工业园热电联产项目可行性研究报告 89页

'工业园热电联产项目第一章概述1.1项目概况及编制依据1.1.1项目概况******2001年底筹建，位于***城西城区，衡炎高速、衡茶吉铁路、106国道贯穿全区。园区规划面积10平方公里，其中一期（东园区）控规4.1平方公里，已建成3平方公里，二期（西园区）控规5.9平方公里，正在筹建。建园以来，***坚持“特色立园、项目兴园”的发展战略和“生态型、规范化、花园式”的发展目标，以项目建设为切入点，大力引进科技含量高、经济效益好、环境污染少的优势项目入园，取得了喜人的成绩。东园区现有企业61家，其中已建成投产47家，初步形成了纺织、材料两大产业集群，是湖南省棉纺织产业基地、省级综合性高技术产业基地、株洲市产业转移示范园创建先进单位。西园区规划已经着手实施，西园区计划引进企业80家左右，届时整个园区企业将达到140家以上。2009年，***完成工业总产值15.06亿元，同比增长48.8%；完成工业增加值4.72亿元，同比增长54.4%；上交税收3314万元，同比增长24.3%；完成高新技术产值1.7亿元，同比增长31.3%；完成固定资产投资6.03亿元，同比增长38.9%；招商引资累计到位资金3亿元，同比增长18.2%；新引进入园项目11个，同比增长120%；园区从业人员增加1039人，年末达到5047人。***正日益成为***招商引资的重要平台和县内外客商投资***的首选之地。园区现有42台工业锅炉，其中：6t/h的燃煤工业锅炉2台，4t/h燃煤工业锅炉2台，2t/h燃煤工业锅炉23台，1t/h燃煤工业锅炉15台，锅炉总蒸发量81t/h。现有工业锅炉单台容量小，生产自动化程度低，稳定性差，不能给企业生产提供稳定的汽源；锅炉热效率低，原煤消耗高；锅炉无烟气净化装置，排出的烟气含尘量和SO2均严重超标，对园区周围环境造成了严重污染。为了给园区内各用汽企业提供充足、稳定、优质的热源，同时为了降低各企业用汽成本和减少园区环境污染，配合园区统一规划和建设，以便能更好地招商引资，拟在园区新建热电联产工程对园区企业进行统一供热和供电，结合园区规划进行分期建设，一期拟建规模为2台90t/h中温中压循环流化床锅炉，配套建设一台装机容量为7.5MW抽汽89 背压式汽轮发电机组，锅炉1用1备，二期再建设一台装机容量为7.5MW抽汽背压式汽轮发电机组。1.1.2编制依据本工程可行性研究报告按原国家发展计划委员会、原国家经济贸易委员会和建设部联合颁发的《热电联产项目可行性研究技术规定》（计基础〔2001〕26号）的深度要求对***现有情况进行反复调查、核实、分析与论证，确定园区内各企业用汽规模和现有工业小锅炉型式，对工程的厂址条件、环境保护、投资估算及经济分析等展开研究，并按劳动部、卫生部、公安部等颁发的有关文件对工程项目中劳动安全卫生与消防以及节能的要求进行文件编制，具体依据如下：a.***对于本工程可行性研究报告的委托书；b.《热电联产项目可行性研究技术规定》（计基础〔2001〕26号）；c.《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》发改能源[2007]141号；d.***提供的有关进行可行性研究工作的基础资料，包括煤质、水质、热负荷、厂区总图等；e.脱硫石膏、灰渣销售意向书f.国家、行业有关工程建设的法规、标准、规范等。1.2可行性研究范围本工程可行性研究范围：(1)对***园区内现有生产热负荷进行调查、核实，确定热电站配套方案，按以热定电原则，实现园区供热最优化和热电联产效益最大化。(2)根据园区现有条件和业主指定区域，进行热电站总布置方案。(3)对热电联产工程各主要工艺系统的主要技术原则与方案的先进性进行研究。(4)根据园区内热电站总布置、工程设想及各工艺专业的设计方案进行投资估算和经济分析，并提出主要意见。1.3项目建设的必要性我国是一个能源相对短缺的国家，人均能源占有量远低于世界平均水平，但单位产品能源消耗量又远高于世界发达国家先进水平，资源环境约束问题日益突出。为此国家出台了《中华人民共和国节约能源法》、《重点用能单位节能管理办法》，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十一个五年规划的建议》提出：“十一五”89 期末单位国内生产总值能源消耗比‘十五’期末降低20%左右。国家发展计划委员会同国家经济贸易委员会、建设部、国家环保总局等有关部门组织编制的《关于发展热电联产的规定》中指出：“热电联产具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益。热电厂的建设是城市治理大气污染和提高能源利用率的重要措施，是集中供热的重要组成部分，是提高人民生活质量的公益性基础设施”，“各级政府应积极推动环境保护和节约能源，实施可持续发展战略，在每年市政建设中安排一定比例的资金用于发展热电联产、集中供热”。《中华人民共和国节约能源法》规定“国家鼓励发展热电联产、集中供热”，“有条件的地区，应首先考虑实行集中供热，热电联产，建设区域性热电厂”。******经过近10年的发展，现已入户企业61家，建成投产47家，初步形成了纺织、材料两大产业集群。园区拥有6t/h以下工业锅炉42台，额定总蒸发量81t/h，但现有锅炉热效率低，产汽煤耗高。园区工业热负荷稳定，热用户分布集中，符合热电联产实施条件，实行热电联产、集中供热不仅可以为园区企业提供充足、稳定、优质、廉价的生产、生活汽源，每年还可向园区提供大量电力。项目投产后既能节省企业生产成本，又能改善当地环境、促进园区基础设施建设、加快园区招商引资步伐，对促进整个***的地方经济发展均十分有利。本项目采用较大容量、较高参数循环流化床锅炉进行集中供热、提高了热效率，降低了产汽能耗，配套建设背压汽轮发电机组实现热电联产，项目实施后具有显著的经济效益。本项目配套建设锅炉尾部除尘和脱硫的一整套烟气净化设施，粉尘、气体污染物排放指数均大大低于国家环保标准。综上所述，本项目为热电联产工程，项目实施具有显著的经济效益和社会环境效益，项目建设是完全必要的。1.4主要建设内容和设计原则(1)本项目机组选择遵循“以热定电”原则，实现节能和环境效益最大化。项目建成后，将完全替代园区内现有的42台工业小锅炉。(2)根据现状热负荷及汽水平衡计算，按2×90t/h循环流化床锅炉+1×7.5MW抽汽背压式汽轮发电机组规模进行可行性研究。(3)总平面布置在业主划定的范围内实施，以节约用地和不妨碍企业长远发展用地规划为目标。(4)供水水源接自园区现有供水总管，本工程废污水排放至园区集中污水处理设施处理，场地排水排至原有厂区排水系统。(5)主蒸汽系统采用母管制；高低压给水母管均采用单母管制。89 (6)发电机出线电压为10.5kV；接线方式为单母线分段。(7)厂用电为高压10kV；低压380V。(8)锅炉烟气排放适用标准按近期将实施的《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）执行，排放的二氧化硫＜200mg/Nm3、NOX＜400mg/Nm3、烟尘＜30mg/Nm3。烟气净化采用布袋除尘器+湿法脱硫，脱硫剂采用石灰石。(9)工业冷却水全部采用循环冷却水。(10)锅炉主要燃用株洲攸县煤，燃煤由陆路运至厂内煤场（近期燃煤可由公路运输，待衡茶吉铁路建成通车后可由铁路和汽车两级转运至厂内）。厂内煤场设一个干煤棚，干煤棚容量考虑两台锅炉容量，运煤系统一次建成。(11)锅炉点火采用床下油点火系统。(12)采用灰渣分除系统，干除灰、渣系统。除灰系统采用气力输灰至灰库存放；锅炉底渣采用冷渣器冷却，机械输送至渣库存放。灰渣全部汽车外运综合利用。(13)化学水处理系统采用两级反渗透系统。(14)本工程电气、仪表采用DCS控制系统。(15)暂不考虑园区生产用蒸汽凝结水的回收。1.5工作过程简述1.5.1我公司与******签订可行性研究报告编制委托书后，于2010年05月成立本项目工程组，并迅速开展工作。1.5.22010年05月15日至16日，工程组相关专业人员赴***现场进行厂址踏勘、考察建厂条件，并收集相关设计基础资料。1.5.32010年05月20日，工程组有关人员再赴***就拟选厂址区域位置和总平面布置方案与业主讨论和交换意见。1.5.42010年6月完成可行性研究报告。1.5.5参加可行性研究报告编制的主要设计人员名单见下表1.5-1。表1.5-1参加可行性研究报告编制的主要设计人员名单姓名专业职务职称姓名专业职务职称89 89 第二章热负荷2.1供热现状工业园规划面积10平方公里，分两期建设。其中一期（东园区）规划面积4.1平方公里，已建成3平方公里，二期（西园区）规划面积5.9平方公里。东园区现有企业61家，其中已建成投产的企业47家，总计有42台低压燃煤工业锅炉。东园区现有47家企业的主要供汽设备出力见下表2.1-1：表2.1-1现有供汽锅炉设计出力一览表序号炉型额定出力（t/h）数量(台)额定蒸汽压力（MPa）额定蒸汽温度（℃）1链条锅炉621.25饱和2链条锅炉423链条锅炉2234链条锅炉115合计81422.2现状热负荷本工程热负荷主要由***37家企业的烘烤、制胶、净化、蒸洗等生产用汽组成。园区现状热负荷见下表2.2-1：表2.2-1园区现状热负荷表序号用汽企业单位用汽量(t/h)0.4MPa(a)1.20MPa(a)1银太纺织t/h-42晟泰纺织t/h3-3万昌纺织t/h4-4德胜纺织t/h3-5东信棉业t/h-46华丰塑业t/h1-7华南塑业t/h1-8华耀塑业t/h1-9精成钨业t/h2-89 10瑞和锌业t/h-611恒源硬材t/h-5.512江钨博大t/h2-13广源硬材t/h2-14天源纺织t/h2-15宁超科技t/h1-16永茂电子t/h1-17瑜源磁材t/h1-18亮建磁材t/h1-19株玻公司t/h2-20杭玻公司t/h2-21龙港玻纤t/h1-22神龙玻纤t/h1-23嘉新公司t/h2-24耀华玻纤t/h1-25华宇稀有t/h1-26高力新材t/h2-27宏大金属颜料t/h2-28托普硬材t/h2-29华驰新材t/h2-30鸿宇特陶t/h2-31富源矿业t/h1-32九龙建材t/h2-33江陵木业t/h4-34咏丰陶瓷t/h2-35时代新材t/h2-36长兴水泥厂t/h3-37光大服装t/h2-合计t/h6119.589 2.3设计热负荷本热电厂建成投产后，全部蒸汽负荷均由热电厂供给，园内内现有的各型燃煤、燃柴工业锅炉作为各企业备用炉。考虑供热管网损失5%和焓值折算后折算到热电站出口，本热电工程的设计热负荷见下表2.3-1：表2.3-1热电工程设计热负荷表序号项目热负荷0.49MPa170℃1.27MPa220℃1汽量(t/h)62202热量(GJ/h)172.9857.222.4凝结水的回收本工程暂不考虑凝结水的回收。第三章电力系统3.1现状电力负荷园内企业近3年用电负荷情况如下表3.1-1：表3.1-1园区近3年用电负荷表年份用电部门用电量(kwh)2007园区各企业0.9×1082008园区各企业1.1×1082009园区各企业1.5×108园区2010年6月份前用电负荷约0.9×108kWh。本工程投产后热电厂上网电量约4.642×107kwh,热电站供电量远不能满足园区内动力用电需求。3.2接入系统设计及主接线方案论述本热电联产工程是******集中供热的区域热电厂，以热定电，新建两台发电机组(2×7.5MW)，除了提供本厂厂用电外，剩余电力全部上网，为缓解当地电力紧张的局面能起一定作用。89 园区内现有110kV深坑变电站一座，变电容量4万kVA，本工程拟以一回110kV专线接入深坑变电站。本工程主接线方案为：110kV系统采用单母线接线，10kV系统采用单母线分段的接线方式，共分两段。接线方案最终需由电力公司的接入系统批复确定。第四章燃料供应4.1燃料来源及燃料特性本工程的燃料为燃煤。燃煤主要采用攸县烟煤，设计煤种分析数据见下表4.1-1：表4.1-1设计煤种分析数据表项目符号单位设计煤种收到基含碳量Car％58.41收到基含氢量Har％0.98收到基含氧量Oar％0.83收到基含氮量Nar％0.80收到基含硫量Sar％1.13收到基含灰量Aar％30.85收到基含水量War％7.0干燥无灰基挥发份Vdaf％6.83收到基低位发热量Qar.netMJ/kg19.95焦渣特性（1－8）2软化温度ST℃14104.2运输方式近期燃煤全部通过汽车运至厂内煤场。衡茶吉铁路建成通车后，燃煤可采用铁路与公路两级运输相结合的方式运至电厂。89 第五章主机选型及供热方案5.1主机选型方案5.1.1蒸汽参数的确定本工程两台循环流化床锅炉和配套的汽轮发电机组拟采用中温中压参数。5.1.2全厂汽水平衡站内汽水损失按3%计取，热电厂除氧器用汽由汽机背压排汽供给，根据全厂设计热负荷计算全厂汽水平衡见下表5.1-1。表5.1-1全厂汽水平衡表序号项目单位数量一蒸汽平衡　　11.2MPa,220℃中压蒸汽负荷t/h20①1.27MPa，334℃汽机抽汽t/h17.99②104℃减温水t/h2.0120.49MPa,170℃低压蒸汽负荷t/h62③0.49MPa，238℃汽机排汽t/h58.36④104℃减温水t/h3.6437.5MW汽轮发电机组　⑤3.43MPa，435℃进汽t/h85.30⑥1.27MPa抽汽t/h17.99⑦0.49MPa排汽t/h69.31⑧0.49MPa除氧自用蒸汽t/h8.95⑨机组发电功率KW742140.49MPa蒸汽平衡　⑩站内汽水损失3%t/h2.715所需锅炉蒸发量⑤+⑩t/h　88.01二水量平衡　　⑾凝结水回收量t/h06化学补给水量　　①+②+③+④+⑩-⑾t/h84.715.1.3锅炉容量的确定根据全厂汽水平衡计算结果，本工程需要额定参数为中温中压的锅炉蒸发量为90t/h。5.2锅炉选型本改造工程锅炉选用循环流化床炉（CFB），89 根据国内循环流化床锅炉生产厂家已投运锅炉系列参数，额定蒸发量为90t/h的循环流化床锅炉机组目前投放市场台数较多，运行情况普遍反映良好，价格适中，且与本工程所需锅炉蒸发量吻合。故本工程选用2台额定蒸发量为90t/h的循环流化床炉，其中一期1台运行1台备用。循环流化床炉具备以下一些特点：a.燃料适应范围广。b.低污染物排放。c.循环流化床锅炉有较高的热效率。d.循环流化床锅炉能在30%MCR时不投油稳燃，变负荷运行范围广，适合于热负荷调节运行。e.循环流化床锅炉灰渣可作为制造水泥掺料和建筑材料，有较好的社会效益和经济效益。f.采用干式除灰、渣系统，灰渣可综合利用。g.燃烧系统简单。h.循环流化床锅炉作为一种洁净煤燃烧技术而得到世界各国能源界的认可。5.3锅炉参数本工程选用90t/h循环流化床锅炉，锅炉技术规范如下：锅炉型式：循环流化床锅炉数量：两台(一期1用1备)锅炉额定蒸发量：90t/h锅炉额定蒸汽压力：3.82MPa(g)锅炉额定蒸汽出口温度：450℃锅炉给水温度：104℃锅炉排烟温度：140℃锅炉热效率87％5.4汽轮发电机组参数(1)汽轮机汽轮机型式抽汽背压式汽轮机汽轮机型号CB7.5-3.43/1.27/0.49数量：一台89 额定功率7.5MW额定进汽压力3.43MPa（a）额定排汽压力0.49MPa（a）额定进汽温度435℃额定进汽量90t/h抽汽压力1.27MPa（a）额定抽汽量20t/h最大抽汽量30t/h(2)汽轮发电机额定功率7.5MW功率因数0.80额定电压10.5kV励磁方式可控硅静止励磁冷却方式空气冷却5.5热电站主要热经济指标和污染物排放本工程实施后的主要热经济指标和污染物排放量见下表5.5-1。表5.5-1热电站主要热经济指标和污染物排放量表序号项目单位数据1锅炉额定蒸发量t/h902锅炉运行蒸发量t/h903锅炉效率％874热负荷供应1.20MPat/h200.40MPat/h625通过汽轮发电机组发电功率kW75006年利用小时数h81607年供热量GJ/a18737308年发电量kWh/a612000009综合厂用电率%2510年供电量kWh/a4590000014锅炉全年耗标煤量t/a8441618年均全厂热效率%7989 19年均热电比%112920年灰渣排放量t/a3964621年SO2排放量t/a115.922年NOx排放量t/a38023年烟尘排放量t/a23.7热电站投入运行后，在保证园区企业正常用汽负荷的情况下，每年可新增发电量6120万kWh，可为电网提供电量4590万kWh/a。锅炉灰渣采用灰渣分除、干式除渣的方式，灰渣活性好，可全部综合利用。锅炉烟气脱硫采用石灰石/石膏湿式脱硫工艺，脱硫效率可达95%以上，脱硫后的副产物石膏可全部外销。5.6运行工况本热电联产工程运行方式以供热为主，按以热定电的原则进行供热和发电，设备年运行小时为8160小时。热电厂一期规模及运行方式：锅炉规模：2×90t/h循环流化床锅炉(2台循环流化床锅炉1用1备，园区其余工业锅炉全部拆除)；汽轮发电机组规模：1×CB7.5-3.43/1.27/0.49工况一：正常情况下，1台90t/h循环流化床锅炉运行，所产蒸汽供应7.5MW抽汽背压式汽轮发电机组，抽汽经减温后供应热用户所需1.20MPa蒸汽，其背压排汽经减温后供应热用户所需0.40MPa蒸汽，可满足全厂热负荷需要,同时可发电量7500kW。工况二：当处于运行工况的循环流化床锅炉故障或检修时，运行备用的另一台循环流化床锅炉,满足园区工厂生产用汽需要。工况三：当抽汽背压式汽轮发电机组故障或检修时，90t/h循环流化床锅炉所产蒸汽经减温减压器后供应热用户所需1.20MPa和0.40MPa蒸汽，满足全厂热负荷需要。89 第六章厂址条件6.1厂址条件6.1.1厂址地理位置本工程在******园区内进行建设。***地理坐标为东经113°34′至114°07′，北纬26°03′至26°39′，位于湖南省株洲市南部。******位于***城西城区，园区东临涞水河，106国道贯穿园区，衡炎高速、衡茶吉铁路与园区相距3公里。铁路、公路运输便利。6.1.2水文气象条件(1)水文资料洣水河历史最高洪水位:89.01m洣水河最低枯水位:18.71m(2)气象条件***地处亚热带季风湿润气候区的北端，气候湿润，温暖期长，严寒期短，四季分明，雨量充沛。年平均气温为16.9℃，以7月最热，平均气温在19.2℃；1月最冷，平均气温在4.2℃,年平均降雨量1302mm，历年最大降雨量2336.5mm，历年最小降雨量787.4mm，最大积雪深度230mm，年平均蒸发量1424.2mm，年均日照时数1813.8小时。年平均相对湿度为79%，全年无霜期277天，常年主导风向北、北东，年平均风速3.1m/s，瞬时最大风速40m/s。6.1.3交通运输******位于位于***城西城区，衡炎高速、衡茶吉铁路、106国道贯穿全区。公路、铁路运输便利。6.1.4供水水源本工程水源为流经园区的洣水河。园区内已建成较为完善的取水、输水设施。本工程工业用水接自园区内现有供水站。6.2厂址方案本工程在***现有厂区范围内进行建设。可利用的场地为工业园北面的临山空地，场地四周情况：北面为山坡，东、西、南面为园区空地。本工程厂址海拔高度范围约为89.2～92m，本工程厂址不受洪水威胁。89 6.3厂址工程地质根据国家地震局l990年6月颁布的《中国地震烈度区划图》,***抗震设防烈度小于7度，设计地震分组为第一组，设计基本地震加速度0.10g，建筑场地类别为Ⅱ类。建构筑物按7度抗震设防。场地地基土层根据地基土特征及物理力学性质可分为2层：①素填土（Q4ml）：褐灰色、褐红色，主要成分为粘粒，夹少量碎石。砖渣。碎块等，稍湿，松散，未完成自重固结。该层仅ZK24，ZK25缺失该层。层厚0.50～6.0m。②粉质粘土（Q4al）：褐红色,褐黄色，湿，硬塑，无摇振反应，稍有光滑，干强度及韧性中等。低~中等压缩性。该层广泛分布于整个场地，此层未穿，最大揭露厚度10.00m。6.4灰渣处置本工程1×90t/h循环流化床锅炉年产灰渣量3.96万吨，脱硫石膏1.67万吨，根据灰渣及石膏销售协议，热电厂灰渣和脱硫石膏可全部综合利用。第七章工程设想7.1总平面及运输方案7.1.1概述本工程可利用的场地为工业园北面的一块临山空地，设计用地面积约33600m2。场地四周情况：场地四周情况：北面为山坡，东、西、南面为园区空地。7.1.2设计准则本工程的布置保证满足电力行业标准和国家规范：（不限于此）《小型火力发电厂设计规范》(GB50049—94)；《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》(DL/T5196—2004)；《火力发电厂总图运输设计技术规程》(DL/T5032—2005)；《厂矿道路设计规范》(GBJ22—87)；《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229—2006)；《建筑设计防火规范》(GB50016—2009)；《公路工程技术标准》(JTGB01-2003)；89 《总图制图标准》[GB/T50103-2001]。7.1.3布置原则按照国家现行的有关法令法规要求、满足防火及卫生要求的原则，从场地条件出发，使热电厂平面布置满足生产工艺流程需要，供热管网和管线布置短捷，物料运输顺畅。7.1.4总平面布置本工程主要由热电系统，除尘脱硫系统，输煤系统及化水系统组成。根据现有地形状况，本工程采用阶梯式竖向布置形式。本工程主要由锅炉间、除氧煤仓、汽机间、除盐水间、布袋除尘器、引风机、脱硫塔、综合楼及石膏库、维修间、输煤栈桥、干煤棚等组成。厂区新建道路采用6.0m宽城市道路，与工业园内原有道路相接并形成环形布置，以满足生产和消防的需要。布置方案详见总平面布置图。7.1.6交通运输本工程的燃料煤、灰渣运输由永清环保股份有限公司统一管理。燃料煤为陆路运输到厂内干煤棚，需煤量每小时约为15吨。干灰及灰渣的运输由汽车外运。干灰量每小时约为2.9吨，可将干灰直接装池车运至水泥厂综合利用。以载重5吨的池车作为运输工具，每天需运14车次。灰渣量每小时约为2.0吨，以载重5吨的自卸汽车作为运输工具，每天需运10车次。（按1×90t/h锅炉计算）。本工程烟气脱硫工程每小时消耗石灰石约1.12吨，折合日消耗量为26.88吨。以载重5吨的自卸汽车作为运输工具，每天需运6车次。石膏产量每小时约为2.04吨，折合日产量为49吨。以载重5吨的自卸汽车作为运输工具，每天需运10车次。由于本工程场地内仅有少量检修车辆通行，因此，道路采用6.0m宽城市型道路，路面结构（从上至下）：25cm厚水泥混凝土路面、21cm厚水泥稳定级配碎石基层。7.1.7道路与绿化室外主要道路与厂区道路相协调，所有道路采用城市型混凝土路面，路面宽为6.0m，路面汽车荷载为汽20级。新建道路均按照有关规范要求进行设计，建构筑物间根据其生产特点考虑了足够的安全距离和疏散距离。主厂房周围设置6.0m的消防车道，室外设消防栓，室内配灭火器材。89 为便于干煤棚的施工以及消防要求的需要，在干煤棚外设置一条6.0m的车道，车道尽头设有回车坪。为美化环境，满足生产的需要条件，主厂房周围空地进行绿化。据***地区的气候和土壤条件，结合电厂绿化的特点、布置形式及绿化效果，并吸取电厂绿化的成功经验：宜种植耐酸抗尘的常青灌木，用地范围内裸露空地空坪以草地为主；适当种植赏树种；但应以本地树种为宜，以防外来物种入侵。7.1.8主要技术经济指标用地面积：33600m2总建构筑物占地面积：15800m2道路及回车坪面积4250m2（包括用地界线外新建道路）固化面积：5500m2绿化面积：6050m3绿化率：18%建筑系数：47%7.2运煤系统7.2.1建设规模根据******区发展规划，本热电联产工程终期建设规模为两炉两机，拟进行分期建设，一期工程装机规模为2×90t/hCFB+1×CB7.5-1.27/0.49,锅炉为1用1备，二期工程拟再扩建1台CB7.5-1.27/0.49汽轮发电机组，两台锅炉同时运行。运煤系统按两台锅炉的额定用煤量考虑。7.2.2燃煤煤质见表4.1-1设计煤种分析数据表。7.2.3锅炉燃煤耗量本工程锅炉燃料消耗量见下表7.2-1：表7.2-1锅炉燃料耗量燃料耗量锅炉容量原煤消耗量小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（t/a）1×90t/h15.03360.8122659注：按日利用小时24h，年利用小时8160h计。89 7.2.4运煤系统及运行方式本工程燃煤输送系统按2×90t/h中温中压循环流化床锅炉设计；干煤棚按2×90t/h中温中压循环流化床锅炉设计。本工程运煤系统采用单路、两班工作制运行设计。干煤棚本期设计为18m跨，长120m。煤棚分期建设，一期建设60m，二期建设60m。干煤棚内安装5t抓斗桥式起重机两台，一用一备，还设有一台推煤机可用于物料的堆取和混料。设计堆高6m。设计有效库容约3800m2，可储存1×90t/h循环流化床锅炉10天左右的耗煤量。为适应90t/h循环流化床锅炉对燃料粒度0-10mm的要求，在输送系统中设置破碎楼，设有一台齿辊式破碎机，出力140t/h，进料粒度300mm，出料粒度10mm以下。上煤系统设计出力120t/h，采用单路B=650mm带式输送机输送系统，两班制工作。带式输送机速度1.0m/s。本工程上煤系统设两个转运站及一个破碎楼转运。原煤从干煤棚受煤仓经往复式给煤机、1#、2#带式输送机转运至破碎楼，经破碎机破碎至10mm以下，经3#带式输送机运送至2#转运楼，再经4#带式输送机运送至炉前煤仓层5#带式输送机，经电动犁式卸料器卸入炉前煤仓。7.3燃烧系统7.3.1给煤系统原煤通过皮带输送机直接输送至原煤斗中，再通过给煤机进入布置在锅炉前墙的给煤管，借助自身重力和引入的一次风，在离布风板约2m处进入炉膛。直径小于10mm的原煤从煤仓间原煤仓内分别下落至称重式给煤机，送至炉膛前墙的播煤口进入锅炉燃烧。7.3.2送风系统CFB锅炉燃烧系统采用两级配风。一次风自一次风机吸入经空气预热器升温至150℃，分两路进入一次风室，经过风帽进入炉膛的燃烧室。二次风自二次风机吸入经空气预热器也升温至150℃，分两路进入二次风箱，经若干二次风喷管从密相区上部进入燃烧室。一、二次风风量配比约为0.6：0.4。运行中可以调节一、二次风风量及锅炉回料量来控制燃烧室温度即达到完全燃烧的目的，也可以控制SO2和NOX的生成和排放。锅炉一次风机采用变频调速进行调节。二次风机采用风机进口挡板调节。7.3.3烟气系统89 锅炉炉膛内采用平衡通风，压力平衡点位于炉膛出口。烟气通过旋风分离器分离出大部分粉尘后，进入锅炉尾部竖井，经过各级受热面、省煤器以及空气预热器后，排烟温度约＜140℃。含尘烟气通过高效布袋除尘器除尘后，通过引风机进入脱硫塔，最后从脱硫塔顶烟囱排放大气。锅炉引风机采用变频调速进行调节。7.4热力系统7.4.1主蒸汽系统主蒸汽系统采用单母管制系统。锅炉主蒸汽管道为ф273×9的15GrMoG无缝钢管，通过一电动闸阀接到主蒸汽母管上，主蒸汽母管为ф273×9的15GrMoG无缝钢管。7.4.2给水除氧系统本工程锅炉给水系统采用母管制，设2台电动给水泵，1运1备。为避免给水泵在启动和低负荷运行时发生汽蚀，在给水泵与除氧水箱之间设置了给水再循环管。给水除氧系统设110t/h的大气式旋膜除氧器及有效容积为30m3的除氧给水箱各1台，满足机组对给水含氧量指标的要求。给水箱储水量可满足锅炉最大连续蒸发量约18分钟的给水消耗量。7.4.3疏放水及排污系统本工程设有20m3疏水箱一座。主厂房蒸汽管道启动及经常疏水均经疏水扩容器后进入疏水箱，给水系统溢放水直接接入疏水箱，疏水箱中存水用疏水泵一路可打入除氧器，另一路可作为锅炉上水用。本工程设有1.5m3连续排污扩容器和3.5m3定期排污扩容器各1台。本工程疏放水及排污系统均采用单母管制系统。7.4.4工业水系统主厂房工业冷却水从工业园原有工业水系统引接，工业水管采用环形布置，以保障冷却用水，工业排水采用直流排水方式排至厂区排水管网。7.4.5供热系统本工程投产后通过新建7.5MW抽汽背压式汽轮发电机组供应园区热用户1.20MPa和0.40MPa蒸汽。同时也向除氧器供汽。为保证供热的安全性、可靠性，本工程设置了65t/h减温减压器(P1/P2=3.82/0.40MPa)和25t/h减温减压器(P1/P2=3.82/1.20MPa)各一台，以保证当汽轮机检修、故障时对外供汽。7.4.6循环冷却水系统89 全厂工业冷却水采用循环冷却水系统。冷油器、发电机空气冷却器及需冷却的辅机设备(电动给水泵、汽水取样冷却器、风机等)冷却水均采用冷却塔循环冷却。7.5主厂房布置7.5.1主厂房设计的主要原则本期工程安装一台7.5MW中温中压抽汽背压式汽轮发电机组配两台90t/h循环流化床锅炉(1用1备)，预留1台汽轮机组扩建的可能。主厂房按汽机间、除氧煤仓间、锅炉间、布袋除尘器、烟气湿法脱硫装置的顺序毗连配置。这种布置方案便于烟道的引出，且有烟道与其它管道互不干扰，安装方便的优点。锅炉为半露天布置。7.5.2汽机间布置汽轮发电机组采用纵向岛式布置，预留二期扩建场地。汽机间跨度为15m，柱距6m，一期长度24m，二期总长42m，运转层标高7.0m。底层设检修场地。运转层A列柱、B列柱侧均设有纵向通道，运转层还布置有通向行车操作室的平台楼梯。汽机间设置电动双钩桥式慢速起重机一台，主钩起重量20t，副钩起重量5t。7.5.3除氧煤仓间布置除氧煤仓间为单框架结构，跨度为9m，总长42m，分0m底层、4.2m电缆层、7m运转层、13.5m除氧及给煤机层、25m皮带煤仓层。0m底层布置厂用低压配电装置；4.2m层布置电缆、7.0m运转层设置机、炉集中控制室；13.50m除氧层布置有除氧器、除氧水箱和连续排污扩容器、称重式皮带给煤机等设备；25m运煤皮带及煤仓层主要布置运煤皮带、原煤仓。固定端设置通往各层平台的封闭楼梯，扩建端设置消防简易楼梯。7.5.4锅炉间及炉后布置锅炉为半露天布置，锅炉本体顶部防雨棚及其它防护措施由制造厂配置。锅炉的一次风机、二次风机布置在底层的锅炉左、右侧，锅炉给水泵布置在锅炉间底层扩建端。锅炉燃烧室排渣口下方布置冷渣机，冷渣机出口朝向炉后。冷渣机出口下方布置链斗输送机，锅炉炉渣通过链斗输送机和斗式提升机送往渣库。锅炉炉前钢柱和C列柱轴线之间设置13.5m给煤平台，称重式皮带给煤机从除氧煤仓间延伸至炉前，该平台既可作为安装及检修平台使用，也可作为锅炉本体平台与除氧煤仓间13.5m之间的联络走道。为了方便锅炉的运行检查，除13.5m处联络平台（给煤平台）外，在输煤皮带层和锅炉本体之间也设置有联络走道。89 布袋除尘器、引风机、烟气湿法脱硫装置及定期排污扩容器等均在炉后-0.15m地坪露天布置。7.6烟气脱硫部分本工程锅炉的烟气采用湿法脱硫工艺流程，用石灰石浆液做脱硫剂。石灰石配浆系统和石膏脱水综合楼按同容量的两炉规模设计。SO2吸收系统采用国内外烟气脱硫所使用的空塔喷淋吸收系统。脱硫效率不低于95％。脱硫工艺流程分为：烟气系统、配浆系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统和工艺水系统系统。7.6.1烟气系统烟气系统由烟道和引风机组成。锅炉烟气经布袋除尘后，通过引风机引入吸收塔吸收净化，净化的烟气从吸收塔顶部烟囱排放，排放高度80米，不另设烟囱。锅炉烟气参数如表7.6-1：表7.6-1锅炉烟气参数项目单位数据FGD入口烟气量(湿态，实际氧)万Nm3/h12.07（波动范围14～22）FGD入口烟气压力Pa1800FGD入口烟温℃135（波动范围60～160）FGD入口SO2浓度(标准状态)mg/Nm37401（波动范围3000～8000）FGD入口烟尘浓度(标准状态)mg/Nm380（波动范围30～100）7.6.2配浆系统按2×90t/h锅炉的规模建造配浆系统。本项目利用石灰石做为脱硫吸收剂，石灰石由汽车运至厂内石灰石储场，用斗式提升机和皮带输送机将石灰石输送到湿式球磨机磨细，配成30%浓度的石灰石浆液。再由浆液输送泵将30%浓度的石灰石浆液送到吸收塔。石灰石浆液箱，容积80m3，可以满足2×90t/h锅炉在正常工况运行8小时的石灰石浆液耗量。全套浆液制备系统满足脱硫装置所有可能的负荷范围。7.6.3SO2吸收系统89 原烟气经引风机后进入吸收塔中，并向上流动，从吸收塔内喷淋管组喷出的液滴向下降落，形成逆向流，原烟气中的SO2、SO3、HCl、HF、飞灰和其他污染物被喷淋的液滴去除成为净烟气，经除雾器除雾后烟气雾滴浓度不大于75mg/Nm3，从吸收塔顶部排出。带着SO2、SO3、HCl、HF、飞灰和其他污染物的喷淋液滴落入吸收塔浆池中与碳酸钙中和反应，生成亚硫酸钙、氯化钙和氟化钙等。氧化风机向吸收塔浆池注入氧化空气，将亚硫酸钙氧化为硫酸钙。为保持吸收塔浆液不沉淀，吸收塔浆池配有脉冲悬浮装置。由吸收塔浆液在线监测，当密度≥1.093时，开启吸收塔排出泵吸收塔浆液送至石膏脱水系统。(1)吸收塔脱硫系统采用带就地强制氧化的喷淋塔。在吸收塔内，烟气与碳酸钙/亚硫酸钙/硫酸钙悬浮液滴逆向流动时，SO2、SO3、HCl、HF与悬浮液中碳酸钙反应，形成亚硫酸钙、氯化钙和氟化钙等，亚硫酸钙在吸收塔浆池（吸收塔下部区）中被氧化空气氧化成硫酸钙。吸收塔的设计尽量使烟气压力损失低，节省引风机电耗，且吸收塔内部表面无结垢、堵塞问题。通过计算机模拟设计，确定了吸收塔内喷淋层和喷嘴的布置、除雾器、烟气入口和烟气出口的位置，优化了pH值、L/G、碳酸钙化学当量比、氧化空气流量、浆液浓度、烟气流速等性能参数。喷淋组件之间的距离是根据所喷液滴的有效喷射轨迹及滞留时间而确定的，液滴在此处与烟气接触，SO2通过液滴的表面被吸收。进气口布置朝向吸收塔有足够的向下倾斜坡度，从而保证烟气的停留时间和均匀分布。补给碳酸钙浆液进入吸收塔浆池与吸收塔浆液混合。吸收塔浆池中的混合浆液由循环泵循环并配送到喷嘴，产生非常细小的悬浮液滴。每个运行的循环泵都连接到其各自的浆液喷淋管组。循环泵的数量和流量根据烟气量的大小、烟气中二氧化硫的浓度和硫酸钙的品质要求而确定。氧化主要发生在吸收塔浆池中。吸收塔浆池中的pH值由投入碳酸钙剂量控制，大约为5～6。吸收塔浆液池的尺寸保证能提供足够的浆液停留时间完成亚硫酸钙向硫酸钙的氧化。吸收塔的运行采用自动控制连续运行。吸收塔带烟囱80米高（达到新污染源二级排放高度），吸收塔浆池尺寸φ6000×6500，容积：173m3。吸收段尺寸φ4000×20000，烟囱尺寸φ2500×89 18500。吸收塔内衬玻璃鳞片防腐。(2)吸收塔浆液循环喷淋系统吸收塔浆液循环喷淋系统包括循环泵、管道、喷淋组件及喷嘴,使吸收浆液及原烟气进行充分的接触。这一系统的设计是使喷淋层的布置达到所要求的覆盖率。采用19.71l/Nm3的液/气比(L/G)，可靠地实现98%以上的脱硫效率，且在吸收塔的内表面不产生结垢。采用单元制设计，每个喷淋层都配有一台与喷淋层上升管道系统相连接的浆液循环泵，从而保证吸收塔内200%以上的吸收浆液覆盖率。一台吸收塔配有4台循环泵，根据锅炉负荷选择最经济的泵运行台数，该循环系统能节省电耗。喷淋组件及喷嘴的布置设计成均匀覆盖吸收塔的横截面，一个喷淋层是由喷嘴和带连接支管的母管制浆液分布管道组成的。使用由碳化硅制成的空心喷嘴和喷淋管道（FRP），可以长期运行而无腐蚀、无磨蚀、无结垢堵塞等问题。(3)吸收塔系统净烟气除雾吸收塔设两级除雾器以除去净烟气中夹带的液滴和雾滴。它布置于吸收塔上部最后一个喷淋层与烟气出口之间。每个除雾器都配有安装在底部的冲洗管并带有喷嘴，水从喷嘴强力喷向除雾器各元件的底部，以达到清洗的目的。它主要包括以下两个部分：两级除雾器。除雾器清洗系统，包括管道、阀门和喷嘴等。(4)吸收系统空气氧化吸收系统空气氧化由氧化风机和氧化空气喷管组成。氧化空气通过氧化空气喷管均匀地分布在吸收塔底部反应浆液池中，将亚硫酸钙氧化生成硫酸钙。氧化风机选用罗茨式风机，风量：2015m3/h，全压：68600Pa，电机：55kW。设置二台，一用一备。(5)吸收塔系统浆液悬浮装置吸收塔系统设浆液悬浮装置，由悬浮泵及管网和喷嘴组成。悬浮泵循环将浆液送悬浮管网，经喷嘴向塔底喷出，使吸收塔浆液处于悬浮状态，不沉积。吸收塔悬浮泵二台，一用一备，其参数：流量：620m3/h，扬程：25m。(6)吸收塔排水坑89 由排水坑、排水坑泵和悬浮泵组成。吸收塔系统、配浆系统和石膏脱水系统排放的浆液，经排水沟流入排水坑，再由排水坑泵将浆液泵送回吸收塔，排水坑悬浮泵用于防止浆液沉积。(7)吸收塔检修排空吸收塔检修时，通过排出泵和排水坑泵浆吸收塔浆液全部拍到事故浆液箱，修好后再用事故浆液泵浆浆液送回吸收塔。事故浆液箱容积：173m37.6.4石膏脱水系统石膏脱水系统按2×90t/h锅炉的规模设计石膏脱水综合楼。吸收塔的石膏浆液通过石膏排出泵送入石膏水力旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机脱水。进入真空皮带脱水机的石膏浆液经脱水处理后（表面含水率小于10％），送入石膏库存放待运，可供综合利用。石膏脱水系统包括石膏旋流系统、真空皮带脱水机、真空泵、滤液分离系统、滤布冲洗水箱、冲洗水泵、滤液槽和滤液返回泵等。本工程设置两台真空皮带脱水机和两组石膏旋流器，出力按90t/h锅炉在BMCR工况时FGD装置石膏总产量150%容量进行设计。吸收塔排出泵将石膏浆液打到石膏旋流器，底流进入石膏底流浆液罐，再进入真空皮带机进行脱水。脱水后的石膏落入石膏库，石膏库容积按机组BMCR工况运行时3天计的石膏量进行设计。主要设备：石膏旋流器处理能力：19.5m3/h,进口浓度:15%真空皮带脱水机脱水能力：4.3t/h(含水10%的湿石膏)真空泵：流量：1500m3/h，真空度：30～70kPa7.6.5工艺水系统工艺水系统由工艺水箱、工艺水泵和供水管道组成。工艺水箱容积40m3，工艺水泵2台，一用一备，供脱硫系统工艺用水、除雾器、石膏脱水系统、浆液管道冲洗用水、浆液配制系统、浆液泵的密封和设备冷却用水。7.6.6FGD装置的设计性能指标FGD装置主要性能指标见下表7.6-2：表7.6-2FGD装置主要性能指标序号项目设计值89 1入口烟气量175277.12Nm3/h2入口烟气温度60～160℃3入口烟气二氧化硫浓度（实O2，Wet）2526.05mg/Nm34入口烟气含尘100mg/Nm35系统烟气总阻力≤18006石灰石耗量1.12t/h7Ca/S1.0318液气比19.71L/Nm39脱硫率≥95%10排放净烟气含二氧化硫＜200mg/Nm311排放净烟气含水≤75mg/Nm312排放净烟气含尘＜30mg/Nm313石膏品位≥91%14石膏产量2.042t/h15主要设备噪音≤80分贝16工艺水耗量（含冷却水）15m3/h7.6.7FGD工艺设备布置在除尘器西侧依次布置引风机、吸收塔和吸收塔排水坑，工艺水箱和工艺水泵与引风机并列布置，吸收塔北侧布置吸收塔排出泵、吸收塔悬浮泵、事故浆液泵和事故浆液箱，吸收塔南侧依次布置循环泵和氧化风机。在除尘器南侧依次布置配浆系统设施和石膏脱水综合楼。石膏脱水综合楼设4层。第一层布置石膏库和滤液槽。第二层布置石膏库和滤布冲洗水箱及滤布冲洗水泵。第三层布置真空皮带脱水机和真空泵。第四层（房顶）布置石膏旋流器。7.7除灰渣系统除灰渣系统设计原则：灰渣分除，干式除渣、除灰，灰渣全部综合利用。锅炉排灰渣量如下表7.7-1：表7.7-1锅炉灰渣排放量89 排放量容量小时排量（t/h）日排量（t/d）年排量（t/a）干灰量渣量干灰量渣量干灰量渣量1×90t/h2.921.9469.9646.6423787.715858.5注：日运行小时数按24小时计，年运行小时数按8160小时计。7.7.1除渣系统采用干式除渣,炉渣输送系统处理能力按2×90t/h锅炉排渣量设计。循环流化床锅炉底渣温度一般在900℃左右，每台锅炉排渣口下设两台出力5t/h的水冷式冷渣机冷却干渣。冷渣机先将锅炉内900℃左右渣冷却到100℃左右，再通过冷渣机出口处设有的链斗机将渣送往厂房外，然后通过斗式提升机送至渣库。本工程设置一座直径6m（有效容积100m3）的中转钢渣库，能储存2×90t/h循环流化床锅炉额定运行工况下约30小时的渣量。7.7.2除灰系统锅炉干灰采用气力输送方案。现行广泛应用的输灰工艺是GSB低压连续输送泵系统和仓式浓相输送系统。仓式泵气力输送系统是结合流态化和气固两相流技术研制的，利用压缩空气的动压能与静压能联合输送的高浓度气力输送系统，采用单泵间歇式输送方式，每输送一仓飞灰经过进料、加压流化、输送、吹扫四个阶段；系统主要由泵体及进料阀、进气阀、出料阀等组成，并配置料位计、压力表及电磁阀箱等；进料阀、出料阀、排气阀（透气阀）为主要易损件，特别是出料阀一般为国产双闸板阀，实际工程运行中真正使用寿命很少有达到一年，其次气化装置寿命仅为一年，配套的料位计及电磁气阀等使用寿命一般也只有两年。仓式泵最关键技术是必须将物料在仓泵内得到充分的流态化，而且边流化边输送，改悬浮式气力输送为流态化气力输送，气源采用0.8MPa空压机，压力大，功率消耗也大。但仓式泵输送系统输送距离远，1000m以内均可适用。GSB低压连续输送泵输灰系统主要设备采用GSB低压连续输送泵，其核心技术是采用环状射流器喷嘴,使射流器既产生较高真空而又不产生紊流带来能耗损失。GSB连续输送泵采用连续均匀给料，输灰浓度低，运行平稳，几乎不存在堵管现象，因而磨损小,管道使用寿命长。由于连续输送，无频繁启、闭阀门，故障率极少,几乎没有易损件。其工艺简单，设备部件少，维护检修也简单方便。系统气源配置低压罗茨风机，压力仅0.04~0.15MPa，动力消耗小，89 比仓泵系统节能20％以上。由于运行方式不需要频繁切换，所以即使PLC控制系统瘫痪，手动操作仍然简单，不因此影响系统的正常运行；系统操作简单，对操作运行人员技术素质要求不高，不受输灰人员流动的影响。实际工程比较表明，低压输灰系统综合投资比仓泵系统节省10％以上。年直接运行费比仓泵系统节省50～70％以上。但该系统只在输送距离300m以内适用。由于本项目输灰距离在250m以内，故采用GSB低压连续输送泵系统输灰。本工程热电站烟尘处理配套的除尘器为二灰斗布袋除尘器，除尘器灰斗下的干灰利用低压气力输送进行收集、输送至灰库。本工程设计一座300m3灰库，可储存2台锅炉约35小时的灰量。该工艺选用低压连续输送泵组成气力输灰系统，整个工艺布置简单。干灰从灰斗卸灰口经落灰管集中到缓冲仓进到连续输送泵内，由连续泵连续地输送到灰库内，无任何中间环节和中间设备。因而使整个工艺系统具有如下的特点：1）连续输送，阀门无需频繁启闭，故障率极少。2）连续输送，系统运行平稳，基本无堵管现象，安全可靠，可以无人值守。3）连续输送，管内流速较低且恒定，因而磨损较少，动力风机无任何冲击荷载，故系统及所有设备寿命长。4）设备体积小，安装简单，检修方便。5设备无泄漏，符合环保要求。6）投资省、造价低、运行费用少、收回投资快、经济效益高。7）动力风机单独设置，从而与主厂其他系统不存在风源协调问题，互不影响。本工程设一座300m3灰库，可储存约35小时的灰量。每个灰斗的干灰从落灰口经插板阀、落灰管进入缓冲仓直接进入连续泵内，然后经连续泵进行气力输送，在适当位置合并成一根管道将干灰输送至灰库。除灰系统主要设备见下表7.7-2：表7.7-2除灰系统主要设备序号名称规格型号单位数量备注一输送工艺设备1罗茨风机22.9m3/min，78.4KPa，55KW台22连续输送泵GSB125-5A，2.2KW台23缓冲仓0.5m3台24手动插板阀400×400台25手动插板阀300×300台289 6手动蝶阀DN125，PN1.0台47管道阀DN125，PN1.0台2耐磨闸阀8平衡阀DN80/DN89，PN1.0组29流化阀组DN50，PN1.0组1二灰库设备1收灰箱SHX-1个12袋式除尘器CMC-72-II,风机5.5KW台13灰库料位计RF-8000支24气化板QHB-150×300块95加湿搅拌机XSJ-6015.0KW台16加湿给料机NDS-404.0KW台17汽车散装机SZG-100D1.5KW台18散装机除尘器SFGM-333.0KW台19电加热器DYK-15台17.8供、排水系统7.8.1循环水系统冷却水量热电厂冷却水系统为横流式玻璃钢工业冷却塔的循环供水系统，一期循环水量见下表7.8-1：表7.8-1循环冷却水量表编号机组容量（MW）汽轮机冷油器冷却水量（m3/h）发电机空气冷却器冷却水量（m3/h）汽封冷油器冷却水量（m3/h）辅助设备冷却水量（m3/h）氧化风机冷却水量（m3/h）合计17.512080504052957.8.2补给水需水量本工程的补给水取自工业园现有供水站，一期补给水量见下表7.8-2：表7.8-2机组各项用水量序号项目补给水量（m3/h）回收水量（m3/h）实际耗水量（m3/h）备注1冷却塔蒸发损失3.9/3.203.9/3.2夏季蒸发损失率取1.34％，冬季1.10％89 2冷却塔风吹及系统渗漏损失0.300.3风吹及系统渗漏损失率取0.1％3冷却塔排污损失303排污损失率取1％4循环水加药间1105化学水系统840846输煤栈桥冲洗水1017脱硫系统用水10108生活用水0.300.39未预见水量1110合计104.5/103.81103.5/102.8附注：“/”表示“夏季额定工况用水量/冬季额定工况用水量”电厂对外排水量为：全厂消耗水量一期夏季约为103.5m3/h，一期冬季约为102.8m3/h，其中排放废水量一期为32.25m3/h，废水排入工业园雨水管网，处理后回用或达标排放。7.8.3循环冷却水系统本工程冷却水系统采用带机械通风冷却塔的敞开式循环冷却系统。配备一座出力300m3/h方形横流式玻璃钢工业冷却塔和二台循环水泵。冷却塔布置在除盐水间8.000m层，循环水泵布置在除盐水间内。循环水泵与冷却塔以单一母管连接。循环供水系统工艺流程为：冷却塔冷却后的水，经安装在除盐水间内的循环水泵提升后，经循环水管进入主厂房内被冷却设备；水在被冷却设备中吸热后，再通过循环水管将热水送入冷却塔冷却，此后再进行下一个循环。被冷却设备使用后的水仅温度升高，无其它污染。为保证循环水水质，使该系统能正常稳定的运行，系统中设有全自动过滤器作为旁滤系统，该系统定时进行反冲洗，反冲洗水排入厂区生产废水系统；循环水加药系统包括磷酸盐阻垢剂加药系统和固体活性溴杀菌系统，可以有效防止循环水结构和滋生细菌藻类。7.8.4补给水系统本工程位于******区内，生产用水补给水由园区生产水系统引一条干管分别供至循环水补给水系统；生活用水由园区生活自来水管供至生活给水管网；消防给水管道接入园区现有消防管网。本工程辅机冷却水、轴承冷却水等工业水回水作为循环水的补充水，由主厂房接至循环水回水管。厂内补给水管均采用焊接钢管，埋地敷设，外防腐采用加强防腐。7.8.5消防给水系统***区现已有消防供水系统，本工程供水从园89 区消防供水管网搭接，搭接点管径DN250，水压力为0.4-0.6Mpa。消防系统符合《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006。7.8.6排水系统生产废水包括输煤栈桥冲洗水、反渗透排放的浓水、锅炉和冷却塔排污水、过滤器反洗水、脱硫废水，其中输煤栈桥冲洗水经过初步沉淀后可以回用作干煤棚地面冲洗和湿煤用水；冷却塔和化水系统所排放的废水可以作为锅炉排污冷却水，锅炉排污水经过冷却后可以排至厂区雨水管网；脱硫废水由于排量很少，可以引接至煤场污水沉淀池经沉淀后做煤场冲洗和湿煤之用。建筑物的生活污水均排入电厂污水管网，统一收集处理；雨水排入厂区雨水排水管网，热电厂排放的生活、工业废水、雨水均排放至最近的园区排水管。7.9化学水处理系统7.9.1水源、水质本工程生产生活水源取自洣水河水（地表水），业主提供的水质分析资料见下表7.9-1：表7.9-1水质分析资料表序号项目单位数量1悬浮物mg/L2-42碱度mg/L20-503氯离子mg/L23-284PH值7.6对上述水质资料进行校核计算，其分析误差均在允许范围内，本水质分析数据作为本工程设计计算采用数据。7.9.2水汽质量标准水汽质量标准参照《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》GB12145-2008。（1）蒸汽质量标准（3.8～5.8MPa）Na+≤15μg/kg（磷酸盐处理）电导率（25℃）--μs/cmSiO2≤20μg/kg铁≤20μg/kg铜≤5μg/kg89 （2）锅炉给水质量标准（3.8～5.8MPa）硬度≤2.0μmol/L溶解氧≤15μg/L铁≤50μg/L铜≤10μg/LPH（25℃）8.8～9.2联氨--μg/L油<1.0mg/L（3）锅炉炉水质量标准（3.8～5.8MPa，单段蒸发，磷酸盐处理）总含盐量--mg/LSiO2--mg/L磷酸根5～15mg/LPH（25℃）9.0～11电导率（25℃）--μs/cm7.9.3锅炉补给水处理系统选择针对中压锅炉给水水质的主要指标，对原水进行化学除盐处理，拟定了两种处理工艺：方案一“预处理+二级反渗透”；方案二“预处理+一级复床除盐”。（1）方案一：“预处理+二级反渗透”方案一工艺流程可分为原水预处理、一级反渗透预除盐、二级反渗透精处理共三个部分。为了能达到反渗透装置的进水水质指标，必须对原水进行预处理。原水预处理设置多介质过滤器和活性炭过滤器，多介质过滤器主要是去除水中的浊度和胶体，确保出水浊度＜3mg/L；设置活性碳过滤器主要是去除水中的有机物、余氯及色度，确保出水余氯＜0.05mg/L，CODcr＜1.5mg/L。原水经预处理后,达到反渗透装置进水要求,进行预脱盐处理。反渗透装置脱盐率≥99%，回收率85%。在一级反渗透装置后进行二级反渗透精处理，进一步去除水中的各种盐类离子。反渗透装置出水电导率＜20μs/cm。该方案工艺流程为：厂区管网来清水ð多介质过滤器ð活性炭过滤器ð保安过滤器ð一级反渗透高压泵ð一级反渗透装置ð除二氧化碳器ð中间水箱ð保安过滤器ð二级反渗透高压泵ð二级反渗透装置ð除盐水箱ð除盐水泵ð除盐水管网。89 出水水质：硬度≈0μmol/L，电导率≤0.20μs/cm(25℃)，二氧化硅≤20μg/kg。（2）方案二：“预处理+一级复床除盐”方案二工艺流程可分为原水预处理、一级复床除盐部分。原水预处理的流程及出水指标与方案一相同。由活性炭过滤器出水进入阳离子交换器开始，产水进入除二氧化碳器除碳后送入阴离子交换器，最后经过混合离子交换器，对水中剩余的各种离子加以去除。该方案工艺流程为：厂区管网来清水ð清水箱ð清水泵ð多介质过滤器ð活性炭过滤器ð阳离子交换器ð除二氧化碳器ð中间水箱ð中间水泵ð阴离子交换器ð除盐水箱ð除盐水泵ð除盐水管网。出水水质：硬度≈0μmol/L，电导率≤0.20μs/cm(25℃)，二氧化硅≤20μg/kg。方案比较：经这两种处理工艺均可达到高压锅炉给水水质指标，各有优缺点。两种方案比较如下表7.9-2所示：表7.9-2除盐水处理方案比较表工艺名称项目预处理+二级反渗透预处理+一级复床除盐工程总投资工程总投资较高工程总投资较低运行成本运行成本较高运行成本较低工艺流程复杂程度工艺流程简单工艺流程较复杂操作管理自动化程度高再生频繁，运行人员劳动强度大产生废水情况产生废水主要为过滤器反洗水和反渗透浓水，可以直接排放，无新增污染物产生废水主要为酸碱废水和反洗废水，需要进行后续处理才可排放占地面积占地面积小占地面积较大经这两种处理工艺均可达到中压锅炉补给水水质指标，但由于方案二工艺流程复杂，自动化程度较方案一差，比较上述结果，推荐方案一。7.9.4系统出力及出水质量（1）系统出力依据现行《小型火力发电厂设计规范》，对本工程全厂补给水水量计算见下表：表7.9-3全厂补给水水量计算汇总表序号项目名称正常损失(m3/h)备注一期终期1厂内水汽循环损失90×3%=2.72×90×3%=5.489 2对外供汽损失822×824锅炉排污损失90×2%=1.82×90×2%=3.65合计86.5173由上表可知，本工程终期设计除盐水用水量为173m3/h，考虑化水处理系统自用水量17m3/h，化学水处理系统设计出力为200m3/h。其中：原水预处理系统出力：250m3/h;反渗透系统出力：200m3/h。（2）化学水处理系统工艺流程厂区管网来清水ð多介质过滤器ð活性炭过滤器ð保安过滤器ð一级反渗透高压泵ð一级反渗透装置ð除二氧化碳器ð中间水箱ð保安过滤器ð二级反渗透高压泵ð二级反渗透装置ð除盐水箱ð除盐水泵ð除盐水管网。（3）二级反渗透系统出水质量可达如下标准硬度≈0μmo1/L二氧化硅≤20μg/L电导率≤0.2μs/cm(25℃)7.9.5主要设备的选择（1）主要设备选择说明反渗透系统：反渗透系统共设一套二级二段反渗透装置，反渗透装置产水量Q=200m3/h。原水预处理系统：多介质过滤器Φ3200，4台。活性炭过滤器：Φ3200，4台。（2）主要设备选型主要设备的选择是根据系统的处理能力及水源的水质资料经计算后确定的，主要设备选型如表7.9-3。表7.9-3主要设备规范序号设备名称主要规范单位数量备注1板式换热器出力250m3/h，P=1.0Mpa台12多介质过滤器Φ3200台43活性炭过滤器Φ3200台44一级反渗透装置出力200m3/h套189 带清洗、加药装置套15除二氧化碳器Φ2200台1配风机台16中间水箱V=50m37二级反渗透装置出力200m3/h套1带清洗、加药装置套18除盐水箱V=300m3座19除盐水泵Q=70~100m3/h，P=52.6~45mH2O台27.9.6水处理系统的连接及操作方式多介质过滤器、活性炭过滤器和反渗透装置设备均采用串联运行方式，多介质过滤器采用并联方式。根据对外供汽量的不同需求，灵活调整各设备的运行台数。锅炉补给水处理系统原则上采用手动控制，但设有必要的在线分析仪表。另设有水箱高、低水位、水泵故障的化水运行控制室灯光、音响报警信号。7.9.7化学水处理站布置根据设备情况，化学水处理站长74米，宽35米。设备分两列式布置，一列布置活性炭过滤器、多介质过滤器，一列布置反渗透装置、反渗透清洗加药装置，除二氧化碳器、中间水箱、除盐水箱布置除盐水间东面。7.9.8给水、炉水校正处理给水采用加氨处理，将氨液加至给水中，调整pH值为8.8～9.3，系统由氨瓶一氨液搅拌器一加氨泵（一用一备）组成。设备安放在主厂房运行层的化学加药间内。炉水校正处理采用加磷酸盐防垢处理工艺，加药装置为组合式加药装置，二箱二泵（一用一备），正常工作时单泵对单炉运行，事故状态可相互切换使用。炉水校正处理设施布置在主厂房运行层的化学加药间内。7.9.9汽、水取样汽水取样采用集中式汽水取样分析装置一套，采用人工取样，并采用除盐水冷却装置与其配套，除盐水冷却装置以工业水作冷却水。汽、水取样装置布置在主厂房锅炉间运行层。7.10电气部分7.10.1设计遵循的主要标准89 （1）《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-2002（2）《小型火力发电厂设计规范》GB50049-1994（3）《3～110kV高压配电装置设计规范》GB50060-2008（4）《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006（5）《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001（6）《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136-2001（7）《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-2005（8）《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997（9）《交流电气装置的接地》DL/T621-1997（10）《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2004（11）《电力工程电缆设计规范》GB50217-2007（12）《电力系统微机继电保护技术导则》DL/T769-2001(13)《建筑物防雷设计规范》GB50057-2000(14)《建筑照明设计标准》GB50034-2004(15)《爆炸和火灾危险环境电气装置设计规范》GB50058-1992(16)《供配电系统设计规范》GB50052-1995(17)《低压配电设计规范》GB50054-1995(18)《火力发电厂和变电所设计防火规范》GB50229-20067.10.2供电现状热电厂初期建设用电电源将从工业园东园变电站引接。7.10.3电气主接线根据《小型火力发电厂设计规范》以及该电厂的装机容量、装机台数、出线电压等级和出线回路数，发电机出口电压采用10.5kV。厂内设两段10.5kV段母线，即发电机电压母线，采用单母线分段接线。发电机经出口断路器接入10.5kV发电机电压母线。电力主接线分两期建设，一期建一座主变电站、一台厂用变压器和一段10.5kV电压母线，电厂出线经升压站升压后接入园区内的深坑变电站（电压等级110kV，变电容量4万kVA）。二期配合电厂二期建设再增建一台厂用变压器和一段10.5kV电压母线。本期安装1台额定容量为7.5MW的发电机组，二期按安装相同额定容量的发电机组考虑，两台发电机组禁止并列运行。7.10.4厂用电系统89 7.10.4.1设计原则根据《小型火力发电厂设计规范》规定，本工程厂用电接线遵循按炉分段原则，厂用母线均采用单母线接线。因本工程发电机出口电压为10.5kV，高压厂用电的电压直接采用10kV。本工程10kV系统为中性点不接地系统。低压厂用母线电压采用0.4kV，即380/220V，该系统为中性点直接接地系统。容量大于等于200kW的电动机由10kV系统供电，容量小于200kW的电动机由0.4kV系统供电。7.10.4.2高压厂用电接线方案1高压厂用工作母线按炉分段，每段母线电源由对应发电机母线引接。一期厂用高压工作母线段为高压电动机（引风机、一次风机、二次风机、给水泵）和厂用低压变压器供电。2厂用高压工作母线段采用双电源供电，正常情况下电源取自#1发电机对应的发电机电压母线A段，事故时备用电源取自#2发电机对应的发电机电压母线B段，主备电源采取自动切换的方式。待二期工程建成后，设置一厂用备用高压母线段，原#1发电机厂用高压工作段备用电源改成备用高压母线段的进线电源，然后从备用高压母线段引出两路馈线分别至#1、#2发电机厂用高压工作段，作为其备用电源。7.10.4.3低压厂用电接线热电厂低压设PC（动力中心）及MCC（电动机控制中心）两级配电方式，根据厂用低压负荷情况，动力中心设置有上煤及脱硫系统PC段及综合PC段；两段PC段电源均由接于厂用高压工作母线的低压干式变压器供电，两PC段设母联开关，自动切换。电动机控制中心设置有上煤系统MCC段，脱硫系统MCC段及综合MCC段，MCC段均采用双电源供电，电源分别取自两PC段。厂用负荷按系统分别接自相关母线段，75kW及以上负荷，I类负荷接于PC段，其它负荷接于MCC段。7.10.4.4厂用配电装置布置结合热电厂的总体规划布置情况，配电装置按如下方式布置：1)本工程设有高压配电室布置高压开关柜，电气电子设备间布置有发电机保护装置，励磁装置以及UPS、直流系统等设备。89 2)主厂房0m层设有高、低压配电室及变频器室，用来布置热电厂高、低压开关柜及高压变频器。7.10.5导体及电气设备选择10kV断路器选用真空断路器，安装在全封闭金属铠装中置式开关柜内。额定电流为：发电机主回路、10kV出线及分段断路器额定电流选为630A，厂用分支回路断路器额定电流选为630A。断路器额定开断能力均选为20kA。10kVPT避雷器柜选用全封闭金属铠装抽出式开关柜。0.4kV低压开关柜为抽屉式开关柜。主盘低压开关选用空气开关和塑壳开关，其短路开断电流为50kA。柜内元件用国产优质产品。本工程选用两台干式低损耗变压器（带外罩），防护等级：IP30。变压器容量均为1250kVA。发电机出线以及系统至发电机电压母线的电缆采用10kV阻燃交联聚乙烯电力电缆。每相选用1根ZR-YJV22-1×300mm2单芯电缆。厂用10kV出线采用ZR-YJV22-3×95mm2阻燃交联聚乙烯三芯电力电缆。7.10.6不停电电源系统本期工程设置1套静态型交流不停电电源装置（终期2套），向热工DCS系统、远动柜、控制仪表、自动装置等不停电负荷的不间断供电。UPS输出电压单相220V，50Hz，容量为30kVA。布置于除盐水楼电气电子设备间。本系统包括主机柜(整流器、逆变器、输入/输出隔离变压器、静态转换开关、手动旁路开关)、旁路稳压柜、馈线柜等。正常运行时由低压厂用段供电给整流器，再经逆变器变为单相220V向配电盘供电，当交流电源消失或整流器故障时则由直流系统经逆变器向配电盘供电。在UPS过载或逆变器故障时，静态开关自动切换至旁路系统，由旁路电源向配电盘供电。设置手动旁路开关，在逆变器和静态开关维修时保持不间断供电。7.10.7操作电源及直流系统本工程根据《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004），装设一组220V蓄电池（终期2组），作为控制、信号、自动装置、事故照明及断路器合闸等负荷的可靠直流电源。蓄电池不设端电池，直流系统设置两段母线。本工程拟采用1套1×300Ah高频开关免维护铅酸蓄电池微机直流屏（终期2套），选用浮充电兼充电用的整流装置作为蓄电池组供电电源。89 直流屏布置在除盐水楼电气电子设备间内，其电气参数通过远动装置上传给后台监控计算机，以便运行人员及时掌握直流系统运行状况。直流屏上装有直流绝缘监测仪，可对运行中的直流系统绝缘进行实时监测。7.10.8发电机励磁系统本工程励磁系统推荐采用自并激静态励磁系统。励磁调节器（AVR）采用数字式,具有手动和双自动通道。励磁系统主要包括励磁变压器柜、整流柜、灭磁柜和AVR柜等。其中整流柜、灭磁柜、AVR柜布置于电气电子设备间，励磁变压器柜布置于发电机小室。7.10.9二次线、继电保护及安全自动装置7.10.9.1控制方式采用集中控制方式。机组及其辅助系统的电气监视和控制靠发电厂电气综合自动化系统友好的人机接口（操作员站）来实现，该系统可与热电厂DCS控制系统通讯，对于部分重要信号仍将采用硬接线方式送至DCS系统监控。发电厂电气综合自动化系统操作员站采用独立式操作台，台上布置液晶显示器（LCD）及操作键盘、鼠标。电气控制、信号和测量采用计算机监控后，为确保当计算机监控系统发生全局性或重大事故时机组的紧急安全停机，电气系统设置下列独立的后备硬手操和监测设备：（1）发电机断路器紧急跳闸按钮（2）发电机磁场开关紧急跳闸按钮（3）发电机有功功率表（4）发电机频率表（5）时钟所有由计算机进行控制的设备，均在就地装设远方/就地切换开关和硬接线的操作设备，以满足设备检修和调试的要求。7.10.9.2测量、计量按照《电测量及电能计量设计技术规程》配置。直流系统、UPS系统的测量以4~20mA标准信号送入DCS系统。发电机等重要回路装设有多功能脉冲电度表，脉冲量送入DCS系统。7.10.9.3保护为方便与DCS接口，所有元件保护均采用微机型。其中发电机、集中布置于集控室电气电子设备间。低压厂用电源、高压电动机采用微机综合保护，分散布置在各10kV开关柜内。89 （1）发电机保护配置如下：发电机差动保护发电机低压过流发电机正序过负荷保护发电机负序过负荷保护发电机失磁保护发电机定子接地保护发电机转子一点接地保护厂用分支电缆差动厂用分支限时速断、过流（2）低压厂用变压器保护配置如下：电流速断保护过电流保护瓦斯保护单相接地保护（3）高压厂用电动机保护配置如下：电流速断保护过电流保护瓦斯保护单相接地保护过负荷保护低电压保护7.10.9.4信号本期发电机、高低压厂用电源、主厂房高低压电动机的控制、信号均纳入DCS系统，直流系统及UPS系统主要信号及故障信号由DCS系统进行监测。通过主控室LCD显示的画面有:电气主接线图画面及参数10kV厂用电系统画面及参数380V厂用电系统画面及参数发电机励磁系统运行工况及参数89 220V直流系统UPS系统7.10.9.5自动装置本工程配置的自动装置主要包括机组的计量屏，同期屏，故障录波屏等电气二次设备屏均集中布置于电子设备间。厂用电源的正常/事故切换均利用电气综合自动化系统进行切换。7.10.9.6机组启/停发电机启动时，必要的人工准备完成后电气综合自动化系统将所有必要的系统投入。发电机达到额定转速时，由电气综合自动化系统发出允许指令将AVR投入并在发电机电压接近额定值时将同期系统投入，由自动准同期装置通过AVR、DEH调节发电机的电压、频率，满足同期条件时由自动准同期装置发令合断路器。机组正常停机时，电气综合自动化系统发出指令跳开汽轮机，跳开发电机断路器实现机组的安全停机。事故停机时，保护装置动作，关闭主汽门、跳开相应断路器、灭磁，实现机组的安全停机。7.10.9.7GPS时钟系统全厂配置1套GPS时钟，将时钟信号输出到机组DCS、发电机微机保护、变压器微机保护、监控系统、高压厂用电动机保护、高压厂用变压器保护、同期装置、故障录波器等，实现全厂时钟系统的同步，并为以后的扩建机组预留备用输出。7.10.9.8辅助车间系统辅助车间各系统的监控亦采用电气综合自动化系统监控。7.10.10过电压保护及接地全厂过电压保护按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》有关要求进行设计。全厂接地按《交流电气装置的接地》有关要求进行设计。7.10.10.1直击雷过电压保护烟囱顶设置避雷针保护。7.10.10.2雷电侵入波过电压保护为了保护发电机，在发电机出口和中性点均装设氧化锌避雷器。10kV真空开关柜均装设过电压保护装置。7.10.10.3接地89 所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、金属架构、电缆桥架、金属箱罐和其他可能事故带电的金属物都接入接地系统。电厂主接地网由水平接地体和垂直接地极组成，以水平接地体为主。7.10.11照明和检修网络7.10.11.1照明系统分类采用两种照明分系统：正常交流照明系统和直流事故照明系统。7.10.11.2照明系统供电1）照明系统采用380/220V3相5线交流系统。2）主厂房及辅助生产车间各建筑物正常照明均由就近的低压母线段或电动机控制中心供电。3）主厂房事故照明由直流系统供电。4）主厂房的出入口、通道、楼梯间以及远离主厂房的重要工作场所要求的事故照明采用自带蓄电池的应急灯照明。7.10.11.3检修系统1）检修网络采用三相四线的单电源分组支接的供电方式2）主厂房及辅助生产车间的检修系统由就近的低压母线段或电动机控制中心供电。3）在主厂房及辅助车间内按需求设置就地检修箱。7.10.12电缆及构筑物选择7.10.12.1电缆选型主厂房、燃料及其它易燃易爆场所的动力电缆和控制电缆采用阻燃型电缆；重要的消防系统、火灾报警系统、不停电电源、直流跳闸回路等使用的动力电缆和控制电缆采用耐火电缆。全厂电缆全部采用铜芯电缆。10kV动力电缆选用交联聚乙烯绝缘电缆。低压动力电缆选用聚氯乙烯绝缘电缆。控制电缆选用多芯铜导体电缆，其导体截面不小于1.0mm2。7.10.12.2电缆桥架选型电缆桥架一般采用钢质热镀锌桥架。7.10.12.3电缆防火电缆防火主要采取以下措施：89 （1）每台机组尽可能为独立通道，电缆分开或分隔敷设。（2）两台机组之间、主厂房及各建筑物通向外部的电缆通道出口处设置防火隔墙。（3）电缆主通道分支处设置防火隔板。（4）电缆和电缆托架分段使用防火涂料、阻燃槽盒、防火隔板、防火包或使用阻燃桥架等。（5）电缆敷设完成后，所有的孔洞均使用防火堵料进行封堵。（6）设置必要的火灾报警装置及自动灭火装置，详见仪表、水工专业的有关部分。7.10.13节能措施7.10.13.1采用节能型电器电力变压器、配电变压器采用新型低损耗变压器，电动机、灯具采用节能型产品。7.10.13.2合理选择导体母线、大电流电缆线路按经济电流密度选取，以减少输电线路损耗。7.10.13.3合理调度，使供电系统处于经济运行状态利用微机综合自动化系统对全厂用电系统实现在线监控，通过合理调度以节约能源。7.11热工控制7.11.1概述自控设计范围包括：2×90t/h中温中压循环流化床锅炉(1用1备)+1×CB7.5抽汽背压式汽轮发电机组及其配套的除氧给水、减温减压、厂用电系统、布袋除尘系统、除灰系统、灰渣输送系统、煤输送系统、循环水系统、除盐水系统、脱硫系统及其他辅助系统。二期工程控制系统用机柜位置及操作员站、工程师站位置因受场地限制暂未预留。7.11.2热工自动化水平和控制室布置7.11.2.1控制方式根据工业园供热工艺流程和运行特点以及设备的配置情况，采用如下控制方式：a）集中控制本工程设置一个集控室，一个电子设备间。集控室主要控制一期的2×90t/h中温中压循环流化床锅炉(1用一备)+1×CB7.5抽汽背压式汽轮发电机组及其配套的除氧给水、减温减压、厂用电系统、布袋除尘系统、除灰系统、灰渣输送系统、煤输送系统、循环水系统、除盐水系统、脱硫系统及其他辅助系统。89 在集控室内以LCD彩色显示器和键盘作为主要监视和控制手段，实现炉、机、电统一监视与控制，同时设有紧急按钮，以便在DCS全部故障时，进行紧急停炉、停机操作，使炉、机组等处于安全位置。a）公用辅助系统的控制除氧给水系统、循环水系统、除盐水系统等均纳入DCS监视控制。烟尘处理系统（布袋除尘系统），就地设独立PLC控制系统，采用通信接口方式及硬接线方式接入DCS，在集中控制室进行监视和操作。b）电视监控集控室设有工业电视，对落煤、输煤、汽包水位、布袋除尘系统的烟气视镜、灰渣输送及FGD的真空皮带脱水机、增压风机、氧化风机、吸收塔循环泵房等进行监视。7.11.2.2自动化水平除机组启动前的准备工作外，热电工程的全部热工参数的采集及控制、电机的启/停控制、正常运行监视和调整以及异常事故工况的处理，均由DCS控制系统自动完成。运行人员只要在集控室通过DCS的LCD操作员站进行必要的操作即可，而无需现场人员的操作配合。先进的DCS控制系统能满足机组安全、经济运行的需要,控制系统有：数据采集系统（DAS）模拟量控制系统（MCS）顺序控制系统（SCS）事件顺序记录（SOE）锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）等。独立控制系统有:a）布袋除尘控制系统（就地PLC，采用硬接线方式或通信方式与DCS交换信息）；b）汽轮机电液控制系统（DEH）（独立系统，与DCS采用硬接线交换信息）；c）汽轮机紧急跳闸系统（ETS）（独立系统，与DCS采用硬接线交换信息）；d）汽轮机安全监视仪表（TSI）（独立系统，与DCS采用硬接线交换信息）；e）发电机同期装置（ASS）、励磁电压调节器（AVR）、机组保护装置等f）操作员站台面上设置有独立于DCS系统的锅炉紧急跳闸按钮、汽轮机紧急跳闸按钮、发电机紧急跳闸按钮等。g）操作员站台面上设置有独立于DCS系统的旁路烟气挡板门紧急按钮7.11.2.3集中控制室布置89 热电集控室、电子设备间位于标高7.00m层。靠近锅炉房和汽机房，与汽机运转层为同一标高。集控室与电子设备间相邻。集控室、电子设备间的环境要求、建筑结构要求、采光照明、温度调节以及采暖通风将遵照《HG/T20508控制室设计规定》执行。7.11.3DCS控制系统7.11.3.1DCS控制系统的可靠性措施(1)控制器冗余配置；(2)数据高速公路冗余；(3)DCS的I/O机柜供电电源冗余；(4)机柜内供电双重化；(5)关键参数例如：脱硫的吸收塔液位，原烟气温度，原烟气压力、pH计均冗余设置；(6)采用微处理器技术的控制系统，具有自诊断功能，在内部故障还没有干扰生产过程之前，即能在系统本身范围内探测到故障并实行防止故障扩大的措施，同时进行报警和记录。7.11.3.2DCS的可靠性指标(1)系统可用率≥99.9%(2)系统精度a.输入信号：±0.1%（高电平），±0.2%（低电平）b.输出信号：±0.25%c.电气系统模拟量输入信号±0.1%；模拟量输出信号±0.2%。系统设计满足不需手动校正而保证三个精度的要求。(3)抗干扰能力a.共模电压：≥500V，继电器输出350V；b.共模抑制比：≥120dB，50Hz；c.差模电压：≥60V，50Hz。d.差模抑制比：≥60dB7.11.3.3DCS系统裕量(1)最繁忙时，控制器CPU的负荷率不大于60%，操作员站负荷率不大于40%。(2)每个机柜内每种I/O点裕量不少于15%，I/O模件槽裕量不少于15%。备用点分散在各卡件。89 7.11.3.4DCS控制系统硬件配置根据工艺流程特点及I/O点数，本工程配有5对过程控制器，分别对脱硫、锅炉、汽机及全部辅机系统进行全过程自动控制。配有5个操作员，1个工程师站，2台打印机。7.11.4工业电视系统为了便于现场运行环境的监视，本工程设计并提供一套完整的彩色闭路工业电视监视系统（工业电视系统监视范围覆盖整个核心生产系统及辅助生产系统，包括炉膛火焰监视等），工业电视系统采用数字式，配置有全天候、全方位、变焦摄像机及电动云台14套，以及与之配套的嵌入式主机及液晶显示设备，服务器留有百兆光口与区域网连接。电视监控分别对炉膛火焰、落煤、输煤、汽包水位、除尘系统的烟气视镜、灰渣输送及FGD的真空皮带脱水机、增压风机、氧化风机、吸收塔循环泵房等进行监视。7.11.5烟气连续监测系统CEMS脱硫岛烟气控制和排放测量以下热控参数：（1）原烟气测量：SO2、O2、烟尘、流量、温度、压力。（2）净烟气测量：SO2、O2、NOX、烟尘、流量、温度、压力。净烟气测点信号将由CEMS数据管理系统通过ADSL或CDMA传送至湖南省环保局监控站，以接受环保局的监督与随时查询。7.11.6电源和气源7.11.6.1电源(1)电源等级:220VAC用途:四线制仪表、电视监控、电拌热箱、CEMS系统、DCS控制系统等供电。供电方式：一路来之UPS，一路来之保安电源，由自动切换开关完成自动切换。配电柜数量：1块(2)电源等级:380VAC用途:电动阀门用电动执行器供电。供电方式：一路来之PC段，一路来之保安电源，由自动切换开关完成自动切换。配电柜数量：1块7.11.6.2气源脱硫岛仪表用气主要用于:烟道仪表吹扫，CEMS用气、滤布皮带纠偏等。气源压力：0.7MPa89 7.12土建部分7.12.1设计依据与设计范围7.12.1.1设计遵循的主要规范标准a.《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）b.《火力发电厂主厂房荷载设计技术规程>>(DL/T5095-2007)c.《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-2006）d.《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-94）e.《建筑地面设计规范》（GB50037-96）f.《建筑内部装修设计防火规范》（GB50222-95）(2001年版)g.《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）h.《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）i.《烟囱设计规范》（GB50051-2002）j.《混凝土结构设计规范》（GB50010-2002）k.《建筑结构荷载规范》（GB50009-2001）l.《砌体结构设计规范》(GB50003-2001)m.《钢结构设计规范》（GB50017-2003）n.《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）o.《动力机器基础设计规范》（GB50040-96）7.12.1.2场地条件本工程所在地区的抗震设防烈度小于7度，设计地震分组为第一组，设计基本地震加速度0.10g，建筑场地类别为Ⅱ类。场地地基土层根据地基土特征及物理力学性质可分为2层：1．①素填土（Q4ml）：褐灰色、褐红色，主要成分为粘粒，夹少量碎石。砖渣。碎块等，稍湿，松散，未完成自重固结。该层仅ZK24，ZK25缺失该层。层厚0.50～6。0m。2．②粉质粘土（Q4al）：褐红色,褐黄色，湿，硬塑,无摇振反应，稍有光滑，干强度及韧性中等。低~中等压缩性。该层广泛分部于整个场地，此层未穿，最大揭露厚度10.00m。7.12.1.3设计范围设计范围：主厂房、干煤棚、碎煤机房、输煤栈桥、循环水泵房、除盐水站、石膏脱水楼、吸收塔、供热管网。89 7.12.2地基与基础根据勘探报告，场内建、构筑物均可采用天然基础,以②层粉质粘土层作基础持力层，承载力特征值为280KPa。对于4~6m厚的素填土，将根据岩土工程详勘资料及上部结构情况，合理采用基础处理措施。7.12.3主要生产车间的建筑结构设计7.12.3.1主要生产车间建筑设计(1)主厂房主厂房包括汽机间、除氧煤仓间、锅炉房三个部分，其中汽机间一期长24.0m，二期总长42m，宽15.000m；除氧煤仓间长42.000m,宽9.000m；锅炉房长42.000m,宽21.000m。生产的火灾危险性为丁类,耐火等级为二级。本厂房为多层工业厂房，结构形式为框排架。除氧煤仓间楼层标高分别为4.200m、7.000m、13.500m、25.00m,汽机间楼层标高为7.000m，锅炉间单层，屋面标高7.000m。除汽机间采用镀铝锌压型钢板屋面外，其余均为现浇钢筋混凝土面层加卷材防水屋面。主厂房设一部现浇混凝土室内疏散楼梯，另设一部室外疏散钢梯作为第二安全出口，既满足了交通和消防要求，又便于垂直交通需要。(2)干煤棚平面尺寸120m×18m，单层。生产的火灾危险性为丙类,耐火等级为二级。屋面拟采用镀锌压型钢板屋面，东西两侧设2米高的挡煤墙，2m以上为轻钢挂板，南北两面不封闭。(3)碎煤机房平面尺寸15.000mX12.000m，四层，局部单层。屋面标高13.5.000m，屋面采用现浇钢筋混凝土面层加卷材防水。生产的火灾危险性为丙类，耐火等级为二级。设一部室内疏散钢梯，作为安全出口。(4)除盐水站平面尺寸74.00m×35.00m，四层，局部三层。面积8765m2。屋面采用现浇钢筋混凝土面层加卷材防水。生产的火灾危险性为戊类，耐火等级为二级。各建筑单体的设计均能满足消防及安全生产的要求。7.12.3.2主要生产车间结构设计(1)主厂房89 平面尺寸为45m×42m，由汽机间、除氧煤仓间和锅炉间三部分组成。其中：汽机间跨度15.00m，柱距6.00m，总长42.00m。汽机房运行层平台标高▽7.00m。除氧煤仓间跨度9.0m，柱距6.00m，总长42.00m。运行层标高▽7.0m，管道夹层标高▽4.20m。锅炉间跨度21.00m，总长42.00m。运行层标高▽7.0m，无顶盖。主厂房采用现浇钢筋混凝土框排架结构。楼面采用现浇钢筋混凝土梁板结构。汽机房运转层采用岛平台布置方式，现浇钢筋混凝土框架结构。平台与汽轮机基础脱开，以利于隔振。汽轮机基础采用框架式钢筋混凝土基础。吊车梁采用6.0m跨度钢制吊车梁或现浇钢筋砼梁。汽机间可采用钢屋面或钢筋混凝土雁型板屋面。除氧煤仓间屋面为钢筋混凝土保温防水屋面。锅炉构架采用钢结构，随锅炉设备一起由设备厂设计制造，锅炉半露天布置。引风机基础采用混凝土大块基础。引风机支架采用钢筋混凝土框架结构。除尘器构架采用钢结构，随设备一起由设备厂设计制造。除尘器基础为钢筋混凝土独立基础。(2)干煤棚单层厂房，平面尺寸为120m×18m（分两期建设，一期建设60m）。挡煤墙高2m，柱为现浇钢筋砼柱，单层排架结构，内设一台5t抓斗吊车，轨顶标高▽12.00m。屋面采用钢屋面或钢筋混凝土雁型板屋面。(3)碎煤机房及栈桥碎煤机房四层，平面尺寸为15m×12m。局部单层，主体四层，总高度13.50m，采用现浇钢筋混凝土框架结构.栈桥宽3m,采用现浇钢筋混凝土框架结构。总长150m。(4)除盐水间平面尺寸为13×27m,四层，局部三层。钢筋砼框架结构。(5)脱水综合楼平面尺寸为74.00×35.00m，局部三层，钢筋砼框架结构。89 第八章环境保护8.1概述8.1.1环境保护设计依据（1）《火力发电厂环境保护设计规定（试行）》DLGJ102－91；（2）国家现行有关环境保护的法律法规。8.1.2环境保护设计标准（1）《环境空气质量标准》GB3095-1996二级标准；（2）《地表水环境质量标准》GB3838-2002Ⅲ类水域标准；（3）《工业企业厂界噪声标准》GB12348-2008Ⅱ类标准（4）《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）GB13223-2009第Ⅲ时段标准；（5）《污水排入城市下水道水质标准》CJ3082-1999一级标准；（6）《污水综合排放标准》GB8978-1996一级标准（7）《大气污染物综合排放标准》GB16297-1996二级标准8.1.3站址位置本项目选址位于******区内，***地理坐标为东经113°34′至114°07′，北纬26°03′至26°39′，位于湖南省株洲市南部，与江西接壤。******位于***城西城区，园区东临涞水河，106国道贯穿园区，衡炎高速、衡茶吉铁路与园区近在咫尺，铁路、公路运输便利。8.1.4站址环境现状热电厂选址于******区内，园区现有6t/h以下的各种燃煤工业小锅炉共计42台，现有锅炉均未采取烟气净化措施，烟气中含尘和SO2浓度高，工业污染主要来自园区自身。热电站建成后将完全取代现有工业锅炉对园区企业提供生产、生活用汽，电站配有先进的除尘、脱硫装置，烟尘排放浓度小于80mg/Nm3，SO2排放浓度小于200mg/Nm3，可大大缓解园区现有工业小锅炉对环境的污染。8.1.5主要污染源、污染物燃煤热电厂的主要大气污染物为锅炉排放烟气中的烟尘和二氧化硫；主要经常性排水为脱硫废水、锅炉排污及输煤系统排水等；主要固体废物为锅炉排放灰、渣、脱硫石膏；风机、泵等设备运转时振动产生的噪声。8.2烟气污染防治8.2.1大气污染防治措施89 （1）二氧化硫及NOx防治：本工程采用循环流化床锅炉。循环流化床（CFB）锅炉属于低温燃烧，燃烧温度850～950度，因此氮氧化物排放远低于煤粉炉，仅为250mg/Nm3左右。采用烟气湿式脱硫装置，采用苛化白泥作脱硫吸收剂，“以废治废”，保证脱硫效率98%以上。（2）烟尘：对烟尘排放严格控制，采用高效布袋除尘器除尘，除尘效率不低于99.7%。湿式脱硫塔同时具有除尘脱硫效用，除尘效率≥75%，烟气综合除尘效率99.9%。（3）在脱硫系统吸收塔顶部采用一座高80m，出口内径为2.0m的烟囱排放烟气。（4）脱硫吸收塔前后均设置烟气自动连续监测系统，加强监督管理，监测SO2、N0x、烟尘等排放量。（5）本工程灰渣、脱硫石膏综合利用100%，由于灰、渣、石膏用途广泛，综合利用前景较好，热电厂设300m3灰库、100m3渣库各一座，石膏库也只需考虑2天的中转堆放量。8.2.2本工程大气污染物排放情况本工程排烟状况见表8.2-1；大气污染物排放状况见表8.2-2。表8.2-1本工程排烟状况项目符号单位数值烟囱烟囱方式烟囱高度Hsm80出口内径Dm2.0烟气排放状况(除尘器出口)烟气量（均值）VNm3/h175277过剩空气系数α1.5烟囱出口参数烟气温度ts℃50排烟速度Vsm/s13表8.2-2大气污染物排放状况(按标准规定过剩空系数α=1.4折算)项目符号单位排放值排放标准SO2排放浓度CSO2mg/Nm3121.92400年均排放量MSO2t/a115.9NOX排放浓度CNOXmg/Nm3250450年均排放量MNOXt/a380烟尘排放浓度CAmg/Nm324.950年均排放量MAt/a23.7由表8.2-2可见，本工程采用循环流化床锅炉，烟气经炉外湿法脱硫、采用布袋除尘器和湿式脱硫塔处理后经80m高烟囱排放，与国家《火电厂大气污染物排放标准》中第III89 时段标准比较，均能很好地满足达标排放要求。根据《火电厂大气污染物排放标准》，锅炉燃用本工程煤种时，NOX允许排放浓度为400mg/Nm3。本工程由于采用循环流化床锅炉，其氮氧化物排放远低于煤粉炉，仅为250mg/Nm3左右，氮氧化物排放浓度远低于排放标准的要求。8.3生活污水处理及工业废水处理热电厂污、废水按“清污分流、节约用水”的原则进行处理。本项目的废水主要为循环冷却水系统排污水、浇撒道路与绿化排水、锅炉排污降温池排水。1）循环水排污水直接排入园区废水管网；2）浇撒道路与绿化排水、部分锅炉排污降温池排水排至园区废水管网；3）部分锅炉排污降温池排水作为输煤系统冲洗以及浇撒道路及绿化的水源进行回用；本项目的污水主要为化学水排水、生活污水、输煤系统冲洗水排水。1）化学水排水：主要有过滤器反冲洗排水、反渗透装置浓水，pH值调到6～9后,排入园区污水管。2）生活污水：本项目生活污水为车间卫生间排水，经过化粪池处理后排入园区污水管。3）输煤系统冲洗水排水：这部分排水为间断性排水，主要含有煤、泥类悬浮物，设有煤泥沉淀池，上清液排入厂区清水池做冲洗和湿煤循环利用，沉淀下来的煤泥输送至干煤棚进行利用。本项目废水以及污水排放总渠、管上均设置水量计量装置以及COD在线检测装置。8.4灰渣治理及综合利用8.4.1灰渣治理本工程除灰系统采用干除灰，灰渣分除方案，为灰渣综合利用创造条件，灰渣可用汽车外运综合利用。1）除灰系统：布袋除尘器飞灰采用微正压气力输送方式除灰。2）除渣系统：采用干式机械除渣系统。8.4.2灰渣及石膏综合利用本工程灰渣及脱硫石膏全部用作水泥掺和料，在热电厂设300m3灰库、100m3渣库各一座。89 8.5噪声防治8.5.1噪声源热电厂的噪声主要源于各设备在运行过程中由振动、摩擦、碰撞而产生的机械噪声和由排风、排汽管等产生的气体动力噪声。热电厂大部分设备在运行过程中，均产生不同强度的噪声，主要噪声源有锅炉排汽噪声、锅炉一、二次风机、引风机、返料风机、汽轮机、发电机、机力冷却塔及各种泵类等。主要设备噪声见表8.5-1。表8.5-1主要噪声源设备噪声水平序号设备噪声级dB(A)1引风机80～902一次风机80～903二次风机80～904返料风机80～905发电机85～956汽轮机85～957主变压器808给水泵85～959机力通风冷却塔808.5.2噪声防治措施本工程噪声治理采用综合防治措施，即：1）设备订货时对制造厂商提出所提供的产品应符合国家产品噪声标准；2）设备安装时采取防振、减振、隔振等措施；3）对噪声值严重超标设备，如一、二次风机进口、锅炉排汽口装设消音器，对高噪声设备，如汽轮机等均由设备厂家提供配套的隔音罩；4）对难以集中控制的噪声设备，设置隔音工作小间，减少对工作人员的影响；5）在建筑设计上，各主要生产车间考虑用吸隔音材料进行处理；6）总平面布置中，考虑对厂区加强绿化、根据不同的功能区要求，结合电厂生产工艺特点，以主厂房四周及储煤场周围为重点，合理选择树种，起到隔声降噪作用。8.6厂区绿化89 绿化设计的原则是：因地制宜，根据实用、经济、美观的原则选择本地区长势旺、净化空气性强的树种和草坪，辅以花卉。结合厂区布置的特点，使总体规划和各功能区协调一致，力求布局合理、繁简适当、讲求实效。厂区通过绿化，既可改善环境，也是文明生产的标志之一。8.7环保管理及监测机构的设置热电厂环境监测是环保工作重要的组成部分，其任务是对热电厂生产过程中排放的污染物进行监测、监督，以掌握环境质量及其变化的趋势，为防止污染提供科学依据。本工程按照GB13223要求，对锅炉大气污染物实行连续监测。本工程在脱硫吸收塔前后烟道安装固定的烟气连续监测装置，此装置可连续检测锅炉原烟气和净烟气中的烟尘、二氧化硫、氮氧化物，计算出瞬时值及每日、每月、每年的积累值，可按当地环保部门的要求输出相应报表，并可实现数据远传。对热电厂各排放口、废水、废水PH值等项目按月实测计算。环保管理机构及人员设置由纸厂统一考虑，本工程不需单独设管理机构及人员。8.8环保设施的投资估算热电厂环境保护设施投资见下表8.8-1：表8.8-1热电厂环境保护设施投资表序号项目投资（万元）1除尘脱硫系统10462除灰渣系统2113消声器604绿化费用155在线监测费用30合计2235热电厂环保设施总投资为1362万元。占工程固定投资总额的20.38%第九章劳动安全与工业卫生9.1概述9.1.1设计依据《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-94）89 《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87）《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)《火力发电厂建筑设计规程》(DL/T5094-1999)《建筑内部装修设计防火规范》(GB5022-95)（1999年版）《建筑物防雷设计规范》(GB50057-2000)《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》(GB50058-92)《火力发电厂厂用电设计技术规定》(SDGJ17)《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》(SDGJ56)《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》(GB50062-92)《高压配电装置设计技术规程》(SDJ5)《电力设备典型消防规程》(DL5027-93)《火力发电厂总图运输设计技术规定》（DL/T5032-2005）《蒸汽锅炉安全技术监察规程》(劳部发[1996]276号)《电气设备安全设计导则》(GB4064)《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-2006）《采暖通风与空气调节设计规范》(GBJ19)(2001年版)《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》(DL/T5035-94)《电力建设安全工作规程》(DL5009.1-2002)《机械设备防护罩安全要求》(GB8196)《动力机器基础设计规范》(GB50040-96)《作业场所局部振动卫生标准》(GB10434)《安全标志》(GB2894-96)《安全标志使用导则》(GB16176-96)《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》(DL5053-96)《国务院关于加强防尘防毒工作的决定》（国发[994]97号）《特种设备安全监察条例》（2003年3月11日发布）9.1.2生产过程中职业危险、危害因素89 热电厂特点是大型设备多、运转机械设备多、带电设备多、压力容器多、高温、高压管道多、高层建筑、构筑物多、带煤粉（灰）的生产间较多，并要使用一定量的油、氨。因此，热电厂存在以下几方面的不安全因素和职业危害。（1）不安全因素热电厂的事故主要集中在火灾事故、设备事故（包括爆炸、灭火放炮、汽机进水、电气事故及误操作）及人身伤亡事故（包括机械损伤、触电、爆燃等造成的人身伤亡事故）三大类。（2）职业危害及其因素分析热电厂的主要职业危害是煤尘、灰尘、噪声、化学腐蚀、毒气及高温伤害。9.2防火、防爆热电厂火灾的主要潜在危险在于贮存、使用可燃介质的设施或地方，如油箱等。透平油是可燃介质；电缆隧道、架空电缆，则可能在散热或隔热情况不好时发生燃烧或因其他原因引起火灾而沿着电缆蔓延，导致事态扩大的可能。此外，因为可燃介质泄漏而落在高温管道上引起火灾也时有发生。热电站内发生爆炸的潜在威胁主要在于炉膛爆炸、蓄电池室及贮气罐的超压爆炸。本工程的主要生产建筑物、辅助车间的布置按“小型火力发电厂设计规范（GB50049-94）”进行。满足防火防爆的要求。（1）主厂房火灾危险类别为“丁”类，耐火等级为二级。在除氧间与锅炉间之间沿C列柱纵向隔墙采用不燃烧体，将主厂房分为二个防火分区。（2）本工程拟设置锅炉安全监控系统(FSSS)，为确保保护装置正确、可靠地动作，对影响锅炉安全运行的重要讯号采用三取二或串、并联逻辑，其接点信号取自专用的就地仪表。报警功能由DCS来实现：分散控制系统的LCD报警，适用于全部报警信号，并可通过打印机打印出其报警时间、性质和报警恢复时间。（3）在重要的场所，如主厂房的集中控制室、电子设备间、零米配电室、蓄电池室、屋内配电装置等处装有光电感烟控测器，缆式室温火灾报警器，电子感温火灾探测器；在各出入口安装地址编码火灾报警手动按钮，报警控制器装于控制室。（4）油系统管道设计压力按提高一级考虑，尽可能减少连接法兰。所有压力容器、中压锅炉设备等，均设有安全阀，以防超压爆炸，锅炉设备按安全监测规程要求设置安全门，主蒸汽管道设安全监测点。对危险品、易燃易爆品均限量贮存于专用仓库。（5）选用绝缘良好的电气设备：根据生产使用环境的要求，高压电缆采用阻燃型交联聚乙烯绝缘电缆，低压电力电缆在爆炸及火灾危险场所内采用ZR-YJV-1000型电力电缆。89 （6）排油烟管道引至主厂房外无火源处。9.3防尘、防毒、防化学伤害本工程的粉尘主要产生场所为贮煤场、贮灰渣库、输煤系统，此外厂房内设备检修，清扫时亦会产生灰尘。防毒、防腐的主要场所是电厂的化学设施。（1）电厂干煤棚内设喷雾系统以减少煤尘。各带式输送机机头落料点及破碎楼破碎机前落煤管均设抽风装置干式收尘，以减少粉尘飞扬。　　（2）采用成型的硅酸铝纤维、岩棉等制品，以减少检修拆卸时保温材料的粉尘飞扬。（3）化学水处理系统加药间设置机械通风。通风量按换气次数不少于每小时10次计算。通风设施的材料采用防腐材料。　　（4）锅炉加药设备采用密闭溶解方式，以减少有害物质的外溢。化学处理设备采用衬涂防腐材料。其他有关管道，如锅炉补给水管道也考虑衬胶等防腐措施。9.4防电、防机械伤害及其他伤害（1）防电伤害1）电厂主厂房、辅助建筑物的直击雷保护：主厂房顶端处装设避雷带保护，并设引下线接至接地装置；其它建筑物的防雷保护均按《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2000）进行设计。2）本工程为大电流接地系统，接地网采用钢棒形和钢带形接地体，联合组成环形接地装置，接地电阻不大于0.5Ω；电除尘器和DCS系统等专用设备需要的特殊要求，则由制造厂提出后另行考虑。3）开关柜选用带五防设施、带闭锁装置的设备，高压开关采取保护措施，以防误操作。4）配电间、电缆隧道出入口，均设枷锁门。同时要求运行单位能严格执行电气安全操作规程及工作制度，防止非工作人员进入，避免误操作。5）所有开关柜采用全封闭式，并配有带电显示装置。电力设备外壳接地或接零。对全厂插座回路，加装触电保护器，以增加安全可靠性。6）配电装置电气设备按规程设置栅栏或遮拦。（2）防机械及其他伤害：89 电站中发生的人身事故中，除了触电伤害、爆炸伤害外，有相当一部分为机械伤害。本工程对此主要采取以下防范措施。1）所有回转机械，如转动机械联轴器等外露部分均设计有防护罩。输煤皮带机头部设有防护罩，需跨越皮带处设专用跨越梯。2）所有落煤口，如煤仓层的落煤口，均设置有一定强度和刚度的栅格板。厂区内窨井、沟道均设计有安全盖板。以防止人员跌落受伤。3）为防止高空坠落，平台与扶梯按标准设计，并配置可靠的栏杆。阀门、孔板、防爆门等有维护、操作部位的地方均设置检修维修平台。破碎楼各层吊装孔、除氧煤仓间检修吊装孔均设安全栏杆。4）生产建筑与厂内道路，设计有必要而足够的照明，带式输送机栈桥、地下廊均采用多段照明方式，以防夜间操作维护时因照明不够而酿成意外事故。5）检修、起吊设施选型中要注意起重量合适，设备带有刹车，限位控制等安全保护性部件。9.5防暑、防潮、防烫伤按《采暖通风与空气调节设计规范》及其他有关规定设计全厂通风空调系统，达到《工业企业设计卫生标准》要求。集中控制室内设计空气调节装置。同时设计满足卫生要求需要的新鲜空气量。冬季加电辅助加热，以保证室内温度夏季不高于28℃，冬季不低于16℃。同时考虑冬季和过度季节的通风换气；换气次数不小于每小时6次。热力设备及管道保温隔热选用效率高、导热系数小的保温材料，有效防止散热，满足防烫伤要求（表面温度不大于50℃）。9.6防噪声、防振动（1）主厂房及辅助建筑设施中凡需专人值班的地方，均设真空玻璃固定观察窗，防火隔音门，并对房间进行吸音处理，以达到规定允许的噪音等级。（2）设备订货时，须向主、辅机制造厂家提出限制噪声的要求，并作为设备考核的一项重要指标。（3）锅炉一、二次风机入口装设消音器。（4）烟道设计中，注意布置合理、气流通畅，以减少空气动力噪声。（5）管道设计，特别是给水再循环等具两相流动的管道设计时，注意管道的合理布置，并选择合理的支吊架位置和型式，降低气流与振动的噪声。89 （6）对锅炉点火启动排汽装设消音器。（7）按《动力机器基础设计规范》及《作业场所局部振动卫生标准》等要求设计电厂设备基础及平台的防振措施。考虑动荷影响及设计强度等满足规定要求。9.7其它安全措施（1）原则上以天然采光为主，人工照明为辅。使除氧煤仓间、锅炉房能达到运转层跨中采光系数0.5%要求。主厂房内配电间，管道层等则采用人工照明。控制室等要求较高者，均按照标准照度采用人工照明。（2）设计自动化程度较高的DCS系统，实现锅炉集中控制以及一般系统及生产过程的自动控制、保护。正常运行时，工人一般不需直接在设备设施附近操作（只需在控制室内操作）。（3）全厂设置工作照明和事故照明两个系统。工作照明电压为AC220V，事故照明正常采用动力与照明合用的AC380/220V电源系统，事故状态下自动切换至直流供电；通道口采用应急事故照明，主厂房锅炉本体检修照明采用AC12V电压供电。（4）各车间、场所按需要设置检修起吊机械设施，基本上消除重体力劳动。9.8劳动安全与工业卫生专项投资费用热电厂工程劳动安全与工业卫生专项投资费用如下：（1）消防给水系统及防火器材（厂内）4.5万元（2）热力设备、管道的保温投资116万元（3）防噪声、防振动设施34万元（4）主厂房通风及空调系统31.5万元（5）输煤系统除尘设施6.0万元（6）火灾监测及报警系统27.00万元（7）防雷接地及事故照明30.5万元其中安全教育装置、救护和医疗急救、人员配置未计列，由纸厂统一考虑，本工程劳动安全与工业卫生专项投资费用（可计部分）总额为249.5万元。占工程固定投资总额的3.73%。89 第十章节约和合理利用能源10.1概述本项目为新建热电厂工程，设计时严格遵循“以热定电、热电联产”的原则，其热电比为1096%，全厂热效率为79%，远高于国家《关于发展热电联产的规定》（急计基础[2000]1268号文）规定的热电厂年热效率平均应大于45%，热电比年平均应大于100%的规定。10.2节能措施在生产工艺设计过程中，采用如下措施，确保生产过程中降低能耗：a.本工程合理选配机炉，选用了燃烧效率较高的循环流化床锅炉及节能效果显著的背压型汽轮发电机组。b.设计合理的热力系统，采用合理的汽水回热系统，提高全厂热效率，尽量减少自用汽率。c.设计中严格把关，禁止选用已被有关部委明令淘汰的机电产品，选用节能效果显著的优质产品。d.选用优质阀门，避免蒸汽的跑、冒、漏现象，降低全厂发电、供热耗率。e.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。f.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。g.机炉系统采用了DCS集控，提高自动化水平，优化机炉运行工况，使机炉系统在高效率下运行。h.输煤系统配备了必要的入厂、入炉计量装置，水系统在各进排水口装设流量计，便于节能计量和分析，调整运行参数。i.厂区总平面布置中，合理布置生产工艺各车间位置，以减少室外管道、沟道和电缆长度。j.为节约能源，燃烧系统主要耗能设备一次风机及引风机采用变频调速。k.采用Y2系列节能电动机。l.采用SGB10系列节能变压器。m.采用绿色照明灯具。89 10.3节水措施a.汽轮机的冷油器、发电机的空气冷却器和其它需冷却的设备(如电动给水泵、汽水取样冷却器、风机等)均采用循环冷却水系统。b.水箱、水池设置液位控制系统，严格计量，防止浪费。c.采用干式除灰、渣系统。d.生活污水、工业废水经过处理后分别回用于除灰系统、输煤系统和厂区绿化用水。e.在循环水补水管、循环水排污水管以及需要检测的各用水点均装设计量装置，以加强电厂用水的监测管理。10.4节约用地措施在充分满足热电厂有关规程规范的要求、环境保护的要求和发电工艺流程要求的前提下，尽可能减少建筑物之间的距离；厂区热力管道尽量利用绿化带、厂房建筑边角处的空地合理布置，以节约用地。10.5节约原材料措施严格按照国家现行有关规定的要求，合理选用管材、建筑材料和其它材料。第十一章热力网11.1概述本工程热用户为工业热负荷，供热参数为：压力：0.49MPa，温度：170℃和压力：1.27MPa温度：220℃。园区内没有可以利用的现有热网管道，因此要配套建设热网管道。由于园区企业较集中，热网供热适宜采用母管制。11.2供热管网布置按供热蒸汽压力参数分别敷设1.27MPa和0.49Mpa的供热母管各一根，供热母管按两期建设，一期只建设东园区管网，电厂供热管网出口预留二期的母管接口。热网的敷设方式，采用架空敷设的敷设方式，架空敷设一般以高支架为主。a.尽量利用管道的自然补偿，当自然补偿不能满足要求时，可采用波纹管补偿器；b.89 管线布置在满足其补偿和其他要求的情况下，力求短直，平行于道路并靠近人行道，不影响和破坏整体布局；c.管线尽可能少通过道路及其它分管线、管沟等，并适当地注意整齐美观。11.3凝结水回收管网本期工程暂不考虑凝结水的回收。第十二章劳动组织与定员12.1概述本工程属于新建热电站工程，主要工作量为：新建2台90t/h循环流化床锅炉(1用1备)和1台7.5MW抽汽背压式汽轮发电机组及其配套的辅助设施，新建热电站到用户之间的供热管网。12.2组织机构、人员编制及指标12.2.1配置原则本工程的人员定额参照国家电力公司1998年4月发布的《火力发电厂劳动定员标准》（试行）进行编制，并参照国内同类型自备热电厂运行管理经验，结合本工程具体情况，本着精简机构，发挥社会协作，高效生产的原则来配置机构及人员编制。具体原则如下：a.本工程采用DCS控制系统，自动化程度高，人员数量则尽可能减少。b.热电厂不配备设备大、中修人员。设备大、中修采用外委或招标外包办法，与当地或有检修能力的电厂检修公司签订检修合同。c.热电厂的生产服务设施、职工生活福利设施及热电厂的绿化、卫生、清扫、保卫等，均实行外包或外委。热电厂只配服务主管进行监督。d.根据本工程连续运行的特点，机、炉、电等运行人员实行四班三运转工作制连续生产，管理部门为一班制。12.2.2热电厂运行人员素质要求由于劳动定员岗位和专业较为综合精干，要求所有上岗人员必须具备较高的素质，其专业技术水平能达到一专多能，一岗多责。集控室运行值班人员要达到全能值班水平，化学化验人员达到水、煤、油全能化验水平。12.2.2.1运行人员89 （1）值长：需具备大学本科的电力类专业的学历，有从事电厂运行工作三年以上并担任单元长一年以上的工作经历，上岗前应经过跨专业培训并考试合格。（2）单元长：需具备大专以上的电力类专业的学历，经过跨专业培训考试合格并有一年以上的本专业运行值长的实际工作经历。（3）值班员、操作员：具有中专以上的学历，并应有从事运行工作一年以上的工作经历。（4）助理操作员、巡检员：具有技校毕业并经专业培训合格的人员。（5）其他运行人员：按原电力部颁发的火力发电厂运行人员岗位规范的要求聘用。12.2.2.2管理人员（1）各部门负责人：应具备大专以上学历，并具有二年以上实际工作经历，经考试合格者。（2）其他管理人员：按原电力部颁岗位规范的要求聘用。12.3人员配备本工程规模为2×90t/h循环流化床锅炉(1用1备)+CB7.5-3.43/1.27/0.49型抽汽背压式汽轮发电机组。本工程所需管理、运行、维修人员原则上由纸厂现有人员调剂，根据热电厂四班三倒运行机制，本工程考虑适当增设运行、管理人员50人。本工程采用机、炉集中管理。按此特点，成立运行分场，可设置锅炉、汽机、电气等分场。根据上述人员编制原则，人员配备详见下表12-1：表12.3-1人员配备表序号人员分类人数一机组运行人员601机炉242电气123化学水处理系统(包括循环水)84燃料、除灰渣45脱硫12二机组检修人员81热机42电气23热控289 三管理人员12合计80热电厂定员总数为80人。第十三章工程项目实施条件和轮廓进度13.1项目实施条件13.1.1施工场地及施工用电、用水a.施工场地本工程热电厂总占地面积为33600m2，厂区建（构）筑物占地15800m2。本项目在园区内规定的场地进行建设。b.施工电源施工电源取自园区内变电站。c.施工水源本工程水源为园区附近涞水河水，在园区内已建有完善的供水系统，施工用水从工业园东园区供水站引接即可。13.1.2主要建筑材料均由当地建材部门予以解决。13.1.3施工单位应具备的技术条件安装单位必须具备安装电力系统设备的经验、资质、业绩，技术力量和施工力量较强，同时施工机具齐备；施工管理水平较高。13.1.4交通运输热电厂建设用设备、材料等，用汽车运输直达热电厂工地。13.1.5大件运输大件运输考虑通过铁路运至株洲市，再由当地运输部门组织运往热电厂工地。13.2施工总平面布置(1)贯彻执行节约用地的方针，充分利用现有场地，合理划分建筑、安装的施工区域。(2)89 贯彻执行安全生产、文明施工的方针，充分利用现有施工场地，合理划分建筑、安装交叉作业的施工区域。(3)施工总平面布置是根据厂区总平面布置图、工程施工要求、场地地势、地形条件及工程设计特点、施工单位的施工能力等因素加以综合考虑。(4)施工场地的布置按布局紧凑合理、节约用地、便于施工的原则，并满足施工生产要求和利于管理的需要来进行。(5)合理组织交通运输，使各个施工阶段都能做到交通方便，运输通畅，尽量减少二次搬运和反向运输。(6)按施工流程划分施工区域，从整体考虑，使各专业和各工种之间互不干扰、便于管理。(7)满足有关规程的安全、防洪排水、防火及防雷的要求。(8)努力减少或避免临建的拆除和场地搬迁，施工道路考虑永临结合。13.3主要施工方案与大型机具配备13.3.1主要施工方案(1)建筑工程：要求施工单位做出详细的、切实可行的施工方案，合理安排施工顺序，尽量避开冬季雨季施工。(2)设备安装工程：借助起重设备进行安装。13.3.2大型机具配备(1)按照热电厂设备的大小、重量及数量，建议施工安装单位配备下列必须机具：150吨位汽车吊一台，25吨汽车吊二台和部分卷扬机。(2)其它机具根据施工安装情况由施工安装单位自行组织准备。13.4工程建设进度为合理组织工程建设，正确使用建设资金，使工程设计、施工、加工制造等环节相协调，本工程建设拟分为三个阶段：即施工准备阶段、土建施工阶段、安装调试阶段。13.4.1施工准备阶段该阶段的主要工作除完成施工设计及施工组织纲要外，须完成工程及施工用地的各项手续，拆除障碍物，清理施工现场，完成厂区的“四通一平”及必要的施工临建设施。在此期间，还应完成相应的材料、机械、资金、技术的准备以及主辅机的订货工作。13.4.2土建施工阶段89 从主厂房开挖至锅炉吊装开始（主厂房进入安装）为土建施工阶段。此阶段的主要任务是：主厂房开挖、基础施工、制作及预制构件、吊装构件等。要求主厂房建筑、结构及设备基础、沟坑基本完成，满足施工安装队伍进厂条件。13.4.3安装调试阶段本阶段要求机组安装完毕，且联合试运转合格，能够并网发电，投入正常运转。13.4.4工程综合形象进度工程综合形象进度表见13.4–1。表13.4–1工程综合形象进度表2010年2011年56789101112123456789101.施工准备施工图设计2.土建施工阶段3.安装开始至锅炉机组投产4.汽机安装至并网发电第十四章投资估算与技术经济分析14.1投资估算14.1.1工程概况******热电联产工程主要建设内容包括为2台90t/h(3.82MPa450℃)循环流化床锅炉+2×CB7.5-3.43/1.27/0.49抽汽背压式汽轮机+2×7.5MW汽轮发电机。本工程建设投资为16891万元。本工程拟分两期建设：一期工程建设规模为2台90t/h(3.82MPa450℃)循环流化床锅炉+1×CB7.5-3.43/1.27/0.49抽汽背压式汽轮机+1×89 7.5MW汽轮发电机，其估算范围包括热力系统、燃料供应系统、除灰渣系统、化水处理系统、供水系统、电气系统、热工控制系统、除尘暖通及其他等工程费用和其他费用。建设投资为12013万元。二期工程再建设1×CB7.5-3.43/1.27/0.49抽汽背压式汽轮机+1×7.5MW汽轮发电机，其估算范围包括热力系统、燃料供应系统、除灰渣系统、化水处理系统、供水系统、电气系统、热工控制系统、除尘暖通及其他等工程费用和其他费用建设投资4878万元。详见总估算表。14.1.2估算编制原则依据：（1）依据（2007年版）《火力发电工程建设预算编制与计算标准》中的电力项目投资估算编制方法来进行项目划分和编制。（2）定额执行电力工业部《电力建设工程概算定额》(2006年版)建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程。（3）工程量:根据可行性研究各专业提资计取。（4）设备购置费：主要设备价格依据生产厂家提供的询价,其他按《2006年机电产品报价手册》或参考同类工程概算价。（5）基本预备费适当计取。14.1.3固定资产投资估算（1）建设投资估算包括工程费用、其他费用及预备费，建设投资估算值为16891万元。（2）建设期贷款利息估算本项目按全部银行贷款建设，建设期借款利息为486.46万元。（3）固定资产投资估算固定资产投资包括建设投资、建设期贷款利息，共计17377.46万元。14.1.4流动资金估算根据本项目的经营范围和特点，本项目流动资金估算采用详细估算法。经测算本项目生产经营所需流动资金总额为307.74万元。14.1.5项目总投资项目总投资等于固定资产投资加流动资金，为17685.2万元。详见附表1。14.2资金筹措本项目按全部银行贷款建设，利率暂按同期贷款利率5.76%计取。89 14.3资金使用计划项目建设期按1年考虑,并计划当年资金筹措与资金运用达到平衡。14.4财务评价14.4.1财务评价原则******热电联产工程的财务评价，依据国家发改委、建设部2006年颁布的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）的要求，并结合本项目的实际情况进行编制。本报告对项目终期规模进行技术经济分析。项目建设期为1年，生产运行周期按15年考虑。14.4.2总成本费用估算14.4.2.1产品方案年外供电量91800000kWh外供蒸汽量1338240t/a石膏46348t/a灰渣79152t/a14.4.2.2年总成本费用年均总成本费用为14322.41万元，年均经营成本13040.06万元。14.4.2.3计算原则与依据a)主要原辅材料、燃料及动力消耗定额根据工艺专业要求确定，工艺水和化学水用量按小时用量最大考虑,且按每年开机时间8160小时计。b)外购原辅材料、燃料及动力的价格是根据本项目的实际情况确定。c)工资及福利费本项目正常生产定员80人。员工平均工资及附加费20000元/人·年确定。d)固定资产折旧固定资产折旧年限按15年直线折旧估算，残值按5%考虑。e)修理费用修理费用按固定资产投资的5%考虑。f)管理费用年管理费用按工资及福利费的200%考虑。g)其他制造费用其他制造费用按固定资产投资的3%确定。89 14.4.3单位成本表14.4-1发电单位成本估算表单位：元/kWh序号项目单价（元）单位年耗量（吨）年金额（万元）单位成本1原材料及动力　　　　　1.1煤450.00t496132232.580.1821.2一次水0.70t33684523.580.0021.3电（自用）0.42kWh6120000257.040.0212工资及福利费　　　32.000.0033制造费用　　　　　3.1折旧　　　220.110.0183.2维修费　　　159.910.0133.3其他　　　95.950.0084生产成本(1+2+3)　　　　0.25注：本工程发电122400000kWh/a，外供电91800000kWh/a。表14.4-2蒸汽单位成本估算表单位：元/吨序号项目单价（元）单耗（t/h）年耗量（吨）年金额（万元）单位成本1原材料及动力　　　　　1.1煤450.00t1984518930.3066.7321.2一次水0.70t134737994.320.7051.3电（自用）0.42kWh244800001028.167.6832工资及福利费　　　128.000.9563制造费用　　　　　3.1折旧　　　880.466.5793.2维修　　　639.644.7803.3其他　　　383.782.8684生产成本(1+2+3)　　　　90.3089 注：本工程外供蒸汽1338240t/a。14.4.4产品销售收入和销售税金及附加14.4.4.1销售收入本项目建成后，年外供电量、蒸汽量按按每年开机时间8160小时计。年外供电量91800000kWh，外供蒸汽量1338240t/a。根据本项目实际情况，电价：0.42元/kWh；蒸汽：130元/t；石膏：30元/t；灰渣：20元/t。经计算正常年营业收入为21550.06万元。各年营业收入估算详见表6。14.4.2营业税金及附加根据国家现行财税政策，增值税税率均为17%。城市维护建设税税率7%，教育费附加4.5%，经计算年均增值税为1492.12万元，年均销售税金及附加171.6万元。详见表6。14.4.5利润估算及分析14.4.5.1所得税税率本项目所得税税率为25%，盈余公积金按10%计提。详见表7。14.4.5.2盈利能力指标计算（1）静态指标a)年利润总额5563.93万元b)年净利润4172.95万元c)总投资收益率32.49%d)投资利税率31.46%e)投资回收期:(含建设期)3.51年（税前）4.18年（税后）（2）动态指标所得税前:财务内部收益率39.76%财务净现值(Ic=10%)31796.6万元所得税后:财务内部收益率31.05%89 财务净现值(Ic=10%)21864.25万元14.4.5.3借款偿还期本项目建设投资按全部银行贷款，偿还借款本金的资金来源有项目投产后产生的利润、计提的折旧费和摊销费。借款偿还期（包括建设期）为4.83年。详见附表11。14.4.5.4主要经济数据主要经济数据表序号项目名称单位数量备注一建设规模二产品方案1外供电量kWh/a918000002外供蒸汽量t/a1338240三年操作时h8160四公用动力消耗量1原煤t/a2480642一次水t/a1684224五全厂定员人80六建筑面积㎡七工程总投资万元17685.21建设投资万元168912建设期利息万元486.463流动资金万元307.74八正常年营业收入万元21550.06九成本和费用1年均总成本费用万元14322.052年均经营成本万元13040.06十年均利润总额万元5563.93十一年均净利润万元4172.9589 十二财务评价指标1总投资收益率%32.492投资利润率%31.463投资利税率%40.874投资回收期（含建设期）所得税前年3.51所得税后年4.185财务内部收益率所得税前%39.76所得税后%31.056项目财务净现值（Ic=10%）所得税前万元31796.6所得税后万元21864.25十三借款偿还期年4.83含建设期14.4.6不确定性分析14.4.6.1盈亏平衡分析根据产品产量、固定成本和可变成本、产品价格、销售税金，计算以生产能力利用率表示的盈亏平衡点BEP为35.34%。计算表明，只要生产能力达到设计能力的35.34%，项目即可保本，高于此水平，项目将有不同程度的盈利，说明项目具有较强的抗风险能力。89 14.4.6.2敏感性分析根据项目特点，选取与项目评价有关的主要因素——销售收入、经营成本、产量和投资，进行敏感性分析，分析结果表明销售价格和产量是最为敏感的因素，其次分别是投资和经营成本。从表中可看出，说明该项目有较强的应变能力。详见表12敏感性分析表14.4.7财务评价结论本项目建成后，项目总投资收益率32.49%，投资利润率31.46%，投资利税率40.87%。税前财务内部收益率39.76%，税后财务内部收益率31.05%，税前投资回收期(含建设期)3.51年，税后投资回收期(含建设期)4.18年，均优于行业基准指标。项目本身财务状况较好，有较强的盈利能力。从财务的角度看，该项目是可行的。各项技术经济指标表明，******热电联产工程，建设条件优越，工艺流程可靠，规模合理，社会效益和经济效益明显，根据计算，投资回报率超过20%.。建议早日实施。附表目录附表1总估算表附表2流动资金估算表附表3项目总投资使用计划与资金筹措表附表4总成本费用估算表附表5固定资产折旧费估算表附表6营业收入、营业税金及附加和增值税估算表附表7利润与利润分配表附表8项目投资现金流量表附表9财务计划现金流量表附表10资产负债表附表11项目还本付息计划表附表12敏感性分析表89 总估算表附表1******热电联产工程金额单位：万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占总计%单位投资(元/千瓦)1热电站工程　　　　　　　1.1站内生产工程　　　　　　　1.1.1热力系统1400.005300.001350.00　8050.0047.66　1.1.2脱硫系统（成套）200.00750.00300.00　1250.007.40　1.1.3燃料供应系统400.00450.0060.00　910.005.39　1.1.4除灰渣系统80.00450.0080.00　610.003.61　1.1.5化水处理系统180.00550.0050.00　780.004.62　1.1.6供水系统10.0080.0016.00　106.000.63　1.1.7电气系统　1650.00350.00　2000.0011.84　1.1.8热工控制系统　1200.00320.00　1520.009.00　1.1.9除尘暖通及其他160.00570.0035.00　765.004.53　　小计2430.0011000.002561.00　15991.0094.67　2其他　　　　　　　2.1其他费用　　　900.00900.005.33　2.2编制年价差　　　　　　　　小计　　　900.00900.005.33　　热电站工程静态投资2430.0011000.002561.00900.0016891.00100.00　3建设期贷款利息　　　486.46486.46　　　工程动态投资2430.0011000.002561.001386.4617377.46　　4铺底流动资金307.74307.74　　5工程计划总投资2430.0011000.002561.001694.217685.2　　89 流动资金估算表附表2单位：万元序号项目名称最低周转天数周转次数23456789101112131415161流动资产　　934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.451.1应收账款2018724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.451.2存货　　156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.681.2.1直接燃料及动力572156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.681.2.2在产品　　　　　　　　　　　　　　　　　1.2.3产成品　　　　　　　　　　　　　　　　　1.3现金201853.3253.3253.3253.3253.3253.3253.3253.3253.3253.3253.3253.3253.3253.3253.321.4预付账款　　　　　　　　　　　　　　　　　2流动负债　　626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.712.1应付账款2018626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.712.2预收账款　　　　　　　　　　　　　　　　　3流动资金　　307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.744流动资金当期增加额　　307.74　　　　　　　　　　　　　　89 项目总投资使用计划与资金筹措表附表3单位：万元序号项目名称合计121投资合计17685.217377.46307.741.1建设投资1689116891　1.2建设期利息486.46486.46　1.3流动资金307.74　307.742资金筹措17685.217377.46307.742.1项目资本金　　　2.1.1用于建设投资　　　2.2债务资金17685.217377.46307.742.2.1用于建设投资1689116891　　银行借款1689116891　2.2.2用于建设期利息486.46486.46　　银行借款486.46486.46　2.2.3用于流动资金307.74　307.74　流动资金借款307.74　307.7489 总成本费用估算表附表4单位：万元序号项目名称合计23456789101112131415161燃料及动力169211.711280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.781.1煤167443.211162.8811162.8811162.8811162.8811162.8811162.8811162.8811162.8811162.8811162.8811162.8811162.8811162.8811162.8811162.881.2水1768.5117.9117.9117.9117.9117.9117.9117.9117.9117.9117.9117.9117.9117.9117.9117.92工资及福利费24001601601601601601601601601601601601601601601603修理费11993.25799.55799.55799.55799.55799.55799.55799.55799.55799.55799.55799.55799.55799.55799.55799.554其他费用11995.95799.73799.73799.73799.73799.73799.73799.73799.73799.73799.73799.73799.73799.73799.73799.734.1其中：其他车间制造费用7195.95479.73479.73479.73479.73479.73479.73479.73479.73479.73479.73479.73479.73479.73479.73479.734.2其他管理费用48003203203203203203203203203203203203203203203204.3营业费用　　　　　　　　　　　　　　　　5经营成本（1+2+3+4）195600.913040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.066折旧费16508.551100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.577摊销费　　　　　　　　　　　　　　　　8财务费用2726.641017.28770.05513.2246.3716.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.348.1短期负债利息245.116.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.348.2长期负债利息2481.541000.94753.71496.86230.03　　　　　　　　　　　8.3其它财务费用　　　　　　　　　　　　　　　　9总成本费用合计（5+6+7+8）214836.115157.9114910.6814653.831438714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.979.1其中：可变成本169211.711280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.7811280.789.2固定成本45624.393877.133629.93373.053106.222876.192876.192876.192876.192876.192876.192876.192876.192876.192876.192876.19固定资产折旧费估算表89 附表5单位：万元序号项目名称折旧年限23456789101112131415161固定资产合计15　　　　　　　　　　　　　　　1.1原值合计　17377.4617377.4617377.4617377.4617377.4617377.4617377.4617377.4617377.4617377.4617377.4617377.4617377.4617377.4617377.461.2当期折旧费　1100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571100.571.3净值合计　16276.8915176.3214075.7512975.1811874.6110774.049673.478572.97472.336371.765271.194170.623070.051969.48868.9189 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表附表6单位：万元序号项目名称单位合计23456789101112131415160收入合计万元323250.921550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.061.1供电　　　　　　　　　　　　　　　　　1.1.1营业收入万元578343855.63855.63855.63855.63855.63855.63855.63855.63855.63855.63855.63855.63855.63855.63855.61.1.2销售价格元　0.420.420.420.420.420.420.420.420.420.420.420.420.420.420.421.1.3销售数量kWh　9180000091800000918000009180000091800000918000009180000091800000918000009180000091800000918000009180000091800000918000001.2供蒸汽　　　　　　　　　　　　　　　　　1.2.1营业收入万元260956.817397.1217397.1217397.1217397.1217397.1217397.1217397.1217397.1217397.1217397.1217397.1217397.1217397.1217397.1217397.121.2.2销售价格元　1301301301301301301301301301301301301301301301.2.3销售数量吨　1338240133824013382401338240133824013382401338240133824013382401338240133824013382401338240133824013382401.3石膏　　　　　　　　　　　　　　　　　1.3.1营业收入万元2085.6139.04139.04139.04139.04139.04139.04139.04139.04139.04139.04139.04139.04139.04139.04139.041.3.2销售价格元　3030303030303030303030303030301.3.3销售数量吨　4634846348463484634846348463484634846348463484634846348463484634846348463481.4灰渣　　　　　　　　　　　　　　　　　1.4.1营业收入万元2374.5158.3158.3158.3158.3158.3158.3158.3158.3158.3158.3158.3158.3158.3158.3158.31.4.2销售价格元　2020202020202020202020202020201.4.3销售数量吨　7915279152791527915279152791527915279152791527915279152791527915279152791522增值税　22381.81492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.122.1销项税金　46968.153131.213131.213131.213131.213131.213131.213131.213131.213131.213131.213131.213131.213131.213131.213131.212.2进项税金　24586.351639.091639.091639.091639.091639.091639.091639.091639.091639.091639.091639.091639.091639.091639.091639.093营业税金及附加　2574171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.63.1城市建设维护费　1566.75104.45104.45104.45104.45104.45104.45104.45104.45104.45104.45104.45104.45104.45104.45104.453.2教育费附加　1007.2567.1567.1567.1567.1567.1567.1567.1567.1567.1567.1567.1567.1567.1567.1567.1589 利润和利润分配表附表7单位：万元序号项目名称合计23456789101112131415161营业收入323250.921550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.062增值税及附加24955.81663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.723总成本费用214836.115157.9114910.6814653.831438714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.9714156.974贴补收入　　　　　　　　　　　　　　　　5利润总额(1-2-3+4)834594728.434975.665232.515499.345729.375729.375729.375729.375729.375729.375729.375729.375729.375729.375729.376弥补以前年度亏损　　　　　　　　　　　　　　　　7应纳税所得额(5-6)834594728.434975.665232.515499.345729.375729.375729.375729.375729.375729.375729.375729.375729.375729.375729.378所得税20864.751182.111243.921308.131374.841432.341432.341432.341432.341432.341432.341432.341432.341432.341432.341432.349净利润(5-8)62594.253546.323731.753924.384124.514297.034297.034297.034297.034297.034297.034297.034297.034297.034297.034297.0310期初未分配利润　　3191.696550.2610082.212975.1811874.6110774.049673.478572.97472.336371.765271.194170.623070.051969.4811可供分配的利润（9+10）　3546.326923.4310474.6414206.7117272.2116171.6415071.0713970.512869.9311769.3610668.799568.228467.657367.086266.5112提取法定盈余公积金6259.42354.63373.17392.44412.45429.7429.7429.7429.7429.7429.7429.7429.7429.7429.7429.713可供投资者分配的利润（11-12）　3191.696550.2610082.213794.2616842.515741.9314641.3613540.7912440.2211339.6510239.089138.518037.946937.375836.814应付优先股股利　　　　　　　　　　　　　　　　15提取任意盈余公积金　　　　　　　　　　　　　　　　16应付普通股股利（13-14-15）　3191.696550.2610082.213794.2616842.515741.9314641.3613540.7912440.2211339.6510239.089138.518037.946937.375836.817各投资方利润分配：55465.91　　　819.084967.894967.894967.894967.894967.894967.894967.894967.894967.894967.894967.8918未分配利润（13-14-15-17）　3191.696550.2610082.212975.1811874.6110774.049673.478572.97472.336371.765271.194170.623070.051969.48868.9119息税前利润86185.655745.715745.715745.715745.715745.715745.715745.715745.715745.715745.715745.715745.715745.715745.715745.7120息税折旧摊销前利润102694.26846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.2889 项目投资现金流量表附表8单位：万元序号项目名称合计123456789101112131415161现金流入323558.6　21550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621857.81.1营业收入323250.9　21550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.061.2补贴收入　　　　　　　　　　　　　　　　　1.3回收固定资产　　　　　　　　　　　　　　　　　1.4回收流动资金307.74　　　　　　　　　　　　　　　307.741.5其他现金流入　　　　　　　　　　　　　　　　　2现金流出237755.41689115011.5214703.7814703.7814703.7814703.7814703.7814703.7814703.7814703.7814703.7814703.7814703.7814703.7814703.7814703.782.1建设投资1689116891　　　　　　　　　　　　　　　2.2流动资金307.74　307.74　　　　　　　　　　　　　　2.3经营成本195600.9　13040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.062.4增值税及附加24955.8　1663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.721663.722.5维持运营投资　　　　　　　　　　　　　　　　　2.6其它现金流出　　　　　　　　　　　　　　　　　3所得税前净现金流量（1-2）85803.2-168916538.546846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.286846.287154.024累计所得税前净现金流量　-16891-10352.5-3506.183340.110186.3817032.6623878.9430725.2237571.544417.7851264.0658110.3464956.6271802.978649.1885803.25调整所得税21546.41　1436.431436.431436.431436.431436.431436.431436.431436.431436.431436.431436.431436.431436.431436.431436.436所得税后净现金流量（3-5）64256.79-168915102.115409.855409.855409.855409.855409.855409.855409.855409.855409.855409.855409.855409.855409.855717.597累计所得税后净现金流量　-16891-11788.9-6379.03-969.184440.679850.5215260.3820670.2326080.0831489.9336899.7942309.6447719.4953129.3458539.264256.79　计算指标：　所得税前　所得税后　　　　　　　　　　　　　　项目投资财务内部收益率（%）39.7631.05　　项目投资财务净现值（I=10%）31796.621864.25　　项目投资回收期（年）　3.51　4.18　　　　　　　　　　　　　89 财务计划现金流量表附表9单位：万元序号项目名称合计123456789101112131415161经营活动净现金流量81829.45　5664.175602.365538.155471.445413.945413.945413.945413.945413.945413.945413.945413.945413.945413.945413.941.1现金流入323250.9　21550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.061.1.1营业收入323250.9　21550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.0621550.061.1.2增值税销项税额　　　　　　　　　　　　　　　　　1.2现金流出241421.45　15885.8915947.716011.9116078.6216136.1216136.1216136.1216136.1216136.1216136.1216136.1216136.1216136.1216136.1216136.121.2.1经营成本195600.9　13040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.0613040.061.2.2增值税进项税额　　　　　　　　　　　　　　　　　1.2.3营业税金及附加2574　171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.6171.61.2.4增值税22381.8　1492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121492.121.2.5所得税20864.75　1182.111243.921308.131374.841432.341432.341432.341432.341432.341432.341432.341432.341432.341432.341432.342投资活动净现金流量-17198.74-16891-307.74　　　　　　　　　　　　　　2.1现金流入　　　　　　　　　　　　　　　　　2.2现金流出17198.7416891307.74　　　　　　　　　　　　　　2.2.1建设投资1689116891　　　　　　　　　　　　　　　2.2.2维持运营投资　　　　　　　　　　　　　　　　　2.2.3流动投资307.74　307.74　　　　　　　　　　　　　　3筹资活动净现金流量-58371.2916891-5001.8-5229.19-5145.71-5058.99-4984.24-4984.24-4984.24-4984.24-4984.24-4984.24-4984.24-4984.24-4984.24-4984.24-4984.243.1现金流入17685.217377.46307.74　　　　　　　　　　　　　　3.1.1项目资本金投入　　　　　　　　　　　　　　　　　3.1.2建设投资借款17377.4617377.46　　　　　　　　　　　　　　　3.1.3流动资金借款307.74　307.74　　　　　　　　　　　　　　3.2现金流出76056.49486.465309.545229.195145.715058.994984.244984.244984.244984.244984.244984.244984.244984.244984.244984.244984.243.2.1各种利息支出3213.11486.461017.28770.05513.2246.3716.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.3416.343.2.2偿还债务本金17377.46　4292.264459.144632.513993.55　　　　　　　　　　　3.2.3应付利润（股利分配）55465.91　　　　819.084967.894967.894967.894967.894967.894967.894967.894967.894967.894967.894967.894净现金流量（1+2+3）6259.42　354.63373.17392.44412.45429.7429.7429.7429.7429.7429.7429.7429.7429.7429.7429.75累计盈余资金　　354.63727.811120.241532.71962.42392.12821.83251.513681.214110.914540.614970.325400.025829.726259.4289 资产负债表附表10单位：万元序号项目名称123456789101112131415161资产17377.4617565.9716838.5816130.4415442.3314771.4614100.5913429.7212758.8612087.9911417.1210746.2510075.399404.528733.658062.781.1流动资产总额　1289.081662.262054.692467.152896.853326.553756.254185.964615.665045.365475.065904.776334.476764.177193.871.1.1货币资金　407.95781.131173.561586.022015.722445.422875.123304.833734.534164.234593.935023.645453.345883.046312.741.1.2应收账款　724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.45724.451.1.3预付账款　　　　　　　　　　　　　　　1.1.4存货　156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.68156.681.2在建工程17377.46　　　　　　　　　　　　　　1.3固定资产净值　16276.8915176.3214075.7512975.1811874.6110774.049673.478572.97472.336371.765271.194170.623070.051969.48868.911.4无形及其他资产净值　　　　　　　　　　　　　　　2负债及所有者权益17377.4617565.9716838.5816130.4415442.3314771.4614100.5913429.7212758.8612087.9911417.1210746.2510075.399404.528733.658062.782.1流动负债总额　626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.712.1.1短期借款　　　　　　　　　　　　　　　2.1.2应付账款　626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.71626.712.1.3预收账款　　　　　　　　　　　　　　　2.2建设投资借款17377.4613085.28626.063993.55　　　　　　　　　　　2.3流动资金借款　307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.74307.742.4负债小计17377.4614019.659560.514928934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.45934.452.5所有者权益　3546.327278.0711202.4514507.8813837.0113166.1412495.2711824.4111153.5410482.679811.89140.948470.077799.27128.332.5.1资本金　　　　　　　　　　　　　　　2.5.2资本公积　　　　　　　　　　　　　　　2.5.3累计盈余公积金　354.63727.811120.241532.71962.42392.12821.83251.513681.214110.914540.614970.325400.025829.726259.422.5.4累计未分配利润　3191.696550.2610082.212975.1811874.6110774.049673.478572.97472.336371.765271.194170.623070.051969.48868.91计算指标资产负债率（%）10079.8156.7830.556.056.336.636.967.327.738.188.79.279.9410.711.59　流动比率（%）　205.69265.24327.85393.67462.23530.8599.36667.93736.49805.06873.62942.181010.751079.311147.88　速动比率（%）　180.69240.23302.85368.67437.23505.8574.36642.93711.49780.05848.62917.18985.751054.311122.8889 项目还本付息计划表附表11单位：万元序号项目名称合计12345一借款还本付息　　　　　　1银行借款　　　　　　1.1期初本息余额　　17377.4613085.28626.063993.551.2当期借款17377.4617377.46　　　　1.3当期应计利息2968486.461000.94753.71496.86230.031.4当期还本金17377.46　4292.264459.144632.513993.551.5当期付利息2968486.461000.94753.71496.86230.031.6期末借款余额　17377.4613085.28626.063993.55　二还本资金来源17863.92486.464292.264459.144632.513993.551当期可还本的未分配利润12975.18　3191.693358.573531.942892.982当期可还本的折旧费4402.28　1100.571100.571100.571100.573当期可还本的摊销费　　　　　　4其他还本资金486.46486.46　　　　5以前年度结余可用于还本资金　　　　　　三指标计算　　　　　　1息税前利润（EBIT）22982.84　5745.715745.715745.715745.712其他还利息资金486.46486.46　　　　3用于投资和弥补亏损的利润　　　　　　4还利息3033.36486.461017.28770.05513.2246.375还本金17377.46　4292.264459.144632.513993.556息税折旧摊销前利润（EBITDA）27385.12　6846.286846.286846.286846.287其他还本资金　　　　　　8所得税5108.98　1182.111243.921308.131374.849用于投资的折旧摊销　　　　　　10利息备付率（%）773.71100564.81746.151119.582332.1511偿债备付率（%）111.52100106.68107.14107.63129.0512银行借款（年）4.83　　　　　四可用于还本的资金20215.69486.464646.894832.325024.955225.0889 单因素敏感性分析附表12序号不确定因素不确定因素变化率(%)项目评价指标指数税前内部收益率税后内部收益率借款偿还期偿债备付率敏感系数临界点0基本方案　39.7631.054.83111.52　　1建设投资2032.9425.815.59115.230.84207.07-2049.838.714.07138.87　　1036.0528.215.21125.54　　-1044.2434.494.44123.55　　537.8229.585.02131.53　　-541.8832.694.64117.19　　2销售价格2061.1847.343.5128.241.18-25.46-2017.1313.399.14114.15　　1050.5139.264.03140.51　　-1028.7822.576.21121.14　　545.1535.194.38125.88　　-534.3126.865.41119.87　　3经营成本2026.0520.446.7110.770.1839.41-2053.0941.233.88111.91　　1032.9825.835.58115.55　　-1046.4536.174.29129.37　　536.3828.465.17126.73　　-543.1133.634.54120.4　　4产量变化2052.1740.533.94110.071.15-44.08-2027.0321.26.51114.44　　1045.9835.824.32128.12　　-1033.4626.25.52117.09　　542.8733.454.56119.76　　-536.6328.655.15127.56　　89 第十五章招投标15.1概述根据中华人民共和国国家发展计划委员会第九号令，建设项目可行性报告需增加招标内容，并作为可行性研究报告附件与可行性研究报告一同送交项目审批部门审批。在工程项目建设的执行阶段以招标的方式选择承包人，是按照竞争的条件来采购工程的一种方式。通过项目法人与承包方签订明确双方权利义务的经济合同，将工程项目的实施过程纳入了法制化管理。本项目资金除少量可能利用国债外，主要由企业筹措，根据《中华人民共和国招标投标法》规定，除特殊情况外均必须招标。15.2发包方式招标的工作范围即指招标文件中约定承包方完成的工作内容，工作内容可以由一个承包方完成包括可行性研究、勘察设计、施工、试运行等全部工程内容，也可以由不同的承包方完成其中的一项或几项工程内容。前者称为工程项目的建设全过程总承包“交钥匙工程承包”，简称总承包；后者称为单项工作内容承包。总承包一般通过招标选择总承包，再由他去组织各阶段的实施工作。一般来说，经常由于总承包方限于专业特点、实施能力等条件限制，合同履行过程中不可避免地要采用分包方式实施，因此承包价格要比单项工作内容招标花费的投资要高。这种发包方式通常适用于业主对项目建设过程中的管理能力较差的中小型工程项目，业主基本不参与建设过程中的管理，只是对项目的建设过程进行较宏观的监督和控制。单项工作内容承包一般适用于工程规模大或工作内容复杂的建设项目，业主将需要实施的全部工作内容按照不同阶段的工作、单位工程或不同专业工程的工作内容进行分别招，分别发包给不同性质的承包商，由于工作内容的单一化，可以吸引更多有资格的投标人参加投标，有助于业主取得有竞争性价格的合同而节约投资。另外，业主直接参与各个阶段的实施管理，可以保障项目的建设顺利实施。当然，这也同时要求业主有较强的项目管理能力。何种发包方式最适合项目的目标，取决于项目的性质和复杂程度，投资来源、业主的技术和管理能力。由于本项目内容繁多，专业性要求较强，较为复杂，因此采用单项工作内容发包方式较为适合。89 15.3招标组织形式招标的组织形式有自行招标和委托招标两种形式。具备编制相应招标文件和标底，组织开示、评标的能力的业主可以自行招标；凡不具备条件的业主应当委托具有相应资质证书的建设工程招标代理机构代理招标。15.4招标方式招标可分为公开招标、邀请招标和议标（直接委托）三大类型。15.4.1公开招标公开招标又称无限竞争性招标。是指招标单位通过报刊、广播、电视等新闻媒体发布招标广告，凡具备相应资质，符合投标条件的单位不受地域和行业限制均可以申请投标。这种招标方式的优点是，业主要在较广的范围内选择承包实施单位，投标竞争激烈，因此有利于将工程项目的建设任务交予可靠的承包商实施，并取得有竞争性的报价。但其缺点是，由于申请投标人的数量多，一般要设置资质预审程序，而且评标的工作量也较大，招标的时间长、费用高。因此通常大型工程项目的施工采用公开招标方式选择实施单位，尤其是使用世界银行、亚洲开发银行等国际金融机构贷款建设的工程项目，都必须按照规定通过国际或国内公开招标的方式选择承包商。15.4.2邀请招标邀请招标亦称有限竞争性招标，是指业主向预先选择的若干家具备相应资质、符合投标条件的单位发出邀请函，将招标工程的情况、工作范围和实施条件等做出简要说明，请他们参加投标竞争，被邀请单位同意参加投标后，从招标单位获取招标文件，并按规定要求进行投标报价。邀请投标对象是项目法人对资质信誉、技术水平、过去承担过类似工程的实践经验、管理能力等方面比较了解，信任他有能力完成所委托任务的单位。为了鼓励投标的竞争性，邀请对象的数目以不少于3家为宜，与公开招标比较，邀请招标的优点是简化了招标程序，不需要发布招标广告和投标资格预审程序，因此可节约招标费用和缩短招标时间，而且由于对投标人以往的业绩和履约能力比较了解，减少了合同履行过程中承包方违约的风险。尽管不设置资格预审程序，为了体现投标人在投标书内报送表明其资质能力的有关证明材料，作为评标时的评审内容之一，邀请招标的缺点是，投标竞争的激烈程序相对较差，有可能提高中标的合同价。另外在邀请对象中也有可能排除了某些在技术上或报价上有竞争的实施单位。89 15.4.3议标议标是指招标单位与两家或两家以上具备相应资质，符合投标条件的单位，分别就承包范围内的有关事宜进行协商，直到与某一单位达成协议，将合同工程委托他去完成。议标与前两种招标方式比较，招标程序简单、灵活，但由于投标的竞争性较差，往往导致合同条件和合同价格对承包方较为有利。议标方式仅适用于不宜公开招标或邀请招标的特殊工程或限定条件下的工作内容，而且必须报请建设行政主管部门批准后才能采用。议标方式通常适用的情况包括：(1)保密工程由于工程性质决定不能在社会上进行广泛招标，因此可采用议标或直接发包的形式委托实施任务。(2)专业要求非常高的工程或特殊专业工程完成这类工作任务往往要求实施单位拥有专门的技术、经验或施工的专用设备，以及可能使用某项专利技术、此时只能考虑少数几家符合条件的单位。(3)与已发包大工程有联系的新增工程承包方已顺利完成了主要工程的委托任务，具备完成新增工程或工作内容的能力，为了节省开办费有用和缩短完成时间，以及便于施工现场的协调管理，可与原承包合同价格的基础上以议标方式委托新增工程任务。(4)不能让投标人准备报价的紧急工程性质特殊、内容复杂，承包时工程量或若干技术细节尚难确定的紧急工程，以及灾后急需修复的工程，只能以议标的方式采用成本加酬金合同委托承包单位实施。(5)估计采用公开招标或邀请招标不会取得预期效果的工程这类情况通常是指工程处于偏远地区，且工作内容属于劳动密集型的中小型工程，以及限额以下的建设工程。若采用公开招标或邀请招标，不会有较多的实施单位响应，则只能采用议标。公开招标和邀请招标均要通过招标、开标、评标、决标程序优选实施单位，然后签订承包合同，而议标则不设开标、评标程序，招标单位与投标单位分别进行协商，与某一投标单位达成一致即可签订合同。此外，前两种招标方式规定，投标截止日期后投标单位不得对所投标书再作实质性的修改，而议标尽管也要求投标单位递交投标书和报价，但在协商谈判过程中允许双方就合同条件，合同价格、付款方式、材料供应条件等诸多内容讨论修改，对此没有任何限制。89 本工程拟采用单项工作内容发包方式，针对不同的单项工程应采取不同的招标方式。具体说明如下：勘察设计、监理：由于专业性较强，尤其是设计与监理需要有专门的技术能力才能圆满的完成工作，因此，这部分工程拟采用招标方式。建筑及安装工程、重要材料：拟采用委托公开招标方式，这样业主能取得有竞争力的合同。设备：拟采取委托公开招标的方式，业主能取得有竞争力的合同。第十六章结论16.1主要结论16.1.1******热电联产工程符合国家关于发展热电厂的有关政策。项目建成投产后，可以取代各企业自备的工业小锅炉，在为园区企业提供充足、稳定、优质、廉价的生产、生活汽源的同时，每年还可向园区提供电力45900000kWh。不仅可以大幅度节省企业生产成本，节约燃煤消耗，而且对改善当地环境、加快园区招商引资和促进地方经济发展均十分有利，项目符合《热电联产和煤矸石综合利用项目管理暂行规定》（2007）要求。16.1.2本工程热负荷落实，符合工业园区的热力规划，节省能源，减少污染物排放，符合国家现行节能环保政策。16.1.3本工程从燃料的来源、燃料的运输、供水水源、灰渣的综合利用、电力接入系统、工程地质等充分论证，均能满足建设热电厂的条件。16.1.4本工程锅炉选用循环流化床锅炉（CFB），能有效地提高燃料的燃尽率和抑制氮氧化物的生成，且烟气处理采用了布袋除尘器和炉外石灰石/石膏湿法脱硫，有效地控制二氧化硫及烟尘的排放，对改善当地大气环境质量状况非常有利，具有很好的环保社会效益。综上所述，本工程项目在技术上可行，经济上合理，建设条件优越、热负荷落实、燃料来源充足、水源可靠、交通运输便利，符合国家的有关政策，项目经济效益、社会效益、环境效益俱佳，项目实施后可为企业生产和园区的招商引资奠定良好的基础。因此，建设该项目是合适的、可行的，且是十分必要的。89 16.2主要技术经济指标项目建设静态投资：16891万元项目建设总投资：17685.2万元年供热量1873730GJ厂区占地面积33600m2财务内部收益率39.76%总投资收益率32.49%投资利税率40.87%投资回收期3.51年（含建设期）16.3存在的问题及建议16.3.1建议******热电联产工程可行性研究与环评工作同步进行，在项目实施前委托电力部门做电力接入系统设计。16.3.2灰渣和脱硫副产物--石膏的综合利用是变“废”为宝、改善环境的有效途径。在项目投产前，应切实落实灰渣和脱硫石膏的销售途径。89'