3/h
H=52.8m
台
6
每站2台，其中一台备用

回水器
Q=120m3/h
台
3
每站一台

自动疏水器

台
10
每个换热器一台

射水抽汽器
Q=120m3/h
台
3
每站一台

凝结水箱
50 m3
个
6
每站一个

水质监测仪

套
3
每站一套

流量计

台
3
每站一台
2
用户
凝结水泵
Q=5-40m3/h H=52.8m
台
22
每户2台

减压器

台
4
每户一台

回水器
Q=40m3/h
台
4
每户一台

水质监测仪

套
3
每户一套

水箱
V=5-20m3
个
8
民用户

流量计

台
12
每站一台
3
厂内部分

高压除氧器
出力200t/h
台
2

精密自控除铁器
Q=200m3/h
台
2

远程监控系统

套
1

软化水除氧水泵
Q=200m3/h
台
2

流量计

台
1

水箱
V=80m3
台
4

4
管网部分

补偿器
ΔL=60-80mm
台
110
其中球补2台大拉杆补偿器4台其它为轴向补偿器

阀门
DN100-DN300
台
19

直埋保温管
DN125-DN300
米
6630

目 录
1 工程概述 - 10 -
1.1 设计依据 - 10 -
1.2 工程概况 - 10 -
1.3 设计水平年 - 12 -
1.4 主要设计原则 - 12 -
1.5 设计范围及配合施工 - 16 -
2 电力系统一次 - 17 -
2.1 电力系统概况 - 17 -
2.2 工程建设必要性 - 39 -
2.3 接入系统方案 - 41 -
2.4 电气计算 - 67 -
2.5 线路型式及导线截面选择 - 73 -
2.6 主变压器选择 - 74 -
2.7 电气主接线 - 75 -
2.8 无功补偿容量 - 76 -
2.9 电力系统一次部分结论与建议 - 76 -
3 电力系统二次 - 77 -
3.1 系统继电保护 - 77 -
3.2 安全稳定控制装置 - 85 -
3.3 调度自动化 - 85 -
3.4 电能计量装置及电能量远方终端 - 85 -
3.5 调度数据通信网络接入设备 - 86 -
3.6 二次系统安全防护 - 87 -
3.7 系统通信 - 87 -
4 变电站站址选择 - 92 -
4.1 站址区域选择 - 92 -
4.2 站址区域概况 - 92 -
4.3 站址概述 - 92 -
4.4 站址的拆迁赔偿情况 - 99 -
4.5 出线条件 - 99 -
4.6 站址水文气象条件 - 100 -
4.7 水文地质及水源条件 - 101 -
4.8 站址工程地质 - 102 -
4.9 土石方情况 - 104 -
4.10 进站道路和交通运输 - 105 -
4.11 施工电源 - 105 -
4.12 站址环境 - 106 -
4.13 通信干扰 - 106 -
4.14 施工条件 - 106 -
4.15 站址方案技术经济比较 - 106 -
4.16 推荐站址方案 - 108 -
4.17 收集资料情况和必要的协议 - 109 -
5 变电站工程设想 - 109 -
5.1 电网概况 - 109 -
5.2 电气主接线及主要电气设备选择 - 109 -
5.3 电气布置 - 112 -
5.4 站用电及接地 - 115 -
5.5 电气二次 - 116 -
5.6 站区总体规划和总布置 - 137 -
5.7 建筑规模及结构设想 - 138 -
5.8 供排水系统 - 144 -
5.9 采暖、通风和空气调节系统 - 146 -
5.10 对侧间隔扩建 - 148 -
6 宁州户220kV输变电工程路径选择及工程设想 - 151 -
6.1 概况 - 151 -
6.2 220kV进出线规划 - 151 -
6.3 线路路径方案 - 152 -
6.4 沿线水文地质情况 - 154 -
6.5 工程主要设计气象条件 - 156 -
6.6 线路导地线型式 - 158 -
6.7 绝缘配合、金具及防雷接地 - 160 -
6.8 分裂导线排列及形式及间距 - 162 -
6.9 防鸟刺装置 - 162 -
6.10 导地线换位 - 163 -
6.11 导线对地和交叉跨越距离 - 163 -
6.12 线路主要杆塔和基础型式 - 163 -
7 节能、环保、抗灾措施分析 - 170 -
7.1 系统节能分析 - 170 -
7.2 变电节能分析 - 171 -
7.3 线路节能分析 - 172 -
7.4 环保措施 - 173 -
7.5 线路抗灾措施 - 180 -
8 投资估算及经济评价 - 180 -
8.1 投资估算 - 180 -
8.2 经济评价 - 181 -
9 相关附件 - 181 -

目 录
第一章 总 论 3
一、项目摘要 3
二、可行性研究报告编制依据 3
三、综合评价和论证结论 3
四、问题与建议 3
第二章 项目背景 3
一、项目提出的背景 3
二、项目建设的必要性 3
第三章 建设条件 3
一、项目概况 3
二、项目建设的有利条件 3
三、主要障碍因素及解决方案 3
第四章 建设单位基本情况 3
一、建设单位概况 3
二、研发能力 3
第五章 市场分析与销售方案 3
一、市场分析 3
二、产品生产方案 3
三、销售策略和营销模式 3
四、销售队伍和销售网络建设 3
第六章 项目建设方案 3
一、项目建设任务与规模 3
二、建设规划与布局 3
三、生产技术方案及工艺流程 3

四、项目建设标准和具体建设内容 3
五、项目实施进度安排 3
第七章 投资估算与资金筹措 3
一、投资估算范围 3
二、投资估算的依据 3
三、项目总投资及资金筹措 3
四、资金使用和管理 3
第八章 财务评价 3
一、经济评价原则 3
二、基础数据 3
三、总成本费用分析 3
四、产品销售收入及损益 3
五、财务盈利能力分析 3
六、项目的风险及不确定性分析 3
七、财务评价结论 3
第九章 环境影响评价 3
一、环境影响 3
二、环境保护与治理措施 3
三、环保部门意见 3
第十章 农业产业化经营及农民增收效果评价 3
一、农业产业化经营 3
二、项目区社会效益及农民增收 3
第十一章 项目组织与管理 3
一、组织机构与职能划分 3
二、人员要求及培训 3
三、组织与管理 3
四、劳动保护与安全卫生 3
第十二章 可行性研究结论与建议 3
一、可行性研究结论 3
二、问题与建议 3

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