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衡丰电厂清洁生产审核报告11.14(模板样本)


资料涉秘 会后收回

河北衡丰发电有限责任公司 清洁生产审核报告

企业名称:河北衡丰发电有限责任公司 咨询机构:河北省清洁生产技术服务中心
2013 年 11 月

河北衡丰发电有限责任公司 清洁生产审核报告
审核单位: 单位负责人 : 审核负责人:

河北衡丰发电有限责任公司 康世杰 杨树清 魏宝峰 王全胜 李学军 杨宝林 马 强 贾运红 李明凤 李 博 王运超 王文彬

主要参加人:

咨询机构: 单位备案号: 单位法人:

河北省清洁生产技术服务中心 冀清审 002 号 杜 静 审核师证书号:国 E000229 培训师证书号:国 T010 审核师证书号:国 E016235 审核师证书号:国 E002785 审核师证书号:国 E013436 审核师证书号:国 E016234

咨询人员:

耿媛媛 程 飞 王 婷 高 翔

报告编写人: 报告审核人: 报告审批人:

王全胜 李明凤 魏宝峰、杜静 康世杰

河北衡丰发电有限责任公司承诺: 我们对本报告的真实性和 完整性负责。 河北省清洁生产技术服务中心承诺: 我们对本报告的真实性 和完整性负责。

河北衡丰发电有限责任公司清洁生产审核报告

目 录 0 前言.......................................................................................................................... 1 1 企业概况.................................................................................................................... 4 1.1 企业基本情况 ................................................................................................... 4 1.2 组织机构 ........................................................................................................... 4 2 审核准备.................................................................................................................... 7 2.1 审核小组 ........................................................................................................... 7 2.2 取得领导支持 ................................................................................................... 9 2.3 审核工作计划 ................................................................................................. 10 2.4 宣传和教育 ..................................................................................................... 11 3 预审核...................................................................................................................... 15 3.1 企业生产概况 ................................................................................................. 15 3.2 企业环境保护状况 ........................................................................................ 27 3.3 企业清洁生产水平评估 ................................................................................ 39 3.4 确定审核重点 ................................................................................................ 52 3.5 设置清洁生产目标 ........................................................................................ 53 3.6 提出和实施明显易见方案 ............................................................................ 53 4 审核.......................................................................................................................... 55 4.1 审核重点概况 ................................................................................................ 55 4.2 输入输出物流确定 ......................................................................................... 58 4.3 物料平衡 ......................................................................................................... 58 4.4 能耗、物耗以及污染物产排现状原因分析 ................................................. 70 5 方案的产生与筛选.................................................................................................. 75 5.1 方案汇总 ......................................................................................................... 75 5.2 方案筛选 ........................................................................................................ 81 5.3 方案研制 ........................................................................................................ 81 5.4 无低费方案实施效果分析 ............................................................................ 83 6 方案的确定.............................................................................................................. 92 6.1 技术评估 ........................................................................................................ 92 6.2 环境评估 ........................................................................................................ 95 6.3 经济评估 ........................................................................................................ 96 6.4 确定推荐方案 ................................................................................................ 97 7 方案实施................................................................................................................ 101 7.1 方案实施计划 .............................................................................................. 101 7.2 汇总已实施的无/低费方案的成果 ............................................................. 101 7.3 评价已实施的中/高费方案的成果 ............................................................. 104 7.4 分析总结已实施方案对企业的影响 .......................................................... 104 8 持续清洁生产........................................................................................................ 106 8.1 建立和完善清洁生产组织 .......................................................................... 106 8.2 建立和完善清洁生产制度 .......................................................................... 107 8.3 持续清洁生产计划 ...................................................................................... 108 9 结论...................................................................................................................... 110

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河北衡丰发电有限责任公司清洁生产审核报告

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前言
由于我国以煤为主的能源结构,随着社会经济的迅速发展对能源的需求也迅

速增加, 燃煤形成的工业污染日趋严重,SO2 的年排放量已超出环境承载能力 80% 以上,此外 CO2,NOX 和烟尘等都已给环境造成难以承受的压力。 2010 年 5 月 11 日国务院办公厅发布的《国务院办公厅转发环境保护部等部 门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》国办发 〔2010〕33 号,《意见》指出,要把京津冀、长三角和珠三角作为大气污染联 防联控的重点区域,到 2015 年,建立起比较完善的大气污染联防联控机制,形 成区域大气环境管理的法规、标准和政策体系,使主要大气污染物排放总量显著 下降,重点企业全面达标排放,重点区域内所有城市空气质量达到或好于国家二 级标准,酸雨、灰霾和光化学烟雾污染明显减少。《意见》要求,加大重点污染 物防治力度, 制定区域二氧化硫总量减排目标, 建立氮氧化物排放总量控制制度, 推进颗粒物和挥发性有机物污染防治;加强能源清洁使用,开展区域煤炭消费总 量控制试点,严格控制重点区域内燃煤项目建设,推进低硫、低灰分配煤中心建 设。 2013 年 9 月 12 日国务院发布了 《大气污染防治行动计划》 , 简称 “国十条” 。 第一条就涉及到了火电企业,“国十条”第一条内容为减少污染物排放。全面整 治燃煤小锅炉,加快重点行业脱硫脱硝除尘改造。由此可见,火电企业的大气污 染防治在我国大气污染控制中占有非常重要的地位,也面临着严峻的挑战。 清洁生产是不断采用改进设计、使用清洁的能源和材料,采用先进的工艺技 术与设备,改善管理、综合利用等措施,从源头削减污染,提高资源利用效率, 减少或避免生产、服务和产品使用过程污染物的产生和排放,以减轻或者消除对 人类健康和环境的影响。实施清洁生产可提高企业的市场竞争力。清洁生产可以 促使企业提高管理水平, 节能、 降耗、 减污, 从而降低生产成本, 提高经济效益。 根据国际上发达国家的经验,推行清洁生产、发展循环经济是解决环境、资 源与发展矛盾的有效途径。为此国家相继出台了《中华人民共和国清洁生产促进
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法》和《清洁生产审核暂行办法》(国家发展和改革委员会、国家环境保护总局 第 16 号令),通过推行清洁生产,对生产全过程实施污染预防,从源头削减污 染物,化废为宝,提高资源利用率。 河北衡丰发电有限责任公司(以下简称“衡丰电厂”)对清洁生产工作非常 重视,成立了专门的清洁生产审核队伍,聘请国家清洁生产审核专家授课,组织 有关人员编制清洁生产审核计划, 希望通过开展清洁生产审核, 实现节能、 降耗、 削减污染、提高效率,使我公司生产管理和环保管理再上一个新台阶,为环境保 护工作,为落实党中央提出的科学发展观,建立环境友好型、资源节约型的和谐 社会做出我们的贡献。 本次审核报告编制依据: 1)《中华人民共和国清洁生产促进法》; 2)《清洁生产审核暂行办法》(国家发改委、环保总局); 3)《中华人民共和国环境保护法》; 4)《中华人民共和国大气污染防治法》; 5)《中华人民共和国水污染防治法》; 6)《中华人民共和国固体废弃物污染环境防治法》; 7)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》; 8)《产业结构调整指导目录》(2013年修正版); 9)《高耗能落后机电设备淘汰名录》; 10)《国家重点节能技术推广目录》 (第三批); 11)《中华人民共和国环境保护行业标准-----燃煤电厂清洁生产标准》(征 求意见稿); 12)《燃煤电厂污染防治最佳可行技术导则》(征求意见稿); 13)《火电行业清洁生产评价指标体系》(试行) (国家发展和改革委员会); 14)《火力发电厂节水导则》; 15)《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011);
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16)《河北省清洁生产审核暂行办法》; 17)《关于印发重点企业清洁生产审核程序的规定的通知》(环发〔2005〕 151 号); 18)《关于进一步加强重点企业清洁生产审核工作的通知》(环发〔2008〕 60 号); 19)《关于深入推进重点企业清洁生产的通知》(环发〔2010〕54 号); 20) 《关于进一步加强重点企业清洁生产审核工作的通知》(冀环防〔2010〕 384 号); 21)《清洁生产审核指南制定技术导则》(HJ469-2009) 22)《清洁生产审核评估和验收技术导则》(DB 13/T1579-2012)河北省地方 标准; 23)《企业清洁生产审核手册》; 24)企业相关文件资料。

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1 企业概况
1.1 企业基本情况
衡丰电厂位于衡水市人民西路 3389 号,北距石德铁路约 400m,东距衡水市 的直线距离为 8.0km。厂区南约 300m 处为衡保公路。 公司实行董事会领导下的总经理负责制,采用直线职能型组织机构,公司下 设总经理工作部、 人力资源部、 计划营销部、 财务产权部、 政治工作部、 发电部、 燃料部等部门。 衡丰电厂总装机容量为 660MW 燃煤发电机组及其配套送变电系统。设计燃 煤量 150 万 t/a,平均利用 5500h,年发电量 33 亿 kW· h。机组由 2 台蒸发量为 1025t/h 的锅炉、 2 台额定抽汽量为 550t/h 的汽轮机和 2 台容量为 330MW 的发电 机组成。同时配套建设石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统、静电除尘器、深度污水 处理系统等环保设施,灰渣处理采用灰渣分除、干式集中、汽车运输方式。 2012 年实现发电量 38.17 亿 kW· h, 售热量 136 万 Gj。 供电煤耗 322g/kW· h, 工业总产值 1454425 万元,税金总额为 20978 万元。 公司高度重视环保工作, 及时了解环保新政策, 公司在 2011 年被河北省环境 保护厅评为“双三十”先进单位;积极组织上报材料在 2012 年顺利通过了环保 部核查组对我公司进行总量减排核查工作。

1.2 组织机构
组织简述见表 1-1,公司组织机构见附图 1.1。

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表 1-1 组织简述

组织名称:河北衡丰发电有限责任公司 所属行业:发电 组织类型:有限责任公司法人代表:张广宇 地址及邮政编码:河北省衡水市人民西路 3389 号 电话及传真: 0318-2192104 主要产品、生产能力及工艺: 主要产品:电能及热能 生产能力: 生产能力为 660MW/h, 耗煤量: 设计 1580000t/a, 实际 1557049t/a; 用水量:设计 8800000t/a,实际 7639961t/a。 工艺流程: 原煤运至电厂后,需将原煤碾磨成细粉并经气力输送方式以一定 风煤比和温度将煤送进锅炉炉膛, 经化学处理后的水在锅炉内被加热成高温高压 蒸汽,推动汽轮机高速运转,汽轮机带动发电机旋转发电。 关键设备:锅炉、汽轮机、发电机 年末职工总数: 598 人技术人员总数: 259 人 企业固定资产总值: 374654 万元 建厂日期: 1995 年投产日期: 1996 年 11 月 053000

联系人:王全胜

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总经理党委书记

总会计师

生产副总经理

纪委书记(工会主席)

资 产 运 营 部

财 务 产 权 部

物 资 管 理 部

燃 料 部

医 疗 门 诊 部

基 建 工 程 部

人 力 资 源 部

法 规 审 计 部

总 经 理 工 作 部

安 健 环 管 理 部

生 产 技 术 部

发 电 部

检 修 分 公 司

信 息 管 理 部

保 安 部

工 会 办 公 室

政 治 工 作 部

图 1.1 公司组织机构图

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2 审核准备
审核准备阶段是我公司开展清洁生产审核工作的第一个阶段。 目的是通过宣 传教育使公司领导和员工对清洁生产有一个初步的、比较正确的认识,消除思想 上和观念上的障碍;了解企业清洁生产审核工作的内容、要求及其工作程序。本 阶段工作的重点是取得企业高层领导的支持和参与,组建清洁生产审核小组,制 定审核工作计划和宣传清洁生产思想。 衡丰电厂领导对环保工作一直保持着高度重视,及时了解环保新政策,加强 与环保部门沟通,顺利通过环保部门多次环保检查、环保核查。为了节约能源、 降低消耗,同时进一步削减污染物,达到节能、降耗、减污、增效的目的,2013 年 4 月与河北省清洁生产技术服务中心签订技术咨询合同, 邀请国家级清洁生产 审核专家对我公司开展清洁生产知识培训,方法指导和技术支持。于 2013 年 5 月 17 日成立了清洁生产审核领导、工作小组,并以红头文件的形式下发到各部 门。

2.1 审核小组
在全公司进行清洁生产宣贯大会以后, 衡丰电厂即组织专题会议落实清洁生 产审核工作,在大力宣传,广泛动员的基础上,公司于于 2013 年 5 月 17 日下发 了《关于成立清洁生产审核工作小组的通知》,成立了由公司总经理康世杰任组 长,主管生产的副总经理杨树清为副组长、各部门有关负责人为成员的审核领导 小组,以及由公司杨树清副总经理任组长,魏宝峰主任等 3 人任副组长,各部门 和相关单位有关负责人为成员的审核工作小组,明确职责和权限,制定工作任务 和目标,确保各职能部门之间协调合作、各项资金及时到位,使公司的清洁生产 审核工作全面展开。 公司清洁生产审核领导小组成员及职责见表 2-1。 公司清洁生产审核工作小组成员及职责见表 2-2。

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表 2-1 衡丰电厂清洁生产审核领导小组 姓名 康世杰 审核小组职务 组长 副组长 成员 成员 成员 成员 成员 成员 成员 成员 成员 来自部门及职务职称 总经理 副总经理 副总工程师 副总工程师 计划营销部主任 发电部主任 生技部主任 检修公司总经理 总经理工作部副主任 财务部主任 燃料部主任 职责 总负责 总协调/审核重点负责 协助总协调 生产协调 统计协调 生产协调 环保协调 物资协调 信息协调 后勤协调 生产协调

杨树清
祝景良 尤建河 李宝银 李建超 魏宝峰 李建社 赵志涛 刘聪伟 张燕飞

表 2-2 衡丰电厂清洁生产审核工作小组 姓名 审核小组职务 来自部门及职务职称 组长 副组长 副组长 副组长 成员 成员 成员 成员 成员 成员 成员 成员 成员 成员 成员 成员 成员 成员 专职 专职 副总经理 计划营销部主任 发电部主任 生技部主任 检修公司总经理 生技部副主任 燃料部副主任 汽机专业主任 锅炉专业主任 电气专业主任 热控专业主任 修缮专业主任 生技部汽机专业 生技部热控专业 生技部化学专业 生技部电气专业 生技部燃料专业 生技部除尘/ 脱硫专业 生技部/环保专工 生技部 职责 负责审核工作的全面领导 主管审核全过程、全面协调和技术负责 协调审核工作、参与分析和提出方案 协调审核工作、参与分析和提出方案 协调审核工作、参与分析和提出方案 协调审核工作、参与分析和提出方案 参与提出方案、 分析, 提供生产各种数据, 协调方案执行 参与提出方案、协调方案执行的具体工作 参与提出方案、协调方案执行的具体工作 参与提出方案、协调方案执行的具体工作 参与提出方案、协调方案执行的具体工作 参与提出方案、协调方案执行的具体工作 参与提出方案、协调方案执行的具体工作 参与提出方案、协调方案执行的具体工作 参与提出方案、协调方案执行的具体工作 参与提出方案、协调方案执行的具体工作 参与提出方案、协调方案执行的具体工作 参与提出方案、协调方案执行的具体工作 协调审核工作、参与分析和提出方案,整 理汇总各种资料、报表,编写报告 协调审核工作、参与分析和提出方案,整 理汇总各种资料、报表,编写报告
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杨树清
李宝银 李建超 魏宝峰 李建社 张林茂 张吉芳 刘子夫 王鑫 王宝贵 薛翔宇 董铁良 马强 王永健 王文彬 齐军 贾运红 李学军 王全胜 李明凤

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2.2 取得领导支持
清洁生产是人们在环境保护战略上改变过去的被动反应为主动预防的新思 想和新观念。它以节能、降耗、减污为目的,通过对生产全过程的控制,实现最 大限度地利用能源和资源,尽量减少污染物的产生量和排放量,增加生态效率, 减少对人类和环境的危害,把经济效益与环境效益有机的结合起来,实现可持续 发展。清洁生产需要企业领导的大力支持与企业全体职工的积极参与,全面推进 清洁生产的第一步,就是广泛地开展宣传动员,让大家了解并积极参加到清洁生 产活动中来,使提出的清洁生产方案易于实施。为将这项造福子孙后代的工作做 好,公司领导直接领导清洁生产工作,从而在推行清洁生产过程中给予人、财、 物等方面的大力支持,以保证清洁生产审核工作的顺利开展。 2013 年 5 月 16 日,河北省清洁生产技术服务中心的专家在我公司组织召开 了清洁生产审核动员暨宣贯会议,公司主管生产的领导、各职能部门和班组长以 上的负责人参加了会议。会议由公司生产技术部主任魏宝峰主持,公司副总工程 师尤建河作了动员报告, 宣布了公司清洁生产审核领导小组和审核工作小组人员 组成。宣贯大会领导讲话见图 2.1。 通过培训使与会人员充分认识清洁生产的重要性, 了解清洁生产和末端治理 的区别和不同,懂得了清洁生产是整体预防,是对生产、过程、服务等各方面进 行减少污染物的产生和对环境的不利影响;了解了清洁生产审核七个阶段、35 个步骤的工作过程、企业如何进行清洁生产审核及其方案的产生、有效实施;了 解清洁生产能使企业带来较好的经济效益和明显的环境效果, 对公司开展生产活 动与环境和谐发展提供了重要保证。

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图 2.1 动员宣贯会领导讲话

2.3 审核工作计划
为使审核各阶段工作顺利开展,保证小组成员能够各负其责、积极运作,达 到资源的合理配置和有效利用,审核小组制定了公司清洁生产审核工作计划,见 表 2-3。
表 2-3 清洁生产审核工作计划表
阶段 前期 工作内容 联系、商讨、调研、计划 利用例会、宣传手册等形式 进行全部职工培训,学习清 1.审核 准备 洁生产意义、内容及相关的 知识等;成立审核小组;培 训审核小组审核知识;资料 收集等。 现场考察、汇总存在的问题、 确立审核重点、研究并制定措 2.预审核 施、资源准备。进行数据分析 并向全厂职工征集无/低费方 案,做好物资准备。 对锅炉热效率进行正反测 3.审核 算,自用电平衡测算,水平 衡测算,分析并查找废物产 生的原因。 4.方案 面向全厂职工宣传动员,针 2013 年 6 月 11 日 -7 月 31 日 2013 年 各部门 生技部 2013 年 5 月 21 日 -6 月 10 各部门 2013 年 5月5日 -20 日 各部门 完成时间 2013 年 4月 责任部门 环保 1.总经理等全员参与 2.成立审核小组 3.掌握审核技巧 4.制定并下发审核工作计划 5.成立清洁生产办公室 1.现场调查,确立审核重点 2.收集内部相关数据并与同 行业对比分析 3.制定清洁生产目标 4.考察无/低费方案的实施 1.污染因子平衡、水平衡 2.查找废物产生原因 3.查找单位产品消耗与同行相 比偏高的原因 4.制定组织实施无低费方案 1.汇总各类清洁生产方案, 产出

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产生 和筛选

对审核重点提方案,方案的 分析与筛选,实施方案

7 月-8 月

并进行分析 2.推荐可行性分析的方案 3.中期评估已实施无/低费 方案的效果并宣传

5.可行 性分析

对被选的中高费方案进行技 术、环境、经济评估,推荐 可实施方案 对所推荐的可实施方案,进

2013 年 9月

审核小组、 生技部

1.方案的可行性分析结果 2.推荐可实施的方案 3.配备必要的资源 1.按规定实施推荐方案 2.保存实施中的所有数据 3.已实施方案的成果分析结 论 1.落实清洁生产组织机构

6.方案 实施

行组织、核算、实施,汇总 审核无/低费方案的结果,评 价中/高费方案 制定长期污染防治与节能降 耗规划、将好的作法纳入管 理制度,涉及文件修改执行 《文件控制程序》,编写本 期清洁生产报告 提交审核报告、提交工作报 告、申请验收

2013 年 7 月-11 月

相关部门

7.持续清 洁生产

2013 年 11 月-12 月 2013 年 12 月

安健环部 生技部

2.制定清洁生产管理制度 3.持续清洁生产计划 4.编写清洁生产审核报告

8.总结 评估

安健环部 厂办公室

2.4 宣传和教育
为使清洁生产审核按计划要求顺利实施, 争取公司内部各部门和广大职工的 支持,尤其是现场操作人员的积极参与,公司委托河北省清洁生产技术服务中心 专家次对公司中高层领导及各职能部门的管理人员、 清洁生产审核小组以及各车 间管理人员工进行了宣传教育和培训。 (1) 动员培训 2013 年 5 月 16 日,公司聘请河北省清洁生产技术服务中心的专家来公司进 行了清洁生产的宣传和教育, 培训对象主要包括公司中高层领导以及班组上以上 主要负责人,重点讲解了清洁生产的意义、法律政策;学习清洁生产和清洁生产 审核的概念及方法;介绍清洁生产案例;讲解清洁生产的原则、特点和目标;明 确清洁生产与末端治理的区别;掌握获得清洁生产方案方法等。通过培训,参会 人员,尤其是公司中高层领导更新了对清洁生产审核理念的认识,为审核的顺利 开展奠定了基础。培训现场情况见图 2.2。
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图 2.2 宣贯现场

(2) 公司审核技术人员专项培训及内部学习 为把本次审核工作做好, 省清洁生产技术服务中心专家对公司各工序主要技 术人员进行了 2 次专项培训。分别是审核专题培训和物料平衡专题培训。培训现 场见图 2.3。 公司领导及公司中层干部参加了咨询公司组织的清洁生产培训班, 并在全厂 广泛开展清洁生产宣传和培训,组织全体干部职工一起认真学习了《清洁生产概 论》、《企业清洁生产审核指南》、《中华人民共和国清洁生产促进法》、《清 洁生产审核暂行办法》 (国家发展和改革委员会、 国家环境保护总局第 16 号令) 和《关于进一步加强重点企业清洁生产审核工作的通知》(环发〔2008〕60 号) 等一整套清洁生产系列文件,使职工了解有关清洁生产知识及审核方法,提高了

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技术水平和管理水平,从而为清洁生产全面推行奠定了广泛的群众基础,对这项 工作的顺利开展起到很好的促进作用。 (3) 发放宣传材料 电厂利用专题板报、局域网、印发“清洁生产试题”和“清洁生产合理化建议 调查表”等多种形式进行清洁生产基本知识、以及开展清洁生产的必要性和重要 性等内容的宣传,克服了观念和认识上的障碍,并积极加入到活动中,为清洁生 产献计献策。在清洁生产审核期间发放了由技术咨询单位提供的《清洁生产宣传 手册》和《清洁生产审核实用知识手册》各百余册,做到每个生产班组均有 1 份 以上学习材料,以便班组内部日常学习、讨论。另外审核小组还在公司内宣传了 《中华人民共和国清洁生产促进法》、《清洁生产审核暂行办法》、《关于深入 推进重点企业清洁生产的通知》等法律法规。宣传资料见图 2.3。

图 2.3 宣传资料

(4)清洁生产知识测试和合理化建议筛选 清洁生产是一个需要全体职工参与的活动,对企业大多数职工来讲,清洁生 产是一个新的概念。因此根据电厂实际情况,推行清洁生产的关键就是开展广泛 的宣传、教育活动。在进行多项清洁生产知识宣传后,为检测宣传效果和进一步 巩固宣传成果,审核小组对公司全体员工进行了清洁生产知识测试,通过发放试

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卷考试评分的形式调查职工对清洁生产知识的掌握程度。 以班组为单位发放了答 卷和合理化建议表, 共收到答卷 168 份, 回收率 100%, 通过对测试结果的统计, 员工考试及格率达到 100%,表明公司广大职工已初步理解了清洁生产的概念和 意义, 掌握了清洁生产审核的方法和步骤。 共收到 《清洁生产合理化建议调查表》 168 份,回收率 100%。

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3 预审核
预审核是清洁生产审核的第二阶段,目的是对企业全貌进行调查分析,分析 和发现清洁生产的潜力和机会,从而确定本轮审核的重点。本阶段工作重点是评 价企业的产污排污状况,确定审核重点,并针对审核重点设置清洁生产目标。 我公司审核工作小组成员和外部专家对我公司进行现状调研和考察, 分析并 发现企业清洁生产的潜力和机会,从而确定本轮清洁生产审核的重点。本阶段重 点是在企业现状调研考察的基础上,确定审核重点、设置清洁生产目标、提出产 生一批备选方案,并着手开始实施其中简单易行的无费低费清洁生产方案。

3.1 企业生产概况
3.1.1 企业概况 衡丰电厂总装机容量为 660MW 燃煤发电机组及其配套送变电系统。设计燃 煤量 150 万 t/a,平均利用 5500h,年发电量 33 亿 kW· h。机组由 2 台蒸发量为 1025t/h 的锅炉、 2 台额定抽汽量为 550t/h 的汽轮机和 2 台容量为 330MW 的发电 机组成。同时配套建设石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统、静电除尘器、深度污水 处理系统等环保设施,灰渣处理采用灰渣分除、干式集中、汽车运输方式。 衡丰电厂设计煤种阳泉无烟煤和晋中贫煤按 65:35 比例的混煤,发热量在 22.84MJ/kg,由于近几年来煤炭供应紧张,价格迅速攀升,煤质下滑,2012 年全 厂入炉煤低位发热量为 19801.18KJ/kg,脱硫系统投运率 99.86%,脱硫效率 93.52% 。在艰难的环境中,衡丰电厂依靠科技进步,不断进行设备更新与技术 改造工作,并积极深化企业内部改革,向管理要效益,走内部挖潜,节能降耗之 路。公司制定了一系列的制度和考核办法以调度广大职工节能降耗、降低生产成 本的积极性。 完成了#1、#2 号炉烟气脱硝改造工程。#1、#2 号炉烟气脱硝改造采用选择 性催化还原法(SCR),改造后效果显著,脱硝效率达到 85%,出口的氮氧化物

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浓度值控制在 200 mg/Nm3 以下,低于国家新的环保排放标准《火电厂大气污染 物排放标准》(GB13223-2011)。 脱硝工程的实施,大大减少 NOx 排放量,降低周边地区的酸雨危害,对改 善大气环境质量、 改善人民的生活质量和保证经济的可持续发展将起到显著的作 用,具有显著的环境效益、社会效益和经济效益。 脱硝改造工程投产后,每年可少排 NOx 约 3225t(单台炉),大大降低了电 厂的 NOx 排放量,有效降低了周边地区的酸雨危害,具有显著的环境效益。 根据国务院的 《排污费征收使用管理条例》 和国家发改委等四部委颁布的 《排 污费征收标准管理办法》,直接向环境排放污染物的排污者,应当按规定缴纳排 污费。 实行脱硝改造后,每年的排污费用节省约 400 万元(单台炉)。 公司平面布置图见附图 3.1。

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河北衡丰发电有限责任公司厂区平面布置图
翻车机
# 1转 运站 # 皮 带

仓储中心钢材库
生活污水处理

灰库
物 资

雨水 泵房

危险品 库

仓储中心仓库


二期储煤场 工业废水处理


# 2转 运站 # 皮 带 # 3转 运站

2


一期储煤场 #4皮带
# 4转 运站


仓储阀门库

#5、6皮带

# 5转 运站

泡沫 泵房

污 水 深度处理站
料 路

3


燃 料 楼

路 脱硫楼



二期脱硫
电 除 尘


一期脱硫
除灰楼


# 皮 带
#1 水 塔
一 水期 泵循 房环



除 灰 楼

电 除 尘


电 除 尘


电 除 尘

碎煤机 室

7



二 水期 泵循 房环

#3 水 塔

锅 炉

集 控 楼

锅 炉

锅 炉

集 控 楼

锅 炉

# 皮 带

溴化锂

8



#4


#3

#2

#1

锅炉房 汽机房 高 压


锅炉房 汽机房 变 区 域
路 建

#2 水 塔



#4 水 塔











网 控 楼

制水厂

制剂厂 燃 料 楼


检修楼

生 产 楼
泵生 房活

化学楼


检修楼


氢站

办公楼 文 化 中 心


食堂

浴室
球 场

花 房 运 输 部

灯塔

招 待 所 一


单身楼

招待所二


停车场 汽车队

衡 丰 路

恒兴公司

建安修缮部





西



3389



图 3.1 公司平面布置简图

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3.1.2 企业生产状况 衡丰电厂总装机容量为 660MW 燃煤发电机组及其配套送变电系统。 设计燃 煤量 150 万 t/a,平均利用 5500h,年发电量 33 亿 kW· h。机组由 2 台蒸发量为 1025t/h 的锅炉、 2 台额定抽汽量为 550t/h 的汽轮机和 2 台容量为 330MW 的发电 机组成。同时配套建设石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统、静电除尘器、深度污水 处理系统等环保设施,灰渣处理采用灰渣分除、干式集中、汽车运输方式。 2012 年实现发电量 38.17 亿 kW· h, 售热量 136 万 Gj。 供电煤耗 322g/kW· h, 工业总产值 1454425 万元,税金总额为 20978 万元。 公司生产工艺流程排污节点图见图 3.2。 3.1.3 企业近三年原辅材料和能源消耗 近三年主要原辅材料及能源消耗一览表见表 3-1。 输入物料状况调查表见表 3-2。 近三年产品情况一览表见表 3-3。

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缓冲煤场

沉煤池

工业废水处理站

煤场喷洒、浇洒路 面、输煤廊道冲洗

SO2、NOx、烟尘 化学水处理系统 给煤机

磨煤机 锅

静电 除尘器



汽轮机

G

变 压 器

出线

凝汽器

炉渣
脱硫废水

脱硫系统

干灰 循 环 再利用 水

处理后回用

石灰石

石膏

图 3.2 公司工艺流程及排污节点图

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表 3-1 近三年原辅材料、能源消耗表
主要原辅料 和能源 发电用标煤量 供热用标煤量 循环水 深井水 发电用柴油量 供热用柴油量 发电厂用电量 供热厂用电量 盐酸 NaOH 石灰石粉 近三年年消耗量 单位 t/a t/a t/a t/a t/a t/a kW· h/a kW· h/a t t t 使用部位 锅炉 锅炉 凉水塔、各转机冷却器 锅炉、汽轮机 锅炉 锅炉 厂内用电设备 厂内用电设备 水处理 水处理 脱硫 2010 963468 15056 7389764 580207 1163.25 7.23 19675 243 83.8 61.5 68998 2011 1161209 29468 8023049 558583 1222.83 9.32 20564 395 79.5 58 65891.8 2012 1145731 51267 8598861 673172 604.49 2.77 21075 836 87.3 64 79455.32 单位 g/kW· h kg/Gj kg/ kW· h (发电水耗) kg/ kW· h (发电水耗) g/kW· h kg/Gj 厂用电率% kW· h/Gj kg/t kg/t g/ kW· h 近三年单位产品消耗量 实耗 2010 304.45 40 2.52 / 0.37 0.019 5.68 6.33 / / 21.78 2011 307.38 40.8 2.53 / 0.32 0.013 5.4 5.43 / / 17.3 2012 305.15 44.3 2.43 / 0.16 0.002 5.52 6.14 / / 20.81

油类

t

设备

1170.48

1232.06

607.26

g/万 kW· h

0.338

0.324

0.159

注:油类主要包括润滑脂、柴机油、齿轮油、磺基脂、轴承润滑油等。

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表 3-2 输入物料汇总表 项目 物料名称 物料功能 有害成分及特征 有害成分浓度 年消耗量(吨)总计 输送方法 包装方法 储存方式 内部运输方式 包装材料管理 1196998 汽车 汽车货箱 煤场 输煤皮带 无 607.26 汽车 封闭罐车 油罐 管道 循环使用 保持一定数量, 专人管理 常年 不需要 物料 物料 1 燃煤 燃料 含硫 物料 2 柴油 燃料 石油类、含硫 物料 3 盐酸 水处理 HCL、腐蚀性 31% 87.3 汽车 封闭罐车 酸罐 管道 循环使用 物料 4 NaOH 水处理 NaOH、腐蚀性 50% 64 汽车 封闭罐车 碱罐 管道 循环使用 79455.32 汽车 封闭罐车 石灰石粉库 管道 循环使用 保持一定数量, 专人管理 常年 不需要 物料 5 石灰石粉 脱硫 氧化钙、腐蚀性

库存管理

喷淋、定期倒煤垛

保持一定数量, 执行 《危 保持一定数量,专人管 险化学用品管理制度》, 理,执行《危险化学品 《易制毒品(盐酸)使 管理制度》 用管理办法》 常年 不需要 常年 不需要

储存期限 供应商是否回收

常年 不需要

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表 3-3 近三年的主要产品一览表 项目 产品种类 年份 2010 年 2011 年 2012 年 产品 1 发电 发电量 (亿 kW· h/a) 31.68 38.079 38.1716 产品 2 供热 供热量 (GJ/a) 383829.58 726383.72 1361081 产品 3 副产品 粉煤灰 (万 t/a) 35.02044 40.0951 42.4396 产品 4 副产品 炉渣 (万 t/a) 3.89116 4.45501 4.7155

近三年主要能源消耗情况分析: (1) 供电煤耗:2010 年~2012 年,供电煤耗呈逐先上升后下降的趋势,2011 年比 2010 年上升 0.95%,2012 年比 2011 年下降 0.73%,主要原因是为了进一步提 高公司总体经营效益,2011 年开始公司尝试进行经济煤种掺烧,进行了煤泥掺烧试 验,并努力提高煤泥掺烧比例。由于煤泥水分高、发热量低,对锅炉效率带来一定 影响,影响 2011 年度发、供电煤耗均略有升高。经过公司不断试验、对比、分析、 总结和提高,并且在 2012 年增加了褐煤掺烧,提高了入炉煤的挥发份,2012 年掺 烧技术有了较大提高,运行人员调整水平也得到加强,2012 年发供电煤耗环比有了 一定下降。 (2) 发电水耗:2010 年~2012 年呈逐年下降趋势,由 2010 年的 2.52 kg/kWh 下 降到 2012 年的 2.43kg/kWh,下降了 3.57%。主要是因为:前几年公司充分利用每 次检修机会,基本消除了机组各种跑冒泄漏,2009 年 4 月份,通过调整化学加药配 方,机组循环水浓缩倍率由 3.0-3.5 提高到了 3.5-4.0,达到了良好的节水效果。另外 先后还完成了暖风器疏水、溴化锂疏水回收等节水项目,通过一系列节水技术措施 的实施,使公司的发电综合水耗得到了逐年下降。 (3) 厂用电率由 2010 年的 5.68%降低到 2012 年的 5.52%。主要是因为:公司厂 用电率逐年下降是由于不断加大了重要耗电辅机的节能降耗技改力度,“十一五”期

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间,公司先后进行了 2 台凝结水泵、2 台脱硫增压风机、4 台锅炉引风机、4 台锅炉 一次风机电机的变频改造工作,取得了显著的节电效果,对降低厂用电率起到了重 要作用。
表 3-4 煤质主要化学成分分析 序号 1 2 3 4 5 收到基全水分 (%) Mar 1.36 1.78 1.66 1.09 1.31 收到基灰分 (%) Aad 28.97 29.59 31.20 33.03 34.21 收到基挥发分 (%) Vad 11.02 10.53 12.10 11.42 11.75 收到基硫分 (%) 1.28 1.31 1.35 1.32 1.34 收到基低位发热量 (kJ/kg)Qnet.ar 20.92 21.04 19.71 19.82 19.37

原辅料中有毒有害危险品管理过程: 公司有完善的环境管理流程,深知有毒有害化学品在使用及最终处置时带给环 境的不利影响。对于表 3-4 中所列酸碱等有毒有害化学品,公司有着严格的管控措 施。具体做法如下: (1)公司具有危险品使用流程图、确认管理负责人并制定管理部门事故发生时的 应对程序。 (2)现场管理方面,使用和保管危化品的场所粘贴了识别标识和守则,并配置专 用器具。 (3)运输过程中,使用罐车,加药为管道加药,并配有计量器具。在(有害物)保 管容器上的有害物标识,使其不受污染或损伤并容易看到。定期检查(有害物)保管 设施的门、窗及锁紧装置的腐蚀、老化情况,并由(有害物)管理负责人管理锁紧装 置的钥匙。 (4)酸、碱贮藏场所内备置了灭火器、防毒面具、防护手套、防护鞋、防护服及 护目镜等。备置了能够中和、吸附、稀释或回收的防治药品或资材。同时具有换气

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设施。能够按品种区分并保管(有害物)。在保管设施的入口根据(有害物)法规做(有 害物)标识。 3.1.4 主要设备一览表 (1)主要设备 截至到 2010 年底,我公司共有锅炉 2 台,汽轮机 2 台,发电机 2 台,主要附属 机泵 78 台,以上主机及各项配套设备基本处于健康水平,无淘汰和技术落后设备, 目前处于国内先进水平,主要生产设备及运行状况一览表见表 3-5。
表 3-5 主要生产设备及运行状况一览表 序 号 1 2 3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 2 3 4 1 2 3 4 5 设备名称 锅炉 汽机 发电机 给水泵电机 循环水泵电机 前置泵电机 凝结水泵电机 引风机电机 一次风机电机 送风机电机 磨煤机电机 排粉机电机 增压风机电机 给水泵 循环泵 凝结泵 浆液循环泵 一次风机 引风机 送风机 增压风机 氧化风机 规格型号 B&WB-1025/ 18.3-M N330/C257-16.67/0.8 /537/537 QFSN-300-2 台(套) 功率 数 (kW/台) 2 2 1025t/h 330 330MW 5400 1600/1200 250 900 1800 560 800 1120 710 2200 556 15629.25 1000 560 560 1800 800 2200 250 运行时间 (hr/a) 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 4000 备注 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好

2 电机类 YKS5400-4 2 4 YL1600/1200-16/18 型 Y355-4 4 YL450 -4 4 YKK800-2-8 4 4 YKK500-4 型 YKK500-6 4 Y630-2-6 8 YKK4505-4 8 YKK900-14W 2 泵类 DG600-240 6 4 48P-35ⅡA YLST500-4 4 600X-TLRD 8 风机类 14144AB/1189 4 AN28e6 4 FAF21.1-13.3-1 4 ANT42E6(V13+4° ) 2 BK-DS*10024 6

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变压器类 1 2 3 4 5 6 7 主变 高备变 高厂变 励磁变 低厂变 除尘变 除灰变 SFP10-390000/220 SFFET-4000/220 SFFZ7-4000/20(SFFZ 7-31.5/20-11.5) JL-1434-4 SC-1250/10 S11-M-1000/6.3/0.4 S11-M-1250/6.3/0.4 2 1 2 2 4 4 2 390MVA 40MVA 40/31.5MV A 1434KVA 1250KVA 1000KVA 1250KVA 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 良好 良好 良好 良好 良好 良好 良好

与《高耗能落后机电设备淘汰名录》对比,我公司没有属于淘汰落后的设 备,符合国家相关要求。 (2)设施状况分析 B&WB-1025/18.5-M 型锅炉为亚临界压力参数、 自然循环、 一次中间再热、 固态排渣、单炉膛、单汽包、露天布置。系北京巴布科克 · 威尔科克斯有限公司 生产。 锅炉设计煤质为山西阳泉无烟煤和晋中贫煤按 1:1 比例混合煤。采用钢球 磨煤机中间储仓式制粉系统,每台锅炉配四台 MTZ350/700 型磨煤机 . 锅炉燃烧采用一次风机热风送粉系统,对冲燃烧方式, 24 台 EI-DRB 双调 风燃烧器,分三层对称布置于矩形燃烧室的前后墙上,配有高能自动点火装置 的 24 支点火油枪,分别布置于各燃烧器中。 锅炉汽包全长 19750mm ,内径 φ1784 mm ,壁厚 203.2 mm,采用 SA-299 钢板制成,汽包中心线标高为 61.1m。炉膛宽 13350mm,深度 12300mm ,由 680 根膜式水冷壁构成 ,四根下降管经 92(23*4)根供水管引入水冷壁下联箱。 主汽管道及再热汽管设计为 2— 1— 2 制,即锅炉出口分两路,后合并为一 路,到机侧又分成两路入汽机。主汽温度控制采用两级减温水,第一级减温水 布置在一过两侧出口管至屏过导汽管上,第二级减温水布置在屏过出口至二级

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过热器入口导汽管上。再热汽温度调节以烟气分流挡板开度调整为主,并设一 级事故喷水减温装置。 锅炉引送风机皆为轴流式风机,送风机为动叶调整,引风机采用入口挡板 (静叶)调节或变频调节,一次风机采用离心式风机,入口导流器调节或变频 调节,空预器为容克式三分仓回转式。 为保持受热面清洁,锅炉的炉膛、烟道、空预器的受热面布置了程序控制 吹灰系统,分短杆吹灰器 27 台,长杆吹灰器 50 台,空预器吹灰器 2 台。为了 能掌握锅炉启动过程中烟气温度变化,防止锅炉受热面超温,在炉膛水平烟道 左右侧各布置有烟道温度探针一个。为提高空预器吹灰效果,设有空预器击波 吹灰系统。 为了锅炉启动过程中金属均匀受热,减少锅炉启动用油,缩短启动时间, 设置了锅炉底部加热系统,汽源为邻炉汽包中的饱和蒸汽,也可以是 #1 机厂用 汽联箱的蒸汽。 汽轮机设备概况: 河北衡丰发电有限责任公司共安装两台机组,分别为哈尔滨汽轮机厂有限 责任公司生产的亚临界、 一次中间再热凝汽式 330MW 汽轮机。 型号为 N330/C257 - 16.67/ 0.8/537/ 537 ;额定功率:330MW( ECR 工况),最大功率:345MW ( VWO 工况)。通流级数:高压缸:1 调节级+12 压力级;中压缸:10 压力级; 低压缸:2× 7 压力级,总共 37 级。 电气设备概况: 河北衡丰发电有限责任公司 220KV 升压站为双母线单分段带旁路接线方式, 共 有四台机组、六条出线及两台高备变与 220KV 电网相连,其中#1、#2 机组及#1 高备 变分属河北衡丰发电有限公司所有。#1、#2 机是哈尔滨电机股份有限公司生产的

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QFSN-300-2 型发电机,机组冷却方式为水-氢-氢,机组采用三机励磁运行方式,励 磁系统为哈尔滨电机股份有限公司生产的 JL-1434-4 型励磁装置;每台机组包含发 电机 (容量为 330MW) 、 主变压器 (容量为 390MVA) 、 励磁变 (容量为 3200KVA) 、 高厂变(容量为 40MVA)、励磁调节器装置、断路器及隔离开关等电气设备;发 电机输出电压为 20KV,挂网电压为 220KV,两台机最大输出功率合计为 660MW。 高压电机中引风机、 增压风机、 一次风机、 凝结水泵均使用高压变频节能装置, 除尘器电控柜使用南自厂的 DKZ-2B 节能设备,为我公司节能降耗起到了很大的作 用。

3.2 企业环境保护状况
3.2.1 环境保护“三同时”执行情况 目前, 衡丰公司有两台装机容量为 330MW 燃煤发电机组及其配套送变电系统。 衡丰公司两台机组始建于 1995 年,装机容量 2× 330MW 汽轮机组配 2× 1025t/h 煤粉 炉,于 1996 年建成投产。 每台锅炉配备两台电除尘器,每台电除尘器为高压静电除尘器,布置于锅炉空 气预热器后引风机前的烟道之间,分别于 1995 年、1996 年与主机投产;环评文件 于 1992 年 9 月 16 日经原国家环境局批复(环监【1992】310 号)。 两台机组的脱硫装置在 2006 年 12 月、2007 年 9 月投运,系统总体运行状况良 好,年投运率在 98%以上,脱硫效率达到设计要求;环评文件于 2004 年 2 月 13 日 经河北省环境保护局批复(冀环表【2004】14 号)。 两台机组的脱硝装置在 2012 年 12 月、2013 年 6 月投运,系统总体运行良好; 环评文件于 2012 年 7 月 10 日经衡水市环境保护局批复(衡环表【2012】117 号)。

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3.2.2 环保管理工作 公司把环境保护与电力生产并重做为企业生存发展的根本原则,落实国家各项 环保要求,环保设施投资合计 38000 万元。在开始建设时同步建成了四电场高压静 电除尘器、石灰石-湿法全烟气脱硫系统、选择性催化还原法(SCR)脱硝系统以及 工业废水处理站。在运行管理上除尘效率达到 99%、脱硫效率达到 90%、脱硝效率 达到 70%。在设备改造上分别对电除尘器的控制部分进行技术改造有效地提高了除 尘效率和降低了电耗、对脱硫浆液循环泵进行了更换提高了脱硫效率。环保人员共 3 名,环保方面的规章管理制度有:《环境监测管理标准》 《废水控制管理标准》 《粉 尘控制管理标准》《锅炉烟气控制管理标准》《噪声控制管理标准》等。 环境突发事件应急方面,公司制订了《环境突发事件应急预案( 2012 版)》, 并在河北省环境保护厅进行了备案。公司内部对全体员工进行了培训和演练。 3.2.3 环境风险控制 我公司每年组织一次环境因素识别与评价工作, 对评价出的问题逐级审核, 确定 整改和实施方案, 积极治理污染源, 严格控制新污染源的产生, 不断消减环保隐患。 近年来我区主要对污水处理设施进行更新、 改造, 并在各生产环节采用环保新工艺、 新技术。 烟气脱硝改造工程 为了满足大气污染物排放标准(GB13223-2011),衡丰公司#1、#2号机组分别于 2013年6月和2012年12月完成了#1、#2号机组烟气脱硝改造。衡丰公司1、2号机组脱 硝改造工程由北京国电龙源环保工程有限公司总承包,采用液氨法SCR工艺,设计 脱硝效率不低于85%。 目前, 两台机组脱硝改造工程均通过了省厅的项目验收。 烟气脱硝装置通过168

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小时试运移交生产后,我公司将脱硝装置纳入正常设备管理,严格按新的污染物排 放标准要求控制出口氮氧化物排放浓度。目前脱硝装置运行稳定可靠,1、2号机组 氮氧化物排放浓度约为130 mg/Nm3。 3.2.4 污染源调查 (1)废气排放及防治措施 公司废气排放主要为锅炉在燃烧过程中产生的烟气,经除尘、脱硫净化后,通 过 210m 高的烟囱排入大气,可有效增加烟气抬升高度,通过高空稀释扩散作用进 一步降低对附近地区的影响。其主要污染物为:烟尘、二氧化硫、氮氧化物。 为有效控制外排废气对环境的污染,采取了如下措施: a、二氧化硫控制手段 现状:石灰石-湿法脱硫、脱硫效率>90%。 控制措施:对烟气旁路挡板进行了铅封、加强了对运行中的调整保证不断地提 高脱硫效率。 衡丰电厂二氧化硫的控制采用控制燃煤硫份的方式, 控制煤中硫份一般为 1.3% 左右。采用石灰石-石膏法湿法烟气脱硫工艺,脱硫效率大于 90%,脱硫装置年运行 小时数按 5500h 计。两台机组设 1 套吸收剂制备系统。石膏浆采用真空皮带方式脱 水,石膏脱水后含湿量 10%,满足综合利用的条件。根据在线监测数据显示脱硫后 排烟 SO2 浓度低于 300mg/m3。 b、氮氧化物控制手段 采用选择性催化还原法 (SCR) ,脱硝效率>75%。 喷入锅炉烟气中的 NH3 在 SCR 反应器中催化剂的作用下与烟气中 NOx 按上述化学反应式进行反应, 还原成水和氮 气,从而达到降低排烟中 NOx 含量的目的。

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c、烟尘控制手段 采用四电场高压静电除尘器,除尘效率>99.8%。目前,1 号机组电除尘出口烟 气烟尘浓度小于 200mg/m3,经脱硫 50%去除效率后达 100mg/m3;2 号机组电除尘 出口烟气烟尘浓度为 40mg/m3,经脱硫 50%去除效率后小于 30mg/m3。 d、无组织排放煤粉尘控制手段 厂区无组织排放源主要是堆煤场、燃煤输送过程中产生的煤粉尘等。公司设 2 座储煤场,翻车机房一座,2 台悬臂式斗轮堆取料机。公司设有 10 段带式输送机, 在转运站和碎煤机室采用水膜式除尘系统,并单独设立除尘小间;原煤仓,筒仓采 用布袋式除尘器。输煤栈桥采用水冲洗;为防止煤场扬尘,在煤场四周设有水喷淋 设施,并在煤场周围安装挡风抑尘网。 输煤系统输送机供给锅炉燃煤的输送方式,转运站和碎煤机室采用水膜除尘方 式抑尘, 煤场安装挡风抑尘网, 挡风板采用镀铝锌板, 高度为 14.5m, 总长为 1090m, 并设有喷枪做为煤场喷淋。 粉煤灰库共 3 座,每座容积 1800m3,每座库顶设置 DMC-90 布袋除尘器一台; 设置石灰石粉仓一座,容积 800 m3,库顶设置 DMC-36 布袋除尘器一台。保证了粉 尘达标排放。 通过上述措施,有效地抑制了粉尘的无组织排放。 衡丰电厂设置烟气连续监测系统,用于连续自动监测烟气中的二氧化硫、氮氧 化物、氧气、烟尘浓度、以及烟气湿度温度和流量。系统包括采样系统、样气预处 理系统、分析系统和数据采集系统。 衡丰电厂废气排放一览表见表 3-6。

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表 3-6 废气排放一览表 监测点位 及时间 1#炉除尘 器出口 2013.8.27 2#炉除尘 器出口 2013.8.27 全厂排放 总量 监测项目 排气量 二氧化硫 烟尘 氮氧化物 排气量 二氧化硫 烟尘 氮氧化物 排气量 二氧化硫 烟尘 氮氧化物 单位 ×105m3/h mg/ m3(标) mg/ m3(标) mg/ m3(标) ×105m3/h mg/ m3(标) mg/ m3(标) mg/ m3(标) 万标 m3/a t/a t/a t/a 1 7.79 254 57 68 7 254 25 128 监测结果 2 7.95 249 25 70 6.9 259 50 131 3 7.89 247 51 73 6.9 251 48 135 859723.67 2168.826 367.203 859.787 执行标准号及 标准值 GB13223-2003 1200 200 1100 GB13223-2003 1200 200 1100 达标 情况 达标 达标 达标 达标 达标 达标

由表 3-6 可知, 外排废气污染物中二氧化硫、 烟尘和氮氧化物浓度均达到了 《火 电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2003)中Ⅲ时段标准限值的要求, 为达标排放; 《建设项目环境影响报告书》中衡丰电厂的 SO2 排放总量为 3192t/a,实际排放量为 2168.826t/a,根据国家环境保护总局《关于河北衡水电厂二期工程环境影响报告书 审查意见的复函》,衡丰电厂 SO2 排放总量符合地方总量控制要求。 (2)废水排放及防治措施 a、废水的产生及排放去向 公司产生的废水主要是生产废水和生活污水。生产废水主要包括锅炉补给水处 理系统和凝结水精处理系统再生排水;锅炉补给水处理系统原水预处理装置排水; 脱硫废水;锅炉化学清洗系统排水;锅炉空气预热器冲洗排水等,公司建有生产废 水集中处理站和生活污水处理站,生活污水经处理后排入一期工艺重复利用;生产 废水经废水处理站处理后全部循环使用;无外排废水。 b、生产废水处理系统 废水经工业废水集中处理站处理后全部回收利用,生活污水排入恒兴发电公司 进行再利用。

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(3)噪声排放及防治措施 衡丰电厂的噪声主要有汽轮机、磨煤机、风机、泵类等,多数属于稳态噪声。 衡丰电厂首先从声源上开始控制,尽可能选用低噪声设备。对于部分高噪声设 备和声源上无法根治的生产噪声采取有效的隔音、消声等噪声控制措施,安装消音 器和隔声罩。 河北省环境监测中心站于 2013 年 4 月 16 日,依据《工业企业厂界环境噪声排 放标准》(GB12348-2008)Ⅲ类标准要求对衡丰电厂进行了厂界噪声监测。 监测结果见表 3-7。
表3-7衡丰电厂厂界噪声监测结果表 监测点位 厂区南侧 厂区西侧 厂区北侧 厂区东侧 监测 日期 4月16日 4月16日 4月16日 4月16日 测定结果 50.1 63.3
54.9 59.4

等效声级:[dB(A)] 夜间 达标情况 达标 达标 55 达标 达标 标准值

昼间 达标情况 达标 达标

标准值

测定结果 50

65 达标 达标

54.6
50.4 51.6

由表 3-7 可知,衡丰电厂厂界噪声昼夜监测结果昼间等效声级范围值分别为 54.9-63.3dB,夜间等效声级范围值分别为 50-54.6dB,均满足《工业企业厂界环境噪 声排放标准》(GB12348-2008)Ⅲ类标准限制要求。 (4)固体废物排放及防治措施 衡丰电厂产生的固体废物主要包括粉煤灰、炉渣、脱硫石膏。粉煤灰、炉渣、 脱硫石膏等固废全部进行综合利用。粉煤灰产生量为 361188.33t,炉渣产生量为 40132.037t,其中粉煤灰经二次筛选提高了细灰率,细灰作为混凝土添加物、粗灰 作为制砖等建材原料,炉渣作为建材原料;脱硫石膏年产生量为 14.41 万 t,已于山 东泰和集团签订了利用合同。

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除灰方式:电除尘器灰采用负压分选收集正压浓相输送方式送到储灰库内,省 煤器灰通过正压浓相输送方式直接输送到储灰库内。 灰处理流程见图 3.3。
电除尘 器灰 省煤 器灰 负压分选 收集 正压浓 相仓泵 正压浓相 仓泵 储灰 库 装车 外运

图 3.3 灰处理流程

炉底渣处理方式:炉底渣通过捞渣机捞出后直接装车外运,冷却水溢流到渣池 后通过循环泵打到捞渣机内循环利用。 炉底渣处理流程见图 3.4。
炉底渣 捞渣机 装车外运

冷却水

渣水池

渣水泵

图 3.4 炉底渣处理流程

(4)危废排放及防治措施 我厂生产过程中,各生产设备使用的润滑油量为 2.7696t,所使用油品定期进行 跟踪化验,如内部指标偏差过大时才进行更换。更换下的废油处理方式为:废油尽 量降级使用;剩余油渣点火使用。因此我厂无废油外排量。 企业环保设施一览表见表 3-8。

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表 3-8 环保设施一览表 治理项目 烟气 烟尘 SO2 烟 气 NOx 堆煤场粉尘 煤粉输送过程粉尘 废 水 固 废 噪 声 酸碱废水 经常性废水 非经常性废水 炉底渣 电除尘器灰 脱硫石膏 噪声 噪声 环保设施名称 烟囱 静电除尘器 石灰石-石膏湿法全 烟气脱硫 低氮燃烧器 挡风抑尘网、 喷枪 水膜除尘器、 布袋除尘器 皮带输送喷头 工业废水处理站 工业废水处理站 工业废水处理站 刮板捞渣机 粉煤灰分选设备 石膏脱水设备 隔音罩 消音器 技术参数 高 210m, 出口内径 7m 2FAA2× 35M· 2× 40M -2× 84-125 2FR3× 45M· 1× 37-2× 84-150 脱硫效率大于 90% 高 14.5m 个 台 台 个 座 GBL-12C M9?16 型 DU-21.6/1800 台 套 套 套 套 34 18 20 336 1 1 2 4 2 14 18 单位 个 台 套 套 数量 1 4 2 8

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工作表 3-9-1 环保设施状况调查表

设施名称静电除尘器处理废物种类烟尘 建成时间 1996 年折旧年限 30 年 建设投资 4000 (万元)设计处理量 523 万 m3/h/台

实际处理量 523 万 m3/h/台年运行费 500 (万元)年耗电量 900 万 kW· h 运行天数 300(天/年)25(天/月)检测频率实时在线监测(次/年)

1#机组静电除尘器监测结果一览表(2012 年)
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 项目 烟道截面积 第一遍 烟气流速 第二遍 第一遍 烟气量 第二遍 第一遍 标态烟气量 第二遍 第一遍 烟尘浓度 第二遍 折算浓度 平均 烟尘排放量 平均 除尘效率 平均 单位 m2 m/s m/s m3/h m3/h Ndm3/h Ndm3/h mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 kg/h % A1 9.24 11.3 11.3 382552 382934 227804 228032 260 270 9.24 11.4 11.3 385013 384782 236683 236541 258 269 266 251 99.05 9.24 11.4 11.5 387569 391330 238285 238250 266 275 A2 9.24 10.9 11.0 370473 370546 225399 225512 262 268

2#机组静电除尘器监测结果一览表(2013 年) 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 项目 烟道截面积 烟气流速 烟气量 标态烟气量 烟尘浓度 折算浓度 烟尘排放量 除尘效率 单位 m2 m/s m3/h Ndm3/h mg/Nm3 mg/Nm3 kg/h % A1
9.24 13.34 443885 269107 32.8 9.24 14.09 468813 290978 34.2 31.6 35.4 99.89 9.24 14.29 475387 290225 26.0

A2
9.24 13.32 442995 271187 33.6

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工作表 3-9-2 环保设施状况调查表

设施名称烟气脱硫装置处理废物种类

SO2 建成时间 2007 年折旧年限

30 年

建设投资 16000(万元)设计处理量 1155263Nm3/h/台实际处理量 1155263Nm3/h/台年运行费 4000(万元) 年耗电量 4500 万 kW· h 运行天数 300(天/年)25(天/月)检测频率实时在线监测(次/月)

脱硫塔前后污染物监测结果一览表(2013年)
机 组 1# 机 组 脱 硫 2# 机 组 脱 硫 次 数 过剩 空气 系数
1.54 1.56 1.57 1.65 1.58 1.63

标态排气量 (× 106m3/h) 进口
/ / / / / /

烟尘 浓度(mg/m3) 速率(kg/h) 进口
/ / / / / /

出口
7.81 7.27 7.23 7.88 7.55 7.01

出口
33 32 35 33 30 29

进口
/ / / / / /

出口
25.77 23.25 25.29 26.02 22.64 20.34

折算后 排放浓度 (mg/m3) a=1.4
37 36 40 35 34 33

SO2 浓度(mg/m3) 速率(kg/h) 进口
2796 3206 3125 2157 2691 2875

出口
162 183 190 134 167 193

进口
/ / / / / /

出口
127 133 137 106 126 244

折算后 排放浓度 (mg/m3) a=1.4
176 204 211 185 188 261

脱硫 效率 %
94.21 94.29 93.92 93.79 93.79 93.29

烟气 黑度 (林 格曼 级)

1 2 3 1 2 3 标准值

<1 级

<1 级

/

/

/

/

/

/

200

/

/

/

/

1200

/

1级

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工作表 3-9-2 环保设施状况调查表

设施名称烟气脱硝装置处理废物种类氮氧化物建成时间 1#炉 2013 年 6 月;2#炉 2012 年 12 月 折旧年限 15 年建设投资 16865(万元)设计处理量 6450Nm3/h/台实际处理量 7400Nm3/h/台 年运行费 4621.888(万元)年耗电量 21.6 万 kW· h 运行天数 300(天/年)25(天/月) 检测频率实时在线监测(次/月)

脱硝前后污染物监测结果一览表(2013年)
机组 次数 过剩空气系 数
1.19 1.19 1.19 1.74 1.75 1.76

标态排气量 (× 106m3/h) 进口 / / / / / / / 出口
6.23 6.10 6.28 8.39 8.39 8.32

NOx 浓度(mg/m )
84 92 90 96 92 86
3

速率(kg/h)
43 47 46 93 89 84

折算后 排放浓度(mg/m3) a=1.4
71 78 76 93 89 84

烟气 黑度 (林格曼 级)

1 1#机组 脱硝 2 3 1 2#机组 脱硝 2 3 标准值

<1 级

<1 级

/

/

/

200

1级

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工作表 3-10 企业环保达标及污染事故调查表

一.环保达标情况 1.采用的标准 工程锅炉烟气排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)第时 段排放标准要求,具体标准限值见表1。 颗粒物无组织排放执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)表2标 准,具体标准限值见表2。 表1 火电厂锅炉污染物最高允许排放浓度和烟气黑度标准限值
烟尘 (mg/m3) 200 SO2 (mg/m3) 1200 NOx 烟气黑度 (mg/m3) (林格曼黑度,级) 1100 1

评价标准 GB13223-2003第时段

表2
评价标准 GB16297-1996表2标准

无组织排放污染物标准限值
监控点 周界外空气中 最高允许浓度 浓度(mg/m3) 1.0

污染物 颗粒物

工业废水排放执行《污水综合排放标准》(GB8978-1996)表4二级标准,具体 标准限值见表3。 表3
评价标准

废水排放标准限值单位:mg/L(pH无量纲)
项目及标准限值

pH 6~9 总砷 0.5

悬浮物 150 总汞 0.05

COD 150 总铅 1.0

石油类 10 总镉 0.1

动植物油 15 氟化物 10

氨氮 15 最高允许排水量 (m3/MW.h) 3.5

GB8978-1996 表4二级标准及表 1和表5

厂界噪声执行《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-2003)中的Ⅲ类标准,具体标 准限值见表 4。 表4
评价标准 GB12348-90中Ⅱ类

厂界噪声标准限值
项目 厂界噪声 标准值〔dB(A)〕 昼间 65 夜间 55

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污染物排放总量控制指标: 根据省厅污染物总量控制要求,衡丰电厂污染物排放总量控制指标为: SO25074.08t/a,NOx12975.39 t/a 2.达标情况 经实测各项污染物符合国家及地方排放标准要求,衡丰电厂 2012 年 SO2 排放总 量为 3384.425t/a、NOx 排放总量为 10539.607 t/a。SO2 排放总量,NOx 排放总量均 符合总量控制指标要求。 3.排污费 衡丰电厂 2012 年排污费为 11089636.86 元。 4.罚款与赔偿 无 二.重大污染事故 1.简述 无 2.原因分析 无 3.处理与善后措施 无

3.3 企业清洁生产水平评估
3.3.1 产业政策分析 (1) 产业政策对比 衡丰电厂现状与国家《产业结构调整指导目录(2013 年修正版)》相比,没有属于 限制类和淘汰类的项目,符合国家相关产业政策。 (2) 污染防治技术政策对比 《燃煤电厂污染防治最佳可行技术导则》是针对各种生产活动工艺生产全过程 产生的各种环境问题,采用在公共基础设施和工业部门得到应用的最有效、先进、 经济和技术可行的污染防治工艺和技术减少污染物的排放,特别是通过生产过程的 清洁生产管理提高能源利用效果、预防和减少污染物的跑、冒、滴、漏,从整体上

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减少对环境的影响。 衡丰电厂废气、废水、噪声及固体废弃物的防治措施均符合《燃煤电厂污染防治 最佳可行技术导则》(征求意见稿)最佳可行技术需遵循的原则,且衡丰电厂建立健全 岗位责任制,依靠生产管理机构,规范运用现代、科学的管理技术,实现公司合理 使用能源,不断提高能源利用效率,降低污染物排放水平,使各项能耗和污染物排 放指标达到最佳水平,符合《燃煤电厂污染防治最佳可行技术导则》(征求意见稿) 的最佳环境管理总则。 在工艺节能最佳可行技术应用方面,衡丰电厂现采用的最佳技术有:变频调速技 术、汽轮机通流部分改造技术、循环冷却水节水技术以及除灰系统节水技术,但在 锅炉启停的点火技术上采用的是油点火技术、锅炉排烟余热利用上采用的是省煤器 系统,根据《燃煤电厂污染防治最佳可行技术导则》(征求意见稿),从节能出发,建 议企业重点关注等离子点火及稳燃技术、锅炉低压省煤器系统、液力耦合器调速节 能技术。 3.3.2 清洁生产标准对比 为了详细分析衡丰电厂的生产技术、工艺装备及产污排污现状,我们引用《燃 煤电厂清洁生产标准》征求意见稿中的部分适用指标,结合我公司生产实际,组织 清洁生产审核小组成员对电厂产污原因进行分析,对排污状况进行分析,并做出初 步评价。清洁生产对标表见表 3-11。

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表 3-11 燃煤电厂清洁生产标准对标表 清洁生产指标等级 一、生产工艺与装备要求 1、烟囱高度 2、烟气除尘 3、二氧化硫控制 一级 符合环境保护要求 二级 达到设计要求 三级 企业实际 烟囱高度 210m,符合环 境保护要求 燃用低硫优质煤、采用 低 NOx 燃烧技术、外排 烟气配套安装了符合环 保要求的脱硫、除尘设 施 达标情况 一级

4、氮氧化物减排

燃用低硫优质煤、采用 循环流化床 (CFB) 、增 压流化床配联合循环 外排烟气达到地方环境 机组 (PFBC-CC)新工艺 保护主管部门提出的污 和低 NOx 燃烧技术、 染物总量控制要求 外排烟气配套安装了 符合环保要求的脱硫、 除尘设施

外排污染物达到国家 和地方环境保护主管 部门规定的浓度控制 标准

一级

5、 节 水

公共浴室、食堂、卫生间、 招待所等 凝结水 工业水和生活水补给量 除渣系统的池、泵、电机和 管道等 水力除灰渣系统 循环冷却水(缺水地区) 化学车间酸碱废水 煤场排水和输煤系统冲洗 水 含金属离子废水 锅炉化学清洗水 冲渣水 湿灰场 采用地表水源的直流或混 流供水系统

达到环评报告书批复和 地方环境保护行政主管 全 厂 达 到 国 电 发 部门提出的总量控制要 [2000]196 号 《国家电力 求:全厂达到[2001]476 公 司 一 流 火 力 发 电 厂 号《国家电力公司火电 考核标准(试行)》先进 厂 节 约 用 水 管 理 办 法 水平要求:设备完好, ( 试 行 ) 》 和 无跑冒滴漏 DL/T783-2001 《火力发 电厂节水导则》要求: 设备完好,无跑冒滴漏

达到环评报告书批复和 地方环境保护行政主管 部门提出的总量控制要 达到国家和地方的污 求:全厂达到 [2001]476 染物排放标准和设计 号《国家电力公司火电 要求:设备基本完好, 厂节约用水管理办法(试 无跑冒滴漏 行 ) 》 和 DL/T783-2001 《火力发电厂节水导 则》要求:设备完好, 无跑冒滴漏

二级

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6、 噪 声控 制

锅炉定期排污水 全厂引风机、送风机、磨煤 机、汽轮机、排料机、汽动 给水泵、 发电机及励磁机等 产噪设备 锅炉定期排污扩容器

达到设计要求并采取有效声源控制措施 锅炉安全阀排气管和点火排气管装设消声器

达到设计要求并采取有 效声源控制措施 锅炉安全阀排气管和点 火排气管装设消声器 达到设计要求;达到国 家和地方环境保护行政 主管部门规定的污染物 排放标准

一级 一级

7、 二 次扬 尘污 染控 制

卸煤系统和储煤场 输煤、上煤系统 制粉系统和脱硫剂制备系 统 干法、湿法除灰渣系统 干储灰场 储灰系 湿储灰场 统

达到地方环境保护行 政主管部门环境质量 和污染物总量控制要 求

达到设计要求;达到国家和地方环境保护行政 主管部门规定的污染物排放标准

二级

8、 固 灰渣处置 体废 事故照明用电源 物和 液氯储存和使用 危险 废物 酸碱储存和使用 控制 仪器仪表和照明 二、资源利用指标 1 、全厂汽水 ≥200MW 机组 损失率 2、节约用油, 不投油助燃的 锅 炉 最 低 稳 定 燃用贫煤锅炉 负荷达额定工 况时 3、供电煤耗考核值 4、 凝汽 容 量 参数 生产国别 (MW)

达到设计要求 设备完好,无跑冒滴漏

达到设计要求,设备完 好,无跑冒滴漏

一级

<锅炉额定蒸发量的 1.5%

0.46

一级

≤45%

≤50%

≤55%

50

二级

≤90%

≤95%

≤100%

94.5

二级

供电煤耗考核基础值 qo[g/(kW.h)]

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机组供 电煤耗 300 亚临界 国产引进型 考核基 础值 5、 供热机组不供热 参数 容量(MW) 时供电煤耗考核基 亚临界 300 础值 再热 6、 常 总热效率①年平均值 规热 年平 单机容量≥200MW 电联 均热 (抽凝两用、采暖期) 产厂 电比 7、 热电厂热 产热量≥7MW 效率 8、单机 淡水 容量≥ 循环 125MW 供水 单机容量≥300 新建凝 系统 MW 机组 汽式电 厂全厂 发电水耗 一级用水计量(全厂各种水源) 仪表配备率、合格率、检测率和 9、 燃煤 计量率 合格率、 电 厂 全 二 级 用 水 计 量 配备率、 厂 水 量 ( 各 车 间 及 厂 检测率 计量仪 区生产用水计 计量率 表 安 装 量)仪表 率 三级用水计量 (含设备和设施用 水、生活用水计量)一般应配置 计量仪表,计量率 三、污染物产生指标(末端处理前)③

≤336

≤340

328

一级

供热机组不供热时供电煤耗考核基础值 qo[g/(kW.h)] 同凝汽机组 >45% >50% ≥80% 328 47.54 55.41 81 一级 一级 一级 一级

≤0.6 m /(s.GW)

3

≤0.7 m /(s.GW)

3

≤0.8 m /(s.GW)

3

0.614

二级

100%

100% 96% 91 93.1

一级 二级 一级 二级

≥98% ≥90%

≥96%

≥95%

≥95%

≥93%

≥90%

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1、SO2 产生指标 2、NOx 产生指标 3、烟尘产生指标 四、综合利用指标 1、工业废水回收利用率 2、 重复 采用循环冷却系统 利用率 采用直流冷却系统 3、热电厂灰渣综合利用率 五、环境管理要求 1、生产过程环境管理

≤200mg/m3

≤300mg/ m3

≤400mg/ m3
3

198mg/ m3 649 mg/ m3 35mg/ m 96% 98.19% 100%
3

一级 一级 一级 一级 一级 一级

额定蒸发量≤1000t/h 的煤粉炉液态排渣≤1000 mg/ m ,固态排渣≤650mg/ m3 ≤100mg/ m3 ≤150mg/ m3 ≤200mg/ m3 ≥95% ≥98% ≥45% 100% ≥90% ≥96% ≥40% >80% ≥95% 34%

原材料供应商

2、 相关 方环境 管理

协作方

服务方

负责废物综合利用和处 理、处置方 3、清洁生产审核

依据源头控制、通过全过 加强源头控制、全过程管理,有原材料质检制度和原材料消耗定额管理, 程技术监督服务实现全过 一级 对能耗水耗有考核,对产品合格率有考核 程管理,对能耗水耗有考 核,对产品合格率有考核 提供符合要求的清洁原 材料,装卸过程符合操 一级 提供符合要求的清洁原材料,装卸过程符合操作规程 作规程,全部为自动化 操作 电力调度、输变电系统、 热力公司符合相关环境管 一级 电力调度、输变电系统、热力公司符合相关环境管理要求 理要求 设计、施工、维修单位 和设备制造厂家提供环 一级 设计、施工、维修单位和设备制造厂家提供环境友好型服务 境友好型服务 粉煤灰渣、脱硫石膏和 粉煤灰渣、脱硫石膏和废渣液综合利用和处理处置全过程符合环保要求, 废渣液全部综合利用, 一级 不产生二次污染 全过程符合环保要求, 不产生二次污染 按照燃煤电厂清洁生产审 按照燃煤电厂清洁生产审核指南的要求进行了审核 一级 核指南的要求进行了审核
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按 照 ISO14000 建 立 并 4、环境管理制度 运行环境管理体系,环 境管理手册、程序文件 及作业文件齐备 环境管理制度健全,原 始记录及统计数据齐全 有效 环境管理制度、 原始记 录及统计数据基本齐 全

建立了南非NOSA安建 环(安全、健康、环保) 管理体系,环境管理手 一级 册、程序文件和作业文 件齐备

注:① 燃煤电厂工艺选择合理性评价原则是:工艺取向是高参数、大容量、热效率高、厂用电少、煤耗、水耗低、污染物产生量少;淘汰重污染化 学品,如铅、镉、汞等及其产品的使用量。对热电厂则要求其总热效率高、热电比大。 ② 新鲜水用量是指消耗新鲜水量与全厂发、供电(热)量之比。 ③ 污染物产生指标中,各分项指标是按生产线进行考核,可以是统计数据,也可以是实测数据。

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对标分析: 由上表可知,在生产工艺与装备要求指标方面,我公司处于二级水平;在资源 能源利用指标方面,我公司处于二级水平;在污染物指标方面,我公司处于一级水 平;在综合利用指标方面、环境管理要求方面,我公司均达到一级水平。 本次清洁生产指标对比,共统计我公司适用清洁生产标准共计 33 项,其中达到 清洁生产一级标准的指标共计 26 项,占总评定标准的 78.79%,达到二级标准的 7 项,占总评定标准的 21.21%。因此,我公司整体清洁生产水平为二级。 我公司的供电煤耗考核值为 94.5%, 为清洁生产二级指标, 以及指标值为≤90%, 因此本轮审核应重点关注供电煤耗。 3.3.3 清洁生产评价指标体系对比 为了贯彻落实《中华人民共和国清洁生产促进法》,指导和推动我公司依法实 施清洁生产,提高资源利用率,减少和避免污染物的产生,保护和改善环境,我公 司依据《火电行业清洁生产评价指标体系》,结合生产实际,从定量、定性两方面 进行对标。清洁生产评价指标体系对标见表 3-12、3-13。
表 3-12 火电企业定量评价指标项目、权重及基准值 一级 指标 能源 消耗 指标 资源 消耗 指标 综合利 用指标 污染物 排放指 标 权重 分值 35 二级指标 单位 权重 分值 35 15 20 10 10 5 10 5 5 10 5 5 95 1.5 100 100 1.8 6.5 1.0 ≤60
98.19 0.46 100 100 3.36 6.4 3.36 ≤60

评价 基准 值 0.380 50 3.84

企业 实际
0.338 21.08 2.21

Si 值

分值

25

15

25

供热机组 h 不供热期间供电煤耗 kgce/ kW· % 年平均热电比 单位发电量耗水量 kg/ kW· h 循环冷却机组 工业用水重复利用率 % 闭式循环 % 全厂汽水损失率 % 粉煤灰综合利用率 % 脱硫石膏利用率 g/ kW· h 单位发电量烟尘排放量 h 单位发电量二氧化硫排量 g/ kW· kg/ kW· h 单位发电量废水排放量 dB(A) 厂界噪声 合计 P1

1.12 1.2 1.2 1.03 1.2 1 1 0.54 1.02 0.30 1

16.8 24 12 10.3 6 10 5 2.7 10.2 1.5 5 103.5

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评价体系指标计算过程:
指标 不供热期间供电煤耗 年平均热电比 单位发电量耗水量循环冷却机组 工业用水重复利用率闭式循环 全厂汽水损失率 粉煤灰综合利用率 脱硫石膏利用率 单位发电量烟尘排放量 单位发电量二氧化硫排量 单位发电量废水排放量 厂界噪声 Si 值 0.380/0.338=1.12 50/21.08=2.37>1.2,取 1.2 3.84/2.21=1.74>1.2,取 1.2 98.19/95=1.03 1.5/0.46=3.26>1.2,取 1.2 100/100=1 100/100=1 1.8/3.36=0.54 6.5/6.4=1.02 1.0/3.36=0.30 60/60=1 分值 15×1.12=16.8 20×1.2=24 10×1.2=12 10×1.03=10.3 5×1.2=6 10×1=10 5×1=5 5×0.54=2.7 10×1.02=10.2 5×0.30=1.5 5×1=5

注: 本评价指标体系各项二级评价指标的单项评价指数的正常值一般在 1.0 左右, 但当其实际值远小于(或远大于)评价基准值时,计算得出的 Si 值较大,计算结果 会偏离实际,对其他评价指标单项评价指数的作用产生干扰。为了消除这种不合理 的影响,需对此进行修正处理。修正的方法是:Si 值计算结果在 1.2 以下时取计算 值,大于或等于 1.2 时 Si 值取 1.2。
表 3-13 火电企业定性评价指标项目及分值 一级指标 指标 分值 二级指标 不符合国家产业政策的小机组关停 20 万机组及早期 30 万机组汽机通流部分完成改造 采用节油点火技术 泵与风机容量匹配及变速改造 有完善的运行监测装置 开展二氧化硫治理 采用低氮氧化物燃烧方式 全厂污水处理及回用 开展燃料平衡、热平衡、电能平衡、水平衡测试 开展煤质源头控制 开展全面清洁生产审核 建立环境管理体系并通过认证 建设项目环保“三同时”执行情况 建设项目环境影响评价制度执行情况 老污染源限期治理项目完成情况 污染物排放总量控制情况 合计 P2 指标 分值 10 5 5 5 5 5 5 5 15 5 10 5 5 5 5 5 企业 实际 10 5 2 5 5 5 5 5 15 5 8 5 5 5 5 3 93

(1)执行国 家、行业重 点鼓励发展 清洁生产技 术的符合性

45

(2)清洁生产 管理 (3)环境管理 体系建立及 贯彻执行环 境保护法规 的符合性

30

25

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综合评价指数是描述和评价被考核企业在考核年度内清洁生产总体水平的一项 综合指标。综合评价指数之差可以反映企业之间清洁生产水平的总体差距。综合评 价指数的计算公式为: P=0.7P1+0.3P2 式中:P—企业清洁生产的综合评价指数; P1—定量评价指标中各二级指标考核总分值; P2—定性评价指标中各二级指标考核总分值。 对火电行业清洁生产水平的评价,是以其清洁生产综合评价指数为依据的,对 达到一定综合评价指数的企业,分别评定为清洁生产先进企业或清洁生产企业。 根据我国目前火电行业的实际情况,不同等级清洁生产企业的综合评价指数列 于表 3-14。
表 3-14 火电行业不同等级的清洁生产企业综合评价指数 清洁生产企业等级 清洁生产先进企业 清洁生产企业 清洁生产综合评价指数 P≥95 80≤P<95

评价体系分析: 在对我公司进行定量定性评价考核评分的基础上(具体见表 3-12 与表 3-13),将 这两类指标的考核得分按权重(定量和定性评价指标各占 70%、30%)予以综合,得出 我企业的清洁生产综合评价指数为 100.35。根据表 2-16 可知,我公司属于清洁生产 先进企业。但是由表 3-13 可知,单位发电量烟尘排放量、废水排放量均超过评价基 准值,且单位发电量二氧化硫排放量也较高,因此,本轮审核应重点关注污染物排 放指标。 3.3.4 企业纵向对比 为了更好地掌握我公司的生产运行水平,客观分析各项运行参数,我们取 2012 年 5 月至 2013 年 5 月的生产数据, 包括了采暖期和非采暖期, 进行公司的纵向对比。

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表 3-15 公司采暖期与非采暖期各项指标汇总一览表

指标 发电量 供电量 供电标煤耗 供电耗煤量 供热量 供热耗煤量 供热标煤耗 热电比 负荷 排烟温度 飞灰可燃物 1# 2# 1# 2# 1# 2# 1# 2# 均 值

单位 万 kWh 万 kWh g/kWh t GJ t kg/GJ % t/h ℃ %

锅炉效率 负荷 真空度 端差 排汽 凝结水 汽耗 热耗

% 万 kWh % ℃ ℃ ℃ kg/kWh kj/kWh

2012 年 5月 6月 7月 8月 9月 10 月 37523 36178 37492 31931 19203 16054 35330 34064 35192 29882 18059 15153 325.44 325.92 325.93 325.99 324.96 322.97 11497.8 11102.14 11470.13 9741.23 5868.45 4893.96 9477 4813 11056 8042 2748 / 529 255 565 417 158 / 55.82 52.98 51.10 51.85 57.50 / 0.03 0.01 0.03 0.03 0.01 / 254.87 265.33 262.47 221.78 212.82 242.18 249.47 237.14 246.05 223.39 202.38 0 139.99 144.86 147.4 136.29 130.88 130.39 143.72 148.11 151.35 145.83 139.46 / 8.84 10.68 8.24 6.93 5.05 6.87 7.26 6.93 5.5 6.68 4.68 / 94.22 95.2 96.37 95.66 90.69 93.7 88.18 89.41 90.72 91.19 89.91 / 91.22 504.34 92.06 3.48 39.85 39.26 3.03 8181.59 92.46 502.48 91.24 2.96 41.56 41.44 3.09 8299.91 93.61 508.52 90.41 2.3 43.25 43.53 3.12 8372.42 93.33 445.18 91.85 1.91 40.12 40.48 3.05 8340.11 90.9 415.19 93.28 2.26 36.59 36.18 3.01 8322.9 93.7 242.18 93.49 3.62 35.81 34.14 3.07 8364.28

11 月 12 月 1月 33190 35806 36882 31535 34165 35193 318.76 316.25 314.82 10052.1 10804.68 11079.46 287161 549786 660635 12196 21992 43980 42.47 40.0 66.57 0.87 1.54 1.79 251.28 260.12 256.51 229.05 265.81 268.07 125.22 129.81 133.99 113.58 117.62 118.45 4.87 6.94 5.06 6.95 9.73 8.16 86.45 83.15 84.43 83.96 82.25 78.85 85.33 480.33 95.04 5.28 32.11 29.79 2.86 7717.05 82.77 525.93 95.57 6.98 31.19 28.65 2.83 7512.63 81.86 524.59 95.31 8.35 31.53 29.58 2.78 7371.92

2013 年 2月 3月 4月 5月 31602 32873 19202 35603 30076 31093 18019 33514 318.91 323.91 325.49 326.48 9591.54 10071.33 5865.004 10941.65 459467 95888 / 2901 27106 5177 / 166 59.0 54.0 / 57.22 1.45 0.29 / 0.01 251.67 251.36 222.95 244.22 240.69 263.45 256.76 245.1 130.35 126.97 123.47 127.36 113.32 118.17 118.74 122.24 4.31 5.31 4.36 6.37 7.84 12 10.57 6.2 87.01 91.36 90.34 92.19 81.56 87.07 91.48 91.76 84.53 492.36 95.1 7.05 32.64 30.51 2.82 7525 88.81 514.82 94.57 6.46 34.68 32.43 2.97 7988.25 91.44 479.63 93.55 6.92 36.68 35.12 3.04 8175.93 91.98 489.32 92.46 4.06 39.24 38.85 3.04 8281.39

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50 45 40 供热煤耗(Kg/Gj) 35 30 25 20 15 10 5 0 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 4月 5月 供热煤耗 供电煤耗

330 328 326 322 320 318 316 314 312 310 供电煤耗(g/kWh) 324

图 3.5 供电煤耗、供热煤耗变化曲线图

图 3.5 为 2012 年 5 月至 2013 年 5 月我公司供电煤耗与 2012 年 5 月至 2013 年 5 月供热煤耗随时间变化曲线图。 当前评价一台机组经济指标就是供电煤耗,供电煤耗是由锅炉效率、汽轮机 热耗率及厂用电率得到的。影响供电煤耗的因素有: (1)、真空较高时,汽轮机焓降大,汽轮机效率高,供电煤耗低; (2)、汽轮机缸效较高时,蒸汽热能转化为汽轮机机械能的效率较高,供电 煤耗低; (3)、排烟温度升高时,意味着相同热量时锅炉受热面吸收的热量减少,而 达到锅炉运行参数所需要的热量就会增加,这些热量就需要更多的燃煤提供,供 电煤耗增加; (4)、飞灰可燃物、灰渣可燃物较高时,意味着炉膛内的燃煤参与燃烧提供 热量的比例减少,因此供电煤耗也会增加。 由图 3.5 可知:我公司非供热期供电煤耗平均值为 324.23g/kWh,供热期供 电煤耗平均值为 322.49g/kWh。

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非供热期供电煤耗略高于供热期供电煤耗,原因是: (1)、供热期由于抽汽供热,低压缸排汽量减少,真空度高,机组经济性高。 (2)、供热蒸汽换热凝结后返回机组给水系统,没有排汽损失。
14000 12000 10000 供电煤耗(t) 8000 6000 4000 2000 0 0 5000 10000 15000 20000 25000 供电量(万kWh) 30000 35000 40000 y = 0.32x + 75.253 R? = 0.9967

图 3.6 耗煤量-供电量

E-P 图

R2 为可决系数,又称定断系数,测度了回归直线对观测数据的拟合程度。 R2=1,表示完全拟合; R2 越接近于 1,可决系数越大,回归直线的拟合度越高; 可决系数的取值范围为 0≤R2≤1。 从散点图 3.6 可以看出,耗煤量与供电量大体呈线性关系。R2=0.9967,说明 本回归直线的拟合度很高。由图可知标煤固定消耗量为 75.253t,占最大消耗量 11497.8t 的 0.65%,意味着固定消耗小,非生产煤耗比率低;斜率为 0.32,说明 煤耗跟供电量相关性较好。

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45000 40000 35000 供热煤耗(t) 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 0 100000 200000 300000 400000 供热量(GJ) 500000 600000 700000 y = 0.056x - 358.49 R? = 0.9399

图 3.7 耗煤量-供热量

E-P 图

从散点图 3.7 可以看出,耗煤量与供热量大体呈线性关系。R2=0.9399,说明 本回归直线的拟合度很高。标煤固定消耗量为-358.49t,因为衡丰电厂供热用的 是余热;斜率为 0.056,说明煤耗跟供热量相关性较好。

3.4 确定审核重点
根据我公司现有生产水平,从现场考察和体系的对比、火电厂清洁生产标准 (意见稿)分析,在降低机组煤耗和全厂发电水耗方面有一定工作可做,在减少 污染物方面也有清洁生产机会; 锅炉系统、 汽轮机系统、 发电机系统、 热网系统、 化学系统、除尘系统等是生产主要设备,是燃料燃烧、发电的核心,是耗能、耗 水的大户,直接产生烟气、炉渣,是废物产生主要源头,也是节能降耗重点,清 洁生产机会较多且重点较明显, 因此审核小组确定节能降耗作为本轮清洁生产审 核的审核重点。 我们希望通过本次清洁生产审核,发掘专家和全体员工的智慧,充分利用新 技术、 新设备, 从源头、 生产过程以及过程控制等多方面进行挖潜改造, 实现“节 能、降耗、减污、增效”的清洁生产目标,使我公司的清洁生产工作迈上新的台 阶。

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3.5 设置清洁生产目标
选择节能降耗为审核重点后,根据我公司实际情况,对全厂供电煤耗、厂自 用电率提出了清洁生产近期和远期目标(清洁生产目标一览表见表 3-16) :通过 调整燃煤类型, 提高锅炉效率、 提高机组真空, 加强小指标管理, 降低供电煤耗; 通过优化系统运行方式、合理安排操作流程,降低厂用电率耗,最终减少污染物 排放量。
表 3-16 清洁生产目标一览表 序 号 1 2 3 4 5 6 项目 供电煤耗(g/ kW· h) 供热煤耗(kg/G j) 发电厂自用电量 供热厂自用电量 单位发电量烟尘排放量 (g/ kW· h) 单位发电量二氧化硫排 量(g/ kW· h) 现状 2012 年
305.15 44.3 5.52 6.14

近期目标 (本轮审核)
304.5 44.0 5.48 6.12

清洁生产目标 相对值 远期目标 相对值 (%) (2016 年末) (%) 303 减少 0.21 减少 0.49 减少 0.68 减少 0.72 减少 0.32 减少 1.79 减少 4.38 43.5 5.43 6.08 3.21 6.05 减少 1.14 减少 0.91 减少 0.65 减少 4.464 减少 5.469

3.36 6.4

3.30 6.12

3.6 提出和实施明显易见方案
我公司清洁生产审核小组在进行预审核阶段审核工作过程中,通过收集现 状资料,发现我公司存在很大的清洁生产潜力,我们本着清洁生产“边审核、边 实施、边见效”的原则,对在预审核阶段中提出的无/低费方案进行汇总,预审核 阶段无/低费方案汇总表见表 3-17。

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表 3-17 预审核阶段无/低费方案汇总表 序号 名称 内容简介 引风机转子配重块紧固螺丝运行中松动,如脱 落会引起振动增大,同时存在螺栓击伤定子线 棒,引起短路放炮的风险。在转子旋转和振动 作用,配重块固定螺栓松动,借鉴电机线圈端 部固定的方法,利用绦波绳将固定螺丝捆绑, 然后刷环氧树脂固化。因绦波绳加环氧树脂的 重量非常的轻,不会对转子的动平衡产生影响。 节省引风机转子做动平衡试验的费用。 清理木块分离器时由于负压太大没有专用工具 很难清理干净,并且存在安全隐患,设计配备 专用工具以改善清理质量,消除安全隐患。 翻车机系统故障,需要长时间维修时,不能及 时通知采控,停运相关设备,造成电能浪费。 燃料皮带运行中有空跑皮带。燃料部加强运行 管理,如果一级设备出现故障,别的设备立即 停运,杜绝跑空等现象。 我厂入炉煤采样点多处有喷煤现象,采样过程 中漏出的煤粉和取样器中的废样没有集中储存 箱。在各采样处配备小型垃圾箱,将煤粉集中 处理,同时优化检修质量,减少喷粉现象。 预计 投资 环境 效益 经济 效益

1

优化引风机转 子的稳定性

0

/

1

2

木块分离器清 理工具改善

0

/

/

3

加强设备管理 制度

0

节电

5

4

减少喷粉现象 及喷粉再利用

0.1

减少二 次扬尘

/

54

4 审核
本阶段是在前两阶段工作的基础上对确定的审核重点依据三个思路,八条途径, 通过物料平衡,进行由大而小、由粗而细、由表及里的分析,进而发现审核重点在 废弃物产生和资源利用效率方面存在的问题,并分析产生问题的原因。因此这个阶 段的工作是预审核工作的逻辑延伸,分析问题的目的是为了解决问题,因此又是审 核下一阶段方案产生的前提。

4.1 审核重点概况
4.1.1 审核重点概况 通过预审核,我公司选择“节能降耗”作为本轮清洁生产审核的重点。火力发电 厂能耗、水耗大的环节和部位是锅炉、汽轮机、发电机及其辅助系统。我公司通过 指标分解、现场监督和考核管理等具体措施,挖掘内部潜力、降低消耗指标,保持 了机组在煤种煤质变化及不同负荷工况下的经济稳定运行。 我公司生产单元操作功能说明表见表 4-1。
表 4-1 单元操作功能说明表 单元名称 锅炉 汽机 单元操作功能 将燃料燃烧释放的化学能通过受热面使给水加热、蒸发、过热,转变为蒸汽的 热能,并送到汽轮机做功。 将介质热能转变为机械能传递给发电机。 发电机的功能是将原动机转轴上的动能通过发电机转子与定子间的磁场耦合作 发电机 用,转换到定子绕组上变成电能,通过主变压器向电网输送有功和无功电能, 建立电网电压。 除尘脱硫 热网 除去锅炉燃烧后烟气中的烟尘和二氧化硫,净化烟气 热网将汽轮机抽汽热量传递给热网循环水供市区采暖。

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4.1.2 审核重点工艺流程 衡丰电厂主要生产工艺流程是煤进入炉膛燃烧,将锅炉中的水蒸发为过热蒸汽, 过热蒸汽通过蒸汽管道进入汽轮机,推动汽轮机做功,将化学能转化为机械能,汽 轮机转动后,带动发电机转动,将机械能转化为电能。 冷却水系统:水源(衡水湖)→凉水塔→冷凝器→凉水塔(蒸发)→排污(浓 缩倍率≤4.0)→班曹店干渠→衡水市污水处理厂 燃煤系统:火车来煤(山西阳泉)煤场皮带输送→原煤仓皮带输送→磨煤机→煤粉 喷入炉膛燃烧 蒸汽系统:锅炉燃烧加热除盐水产生蒸汽→进入汽轮机带动发电机→做完功蒸汽→ 凝汽器→锅炉 水处理系统:水源→过滤器→反渗透→阳离子交换器→阴离子交换器→混床→锅炉 烟气系统:烟气→高压静电除尘器→石灰石-湿法脱硫→烟囱排入大气 衡丰电厂生产工艺流程见图 4.1。

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缓冲煤场

沉煤池

工业废水处理站

煤场喷洒、浇洒路 面、输煤廊道冲洗

SO2、NOx、烟尘 化学水处理系统 给煤机

磨煤机

静电 除尘器

锅 炉

汽轮机

G

变 压 器

出线

凝汽器

炉渣
脱硫废水

脱硫系统

干灰

循 环 水 再利用

石灰石 处理后回用

石膏

图 4.1 衡丰电厂生产工艺流程示意图

4.2 输入输出物流确定
对审核重点做出深入、细致、准确的物料平衡和废弃物产生原因分析,进而进 行输入输出物料的衡算,是清洁生产审核过程中的一个重要步骤。为详实、准确的 掌握审核重点的物流状况,根据我公司能源消耗的生产特性和存在问题,决定将物 料平衡的重点放在①锅炉热效率平衡、 ②硫平衡、 ③厂自用电平衡、 ④全厂水平衡。

4.3 物料平衡
4.3.1 锅炉热效率 由于发电是连续作业, 根据清洁生产规定, 审核小组监测了 2013 年 7 月的数据, 通过入炉煤用量及锅炉的产汽量得出锅炉的正平衡效率;通过锅炉燃烧过程中的各 种损失的计算得出锅炉的反平衡效率。 4.3.1.1 锅炉热效率的正平衡计算 计算公式:
主蒸汽流量×(主蒸汽焓—给水焓)+排污量×(排污焓—给水焓) 锅炉效率η1(%)= 耗原煤量×原煤低位热值

因排污量小于主蒸汽流量的 2%,可忽略不计。以 2013 年 7 月生产指标计算, 锅炉热效率的正平衡测算见表 4-2。
表 4-2 锅炉热效率的正平衡测算统计表 时间 名称 主汽流量(t) 主汽温度(℃) 主汽压力(MPa) 给水温度(℃) 原煤耗量(t) 低位发热量(MJ/Kg) 排污量(t) 主蒸汽焓(Kj/Kg) 给水焓(Kj/Kg) 效率(%) 2013 年 7 月 1#炉 535596.9 539.89 14.25 253.48 78,097 19,878.79 忽略不计 3429.39 704.5021 94.00 2#炉 494572.1 539.81 14.22 255.33 73,809 19,845.76 忽略不计 3429.5 717.4288 91.57

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4.3.1.2 锅炉热效率的反平衡测算 计算公式:η2(%)=100-(q2+q3+q4+q5+q6) 式中:η2——锅炉反平衡效率,%; q2—— 排烟热损失百分率,%; q3——可燃气体未完全燃烧热损失百分率,%; q4——固体未完全燃烧热损失百分率,%; q5——锅炉散热损失百分率,%; q6——灰渣物理热损失百分率,%。 2013 年 7 月采取平均负荷(1#炉为 232.04MW,2#炉为 226.79MW)时计算, 主要数据如下,1#、2#锅炉反平衡效率平衡测试煤、灰、渣分析结果见表 4-3。
表 4-3

1#、2#锅炉反平衡效率平衡测试煤、灰、渣分析结果
项目名称 1#炉 10.11 1.91 27.38 15.65 55.06 22.72 19.9 7.89 15.00 2#炉 10.04 1.91 27.48 15.63 54.97 22.67 19.88 8.71 15.00

样品名称 收到基全水分 Mt(%) 一般分析煤样水分 Mad(%) 收到基灰分 Aar(%) 收到基挥发分 Var(%) 收到基固定碳 FCar(%) 高位热值(MJ/kg) 收到基低位发热量(MJ/kg) 飞灰可燃物 CMad(%) 大渣可燃物 CMad(%)

原 煤

1#、2#锅炉锅炉试验表盘参数见表 4-4。
表 4-4

1#、2#锅炉锅炉试验表盘参数统计表
单位 MW t MPa ℃ MPa t ℃ t t
59

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9

参数名称 机组负荷 总燃料量 主汽压力 主汽温度 汽包压力 锅炉给水流量 锅炉给水温度 一减流量 二减流量

1#炉 232.04 78,097 14.25 539.89 15.06 515,259.40 253.48 24,920.88 17,958.72

2#炉 226.79 73,809 14.22 539.81 14.49 491,984.80 255.33 24,782.31 15,162.08

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10 11 12 13 14 15 16 17

再热减温水流量 再热出口蒸汽温度 再热蒸汽压力 氧量 空预器漏风系数 空预器漏风率 二次风入口风温 排烟温度

t ℃ MPa % % ℃ ℃

669.84 539.61 2.44 5.02 0.084 5.795 31.05 131.37

63.84 539.59 2.38 3.97 0.087 5.885 31.95 129.09

1#、2#锅炉热效率的反平衡测算统计表见表 4-5。
表 4-5

1#、2#锅炉热效率的反平衡测算统计表
符号 q2 q3 q4 q5 q6 Σqi η 单位 % % % % % % % 1#炉 6.11 0 3.58 0.3 0.06 10.05 89.95 2#炉 5.13 0 4.56 0.3 0.06 10.05 89.95

序号 1 2 3 4 5 6 7

项目 排烟热损失百分率 可燃气体未完全燃烧热损失百分率 固体未完全燃烧热损失百分率 锅炉散热损失百分率 灰渣物理热损失百分率 总热损失百分率 锅炉热效率

实际有效利用热量η2 89.95% 锅炉排烟热损失q2 6.11% 1# 锅 炉 锅炉炉渣物理热损失q6 0.06% 锅炉散热热损失q5 0.30% 锅炉炉体未燃尽损失q4 3.58%

锅炉有效输 入热量100%

图 4.2

1#锅炉热效率的反平衡测算平衡图

60

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实际有效利用热量η2 89.95% 锅炉排烟热损失q2 5.13% 2# 锅 炉 锅炉炉渣物理热损失q6 0.06% 锅炉散热热损失q5 0.30% 锅炉炉体未燃尽损失q4 4.56%

锅炉有效输 入热量100%

图 4.3

2#锅炉热效率的反平衡测算平衡图

经测算,1#锅炉正平衡效率平均为 94%,反平衡效率为 89.95%,正反平衡相差 4.05%; 2#锅炉正平衡效率平均为 91.57%, 反平衡效率为 89.95%, 正反平衡相差 1.62%, 两台炉正反平衡效率均小于 5%的偏差范围要求,以上平衡监测结果有效,可以作为 锅炉平衡测算的依据。 4.3.2 硫平衡 根据清洁生产规定,审核小组监测了 2013 年 7 月 19、20、21 日 1#、2#机组的 脱硫数据,1#、2#机组脱硫监测数据见表 4-6-1 至 4-6-3。
表 4-6-11#、2#机组脱硫监测数据表 (2013 年 7 月 19 日) 编号 名称 流量× 106 (Nm? /h) 温度(℃) SO2 (mg/Nm? ) O2 体积(%) 原烟气增压 风机入口 743 131 2997 7.71 1# 净烟气烟 囱入口 753 86 201 8.10 93.3 脱硫 效率 原烟气增压 风机入口 728 128 2846 8.28 2# 净烟气烟 囱入口 737 81 203 8.45 92.87 脱硫 效率

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表 4-6-21#、2#机组脱硫监测数据表 (2013 年 7 月 20 日) 编号 名称 流量× 106 (Nm? /h) 温度(℃) SO2 (mg/Nm? ) O2 体积(%) 原烟气增压 风机入口 762 138 3054 7.31 1# 净烟气烟 囱入口 772 89 210 7.71 93.13 脱硫 效率 原烟气增压 风机入口 776 135 3228 7.58 2# 净烟气烟 囱入口 786 85 234 7.81 92.77 脱硫 效率

表 4-6-31#、2#机组脱硫监测数据表 (2013 年 7 月 21 日) 编号 名称 流量× 106 (Nm? /h) 温度(℃) SO2 (mg/Nm? ) O2 体积(%) 原烟气增压 风机入口 789 139 3389 7.18 1# 净烟气烟 囱入口 800 90 216 7.55 93.68 脱硫 效率 原烟气增压 风机出口 763 132 3292 7.71 2# 净烟气烟 囱入口 772 84 228 7.92 92.78 脱硫 效率

2013 年 7 月 1#机燃煤平均硫分为 1.35%,小时平均燃煤量为 104.97t/h。灰渣比 例按渣 10%,灰 90%计算,1#机硫平衡图见图 4.4。
排放

入 炉 煤 硫 分

2792kg 烟气

除尘器 383kg 灰

2409kg 烟气 脱 硫 装 置

160kg

2249kg

石膏

42kg



图 4.41#机组硫平衡图

燃煤二氧化硫产生量=燃煤量×燃煤硫分×2×85%=2409kg/h 灰渣含二氧化硫量=燃煤量×燃煤硫分×2×15%=425kg/h,灰渣中二氧化硫含 量比例为 1:9,即灰中为 383kg/h、渣中为 42kg/h。

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排烟二氧化硫浓度=二氧化硫产生量/烟气流量=3150mg/m3, 与表 4-6-1、 4-6-2、 4-6-3 实际监测均值 3146mg/m3 基本一致。入炉煤硫分为化验试验班实际取煤样化验 得出。 2013 年 7 月 2#机组燃煤平均硫分为 1.34%,小时平均燃煤量为 103.67t/h。灰渣 比例按渣 10%,灰 90%计算。 2#机组硫平衡图见图 4.5。
排放

入 炉 煤 硫 分

2737kg 烟气

除尘器 375kg 灰

2362kg 烟气 脱 硫 装 置

167kg

2195kg

石膏

42kg

渣 图 4.52#机组硫平衡图

燃煤二氧化硫产生量=燃煤量×燃煤硫分×2×85%=2362kg/h 灰渣含二氧化硫量=燃煤量×燃煤硫分×2×15%=417kg/h,灰渣中二氧化硫含 量比例为 1:9,即灰中为 375 kg/h、渣中为 42 kg/h。 排烟二氧化硫浓度=二氧化硫产生量/烟气流量=3126mg/m3, 与表 3-6-1、 3-6-2、 3-6-3 实际监测均值 3124mg/m3 基本一致。入炉煤硫分为化验试验班实际取煤样化验 得出。 4.3.3 自用电平衡 厂用电输入输出监测 审核工作小组根据清洁生产审核的需要和审核进度安排,按照清洁生产审核的 相关要求,于 2013 年 7 月对 1#、2#机发电后自用电情况进行了统计监测。

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1#机组监测结果见表 4-7,2#机组监测结果见表 4-8,1#机组厂用电平衡图见图 4.6,2#机组厂用电平衡图见图 4.7。
表 4-71#机组厂用电输入输出(占发电量比例)数据表 序 1#机总发电量 号 17264 万 kW· h 厂用电量 1077 万 kW· h 厂用电率 6.24% 1 2 3 4 5 6 7 合计 除灰除尘 脱硫 引风机 一次风机 送风机 给水泵 排粉机 输出电量 输出(%) 0.105 1.11 0.87 0.22 0.18 0.0 0.58 号 8 9 10 11 12 13 14 循环泵 凝结水泵 磨煤机 输煤 其他用电 主变压器 增压风机 实测结果 序 输出电量 输出(%) 1.14 0.16 0.73 0.035 0.425 0.285 0.4 6.24 实测结果

测算说明: 自用电量 = 1#机发电量-供电量= 17264-16187=1077 万 kW· h 自用电率 = 自用电量 ÷ 1#机发电量= 1077÷ 17264 = 6.24% 自用电量 = 主变压器耗电量 + 1#厂用分支用电量+1#高公变电量+检修用电量(大 修除外) 主变压器空载耗电量:占厂用电量 0.285% 1#厂用分支用电量 = 引风机耗电量 + 送风机风机耗电量 + 一次风机耗电量 + 磨 煤机耗电量+给水泵耗电量 +增压风机耗电量+脱硫耗电量+ 该段其他辅机电量

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输煤 增压风机 排粉机 循环泵 凝结水泵 1#机厂用分支 其它用电 引风机 送风机 1#发电机 一次风机 给水泵 磨煤机 发电量 17264 万 kwh 除尘除灰 脱硫 主变空载损耗 0.285%

0.035% 0.4% 0.58% 1.14% 0.16% 0.425% 0.87% 0.18 % 0.22% 0.0% 0.73% 0.105% 1.11%

供电量 16187 万 kwh
图 4.61#机组厂用电平衡图 表 4-82#机组厂用电输入输出(占发电量比例)数据表

序 2#机总发电量 号 16146 万 kW· h 厂用电量 1009 万 kW· h 厂用电率 6.25% 1 2 3 4 5 6 7 合计 除灰除尘 脱硫 引风机 一次风机 送风机 给水泵 排粉机 输出电量

实测结果 输出(%) 0.105 1.23 1.02 0.25 0.2 0.01 0.57

序 输出电量 号 8 9 10 11 12 13 14 循环泵 凝结水泵 磨煤机 输煤 其他用电 主变压器 增压风机

实测结果 输出(%) 1.08 0.15 0.73 0.035 0.125 0.235 0.51 6.25

测算说明: 自用电量 = 2#机发电量-供电量= 16146-15137=1009 万 kW· h 自用电率 = 自用电量 ÷ 2#机发电量= 1009÷ 16146 = 6.25%
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自用电量 = 主变压器耗电量 + 2#厂用分支用电量+2#高公变电量+检修用电量(大 修除外) 主变压器空载耗电量:占厂用电量 0.235% 2#厂用分支用电量 = 引风机耗电量 + 送风机风机耗电量 + 一次风机耗电量+ 磨 煤机耗电量+给水泵耗电量 +增压风机耗电量+脱硫耗电量+ 该段其他辅机电量
输煤 增压风机 排粉机 循环泵 凝结水泵 2#机厂用分支 其它用电 引风机 送风机 2#发电机 一次风机 给水泵 磨煤机 发电量 16146 万 kwh 除尘除灰 主变空载损耗 0.235% 脱硫 0.035% 0.51% 0.57% 1.08% 0.15% 0.125% 1.02% 0.2 % 0.25% 0.01% 0.73% 0.105% 1.23% 供电量 15137 万 kwh
图 4.72#机组厂用电平衡图

4.3.4 全厂水平衡 2013 年 7 月通过对全公司的取水、各系统用水进行测量和统计,考虑各种水 量损失和用水工况的变化,得出全公司主要耗水情况。全公司用水分配见表 4-9。公 司各单元水平衡输入输出情况见表 4-10。

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表 4-9
3

公司用水分配表
去向 循环水(重复利用) 循环水(重复利用)

补水量(m /h) 深井补水:57 消防、生活废水排污、锅炉排 污水重复利用 12.45 衡水湖补水:1250.75 二期排污至循环水:11.47 合计 1331.67

编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

2013 年 7 月 消耗水量(m3/h) 1.92 消防、生活消耗 12.19 消防、生活废水排污 0.26 锅炉排污 23.73 锅炉吹灰等消耗 30.68 干灰加湿 106.694 循环水排污 0.58 2 台循环水泵辅机消耗 72.53 2 台水塔风水损失 1014.186 2 台水塔蒸发损失 68.9 脱硫吸收塔消耗 1331.67 合计

二期污水处理站

表 4-10

公司各单元水平衡输入输出表
2013 年 7 月 编号 输出水量(m3/h) 1 锅炉排污(一期循环水塔) 2 锅炉吹灰等消耗 3 废水处理站 4 消防、生活消耗 5 消防、生活废水排污(一期循环水塔) 6 风水损失 7 蒸发损失 8 循环水排污 9 辅机消耗 10 脱硫系统用水 11 风水损失 12 蒸发损失 13 循环水排污 14 辅机消耗 15 脱硫系统用水 16 干灰加湿

编号 1 2

输入水量(m3/h) 锅炉补给水 消防、 生活补给水 1# 水 塔 衡水湖补 水; 一、二期排 污至循环水 衡水湖补 水; 一、二期排 污至循环水 42.89 14.11

3

637.335

4

2# 水 塔

637.335

5

废水处理站

30.68

0.26 23.73 18.9 1.92 12.19 36.265 507.093 59.237 0.29 34.45 36.265 507.093 59.237 0.29 34.45 30.68

由表 4-10 看出: 我公司的补水来自深井补水和衡水湖补水, 补水总量为 1307.75m3/h, 其中深井水补水量为 57m3/h,衡水湖补水量为 1250.75m3/h。水量的消耗主要为水塔的风 水损失和蒸发损失,二者损失量共计 1086.716,占总补给水量的 83.1%,其中 2 台水塔风 水损失量为 72.53 m3/h,占总补给水量的 5.54%,2 台水塔蒸发损失量为 1014.186m3/h,占 总补给水量的 77.55%,本轮审核中应重点关注。 根据《火力发电厂节水导则》的规定,火力发电厂节约用水的整体水平一般采用全厂 发电水耗率等指标来评价。
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火力发电厂设计全厂发电水耗率(又称全厂装机水耗率)按下式计算: bs = Qx,s/N 式中: bs——设计全厂发电水耗率,m3/(s?GW); Qx,s——设计全厂新鲜水消耗量, 即设计从水源总取水量, 包括厂区和厂前区生 产及生活正常耗水量,不包括厂外生活区耗水量和临时及事故耗水量(如机组化学清 洗、消防等耗水量),当火力发电厂冷却系统有排水返还水源(如采用直流、混流或混 合供水系统)时,设计全厂水消耗量应等于从水源的总取水量中扣除返还水源的排水 量后的设计总净取水量,m3/s; N——设计全厂机组额定总发电装机容量,GW。 由表 4-10 可知,我公司全厂新鲜水消耗量 Qx,s 为 1307.75m3/h,即 0.363m3/s;设 计全厂机组额定总发电装机容量 N 为 0.6 GW。 因此,由以上公式可知,我厂发电水耗率为 0.605 m3/(s?GW)。 《火力发电厂节水导则》中规定,采用淡水循环供水、单机容量大于 300MW 的 凝汽式电厂的全厂发电水耗率应在 0.60~0.80 m3/(s?GW)之内,我公司全厂发电水 耗率接近标准规定的下限值,达到国内领先水平。 全公司水平衡图见图 4.8。

68

57.12

脱硫吸收塔消耗 34.45

脱硫系统用水 11.78 30.68 干灰加湿 废水处理站 循环水排污 59.237 18.9 排入班曹店干渠 风 水 损 失 36.265 锅炉吹灰、真空 泵抽汽消耗、脱 硫GGH吹扫、汽 水采样 锅 炉 排 污 0.26 一 期 循 环 水 塔 23.73 0.26 1749.71 锅炉补给水 32.19 化学处理 10.7 12.19 消防、生活 42.8 9 14.11 1.92 消耗 排污 12.19 一期 循环 水塔 34.45 辅机 0.29 消耗 1750 8.2 1#水塔 33965.26 32250 32250 34000 34000 循环水泵 34000 34000 1750 辅机 0.29 消耗 32250 蒸 发 损 失 59.237 34.45

衡水湖补水 1250.75
11.47

风 水 损 失 36.265

蒸 发 损 失 507.093

507.093 637.335

637.335

2#水塔 33965.26 32250 1749.71

凝汽器

凝汽器

深井水补水 57

图 4.8 全公司水平衡图

(单位:m3/h)

34.45

118.474

二 期 排 污

4.4 能耗、物耗以及污染物产排现状原因分析
4.4.1 锅炉热效率分析 1、正反平衡偏差分析 经测算,1#锅炉正平衡效率平均为 94%,反平衡效率为 89.95%,正反平衡相 差 4.05%;2#锅炉正平衡效率平均为 91.57%,反平衡效率为 89.95%,正反平衡相差 1.62%,两台炉正反平衡效率均小于 5%的偏差范围要求,以上平衡监测结果有效, 可以作为锅炉平衡测算的依据。 从 2 台锅炉效率的正反平衡结果可知,锅炉正平衡效率大于反平衡效率,主要 原因为:正平衡计算方法受燃煤量影响很大,炉前煤的热值和重量计量是导致正平 衡计算明显高于反平衡的主要因素,而燃煤量采取皮带秤的实际称量,存在的误差 较大,导致正平衡计算效率偏高。 因为正平衡计算公式为:η=(产出热量/输入热量)× 100% (1)、 产出量中对应蒸汽参数焓值, 在焓熵表中焓值是随压力、 温度变化而变化, 压力、温度越高焓值越大。但是达到一定焓值(蒸汽过热后)后受温度影响大,压 力—焓值对应特性曲线趋平,压力再升高对焓值影响很小;而温度——焓值对应特 性曲线则在过热后斜率变大呈陡升状态,即在材料许可的情况下主汽温度值越高, 主汽焓值越大,这样在压力接近设计要求区间时,主汽初参数温度越高作功能力越 强,机组热效率就越高。公司通过小指标竞赛活动蒸汽初参数已逐渐稳定,基本维 持在设计区间内(主汽温度和给水温度),在正平衡计算时此变量偏差影响基本忽 略。 上述变量,即正平衡计算公式中的分子部分,主要靠在运行调整中进行优化控 制,相对而言变化量占比例较小。

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(2)、计算公式中输入热量(分母部分)也存在两个变量,就是耗煤量和炉前煤 热值。 分母中第一个变量耗煤量主要以电子皮带秤计量,中间存在炉前煤仓储过渡, 确保连续给煤的稳定性。上煤量以上到一定煤仓煤位参考,然后记录皮带秤计量数 值,24h 内几次上煤数值累加为当日上煤量,也就是当日耗煤量,这样存在的问题就 是炉启停两头易存在耗煤偏差。本次平衡测试以一个月为基础,减小误差。影响耗 煤量的主要因素在于皮带秤的计量和上煤时炉子之间的跑煤。皮带秤的计量标定校 核是关键,校核的周期和方法是影响其稳定性和准确性的关键。 分母中第二个变量为炉前煤发热量,由于我们所烧的煤为混煤,一般情况下为 两种煤参照热量和挥发份混合配比而成,配煤运用体积配比,由于各煤种比重的不 同、同一批次煤的不均匀性以及配比时的非人为客观因素等影响,往往导致和入厂 煤的理论配比存在差异,一般情况下控制在较理论配比低 23.00Mj/kg 范围以内。事 实上该部分每个月并不是很稳定,多少存在偏差,基本上不是差别太大的情况不予 以调整。所以导致分母或大或小,从而正平衡效率变化。 上述变量的分析都是客观存在的,一般电厂都是以正平衡计算为准,反平衡做 辅助校验分析,要求两者差值在 5%范围以内为有效。超出范围就应该从上述几个变 量中查找分析原因并消除。日常统计计算工作中往往重点注意的就是上煤量和锅炉 负荷的对应性变化是否统一,炉前煤热值在配比没有变化的情况下波动是否过大; 运行中注意的就是在没有大的调整情况下根据化学炉水化验通知及时合理排污,系 统检查注意阀门的内漏和外泄缺陷统计上报,便于及时消缺处理,作到运行中杜绝非 生产性消耗,从而节能降耗,降低成本。

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2、同全国同类电厂比较分析 目前国内同类电厂的锅炉效率在 90%左右,我设计锅炉效率为 92.7%。目前锅 炉效率与同类机组基本处于同一水平, 但是 2 台锅炉效率均低于设计锅炉效率 92.7%, 与设计效率存在偏差,其分析如下: (1)、为了防止和减缓锅炉受热面在运行中磨损,锅炉炉膛内部受热面加装了防 磨护板,经运行检验,防磨防爆效果明显,但是由于加装了防磨护板,减少了炉膛 内部受热面面积,导致锅炉效率出现了下降。 (2)、锅炉未燃用设计煤种。原设计煤种为阳泉无烟煤和晋中贫煤 1:1 混合,热 值 22.84Mj/kg。但是现在为了降低成本,燃用贫煤、褐煤混煤,热值在 23.00Mj/kg 左右,远低于设计值,并且褐煤挥发份高,燃点低,进入炉膛后存在抢风现象,导 致飞灰可燃物升高,降低了锅炉效率。 3、综合以上分析,提出以下解决方案 针对锅炉本体问题: (1)、加强燃烧调整和锅炉吹灰,减轻受热面积灰,降低排烟温度,提高锅炉效 率; (2)、合理评估煤炭成本与生产成本,尽量选用设计煤种或优质煤种,以提高效 率; (3)、加强对空预器三向密封的调整,降低漏风率。 针对跑、冒、滴、漏问题: (1)、修研泄漏阀门,修研不合格则进行更换; (2)、低旁减压阀内漏,外委进行修研; (3)、加强管理,及时关闭并关严应关闭阀门; (4)、“跑冒滴漏”现象列为缺陷管理范围。 针对计量问题:
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(1)、皮带秤每月一次定期校正,减少因皮带秤计量产生的上煤量误差; (2)、加强上煤过程控制,杜绝皮带跑煤。 4.4.2 硫平衡分析 根据燃煤硫分平衡分析可看出,我公司 1#炉燃煤产生的烟气中 SO2 脱除效率已 达到 93.26%,2#炉燃煤产生的烟气中 SO2 脱除效率已达到 93.19%,脱硫装置运行效 果较好。随着运行时间的增加,浆液循环泵、吸收塔喷嘴磨损效率略低于设计值, 计划利用机组大修机会,对浆液循环泵进行改造,进一步提高脱硫效率。 4.4.3 厂自用电平衡分析 从 2013 年 7 月 1#、2#机组厂用电平衡上可以看出,1#机组自用电率为 6.54%, 辅机中循环泵、引风机、一次风机、送风机、排粉机、磨煤机耗电量分别占自用电 的 1.31%、0.53%、0.2%、0.25%、0.47%、0.65%,2#机组自用电率为 6.6%,辅机中 循环泵、 引风机、 一次风机、 送风机、 排粉机、 磨煤机耗电量分别占自用电的 1.07%、 0.61%、0.23%、0.39%、0.49%、0.7%自用电耗电量比较大。经分析有以下原因造成 自用电较高: (1) 吸风机裕量较大且握着量较高,造成吸风机、一、二次风机负荷加大,增加 厂用电; (2) 循环水量冬春两季裕量较大,循环水耗电增加,增加厂用电; (3) 天气炎热,厂用空调数量增加,增加厂用电; (4) 负荷率较低,致使发电机不能满负荷运转,发电量减少; (5) 暖风器阻力大,导致一次风机、送风机耗电增加; (6) 脱硫 GGH 堵塞,阻力大,造成脱硫耗电率增加。 根据以上原因,审核小组制定了如下解决措施和方案: (1) 增加设备小修次数,保障设备安全稳定节能运行;

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(2) 加强与调度沟通方式,提高发电负荷; (3) 加强用电管理,尤其是空调、饮水机等耗电量大的用电设施; (4)推进循环水冬、春季单机单泵运行; (5)调整脱硫系统运行方式,寻找节能措施,加强对 GGH 水冲洗; (6)进行煤粉细度调整,降低排粉机、磨煤机耗电率; (7)对锅炉暖风器改造,降低阻力。 4.4.4 全厂水平衡分析 1、部分用水管路的优化调整 (1) 1#、2#机脱硫用水设计为中水、现用循环水。建议改为中水做水源。 (2) 厂区的部分绿化用水取自消防水管网,建议进行改接。 (3)建议绿化水用生活污水为水源。 2、部分水泵的优化运行 循环水泵运行方式进一步优化调度方式,并严格执行。 3、全厂用水管理建议 节水是一项系统工程,离不开合理的设计和科学的管理,离不开采用高效低耗 的节水技术和设备。要根据国家目前制定的各项节水、环保政策法规的要求,结合 电厂实际,建立合理的水量平衡系统,做到一水多用,水尽其用、废水回用,力求 减少全厂不合理的外排量。

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5 方案的产生与筛选
方案产生和筛选是企业进行清洁生产审核工作的第四个阶段。本阶段的目的是 通过方案的产生、筛选、研制,为下一阶段的可行性分析提供足够的中/高费清洁生 产方案。本阶段的工作重点是根据预审核阶段的结果,制定审核重点的清洁生产方 案;在分类汇总基础上(包括已产生的非审核重点的清洁生产方案,主要是无/低费方 案),经过筛选确定出两个以上中/高费方案供下一阶段进行可行性分析;同时对已实 施的无/低费方案进行实施效果核定与汇总;最后编写清洁生产中期审核报告。

5.1 方案汇总
5.1.1 方案产生 通过召开宣贯大会及各部门进行班组学习,使全公司从领导到专业技术人员、 员工都了解这项工作,并且对什么是清洁生产有了一个初步的认识,在全公司范围 内征集《清洁生产合理化建议调查表》。在征集活动中,在各部门和广大员工踊跃 配合下,全公司共征集到《清洁生产合理化建议调查表》168 份,征集到的合理化调 查建议表涉及的问题涵盖了环境保护、 节水节电、 设备维护更新和管理等诸多方面。 5.1.2 方案汇总 在省清洁生产技术服务中心审核师的指导下, 从原辅材料和能源、 技术、 设备、 过程控制、产品、废弃物、管理和员工八个方面,通过对合理化建议的整理和初步 筛选,审核小组最终提出备选方案提交公司领导和专业技术人员审定。结合公司生 产实际和可持续发展规划,本着集中资金办大事、有明显清洁生产机会、易于实施 见效快、近期可望实施、持续改进等原则,经反复讨论、最终汇总了 24 项清洁生产 方案。 依据我公司实际情况, 确定 50 万元以下为低费方案, 50 万元以上为中高费方案。 方案汇总表见表 5-1。

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表 5-1 方案分类与汇总表 类型 编号 名称 内容简介 由于变频器运行过程中产生大量的热损耗,温度过高而影响 设备的安全运行,因此普遍采取建设变频器小间、加装空调设备 的保护措施。因而空调设备的投入是随着变频器的运行而运行的, 耗电量大。在冬季室外温度较低,如果能利用环境温度代替空调 制冷,必然节省大量的电能。充分利用冬季室外温度低的特点, 关闭大容量空调,将环境冷空气引入变频小间,以达到制冷效果。 每个小间根据变频器容量安装 1-2 个喇叭口通风风道以确保进风 风量,外附可拆卸滤网以减少灰尘,风道内口安装推拉式门扇, 室内安装外吸式轴流风机两个,一用一备。冬季运行时,关闭空 调,打开风道推拉门,开启轴流风机,用环境温度降低变频器温 升;其它季节则开启空调,关闭风道推拉门运行。 预计投资 (万元) 环境效益 经济效益 (万元/a) 备注

F01

利用冬季环 境温度降低 高压变频器 空调能耗

7

节电

13.6

可行

技 术 工 艺

F02

1#汽轮机汽 封改造

1 号汽轮机组存在的问题:高中低压缸效率偏低,热耗偏高。进行 高中压中间汽封、高中压缸隔板汽封、高中压缸轴端内汽封采用 0(龙威公司 布莱登汽封技术改造、通流部分改造、低压缸前后轴封和隔板汽 免费提供) 封和高中缸轴封外侧 6 道汽封改造为铁素体敏感式汽封。 2#炉原油松枪出力为 500kg/h。油枪雾化不好,甩油严重,造成锅 炉燃油浪费,污染环境,2#炉进行了小油枪改造,小油枪出力为 200kg/h,改进行了锅炉点火方式,提高了雾化质量,减轻了环境 污染,节约了能源。 引风机转子配重块紧固螺丝运行中松动,如脱落会引起振动增大, 同时存在螺栓击伤定子线棒,引起短路放炮的风险。在转子旋转 和振动作用,配重块固定螺栓松动,借鉴电机线圈端部固定的方

节标煤

518.7

可行

F03

2#炉优化小 油枪点火系 统 优化引风机 转子的稳定 性

125

提高了雾化质 量,减轻了环境 污染,节约了能 源。 保证风机安全运 行

80

完成

F04

0

1

完成

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法,利用绦波绳将固定螺丝捆绑,然后刷环氧树脂固化。因绦波 绳加环氧树脂的重量非常的轻,不会对转子的动平衡产生影响。 节省引风机转子做动平衡试验的费用。 根据循环水系统的冬季实际工况,将循环水泵改为变频运行方式 (变频器采用引风机替换下来的变频器,不需要重新投资购买, 只需购置辅材,大大降低了投资费用),通过变频调节转速方便 的特点,维持机组最佳背压运行,厂用电率大幅下降。同时采取 增加保护联锁等措施,确保系统的运行可靠。 换热元件损坏、堵塞,造成 GGH 阻力持续较高,增压风机耗电率 达到 0.5%以上,脱硫系统运行成本增加,且频繁的堵塞造成脱硫 系统被迫停运进行水冲洗,脱硫系统投运率降低。更换全部 180 包换热元件,采用 NF6.0 板形,换热元件高度为 750mm,由于密 封片腐蚀较严重, 增加旁路密封片及下部径向密封片的更换。 GGH 换热元件更换后,GGH 差压降低且保持良好,增压风机耗电率明 显降低。

F05

循环水泵改 变频

11.7

节电

42

可行

F06

2#机组 GGH 换热 元件改造

210

节电

110

可行

F07

改进捞渣机 溢流管

捞渣机溢流管为弯头,当溢流管堵塞时不易拆卸,费时费力。捞 渣机溢流管弯头改造为三通,方便溢流管堵塞时进行疏通,增加 水位控制。

10

能够按照捞渣机 水封需要补水, 大幅降低了溢流 量,渣水循环效 率提高,排污减 少。 减少环境污染

/

可行

F08

木块分离器 清理工具改 善 加强设备管 理制度

清理木块分离器时由于负压太大没有专用工具很难清理干净,并 且存在安全隐患,设计配备专用工具以改善清理质量,消除安全 隐患。 翻车机系统故障,需要长时间维修时,不能及时通知采控,停运 相关设备,造成电能浪费。燃料皮带运行中有空跑皮带。燃料部

0

0

完成

F09

0

节电

5

可行

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加强运行管理,如果一级设备出现故障,别的设备立即停运,杜 绝跑空等现象。 CEMS 净烟 探头加热筒 改造 更换脱硫管 道材质 加热筒材质是铝,螺丝扣损坏,导致密封不严漏气。无单独备件, 需整套更换,每套两万。现将加热筒头部车掉,另加工不锈钢材 质钢垫,对其进行修补。原每年需要更换一套加热筒,改造后无 需更换。 脱硫系统部分管道,尤其是变径、弯头处易泄露,更换频繁,更 换管道材质为耐腐蚀、耐冲刷材质。 1#、2#机组采用卧式暖风器,散热片采用钢制椭圆矩形翅片管。 目前暖风器运行中存在的问题: (1)由于暖风器螺旋肋片管布置 相对较密,且卧式暖风器容易积灰,机组运行中暖风器差压较大。 (2)暖风器在环境温度较高的4-11月份里,是不需要投入的,但 不论加热蒸汽是否通过,暖风器都存在阻力。 (3)随着运行时间 增加,管束热胀不均造成的热应力,肋片间的堵灰对管束不断腐 蚀,出现管子开焊、泄漏等问题。将原卧式布置固定式暖风器更 换为立式布置的可旋转式暖风器。 在机组吹灰过程中,无吹灰器进、退计时功能。增加吹灰计时功 能,这样在吹灰过程中,可以对比两侧吹灰时间,及时消除故障, 确保设备安全。 我公司脱硫系统极易发生 GGH 堵塞,导致风机耗电率高,严 重时需要停炉冲洗。根据现场实际情况进行改造,主要方案为:1) 吹灰汽源自汽机再热器冷段管引出,接吹灰汽源管至原主汽吹灰 汽源管三通向外第二个弯头处。2)在原 GGH 吹灰汽源管上增设 减压阀,减压阀后增加压力及温度测点,控制部分在脱硫集控室。 改进前:汽轮机停机检修时为防止供热管道支吊架移动需要将支 吊架固定,原采取方式是将角铁焊接在支吊架两端,检修后用气

F10

0

/

2

完成

F11

0.35

/

0.5

可行

F12

1#、2#炉排 暖风器改造

125

节约厂用电,减 少锅炉降出力运 行。

220

可行

F13 过 程 控 制

优化吹灰时 间

0

/

3

可行

F14

1、2#炉 GGH 吹灰 优化 汽轮机组供 热管道支吊

35

保证脱硫系统正 常运行

34

完成

F15

0.005

节原件消耗

0.02

可行

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架固定方式 改进

割割掉,每次检修需要重复操作高空作业,工作量大且在动电焊 火焊也不安全同时也造成浪费。 改进后:做两个长度可调整连接杆,这样只需要一个人操作就行 几分钟就可完成,既节约了材料同时也省工省力极大地提高了劳 动效率。而且今后可以重复使用。 B 翻车机平台止挡器道轨多次断裂,后经多次焊接多次反复断裂。 断裂道轨经焊接后强度下降,加上道轨下部悬空,经重车碾压后 道轨上下方向变形,造成止挡器处轨道松动、移位、断裂。直接 影响了翻车机的安全健康运行。将断裂处道轨下面用钢板垫实、 找平后进行焊接,使道轨与平台连为一体、高低一致,避免了道 轨变形事件的发生。从而保证翻车机平台轨道的平整,运行的安 全。保设备安全、人身安全。 斗轮机回转道轨上有积煤,易造成斗轮机回转打滑,运行中损坏 斗轮机设备,运行前清扫干净回转道轨上的积煤,防止斗轮机回 转过程中打滑,并列入班组日常工作。 煤化验仪器试验设备功率都比较大,有些需要预先升温,提前升 温到试验温度,若不能马上试验,容易浪费电能,反复试验,观 察仪器升温速度,掌握升温所需时间,合理安排,需要时才升温, 用完关闭。 水实验室两个通风柜合用一个刀闸,每次做实验时,合上刀闸, 两个通风柜同时运行,造成用电浪费。安装一个刀闸,两个通风 柜分别使用。 我公司汽机专业所属设备一期脱硫#3 氧化风机为江苏金通灵有限 公司产品, 此风机投运后需更换油滤网\内径: 60mm; 外径: 125mm, 数量为 110 个,原厂家报单价为 40 元,价格高。根据现场所用的 滤芯,由生产滤芯的厂家进行测量并报价,每个 21 元。从原厂家

F16

改进翻车机 平台止挡器 道轨治理

0.1

提高设备可靠性

/

可行

F17 管理 F18

加强轨道积 煤管理

0

节标煤

0.05

可行

加强仪器试 验管理

0

节电

0.2

可行

F19

优化通风柜 开关管理

0.2

节电

0.02

可行

F20

注重细节持 续改善

0

/

0.209

可行

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购买 110 个需 4400 元;从滤芯生产厂家需为 2310 元; 共节约 2090 元。 员工 F21 提高员工节 电意识 减少喷粉现 象及喷粉再 利用 过滤器再利 用 利用报废的 氢气干燥器 冷却交换器 制作一期脱 硫#2 氧化 风机油冷却 器 人员离开办公室不能做到及时关灯。班组内照明开关贴 “ 照明开 关”、“请随手关灯”标示,12.6m 主控门前 C、D 列墙灯,白天视 线好时可关灯。提高节能意识。 我厂入炉煤采样点多处有喷煤现象,采样过程中漏出的煤粉和取 样器中的废样没有集中储存箱。在各采样处配备小型垃圾箱,将 煤粉集中处理,同时优化检修质量,减少喷粉现象。 每月一次的四台锅炉漏风试验,两台 KM900 氧量仪上的过滤器消 耗得很快,平均三个月需要更换一个新的,费用将近 1000 元。将 用过的过滤器进行清理,再用胶密封好,试验效果没有差别,延 长了过滤器的使用周期,节省费用。 0 节电 / 可行

F22

0.1

减少二次扬尘

/

可行

F23 废弃物

0

节过滤器

0.4

可行

F24

原一期脱硫#2 氧化风机油冷却器由于内漏无法修复,外购费用较 高(5500 元)。利用报废的氢气干燥器冷却交换器制作油冷却器, 节省了采购新冷油器的费用,且由于报废的氢气干燥器换热面积 较大,加强了散热效果。

0

/

0.55

可行

80

5.2 方案筛选
公司领导审核小组和工作小组针对以上所产生的清洁生产方案,结合目前生产 实际运转现状,从技术、环境、经济、可实施的复杂程度多方面进行讨论和分析, 对方案进行了初步筛选,经筛选本轮审核确定可行的无/低费 21 项,初步可行的中/ 高费方案 4 项,其结果见表 5-2。
表 5-2 方案筛选结果汇总表 筛选结果 方案编号 F01 F02 F04 F05 F07 F08 F09 F10 F11 F13 F14 F15 F16 F17 F18 F19 F20 F21 F22 F23 F24
初步可行的 中/高费方案 3个

可行的无低 费方案 21 个

F03 F06 F12

方案名称 利用冬季环境温度降低高压变频器空调能耗 1#汽轮机汽封改造 优化引风机转子的稳定性 循环水泵改变频 改进捞渣机溢流管 木块分离器清理工具改善 加强设备管理制度 CEMS 净烟探头加热筒改造 更换脱硫管道材质 优化吹灰时间 1、2#炉 GGH 吹灰优化 汽轮机组供热管道支吊架固定方式改进 改进翻车机平台止挡器道轨治理 加强轨道积煤管理 加强仪器试验管理 优化通风柜开关管理 注重细节持续改善 提高员工节电意识 减少喷粉现象及喷粉再利用 过滤器再利用 利用报废的氢气干燥器冷却交换器制作一期脱硫#2 氧化风机油 冷却器 2#炉优化小油枪点火系统 2#机组 GGH 换热元件改造 1#、2#炉排暖风器改造

5.3 方案研制
通过对方案的初步筛选,得到可实施的无/低费方案 21 项,提出初步可行的中/ 高费方案 3 项。对提出的初步可行的中/高费方案,首先由公司领导、技术人员及咨

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询专家,根据技术可行,环境效果、经费投资与效益等条件,择优排序。通过权重 总和计分排序法筛选,最终确定筛选出的 3 项中/高费方案都作为本轮审核推荐实施 的方案。 中/高费方案的权重综合计分排序表见表 5-3, 推荐可行的 3 项中高费方案说 明表见 5-4-1 至表 5-4-3。
表 5-3 中高费方案权重总和计分排序筛选法 减少环境 危害 权重值 (W)=10 100 90 90 90 经济 可行性 权重值 (W)=10 100 80 70 90 技术 可行性 权重值 (W)=8 80 80 80 80 可实施性 权重值 (W)=6 54 60 54 60 总分 (∑ W× R ) 334 310 294 320

权重因素 方案名称 F03 2#炉优化 小油枪点火系统 F062# 机 组 GGH 换热元件改造 F10 2# 炉 低 温 过热器防磨治理 F13 1#、 2#暖风器 改造 方案 得分 (R=1 ~10)

排 序

1 3 4 2

表 5-4-1 中高费方案说明表 方案编号 方案名称 F03 2#炉优化小油枪点火系统 2#炉原油松枪出力为 500kg/h。油枪雾化不好,甩油严重,造成锅炉 燃油浪费,污染环境, 2#炉进行了小油枪改造,小油枪出力为 200kg/h, 改进行了锅炉点火方式, 提高了雾化质量, 减轻了环境污染, 节约了能源。2#锅炉冷态启动一次,节油 100 吨,锅炉热启动一次, 节油 10 吨, 全年每吨油 8000 元, 锅炉全年冷启一次, 热态启动 5 次, 共计节油 150t/a。 小油枪 预计投资:125 万元 经济效益:150t/a× 8000 元/t=120 万元/a 减少漏油对环境的污染 表 5-4-2 中高费方案说明表 方案编号 方案名称 F06 2#机组 GGH 换热元件改造 换热元件损坏、堵塞,造成 GGH 阻力持续较高,增压风机耗电率达 到 0.6%以上,脱硫系统运行成本增加,且频繁的堵塞造成脱硫系统 被迫停运进行水冲洗,脱硫系统投运率降低。更换全部 180 包换热元 件,采用 NF6.0 板形,换热元件高度为 850mm,由于密封片腐蚀较 严重,增加旁路密封片及下部径向密封片的更换。GGH 换热元件更 换后,GGH 差压降低且保持良好,增压风机耗电率明显降低,增压
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方案要点

主要设备 预计投资及 经济效益 可能的环境影响

方案要点

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主要设备 预计投资及 经济效益 可能的环境影响

风机耗电率明显降低, 耗电率由改造前的 0.64% (2012 年前 8 个月值) 降至 0.42%(改造后三个月值) ,按年发电量 15 亿度电核算。 换热元件、增压风机 预计投资:210 万元 经济效益: (0.64%-0.42%)× 15 亿 kWh/a× 0.345 元/kWh =113.85 万元 /a。 节电 330 万 kWh/a,有较大的环境效益 表 5-4-3 中高费方案说明表

方案编号 方案名称

方案要点

主要设备 预计投资及 经济效益 可能的环境影响

F12 1#、2#炉排暖风器改造 我厂1#、2#机组采用卧式暖风器,散热片采用钢制椭圆矩形翅片管。 目前暖风器运行中存在的问题: (1)由于暖风器螺旋肋片管布置相对较密,且卧式暖风器容易积灰, 机组运行中暖风器差压较大。 (2)暖风器在环境温度较高的 4 月份— 11 月份里,是不需要投入的,但不论加热蒸汽是否通过,暖风器都存 在阻力。 (3)随着运行时间增加,管束热胀不均造成的热应力,肋片 间的堵灰对管束不断腐蚀,出现管子开焊、泄漏等问题。将原卧式布 置固定式暖风器更换为立式布置的可旋转式暖风器。反转期节省功率 587kW,年有效时数 4000h;运行期节省功率 490kW,年有效时数 2000h;电价 0.345 元/kWh。 暖风器 预计投资:125 万元 经济效益:(587kW×4000h+490kW×2000h)×0.345 元/kWh×2 台= 229.6 万元/a· 台 节电 665.6 万 kWh/a,有巨大的环境效益

5.4 无低费方案实施效果分析
在广大员工的积极参与下,清洁生产审核小组从员工的建议提案中筛选了 21 项 无/低费方案予以实施,取得了显著的经济效益和环境效益。从汇总的成果中分析, 投资 64.455 万元,年可产生经济效益 612.154 万元。极大地调动了广大职工参与清 洁生产的积极性,增强了员工的环境意识和节能意识,为企业进行下一步清洁生产 审核工作起到了很好的推动作用。 无/低费方案实施效果的核定与汇总见表 5-5。
表 5-5 无/低费方案实施效果说明表 方案的编号及名称 内容简介 F01 利用冬季环境温度降低高压变频器空调能耗 由于变频器运行过程中产生大量的热损耗,温度过高而影响设备的 安全运行,因此普遍采取建设变频器小间、加装空调设备的保护措 施。 因而空调设备的投入是随着变频器的运行而运行的, 耗电量大。

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在冬季室外温度较低,如果能利用环境温度代替空调制冷,必然节 省大量的电能。通过对 1、2 号机组变频小间加装循环风机后,每小 时节约电量 112.5KW(共 24 台空调,10 匹 12 台,5 匹 12 台,每 匹 0.735 千瓦,共耗电 132.3KWH; 共 24 台轴流风机, 1.1 千瓦 12 台、 0.55 千瓦 12 台,每个小间平时开一台,耗电 19.8KWH),两台机 按冬季运行 2880 小时计算。 主要设备 变频器 主要技术经济指标 投入:7 万元 (包括投入费用及效益) 效益:112.5kW/小时× 2880 小时× 0.345 元/ kWh=11.178 万元。 可能的环境影响 方案的编号及名称 节电 32.4 万 kWh/a F02 1#汽轮机汽封改造

内容简介

1 号汽轮机组存在的问题:高中低压缸效率偏低,热耗偏高。进行 高中压中间汽封、高中压缸隔板汽封、高中压缸轴端内汽封采用布 莱登汽封技术改造、通流部分改造、低压缸前后轴封和隔板汽封和 高中缸轴封外侧 6 道汽封改造为铁素体敏感式汽封。在 300MW 工 况高压缸效率为 83.34%,中压缸效率为 92.18%,试验热耗率为 8313.91kJ/kWh,修正热耗率为 8176.39kJ/kWh,较改造前下降 128.68kJ/kWh, 折合发电煤耗下降 4.94g/kWh, 按照年发电 15 亿 kWh 计算,年节标准煤约 7410t,标准煤单价 700 元/t。 汽轮机

主要设备

主要技术经济指标 投入:龙威公司免费提供 (包括投入费用及效益) 经济效益:4.94g/kWh× 15 亿 kWh/a× 700 元/t =518.7 万元/a 可能的环境影响 方案的编号及名称 节标煤 7410t/a F04 优化引风机转子的稳定性 引风机转子配重块紧固螺丝运行中松动,如脱落会引起振动增大, 同时存在螺栓击伤定子线棒,引起短路放炮的风险。在转子旋转和 振动作用,配重块固定螺栓松动,借鉴电机线圈端部固定的方法, 利用绦波绳将固定螺丝捆绑,然后刷环氧树脂固化。因绦波绳加环 氧树脂的重量非常的轻,不会对转子的动平衡产生影响。节省引风 机转子做动平衡试验的费用。 做一次引风机动平衡费用为 1.5 万元。 优化后由每年一次平衡试验变为每四年进行一次。 引风机转子

内容简介

主要设备

主要技术经济指标 无需投入 (包括投入费用及效益) 效益:1.5 万元/a-1.5 万元/a÷ 4=1.125 万元/a 可能的环境影响 方案的编号及名称 / F05 循环水泵改变频 根据循环水系统的冬季实际工况, 将循环水泵改为变频运行方式 (变 频器采用引风机替换下来的变频器,循环水泵电机工频耗电功率为 1305 千瓦,变频为 984 千瓦,每小时节电 321 千瓦,节电率达到 24.6%,循环水泵耗电率同比降低 0.1%。按冬季运行 130 天(其它 季节暂不考虑节能)、可节约电量 100 万千瓦时;按电价 0.42 元/ 千瓦时计算。

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主要设备

循环水泵

主要技术经济指标 投入:11.7 万元 (包括投入费用及效益) 经济效益:0.345 元/千瓦时× 100 万千瓦时=34.5 万元 可能的环境影响 方案的编号及名称 内容简介 主要设备 节电 100 万 kWh/a F07 改进捞渣机溢流管 捞渣机溢流管为弯头,当溢流管堵塞时不易拆卸,费时费力。捞渣 机溢流管弯头改造为三通,方便溢流管堵塞时进行疏通。 捞渣机溢流管

主要技术经济指标 无需投入 (包括投入费用及效益) 可能的环境影响 方案的编号及名称 内容简介 主要设备 便于操作 F08 木块分离器清理工具改善 清理木块分离器时由于负压太大没有专用工具很难清理干净,并且 存在安全隐患, 设计配备专用工具以改善清理质量, 消除安全隐患。 木块分离器

主要技术经济指标 无需投入 (包括投入费用及效益) 可能的环境影响 方案的编号及名称 / F09 加强设备管理制度 翻车机系统故障,需要长时间维修时,不能及时通知采控,停运相 关设备,造成电能浪费。燃料皮带运行中有空跑皮带。燃料部加强 运行管理,如果一级设备出现故障,别的设备立即停运,杜绝跑空 等现象。故障时设备空跑用电 800 kW/h,每度电按 0.345 元计算。 每年故障时间以 200h 计。 翻车机、燃料皮带

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主要设备

主要技术经济指标 无需投入 (包括投入费用及效益) 效益:200h/a×800 kW/h×0.345 元/kWh=5.52 万元/a 可能的环境影响 方案的编号及名称 节电 16 万 kWh/a F10 CEMS 净烟探头加热筒改造

内容简介

加热筒材质是铝,螺丝扣损坏,导致密封不严漏气。无单独备件, 需整套更换。每套两万。现将加热筒头部车掉 20,另加工不锈钢材 质钢垫,对其进行修补。原每年需要更换一套加热筒,改造后没有 更换过。按照每年节省 1 套计算,节省 2 万元。 加热筒

主要设备

主要技术经济指标 无需投入 (包括投入费用及效益) 效益:2 万元/a 可能的环境影响 方案的编号及名称 / F11 更换脱硫管道材质

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内容简介 主要设备

脱硫系统部分管道,尤其是变径、弯头处易泄露,更换频繁,更换 管道材质为耐腐蚀、 耐冲刷材质。 改造前两月更换一次, 一次约 2000 元,改造后至少半年,一次约 3500 元。 脱硫管道

主要技术经济指标 投入:0.4 万元 (包括投入费用及效益) 效益:2000 元/次×6 次-3500 元/次×2 次=0.5 万元/a 可能的环境影响 方案的编号及名称 / F13 优化吹灰时间 在机组吹灰过程中,无吹灰器进、退计时功能。增加吹灰计时功能, 这样在吹灰过程中,可以对比两侧吹灰时间,及时消除故障,确保 设备安全。每年按照故障两次计算,每次故障恢复需要 1.5 万元的 修理费。 吹灰器

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主要设备

主要技术经济指标 无需投入 (包括投入费用及效益) 效益:1.5 万元/次×2 次/a=3 万元/a 可能的环境影响 方案的编号及名称 / F14 1、2#炉 GGH 吹灰优化

内容简介

我公司脱硫系统极易发生 GGH 堵塞,导致风机耗电率高,严重时 需要停炉冲洗。根据现场实际情况进行改造,主要方案为:1)吹灰 汽源自汽机再热器冷段管引出,接吹灰汽源管至原主汽吹灰汽源管 三通向外第二个弯头处。2)在原 GGH 吹灰汽源管上增设减压阀, 减压阀后增加压力及温度测点,控制部分在脱硫集控室。 /

主要设备

投入:35 万 经济效益额的计算依据:1)GGH 吹灰器每小时吹灰用汽 5t,每天 吹时间约 12 小时,每天用汽 60 吨。2)蒸汽参数由 16.7MPa.540℃ 降低至 3.0MPa.320℃, 每千克蒸汽焓由 3402kJ/kg 降低至 3045kJ/kg。 主要技术经济指标 3)每天节约标煤 60t× 1000× (3402 kJ/kg -3045 kJ/kg) (包括投入费用及效益) /7000× 4.12× 1000=0.74t (标准煤) 4) 每吨标煤 700 元, 每天节约 700 元× 0.74t =518 元,5)按年运行 11 个月,每年节约 30d × 0.0518 万元× 11 月=17.09 万元/a。 经济效益:1、2#炉共计节约 17.09× 2=34.18 万元/a。 可能的环境影响 方案的编号及名称 保证脱硫系统正常运行 F15 汽轮机组供热管道支吊架固定方式改进 改进前:汽轮机停机检修时为防止供热管道支吊架移动需要将支吊 架固定,原采取方式是将角铁焊接在支吊架两端,检修后用气割割 掉,每次检修需要重复操作高空作业,工作量大且在动电焊火焊也 不安全同时也造成浪费。 改进后:做两个长度可调整连接杆,这样只需要一个人操作就行几 分钟就可完成,既节约了材料同时也省工省力极大地提高了劳动效 率。而且今后可以重复使用。机组每次检修焊接角铁耗费 50 元,年 检修四次。

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主要设备

汽轮机

主要技术经济指标 投入:0.005 万元 (包括投入费用及效益) 效益:50 元/次×4 次/a=0.02 万元/a 可能的环境影响 方案的编号及名称 节原件消耗 F16 改进翻车机平台止挡器道轨治理 B 翻车机平台止挡器道轨多次断裂,后经多次焊接多次反复断裂。 断裂道轨经焊接后强度下降,加上道轨下部悬空,经重车碾压后道 轨上下方向变形,造成止挡器处轨道松动、移位、断裂。直接影响 了翻车机的安全健康运行。将断裂处道轨下面用钢板垫实、找平后 进行焊接,使道轨与平台连为一体、高低一致,避免了道轨变形事 件的发生。从而保证翻车机平台轨道的平整,运行的安全。保设备 安全、人身安全。 翻车机

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主要设备

主要技术经济指标 投入:0.12 万元 (包括投入费用及效益) 可能的环境影响 方案的编号及名称 / F17 加强轨道积煤管理 斗轮机回转道轨上有积煤,易造成斗轮机回转打滑,运行中损坏斗 轮机设备,运行前清扫干净回转道轨上的积煤,防止斗轮机回转过 程中打滑,并列入班组日常工作。每天可清扫约 3kg 煤,标煤单价 按 700 元/t。 斗轮机

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主要设备

主要技术经济指标 无需投入 (包括投入费用及效益) 效益:3kg/d× 365d× 700 元/t=0.077 万元/a 可能的环境影响 方案的编号及名称 节标煤 1.095t/a F18 加强仪器试验管理 煤化验仪器试验设备功率都比较大,有些需要预先升温,提前升温 到试验温度,若不能马上试验,容易浪费电能,反复试验,观察仪 器升温速度,掌握升温所需时间,合理安排,需要时才升温,用完 关闭。马弗炉 1 小时节电 4.5kW,每天少开 3h,一年以 365d 计, 电价 0.345 元/kWh。 煤化验仪器

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主要设备

主要技术经济指标 无需投入 (包括投入费用及效益) 效益:4.5 kW/h× 3h/d× 365d× 0.345 元/kWh=0.17 万元/a 可能的环境影响 方案的编号及名称 节电 0.49 万 kW· h /a F19 优化通风柜开关管理 水实验室两个通风柜合用一个刀闸,每次做实验时,合上刀闸,两 个通风柜同时运行,造成用电浪费。安装一个刀闸,两个通风柜分 别使用。通风柜功率 0.2kW,每天少开 10h,一年以 365d 计,电价 0.345 元/kWh。

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主要设备

通风柜、刀闸

主要技术经济指标 投入:0.2 万元 (包括投入费用及效益) 效益:0.2kW/h× 10h/d× 365d× 0.345 元/kWh=0.025 万元/a 可能的环境影响 方案的编号及名称 节电 0.073 万 kW· h /a F20 注重细节持续改善

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我公司汽机专业所属设备一期脱硫 #3 氧化风机为江苏金通灵有限 公司产品, 此风机投运后需更换油滤网\内径: 60mm; 外径: 125mm, 数量为 110 个,原厂家报单价为 40 元,价格高。根据现场所用的滤 芯,由生产滤芯的厂家进行测量并报价,每个 21 元。从原厂家购买 110 个需 4400 元;从滤芯生产厂家需为 2310 元; 共节约 2090 元。 氧化风机

主要设备

主要技术经济指标 投入:0 (包括投入费用及效益) 经济效益:节约成本 0.209 万元 可能的环境影响 方案的编号及名称 内容简介 主要设备 / F21 提高员工节电意识 人员离开办公室不能做到及时关灯。 班组内照明开关贴“照明开关”、 “请随手关灯”标示,12.6m 主控门前 C、D 列墙灯,白天视线好时 可关灯。提高节能意识。 灯

主要技术经济指标 无需投入 (包括投入费用及效益) 可能的环境影响 方案的编号及名称 内容简介 主要设备 节电 F22 减少喷粉现象及喷粉再利用 我厂 38m 入炉煤采样点多处有喷煤现象, 采样过程中漏出的煤粉和 取样器中的废样没有集中储存箱。在各采样处配备小型垃圾箱,将 煤粉集中处理,同时优化检修质量,减少喷粉现象。 /

主要技术经济指标 投入:0.1 万元 (包括投入费用及效益) 可能的环境影响 方案的编号及名称 减少二次扬尘 F23 过滤器再利用 每月一次的四台锅炉漏风试验,两台 KM900 氧量仪上的过滤器消 耗得很快,平均三个月需要更换一个新的,费用将近 1000 元。将用 过的过滤器进行清理,再用胶密封好,试验效果没有差别,延长了 过滤器的使用周期,节省费用。 过滤器

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主要设备

主要技术经济指标 无需投入 (包括投入费用及效益) 效益:0.1 万元/个×4 个=0.4 万元/a

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可能的环境影响 方案的编号及名称

/ F24 利用报废的氢气干燥器冷却交换器制作一期脱硫#2 氧化风机 油冷却器 原一期脱硫#2 氧化风机油冷却器由于内漏无法修复, 外购费用较高 (5500 元)。利用报废的氢气干燥器冷却交换器制作油冷却器,节 省了采购新冷油器的费用, 且由于报废的氢气干燥器换热面积较大, 加强了散热效果。 氧化风机油冷却器

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主要设备

主要技术经济指标 投入:0 (包括投入费用及效益) 经济效益:节约成本 0.55 万元 可能的环境影响 /

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表 5-6 无/低费方案实施效果的核定与汇总 方案名称 F01 利用冬季环境温度降低高压变频器空调能耗 F021#汽轮机汽封改造 F04 优化引风机转子的稳定性 F05 循环水泵改变频 F07 改进捞渣机溢流管 F08 木块分离器清理工具改善 F09 加强设备管理制度 F10 CEMS 净烟探头加热筒改造 F11 更换脱硫管道材质 F13 优化吹灰时间 F141、2#炉 GGH 吹灰优化 F15 汽轮机组供热管道支吊架固定方式改进 F16 改进翻车机平台止挡器道轨治理 F17 加强轨道积煤管理 F18 加强仪器试验管理 实施时间 2013 年 3 月 2013 年 4 月 2013 年 9 月 2013 年 4 月 2013 年 6 月-8 月 2013 年 8 月 2013 年 4 月 2013 年 7 月 2013 年 4 月 2013 年 6 月 2013 年 9 月 2013 年 3 月 2013 年 4 月
2013 年 1 月~2013 年 12 月

投资 (万元) 7 0 0 11.7 10 0 0 0 0.4 0 35 0.005 0.1 0 0 / / /

环境效益 节电 32.4 万 kWh/a 节标煤 7410t/a 保证风机安全运行 节电 100 万 kWh/a 能够按照捞渣机水封需要补 水,大幅降低了溢流量,渣水 循环效率提高,排污减少。 减少环境污染 节电 16 万 kWh/a

经济效益(万元/a) 11.178 518.7 1.125 34.5 / 0 5.52 2 0.5 3 34.18 0.02 / 0.077 0.17

保证脱硫系统正常运行,节约 风机机耗电 节原件消耗 提高设备可靠性 节标煤 1.095t/a 节电 0.49 万 kW· h /a

2013 年 3 月

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F19 优化通风柜开关管理 F20 注重细节持续改善 F21 提高员工节电意识 F22 减少喷粉现象及喷粉再利用 F23 过滤器再利用 F24 利用报废的氢气干燥器冷却交换器制作一期脱硫#2 氧 化风机油冷却器

2013 年 2 月 2013 年 2 月 2013 年 2 月 2013 年 5 月 2013 年 2 月 2013 年 5 月

0.2 0 0 0.1 0 0

节电 0.073 万 kW· h /a / 节电 减少二次扬尘 / /

0.025 0.209 / / 0.4 0.55

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6 方案的确定
公司领导小组和工作小组对公司的清洁生产建议已进行了归纳总结,对中/高费 方案也进行了初步分析,根据初步建议,审核小组在专家的指导下,对公司初步可 行的 3 项中/高费方案将进一步进行可行性分析,对其进行必要的技术评估、环境评 估和经济评估,论证所有中/高费方案在实际工作中的可行性,对能立即实施的马上 作出计划安排;对目前实施还有一定难度,需要各方面扶持的,纳入公司战略发展 计划;对论证后目前实施意义不大的方案,将其进行保留,纳入下一阶段清洁生产 审核,寻找适当时机。

6.1 技术评估
对初步分析可行的 3 项中/高费方案首先进行技术评价,评估其在生产中的技术 可行性,是否对目前生产工艺、产品质量有影响及影响的程度,对设备、人员、场 地等是否还存在其他需求,对预计实施工时长的项目相应作出说明。 技术评估应着重评价以下几方面: 方案设计中采用的工艺路线、技术设备在经济合理的条件下的先进性、适用性; 与国家有关的技术政策和能源政策的相符性;技术引进或设备进口要符合我国国情, 引进技术后要有消化吸收能力;资源的利用率和技术途径合理;技术设备操作上安 全、可靠;技术成熟(例如,国内有实施的先例)。 6.1.1 F03 2#炉优化小油枪点火系统改造技术评估

根据专业技术人员的分析和调研工作,结合低氮燃烧器改造项目,我公司将增 加一套小油枪点火。 改造方案:结合低氮燃烧器改造项目,将原锅炉下层油枪保留,同时增加小油 枪点火装置,中上层保持原油枪系统不变。 2#炉原油枪出力为 500kg/h。油枪雾化不好,甩油严重,造成锅炉燃油浪费,污

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染环境, 2#炉进行了小油枪改造,小油枪出力为 200kg/h,改进了锅炉点火方式, 提高了雾化质量,减轻了环境污染,节约了能源。2#锅炉冷态启动一次,节油 100 吨, 锅炉热启动一次, 节油 10 吨, 锅炉全年冷启一次, 热态启动 5 次, 共计节油 150t/a。 此方案技术先进,技术评估为可行。 6.1.2 F06 2#机组 GGH 换热元件改造技术评估

改造方案: 更换全部 180 包换热元件, 采用 NF6.0 板形, 换热元件高度为 850mm, 由于密封片腐蚀较严重,增加旁路密封片及下部径向密封片的更换。 GGH 换热元件更换后,GGH 差压降低且保持良好,增压风机耗电率明显降低, 耗电率由改造前的 0.64%(2012 年前 8 个月值)降至 0.42%(改造后 3 个月的值)。 主要指标情况如下表示:
项目 机组负荷(MW) GGH 原烟气侧差压 (Pa) 原烟气入口温度(℃) 净烟气温度(℃) 备注 运行参数 328 0.237 130 77.2 投运初 310 0.265 135 81 一个月后 合同保证值 330 0.315 130 75

此方案技术成熟,技术评估为可行。 6.1.3 F12 1#、2#暖风器改造技术评估

根据专业技术人员的分析和调研工作,其它电厂暖风器改造的成功经验,结合 现场实际情况,我公司将原卧式布置固定式暖风器更换为立式布置的可旋转式暖风 器。 改造方案: (1) 将原卧式布置暖风器下移到送风机出口水平风道处,更换为立式布置。这种 布置一是可以避免空预器处的灰分掉落到暖风器散热片上造成的管束间、肋片间堵 塞现象;二是蒸汽在立式布置的管束中比卧式布置的管束流动性好,疏水通畅,换

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热率高。如我厂1#、2#炉暖风器为立式布置,通常暖风器前后压差为500pa,蒸汽投 运时风温提高35℃左右,而3#、4#炉暖风器为卧式布置,暖风器前后压差为1000pa, 蒸汽投运时风温提高20℃左右,且由于#3、#4炉暖风器在蒸汽投运后温升达不到运 行要求,机组投运后第二年(2007年)#3、#4机组检修期间先后在原有的暖风器散 热片基础上又增加了一组换热器,但与一单元暖风器投运效果相比仍然相差10℃左 右,暖风器阻力增大500pa。因此立式布置无论换热效果还是运行阻力上都优于卧式 布置。 (2) 将原固定式暖风器更换为可旋转式暖风器,这样在环境温度较高的月份里, 机组在不需投运暖风器时,可将暖风器各管箱旋转90度,风道在管箱转过的部分成 为空风道,送风在通过暖风器时阻力产生在转过的箱体侧,设计阻力为30-50pa;投 运暖风器时阻力发生在暖风器管束和肋片,设计阻力为300pa,通过管箱旋转阻力降 低250pa,节电效果显著。 立式布置可旋转暖风器设计制造原则及安装技术: (1) 暖风器的横向节距、纵向节距以及翅片间距保证足够大。解决管束堵灰及阻 塞杂物的问题,消除暖风器运行期间阻力迅速增大、消耗风机电能的现象。 (2) 暖风器各管箱之间、管箱与风道之间采用法兰连接。计算冬季工况下风道的 最大膨胀量为3~4mm,不需要考虑风道的热应力补偿。 (3) 可旋式暖风器结构为管束芯与管壳分离,管束芯旋转管壳不动,实现旋转功 能,管箱可拆卸。管芯设计加工防变形装置,保证热态下的各管子间距不偏离。管 箱壳体上设计加工自动闭合棘爪,加强了暖风器的刚性。 (4) 根据现场条件,旋转执行机构安装在风道上平面。 (5) 根据冬季工况下暖风器出口风温不低于25℃要求。 暖风器的纵向设计加工四 排传热管。各管箱分别设计加工进汽管、疏水管各一个。进汽管、疏水管兼作旋转 轴。管箱宽度及管箱数量保证小旋转力矩,以便于运行中调整管箱角度。
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(6) 暖风器设计加工热膨胀吸收结构,自动吸收热胀不均造成的热应力,消除焊 缝开裂和管子泄漏、积灰等问题。 此方案技术成熟,技术评估为可行。

6.2 环境评估
对已通过技术评估的方案进行环境评价,评估其对环境产生的影响,对需在环境 方面投入资金的列入资金使用计划,通知财务作出资金预算准备。对改善环境或在 实施方案中破坏环境的,慎重考虑方案的可行性。 环境评估应包括以下内容: 资源的消耗与资源可永续利用要求的关系; 生产中废弃物排放量的变化; 污染物组分的毒性及其降解情况; 污染物的二次污染; 操作环境对人员健康的影响; 废弃物的复用、循环利用和再生回收。 6.2.1F03 2#炉优化小油枪点火系统改造环境评估

该项目实施完成后,小油枪出力为200kg/h,改进行了锅炉点火方式,提高了雾 化质量,减轻了环境污染,节约了能源。 本方案实施后具有极大的环境效益,环境评估可行。 6.2.2 F06 2#机组 GGH 换热元件改造环境评估

GGH 换热元件改造后,可节电 285 万 kWh/a,排烟温度可达到环保排放要求, 但脱硫系统运行可靠性和稳定性得到提高, 不再发生因 GGH 堵塞严重造成脱硫系统

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补迫停运现象,脱硫系统投运率提高 1%左右,减少二氧化硫排放 158t,对改善衡水 及周边环境起到良好效果。 本方案实施后具有极大的环境效益,环境评估可行。 6.2.3 F12 1#、2#暖风器改造环境评估

设备改造后可彻底解决暖风器堵塞问题,大大减少风机耗电量,可节电 665.6 万 kWh/a;避免由于暖风器堵塞发生的风道阻力增大,送风量不足,机组降出力现象。 通过设备改造,可以有效地降低排烟温度,提高锅炉的热效率。 本方案实施后具有较大的环境效益,环境评估可行。

6.3 经济评估
6.3.1 方案投资与经济效益 F03 2#炉优化小油枪点火系统改造经济评估 经财务计算,该项目总投资为 125.25 万元,年运行费用总节省 120 万元,新增 设备年折旧费 12.53 万元,应税利润 107.48 万元,净利润 99.74 万元,年增加现金流 量为 112.26 万元,投资偿还期为 1.12 年,净现值(NPV)为 564.55 万元,内部收益率 大于 40 %。项目经济可行。 F06 2#机组 GGH 换热元件改造环境评估 经财务计算,该项目总投资为 212 万元,年运行费用总节省 113.85 万元,新增 设备年折旧费 42.4 万元,应税利润 71.45 万元,净利润 57.16 万元,年增加现金流量 为 99.56 万元, 投资偿还期为 2.13 年, 净现值(NPV)为 225.43 元, 内部收益率为 37.36%。 项目经济可行。 F12 1#、2#暖风器改造环境评估 经财务计算,该项目总投资为 125 万元,年运行费用总节省 229.6 万元,新增设 备年折旧费 12.5 万元,应税利润 217.1 万元,净利润 201.47 万元,年增加现金流量

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为 213.97 万元,投资偿还期为 0.58 年,净现值(NPV)为 1189.75 万元,内部收益率 大于 40 %。项目经济可行。 6.3.2 经济评估指标与财务统计结果 各方案经济指标统计结果汇总于表 6-1。 表 6-1 方案经济评估指标汇总表
经济评价指标 1、总投资费用(I) 2、年运行费用总节省(P) 3、新增设备年折旧费(D) 4、应税利润 5、净利润 6、年增加现金流量(F) 7、投资偿还期(N) I/F 8、净现值(NPV) 9、净现值率(NPVR) 10、内部收益率(IRR) F02 3#汽轮机汽封 F14 4#机组 GGH 换 F12 1#、2#暖风器 改造 热元件改造 改造 125.25 212 125 120 113.85 229.6 12.53 42.4 12.5 107.48 71.45 217.1 99.74 57.16 201.47 112.26 99.56 213.97 1.12 2.13 0.58 564.55 225.43 1189.75 450.74% 106.34% 951.80% 37.36% >40% >40%

注:F032#汽轮机汽封改造使用 10 年,F062#机组 GGH 换热元件改造使用 5 年,F121#、2#暖风 器改造使用 10 年。

6.4 确定推荐方案
综上从技术、环境、经济角度考虑得出确定推荐方案的评估结论。列出方案简 述及可行性分析结果表。表 6-2-1 至 6-2-3。

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表 6-2-1 方案简述及可行性分析结果表

方案名称/类型:F032#炉优化小油枪点火系统改造 方案的基本原理:结合低氮燃烧器改造项目,将原锅炉下层油枪保留,同时增加 小油枪点火装置,中上层保持原油枪系统不变。 获得何种效益:2#锅炉冷态启动一次,节油 100 吨,锅炉热启动一次,节油 10 吨,全年每吨油 8000 元,锅炉全年冷启一次,热态启动 5 次,共计节油 150t/a。 方案投资:125.25 万元 影响下列废物:无 影响下列原料和添加剂:无 技术评估结果简述:2#炉原油枪出力为 500kg/h。油枪雾化不好,甩油严重,造 成锅炉燃油浪费,污染环境, 2#炉进行了小油枪改造,小油枪出力为 200kg/h, 改进了锅炉点火方式,提高了雾化质量,减轻了环境污染,节约了能源。2#锅炉 冷态启动一次,节油 100 吨,锅炉热启动一次,节油 10 吨,锅炉全年冷启一次, 热态启动 5 次,共计节油 150t/a。此方案技术先进,技术评估为可行。 环境评估结果简述:可以大大节省资源能源消耗,减少污染物排放。 经济评估结果简述:120 万元/a

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表 6-2-2 方案简述及可行性分析结果表

方案名称/类型:F06 2#机组 GGH 换热元件改造 方案的基本原理:更换全部 180 包换热元件,采用 NF6.0 板形,换热元件高度为 850mm,由于密封片腐蚀较严重,增加旁路密封片及下部径向密封片的更换。 GGH 换热元件更换后,GGH 差压降低且保持良好,增压风机耗电率明显降低, 耗电率由改造前的 0.64%降至 0.42%。 获得何种效益:该项目实施完成后,增压风机耗电率明显降低,耗电率由改造前 的 0.64%降至 0.42%,可节大量电能,具有明显的经济效益。 方案投资:212 万元 影响下列废物:无 影响下列原料和添加剂:无 技术评估结果简述:更换全部 180 包换热元件,采用 NF6.0 板形,换热元件高度 为 850mm,由于密封片腐蚀较严重,增加旁路密封片及下部径向密封片的更换。 环境评估结果简述:GGH 换热元件改造后,排烟温度可达到环保排放要求,但 脱硫系统运行可靠性和稳定性得到提高,不再发生因 GGH 堵塞严重造成脱硫系 统补迫停运现象,脱硫系统投运率提高 1%左右,减少二氧化硫排放 158t,节电 285 万 kWh/a 对改善衡水及周边环境起到良好效果。 经济评估结果简述:113.85 万元/a

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表 6-2-3 方案简述及可行性分析结果表

方案名称/类型:F121#、2#暖风器改造技术评估 方案的基本原理:将原卧式布置暖风器下移到送风机出口水平风道处,更换为立 式布置。这种布置一是可以避免空预器处的灰分掉落到暖风器散热片上造成的管 束间、肋片间堵塞现象;二是蒸汽在立式布置的管束中比卧式布置的管束流动性 好,疏水通畅,换热率高。将原固定式暖风器更换为可旋转式暖风器,机组在不 需投运暖风器时,可将暖风器各管箱旋转 90 度,风道在管箱转过的部分成为空 风道,送风在通过暖风器时阻力产生在转过的箱体侧,设计阻力为 30-50pa;投 运暖风器时阻力发生在暖风器管束和肋片,设计阻力为 300pa,通过管箱旋转阻 力降低 250pa,节电效果显著。 获得何种效益:将原卧式布置固定式暖风器更换为立式布置的可旋转式暖风器 后,提高了换热效果、减小了运行阻力,节电效果显著,消除焊缝开裂和管子泄 漏、积灰等问题。 方案投资:125 万元 影响下列废物:无 影响下列原料和添加剂:无 技术评估结果简述:暖风器的横向节距、纵向节距以及翅片间距保证足够大,暖 风器各管箱之间、管箱与风道之间采用法兰连接,可旋式暖风器结构为管束芯与 管壳分离,管束芯旋转管壳不动,实现旋转功能,管箱可拆卸,暖风器设计加工 热膨胀吸收结构,自动吸收热胀不均造成的热应力,消除焊缝开裂和管子泄漏、 积灰等问题。技术成熟,技术评估为可行。 环境评估结果简述:设备改造后可彻底解决暖风器堵塞问题,大大减少风机耗电 量,可节电 665.6 万 kWh/a;避免由于暖风器堵塞发生的风道阻力增大,送风量 不足,机组降出力现象。 经济评估结果简述:229.6 万元/a

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7 方案实施
方案实施是企业清洁生产审核的第六个阶段。目的是通过推荐方案(经分析可行 的中/高费最佳可行方案)的实施, 使企业实现技术进步, 获得显著的经济和环境效益; 通过评估已实施的清洁生产方案成果, 激励企业推行清洁生产。 本阶段工作重点是: 总结前几个审核阶段已实施的清洁生产方案的成果,统筹规划推荐方案的实施。

7.1 方案实施计划
7.1.1 方案实施计划 经过可行性分析后的 3 项中/高费方案已全部实施完毕, 项目实施进度表见表 7-1。
表 7-1 中高费方案实施进度计划表 2013 年 内容 F03 2#炉 优化小油枪 点火系统改 造 F062#机组 GGH 换热元 件改造 F12 1#、2# 暖风器改造 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10 月 11 月 12 月 负责 部门

生产 技术 部

7.1.2 资金筹措 本轮审核所提出的可行方案实施所涉及的资金,全部由公司自筹解决。

7.2 汇总已实施的无/低费方案的成果
在本轮的清洁生产审核工作中,公司领导小组和审核小组本着边贯彻清洁生产 思想,边收集全公司范围内职工的清洁生产建议,边及时总结分析的原则,对一旦 经过简易评价认为可实施的无/低费方案,立即组织相关部门和人员按计划实施。在

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本轮审核中,所有无/低费方案全部实施完毕,并获得较好经济效益和环境效益,为 便于总结经验, 将好的做法纳入管理规范。审核小组对已实施且完成的 40 项无/低费 方案的实施效果进行了汇总,能量化计算效益的已实施无低费方案的环境和经济效 果见表 7-2。

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表 7-2 编 号 F01 F02 F04 F05 F07 F08 F09 F10 F11 F13 F14 F15 F16 F17 F18 F19 F20 F21 F22 F23 F24 比较项目 方案名称 利用冬季环境温度降低高压变频器 空调能耗 1#汽轮机汽封改造 优化引风机转子的稳定性 循环水泵改变频 改进捞渣机溢流管 木块分离器清理工具改善 加强设备管理制度 CEMS 净烟探头加热筒改造 更换脱硫管道材质 优化吹灰时间 1、2#炉 GGH 吹灰优化 汽轮机组供热管道支吊架固定方式 改进 改进翻车机平台止挡器道轨治理 加强轨道积煤管理 加强仪器试验管理 优化通风柜开关管理 注重细节持续改善 提高员工节电意识 减少喷粉现象及喷粉再利用 过滤器再利用 利用报废的氢气干燥器冷却交换器制 作一期脱硫#2 氧化风机油冷却器 合计

已实施的无/低费方案经济效益/环境效益对比一览表
节标煤(t/a) 环境效益 节电(万 kWh/a) 32.4 7410 100 518.7 1.125 34.5 其它 经济效益(万元/a) 标煤费 电费 11.178 其它

削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 削减量 1.095

16

5.52 2 0.5 3 34.18 0.02 0.077

0.49 0.073

0.17 0.025 0.209

0.4 0.55 7411.095 148.963 经济效益总计:612.154 万元 0 518.777 51.393 41.984

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7.3 评价已实施的中/高费方案的成果
本轮审核中提出了 3 项可行的中/高费方案,F032#炉优化小油枪点火系统、 F062#机组 GGH 换热元件改造、F12 1#、2#暖风器改造。3 项中高费方案已全部 实施完成,运行后效果见表 7-3。
表 7-3 中高费方案经济、环境效果汇总一览表 编 号 F03 F14 F25 环境效益 投入 节电 (万 (万元/a) 节标煤(t/a) kWh/a) 125.25 212 125 462.25 330 665.6 995.6 120 经济效益(万元/a) 燃油费 120 113.85 229.6 343.45 电费

方案名称 2# 炉优化小油枪点 火系统 2#机组 GGH 换热元 件改造 1#、2#暖风器改造 合计

经济效益总计:463.45 万元/a

7.4 分析总结已实施方案对企业的影响
本次清洁生产审核工作中,在全公司员工的积极努力工作下,已实施完成 无/低费方案 21 个,中/高费方案 3 个。通过方案的实施,使企业获得了实实在在 的经济效益和环境效益,为企业持续清洁生产奠定基础;通过方案的实施,使企 业获得了无形的社会效益,提高了企业的社会形象和信誉度。 通过实施 21 项无/低费方案的实施效果看:共投入 64.455 万元,可取得年 直接经济效益 612.154 万元,其中年节标煤 7411.095t,节标煤费 518.777 万元; 年节电 148.963 万 kW· h,节电费 51.393 万元;其它经济效益 41.984 万元。 已实施中/高费方案 3 项,共投资 462.25 万元,年取得经济效益 463.45 万 元,其中年节电 995.6 万 kW· h,节电费 343.45 万元;节约燃油费 120 万元。 清洁生产审核前后对标表见表 7-4。

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表 7-4 清洁生产审核目标完成情况一览表 清洁生产目标 审核后 相对值 实际效 (%) 果 303.9 减少 0.21 减少 0.68 减少 0.72 减少 0.32 减少 1.79 减少 4.38 43.8 5.46 6.10 3.29 6.11

序 号 1 2 3 4 5 6

项目

现状

预计审 核效果
304.5 44.0 5.48 6.12

相对值 (%) 减少 0.41 减少 1.13 减少 1.09 减少 6.51 减少 2.08 减少 4.53

供电煤耗(g/ kW· h) 供热煤耗(kg/G j) 发电厂自用电率 (%) 供热厂自用电率 (%) 单位发电量烟尘排 放量(g/ kW· h) 单位发电量二氧化 硫排量(g/ kW· h)

305.15 44.3 5.52 6.14

3.36 6.4

3.30 6.12

通过开展本轮清洁生产审核,供电煤耗、供热煤耗、发电厂自用电率、供 热厂自用电率均比审核前有所降低,实现了公司预定的清洁生产目标。 清洁生产方案实施效果核定与汇总见表 7-5。
表 7-5 清洁生产方案实施效果核定与汇总表 无/低费方案 资源消耗 (削减量) 经济效益 电(万 kW· h/a) 标煤(t/a) 电费(万元/a) 煤费(万元/a) 其他费用(万元/a) 148.963 7411.095 51.393 518.777 41.984 中/高费方案 995.6 0 343.45 0 120 小计 1144.563 7411.095 394.843 518.777 161.984 1075.604

经济效益合计(万元/a)

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8 持续清洁生产
持续清洁生产是企业清洁生产审核的最后一个阶段。目的是使清洁生产工作在 企业内长期、持续地推行下去。本阶段工作重点是建立推行和管理清洁生产工作的 组织机构、建立促进实施清洁生产的管理制度、制定持续清洁生产计划及编写清洁 生产审核报告。

8.1 建立和完善清洁生产组织
成立清洁生产办公室: 为了将清洁生产工作持续的开展下去,根据持续清洁生产的需要和上级的要求, 公司成立了清洁生产领导小组,并将可持续清洁生产办公室设在公司生产技术部, 同时设置了清洁生产管理岗位和职责。持续清洁生产领导小组由生产技术部副主任 魏宝峰负责日常工作,保留原清洁生产审核小组的主要成员,其它部门在以后的审 核工作中积极配合,并在平时的日常生产中持续做好宣传和教育工作,协助清洁生 产办公室,按计划组织培训。 公司清洁生产办公室: 主任:魏宝峰 成员:杨宝林李博张林茂马强齐军王运超王永健贾运红李学军王文彬刘乃龙王 全胜 清洁生产组织机构见表 8-1。
表 8-1

清洁生产组织机构
清洁生产办公室 公司生产技术部

组织机构名称 行政归属

主要任务职责

1、 日常清洁生产工作; 2、 提出清洁生产工作计划建议; 3、 监督和管理已落实的清洁生产方案的持续实施, 保证其正常稳定运行; 4、做好下一轮清洁生产审核的准备工作; 5、搞好员工的清洁生产培训教育。

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8.2 建立和完善清洁生产制度
8.2.1 巩固清洁生产审核成果 公司通过本轮清洁生产审核, 提出了许多关于加强管理方面的建议和改进措施, 完善和建立了一系列清洁生产制度,见表 8-2。
表 8-2 公司清洁生产审核制度 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 制度名称 《环保管理制度》 《合理化建议管理制度》 《清洁生产方案管理制度》 《清洁生产成果奖励制度》 《环保隐患举报奖励制度》 《环保设备管理制度》 《持续清洁生产制度》 《废旧设备管理制度》

8.2.2 建立和完善清洁生产激励机制 为认真贯彻落实《清洁生产促进法》和《清洁生产审核暂行办法》,持续推进 清洁生产和清洁生产审核工作,公司制定激励决策、制度如下。 1、制定了《清洁生产方案管理制度》和《清洁生产成果奖励制度》,鼓励和奖 励全厂员工参与清洁生产。 2、结合生产例会,将持续清洁生产工作融入企业日常管理和决策。 3、将清洁生产与环境保护培训纳入公司培训计划,加强对员工清洁生产和清洁 生产审核的培训和教育,提高认识,自觉参与。 4、结合生产实际,确定新的节能减排目标,并加以落实。 5、为鼓励广大职工积极参与清洁生产活动,多提一些合理的建议或方案,公司 决定由工会负责根据有关合理化建议奖励制度,对清洁生产工作中提出的合理化建 议或方案被采纳以及研究开发出清洁生产新技术的员工,将给予精神表彰和物质奖 励。

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8.2.3 保证清洁生产资金的来源 节能减排是国家的一项重要政策,也是清洁生产的目标。 经公司决策的清洁生产中/高费方案,由公司负责资金筹措。 经各部门决策的清洁生产中/高费方案所需资金,向公司统一申报,由公司负责 资金筹措。

8.3 持续清洁生产计划
8.3.1 持续清洁生产计划 公司持续清洁生产审核办公室和各工序持续清洁生产分支机构为了有效地将清 洁生产在全公司中有组织、 有计划地推进下去, 制定出持续清洁生产计划, 见表 8-3。
表 8-3 公司持续清洁生产计划 分类 公司清 洁生产 计划 2 公司水的降级使用 2013 年年底开始 序号 1 主要内容 脱硫增容提效改造 时间 安排 2013 年至 2014 年 负责 部门 公司持续清 洁生产办公 室促进方案 实施 全员开展清洁生产知识培训,对相关技术人员进 培训计划 行清洁生产知识和审核技术培训,将清洁生产与 公司的环保体系有机的结合起来。 每年开展两次。 2014 年 1 月2014 年 12 月 公司持续清 洁生产办公 室

8.3.2 持续清洁生产应重点关注的新技术 参照国家重点节能技术推广目录(第三批)的先进技术,结合我公司的生产实 际情况,在生清洁生产技术服务中心的指导下,我公司在持续清洁生产中应重点关 注以下新技术,抓住时机予以实施。见表 8-4。

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表 8-4 重点节能技术推广项目 序号 节能 技术名称 适用 范围 主要技术内容 适用的 技术条件 典型项目 项目 建设规模 项目 节能量 单位 节能量

投资额

1

通过替代汽轮机凝汽器传统的清 洗方法,包括胶球清洗装置,彻 电力行业 火电厂凝汽器真空 底解决凝汽器污垢问题,长期保 火力发电机 保持节能系统技术 持凝汽器冷却管清洁,改善端差 组 和真空度,降低汽轮机煤耗和冷 却水泵能耗。 高压变频调速技术采用单元串联 多电平技术或者 IGBT 元件直接 串联高压变频器等技术,实现变 电力、钢铁、 频调速系统的高输出功率(功率 化工、 水泥等 因数>0.95),同时消除对电网谐 行业 波的污染。对中高压、大功率风 机、水泵的节电降耗作用明显, 平均节电率在 30%以上。

各种规格的火力发 电机组水冷式凝汽 器

2× 300MW 发电机组

1000 万元

12000tce/a

平均发电煤 耗 降 低 4gce/kWh

2

高压变频调速技术

电力、钢铁、化工 等行业的高压电 机、风机的变频调 速改造

1000kW/6kV 风机高压变 频器改造

280 万元

1160 tce/a

0.086 kgce/kW

3

火电厂烟气综合 优化系统余热深 度回收技术

电力行业 燃煤火电机 组

在除尘器之后的烟道中布置烟气 冷却器,降低排烟温度。回收的 烟气余热用于加热主凝结水以提 高低压给水温度或者加热冷空气 排烟温度较高的火 以提高锅炉进风温度。从而减少 电机组 回热系统或者暖风器的抽汽量, 提高机组发电出力,降低发电煤 耗,提高机组运行的经济性,节 约能源。

300~ 1000MW 机组

640 万元

3990 tce/a

发电煤耗降 低 2 gce/kWh

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9

结论
我公司对清洁生产,节能减排工作高度重视,始终作为生产经营工作的重

点来抓,坚持不懈,采取一系列有效措施,取得了显著效果。 2013 年 4 月至 2013 年 11 月,按照公司的工作部署,在省清洁生产技术服 务中心专家指导下,制定了清洁生产审核运行计划,开展了清洁生产审核。遵循 《清洁生产审核暂行办法》及《清洁生产审计手册》,经审核领导小组和审核小 组的努力,调动了全公司厂职工的积极性,对生产工艺各环节,从八个方面挖掘 潜力,投入资金,更新设施,淘汰落后技术,实施了 21 项无/低费方案和 3 项中 /高费方案,较好的改善了我厂能源消耗现状,解决供电煤耗高、供热煤耗高等 主要问题,达到了提高锅炉效率、减少资源消耗、降低环境污染的效果,起到了 节煤气、节电、减污、增效的作用,取得了较好的经济效益和环境效益,为促进 我公司清洁生产、节约生产、安全生产奠定了基础。 通过进行清洁生产审核,我公司供电煤耗、供热煤耗、发电厂自用电率、供 热厂自用电率均比审核前有所降低。本轮审核我公司共实施 21 项无/低费方案, 年直接经济效益 612.154 万元;已完成中高费方案 3 项,取得经济效益 463.45 万元/a。 但在总结成绩的同时,我们也清醒地看到自身还存在着环境保护、技术开 发、工艺优化、员工综合素质提高等问题,还有许多清洁生产的潜力与机会等待 我们去努力挖掘和实现。 我们有针对性的提出 2 项可持续的清洁生产方案,主要 有:脱硫增容提效改造;水的降级使用,降低废水产生量等。 在持续清洁生产中,我们要重点关注火电厂凝汽器真空保持节能系统技术、高 压变频调速技术以及火电厂烟气综合优化系统余热深度回收技术,使我公司生产 进一步节能、降耗。

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我公司清洁生产审核的主要体会:一是领导重视。各级领导高度重视清洁 生产审核工作, 纳入工作日程, 作为重点工作来抓, 保证了审核工作的顺利开展。 二是机构健全,运行高效。公司成立了审核工作小组,设置了审核办公室,人员 到位,职责明确。公司审核办公室多次组织工作协调会,统一思想,布置工作, 督办落实情况,搞好各阶段内容的衔接。三是搞好宣传培训。以各部门为单元, 组织员工学习清洁生产知识,进行清洁生产考试,征集清洁生产合理化建议,使 广大员工提高了认识,转变了观念,消除了思想障碍。四是现场考察细致全面, 为探明存在的问题及薄弱环节,明确审核方向提供了重要途径和依据。 通过开展本轮清洁生产审核工作,取得了成果,锻炼了队伍,积累了经验, 为促进公司持续进行清洁生产打下了基础。但是同时也存在继续提升的潜力。

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2013年重点企业清洁生产审核工作总结用表
单位名称:河北衡丰发电有限责任公司填表人:王全胜所在部门及职务:生产技术科 联系电话:13803187122 传真:电子邮件:wangqsh@harv.cn

表1
清洁生产审核提出的 清洁生产方案 项目 总数 其中:无/低 费方案数 其中:中/高 费方案数 总数

企业清洁生产审核方案及资金投入情况表
已实施的清洁生产方案 其中:无/低 费方案数 其中:中/高 费方案数 已实施未完成的 中高费方案 数量 预计投资 实施清洁生产方案资金投入 总投 资额 其中:政 府投资 其中:企业 投资

单位 2013年 合计

(个) 24 24

(个) 21 21

(个) 3 3

(个) 24 24

(个) 21 21

(个) 3 3

(个) 0 0

(万元) 0 0

(万元) 526.705 526.705

(万元) 0 0

(万元) 526.705 526.705

注:企业投资额包括企业向银行贷款额。

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表2
废水(污水)及其污染物削减量 项目 单位 2013年削 减方案 2013年 削减量 年均削减 率(%) 经济效益 (万元) 排水 削减量 (吨) 第一类污 染物 (吨) COD (吨) BOD (吨)

已实施清洁生产方案取得的环境效益汇总表
锅炉大气排放物质削减量 氨氮 (吨) 烟尘 (吨) SO2 (吨) 氮氧 化物 (吨) 其它废物削减量 粉尘 (吨) 废气 (吨) 固体废物 一般 固废 (吨) 危险 废物 (吨) (吨) 削减

总磷 (吨)

表3
项目 COD削减量 COD年均削减量合计 COD年均削减率(%) SO2削减量 SO2年均削减量合计 SO2年均削减率(%)

已实施清洁生产方案取得的主要污染物减排统计表
减排统计(吨) 备注

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表4

已实施清洁生产方案取得的资源节约及经济效益汇总表
节约能源

项目 节电 计量单位 2013年削减方案 2013年节约效果 年节约量 经济效益(万元/年) (万kW· h/a) 节标煤 (t/a)

其它

合计

(万元/年)

1144.563 394.843

7411.095 518.777 161.984 1075.604

注:公司3项中高费方案计算依据见后面附表。

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计算过程: 投资 (万元) 经济效益 (万元/a)

编号

名称

计算过程 通过对 1、2 号机组变频小间加装循环风机后,每小时节约电量 112.5KW(共 24 台空调,10 匹 12 台,5 匹 12 台,每匹 0.735 千瓦, 共耗电 132.3KWH;共 24 台轴流风机,1.1 千瓦 12 台、0.55 千瓦 12 台,每个小间平时开一台,耗电 19.8KWH),两台机按冬季运行 2880 小时计算,经济效益:112.5kW/小时× 2880 小时× 0.345 元/ kWh=13.6 万元。 在 300MW 工况高压缸效率为 83.34%,中压缸效率为 92.18%,试验 热耗率为 8313.91kJ/kWh,修正热耗率为 8176.39kJ/kWh,较改造前 下降 128.68kJ/kWh,折合发电煤耗下降 4.94g/kWh,按照年发电 15 亿 kWh 计算,年节标准煤约 7410t,标准煤单价 700 元/t。 经济效益:4.94g/kWh× 15 亿 kWh/a× 700 元/t =518.7 万元/a 2#锅炉冷态启动一次,节油 100 吨,锅炉热启动一次,节油 10 吨, 全年每吨油 8000 元,锅炉全年冷启一次,热态启动 5 次,共计节油 150t/a,每年节约 150t/a× 8000 元/t=120 万元/a。 做一次引风机动平衡费用为 1.5 万元。 优化后由每年一次平衡试验变 为每四年进行一次。经济效益:1.5 万元/a-1.5 万元/a÷ 4=1.125 万元 /a。 循环水泵电机工频耗电功率为 1305 千瓦,变频为 984 千瓦,每小时 节电 321 千瓦,节电率达到 24.6%,循环水泵耗电率同比降低 0.1%。 按冬季运行 130 天(其它季节暂不考虑节能)、可节约电量 100 万 千瓦时; 按电价 0.345 元/千瓦时计算, 经济效益: 0.345 元/千瓦时× 100 万千瓦时=34.5 万元。 增压风机耗电率明显降低,耗电率由改造前的 0.64%(2012 年前 8
115

环境效益

F01

利用冬季环境温度降低高 压变频器空调能耗

7

节电 32.4 万 kWh/a

11.178

F02

1#汽轮机汽封改造

0

节标煤 7410t/a

518.7

F03

2#炉优化小油枪点火系统

125.25

节约燃油

120

F04

优化引风机转子的稳定性

0

保证风机安全运 行

1.125

F05

循环水泵改变频

11.7

节电 100 万 kWh/a

34.5

F06

2#机组 GGH 换热元件改造

212

节电 330 万

113.85

河北衡丰发电有限责任公司清洁生产审核报告

个月值) 降至 0.42% (改造后三个月值) , 按年发电量 15 亿度电核算。 经济效益: (0.64%-0.42%)× 15 亿 kWh/a× 0.345 元/kWh =113.85 万元 /a F09 加强设备管理制度 故障时设备空跑用电 800 kW/h,每度电按 0.345 元计算。每年故障 时间以 200h 计。经济效益:200h/a× 800 kW/h× 0.345 元/kWh=5.52 万 元/a 加热筒材质是铝,螺丝扣损坏,导致密封不严漏气。无单独备件, 需整套更换。每套两万。现将加热筒头部车掉 20,另加工不锈钢材 质钢垫,对其进行修补。原每年需要更换一套加热筒,改造后没有 更换过。 改造前两月更换一次, 一次约 2000 元, 改造后至少半年, 一次约 3500 元。经济效益:2000 元/次×6 次-3500 元/次×2 次=0.5 万元/a 反转期节省功率 587kW, 年有效时数 4000h; 运行期节省功率 490kW, 年有效时数 2000h;电价 0.345 元/kWh。经济效益:(587kW× 4000h +490kW× 2000h)× 0.345 元/kWh× 2 台=229.6 万元/a· 台。 每年按照故障两次计算, 每次故障恢复需要 1.5 万元的修理费。 经济 效益:1.5 万元/次× 2 次/a=3 万元/a 经济效益额的计算依据:1)GGH 吹灰器每小时吹灰用汽 5t,每天 吹时间约 12 小时,每天用

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