1、生物公司年产20万吨丁醇项目自备电厂扩建工程可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月生物公司年产20万吨丁醇项目自备电厂扩建工程可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月112可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录1 总论11.1 项目背景11.2 投资方及项目单位情况11.3 研究范围21.4项目概况21.5 2、建设的必要性52 电力系统72.1 总厂电力系统概况72.2 电力负荷预测72.3 电力平衡72.4 接入系统方案83 热负荷93.1 供热现状93.2 热负荷94 燃料供应114.1 煤源114.2 煤质114.3 燃煤的运输124.4 锅炉点火燃料品种125 厂址条件135.1 厂址概述135.2 交通运输145.3 水文气象条件155.4 电厂水源155.5 地震、地质及岩土工程155.6 厂址选择意见166 工程设想166.1 全厂总体规划及厂区总平面规划布置166.2 机组选型及供热方案206.3 主机技术条件266.4 热力系统286.5 燃烧系统296.6 电气部分306.7 燃3、料输送系统346.8 除灰渣系统366.9 化学水处理系统376.10 热工自动化部分396.11 主厂房布置416.12 建筑结构部分426.13 供、排水系统456.14 消防部分466.15 采暖通风部分477 烟气脱硫与脱硝487.1 烟气脱硫487.2 烟气脱硝488 环境及生态保护与水土保持488.1 污染现状488.2 环境影响评述508.3 污染防治措施518.4 水土保持538.5 环保设计的投资539 综合利用539.1 合理利用能源539.2 节约能源措施5410 劳动安全5510.1 设计依据5510.2 主要工艺、原料、设备及主要职业危害5610.3 生产过程中危险、4、危害因素分析5610.4 劳动安全防护措施5711 职业卫生6211.1 设计依据6211.2 防尘、防毒及防化学伤害6311.3 防暑、防寒、防潮6411.4 防噪声及防振动6411.5 职业卫生检测机构的设置6411.6 结论及建议6512 资源利用6512.1 原则要求6512.2 土地利用6512.3 水资源利用6612.4 建筑材料利用6713 节能分析6813.1 遵循的节能标准及规范6813.2 节能措施、效果及指标对比分析7114 人力资源配置7314.1 定员标准7314.2 机组控制方式及自动化水平7314.3 劳动定员7315 项目实施条件和建设进度及工期7415.1 施5、工场地情况7415.2 项目实施的建设进度和工期7516 投资估算及财务评价7616.1 投资估算7616.2 经济评价7917 风险分析8317.1 燃料价格变化风险8317.2 市场变化风险8317.3 资金风险8417.4 风险评估及防范措施8418 经济与社会影响分析8518.1 经济影响分析8518.2 社会影响分析8519 结论与建议8619.1 工程建设必要性8619.2 存在问题及建议871 总论 1.1 项目背景xxxxxxxx20万吨/年丁醇项目自备电厂作为xxxxxxxx生物科技有限公司的自备电厂，现有机组规模为90年代初建设的275t/h中温中压煤粉锅炉+1B6-3.46、3/0.98型汽轮发电机组。随着xxxx公司的不断发展，目前电厂的供热能力已满足不了热负荷增长的需要。因此，需对原热电厂进行扩建，扩建点在原厂厂房扩建端续建，项目拟投资9千万元，建设规模为：275t/h中温中压循环流化床锅炉+1B12-3.43/0.98 型汽轮发电机组。1.2 投资方及项目单位情况 xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx控股股东为上海xxxx生物技术研发中心有限公司和非控股股东CIB公司。上海xxxx生物技术研发中心有限公司注册资金近两亿元人民币，公司地址在上海张江高科技园区，是目前中国投资最大的私营生物技术研发中心。至目前为止，上海xxxx生物技术研发中心有限公7、司已向国外大型生物公司转让6项技术，同时，拥有经国家生物工程中心认证的25项生物技术专有权，这些成熟的生物工程系列产品技术，具有广阔的市场前景。2006年度张江高科技园区优秀企业评选活动中，被评为最具权重的“创业之星”。上海xxxx生物技术研发中心有限公司承担国家“十五”攻关项目 “发酵工程关键技术研究与重大产品开发”的七项课题中两项主课题和四项专题，是承担国家级攻关项目最多的单一公司，投资于山东省济宁市的山东xxxx里能生物高科技有限公司是上海xxxx生物技术研发中心有限公司的中试和成果的产业化基地，投资数亿元人民币长碳链二元酸生产线于2002年底建成投产，可生产C9到C18的系列产品，技术8、与规模均处于世界领先水平，在很多应用领域属于首创。xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx拟投资建设20万吨/年丁醇以及13万吨/年玉米加工生产线，计划2012年3月投产。xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx坐落在xxxx市龙潭区华丹大街99号，占地160公顷，现有自备热电厂、以及相应的生产车间和充足的供水、污水处理等公用工程的基础设施。1.3 研究范围本可行性研究报告研究范围主要为xxxxxxxx20万吨/年丁醇项目自备电厂扩建275t/h循环流化床锅炉+1B12供热式汽轮发电机组的建厂条件和必要性。 按照国家发改委DL/T 5375-2008火力发电可行性研究报告内9、容深度规定和热电联产项目可行性研究技术规定的要求开展工作。研究电厂的各工艺系统、土建、环境保护、投资估算和经济效益分析和项目的可行性。由业主另行委托的设计项目l 电厂环境影响评价；l 电厂接入系统设计；l 水文气象与工程地质；l 厂区外道路设计；l 灰渣综合利用工程；l 供热管网设计；1.4项目概况本工程为扩建工程，项目建设地点位于xxxx市，扩建规模为275t/h中温中压循环流化床锅炉+1B12-3.43/0.98 型汽轮发电机组。 项目建设地概况xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx，位于xxxx市北郊、原xxxx松源食品工业公司厂区内(原为生产TNT的5515厂旧址)。其位置10、东经12628北纬4357。xxxx市地处东北腹地长白山脉向松嫩平原过渡地带的松花江畔，三面临水、四周环山。总面积27120平方公里。xxxx市境内水系发达，流域面积超过500平方公里的河流18条。20平方公里以上的河流372条。由松花江、拉林河、牡丹江3个水系的部分河段和支流组成。松花江水系在xxxx市境内流域面积为22336平万公里，占全市总面积的84%；xxxx市境内多年平均水资源量166.61亿立方米，当地地表水平均水资源量71.67亿立方米。多年平均入境水量87.35立方米，多年平均地下水资源量10.67亿立方米。据1999年统计，当年全市平均降水量597.2毫米，地表水资源量47.11、30亿立方米，入境水量66.67亿立方米。xxxx市人均水资源量1843立方米，考虑入境水量，人均水资源量3875立方米，为全国平均水平的1.8倍，北方城市的5.4倍。xxxx市城 区地下水资源量2.02亿立方米，可开采量2.19亿立方米。xxxx市龙潭区处于东北亚经济圈的前沿，区域内的中国、俄罗斯、日本、 韩国、朝鲜等国之间的劳动力、能源、资金、技术等经济要素等存在明显的互补性， 是发展的有利因素，与世界经济接轨，是xxxx省吉长经济走廊的重要端点，是xxxx省发展工业、拓展城市发展的最佳区域。全区幅员面积1209平方公里。全区总人口为53.7万，其中非农业人口35.6万，占总人口的66%，12、农业人口18.1万，占总人口的34%。区内居住有汉、蒙、回、朝、锡伯、赫哲、俄罗斯、瑶等20多个民族。政区自然特征：地处长白山脉向松嫩平原过渡地带，松花江在龙潭区西侧，半包围流程58公里。西边是肥沃的冲积平原，东边是长白山野生资源丰富的低山丘陵区。地势多为平原和丘陵，属中温带大陆季风气候，四季分明，年平均气温3-5，降水量650-750毫米，无霜期130天。xxxx市交通便利，是中国东北五大交通枢纽之一，铁路可直达长春、沈阳、大连、哈尔滨、上海、北京等地；长春珲春高速公路在区内设有入口，通过省际高速公路网直达全国各地。龙潭区距新建机场80公里，距xxxx火车站6.5公里。全区交通发达，为全面推13、进重点工程建设，累计投资20亿元，完成了遵义东路、遵义西路、湘潭街、“东出口”、“西出口”等改造建设工程。 编制依据1) xxxxxxxx生物科技有限公司与我院签订的设计合同；2)热电联产项目可行性研究技术规定；3) 火力发电厂设计技术规程及各有关专业技术规程、规范； 主要设计原则1) 本期扩建2炉1机。公用系统与老厂统一考虑；2) 按“以热定电”的原则进行机组选型和设计规划；3) 各工艺系统的设计，应有节约能源，改善环境，减少占地，合理控制工程造价，提高经济效益所采取的措施；4) 各类建（构）筑物在设计上简单实用，与主体风格融为一体，优先考虑就地取材；5) 最大限度利用原热电厂的设施和能力，14、降低工程造价。可利用的部分有，综合生产办公楼、部分运输设备、后勤支援；6) 热机部分：装机为275t/h循环流化床锅炉112MW背压式汽轮发电机组；7）机组按“以热定电”方式运行，发电设备年利用小时数取6500h。8）输煤系统利用上期煤场，不需扩建，上期输煤系统已经预留本期上二炉的一条输煤皮带和碎煤机的位置。 9）电厂燃煤为铁路运输，老厂现有卸煤及贮煤系统满足扩建后4 台75t/h 锅炉燃煤要求。10）掺烧石灰石按购入成品方案考虑；11） 化学部分：扩建工程与原有的一期工程共用一套化学系统，仅需在原厂房内对原有系统进行改造增容。12） 除灰渣部分：除灰渣系统采用灰渣分除干式除灰、渣系统，厂内设15、灰、渣贮存库，灰以气力除灰方式将灰输送至灰库，渣通过链斗式除渣机送至渣仓，灰、渣由汽车运输，灰渣全部综合利用。13）电气部分：电气出线按2回，电压等级按10KV；14）热控部分：机炉采用DCS分散控制系统，输煤、除灰、化学控制采用程控控制方式。15）水工部分：电站用水由总厂水源供给，本期新建的1座200m3/h机力通风塔供给辅机冷却水。16）工业水全部回收利用；17）厂区雨水排水采用路面排水至厂内的排水系统；18）主厂房土建结构体系为框排架形式，框架纵梁均采用现浇钢筋混凝土结构。主厂房围护结构采用乳白色保温彩色压型钢板。1.5 建设的必要性供热需要本项目工程为xxxxxxxxxxxxxxxxx16、xxxxxxxx自备电厂扩建工程，电厂现有机组规模为90年代初建设的275t/h中温中压煤粉锅炉+1B63.43/0.98型汽轮发电机组，可供蒸汽70t/h，用于现有10万吨/年淀粉、3万吨/年变性淀粉、3万吨/年葡萄糖车间、供水、污水处理等公用设施工业用汽。随着xxxx公司的不断发展，计划2012年3月投产20万吨丁醇项目及13万吨玉米加工生产线，配套的锅炉、污水处理等设施，新增200t/h蒸汽负荷，现有电厂的供热能力已满足不了热负荷增长的需要。因此，本工程对原热电厂进行扩建，建设规模为：275t/h循环流化床锅炉+1B12汽轮发电机组。 供电需要由于扩建20万吨丁醇项目及13万吨玉米加工生17、产线，配套的电气设施大大增加了全厂电力用电负荷，给厂内电网带来增容扩建等问题，也同时加大了市电力系统供电负荷压力，影响供电质量。新增一台12MW发电机组后，可极大的缓解以上问题，所发电力在厂内消耗，对降低生产成本有重要意义。从以上叙述中不难看出热电厂的建设是非常必要的。2 电力系统2.1 总厂电力系统概况xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx一期已完成装机容量为16MW供热发电机组，10.5KV发电机电压母线采用单母线分段接线，设出线二回。本期项目热电工程建设规模为扩建275t/h循环硫化床锅炉+112MW背压式汽轮机，与汽轮机配套的发电机为112MW 发电机，发电机出口采用专用断18、路器，直接接入一期10.5KV机压母线。本工程主要生产装置为园区各子项工程的生产系统。由于各子项工程的规模比较大而且还有大型生物发酵反应系统，动力负荷比较集中，在因意外事故停产时，在短时期内难以正常运行，经济损失较大，因此确定本工程为二类负荷。2.2 电力负荷预测总厂现有电气负荷19361kW，本项目工程的扩建规模为：20万吨丁醇项目及13万吨玉米加工生产线，配套锅炉、污水处理等设施。二期工程投产后，总装机容量为18000kW，全厂用电设备总额定容量42958kW，年生产用电为1.8亿度。2.3 电力平衡2.3.1总厂电力负荷平衡表如下：名 称电力负荷（MW）发电量（MW）累计负荷（MW）原有19、工程8.646-2.64新建工程12.6612-0.66合计21.318-3.3根据上表统计数据，新增项目投产后，全厂电力负荷负平衡，电厂所发电力就地消耗，不足部分外购。2.3.2热电厂在电力系统中的作用本扩建工程为企业自备热电厂，主要供热，以热定电。所发电力总厂自用并与外部系统联网，但不上网发电，对电力系统作用很小。2.3.3建设的必要性由于扩建20万吨丁醇项目及13万吨玉米加工生产线配套的电气设施大大增加全厂内电力用电负荷，给厂内电网带来增容扩建等问题，也同时加大了市电力系统供电负荷压力，影响供电质量。新增一台12MW发电机组后，缓解了以上问题，所发电力厂内消耗，对降低生产成本有重要意义。20、2.4 接入系统方案 方案：本工程按112MW 机组一次性设计，发电机机端电压为10.5kV，发电机出线直接接入电厂10.5kV机压母线II段。见接入系统方案报告。3 热负荷3.1 供热现状xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx，位于xxxx市北郊、原xxxx松源食品工业公司厂区内(原为5515军工企业)。xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx厂区，一九八七年改为xxxx新源玉米开发有限公司，开始进入玉米深加工行业；一九九零年投资19500万元建设第一条玉米加工生产线，是当时国内大型现代化玉米加工企业之一，老自备电站也同时建成投产，2台75t/h煤粉炉，配1台6MW背压21、式汽轮机。表1 现老厂装机情况表项目老自备电厂备注锅炉275 t/h 3.82MPa 450中温中压煤粉炉汽轮机1B6-3.43/0.98 3.43MPa 435背压式汽轮机3.2 热负荷3.2.1 工业生产用汽负荷自备电站主要是向化工厂各工艺车间供汽。3.2.1.1老厂现有用工业蒸汽负荷：最大（t/h）平均（t/h）201厂（丁醇厂）（0.98Mpa）3333淀粉厂（0.98Mpa）1919定性淀粉厂（0.98Mpa）55小计5757换热站（0.294Mpa）42合计61593.2.1.2新建装置用工业蒸汽负荷:最大（t/h）平均（t/h）配料联消（0.98Mpa）5445发酵工段（0.9822、Mpa）1613蒸馏工段（0.98Mpa）7265原料处理（0.98Mpa）3428污水（0.98Mpa）1613小计192164换热站（0.294Mpa）84合计2001684 燃料供应4.1 煤源热电厂本期扩建275t/h循环流化床锅炉1B12MW汽轮发电机组。扩建后全厂475t/h循环流化床锅炉每小时燃煤量61.67t，日耗煤量1356.7t，年耗煤量40.09104 t。电厂所需原煤主要来自舒兰煤矿，距电厂70km。舒兰市矿产资源十分丰富。煤田系新生代第三纪新统煤田，属于褐煤，具有灰份高、水分大、发热量低的特点。煤矿储量5000104t，可开采量4000104t，舒兰矿务局年产褐煤2423、0104t，完全可以满足电厂需求。4.2 煤质热电厂提供的煤质资料如表4-1序号项 目单 位设计煤质1收到基碳%32.512收到基氢%2.583收到基氧%10.894收到基氮%0.815收到基硫%0.296收到基灰份%37.497收到基水份%15.438干燥无灰基挥发份%48.249空气干燥基水份%2.8810空气干燥基挥发份%23.4911空气干燥基灰份%48.4312空气干燥基挥固定碳%25.2113收到基低位发热量KJ/kg1189014灰的变形温度105015灰的软化温度134016灰的熔化温度140017可磨系数0.984.3 燃煤的运输本工程燃料运输采用铁路运输的方式，xxxxxx24、xx公司厂区铁路专用线与xxxx市金珠站接轨。电站现有卸煤线一条。4.4 锅炉点火燃料品种锅炉点火设计为油燃烧器床下点火。本期工程只负责锅炉房内点火油系统的设计。点火供油管路的压力应不小于2.0MPa, 点火油泵房的设备容量不用增加，由业主自行对老厂原有管路进行改造。5 厂址条件5.1 厂址概述5.1.1厂址地理位置xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx，位于xxxx市北郊、原xxxx松源食品工业公司厂区内(原为生产TNT的5515厂旧址)。其位置东经12628北纬4357。xxxx市地处东北腹地长白山脉向松嫩平原过渡地带的松花江畔，三面临水、四周环山。总面积27120平方公里。x25、xxx市境内水系发达，流域面积超过500平方公里的河流18条。20平方公里以上的河流372条。由松花江、拉林河、牡丹江3个水系的部分河段和支流组成。松花江水系在xxxx市境内流域面积为22336平万公里，占全市总面积的84%；xxxx市境内多年平均水资源量166.61亿立方米，当地地表水平均水资源量71.67亿立方米。多年平均入境水量87.35立方米，多年平均地下水资源量10.67亿立方米。据1999年统计，当年全市平均降水量597.2毫米，地表水资源量47.30亿立方米，入境水量66.67亿立方米。xxxx市人均水资源量1843立方米，考虑入境水量，人均水资源量3875立方米，为全国平均水平26、的1.8倍，北方城市的5.4倍。xxxx市城 区地下水资源量2.02亿立方米，可开采量2.19亿立方米。xxxx市龙潭区处于东北亚经济圈的前沿，区域内的中国、俄罗斯、日本、 韩国、朝鲜等国之间的劳动力、能源、资金、技术等经济要素等存在明显的互补性， 是发展的有利因素，与世界经济接轨，是xxxx省吉长经济走廊的重要端点，是xxxx省发展工业、拓展城市发展的最佳区域。5.1.2厂址自然条件工程扩建部分在厂区北部，与原有自备电站主厂房紧邻。扩建场地为厂内原有土地，不用征地，扩建厂址与老厂紧密结合，节省用地。厂区所在地属丘陵地带，地形较为开阔，自然标高 为202m-220m之间，坡度为2 %。电站位置27、布置在主厂区围墙外西侧的丘陵地上，靠近原TNT成品专用线，为全厂最高点。厂址区域百年一遇洪水位标高201m，影响厂址区域的洪水主要来自厂区突发性爆雨和山上冲水，工厂周围都建有排水系统，且厂区自然地面标高高于洪水水位标高，因此，厂址不受百年一遇洪水威胁。厂址下无矿藏、无断裂带5.1.3厂址周围环境厂区西北侧隔江与xxxx经济开发区的xxxx化纤公司和沱牌农产品开发有限公司（原天河）相望，北侧为农田和丘陵，东侧靠近xxxx华润啤酒有限公司。厂区所在地属丘陵地带，地形较为开阔，自然标高为202m220m之间，坡度为2 %。厂区附近无风景区、无文物、无军事设施、无保护地。5.2 交通运输本工程厂址位于28、xxxx市龙潭区，xxxx市龙潭区距离长春市80公里，距离龙嘉机场40公里，距离xxxx市区15公里，有国家干线铁路长图线及九站联络线通过，xxxx铁路枢纽的一个棋盘站位于龙潭区内，厂内现有铁路专用线总长约6公里，直通棋盘站。xxxx龙潭区两侧为两条高速公路，一条为长春xxxx珲春高速公路，连接xxxx省的三个重点经济区域：长春、xxxx、延边，厂区距离长吉高速公路约4公里；另一条为拟建的吉哈（xxxx-哈尔滨）高速公路位于xxxx龙潭区北侧。工厂的主要道路华丹大街与吉哈公路、连接，由此可进入xxxx市及全国路网，公路运输条件良好。厂区距舒兰煤矿70公里。燃料运输距离较近，且有保证供应的条件。29、厂区南距牤牛河3公里，西隔丘陵约2.5公里为松花江，与xxxx市化纤厂、xxxx燃料乙醇厂相对；北靠丘陵荒地。该厂的交通运输极为方便，给水、供电、排水条件好。5.3 水文气象条件xxxx市属大陆性季风气候、四季分明。春季少雨干旱、夏季多雨湿热、秋季凉爽多晴、冬季漫长寒冷。历年极端最高温度 36 历年极端最低温度 -40.2 年平均降水量 674.2mm 日最大降水量 119.3mm最大风速为 30.0m/s均风速 3.1m/s全年主导风向 SW夏季主导风向 SE冬季主导风向 SW最大积雪厚度 460mm 土壤最大冻结深度为 1.24m多年平均大气压力为 993.50hPa5.4 电厂水源xxx30、xxxxx公司现有水源取水能力1700m3/h，为满足全厂工艺系统需要，规划在第二松花江取地表水，取水设施岸边取水能力为1245m3/h，总供水能力为2945 m3/h，水质达到工业用水标准。电站用水量269m3/h，因电站的重要性，可优先保证电站用水，保证率可达到100%，因此，现有水源水质、水量完全满足本期补充水需求。5.5 地震、地质及岩土工程在大地构造环境上，xxxx地区属吉里褶皱带的xxxx向斜，构造地层以花岗岩侵入体为主，其次为二迭纪粘板岩与角页岩。上覆第四纪冲洪积、沼泽沉积、洪坡积地层。地层自上而下分别为耕土、亚粘土、轻亚粘土、游泥质亚粘土、粉细砂、碎石、碎石角砾、卵石园砾、岩层31、。就整个地区来说，东北部、北部粘性土厚度较大，砂类厚度较小，其中卵石层厚度也在6m左右；高河漫滩阶地上，顶部的亚砂土及亚粘土厚度为0-1m，细砂厚度为0.5m-3.1m，卵石、碎石层厚度约7m-15m，在低河漫滩阶地及河漫滩区，由卵石、碎石所分布，其厚度为6m-20m；西部、西南部砂类土厚度较大，粘性土厚度较小，而且厚度变化很大，卵石、碎石层厚度为3m-3.5m。基本地震烈度为7度。据已有资料，厂址下没有发现可供开采的矿藏及文物。建议业主尽快做厂址区域内的勘探工作，以便设计院在下一步工作中选择适宜的地基基础。5.6 厂址选择意见本期扩建部分工艺系统和建构筑物均与老厂相连，紧靠老厂房北侧扩建，故32、只选一个厂址方案。厂区地势平坦，扩建后厂内建筑结构更加紧密，土地利用率更高，综合办公楼等辅助建筑可以与老厂共用不需新建；扩建厂址使用权为电厂所有，不占耕地，不需拆迁。厂址的基本条件及技术经济性比较合理。6 工程设想 6.1 全厂总体规划及厂区总平面规划布置6.1.1全厂总体规划.1电厂容量现有机组规模为有90年代初建设的275t/h中温中压煤粉锅炉+1B6-3.43/0.98型汽轮发电机组。随着xxxx公司的不断发展，目前电厂的供热能力已满足不了热负荷增长的需要。因此，需对原热电厂进行扩建，建设规模为：275t/h中温中压循环流化床锅炉+1B12-3.43/0.98 型汽轮发电机组。.2厂区用33、地厂区本期用地1.20hm2。.3厂址方位本工程位于xxxx市北郊、原xxxx松源食品工业公司厂区内(原为生产TNT的5515厂旧址)，扩建部分在厂区北部，与原有自备电站主厂房紧邻，属扩建项目。.4高压出线及走廊 一期工程已建设高压厂用备用变压器，电源由厂内10kV配电装置引接，本期10kV不新增加出线。.5供水水源本期水源为地表水，规划在第二松花江取地表水，备用水源采用老厂供水水源。.6燃料运输厂区距舒兰煤矿70公里，燃料运输距离较近，且有保证供应的条件。.7除灰本期除灰系统采用正压浓相气力输送系统方式。本期灰库布置在引风机室扩建端侧。每台锅炉尾部安装一台布袋除尘器。每个灰斗下设一台输灰仓泵34、。经输灰管道将灰送至灰库。灰库的有效容积为600 m3，可容纳2台炉48小时的排灰量。库顶安装布袋除尘器和真空压力释放阀。灰库下设有干灰卸料器、干灰加湿装置两种设备。灰库卸出的干灰由密封罐车外运供综合利用，也可经加湿搅拌机调湿后由汽车外运至事故灰场或综合利用。输送飞灰所需气源由空气压缩机供给，输灰用空气压缩机及其附属设备布置在空气压缩机房内。.8电厂排水防洪电站布置在主厂区围墙外西侧的丘陵地上，靠近原TNT成品专用线，为全厂最高点，影响厂址区域的洪水主要来自厂区突发性爆雨和山上冲水，工厂周围都建有排水系统。 厂址处不存在内涝积水现象。.9电厂生活区本期工程电厂生活区结合老厂生活区共同考虑。.135、0施工生产及生活区规划根据本工程厂址所处的地理条件，对施工场地进行了合理布置。施工生产区规划布置在主厂房扩建端。本工程施工生产区总用地0.78hm2，其中土建0.22hm2，安装0.26hm2, 设备置场0.20hm2，施工生活区0.10hm2。厂区总平面规划6.1.2.1厂区总平面布置 本期设计是在老厂厂址上进行厂区总平面规划布置的。主厂房采用四列式布置，固定端与原主厂房扩建端平行布置。自东向西依次为汽机间、除氧煤仓间及锅炉房。锅炉房外侧为烟、尘、渣建筑，锅炉产生的烟气经除尘器处理达到排放标准后，通过120m高烟囱排入大气。化学水处理系统利用一期预留位置布置在老厂化学水处理室内，化学水经综合36、沟进入主厂房。由于本期扩建在原厂区内，原有辅助建筑可以满足扩建后使用要求，本期工程不对原有辅助建筑部分进行改造。贮煤场一期已经建设完成，本期不需扩建，位置在电厂西侧，位于xxxx公司常年最小风向的上风侧，位置合理。电厂来煤由铁路直接运入现有煤场。煤场设有两处地下煤斗，由推煤机推入煤斗，再经2#甲、乙输煤皮带进入碎煤机室，破碎后由3#甲、乙输煤皮带沿输煤栈桥分别送至前期和扩建主厂房。推煤机、运煤车库及煤水沉淀池等均利用一期预留位置布置，生活与消防用水本期扩建共同考虑，生活消防水泵房、蓄水池及工业废水回收泵房设在厂区西侧。新建主厂房、储煤场周围均设有消防通道。除尘器的灰斗下设有灰渣运输专用道路，电37、厂所产生的灰、渣都在此处装车运到厂外。详见厂区总平面布置图F307K-Z026.1.2.2厂区竖向规划本期位于老厂施工实施区，场地标高在215.20m218.00m，主厂房同老厂标高相同，室外标高218.00m；化学水处理室贴建已有建筑，与原有建筑相同。室内配电装置室内标高218.30m。 .3厂区管线布置本工程根据厂区总平面布置特点及工艺要求，对各种管沟进行统一规划。主要沟、管道都集中布置在主厂房的固定端及A列外。厂区管线采用地下管沟和直埋敷设方式。（一）管线布置的原则 在保证工艺流程合理，满足设计规范的前提下，选择合理路径，减少厂区用地，方便检修施工。 管线采用地下敷设方式，为了节省管线走38、廊的占地面积，便于检修和施工。合理布置管线的路径和位置，尽量把需要沟道内敷设的管线布置在同一条沟道内，并作好沟道本身的防、排水设计。（二）厂区管线敷设方式管线及沟道敷设方式：直埋、沟道两种形式。(1）直埋：循环水供水管道、循环水排水管道、雨水管道、生活排水管、生产排水管、生产给水管、生活给水管、补充水管、消防给水管等。(2）沟道敷设： 电缆沟、启动蒸汽沟等。6.1.2.4厂区交通运输厂内道路全部采用城市型道路，主要道路宽6m，其它道路宽4.0m。为了便于维护使用，全部采用混凝土路面。道路布置按满足消防及运输的要求设计。主厂房、油罐区周围均设置了环形道路，各辅助、附属建筑分区均设置了环行道路。厂39、区路网相互贯通，可满足厂区的运输及消防要求。6.2机组选型及供热方案6.2.1 机组选型根据热负荷及其特点，按照以热定电、热电联产、尽量降低工程投资的原则。本期拟建2炉1机供热机组，与前期2炉1机机组共同承担全厂工艺系统蒸汽负荷。能够满足供热需求。本工程燃用低发热量煤，低位发热量仅为11890kJ/kg，含硫量为0.29%。根据热电联产项目可行性研究技术规定第条的规定，考虑环保因素，采用适合当地各种条件的、简单可靠的掺烧石灰石干式脱硫法，优先选用低循环倍率循环流化床锅炉(简称CFB锅炉)。 装机方案根据本工程以热定电的特点，为了满足热负荷的需要，本工程选择了以下两个方案进行设计。方案一：汽轮机40、： B12-3.43/0.98型发电机： QF-15-2型锅 炉： 275t/hCFB锅炉方案二：汽轮机： C12-3.43/0.98型发电机： QF-15-2型锅 炉： 275t/hCFB锅炉6.2.3 汽平衡表 1 方案一 最大工况蒸汽平衡表 单位: t/h 汽 源用 户3.82MPa锅炉 47592.8 %= 278.5合计: 278.5老厂B6 汽机进汽 72B12 汽机进汽 201汽水损失 5.5合计: 278.5汽水损失 147合计: 146.50.98MPa老厂B6 汽机排汽 68B12 汽机排汽 193合计: 261工业用户 251减温减压器 10 合计: 2610.294MP41、a减温减压器 12 合计: 12厂区换热站 12合计: 12表2 方案一 平均工况蒸汽平衡表 单位: t/h汽 源用 户3.82MPa锅炉 475 80.6%= 241.8合计: 241.8老厂B6 汽机进汽 58B12 汽机进汽 179汽水损失 4.8合计: 241.8汽水损失 147合计: 146.50.98MPaB6 汽机排汽 54B12 汽机排汽 173合计: 227工业用户 222减温减压器 5 合计: 2270.294MPa1减温减压器 6 合计: 6厂区换热站 6合计: 6表3 方案二 最大工况蒸汽平衡表 单位: t/h 汽 源用 户3.82MPa锅炉 47597.7% = 2942、3合计: 293老厂B6 汽机进汽 72C12 汽机进汽 1201、2减温减压器 93汽水损失 8合计: 293汽水损失 147合计: 146.5 0.98MPa老厂B6 汽机排汽 68C12 汽机抽汽 901、2减温减压器 103合计: 261工业用户 2533减温减压器 8合计: 2610.294MPa3减温减压器 12 合计: 12厂区换热站 12合计: 12表4 方案二 平均工况蒸汽平衡表 单位: t/h汽 源用 户3.84MPa锅炉 475 90.6%= 272合计: 272老厂B6 汽机进汽 72C12 汽机进汽 1201减温减压器 75汽水损失 5合计: 272汽水损失 147合43、计: 146.5 0.98MPaB6 汽机排汽 68C12 汽机抽汽 921减温减压器 80 合计: 240工业用户 2343减温减压器 6合计: 2400.294MPa2减温减压器 10 合计: 10厂区换热站 10合计: 106.2.4 供热可靠性分析(一) 方案一 本方案扩建275t/h锅炉B12汽轮机与老厂275t/h锅炉B6汽轮机共同承担全厂各工艺系统蒸汽负荷。最大热负荷时扩建4炉2机同时运行，可满足总厂各工艺系统最大261t/h用汽量的需求。最大热负荷时当最大1台75t/h锅炉事故或检修，另3台75t/h锅炉额定工况运行，老厂B6汽轮机低负荷运行，新建B12机满负荷运行，B6机组供44、蒸汽42t/h，B12机组供蒸汽173t/h，共计215t/h，满足全厂82.4%蒸汽负荷的需要。本项目为二类负荷，事故时一些辅助设备可停用，可满足全厂剩余设备100%用量。最大热负荷时当最大一台B12汽轮机事故或检修时，老厂B6汽轮机额定工况运行，此时B6机组供蒸汽68t/h，通过减温减压器供蒸汽193t/h，可满足全厂用汽需要。(二) 方案二本方案扩建275t/h锅炉C12汽轮机与老厂275t/h锅炉B6汽轮机共同承担全厂各工艺系统蒸汽负荷。单台C12汽轮机进气量较小，不能将锅炉产生的新蒸汽全部消耗，最大热负荷时，4炉2机同时运行，同时投入减温减压器，可满足全厂最大261t/h用汽量的需求45、。最大热负荷时当最大1台75t/h锅炉事故或检修，另3台75t/h锅炉额定工况运行，老厂B6汽轮机额定工况运行，新建C12机额定工况运行，B6机组供蒸汽68t/h，C12机组供蒸汽67t/h，减温减压器供蒸汽57t/h，共计192t/h，满足全厂73.5%蒸汽负荷的需要。本项目为二类负荷，事故时一些辅助设备可停用，可满足全厂剩余设备100%用量。最大热负荷时当最大一台C12汽轮机事故或检修时，老厂B6汽轮机额定工况运行，此时B6机组供蒸汽68t/h，通过减温减压器供蒸汽193t/h，可满足全厂用汽需要。6.2.5 技术经济指标技术经济指标汇总表 序号项 目单 位指 标方案一方案二1全年发电量146、08kWh0.780.782全年供热量104GJ342.97342.97（182.39）3发电设备年利用小时数h650065004全年标煤耗量104t16.47517.9075供热标煤耗率kg/GJ41.7841.86供热标煤耗量104t14.3314.336（8.08）7发电标煤耗率g/kWh2753488发电标煤耗量104t2.1452.7149热电比%841（649）10全厂热效率%76.87111热化系数0.8960.47712年节约标准煤量104t/h5.815.22注：1.方案一为275t/h炉, B12-3.43/0.981机。2.方案二为275t/h炉, C12-3.43/0.47、981机。3.方案二全年供热量为汽轮机和减温减压器供热量合计，括号内数值为汽轮发电机组技术经济指标。6.2.6 方案比较及推荐方案6.2.6.1方案比较方案(一)在设计工况下的经济性好，节能效果明显。背压机无冷源损失，其排汽可以和工艺生产良好配合，能够在较大的范围内满足供热要求，减少减温减压器的投入率。运行维护简单；系统简单，节省投资，机型运行比较灵活。能够在较大的范围内满足供热要求。缺点是发电量随着热负荷变化而波动，电量调节不灵活。方案(二) 兼顾供热和凝汽发电；抽凝机可以根据热负荷调整抽汽量满足供热需要，同时满足发电需要。运行比较灵活，热负荷少时仍可稳定发电。缺点是系统复杂，投资增加，汽轮48、机进汽量与锅炉新蒸汽量不匹配，正常运行时需投入减温减压器，发电煤耗高，运行经济性差。.2 推荐装机方案根据上述分析，这两种方案机型均可满足本工程的供热需求。在满足供热需求的前提下，方案一机型热效率高，适应热负荷能力强。方案二发电效率高，供热能力不如方案一。方案一与方案二相比，方案一优点突出，煤耗低，全厂热效率高，年节约标准煤量多。此外根据本工程以热定电热电联产性质，推荐方案一作为建厂方案。6.3 主机技术条件锅炉技术参数锅炉型式： CFB锅炉锅炉最大连续蒸发量： 75t/h过热蒸汽压力： 3.82Mpa过热蒸汽温度： 450给水温度： 150锅炉保证效率： 87%锅炉排烟温度： 150锅炉排污49、率： 2%汽轮机技术规范：a汽轮机： 背压式型号： B12-3.43/0.98型式: 背压额定功率： 12MW最大功率： 15MW转数： 3000r/min主汽温度： 435主汽压力： 3.43MPa额定进汽量： 179 t/h最大进汽量： 221 t/h排汽压力 0.981 MPa排气温度 300 额定排汽量 173t/h最大排汽量 213t/h 发电机技术规范：型 号： QF-15-2型额定功率： 12MW额定功率因数： 0.85额定电压： 10.5kV额定转速： 3000r/min冷却方式： 空冷励磁方式： 静态励磁热工自动化仪表范围和主要技术要求随主设备配套提供的热工自动化系统或仪表的50、范围、规模和主要技术要求：1、锅炉（1）FSSS炉前设备随锅炉成套供货，包括就地点火控制装置、燃油（速断）阀、蒸汽吹扫阀、油枪（点火枪）及驱动装置。（2）吹灰程控控制装置随锅炉成套供货，采用可编程序控制器(PLC)实现，通过通讯接口与DCS系统进行通讯，实现DCS统一监控。（3）随锅炉成套供货的电动阀门应统一配供380VAC智能一体化阀门电动装置,重要工艺阀门电动装置应采用进口产品。(4)汽包水位电视系统，包括显示器、摄像头及控制装置。2、汽轮机（1）汽轮机数字电液控制系统（DEH）随汽轮机成套供货，采用与DCS系统相同的硬件设备。（2）汽轮机安全监视仪表（TSI）随汽轮机成套供货，拟采用进口51、产品。（3）汽轮机紧急跳闸装置（ETS）随汽轮机成套供货，采用进口可编程序控制器(PLC)以双机热备模式实现。（4）随汽轮机成套供货的电动阀门应统一配供380VAC智能一体化阀门电动装置,重要工艺阀门电动装置应采用进口产品。3、发电机随主机提供全套检测仪表（包括仪表阀门）、控制设备。6.4 热力系统6.4.1热力系统及主要辅助设备原则性热力系统详见F307K-J02、J03图。主蒸汽系统：主蒸汽管道采用单母管制，本期扩建锅炉产生新蒸汽送入主蒸汽母管，再由主蒸汽母管分别送入汽轮机及减温减压器。主给水系统：主给水系统管道采用单母管制，由给水泵送入主给水母管再将给水送入锅炉给水操作台。冷却水系统：冷52、却水分别送入汽轮机的冷油器及空冷器后，再返回辅机冷却塔。除盐水系统：从化学水处理来的除盐水，送入除氧器。本期热力系统安装旋膜除氧器2台，给水泵3台，2用1备。主要设备选型序号设备名称单位数量规格型号备注1旋膜除氧器台280t/h2除氧器水箱台235m33电动给水泵台385m3/h 6.03MPa电动机台3280kW 6kV 6.5 燃烧系统锅炉采用循环流化床锅炉，燃烧系统由送风、给煤、回燃、除尘和排烟等部分组成。原则性燃烧系统详见F307K-J01图。6.5.1锅炉送风系统锅炉采用平衡通风，每炉各设一台一次风机和二次风机。正常运行时，一次风经空气预热器预热后供给锅炉做床下流化风、炉前和炉后一次53、风，锅炉启动时点火风亦由一次风供给。二次风经空气预热器后直接送至炉膛做助燃风。6.5.2给煤系统每台炉设有3台埋刮板式给煤机，在运行过程中，每台给煤机的给煤量都可以满足锅炉50%负荷时的耗煤量，若3台中某1台给煤机发生故障，另2台给煤机可以带满负荷运行。6.5.3烟气系统该循环流化床属高温分离，二级省煤器、过热器均布置在炉膛上部。经过热器和省煤器后的烟气由两只旋风分离器回料，再经一级省煤器和空气预热器进入除尘器。每炉设一台引风机，将烟气排入四炉共用的一座烟囱，烟囱高120m（一期建设）。6.5.4点火油锅炉点火设计为油燃烧器床下点火。本期工程只负责锅炉房内点火油系统的设计。点火供油管路的压力应54、不小于2.0MPa，由业主自行对原有点火泵房的设备及管路进行改造。6.5.5主要辅助设备 序号设备名称单位数量规格型号备注1一次风机台12SFG-75-116.1型60000 m3/h 18000pa2二次风机台12SFG-75-116.1型58700 m3/h 9000pa3引风机台12Y4-7318D型 176000m3/h 4690pa4给煤机台3232510 2-15t/h5除尘器台12布袋除尘器6.6 电气部分设计遵循的规程小型火力发电厂设计规范GB50049-94 火力发电厂厂用电设计技术规定DLT5153-2002导体和电器选择设计技术规定DL/T5222-2005交流电器装置的55、过电压保护和绝缘配合DLT620-1997 电力工程直流系统设计技术规程DLT504420046.6.1电气主接线方案一期工程装机容量6MW， 10.5KV机压母线采用单母线分段接线，设出线二回。根据原厂主接线及厂区规划，本期扩建规模为112MW，发电机机端电压为10.5kV，设发电机出口专用断路器，直接接入一期10.5kV机压母线段与一期机组并联运行。本期新增两段10.5kV高压厂用段。原有的400kVA 输煤变压器不能满足要求，本期扩建需增容；原有的630kVA 0厂用低压变压器不能满足要求，本期扩建需增容。电气主接线见图F307KD01。6.6.2 设备选择本期电气扩建项目主设备选择与一56、期相同。10.5kV发电机出口断路器采用真空断路器，额定开断电流31.5KA。 设置3.#4低压厂用变压器两台,电压比为10.5kV50.4KV，接线组别Y，y0。10.5kV厂用高压柜采用金属铠装中置式高压开关柜，配真空断路器；低压柜采用GCS型抽出式开关柜。6.6.3 厂用电厂用电高压10.5kV单母线接线，不接地系统；低压采用380/220V动力和照明共用的中性点直接接地的三相四线制系统。主厂房高、低压厂用配电装置按与机炉对应的原则布置在主厂房除氧间底层，高压工作母线和低压工作母线之间均以隔墙隔开，高、低压配电装置均采用双列离墙布置方式，高压选用手车式高压开关柜，采用真空断路器；低压配电57、柜采用GCS型，输煤系统的低压厂用配电装置布置于独立的输煤综合楼配电室内；化水车间的低压厂用配电装置布置在化水车间底层的配电室内，柜型均选用GCS 型。6.6.4 二次线、继电保护及自动装置集中控制室采用机、炉集中控制方式。电气控制屏、直流屏、发电机变压器组保护柜、不停电电源装置柜以及火灾监测报警装置屏等布置于集中控制室内。本期拟不建网控室，故综合自动化系统也设在集中控制室内采用集保护、测量、监视、远方和就地控制于一体的综合自动化系统，测控单元、电压切换装置及备用电源自动投入装置等集中组屏。发电机保护采用微机型发电机保护装置。厂用变压器采用微机变压器综合保护装置。发电机控制室自动准同期装置沿用58、一期设备。主厂房高、低压工作母线设置备用电源自动投入装置。 6.6.5 直流系统直流电系统电压采用220伏，采用单母线分段接线方式，采用一组蓄电池给机组的控制和动力负荷合并供电方式。本期不采用新的直流屏，利用原有直流屏进行相应改造。6.6.6 过电压保护及接地6.6.6.1 过电压保护为防止雷击，新建主厂房及其他辅助建筑物屋面钢筋焊接成网状避雷带，并形成接闪器，利用四角柱内专设一根16圆钢作引下线接入主接地网，作为直雷击保护。为防止大气过电压及内部过电压对电气一二次设备绝缘的危害，在设计中采用新型避雷器保护及相关过电压保护设备。6.6.6.2 接地本扩建工程接地以水平接地体为主，水平接地体和垂59、直接地体相结合的接地统，并与一期接地系统联为一体。接地网接地电阻应0.5，主接地网采用镀锌扁钢以保证接地体寿命。主厂房和辅助车间的低压380/220V系统采用TN-C-S接地系统，设有专用的接地保护线，以保证人身安全。6.6.7 照明及检修网络全厂采用动力和照明混合供电方式，因此照明和检修网络电源分别由各厂用段供电。事故照明采用DC220V电源供电。6.6.8 电缆设施10.5kV电缆采用YJ(L)V22-10kV型交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套钢带铠装电缆。380/220V电缆采用V(L)V22-1kV型聚氯乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电缆。本工程电缆敷设采用电缆沟、架空电缆桥架、电缆穿管及电缆60、直埋等相结合的敷设方法。1) 主厂房内设主桥架通道与各电缆沟、电缆夹层和电缆竖井相通。2) 主厂房0m以上电气设备电缆沿电缆桥架敷设。3) 厂区内电缆敷设以电缆沟为主。 4) 电缆防火措施：从电缆敷设的路径上尽量分通道、分层敷设。为防止电缆火灾事故，设计按规程采用封、堵、涂料措施，选用阻燃电缆。设防火墙、防火门、电缆桥架阻火段等防火阻燃措施。6.6.9 通信1）调度与行政 本期由电厂统一规划设置。2）生产管理通信新上一套数字程控交换机，用于本期工程生产管理通信系统的电话交换， 本期工程内的各生产管理岗位安装电话单机用户。6.7 燃料输送系统6.7.1概述本期工程扩建275t/h循环流化床锅炉和61、1B12供热机组。热电厂所需原煤主要来自舒兰煤矿，距电厂距离为70km。煤矿储量5000104t，可开采量4000104t，年开采量240104t，完全可以满足电厂需求。电厂燃用原煤, 低位发热量为QDW=11890J/kg, 小时、日、年燃煤量如下表：全厂小时、日、年燃煤量耗煤量锅炉容量小时(吨)日(吨)年(吨)备注275（老厂煤粉炉）30.31666.8197015275（循环流化床炉）31.36689.9203480注:锅炉日运行小时数22小时；年运行小时数6500小时75t/h锅炉耗石灰石量： 锅炉容量耗石灰石量（进煤量）275t/h小时耗石灰石量（t/h)0.07日耗石灰石量(td)62、1.54年耗石灰石量(吨年)455注:锅炉日运行小时数22小时；锅炉年运行小时数6500小时；电厂来煤采用铁路运输,舒兰煤矿的煤通过铁路直接运至电厂，本期扩建后电厂日需进煤量为1356.7t。石灰石运输采用汽车运输，日进石灰石量约1.54t，用量较小、运距较近，可利用电厂现有运输车。6.7.2输煤系统6.7.2.1煤场及卸煤装置：电厂燃煤为铁路运输，现有煤场设有长度150 米的低位卸煤栈台，可容纳11 节车皮。本期建成后共有475t/h 锅炉，每小时燃煤量为61.67 吨，日燃煤量为1356.7 吨，现有卸煤及贮煤系统满足4 台75t/h 锅炉燃煤要求，不需扩建。6.7.2.2运煤系统运煤系统63、按双路设计，一期工程1、2、3 输送机安装一路，同时预留本期扩建一路输送机位置。4 输送机安装两路，带宽650mm，带速1.25m/s ，托滚槽角30，经核算输送机最大出力为150t/h，满足本工程输煤要求。本期在预留位置安装另一路1、2、3 输送机，一期工程与二期工程煤斗间在同一条直线上，延长4 胶带输送机至二期煤仓间，以便给二期两台锅炉上煤。6.7.2.3筛碎系统本期新老系统共用一座碎煤机室，本期扩建为循环流化床锅炉与老厂原有煤粉炉对燃煤粒度要求不同，本期工程新增2台环锤式破碎机，在煤筛前加旁路，为一期锅炉上煤时，不经过筛碎设备，直接由2 胶带输送机落到3 胶带输送机上供煤。本期锅炉经振动64、筛，由环锤破碎机破碎达到锅炉所需粒度要求。6.7.2.4辅助设备及设施在系统中设有二台除铁器；设有二台电子皮带秤，此外，在系统中还设有检修及蒸汽、水冲洗除尘等辅助设施。6.7.2.5输煤系统控制方式输煤系统控制方式均采用程序控制+就地控制的方式。输煤系统流程图详见F307K-M01图。6.8 除灰渣系统循环硫化床式锅炉燃用舒兰煤矿原煤，其应用基灰分为AY37.49%，灰渣比为6：4，锅炉烟气除尘采用布袋除尘器，除尘效率为99.8%。本工程新建275t/h循环流化床锅炉灰渣量容量小时排灰渣量(t/h)日排灰渣量(t/d)年排灰渣量(t/a)灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣一台炉4.5543.0367.565、9100.1966.79166.98296011973449335两台炉9.1086.07215.18200.38133.58233.96592023946898670表中灰渣量按日利用小时按22小时计算，年运行小时按6500小时计算。 6.8.1除渣系统本期新建工程炉底渣的处理采用干式机械除渣方式。 锅炉炉膛下设有3 个排渣口，中间除渣口做为事故备用，两侧每个排渣口下部装有一台滚筒冷渣器，经冷渣器冷却后的底渣通过链斗输渣机输送至锅炉房外，再经斗提送入渣仓中。本期工程新建一座渣仓，渣仓按钢结构设计，渣仓直径7m，渣仓有效容积400m3，可满足2台炉贮存48h 的需要。为有效抑制扬尘，渣仓顶设有66、布袋排气过 滤器，除尘效率99.8，保证排气含尘浓度50 mg/Nm3；渣仓下设两台干灰散装机（一用一备），单台出力为 100t/h，干渣可通过密封罐车运输到综合利用用户，运渣汽车由用户自备。 6.8.2除灰系统本期除灰系统采用正压浓相气力输送系统方式。本期灰库布置在引风机室扩建端侧。每台锅炉尾部安装一台布袋除尘器。每个灰斗下设一台输灰仓泵。经输灰管道将灰送至灰库。灰库的有效容积为600 m3，可容纳2台炉48小时的排灰量。库顶安装布袋除尘器和真空压力释放阀。灰库下设有干灰卸料器、干灰加湿装置两种设备。灰库卸出的干灰由密封罐车外运供综合利用，也可经加湿搅拌机调湿后由汽车外运至事故灰场或综合利用67、。输送飞灰所需气源由空气压缩机供给，输灰用空气压缩机及其附属设备布置在空气压缩机房内。除灰渣系统图详见F307K-C01、C026.9 化学水处理系统6.9.1 原始资料6.9.1.1 水源及水质化学水处理水源来自总厂供水管网，总厂水源为第二松化江地表水，水质分析报告见附件。6.9.1.2 工程概况：厂内现有机组规模为275t/h中温中压煤粉锅炉+1B6-3.43/0.98型汽轮发电机组；本期扩建规模为：275t/h中温中压循环流化床锅炉+1B12-3.43/0.98 型汽轮发电机组。6.9.2 锅炉补给水处理 6.9.2.1 锅炉补给水处理出力的确定：全厂锅炉补给水处理系统出力是按补充电厂正68、常运行时的汽水损失、锅炉排污损失、对外供汽损失、其他用汽损失及启动或事故增加的损失之和设计的。锅炉排污损失量：4752%=6t/h厂用汽水损失：4753%=9t/h锅炉启动或事故增加的补水量：7510%=7.5t/h其他用汽损失: 10.0 t/h对外供汽损失: 全厂的工业用汽量为261t/h，回水率为45% 261t/h55%=143.6t/h锅炉正常补给水量：6+9+143.6+10=168.6t/h锅炉最大补给水量：7.5+168.6=176.1t/h考虑自用水量化学水处理系统出力为:176.11.1=193.7t/h (取200t/h)老厂原有交换器设备共三套，单套设备出力80t/h，69、两套运行一套备用，出力为160t/h，已不能满足全厂200t/h的需求。本期需增加一套与原厂相配套设备，出力为80t/h。6.9.2.2锅炉补给水处理系统的选择根据原有补给水处理系统的特点，原有系统能满足发电机组对水质的要求，且在原化学厂房内预留了空间，所以本扩建工程与原有的一期工程共用一套化学系统，系统如下：主厂房生水管双阀过滤器活性炭过滤器阳离子浮动床除二氧化碳器及中间水池阴离子浮动床除盐水箱至主厂房除盐水管混床锅炉补给水处理原则性系统图见：F307K-H01图。6.9.2.3 锅炉补给水处理设备： 本期化学水处理系统与老厂共用一套化学水处理系统，老厂化学水系统已经建成，且老厂的化学厂房内70、预留了部分设备的扩建场地。为满足总厂的蒸汽及除盐水需求量，本期需增设如下设备：1、双阀过滤器 1台 2、阳离子浮动床 1台 3、除二氧化碳器 1台 配套中间水箱 1台 4、阴离子浮动床 1台 5、中间水泵 1台6、除盐水泵 1台7、清水泵 1台 8、混床 1台 9、活性炭过滤器 1台6.9.2.4 处理后的水质 硬度： 0 mol/L 二氧化硅： 20g/L 电导率： 0.2s/cm（25）6.9.3 系统连接及运行控制方式：6.9.3.1锅炉补给水处理系统的连接方式与前期为并联连接方式。设备运行采用手动阀门就地控制。 其它系统.1 主厂房内设给水加联氨及炉水磷酸盐处理系统设备；设置集中汽水取71、样（人工化验分析）装置，对给水、炉水、蒸汽进行及时监测。.2油处理系统：汽机房附近设透平油箱1台；并设置必要的油净化设备。6.10 热工自动化部分6.10.1电站规模：本期建设规模为275t/h中温中压循环流化床锅炉、1B12背压式汽轮发电机组。6.10.2设计范围本期工程为新建275t/h中温中压循环流化床锅炉1B12背压式汽轮发电机组的热工控制设计如下：1.锅炉机组及其辅助系统；2.汽轮发电机组及其辅助系统；3.公用系统4.气力除灰、机械除渣系统；5.化学水处理系统；6.10.3 热工自动化水平及配置6.10.3.1 热工自动化方式及控制水平 本期工程采用炉机集中控制，在集中控制室内实现对72、机组起停，正常及异常情况下的监视和控制,包括下列内容:a、在少量就地操作及巡回检查人员配合下，在集控室内实现机组的启停；b、在集控室内实现正常运行工况下的监视和控制；c、在集控室内实现异常工况的紧急和事故处理；d、运行人员周期性的现场巡视。6.10.3.2 全厂热工自动化系统配置方案机炉及其辅助系统的热工监控设备，拟采用分散控制系统（DCS）,运行人员通过操作员站及少量设有后备手操按扭。实现对锅炉、汽轮机、除氧给水、减压减温器等系统或设备的启动、停止、正常运行及故障等各种工况下的监视控制功能，其DCS功能包括：各种数据采集及处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、73、炉膛安全监控系统（FSSS）等。汽轮机组配置电液调节系统（DEH）、汽轮机安全监视系统（TSI）及紧急跳闸系统（ETS）等，汽机电液控制系统（DEH）拟设专用操作员站；6.10.4本工程拟不设管理信息系统（MIS）及监控信息系统（SIS）。6.10.5本期工程编码方式拟采用系统级的编码方式进行编码，不采用KKS编码方式编码。6.11 主厂房布置本期工程主厂房布置采用三列制内煤仓方式，依次为汽机房、除氧煤仓间、锅炉房。锅炉房外分别为除尘器、引风机室和烟囱。6.11.1主厂房主要尺寸项 目内 容单 位尺 寸主厂房柱距m6运转层标高m7汽机房跨度m18长度m30面积m2540屋架下弦标高m16.5除74、氧煤仓间跨度m9长度m42面积m2378锅炉房跨度m21长度m36面积m2756屋架下弦标高m34.5引风机室跨度m7.5长度m24面积m21806.11.2汽机房汽机房共5个柱距。柱距为6m，跨度18m，总长度30m。汽轮机采用岛式纵向布置，运转层标高为7m。汽机房零米布置有电动给水泵、冷油器、油泵等设备，加热器平台布置汽封加热器和主油箱等。汽机房设有1个柱距的检修场地，利用一期原有一台SFGX75-2No16.5D电动桥式起重机，供设备安装和检修起吊用。6.11.3除氧煤仓间除氧煤仓间跨度为9 m，长度42m，分别为0 m、4.0 m、7.00m、12.50m和22.00m，共五层。0 m75、布置厂用电配电间和蓄电池间；4.00 m为管道和电缆层；7.00m为运转层，布置有集中控制室、电子设备间及交接班室； 12.50m布置有除氧器、连排扩容器、埋刮板给煤机和原煤斗； 22.0m层布置两条输煤皮带。6.11.4锅炉房锅炉采用大锅炉房布置，锅炉房跨度为21m，共6个柱距，长度36m，运转层采用大平台，锅炉为钢结构。锅炉房零米布置一、二次风机、冷渣器等设备。锅炉房运转层下设有2t电动葫芦，供一、二次风机检修用，屋架下设有一台1t电动葫芦，供锅炉检修用。每台炉后布置一台布袋除尘器，除尘器后布置引风机室，引风机室跨度为7.5 m，柱距6m，共4个柱距，总长度24m。引风机室后采用砖烟道将烟76、气引入钢筋混凝土烟囱。主厂房布置详见F307K-J04、J05、J06、J07图。6.12 建筑结构部分6.12.1地基与基础本期扩建区域尚未作地质勘测，根据一期工程参考地质资料及总图确定的0.00m标高，主厂房采用天然地基，钢筋混凝土采用独立基础。业主单位应尽快委托勘测单位对扩建厂址开展勘查工作，为下阶段详细设计提供依据。6.12.2建筑结构设计6.12.2.1主厂房建筑布置形式主厂房采用三列式布置形式，依次为汽机房，除氧煤仓间，锅炉房，主厂房纵向尺寸为：汽机房柱距6.0m，共5个柱距，汽机房长为30m，除氧煤仓间柱距6.0m，共7个柱距，除氧煤仓间总长度42m，锅炉房柱距6.0m，共7个柱77、距，锅炉房总长度42m。主厂房横向尺寸：汽机房跨度为18.0m，除氧煤仓间跨度为9m，锅炉房跨度为21m。运转层标高7.0m，汽机房屋架下弦标高为16.5m，总高为20.1m，锅炉房屋架下下弦标高为34.5m，总高为37.5m，除氧煤仓间运转层标高与锅炉房运转层标高相同，除氧器层标高为12.0m，皮带层标高为22.0m，总高为27.0m。为了满足安全疏散要求，老厂机组固定端设有混凝土楼梯间，在扩建端处设室外消防钢梯。厂房围护结构采用乳白色保温彩色压型钢板。6.12.2.2主厂房结构形式及基础形式由汽机房，除氧煤仓间和锅炉房组成横向框排架承重体系，纵向由梁与柱形成纵向框架结构体系。主厂房框排架，78、框架纵梁均采用现浇钢筋混凝土结构。汽机房，锅炉房屋面结构采用桁架形式，上铺保温彩色压型钢板，除氧煤仓间各层楼面，房屋结构采用现浇钢筋混凝土结构。主厂房基础采用现浇钢筋混凝土柱下独立基础，所有基础落于天然地基上，埋深为冻层以下。厂房除氧煤仓间屋面保温为苯板，防水材料采用卷材防水，采光方式以塑钢侧窗自然采光为主，大门为钢木大门。6.12.2.3其它生产建筑1）烟、尘、渣建筑引风机室，围护结构尺寸为24m，宽为7.5m，围护结构采用砖混，钢侧窗作为自然采光窗，门根据需要采用钢门或木门，屋面保温为苯板，防水层为卷材防水，纵横向采用现浇钢筋混凝土框架结构，柱下钢筋混凝土独立基础。除尘器支架，纵横向均采用79、现浇钢筋混凝土框架结构，采用柱下独立基础，围护结构采用蓝色压型钢板。烟囱，本期利用一期烟囱，不新建。烟道支架为现浇钢筋混凝土结构，砌体烟道内衬轻质隔热整体浇筑材料。渣仓间采用钢筋混凝土独立基础，上部钢结构渣仓。2）燃料建筑 本期输煤系统均在预留位置进行改造，不需新建。3）化学建筑利用一期化学水厂房，不需新建。4）水工建筑水工建筑均为钢筋混凝土现浇结构，抗渗等级S6。6.12.3防震措施和设防根据中国地震参数区划图（GB2001）本工程抗震设防烈度为7度（0.10g）区，根据火力发电厂土建、结构设计技术规定，本工程建（构）筑物按7度进行抗震设防。6.12.4主要建筑材料现浇钢筋混凝土结构采用C180、5、C20、C25、C30混凝土，钢筋采用、II级钢筋，钢材为Q235 A或B。水泥用普通硅酸盐水泥，标号为425、525，用少量耐酸碱水泥。砂、石、砖等材料就地取材，砖标号为机制红砖，Mu10，毛石标号为Mu20。6.13供、排水系统6.13.1 水源本期工程供水系统水源由松花江取水，可满足电厂生产生活需求。 6.13.2 供水系统6.13.2.1冷却水量全厂冷却水用水量见下表112MW压机组全厂冷却水用水量表机组编号机组容量MW辅机冷却水量（m3/h）汽水取样冷却水（m3/h） 轴承冷却水(m3/h)合计（m3/h）112911117119合计129111171196.13.2.2冷却水系81、统热电厂装机容量为：112MW汽轮发电机组，275t/h锅炉，本工程新建200 m3/h辅机冷却塔冷却。扩建机组设冷却水进排水管各一条，冷却水进水管采用D1595钢管，冷却水排水管采用DN400钢筋混凝土管。.3循环水泵的选择循环水泵选用2台150SS19A双吸离心泵。水泵特性：流 量：84165 m3/h 扬 程：13.518 m 转 速：1460r/min 电机功率：11KW6.13.3 补给水系统6.13.3.1 全厂补水量及水量平衡为节约用水，减小排放量，本工程采取以下节水措施：工业废水回收用于输煤除尘用水的补水。生产污水回收用于煤场喷洒、灰场喷洒、灰渣加湿用水。采取上述节水措施后，全82、厂用水情况见下表。补给水量 单位:m3/h 序号用水名称夏季冬季用水回收实耗用水回收实耗1冷却塔蒸发损失3031012冷却塔风吹损失0.500.50.500.53冷却塔排污损失1.501.51014化学用水28585200285852005工业用水503614403467除尘用水5055058灰加湿用水10010100109渣加湿用水150151501510煤场喷洒用水606404 11生活用水60620212其他80850513合 计390121269368.5119249.56.13.4 生产、生活给水系统生活、消防用水由原生活消防管网接出一条新管网供水。6.13.5 排水系统本期工程厂区83、的雨水排入原厂雨水排水系统。生产生活污水排至原厂污水处理站进行回收再利用6.14消防部分本工程消防系统的设计，遵照国家基本建设的有关方针、政策和“预防为主、防消结合”的方针，按国家建筑设计防火规范、发电厂与变电所设计防火规范以及能源部电力规划设计管理局颁发的火力发电厂生活、消防给水和排水设计规定等，并结合本工程具体情况进行设计。电厂全厂按同一时间内火灾次数为一次设计。本期消防水系统与生活水共同考虑。由原厂生活消防给水系统管网接出一条新管网环绕电厂各建筑物。消防给水系统主要负责本期工程的主厂房、输煤等各建筑物室内外消防给水。对油罐区采用泡沫灭火系统。6.15 采暖通风部分6.15.1全厂采暖 本84、期扩建的主厂房同上期管道接引出新管道采用蒸汽采暖，热源来自设在锅炉房固定端处的采暖分汽缸，蒸汽压力为0.3Mpa(表压)。 主厂房的采暖凝结水自流集中回至设在主厂房固定端处的凝结水回收装置中。从凝结水回收装置出来采暖凝结水经化验水质合格后方可回收至原主厂房固定端处的热机专业的原有除盐水箱上的疏水扩容器中，水质不合格时则排掉。6.15.2主厂房采暖通风空调6.15.2.1采暖主厂房采暖按维持室内温度+5计算，计算时不考虑设备散热量，热源来自采暖分汽缸，热媒为0.3Mpa(表压)的饱和蒸汽，散热设备采用蒸汽排管散热器和暖风机。6.15.2.2通风锅炉房采用自然进风、自然排风的全面通风方式，即夏季室85、外空气从底层和运转层下部侧窗进入室内，消除设备余热后，热空气一部分由锅炉送风机吸走，剩余部分经天窗排出。汽机房采用自然进风，机械排风的通风方式，利用低侧窗进风，屋顶风机排风，以排除室内的余热和余湿量。除氧煤仓间采用自然进风，机械排风的通风方式，即在除氧煤仓间与汽机房的隔墙上设置百叶窗进风，高侧窗排风，用以排除余热和余湿量。厂用配电装置室通风方式为自然进风，机械排风。通风量按换气次数不小于10次小时计算其事故排风量，事故排风兼作通风用。火灾时，应切断通风机的电源。6.15.2.3运煤系统通风除尘原煤斗设有一台袋式除尘器。7 烟气脱硫与脱硝7.1 烟气脱硫本工程采用循环流化床炉内石灰石脱硫，效率886、0%。7.2 烟气脱硝本工程采用循环流化床低氮燃烧技术，抑制NOX排放浓度。8 环境及生态保护与水土保持8.1 污染现状企业现有自备电站的2台75t/h锅炉全部运行，年燃舒兰煤18.82万吨。现有2台75t/h煤粉炉的除尘设备已由原来的水膜除尘器改造为布袋除尘器（除尘效率可达99.9%）；而将原来的水膜除尘器改造为脱硫塔，塔内设置了三层喷淋、一层泡沫板、一层旋流脱水装置，经处理后的烟气经120m高烟囱外排。2008年4月11日，xxxx市环境监测站对现有2台75t/h煤粉锅炉的烟气排放情况进行了监测，由于当时脱硫系统为改造初期，运行不正常，脱硫效率较低，因此二氧化硫排放浓度略高为698mg/m87、3，但也满足GB13223-2003的第1时段标准要求（SO21200mg/m3）；2010年3月19日，xxxx市环境监测站再次对现有2台煤粉锅炉的烟气污染物排放进行了采样监测，结果见下表。现有锅炉的废气监测结果（单位：mg/m3）监测点位监测日期除尘器入口除尘器出口烟尘二氧化硫氮氧化物烟尘二氧化硫氮氧化物煤粉锅炉/26698359第一次采样/204/96/第二次采样/191/93/可见，目前企业电站现有锅炉的SO2放浓度较低，仅为9396mg/m3左右；一是由于经过较长时间试运行，目前脱硫塔的运行逐渐趋于稳定，基本可达到53%的脱硫效率，同时2010年3月19日采样时，企业燃用煤质优于设计88、煤质，SO2产生浓度偏低。为反映出企业现有2台锅炉正常运行负荷、燃用设计煤质时的产排污情况，本报告参考脱硫塔设计脱硫效率并结合理论计算的方式，对现有2台75/h煤粉锅炉的烟气排放情况进行估算。结果见下表。 现有电站2台75t/h锅炉排烟状况一览表项目符号单位舒兰煤烟囱烟囱方式275t/h锅炉共用一个烟囱几何高度Hsm120出口内径Dm3.6烟囱出口参数干烟气量Vgm3/s43.49空气过剩系数1.6烟气温度ts120除尘器除尘效率%99.9%脱硫塔脱硫效率%60%SO2排放浓度Cso2mg/Nm3419.9排放量Mso2t/h0.0658t/a427.4NOx排放浓度CNO2mg/Nm335989、排放量MNO2t/h0.0626t/a407.08烟尘排放浓度CAmg/Nm326排放量MAt/h0.0041t/a26.47由上表可知，目前该企业电站锅炉各污染物排放浓度均可以满足GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准的第1时段标准要求，即烟尘200mg/m3、NOX1100mg/m3、SO21200mg/m3。8.2 环境影响评述8.2.1设计中执行的环境保护标准有：a火电厂大气污染物排放标准GB132232003；b污水综合排放标准GB89781996；c工业企业厂界噪声标准GB1234890；8.2.2热电厂本期增加污染源及污染物排放估算本期工程排烟状况一览表项 目符号单位设90、计煤质烟 囱几何高度Hsm120出口内径Dm3.6烟气排放状况(除尘器出口)标态干烟气量VgNm3/s48.23空气过剩系数a1.4布袋除尘器设计除尘效率hc%99.8设计脱硫效率h%75烟囱出口参数烟气温度ts120排烟速度Vsm3/s4.68环境空气 污染物排放情况SO2排放浓度CSO2mg/m3262.5排 放 量MSO2t/h0.0456t/a296.2NO2排放浓度CNO2mg/m3400排 放 量MNO2t/h0.0695t/a451.4烟尘排放浓度CAmg/m348.08排 放 量MAt/h0.0083t/a54.3注：(1)表中排放按设计煤质计算；(2)年运行小时按6500计算91、。由表中可见，由于采用高效率除尘器和高烟囱排放烟尘，本工程除尘器出口烟尘排放浓度及全厂二氧化硫排放量均满足火电厂大气污染物排放标准中III时段的要求。8.2.3环境影响初步分析由于本工程采用除尘效率高达99.8的布袋除尘器和高度为120m的钢筋混凝土烟囱排放稀释，老厂锅炉脱硫改造已经完成，本期扩建锅炉采用循环流化床锅炉，在燃烧过程中掺烧石灰石脱硫，脱硫率约为80，采用低温燃烧的循环流化床锅炉降低NO的生成，对改善城镇内的大气质量将起到一定的作用，即使在逆温条件下，所排粉尘或二氧化硫均不会超过大气环境质量标准中的二级标准限值。8.3 污染防治措施8.3.1大气污染防治措施该厂排放大气污染物主要是92、锅炉燃煤产生的烟尘和二氧化硫，本工程每台炉拟配置2台除尘效率为99.8%的布袋除尘器，采用掺烧石灰石法脱硫，脱硫率80，利用高120m的烟囱稀释扩散烟尘和二氧化硫。8.3.2污水排放治理本工程的废水主要有生产废水和生活废水。生产废水主要是锅炉连续排污、定期排污及水处理排污水，这些水均经处理达标后回收利用。对于化学废水经酸碱中和池处理后使PH值控制在6.09.0之间排出，并在设计中注意中和池的防渗措施。生活污水设置由总厂化粪池处理后由厂区下水管网排出。工业废水主要是轴承冷却水和汽水取样冷却水，这部分水不含有毒、有害物质，设计中考虑这部分水重复利用以节省水量。输煤冲洗的含煤污水经沉淀处理后重复利用93、, 含油污水经隔油池分离后,含油部分送至煤场, 水排至污水处理站与其它废水综合处理后回收利用。8.3.3灰渣污染治理按照国家计委（89）计资源1411号文：关于资源综合利用的要求精神，本工程采用了干式除灰渣系统，炉底渣经冷渣器后由刮板运输机至渣仓内，定期由翻斗汽车运往综合利用厂。除尘器下的细灰通过自动卸料机装入罐车内，运入综合利用加工厂，只要在灰渣的贮存和运输中严格管理，是不会对周围环境造成污染的。老厂现有临时灰场距城市较近，需采取严密的防扬尘措施，其方法是用防尘网覆盖，覆土并种植耐碱植物。8.3.4噪声的防治主要噪声源是：锅炉风机及给水泵、锅炉安全阀、排气阀、汽轮机、励磁机、各类水泵等。在供94、热、供电过程中产生连续稳态噪声和间断噪声。本工程建设地点为xxxx市，设计中执行工业企业厂界噪声II标准，即“昼间60 dB（A）；夜间50dB（A）。（1） 设计中所采用的噪声标准城市区域环境噪声标准（GB309693）；工业企业厂界噪声标准（GB1234890）；工业、企业噪声控制设计规范（GBJ85）（2） 噪声控制设计原则和措施设计中在满足技术性能要求的条件下，优先选用振动小，噪声低的工艺和设备，从声源上降低噪声与振动对环境的影响。在布局上，采取“闹静区分”的原则，高噪声的车间设置隔声控制室，锅炉排汽口设置消音器，保证锅炉在启动和事故排汽时达到区域环境噪声要求；汽轮发电机组设置隔音消音95、罩；各风机入口及风道采取导流措施，并增加刚度，消除气流涡振动，减少涡流噪声，锅炉汽机给水等主要工段的操作岗位，设置隔音控制室，以保护操作员的身心健康。经采取以上措施，该项目建成投产后完全可以达到国家劳动保护和环境保护的要求,各类噪声不会超过工业企业厂界噪声标准（GB1234890）中的二类标准。8.3.5厂区绿化厂区绿化已经统一规划，本期扩建过程中破坏的植被，施工结束后全部恢复。8.4 水土保持由于工程建设开挖、回填、产地平整，使原有场地的地形、地貌、土壤结构发生改变，植被的挖损和占压使土体抗蚀能力减弱，从而造成新的水土流失。为了防止工程建设中的水土流失，本工程在厂区平面布置方案上进行优化设计96、，设置防洪排水系统，需要时设置挡土墙和护坡，厂区道路广场采取硬化措施，进行绿化规划设计；施工场地区设置临时排水导流系统，施工临时档护设施，采取绿化措施。8.5 环保设计的投资8.5.1设备安装工程引风机60.8万元；除尘器449.7万元。除灰渣设备160.13万元；8.5.2建筑工程a.除尘排烟系统：除尘器建筑74.86万元；引风机室65.9万元。b.除灰系统：灰库142万，渣仓100 万元。总计：1053.39万元。8.6标准升级处理措施 随着国家对环保的重视程度与日剧增，大气污染物排放标准将逐步升级，国家对火电厂的排放要求将越来越严格，面对如此形势，本工程将采取预留除尘器扩建场地的措施，当97、国家对火电厂排放标准进行升级使，可采取增加布袋除尘器布袋总数来控制排放，从而有效的执行国家标准，达标排放。9 综合利用9.1 合理利用能源能源是国民经济的重要物质基础之一，能源供应的紧缺与否，是影响国民经济稳步发展的重要因素，因此，国家历来都对能源实行开发和节约并重的方针，合理利用能源，降低能源消耗是我国长期的战略任务。本工程的立项，本身是就一个节约能源，保护生态环境的项目。热电厂的节能分为两部分：一是发电煤耗的降低而节约的能源；二是热电厂的锅炉效率为8790，小供热小锅炉的效率平均只在5060左右，由于供热煤耗的降低又可节省一部分能源。9.2 节约能源措施9.2.1节能新技术、新工艺、新设备98、 本项目在设计和设备选择时，按照目前国家推荐的节能新技术、新工艺、新设备进行系统和设备选择，具体如下： a采用先进高效的供热系统； b选用国家近年推荐的低耗能设备： c建筑、照明采用先进的节能技术、材料和器具； d热力管道全部采用保温性能好的聚氨酯泡沫塑料预制保温管直埋敷设；e采用微机控制使锅炉在最佳状态下运行。9.2.2 合理安排用能 以往的设计规范与现代节能要求有一定的距离，特别是在机电设备的负荷率上，设计指标往往高于实际运行值很多。根据近几年对风机、水泵等机电设备的调查，其负荷率在5060，大大低于设计值。在本项目设计中，充分考虑了实际运行因素，合理地选择设备容量和负荷率，降低了机电设备99、的能耗，降低了设计单耗。9.2.3 保温措施 本项目设备、供热管道及其附件按国家标准设备及管道保温技术通则(GB4272-92)要求进行保温，以达到节约能源的目的，具体措施如下： a足够的保温层厚度； b热水管网采用聚胺脂泡沫塑料保温，硬质聚乙烯管壳保护；蒸汽管网采用岩棉保温，钢管保护 c高质量施工； d良好的维护和管理。9.2.4 能源计量 对扩建锅炉及汽轮机等配备完善的热工仪表，加强温度压力、流量等参数的计量、测试和记录，为节约能源和经济核算提供依据。9.2.5 节能管理机构节能工作分为两个方面，一是技术途径，二是管理途径，在重视技术途径的前提下，搞好能源管理工作也是十分重要的。本项目建成100、后拟设置专门的能源管理部门，作好检测仪表的维护管理工作，作好能源消耗的监督工作，定期对设备的能耗情况进行监测，为企业降低能源消耗作出有益的工作。10 劳动安全10.1 设计依据（1）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范(GB500581992)。（2）建筑设计防火规范(GB500162006)。（3）建筑照明设计标准(GB500342004)。（4）建筑物防雷设计规范(GB500572000)。（5）机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求(GB/T81962003)。（6）火力发电厂与变电站设计防火规范(GB502292006) 。（7）火力发电厂设计技术规程(DL500020101、00)。（8）火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程(DL50531996)。（9）火力发电厂总图运输设计规程(DL/T50322005)。（10）火力发电厂建筑设计技术规程(DL50941999)。（11）火力发电厂运煤设计技术规程 第2部分：煤尘防治(DL/T5187.22004)。（12）火力发电厂化学设计技术规程(DL/T50682006)。（13）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合(DL/T6201997)。10.2 主要工艺、原料、设备及主要职业危害10.2.1全厂主要生产工艺流程见全厂热力系统图、燃烧系统图。10.2.2主要设备汽轮发电机、锅炉、除尘器、引风机、送风机、碎煤机、各类102、泵等。10.2.3主要职业危害a易燃易爆部分的危害；b输煤系统煤尘污染c主厂房内转动机械、管道汽流噪声；d主厂房内高温影响；e触电危害；f化学酸碱介质危害。10.3 生产过程中危险、危害因素分析10.3.1有毒、有害物质的种类、名称和程度生产过程中主要有毒、有害物质为酸碱介质及输煤系统煤尘，酸碱介质主要存在于酸碱库、酸碱泵房及酸碱计量等处，煤尘主要存在于碎煤机室、输煤栈桥、转运站及煤仓间等处，通常煤尘浓度在30-60mg/m3。10.3.2高温、高压、易燃易爆、振动、噪声等有害作业的生产部位。主厂房内各种高温、高压容器大量散热，各种转动机械产生较高噪声，是高温、高压、振动及噪声等有害作业的场所103、。主厂房内噪声可达90dB(A)，锅炉房散热量一般大于87.3J/m3时。易燃易爆部位主要是锅炉、压力容器及运煤系统、油系统等处。10.4 劳动安全防护措施10.4.1防火、防爆10.4.1.1建（构）筑物防火设计原则及措施1）厂内新建（构）筑物在生产过程中的火灾危险性、最低耐火等级和最小间距均满足建筑设计防火规范GB500162006和小型火力发电厂设计规范GB5004994要求。各建（构）筑物最小间距见该厂总平面布置图。2）主厂房水平、垂直交通及安全通道、出入口布置。主厂房扩建端除氧煤仓间处设有主要出入口、锅炉房设置了多部底层至运转层的钢梯。汽机房及锅炉房零米、运转层均设有两条纵向通道，除104、氧层设有一条纵向通道。主厂房内设有一条横向通道。厂房各楼层纵向通道均与厂房的垂直通道相连通。3）各控制室的围护结构和装饰材料均满足耐火极限要求，楼梯、门等满足疏散要求。穿墙及楼板电缆、管道四周孔洞，采用不燃烧材料堵赛。10.4.1.2热力系统设备及管道防火措施。1）燃油管道及阀门均为钢制，焊接连接；在特殊需要法兰连接处，法兰垫采用质密、耐油、耐热材料。2）油系统设备及管道的保温，均采用不燃烧材料。3）汽轮机主油箱装设排油烟风机，排油烟管道引至厂房外无火源处。4）汽机房外设事故排油坑，其标高及管道布置均满足事故时汽轮机系统排油畅通。5）油系统设备、管道的布置，尽可能避开高温管道，油管道附近的蒸汽105、管道或其他载热体，设有完整坚固的保温层，其表面以镀锌铁皮防护。10.4.1.3电气设备防火措施1）屋内单台总油量在100千克以上电气设备，设置贮油或挡油设施；屋外单个油箱油量在1000千克以上电气设备，设置可容纳100%油量的贮油池。2）变压器采用水喷雾灭火装置或其它灭火设施。变压器与高压备用变压器相邻布置时，设置防火隔墙。3）配电装置室设两个向外开的防火门，门内侧装设不用钥匙开启的弹簧锁，室内设置足够的事故通风装置，通道畅通。10.4.1.4电缆设施防火措施1）通向控制室、继电保护室电缆夹层的竖井或墙洞及盘框底部开孔处用防火堵料封堵。2）在电缆接头两侧23米长的区段，及沿该电缆并行敷设的其它106、电缆。3）在电缆遂道及重要回路的电缆沟中，在必要部分设阻火墙。4）靠近油源的电缆沟高出地面50mm，盖板作密封处理。5）电缆遂道设置带有爬梯的人孔，相邻人孔间的最大距离不大于75m，人孔距终端不大于5m，人孔直径不小于700mm。6）电缆遂道采用自然通风，其通风量按排风温度不超过40，进排风温度差不超过10计算。10.4.1.5爆炸危险场所中电力装置的防护措施。1）在爆炸危险场所中，有过负荷可能的电气设备装设可靠的过负荷保护。2）爆炸危险场所内的事故排风电动机，在发生事故时便于操作的地方设置事故启动按钮等控制设备。3）爆炸危险场所内电缆线路和进线装置、中间接线盒和分支盒均采用隔爆或防爆型。4）107、爆炸危险场所的照明灯具、电源插座等选用防爆型。插座布置在爆炸性混合物不易积聚的地点，局部照明灯具布置在事故时气流不易冲击到的位置。5）在爆炸危险场所内，在激烈振动设备的电气线路及电缆的导体采用铜材。满足电线及电缆的额定电压，且不低于500伏。6）在爆炸危险场所内，两线制单相网络中的相线及零线，均装设短路保护，并使用双极开关同时切断相线及零线。7）在有爆炸危险、特别潮湿及有可能受到机械损伤的场所，照明线路均采用钢管（电线管）敷设。10.4.1.6其它防爆措施。1）锅炉本体的设计具有足够的防内爆，外爆的能力。2）锅炉炉膛设有安全保护装置。3）汽水系统的压力容器、除氧器及水箱均装设安全阀。4）易燃、108、易爆场所采用的通风机和电动机为防爆式，并直接连接。5）机械通风装置，按空气中最大含氢量不超0.7计算换气量，但换气数不少于每小时6次。10.4.2防电伤、防机械伤害和其他伤害10.4.2.1防电伤本工程对烟囱、屋外变压器、油区设避雷针，并设单独的接地极。全厂接地装置按电力设备接地设计技术规程SDJ879要求进行设计。电力设备外壳接地线接零。在中性点直接接地的低压电力网中，电力设备外壳采用低压接零保护，零线在电源处接地，电缆在引入车间或大型建筑物处，零线重复接地，在安全电压供电的网络中，将网络的中性线或一个相线接地。不同用途、不同电压的电气设备，使用一个总的接地体，接地电阻符合其中最小值的要求。109、交流电力设备采用专用接地线接地，每个接地部分以单独的接地线与接地干线相连。3KV以上屋内配电装置的电气回路中，设有防误操作的联锁回路。高压配电装置采用具有“五防”功能的开关柜以防误操作。隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间装设闭锁装置。当屋外（屋内）电气设备外部绝缘最低部位距地面小于2.5m（2.3m）时均设固定遮栏。所有带电装置的周围设置高度不低于1.5m的围栏。在装有油断路器的屋内间隔内，除设置遮栏外，对就地操作的断路器及隔离开关，在其操作机构处设计高度不低于1.9m的防护隔板。电气设备的绝缘水平，均符合国家规定的绝缘要求。低压配电盘采用在运行、维护及检测中均能保证人员安全的产品。本工程电110、气正常照明由低压厂用配电装置回路供电；事故照明平时由单元控制室供电，当系统电源消失时，自动切换至直流（220伏蓄电池）电源母线供电。主厂房主要入口通道、楼梯间及远离厂房的重要建筑物等处事故照明采用应急灯，电缆隧道内照明电压采用24伏。室内照明器的安装位置便于维修，考虑更换灯泡的安全。所有照明电源插座为单相三孔式插座。照明网络的接地型式采用TNCS系统，接地电阻不大于4欧姆，工作零线两端接地，工作中性线（N线）的重复接地电阻不大于10欧姆。根据生产和维护的安全要求，在适当场所设灯光或音响信号。10.4.2.2防机械伤害转动机械设备外露的转动部位设置防护罩。转动机械设备设置必要的闭锁装置。运煤胶带111、机尾部滚筒及其他所有滚筒轴端处，分别设置防护罩及可拆卸的护拦。运煤胶带机尾部拉紧装置周围设安全遮栏，重锤悬吊处设护栏，运行通道侧设不低于上托辊最高点的可拆卸的栏杆。运煤胶带设有沿线的拉线开头、启动预报装置、防误启动装置等防护设施。贮煤场轨道式机械，装有夹轨钳和锚定装置。10.4.2.3防坠落伤害该厂的楼梯、平台、坑池和孔洞等周围、均设栏杆或盖板。楼梯、平台均采用防滑措施。卸煤室受煤口设有煤箅子。需登高检查和维修设备处设钢平台、扶梯、栏杆。上人屋面设净高大于1.05m的女儿墙或栏杆。离地面或楼面高1m以上的高架平台均设栏杆。离地面小于20m的平台、通道等的防护栏高度不低于1000mm，离地高大于112、20m的平台，通道等的防护栏杆高度不低于2000mm。梯段高度超过3m的钢直梯、大于5m的钢斜梯，均设置梯间平台。10.4.2.4其它安全措施为减轻劳动强度，在起重、搬运场所设置起吊或辅助机械设施，起重机和电梯选型，符合国家有关安全规定。外表面温度高于50，需要经常操作、维修的设备和管道均有保温层，以防烫伤。对空排汽管道排放口距屋面高度不低于2.5m。10.4.2.5防暑、防寒、防潮1）防暑降温主厂房采用自然通风，夏季汽机间由底层和运转层下部侧窗自然进风，经除氧间高侧窗排风。锅炉间夏季自然通风由运转层下部侧窗进风，热空气一部分由锅炉房天窗排出，另一部分由送风机送锅炉。集中控制室及其它控制室、电113、子设备间等处均设置空调机。厂用配电装置室按换气次数不小于每小时10次设置事故排风机，兼作通风用。变压器室、母线室采用自然进风、机械排风系统，按每小时10次换气确定通风量。2）防寒、防潮主厂房及其他附属建筑物的维护结构均满足热工计算要求，并具有良好的保温性能。建筑物选用密闭性能较好的门窗，防上冷风渗透。主厂房除设有散热器外，还安装暖风机及大门热风幕作为供暖补充。输煤栈桥的暖气沿栈桥两侧布置，并有足够的供暖容量保证冬季采暖要求。10.4.2.6预期效果本工程对厂区规划布置，建（构）筑物在生产过程中的火灾危险性、最低耐火等级和最小间距等均符合有关规程、规范及标准的规定；对易燃易爆场所采取了相应的防火114、防爆措施；对防尘、防毒及防化学伤害，防噪声、防振动，防电伤、防机械伤害及防坠落伤害，防暑、防寒及防潮等均非常重视，采取了相应的防火防护措施，并在施工图阶段进一步落实，在实际生产操作中注意安全生产，严格执行电力生产的各项安全法规，防止误操作，是可以避免人身及设备事故的。11 职业卫生11.1 设计依据国家和电力行业相关的标准、规程、规范。（1）国务院关于加强防尘防毒工作的决定国发(1984)97号。（2）采暖通风与空气调节设计规范(GB50019-2003)。（3）生产设备安全卫生设计总则(GB50831999)。（4）生产过程安全卫生要求总则(GB128011991)。（5）工业企业设计卫生标115、准（GBZ1-2002）。（6）工作场所有害因素职业接触限值(GBZ22002)。（7）建筑采光设计标准(GB500332001)。（8）建筑照明设计标准(GB500342004)。（9）工业企业噪声控制设计规范(GBJ8785)。（10）火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程(DL50531996)。（11）火力发电厂总图运输设计规程(DL/T50322005)。（12）火力发电厂运煤设计技术规程 第2部分：煤尘防治(DL/T5187.22004)。（13）火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程(DL/T50352004)。（14）火力发电厂和变电所照明设计技术规定(DL/T5390-200116、7)（15）电力行业劳动环境监测技术规范(DL/T799.172002)。11.2 防尘、防毒及防化学伤害11.2.1防尘对易产生扬尘的场所，均按照工业企业设计卫生标准(GBZ1-2002)和火力发电厂运煤设计技术规程 第二部分：煤尘防治(DL/T5187.22004)等有关标准、规定进行设计，使含尘浓度控制在允许范围内。11.2.2防毒、防化学伤害为使车间有毒有害物质的浓度低于工业企业设计卫生标准规定的最高允许浓度，运行中将采取综合防治措施，根据火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定的要求，本工程对电源室、配电间等设置事故风机，通风量按规定进行计算。排风机均为防腐型，电机均为防爆型。11.117、3 防暑、防寒、防潮11.3.1防暑、防寒电厂主厂房属于高温车间，设计中将采取防暑、降温措施。单元控制室等设空调，使工作人员有较好的工作环境。采暖采用热水供暖系统。对温度超过50的高温管道设计采取保温措施。通风的目的是排除室内的余热余湿量，使厂房内保持在标准的工作环境，保证室内空气品质。（1）发电厂的热源设备、管道等，介质温度高于50的均采取保温措施，可以有效降低生产环境温度。（2）控制室布置在远离热源的地方，满足工业企业设计卫生标准GBZ 1-2002的规定，可达到防暑的目的。11.3.2防潮为达到排除室内的余热余湿及防潮的目的，除采用采暖、通风方式外，主厂房集控室及配电装置顶面层，设有可靠118、的防水层，并考虑了伸缩缝的防漏措施，对所有建、构筑物的地下部分设有可靠、有效的防漏、防渗措施。11.4 防噪声及防振动设计中通过选用低噪声设备（向厂家提出噪声控制要求）、关键部分设置消音器和隔声罩、设置隔音小间等治理措施，使电厂运行噪声的影响尽可能降低到最低程度，可满足噪声排放标准的要求，对周围声环境基本不造成污染。对于振动剧烈的设备，从振源上进行控制，并采取隔振措施。11.5 职业卫生检测机构的设置本工程根据原电力部电综1998126号文关于颁发电力行业劳动环境检测监督管理规定通知的规定，设置劳保基层检督站及安全教育室并配备相应的仪器设备。本期工程劳动环境检测监督站职能由环保监测站兼负，与一119、期共用不再新建。安全教育室与厂区行政办公楼内的会议室合用，配必要设备。11.6 结论及建议结论本工程职业卫生的设计中，针对电厂危害及危险因素，采取各种相应技术措施防范设施，以期有效地保护职工的身心健康，做到安全清洁生产。建议建议业主在项目建成后，定期开展职工职业病诊察，制定相应规程规章制度，更有效的保证职工的身心健康，同时也有利于安全生产。12 资源利用12.1 原则要求根据国家发展改革委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】1787号）精神的要求，在工程设计中，认真贯彻落实科学发展观、建设资源节约型、环境友好型社会的国策，认真贯彻开发与节约并重，合理利用和优化120、配置资源的方针。在工艺系统、主辅机选型和材料选择上，严格执行国家规定。12.2 土地利用土地问题始终是我国现代化进程中一个全局性、战略性重大问题。本专业在进行工程设计的过程中严格遵循以下原则：节约集约利用建设用地：围绕提高建设用地保障科学发展的能力，严格控制建设用地规模，科学配置电厂厂址用地，保障必要设施用地，优化建设用地布局，加强建设用地空间管制，促进国民经济又好又快发展。协调土地利用与生态建设：围绕加强土地生态保护与建设，保护基础性生态用地，加大土地生态环境整治力度，因地制宜改善土地生态环境，促进环境友好型社会建设。本工程在满足工艺系统布置要求及强制性条文要求的防火间距情况下尽量节省用地，121、紧奏布置。除本工程建设范围内用地为必征用地，其他，如施工期间用地可向当地租用，后恢复为草坪。施工期间的运输道路尽量利用原有道路，避免对周围耕地造成破坏。工程用地指标符合相关规范要求，并实质性的响应了国家有关土地利用的政策。12.3 水资源利用概述随着经济建设的发展，国民经济可持续发展战略越来越受到国家的高度重视。水资源的开发利用作为制约经济可持续发展的一个重要因素，水资源的合理利用更加成为各级政府和工程技术人员关注的焦点。火力发电厂节约用水主要靠技术手段，另外依靠法规管理克服人为的水浪费现象，加强运行水务监督管理，也是电厂节约用水的重要手段。火力发电厂设计中的节水途径主要有以下几点：(1)采用122、节水的工艺系统(2)水的循环使用(3)水的循序使用(4)水的再利用设计采取的节水措施本次设计把节约用水作为一项重要的技术原则来贯彻执行，在满足各运行设备的生产用水以及消防、生活用水要求的前提下厉行节约用水，在设计中通过水务管理和工程节水措施来实现合理用水、节约水资源和防止排水污染环境。节水主要措施如下：(1) 将辅机冷却水系统排污水、锅炉定排掺混冷却后回收水作为复用水用于输煤除尘用水、输煤系统冲洗水、煤场喷洒用水和渣仓及除尘器搅拌机用水。(2) 在电厂主要进、排水口、主要车间的进户管设置流量计，在各个车间的给水管道入户管上安装水表。这些计量装置可以给管理提供硬件条件。采用上述节水措施后，可以大123、大提高水的复用率，减少向环境的排污量。12.4 建筑材料利用本期工程扩建场地位于xxxx市，交通便利，建筑材料当地均可解决，砖、灰、砂、石、玻璃等可在市内解决，各标号水泥在xxxx市周围的水泥厂均有生产。本工程注重环保型、节能型和可再生材料的使用，普遍使用钢栏杆、塑钢窗、环保腻子、环保墙漆等。窗户采用塑钢窗，玻璃采用中空玻璃,保温性能良好。从环保及节约的角度考虑，本工程重视建筑材料的可回收再利用，超过50的材料可进行回收利用，如钢材、钢筋、木材、电线电缆、玻璃等。屋顶保温采用200mm厚憎水性珍珠岩板保温隔热层。本工程在围护材料的选择上以经济实用、环保节能及方便维护为首要条件，因地制宜，就地选124、材。砌筑材料选择当地生产的多孔砖及蒸压粉煤灰砌块。蒸压粉煤灰砌块是由灰渣蒸压而成，是灰渣的二次利用，相对于普通的砌块节约了原材料的耗费。汽机房、锅炉房、除氧煤仓间运转层以上外墙封闭采用彩色复合保温压型钢板，彩色压型钢板金属面给人一种细腻、光洁的视觉，保温性能良好，且属可重复利用材料。13 节能分析13.1 遵循的节能标准及规范本工程应遵循的节能标准及节能规范 （1）中华人民共和国节约能源法（主席令第77号)（2）国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知（发改能源2004864号）（3）国务院国发【2006】28号关于加强节能工作的决定（4）国家发展改革委令第40号产业结构调整指导125、目录(2005年本)（5）国家发展改革委关于加强投资项目节能评估和审查工作的通知(发改投资20062787号)（6）火力发电厂设计技术规程DL5000 国家其它有关节能现行政策及标准.1相关法律法规和规定（1）中华人民共和国可再生能源法（2）中华人民共和国电力法（3）中华人民共和国建筑法（4）中华人民共和国清洁生产促进法（5）清洁生产审核暂行办法(国家发展改革委、国家环保总局令第16号) （6）重点用能单位节能管理办法(原国家经贸委令第7号) （7）民用建筑节能管理规定(建设部部长令第76号) （8）公路工程节能管理规定(试行)(文体法发1997840号).2产业政策和准许入条件等规定 （1）126、关于加强热电联产管理的规定(计基础20001268号) （2）关于进一步做好热电联产项目建设管理工作的通知（计基2003369号) （3）国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术(国家发改委2005第65号).3工业类相关标准和规范（1）管理及设计方面的标准和规范1）工业企业能源管理导则GBT 15587-19952）火力发电厂节约能源规定(试行)(能源节能199198号)3）火力发电厂和变电所照明设计技术规定SDGJ56-19934）电力行业一流火力发电厂考核标准（修订版)(电综1997 577号) 5）火力发电厂燃料平衡导则DLT606.21996 6）火力发电厂热平衡导则DLT606127、.3-1996 7）火力发电厂电能平衡导则DLT606.4-1996 8）热电联产项目可行性研究技术规定 (计基础200126号) 9)取水定额第一部分火力发电(GBT18916.1-2002) 10)公共建筑节能设计标准)(GB501892005)（2）合理用能方面的标准 1）评价企业合理用电技术导则GBT34851998 2）评价企业合理用热技术导则GBT3486-1993 3）热处理节能技术导则GBT187182002 4）蒸汽供热系统凝结水回收及蒸汽疏水阀技术管理要求GBT 12712-1991 5）设备及管道保温保冷技术通则GBT117901996 6）设备及管道保温保冷设计导则GB128、T155861995 7）设备及管道保冷效果的测试与评价GBT16617-1996 8）节电措施经济效益计算与评价GBT134711992（3）工业设备能效方面的标准 1）清水离心泵能效限定值及节能评价值GB197622005 2）中小型三相异步电动机能效限定值及节能评价值GB186132002 3）容积式空气压缩机能效限定值及节能评价值GB191532003 4）三相配电变压器能效限定值及节能评价值GB200522006 5）通风机能效限定值及节能评价值GB197612005.4建筑类相关标准和规范 （1）公共建筑节能设计标准GB6501882005 （2）绿色建筑评价标准GBT503752129、006 （3）绿色建筑技术导则(建科2005199号) （4）夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准 JGJl342001 （5）夏热冬暖地区居住建筑节能设计标准JGJ75-2003 （6）民用建筑节能设计标准(采暖居住建筑部分)JGJ2695 （7）采暖通风与空气调节设计规范GB500192003 （8）通风与空调工程施工质量验收规范GB502432002 （9）外墙外保温工程技术规程JGJl442004 （10）民用建筑热工设计规范GB5017693 （11）建筑照明设计标准GB500342004 （12）建筑采光设计标准GBT500332001 （13）民用建筑电气设计规范JGJT16-92 130、（14）采暖居住建筑节能检验标准JGJ132-2001.5相关终端用能产品能效标准 （1）管形荧光灯镇流器能效限定值及节能评价值GB178961999 （2）普通照明用双端荧光灯能效限定值及能效等级GB190432003 （3）普通照明用自镇流荧光灯能效限定值及能效等级GB190442003 （4）单端荧光灯能效限定值及节能评价值GB194152003 （5）高压钠灯能效限定值及能效等级GB195732004 （6）高压钠灯用镇流器能效限定值及节能评价值GB195742004 （7）金属卤化物灯用镇流器能效限定值及能效等级GB200053-2006 （8）金属卤化物灯能效限定值及能效等级GB2131、000542006 （9）单元式空气调节机能效限定值及能源效率等级GB19576200413.2 节能措施、效果及指标对比分析13.2.1节油措施、效果及指标对比分析本工程为循环流化床锅炉，锅炉不投油稳燃负荷低，在整个运行过程中可保证不投油稳燃，同时可采用适当的启动及运行调整手段以节约启动燃油。13.2.2节电措施、效果及指标对比分析本工程的电力主变压器、起动/备用变压器及低压干式变压器均采用节能型、低损耗设计的产品，损耗符合GB/T6451、GB/T16274、JB/T2426的规定。13.2.3建筑节能措施、效果及指标对比分析13.2.3.1建筑及规划设计节能措施（1） 建筑物朝向尽量采用132、南北向或接近南北向，主要房间尽量避开冬季主导风向。（2）将建筑物体形系数控制在规范要求的范围内，在满足功能要求的前提下尽量降低建筑的层高。 （3）屋面均设置保温层，保温层厚度要满足国家最新的节能要求。 （4）根据工艺系统相近、功能类似及从降低运行成本出发，将给水、水处理设施规划在同一区域；将易引起污染环境的设施规划在同一区域；压缩空气由全厂配气中心统一提供；除灰、除尘、脱硫控制合并。合并后减少了建（构）筑物的外表面积，控制建筑体形系数。13.2.3.2耗热量分析及门窗设计与选型墙体、屋面和地面耗热量比例较小，耗热量主要是门窗和换气。门窗和门窗缝隙的控制是节能的主要措施。（1）门窗设计与选型门窗133、耗能约占维护结构传热耗能的50%以上，是节能设计的重点。本工程采用保温性好、气密性均优良的双层塑料窗，能够有效控制冷风渗透。主厂房建筑窗墙面积比控制在0.2以下，其它辅助、附属及生活福利建筑物在满足功能要求前提下尽量减少开窗面积，所有窗均采用双层窗。采用空调的房间，外部门窗的气密性不低于III级(q。2.50m3/mh10pa)。建筑物南窗可适当开大，以便夏季充分利用穿堂风，冬季多吸收太阳热能。外墙施工，对窗洞口施工要求精度较高，塑料窗安装采用后塞口施工。窗与洞口之间留10毫米空隙，并用发泡聚胺脂胶填充。局部外贴EPS板与塑钢窗搭接20毫米，减少窗口热桥。采用防寒门。（2）墙体设计建筑物的门窗134、传热系数k3.50W/(m2K）；围护结构当采用烧结多孔砖时，外墙厚为370mm；当采用空心砌块时，外墙厚为300mm；当采用金属板复合系统（内夹超细玻璃丝绵）时，保温材料有效厚度为80mm。孔洞设计与工艺专业密切配合，设备及管道安装完毕后，缝隙采用发泡聚胺脂胶填充，减少孔洞的散热量。（3）楼梯间及门厅入口设计楼梯间及门厅入口的耗热量的控制，是节能设计的关键因素。附属建筑采用高级三防门，三道密封胶条，在热压及风压作用下的冷空气渗透得到了有效控制。门厅设双层门，双层门均为双层全玻璃高档铝合金门，外层门设电子锁，气密性好，能有效防止冷风侵入。楼梯间设采暖设备，形成温度过度区，能减少楼梯间外墙的散热135、量，达到节能目的。14 人力资源配置14.1 定员标准参照国家电力公司文件国电人劳【1998】94号关于颁发火力发电厂劳动定员标准（试行）的通知，并考虑到本工程为背压式扩建机组的特点，确定劳动定员。14.2 机组控制方式及自动化水平机炉及其辅助系统，采用DCS控制系统，本工程的热工自动化设计主要遵循“安全可靠、经济适用、方案合理、技术先进、操作方便”的原则，依靠先进的计算机技术、控制技术和网络通信技术提高热电厂的控制水平和综合自动化水平。14.3 劳动定员 本期扩建后，热电站总人数128人。电厂管理人员： 8 人机、炉、电运行人员： 70人燃料运行人员： 32人热工、电气、机械检修人员： 18136、人15 项目实施条件和建设进度及工期15.1 施工场地情况地方建材砂、石、石灰、水泥和砖瓦等该地区均可生产，数量和质量均能满足电厂建设的需要。当地加工配制能力及大型机具供应情况电厂需要在现场布置加工配制设施。本地区的加工配制能力可以满足电厂生产需要，大型施工机具需施工单位自行解决。施工单位应具备的技术条件本工程的建筑及安装施工单位，原则将通过招标确定。要求承建本工程的施工单位必须是国家一级或二级企业，具备较强的施工力量，具备现代化管理水平和质量保证体系，地基处理应由有经验有资质的队伍施工。施工力能供应.1 施工用水施工用水主管线从老厂供水管网引接。各施工区用水在其就近母管上接水并加装水表，以保137、正经济核算和节约用水。.2 施工用电施工电源由老厂就近引接，通过连络开关在施工现场形成网络。施工现场变压器总容量1200kVA，分3台400kVA布置在施工场地内。.3 施工通信本工程通讯光缆从老厂引接至施工现场，装120门交换机。届时施工单位的临时总机与该交换机以中继线联通，即可满足其通信要求。.4 氧气、乙炔、氩气、混合气和压缩空气氧气、乙炔采用气瓶集中供应。压缩空气由现场设置的空压机室，通过管路向各用户供气。氩气、混合气用气瓶集中供应。施工场地规划设想（一）节约用地本工程装机容量为12MW，不考虑扩建。在施工用地规划中，施工临建、施工道路做到永临结合。根据本工程的具体情况，提出以下节约用138、地的措施：（1）合理交叉使用场地，原则上先期以建筑施工作业为主，后期以安装施工作业为主，提高场地利用率。（2）充分利用征地范围内的永久占地及松散空地，做到布置紧凑合理。（3）精心安排各种物资的供货时间及存储计划，把堆放搁置时间压缩到最小限度，以节约材料及设备堆放场地。（二）合理的分区考虑土建工程地方材料便于汽车运输的条件，将土建施工区靠近厂外施工干道侧布置。主厂房扩建端设有土建区、安装区、公用部分和施工道路及其它。15.2 项目实施的建设进度和工期本工程以主要单位工程项目为对象编制施工进度，表示方法为网络控制法。本工程项目为类施工地区。根据建设方总体工期安排及电力工业部关于发电机组工程项目建设139、工期定额规定。本工程的关键网络进度安排如下：场平开挖 1个月主厂房基础及回填 3个月主厂房土建工程 2个月安装开始至厂用授电 3个月调试至并网发电 35个月16 投资估算及财务评价16.1 投资估算编制原则及依据1）估算编制办法、费用构成及计算标准执行中电联技经2007139号文“关于发布电网工程建设预算编制与计算标准火力发电工程建设预算编制与计算标准的通知”； 2）概算定额采用中电联技经2007139号文关于发布电力建设工程概算定额 (2006版)的通知，不足部分参考相关定额；3）材料价格安装工程装置性材料价格执行中电联技经2007140号关于颁发电力建设工程装置性材料预算价格（2006年版140、）的通知”和中电联技经2007141号关于颁发发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）的通知”；建筑工程材料价格执行2006年北京地区材料预算价格，并按现行xxxx地区建设工程造价信息计列材料价差； 4）设备价格设备价格按类似工程订货价格或信息价格计列。5）工资性津贴补差执行电定总造200712号文,工资性津贴超出2.4元/工日的部分按1.46元/工日标准执行，按价差处理只计取税金;6）定额材料及机械费调整执行电定总造20108号“关于颁布东北地区发电安装工程概预算定额价格水平调整系数通知”；7）勘测设计费按国家计委、建设部计价格200210号文“关于发布工程勘察设计收费管理规定的通知”141、执行;8）建设单位提供的有关资料、设计专业拟定的设计方案和设计有关的法令、法规、标准及专业设计技术规程等。9) 本院各专业提供的工程量。10) 本投资估算的静态价格水平为2009年。投资构成表 投资构成表 单位：万元序号工程及费用名称投资额备注一主辅生产工程7122（一）热力系统4971（二）燃料供应系统159（三）除灰系统461（四）水处理系统193（五）供水系统81（六）电气系统602（七）热工控制系统438（八）附属生产工程217小 计7122二与厂址有关的单项工程17（一）厂区、施工区土石方10（二）厂内外临时工程7小 计17三编制年价差207四其他费用1586（一）建设场地征用及清理142、费2（二）项目建设管理费252（三）项目建设技术服务费548（四）整套启动试运费332（五）生产准备费161（六）过渡措施费30（七）基本预备费259小 计1586 工程静态投资8932各项占静态投资的比例 %100各项静态单位投资 元/KW7443投资详细构成见各投资估算表。16.2 经济评价 编制依据 1）发改投资（2006）1325号发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）和国家计委计办投资200215号投资项目可行性研究指南；2）原电力工业部电力规划设计总院电规经(1994)2号“关于印发电力建设项目经济评价方法实施细则(试行)等文件的通知”；3）业主提供的有关财务评价资料。 资金来143、源 本工程建设资均为自有资金。 原始数据主要原始数据表序号名 称单 位经济指标1发电利用小时数小时65002发电标准煤耗克/千瓦时2753供热量万吉焦/年342.974供热标准煤耗千克/吉焦41.785不含税标准煤价元/吨6226大修理费率固定资产的%2.57电厂新增定员人648工资（不含三金）元/人年300009福利费系数%6010水费元/千千瓦时3.2311平均材料费元/千千瓦时812平均其他费用元/千千瓦时1013机组服役年限年20.014折旧年限年15.015所得税率%2516城市维护建设税%7.017教育税附加%3.018增值税率%17.019法定公积金%10.020不含税热价元/吉144、焦33 经济评价指标结果在基准收益率8.5%，在给定热价的条件下，反算电价，其经济评价指标结果如下：经济评价指标结果一览表序号 名 称单 位经济指标1发电工程静态投资万元89322发电工程静态单位投资元/千瓦74433内部收益率（融资前分析所得税前）%18.174投资回收期（融资前分析所得税前）年6.785净现值（融资前分析所得税前）万元74146内部收益率（融资前分析所得税后）%14.557投资回收期（融资前分析所得税后）年7.878净现值（融资前分析所得税后）万元44259内部收益率（融资后分析资本金）%15.2310内部收益率（融资后分析注资）%1011总投资收益率%14.8412资本净145、利润率%11.5913含税电价元/千瓦时0.39814含税热价元/吉焦37.2815发电单位成本（平均）元/千瓦时0.25116供热单位成本（平均）元/吉焦3017年均税后利润万元1072.5 经济评价结论 在项目经营期20年内，测算出当上网电价含税为0.398元/千瓦时、不含税为0.340元/千瓦时的时候，全部投资内部收益率和资本金内部收益率满足电力行业现行的基准内部收益率的要求，且财务净现值均大于零。投资利润率、投资利税率、资本金净利润率也均符合电力行业现行标准，反算出的电价低于xxxx省标杆上网电价和从电网的购电价格，因此，经济评价结果表明，该项目投产后的具有较好的盈利能力和较强的抗风险146、能力，各项指标均满足电力行业基本要求，说明该项目的建设在经济上是可行的。17 风险分析17.1 燃料价格变化风险煤价受宏观经济和政策的影响较大，煤价上涨这一风险因素具有不可控性。随我国经济迅速发展，煤价上涨的压力比较大，但是网上结算电价同时也有上涨的空间，只要建设单位积极控制好建设投资，降低机组运行成本，发电企业还是有盈利的空间。从短期来看，煤价上升的趋势不可避免，这对于发电项目而言无疑是一个不利因素。本工程属于煤电联营项目，在煤价方面相对更有优势，得以提高自身的抗风险能力；从经济发展的长期来看，随着经济持续增长对能源需求的不断增加，煤价仍将趋于上涨，企业应积极争取政策支持，推进煤电价格联动，147、从而抵消或转移煤价上涨带来的风险。17.2 市场变化风险市场风险是竞争性项目常遇到的重要风险。本工程的市场风险除煤价变化外还主要体现在市场供需总量的实际情况与预测值发生偏离，即发电量、供热量因市场需求的变化而变动。本项目属于背压供热机组，为工艺生产线供热是企业的主要经营方向。项目的落成是为了实现本企业自身热负荷供应，供热量风险可控程度高，风险因素较小。供电方面，电力市场风险属于不可控风险之一。自2008年下半年以来，受国际金融危机影响，我国电力需求快速下滑，由于发电量增速逐月放缓，全国发电设备利用小时数下降幅度较大。电力在短期内出现了过剩现象，发电企业的市场风险也随之增加。但电力毕竟不同于普通148、的工业产品，其供求关系并非仅仅受到市场的左右。电力系统是一个联系密切、快速反应的庞大系统，供给与需求必须瞬时平衡，电力建设需要一定的较长周期，电网安全运行要有一定的备用。由于本工程是供热机组，在机组供热期间，本工程电力上网是有保证的。当前，随着政府一系列刺激经济发展、确保经济增长政策措施的出台，我国经济必将迎来新一轮的快速稳定发展，全社会对电力的需求也将稳步增加，从而进一步降低电厂的市场风险。17.3 资金风险电力建设项目的资金风险主要体现在因汇率变化、利率变化而导致的融资成本升高的风险，以及由于资金供应不足而导致的工期拖延的风险。本工程资金来源除项目资本金外，其余部分来源于国内商业银行贷款。149、因全部采用国内投资，故不存在资金的汇率风险。本工程的资金风险主要来源于利率变化和可能存在的资金供应不足。利率风险同样具有不可控性。近期我国为扩大国内需求措施，加快民生工程、基础设施、生态环境建设，当前要实行积极的财政政策和适度宽松的货币政策，与几年前的水平相当，资金成本已经大幅度下降，未来几年资金筹措风险也将大幅度下降。17.4 风险评估及防范措施对于可预测风险，可以采取迂回策略，尽量将每个风险因素都减少到可以接受的水平上。对于不可预测风险，要尽量使之转化为可预测风险或已知风险，然后加以控制和处理。具体措施有：在项目活动开始之前，采取一定措施，减少风险因素；对项目有关人员进行风险和风险管理教育150、，让他们充分了解项目所面临的种种风险，了解和掌握控制这些风险的方法；以制度化的方式从事项目活动，减少不必要的损失； 在项目的组织结构上下功夫，合理地设计项目组织形式等。其他处理方式有诸如转移，回避或自留等方式。转移风险是设法将风险的后果连同应对责任一起转移到第三方身上，而不是消除风险。这种措施需要向风险承担者支付风险费用。回避风险是指当项目风险潜在威胁发生可能性太大，不利后果也太严重，又无其他策略可用时，主动放弃项目或改变项目目标与行动方案。采取回避策略，最好在项目活动尚未实施时进行，放弃或改变正在进行的项目，一般都要付出高昂的代价。自留风险是指项目班子可主动或被动地把风险的不利后果接受下来。151、最常见的以自留为风险应对措施的做法就是预留应急准备（后备），包括用于已知风险的一定数量的时间、资金或资源。18 经济与社会影响分析18.1 经济影响分析随着国家一系列刺激经济发展、确保经济增长政策措施的出台，我区经济必将迎来新一轮的快速稳定发展，相关产业对电力的需求也将稳步增加。本项目的建设不仅能为企业供热提供环保热源，保障企业自身生产要求，也可以推动当地经济的发展。本项目建设及运营的周期较长，期间需要当地提供大量的建筑材料和劳动力，有利于把当地资源优势转化为经济优势，创造大量的就业机会。对拉动内需具有巨大作用。将为增加国家财政收入和地方财政收入做出贡献。18.2 社会影响分析本工程严格执行国152、家规定的土地使用政策，厂址、灰场均不占耕地。不存在移民问题，也不涉及拆迁问题。本工程设置了各种废水回收系统，生活污水处理、工业废水处理、含油废水处理及煤水处理系统。正常运行时，以上各种污、废水经处理后均回收使用或重复使用，污水、废水对外零排放。本工程产生的灰渣量可全部综合利用，彻底消除了飞灰的污染。火电企业，既是产能大户，也是耗能大户；既是清洁能源生产者，又是污染物的主要排放者。因此节约能源、减少污染物的排放、保护环境是电力企业的社会责任，在全国节能减排中肩负着极为重要的使命。 本工程采用循环流化床炉内添加石灰石脱硫工艺，脱硫效率80%；电厂投产后，SO2、烟尘、NOx完全可做到达标排放。本工153、程远离居民区，但机组在进行吹管、锅炉排气、安全阀排气等发生噪音强度较大的作业时，最大限度的采用消音器减弱噪音强度，并将作业安排在白天进行，把噪音干扰降低到最低限度。本工程建成投产后，将有效地改善地区经济结构，合理利用资源，提高人民生活水平，减少空气污染，保护环境，为加快关停小容量机组提供保障。本工程的建设，可增加就业岗位，转移农村剩余劳动力，使社会更加稳定，对繁荣边疆少数民族地区经济，提升产业结构、推动社会经济发展具有重要作用。19 结论与建议19.1 工程建设必要性本期选用12MW背压式供热机组，排汽压力、排汽量，可以满足供热需要。 本期选用循环流化床锅炉，污染物SO2的排放量少，采用高效率布袋除尘器除尘，严格控制污染物排放，不会对大气造成污染 本期工程生产、生活、工业废水经处理后全部回收利用，不会对水体产生污染影响。 本次扩建采用的方案，是经过技术、经济比较，采用了适合企业规划发展的工艺，运行经济合理，因此，本项目建设是可行的。19.2 存在问题及建议19.2.1建议业主尽快提供锅炉岛的有关资料，并进行汽轮机和发电设备的招标谈判和订货，以便下阶段工作的开展。19.2.4建议业主尽快对扩建厂址进行地质勘测，为下阶段确定基础方案提供依据。