中国生物质能热电一期工程可行性研究报告 189页

'中国生物质能热电一期工程可行性研究报告（初稿）工程咨询（丙级）10320150024工程设计（乙级）A213013612二O一六年六月 批准：审核：校核：XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX编制：XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX第2页 总目录序号检索号文件（图）名数量备注1NA00211K-A可行性研究报告1文本2NA00211K-Z-01厂址地理位置图1图纸3NA00211K-Z-02厂区总平面布置图（方案一）1图纸4NA00211K-Z-03厂区总平面布置图（方案二）1图纸5NA00211K-J-01热力平衡图（非采暖季抽汽工况）1图纸6NA00211K-J-02热力平衡图（采暖季抽汽工况）1图纸7NA00211K-J-03热力平衡图（非采暖季纯凝工况）1图纸8NA00211K-J-04热力平衡图（采暖季纯凝工况）1图纸9NA00211K-J-05原则性热力系统图1图纸10NA00211K-J-06原则性燃烧系统图1图纸11NA00211K-J-07主厂房平面布置图1图纸12NA00211K-J-08主厂房断面布置图1图纸13NA00211K-C-01原则性除渣系统图1图纸14NA00211K-C-02原则性除灰系统图1图纸15NA00211K-C-03原则性压缩空气系统图1图纸16NA00211K-M-01原则性燃料系统图1图纸17NA00211K-H-01原则性化学水处理系统图1图纸18NA00211K-D-01电气主接线原则性接线图1图纸19NA00211K-K-01全厂自动化网络规划图1图纸20NA00211K-S-01原则性供水系统图1图纸21NA00211K-S-02全厂水量平衡图（非采暖季纯凝工况）1图纸22NA00211K-S-03全厂水量平衡图（非采暖季抽汽工况）1图纸23NA00211K-S-04全厂水量平衡图（采暖季抽汽工况）1图纸第2页 目录第1章总论11.1项目背景11.2投资方及项目单位概况61.3研究范围与分工71.4工作简要过程71.5项目概况71.6主要结论及问题和建议14第2章电力系统162.1行唐县发展概况162.2电力负荷预测182.3电力电量平衡计算分析182.4项目建设的必要性192.5接入系统方案202.6系统对电厂主接线的要求25第3章热负荷分析253.1项目所在地区供热概况263.2规划热负荷273.3本项目设计热负荷293.4供热参数和机组运行方式303.5配套供热管网建设要求303.6结论和建议31第4章燃料供应334.1燃料来源334.2燃料品质分析及耗量394.3生物质燃料的收集运输404.4燃料收储414.5锅炉点火燃料434.6燃料保障方面的建议43第5章厂址条件455.1厂址概述455.2交通运输485.3水文及气象505.4水源525.5贮灰场585.6地震、地质及岩土工程58第6章工程设想61第182页 6.1全厂总体规划规划及厂区总平面规划616.2装机方案656.3主机技术条件686.4热力系统716.5燃烧系统746.6电气系统766.7燃料输送系统806.8除灰渣系统816.9化学水处理系统846.10热工自动化部分886.11主厂房布置946.12建筑结构部分966.13供排水系统及冷却设施996.14贮灰渣场1086.15消防系统1086.16采暖通风及空气调节110第7章烟气脱硫与脱硝1137.1烟气脱硫1137.2烟气脱硝114第8章环境及生态保护与水土保持1218.1环境概况1218.2烟气治理及其影响分析1288.3废水治理及其影响分析1318.4灰渣治理及影响分析1318.5噪声治理及其影响分析1328.6厂区绿化与水土保持1338.7环境管理和监测1358.8结论和建议135第9章综合利用1369.1灰渣综合利用途径分析1369.2本工程综合利用结论137第10章劳动安全13810.1主要设计依据13810.2电厂生产过程中的危险因素13810.3电厂设计中应采取的安全对策措施13910.4安全机构14010.5结论与建议140第11章职业卫生14211.1主要设计依据142第182页 11.2电厂生产过程中可能造成职业危害的因素14211.3电厂设计中应采取的职业卫生对策措施14311.4卫生机构14311.5预期效果144第12章资源利用14512.1原则要求14512.2能源利用14512.3水资源利用146第13章节能分析14713.1目的和意义14713.2分析依据14713.3原则要求14813.4能源消耗种类和数量14813.5能源供应状况14813.6节能降耗措施14913.7项目能效水平154第14章人力资源配置15514.1企业组织15514.2劳动组织及管理15514.3人员配备15514.4人员培训156第15章项目实施条件和建设工期15715.1项目实施的条件15715.2施工组织构想15715.3建设进度和工期15815.4工程招标160第16章投资估算及财务分析16216.1投资估算16216.2财资金来源及融资方案16416.3财务分析165第17章风险分析16917.1外部协作风险分析16917.2技术风险分析16917.3资金风险分析16917.4政策风险分析169第18章经济与社会影响分析17118.1经济影响分析171第182页 18.2社会影响分析171第19章结论与建议17619.1主要结论、问题和建议17619.2主要技术经济指标178第20章报告附件180第182页 第1章总论1.1项目背景1.1.1项目所在地发展概况行唐县是革命老区，2012年被确定为国家扶贫开发工作重点县，位于河北省西南部，石家庄北部，属太行山东麓浅山区，面积966平方公里，地势自西北向东南倾斜，县辖15个乡镇和1个省级经济开发区，330个行政村，人口46万。图1.1-1行唐地理位置图2015年，全县地区生产总值完成130.08亿元，同比增长7.2%；全部财政收入完成5.34亿元，增长2.8%，一般公共预算收入完成3.66亿元，增长11.2%；规模以上工业增加值、工业利润分别完成63.48亿元、26.07亿元，各增长7.4%、11.8%；固定资产投资完成165.68亿元，增长18.5%；社会消费品零售总额完成58.67亿元，增长9.3%；城乡居民人均可支配收入分别完成23583元、6068元，各增长7.5%、12%。厂址所在的河北行唐经济开发区成立于2010年7月，2011年7月被河北省政府正式纳入省级开发区（园区）管理序列。总规划面积15.22平方公里，分南区第182页 （厂址所处区域）和北区，南区位于行唐县城西南2.5公里处，毗邻京昆高速行唐南口，规划面积9.2平方公里，1.2万人口；北区位于行唐县中部，京昆高速行唐出口以北2公里处，规划面积6.02平方公里。图1.1-2行唐经济开发区位置图在基础设施和配套服务设施上，行唐经济开发区累计投资5.8亿元，修建了玉晶路、光明路、新合街、玉晶中路、科技大街等8000米长主干路；完成了玉晶路、光明路、2号路美化亮化工作；园区内陕京二线天然气管道铺设完成；天然气门站、CNG标准加气站、污水处理厂、自来水厂、110KV变电站、园区集中供热项目正在建设当中。1.1.2项目背景我国人口众多，随着经济持续快速发展，对能源的需求日益紧张，并且生态环境保护的压力也日趋增大。我国于2005年2月28日通过了《可再生能源法》，目的是发展第182页 可再生能源的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护生态环境，实现经济社会的可持续发展。2006年国家发布《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020年）》，将能源领域可再生能源和生物技术等放在优先发展的主题。近年来国家先后出台了《2014-2020年国家能源战略行动计划》、《大气污染防治行动计划》等一系列政策措施，加大能源结构调整，控制煤炭消费总量，提高新能源和可再生能源比重。我国提出到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%，其中生物质能年利用量占一次能源消费量的4%。以非化石能源替代化石能源、以电能替代煤炭和石油，是治理大气污染和应对气候变化的大政方针。经过调查分析，煤炭散烧问题是造成大气污染的重要原因之一。针对气候变化、散烧煤治理及非化石能源发展等问题，我国上世纪总结出的“因地制宜、多能互补、综合利用、讲究效益”的新能源发展十六字方针，是非常好的经验。利用生物质能发电、供热是解决能源出路的途径之一，当前各国都在大力开发清洁可再生能源，如生物质能、太阳能、风能、垃圾废料等。生物质能是由植物的光合作用固定于地球上的太阳能。目前可供利用开发的资源主要为生物质废弃物，包括农林废弃物、禽畜粪便、工业有机废弃物和城市固体有机垃圾等。河北省属于农业大省，秸秆、林业“三剩物”（采伐剩余物、造材剩余物、加工剩余物）资源非常丰富。据测算，全省可能源化利用的资源量约有2000万吨，但当前利用率并不高。根据河北省石家庄市大气污染源解析结果显示，城镇工业、居民采暖燃煤排放正成为PM2.5主要来源之一。为使河北省石家庄市行唐县及周边区域的农林废弃物得到充分利用，实现资源化、减量化、无害化，同时带动开发区工业供热和县城集中供热的发展，减少秸秆堆放或焚烧对城镇环境和大气质量的破坏，中国电子系统工程总公司拟在行唐县经济开发区投资建设一个以生物质能利用为核心的热电联产项目。1.1.3项目建设的必要性1.1.3.1符合国家能源产业政策1）符合国家社会发展相关政策规划生物质发电可以增加农民收入，有助于解决“三农”问题。按照国家发改委的规划，到2020年生物质发电达到装机30000MW，每年将消耗秸秆和农林废弃物约2.25亿吨，将会给农民带来270多亿元的收入。拟建项目的生物质燃料第182页 收集、运输和储存各个环节需要大量的劳动力，能够给农村创造相当可观数量的就业机会，有利于农民当地就业，有利于农村和谐社会的建设；大量的秸秆“变废为宝”，可以增加农民的经济收入。2）符合国家相关法律我国在《中华人民共和国可再生能源法》中明确指出：“国家鼓励开发、利用新能源和可再生能源”，“本法所称可再生能源，是指风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源”、“国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。国家鼓励各种所有制经济主体参与可再生能源的开发利用，依法保护可再生能源开发利用者的合法权益”、“电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务”、“对列入国家可再生能源产业发展指导目录、符合信贷条件的可再生能源开发利用项目，金融机构可以提供有财政贴息的优惠贷款”、“国家对列入可再生能源产业发展指导目录的项目给予税收优惠”。可见生物质能是一种能够长期持续使用的可再生能源，我国对这种能源的开发利用非常重视，并出台了许多鼓励可再生能源综合利用的相关政策。3）符合循环经济与可再生能源利用生物质发电是一种新型、环保的可再生能源利用方式，是缓解目前能源短缺的重要途径，符合国际和国家鼓励发展循环经济、节约不可再生能源政策。本项目建成后将是一个完整的循环经济体，从原料来源到农副产品的深加工再到发电灰渣的综合利用都包含在本循环中。电厂主动掌控整个产业链的每一个环节，真正实现零排放并保证整个产业链的稳定发展。4）符合国家产业结构调整指导目录中鼓励类电力行业项目建设符合国家发展改革委发布了新修订的《产业结构调整指导目录（2014年本）》中鼓励类新能源行业中第6条“生物质直燃、气化发电技术开发与设备利用”的要求。1.1.3.2促进行唐县经济发展行唐县“十三五”时期全县经济社会发展以“两个提升、两个翻番、四个确保”为主要目标。“两个提升”是全县综合经济实力大幅提升，经济质量和效益大幅提升；“两个翻番”是到2020年生产总值比2010年翻一番以上，城乡居民人均可支配收入比2010年翻一番以上；“四个确保”是确保生态环境得到明显改善，确保城乡统筹发展取得新成效，确保2018年脱贫出列，确保2020年全面建成小康社会。第182页 尽快提升公共服务及基础设施的建设是促进招商引资一个很重要的方面，可以预见随着越来越多的企业入驻行唐经济开发区，未来热、电负荷将大量增加，如不能及时提供用户所需的热能，势必影响这些企业的正常生产。按照总体规划抓紧建设热电联产项目，可以适应热、电负荷的增长，保证经济的快速发展。通过建设生物质热电联产项目及农、林副产品深加工产业基地，带动当地经济开发区建设，促进招来更多的“金凤凰”以增加当地财政收入。1.1.3.3集中供热、热电联产符合基本国策目前，行唐县供热热源多为区域性的燃煤锅炉供热，不但污染环境，且热效率较低。国内纯冷凝发电厂热效率小于43%，而采用热电联产、集中供热的热电厂平均热效率可达65%以上，节能效果十分显著。我国既是能源消耗大国，又是能源缺乏的国家，因此，国家鼓励节约能源，提倡集中供热、热电联产。本项目为行唐县城区集中供热提供清洁稳定的热源，替代分散式燃煤锅炉，生物质电厂工业蒸汽直供经济开发区，可节约现有工业企业的生产成本，提升行唐投资环境。1.1.3.4改善能源结构生物质能是由植物的光合作用固定于地球上的太阳能，是一种典型的可再生能源。据估计，植物每年贮存的能量相当于世界主要燃料消耗的10倍。而作为能源的利用量还不到其总量的1%，最有可能成为21世纪主要的新能源之一。利用生物质能源替代石油、煤炭和天然气等燃料生产电力，可减少对矿物能源的依赖，保护国家能源资源。1.1.3.5生态环境保护由小锅炉供热，不仅设备热效率低，除尘设备简陋，烟气含尘量严重超标，更谈不上对SO2、NO2排放的治理，对环境造成极大的污染。采用热电联产后大容量锅炉的热效率大为提高，既可减少燃料消耗量又可减少污染物的排放量；热电联产有条件采用高效除尘装置，大大降低了烟尘的排放量。特别是本项目采用生物质能源作为燃料，农作物秸秆中硫含量仅为中质烟煤的十分之一，经较低效率的脱硫和脱硝，烟气中SO2和NOx的浓度完全可以满足国家的排放标准。这不仅有利于人民群众的健康，而且是循环的、生态的，更能保护生态环境。生物质能发电产生的CO2在农作物生长过程中通过光合作用又被农作物吸收，循环使用。因此，利用生物质能发电CO2排放量可视为零，可以大量地减少温室气体CO2对环境的影响。1.1.3.6提高人民生活水平第182页 本项目充分响应了习总书记在中央扶贫开发工作会议上提出的“五个一批”工程的号召，本项目的循环产业经济可带动当地农民脱贫致富，一方面引导农民退耕还林、还草，另一方面可增加农民的收入来源。在县政府的支持下通过成立农村合作社整合当地土地、林地资源，再结合当地劳动资源达到农民收入的稳定性和逐年增长性。另外拟定在本地建设农、林副产品深加工产业基地增加当地就业机会，与此同时农民有了稳定的收益之后可以加快新型城镇化建设，促进农业转移人口就地就近城镇化。随着热电厂的建设，不但可以促进地区经济的高速发展和环境的改善，而且可以向居民住宅区实行集中供暖，将为提高人民群众的卫生条件、健康水平和生活质量提供有利条件。综上所述，本项目实现了生物质资源的综合利用、改善环境质量、带动农民增收，具有较好的经济效益和社会效益，符合国家产业发展政策，同时推动整个行唐县的经济发展。1.2投资方及项目单位概况1.2.1投资方概况中国电子系统工程总公司（CESEC）是1975年由国务院批准成立、隶属于中国电子信息产业集团有限公司(CEC)的大型国有企业。公司主营承包各类电子系统工程、机电设备安装工程以及相关的建筑工程；承包有关电子行业的国外工程和境内外资工程；房屋建筑工程施工总承包；从事与上述业务有关的勘察设计、设备成套服务、设备安装、调试和维修、工程咨询、技术咨询、技术服务等。中国电子系统工程总公司拥有国家建设部颁发的机电安装工程施工总承包壹级、房屋建筑工程施工总承包壹级、通信工程施工总承包贰级、消防设施工程专业承包壹级、建筑智能化工程设计与施工壹级、电子工程专业承包壹级、电子通信广电行业专业甲级、通信工程类设计甲级、工程勘察专业类工程测量甲级等多项资质；具有涉及国家秘密的计算机信息系统集成甲级、安防工程企业壹级、中华人民共和国对外承包工程经营资格等资质证书。几十年来，中国电子系统工程总公司在电子系统和电子建设领域取得了显著成效，承建了上海华虹工程、济南银工大厦、首钢日电工程、新郑国际机场工程等大量精品工程，承担了数以千计的工业和民用项目，安装技术处于国内先进水平，荣获省、部级多项优质工程奖、国家“鲁班奖”第182页 以及国家及行业颁发的多项荣誉。公司目前智能化工程项目建设遍布全国各大城市，涉及政府、军队、金融、交通、医疗卫生、教育、工业、公共事业等各个领域，涵盖范围包括医院、宾馆酒店、体育场馆、会展中心、博物馆、图书馆、机场航站、轨道交通、城市交通、别墅住宅小区等，电子、生物医药等净化工程已成为公司的专业强项，其技术、业绩居国内首位，成为了业内名符其实的国家队、集团军。公司技术力量雄厚，其中技术人员占总人数的64%，拥有一支由国家级信息与控制领域的学科带头人、数名国务院特殊津贴获得者，与国内外多家科研院所、知名企业建立了广泛的战略合作关系，十余项拥有自主知识产权的技术成果通过了省（部）级鉴定，其中部分达到国际先进水平。1.2.2项目单位概况及筹建资金项目公司于XXXX年X月份注册成立，专门经营生物质能源开发。项目建设资金拟按30%自筹、70%银行贷款实施。1.3研究范围与分工本报告的研究范围包括：从电力负荷消纳能力、电力送出接入条件、工业和采暖热负荷需求、燃料资源供应保障能力、供水水源、厂址水文气象、地质地震条件、环境保护、节能减排、投资和效益、项目各类风险等方面分析论证工程的可行性；从厂址情况、水文气象和地质条件、机组型式选择、厂区总平面布置、各工艺方案等方面进行分析确定工程的主要建设方案。接入系统设计报告、环境影响评价报告、水资源论证报告、节能评价报告、社会稳定分析报告等专项报告不在本可研范围内，由业主另行委托。1.4工作简要过程2016年5月初，业主组织我公司技术人员到现场进行了实地踏勘，了解厂址现状、周边环境和交通情况、污水处理厂、自来水厂、工业区变电站、行唐县变电站等。5月27日，业主到我公司召开了外部资料交流会，提供了燃料资源调研分析报告、项目调研评估报告、项目评审汇报、前期工作计划、项目所在工业区环境影响报告、原企业厂址地勘报告，就主机设备要求、主要技术方案、料场结构和转运方案、总平面布置格局等形成了一致意见，具体见主要技术原则。2016年6月23日，完成可研报告初稿交投资方审查。1.5项目概况1.5.1行唐经济开发区概况第182页 行唐县经济开发区位于县城西南2.5公里处，规划面积9.17平方公里，南邻磁河，北望太行，西连京昆高速行唐南出口，中有京赞公路穿过，东有无繁公路，北有朔黄铁路，距石家庄市区、石家庄国际机场半小时车程，距北京2.5小时车程，交通条件便利。开发区基础设施完备，已经达到“七通一平”的标准，路、电、水、气、讯等一应俱全。园区内有光明路、朝阳路、科技大街等主干路9条，爱民街、永康街、幸福街、春露街等次干路12条，公园绿地七处，110千伏供电站、园区集中供热站、供气站、供水厂、污水处理厂等基础设施，建厂条件充足。经济开发区按照“玻璃陶瓷、新材料、绿色食品、仓储物流”的产业布局要求，坚持“低耗、高效、节能、环保”的科学发展理念，着力打造关联度高、链条长、产品附加值高的产业集群。项目厂址图1.5-1行唐经济开发区规划图1.5.2报告编制依据依据的基础资料如下：Ø可研报告编制委托合同Ø行唐生物质燃料资源调研分析报告Ø建设单位提供的其它基础性输入资料依据的国家现行的相关法律、法规、规范、规程包含但不限于：Ø《中华人民共和国节约能源法》第182页 Ø《中华人民共和国可再生能源法》Ø《可再生能源产业发展指导目录》Ø《可再生能源发电有关管理规定》Ø《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》Ø《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》Ø《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》（DL/T5375-2008）Ø《秸秆发电厂设计规范》（GB50762-2012）Ø《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-2011）Ø《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）Ø《工业企业厂界噪声标准》（GB12348－2008）Ø《火力发电机组蒸汽动力设备水汽质量标准》(GB12145-2008)Ø《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）Ø《火力发电厂土建结构设计技术规定》（DL5022-2012）Ø《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229－2006）Ø《火力发电厂建筑设计规程》（DL/T5094-2012）Ø《建筑设计防火规范》（GB50016-2014）1.5.3建设规模电厂规划为2台30MW热电联产机组，本期建设1台，即安装1台30MW单抽凝汽式供热发电机组配1台130t/h生物质燃料锅炉，预留二期扩建场地。1.5.4建厂外部条件1.5.4.1厂址拟占用地块原为河北赛克尔环保有限公司建设垃圾气化发电项目用地，位于经济开发区光明路与新合街交口东北角，面积约200亩，其中76.8亩为赛克尔公司购买，其余120余亩为规划工业用地。赛克尔公司在该地块已经建设沼气发电储气罐14个以及地下发酵池、办公楼、生产楼框架等土建工程。厂址面积满足项目规划规模要求，厂址周边交通便利，适合燃料运输。1.5.4.2燃料资源量本工程年消耗生物质燃料约30.60万吨，综上所述，本项目区域内林业资源较为丰富，林木废弃物较多，保守估计每年可获得林木废弃物17.3第182页 万吨以上；区域内耕地面积较大，农作物秸秆资源丰富且集中，便于农作物秸秆收集，未来秸秆类燃料年可获得总量约15.2万吨以上，当期其它综合燃料约6万吨，可获得总量约38.5万吨，可满足本项目的燃烧需要。目前本项目可能的燃料来源主要有以下几个：（1）行唐县与新乐市交界处安香乡（行唐）、协神乡（新乐）木材加工市场的树皮、树墩等废弃物。（2）石家庄周边处理城市废弃家具、木门窗、建筑模板、包装材料等的干木料市场。（3）保定望都西白城木材加工市场的树皮、树墩等废弃物。（4）保定清苑、望都、定州、博野、安国交界处林木基地的废弃物。（5）行唐县农林废弃物及当地企业生产的生物质压块燃料。（6）项目周边粮食主产区的玉米芯、玉米秸秆、小麦秸秆及其它农作物废弃物。1.5.4.3电力消纳及接入条件经过项目所在地区负荷预测及电力平衡分析，随着该地区经济的迅速发展，行唐县电负荷也必随之迅速增加，在相当长的一段时间内不会出现电力负荷大量富裕的现象，该地区电力主要由系统供电。本热电厂所发电量虽不能彻底改变该地区的供电状况，但对该区域电网必是有益的补充。本期工程拟新建1回35kV出线接入行唐110kV变电站35kV母线侧扩建间隔。新建并网线路长约8.0km，具体长度以线路专业实际测量为准。考虑本期工程的建设规模，采用LGJ-400mm2型导线，单回线路最大输送容量约39.2MVA（环境温度40℃），可满足本期工程送出容量的要求。1.5.4.4热负荷需求工业蒸汽负荷集中在行唐县经济开发区内，主要以玻璃制造、生物制药为主，目前各单位有自备蒸汽锅炉房，蒸汽用于生产外，还用于供热。其中工业锅炉现有装机5台，总装机容量22蒸吨/小时；玉晶玻璃厂有2台16蒸吨/小时余热锅炉，2台24蒸吨/小时余热锅炉，并安装1台6MW、1台12MW的汽轮机，所生产蒸汽除自用汽外，其余用于余热发电。经实地考察，目前有开发区内有五家用汽企业，名义用汽（锅炉容量计算）每小时26吨，按照80%负荷考虑，每小时用汽20.8吨，年用汽16.64万吨。《行唐县城区供热规划》（2013~2020年）规划范围内预测2015年建筑面积295.3万m2；2020年规划建筑面积644.3万m2。由于《行唐县城区供热规划》（2013~2020第182页 年）中未对本热源点进行规划，本热源点的供热区域及范围尚未确定。所以当前阶段，设计采暖负荷暂按照机组冬季低真空供热工况的供热能力确定，区域内其余不足不分采用区域锅炉房补足。本工程为1台C25型高温高压、抽凝机组，机组额定进汽量130t/h，额定工业抽汽量40t/h，此时排汽量为59.57t/h。机组采用低真空（19kPa）供热，机组排汽直接加热热网循环水。循环水供/回水温度：57/45℃，水量2565t/h。供热负荷35.8MW，按照采暖指标46.6W/m2计算，供热面积为76.8万平米。当机组不带工业抽汽时，热网循环水量增加至4200t/h，对外供热负荷为58.6MW，供热面积125.7万平米。1.5.4.5供水水源工业园区2013年年初建成污水处理厂处理规模为0.8万m3/d，并同步建设废水深度处理设施，规模为0.6万m3/d；2016年年初污水处理厂规模扩建至2.0万m3/d，并同步建设废水深度处理设施，规模为1.6万m3/d。电厂生产水源来自厂址东南侧1km处的污水处理厂的中水，水质达到一级A标准，满足电厂用水需求。电厂生活和生产备用水源来自厂址西北侧2km处的市政供水厂的自来水，水质达到生活饮用水标准，近期供水规模为2万m3/d，远期规模为5万m3/d，满足电厂用水需求。1.5.5主要设计原则1）电厂终期规模为2x30MW生物质热电机组，分两期建设，本期建设1x30MW机组。2）厂址已确定利用赛克尔工厂原址，厂址已建成部分建构筑物应尽可能保留、改造利用，以节约投资、减少浪费。其中办公楼作为电厂综合办公楼，生产楼作为电厂化水处理站，料棚作为电厂生物质燃料棚，三个发酵池利用一个进行改造作为水池。3）厂区总平面规划布置经方案比选后推荐为：东侧料棚上料，自东至西依次为干料棚、锅炉、除氧电控间、汽机房，本期锅炉北侧为烟气除尘脱硫脱硝，二期向北侧连续扩建。4）针对燃料特性，机组推荐采用高温高压参数（锅炉主蒸汽压力9.81MPa，温度540℃）；经比选锅炉推荐采用循环流化床锅炉，汽轮机推荐采用高转速抽凝式轴向排汽型汽轮机，抽汽供工业蒸汽（压力1.0MPa、抽汽量30~50t/h），发电机采用高效率箱式静态励磁发电机。5）工业热负荷采用汽轮机抽汽，抽汽压力1MPa；采暖热负荷采用低真空高温循环水直接供热，供/回水温度综合考虑确定为57/45℃。6）电厂按终期规模规划两回35kV送出线路接入电网系统站，本期一台机组建设第182页 一回35kV送出线路接入行唐110kV变电站35kV母线侧备用间隔。厂内35kV主接线按单母线分段接线考虑，本期建成单母线接线，机组通过发电机-变压器组接入35kV配电装置。7）燃料在厂外各收集站破碎后装车运输进入电厂，厂内不设破碎系统。电厂终期两台机组全年燃料耗量为60万吨，本期一台机组全年燃料耗量为30万吨，日燃料耗量为980吨，日进厂燃料运输车（按每车燃料装载15吨）不少于80辆。8）电厂内设2座独立的燃料库。新建一座长224m，宽60m，净高9m，半封闭结构，可储存生物质燃料约8100t（最大存储量），可满足本期锅炉约8.3天的消耗量；另一座已有燃料库，长80m，宽60m，净高9m，封闭结构，可储存生物质燃料约2700t（最大存储量），可满足本期锅炉约2.7天的消耗量。厂内燃料库可总存储材料约10000t，满足本期锅炉约10天、终期两台机组5天的消耗量。9）锅炉上料系统采用炉前上料、一炉一套方案。炉前正对料棚，炉后紧邻布置除氧电控间和汽机房，炉侧扩建端紧邻布置除尘器和烟囱，汽机房和除氧电控间满足二期连续扩建条件。10）锅炉为钢结构，运转层以下封闭，运转层以上露天布置，炉顶设防雨罩；汽机房和除氧间为钢筋混凝土结构，轴向排汽型汽轮机和凝汽器零米布置，汽机房扩建端设检修跨；烟囱按终期规模两炉共用一根设置，采用钢筋混凝土单管烟囱，烟囱高度暂按80米，最终高度按环境影响评价的批复执行。11）电厂生产用水采用附近污水处理厂的中水，市政自来水作为生产备用水源和生活用水。中水采用预处理方式，经预处理后供循环水、工业水、消防水、锅炉补给水。锅炉补给水处理采用方式，对预处理的中水进一步处理后供锅炉补给水。12）为满足环保排放标准和降低初投资和运行费用，循环流化床锅炉采用炉内喷钙脱硫和SNCR脱硝工艺，除尘器采用带前置旋风预分离器的布袋除尘器。13）锅炉排渣采用水冷干式机械除渣，螺旋冷渣机将锅炉排渣冷却后经刮板输渣机送入渣仓，再由运渣车运出电厂；烟气中的飞灰经除尘器收集后采用正压气力输送入灰库，再经灰罐车运出电厂；电厂的灰、渣考虑综合利用，不设贮灰渣场。14）冷却水采用自然通风冷却塔湿冷方案、一机一塔配置，采暖季采用高背压循环水直接供热。15）自动化配置原则：机、炉、电、升压站、灰渣、除尘、脱硫、脱硝、循环水采用DCS集中控制，集控室布置在除氧间运转层；水处理系统、燃料系统单独控制，第182页 控制室根据位置关系尽量考虑统一布置。16）机组日利用小时数按24h，年利用小时数按7500h，采暖期小时数按2904h。17）项目建设工期，本期工程计划2016年9月1日开工，2017年8月31日投产。1.5.6投资规模及主要技术经济指标1）投资静态投资为27880万元，单位投资为9293元/kW。动态投资为28399万元，单位投资为9466元/kW。铺底生产流动资金321万元，项目计划总资金28720万元。2）利用小时数7500小时3）年供电量1.61×108kWh4）年供热量1.26×106GJ5）年均热效率57.9%6）年平均热电比1.8677）厂区指标（推荐方案）厂区占地面积13.45公倾单位容量占地4483m2/MW厂区建（构）筑物占地37510m2建筑系数35.18%厂区利用面积55110m2利用系数51.7%厂区道路及广场面积17600m2道路广场系数16.5%厂区围墙长度1762m绿化面积27000m2绿化系数20%8）标准煤耗率年均供热标准煤耗率38.29kg/GJ年均发电标准煤耗率331.1g/kW.h9）厂用电率综合厂用电率14%第182页 供热厂用电率6.5%发电厂用电率7.5%10）本工程定员人数75人11）2500大卡生物质燃料价格300元/吨（含税)12）销售价格电（含税）0.75元/kW.h采暖供热（含税）20元/GJ工业蒸汽（含税）200元/t13）投资内部收益率（税后）17%14）全部投资回收期（税后）7.11年1.6主要结论及问题和建议1.6.1主要结论综上所述项目实施后，本项目一期工程拟建1×30MW发电机组，年耗秸秆约30万吨，年发电设备利用小时为7500h，年发电量为187.5×106KW.h，年可售电量为161.2×106KW.h；年外供工业用汽30万吨/年，冬季供暖面积76.8万m2，年总供热量（供汽和采暖）126×104GJ。项目建成后全年可节约标煤11万吨，全年可减少CO2排放约27万吨，同时还可替代项目周边多个小型燃煤工业蒸汽锅炉，对改善区域环境、促进当地经济发展，提高农民收入等，具有实际意义。按生物质发电上网电价0.75元/kwh计算，发电一项即可创造年收入1.2亿元；每小时外供蒸汽40t,工业蒸汽价格按200元/吨，全年供汽按7500小时计算，工业用汽年创收0.6亿元；冬季供暖76.8万平方米，供暖价格（折合到电厂出口）按20元/平方米计算，供暖年创收0.15亿元。本项目建成后年收入可达到1.95亿元，给该企业带来可观的经济效益，园区经济实力进一步提高，增强了市场竞争力，加快了园区向规模化、产业化进军的步伐。综上所述该项目符合国家相关产业政策，在技术上是先进的，社会效益显著、经济效益较好。因此，本工程是可行的。第182页 从上面的分析来看，在当地建设30MW机组（本期一台）是可行的，大气、水、灰渣等污染物采取拟定的治理措施后，均能达标排放。生物质发电是可再生、低污染的绿色能源，本工程不仅可以减少秸杆堆放或焚烧对当地大气质量的污染，还可以使农林业废弃物得到充分利用，实现资源化、减量化、无害化，有非常明显的环境效益。本期工程除灰渣系统的设计，除灰渣系统的设计，采用干排渣，飞灰处理系统拟采用正压浓相气力输灰系统，为综合利用提供了便利条件。随着国家综合利用政策的倡导和扶持，当地的农业、建材等优势产业发展良好，灰渣的综合利用前景广阔，有可能出现供不应求的情况。因此本工程不设灰场，锅炉灰渣考虑全部综合利用。1.6.2问题和建议1）鉴于秸秆类燃料是本项目未来的发展方向，建议可以将秸秆类燃料作为本项目燃料源重点开拓发展的方向。建议项目单位加强与当地政府的沟通，争取政府的支持。2）本项目生物质燃料的收集和运输是一个需要重视的问题。建议项目单位争取当地政府的支持，组织建立一套行之有效的机构，通过合理可行的市场化运作，向本电厂提供长期、稳定、满足要求的秸秆。3）建议项目单位抓紧与相关的燃料供应企业签订燃料供应协议，与供水企业（开发区污水处理厂、自来水厂）签订供水协议，与灰渣综合利用企业签订灰渣综合利用协议，与热力企业签订供热、供暖协议。4）建议业主尽快委托有资质的环评单位尽快完成环境影响评价工作，向当地环保部门申请本期污染物总量控制指标。5）建议项目单位重视生物质燃料锅炉的调研分析，针对严格的环保排放要求，综合脱硫、脱硝工艺和锅炉燃烧过程的积灰、腐蚀特性，早日确定合理的燃烧方案。6）建议建设单位在下阶段对当地的灰渣综合利用现状进行调查，开拓综合利用渠道，落实灰渣的综合利用情况。本工程灰渣得到综合利用后，减少了对环境的污染，既有良好的环境效益，又有可观的经济效益和社会效益。第182页 第2章电力系统2.1行唐县发展概况行唐县位于石家庄地区北部，太行山东麓浅山丘陵区与华北平原的交接地带，地处北纬38°20ˊ34"-38°42ˊ39"，东经114°09ˊ56"-114°41ˊ52"，呈西北东南向不规则的长方形状；东隔沙河与曲阳县相望，西与灵寿交界，南与正定、新乐两县毗邻，北与阜平接壤；辖4镇11乡1个省级经济开发区，330个行政村，人口达46万，是国家级扶贫开发重点联系县，拟于2018年底实现全面脱贫。2015年行唐县生产总值完成130.08亿元，同比增长7.2%；全部财政收入完成5.34亿元，同比增长2.8%；一般公共预算收入完成3.66亿元，同比增长11.2%；规模以上工业增加值、工业利润分别完成63.48亿元、26.07亿元，同比分别增长7.4%、11.8%；固定资产投资完成165.68亿元，同比增长18.5%；社会消费品零售总额完成58.67亿元，同比增长9.3%；城乡居民人均可支配收入分别完成23583元、6068元，同比分别增长7.5%、12%。行唐县交通便利，南距石家庄国际机场约25km，东距京广铁路、京深高速约15km。朔黄铁路、京昆高速公路穿境而过并在行唐县设立两个高速路口；京赞公路、高平公路自东北-西南向横贯全境，无繁公路自东南-西北向纵穿全县；城区外环全线贯通，使京赞公路、无繁公路畅通无阻。目前，全县共拥有各级公路332条，总长1179.011km。其中，国道1条25.398km，省道5条115.964km，县道4条79.248km，乡道49条365.27km，村道271条584.84km，专用线2条8.291km。形成了以县城为中心，县城外环和省干线公路为骨架，张石高速公路为依托，县乡公路为脉络，“村村通”公路为补充，纵横交错、四通八达的XOX型公路路网格局。行唐县历史悠久，民风淳朴，交通便利，电力充足，水资源丰富，通讯状况良好，未利用土地广阔，矿产品资源种类多样，特别是非金属矿储量大、品质好。其中，主要的矿产资源种类有：铁矿、硅石、云母（白云母、碎云母）、钾长石、矿泉水等。其他主要矿产资源还有石炭岩总储量1.2亿吨，白云岩总储量2467万吨，硅线石储量300万吨，蛭石总储量约400万吨，大理石总储量1210万立方米，各种花岗岩900万立方米，膨润土储量600万吨，建筑沙总储量约1亿立方米等。行唐县2015年最大供电负荷达158.2MW（同比增长13%），最小供电第182页 负荷24.37MW。截至2015年底，行唐县域内有220kV变电站1座，即阳关220kV变电站（1×180MVA）；110kV变电站4座，分别为行唐110kV变电站（50+31.5MVA）、上方110kV变电站（2×31.5MVA）、秦台110kV变电站（50MVA）和留营110kV变电站（50MVA）；35kV变电站10座，主变容量达149.8MVA。目前，2015年行唐县农网改造升级调增工程已完工42个单项70%（新增10kV配变41台，容量8.43MVA，新建改造10kV架空线路8.84km，新建改造0.4kV架空线路74.43km，新建改造0.4kV电缆线路6.98km）。2016年度行唐县电网拟完成如下工作：1、2014年行唐35kV及以下农网改造升级结余资金工程（涉及27个单项，建改造0.4kV线路100.017km）；2、2016年农网改造升级工程涉及46个单项（改造低压线路187.07km）。其中，2016年行唐县电网地理接线示意图如图2.1-1所示。第182页 图2.1-1行唐县电网地理接线示意图2.2电力负荷预测行唐县2012年供电量约47218万KWh，最大供电负荷达123MW；2013年供电量约48389万KWh，同比增长2.48%，最大供电负荷达122MW，同比增长-0.081%；2014年供电量约56689万KWh，同比增长17.15%，最大供电负荷达140MW，同比增长14.73%；2015年供电量约58787万KWh，同比增长3.70%，最大供电负荷达158.2MW，同比增长13%。以上数据汇总详见下表：表2.2-1行唐县近几年电力负荷表年份2012年2013年2014年2015年供电量（万KWh）47218483895668958787供电量同比增长-2.48%17.15%3.70%最大负荷（MW）123122140158.2最大负荷同比增长--0.081%14.73%13%2011年7月行唐经济开发区被河北省人民政府正式纳入省级开发区管理序列，总规划面积达15.22平方公里，分南北两个区。南区产业定位于生命科学制品、节能新材料、高端装备制造，北区产业定位于现代农业深加工。其中，在南区科学规划建设了河北（行唐）台湾创新产业园，这是省台办牵头打造，河北省商务厅重点推介的全省首批30个国别（地区）产业园之一。另外，2012年行唐县被确定为国家扶贫开发工作重点县。在享受国家扶贫开发工作重点县扶持政策的同时，行唐县积极招商引资，加快脱贫攻坚步伐。经过国家政策性的扶持等原因，进一步优化了行唐县的投资环境，吸引了县域外的客商到行唐县投资兴业，推动县域经济快速、稳定、健康地发展，带动了用电负荷的快速增长。由表2.2-1可知，近几年行唐县供电量和用电负荷的增长速度较快。由此推测，2016年行唐县供电量预计达6亿KWh以上，最大负荷预计达160MW以上。2.3电力电量平衡计算分析随着行唐县经济的发展，在国家积极推动“一带一路”和京津冀一体化战略的第182页 大格局下，随着行唐县积极主动承接京津产业转移工作的深入开展，将有越来越多的企业落户行唐经济开发区。根据负荷预测和行唐县发展规划进行了电力平衡计算，详见见表2.3-1所示：表2.3-1行唐县电力平衡分析计算表单位：MW序号年份项目2015年2017年2020年1最高负荷158.2180.3217.82热电厂-30.060.03厂用电率-10%10%4地区电力盈亏-158.2-153.3-163.8由负荷预测及电力平衡表可知，随着该地区经济的迅速发展，行唐县电负荷也必随之迅速增加，在相当长的一段时间内不会出现电力负荷大量富裕的现象，该地区电力主要由系统供电。本热电厂所发电量虽不能彻底改变该地区的供电状况，但对该区域电网必是有益的补充。2.4项目建设的必要性²符合政府相关的经济政策2011年07月行唐经济开发区被河北省人民政府正式纳入省级开发区管理序列，2012年行唐县又被确定为国家扶贫开发工作重点县。在国家扶贫政策的扶持下，近年来行唐县新的企业不断涌现，经济快速、稳定、健康发展的良好趋势，带动了用电负荷的快速增长。为了满足地区负荷的发展需求，同时积极响应习总书记的号召，带动当地农民脱贫致富，实现精准扶贫和可持续发展的闭式循环产业经济。因此，本工程的开发建设是十分必要的。²符合国家能源产业政策我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，将近76%的能源由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已对环境、经济和社会造成较大的负面影响。我国政府已制定了“开发与节约并存，重视环境保护，合理配置资源，开发新能源，实现可持续发展的能源战略”的方针，同时颁布并实施了《可再生能源法》，鼓励开发可再生能源。大力开发生物质能第182页 等可再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。²推动当地经济和社会发展行唐生物质能热电厂的开发建设必将促进当地相关产业（如建材、交通运输、设备制造业等）的大力发展，对扩大就业和发展第三产业起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步。随着行唐生物质能热电厂的开发建设，必将为当地开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展起到积极的作用。²改善生态、保护环境的需要在全球能源形式紧张、气候变暖严重威胁经济发展和人民健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境现况已警示我国所拥有的排放空间已经十分有限了，需要加大清洁能源和可再生能源的开发，以支撑我国经济和社会的可持续发展。国际能源机构的研究表明，生物质能是一种很好的清洁可再生能源，其平均含硫量只有3.8‰，而煤的平均含硫量约达1％。生物质发电不仅具有较好的经济效益，还有良好的生态效益和社会效益，但目前我国绝大部分这类资源被白白焚烧或低值利用。农业废弃物（玉米秸秆、小麦秸秆等）野外焚烧产生的烟雾不仅污染环境，还影响交通，甚至酿成交通事故。综上所述，在行唐县经济开发区建设行唐生物质能热电厂，不仅可向当地供热、供电，而且可把解决能源短缺、环保和农民增收三大问题科学合理地结合起来，缓解当地电网的供需矛盾，改善当地的能源结构，同时具有显著的社会效益、经济效益和环境效益。从可持续发展的角度看，生物质是可再生而且洁净的能源，将在未来的能源结构中起到重要作用。2.5接入系统方案2.5.1周边电网概况本工程为新建生物质热电厂，本期建设规模为1×130t/h生物质燃料锅炉+1×30MW单抽凝汽式供热发电机组，装机总容量较小，为地区小型电厂，对主网影响不大，宜根据厂址周边电网情况就近接入。结合本工程的厂址位置及周边电网状况，附近主要有留营110kV变电站（1×40MVA）、行唐110kV变电站（50+31.5MVA）、协神110kV变电站（1×40MVA）、安香35kV变电站（2×8MVA）、翟营35kV变电站（5+8MVA）、贝村35kV变电站（8+12.5MVA）和独羊岗35kV变电站（2×8第182页 MVA）等。考虑本期工程的建设容量及周边变电站的主变容量，机组并网电压等级可采用35kV，因此本期工程暂不考虑接入35kV变电站。留营110kV变电站位于本期工程西北方向直线距离约2.0km处，目前主变容量1×40MVA，电压等级110/10kV，无35kV电压等级。根据本期工程建设容量的需求，拟以一回35kV线路接入系统。因此，留营110kV变电站不具备本期工程接入的条件。行唐110kV变电站位于本期工程东北方向直线距离约8.0km处，站内规划三台主变位置，目前主变容量为50+31.5MVA，电压等级110/35/10kV。2013年该站最大负荷为70.61MW，2014年该站最大负荷为69.19MW，负荷相对较大，且稳定。110kV主接线为单母线分段，已建成3回110kV出线；35kV侧为单母线分段接线，已建成两段母线，出线6回，可扩建第三段母线及相应间隔。即行唐110kV变电站具备本期工程35kV接入的条件。协神110kV变电站位于本期工程东南方向直线距离约7.0km处，目前主变容量为1×40MVA，电压等级110/35/10kV。2013年该站最大负荷为27.55MW，负荷相对较小，但较为稳定。110kV主接线为内桥接线，已建成2回110kV出线线路；35kV侧为单母线分段接线，已建成3回出线，可扩建第二段母线及相应间隔。即协神110kV变电站也具备本期工程35kV接入的条件。其中，本工程及周边相关变电站地理位置示意图如图2.5-1所示，周边相关电网接线图如图2.5-2所示：第182页 图2.5-1本工程及周边相关变电站地理位置示意图第182页 图2.5-2本工程周边相关电网接线图2.5.2接入系统比选方案本期工程规划建设规模为30MW，本期一次建成。考虑周边电网现状及线路输送容量的限制，本工程宜采用一回35kV线路接入系统。根据周边电网状况，拟定如下两个接入系统方案：（1）接入系统方案一本期工程拟新建1回35kV出线接入行唐110kV变电站35kV母线侧扩建间隔。新建并网线路长约8.0km，具体长度以线路专业实际测量为准。考虑本期工程的建设规模，采用LGJ-400mm2型导线，单回线路最大输送容量约39.2MVA（环境温度40℃），可满足本期工程送出容量的要求。方案一接入系统示意图如图2.5-3所示。第182页 图2.5-3接入系统方案一示意图（2）接入系统方案二本期工程拟新建1回35kV出线接入协神110kV变电站35kV母线侧扩建间隔。新建并网线路长约7.0km，具体长度以线路专业实际测量为准。考虑本期工程的建设规模，采用LGJ-400mm2型导线，单回线路最大输送容量约39.2MVA（环境温度40℃），可满足本期工程送出容量的要求。方案二接入系统示意图如图2.5-4所示。第182页 图2.5-4接入系统方案二示意图2.5.3方案经济技术比较1）电厂输电可靠性方面，两个方案均能满足可靠性要求。但考虑行唐110kV变电站负荷较大，消纳能力较强，从电网需求考虑接入行唐110kV变电站相对较好。2）施工工程量方面，方案一采用35kV线路并网，新建线路长度约8.0km；方案二采用35kV并网，新建线路长度约7.0km。从投资角度考虑，方案二投资比方案一少约80万，相差不大。3）本期工程厂址与行唐110kV变电站均处于行唐县境内，协神110kV变电站则处于新乐市境内，从地方政府税收及建设单位领取补贴等方面考虑，接入行唐110kV变电站相对较好。4）在管理和电能计量方面，方案一与方案二相差不大。2.5.4推荐方案第182页 根据以上经济、技术方案比较可知，在经济投资和线损相差不大的前提下，方案一在电量就地消纳和企业纳税等方面均优于方案二。因此，推荐本期工程采用方案一。本热电厂最终接入系统方案以河北省电力公司接入系统审查意见为准。2.6系统对电厂主接线的要求2.6.1电气主接线本期工程规划1回35kV出线接入行唐110kV变电站35kV母线侧备用间隔，厂内35kV主接线按单母线分段接线考虑，本期建成单母线接线，机组通过发电机-变压器组接入35kV配电装置。为了提高电厂运行的可靠性，电厂起备电源由系统引接。该线路宜提前建设以满足电厂施工用电的需求，电厂出线与起备电源线路可根据现场实际情况采用同杆并架型式，以节省线路走廊。2.6.2出线规模及输送功率本热电厂规划新建2回35kV线路，本期新建1回，导线型号采用LGJ-400，单回路最大输送39.2MVA（环境温度40℃）。2.6.3母线通流容量本期工程建设容量为30MW，考虑本工程终期建设规模为2×30MW，建议35kV母线穿越功率按不低于80MVA考虑。2.6.4主变压器选型主变可选用普通型两卷升压变压器，容量按机组最大持续发电出力选取，阻抗取标准系列，联接组别Yn/d11，对于35kV主变，变比为38.5±2×2.5%/UekV，中性点正常按不接地考虑，留有装设消弧线圈的可能。2.6.5电气设备遮断容量选择建议本光伏电站35kV侧电气设备短路电流水平按不小于31.5kA考虑。2.6.6调峰能力机组调峰能力在纯凝工况下不低于额定容量的60%。2.6.7发电机励磁系统对励磁系统无特殊要求。第3章热负荷分析第182页 3.1项目所在地区供热概况行唐县经济开发区紧靠京昆高速，开发区配套设施完善，本项目投产后，将吸引热用户前来投资办厂，随着开发区的扩大以及用热企业的增多，将有更多工业蒸汽用户。行唐县城区距离项目拟选厂址5公里。目前行唐县新能源供热（冷）有限公司与行唐县政府已经签订城区集中供热特许经营协议，执行热价为18元/平米，政府补贴5元/平米，2015年正式实现集中供热。以下数据内容均摘自《行唐县城区供热规划》（2013~2020年）。3.1.1老城区供热现状目前，行唐县新能源供热（冷）有限公司建设了4台煤粉锅炉和2个集中供热站对行唐城区部分区域进行供热。城区其它区域尚无完善的集中供热系统，绝大多数单位和居民区供热方式为小锅炉供热，不符合国家节能减排的要求，且锅炉房无脱硫设施，不符合环保要求。查资料得知规划区现有采暖燃煤锅炉共有133台，其中单座容量大于等于6蒸吨每小时的锅炉房共计8台。上述供热面积为163.6万m2。还有个别小区采用地泵热泵、天然气、电供热，受能源结构限制，无其它供热方式。3.1.2新城区供热现状目前，新城区大部分是待开发的空地，其中分散建筑的供热方式为小锅炉供热，不符合国家节能减排的要求，锅炉房无脱硫设施，不符合环保要求。3.1.3工业区供热现状工业蒸汽负荷集中在行唐县经济开发区内，主要以玻璃制造、生物制药为主，目前各单位有自备蒸汽锅炉房，蒸汽用于生产外，还用于供热。其中工业锅炉现有装机5台，总装机容量22蒸吨/小时；玉晶玻璃厂有2台16蒸吨/小时余热锅炉，2台24蒸吨/小时余热锅炉，并安装1台6MW、1台12MW的汽轮机，所生产蒸汽除自用汽外，其余用于余热发电。经实地考察，目前有开发区内有五家用汽企业，名义用汽（锅炉容量计算）每小时26吨，按照80%负荷考虑，每小时用汽20.8吨，年用汽16.64万吨。3.1.4供热方式目前行唐县城区供热皆为低温水供热，供回水温度为80℃—60℃,50℃—40℃管线以直理与架空相结合的方式。3.1.5供热系统存在的问题3.1.5.1城区未全部实现集中供热第182页 老城区内建筑面积为245.6万m2，供热面积为197.8万m2，部分区域已实现集中供热，部分仍为分散供热。3.1.5.2无供热规划热源和管网建设处于无序的状态；造成城区热源点多，锅炉容量小，热效率大大低于国家要求的运行热效率指标，浪费了大量能源。热源建设滞后城市建设，热源供应与采暖需求矛盾日益突出，热源日趋紧张。3.1.5.3设施配置不合理，供热资源浪费严重目前的供热是以单位后勤和物业小区为主的运行管理体制，一般一个街区以隶属单位为依托建有多个锅炉房，各家自成体系，形成部分锅炉房供热量有一定富裕，而另一部分锅炉房容量则明显不足。供热单位和供热设施分散于不同行业、不同部门。高度分散的管理体制，造成了全县供热资源管理分散、设施结构不合理、资源浪费严重。3.1.5.4供热设施烟尘排放超标城区内绝大部分锅炉房未设除尘装置，绝大部分锅炉除尘器不具备脱硫功能，使得大部分锅炉达不到国家《锅炉大气污染排放标准》GB13271—2014中规定的排放标准。相当一部分锅炉接近或超过使用寿命，每年均需投入大量的维修费用。锅炉房分散，燃料灰渣堆放点多，排尘点多，对环境污染严重。3.1.5.5运行管理效率低下，供热节能工作需进一步加强。目前，全市大部分建筑均为非节能建筑，单位建筑面积采暖能耗大，燃煤采暖锅炉运行效率约为60%，能源利用效率低，节能潜力很大。3.1.6热水与制冷城区内各企事业单位未考虑集中制冷，仅少数宾馆、医院等单位有生活热水供应。3.2规划热负荷3.2.1工业热负荷根据《行唐县城区供热规划》（2013~2020年）中的描述，目前行唐城区的工业用汽单位不多，现投产的企业有5家，涉及的产业有玻璃制造、生物医药等。热负荷均属非季节性的生产工艺热负荷，目前工业热负荷较小。规划工业负荷与工厂的生产性质、生产规模以及市场等因素有关，不可预见因素较多。3.2.2采暖热负荷3.2.2.1供热分区第182页 根据《行唐县城区供热规划》（2013~2020年），行唐县城划分4个供热分区，老城区铁路以北为A区，老城区铁路以南为B区，新城区为C区，工业区为D区。各供热分区的规划建筑面积是根据总体规划中用地性质分类、规划期内规划人口数有关数据测算出来。规划范围内预测2015年建筑面积295.3万m2；2020年规划建筑面积644.3万m2。各供热分区的规划建筑面积汇总表见表3.2.2.1-1。表3.2.2.1-1建筑面积汇总表序号2015年单位：万m22020年单位：万m2111.820.12216.0437.5319.8110.0447.776.6合计295.3644.33.2.2.2采暖热指标根据《行唐县城区供热规划》（2013~2020年）和《城镇供热管网设计规范》CJJ34—2010，确定行唐县城区供热指标如下:1）采取节能措施前(已有非节能建筑):居住建筑：60w/㎡公共建筑：70w/㎡工业建筑：90w/㎡2）采取节能措施后(已有节能建筑)居住建筑：45w/㎡公共建筑：60w/㎡工业建筑：85w/㎡3）采取节能措施（未来规划建筑）居住建筑：40w/㎡公共建筑：55w/㎡工业建筑：85w/㎡4）采取节能措施前后（旧有建筑+规划新建筑）旧有建筑约245万㎡，根据现在、近期2015年及远期2020第182页 年建筑类型及节能建筑与非节能建筑的所占比例，经过整理、分析和计算本区域的综合热指标为：5）2020年热指标居住建筑：46.6w/㎡公共建筑：57.9w/㎡工业建筑：88.2w/㎡3.2.2.3采暖热负荷2020年规划建筑面积为644.3万m2，规划采暖面积为644.3万m2，供热热负荷为334.3MW。各供热分区集中供热面积及热负荷汇总表详见表3.2.2.3-1。表3.2.2.1-12020年建筑采暖热负荷汇总表序号供热分区规划建筑面积（万m2）采暖建筑面积（万m2）设计热负荷（MW）1A20.1220.1211.652B437.48437.48208.163C110.04110.0458.434D76.6176.6156.035合计644.25644.25334.273.3本项目设计热负荷3.3.1工业设计热负荷由于《行唐县城区供热规划》（2013~2020年）编制时间较早，未对工业热负荷进行集中规划，而且与目前行唐县发展情况有一定差异。因此本项目根据实际工业热用户调研情况，暂按照40t/h（0.98MPa，275℃）的抽汽参数设计。待业主方与热用户签订用热协议后再进行调整。3.3.2采暖设计热负荷由于《行唐县城区供热规划》（2013~2020年）中未对本热源点进行规划，本热源点的供热区域及范围尚未确定。所以当前阶段，设计采暖负荷暂按照机组冬季低真空供热工况的供热能力确定，区域内其余不足不分采用区域锅炉房补足。本工程为1台C25型高温高压、抽凝机组，机组额定进汽量130t/h，额定工业抽汽量40t/h，此时排汽量为59.57t/h。机组采用低真空（19kPa）供热，机组排汽直接加热热网循环水。循环水供/回水温度：57/45℃，水量2565t/h。供热负荷35.8MW，按照采暖指标46.6W/m2第182页 计算，供热面积为76.8万平米。当机组不带工业抽汽时，热网循环水量增加至4200t/h，对外供热负荷为58.6MW，供热面积125.7万平米。3.4供热参数和机组运行方式3.4.1供热参数本工程装机方案为1台C25抽凝式机组，机组在非采暖季抽凝运行：对外提供工业抽汽，抽汽参数为：0.98MPa、275℃、40t/h。对外供热方式为蒸汽直供，蒸汽管道覆盖半径为5km。设1台20t/h、0.98MPa、275℃燃烧生物质颗粒燃料的启动备用锅炉，既作为机组启动时用汽，也作为工业供汽的备用汽源。机组在采暖季采用低真空抽凝运行：工业热负荷供应方式与非采暖季一样。采暖供热采用低真空方式，利用凝汽器作为加热器，用热网回水替代主机循环水，将45℃的循环水加热至57℃，然后供出厂外。对外供热介质为高温热水，参数为57℃、2565t/h。当采暖季不带工业抽汽时，对外热水量增加至4200t/h。3.4.2机组运行方式本工程为1台C25型高温高压、抽凝机组，额定进汽量为130t/h。机组相对于背压机组运行更灵活。在额定进汽量下，可以随着外界工业负荷的变化调整机组出力。在采暖季由于供水温度比较低，只承担基本采暖负荷，在气温低于平均气温时，开启区域锅炉房增加供热量，因此机组在采暖季将一直维持低真空运行方式。综合以上，机组主要运行方式如下：1）非采暖期抽凝运行工况：抽凝运行，机组进汽量130t/h，工业抽汽量40t/h，机组背压9.1kPa，机组发电量为24.95MW。2）非采暖期纯凝运行工况：纯凝运行，机组进汽量124.6t/h，无工业抽汽，机组背压9.1kPa，机组发电量为30MW。3）采暖期抽凝运行工况：抽凝运行，机组进汽量130t/h，工业抽汽量40t/h，机组背压19kPa，机组发电量为24MW，对外供热负荷35.8MW。4）采暖期纯凝运行工况：纯凝运行，机组进汽量127.7t/h，无工业抽汽，机组背压19kPa，机组发电量为30MW，对外供热负荷58.6MW。3.5配套供热管网建设要求3.5.1管道敷设方式第182页 热力管网现行敷设方式主要有架空、地沟和直埋敷设。为降低投资，减少占地，节能环保，提高经济效益，本规划热水管网敷设方式原则采用直埋无补偿敷设方式，对于个别地段经计算不能满足无补偿要求的采用有补偿敷设，特殊地段可采用架空、地沟敷设方式。蒸汽管网采取架空敷设的方式处理。3.5.2管材及附件热水管道：管道公称直径DN≥250mm，采用螺旋缝电焊钢管，材质为Q235-B，管道公称直径DN<250mm，采用无缝钢管，材质20号钢。热水管网的关断阀门均采用多偏心金属硬密封蝶阀；在设置DN≥500的阀门管道处，为开启方便，应设有旁通球阀；直埋管网上的阀门与管道连接均采用焊接连接。换热站内的阀门均采用法兰连接，管网上的放水阀门，采用柱塞阀或截止阀，管网上的放气阀门，采用球阀或截止阀。个别地段经计算不能满足无补偿要求，需采用有补偿敷设的，补偿器采用波纹管补偿器。热水管道的弯头、三通、变径管均采用标准成品件、弯头弯曲半径R＝1.5D，无补偿冷安装时，弯头弯曲半径R≥2.5D。3.5.3管道的防腐及保温热水管道采用预制直埋保温管，保温材料为聚氨脂泡沫塑料。外保护层：对于管道采用高密度聚乙烯材质作为外保护层。3.5.4管网管径确定管网管径计算以老城区现有负荷为依据，进行管径计算。管网管径计算中选用的数据如下：管内绝对粗糙度为0.5mm管道局部阻力系数：干线：α＝0.2支线：α＝0.4热水管道单位压降：主干线控制在30～70Pa/m之间。支线按允许压降确定管径，支干线比摩阻不应大于300Pa/m，连接一个配水站或换热站的支线比摩阻可大于300Pa/m，但供热介质流速均不应大于3.5m/s。本工程供回水主管网按照机组采暖季抽凝工况的循环水量进行管网选型，并兼顾纯凝工况，经过计算，主管网规格为720x16焊接钢管，材质Q235B。3.6结论和建议第182页 行唐城区居民采暖热负荷现状为153MW，2020年规划为334.27MW，目前已部分实现集中供暖，本热电联产项目供热能力为35.8~58.6MW，远小于热负荷需求，项目投运后向城区进行集中供暖是可靠的。目前开发区企业蒸汽热负荷需求量为20.8吨/小时，年用汽16.64万吨，本热电联产项目工业供热能力可达到40吨/小时，能够满足开发区当前的负荷需求，并有助于开发区用热企业的入驻。建议投资方与政府签订开发区工业蒸汽供热特许经营权，以保证了本热电联产项目经营供热的权利和效益。由于行唐城区居民采暖并未采用新能源集中供热，政府承诺本热电联产项目建成后，协调投资方与新能源供热（冷）有限公司签订售热合同向城区供热。第182页 第4章燃料供应4.1燃料来源本项目主要燃料为林木废弃物，辅助燃料为农业废弃物，年消耗生物质燃料约30.60万吨（设计燃料，下同）。为确保燃料收购供应，保障热电厂正常运行，重点对热电厂周边60公里地区的燃料资源进行详细而认真的调查。经调研发现此区域内林业资源较为丰富，林木废弃物较多。此外，区域内耕地主要以粮食农作物为主，主要种植小麦、玉米、花生、棉花、大豆等，产生的废弃物主要为小麦秸秆、玉米秸秆、玉米芯、花生秧、棉柴、大豆秸秆等。4.1.1当地以及周边的基本概况4.1.1.1行唐县概况行唐县隶属河北省石家庄市，面积1025平方公里，辖4镇11乡，330个行政村，总人口41万，属太行山浅山区，北部群山环抱，中部丘陵起伏，海拔75－960米，年平均气温12℃，年平均降水量480毫米，属暖温带亚温润气候区，主要农作物为玉米、小麦和花生。4.1.1.2周边地区概况定州市概况:河北省县级第一人口大市,现辖8个乡、13个镇、1个民族乡、3个城区办事处，486个村街、31个社区；总面积1274平方公里，总耕地115.56万亩；总人口119万；主要农作物为玉米和小麦。安国县概况:辖11个乡镇（办事处），198个行政村，总面积486平方公里，耕地50万亩，总人口40万，主要农作物为玉米、小麦和药材。曲阳县概况:辖14个乡，4个镇，总面积1084.6平方公里，人口54万，主要农作物为玉米和小麦。望都县概况:地势呈西南高，东北低，县域面积370平方公里。辖3镇5乡，147个行政村，总人口26万人。主要农作物为玉米、小麦和辣椒。灵寿县概况:地势自西北向东南倾斜，西北为山区、中部为丘陵、东南是冀西平原的边缘，地势平坦，全县总面积1066.2km²，辖15个乡镇，279个行政村，总人口31万人，主要农作物为玉米和小麦。正定县概况:辖1个街道（城区街道）、5个镇4个乡,174个行政村，面积568第182页 平方公里，总人口44万，主要农作物为玉米和小麦。新乐市概况:辖8镇3乡1个街道办事处，160个行政村，总人口45万，面积525平方公里，现有耕地42.9万亩，农作物主要有小麦、玉米。4.1.2各种生物质燃料的生产情况4.1.2.1林木废弃物情况1）林业资源情况表4.1.2.1-1林业资源分布概况名称有林地面积（万亩）年采伐量（万立方米）年成林抚育面积（万亩）石家庄地区行唐50.51.032.5新乐70.64.2无极90.15.4灵寿县701.442正定县4.50.22.68平山县274.82.1164.9鹿泉210.412.6藁城8.80.15.3栾城20.11.2保定地区曲阳771.546.2定州310.218.6安国150.19合计570.67.8344.582）林业资源废弃物总量计算方式及产生总量林业采伐产生废弃物计算方式为，每立方米产生0.3吨；成林抚育（剪枝）每亩0.2吨；按照此测算方式，区域内林业资源废弃物年总产量约71.26万吨。3）林业资源的利用情况区域内造板和造纸行业对林业废弃物的利用率较高，直径4厘米以上的树枝被剥皮后，削成净片作为造纸原料；直径4厘米以内的被切成毛片，作为制作密度板原材料；更细的树枝被农民收回家，树叶喂羊，树枝当柴火使用，林业废弃物基本得到充分利用。4）本项目林木废弃物可获得量距离项目拟选厂址不到10公里的行唐县安香乡与新乐市协神乡交界处一带有一个木材加工市场，加工户约300家，每天产生树皮约150吨，干木柴50吨，每年生产期大约10个月。第182页 石家庄周边有处理城市废弃家具、木门窗、建筑模板、包装材料等的干木料市场，每年产生的废木料量约9万吨。此外，距离行唐县60公里的保定望都县西白城有一个较为成熟的木材加工市场，每天产生的树皮及枝丫材总量在100吨左右。下表为本项目林木废弃物来源地及可获得量调研统计表。表4.1.2.1-2林木废弃物可获得量统计表燃料来源地燃料名称总量（万吨）保守预计本项目可获得量（万吨）热值（大卡）备注安香、协神树皮4.53.62000木材下脚料1.51.23000-350050公里半径范围枝丫柴12000参照国能运营项目对林业废弃物的可收集系数石家庄废木料市场废木料94.53000-3500望都西白城树皮212000距离行唐县60公里枝丫柴10.52000保定废木料待开发1.53000-3500参照保定市总量的30%太原533000-3500阳泉待开发13000-3500合计17.34.1.2.2农业废弃物情况1）区域内农业废弃物资源分布情况表4.1.2.2-1行唐县及周边地区农作物种植情况表名称棉花万亩棉柴万吨玉米万亩玉米秸秆万吨小麦万亩小麦秸秆万吨花生万亩花生秧万吨大豆万亩大豆秸秆万吨石家庄地区行唐县1.00.329.013.130.03.010.01.51.00.2新乐0.30.128.012.636.43.612.01.80.90.2无极0.50.230.813.838.53.96.91.01.50.3灵寿县0.30.120.89.418.71.93.40.50.20.0正定县1.00.330.313.631.53.26.61.01.70.3平山县0.90.322.110.024.62.54.40.70.70.1鹿泉0.30.124.811.224.72.50.60.11.20.2藁城0.60.247.621.452.45.23.70.62.90.5第182页 栾城0.20.026.511.928.02.80.40.10.90.2保定地区曲阳0.40.137.016.724.02.40.40.10.10.0定州1.00.395.042.8105.010.525.03.80.0安国1.50.525.011.325.02.53.50.51.00.2合计8.02.4417.0187.6438.743.976.911.512.12.22）各种秸秆理论资源量、总量及所占比例表4.1.2.2-2行唐县及周边地区农作物资源量情况表名称种植面积（万亩）秸杆总产（万吨）所占总量比例%棉花82.41.0%玉米417187.675.8%小麦438.743.917.7%花生76.911.54.6%大豆12.12.20.9%合计952.7247.6注：小麦秸秆产量按照0.1吨/亩，玉米秸秆0.45吨/亩，棉柴0.3吨/亩，大豆秸秆0.18吨/亩，花生秧0.15/亩计算。3）本项目秸秆类燃料可获得资源量及总量的计算表4.1.2.2-3秸秆类燃料可获得量名称棉柴玉米秸秆及玉米芯小麦秸秆花生秧大豆秸秆秸秆总量（万吨）2.4187.643.911.52.2农民自用比例30%5%5%20%20%其它行业利用比例20%饲料30%，预留其它行业5%,其它行业5%,遗弃40%饲料70%饲料70%可收集比例50%60%50%10%10%可收集量（万吨）1.2112.622.01.20.2可获得系数0.50.120.0500可获得量（万吨）0.613.51.10.00.0合计15.2注：1、区域内除养牛使用玉米秸秆以外，剩余秸秆全部采用还田的处理方式，以上把用于还田的玉米秸秆作为收集对象（可收集量）；2、以上主燃料是按照收集体系完善、市场成熟情况下的可获得量，初步预测需要3年以上的市场开发和培育才能实现（第一年1万吨、第二年3万吨、第三年6-10万吨）。4）秸秆类燃料资源调研汇总表单位：万吨第182页 表4.1.2.2-3秸秆类燃料资源调研汇总表燃料品种棉柴玉米秸秆及玉米芯小麦秸秆花生秧大豆秸秆合计理论资源量（万吨）2.4187.643.911.52.2247.6可收集资源量（万吨）1.2112.622.01.20.2137.2可收集系数0.50.60.50.10.1可获得系数0.50.120.0500可获得资源量（万吨）0.613.51.10.00.015.2有效供应时间（天）120120-1801204.1.3区域内生物质燃料的利用现状4.1.3.1养殖业情况1）区域内大牲口的分布情况4.1.3.1-1区域内牲口分布情况表名称年肉牛出栏（万头）年奶牛存栏（万头）石家庄行唐县5.53.5新乐2.02.6无极2.81.8灵寿县1.1正定县5.13.2平山县0.70.2鹿泉0.91.4藁城3.51.9栾城3.13.0保定曲阳1.11.0定州4.12.8安国0.30.2合计19.415.0注：以上数据由行唐县政府部门提供2）秸秆作为饲料情况区域内牛的养殖数量和规模较大，总量约34.4万头，其中肉牛养出栏量19.4万头（年），奶牛存栏量约15万头（年），肉牛和奶牛每年消耗秸秆数量如下。4.1.3.1-2区域内牲口消耗秸秆数量表家畜名称数量（万头）年消耗量（万吨）奶牛1541.9肉牛19.427.1合计34.469.1第182页 注：奶牛年消耗量2.8吨/头，肉牛年消耗量1.4吨/头。4.1.3.2秸秆还田面积、数量和发展趋势1）秸秆还田现状和趋势目前区域内除养牛场收购玉米秸秆外，受农户秸秆使用量减少、政府禁烧政策影响、当地的还田机械设备保有量充足、剩余的大部分玉米秸秆粉碎还田；2）秸秆还田主要因素该区域内有飞机场、紧邻省会、还有京港澳高速公路、京昆高速公路、京广铁路等重要机构和设施，政府强推秸秆禁烧政策，农户当前主要通过还田消耗大量秸秆。4.1.3.3农村居民生活用能情况区域内农户生活用能主要包括：电能、太阳能、煤炭、液化气、少量的使用树枝和秸秆。大部分农户取暖使用煤炭，做饭使用电磁炉或液化气；使用秸秆作为燃料的农户极少，主要是少数的农村老人。4.1.3.4秸秆其他竞争性用途目前秸秆的主要竞争性用途：一是养牛业，二是秸秆还田，初步估算玉米秸秆还田面积约292万亩/年，还田量约120-130万吨/年（此数据按照政府提供相关资料进行推算结果）。4.1.4本项目可获得的生物质燃料4.1.4.1本项目燃料可获得量4.1.4-1燃料可获得总量表燃料种类可获得量（万吨）备注林木类17.3保守预计本项目可获得量秸秆类15.2按照收集体系完善、市场成熟情况下的可获得量，初步预测需要3年以上的市场开发和培育才能实现（第一年1万吨、第二年3万吨、第三年6-10万吨）。其它（综合燃料）6合计38.54.1.4.2燃料资源未来发展预测1）根据农业种植结构调整与规划、畜牧业的发展与规划、保护性耕作的发展与规划、农机发展与规划（主要是秸秆还田机的推广）等，目前政府无大规模的农业种植结构调整规划，但是对推广秸秆还田面积、禁烧有一些具体的强制性规定（主要是推广秸秆还田，禁止秸秆焚烧）。2）周边资源开发：第182页 （1）保定市苗木基地：保定定州、安国、博野、望都、清苑五县交界处几十平方公里的苗木市场可以提供大量的林木废弃物，经开发成熟后可以提供部分燃料。（2）行唐县秸秆压块市场：行唐县北河物贸公司已经审批了一个9万吨的秸秆压块项目，采取分散设点方式，目前正在多个村镇选址。该公司有意向作为本项目的燃料供应源。3）其他企业的竞争及同行业的竞争：行唐县东南方向65公里处有已投产的晋州生物发电项目；行唐县东部方向95公里处衡水市安平县有在建生物质热电联产项目；4）对周边生物质利用企业相互之间的影响本项目与已投产的中节能晋州生物发电项目距离较近（距离60公里），燃料资源区域交叉，燃料资源竞争势不可免。4.1.4.3总结本工程年消耗生物质燃料约30.60万吨，综上所述，本项目区域内林业资源较为丰富，林木废弃物较多，保守估计每年可获得林木废弃物17.3万吨以上；区域内耕地面积较大，农作物秸秆资源丰富且集中，便于农作物秸秆收集，未来秸秆类燃料年可获得总量约15.2万吨以上，当期其它综合燃料约6万吨，可获得总量约38.5万吨，可满足本项目的燃烧需要。目前本项目可能的燃料来源主要有以下几个：（1）行唐县与新乐市交界处安香乡（行唐）、协神乡（新乐）木材加工市场的树皮、树墩等废弃物。（2）石家庄周边处理城市废弃家具、木门窗、建筑模板、包装材料等的干木料市场。（3）保定望都西白城木材加工市场的树皮、树墩等废弃物。（4）保定清苑、望都、定州、博野、安国交界处林木基地的废弃物。（5）行唐县农林废弃物及当地企业生产的生物质压块燃料。（6）项目周边粮食主产区的玉米芯、玉米秸秆、小麦秸秆及其它农作物废弃物。4.2燃料品质分析及耗量本项目主要燃料为林木废弃物，辅助燃料为农业废弃物，燃料分析资料见下表：4.2-1燃料分析数据表第182页 分析项目单位设计混合燃料校核1校核2元素分析(收到基)Cwt.%32.8128.4237.5028.12Hwt.%3.422.973.912.93Owt.%28.6924.8632.7924.59Nwt.%0.640.560.730.55Swt.%0.060.050.070.05Clwt.%0.140.120.160.12应用分析(收到基)H2Owt.%30.0039.3620.0040.00Ashwt.%83.67610Totalwt.%100.0100.0100.0100.0LHV（化验值）MJ/kg11.21---------LHV(根据DP标准的计算值)MJ/kg9.17110.96312.8799.048本期项目燃料的耗量见下表：4.2-2燃料消耗量数据表装机容量耗煤量1´30MW备注设计燃料混合燃料校核1校核2小时耗量t/h40.8034.2029.1041.40日耗量t/d979.20820.80698.40993.60日用量按24小时计日最大来料量t/d1175.04984.96838.081192.32来料不均匀系数1.2年耗料量104t/a30.6025.6521.8331.05年用量小时按7500小时计4.3生物质燃料的收集运输4.3.1区域内主要农作物秸秆的收集方式建设生物质电厂，燃料的收集及运输是一个需要重视的问题。目前区域内主要农作物秸秆的收集方式如下：秸秆名称收集和利用方式棉柴秸秆使用机械拔秆→晾晒→田间集中焚烧或拉回家烧火用玉米秸秆1、采用人工割秆→在田间扎成捆→装车运至养牛场→粉碎储存做饲料；2、机械粉碎秸秆还田小麦秸秆小麦秸秆还田大豆秸秆拉回家喂养家畜或烧火用花生秧从田间带果拉回家→摘取花生果→花生秧堆积在家院外备干→粉碎作饲料或烧火用4.3.2区域内主要农作物秸秆的现有价格第182页 区域内主要农作物秸秆的现有价格及成本构成如下：秸秆名称秸秆价格备注玉米秸秆60-100元/吨到养牛场价格，60%水分。小麦秸秆300元/吨藁城造纸厂树皮260元/吨晋州生物发电项目4.3.3农户出售燃料的意愿和期望价格农户向相关单位出售燃料的意愿和期望价格如下：棉柴收集人负责把棉秆拔倒装车拉走，互不付费玉米秸秆收集人负责把秸秆割倒装车拉走，互不付费小麦秸秆收集人自己用车从田间装车把小麦秸秆拉走，互不付费或象征性付费4.3.4当地用于秸秆收集的农机装备水平用于农作物秸秆收集的农机装备主要是：使用农用三轮或拖拉机从田间倒运收集；加工秸秆的农机装备是青储粉碎机。根据现阶段农村的具体情况，农户多，户均耕地少，秸杆收集期短，由农户或电站自行组织收购并进行打捆、储存、运输有一定的难度。为此，需要当地政府对本工程予以支持，组织建立一套行之有效的机构，通过合理可行的市场化运作，向本电厂提供满足要求的秸秆。收购点可以以各乡镇供销社或粮所为基点。秸秆供应的具体流程为：农户→小型收集点（晾晒干燥）→加工储存点（进行破碎、储存）→运输→秸秆电厂。4.4燃料收储4.4.1燃料收储方案本项目初步考虑的电厂燃料储量为10万吨（二期建成后储存量为20万吨）。燃料储备的主要目的有两个，一是确保热电厂生产的连续性。在农民输送燃料程序出现断续时，同步调度收集及时补充；二是平抑燃料收购价格。当燃料经纪人在燃料淡季提高价格时，热电厂可动用储备燃料，平抑收购价格。一年之中，燃料淡季是在冬季结束至夏粮收获的时段，大约为90天左右时间。按照惯例1台锅炉在供暖季结束后的春季检修，时间为15～20天，该时段锅炉运行时间约为70～75天。按照1台锅炉燃料耗量40.8t/h计算，该时段约需燃料总量8.8万吨左右。因此，初步考虑的燃料储备量为10万吨，可以满足本期锅炉燃用90第182页 天左右。再加上农民同步出售的秸秆等，完全可以度过夏粮收获前的秸秆淡季，还可达到平抑物价、减少资金占用和降低秸秆热量存储损失的目标。在当地，秋季农作物的收获量远大于夏粮作物，再加上秋后林木枝条及树木落叶等大量富集，故在整个冬季的生物质燃料保险系数较高。按照燃料破碎（或压缩）后的密度0.2，料堆高度6米、场地利用率50%计算，10万吨燃料储料场总面积约需100000平方米（二期建成时，总面积约需200000平方米）；在半径35公里范围设置2～3处主料场（二期建成时，设置4～5处主料场），每个主料场达到总4～5万吨左右储量。4.4.1.1经营模式本项目生物质燃料的收集系统，拟由以下两个子方案形成的组合式经营模式：1）热电厂自主经营的主料场拟在行唐县的安香乡、行唐县北河物贸公司（地点待定）、正定县、定州、藁城等地（距生物质热电厂半径距离10～50km）设置收储料场，由电厂长期自主经营（简称主料场）。每个主料场根据标准设计配置足量的破碎、堆取料设备、消防设备、安保设施、运输车辆、办公设施等。经营方式：主料场由热电厂自主管理，统一调度组织运营。按照燃料标准直接收购半径10公里范围内的秸秆，其他燃料供应商不得进入该范围内收购燃料。2）被授权燃料的经纪人自行建设的分料场在半径10～35公里环区内、主料场覆盖半径之外合理的分布点上，通过招标选定8～10个燃料经纪人，每个经纪人全资自建一个燃料收储站，每个收储站面积不低于15亩，每个收储站的储量不低于3000吨（简称分料场，下同）。4.4.1.2建设方式分料场的用地（约为10000m2）由经纪人自筹，热电厂提供设备清单和操作标准并在初期对其培训和指导经纪人的运行。经纪人建成收储场后，如果资金暂时困难，也可以租赁热电厂的部分破碎、堆取设备等使用。4.4.1.3合作方式燃料经纪人属于独立经营的经济组织法人。热电厂以区域独家供应授权方式，与经纪人签署批量燃料供需协议，约定燃料收集范围、供量标准、质量标准、价格标准、结算标准及奖惩标准等。用利益纽带做为合作基础，达到互惠互利长期合作的目标。4.4.1.4运行方式第182页 热电厂派出质量管理员，负责监督检查分料场燃料质量。不干预经纪人的经营活动。经纪人按照热电厂的生产调度指令，按时将合格的燃料送达热电厂，经检质称重后进行货款结算。上述两种秸秆收储运方案的流程比较：（a）热电厂内、外主料场收储运方案①田间收购——②散料装车——③主料场——④破碎储存——⑤运输——⑥热电厂储存——⑦上料燃用（b）热电厂外分料场收储运方案①田间收购——②散料装车——③分料场——④破碎储存——⑤运输——⑥热电厂储存——⑦上料燃用以上两种方式对比，方案b费用较低；方案a费用较高。故在热电厂的正常生产中，应尽量多使用方案b，以降低生产成本。综上所述，采用以上两种方法的燃料体系建设组合方案，可以在生产实践中灵活调整组合方案中的配合比例，进一步提高本项目燃料供应的安全系数。4.4.2燃料的运输行唐县位于河北省石家庄市北部浅山区，交通便利。区域内全部乡村实现了公路的村村通，农耕道路发达，农田机械化程度达到70%以上。由此，区域范围内形成了以国道、省道为骨架，县乡公路为依托，村村相连，路路相通，四通八达的交通网络。由于区域经济相对发达，社会运输车辆存量和闲置率很大，社会上许多拥有运输车辆的业主主动要求承担将来燃料运输。初步计算，燃料运输进厂车辆平均每小时为5～8辆。4.5锅炉点火燃料锅炉点火及低负荷助燃用油量较小，可从市场采购，用汽车运至厂内。锅炉点火及助燃用燃油采用#0轻柴油，燃油从石油公司购买，由专用运油汽车运至厂内并卸入厂区内的储油罐内。4.6燃料保障方面的建议1）鉴于秸秆类燃料是本项目未来的发展方向，区域内耕地面积较大，资源丰富集中，且将来供应体系建成之后燃料供应稳定性较高，因此建议可以将秸秆类燃料作为本项目燃料源重点开拓发展的方向。区域内除养牛使用玉米秸秆以外，剩余秸秆全部采用还田的处理方式，剩余秸秆是本项目未来收集的对象，但与当地第182页 政府的一些具体的强制性规定（主要是推广秸秆还田）不一致，建议项目单位加强与当地政府的沟通，争取政府的支持。2）本项目生物质燃料的收集和运输是一个需要重视的问题。根据现阶段农村的具体情况，农户多，户均耕地少，秸秆收集期短，由农户或电厂自行组织收购并进行打捆、储存、运输有一定的难度。为此，建议项目单位争取当地政府的支持，组织建立一套行之有效的机构，通过合理可行的市场化运作，向本电厂提供长期、稳定、满足要求的秸秆。3）建议项目单位抓紧与相关的燃料供应企业签订燃料供应协议。第182页 第5章厂址条件5.1厂址概述5.1.1厂址地理位置生物质热电厂位于行唐县的经济开发区（南区）内。行唐县隶属河北省石家庄市，面积1025平方公里，辖4镇11乡，330个行政村，2010年，总人口45万，属太行山浅山区，北部群山环抱，中部丘陵起伏，海拔75－960米，年平均气温12℃，年平均降水量480毫米，属暖温带亚温润气候区，主要农作物为玉米、小麦和花生。行唐县是全国贫困县，拟于2018年底实现全面脱贫。行唐县地理位置见图5.1.1-1。图5.1.1-1行唐地理位置图行唐县经济开发区(南区)位于县城西南2.5公里处，规划面积9.17平方公里，南邻磁河，北望太行，西连京昆高速行唐南出口，北有朔黄铁路。第182页 行唐经济开发区区位图见图5.1.1-2。图5.1.1-2行唐经济开发区位置图5.1.2厂址自然条件拟占用地块原为河北赛克尔环保有限公司建设垃圾气化发电项目用地，面积约200亩。拟建场地，地貌条件简单，场地稳定性好，地形高差较小，经场地整平后，适宜本工程的建筑。赛克尔公司在该地块已经建设一座办公楼和一座生产楼的结构框架、一座燃料库、三座地下发酵池、一座地下敞开式钢混料坑、16个沼气发电储气罐、两个大型储气柜等土建、设备工程。本着节约投资、降低浪费的原则，场地内已完工建构筑物尽可能考虑利旧。场地现状见图5.1.2-1。第182页 图5.1.2-1厂址现状地貌图5.1.3厂址周围环境项目位于行唐县经济开发区（南区），目前该开发区修建了玉晶路、光明路、新合街、科技大街等道路，总长30公里。南区(行唐工业园)内陕京二线天然气管道铺设完成、双回路电力专线架设完成，变电站及第二污水处理厂建成。完成了供水、排水、供电、交通、通信、供热、供气和土地平整工作，实现了"七通一平"。园区重点企业：石家庄玉晶玻璃有限公司、石家庄明旺乳业有限公司、行唐县玉龙镜业有限公司、河北迈尔斯通电子材料有限公司、石家庄鹏锋化纤有限公司等。行唐县经济开发区（南区）规划示意图见图5.1.3-1，图中阴影线部分为项目位置。第182页 图5.1.3-1经济开发区（南区）规划示意图5.2交通运输5.2.1铁路行唐县东侧约15km分别为：京广铁路、京广高铁，朔黄铁路在行唐县城的北侧东西横穿县境。5.2.2公路行唐县公路交通比较发达，目前由国道、省道、乡道及村道形成了交通网络。5.2.2.1县内公路1）国道京昆高速公路（G5）在县内通过，在此处设有行唐南出口。2）省道行唐县境内有三条省级道路通过分别是S232、S203、S241。省道S232由东北向西南方向通过境内，省道S203由西北向东南方向通过境内，省道S241在县境的北部东西方向通过县境。三条省道均为二级公路以上标准，路面宽在9m以上，路面为沥青混凝土土面。省道分别与行唐县的邻县曲阳县、阜平县、平山县、灵寿县、新乐市相连。使得行唐县的对内、对外交通十分方便。行唐县公路交通图见图5.2.2.2-1。第182页 3）乡道及村道通过政府的村村通工程，目前县内已实现了乡与乡之间和村与村之间的道路连通，这些道路的路面宽度为5-6米，道路路面均已实现了水泥混凝土等不同程度的硬化，适合燃料运输车辆通行。5.2.2.2经济开发区内道路目前经济开发区内已形成四纵四横的道路网，见图5.3经济开发区（南区）规划示意图，道路路面为水泥混凝土路面，路面宽度在6m~15m范围内。交通非常方便。经济开发区内的道路见图5.2.2.2-2。图5.2.2.2-1行唐县公路交通图第182页 图5.2.2.2-2经济开发区道路5.2.3大件设备运输目前30MW机组的大件设备运输在铁路和公路上都有成熟的经验，本工程大件设备如锅炉汽包、汽轮机、发电机、主变压器等，可从制造厂利用汽车由公路直接运至工地。5.3水文及气象5.3.1气象行唐县属温带半干旱大陆性季风气候。春季干旱多风，夏季炎热多雨，秋季昼暖夜凉，冬季寒冷少雪，四季分明，寒暑分明。雨量集中于夏秋季节，干湿期明显，夏冬季长，春秋季短。年平均气温12.9℃，历史极低气温-17.9℃，极高气温42.8℃。多年平均降水量549mm，年平均蒸发量2192mm，且年内雨量分配不均，6、7、8、9四个月降水量占全年的降水量的77%。全年以NNW～NW～WNW方向角风频最大，年平均风速2.3m/s，最大风速24m/s。5.3.1.1气象站概况行唐气象站位于行唐县城东北“郊外”，东经114°33′，北纬38°27′，海拔高度为96.2m。该站始建于1970年。5.3.1.2常规气象表5.3.1.2-1行唐气象站常规气象项目统计成果表常规项目统计值统计年份出现时间建筑热工设计地区分类寒冷地区累年平均大气压力100.75kpa累冬季大气压力102.02kpa累夏季大气压力99.39kpa累年平均气温12.9℃累年极端最高气温42.8℃1970-20062002累年极端最低气温-24℃1970-20061985冬季采暖室内计算温度-8℃采暖期室外平均温度-0.2℃累年最热月平均温度26.6℃1970-2007累年最冷月平均气温-4.0℃1970-2007第182页 冬季平均风速1.4m/s最多风向全年SE夏季SE冬季N最冷月平均相对湿度52最热月平均相对湿度75年平均降水量549mm年最大降雨量1472.7mm年最小降雨量209.6mm日最大暴雨量286.3mm累年平均雷暴日数30.4d1970-2006累年平均降雨日数66.7d1971-2000累年平均降雪日数12.6d1971-2000最大积雪厚度19cm最大冻土深度0.56m1971-20001972地震基本烈度6采暖期天数121采暖起止日期11.15-3.15采暖期度日数2202.2℃d采暖小时数29045.3.1.3设计风速30年一遇10m高10min平均最大风速，即设计风速按24.8m/s。5.3.1.4风向频率行唐气象站1971－2000年全年盛行风向为：NW；风向频率为：7%。5.3.1水文项目厂址位于郜河以南（右岸方向）、磁河以北（左岸方向），北距郜河约6公里，南距磁河约4公里。厂址与郜河、磁河位置关系见图5.3.1-1。郜河，属沙河支流，为行唐县境内最大河流。源于县境西北部的西平峰山、鳖鱼山一带，向东南流经县城东折到北高里村东南汇入沙河，全长69.4km，河床宽50～350m，流域面积484.9km2。上游建有口头水库。水库以上27.6km，有3条较大支流，河道坡度大，河床窄，岩石裸露，水流湍急。水库以下38.8km，有江河等4条支流汇入，河床较宽，多沙滩漫道。结冰期为12月至次年2月，属季节性河流。一般年份河道干枯，只有在丰水年的雨季由洪水经过，汛期洪水很大。郜河自西第182页 向东绕县城南侧，向东汇入大沙河。磁河，又名木刀沟，发源于灵寿县西北部，流经新乐、无极、深泽等县，在安国境内入沙河，全长181.0km，总流域面积1219km2，平均坡降为10.3‰。本河大部分流经平原地区，上游灵寿境内建有横山岭大型水库。横山岭水库位于大清河南支磁河上游，控制流域面积440km2，总库容2.43亿m3，防洪库容1.95亿m3，是以防洪、灌溉为主的大（II）型水利工程。水库于1958年兴建，1970年扩建，1973年竣工后，水库的防洪标准达到100年一遇设计，500年一遇校核。1988年水库除险加固后，使水库的保坝标准达到2000年一遇。水库下游河道标准为20年一遇。5.3.1-1项目周边水文关系图根据项目位置、区域地形条件及河道现状分析，项目附近郜河、磁河河道标准为20年一遇，发生超标准洪水将发生漫溢，而项目位置高程高出附近河道约2m。综合分析，项目位置处不受郜河、磁河100年一遇洪水影响，不受河道变迁影响。5.4水源第182页 5.4.1概述水是人类赖以生存和发展的最重要的物质资源之一，我国是一个贫水大国，尤其北方地区、水资源甚为缺乏，保护和合理利用水资源，已列为我国的基本国策。节约用水，保护水资源已成为人们普遍关注的问题，搞好火力发电厂水务管理，采取有效的节水措施，应用新技术，积极开展水资源的重复利用，节省用水，对贯彻落实基本国策，保证国民经济可持续发展具有十分重要意义。电厂目前周边可利用的水源主要有地表水（郜河、沙河、曲河、磁河）、污水处理站中水、地下水、城市自来水等。为节约地下水资源、保护环境，根据当地水文气象条件及各水源条件，电厂的补给水供水水源，生产用水拟采用污水处理站中水，生活消防用水采用城市自来水。生活污水处理站位于工业园区内，距离本电厂500m左右，取水方便。城市自来水由工业园区根据水厂及管网等规划统一筹划，现阶段按自来水送至厂区围墙外1米设计。5.4.2用水指标按二十一世纪电厂的设计思路，加强节水措施，电厂加强水务管理设计，电厂采用先进的节水措施及经济合理的水处理方式，做到一水多用、阶梯用水，使电厂基本达到生产排水达标出厂。经估算，本期工程建设1台30MW高温高压、抽汽凝汽式机组，夏季工况小时用水量约为167m3/h，其中工业用水165m3/h；冬季工况小时用水量约为162m3/h，其中工业用水160m3/h；按机组年利用小时数7500h计，工业用水设计年用水量约为136.13×104m3/a。生活用水2m3/h，设计年用水量为1.75×104m3/a。5.4.3区域水文地质及水资源状况5.4.3.1区域水文地质条件行唐工业园区位于行唐县域西南部，安香乡域西部，紧邻京昆高速行唐南出入口，东北距行唐县城2公里，京赞公路从中贯穿。行唐工业聚集区规划范围：本规划区北至西留营村，南至西正庄村北，东至岳霍口村东，西至京昆高速，规划总占地面积917.12公顷，其中近期400.25公顷。项目厂址位于郜河以南（右岸方向）、磁河以北（左岸方向），北距郜河约6公里，南距磁河约4公里。厂址与郜河、磁河位置关系见图5.3-1。郜河，属沙河支流，为行唐县境内最大河流。源于县境西北部的西平峰山、鳖鱼第182页 山一带，向东南流经县城东折到北高里村东南汇入沙河，全长69.4km，河床宽50～350m，流域面积484.9km2。上游建有口头水库。水库以上27.6km，有3条较大支流，河道坡度大，河床窄，岩石裸露，水流湍急。水库以下38.8km，有江河等4条支流汇入，河床较宽，多沙滩漫道。结冰期为12月至次年2月，属季节性河流。一般年份河道干枯，只有在丰水年的雨季由洪水经过，汛期洪水很大。郜河自西向东绕县城南侧，向东汇入大沙河。磁河，又名木刀沟，发源于灵寿县西北部，流经新乐、无极、深泽等县，在安国境内入沙河，全长181.0km，总流域面积1219km2，平均坡降为10.3‰。本河大部分流经平原地区，上游灵寿境内建有横山岭大型水库。横山岭水库位于大清河南支磁河上游，控制流域面积440km2，总库容2.43亿m3，防洪库容1.95亿m3，是以防洪、灌溉为主的大（II）型水利工程。水库于1958年兴建，1970年扩建，1973年竣工后，水库的防洪标准达到100年一遇设计，500年一遇校核。1988年水库除险加固后，使水库的保坝标准达到2000年一遇。水库下游河道标准为20年一遇。根据项目位置、区域地形条件及河道现状分析，项目附近郜河、磁河河道标准为20年一遇，发生超标准洪水将发生漫溢，而项目位置高程高出附近河道约2m。综合分析，项目位置处不受郜河、磁河100年一遇洪水影响，不受河道变迁影响。5.4.3.2水资源现状根据《石家庄市水资源综合规划》，行唐县水资源总量见表5.4.3.2-1。表5.4.3.2-1行唐县水资源总量一览表地表水资源量万m3地下水资源量万m3重复计算量万m3水资源总量万m3114989875271211021）地表水资源根据《石家庄市水资源综合规划》，行唐县1956～2000多年平均降水量512mm，径流量ll498万m3。行唐县多年平均地表水资源量见表5.4.3.2-2。表5.4.3.2-2行唐县多年平均地表水资源量一览表降雨量（mm）径流深（mm）径流量（万m3）水资源量（万m3）512119.61149811498第182页 2）地下水资源行唐县地下水资源量为山区地下水资源量与平原地下水资源量之和扣除相应的重复计算水量。行唐县多年平均地下水资源量见表5.4.3.2-3。表5.4.3.2-3行唐县多年平均地下水资源量平原区水资源量万m3山区地下水资源量万m3重复计算量万m3地下水水资源量万m3318012678598398755.4.3.3行唐县可利用水资源量1）地表水资源可利用量行唐县多年平均地表水资源量为11498万m3，可利用水资源量为7589万m3。2）浅层地下水资源可利用量行唐县地下水可利用量包括平原区地下水可利用量及山区地下水可利用量，行唐县多年平均地下水可开采量为7522万m3。行唐县地下水可利用量见表5.4.3.3-1。表5.4.3.3-1行唐县地下水资源可利用量一览表平原地区地下水可利用量万m3山区地下水可利用量万m3合计万m33615390775223）可利用水资源量行唐县可利用水资源量见表5.4.3.3-2。表5.4.3.3-2行唐县可利用水资源量一览表地表水可利用量万m3地下水可利用量万m3可利用总量万m375897522151ll5.4.3.4行唐县水资源开发利用现状分析根据行唐县水务局提供资料，行唐县2009年用量统计结果见表5.4.3.4-1。表5.4.3.3-12009年行唐县用水量统计一览表项目供水量用水量地表水地下水合计城市公共居民生活工业农业合计数量(万m3)150017755192551059572001799319255比例(％)7.7992.211000.544.971.0493.45100由表5.4.3.3-1分析可知，行唐县现状用水组成中农业用水量最大，占总用水量第182页 的93.45%，其次是居民生活和工业用水，分别占总用水量的4.97%和1.04%，城市公共用水最小，占用水量的0.54％，供水主要以浅层地下水和地表水为主，与可利用量水资源量(表10-5)对比分析，行唐县地下水处于超采状态，超采量10233万m3，超采率73.5%。5.4.4水源分析5.4.4.1地表水水源行唐县属海河流域大清河水系，位于潴泷河上游的大沙河、磁河之间，境内有郜河、曲河，还有流域面积大于30km2的6条河(沟)：江河、黄龙港、饿公河、裤儿沟、龙门沟、庙岭沟。1）郜河郜河属沙河支流，为行唐县境内最大的河流。源于县境西北部的西平峰山、鳖鱼山一带，向东南流经县城东折到北高里村东南汇入沙河，途经九口子、上连庄、口头、秦台、上方、上滋洋、上碑、坟台、左市同、行唐镇、只里、独羊岗、连家庄、贾庄共l4乡镇，71个村。全长69.4km，河床宽50～350m，流域面积484.9km2。上游建有口头水库。水库以上27.6km，有3条较大支流，河道坡度大，河床窄，岩石裸露，水流湍急。水库以下38.8km，有江河等4条支流汇入，河床较宽，多沙滩漫道。结冰期为l2月至次年2月，属季节性河流。汛期洪水很大。部河自两向东绕县城南侧，向东汇入大沙河。2）沙河沙河，古称派河，为季节性河流，发源于山西省繁峙县东北的孤山脚下，与发源于五台山、太白山一带的胭脂河、北流河、鹞子河、板峪河、平阳河汇流于王快水库。到安国县军洗与木刀沟(上游为磁河)、孟良河汇流于潴龙河。整体流域面积4970km2。河道行唐段，从东安太庄东北l.8km处入境，东南至北高里村东3km处出境共l9.3km。为行唐与曲阳两县界河。沙河河床为沙砾石覆盖，宽3～4km，河床平均比降1%左右，最大流量2500m3/s。年结冰期约82天，历史上害多利少。3）曲河曲河，曾名海子河。源于行唐北部芦家庄、普塔石一带，流经杨家庄、口头、屹塔头、西玉亭、北龙岗、南挢、贾庄7乡镇，至贾庄乡河合村东北汇入沙河。全长33.3km，流域面积152km2，属季节性河流。4）磁河第182页 磁河，原名磁水。为行唐、灵寿、正定三县界河。大支流有五条，分别发源于灵寿县白驼岭、北山五岳寨、王母山北峪河东峪、行唐石方一带、山西省五台山南山。其中源于行唐的一大支流一一庙岭沟，流经9个村庄，流域面积33.9km2。经上阎庄村西折向南入灵寿县西岔头村东汇流磁河。磁河由灵寿县中霍营南部入行唐旦界，经下阎庄、东留营、西安胥三乡，于常香村南入正定县。磁河流经行唐河段为22.1km，河道面积6458亩，河外滩面积9794亩，河床宽520m,治导线以内河宽195m。1960年5月横山岭水库建成后，河道基本断流。园区位于郜河南磁河北，北距郜河4.3km，南距磁河1.2km。郜河一般年份河道干枯，只有在丰水年的雨季由洪水经过。郜河在行唐县境内向东汇入大沙河。5.4.4.2行唐县污水处理站中水行唐县玉城污水处理厂建设于县城东环路以东郜河南岸，占地76亩，采用“百乐克反应池工艺+深度处理（混凝沉淀+V型滤池）”工艺技术。污水处理规模为3.0万m3/d，配套管网总长20.59公里，可将县城建成区内所有污水截流至污水处理厂。处理后出水质达到《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB18918—2002）表1一级A标准。污水处理厂厂区工程于2009年2月17日正式开工建设，2009年10月厂区建筑工程及设备安装工程基本完工并投入试运行，2010年9月底通过省环保厅组织的环保竣工验收，2010年10月污水处理厂投入正式运行。行唐县玉城污水处理厂目前日处理污水1.8万吨，可有效地改善了县城的环境条件，对改善居民生活条件、提高人民健康水平起到了十分重要的作用。5.4.4.3工业园区生活污水处理站中水规划园区废水排入工业聚集区污水处理厂处理，污水处理厂出水水质执行《城镇污水处理厂污染物排放标准》(GBl8918—2002)表1一级A标准，处理后出水排入郜河，同时应实现流域污染物等量或超量削减，确保废水污染物不增加。工业聚集区废水经污水处理厂处理后，达《城镇污水处理厂污染物排放标准》(GB18918-2002)表1中一级标准的A标准，同时部分经深度处理回用，外排达标废水量最大为91.953万m3/a，本工业聚集区规划末期COD排放量为45.944t/a，氨氮排放量为4.598t/a。工业园区2013年年初建成污水处理厂处理规模为0.8万m3/d，并同步建设废水深度处理设施，规模为0.6万m3/d；2016年年初污水处理厂规模扩建至2.0万m3/d，并同步建设废水深度处理设施，规模为1.6万m3/d。5.4.4.4工业园区自来水厂第182页 自来水给水厂位于园区利民大街和工业路交叉口西侧，利民大街北侧，东南距本工程厂址约2km。近期工程供水规模为2万m3/d，远期工程供水规模为5万m3/d。给水厂水源为井群地下水，近期水厂内处理为加氯消毒工艺，供水水质达到《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006中的要求。本工程设计为工业园区统一统筹考虑园区生活用水，生活水直接从工业园区生活给水管网接取，接取位置为电厂围墙外1米。5.4.5水源选择本期工程工业用水量夏季工况为165m3/h，冬季工况为160m3/h；生活用水量为2m3/h；工业用水设计年用水量约为136.13×104m3/a。生活用水设计年用水量为1.75×104m3/a。工业园区2013年年初建成污水处理厂处理规模为0.8万m3/d，并同步建设废水深度处理设施，规模为0.6万m3/d；2016年年初污水处理厂规模扩建至2.0万m3/d，并同步建设废水深度处理设施，规模为1.6万m3/d。由此表明，工业园区污水处理站中水水量完全可以满足本工程用水需求。为了避免污水处理站设备检修时影响本工程用水，本工程备用水源拟采用城市自来水，因此本工程水源是可靠的。5.4.6生活消防补给水水源消防水、生活水均自工业园区自来水管网接取，接取位置为电厂围墙外1米。5.4.7结论及建议1）根据项目建设要求，建议业主委托有资质单位对本工程的水资源进行论证，并取得上级水利主管部门取水予申请的批复性文件，同时要取得污水处理厂管理部门的同意取水的有关协议性文件。2）采用工业园区统一规划的城市自来水水源作为电厂生活消防水源是有保证的。5.5贮灰场电厂灰、渣、脱硫脱硝副产物综合利用，本阶段不设贮灰渣场。5.6地震、地质及岩土工程5.6.1场地位置、地形、地貌勘察场地位于行唐县工业开发区，属太行山区前冲洪积平原，地势平缓。勘察场地较平整，高差较小。第182页 5.6.2工程地质条件5.6.2.1土层分布、埋藏及工程地质特征本次勘察查明，在钻探所达20.0m深度范围内，除填土外，主要地层均为第四纪冲积、洪积等成因形成的砂类土等，根据其岩性和物理学性质，自上而下分为4个工程地质层，各土层工程地质特征分述如下：1）素填土①层（Q4ml）：杂色，主要为粉土，土质松散不均匀。应清除。2）中粗砂②层（Q4al+pl）：灰黄色，稍湿，稍密，成分以石英、长石、云母为主。局部含细砂。分选一般，磨圆好。属中压缩性土。该层水上休止角统计如下：最大值38°，最小值36°，平均值36.7°，标准值36.0°。3）粗砾砂③层（Q4al+pl）：灰黄色，稍湿，中密，成分以石英、长石、云母为主。分选一般，磨圆好。属中压缩性土。4）砾砂④层（Q4al+pl）：灰黄色，稍湿，中密，成分以石英、长石、为主。分选较好，磨圆好。属中压缩性土。5.6.2.2不良地质作用本次勘察未发现不良地质作用。5.6.3土的腐蚀性根据周围建筑经验场地土对建筑材料具有微腐蚀性。5.6.4地下水本次勘察最大钻深20.00m，未发现地下水，根据周围建筑经验地下水对混凝土和钢筋具有微腐蚀性。5.6.5抗震工程分析5.6.5.1抗震设防烈度根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），行唐县抗震设防烈度为6度；设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第三组。5.6.5.2场地土类型和场地类别本次工程未进行钻孔波速测试，根据当地经验，以122#孔为例，经计算等效剪切波速值为Vse=180m/s，场地覆盖层厚度大于50m。根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）第4.1.3条、4.1.6条划分，场地土类型为中软土，场地类别为III类。5.6.5.3地基土的液化判别根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）第4.3.2第182页 条，本场地无饱和砂土和饱和粉土可不考虑液化问题。5.6.6岩土工程分析与评价5.6.6.1场地稳定性评价本场地地貌单一，除表层杂填土外，地基土成因类型为第四纪冲积沉淀物，沉积环境稳定，是相对稳定的地带。适宜本工程的建筑，为可进行建设的一般场地。5.6.6.2地基承载力特征值的综合确定根据各层土的室内物理力学试验指标和原位测试指标，经计算并结合本地经验，综合确定各层土的地基承载力特征值fak，根据各层土的物理力学指标统计结果，现给出压缩模量平均值Es(MPa)，见表5.6.6.2-3。表5.6.6.2-3各层地基土承载力特征值及压缩模量平均值层号/土层名称承载力特征值fak(kPa)压缩模量(MPa)Es(0.1—0.2)Es(0.2—0.4)Es(0.4—0.6)Es(0.6—0.8)②/中粗砂14015.00*③/粗砾砂18020.00*④/砾砂24025.00*注：表中带*为经验值5.6.7结论与建议1）拟建场地，地貌条件简单，场地稳定性好，考虑到地形高差较大，经场地整平后，适宜本工程的建筑。2）天然地基能够满足设计要求，建议采用天然地基方案。3）厂区部分工业生产应采取防渗漏措施，应防止垃圾渗漏液影响地下水。4）本次勘察未发现不良地质作用。5）场地土类型为中软场地土，类别为III类，可不考虑地基土中粉土的液化影响。依抗震规范，本场地地段类型为可进行建设的一般场地。6）该场地设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第三组。7）场地冬季标准冻结深度为0.60m8）基槽开挖后请及时通知我单位及有关部门共同验槽。第182页 第6章工程设想6.1全厂总体规划规划及厂区总平面规划6.1.1全厂总体规划6.1.1.1接入系统本期工程拟新建1回35kV出线接入厂区东北侧的行唐110kV变电站35kV母线侧扩建间隔。新建并网线路长约8.0km。考虑本期工程的建设规模，采用LGJ-400mm2型导线，单回线路最大输送容量约39.2MVA（环境温度40℃），可满足本期工程送出容量的要求。6.1.1.2水源循环水水源来自厂址东南侧1km处的污水处理厂的中水，经预处理后使用；锅炉补给水水源来自厂址西北侧2km处的自来水厂。6.1.1.3灰场电厂的灰、渣、脱硫等的副产品全部综合利用，故不设储灰场。6.1.1.4进厂道路即施工进场道路电厂位于经济开发区内，经济开发区内已形成四纵四横的道路网，道路路面为水泥混凝土路面，路面宽度在6m--15m范围内。厂区位于经济开发区新和街的北侧，进厂道路、施工进厂道路从新和街直接进厂即可。6.1.1.5热网供热管网从电厂的南围墙出厂并入开发区的供热网。6.1.1.6施工场地规划的二期主厂房的位置作为本期的施工的土建及安装场地。规划的二期料场的位置作为本期施工堆放场地。6.1.2总平面规划布置方案厂址选择行唐县工业园区内，交通极为方便。根据厂址的自然条件和总平面布置原则，本工程总平面提供两个布置方案：6.1.2.1方案一1）总平面布置及功能分区第182页 主厂房位于厂区中部，汽机房A列面向西侧，除尘器、锅炉房、引风机、烟囱烟道等布置汽机房的东侧。主厂房按二期进行规划布置，南侧的为本期，北侧的为规划二期的位置。在主厂房的东侧和北侧为燃料库，东侧的燃料库通过皮带输送机与锅炉房相连。主厂房北侧燃料库的东端为二期的规划位置。渣仓、灰库、风机房、石灰石粉仓分别布置在锅炉房和除尘器的周围。启动锅炉房布置在一期锅炉房的东侧，靠近烟囱，可方便的与锅炉房公用烟囱。室内升压站布置在主厂房的南面，电力线向南出围墙后，出线上网。化学水处理区利用原来在厂区南侧的已建成的框架结构的建筑，部分水箱和水池布置在此建筑的南侧，其余的建筑及设备均设在原有建筑内。工业废水处理设施也布置在此建筑物的南侧。自然通风冷却塔、循环水泵房等布置在汽机房的西侧，使得循环水管线既顺畅又短捷。东侧的塔为本期冷却塔，西侧的为规划二期的冷却塔。中水深度处理池、消防水池和综合水池均利用原厂内已有的水池加以改造，经核算，原已建成的三座水池中，一座水池的容积经改造后即可满足上述的要求。综合泵房和中水深度处理的加药设施布置在池子的南侧。空压机房、检修及库房、推料机库布置在室内升压站的东侧，为了节省占地而且便于管理，将检修及库房与推料机库毗连布置。根据消防的要求，将燃油库及燃油泵房用实体围墙围起，根据工艺的要求，将其布置在主厂房的西北侧，靠近锅炉房，使得燃油管线短捷。脱硝尿素区布置在燃油区的北侧，位于厂区的边角地带，但距离锅炉房较近，便于管线的连接。利用厂区北侧的已建成框架结构楼作为综合办公楼，电厂的办公及生活等所需的房间均布置在楼内。此种布置在厂内形成主厂房区、燃料设施区、水务区、燃油及尿素区、检修及库房区、办公及生活设施区等。主厂房区：主厂房区位于厂区的中部，由汽机房、锅炉房、除尘器、烟囱、烟道、灰库、渣仓及启动锅炉房等组成。燃料设施区：第182页 燃料设施区位于厂区的东部和北部，由料仓、输料廊道、汽车衡等组成。水务区：水务区由化学水处理、工业废水处理、冷却塔及泵房、中水深度处理及水池、综合水泵房及水池组成。位于厂区的西半部分。燃油及尿素区：燃油及尿素区位于厂区的北围墙处，由燃油泵房、燃油罐及脱硫尿素区组成。检修及库房区：检修及库房区由检修及库房、推料机库等组成，位于厂区的南部。办公及生活设施区：办公及生活设施区位于厂区的西北部，主要为综合办公楼。2）厂区出入口设置及进厂道路电厂共设三个出入口，三个出入口均设在厂区的南侧。最西侧的出入口为主入口，即主要人流入口。主出入口向南直接与园区的道路连接。东侧的两个出入口为次出入口，及物流出入口，因燃料运输量较大，两出入口设为出口和入口，东侧的入口，西侧的为出口。两出入口向南直接与园区的道路连接。6.1.2.2方案二方案二与方案一基本相同，只是将主厂房旋转90度，即原汽机房A列朝西改为朝南，锅炉上料由原来的东侧上料改为北侧上料。其他与方案一基本一致。该方案由于受厂区南北长度的限制，所以汽机房前的通道较窄，使得循环水管道再在此通行比较困难，特别是在二期是更加突出。另外，该方案循环水管道较方案一长。该方案的优点是电厂的热网管道和电气出线较顺（与方案一比）。6.1.2.3方案选择两方案的定性比较见下表：表6.1.2.3-1厂区总平面布置方案定性比较表序号项目方案一方案二1平面布置合理利用地形，厂区各通道间距合理由于受南北长度的影响，汽机房A列前的通道较窄，循环水管道再在此通行比较困难2循环水管线长度较短较长3热网管出厂较顺畅顺畅4电气出线较顺畅顺畅第182页 通过以上比较，综合考虑厂内与厂外、投资与运行等因素，将方案一作为推荐方案。6.1.3道路布置结合厂区建（构）筑物的布置，厂区道路采用方格式布局。主厂房区和燃料库、燃油区周围均设有环形道路，便于运输和消防。厂区物流出入口处道路宽9米，厂内主干道宽度为7米，次要道路宽一般为6米，支道宽4米。道路转弯半径一般为9米，支道的转弯半径一般为6米。路面结构采用210mm厚C30混凝土路面，面层下为150mm厚3：7灰土垫层，其下为路基，土基压实度要求路床下60厘米内达98%，路床下60厘米以下压实度达到95%。6.1.4管线布置6.1.4.1管线布置主要设计原则1）管线敷设方式以工艺要求，自然条件，场地条件等综合考虑。2）管线（沟）走径：力求顺直短捷，并尽量沿规划管线走廊平行路网布置，减少交叉、埋深及长度。减少工程量。3）管线的布置形式，根据其流动介质的不同，结合工艺特点，采用地下为直埋式和管沟式。4）压力让自流，柔性让刚性，次要让主要，安全让危险，工程量小的让工程量大的。5）方便施工运行管理及检修。6.1.4.2管线布置方案厂区各种工艺管线，按不同介质的输送特点及要求，分别采用架空（蒸汽管道、除灰管道等）、直埋（循环水供排水管、生产生活上水管、雨水排水管、生活污水排水管等）、沟道（室外电缆等）三种不同敷设方式。6.1.5厂区绿化规划综合办公楼区是电厂职工集中活动的场所，是全厂绿化的重点。区内种植以观赏为主的植物和四季花卉，并适当添加一些建筑小品。主厂房周围由于地下管线密集，其绿化主要为草坪，道路边种植绿篱。秸秆仓与厂区之间种植绿化带，选择抗污染吸尘性强的阔叶乔木和灌木相组合，形成天然屏障，减少灰尘的污染，净化空气。第182页 厂大门综合办公楼的主干道道路两侧种植遮荫效果好的阔叶乔木与针叶乔木相结合，落叶与长青树种相结合，路旁以种植四季花卉与长青灌木为主。整个厂区，大范围种植草坪，房前屋后，路旁墙边，只要有条件的地方，都要绿化。6.2装机方案6.2.1机组参数分析电厂设计的燃料资源，可满足1台30MW机组的年耗燃料需求。目前在30MW机组中，除了常规的高温高压机组外，近几年出现了超高温高压机组，即将机组压力提升至超高压等级，温度不变。超高压高温机组与高压高温机组在纯凝工况下经济性对比如下：表6.2.1-1机组参数比较表名称方案一方案二压力超高压高压温度高温高温发电汽耗率kg/kwh3.8173.914发电热耗率kj/kwh10827.711764.7发电年标煤耗率g/kwh369401全厂热效率（发电）%33.2530.6单位造价高20%标准占地面积相当相当由上表可以看出，超高压高温机组比传统高压高温机组，在纯凝工况下经济性方面有明显的优势，但是造价稍高，投资回收期约为8年左右。本工程为供热机组，在非采暖季抽凝运行，对外供汽量为40t/h；采暖季低真空抽凝运行，抽汽量40t/h，背压19kPa。根据对汽机厂的咨询，在抽凝工况下，尤其是低真空抽凝工况下，超高压机组与高压机组的运行经济的差值减小很多，从纯凝工况的2.5%降低为1.0%左右。综合初投资情况来看，本工程如果采用超高压机组，投资回收期将会大幅延长，因此本工程装机方案确定为1x130t/h高温高压锅炉+1x30MW高温高压汽轮机组。6.2.2锅炉选型分析生物质能是可再生能源的一种，生物质能发电是指主要以农业、林业和工业废弃物以及城市垃圾为原料，采取直接燃烧或气化的发电方式。农林生物质的种类包括农作物的秸秆、壳、根，木屑、树枝、树皮、边角木料，甘蔗渣等，其中秸秆在农林生物质中占的比例最大。第182页 目前市场上主要应用的炉型有以下几种：（1）丹麦进口的水冷振动炉排炉和国产水冷振动炉排炉（2）循环流化床锅炉（3）链条炉排炉及往复炉排炉水冷振动炉排炉是目前市场应用广泛的一种炉型，其具有运行稳定、技术成熟的特点，目前国内生物质电厂应用本炉型的项目最多，可保证年连续运行8000h以上。但存在炉排与水冷壁之间密封不严、燃料适应性差、污染物排放较高等问题。流化床锅炉在市场应用也比较广泛，其炉型特点是燃料适应性广，生物质着火及时、燃烧完全，锅炉热效率高，不易结渣，NOx排放低，具有显著的环保性能，锅炉造价相对较低，但循环流化床生物质锅炉对于生物质燃料存在一定磨损，平均年运行时间较短。目前，已有循环流化床生物质锅炉投运业绩。链条炉排炉及往复炉排炉的特点是锅炉结构简单、操作方便、运行费用相对较低，但此炉型对燃料的适应性较差，容易产生结渣、积灰、腐蚀问题。难以适应国内生物质燃料的多样性和复杂性。由于生物质电厂的燃料种类在各个季节差异很大，甚至同时混用多种燃料，各种燃料间的密度、体积、水分等性质差别非常大，层状燃烧的炉排炉难以适应燃料的变化，不容易保证稳定运行且效率相对较低。在秸秆直燃锅炉的大型化方面，循环流化床炉和水冷振动式炉排炉使用比较合适，往复式炉排及链条式炉排使用较少。因为振动式炉排活动件较少，动作时间短，设备可靠性及自动化水平高，维护量远远小于往复式炉排及链条式炉排。因此，本报告针对循环流化床锅炉和水冷振动炉排炉进行炉型比选，两种技术方案的投资估算详见下表：表6.2.2-1锅炉型式技术经济比较表项目循环流化床锅炉水冷振动炉排炉技术方案概述循环流化床锅炉+炉内脱硫+SNCR+布袋除尘器（含旋风预除尘）水冷振动炉排炉+湿法脱硫+低温SCR+布袋除尘器（含旋风预除尘）锅炉本体2000国产2200、进口技术4500脱硫系统100600脱硝系统100500除尘系统400400合计2600国产3700、进口技术6000第182页 通过以上对比，从燃料适应性、工程造价等多方面分析，循环流化床锅炉在综合方面相对有比较明显的优势，建议选用循环流化床锅炉。后期建设最终确定锅炉选型时，建议业主再进一步进行市场的调研。6.2.3汽轮机选型分析30MW等级的高温高压机组在汽轮机的形式方面主要有以下两种形式：1）常规3000转/分钟的下排汽机组2）5500~7200转的高转速轴排汽机组第一种为常规方案，汽轮机转速3000转，汽轮机与发电机直连，汽轮发电机组高位布置，汽机下排汽。第二种为工业高转速汽轮机，汽机与发电机之间采用齿轮箱连接，汽轮发电机组低位布置，汽机轴向排汽。两种方案均是成熟可靠的设计，均能够稳定安全运行。两种方案的特点对比见下表。表6.2.3-1常规转速与高转速汽轮机性能比较表项目单位常规转速下排汽高转速轴向排汽汽轮机转速r/min30007200汽耗kg/kw.h4.4184.153热耗kj/kw.h1114110471汽轮机内效率%80.6885.45齿轮箱效率（国产优质）%无齿轮箱，取10098.5发电机效率%97.4额定功率kW2340825000上述两种技术方案的主要差异为：1）汽轮机本体结构差异（1）排汽方式：常规排汽方式为下排气，运行层一般在8米以上；而轴向排汽，运行层可设置在零米层，节约土建成本。采用轴向排汽方案可增加汽轮机内效率0.2~0.3%（2）发货方式：常规转速方案为厂内预组装后，散件发货，现场组装，安装周期约30天；高转速方案为厂内整体快装机组，即整体发货，到现场后只需要做固定工作及管道连接工作，安装周期约7天。采用高转速轴向排汽方案可节省安装周期约23天。2）汽轮机内效率差异：第182页 常规转速向下排汽方案汽轮机内效率为80.68%，高转速轴向排汽方案汽轮机内效率为85.45%，高转速轴向排汽方案比常规转速向下排汽方案效率高4.77%，高转速轴向排汽方案更优。两种技术方案的经济性对比：1）连续运行工况下的年收益按年运行7500小时；单位上网电价0.75元/KW.h；计算方式为：年收益=年运行小时数×汽轮机功率×单位上网单价计算得出：常规转速下排汽方案为13167万元/年高转速轴向排汽方案为14062万元/年在相同燃料消耗量下，高转速轴向排汽方案比常规转速下排汽方案在连续运行工况下的年收益多增加895万元。2）土建成本及周期高转速轴向排汽方案，机组落地布置，基座运转层标高约为4m；常规转速下排汽方案，运行层标高9米。主厂房结构对比见下表：表6.2.3-2下排汽与轴排汽汽机房尺寸项目名称常规转速向下排汽厂房高转速轴向排汽厂房运行层标高（m）94厂房高度（m）2015厂房长度（m）3737厂房宽度（m）1818按照钢筋混凝土造价400元/m3计算，采用高转速轴排机型，节约土建成本约133万元、节约土建周期约30天。综上所述，在保证机组可靠性的前提下，本项目选择30MW高转速轴向排汽方案是完全可行的，而且具有较好的经济性。1、年收益增加895万元；2、基建成本节约133万元；3、土建周期节约30天；4、安装周期节约23天。6.2.4装机方案结论综上所述，本工程锅炉推荐采用高温高压、生物质燃料循环流化床锅炉，配套炉内喷钙脱硫系统、SNCR脱硝系统。汽轮机采用高温高压、高转速、轴向排汽汽轮机。发电机采用常规汽轮发电机或高效箱式发电机。6.3主机技术条件6.3.1锅炉参数第182页 经咨询国内主要锅炉厂，本工程锅炉拟采用130t/h高温高压循环流化床锅炉。锅炉参数如下：表6.3.1-1锅炉技术参数表项目单位数据型式/高温高压循环流化床锅炉额定蒸发量t/h130过热蒸汽额定压力MPa9.81过热蒸汽温度℃540给水温度℃215排烟温度℃140锅炉保证效率%不小于89%NOx排放保证值mg/Nm3≤200炉内脱硫效率%不小于75%6.3.2汽轮机参数本工程拟采用25MW高温高压、抽凝式、高转速轴向排汽汽轮机。参数如下：表6.3.2-1汽轮机技术参数表项目单位数据型式/高温高压、单缸、轴排供热式汽轮机型号C25—9.2/0.98额定进汽量t/h130进汽额定压力MPa9.2进汽额定温度℃535额定抽汽量t/h40抽汽额定压力MPa0.98抽汽额定温度℃275额定功率MW25/30（抽汽/纯凝）额定热耗率kJ/kWh8524/10471（抽汽/纯凝）6.3.3发电机参数发电机在额定频率、额定电压、额定功率因数和额定冷却介质条件下，机端连续输出额定功率为30MW（扣除采用静态励磁的功率）。额定功率因数和额定压力下，发电机的额定容量与汽轮机的额定出力相匹配，长期连续运行时各部分温升，不超过IEC中有关规定的数值。表6.3.3-1发电机技术参数表项目单位数据额定容量MVA37.5第182页 额定功率MW30额定功率因数0.8额定电压kV6.3额定频率HZ50额定转速rpm3000定子线圈接线方式YY励磁方式自并励静止励磁相数3相数3极数2冷却方式空冷6.3.4机组技术经济指标经计算，本工程机组技术经济指标见下表。表6.3.4-1机组技术经济指标表N30/C25（40t/h工业抽汽、低真空采暖）序号名称单位采暖期工况非采暖期工况1机组数量台12机组容量MW25253锅炉效率0.90.94管道效率0.990.995年利用小时数h7500.007工业抽汽量t/h40.0040.0010背压排汽t/h59.500.0013运行小时数h2880.004745.4414年总运行小时数h7625.4415功率MW24.0124.9416发电热耗率kJ/kW.h8855.008524.0017供工业汽热量GJ/h116.63116.6318供采暖汽热量GJ/h128.880.0022热电比2.841.3026供热量GJ707054.40553450.8327发电量MW.h69148.80118351.2028发电厂热效率0.64560.558630发电标煤耗kg/kW.h0.3390.32631年工业供热量GJ/a889339.532年采暖供热量GJ/a371165.8第182页 33年总供热量GJ/a1260505.236年发电量MWh187500.037年标煤耗量t/a113984.2840年均热电比1.86741年发电标煤耗率kg/kw.h0.331142全厂年均热效率0.5796.4热力系统6.4.1主蒸汽系统主蒸汽系统的功能是将锅炉生产的新蒸汽自过热器出口送至汽轮机作功，同时在机组启动和停机过程中向汽轮机的汽封系统供汽。主蒸汽系统采用分段母管制，并为第二台机组预留接口。主蒸汽管道材料为12Cr1MoVG。主蒸汽流量测量采用流量喷嘴。主蒸汽管道考虑有适当的疏水点和相应的疏水阀以保证机组在起动暖管和低负荷或故障条件下能及时疏尽管道中的冷凝水，防止汽轮机进水事故的发生。6.4.2高压给水系统给水管道系统的功能是从除氧器下水口吸水并把给水送到锅炉省煤器联箱进口。在这个输送过程中，给水被加热以提高循环热效率。给水管道按工作压力划分，从除氧器水箱出口到给水泵进口管道，称为低压给水管道；从给水泵出口到锅炉省煤器的管道，称为高压给水管道。给水操作平台布置在炉侧8m平台。本期工程每台汽机设置1台高压加热器，锅炉进水温度为218℃。高压给水系统采用切换母管制。给水泵出口管道上依序装设止回阀和电动闸阀。给水泵出口设有再循环管至高压除氧器，以确保在机组起动或低负荷工况流经泵的流量大于其允许的最小流量，并设有给水再循环母管，使给水泵与除氧器可以交叉运行。本期锅炉配1台定速电动给水泵、1台变频给水泵，选用110%容量，1台运行，1台备用。高压给水还提供锅炉过热器各级减温器的减温水，用以调节过热蒸汽温度。过热蒸汽喷水减温水来自锅炉给水操纵台后的主给水管道。分成两路，向两只喷水减温器供水。第182页 给水操作平台负荷调节范围为：主回路为50~100%，次回路为30~75%，另设DN32的小旁路锅炉启动上水。6.4.3低压给水系统按给水管道工作压力划分，从除氧器给水箱出口到给水泵进口之间的管道为低压给水管道。低压给水采用母管制，分别接到给水泵入口的母管。每台给水泵用低压给水均接自低压给水母管，在每台给水泵入口前设有一只电动闸阀和一只滤网。滤网的作用是在机组初次投运或除氧器大修后的投运初期，防止安装或大修过程中可能积存在除氧器给水箱中或进水管内的异物进入泵内以保护给水泵。6.4.4凝结水系统凝结水系统采用单元制。机组设置2台容量为纯凝工况下，凝结水量的100%的凝结水泵，1台运行，1台备用。凝结水系统设有1台汽封蒸汽冷却器。凝结水泵的初步参数：流量130t/h，出口压力2.3MPa。本机组配置一台出力为130t/h的一体化无头除氧器，水箱的有效容积为35m3。除氧器的加热蒸汽由二段抽汽供给。凝结水管道设置一路去锅炉冷渣器的管道，作为冷渣器的冷却水，从冷渣器出来后直接回到除氧器。此设计方案采用凝结水替代传统的冷渣器循环水，不仅减少了工业冷却水的投资，最主要的是回收了炉渣中的热量，提高了凝结水温度，减少了汽机回热抽汽量，提高了汽机的出力。6.4.5锅炉补给水系统本工程低温的化学除盐水进入除氧间的除盐水母管，再补入高压除氧器。除氧器的补充水系统采用母管制。每台除氧器的正常补水管路上均设有电动调节阀，可自动调节适应不同工况下不同负荷所需的除盐水补水量。工业抽汽的凝结水按不回收考虑，补水通过化学除盐水泵直接补入凝汽器。6.4.6工业水和循环冷却水系统由于冷油器、发电机空冷器用水量大，为节省全厂用水，该部分设备的冷却水系统采用开式循环水冷却。其它如给水泵、风机等设备均采用工业水冷却，回水至循环水系统。冷却水设计水温：30℃；最高冷却水温度：33℃。6.4.7油系统第182页 油系统设有可靠的主供油设备及辅助供油设备，在起动、停机、正常运行和事故工况下，满足汽轮发电机组所有轴承的用油量及控制用油量。汽轮发电机房设一台移动式滤油机，用于汽轮机油净化。汽轮发电机润滑油系统包括主油箱、主油泵、高压启动油泵、低压交流润滑油泵、直流油泵、2台冷油器、油管、就地仪表等，满足每台汽轮发电机组轴承用油及所需全部附件，例如回油管上的窥视孔、温度计插座等。油箱容量的大小，应考虑到当厂用交流电失电的同时冷油器断冷却水的情况下停机时，仍能保证机组安全惰走。油箱的设计满足油系统失火时尽快放油的要求。主油箱上设置排烟风机，并设有电加热器。油系统尽量避免使用法兰连接，不使用铸铁阀门。油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡胶垫）和石棉纸垫。6.4.8汽机本体疏、放水及排汽系统疏水系统的设计能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还应使停用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。在失去电源时，所有疏水阀门能打开。系统包括（但不限于）下列各项：1）收集和凝结所有轴封和阀杆漏汽的疏水。2）汽轮机主汽门上、下阀座的疏水。3）汽室和高压缸进口喷嘴间的主蒸汽管道疏水。4）各抽汽管道上逆止门的疏水。5）管道上低位点疏水。汽机本体疏水直接自流至疏水扩容器，其设计容量考虑汽机本体疏水蒸汽管道疏水。6.4.9全厂排汽系统及噪声计算汽机房的除氧器、轴封排汽全部引至汽机房屋顶或汽机房外。锅炉房的汽包安全阀排汽、过热器出口集箱的安全阀排汽、锅炉启动排汽出口全部设置了消音器，并引到锅炉轻型屋顶上方2.5m以上，距离消音器1米处的最大噪音不超过85dB(A)。6.4.10供热系统6.4.10.1工业抽汽供汽系统工业抽汽取自汽轮机二级抽汽，与除氧器用汽一起抽出。管道上设置关断阀和止回阀，经过厂区蒸汽管道输送至厂外。工业蒸汽凝结水不考虑回收，厂内除盐水直接补入凝汽器。第182页 6.4.10.2采暖供热系统本工程采暖供热采用汽轮机低真空供热技术。在采暖期提高机组运行背压至19kPa，机组排汽温度为59℃。用45℃热网循环水替代主机循环水，通入凝汽器。利用汽机排汽将热网循环水加热至57℃后，供出厂外。采暖供热系统利用凝汽器作为热网加热器，不单独设置热网加热器。系统设置两台热网循环水泵，1运1备。备用泵同时可在纯凝工况下开启，增加机组供热能力。热网补水采用化学软化水直补的方式，不再单独设置低压除氧器和补水泵。6.5燃烧系统6.5.1锅炉烟风系统6.5.1.1一次风系统一次风可分为两部分：第一部分空气经过暖风器及一次风空气预热器后，进入炉膛底部风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化；第二部分热空气是为了点火用，直接进入点火风道，该热空气点火成功后与第一部分热空气混合进入炉膛底部风室。一次风机入口设控制挡板调节并设流量测量装置，每台炉设1台离心式一次风机（配变频电机）。6.5.1.2二次风系统二次风系统可分为二路：第一路冷风作为螺旋给料的密封用风，送至螺旋给料机，克服炉内正压，防止炉膛烟气倒流进入给煤系统；第二路风经过暖风器及二次风空气预热器后，作为二次风送入炉膛上部的二次风箱，用于补充燃烧空气，完成分级燃烧，增加床内扰动和保持锥段及上炉膛的气流速度，保证床内良好的燃烧及脱硫反应。每台炉设1台离心式二次风机（配变频电机）。6.5.1.3流化风系统炉内物料循环燃烧系统的作用在于将高效旋风分离器里收到的炙热颗粒经回料器送回炉膛，实现物料的循环燃烧。在CFB锅炉中，返料机构起着十分关键的作用，必须保持物料连续、均匀返回炉膛，同时保持分离器与炉膛间有一个合适的压差。本系统设2个旋风分离器、2个回料器、2台高压流化风机（罗茨风机，配变频电机），风机容量100%，一运一备。6.5.1.4烟气系统第182页 锅炉燃烧产生的高温烟气首先经高温旋风分离器分离，烟气中大的颗粒飞灰被分离出来返回炉膛，而烟气则携带小颗粒飞灰流经锅炉尾部受热面，依次经过布袋除尘器、引风机后进入烟囱排入大气。每台锅炉配2台50%容量的离心引风机（配变频电机），与炉排炉的主要区别是除克服炉膛顶部至烟囱的烟道阻力外，还要克服高温旋风分离器、布袋除尘器的阻力，需要较高的提升压头。6.5.1.5锅炉尾部低温防腐措施为防止锅炉尾部低温腐蚀，设计考虑采用空气预热器入口加暖风器，使空气温度提高到30℃，以防止由于燃料含硫量的增加，造成锅炉尾部低温腐蚀；同时，空气预热器的低温段采用Corton钢，以增强抗腐蚀性。6.5.2除尘器和烟囱的选择本工程新建一座高度120m、出口直径Φ3.5m的烟囱。本工程选用炉内喷钙的脱硫方式，选用旋风预除尘+布袋除尘器，除尘效率为≥99.85％。烟囱出口烟尘排放浓度＜20mg/Nm3。6.5.3给料系统破碎后的燃料（粒径<100mm）经输送皮带进入炉前原料仓，然后经落料管由螺旋给料机进入炉膛。根据燃料容重小的特性，以及输送设备比较保险，燃料仓只考虑1小时左右的锅炉BMCR耗量，每台炉1×100m3(几何容积)。每炉设置3台50%仓底螺旋，3台50%给料螺旋。燃料进入炉膛采用气力播撒，由二次风机为气力播撒装置提供空气和密封空气，并防止外泄，保证均匀。6.5.4补充床料系统由于生物质燃料含灰料较低，为保证床压和循环流化，需要在锅炉启动和运行过程中补充床料，床料可采用河沙或炉渣。本工程在炉前设置一套补充床料系统。主要设备有床料仓、床料给料机、斗式提升机、细碎机。6.5.5燃烧辅助系统6.5.5.1燃油系统锅炉采用0号轻柴油作为启动、助燃作用。燃油采用汽车运输。油质分析如下：6.5.5.1-1柴油分析资料表项目单位数据运动粘度（20℃）厘沱3-8第182页 恩氏粘度（20℃）OE1.2-1.67灰份%≯0.01水份痕迹机械杂质无凝固点℃0（最大）闪点（闭口）℃≮55低位发热值Qnet.arkcal/kg9500-10000硫%≯0.210%蒸发物残碳%≯0.3本工程炉前油系统拟由锅炉厂设计并供货。每台锅炉使用一套轻油点火及助燃油系统。系统设计为一个闭式循环回路，运行时将有一部分回油回入储油罐。本工程设1座50m3钢制储油罐，设置1台100%容量离心式卸油泵，2台100%的供油泵保障点火的需要。燃油系统产生的含油污水经隔离、沉淀、分离预处理后进行统一处理。6.5.5.2压缩空气系统本专业压缩空气系统与除灰用气系统合并，考虑建设全场配气中心。6.5.5.3启动/备用锅炉根据规范要求，本工程可不设置启动锅炉。考虑到工业热负荷的稳定性需求，根据业主要求，本工程设置1台20t/h生物质颗粒燃料启动锅炉。当机组故障时，由启动锅炉承担部分工业热负荷。6.6电气系统6.6.1主变压器电厂35kV升压主变选用无载调压型两卷升压变压器，容量为40MVA，阻抗暂定取6.5%，联接组别为Yn/d11，变比38.5±2X2.5%/6.3kV，中性点正常按不接地考虑，留有装设消弧线圈的可能。6.6.2电气主接线根据系统专业提资，本期1X30MW发电机组以35kV电压等级接入系统。本期工程新建1回35kV出线接入行唐110kV变电站35kV母线侧扩建间隔。电厂电气主接线远期采用单母线分段接线，本期建成单母线接线。本期1X30MW第182页 机组通过发电机-变压器组接入厂内35kV配电装置。35kV配电装置采用室内35kV开关柜型式。6.6.3起动/备用电源引接高压起动备用电源由系统10kV母线引接。高压起动备用变压器容量为6300kVA。6.6.4厂用电接线方案高压厂用电电压为6kV，本期全厂设两段6kV母线，分别为6kV工作母线和6kV备用母线。高压厂用电系统中性点采用不接地方式。6kV工作母线电源由发电机母线引接，6kV备用母线电源由起备变低压侧引接。200kW及以上的电动机和低压干变由6kV供电。低压厂用电电压为380/220V，机组设两台2000kVA低压工作变压器，向汽机锅炉等主厂房区域工作负荷供电，互为备用；辅助系统设两台1600kVA低压辅助变压器，向辅助系统的负荷供电，互为备用。低压厂用电系统中性点为直接接地系统。低压厂用变压器采用干式变压器；低压厂用开关柜采用抽屉式开关柜。本工程综合厂用电率为14%，发电厂用电率为7.5%，供热厂用电率为6.5%。6.6.5电气设备布置6kV配电间和380/220V机组低压配电间均布置在主厂房BC列0m；除灰、化学等辅助车间的电气设备布置在相应车间内。发电机出线小间和励磁系统设备布置在汽机房0m及中间层。35kV配电装置布置在主厂房固定端山墙的南侧。6.6.6直流系统根据《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044-2014的有关规定，直流电系统采用动力、控制合并的供电方式。机组设1组220V蓄电池组，2套蓄电池组充电装置（采用充电器备用方式）。控制负荷主要包括电气设备的控制、测量、保护、信号等，还包括热工专业的控制、保护等。动力负荷主要包括直流油泵、交流不停电电源装置、事故照明等。直流电系统采用单母线接线方式。直流系统采用辐射式的供电方式，在负荷相对集中的区域设置直流分电屏。6.6.7发电机励磁系统发电机励磁系统与发电机配套，推荐采用自并励静态励磁系统。最终第182页 选择将根据制造厂的业绩，采用技术成熟、性能可靠的励磁系统。6.6.8交流不停电电源系统（UPS）机组设置一套不停电电源装置，向热工控制仪表、DCS系统及其它自动装置供电；输出电压220V，单相50Hz。不停电电源采用静态逆变装置，主要由整流器、逆变器、静态开关、旁路系统及配电盘组成。正常时由厂用电供给整流器，再经逆变器变为单相220V向配电盘供电，当厂用电消失或整流器故障时则由蓄电池经逆变器向配电盘供电，在逆变器故障或检修时，静态开关自动切换至旁路系统，由旁路系统向配电盘供电。6.6.9机组控制6.6.9.1控制方式本工程采用集中控制室控制方式，共设一个集中控制室。机组、公用电气系统及升压站的控制、信号和测量采用计算机监控系统进行监控，继电保护应能通过通信接口实现与DCS或网络计算机监控系统间的通信。发变组保护按规程要求配置并选用微机式成套保护，布置于继保室内；厂用系统采用微机式综合保护，放置于开关柜。6.6.9.2电气进入DCS的监控范围1）发变组2）35kV线路3）低压厂用工作电源、辅助车间工作电源4）主厂房内PC至MCC电源线5）辅助车间低压厂用电源6）直流系统（仅监测）7）交流不停电电源（仅监测）等6.6.9.3监控方式电气系统的监控由机组电气监控系统实现。电气系统包括机组的电气系统和辅助车间的电气系统。6.6.9.4电气控制系统的主要功能电气系统进入计算机控制后，除具有常规的数据采集及处理、事故报警、趋势分析、在线显示、控制操作、数据统计及制表打印、系统自诊断和时钟同步等功能外，还应具有下列功能：事件顺序记录（SOE）及事故追忆、运行操作指导、设备管理、性能计算、防误操作闭锁。6.6.10机组继电保护及自动化装置第182页 1）发变组保护的配置发变组考虑采用微机保护装置实现，单主单后配置，每套保护配置1套差动保护，1套后备保护及必要的非电量保护，共组2面屏。2）其它元件的保护配置电动机及低压厂用变压器的保护采用微机型综合保护，布置在其开关柜内。400V系统保护采用微机型综合保护和马达控制器并装设于PC或MCC柜内。3）保护装置的布置发变组保护屏在主厂房电气继电器室内。低压厂用变压器和高压厂用电动机采用的微机综合保护装置均布置在相应的开关柜上。6.6.11自动装置本工程配置的自动装置主要包括同期装置。1）同期装置机组设置一套微机型自动准同期装置，同期系统采用单相同期方式，不设手动准同期装置。自动准同期装置的正常工作和故障报警信号接入DCS，与DCS有通信接口。2）自动装置的布置变送器及电度表、同期屏等电气二次设备屏均集中布置在主厂房电气继电器室。6.6.12系统继电保护及安全自动装置6.6.12.1线路保护线路配置一套光纤电流差动保护，主保护带有完整的阶段式后备保护和自动重合闸功能，线路保护独立组屏。6.6.12.2失步解列失步解列装置作为系统稳定控制的措施，保证系统处于失稳潮流下故障后而稳定控制装置失效的情况下能迅速隔离失稳区，确保故障不会涉及到整个系统而导致系统瓦解，保证重要用户的供电。本工程线路电厂侧配置一套系统失步解列装置。装置含失步、低频和低压功能。失步、低频和低压功能各具备软、硬压板和共用跳闸压板，相互独立跳本侧本线开关。6.6.13调度自动化根据调度自动化系统要求，考虑本厂的装机容量、电压等级及其在电网中的位置，远动系统设计如下方案：配置1套远动通信终端屏（RTU），包含两台远动通信传输装置及采集板卡第182页 ，实现必要的AGC功能。配置调度数据网络接入设备、二次系统安全防护设备1套。配置自动电压控制系统（AVC）1套，通过优化控制各机组的无功出力，达到实时调节电厂高压侧母线电压的目的。全厂配置电量计费系统1套，计量点暂按35kV出线和启备变高压侧考虑，1+1配置。同时发电机出口和主变高压侧按1+0原则配置电度表。6.7燃料输送系统6.7.1燃料进厂方案电厂拟采用公路运输的方式。行唐县及周边地区县乡镇间均有公路相连，交通十分方便，完全能够满足燃料运输的需要。由汽车将加工好的燃料从各料场（含主、分料场）运往电厂，卸入电厂的燃料库内。用推料机和桥式抓斗起重机完成对燃料进行堆取、整理以及向输送机上给料的任务。运输货车从大门驶入，然后停在称重台上，称重的同时还要测试燃料含水量。由于车流量较大，因此，接收和卸货区域必须具有足够的空间。发电厂内建设2个独立的燃料仓库，其中一个仓库对现有封闭库房改造后使用，另外一个仓库需要新建。燃料仓库暂按本期一台锅炉存放10天用量考虑（二期时可满足两台锅炉5天的耗料量）。6.7.2燃料厂内输送本期工程设两套燃料输送系统，每套燃料系统采用双路布置，一用一备。每路输送线的输送能力按本期规模的燃料消耗量的150%设计。燃料库内的燃料用桥式抓斗起重机和推料机通过地料斗向输送机上给料，通过输送机送至主厂房秸秆仓内，输送机出力为60t/h。系统控制纳入主机组DCS系统。系统采用三班制运行。6.7.3燃料堆场6.7.3.1厂内燃料堆场第182页 电厂内设2座独立的燃料库。新建一座长224m，宽60m，净高9m，半封闭结构，可储存生物质燃料约8100t（最大存储量），可满足本期锅炉约8.3天的消耗量；另一座已有燃料库，长80m，宽60m，净高9m，封闭结构，可储存生物质燃料约2700t（最大存储量），可满足本期锅炉约2.7天的消耗量。厂内燃料库可总存储材料约10000t，满足本期锅炉约10天的消耗量。每座燃料库的燃料堆垛采用桥式抓斗起重机（跨度28.5m，2台，每跨安装1台）及推料机（每座燃料库配4台）作堆取料及整理之用。6.7.3.2厂外燃料系统借鉴其他电厂的经验，在厂址周边建设秸秆燃料料场。假设本期建设2处主料场，每处占地100亩，每处设计存储散料可达50000t，共计100000t，可满足本期1台锅炉约100天的消耗量。（周边农户直接向电厂运送燃料不计算在内）每处料场内设置地磅房、破碎车间、燃料库、晾晒场地、桥式抓斗起重机、推料机、装载机等等。6.7.4上料系统每台锅炉配置2条上料系统（抓斗起重机及推料机→地料斗→1号带式输送机→2号大倾角带式输送机→锅炉料仓，一用一备）。上料系统单路出力需达到60t/h。6.7.5辅助设施1）计量装置燃料堆场进出口设置地磅3处，以计量进出厂区的满载（2台）、空载（1台）时的运输车的重量。计量等级为60t。2）保护装置上料系统设置事故开关、跑偏开关、溜槽堵塞保护、料流信号等保护装置，设有皮带机启停灯光音响信号。燃料库严格按照《造纸行业原料场消防安全管理规定》布置防火设施，做好燃料堆的温度检测。3）检修起吊设施皮带机的头、尾部配制手拉葫芦，燃料库内设备利用桥式起重机起吊设备。4）取样装置采用人工取样方式，保证燃料水分含量不超标（≤20％）。6.8除灰渣系统6.8.1灰渣量第182页 锅炉型式拟采用循环流化床锅炉，除尘器拟采用旋风+布袋除尘器。本期工程1×30MW机组灰渣量见下表。6.8.1-1锅炉灰渣量计算表项目设计燃料混合燃料校核1校核2灰量（t/h）1.0600.4550.6021.323渣量2.4761.0641.4073.091灰渣总量3.5361.5192.0094.414灰量（t/d）25.4410.92014.44831.752渣量59.42425.53633.76874.184灰渣总量84.86436.45648.216105.936灰量（t/a）7950.0003412.50045159922.5渣量18570798010552.523182.5灰渣总量2652011392.515067.533105注：a、锅炉机械未完全燃烧热损失q4=2.39%；b、除尘效率99.85%；c、飞灰和底渣份额比3:7；d、机组日利用小时数按24h计算，年利用小时数按7500h计算；6.8.2主要设计原则本期工程采用灰渣分除、干湿分排的原则设计。除渣系统采用滚筒冷渣器+刮板输送机+斗提的干式机械除渣方案；除灰系统采用正压气力除灰系统集中至灰库。灰渣全部综合利用，所以不考虑灰场。6.8.3炉底渣系统随着科技进步和环境保护、综合利用以及节水力度的进一步加大，目前在北方缺水、煤灰特性适合的地方多采用风冷式干排渣装置。本机组锅炉为循环流化床锅炉，所以本工程炉底渣处理系统，采用传统的滚筒冷渣器+刮板输送机+斗提的干式机械除渣方案。炉底渣由锅炉排渣口落到滚筒冷渣器，在冷渣器中进行充分冷却，并排入布置于锅炉零米层的刮板输送机进行输送，在刮板输渣机的末端布置一台斗式提升机，将冷却的干渣提升后排入渣仓进行临时储存。每台锅炉配置2台滚筒冷渣器（一台运行一台备用），一台斗式提升机和一台刮板输送机。冷渣器出力为2.5～4t/h，冷渣器采用除盐水或者凝结水对底渣进行冷却。刮板输送机和斗式提升机出力为2.5～7，渣仓直径8m，有效储渣容积～95m3第182页 ，可储存设计煤种约24h渣量。渣仓布置在锅炉房外侧，靠近锅炉房处，下设卸渣设备和运渣通道，可供运渣汽车直接装渣，并运送至综合利用。干式机械除渣系统工艺流程图见除渣系统图。6.8.4除灰系统本工程干灰气力集中拟采用正压浓相气力输送系统。正压浓相输送系统与其他气力输送系统相比，在适用范围内，具有系统先进、输送速度低、能耗低、磨损小、系统简单可靠等特点，在500m以内的输送距离条件下，该系统具有很高的灰气比，并且具有很优良的运行业绩，在环境清洁、布置美观及运行维护等方面，均优于其它灰处理系统。系统采用多泵制运行方式，最大限度地减少输送系统中耐磨出料阀的数量，减少了系统的检修工作量。浓相输送采用低流速设计，输灰管道可采用普通碳钢管，只有弯头部分采用耐磨材料。除尘器、省煤器每个灰斗下均设置发送器，在压缩空气的作用下通过管道，将各灰斗内的排灰输送至储灰库和渣仓，系统简洁、可靠。由于系统输送灰气比高，空气消耗量小，需配备的空压机系统的容量相应减小，从而可降低投资及运行能耗。本工程每套气力输灰系统出力按不小于设计煤种排灰量的150%考虑，即输灰系统设计出力每台炉按1.6t/h考虑。飞灰气力集中系统工艺流程图见除灰系统图。本期工程和预留的2期工程共设1座Φ7m的钢结构储灰库，灰库有效容积为100m3，可储存两台炉燃用校核2燃料时约32h的灰量。灰库的顶部，均配有布袋除尘器，使灰库外排空气的含尘量符合国家有关标准。同时还设有真空压力释放阀，保证灰库在大量卸灰或温度急剧变化时，平衡灰库内外压力，从而保证灰库的安全。另外还设有检修起吊设施，以便正常检修时使用。每座储灰库下均设有干、湿灰排放口，根据用户的需要可分别卸料到罐车外运供综合利用。或加水搅拌制成湿灰后，供湿灰用户。也可直接输送到事故储灰罐存放。为保证灰斗灰库中存灰的流动性，在灰斗锥部和灰库库底设置有气化风系统。气力输送系统用气由全厂压缩空气中心供气。该中心为除灰、热机、热控、脱硫、脱硝、化学等专业提供仪表、检修、输送气源。两台炉拟设3台螺杆式空压机，2台运行，1台备用。螺杆式空压机单机参数：7.8Nm3/min，0.8MPa；组合式空气后处理设备单机参数：9.5Nm3/min，0.8MPa。6.8.5除灰渣系统用水要求第182页 除渣系统滚筒冷渣器采用除盐水或者凝结水对锅炉底渣进行冷却，冷却水进行回收并利用。除灰渣系统均采用干式处理方式，仅在外运时调湿灰、渣装车时需用水，干渣加水后含水率大约20％，干灰加水后含水率大约15％，干灰、干渣加湿用水来自循环水排污水。配气中心设备（空压机、后处理设备）均采用风冷，无需冷却水。6.8.6除灰渣系统控制除灰渣系统所有的控制均纳入全厂DCS控制系统。6.9化学水处理系统6.9.1设计依据6.9.1.1装机容量本期工程装1台30MW湿冷供热机组，配1台国产高温高压锅炉（130t/h），减温方式采用喷水减温，预留二期第2台机组扩建场地。6.9.1.2水源及水质本期工程锅炉补给水处理系统和热网补充水系统水源拟采用当地污水处理厂的再生水，水质资料满足一级A标准，水质资料暂缺。6.9.1.3热负荷本期工程工业热负荷为40t/h，冷凝水不考虑回收，采暖期热网循环水量为4300t/h。6.9.1.4水汽质量标准依据《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》(GB/T12145-2008)，水汽质量应符合以下规定：1）锅炉给水质量标准锅炉给水质量标准按《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》高压汽包锅炉方式进行设计。氢电导率（25℃）≤0.30μS/cm溶氧≤7μg/L铁≤30μg/L铜≤5μg/L联胺≤10～50μg/L油≤1.0μg/LpH（25℃）(有铜)8.8～9.3二氧化硅保证蒸汽二氧化硅符合标准第182页 TOC≤500μg/L2）蒸汽质量标准钠≤5μg/kg氢电导率（25℃）≤0.15μS/cm二氧化硅≤15μg/kg铁≤15μg/kg铜≤3μg/kg3）锅炉炉水质量标准pH：9.0-10.54）凝结水质量标准溶解氧：≤50μg/L硬度：≈0μmol/L氢电导率（25℃）≤0.30μS/cm5）热网补充水标准硬度<600μmol／L悬浮物<5mg／L6.9.1.5化学试验室的仪器设备配置化验室的主要仪器设备的配置按照《火力发电厂化学设计技术规程》规定进行配置。配备有水、油主要分析仪器，可以满足新建机组的需要。6.9.2锅炉补给水处理系统6.9.2.1锅炉补给水处理系统出力电厂汽水损失及各种用汽情况详见下表：表6.9.2.1-1电厂汽水损失及补水情况表序号损失种类单位（t／h）1正常汽水损失130×1×3%=3.92排污损失130×1×2%=2.63热网补水434工业抽汽405设计取值正常除盐水：46.5、热网补水：43根据上表计算结果，结合本工程确定的装机方案，并考虑系统自用水，确定锅炉补给水量的设计值为50t/h。第182页 6.9.2.2系统的选择锅炉补给水水源为中水，有机物含量较多，因此本期工程系统工艺流程如下：中水深度处理站来水→化学补水泵→自动清洗过滤器→浸没式超滤装置→超滤抽吸泵→清水箱→超滤出水提升泵→保安过滤器→反渗透高压泵→一级反渗透装置→淡水箱→二级反渗透高压泵→保安过滤器→二级反渗透装置→反渗透水箱→电除盐给水泵→电除盐（EDI）装置→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。6.9.2.3设备出力选择本期工程锅炉补给水设备出力如下：自动清洗过滤器2X90t/h超滤装置2X86t/h一级反渗透装置2X62t/h二级反渗透装置2X55t/h电除盐（EDI）装置2X50t/h除盐水箱2X200m36.9.2.4系统的连接方式及操作方式系统中的自动清洗过滤器、超滤装置采用并联母管制连接，反渗透装置、EDI电除盐装置采用单元母管制连接。超滤装置、反渗透装置、电除盐装置、过滤器的投运采用程控、远方操作及就地操作相结合方式。6.9.2.5废液的存储及排放过滤器反洗水和超滤装置浓水回水至深度处理站生水池回用，一级反渗透装置浓水、清洗水及电除盐极水回收至废水池，经废水泵输送至工业废水集中处理站。二级反渗透浓水和电除盐浓水回一级反渗透保安过滤器进水管。6.9.2.6系统处理后的水质标准硬度～0μmol/L二氧化硅≤20μg/L电导率(25℃)≤0.20μS/cm6.9.2.7锅炉补给水处理室设备布置第182页 锅炉补给水处理车间布置见总平面图纸。水处理按两列式布置，即除盐过滤间和水泵、加药间，室外布置有生水箱、超滤水箱、除盐水箱、废水池等。水处理室为两层建筑，利用原有建筑改造而成，二层为试验层，用于运行控制、化验和办公等。6.9.3循环水处理本期工程汽轮机凝汽器冷却系统采用二次循环湿冷系统，辅机冷却采用工业水冷系统，补水采用中水深度处理站的出水。在选择该系统时，除满足工业循环冷却水系统防垢、防腐、防微生物滋长等要求外，对环境保护、节约用水、药品供给、水工构筑物耐腐蚀性以及电厂水量平衡等各方面因素，均需考虑。6.9.3.1防垢处理采用加水稳剂处理为了更有效的节约用水，提高浓缩倍率，依据原水的水质特点，本设计阶段浓缩倍率按3.0设计，水稳剂处理加药装置以及水稳剂药品贮存均设在循环水加药间内。6.9.3.2防微生物滋长处理采用次氯酸钠杀菌处理循环冷却水中有机附着物的形成和微生物的生长有密切的关系。因为微生物在成长和繁殖过程中会放出粘液，成了附着物的媒介物。为了杀死冷却水中的微生物，本期工程采用定期向循环水中人工投加次氯酸钠杀菌剂处理。6.9.4给水炉水加药系统给水采用加氨、加联氨处理，设置一套自动加氨和加联氨装置，采用给水泵入口侧一点加药。炉水采用加磷酸盐处理,设置一套手动加磷酸盐装置。加氨系统根据水汽取样系统的水质指标分析信号自动加药，加药系统监视和控制在DCS中完成。加药装置集中布置在锅炉料仓间零米。6.9.5汽水取样系统本期机组设置1套集中水汽取样分析系统，并设置必要的在线仪表。信号送至单元机组DCS，其监视和对加药系统的控制在DCS中完成。水汽取样分析系统包括高温冷却架和低温仪表屏，设备集中布置在锅炉料仓间零米。6.9.6热网补充水处理由于本工程采用锅炉排污扩容水以及再生水作为热网补给水水源，水质资料暂缺。本期工程热网补充水拟采用超滤、反渗透系统的处理工艺。本期工程闭式热网正常补充水量在21.5~43t/h之间，其中锅炉排污水2.6t/h补入热网，其余部分由锅炉补给水处理系统一级反渗透出水供给。因此本期工程热网补充水系统设备出水按40t/h考虑。6.9.7工业废水集中处理第182页 根据《火力发电厂废水治理设计技术规程》（DL/T5046），本期工程设工业废水集中处理设施，最大处理水量为20t/h，采用中和絮凝澄清过滤处理工艺。6.9.8再生水深度处理本期工程电厂工业用水水源为当地污水处理厂处理后的再生水，水质资料暂缺，根据目前收集信息，污水处理厂的出水能达到国家一级排放标准的A标准。本期工程再生水深度处理系统暂按石灰—混凝澄清处理系统。本期工程中水深度处理站设计出力为200t/h。主要设备参数：高密度沉淀池2X200t/h变孔隙滤池2X200t/h中水深度处理系统设计为自动程序控制，减少人员工作量。6.10热工自动化部分6.10.1概述6.10.1.1主辅设备概况本工程建1台130t/h高温高压循环流化床秸秆锅炉，配1台高温高压、单缸、高转速轴向排汽供热式汽轮机，功率为25/30MW（抽汽/纯凝），发电机为1台三相交流可控硅励磁方式空冷发电机，额定功率为35MW。锅炉设有2台鼓风机、流化风机和2台引风机。主蒸汽系统采用分段母管制，高压给水系统采用切换母管制系统，配1台定速电动给水泵、1台变频给水泵。辅助系统设有锅炉补给水处理系统、工业水和循环冷却水系统、燃油泵房、秸秆输送系统、启动锅炉房等。6.10.1.2热自动化设计范围本期工程热工自动化设计范围包括上述主辅设备、辅助车间工艺系统和设备：1)主机控制系统：包括循环流化床秸秆锅炉、高转速汽轮发电机组及相应的辅助系统与设备；2)脱硝系统、循环水泵房等系统；3)辅助车间系统：包括锅炉补给水处理系统、工业废水处理系统、除灰、除渣控制系统、综合水泵房、燃油泵房及氨制备等系统。4)全厂火灾检测报警与消防控制系统；5)全厂闭路电视监视系统；第182页 6)热工自动化试验室。6.10.2控制方式及自动化水平本工程的热工自动化水平，综合体现在控制方式、热工自动化系统的配置与功能、运行组织、控制室布置、主辅设备可控性及运行管理水平等方面。为节能环保，减人增效，本工程控制方式及自动化水平按如下方案设计：1）炉、机、电、升压站、灰渣、除尘、脱硝、循环冷却水等，采用DCS集中控制方式，共设一个集中控制室，在集中控制室内实现对整个机组及相应辅机系统运行监控。2）辅助车间，如水务系统、燃料系统等采用PLC就地集中控制方式，分设就地集中控制室，实现对辅助车间系统的运行监控。自动化水平的设计能实现下列基本要求：(1)在少量现场操作人员配合下，在集中控制室内实现机组的启停；(2)在集中控制室内实现正常运行工况的监视和调整；(3)在集中控制室内实现异常工况和紧急情况事故处理及停机；3）运行人员在集中控制室以DCS操作员站和辅助车间集中控制系统上位机作为监控中心；同时在操作台上配置必要的锅炉、汽机、发电机的硬接线紧急停止按钮及重要辅机硬接线操作按钮，以确保机组在紧急情况下安全停机。4）按照上述对机组监控的基本要求，本工程分散控制系统功能将包括：数据采集及处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCSB/T）、（SCSG/A）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）。锅炉、汽机、发变组及厂用电、燃油泵房、循环水系统等均在DCS中实现。5）设置一套全厂闭路电视监视系统(CCTV)，对于无人值班的辅助车间运行状况、一些重要辅助设备的运行状态及一些危险区域的情况，通过就地摄像头、传输电缆把现场的视频信号传到集中控制室等控制地点，对各个生产场所进行直观的监视。6.10.3控制室布置本工程设全厂集中控制室和电子设备间，位于B-C列8米层，与锅炉运转层标高相同，电子设备间下设电缆夹层；B-C列零米布置电气低压配电室。锅炉补给水处理等辅助系统在各自车间设就地控制室。在集中控制室内布置DCS操作台及工业电视监示器等，构成生产过程监控中心。通过DCS操作员站可实现机组的炉、机、电及相应辅助系统的监视和操作。全厂消防监控盘布置在控制室运行人员方便监视到的位置。集中控制室面积约为100m2。第182页 集中控制室附近除设电子设备间外，还设有工程师室、会议室、交接班室等。6.10.4分散控制系统（DCS）主要功能6.10.4.1数据采集和处理(DAS)功能--采集工艺系统的各种参数、设备状态信号。--输入信号的正确性判断、数字滤波、非线性校正、参数补偿、故障检查及工程单位变换处理。--报警值检查、超限报警、超限时间累计。--参数计算，包括和、差、平均、最高、最低、累计、变化率、热焓等。--性能计算。--事故追忆，事故顺序记录。--操作记录、辅机运行时间累计。--LCD显示。--制表打印、记录。趋势记录。--运行操作指导等。6.10.4.2模拟量控制(MCS)功能MCS主要由机组控制系统及其子系统和其它闭环控制系统组成。主要闭环控制系统项目如下：(1)锅炉燃烧量控制系统(2)锅炉送风量控制系统(3)锅炉炉膛压力控制系统(4)锅炉一次风控制系统(5)锅炉蒸汽温度控制系统(6)锅炉汽包水位控制系统(7)流化风机控制系统(8)流化床床温控制系统(9)流化床料位控制系统(10)除氧器压力控制系统(11)除氧器水位控制系统(12)凝汽器热井水位调节系统(13)给水泵再循环流量控制系统第182页 (14)加热器水位控制系统等除主设备配套供货的控制装置外，其余自动控制系统的控制均包括在分散控制系统中。6.10.4.3顺序控制(SCS)功能本工程顺序控制系统按功能组级和设备级设计，根据工艺系统及辅机设备特点，划分若干子组级功能组进行控制，并完成相应的联锁保护。拟定如下子组级功能组：1）烟风系统功能组（1）一次风机子功能组（2）二次风机子功能组（3）高压流化风机子功能组（4）引风机子功能组（5）锅炉给水、减温水子功能组2）汽机及除氧给水系统功能组（1）凝结水泵子功能组（2）除氧器子功能组（3）高压加热器功能组（4）凝汽器抽真空功能组（5）给水泵子功能组3）发电机--变压器和厂用电源系统（1）发电机--变压器功能组包括发电机--变压器组的断路器、隔离开关、接地开关及励磁系统的控制，不设常规控制。在LCD操作台上设置发变组紧急跳闸按钮，不经过DCS直接动作于断路器跳闸。（2）厂用电源系统功能组6.10.4.4锅炉炉膛安全监视及燃烧管理系统(FSSS)功能该系统的主要任务是实现锅炉炉膛安全监视和保护，功能范围还包括给料机、油枪点火装置的启、停和运行控制。--锅炉点火前的炉膛吹扫及检漏测试--自动或手动点火油燃烧器和燃料的切投--点火装置和燃烧器的启/停监视第182页 --为点火器监视和控制提供必要的操作接口--为锅炉控制及保护系统(如MFT)提供必要的接口--火焰检测--炉膛和烟道的防内爆、防外爆保护等。6.10.4.5汽轮机数字电液控制系统(DEH)功能汽轮机数字电液控制系统(DEH)可以实现汽机从盘车开始到带满负荷及正常运行的监视与控制；操作人员可以通过操作员站对汽机的目标转速、目标负荷、升速率和升负荷率进行设定，并对阀门进行手动操作。DEH系统的基本功能和运行方式如下：1）DEH基本功能（1）转速控制（2）负荷控制和负荷限制（3）主汽压力控制（4）自动同期控制（5）汽轮机超速保护、甩全负荷及甩部分负荷保护等2）DEH运行方式（1）操作员手动方式（2）操作员自动方式(ATC监视)（3）汽轮机自动方式(ATC控制)系统应有足够的冗余度以确保运行可靠性。6.10.4.6汽轮机监视仪表(TSI)汽轮机配备完整的汽轮机监视仪表(TSI)1）TSI至少应包括：（1）汽轮机转速（2）每个轴承的绝对振动（3）每个轴承对轴的相对振动（4）轴向位移（5）轴偏心（6）胀差（7）汽缸膨胀等其他系统不再详述。第182页 6.10.5热工自动化设备选择1）DCS主要硬件配置根据本工程预期自动化水平，DCS主要人机接口硬件配置如下：运行操作员站5套（包括DEH1套）记录打印机2台彩色图形打印机1台工程师站1套（包括DEH1套及打印机）历史数据站1套其他外设等2）本工程分散控制系统的选型主要依据下列原则：所选的系统必须具有当今实践证明是先进的应用技术，并且具有发电厂同容量以上机组使用业绩。应为今后的维修服务和备品备件的来源提供方便，并能根据工程特点编制应用软件。具有电站锅炉、汽机、发电机工程经验，并且价格合理、服务周到。分散控制系统的最终选型，有待工程实施招标过程中，经过详细的技术经济比较后决定。3）DEH、ETS及TSI根据工程经验，DEH、ETS、TSI等均由汽轮机厂成套供货，其中DEH系统硬件与DCS硬件一致。4）就地设备变送器采用进口智能型产品，主要压力、液位、流量、温度保护用信号采用进口优质开关或采用冗余设置变送器。分析仪表采用进口产品。执行机构采用进口或引进技术生产的电动或气动执行机构，其中电动执行机构或电动头采用智能一体化型。6.10.6电源和气源1）交流不停电电源（UPS）每台机组设一套交流220V不停电电源（UPS），电源切换时间不大于5ms。该电源供热工自动化系统（包括机组DCS、DEH、ETS等设备）、检测仪表、执行机构等设备用电。在厂用电中断的情况下，不停电电源系统应能保证连续供电30分钟。2）厂用电源作为UPS的后备电源。第182页 3）交流动力电源（380VAC）主厂房内的锅炉热力配电箱、汽机除氧给水热力配电箱等各自从厂用电引入两路380V/220V交流电源，以供电动门等设备用电。4）直流电源每台机组将引入两路互为备用的220VDC电源至热控电子设备间直流电源柜，供一些热工保护系统及设备的直流用电。5）气源主厂房内控制系统仪用气源来自专用的仪用空压机，经过除油、除水、除尘、干燥等空气净化处理。仪用净化气源品质满足如下要求：（1）供气压力：一般为0.5-0.8MPa（2）露点：工作压力下的露点，应比工作环境的最低温度低10℃（3）含尘：净化后的气体中，含尘微粒直径应不大于3um（4）含油：气源装置送出的气体，含油量应控制在8ppm以下。6.10.7热工试验室热工试验室设备根据《火力发电厂热工自动化试验室设计标准》配备，以满足仪表检定、校验、调试和维修的需要。6.11主厂房布置6.11.1主厂房布置原则主厂房布置按1×130t/h高温高压循环流化床锅炉+1×30MW汽轮发电机组设计。充分考虑秸秆电厂的特点和工艺流程要求，充分考虑各有关专业设备布置和安装、检修场地等因素，合理压缩主厂房体积和占地面积，从而节省管道、电缆和土建三材用量，节省投资。按此原则初步提出布置方案。6.11.2汽机房布置本期工程主厂房按1台C25汽轮发电机组考虑。主厂房布置形式如下：汽机间跨度18米，除氧间跨度9米，采用5柱间距6米和1个7米柱距，总长37米。汽机房钢梁下弦最低标高13.4米，吊车轨顶标高10.5米，设置1台30/5t桥式吊车。第182页 汽轮机采用轴向排汽，低位布置。机座运转层标高约4米。机组纵向布置，发电机朝向固定端，汽轮机发电机组整体靠近B列侧布置，预留出机组与A列之间的空间作为检修空间，不再单独设置检修跨。给水泵组布置在靠近B列侧，发电机端部主要布置电气设备。主油箱布置在机组齿轮箱下方，油箱采用集装形式。凝汽器布置在1个7米柱距内的0米地面上。汽轮机排汽侧的一个柱距采用0米和4米两层布置形式，0米层布置高压加热器、凝结水泵、射水泵、疏水泵和胶球等设备，4米层布置射水抽气器、汽封加热器，汽封供汽站等设备，并设置通向机座运转层的连接通道。汽机房A列外设置毗屋，跨度6米，占2个6米柱距。毗屋内布置两台热网循环水泵。6.11.3除氧间布置除氧电控间为五层布置：底层设有高低压配电室；第二层4.3米标高为电缆夹层；第三层8.0米为运转层，布置集控室和电子、继保设备间；第四层12.1米标高为管道夹层；第五层14.2米为高压除氧器；6.11.4锅炉房及炉后布置锅炉为半露天布置，炉顶加顶盖。锅炉运转层标高为8.0m，运转层以下封闭。一、二次风机分别布置于锅炉房零米锅炉尾部两侧，两台高压流化风机顺列布置在锅炉房K2-K3之间的零米层；锅炉两侧K1-K2柱之间，各布置一台冷渣机。受场地限制，除尘器与锅炉平行布置，炉后烟道在炉后向炉前折返，依次进入旋风预分离器、布袋式除尘器、引风机和烟囱。每台锅炉顶部设1台2吨的电动葫芦单轨，起吊炉顶保温材料、阀门等小件物品，可以从零米吊至炉顶。在其余辅助设备上，设置起吊钩以便悬挂手动葫芦。半露天布置的特点及防护措施1）锅炉房采用半露天布置，锅炉炉顶设轻型顶盖；2）引风机等设备的电动机按露天布置要求确定防护等级；3）露天布置的管道上需经常操作的阀门，布置在能避雨的平台附近；4）锅炉平台开孔穿管处及屋面穿孔四周均设护沿，穿管上设防雨帽；5）露天布置的管道和设备的保温结构满足防雨要求，保温保护层采用铝合金板。6.11.5主厂房布置主要尺寸6.11.5-1主厂房布置主要尺寸一览表序号项目单位数据一跨度尺寸第182页 1汽机房m18.002除氧间跨度m9.003C列距炉后烟道支架距离m1.504料仓间跨度m8.005炉前间距m1.506锅炉跨度(K1)—(K4)m23.107炉后烟道支架跨度m5.008炉后烟道支架最后排柱与旋风除尘前排柱间距m5.609旋风除尘前排柱与后排柱间距m3.8010旋风除尘后排柱与布袋除尘器前排柱间距m4.5011布袋除尘器前排柱与后排柱间距m14.1012布袋除尘器后排柱与烟囱中心线间距m17.7213锅炉中心线与除尘器中心线间距m20.00二柱距1汽机房、除氧间m6.00/7.00三主厂房全长1汽机房、除氧间m37.00四高度尺寸1除氧层标高m14.202给料机层标高m15.203输料层标高m25.704烟囱高度m120.006.12建筑结构部分本工程汽机间为跨度18米的框排架结构；除氧间为五层布置：底层设有高低压配电室；第二层4.3米标高为电缆夹层；第三层8.0米标高为机、电、炉集控室层；第四层12.1米标高为管道夹层；第五层14.2米标高为除氧间；锅炉8.0米标高以下采用紧身封闭布置。6.12.1主要设计技术数据1）本区抗震设防烈度为6度。设计基本地震加速度值为0.05g。2）本场地土层属中软场地土，属III类建筑场地。3）基本风压值采用0.35kPa。4）基本雪压值采用0.30kPa。5）主要地基持力层地基承载力标准值及桩基设计参数如下表：第182页 （1）第一层素填土层，厚度大约0.8~1.4米，（2）第二层中粗砂层，厚度约6.0～9.8米，地基承载力特征值[Fk]=150kPa,（3）第三层粗砾砂层，厚度大大于6.0米，地基承载力特征值[Fk]＝180kPa，地下水埋深大于20米。6）主厂房及其他建筑物的楼、地面活荷载取值，按《火力发电厂土建结构设计技术规定》(DL5022-2012)和《火力发电厂主厂房荷载设计技术规程》(DL/T5095-2007)确定，设备荷载由工艺专业提供。6.12.2建（构）筑物安全等级1）本期建（构）筑物根据其使用功能的重要性分为两类：丙类：主厂房、综合楼、化学水处理车间等。丁类：厂区围墙。全厂主要建筑物安全等级、重要性类别及地震设防烈度如表6.12.2-1所示。表6.12.2-1主要建筑物安全等级、重要性类别及地震设防烈度表序号名称安全等级重要性类别抗震设防烈度一主厂房建筑物1汽机房、除氧间、锅炉房二丙6二炉后构筑物1送风机基础及检修支架二丙62除尘构筑物二丙63引风机基础及检修支架、烟道支架二丙6三电气建(构)筑物135kV配电装置三丙62主变、启备变基础三丙6四燃料建(构)筑物1输料栈桥二丙62料仓间三丙6五除灰建(构)筑物1空压机室三丙62除灰构筑物三丙62）抗震设防原则根据《建筑抗震设计规范》GB50011-2010和《火力发电厂土建结构设计技术规定》DL5022-2012规定，厂区内所有建、构筑物均按抗震设防烈度6度采取抗震构造措施。6.12.3地基及基础第182页 根据以往类似工程荷载情况结合本厂区现有地质资料，主厂房、综合楼、化学水车间等主要生产建（构）筑物以及其他附属构筑物地基均采用天然地基。6.12.4主厂房建筑结构设计6.12.4.1主厂房建筑1）主厂房布置本期工程主厂房按1台30MW单抽凝汽式供热发电机组考虑。1台30MW单抽凝汽式供热发电机组主厂房：汽机间跨度18米，除氧间跨度9米，纵向柱间距6/7米，总长37米。汽机间屋面采用双坡钢梁和彩钢夹芯板，钢梁下弦最低标高13.4米,吊车轨顶标高10.5米,设置1台30/5t桥式吊车。除氧间为5层布置：底层设有高低压配电室；第二层4.3米标高为电缆夹层；第三层8.0米标高为机、电、炉集控室层；第四层12.1米标高为管道夹层；第五层14.2米标高为除氧间。锅炉间跨度10.5米，柱距9.1/6.6/7.4米，总长23.1米，运转层为8米。锅炉炉前设置上料间，上料间跨度为8米，长20米，底层作为锅炉炉前通道。每台锅炉炉前配备1个料仓，由皮带将秸秆送至炉前仓再通过给料机给炉膛送料。2）采光与通风汽机间以自然采光为主，人工照明为辅，集中控制室则以人工照明为主。通风采用自然进风，机械排风方式，集中控制室室内设有集中空调。不能采用自然通风及有特殊要求的地方，采用机械通风。3）保温本工程处在采暖地区，因此屋面均设有保温层，窗户在不同的部位采用不同的开启方式，在满足采光和通风的要求下，尽量减少开窗面积。4）防火主厂房楼梯、通道、出入口的设置满足《火力发电厂与变电所设计防火规范（GC50229－2006）》和《火力发电厂建筑设计规程（DL/T5094-2012）》的要求。汽机房内有防火要求的房间和隔墙的门均采用防火门，管道井、电缆竖井、穿墙套管等部位按要求用防火材料堵塞。5）建筑处理第182页 建筑风格在满足工艺生产要求的前提下，力求建筑造型和立面处理简洁明快、新颖美观，充分体现二十一世纪生物质能热电厂的新形象。主厂房体量较大，是全厂的中心建筑，在建筑立面处理上通过虚实对比、材质对比、明暗对比等手法，体现出现代工业建筑简洁大方的特点。设计中注意色彩、细部构造的处理，与全厂建筑群取得统一谐调。辅助生产及附属建筑的布置和处理在满足工艺要求和方便运行的前提下，考虑现代工业建筑简洁明快的特点。各建筑的平面功能组合和空间组织，相互协调，建筑与环境协调，建筑造型和立面处理新颖美观，创造一个优美的厂区环境。主厂房为钢筋混凝土结构，汽机间屋面采用钢梁加彩钢夹芯板保温屋面，其他均为钢筋混凝土屋面卷材防水加保温隔热层。主厂房外墙面采用面砖外墙。其他各建筑物外墙面为普通混合砂浆外墙。内装饰（含楼地面、内墙面及顶棚等）根据房间各自不同的用途，采用不同的装修材料。6.12.4.2结构设计1）主厂房结构体系及结构选型（1）主厂房结构采用钢筋混凝土的框排架结构。横向由汽机房外侧柱、汽机房屋盖系统、除氧间双框架组成横向框排架体系；纵向由纵梁、框架柱组成框架承重结构。墙体均采用加气混凝土砌块墙体。（2）吊车梁结构选型吊车梁采用钢结构。（3）汽轮发电机基座汽轮发电机基座为现浇钢筋混凝土结构，基础底板为平板式。基础为独立布置。（4）汽机房山墙结构汽机房山墙采用钢筋砼结构，山墙柱顶部与屋面钢梁相连，水平力传至屋盖系统。6.12.4.3抗震设计本工程的所有建（构）物结构均按抗震设防烈度6度进行抗震验算，按6度采取抗震构造措施。另外根据抗震规范对填充墙、女儿墙等采用构造柱、圈梁、拉结筋等构造措施进行加强加固。6.13供排水系统及冷却设施6.13.1供水系统6.13.1.1供水方式第182页 根据建厂地区的气象条件及水源条件，循环水供水系统采用带逆流式自然通风冷却塔的二次循环供水系统，1机2泵1塔。本台机组设1座逆流式自然通风冷却塔，配2台循环水泵，循环水泵房布置在冷却塔附近，循环水泵房采用无人值班、遥控遥测的控制管理方式，在循环水泵房内每台循环水泵前设一台旋转滤网。每台机组冷却塔的出水由二条自流钢筋混凝土引水沟道与泵房内水泵流道连接，从泵房到主厂房及从主厂房到泵房之间的循环水干管采用焊接钢管。冷却塔布置在厂区汽机房西侧位置，机组在夏季工况运行时，循环冷却水系统按1机1塔满负荷运行；机组在冬季工况运行时，循环水用于供暖热源，辅机冷却水直接进入冷却塔水池，不上塔，仅运行冷却塔水池。6.13.1.2循环供水系统初步计算及方案选择1）气象条件行唐县属温带半干旱大陆性季风气候。春季干旱多风，夏季炎热多雨，秋季昼暖夜凉，冬季寒冷少雪，四季分明，寒暑分明。雨量集中于夏秋季节，干湿期明显，夏冬季长，春秋季短。年平均气温12.9℃，历史极低气温-17.9℃，极高气温42.8℃。多年平均降水量549mm，年平均蒸发量2192mm，且年内雨量分配不均，6、7、8、9四个月降水量占全年的降水量的77%。全年以NNW～NW～WNW方向角风频最大，年平均风速2.3m/s，最大风速24m/s。（1）气象站概况行唐气象站位于行唐县城东北“郊外”，东经114°33′，北纬38°27′，海拔高度为96.2m。该站始建于1970年。（2）常规气象表6.13.1.2-1行唐气象站常规气象项目统计成果表常规项目统计值统计年份出现时间建筑热工设计地区分类寒冷地区累年平均大气压力100.75kpa累冬季大气压力102.02kpa累夏季大气压力99.39kpa累年平均气温12.9℃累年极端最高气温42.8℃1970-20062002累年极端最低气温-24℃1970-20061985冬季采暖室内计算温度-8℃采暖期室外平均温度-0.2℃第182页 累年最热月平均温度26.6℃1970-2007累年最冷月平均气温-4.0℃1970-2007冬季平均风速1.4m/s最多风向全年SE夏季SE冬季N最冷月平均相对湿度52最热月平均相对湿度75年平均降水量549mm年最大降雨量1472.7mm年最小降雨量209.6mm日最大暴雨量286.3mm累年平均雷暴日数30.4d1970-2006累年平均降雨日数66.7d1971-2000累年平均降雪日数12.6d1971-2000最大积雪厚度19cm最大冻土深度0.56m1971-20001972地震基本烈度6采暖期天数121采暖起止日期11.15-3.15采暖期度日数2202.2℃d采暖小时数2904（3）设计风速30年一遇10m高10min平均最大风速，即设计风速按24.8m/s。（4）风向频率行唐气象站1971－2000年全年盛行风向为：NW；风向频率为：7%。2）循环水系统方案本设计阶段根据初步的循环水系统优化计算，暂定循环水系统方案,如下：循环水泵运行台数：根据不同季节及不同的热负荷工况，循环水泵的运行台数分别2台循环水泵运行及1台循环水泵运行；冬季工况时可考虑一泵运行。夏季纯凝工况循环水冷却倍率为60倍左右；冬季工况循环水冷却倍率为40倍左右。机组配置的冷却塔淋水面积：1500m2左右、塔高65m。机组凝汽器冷却面积：3000m2。循环水干管管径：DN1000。第182页 待初步设计阶段对循环供水系统作进一步优化研究，凝汽器冷却面积最终通过主机招标确定。6.13.1.3循环供水系统需水量根据循环供水系统优化计算推荐的冷却倍率，夏季采用60倍左右，其他季节采用40倍左右。夏季纯凝、抽汽工况及冬季抽汽工况需水量见表6.13-1，表6.13-2，表6.13-3.表6.13.1.3-1夏季纯凝工况循环水量序号机组容量（MW）凝汽量（t/h）凝汽器冷却水（t/h）辅机冷却水（t/h）总冷却水量（t/h）11×3010066006606660表6.13.1.3-2夏季抽汽工况循环水量序号机组容量（MW）凝汽量（t/h）凝汽器冷却水（t/h）辅机冷却水（t/h）总冷却水量（t/h）11×3057.434446604104表6.13.1.3-3冬季抽汽工况循环水量序号机组容量（MW）凝汽量（t/h）凝汽器冷却水（t/h）辅机冷却水（t/h）总冷却水量（t/h）11×305906606606.13.1.4循环水系统设备及设施1）循环水泵及循环水泵房本工程机组配2台立式斜流循环水泵，循环水泵布置在冷却塔附近，循环水泵参数如下：流量：Q=3330m3/h扬程：H=0.26MPa转速：n=980r/min配套电机：P=350kW电压：U=6000V主厂房与冷却塔之间用DN1000（mm）循环水压力管道连接，降温后的水由冷却塔回到循环水泵前池，采用自流钢筋混凝土流道连接。水泵起吊采用汽车吊。在泵房布置2台2000m的旋转滤网或网蓖清污机，清除循环水中的杂物。循环水泵出口采用液控止回蝶阀，以消除停泵水锤。2）循环水管、沟第182页 考虑到本工程的循环水采用中水，循环水压力主管道采用焊接钢管，循环水压力支管采用钢管，内壁采用热熔环氧树脂防腐、外壁采用环氧煤沥青加强防腐；循环干管管径选择DN1000mm，支管管径选择DN800mm。降温后的水由冷却塔回到循环水泵前池，采用自流钢筋混凝土流道连接，自流沟尺寸为B×H=2000×2.50(mm)。3）冷却塔根据初步优化计算结果，本工程机组适配1座淋水面积为1500m2的自然通风冷却塔，初步拟定的自然通风冷却塔几何尺寸如下：淋水面积：1500m2塔顶标高：65m进风口标高：5.0m配水管中心标高：8.40m填料顶标高：8.20m填料高度：1.00m竖井顶标高：13.80m±0.000m直径：47.72m上述标高值均以水塔集水池水面为±0.000m计。冷却塔的配水采用管式配水，单竖井供水。配水系统由竖井、主水槽、配水管及喷嘴组成。配水系统的布置为单竖井向全塔供水，主水槽为封闭的上下双层布置，上层供水塔内围区配水，下层供水塔外围区配水，闸门控制。配水管采用PVC塑料配水管，喷头采用XPH改型喷嘴，采用PVC塑料填料，安装有PVC塑料除水器或玻璃钢除水器。6.13.2补给水系统6.13.2.1补给水水源补给水水源为工业园区污水处理站中水。备用水源为工业园区自来水。补给水管采用2根DN200的钢管，敷设至电厂内中水深度处理站，厂外补给水管线约为1km。中水深度处理站出水管道直接补水去冷却塔和化学用水，补给水管道进厂处设阀门及流量计。各用水点处设阀门及流量计。6.13.2.2补给水量电厂加强节水措施，采用先进的水处理方式，提高重复用水率。本期工程安装1×30MW级机组时补给水量见表6.13.2.2-1、表6.13.2.2-2。表6.13.2.2-1夏季抽汽工况补给水需水量表第182页 序号项目需水量（m3/h）回收水量（m3/h）实耗水量（m3/h）回收水用途1冷却塔蒸发损失53.4053.42冷却塔风吹损失2023水塔排污损失24.6024.6回收到公用水池，用于煤灰渣加湿及厂区冲洗，剩余水量排入工业园区工业废水处理站处理后再利用4汽机房冲洗用水514采用公用水5化学水处理用水791046.5回收到公用水池，用于煤灰渣加湿及厂区冲洗，剩余水量排入工业园区工业废水处理站处理后再利用6除灰渣用水101采用公用水7道路及绿地浇洒101采用公用水10物料用水404采用公用水12生活用水202回收1.6t/h到园区生活污水处理站13未预见水量60614合计17811167动力车间夏季工况1×30MW机组最大需水量167m3/h由上表可看出，本工程夏季工况下，动力车间用水量约为167m3/h。其中生活用水2m3/h，工业用水165m3/h.表6.13.2.2-2冬季采暖抽汽工况补给水需水量表序号项目需水量（m3/h）回收水量（m3/h）实耗水量（m3/h）回收水用途1冷却塔蒸发损失5052冷却塔风吹损失0.500.53水塔排污损失202回收到公用水池，用于煤灰渣加湿及厂区冲洗，剩余水量排入工业园区工业废水处理站处理后再利用4汽机房冲洗用水5145化学水处理用水1461089.5回收到公用水池，用于煤灰渣加湿及厂区冲洗，剩余水量排入工业园区工业废水处理站处理后再利用6除灰渣用水101采用公用水7道路及绿地浇洒101采用公用水10物料用水404采用公用水12生活用水202回收1.6t/h到园区生活污水处理站13未预见水量606第182页 14合计17311162动力车间冬季工况1×30MW机组最大需水量162m3/h由上表可看出，本工程冬季工况下，动力车间用水量约为162m3/h。其中生活用水2m3/h，工业用水160m3/h.本工程夏季最大小时用水量约为167m3/h，冬季最大小时用水量约为162m3/h。按机组年利用小时数7500h计，工业用水设计年用水量为136.13×104m3/a。生活用水设计年用水量为1.75×104m3/a。6.13.2.3节水措施1）取样冷却水用水采用闭式循环冷却系统，减少冷却水的排放量；其他工业水回收，用于循环水系统或除灰系统。2）对冷却塔的补水系统采用自动调节方式，根据不同季节不同工况引起的补给水量变化自动调节补给水量，减少补给水的浪费；加强各用水点的用水和排水水量、水质的监控、监测，按水质、水量要求控制调度全厂用水。3）循环水排污水部分回收利用于电厂公用水系统。4）采用干除灰、干除渣，节约除灰渣用水。5）工业废水集中后，经过处理重复利用于除灰渣用水、输料冲洗水、主厂房冲洗水、道路喷洒、植被绿化等。6）生活污水经处理后回收至工业园区生活污水处理站处理后回用于工业园区。7）冷却塔设高效除水器。6.13.3生活给水及排水系统6.13.3.1生活给水系统电厂生活用水量包括职工饮用水、淋浴用水等。电厂本期工程1×30MW机组生活用水量见表6.13.3.1-1。表6.13.3.1-1本期电厂生活用水量序号用水对象用水对象数量及用水标准用水量每日(人)每班(人)用水标准时变化系数日用水量(m3/d)时用水量(m3/h)1生产人员饮用水906035L/(人.班)2.52.10.222生产人员淋浴用水906060L/(人.班)3.60.653生产办公楼用水90100L/(人.d)2.590.934未预见水量20%30.125第182页 5合计17.72.0注：定额人员（含后勤服务）按100人计。生活水源为工业园区自来水，考虑到园区自来水压力不能满足电厂需要，在综合泵房内设置生活水箱一座，生活水泵两台，一运一备。生活水泵规范如下：型号:立式离心泵（一运一备）流量:10m3/h扬程:0.60MPa电机功率:7.5kW电压:380V台数：2台电厂生活给水系统主要供给主厂房及附属辅助建筑物、厂前建筑的生活用水，在厂区主厂房及附属辅助建筑物、厂前建筑区域均匀布置有生活给水管道，管道最大管径DN100。6.13.3.2生活污水排水系统生活污水主要包括厂区内生产建筑物、附属、辅助建筑物的生活污水排水。生活污水出建筑物处设置化粪池，采用钢筋混凝土管道收集工业园区生活污水管网，统一排至污水处理站处理回用。本电厂不再另设生活污水处理设施。6.13.3.3雨水排水厂区主厂房屋面和各附属辅助建筑物屋面雨水经积水管排至地面，然后通过雨水口排入厂区雨水排水管道。厂区雨水排水系统按规划容量设计。厂区各种道路均设有雨水口，道路一侧设有雨水管道，地面及道路雨水经雨水口排入雨水管道。本工程在工业园区内，工业园区已设置成套的雨水系统，本电站不再另设雨水提升系统，电站内设置雨水收集管道，将雨水收集后就近排入工业园区雨水系统。6.13.4生产给水及排水系统冷却塔补充用水，化学锅炉补给水用水，此部分用水水质要求高，采用中水深度处理站处理后的出水，由补给水管道供给。循环水排污水及化学废水收集后，进公用水池，经公用水泵提升，压力管道输送至料仓间冲洗，干灰渣加湿，物料喷洒等用水点。第182页 公用水泵规范如下：型号:立式离心泵（一运一备）流量:50m3/h扬程:0.60MPa电机功率:18kW电压:380V台数：2台为了节约占地及成本，公用水泵与工业水泵、消防泵、生活泵等共同设置半地下式综合泵房一座，尺寸为22m×9m（长×宽）。地上4m，地下3m深。设置100m3标准公用水池一座，尺寸为5.6m×5.6m×3.5m（长×宽×深），利用原有地下蓄水池进行改造。剩余的循环水排污水直接排入工业园区生活污水处理站或者是工业废水处理站处理后，循环于工业园区再利用。6.13.4冷却塔结构设计结合工艺资料，冷却塔结构参数如下：淋水面积1500m2；进风口高度5.0m塔高65m水塔零米直径47.72m本工程采用常规自然通风冷却塔方案。冷却塔采用钢筋混凝土双曲线自然通风冷却塔。冷却塔基础采用环板基础，利用单独支墩将一对人字柱与环板基础连接，水池池壁与环板基础相接，不承受人字柱传下的荷载。淋水架构梁柱全部采用预制钢筋混凝土结构，中央供水竖井为现浇钢筋混凝土结构。补给水系统采用中水作为补给水水源，根据近年来采用中水做循环水补给水电厂的实际运行经验和设计经验，循环水系统混凝土结构须加强防腐，塔筒下环梁及以下塔内混凝土结构均应进行专门防腐处理，包括人字柱及支墩、淋水架构、环基、水池底板等部位，循环水系统所有与水接触的混凝土结构表面涂刷专门的耐酸、耐碱加强型防腐涂料。循环水进水流道、循环水联络流道等均按此防腐措施对流道内壁进行防腐。冷却塔地基处理，根据现有地质报告第182页 ，本阶段冷却塔地基处理暂按环板基础下换填级配砂石考虑。6.13.5循环水泵房循环水泵房1座（含化学加药间），平面尺寸为15.5m×9.5m，地下深6.7m，地上高7.0m，地上钢筋混凝土框架填充墙结构，地下钢筋混凝土箱形基础，暂按天然地基方案。6.13.6综合水泵房综合水泵房1座，平面尺寸22.5m×9.5m，地下深3.6m，地上高6.0m。地下部分采用钢筋混凝土箱型基础,地上部分采用钢筋混凝土框架填充墙结构，暂按天然地基方案。6.13.7抗灾能力评价厂区场地土类型为中软土，建筑场地类别属III类。厂区地震基本烈度为6度，本工程自然通风冷却塔、循环水泵房、综合水泵房属于重点设防类，按高于本地区抗震设防烈度一度的要求加强其抗震措施。6.13.7-1水工主要建（构）筑物抗震措施设防烈度汇总表建构筑物名称抗震设计布置地震作用计算抗震措施设防烈度自然通风冷却塔钢筋混凝土6度7度循环水泵房框架6度7度综合水泵房框架6度7度6.14贮灰渣场电厂灰、渣、脱硫脱硝副产物综合利用，本工程不设贮灰渣场。6.15消防系统为了保护人身及财产安全设置本系统，全部的消防设备按照中国国家标准的技术要求设置。主要设计依据为：1）《中华人民共和国消防法》2）《建筑设计防火规范》GB50016-20143）《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-20064）《水喷雾灭火系统设计规范》GB50219-955）《电力设备典型消防规程》DL5027-936）《气体灭火系统设计规范》GB50370-20057）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-20058）《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-98第182页 9）《建筑内部装修设计防火规范》（2001年局部修订）GB50222-1995电厂消防用水主要为消火栓用水，根据规范要求，本工程无需设置自动水消防系统。消防系统主要包含下列子系统。电厂消防系统包括水消防系统及特殊消防系统，根据规范要求，本项目设置消火栓系统和自动消防炮系统。水源为城市自来水，厂区设独立的消防蓄水池，利用原有地下蓄水池进行改造。厂区同一时间内的火灾次数为一次。消防时由固定的消防水泵供水。6.15.1消火栓系统消防给水管网在厂区内围绕主厂房环状布置，其他建筑物处设有消防给水支管，可由支管满足建筑物室内外消防用水的要求。室外消火栓采用地上式消火栓，消火栓有一个直径为100mm及一个直径为65mm的栓口，室外消火栓处装置有水龙带、水枪等设施。室外消火栓沿道路设置，经计算室外消火栓间距在主厂房周围为60m，其他区域为80m。电厂消火栓消防用水量为：1）主厂房室内消火栓消防用水量为35l/s，室外消火栓消防用水量为25l/s，火灾延续时间为2小时，计算一次消防用水量为432t；2）半露天燃料仓库室外消防用水量为60l/s，火灾延续时间为6小时，计算一次消防用水量为1296t；3）封闭燃料仓库室内消火栓用水量为25l/s，室内消防炮用水量为60l/s，室外消火栓用水量为45l/s，消火栓火灾延续时间为3小时，消防炮火灾延续时间为1小时，计算一次消防用水量为972t。在电厂内设置2座1000m3消防蓄水池，采用已有水池改造。,在综合泵房内设置两台消防泵，Q=468m3/h，H=90m；设置两台稳压泵，Q=18m3/h，H=100m。从综合水泵房内的消防水泵上有2条输水管向环状管网输水，环状管网用阀门分成若干独立段，每段内消火栓数量小于5个，并且每段因故检修时不影响其他区域的消防用水。6.15.2移动式灭火系统保护区发生火灾时，探测报警系统向控制室的消防控制盘发出火警信号后，由值班人员到现场确认火灾后，用移动式灭火器装置进行灭火。在火灾疏散出入口、楼梯口、主厂房消火栓旁边，设有手动火灾报警按钮和移动式灭火器。任何一处发生火灾时，现场人员可按动报警按钮，报告主控室，并进行灭火。6.15.3其他灭火系统第182页 由于本工程机组容量小，不需要设置集控楼，故在集控室或者一些重要的电气设备间设置移动灭火器，以保护一些电控设备；在电缆桥架或者电缆密集处设置悬挂式干粉灭火器。6.15.4火灾探测、报警及控制系统设备和逃生路线应该清晰的标注出来。消防及探测系统的控制是由安装于中央控制室的火灾报警控制盘集中控制。自动和手动的火灾探测和警报系统配有火灾探测器，火灾探测器设置于适当的部位，任何部位发生火灾时将发出声光报警信号。同时启动消防系统。6.16采暖通风及空气调节6.16.1设计原始资料室外气象参数摘自《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2015“附录A室外气象参数”中石家庄气象台站资料。冬季大气压力1017.2hPa夏季大气压力995.8hPa年平均温度13.4℃冬季采暖室外计算温度-6.2℃冬季通风室外计算温度-2.3℃冬季空调室外计算温度-8.8℃日平均≤+5℃的天数111天冬季空调室外计算相对湿度55%夏季通风室外计算温度30.8℃夏季空调室外计算温度35.1℃夏季空调日平均温度30℃夏季空调计算日较差6.9℃夏季通风室外计算相对湿度60%夏季室外空调计算湿球温度26.8℃夏季室外平均风速1.7m/s冬季室外平均风速1.8m/s极端最高温度41.5℃第182页 极端最低温度-19.3℃6.16.2设计范围设计范围为本期新建主厂房及辅助生产建筑物的采暖、通风、空调及厂区采暖管网设计。6.16.2采暖根据气象参数，本工程石家庄地区，该地区日平均温度≤+5℃的天数为111天，处于集中采暖区，本期新建的建筑物根据规范要求有采暖要求的房间设置热水集中采暖，热水参数为95/70℃，由采暖加热站提供。在汽机房0m设置采暖加热站，采用高效智能汽水换热机组一台，加热热媒采用0.4Mpa饱和蒸汽，接自热机专业减温减压器，采暖凝结水水质合格时经凝结水回收器排至凝汽器回收利用。6.16.3通风1）主厂房采用自然通风方案，汽机房屋顶设置屋顶通风器自然排风，通过建筑外窗窗自然进风；在锅炉房运转层一下封闭，采用建筑外窗自然通风。2）厂用配电装置室按规范要求设置事故通风，换气次数按每小时不少于12次计算，同时作为室内散发余热以及需要排酸排碱等有害气体的房间的通风换气用，并在外墙上设置防火风口自然进风。当通风房间设有消防报警系统时，通风机与消防系统连锁，火灾发生时自动切断通风机电源。3）空压机房按要求设置全面通风系统，轴流风机排风，自然进风，换气次数按每小时不小于6次计算。6.16.4空调1）单元控制室、电子设备间设置多联空调系统，空调室内机安装在吊顶内上室外机布置在屋面上，夏季室温维持在25～27℃，冬季室温在18～20℃，室内湿度控制在30%～70%，控制室设热回收式新风换气机组，以满足室内卫生要求。2）UPS、直流屏等电气设备房间根据规范设置单冷分体式空调机，保证室内的温度≤30℃。3）其它生产辅助建筑、附属建筑物根据需要设置分体立柜式或壁挂式分散空调系统。6.16.5除尘部分根据燃料输送系统的布置情况确定除尘系统。落料点后安装扁布袋除尘器，每台第182页 除尘器均设有PLC控制器，可以实现与燃料输送集控系统的连锁控制。除尘器控制箱设有手、自动转换开关，当设为手动时，除尘器可由巡检人员就地控制，设为自动时，除尘器由燃料输送集控系统远方控制运行。各除尘器的运行状况均可通过PLC的通讯端口传送到燃料输料集控系统，除尘器的风机、振打泄灰系统均可实现自动运行，大大减轻运行人员的工作量。6.16.6防火排烟单元控制室及电子设备间设防火排烟系统，空调系统与消防系统连锁，当发生火灾时，新风防火阀关闭，以阻止火灾的蔓延，同时柜式空调机停运。每个防烟分区均设排烟系统，每个排烟系统由消防排烟风机、排烟风道和排烟阀组成。当房间火灾被扑灭，并确认无法复燃时，开启排烟阀和排烟风机，通过排烟风道将有害烟气排至室外。6.16.7厂区热网厂区热网采用直埋方式，无补偿冷安装。第182页 第7章烟气脱硫与脱硝7.1烟气脱硫7.1.1循环流化床锅炉脱硫循环流化床锅炉脱硫炉内喷钙是把干的吸收剂（石灰石粉、消石灰或白云石等）直接喷到锅炉炉膛的气流中去，炉膛内的热量将吸收剂煅烧成具有活性的CaO粒子，这些粒子与烟气中的SO2反应生成硫酸钙（CaSO4）和亚硫酸钙（CaSO3），这些反应产物和飞灰一起被除尘设备所捕获。钙硫比达到2～2.5左右时，脱硫率可达90％以上。7.1.2石灰石粉系统循环流化床锅炉通过掺烧石灰石粉脱硫，石灰石粉粒径<1mm，石灰石粉采用成品粉直接进厂方案。表7.1.2-1脱硫还原剂消耗量（一台炉）项目单位设计燃料混合燃料校核1校核2小时耗量kg/h138.596.6115.1117日耗量kg/d33242318.42762.42808年耗量t/a1038.75724.5863.25877.5注：1）锅炉年利用小时数按7500小时考虑。2）日平均运行小时数按24小时考虑。石灰石粉由气力输送至炉前石灰石粉仓，经带计量的给料机后，在气粉混合器中与压缩空气混合，并将其从石灰石气力给料口送入炉膛。使脱硫剂石灰石与烟气有良好的接触和反应时间，石灰石受热分解成氧化钙和二氧化碳，再与烟气中二氧化硫，反应生成亚硫酸钙和硫酸钙，最终被氧化成硫酸钙。该系统包括一个石灰石粉仓，粉仓设置一个出口，出口配置1套石灰石粉一级气力输送系统。石灰石粉仓的物料由散装罐车运来送入石灰石粉仓内。物料从石灰石粉仓的下部手动插板阀，通过气动进料阀进入计量料仓，装料量达到设定值后，打开计量料仓下的排料阀，物料进入下料料仓，流入变频调节给料螺旋输送机，利用压缩空气将物料吹送到锅炉炉膛。可通过系统软件累计每小时的输送量，也可校核螺旋输送机实际的输送能力。第182页 系统中，计量料仓与称重系统用于计量输送物料的量，并可用来校核变频给料螺旋输送机的转速。为保证计量的准确，计量料仓对外接口均采用软连接。考虑物料的特性、温度，软连接采用耐压、耐磨的橡胶接头。经计量后的物料通过下料阀进入下料料仓，下料料仓与螺旋输送机的输送气连通，料仓与输送气源压力平衡，下料稳定均匀。下料料仓内的物料，进入变频螺旋给料机，可以在一定范围内调节给料量。在螺旋给料机的出料口与输送压缩空气混合，输送到输送管道内，将石灰石粉送至单台锅炉的二个给料口。螺旋输送机工作时，靠电机的旋转带动螺旋的旋转推动物料前进，达到输送的目的，螺旋输送机的输送量和螺旋转速成正比。因此螺旋输送机配有变频电机，达到改变输送量的目的。螺旋输送机电机转速根据上游的计量仓的石灰石的流量变化瞬时控制。输送管道采用厚壁耐压无缝钢管，管道上设有补偿器，以消除热胀冷缩的伸缩量。并配有管道分配器，将输送管道一分为二，管道分配器采用内衬陶瓷的耐磨材料制造。为保证输送系统正常运行，在输送气源母管上设置压力变送器及压力开关，在仪用压缩空气母管上设置压力变送器及压力开关，在输送管道及上、下料料仓上设置法兰压力变送器，监测输送管道、螺旋给料机的输送压力，输送压力高于设定值时，具有堵管倾向，则停运螺旋给料机，停止进料，继续吹扫管道，直至管道压力降至设定的下限值，打开螺旋给料机继续输送。7.2烟气脱硝7.2.1烟气脱硝工艺选择7.2.1.1SCR烟气脱硝技术近几年来选择性催化还原法(SCR)脱硝技术发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。SCR技术与SNCR技术的化学反应原理相同，都是在烟气中加入还原剂(最常用的是氨和尿素)，在一定温度下，还原剂与烟气中的氮氧化物(NOx)反应，生成无害的氮气和水。主要反应如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2ONO+NO2+2NH3→2N2+3H2O6NO2+8NH3→7N2+12H2O4NH3+3O2→2N2+6H2O4NH3+5O2→4NO+6H2O在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内(850~1100℃)进行。SCR技术采用催化剂，催化作用使反应活化能降低反应可在较低的温度条件(300~400℃第182页 )下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，与SNCR技术相比从而降低了氨的消耗。除温度外，NOx和NH3浓度也对反应过程有影响。当NOx和NH3浓度低的时候，反应相当缓慢。反应也受过量氧的影响。在有效反应温度条件下，停留时间长，会产生更好的NOx还原效果。SCR技术使用氨还原NOx过程与SNCR锅炉内反应类似。但氨氧化和NOx脱除反应会同时发生时，这导致更多的NH3还原剂被消耗并且降低NOx反应效率。SNCR系统NH3氧化反应比SCR系统氧化反应速度更快。SCR系统反应温度越高，氧化反应越明显。对SCR系统的限制因素因运行环境和工艺过程而变化。这些制约因素包括系统压降、烟道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃逸氨浓度限制、SO2氧化率、温度和NOx浓度，都影响催化剂寿命和系统的设计。SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、旁路系统、检测控制系统等组成。对于一般燃油或燃煤锅炉，其SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨则被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行业绩的脱硝效率约为80~90%。7.2.1.2SNCR烟气脱硝技术选择性非催化还原技术是用NH3、尿素等还原剂喷入炉内与NOx进行选择性反应，不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温度为850~1100℃的区域，该还原剂(尿素)迅速热分解成NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2，该方法是以炉膛为反应器。研究发现，在炉膛850~1100℃这一狭窄的温度范围内、在无催化剂作用下，NH3或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2作用，据此发展了SNCR法。在850~1100℃范围内，尿素为还原剂，NH3或尿素还原NOx的主要反应为：第182页 2NO+CO(NH2)2+O2→2N2+CO2+2H2O不同还原剂有不同的反应温度范围，此温度范围称为温度窗。NH3的反应最佳温度区为850～1100℃。当反应温度过高时，由于氨的分解会使NOx还原率降低，另一方面，反应温度过低时，氨的逃逸增加，也会使NOx还原率降低。NH3是高挥发性和有毒的物质，氨的逃逸会造成新的环境污染。从SNCR系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是由于喷入点烟气温度低影响了氨与NOx的反应；另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。还原剂喷入系统必须能将还原剂喷入到炉内最有效的部位，因为NOx的分布在炉膛对流断面上是经常变化的，如果喷入控制点太少或喷到炉内某个断面上的氨不均匀，则会出现分布较高的氨逃逸量。在较大的燃煤锅炉中，还原剂的均匀分布则更困难，因为较长的喷入距离需要覆盖相当大的炉内截面。为保证脱硝反应能充分地进行，以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生(NH4)2SO4易造成空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。SNCR技术的工业应用是在20世纪70年代中期日本的一些燃油、燃气电厂开始的，欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR技术的工业应用，美国也于90年代初开始了SNCR技术在燃煤电厂的工业应用。7.2.1.3SNCR/SCR联合烟气脱硝技术SNCR/SCR联合是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应结合起来，进一步脱除NOx，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。该联合工艺于20世纪70年代首次在日本的一座燃油装置上进行试验，试验表明该技术的可行性。理论上，SNCR工艺在脱除部分NOx的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨，但是控制好氨的分布以适应NOx的分布的改变却是非常困难的。为了克服这一难点，混合工艺需要在SCR反应器中安装一个辅助氨喷射系统。准确地试验和调节辅助氨喷射可以改善氨在反应器中的分布。7.2.1.4烟气脱硝技术比选烟气脱硝技术的综合比较见下表。7.2.1.4-1烟气脱硝技术综合比较第182页 项目SCR技术SNCR技术SNCR/SCR联合技术反应剂以NH3为主可使用NH3或尿素可使用NH3或尿素反应温度320~400℃850~1100℃前段：850~1100℃，后段：320~400℃催化剂成份主要为TiO2,V2O5WO3不使用催化剂后段加装少量催化剂(成份主要为TiO2,V2O5WO3)脱硝效率80~90%25~60%可达80%以上反应剂喷射位置多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内通常在炉膛内喷射，但需与锅炉厂家配合锅炉负荷不同喷射位置也不同，通常位于一次过热器或二次过热器后端SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化不导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低NH3逃逸3~5ppm10~15ppm5~10ppm对空气预热器影响NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀不导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低系统压力损失催化剂会造成压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化无影响影响与SCR相同锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响影响与SNCR/SCR联合相同受炉膛内烟气流速及温度分布的影响从烟气脱硝最基本的原理来看，上述的脱硝方式的化学反应机理都是一致的，都是还原剂和烟气中的氮氧化物反应后，生成了无害的氮气和水。所不同的是，不使用催化剂，化学反应的温度段只能够在850~1100℃之间，有了催化剂，化学反应更加彻底，相应的反应温度区间也调整到了300~400℃之间，处理的烟气段的位置也发生了变化。所以从综合比较来看，相形于SNCR技术，SCR技术顾名思义就是使用了催化剂后、反应温度区间更低、脱硝效率更高、反应剂的喷射位置由炉膛内喷射调整到了后段的省煤器和空气预热器之间的位置、氨的逃逸率也会降低。另一方面，正是因为使用了催化剂、产生了下述的问题需要解决：其中包括整体系统的压降会有所抬高，在引风机的选型方面要适度考虑压升。在选择催化剂的时候需要考虑到燃料中高灰分会对催化剂产生的磨损、燃料中碱金属氧化物会使催化剂钝化等。而SNCR/SCR联合技术，从脱硝的效率来看是介于SCR和SNCR之间的，可见SNCR/SCR混合技术在效果上没有特别显著的地方。该技术的亮点在于上游的SNCR体系在脱除部分NOx的同时能够为下游的SCR体系提供氨，减小了SCR反应器的容积。从理论上看是具有一定的经济意义，但是，实际操作所面临的难点是：必须控制好氨的分布以适应NOx的分布。为此，在下游的SCR体系中需要装设辅助氨喷射系统，精准地调节辅助氨喷射，以改善氨在SCR反应器中的分布。从综合比较的角度来看，混合技术的脱硝效率、催化剂使用的量、SO2/SO3第182页 氧化情况、氨逃逸情况、系统压力损失情况、对空气预热器的影响都是介于SCR和SNCR之间。在考虑燃料对催化剂的影响方面也是必要的、在反应剂喷射位置的选取、炉膛内烟气流速和温度分布的影响等方面还要兼顾上游的SNCR和下游的SCR，而在辅助氨喷射的系统中还必须解决正因为两者皆有而引发的整体系统的复杂性。本工程采用循环流化床锅炉，锅炉燃烧温度在850～950℃，NOx生成量明显减少，排放浓度在200mg/Nm3以下。采用SNCR工艺可满足本工程需要，该方案具有系统简单、投资费用低、无催化剂，运行费用省、占地面积小等优点。至此我们得出结论，本工程推荐采用SNCR脱硝技术，脱硝效率大于60%，最终的NOx排放指标低于100mg/Nm3。7.2.2脱硝方案设想7.2.2.1脱硝还原剂通过上面各种脱硝方法的介绍，本期采用SNCR脱硝方式。本工程脱硝还原剂暂按尿素考虑，脱硝效率为60%。7.2.2.1-1脱硝还原剂消耗量（一台炉）项目单位设计燃料混合燃料校核1校核2小时耗量kg/h11.78.59.510.2日耗量kg/d280.8204228244.8年耗量t/a87.756.3757.1257.65注：1）锅炉年利用小时数按7500小时考虑。2）日平均运行小时数按24小时考虑。7.2.2.2脱硝工艺流程SNCR系统的组成是：尿素储存罐、还原剂循环模块、还原剂水稀释模块、还原剂计量模块、还原剂均分模块、还原剂注入器。系统图详见图7.2.2.2-1。1）尿素储存罐还原剂尿素储存罐体积要满足2周用量要求，储罐材料采用纤维聚酯（玻璃钢），内层是乙烯树脂涂层。储罐为立式平底结构，装有液面、温度显示仪，装有人孔、梯子，通风孔。储罐基础为混凝土结构，还原剂储罐露天放置时四周加有隔离防护栏。2）还原剂循环模块第182页 还原剂循环模块保持储存罐还原剂连续循环并向注入模块提供较高流量和较高压力的尿素还原剂。循环泵前装有过滤器，还原剂进入计量泵前进行电加热以避免尿素结晶；还原剂进入计量泵或益流返回储存罐。还原剂尿素储存罐和循环系统联合装有就地/遥控和监视装置。该系统包括不锈钢离心泵、过滤器、电加热器、液体压力、温度、流量显示控制仪表。3）还原剂的水稀释模块还原剂是以10%浓度（wt%）的水溶液喷入炉内，稀释用水要求是固体悬浮物<50mg/l。还原剂的稀释模块由2台不锈钢离心泵、过滤器、压力控制阀、压力和流量显示仪表组成。表7.2.2.2-1SNCR脱硝系统工艺流程图4）还原剂计量模块一个还原剂计量模块对应一层锅炉还原剂注入器，定量控制还原剂的浓度和流量。一个还原剂计量模块包括一台耐腐蚀计量泵、一台水泵、一个静态混合器、就地控制面板、阀门、还原剂和稀释水流量控制阀门和磁力流量计。该模块的还原剂流量和压力控制由主控制系统和就地PLC控制器的信号进行调节，根据锅炉出口NOx浓度、锅炉负荷、或燃料等参数调节还原剂的流量。5）还原剂均分模块第182页 经过稀释、混合和后的还原剂被输送到还原剂均分模块。还原剂均分模块一般安装在锅炉旁。一个还原剂计量模块对应一个还原剂均分模块，一个还原剂均分模块对于一层还原剂注入器，一层还原剂注入器有若干个还原剂注入器。还原剂均分模块控制每一个注入器向锅炉内的喷入还原剂量。还原剂均分模块有若干流量表、阀门、流量控制系统组成。该流量控制系统自动准确地控制和显示每一个注入器还原剂和雾化空气的流量。7.2.2.3SNCR布置方案SNCR系统基本上是个独立的系统，只有还原剂喷入器与锅炉发生关联，需要在锅炉内烟气温度为900～1100℃的部位（处于炉膛出口位置）的炉墙上安装固定式（墙式）或伸缩式还原剂喷入器置，加装还原剂喷入器需要在炉墙上预留数个孔口，因此在这些部位的墙式受热面的布置和结构要有相应改变，同时由于受热面可能受到腐蚀和影响还原剂与烟气混合，炉内悬挂受热面的布置要考虑这一因素。还原剂喷入器一般为多层布置，每层布置数个。还原剂喷入器的位置、层数和数量的决定因素有：设计因素：锅炉容量、结构、型式、煤种；运行因素：烟气的温度场、NOx分布场和流场及其与锅炉负荷的变化关系。第182页 第8章环境及生态保护与水土保持8.1环境概况8.1.1工程基本情况本项目位于行唐县工业聚集区，行唐县城西南方向2公里处。本项目拟选厂址为原河北赛克尔环保有限公司建设垃圾气化（沼气）发电项目用地，位于经济开发区光明路与新合街交口东北角，面积约200亩。原企业在厂址上已建设了部分建构筑物。规划为2台30MW热电联产机组，本期建设1台，即安装1台30MW单抽凝汽式供热发电机组配1台130t/h生物质燃料循环流化床锅炉，预留二期扩建条件。本工程生物质燃料品种非常广泛，以木材加工业、农林业废弃物为主。为节约地下水资源、保护环境，根据当地水文气象条件及各水源条件，电厂的补给水供水水源，生产用水拟采用污水处理站中水，生活消防用水采用城市自来水。生活污水处理站位于工业园区内，距离本电厂500m左右，取水方便。本期工程新建一座120m高的烟囱，烟气治理采用布袋除尘器、炉内喷钙脱硫工艺和SNCR脱硝工艺。灰渣全部供综合利用，不设灰场。8.1.2厂址周围环境行唐县位于河北省西南部，太行山东麓浅山丘陵区与华北平原的交接地带。地处北纬38°20ˊ34"——38°42ˊ39"，东经114°09ˊ56"——114°41ˊ52"，呈西北东南向不规则的长方形状，长53公里，宽26公里，面积1025平方公里。东隔沙河与曲阳县相望，南与正定、新乐两县毗邻，西与灵寿交界，北与阜平接壤。南距河北省省会石家庄市50公里，北距北京240公里。行唐工业聚集区位于行唐县域西南部，安香乡域西部，紧邻京昆高速行唐南出入口，东北距行唐县城2公里，京赞公路从中贯穿。行唐工业聚集区规划范围：本规划区北至西留营村，南至西正庄村北，东至岳霍口村东，西至京昆高速，规划总占地面积917.12公顷，其中近期400.25公顷。行唐县地处太行山区，属太行浅山区，境内山区、丘陵、平原各占三分之一。北部群山环抱，中部丘陵起伏，南部平原坦荡，地势由西北向东南逐渐倾斜，形成三类梯级地貌，海拔高度75～960m。最高点为西北部九口子乡与阜平县的界山卧长顶，海拔960m；最低点为东部北高里村，海拔75m。全县呈西北高东南低之势。第182页 行唐县属温带半干旱大陆性季风气候。春季干旱多风，夏季炎热多雨，秋季昼暖夜凉，冬季寒冷少雪，四季分明。年平均气温12.9℃，历史极低气温-17.9℃，极高气温42.8℃。多年平均降水量489mm，年平均蒸发量2192.3mm，且年内雨量分配不均，6、7、8、9四个月降水量占全年的降水量的77%。全年以NNW～NW～WNW方向角风频最大，年平均风速2.3m/s，最大风速24m/s。本项目拟选厂址位于经济开发区光明路与新合街交口东北角。厂址处无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、军用设施、通讯设施及地下矿藏等影响建厂的条件。8.1.3建厂地区环境现状8.1.3.1环境空气质量现状本项目的环境现状参考所在工业聚集区的环境质量现状资料，根据中国地质科学院水文地质环境地质研究所编制的《行唐工业聚集区控制性详细规划环境影响报告书》内容，行唐工业聚集区管理委员会委托保定市民科环境检测有限公司对该工业聚集区敏感点进行了环境质量现状监测。根据功能区分布同时兼顾常年主导风向和均匀分布原则，共设8个监测点：1#：西留营庄；2#：东伏流庄；3#：东留营庄；4#：东正村；5#：闵镇村；6#：西正村；7#：南张吾村；8#：西霍同庄村。环境空气质量监测结果见表8.1.3.1-1，8.1.3.1-2。表8.1.3.1-1日平均浓度现状监测结果统计评价表序号污染物监测点名称标准值(mg/m3)日平均浓度范围（mg/Nm3）标准指数Pi1PM10西留营庄0.150.111～0.1480.740～0.9862东伏流庄0.105～0.1440.700～0.9603东留营庄0.115～0.1460.767～0.9734东正村0.099～0.1350.660～0.9005闵镇村0.121～0.1470.807～0.9806西正村0.116～0.1450.773～0.9667南张吾村0.123～0.1480.820～0.9868西霍同庄村0.127～0.1450.847～0.9661SO2西留营庄0.150.032～0.0890.213～0.5932东伏流庄0.015～0.0790.100～0.5273东留营庄0.018～0.0950.120～0.6334东正村0.017～0.0810.113～0.5405闵镇村0.017～0.0760.113～0.5076西正村0.017～0.0840.113～0.560第182页 7南张吾村0.018～0.0820.120～0.5478西霍同庄村0.039～0.1180.260～0.7871NO2西留营庄0.120.015～0.0890.125～0.7422东伏流庄0.018～0.0820.150～0.5473东留营庄0.014～0.0890.117～0.7424东正村0.016～0.0930.133～0.7755闵镇村0.022～0.0730.147～0.6086西正村0.018～0.0970.150～0.8087南张吾村0.019～0.0780.158～0.6508西霍同庄村0.020～0.0810.167～0.675表8.1.3.1-2小时平均浓度现状监测结果统计评价表序号污染物监测点名称标准值（mg/m3）监测值（mg/Nm3）标准指数Pi1SO2西留营庄0.500.010～0.1840.020～0.3682东伏流庄0.013～0.1940.026～0.3883东留营庄0.013～0..2300.026～0.4604东正村0.014～0.1770.028～0.3545闵镇村0.011～0.1790.022～0.3586西正村0.010～0.1900.020～0.3807南张吾村0.012～0..2370.024～0.4748西霍同庄村0.014～0..2820.028～0.5641NO2西留营庄0.240.011～0.1450.046～0.6042东伏流庄0.015～0.1450.063～0.6043东留营庄0.013～0.1230.054～0.5134东正村0.014～0.1780.058～0.7425闵镇村0.013～0.1290.054～0.5386西正村0.014～0.1440.058～0.6007南张吾村0.013～0.1700.054～0.7088西霍同庄村0.015～0.1220.063～0.508由表8.1.3.1-1，8.1.3.1-2可见，评价区域内PM10日均值标准指数0.660～0.986、SO2日均值标准指数0.100～0.633、小时浓度标准指数0.020～0.564，NO2日均值标准指数0.117～0.808、小时浓度标准指数0.046～0.742，均满足《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中的表1二级标准。8.1.3.2地表水环境质量现状第182页 根据中国地质科学院水文地质环境地质研究所编制的《行唐工业聚集区控制性详细规划环境影响报告书》内容，行唐工业聚集区管理委员会委托保定市民科环境检测有限公司对该工业聚集区敏感点进行了环境质量现状监测。监测布设3个监测断面，分别为：沿郜河在园区污水处理厂排水口上游500米、下游500米、2000米处布设3个监测断面。地表水监测结果见表8.1.3.2-1。表8.1.3.2-1地表水监测与评价结果点位项目1#（无水）2#排水口下游500米处3#（无水）标准限值PH范围—7.8—6～9Pi—0.4—CODcr（mg/L）浓度范围—84～88—20Pi—4.2～4.4—BOD5（mg/L）浓度范围—10.7～12.2—4.0Pi—2.68～3.05—氨氮（mg/L）浓度范围—36.95～39.92—1.0Pi—36.95～39.92—石油类（mg/L）浓度范围—未检出—0.05Pi———氟化物（mg/L）浓度范围—0.52—1.0Pi—0.52—总磷（mg/L）浓度范围—2.96～3.08—0.2Pi—14.8～15.4—总氮（mg/L）浓度范围—49.8～50.6—1.0Pi—49.8～50.6—硫化物（mg/L）浓度范围—未检出—0.2Pi———挥发酚（mg/L）浓度范围—0.0003～0.0004—0.005Pi—0.06～0.08—六价铬（mg/L）浓度范围—未检出—0.05Pi———溶解氧（mg/L）浓度范围—2.3～2.8—5Pi—0.46～0.56—阴离子表面活性剂（mg/L）浓度范围—0.326～0.348—0.2Pi—1.63～1.74—流速（m/s）——0.87——流量（m3/s）——0.26——水温（℃）——10.5——第182页 由表8.13.2-1可以看出，郜河各监测断面处pH范围为7.8，标准指数范围0.4；COD浓度范围为84～88mg/L，标准指数范围4.2～4.4；BOD浓度范围为10.7～12.2mg/L，标准指数范围2.68～3.05；氨氮浓度范围为36.95～39.92mg/L，标准指数范围36.95～39.92；总磷浓度范围为2.96～3.08mg/L，标准指数范围14.8～15.4；总氮浓度范围为49.8～50.6mg/L，标准指数范围49.8～50.6，氟化物浓度范围为0.52mg/L，标准指数范围0.52，石油类、六价铬和硫化物未检出外，其他各监测因子均有不同程度的超标，不能满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类标准要求。造成郜河水污染的原因主要是由郜河上游两侧六家养殖场、生活污水排入水体所致。8.1.3.3地下水环境质量现状根据中国地质科学院水文地质环境地质研究所编制的《行唐工业聚集区控制性详细规划环境影响报告书》内容，行唐工业聚集区管理委员会委托保定市民科环境检测有限公司对该工业聚集区敏感点进行了环境质量现状监测。根据区域地下水流向及拟建项目厂区所在位置，设7个监测点，1#：西留营庄；2#：东伏流庄；3#：东留营庄；4#：东正村；5#：闵镇村；6#：西正村；7#：南张吾村，并补测了东伏流庄、东留营庄和东正村浅层井的监测。地下水监测结果见表8.1.3.3-1。表8.1.3.3-1地下水监测与评价结果监测点位项目监测数据（mg/L，pH值除外）井深PH总硬度溶解性总固体高锰酸盐指数六价铬挥发酚氟化物硝酸盐氯化物硫酸盐亚硝酸盐氨氮标准值6.5～8.545010003.00.050.0021.0202502500.020.2-西留营庄数据7.9230276未检出未检出未检出0.431.6277.5未检出未检出170标准指数0.600.510.28---0.430.080.030.03--评价结果均达标东伏流庄数据7.4354556未检出未检出未检出0.407.552677未检出未检出100标准指数0.270.790.56---0.400.380.100.31--评价结果均达标东留营庄数据8.1169272未检出未检出未检出0.356.0510150.005未检出90第182页 标准指数0.730.380.27--0.500.350.300.040.06--评价结果均达标东正村数据7.71762600.5未检出未检出0.407.03138未检出未检出100标准指数0.470.390.260.17--0.400.350.050.03--评价结果均达标闵镇村数据7.7115192未检出未检出未检出0.430.8444未检出未检出70标准指数0.470.260.19---0.430.040.020.02--评价结果均达标西正村数据7.8157238未检出未检出未检出0.425.41914未检出未检出100标准指数0.530.350.24---0.420.270.040.06--评价结果均达标南张吾村数据7.34457000.6未检出未检出0.427.693183未检出未检出90标准指数0.200.990.70---0.420.380.120.33--评价结果均达标东伏流庄（补测浅层）数据7.73846541.3未检出未检出0.2519.73079未检出未检出30标准指数0.470.850.650.43--0.250.980.120.32--评价结果均达标东留营庄（补测浅层）数据7.72444061.2未检出未检出0.3413.71732未检出未检出30标准指数0.470.540.410.40--0.340.690.070.13--评价结果均达标东正村数据7.8133241未检出未检出未检出0.3017.469未检出未检出30第182页 （补测浅层）标准指数0.530.300.24---0.300.870.020.04--评价结果均达标由表8.1.3.3-1可以看出，在本次监测的12个项目中，挥发酚、六价铬、氨氮和亚硝酸盐未检出，各项监测指标均未出现超标现象，但同时经补测点深层和浅层井监测数据对比分析知，浅层井各监测因子占标率相对较高，说明浅层地下水较易受到周围环境影响。经以上分析知，评价区域内所有监测因子均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ类标准，地下水环境质量较好。8.1.3.4声环境质量现状根据中国地质科学院水文地质环境地质研究所编制的《行唐工业聚集区控制性详细规划环境影响报告书》内容，行唐工业聚集区管理委员会委托保定市民科环境检测有限公司对该工业聚集区敏感点进行了环境质量现状监测。在园区内及边界共布设7个噪声监测点，1#：东留营村；2#：岳霍口村；3#：东留营庄；4#：东正村；5#：西正村；6#：南张吾村。7#：西留营庄村。噪声现状监测结果见表8.1.3.4-1。表8.1.3.4-1噪声现状监测值一览表监测地点日期昼间（dB）夜间（dB）评价结果监测值标准值监测值标准值1#东留营村12月21日40.66039.750达标12月22日41.739.5达标2#岳霍口村12月21日44.039.6达标12月22日43.839.2达标3#东留营庄12月21日45.142.7达标12月22日44.240.9达标4#东正村12月21日44.840.2达标12月22日43.740.9达标5#西正村12月21日45.339.8达标12月22日44.239.1达标6#南张吾村12月21日45.040.6达标12月22日43.639.5达标7#西留营庄村12月21日40.738.0达标第182页 12月22日42.339.4达标由表8.1.3.4-1可知，园区内7个监测点昼间、夜间噪声均满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）相应功能区环境噪声限值要求，声环境质量较好。8.1.3.5生态环境质量现状工业聚集区占地大部分为农田，属于典型的农业生态系统，以人工植被为主，生态功能单一。根据《河北植被》，行唐工业聚集区所在区域属于暖温带阔叶林带（II）—河北平原农作物栽培植被区（II4）—冀南低平原棉粮作物栽培植被区（II4—（5）），规划区内主要为农田。农作物主要有小麦、玉米、大豆、花生等，并有少量果木分布；道路两侧生长的树种有杨、柳、榆、槐等，草本植被多为杂草，以狗尾草、艾蒿为主，间或菌陈蒿、藜等，长势一般。8.1.4当地执行的环保标准参考当地的环境功能区划，电厂区域拟执行的环保标准如下，最终执行标准以当地环保部门的批复为准。1）环境质量标准《环境空气质量标准》GB3095－2012中的二级标准；《地表水环境质量标准》GB3838－2002中的Ⅲ类标准；《地下水质量标准》GB/T14848－93Ⅲ类标准；《声环境质量标准》GB3096－2008中的3类标准。2）污染物排放标准根据环保部《关于生物质发电项目废气排放执行标准问题的复函》环函[2011]345号文，烟气排放参照执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中表2重点地区特别限值排放标准；废水执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）表4三级标准和园区污水处理厂进水水质要求；厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348－2008）中的3类标准；《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》GB18599-2001。第182页 8.2烟气治理及其影响分析8.2.1烟气污染防治措施8.2.1.1燃用生物质发电本工程燃料以木材加工业、农林业废弃物为主。由于这些燃料成份中所含灰份及硫份都较低，因此和传统的燃煤电厂比较，烟尘和二氧化硫的排放浓度和排放量低，对周围大气环境的影响相对较小。8.2.1.2采用高效除尘设备本期工程设计燃料灰份为8.00%，混合燃料为3.67%，校核1为6.00%，校核2为10.00%，本期工程采用除尘效率不小于99.85%的高效除尘器，可以有效地降低烟尘排放量，保证烟囱出口烟尘浓度小于20mg/Nm3，满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中重点地区特别排放限值标准要求。8.2.1.3炉内喷钙脱硫工艺本期工程设计燃料硫份为0.06%，混合燃料为0.05%，校核1为0.07%，校核2为0.05%，计算的二氧化硫初始排放浓度分别为169.21mg/Nm3、163.00mg/Nm3、173.01mg/Nm3和164.75mg/Nm3，远高于现行的《火电厂大气污染物排放标准》GB13223－2011规定的重点地区特别限值允许排放浓度50mg/Nm3，因此必须对本期机组进行脱硫。本工程采用炉内喷钙脱硫工艺，设计脱硫效率不低于75%。8.2.1.4NOx去除工艺本工程采用锅炉的NOx排放水平可控制在200mg/Nm3，为满足环保排放要求，同步安装选择性非催化还原(SNCR)脱硝装置，还原剂采用尿素，脱硝效率不低于60%。8.2.1.5高烟囱稀释排放本期工程设置一座120m高的单管烟囱，单筒出口内径为3.5m。高烟囱排放，将增加烟气抬升高度，污染物通过稀释扩散，落地浓度值降低，可以有效地减轻对电厂附近区域的影响。8.2.1.6装设烟气连续监测装置本期工程装设烟气排放连续监测装置，监测项目包括烟尘、SO2、NOX等，烟气排放连续监测装置可以自动监测大气污染物排放情况，为环境管理提供监测数据，发现问题及时解决。第182页 本工程烟囱或烟道按GB/T16157－1996的要求，设置永久采样孔，并安装采样监测用平台。8.2.2治理后大气污染物排放量及浓度采取以上环保治理措施后，本工程大气污染物排放量和排放浓度见表8.2.2-1，除尘器按最低除尘效率99.85%计算；锅炉烟气采用炉内喷钙脱硫工艺，去除效率按75%计算；SNCR脱硝系统脱硝效率按60%考虑。表8.2.2-1大气污染物排放情况项目烟尘SO2NOx设计燃料混合燃料校核1校核2设计燃料混合燃料校核1校核2设计燃料混合燃料校核1校核2排放浓度(mg/Nm3)13.399.239.7418.5442.3040.7543.2541.1980.0080.0080.0080.00排放标准（mg/Nm3)2050100排放量（t/h）0.0030.0020.0020.0040.0100.0070.0090.0090.0190.0140.0160.017排放量（t/a）24.3312.1614.4029.2676.8653.6963.9664.99145.35105.40118.29126.24由上面表格中的数据可以看出：本工程建成投产后，烟尘、SO2、NOx等大气污染物的排放量和排放浓度均较低，可以满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中重点地区特别排放限值标准要求。8.2.3大气污染物排污费2003年1月2日国务院以第369号令颁布了《排污费征收使用管理条例》，随后2003年2月28日国家发展计划委员会、财政部、国家环境保护总局和国家经济贸易委员会等四部委共同颁布了《排污费征收标准管理办法》。这两个文件要求，直接向环境排放污染物的排污者，应当按规定缴纳排污费。2003年3月20日财政部和国家环境保护总局公布了《排污费资金收缴使用管理办法》，该办法的附件为《排污费征收标准及计算方法》。为发挥经济手段促进治污减排、转型升级，按照国家发展改革委、财政部、环保部《关于调整排污费征收标准等有关问题的通知》(发改价格［2014］2008号)要求，河北省发展和改革委员会、河北省财政厅和河北省环境保护厅以冀发改价格〔2014〕1717号关于调整排污费收费标准等有关问题的通知，对二氧化硫、氮氧化物的排污费征收标准进行了调整。按照该管理办法和通知，按设计燃料计算，本期工程大气污染物须缴纳的排污费可见下表8.2.3-1。表8.2.3-1本期工程排污费项目二氧化硫烟尘氮氧化物合计排污费（万元/a）38.830.6773.44112.94第182页 8.2.4大气污染物总量控制建议项目业主尽快向当地环保部门申请本期污染物总量控制指标。8.3废水治理及其影响分析8.3.1废水治理措施本工程水务管理设计方面执行国家有关标准和规范，对全厂的用水和排水进行整体规划，遵循用污排清的方针，最大限度提高水的重复利用率，各种废水处理情况如下：生活污水出建筑物处设置化粪池，采用钢筋混凝土管道收集至工业园区生活污水管网，统一排至污水处理站处理回用。本电厂不再另设生活污水处理设施。循环水排污水直接排入工业园区生活污水处理站或者是工业废水处理站处理后，循环于工业园区再利用。8.3.2排水系统电厂排水系统采用分流制，自流排水。电厂排水系统分为生活污水排水系统、工业废水排水系统及雨水排水系统。生活污水出建筑物处设置化粪池，采用钢筋混凝土管道收集工业园区生活污水管网，统一排至污水处理站处理回用。本电厂不再另设生活污水处理设施。循环水排污水及化学废水收集后，进公用水池，经公用水泵提升，压力管道输送至料仓间冲洗，干灰渣加湿，物料喷洒等用水点。剩余的循环水排污水直接排入工业园区生活污水处理站或者是工业废水处理站处理后，循环于工业园区再利用。厂区主厂房屋面和各附属辅助建筑物屋面雨水经积水管排至地面，然后通过雨水口排入厂区雨水排水管道。厂区雨水排水系统按规划容量设计。厂区各种道路均设有雨水口，道路一侧设有雨水管道，地面及道路雨水经雨水口排入雨水管道。本工程在工业园区内，工业园区已设置成套的雨水系统，本电站不再另设雨水提升系统，电站内设置雨水收集管道，将雨水收集后就近排入工业园区雨水系统。8.4灰渣治理及影响分析8.4.1灰渣量根据燃料资料，本期工程排出的灰渣量如下表8.4.1-1。表8.4.1-1本期工程灰渣量项目设计燃料混合燃料校核1校核2灰量（t/h）1.0600.4550.6021.323渣量2.4761.0641.4073.091第182页 灰渣总量3.5361.5192.0094.414灰量（t/d）25.4410.92014.44831.752渣量59.42425.53633.76874.184灰渣总量84.86436.45648.216105.936灰量（t/a）7950.0003412.50045159922.5渣量18570798010552.523182.5灰渣总量2652011392.515067.5331058.4.2除灰渣系统除灰渣系统的设计，采用干排渣，飞灰处理系统拟采用正压浓相气力输灰系统。本期设钢渣仓1座。渣仓布置于锅炉房的固定端区域。渣库直径：Ф7m，库高：约16m，有效容积：95m³。本期工程飞灰输送系统拟采用正压浓相气力输送方案。钢结构灰库1座。因预留2号炉建设，灰库为公用建筑物，所以灰库大小按两台炉公用设计。灰库直径：Ф7m，库高：约16m，有效容积：100m³，储存两台炉校核2燃料约32h的灰量。将干灰装入罐车外运供综合利用。8.5噪声治理及其影响分析8.5.1噪声控制措施对于设备噪声，设计中除采用低噪音的设备、材料外，对主要的噪声源增加罩、隔声屏障等防治措施。1）厂区总体设计布置时，将生产区与办公区分开，将主要噪声源尽可能布置在远离操作办公的地方，高噪声设备集中布置在厂房内，以防噪声对工作环境的影响。2）在运行管理人员集中的控制室内，门窗处设置为隔声门窗，室内设置吸声吊顶，以减少噪声对运行人员的影响，使其工作环境达到允许的噪声标准。3）尽可能选用低噪声的设备和机械。对设备采取减振、安装消声器、隔声等方式。分别设计风机房、空压机房和汽机间等，利用建筑物的隔声作用，减弱噪声的影响。4）对可能产生振动的管道，特别是泵和风机出口管道，采取柔性连接的措施，以控制振动噪声。5）厂区加强绿化，可起到隔声降噪的作用。8.5.2治理后电厂噪声水平第182页 电厂噪声来自生产过程中各类物体(固、液、气)的振动和摩擦，按其产生机理可分为气体动力噪声、机械噪声、电磁噪声三类。主要噪声源为主厂房内的发电机、汽轮机及各种泵和风机等，厂房外主要是冷却塔的噪声。主厂房内主要噪声源噪声均在85～90dB(A)左右，主厂房外的冷却塔的噪声在78dB(A)左右。8.5.3电厂噪声影响分析采取治理措施后，电厂噪声到厂界处可基本满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348－2008）的要求，对电厂周围的声环境影响不大。8.6厂区绿化与水土保持8.6.1厂区绿化厂区绿化在防止污染、保护和改善环境方面有着特殊的作用。它具有较好的调温、调湿、吸灰、吸尘、改善小气候、净化空气、减弱噪声等功能。本期为新建工程，做好工程的绿化工作，对改变厂区面貌，美化环境，创造良好的工作环境有着重要作用。本工程绿化，采取因地制宜，重点突出的原则，对新建的道路两旁等进行重点绿化。本期工程投产后，全厂绿化满足有关规范的规定要求。8.6.2水土流失分析8.6.2.1工程可能造成水土流失分析本工程在施工过程中，将破坏原有地形地貌、土壤植被及水保设施，导致土壤结构破坏，林草退化，降低了表层土壤的抗蚀性，造成新的水土流失，主要侵蚀类型表现为水力侵蚀。根据项目组成、工程特性及施工建设特点，不同的施工区域所具有的水土流失特点也各不相同。第182页 总体来说涉及到厂区场平，建构筑物、塔基基槽（坑）开挖、回填，临时堆土及施工场地的布置，将会对植被、原地表土壤结构造成不同程度的扰动和破坏，致使土层裸露，受降水及径流冲刷，容易造成新增水土流失。各类建（构）筑物基础、沟管开挖、填筑、剥离表土的临时堆放，新的松散堆放体表层抗冲抗蚀能力弱，容易引起冲刷而造成水土流失。地表被扰动和破坏，土壤变得疏松，可蚀性增强，在外力和人为活动双重作用下土壤侵蚀面积和程度都增大，土壤侵蚀量增加，对局部植被、土地利用现状会造成一定的改变，开挖、填筑形成的裸露边坡，可能造成局部的崩塌、沟蚀等水土流失形式发生。同时由于原地表耕作层遭到破坏，而且植被附着的土层被直接剥离、压埋，使得土地肥力和生产力下降。开挖土石方的松散堆放容易受径流和降雨影响而发生坍塌。工程在建设期间会影响区域生态环境和自然景观。如不采取有效的措施防护，将会危害环境，主要表现在：1）破坏水土资源因工程建设破坏和扰动原地貌，损坏了水土保持设施，使地表植被和土壤结构遭到破坏，土壤有机质流失，土壤肥力含量下降，地面立地条件迅速恶化，土地的保水能力减弱，诱发土壤侵蚀，使区域内水土流失加剧。2）扰动地表，破坏植被施工期间工程占压、扰动地表，改变土地利用类型，对原地表植被、土壤结构构成破坏，损坏水土保持设施，降低原地表水土保持功能，加剧地表水土流失，同时改变小区域生态环境。3）主体工程建设可能引起的水土流失危害厂区建设过程中，由于基础开挖、场地平整，大量表层土体剥离，如不及时采取有效的水保措施，将使大片土地裸露，地表疏松，在没有植被覆盖的情况下，地表径流迅速形成，蒸发作用显著增强，一遇暴雨破坏土体平衡和土壤结构，使地面由面蚀发展到沟蚀，随着沟蚀的延伸，影响本工程的安全生产运行。8.6.3水土保持措施1）主体工程区主体设计挡土墙和防洪沟。并在施工建设期采取以下临时措施：（1）表土剥离在场平之前预先剥离，剥离表土运至绿化占地区堆置，相应防护措施在绿化占地区布设。（2）土袋挡护和密目网遮盖基础施工基槽开挖出的土石方（待回填土石方）堆放在基槽边，对临时堆土下坡脚采取单排双层装土编织袋进行挡护，土体顶面、坡面遮盖密目网的措施，以有效减小降雨对松散土体的溅蚀和面蚀。（3）土质临时排水沟为了防止在施工过程中因大量降水汇流而造成更多的水土流失在建构筑物周边开挖土质临时排水沟按厂区排水坡向接至道路两旁临时排水沟，然后排至厂外排水沟，将雨水排出，另外，在围墙外规划防洪沟位置开挖临时排水沟。第182页 按厂区排水坡向沿着厂区道路侧厂区排水管规划位置布设临时排水沟，把排水引接到雨水井或最终接到场外排水沟。可减小场地水土流失，同时方便施工，缩短施工时间，基建基本完成后在临时排水沟位置可安置排水管。开挖土方临时堆置于统一的堆置点，在厂区建好安置雨水管并回填土方。2）配套工程区配套工程包括输电线路、进场道路、取排水工程等。对于配套工程在施工期间，要针对破坏原有水土保持设施的施工活动采取以下临时及工程措施：（1）临时措施在配套工程施工开挖前，先进行表土剥离，以备施工结束后覆土绿化。剥离厚的表土临时堆置于指定地点要做好拦挡和遮盖措施，堆土四周可采取土袋置于堆土区外侧，采用密目网遮盖。（2）工程措施在施工结束后，对场地进行平整，对于需要复垦的土地采取平整、施肥、翻地等方式，给植物生长创造适宜的土壤条件，不需要复垦的土地平整后可进行绿化。水土保持实施中要尽量符合以下原则：–开挖土石方不得随意倾倒，以免造成新的水土流失。–动土工程雨天施工时，应采用雨布遮盖等临时措施预防水土流失。–作好房前屋后四周的排水工作。–完建后及时作好“四旁”绿化。8.7环境管理和监测电力工业部[1996]280号文发布了《火电行业环境监测管理规定》，该规定对火电厂的环境监测机构的设置、人员和监测仪器的配备等都作了严格的要求。本工程按上述规定设置环境监测机构并配备监测人员。本期工程须装设烟气排放连续监测装置，监测项目包括SO2、NOX和烟尘等，烟气排放连续监测装置可以自动监测大气污染物排放情况，为环境管理提供监测数据。8.8结论和建议1）从上面的分析来看，在当地建设30MW机组（本期一台）是可行的，大气、水、灰渣等污染物采取拟定的治理措施后，均能达标排放。生物质发电是可再生、低污染的绿色能源，本工程不仅可以减少秸杆堆放或焚烧对当地大气质量的污染，还可以使农林业废弃物得到充分利用，实现资源化、减量化、无害化，有非常明显的环境效益。第182页 2）建议业主尽快委托有资质的环评单位尽快完成环境影响评价工作，向当地环保部门申请本期污染物总量控制指标。第182页 第9章综合利用9.1灰渣综合利用途径分析生物质燃烧后形成的灰渣中主要元素为钾，同时含有较多的磷、钙及少量硼、镁、铁、硫、锌、锰、铜等微量元素，属于质地疏散的草木灰肥料，含钾量（K2O）5～10％，含磷（P2O5）0.6～3％，其中钾盐有90％以上是可溶性物，容易被作物吸收利用。草木灰中的钾同其它钾肥一样，能促进作物的光合作用，有利于糖和淀粉的形成，对禾类作物能提高分蘖能力，使其穗大籽多、粒饱。能使作物细胞质胶体充水膨胀，减少水分蒸发，增强抗旱、御寒能力。能促进作物茎秆维管束发育，使其粗壮，提高抗倒伏，抗病虫害能力。另外草木灰质地疏松，颜色较深，可增强阳光吸收，提高地温，能有效的防止作物因低温多湿而烂秧、沤根，能疏松土壤，防止板结，有利作物生长发育。草木灰中的钾，主要是碳酸钾，其次是硫酸钾和氯化钾，呈碱性。适用于各种中性土壤，尤其适用酸性土壤，可以调节土壤酸性，促进磷的释放。草木灰适用于多种作物，特别是甜菜、马铃薯、烟草、向日葵、棉花、果树等喜钾作物效果更好，可做基肥、追肥和根外喷肥。常用钾肥成分性质见表9.1-1。对比成分分析可知，本工程的灰含钾量可以满足普通窑灰钾肥、草木灰钾肥的要求。表9.1-1常用钾肥的成分性质肥料名称化学成分含钾量(K2O%)和其他肥料混合的条件施用技术要点氯化钾KCl，有少量的NaCl杂质50～60可和一切肥料混合适于各种作物，但对烟草等忌氯作物不宜施用；宜作基肥或深施，集中施用。与磷矿粉混合施用能提高磷的利用率硫酸钾K2SO448～52适当与石灰或磷矿粉混合，可降低酸度与氯化钾基本相同，但对忌氯作物施用效果比氯化钾好。适于一切土壤窑灰钾肥K2SO4、KCl、K2CO3、K2SiO3、KAlO37～20不可和铵态氮肥混合只适宜在酸性土壤上施用，撒施前应与适量湿土拌匀草木灰K2CO35～10不能和人粪尿、铵态氮肥混用适用于各种土壤和作物，宜作基肥钾盐KCl，并含有多量NaCl〈35%）30～40同氯化钾适于一切土壤，在酸性土壤上最好配施石灰；适于对氯不敏感的作物，特别适于喜钠作物如甜菜等钾镁盐33第182页 KCl•MgSO4•3H2O2并含有NaCl等杂质与有机肥料堆沤后施用效果好宜作基肥，不宜作种肥。在酸性土和砂性土中施用效果好。对忌氯作物及含盐分高的土壤不宜施用可见，灰渣在作为肥料施用过程中注重科学施肥、平衡施肥的原则，充分发挥其作为有机肥的优越性，对土壤环境及作物生长环境可起到改善作用。秸秆等生物质燃料切割过程收集的粉尘主要成份为土壤颗粒和秸秆碎屑，和草木灰一并返田利用，无不良影响。9.2本工程综合利用结论本期工程除灰渣系统的设计，除灰渣系统的设计，采用干排渣，飞灰处理系统拟采用正压浓相气力输灰系统，为综合利用提供了便利条件。随着国家综合利用政策的倡导和扶持，当地的农业、建材等优势产业发展良好，灰渣的综合利用前景广阔，有可能出现供不应求的情况。因此本工程不设灰场，锅炉灰渣考虑全部综合利用。建议建设单位在下阶段对当地的灰渣综合利用现状进行调查，开拓综合利用渠道，落实灰渣的综合利用情况。本工程灰渣得到综合利用后，减少了对环境的污染，既有良好的环境效益，又有可观的经济效益和社会效益。第182页 第10章劳动安全10.1主要设计依据1）《中华人民共和国劳动法》（2009年8月27日修正版）；2）《中华人民共和国安全生产法》（2014年8月31日修改）；3）《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》中华人民共和国原劳动部令第3号；4）《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-2011）；5）《火力发电厂职业安全设计规程》（DL5053-2012）；6）国家其它有关设计规范、技术规程及标准。10.2电厂生产过程中的危险因素厂址周围不存在有毒有害气体排放源，无生产和贮存有毒有害物质的企业，厂址不受其周边危害因素影响。根据电厂本期工程的工艺特点、建设内容，结合国内现有生物质发电机组的典型事故情况，可以识别出电厂本期工程建成运行后可能存在如下危险因素。1）火灾及爆炸电厂贮存、运输和使用可燃介质的区域和设施，电缆密集区以及具有爆炸可能的介质泄露等都是产生火灾的潜在因素。本期工程存在火灾及爆炸危险的区域主要有：燃烧系统、压力容器及管道、电气系统、油系统和可燃介质贮存区。2）高温烫伤与化学伤害蒸汽系统和锅炉给水系统的设备管道均是承压部件，有爆裂的危险；表面温度较高，容易发生由于压力容器(含汽水管道)爆破带来的高温汽水烫伤事故。用于化学水处理的酸、碱，在贮运或生产使用中，若意外泄漏，则有可能会对人身造成化学伤害。在化学试验室进行水汽样化验时，也要接触酸碱物质及其它化学药物，所以容易发生化学伤害事故。3）电伤第182页 配电装置和所有带电的设施、设备，在运行和检修期间，如有不慎，均有可能造成触电伤亡事故。在电气系统，特别是一次系统中，存在大量的诸如隔离刀、高压开关、电压互感器、电流互感器等设备，在运行、维护及检修过程当中很容易引起电弧灼伤等事故。4）机械伤害、起重伤害和高处坠落伤害厂内大量的转动机械设备，如风机、各种泵类的外露部分，在运行和检修期间，如有不慎，均有可能发生卷入转动机械的机械伤亡事故。厂内大修或检修时会使用很多大型或小型的起重设备，如果操作不当或违章操作均有产生起重伤害的可能。厂内的上人屋面、高平台、高斜梯、高直梯、防护栏杆及起重机械，在运行和检修期间，如有不慎，容易发生高空坠落事故。5）振动、噪声部位火力发电厂是一个机械设备比较集中的场所，以主厂房为中心，集中了大部分带高声源的设备，如送、引风机、二次风机、各种泵、汽轮发电机组、蒸汽排空等，单机噪声平均介于85～110dB(A)之间。长时间连续处在此高噪声环境下，工作人员的身心健康会受到严重影响。6）粉尘本工程产生粉尘的系统是燃料堆放、运输系统和干除灰渣系统。燃料堆放、运输系统产生粉尘的建筑物有燃料库。烟气处理工艺所需的石灰粉末，除尘器的烟灰排放，干灰渣卸料及其装运，均会发生扬尘或遗撒，从而污染工作环境。10.3电厂设计中应采取的安全对策措施1）防火、防爆措施（1）根据现行的《小型火力发电厂设计规范》、《火力发电厂总图运输设计技术规程》、《建筑设计防火规范》和《火力发电厂及变电所设计防火规范》中规定进行厂内各建（构）筑物的防火分区、防火隔断、防火间距、安全疏散和消防通道的设计，确保建（构）筑物间的安全距离。（2）全厂消防设计本着“预防为主，防消结合”的原则，立足于火灾自救。对主要设备和重要建筑物均采取防消结合措施。厂区内设有独立的水消防管道及必要的消防器材，并在主厂房易燃区设有火灾检测及报警系统。加强电气设备及电缆的防火措施。对安全疏散设施应有充足的照明和明显的疏散标志。（3）第182页 对各类压力容器和电气设备等有爆炸危险的设备及有关电气设施、工艺系统和厂房的工艺设计及土建设计，根据现行的《爆炸危险环境电力装置设计规范》、《中华人民共和国爆炸危险场所电气安全规程》、《压力容器安全技术监察规程》和《建筑设计防火规范》中的规定按照不同类型的爆炸和危险因素采取相应的防爆保护措施。（4）对于危险品、易燃易爆品要限量贮存，不能超限贮存，更不能与其它物品混合贮存，要求存放在专用仓库内。2）防烫伤及防化学伤害措施电厂高温设备及管道敷设保温保护层，确保外表面温度低于50℃。水处理系统酸碱储罐设在主厂房外，在酸储罐的放空口处，设置酸雾吸收器。3）防电伤措施电气设备的带电裸露部分的安全净距按《高压配电装置设计技术规程》的规定进行设计，照明系统的设计按《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》进行设计。如照明灯具高度、工作场所的交、直流电压以及绝缘等的要求。在工程设计中有防止电气误操作的措施，对从事电气操作的工作人员要加强安全培训教育，防止电气伤害。全厂设置统一的接地网。主厂房、烟囱及各独立建筑物顶采取防雷击措施；油系统等采取防静电接地措施；电气设备及管道的接地满足有关规定的要求。带电设备与操作人员间隔防护措施：所有带电设备的安全净距不应小于各有关规程规定的最小值；开关柜均采用封闭式开关柜，符合五防要求；电气设备的外壳应接地或接零。4）防机械伤害、高处坠落伤害措施（1）加强生产场所和修配场等处的机械设备的防机械伤害措施，所有外露机械部件均设有安全防护罩，机械设备设有必要的闭锁装置。对重要转动机械设就地事故停机按钮，并在运行通道侧设防护栏杆等。（2）吊物孔、平台扶梯孔等处设防护栏杆，闸门井、坑池边等处设盖板或栏杆，在曝气池和取排水明渠处设栏杆和警示标牌，需登高检查和维修设备处应设维护平台等。（3）在电厂运行检修中，加强安全观念，严格遵守安全操作规程。10.4安全机构本工程按《中华人民共和国安全生产法》设置安全生产管理机构并配备专职安全监督管理人员。10.5结论与建议第182页 本工程设计中贯彻“适用、安全、经济、美观”的建设方针，坚持“安全第一、预防为主”的原则，结合我国的国情采取的防治措施，技术上成熟，经济上可行，达到既节约投资，又保证安全和文明生产的目的。1）本工程设置了比较完善的消防系统和报警设施，针对不同的生产部位采用不同的消防措施，各主要设备及建（构）物也采取了相应的防火防爆措施，使火灾的危险性和爆炸的危害性减少到最低限度，有效地保障了人身和生产设备的安全。2）有较完善的通信系统和较高的自动控制系统，保证全厂连续安全生产。3）进行防雷设计，设立避雷针和人工接地网及均压带，所有带电设备均考虑接地，设计安全净距，采用紧急事故信号显示及联锁自动装置，有效防止电伤事故。4）本工程采用的防机械伤害、防坠落伤害的措施，有效的保障工作人员的人身安全和身心健康。采取以上措施后，电厂各车间运行环境，均能满足国家有关劳动安全的要求。第182页 第11章职业卫生11.1主要设计依据1）《中华人民共和国劳动法》（2009年8月27日修正版）；2）《中华人民共和国职业病防治法》（2011年12月31日修正）；3）《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（中华人民共和国原劳动部令第3号）；4）《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-2011）；5）《火力发电厂职业卫生设计规程》（DL5454-2012）；6）《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2010）；7）《工作场所有害因素职业接触限值化学有害因素》（GBZ2.1-2007）；8）《工作场所有害因素职业接触限值物理因素》（GBZ2.2-2007）；9）国家其它有关设计规范、技术规程及标准。11.2电厂生产过程中可能造成职业危害的因素根据本工程的工艺特点、建设内容，结合国内现有火电机组的典型事故情况，可以识别出本工程建成运行后可能存在如下有害因素。1）粉尘在燃料的装卸、输送、贮存过程及灰渣的收集、输送、装卸和贮存过程中，均会产生粉尘，危害劳动者的身体健康及污染周围的环境。易产生粉尘的部位及场所主要有燃料系统和除灰系统，本工程脱硫用的石灰石粉等也将产生粉尘。2）有毒有害气体燃料储存和输送过程中将会产生恶臭气体。电厂生产过程中产生有毒、有害气体的场所主要为化学水处理系统，另外还有SF6、联氨储存间以及酸、碱计量间等。此外，抗燃油等物质对劳动者的健康也产生一定程度的危害。3）高温、低温及潮湿属于高温场所主要是主厂房。低温伤害主要出现在冬季的燃料场等需要室外操作的场所。易出现潮湿的场所主要是燃料输送系统的地下建筑。4）噪声及振动第182页 电厂生产工艺系统中，大量的机械转动设备在运行过程中产生噪声，特别是汽轮机、二次送风机、引风机等大型转动设备产生的噪声。此外易产生噪声的设备及场所还有锅炉点火排气、安全门的排气、给水泵等。易产生振动的场所有泵类及汽轮发电机组的基础等。11.3电厂设计中应采取的职业卫生对策措施1）防粉尘措施烟气系统以及灰库排气管都装有袋式除尘器，除尘器出口含尘量均小于10mg/Nm3。在卸灰口还设有喷水加湿，防止扬尘措施。生产过程中为工作人员配备必要的防尘防护用品。2）通风主厂房采用自然通风方案，汽机房屋顶设置屋顶通风器自然排风，通过建筑外窗自然进风；在锅炉房运转层一下封闭，采用建筑外窗自然通风。厂用配电装置室按规范要求设置事故通风，换气次数按每小时不少于12次计算，同时作为室内散发余热以及需要排酸排碱等有害气体的房间的通风换气用，并在外墙上设置防火风口自然进风。当通风房间设有消防报警系统时，通风机与消防系统连锁，火灾发生时自动切断通风机电源。空压机房按要求设置全面通风系统，轴流风机排风，自然进风，换气次数按每小时不小于6次计算。3）防噪声振动措施噪声源主要是电厂的转动设备、主蒸汽管道、汽包排汽、以及锅炉启动蒸汽的对空排汽等。为了降低这些设备运行时产生的噪声，采取以下措施：选用低噪声、低转速的设备。采用变频调节，低负荷时转速也低，变频调节与其它调节方式比较既节约能源又可降低噪声。主蒸汽管、汽包安全阀出口加装消音器。11.4卫生机构本工程按《中华人民共和国职业病防治法》和《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2010)的规定，配备专职职业卫生管理人员。第182页 按照《中华人民共和国职业病防治法》的有关规定，健全与完善电厂的职业卫生管理制度。本工程运行后应制定完善的卫生管理制度，并对劳动防护用品的购置计划、使用发放、维护保管和检验监督进行详细地规定，为接触有毒有害因素的作业工人配备相应的个人防护用品。11.5预期效果1）对产生有毒物质的生产车间及易产生化学伤害的场所采取有效的防毒、防臭、防腐蚀、防化学伤害等措施，保证安全文明生产。2）采用通风、烟气净化、空调等措施，保证各生产车间作业场所的防暑、防尘和防潮，保持良好的工作环境。3）从设备和建筑设计上采取措施防治噪声污染，使噪声水平符合有关标准的规定，主要生产设备的基础及平台均采取防振减振措施。采取以上措施后，电厂各车间运行环境，均能满足国家有关职业卫生的要求。第182页 第12章资源利用12.1原则要求在设计中必须树立全局观念，依靠技术进步，精心设计，积极慎重地推广国内外先进技术，因地制宜地采用新材料、新设备、新工艺、新布置，从实际出发，在节约能源、合理利用能源、节约原材料、节约用水、节约用地等方面，严格执行国家政策，努力降低工程造价，为提高电厂投产运行的经济性打下良好的基础。12.2能源利用12.2.1选择合理的工艺系统1）汽水系统采用母管制连接，使主要工艺系统简单，运行安全可靠，节能效果显著。2）主要风机采用节能调节以达到节能的目的。3）烟、风管道布置进行优化，减少局部阻力损失，节约电耗。4）简化给水操作台，可满足锅炉启动及低负荷运行需要，节省厂用电。5）优化设计补充水系统，合理利用化学补充水泵扬程向机组补水，减少厂用电消耗。6）优化设计冷却水系统，在满足设备冷却要求的前提下，取消闭式冷却水泵。简化了冷却水系统，降低了厂用电消耗。7）优化设计主蒸汽、抽汽管道的疏水系统，提出调整管道疏水阀门的启闭控制建议，可以减少机组启停阶段通过疏水管道排出的高温蒸汽，从而降低能耗损失。8）工艺系统、设备的布置在满足安全运行、方便检修的前提下，尽可能做到合理、紧凑，以减少各种介质的能量损失。9）做好全厂的保温工作，尤其做好高温管道的保温工作，通过对电厂保温材料进行优化计算，采用新型管道保温材料，减少热损失，同时还能改善运行环境。10）主变压器、启备变等采用低损耗的产品。11）建筑物设计充分考虑天然采光和通风，尽量减少人工照明和机械通风。12.2.2选择合理的主、辅机设备1）选择效率高的主机设备，主机设备采用高温高压参数，经济性高。2）常用转动机械（如一般风机、水泵）采用节能型产品。第182页 3）选用节能型电力变压器，以减少变压器的损耗。节能型电力变压器较普通型电力变压器一般可降低损耗10－20%。4）在设计中尽量采用高发光效率的照明光源，例如荧光灯、高压汞灯、高压钠灯等。荧光灯选用质量高、节能的电子镇流器，电子镇流器较普通型镇流器可节能30%。5）各工艺系统均选择高效率型电动机，提高了电动机效率，节约了能源。12.2.3选择合理的材料1）在汽水管道设计中，高压加热器给水旁路管道，轴封加热器旁路管道均采用比主路小一到二级管径的管道。2）在汽水管道设计中，管道的流速选择范围符合现行规范，相应的流体压降小于允许值。3）主蒸汽管道采用12Cr1MoV，可以有效减轻管道重量，降低主厂房框架投资。4）主厂房布置优化布置方案，压缩主厂房纵向长度，节约管道材料，节省投资。5）在烟风管道设计中考虑了下列节能措施：（1）介质流速选择范围符合国内的现行规范，流体压降在风机允许范围内。（2）在管道设计中采用空气动力特性良好、气流分布均匀的管件及布置方式。6）保温设计通过方案比选，选用下列性能良好、节能效果稳定的主保温材料：（1）对介质温度为350－610℃的设备及管道，选用硅酸铝制品；（2）对介质温度为350℃以下的中低温设备及管道，选用岩棉或超细玻璃棉保温制品；（3）为减少保温结构的散热损失，保温层厚度按经济厚度方法计算确定。12.3水资源利用1）工业水冷却系统的排污水用作全厂循环水用水。2）冷却塔加装除水器，减少风吹损失。第182页 第13章节能分析13.1目的和意义根据《中华人民共和国节约能源法》和《国务院加强节能工作的决定》，国家发改委2010年9月17日发布了《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》，其中明确规定新上固定资产投资项目必须进行节能评估和节能审查，节能将作为项目审批、核准以及开工建设的前置条件。节能评估将依据国家和地方的合理用能标准和节能设计规范，对建设项目用能方案的科学性、合理性进行分析评估，提出提高能源利用效率、降低能源消耗的对策措施，为项目核准和决策提供科学依据。通过评估项目用能的合理性，来确定评估项目是否符合国家产业政策及河北省有关规定，是否符合中国节能技术政策大纲及行业节能标准；以节能为目的，以科学系统方法分析项目在生产活动中的能耗情况、用能情况、能源管理情况，为项目的进一步设计和优化提供科学依据；通过评估使项目在生产决策过程中，充分考虑项目本身的能源利用是否科学合理，各项指标是否达到国家规定的要求，以促进国民经济建设和环境保护与能源利用的协调发展，避免重复建设高能耗、低水平的工程项目，控制盲目扩张趋势，促进产业结构升级，规范市场竞争秩序；通过对项目用能情况和工艺路线的分析，使项目用能具有一定的先进性和合理性。采用源头控制的方法，防止落后的工艺、技术、设备繁衍，减少能源的损失和浪费，以推进节能进步，落实国家有关节能政策。13.2分析依据1）《中华人民共和国计量法》（1986年7月1日起施行）2）《中华人民共和国电力法》（1996年4月1日起施行）3）《中华人民共和国节约能源法》（2008年4月1日起施行）4）《中华人民共和国可再生能源法》5）《中华人民共和国循环经济促进法》（2009年1月1日起施行）6）《中华人民共和国清洁生产促进法》（2012年7月1日起施行）7）《国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术等》（国家发改委2005第65号）8）《国务院关于加强节能工作的决定》（国发2006第28号令）9第182页 ）《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（国家发展和改革委员会令2010年第6号）10）《“十二五”节能减排综合性工作方案》（国发2011第26号）11）《产业结构调整指导目录》（2011年本）（国家发展和改革委员会第9号令）12）《重点用能单位节能管理办法》（中华人民共和国国家经济贸易委员会令第7号）13）《大气污染防治行动计划》（国发2013第37号）14）《火力发电厂节约能源规定（试行）》（能源节能1991第98号）15）《小型火力发电厂设计规范》GB50049-201116）《秸秆发电厂设计规范》GB50762-201217）《设备及管道保温技术通则》GB/T4272-200818）《设备及管道保温设计导则》GB/T8175-200819）《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-200320）《公共建筑节能设计标准》GB50189-201521）《建筑照明设计标准》GB50034-201313.3原则要求遵循能源消耗最小、技术先进、合理和节约利用能源的原则，有利于提高发电机组的热效率，节约能源的消耗，促进节约型社会的建设，促进人与自然和谐发展，促进发展循环经济和知识经济，实现国家经济社会全面协调可持续发展的目标。在设计中树立全局观念，依靠技术进步，精心设计，积极慎重地推广国内外先进技术，因地制宜地采用新材料、新设备、新工艺、新布置，从实际出发，在节约能源、合理利用能源、节约原材料、节约用水、节约用地等方面，严格执行国家政策，努力降低工程造价，为提高电厂投产运行的经济性打下良好的基础。13.4能源消耗种类和数量本工程将利用区域内各类林业废弃物、农业废弃物等生物质资源燃料，是再生能源的开发和利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环境，增加农民收入，促进经济和社会的可持续发展，是行唐县走科学、稳定、持续、良性发展的循环经济道路的重要步骤，符合党和国家的大政方针。本工程1×30MW容量生物质能发电厂建成投产后，年燃用各类农作物秸秆和林副产品30万吨左右。13.5能源供应状况第182页 电厂辐射区域内林业资源较为丰富，林木废弃物较多，保守估计每年可获得林木废弃物17.3万吨以上；区域内耕地面积较大，农作物秸秆资源丰富且集中，便于农作物秸秆收集，未来秸秆类燃料年可获得总量约15.2万吨以上，当期其它综合燃料约6万吨，可获得总量约38.5万吨，可以保证电厂1×30MW机组的可靠、正常、稳定的运行。13.6节能降耗措施13.6.1节约能源本期25MW容量生物质能热电联产机组建成投产后，年发电量约1.88亿kWh；年供热量126万GJ，相当于年节约标煤约11.4万吨，每年减少二氧化碳排放量约28万吨，有利于环保，并且热电厂可以申请碳交易。13.6.2选择合理的工艺系统1）经过综合分析，针对于本工程为供热机组的特点，采用高温高压机组，减少设备初投资。2）采用清洁燃烧技术：循环流化床锅炉，可使燃料充分燃烧，提高能源利用效率；同时，仅需采用SNCR+炉内喷钙即可满足环保要求，避免采用更高耗能的SCR及湿法脱硫技术。3）采用高转速汽轮机，轴向排汽方案，提高机组效率。主机低位布置，减少土建工程量。4）大功率设备例如：一次风机、送风机、引风机、高压流化风机、给水泵、热网循环水泵均采用变频电机，降低电力消耗。5）烟风管道上尽可能不设与控制操作无关的风门，在布置上充分做到流向合理，以降低管道阻方，节省送、引风机电耗。6）炉膛及尾部受热面保持清洁，提高传热效率，是降低锅炉燃料消耗的有效措施。为此在锅炉本体的设计中配置了可靠完整的吹灰系统，以便在运行中定期使用吹灰器，保持受热面的清洁，减少锅炉管道爆裂的几率。7）燃烧控制系统中采用先进的控制算法，使燃烧处于最佳状态，辅机设备运行处于效率最优工况，节约燃料和辅机能耗。8）汽水系统采用母管制连接，使主要工艺系统简单，运行安全可靠，节能效果显著。9）简化给水操作台，可满足锅炉启动及低负荷运行需要，节省厂用电。第182页 10）采用水冷式冷渣器，用凝结水替代传统的冷渣器冷却水，回收炉渣余热，减少水耗，提高机组经济效率。11）优化设计补充水系统，合理利用化学补充水泵扬程向机组补水，减少厂用电消耗。12）工艺系统、设备的布置在满足安全运行、方便检修的前提下，尽可能做到合理、紧凑，以减少各种介质的能量损失。13）做好全厂的保温工作，尤其做好高温管道的保温工作，通过对电厂保温材料进行优化计算，采用新型管道保温材料，减少热损失，同时还能改善运行环境。14）优化电气系统设计，合理规划电气设备布置及电缆走向，减少电缆长度及降低电压损耗。如在厂用电设计380/220V按区域、车间设电源点，就近供电。13.6.3选择合理的主、辅机设备1）选择效率高的主机设备，主机设备采用高温高压参数，经济性高。2）合理选择设备，适当确定安全系数，避免大马拉小车现象。3）常用转动机械（如一般风机、水泵）采用节能型产品。4）选用节能型电力变压器，以减少变压器的损耗。节能型电力变压器较普通型电力变压器一般可降低损耗10~20%。5）在设计中尽量采用高发光效率的照明光源，例如荧光灯、高压汞灯、高压钠灯等。荧光灯选用质量高、节能的电子镇流器，电子镇流器较普通型镇流器可节能30%。6）各工艺系统均选择高效率型电动机，提高了电动机效率，节约了能源。7）采用气化小油枪点火技术，每台炉每只气化小油枪每小时油耗可控制在10～15kg/h以内。根据使用的情况，锅炉低负荷稳燃及停机中使用的燃油比机械雾化的大油枪可节油90%以上，锅炉冷态启动比大油枪可节油70%以上，具有显著的经济效益。8）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。如选用新型、高效的各类水泵、风机和电动机，以提高运行效率，降低厂用电率。9）选用优质阀门，避免蒸汽的跑、冒、漏现象，降低全厂发电热耗率。对管道保温，采用经济厚度计算法，设计出合理的保温厚度，以取得综合节能效益。13.6.4选择合理的材料1）在汽水管道设计中，高压加热器给水旁路管道，轴封加热器旁路管道均采用比主路小一到二级管径的管道。第182页 2）在汽水管道设计中，管道的流速选择范围符合现行规范，相应的流体压降小于允许值。3）主蒸汽管道采用12Cr1MoV，可以有效减轻管道重量，降低主厂房框架投资。4）主厂房布置优化布置方案，压缩汽机房纵向长度，节约管道材料，节省投资。5）在烟风管道设计中，介质流速选择范围符合国内的现行规范，流体压降在风机允许范围内。采用空气动力特性良好、气流分布均匀的管件及布置方式。6）保温设计通过方案比选，选用下列性能良好、节能效果稳定的主保温材料：（1）对介质温度为350－610℃的设备及管道，选用硅酸铝制品；（2）对介质温度为350℃以下的中低温设备及管道，选用岩棉或超细玻璃棉保温制品；（3）为减少保温结构的散热损失，保温层厚度按经济厚度方法计算确定。13.6.5建筑节能措施建筑能耗是指建筑使用过程中的能耗，主要包括建筑采暖、空调、热水供应、炊事、照明、家用电器、电梯、通风等方面的能耗，其中以采暖和空调能耗为主，一般占建筑总能耗的50～70％。在发达国家，建筑能耗一般占总能耗的30～40％。本工程为再生能源生物质发电项目，建筑物主要有办公楼、主厂房、宿舍、食堂、控制室、值班室、辅助车间等，主要采用以下建筑节能措施。13.6.5.1节能建筑规划设计根据建筑功能要求和当地的气候参数，在总体规划和单体设计中，科学合理地确定建筑朝向、平面形状、空间布局、外观体型、间距、层高、选用节能型建筑材料、保证建筑外维护结构的保温隔热等热工特性及对建筑周围环境进行绿化设计，设计要有利于施工和维护，全面应用节能技术措施，最大限度减少建筑物能耗量，获得理想的节能效果。1）建筑朝向和平面形状同样形状的建筑物，南北朝向比东西朝向的冷负荷小，因此建筑物应尽量采用南北向。在建筑物内布置空调房间时，尽量避免布置在东西朝向的房间及东西墙上有窗户的房间以及平屋顶的顶层房间。空调建筑的平面形状，应在体积一定的情况下，采用外维护结构表面积小的建筑，因为外表面积越小，冷负荷越小，能耗越小。2）合理规划空间布局及控制体型系数第182页 依靠自然通风降温的建筑，空间布局应比较开敞，开较大的窗口以利用自然通风。而设有空调系统的建筑，其空间布局应十分紧凑，尽量减少建筑物外表面积和窗洞面积，这样可以减少空调负荷。体形系数的定义是建筑物外表面积F与其所包围的体积V之比值。对于相同体积的建筑物，其体形系数越大，说明单位建筑空间的热散失面积越高。出于节能的考虑，在建筑设计时应尽量控制建筑物的体形系数。但如果出于造型和美观的要求需要采用较大的体形系数时，应尽量增加围护结构的热阻。3）绿化对节能建筑的影响绿化对区域气候条件起着十分重要的作用，它能调节改善气温，调节碳氧平衡，减弱温室效应，减轻城市的大气污染，减低噪声，遮阳隔热，是改善居住区微小气候，改善建筑室内环境，节约建筑能耗的有效措施。13.6.5.2增强建筑维护结构的保温隔热性能改善建筑的保温隔热性能可以直接有效地减少建筑物的冷热负荷。据有关资料介绍，围护结构的传热系数每增大1W/㎡·K，在其他工况不变条件下，空调系统设计计算负荷增加近30%。所以改善建筑外围护结构的保温性能是建筑设计上的首要节能措施，我国《采暖通风和空气调节设计规范》（GBJ42）对空调建筑外维护的传热系数作了规定，对舒适性空调的最大传热系数规定为0.9～1.3，可采用玻璃棉、聚苯乙烯板、加气混凝土等保温材料，也可采用双玻璃、顶层架空隔热层等空气间层起隔热作用。1）电厂建构筑物禁止使用实行粘土砖，建筑物墙体零米以下采用Mu10蒸压灰砂砖；零米以上采用轻质加气混凝土砌块、空心水泥砖或复合砖等新型墙体材料，主厂房扩建端墙体采用双层压型钢板维护、高效保温材料填充，具有减少建筑物重量和梁柱断面、降低工程造价、降低外墙传热系数、增加墙体隔热隔音效果的功能。在进行经济性、可行性分析的前提下，在墙体内外侧敷设保温隔热的新材料。对垂直墙面可采用外廓、阳台、挑檐阳等遮阳设施和浅色墙面、反射幕墙、植物覆盖绿化等。2）设置遮阳设施，考虑空调设备的位置。减少阳光直接辐射屋顶、墙、窗及透过窗户进入室内，可采用外廊、阳台、挑檐、遮阳板、热反射窗帘等遮阳措施。门窗的遮阳设施可选用特种玻璃、双层玻璃、窗帘或遮阳板等。设计中采用密闭性良好的门窗。通过改进门窗产品结构（如加装密封条），提高门窗气密性，防止空气对流传热。加设密闭条是提高门窗气密性的重要手段之一。第182页 采用热阻大、能耗低的节能材料制造的新型保温节能门窗（塑钢门窗）可大大提高热工性能。玻璃窗的主要用途是采光，但由于玻璃窗的耗冷量占制冷机最大负荷的20%～30%，冬季单层玻璃窗的耗热量占锅炉负荷的10%～20%，因而控制窗墙比在30%～50%范围内时，窗玻璃尽量选特性玻璃，如吸热玻璃，反射玻璃，隔热遮光薄膜。窗墙比是窗洞口与墙的面积比值，增大这两个比值不利于空调建筑节能，应尽量减少空调房间两侧温差大的外墙面积及窗的面积。控制窗墙比、对外墙及屋顶的导热系数等提出具体要求，通过外窗的耗热量占建筑物总耗热量的35%～45%，在保证室内采光通风的前提下合理控制窗墙比，一般北向不大于25%；南向不大于35%；东西向不大于30%。3）屋顶的节能技术措施。采用屋面遮阳隔热技术，或采用高效保温材料保温屋面、架空型保温屋面、浮石沙保温屋面、倒置型保温屋面等节能屋面。13.6.5.3采用节能产品购买和使用符合国家能效标准要求的高效变频节能空调、照明、风机、水泵、照明灯具等，降低建筑物能耗。可采用独立除湿空调方式的关键技术，以低温热源为动力高效除湿。中央空调消耗的能量中，40％～50％用来除湿。冷冻水供水温度提高1℃，效率可提高3％左右。采用除湿独立方式，同时结合空调余热回收，中央空调电耗可降低30%以上。采用可控硅、紧凑型荧光灯、高压钠灯、金属卤化物灯、电子镇流器、半导体发光二极管等低功率节能照明灯具等。13.6.6加强节能宣传和节能管理加强宣传，使更多的人了解节能的重大意义，了解各项政策法规的具体条款和内容，使其在工作中自觉地贯彻执行。制定节能操作规范和实施细则，配套节能奖惩制度，宣传与执行相结合，逐步形成良好的节能意识，创造资源综合利用、循环经济、环保、节能新型电力企业。辅助生产和附属生活设施的公共交通区域可采用定时、声控、光控等照明控制技术节约照明用电。国务院办公厅已发出《关于严格执行公共建筑空调温度控制标准的通知》，要求公共建筑内所有单位夏季室内空调温度设置不得低于26摄氏度，冬季室内空调温度设置不得高于20摄氏度，电厂可参考上述要求在附属生活设施区域执行，合理设定空调设备的启动和停止时间，实现空调设备定时、定温开启，人少或无人时关闭空调或阶段开启，以降低建筑物空调能耗。第182页 空调新风负荷占总负荷的比例较大。在实际使用中，并不是每时每刻都需要设计新风量。在一些人员变化有规律的场所，运行人员可以根据人员的变化进行新风量的调节。对于间歇运行的系统，在预冷或预热的过程中，应该关闭新风。13.7项目能效水平本项目能源消耗情况见下表：13.7.1-1项目综合能耗表序号能源消费种类年消费量备注实物消费量折算系数折标煤量（tce）1新水1.75万吨/年0.0857kgce/t1.502柴油5400kg/年1.4571kgce/kg7.87项目能源消费总量9.37tce由于本工程生物质秸秆焚烧发电属废弃物的利用项目，秸秆焚烧产生的热能不应计入年能源消耗，同时，项目耗电也是项目本身秸秆燃烧发电，不应计入能源消耗；生产用水为重复回收利用的污水厂的尾水，不计入新水用水量。因此项目建成后，年输入能源只有新鲜水和柴油。本项目单位产品综合能耗见下表：13.7.1-2单位产品综合能耗表序号能源消费种类年消费量备注实物消费量折算系数折标煤量（tce）1新水1.75万吨/年0.0857kgce/t1.502柴油5400kg/年1.4571kgce/kg7.87项目能源消费总量9.37tce3供电量17355万kWh0.1229kgce/kWh213294供热量126万GJ0.0341kgce/MJ42966项目能源输出总量64295tce第182页 第14章人力资源配置14.1企业组织本项目实行董事会领导下的厂长负责制和三级管理体制，实行独立核算、自负盈亏、自主经营。14.2劳动组织及管理电厂运行组织机构的设置依据国家电力公司颁发的《火力发电厂劳动定员标准》（试行）中有关规定执行。电厂组织机构及人员的配备本着精简、高效的原则，结合本工程特点，参照类似电厂，按照本工程工艺系统、机组控制水平、机组技术水平、自动化程度和设备可靠性等实际情况确定。可以社会化解决的，本工程不设专门岗位。本工程生产部门按四班生产配置定员，部分生产部门按一班生产配置定员，并考虑电厂日常小修及必要的维护工作人员，但不设专门的检修人员，检修人员由投资方统一组织考虑。14.3人员配备本工程总定员75人（不含后勤服务非正式工25人），其中运行人员49人，维修人员16人，管理及服务人员10人。全厂人员指标：2.5人/MW。详见下表：表14.3-1人员配置表序号人员分类人数一机组运行人员491机、炉、电202循环水系统43除灰、除渣44化学水35燃料18二机组维修人员161热机62电气23热控24燃料、除灰6三管理人员6四服务人员4第182页 合计7514.4人员培训生产人员和部分技术人员由项目单位负责组织培训，设备技术人员和操作人员由提供设备的厂家（公司）负责培训工作。第182页 第15章项目实施条件和建设工期15.1项目实施的条件15.1.1施工场地本工程施工场地在主厂房北端留有施工场地，储料场的东端为施工堆放场地。15.1.2施工主要机具及施工队施工主要机具主要由施工队备置，施工队必须具备施工所需的素质，并有可考察的已建工程，其技术骨干均需具有相应的可以承担电建工程的证明或资格证书。15.1.3设备及材料的运输主要设备及材料均没有超级、超限的问题。地方材料应就地取材，外埠设备和材料由汽车运输到厂。15.1.4施工电源拟占用地块原为河北赛克尔环保有限公司建设垃圾气化发电项目用地，原赛克尔公司施工时在围墙南侧的10kv的线路上了施工电源，并设有施工变压器，可供利用。15.1.5施工水源施工水源、生活用水取用园区的供水系统。15.1.6施工通讯由行唐县电信局依托原通信网络，增加商用电话。15.1.7施工道路厂内路已直接与园区的路连接，厂内道路也已经逐步完善，施工时若有条件可依托厂区物流入口道路，将厂内道路先行施工，无条件时可采用碎石或土路作为施工道路。15.2施工组织构想15.2.1施工力能供应按照电厂设备的大小、重量及数量，建议施工安装单位配备下列必须机具：50t坦克吊一台，35t车吊二台，16t车吊一辆及龙门吊一座。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。15.2.2大件设备运输电厂依托当地辐射四周的公路交通优势，及区域内发达的公路交通网络，具有非常好的交通运输条件。电厂的大型设备运输可采用公路运至厂区。第182页 15.3建设进度和工期根据电建（1999）253号文《电力工程项目建设工期定额》中的有关规定，结合本工程的实际情况及特点，项目计划工期及轮廓进度安排如下：15.3.1设计进度可行性研究及审查1个月初步设计及审查2个月施工图设计6个月15.3.2施工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，各阶段工作尽量提前进行，考虑各阶段的合理交叉工作。15.3.2.1施工准备阶段该阶段的主要工作除完成初步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。此阶段时间估计需要5个月左右。15.3.2.2土建施工阶段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。施工准备及主厂房开挖：2个月房屋建筑、结构及设备基础、主要沟道基本完成，具备安装队伍进场施工的条件。本阶段为4～6个月。15.3.2.3安装及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。安装阶段：从土建交安到调试阶段：4～5个月调试阶段：时间为1～2个月。15.3.3工程项目实施的轮廓进度本工程拟定于核准后正式开工建设，根据本工程的性质及工程量，计划2016年9月开工，2017年8月底投产发电。按此推算工程各主要阶段的轮廓进度见下表。第182页 表15.3.3-1工程实施计划表序号时间名称第1月第2月第3月第4月第5月第6月第7月第8月第9月第10月第11月第12月第13月第14月第15月第16月1可行性研究及审批2主机设备招标3初步设计及审查4施工图设计5辅助设备招标6土建部分施工7工艺设备及管道安装8电气安装及电缆敷设9酸洗、烘炉、吹管10联合调试投入运营第182页 15.4工程招标根据《中华人民共和国招投标法》等有关法律法规的要求，本项目建设内容将按照国家规定的程序进行招投标和评标，并严格按照招投标文件的规定招标、投标、评标，做到公平、公正，切实加强项目建设管理，确保工程质量和按期完工。15.4.1招标依据1）《中华人民共和国招标投标法》2）《中华人民共和国招标投标法实施条例》3）《工程建设项目招标范围和规模标准规定》4）《河北省实施〈中华人民共和国招标投标法〉办法》5）《河北省工程建设施工招标投标管理办法（修正）》6）《河北省房屋建筑和市政施工招标投标监督管理实施办法》15.4.2招标组织根据有关规定，项目承担单位具备编制招标文件和组织评标能力的可自行招标。结合项目情况，本项目拟采用自行招标与委托招标相结合的组织形式。15.4.3招标方式按有关招标法规的要求，国有资金占控股或者主导地位的依法必须进行招标的项目，应当公开招标。但技术复杂、有特殊要求或者受自然环境限制，只有少量潜在投标人可供选择的，可以邀请招标。鉴于项目的实际情况，本项目拟采用公开招标与邀请招标相结合的方式。15.4.4招标内容本项目招标遵守国家和河北省的规定，招标时间在全部设计文件完成并经有关部门办理批准手续后进行。招标的内容见下表，此为初步确定的参考方案，在具体实施过程可以根据国家及省市有关规定并结合项目实际进行调整。表15.4.4-1项目建设招标基本情况表项目招标范围组织形式招标方式不采用招标方式全部部分自行委托公开邀请勘察√√√设计√√√建筑工程√√√安装工程√√√监理√√√第182页 设备采购√√√原辅材料√第182页 第16章投资估算及财务分析16.1投资估算16.1.1编制原则及依据1）项目划分及编制原则依据国家能源局（国能电力【2013】289号）文关于发布《火力发电工程建设预算编制与计算规定》及有关文件规定进行项目划分、计取各项费用。2）工程量依据各设计专业提供的推荐方案。3）定额、标准《电力建设工程概算定额》—国家能源局发布：建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程、调试工程、通信工程(2013年版)。《电力建设工程预算定额》—国家能源局发布：建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程、调试工程、通信工程、加工配制品(2013年版)。《电力建设工程预算定额第七册加工配制品》(2013年版)—国家能源局。《火电工程限额设计参考造价指标》(2014年水平)——电力规划设计总院编制关于落实《国家发展改革委关于进一步放开建设项目专业服务价格的通知》（发改价格〔2015〕299号）的指导意见——中国电力企业联合会〔2015〕162号关于发布电力工程计价依据适应营业税改征增值税调整过渡实施方案的通知——电力工程造价与定额管理总站〔2016〕9号4）人工工资建筑工程中建筑普通工单价34元/工日，建筑技术工单价48元/工日；安装工程中安装普通工单价34元/工日，安装技术工单价53元/工日。根据电力定额总站定额[2015]44号文“电力建设工程概预算定额人工调整系数汇总表”进行调整，只计取税金，计入工程费用。河北南部人工调整系数建筑工程为12.79%，安装工程为10.35%，只计取税金。5）设备材料价格建筑工程按定额取价，建筑材料依据《河北工程建设造价信息》石家庄地区2016年5月价格进行调整，建筑机械执行电力定额总站定额[2015]44第182页 号文《关于发布2013版电力建设工程概预算定额2015年度价格水平调整的通知》，计取税金。安装工程装置性材料价格执行中国电力企业联合会《电力建设工程装置性材料综合预算价格》，与《火电工程限额设计参考造价指标》的价差计入“编制年价差”项。材机费调整执行电力定额总站定额[2015]44号文，只计取税金。主机设备价格锅炉为1550万元/台、汽轮机为1100万元/台、发电机为500万元/台。主要辅机设备参考《火电工程限额设计参考造价指标》或按照近期同类工程设备合同价或设计询价计列。主机卸站保管费按设备原价的0.5%计算，其他设备卸站保管费按设备原价的0.7%计算。6）建设场地费用根据投资方提供资料，厂区征地单价按18万元/亩。7）价差预备费根据国家发展计划委员会计投资［1999］1340号“国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中价差预备费管理有关问题的通知”，本项目的价差预备费为零。8）基本预备费基本预备费费率按照3%计列。16.1.2投资估算本工程在旧有厂址建设，不计列旧有设施拆除的相关费用。工程可研投资估算编制基准日期为2016年第2季度。按上述编制原则及依据：静态投资为27880万元，单位投资为9293元/kW。动态投资为28399万元，单位投资为9466元/kW。铺底生产流动资金321万元，项目计划总资金28720万元。表一甲总估算表金额单位：万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他合计各项占单位投资工程费购置费工程费费用总计%元/kW一主辅生产工程㈠热力系统159741861399718225.762872.80㈡燃料供应系统17197765525509.151020.00㈢除灰系统63299444061.46162.40㈣水处理系统641114660423918.58956.40㈤供水系统109013643216585.95663.20㈥电气系统10116131312302610.851210.40第182页 ㈦热工控制系统57449710713.84428.40㈧脱硫及脱硝系统50200533031.09121.20㈨附属生产工程193046919325929.301036.80小计7191939945892117975.968471.60二与厂址有关单项工程㈠地基处理工程33330.1213.20㈡厂区土石方工程59590.2123.60㈢临时工程66660.2426.40小计1581580.5763.20三编制基准期价差（单位工程中已计列）四其他费用㈠建设场地征用及清理费3632363213.031452.80㈡项目建设管理费7137132.56285.20㈢项目建设技术服务费7517512.69300.40㈣整套启动试运费1441440.5257.60㈤生产准备费4814811.73192.40㈥大件运输措施费10100.044.00小计5731573120.562292.40五基本预备费8128122.91324.80六特殊项目费用工程静态投资734993994589654327880100.0011152各项占静态投资比例(%)26.3633.7116.4623.47100.00各项静态单位投资(元/kW)294037601836261711152七动态费用㈠价差预备费㈡建设期贷款利息519519小计519519项目建设总费用（动态投资）73499399458970622839911360其中：生产期可抵扣的增值税72813664552549各项占动态投资比例(%)25.8833.1016.1624.87100.00各项动态单位投资(元/kW)294037601836282511360八铺底生产流动资金321321项目计划总资金73499399458973832872016.2财资金来源及融资方案本工程注册资本金占项目动态投资的30%，其余70%第182页 拟由投资方申请银行贷款。贷款偿还年限15年，含宽限期1年；借款名义年利率为4.9%。流动资金估算中，应收帐款、存货、现金、应付帐款的年周转次数按12次考虑，自有流动资金占30%，流动资金借款利率为4.35%。项目建设期1年，建设期间项目资本金与借款等比例投入，还款方式为本息等额。16.3财务分析16.3.1财务评价的原则及依据根据国家发展改革委、建设部发改投资【2006】1325号文印发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及中华人民共和国国家能源局2009年7月发布的中华人民共和国电力行业标准DL/T5435-2009《火力发电工程经济评价导则》，及国家现行的财务、税收法规进行编制。计算依据及参数取定按设计提资，并参照《火电工程限额设计参考造价指标》。16.3.2基本条件及参数1）资产形成折旧年限15年，残值率5%。2）成本数据项目名称数量及单位年利用小时数7500h发电标准煤耗率（财务评价用）333.1×1.05kg/MWh供热标准煤耗率（财务评价用）41.17×1.05kg/GJ折合标准煤价2500大卡的燃料价格300元/t，折合标准煤价840元/t（含税）销售热价采暖20元/GJ、工业200元/t，折合54.28元/GJ石灰石粉价220元/t（含税）尿素价1260元/t（含税）水价中水1元/t、自来水3.4元/t定员及人工费人均工资5万元/年，福利费系数60%综合材料费：6元/MWh综合其他费率12元/MWh大修费率2%排污费112.79万元/年3）损益类数据项目名称数量及单位发电/供热销项税率17%/13%城市维护建设税7%第182页 教育费附加（含地方）5%所得税25%公积金10%4）基准收益率：7.5%16.3.3盈利清偿能力分析1）盈利能力分析按生物质电厂标杆电价750元/MWh，测算项目总投资收益率14.87%，资本金净利润率33.42%，投资方内部收益率25.85%。主要技术经济指标见下表：财务评价一览表序号指标名称单位指标1静态投资万元278802上网电价（不含税）元/MWh641.03上网电价（含税）元/MWh750.003年发电量GWh187.54年供热量万GJ126.055发电生产成本(不含税)元/MWh4426供热生产成本(不含税)元/GJ367年平均销售收入万元155698年平均销售税金及附加万元9159年均所得税万元98110年均净利润万元294511项目投资内部收益率（税前/税后）%21.10/17.0012项目投资回收期（税前/税后）年6.17/7.1113项目资本金内部收益率%40.8714投资方内部收益率%25.8515总投资收益率%14.8716资本金净利润率%33.4217利息备付率%70418偿债备付率%297项目满足电力行业和投资方的各项指标要求，且具有较强的盈利能力，本项目在财务上是可行的。2）清偿能力分析项目假定了15年的贷款偿还期，从还本付息表中可看出，满足贷款期限要求。第182页 同时，反映运营期还息、偿债的利息备付率、偿债备付率指标在运营年份内正常，项目具备较好的偿还能力；投资方举债经营，负债比例合理，在保证贷款偿还的同时，也将为投资方带来更好的财务经营效益。16.3.4不确定性分析1）盈亏平衡分析通过找出投资项目的盈亏平衡临界点，判断不确定性因素对方案财务效果的影响程度，说明实施项目的风险大小及承担风险能力。按给定的标杆电价水平，采用工程财务评价“总成本费用估算表”和“利润与利润分配表”中运营期平均数据，计算盈亏平衡点：BEP(生产能力利用率)=44.12%计算结果表明，在生产能力达到设计能力的44.12%即可实现盈亏平衡，说明项目对市场的适应能力较强。2）敏感性分析根据本工程特点，对总投资、年发电量、燃料价格、热价因素进行敏感性分析，结果表明影响项目效益变化的敏感度依次为：燃料价格、总投资、热价、年发电量，具体影响结果见下表：指标名称指标变化范围技术经济指标项目投资税前IRR(%)项目资本金IRR(%)投资方IRR(%)基准方案021.1040.8725.85总投资-20%26.7755.7037.46-10%23.6747.9631.1610%18.9333.3220.7720%17.0827.8117.11机组年发电量-10%18.8135.1821.88-5%19.9638.0223.835%22.2343.7227.9910%23.3446.5330.12燃料价格-10%24.3749.1031.9810%17.7832.6820.2220%14.3824.5714.9030%10.8316.439.81热价-10%18.7835.1521.82第182页 -5%19.9438.0123.805%22.2543.7327.9810%23.3946.6030.1816.3.5综合财务评价结论通过上述评价和分析，可以看出本工程装机方案各项经济指标均符合有关规定的要求，经济效益良好，并有一定的抗风险能力。本项目在财务上是可行的。第182页 第17章风险分析17.1外部协作风险分析考虑本工程的特殊性，本工程建设需协调、用水、用电、交通等各方面的问题，由于燃料、水源等条件的制约，因此需协调与当地政府、路政、水务、交通、环保等各部门的工作，为项目的安全稳定运行提供保证。工程所需砂、灰、砖、石子、钢材及木材等可由当地生产，种类、数量和质量均能满足工程建设需要。工程施工用水源、电源均可从管网引接，通讯可从现有通讯网络接入。17.2技术风险分析在高温高压机组系统中，高温管道、压力管道、压力容器等特种设备应用较多，对各种设备、管道、阀门及附件的材质质量要求非常高。目前市场上的设备厂家及各种阀门及材料厂家众多，合理选择质量信誉较好的的生产厂家将对工程的安全运行有很大的益处。17.3资金风险分析对本项目而言，利率增减会引起动态投资和财务费用的增减，基准收益率和投资各方内部收益率也有可能会跟随调整。利率的增减会对资金筹措带来一定影响，利率的提高会给资金筹措带来一定的压力，利率降低会减少资金筹措的压力。当贷款利率提高时会引起动态投资和财务费用的增加，对项目收益有一定的影响，但不会对项目效益构成大的风险。本项目原材料有燃料、水、油等多种原料，原料的市场价波动较大，对项目的生产成本构成影响很大，所以时刻关注原材料的市场价格变动，调整采购时间及数量可改善项目收益的稳定性，规避风险。由于本项目未采用外汇贷款，且均以人民币作为单一结算币种，机组所需要的少量必要的进口设备及材料均以人民币结算，因此本项目可以不考虑汇率风险。17.4政策风险分析本工程属于热电联产项目，属于国家支持性产业，符合当前的国家产业政策。第182页 2014年11月18日国务院发布《关于发布政府核准的投资项目目录的通知》国发（2014）53号，将热电站的核准下放至地方政府，其中抽凝式热电项目由省政府在国家依据总量控制的建设规模内核准，2013年5月15日国务院发布《关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》国发（2013）19号将企业投资燃煤背压热电项目核准下放至省级投资主管部门。国家发改委于2011年12月10日，发布了《“十二五”资源综合利用指导意见》。在分析我国资源综合利用现状的基础上，到2015年，矿产资源总回收率与共伴生矿产综合利用率提高到40%和45%；大宗固体废物综合利用率达到50%；工业固体废物综合利用率达到72%；主要再生资源回收利用率提高到70%，再生铜、铝、铅占当年总产量的比例分别达到40%、30%、40%；农作物秸秆综合利用率力争超过80%。资源综合利用政策措施进一步完善，技术装备水平显著提升，综合利用企业竞争力普遍提高，产品市场份额逐步扩大，产业发展长效机制基本形成。提出产业“三废”综合利用为“十二五”资源综合利用重点领域之一。这些措施为开展再生资源回收与循环利用统计提供了基础环境。综上所述，可见节能减排工作大范围展开，新《节约能源法》使节约资源成为我国基本国策，节能减排工作已成为全社会参与的国事、大事。国家将通过进一步完善有利于节能减排的财税政策，积极、有力的支持这项工作。这些都为该项目的实施打下了坚实的政策基础。第182页 第18章经济与社会影响分析18.1经济影响分析18.1.1行业影响分析本工程建设一台30MW发电机组，配置1台130t/h高温高压锅炉热电联产项目，秸秆焚烧发电厂烟气排放对周边环境的影响很小。因为秸秆焚烧发电厂优先选用旋风除尘器，并且生物质本身的灰分、硫分较少。项目投运后，总体来看，避免了农户因过剩的秸秆无法利用而当场焚烧，造成浓烟滚滚的弊端，大大改善了区域的大气环境。18.1.2区域经济影响分析本项目是利用厂区周边农作物秸秆作为燃料进行综合利用，通过生物质锅炉进行发电项目。由于随着社会发展，农村日常生活利用农作物秸秆利用率低，多数以在田间焚烧为主，既浪费了能源又对大气造成污染。为综合利用这部分生物质能源，新建本套生物质发电项目，可以有效的收集周边地区的农作物秸秆，既减少了污染又实现了农作物秸秆的废物利用，增加了农户的收入，同时燃烧后的灰渣又可作为富钾肥回收。本项目建成后也可带动当地的秸秆回收、运输等行业的就业，可从多方面提升当地的生产活力。综上所述，本项目的建设可以消除社会能源的巨大浪费，另一方面满足当地电力的社会需求。18.2社会影响分析18.2.1社会影响效果分析该项目建成后，具有良好的经济效益和广泛的社会效益。1）优化城市产业结构，促进经济发展，提升工业园区综合竞争力；2）充分利用企业经济资源、自然资源与社会资源，合理利用人力、物力和财力，取得最佳经济效益；3）提供更多就业机会，促进企业发展与社会稳定。首先是可以解决当地就业，除部分管理和技术人员外，其余人员均从当地招聘，可缓解当地的就业压力；4）该项目在建设期和运营期管理人员及设施较少，对当地的社会影响甚微。5）该项目在运行过程中将产生噪声，由于在工业聚集区内，所以对当地居民生活产生的影响较小，企业应采取措施降低或减少噪声。6）该项目的建设能够提高劳动生产率，增强企业的市场竞争力。第182页 （1）经济效益影响分析本项目结合行唐县当地及周边地区的自然资源和环境优势打造清洁能源全产业链，既可以充分响应国家环保要求实现节能降耗，又可以大力拉动当地的经济增长，同时响应习总书记号召带动当地农民脱贫致富实现精准扶贫和可持续发展的闭式循环产业经济。本期项目每年可回收利用林业废弃物、各类农作物秸秆等生物质能源约30.6万吨，可节约标煤14万吨，年为当地农民增加收入约3000万元。（2）环境效益影响分析该热电联产集中供热项目实施后，可使行唐县大气环境得到很好的改善。该项目建设采用布袋除尘器（除尘效率η>99.85%）、采用炉内喷钙脱硫（脱硫效率>75%）、SNCR脱硝（脱硝效率>60%）。经过一系列控制环境措施，该项目实施环境效益是良好的。18.2.2社会适应性分析该项目为秸秆生物质热电联产项目。集中供热、热电联产、节约能源，保护环境及改善生活条件具有深远意义，集中供热是城市基础设施之一。随着城市建设的发展，城市总体规划的制定及城市生活水平的提高，人民对热力要求与对水电的要求有同样意义。集中供热，不但节约能源，改善园区环境，提高城市形象，对本地区的工业发展和改善人民生活条件具有明显的社会效益，同时也为地区招商引资将起到积极作用。18.2.3社会风险及对策分析18.2.3.1风险因素及识别投资项目的风险来源于法律、法规及政策变化，市场供需变化、资源开发与利用、技术的可靠性、工程方案、融资方案、组织管理、环境与社会、外部配套条件等一个方面或几个方面的共同影响。项目风险贯穿于项目建设、生产和运营的全过程。参考本类项目的实施和运营状况，其风险主要有以下几种：1）市场风险市场风险是项目遇到的重要风险之一。主要来源于三个方面：一是市场供需实际情况与预测值发生偏离；二是项目产品市场竞争力发生重大变化；三是项目产品和主要原材料的实际价格与预测价格发生较大偏离。2）技术风险第182页 对采用技术的可靠性和适用性认识不足，运营后达不到生产能力、质量不过关或消耗指标偏高。3）工程风险工程地质条件、水文地质条件与预测发生重大变化，导致工程量增加、投资增加、工期拖长等。4）资金风险项目资金来源的可靠性、充足性和及时性不能保证，导致项目工期拖延甚至被迫终止；由于工程量预计不足或设备、材料价格上升导致投资增加。5）组织管理风险由于项目组织结构不当、管理机制不完善等因素，导致项目不能按期建成；未能制定有效的企业竞争策略，而导致企业在市场竞争中失败。6）政策风险由于政府在税收、金融、环保、产业政策等的政策调整，使税率、税种、利率发生变化，导致项目原定目标难以实现甚至无法实现。7）外部协作条件风险交通运输、供水、供电等外部配套设施和外购、外协件的配套关系发生重大变化，给项目建设、生产和运营带来困难。8）社会风险预测的社会条件、社会环境发生变化，给项目建设和运营带来损失。18.2.3.2风险评估按风险因素对投资项目影响程度和风险发生的可能性大小，我们把风险分为一般风险、较大风险、严重风险和灾难性风险四个等级。结合项目实际情况，该项目的各项风险的风险程度见下表：表18.2.3.2-1风险因素和风险程度分析表序号风险因素名称风险程度灾难性严重较大一般1市场风险1.1市场需求量√1.2竞争能力√1.3销售价格√1.4燃料供应量√1.5燃料价格√2技术风险√第182页 3工程风险3.1工程水文、地质√3.2工程量√4资金风险4.1设备、材料价√4.2资金来源中断√4.3资金供应不足√5组织管理风险5.1组织结构、管理机制√5.2主要管理人能力√6政策风险√7外部协作条件风险7.1外部配套设施√7.2上下游协作、配套关系√8社会风险√18.2.3.3风险防范对策从上述分析中可以看出市场风险和资金风险是项目存在的较大的风险。为了合理有效地做到事前控制，使各项风险发生的概率和后果降到最低点，建议做好以下防范对策：1）充分做好燃料来源的前期调研工作，与意向单位签订协议，保障燃料的供应；2）公司应根据项目建设投资进度，保证各阶段的资金及时到位，以保证项目按计划完成，使预测的各项财务指标实现；3）项目前期应认真做好招标工作，选择好设计单位和设备供货商，项目建设过程中，确保资金及时到位，合理安排资金的使用计划，做好投资控制；4）做好与外部交通运输、供水、供电等主要外部协作配套部门的沟通和协调，确保项目顺利实施；5）提前与银行签订贷款意向书，保证资金及时到位；6）采用先进、可靠、适用的技术，使工艺技术与原料相匹配，确保产品的质量达到国家和行业要求。18.2.3.4主要风险及对策分析1）燃料风险第182页 本项目燃料为秸秆等生物质，燃料的供应直接关系着项目的成败。项目单位充分做好燃料来源的前期调研工作，与相关单位签订协议，保障燃料的供应。2）资金风险本项目投资较大，资金来源是否可靠、充足对项目建设影响重大。项目单位提前与银行签订贷款意向书，保证资金及时到位。3）电价热价风险由于电价热价均由政府定价，因此政策的调整，可能会导致项目原定目标难以实现。本项目建成后积极开展资源综合利用项目论证，从而取得国家相应的优惠政策。18.2.3.5结论总之，应提高风险意识，实施风险控制，以尽可能低的风险成本来降低风险发生的可能性，并将风险损失控制在最小程度。第182页 第19章结论与建议19.1主要结论、问题和建议19.1.1项目主要结论项目所在的行唐县及周边县市，作为农业种植区和木材加工基地，每年产生大量农作物秸秆和林木业废弃物。传统上该地区农村主要是把秸秆作为薪碳使用，另有一小部分用作伺料或堆肥使用。改革开放以来，随着农村发展进步和农民生活水平的提高，秸秆的农家薪碳功能逐渐消失，化肥使用越来越普遍，随之出现严重的秸秆积存问题。近些年间，每到夏收和秋收时节，村村点火，处处冒烟，田间路边焚烧秸秆现象成为一大公害，造成严重的大气污染，危害着城乡居民的身体健康，也危害着交通安全。近几年来，河北省各级政府采取疏导政策，引导农民进行秸秆综合利用。通过就地还田、青储伺料、建沼气池等多种措施，消除了部分焚烧秸秆现象。但由于秸秆产量大，除综合利用部分外，每年仍有大量秸秆积存，需要通过工业化方式大量利用。同时，各县工业企业和城镇建设的快速发展以及不容乐观的环保现状，对集中供热也有着迫切需要。1）本工程采用农林废弃物直接燃烧炉，不需掺烧其它燃料；除尘设备采用高效布袋除尘器、脱硫脱硝装置，燃烧秸秆的大气污染物烟尘、SO2和NOX的排放量低于允许排放量，排放浓度低于允许排放浓度。2）本工程采用干式除灰渣系统，以及采取各种节水措施，使机组的耗水量达到最小，符合国家政策。3）本工程可以把行唐县及周边地区的农林废弃物转化为经济效益，带动农民发展生物质燃料产业，改善生态环境，促进经济发展，为国家节约财政支出。4）本项目地处行唐开发区，可有效支援当地电力发展，有助于电量平衡，大大增强当地居民、工业用电可靠性，提高居民生活水平和工业发展。5）由于行唐县城正在开展集中采暖，政府已经开展热网规划工作，迫切需要稳定的集中供热热源。本项目集中供热可取代采暖燃煤小锅炉，降低城镇烟尘排放，改善空气环境。第182页 6）本项目为生物质发电工程，由于生物质燃料的本身特性，能够有效降低烟尘和有害气体排放水平，保护环境。不会增加大气二氧化碳总量，降低温室效应，并且有机会参与碳交易合作。7）本项目通过秸秆收购和灰渣返田可提高当地农牧民收入，增加就业水平，有效解决“三农问题”，拉动当地其它产业的发展，为当地以及农民带来不可估量的经济效益。对行唐县的发展及引资招商，将会起到积极推动作用。8）从本质上说，生物质能发电供热项目是综合利用工程、热电联产工程、节能工程、环保工程、支农工程工程，可节省煤炭资源、减轻空气污染、改变城乡面貌、增加农民收入、提高居民生活质量。是国家大力提倡的循环经济的具体实践，必将对开发地区发展起到示范作用。根据上述结论，在行唐县开发区建设生物质热电厂是非常必要的。本工程建成后，年利用各类农林废弃物约30万吨，可大大减轻秸秆焚烧对城市环境的污染；同时还可向社会供热、供电，供热面积达到50万平方米，年上网电量约1.6亿kWh，具有较好的经济效益，建议工程尽快实施。19.1.2问题和建议1）鉴于秸秆类燃料是本项目未来的发展方向，区域内耕地面积较大，资源丰富集中，且将来供应体系建成之后燃料供应稳定性较高，因此建议可以将秸秆类燃料作为本项目燃料源重点开拓发展的方向。区域内除养牛使用玉米秸秆以外，剩余秸秆全部采用还田的处理方式，剩余秸秆是本项目未来收集的对象，但与当地政府的一些具体的强制性规定（主要是推广秸秆还田）不一致，建议项目单位加强与当地政府的沟通，争取政府的支持。2）本项目生物质燃料的收集和运输是一个需要重视的问题。根据现阶段农村的具体情况，农户多，户均耕地少，秸秆收集期短，由农户或电厂自行组织收购并进行打捆、储存、运输有一定的难度。为此，建议项目单位争取当地政府的支持，组织建立一套行之有效的机构，通过合理可行的市场化运作，向本电厂提供长期、稳定、满足要求的秸秆。3）建议项目单位抓紧与相关的燃料供应企业签订燃料供应协议，与供水企业（开发区污水处理厂、自来水厂）签订供水协议，与灰渣综合利用企业签订灰渣综合利用协议，与热力企业签订供热、供暖协议。4）建议项目单位尽快向当地环保部门申请本期污染物总量控制指标。5）建议项目单位重视生物质燃料锅炉的调研分析，针对严格的环保排放要求，综合脱硫、脱硝工艺和锅炉燃烧过程的积灰、腐蚀特性，早日确定合理的燃烧方案。第182页 19.2主要技术经济指标1）投资静态投资为27880万元，单位投资为9293元/kW。动态投资为28399万元，单位投资为9466元/kW。铺底生产流动资金321万元，项目计划总资金28720万元。2）利用小时数7500小时3）年供电量1.61×108kWh4）年供热量1.26×106GJ5）年均热效率57.9%6）年平均热电比1.8677）厂区指标（推荐方案）厂区占地面积13.45公倾单位容量占地4483m2/MW厂区建（构）筑物占地37510m2建筑系数35.18%厂区利用面积55110m2利用系数51.7%厂区道路及广场面积17600m2道路广场系数16.5%厂区围墙长度1762m绿化面积27000m2绿化系数20%8）标准煤耗率年均供热标准煤耗率38.29kg/GJ年均发电标准煤耗率331.1g/kW.h9）厂用电率综合厂用电率14%供热厂用电率6.5%发电厂用电率7.5%10）本工程定员人数75人第182页 11）2500大卡生物质燃料价格300元/吨（含税)12）销售价格电（含税）0.75元/kW.h采暖供热（含税）20元/GJ工业蒸汽（含税）200元/t13）投资内部收益率（税后）17%14）全部投资回收期（税后）7.11年第182页 第20章报告附件第182页'