生物质气化发电联产燃气示范工程可行性研究报告 98页

'生物质气化发电联产燃气示范工程第一章总论1.1项目名称与承办单位1.1.1项目名称项目名称：紫金生物质气化发电联产燃气示范工程1.1.2项目承办单位项目承办单位：项目负责人：*****1.1.3项目建设地址项目建设地址：广东省河源市紫金县1.2编制依据及编制单位1.2.1编制依据1、《中华人民共和国可再生能源法》2、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》3、国家计委、经贸委、建设部联合发布的《热电联产项目可行性研究技术规定》4、《小型火力发电厂设计规范》5、《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》6、设计有关的法令、法规、标准及专业设计技术规程等7、项目可行性研究报告编制委托书8、委托方提供的秸秆分布、产量等原始资料1.2.2编制单位87 河南省工程咨询公司资格证书号：工咨甲10301210011.3编制范围本可行性研究报告主要编制范围包括：本项目建设的必要性论证；电力负荷分析及市场前景；建厂条件及厂址选择；装机方案及工程方案初步设想；环保安全节能；企业组织定员及项目进度设想；投资估算及经济评价；项目建设必要性和可行性结论性意见。1.4承办单位及河源市概况1、建议单位概况项目投资方和建议方：XXXX公司：2、河源市紫金县概况1.5项目实施的意义1、落实国家对可再生能源发电项目的政策具有重要意义2006年1月1日《中华人民共和国可再生能源法》正式颁布实施，提供了国家扶持可再生能源产业发展的法律依据，其中把支持可再生能源发电作为重要内容之一。《可再生能源法》中第十四和第十六条87 的规定：“国家鼓励清洁、高效地开发利用生物质能燃料，鼓励发展能源作物”，“全额收购电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量”。同时2006年1月4日《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》也正式配套实施。而作为可再生能源的生物质能，是世界第四大能源，它们对全世界一次能源的贡献占14%。我国是农业大国，作为农业生产的副产品，农作物秸秆是生物质能的重要组成部分。从可持续发展的角度看，秸秆是可再生而且洁净的能源，将在未来的能源结构中起到重要作用。2、利用可再生能源─农林废弃物发电是解决能源短缺的有效途径世界一次能源缺乏，我国一次能源更是非常紧缺，各国都在寻找开发可再生能源，如太阳能、风能、水能、垃圾废料、生物质能等。利用生物质能-秸秆发电是河源市可再生能源利用的迫切需要，也是解决能源出路的有效途径之一。我省是农业大省，有着丰富的秸秆资源，利用秸秆发电潜力巨大。3、生物质能发电是节约煤炭资源并直接解决燃煤SO2对大气严重污染的有效途径我国目前每年发电用煤量达8.5×108t，SO2的排放量达到1200×104t（煤的含硫量按0.8%计），粉尘排放490×104t。根据国家环保总局计算，我国每年燃煤7×108t，SO2对大气污染已经到了上限，而我国目前煤炭消耗量已达16×108t，大气污染已经到了不可承受的地步。由于SO2污染，产生酸雨已危害30%国土面积。2003年统计，仅酸雨危害这一项使农、林作物损失高达220亿元，SO2的污染更危及人民身体健康。87 利用生物秸秆（玉米、小麦、棉花、豆类、油类秆等）发电可以大量减少SO2排放，秸秆中硫的含量为0.08%～0.25%左右，相当于燃煤含量的1/10左右。目前世界上瑞典、葡萄牙、丹麦、芬兰等国家大量利用可再生能源发电，其发电量占电力消费总量的25～50%。按照国家近期出台的对于再生能源发展的规划，到2020年生物质能发电装机容量占火电总容量的6.4%测算，生物质能发电装机容量将达4500×104KW左右，其发展前途广阔，同时可大大减少SO2的排放量。目前我国多数地区秸秆利用率低，农民以焚烧方式处理积存秸秆，造成烟气污染空气、公路和机场，酿成不少交通事故，也发生过机场关闭等事件。利用秸秆发电，既可减少燃煤发电带来SO2对大气的污染，又减少粉煤灰、粉尘的排放，也不致随地焚烧秸秆造成交通事故，是变废为宝、利在当代、功在千秋的大好事。可有效节约煤炭资源并减少CO2、SO2的排放，对改善环境有立竿见影的效果。体现了循环经济对建设资源节约型、环境友好型社会具有重要意义。4、对保护环境发展循环经济有明显作用秸秆是一种很好的清洁可再生能源，根据有关单位对秸秆成份分析及工业分析，含硫量只有1.1‰左右，而煤的平均含硫量达1%。与燃煤火电厂相比，节约大量煤炭、减少二氧化硫排放量。秸秆发电不仅具有较好的经济效益，还有良好的生态效益和社会效益。但目前我国绝大部分这类资源被白白焚烧或低值利用。秸秆野外焚烧产生的烟雾不仅污染环境，还影响交通，酿成事故。87 秸秆在气化炉中经高温热解气化生成可燃气体，气化后生成的灰分是优质的农家肥，含钾量较高，可以返还给农民用于还田。5、为本地区提供清洁生活燃料，对促进新农村建设有重要意义本项目在利用农林废弃物发电的同时，可以联产二甲醚(DME)清洁燃料。DME是石油液化气的理想替代燃料。在各种替代燃料中，醇、醚等含氧化合物燃料引起了人们的极大关注，其中二甲醚燃料尤为受宠。二甲醚与液化气性能近似，且具有很高的十六烷值，可用作清洁柴油以及液化气的替代燃料，因此，被誉为“二十一世纪的燃料”和“绿色能源”。预计2010年我国LPG进口量达950－1000万吨，假设DME替代50%的进口LPG，则需要燃料级DME约400－500万吨。因此，二甲醚作为民用燃料的替代品发展前景十分光明。由于DME具有其它代用燃料不可比拟的优势，也将会成为柴油的主要替代燃料。同时二甲醚也可做燃料电池、制氢和热电厂燃料等，因此，DME作为替代能源的开发与应用具有难以估量的市场前景。6、对农民增收，发展农村经济具有重要促进作用如果按照每年燃烧秸秆8.15×104t，发电0.54×108kwh，每吨秸秆300元的收购价测算，将带动农户增收2000多万元。综上所述，本电厂的建设是一个很好的资源综合利用项目，是循环经济的具体实践，完全符合我国能源产业政策，并且是国家大力提倡、具有很好发展前途的可再生能源项目。它可以补充向本地供电，把解决能源短缺、环保和农民增收的问题很好地结合起来，是利国利民的一件大好事，因此项目建设意义重大。87 1.6技术来源本项目的技术支持单位为中国科学院广州能源研究所。中国有着良好的生物质气化发电基础，在六十年代就开发了60kW的谷壳气化发电系统，目前160kW和200kW的生物质气化发电设备在我国已得到小规模应用，显示出一定的经济效益。“九五”期间进行了“1MW生物质气化发电系统”的研究，旨在开发适合中国国情的中型生物质气化发电技术。1MW的生物质气化发电系统已于1998年10月建成，2000年7月通过科学院鉴定后投入小批量使用。该系统在很多方面比200kW气化发电有了改善，但由于受气化效率与气体机效率的限制，简单的气化—气体机发电循环系统效率很难高于18%，所以单位电量的生物质消耗量一般大于1.2千克（干）/度。“十五”期间，国家863计划在1MW生物质气化发电系统的基础上，研制开发出4MW的生物质气化燃气—蒸汽联合循环发电系统，建成了相应的示范工程，燃气发电机组单机功率达500kW，系统效率也提高到28%，为6MW生物质气化发电联合循环发电技术的产业化奠定了良好的基础。生物质合成气具有规模小和CO2高的特点，比较适合于采用一步法合成工艺。合成气一步法合成DME最初是作为合成气制汽油改良MTG法的中间过程而研究的。从1984年东京大学Fujimoto教授首次发表了由合成气一步法制备DME的研究报告以来，经过了近二十年的研究开发，各国已形成各具特色的反应工艺。如：美国AirProductsandChemicals87 Inc采用铜基甲醇合成催化剂＋氧化铝＋氧化硅沸石固体酸作为催化剂，在三相浆态床反应器中，CO转化率为65%，DME的选择性为76%（DME/DME+MeOH），并建立了4吨/天的LPDME工业试验装置。日本NKK公司，将Cu/Zn/Al甲醇合成催化剂和Cu/Al2O3催化剂充分磨细以2:1混合后悬浮于正十六烷中，采用气泡塔为三相反应器，在H2/CO=1，3.0～7.0MPa、250～280℃，空速为4000h-1的条件下，得到CO转化率为53.9%，DME的选择性为72.4%的结果，已建立了1000吨/年的工业化示范装置。国内对合成气一步法合成DME也有多年的研究与开发经验，并建成了一些中试装置。由中国科学院“百人计划”项目和国家“十五”863项目的支持，广州能源研究所首次建成了一套从生物质催化气化、焦油裂解、组分调整与净化到液体燃料合成的小型试验装置，正在开展生物质制备液体燃料的应用基础与工业示范前期研究。本项目在可研编制过程中，项目工作组与技术支持方进行了多次交流，特别是厂址选择、建设规模、技术方案、资金来源等重大问题进行了及时沟通，取得了一致意见，保证了可行性研究工作的顺利进行。1.7建设规模秸秆资源量、秸秆运输条件是制约本工程建设规模的基本条件。从这两个条件分析，秸秆电厂建设规模应该小型化。尤其是目前国内尚无同类电厂投入运行，从稳妥可靠的原则出发，规模不宜太大。从河源市的秸秆资源量来看，能够满足总装机容量50MW的建设规模用量。但是，秸秆比重小(打捆后约200～250kg/m3)、体积大，运输条件相对较差，称重、卸料及检测工作量也相当大。综合考虑河源市紫金87 的秸秆资源量、秸秆运输条件以及供热的需要，并充分考虑本工程的实际情况，本着稳妥、可靠的原则，考虑采暖供热条件，按照机炉匹配的要求和目前国产设备情况，本项目按2套20MWt生物质气化炉、14台600kW气体内燃发电机组、1台1500kW蒸汽发电机组、1套5000吨/年的合成DME装置，总装机容量8.5MW的建设规模进行建设。1.8主要技术设计原则1、从提高全厂运行可靠性系统效率角度考虑，按2套20MWt生物质气化炉、12台600kW气体内燃发电机组、1台1500kW蒸汽发电机组、1套5000吨/年的合成DME装置进行整体规划和建设。其中发电的余热产生的蒸汽供1500kW蒸汽发电机组和5000吨/年的合成DME装置使用，而5000吨/年的合成DME过程中产生的合称尾气通到燃气发电机组中进行集中发电。2、电力系统：发电机出线电压6.3KV经主变升压后接入附近的110KV城东变电站。3、原料供应：秸秆、林业废弃物由收购站按要求打包、晾干用汽车运至厂内，在厂内破碎。4、原料仓库：容量按2台20MWt循环流化床气化炉使用15天设计。5、灰渣：除灰渣系统按干除灰渣系统设计。。6、秸秆破碎处理：在厂外设收购站，在厂内设破碎设备，将秸秆破碎成满足入炉要求的碎段。7、机组控制：气化炉和发电机设集中控制室，控制设备为国产先进水平。87 8、采用循环供水、自然通风塔冷却系统。9、主厂房等建筑采用钢筋混凝土结构。1.9项目建设进度本项目建设工期，根据资金来源情况，场地准备、土建施工、设备订货及安装、材料准备等综合因素并结合同类工程建设经验，拟定建设期为1年。1.10投资估算及资金筹措项目总投资9037.8万元，其中建设投资8475.0万元，建设期利息411.1万元，流动资金151.7万元。发电部分单位建设投资5943.1元/KW，合成DME部分单位建设投资0.858万元/吨（产品）.。本项目总投资9037.8万元，业主计划投入资本金2694.1万元，占29.81%。其余6343.6万元（含资本化利息411.1万元）借贷债务资金解决，占70.19%。1.11主要技术经济指标主要技术经济指标表序号项目单位数据备注1建设规模MW8.5气化发电2年耗秸秆量104t8.153年发电量108kwh0.53764年供电量108kwh0.48382联产DME量103t5联产副产品7围墙内占地面积m2250008相当年节约煤104t5.4487 9定员人9010总投资万元9037.8建设投资万元8475.011建设期利息万元411.112铺底流动资金万元151.113达产年平均成本万元4570.114达产年平均销售收入万元6739.815项目投资融资前税前财务内部收益率(FIRR)%16项目投资融资前税前财务净现值(FNPV)万元Ic=8%17项目投资融资前税前投资回收期(Pt)年含建设期1年18总投资收益率(ROI)%静态87 第二章电力系统2.1电网现状2.1.1河源市电网现状河源市供电区电网是以110KV变电站为中心，35KV为骨架，10KV线路为配电辐射网的供电网络。目前河源市电网有装机容量76MW的热电厂一座，220KV变电站一座（省局），110KV变电站2座（其中项城变属于粤北市局），主变4台，容量143MVA，35KV变电站10座，主变17台，容量89KVA，110KV线路4条83.18KM，35KV线路15条120.19KM，10KV线路65条，总长1360.917KM，为18个乡镇供电。项城供电区2003年全社会用电量6.5×108kwh，最大负荷130MW。2004年项城供电区全社会用电量4.8×108kwh，最大负荷107MW。2005年项城供电区全社会用电量5.55×108kwh，最大负荷122MW。变电站一览表见2.1-1；35—110KV线路一览表见2.1-2。项城热电厂装机明细详见表2.1-3。2.2电力负荷预测及电力平衡由于河源市生物质发电厂的装机容量较小，并且企业性质为地方公用电厂。本报告仅对河源市进行电力平衡。2.2.1电力电量预测河源市电力负荷2001年105MW，2002年115MW，增长率20%；2003年130MW，增长率5.6%；87 2004年107MW，2005年122MW，增长率47.4%。2001——2005年负荷增长7MW，年递增负荷1.75MW左右，年均递增率25%。通过分析河源市最大负荷变化的历史，结合河源市“十一五”期间的发展规划，以及河源市近几年用电负荷的发展趋势，确定河源市“十一五”期间负荷的增长率为7.1%，“十二五”期间负荷的增长率为4.6%。预测河源市2006年～2010年负荷分别为16MW，142MW，156MW，163MW，172MW。河源市用电量2005年为5.55×108KWh，2006年5.1×108KWh，2007年7.13×108KWh，2008年7.7×108KWh，2009年7.99×108KWh，2010年9.91×108KWh。“十一五”期间电量年均递增率8.4%，“十二五”期间电量年均递增率3.6%。2.2.2电力平衡河源市电力电量主要有两大部分组成，一是项城热电厂，一是省网供给。项城电厂装机容量76MW，现有发电机7台，其中3MW机组2台，6MW机组1台，1.2MW机组2台，15MW机组1台，2.5MW机组1台，可以通过110KV、35KV两个电压等级进行并网。该厂受地理环境限制，今后增容的可能性不大，且2010年以后可能退出运行。除去自用电外，只能有一部分电能参与平衡，其余省网供给。根据河源市电力电量预测和河源市生物质发电厂的装机情况，进行河源市供电区2005年—2015年的电力电量平衡。结果见下表2-2-1、2-2-2。目标容载比定为：1.8—2.1。由上表可知，“十一五”、87 “十二五”期间河源市供电区电力将由基本平衡转变为存在大量缺额的情况，在河源市热电厂达到电力自我平衡的基础上，省网将成为其主要的供电电源。“十一五”期末，河源市供电区负荷为172MW，需110KV公用变电站网供负荷为137MW，所需110KV变电容量246.4~287.7MVA，与现状相比，需新增110KV变电容量103.4~144.7MVA。“十二五”期末，河源市供电区负荷为215MW，需110KV公用变电站网供负荷为215MW，所需110KV变电容量387~451.5MVA，与现状相比，需新增变电容量244~308.5MVA。2.2.3敏感性分析河源市供电区负荷预测时考虑了大用户的影响，这些大用户生产用电水平较高，受政策、资金、市场影响都比较大，具有一定的不确定性，因此，本次电力平衡对其进行敏感性分析，考虑大用户达到其规模70%的情况。河源市供电区电力平衡敏感性分析表表2-2-2单位：MWMVA　年份内容2005年2006年2007年2008年2009年2010年2015味精用电负荷4247.647.651.151.151.151.1其它负荷626874839199142供电区总负荷104115.6121.6134.1142.1150.1193.1热电厂出力4038353535350需110KV网供负荷6477.686.699.1107.1115.1193.187 需110KV变电容量115.2~134.4139.68~112.96155.88~181.86178.38~208.11192.28~224.91207.18~241.71347.58~405.51由上表可知，在味精负荷达到其规划负荷70%的情况下，“十一五”期末，项城供电区负荷150.1MW，需110KV公用变电站网供负荷为115.1MW，所需110KV变电容量207.18~241.71MVA，与2004年现状相比，需新增110KV变电容量64.189~98.17MVA。“十二五”期末，项城供电区负荷193.1MW，需110KV公用变电站网供负荷为193.1MW，所需110KV变电容量347.58~405.51MVA，与现状相比，需新增变电容量204.58~262.51MVA。因此，在考虑味精负荷达到其规划水平70%的情况下，“十一五”期间河源市供电区仍需要进行电源点的建设。本电厂的建设，对满足河源市电力负荷的需求是必要的。2.3项目建设的必要性2.3.1充分利用生物质能发电，具有良好的社会综合效益2006年1月1日《中华人民共和国可再生能源法》正式实施，为可再生能源产业发展提供了法律依据。《可再生能源法》第十四和第十六条规定：“国家鼓励清洁、高效的开发利用生物质能燃料，鼓励发展能源作物”“全额收购电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量”。广东作为农业大省，秸秆资源非常丰富，河源市生物质热电厂利用秸秆发电，可充分利用当地资源，变废为宝，具有良好的社会综合效益。2.3.2满足河源市电力负荷增长的需要87 随着河源市经济的高速发展和人民生活水平的不断提高，其用电负荷在逐年上升。因此，有必要建设河源市生物质发电厂，以满足河源市电力负荷增长的需要。河源市是粤北供电区负荷增长较为快速的区域，根据电力平衡结果，近年内有大量电力缺额。位于河源市的河源市生物质热电厂所发电力可以就近在河源市电网内消化。2.3.3环境效益显著由于秸秆的含硫量很低，通过建设秸秆发电机组，可有效降低二氧化硫排放量。因此，秸秆发电示范意义重大，环境效益显著。2.3.4有利以发展山区经济，推动当地新农村建设中国工程院预测我国农村商品化生物质能由目前占农村能源的0.2%提高到2020年的12.6％。今后大部分农村地区将以高质煤和石油液化气（LPG）为主要的生活燃料。目前，我国液化石油气消费总量巨大，而且需求不断增长，导致大量进口。2002年我国LPG的产量为1190万吨，消费量为1620万吨，1992-2002年液化气消费量年均增长率达16.3%，2002年LPG进口量为626万吨。我国LPG消费量居世界第3，产量却位居世界第4，主要是城市中的生活用气，其次是LPG汽车。鉴于国内LPG增产能力有限，LPG大量依赖进口，已经成为仅次于日本的第二大LPG进口国。随着我国农村生活水平的提高，部分比较富裕的地区，也开始从燃用秸秆和柴草等农作物废弃物，转向使用清洁的液化气作为生活用能。故LPG作为农村生活能源的销量将越来越大。87 2.4电厂接入系统方案初步拟定根据《河源市“十一五”电网规划》，对发电厂接入系统进行潮流、短路、稳定计算、负序电流校核，以及从安全性、可靠性以及经济性等方面进行综合的技术经济分析，并征得供电部门、项目委托方协商一致，建议如下：河源市生物质发电厂6MW机组以发电机—变压器组接入厂内35kV配电装置，出线2回接入城东110kV变电站35kV配电装置，导线型号取LGJ—120，长度不足0.5km。电厂具体的接入系统方案将在电厂接入系统设计工作中进一步论证，并以接入系统审查意见为准。电气主要接线：方案1：电厂与系统的连接电压采用10KV，12台600Kv发电机分三组。方案2：电厂与系统的连接电压采用35kv，12台600Kv发电机分三组。2.5电力系统继电保护及安全自动装置2.5.1继电保护配置1、继电保护配置原则(1)河源市生物质发电厂接入系统继电保护配置原则按照《继电保护和安全自动装置技术规程》中的有关条款进行。(2)保护采用远后备方式对于相间短路，10KV线路应装设电流、电压速断保护和过电流保护；87 断路器应装设自动重合闸装置。2、继电保护配置方案选用业绩好的微机型线路保护装置。2.5.2系统调度自动化1、设计原则河源市生物质发电厂调度自动化的主要设计原则是按照能源部颁发的《电力系统调度自动化设计技术规程》、电力部颁发的《电力系统联网可行性研究内容深度规定》进行设计。2、调度自动化要求将远动信息量和电能信息量送至调度。3、调度管理河源市生物质发电厂的主设备包括发电机、联络线断路器均可由调度所调度。4、调度自动化系统河源市生物质发电厂远动信息，具体内容如下：(1)遥测量发电机出口有功功率、无功功率、电压、电流、有功/无功电能；(2)遥信量所有断路器的位置信号及重要隔离开关位置信号；发电机保护动作信号；安全自动装置动作信号；机组开停机信号；线路保护动作信号。87 (3)遥调、遥控：预留本期应装设变送器屏1面，遥信转接屏1台；电能量计量，电厂联络线应装关口表，推荐采用0.2级；电厂配置电量采集器一台。2.5.3系统通信1、概述电厂建成投运后，应接受地调调度。系统通讯应满足电力调度电话、通讯调度电话、生产管理电话、调度自动化、继电保护对通讯的要求。2、主干通讯回路电厂的系统通讯，拟采用光纤通讯，电厂的信息可通过变电所的光纤或载波将电厂信息传至地调。3、保护专业对通讯的要求需要根据保护专业需要，在电厂至变电所线路上需开设一条保护通道，拟采用电流差动保护方式。4、通讯电源目前，电力系统通讯设备，均采用48V直流电源，作为通讯设备的备用电源。拟与电厂内通讯设备共用电源设施。87 第三章秸秆资源3.1秸秆资源状况3.1.1基本情况河源市地处豫东平原，位于广东省之东南隅，行政上隶属粤北市。河源市历史上是一个以种植小麦、玉米、豆类、棉花、芝麻等农作物为主的传统农业区。全市初步形成了一批各具特色的种植区域。全市耕地面积233.9万亩，其中：粮食种植面积151.3万亩，经济作物82.6万亩，种植小麦90.1万亩、玉米31.63万亩、豆类21.56万亩、油料作物25.5万亩、棉花14.3万亩，年平均产小麦秸秆32.44万吨，产玉米秸秆20.24万吨，产豆秆9.7万吨，油料作物秸秆9.44万吨，棉花秆8.29万吨。每年可产黄色秸秆总量为80.11万吨。河源市森林绿化良好，全市林业种植面积20多万亩，林木总株数近3000万株，活立木蓄积量150万立方米， 每年约采伐林木4.2万立方米，按每立方米提供杨树枝0.4吨、刺槐枝0.3吨计算，可提供枝薪材2.94万吨，全市种植紫穗槐面积3万亩，每年亩产干枝1.5吨，年可供干枝4.5万吨、椿树面积2万亩，每年亩产干枝1吨，年可供干枝2万吨，白蜡条面积2万亩，每年亩产干枝1.5吨，年可供干枝3万吨，桃、柿、苹果等果树种植面积4.2万亩，每年亩产干枝0.31吨，年可供干枝1.3万吨。每年可产黑色秸秆总量为13.74万吨。河源市主要农作物面积、产量及秸秆量表（丰年）表3.1-1作物名称种植面积平均亩产总产量秸秆亩产秸秆总产87 （万亩）（公斤）（万吨）（公斤）（万吨）小麦90.1449.540.536032.44玉米31.63490.0415.564020.24豆类21.56151.453.844509.7油料作物25.599.612.543709.44棉花14.371.331.025808.29合计183.0963.480.11河源市主要农作物面积、产物及秸秆产量表（欠年）表3.1-2作物名称种植面积（万亩）平均亩产（公斤）总产量（万吨）秸秆亩产（公斤）秸秆总产（万吨）小麦90.1376.533.9230027.03玉米31.6342013.2955017.4豆类21.56140.53.034168.97油料作物25.585.42.183208.16棉花14.358.60.844806.86合计183.0953.2668.423.1.2生物质燃料种类、可利用性河源市生物质燃料可利用种类表表3.1-3作物种类小麦玉米豆类油料棉花87 生长期10～6月5～9月5～9月6～10月7～10月收获期6月9月9月10月10月小麦收割后，麦秸基本干燥，不用晾晒；玉米、豆类、油料、棉花秸秆收获后需要经过一段时间晒干。3.1.3距电厂半径50公里区域秸秆资源距电厂半径50公里共有小麦面积122.25万亩，亩产秸秆380公斤，总产为44.01万吨；玉米面积42.92万亩，亩产秸秆690公斤，总产为27.47万吨；豆类面积29.11万亩，亩产秸秆590公斤，总产为13.1万吨；油料作物面积34.43万亩，亩产秸秆470公斤，总产为12.74万吨，棉花面积19.31万亩，亩产秸秆650公斤，总产为11.2万吨，距电厂半径50公里内总计每年可产黄色秸杆108.52万吨。详见下表3.1-4、3.1-5。距电厂50公里半径范围内秸秆资源分布表（丰年）表3.1-4作物名称种植面积（万亩）平均亩产（公斤）总产量（万吨）秸秆亩产（公斤）秸秆总产（万吨）小麦122.5449.554.9536044.01玉米42.92490.0421.0364027.47豆类29.11151.454.4145013.1油料作物34.4399.603.4337012.74棉花19.3171.331.3858011.2合计248.0285.2108.52距电厂50公里半径范围内秸秆资源分布表（欠年）表3.1-5作物名称种植面积平均亩产总产量秸秆亩产秸秆总产87 （万亩）（公斤）（万吨）（公斤）（万吨）小麦122.5376.546.0330036.68玉米42.9242018.0355023.61豆类29.11140.54.0941612.11油料作物34.4385.42.9432011.02棉花19.3158.61.144809.27合计248.0272.2392.693.1.4距电厂半径30公里区域内秸秆资源距电厂半径30公里内共有小麦面积73.35万亩，亩产秸秆380公斤，总产为26.41万吨；玉米面积25.75万亩，亩产秸秆690公斤，总产为16.48万吨；豆类面积17.47万亩，亩产秸秆590公斤，总产为7.86万吨；油料作物面积20.67万亩，亩产秸秆470公斤，总产为7.65万吨，棉花面积11.59万亩，亩产秸秆650公斤，总产为6.72万吨，距电厂半径30公里内每年总计可产黄色秸杆65.12万吨。详见下表3.1-6、3.1-7。距电厂30公里半径范围内秸秆资源分布表（丰年）表3.1-6作物名称种植面积（万亩）平均亩产（公斤）总产量（万吨）秸秆亩产（公斤）秸秆总产（万吨）小麦73.35449.532.9736026.41玉米25.75490.0411.6264016.48豆类17.47151.452.654507.86油料作物20.6799.602.063707.65棉花11.5971.330.835806.72合计148.8351.1365.12距电厂30公里半径范围内秸秆资源分布表（欠年）表3.1-7作物名称种植面积平均亩产总产量秸秆亩产秸秆总产87 （万亩）（公斤）（万吨）（公斤）（万吨）小麦122.5376.527.6230022玉米42.9242010.8255014.16豆类29.11140.52.454167.27油料作物34.4385.41.773206.61棉花19.3158.60.684805.56合计248.0243.3455.63.1.5农作物秸秆资源消耗情况通过对河源市乡村的走访和随机抽样调查，由于近年来国家对农业的重视和大力支持，农用机械普及较快，减少了牲畜对秸秆饲料的消耗，加上农村对煤炭和液化气的广泛使用，也进一步减少了做饭对秸秆的依赖。目前，当地各种农作物秸秆利用率很低，真正能够商业化利用的基本为零。通过实地走访，基本掌握清楚了河源市农村居民对各种农作物秸秆的利用情况，主要消耗方式如下：小麦秸秆：由于河源市及周边县区等没有利用秸秆作原料的工业企业，所以麦秸的利用率极低，仅有30%用于返田沤肥或牲畜饲料外，其它均丢弃或直接焚烧掉。玉米秸秆：5%用于返田或沤肥，25%用于焚烧或作部分牲畜饲料，其余丢弃或闲置。豆秆：30%用于饲料外，其余闲置。油料作物秸秆：30%用于饲料，其余焚烧或丢弃。棉花秸秆：30%用于焚烧，其余全部丢弃或闲置。3.1.6秸秆资源富余量情况87 河源市区域范围秸秆资源富余量情况表表3.1-8名称秸秆总产(吨/年)被利用量(万吨)富余量（万吨）丰年欠年丰年欠年小麦秸秆32.4427.039.73/8.1122.7118.92玉米秸秆20.2417.46.07/5.2214.1712.18豆秆9.78.972.91/2.76.796.27油料作物9.448.162.83/2.456.615.71棉花8.296.862.49/2.065.84.8合计80.1168.4224.03/20.5456.0847.88距电厂50公里区域范围秸秆资源富余量情况表表3.1-9名称秸秆总产(吨/年)被利用量(万吨)富余量（万吨）丰年欠年丰年欠年小麦秸秆44.0136.6813.2/1130.8125.68玉米秸秆27.4723.618.24/7.0819.2316.53豆秆13.112.113.93/3.639.178.48油料作物12.7411.023.82/3.318.927.71棉花11.29.273.36/2.787.846.49合计108.5292.6932.55/27.875.9764.8987 距电厂30公里区域范围秸秆资源富余量情况表表3.1-10名称秸秆总产(吨/年)被利用量(万吨)富余量（万吨）丰年欠年丰年欠年小麦秸秆26.41227.92/6.618.4915.4玉米秸秆16.4814.164.94/4.2511.549.91豆秆7.867.272.36/2.185.55.09油料作物7.656.612.3/1.985.354.63棉花6.725.562.02/1.674.73.89合计65.1255.619.54/16.6845.5838.92河源市黑色秸秆资源可利用情况表表3.1-11名称规模单位干枝产量干枝总量（万吨）被利用量(万吨)富余量（万吨）枝薪材年采伐2.5万立方米(杨树)0.4吨/立方米1.680.721.48年采伐1.7万立方米(刺槐)0.3吨/立方米1.2601.26紫穗槐3万亩1.5吨/亩4.50.34.2椿树2万亩1吨/亩20.11.9白蜡条2万亩1.5吨/亩303林果枝条4.2万亩0.31吨/亩1.30.21.1合计13.740.812.9487 河源市是典型的农业大市，区域范围的农作物秸秆资源丰年富余量为56.08万吨，欠年富余量为47.88万吨。距电厂50公里区域范围的农作物秸秆资源丰年富余量为75.97万吨，欠年富余量为64.89万吨。距电厂30公里区域范围内的农作物秸秆丰年富余量为45.58万吨，欠年富余量为38.92万吨。同时，年产黑色秸秆13.755万吨，年富余量12.94万吨。从以上情况看，以电厂30公里区域范围内，黄色秸秆欠年富余量为38.92万吨，完全可以满足秸秆电厂每年约8万吨的消耗量，燃料资源十分充足。通过对资源情况分析，河源市林业生物质资源量比较大，该项目以黄色秸秆为设计燃料。综合分析，河源市生物热电项目对于农业作物资源的循环再利用，变废为宝，节约能源，符合国家当前产业及环保政策，具有积极意义。3.2秸秆收、储、运输管理3.2.1秸秆的收储模式大致有如下三种:第一种(A模式)：合同契约下的联办模式。秸秆电厂根据区域情况，确定具体收购点的位置范围，由电厂与相关的经营实体共同建立秸秆收购点，电厂负责购买主要设备（如：秸秆打包机和装卸车等），按照一定合同约定租赁给经营实体，经营实体根据收购点建设的各项要求，负责投资建设和独自运营管理各自的收购点，电厂与收购点经营实体间是一定纽带下的买卖关系。这种模式的好处在于可以相互利用各自的优势（比如资金投入的优势）；利用当地人力、场地资源和管理方便的优势（收购点可以利用农村废旧的工矿地来建设等）；充分调动各方面的积极性，最快最好的建立起秸秆收购点。87 第二种（B模式）：电厂独自经营模式。这种形式是电厂独自投资建设和运营管理收购点。这种模式的相对优势是便于掌握秸秆市场情况，但是最大的弊端是对于分散的5个收购点的整个投入建设和运营管理将会是电厂本身牵涉巨大的精力，存在着潜在的管理和运营风险。第三种（C模式）：全权委托的模式。电厂把秸杆收购和市场运作完全委托给相关物流公司，电厂与物流公司间单单是秸秆成品的买卖关系，对于整个秸秆收购点的投资建设、市场收购和运营管理则完全由物流公司自已操作。这种形式只有对于具有较强经济实力的公司才有可能。这种模式可以前期节省电厂对于收购点建设的投入，减小电厂对秸秆市场运作管理的精力和风险，但是，其不利因素是难以掌握秸秆市场，在秸秆燃料的供应方面有可能存在着被动风险。3.2.2秸秆收储点的设置方案综合分析电厂的实际秸秆燃料市场的运作模式，认为可以多种模式并存在的方式，建议在电厂厂区范围内建设1个B模式的收购点，主要把厂区8公里范围内的秸杆田农户直接送到电厂收购点，避免了农民舍近求远的把秸秆送到距电厂的收购点，该部分秸秆可以节省运输费用等，对于厂外的各个秸秆收购点，建议利用A模式来进行投资建设和运营管理，厂外收购点数量按5个设置。河源市秸秆收储点拟设地点表3.2-1序号拟设区域距电厂距离（公里）1河源市李寨镇302河源市付集镇303河源市范集乡154河源市高寺镇155河源市郑郭镇106厂址点8公里范围内87 3.2.3收购点的基本配置每个收购点占地约20~25亩。区域分为厂前区、原料区和成品区，厂前区主要建筑物有办公室、计量室、结算室、餐厅、消防泵房及消防水池、车库等；原料区主要是原料堆放；各个区域有路分隔，并形成环行消防通道。厂区排水排于围墙边的排水沟，集中排至场外。基本配置见下表。秸秆收购点主要设备配备情况表3.2-2序号设备名称型号数量单价（万元）总投资（万元）1秸秆打包机械YDW-80140402装卸叉车CPCD-301883电子衡器SCS-501554干式变压器箱式变电站200KVA115155粉碎机236合计74秸秆收储点主要工作人员情况表3.2-3序号岗位人数1经理12计量员13财务结算人员14工作人员（包括打包工、装卸工及后勤人员等）4合计787 为保证电厂燃用秸秆的供应，由河源市政府首先制订全市范围内的秸秆收集、储存、运输管理办法，即采用政府支持、协调，企业运作的办法进行。秸秆储运公司在资源较为集中、交通道路枢纽的乡镇设立收储站5个。每个站设有能收购秸秆5000～8000吨规模的储存库。储存库可用雨布遮盖也可建成防雨棚。四周设排水沟，并设防火灾设施，与居民居住设有百米左右的安全距离。秸秆打捆与收购：由秸秆储运公司统一购置打捆设备，采用流动秸秆打捆机在田间打捆，打捆后可放在田边或运至乡镇收储站，打捆后称量即可向农民支付秸秆费。农民也可自动运至收储站自行销售。秸秆运输：从农田至乡镇收储站由板车运输，板车可由拖拉机拖运，也可由汽车改装而成。秸秆调运：由乡镇收储站运至热电厂的秸秆，按公司统一调度，调度预先编制时间运输计划，计划按照乡镇轮流供应，近远结合，道路运输平衡，夏、秋两季储存适当等原则编制。秸秆价格的确定：小麦秸秆收购120元/吨，打包30元/吨，运输0.5元/吨.公里；玉米秸秆收购价85元/吨，运输费0.5元/吨.公里，打包30元/吨，黑色秸秆收购价160～170元/吨，加工费用35元/吨，运输费0.5元/吨.公里，粉碎包装运输；各种作物秸秆收获后一月内最低，其它季节变化在10%以内，年季间变化随市场行情变化。87 综上所述，河源市及周边地区县市农林业发达，交通便利，自然灾害较少，有足够的能力满足秸秆燃料的供应。对于充分利用起农村富余的秸秆资源为燃料发电，既能够节约对燃煤的消耗，减轻大气污染，同时又使农民增加收入，具有良好的经济效益和社会效益，是具有资源节约综合利用和绿色环保功能的循环经济模式。87 第四章装机方案4.1主要流程该项目采用的系统流程如图5.1-1所示。本技术方案包括生物质气化及气体净化、气体内燃机发电系统、余热利用系统和蒸汽轮机发电系统四部分。4.2装机方案4.2.1气化炉的选择生物质气化发电的核心设备是气化炉，目前国内在市场上应用的气化炉的型式主要有两种，一种是固定床式，一种是循环流化床式，前者较适合小型气化发电站（一般容量在200kW以内），且生产强度较低、气化效率低；而后者克服了前者的许多缺点，适用于大中型的生物质气化发电站使用，其生产强度高，是固定床气化炉的8-12倍，气体发热量达到5800kJ/m3，比固定床气化炉的气体热值提高20%，生物质废弃物处理量大，以1MW的气化电站为例，每天可处理生物质达30吨，而5000kW的气化发电厂则达到日处理量150吨的水平。因此，用生产强度大、气化效率高的循环流化床气化装置代替固定床气化炉，可以达到减少气化设备、提高发电效率的目的。87 林业废料玉米秸秆油菜秸秆其他废料稻草秸秆粉碎、成型技术高效气化技术燃气重整组分调整催化装置蒸馏分离焦油处理燃气净化燃气发电余热锅炉灰分收集灰分处理造粒成型烘干成型电力蒸汽蒸汽电力1万吨有机肥原料输出电力7MW+1.5MW5000吨二甲醚余气图5.1-1系统流程图87 本生物质气化发电厂拟采用以国家863计划研究成果为基础，开发应用于江苏兴化中科生物质能发电有限公司的气化炉，该气化炉适用于不同生物质原料，容量达到20MWt以上，气化效率达78%。4.2.2余热锅炉的选择联合循环余热锅炉的炉型有两种，分别介绍如下：1、自然循环余热锅炉自然循环余热锅炉多为卧式布置。锅炉烟气流程为：烟气从燃气内燃面排出，经进口烟道或转弯烟道进入三通烟道，当机组单循环时，烟气经上部调节门由旁通烟囱排空；当需要联合循环时，烟气从三通烟道经调节门和过渡烟道进入锅炉本体，依次水平横向冲刷两级高压过热器、高压蒸发器、高压省煤器和低压蒸发器，最后经出口烟道及主烟囱排空。烟气流向和流量由与三通相联的调节门控制，过程可在主控室遥控，也可在调节门就地手动调节。锅炉汽水流程为：给水由高压省煤器入口集箱进入省煤器管屏，加热后流入高压锅筒，通过锅筒下部的集中下降管进入高压蒸发器管屏。吸热后上升进入锅筒进行汽水分离。分离后饱和水再进入集中下降管，而饱和蒸汽从锅筒上部引至高压过热器，经过热管屏吸热后由出口集箱引出锅炉。在两级过热器之间布置喷水减温装置，从而可有效地保证出口过热蒸汽温度。双压余热锅炉的另一路给水直接进入低压锅筒，由下降管引入低压蒸发器管屏，蒸发吸热后上升进入低压锅筒进行汽水分离，分离后饱和水回下降管，低压蒸汽由低压锅筒上部引出、经减压后进入除氧器用于除氧。87 自然循环余热锅炉采用标准单元模块结构，由垂直布置的错列螺旋鳍片管和上下两集箱组成管屏，各级受热面管屏尺寸基本相似。该结构适应能力强，便于布置受热面，检修方便，烟气压降小，能彻底疏排水。2、强制循环余热锅炉强制循环余热锅炉多为立式布置。锅炉的烟气流程：烟气经入口烟道、三通烟道和过渡烟道进入受热面管箱后自下而上，先后依次冲刷高低温过热器、高压蒸发器、高压省煤器和低压蒸发器。最后经主烟囱直接排空。锅炉的汽水流程也类似于自然循环，但高、低压下降管均设有两套强制循环泵（一用一备）。高低压蒸发器内本循环动力由强制循环泵提供，确保水循环安全可靠。这类炉型的低压锅筒也可兼作除氧水箱，并安置于锅炉钢架上，可简化管路系统，减少占地面积。强制循环余热锅炉受热面按部件制成管箱形式出厂，管箱由穿过数块管板的水平错列布置的螺旋鳍片管及进出口集箱组成，在厂内组装成大型箱体，现场整体安装。卧式自然循环与立式强制循环余热锅炉对比如下：项目立式卧式水循环强制自然启动时间短较长占地面积小较大结构较复杂简单操作运行较复杂简单厂用电较多少燃料适应性强较弱87 初投资较高低综上所述，本工程选择自然循环余热锅炉。4.2.3气体机的选择本生物质能发电厂采用气体内燃机可降低对燃气杂质的要求，大大减少实施难度，大大降低系统的成本。从技术性能上看，这种气化及联合循环发电在常压气化下，整体发电效率可达28%左右，适合于我国目前的工业水平，设备全部国产化。我国目前在用的生物质气化的气体内燃机单机容量有200KW、400kW、600kW，后2种机型在江苏兴化中科生物质发电有限公司取得了长周期运行经验。因此本生物质能发电厂选用863计划开发的、应用于兴化中科生物质发电有限公司的600kW气体内燃机，其效率可达到28%。4.2.4装机方案本生物质能发电厂的装机方案为：2台20MWt级CFB循环流化床气化炉配12台600kW燃气内燃机发电机组（2台备用）、1套5000吨而加密合成装置，配1台10t/h余热锅炉、1台1500kW蒸汽发电机组。4.3主机技术规范4.3.1空气气化炉气化炉型式：循环流化床气化炉QD50气化炉生产厂家：中科院广州能源所气化炉台数：2台气化炉热容量：20WMt87 气化炉效率：78%生物质处理量：200吨/天4.3.2富氧气化炉气化炉型式：循环流化床气化炉QD50气化炉生产厂家：中科院广州能源所、广州中科华源公司气化炉台数：2台气化炉热容量：15WMt气化炉效率：78%生物质处理量：120吨/天4.3.3余热锅炉余热锅炉型式：自然循环余热锅炉台数：1台额定蒸发量：10t/h额定蒸汽压力：2.5MPa额定蒸汽温度：400℃锅炉效率：>75%4.3.4气体内燃机气体内燃机型式：GF10气体内燃机型号：8300台数：12台（2台备用）额定功率：600kW额定转速：600rpm起动方式：压缩空气87 气体机效率：28%4.3.5汽轮机汽轮机型式：凝汽式汽轮机型号：N1.5–2.35型额定功率：1500kW额定转速：5600L/3000rpm主汽门前蒸汽温度：390℃主汽门前绝对压力：2.354MPa4.3.6颗粒燃料成型设备成型设备型号：SKR42生产厂家：河南省能源研究所有限公司台数：40台额定功率：140kW颗粒产量：1000kg/h颗粒密度：1.1-1.3g/cm34.4主要经济技术指标经计算，本装机方案主要经济技术指标如表4.4-1：主要经济技术指标表表4.4-1序号项目单位数值1燃气内燃机组发电容量kW12×600（2台备用）2气化合成DME容量吨/年50003全厂小时发电量MWh8.2587 4全厂年发电量MWh53760（按6500h计算）5厂用电率%106全厂年供电量MWh48380（按6500h计算）7生物质平均发热量（干料）kJ/kg150008每度电生物质耗量kg/kWh1.269每吨DME生物质耗量t/t6.510年生物质耗量（干料）万吨/年8.1511循环水小时耗水量m3/h212其他用水小时耗水量m3/h2087 第五章厂址条件5.1厂址概况5.1.1地形、地貌河源市地处古生代以后的黄淮冲积平原的过渡带，西依秦岭余脉，故而西北偏高，东南倾斜。域内地势平坦低洼，海拔34－37米，局部最高海拔45米。无山无丘。拟选厂址在地质构造上位于平原壤质粘质地带，根据分析该区建生物能热电厂地质条件许可。5.1.2厂址经现场踏勘选址，并进行了综合比较。初步确定污水处理厂东侧厂址、工业集聚区厂址为本可研报告初选厂址，两个厂址概况如下：1、污水处理厂东侧厂址该厂址位于市区东南方向漯阜公路南侧、城东路东侧约0.5公里处，北距漯阜公路约0.2公里，西距城市规划城东路约0.5公里，距县城中心2.5km，东西长335m，南北宽260m，面积约130亩。地势平坦，无不良地质影响，地面无附属物，厂区地下已探明无开采价值的矿产，厂区用地为一般建设用地。该厂址距110KV变电站约1000m，厂址标高为黄海高程34－36m，历史上厂址区最高洪水位33m，不受50年一遇洪水影响，厂址位于城市主导风向下风侧，对城市不产生污染。厂址交通便利，公路对秸秆运送十分方便。距水源供给地—项城污水处理厂0.2km。2、工业集聚区厂址87 厂址位于市区东面漯阜公路以北、东方大道以南、城东路以东约0.8公里处，厂址东西长335m，南北宽260m，占地面积约130亩，地势平坦，地面上无附属物，已探明无开采价值的矿产，无不良地质影响。用地为城市发展规划用地，厂址地面标高为黄海高程35－36m，历史上厂址地区最高洪水位32.5m，不受50年一遇洪水影响。厂址距110KV变电站0.4km，距水源供给地—项城污水处理厂0.8km。厂址位于城市主导风向下风侧，对城市污染较小。3、厂址条件比较综合厂址交通运输、环境保护、地质条件、接入系统、供水、土地占用等条件，综合比较厂址如下：厂址名称条件污水处理厂东侧厂址工业集聚区厂址秸秆运输方便较方便接入系统1km0.4km占地条件一般建设用地城市规划用地环境影响无不良影响较微影响城市规划符合符合距离水源地0.2km0.8km厂址自然条件供水不受50年一遇洪水影响不受50年一遇洪水影响厂址地面拆迁物无附属物无附属物土石方量小较小87 从以上二个厂址条件综合比较认为污水处理厂东侧厂址尽管距接入系统约1000m，但综合方面考虑，秸秆运输方面较方便，对电厂十分有利，并且河源市政府承诺给予适当运输条件优惠，市政府已原则同意。而工业集聚区厂址虽然接入系统距离较近，但秸秆运输成本较高，电厂对该位置还存在一定忧虑，综合以上因素比较，本可研报告推荐污水处理东侧厂址为首选厂址。5.2气象条件河源市属亚热带向暖温带过渡区，为暖温带季风型大陆性气候。气候冷暖适中，兼有南北之长，高温期与多雨期一致，能满足多种植物栽培和生长的需要：热量丰富，雨量充沛，有利于人类生活和动物的繁衍。本市四季分明，且各具特色：春温多变，雨水充沛；夏热多雨，暴雨常现；秋凉晴和，降水适中；冬长寒短，雨雪并降。光能：太阳辐射年总量平均每平方厘米为116.702千卡，有效光辐射量每平方厘米为57.13千卡，年平均日照时数2158小时。全年中夏季辐射量最大，光照时间长，分别占全年的34％和31％；冬季辐射量最小，光照时间短，分别占全年的16％和20％。   热能：年平均温度为14.7℃。春季（3－5月）平均14.6℃；夏季（6－8月）26.9℃；秋季（9－11月）15.℃；冬季（12－2月）1.9℃。其温差1月份平均温度最低为－3.8℃；7月份平均温度最高为32.5℃；极端最低温度为－19.1℃；极端最高温度41.8℃。年平均最低温度10℃，年平均最高温度为20.5℃。   霜期和无霜期：历年平均初霜日在11月1日，最早出现在10月15日；历年平均终霜日在3月31日，最晚出现在4月18日。平均无霜期为219天，最长年份为262天，最短年份仅179天，相差两个多月。无霜期80％，保证率为210天。   由于受季风环流的影响，一般而言，冬季盛行偏北的冬季季风，夏秋盛行偏南的夏季季风。全年平均以偏北风最多，其次是偏南风和偏东风，偏西风最少。年平均风速3.1－3.6米／秒。     87    紫金年平均降雨量为850毫米。降水在地域上，由北向南逐渐增大。丰水年960－1070毫米，特旱年500－560毫米。春季降雨量占年降雨总量的20％；夏季占53－60％，秋季降雨量和春季略同，个别年份占30％；冬季占10％左右。纵观全年是冬春易旱，夏秋易涝。5.3水文条件紫金境内有沙、汾、泥、谷等13条主要河流均属淮河水系，自西向东呈扇状排列，穿境而过，长虹运河自北向南贯通中心。水源丰富，水质较好，适宜人畜饮用和农田灌溉。流域面积大于100km2的河流7条，30至100km2的河流4条。其中主要四条河流情况如下：①、沙颍河发源于鲁山县石人山，于颍上县沫河口入淮河，全长619km，总流域面积39880km2，项城境内27.2km，流域面积262.4km2。项城境内驸马闸水位站历史最高水位43.58m（2000年），安全下泄流量3000m3/s，洪水坡降1/5620至1/7360之间，现有堤防防洪标准二十年一遇。粤北港竣工成立，水上运输经淮河、长江可直达南京、上海。②、汾河发源于漯河市郾城县召陵岗西的罗鼓泊，于阜阳市区入沙河，全长236km，总流域面积5260km2，项城境内34km，流域面积409km2。1975年建娄堤闸，灌溉面积20万亩，补源面积30万亩，蓄水量780万立方米。③、泥河发源于漯河市东南的朱坡，于沈丘洪山庙入泉河，全长136km，总流域面积1028km2，项城境内35km，流域面积362.5km2。1974年建乔口闸。87 ④、谷河发源于漯河市藏岗坡，于项城师寨入沙河，全长136km，总流域面积1028km2，项城境内35km，流域面积362.5km2。5.4工程地质5.4.1区域地质构造背景及场地稳定性1、区域地质构造背景场地为一般建设用地，地形平坦，场地内基本没有大型附属物。根据《广东平原第四系》的划分，场地所处的地貌单元为沙颍河泛流冲积平原，岩性为粉质粘土、粉土。2、地震效应根据国家地震局《中国地震烈度区划图（1990）》，河源市地区地震动峰值加速区划分0.05g，相应地震基本烈度为Ⅵ度，地震动反应谱特征周期0.45s，设计地震分组为第三组。根据《广东省工程抗震设防烈度图》，河源市地震烈度为6度区，按《建筑抗震设计规范》GBJ11---89第1.0.4条规定，判定场地内建筑物为丙类；依据第3.1.1条及第3.1.2规定，场地属对建筑抗震不利地段，场地土的类型属中软土---软弱土，建筑场地类别判定为Ⅱ类。3、场地稳定性评价拟建厂地处在太康隆起南沿，由于在区域构造中的位置相对稳定，产生新构造运动的构造隐伏于巨厚松散层之下，并且新构造运动在该区升降差异性运动很弱。所以新构造运动对本场地稳定性并无太大的影响，属稳定场地，适宜建厂。5.4.2场地岩土工程条件87 拟选厂址未进行工程地质勘查，仅依据距厂址200m的项城污水处理厂有关工程地质勘察报告对厂区地层结构及岩性特征进行描述：第①层亚粘土层：褐黄色，可塑，稍湿→湿；沙北层厚2.5—5.0米，沙南层厚0.7—2.0米。有些区段层相变为可塑状轻亚粘土；有的地方夹轻亚粘土层，此层在西南区域多虫孔。该层一般孔隙比0.9—1.1，液性指数0.5—0.8，含水量20％—25％，容许承载力[R]值10—137T/㎡，可作为一般性建筑物的天然基地使用。第②层粘土层：褐黄色，轻→可塑，局部呈流塑状态，温→饱和；层厚0.5—2.5米。孔隙比0.8—1.6，液性指数0.7—1.6，含水量30%—50%，容许承载力[R]值7—2吨/平方米。此层作为持力层使用要慎重，作为较重建筑的下卧层要做沉降验算。第③层粘土层：灰黑色、湿、可塑；层厚0.5—1.0米含有机物和螺壳片，有机质含量一般为0.7%—1.3%，孔隙比0.7—0.8，液性指数0.5左右，含水量一般小于30%。第④层亚粘土层：浅褐黄色，可塑→硬塑，湿→饱和；层厚一般3.0—6.0米。含次生棱角状钙质结核，核径一般φ2—10毫米，含量由上到下逐渐增多，一般含5%左右，底部有时可达20％以上，形成0.5—1.0米厚的当地所说的砂江盘，孔隙比0.6—0.7，液性指数0.75左右，局部小于0.25，含水量一般为19％—25％，此层力学性质上弱下强。容许承载力12—16吨/平方米。第⑤层亚粘土夹粘土层：褐黄可塑、湿、层厚0—8米，局部缺失，呈透镜体出现，含少量钙质结核。目前掌握的资料不多，总体看它的岩土物理力学性质好于第④层含钙质结核亚粘土。87 第⑥层粉细砂层：黄色、中密、密实、饱和，层厚3.9—23.7米，此层容许承载力一般为14—24吨/平方米。该层可做较高层建筑物的桩端执力层。5.4.3地下水地下水静水位埋深为2.8～3.0m，地下水类型属孔隙潜水和微承压水，主要靠大气降水补给，与沙颍河水具密切水力联系。地下水位年变幅在1.0m左右。据区域经验场地内地下水未遭受污染，故对钢筋混凝土不具腐蚀性。5.4.4历史文物及矿藏分布据调查，厂址方案所在地不压覆已探明有开采价值的矿产，地上无可见文物。5.4.5不良地质作用未发现明显的不良地质作用。5.4.6地基形式场地土土层强度一般，上面几部分土层土具Ⅰ级（轻等）湿陷性，并且主要建（构）筑物高度不高，因而基本满足主要建（构）筑物对天然地基的要求，但最终应以厂址工程地质勘察结果为据。5.4.7结论与建议1、根据现有资料厂址方案场地地形平坦，避开了活动性断裂构造，处于构造相对稳定地段，适宜建厂。2、需进一步详细对地下水提供水质分析资料，确定是否真正对钢筋砼及钢筋具有腐蚀性。3、河源市地震动峰值为0.05g，地震烈度Ⅵ，地震反应谱特征周期0.45s，设计地震分组为第三组，场地类型为Ⅱ类。87 4、地基土土层强度一般，并具弱湿陷性，基本满足主要建（构）筑物对天然地基要求。5.5电厂水源河源市生物质燃气电厂装机容量6MW，发电设备年利用小时数为7000h，年总需水量为6×104m3。5.5.1工业用水考虑该电厂总用水量远小于城市污水处理厂日供中水能力，不再对河源市水量进行预测分析。目前可利用的水源有城市污水处理厂中水、城市自来水和沙颖河河水三个水源。1、城市中水水源河源市污水处理厂位于市区东南部，漯阜公路以南，与推荐电厂厂址紧邻，污水处理厂设计规模为5×104m3/d，现有污水处理能力3×104m3/d。二期计划于2008年实施，建成后，最终可满负荷运转。可向电厂供水（2～3）×104m3/d，远大于电厂对中水用水量60000m3/a的要求，即使在污水处理厂因事故降低处理能力的情况下，仍能满足本期工程对中水的用水要求，因此，采用河源市污水处理厂的二级出水作为电厂补充循环水水源是有保证的，完全能够满足该电厂循环水补充水源需求。通过对目前污水处理厂出水水质的资料分析，根据我国已有的污水回用工程经验，作为电厂循环水，还需进一步深度处理。为确保机组的安全运行，污水深度处理方案的选择，应对污水二级处理排水一年系列的水质资料，通过多种试验来综合确定。2、城市自来水87 目前，河源市自来水公司有水厂一座，供水能力为3×104m3/d。目前河源市市区总人口约25万，日需生活用水2.5×104m3/d，供水不太紧张。且该水厂正在扩建，扩建后日供水能力为2×104m3/d，建成运行后河源市自来水公司总供水能力为5×104m3/d。目前河源市实际用水2.8×104m3/d，届时裕量2.2×104m3/d，完全满足电厂对自来水的用水要求。当一旦污水处理厂因事故停产，城市自来水也可做为短期的供水水源。3、沙颖河水流经项城的最大河流为沙颍河，项城境内27.5km，流域面积408km2，年过境水量1.7亿m3。项城境内驸马闸水位站历史最高水位43.58m（2000年），安全下泄流量3000m3/s，洪水坡降1/5620至1/7360之间，现有堤防防洪标准二十年一遇。该河流距离推荐厂址仅1.9公里，必要时可做为备用水源使用。5.5.2生活用水本工程生活用水1m3/h，城市自来水可以满足电厂对自来水的水质水量要求。5.6灰渣处理电厂建成后，全年燃用秸秆7.8×104t，灰份按8.4%考虑，全年灰渣量为0.66×104t，是很好的钾肥，灰渣全部返回给农民用于农作物施肥，电厂不考虑设灰渣场。87 第六章工程设想6.1全厂总体规划6.1.1概述本示范电厂占地100亩，按2套20MWt生物质气化炉、12台600kW气体内燃发电机组、1台10t/h余热炉、1台1500蒸汽发电机组、1台5000吨DME合成装置，总装机容量6MW的建设规模进行统筹布置。可供本项目选择的厂址有污水处理厂东侧厂址、工业集聚区厂址二个厂址。污水处理厂东侧厂址位于市区东南方向漯阜公路南侧、城东路东侧，面积约130亩；工业集聚区厂址位于市区东面漯阜公路以北、东方大道以南、城东路以东，距离河源市城东11万变电站约0.4公里处，占地面积约130亩。本方案以污水处理厂东侧厂址为首选厂址。6.1.2全厂总体规划厂区总平面按按2套20MWt生物质气化炉、12台600kW气体内燃发电机组、1台10t/h余热炉、1台1500蒸汽发电机组、1套5000吨DME合成装置，总装机容量8.5MW的建设规模进行统筹布置。留有扩建的余地。1、电厂生活区电厂生活区按河源市总体规划统筹考虑，不再另建。2、燃料运输本期工程建设总装机规模为8.5MW，燃料为秸秆及林业废料，年燃烧秸秆量约为8.15×104t。电厂所需秸秆产自河源市区域内的农田，秸秆制粒87 后运入电厂。秸秆运输采用公路运输方式，通过区内公路和各乡间公路运至厂内储存场或电厂燃料入口运至厂区。3、水源电厂循环水采用污水处理厂中水。生活、消防用水采用河源市自来水。4、灰场及运灰渣道路本工程的灰渣即为秸秆灰，不设贮灰场，秸秆灰全部考虑综合利用。秸秆灰可作为肥料装袋随秸秆运输回程空车返还给农民。5、电气出线电厂出线采用10kV电压等级出线，出线方向朝北，通过城东110kV变电站接入当地电网。6、施工区本期工程施工场地在紧临污水处理厂的拟选厂址内布置。施工进厂道路从城东路上引接，长约40m，宽7m，混凝土路面。6.2厂区总平面布置方案6.2.1总平面布置原则1、充分利用外部条件，减少工程费用；2、满足工艺流程要求，功能分区明确；3、物流流向合理，交通运输合理；4、满足电厂总图运输的有关设计规范、规定要求；5、根据气象、日照条件合理布置建筑物，改善厂内工作、生活环境。87 总平面布置考虑到人流方向，生物质原料的运输，常年主导风向及出线走向等因素。根据各建筑物功能和以上原则，全厂分为主厂房区、气化系统生产及辅助设施区、气化燃料区等五大区域。6.2.2布置方案电厂厂区由北向南分为二个区，北面为主厂房区，南面为公共设施区。主厂房区：主厂房区域内主要构筑物有气体机与配电装置联合厂房、气化炉、料仓、主变压器、升压站等。将内燃机房和配电装置间联合布置，既满足工艺要求，又布置紧凑，节约用地。联合厂房布置在厂区中部，气化炉及料仓位于联合厂房南侧，靠近联合厂房布置，工艺流程合理。主变压器及升压站靠近联合厂房西北侧布置，经路短捷，出线方向合理。主厂房布置在北侧，根据厂区地形特点，将内燃机房、汽机房、化水车间和配电装置间联合布置，既满足工艺要求，又布置紧凑，节约用地。机械通风冷却塔布置在厂区东侧空旷处，便于通风，补水方便，同时减少对厂区的污染。燃料区及灰场布置在厂区北侧，原料从各处收集点用汽车运到厂，同时将储灰运走，方便运输，流程顺捷。电厂生活区按总体规划统筹考虑，不再另建。厂区设置两个出入口，均连通厂区西面公路，人流及货物均可通行。6.2.3管线及沟道布置87 本工程厂区管线敷设采用直埋同管沟相结合的方式。雨水管、污水管、消防水管、补给水管采用直埋敷设方式，电缆沟、废水管沟采用沟道敷设方式。6.3原料的贮存及运输6.3.1设计规模及秸秆耗量本项目新建2套流化床气化炉，配12台气体内燃发电机组1台10t/h余热炉、1台1500蒸汽发电机组、1套5000吨DME合成装置。厂内燃料堆场与输送系统按2套20MWt气化炉的用量进行设计。燃料小时耗量为12.5吨，日耗量为301.2吨，考虑年运行时数不低于6500小时，累计年耗量按8.15万吨设计。6.3.2厂外燃料运输根据每天燃料需要量，电厂宜购置载重量为15吨的运输专用车6辆，专门负责到各点装运颗粒。每车每天运输次数按4次计（含装卸、运输时间），日运输能力为15×6×4＝360吨，可以满足电厂生产需要。燃料消耗量和运输量表气化炉容量小时耗量（吨）日耗量（吨）1×20MWt7.2172.81×20MWt(富氧)5.3128.4注：日运行小时按24小时计算。6.3.3厂内燃料输送和处理系统87 运输燃料的汽车进厂后，先在地磅称重，同时采样，然后进入处理储存车间并停在卸料处送至储备料仓。储备料仓内的燃料由螺旋给料机排出并由气力输送系统送至运行料仓，秸秆燃料进入气化发电炉前采用电子秤计量。运输燃料的汽车出厂时再用地磅称重以确定实际进入电厂的秸秆燃料量。系统描述详见下图。称重采样分送设备料堆链板式输送机秸秆称重进厂称重出厂输送设备储备料仓螺旋输送机气力输送运行料仓气化炉秸秆处理流程图6.4气化发电系统装置构成生物质循环流化床气化联合循环发电装置主要由进料机构、燃气发生装置、余热锅炉（蒸汽发生装置）、焦油裂解装置、燃气净化装置、空气预热装置、燃气发电机组、蒸汽轮机发电机组、循环冷却水装置、水处理装置、电气控制装置及废水、废渣处理装置等几部分组成。6.4.1燃烧系统1、气化系统描述气化装置采用循环流化床气化炉，主要由进风机、气化炉和排渣螺旋构成。生物质在气化炉中经高温热解气化生成可燃气体，气化后剩余的灰份则由排渣螺旋及时排出炉外。秸秆颗粒燃料经输料皮带送至秸秆料斗进行存储，料斗底部连接螺旋输料机，气化炉运行中输料机连续将燃料送至气化炉底部炉排上进行燃烧，同时在底部鼓入一次风，保证秸秆气化需要的氧量。秸秆气化后产生的高温烟气依次经过旋风分离器、余热蒸汽过热器、省煤器、气体清洗装置后，由罗茨风机送入气柜。87 气化系统辅助设备选择：气化炉系统辅助设备包括秸秆进料设备、送风机、布袋除尘器等。每台气化炉配备一套秸秆进料设备，包括秸秆料斗、电动给料机。料斗为金属材质，容积能够保证气化炉运行1小时所需燃料。电动给料机出力范围应满足气化炉负荷变化。2、余热锅炉余热锅炉从燃气内燃机排出的尾气以及气化炉后排出的尾气中吸收热量，并冷却工质产生蒸汽，起到冷却尾气和减少热损失的作用。从余热炉汽包中分离出来的饱和蒸汽进入气化系统中的蒸汽过热器，产生过热蒸汽供汽轮机发电。其辅助设备选择按锅炉厂家的配套执行。6.4.2热力系统1、热力系统描述余热锅炉的饱和蒸汽系统采用单母管制，至过热器过热后接汽轮机的主汽门。高压给水系统采用单母管制，配2台给水泵，给水泵出口管接到给水母管上，从母管上再引至余热锅炉的省煤器，锅炉的给水管道上设有给水操作台，可调节给水流量，以满足不同的锅炉负荷要求。凝结水系统为单元制，经凝汽器冷凝后的凝结水由凝结水泵经汽封加热器、低压加热器打至除氧器，系统选用2台100%容量的凝结水泵，一台运行一台备用。设一台0.5m3疏水扩容器，1个10m3疏水箱和2台疏水泵，疏水泵一用一备。化学补充水可补入疏水箱，起动前可用疏水泵向锅炉上水。87 凝汽器采用射水抽气器抽真空，每台机组设有2台全容量射水泵和2台射水抽气器，一用一备。机组起动时可投入2台运行，以更快地建立真空，缩短机组起动时间。2、热力系统辅助设备选择两台机组配用2台多级离心式定速锅炉给水泵，设计1台运行1台备用，单台泵的容量可满足二台锅炉最大连续出力的运行要求，按照设计技术规程，流量裕量110%。压头裕量120%。设1台除氧器，最大除氧出力30t/h，除氧器工作压力0.118MPa、工作温度104℃，除氧器水箱容积为10m3。汽机房内设一台起重量为15/5t的电动桥式起重机。6.4.3燃气发电装置采用燃气内燃机组，为减少机组数量，提高整体效率，决定采用600KW的内燃机，作为燃气发电机组的主要机械。经净化后的燃气进入气柜，气柜有压力平衡的作用，气体进主厂房采用环形母管，设分段阀与排空管，各气体内燃机分别从燃气母管上接入燃气。配4台空压机以提供气体机的启动动力，气体机辅助设备由厂家配套提供。主厂房内设一台起重量为5t的电动桥式起重机。6.5气化合成系统装置构成生物质气化合成系统主要包括生物质定向气化（富氧气化炉）、新型燃气净化系统、合成气的净化调整工艺、DME合成反应器、DME产品蒸馏设备、合成二甲醚系统算机全程监控系统等。关键技术具体包括：87 l提高生物质气化效率及其自动化控制水平l研究开发新型燃气净化系统；l研究分析生物质定向气化、燃气净化重整、加压催化合成二甲醚、尾气发电和以及余热利用等单元过程的特点和相互间的匹配特性，建设5000吨/年DME的工业化示范装置，l在建成的工业化示范工程中进行生物质气化发电联产DME的连续性工业化试验，在工业化规模条件下验证合成工艺在技术经济方面的可行性。6.6主厂房布置6.6.1设计原则主厂房的布置形式力求简单适用、紧凑合理，方便施工，通道畅通，方便检修维护，功能分区明确，通风、采光、排水良好，保障机组安全经济运行，满足生产和人员活动及疏散等需要，同时满足有关消防要求。6.6.2主厂房布置方案1、气体内燃机主厂房轴线总尺寸100×25m，其中一层布置有电气配电装置室、汽机房、就地控制室、化水车间及余热锅炉房；二层布置有电气配电装置室及控制室。汽机运转层屋面布置有除氧器和屋顶自然通风器，余热锅炉房屋面布置有屋顶风机。2、主厂房共分二层，以上各功能房间集中布置，分别对外开设直接出口，以满足消防要求。其中锅炉房因防爆要求，立面需开大面积窗。87 本工程的主厂房是由汽机房、气体发电机房、电气车间、化水车间合并为一体的方案。这是因为机组小，而且工艺上要求管线短、减少压降、故车间相互靠近。3、气体发电机所需要的水、电、油均由沟道进出上面覆盖花钢板，进气支管也从沟道内引出。本车间的一侧有纵向通道，其宽度有40米多，可以供设备解体检修之用。4、汽机房跨距10m、长40m、档距4m，运转层4.5m，屋顶层11.30m，厂房设置预热锅炉，设置电动单梁桥式起重机一台、起重量为15/5t，跨度9.5m，行车轨底标高8.30m。5、气体发电机房的跨度为24米，长100米，档距为4米×11+6米，在6米柱距内设置化学的软化水设备。其车间高度同汽机房一样、设置一台电动叼钩桥式起重机，起重量为5t，跨度13.5米，行车轨底标高为8.3m。6、除氧间运转层与汽机房标高一致，布置有机炉电控制室等。除氧层标高为6m，主要布置除氧器等。7、气体发电机所需的水、电、油均由沟道进出，上面覆盖花钢板，进气支管亦从沟道内引出。本车间的一侧尚有纵向通道，其宽度为4m多，可供设备解体检修之用。6.7除灰渣系统6.7.1设计原则根据秸秆灰成份资料及国外同类工程实际运行情况，锅炉排出的灰渣可直接用作农家肥，深受农民欢迎，故本工程不设贮灰场。灰渣处理系统应避免灰尘飞扬，应采用密闭输送处理方式，以便于灭尘和外运。87 6.7.2灰渣系统描述气化炉所产生的灰渣一部分采用气力输送系统输送至灰库，另一部分用手推车送至灰场，灰渣经排灰螺旋机送至气力输送管道，输送动力源为风机，本项目共设2套出力为5t/h的输送系统，设有效容积5000m3的钢制灰库一套，可贮存5天的灰量。钢制灰库设置顶部过滤装置和底部干式卸料机，便于装车综合利用。灰场的灰渣以直接返田为主。6.8供排水系统18×600kW＋1×3000kW机组用水量较常规火电机组的用水量小得多，最大补水量为20吨/小时，由于电厂所在地有充足的水资源，设备循环水、冷却水即可就地取用。6.8.1循环水供水方案循环供水系统工艺流程为：经冷却塔冷却后的水回流至循环水池，经循环水泵升压后通过压力管道送至凝汽器与气体内燃机，水携带热量后再通过压力管道送至冷却塔冷却，此后进行下一次循环。工程设想为1台800m3/h玻璃钢机力通风冷却塔和2台循环水泵配1台3000kW蒸汽轮机发电机组，单泵特性为：Q=400m3/h，H=20m水柱，配套电机：U=380V，N=45kW。循环水管拟用D426×6的焊接钢管。2台350m3/h玻璃钢机力冷却塔和2台循环水泵配17台600kW气体内燃机发电机组。单泵特性为：Q=350m3/h，H=20m水柱，配套电机：U=380V，N=30kW。循环水管拟用D426×8mm的焊接钢管。87 6.8.2补给水系统工业用水系统、循环水补给水源均由本厂址旁边的污水处理厂中水或地表水供给，最大补给水量为20m3/h，拟建补给水泵房1座，安装2台补水泵。单泵特性为：Q=46.7m3/h，H=20m水柱，配套电机：U=380V，N=5.5kW。6.8.3消防水系统消防给水系统：本工程设置独立的自动控置临时高压水消防系统。临时高压消防系统由两台消防水泵和一套消防稳压设备组成，两台消防水泵的使用方式为一用一备。厂区设独立的消防管网，消防管在主厂房及秸秆料场四周设DN200的环状管网，其它区设DN150的环状或枝状管网。根据《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-96，消防水量见下表。消防用水量统计表名称用水量（m3/h）消防历时（h）消防总用水量(m3)室内消防902180室外消防1442288合计234468秸秆仓288257687 主厂房的消防：主厂房采用水消防系统，主厂房的各楼层均设有室内消火栓。消防管网在主厂房室内布置成环状，设有两条独立的进水管，主厂房室内消防管网用阀门分隔成若干独立段。主厂房的电缆夹层、电缆隧道设悬挂式干粉灭火器。秸秆颗粒料仓的消防：秸秆颗粒料仓采用水消防系统，设有一定数量的室外消火栓。电气设备消防：变压器附近配备室外消火栓与喷雾式消防水枪，配备推车式和手提式干粉灭火器、灭火砂箱，同时设置事故油池，当变压器火灾时可将变压器的排入事故油池，避免火蔓延；本工程控制电缆和部分电力电缆选用阻燃电缆，在电缆竖井及屏板底部的开孔处，采用阻燃材料封堵。主厂房隧道出口、电缆交叉口，厂用电均分段设置阻火墙或防火门。火灾报警及控制系统：全厂采用一套火灾报警系统。火灾报警系统由消防监测屏、区域报警控制器、现场探测器、手动报警按钮、报警总线、远传系统、消防联动设备组成。为了保证消防用水，在厂区内设置一座专用的消防蓄水池及一座消防水泵房。经计算消防蓄水池的有效容积为600m3。按水池补水时间48h计算，需补给水量为12.5m3/h。6.8.4厂区排水系统本工程下水系统采用雨水与生活水分流制。1、雨水下水道：场地雨水经路面雨水口直接排放。2、生活污水下水道：生活污水由各建筑物排出点排入化粪池处理后，汇集至污水总管，然后就近排入市政排污系统。87 6.9化学水处理系统6.9.1水源和水质本工程取用紧邻的污水处理厂中水或地表水作为20t/h余热锅炉补给水处理系统的水源，经软化除盐，供给余热锅炉水质合格水。余热锅炉压力为2.5MPa，属低压锅炉。6.9.2水汽质量标准依据《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》(GB/T12145-1999)，水汽质量应符合以下规定：1）锅炉给水质量标准锅炉给水质量标准按《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》中压汽包锅炉方式进行设计。硬度≤2μmol/L溶氧≤15μg/L铁≤50μg/L铜≤10μg/L联氨≤10～50μg/L油≤1.0μg/LpH（25℃）8.8～9.2二氧化硅≤20μg/L2)蒸汽质量标准钠：≤15μg/kg二氧化硅：≤20μg/kg铁：≤20μg/kg87 铜：≤5μg/kg3)锅炉炉水质量标准磷酸根：5～15mg/LpH：9.0-11.04)凝结水质量标准溶解氧：≤50μg/L硬度：≤2.0μmol/L(1/2Ca+1/2Mg计)二氧化硅：≤20μg/L6.9.3锅炉补给水处理系统1、锅炉补给水处理系统出力本生物质气化发电厂设一台余热锅炉，不考虑对外供热，因此补水量很小，其水汽损失主要如下：锅炉连续排污损失0.5t/h全厂水汽循环损失1.5t/h采暖用汽1.0t/h经计算锅炉的补给水量为3.0t/h。但考虑到汽轮机发生故障时过热器仍需要通水冷却的情况，锅炉补给水量按10t/h考虑。并设40立方米的除盐水箱用以满足启动，事故及本系统自用水的需要。根据表计算结果，结合本工程确定的装机方案，确定锅炉补给水量的设计值如下：锅炉正常补给水水量3t／h，锅炉最大补给水水量10t／h。本次设计锅炉补给水处理系统的出力按满足锅炉补给水量和自用水量的设计要求设计。87 2、系统的选择为了保证机组的水汽质量，根据原水水质特点，锅炉补给水处理系统考虑方案为：常规过滤+反渗透+一级除盐。工艺流程为：清水→生水箱、生水泵→双滤料过滤器→活性炭过滤器→保安过滤器→高压水泵→反渗透装置→淡水箱、水泵→除碳器→强酸阳离子交换器→强碱阴离子交换器→除盐水箱、除盐水泵→主厂房。过滤器排水、酸碱再生废水直接排入废水池，中和后达标排放送入污水处理厂。3、系统处理后的水质标准硬度～0μmol/L二氧化硅≤20μg/L电导率(25℃)≤0.2μS/cm4、循环水处理本期工程汽轮机凝汽器循环冷却水采用敞开式循环冷却系统。在选择该系统时，除满足循环冷却水系统防垢、防腐、防微生物滋长等要求外，对环境保护、节约用水、药品供给、水工构筑物耐腐蚀性以及电厂水量平衡等各方面因素，均需考虑。6.10电气主接线6.10.1电气主接线电厂与系统的连接电压采用10kV。12台87 600kW内燃发电机出口电压为400V，采用发电机—变压器扩大单元接线，每6台内燃机接一段400V母线经一台4000kVA变压器升至10kV母线，剩余的5台内燃机接一段400V母线经一台3150kVA变压器升至10kV母线，400V母线通过断路器联络。1台1500kW气轮发电机出口电压为6300V，采用发电机─变压器单元接线经3150kVA变压器升至10kV母线。10kV采用单母分段接线。6.10.2厂用电及直流系统厂用电电压为400V，从气体发电机出口母线引接，400V系统采用中性点直接接地方式，中性线取自内燃机发电机中性点。厂用380/220V按机组分为2段，设联络开关。直流电源系统设置一组110V蓄电池及相应的充电设备，供给全厂控制、直流动力和事故照明用。6.11热力控制6.11.1控制方式本工程采用就地控制，根据各主设备的运行位置，在运转层设置一个蒸汽机及除氧给水、燃气机控制室，在零米层设置一个气化炉、余热锅炉控制室。循环水泵房等公用辅助系统采用就地或在辅助车间内控制方式。6.11.2控制水平根据主、辅机设备的可控性，机组自动化水平按中等适用水平设计，即运行人员能在就地两个控制室分别对主、辅机设备进行监视控制，在就地运行人员的配合下，可实现机组的起停，正常运行工况的监视和控制，以及异常工况的报警和紧急事故处理。气化炉和各燃气内燃机的控制和监视由随其成套提供的控制盘在就地控制室实现监控。87 为了提高机组的运行管理水平，余热锅炉、蒸汽轮机热力系统的控制和监视采用微机监控装置，在两个就地控制和监视采用微机监控装置，在两个就地控制室内各设有一套人机接口和控制盘等设备。微机监控装置的功能包括数据采集和处理及系统参数的控制。在控制室的控制盘/台上设有少量机炉重要参数的监视和报警仪表及紧急安全停机、停炉按钮。循环水泵等公用辅助系统采用常规监控仪表。6.12主厂房及主要建（构）筑物结构6.12.1建筑采用设计规范与标准GB50011-2001《建筑抗震设计规范》GBJ16-95《建筑设计防火规范》GB50222-95《建筑内部装修设计防火规范》GB50229-96《火力发电厂与变电所设计防火规范》DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》DL/T5029-94《火力发电厂建筑装修设计规范》DL/T5094-1999《火力发电厂建筑设计规程》GB50049-94《小型火力发电厂设计规程》6.12.2主厂房及主要建（构）筑物结构1、主厂房采用现浇钢筋混凝土结构，围护结构填充墙根据不同位置，选用粘土砖或大型切砖。2、汽机房屋面采用钢屋架和大型屋面板。3、生产办公综合楼、主控室、化水处理室，采用砖混结构。87 4、山墙柱间采用钢结构抗风梁柱，彩钢板封闭，现浇钢筋混凝土抗风梁柱，砖墙封闭。主厂房围护结构采用砖墙式加气混凝土砌砖墙式加气混凝土砌砖封闭。汽机基座、加热器平台、锅炉基础及锅炉运转层均采用现浇钢筋混凝土结构。5、室外化学水构筑物及基础采用钢筋混凝土结构。6、气化装置建、构筑物支架及基础采用钢筋混凝土结构。6.12.3地基与基础1、地基：荷重较重的主厂房及原料仓地基需要处理，可根据该区实测的地质资料采用桩基处理，单桩承载力应通过试桩确定。基槽开挖后，应及时做好钎探验槽工作。其余建筑、构筑物及设备基础，根据荷载大小采用天然地基或复合地基。2、基础：主厂房经桩基处理后，桩基础为钢筋混凝土单独基础。汽机基座、为钢筋混凝土筏形基础，气化装置设备基础、化水设备及其他设备基础均在天然地基上采用条形基础或单独基础。主厂房基础埋深-3.00米左右，其他建筑物-1.5米至-2.0米左右。6.13采暖通风与空气调节6.13.1设计依据本专业设计采用以下有关法规、规范、标准以及专业技术组织措施。采暖通风与空调调节技术规范（GBJ19-87）建筑设计防火规范（GBJ16-87）工业企业设计卫生标准（TJ36-79）6.13.2通风87 汽机房采用自然通风，室外空气从汽机房底层周边窗口和运转层第一排窗进入，在热力作用下从天窗及高侧窗排出，从而把汽机房的设备管道散热散湿量排除。主厂房内事故发生的烟气均采用自然通风的方式排除，室内空气从汽机房底层和运转层周边窗口进入，从汽机房屋顶天窗和高侧排出。400V配电间通风采用低位百叶窗自然进风，高位轴流风机机械排风。出线小室通风采用门下百叶窗自然进风，轴流风机机械排风。事故排风风机兼做通用，换气次数大于15次/小时。蓄电池室通风采用（百叶窗）自然进风，离心风机机械排风。通风时室内维持负压。选用玻璃钢离心风机。换气次数大于15次/小时。400V配电室通风采用低位百叶窗自然进风，高位轴流风机机械排风，换气次数大于6次/小时。化学水处理室中的酸碱计量间、加氨间采用自然进风，机械排风，换气次数大于15次/小时。6.13.3空气调节根据工艺专业要求，控制室设置空调调节装置。根据当地气候条件，为满足工艺要求和改善值班、办公人员工作环境，在生产办公楼及综合楼有要求的房间集中设置空调。化学水处理室内分析、控制房间根据工艺及运行要求考虑设置空调。87 第七章环境保护7.1厂址地区环境现状7.1.1项目所在地的大气环境质量优于国家二级标准，大气环境质量良好，主要大气污染因子为：TSP、SO2和NOx等。水质达到国家地面水Ⅲ类标准。噪音达到国家一类混合区标准。7.1.2环境保护设计标准大气环境按《大气环境质量标准》（GB3095-82）的二级标准要求。地面水环境按《地面水环境质量标准》（GB3838-88）的Ⅲ类水质标准。废水排放按《污水综合排放标准》（GB8978-88）的新扩改一级标准要求。噪声控制按《工业企业界噪声控制标准》（GB12348-90）的III类（工业区）标准要求。7.2三废排放及其治理7.2.1水污染物控制本项目的废水来源主要为燃气洗涤废水、冷却水及厂区生活污水。冷却水设计采用闭路循环，不外排，实现零排放。厂区生活污水日排放量为8.6t/d，设计采用地埋式污水处理设施，处理后中水排入市政污水管网，也可作为厂区绿化用水。气化发电系统中洗涤煤气废水产生量为1587 t/h，废水中含有灰、焦油等，COD含量较高。其处理过程分四个步骤完成：①过滤吸附；②曝气；③沉淀；④生化处理。（见下图）文氏管洗涤塔过滤吸附曝气沉淀生化处理循环使用淤泥细菌空气秸秆灰废水过滤吸附：过滤吸附的材料采用秸秆灰，其吸附作用非常理想，吸附后的废水COD从3000mg/m3下降至1500-2000mg/m3。曝气：曝气在废水处理中十分关键，经过充分曝气的废水含COD值从1500-2000mg/m3下降至1000-1500mg/m3，这时废水由黄褐色变为黑色，适合于微生物处理。沉淀：经曝气后的废水进入沉淀池，废水在这里与氧气进一步接触曝气，大部分灰渣等杂质沉淀于池底。生化处理：生化处理是利用好氧细菌的分解作用，把COD值从1000-1500mg/m3下降至150-200mg/m3，处理后的废水COD值可达到国家规定的排放标准。废水经处理后循环使用，不外排。7.2.2灰渣综合利用灰渣是发电厂燃料气化后产生的固体废弃物，每年产生量约为0.66×104t。灰渣含有丰富的元素钾和白碳黑，利用途径非常广泛，可以制成块煤和煤球，制成耐火保温砖，也可直接返于农田。7.2.3噪声控制与绿化87 电厂主要噪声源有主厂房、风机、水泵、冷却塔和加料机等。设计采用以下降噪措施：1、选用低噪声设备并安装吸音、消音器进行噪声控制。2、对控制室内设声闸及吸音墙体、吊顶等。对主厂房等噪声源所在地进行墙体加厚和孔洞密封。厂区平面布置将高噪声厂房尽可能远离厂界、噪声敏感点。3、加强绿化,利用厂区的空地种植花草树木，因地制宜搞好绿化建设，厂区绿化覆盖率达到20%左右。以使本项目的厂界噪声满足《工业企业厂界噪声标准》（GB12348—90）的要求。7.2.4大气污染物控制生物质气化发电厂以农作物秸杆为原料，硫、氮含量极低，烟气的主要成分为CO2、H2O、N2等，SO2、NOx等含量极少。由于燃气只有通过净化后才能送到气体内燃机进行发电，净化设备采用高效袋式除尘器，除尘效率在99%以上，烟尘的排放浓度约为12.5mg/Nm3，能满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB12371—2001）中二类区Ⅱ时段200mg/Nm3的排放要求。7.3环境影响分析结论本项目排放的烟尘经高效袋式除尘器处理后，能满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB12371—2001）中二类区Ⅱ时段200mg/Nm3的排放要求。气化洗涤废水经处理后，循环使用，不外排。生活污水经地埋式污水处理设施处理后，排入市政污水管网，也可作为厂区绿化用水。87 噪声在采取有效的消音、隔音和绿化等方面的措施后，可以满足《工业企业厂界噪声标准》（GB12348—90）的要求。项目本身利用农作物秸杆气化发电，属于再生资源的综合利用，本身就是环保型工程。因此，从环保角度的论证分析，建设本项目是可行的。87 第八章劳动安全及工业卫生8.1电厂在生产过程中主要的安全和卫生问题1、由于主厂房内安装有高温管道和散热设备,有的车间须防烫伤和采取降温措施;2、由于有大量的大型高速转动机械，须防止机械伤害和机械噪声;3、电厂的产品是高压电，生产过程中也使用高压电，须防止触电事故的发生;4、秸秆、燃料油、润滑油、充油设备及电气设备等均易引起火灾，故须注意防火、防爆；5、对生产中使用的酸、碱等化学药品，须有防毒、防腐蚀的措施。8.2设计原则及拟采取的措施1、主厂房及其它建筑物的火灾危险性和耐火等级均按照现行的《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000和《建筑设计防火规范》(2001年版)GBJ16-87进行设计。2、全厂消防设计本着“预防为主，防消结合”的原则，立足于火灾自救。对主要设备和重要建筑物均采取防消结合措施。3、凡产生有害气体的房间,均按照《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》DL/T5035-94进行设计。4、87 本工程过电压保护和接地设计，按照《火力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则》DL/T5090-1999和《交流电气装置的接地》DL/T621-1997进行设计。各种转动机械外露部分均进行防护处理，确保人身安全。5、对本工程的主辅机的噪声控制，一方面在设备订货时向制造厂家提出噪声控制要求，选用低噪声设备；另一方面设计拟采用消音及隔音措施，以降低噪声，满足国家噪声控制标准。8.3劳动安全部分结论采取以上措施后，电厂各车间运行环境，均能满足国家有关劳动安全与工业卫生的要求。87 第九章节约和合理利用能源9.1概述农作物秸秆等生物质气化发电是对秸秆等生物质实行无害化、减量化、资源化处理的一种有效方法。它具有减容量大、处理快等显著特点，具有节能、环保、清洁发电、增加农民收入等综合效益。已成为我国产业政策重点鼓励的具有广阔发展空间的新兴行业。本工程建设2台20MWt气化炉，年燃用各类生物质废弃物约8.15万吨，年发电量5376万度，年生产DME产品5000吨。因此，工程本身就是节约和合理利用能源的最佳工程实践。9.2节约和合理利用能源措施9.2.1节约用水1、釆用干除灰除渣系统，干灰采用气力集中方式，炉底渣采用机械集中方式，集中后的灰渣装入专用运输车供用户使用。2、其它轴承冷却水尽量做到循环使用，采用梯级用水，达到一水多用。所有能回收的废水经处理后加以回收利用。9.2.2设备选型1、设备选型时的裕量做到选择合理，既要满足规程及机组运行的要求，又不使裕量太大造成能源浪费；2、选用高效风机和水泵，并使设备的设计工况尽可能在高效区运行；3、设备选用低损耗、节能产品，如选择低损耗变压器、发光效率高的灯具。87 9.2.3工艺设计1、为减少设备和管道的散热损失，满足生产工艺的要求，改善运行环境，对于外表面温度高于50℃的设备和管道均予以保温；2、厂房采光设计尽量考虑自然采光，减少照明用电。87 第十章生产组织和定员10.1劳动组织及管理本工程建成后，将由投资方代表负责管理，其生产、行政、党政工团等组织机构由各代表方根据实际情况协商并统一考虑，生产组织应根据本工程的实际情况进行相应调整。可以社会化解决的，本工程不设专门岗位。10.2人员配置10.2.1人员配置原则人员配置要充分体现本工程的示范作用。本工程所需的生产和管理人员本着精干、高效的原则，结合本工程特点，参照类似电厂及工程，按照本工程工艺系统、机组控制水平、机组技术水平、自动化程度和设备可靠性等实际情况确定。10.2.2劳动定员本工程总定员90人，其中生产人员70人，管理人员6人，服务人员14人，见下表。87 表10.2-1劳动定员序号地点岗位人数总数901生产人员值长460气化炉8汽轮机8气体机、合成系统20电气值班员8秸秆颗粒加工运输管理人员122管理员总经理16副总经理1总工程师1总经济师1党群文秘23服务人员生产技术414机组维修7综合服务3合计9087 第十一章工程实施条件和轮廓进度11.1工程项目实施的条件11.1.1施工场地本厂址施工场地主要为厂区东侧或西侧场地。厂区周围场地可满足本期工程的施工用地要求。11.1.2建筑材料紫金县经济较为发达，尤其是建材市场比较活跃，施工所需砂、石、钢材、水泥、砖及预制件均可就近购买。11.1.3施工临时用水、用电施工临时用水，按200t／h考虑，临时水源可由附近水源地引出。施工临时用电，施工用电负荷为177kW。临时电源由当地附近变电站引出。11.1.4施工力能供应及交通运输氧气、乙炔、氩气等从市场上采购瓶装至现场，氧气可集中供应，乙炔采用施工作业点供应，压缩空气由施工单位自备解决。本工程辅助设备和材料将主要采用汽车运输，主要经107国道及厂前公路进入工地现场。11.1.5大件运输本工程大件设备如锅炉汽包及部件、汽轮机和发电机本体、气体机等，可从制造厂由铁路运至郑州站，再由汽车经107国道转运至工地。87 11.2工程建设的轮廓进度根据本工程的性质及工程量，计划工程的投运日期为2008年9月1日。按此推算工程各主要阶段的轮廓进度见下表。工程轮廓建设进度表2009年2010年56789101112123456789101112立项评估设计工作施工准备土建施工安装至投产87 第十二章投资估算12.1投资估算12.1.1投资估算范围本项目拟装2台20MWt循环流化床气化炉，1台10t/h余热炉、1500kW蒸汽发电机组、1套5000吨DME合成装置，14台600kW气体内燃机（其中2台备用），总装机容量6MW。投资估算范围为实现上述产能所需的建设投资、建设期利息和流动资金。新增建设建设投资包括建筑工程费、设备购置费和安装工程费，以及工程建设其它费用、预备费用。12.1.2估算依据1、投资估算参考定额主要是：国家经贸委[2002]15号文发布的《电力工程建设概算定额》建筑工程（2001年修订），《电力工程建设概算定额》热力设备安装工程（2001年修订本），《电力工程建设概算定额》电气设备安装工程（2001年修订本）；中电联技经[2002]48号文公布的《电力建设工程预算定额》（第六册调试）（2002年修订本）。2、建筑工程费依据广东省建筑工程概算定额，参照类似工程竣工决算实际，结合本项目建筑物和构筑物特点，按照扩大指标计算。3、设备购置费按照设备市场价格另加6%的运杂费确定。4、安装工程费依据有关定额，参考类似工程造价水平，结合本工程具体情况，按扩大指标计算。87 5、工程建设其他费用主要包括土地使用权、业主管理费、勘察设计费、施工监理费、职工培训费、联合试运转补差等。土地使用权按项目占地100亩，每亩6万元计算；建设单位管理费按照工程费用的1%计取；勘察设计费、施工监理费参照国家有关规定，按照业主与相关单位初步协商的费用标准计取；职工培训费按照业主与设备制造商协商的数额确定；其他费用按照上述规定取费，不符合现实情况时予以调整。6、基本预备费按照工程费用和工程建设其它费用之和的8%计取，涨价预备费按照1999[1340]号文《国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知》的规定，涨价预备费为0%。7、建设期利息按照目前商业银行按中长期（3～5年）贷款利率6.93%计算，根据工程进度计划对资金的实际需求分期借贷。8、流动资金参考类似企业近年资金周转效率，按照分项详细估算法估算。流动资金贷款利率6.57%。12.1.3估算结果1、建设投资本项目建设投资8475.0万元，分项投资见附表《建设投资估算表》。建设投资估算表：（1）气化发电设备投资估算序号设备或费用名称数量规格设备成本(万元)工程总价(万元)1气化及净化系统（6MW）1　460.0600.02燃气发电系统　　　1400.01540.03供水及污水处理系统　　30.040.087 4厂内供配电系统　　20.030.05灰输送系统　　20.030.06控制、监视系统1　80.090.07余热利用及发电系统110T/h540.0700.08原料处理系统　　300.0360.09其它费用　　150.0200.010厂房建设　　　300.011土地　　300.012合计　　3000.04190.0建设投资估算表：（2）富氧气化合成设备投资估算序号设备或费用名称数量规格设备成本(万元)工程总价(万元)1富氧气化及净化系统1　480.00550.002高压合成系统　1　　1350.001500.003电力、动力系统　　255.00305.004控制、监视系统1　100.00120.005附属生产工程1130.00150.006原料处理系统　　300.00360.007其它费用　　250.00300.008厂房建设　　300.009土地　　200.0010合计　　2865.003785.00在项目总投资中，各部分的投资构成见下表。建设投资构成表序号项目投资（万元）比例（%）备注1土地及建筑工程费1100.02气化发电设备购置费3000.03气化合成设备购置费2865.03安装工程费1010.04工程建设其它费用300.05预备费用200.06合计8475.087 投资分布见下表。建设投资分布表序号项目投资（万元）比例（%）备注1秸秆收购/制粒/储运2气化发电系统3除灰系统4供水及水处理系统5电气系统6热工控制系统7试验检验室8机修汽修间9总图运输10行政福利设施11工程建设其它费用12预备费13合计2、建设期利息按照初步设定的融资方案，本项目建设投资的70%为银行贷款，计划贷款规模为5932.5万元，在1年建设期内投入，借款年利率6.93%，估算建设期借款利息为411.1万元。87 3、流动资金负荷率100%时，总需流动资金455.00万元，流动资金分项估算见附表《流动资金估算表》。4、项目总投资按照发改投资[2006]1325号文《国家发展改革委、建设部关于印发建设项目经济评价方法与参数的通知》的规定，项目总投资为建设投资、建设期利息和流动资金之和。总投资=建设投资+建设期利息+流动资金=8475.0+411.1+455.00=9341.1万元按照国家规定，用于考核固定资产投资规模的总投资为：总投资=建设投资+建设期利息+铺底流动资金=8475.0+411.1+145.50=9037.8万元12.2资金使用计划本项目建设期1年，建筑工程费、设备购置费和安装工程费在建设期内分期投入，资金投入计划详见附表《项目总投资使用计划与资金筹措表》。87 第十三章资金来源和融资方案13.1资金筹措方案1、建设投资筹措：本项目建设投资8475.0万元，业主计划投入自有资金2545.50万元，占30.0%。借贷债务资金5932.5万元，占70.0%。借贷按6.95%年利率计算利息，建设期资本化利息411.1万元。2、新增流动资金筹措：本项目总需流动资金455.00万元，业主计划投入30%自有流动资金计151.7万元，其余70%计303.30万元向商业银行贷款。3、新增总投资筹措：本项目总投资9037.8万元，业主计划投入资本金2694.1万元，占29.81%。其余6343.6万元（含资本化利息411.1万元）借贷债务资金解决，占70.19%。13.2资本金的落实按照国家规定，本项目资本金的最低比例应占（考核固定资产投资规模）总投资的20%，则本项目业主应投入资本金1807.5万元。现业主计划投入资本金2694.1万元，占（考核固定资产投资规模）总投资的29.81%，符合《国务院关于建设项目试行资本金制度的通知》规定和有关金融机构贷款条件，并且资本金也已落实。13.3融资方案分析本项目业主投入资本金2694.1万元，占（考核固定资产投资规模）总投资的29.81%，符合国家关于资本金的规定，也满足外部融资贷款条件。87 项目主要股东为当地经济实体或自然人，资本实力雄厚，资本金来源可靠。公司发起人履约能力强，商业信誉度高，具有较强的融资和偿债能力。因此，项目所需债务资金易于筹措。生物质气化发电及合成成本分析（简化模型）项目气化发电+5000DME气化发电+1000DME气化发电+0DME5000吨/年DME+0MW气化发电容量(kW)6,000.006,000.006,000.00-余热/余气发电容量（kW)2,271.431,414.291,200.001,071.43电站总装机容量（kW)8,271.437,414.297,200.001,071.43电站年运行时间（h)6,500.006,500.006,500.006,500.00电力输出（万千瓦时）5,376.434,819.294,680.00-线损率+自耗（%）10.0010.0010.0010.00上网电量（kWh）4,838.794,337.364,212.00-DME产量（吨/年）5,000.001,000.00-5,000.00发电设备投资（万元）3,590.003,590.003,590.00-气化合成投资（万元）3,285.001,000.00-3,285.00厂房投资（万元）600.00300.00300.00300.00土地(万元)500.00300.00300.00300.00其他投入（万元）1,062.80800.00500.00500.00项目投资总额（万元）9,037.805,990.004,690.004,385.00DME原料消耗（吨/吨）6.506.506.506.50DME附产电力（kWh/t)1,500.001,500.001,500.001,500.00DME外电消耗（kWh/t)1,500.001,500.001,500.001,500.00发电原料消耗（kg/kWh)1.261.261.26-原料总消耗（万吨／年）8.155.554.903.25原料单价（元/吨）350.00350.00350.00350.00年原料总成本（万元）2,853.391,943.391,715.891,137.50年人工总成本（万元）225.00225.00225.00100.00发电辅料成本（万元）107.5396.3993.60-合成辅料成本（万元）87 50.0010.00-50.00合成外电成本（万元）450.0090.00--年维护费用（万元）137.5091.8071.8065.70全年管理费用（万元）112.50112.50112.5050.00设备折旧（万元）529.19359.33272.67252.33厂房折旧（万元）55.0030.0030.0030.00产品销售费用（万元）50.0010.00-50.00项目总运行成本（万元）4,570.102,968.412,521.461,735.53平均入网电价（元/kWh）0.70320.70320.7032-DME平均售价（元/吨)3,000.003,000.003,000.003,000.00年发电收入（万元）3,402.633,050.032,961.88-年供DME收入（万元）1,500.00300.00-1,500.00年秸秆补贴（万元）1,222.88832.88-487.50有机肥原料收入（万元）130.4488.8478.4452.00年总产值（万元）6,255.964,271.753,040.322,039.50企业营业税（万元）187.68128.1591.2161.19年利润（万元）1,498.171,175.19427.65242.78上网附加补贴（万元）483.88433.74421.20-企业利润总额（万元）1,982.051,608.93848.85242.78投资回报率（%）21.9326.8618.105.5487 第十四章财务评价14.1分析与评价的依据本项目总投资合计9037.8万元，建设总装机容量8.5MW生物质发电系统及气化合成DME系统。财务分析按新设法人内资项目评价其盈利能力、清偿能力和财务生存能力，并进行不确定性分析。财务分析指标计算方法与评价标准的主要依据是：1、发改投资[2006]1325号文《国家发展改革委、建设部关于印发建设项目经济评价方法与参数的通知》及附件。2、电力工业部电力规划设计总院电规经（1994）2号《电力建设项目经济评价方法实施细则（试行）》。3、国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部计基础（2001）26号《热电联产工程可行性研究技术规定》。4、会计基础（1999）44号《国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》5、国务院颁布的增值税、城市维护建设税、教育附加费、所得税、关税等税收条例及其实施细则。由于国家目前尚未发布可再生能源增值税条例，本项目暂按6%考虑。项目投入运营在2008年以后，适用2007年3月16日《中华人民共和国主席令（第六十三号）》公布的《中华人民共和国企业所得税法》，应按25%交纳所得税。6、97 财政部制定的《企业财务通则》、《企业会计准则》、《国有建设单位会计制度》及其补充规定、《工业企业财务制度》、《工业企业会计制度》。7、价格体系以近年来市场价格为基础，生产期价格均采用建设基期的统一价格。8、投入物和产出物均采用含税价格。9、本项目建设期1年，计算期30年（含建设期）。10、项目投资融资前税前财务基准收益率Ic=8%，资本金（税后）财务基准收益率Ic=9%。14.2销售收入及税金本项目设计销售电力48388MWh/年,销售DME5000吨/年。根据国家发改委“发改价格[2006]7号”《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定，本项目电力产品上网电价由广东省脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价构成，广东省脱硫燃煤机组标杆上网电价为453.2元/MW·h，补贴电价250元/MW·h，电力产品上网价格为703.2元/MW·h。项目实施后，满负荷生产年销售收入6225.9万元（见《生产销售目标与相关税费计算表》）。按照国家有关税收条例规定，本项目增值税即征即返，但应交纳城市维护建设税、教育附加费等。运营期内年均交纳营业税金及附加和增值税189.9万元（见《销售税金及附加和增值税计算表》。14.3成本估算14.3.1成本估算依据97 本项目成本估算采用要素成本法，成本要素主要包括燃料、水消耗、职工工资及相关提取、固定资产折旧和无形/其它资产摊销、修理费用、销售费用、财务费用和其它费用。成本估算的依据如下：(1)根据工艺设计，本项目年燃烧秸秆8.15×104吨，单价350元/吨，正常生产年燃料消耗总额2853.4万元。(2)根据公用工程设计，本项目年需新水量13.2×104m3，按0.2元/m3交纳水资源费，水费用合计12.42万元；项目合成部分需利用外电750万度/年，按6.2元/度交电费，电费用合计450.0万元；。(3)项目劳动定员90人，人均工资1500元/月，按14%提取职工福利费，按国家规定缴纳社会保险基金，年工资总额及相关提取合计225.0万元。(4)根据本工程实际，修理费按可利用固定资产和新增工程费用的2%提取，加上修理备件和低值易耗品，年修理费用137.5万元。(5)折旧费按照综合平衡年限法计算，最高年份折旧摊销额为584.20万元（见《固定资产折旧和无形/递延资产摊销计算表》）。(6)销售费用包括DME销售管理费、上网管理费和其它销售费，按销售收入的0.5%估算，正常生产年销售费用50.0万元。14.3.2成本估算结果运营期内年均项目总成本费用6255.96万元/年(不包括利息等财务成本)。其中可变成本？？？万元，固定成本？？？万元。14.4利润总额及分配运营期内年均利润总额1982.05万元。按25%交纳所得税，所得税额495.5万元。所得税后净利润1486.5万元（见《利润和利润分配表》计算）。项目投资回收期约为6年。97 净利润中，按照10%提取法定公积金；分配优先股利后按5%提取任意盈余公益金，普通股股利首先用于偿还建设贷款，清偿本息后的盈余为实分普通股股利。运营期内年均实分普通股股利？？？万元，运营期内实分普通股股利合计？？？万元，投资方能得到较丰厚回报。14.5财务盈利能力分析14.5.1融资前分析1、融资前税前财务评价指标（动态）通过现金流量分析和计算（见《项目投资财务现金流量表》），融资前税前经济效益指标如下：财务内部收益率FIRR=？？？%；财务净现值（Ic=8%）FNPV=？？？万元；2、融资前税后财务评价指标（动态）财务内部收益率FIRR=？？？%；财务净现值（Ic=8%）FNPV=？？？万元；3、投资回收期（Pt）项目投资融资前税前投资回收期（Pt）？？？年，融资前税后投资回收期（Pt）？？？年,（时间有点短）。4、总投资收益率（ROI）（静态）总投资收益率（ROI）=息税前利润/项目总投资=？？？%以上分析表明，项目财务内部收益率大于财务基准收益率8%，财务净现值都大于零，项目方案在财务上可考虑接受。97 14.5.2融资后分析1、资本金（税后）评价指标（动态）：通过现金流量计算（见《项目资本金现金流量表》），投资者经济效益指标如下：资本金内部收益率（税后）FIRR=？？？%投资者财务净现值（Ic=9%）FNPV=？？？万元2、资本金净利润率（ROE）（静态）：资本金净利润率（ROE）=净利润/项目资本金=？？？%分析表明，资本金财务内部收益率大于财务基准收益率9%。14.6清偿能力分析1、偿债备付率(DSCR)项目实施后，偿债备付率最低年份是投产第1年，DSCR=0.99，接近行业最低可接受值1.3，随着长期借款的逐步偿还，偿债备付率越来越高，说明具有一定的债务清偿能力。2、借款偿还期本项目融资方案预先设定为投入运营后9年等额还本付息，偿还建设投资借款的资金来源主要是固定资产折旧和未分配利润。在借款偿还期内，当年可用偿债资金不足以按计划偿还借款本金时，使用短期偿债借款并在以后年偿还。根据《借款还本付息计划表》计算，项目实施后完全有足够的资金来源用于偿还借款本息，并能在预定的10年内（含建设期1年）还本付息，满足外部融资条件。若按照最大能力偿还，借款偿还期为？？？年。97 3、资产负债情况项目实施后，投产第1年资产负债率（LOAR）最高，LOAR=74.84%（见《资产负债表》），随着长期负债的逐年减少和摊销费用的变化，资产负债率以较快速度降低，投产第10年清偿建设投资借款后下降到6.38%，表明项目实施后企业长期负债风险较小。初期(投产第1年)流动比率、速动比率分别为4.18和3.63，而且以后财务年度越来越高，投产第10年清偿长期借款后分别提高到4.79和4.24。运营期内资产负债率、流动比率、速动比率基本保持在合理区间，表明项目实施后债务风险很小。14.7不确定性分析14.7.1盈亏平衡分析盈亏平衡计算结果表明（见《盈亏平衡分析图表》），项目投产第1年盈亏平衡点（EBP）在运营期内最高，该年度EBP=85.44%，低于设计的生产负荷100%，说明项目投产后可即实现盈利。以后年度随着折旧摊销等费用的变化，总成本费用逐步降低，盈亏平衡点也呈逐年下降趋势，达到100%生产负荷并清偿长期借款后（投产第10年）降至32.68%，说明项目有能力实现盈亏平衡。14.7.2敏感性分析为了考察项目适应各种因素变化的能力，对项目的主要影响因素—产品售价、燃料价格、生产负荷、基本预备费进行单因素敏感性分析（见《项目投资融资前税前财务内部收益率单因素分析图表》）。计算结果表明，最敏感的因素是产品售价，敏感度系数Saf=0.354，当其降低10%时FIRR=97 9.5%,FIRR＞Ic=8%；次敏感的因素是燃料（秸秆）价格，敏感度系数Saf=-0.152,当其提高10%时FIRR=11.5%,FIRR＞Ic=8%。分析表明,当不确定因素分别向不利方向变化10%时，项目投资财务内部收益率满足财务基准收益率的要求，说明项目具有一定的抗风险能力。14.8财务评价结论综合上述，项目投资融资前税前财务内部收益率FIRR=13.01%，FIRR＞Ic=8%；财务净现值FNPV=5317.71万元，FNPV＞0。资本金（税后）财务内部收益率FIRR=14.26%，FIRR＞Ic=9%，投资者财务净现值FNPV=1290.41万元，FNPV＞0。还款期间偿债备付率DSCR=0.99～1.24，接近行业最低可接受值1.3；建设投资借款可以在计划的10年内（含建设期1年）清偿，满足外部融资条件；清偿建设投资借款后正常年份资产负债率LOAR=6.38%，流动比率、速动比率等财务指标表明项目实施后企业财务状况良好。不确定性分析表明,项目具有一定的抗风险能力。从财务角度对技术方案进行评价，本项目是可行的，建议业主采取积极的投资战略。97 第十五章结论及存在的问题15.1结论通过本项目的论证，生物质气化发电联产DME项目可行性研究的主要论证内容总结如下：1、接入系统发电装置通过2回10kV或1回35kV线路与厂址所在地的110kV变电所相连接。可两个方案备选。紫金6MW生物质气化发电厂建设完成后，对减轻电网系统的压力，提高河源市电网的自供能力，提高电网运行的经济性都将起到重要作用。2、燃料供应条件本项目所在地河源市交通发达，厂址所在地交通条件便利。当地有丰富的生物质秸秆资源，本项目所需生物质燃料可在当地解决，运输距离短，成本较低。3、岩土工程条件项目拟选厂址地处于太康隆起南沿，由于在区域构造中的位置相对稳定，产生新构造运动的构造隐伏于巨厚松散层之下，并且新构造运动在该区升降差异性运动很弱。厂址地震动峰值加速度为0.05g，相应的抗震设防烈度为Ⅵ度。建筑场地类别为Ⅱ类，属稳定场地，适宜建厂。4、水源条件本项目耗水量小，工业水及循环冷却水补给水量为25m397 /h，取自紧邻污水处理厂的中水或地表水，能满足电厂的用水要求。生活用水等采用自来水，纳入公用配套设施，从厂址附近的自来水供水管道上引接。5、环境保护本项目排放的烟尘能满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB12371—2001）中二类区Ⅱ时段200mg/Nm3的排放要求，对环境不会造成不良影响。气化洗涤废水经处理循环使用，冷却水循环使用，不外排。生活污水经地埋式污水处理设施处理后，排入市政污水管网，不会对水环境造成影响。噪声在采取有效的消音、隔音和绿化等方面的措施后，可以满足《工业企业厂界噪声标准》（GB12348—90）的要求。项目本身就是环保型工程。6、经济性评价从财务评价指标看，项目具有较好的投资收益、偿还能力以及一定的抗风险能力，在财务上是可行的。7、本项目是以“十五”期间国家高技术研究发展计划（863计划）的研究成果为基础提出的，采用成熟的“生物质气化—内燃机发电”的工艺路线。具有系统技术可靠性高、单位投资较低、全部采用国产化设备的优点，适合于目前的中国国情和工业水平。综上所述，本可行性研究报告表明：紫金6MW生物质气化发电项目具备实施条件。97 15.2问题及建议本项目的核准需要当地有关部门关于项目厂址、水源条件、文物保护等批准文件，要尽快向有关部门进行取证工作。尽快开展项目环境影响评价、安全预评价工作。开展电厂接入系统的研究工作，编制报告，取得电力部门批复文件。建议在秸秆的收集、储存、运输等环节应取得当地政府有关部门的支持，成立燃料储运公司，保证燃料的稳定供应。97'