1、热电有限责任公司环境综合治理工程调峰热源建设项目可行性报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月热电有限责任公司环境综合治理工程调峰热源建设项目可行性报告建设单位：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169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 录第一章 总 论11.1 项目及建设单位基本情况11.2 编制依据21.3 编制原则21.4 研究范围2、和建设规模及内容31.5 项目背景31.6 项目建设必要性71.7区域内负荷性质及综合热指标81.8主要技术经济指标8第二章 厂址选择112.1 选址原则112.2 厂址现状112.3 厂址建设条件112.4 气候特征122.5 社会环境概况132.6 交通运输142.7 公共基础设施142.8 热源现状及发展目标14第三章 锅炉房工程163.1 工艺装置技术及设备方案163.2 工艺概述、流程及消耗定额173.3 工艺设备技术方案273.4 化学水系统363.5 工艺装置“三废”排放373.6 总平面布置图及厂区运输383.7 锅炉房主要工艺设备39第四章 换热首站工程414.1设计内容413、4.2换热首站原则系统414.3换热首站设备选型414.4换热首站的选址与占地424.5换热首站设备清单42第五章 管网布置及水力计算435.1 供热介质和供热方式435.2 管网布置及敷设方式435.3 水力计算和水压图475.4 过热蒸汽水力计算49第六章 供热运行调节546.1 热力网调节方式54第七章 电气工程577.1概述577.2 设计原则和依据577.3设计范围577.4建设项目所在地电网状况、用电负荷等级及可靠性587.5中、低压电缆敷设方式647.6非线性负荷谐波情况预测及防治647.7节电措施657.8防雷、接地措施657.9主要设备及电缆的选择667.10主要设备规格与数4、量68第八章 自动控制718.1概述718.2设计中采用的主要标准及规范718.3控制系统及主要选型718.4工艺装置自动控制方案738.5安全措施768.6仪表接地768.7控制室768.8公用工程消耗77第九章 建筑结构789.1概述789.2 新建建筑物829.3主厂房建筑结构设计829.4 抗震设计879.5 防止不均匀沉降危害结构的措施889.6 混凝土结构的耐久性899.7烟道结构及炉后区域建构筑物909.8 燃料建（构）筑物929.9 全厂建筑色彩处理929.10 装修939.11换热首站969.12 管网工程97第十章 节能篇9910.1节能编制依据9910.2概述9910.35、能耗指标及分析10010.4节能措施综述102第十一章 环境保护10511.1 环境保护设计依据及设计采用的环境保护标准10511.2烟气治理及影响分析10511.3废水排放及其治理10711.4噪声治理措施10711.5灰渣污染治理及粉煤灰综合利用10811.6绿化10811.7水土保持10811.8结论109第十二章 劳动安全卫生与消防11012.1生产过程中可能产生职业危害的因素11012.2主要设计依据11012.3劳动安全措施11112.4工业卫生设计11212.5消防112第十三章 组织机构与人员资源配置11513.1人员编制11513.2生产设备配置115第十四章 工程进度计划16、1714.1工程建设工期11714.2工程实施进度安排117第十五章 工程招标方案11915.1工程招标的基本原则11915.2招标范围11915.3招标方式11915.4招标程序119第十六章 投资估算12216.1建设投资估算内容12216.2建设投资估算依据及办法12216.3流动资金估算12316.4项目总投资估算12316.5建设投资构成12316.6资金分年投入计划124第十七章 融资方案12517.1总投资来源12517.2资本金筹措12517.3融资方案分析125第十八章 财务分析12718.1编制依据12718.2财务评价基础数据12718.3营业收入及税金12818.4成本7、费用估算12818.5利润估算12918.6建设投资贷款偿还估算13018.7财务评价13018.8 财务评价结论131第十九章 社会评价13219.1 项目对社会的影响分析13219.2 项目所在地互适性分析13219.3 社会评价结论132第二十章 风险分析13320.1 项目主要风险因素识别13320.2 风险程度分析13320.3 防范和降低风险对策133第二十一章 结论及建议13421.1 结论13421.2 建议134附 表1、附表1：财务评价经济指标汇总表；2、附表2：建设投资估算表；3、附表3：建设期利息估算表；4、附表4：流动资金估算表； 5、附表5：项目总投资使用计划与资金8、筹措表；6、附表6：营业收入、营业税金及附加和增值税估算表；7、附表7：年产品生产成本估算表；8、附表8：总成本费用估算表；9、附表9：外购原材料费估算表；10、附表10：外购燃料和动力费估算表；11、附表11：工资及福利费估算表；12、附表12：固定资产折旧费估算表；13、附表13：无形资产及其他资产摊销费估算表；14、附表14：利润与利润分配表；15、附表15：借款还本付息计划表；16、附表16：项目投资现金流量表；17、附表17：项目资本金现金流量表；18、附表18：财务计划现金流量表；19、附表19：资产负债表；20、附表20：财务评价敏感性分析表；21、附表21：财务评价敏感性分析图9、；22、附表22：盈亏平衡图；附 图1、吉林市xx热电有限责任公司位置图2、附图热-01 热力系统图3、附图热-02 燃烧系统图4、附图热-03 主厂房0.000层平面布置图5、附图热-04 主厂房断面布置图6、附图热-05 调峰锅炉房厂区总平面图7、附图热-06 换热首站工艺管道流程图8、附图热-07 换热首站一层设备平面布置图9、附图热-08 换热首站二层设备平面布置图10、附图热-09 直埋管道横断面图11、附图热-10 调峰热源连网供热主干线平面布置图12、附图 吉林市中心城区供热专项规划（2012-2020）供热现状图13、附图 吉林市中心城区供热专项规划（2012-2020）供热规10、划图14、附图建-01 锅炉房0.000平面图15、附图建-02 锅炉房4.500平面图16、附图建-03 锅炉房27.900平面图17、附图建-04 -立面图18、附图建-05 换热首站一层平面图19、附图建-06 换热首站二层平面图20、附图建-07 立面图、剖面图附 件1、吉林省环境保护厅关于吉林市环境综合治理工程调峰热源建设工程环境影响报告书的批复 2、吉林市人民政府关于珲春桃北热源项目建设变更规模的批复3、吉林省发展改革委关于吉林市环境综合治理工程调峰热源建设工程节能评估报告书的审查意见4、气象灾害风险评估审查书5、建设项目选址意见书 6、建设用地批准书 7、租赁协议 第一章 总 论11、1.1 项目及建设单位基本情况项目基本情况.1项目名称吉林市环境综合治理工程调峰热源建设工程.2项目性质本项目属于新建项目。.3项目建设地点吉林市xx热电有限责任公司厂区内四期工程与新建设的2165t/h循环流化床蒸汽锅炉之间预留位置。.4项目建设规模拟建设2台165t/h循环流化床蒸汽锅炉及配套的换热首站（260MW）一座、蒸汽管网、高温热水管线1.2km。1.1.2建设单位基本情况.1建设单位名称吉林市xx集团有限公司1.1.2.2建设单位法定代表人xx.3建设单位概况吉林市xx集团有限公司坐落在风光秀美的松花江畔、龙潭山脚下，是在2006年9月6日，由原吉林市热力总公司改制后组建的股份制12、企业。是吉林市城区最大的供热企业，同时也是全国城镇供热协会副理事长单位。 公司总资产8.4亿元，注册资本4663万元，其中国有股占35%，职工股占65%。公司在册员工1830人，其中在岗员工1635人，公司机关设11个党政部室、下设四个基层单位和四个控股子公司。目前，公司供热管网总长度达到664公里，其中主、支干线69公里，庭院管网595公里，热力站总数达到319座，有大型加压泵站5座，其中246座供热站实行了自动化调节，即实现在中央控制室的集中远程控制调节。供热总规模达到1850万平方米，供热范围覆盖吉林市城区大半部分。供热辐射区域为松江北路和闽江路以南；松江东路至雾凇大路段以西；松江中路以13、北；长兴西路和秀水南街以东等昌邑区和船营区大部分地区。公司始终坚持社会效益和经济效益并重的方针，以“追求卓越，争创一流为目标”，经过三十年的持续深化改革，公司规模逐步扩大，两个效益不断喜结硕果，形成了现代化的微机联网信息管理体系、完善的经营承包考核体系和先进的远程自动化调节体系，为吉林市经济发展、社会进步和人民生活水平的改善做出了应有的贡献。公司先后荣获吉林市省精神文明建设先进单位，省“重合同、守信用”单位，省建设系统供热服务考核标兵单位，省明星企业及吉林市供热工作先进单位等多项省、市级荣誉。1.2 编制依据1、吉林市xx集团有限公司委托吉林市燃气热力设计研究院有限公司编制本可行性研究报告的委14、托书及合同；2、吉林市城乡规划设计研究院编制的吉林市中心城区供热专项规划（2012-2020年）；3、吉林市xx集团有限公司提供的吉林市环境综合治理工程可行性研究报告相关支持性文件及基础资料；4、国家发改委批准的投资项目可行性研究指南；5、建设部颁发的市政公用工程设计文件编制深度规定；6、相关法律、法规。1.3 编制原则1、在吉林市总体规划和供热专项规划的指导下，结合吉林市城区建设发展的特点，合理确定热源位置及建设规模；2、结合原有热源，合理选择热源参数，提高热源备用系数；3、立足节约用水，蒸汽冷凝液回收率大于95%；4、选择技术先进、环保，运行可靠的循环流化床锅炉工艺技术；5、采用先进可靠的15、自动化控制系统，保证锅炉及辅助装置的安全稳定运行，提高操作管理水平；6、设备选型立足国产化，充分考虑管理简单、操作方便等因素，确保整个系统能够长期高效稳定地运行，节省项目建设投资，从而降低成本和锅炉运行费用，以提高企业的经济效益；7、厂区平面布置在保证工艺流程的前提下，力求紧凑，减少占地；8、遵循国家可持续发展的战略要求，高度重视环境保护、劳动安全和职业卫生，尽量减少对周边环境的影响，各种排放物必须符合国家和当地政府的有关环保标准和规定。1.4 研究范围和建设规模及内容1.4.1研究范围1、项目建设的必要性；2、建设内容及建设规模；3、工程技术方案；4、环境保护与节约能源；5、投资估算及融资方16、案；6、财务评价及项目风险分析。建设规模及内容本报告研究范围包括新建2165t/h高温高压循环流化床蒸汽锅炉房及其配套的换热首站（260MW）一座、蒸汽管网、高温水连网管线1.2km。1.5 项目背景热源情况目前市区范围内，吉林市xx集团有限公司承担的集中供热总面积约1850万平方米，供热热源为吉林热电厂、松花江热电厂、吉林市xx热电有限责任公司。1、吉林热电厂吉林热电厂始建于1954年，其厂址位于吉林市松江大桥以北地区，北临遵义东路、东侧为清源街、南侧为徐州路、西侧为中兴街。该厂目前现有13台燃煤锅炉，吉林热电厂现状发电总容量1025MW，供汽能力1048t/h，供热能力952MW。表1-117、 吉林热电厂现状装机容量表机组名称发电容量（MW）设计负荷工业抽汽（t/h）采暖抽汽（t/h）可供热面积（万平方米）1-4号机组4354574512405-7号机组365314031033608-9号机组21252200213130610号机组220023427411号机组2200349407合计1025104813581587吉林热电厂冬季热水采暖用户有：吉林市xx集团有限公司、吉林市龙源热力公司、吉化事业公司、江北机械厂物业公司等，所有用户的热网在首站处经母管连接在一起，成为统一的供热系统。目前提供给吉林市xx集团有限公司供热能力约为335MW。2、松花江热电厂松花江热电厂隶属于中国电力投18、资集团公司，位于吉林市西北郊哈达湾工业区的西侧，座落在松花江畔。松花江热电厂是分两期建设的：1999年一期建设发电总容量250MW，供汽能力400t/h，供热能力280MW；2009年二期新建1台300MW双抽供热汽轮发电机组，供热能力240MW，供汽能力250t/h。松花江热电厂现状最大采暖供热能力为520MW，目前担负吉林市xx集团有限公司供热负荷约为482MW。3、吉林市xx热电有限责任公司吉林市xx热电有限责任公司隶属内蒙古xx能源集团公司，位于吉林市西南部西宁路1号，是吉林市西部地区的主要集中供热热源。吉林市xx热电有限责任公司筹建于1979年，一期工程于1988年2月建成投产，厂内19、安装了额定蒸发量为65t/h的燃煤中压煤粉锅炉共2台，并配备了6MW背压式汽轮发电机组共2台；二期工程于1993年11月建成投产，厂内扩建安装了额定蒸发量为75t/h的燃煤中压煤粉锅炉1台，并配备了1台12MW双抽汽轮发电机组，三期工程于2002年扩建安装了1台75t/h循环流化床中压锅炉；四期工程于2011年建设完成了2台220t/h循环流化床锅炉配两台25MW抽背机组。吉林市xx热电有限责任公司现状最大供热能力为296MW，目前担负吉林市城西供热公司的供热负荷约131MW；担负吉林市xx集团有限公司供热负荷约165MW。2012年吉林市xx集团有限公司在吉林市xx热电有限责任公司厂区内投资20、建设2台165t/h循环流化床锅炉，总供热能力232MW。工程在2013年投产后，该处热源可为吉林市xx集团有限公司提供供热能力约397MW。xx集团供热负荷发展情况根据吉林市中心城区供热专项规划（2012-2020），到2020年，以上三处热源对市中心城区的总供热面积将达到4099万平方米。根据吉林市xx集团有限公司所担负的供热区域，结合目前及未来该区域内房地产开发项目，市、区级重点产业开发项目的规划和建设，吉林市xx集团有限公司供热区域内的供热面积预计到2015年供热面积将达到2300万平方米，供热负荷1219 MW；预计到2020年，供热面积将达到2800万平方米，总供热负荷约1484M21、W。表1-2 吉林市xx集团有限公司供热区域热源及热负荷情况一览表热源名称吉林热电厂松花江热电厂吉林市xx热电有限责任公司合计备 注现状供热能力（MW）3355201651020现状热负荷（MW）333482165980现状供热面积（万）62891031218502013年后供热能力（MW）33552039712522015年供热面积（万）70098062023002015年热负荷（MW）37152032812192020年供热面积（万）700135075028002020年热负荷（MW）3717163971484根据表1-2可以看出，吉林市xx集团有限公司区域内集中供热热源只能满足目前的区域22、内热负荷需求，2013年2台165t/h循环流化床锅炉投产后，可满足近几年供热负荷增长的需求，但无法满足远期2020年用热负荷的需求。1.5.3项目建设的提出依据国家计委、国家经贸委、电力工业部、建设部印发的关于发展热电联产的若干规定，在热电联产建设中应根据供热范围内的热负荷特性，选择合理的热化系数。以工业热负荷为主的热化系数宜控制在0708之间；以采暖供热负荷为主的热化系数宜控制在0506之间。根据吉林市中心城区供热专项规划（2012-2020），至2020年吉林市热力有限公司供热区域热负荷将达到约1484MW，热源供热能力为1252 MW，热源能力缺口约为232MW。国家发展改革委于20023、6年7月10日批复了吉林省吉林市环境综合治理日元贷款项目资金申请报告。该项目包括城市集中供热工程和污水处理厂配套管网工程两部分。吉林市环境综合治理工程调峰热源建设工程是利用日本国际协力银行贷款项目，本项目的建设取消了原珲春、桃北锅炉房，实施大型的集中供热，是民生民利的环保建设项目，符合日本国际协力银行环保建设项目要求，为日本国际协力银行支持的项目。项目贷款性质为二类，贷款期限30年，宽限期10年，共计贷款年限40年，年利率为0.75%。本贷款利率低，还款期长。根据吉林市环境综合治理工程可行性研究报告中的相关内容，将吉林市中部珲春锅炉房原有的414MW 热水锅炉扩建为429MW热水锅炉；桃北锅炉24、房原有的214MW 热水锅炉扩建为229MW热水锅炉，总容量达到829MW热水锅炉作为吉林市中部地区的供热调峰锅炉房。但是由于该两座锅炉房位于吉林市的中心位置，在该处建设调峰锅炉房会对市区的交通、环境、安全以及城市开发造成一定的影响，需将调峰热源改建在xx热电厂内。原吉林市环境综合治理工程可行性研究报告中调峰热源的建设规模总容量为829MW（840t/h热水锅炉）。根据吉林市xx集团有限公司集中供热总面积（1850万平方米），参照关于发展热电联产的若干规定中推荐的热化系数及结合现状热源情况，经初步测算，此调峰热源的建设规模按照232MW考虑。1.6 项目建设必要性保障城市居民供热的需要城市集中25、供热工程作为现代化城市主要基础设施之一，是城市居民安居乐业的重要保障。至2020年吉林市xx集团有限公司区域内集中供热负荷将达到约1484MW，现状热源的最大供热能力约为1252MW。因此，为保障居民供热及考虑热网运行的安全性，新建调峰热源能力必需达到232MW。目前吉林市xx集团有限公司区域内集中供热负荷980MW，热源供热能力约为1252MW，随着热负荷的发展，热源能力无法满足备用系数及调峰需要，遇极端天气或热源故障，将给吉林市城区居民供热带来了很大的影响，存在较大的安全隐患，所以，该调峰热源建设非常必要。环境保护的需要本项目建成后，由于采用效率较高的循环流化床锅炉，代替原有小锅炉供热，减26、少城市污染，节约能源改善城市环境。采用布袋除尘器，除尘效率达到99.9%以上，循环流化床锅炉采用SNCR（非选择性催化还原法）脱硝、炉内喷钙加石灰石-石膏法进行脱硫，减少空气中NOx和SO2污染，脱硝效率可达到70%、脱硫效率可达到95%以上。1.6.3企业经济效益的需要根据吉林市环境综合治理工程可行性研究报告原调峰热源的建设规模总容量为829MW（热水锅炉），锅炉容量小，设备效率低，厂用电率高，供热煤耗高，经济效益比较低。增加规模后，能进一步提高设备效率，降低能耗，提高企业的综合效益，这是企业求生存、求发展的大势所趋，也是促进企业繁荣的有效手段。综上所述，加快调峰热源工程建设，可以缓解吉林市27、中心区热负荷快速增长的矛盾，实现企业经济效益最大化，并可以有效降集中供热综合成本，增强吉林市xx集团有限公司可持续发展的综合实力，因此在吉林市xx热电有限责任公司厂区内新建2165 t/h循环流化床蒸汽锅炉作为调峰热源非常必要的。1.7区域内负荷性质及综合热指标根据前文所述，至2020年吉林市xx集团有限公司有限公司供热区域内总供热面积将达到2800万平方米，其供热负荷性质及指标见表1-3。表1-3 吉林市xx集团有限公司区域供热负荷汇总表名称类别建筑面积（万m）供热指标（W/ m）热负荷（MW）供热区域负荷性质住宅198446912.6公建81670571.2合计2800531484综合热指28、标为53（w/ m）。1.8主要技术经济指标1.8.1热源规模新建2台额定蒸发量165t/h高温高压循环流化床锅炉，总额定蒸发量330t/h。1.8.2热媒参数锅炉系统蒸汽温度：540锅炉系统蒸汽压力：9.81MPa一次网供水温度：110一次网回水温度： 70一次网供水压力：1.2MPa一次网回水压力：0.2MPa1.8.3人员编制本项目生产定员为76人。总投资及资金筹措1、项目总投资项目总投资估算17955.28万元。其中：建设投资估算17251.76万元；建设期利息估算81.99万元；流动资金估算621.53万元。2、资金筹措申请日本政府贷款16亿日元（折算人民币10000.00万元），占29、总投资55.69%；自有资金7955.28万元，占总投资44.31%。1.8.5项目技术经济指标技术经济指标详见表1-4表1-3 主要评价指标一览表序号项目单位指标备注1建设规模1.1锅炉房设计规模t/h21659.81MPa 5401.2换热首站设计规模MW2602年操作时间h19923消耗指标3.1煤104t/a14.33.2石灰石粉104t/a0.793.3轻柴油（点火）t/a9.63.4工业水t/a796803.5脱盐水t/a1155363.6电kW.h16.4651064占地面积m2106004.1锅炉房m285004.2换热首站m221005装置定员人766项目总投资万元1795530、.286.1建设投资万元17251.766.2建设期利息万元81.996.3流动资金万元621.536.4投资利税率%2.746.5投资利润率%1.476.6项目税前财务内部收益率%2.226.7项目税后财务内部收益率%1.756.8项目税前静态投资回收期a24.006.9项目税后静态投资回收期a26.06第二章 厂址选择2.1 选址原则1、满足城市总体规划；2、满足工程设计要求；3、尽量靠近热负荷中心；4、满足环境保护要求；5、满足煤、渣的运输要求；6、满足城市美观要求。2.2 厂址现状2.2.1选址地点与地理位置吉林市位于东北地区中南部、吉林省中部偏东，地处长白山向松辽平原的过渡地带。介于31、东经1254012756，北纬42314440，东接延边朝鲜族自治州，西邻长春市、四平市、辽源市，南连白山市、通化市，北靠黑龙江省。市区海拔190米。全市总面积27120平方公里，占全省总面积的14%左右，城市规划区面积1995平方公里，占全市总面积的6%左右。厂址在吉林市xx热电有限责任公司厂区内。该位置为吉林市西部地区的主要热源，位于西宁路西侧、北方驾校东侧。厂区地势平坦，交通方便，有铁路专用线路，同时还可以利用吉林市xx集团有限公司2012年建成的2165t/h循环流化床锅炉的烟囱，可以大大减少工程投资。2.2.2土地权属类别及占地面积厂址土地为规划供热用地，厂区总占地面积约14万平方米32、，本项目占地面积约10600平方米。2.3 厂址建设条件2.3.1地形地貌吉林市地形为河谷冲积平原及低山丘陵，中部、东部和东南部多为山地，西部、北部多为平原、丘陵。地势由东南向西北逐渐降低，构成山地丘陵峡谷湖泊河谷平原四大地貌。全市东部、南部与中部属于吉林省中部中低山丘陵地带，海拔1601400米。市区周围群山环抱，东有龙潭山、南有朱雀山、西有小白山、北有玄天岭。在城东、城西还各有一处古文化遗址东团山、西团山相峙而立。发源于长白山天池的第二松花江，逶迤如游龙，从东南至西北以S型穿过市区。2.3.2地质特征在大地构造环境上，吉林地区属吉里褶皱带的吉林向斜，构造地层以花岗岩侵入体为主，其次为二迭纪33、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。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3m3.5m。2.3.3地震情况吉林市基本地震烈度为7度（麦卡里）。2.4 气候特征吉林市的气候类型34、属于温带大陆性季风气候，四季分明。春季少雨干燥,夏季温热多雨，秋季凉爽多晴，冬季漫长而寒冷。全区年平均气温3-5，气温受地形影响，由西、西北向东、东南气温逐渐降低。一月份平均气温最低，一般在零下18-20，七月平均气温最高，一般在21-23，极端最高气温36.6。山区无霜期120天，平原区可达130-140天。全年降雨量约700毫米左右。全区日照时数2400-2600小时，全年总辐射量为1150千卡/平方毫米。吉林市主要气象参数如下：年平均气温 4.5最冷月平均气温 -18.5最热月平均气温 22.9极端最低气温 -40.2极端最高气温 36.6多年平均降水量 668.5mm常年平均相对湿度 35、70%平均风速 3.0m/s最大冻土深度 1.8m冰冻期 170190天无霜期 130天左右采暖室外计算温度 -24采暖期平均温度 -8.5采暖期天数 172天2.5 社会环境概况吉林市是吉林省第二大城市，辖昌邑、船营、龙潭、丰满4个城区，舒兰、磐石、蛟河、桦甸4个县级市，永吉1个县，1个国家级高新技术产业开发区和11个省级开发区，42个乡、58个镇、59个街道，253个社区、1494个村。总面积27120平方公里。市区面积3636平方公里，城市规划区面积1995平方公里，建成区面积128平方公里。吉林市总人口为450.6万，其中市区人口197.7万，非农业人口209.6万人。境内居住汉、满、36、朝、回、蒙等35个民族。2.6 交通运输2.6.1铁路吉林站位于长图线、沈吉线、吉舒线三条铁路交汇处。这三条铁路把吉林与长春、沈阳、哈尔滨这三个东北省会城市紧紧联系在一起，吉林还有始发到北京、天津、齐齐哈尔、宁波、大连等城市的列车。管内有长图、牡图、吉沈、吉舒、烟白、拉滨、朝开、和龙等干支线8条，总营业里程1491.9公里，管界跨吉、黑两省的16个市、州、县。2.6.2公路吉林市辖区内的主要的公路交通干线有202国道（南北）、302国道（东西）和长吉高速公路、吉（林）珲（春）高速公路、吉林绕城高等级公路。初步形成了以高速长吉线、吉珲线，国道黑大线、珲乌线，省道五桦线、榆江线、长吉北线为骨架的五37、纵四横一环网状格局，公路交通运输十分便利。本项目建设在吉林市区铁路主干线吉林市铁路西站附近，煤炭和灰渣等原材料和燃料运输便利。2.7 公共基础设施厂址周边供电、给水、排水、通讯设施等公共基础设施齐备，完全能够满足生产运行需求。2.8 热源现状及发展目标目前市区范围内，吉林市xx集团有限公司集中供热热源为吉林热电厂、松花江热电厂、吉林市xx热电有限责任公司，总供热能力1020MW，现状热负荷约为980MW，承担的集中供热总面积约1850万平方米。根据国家对发展热电联产建设的相关规定，同时结合目前该三处热源企业的实际状况，他们均提出目前没有扩建的计划。随着城市建设的飞速发展，参考吉林市的城区整体规38、划，经初步统计2012-2013年吉林市xx集团有限公司供热区域范围内的西山地区将新增集中供热面积约300万平方米。按照此发展负荷，吉林市xx集团有限公司供热区域内的热源建设将存在严重的紧缺，热源建设也就迫在眉睫。根据吉林市城区集中供热发展专项规划（2010-2020年），结合吉林市城市的发展规划与吉林市“暖房子”工程中提出的为保证居民供热质量的相关规定，拟在吉林市xx热电有限责任公司厂区内建设一座集中供热热源作为吉林市xx集团有限公司供热区域与西部区域的调峰热源，该热源建成后最大调峰能力将达到260MW。第三章 锅炉房工程3.1 工艺装置技术及设备方案3.1.1工艺技术选择 .1原料路线确定39、 本设计采用高温高压循环流化床燃煤锅炉，为降低燃料成本，本项目2165t/h循环流化床锅炉系统拟燃用褐煤。锅炉启动点火采用轻柴油。燃料由吉林市xx集团有限公司外购供给。 .2工艺技术路线的介绍 依据供热规划和周边地区热负荷的发展情况及冬季运行的调峰负荷，选择热源容量；考虑新建热源选址在xx热电有限公司厂区内，为提高热源的供热可靠性，新建热源需与xx热电四期工程2台220t/h循环流化床锅炉、2012年建设的2台165t/h循环流化床锅炉参数相匹配，以达到相互备用的目的，新建热源选择高温高压锅炉。本工程选择新建2 台165t/h高温高压循环流化床锅炉。循环流化床（CBF）锅炉燃料适应性广，燃烧效40、率高。由于锅炉采用了循环流化床燃烧方式，采用低温和空气分级送风的燃烧技术能够显著抑制 NOx 的生成，大大降低了烟气对设备的腐蚀和对环境的污染。 本设计采用高效、低污染环保型的高压循环流化床燃煤锅炉。该锅炉采用了循环流化床燃烧方式，其燃料煤种适应性好，可以燃用无烟煤、烟煤，也可以燃用褐煤、造气炉渣、矸石等较低热值燃料，燃烧效率达95-99%。锅炉在75%100%B-MCR负荷内，过热蒸汽温度540，主蒸汽温度偏差范围为5；在30%B-MCR负荷时，可稳定安全燃烧。 锅炉燃烧后的灰渣性能好，可以做水泥的掺和料，具用较高的综合利用价值并且避免了二次灰、渣环境污染，因此它更能适合国家日益严格的能源、41、环保要求。.3锅炉型号及参数锅炉型号 TG-165/9.81-M型额定蒸发量 165t/h额定蒸汽压力（表压） 9.81MPa额定蒸汽温度 540给水温度： 158锅炉排烟温度 140 排污率 2 %空气预热器进风温度 20 锅炉设计热效率 91.2%3.2 工艺概述、流程及消耗定额 工艺概述 .1装置规模和年操作时数 工艺装置规模如表 3-1 所示。 表3-1 工艺装置生产规模表 序号主项名称建设规模年操作时数1锅炉房9.81MPa 蒸汽量：2165t/h1992.2 装置组成 本工艺生产装置是由锅炉房、换热首站、配套输送管网等共 3 个单元组成。 工艺流程说明 3.2.2.1热力系统 结合42、本项目供热系统的远景规划，本设计 2165t/h 高压循环流化床燃煤锅炉的主蒸汽管道、锅炉给水管道采用母管制。脱盐水站送来的锅炉给水（脱盐水）经汽水加热器加热至80后送入旋膜除氧器进行除氧，除氧水（158）经锅炉高压给水泵送入锅炉省煤器。 锅炉给水采用三冲量（蒸汽流量、汽包水位和给水量）自动调节的方式。利用部分锅炉系统的补充水（脱盐水）作为锅炉冷渣器的冷却水，以吸收炉渣的余热，节省系统能源。为节省占地和投资，锅炉给水系统不设高压加热器。热力系统流程详见附图热-01热力系统图。3.2.2.2燃烧系统新建165t/h循环流化床锅炉的一、二次风、引风系统，烟气的除尘系统流程如下： 空气 一次风机、二43、次风机 风道 锅炉空气预热器 锅炉 烟道 布袋除尘器 烟道 引风机 烟囱。锅炉选配一台一次风机、一台二次风机、一台引风机。一次风机提供锅炉布风板的物料流化风、播煤风和给煤机密封风，一次风通过锅炉底部进入炉膛，它既要保证床上的物料充分悬浮流化，同时又要保证一定的燃烧用空气量。二次风通过母管多点进入炉膛，二次风机提供炉膛燃烧风、扰动风和启动助燃风。锅炉在正常运行时，炉膛温度为850950，一次风量占总风量60%，锅炉运行时一、二次风量的比例是可以调节的，炉膛温度的控制就是通过调节一、二次风的比例来实现的。由于所燃用的燃料发热量较低，所以采用床上3支油枪，床下2支油枪联合点火启动的方式。 本工程采用44、SNCR脱硝系统脱除NOx后经过布袋除尘器除尘，经石灰石-石膏法湿式脱硫系统脱硫后排至烟囱，排放标准满足国家规范火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）的要求。 本设计中的烟囱利用吉林市xx集团有限公司投资建设的2台165t/h循环流化床锅炉新建的双筒混凝土烟囱，高150米，出口直径23.5米。燃烧系统流程详见附图热-02系统及主厂房布置燃烧系统图。3.2.2.3蒸汽主给水系统 本设计2165t/h高压循环流化床燃煤锅炉的主蒸汽管道、锅炉给水管道采用母管制。热力系统：由脱盐水站送来的锅炉给水（脱盐水）经汽水加热器加热至80后送入旋膜除氧器进行除氧，除氧水（158）经锅炉高压给水泵直45、接送入锅炉省煤器。设置两台高压除氧器，每台除氧器的额定出力为165t/h，工作压力0.588MPa。除氧水箱有效容积为70m3。锅炉给水采用三冲量（蒸汽流量、汽包水位和给水量）自动调节的方式。3.2.2.4输煤系统原料煤运输方式采用自卸汽车运输，车辆进厂经汽车衡检验后到干煤棚，然后经推土机、装载机进行整理堆放。不足部分依托xx热电运煤系统。电厂燃煤运输方式为铁路运输, 电厂原有铁路专用线由吉林市黄旗屯火车站接轨。电厂火车来煤由国铁运抵吉林市黄旗屯火车站，在厂内专用线上交接。本工程厂内运煤系统，系统出力按最终容量216521652220t/h循环流化床锅炉进行设计。本工程新上2台165t/h循环46、流化床锅炉后全厂锅炉日燃煤量为6876t，考虑来煤不均匀系数1.2，每天火车需来煤4次，每次来煤车辆数为1/2列煤车，满足本工程供煤要求。已建成的2165t/h循环流化床燃煤锅炉房工程建设的运煤系统包括：卸煤设备、运煤设备、破碎设备、干煤棚及煤场设备等设施，其能力均能满足本项目需求。干煤棚内100mm的原料煤经过上煤斗、螺旋给煤机、皮带输送机、悬挂式永磁除铁器、经过1#输煤栈桥、转运站、2#输煤栈桥进入锅炉装置。 本工程中的输煤系统只需自2#输煤栈桥出口接至本工程中2165t/h循环流化床锅炉房的煤仓口即可。经过除铁后的原料煤进入破碎机破碎至10mm以下，然后通过皮带输送机送至煤仓中。当锅炉工47、作时，需要的煤经过锅炉炉前的给煤机进入锅炉。每台锅炉设置两个有效容积为315m3的原煤仓，所储煤量能够保证每台锅炉在BMCR工况下燃用设计煤质运行8小时。每台炉设3台出力为20t/h的给煤机。3.2.2.5除灰、渣系统 本工程锅炉排灰渣量为锅炉炉膛排渣和布袋除尘器排灰两部分，其灰渣比例暂按如下考虑：锅炉炉膛排渣量为总灰渣量的40%；布袋除尘器排灰量为总灰渣量的60%。锅炉冷渣器排出的炉渣经过除渣机、斗式提升机送入临时灰渣库中，然后定时用汽车运入煤渣堆放场或外运至砖厂。新建渣库有效容积为354m3，可存储两台炉20小时的渣量。锅炉除尘器的炉灰采用正压气力除灰系统。在每个除尘器灰斗下安装1台上引式48、输灰仓泵，每台除尘器纵向3个灰斗下仓泵共用一条输灰管路。飞灰由四条（两台炉）输灰管路送至灰库。已建成的2台165t/h锅炉排灰送入xx热电有限公司四期扩建工程灰库。该灰库容量余量很小，需要本工程需新建直径12m的灰库1座，灰库的容积为1639m3，可存储四台炉27小时的灰量。灰库的灰用干灰卸料器装密封罐车运至煤渣储备库或直接外运至砖厂。 3.2.2.6锅炉装置供水量和供水系统的选择 锅炉用水量：（锅炉产蒸汽330t/h额定工况） 锅炉装置汽水损失：Q1=3305%=16.5t/h； 锅炉排污损失：Q2=3302%=6.6t/h； 机组启动或事故增加的处理量：Q3=16510%=16.5t/h。49、故锅炉正常用水量：Q1+Q2+330=353.1t/h； 锅炉启动用水量：Q1+Q2+Q3+330=369.6t/h； 锅炉装置生产最大用水量为：369.6t/h。 锅炉房及换热首站工业用水采用自来水。3.2.2.7锅炉的吹灰系统 为了清除受热面上的积灰，保证锅炉的效率和出力，锅炉本体在尾部烟道侧墙预留吹灰器孔，高、低温过热器各4只，省煤器4只，空预器4只，锅炉的吹灰系统采用PLC集中控制。 3.2.2.8FSSS炉膛保护系统 锅炉本体的燃烧控制系统和燃料安全系统（FSSS），完成炉膛吹扫、点火、炉膛压力保护、主燃料跳闸等功能，并通过标准的协议（MODBUS）和锅炉的DCS系统通讯，来实现对锅50、炉本体燃烧控制系统和燃料安全系统的监测。 3.2.2.9锅炉烟气在线检测系统 按国家环保总局的要求，本设计规模的锅炉装置必须安装固定的连续检测烟气仪器。 设计锅炉烟气在线检测系统主要包含以下监测项目：二氧化硫（SO2）浓度和排放总量；氮氧化物（NO）浓度和排放总量；烟尘浓度和排放总量；烟气量参数（包括温度、含氧量、压力、流速等）。管理人员可在办公室通过拨号连接，对前方监测数据和系统运行情况进行监控，同时能进行数据统计、打印报表。该系统可通过标准的（MODBUS）协议和锅炉的DCS系统通讯。 3.2.2.10点火系统 锅炉点火采用#0轻柴油，由汽车油罐车运至电厂。点火油供油管道接电厂四期供油母管51、，本工程不设储油设施。采用床上、床下联合启动的方式。床上布置3支启动点火油枪，床下布置2只启动点火油枪，具有加热效率高、加热均匀、启动速度快且点火可靠性高等优点，每支启动点火油枪耗油量0.5t/h，锅炉点火方式为二级点火，即高能点火器-轻柴油-煤。每只启动燃烧器均配有火焰检测器，确保启动过程的安全性。3.2.2.11给水、炉水校正处理及汽水取样给水校正处理即化学加药系统的作用是控制凝结水及给水的化学性质和最大限度地减少热力系统结垢和腐蚀，以确保凝结水和给水品质。化学加药包括：给水加氨处理系统；加联氨(除氧剂)处理系统。本期工程设置加氨装置与加联氨(除氧剂)装置各1套，加药方式为自动控制。为防止52、锅炉水管系统结垢和腐蚀，采用炉内加磷酸盐处理。设置1套加磷酸盐装置，加药方式为自动控制，以炉水磷酸盐信号和给水流量信号自动调节计量泵行程。上述三种加药设备布置在主厂房的化学加药间。加药间附近分别设有氨、联氨和磷酸盐等药品贮存库。汽水取样装置主要是用以准确的监督机炉运行中凝结水、给水、炉水和蒸汽品质的变化情况，用来控制维持所希望的水汽品质，判断系统中的设备运行情况和故障情况，以保证锅炉设备的安全和经济运行。本工程设有2套汽水集中取样分析装置，设置必要的取样点、在线分析仪表、人工取样台、微机控制系统和凝汽器泄漏监测装置。主要的仪表配备包括：工业电导仪、工业酸度计、水溶氧分析仪、硅酸根与磷酸根自动分53、析仪等。汽水取样装置均集中布置在锅炉房运转层单独房间内。3.2.2.12给水、排水系统本工程生活给水接至xx电厂原有生活给水管网，新敷设DN150无缝管钢给水管道120m。工业水消耗主要为脱硫用水32t/h，生活水消耗3t/h。厂区原有生活、生产及雨水排水为分流制排水系统。即部分生产及雨水排水合并用直径DN600干管自流排至温德河，部分生产及生活污水合并排至城市污水管网，主干管直径为DN400。工业废水排水自流排至工业废水回收泵房，经工业废水回收泵提升供输煤冲洗、煤场喷洒等用水。生产污水排水（包括化学中和池排水、煤泥沉淀池排水）自流排至生产污水回收泵房，经生产污水回收泵提升供给灰渣加湿用水。本54、工程生活污水经化粪池初步处理，排入原有生活污水管网汇入市政排水管网。厂区雨水及工业废水除回收利用外，剩余部分排水经雨水管网自流排至原有排水系统汇入温德河。原有排水设备及其构筑物，均能满足本工程要求，故工程不再扩建排水设施。新敷设DN300铸铁排水管道180m。3.2.2.13减温减压系统锅炉产生的蒸汽经主汽阀后由过热蒸汽母管送往减温减压装置，将过热蒸汽减温减压至1.28MPa，300后送去换热首站。减温水采用锅炉给水，330t/h高压蒸汽减温减压后产生395t/h低压蒸汽，消耗减温水65t/h。锅炉自用气44t/h。可供换热首站351t/h低压蒸汽。3.2.2.14石灰石-石膏法脱硫系统本工程55、脱硫采用石灰-石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔、设置旁路烟道、不设GGH，按锅炉BMCR工况全烟气脱硫，装置设计脱硫效率不小于95%。吸收剂采用石灰粉；脱硫石膏经二次脱水后，全部综合利用。系统组成有：烟风系统、吸收塔系统、脱硫液循环系统、脱硫剂制备与输送系统、渣处理系统、工艺水系统、电气及自动化控制系统。3.2.2.15 SNCR脱硝系统 本工程采用采用选择性非催化还原脱硝（SNCR）工艺，使用尿素作为脱硝还原剂。在锅炉80%110%BMCR负荷范围内，SNCR入口NOx浓度300mg/Nm3（干基，6%O2）时，出口NOx浓度小于100mg/Nm3（干基，6%O2）；保证脱硝效率大于70%。通过运56、输系统将袋装尿素由外界运输到厂内尿素存放点储存。袋装尿素通过电动葫芦，运输尿素至溶解罐平台，在平台上人工拆袋倒入溶解罐，同时来自蒸汽总管的蒸汽和溶解水也进入溶解罐（或用现有的蒸汽回水作为溶解水），溶解罐内设有搅拌装置以加速尿素的溶解。配制好的尿素溶液经过滤，由泵送入尿素溶液储罐，储罐是保温隔热的，并配置了蒸汽加热设备，来保持储罐温度在26以上。储罐输出特定浓度的尿素溶液，该尿素溶液在炉前通过计量装置与稀释水混合，配制为不同浓度的尿素溶液以满足锅炉不同负荷的要求。配制稀释好的尿素溶液将送到2个喷射区喷射器，喷射器分组成组控制，各喷射组设有总阀门控制本喷射区是否投运，不投运的喷射组则由电动推进装置57、驱动退出。各喷射区设有调整阀和流量计量设备。喷射所需的雾化介质采用压缩空气。尿素溶液经由喷射器喷入炉内与烟气混合进行脱除NOx的氧化还原反应。 锅炉装置燃料及动力的供应1、燃料煤的供应两台锅炉年需燃料煤约14.3万吨（注：该热源调峰时间按83天，年耗热量计算系数按0.77计算）。2、主要燃料、辅助材料及公用工程规格（1）燃料本项目主要燃料为褐煤，煤质元素分析如下表3-2：表 3-2 煤质分析资料 序号名 称符号单位设计煤种1全水份Mar%28.652固有水份Mad%11.473灰份Aar%27.494干燥无灰基挥发份Vdaf%46.725碳Car%31.576氢Har%2.227氧Oar%9.58、078硫Sar%0.439氮Nar%0.5710低位发热量Qnet.arMJ/kg11.30411变形温度T1T1=1116软化温度T2T2=1177熔化温度T3T3=1410（2）点火及助燃用油新建2165t/h 锅炉点火用油: 0#轻柴油，成分分析见表3-3。表3-3 0#轻柴油分析资料 序号分析项目单位标准要求实验方法110%蒸余物残碳%GB/T2682水分%痕迹GB/T2603运动粘度10-6mm2/s3.08.0GB/T2654闭口闪点65GB/T2615灰份%0.025GB/T5086硫醇硫含量%0.01GB/T3807机械杂质%无GB/T5118硫含量%0.2GB/T3809凝点59、0GB/T510（3）石灰石特性脱硫用的石灰石粉，按购买符合细度的石灰石粉考虑，本次工程不设破碎装置，石灰石成分分析见表3-4。表3-4 石灰石成分分析 名 称符 号数 值碳酸钙CaCO392%碳酸镁MgCO33.5%酸不容物+R2O24.5%石灰石的入炉粒度要求：粒度范围01mm，50%切割粒径d50=0.25mm。（4）脱盐水水温 20水压 0.4MPaG电导率 0.2s/cmSiO2 20g/L3.2.4装置消耗定额表3-5 装置消耗定额表 序号项目单位消耗量每小时每年1原料吨煤吨246.6142953石灰石粉吨22.587915轻柴油（点火）吨0.89.62公用工程工业水吨40796860、0锅炉房部分电kW.h1224124.384106蒸汽t4487648脱盐水t58115536工艺安装方案.1设备布置原则 本装置的火灾危险类别为丁类，主要设备集中布置在锅炉房内，布袋除尘器露天布置。在满足工艺生产的前提下，根据设备布置规范的要求，充分考虑设备安装、维修、检修的要求和操作方便的需要，做到设备布置紧凑合理、节约用地，同时满足消防疏散通道、环境保护及安全、卫生等规范的要求。 3.2.5.2设备布置方案 本设计工艺设备按流程布置，依次为锅炉房、除尘器、引风机房。 锅炉布置在5436米锅炉房内，采用双层布置，运转层标高为8米。 锅炉房设置0.00 米、+8.00 米、+13.5 米、+61、24.0 米层。锅炉给水泵、一次风机、二次风机及冷渣机布置于锅炉房一楼平面。炉前给煤机等设置在锅炉+13.5 米层上；除氧器设置在+13.5 米层上；上煤、输煤、煤仓等设备设置在+24.0 米层上。锅炉房尾部依次为布袋除尘器、引风机、脱硫设施、烟囱。 布袋除尘器露天布置。引风机布置在引风机室内。3.3 工艺设备技术方案概述设计2165t/h锅炉系统各种类型主要设备共57台（套），其中机泵14台；锅炉2套；机械设备21台（套）；静设备12台（套），煤仓2个、石灰石仓2个、电动阀门12台（套）。其中非定型设备45台（煤仓2个、石灰石仓2个），定型设备12台。静设备总重（锅炉等）约5200吨。 关键62、设备的选择 本装置的关键设备为锅炉、泵和除尘器等。 a、高温高压循环流化床锅炉2台额定蒸发量 165 t/h额定蒸汽温度 540 额定蒸汽压力 9.81MPa给水温度 158锅炉排烟温度 140排污率 2 %空气预热器进风温度 20锅炉计算热效率 91.2%一次热风温度 126 二次热风温度 156一、二次风量比 60：40循环倍率 2530锅炉飞灰份额 70 %本工程设计锅炉选型为 165t/h 高温、高压循环流化床燃煤锅炉，其参数为 P=9.81MPa，T=540，该锅炉是一种自然循环的水管锅炉。采用由燃烧室、炉膛、绝热旋风分离器、返料器组成的循环燃烧系统，炉膛为膜式水冷壁结构，过热器分两63、级过热器，中间设 I 级喷水减温器，尾部设级省煤器和一、二次风预热器。 注：本工程中选择高温高压循环流化床燃煤锅炉的主要理由：为了与吉林市xx集团有限公司新建设的2165t/h、xx热电四期2220/h 高温、高压循环流化床燃煤锅炉参数匹配，提高热源的备用系数，这样对热源的可靠运行很便利；根据区域内周边企业将来的发展情况，考虑将来为部分工业企业提供高压蒸汽。锅炉的炉壁、炉顶均由膜式水冷壁组成，通过水冷上集箱吊杆悬挂于钢架上。燃烧室上部与炉膛膜式水冷壁相接，下部与水冷风室及水冷布风板相接。 为了增加受热面，使锅炉有一定的超负荷能力，在炉膛内增加了自然循环的翼形水冷壁。 本锅炉过热器分 II 级。64、 为保护旋风筒出口及尾部烟道顶部的炉墙，在此部位特别设有炉顶包敷管，过热蒸汽从锅筒由连接管引入顶棚管进口集箱再进入吊管进口集箱，经悬吊管引入吊管出口集箱进入低温过热器加热后，分别进入两个喷水减温器减温。过热蒸汽减温后引入高温过热器进口集箱，经高温过热器管系加热后进入高过热器出口集箱，再由连接管引入集汽集箱，经主汽阀后由过热蒸汽母管送往减温减压装置，将过热蒸汽减温减压至1.28MPa，300后送去换热首站。 过热器减温系统采用喷水减温。减温器置于两级过热器之间，这样既可保证工艺装置获得合乎要求的过热蒸汽，又能保证过热器管不致于因工作条件恶化而烧坏。 省煤器分两级布置。 为减少磨损、提高省煤器的传65、热效率，省煤器系统采用螺旋鳍片管省煤器。 为保护省煤器，在锅筒与省煤器进口集箱之间设有再循环管，以保证锅炉启动过程省煤器管子内的水能进行自然循环。 锅炉采用管式、卧式空气预热器。 空气预热器为两级,三流程布置，空气分别由一次风机和二次风机从上下两个入口并联送入预热器，上面入口为二次风空气预热器，下面入口为一次风空气预热器。 燃烧系统由燃烧室、炉膛、旋风分离器和返料器组成。炉膛下部是密相料层，最低部是水冷布风板，布风板截面均匀布置了风帽。风帽系加厚菌状螺纹连接，采用特殊耐高温、耐磨铸钢材料精心加工而成。经过空气预热器加热后的一次风，由风室经过风帽均匀进入炉膛。燃煤和石灰石经设在炉前的 4 台给煤66、设备送入燃烧室。 二次风约占总空气量的40%，经喷咀进入炉膛，喷咀分上、下两层布置，以利燃烧和炉温的控制，整个燃烧是在较高流化风速下进行，炉温控制在 850950。含灰烟气在炉膛出口处分为左右两股，进入二个旋风分离器，被分离的细颗粒经返料器返回炉膛循环再燃，离开旋风分离器的烟气经过热器进入尾部烟道，随烟气排走的微细颗粒可由锅炉后部的除尘器收集。旋风分离器采用特殊成熟结构可保证分离效率99.0。由于分离效率高，可保证炉膛内有足够的循环灰量，减少尾部烟气含灰量，有利于尾部受热面的防磨。 为保证返料器工作可靠，进入返料器风室的高压风需单独的高风压、低风量风机、以降低循环灰在返料器内的再燃率,同时在分67、离器处布置水冷套，以降低循环灰温度以保证返料器返料顺畅。 根据运行需要，返料器较小颗粒的炉灰可以从旋风分离器下的返料器的细灰管排出。本锅炉为床下动态点火，在风室后侧布置两台点火器，点火器产生的热烟气通过水冷布风板风帽进入床体，加热底料点火使用轻柴油。 本设计为锅炉室内双层布置。运转层标高为8米。b、布袋除尘器 经制造厂初步核算，确定过滤面积 6000m2 布袋除尘器。本设计选用布袋除尘器二台，其主要规格和参数为： 型式：卧式双室、四灰斗。除尘效率：99.99%最大用电负荷：150kW表3-6 卧式布袋除尘器主要参数一览表 基本技术参数数据处理烟气量444000m3/h烟气进口浓度35g /Nm68、3烟气出口浓度50mg/m3烟气温度170 /10min 内200设计效率99.99%保证效率99.98%每台除尘器仓室数2/6每台除尘器布袋数3428过滤面积 /台6000过滤速度 m/min0.83滤袋材质聚苯硫醚 PPS 551CS17设备阻力 Pa1500本体漏风率%1%本体漏风率%1%c、除灰渣燃煤循环流化床锅炉燃烧后的灰渣性能好，可以做水泥的掺和料，具用较高的综合利用价值且避免了二次粉尘、渣污染环境，符合国家日益严格的能源、环保要求。锅炉排灰渣量（BMCR工况）见表3-7表3-7 锅炉排灰渣量表（BMCR工况）灰 渣 量小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/d)年灰渣量（104t/a）69、燃用设计煤质2165t/h流床化锅炉渣 量112421.4灰 量153302.1灰渣量265723.5注：a） 日灰渣量按锅炉日运行22hb） 年灰渣量按锅炉设备年运行1992h，年消耗取0.77系数。根据燃煤锅炉灰渣可以全部综合利用的特点，燃煤锅炉除灰、渣系统均采用干式除灰、渣系统。根据灰量和输送距离，灰均采用正压气力输送系统。燃煤锅炉除渣方式为干式连续排渣灰、渣库容量按2台165t/h循环流化床锅炉储灰、渣容量考虑。燃煤循环流化床锅炉灰、渣库的卸灰能力为24小时的灰渣在白天8小时卸完。d、一、二次风机 本设计按165t/h高压循环流化床燃煤锅炉送配风的特殊要求，经核定每台锅炉配1台一次风机70、和1台二次风机。 一、二次风机性能和主要参数为： 一次风机 型号：DLG165-1No20D 流量：127200m3/h 全压：14150Pa 功率：710kW 台数：2台 二次风机 型号：DLG165-2No12.5D 流量：84800m3/h 全压：10310Pa 功率：560kW 台数：2台 e、引风机 经核算，每台锅炉配引风机2台，性能和主要参数为： 型号：DLY165-1No23.5D 流量：230500 m3/h 全压：7200Pa 台数：4台 功率：710kW f、罗茨返料风机 流量：44.63m3/h 全压：29400Pa 功率：37kW 台数：4台 g、吹灰器 锅炉吹灰采用声71、波吹灰器系统，经锅炉制造厂核定，锅炉共布置16个吹灰点。声波吹灰系统以过热蒸汽或压缩空气为介质，利用高声强声波震荡，使炉内灰粒子处于悬浮状态，阻止粉尘的积聚和焦结。这种方式在中压流化床锅炉已成功应用，效果良好。供（汽）气参数如下： 压力：0.40.8MPa 温度：250（压缩空气为常温） 流量：1.53m3/min h、石灰石石膏法脱硫系统主要设备表3-8 石灰石石膏法脱硫系统主要设备表序号设备名称规格型号单位数量一石灰浆液制备系统1石灰贮仓有效容量：80m3，4.00m，筒高5m，锥体高度：3m；材质：碳钢个12布袋除尘器及电机脉冲压缩空气反吹扫；电机功率：5.5kW套13石灰浆液箱有效容积72、：50m3，4mH4.5m；材质：碳钢防腐个14石灰浆液箱搅拌器及电机顶进式；叶轮材质：碳钢衬胶；轴材质：碳钢衬胶；电机功率：7.5kW个15石灰浆液输送泵及电机离心式；Q10m3/h，H30m；电机功率：3kW台4二烟气系统1入口挡板及电动执行器电动单轴双百叶挡板； 规格（22003000 ）；外壳材质：碳钢；轴材质：碳钢；叶片材质：碳钢；密封片材质：2205；启闭时间45S； 电机功率：5.5kW台22出口挡板及电动执行器电动单轴双百叶挡板； 规格（22002820 ）；外壳材质：碳钢内包2205；轴材质：碳钢外包2205；叶片材质：2205；密封片材质：2205；启闭时间45S； 电机功73、率：5.5kW台23旁路挡板及电动执行器电动单轴双百叶挡板； 规格（22003000 ）；外壳材质：碳钢内包2205；轴材质：碳钢外包2205；叶片材质：碳钢（原烟气侧），2205（净烟气侧）；密封片材质：2205；启闭时间15S； 电机功率：5.5kW台24挡板密封风机及电机离心式；Q6000m3/h，H4kPa；电机功率：11.0kW台2三SO2吸收系统1吸收塔喷淋塔，5.9mH23.6m；壳体材料：碳钢+玻璃鳞片内衬，包括：塔体及焊接在塔体上的平台扶梯、保温构件个22吸收塔搅拌器及电机侧进式；叶轮材质：2205；轴材质：2205；电机功率：11.0kW台63除雾器（含冲洗系统）5.9m；74、两级；材质：PP套24喷淋层5.9m；每塔3层；材质：FRP套25喷淋层喷嘴喷嘴角度90度；喷嘴型式：单向空心锥型；每层喷嘴数20个,每塔3层；喷嘴流量：40m3/h,喷嘴压力：55.2Kpa；材质：SiC个2646氧化风机罗茨式；Q=1020Nm3/h,H=68.8kPa台4 氧化风机电机电机功率：37kW台47氧化空气喷枪125，材质：FRP套48循环泵离心式；Q=1732m3/h，H=16/18/20/m；壳体材质：铸铁衬胶；叶轮材质：A49或等同材料台6 循环泵电机电机功率：135/135/155/kW台69循环泵入口滤网材质：PP套610石膏浆液排出泵及电机离心式；Q18m3/h，H75、35m；电机功率：5.5kW台4四石膏脱水系统1石膏旋流器进口流量：16m3/h；进口压力：0.10.15MPa套22真空皮带脱水机及电机处理能力：含水10%石膏滤饼4t/h；过滤面积：5m2；电机功率：5.5kW台1 真空泵及电机水环式；Q1600m3/h，H400mbar；电机功率：37kW台13滤液池有效容积：50m3，混凝土台14滤液池搅拌器顶进式；叶轮材质：碳钢衬胶；轴材质：碳钢衬胶；电机功率：5.5kW台15滤液泵及电机离心式；Q=20m3/h，H20m；电机功率：5.5kW台26废水泵及电机离心式；Q=6m3/h，H15m；电机功率：1.1Kw台2五排空系统1事故浆液池有效容积：76、200m3，4m8m8m；材质：混凝土个12事故浆液箱搅拌器及电机顶进式；叶轮材质：碳钢衬胶；轴材质：碳钢衬胶；电机功率：5.5kW台33事故浆液返回泵及电机离心式；Q=41m3/h，H30m；电机功率：7.5Kw台14制浆区排水坑搅拌器及电机顶进式；叶轮材质：碳钢衬胶；轴材质：碳钢衬胶；电机功率：3.0kW台15制浆区排水坑泵及电机液下泵；Q=50m3/h，H20m；电机功率：5.5kW台1六工艺水系统1工艺水箱有效容积：50m3，4mH4.5m；材质：碳钢个12工艺水泵及电机离心式；Q=55m3/h，H40m；电机功率：11.0kW台23除雾器水泵及电机离心式；Q=40m3/h，H45m；77、电机功率：11.0kW台2七检修起吊设施1皮带脱水机检修电动葫芦起吊荷载：5吨，起吊高度为8m个12石灰贮仓检修电动葫芦起吊荷载：2吨，起吊高度为30m个1i、脱硝系统主要设备表3-9 脱硝系统主要设备表序号名称规格单位数量备注1配料池不锈钢 10m3台12搅拌器N=3kW套13配料输送泵IMC65-40-250 Q=20m3/h H=21m N=3kW台14尿素溶液储罐不锈钢 70m3台15尿素溶液泵IMQ8-32-285 Q=0.1-5.5m3/h H=138m N=5.5kW台26稀释泵IMQ8-32-285 Q=0.1-5.5m3/h H=138m N=5.5kW台27气力雾化喷枪不锈78、钢套128电动推进器行程300mm，300W套123.3.3大型超限设备概况 本装置中超限设备见表3-10。 表3-10 大型超限设备表 序号名称数量规格超限内容解决办法备注1锅炉221x12x6宽、高散装入场2除氧器22800x6900高分体入场3除尘器26500 H=129800长度超限散装入场注：表中大型超限设备的解决办法仅为参考意见，具体措施待进行施工图设计时与设备制造厂确认。3.4 化学水系统研究范围和原则根据锅炉及其附属设备的用水量及用水品质选择先进合理的工艺流程，依托xx热电有限公司现有脱盐水设备，满足本装置生产用脱盐水规格的要求。全厂化学水规格、数量a、化学水规格、数量根据锅炉79、所需化学水要求，化学水为二级脱盐水。由于该锅炉房锅炉产汽用于制备采暖热水，因此蒸汽冷凝水回收率为90%，该部分蒸汽冷凝水直接回锅炉除氧器，与锅炉装置所需补充的化学水一并供给锅炉使用，总用量如下：表3-11 脱盐水用量表（t/h） 序号装置代号名称种 类正常消耗量最大消耗量备注1锅炉装置脱盐水353.1369.62减温减压器脱盐水653汽水换热器凝结水-316351t/h蒸汽4除氧器凝结水-44直接混合按凝结水计入合计58.1b、装置所需脱盐水水质：压力： 0.45 MPaG 温度： 2030电导率： 0.2s/cm（25）3.4.3化学水技术方案本期锅炉主厂房所需除盐水量依托xx热电有限公司四80、期扩建工程的化学水处理系统，其化学水规模为200 t/h，用量为80t/h；已建成的2台165t/h锅炉用量为58t/h；余量62 t/h能够满足本项目需求，本期不再单设化学水处理系统，仅从xx热电有限公司四期扩建工程的水处理室接引除盐水管路。3.5 工艺装置“三废”排放 3.5.1废水 本项目产生的废水为生活污水、锅炉排污水以及脱盐水系统排水，主要污染物为 COD、BOD5、SS 和 NH3-N 等，排放量如下表3-12所示。 表3-12 废水排放表 废水名称排水量m3/h污染物产生浓度 mg/L排放规律去向及治理措施CODBOD5SS氨氮生活污水161808012025间断经化粪池预处理后81、进入市政污水线锅炉排污水6.648.42042间断通过管线收集（降温池）排入雨水管线3.5.2 废气 本项目产生的废气为锅炉燃煤产生的锅炉烟气，主要污染物为烟尘、二氧化硫和氮氧化物等。排放量见下表3-13。表3-13 废气排放表序号排放源废气排放量m3/h排放规律污染物治理措施及效率排气筒高度（米）出口直径（米）出口温度排放去向名称排放浓度mg/m3排放速率kg/h1锅炉烟气900000连续烟尘27.79.42脱硫90%除尘99.95%15023.5120环境SO262.484.86NOx82.01363.6 总平面布置图及厂区运输3.6.1 总平面布置图原则：符合城市规划，满足工艺流程，功能82、分区明确，运输便捷，搞好环境美化。根据总体规划，结合用地条件及厂内外交通运输情况，将主体厂房锅炉房布置于吉林市xx热电有限责任公司厂区内四期工程与正在建设的2165t/h循环流化床蒸汽锅炉之间预留位置。其它辅助建、构筑物干煤棚及除灰、排渣系统等，根据生产工艺要求，因地制宜布其周围（注：输煤栈桥与烟囱利旧）。锅炉房正立面朝东北，在主厂房四周布置了环状道路网，并使之与电厂内道路和城市道路都相连接，新建沥青道路300m2。工厂防护设施及其它：为了方便管理，确保生产安全，在工厂和四周设置围墙，在人流出入口处设一座门卫，大门为电子自控拉门，货流出入口设置地动衡，大门为电子自控拉门。为改善厂内的环境效益，83、减轻粉尘对周围环境的影响，充分利用建筑物的周围空地和道路的两旁，尽可能的绿化。3.6.2总平面布置主要设计指标调峰锅炉房厂区主要设计指标：总占地面积10600其中：锅炉房占地面积8500；换热首站占地面积2100。注：储煤及输煤系统租用吉林市xx热电有限公司现有储煤场与输煤廊。3.6.3 厂区运输锅炉房运入及运出货物总量及全厂运输方案：锅炉房燃煤的运入与灰渣的运出全部采用汽车运输。运渣车（载重量10t）由购渣单位自备， 80t电子地中衡1台，设置在厂区物流入口侧，物流入口道路直接与市政道路相连。厂区内采用双车道路，路面宽 8米以上，为保障运输正常，减少维修，路面面层采用沥清碎石路面。a、燃料运84、入和贮存锅炉房用煤采用褐煤，用汽车运入贮煤场内，用推土机（使用建成锅炉房推土机）倒运，堆高，和往地坑受煤斗推煤送至给煤皮带。b、燃料贮存量及贮煤场根据锅炉房设计规范贮煤场贮存能力按10天以上考虑，该贮煤场利用吉林市xx热电有限责任公司四期扩建工程的煤场。 位置详见附图热-03调峰锅炉房厂区总平面图。c、灰渣存量及运输由于灰渣作为砌块的主要原料可以回收利用，并且销售很广，因此本期的灰渣临时储备利用既有2165t/h锅炉房设置的渣库（注：该渣库的有效容积为354m3），做为临时存贮备用，灰渣直接由汽车（由购渣单位自备）运至砖厂。本期工程的除渣系统的渣斗贮存量能力为1天。d、输送和计量方式用煤时可根85、据需要的煤用推土机将煤送入受煤斗。煤被胶带输送机筛选后，送入锅炉房。煤的输送流程如下：汽车运入贮煤场推土机地下受煤斗1#皮带机电磁分离（除铁）中转站（经受煤蓖子，大块再破碎）振动给煤机2#皮带机水平胶带输送机锅炉房贮煤仓。 3.7 锅炉房主要工艺设备表3-14 2165t/h锅炉主要设备汇总表序号设备名称及规格型号或图号单位数量1锅炉 Q=165t/h t=540台2P=9.81MPa 2一次风机台2Q=127200m3/hP=14150Pa配电机N=710 kW n=960rpm3二次风机台2Q=84800m3/hP=10310Pa配电机N=560 kW n=960rpm4引风机台4Q=2386、0500 m3/hP=6527Pa配电机N=710kW n=960rpm5罗茨返料风机台4Q=44.62 m3/hP=29400Pa配电机N=37kW n=1450rpm6电动给水泵 Q=200m3/h H=1650mH2O 配电动机N=1600kW7取样冷却器 （集成式）套18旋膜式除氧器 Q=165t/h台2T=158除氧水箱70m3套29冷渣器 冷渣量 2-10t/h台4配电动机 N=4kW10布袋除尘器台2阻力1500Pa 除尘效率99.95%11正压气力输灰系统套112锅炉吹灰系统套113计量胶带给煤机3-20t/h台614除渣链斗输送机台2第四章 换热首站工程4.1设计内容本工程新87、建换热首站一座，位于吉林市xx热电有限责任公司厂区西北角，供热能力260MW。4.2换热首站原则系统本换热首站采用两套经减压后的蒸汽系统，每套蒸汽系统分别为一个DN800蒸汽干线进入两台波节管汽-水换热器进行换热。同时在每套系统的一台换热器上设置电动调节阀，从而根据蒸汽量变化进行调节。一次网回水（70）经过除污器、调节阀组进入循环水泵，由循环水泵加压后进入水-水换热器与凝结水进行换热，一次网回水温度升至77；回收凝结水余热后，然后进入汽-水换热器进行换热，换热后温度升至110供给外网。蒸汽压力：1.28MPa 蒸汽温度：300凝结水回水温度：80蒸汽流量：351t/h 一次网供水温度：110一88、次网回水温度： 70一次网供水压力：1.2MPa一次网回水压力：0.2MPa循环水流量：5600t/h 详见附图热-04换热首站工艺管道流程图。4.3换热首站设备选型换热器水-水换热器选用波节管换热器，公称压力1.6MPa，适用温度150。其特点是适应条件宽，检修率低。汽-水换热器选用波节管换热器，公称压力2.5MPa，适用温度400。其特点是适应条件宽，检修率低。配套水泵循环水泵选用中开式单级双吸水泵，其特点为水泵流量大，运行稳定。补水泵采用全自动微机变频补水系统。除污器除污器选用栏式除污器，其特点为占地面积小，除污效果好，安装方便。4.4换热首站的选址与占地根据厂区总体布置，换热首站设在厂89、区新建2165t/h循环流化床锅炉房的西侧。该换热首站的占地面积为：长宽=7030米，2层的框架结构，每层的净高为6.0米。具体的布置情况见：附图热-05换热首站一层设备平面布置图；附图热-06换热首站二层设备平面布置图。4.5换热首站设备清单表4-1 换热首站设备清单编号名称规格及型号单位数量备注1波节管汽-水换热器F=500台4材质316L2波节管水-水换热器F=200台2材质316L3栏式除污器DN1000台1P=2.0MPa4循环水泵Q=2500t/h,H=138m N=1600kW台4配变频5全自动补水系统Q=400t/h,H=50m N=75kW套1配变频6电气设备套17自控设备套90、1第五章 管网布置及水力计算5.1 供热介质和供热方式本项目热负荷类型为冬季供暖热负荷。依据城镇供热管网设计规范（CJJ34-2010）中有关供热介质选择的规定，本项目的供热介质采用高温水，供热参数确定为：热力网供水温度：110；热力网回水温度：70；热力网供水压力：1.2MPa；热力网回水压力：0.2MPa。5.2 管网布置及敷设方式管网的布置原则管网的布置原则遵循行业标准城镇供热管网设计规范(CJJ34-2010)和规划的要求进行。1、管网力求线路短直、通达，主干线尽可能通过热负荷中心；2、管网敷设力求方便施工，工程量少，在满足安全运行的前提下，注意节约用地，科学降低施工成本；3、管网一般91、应沿道路敷设，设于道路路面以外，尽量少穿越铁路、公路及其它管线、管沟等，适当注意整齐美观；4、合理确定各热源管网的供热半径；5、根据城市建设规划的要求，考虑热负荷分布、热源位置，与各种地上、地下管道及构筑物、园林绿地的关系和水文、地质条件等多种因素，经技术经济比较确定；6、考虑投资的经济性。热网现状1、xx南线：由xx热电厂引出，向东至解放路与长春路交叉路口处，管径为DN800，长度约为4100米；采用DN500管线沿解放路南侧敷设至青岛街附近，长度约为2800米；后段采用DN400管线敷设，至珲春街附近，长度约为682米，管道建于2002年。2、xx热电厂北线：自xx热电厂引DN1000主干92、线，出厂区后变为DN800至军民路，沿军民路、新生街至西安路，沿先路至德胜路，与德胜路DN800主干线相连，全长约5000米3、城西热网：自xx热电厂引出DN1000管线至新生街，分为南北两条主干线，南线为DN800至解放西路，北线沿新生街至东北电路学院，管径为DN600，长度约为4800米，管道建于2002年。5.2.3 管网布置根据本工程中调峰锅炉房的换热首站位置，再结合该锅炉房厂区内的地理情况，确定本可研中调峰锅炉房经换热首站汽-水换热后输送的供热主干线敷设情况如下：自本工程中新建设的换热首站引出DN1000供热主干线，沿着厂区内的规划道路，一直敷设至厂区北侧的围墙，沿着厂区北侧的围墙一93、直敷设至欢喜岭二次变电所，再沿着欢喜岭二次变电所北侧的围墙，一直敷设至吉林市xx热电有限责任公司东侧主厂门前的西宁路，最终与西宁路上既有的DN1000和DN800的供热主干线相连。该DN1000的供热主干线全长约为0.6千米/单程，在该DN1000的供热主干线上还需引出DN1000供热支干线与吉林市xx热电有限责任公司新建的换热首站联网，作为调峰管线，该DN1000供热支干线全长约为0.2千米/单程。对管网末端部分庭院管网进行改造，管径DN 150长6千米；管径DN 100长2千米；DN50，总长2.8千米，材质为20钢无缝钢管。供热热水管网主干线的具体敷设情况详见附图热-07调峰热源连网供热94、主干线平面布置图。5.2.4 敷设方式供热管网的敷设方式有架空敷设、地沟敷设、直埋敷设三种。架空敷设：工程灵活性大，施工方便，工程投资少，对管道的保温材料没有特殊要求，适用于工业区及美观要求不高、较偏僻的街区，但是这种敷设方式对保护层的材质及施工质量要求严格。地沟敷设：不影响市容、交通，对管道的保温材料没有特殊的要求，热损失较小。但是这种敷设方式工程投资大，施工周期长，占地断面大，易和地下设施发生矛盾，不适合地下水位高的地区。直埋敷设：工程投资少，施工工期短，占地少，便于机械化施工，不影响市容和交通，对地下水位适应性强，热损失小。本可研根据上述敷设方式的特点，针对供热主干线所经过区域的地形、地95、貌，以及管线周围的建筑设施等进行综合分析，确定供热管网从热源引出后，采用直埋敷设方式，局部地段采用架空或地沟敷设。管网直埋敷设采用技术先进的应力分类法进行设计。在管材质量符合建设部行业相关标准的前提下，尽可能采用无补偿敷设方式。直埋敷设方式是经国内大量工程实践验证的成熟技术。当采用有补偿敷设时，宜采用大补偿能力的直埋补偿器，以减少检查室的数量。两补偿器间利用驻点取代固定墩，以降低工程造价，减少维修工作量，降低运行成本。直埋敷设管道的具体开槽情况详见附图热-08直埋管道横断面图。5.2.5 管材、附件、防腐及保温5.2.5.1热网主材的选用1、热网管材的选用DN250mm管道采用螺旋焊缝钢管，材96、质为Q235-B，工作压力1.6MPa；DN200mm管道采用无缝钢管，材质为20号钢，设计工作压力1.6MPa。2、弯头、变径、三通和封头（1）弯头：热网管道一般采用热压弯头，弯管采用煨弯，曲率半径取1.0D2.5D，弯头材质与管道一致，壁厚不应小于管道壁厚。（2）变径管：采用压制或钢板卷制，材质与管道材质一致，壁厚不小于管道壁厚。（3）三通：采用钢管焊制三通，在安装时应在三通干管处进行轴向补强。（4）封头：管道安装时可采用椭圆封头。5.2.5.2管道附件的设置及设备选型1、分支阀的设置及选型本项目中，考虑在供热管网每条支线的起点和每个热力站的分支井内设分支阀。阀门选型：DN300mm采用严97、密性好、可靠性高的金属硬密封蝶阀，DN250mm采用蜗轮传动的碳钢球阀，工作压力1.6MPa，工作温度120。2、放气、放水阀的设置及选型本可研中考虑在供热管网低处设放水阀，高处设放气阀。阀门选型：放风采用质量好的碳钢球阀；泄水采用质量好的碳钢闸阀。工作压力1.2MPa，工作温度120。3、补偿器的选型供热管网补偿器主要选用补偿量较大的直埋套筒补偿器。工作压力1.2MPa，工作温度120。5.2.5.3管材壁厚的选择本项目管道设计压力等级为1.6MPa。其管壁厚如下：表5-1 管材壁厚选用表 序号公称直径工作压力壁厚备注1DN10001.6MPa14mm2DN1501.6MPa5mm3DN1098、01.6MPa4mm4DN501.6MPa3.5mm5.2.5.4防腐、保温措施及材料选型1、保温：直埋敷设的供热管道均采用以高密度聚乙烯为外壳，聚氨酯泡沫塑料保温的预制保温管。保温材料适用温度不小于115。2、保温接头处理措施：钢管焊接完成水压试验后，安装接头套管并在接头套管上开两个孔，一个是排气孔，另一个是注塑孔，用热收缩带式或热收缩套把接头套管两头封死后发泡，封发泡口，完成钢管焊接口保温。 3、防腐：本工程采用直埋预制保温管，因此管道不需要单独做防腐处理，热力站内管道防腐保温采用硅酸铝膏状保温材料。5.3 水力计算和水压图水力计算基本参数管道绝对粗糙度 K=0.5mm局部阻力损失系数 099、.5设计比摩阻 30-70Pa/m室外采暖计算温度 -24室内采暖计算温度 18管网设计供、回水温度 110/70最末端资用压头 0.20MPa计算公式1、管网流量按下式计算： 式中：热负荷（MW）； 水的比热； tg设计供水温度（）；th设计回水温度（）。2、管网阻力损失计算： 式中：管道平均比摩阻（）； 直管段长度 （m）； 局部阻力与沿程阻力的比值，取。水压图.1水压图的确定原则水压图的制定应满足安全、可靠、经济、合理的原则。1、当循环水泵停止运行时，应保持必须的静水压力，静水压力应满足下列条件：（1）整个管网系统内不发生超压、倒空、汽化等现象。（2）静水压力的最低值，应等于系统最高点标100、高，加上供水温度下的饱和压力，再加上3050kPa的富裕压力，以防止汽化。（3）静水压力的最高值，应等于最低用户地面标高加上设备及管道附件的工作压力，以防止用户超压。2、当循环水泵运行时，供水管网任何一点的压力应符合上述要求，回水管网任何一点压力，不应低于50kPa，且不超过与热网相连的热力站内系统的允许压力。供、回水管网压差，应满足用户(热力站)系统所需的压头。3、保证循环水泵运行时，不产生汽蚀，为了循环系统的安全运行，泵的吸水侧不能低于50kPa的正压头。.2补水定压方式供热系统采用微机变频补水定压方式，定压点设在循环水泵的吸入口，本可研中考虑一级供热管网地势的问题，定压值设为0.20MP101、a。为了提高定压系统的可靠度，应设置备用补水泵及采用双路供电。水力计算结果本工程中的热源最大供热半径约为10千米，按照平均比摩阻30Pa/m计算，总沿程阻力损失0.6MPa，考虑30%局部阻力系数，主干线管网总阻力损失约为0.78 MPa，考虑用户资用压力不小于0.2MPa，因此供回水总压差不小0.98MPa。结合现状管网的实际运行参数，热源供回水压力确定为：供水1.20MPa，回水0.20MPa。由于本工程中的热源为调峰热源，调峰的热负荷不确定，无法绘制水压图，但是输送高温水的管道管径完全能满足技术要求。5.4 过热蒸汽水力计算蒸汽参数管道绝对粗糙度 K=0.2mm局部阻力损失系数 0.3蒸102、汽温度 300蒸汽压力 0.8MPa用户最低用汽压力 0.25MPa蒸汽焓值 3050kJ/kg蒸汽供应天数 83天5.4.2蒸汽管网布置及水力计算本工程中的过热蒸汽管网自新建设的2165t/h循环流化床蒸汽锅炉的出口母管接出两根DN800过热蒸汽管线，经过减温减压器后，沿着锅炉房北侧的墙，再沿着规划道路一直敷设至新建设的换热首站位置，该蒸汽主干线总输送距离全长约为0.4千米。 蒸汽管网的具体敷设情况详见附图热-08调峰热源连网供热主干线平面布置图。年供蒸汽量及供热量该调峰热源蒸汽锅炉的供蒸汽量为330t/h，经降温减压至1.28MPa、300后向换热首站供蒸汽量351 t/h，全年供热量计算103、如下：采暖期室外平均温度为-8.5，采暖计算天数为83天，年总供热量通过下式计算： q设计热负荷 kW ti室内计算温度 oCto室外计算温度 oC ta采暖期室外平均温度 oCN 采暖期总天数 天q=3511000/3600（3050-330）=265200kW年总供热量：1462576GJ热负荷延续时间图因为目前没有吉林市日均平均气温低于+5 oC时各种温度下的延时小时数的详细资料，因此采暖负荷曲线及年耗热量只能根据哈尔滨建工学院提出的公式进行计算。其计算公式为： 式中：采暖期天数，本可研取83天采暖室外计算温度，oC ；吉林市取-24 oC 某一室外计算温度，oC； 无因次系数= 修正系104、数 = 修正系数 供暖期室外日平均温度，oC ；吉林市取-8.5 oC 修正系数 N延续天数。即供暖期内室外温度等于或低于的历年平均天数。 某一室外温度下的采暖热负荷，MW 供暖设计热负荷，MW 供暖室内计算温度，oC ；本可研取18 oC由上式计算得采暖期总耗热量其相对误差率在1.74%-2.85%的范围内，能够满足要求。 表5-2 热负荷延续时间表室外温度（）持续小时数（小时）热负荷（MW）相对热负荷延续天数（天）-24120 265.201.00 5 -23219 259.900.98 9 -22331 251.940.95 14 -21450 246.640.93 19 -20573 105、238.680.90 24 -19700 233.380.88 29 -18828 228.070.86 35 -17959 220.120.83 40 -161092 214.810.81 45 -151226 209.510.79 51 -141362 201.550.76 57 -131500 196.250.74 62 -121638 188.290.71 68 -111778 182.990.69 74 -101919 177.680.67 80 -9.51900172.380.6583 5.4.5蒸汽管网管材、管件、防腐及保温1、蒸汽管材的选用蒸汽管线公称直径大于等于DN500，选106、用螺旋焊缝钢管，材质为20号钢；蒸汽管线公称直径小于等于DN450，选用无缝钢管，材质为20号钢。2、管道壁厚的选择本工程管道壁厚根据管径选择结果如下表：表5-3 蒸汽管道壁厚选用表 序号管径壁厚1DN80016mm2DN60010mm3DN50010mm4DN3009mm5DN2509mm6DN2008mm3、蒸汽管件的设置及选型阀门选用严密性好、可靠性高的闸阀，公称压力2.5MPa，适用温度400；本蒸汽管网按照规范要求考虑分段设疏水阀，疏水阀选用公称压力2.5MPa，适用温度400。管网补偿器选用旋转式补偿器或利用自然补偿。公称压力2.5MPa，适用温度400。4、蒸汽管道敷设方式、蒸汽107、管道保温及材料选型本工程中过热蒸汽管道的敷设方式采用架空与地沟敷设，管道的保温材料采用200m厚的超细玻璃棉保温；外缠0.7mm厚的镀锌铁皮。管网工程量汇总表表5-4 管道工程量汇总表 序号管道名称规格数量（米/单程）备注1高温热水管道DN10008002热水管道DN15060003热水管道DN10020004热水管道DN5028005蒸汽管道DN800400两根蒸汽管线第六章 供热运行调节6.1 热力网调节方式为保证热用户所需要的设计温度，适应各热用户的热负荷变化，热网应随着室外气温的变化进行必要的质或量调节，合理的确定热源运行方式，有利于热电厂的经济运行，节约能源。集中供热调节的方法主要分108、为：质调节、量调节及分阶段质-量调节。1、质调节方式为：根据室外温度的变化调整供热管网供回水温度，以满足热用户的需求，达到节约能源的效果。其优点为管网供热调节形式简单，调节工序简单，易于控制。缺点为：调节工程中系统电能消耗无法降低。2、量调节为：根据室外温度的变化调整热网的循环水量以满足供热要求，但管网的水温保持不变，其优点为：通过降低管网的循环水量，降低循环水泵的电耗，从而达到节能的效果。其缺点为：管网的循环水量变化频繁，系统水力工况不稳定。3、分阶段质-量调节，具备了质调节和量调节的优点，其缺点为：调节过程复杂、烦琐，管网的水力工况变化频繁，需要专业的技术人员和先进的控制技术做辅助。根据现109、阶段的实际情况及热网的实际调节经验和监控系统的先进性，本工程确定热网的供热调节方式采用质调节方式。表6-1 供回水温度及管网流量随室外温度变化表 室外温度tw()二次水一次水流量变化G/Gmax供水温度tg（）回水温度th（）供水温度Tg（）回水温度Th()-2480.0060.00110.0070.001.00-2378.8159.28108.2069.151.00-2277.6158.56106.4068.301.00-2176.4057.83104.5867.441.00-2075.1957.10102.7666.571.00-1973.9856.36100.9365.691.00-18110、72.7655.6199.0964.811.00-1771.5354.8697.2463.911.00-1670.2954.1095.3963.011.00-1569.0553.3493.5262.091.00-1467.8052.5791.6561.171.00-1366.5551.7989.7660.241.00-1265.2851.0087.8759.301.00-1164.0150.2085.9658.341.00-1062.7349.4084.0457.371.00-961.4548.5982.1156.401.00-860.1547.7780.1755.411.00-758.844111、6.9478.2154.401.00-657.5246.1076.2453.391.00-556.2045.2574.2652.351.00-454.8644.3872.2651.311.00-353.5143.5170.2450.241.00-252.1542.6268.2149.161.00-150.7741.7366.1648.071.00049.3840.8164.0946.951.00147.9839.8962.0045.811.00246.5638.9459.8944.651.00345.1237.9857.7543.471.00443.6737.0055.5942.261.005112、42.1936.0053.4041.021.00供-回水温度随室外温度调节曲线第七章 电气工程7.1概述本项目为吉林市环境综合治理工程调峰热源建设工程，包括新建两台165t/h 高温高压循环流化床锅炉房、换热首站配电设计。7.2 设计原则和依据设计原则根据本项目用电负荷性质、用电容量、供电条件，合理确定供配电方案。做到远、近期结合，以近期为主，正确处理近期建设与远期发展的关系，适当考虑扩建的可能性。设计依据1、热力专业提供设计条件。2、国家现行有效的法律、法规、规范及设计标准供配电系统设计规范 GB50052-2009低压配电设计规范 GB50054-201110kV及以下变电所设计规范 GB113、50053-94建筑照明设计标准 GB50034-2004建筑物防雷设计规范 GB50057-2010建筑物电子信息系统防雷技术规范 GB50343-2012电力装置的继电保护和自动装置设计规范 GB50062-2008钢制电缆桥架工程设计规范 CECS31：2006电力工程电缆设计规范 GB50217-2007通用用电设备配电设计规范 GB50055-20117.3设计范围1、两台165t/h高温高压循环流化床锅炉内部动力配电、照明、防雷。接地；2、换热首站动力配电、照明、防雷、接地。7.4建设项目所在地电网状况、用电负荷等级及可靠性项目所在地电网状况、回路数量、容量、供电距离.1项目所在地114、电网状况电源引自xx电厂新建二台4#、5#发电机组，机组容量均为25000kW，分别对应的6kV母线段VI段和6kV 母线VII段。xx电厂现有用电负荷两段分别为8000kW，尚有剩余用电容量为17000kW。除满足本工程用电负荷15580kW。外还有1420kW富余量。.2回路数量、容量、供电距离从xx电厂新建二台4#、5#发电机组的6kV母线段引出六条回路，第一条锅炉房6kV回路，工作容量为8580kW,供电距离500米；第二条锅炉房6kV回路，备用容量为8580kW,供电距离500米；第三条锅炉房6kV变电所，工作容量为2200kW,供电距离500米；第四条锅炉房6kV变电所回路备用容量115、为2200kW,供电距离500米；第五条换热首站6kV回路工作容量为4800kW,供电距离600米；第六条换热首站6kV回路备用容量为4800kW,供电距离600米。以上六个回路电源分别引自xx电厂新建6kV母线VI段共三个工作回路和6kV母线VII段共三个备用回路，各回路之间互为备用。用电负荷等级火灾报警负荷、仪表用电负荷为一级负荷；检修电源、电动葫芦为三级负荷；其余为二级负荷。供电电源及可靠性本项目用电二级负荷的锅炉房6kV电源、换热首站6kV电源、变电所用电6kV电源配电系统均为双路电源进线，每个电源都承受100%二级负荷，电源进线分别引自xx电厂新建6kV母线 VI段和6kV 母线VI116、I段，设母联开关装置。母线开关正常处在断开状态，当其中任一路电源故障时，母联开关合上，另一路电源负担全部二级用电负荷，以确保二级负荷的供电可靠性。本项目用电一级负荷的火灾报警、仪表控制系统中的DCS除以上二路电源外，又设置UPS作为应急电源，可以满足一级负荷的供电要求。全厂用电负荷、变电所的设置.1锅炉房高、低压用电负荷1、高压6kV电源安装容量为10180kW，工作容量为8580kW，备用容量为1600kW，有功计算负荷为6593.7kW，总无功计算负荷为3355.7kvar，用电负荷计算详见表7-1。表7-1 锅炉房6kV负荷计算书序号用电设备组名称设备组总功率Pe(kW)需要系数Kx功率117、因数cos有功功率Pc(kW)无功功率Qc(kvar)1一次风机14200.850.901207.0584.62二次风机11200.850.90952.0461.13引风机28400.850.902414.01169.24给水泵32000.850.902720.01317.4合计7293.03532.3乘以同时系数(0.90；0.95)后6563.73355.7补偿量-0.00补偿后总计6563.73355.7 表7-2 锅炉房、换热首站0.38kV负荷计算书序号用电设备组名称设备组总功率Pe(kW)需要系数Kx功率因数cos有功功率Pc(kW)无功功率Qc(kvar)视在功率Sc(kW)计算118、电流Ic(A)1返料风机900.850.8576.547.490.0136.72罗茨风机1480.850.85125.878.0148.0224.93石灰系统250.850.8521.313.225.038.04烟气系统440.850.8537.423.244.066.95石膏脱水620.850.9052.725.558.689.06排空系统330.850.8528.117.433.050.17工艺水系统470.850.8539.924.847.071.48除灰系统2000.850.85170.0105.4200.0303.99脱硝系统250.850.8521.313.225.038.010除119、渣系统460.850.8539.124.246.069.911输送系统1830.850.85155.596.4183.0278.012空压机600.850.8551.031.660.091.213SO2吸收系统8760.850.85744.6461.5876.01330.914电动阀150.850.7512.811.217.025.815锅炉房照明500.850.7542.537.556.786.116锅炉自控电源400.850.7534.030.045.368.917首站补水泵751.000.9075.036.383.3126.618首站照明101.000.9010.04.811.116.9120、19首站自控电源101.000.9010.04.811.116.9合计20391747.51086.4乘以同时系数(0.90；0.95)后1572.81032.11881.2补偿量-0.00补偿后总计1572.81032.11881.22858.1表7-3 换热首站6kV负荷计算书序号用电设备组名称设备组总功率Pe(kW)需要系数Kx功率因数cos有功功率Pc(kW)无功功率Qc(kvar)1循环泵48000.850.904080.01976.0合计4080.01976.0乘以同时系数(0.90；0.95)后3672.01877.2补偿量-0.00补偿后总计3672.01877.22、锅炉房、121、换热首站变电所低压0.38kV侧用电负荷，总安装容量为：2389kW，工作容量为2039kW，备用容量为350kW，总有功计算负荷为1572.8kW，总无功计算负荷为1032kvar，总视在功率为1881.2kva。用电负荷计算详见表7-2。（1）锅炉房安装容量为2134kW，其中，电力安装容量为2044kW，照明容量为50kW，仪表40kW。（2）换热首站低压安装容量为95kW，其中，电力安装容量为75kW；照明容量为10kW，仪表容量为10kW。（3）调峰热源锅炉房年用电量表7-4 调峰热源锅炉房年用电量汇总表序号装置名称6kV0.4kV小计年用电量备 注需要容量需要容量kWh(106)k122、WkWkW一锅炉房高压6563.76563.79.15246kV备用1600kW二锅炉房低压1572.81572.82.193合计6563.71572.88136.511.345注：每年83天用电量按三班制1992小时计算。年平均有功负荷系数取0.7。.2换热首站用电负荷1、换热首站高压6kV电源安装容量为：6400kW，工作容量为4800kW，备用容量为1600kW。用电负荷计算详见表7-3。2、换热首站年用电量 表7-5 调峰热源锅炉房年用电量汇总表序号装置名称6kV0.4kV小计年用电量备 注需要容量需要容量kWh(106)kWkWkW一首站367236725.126kV备用1600KW123、注：每年83天用电量按三班制1992小时计算。年平均有功负荷系数取0.7。.3变配电所的设置 根据锅炉房、换热首站低压用电容量，在锅炉房的厂房内新建变电所一座，电压等级为6/0.4kV，变电所内设两台1000kVA干式变压器，一台200kVA干式变压器，两台1000kVA干式变压器。供锅炉房、换热首站低压用电。200kVA的干式变压器作为照明用电及夏季检修，以满足锅炉房和换热首站低压0.38kV用电。.4锅炉房配换热首站、电压等级、电能计量方式1、电压等级中压配电电压等级为6kV低压配电电压等级为220/380V2、电能计量方式（1）在锅炉房、换热首站内设6kV配电室，采用高压计量。供电方式为124、放射式。（2）6kV /0.4kV变电所，采用放射式供电方式配电。在高压侧计量。锅炉房、换热首站共用一座变电所，并在低压侧分别设置电能计量装置供内部结算。7.5中、低压电缆敷设方式中、低压电缆均采用电缆沿电缆桥架敷设，不同电压等级的电缆应在不同的电缆桥架内敷设，接近用电设备处采用穿镀锌钢管敷设至用电设备。7.6非线性负荷谐波情况预测及防治本项目大部分负荷为三相对称线性负荷，少量为非线性负荷，如直流电源、变频器、UPS 等。采取防止高次谐波污染电网的措施，在配电室设消弧消谐装置柜，以减少谐波对电网的影响。预计所有用电设备投运后所产生的高次谐波最大允许值符合电能质量 公用电网谐波（GB/T 145125、49-93）中有关规定的要求。7.7节电措施1、 电力：高、低压大功率电动机均采用变频调速。2、 照明：厂房及室外的照明光源采用具有长寿命、高光效的高压钠灯和金属卤化物灯，控制室及办公室采用荧光灯。3、功率因数采用在变电所集中自动补偿装置，补偿后功率因数达到0.9以上。4、对较长距离的大电流回路电缆按照经济电流密度来选择。 7.8防雷、接地措施防雷措施根据工艺装置、辅助装置及公用建、构筑物防雷等级采取相应的防雷措施。锅炉房、换热首站属二类防雷建筑物。在屋顶平面上，采用网格为10m10m 的避雷带做接闪器，并利用建筑物的柱子内的主钢筋（不少于两根2*18）作为接地引下线，引下线间距为1218m，126、如实测接地电阻不符合要求时，需要另打接地极，直至符合要求为止。设备、管线、构架以及铠装电缆的外皮等应通过等电位连接线就近接至防雷接地系统；为了防止雷电波的侵入及雷击造成的电磁脉冲对电子设备的危害，在其供电线路的进线处安装电涌保护器。接地措施工作接地、保护接地、防雷接地、等电位接地及防静电接地共用一套接地装置，构成一个复合等电位接地系统，总的冲击和工频接地电阻均不大于4 欧姆。所有电气装置正常不带电的外露可导电部分、电缆铠装层、金属桥架、支架、配线钢管等均做可靠接地。本项目的380/220V 配电系统，采用TN-S 接地方式，由配电室馈出的供电线路，均单独设有接地线（PE 线）用作接地。7.9主127、要设备及电缆的选择本着安全可靠、技术先进和经济合理的方针，电气主要设备的选型遵循以下原则：中压开关柜6kV中压开关柜选用结构合理、操作方便灵活、符合“五防”要求的金属铠装中置式开关柜。6kV开关选用真空断路器（采用弹簧操作机构），外壳防护等级不低于IP40。操作及控制电源选用220V铅酸免维护直流电源。低压开关柜低压开关柜选用结构强度高、元件布置合理、分断接通能力强、动热稳定性好的固定式开关柜，外壳防护等级不低于IP40。直流电源装置选用微机型高频开关智能模块，蓄电池选用铅酸免维护蓄电池。电缆电力电缆选用阻燃型铜芯交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆；控制电缆选用阻燃型铜芯交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯128、护套控制电缆；屏蔽电缆选用阻燃型计算机屏蔽电缆。其他特殊要求的电缆选用专用电缆。照明与检修.1照明与检修电源供电方式1、照明系统电压（1）正常照明系统电压为380/220V。（2）事故照明电压为220V。（3）供锅炉本体检修用携带式作业灯,其电压为12V。.2 照明及检修供电方式1、正常照明电源（1）正常照明采用照明与动力共用变压器的供电方式。（2）正常照明采用380/220V三相四线制。主厂房、辅助生产车间及附属建筑正常照明照明由380/220V厂用变电所中心供电。2、事故照明电源本工程消防应急照明及疏散指示照明灯具选用三线式自带蓄电池节能灯，持续时间不得小于30min。消防应急照明灯具设置129、在墙面或顶棚上。安全出口标志灯设置在安全出口的顶部，底边距地不宜低于2米，疏散指示标志灯具设置在走道及转角处离地面1米以下的墙面上、柱子上、地面上，且间距不大于20米。消防应急照明在正常电源停止供电后，应急电源转换时间不应大于1.5S。.3照明控制方式主厂房及其它建筑物的室内照明采用在照明箱内集中控制或用开关分散控制的方式。厂内通信及信息网络系统.1厂内通信行政通信利用原老厂交换机，新厂不另设交换机，由老厂供50对通信电缆作为行政通信。调度通信：设一台40门交换机作为新厂调度用。.2信息网络系统信息网络引自市信息系统，全厂电信系统均为新建，信息网络系统分界点为主厂房厂信息系统配电箱，分界点以上130、由营运商负责设计。7.10主要设备规格与数量主要设备的规格型号见表7-6和表7-7 。表7-6 锅炉房主要电气设备表序号名 称规格及型号单位数量备注一、6kV配电室及变电所16kV开关柜金属铠装中置式内含微机综合保护器台262消弧保柜台436kV母线桥4000A组14干式变压器1000KVA台25干式变压器200KVA台16铅酸免维护直流屏2110Ah套37控制保护屏柜内含微机综合保护器2套台28专用计量屏供电部门专用台49微机式模拟屏面210配电综合自动化系统套211远动通信模块套2126kV变频柜1600kW一拖一套3136kV变频柜710kW一拖一套6146kV变频柜560kW一拖一套2131、15电容器柜台4二、0.4kV配电室1低压配电柜固定式台3020.4kV母线桥3150A组33断路器箱380V 50A台104防水防尘断路器箱380V 160A台25照明配电箱台106防水防尘照明配电箱台47检修插座箱台48热镀锌电缆桥架吨209低压变频器160kW一拖一台610低压变频器37kW一拖一台1011低压变频器15kW一拖一台612低压变频器11kW一拖一台613低压变频器3.0kW一拖一台614电力电缆ZR-YJV22-6/10KV 3*120米60015电力电缆ZR-YJV22-6/10KV 3*95米120016电力电缆ZR-YJV22-6/10KV 3*70米40017电力132、电缆ZR-YJV22-0.6/1KV 3*95+1*50米120018电力电缆ZR-YJV22-0.6/1KV 3*70+1*35米30019电力电缆ZR-YJV22-0.6/1KV 3*50+1*35米30020电力电缆ZR-YJV22-0.6/1KV 3*35+1*16米70021电力电缆ZR-YJV22-0.6/1KV 4*16米70022电力电缆ZR-YJV22-0.6/1KV 4*10米40023电力电缆ZR-YJV22-0.6/1KV 4*6米30024电力电缆ZR-YJV22-0.6/1KV 4*4米50025电力电缆ZR-YJV22-0.6/1KV 4*2.5米100026控制133、电缆ZR-KYJV22-0.45/0.75KV米200027控制电缆ZR-KVV22-0.45/0.75KV米200028电话、网络配电箱台6 表7-7 主要电气设备表 序号名 称规格及型号单位数量备注三、换热首站1专用计量屏供电部门专用台226kV开关柜金属铠装中置式内含微机综合保护器台73消弧消弧保护柜台246kV母线桥1000A组15铅酸免维护直流屏265Ah套16控制保护屏柜内含微机综合保护器1套台176kV变频柜1600kW一拖一套48低压配电柜固定式台69断路器箱380V 50A台410照明配电箱台411电力电缆ZR-YJV22-6/10KV 3*120米50012电力电缆YJV2134、2-0.6/1KV3*95+1*50米40013控制电缆KYJV22-0.45/0.75KV米50014热镀锌电缆桥架吨515镀锌槽钢吨116电话、网络配电箱台2四、供电外线1铠装电缆YJV22-6/10KV(3*240)米6002铠装电缆YJV22-6/10KV(3*185)米10003铠装电缆YJV22-0.6/1-(3*-150+1*50)米600第八章 自动控制8.1概述 本工程为吉林市xx集团有限公司调峰热源建设两台165t/h循环流化床锅炉及配套附属设施工程。其中包括煤粉输送、除灰和除渣系统，循环流化床锅炉房、换热首站和脱盐水系统。8.2设计中采用的主要标准及规范化工自控设计规定 135、HG/T 20500/20700-2000用安装在圆形截面管道中的差压装置测量满管流体流量 第一部分 一般原理和要求 GB50160-2008过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号 GB 2625-1981外壳防护等级（IP代码） GB 4208-2008自动化仪表工程施工及验收规范 GB50093-2002石油化工自动化仪表选型设计规范 SH 3005-1999石油化工仪表配管配线设计规范 SH/T 3019-2003石油化工仪表接地设计规范 SH/T 3081-2003石油化工仪表供电设计规范 SH/T 3082-2003石油化工分散控制系统设计规范 SH/T 3092-1999石油化工136、安全仪表系统设计规范 SH/T 3018-20038.3控制系统及主要选型控制的总体水平及操作原则锅炉房采用在锅炉房现场控制室中设置DCS系统，实现对煤粉输送、除灰和除渣单系统、换热首站及锅炉房工艺参数的控制和监测，同时设置炉膛安全监视系统FSSS实现对锅炉的安全保护，为达到环保要求对于烟气排放设置烟气在线监测系统。DCS 系统具有与炉膛安全监视系统和烟气在线监测系统进行通讯的功能，对于安全联锁信号采用硬线连接方式。主要控制回路约为100 个，检测点约为400 个。脱盐水站采用在脱盐水站现场控制室设置PLC 系统实现对脱盐水装置工艺参数的指示、记录和监测，并将部分仪表信号送至锅炉房DCS 系统137、中进行监测。对脱盐水站中成套设备其仪表和控制系统也成套，同时将信号传送到PLC系统中。主要控制回路约为30个，检测点约为80 个。选型原则仪表设备采用技术先进、性能可靠、价格合理、售后服务和技术支持良好的仪表。本装置处于非防爆场所，现场仪表选用非防爆型仪表，输出信号为420mA DC的标准信号，且带HART通讯功能。控制系统选型本装置采用分别设置DCS系统和PLC系统，实现对全装置生产过程中的工艺参数的自动检测、指示、记录、累积、报警、调节及操作。仪表选型本装置现场仪表选型在满足工艺过程检测及控制功能的前提下，选用技术先进、质量可靠、便于操作和维护且性能价格比合理的仪表设备，仪表选用全天候型智138、能仪表，现场就地仪表的防护等级不低于IP55，现场远传电动仪表的防护等级不低于IP65。现场仪表的选型原则如下：温度测量：就地的检测仪表选用双金属温度计，集中的检测仪表选用铂热电阻和热电偶，炉膛沸腾床温度测量选用双支热电偶，锅炉壁温度测量选用表面热电偶。流量测量：选用标准孔板或流量喷嘴和差压变送器进行集中测量，大管道流量测量选用阿牛巴流量计和差压变送器。压力测量：就地的检测仪表选用压力表，集中的检测仪表选用压力变送器和差压变送器(测差压)，测量微小压力时选用微差压变送器。液位测量：汽包液位检测仪表选用差压变送器和浮筒液位计及浮子开关，水箱液位采用单法兰液位变送器，水池液位采用静压式液位变送器，139、煤仓料位测量选用音叉式料位开关。 控制阀：选用电动调节阀，对于风门挡板选用电动执行机构。 分析仪表：测量烟气中氧气含量选用氧化锆分析仪，测量水的PH值选用PH计，测量蒸汽凝液电导率选用电导率分析仪，测量混床出水中二氧化硅含量选用硅分析仪。8.4工艺装置自动控制方案工艺装置对自动控制的要求根据生产装置工艺流程的复杂程度和工艺操作的实际需要，本装置对过程控制和安全联锁系统要求响应速度快，且安全可靠，生产联锁及顺序控制实现自动控制，保证装置的安全稳定长周期运行。为此本项目采用DCS 控制系统，对工艺参数进行监视、控制、操作。主要控制方案锅炉装置的主要控制有：锅炉汽包液位、压力控制；蒸汽温度控制等。本140、项目DCS 系统主要调节控制回路大约150个，集中检测点数约2000点；SIS系统 DI：260 点DO：150 点。仪表选型及成套供应范围 安装在成套设备上的仪表应随设备配带，如成套设备带有单独的控制系统PLC等，应配带相应的编程器、校验仪表和所需的软件等。随机仪表和控制系统的选择按照厂商的标准进行，装置中间同类仪表和控制系统尽量选用同类型的产品。本装置脱盐水单元由工艺成套厂商提供部分成套仪表及成套PLC柜。主要仪表和设备见表8-1。表8-1 主要仪表和设备一览表 序号名 称单位数量备注锅炉及煤粉输送、除灰、除渣系统1集散型控制系统DCS套1主要包括：DCS操作站个3工程师站个1通讯系统套1141、供电系统套1系统及组态软件套1机柜批1打印机台2UPS套12炉膛灭火保护系统FSSS套1通讯系统套1供电系统套1系统及组态软件套1机柜批13烟气在线监测系统套1通讯系统套1供电系统套1系统及组态软件套1机柜批14火焰监视系统套15压力变送器台236差压变送器台847压力表块788铂热电阻支45带护套9热电偶支38铠装10表面热电偶支8铠装11双支热电偶支24铠装12双金属温度计支16附套管13浮筒液位计台214双法兰差压变送器台215浮子式液位开关台416音叉料位开关台1417标准孔板台618喷嘴台619电磁流量计台1820电动调节阀台4配执行机构21电动执行机构台622氧化锆分析仪台623电142、导率分析仪台324PH计台125电缆及桥架等项1脱盐水站1PLC系统套12压力变送器台23差压变送器台134铂热电阻支1带护套5单法兰液位变送器台76静压式液位变送器台27标准孔板台98PH计台89硅分析仪台3换热首站1首站DCS系统套12系统及组态软件套13机柜批14打印机台25UPS套16差压变送器台47压力表块168压力变送器台89电磁流量计台410电动调节阀台4配执行机构11铂热电阻支6安装材料1电缆及桥架等项18.5安全措施装置为非防爆区,现场电动仪表选用非防爆仪表。8.6仪表接地仪表系统的接地由电气专业统一考虑，采用等电位接地。8.7控制室锅炉房控制室锅炉房现场设置就地控制室，面积143、为180007500mm，控制室采用空调，控制室建筑物耐火等级不应低于二级，用阻燃材料做吊顶。 脱盐水站控制室脱盐水站现场设置就地控制室，120007500mm，控制室采用空调，控制室建筑物耐火等级不应低于二级，用阻燃材料做吊顶。具体设置方案控制室独立设置，为避免装置内的电磁干扰对控制系统运行的影响，外墙采用屏蔽结构。设置的具体房间：操作室、机柜间、 UPS室、交接班室和工程师室。控制室地面采用防静电活动地板，活动地板下方基础地面采用水磨石地面。室内须吊顶，吊顶后净高度不低于3.5m。控制室、机柜室、UPS室内有空调、采暖、隔音、隔热、防火、防尘、防震、防水、屏蔽、接地等措施，并符合有关规定。144、室温宜保持在冬天222，夏天262，变化率小于5/h，相对湿度宜保持在50%10%，变化率小于6%/h。控制室和机柜室采用人工照明。仪表盘前、机柜前后离地1m处盘柜上照度为300lux。应设置事故照明，照度为50lux。控制室的建筑面积控制室占地建筑面积见表8-2。表8-2 建筑物建筑面积和占地面积表 序号名称建筑面积备注1锅炉控制室4028.8公用工程消耗公用工程消耗量见表8-3表8-3 公用工程耗量表 序号名称规格消耗量备注1仪表用电源220VAC 50Hz40kVA来自UPS第九章 建筑结构9.1概述 规范、规程、标准建筑结构荷载规范 GB50009-2012钢结构设计规范 GB5001145、7-2003砌体结构设计规范 GB50003-2011冷弯薄壁型钢结构技术规范 GB50018-2002混凝土结构设计规范 GB50010-2010高层建筑混凝土结构技术规程 JGJ3-2010建筑地基基础设计规范 GB50007-2011冻土地区建筑地基基础设计规范 JGJ118-2011建筑抗震设计规范 GB50011-2010建筑工程抗震设防分类标准 GB50223-2008室外给水排水和燃气热力工程抗震设计规范 GB50032-2003混凝土结构耐久性设计规范 GB/T50476-2008建筑设计防火规范 GB50016-2006大体积混凝土施工规范 GB50496-2009建筑变形测146、量规范 JGJ8-2007混凝土结构工程施工质量验收规范（2010版） GB50204-2002钢结构工程施工质量验收规范 GB50205-2001给水排水构筑物工程施工及验收规范 GB50141-2008房屋建筑制图统一标准 GB/T50001-2010建筑制图标准 GB/T50104-2010建筑内部装修设计防火规范 （1997年版）GB50222-1995工业建筑防腐蚀设计规范 GB50046-2008工程地质和水文地质本工程范围内无活动性断裂通过，厂区内无不良地质现象，为稳定地区，适宜建厂。厂区地层为第四系全新统，松散淤积、冲洪积层。由上至下依次为杂填土层、粉质粘土层、砾砂层、圆砾层、147、粉质粘土层、砾砂层、角砾层、强风化花岗岩。粉质粘土层，fak=170150kPa；圆砾层，fak=400 kPa；砾砂层-1，fak=240kPa；粉质粘土，fak=120kPa；砾砂层-1，fak=300kPa；角砾层，fak=500kPa；强风化花岗岩，fak=500kPa。场地地下水共有两层，上部属松散岩类空隙潜水类型，赋存于砾砂、圆砾、角砾层中、下部为花岗岩网状风化裂隙中。水位随季节变化，稳定水位标高为201.08201.62米，（主厂房0.000标高为203.700米）。地下水对混凝土结构无腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋有弱腐蚀作用。工程抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.10148、g，设计地震分组为第一组，场地为中硬场地土，场地类别为类，设计特征周期0.35s。 设计应采用的主要设计数据1、基本风压： n=50 0.50kN/基本雪压： n=50 0.45kN/2、持力层地基承载力特征值fak 粉质粘土 fak=150kPa 圆砾层 fak=400kPa -1砂砾层 fak=240kPa 粉质粘土层 fak=120kPa-1砾砂层 fak=300kPa 角砾层 fak=500kPa 强风化花岗岩 fak=500kPa3、抗震设防烈度 7度 设计基本地震加速度 0.10g 设计地震分组 第一组 场地土类别 类 设计特征周期 0.35s 建筑工程抗震设防分类 标准设防类（丙149、类）4、设计使用年限 50年5、建筑结构的安全等级 二级6、地基基础设计等级 乙级主要建筑材料1、钢材 Q235-B 镇静钢 焊条E43 Q345-B 镇静钢 焊条E50钢材的屈服强度实测值与抗拉强度实测值的比值不应大于0.85；钢材应有明显的屈服台阶，且伸长率不应小于20%。钢材应有良好的焊接性和合格的冲击韧性。钢筋强度标准值应具有不小于95%的保证率。 当结构工作温度等于或低于-20时，对Q235钢和Q345钢应有D级冲击韧性的合格保证，即采用Q235-D、Q345-D。2、钢筋混凝土结构中受力钢筋采用HRB400、HRB335； 构造钢筋也可采用HPB300。对二级抗震等级的框架，钢筋的150、抗拉强度实测值与屈服强度实测值的比值不应小于1.25；钢筋的屈服强度实测值与强度标准值的比值不应大于1.3；且钢筋在最大拉力下的总伸长率实测值不应小于9%。3、水泥采用普通硅酸盐水泥对主锅炉房基础、汽机基础、锅炉基础及其他类同的大体积混凝土采用中低水化热普通硅酸盐水泥，要求水泥中铝酸三钙含量不超过6%。4、混凝土非干湿交替的室内潮湿环境（环境作用等级-B）采用C30混凝土；严寒地区受冻融作用的无盐环境，混凝土高度饱水（环境作用等级-B）采用Ca35混凝土（Ca为引气混凝土）。9.1.5 地基与基础1、所有建构筑物地基均利用天然地基，基础采用柱下独立基础或联合基础，其中为数不多的小型砌体结构采用151、天然地基上的条形基础。2、主要建构筑物基础，包括除氧煤仓间框架、锅炉基础等基础持力层选择角砾层，其fak=500kPa，基础埋深约4.5米，施工图设计中将根据工程地质详勘资料角砾层埋藏深度，调整各个建构筑物基础埋深。以上主厂房等基础如局部角砾层埋藏过深，基础开挖过深，其超挖部分用C10毛石混凝土回填至基底标高。3、除第2条所述外，锅炉房其他建构筑物基础一般承重较小，为节省投资，加快施工进度，原则上尽量浅埋于标准冻深之下，可采用第层粉质粘土为持力层，其fak=150kPa，当基底落在相邻基础开挖后回填土上时，该回填土应按换填垫层法局部处理。在施工图阶段，将根据工程地质详勘资料，逐个分析每一建构筑152、物下基础埋深及地基处理方案。4、主厂房大开挖后，主厂房区域的设备基础、厂内沟管道、坑、池、之类基底均在主厂房回填土上，主厂房地面也在回填土上，这部分回填土质量好坏，直接影响主厂房区零米设备沟道、坑、池等安全，要求这部分回填土必须按换填垫层法地基处理的要求，分层回填，分层填实至压实系数达0.98（轻型压实标准）且回填土地基承载力fak大于150kPa以上。逐层检验回填质量，下层不合格，不得向上继续回填。9.2 新建建筑物 本项目新建建筑物情况详见下表9-1。表9-1 新建建筑物一览表序号建筑物名称建筑面积（m2）结构形式结构安全等级基础设计等级耐火等级抗震等级使用年限1主厂房8576框架二级乙级153、二级二级502除灰综合楼527.25框架二级乙级二级三级503引风机室533.5框架二级乙级二级三级504换热首站1401.88框架二级乙级二级三级509.3主厂房建筑结构设计建筑设计.1主厂房基本尺寸表9-2 主厂房基本尺寸及标高一览表 车间名称柱距（m）总长(m)各层标高(m)屋面标高(m)除氧煤仓间8640.0004.0008.00015.00027.90033.90032.95039.900锅炉间宽34.544.80.0008.00046.510 注：平面尺寸指“轴线尺寸”.2 室内布置除氧煤仓间合并布置，0.000m布置给水泵，厂用电室，化学加药间，男女卫生间等；4.000m标高为电154、缆层；8.000m标高有集中控制室，电子设备间，工程师室，交接班室，男女更衣间，男女卫生间，继电器室，化验室等。15.000m为除氧器层和煤斗，煤斗下设计给煤机。27.900m为输煤皮带层，设有工具间和MCC室。该层为钢结构，跨度9m。锅炉房紧身封闭，两台锅炉中心线分别在轴和轴。两台锅炉合并封闭在一起。.3主厂房内水平交通锅炉房0.000m炉前部位设有纵向通道，通道两端墙上设有可通向室外出口机动车辆行驶的钢木大门。锅炉房运转层炉前部分也设有纵向通道。两炉之间为横向通道。皮带层除了临时端设通向楼梯出口而外，中间设有通向锅炉本体钢梯平台的通道。.4 主厂房内垂直交通主厂房除氧煤仓间固定端设有能通到155、运转层和除氧器层的楼梯。在临时端设有通到各层和屋面的室外疏散钢梯。是主厂房第二个安全通道。锅炉本体设有多道平台及钢梯供运行及检修人员使用。.5 主厂房室内采光与通风1、主厂房室内采光主厂房室内采用侧窗采光，以天然采光为主，结合电厂工艺布置状况，在不能满足采光标准要求的区域，辅助以人工照明。2、主厂房通风锅炉房采用底层和运转层自然进风，通过屋顶通风器自然排风。.6 主厂房屋面防水和排水1、主厂房屋面防水主厂房屋面防水等级为II级。在除氧煤仓间屋面铺设二道防水设防。屋面板采用现浇钢筋混凝土板，设阻燃聚苯乙烯泡沫塑料板保温层。一道防水采用自粘防水卷材（BAC橡胶沥青防水卷材系列），外层设一道40mm156、厚细石混凝土刚性防水层。皮带廊屋面及锅炉房屋面采用压型钢板复合保温屋面。屋面设有孔洞均有可靠的防水处理。2、主厂房屋面排水主厂房的屋面排水为有组织内排水，雨水均通过室内雨水管排至厂区排水系统。.7楼（地）面防排水除氧煤仓间15.000m，27.900m楼层的地面设卷材防水层一道，锅炉房0.000m楼层的地面设卷材防水层一道，锅炉房0.000m地面设专用排水沟。所有卫生间的楼地面均设防水层一道，以防渗漏。.8主厂房防火1、主厂房防火分区因为本工程没有汽机房，所以整个主厂房为一个防火分区。2、主厂房各车间的安全出口均不少于2个，安全出口可利用通向相邻车间的门作为第二个安全出口，主厂房内最远工作地点157、到外部出口或楼梯的距离均不超过50m。输煤皮带廊设有通向除氧间屋面，锅炉平台的疏散出口。主厂房各车间的门均采用乙级防火门。主厂房电缆夹层的内墙采用耐火极限不小于1h的不燃烧体，电缆夹层的承重构件，其耐火极限不小于1h。3、集中控制室，电子设备间等室内装修采用不燃烧材料，与其它房间的隔墙，其耐火极限不小于1h。4、主厂房的安全疏散主厂房设置两处楼梯为各层安全出口，其中在除氧煤仓间临时端设主要楼梯间，能通至各层及0.000m室外出口；另一部分在除氧煤仓间固定端为疏散用的次要楼梯。主厂房内最远工作地点到外部出口或楼梯的间距均不能超过50m。 主厂房疏散楼梯净宽不小于1.1m，疏散走道的净宽不小于1.158、4m，疏散门的净宽不小于0.9m， 室内工作钢梯净宽不小于0.8m，坡度45。.9主厂房的室内外装饰主厂房采用带保温的双层彩色压型板复合外墙体系，即用轻钢墙梁，中间夹玻璃棉毡保温的双层彩色压型钢板作为维护结构。内墙采用轻集料混凝土小型空心砌块填充墙，厚度为200mm。锅炉房和皮带廊屋面采用彩色压型钢板保温复合屋面板。1、彩色压型钢板保温复合板彩色金属墙板选用镀铝锌高强度压型钢板，保证在正常大气环境下20年内免维修，金属板的正面和背面涂层均不许产生龟裂和剥落。金属墙板厚度外层0.6mm，里层0.5mm，波高不小于30mm。屈服强度满足550MPa(5600kg/C)，由墙板厂家提供国家级实验室的159、抗风试验报告，且保证金属墙板满足当地风荷载抗风要求。外板表面涂层为两涂两烘环氧树脂防锈底漆和树脂面漆。内板为聚酯涂层，金属墙板的板型具有自防水能力，防止板与板搭接处的渗水现象。配件和辅材：螺钉使用配套自攻螺钉，自攻螺钉外层具有高效耐腐蚀保护作用的涂层。硅胶使用 金属板填缝的优质中性耐候密封胶。彩色金属压型钢板中间的保温层，选用玻璃棉，体积密度为16kg/ m,厚度为100mm，热阻值2.6k/W，防火等级为A级。2、窗：采用80型单框双玻璃塑钢推拉窗，浮法玻璃厚度为6mm。3、门：主厂房除了设置防火门外，根据使用要求及洞口尺寸的大小，选用成品木门，钢质门，钢木平开大门。一般钢质门的钢板厚度为1160、.2mm。外门应作保温。4、地面：锅炉房底层和运转层采用水磨石地面。楼梯间平台及踏步采用防滑地砖。各层卫生间采用防滑全瓷地砖。.10集中控制室室内装修集中控制室室内装修采用不燃烧材料。吊顶采用耐火纸面石膏板，轻钢龙骨吊顶，考虑上人荷载。门采用隔音门。地面用大理石地面。结构造型.1主厂房结构体系主厂房结构包括除氧煤仓间单框架、锅炉房两个相互联系的部分、锅炉房的锅炉钢架采用空间带支撑钢框架结构体系，独立承重，不与主厂房其他部分相互传递水平作用力；锅炉运转层平台分别支撑在锅炉钢架及除氧煤仓间框架上，要求锅炉运转层平台结构只传递垂直力给除氧煤仓间框架，不传水平力或水平作用，支座采用滑动或滚动支座。除氧161、煤仓间采用钢筋混凝土单框架。除氧煤仓间纵梁一般采用每柱双梁消除偏心，保证安全，纵向为多跨多层框架。.2结构选型1、锅炉炉架采用钢框架支撑结构，由锅炉厂家设计、供货。锅炉运转层平台采用钢梁浇制混凝土板，支承在锅炉主、副钢架柱上，锅炉厂设计制造应当考虑平台的荷重。运转层平台由设计单位完成后向锅炉厂提供平台梁支承力，由锅炉厂核算并必要时修改锅炉钢架。锅炉封闭为金属压型钢板紧身封闭，炉顶结构由锅炉厂设计制造，紧身封闭屋面墙面的檩条布置、拉条布置及屋面墙面金属板的布置等设计与选型均由业主委托彩板厂家完成设计制造、施工。但出于对结构耐久性考虑，金属压型钢板的最小厚度，镀铝锌防护层厚度，檩条、拉条镀锌及其镀162、层厚度由设计单位提出要求。炉前钢架至除氧煤仓间框架5.50m的距离，屋顶及墙面封闭，由锅炉厂主副钢架上悬挑，自成受力体系，不要将封闭墙柱立在除氧煤仓间顶部。这部分结构由锅炉厂设计、制造。由于各锅炉钢架柱作用基础顶面垂直力相差甚大，各柱传给基础水平力也较大，故锅炉基础采用独立基础加拉梁，或部分采用联合基础。2、除氧煤仓间主体高度低于28m，属多层结构；多层单框架设计中应有加强措施。框架纵向全长72.00m，中间设一后浇带，带宽8001000mm 。后浇带内配置适量加强筋，待后浇带两侧混凝土浇筑完28天后，将两侧的混凝土表面凿毛，浇筑等级高一级的无收缩混凝土，振捣密实，加强养护。楼板配筋双层双向。163、除氧煤仓间顶部皮带廊采用轻钢结构，压型钢板封闭，受力刚架由设计单位负责设计。檩条、压型钢板由业主委托彩板厂家设计、施工。除氧煤仓间靠近既有吉林市环境综合治理工程热源建设工程2165t/h锅炉房已考虑扩建端的基础及柱插筋，拟建建筑可按既有柱距设计。3、煤斗采用悬挂式钢结构。煤斗壁内表面防磨损建议采用增加斗壁厚度2mm的办法，不另外加耐磨层。9.4 抗震设计 主厂房除氧煤仓间框架抗震等级二级，框架各部的构造要求按国家建筑标准设计图集11G101-1混凝土结构施工图平面整体表示方法制图规则和构造详图，并配套使用09G901-1混凝土结构施工钢筋排布规则与构造详图深化施工构造。 根据强连结、弱构件的概164、念设计原则，对屋架与柱、牛腿等的连结，特别是锅炉炉架与锅炉基础短柱的连接必须适当加强。构件设计要强柱弱梁、强剪弱弯。 主厂房除氧煤仓间框架为单跨框架。根据建筑抗震设计规范GB50011-2010条规定：高层框架不应采用单跨框架，多层框架不宜采用单跨框架，施工图设计中多层单跨框架应采取适当加强措施。 锅炉平台与除氧煤仓间的连接须为滑动或滚动支座，使锅炉钢架与主厂房框排架互不传递水平力，受力明确，结构可靠。 详细要求按施工图设计结构总说明及各卷册施工。9.5 防止不均匀沉降危害结构的措施 主厂房结构持力层必须统一选择角砾层fak=500kPa，基坑开挖后业主必须组织验槽，并最终经地质勘察部门确认持165、力层为角砾层，如开挖后发现基础底面下尚有其它软弱土层，则继续深挖直达角砾持力层，超挖部分采用C10毛石混凝土回灌。 基础尺寸，特别是框架结构各柱下基础尺寸应按实际计算受力及地基承载力设计，该大则大，该小则小，基础尺寸类型适当归并，不可大小一律，采用沉降调平的原则。 最后基础沉降应经计算，满足沉降值、沉降差等要求。 主厂房基础、锅炉基础设沉降观测点，定期观测结构沉降、沉降差，出现特异情况，业主请相关单位共同研究，查找原因，采取妥善解决措施。 凡落在主厂房开挖回填土上的一切构筑物、设备基础等，要求回填土的土质、分层回填厚度、分层回填压实系数、回填土承载力值等必须满足设计要求。 根据地质详勘资料，在166、施工图设计结构总说明及各卷册中可能有更深化更具体要求，施工时按设计要求执行。9.6 混凝土结构的耐久性由于人们对混凝土耐久性认识不够，设计与施工的结构，特别是冻融作用、干湿交替作用、化学腐蚀作用下的结构，耐久性不满足设计使用年限的案例屡见不鲜。本设计要求： 设计与施工必须严格执行国家标准混凝土结构耐久性设计规范（GB/T50476-2008）。 大体积混凝土施工必须严格执行国家标准大体积混凝土施工规范（GB50496-2009）采取系列温控措施及养护措施。 施工应遵循相关施工质量验收规范的要求，工程验收各阶段如发现质量不合格如开裂、混凝土强度不足、耐久性不足、抗冻性不足、抗渗性不足、混凝土不密167、实、钢筋的保护层厚度不足、结构实体厚度不足等，必须严格检查处理，不留强度与耐久性两方面隐患。 耐久性要求主要指标表9-3 耐久性主要指标一览表混凝土强度等级最大水灰比钢筋保护层最小厚度（mm）室内非冻融环境C300.5025 (板、墙)30 （梁、柱）冻融环境及室外露天混凝土结构Ca350.5035 (板、墙)40 （梁、柱），基础（50）烟囱基础保护层无论上下均为70mm室内素混凝土构件C200.50冻融条件下素混凝土构件Ca350.50混凝土抗冻耐久性指数DF70%混凝土最小水泥用量 300 kg/m3 （大体积混凝土尽量减少水泥用量）混凝土最大水泥用量 400 kg/m3 水泥中铝酸三钙168、含量应 6%混凝土中氯离子含量 0.10%混凝土中三氧化硫含量 胶凝材料总重得4%混凝土中含碱量 不超过 3 kg/m3 原材料重点要求：骨料应满足国家级标准要求骨料应采用非碱活性骨料骨料最小粒径30mm （保护层25厚时骨料最大粒径25mm）防渗结构 重要结构P6抗渗等级 一般结构P4抗渗等级 室外冻融条件的框架结构，容易遭受环境作用破坏，因此对施工质量，对混凝土密实性有严格要求，结构拆模后应按施工验收规范严格检查，凡结构表面蜂窝麻面处不得以普通砂浆找平处理。1、首先将缺陷处表面松动部分除掉。2、以环氧砂浆抹平局部（缺陷处外延50mm范围），并加厚2mm。 保护层厚度按施工验收规范严格检查，169、对不合格的部位，加涂环氧砂浆2mm厚，对不合格的构架，外表面全部加涂环氧砂浆2mm保护。9.7烟道结构及炉后区域建构筑物烟囱烟囱利用吉林市xx集团有限公司投资建设的2台165t/h循环流化床锅炉的双筒混凝土烟囱，高150米，每个烟囱出口直径23.5米。 烟道烟道采用钢筋混凝土框架承重，顶板及底板为钢筋混凝土板，两侧墙为框架砖填充墙，烟道内上下及两侧挂钢筋网喷防腐耐热浇注料防护。烟道断面2.85.8，长49m。除尘器和除灰综合楼基础采用钢筋混凝土结构，独立基础，根据施工图阶段地质详勘资料，确定基础埋深及持力层。除灰综合楼建筑面积527.25m2，为三层现浇钢筋混凝土框架结构，屋面标高为14m，一170、层为空压机室，二层为电缆层，三层为控制室和配电间。内外墙为轻集料混凝土小型空心切块。屋面防水等级为II级，其做法与主厂房除氧煤仓间屋面做法相同。采用单框双玻璃塑钢窗。空心机室和配电间地面采用细石混凝土地面，控制室采用防滑地砖地面。引风机室采用单跨钢筋混凝土框架结构，独立基础。根据施工图阶段地质详勘资料，确定基础埋深及持力层。引风机室为单层现浇钢筋混凝土框排架结构，建筑面积533.5m2，屋面标高为14m，室内设1台10t桥式吊车，轨顶标高11m。外墙为400mm厚轻集料混凝土小型空心切块，屋面防水等级III级，地面为细石混凝土地面，表面压光。采用单框双玻璃塑钢窗，钢木大门。表9-4 除灰综合楼171、及引风机室基本尺寸及标高一览表车间名称总宽（m）总长(m)各层标高(m)屋面标高(m)除灰综合楼9.018.00.0006.00010.00014.00014.000引风机室10.5480.00014.00014.000注：平面尺寸指“轴线尺寸”渣库、石灰石库钢制渣仓，钢筋混凝土支架，独立基础，根据施工图阶段地质详勘资料，确定基础埋深及持力层，钢罐体由厂家供货或工艺设计现场加工。9.7.6锅炉排污降温池锅炉排污降温池一座3m（宽）7.1m（长）3.5m（深）为防水混凝土水池，抗渗等级P6，外涂防水涂料。锅炉排污进水温度较高（100以上），进水口对正承受喷射高温水的混凝土池壁上为防冲蚀加预埋钢板172、保护，通常将此预埋钢板贴墙面埋置，虽然防冲蚀，但预埋钢板后面局部混凝土长期受高温作用，混凝土各项力学性能将明显下降，耐久性也有降低。本工程根据近年设计经验，将防冲蚀钢板离墙面布置。9.8 燃料建（构）筑物9.8.1 煤场挡风墙 （挡风抑尘墙）煤场挡风墙是煤场粉尘治理的环保工程构筑物，长146m。由钢结构抗风桁架（三角形）挂多孔墙板，靠近地面1.0米高为砖砌矮墙，内外粉刷水泥砂浆，抗风桁架基础为独立基础。抗风桁架用H型钢和无缝钢管制作，并涂刷防腐油漆，要否涂刷防火漆按当地消防部门的意见办理。在挡风墙上按工艺要求设置通行大门和小检修门，大门做钢筋混凝土门架，安铝合金电动卷帘门，小检修门采用钢门框与173、抗风桁架相连。9.8.2 输煤系统输煤系统利用原有两台2台165t/h输煤栈桥，再延接水平皮带。9.9 全厂建筑色彩处理本工程是在已建成工程的基础上，在同一个厂区内扩建的工程，因此，在总体布置上，要与原有结构，以及周围环境相协调，形成一个有机的整体。既要有好的建筑立面处理，又要有必要的绿化设施和好的厂区环境，充分利用电厂建筑大体量，大面积色彩的特点，体现出现代工作企业的气息和电厂独到的特色。根据已建的建筑物外观的色彩，本期工程全厂的色调为象牙白色，在恰当的部位配以蓝色条带，使整个厂区高低错落，造型各异，体重悬殊的建构筑物，在色彩上相互关联和呼应，达到鲜明和谐，赏心悦目的效果，给人以美的感受，为174、电厂提供更加优美，舒适，良好的生产和办公的环境。9.10 装修表9-5：主厂房装修一览表表9-6：辅助建筑装修一览表表9-5 主厂房装修一览表项目楼（地）面内墙装修顶棚及吊顶窗门外墙墙裙除 氧 煤 仓 间卫生间防滑（防水）地砖面砖至吊顶防水石膏板吊顶塑钢窗木门彩色压型钢板-楼梯间地砖压型钢板，乳胶漆乳胶漆塑钢窗防火门彩色压型钢板-0.000m 厂用电室细石混凝土乳胶漆乳胶漆塑钢窗防火门彩色压型钢板-0.000m加药间等耐酸地砖耐酸涂料耐酸涂料塑钢窗钢门彩色压型钢板1.2m高耐酸砖各层检修班组细石混凝土乳胶漆乳胶漆塑钢窗钢门彩色压型钢板-4.000m电缆层细石混凝土乳胶漆乳胶漆塑钢窗防火门彩色压175、型钢板-集中控制室大理石乳胶漆防火石膏板吊顶-隔音门-工程师，交接班室，男女更衣室地砖乳胶漆防火石膏板吊顶-木门，钢门-化验室，仪表间，办公室地砖乳胶漆防火石膏板吊顶塑钢窗钢门彩色压型钢板-15.000m除氧器层细石混凝土乳胶漆乳胶漆塑钢窗钢门彩色压型钢板-27.900m皮带层水磨石乳胶漆乳胶漆塑钢窗钢门彩色压型钢板-锅炉房0.000m水磨石乳胶漆乳胶漆塑钢窗防火门彩色压型钢板-8.000m水磨石乳胶漆乳胶漆塑钢窗防火门彩色压型钢板-表9-6 辅助建筑装修一览建筑物名称楼（地）面内墙装饰顶棚及吊顶窗门外墙墙裙引风机室细石混凝土乳胶漆乳胶漆塑钢窗钢门外墙涂料-除灰综合楼细石混凝土乳胶漆乳胶漆塑钢176、窗钢门外墙涂料-9.11换热首站9.11.1换热首站概况换热首站位于吉林市xx热电有限责任公司厂区的西北角，建筑面积1401.88平方米，二层框架结构。表9-7 换热首站基本尺寸及标高一览表建筑物名称柱距（m）总长(m)各层标高(m)屋面标高(m)换热首站954.50.0004.50011.50011.500 注：平面尺寸指“轴线尺寸”9.11.2建筑设计1、室内外墙装饰所有新建建筑物内外墙均抹灰，刷外墙涂料和内墙涂料，地面除卫生间外均为水泥砂浆地面，卫生间为地面砖地面，墙面贴瓷砖。2、屋面排水新建建筑物采用有组织排水方式。3、门窗设计建筑物外门采用防盗门，内门采用木门，所有窗均采用双玻璃塑钢177、窗。楼梯间设乙级防火门。4、其他设施室内楼梯为钢筋混凝土楼梯封闭，室外消防梯采用钢梯。9.11.3结构设计本建筑为钢筋混凝土框架结构。二层框架结构。屋面及楼地面采用现浇梁式钢筋混凝土结构，填充墙为陶砾砼空心砌块。9.11.4地基与基层换热首站地基均采用天然地基，座落在砾砂层上，砾砂层的地基承载力特征值fak=240kPa，基础采用柱下独立基础。现浇钢筋混凝土基础梁。大型设备基础采用钢筋混凝土，其他为素混凝土。9.11.5抗震设计换热首站抗震等级二级，框架各部的构造要求按国家建筑标准设计图集09G901-15混凝土结构施工钢筋排布规则与构造详图深化施工构造。详细要求按施工图设计结构总说明施工。9178、.11.6主要建筑材料同锅炉房混凝土采用的材料要求。9.12 管网工程根据工艺提供的资料，自本工程新建设换热首站引出DN1000供热主干线，最终与西宁路上既有的DN1000和DN800的供热主干线相连。在该DN1000的供热主干线上还需引出DN1000供热支干线与吉林市xx热电有限责任公司新建的换热首站联网，作为调峰管线。采用直埋敷设方式，局部地段采用架空或地沟敷设。9.12.1补偿器井补偿器井采用钢筋混凝土结构，井深2.0米，井壁采用250400毫米厚钢筋混凝土壁板，底板采用300500毫米厚钢筋混凝土板，顶板采用300350毫米厚钢筋混凝土板。补偿器井设100毫米厚C15混凝土垫层。井人孔179、爬梯、积水坑及洞口均采用通用图。为了方便检修，上人人孔处设置一个直径1500毫米的安装洞口。补偿器井兼做受力固定墩，井壁350600毫米厚，补偿器井的井壁预埋钢套管与热力专业的固定支座卡板焊接。井壁洞口处设置加强筋。位于地下水以下的补偿器井混凝土结构材料采用抗渗混凝土，抗渗等级为P6；位于地下水以上的补偿器井混凝土结构材料采用普通混凝土，混凝土等级为C30。混凝土结构中受力钢筋采用HRB400，HRB500，箍筋及构造钢筋采用HRB400。9.12.2固定墩热力专业设置的固定点位置，按照提供的推力进行固定墩设计。固定墩采用钢筋混凝土结构，混凝土采用C30,混凝土结构中受力钢筋采用HRB400180、HRB500，箍筋及构造钢筋采用HRB400。地基承载力标准值按照120kN/考虑。固定墩采用100毫米厚C15素混凝土垫层。9.12.3架空及地沟架空和地沟均采用钢筋混凝土结构。地沟混凝土采用C30抗渗混凝土，抗渗等级为P6，混凝土结构中受力钢筋采用HRB400、HRB500，箍筋及构造钢筋采用HRB400。架空部分采用钢筋混凝土支架，基础采用钢筋混凝土浅基础。混凝土结构中受力钢筋采用HRB400、HRB500，箍筋及构造钢筋采用HRB400。基础采用100毫米厚C15素混凝土垫层。第十章 节能篇10.1节能编制依据1、中华人民共和国节约能源法（2007年主席令第77号）；2、中华人民共和181、国电力法（1995年主席令第74号）；3、中华人民共和国计量法（1985年第二十八号主席令）；4、中华人民共和国循环经济促进法（2008年第四号主席令）；5、中华人民共和国水法（2002年第七十四号主席令）；6、中华人民共和国进口计量器具监督管理办法（1996年国家技术监督局令第44号）；7、国家环境保护总局环函199856号文；8、中华人民共和国强制检定的工作计量器具检定管理办法（国发198731号）；9、固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法（2010第6号令国家发改委）；10、固定资产投资项目节能评估工作指南（国家节能中心，2011年版）；11、中国节能技术政策大纲（2006）发改委、科182、技部；12、吉林省节约能源条例（2003年11月1日）；13、国务院关于加强节能工作的决定（国发200628号）；14、中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要；15、重点用能单位节能管理办法（原国家经贸委令第7号）。10.2概述10.2.1节约能源的意义随着国民经济的快速发展，各种耗能设备和设施不断增加，能源供应日趋紧张，且价格不断上涨。因而，对各企业而言，节约能源和综合利用能源就显得格外的重要。科学合理地利用能源，选择节能的先进工艺技术和设备，最大限度地节约能源，综合利用能源，使企业在最少的能耗下获得最大的经济效益。10.2.2工程的节能本工程为集中供热项目，符合国家的能源政策183、，在工程设计中要充分考虑各系统的节能和综合利用，尽量降低能耗，对各类资源做到充分利用，进而减少企业的运行成本，提高整体经济效益。10.2.3 节能基本原则 1、采用先进的工艺和技术；优化工艺流程，采用节能新技术； 2、选用节能新设备，如采用高效换热设备等； 3、机泵设备选用新型高效节能低噪音设备； 4、合理设置计量仪表，真实反映生产过程中的能耗； 5、选用优质的绝热材料，降低热量、冷量损失。10.3能耗指标及分析节能评估前项目能源利用情况节能评估前项目能源利用状况如表10-1所示。表10-1 节能评估前项目能源利用状况序号名称规格单位年耗量1煤炭t1856552电10000V/380VkWh5184、3.54x1063水0.4MPaGt703176 能评后项目能源利用情况本项目节能评估后消耗的能源及耗能工质包括：原煤、电力、新水、柴油等，项目产出的能源包括热力。1、原煤本项目年消耗的原煤为141635.65t。原煤低位发热量为11.304MJ/kg，折标系数为11304/29308=0.3857tce/t，合计折标煤54628.87tce。2、电力本项目消耗的电力包括工艺设备用电、照明用电、插座用电。其中工艺设备用电1345.9万kWh、照明用电28.7万kWh、插座用电44.6万kWh，变压器损耗为3.06万kWh。考虑0.5%的线路耗损后合计1429.34万kWh。当量折标煤系数为0.185、1229x10-3tce/kWh，等价折算系数分别为0.33x10-3tce/kWh，其折算值分别为：1756.66tce（当量值）、4716.82tce（等价值）。3、新水本项目年消耗的新水为512453t。4、柴油本项目锅炉点火用油及场内运输用油均为为0#轻柴油，全年耗柴油10.5t。折标系数为1.4571kgce/kg，合计折标煤15.3tce。5、热力本项目生产的热力为1353096.68GJ。折标系数0.03412 tce/GJ，折标煤46167.66tce。综合能源消费量和消耗量本项目实施后实物消耗量及综合能耗见表10-2。表10-2 实物消耗及综合能耗表 项目年综合能源消费量主要186、能源种类计量单位年需要实物量折标系数折标煤（tce）电力万kWh1429.340.1229kgce/kWh1756.660.33kgce/kWh4716.82原煤t141635.650.3857kgce/kg54628.87柴油t10.51.4571kgce/kg15.3热力GJ4818.630.03412 tce/GJ164.41项目年综合能源消费总量（tce）当量值56565.24等价值59525.4项目产出能源品种主要能源种类计量单位年产出实物量折标系数折标煤（tce）热力GJ1353096.680.03412 tce/GJ46167.66项目年综合能源消耗总量（tce）当量值10397187、.58等价值13357.74单位热力产品能耗为：0.0425tce/GJ（等价值）。节能评估小结节能评估后项目总的能量消费总量为56565.24tce（当量值）、59525.4tce（等价值），其中原煤占95.02%、电力占4.90%、柴油占0.08%。节能评估后项目总的能量消耗总量为10397.58tce（当量值）、13357.74tce（等价值）。热力产品能耗为0.0425tce/GJ（等价值）。10.4节能措施综述10.4.1工艺流程中采取的节能措施 10.4.1.1工艺流程和工艺参数优化措施 1、权衡项目投资、经济效益和工艺技术的可靠性、安全性，选取能耗相对较低的工艺技术。2、优化设备188、布置，本项目的主体工艺装置为典型的以锅炉操作为基本单元的生产装置，可通过按照基本单元的大致流程顺序进行设备布置，不仅可以集中用热、用水、用电设备，缩短供汽管线、供水管线和供电距离，还可以减少管线阻力，减少驱动力损失。 3、优化装置蒸汽系统，将各种高等级蒸汽降为低等级蒸汽的减温减压器的流量降到最低限，合理利用蒸汽能级，降低能耗。4、清污分流，控制排污。加强采用清污分流的排水体制，设有生产污水排水系统、生活污水排水系统、生产净下水-雨水排水系统等。 5、提高装置控制水平，优化控制操作单元，减少事故排放，降低能耗物耗； 6、节约和科学利用水资源，减少排污量；回收蒸汽冷凝液； 7、在总图布置上，尽量安189、排合理紧凑，减少物料输送行程，降低动力消耗； 8、提高蒸汽冷凝液的回收率和利用率，将蒸汽冷凝水送入水-水换热器进行二次加热。 10.4.1.2余热回收利用措施 1、对需要进行热量回收且操作温度超过50的设备和管线进行保温。 2、使用蒸汽、循环水的设备分别集中布置，避免热量的损失。 3、进出装置的蒸汽、热水等管线上设置计量仪表，加强计量管理。 10.4.2设备选型中采取的节能措施 10.4.2.1提高能量转换效率的措施 1、锅炉装置循环水系统采用闭路循环，减少换热器的结构热阻。 2、本装置用电设备数量较多，可通过采用高效电机，降低电耗，采用变频调速控制，降低电能消耗。 3、选择低损耗、高效率的变190、压器，合理选择变压器的容量，使之经常运行于经济运行状况。在办公区和安全区生产装置采用高效节能的荧光灯光源，电子式镇流器，功率因数达到 0.95 以上；在爆炸危险环境采用节能灯光源（较低的灯具安装高度情况下），功率因数0.95 以上或金卤灯光源（较高的灯具安装高度情况下）带补偿功率因数0.85 以上。 10.4.2.2 检测及计量中采取的节能措施 对于连续的工业生产过程，在检测及计量仪表选型时，要考虑由于永久压损所引起的额外耗能，故在选型时应选择节能型，避免选用压损较大、能耗较高的仪表。 10.4.3 热力管网保温和低温管道保冷措施 1、对热力管网需选用优良保温材料 设备和管道保温所使用的硅酸铝191、纤维，导热系数小于 0.046W/（m），容重小于 170kg/m3，含湿率小于 1.5%（氧指数应大于或等于30%）。 2、对低温管道需选用优良保冷材料 设备和管道保冷用的聚氨酯泡沫常温导热系数值应不大于0.0442w/(mk)，密度不大于60kg/m3 ，吸水性应不大于0.2kg/m3。 建筑节能措施 1、填充墙厚度外墙采用轻集料混凝土小型空心砌块300厚，内墙采用轻集料混凝土小型空心砌块200厚。彩色金属压型钢板中间的保温层，选用玻璃棉，体积密度为16kg/ m,厚度为100mm，热阻值2.6K/W。围护结构的保温节能措施要满足公共建筑节能设计标准（GB 50189-2005）的相关规定192、。 2、建筑的体型系数应小于或等于 0.40。 3、建筑每个朝向的窗墙面积比不大于0.70。第十一章 环境保护11.1 环境保护设计依据及设计采用的环境保护标准1、建设项目环境保护管理条例国务院1998年第235号令；2、环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准；3、地表水环境质量标准(GB3838-2002) 类水域标准；4、声环境质量标准（GB3096-2008）；5、工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）；6、污水综合排放标准（GB8978-1996）新、扩、改一级标准；7、一般工业固体废物贮存、处置场所污染控制标准（GB18599-2001） 。11.2烟气193、治理及影响分析11.2.1污染物排放量计算按照循环流化床锅炉，煤种为褐煤，煤质元素工作基分析如下：表 11-1 煤质分析资料表 序号名 称符号单位设计煤种1全水份Mar%28.652固有水份Mad%11.473灰份Aar%27.494干燥无灰基挥发份Vdaf%46.725碳Car%31.576氢Har%2.227氧Oar%9.078硫Sar%0.439氮Nar%0.5710低位发热量Qnet.arMJ/kg11.30411变形温度T1T1=1116软化温度T2T2=1177熔化温度T3T3=1410=46.72% =31.57% =2.22%=0.57% =0.43% =9.07%=27.49194、% =11.47% =11304kJ/kg锅炉燃烧产生大量烟气，烟气通过除尘器除尘，除尘效率为99.99%，其他污染物没有采取措施，同烟气一起经烟囱排入大气。表11-2 本工程烟气污染物排放情况表 项 目单位数据烟尘小时排放量t/h0.0220年排放量t/a43.78除尘器出口排放浓度mg/Nm343.5除尘器出口允许排放浓度mg/Nm350S02小时排放量t/h0.1606年排放量t/a319.99锅炉出口排放浓度mg/Nm3900烟囱出口允许排放浓度mg/Nm3100N0锅炉出口排放浓度mg/Nm3300烟囱出口允许排放浓度mg/Nm310011.2.2大气污染物防治措施：1、采用布袋除尘195、器，除尘效率不低于99.9%，使除尘器出口烟尘排放浓度低于50mg/Nm3；2、本工程采用锅炉为循环流化床锅炉，采用石灰石-石膏法脱硫，脱硫率按90%，最终SO2的排放浓度低于100mg/Nm3；3、本工程采用SNCR法脱硝， SNCR入口NOx浓度300mg/Nm3（干基，6%O2）时，出口NOx浓度小于100mg/Nm3（干基，6%O2）；保证脱硝效率大于70%。4、工程2165t/h锅炉房利用既有烟囱，高度150米，出口直径3.5米，来稀释扩散烟尘、SO2等大气污染物。11.3废水排放及其治理本期工程排放的废污水主要是工业废水、生活污水和雨水。1、工业废水排水进行二次回收利用。工业废水排196、水（包括锅炉排污水）用于本期输煤系统、冲灰系统和加湿系统，进行二次回收利用。2、本期工程生活污水一部分需经化粪池初步处理的和一部分不需处理的污水，一并排入就近市政排水管网。3、厂区雨水经雨水管网自流排至市政雨水排水系统。11.4噪声治理措施本期工程主要的连续噪声源主要有碎煤机、各种风机和水泵等机械设备。降低噪声首先应从设备制造着手，其次，再从建筑布置与设计上采取措施。具体措施如下：1、对于噪声较大的转动机械，设计时向制造厂家提出噪声控制要求，以便从根本上进行治理；2、设计上尽量使汽水、烟、风管道布置得当，使介质流动畅通，减轻噪声；3、所有转动机械部位加装减振固肋装置，减轻振动引起的噪声；4、噪197、声较大的锅炉点火及事故排汽管道出口安装消声器；5、对于噪声影响较大的锅炉房设值班小间或控制室。6、对泵间选用隔声效果较好的建筑材料，设置隔音门、隔音窗。7、尽量选用低转速、低噪音产品，同时采用减震隔振装置，与振动设备连接的管道采用柔性接头，防止振动的传播。采取上述综合治理措施，噪声得到降低，对周围环境影响较小。11.5灰渣污染治理及粉煤灰综合利用本期工程锅炉，除灰渣系统采用灰渣分除系统，炉渣采用机械输送系统,除尘器干灰采用卸料器装入密封罐车送至综合利用用户，也可经加湿搅拌机将干渣加湿搅拌后装入自卸汽车送至综合利用用户或灰场。本工程灰渣产生量3.5104t/a，灰渣全部综合利用。11.6绿化绿化198、不仅可以美化厂区、美化环境、调节气候，又可起到净化空气、降低噪声、防止水土流失、监测大气污染等多种作用。绿化见缝插针，注意边角及结合部的绿化，不留空地。本工程绿化系数为20%，本期新增绿化面积约为0.6hm2。厂区绿化以发挥绿化功能、防治污染和美化环境为原则。绿化布局全厂综合考虑，以园林为主要形式，绿化树种以常绿树为主，乔、灌、花草相结合，形成点、线、面有机结合的绿化系统。厂界、厂区干道、厂房、冷却塔、贮煤场等区域进行重点绿化，厂界、厂区干道两侧种植常绿树木和绿篱，厂区内所有空地均种植花草，隔离带以乔灌为主，高低结合。厂前区重点进行园林式绿化，美化厂容厂貌。11.7水土保持由于工程建设开挖、回199、填、场地平整，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，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、施工临时挡护设施，采取绿化措施。11.8结论综上所述，本期工程建成后，通过采取有效的污染防治与控制措施，污染物排放可满足国家和地方标准，不会对环境产生明显的不良影响，从环境保护的角度来看，本工程是可行的。 第十二章 劳动安全卫生与消防12.1生产过程中可能产生职业危害的因素1、易燃易爆系统及设备主200、要有锅炉及燃油系统等；2、锅炉房内的高温场所等；3、易危及人身安全的部位有配电装置和所有带电设备等；4、易产生机械伤害的部位及各转动机械设备外露的转动部分等；5、易发生坠落伤害的部位有需登高处的平台、楼梯及上人的屋面等；6、易发生噪声的设备及场所有安全门的排汽、各类泵体等；7、易发生粉尘污染的部位有煤场、运煤系统等；8、易发生毒害和化学伤害的部位有化学车间、生活污水处理站操作间、调酸室、电源室、配电装置室等。12.2主要设计依据1、劳动安全和工业卫生设计规程（DL 5053-1996）；2、中华人民共和国主席令（1994）28号中华人民共和国劳动法；3、中华人民共和国安全生产法（2002年6月201、29日）；4、中华人民共和国职业病防治法（2002年5月1日）；5、采暖通风与空气调节设计技术规定 （DL/T5035-2004）；6、国务院关于加强防尘防毒工作的决定（国发（1984）97号）；7、工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）；8、建筑设计防火规范（GB50016-2006）；9、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB5005892）；10、泡沫灭火系统设计规范（GB50151-2010）；11、建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）；12、火灾报警系统安装验收规范（GB50116-2008）；13、水喷雾灭火系统设计规范(GB50219-95)。12.3劳动安全202、措施12.3.1厂址经调查本工程各锅炉房不压矿，地上、地下均未发现有文物古迹，俯近无重要的军事、通讯设施。且各站址亦不在自然保护区范围内。根据地质资料，场地无不良地质。该厂址距黄旗屯火车站约1.6km。距庙沟灰场约0.4km。距水源地-第二松花江约3.7km。各站址百年一遇洪水位为194.99m，场地自然地面标高在其之上，各站址不受百年一遇洪水的侵袭。厂址地震基本烈度为7度。各站址安全可靠。12.3.2劳动安全原则设计将贯彻“安全第一，预防为主”的方针，针对工程的具体情况，积极采用行之有效的措施，做到保障安全，使用方便，经济合理。12.3.3劳动安全措施1、为保证工作人员的人身安全，对所有的转203、动和移动机械均按安全规程采取必要的安全防护措施，设防护罩或遮拦等。2、各工作场所的井、孔、坑、洞或沟道覆盖与地面齐平的坚固盖板，高处的平台、楼梯设防护栏杆。3、各高温管道进行保温，设备的安全阀、排放阀出口管高出楼层或屋面2.5米以上，以防人体烫伤。4、为了保证检修和电气操作人员的安全，各种电气设备间隔、距离严格按照规范、规程设计，设备、材料的选择符合国家强制性安全标准和要求，必要时设置围挡和栅栏，接地保护安全可靠。5、设有安全和教育室，按规定配备必要的监测仪器设备，由专人负责管理，定期对工作人员进行安全教育，做好安全宣传工作。12.4工业卫生设计12.4.1减轻工人的劳动强度本工程设计时，为了204、提高供热系统的管理水平，减轻工人的劳动强度，采用国内最先进、可靠、实用的热网自动监测控制系统，实现站内无人值守，中心调度室集中监测和控制换热首站参数；站内设有吊装环，方便较大型设备检修；较大的阀门配有电动执行装置。12.4.2改善工人工作条件运行值班室考虑封闭式结构，设置隔音门窗等，最大程度减少噪音对工人身心健康的损害；为运行人员设计专用的休息室，使运行人员得到充分的休息；在检修站点设置职工专用洗浴设施，以提高检修人员的工作卫生条件。设置必要的工人防护设施为防止粉尘伤害，对煤灰的输送、转运和运输的设计中，根据工业企业卫生标准及其它环保标准和技术规定，采取相应的防尘措施。蓄电池室、化验室等易产生205、有害气体的工作场所采用机械通风装置。本工程的噪声和振动主要来源于各种机械设备的运转，主要声源和振源为各类泵体和各类风机，它们发出的噪声强度较高，为保证运行安全和职工身心健康，在设计上采取了有效措施，以降低噪声。首先，对设备制造厂提出噪声限值的要求；其次，做好消声和隔振的设计；运行值班室考虑封闭式结构等，使各建筑物室的室内和工作场所的连续噪声级符合工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）的要求。加强厂区绿化，美化环境并降低噪声传播距离。12.5消防12.5.1设计原则本工程消防设计，遵守国家有关消防条例、规范及部颁有关设计规定进行。针对不同工作、生活场所的特点，设计有水消防、泡沫消防、121206、1卤代烷消防及各种手提式灭火器消防设施。12.5.2本工程消防设计1、消防通道厂区的主要建筑、厂房、储煤仓及库房等周围已形成环状消防通道，便于车辆通行。2、建筑在厂房内设置封闭楼梯间，满足两个安全出口要求。楼梯间门采用乙级防火门，配电室、控制室设置向外开的门，采用乙级防火门。3、室内外消防厂区原有消防系统为独立生活消防给水系统，水源取自松花江江水，其给水流程为由松花江江心取水经江岸水泵房一级升压送至厂区2座500m3地上贮水罐，1座消防水泵房并配置600m3消防贮水池。经电厂原有中央水泵房内消防水泵和生活给水泵二级升压供厂区生活消防用水。厂区原有生活消防管网为环状消防管网，主干管直径为DN25207、0mm。根据国家现行消防规程,原有厂区消防设施能满足消防规程要求。在新建厂房外敷设生活、消防管道，管径DN150，并形成环状供水管网，按照消防规程要求合理设置消火栓。在锅炉间室外5m处设有DN150水泵接合器，供消防车接水，保证室内消防用水量和水压要求，输煤栈桥与锅炉间入口处设置水幕作为消防隔断。室内安装有消火栓，保证2股水柱，并形成环状管网，在配电室、仪表间等处设置干粉灭火器。4、电气设备及电缆的防火措施（1）选用绝缘良好的电气设备。（2） 低压厂用变压器采用干式变压器代替油浸变压器，解决了变压器着火的隐患。（3） 易爆易燃场所，燃油泵房、蓄电池等处的电气装置设计，严格按爆炸和火灾危险场所电208、力装置设计规范（GBJ58）执行。在蓄电池及主厂房易爆场所选用防爆灯具。（4）电缆防火措施。（5）电缆与热的管道、油管道不同沟敷设。（6）进主厂房集控楼的电缆采用阻燃电缆及防火电缆。（7）电缆竖井、电缆隧道、电缆沟分区、分段作防火隔离，对较长的沟道一般按50m分段，均用防火材料分隔。（8）通往控制室、电缆夹层、电缆竖井、电缆沟的孔洞必须用防燃材料隔离，隔离距离大于250mm。（9）靠近热体、热管道或油管道的电缆竖井与电缆桥架用防燃材料隔离，隔离距离大于250mm。（10）电缆夹层、电缆隧道备有足够照明，并备有消防器材。（11）组织好电缆隧道与电缆沟的排水。（12）电缆交叉、密集及中间接头部位设209、置悬挂式卤代烷灭火瓶。（13）防止动力电缆、控制电缆混放，设置层间防火隔板。（14）输煤栈桥采用电缆桥架全线加装防火该板，且在各转运站出口处加装6m全封闭防火槽盒。12.5.3火灾报警控制系统在重要场所，如集控室与易发生火灾部位，如电缆隧道、屋内配电装置室、煤仓、锅炉点火系统等处设置火灾探测监控设施。报警控制器安装在集中控制室、输煤程控室，对消防系统实施远方和就地启动。 第十三章 组织机构与人员资源配置13.1人员编制劳动定员根据国家建设部颁发的城市房产和城市建设行业劳动定员试行标准和火力发电厂劳动定员标准（试行）以及有关的设计手册确定。管理等人员依托已建2台165t/h锅炉项目人员。表13-210、1 人员编制一览表 序号工种名称人员备注1值班长52司炉153司泵84化验、水处理45运煤（含燃油）46除灰渣87脱硫脱硝128电修59机修610工段长211技术人员512统计员113勤杂114合计7613.2生产设备配置本项目建成后，需要配置热网检修的车辆及设备如下表：表13-2 生产设备配置一览表项目名称数量（辆）柴油发电机2巡检车、指挥车2工具车（0.5t1.5t）2抢修车4自吸泵（6”）4吊车（20t）2第十四章 工程进度计划14.1工程建设工期本工程建设期为2年。14.2工程实施进度安排前期工作时间2013年1月2013年7月，完成项目的立项和可行性研究报告批复工作。 2013年7月211、2013年10月，完成初步设计、施工图设计、工程招标、设备招标等项目开工建设前期准备工作。 施工进度2013年10月2014年12月，工程全面开工建设，包括建筑工程建设，锅炉及辅助设备购置、安装、调试等。编制项目实施进度表根据项目建设内容复杂程度和当地施工具体条件，分别拟定项目建设期。具体实施进度建议安排详见项目实施进度建议表。项目实施进度表如下： 表14-1 吉林市环境综合治理工程调峰热源建设工程实施进度计划横道图序号项目2013年2014年1234567891011121234567891011121可行性研究报告编制2初步设计3主要设备材料招标4施工图设计5施工准备6土建施工7设备安装8212、设备调试注：每个格代表一个月。第十五章 工程招标方案根据国家发改委发布的工程建设项目招标范围和规定及建设项目可行性研究报告增加招标内容和核准招标事项暂行规定的有关规定，为提高本改造工程建设质量和投资效益，根据本工程资金投入多，建设项目技术含量高的特点，本工程建设采用招标方式管理和运作。15.1工程招标的基本原则本工程依据中华人民共和国招投标法，遵照公开、公平、公正，以诚实信用、独立的原则实行招标，并且接受有关行政监督部门依法实施的监督。15.2招标范围本工程项目涉及的地质勘察、工程设计、工程监理、工程施工及设备采购等相关工作采取招投标制。15.3招标方式根据本工程项目的具体情况，项目招标活动采213、取委托招标组织形式，采用邀请招标和面向社会公开招标两种形式。其中：地质勘察、工程设计采用邀请招标形式，工程监理、工程施工以及主要设备采购等采取面向社会进公开招标的形式。15.4招标程序拟采用招标程序见下图。 签署合同发出中标书组建评检委员会评标开标编制送达与签收投标文件答疑踏勘现场编制发出招标文件确定合格投标申请接收资格申请书编制发放资格预审文件发布招标公告委托代理招标招标人合格投标人合格投标人 投标人投标人 图15-1 招标程序框图表15-1 工程招标基本情况表 招标范围招标组织形式招标方式不采用招标方式招标估算金额（万元）备注全部招标部分招标自行招标委托招标公开招标邀请招标勘察9.20设计214、432.89建筑工程3576.06安装工程3346.29监理186.90设备7966.45重要材料其他情况说明：建设单位盖章年 月 日注：情况说明在表内填写不下，可附另页。第十六章 投资估算16.1建设投资估算内容建设投资估算包括建筑工程费、设备及工器具购置费、安装工程费、工程建设其他费、基本预备费和建设期利息。16.2建设投资估算依据及办法建设投资估算编制依据建设投资估算编制依据建设部关于印发建标（2007）164号市政工程投资估算编制办法的通知、国家计委计办投资(2001)1153号投资项目可行性研究指南、国家发展改革委员会和建设部颁布的发改投(2006)1325号建设项目经济评价方法与参215、数第三版、当地现行投资指标和建设单位提供投资估算资料。建设投资估算办法1、建筑工程费估算建筑工程费用估算依据当地与项目同类型结构形式建筑物现行实际造价指标计取。2、设备及工器具购置费估算设备购置费按现行市场价格和咨询价格估算。工器具购置费按占设备费的比例计取，工器具购置费计入设备购置费内。3、安装工程费估算室内设备及其他安装费按市政工程投资估算编制办法中估算指标计算。厂区外网安装工程费依据当地现行实际造价指标计取。4、工程建设其他费用估算工程建设其他费用按市政工程投资估算编制办法中规定的科目费率或者取费标准和建设单位提供的资料计取。勘察费依据建标依据建设部建标【2007】164号文规定计取；可216、研咨询费依据建设部建标【2007】164号文规定计取；工程设计费依据计价格【2002】10号文规定计取；招标代理费用依据计价格【2002】1980号文规定计取；工程监理费依据发改价格【2007】670号文规定计取；工程保险费依据中国人民保险公司规定为第一部分费用0.3%建设项目环境影响咨询费依据计价格【2002】125号文规定计取；建设单位管理费依据财建(2002) 394号文规定计取；其它按相关规定和建设单位提供资料计取。5、预备费估算基本预备费估算：以工程费用及工程其他费用之和为计算基数，基本预备费费率为8.00%。涨价预备费估算：按规定晢不计取涨价预备费。6、汇率汇率按当期银行公布1日元217、兑换0.0625元人民币计算。16.3流动资金估算流动资金估算采用分项详细估算法。经估算，项目正常年份流动资金为621.53万元，其中铺底流动资金为186.46万元。流动资金估算详见表4。16.4项目总投资估算总投资估算17955.28万元。其中：建设投资估算17251.76万元；建设期利息估算81.99万元；流动资金估算621.53万元。16.5建设投资构成建设投资估算17251.76万元。其中：建筑工程投资估算3576.06万元设备购置投资估算7966.45万元安装工程投资估算3346.29万元工程建设其他费用投资估算1085.05万元基本预备费估算1277.91万元建设投资估算详见表2。218、16.6资金分年投入计划建设资金投入计划预计项目建设期为2年，建设投资估算17333.75万元（含建设期利息），建设期第一年投入10373.37万元，建设期第二年投入6960.38万元。项目总投资使用计划与资金筹措详见表5。流动资金投入计划流动资金按生产负荷分年度投入。流动资金估算621.53万元，其中投产第一年投入流动资金528.31万元，第二年投入流动资金62.14万元，第三年投入流动资金31.08万元。项目总投资使用计划与资金筹措详见表5。第十七章 融资方案17.1总投资来源项目总投资估算17955.28万元。申请日本政府贷款16亿日元（折算人民币10000.00万元），占总投资55.6219、9%；自有资金7955.28万元，占总投资44.31%。17.2资本金筹措资本金比例项目资本金依据国务院关于固定资产投资项目试行资本金制度通知中的规定项目资本金比例最低为20%。本项目资本金全部为自有资金，自有资金7955.28万元，占总投资44.31%，满足国家规定的最低比例要求。资本金来源自有资金出资人为吉林市xx集团有限公司，出资额为7955.28万元，资金按项目分年资金计划进度投入。债务资金来源申请日本政府贷款申请日本政府贷款16亿日元（折算人民币10000.00万元），资金按项目分年资金计划进度投入。17.3融资方案分析资金来源可靠性分析自有资金来源为本公司自有资金，资金来源较为可靠220、。自有资金应按资金计划进度保证持续供应。债务资金来源申请日本政府贷16亿日元（折算人民币10000.00万元），项目审查批准后，申请日本政府贷款资金落实是有可能的，债务资金应按资金计划进度保证持续供应。融资结构分析项目融资方案中有自有资金和债务资金。申请日本政府贷款16亿日元（折算人民币10000.00万元），占总投资55.69%；自有资金7955.28万元，占总投资44.31%。项目自有资金比例满足国家规定的最低比例要求，项目融资方案较为合理。融资成本分析项目融资方案自有资金，筹措无融资成本。申请日本政府贷款利率较低，融资成本很少。如项目债务资金融资多方案时，需进行融资成本分析比选，确定融资221、合理、成本低的融资方案。融资风险分析自有资金由吉林市xx集团有限公司投入，公司效益较好，资金供应有保障，能按资金使用计划和金额供应，资金能够落实。如果项目经有关部门批准，申请日本政府贷款资金的落实可能性较大。第十八章 财务分析18.1编制依据项目财务评价依据国家计委计办投资（2001）1153号投资项目可行性研究指南、住房和城乡建设部关于批准发布建标(2008)162号市政公用设施建设工程项目经济评价方法与参数的通知、国家发展和改革委员会和建设部颁布的发改投（2006）1325号建设项目经济评价方法与参数第三版、现行财税制度及有关财税规定，并结合项目情况确定财务评价方案。该项目为新建工程，按本222、项目投入的费用和产出的效益数据计算项目的各项财务评价指标,来判断项目的可行性。18.2财务评价基础数据财务价格生产期投入原材料、燃料及动力单价根据市场调研资料确定到车间含税价格，项目计算期各年投入原材料、燃料及动力均为固定不变价格。原材料、燃料及动力含税单价详见表7。销售产品为供热管网提供调峰热能，价格根据国内市场调研和销售行情预测，并结合当地供热价格，确定调峰热能含税销售价格，项目计算期各年含税销售价格均为固定不变价格。销售产品含税价格详见表6。土地使用租赁费按每年120.00元/m2计算，计算基数为项目占地面积，土地使用租赁费每年127.20万元，费用计入总成本。税费城市建设维护税税率为7223、.00%，教育费附加为3.00%，燃料及动力进项税税率为17.00%，销项税税率17.00%，所得税税率25.00%。利率申请日本政府贷款年利率0.75%。申请日本政府贷款全部用于建设投资。项目计算期项目建设期2年，确定本项目服务年限为31年。确定项目计算期为33年，其中建设期2年，服务期31年。生产负荷投产第一年生产负荷按85.00 %计算，投产第二年生产负荷达到设计能力95.00%，投产第三年生产负荷达到设计能力100.00%。产品销售计划及销售价格正常年份计划销售采暖热能1462576GJ/a。销售采暖热能含税价格60.00元 /GJ。财务基准收益率供热项目按建设项目经济评价方法与参数第224、三版的基准收益率为8%。项目蒸汽锅炉作为调峰热源，经济效益一般，保证项目有正常生产的生存能力，略有盈余，项目的基准收益率拟定为1%。18.3营业收入及税金营业收入估算正常年份营业收入估算8775.46万元。营业收入估算详见表6。 税金估算正常年份城市建设维护税14.49万元，教育费附加6.22万元，增值税207.02万元，所得税66.16万元，合计税金293.88万元。18.4成本费用估算各项成本费用1、原材消耗定额原材消耗定额：原材料消耗由工艺设计人员依据有关规范及资料确定单位产品消耗用量。原材消耗量详见工艺技术章节。2、燃料及动力消耗定额动力消耗定额：动力消耗由工艺设计人员依据有关规范及资225、料确定单位产品消耗用量。动力消耗量详见工艺技术章节。3、人员工资及福利费生产工人平均每月工资1800.00元, 每年计算时间为6个月。技术人员平均每月工资2600.00元，每年计算时间为12个月。每年管理人员平均每月工资2600元，计算时间为12个月。人员工资及福利费详见表11。4、折旧费方法及费率折旧年限为 31年，残值率确定为5%。折旧费估算详见表12。5、摊销费年限无形资产根据财务制度规定按10年摊销。其他资产根据财务制度规定按5年摊销。摊销费估算详见表13。6、修理费用修理费用按固定资产折旧为计算基数，修理费用计算费率为2%。7、其他费用营业费用：按营业收入为计算基数，营业费用计算费率226、为0.10%。企业管理费用：按营业收入为计算基数，营业费用计算费率为0.20%。总成本费用估算总成本费用外购原材料、燃料动力人员工资及福利修理费折旧费摊销费财务费其他费用。正常年份平均总成本估算8283.09万元。总成本估算详见8。18.5利润估算企业法定公积金及公益金企业法定公积金按税后利润10.00%提取。利润分配原则首先从利润总额中扣除所得税，然后从税后利润中提取企业法定公积金，剩余利润为未分配利润。 项目利润估算正常年份平均利润总额估算264.64万元，所得税金66.16万元，年平均税后利润估算198.48万元。项目利润估算详见表14。18.6建设投资贷款偿还估算1、偿还建设投资贷款本227、金资金来源为项目每年提取的固定资产折旧费、摊销费、税后利润再扣除提取两金后的剩余利润。2、申请日本政府贷款总额16亿日元（折算人民币10000.00万元），投产后第1年（项目计算第3年）按偿还当年利息不偿还本金计算。投产后第2年（项目计算第4年）至第33年按30年等额偿还借款本金计算，每年偿还本日本政府贷款本金5333.33万日元（折算人民币333.33万元）， 经计算偿还建设投资借款本金及利息含建设期33年。项目投后正常年份平均每年偿还能力为人民币560.00万元，项目偿还贷款能力可以满足日本政府贷款要求。3、建设投资借款本息偿还估算详见表15。18.7财务评价盈利能力分析1、财务内部收益率228、（FIRR）项目财务内部收益率（税前）：2.22%项目财务内部收益率（税后）：1.75%2、财务净现值（FNPV）1%项目财务净现值（税前）：4101.29万元项目财务净现值（税后）：2476.97万元3、投资回收期（Pt）项目静态投资回收期（税前）：24.00年(含建设期)项目静态投资回收期（税后）：26.06年(含建设期)4、投资利润率投资利税率2.74%投资利润率1.47%不确定性分析1、敏感性分析财务敏感性分析以营业收入、建设投资和经营成本三个主要不确定因素进行敏感性分析计算，通过计算分析可以看出对营业收入较为敏感，其次是经营成本和建设投资。如果基准收益率按1.00%考虑，可承受项目营229、业收入下降2.57%；经营成本上升2.73%；建设投资上升23.97%。通过敏感性分析项目有较强的抗风险能力。敏感性分析详见敏感性分析图和敏感性分析表20。2、盈亏平衡分析经计算按生产能力利用率表的盈亏平衡点为77.06%,只要产量达到设计产量77.06%时,项目就不能发生亏损。盈亏平衡分析详见盈亏平衡分析图。18.8 财务评价结论该项目投产后，每年增加税后利润198.48万元。全部投资所得税前财务内部收益率2.22%，高于拟定1.00%的基准收益率指标，经计算项目财务经济效益一般。项目1.00%的基准收益率是按保证项目投产后有正常生产的生存能力和略有盈余条件下确定的，如果按国家发展改革委员会230、和建设部颁布的发改投（2006）1325号建设项目经济评价方法与参数第三版中供热项目基准收益率8%计算，项目各项财务指标均低于供热行业项目评价指标。项目锅炉作为调峰热源，年运行时间较短，仅为83天，经济效益一般，但能保证项目有正常生产的生存能力，每年能保本经营，还略有盈余，为热网提供调峰热源，保证热网稳定运行和用热客户的需要。调峰热源锅炉项目能保本经营，略有盈余，作为调峰热源锅炉项目财务效益也是较好的。第十九章 社会评价19.1 项目对社会的影响分析本项目是市政设施基础建设项目，该项目的实施将有力的缓解市区内冬季采暖供热量不足的紧张形势，显著提高区域内采暖用户的供热质量，为维护社会的稳定发挥一231、定的作用。19.2 项目所在地互适性分析1、利益群体对项目的态度和参与程度本项目的实施对项目所在地区不同利益群体的影响均是正面和积极的，也不会对弱势群体的利益产生不利影响，这些利益群体在项目实施后都将不同程度地获益。2、各级组织对项目的态度及支持程度项目所在地的各级政府对项目建设和运营的态度是完全认同的，对项目的建设给与较大的支持。当地政府还制定和出台了一些促进经济发展的优惠政策，因而具有较宽松的投资环境。3、本工程项目不占用新的土地对所在地区的不同利益群体不会造成任何不利影响，也不会对所在区域内的少数民族风俗习惯和宗教产生不利影响。19.3 社会评价结论由于本项目的建设将会对周围及市区的自然232、环境和人文环境产生有利的影响，当地政府和人民对项目予以全力支持和配合，所以本项目的社会互适性十分良好。第二十章 风险分析20.1 项目主要风险因素识别本项目主要风险因素包括融资、外部环境等方面。20.2 风险程度分析本项目主要来自融资方面的风险可能来自资金来源不可靠或不及时；外部环境方面的风险可能来自自然环境、经济环境、社会环境的影响，还可能涉及政策因素的影响等。从我国现阶段经济发展的形势看，上述风险发生的可能性不大，属一般风险，不影响项目的可行性。20.3 防范和降低风险对策任何经济活动都有风险，由于预测的不确定性，项目经营的未来状况会与设想状况发生偏离，因而使投资项目面临潜在的风险，为此企233、业必须采取有效措施降低、规避、分散和防范风险。对于可能发生的重大自然灾害，本项目应采取投保的方式进行解决，尽量减少损失；对于可能发生的融资问题，应加大协调力度，尽力争取资金足额到位，同时，建设单位要准备一定数量的资金，必要时进行垫付，确保本项目能按计划如期完成。第二十一章 结论及建议21.1 结论本项目的建设将大大提高人民的生活水平，改善社会环境，改善生活环境，改善投资环境，推动城市基础设施建设和工业生产的发展，通过研究，本项目在技术上、环境保护上、社会效益上、财务评价上均可行。虽然本项目作为调峰热源，经济效益一般，但能保证项目有正常生产的生存能力，略有盈余，每年能保本经营，为热网提供调峰热源，保证热网稳定运行和热用户的供热需要，社会效益非常显著，所以，本项目是可行的。21.2 建议项目的开展需要资金的支持，这是项目能否顺利开展和按计划实施的关键，所以下一阶段的主要工作是落实项目资金，使项目按计划开工建设，早日完成，为社会和企业创造效益。