生物质燃料锅炉改进工程项目可行性研究报告 90页

'生物质燃料锅炉改进工程项目1概述1.1项目概况及编制依据1.1.1项目概况项目名称：生物质燃料锅炉改进工程项目建设单位：黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司建设地点：黑龙江省哈尔滨市阿城区项目负责人：可行性研究编制单位：黑龙江省冶金设计规划院单位资质：项目负责人：生产规模：1.1.1.1项目法人概况黑龙江岁宝热电有限公司是中港合资企业，于1994年由阿城市热电厂与香港岁宝集团有限公司合资设立。公司注册资本为8500万人民币。前身是阿城市热电厂，始建于1988年，现已建设成为一个拥有固定资产五个多亿，集发电、供热为主体，灰渣综合利用、多种经营共同发展的现代化地方热电联产企业。公司主营范围：发电、供热、水泥、水泥制品、复合肥料、增钙高效灰、增钙复合灰、增钙渣粉和复混肥料及煤炭生产、房地产等。90 现有员工1329人，占地面积25万平方米。总装机容量72兆瓦。年发电量3.6亿千瓦时，供工业蒸汽25万吨，供暖面积410万平方米。黑龙江岁宝热电有限公司包括阿城热电厂和金京热电分公司两部分。本工程系金京热电分公司的2×75t/h循环流化床锅炉+2×35t/h链条炉的燃料供应系统及相关工艺系统，包括生物质造粒车间，储存中转运输系统，稻壳储存运输系统及相关的电气，土建施工设计改造项目。1.1.2编制依据1）黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司与我院签订的可行性研究设计合同;2）关于黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司锅炉掺烧生物质燃料改造项目建议书；3）GB50049-94《小型火力发电厂设计规范》；4）国家发展改革委员会关于印发《可再生能源发电有关管理规定》的通知，发改能源〔2006〕13号；5）阿城热电厂设计资料。1.2研究范围按照可行性研究报告内容深度的规定，本阶段可行性研究工作的范围：1）燃料供应系统；2）厂址总平面布置；3）项目投资估算及经济分析；不属于本可研范围的有关的项目90 1）锅炉燃烧系统改造；2）燃料收集站设计；3）燃料改变后环境影响评价；1.3阿城区概况1.3.1地理位置阿城区位于黑龙江省南部，处在哈尔滨市区东南28.4公里处。地址坐标为东经126°24′00″~127°39′00″北纬45°12′00″东北以蜚克图河、舍利河为界，与宾县相邻，东南与尚志市接壤，西南与五常市比邻，西与双城市为邻，西北与哈尔滨市区连接，北至松花江南沿，与呼兰区隔江相望。阿什河由南而北纵贯阿城区中部，滨绥铁路从西北向东南方向斜穿境内，301国道、哈同（同江）、哈五（五常）等数条国道和省级干道穿境而过。阿城区人民政府位于阿城区中部、阿什河西岸的阿城市区。阿城区基本地貌为“六山一水三分田”，东部山区峰峦叠嶂，西部平原坦荡如砥。全区幅员面积2814平方公里，其中市区面积56.54平方公里。下辖5乡11镇，5个街道办事处，总人口65.2万，其中非农业人口是24.6万。阿城区，是一座有着悠久历史和丰富文化底蕴的名城。公元1115年，女真人杰出首领完颜阿骨打在这里建立了声威显赫的大金帝国，历经4帝38年，史称金上京会宁府。阿城区交通发达。301国道、哈同、哈五等数条国道和省级干道穿90 境而过。滨绥铁路横贯东西，构成了阿城经济发展的动脉。阿城区是国家500个商品粮大县之一。阿城地处张广才岭与松花江平原的缓冲地带，土质肥沃，物产富饶。近年来，阿城相继荣获“中国大米之乡”、“中国大蒜之乡”等称号。农业步入了小农户、大基地、小品种、大产业、小商品、大市场、小投入、大产出的特色效益型良性发展的轨道。阿城区工业基础雄厚，是黑龙江省的工业重镇。市内有亚洲最大的自动继电保护装置生产企业，被誉为“中国继电保护发祥地和摇篮”；有国家大型化纤联合生产企业，有国内啤酒行业的龙头企业青岛啤酒集团（哈尔滨）有限公司；有东北地区白酒行业排头兵企业玉泉酒业集团、龙江龙股份有限公司；有黑龙江省最大的冶金生产联合企业西林钢铁集团阿城钢铁有限公司；有全国优秀外商投资企业、黑龙江创人均利税最高的工业企业中英合资马利酵母有限公司。建材工业是阿城的又一支柱产业，现已探明金属、非金属、稀有元素矿产共25个矿种，地质储量达25亿立方米以上，建筑石、石灰石、大理石、水泥产量在全省名列前茅，是哈尔滨的建材工业基地。能源工业是阿城的新兴产业，以黑龙江岁宝热电有限公司为龙头，企业自备电厂为依托，实现了热电联供，产生了巨大的经济效益和社会效益。目前阿城已有4户上市企业，在黑龙江中小城市中绝无仅有。阿城区气候属寒温带大陆性气候，有关气象资料如下：90 年平均温度3.4℃极端最低气温-40℃极端最高气温36.5℃采暖日平均温度-9.5℃采暖天数179天全年主导风向西北风年平均降水量518.5mm最大年降水量754.8mm最小年降水量383.5mm无霜期135～140天最大冻结深度1.85m地震烈度6度阿城区是全国粮食生产主产区之一，全区生物质燃料总量为86.03万吨，主要包括秸秆、枝条、稻壳等生物质燃料。在拟建发电厂为中心的30公里半径内，生物质产量为40万吨。随着农民经济收入的增加，生活质量的提高，居民生活用生物质燃料量明显下降。阿城区政府高度重视粮食产业，并会在“十一五”期间，引进大型水稻、大豆等农副产品加工企业，围绕畜牧用粮和工业用粮，规划建设优质粮食生产基地，进一步扩大粮食生产规模，引导农民增加优质水稻等粮食作物面积，从而带动全市稻草、稻壳产量的快速增长。综上所述阿城区燃料总量在今后不断的发展过程中会有一定量的增长幅度，可以供应热电厂使用。90 1.4技术改造的目的和必要性黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司是哈尔滨市阿城区的第二热源。主要负责城区东部的供热及附近各企业的工业用汽。现有2台75t/h循环流化床锅炉和2台35t/h链条锅炉，对其进行燃烧生物质改造，其必要性有如下几方面1）我国不可再生资源主要以石化燃料为主，随着国民经济快速发展，能源消耗迅速增长，资源日益耗尽。利用可再生资源已是国民经济可持续发展的重大课题。2）农作物秸秆、稻壳、枝条等生物质都是可再生资源，其发热量相当于标煤的1/3，我省是农业大省，阿城是农业区，生物质资源量丰富，可收集量可满足金京热电公司四台锅炉掺燃生物质的需要量。3）掺烧生物质燃料可减少污染物排放量，根据有关资料介绍各种能源燃料燃烧污染物排放量见下表：能源种类CO2(mg/m3)SO2(mg/m3)NOX(mg/m3)农作物17～270.07～0.161.1～2.5煤炭95511.84.3石油8.814.440天然气4300.5本工程掺烧生物质可减少SO2、排放量629吨/年可减轻电厂排放物对环境的污染，改善居民的生活环境。4）农业秸秆除一部分还田做饭取暖用途外，剩余部分就是焚烧，造成严重空气污染，降低空气能见度，影响航空及高速公路通行。充90 分利用秸秆稻壳，还可以增加农民收入。稻壳到厂价按160元/t计算，生物质散料按240元/t计算，每年可增加当地农民收入2560.55万元。5）电力工业是国民经济发展的重要基础，电力项目建设对自然燃料资源开发与生态环境的影响重大，抓好节约资源，保护环境，是社会经济持续发展的必要条件。综上所述，充分利用阿城区丰富的生物质资源，实现生物质资源化、无害化，是对现有能源结构的有益调整和补充，黑龙江岁宝热电有限公司金京分公司锅炉掺烧生物质燃料改造项目是集环保、节能、经济效益和社会效益为一体的节能减排工程。对促进当地循环经济建设，创建资源节约、环境改善，增加广大农民收入，推动阿城地方经济发展，都具有十分重要的意义。因此，该项改造工程是可行的也是必要的。1.5主要设计原则1.5.1本工程对2台35t/h链条锅炉、2台75t/h循环流化床锅炉燃料供应系统掺燃生物质进行改造。1.5.2电厂利用生物质能发电、供热，机组带基本负荷。机组年利用小时数5143小时。1.5.3按原厂区总平面布置增设封闭式生物质散料储料场、稻壳储存仓及造粒车间设计。1.5.4生物质燃料采用公路运输，燃料系统按2台35t/h锅炉和2台75t/h锅炉最大消耗量45t/h设计。90 1.5.5物料输送系统控制接原有燃煤输送控制系统。1.6节能效果及主要技术经济指标本工程对2台35t/h链条锅炉、2台75t/h循环流化床锅炉燃料供应系统掺燃生物质进行改造。并配备一整套制造生物质颗粒的生产线、料仓和输送系统，保证锅炉的燃料供应。项目总投资为2293万元，其中建设投资2206万元，流动资金87万元。年均节约标准煤为93800t。项目年均销售税金及附加26.42万元，年均增值税264.18万元，年均息税前利润（EBIT）1350.32万元，年均利润总额1350.32万元，年均所得税337.58万元，年均净利润1012.74万元，投资回收期2.94年。90 2供热热负荷2.1供热现状阿城区现有热电厂两座，一座为黑龙江岁宝热电有限公司，安装五台75t/h旋风炉，配三台15MW及一台6MW汽轮发电机组。另一座为金京热电分公司，金京热电分公司原为阿城糖厂自备电站，原阿城糖厂自备电站于1997年改建为阿城区的第二热源，1999年由黑龙江岁宝热电有限公司兼并，更名为“黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司”。目前金京热电分公司对外供暖面积为123.8万平方米。金京热电分公司运行的主设备现状为2台35t/h中温中压参数（正转炉排）链条锅炉，2台75t/h中温中压循环流化床锅炉；1台6MW中压参数背压式汽轮发电机组和1台15MW中压参数双抽式汽轮发电机组。目前，金京热电分公司在采暖期2台机组全部运行，非采暖期只运行1台15MW机组，另一台6MW机组停运。2.2规划热负荷根据现在的热负荷调查材料表明，原由金京热电分公司提供生产用汽的两家热用户：哈尔滨马利酵母有限公司、哈尔滨酿酒总厂阿城粮食深加工厂，其中哈尔滨酿酒总厂阿城粮食深加工厂已停供。金京热电分公司只负责向哈尔滨马利酵母有限公司供汽。90 2.3设计热负荷此次锅炉上料系统改造，保持锅炉的热工性能参数不变，由此，并不影响汽机的性能、参数，因此金京热电分公司供热范围及规模仍维持原规划，金京热电分公司原规划集中供热负荷见表2-1。金京热电分公司原规划集中供热负荷表表2-1年份热用户2008200920102011～2020供暖面积（万平方米）123.8144.9166190庆云站用汽量（t/h）30303030哈尔滨马利酵母有限公司（t/h)70701321322.3.1综合采暖热指标根据金京热电分公司已有集中供热区域供暖的实际情况，依据生物质热电厂供热范围内的各类建筑物面积所占比例和《城市热力网设计规范》（CJJ34－2002）中推荐的采暖热指标，选择其采暖热指标，详见表2-2。采暖综合热指标选择表表2-2建筑物性质所占比例(%)热指标选择(W/m2)住宅69.8256办公、学校18.370商服9.4568医院及幼托1.270工厂及影院1.2390依据上述原则，将表2-2加权平均后，确定采暖的综合热指标为60.28W/㎡。90 根据国家“十一五”对节能建筑的要求，在建、拟建节能建筑物综合热指标为53W/㎡。但规划的供热建筑大部分为现有建筑，而且新增建筑中节能型建筑比例较少，故采暖热指标按60W/㎡选取。2.3.2设计采暖热负荷阿城区冬季采暖期180天，4320小时；室外计算温度-26℃；室内计算温度18℃；采暖期室外平均温度：-9.5℃。由此可计算出金京热电分公司在规划各时期内的设计采暖热负荷。2.3.3.1近期规划采暖热负荷金京热电分公司近期（2008年～2010年）规划采暖总建筑面积为166万平方米，采暖热指标60W/㎡，其设计热负荷为：最大采暖热负荷：99.6MW平均采暖热负荷：62.3MW最小采暖热负荷：29.4MW全年采暖热负荷为：1500000GJ/a2.3.3.2远期规划采暖热负荷金京热电分公司远期（2011年～2020年）规划采暖总建筑面积为190万平方米，采暖热指标60W/㎡，其设计热负荷为：最大采暖热负荷：114.0MW平均采暖热负荷：71.25MW最小采暖热负荷：33.63MW全年采暖热负荷为：1950000GJ/a90 2.4采暖热负荷延续曲线2.4.1热负荷延续时间按《热电联产项目可行性研究技术规定》推荐的近似公式计算，计算结果见表2-3。不同室外气温下的延续时间表表2-3室外温度℃-26-22-19-16-13-10-7-4-12+5延续时间h120560934133117272139255929853417385442962.4.2在近期、远期规划采暖供热中，金京热电分公司在不同室外气温下所需提供的采暖热负荷见表2-4、2-5近期规划采暖热负荷延续表表2-4室外温度℃-26-22-19-16-13-10-7-4-12+5热负荷MW99.690.683.877.070.263.456.649.843.036.229.4延续时间h12056093413311727213925592985341738544296远期规划采暖热负荷延续表表2-5室外温度℃-26-22-19-16-13-10-7-4-12+5热负荷MW114.0103.695.988.180.372.664.857.049.241.533.6延续时间h120560934133117272139255929853417385442962.5生产用蒸汽热负荷原规划期生产用汽热负荷表2-6用汽单位用汽参数小时最大用汽量（吨/小时）小时最小用汽量（吨/小时）小时平均用汽量（吨/小时）绝对压力（兆帕）温度（摄氏度）马利酵母公司0.8～1.01801327010190 根据用汽参数和用汽量，考虑7％的管道热损失与泄漏损失，则供汽量为：1）原规划期年供汽量60.5万吨/年～114.05万吨/年2）原规划期蒸汽年供热量170.97万吉焦/年～323.58万吉焦/年90 3电力系统3.1电力系统现状3.1.1阿城电网阿城电网是哈尔滨电网的组成部分之一。现运行220kV变电所二座，即阿南变电所及阿城一次变。阿城一次变主变容量153（63+90）MVA，其220KV出线两回，由阿南变电所两回LGJ-400/12千米供电，66kV出线6回，分别为阿钢线（两回），阿铜线，阿涤线及阿前线（两回）。阿南变主变容量，由220kV哈东变供电，阿南变电所“II“入五哈线运行。五哈线全长120.6kM，导线型号ACSR-200。阿南变电所66kV出线9回，分别为阿背线，阿尚线，阿小线，阿南-城南线（两回），阿南-城西线（两回），阿南-岁宝线及阿南-阿钢线。3.1.2金京热电分公司金京热电分公司隶属黑龙江岁宝热电有限公司，金京热电分公司现有装机一台6MW和一台15MW发电机组，发电机出口电压均为6KV，两台机通过一台20000kVA6.3/66kV升压变压器升压为66kV后，电厂通过66kVLGJ-240/3.5千米一回线接入岁宝热电厂66kV新设间隔，接入阿南一次变。黑龙江岁宝热电有限公司与国家电力系统接入系统方式有两种，一种是电站双回10kV电缆接入220kV阿城一次变（其中电站甲线YJLV22-3X240，电站乙线YJLV22-2X240，线路长约700米），另一种是电站一回66kVLGJ-400/8千米接入220kV阿南变电所。90 3.2电力负荷预测金京热电分公司在做两台35t/h锅炉和两台75t/h锅炉的改造过程中，对电力负荷已经进行了预测，此处从略。3.3电力平衡根据电力负荷预测，有关单位已经进行了电力平衡统计，此处从略。3.4金京热电分公司接入系统3.4.1金京热电分公司现有规模由于阿城区城市集中供热的需要，金京热电分公司已完成6MW机组一台和15MW机组一台的改建任务，同时预留再扩建一台15MW机组的条件，金京热电分公司现有6MW机组一台和15MW机组一台为总装机容量21MW。冬季金京热电分公司直配最大负荷约6.2MW，最小负荷约4.5MW（含换热首站1.0MW及电厂厂用电2MW）左右，剩余电力电量需要上网。3.4.2金京热电分公司接入系统方案3.4.2.1并网方案6MW和15MW发电机出口电压均选用6kV，电厂两台发电机上网电量均经一台新建20000kVA6.3/66kV升压变压器升压为66kV后，经一回66kV线路至岁宝热电厂66kV配电段。66kV导线截面选用LGJ-240，线路送入阿南一次变。90 3.4.3接入系统二次部分3.4.3.1系统继电保护及自动装置1）概况金京热电分公司#1机组6MW，#2机组15MW均经升压以66kV线路接入黑龙江岁宝热电股份公司与系统联网。66kV联网线路导线型号LGJ-240，亘长3.5km。2）继电保护及自动装置的配置继电保护及自动装置根据国家和部颁“规程”，“规范”，“导则”的有关规定，结合金京热电分公司接入系统具体情况，继电保护及自动装置配置如下：66kV联网线66kV联网线配置全线速动的光纤保护（包括三段距离，四段过电流保护后备，三相一次重合闸，操作回路及交流电压切换回路），作为线路的主保护及后备保护。采用检查同期或线路无压方式的三相一次重合闸方式。发电机组#1和#2机组配置一套低周低压解列装置。3）主设备材料光纤保护屏2套解列装置1套光缆3.5千米3.4.3.2调度自动化90 1）调度关系金京热电分公司由哈地调统一调度。2）调度自动化现状哈地调主站运行南京电力自动化研究所生产PEN-2000系统。金京热电分公司运行由沈阳长白计算机集团生产交流采样及远传装置，功能满足调度自动化要求。3）远动信息配置遥测：（1）发电机组的有功功率，无功功率、电流，有功电度；（2）主变高压侧有功功率，无功功率、电流，有功电度；（3）66kV线路有功功率，无功功率、电流，有功电度；（4）66kV母线电压。遥信：断路器位置信号计费关口点：发电机出口4）远动设备配置（1）远动机；（2）设置二块关口表及一套数据采集装置；（3）哈地调软件。3.4.3.3系统通信1）调度关系金京热电分公司接受地调的指挥。2）通信现状目前，金京热电分公司至阿城一次变电所有音频电缆（20对）。90 3）通道组织金京热电分公司对地调的通道原有的音频电缆经阿一变转接至哈地调。现有通道满足调度要求。3.4.3.4其它通信设备均放在主控制室，不设专用通信机房。90 4生物质燃料资源4.1燃料来源针对我国当前能源较紧缺的现状，小火力电厂推行能源多样化。积极开发可再生能源，符合我国能源开发利用政策，是一件利国利民的大好事。计划改造的岁宝热电金京分公司地处哈尔滨市阿城区，该区及周边各县，是黑龙江省农作物高产区之一，是水稻、玉米主产区。有丰富的生物质资源。因此，本工程拟改变电厂单一燃煤的燃烧方式，实现以燃烧生物质颗粒、稻壳为主，燃煤为辅的综合利用型生物质发电厂。本改造工程完工后，可减少能源消耗，减少煤烟对周边环境的污染，对增强企业的活力，促进阿城区的经济发展具有十分重要的意义。4.2电厂燃料消耗量本工程改造项目为2台35t/h链条炉和2台75t/h循环流化床锅炉。改造前，4台锅炉每年耗煤达16.5万吨。经改造后，每年可消耗生物质燃料18.98万吨。本改造工程完工后，燃料供应系统最大供应量可满足4台锅炉满负荷正常运行。即每小时应输送稻壳6.7吨，生物质颗粒16.7吨，原煤3.3吨。日供应量约为稻壳160吨，生物质颗粒400吨。90 4.3生物质燃料的来源经考察，阿城区及附近的双城、宾县、五常等市县为我省主要粮食产区之一，每年可产生大量的生物质燃料。随着城区产业结构的不断优化以及农民生活水平的不断提高，秸杆、稻壳、枝条等农村居民生活所需燃料，逐渐被其它较先进的能源所替代。因此，秋收后稻草和稻壳、枝条露天堆放，占地面积大，污染周边环境，且极易发生火灾。现将生物质用于发电，变废为宝，这是一件一举多得的好事。在以电厂为中心的30公里半径内，每年可产生生物质40余万吨，若其中的40%供应电厂，即可满足锅炉的燃料需求。4.4生物质燃料的收集与储存4.4.1建立厂外储料场生物质燃料密度小，占地面积大且又易燃，电厂内不宜储存大量的生物质。因此，拟将储料场按规划分散设在厂外。厂外设9座生物质收购储存场。设计每个储料场每年储存生物质燃料2万吨左右，则可满足电厂厂外储料的要求。4.4.2厂外储料场的燃料收集厂外储料场均按计划合理布设收购点，根据运营经验建立合理的规章制度，定时定量输送到电厂以保证发电厂对燃料的需求。4.4.3燃料收购价格的确定考虑到生物质收集、运输，仓储的特点，特别是区域化定向集中的特点，电厂稻壳收购价暂定为160元/吨，生物质颗粒收购价暂定为90 286元/吨。其中要特别强调的是要加强生物质收购中的质量管理，以质论价，对燃料的质量（主要是水分、掺杂、腐烂等）应有严格的要求。90 5机组选型及供热方案5.1装机方案概况电厂装机方案为：2´75t/h循环流化床锅炉+2´35t/h链条式锅炉配1´15MW双抽式汽轮发电机组+1´6MW背压式汽轮发电机组。该电厂主要负责向阿城糖厂小区、庆云小区、通城小区、绿波小区等123.8万m2的供热及向哈尔滨马利酵母有限公司供工业蒸汽。5.2主机参数5.2.1锅炉2台型式：循环流化床锅炉额定出力：75t/h过热蒸汽压力：3.82MPa过热蒸汽温度：450℃给水温度：150℃排烟温度：144℃锅炉效率：83%锅炉2台型式：链条锅炉额定出力：35t/h过热蒸汽压力：3.82MPa过热蒸汽温度：450℃90 给水温度：104℃排烟温度：164℃锅炉效率：80%5.2.2汽轮发电机组5.2.2.11#汽轮发电机组1.主要技术数据产品型号B6-3.43/0.49产品型式背压式额定功率kW6000额定转速r/min3000主汽压力Mpa3.43（绝对）主汽温度℃435最大进汽量t/h57.965.2.2.22#汽轮发电机组1.主要技术数据产品代号D855产品型号CC12—3.43/0.98/0.490额定功率MW12最大功率MW15额定转速r/min3000额定进汽压力及变化范围MPa3.43+0.2-0.3（绝对）额定进汽温度及变化范围℃435额定进汽量/最大进汽量t/h56.5（113.5）/1275.3主要经济技术指标5.3.1掺烧生物质前主要经济技术指标90 装机方案热经济指标计算结果比较表(改造前)序号项目单位1×15MW+1×6MW1汽轮机进汽量t/h1782汽轮机对外供汽量t/h153汽轮机抽汽供热量GJ/h42.394汽轮机凝汽供热量GJ/h64.655汽轮机对外供热量GJ/h63.16调峰锅炉供热量GJ/h07汽轮机凝汽量t/h45.938发电机功率MW219锅炉蒸发量t/h18310发电年平均标准煤耗率kg/kWh0.35711综合厂用电率%13.8312供单位热量耗厂用电率kWh/GJ6.6113发电厂用电率%5.2614供电年平均标准煤耗率kg/kWh0.37615供热年平均标准煤耗率kg/GJ44.8216年供热量GJ/a149041717年发电量kWh/a10800000018年供电量kWh/a9306000019机组利用小时数h514320热电厂年供暖面积104m2123.821全年耗标煤量104t/a10.13622年均全厂热效率%63.223年均热电比%38324供热分摊比0.6225发电分摊比0.3826年供热耗标煤量104t/a6.2827年发电耗标煤量104t/a3.8528年耗原煤量（发热量4300kcal/kg）104t/a16.5注：冬季采用“低真空”供热运行方式，故发电煤耗率较低。5.3.2掺烧生物质后主要经济技术指标装机方案热经济指标计算结果比较表(改造后)90 序号项目单位1×15MW+1×6MW1汽轮机进汽量t/h1782汽轮机对外供汽量t/h153汽轮机抽汽供热量GJ/h42.394汽轮机凝汽供热量GJ/h64.655汽轮机对外供热量GJ/h63.16调峰锅炉供热量GJ/h07汽轮机凝汽量t/h45.938发电机功率MW219锅炉蒸发量t/h18310发电年平均标准煤耗率kg/kWh0.35711综合厂用电率%14.8312供热厂用电率kWh/GJ7.0813发电厂用电率%5.6414供电年平均标准煤耗率kg/kWh0.37815供热年平均标准煤耗率kg/GJ44.8216年供热量GJ/a149041717年发电量kWh/a10800000018年供电量kWh/a9198000019机组利用小时数h514320热电厂年供暖面积104m2123.821全年耗标煤量104t/a10.13622新增设备耗电量kWh/a108000023新增设备耗电折标煤量104t/a0.038524年均全厂热效率%63.225年均热电比%38326年节约标煤量104t/a9.3827供热分摊比0.6228发电分摊比0.3829年供热耗标煤量104t/a6.2830年发电耗标煤量104t/a3.8531年耗原煤量（发热量5000kcal/kg）104t/a3.332年耗生物质颗粒量（3600kcal/kg）104t/a13.6833年耗稻壳量（3100kcal/kg）104t/a5.3090 6厂址条件6.1厂址概述6.1.1厂区地理位置阿城区地处黑龙江省中南部，在哈尔滨东南方向，城区距哈市28公里。阿城区地理座标为：东经126.57度、北纬45.31度，海拔标高为150米，本次改建厂址所在区域为原阿城糖厂厂区内，东临糖厂的生产车间，西面是阿城区人工湖并为城市中心区，西北和北面是阿城工业区。交通十分方便，厂区地势比较低洼。6.1.2厂址自然条件水文气象条件年平均最高气温9.7℃年平均最低气温1.4℃极端最高气温35.8℃极端最低气温-37.4℃年平均气温3.9℃年平均最小相对湿度3%年平均降水量581.7mm一日最大降水量81.8mm最大积雪深度20cm最大冻土深度185cm年平均风速3.3m/s最大风速21.0m/s年最多风向s（南）地震烈度6度马家沟百年一遇的洪水水位标高140.11m90 6.2交通运输6.2.1铁路电厂铁路专用线为原糖厂专用线，该专用线由阿城站接轨，厂内卸车线为2条。另有一段短线。铁路专用轨顶标高在143.6m～144.5m，即有线可满足本次改建要求，燃料运输采用货物交接方式。6.2.2公路阿城糖厂厂区四面环路，北侧为哈绥大街，南侧为广场街，西侧为通城路，东侧为糖工路，交通便畅。6.3电厂水源金京热电分厂现有水源为地表水源（阿什河水源）和地下水源两部分，阿什河水源现安装有3台10SH-9离心泵（Q=380m3/hH=38m），地下水源为2眼深井，深井泵为250QJ100-84/6型（Q=100m3/hH=48m)，在供暖初期阿什河封冻前和供暖末期阿什河解冻时，因阿什河水浊度较高，此时，由地下水源供给电厂用水，其他时间由地表水源供给。6.4电力出线本次改造后沿用原有电力设备、设施，电力出线方向与原来一致。6.5热网出线90 本次改造不涉及热力网管道部分，改造后原有热力网管道不动，在厂内不设新的热网管线。90 7工程设想7.1厂区总平面规划布置本次改建是在原有厂区进行的，据工艺系统要求，总平面规划布置方案现分述如下：7.1.1厂区总平面布置1）主厂房区域：主厂房采取四列式布置形成，由西向东依次为：煤仓间、锅炉房、除氧间、汽机房，跨度分别为6m、21m、7.5m、15m，柱距为6m、4.5m。2）燃料区域：燃料区与主厂房隔铁路专用线，在主厂房的西侧，燃料区分为两个部分，贮煤场以及生物质造粒车间，其中煤场面积为8000平方米，原煤的运输采用火车运输，人工卸煤，装载机负责输送燃料，经地下煤斗、碎煤机室、输煤栈桥、跨过铁路专用线至主厂房煤仓间，生物质燃料造粒之后采用汽车运输，人工卸料，经过输送带、斗式提升机运输至原有输煤栈桥进入炉内。改造后燃料由纯燃煤变为生物质与煤混烧（其中生物质比例80%），生物质燃料需要造粒，利用电厂原有厂房长86.24、宽15.74米的造粒车间，占地面积1357.42㎡，将原煤场场地向南扩建形成新煤场，占地面积268090 ㎡。新建生物质散料储存厂房位于原输煤栈桥及扩建煤场之间。在输煤栈桥北侧有稻壳储存场地。3）冷却塔区：本次改造后仍然采用机力通风冷却塔，布置在主厂房的北侧约80m处。4）化学水区域：保留原有化学水处理室、中和池、酸碱库及罐区，不增加建筑物。5）电气区域66kV屋内配电装置室和一台主变压器，布置在主厂房北侧约80m处。与机力通风塔相临。由于改造后锅炉蒸发量没有改变，故改建后仍利用原有烟囱。7.1.2厂区竖向布置由于本期为改建工程，均在原有场地基础上进行布置，故场地不需要再进行平整。厂区标高：主厂房区域在140.50m左右；煤场区域平均标高为139.20m，该区域较低洼。厂区的地面排水采取无序的自由排水方式。7.2燃料运输7.2.1交通现状燃料的运输以公路运输为主，阿城区交通便捷，四通八达，已形成以城区为中枢，以干线公路为骨架，以乡村公路为辐射的公路网。便捷的交通条件为燃料的运输打下良好的基础。7.2.2运输能力90 电厂改造完成后每年生物质燃料最大运输量可达22.6万吨左右。其中稻壳8.5万吨，生物质颗粒14.1万吨。改造完成后，在锅炉满负荷运行状态下每天运输量为：每天运输生物质颗粒量约为400吨，运输时间按8小时计，若每车运17吨则需23车/天，即白天每小时进场2～3车次。每天运输稻壳量约为160吨，运输时间按8小时计，若每车运10吨则需16车/天，即白天每小时进场2～3车次。7.2.3生物质散料封闭储料场电厂厂内建一座生物质散料封闭储料场，长20m、宽12m、高度为6m，可储料840吨，造粒后可供锅炉运行32小时。7.2.4.稻壳的输送方式稻壳的输送方式，有以下两种方式可选：即气力输送和机械输送。7.2.4.1稻壳的气力输送稻壳运进电厂经质检合格后卸入稻壳仓再经气力输送至炉内。稻壳的气力输送，为目前粮食加工企业已采用多年的输料方法。它的优点是布置灵活，结构简单，可实现密闭输送。主要设备有：罗茨风机2台，功率=45kw×2输送母管Φ273mm，长度120m主要缺点为：输送管道磨损较重，需经常更换部件冬季输送含水量大结块料时易堵塞电厂生物质燃料气力输送系统尚处试验运行中，技术有待改进。7.2.4.2稻壳的机械输送90 1）稻壳运进电厂经质检合格后卸入稻壳卸料棚。棚内装载机将稻壳推进地面下电磁震动给料机进料槽中，转卸入斗提机进料口中。斗提机每台生产能力为348m3/h。2）稻壳经斗提机出料口进入两台钢制储料仓。储料仓为圆型，直径12m，标高23m,容量2050m3。可储稻壳280吨。两台仓共可储稻壳560吨。可供锅炉运行43小时。3）稻壳经料仓下部出料口经叶轮给料机落入两台埋刮板输送机进料口内，由埋刮板输送机将稻壳送到电厂原有的二号栈桥内两条带式输送机上，经栈桥进入主厂房水平带式输送机上,经卸料器进入炉前料斗，再由料斗底部出料口进入锅炉本体上料系统后进入炉内燃烧。比较稻壳的两种上料方式，我们认为后一种上料方式比较经济、可靠，推荐机械运输方式。7.2.5生物质颗粒上料流程1）生物质散料运输分为两部分，经质检合格后,一部分进入散料储料场，做临时储备，保证锅炉运行32小时，另一部分进入造粒车间。2）生物质散料进入料斗，经破碎机破碎后，由皮带输送机送入斗式提升机料斗，与此同时部分稻壳经由细料储斗进入斗式提升机料斗，形成混料，混料经由斗式提升机送入固定筛。3）经筛分后的生物质混料形成筛上粗料和筛下细料。粗料经皮带输送机送入后级斗式提升机料斗，被提升至生物质颗粒贮料斗。细料经螺旋输送机送入造粒机，造粒后进入皮带输送机与粗料混合提升至生物质颗粒贮料斗。生物质颗粒经皮带送入锅炉生物质仓中。90 4）生物质造粒机型号为SZLH420M，单台生产能力为2.5吨本工程采用8台设备联产，每小时可造粒20吨。碳棒破碎机型号为QJ800-700，单台生产能力为60t/h。7.2.6燃料的防火与防尘生物质属易燃物，而且灰尘较大，拟采取以下措施防火、防尘。1）生物质储料场、稻壳仓、输料栈桥均为全封闭结构。2）在破碎机室设吸尘装置。3）在栈桥内，设立喷淋灭火系统及自动报警装置。4）在整个上料系统按规范设立消防栓，灭火器。7.3燃烧系统改造根据项目实际情况，考虑到建设方的初投资能力，燃烧系统除锅炉本体以外辅助设备尽量利用原有。7.3.1燃料消耗量锅炉燃料消耗量见表表7.3.1-1锅炉满负荷燃料消耗量汇总表锅炉容量燃料种类小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（万吨/年）2×35t/h生物质颗粒8.046193.14.05稻壳4.828115.91.75原煤3.21877.21.02×75t/h生物质颗粒15.450370.89.63稻壳9.270222.53.5590 原煤6.180148.32.37.3.2燃料的燃烧特性7.3.2.1生物质燃料的特性典型的生物质燃料的元素组成和工业分析成分组成如表7.3.1-2所示，表中也列出了典型的烟煤和无烟煤的相应的组成。表7.3.1-2生物质燃料和煤炭在结构特性上的主要差别燃料种类C/%O/%H/%灰分/%挥发分/%密度/（t/m3）生物质燃料38～5030～445～64～1465～700.47～0.64（木材）煤炭22～903～203～55～257～380.8～1.0从表7.3.1-2中看出，生物质燃料和煤炭相比有以下一些主要差别：1）含碳量较少，含固定碳少生物质燃料中含碳量最高也仅50%左右，相当于生成年代较少的煤的含碳量。特别是固定碳的含量明显比煤炭少。因此，生物质燃料不抗烧，需要频繁添加燃料，同时它的热值也较低。2）含氢量稍多，挥发分明显较多生物质燃料中的碳，多数和氢结合成较低分子的碳氢化合物，遇一定的温度后热分解而析出挥发物。所以，生物质燃料易被引燃，燃烧初期，析出量较大，在空气和温度不足的情况下易产生镶黑边的火焰。3）含氧量多从表7.3.1-290 中所列数字看出，生物质燃料含氧量明显多于煤炭，它使得生物质燃料热值低，氧量是燃料中的杂质，由于生物质燃料的密度小，投入炉膛内的燃料量较大，故在燃烧时需要空气量相对多一些，使物料能完全燃烧。4）密度小生物质燃料的密度明显地较煤炭低，质地比较疏松，特别是农作物秸秆。这类燃料易于燃烧和燃烬，灰渣中残留的碳量较少。由于生物质燃料从结构组成上有以上这些特点，所以在直接燃烧时，为了提高燃烧效率，在空气供给、及燃料添加口等方面也相应地有所不同。7.3.2.2生物质燃料的燃烧过程90 生物质燃料的燃烧过程同样也是强烈的热化学反应。除燃料的存在外，发生燃烧必须有足够的热量供给和适当的空气供应。燃烧是燃料和空气间的传热，传质过程。燃烧过程产生的热量使周围温度升高，又促使传质过程加快，它是使热量产生得更快的一种连锁反应过程，可以分作：燃烧的准备阶段（挥发分析出）、焦炭（固定碳）燃烧阶段、燃尽阶段。当生物质和煤的混合燃料（以下简称为燃料）送入炉膛后，首先吸收炉内热量，燃料中的水分蒸发，挥发分逸出，当燃料被加热到某一温度时，即开始着火燃烧，进入燃烧阶段。首先是挥发分着火燃烧，并放出大量热对焦炭直接加热，使焦炭也迅速燃烧起来。燃烧阶段是一个强烈的放热阶段，此阶段的燃烧速度主要取决于燃料与氧的化学反映速度和与空气的接触速度。当炉内温度很高、氧气供应充足而又与煤粉混合强烈和均匀时，燃烧速度就快；反之，则燃烧速度主慢。随着燃烧的进行，未燃尽而被灰包围着的少量固定炭在燃尽阶段继续燃烧，直到燃尽。以上三个阶段是连续无界限的，同时也是相互交错进行的。生物质燃料的密度小，结构比较松散，挥发分含量高，在250℃时热分解开始，在325℃时就已十分活跃，350℃时挥发分就能析出80%。可以看到，挥发分析出时间较短，若空气供应不当，有机挥发物容易不被燃烬而排出，排烟位黑色，严重时为浓黄色烟。所以，在设计燃用生物质燃料，必须有足够的扩散型空气供给，燃烧室必须有足够的容积和一定的拦火，以便有足够的燃烧空间和燃烧时间。挥发分逐渐析出和燃烧后，燃料的剩余物为疏松的焦碳，气流运动会将一部分炭粒裹入烟道，形成黑絮，所以通风过强会降低燃烧效率。挥发分烧完固定炭燃烧受到灰分包裹和空气渗透较难的影响，易有残炭遗留。在循环流化床中，由于二级破碎的因素，可以很好地解决此问题。但是在链条炉中就需要通过分级送风的办法来解决，特别是在燃尽阶段的送风尤其重要。从上述分析看出，生物质燃料在直接燃烧时存在挥发分逸出过快、空气供给量供给方式在第一阶段有所不同等问题。这些问题在一般的炉灶中不易解决。高密度的压缩成型生物质燃料，由于它压缩密实，限制了挥发分逸出速度，加之空气流动通有一定的通道而比较均匀，燃烧过程相对较稳定，可以改善需氧量大起大落的波动。7.3.2.3掺烧生物质燃料后燃烧特性90 锅炉掺烧生物质燃料后，不但改变了锅炉的燃烧状况，由于生物质燃料燃烧，故在很大程度上提高了混合燃料的燃烬度，特别在链条炉上表现明显。1）炉膛温度显著提高，达到950℃以上；燃用生物质燃料后，温度提高了100℃以上，表现为火焰充满度好，提高了煤及稻壳的燃烬度；2）负荷加减速度迅速，对外界负荷的变化反应比较快，这充分体现了稻壳在炉内燃烧的作用，在一定程度上改善了链条炉的负荷变化惰性；3）根据黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司掺烧试验结果表明：炉渣和飞灰的可燃物明显降低，炉渣的含碳量有9～10%左右降到8.27%；飞灰的含量由20%左右降到13.54%，这个数值在没掺烧稻壳之前是很难达到的。停炉后在过热器人孔处取稻壳灰化验含碳量为1.85%，达到了预计设想。4）生物质挥发分含量高,着火点温度低,330～400℃时挥发分大量分解逸出。速度快，时间短，如不能及时提供二次风助燃，则挥发分不能完全燃烧，造成大量含碳黑烟气，将随烟气排出。5）含碳量低，热值低，生物质燃尽时间短，当挥发分烧完，秸秆碳结构为松散骨架，过量气流运动可能使其解体。6）生物质中碱金属含量高，氯离子含量高，加大受热面腐蚀。7）灰熔点低，增加结焦和积灰的可能性。8）由于上列生物质的燃烧特性，掺烧生物质颗粒及稻壳后，锅炉运行应按特性做适当的改进。7.3.3关于结焦与积灰、焦油的防治90 7.3.3.1生物质燃料结焦及产生焦油的特性分析下表是生物质燃料的灰熔点：变形温度t1软化温度t2熔融温度t3生物质颗粒1040℃1060℃1110℃稻壳1220℃1260℃1280℃当锅炉的炉膛温度低于灰的软化温度t2100℃以上时，受热面不易结焦，锅炉运行是安全的。高于此温度，锅炉受热面易结焦，锅炉不能长周期运行，且不经济。但是影响燃料灰的熔点不是各种成分的熔点平均值，黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司生物质掺烧试验过程，燃用的是混合燃料，经化验其灰熔点如下：生物质掺配比例变形温度t1软化温度t2熔融温度t3生物质颗粒稻壳原煤0.60.20.21420℃1480℃>1500℃0.50.30.21410℃1470℃>1500℃0.40.40.21400℃1460℃>1500℃7.3.3.2生物质燃烧产生的焦油对受热面的影响1）焦油的特点；在固定床热分解层，温度在200℃以上，生物质的纤维素、半纤维素和木质素开始热分解，生成焦炭、焦油、木醋液及其他气体。焦油的成分十分复杂，大部分是苯的衍生物。可以分析出的成分有200多种，主要成分不少于20种，其中含量大于5%的有790 种，它们是：苯、萘、甲苯、二甲苯、苯乙烯、酚和茚。焦油的含量随反应的温度升高而减少。生物质气化产生的焦油的数量与反应温度、加热速率和气化过程的滞留期长短有关，通常反应温度在500℃时焦油产量最高，滞留期长，焦油因裂解充分，其数量也随之减少。2）焦油的危害；焦油占可燃气能量的5%～10%，在低温下难以与可燃气一道被燃烧利用，用时大部分焦油被浪费掉。焦油在低温下凝结成液体，容易和水、炭粒等结合在一起，堵塞输气管道，卡住阀门、抽风机转子，腐蚀金属。焦油难以完全燃烧，并产生碳黑等颗粒，其燃烧后产生的气味对人体是有害的。7.3.3.3防止结焦及焦油产生的方法锅炉易结焦的部位是对流过热器、高温省煤器，在实际工作中可以通过以下办法防止结焦；1）通过在生物质中掺配一定比例的CaO，来控制灰熔点，可按比值（SiO2+Al2O3）/CaO来判定，当该值在1.6～2.13之间时灰熔点最低。对于固态排渣炉来说，只要不在该值范围内即可；2）运行中控制炉膛温度低于软化温度t2100℃以上，金京分公司锅炉运行中的实际炉膛温度分别是：35t/h链条锅炉为850～950℃、75t/h循环流化床锅炉为900～1000℃，但是从上表可以看出，金京分公司燃用的生物质燃料的灰的软化温度非常高，高于炉膛温度450℃以上，所以烧100%的生物质颗粒也不易结焦。3）焦油是生物质在气化过程中不可避免的副产物。由于焦油在高温时呈气态，与可燃气体完全混合并燃烧；90 4）对一般生物质而言，在500℃左右时焦油产物最多，高于或低于这一温度焦油都相应减少；5）焦油是由于燃料在欠氧燃烧时生成的，而锅炉炉膛温度大于800℃，且为富氧燃烧，产生的少量焦油能在炉膛内燃烬，所以其对锅炉尾部受热面的影响是不大的。7.3.3.4生物质燃料对尾部受热面的磨损问题生物质燃料的灰中含有大量的SiO2,对锅炉尾部受热面的磨损影响很大，在设备本身采取最有效的办法是加装防磨瓦。运行中可以通过减小烟气流速和减小飞灰颗粒直径来控制，主要办法是：1）35t/h链条锅炉（1）减少生物质燃料的空中燃烧分额，增加床上燃料的量。（2）保持合适的一次风量，合理送入二次风，从而增加生物质燃料在炉内的停留时间。2）75t/h循环流化床锅炉（1）增加循环量，从而减小飞灰颗粒直径；（2）在保证炉床温度的前提下，尽量减少一次风量，从而减小烟气流速。7.3.4生物质灰的利用1）可提取高纯度的SiO2；2）联产水玻璃和活性炭；3）水泥混凝土。90 7.4原热力系统7.4.1热力系统概况7.4.1.1主蒸汽系统主蒸汽系统为集中母管制系统。本期工程4台锅炉的主蒸汽管道，从锅炉过热器出口集箱接出，经电动闸阀至主蒸汽母管。2台汽轮机的进汽管道，分别接自主蒸汽母管上，经流量测量装置及电动主闸阀接到汽轮机主汽门。为确保供热的可靠性，主蒸汽母管的一端通过减温减压器向热网加热器供汽。7.4.1.2回热抽汽系统1#汽轮机无回热系统2#汽轮机回热系统，设有2级调整抽汽及2级非调整抽汽，1调整段抽汽供1#高加，2调整段抽汽供2#高加、除氧器、热网加热器、庆云站用汽，4段抽汽供低加。7.4.1.3主给水系统主给水采用单母管分段制系统。设低压给水母管、高压给水冷母管、高压给水热母管。系统配置6台电动给水泵，根据锅炉负荷调整给水泵运行的台数。为防止给水泵在低负荷时产生汽化，另设给水再循环管与再循环母管。高压加热器设有电动旁路，当高压加热器发生故障时，高加旁路自动开启，系统经由高加旁路直接向省煤器供水。为保证给减温减压器提供减温水，系统设置了一根减温水母管，分别接自每台电动给水泵出口管道。除氧器有关汽水管道，均为母管分段90 制系统。热力系统的补水，采用除盐水，补水去化学车间处理后补入除氧器。7.4.1.4凝汽器抽真空系统凝汽器采用射水抽汽器抽真空。设置2台射水泵，一台射水抽汽器及6m3射水箱，在空气管道上设有真空破坏门。7.4.1.5凝结水系统2#机组设置2台容量为设计热负荷工况下凝结水量110%的电动凝结水泵，1台运行，1台备用。凝汽器循环水采用软化水。凝结水系统设有1台低压加热器、1台轴封加热器和3台大气式除氧器。7.4.1.6加热器疏水系统本系统疏水方式为逐级自流。高加疏水疏向除氧器，在高加故障时，事故疏水引入地沟。1#低加疏水疏向2#低加后再一起疏向凝汽器。7.4.1.7开式循环冷却水系统开式循环水系统采用单元制，供水取自凝汽器进口循环水管，主要向汽机房的设备，如：发电机空气冷却器、汽轮机冷油器等提供冷却水。上述设备冷却水的回水排入凝汽器出口循环水排水管。7.4.1.8工业水系统工业水系统分别向送风机、引风机、电动给水泵、空压机等设备提供轴承冷却水。工业水由水工专业水泵送至主厂房外形成环网。7.4.2供热系统90 本项目热负荷为采暖热负荷和工业热负荷，其中采暖供热为低真空运行,热网供回水温度为65/50℃，供水压力0.6MPa。工业用汽近期为18t/h，远期为40t/h，压力为0.49MPa。从汽轮机调整抽汽口抽出的蒸汽接入供热蒸汽母管，由蒸汽母管供热用户。其中热网疏水由疏水泵送至除氧器。当汽机事故或停机检修时，锅炉新蒸汽将通过1台60t/h减温减压器直接进入供热蒸汽母管。从而保证供热的可靠性。7.5厂房布置7.5.1主厂房布置的主要原则7.5.1.1原电厂为1×6MW+1×15MW汽轮发电机组。7.5.1.2主厂房布置主要满足锅炉燃烧的需要，以及适应电力生产工艺流程的要求，并且做到设备布局合理、工艺流程顺畅、管线连接短捷、整齐，厂房内部设施布置紧凑、合理；通风、采光、排水设施良好；巡回检查的通道畅通，为电厂的安全运行、检修维护创造良好的条件。7.5.2主厂房布置主厂房布置采用三列制，汽机房、除氧燃料间、锅炉房依次布置，柱距6m，运转层标高为7.0m。7.5.2.1汽机房汽机房跨度15m，柱距有5.6m、6.0m、7.2m及10.5m四种。汽机房总长度为82.52m。汽轮发电机纵向顺列布置，1#机头朝向固定端，2#机头朝向扩建端。汽轮发电机中心线距汽机房A列柱7.5m。两台汽轮机中心线向距35.1m。汽机房采用钢筋混凝土结构。在汽机房90 ±0.0m布置电动给水泵及其他辅助附属设备；高、低压加热器布置在3.4m加热器层；减温减压器布置在汽机房固定端±0.0m层；7.0m层为运行层布置汽轮发电机组。汽机房行车轨顶标高14.0m，汽机房屋架下弦标高16.5m。7.5.2.2除氧间、燃料间除氧间、燃料间跨度为7.5m。除氧间总长度为82.52m，±0.0m布置有配电装置；7.0m为运行层，该层布置管道及给水操作台，并设有机炉集中控制室；除氧层标高为13m，布置四台除氧器。24.5m层为皮带层。7.5.2.3锅炉房锅炉采用室内布置。锅炉运转层标高为7.0m，锅炉屋架下弦标高为37.0m，锅炉运转层下±0.0m布置锅炉送风机等辅助设备。7.5.2.4检修设施汽机房检修场地设在汽机房1#机和2#中间。汽机房设置一台起重量为25/5t电动双梁桥式起重机，作为汽轮发电机安装检修及电动给水泵等辅助设备检修起吊用。7.6除灰渣系统本次改建工程排灰渣量按两台35t/h链条锅炉及两台75t/h循环流化床锅炉进行设计。7.6.1锅炉排灰渣量估算如下表：90 锅炉灰渣量灰渣量容量小时灰渣量(t/h)日排灰渣量(t/d)年排灰渣量(t/a)灰量渣量合计灰量渣量合计灰量渣量合计2×35t/h0.5262.1022.62810.5242.0452.561368120521342022×75t/h4.0611.0155.07681.2220.3101.52总计4.5873.1177.70491.7462.34154.08注：日运行小时数22小时计，渣占灰渣量的60%，灰占灰渣量的40%。7.6.2除灰系统的设计考虑到锅炉烟气除尘、灰渣综合利用及电厂原有锅炉除灰系统和电厂厂区条件等因素，本次改造工程继续沿用原有灰、渣混除的方式。7.6.2.1电厂原有除灰系统电厂原有两台35t/h链条锅炉，除灰系统采用灰、渣混除的水力机械、汽车外运的除灰方式。锅炉排出的炉渣经过锅炉底部的链条式输送机送至渣仓；电除尘器排出的干灰及锅炉底部排出的细灰均用水排入链条式除渣机内；渣仓内湿灰渣用汽车外运综合利用。电厂原有两台75t/h锅炉除灰系统采用灰渣分除的方式。除灰渣系统采用机械除渣方式，在锅炉下配置一台重链除渣机（B=910Q=8t/h）,炉下渣斗及落灰管直接插入重链除渣机水封槽内。除尘器下细灰经落灰管直接灰罐车运走，渣楼设有储渣仓，两台锅炉设一个储渣仓，储渣仓单个容积为10m3，总容积为20m3，可存灰渣28t左右，灰渣由汽车运出厂外。90 7.6.2.2本期除灰系统本期改造工程除灰系统原电厂原有除灰系统相同，并利用电厂原有渣仓等除灰设施。7.7给排水系统7.7.1补给水系统现有工程为1×6MW背压+1×15MW双抽汽机组。见水量平衡图，全厂补给水量见下表：本期全厂补给水量表编号用水项目1×6MW+1×15MW机组用水量(t/h)备注夏季冬季正常回收消耗排放正常回收消耗排放1冷却塔蒸发损失3303309090　2冷却塔风吹损失80803030　3冷却塔排污损失1717003300　　小计5817410153120　4化学水处理用水43231105323813　5工业用水131300131300回收用于循环水补水6生活杂用水55004400由中水和井水供给7未见用水55005500由中水和井水供给8合计124417209028490　9补给水量夏季87冬季67　　　　　由以上补给水量计算表可见，原有工程1×6MW+1×15MW机组的用水量，夏季补给水量87t/h，冬季补给水量67t/h90 。采用取集地下水，用深井泵作为供水水源。建有4座深井泵房。7.7.2循环水系统7.7.2.1循环水量本期工程中,供水系统采用带冷却塔的循环供水系统。冷却设备采用冷却塔。本期计算循环水量如下表：循环水量计算表机组编号机组凝汽量计算循环水量(t/h)型号(t/h)冷凝器辅机夏季冬季需水量1B6(夏)00130(冬)2CC12(夏)27602900260(冬)合计27602900390注:夏季m=60冬季m=507.7.2.2循环水泵抽汽机采用2台型循环水泵，循环水泵安装在汽机厂房内。7.7.2.3冷却塔冷却设备采用机力通风冷却塔，共设置2座机力通风冷却塔，每座出力1500t/h。7.7.2.4循环水管循环水管选用一条DN1200钢管，水由冷却塔水池进入吸水井，经过两台循环泵进入凝汽器，升温后的水由循环水母管送回冷却塔冷却，循环使用。冷却水采用软化水。90 7.7.3生活消防给水及排水7.7.3.1生活消防给水本期工程职工饮用水和生活杂用水及消防给水采用分开的给水系统。职工饮用水由市自来水给水管网引接进厂。厂区生活杂用水及消防给水由处理后中水供给。厂区设生活消防给水系统。各建构筑物消防均按现行消防规范设置室内外消火栓。主厂房生活消防给水管形成环状管网。消防给水系统负责供给全厂的主厂房、生物质输送系统、辅助附属建筑物发生火灾时的消防用水。该系统由消防水泵，生活稳压泵，稳压罐，消防储水池及管道、阀门等组成。生活消防泵房在化学车间厂房内，设有：消防水泵2台(1台运行1台备用)，生活消防稳压泵2台(1台运行1台备用)，稳压罐1个，Φ1.4×2.3m。当发生火灾时消防水泵自动启动。稻壳仓拟采用消防水炮灭火系统，单炮流量60L/s，消防水炮由厂区消防水管路上引接。7.7.3.2排水90 本期改造后的生活污水、生产废水和雨水，采用分开的排水系统。厂区雨水沿地面排放排至厂区围墙外。为节约用水充分利用水资源及减少污水排放量。深井水送至工业废水调节池。生活污水全部回收经地埋式生活污水处理装置处理后，送至工业废水调节池。生产废水除化学高度含盐的排水外，全部回收至工业废水调节池，经过全自动净水器，活性炭过滤装置，至水池用泵送各用水点，循环使用。可作为循环冷却水的补充水和工业用水及其它用水。7.8储灰场本工程改造后燃用生物质后，生物质灰综合利用，由汽车外运，所以本次改造不设储灰场。7.9化学水处理系统7.9.1原始资料7.9.1.1水源及水质水源为地下井水，电厂提供的水质分析报告见附件。由于水质分析报告只有一份，作为地下水不能反映一年四季的变化情况，为保证水处理系统的选择安全可靠、合理，建议每季度取样委托化验，供初步设计校核水处理系统。7.9.1.2水汽质量标准：1）锅炉给水质量标准：硬度≤2.0μmol/LPH(25℃)8.8～9.5溶解氧≤15μg/L铁≤50μg/L铜≤10μg/L二氧化硅保证蒸汽二氧化硅符合标准油≤1.0mg/L2）蒸汽质量标准：电导率（氢离子交换后、25℃）≤0.3μS/cm90 铁≤20μg/kg铜≤5μg/kg钠≤15μg/kg二氧化硅≤20μg/kg3）炉水质量标准PH（25℃）：9～11磷酸根：5～15mg/L以上数据为参考，实际应根据制造厂规范并通过水汽品质专门试验确定。7.9.2锅炉补给水处理7.9.2.1锅炉补给水处理系统的选择根据水源水质、机组参数，为保证机组的安全经济运行，拟选择如下锅炉补给水处理系统：除铁除锰后来水清水箱　清水泵　阳离子交换器　除二氧化碳器　阴离子交换器混合离子交换器　除盐水箱　除盐水泵加药联氨主厂房7.9.2.2处理后的水质硬度：≈0µmol/L二氧化硅：＜20µg/L电导率：＜0.2µs/cm（25℃）7.9.2.3锅炉补给水处理系统出力的确定机组正常运行汽水损失及排污损失量：2×（75+35）×（3%+2%）=11t/h90 工业用汽量（无回水）：最大50t/h，最小10t/h。自用汽损失量：2t/h根据上述汽水损失量，锅炉补给水处理系统出力按冬季最大工业用汽量考虑，为63t/h。7.9.2.4水处理系统的运行采用气动阀门、程序控制方式。7.9.3设备布置及化验室化学水处理室布置在厂区北侧，水处理联合建筑由化学综合楼及水处理室部分组成。化学综合楼共2层。一层设运行控制室、运行化验室、配电间等；二层为水分析、油分析化验室。化验室主要仪器设备参考《火力发电厂化学设计技术规程》（DL/T5068-2005）中化验室仪器设备定额，进行简单配置。水处理室主跨布置有加热器、过滤器等。7.9.4循环冷却水处理系统7.9.4.1电厂用水水源为地下水，循环水补充水利用厂内生活废水、水处理过滤器排放的废水作为主要水源，当水量不够时由地下水补充。上述废水及地下水由水工专业经处理后补充到循环水中。7.9.4.2由于地下水中Cl-含量很高，故凝汽器管材采用316L不锈钢，不设镀膜装置。7.9.5其它系统7.9.5.1设给水加氨及锅水磷酸盐处理系统。7.9.5.2设置汽水取样系统（人工取样分析），对给水、锅水及蒸汽进行监督。90 7.9.5.3油处理系统设置一套绝缘油净化装置。7.10电气部分7.10.1概述金京热电分公司现有一台6MW和一台15MW供热机组，可满足阿城市集中供热需要，同时预留一台15MW机组的建厂条件。电厂6MW和15MW发电机组是根据以热定电的原则设置，冬季供热的同时为电厂提供所需的自用电源及附近少部分直配负荷电源，剩余电能通过电力系统联络线并入国网。因为电厂上网电力较小（最大上网电力16.5MW），而哈尔滨电网年最高负荷在1500MW左右，故对系统电力平衡无影响。金京热电分公司现有1号6MW发电机直接接至6kVI段，2号15MW发电机直接接至6kVII段。6kV母线接线方式为单母线分段，即6kV母线I、II段，经一台20000kVA/6.3/66kV双卷联络变压器通过一回66KV联络线接至岁宝热电厂66KV母线。#1和#4低压厂用变接自6kVI段，#2，#3和#0低压厂用变接自6kVII段。7.10.2电气主接线电厂容量为二台75t/h循环流化床锅炉，一台15MWCC12-3.43/0.98/0.49型双抽凝式汽轮发电机组与6MWB6-3.43/0.49机组，发电机出口电压均为6.3kV，电厂低压厂用电负荷电压等级均为0.38kV。90 根据电厂的负荷情况及接入系统的方式，电厂运行的可靠性及安全性要求的原则，2#发电机组出口设单独配电段（即6kVII段，），该配电段与6kVI段设联络开关。#1发电机和#2发电机经一台20000kVA/66（66±8x1.5%/6.3kV）节能型高阻抗双卷变压器升压至66kV，66kV本期采用变压器—线路单元接线方式与岁宝热电厂相连。66kV预留单母线条件。保留电站原有设备及接线方式，电站最终出线为一回66kV线路。当66kV线路或主升压变压器故障检修时，由岁宝热电厂备用电源提供满足供热所需厂用电电源。7.10.3燃料供应系统电气改造设计7.10.3.1燃料车间供电为三级控制体系：（详见燃料系统电气系统图）1）一级由热电厂厂用电6kVⅡ段设置电源进线高压柜一台（KYN-10型）供燃料车间变电所。本变电所选用技术先进、经济合理的箱式变电站。箱式变电站容量为2500kVA/6kV/0.4kV。（1）内置XGN35-12型真空型环网高压柜两台：一台进线柜，一台变压器柜。计量为高压计量，关口表设置在6kVⅡ段电源进线高压柜内。箱式变的备用电源取自#0低压厂用备用变压器。（2）内置变压器一台，为新型节能型变压器S11-2500kVA/6kV。（3）内置低压开关柜六台，为GGD2型柜。低压开关柜控制下一级动力配电箱。2）二级由动力配电箱组成，其型号为XL(F)-31型，为防尘式。负荷电源由低压开关柜引来，负荷电压等级为0.4kV，主要有三项职能：90 （1）供车间动力设备电能。（2）供车间照明电能。（3）供检修电源电能。供电系统采用380/220V三相四线制，中性点直接接地的动力和照明共用系统。造粒车间动力箱的配置为两台，一台供粗料输送系统动力负荷及相关区域照明负荷；一台供细料输送系统动力负荷及相关区域照明负荷。3）三级由现场控制箱、低压变频器箱、软起动控制柜、照明配电箱、检修电源箱组成。电源均取自动力配电箱。（1）控制箱：八台破碎机、六台皮带输送机、六台斗提机等二十台设备按输送功能分成四组，由四台控制箱控制。（2）软起动控制柜：八台造粒机、两台埋刮板输送机均采用软起动控制柜控制，共十台软起动控制柜。（3）变频器箱：四台螺旋输送机采用变频控制，共四台变频器箱。由于下料系统将燃料直接送至原皮带机上，所以原输煤栈桥附近设备（即两台埋刮板机、四台星型给料器及一台电磁震动给料机）由原燃煤输送系统电源供电，由原燃煤程控系统控制。7.10.3.2车间照明1）照明灯具采用防尘防爆型：主要考虑储料场车间和造粒车间要处理的材料有粉尘存在。2）造粒车间因是砖混结构，可采用沿墙四周布置照明灯具方式。90 3）储料场为钢结构厂房，照明灯具采用防尘防爆深照型吊灯（似体育场馆照明模式）。4）照明箱电源取自动力配电箱。储料车间、造粒车间各配备一台。内部开关可配置漏电保护器。照明箱安装方式为暗装墙内式。5）检修电源箱电源取自动力配电箱，储料车间、造粒车间各设置两台，共设四台。7.10.3.3电缆敷设一级电源由厂用电6kVⅡ段引来，主厂房内走电缆沟，出墙后为直埋，引至箱式变电站内高压柜进线端。电缆为铠装式。二级电源由箱式变电站引至两车间的动力配电箱进线端，采用直埋方式。电缆为铠装式。三级电源由动力配电箱用电缆保护管经车间地面，采用直埋方式，将电缆送入现场控制箱、减压起动器箱、变频器箱等。照明电缆敷设采用电缆保护管沿墙、沿地面暗敷设方式。检修电源箱电缆敷设同样采用电缆保护管沿墙、沿地面暗敷设方式。7.10.3.4防雷接地装置碎生物质储料斗顶盖设置避雷针。为避免雷电反击，其接地装置不与热电厂主接地网连接。储料场车间、造粒车间房盖上设置避雷带，由引下线、接地极将雷电导入地下。储料场车间、造粒车间各自做接地装置，接地电阻≤10Ω。储料场车间、造粒车间内墙四角距地0.5米处设局部等电位箱（即PE90 盒），每个车间设四个，共八个局部等电位箱。箱式变电站内设置避雷器。配备独立的接地装置及接地极，接地电阻≤4Ω。储料场车间、造粒车间、箱式变电站的接地装置均与热电厂主接地网相连。7.10.3.5二次控制系统因工艺流程未完全成熟，自动化控制系统暂时不做。电气二次线现采取一对一控制方式。90 8环境保护8.1环境现状8.1.1工程概况黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司隶属于黑龙江岁宝热电有限公司的热电联产企业，1999年8月23日黑龙江岁宝热电有限公司在购并原阿城糖厂企业自备电厂改建的阿城金京热电厂的基础上而组建的，金京热电分公司现有一台6MW背压式汽轮发电机组,一台15MW抽凝式汽轮发电机组。现有2台35t/h链条炉，2台75t/h循环流化床锅炉，担负着阿城区糖厂小区，庆云小区，通城小区,绿波小区等123.8万平方米的供热任务，2007年发电量为108000000kWh,供热量1490417吉焦。本工程燃料为当地资源丰富的稻壳、秸秆、枝条等生物质燃料，生物质燃料经过造粒机造粒后按60%生物质颗粒、20%稻壳、20%燃煤的份额比例掺烧。生物质的含硫份远低于燃煤，各种污染物排放量均小于燃煤锅炉。本工程属生物质能利用、节能环保项目，符合当前循环经济及建设节约型社会的理念。8.1.2厂区环境现状90 8.1.2.1自然环境黑龙江岁宝热电有限公司原名为阿城热电厂，厂址位置为阿城区总体规化区域的北部。东临阿城第二粮库，西面与阿城一次变电所隔道相望，南面是阿城区中心区和居民生活居住区，北面是阿城区工业区，哈绥公路从厂址西、北两个方向通过。8.1.2.2环境质量现状1）环境空气质量阿城区环境空气质量标准执行GB3095-1996《环境空气质量标准》的Ⅱ级标准，功能区类型为Ⅱ类区，即城镇规划中确定的居民区，商业交通居民混合区，文化区,一般工业区和农村地区。2006年阿城区大气污染物总量悬浮颗粒物浓度在0.1～0.35mg/m3之间，全年符合空气质量Ⅱ类标准天数为300天左右，二氧化硫和氮氧化物大大低于空气质量Ⅱ类标准，属于空气质量较好地区，但主要污染物仍旧为SO2和烟尘等悬浮物。2）水体环境质量据“阿城区松花江污水防控领导小组”对松花江水污染情况的检测，没有发现异常情况，水质符合国家规定标准。8.1.2.3主要污染源和主要污染物阿城区主要的污染源为燃煤小锅炉排烟，各类污废水排放口以及各类噪声；主要污染物为燃煤锅炉所排放的CO2、NOX、烟尘；产生的废水主要有生产企业废水，含油污水,生活污水等；锅炉炉渣，以及设备运行产生的噪声。90 8.2环境影响评述8.2.1设计中采用的环境保护标准本工程可行性研究设计中拟采用的环境保护标准如下：1）环境空气质量执行GB3095-1996《环境空气质量标准》中二级标准；2）地下水环境质量执行GB/T14848-93《地下水质量标准》中Ⅲ类标准；3）厂址周围居民区声环境质量执行GB3096-93《城市区域环境噪声标准》中2类标准；4）大气污染物排放执行GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》中的第3时段标准：烟尘为200mg/m3，SO2为800mg/m3；（注：单台出力在65t/h以上采用甘蔗渣，锯末,树皮等生物质燃料的发电锅炉，则参照该标准中以煤矸石等为主要燃料的资源综合利用火力发电锅炉的污染物排放控制要求执行）5）废水排放执行GB8978-1996《污水综合排放标准》一级标准；6）厂界噪声执行GB12348-90《工业企业厂界噪声标准》中Ⅱ类标准；8.2.2热电厂污染源及污染物排放估算8.2.2.1大气污染物排放情况根据业主提供的燃料资料，设计压制成型生物质颗粒中的硫份含量为0.11%、稻壳含硫为0.09%、普通燃煤含硫小于0.5%。本工程大气污染物排放情况见表8-1。90 黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司生物质热电联产技术改造工程大气污染物排放情况表8-1项目单位2×35t/h2×75t/h烟囱排烟方式共用一座烟囱共用一座烟囱几何高度m60100出口内径m23.2电除尘器效率%9899.5大气污染物排放情况烟尘排放浓度mg/m3生物质颗粒60%+稻壳20%+燃煤20%13.942.5排放量t/h0.00730.0087t/a117.16SO2排放浓度mg/m3生物质颗粒60%+稻壳20%+燃煤20%23653排放量t/h0.01580.0212t/a269.44注：SO2、烟尘排放浓度均为烟囱入口浓度；年小时数按实际运行工况计算。8.2.2.2一般废水排放本工程主要采用二次循环机组，湿除灰方式，无温排水、灰水外排。8.2.2.3固体废弃物本工程设计燃料为稻壳时的灰渣排放量见表8-2，黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司生物质热电联产技术改造工程灰渣量表8-2灰渣量容量小时灰渣量(t/h)日排灰渣量(t/d)年排灰渣量(t/a)灰量渣量合计灰量渣量合计灰量渣量合计90 2×35t/h0.5262.1022.62810.5242.0452.561368120521342022×75t/h4.0611.0155.07681.2220.3101.52总计4.5873.1177.70491.7462.34154.08注：日运行小时数20小时计。年小时数按实际运行。8.2.2.4噪声电厂噪声都为中、低频声源，主要是汽轮机、发电机、各种泵和风机等设备及管道的节流、振动等所产生的噪声。本工程的主要噪声源为发电设备、锅炉、燃料粉碎及输送装置、水泵等辅助设备和变压器等，综合考虑到声源设备的种类、运行数量、布置方式、噪声等级，并且参照同容量燃煤电厂的主要噪声源强，确定了降噪措施前、后各声源设备的源强见表8-3。锅炉对空排汽阀噪声属于间断声源，且经消声后源强一般不超过80dB(A)，故没有列入主要声源。单位:dB(A)设备噪声源表8-3序号设备噪声级防治措施降噪前降噪后1汽轮发电机组9075主厂房隔声2送、引风机90903燃料输送装置80804空压机9585空压机房厂房隔声5循环水泵房9075循环水泵房厂房隔声6综合水泵房9075综合水泵房厂房隔声7机力冷却塔80808.2.3环境影响初步分析8.2.3.1大气环境影响分析90 1）SO2排放浓度、排放量分析当压制成型生物质颗粒与稻壳、煤按设计比例掺烧时，电厂的SO2允许排放浓度计算结果见表8-4。电厂的SO2允许排放浓度表8-4燃料种类项目生物质颗粒60%+稻壳20%+燃煤20%2×35t/h2×75t/h实际值排放浓度(mg/m3)23653排放量(t/a)269.44允许值排放浓度(mg/m3)800由表8-4可知，对于该电厂的主要燃料，在不采取脱硫措施的情况下，电厂烟囱排放的SO2排放浓度能满足GB13223－2003的要求；且最大SO2实际排放浓度值453mg/m3远小于SO2允许排放浓度,该电厂的SO2排放浓度能满足GB13223－2003的要求。2）烟尘排放浓度、排放量分析`本工程配备了除尘效率不小于98%的电除尘器，本次改造工程继续沿用原有灰、渣混除的水力机械、汽车外运的除灰方式。根据电厂采用的各种主要生物质燃料的元素成份分析结果以及各种燃料的小时耗量以及相应的烟气参数，计算得知不同的燃料燃烧时烟囱出口处所排放的烟尘排放浓度和排放量见表8-5。设计燃料时烟尘排放量、排放浓度表8-590 秸秆种类项目生物质颗粒60%+稻壳20%+燃煤20%2×35t/h2×75t/h烟尘允许值(mg/m3)200实际值(mg/m3)13.942.5排放量(t/a)117.16注：各浓度参数均为干烟气状态下的计算值。由表8-5中可以看出，该电厂排放烟气经过效率不小于99%的电除尘器净化后，当燃料按设计比例掺烧时烟囱出口处烟尘最大排放浓为148.2mg/m3,小于200mg/m3的排放标准；8.2.3.2水环境影响分析电厂产生的各类废污水在采取污水的处理措施进行处理达标后复用,废水的复用主要用冷却塔补水、干灰加湿、厂区绿化及道路冲洗等。8.2.3.3噪声环境影响分析通过采取前述的措施后，电厂厂界噪声能满足相应的标准要求。8.2.3.4固体废弃物影响分析考虑到锅炉烟气除尘、灰渣综合利用及电厂原有锅炉除灰系统和电厂厂区条件等因素，本次改造工程继续沿用原有灰、渣混除的水力机械、汽车外运的除灰方式。8.3污染防治措施8.3.1大气污染防治措施本工程拟采取的大气污染物防治措施主要为：1）烟尘污染治理措施：本工程除尘系统配备了效率不小于99%90 的电除尘器。根据燃料成分分析结果，由表8-1知：当燃料按设计比例掺烧时烟尘最大排放浓度为42.15mg/m3。2）二氧化硫污染治理措施：本工程燃料采用生物质与原煤混烧，电厂所用的压制成型的生物质颗粒含硫0.11%；经计算，在不采用任何脱硫措施时，SO2排放浓度为：409mg/m3，小于GB13223-2003中要求的800mg/m3。3）本工程采用中温中压锅炉，采用低氮燃烧技术。燃料稻壳的含氮量较低，一般不超过1.0%，故本工程排放烟气中NOX浓度可满足GB13223-2003中要求的450mg/m3。4）烟气经高烟囱排放，充分利用大气自身扩散稀释能力，减小污染物的落地浓度。5）在烟囱进口烟道上装设烟气连续监测装置，以便对大气污染物的排放进行监测。6）厂内防止扬尘措施，厂内除灰系统采用了喷洒等防止扬尘措施。采取上述措施后，本工程大气污染物排放情况见8-1。8.3.2废水排放量及水污染防治措施本工程排放的废水有：冷却塔排污水、化学水处理系统排水、工艺设备冷却用水、生活污水等。各种废水的治理措施如下：1）灰水：灰、渣均为干排，无灰水排放。2）温排水：采用二次循环供水方式，循环排污水回收至澄清池，无温排水。90 3）酸碱废水：经中和池中和处理将pH值调节到6～9。4）生活废水：进入地埋式污水处理设施，主要处理手段是采用生化处理技术——接触氧化法处理。5）采用生活污水、生产废水、雨水分流制排水系统。在工程设计中，电厂工业用水便于回收的排至冷却塔水池，不便于回收的处理后排放。总体上讲，本工程废污水排放量较小，经过处理后的废污水水质可满足《污水综合排放标准》GB8978-1996中一级新扩改标准要求（Ph6-9，SS≤70mg/L，石油类≤5mg/L，COD≤100mg/L）。8.3.3灰渣产生量及灰渣处理方式、考虑到锅炉烟气除尘、灰渣综合利用及电厂原有锅炉除灰系统和电厂厂区条件等因素，本次改造工程继续沿用原有灰、渣混除的水力机械、汽车外运的除灰方式。8.3.4噪声及噪声防治措施电厂噪声为宽频声源，主要声源为锅炉对空排汽阀、各种泵和风机等，强度一般为80～90dB(A)。锅炉安全阀排汽噪声为一间断高频噪声源，安装消音器后强度一般不高于80dB(A)。因本工程燃料采用公路运输方式，而且生物质燃料的比重小、体积大，所以本工程运行期间动用的运输车辆较多，可能会增加沿途区域的交通噪声。90 噪声防治主要从声源、传播途径两方面综合治理。首先从声源上控制噪声，对于无法根治的噪声，则采取隔声、消声、减振等控制措施。在厂区总体布置中统筹规划、合理布局、注重防噪声间距。在冷却塔附近的厂界内外和厂区内广泛设置绿化带，进一步降低噪声对环境的影响。本工程完成后，各类噪声源主要集中在主厂房中，由于主厂房的噪声一般为中高频，衰减快，对厂外影响较小，在采取隔音、消声、减振措施后，噪声值一般不会超过65分贝，对外环境的影响是很小的。在设计中拟采取隔声、消声、防振等防止噪声污染措施，降低电厂噪声的污染。8.3.5绿化设计厂区绿化将结合厂区功能分区划分及道路的规划来进行，这样可起到净化空气、美化环境的作用。在厂区主干道旁，种植以常绿乔木为主的树种和灌木绿篱，间植一些观赏树林。在主厂房环形道路两侧，在不影响安全生产的前提下，种植低矮乔木及绿篱。8.4技术改造的环境效益热电联产燃料技术改造前后环境质量的改善程度十分明显，减排量如下：表8—6排放量计算汇总表t/a名称改造前(t/a)改造后(t/a)污染物减排量(t/a)SO2899.3269.44629.86烟尘年排放量432.5117.16315.34灰渣年排放量5363834202194368.5结论90 综上所述，电厂在采取了一系列有效的污染治理措施后，其污染物的排放均能满足现行国家标准的要求并且能够进一步降低污染物的排放量，从环保的角度看，本工程的改造是可行的。9劳动安全与工业卫生9.1可能产生的职业危害及造成危害的因素电厂生产过程中主要的安全和工业卫生问题是由于燃料输送、燃烧过程中，产生的粉尘飞扬；主厂房内的高温管道和高温设备，须防烫伤和采取保温措施；由于主厂房内有大量的大型转动机械，须防止机械伤害和机械噪声；电厂的产品是高压电，须防止触电事故的发生；秸秆燃料、燃料油、润滑油、充油设备及电气设备等，须注意防火、防爆；对生产中使用的酸、碱等化学药品，须有防毒、防腐蚀的措施。9.2编制依据设计按照《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053-1996）、《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》（DLGJ118-1997）、《火力发电厂与变电所设计防火规范》中对劳动安全与工业卫生的要求，编制设计。90 9.3防火防爆9.3.1厂区总平面按分区功能布置，合理确定各建筑、构筑物的火灾危险性及最低耐火等级，布置上满足防火最小间距、安全出口、安全通道和电缆防火等要求。9.3.2厂区设独立的消防管网，主厂房设有环状消防主给水管道，并用支管将主管的水引向厂房各层消防栓及消防用水点。在各重点防火区域及设备，主变压器、厂区变压器等设有自动喷水灭火系统，在其要害部位如稻壳仓还设置了固定消防炮灭火系统，其它主要建筑物，除设有室内消火栓外，还将按GBJ140-90《建筑灭火器配置设计规范》的要求，配备足够的移动式灭火器进行灭火。上述主要部位均设置火灾监测与报警设施。9.3.3锅炉、汽轮机、发电机和主变等设备设有多层安全保护措施，如超压、超温、超速、短路、超负荷、防火、防爆等保护及信号，以保障主机等设备及运行人员的安全，防止事故蔓延扩大。9.3.4本工程电缆防火设计，除了在主厂房、燃料输送、燃油及其他易燃、易爆场所选用阻燃电缆外，还要采取防火隔墙、防火门，并在电缆穿墙处或有关部位设计放火封堵，有效的防火阻燃措施。9.3.5主要生产及附属生产建筑均按规定设计楼梯、消防楼梯及安全出口。所有建筑物的通道及出入口设计，满足防火规范要求。9.4防尘、防毒、防化学伤害9.4.1电厂各车间内空气中允许有的有害物浓度，是按照“90 工业企业设计卫生标准”的有关规定进行控制。对生产有害气体的场所，如化学水处理室、凝结水处理室、油处理室、酸碱计量间、联胺加药间、及水处理建筑物内和蓄电池室等，有相应的安全保护设施，设专用的通风机或抽、排气装置，以排除生产的有害气体。对需要防腐的化学处理设备及管道采用防腐材料或设防腐衬、涂耐腐材料。9.4.2对秸秆、稻壳输送、粉碎和除灰系统采取防尘措施，加强设备严密性，防止燃料、灰尘外逸。设置除尘器，采用喷雾降尘，以抑制灰尘和清洁地面。9.5防电伤、防机械伤害和其他伤害9.5.1电气设备裸露带电部分与人行通道、栏杆、管道等间距必须大于规定的最小安全距离，并设置围栏或保护罩。9.5.2高压电器的操作回路设有必要的闭锁、连锁回路，以防止误操作。高压配电设备均设在专用房间内，非工作人员不能随便进入。9.5.3远方控制的电动机，在就地装设事故按钮，当出现危机情况时，可随时停车，以保障人身和设备安全。9.5.4对回转机械设备采取防机械伤害措施，所有外露部分的机械转动部分设防护罩或防护栏杆。9.5.5平台、吊装孔、扶梯按国家标准设计，配置可靠的栏杆和踏脚板，阀门、孔盖板、防爆门、采样孔等有维护，操作的部位均设置，以避免高空坠落，操作的部位均采取防滑措施。90 9.6防暑、防寒、防潮9.6.1火力发电厂防暑降温、防寒、防冻的主要手段是组织好通风、空调、采暖和保温隔热。9.6.2主厂房采取有组织的自然通风，局部辅以机械通风，电气配电室、化学设备间等采用机械通风。集中控制室及值班室等采用空调。集中控制楼采用集中采暖系统。以达到防暑降温、防寒防冻的要求。9.6.3所有高温设备和管道，除工艺要求需保温外，凡有可能接触人员的部位，均考虑保温防护，以免发生人员烫伤。9.7防噪声、防振动9.7.1降低厂区的噪声，主辅机尽可能选用低噪声设备，并采用必要的隔声罩、隔声、消声等控制措施。在建筑物上也采取相应措施如设隔声间，采用吸音材料等。拟建工程产生噪声主要为机械性噪声，降低噪声主要从噪声源、噪声的传播以及受声体三方面采取措施，主要措施如下：1）从总平面布置上，充分考虑重点噪声源的均匀布置（如汽轮机、发电机组等尽量布置在厂区中部）。2）设备选型时，首选低噪设备。3）送风机进口装设消音器，并采取减振措施；引风机设引风机间与外界隔离，同时采取减振措施。4）汽轮机设隔声罩。5）锅炉对空排汽口装设消音器。90 6）各种噪声较大的泵，如凝结水泵、电动给水泵及其它设备，均应采取减振措施。7）在人员活动较频的声源车间，应结合车间环境，适当设置吸声壁面、隔声屏等。8）为控制噪声影响，高噪声设备尽量置于厂房内。9）厂区内植树绿化，以衰减噪声。该项目主要噪声设备见表9设备噪声源单位:dB(A)序号设备噪声级防治措施降噪前降噪后1汽轮发电机组9075主厂房隔声2送、引风机90903燃料输送装置80804空压机9585空压机房厂房隔声5循环水泵房9075循环水泵房厂房隔声6综合水泵房9075综合水泵房厂房隔声7机力冷却塔80809.7.2绿化不仅可起到净化空气、衰减噪音、减轻污染和保持水质等改善环境的作用，又可美化厂区、美化环境、调节气候。设计中考虑在厂区内留有必要的绿化地带和面积以发挥绿化功能、防治污染和美化环境。绿化布局全厂综合考虑，以园林为主要形式，绿化树种以常绿树为主，乔、灌、花草相结合，形成点、线、面有机结合的绿化系统。厂界、厂区干道、厂房、冷却塔等区域进行重点绿化。90 9.7.3发电厂的主设备、附属设备的基础及平台的防振动设计，应符合《作业场所局部振动卫生标准》和《动力机器基础设计规范》的有关规定。9.8其他安全和工业卫生措施9.8.1照明系统设计按现行的“火力发电厂和变电所照明设计技术规定”执行，配有正常电源，备用电源及事故电源，及检修安全灯具等。9.8.2完善检修起吊设施的设计，提高检修工作的机械化水平。9.8.3电厂设专职安监机构与人员，以检查和落实劳动安全和工业卫生工作的实施。90 10节能和合理利用能源10.1编制依据1）编制依据与节能法律法规（1）《中华人民共和国节约能源法》；（2）《国务院关于加强节能工作的决定》(国务院令28号);（3）《中华节能技术政策大纲》(计交能[1996]905号)；（4）《国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术》(国家发改委[2005]65号令)；（5）《关于固定资产工程项目可行性研究报告节能篇章编制及评估的规定》计交[1997]2542号；10.2编制原则：90 贯彻资源开发与节能并举，把节约放在首位的要求，节能、减排、降耗对保证我国经济快速发展提高经济效益与社会效益，推进合理利用资源，减少环境污染，提高人民生活水平起着重要作用，也是改变我国经济增长方式的主要途径和实施可持续发展战略的必要措施。本次可行性研究的目的：是黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司锅炉掺烧生物质（生物质颗粒、稻壳）燃料改造工程，节约优质煤炭的可行性研究。金京热电分公司改造了燃煤锅炉，并配备一整套制造生物质颗粒的生产线、料仓和输送系统，保证锅炉的燃料供应，每年为国家节约优质煤炭9.38万吨（标准煤），支援国家建设。10.3节煤量计算根据本可研第23页装机方案热经济指标计算结果比较表，燃烧煤炭与掺烧主要经济技术指标，可见：改造前：年耗原煤量：16.5万吨；改造后：新增设备耗能折标煤量0.0385万吨/年年燃煤量：16.5万吨×20%＝3.3万吨节煤量：16.5万吨/a－3.3万吨/a=13.2万吨/年折标系数：0.7143年节约标煤：13.2万吨×0.7143－0.0385万吨=9.38万吨年耗生物质燃料：9.38万吨/年×75%（占生物质燃料比例）×7000/3600=13.68万吨颗粒9.38万吨/年×25%（占生物质燃料比例）×7000/3100=5.30万吨稻壳合计每年燃用生物质燃料为13.68万吨+5.30万吨=18.98万吨90 10.4节约措施10.4.1本项目为综合利用生物质能的热电联产项目，符合国家可再生能源发电和热电联产的要求。建成投产后相当于年节约标煤9.38万吨。10.4.2生产节能措施本工程有良好的节约能源的潜能。在生产工艺设计过程中，我们还采用如下措施，确保生产过程中进一步降低能耗。10.4.2.1对主要设备如汽轮机、锅炉、主变压器，电动给水泵，风机等进行优化选型，合理布置管道，使流向畅通，减少阻力降低泵的能耗，达到节能的效果。10.4.2.2设计中严格把关，禁止选用已被有关部委命令淘汰的机电产品，选用节能效果显著的优质产品，如选用新型、高效的各类水泵、风机和电动机，以提高运行效率，降低厂用电率。10.4.2.3选用优质阀门，避免蒸汽的跑、冒、漏现象，降低全厂发电、供热热耗率。对管道保温，采用经济厚度计算法，设计出合理的保温厚度，以取得综合节能效益。合理设计工艺系统，严格进行设备选型工作，杜绝“大马拉小车”的现象发生。不浪费投资资金，使工程总体造价合理。优化电气工艺系统，合理规划电气设备布置及电缆走向，减少电缆长度及降低电压损耗。如在厂用电设计380/220V按区域、车间设电源点，就近供电。90 10.5节水措施本工程通过加强管理，统一调度，综合平衡和全面规划全厂供、用、排、处理水的各项设计，达到一水多用，在各用水部门均安装水表计量和阀门，在水量平衡中尽量考虑综合利用和重复使用，以达到节水的目的。在冷却塔内安装收水器，减少冷却塔的风吹损失，循环水处理加入浓缩陪率高的稳定剂，降低排污率，减少水的损失，工业水系统达到零排放。10.6节约原材料措施优化各类方案，选择安全可靠，工程成本较低的基本型式；建筑物的墙体采用轻质加气混凝土砌块，减少结构自重，降低钢材用量。在设计中进行方案比较，优化设计、简化系统、精心布置，力求节省管材、电缆、建材等。10.7节电措施本次发电厂工程设计，首先依据《中华人民共和国节约能源法》及节能节电的条例、规定和标准。从设计源头开始建立完整的节电体系，确保经济效益、确保技术可靠及实施的可能性，以期达到显著的节电效果。10.7.1电动机的节电90 发电厂厂用电，电动机的使用占有相当大的比例，初步统计约占厂用电耗电量的78％。用以下几种方法来达到节电目的。1）利用电动机轻载节电器：当电动机处于轻载、空载时，功率因数和运行效率均很低，节电器有效地利用了这一特点，在电动机轻载、空载时降低电动机的端电压，达到节电效果。2）电动机重、轻载Δ－Y切换：对电动机处于重、轻载交替工作状态，利用绕组Δ接变Y接，节电。3）使电动机的容量得到充分利用：调速是其中最有效的节电方法之一。对于恒功率负载应尽量采用恒功率调速方法。对于恒转矩负载应尽量采用恒转矩调速方法。10.7.2照明节电：我国照明耗电占全国发电量的10%-12%，约为三峡工程年发电总量的两倍。因此科学的照明设计，对节约能源，保护环境，提高人们工作生活质量，有重要意义。节电照明是在保证照明质量前提下：涉及如下方面，照度及亮度的分布、无直接与间接眩光、合适的显色性、适宜的阴影、合理的安装高效和照度标准。并依据电厂现场考察实际情况，进行合理的节电照明设计。同时认为节电照明设计中，电光源的节电量是指在提供相同光通量条件下，用高效电光源替代相对低效电光源所节约的电量。10.7.3风机和水泵节电90 风机与水泵的能量损耗有共同之处，机械损耗、容积损耗、流动损耗等。风机与水泵均适合以变频调速为主的节电方式，设计时还要关注目前国内电机生产状况。如容量在200-355kW之间宜选用高压异步电动机。（此型电机国内高、低压电机均有生产）。容量在355kW以上必需选用高压异步电动机。（此项国内不生产低压电动机）。设计时推荐容量200kW以下采用低压变频调速方法，可以达到节电目的。10.7.4变压器的节电技术变压器容量选择是一个综合性问题：涉及变压器负荷种类、特性、负荷率、需要率、功率因数、有功损耗、无功损耗、电价、基建投资、使用年限、折旧、维护费及将来计划。电厂厂用变压器设计选择时，优选：S11系列低损耗配电变压器。与老式S9比较，年耗电量平均降低10.85％，空载电流减少60％～80％，空载损耗降低20％～35％。90 11企业组织与劳动定员11.1企业组织本项目实行董事会领导下的厂长负责制和三级管理体制，实行独立核算、自负盈亏、自主经营。11.2劳动组织及管理热电厂运行组织机构的设置按国家电力公司颁发的《火力发电厂机构定员标准》（试行）中有关规定执行。组织机构及人员的配备本着精简、高效的原则。本工程生产部门按四班生产配置定员，部分生产部门按一般生产配置定员；并考虑电厂日常小修及必要的维护工作人员。但不设专门的检修人员，检修人员由电厂统一组织考虑。热力网人员已在本工程项目中考虑。11.3人员配备90 电厂现有员工人数加因改烧生物质总人数见下表序号人员分类人数一机组运行人员1661机、炉、电742循环水系统103除灰、除渣124化学水105燃料增加粉碎、造粒60二机组维修人员431热机182电气123热控74除灰、渣6三管理人员13四服务人员8五热力网人员10合计24011.4人员培训生物质粉碎、造粒所需设备技术人员和操作人员由提供设备的厂家（公司）负责培训工作。90 12结论12.1主要技术经济指标1）项目总资金：2293万元2）年发电量1.08亿kw·h3）年供热量149.04万GJ4）年均热效率63.2％5）年平均热电比383％6）占地面积48864m27）标准煤耗率年均供热标准煤耗率44.82kg/GJ年均发电标准煤耗率357g/kWh年均供电标准煤耗率378g/kWh8）厂用电率热电厂综合厂用电率14.83％发电厂用电率5.64％供热厂用电率7.08％9）全厂定员人数240人10）单位成本90 发电0.2861元/kW·h供热25.45元/GJ11）销售价格电0.5964元/kW·h热35.6元/GJ12）内部收益率51.76％13）投资利润率71.16％14）年节约标煤量9.38×104t12.2建议在生物质的收集、储存、运输环节，必须取得当地政府有关部门的大力支持，成立燃料运输公司专门负责燃料的运输，保证燃料的稳定供应。12.3结论12.3.1.在技术方面，到2010年实现近期供热面积166万平方米，远期供热面积190万平方米，现有汽轮发电机组兼负上述供暖任务的热源。热力网按规划规模建设，适当预留，从建厂条件、工程地质、燃料供应、水电供给、厂区总平面布置、交通运输、燃料场设置等主要条件来看，都是合理的，本项目在技术上是可行的。12.3.2.在经济方面，项目总投资为2293万元，全部投资内部收益率为58.56％，财务净现值为5493.98万元，投资回收期为2.9490 年。本项目在经济方面是可行的。12.3.3.在环保方面，本项目各项污染物排放浓度包括烟尘排放、二氧化硫排放、氮氧化物排放等均满足国家排放标准要求，对环境质量影响较小，本项目是可行的。12.3.4.在节能方面，本工程实现生物质能热电联产集中供热后，基本不再燃用达连河煤，节约了大量的煤炭资源，提高了生物质能源综合合理利用，每年可节约标准煤9.38万吨，节能效益十分显著。12.3.5.本工程投产后，极大地提高了供热质量和供热的安全稳定性。12.3.6.本工程符合国家节能减排政策，符合中华人民共和国可再生能源法及国家对东北老工业基地实施改造重大举措。总之，黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分公司锅炉掺烧生物质燃料改造工程的社会效益和经济效益显著。生物质能的开发利用，变废为宝，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环境，增加农民收入，促进经济和社会的可持续发展，符合党和国家的方针政策。本工程项目技术上可行，经济上合理，项目建设是可行的，也是必要的，建议尽快实施，早日发挥效益。90 13投资估算13.1概况黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分工司锅炉掺烧生物质燃料改造工程项目可行性研究。工程项目包括：造粒与粉料设备基础、稻壳储存仓、炉前颗粒仓、炉前石灰石仓改造、生物造粒设备、给料设备、输送设备、粉碎设备、除尘器改造、电气设备及其它费用等内容。工程建设总投资为：2206.00万元其中：建筑工程费458.00万元设备购置费1374.60万元安装工程费148.40万元其它费用225.00万元13.2编制依据1）各专业技术人员提供的设计条件及工程量；2）建设单位提供的有关数据及资料；3）定额、指标、价格：（1）200690 年哈尔滨市建设委员会《黑龙江省建设工程预算定额及消耗定额》哈尔滨市单价表；（2）主要设备价采用设备生产厂家提供的现行价格；（3）有关行业建设项目设计估算编制办法；（4）工程勘察设计收费标准；（国家发展计划委员会、建设部）；（5）建设工程监理与相关服务收费标准（国家发展和改革委员会、建设部）。13.3投资分析见表13—113.4投资估算见表13—213.5说明黑龙江岁宝热电有限公司金京热电分工司锅炉掺烧生物质燃料改造工程项目可行性研究中的环境保护、职业安全与工业卫生投资已列入工程项目之中。按费用投资分析表13—1序号费用名称投资金额（万元）投资比例（%）1建筑工程费528.0023.932设备购置费1304.6059.143安装工程费148.406.754其它费用225.0010.1990 合计2206.00100投资估算表表13—2序号工程项目和费用名称价值（万元）建筑工程设备安装工程其它费用合计一工程费用1造粒车间1.1造粒厂房内设备基础130.00130.001.2稻壳储存仓200.00200.001.3生物质造粒设备及安装264.1515.85280.001.4生物质颗粒、稻壳输送设备及安装136.3613.64150.001.5给料设备及安装36.363.6440.001.6电气设备及安装71.438.5780.00小计330.00508.3041.70880.002炉前设施2.1炉前颗粒仓120.00120.002.2炉前石灰石仓改造12.0012.00小计132.00132.003粉料车间3.1粉料厂房内设备基础66.0066.003.2粉碎设备及安装136.3613.64150.003.3粉料附属设备及安装272.7327.27300.00小计66.00409.0940.91516.004链条炉除尘器改造238.0042.00280.00烟气在线监测111.8018.20130.00小计238.0042.00410.005新增箱式变压设备及安装39.823.1843.00小计39.823.1843.00合计528.001304.60148.401981.00二建设工程其它费用1建设单位管理费19.8119.812试车费11.7711.773设计费52.7452.7490 4建设工程监理费35.6435.64合计119.96119.96累计458.001374.60148.40119.962100.96三预备费105.04105.04总计558.001374.60148.40225.002206.0014技术经济项目经济评价参照国家计委颁布的《建设项目经济评价方法与参数》的有关规定及现行财税制度进行分析。主要参数如下：基准收益率：8%；固定资产按直线法折旧，净残值率5%，建筑工程折旧年限为30年，机器设备折旧年限为10年；所得税率25%；增值税率17%；城市建设维护费7%；教育费附加3%；14.1资金来源本项目总投资为2293万元，其中建设投资2206万元，流动资金87万元。本项目资金全部由企业自筹。14.2项目实施进度本项目1年建成，生产期为10年，计算期为11年。90 项目投产后第一年达产100%。14.3流动资金根据工程生产运行实际情况，新增流动资金87万元。14.4成本预测本项目不新增劳动定员；本项目节煤量为13.20万t/a，原煤价格为307元/t；(4052.4万元)新增生物颗粒消耗13.68万t/a，其价格为286元/t；(3912.48万元)新增稻壳消耗5.30万t/a，其价格为160元/t；（848万元)直接成本增加额为708.08万元/a；新增折旧费为177.27万元；经计算，年均新增总成本费用为885.35万元。14.5销售收入本项目改造前上网电量为9306万kWh/a，上网电价为0.3464元/kWh；改造后上网电量为9198万kWh/a，上网电价为0.5964元/kWh(其中增加0.25元/kWh为掺烧可再生能源80％以上国家和地方财政补贴电价)；新增销售收入2262.09万元/a。14.6利润分配按国家文件计取增值税。所得税案利润总额的25%计取，资本公积按税后利润10%计取。90 本项目年均销售税金及附加26.42万元，年均增值税264.18万元，年均息税前利润（EBIT）1350.32万元，年均利润总额1350.32万元，年均所得税337.58万元，年均净利润1012.74万元。14.7评价指标计算各项评价指标详见基本报表，由基本报表计算出的评价指标如下：总投资收益率：58.56%投资利税率：71.16%全部投资财务内部收益率（税前）：67.12%全部投资财务内部收益率（税后）：51.76%全部投资回收期（税前）：2.51年全部投资回收期（税后）：2.94年14.8盈亏平衡分析本项目用生产能力利用率表示的盈亏平衡点为11.60%，说明生产能力达到设计的11.60%时，企业就可以保本经营，本项目具有极强的抗风险能力。14.9敏感性分析经计算，对财务内部收益率、投资回收期等指标影响大小，依次为产品价格波动、成本波动、产量波动、投资波动。90 14.10评价结论从财务评价结果看出，该项目全部投资内部收益率远远高于基准收益率，投资回收期2.94年，各项指标均符合要求，经济效益非常好，将为企业带来较好的效益，建议尽快组织实施。90'