燃煤工业锅炉节能改造项目可行性研究报告 102页

'目录第一章概述11.1项目名称、主办单位、企业性质及法人11.2可行性研究报告编制依据、范围11.3企业概况21.4项目建设的必要性41.5主要技术设计原则61.6项目建设61.7项目主要技术经济指标81.8结论与建议9第二章热负荷112.1供热现状112.2热负荷表122.3热负荷调查与核实132.4设计热负荷15第三章电力系统163.1电力系统概况163.2电力负荷163.3电力接入系统方案163.4主接线方案16第四章燃料供应174.1燃料来源174.2煤的供应及运输174.3点火燃料18第五章装机方案及机组选型195.1装机方案195.2机组选型215.3供热可靠性24第六章建厂条件及厂址方案256.1建厂条件256.2厂址方案2798 目录6.3电厂水源286.4贮灰、渣场286.5厂址选择意见28第七章工程设想297.1总平面布置及交通运输297.2工厂运输317.3燃烧系统327.4热力系统337.5主厂房布置377.6燃料运输系统387.7除灰渣系统397.8烟气除尘及脱硫系统417.9水工部分437.10化学水处理系统467.11电气部分487.12热力控制517.13土建部分537.14维修587.15消防58第八章环境保护608.1建设地区环境现状608.2设计依据及采用的环境保护法规及标准608.3当地主要污染源及污染物618.4电站污染防治方案618.5初步环境影响预测648.6环境设施投资估算658.7结论及建议65第九章劳动安全与工业卫生679.1设计原则679.2生产过程的危险及职业危害性因素分析679.3应遵守的设计标准及规范689.4劳动安全与工业卫生措施689.5工业卫生719.6安全卫生投资7198 目录9.7预期效果及评价71第十章节能7210.1设计依据和主要原则7210.2能源品种选用和项目能耗7310.3节能措施74第十一章热力网8011.1供热介质参数的确定8011.2管网布置及敷设方式8011.3连接方式8011.4凝结水回收8011.5保温防腐8011.6土建8011.7热力网管理81第十二章企业组织与劳动定员8212.1企业组织8212.2工作制度8212.3全厂定员83第十三章项目实施条件、管理及建设进度8413.1实施条件8413.2项目管理8413.3建设进度84第十四章工程招标8714.1招标依据8714.2招标目的8714.3招标活动8714.4投标、开标、评标和中标程序87第十五章投资估算与资金筹措8915.1投资估算编制说明8915.2资金筹措和用款计划9198 目录第十六章财务评价9316.1财务评价预测依据9316.2产品名称及生产规模9316.3项目计算期9316.4成本费用预测9316.5销售收入及税金预测9516.6利润估算9516.7财务评价指标9516.8清偿能力分析9616.9不确定性分析9716.10评价小结98附件：1.附表：技术经济计算表（15张）2.附图：厂区位置示意图厂区总平面布置图原则性热力系统图燃烧系统图输煤系统图除渣系统图除灰系统图除尘脱硫系统图供水平衡图电气主接线图热工控制系统配置图主厂房平面布置图主厂房剖面图电力运行模拟图3.附件1：煤质检测报告4.附件2：煤质检验报告98 第一章概述第一章概述1.1项目名称、主办单位、企业性质及法人1.1.1项目名称燃煤工业锅炉节能改造项目1.1.2项目主办单位某长寿化工有限责任公司1.1.3企业性质国有控股有限责任公司1.1.4法人代表1.1.5项目建设地址某长寿化工有限责任公司长化总厂区内1.1.6可行性研究报告编制单位中国中轻国际工程有限公司资格证书编号：工咨甲20316010021.2可行性研究报告编制依据、范围1.2.1研究依据：1、关于编制《燃煤工业锅炉节能改造项目可行性研究报告》的委托书；2、国家能源政策、节能政策和产业政策；3、《热电联产项目可行性研究技术规定》；98 第一章概述4、国家有关工程技术规范；5、项目主办单位提供的有关基础数据、技术资料等；6、编制人员调查的有关资料、数据；7、长化公司《热电站改造工程项目建议书》；1.2.2研究范围：2006年11月，我公司组织相关人员赴某长寿化工有限责任公司，对本项目的建设条件进行了调查并核实热负荷。结合国家产业政策，按项目可行性研究阶段编写深度要求，对项目热负荷量、现有供热发电站状况、燃料供应、建设条件、生产技术、总图运输、项目招标、投资估算及资金筹措、经济效益评价等方面进行综合性研究、分析和评价。由于项目是老厂改造，受到许多条件限制，建设的难度较大，本研究结合了我公司40年来设计自备热电站的技术经验，通过可行性研究，为项目下一步实施提供可靠的依据。1.3企业概况1.3.1某长寿化工有限责任公司（以下简称长化公司）前身是某长寿化工总厂，该厂始建于1939年，解放后与前苏联合作建成了中国第一条合成胶生产线。2001年9月长寿化工总厂经某市政府批准，改制成为某市首家资产整合、债务重组、国有控股的股份制企业，隶属某市化医控股（集团）公司，是国内目前最大的氯丁橡胶（27000t/a）和工业氨苯磺胺(4500t/a)、高氯酸钾(7000t/a)、氯碱(30000t/a)、高氯酸盐(4000t/a)的生产基地，对某市及我国的国民经济建设和社会发展具有重要作用。长化公司地处长江三峡库区中上游的某化工园区内，滨临长江，位于渝长、长涪、长万、长梁等高速公路及渝怀铁路交汇处，距某市区和某98 第一章概述江北机场约70公里，交通极为便利。长化公司界区总占地约定105万平方米，员工3600余人，其中专业技术人员530余人。长化公司已成为集工、科、贸为一体的国有控股大一型化工原料生产企业和某市化工行业龙头企业，产品质量在国内同行业中名列前茅，曾多次荣获国家质量奖章，并通过了ISO9002-2000认证，为国家一级计量、一级质检、全国化工“质量信得过”企业。公司产品市场覆盖全国，并拥有独立的进出口权，出口18个国家和地区。　长化公司近年来经营业绩逐年上升，趋势迅猛。2002年总产值5.3亿元，税金2531万元，利润总额905万元，创汇895万元.。2003年总产值4.9亿元，税金2445万元，利润总额393万元，创汇266万元.。2004年总产值5.4亿元，税金2863万元，利润总额501万元创汇710万元.。2005年总产值5.7亿元，税金3372万元，利润总额1100万元，创汇1775万元。近60余年的发展历程，优良的传统及管理经验，铸就了长化公司优秀的企业文化，自2001年该制以来，公司上下锐意改革和进取，重视企业管理和创新，以更加灵活的经营机制，外抓市场、内抓管理，勇于开拓，企业效益蒸蒸日上，尤其氯丁橡胶新产品层出不穷，质量不断提高，发展潜力巨大，企业已进入良性发展轨道，前景看好。98 第一章概述1.4项目建设的必要性1.4.1　企业发展的需要长化公司现有供热系统存在以下问题：1、供热机、炉配置不合理，现有一台3MW背压机组供热能力小，有一半多热量由2×20t/h低压（燃煤）工业锅炉及1×10t/h低压（燃气）工业锅炉供给，未能实现热电联产，能源利用率很低。随着近期生产的发展，用汽量增加，低压燃煤工业锅炉供汽量将达到40t/h，能源利用率将更低，不符合国家对节能政策的要求。2、机、炉装备陈旧、技术落后，煤耗高；燃煤低压工业锅炉供汽耗标煤高达170kg/t汽；3、锅炉热效率低，装设的烟气水膜除尘器效率低，且未装脱硫设备，这对于燃用高硫分（含量1.5%）、高灰分（含量38%）的煤，其烟气中排出的烟尘及二氧化硫含量均达不到国家规定的排放标准，环境污染严重；4链条炉改造为流化床（循环床或鼓泡床）炉，实际运磨损严重，故障多停炉频繁，影响安全生产；5、背压机组容量与锅炉不匹配，机组热效率低，供热、供电煤耗高，厂用电高达50%以上，年发电量约1000万度，供电量仅有400多万度；低效率的燃煤工业锅炉煤耗高，运行、维修费用高，全厂蒸汽成本高达110元/吨，经济效益大大降低；上述问题的存在已制约企业可持续发展、成为节约能源、保护环境、安全生产、提高经济效益的障碍。98 第一章概述因此，燃煤工业锅炉改造工程建设，成为企业发展的需要,符合国家以提高能源利用效率为核心，以能源的高效利用促进经济可持续发展。1.4.2　符合国家产业及技术政策热电联产具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益。为此，国家颁布了“关于热电联产的规定”等一系列鼓励和支持热电联产的政策、要求。对于单机容量在50兆瓦以下的热电机组，其热电比年平均应大于100%，总热效率年平均大于45%，本项目改造工程其热电比年平均达715%，总热效率年平均达61.8%，完全符合国家规定的政策和要求。1.4.3　有利于保护环境本项目将按照国家最新的环保排放标准设计，采用4电场高效电除尘器，除尘效率为99.6%以上；采用亚硫酸钙法脱硫除尘技术，脱硫效率为90%以上，除尘效率为65%以上;达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)规定的,烟尘排放浓度<50mg/nm3，二氧化硫浓度<400mg/nm3，保护了环境。1.4.4有利于降低供热成本，增加电力供应及企业效益本期改造工程新建1×75t/h电站锅炉及容量为6MW机组，以热电联产供热、发电，代替旧有2×20t/h工业锅炉供热，降低了供热成本，增加了电力供应,提高了企业的经济效益。1.4.5有利于安全生产新建1×75t/h循环流化床锅炉容量大、对煤种适应能力强、锅炉负荷调节范围广、燃烧效率高，锅炉能可靠连续运行，有利于安全生产。98 第一章概述1.5主要技术设计原则1、认真贯彻执行国家基本建设的各项方针、政策和有关规定，执行国家及各部委颁发的现行标准和规范。2、结合主办单位的实际情况，选择技术先进、成熟、切合实际的设计方案，力争达到最好水平。3、真贯彻节能方针，在生产工艺系统设计中注意节约能源。4、合理提高机械化和自动化水平，仪表选型切实可靠与适度相结合，做到安全运行，减轻劳动强度。5、重视环境保护，设计中选用清洁生产工艺，在生产过程中减少“三废”排放，同时采用行之有效的“三废”治理措施，贯彻执行“三废”治理“三同时”的原则，严格执行国家和地方环境保护标准和规定。6、重视劳动安全和卫生，设计中考虑的劳动安全、工业卫生及消防等措施均应符合国家有关标准和规定。1.6项目建设1.6.1建设规模本工程将分期建设，本期规模为1×6MW中温次高压抽汽凝汽式汽轮发电机组和1×75t/h循环流化床锅炉。最终规模可达二炉二机。1.6.2建设内容1、一台C6-4.9/0.98型6MW抽汽凝汽式汽轮发电机组及其配套的生产系统和辅助系统。2、一台中温次高压燃煤75t/h循环流化床锅炉及燃料、烟风等燃烧系统。98 第一章概述3、电站接入长化公司电网系统及厂用电系统。4、煤的储存、输送、粉碎系统。5、除灰、除渣系统6、除尘及脱硫系统。7、水工系统。8、化学水处理系统。9、热力控制系统10、辅助生产系统11、建设主厂房、辅助用房、构筑物。1.6.3项目厂址厂址位于现长化公司长化总厂区域内，长化公司地处三峡库区的某化工园区内，濒临长江，位于渝长、长涪、长万、长粱等高速公路及渝怀铁路交汇处，距某市区和某江北机场约70公里，交通极为便利。厂址利用长化总厂化肥装置区域内闲置的场地，面积约3公顷多，场地较狭窄，成不规则形，地势平坦，运输方便，但需拆除现有闲置的建、构筑物，基本上适合本项目建设。1.6.4环境保护本工程对环境的影响主要是废气、噪声和灰渣。为减少生产过程的污染，选用先进的生产设备、为有效控制污染，选用可靠高效的除尘、脱硫设备、降噪音设备和灰渣综合利用设备。在设计中严格遵守国家和地方的环境保护法规，做到环保设施与工程设计、施工、投产“三同时”98 第一章概述，使各种污染物排放达到国家规定的排放标准，努力做到周围环境的污染降到最低程度。1.6.5建设工期本项目建设期为一年六个月。1.7项目主要技术经济指标主要技术经济指标表表1—1序号项目单位数量备注1装机容量兆瓦6.0最大6.81.1年供热量吉焦7992001.2年发电量兆瓦时432001.3年供电量兆瓦时310001.4年平均总热效率%61.81.5年平均热电比%7152年利用小时数小时72003主要燃料及动力消耗3.1原煤吨/年84000折标煤504003.2一次水吨/时50净化水3.3除盐水吨/时303.3外购电力千瓦时/年700004运输量吨/年4.1运进吨/年8772098 第一章概述4.2运出吨/年336005项目定员人1255.1生产工人人915.2管理人员（含技术人员）人346建筑面积平方米117607总投资万元7358.207.1建设投资万元7293.057.2铺底流动资金万元65.158流动资金万元217.189年均销售收入万元5381.3210年均总成本万元3642.0111平均利润总额万元1425.7812财务评价指标12.1投资利润率％18.9812.2借款偿还期（含建设期1.5年）年5.3712.3投资回收期税后年6.5812.4财务内部收益率税前/税后％23.43/17.4512.5财务净现值（税前）万元6008.341.8结论与建议1.8.1结论本期燃煤工业锅炉改造工程，安装1台75t/h98 第一章概述中温次高压循环流化床锅炉和1台C6-4.9/0.98抽汽冷凝式汽轮发电机组，替代长化公司现有的两台20t/h低压工业锅炉供热并发电，达到增加安全生产、节约能源、保护环境、提高经济效益的目的。使企业做到又好又快地可持续发展。本期工程所需总投资7358.20万元，税前内部收益率23.43%，高于基准折现率10%，全部投资税后财务内部收益率17.45%，高于银行贷款利率6.84%，年均利润总额1425.78万元，投资利润率18.98%，经济效益很好，项目是可行的。此项目每年可以给企业带来955.27万元的税后利润。项目还贷能力较强，借款偿还期5.37年。是一个由工业锅炉供热改造为热电联产的好项目。该项目是可行的。1.8.2建议1、抓紧进行环境影响评价工作。2、争取政府在政策、资金等多方面的支持，使本项目的建设有足够的资金和政策保证。3、项目应严格按环保“三同时”原则，搞好环境治理工作。98 第二章热负荷第二章热负荷2.1供热现状2.1.1长化公司现有热电系统简介长化公司热电分厂现有热电设备如下表：1、锅炉锅炉设备一览表表2-1编号型号压力(MPa)温度(℃)出力(t/h)台数安装时间生产厂家目前状况备注注1WNS-10-1.27-Y(Q)1.271012004.杭州特种锅炉厂天然气炉技术先进出力10t/h调峰备用2SHL20-1.27-A1.272011967上海锅炉厂链条炉设备陈旧2005年改造成低倍率CFB锅炉3SHL20-1.27-AⅡ1.272511973上海锅炉厂链条炉陈旧、出力仅17t/h2002年改造成低倍率CFB锅炉4UGF35-3.82/450-M63.824503511989无锡锅炉厂链条炉陈旧、出力仅30t/h1999年改造成BFB锅炉5UG-35/39-M63.824503511992无锡锅炉厂链条炉陈旧、出力35t/h2000年改造成CFB锅炉98 第二章热负荷２、汽轮机汽轮机设备一览表表2-2编号型号压力(MPa)温度(℃)进汽量(t/h)背压(MPa)安装时间生产厂家目前状况备注1B3-35/103.4343547.80.981989.广州汽轮机厂设备陈旧长期运行进汽量少时，内效率太低2B3-35/73.4343544.70.691994青岛汽轮机厂设备陈旧停用背压太低，不能并列运行2.2热负荷表根据长化公司提供的资料，现状热负荷、近期热负荷如下：热负荷表（１）表2-3序号用汽单位名称用汽参数压力(Mpa)压力（MPa）压力现状热负荷（t/h）最大平均最小近期热负荷(t/h)最大平均最小生产天数（天）冷凝水温度回收率（℃）（%）1氯碱分厂（总）0.8-1.033.7528.014.6536.7530.523.5033080791.1蒸发0.828.223.511.829.424.519.6330801001.2槽修0.30.70.50.250.750.0.253301.3热水0.32.42.01.63.63.02.43301.4脱吸0.82.42.01.03.02.51.25330120用于生活2单体分厂12.811.810.015.01.010.03302.1反应0.68.67.87.010.09.07.0330140　用于生活2.2合成0.54.24.03.05.04.03.033011003氯酸盐分厂13.810.14.615.010.14.13.1氯酸钾0.6-0.85.84.01.06.04.01.020010003.2高氯酸钾0.6-0.84.04.01.54.04.01.533010003.3氯酸钠0.6-0.82.02.02.02.52.01.5300100用于化盐3.4高氯酸钠0.6-0.82.00.10.12.50.10.1100100098 第二章热负荷46.25.53.77.36.54.43304.1工业磺胺0.52.72.51.52.72.51.23301504.2回收磺胺0.31.91.81.53.02.82.53301004.3氯磺酸0.50.60.50.40.60.50.43301504.4退热冰0.40.70.50.20.70.50.23301204.5结晶磺胺0.50.30.20.10.30.0.1330150　热负荷表（２）序号用汽单位名称用汽参数压力（MPa）现状热负荷（t/h）最大平均最小近期热负荷(t/h)最大平均最小生产天数（天）冷凝水温度回收率（℃）（%）517.213.124.5517.213.124.553301505.1聚合0.80.80.700.80.70330150部分利用5.2后处理0.813.810.353.4513.810.353.4533015005.3特种胶0.80.130.0900.130.09033015005.4脱气0.81.101.101.101.101.101.1033015005.5分析室、压胶、断链0.81.370.8801.370.88033015006生产合计83.7568.5237.5091.2573.2246.55其中：0.6-0.870.2056.5228.9574.6059.2236.50330≤0.513.5512.08.5516.6514.010.05330注：用汽温度175℃2.3热负荷调查与核实上列热负荷是长化公司组织各生产分厂、热电分厂对现有热负荷逐个进行核实、分析、研究，以确定比较可靠落实的热负荷，并按照至2008年已落实的近期热负荷，绘制出日热负荷图（图1）；及年持续热负荷曲线图（图2）。由于长化公司的用热负荷全是工业热负荷，无采暖、空调及生活热负荷。且当地常年气温的变化对工业用热负荷影响不大，因此，热负荷图不再分季节绘制。98 第二章热负荷2.3.1近期热负荷图近期热负荷图（图1）2.3.2年持续热负荷曲线98 第二章热负荷2.4设计热负荷考虑热网损失和工业企业最大用汽同时使用系数后，核定的近期全厂设计热负荷为：最大用汽量87.2t/h;平均用汽量69.3t/h；最小用汽量50t/h，年用汽量约为529160吨，相当于年供热量约为1430000吉焦；本期工程设计热负荷为：最大供汽量45.0t/h;平均供汽量41.1t/h，年供汽量约为296000吨，相当于年供热量约为800000吉焦，约占近期全厂设计热负荷的56%，不足部分由现有热电分厂的背压汽轮机组排汽供给。98 第三章电力系统第三章电力系统3.1电力系统概况长化公司装有二回路110kV及2×31.5MVA的110/35/6.3kV主变压器，和二回路35kV及1×20MVA+1×16MVA的35/6.3kV主变压器，及现有热电站额定电压6.3kV、2×3MW背压汽轮发电机组，其中一台发电机组停用。正常生产时，110kV新化西线、新化东线与地区电力系统联网运行，与地区电力系统联网的二回路35kV线做为110kV的备用回路。长化公司设有110kV/6.3kV/长化总站、35kV/6.3kV的四角碑站和6.3kV的热电站。详见附图：《电力运行模拟图》。3.2电力负荷根据长化公司2006年11月9日提供的资料，2004年用电量为271.5×106kWh;2005年用电量为303.8×106kWh;2006年用电量为308.0×106kWh;其中热电分厂年发电量10×106kWh，扣除自用电量6×106kWh，自供电量4×106kWh，约占用电量的1/70。年用电量中35kV约占2/3，6.3kV约占1/3。本电站投产后，自供电量约占用电量的1/10。3.3电力接入系统方案本期电站设有一台6.3kV，6MW的抽汽凝汽汽轮发电机组，建成投产后拟接入110kV/6.3kV长化总站，并列运行。3.4主接线方案本电站新增发电机组采用6.3kV单母线制，通过一组电抗器经6kV电缆连至110kV长化总站的6.3kV主母线，详见电气主接线图。98 第四章燃料供应第四章燃料供应4.1燃料来源长化公司现有热电分厂以当地煤为主要燃料，天然气燃料作为补充燃烧和调节外部蒸汽负荷变化用。以热值计，煤约占87%，天然气约占13%。某地区煤资源丰富，有天府、南桐、中梁山、永荣等大型煤矿，除保证本地区用煤外，尚有部分煤外销至华中、华东地区。从某每年被调出的煤约在600万顿左右。长寿地区也产煤，有西山煤矿等许多中、小型煤矿。长寿附近的涪陵、邻水、垫江、北陪等地区，也有丰富的煤资源。4.2煤的供应及运输2004年9月长化公司曾与某市长寿区云台煤矿、某市长寿区洪湖方尾沟煤矿等六家煤矿签定过《供煤意向协议书》，煤源及煤的供应不成问题，且距离近、运费低。各煤矿煤质指标如下：煤矿煤质指标表表4-1名称符号单位长寿区云台煤矿长寿区洪湖方尾沟煤矿长寿区葛兰老龙洞煤矿北碚区偏岩镇水香龙塘煤矿垫江县新民镇印合煤矿涪陵区石龙乡皂角寺煤矿水分Mad%2.52.912.422.168.231.72灰分Aad%17.4128.4831.220.2836.220.82挥发分Vdaf%25.4222.3221.3626.5921.1224.65固定碳Fcad%54.1748.6949.8852.7141.9653.94发热量Qnet.arkJ/kg26.3322.5519.8625.8118.4725.91全硫Sar%0.821.370.821.280.481.49根据当地煤的供应情况，煤质多样，变化较大。长化公司热电分厂近三年运行中实际使用的煤，都是将优、次的煤混合使用，（煤质分析资料见附件1、2），混合后煤质主要指标一般控制在；98 第四章燃料供应煤的低位热值：Qnet.ar=(14000-22000)kJ/kg灰分：Aar=25-50%全硫分：St.ar=1.24-2.0%因此，本电站设计采用的煤质主要指标为煤的低位热值：Qnet.ar=17600kJ/kg灰分：Aar=38%全硫分：St.ar=1.5%长化公司现有热电分厂2005年耗原煤量147447吨，天然气3500000立方米；2006年耗原煤量151391吨，天然气3600000立方米。目前20t/h低压工业锅炉每吨蒸汽耗标煤为170公斤，按近期热负荷，若由二台20t/h低压工业锅炉供汽年用标煤量为50180吨，基本上等于本期电站工程年用标煤量50400吨（原煤量84000吨）。因此，将现有由工业锅炉供热,改造为热电联产供热、发电，可不增加长化公司的总用煤量。本项目煤的来源由运输公司用汽车运入厂内。4.3点火燃料本期电站点火燃料用天然气，由长化公司现有配气站接至本电站。98 第五章装机方案及机组选型第五章装机方案及机组选型5.1装机方案按照核实后的热负荷，平均用汽量为：73.2t/h,最大用汽量为：82.2t/h,最小用汽量为：50.0t/h。结合现有热电分厂的设备，考虑今后发展的可能，提出可装机容量为2×6MW或1×12MW。配套锅炉容量为2×75t/h。装机方案比较如下：热经济指标比较表表5-1序号项目单位第一方案第二方案（1）2×75t/h+2×C6-4.9/0.98（2）1×75t/h+1×C6-4.9/0.982×75t/h+1×C12-4.9/0.982×75t/h+1C12-4.90.98×75t/h+11热负荷热量；平均最大GJ/h198237198237198237汽量：平均最大t/h73.287.273.287.273.287.22汽机进汽量：平均/最大t/h2×60/2×6364.5/72.9115.53抽汽量：平均/最大t/h2×41/2×5054.4/60.0804发电功率：平均/最大MW2×6.0/2×6.86.0/6.8125对外供热量：平均/最大t/h2×39/2×46.545.0/48.57098 第五章装机方案及机组选型6锅炉减温器供汽量：t/h0007锅炉蒸发量：平均/最大t/h2×61/2×7465.4/73.91188发电年平均标准煤耗g/kWh3322783469综合厂用电率%27282610供热厂用电率%9.915.58.811发电厂用电率%17.112.517.212供电年平均标准煤耗g/kWh45538646713供热年平均标准煤耗kg/GJ48484814汽机年供热量GJ/a1420000800000127300015年发电量MWh/a86400432008640016年供电量MWh/a63000311006390017发电设备利用小时数h72007200720018年供热量GJ/a1420000800000127300019全年耗标煤量t/a96820504009094020热化系数%1005689.321年均全厂热效率%5861.848.922年均热电比%62671555323全年节约标煤量t/a约11000上表中第一方案（1）和第二方案，基本上都能满足长化公司近期全部热负荷要求，现有热电分厂可以停下，保留298 第五章装机方案及机组选型台35t/h锅炉+1台B3-3.43/0.98背压汽轮发电机组作为备用，天然气锅炉也保留作备用。因此，从安全生产、方便管理、节约能源、保护环境、提高经济效益考虑都是最合理的，有利于企业又好又快地持续发展。从两方案比较：第一方案（1）优点：1、更灵活，可分期（即本期先按第一方案（2））建设，对长化公司目前资金有限来说是更现实。2、供热能力大、有富裕量，有利于企业生产进一步发展。3、热电比高、全厂热效率高，更符合国家热电联产的政策和规定。第二方案优点：1、适合于企业今后有大的发展，但目前尚难以预料。2、机组容量大，台数少。综上所述，本期工程方案选择，按分期建设原则，采用第一方案（2），安装1台75t/h锅炉+1台C6-4.9/0.98型6MW抽汽凝汽式汽轮发电机组是最合适的。5.2机组选型5.2.1容量及参数1、容量：本期装机容量为1×6MW，配套锅炉容量为1×75t/h。1、参数：现有热电分厂中温、中压3MW机组将被淘汰，根据比较，机组蒸汽参数采用次高压（4.9MPa）中温，比中压中温可节能约6%，投资增加约100万元，经济效益明显。也符合我国《热电联产项目可行性研究技术规定》中，6MW供热机组要求选用次高压蒸汽参数的规定。5.2.2锅炉选型98 第五章装机方案及机组选型循环流化床锅炉作为一种高效、低污染的燃煤新技术，在我国已发展成可供实用、有竞争力的新型锅炉设备，具有燃料适应性好、能有效燃用各类煤种；其负荷调节范围宽而灵活，适于热电联产；其灰渣活性好、可作建材等优点。因此，优先采用循环流化床锅炉，是符合我国燃煤锅炉节能降耗技术。适合本项目煤种多、热电联产、灰渣综合利用的要求。根据煤质资料和《以热定电》供热为主的原则，锅炉采用中温次高压参数，数据如下：锅炉主要技术数据型式循环流化床额定蒸发量t/h75额定蒸汽压力MPa（a）5.40额定蒸汽温度℃450给水温度℃172排烟温度℃<170锅炉年平均效率％83锅炉数量台1锅炉布置t/h室内额定耗煤量t/h13.3燃用煤量t/h11.6煤低位热值kJ/kg17600点火燃料天然气5.2.3汽轮机选型98 第五章装机方案及机组选型1、参数：汽轮机选用与锅炉相同的中温次高压参数。2容量与型式：由于生产热负荷不太稳定，考虑到现有热电分厂已装有一台3MW背压式汽轮机，是以热定电，锅炉要随着热负荷波动而变化，运行和调节都比较困难，因此，考虑选用一台抽汽凝汽式供热机组与现有背压式机组搭配运行，当生产热负荷波动时，可调节进入冷凝器的蒸汽量，以保持锅炉负荷基本稳定，有利于锅炉运行和保持锅炉高的热效率。选用一台额定容量6MW的抽汽凝汽式汽轮机，参数如下：汽轮机主要技术数据型号C6－4.9/0.98型式单缸抽汽凝汽式额定功率MW6.0最大功率MW6.8额定转速r/min3000主汽门前气温℃435排汽压力MPa（a）0.008冷却水温℃32数量台15.2.4发电机选型98 第五章装机方案及机组选型与汽轮机配套的发电机主要性能如下：型号QFW－6.8-2额定功率MW6.8额定电压kV6.3额定电流A4676额定转速r/min3000功率因数0.80频率HZ50励磁方式交流无刷励磁冷却方式空冷数量台15.3供热可靠性5.3.1本电站建成投产后，由于选用的是抽汽冷凝式机组，在生产用汽负荷变化时，可通过进入冷凝器汽量进行调节，达到保持锅炉负荷基本稳定，增加供热可靠性。5.3.2本电站装有减温减压器、减温器各一台，当机组运行时，减温器投入工作；当机组因故停用时，减温减压器投入工作，保证供热的安全可靠。5.3.3本电站建成投产后，现有热电分厂的2×20t/h的工业锅炉可停用，可利用现有热电分厂的一台35t/h的电站锅炉及一台B3-35/0.98背压汽轮发电机组常开，另一台35t/h的电站锅炉及一台10t/h天然气锅炉作为备用，增加了备用容量，提高了供热可靠性。98 第六章建设条件及厂址方案第六章建厂条件及厂址方案6.1建厂条件6.1.1厂址见：厂址位置示意图。拟建厂址位于长化总厂区域内的东北角，为原化肥装置区域。厂址北面紧靠厂内公路并与长狮公路相连，与长涪、长万、长梁高速公路相通，距渝长高速公路入口处约8公里，公路运输尤为方便。距渝怀铁路长寿货运站约10公里。周围无名胜古迹、文物保护区、自然保护、机场及军事通讯等设施。厂址地面标高约**米，场地平整。6.1.2厂址气候条件某长寿区属亚热带湿润季风性气候，四季气温变化分明，雨量充沛，具有冬季多雾，秋多绵雨和冬暖春早、无霜期长、日照少、风速小、全年无霜期长达320天。夏季多高温伏旱，受亚热带副高压影响，高温天气持续时间长，湿度大1、风：年主导风向NNE（风频率28.6％），夏季主导风EEN;年平均风速1.74m/s，年最大风速15m/s。最大风压22.5kPa。2、气温：年平均17.68℃，极端最高温度47℃极端最低－2.3℃，多数年份极端最高温度为40.5℃。月平均最高33.8℃，月平均最低4.7℃，98 第六章建设条件及厂址方案3、降水：年平均降雨量为1138.3毫米。4、霜期：年平均无霜期331天。5、日照：年日照时数：1215小时。6、气压年平均气压：96.9kPa7、相对湿度：80%6.1.3厂址水文条件长江横贯某市长寿区，由西北面扇沱乡入境至南面草峡出境，流长20.9公里，并于境内12条小溪河构成灌溉网。公司西南濒临长江，从长江取水。区内长江水文如下：1、水位境内历年最高洪水位：197.16米；最枯水位：143.88米。已建成的三峡水库工程的常年蓄水位：175米。2、水温平均18.90℃，平均最高26.13℃，平均最低9.55℃。3、水质平均含沙量806g/m34、水量多年平均径流量约11400m3/s。98 第六章建设条件及厂址方案6.1.4工程地质长化公司所在长寿区地处川东平行岭谷区，跨长江北岸。地质构造上属于川东褶被带的一部分，以褶皱结构为主。其主要构造是呈东北-南西走向的背斜和向斜，两者相间排列。地形以丘陵为主，约占60%，山地占13.9%，平地占24.6%。长寿地貌发育深受地质构造和岩性的影响，形成了复杂多样的地貌形态。地貌以中山为主体，地势波状起伏，坡度以7-15度为主。高背斜与宽缓向斜平行相间，侏罗系、三迭系、二迭系地层相间排列，三迭系为碎屑岩类，其岩性以砂、泥岩为主。厂区内的地压力：坚硬岩石0.012-0.02t/m2粘土0.001-0.002t/m2。岩石自然边坡稳定，区内无不良地质现象。6.1.5场地地震效应依据《建筑抗震设计规范》（GB50011－2001），某市长寿区设计基本地震加速度值为0.05g，对应抗震设防烈度为6度，设计地震分组为第一组。6.2厂址方案本工程拟建厂址有两处，均位于长化公司区域内。（方案一）：位于长化总厂原化肥装置区域，东西长约300米，南北宽约100米，最宽处约160米，面积约38000m2，交通运输便利，地质条件良好，能满足拟建项目的厂址要求，但需拆除现有建筑物约6000平方米。（方案二）：位于长化公司热电分厂内，南北纵深80米，东西方向受已有建筑物限制，相当狭窄，拟建项目布置非常困难，实施中对现有热电分厂生产会造成很大影响。6.3电厂水源长化公司现有水源为长江水，江边泵房装有1450m3/h98 第六章建设条件及厂址方案深水泵4台，配有新、老净水装置两套，总处理能力4900m3/h，其中新系统能力2500m3/h（未用）,老系统能力2500m3/h，实际用水量1500m3/h，尚有1000m3/h的富裕量，完全能满足拟建电站最大100m3/h的用水量。6.4贮灰、渣场因长化公司现有热电分厂的灰、渣都是用于水泥厂作原料，本项目灰、渣仍用于水泥厂作原料，仅设置临时贮灰、渣堆场，以备外运受阻时急用。6.5厂址选择意见本项目对两个拟选择厂址作比较后，选用（方案一）厂址，工程占地约3.8公顷。（方案一）厂址位于长化公司长化总厂区域内，处于长化公司主导风向上方，可减轻化工厂对电站的腐蚀；紧靠长化公司110kV总变电站，电力接入系统方便；紧邻地区公路，交通运输方便；厂区地势平坦，有发展余地，适合本项目的建设。因此，选定长化总厂原化肥装置区域为拟建的厂址。厂址总体布局力求做到因地制宜，生产流程畅通，功能分区明确，做到厂内外运输相互配合和节约用地，并根据项目生产特点，尽量增加绿化面积，美化环境。98 第七章工程设想第七章工程设想7.1总平面布置及交通运输7.1.1总平面布置见：厂区平面布置图。1、总平面布置原则根据生产工艺、运输、防火、环境保护、卫生、施工和生活等方面的要求，结合电厂厂址的地形、地质和气象等自然条件，以近期为主，兼顾发展，对所有建、构筑物、管线及运输线路等进行统筹安排，力求做到布置合理、紧凑、用地少、建设快、投资省、运行安全经济和检修方便。2、总平面布置方案根据总平面布置原则，结合本项目的实际情况，只有这个厂址可供选择，在满足生产流程和有关规范的前提下，作如下布置：本厂址位于长寿区长化公司内原闲置的化肥厂场地。本次建设厂区东西长330米，南北宽100米，最宽处140米，厂区占地面积38000平方米（约57亩）。北侧为固定端，南侧为扩建端。按生产工艺流程分，从西到东依次分为：办公生活区、主厂房区、除尘除灰渣脱硫区、水工区、化学水处理区和燃料贮存区，分区明确，生产流程合理，运输线路短，厂区道路互相衔接，连成路网，使人行及运输方便，并符合消防要求。7.1.2竖向布置98 第七章工程设想本厂址厂区内地势平坦，建筑物竖向设计本着满足工艺及运输要求条件下，注重工程地质与水文地质条件，尽量结合原地形进行平整，场地排水坡度应在5‰以上，场地雨水、污水排放尽可利用化工厂内现有排水系统排放。做到土方工程量少，节省基建投资。7.1.3道路由于燃料（煤）热值低、灰份高、硫份大，其运量很大。为使厂内、外交通运输相适应，厂内道路系统的布置要使运输车辆能够方便快捷到达煤场、灰、渣库和每个辅助车间，合理分散货流与人流，做到运输畅通，交通安全。本次新建道路，位于煤场及主厂房四周的主干道宽9米，次干道宽6.0米，道路路面结构为水泥砼路面，新建道路占地面积约8500m2。7.1.4绿化本工程在生产过程中会产生一定量的有害气体和粉尘，如烟囱排放的烟尘及SO2，煤粉尘，冷却塔的水雾，以及机炉等设备发出的噪声，都会污染环境，影响生产管理人员的身体健康。搞好绿化可以起到防尘、防噪音、改善和美化环境的作用。绿化设计必须因地制宜，从实际出发合理地选择绿化方案，恰当地选择树种，如厂前区应选择生长茂密的柏树、雪松等，厂前行政管理和生活设施的周围应重点绿化；辅助与附属建（构）筑物附近的场地应尽量进行绿化，根据其生产性质选择适当树种；在发出较强噪声的建筑物周围，布置隔声绿化带。本工程设计全厂绿化系数约为20％。7.1.5总平面主要技术指标98 第七章工程设想总平面主要技术指标表表7—1序号项目单位指标备注1厂区占地面积m²380002建（构）筑物占地面积m²70003建（构）筑物建筑面积m²117004道路占地面积m²85005堆场、广场面积m²15006建筑系数%30.87土地利用系数%44.78绿化系数%207.2工厂运输本项目大宗煤及灰、渣、石灰粉和其他原材料的运输工具，厂外以汽车为主，兼用其他运输车辆，厂内运输工具以人力小车为主，全年运输量为121320吨/年；其中运入量为87720吨/年，运出量为33600吨/年。本项目厂外运输由社会上运输公司组织解决。7.2.1运输量全厂运输量表表7—2序号名称形状进厂运输方式年运输量（t）备注一运进1原煤散状汽车840002石灰粉袋装汽车360098 第七章工程设想3其它罐、袋装120小计87720二运出灰渣密封散装汽车33600小计336007.3燃烧系统见：燃烧系统图。7.3.1本工程以低质煤为燃料，为使锅炉燃烧稳定、安全、可靠运行，同时高达标排放污染物，选用循环流化床燃烧方式。锅炉为单汽包自然循环，给水经汽包下降至炉膛水冷壁吸热汽化，水蒸汽混合物进入汽包内分离，饱和蒸汽进入过热器。过热器分两级布置在炉膛和Π形烟道内，在I－II级过热间设有减温器，以调节过热蒸汽温度。在旋风分离器出口的尾部烟道中，布置有省煤器及空气预热器。7.3.2燃烧风系统循环流化床锅炉燃烧系统，具有在燃烧室中获得高效脱硫、氮氧化物生成量少、燃料适应性广、适应负荷变化快、燃烧效率高的优点。每台锅炉燃烧系统装有一次送风机、二次送风机、引风机各一台，并设置煤仓及给料设备。一、二次风经烟气空气预热器加热，热风温度可达180-220℃,热风分一二次风进入炉膛，一次风从布风板底部的风箱进入炉膛，二次风从布风板上部的炉墙前后壁二次风喷口进入炉膛。一次风率约占50～55％，二次风率约占50～45％，炉内过剩空气系数为1.3。7.3.3烟气系统98 第七章工程设想煤在炉内燃烧产生的烟气经炉膛出口经过热器、省煤器、空气预热器，再经烟道至锅炉外部的电除尘器、引风机、脱硫塔高效脱硫、除尘后经高度100米的烟囱排入大气。锅炉燃烧系统设备表表7—3序号名称规格单位数量备注1循环流化床锅炉蒸发量75t/hP=5.29MPat=450℃给水172℃台12一次送风机Q=47123m³/hH=12440Pa台1配电动机250kW6.0kV台13二次送风机Q=46119m³/hH=12440Pa台1配电动机250kW6.0kV台14引风机Q=152112m³/hH=5896Pa台1配电动机450kW6.0kV台15电除尘器Q=172800m³/h集尘面积60m2，四电场台1除尘效率≥99.6%98 第七章工程设想6XP型亚硫酸钙脱硫除尘器Ф3.9m，H21m台1脱硫效率≥90%除尘效率≥65%7烟囱上口径Ф3.0m,H100m座1钢筋混凝土7.4热力系统见：原则性热力系统图。本期工程按1×C6-4.9/0.98型汽轮机和1×75t/h锅炉设计，其原则性热力系统如下：7.4.1主蒸汽系统采用单元制系统，机炉组成一个单元。7.4.2给水系统主给水系统：高压加热器前压力母管和高压加热器后锅炉给水母管均采用单母管系统。给水泵吸水母管为单母管。选用电动给水泵为主给水泵，考虑到本电站与现有长化总变电站和外电网相连，供电可靠，可不设备用汽动水泵。7.4.3回热系统本系统按汽轮机厂的C6-4.9/0.98型抽汽凝汽式汽轮机的回热系统：一级高压加热器、一级除氧器、一级低压加热器。7.4.4其它热力系统凝结水及低压加热系统疏水及放水系统连续及定期排污系统98 第七章工程设想工业水系统7.4.5主要辅助设备的选择1、给水泵本期工程设置2台110％容量的电动给水泵，一用一备。2、凝结水泵本期工程设置2台110％容量的凝结水泵，一用一备。3、除氧器本期工程设置1台出力85t/h，0.118MPa（a）大气式除氧器及一台有效容积为30m³的除氧水箱，可满足锅炉额定蒸发量时20分钟给水消耗量。4、低压加热器疏水泵本期工程设置1台110％疏水量的低压加热器疏水泵。5、疏水扩容器本期工程设置1台容量为0.75m³疏水扩容器6、疏水箱本期工程设置2台20m³疏水箱（兼作凝结水箱）7、疏水泵本期工程设置2台疏水泵8、锅炉排污系统本期工程设置连续排污及定期排污扩容器各1台。9、工业水系统工业水采用环形母管制系统，设置1台10m³工业水箱供锅炉、汽轮机辅助机械设备的冷却用水、轴封用水及其它用水。98 第七章工程设想热力系统主要辅助设备表表7—4序号名称规格单位数量备注1单缸抽汽凝汽式汽轮机C6-4.9/0.98额定功率6MWP＝4.9MPat435℃n=3000r/min台1最大功率6.8MW2凝汽器N-560-1型F=560m2台1随机供3凝结水泵Q=30m3/hH=550KPa电动机11KW台2　4汽封加热器蒸汽耗量42kg/hP＝0.59MPa台1随机供5一级低压加热器F=20m2台1随机供5除氧器Q=85t/hP=0.12MPat＝105℃台1　6除氧水箱V=30m3P=0.12MPat105℃台1　7电动给水泵Q=85m3/hH=8.0MPa电动机250KW6KV台2　8高压加热器F=70m2台1　9疏水扩容器V=0.75m3台1　10疏水及凝结水箱V=20m3台2　11疏水及凝结水泵Q=43-79m3/hH=0.41-00.33MPa电动机11KW台2　12连续排污扩容器V=3.0m3台1　13定期排污扩容器V=3.5m3台1　98 第七章工程设想14低位水泵Q=15m3/hH=90KPa电动机1.5KW台1　15低位水箱V=5m3台116减温减压器G=75t/hP1/P2=4.9/0.98t1/t2=450/200台117减温器G=50t/ht1/t2=280/200台116电动双梁桥式起重机起重量20/5t跨度13.5m台1　17工业水箱　V=10m3台1　7.5主厂房布置见：主厂房平面布置图、主厂房剖面布置图。主厂房各建、构筑物位置顺序为汽机间、除氧间、锅炉间、电气除尘器、引风机室、脱硫除尘器、烟囱。主厂房柱距为6m。7.5.1汽机间汽机间5个柱距，长30m，跨度为15m，运行层标高为7m。机组纵向顺列布置，机头朝向扩建端，两台给水泵布置在0.0米靠B排柱侧。汽机间设置1台20/5t电动桥式双梁起重机供检修起吊用。7.5.2除氧煤仓间除氧煤仓间5个柱距，长30m，跨度为9m，分5层。25.5m层布置煤仓、运煤皮带输送机及工业水箱；13m层布置除氧器、除氧水箱及连续排污扩容器各1台；7m运转层为机炉集中控制室；4.5m及0m层为站用变压器及配电装置。98 第七章工程设想7.5.3锅炉间锅炉间5个柱距，长30m，跨度为24m，运行层标高为7m。在锅炉前部靠近C排柱侧布置螺旋给煤机；0m层布置一二次风机、冷渣器、灰渣仓泵及输送机等设备。7.5.4主控综合楼位于汽机间西面的主控综合楼是一座三层建筑，跨度12m，长30m。1-3层的一端为电站6kV高压配电室、主控制室；另一端为电站电气、仪表日常维修、管理办公室、交接班室和生活用房。7.5.5其他烟囱中心线布置在距锅炉间D排柱76m处。其间布置引风机间、电除尘器及脱硫除尘器。7.6燃料运输系统7.6.1运煤系统本期电站装有一台额定蒸发量75t/h循环流化床锅炉，额定耗煤量13.3t/h，日耗煤量约320吨；本期实际耗煤量11.6t/h，日耗煤量约278吨，最终规划容量为二台。运煤采用单路系统，两班工作制运行，系统设计出力为100t/h。运煤系统采用B=650mm单路带式输送机，原煤经1#带式输送机送到转运站，经2#带式输送机送到破碎机间，经磁选、破碎、筛分后，再由3#带式输送机送到锅炉间运煤层，煤落到运煤层的4#水平带式输送机上，卸入锅炉煤仓内。煤仓总有效容积约220m3，可满足锅炉额定蒸发量14h的耗煤量。98 第七章工程设想7.6.2贮煤场热电站建有贮煤场，由于当地主要是汽车来煤，本期贮煤场容量为2500吨，可满足8天的用煤量。贮煤场长45m，跨度33m，面积1485m2。长寿市属多雨地区，为保证循环流化床锅炉正常、稳定运行，贮煤场全为干煤棚，使进入运煤系统的收到基水分控制在≤10%。棚内设有一台5吨桥式抓斗起重机、一台装载机，作为煤场堆煤、混煤及上煤用。7.6.3煤的筛分破碎原煤由煤场经1#、2#带式输送机送到破碎机间，为满足循环流化床锅炉对煤的粒度<8mm的要求，破碎机间设置双滚筒筛和双破碎机，原煤经破碎、筛分后，由3#、4#带式输送机送到锅炉煤仓内。原煤在进入破碎机前先经磁铁分离器，除去煤中的杂物，保护破碎机不被损坏。7.6.4煤的计量及其他在贮煤场的入口处设有地磅，以计量汽车来煤量。在3#带式输送机上装有电子秤，以计量进入锅炉的煤量。输煤系统各设备间采用电气联锁，以保证系统运行可靠性及安全性。7.7除灰渣系统见：除渣系统图、除灰系统图7.7.1除渣系统根据循环流化床锅炉的燃烧特性，灰与渣比例各约50％。灰渣采用分除、干除，由汽车外运至水泥厂综合利用。循环流化床锅炉炉底排出的干渣，经滚筒式冷渣机冷却至100℃98 第七章工程设想以下后，经耐磨刮板输送机将渣拉出主厂房外，再用斗式提升机把渣送入渣仓内，渣仓容积约200m3，可储存48小时的渣量，渣仓下部装有电动鄂式闸门，放出的渣经汽车运出厂外,并设置临时贮渣场。7.7.2除灰系统为便于灰的综合利用，静电除尘器灰斗下的细灰，采用正压高浓度气力除灰，细灰经小仓泵用压缩空气将灰提升输送至儲灰仓内，灰仓容积约定150m3，可贮存30小时的灰量。灰仓下设有干式散装机和加湿螺旋搅拌器，正常情况下，干灰由专用罐式汽车运出厂外。如遇到干灰系统出现故障，可临时将灰运出厂外。一台锅炉排灰渣量如下：电厂干灰渣排放量表表7—5序号项目排灰渣量(t/h)(t/d)(t/a)1干灰量2.150.4151202干渣量2.5561.2183603总量4.65111.633480按年利用小时数7200h7.7.3除灰系统设计原则：灰系统流程如下：除尘器（细灰）→灰斗→仓泵→干灰库→散装车→综合利用。渣系统流程如下：脱硫塔→循环泵→脱硫循环池→输送泵→氧化池→石膏输送泵→98 第七章工程设想真空过滤机→石膏刮板输送机→灰斗→仓泵→干灰渣库→散装车→综合利用。炉排尾部（渣、粗灰）锅炉烟道尾部（粗灰）7.8烟气除尘及脱硫系统见：除尘脱硫系统图7.8.1主要设计原则1、本工程选用的烟气脱硫及除尘工艺应是技术成熟、经济合理、有工业化应用业绩。2、脱硫及除尘工艺的主要技术指标应能满足国家及当地的环保要求。3、脱硫及除尘系统的可用率达到85%以上。4、尽可能降低脱硫及除尘系统的投资与运行费用。7.8.2工艺选择本项目蒸发量75t/h锅炉属小容量电站锅炉，但燃煤的硫分及灰分含量很高，煤的收到基含硫量在0.5-2.0%,设计按1.5%。煤的收到基含灰量在25-50%,设计按38%。为达到《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2003国标所允许的排放浓度：SO2<400mg/nm3，烟尘：<50mg/nm3，其总脱硫率应不小于90%，总除尘率应不小于99.83%。为实现高效脱硫和除尘，按照上述主要设计原则，烟气进入脱硫前，先经高效（四电场）DBW系列高可靠电除尘器，除尘效率达99.6%以上，再经钙-钙双碱法烟气脱硫技术及XP98 第七章工程设想系列高效脱硫除尘设备，脱硫率达90%以上除尘率达65%以上，满足了达标排放要求。高可靠电除尘器具有结构紧凑、体积小、使用寿命长、耗电量小、可靠性高，维护、检修方便等特点。钙-钙双碱脱硫法，从理论和实践上解决了湿式钙法脱硫的结垢问题、实现高效脱硫率和除尘率、运行费用较低，2004年12月经专家论证认为是目前国内具有自主知识产权的先进技术。钙-钙双碱法脱硫工艺主要由烟气脱硫系统（包括烟气加热）、石灰乳制备系统、脱硫产物后处理系统、自控及电控系统组成。其工艺流程如下：烟气加热↓锅炉烟气→电除尘器→引风机→烟道→湿法脱硫塔→烟道→烟囱排放↓亚硫酸钙浆液→氧化→浓缩→过滤→石膏→外售锅炉尾部出口烟气（温度约140℃），进入电除尘器（除尘效率≥99.6%，出口烟尘浓度≤103mg/nm3）后，烟气由引风机送入湿式脱硫塔脱硫（脱硫效率≥90.0%,出口二氧化硫浓度≤350mg/nm3）并进一步去除烟气中的细尘（除尘效率≥65%，出口烟尘浓度≤36mg/nm3），脱水除雾后，对烟气进行加热，使脱硫后烟气温度升高到65℃以上，进入烟囱排放。脱硫过程生成的亚硫酸钙浆液经氧化池氧化成硫酸钙，再由水力旋流器浓缩提高浓度后进入真空过滤机，过滤出二水硫酸钙即脱硫石膏，滤液大部分返回石灰乳制浆系统制浆，少部分处理后排放。脱硫石膏可直接外售给水泥厂作为辅料，也可作为石膏板厂的生产原料，实现脱硫产物的综合利用。为保证引风机长期安全运行，将引风机布置在湿式脱硫塔之前，电除尘器之后。脱硫除尘系统可由DCS系统控制，把烟气的压力、温度、流量、PH98 第七章工程设想值及各主要设备运行状态、供水系统流程进行监控，并设置烟气在线监测仪，确保整个工艺流程安全稳定运行，达到最佳经济效益。7.9水工部分见：供水平衡图7.9.1循环冷却水量本工程安装一台6MW抽汽凝汽式汽轮发电机组，其冷却水量：循环冷却水量一览表表7-6序号项目单位冷却水量夏季冬季1冷凝器冷却水量m3/h1020638进冷凝器蒸汽量t/h8.58.5循环倍率m3/h120752冷油器总冷却水量m3/h36363空气冷却器总冷却水量m3/h1001004其他冷却设备m3/h8484合计m3/h1240858上列循环水量为循环使用，需补充一定损失水量。7.9.2补充水量98 第七章工程设想在补给水系统设计中，尽量考虑水的回用，以降低电厂的耗水量。电厂的补充水主要包括化学（锅炉）补给水、循环水系统补充水、灰渣加湿用水、冲洗用水、工业用水、生活用水及通风用水。补水量见下表：补充水量表表7—7序号项目补充水量小时平均(m3/h)小时最大(m3/h)日需水量(m3/d)1循环水系统用水24．5305882化学处理用水0003灰渣加湿891964冲洗用水22485脱硫用水551206生活用水2448合计41．5501000上表未包括由现有热电站送来的除盐水。7.9.3厂内水工主要设备选择1、冷却塔本工程电站冷却水供水系统采用带冷却塔的二次循环供水系统，冷却塔设计冷却水量按2000m3/h，设计进塔水温37℃，设计出塔水温32℃。机组配置一座风机直径为8m的节能方形逆流式玻璃钢冷却塔主框架为钢筋混凝土，塔高约13m，冷却塔下部为地下式冷却塔水池，水池深2.0m。淋水填料采用改性PVC塑料。98 第七章工程设想为防止冷却塔逸出的飘滴对环境的危害，利于人民生活，保证电厂安全运行和降低水耗，在塔内装设聚酯玻璃钢除水器。2、循环水泵房及设备本工程一台6MW机组配置二台循环水泵，集中在一座半地下式循环水泵房内，水泵按灌入式启动方式设置，（泵房预留扩建位置）。每台循环水泵出力按最大计算用水量的120％，其主要性能如流量m3/h2340扬程kPa194转速r/min970电机功率kW185汽蚀余量m5.2在循环水泵出口处安装液压缓冲止回碟阀和手动碟阀，防止事故停机时，系统水击对泵的影响。为了便于泵房内水泵及电动机的安装检修，设置一台起吊能力为2t的手动单梁吊车。泵房内设置两台立式排污水泵，将积水排至附近下水道中。3、循环水管本期配置机组的循环水进水、出水管各一条，管径为DN1000mm。4、循环水补充水系统本工程循环水补充水由化工厂内给水净化站供给，敷设DN200mm管一条，接至厂区设置的补充水调节水池（并作消防水池）内，设补充水泵二台（一用一备），向循环水吸水池内补水。98 第七章工程设想来自长化公司给水净化站的水质，能满足循环水系统补充水要求，可不进行处理。7.9.4工业、生活及其它用水系统本工程工业用水经长化公司给水净化站过滤后，由二级泵房加压送至电站。生活用水接自长化公司自来水。7.9.5消防给水系统消防系统设计依据国家有关防火设计规范进行编制。本工程设计消防给水采用临时高压制。主厂房屋顶设水箱一个，容量12m3，可供10min消防用水量。补充水泵房内设置2台消防水泵（一用一备）。7.10化学水处理系统7.10.1概述本期工程按1×75t/h次中压锅炉和1×6MW抽汽汽凝式汽轮机考虑。电厂化学包括锅炉补给水处理、给水处理、锅内水处理、水汽取样、循环冷却水处理等系统。7.10.2水源及水质本工程水源为长江水，经长化公司给水净化站处理，再送至电站使用。，7.10.3锅炉补给水处理系统长化公司现有热电分厂装有一套出力为100-120t/h的一级除盐水系统，裕量大，完全能满足电站锅炉补给水量30t/h的需要，除盐水由现有系统供给。98 第七章工程设想由于现有热电分厂除盐水系统没有设除盐水箱，系统运行不稳定，也不经济，本期电站工程先设置150m3除盐水箱一个，除盐水泵二台，为本期锅炉提供补给水，并预留有位置，在电站扩建时将现有热电分厂的除盐水系统设备迁至电站。7.10.4锅炉补给水处理出力及水质1、锅炉补给水处理的出力：本工程为供热电厂，对外供汽，不外供化学水。其出力应考虑外供汽损失、电厂内部的正常水汽损失及机组启动或事故而增加的水处理设备出力。外供汽损失＝20.8t/h厂内汽水损失＝2.5t/h锅炉排污损失＝1.5t/h其它损失＝2.5t/h锅炉启动增加出力＝6.0t/h合计＝33.3t/h因此锅炉补给水量正常26.5t/h，最大35t/h。2、锅炉补给水处理系统出水品质要求：硬度：mmo1/L0二氧化硅：mg/L<0.02电导率（25℃）:µS/cm<0.3PH:8.5-9.27.10.5给水、锅水处理和水汽取样1、给水处理98 第七章工程设想给水（即除盐水）采用加氨及联氨处理，经除氧器除氧后，以使给水PH值和含氧量等符合下列标准。硬度µe/L≤2溶解氧µg/L≤15PH(25℃)8.8-9.2铁µg/L≤50铜µg/L≤102、锅水处理锅水采用加磷酸盐处理，以使锅水中PH值(25℃)>9.0。给水加氨及联氨处理和锅水加磷酸处理均采用组合式加药装置，布置在主厂房内。3、水汽取样采用集中式水汽取样装置，布置在主厂房内。7.10.6循环冷却水处理1、循环冷却水的防垢处理由于循环水补充水为地表水，根据循环冷却水运行工况和计算循环水浓缩倍率(K＝3.0)，循环冷却水的防垢处理应采用硫酸配合加阻垢剂稳定处理系统。处理设备布置在循环水泵房的单独加药间内。2、凝汽器铜管防腐蚀处理为防凝汽器铜管水侧腐蚀，铜管表面应涂膜处理，设有硫酸亚铁FeSO4.7H2O涂膜处理装置一套。3、防止凝汽器铜管结垢措施在循环冷却水系统中，设置高频高压电子阻垢机，防止凝汽器铜管结垢。98 第七章工程设想7.11电气部分7.11.1电气主接线见：电气主接线图考虑到电站机组容量、现有电压等级以及预期的短路电流，本热电站发电机及其母线采用6.3kV电压，并需经过一组额定电流为1000A电抗率为4%的限流电抗器与110kV长话总站的6.3kV主母线连接，并列运行。新增发电机6.3kV母线上接至长化生产分厂馈电回路。本热电站的启动电源，由现有110kV长化总站的6.3kV主母线，通过本热电站的6.3kV联络电抗器回路供给。7.11.2厂用电厂用电采用高压（6kV）低压（380V,220V）两种电压等级。其厂用电量见下表：厂用电容量表表7—8序号名称单位高压（6kV）低压（380V,220V）总计1数量台42工作容量kW1200148026803计算有功负荷kW840104018804计算视在负荷kVA13001300厂用电设置6kV单母线分段，引自发电机出线和长化总站6.3kV联络线，分别接至两段。98 第七章工程设想根据上表中低压用电的计算视在负荷，选用2台1000kVA,6.3/0.4/0.23kV厂用工作变压器。额定功率≥200kW的电动机采用6kV的额定电压，<200kW的电动机采用380/220V的额定电压。发电机出口的6.3kV回路接至厂用电6.3kV一段母线上，分别供给厂用电6kV电动机、一台1000kVA6.3/0.4/0.23kV厂用变压器；从6.3kV母线上再引出三回路送到各分厂车间。长化总站6.3kV联络电抗器回路，接至厂用电6.3kV另一段母线上，分别供给厂用电6kV一台给水泵电动机、一台1000kVA6.3/0.4/0.23kV厂用变压器。7.11.3直流系统供给断路器合闸机构，直流润滑油泵、事故照明及通讯等负荷的直流电源装置，选用220V的免维护铅酸蓄电池组。7.11.4主要设备选择1、发电机配套无刷励磁装置及自动励磁调节装置。2、6.3kV开关柜：采用内装真空断路器的中置式全封闭型开关柜。真空断路器的额定电流和短路分断能力如下：―――发电机、电抗器和母线联络回路1250A,31.5kA/1s；―――厂用电工作、备用电源和馈电回路630A,31.5kA/1s.3、厂用变压器：S11或S11系列全封闭型油浸式1000kVA、6.3/0.4/0.23kV。4、厂用低压开关柜：内装低压断路器或熔断器、接触器等的组合式开关柜。5、98 第七章工程设想继电保护及自动控制装置采用微机监控系统，厂用电大部分高低压电动机采用DCS系统控制和监测。7.11.5电气设备布置6.3kV配电装置采用屋内布置，厂用6.3kV配电室、变压器室、和380/220V低压开关柜布置在除氧间BC框架0米层、电缆布置在除氧间BC框架4.0米层。主控制室位于主控制楼三层（7.0m标高）。二层为电缆夹层。6.3kV开关室，电气维修、电气试验室和办公室位于一层。控制室内布置有：发电机、高压馈电、高低压厂用工作电源、6.3kV母线及线路、消防水泵、等控制保护屏柜和直流屏。7.12热力控制见：热工控制系统配置图7.12.1控制方式根据有关“热电联产工程”设计规定，新建单元制供热机组应采用炉、机、电集中控制的要求，在主厂房内设集中控制室，监控范围包括锅炉、汽机、电气，辅助生产车间的重要参数也将被监视。7.12.2自动化水平根据有关“热电联产工程”设计规定,对新建单元制供热机组的应采用炉、机、电集中控制要求，本机组要有较高的自动化水平，机组能在少量的就地操作、巡回检查配合下，在控制室实现机组的启动，并能在控制室以LCD和键盘为监视控制中心，实现机组运行工况的监视和调整，停机和事故处理。烟气脱硫检测控制也将引入集中控制室。7.12.3控制系统的选择98 第七章工程设想鉴于国内DCS厂商在电站（包括300MV机组）的DCS控制系统已有大量可靠和成熟的运用实例，因此本工程的DCS系统将采用国产的DCS系统。整个DCS系统监控范围包括锅炉、汽机、DEH、电气及烟气脱硫，其功能包括：数据采集和处理（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）及炉膛安全监视（FSSS）。鉴于本机组≤50MW，因此与大型火电机组DCS系统相比，功能作相应的简化。过程站和操作站设在主厂房控制室内，电气操作站通讯与电气的微机保护系统连接。此外，主厂房控制室内还设一个PLC通讯接口，以通讯的方式将输煤控制系统（PLC）和除灰除渣控制系统（PLC）的信息接入DCS系统，使操作人员（值长）在监控主机的同时，对辅机系统（除灰除渣、输煤）的运行状况有全面地了解。7.12.4输煤控制系统输煤控制系统采用PLC(可编程序控制器)和上位机(HMI)监控组成的控制系统，简称PLC控制系统。控制系统设有通讯接口，通过DCS系统的PLC通讯接口，将与输煤控制系统主要参数送至DCS系统。在输煤车间的输煤控制室内除PLC控制系统外，还设一个闭路电视监视系统，对输煤现场的重要、关键部位进行监视，保证安全生产。7.12.5除灰除渣控制系统除灰除渣控制系统采用PLC(可编程序控制器)和上位机(HMI)监控组成的控制系统，简称PLC控制系统。设除灰出渣控制室，控制系统设有通讯接口，通过DCS系统的PLC通讯接口，将与输煤控制系统主要参数送至DCS系统。。PLC控制系统由除灰除渣设备制造厂成套供货，也可单独由系统集成商提供，PLC控制系统的价格已包括在设备价格内。98 第七章工程设想7.12.6现场仪表的选型变送器、现场仪表及执行机构的选型宜选用高可靠性的产品，以保证整个控制系统的长期稳定、可靠的运行。由于国产DJK系列电动执行机构可靠性较差，价格较低：中外合资企业（引进技术）产品或国外产品的性能和可靠性高，但价格是DJK系列的数倍。兼顾工程投资和保证控制系统的性能，本可行性研究推荐：重要的和操作频繁的电动执行机构选用中外合资企业（引进技术）的产品，其余则选用DJK系列。本可行性研究依据此原则进行投资估算。7.12.7烟气脱硫系统在线分析仪表对进、出烟气脱硫系统的锅炉烟气在线分析含尘、CO2、SO2、NOX等能有效地监控锅炉和烟气除尘及脱硫系统的运行，有利环保排放达标，虽烟气在线分析仪表价格较贵，但本工程已设置在线分析烟尘及SO2仪表。7.12.8控制系统的供电各控制系统内部均设UPS电源，以保证对设备的不间断控制。7.13土建部分7.13.1设计原则1、发电厂的建筑和结构设计应在满足生产工艺流程要求前提下，做到安全、适用、经济与美观。2、设计中应严格执行国家颁布的现行设计规范、规定和标准。3、设计应尽量做到标准化、定型化与系列化。选用建筑材料应因地制宜，就地取材，充分采用绿色建材及节能件。7.13.2土建工程98 第七章工程设想本工程建筑结构设计包括生产装置以及与之生产配套的公用工程辅助生产设施，其内容如下：1、主厂房（锅炉间、除氧间、汽机间）；2、燃料系统（干煤棚、转运站、碎煤机间、运输栈桥）；3、除灰、渣系统（灰、渣仓、电除尘支架）；4、脱硫系统（石灰乳浆池、脱硫主塔、滤液池、废水池）5、循环冷却水系统（循环水及补充水泵房、冷却塔水池、调节水池、）；6、化学水处理系统（泵房）；7、空气压缩机间；8、主控综合楼；9、维修间、材料库及装载机库；10、烟囱、烟道、支架；11、办公楼、食堂及浴室；12、其他（地泵房、门卫室）；7.13.3建筑结构说明根据生产的要求，结合当地的气候条件及长化公司生产区域腐蚀较大等特点，大部分生产装置将采用有围护结构的钢筋混凝土框架结构或轻钢结构。本工程主厂房采用三列式布置，横向采用钢筋混凝土框排架结构，纵向采用钢筋混凝土框架结构。1、汽机间：98 第七章工程设想跨度15m，长度30m，柱距6m。运行层标高7.0m，屋架下弦标高为15.0m，桥式起重机轨顶标高为13.2m。全封闭式厂房。屋面采用钢屋架，钢天窗架上铺预应力钢筋混凝土槽板，围墙结构用彩色钢板。2、锅炉间：跨度24m，长度30m，柱距6m。运行层标高7.0m，屋架下弦标高为35.0m，全封闭式厂房。屋面采用钢屋架，钢天窗架上铺预应力钢筋混凝土槽板，围墙结构用彩色钢板。3、除氧间：跨度9m，长度30m，柱距6m。运行层标高7.0m，全封闭式厂房。汽机基座、加热器平台、锅炉基础及7.0m运转层均采用现浇钢筋混凝土结构。4、干煤棚干煤棚为有顶结构，钢筋混凝土柱，跨度33m，长度45m，柱距9m，屋架下弦标高为7.5m，双梁抓斗起重机轨顶标高为10.5m,为无围护结构，屋面采用钢屋架，钢檩条，压型钢板屋面。5、输煤系统煤栈桥采用预制钢筋混凝土结构，碎煤机间、转运站等均采用现浇钢筋混凝土结构。6、主控综合楼主控综合楼采用钢筋混凝土结构。7、办公楼利用现有办公楼进行改造，为混合结构。98 第七章工程设想8、其他辅助及附属建筑。如引风机、空压机、除灰脱硫间、各泵间、门卫、汽车衡房均采用混合结构。9、烟囱烟囱高度100m，上口径3.0m为钢筋混凝土筒体结构，优先采用滑模施工工艺7.13.4地基处理根据业主提供的初步工程地质情况，据此：1、主厂房：采用桩基，现浇钢筋混凝土独立承台。2、烟囱：采用桩基，现浇钢筋混凝土环板承台。3、冷却塔：采用桩基，现浇钢筋混凝土环板承台。4、其他建（构）筑物：分别采用天然地基或桩基，刚性条形基础或钢筋混凝土独立基础。7.13.5建筑物、构筑物的抗震设防根据《建筑抗震设计规范》（GB5001-2001）附录A，该工程的抗震设防裂度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，按6度设防。7.13.6主要建（构）筑物主要建（构）筑物一览表表7-9序号建（构）筑物名称占地面积m2层数幢数建筑面积m2结构类型1汽机间15×30＝45021900钢筋混凝土框架2除氧煤仓间9×30＝27041108098 第七章工程设想钢筋混凝土框架3锅炉间24×30＝720211440钢筋混凝土框架4锅炉维修间6×18＝10821216砖混5主控及6kV配电间12×24＝28831864钢筋混凝土框架6输煤栈桥棚3×305＝91511915钢筋混凝土7碎煤机间及配电间12×8.8+(171)51699钢筋混凝土框架8转运站间4×4＝162132砖混9干煤棚33×54＝1782111782钢筋混凝土框架10引风机、空压机、除灰脱硫间6.5×42＝27311273砖混11循环水、供水泵间12×24＝28811288砖混12装载机库6×12＝721172砖混13电除尘器棚10×20＝20011200钢结构14渣仓棚6×9＝541154钢结构15灰仓棚6×9＝541154钢结构16脱硫系统各种池＝1001100钢筋混凝土17烟囱Ф3.0mH=100m11钢筋混凝土98 第七章工程设想18烟道3×24＝721140砖砌29冷却塔水池14×14＝19611196钢筋混凝土20门卫、汽车衡房=26811268砖混21办公、电、仪修间、材料库=525412100砖混（现有利用）本工程所在地区不属于寒冷采暖地区。7.13.7空调及排风系统主厂房的汽机锅炉控制室，主控综合楼的主控制室均设置集中空调系统。主控配电，主厂房内站用配电室均设置机械排风系统。7.14维修本工程提倡检修工作社会化，站内只负责正常生产小修和事故抢修，不设专职检修人员。大、中修可委托长化公司、地区（县、市）专门的检修公司（队伍），也可委托给其他有能力的发电厂承担。全厂的维修（包括机修、仪修、电修、建修）共设一个工段，统一管理，统一使用维修机器设备。7.15消防本工程燃料为煤，设计严格遵守国家现行的防火规范，贯彻以“预防为主，防治结合”的原则，采取防火措施，以防止和减少投产后的火灾危害，做到促进生产，保障安全。7.15.1消防给水系统98 第七章工程设想消防系统设计依据GB50229-96《火力发电厂与变电所设计防火规范》。GBJ16-87(2001年版)，《建筑设计防火规范》GB50016-2006年版。本工程设计消防给水采用临时高压制。主厂房屋顶设水箱一个，储存12m³水量可供10分钟消防用水量。循环水泵房内设置消防水泵二台（一用一备），火灾时启动消防泵向厂区消防管网提供室内外消防用水。消防供水管接自长化公司现有完备的消防水管网系统。室外管网在主厂房、干煤棚等周围形成环状，沿环状消防管网设室外消火栓，间距60m，规格DN150mm；室内采用独立的消防管网系统。室内消防按间距<25m设置消火栓，规格DN65mm。主厂房室内每个消火栓处设远程起动消防水泵按钮一个，同时设置水泵结合器二个，规格DN150mm。根据各车间的生产类别均设置灭火器。设置点间距为20m。在主控制室和主要的仪表DCS的控制室均设火灾自动报警控制器。电站不设消防车和消防分支机构，由长化公司统一考虑解决。98 第八章环境保护第八章环境保护8.1建设地区环境现状本电站位于长寿县长化公司内，长化公司现有热电分厂从2004-2006年燃用高灰份（52-55%）、高硫份（1.72-2.5%）、低热值（13917-14365kJ/kg）的煤。由于现有发电锅炉及低压工业锅炉陈旧、热效率低，供热、发电耗燃料量大大增加。以2006年为例：全年外供蒸汽460205吨、外供电约430万kWh,消耗原煤151391吨，天然气360万m3，低压工业锅炉生产每吨蒸汽耗标煤高达170公斤。加上锅炉烟气采用低效率水膜除尘，烟尘排放量大；烟气又无脱硫装置，二氧化硫排放量大；锅炉燃烧不完全，二氧化碳排放量大。为此，热电分厂每年需向当地环保部门缴纳排污费。而拟建电站站址是原化肥厂闲置的场地，距热电分厂约500米，靠近长化公司110kV及35kV变电站，交通便利，周边环境状况较好。8.2设计依据及采用的环境保护法规及标准1、《中华人民共和国环境保护法》1989年；2、《建设项目环境保护管理办法》的通知（86）国环字003号文；3、《建设项目环境保护设计规定》的通知（87）国环字002号文；4、《环境空气质量标准》GB3095------1996；5、《火电厂大气污染物排放标准》GB13223------2003；6、《大气污染物排放标准》GB16297------1996；7、《污水综合排放标准》GB8978------1996；8、《地下水质量标准》GB/T14848------93；98 第八章环境保护9、《城市区域环境噪声标准》GB3096------93；10、《工业企业厂界噪声标准》GB3095------90；8.3当地主要污染源及污染物长化公司拟建电站厂址周围除长化公司外，没有其他工业设施，周围全部为耕地及农户。8.3.1环境状况长化公司化工生产废气已达标排放，废水经处理后达标排入长江，废渣用于水泥厂作原料，废胶外卖。环境状况较好。8.3.2厂址区域环境噪声当地环境噪声主要来自汽车及农用车辆运输的噪声，交通运输量较大，噪声污染较重。8.4电站污染防治方案由于电站燃用的煤中含硫量高、含灰量高。考虑到厂址地区环境状况，结合国家环境保护目标、标准，今后环境发展趋势，灰渣综合利用等因素，初步拟定治理方案如下：8.4.1大气污染物防治见：除尘脱硫系统图锅炉采用中温次高压蒸汽参数，燃烧方式为循环流化床，燃烧效率高，污染物排放量少，初步考虑锅炉烟气经四电场高可靠电除尘器净化，再经XP型亚硫酸钙脱硫除尘后由烟囱排放至大气,并设置在线烟尘、二氧化硫监测。98 第八章环境保护电除尘器：型式DBW系列高可靠型流通面积m260集尘面积m23569电场数量个4除尘效率％≥99.6脱硫效率％0脱硫除尘器:型式XP型脱硫塔直径m3.9脱硫塔高度m21.0脱硫效率％≥90除尘效率％≥65烟囱：型式钢筋混凝土高度m100出口内径mФ3.0(2)治理效果及环境影响分析采取上述工程措施后，按《火电厂大气污染物排放标准》（GB313233---2003）规定的计算方法，结果如下：98 第八章环境保护大气污染物初步计算结果表8-1序号计算项目单位计算结果备注1锅炉额定蒸发量烟气排放量nm3/h100,000估算2本期工程实际烟气排放量nm3/h87,000估算3烟囱入口烟气温度℃65-704本期工程烟尘排放量kg/h3.15烟囱出口烟尘排放浓度mg/nm³366烟囱出口烟尘允许排放浓度mg/nm³507本期工程SO2排放量kg/h30.58脱硫塔出口SO2排放浓度mg/nm³3509烟囱出口SO2允许排放浓度mg/nm³400上述计算可以看出，电厂烟囱所排放的烟尘浓度为36mg/nm³，占国标允许烟尘排放浓度50mg/nm³的72％；SO2排放浓度350mg/nm³占国标允许SO2排放浓度400mg/nm³的87.5％。因此，完全可以达到排放要求。8.4.2废水污染物防治本工程外排废水主要是锅炉排污、循环水系统排污、冲洗排水及生活排水。1、由于锅炉排污水与循环水系统排污水均为洁净废水，可回用于灰、渣加湿。2、本期工程机房排水、冲洗水等。设计系统出力5t/h，废水送长化公司污水处理场处理后达标排放。98 第八章环境保护3、厂区生活污水量平均约10t/h，经地理式污水综合处理装置处理后排出。8.4.3灰、渣治理电站锅炉燃煤产生的灰渣，全部用于水泥厂作原料。8.4.4噪声处理本工程从以下方面控制噪声污染：1、从治理噪声源入手，选用符合噪声要求的低噪音设备，并在主要产生噪声设备上加装消音器及隔音装置。2、在设备管道设计中，采用防振、防冲击措施，减轻振动噪声。3、在厂房建筑设计中，尽量使主要工作和休息场所远离噪声源。4、在厂区、总平面布置中，统筹规划、合理布局，注重防噪声间距，并设置必要的绿化带，以减轻噪声对厂区及厂外环境的污染。8.5初步环境影响预测1、大气：拟建电站排放的废气，经处理后烟尘、二氧化硫排放均达到国家排放标准，比现有热电分厂的工业锅炉排放的烟尘、二氧化硫量将大大减少，对大气环境影有很大改善。2、水环境：拟建电站生活污水、冲洗污水等，经处理后的废水达到国家排放标准，因此对水环境影响较小。3、噪声：噪声经过治理后，对职工及周围居民影响较小。4、设置在线烟尘及二氧化硫监测设备，及时了解和监测排放。5、本期电站建成后，替代现有二台工业锅炉供热并发电，可减排烟尘及二氧化硫，将大大改善周围环境。98 第八章环境保护8.6环境设施投资估算本工程建设投资为7288.34万元，环保总投资约1060万元，比例约占14.5％。其各项费用估算如下：环境设施投资估算表表8-2序号项目费用（万元）备注1电除尘器及支架基础1802脱硫除尘系统3453烟囱及烟道1274绿化405噪声控制206烟气连续监测装置607控制煤尘、灰尘冲洗系统128除灰除渣系统280小计10648.7结论及建议8.7.1长化公司通过热电联产替代陈旧、低效率的工业锅炉供热，节约能源，也减少了污染。8.7.2本工程锅炉烟气经除尘效率99.6%的高效静电除尘器后，又经脱硫效率90%除尘效率65%的高效脱硫除尘装置，再经高100米的烟囱排放，在燃用低质设计煤种的情况下，烟尘及二氧化硫排放可符合国家排放标准要求；氮氧化物及二氧化碳排放量也减少。8.7.398 第八章环境保护为保证本工程的社会效应与经济效益同步，灰、渣作水泥原料的综合利用以及降噪各项环境保护工作，应逐项加以落实。98 第九章劳动安全与工业卫生第九章劳动安全与工业卫生9.1设计原则1、为了保障生产运行人员在生产过程中的安全与健康，本工程对劳动安全与工业卫生进行了充分考虑，体现“以人为本”，确保在生产性建设项目投产后符合其规范要求。2、为了贯彻执行“安全第一，预防为主”的方针，建设项目中的劳动安全与工业卫生措施应和主体工程同时设计、施工及投产，确保工程建成投产后具备保护职工生产安全和身体健康的必要条件，防止遗留隐患和产生新的职业危害，努力达到《工业企业设计卫生标准》、《工业企业厂界噪声标准》的要求。9.2生产过程的危险及职业危害性因素分析9.2.1本设计锅炉燃料为易燃的煤，在贮煤场存量约2000吨，是易发生火灾的危险场所，危险性大。锅炉点火用天然气，属于极易燃烧燃料，但不储存，火灾危险性小。9.2.2本项目在生产过程中可能对职工工作产生危害的因素主要有：高温蒸汽，烟气，设备噪音，及电气设备等。1、锅炉产生高温蒸汽约450℃左右，在锅炉与汽轮机内部流动，为封闭式流程。设计中已采取保温保护措施。2、煤燃料在炉膛内燃烧，产生高温烟气经锅炉受热面冷却至140℃左右，经电除尘器除尘和脱硫后，通过100米高烟囱排入大气。排放物质中有害成分主要是烟尘、二氧化硫和氮氧化物。98 第九章劳动安全与工业卫生3、电站噪音主要来自汽轮发电机组、各种风机、水泵、空压机等。这些设备具有很大的声功率，运转时产生很强的噪声。介质在管道部件中高速流动，产生很大噪声，如汽轮机主汽门、有些蒸汽管道、送风机的进风口以及各类蒸汽的排放，如锅炉排汽、锅炉安全阀排汽、排污和疏水等。4、本工程中高压电气部分电压为6kv，等级较低，由高压引起的电离、电磁效应较小。9.3应遵守的设计标准及规范1、《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》劳字第3号令2、《生产过程安全卫生要求准则》GB12801-913、《建筑设计防火规范》GBJ16-87(2001年版)4、《工业企业设计卫生标准》TJ36-795、《工业企业厂界噪声标准》GB12348-9066、《建筑防雷设计规范》GB50057-947、《机械设备防护罩安全要求》GB8196-878、《工业管路的基本识别色和识别符号》GB7231-879.4劳动安全与工业卫生措施9.4.1防火、防爆措施1、煤场设计应严格遵守防火、防雷等各项标准和规范，保证足够的防火通道和距离。车间内应设有相应的消防设施。2、装置内的设备、管道、建筑物之间保持一定防火间距。有火灾爆炸场所的建构筑物的结构型式以及选用的材料应符合防火防爆要求。对易燃液体、气体及有火灾爆炸危险的生产装置设防静电接地系统。98 第九章劳动安全与工业卫生3、煤场按分区相互分隔布置。4、按《火力发电厂设计技术规程》、《建筑设计防火规范》要求防火。5、厂区设完善的消防通道和人行道。6、厂用变压器、汽机补充油箱等均设有适当容积的事故排油坑。7、电缆沟、电缆竖井和穿墙孔洞均设置防火措施。8、公用重要回路，如直流电源、汽轮机头消防报警电缆等回路，均采用防火涂料。9.4.2防毒性物质危害措施为防止布置在厂房内的生产设备产生的有毒、有害物积累，厂房内设计可靠的通风系统或设置有毒气体报警器。9.4.3噪声防治措施优先选用低噪声设备，对噪声集中的装置区和泵房、空压机房，采用封闭式建筑以利隔声。对设备噪声超标量大的送、引风机、进风口装消声器；在各类安全排汽及生火排汽管上设置消声器，以降低噪声。9.4.4电气安全措施1、为防止雷击危害，采取相应的防雷接地措施。2、为保证电气系统故障和异常情况时，不致使人身和设备受到危害，采取相应的电气故障保护，电气接地系统及安全防护措施。3、在特别潮湿、高温或其他有特殊要求的环境，采用50V以下安全配电电压。4、在规范规定的场所，装设必要的应急照明及电气防火措施。5、在高低压配电设备及场所均设置电气安全标志。98 第九章劳动安全与工业卫生6、设置完好的通风及空调。9.4.5机械安全措施1、裸露的机械转动部分（如风机、水泵、空压机的联轴器等）均设安全防护罩；2、输送机的头尾轮均设防护罩；3、在输送机人员需跨越的地方，设置跨越梯；4、所有操作平台均设有安全防护栏杆。9.4.6其他安全措施1、所有高温设备、管道，除满足工艺要求的保温外，凡在可能有人接触的部位，均应有保温保护，以免发生烫伤事故。2、主要生产及附属生产建筑物，均按建筑设计规范要求设置楼梯、消防爬梯及安全出口。3、厂区和厂房内设有完整的喷水消防系统，独立管网和适量的消火栓。4、对汽机房、配电间、热控室等处设有化学灭火及沙箱灭火装置。5、在易燃易爆的厂房和容器上安装防爆门。9.4.7人身防护措施及安全教育各装置根据工作环境特点配备各种必须的防护用具和用品。对新入厂的职工必须经过三级教育，并通过考试合格后取得安全作业证后方可上岗。9.5工业卫生1、在工艺系统中均考虑除尘设施，防止粉尘跑、冒、漏影响环境卫生。98 第九章劳动安全与工业卫生2、对产生有害气体的场所，如化验室、蓄电池室等均设有通风柜和排风装置，以保证室内空气达到卫生标准。3、对汽机、锅炉、电气等控制室设置空气调节，并采取防尘、隔音措施，为值班运行人员提供良好的工作环境。4、厂区内设有绿化带和绿化区，种植常青植物，吸收有害物质和降低噪声。5、为减轻职工劳动强度，对大部件检修设置起吊检修工具。6、建筑设计充分考虑通风、采光、隔音、隔热，以及安全、实用美观，为职工创造较好的工作条件。9.6安全卫生投资本工程安全卫生投资在设计时已将劳动安全与工业卫生设施融合在有关专业的设计中，故投资估算也包括在相应的各工段的投资估算中，本章不再单列。9.7预期效果及评价本工程采用了当今国内先进成熟的生产技术和设备，自动化程度较高，对劳动安全和工业卫生作了较仔细的考虑，采取了综合治理及防范措施，安全生产将有保障，卫生条件满足“工业企业卫生标准”的要求。可以预见本工程投产后，会实现一个安全、卫生、文明的劳动场所。98 第十章节能第十章节能10.1设计依据和主要原则10.1.1设计依据1、《中华人民共和国节约能源法》（1998年1月1日执行）2、《关于固定资产投资工程项目可行性研究报告“节能篇[章]”编制及评估的规定》国家计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部（计节能[1997]2542号）的通知。3、《国务院关于加强节能工作的决定》国发（2006）28号4、《关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知》（发改投资[2006]2787号5、《能源发展“十一五”规划》国家发展改革委员会2007年4月10.1.2主要原则1、认真贯彻国家能源政策、产业政策和节能政策，严格执行国家和行业节能设计标准和规定，做到合理利用能源和节约能源。2、采用先进的工艺技术和高效设备，提高工艺和设备的合理用能，达到国内外先进的能耗水平。3、严格禁止选用已公布淘汰的机电产品。10.1.3技术选择1、本项目以安装一台75t/h次高压锅炉代替现有二台20t/h低压工业锅炉，以大代小，发展热电联产，提高综合能效。2、98 第十章节能锅炉采用国内先进、高效的循环流化床燃烧技术，提高锅炉热效率。1、锅炉采用次高压（5.4MPa）中温（450℃）蒸汽参数，做到合理用能，提高电厂循环热效率。2、采用以热定电原则，机组正常运行在最小冷凝量下，以减小冷端热损失。3、增加热电比，年平均热电比达到715%，年平均热电联产总热效率达到61.8%，大大提高热能综合利用效率。4、完善冷凝水回收系统，充分利用余热。5、采用先进的自控技术，提高全厂的用能水平。10.1.4设备选择1、选用高效、节能的循环流化床锅炉，以适应煤质变化和热负荷变化的要求，保持锅炉高的热效率。2、选用抽汽冷凝机组（带多级回热系统）充分利用工业抽汽压力，加热给水温度至172℃，提高电厂循环热效率。3、给水泵、循环水泵、送风机、引风机、电除尘器、脱硫除尘器等均采用高效节能型设备，提高设备的合理用能，达到国内外先进的能耗水平。4、采用高效低压降热力设备，提高热效率，减少能耗。5、选用S11型低损耗节能变压器。6、配置能源计量仪表，提高能源利用率。10.2能源品种选用和项目能耗10.2.1能源品种选用98 第十章节能某市在能源生产结构和工业消费结构中，煤均为主要燃料来源，天然气主要供民用及工业生产用。某市及长寿附近的涪陵等地区有丰富的煤炭资源，长化公司热电分厂近年均以煤为主要燃料，天然气仅用于热电分厂锅炉调峰及化工生产，以热值计，煤约占87%，天然气约占13%。随着本项目热电联产替代二台20t/h低压工业锅炉，天然气用量将大大减小，停下的二台20t/h低压工业锅炉少用的煤量（折标煤50300吨/年），基本上已够本期电站工程的用煤量（50400吨/年）。因此，能源品种以选用某及长寿地区的混煤燃料为宜，且有煤源供应充足、距离近、运费低等优点。10.2.2项目能耗主要能源和含能工质的品种及年需要量表10-1序号主要能源及含能工质名称计量单位年总量备注实物标煤自产量购入量实物折标煤实物折标煤1动力煤tt840000504002电力MWht311001200070283天然气M3t1600001924蒸汽tt296000384005新鲜水m3t360000936除盐水m3t2160001057汽油lt100001610.3节能措施10.3.1热力节能措施98 第十章节能1、选用高效、节能的循环流化床锅炉，以适应煤质变化和热负荷变化的要求，保持锅炉高的热效率。2、抽汽冷凝机组（带多级回热系统）充分利用工业抽汽压力，加热给水温度至172℃，提高电厂循环热效率。1、给水泵、循环水泵、送风机、引风机、电除尘器、脱硫除尘器等采用高效节能型设备，提高设备的合理用能，达到国内外先进的能耗水平。2、采用高效低压降热力设备，提高热效率，减少能耗。5、配置能源计量仪表，提高能源利用率10.3.2节水措施本工程节水措施是使用水系统的用水量和耗水量减少，和使用水系统的新鲜水用量减少。如采用用水系统节约耗水量的工艺、措施，进行水的循环使用，循序（串级）使用，和水的再用，依靠法规、管理制度杜绝人为浪费水的现象发生。1、对用水系统采取节约用水、减少耗水措施对循环水冷却系统及其他用水系统进行节水，对灰、渣处理系统采用干式除灰渣处理。2、水的循环使用冷却水的循环使用，提高冷却水浓缩倍率；对循环冷却水水质进行稳定处理，对空气冷却器、冷油器等冷却水进行循环使用。3、水的循序使用循环冷却系统排污水用于除灰、渣加湿用水。4、水的再用98 第十章节能凝结水用作锅炉给水10.3.3供电节能措施选用S11型低损耗节能变压器，选用Y型节能电动机，配电设备布置靠近用电负荷中心，照明采用高效、节能长寿命灯，二次回路控制设备采用节能型元件。10.3.4其他节能措施1、采用高效低压降换热器，提高效率减少能耗。2、采用高效风机、水泵提高设备效率3、加强热力设备及热力管道保温，选用优质保温材料，减少热损失。4、采用先进的自控系统，提高全厂的用能水平。10.3.5能源计量仪表配置情况能源计量仪表配备范围，包括一次能源、二次能源及耗能工质的计量。1、进厂的一次能源，煤、天然气的计量，煤场入口装汽车衡，输煤系统装电子皮带秤，天然气管道装气体流量计。2、二次能源及耗能工质，用于进、出电厂的：交流电能的计量装设电度表；工业及民用水的计量装设水流量计；饱和和过热蒸汽的计量装设蒸汽流量计；凝结水的计量装设水流量计。10.3.6节能计算及分析1、节能计算按照长化公司提供的资料，20t/h低压工业锅炉供汽耗标煤量为170公斤/吨汽，采用上述的节能措施，年可节标煤约11000吨。见下表：98 第十章节能节能计算表表10-2序号项目单位低压工业锅炉本期热电联产备注1供热量GJ/a8000008000002供汽量t/a2960002960003单位蒸汽标煤耗kg/t1701304供汽耗标煤量t/a50320384005供电量MWh/a/311006单位供电标煤耗kg/MWh/3867供电耗标煤量t/a/120008总耗标煤量t/a50320504009原煤低位热值MJ/kg17.617.610总耗原煤量t/a8387084000112010年预计全国平均单位供电标煤耗kg/MWh/355能源发展“十一五“规划目标12供电节省标煤量t/a/31100*0.355=1104013供汽实际耗标煤量t/a5032050400-11040=3936014年节约标煤量t/a/50320-39360=1096015单位节能造价元/t标煤/671498 第十章节能2、热电联产的热电比：热电比=供热量/（供电量×3600兆焦/兆瓦时）×100%=800000×103/(31100×3600)×100%=715%3、年平均总热效率：总热效率=（供热量×103+供电量×3600兆焦/兆瓦时）/（燃料总消耗量×燃料低位热值）×100%=（800000×103+31100×3600）/84000×103×17.6)×100%=61.8%10.3.7能源管理1、要在满足企业能源需求的条件下，采用科学的方法与手段，合理、有效地利用能源，以最少的花费和能耗，生产更多的热能和电能。2、做好能源的购入储存、加工转换、输送分配、使用消费等环节的管理，如保证按质、按量、按时供应所需的煤，合理混合，适量的煤储备，减少储存损失。安全经济地将热、电输送到各部门。杜绝“跑、冒、滴、漏”损失；加强热力设备及管道保温，减少热损失；变配电设备要符合国家规定的运行效率；做到合理、有效地使用能源，减少浪费，提高能源利用率。3、管理体系，全面领导企业的能源管理和节能工作；搞好能源综合平衡，定期做好热平衡测定；加强燃料及二次能源的的管理，做好进厂煤的验收、计量和存放工作；加强能源的计量监督，配齐计量仪表，并定期校验；加强能源的经济管理，搞好内部的能源消耗经济核算制。98 第十章节能4、人员设置。本项目设3名能源管理人员，负责电厂的能源管理工作。98 第十一章热力网第十一章热力网11.1供热介质参数的确定本电站汽轮机抽汽是替代现有热电分厂二台20t/h低压工业锅炉供汽，长化公司仅有工业生产用汽，其中，0.6-0.8MPa用汽量占81%；0.3-0.5MPa用汽量占19%。用汽温度小于200℃。因此，选用单级抽汽式汽轮机，额定抽汽压力为0.98MPa，将蒸汽送至用户。11.2管网布置及敷设方式考虑到长化公司是一个老厂，管网布置及敷设要力求简便，本期工程敷设一根直径500mm蒸汽管道，架空敷设，并在混凝土支架上预留一根直径500mm蒸汽管道的位置。11.3连接方式本期工程设一根直径500mm蒸汽管道直接并入现有管网，供全厂统一使用。蒸汽管道的敷设长度约200米。11.4凝结水回收全厂生产用汽凝结水需进行回收，回收率为80%，回水温度80℃。凝结水回收可利用现有的回收设备，用泵经架空敷设管道送至电站。11.5保温防腐蒸汽及凝结水管道的保温设计应符合有关规范及规定，保温材料采用岩棉保温管壳。11.6土建98 第十一章热力网蒸汽及凝结水管道敷设在钢筋混凝土支架上，在条件许可时应尽量采用中、低支架。11.7热力网管理电站建成后，热力网将交长化公司统一管理。98 第十二章企业组织与劳动成员第十二章企业组织与劳动定员12.1企业组织本项目由长化公司负责建设管理。建成后属长化公司的一个分厂，并按照企业法要求建立一套与之相对应的行政技术管理部门，依靠科学的管理制度，和按照ISO9000质量体系要求对企业进行管理。企业由一名总经理和两名副总经理（其中一名兼总工程师）组成企业管理机构，下设三部二室和四个车间，生产车间下设各分场（站）。总经理副总经理副总经理兼总工程师原料车间主生产车间辅助生产车间机电仪修车间综合室中心化验室行管部供销部财务部企业组织系统图如下：12.2工作制度生产系统年有效工作日为300天，各分场均为三班制24小时连续生产，管理部门和机、电、仪修等分场为一班制，常日班，每日工作时间8小时。98 第十二章企业组织与劳动成员12.3全厂定员全厂定员为125人，其中生产工人91人，技术人员21人，管理人员13人，详见人员构成表。全厂所有技术人员和生产人员都必须具备相应的技术业务水平，持证上岗。全厂定员及人员构成表表12—1序号部门工人技术人员管理人员合计1机组运行人员78154971.1燃料储、运1611181.2机炉2621291.3电气及自控1221151.4除灰渣、除尘脱硫1210131.5水工41051.6化学除盐40041.7检验中心08191.8仓库40042设备维修1021133厂部34815合计91211312598 第十三章项目实施条件、管理及建设进度第十三章项目实施条件、管理及建设进度13.1实施条件电厂位于长寿区长化公司内，距县城约8km,交通方便，厂区地势平坦，土方工程量少，依托现有长化总厂有利条件，用水用电便利，施工条件较好。13.2项目管理为确保高质量、高标准、按进度计划完成项目建设，必须实行以下管理措施：1、实行工程质量终身负责制和工程质量终身追究制度。2、实行工程监理制。对项目建设进度、质量、成本进行监理。3、实行工程监督制度。接受计划、审计、社会舆论监督。４、实行项目资金专帐管理。专款专用，严谨挪用和挤占。13.3建设进度由于需先拆除厂址内建筑物，预计工程前期工作约6个月，建设期12个月，整个工程一年半完成。前期需完成如下工作：（6个月）―――（编制可行性研究报告及审批；―――编制初步设计及审批；——环境影响平价建设期需完成如下工作：（12个月）―――施工图设计―――设备订货98 第十三章项目实施条件、管理及建设进度―――土建施工―――设备等发运安装―――人员培训、调试、验收―――试生产到正式生产(3)建设进度见工程形象进度表（表13-1）98 第十三章项目实施条件、管理及建设进度工程形象进度表表13—1年内容月200７年200８年345678910111212345678一、前期工作1、可行性研究及审批、环境影响评价2、初步设计及审批二、施工准备1、施工图设计2、主设备选型定货三、土建施工阶段四、安装开始至机组投产1、锅炉系统安装至点火吹管2、锅炉系统调试至对外供汽3、汽机、电气系统安装至并网4、汽机、电气系统调试并投产98 第十四章工程招标第十四章工程招标14.1招标依据按照《中华人民共和国招标投标法》的规定，本工程的勘察、设计、施工、监理以及与工程建设有关的重要设备、材料等的采购，必须进行招标。14.2招标目的本工程通过招标要起到以下作用１、确定最佳的承发包、买卖、服务合同关系。２、以最少的资金投入，采购到优质的工程、货物和服务。３、缩短项目建设工期、确保项目工程质量、提高投资效益、杜绝腐败和滥用职权。14.3招标活动鉴于项目法人单位目前尚不具备自行编制招标文件和组织评标的能力，本项目的招标活动全部委托给具有相应资质的招标代理机构办理。14.4投标、开标、评标和中标程序14.4.1根据本项目主体设备锅炉、汽轮机组及发电机组对设计、制造、安装质量要求高、周期短的情况，及建设项目分项规模和建设要求，在招投标过程中必须遵守以下程序：１、经上级部门批复同意后一个月内，招标代理机构在指定媒介上发布招标公告。２、在招标文件开始发出之日起20日内，具有承担招标项目能力的法人都可以投标。投标人少于3个的，应当重新招标。98 第十四章工程招标３、投标文件应当对招标文件提出的实质性要求和条件做出响应，并能够最大限度的满足招标文件中规定的各项综合评价标准。招标项目属于建设施工的，投标文件的内容应当包括拟派出的项目负责人与主要技术人员的简历、业绩和拟用于完成招标项目的机械设备等。14.4.2本项目对投标人的资质要求是：１、勘查、设计投标人的资质要求甲级。２、施工、监理投标人的资质要求甲级。３、施工企业投标人的资质要求一级。４、设备采购投标人的设备技术水平应符合本项目设计要求，质优价廉且有可靠的售后服务。14.4.3评标应组成评标委员会。，由招标人的代表和有关技术、经济等方面的专家组成，成员人数为5人以上单数，其中技术、经济等方面的专家不得少于成员总数的三分之二。评标委员会成员资格应为副高（副教授）级以上，对工程项目有较深入研究、且职业道德良好、与投标单位无任何利害关系。14.4.4中标人确定后，招标人应当向中标人发出中标通知书，并同时将中标结果通知所有未中标的投标人。该通知书对招标人和中标人具有法律效力，若中标人放弃中标项目，应当承当法律责任。自中标通知书发出之日起20日内，按照招标文件，招标人和中标人签订书面合同，完成中标项目。中标人不得向他人转让中标项目，也不得将中标项目肢解后分别向他人转让。98 第十五章投资估算与资金筹措第十五章投资估算与资金筹措15.1投资估算编制说明本项目投资估算，是在完成前面章节的生产规模、原材料、燃料动力的供应、建厂条件和厂址方案、工艺技术方案、公用工程和辅助设施、环境保护、工厂组织和劳动定员以及项目实施规划诸方面研究论证的基础上进行的。本项目总投资包括建设投资（含建设期利息）和铺底流动资金两部分。15.1.1建设投资估算依据及说明本项目建设投资估算参照原国家计委和建设部颁布实施的《建设项目经济评价参数与方法》、国家及地方有关投资政策规定。本项目建设投资估算范围包括：厂内外生产工程、厂内外单项工程、基本预备费、建设期利息及相关费用等。建设投资估算依据如下：（1）土建费用：参照当地造价水平分项详细估算；（2）设备费用：设备价格按照近期询价计列；（3）基本预备费：按照10%估算；（4）建设期利息∶本项目拟申请固定资产贷款4358.20万元，建设期利息按照五年以上的中长期贷款利率6.84%以及一年半建设期考虑。经计算，建设期利息为185.86万元。建设期利息并入建设投资。98 第十五章投资估算与资金筹措根据以上原则，本项目建设投资7293.05万元，全部为新增投资。详见辅助报表1。15.1.2流动资金估算依据及说明流动资金的估算采用详细估算法。原材料、燃料、在产品、产成品、储备资金根据项目生产需要和当地资源利用以及运输、采购等因素确定存贮天数而计列。其中燃料及辅料周转天数按15天考虑。其他资金如应收帐款周转天数按45天计列、应付帐款周转天数按45天计列，现金周转天数按30天计列。根据以上原则计算，本项目估计需要新增流动资金217.18万元，其中铺底流动资金65.15万元。详见辅助报表2。15.1.3总投资估算根据以上对建设投资（含建设期利息）和铺底流动资金的估算，本项目总投资为7358.20万元。15.1.4总资金估算根据以上对建设投资和流动资金的估算，本项目总资金7510.23万元。总资金构成分析如下：98 第十五章投资估算与资金筹措项目投入总资金估算汇总表表15-1单位:人民币万元序号项目投资额占比例(%)人民币其中:外币1建设投资7293.05　97.11%1.1建设投资静态部分7107.19　94.63%1.1.1建筑工程1633.25　21.75%1.1.2设备购置3266.6243.50%1.1.3安装工程768.43　10.23%1.1.4工程建设其他费用792.7810.56%1.1.5基本预备费646.11　8.60%1.2建设投资动态部分185.86　2.47%1.2.1涨价预备费　　0.00%1.2.2建设期利息185.86　2.47%2流动资金217.18　2.89%3项目投入总资金(1+2)7510.23　100.00%15.2资金筹措和用款计划15.2.1资金筹措本项目总投资7358.20万元，资金来源为：企业自筹3000万元，占比例40.77%，拟申请贷款4358.20万元(其中拟申请国家节能专项资金2000万元)，占比例59.23%。98 第十五章投资估算与资金筹措本项目总资金7510.23万元，资金来源为：建设投资中2934.85万元自筹，流动资金中铺底流动资金（30%）65.15万元自筹，自筹资金共计3000万元。建设投资中4358.20万元申请银行贷款(其中拟申请国家节能专项资金2000万元)，流动资金中70%的部分贷款，为152.03万元，银行贷款共计2510.23万元,申请国家节能专项资金2000万元。15.2.2分年度用款计划本项目预计1.5年建成，建设期第二年开始生产部分产品，生产负荷为40%，投产期第二年达到正常生产负荷为100%。项目建设投资按第一年投入70%，建设期第二年投入30%考虑。流动资金从投产第一个半年开始按生产负荷进行安排，流动资金贷款年利率为6.12%。资金筹措情况和投资计划详见辅助报表3。15.2.3投资指标（1）每百元销售收入占用总资金∶139.56元（2）每百元销售收入占用建设投资∶135.53元（3）每百元销售收入占用流动资金∶4.04元98 第十六章财务评价第十六章财务评价16.1财务评价预测依据根据国家现行财税制度和价格体系，并参照国家计委颁布的《建设项目经济评价方法与参数》和原轻工总会制定的《轻工业项目经济评价实施细则》，从财务角度分析、计算本工程项目的财务效益、成本费用和评价指标，考察项目的获利能力和清偿能力等财务状况，据以判别财务可行性。16.2产品名称及生产规模本项目正常生产后每年能够生产电31000Mwh和蒸汽799200GJ。16.3项目计算期本项目预计建设期1.5年，经济寿命期14.5年，全部计算期16年。考虑到内、外部建设条件和影响因素，建设期第二年开始生产部分产品，生产负荷为40%，投产期第二年达到正常生产负荷为100%。16.4成本费用预测16.4.1项目原材料项目主要原材料和燃料来源于当地及周边。原材料及辅料单价均按到厂价格计算，项目所需要的外购水、电、煤按当地市场价格计算。详见辅助报表4。16.4.2固定资产折旧、无形资产摊销98 第十六章财务评价固定资产折旧采用直线法平均计算各类固定资产折旧，残值率为5%，无形资产不计残值。固定资产折旧年限及折旧率，无形资产、递延资产摊销年限及摊销率如下∶房屋建筑物30年，折旧率3.17%；机器设备14年，折旧率6.79%；其他固定资产14年，折旧率6.79%；无形资产10年，每年摊销10%；递延资产5年，每年摊销20%。详见辅助报表5。16.4.3工资及福利费本项目新增人员125人，根据当地情况，人均工资及福利费按24000元/年考虑，经计算，年工资及福利费为300万元。16.4.4其他费用其他费用包括土地租赁费、排污费以及除上述费用外的其他制造费用、其他管理费用、其他销售费用、财务费用等，按项目一般情况计列。16.4.5总成本费用由于生产期利息计入成本，而且不同类固定资产的折旧摊销年限各有不同，所以生产期各年的总成本费用有所不同，本项目正常年平均成本费用如下：总成本费用3642.01万元，其中变动成本2654.15万元，固定成本987.86万元。详见辅助报表6。98 第十六章财务评价16.5销售收入及税金预测16.5.1销售收入根据目前企业运行成本，电价格（含税）暂定0.55元/kwh，蒸汽价格（含税）暂定46元/GJ。项目正常年销售收入5381.32万元（含税）。16.5.2销售税金及附加项目辅料可抵扣税率为13%，自来水、燃料进项税税率为13%，动力电的税率为17%。当地城市维护建设税税率7%、教育费附加3%。详见辅助报表7、7.1。16.6利润估算项目按正常情况33%提取所得税。项目按10%提取盈余公积金，按5%提取公益金。项目正常年平均利润总额1425.78万元，税后利润955.27万元。财务损益情况详见基本报表2。16.7财务评价指标根据实际情况和国家财税政策对本项目进行财务现金流量测算，测算时取社会折现率10%为基准折现率，测算得出的财务评价指标如下∶98 第十六章财务评价财务评价指标表表16-1序号项目全部投资自有资金所得税前所得税后所得税后1财务净现值(Ic=10%)(万元)6008.343119.963237.882财务内部收益率23.43%17.45%20.44%3静态投资回收期(年)（含建设期）5.476.587.17从上表可以看出，项目全部投资税前财务内部收益率为23.43%，高于基准折现率10%，税前财务净现值大于零；全部投资税后财务内部收益率17.45%，高于银行贷款利率。现金流量分析详见基本报表1.1、1.2。16.8清偿能力分析16.8.1可供还款资金计算年末的销售利润先扣除上缴的所得税，然后提取10%的盈余公积金和5%的公益金，剩余的新增利润用于还款。折旧与摊销可全部用于还款。经计算可知，借款偿还期5.37年(含建设期)。可供还款资金及借款偿还情况详见辅助报表8。16.8.2资金来源与运用情况分析本项目财务效益较好，自投产年起各年均有盈余资金。资金来源与运用情况详见基本报表3。16.8.3资产负债分析98 第十六章财务评价根据实际情况对项目进行资产负债分析，详细情况见基本报表4。如表所示，项目各年的资产负债率均在60%以下，并逐年下降，流动比率、速动比率在整个计算期内逐年增加，这表明项目的资产能够抵补负债，资金周转良好，风险程度较小，偿债能力较强。16.9不确定性分析由于项目处于可行性研究阶段，许多因素未定，项目经济评价所采用的数据也大部分来自预测和估算，具有一定程度的不确定性，故对项目进行不确定性分析。16.9.1盈亏平衡分析盈亏平衡分析是通过盈亏平衡点（BEP）来分析项目成本与收益的平衡关系。本项目盈亏平衡点(BEP)以生产能力利用率表示，为40.93%，表明项目具有较好的抗风险能力。16.9.2敏感性分析敏感性分析是通过分析、预测项目主要因素发生变化时对经济评价指标的影响，从中找出敏感因素，并确定其影响程度。现对销售价格、经营成本、建设投资三个主要因素的单独变化分别进行分析。分析如下：98 第十六章财务评价表16-2敏感性分析表序号变动因素变动幅度所得税前　敏感程度财务内部收益率投资回收期基数　23.43%5.47　　　1建设投资+10%21.16%5.85最弱-10%26.12%5.10　2销售价格+10%29.24%4.73最强-10%17.25%6.69　3经营成本+10%19.15%6.25较强-10%27.54%4.92　从上表中可以看出，本项目在建设投资增加10%，或销售价格下降10%，或经营成本增加10%时，项目的财务内部收益率仍然大于10%，表明项目具有较好的抗风险能力。16.10评价小结从项目现金流量分析来看，项目税前内部收益率达23.43%，高于10%的基准折现率；税后内部收益率达17.45%，高于银行贷款利率，所以说项目有一定的盈利能力。本项目在财务上是可行的。本项目主要技术经济指标详见下表16-3。98'