生物发电工程可行性研究报告 128页

'生物发电工程可行性研究报告-57- 目录1工程概况61.1编制依据61.2项目概况61.3研究范围与分工61.4项目建设的必要性71.5主要设计原则111.6简要工作过程111.7项目法人122热负荷132.1供热现状132.2热负荷132.3设计热负荷143电力系统153.1电力系统概况153.2电力负荷预测153.3电厂建设的必要性163.4接入系统方案164燃料及供应184.1燃料来源184.2厂外燃料制备与贮存204.3燃料成分分析及消耗量20-57- 4.4燃料运输224.5点火燃料的品种与来源225装机方案235.1机组选型235.2蒸汽平衡及方案分析266建厂条件386.1厂址概述386.2交通运输416.3水源417工程设想437.1厂区总平面及交通437.2燃料运输系统467.3燃烧系统477.4热力系统487.5主厂房布置497.7采暖通风与烟气净化537.7烟气净化557.8化学水处理系统567.9供.排水系统587.11热工控制707.12土建部分738环境保护80-57- 8.1环境现状808.2环境保护标准818.3主要污染源及主要污染物818.4污染防治措施838.5水土保持和绿化858.6环境监测与管理868.7结论869劳动安全与工业卫生879.1劳动安全879.2职业卫生919.3综合评价9510节约和合理利用能源9610.1节地措施9610.2节电措施9610.3节水措施9610.4节油、节煤措施9711劳动组织及定员9811.1劳动组织及管理9811.2电厂人员配置9812工程项目实施的条件和轮廓进度9912.1工程项目实施的条件9912.2施工组织构想99-57- 13投资估算及财务评价10113.2效益计算及分析10814结论及建议12514.1结论12514.2存在的主要问题及及下阶段主要任务127-57- 附图1．厂区总平面布置图2．主厂房平面布置图3．汽机房断面布置图4．锅炉房横断面布置图5．电气主接线图6.化学水系统及布置图7.除渣系统布置图-57- 1工程概况1.1编制依据1.1.1根据国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部文件关于《热电联产项目可行性研究技术规定》；1.1.2省、市、县有关部门给本项目出具的支持性文件；1.1.3世纪集团有限公司提供的文件和资料。1.2项目概况为了促进可再生能源利用，促进对生物质能源的应用，改善环境状况，减少能源的浪费，决定筹资建设一项以秸秆为主要燃料，并以10万亩能源林做辅助燃料的生物发电工程。本工程规划总的建设规模为4×12MW汽轮发电机机组，配4×48t/h振动炉排高温高压锅炉，分两期建设，一期建设两机两炉，预留二期建设场地。本工程是利用生物质燃料发电项目，符合国家节约能源、支持利用可再生能源发电的产业政策。一期工程建设进度初步确定为2007年4月开工，2008年5月之前投运。1.3研究范围与分工1.3.1发电工程：汽机、锅炉、除氧生产系统；化学水处理系统、燃料输送系统、厂用电系统、热工控制系统、烟气净化系统、循环冷却水系统。1.3.2辅助生产工程：给排水系统、采暖通风系统、锅炉点火油设施、厂内热力管网。-57- 1.3.3综合办公楼、食堂、浴池、车库、备品备件材料库。1.3.4投资估算及技术经济分析。1.3.5与本工程有关，但不包括在本可研范围内的内容：本工程环境影响评价、供水水资源论证及取水方案、接入系统、水土保持、工程地质和水文地质报告等不在本研究范围内，由业主另行委托，但其结论由我院负责归口，相应的投资计入本工程投资估算表。1.4项目建设的必要性1.4.1保护自然资源、改善环境的需要我国的“十一五”规划提出了：“提高自主创新能力，转变经济增长方式，发展循环经济，建设资源节约型，环境友好型社会，走新型工业化道路；经济增长方式由过度依赖资金、自然资源和环境投入，以量的扩张实现增长，转向更多依靠提高劳动者素质和技术进步，以提高效率获取经济增长”的中国新的发展模式。当今的能源工业以矿物燃料为主，包括煤炭、石油和天然气。一方面，矿物能源的应用推动了社会的发展，其资源却在日益耗尽；另一方面，矿物能源的无节制使用，引起了日益严重的环境问题，如导致全球气温变暖、损害臭氧层、破坏生态圈碳平衡、释放有害物质、引起酸雨等自然灾害。人类正面临着巨大的能源与环境压力。我国在新世纪将面临能源与环境问题的严峻挑战，开发和利用拥有巨大资源保障、环境又好的替代能源是事关我国国民经济可持续发展、国家安全和社会进步的重大课题。矿物能源的消费会产生大量的CO，SO2，CO2-57- 和NOx，这是大气污染的主要污染源。而生物质作为燃料，由于生物质在生长时需要的二氧化碳量相当于它燃烧时排放的二氧化碳，因而对大气的二氧化碳排放量近似于零。而且生物质中硫的含量极低，基本上无硫化物排放。所以，利用生物质作为替代能源，对减少矿物燃料资源的开采，保护国家能源资源，减轻能源消费给环境造成的污染都有极大的好处。1.4.2开发新能源、缓解能源紧张的需要近几年以来，随着国民经济的快速发展，能源的消耗迅速增长，矿物资源日趋紧张。全国煤炭供应吃紧，价格快速上涨，造成大部分小型燃煤电厂限产或亏损。据统计全国有21个省（区、直辖市）由于电厂供应能力问题被迫拉闸限电，鉴于这种状况，亟需开发和利用新的电力能源，以缓解铁路运输压力和不可再生能源煤炭的供应短缺局面。我国是一个能源生产大国，也是一个能源消耗大国。能源短缺与环境恶化将是长期困扰我国经济、社会和资源环境可持续发展的两大难题。就目前来看，煤、石油等化石燃料的过量使用既加剧了能源短缺，又带来了环境污染、C02过量排放和酸雨等环境问题。做为可再生能源领域中生物质能源的一个重要类型，生物质能源既是人类最早的能源利用形式之一，又将有可能成为未来人类赖以生存的主要能源，又是发达国家正在重新开发和利用的一种新能源。中国每年有大量的生物质资源可用于生产能源，因此，发展生物质能源，是缓解我国未来能源短缺、改善生态环境的一项战略选择。-57- 开发生物质新能源是国家能源发展战略的重要组成部分，《中华人民共和国电力法》规定：“国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电”，国家发改委在《产业结构调整指导目录（2005年本）》将“风力发电及太阳能、地热能、海洋能、生物质能等可再生能源开发利用”列为“鼓励类”。同时，国家发改委也做出了生物发电的初步规划：“争取到2020年建成20000MW”。今年初全国人大通过了《可再生能源法》，鼓励可再生能源发展的其他相关细则也陆续出台，国家发改委颁布了06年13号文，制定了上网电价优惠政策以及附加电价全国分摊的激励政策。由此可见，建设本项目符合国家能源产业政策，是缓解目前能源短缺的重要途径，是非常必要的。1.4.3充分利用当地丰富的秸秆资源和建设的薪炭林资源面积2482km2，水面面积36万亩，主要是大凌河、细河和大定河，其次是水库、方塘。宜林面积145万亩，现有耕地126万亩，开荒地30万亩。当地农作物种类主要有玉米、高粱、杂粮、油料等。按照县统计资料，主要农作物种植面积156万亩，粮食总产量97.4万t，其中玉米种植面积120万亩，占总种植面积76.9%，玉米产量84万t，占粮食总产量的86.2%。由此看出：玉米为县主导农作物。县主要农作物秸秆生产情况见附件《县生物质电厂燃料专题报告》。县每年产生的秸秆119.15万t，多数被废弃或烧掉，每年的造肥还田及其收集损失约占15%，剩余可获得的农作物秸秆除了作为饲料、工业原料之外，其余大部分作为农户炊事、取暖燃料。随着农民收入的增加和生活质量的提高，煤、液化石油气等商品能源已成为其主要的炊事取暖用能，致使被弃于地头田间直接燃烧的秸秆逐年增大，既危害环境，又浪费能源。充分利用秸秆，可以减少污染，节约能源，增加农民收入，是一项利国利民的举措。(注：此部分改为所提供的调查报告中的资源条件分析部分即可)1.4.4增加农民收入的需要近年来，中共中央、国务院通过采取减免或取消农业税提高粮价等政策和措施，千方百计增加农民收入，保护农民种粮积极性，并专门下发了促进农民增收的1号文件，增加农民收入成为全党工作的重中之重。推广秸秆发电是鼓励农民种粮，增加农民收入的一项重要举措。农民把粮棉等主产品出售后，还可把秸秆卖给秸秆发电厂，增加收入。-57- 1.4.5有利于环境保护，变废为宝目前，在我国大部分秸秆用于炊事、取暖、甚至在农田里焚烧掉，处于低效利用状态，其转换效率仅为10%～20%左右，不仅造成能源的大量浪费，不能产生任何经济效益，而且燃烧秸秆时所产生的二氧化碳等有害物质严重污染大气，引发火灾，由于农烟造成的航班延误或取消、高速公路关闭或突发交通事故等等，带来无法估量的社会危害。建立秸秆发电厂，一方面，将秸秆热能转化为电能，可以开发出新的能源利用方式，变废为宝，变害为利；另一方面，秸秆充分燃烧利用，可降低有害物质的排放。秸秆发电还设有烟气净处理系统和布袋除尘器。使经布袋除尘器处理的烟气排放低于28mg/Nm3，大大低于我国烧煤发电厂的粉尘排放水平，可有效降低污染，保持生态环境。同时，秸秆燃烧后的底灰、炭灰是一种优质有机肥料，含有丰富的钾、镁、磷和钙元素，将底灰、炭灰返还到土地里，又可降低农民施肥成本。同时，生物质能源发电的清洁性，有利于改善生态环境。与化石能源相比，生物质能源燃烧所释放在大气中的二氧化碳量比化石能源要少90%左右，其燃烧释放的二氧化碳与生长吸收的二氧化碳几乎达到平衡，若本工程燃料如果采用燃煤，每年CO2排放量为15.89万t，从而可以看出，利用生物质燃料较化石燃料在保护生态环境方面具有显著的优越性，环境效益十分明显。综上所述，秸秆资源丰富，同时可以利用22条小河流域及次耕地等建设的能源林，发展秸秆发电，有充足的原料供应，市场前景十分广阔。在建设秸秆发电厂，开发和推广生物质能，对促进循环经济，建设资源节约型、环境友好社会，带动经济发展，具有十分重要的意。秸秆发电技术尤为适合现阶段中国国情，必将带来巨大的经济和社会效益。所以，项目十分可行和必要的。-57- 1.5主要设计原则本工程总的设计原则为：节约能源、改善环境污染、技术先进、方案合理、降低工程造价、提高经济效益。1.5.1机组选型：锅炉为燃烧秸秆高温高压48t/h振动炉排锅炉，汽轮机拟选用高温高压12MW抽汽凝凝式汽轮机，发电机拟选用空冷12MW电机。1.5.2燃料供应：当地农作物的副产品—玉米秸秆为本工程的燃料。经专题论证，秸秆由农民送到就近的收购站，经检测合格后打包，通过公路运到电厂，二次检验合格后进入厂内秸秆储料库。1.5.3供水水源：本工程水源考虑采用大凌河地表水。1.5.4除灰渣系统：除灰系统，采用除尘器下干灰直接装袋外运至综合利用用户；除渣系统，采用刮板输送机输送将渣送至渣仓，用汽车外运综合利用。1.5.5热工控制采用机炉电集中控制方式，发电机等电气设备控制保护采用微机综合保护系统。1.5.6接入系统：热电厂接入前扬一次变电所1.5.7供热系统：汽轮机采用低真空运行，循环水供暖方案。1.5.8发电设备年利用小时数按6000小时。2热负荷2.1供热现状州镇现有各类建筑楼房492栋，建筑面积135万m2，其中住宅楼74万m2，商住楼31万m2，办公楼30万m2，镇区东西长2km，南北宽-57- 3km。建筑面积以每年15万m2的速度递增，近期发展热负荷为到2010年，增加采暖面积90万m2。县城现有锅炉房226座，锅炉237台，1t/h以上的锅炉129台，总容量265.3MW。现有供热多为各单位分散供暖，也有少部分是镇内集中供热。主要供热管理单位为县房产管理处，现有锅炉12台，供热面积41万m2；县自来水公司物业服务中心，现有锅炉5台，供热面积11万m2；县建兴集中供热处，现有锅炉15台，供热面积40万m2。镇内现有供热站22处。经县城建局统一规划，热电厂建成后，上述单位供热均由热电厂取代，并已签订供暖意向书。除12台6t/h以上锅炉留做备用外，其他分散小锅炉统一拆除。由此可见，县建设一供热电厂是必要可行的。2.2热负荷本期工程主要考虑采暖热负荷，主要供热区域为县城内，采暖面积有122.6万m2。县主要气象资料：采暖室内计算温度Tn=18℃；采暖室外计算温度Tw=-16℃；采暖期室外平均温度Tp=-4.9℃；采暖天数N=150天，折合小时3600h。采暖平均负荷系数计算如下：Φ平均==0.6735采暖最小负荷系数计算如下：Φ最小==0.382-57- 根据国家有关设计规范以及县地区气象条件，结合国内同类工程设计、运行实践，工业厂房：116W/m2，公共建筑：80W/m2，居民住宅：60W/m2，综合热指标取58.15W/m2。2.3设计热负荷本期工程为生物质燃料热电厂的热电联产项目，既要考虑热电联产也要考虑生物质燃料的利用率。充分燃烧生物质燃料，发挥机组的最大性能，从而尽可能供应最大采暖热负荷是本期工程设计的一大特点。因此本期工程设计采暖热负荷依供热机组型号、运行方式而定。-57- 3电力系统3.1电力系统概况县位于锦州地区电网北部，境内现无电厂及在建电厂。县电网共有220kV变电所一座，66kV变电所9座；220kV线路一条30km，66kV线路14条165km，10kV线路41条1530km；220kV容量72570kVA，10kV容量13166kVA。县220kVA变电所，即前扬一次变电所，位于县西南部前杨乡，主变压器容量为63000kVA，前杨一次变电所受电电源为锦州电厂，通过220kV电线与电力系统主网联接，备用电源取自66kV锦州一次变电所，通过66kV锦#1、锦#2线与电力系统主网联接，属于终端变电所。县220kVA前杨一次变电所现有66kV出线7回。县城区内有一座66/10.5kV变电所，即西关二次变电所，始建于1937年，装设2台16000kVA变压器，电源取自前杨一次变电所，通过66kV配#1线和配#2线接于电力系统，该变电所66kV出线3回，10kV出线10回，目前尚未形成66kV城区环网。西关二次变电所位于县城的西北部，向县城区供电。县地区目前仅依靠220kV县一次变呈放射状供电，由于电网建设资金不足，设备陈旧老化，导线截面较小，线路损耗大。3.2电力负荷预测根据历史统计资料，县2002年用电量为1.13×108kWh，2003年为1.2×108kWh，2004年为1.22×108kWh，2005年为1.5×108kWh。“十一五”-57- 期间，根据国家全面振兴东北老工业基地的政策，必将极大的加快县的工业化进程，推进和实现县经济跨越式发展。随着居民生活水平的不断提高，各种家用电气走进千家万户，会使居民生活用电量逐步增加。根据近几年县居民用电量增长率情况，预计到2010年将要比现在用电量增加50%左右，预计80万kW；随着经济发展的需要，商业网点和中小动力用户的发展，预计到2010年中小动力负荷将要增长30%左右，预计360万kW。结合县实际情况，今后几年将要发展规划12个居民小区，随着城市南移和城市的发展，商业网点等附加负荷也将增加。预计到2010年仅此一项负荷将要增加1260万kW。3.3电厂建设的必要性3.3.1随着县经济的稳步发展，必将带动地区用电负荷的快速增长，而县境内现无电厂及在建电厂，所需电力电量需从网上全部购买，因此，本工程的建成投产对县地区是有利的。3.3.2县生物发电工程利用生物质发电，可以充分利用当地的农作物秸秆，以及种植的能源林，节省了煤炭资源，利于环境保护。综上所述，在县建设生物质电厂，对促进县的经济发展，提高人民生活水平，改善当地的投资环境都具有十分重要的意。因此建设县生物发电工程是十分必要的。3.4接入系统方案电厂本期建设规模为2×12MW汽轮发电机组，配2×48t/h水冷振动炉排锅炉，本期工程计划于2008年5月底投产。县政府与县电业局对热电厂并网方案进行了沟通，提出了如下两个接入系统方案：热电厂接入一次变电所。-57- 根据电厂所处的地理位置以及县地区的电网现状，新建的2×12MW发电机组推荐采用上面的方案接入电力系统。电厂接入系统方案应以最终审定的接入系统方案为准，若该接入系统方案与审定的接入系统方案不同，将在下阶段进行调整。-57- 4燃料及供应4.1燃料来源本工程燃料为生物质，主要为玉米秸秆，林木资源作为辅助。距电厂半径50km内共有乡镇29个，县18个乡镇，相邻11个乡镇，村庄500个，人口大约72万人；土地面积为3482km2，种植面积为235万亩，秸秆总产为179.85万t。其中：玉米面积为180万亩，秸秆总产为151.2万t，其生产情况如下：半径50km内主要农作物秸秆生产情况一览表（丰年）表4.1-1项目名称播种面积（万亩）平均亩产（kg）总产（万t）秸秆平均亩产（kg）总产（万t）玉米180700126840151.2高粱2550012.575018.75杂粮1540064807.2油料151502.251802.7合计235146.75179.85半径50km内主要农作物秸秆生产情况一览表（欠年）表4.1-2项目名称播种面积（万亩）平均亩产（kg）总产（万t）秸秆平均亩产（kg总产（万t）玉米180630113.4700136高粱2545011.2554016.87杂粮153605.44306.45油料151352.021602.43合计235132.07161.75-57- 距电厂半径30km内共有乡镇18个，村庄300多个，人口大约44万人；土地面积为2482km2，种植面积为156万亩；其中，玉米种植面积为120万亩，秸秆总产100.8万t，其生产情况如下：半径30km内主要农作物秸秆生产情况一览表（丰年）表4.1-3项目名称播种面积（万亩）平均亩产（kg）总产（万t）秸秆平均亩产（kg）总产（万t）玉米12070084840100.8高粱155007.575011.25杂粮114004.44805.3油料101501.51801.8合计15697.4119.15半径30km内主要农作物秸秆生产情况一览表（欠年）表4.1-4项目名称播种面积（万亩）平均亩产（kg）总产（万t）秸秆平均亩产（kg）总产（万t）玉米12063075.670084高粱154506.755408.1杂粮113603.964304.73油料101351.351601.6合计15687.6698.43由上表统计表明，县产秸秆总量丰年119.15万t，欠年98.43万t。根据调查，目前，县秸秆自用量为总产量的10%，大约在12万t左右（主要用于饲料和其他用途），秸秆富余量丰年为107.15万t，欠年为86.43万t，完全可以满足电厂2×48t/h锅炉年耗秸秆量13.94万t的需求，故电厂燃料来源是有保障的。-57- （注：请加上当地的林木资源状况和能源林的种植规划部分）4.2厂外燃料制备与贮存由县政府负责成立专门的物流公司，在距电厂半径30km范围内设置10处玉米秸秆收购点。每个收购点设置部分露天、部分封闭的贮料场，场内设有打包机、叉车及称重、检验、除尘、照明、消防等设施，并设有值班室，每个收购点占地约1.2×104m2。10个收购点储量合计可供锅炉燃用3000小时。拟建10个收购点详见下表：收购点范围及运输条件表表4.2-1序号收购点名称收购范围道路条件运输距离（km）收购点地址1九道岭九道岭镇、罗家屯省级油路，路面宽度9m20大三家子村2高台子高台子镇省级油路，路面宽度12m30台子山村3头台乡头台乡、常河营乡县级油路，路面宽度9m23头台村4头道河乡头道河乡省级油路，路面宽度9m18树下村5刘龙台镇刘龙台镇、小塔子镇省级油路，路面宽度9m30半拉山子村6留龙沟乡留龙沟乡、地藏寺乡省级油路，路面宽度9m26留龙沟村7大榆树堡镇大榆树堡镇省级油路，路面宽度9m23复兴堡村8白庙子乡白庙子乡、张家堡乡国道，路面宽度12m19兴隆台村9聚粮屯乡聚粮屯乡、城关乡省级公路，路面宽度12m20徐三家子村10七里河七里河镇、大业乡、高峰镇省级公路，路面宽度12m14松林堡村4.3燃料成分分析及消耗量4.3.1燃料成分分析-57- 本工程燃料为玉米秸秆。根据国家煤炭质量监督检验中心提供的检验报告，玉米秸秆成分分析见表4.3.1-1。玉米秸秆成分分析表4.3.1-1名称符号单位设计校核全水份Mar%2512.0空气干燥基水份Mad%3.883.88收到基碳Car%32.6739.76收到基氢Har%3.834.79收到基氧Oar%35.4939.95收到基氮Nar%0.420.48收到基硫St，ar%0.040.04收到基灰份Aar%2.552.98干燥无灰基挥发份Vdaf%79.9979.99收到基低位发热量Qnet，arMJ/kg12.8114.57灰变形温度DT℃980980灰软化温度ST℃10001000灰溶化温度FT℃105010504.3.2燃料消耗量燃料消耗量表4.3.2-1锅炉容量小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（t/a）1×48t/h10.54231.881393972×48t/h21.08463.76注：1）设备年利用小时按6000h计；2）日利用小时按22h计；3）小时秸秆耗量为锅炉额定负荷时耗量。-57- 4.4燃料运输电厂所用燃料为玉米秸秆。由专门的物流公司负责收购、配送、打捆、运输工作，保障秸秆原料的供应。本工程年耗秸秆量13.94万t，平均小时秸秆耗量为21.08t/h，日秸秆耗量为463.76t/d，全部采用汽车运输进厂。首先由农户用自用车成捆运至收购点的露天料库，然后由收购点按标准打成2.25×1.3×1.2m，压实密度为0.25t/m3的秸秆捆，存入封闭料库或汽车运至电厂料场。以载重量10t的车辆计算，每日需46车次，以每日8小时进料考虑，车流量为6辆/小时。根据本地公路交通条件，各乡镇柏油路通各村，农民从大地将秸秆运至收购点没有问题。从10个收购点至电厂的道路均为省、县级油路和国道，所以燃料采用汽车运输是可行的。4.5点火燃料的品种与来源点火和助燃用油采用0#轻柴油，用汽车运输进厂，0#轻柴油特性见表4.5-1。号轻柴油特性表4.5-10运动粘度（20℃时）3.0～8.0厘沱灰份£0.025%水份痕迹硫份<0.2%机械杂质无凝固点不高于0℃闭口闪点不低于65℃-57- 5装机方案5.1机组选型本工程利用生物质能，燃烧秸秆及林木质发电。根据生物发电工程的社会经济意及其在电网中所处的地位，将其定位为农林废弃物处理站。它的主要功能首先是合理有效地处理农林废弃物，减少环境污染，改善生态环境；与此同时，利用废弃物直燃产生的热量进行发电，开发可再生能源，节约化石燃料，改善能源结构。因此，为了完成上述主要功能，同时为了降低造价，生物发电工程应本着简单实用、安全可靠的原则，依据一个有别于常规火电工程的合理标准进行设计，以符合生物发电的特殊性，同时满足企业生存和发展的需要。锅炉采用丹麦BWE公司世界最先进、成熟的秸秆发电锅炉。为节约能源，提高经济性，选择高温高压机组。根据拟建秸秆电厂30km半径以内的秸秆量和所种植的能源林，小型化的要求，本期工程选择2×48t/h高温高压秸秆燃烧锅炉配2×12MW高温高压汽轮发电机组。在县有两个厂址可供本期工程选择，又因本工程为热电联产项目，不同厂址对本工程汽轮机组选型有不同的要求。现分析如下：第一厂址为化肥厂厂址，该厂址位于县州镇铁西工业区内，因附近即为采暖供热区域，在此建厂直接采用低真空供热可减少热网投资。第二厂址为于家屯厂址，该厂址位于县前杨乡政府南5km，距县政府9km-57- 。因该厂址距离采暖供热区域较远，低真空供热不能满足供热要求，为保障采暖需求，在电厂内需采用蒸汽换热方式，通过高温水对州镇镇内供热。通过对两种供热方式的分析比较，可以得出第一厂址下的机组选型可以采用纯凝汽式机组，低真空方式供热。第二厂址下的机组选型就必须采用抽汽凝汽式机组，通过抽汽换热采用高温水供热。5.1.1主机技术条件方案I：2×48t/h高温高压秸秆燃烧锅炉2×12MW高温高压凝汽式汽轮发电机组方案II：2×48t/h高温高压秸秆燃烧锅炉2×12MW高温高压抽汽式汽轮发电机组5.1.1.1凝汽式汽轮机选型型号：N12-8.83额定功率：12MW额定转速：3000r/min额定进汽量：47t/h主汽门前汽压：8.83MPa主汽门前温度：535℃排汽温度：28℃排汽压力：0.0049MPa低真空排汽温度：69℃低真空排汽压力：0.03MPa5.1.1.2单抽凝汽式汽轮机选型型号：C12-8.83/0.294额定功率：12MW额定转速：3000r/min额定进汽量：47t/h-57- 主汽门前汽压：8.83MPa主汽门前温度：535℃抽汽温度：170℃抽汽压力：0.294MPa额定抽汽量30t/h最大抽汽量50t/h排汽温度：28℃排汽压力：0.0049MPa5.1.1.3锅炉选型锅炉型式：高温高压、全钢炉架、燃烧秸秆、振动炉排、全封闭布置、自然循环汽包锅炉。锅炉最续蒸发量：48t/h过热蒸汽压力：9.8MPa过热蒸汽温度：540℃给水温度：210℃锅炉效率：≥91%锅炉排烟温度130℃锅炉排污率1%5.1.1.4发电机选型型号：QF-12-2额定功率：12MW额定电压：6.3kV额定电流：1375A功率因数：0.8额定转速：3000r/min-57- 冷却方式：空冷发电机励磁方式：静止可控硅励磁5.2蒸汽平衡及方案分析5.2.1蒸汽平衡及经济指标本工程对全厂情况进行热平衡计算，分别绘制出两种方案各工况下的工况图。并且对全厂两种方案作经济指标分析。蒸气平衡表见5-1，5-2，经济指标表见5-3，工况图见5-4，5-5，5-6，5-7，。蒸汽平衡表5-1项目方案I采暖期（t/h）非采暖期（t/h）最大平均平均最小一、锅炉供蒸汽（一）汽源9.8MPa新蒸汽锅炉2X48t/h96969696小计（二）用途1）N12-8.83汽机进汽46.646.646.646.62）N12-8.83汽机进汽46.646.646.646.63）汽水损失2.82.82.82.8小计96969696二、汽机进蒸汽（一）汽源1、8.83MPa蒸气-57- 1）N12-8.83汽机进汽46.646.646.646.6（二）用途N12-8.83汽机1）1号高加用汽2.642.642.642.642）2号高加用汽2.472.472.472.473）除氧器用汽1.51.51.51.54）生加和1号低加用汽1.531.531.531.535）2号低加用汽1.741.741.741.746）3号低加用汽1.331.333.653.657）凝汽器用汽34.8934.8932.5732.578）轴封漏汽0.50.50.50.5小计46.646.646.646.6三、2.5MPa蒸汽（一）汽源1）N12-8.83汽机抽汽2.642.642.642.642）N12-8.83汽机抽汽2.642.642.642.64小计5.285.285.285.28（二）用途1）N12-8.83一号高加2.642.642.642.642）N12-8.83一号高加2.642.642.642.64小计5.285.285.285.28四、1.5MPa蒸汽-57- （一）汽源1）N12-8.83汽机抽汽2.472.472.472.472）N12-8.83汽机抽汽2.472.472.472.47小计4.944.944.944.94（二）用途1）N12-8.83汽机二号高加2.472.472.472.472）N12-8.83汽机二号高加2.472.472.472.47小计4.944.944.944.94五、0.98MPa蒸汽（一）汽源1）N12-8.83汽机抽汽1.51.51.51.52）N12-8.83汽机抽汽1.51.51.51.5小计3333（二）用途1）除氧器用汽3333六、0.29MPa蒸汽（一）汽源1）N12-8.83汽机抽汽1.531.531.531.532）N12-8.83汽机抽汽1.531.531.531.53小计3.063.063.063.06（二）用途1）生加用汽0.10.10.10.1-57- 2）N12-8.83机1号低加用汽1.481.481.481.483）N12-8.83机1号低加用汽1.481.481.481.48小计3.063.063.063.06七、0.14MPa蒸汽（一）汽源1）N12-8.83汽机抽汽1.741.741.741.742）N12-8.83汽机抽汽1.741.741.741.74小计3.483.483.483.48（二）用途1）N12-8.83机2号低加用汽1.741.741.741.742）N12-8.83机2号低加用汽1.741.741.741.74小计3.483.483.483.48八、0.025MPa蒸汽（一）汽源1）N12-8.83汽机排汽1.331.333.653.652）N12-8.83汽机排汽1.331.333.653.65小计2.662.667.37.3（二）用途1）N12-8.83机3号低加用汽1.331.333.653.652）N12-8.83机3号低加用汽1.331.333.653.65小计2.662.667.37.3九、0.03MPa蒸汽-57- （一）汽源1）N12-8.83汽机排汽34.8934.8932.5732.572）N12-8.83汽机排汽34.8934.8932.5732.57小计69.7869.7865.1465.14（三）用途1）N12-8.83汽机低真空供热34.8934.892）N12-8.83汽机低真空供热34.8934.893）N12-8.83汽机进凝汽器32.5732.574）N12-8.83汽机进凝汽器32.5732.57小计69.7869.7865.1465.14十、轴封漏汽1）N12-8.83汽机轴封漏汽0.50.50.50.52）N12-8.83汽机轴封漏汽0.50.50.50.5小计1111-57- 蒸汽平衡表5-2项目方案I采暖期（t/h）非采暖期（t/h）最大平均平均最小一、锅炉供蒸汽（一）汽源9.8MPa新蒸汽锅炉2X48t/h96969696小计（二）用途1）C12-8.83/0.294汽机进汽46.646.646.646.62）C12-8.83/0.294汽机进汽46.646.646.646.63）汽水损失2.82.82.82.8小计96969696二、汽机进蒸汽（一）汽源1、8.83MPa蒸气1）C12-8.83/0.294汽机进汽46.646.646.646.6（二）用途C12-8.83/0.294汽机1）1号高加用汽2.482.482.642.642）2号高加用汽3.243.242.472.473）除氧器用汽1.931.931.51.5-57- 4）抽汽30.4830.481.531.535）2号低加用汽0.680.681.741.746）3号低加用汽0.130.133.653.657）凝汽器用汽7.167.1632.5732.578）轴封漏汽0.50.50.50.5小计46.646.646.646.6三、2.5MPa蒸汽（一）汽源1）C12-8.83/0.294汽机抽汽2.482.482.642.642）C12-8.83/0.294汽机抽汽2.482.482.642.64小计4.964.965.285.28（二）用途1）C12-8.83/0.294一号高加2.482.482.642.642）C12-8.83/0.294一号高加2.482.482.642.64小计4.964.965.285.28四、1.5MPa蒸汽（一）汽源1）C12-8.83/0.294汽机抽汽3.243.242.472.472）C12-8.83/0.294汽机抽汽3.243.242.472.47小计6.486.484.944.94-57- （二）用途1）C12-8.83/0.294汽机二号高加3.243.242.472.472）C12-8.83/0.294汽机二号高加3.243.242.472.47小计6.486.484.944.94五、0.98MPa蒸汽（一）汽源1）C12-8.83/0.294汽机抽汽1.931.931.51.52）C12-8.83/0.294汽机抽汽1.931.931.51.5小计3.863.8633（二）用途1）除氧器用汽3.863.8633六、0.29MPa蒸汽（一）汽源1）C12-8.83/0.294汽机抽汽30.4830.481.531.532）C12-8.83/0.294汽机抽汽30.4830.481.531.53小计60.9660.963.063.06（二）用途1）生加用汽0.10.10.10.12）C12-8.83/0.294机1号低加用汽0.430.431.481.483）C12-8.83/0.294机1号低加用汽0.430.431.481.48-57- 3）外供汽6060小计60.9660.963.063.06七、0.14MPa蒸汽（一）汽源1）C12-8.83/0.294汽机抽汽0.680.681.741.742）C12-8.83/0.294汽机抽汽0.680.681.741.74小计1.361.363.483.48（二）用途1）C12-8.83/0.294机2号低加用汽0.680.681.741.742）C12-8.83/0.294机2号低加用汽0.680.681.741.74小计1.361.363.483.48八、0.025MPa蒸汽（一）汽源1）C12-8.83/0.294汽机排汽1.331.333.653.652）C12-8.83/0.294汽机排汽1.331.333.653.65小计2.662.667.37.3（二）用途1）C12-8.83/0.294机3号低加用汽1.331.333.653.652）C12-8.83/0.294机3号低加用汽1.331.333.653.65小计2.662.667.37.3-57- 九、0.03MPa蒸汽（一）汽源1）C12-8.83/0.294汽机排汽7.167.1632.5732.572）C12-8.83/0.294汽机排汽7.167.1632.5732.57小计14.3214.3265.1465.14（三）用途1）C12-8.83/0.294汽机进凝汽器7.167.1632.5732.572）C12-8.83/0.294汽机进凝汽器7.167.1632.5732.57小计14.3214.3265.1465.14十、轴封漏汽1）C12-8.83/0.294汽机轴封漏汽0.50.50.50.52）C12-8.83/0.294汽机轴封漏汽0.50.50.50.5小计1111-57- 技术经济指标表5-3序号名称单位方案I方案II1年供热量GJ/a290398245118采暖供热：GJ/a2903982451182年发电量kwh1439904001439904003年供电量kwh1252716481252716484发电厂用电率%11.411.75供热厂用电率%1.61.36综合厂用电率%13137发电标煤耗率G/kwh344.1380.48供电标煤耗率G/kwh388.5430.69供热标煤耗率kg/GJ38.338.310锅炉年耗标煤量t609366438411锅炉年耗秸秆量t13939714728312全厂热效率%41.536.913热电比%64.454.414热电分摊比19：8115：8515发电设备利用小时数h600060005.2.2方案分析-57- 通过对方案I工况分析可以看出，冬季机组采用低真空运行方式，两台机最大凝汽量为69.78t/h，采用65/50℃低温水供热，所供热水直接送至热用户。经过热力计算可知，机组最大供热量为155.98GJ/h。由于低真空供热机组不适于随热负荷调整，它会随热负荷降低而功率下降，因此，如果以机组现有最大工况为运行方式，会得到最大的经济效益。以此工况为供热的平均负荷，当最大负荷时通过厂外保留下的锅炉房进行调峰，此时机组供应热负荷通过计算得出如下表：项目最大（GJ/h）平均（GJ/h）最小（GJ/h）热负荷231.6155.9888.47根据县气象资料以及采暖综合热指标经计算得出方案I最大可供采暖面积为110.63万m2。通过对方案II工况分析可以看出，冬季机组采用抽汽换热方式供热，两台机最大抽汽量为60t/h，采用110/70℃高温水供热。此方案需要在厂内建设换热站，而且要长距离敷设管网，系统复杂，投资较大。经过热力计算可知，机组最大供热量为131.66GJ/h。以此工况为供热的平均负荷，当最大负荷时通过厂外保留下的锅炉房进行调峰，此时机组供应热负荷通过计算得出如下表：项目最大（GJ/h）平均（GJ/h）最小（GJ/h）热负荷195.48131.6674.67根据县气象资料以及采暖综合热指标经计算得出方案II最大可供采暖面积为93.38万m2。通过对两方案工况分析可以得出，方案I所供热负荷大于方案II。而投资要少于方案II1400万元，经济指标也好于方案II。因此本设计推荐第一方案，同时也推荐厂址第一方案。-57- 6建厂条件6.1厂址概述6.1.1厂址概况县隶属省锦州市，地处锦州市北部50km处。东依医巫闾山屏障，邻北宁市，南与凌海市接壤，西界北票市，北与阜新市清河门区毗邻。平均海拔100m左右，地理坐标东经120°52´-121°44´，北纬41°17´-41°48´，南北长88km，东西宽54.5km，周边长265km，总面积2482km2。全县辖10个乡，8个镇，下设9个社区，240个村委会，总人口44万。在全县2482km2的总土地面积中，丘陵面积占28%，山丘面积占41%，河谷平原面积占31%，构成六水一山三分田地貌。6.1.2厂址选择拟建的县生物质发电工程位于县县城南侧，根据建厂条件和实际地形地貌选择个厂址，分述如下：第一厂址：化肥厂厂址化肥厂厂址位于县州镇铁西工业区，废弃的原县化肥厂院内，占地面积11.29万m2，东邻锦承铁路，南邻城关乡铁西村，西邻城关乡建筑材料厂，北面是鞍羊公路。该厂址地形平坦、开阔，自然地面标高在海拔高度66.2-67.28m之间，距县县城2.5km，距前杨乡一次变2km，出线方便，距大凌河水源地3.5km。该厂址现有占地面积3.7万m2，为一片平地，无需拆迁平整。选用该厂址，取水来源于大凌河水源地表水。排水排至佟沙河。-57- 根据现场调查，厂址无地下矿藏；未发现文物遗址；厂址附近无机场及重要的军事设施、通讯设施；亦不在自然保护区内。该厂址的优点：1）靠近县县城负荷中心（距县县城各供热点均在经济供热半径内），经济效益显著；2）厂址为废弃的县化肥厂，废物利用，节约土地；3）可利用现有道路和城市排水系统，节约投资；4）没有建筑物需拆除，建筑施工条件均已具备。该厂址的缺点：距秸秆收购点较第二厂址稍远。第二厂址：于家屯厂址位于县前杨乡政府南5km，距县政府9km，占地面积133000m2。该土地所有权为县前杨乡人民政府，是前杨乡待建企业用地。厂址地势平坦，无任何拆迁物，海拔高度85m。该区域南北长440m，东西宽300m，东至郭帽屯村耕地，南临新民屯村耕地，西与泥河子火车站相邻，北与前泥村耕地接壤。四周边界清晰，距离居民区超过1km，距前杨乡一次变2.5km，出线方便。距红旗水库水源地10km。根据现场调查，厂址无地下矿藏；未发现文物遗址；厂址附近无机场及重要的军事设施、通讯设施；亦不在自然保护区内。该厂址的优点：1）无任何拆迁物，投资少；2）距县县城较远，对县县城污染较轻。该厂址的缺点：1）远离热负荷中心，运营费用高，经济效益差；2）需新征用土地；3）无法利用现有道路和城市排水系统。-57- 综上所述，第一厂址具有靠近热负荷中心、利用现有废弃厂址、道路和城市排水系统，土地，环境评价、水土保持、电力接入系统等手续齐全，并已具备建筑施工条件等优点，故本设计推荐第一厂址。两厂址比较见下表：厂址比较表表6.1.1-1化肥厂厂址（方案一）于家屯厂址（方案二）地形、地貌地形平坦、开阔，无土方量地形较平坦、开阔，土方量少用地性质废弃的旧厂址为现用地拆迁量无无距负荷中心近（2.5～3km）远（9km）公路引接条件厂址东300m为锦阜公路，进厂道路较短。厂址东紧临锦阜公路，进厂道路较短。供水条件大凌河3.5km，铺设管线短，比方案二节省投资250万元。距红旗水库10km；铺设供排水管线长。电力出线条件距前杨一次变2km。距前杨一次变2.5km。供热条件距县供热管网2.5～3.0km，投资1500.00万元距县供热管网9.0～9.50km，投资2900.00万元6.1.3厂址水文气象条件县地处中温带，属于大陆性季风气候，由于北纬40°～60°附近高空常有较强西风环绕半球运行，因此，一年中大多数时间受西伯利亚和蒙古的干冷气团的影响，盛行西北风，气候干寒，离海虽近，但受其影响较小；只有盛夏才受海洋影响，盛行偏南风，气候较湿润。全年平均湿润状况属于半湿润向半干旱的过渡地区。主要水文气象特征值如下：历年平均气温7.8℃历年极端最高气温34.6℃历年极端最低气温-22.9℃年平均相对湿度59%年平均年降水量370mm-57- 年平均风速4.0m/s全年主导风向WN夏季主导风向S冬季主导风向N最大冻土深度1.30m50年一遇洪水位66.04m6.2交通运输县交通发达，锦阜、锦承铁路在境内通过，疏港公路、锦阜高速公路与周边各大城市贯通，距锦州机场60km，距锦州港70km。拟建的县生物质发电工程厂址紧临锦阜公路，距锦阜高速公路7km，距国道305线1.5km，距泥河子火车站1km。县除国道外，县乡级公路相通，方便运输，满足秸秆运输的需要。厂内道路采用公路型道路，道路最大纵坡不大于6%半径9.0m，车间引道最小平曲线半径6.0m。设计道路路面为混凝土路面。各生产车间、辅助车间均有道路相通，并与其它厂内道路相连接，可以满足生产、维修及消防的需要。运输燃料秸杆及灰、渣所需运输设备全部由社会运输部门承担，其它原、材料运输和生活福利等用车也全部由社会运输部门承担，除需设置一台用于燃料秸秆计量的电子汽车衡外，本设计不考虑运输设备。6.3水源本次设计在厂址选择上共有二个方案。方案一厂址位于县城区东南部（又称洲镇），距县火车站约2.5km，属于州镇城区规划用地范围。方案二厂址位于县前杨乡政府南5km，距县政府9km-57- 。就工业水供水水源来讲，方案一较方案二有着比较明显的优势。方案一工业水源地距热电厂厂址约3.5km，方案二工业水源地距热电厂厂址约10km，水源拟采用红旗水库的水。根据热电厂所需补充水量，设计拟采用二条DN200铸铁给水管道，仅输水管线这一项，一方案较二方案可节约投资约250万元。综合供热距离、工业用水水源地距离等各个方面的因素，设计推荐第一方案为拟建热电厂的厂址方案。水工专业按第一厂址方案开展设计工作。工业水水源地在距电厂约3.5km处的大凌河边，经勘查大凌河谷平原的河谷冲积厚度一般为6-7m，含水层由粗沙含卵、砾石及卵石组成，厚度一般为3-5m，渗漏性能良好，渗透系数为100-500m/h，单孔出水量为3000t/d，且补给量充足。热电厂工业水源井拟设在河谷平原一级阶地处，共设三眼深井，二用一备，单井出水量约60-70m3/h。热电厂工业用水补给水水量夏季为135m3/h.，冬季为116m3/h.，可以满足热电厂工业用补充水量要求。热电厂生活用水由县自来水公司供给。-57- 7工程设想7.1厂区总平面及交通7.1.1总平面布置原则本工程设计总平面布置中设计原则是执行国家所制订的有关相应的各项法律、法规和政策，如下：1）《火力发电厂设计技术规范》（DL5000-2000）；2）《建筑设计防火规范》（GBJ16-1987）；3）《厂矿道路设计规范》（GBJ22-1987）；4）、《工业企业总平面设计规范》（GB50187-93）；5）《火力发电厂总图运输设计技术规程》（DL/T5032-2005）。7.1.2总平面设计依据厂区总平面布置是按设计规模为2台12MW机组配2台48t/h锅炉并预留扩建2台12MW机组配2台48t/h锅炉的发展余地进行设计；最终规模为4炉4机。7.1.3工程设想根据选定的厂址和工艺流程，结合场地自然条件及各建、构筑物对防火、卫生、安全的要求，尽量减少不利因素对本工程总平面布置合理性影响的原则进行了总平面布置。主厂房朝南位于厂区的中部，汽机间朝北、发展端朝东、西两侧，户内升压站、汽机间、锅炉间、烟囱、封闭燃料储仓等主要生产设施由北向南呈一字型布置在厂区中部；机力通风冷却塔布置在厂区西南侧；化学水处理间布置在厂区东侧、联合水泵站、2000m3-57- 生产消防水池、污水调节池等生产设施、辅助生产设施均布置在主厂房西侧并靠近主厂房；铲运机库布置在厂区东北侧；综合楼等生活福利设施布置在主厂房东侧。7.1.4绿化绿化的原则是防尘、防污染、降低噪音，美化环境，改善劳动条件，以减少生物质热电厂生产对自身及厂区周围环境的污染。厂区绿化采用规则式布置，树木以整齐对称或行列式栽植，沿道路种植阔叶树木、绿篱和隔离林带，使厂区形成纵横交错的绿化网，并以条块的花草绿地构成多层次的绿化系统。冷却塔周围种植雪松、绿篱、草坪组成防水雾带；厂区所有未铺砌空地（包括地下管线之上和预留场地）均种植绿篱、草坪。全厂绿化面积为16535m2，绿化系数为26.9%。7.2燃料运输系统燃料输送系统包括自秸秆运输进厂开始至秸秆进入炉前料斗为止的整个输送流程，其中包括秸秆计量、储存、上料、拆包等设备/设施。7.2.1秸秆的计量打包好的秸秆由载重汽车运输进厂，厂内设重、空电子汽车衡作为计量设备。秸秆运至厂区后，停在地磅上称重，同时测试含水量。任何一包秸秆的含水量超过25％，则为不合格。测量完所有秸秆包之后，使用叉车卸货，并将运输货车的空车重量输入计算机。计算机可根据前后的重量以及含水量计算出秸秆的净重。称重后的秸秆包卸入储存库。7.2.2秸秆的储存电厂内设秸秆储存库1座，库长100m，宽48m，秸秆堆高6m，能够储存5d秸秆量。秸秆储存库采用钢筋混凝土排架结构，钢屋架、屋面封闭采用复合压型钢板，外墙采用加气混凝土砌块。秸秆储存库面积-57- 4800m2，生产类别为丙类，耐火等级为二级，符合《建筑设计防火规范》GBJ16-87表中单层库房最大允许建筑面积为6000m2的规定。储存库四周封闭，但留有作业车辆进出大门及消防通道。库内设通风、消防、照明等必要的设施。库内设秸秆包自动抓斗起重机，跨度22.5m，共2台，每台一次可同时抓取2包。另设内燃叉车（一次叉2包），与抓斗起重机一起完成存料、上料、整备等功能，能满足锅炉给料系统的要求。7.2.3秸秆的输送和解包储存库内设有分配带和链式输送机进行上料。货车卸货时，叉车将秸秆包放入预先确定的位置；在仓库的另一端，自动抓斗起重机将秸秆包放在分配带上，由分配带将秸秆包分配至进料输送机上，进料输送机有一个缓冲台；秸秆从进料台通过带密封闸门（防火）的进料输送机传送至进料系统；秸秆包被推压到两个立式螺杆上，通过螺杆的旋转将秸秆包松散、破碎，然后垂直落入水平螺旋给料机，通过给料机将破碎后的秸秆压入密封的进料通道，然后达到炉床。燃料输送系统由龙基公司设计。7.3燃烧系统7.3.1给料系统收集到电厂的秸秆由打包机打成一个个2.25×1.3×1.2的秸秆包，存放于位于炉前的秸秆存储库中。秸秆包从秸秆存储库通过链式输送带传递到立式螺杆机上，通过两个螺杆的旋转将秸秆包松散、破碎，然后垂直落入水平螺旋给料机，水平螺旋给料机将扯碎后的秸秆送入炉膛燃烧。7.3.2烟风系统采用平衡通风系统。-57- 空气系统由一台100%容量的送风机和空预器组成。因秸秆成分中含有氯元素，烟气腐蚀性较强，烟气将不通过空预器。空气的预热由高压给水加热实现。预热后的空气分三部分，一部分通过炉膛下部（炉排上部）进入炉膛，一部分通过振动炉排进入锅炉，一部分通过炉前的螺旋给料机和燃料一起进入锅炉。经炉膛燃烧后产生的高温烟气和飞灰，流过过热器和省煤器，再流经高压烟气冷却器，由一台100%容量引风机将烟气吸入布袋除尘器净化，最后经80m的烟囱排向大气。7.3.3主要辅机选择（每台炉）送风机为一台，容量100%，离心式，风量余量不小于10%，压头余量不小于20%。引风机为一台，容量100%，离心式，风量余量不小于10%，压头余量不小于20%。链式输送带2条，各50%容量。螺旋给料机2套，各50%容量。布袋除尘器1台，除尘效率99.6%。两炉共用烟囱一座，高度80m，出口内径2.5m，能够满足环保要求。7.3.4点火油系统秸秆点火采用0#轻柴油，暂考虑用汽车车载供油方式。7.3.5空压机系统设置仪用和检修用压缩空气系统，空压机暂按3m3/min两台考虑，仪用和检修用空压机互用。7.3.6启动蒸汽根据世纪集团的意见，本工程设一台2t/h快装油炉，用于提供机组启动时汽轮机汽封所需蒸汽和冬季采暖用汽，不考虑除氧器的启动加热用汽。-57- 7.4热力系统本期工程建设2台12MW机组，主要热力系统采用母管制，主要系统的连接方式设计，考虑了节约投资、运行灵活、可靠、节能。7.4.1主蒸汽系统主蒸汽系统采用单母管制，两台锅炉蒸汽通过母管连接，再分别供至两台汽轮机主汽门前，主蒸汽管道材料为12Cr1MoV。7.4.2主给水系统主给水系统采用母管制，两台机组的给水管道通过给水母管相连接，设置三台100%容量的电动给水泵，二运一备。主给水管道材料为20钢。7.4.3回热抽汽系统汽轮机设置六级抽汽，分别供两台高压加热器、一台高压除氧器、三台低压加热器。本期工程配置两台给水箱和两台高压除氧器。加热蒸汽由三级抽汽供给。高压加热器疏水为逐级回流，最后一级疏入高压除氧器，当运行中工况变化不能疏入除氧器时，亦可疏入3号低压加热器。低压加热器疏水为逐级回流，最后一级疏水通过低加疏水泵送至凝结水系统，以提高机组热效率。7.4.4抽真空系统抽真空系统在机组启动时排除凝汽器内以及辅助设备和管道里的空气，使其真空达到要求的启动值（抽吸状态）；机组正常运行期间，该系统排除集结在凝汽器内的不凝结气体，以维持系统真空。本工程推荐选用射水抽气器。7.4.5凝结水系统-57- 每台机组配置两台100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。7.4.6工业水系统冷油器、发电机空冷器等采用循环水冷却；给水泵、凝结水泵、风机等设备采用工业水冷却，回水至循环水系统。7.4.7低真空供热系统每台机组设置两台热网循环水泵，负责对外供热，同时设置两台补水泵，起到对热网定压的作用。由于在冬季循环水进行低真空供热，此时需设置两台冷却水泵，负责冷却空冷器和油冷器。各水泵均一备一用。7.5主厂房布置7.5.1概述本工程为燃烧秸秆锅炉，常规凝汽式汽轮机。主厂房按汽机房、除氧间、锅炉房排列。为节省投资，减少厂用占地面积，本期工程厂区只设置一个储料仓，供两台锅炉用。根据本工程的特点，燃料只能从炉前进料、没有炉前料仓的特殊性，进行了一系列的优化和比较，提出了主厂房布置方案如下：汽机房和除氧间布置在烟囱之后，送风机、引风机及布袋除尘器布置在锅炉炉后（从炉前看），烟囱布置在两台锅炉之间。炉前布置秸秆进料装置，凝汽器循环冷却水管道经汽机房A列柱接进/出。汽轮发电机采用纵向布置。具体布置见主厂房平面布置图。主厂房主要尺寸见表7.5-1。主厂房主要尺寸表表7.5-1车间名称单位数据汽机房柱距m9×6.0＋1×7.0-57- 跨度m18.0加热器平台标高m3.40运转层标高m7.00行车轨顶标高m14.5行车跨度m16.5屋架下弦标高m16.5厂房总长度m61.0除氧层柱距m9×6.0＋1×7.0跨度m7.00电缆夹层标高m4.2运转层标高m7.00除氧层标高m12.00厂房总长度m61.0锅炉房厂房总长度m33.6厂房总宽度m14.47.5.2汽机房汽机房跨度18m，总长61m。汽机房采用岛式布置，汽轮发电机组为纵向布置，两台机组镜向布置，1号机组机头朝向1号柱，汽轮发电机中心线距A列为7.5m。汽机房底层5号至7号柱之间约有10m宽作为检修场地。空压机房布置在固定端零米靠A列，化学取样间布置在3.40m层加热器平台1号轴至2号轴之间。此为两台机组的公用设备。高压加热器落地布置，低压加热器布置在3.40m高的中间层加热器平台。电动给水泵布置在汽机房底层B列柱侧。凝结水泵布置在零米机头方向。主油箱布置在靠近A列柱的平台上，润滑油泵和冷油器靠近主油箱布置在零米。射水箱和射水泵布置在零米。-57- 运转层标高7.00m。汽机房设行车一台，作汽机、高加、低加、给水泵、冷油器等检修用。7.5.3除氧间除氧间与汽机房取齐，零米层布置厂用电和蓄电池室，4.2m层为电缆夹层和化学加药间；7m层⑤柱至⑧柱间布置机炉控制室、热控工程师站和交接班室，两边分别布置楼梯间、电子设备间和电气继电器室；12.0m层布置除氧器、暖通空调机房、暖通换热站。7.5.4锅炉房锅炉采用全封闭布置，全钢炉架。送风机、布袋除尘器、吸风机布置在炉后。锅炉与汽机房之间设联络平台。7.5.5起吊设施汽机房设起吊重量为20t/5t的行车，除起吊汽轮机大盖及发电机转子外，给水泵、低压加热器及高压加热器芯子均能起吊。吸风机、送风机设单轨手拉葫芦起吊。7.6除灰渣系统7.6.1灰渣量根据秸秆分析资料及燃料量，计算的灰渣量如表7.6.1-1所示灰渣量计算表表7.6.1-1灰渣量装机容量每小时灰渣量（t/h）日排灰渣量（t/d）年排灰渣量（t/a）灰量渣量灰渣灰量渣量灰渣灰量渣量灰渣一台炉0.170.260.433.745.729.46226433965660二台炉0.340.520.867.4811.4418.92注：1）表中日利用小时数按22小时计，年利用小时按6000小时。2）灰渣分配比：灰按灰渣总量的40％计算，渣按灰渣总量60％计算。-57- 7.6.2除灰渣系统主要设计原则：7.6.2.1除灰、渣系统采用分除方式。7.6.2.2灰、渣考虑全部综合利用。7.6.2.3除灰系统：采用除尘器下干灰直接装袋外运至综合利用用户。7.6.2.4除渣系统：采用干式出渣方案。7.6.2.5除灰渣系统设计应充分考虑节约用水。7.6.3除灰系统本工程采用布袋式除尘器，每炉的布袋除尘器包括4个圆筒型布袋除尘装置，每个除尘装置下设一套排灰管路。除尘器收集的干灰经手动插板阀、电动卸灰阀直接落入绑在灰斗出口的袋中，袋满后由人工更换。该袋的材料为涤纶布，最高使用温度的上限为263℃，可满足温度要求。该袋尺寸为1.2×1.2×2.2m，每条袋可装干灰约1.2t，每台除尘器设4个灰斗。由于每台炉布袋除尘器回收的灰量为0.17t/h，量很小，如果采用气力除灰系统初投资很高，运行成本也高。因此，采取增大除尘器灰斗容积，采用机械除灰系统。灰斗容积按正常排灰18～20小时储灰量考虑。考虑综合利用的需要，在灰斗下采用移动式装袋机一台，将灰装入袋中。7.6.4除渣系统方案冷渣器直接连接落渣口，冷渣器出渣落在长埋刮板输渣机上，风室下落渣经1#短刮板输渣机将渣送至长刮板上，烟道下的落灰经旋转卸灰阀经2#短刮板输渣机也送入长刮板上。长埋刮板输渣机0.00m地下布置，送至厂房外斗提机上，再由斗提机送至渣仓。渣仓布置再主厂房固定端，斗提机地下布置，外设防雨棚。7.7采暖通风与烟气净化7.7.1设计范围-57- 本设计包括主厂房、秸秆输送系统等的采暖、通风、空调、除尘设计；锅炉烟气净化系统。7.7.2设计遵循的规范标准（1）《采暖通风与空气调节设计规范》（GB50019—2003）（2）《火力发电厂设计技术规程》（DL5000—2000）（3）《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996）（4）《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2003）（5）《工业企业设计卫生标准》（GBZ1—2002）（6）《小型火力发电厂设计规范》（GB50049—94）（7）《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87—85）1988版（8）《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》（DL/T5035-94）。7.7.3气象资料（1）室外计算温度冬季采暖　　　　　　　　－16℃冬季通风－11℃夏季通风28冬季空调－18℃夏季空调31.6℃年平均气温7.9℃（2）大气压力冬季1037.7hPa夏季101.7hPa（3）冬季室外平均风速2.8.m/s（4）夏季室外平均风速3.0.m/s-57- （5）年主导风向S7.7.4采暖设计（1）室内采暖温度主厂房有散热设备的区间5℃主厂房辅助房间18℃输煤系统：地上部分10℃地下部分16℃（2）采暖热媒主厂房、秸杆输送系统采用0.3MPa高压蒸汽，其它车间采用110℃～70℃热水。（3）主厂房采用散热器与暖风机联合采暖，其它建筑物均采用散热器采暖。（4）机炉控制室设置空调器以改善工作条件。7.7.5通风1）夏季采用自然进风、自然排风的通风方式。由零米层侧窗及运转层低侧窗进风，屋顶通风器自然排风。屋顶通风器设有可调电动挡板，作为调节排风量之用。2）厂用配电装置室通风换气量按换气次数不少于每小时10次计算，采用自然进风机械排风的方式并兼作事故排风。3）化学水处理室、加药间、药品库等设置自然进风，机械排风系统，通风量按换气次数每小时不少于15次/时计算，风机和电机均采用防腐防爆.4）蓄电池室采用自然进风，墙上安装轴流风机排风的自然进风机械排风系统。通风量按大于6次/时计算，调酸室通风量按5次/时计算，通风机、电动机有防腐防爆性能，附件有防腐（酸）性能。-57- 7.7.6除尘（1）产尘点有破碎机、皮带机转运点等，产尘点均设有密闭罩。（2）各产尘点的密闭罩上设有抽风罩，经集中后含尘气体通过高效的布袋除尘器过滤后排入大气，排出口粉尘的排放浓度满足国家排放标准。7.7烟气净化锅炉燃烧后产生的烟气含有较高浓度的粉尘及二氧化硫，因此必须采取有效的处理措施，使之达到国家排放标准后排放。（1）原始数据锅炉：蒸发量48t/h，锅炉2台锅炉秸秆资料：Ay=2.55%Sy=0.04%锅炉耗秸秆量：10.54t/h.台锅炉排灰量：0.17t/h.台锅炉排烟量：50082Nm3/h.台排烟温度：130℃（2）为使烟尘排放满足国家排放标准，必需采用高效除尘器净化烟气。设计采用1400m2布袋除尘器，净化效率为99.1％，处理后烟气的排放浓度小于50mg/Nm3，满足国家排放标准。（3）锅炉引风机参数：型号QAY-1№13.5F流量Q=84790m3/h；压头P=5426Pa，转数n=1450r/min，每台锅炉配1台引风机。配用电机Y315L2-4型，功率N=185kW，防护等级IP44，电压380V。（4）烟囱经除尘器处理后的烟气通过引风机引至已有的烟囱后高空排放。烟囱高度为100m，烟囱上口直径为φ2.5m，考虑扩建两炉。（5）国家排放标准与排放有害物含量见下表：-57- 锅炉烟囱有害物含量国标台数高度（m）上口直径（m）名称含量GB13223--20032802.5烟尘28mg/Nm350mg/Nm3SO217kg/h430kg/h170mg/m3400mg/m34802.5烟尘28mg/Nm350mg/Nm3SO234kg/h650kg/h170mg/m400mg/m3从上表可看出烟尘与SO2排放均小于国家排放标准。7.8化学水处理系统7.8.1锅炉补给水处理系统水源水质：本期工程锅炉补给水水源拟选用大凌河地表水。水质全分析报告见附件。7.8.2锅炉补给水处理系统的确定：水处理流程拟定为：生水→加热→多介质过滤器→活性炭过滤器→一级反渗透→除二氧化碳器→中间水箱→二级反渗透→淡水箱→EDI→除盐水箱→除盐水泵去主厂房除盐装置采用单元制，控制方式为程序控制。7.8.3水处理容量的确定：1）厂内正常损失：锅炉最续蒸发量的3%2）机组启动增加的损失：锅炉最续蒸发量的10%；3）排污损失：锅炉最续蒸发量的2%；4）以上合计锅炉补给水处理系统补水量：最大补水量13.95t/h。-57- 由此设置化学水系统处理量15t/h满足本工程用水需求。选择4t/hEDI装置2套。5）二级反渗透设备回收率以90%计，选择系统出力2×9t/h；一级反渗透设备回收率以75%计，选择系统出力2×10t/h，均满足机组运行工况对补给水系统出力的要求。7.8.4主厂房加药、取样系统为调节给水的PH值，校正给水水质，本工程设一箱二泵给水加氨、加联胺装置各两套。为防止锅炉结垢，校正炉水水质，本工程设两箱三泵炉水加磷酸盐装置二套。为了监督机组水、汽系统的水汽品质，使整个电厂的水汽系统处最佳运行工况，本工程设二套水汽集中取样装置，取样装置采用干湿盘分开布置式，设备布置在锅炉运转层。7.8.5油处理系统本工程不设集中油处理室，只设真空滤油机1台。7.9供.排水系统7.9.1供水系统（1）循环水需水量根据厂址条件、气象条件等，循环冷却水采用二次循环供水方式，夏季纯冷凝工况循环冷却倍率采用65倍，冬季为低真空运行循环水量表序号用水名称夏季（纯凝工况）m3/h.冬季（抽气工况）m3/h水质要求台数单台合计台数单台合计温度℃压力MPa悬浮物mg/l-57- 1汽机冷凝器冷却循环水2200040002<330.25<1002汽机冷油器冷却水260120260120<330.25<1003发电机空冷器冷却用水21252502125250<330.25<100合计4370370（2）冷却塔类型选择根据循环水量，冷却设备可以选择自然通风冷却塔及玻璃钢机力通风冷却塔两种塔型方案。经济技术方案比较见下表：-57- 双曲线自然通风冷却塔与机力通风冷却塔技术经济比较表冷却塔类型规格、型号性能几何尺寸台数（座）总工程造价（万元）总运行费用（万元/年）优缺点双曲线自然通风冷却塔淋水面积：750m2冷却水量：4370m3/h进水温度：40℃出水温度：32℃直径：φ=35m高度：H=45m1350优点：风吹损失小，不耗电，管理方便。缺点：造价高，占地面积大，冷却效果较机力塔差。机力通风玻璃钢冷却塔10NH-1500冷却水量：4370m3/h进水温度：40℃出水温度：32℃配用双速电机：N1=75kWN2=37kW11mx33mx13.3m（宽x长x高）（三台）315045优点：冷却效果好，造价低，建设周期短，运转调整灵活。缺点：耗电，运行费用较高，机械设备维护较麻烦。-58-工程技术有限公司 通过以上技术经济比较得出：机力通风逆流式冷却塔投资较低，且工程的建设周期短，占地面积小，冷却效果好。尤其是在冬季低真空运行的条件下，可采用双速电机在低负荷下运行更为方便灵活。根据比较结果和结合业主意见，本工程推荐使用机力通风冷却塔。（3）供水系统循环冷却水采用二次循环供水方式。夏季：原则性工艺流程为：凝汽器、空冷气、冷油器等使用后的冷却水回水，经厂区压力管道余压上塔。冷却塔冷却降温后再经厂区回水沟，自流至汽机间A列柱外侧的吸水井，经循环水泵升压后供凝汽器等冷却设备使用（循环水泵设置在主厂房内，由工艺专业设置）。循环冷却水系统采用单母管制。上塔管道为一根D1020×10钢管。回水沟为一条断面尺寸为1.0m×1.60m钢筋混凝土暗沟。冬季：低真空运行时，另敷设一条D325×6上塔管道。冷却塔为三台机力通风逆流冷却塔，其中一台采用三速电机。冷却塔单台处理水量：1500m3/h.，温降△t=10℃，电机功率N=75kW，双速电机功率为N=75kW/37kW7.9.4工业给水系统（1）工业用水量、补充水量-103-工程技术有限公司 补给水水量表序号项目夏季冬季用水量（m3/h）回收量（m3/h）实耗量（m3/h）用水量（m3/h）回收量（m3/h）实耗量（m3/h）1冷却塔蒸发520524042冷却塔风吹3031013循环水排污220222024主厂房工业用水868608669175化学用水30030300306热网补水000300307绿化道路用水2020008冲洗地坪及杂用水22229不可预计水量240243003010合计221861351856911611实耗13511612耗水指标（m3/s.GW）1.561.34夏季补给水量135m3/h；冬季补给水量116m3/h。全年补水量84万m3（2）工业给水系统及供水设备设2000m3生产消防储水池一座（由二个1000m3水池组成），储水池内储存1120m3消防用水量及约800m3生产调节水量。设联合水泵站一座，工业水给设备、生活给水设备、消防给水设备等均设置在该泵站内。该系统主要是供主厂房辅机轴承冷却用水、冷却塔损失水量补充水等。设生产给水泵三台，二台工作，一台备用。水泵型号：KQL100/200-22/2单泵流量：Q=70-100-120m3/h-103-工程技术有限公司 单泵扬程：H=54-50-42m电机功率：N=22kWn=2960r/min7.9.5生活给水系统（1）生活水量：生产人员饮用水采用35L/人.班，小时变化系数采用2.5；淋浴用水量采用50L/人.班，延续时间为1小时，电厂最大班工人数按电厂职工人数的80%计，浴室入室人数按最大班人数的93%计，每人每餐采用15L/人.次，小时变化系数2.5，每次用水3小时。生活用水量表序号用水项目日用水量（m3/d）最大小时用水量（m3/h）1饮用水5.251.642淋浴用水5.582.793食堂用水1.81.5小计12.635.935未预计水量2.531.19合计15.167.12最大日用水量：15.16m3/h，最大小时用水量：7.12m3/h，年用水量：5533m3/a。（2）生活给水系统及设备在联合水泵站内设V=10m3生活水箱一个，设全自动给水设备一套，紫外线消毒器二个。全自动给水设备型号：HPL2-0650配用泵型号：KQL40/200-4/2单泵流量：Q=4.4-6.3-7.6m3/h单泵扬程：H=51-50-48m-103-工程技术有限公司 电机功率：N=4kWn=2960r/min7.9.6废水回收利用及节水措施本工程在设计中本着节约用水的原则，根据各用水点不同的水质、水温及水压要求尽量回收重复利用。（1）冷凝器、空冷气、冷油器等冷却用水采用二次循环供水系统，减少冷却水排水量。（2）主厂房内工业用水尽量回收重复利用，作为循环水系统的补充水。（3）电厂所有水池、水箱都装设控制阀门，减少溢流水量。（4）给水器具采用节水型的。7.9.7排水系统（1）工业废水排水系统：工业排水情况表序号废水名称最大小时排水量（m3/h）最大日排水量（m3/d）备注夏季冬季夏季冬季1主厂房及其杂用水排水2244间断排水2冷却塔排污水22252848连续排水3酸碱废水（经中和池处理）10102020周期性排水4溢流排水0170408连续排水合计3431552480厂区生产废水汇同处理后的生活污水一并自流排至厂区东北角厂外的涵洞内。（2）生活污水排水系统厂区生活污水汇集后送入生活污水处理站，经生活污水处理设备处理后汇同工业废水一并排至厂区东北角厂外的涵洞内。设生活污水处理站一座。-103-工程技术有限公司 设计选用XHS-3污水处理设备一套。配用流量≥0.85m3/min，压力0.04MPa，功率1.5kW，罗茨风机二台，一台工作，一台备用。配用流量10m3/h，扬程8m，功率1kW，AS10-2CB型自动耦合装置式潜污泵二台。罗茨风机布置在联合水泵站内。污水处理机埋地设置。7.9.8消防给水系统（1）消防水量根据建筑物体积、厂房建筑高度、秸秆堆积重量、《建筑设计防火规范》（GBJ16-872001年版）、《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-96）、《自动喷水灭火系统设计规范》（GB50084-2001）（2005局部修订）等，确定室内消火栓水量为25L/s，室外消火栓水量为40L/s，输料通廊自动喷水量为Q=27L/s，输料通廊与转运站、主厂房相接处的水幕水量为Q=28L/s。厂区同时发生火灾次数为1次，主厂房及秸秆料仓火灾延续时间为2小时、秸秆料场火灾延续时间为6小时、自动喷水系统火灾延续时间为1小时。设计选用室内按2小时，室外按6小时（按秸秆燃料的消防水量计算），自动喷水灭火系统按1小时计算消防储存水量，一次消防水量为1120m3。（2）消防给水系统（一）消防储水池：本工程设置独立的消防给水系统。分为消火栓消防系统及自动喷水灭火系统（输料通廊闭式洒水喷头自动喷水、输料通廊与转运站相接处设置水幕）。建一座2000m3生产消防储水池（由二个1000m3水池组成），水池内存储有1120m3消防水量。消防加压泵设置在联合水泵站内。-103-工程技术有限公司 （二）消火栓给水系统消火栓系统消防水量按65L/s，消防水压按0.81MPa设计。在联合水泵站内设置两台消火栓系统给水泵，以及配套的两台消防稳压泵及隔膜式消防气压罐一个。1）消火栓消防给水泵型号：XBD8.5/70-200-460单泵流量：Q=70L/s单泵扬程：P=0.85MPa电机功率：N=132kW2）消火栓系统消防稳压泵：消防稳压泵型号：KQDP40-8-8×10单泵流量：Q=6-8-10m3/h单泵扬程：P=90-80-68m电机功率：N=4kW3）消防气压罐：选SQL-1200隔膜式消防气压罐一个。（调节容积720L）（三）自动喷水灭火系统自动喷水水量按55L/s，消防水压按0.60MPa设计。在联合水泵站内设置两台自动喷水系统消防水泵，以及配套的两台消防稳压泵及隔膜式消防气压罐一个。1）自动喷水消防给水泵型号：XBD5.5/55-150-410单泵流量：Q=55L/s单泵扬程：P=0.67MPa电机功率：N=75kW2）消防稳压泵：消防稳压泵型号：KQDP32-4-8×9-103-工程技术有限公司 单泵流量：Q=3-4-4.8m3/h单泵扬程：P=76.5-72-67.5m电机功率：N=2.2kW3）消防气压罐：选SQL-1000隔膜式消防气压罐一个。（调节容积450L）（3）主厂房及输料通廊的水消防措主厂房及输料通廊设有室内消火栓。消防管网在主厂房内环状敷设。消火栓系统设两条独立的进水管，室内消防管网用阀门分隔成若干独立段，消火栓采用减压稳压型的消火栓，消火栓布置间距≤25m。在输料通廊设闭式洒水自动喷水灭火管道，闭式洒水自动喷水灭火管道设湿式报警阀组。在输料通廊与转运站主厂房相接处设置水幕，水幕系统设雨淋阀组。在主厂房23.00m平台设有18m3消防水箱一座（消火栓与自动喷水共用一个水箱），该水箱蓄存有室内10分钟消防水量。在主厂房室外设消火栓系统及自动喷水灭火系统的消防水泵接合器。7.9.10水工建（构）筑物1）2000m3生产、消防储水池一座：该储水池由二座1000m3水池组成，为地下式。平面尺寸为32m×16m，水池深4.0m。2）联合水泵站一座：平面尺寸为：34.5m×12m，半地下式，地上部分高5.0m，地下部分深4.5m。3）生活污水调节池一座：尺寸为：7.5m×6m×5m（长×宽×深），地下式。4）机力通风冷却塔下部水池：尺寸为：33m×11m×2m（长×宽×深）。7.10电气部分7.10.1电气主接线-103-工程技术有限公司 电厂本期建设规模为2×12MW冷凝式汽轮发电机组，配2×48t/h水冷振动炉排锅炉，预留扩建相同规模2机2炉的可能。发电机额定电压选用6.3kV。根据建设规模及接入系统的电压等级，确定电气主接线如下：方案一：两台机组均采用发电机--变压器组单元制接线方式接入110kV系统。110kV侧采用双母线接线形式，按两回出线考虑。发电机与主变压器之间采用组合导线连接。发电机出口设隔离开关，中性点经避雷器接地。电厂设有6kV及380/220V两级厂用配电装置，6kV厂用工作电源经厂用分支电抗器从发电机出口引接，6kV及380/220V两级厂用电均按炉分段。并设有备用段，装有备用电源自投装置。设置高压启动/备用变压器一台，作为电厂的启动/备用电源。方案二：两台机组均采用发电机--变压器组单元制接线方式接入110KV系统。110kV侧采用单母线分段、全桥接线形式。其它说明同方案一。本设计以方案一作为推荐方案。电气主接线详见附图。7.10.2110kV配电装置接线110kV侧采用双母线接线形式，110kV引出两回路线接入电力系统。7.10.3厂用电接线及直流系统7.10.3.1主要设计原则（1）厂用电系统采用6kV和0.4kV两级电压。低压厂用变压器和容量大于200kW的电动机负荷由6kV供电，容量小于200kW的电动机、照明和检修等低电压负荷由0.4kV供电。（2）在正常的电源电压偏移和厂用负荷波动的情况下，用电各级母线的电压偏移应不超过额定电压的±5%。（3）最大容量的电动机正常起动时，母线的电压不低于额定电压的80%。-103-工程技术有限公司 （4）厂用电系统内各级保护元件，短路故障时能有选择的动作。7.10.3.26kV厂用电接线6kV母线按炉分为两段（6kV厂用母线I、II段），并设有备用段（6kV0段）。6kV厂用母线I段电源引自1号发电机出口厂用分支电抗器；6kV厂用母线II段电源引自2号发电机出口厂用分支电抗器；备用段引自高压启动/备用变压器低压侧。全厂6kV系统为中性点不接地系统。7.10.3.30.4kV厂用电接线0.4kV母线按炉分为两段（0.4kV厂用母线I、II段）及公用段，并设有备用段（0.4kV0段）。每段母线由一台低压变压器供电，低压变压器接线组别为D，yn11接线。低压厂用工作变压器电源引自对应的高压厂用工作段。变压器低压绕组中性点直接接地。7.10.3.4直流系统装设一套微机监控免维护直流电源，电池采用免维护电池。电厂控制、保护、信号、动力及事故照明所需直流电源均引自该直流系统。装设一组220V单相输出的不停电电源系统（UPS）采用静态逆变装置，正常时由厂用工作段向UPS提供交流电源，经UPS整流逆变供电。当逆变器故障或检修时，由静态开关切换至旁路电源向负荷供电。7.10.4主要设备选择及布置7.10.4.1导体及设备选择原则导体及设备选择遵照《导体和设备选择设计技术规定》（SDGJ14-86），并考虑以下特殊气象条件：（1）选择导体及设备的环境温度为35ºC，屋外设备耐受的环境最低温度为-40ºC。（2）电厂海拔高度不超过1000m，常规电气设备完全可以满足要求。-103-工程技术有限公司 7.10.4.2主要设备选择（1）主变压器a）型号：SF10-16000/63b）额定容量16000kVAc）型式三相d）变比66±2×2.5%/6.3kVe）阻抗9%f）冷却方式风冷g）接线组别YN，D11（2）启动备用变压器a）型号：SFZ9-6300/63b）额定容量6300kVAc）型式三相d）变比66±8×1.25%/6.3kVe）阻抗9%f）冷却方式风冷g）接线组别YN，D11（3）户内升压站66kV配电装置采用普通中型屋内配电装置。（4）其它设备高压开关柜选用KYN[]-10型铠装金属封闭开关柜，内配真空断路器。低压配电屏选用采用低压抽出式开关柜。低压厂用变压器选用干式变压器。7.10.4.3主要设备布置（1）在热电厂内设置一座独立屋内升压站，两台主变及一台启动备用变压器与升压站毗邻，距主厂房汽机间A列线约30m。-103-工程技术有限公司 （2）发电机中性点的电气设备、引出线的电气设备及厂用分支电抗器等均布置在发电机小间内。（3）在主厂房B-C跨±0.00m平面，设有厂用高压配电室、低压配电室及变压器室。厂用高低压配电装置、变压器布置在其中。7.10.5二次线﹑继电保护及自动装置本工程采用机﹑炉﹑电集中控制，设一个集中控制室。微机自动监控系统布置在集中控制室内。本工程电气控制纳入机组DCS系统，实现机炉电一体化控制。该方案以CRT和键盘为主要监控手段，对电气系统的发电机主回路及厂用电系统进行数据采集、监视及控制。在主厂房设电子设备间，布置发变组、厂用电保护屏、励磁调节器屏、变送器屏、电度表屏、直流屏及不停电电源装置等。7.10.6通信1）为了行政管理方便，设计确定在有关、部门岗位设置行政管理电话。在热电厂内不设置行政管理用程控交换机，新增电话接至市电话局网。2）为了集中调度管理，在主控室设置一座容量为60门的调度总机设备，作为厂内生产指挥调度用，拟采用程控交换机。热电厂调度需与上级调度系统建立通信联络线路。3）为了安全生产及早发现火情，在主控室、电缆室、高低压配电室等处设置火灾报警装置。4）厂区通信线路采用电缆直埋。7.11热工控制7.11.1热工自动化水平7.11.1.1控制方式-103-工程技术有限公司 本工程采用炉、机、电集中控制方式。在主厂房运转层设机、炉、电集中控制室，供热工仪表和电气主控使用。全厂的热工控制及电气主控系统共同采用一套分散型控制系统（以下简称DCS）。其中主厂房内的锅炉、汽机、除氧给水、减温减压的运行参数监控及电气主控系统的DCS操作站作为主站，设在集中控制室，化学水车间、燃料输送、吹灰程控等系统分别设就地操作员站，与主站同网，可进行就地和集中监控。随锅炉成套的辅助系统应满足机组运行及与DCS接口的技术要求。随汽机厂配套的ETS、DEH、TSI系统的控制柜与DCS采用硬接线连接。7.11.1.2热工自动化水平全厂采用一套DCS系统作为机组监视和控制的核心，DCS系统的功能主要包括：数据采集和处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、炉膛安全监视系统（FSSS）、顺序控制系统（SCS）、电气控制系统（ECS）、并留有与厂级信息系统（MIS）的接口以备今后扩展使用。自动化水平实现目标：1）在少量就地运行人员的配合下，实现机组的启停。2）在集中控制室内可实现机组正常运行工况下的监视和控制。3）实现异常工况的报警和紧急事故处理。7.11.1.3控制室的布置机炉电集中控制室位于主厂房B-C跨运转层。集中控制室由两部分组成，分为运行操作间和电子设备间。操作间分两排布置，前排是DCS操作员站、电气主控操作员站，在操作台上，设置独立与DCS系统的紧急停机、停炉按钮；后排为后备仪表盘，盘上设置少量必要的监视仪表、工业电视显示屏、电气模拟屏等。电子设备间，放置DCS控制柜、电气控制柜、仪表低压配电箱、工程师站等。-103-工程技术有限公司 集中控制室设有空调设施，保证室内温度在18~25℃范围内。主厂房内主要电缆通道设电缆桥架，集中控制室楼板下为电缆夹层。7.11.1.4常规仪表和后备手操的设置原则1）为了保证机组运行可靠，在操作台上设置独立于DCS系统的手动紧急停炉按钮和独立于ETS系统的手动紧急停机按钮。2）重要参数的一次检测仪表采用双套或三套配置方式，为停机、停炉保护提供三取二的信号方式。3）锅炉的汽包水位、炉膛火焰重要部位，设置工业电视监视系统，监视信号送到集中控制室显示。7.11.1.5辅助控制、保护系统1）设炉膛安全监视系统（FSSS），用于锅炉燃烧器的控制和炉膛安全监视，保证锅炉安全运行。2）汽机调节系统采用纯数字电调系统（DEH），全面控制汽轮机的启停、升速、带负荷以及抽汽压力调整。3）汽机监测系统（TSI）能全方位地监视汽轮机的运行状态，包括：汽机转速；轴承振动；轴向位移；汽缸热膨胀；凝汽器真空；油动机行程等。4）机危急保护系统（ETS），在汽机超速、真空、润滑油压、转子轴向位移、振动、轴承温度至极限值时，使汽轮机迅速停机。7.11.2热工自动化设备选型仪表的选型原则是：选用符合有关规程、规定，稳定可靠、技术成熟、性能价格比高，经过鉴定合格，并有良好应用业绩的产品。分散控制系统是本工程的控制核心，所选系统应在同类机组中有良好的应用业绩及工程经验。7.11.3自动化试验室-103-工程技术有限公司 本工程为新建工程，在综合楼内设有热工试验室，配置检修仪器、仪表。7.12土建部分7.12.1设计依据本设计是根据拟建场地点进行建筑结构方案的选型；根据国家现行的规范规程及建设单位的指导性意见，当地的自然条件、建筑材料、建筑构件的生产能力等因素进行设计，其建筑结构安全等级按二级，永久性建筑耐久年限按50年设计。7.12.3建设规模本期拟建规模为2×12MW汽轮发电机组，配2×48t/h燃烧玉米秸秆锅炉，并考虑二期扩建的可能性。7.12.4厂址自然条件和设计主要技术参数7.12.4.1厂址自然条件年极端最高气温34.6℃年极端最低气温-29.9℃年平均气温7.5℃年最热月平均气温28.6℃年最冷月平均气温-13.9℃年平均降水量523.8mm日最大降水量144.1mm小时最大降雨量72.6mm主导风向冬季，北；夏季，南偏东夏季平均风速3.8m/s冬季平均风速3.9m/s-103-工程技术有限公司 最大冻土深度1.13m最大积雪深度0.23m工程地质及水文地质：根据锦州市民用建筑设计院提供的《岩土工程勘察报告》，地层构造如下：1）素填土：层厚0.30~0.70m.2）粉质粘土：层厚5.30~6.70m，层顶埋深6.0~7.0m，地基承载力的特征值为125kPa.3）圆砾：层厚0.5~2.50m，层顶埋深6.0~7.0m，地基承栽力的特征值为260kPa.7.12.4.2设计采用的主要技术数据基本风压值：0.60kPa基本雪压值：0.40kPa抗震设防烈度：6度场地土类型：中硬场地土建筑场地类别：II类建筑物抗震设计和抗震措施的设防烈度按《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）、《电力设施抗震设计规范》（GB50220-96）、《构筑物抗震设计规范》（GB50191-93）、以及《火力发电厂土建结构设计技术规定》（DL5022-93）进行建筑结构抗震设防，抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。主厂房、烟囱、等抗震等级为三级，其余建筑物抗震等级为四级。7.12.5主要建筑材料1）混凝土现浇结构：主要建（构）筑物及基础采用C30混凝土；其它建（构）-103-工程技术有限公司 筑物基础和设备基础采用C20混凝土；垫层采用C10，C15混凝土。预制混凝土构件：采用C30混凝土。沟道等：采用C20混凝土。2）钢筋、钢材型钢、钢板：采用Q235，Q345钢，钢筋：采用HPB235（Q235）、HRB335（20MnSi）压型钢板：0.6mm、0.8mm、1.0mm厚，双层带保温压型钢板、单层压型钢板。3）砌体材料：烧结多孔砖，机制红砖（局部）：MU7.5、MU10.0；砂、碎石、石料尽可能采用当地材料。4）水泥：一般采用普通硅酸盐水泥，对于像汽机基础这样的大体积混凝土，建议采用低水化热水泥，例如火山灰水泥等。有防渗，防水要求的构筑物应采用防水混凝土，设计抗渗等级为S6。5）防火涂料：汽机房钢屋架及其它钢结构。6）防水材料：地下建筑物采用在砼中掺加膨胀剂进行砼结构自防水，辅助防水砂浆防水。7）防腐材料：机组排水槽及化水沟道等采用花岗岩防腐、环氧树脂胶泥勾缝。7.12.6主厂房建筑结构设计7.12.6.1主厂房建筑布置①主厂房以柱距6m为模数布置成二列式。即汽机间、除氧间并列组成。跨度依次为18m，9m-103-工程技术有限公司 ；锅炉间独立并列于除氧间外，锅炉间与除氧间由消防通道隔开；锅炉间跨度为18m.②汽机间：运转层标高为7m，布置二台12MW的汽轮发电机组。檐口标高为19.90m，屋面上设置通风器。③除氧间：标高±0.000m平面布置高低压配电室。标高7m运转层布置机炉集中控制室，标高4.20与7.00间管道层。标高13.000m平台布置两台除氧器，檐口标高23.000。④锅炉间：布置2台48t/h燃烧玉米秸秆锅炉，标高7m层为运转层。锅炉间屋架下弦标高为24.50m，檐口标高为26.9m。⑤生产厂房基本上为天然采光，用侧窗来实现。局部无法实现天然采光的，可间接采光和人工照明加以补充。⑥汽机、锅炉、电气控制室均采用烧结多孔砖。⑦主厂房建筑材料耐火等级为一级、二级，采用砼结构，外墙：标高7.00m以下为370mm厚烧结多孔砖；7.00m以上为轻质复合保温彩钢板，除氧间外墙为防火墙；内墙采用240mm厚烧结多孔砖墙，为难燃烧材料。汽机间，锅炉间屋盖为彩色夹芯板。除氧间两端设疏散楼梯，通至各层平台。楼梯间为封闭搂梯间，并有直接对外的窗，以利排烟，楼梯间设防火门。配电室采用防火门。7.12.6.2建筑处理：主厂房为竖向多层次因素叠加（即汽机房、除氧间、锅炉房），空间造型层次丰富，体现工业建筑的固有美感，立面处理着重强调构图的均衡性，配以水平向塑钢窗，虚实对比强烈，主次分明。总之，立面设计在满足生产工艺要求的前提下，力求设计出富有时代气息的工业建筑外貌，达到功能与美感的高度统一。外墙采用蓝色彩钢板围护结构。7.12.7采光与通风-103-工程技术有限公司 主厂房各车间以采用天然采光为主，以人工照明为辅。主厂房通风主要采用低位侧窗进风和屋面通风器和高侧窗排风的自然通风方式。7.12.8其他屋面采用轻型钢屋架上铺设彩色夹芯板，屋面排水采用有组织内、外排水。楼地面主厂房运转层采用浅灰色釉面砖。7.12.8.1结构体系及结构选型①本设计主厂房结构采用由汽机跨、除氧跨二列式框排架结构体系。汽机跨，为排架结构，除氧间跨为框架结构；排架结构与框架结构以屋架相联构成框排架结构体系，该结构体系保证横向稳定。各列的纵向稳定采用柱间支撑和框架体系加以保证；锅炉间独立于除氧间之外，为钢筋砼排架结构，钢筋砼排架柱，屋面为梯形钢屋架。主厂房均采用捣制结构。汽机间及锅炉间采用梯形钢屋架，屋面采用彩板。汽机基础采用捣制钢筋砼框架式基础。加热器平台及锅炉运转屋平台均采用钢砼结构。锅炉基础采用独立式钢筋砼基础。汽机基础及锅炉基础均与柱基础相脱开，同时汽机基础与运转平台相脱开。汽机跨设有20/5t桥式吊车一台，吊车梁6m柱距采用普通钢筋砼吊车梁。②抗震设计本厂区地震基本烈度为6度，故所有建构筑物设防烈度均按6度考虑。③地基与基础-103-工程技术有限公司 根椐地质报告主厂房如果采用天然地基方案时，必须以砾砂层或圆砾层为地基持力层，基础埋藏较深，则必须采取降水及基坑支护等措施。如果主厂房等重要建筑物采用桩基方案，结合当地地区经验，桩基型式下阶段考虑。7.12.9其它主要生产建（构）筑物7.12.9.1化学水处理间由化学分析楼、酸碱库，空压机室，计量间、除盐水泵间、配电间、中和池泵房等房间组成。这些房间布置成“一”字型平面。除盐水泵间采用钢筋砼框排架结构，化学分析楼采用砖混结构。室外的生水箱，除盐水箱以及中间水箱等设施，均为砼设备基础及钢筋砼构筑物。7.12.9.2户内升压站采用钢筋砼框架结构，基础采用钢筋砼独立基础，变压器区占地面积为64×10m27.12.9.3烟囱烟囱为钢筋砼烟囱，高度为80m，出口直径为2.5m，基础采用采用柱桩基础。7.12.9.4联合水泵站采用钢筋砼框结构，基础采用独立钢筋砼基础，水池为地下钢筋砼结构。7.12.9.5机力通风冷却塔采用地下钢筋砼结构。7.12.9.6铲运车库库采用钢筋砼框架结构，基础采用独立钢筋砼基础。7.12.10生产服务设施7.12.10.1综合楼采用钢筋砼框架结构，基础采用钢筋砼独立基础。7.12.10.2建筑装修-103-工程技术有限公司 室内装修均按中华人民共和国电力工业部发布实施的《火力发电厂建筑装修设计标准》实行。主厂房内的机、炉控制室、综合楼的装修标准采用一级标准装修。其余的生产服务用房采用二级标准装修。生产用房（特殊要求除外，如：主厂房采用二，三级标准装修。化学水采用二级标准装修等）。其它均采用三级标准装修。-103-工程技术有限公司 8环境保护8.1环境现状8.1.1工程厂址的自然环境概况县隶属省锦州市，地处锦州市北部50km处。东部为医巫闾山低山丘陵，西部为松岭低山丘陵，中部为大凌河、细河谷平原，南北为开口状阜盆地，平均海拔100m左右，地理坐标东经120°52´-121°44´，北纬41°17´-41°48´，南北长88km，东西宽54.5km,周边长265km，总面积2482km2。其中丘陵面积占28%，山丘面积占41%，河谷平原面积占31%，构成六水一山三分田地貌。县地处中温带，属于大陆性季风气候，年平均气温7.8℃，年平均降水量370mm，该地区年主导风向WN，平均风速为4.0m/s。拟建厂址位于县州镇铁西工业区，废弃的原县化肥厂院内，占地面积11.29万m2，东邻锦承铁路，南邻城关乡铁西村，西邻城关乡建筑材料厂，北面是鞍羊公路。该厂址地形平坦、开阔，自然地面标高在海拔高度66.2-67.28m之间，距县县城2.5km，距前杨乡一次变2km，出线方便，距大凌河水源地3.5km。根据现场调查，厂址无地下矿藏；未发现文物遗址；厂址附近无机场及重要的军事设施、通讯设施；亦不在自然保护区内。8.1.2环境质量现状由于本工程环境影响评价工作正在进行当中，环境质量现状部分资料详见本工程的环境影响报告书。-103-工程技术有限公司 8.2环境保护标准8.2.1质量标准1）《环境空气质量标准》（GB3095-1996）的二级标准；2）《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）的II、IV类标准；3）《地下水质量标准》（GB/T14848-93）的III类水体标准；4）《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）的3类标准。8.2.2排放标准1）《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）第三时段标准；2）《污水综合排放标准》（GB8978-1996）的三级标准；3）《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）的III类标准；4）《建筑施工厂界噪声限值》（GB12523-90）的标准限值。8.3主要污染源及主要污染物8.3.1主要污染源本期工程新建2×12MW凝汽式汽轮发电机，配2×48t/h振动炉排高温高压锅炉，锅炉燃用当地农作物的玉米秸秆，属生物质能综合利用的节能发电工程。本期工程排放的污染物主要源于燃烧玉米秸秆产生的含尘烟气、循环水排污水、生产废水和生活污水、锅炉灰渣及除尘器收集的干灰、各种转动机械设备及锅炉排汽产生的噪声等。8.3.2主要污染物8.3.2.1烟气排放情况电厂排烟状况见表8.3.2-1。国家排放标准与排放有害物含量见下表：表8.3.2-1-103-工程技术有限公司 国家排放标准与排放有害物含量表8.3.2-1锅炉烟囱有害物含量国标台数高度（m）上口直径（m）名称含量GB13223--20032802.5烟尘28mg/Nm350mg/Nm3SO217kg/h430kg/h170mg/m3400mg/m34802.5烟尘28mg/Nm350mg/Nm3SO234kg/h650kg/h170mg/m400mg/m3由上表可见：本期工程投产后，其大气污染物的排放浓度均满足排放标准要求。8.3.2.2废水排放情况电厂废水排放与处理情况见表8.3.2-2。电厂废水排放与处理情况表8.3.2-2废水名称水量（t/h）主要污染因子处理方式排放去向循环水排污水23.8/16.6盐类部分回用生活污水2/2SS、BOD5、COD污水处理设施全部回用其它工业排水81/63石油类少量含油废水隔油处理后，排入护城河；其余部分回收至循环水系统大部分回用废水量合计106.8/81.6废水排放量15.8/8.6注：废水中斜线上为夏季废水量，斜线下为冬季废水量。8.3.2.3灰渣排放情况-103-工程技术有限公司 本项目产生灰渣量见表8.3.2-3。灰渣量计算表表8.3.2-3灰渣量装机容量每小时灰渣量（t/h）日排灰渣量（t/d）年排灰渣量（104t/a）灰量渣量灰渣灰量渣量灰渣灰量渣量灰渣一台炉0.210.310.524.626.8211.440.1260.1860.312二台炉0.420.621.049.2413.6422.880.2520.3720.6248.3.2.4噪声类比其它电厂的同类型设备，本工程主要设备噪声水平见表8.3.2-4本工程主要噪声源设备噪声水平表8.3.2-4序号设备噪声级拟采取措施1引风机85厂房隔声2送风机85厂房隔声3发电机85隔声罩、厂房隔声4汽轮机85隔声罩、厂房隔声5锅炉排汽130加装消声器6主变压器807水泵85厂房隔声8冷却塔75绿化隔声8.4污染防治措施8.4.1烟气治理-103-工程技术有限公司 本期工程新建2台12MW凝汽式汽轮发电机，配2台48t/h振动炉排式高温高压锅炉。项目建成投产后燃烧的秸秆含硫量极低，约为0.4‰，排放浓度和排放量都较小，能满足环保要求；为控制烟尘排放，本工程锅炉烟气采用除尘效率为99.1%的布袋除尘器除尘；控制炉温，避免产生大量的NOx对环境空气质量的污染；为降低SO2、PM10、NOx对地面的污染，本工程锅炉烟气通过新建的一座80m的烟囱排放，以增加烟气的扩散稀释能力。8.4.2废水治理为减小废水对环境的污染，设计中对废水采用相应的处理方式。生活污水经污水处理设施处理后回收做绿化、浇洒用水；其它工业废水经处理后部分回收至循环水系统，其余部分排入雨水管道，与厂区雨水一起自流至护城河。8.4.3噪声治理本工程将采取以下几方面措施以控制噪声污染：（1）主要设备防噪措施①尽量选用低噪声设备，在噪声级较高的设备上加装消音、隔音装置；②汽轮机、发电机、各种水泵及风机均采用减震基底；③锅炉排汽口及安全阀、风机、空压机入口装设消音器；④连接处采用柔性接头，风管上设置补偿节以降低震动噪声；⑤在设备、管道安装设计中，应注意隔震、防震、防冲击。注意改善气体输送时流场状况，以减少气体动力噪声；⑥吹管口设置高压喷注式消音器，吹管时间尽可能避开居民休息时间，并事前公示。（2）厂房建筑设计中的防噪措施①集中控制室采用双层窗，并选用吸声性能好的墙面材料；②在结构设计中采用减震平顶、减震内壁和减震地板；③汽机、锅炉等大型设备采用独立的基础，以减轻共振引起的噪声；-103-工程技术有限公司 ④在管道布置、设计及支吊架选择上注意防震、防冲击，以减轻噪声对环境的影响。（3）厂区总布置中的防噪措施①在厂区总体布置中做到统筹规划，合理布局，噪声源集中布置，并尽量远离办公区；②对噪声大的建筑物单独布置，如空压机房，与其他建筑物间距适当加大，以降低噪声的影响。8.4.4灰渣的综合利用秸秆燃烧后产生的底灰、炭灰含有丰富的钾、镁、磷和钙等营养元素，是一种优质有机肥料，可以直接用于农田，也可以作为综合利用的原料。经检验，秸秆灰渣所含成份符合化肥质量标准，可用于生产生物有机肥料，进一步扩展产业链，提高综合效益。由于灰渣综合利用条件不受制约，故本工程不设灰渣场。8.5水土保持和绿化本工程的建设将破坏厂址区域部分场地的自然地貌和植被,施工开挖土的堆放亦会引发一定水土流失，设计中将充分考虑厂区的土石方平衡以及临时的堆放措施。本工程建设中将采取挡护及植物绿化等措施，有效地防治建设区水土流失。绿化不仅可以美化环境，净化空气，还可以起到防尘、去毒、减轻噪声、防治水土流失、改良局部气候等作用。厂区绿化布置以不影响生产、不妨碍交通运输和采光通风为原则，综合考虑生产工艺、建筑物布置、有害气体的扩散和地下管线布置，以及当地气候特点、土壤条件等多种因素，本工程厂区绿化系数不低于20%。-103-工程技术有限公司 8.6环境监测与管理根据国家相关的环境监测与管理规定：环境监测是工业污染源监督管理的重要组成部分，是国家和行业了解并掌握排污状况和排污趋势的手段。监测数据是执行环境保护法规、标准，进行环境管理和污染防治的依据。本工程为新建项目，计列环保监测仪器设备费20万元，由电厂根据国家有关规定结合实际需要情况与劳保化学分析仪器设备统筹购置。8.7结论本工程所用秸秆及林木质含硫量低，同时在采取布袋除尘器高效除尘、废水及噪声等各项污染治理措施后，各项排放指标均能满足有关的环保要求，对环境影响较小，从环保角度分析，本工程的建设是可行的。另外，本工程属于生物发电工程，利用农民手中剩余的秸秆以及种植的能源林为燃料，节约能源，同时也降低了大气污染。本工程无灰渣场，灰渣全部无偿返还给农民作为肥料，增加了农民的收入，具有很好的环境效益和经济效益。本工程的环境影响报告书的编制和报批工作正在进行当中，本工程采取的各项污染治理措施将在取得经审批的专题报告及批复意见后进一步调整和完善。-103-工程技术有限公司 9劳动安全与工业卫生9.1劳动安全9.1.1遵循的现行相关规程、规范和标准（1）《中华人民共和国劳动法》（1994年7月5日）；（2）《中华人民共和国安全生产法》（2002年11月1日施行）；（3）电力工业部文件电综[1998]126号“关于颁发《电力行业劳动环境监测监督管理规定》的通知”；（4）《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》（国家电力公司2000.9.28）；（5）《建筑设计防火规范》（GBJ16-1987）（2001修订）；（6）《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140-1990）（1997年版）；（7）《建筑楼梯标准》（GBJ101-1987）；（8）《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-1998）；（9）《燃油系统设计技术规定》（试行）（HDJ3-1987）；（10）《水喷雾灭火系统设计规范》（GB50219-1995）；（11）《电气设备安全设计导则》（GB4064-1984）；（12）《蒸汽锅炉安全技术监察规程》劳部发[1996]276号；（13）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-1994）；（14）《固定式钢直梯安全技术条件》（GB4053.1-93）；（15）《固定式钢斜梯安全技术条件》（GB4053.2-93）；（16）《安全标志》（GB2894-94）；（17）《安全色》（GB2893－94）；-103-工程技术有限公司 （18）《安全预评价导则》（国家安全生产监督管理局文2003年5月21日发布）。9.1.2本工程在生产、运行过程中产生或存在的劳动安全危害因素县生物发电工程属工艺技术先进精良、自动化程度高、技术密集、设备装置仪表多、布置集中紧凑的先进发电机组。主要生产工艺系统有锅炉、汽轮机、发电机及变配电、秸秆输送、除灰渣、给水、循环水、化学水处理等系统。本工程的设备设施众多，其中特种设备有锅炉、压力容器、起重机、电梯、铲车、电动葫芦等，生产过程中使用了高温高压蒸汽推动、高速旋转与移动的机械，还有大量机械设备、各种电器等设施。因此在生产过程中存在的主要危险因素有：火灾、爆炸、电气伤害、机械伤害、高处坠落、物体打击及车辆伤害等；存在的主要有害因素有：高温、毒物、粉尘、噪声以及腐蚀等。本工程所使用的主要原、辅材料有秸秆、0#轻柴油、氯气、硫酸、氢氧化钠等，它们大多是易燃、易爆、有毒或腐蚀性强的物质，物料在使用、贮存、运输过程中一旦发生意外泄漏或事故性溢出，极易导致火灾、爆炸、中毒、腐蚀事故的发生和造成粉尘的毒害。9.1.3本工程拟采取的劳动安全防护措施9.1.3.1防火防爆根据现行的有关规定对厂内各建（构）筑物的进行防火分区、防火隔断、防火间距、安全疏散和消防通道设计，确保各建（构）筑物之间的安全距离。-103-工程技术有限公司 电厂内建、构筑物均为一、二级耐火等级。主厂房运转层集中控制室的墙体及吊顶材料均采用非燃烧材料，所有建筑物均不少于两个出入口。主厂房扩建端设消防梯。其它建筑物均按有关规程要求等级进行设计，以满足防火要求。在变压器、汽轮机油箱、贮油罐等处，设置“严禁烟火”的警告牌，并按要求设置灭火器。对于各类压力容器和电气设备等有爆炸危险设备的工艺及相应的土建设计，均根据现行的有关规定，按不同类型的爆炸源和危险因素采取相应的防爆保护措施。电厂所有压力容器高压锅炉设备等，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、易燃易爆品均要限量贮存于专用仓库。9.1.3.2防电伤照明具有正常照明、交流事故照明、直流事故照明三个分开的供明网络。事故照明按不同区域分别采用直流和应急灯，室外照明有防雨措施，室内外照明器的安装位置便于维修。进配电室、变压器室等处，均设计加弹簧锁门，防止非工作人员进入。严格遵照要求进行设计和操作，严禁误操作。对各种电压等级的电气设备的安全净距。为防止静电危害，保证人身及设备安全，电力设备均宜采用接地或接零防护措施。为防止直接雷击电力设备，在配电装置侧、主变、起/备变的高压侧均装有氧化锌避雷器。下阶段将进行雷电侵入波的保护计算，以确定保护设备的配置。9.1.3.3防机械伤害及防跌落所有机械设备的联轴器、液力耦合器部分均设有防护罩或护栅。在有检修起吊设施的地方，留有足够的检修场地和安全起吊距离，设置围栏及标志，防止发生起重伤害。-103-工程技术有限公司 各车间地面平整，起吊孔均设盖板及栏杆，以防失足跌落造成损伤。所有暗井均加盖，所有平台均加围栏或护沿。根据设计规程等设置栏杆和护板等。考虑楼梯等的防滑措施。9.1.3.4防尘防毒及防化学伤害本工程秸杆运输栈桥为密封结构，储存棚为简易密封结构，以防粉尘外泄。在锅炉料斗、各带式输送机导料槽出口设有除尘器。除灰渣系统中的储灰、渣仓均考虑抑尘措施，灰渣均呈湿状后外运。贮存、输送腐蚀性介质的容器、管道均采用防腐蚀材料。道地面采用防腐涂料或花岗岩制作,施工时要求保持墙面光滑、平整,不使有毒气体聚集；对地下直埋管道采用防腐漆或用环氧煤沥青、玻璃布等材料进行防腐处理。酸、碱管道一般沿地面敷设，稀酸稀碱须架空敷设经过人行通道时，法兰、接头等处加防护套。有腐蚀性介质如酸碱等场所的设备、设施、地面、管沟、照明、建材等均为防腐型。对化学水处理再生排水（酸性或碱性排水）均通过排水沟排入废水池，经中和池处理使pH值达到6～9才允许排至下水道。以上所有废水在整个排放过程中均为封闭状态，以防止人身的接触。9.1.3.5防噪声和防振动9.1.3.6防暑降温和防寒防潮9.1.3.7防工频高压电场以上三章节内容详见本报告中的“9.2.3本工程拟采取的职业病危害防护措施”章节。9.1.3.8安全标志和安全标识的设置按照国家标准的规定对生产设备、设施、管道、阀门等涂色。在高毒物品作业场所，设置红色警示线。在一般有毒物品作业场所，设置黄色警示线。在易发生危险危害的场所设置相应的安全标志。-103-工程技术有限公司 在可能造成跌落伤害的检查井、平台护栏门等处，设置相应的警告标识。9.1.3.9劳动安全、职业卫生机构与设施本工程需新建劳动安全、职业卫生监测站和安全教育室，人员编制由电厂统一考虑，负责日常监测、维修、保养、检验及安全健康教育等。监测仪器设备费列20万元，由电厂根据需要购置与化学/环保相关仪器设备统筹购置。9.2职业卫生9.2.1遵循的现行相关规程、规范和标准（1）《中华人民共和国职业病防治法》（2002）；（2）《建设项目职业病危害分类管理办法》（卫生部2002）；（3）《建设项目职业病危害评价规范》（卫生部2002）；（4）《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）；（5）《工作场所有害因素职业接触限值》（GBZ2-2002）；（6）《使用有毒物品作业场所劳动保护条例》（2002国务院352令）；（7）《中华人民共和国尘肺病防治条例》（国务院1987）；（8）《危险化学品安全管理条例》（2002国务院令第334号）；（9）《突发公共卫生事件应急条例》（2003国务院令第376号）；（10）《职业健康监护管理办法》（卫生部2002）；（11）《工作场所空气中有毒物质监测的采样规范》（GBZ159-2004）；（12）《工业x射线探伤卫生防护标准》（GBZ117-2002）；（13）《工业企业采光设计标准》（GB50033-91）；（14）《工业企业照明设计标准》（GB50034-92）；（15）《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）；（16）《工作场所职业病危害警示标识》（GBZ158-2003）；-103-工程技术有限公司 （17）《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）。9.2.2本工程在生产、运行过程中产生或存在的职业病危害因素县生物发电工程在生产、运行过程中产生或存在的职业病危害因素主要有秸秆粉、一氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、多环芳烃、盐酸、氢氧化钠、氨、氯气、联氨、硫酸、磷酸盐、复合阻垢剂、六氟化硫等有毒有害物质；噪声、高温及热辐射、工频高压电场；检修过程中产生或存在的电离辐射、电焊烟尘、氧化锰、臭氧、氮氧化物等。9.2.3本工程拟采取的职业病危害防护措施9.2.3.1厂址条件与总体布局本工程厂址不在自然疫源地，区内尚无探明的重要矿产资源和保护文物，附近也无机场及重要的通讯设施和军事设施。本工程秸秆储存棚采用封闭结构，且与厂内生活区、办公区以及周围村庄有足够宽度的卫生防护距离后，对厂区建筑污染影响较小。将生产控制过程中涉及多种职业病危害因素的系统布置在主厂房的边缘，以便通风换气，减少毒物浓度。本工程生产区、厂前区和辅助设施分开设置，相互之间影响较小。通风设施齐全，采光、照明情况良好，建筑物结构设计考虑了防尘、防震等措施。9.2.3.2防尘本工程秸杆运输栈桥为密封结构，储存棚为密封结构，以防粉尘外泄。在锅炉料斗、各带式输送机导料槽出口设有除尘器。除灰渣系统中的储灰、渣仓均考虑抑尘措施，灰渣均呈湿状后外运。合理安排工人的作业时间，尽可能减少工人的接尘时间；为巡检工人配备效果良好的防尘口罩，减少粉尘的实际接触量。9.2.3.3防毒-103-工程技术有限公司 贮存、输送腐蚀性介质的容器、管道均采用防腐蚀材料。对氨、联胺仓库及加药间、化验间，均设有自然进风和防腐轴流机械排风等通风设备，一般按换气量15次考虑。在可能发生氨、联氨、氯以及酸碱等泄漏的场所设泄险区等应急设施；为加氨和联氨的工人增加过滤式防毒面具等个体防护用品。9.2.3.4防暑锅炉房夏季通风采用自然进风，屋顶风机和锅炉送风机联合机械排风的方式。冬季，屋顶风机关闭，室外新风通过设于锅炉房和（或）汽机房上部的（防雨）百叶风口，与锅炉房和（或）汽机房上部热空气混合后进入锅炉送风机，满足送风机吸风量的要求。汽机房夏季通风采用自然进风，屋顶风机机械排风的方式。为了提高通风效果，防止设备层通风死角的产生，在底层通风不畅的工作区域，设置扰动风机，增强局部地区通风效果。冬季，屋顶风机关闭。配电装置室等均考虑降温及通风系统。对高温的设备及管道均进行保温或加隔热套，保证其外表温度小于50℃，以减少热辐射，防止接触烫伤。在夏季高温季节对高温作业工人配备隔热服、隔热面罩等个人防护用品。9.2.3.5防寒本工程集中采暖区，生产建筑、辅助及附属生产建筑均考虑采暖措施。特殊寒冷天气时为室外作业工人配备防寒服（手套、鞋）等个人防护用品。9.2.3.6防潮厂内比较阴暗潮湿的地方，为改善工人的劳动条件，设置自然进风轴流机械排风等通风系统。-103-工程技术有限公司 建筑物室内外存在高差，自建筑物的室外标高以一定的坡度坡向道路，确保排水的畅通。厂区场地排水坡向道路，排水坡度在0.5%~6%之间，通过道路有组织的将水引至厂区雨水系统排出。9.2.3.7防噪声与振动设备订货时要求厂家制造的主机设备和辅机设备噪声值不超过标准允许值，并在一些必要的设备上加装消音、隔音装置。汽轮机、发电机外加罩壳，内衬吸声材料；送风机、空压机的入口设有消音器；各种高噪声设备均做减振处理，露天高噪声设备设计隔声罩及采用隔声包扎等措施；集中控制室采用双层窗，并选用吸声性能好的墙面材料。设备基础在设计上采用减振与隔振相结合综合治理，为减少基础的振动，设备基础与厂房基础采取一定措施，起到隔振效果。佩戴个体防护用品如耳塞或耳罩以减少噪声危害。9.2.3.8防工频高压电场产生工频高压电场设备安装地址周围没有居住区、学校、医院、幼儿园等生活、工作区。产生工频高压电场的设备在人通常不去的地方用屏蔽网、罩等遮挡起来，并在周围设置防护栏，设置警示标识。产生工频高压电场的设备设必要的防护措施。9.2.3.9设置卫生警示标识及应急救援体系本工程建成后对产生严重职业病危害的作业岗位，在其醒目位置设置警示标识；配备齐全的急性职业中毒救援设施如急救药物、急救器材等，定期对应急救援队伍进行职业卫生知识及应急救援知识的培训和演练。9.2.3.10职业病防治机构与设施-103-工程技术有限公司 本工程劳动安全监测站及教育室亦作为职业病防治监测站及教育室。9.3综合评价本工程在设计中对防火防爆、防尘防毒、防电伤、防机械伤害、防暑、防寒、防潮、防噪声、防振动等各方面均按各项规程、规范、标准等采取了相应的措施，为电厂安全生产、减少事故发生以及维护职工健康创造了较好的条件。电厂投产运行后应严格执行运行、检修、操作规程，本工程将在劳动安全及职业卫生方面达到良好的效果。-103-工程技术有限公司 10节约和合理利用能源10.1节地措施为了节约宝贵的土地资源，本工程在满足建筑消防规范的要求的前提下，尽量压缩各建（构）筑物之间的间距；此外精心规划管线走廊，合理压缩管线走廊宽度，尽量减小建（构）筑物和管线之间的水平间距，尽量减少厂区用地；有条件的辅助、附属建（构）筑物尽量做联合建筑，不设广场，合理考虑建筑物之间的距离，以节约厂区用地。10.2节电措施（1）全厂采用低耗节能变压器，降低变压器损耗，节约厂用电。（2）照明系统选用气体放电灯，提高照明质量，降低能耗。（3）采用全空冷发电机，使系统大大简化，运行成本降低，可靠性提高，经济效益显著。（4）部分设备根据负荷情况采用变频或软启动设施和根据液位采用自动调节达到节能效果。10.3节水措施10.3.1在补充水母管装设水量计量装置，考核全厂用水量；在厂区内各个主要用水点均设置水表，以便监视、控制用水，做到节约用水。10.3.2凝汽器冷却水采用闭式循环水，部分辅机冷却工业水由水工专业回收后排至循环水系统重复利用。10.3.3冷却塔加装除水器，降低风吹损失。-103-工程技术有限公司 10.3.4发电机采用空冷形式，节约用水。10.3.5所有水池进水加液位控制阀，减少溢流水量。10.3.6生活污水经污水处理设施处理后作为绿化、浇洒用水。10.3.7冬季采暖用汽凝结水全部回收。10.3.8冷却塔排污水回收做除渣用水。10.4节油、节煤措施本期投资建设的锅炉采用烧秸秆锅炉，在冷态启动时点火用油量少，比常规燃煤锅炉节省用油。合理设计锅炉点火油系统和锅炉燃烧系统，以减少燃油量。本工程燃烧秸秆，属于可再利用能源，没有煤炭消耗，是节能型、环保型、效益型电厂。利用秸杆这种可再生的生物质能源，建设热电厂，不但避免了秸杆随处焚烧对环境的污染，而且符合“经济循环发展”的要求，同时也节约了能源，使农民增加了收入。本项目年耗用秸秆近13.94万t，折合标准煤约6.1万t。-103-工程技术有限公司 11劳动组织及定员11.1劳动组织及管理《火力发电厂劳动定员标准》（试行）-1998年4月版仅规定了50MW机组容量以上的燃煤、燃油、燃气火力发电厂的定员标准，对12MW燃用秸秆的生物发电厂未有规定。本工程只能参照此标准进行测算，待下阶段与锅炉岛的供应商（BWE）详细探讨锅炉岛生产、检修的定员标准后再确定本工程最终的定员。经测算，本工程生产人员为55人，管理及其它人员3人。全厂生产人员指标为2.29人/MW，全厂人员指标为2.42人/MW。11.2电厂人员配置本工程各类人员配备如下：a．运行人员：45人值班长：5人秸秆上料系统：5人秸秆锅炉：10人秸秆锅炉除灰：5人汽机运行：5人电气系统：5人热控系统：5人化学及辅助系统：5人b．检修维护人员：10人c．管理及其它人员：3人-103-工程技术有限公司 合计：58人-103-工程技术有限公司 12工程项目实施的条件和轮廓进度12.1工程项目实施的条件12.1.1施工场地施工场地可利用厂区内预留二期工程场地作为本期工程施工及施工生活区，场地开阔，完全能够满足电厂本期工程施工需要。12.1.2大件运输建设期间主要设备如锅炉、汽轮机、发电机及主变压器和大件材料等，由于运输距离较远，可先通过火车运到县火车站，再用大型载重汽车经锦阜公路运到工地。其它大宗材料可采用汽车直接运带工地。12.1.3当地建筑材料工程建设所需的砖、瓦、灰、砂、石、水泥等建筑材料，本地区均可供应，高标号钢材水泥由外地调入。12.2施工组织构想12.2.1施工单位应具备的条件本工程采用招标方式，确定施工单位。根据招投标有关规定，施工单位应具有下列资格：（1）必须持正式营业执照，并具有相应的建筑安装施工的资质；（2）具有被授予合同的资格，并具有足够的资源和能力来有效地履行合同。（3）施工单位应具备相应的施工机械、加工配套设施及技术力量。12.2.2施工总平面布置原则-103-工程技术有限公司 （1）施工总平面布置是根据厂区总平面布置、火电工程施工要求、工程量、厂区交通、地质条件等因素加以综合考虑的。（2）施工场地的布置按布局合理紧凑、节约用地、便于施工的原则，并满足施工生产要求和有利于管理的需要来进行。（3）合理组织交通运输，保证各个施工阶段都交通方便、运输通畅，尽量避免二次搬运和反向运输。（4）按施工流程划分施工区域，从整体考虑，保证各专业和各工种之间互不干扰、便于管理。13投资估算及财务评价13.1投资估算13.1.1投资估算包括全部生产工艺系统建设投资及其相关费用。13.1.2编制原则及依据1）概算编制办法、费用性质划分办法执行原国家电力公司国电电源[2002]247号文“关于印发《电力工程基本建设预算编制办法》等三个办法的通知”；2）费用构成及计算标准执行国家经济贸易委员会[2002]第16号文“公布《火电、送变电工程建设预算费用构成及计算标准》（2002年版）”；3）概算定额采用中华人民共和国国家经济贸易委员会二○○二年第15号发布的《电力建设概算定额价目本（建筑、热力、电气）》（2001年修订本），不足部分参考相关定额；4）材料价格-103-工程技术有限公司 安装工程装置性材料价格执行原国家电力公司东北电力建设定额站东电定额[2002]07号“关于发布《东北地区电力建设工程装置性材料综合信息价格》的通知”和东电定额[2002]06号“关于发布《东北地区电力建设工程装置性材料信息价格》的通知”；建筑材料：采用《电力建设工程概算定额》-建筑工程（2001年修订本）价格，对主要建筑材料与黑龙江省县2005年第四季度建筑材料信息价格比较计取价差，以上材料价差只计取税金。列入总估算表编制年价差内。5）设备价格及运杂费三大主设备：锅炉岛暂按3750万元/台计列，汽轮机暂按590万元/台计列，发电机暂按170万元/台计列。其他设备价格：询价或参考近期同类工程定货合同价及《全国电力工程建设常用设备价格》。设备运杂费费率：5.06%6）工资性津贴补差执行原电力部电力建设定额站电定造[1996]003号“关于核定工资性津贴地区差的通知”，工资性津贴补差为1.5元/工日；7）定额人工单价调整执行中国电力企业联合会中电联技经[2002]74号“关于调整电力工程建设火电、送变电工程定额人工工日单价的通知”；8）定额材料及机械费调整执行黑龙江省电力建设定额站文件。9）调试费执行中国电力企业联合会中电联技经[2002]410号文“关于发布《电力建设工程预算定额第六册调试》2002年修订本的通知”；10）勘测设计费按国家计委、建设部计价格[2002]10号文“关于发布《工程勘察设计收费管理规定》的通知”执行；11）建设期贷款利息执行中国人民银行2006年8月19日发布的最新的贷款利率，短期贷款利率6.12%，长期贷款利率6.84%；12）设计专业拟定的设计方案和设计有关的法令、法规、标准及专业设计技术规程等。-103-工程技术有限公司 13.1.3需要说明的问题13.1.3.1基本预备费：8%。13.1.3.2价差预备费：根据国家计委计投资（1999）1340号文规定，物价上涨指数为零。因此，未计价差预备费。13.1.3.3本概算二期工程只列入了的征地费用，其它任何费用均未计列。13.1.4投资概况和投资分析13.1.4.1投资概况如采用国产设备可降低投资额，本分析以国外的设备为主。静态投资价格水平年为2005年。发电工程静态投资26913万元，单位投资11213.75元/kW。其中：建筑工程费：5428.00万元，占静态总投资的20.13%，单位kW造价：2262元/kW；设备购置费：13068.00元，占静态总投资的48.56%，单位kW造价：5445元/kW；安装工程费：4019万元，占静态总投资的14.93%，单位kW造价：1675元/kW；其他费用：3642万元，占静态总投资的16.35%，单位kW造价：1518元/kW。工程动态投资28331万元，单位投资11805元/kW，其中：建设期利息1418万元。项目计划总投资32815.00万元，其中：铺底流动资金104万元，收购点投资2380万元，接入系统500万元，供热管网（从热电厂至供热区域的热水管道）1500.00万元。13.1.4.2投资分析本工程投资高的原因主要有以下几点：-103-工程技术有限公司 （1）本工程虽为两台机组，但由于每台机组需配一套上料系统，相对于常规两台机组的投资要高10%～20%；（2）本工程为新型的环保项目，锅炉岛为引进设备，此费用占设备费的57.39%；占工程静态总投资的27.86%；（3）剔除以上因素后本项目投资是适中的。13.1.5附表总估算表安装部分汇总估算表建筑工程部分汇总估算表其它费用明细表-103-工程技术有限公司 县生物质发电工程总估算表设计容量：2×48t/h+2×12MW编制：张岩审核：高杰金额单位：万元表一甲序号工程或费用名称估算价值各项占总计（%）单位投资（元/kW）建筑工程费设备购置费安装工程费其它费用合计一热电厂工程（一）热力系统159122481898573721.322390.42（二）燃料供应系统5104241412484.64519.9（三）除灰渣系统2460.022.34（四）水处理系统2893411908213.05341.92（五）供水系统27622653010323.83430.03（六）电气系统53123373720237.52842.92（七）热工控制系统77942712064.48502.5（八）附属生产工程11943143515435.73642.89小计4214556838341361550.595573.00-106-工程技术有限公司 序号工程或费用名称估算价值各项占总计（%）单位投资（元/kW）建筑工程费设备购置费安装工程费其它费用合计（九）其它费用4801852977364213.531517.5（十）基本预备费142214225.28592.69合计46945568401943981867969.447783.00二进口锅炉岛设备费75007500.0027.873125.00三与厂址有关的单项工程（一）交通运输工程2020.000.078.33（二）地基处理615615.002.29256..25（三）厂区、施工区土石方工程3030.000.1112.37（四）厂外临时工程6969.000.2628.73小计7347342.73305.83热电厂工程静态投资（基础价）5428130684019.00439826913100.0011213.75各类费用单位投资（元/kW）225854451674183311213.75各类费用占静态投资比例（%）20.1348.5619.4119.78100.00四建设期贷款利息1418.001418.00-106-工程技术有限公司 序号工程或费用名称估算价值各项占总计（%）单位投资（元/kW）建筑工程费设备购置费安装工程费其它费用合计热电厂工程动态投资（建成价）5428.0013068.004019.005816.0028331.00五铺底生产流动资金104.00104.00热电厂工程计划总投资54181286840185921.0028425.00六外部工程（一）接入系统500.00（二）外围收购点投资2380.00（三）热力外网1500.00热电联产项目计划总投资32815.00-106-工程技术有限公司 13.2效益计算及分析13.2.1效益计算的依据本设计的经济效益计算与分析是依据《方法与参数》及《热电联产项目可行性研究技术规定》（2001）经济评价方法进行编制的。设计容量：2×12MW+2×48t/h。13.2.2基础数据本项目各种原材料价格、工资标准参照县当地实际情况选取，电、工业供热及采暖等产品价格按物价局标准选取。经济评价的各种系数参照类似中小热电厂及《热电联产项目可行性研究技术规定》（2001）选取。原始数据列于附表1。13.2.3建设投资及来源本项目固定资产投资31293万元，其中银行贷款25054万元，其余自筹，固定资产投资贷款建设期利息1418万元，年利率6.84%。流动资金按分项估算，流动资金346万元（铺底流动资金104万元）。项目投资总额32815万元（含铺底流动资金104万元）。投资总额及资金筹措表详见附表2。流动资金估算表见附表3。13.2.4计算参数固定资产折旧，修理及摊销折旧采用直线法，综合折旧年限15年，固定资产残值率5%，折旧率6.33%。修理费率2.5%。摊销年限10年。税金本项目产品增值税率为：电17%，采暖供热13%。城市维护建设税5%，教育费附加3%。所得税率33%。-111- 13.2.5财务评价指标测算成本计算热电厂总成本由生产成本、销售费用、管理费用、财务费用组成。生产成本由材料费、燃料费、水费、工资、折旧费、修理费及其他制造费用组成。管理费用由其他管理费用及摊销费用组成。财务费用由固定资产投资贷款利息及流动资金贷款利息组成。项目各年总成本计算详见附表4，年平均总成本4912万元。电单位成本0.34元/kWh，计算见附表5。热单位成本34.23元/GJ，计算见附表6。销售收入及税金销售收入及税金计算详见附表7。本次经济评价采用不含税方法计算，收入及成本各项均为不含税值，年销售收入8801万元。其中供电收入6277万元，采暖收入1253万元，CDM收益1271万元。利润逐年交纳所得税为33%，提取公积金及利润分配等情况详见附表8。年平均利润总额3742万元。投资利润率11.32%，投资利税率13.69%，资本金净利润率39.40%。资金来源及运用资金来源及运用详见附表9。本项目累计盈余资金21606万元。盈利能力分析盈利能力分析指标：财务内部收益率、投资回收期、财务净现值等项见现金流量表。全部投资现金流量见附表10，自有资金现金流量见附表11。本项目全部投资内部收益率12.78%，投资回收期8.07年，自有资金投资内部收益率18.40%，效益较好，项目可行。-111- 清偿能力分析贷款偿还还本资金来源为折旧及摊销，当折旧及摊销部分不足偿还时，可用未分配利润偿还，贷款偿还计算详见附表12。本项目固定资产投资中贷款可在8.83年（含建设期1.5年）全部还清。资产负债表资产负债表反映项目计算期内各年资产、负债和所有者权益。详见附表13。本项目的资产负债率在项目初期为78%，流动比率和速动比率在生产初期就达107%以上，由此可见本项目偿债能力较强，项目可行。不确定性分析敏感性分析本工程对投资、价格、产量及燃料费等敏感性因素进行分析，价格因素为最敏感因素，当价格为＋10%，－10%变化时，项目全投资内部收益率分别为14.35%，11.14%。敏感性分析见表附14。盈亏平衡分析以第13年为基础计算ＢＥＰ＝ＣＦ/（Ｓ－CV-T）=45.23%当项目产量超过45.23%，则可盈利，说明项目盈亏平衡点较低，抗风险能力较强。13.2.6综合经济评价分析-111- 原始数据表附表1项目单位指标备注建设期年2生产期年20折旧费率%6.33修理费率%2.5所得税率（%）%33公积金（%）%10产品产量发电量万kwh/年14399.04采暖万平/年74.51年耗秸杆量万t13.94年耗水量万m384.57价格（不含税）含税电元/kwh0.50110.586采暖元/m216.8119.00秸杆价元/t117.48129.50水价元/t1.591.80增值税电%17.00采暖%13.00职工总数人58年人均工资总额万元3.20材料费统计值元/103kwh12.00其它费用统计值元/103kwh18.00流动资金贷款利率%6.12厂用电率%13.00电分摊比%81.00城市维护建设税%5.00教育费附加%3.00-111- 单位：万元投资计划与资金筹措表附表2序号项目合计建设期生产期12341投资总额1.1工程投资3129312517187761.2建设期利息141817612421.3流动资金34628363小计330571269320018283632资金筹措2.1自有资金63622503375585192.2借款266941018916263198442.2.1建设投资借款250341001415021建设期利息141817612422.2.2流动资金借款24219844小计33057126932001828363单位：万元流动资金估算表附表3项目周转次数生产期34流动资产405.79499.51应收帐款12.00203.91251.02存货120.69150.87原材料及辅助材料12.0011.5214.40燃料12.00109.17136.47现金12.0081.1997.63流动负债122.71153.39应付帐款12.00122.71153.39流动资金283.08346.12其中：借款198.16242.28自有84.92103.83流动资金本年增加额283.0863.04-111- 单位：万元总成本及费用计算表附表4序号项目生产期3456789101112131415161718192021221生产成本408145944594459445944594459445944594459445944594459445944594275327532753275327531.1材料费1381731731731731731731731731731731731731731731731731731731731.2燃料费131016381638163816381638163816381638163816381638163816381638163816381638163816381.3水费24303030303030303030303030303030303030301.4工资1861861861861861861861861861861861861861861861861861861861861.5制造费用2422256825682568256825682568256825682568256825682568256825687277277277277271.5.1折旧费184118411841184118411841184118411841184118411841184118411841000001.5.2修理费5817277277277277277277277277277277277277277277277277277277271.5.3其他制造费000000000000000000002销售费用3管理费用5726236236236236236236236236232592592592592592592592592592593.1摊销费36436436436436436436436436436400000000003.2其他管理费2072592592592592592592592592592592592592592592592592592592594财务费用1728152212841036778509228501515151515151515151515154.1利息支出1728152212841036778509228501515151515151515151515154.2其他财务用5总成本费用638167396501625459955726544652675232523248684868486848684868302730273027302730276经营成本244730123012301230123012301230123012301230123012301230123012301230123012301230127固定成本490848994661441341553885360534273392339230273027302730273027118611861186118611868可变成本14731841184118411841184118411841184118411841184118411841184118411841184118411841-114-工程技术有限公司 发电单位成本计算表附表5序号项目单位生产期3456789101112131415161718192021221售电量万/kWh10022125271252712527125271252712527125271252712527125271252712527125271252712527125271252712527125272生产成本万元330537213721372137213721372137213721372137213721372137213721223022302230223022302.1燃料费万元106113261326132613261326132613261326132613261326132613261326132613261326132613262.2水费万元20252525252525252525252525252525252525252.3材料费万元1121401401401401401401401401401401401401401401401401401401402.4修理费万元4715895895895895895895895895895895895895895895895895895895892.5折旧费万元149114911491149114911491149114911491149114911491149114911491000002.6工资及福利万元1501501501501501501501501501501501501501501501501501501501502.7其它制造费万元000000000000000000003财务费用万元140012331040839630412185401212121212121212121212124管理费万元463505505505505505505505505505210210210210210210210210210210摊销万元2952952952952952952952952952950000000000其他管理费万元1682102102102102102102102102102102102102102102102102102102105总成本万元516854595266506548564638441142674238423839433943394339433943245224522452245224526售电单位本元/kWh0.520.440.420.400.390.370.350.340.340.340.310.310.310.310.310.200.200.200.200.20-114-工程技术有限公司 热单位成本计算表附表6序号项目单位生产期3456789101112131415161718192021221售热量万GJ29292929292929292929292929292929292929292生产成本万元7758738738738738738738738738738738738738738735235235235235232.1燃料费万元2493113113113113113113113113113113113113113113113113113113112.2水费万元566666666666666666662.3材料费万元26333333333333333333333333333333333333332.4修理费万元1101381381381381381381381381381381381381381381381381381381382.5折旧费万元350350350350350350350350350350350350350350350000002.6工资及福利万元35353535353535353535353535353535353535352.7其它制造费万元000000000000000000003财务费用万元328289244197148974393333333333334管理费万元10911811811811811811811811811849494949494949494949摊销万元696969696969696969690000000000其他管理费万元39494949494949494949494949494949494949495总成本万元121212801235118811391088103510019949949259259259259255755755755755756售热单位成本元/GJ41.7544.0942.5440.9239.2337.4635.6334.4634.2334.2331.8531.8531.8531.8531.8519.8019.8019.8019.8019.80-114-工程技术有限公司 销售收入及税金计算表附表7序号项目生产期第3年第4年第5年1销售收入7291.178800.768800.761.1电5021.396276.746276.74电量（kWh）100221252712527价格（元/kWh）0.50110.50110.50111.2采暖1252.821252.821252.82供热量（万m2）74.5174.5174.51价格（元/m2）16.8116.8116.811.3CDM收益1016.961271.201271.202销售税金附加60.0371.7871.78-115- 单位：万元损益表附表8序号项目生产期345678910111213141516171819202122合计1销售收入729188018801880188018801880188018801880188018801880188018801880188018801880188011745062销售税金附加607272727272727272727272727272727272727214243总成本及费用63816739650162545995572654465267523252324868486848684868486830273027302730273027982494利润总额8511990222824752734300332833462349734973861386138613861386157025702570257025702748335应纳税所得额8511990222824752734300332833462349734973861386138613861386157025702570257025702748336所得税28165773581790299110831142115411541274127412741274127418821882188218821882246957税后利润5701333149216591832201222002319234323432587258725872587258738203820382038203820501388可供分配利润5701333149216591832201222002319234323432587258725872587258738203820382038203820501388.1盈余公积金5713314916618320122023223423425925925925925938238238238238250148.2未分配利润513120013431493164818111980000000000000008.3应付利润0000000208721092109232823282328232823283438343834383438343835137累计未分配利润5131713305645496197800899889988998899889988998899889988998899889988998899889988163862静态指标：投资利润率：11.32%投资利税率：13.69%资本金净利润率39.40%-121- 单位：万元资金来源及运用表附表9序号项目建设期生产期123456789101112131415161718192021221资金来源1269320018333942584433468149395208548956675702570257025702570257025702570257025702570275021.1利润总额85119902228247527343003328334623497349738613861386138613861570257025702570257021.2折旧费184118411841184118411841184118411841184118411841184118411841000001.3摊销费3643643643643643643643643643641.4长期借款10189162631.5流动资金借款198441.6投资中自有资金250337551.7流动资金中自有资金85191.8回收固定资产余值14531.9回收流动资金3462资金运用1269320018328241254284451547565007526942583262326236023602360236023602532053205320532053202.1固定资产投资12517187762.2建设期利息17612422.3流动资金283632.4更新投资2.5所得税281657735817902991108311421154115412741274127412741274188218821882188218822.6长期借款本金偿还271834053548369838544016418510280002.7应付利润000000020872109210923282328232823282328343834383438343834383盈余资金00571331491661832012201409244024402100210021002100210038238238238221824累计盈余资金005719034050568989011102519495873989498115971369715797178961827818660190431942521606-121- 单位：万元财务现金流量表（全部投资）附表10序号项目建设起点建设期生产期123456789101112131415161718192021221现金流入7291880188018801880188018801880188018801880188018801880188018801880188018801106001.1销售收入729188018801880188018801880188018801880188018801880188018801880188018801880188011.2回收固定资产余值14531.3回收流动资金3461.4其它2现金流出01251718776307138043819390139864075416742264238423843584358435843584358496649664966496649662.1建设投资012517187762.2流动资金283632.3经营成本244730123012301230123012301230123012301230123012301230123012301230123012301230122.4销售税金60727272727272727272727272727272727272722.5所得税28165773581790299110831142115411541274127412741274127418821882188218821882净现金流量0-12517-1877642214997498249004815472646334574456345634443444344434443444338353835383538355635累计净现金流量0-12517-31293-27072-22075-17094-12194-7379-265319806555111171568020123245662900833451378944172945564493995323458869计算指标：财务内部收益率：12.78%财务净现值（8%）10089万元投资回收期8.07年-121- 财务现金流量表（自有资金）附表11序号项目建设起点建设期生产期123456789101112131415161718192021221现金流入7291880188018801880188018801880188018801880188018801880188018801880188018801106001.1销售收入729188018801880188018801880188018801880188018801880188018801880188018801880188011.2回收固定资产余值14531.3回收流动资金3461.4其他2现金流出025033755731986868652863586188600858153044253425343734373437343734373498049804980498052232.1投资中自有资金0250337552.2流动资金中自有资金85192.3经营成本244730123012301230123012301230123012301230123012301230123012301230123012301230122.4建设投资借款本金偿还271834053548369838544016418510280000000000002.5流动资金借款本金偿还2422.6借款利息支出1728152212841036778509228501515151515151515151515152.7销售税金60727272727272727272727272727272727272722.8所得税281657735817902991108311421154115412741274127412741274188218821882188218823净现金流量0-2503-3755-281141491661832012203496454845484428442844284428442838203820382038205378计算指标：财务内部收益率：18.4%财务净现值（ic=8%）：10983万元-121- 单位：万元固定资产投资借款还本付息表附表12序号项目建设建设期生产期起点1234567891011121借款及还本付息1.1贷款1.1.1年初借款累计0101892645223734203291678113083922952131028001.1.2当年借款010014150211.1.3建设期利息17612421.1.4本年还本付息4434491248184719461745104398106300本年还本2718340535483698385440164185102800本年付息171615071269102176349421335002偿还借款本金的资金来源27183405354836983854401641851028002.1折旧及摊销22052205220522052205220522052205002.2未分配利润513120013431493164818111980000贷款偿还期：8.74年-121- 单位：万元资产负债表附表13序号项目建设期生产期123456789101112131415161718192021221资产126933271130968289902693424895228732086918883180871832218556188151907319332195911984920231206132099521377217601.1流动资产总额463690839100511881389160930185458789799971209714197162961839618778191601954219924203061.1.1应收帐款2042512512512512512512512512512512512512512512512512512512511.1.2存货1211511511511511511511511511511511511511511511511511511511511.1.3现金81989898989898989898989898989898989898981.1.4累计盈余资金57190340505689890111025194958739894981159713697157971789618278186601904319425198071.2在建工程12693327111.3资产净值3050628300260952389021685194791727415069128641065988186977513532941453145314531453145314532负债及权益126933271130968289902693424895228732086918883180871832218556188151907319332195911984920231206132099521377217602.1流动负债总额3213963963963963963963963963963963963963963963963963963963962.1.1应付帐款1231531531531531531531531531531531531531531531531531531531532.1.2流动资金借款1982422422422422422422422422422422422422422422422422422422422.2建设投资借款1018926452237342032916781130839229521310280000000000000负债合计1018926452240552072517176134789625560914243963963963963963963963963963963963963962.3所有者权益2503625969138265975811417132481526017460176921792618160184191867818936191951945419836202182060020982213642.3.1自有资金25036259634463626362636263626362636263626362636263626362636263626362636263626362636263622.3.2累计盈余公积金57190340505689890111013421576181020692328258628453104348638684250463250142.3.3累计未分配利润5131713305645496197800899889988998899889988998899889988998899889988998899889988计算指标：资产负债率（%）78716454422782222222222222流动比率（%）144174212254300351407763137919962527305735884119464947464842493950365132速动比率（%）107136174216262313369725134119582488301935504080461147084804490149975094-121- 敏感性分析附表14序号项目变化范围指标内部收益率投资回收期基础指标12.78%8.071投资10%11.47%8.63-10%14.31%7.502价格10%14.35%7.49-10%11.14%8.783产量10%13.60%7.76-10%11.92%8.424燃料费10%12.42%8.22-10%13.12%7.93-128-工程技术有限公司 主要技经指标表附表15序号项目单位指标备注1建设期年1.52生产期年203发电量万kWh/a143994采暖面积万m2/a74.515投资总额万元328155.1建设投资万元312935.2铺底流动资金万元1045.3建设期利息万元14186内部收益率%12.78全部投资7全投资回收期年8.078内部收益率%18.40自有资金9贷款偿还期年8.74含建设期10年销售收入万元8801达产年11年平均总成本费用万元491212单位成本12.1电元/kWh0.3412.2热元/GJ34.2313年平均利润总额万元374214年平均税后利润万元250715投资利润率%11.3216投资利税率%13.6917资本金净利润率%39.40-128-工程技术有限公司 14结论及建议14.1结论14.1.1项目建设的必要性我国作为一个世界上的农业大国，农作物的种类很多，而且数量也较大。水稻、玉米和小麦是三种主要的农作物，其产生的废弃物，秸秆是我国主要的生物质能资源之一。1995年，我国农作物秸秆总产量为6.04亿t，可获得系数为85%，约5.13亿t，相当于3.1亿t标准煤，其中水稻、玉米和小麦秸秆约2.5亿t标准煤，占秸秆总产量的84.3%左右。近年来，随着农村经济的发展，我国的农作物秸秆产量也在逐年递增，平均年增长率为2.33%。如1980年，生物质能资源量约为2亿t标准煤，到1995年达到3.1亿t标准煤，2000年，为3.4亿t标准煤，按此增长率，2010年，生物质能资源量应能达到约为4亿t标准煤。在我国，农作物秸秆主要作为生活燃料，饲料、肥料和工业原料。据不完全统计，在1995年农作物秸秆6.04亿t总产量中，其中约有15.0%，即0.91亿t的秸秆被用来直接还田造肥；有25.0%，即1.51亿t的秸秆被作为饲料；约9.0%，即0.54亿t的秸秆被用作工业原料。除此之外，约51.0%，即3.08亿t的农作物秸秆可以作为能源用途，其中已有1.9亿t的农作物秸秆被中国农民在民用炉灶内直接燃烧用来炊事和取暖，其余约1.2亿t则被废弃在田间地头或在田间直接焚烧掉，不仅浪费了资源，也严重地污染了环境。-128-工程技术有限公司 利用清洁能源和可再生资源是我国能源政策的重要方向。中国地域广阔，经济发展很快，电力需求量大，电源结构不尽合理，充分利用秸秆发电是利国利民的好项目。秸秆发电变费为宝，是一种可再生能源和清洁能源，在中国具有广阔的市场前景。项目建成后，无需在建设热电厂（或采暖集中锅炉房），采用低真空供暖，可供暖面积为74.51万m2（在冬季最冷季节也无需调峰），在冬季平均采暖温度下可供110万m2采暖面积，仅采暖一项可节约标煤3.6万t，可节省建设供相同面积锅炉房一座，节省建设投资3000.00万元。14.1.2建厂条件落实厂址选择化肥厂厂址优于于家屯厂址，该厂址具县仅2.5km，该厂址手续齐全，无需在办理任何手续。根据现场调查，厂址无地下矿藏；未发现文物遗址；厂址附近无机场及重要的军事设施、通讯设施；亦不在自然保护区内，电厂区域水文气象和地质情况均适合建设电厂。该’’’’厂址位置交通方便，运输有保障。该厂址可实现集中供热，供热管线比于家屯厂址可节省投资1400万元，水源节省投资250万元。若在于家屯建设热电厂，即使实现集中供热，因为供热距离远（9km），热损失大，投资更大，不是理想厂址。所以，选择化肥厂厂址是合理的。14.1.3燃料落实县农作物种植面积、产量都比较大，秸秆产量也比较大，同时又有建设得能源林做补充，以项目建设地点为中心，电厂燃料来源是有保证的。14.1.4环保效益好本工程所用秸秆含硫量低，同时在采取布袋除尘器高效除尘、废水及噪声等各项污染治理措施后，各项排放指标均能满足有关的环保要求，对环境影响较小，是一项新型的环保项目。14.1.5技术方案可行-128-工程技术有限公司 本工程利用秸秆发电，锅炉采用丹麦BWE公司技术。秸秆发电在欧洲非常普遍，技术成熟、可靠，具有良好的运行业绩；汽机采用水冷抽凝式，设备落实，技术可行。化学、水工、电气、热控等专业均为常规技术方案。14.2存在的主要问题及及下阶段主要任务14.2.1锅炉岛包括秸秆进炉前的处理装置，是本项目的关键设备，由国外引进。但鉴于设备没有订货，本项目可研阶段欠缺具体资料，只能参照其它类似的工程进行工作。14.2.2本期工程接入系统方案的编制和审批工作正在进行当中，待审查批复后根据批复意见做相应的调整。14.2.3本期工程环境影响评价报告书的编制和审批工作正在进行当中，待审查批复后根据批复意见做相应的调整。14.2.4建议业主尽快提供锅炉岛的有关资料。由于锅炉采用丹麦BWE公司技术，为高温高压机参数，所配备的12MW汽轮发电机组必定也为高温高压参数，而国产机组中到目前为止，还没有生产该参数机组设备的厂家，因此，业主应尽快对该机组的有关技术参数、性能、制造等进行调研，并进行汽轮机和发电机的招标谈判和订货，以方便下阶段设计的开展。14.3主要技术经济指标县生物发电工程主要技术经济指标见表14.3-1-128-工程技术有限公司 主要技术经济指标表表14.3-1序号项目单位数据备注1发电工程静态总投资万元26913发电单位造价元/kW11213.752工程动态投资万元28331工程单位造价元/kW118053年发电量GWh1444年利用小时h60005占地面积厂区×104m26.146单位容量占地m2/kW1.287灰场×104m208施工生产生活区租地×104m209厂区土石方量m3614010机组年平均发电秸秆消耗g/kWh96811机组年平均发电标准煤耗g/kWh344.112机组年平均供电标准煤耗g/kWh388．513年供热量（74.51万m2）GJ29039814发电厂综合厂用电率%1315贷款偿还年限a8．74含宽限期2年16全部投资回收年限年8．0717全部投资内部收益率%12．7817年销售收入万元8801-128-工程技术有限公司 19年平均总成本万元491220投资利税率%13．6921投资利润率%11．3222资本金净利润率%39．423年平均利润总额万元374224年平均税后利润万元250725上网电价（不含税）元/MWh501.0525供热价元/m21926发电成本元/kWh0.3427供热成本元/GJ34.2328年节约标煤万t6.129减少CO2排放量万t15.89-128-工程技术有限公司'