水电节能方案范文第1篇

关键词：生产成本、电气设计、节能措施

Abstract: cement enterprise saving energy and reducing consumption, and reduce the cost of a looming great things, in this paper the ordos 2500 t/d cement production line of the electrical design of electric energy saving measures is discussed in this paper.

Key words: the production cost, electrical design, energy saving measures

中图分类号：TE08 文献标识码：A文章编号：

1．概述

改革开放以来，随着我国经济的较快发展和工业化、城镇化进程的加快，能源需求还在不断增长，而作为二次能源的电能供需矛盾近年来也越来越突出。节能减排已经成为落实科学发展观和保持国民经济持续平稳较快协调发展的关键问题。而我国水泥企业是典型的能源消耗大户，在水泥生产中电能的消耗约占水泥成本的1/3.，在水泥企业中，普遍存在着大型用电设备消耗高且利用率低的问题，在运行中造成极大的能源浪费，使得企业产生很大的损失，生产成本增加。实践证明，电气节能技术推广将有助于显著减少一次能源的消耗和环境污染，同时降低企业成本。下面就在鄂尔多斯2500t/d水泥生产线电气设计中具体采取的节能措施进行阐述。

2．供配电系统设计

在厂区内设置一座35kV/10kV的总降压站，同时设置3座车间变电所，即生料车间变电所、烧成车间变电所、水泥车间变电所，在原料配料库车间、生料磨车间、窑尾车间、窑头煤磨车间、水泥配料车间、水泥磨车间、水泥包装车间等各设置一配电室。总降、变电所、配电室尽量靠近负荷中心，进出线方便，减少了配电电缆的长度，减少了线路的损耗。

车间变压器选用了S11系列节能型变压器。每台车间变压器的负荷率在70%~80%左右，确保变压器在经济、安全可靠的状态下运行。在每个车间变电所都选用两台变压器，如在水泥磨车间有两条粉磨生产线，我们采取每台变压器控制一套水泥磨生产线和其他相邻车间的设备，这样的话在水泥处于淡季时，业主可以根据需要有选择的停产一台变压器和一套粉磨生产线。相反，如果变压器控制两条生产线设备出现交叉时，在正常生产时，和前一方案差别不大，但在淡季时，将会无法停产其中一台变压器，这样两台变压器达不到经济运行。

3．配电系统的功率因素

在水泥厂中，大部分负荷为感性负荷，其中多数为中小容量电机，全厂的自然功率因数很低。而本厂区既设置了总降压站，又有低压车间变电所，因此为了提高功率因数，降低线路无功损耗，我们采取了高压补偿和低压补偿相结合、集中补偿和就地补偿相结合的方式。在总降压站10kV母线设置高压功率因数电容自动补偿装置，在车间变电所0.4kV母线设置低压功率因数电容自动补偿装置。生料磨、生料磨风机、水泥磨采用了静止式进相机，随机投入和切除，进行就地补偿。通过静止式进相机就地补偿大大提高了电机本身的功率因数，还能降低电机的定子电流，使电机的温升显著降低，达到节约能源的目的。通过这些措施后系统补偿后的功率因数可以达到0.95，减少了无功损耗。

4．电机选择和电力拖动方式

在设计中尽量选择功率因数高、效率高的用电设备。交流电动机功率大于250kW时采用10kV电压等级。窑尾的高温风机、窑头余风风机采用高压变频调速，代替传统的风门调节，在满足工艺调速要求的同时，有显著的节电效果。

5．照明的设计

所有车间的照明均由车间变电所直接供电，在配电室设置照明配电箱，各车间灯具由照明配电箱集中控制，在照明配电箱的进线端安装节能优化装置。

在车间照明平面布置时，充分利用自然光，与人工照明相结合。如原料预均化堆棚、石膏混合材堆棚的棚顶采用透光板，充分的利用自然光。

车间照度标准按照照明设计规范及水泥厂设计规范中对各种场所的要求、照明功率密度等均有规定。有效地控制单位面积灯具安装功率，在满足照明质量的前提下，在配电室、中控化验楼、宿舍楼、浴室等采用高效发光的荧光灯及紧凑型荧光灯，高大车间、厂房及厂区的室外照明等一般采用新型节能型高压汞灯、高压钠灯等高效气体放电光源。照明系统采用了三相四线制供电，同时选用一般照明、局部照明和混合照明的方式。

厂区道路及室外照明采用程序控制，办公楼等公建走道、楼梯等人员短暂停留的场所采用了节能声光控自熄开关。

6．电能计量系统

总降压站是双回路进线，35kV与10kV均为单母线分段接线，在两路35kV进线处分别设置两台计量柜。在每台10kV高压开关柜上装有多功能电表，同时在各变电所、各配电室的进线柜装有多功能电表，在无功补偿回路装有功率因数表、无功电度表。

水电节能方案范文第2篇

关键词：抽水蓄能电站 输水系统 管径 经济比较

随着抽水蓄能电站向大规模大容量的发展，输水系统也趋于大PD化，输水系统管径的确定对电站投资有较大的影响。管径选择主要受电量价格、土建费用、水头损失、水击压力以及电网对输水系统运行方式要求等因素的影响。如果管径选择过小虽然可减小土建费用，但却使输水系统水头损失增大，同时也使输水系统对过渡过程适应能力下降，降低了电站运行的灵活性；如果管径选择过大，虽可减少电能损失但增加了土建投资，造成不必要的浪费。这就存在一个经济比较问题。经济管径比较结论是否合理，关键是拟定参加比选方案的可行性，由于抽水蓄能电站输水系统过渡过程的复杂性，计算工作量比较大，在进行经济管径比选时往往难以做到对每一个拟定方案进行分析，这就需要结合工程实际根据以往工程经验进行分析与判断。

1输水系统管径比较方案的拟定原则

抽水蓄能电站输水系统设计水头一般比较高，特别是对钢板衬砌的输水系统，为达到经济合理的目的，高压管道应采用不同管径组合。管径的变化次数及变化位置应根据输水系统的布置、地质条件、长度、施工条件以及输水系统对过渡过程的适应性等因素综合考虑。根据以往工程经验变径次数以2～4次为宜。

经济管径比较方案拟定应根据经验公式初拟管径，并控制输水系统水头损失为电站设计水头的2%～5%，然后以此管径为基础，在其左右确定几组管径方案。目前计算经济管径的经验公式比较多，在选用时应注意其适用条件与范围，尤其是管道的衬砌型式对经济管径的影响。输水系统管径拟定后，应保证每一组方案输水系统具有良好的调节性能，即保证方案的可行性。

2输水系统调节性能的判断

抽水蓄能电站主要是在电网中承担调峰、填谷、调频、调相及事备用等任务，电站的经济性取决于电站的投资和其在电力系统中的运行能力。电站的运行能力是指电站对电网负荷变化的迅速响应能力。水泵水轮机组转速调节的稳定性主要受到输水系统的布置、流速、机组特性等的影响。由于经济性的要求，抽水蓄能电站输水系统的引用流速通常比较大，从而降低了电站的响应能力。高流速与电站良好调节性能和运行灵活性之间构成一对矛盾，流速高，则调解时间长，必要时需布置调压井。

在初步判断输水系统的调节性能时，可以根据导叶关闭时间Ts 和高压管道中水击压力允许值来近似判断的。对常规电站水头一般低于200m，高压管道水击类型一般是未相水击，其简化公式为：

式中：

hm－未项水击压力

通过上式可确定贯性时间常数TW：

对于抽水蓄能电站，最高水击压力一般是由水轮机甩负荷工况控制，过渡过程计算与常规电站没有本质区别。抽水蓄能电站较经济水头一般为400～600m，蓄能电站的水头一般是比较高的，对于高水头电站，输水系统水击类型往往是第一相水击，其简化公式为：

式中：h1－第一相水击压力相对值；

τ0－导叶的起始相对开度；

a－水击波波速。

通过上式可确定贯性时间常数TW：

当μτ0＞1时，水击压力为第一相水击；当μτ0＜1时，水击压力为未相水击。 当μτ0＝1时第一相水击压力与未相水击压力相等。在相同导叶关闭时间，产生相同水击压力，不同水击类型所要求的输水系统贯性时间常数TW并不相同，第一相水击要求的TW 要比未相水击要求的小。也就是说，蓄能电站输水系统调节性能比常规电站要求严格，即设置调压井的条件要比常规电站严格。

抽水蓄能电站对电网负荷变化的迅速响应能力通过合理选择输水系统、机组和控制设备参数来实现。主要通过调整输水系统的惯性时间常数TW和机组加速时间常数Ta来解决这一问题。通过图1对国内外大型抽水蓄能电站的统计可以看出，各蓄能电站基本全部位于《水电站调压井规范》推荐的调速性能好的区域内，再一次说明抽水蓄能电站对电站调节性能要求要比常规电站严格。所以在确定输水系统参数时，应使输水系统调节性能处于良好区域内。

经济管径初拟方案调节性能好坏，可根据机组技术咨询资料和工程类比确定机组加速时间常数Ta，并使输水系统处于《水电站调压井规范》规定的调速性能好的区域，确定调压井间的[Tw]，再计算各初拟管径方案的Tw，如果Tw < [Tw]，即认为此方案满足要求，否则应重新拟定。

3经济管径比较 经济管径的比较是在机组额定水头和上、下水库调节库容相同的情况下进行的。由于管径比较方案不同，使各方案的水头损失不同，发电量和抽水用电量不同，土建费用也不同。在进行管径比较时，对不同方案的发电量和抽水用电量以替代火电予以补充后，计算各方案费用现值，费用现值最小方案为最优，即费用现值最小法。

西龙池抽水蓄能电站装设4台单机容量为300MW竖轴单级混流可逆式水泵水轮机组，机组额定水头为640m。输水系统由上水库进/出水口、引水事故闸门井、高压管道、尾水隧洞、尾水闸门井、下水库进/出水口等组成。输水系统总长度1850m左右，引水系统采用一管两机的供水方式，共2根主管，在距厂房54m左右布置高压岔管。尾水隧洞采用一机一洞的布置方式。在立面上采用用斜井布置（见图2），在952.5m高程布置中平段，将斜井分成上、下两部分。上、下斜井与水平面夹角分别为56°和60°。高压管道上平段、尾水隧洞上平及段斜井采用后张法无粘结预应力砼衬砌，其它部分采用钢板衬砌。

图2 西龙池抽水蓄能电站输水系剖面示意图

根据输水系统的具体情况，在可行性研究阶段将整个输水系统大至分为三段，即上平段及上斜井、下斜井和尾水隧洞。对上述各管段分别拟定三个管径方案，并对其进行组合，各方案比较结果详见表1和图3。从图3可以看出，方案3费用现值最小，看似是最经济的方案，如果加以分析可以看出：

① 方案3水头损失为38.19m，占电站设计水头的6.1%，电站的综合效率为0.71。从已建抽水蓄能电站的经验可以看出，输水系统的水头损失一般为电站设计水头的2～5%，方案3水头损失过大，电站综合效率偏低。

② 根据工程类比及与机组制造厂商技术咨询和交流成果确定西龙池抽水蓄能电站机组加速时间常数Ta=8.3s 左右，如果使输水系统处于《水电站调压井规范》规定调速性能良好区域（见图1），输水系统Tw应不大于2.5s，而方案3输水系统的惯性时间常数Tw=2.7s，输水系统位于《水电站调压井规范》规定的调速性能良好区域外，本方案可行性较差，不应作为比较方案。

根据上述分析，方案1、方案2、方案3、方案10、方案11、方案19可行均较差，不应列入比较方案。这样以来，费用现值最小的方案应为方案6。方案6输水系统水头损失为22.43m，占电站设计水头的3.6%，电站的综合效率为0.74，输水系统的惯性时间常数Tw=2.3s小于2.5s，方案6输水系统具有良好的调节性能，且具有较好的经济指标。是西龙池抽水蓄能电站较优的管径方案。

表1 输水系统管径组合方案表

方

案

各部位管径(m)

加权平均直径D

(m)

Tw

(s)

费用现值

（万元）

方

案

各部位管径(m)

加权平均直径

D

(m)

Tw

(s)

费用现值

（万元）

上斜井直径

D1

下斜井直径

D2

尾水隧洞直径

D3

上斜井直径

D1

下斜井直径

D2

尾水隧洞直径

D3

1

4.7

3.3

3.3

3.9

2.8

24379

15

5.2

3.8

4.3

4.5

2.1

24970

2

4.7

3.3

3.8

4.0

2.7

24053

16

5.2

4.3

3.3

4.5

2.0

27845

3

4.7

3.3

4.3

4.1

2.7

23985

17

5.2

4.3

3.8

4.6

1.9

27510

4

4.7

3.8

3.3

4.1

2.4

24635

18

5.2

4.3

4.3

4.7

1.8

27422

5

4.7

3.8

3.8

4.2

2.3

24300

19

5.7

3.3

3.3

4.3

2.6

26197

6

4.7

3.8

4.3

4.3

2.3

24222

20

5.7

3.3

3.8

4.4

2.5

25881

7

4.7

4.3

3.3

4.3

2.2

27087

21

5.7

3.3

4.3

4.5

2.4

25793

8

4.7

4.3

3.8

4.4

2.1

26751

22

5.7

3.8

3.3

4.5

2.2

26464

9

4.7

4.3

4.3

4.5

2.0

26653

23

5.7

3.8

3.8

4.6

2.1

26118

10

5.2

3.3

3.3

4.1

2.7

25147

24

5.7

3.8

4.3

4.7

2.0

26031

11

5.2

3.3

3.8

4.2

2.6

24831

25

5.7

4.3

3.3

4.7

1.9

28896

12

5.2

3.3

4.3

4.3

2.5

24733

26

5.7

4.3

3.8

4.8

1.8

28571

13

5.2

3.8

3.3

4.3

2.3

25394

27

5.7

4.3

4.3

4.9

1.7

28473

14

5.2

3.8

3.8

4.4

2.2

25058

西龙池抽水蓄能电站高压管道的最大设计内水压力高达10MPa以上，钢板衬砌厚度较大。为了降低高压管道PD值，减少高钢管和高压岔管的设计、制造难度，在方案6管径方案的基础上，针对下斜井的洞径又作了进一步优化，将3.8m直径的下斜井分为2段，上段直径为4.2m，下段直径为3.5m，经对此方案经济分析后，其费用现值为24170万元，与方案6相比，减少了52万元；水头损失为20.15m，减少了2.28m；电站综合效率提高到0.75，输水系统的惯性时间常数Tw=2.0s，同时降低输水系统PD值，也相应降低了高压钢管和岔管的制安难度。

经综合比较后确定输水系统管径为：上平段及上斜井为4.7m、中平段及下斜井上段为4.2m、下斜井下段及下平段为3.5m、高压支管为2.5m、尾水隧洞为4.3m。招标设计阶段在进一步勘探和布置复核基础上，对输水系统管径进行了进一步的复核，其结果只是将上平段4.7m管径变为5.2m，其它部位管径仍为可行性研究阶段的成果。通过对推荐方案输水系统过渡过程分析可知，最大水击压力上升率为26%，机组最大转速上升率为43.4%，皆在规范许允范内，满足设计要求。

4结论 （1） 由于抽水蓄能电站自身的特点，输水系统的调节性能要求比常规电站要求高，从国内外已建电站统计，各蓄能电站基本全部位于《水电站调压井规范》推荐的调速性能好的区域内。在经济条件允许的前提下，对高水头电站，尤其是电站设计水头大于700m后，机组制造难度加大，输水系统应对机组转轮具有较好的适应性，减少输水系统对机组的制约，达到电站总体最优。

（2） 在济管径比较方案拟定时，应对方案合理性进行分析，保证每一方案具有良好的可行性，只有这样，才能保证比较结果的合理性。在没有进行过渡过程分析时，可通过计算输水系统惯性时间常数Tw和机组加速时间常数Ta，根据《水电站调压井规范》，使输水系统处于调速性能好的区域来判断各方案的可行性。

水电节能方案范文第3篇

关键词：水源热泵 节能

水源热泵是一种介于中央空调和分散空调之间的优化空调能源方式，它具有中央空调合理利用能源，设备能效系数高，运行成本低和安全、可靠等优点。又具有分散空调调节灵活、方便，便于管理和收费等优点。因此，从我国南方的深圳、广州到过渡地区的上海 、南京直到北方采暖地区的北京、大连等城市的公共建筑(办公楼、商住楼、商场等)，住宅建筑上得到了广泛的应用。

近几年来，水源热泵得以发展的主要推动力是它能够以量大面广的低位热能，如井水、地下 水、江、河、湖水、电厂冷却循环水、矿井水及工业余热等为能源，而且具有热回收功能，即可利用供冷空调房间排放的冷凝热来加热供热空调房间，从而提高了建筑物内部的能源利 用系数。

一、水源热泵系统的节能性 以采暖运行为例，目前采暖方式有集中锅炉房供热方式、热电厂供热方式、分户燃气采暖方式，水源热泵方式有利用井水、江、河、湖泊水及工业余热的形式；也有利用自来水的冬季要辅助加热的方式。它们的耗能量见表1。

耗能量的比较 表1 采暖方式 现有住宅建筑 节能建筑 耗能量 折算至标准煤 耗能量 折算至标准煤 集中锅炉房 25.08kg/m2.年 25.08kg/m2.年 12.41kg/m2.年 12.41kg/m 2.年 热电厂 13.96kg/m2.年 13.96kg/m2.年 9.03kg/m2.年 9.03kg/m 2.年 分户燃气采暖 10.6nm3/m2.年 13.02km3/m2.年 6.86nm3/m2 .年 8.43kg/m2.年 水源热泵(井水、河、湖水) 22.46kwh/m2.年 9.16kg/m2 .年 14.54kwh/m2.年 5.93kg/m2.年 水源热泵(加辅助热源) 22.46kwh/m2.年4.34kg/m2.年 13.5kg/m2 .年 14.54kwh/m2.年2.81kg/m2.年 8.74kg/m2.年 表1的计算依据：

① 住宅建筑为北京市多层住宅，现有建筑耗热量指标q?h为31.82w/m2，设计热负荷指标为q为43.82w/m2，节能建筑q?h为20.6w/m2，q为28.37w/m2。采暖全年需热量：现有 建筑为95.46kwh/m2年，节能建筑为61.80kwh/m2年。

② 集中锅炉房：现有供热系统热网输配效率η?1为0.85，锅炉效率η?2为0.55，节能供 热系统η?1为0.9，η?2为0.68，

③ 热电厂供电标准煤耗为0.408kg/kwh，供热标准煤耗为40.7kg/gj。

④ 水源热泵采暖cop=4.25。

从表1可知，水源热泵采暖方式全年耗能量均低于集中锅炉房和热电厂，节能效益比较明显。

利用井水、江、河水或工业余热为热源的水源热泵的节能性十分明显，当水源热泵的能效系 数4.0时，与热电联产供热方式比，采暖的节能性率约为40%。 当采用辅助加热热源时，水源热泵的节能性是有条件的，主要的影响因素是：水源热泵的能效系数；辅助热源的加热容量。

① 水源热泵能效系数的影响(见表2)

制热容量为4kw时的能耗* 表2 / cop=4 cop=4.5 节能率

(%) 辅助加热量

耗能(kg标煤) 3×860/7000×0.9=0.409 3×860/7000×0.9=0.409 / 压缩机耗能

(kg标煤) 1×0.408=0.408 0.88×0.408=0.363 / 合计 0.817 0.771 5.6 *辅助加热容量为总供热量的75%。

从表2可知，cop从4提高到4.5后，节能率约为5.6%，相当于减少加热容量0.3296kw，即约相 当于减少热负荷10%。

② 辅助加热器加热容量的影响(见表3)

制热容量为4kw时的能耗* 表3 / 辅助加热容量/总供热量0.75 辅助加热容量/总供热量0.5 节能率(%) 辅助加热量耗能(kg标煤) 0.409 2×860/7000×0.9=0.273 / 压缩机耗能(kg标煤) 0.408 1×0.408=0.408 / 合计 0.817 0.681 16.6 *cop=4

从表3可知，当辅助加热容量为总供热量的比从0.75降到0.5时，节能率约为16.6%。

③ 节能的条件

制热容量为4kw的热电联产的能耗为：

(4×860)/( 7000×0.83×0.85) =0.697kg/4kwh

由此可知：

当cop=4.0，辅助加热容量为总供热量的0.5时，与热电联产供热方式比，它的节能率 约为2%。

当cop=4.5，辅助加热容量为总供热量的0.5时，与热电联产供热方式比，水源热泵的节能率约为8%。

但当cop=4.0，辅助加热容量为0.75总供热量时，热电联产将比水源热泵节能，节能效率约 为15%。当cop=4.5时，其节能率约为10%。

节能的主要因素如下：

① 水源热泵机组直接安放在户内，热网输配损失可忽略不计。

② 水源热泵机组采暖能效系数cop大于4，部分负荷时，cop值仍很稳定。

③ 以井水，江、河、湖水及工业余热的低温热作为热泵热源的水源热泵系统，采暖耗热量仅 为全年需热量的1/4。

④ 以自来水为热源的冬季需加辅助热源的水源热泵系统，由于考虑压缩机发热量，住宅同 时使用系数及夜间调节温度等措施后辅助加热容量约为热负荷的1/2～1/3，加热量约为全年 需热量的1/2～1/3。

二、水源热泵系统的经济性 经济性指的是各种空调采暖方式的初投资、运行费和热价。

目前国内外已采用的采暖空调联供方案有：

① 热电冷三联供： 夏季，热电厂抽汽+蒸汽吸收式制冷

冬季，热电厂抽汽+汽水换热器供热

② 热电冷三联供： 夏季，热电厂热水+热水吸收式制冷

冬季，热电厂热水+汽水换热器供热

③ 直燃式冷热水机组：夏季、冬季，直燃式冷热水机组制冷、供热

④ 燃气-蒸汽联合循不

⑤ 电制冷+燃气(油)锅炉采暖

⑥ 电动水源热泵。这类机组运行性能稳定，性能系数cop值较高，理论计算可达7，实际运 行时约为5，且由于可充分利用江河、湖、海水等自然能源，冬季供暖耗能少，是一种节能性好的冷热源设备。

⑦ 空气源热泵。冷热源兼用，整体性好，安装方便，可露天安装，采用风冷，省却了冷却 塔及冷却水系统，缺点是当室外温度较低时，需增加辅助热源。各种方案的投资和成本(不 包括户内系统)见表4。

各方案的投资和成本比较* 表4 项目 热电冷

(蒸汽) 热电冷(热水) 直燃式 电制冷锅炉供热 集中式电动水源热泵 分体式空气源热泵 燃气-蒸汽联合循环 投资(万元/kw) 0.197

/0.223

(含源网) 0.275

/0.302

(含源网) 0.207 0.206 0.335 0.199 0.436 成本(元/kwh) 0.139 0.151 0.214 0.207 0.167 0.220 0.081 *为《住宅区三联供系统的研究》中提供的数据，成本为年运行成本。

下面以兴降矿十八层单身职工宿舍为例，说明水源热泵采暖空调联供方案的经济性。

十八层单身宿舍建筑形状为y形，总采暖空调建筑面积为9564m2，2～18层为标准层，标准层面积为562.6m2，设计冷热负荷为573.84kw。表5为采暖空调联供方案，表6为各方案初 投资的比，表7为各方案运行费的比较，表8为各方案的综合比较。

采暖空调方案 表5 序号 方案 采暖空调方式 备 注 方案1 以地下水为冷热源水源热 泵(水-空气) 冬天：热泵产生热风送至户内夏天：热泵产生冷风送至户内 每户设 热泵一台将风送至各房间 方案2 以地下水为冷热源水源热泵(水-水) 冬天：热泵产生热水送至风机盘管 夏天：热泵产生冷水送至风机盘管 热(冷)源集中、每户设风机盘管 方案3 电制冷+热电厂采暖 冬天：热电厂蒸气+汽水换热器夏天：中央空调 机送冷水至风机盘管 热(冷)源集中、每户设风机盘管 对比方案 分体空调+锅炉房采暖 冬天：锅炉房(热电厂)供热，户内 散热器 夏天：每户安装分体空调机 热源集中、冷源分散空调品质较差 各方案初投资的比较 表6 　 方案1(进口) 方案2 方案3 对比方案 进口 国产 初投资*(万元) 237.4 305.8 238.2 236.6 267.15 单位建筑面积投资(元/m2) 248 319.7 249.1 247.4 279 *计算时包括安装费15%，运行调试费5%，税及管理5%，设计费2%和利润10%。

各方案运行费的比较(元/m2) 表7 　 方案1 方案2 方案3 对比方案 采暖 空调 采暖 空调 采暖 空调 采暖 空调 不考虑同时使用系数，热回收系数 19.25 19.25 9.5 6.2 9.5 7.2 合计 19.25 19.25 15.7 16.7 考虑修正系数 10.78 10.78 9.5 4.34 9.5 7.2 合计 10.78 10.78 13.84 16.7 〖bg)f〗 兴隆矿地处兖州市，根据兖州市气象资料，该地区冬季采暖期天数106天，延时小时数2 544小时，最大负荷小时数2544*(20-0.4)/［20-(17)］=1847小时。夏季空调期天数90天， 延时小时数2160小时，根据济南、淄博三联供实际测试资料，取夏季最大负荷小时数为720 小时。则单位建筑面积，采暖期需供热量60w/m2*1847=110.5kwh,空调期需冷量60w/m2* 720=43.2kwh。

各方案综合比较 表8 方案 单位供热(冷)量能耗(kg标煤/kwh) 单位供热(冷)量系统投资(万 元/kw) 单位供热(冷)量设备全年运行费(元/kwh) 方案1 0.057 0.414(进口) 0.07 方案2 0.057 0.533(进口)/0.415(国产) 0.07 方案3 0.133 0.412 0.12 对比方案 0.148 0.465 0.11 从表6、表7、表8的对比可知，兴隆矿实施采暖空调，以方案1为佳。

前面提到的方案1水源热泵(水-空气)，方案2水源热泵(水-水)在技术与经济上都是可采用的 方案。但方案2中大型水源热泵是一种集中冷(热)源的方式，目前，国内尚无大型水源热泵 厂家，进口设备较贵，而国产水源热泵系列不全，单台容量较小，只有将多台设备集中放置在机房时，才能形成集中冷(热)源形式，投资较大，安装运行维护不便。

无论是从单位供热(冷)量所需能耗，还是从投资和运行费上看方案1都具有明显的优越性。 其中进口热泵机组的价格与方案2中国产设备的投资相近，但比方案2进口设备价格低得多， 且不要另建机房。因此，十八层楼单身宿舍拟采用方案1为实施方案。

水源热泵采暖空调联供方案投资偏低的主要原因：

① 不设专用机房。中央空调的机房面积(包括空调装置、电气及其它)约为空调建筑面积的5 ～8%，其中空调装置约占4～5%，以10层建筑物为例，其中机房约占一层。水源热泵将空调 装置分散设在每户，不仅减少了机房的建设费用，在寸土寸金的地区，增加的办公面积，营业面积的作用就更大了。

② 封闭水管不要保温，对竖井没有特殊要求。中央空调系统的竖井占有较多建筑物的有效 面积，全空气系统的竖井面积更大。竖井布置的是否恰当，不仅会影响空调系统的效率，而且对空调的投资有较大的影响。

③ 不占有房间的有效面积，中央空调系统的户内装置风机盘管有时放置在窗户下，对住宅 的影响较大。

水源热泵联供方案运行费偏低的原因：

① 水源热泵采暖运行时，约占总供热量3/4的吸收热来自井水，江、河的低温热或工业余热 ；空调运行时，约为总制冷量1.2倍的总散热量由低温热或工业余热分摊，因此，较多地降 低了采暖、空调系统的运行费。

② 水源热泵机组直接设置在用户房间内，减少了输配损失。

③ 水源热泵机组能效系数较高，且性能系数的稳定性较好。

④ 水源热泵系统具有热回收性能。当同一建筑中有的房间需供热，有的房间需空调时，往 往无需冷却及辅助加热。

三、水源热泵系统的可靠性 采暖、空调系统运行的可靠性指的是系统稳定性好，调节灵活。所谓稳定性好指 的 是采暖空调房间的温度、湿度、气流速度等热舒适性参数不受外界的影响，保持在设计范围内，即当系统的某一部分发生事故，或某用户的设备发生故障时，对另外的房间没有影响或 影响较少。水源热泵系统的热泵机组设置在每个房间内，当某一台发生故障后，只要将联接该设备的供、回水阀关断，就不会对相邻用户产生任何影响。所以说，水源热泵的稳定性非 常好。

水源热泵的温度自控装置组合在热泵机组中，无需另设控制中心或控制室，用户根据自己的 愿望，可灵活地控制室温和风机转速。这种方式不仅适合于公共建筑，对不同年龄、不同职业和不同生活要求居住的住宅建筑来说，这就显得更为重要了。

除此之外，水源热泵系统便于进行热计量，物业公司根据用户的耗电量就可向用户收费，是 解决当前采暖、空调收费难的一项重要举措。

四、设计是水源热泵实现可靠性、经济性、节能性的保证条件之一 水源热泵机组为水源热泵空调采暖系统创造了关键性的条件，没有这种机组，就不 存在这种系统。但机组运行的好坏与源、网、机组的系统组合方式密节相关。即与系统的设计密切相关。

水源热泵采暖空调系统设计的特点见表9

水源热泵系统设计的特点 表9 项目 水源热泵 中央空调 水系统 水温(℃) 15℃/35℃ 空调7℃/12 ℃采暖60℃/50℃ 水量(m3/h)流速(m3/s) 每冷吨0.191/s0.684m3/hv≯0.83m /sg≮1gpm=0.0631/s 空调制冷量/5℃ 采暖 制热量/10℃ 风系统) 风量(l/s)送风温差(t)风速(m/s) 每冷吨142～248l/s(高、中、低三档)511～893m3/h=约10℃～15 ℃主干管2～3支干管2～2.5m/s 根据用户要求、要求高、t小、风量大。主干管3-4m/s、主干管2.5-3m/s 补助加热量(kw) 按吸热量计算、考虑同时使用系数 或夜间改变设计参数后，补助加热量约为设计热负荷1/2～1/3 按设计热负荷计算 冷却塔 按总散热量的0.6～0.8选择冷却塔 按总散热量计算 自动控制 热泵专用控制；恒温调节器、自动转换开关、水温控制器、机 组安全控制、风速三档控制 户内：风机盘管三速控制中央控制室温度、压力、流量的 控制 运行参数* 表10 参数 空调运行 采暖运行 最低 标准 最高 最低 标准 最高 运行 进风 干球 温球 21 14 24 18 29 26 13 - 20 - 21 - 水 进水 出水 7 12 33 38 59 54 -4*2?-6*2 18 14 29 26 极限 进风 干球 温球 18 12 - - 35 26 5 - - - 27 - 水 进水 出水 7 12 - - 49 54 - 4*2?-6*2 ? - - 29*3?26*3? 〖bg)f〗

注：[wb]*1机组的送风量为每冷吨0.16m3/s，水流量为每冷吨0.16升/s至0.19升/s。

[dw]*2此时为乙稀乙二醇溶液。

[dw]*3短时间内可以为35/28℃。

水源热泵系统设计时要注意以下几个问题。

① 水源热泵机组的容量不要过大。中央空调冷热源设备选型时，设备制冷(热)量约为设计 冷( 热)负荷的1.05～1.10。水源热泵机组选型时，应尽量接近设计冷(热)负荷。若机组偏大时 ，运行时间短，启动频繁。机组容量合适，运行时间长，有利于除湿。

② 封闭水系统水温的选择，夏季要求水温低些，目的是提高能效，降低耗电功率。冬季水 温不要太高，因为水温高时，虽然制冷量高了，但耗电功率也高了，能效系数变化不大。

③ 设计时要考虑采暖空调对象建筑物的同时使用系数。同时使用系数的取值与建筑物类型 有关，与建筑物的数量有关，需通过理论计算和实测确定。《住宅建筑空调负荷计算中同时使用系数的确定》列出数据是：当住户〈100户时，该系数为0.7；当户数为100～150户时， 为0.65～0.7；当户数为150～200户时为0.6。

五、结束语 从以上分析可知，水源热泵系统是一种可靠、经济、节能的采暖方式。不仅如此， 由于它使用清洁能源，由于它节能效果明显，节能就是环保，在电力已进入买方市场的条件下，在人民生活条件迅速改善的条件下，水源热泵无疑将是一种受大家欢迎的采暖空调方式 。

主要参考资料 ［1］李先瑞、郎四维住宅采暖、空调方式的控讨1999

［2］中国工程院兖州兴隆矿采暖空调联供方案可行性分析报告1999

水电节能方案范文第4篇

【关键词】电站；正常蓄水位；论证

1. 工程概况

某水电站位于k河出山口段，为梯级规划的第二级电站，采用堤坝式开发，是水电规划推荐的近期工程。工程开发任务为发电，上游D水电站投入运行后，同时承担该电站发电反调节任务，以满足下游综合利用需求。工程主要由挡水建筑物、泄水建筑物、发电引水建筑物、地面厂房等组成，属Ⅲ等中型工程。

2. 正常蓄水位方案拟定

河流水电规划推荐梯级开发方案中，上游D电站平均尾水位为1480m，在此基础上，本工程拟定1478m、1479m、1480m、1481m、1482m五个正常蓄水位方案进行论证分析。各方案在同等考虑上游D水电站反调节要求的基础上（反调节库容为590万m3），采用相同的调节库容拟定死水位，分别为1475.9m、1477.0m、1478.0m、1479.1m和1480.2m。考虑到电站在系统中的作用和不同方案能量指标变化情况，按照相同装机年利用小时数拟定各正常蓄水位方案的装机容量，各方案装机容量分别为96MW、98MW、100MW、102MW和104MW。

3. 正常蓄水位论证分析

（1）从上下游梯级水位合理衔接分析。

本工程上游为D水电站，根据各正常蓄水位回水和D电站厂房尾水的衔接关系，随着水库正常蓄水位的抬高，1480m水位以上影响程度逐步加大。虽然上游D电站发电水头随着本工程正常蓄水位的抬高而逐步受到影响，但受影响的水头为上下游电站利用水头的相互转化，本工程水位抬高过程中自身电能也在增加。考虑对上游D电站的影响后，方案间1479m净增水头为0.5m、1480m净增水头为0.29m、1481m净增水头为0.13m、1482m净增水头为0.08m。联合运行期间从上、下游梯级水位衔接来看，随着正常蓄水位的抬高，考虑对D电站尾水影响后，本工程自身净增水头逐渐减小，且1480m以上减小幅度较为明显，从上下游水头衔接来看，1479m、1480m方案较优。

（2）从电站电能指标分析。

各方案单独运行年发电量分别为3.479亿KW·h、3.555亿KW·h、3.631亿KW·h、3.707亿KW·h、3.784亿KW·h，联合运行年发电量分别为3.995亿KW·h、4.083亿KW·h、4.172亿KW·h、4.262亿KW·h、4.352亿KW·h。通过电能指标分析，单独运行随着正常蓄水位的增加，年发电量都呈增长趋势，且增量基本相同。与上游D电站联合运行期间，随着正常蓄水位的抬高，虽然本电站自身动能指标在增加，同时却牺牲了D电站的发电水头，影响其动能指标，考虑对D电站电量影响后，各正常蓄水位相应净电量增量分别为0.046亿KW·h、0.034亿KW·h、0.007亿KW·h和0.001亿KW·h，1480m以上增加值减小较为明显，从电能指标增量来看，1480m方案较优。

（3）从水库淹没及移民安置难度分析。

从各正常蓄水位方案的主要淹没实物对象看，随着正常蓄水位的增加，淹没实物指标增加较少（增加值主要为草场淹没）。从水库淹没及移民安置难度分析，各方案均无移民安置问题，水库淹没主要实物对象为天然草场，无重要专业项目，各方案淹没实物指标差异较小，对正常蓄水位选择不存在制约变化。

（4）从环境影响分析。

从环境影响分析，随正常蓄水位增加，各方案均无限制工程建设的制约因素，各正常蓄水位方案均可行。

（5）从地形、地质和工程建设技术条件分析。

从地形、地质和工程建设技术条件来看，坝址处于峡谷段，不同正常蓄水位方案的地形、地质条件基本相同，对工程正常蓄水位选择无制约因素。由于不同方案地形、地质条件基本相同，因此各方案枢纽布置形式基本相同，从各方案建设技术条件来看也基本相同。

（6）从工程投资分析。

从工程投资来看，各方案工程静态总投资分别为89464万元、90004万元、90751万元、92051万元和93590万元，工程静态总投资随正常蓄水位抬高而增长，方案间增幅不大。

（7）从工程经济性分析。

从单位千瓦投资和单位电能投资看，各方案单位千瓦投资在9000元/KW左右，单位电度投资在2.24元/KW·h左右，表明各方案单位投资获取的能量效益相差不大，1480m方案较其它方案略优。从经济内部收益率看，五个方案经济内部收益率均大于社会折现率8%，效益费用比均大于1.0，表明五个方案均是经济的，1480m方案较其它方案略优；从五个方案经济净现值来看，1480m方案经济净现值最大，根据经济净现值最大准则，1480m方案较其它方案优。从工程经济性分析，1480m方案较优。

4. 结论

本次研究针对某水电站拟定了五个正常蓄水位方案，从上下游梯级水位合理衔接、电站电能指标、工程经济性等因素分析，1480m方案最优；从水库淹没及移民安置难度、环境影响、地形地质和工程建设技术条件、工程投资等方面分析，各方案差异较小。通过技术经济综合分析比较，1480m方案为五个方案中较优的方案，故选择本工程正常蓄水位为1480m。

水电节能方案范文第5篇

关键词：给水泵；变频调速；变频节能控制；节能改造方案；变频调速节能优化性能曲线

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）03-0127-02

常规给水泵电动机采用定速继电器控制模式，给水泵出口流量、水压等技术指标只能依靠调节水泵出口阀门开度角来实现静态调节，节流损失量较大，输水管路损耗非常严重，其在运行过程中不仅会造成供水管网压力发生较大波动影响生产，同时还会造成巨大的电能、水能等资源浪费。另外，水泵电动机长期处于负载波动环境中，大大影响水泵电机综合使用寿命。从大量实际工作经验可知，水泵电机系统的节能降耗技术措施较多，但如何根据工程实际情况采取技术、经济等指标均比较优越的节能改造方案就值得我们共同研究探讨。变频调速节能降耗优化方案是给水泵电机节能改造最常用的技术措施，为此，对给水泵电机拖动系统采取变频调速节能升级改造方案的可行性和实用性进行分析研究就显得十分必要。

一、水泵电机变频节能控制原理

按照电机学基本理论可知，水泵电动机的输出转速与输入电源频率、转差率、以及电机极对数等技术指标有关。对于交流电动机而言，要实现其在实际运行过程中具有较高的动态稳定节能经济调节性能，可以采取变极数（调整电动机极对数P）、内部转子串电阻等（调整转差率S）、以及变频调速（调整电动机输入电源频率f）三种主要节能调速方案。从技术经济角度来看，调整电动机输入电源频率f较其它方案要更加优越，也就是给水泵电机变频调速控制系统从配电网中获得50Hz交流电源后，经过内部整流、滤波等电路转换成对应的直流电，再经直流逆变成频率f和电压U均可调的交流电源，作用在电动机上，实现对电动机的变频调节控制。给水泵电机变频调速控制系统可以根据用户需水量要求，动态调节优化给水泵电机经济运行曲线，确保整个给水泵电机拖动系统始终处于最优运行工况，达到节能降耗的目的。给水泵电机变频调速节能优化调节工况曲线如图1所示：

图1 水泵电机变频调速节能优化性能曲线

从图1可知，水泵电机正常额定工况点为A，当用水用户需求水量从降低到过程中，如果采用常规阀门调节，则供水管网所具有的管阻特性将由（阀门全开）变化到，对应其工况点将会由A点跳跃到B点。给水泵电机运行工况的突然跃变将会给整个供水管网带来巨大冲击，影响用户的正常高效生产。而采用变频调速控制后，可以根据用户用水量需求动态调节给水泵电机转速，即通过改变电机拖动系统的性能曲线，达到节能降耗稳定运行的目的。在变频调速控制系统中，随需水量的变化，电机运行性能从额定转速降低到工况曲线上，对应其工况点也由A点平滑调至C点，实现节能降耗平衡动态调节。按照面积估算法原则，从理论分析角度来看，给水泵电机采用变频调速节能控制技术升级改造后，其比常规采用阀门变流量静态调节系统可以节约能耗如图1中阴影部分所示，其节能效果十分明显。

二、水泵电机变频调速节能控制优势

对水泵电机采取变频调速节能技术升级改造，不仅可以取得较为优越的节能效果，同时还可以大大提高给水泵电机拖动系统的运行性能和综合使用寿命，具体表现在以下多个方面：

1．变频调速速度控制范围较宽，理论上可以实现在1%～100%范围内的动态调节。

2．调节精度较高，通常可以达到±0.5%（额定转速工况下）。

3．给水泵电机拖动系统工作效率大大增加，其基本可以达到97%的电能转换效果，且功率因数也可以达到0.95以上。

4．能够保证电机安全运行。一般交流电动机的起动电流为其额定电流的6倍以上，而采用变频调速控制后，其可以起到明显软起动功能，起动电流不超过电机的额定电流。另外电机转速降低后，运行噪声降低，可以大大延长水泵电机综合使用寿命。

5．节电效果较为明显，与常规继电器直接起动系统相比，其节电效率可以达到30%以上。

三、给水泵电机变频改造节能效果分析

（一）技术升级节能改造方案

某企业供水系统配备2台给水泵（同时启动），其型号为2DG-10J，额定流量为270m3/h，扬程为1515m，转速为2980r/min，配置异步电动机型号为YK1600-2/990，功率为1600kW。初始由于受到投资资金等因素的制约，给水泵电机系统采用阀门调节。根据供水系统近3年的运行数据来看，由于该企业用水负荷波动较大，水泵电机的能源转换效率仅为31%，也就是说采用阀门变流量静态控制方式，整个给水泵电机拖动系统大约有50%以上的电能资源浪费在阀门变流量调节过程中。因此，为了提高供水系统运行经济可靠性，结合供水系统实际情况，遵循“最小改动、最大可靠性、最优经济性”等技术升级改造原则，决定采用变频调速控制对给水泵电机控制系统进行技术升级改造。

（二）节能经济效益分析

为了分析采用变频调速技术升级改造后，给水泵电机系统所取得的节能经济效益，将2台给水泵中的1#给水泵采用变频调速控制进行技术升级改造，并与工频运行的2#给水泵运行数据相比。2台给水泵实际运行数据如表1所示：

表1 2台给水泵不同控制方式实际运行数据

从表1可知，在各项技术指标均满足供水系统使用功能要求的前提下，1#给水泵相比2#给水泵其工作性能更加稳定，平均运行电流为93.83A，比工频运行电流164.70A，直接降低约71A，节能效果十分明显，节电效率高达34.5%。

相比工频控制下的2#给水泵，1#给水泵再经过变频技术升级改造后其节电经济效益十分明显，每月大约可以节约49.30-32.29=17.01（万kW.h），如果按照0.7元/kW.h计算，一台给水泵进技术升级改造后，每年大约可以节约电费约：17.01×12×0.7=142.9（万元）。

四、结语

通过上述节能技术与节能经济效益计算分析，可知在给水泵电机节能技术升级改造方案中，采用变频技术，不仅可以节约电能、水能等资源，同时还可以有效提高整个供水系统的综合自动化调节调控性能，减轻工作人员的劳动强度，降低了日常维修费用，减轻了电动机起动电流对电网、电机等得冲击作用，有效延长了水泵、电机等设备的使用寿命，是给水泵电机节能技术升级改造的有效途径。

参考文献