1、能源集团125MW秸秆发电厂工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月能源集团125MW秸秆发电厂工程项目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5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1章 工程概况1.1 编制依据1.2 项目概况1.3 研究范围与分工1.4 项目建设的必要性1.5 主要设计原则1.6 2、项目法人情况第2章 电力系统2.1 安庆市电力系统概况2.2 符合预测和电力平衡2.3 本工程在电力系统中的作用2.4 接入系统方案设想第3章 燃料供应3.1 燃料来源3.2 燃料成分分析及消耗量3.3 燃料运输3.4 点火燃料的品种及来源第4章 机组选型4.1 机组选型4.2 主机技术条件第5章 建厂条件5.1 厂址概述5.2 厂址自然条件与交通运输5.3 水源、水文及气象5.4 区域地质及岩土工程条件第6章 工程设想6.1 全厂总体规划及厂区总平面布置6.2 电气部分6.3 热力系统6.4 燃烧系统6.5 燃料运输系统6.6 化学水处理系统6.7 热力控制6.8 主厂房布置6.9 土建部分3、6.10 供、排水系统6.11 除灰系统6.12 消防第7章 环境保护7.1 电厂概况7.2 厂址区域环境质量现状7.3 本期工程污染物排放及环境影响分析7.4 绿化及水水土保持7.5 环境检测与管理7.6 当地环保部门的意见和要求7.7 结论及建议第8章 劳动安全与工业卫生8.1 劳动安全8.2 工业卫生8.3 综合评价第9章 节约和合理利用能源9.1 节省投资9.2 节水措施9.3 节能措施9.4 节油措施9.5 环保措施第10章 劳动组织及定员10.1 劳动组织及管理10.2 电厂人员配置第11章 项目实施条件和轮廓进度11.1 工程项目实施的条件11.2 地方施工条件11.3 主要大型4、机具配备11.4 主要施工方案11.5 力能供应11.6 交通运输条件及大件设备的运输11.7 工程项目实施轮廓进度第12章 投资估算及经济效益分析12.1概述 12.2投资估算12.3 经济效益分析12.4 敏感性分析12.5 初步经济评价12.6 附表第13章 结论13.1 结论13.2 主要技术经济指标第1章 工程概况1.1 编制依据 安徽省xx集团公司关于委托开展xx河125MW秸秆发电厂工程可行性研究报告的函； 安徽省xx集团公司提供的文件和资料。1.2 项目概况为了将生物质燃料燃烧发电技术引进中国，促进对生物质能的应用，改善环境状况，减少能源的浪费，安徽省能源集团公司拟在安庆市宿松5、县建设125MW秸秆发电电厂。本电厂是新建工程，厂址位于安庆市宿松县境内。本期工程总装机容量为125MW机组，工程建设年限初步确定2007年初，2008年初投运。1.3 研究范围与分工本可行性研究的范围、内容和深度均按照电规总院火力发电厂可行性研究报告内容深度规定执行。1.4 项目建设的必要性 改善环境的需要人类正面临着巨大的能源与环境压力。当今的能源工业主要是矿物燃料工业，包括煤炭、石油和天然气。一方面，矿物能源的应用推动了社会的发展，其资源却在日益耗尽：截止2020年全世界已探明的石油储量大约为16619.05亿桶,全世界每天的石油开采量大约为7613.8万桶,所以全世界已探明储量的石油大6、约能够开采60年左右的时间、2020年全球煤炭探明储量达1074108百万吨，较2019年增加了4472百万吨，同比增长0.42%，按目前技术水平和开采量计算，煤炭可开采200年，天然气可开采60年；另一方面，矿物能源的无节制使用，引起了日益严重的环境问题，如导致全球气温变暖、损害臭氧层、破坏生态圈碳平衡、释放有害物质、引起酸雨等自然灾害。在我国，近二十年来，随着人口和经济的持续增长，能源消费量也在不断增长。从1980年，我国一次能源消费量为6.02亿吨标准煤，其中煤炭占72.2%，石油20.7，天然气3.1%，水电4.0；到1999年，我国一次能源消费量达到12.2亿吨标准煤，其中煤炭占677、.1、石油23.4%，天然气2.8和水电 6.7%。同时，矿物能源的消费会产生大量的污染物：CO，SO2，CO2和NOX是大气污染的主要污染源之一。国家统计局发布中华人民共和国2020年国民经济和社会发展统计公报，显示：初步核算，全年能源消费总量49.8亿吨标准煤，比上年增长2.2%。煤炭消费量增长0.6%，原油消费量增长3.3%，天然气消费量增长7.2%，电力消费量增长3.1%。煤炭消费量占能源消费总量的56.8%，比上年下降0.9个百分点；天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量的24.3%，上升1.0个百分点。据估计，我国由矿物燃料消费所每年排放的总量可达22.7亿吨，相当8、于6.2亿吨碳排量，是全球GHG总排量的11.8左右。我国在新世纪将面临能源与环境问题的严峻挑战，开发和利用拥有巨大资源保障、环境又好的替代能源是事关我国国民经济可持续发展、国家安全和社会进步的重大课题。 新能源开发的需要生物质是由植物的光合作用固定于地球上的太阳能，每年经光合作用产生的生物质约1700亿吨，其能量约相当于世界主要燃料消耗的10倍，而作为能源的利用量还不到其总量的l。这些未加以利用的生物质，为完成自然界的碳循环，其绝大部分由自然腐解将能量和碳素释放，回到自然界中。另一方面，由于过度消费化石燃料，过快、过早地消耗了这些有限的资源，释放大量的多余能量和碳素，打破了自然界的能量和碳平9、衡，更加剧了上述环境和全球气候恶化。通过生物质能转换技术可以高效地利用生物质能源，生产各种清洁燃料，替代煤炭，石油和天然气等燃料，生产电力，从而减少对矿物能源的依赖，保护国家能源资源，减轻能源消费给环境造成的污染。目前，世界各国，尤其是发达国家，都在致力于开发高效、无污染的生物质能利用技术，以达到保护矿产资源，保障国家能源安全，实现CO2减排，保持国家经济可持续发展的目的。生物能源是全球使用最广泛的可再生能源，IRENA估计它可能占到2030年达到气候目标所需的可再生能源的一半。但是为了获得公众的支持，生物能源的扩大使用必须具有社会，经济和环境可持续性，主要通过生物质能发电和生物质液体燃料的产10、业化发展实现。2020年我国农村人口为5.09亿,约占总人口的36.1%,农业、农村和农民(三农)问题一直是制约中国现代化建设的重要问题之一，生物质一直是农村的主要能源之一，在国家能源构成中也占有重要地位。在我国，1979年以前农村能源消费量的70以上来自生物质能源；1998年，仍有30的农村能源来自生物质能源。但大多生物质能源以直接燃烧的利用方式为主，燃烧效率低于10，造成了巨大的资源浪费和环境污染。所以，生物质能源技术发展的原始驱动力在于能源市场的需求和环境保护的压力。我国政府及有关部门对生物质能源利用极为重视，70年代初，我国为解决农村能源短缺的问题，大力开发和推广户用沼气池技术、节柴炕11、灶和薪炭林，为农村能源建设和农村经济发展做出了重大贡献。90年代，我国政府一直将生物质能利用技术的研究与开发列为重点科技攻关项目。研究开发了生物质气化集中供气、气化发电、沼气发电、甜高粱茎秆制取乙醇燃料、纤维素废弃物制取乙醇燃料、生物质裂解油、生物柴油和能源植物等现代生物质能技术。在国家“十五”863计划中，多项生物质能利用新技术研究课题被列为重点课题，这些技术的研究与开发将为今后我国生物质能产业化发展提供技术支撑。生物质能秸秆发电技术已被我国列为21世纪发展可再生能源战略的重点工程。2017年7月，生物质发电“十三五”规划布局方案提出，到2020年我国31个省(区、市)符合国家可再生能源基金12、支持政策的生物质发电规模总计将达2334万千瓦，其中农林生物质发电1312万千瓦;垃圾焚烧发电1022万千瓦。而截至2020年底中国生物质发电累计装机2952万千瓦，其中垃圾燃烧发电装机1533万千瓦，农林生物质发电累计装机1330万千瓦，均提前大幅超规划预期。未来随着可再生能源发展的持续加速，可再生能源占一次能源消费比重将持续上升，水电水利规划设计总院院长郑声安预计，到2025年，可再生能源占一次能源消费比重将达到19%左右，可再生能源发电量占全社会用电量比重将达到32%左右。到2050年，可再生能源占一次能源消费比重将达到50%左右，可再生能源发电量占全社会用电量比重将达到70%左右。2013、20年底，国务院发布的新时代的中国能源发展白皮书提出，要以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为主线，推进能源革命，走绿色低碳可持续高质量发展道路。2021年的全国“两会”上，碳达峰碳中和首次被写入政府工作报告。全国人大代表、著名生物质能源专家陈义龙也公开发表文章表示，借俄乌冲突的背景审视我国的能源安全可以发现，由于富煤贫油少气的基本能源国情，我国能源安全问题异常突出，而非粮生物质燃油技术可以成为保障我国能源安全之重器。日前，“十四五”生物经济发展规划（以下简称规划）正式印发。作为我国首部生物经济五年规划，规划首次提出了“生物经济”的概念，并提出要“加快生物制造技术赋能生物能源和生物环保产业”14、。国家发展改革委高技术司副司长王翔指出：“要开展新型生物质能技术研发与培育，推动化石能源向绿色低碳可再生能源转型。” 增加农民收入的需要近年来，中共中央、国务院通过采取提高粮价等措施，千方百计增加农民收入，保护农民种粮积极性，并专门下发了促进农民增收的1号文件，增加农民收入成为全党工作的重中之重。推广生物质燃料发电是鼓励农民种粮增加农民收入的一项重要举措。农民把粮棉等主产品出售后，还可把秸秆卖给生物质燃料发电厂，增加收入。同时，生物质燃料燃烧后的底灰、炭灰是一种优质有机肥料，含有丰富的钾、镁、磷和钙元素，将底灰、炭灰返还到土地里，又可降低农民施肥成本。 宿松县当地秸秆资源丰富宿松县是安徽乃至中15、部地区农业大县，是主要产棉区，大宗种植作物主要是棉花、油菜、水稻、小麦、玉米等，秸秆资源极其丰富。宿松是农业部和省农委优势农产品区域布局规划中的优质棉县之一，全县长年植棉面积稳定在30万亩以上，仅棉花秸秆产量就有60余万吨，只有少量被农民作为烧饭烧锅的燃料，如果能够作为原材料用于秸秆发电，不仅节约并充分利用好资源，而且也将为农民增加收入，对宿松经济的发展将发挥积极作用。总之，目前在我国，大部分生物质燃料用于炊事、取暖、甚至在农田里焚烧掉，处于低效利用状态，其转换效率仅为10%20%左右，不仅造成能源的大量浪费，不能产生任何经济效益，而且燃烧生物质燃料时所产生的二氧化碳等有害物质严重污染大气，引16、发火灾，由于浓烟造成的航班延误或取消、高速公路关闭或突发交通事故等等，带来无法估量的社会危害。同时大量的秸秆资源没有很好地利用，白白浪费。建立生物质燃料发电厂，一方面，将生物质燃料热能转化为电能，可以开发出新的能源利用方式，变废为宝，变害为利；另一方面，生物质燃料充分燃烧利用，可降低有害物质的排放。生物质燃料发电还设有烟气净处理系统和布袋除尘器。使经布袋除尘器处理的烟气排放低于25mg/Nm3，大大低于我国烧煤发电厂的烟灰排放水平，可有效降低污染，保持生态环境，从而有效改善大气环境。1.5 主要设计原则本工程总的设计原则为：技术先进、方案合理、节能环保。 建设规模：130MW纯凝机组1130t17、/h秸秆锅炉，计划2008年初投产； 本工程拟选两厂址均在安庆市宿松县，厂址一位于xx乡xx处，厂址二位于xx二分厂，两个厂址均紧靠宿复公路，交通便利。 燃料供应：本工程燃料主要采用棉花等农作物秸秆，秸秆由农民送到就近的收购站后或xx，在收购站（或农场）初步切碎、晾干，然后通过公路运到电厂，厂内设重、空电子汽车衡作为计量设备。称重后的秸秆卸入储存棚。 供水水源：电厂主要水源为地表水，拟从筑敦大桥龙感湖取水。 除灰渣系统：由于锅炉燃烧后的灰可作为上等的肥料，因此锅炉底灰和除尘器下来的飞灰经输送机转运到锅炉房外的周转灰库。在那里装车或包装外运。 化水系统：本工程锅炉补水主要采用筑敦大桥龙感湖水。 18、主机选型与主厂房布置：锅炉为燃烧秸秆高温高压130t/h联合炉排锅炉，汽机拟采用高温高压30MW凝汽式机组，发电机拟采用空冷30MW电机。 接入系统：以110KV电压等级、发电机-变压器-线路组型式直接接入附近变电站。1.6 项目法人情况第2章 电力系统2.1 电网概况 安庆供电现状及近期发展安庆市现辖桐城市和怀宁、枞阳、潜山、太湖、宿松、望江、岳西七个县以及迎江、大观、开发区、郊区四个区，全市总面积1.54万km2(市区570km2)。全市常住人口610万人(市区约57万人)。安庆电网位于安徽省网西南部末端，供电范围为安庆市辖区及所辖八县市(怀宁、望江、宿松、太湖、潜山、岳西、桐城和枞阳)。19、长久以来，安庆电网用电主要依靠从省网受进，主电源为500kV肥西变。皖北盈余电力送500kV肥西变，目前肥西变受下电力通过220kV肥西庐江会宫龙山线、肥西春秋塘桐城安庆线、肥西桐城安庆线供给安庆电网。另有110kV毛尖山晓天线路与六安地区的晓天变联络，110kV桐城庐江线路与巢湖地区的庐江变联络作为检修备用，正常打开运行。目前，安庆电网电源火电有安庆石化热电厂(450MW)，主供安庆石化厂负荷，多余部分出力送网。2005年安庆电厂(2300MW)已经投产。统调水电有水电站5座(花凉亭水电站410MW，毛尖山水电站115+112.5MW，雷公井水电站27.5MW，大龙潭水电站25MW，吴俊水电20、站22.5MW)。另有部分山区小水电，主要分布在岳西、潜山、太湖等县。20xx年底，安庆电网有220kV变电所4座(安庆变120+150MVA、石牌变2120MVA、桐城变1120MVA、龙山变1150MVA、会宫变1150MVA)，总变电容量930MVA。220kV线路9条，总长453km。110kV变电所24座(含县局所属变和用户变)，总变电容量2221MVA。110kV线路40条，总长825km。20xx年，安庆电网省调口径统调供电量为33.3亿kWh，最大负荷达709MW。安庆电网目前存在的主要问题是：(1) 220kV石牌变目前仅靠一条220kV线路与系统联系，正常运行方式下，22021、kV石牌变供西片望江、怀宁、潜山、宿松、太湖、岳西等六县负荷，共7个110kV变电所及5座水电站(统调)，供电可靠性差。(2) 西网水电上网通道存在瓶颈。 宿松县供电现状及近期发展宿松县位于安徽省的西南部，省内与安庆市的太湖、望江两县接壤，省外同湖北省的蕲春、黄梅两县毗邻，与江西省的彭泽、湖口两县和九江市隔江相望，素有“皖西南门户”之称。宿松辖9镇、13乡、396个行政村（街道），截2005年底，全县人口80.28万人，其中农业人口70.75万人，县城人口9.53万人。宿松县现有110kV变电站2座（宿松变、坝头变），主变压器总容量为93MVA，通过1回110KV宿松-花凉亭线路与电网连接。222、005年全县用电量1.9892亿KWH（含xx），最大负荷5.423万千瓦，2006年春节最大负荷6.18万千瓦。宿松电网处皖西南电网末端，由于仅依靠1回110kV线路与电网连接，送电网架薄弱，可靠性差。为满足宿松县用电负荷增长的需要，近期将建设220kV宿松变电站（150MVA）。2.2 负荷预测根据安徽省电力公司的最新全省负荷预测以及安庆供电公司的有关负荷预测，“十四五”期间，安庆负荷及电量预测见表2.2。表2.2 安庆电网负荷预测表 单位：MW、亿KWH第一年第二年第三年第四年第五年安庆电网最大负荷744780818858900 其中：宿松县61.871.181.794108.1安庆电网23、用电量35.638.240.843.746.8 其中：宿松县2.28762.63073.02533.47914.0012.3 电源规划与电力电量平衡2.3.1 电源规划根据有关规划设想，20xx年前后建成投运xx河秸秆电厂（1X25MW），20xx年前后扩建投运安庆电厂（2X600MW）等项目。并积极开发岳西县、潜山县的山区小水电资源。2.3.2 电力电量平衡根据安庆电网五年负荷预测以及电源建设规划，五年安庆电网电力平衡见表2.3.2-1；六安电网电量平衡见表2.3.2-2。表2.3.2-1 安庆电网电力平衡表（枯水年） 单位：MW年 份第一年第二年第三年第四年第五年1、安庆电网统调最大负荷(24、Pmax)7447808188589002、安庆电网年初装机820820820845845其中：安庆石化热电厂220220220220220 安庆电厂600600600600600 xx河秸秆电厂0002525 花、毛水电65656565653、安庆石化自平衡负荷90909090904、热电受阻容量50505050505、水电受阻容量65656565656、最大供电能力6276276276506507、停1台大机组时最大供电能力3363363363593598、电力盈亏(最大出力)-117-153-191-208-2509、电力盈亏(停1台大机组)-408-444-482-499-541说明：25、统调负荷不含安庆石化及水电负荷。表2.3.2-2 安庆电网电量平衡表（平水年） 单位：亿KWH年 份第一年第二年第三年第四年第五年1、安庆电网用电量35.638.240.843.746.82、地区电网发电量32.6532.6532.6533.833.8其中：安庆石化热电厂3.153.153.153.153.15 安庆电厂28.228.228.228.228.2 xx河秸秆电厂0001.151.15 花、毛水电发电量1.31.31.31.31.33、电量盈亏-2.95-5.55-8.15-9.9-13说明：火电年发电小时数取5000，水电年发电小时数取2000。由表2.3.2-1和表2.3.2-26、2可见，在五年期间，安庆电网在枯水年（水电停发）时亏缺电力117-250MW；在平水年亏缺电量为2.95-13亿kWh。需要从省网受进电力。因此，建设xx河秸秆电厂既可以满足环境保护要求，也可以适当改善宿松县电网以及安庆电网亏缺电力电量的局面。2.4 本工程在电网中的作用2.4.1 装机规模及设计水平年xx河秸秆电厂位于宿松县南端，供电范围为宿松县南部城区，进而改善安庆电网亏缺电力电量的局面。本期建设规模为130MW（且为最终规模），计划20xx年底建成投运。因此，本工程设计水平年取20xx年。2.4.2 本工程在电网中的作用由于本工程最大出力（扣除厂用电）仅为23MW、年上网电量为1.15亿27、kWh（年运行小时数取5000），在安庆电网中所占比重较小，因而其供电范围仅为其所在地宿松县电网。根据宿松县电网负荷预测，至2010年最大负荷达108.1MW，年用电量为4.0010亿kWh。由于本工程最大出力（扣除厂用电）仅为23MW、年上网电量为1.15亿kWh，即宿松县电网所需大部分电力电量仍将从拟建的220kV宿松变电站受进。所以，本工程的建设主要是满足宿松县的用电负荷增长需要，进而也可以适当改善安庆电网的供电能力。2.5 接入系统2.5.1 接入系统方案xx河秸秆电厂位于宿松县南部地区。其初选厂址有两个，即xx厂址和xx厂址。根据电网现状以及发展规划，初步设想本工程两个厂址的接入系统28、方案如下：xx厂址： 方案一：本工程出一回110kV线路（长约9km）接入110kV坝头变电站（坝头变扩建1个间隔）。 方案二：本工程出两回110kV线路（长约2X0.5km），开断环入110kV宿松-坝头线路（目前该线路为坝头变的电源线）。 方案三：本工程出一回110kV线路（长约25km），接入拟建的220kV宿松变（该变电站计划于2008年前建成投运）。xx厂址：方案一：本工程出一回110kV线路（长约9km）接入110kV坝头变电站（坝头变扩建1个间隔）。方案二：本工程出一回110kV线路（长约42km），接入拟建的220kV宿松变（该变电站计划于2008年前建成投运）。2.5.2 方29、案的技术经济比较2.5.2.1 技术比较根据本工程建设进度，在2009年设计水平年，安庆电网平均高峰负荷条件下，对两厂址的各接入系统方案进行了潮流计算，宿松县电网的潮流分布情况见图2.5.2.1。由潮流分布图可见，各方案均能满足xx河秸秆电厂所发电力送出需要。各方案的特点分别为：xx厂址：方案一：本工程直接接入坝头变，在正常运行方式下，本工程所发电力直接送至城北变，并通过坝头变与宿松变连接。由于坝头变是是电网末端变电站，设置较为简单，因而本工程接入该所需要对城北变的110kV装置进行扩建改造。 方案二：本工程开断环入110kV坝头-宿松线路，本工程所发电力可分别送至坝头变和宿松变。由于坝头变是30、承担宿松县南部地区供电任务的唯一110kV变电站，该方案使得坝头变与系统直接连接改为间接连接，对坝头变的安全供电产生一定影响。 方案三：本工程直接接入220kV宿松变电站，在正常运行方式下，本工程所发电力直接送至宿松变，并通过宿松变再送至坝头变，显然存在电力潮流迂回。优点是不需要对坝头变进行扩建改造。xx厂址：方案一：本工程直接接入坝头变，在正常运行方式下，本工程所发电力直接送至城北变，并通过坝头变与宿松变连接。由于坝头变是是电网末端变电站，设置较为简单，因而本工程接入该所需要对城北变的110kV装置进行扩建改造。2.5.2.2 经济比较 表2.5.2.2 方案经济比较表 单位：万元xx厂址x31、x厂址方案一方案二方案三方案一方案二厂内部分110kV间隔1个60110Kv间隔3个180110kV间隔1个60110kV间隔1个60110kV间隔1个60110kV线路电厂-坝头线路1 X 9km360开断接宿-坝线2 X 0.5km40电厂-宿松线路1 X 25km1000电厂-坝头线路1 X 9km360电厂-宿松线路1 X 42km1680对侧变电站110kV间隔2个120110kV间隔1个60110kV间隔2个120110kV间隔1个60投资合计54022011205401800说明：1、投资估算为安徽省20xx年价格水平，其中：110kV线路为40万元/公里，110kV间隔为60万32、元/个。 2、xx河秸秆电厂出1回110kV出线时采用主变开关兼线路开关，则仅需建设1个110KV间隔；若出2回110KV线路时，则需建设1个主变间隔和2个出线间隔。 3、目前坝头变进线没有间隔设备，故电厂接入坝头变时需要对配置现有线路的间隔设备。由表2.5.2.2可见，两厂址的各接入系统方案的经济性分别为：xx河秸秆电厂在xx厂址时，方案二的投资最少，其次是方案一，方案三的投资最大。xx河秸秆电厂在xx厂址时，方案一的投资最少，方案二的投资最大。2.5.3 推荐方案综合上述比较，由于xx河秸秆电厂装机容量仅为30MW，故在正常运行方式下，各接入系统方案均能满足该秸秆电厂的电力送出要求，其中电33、厂以1回110KV线路接入系统变电站的各方案对宿松县南部安全供电的影响较小。而开断环入110KV宿松坝头线路方案则对坝头变的供电可靠性产生不利影响。此外，考虑到宿松县电网供电现状及电网发展规划，并考虑到xx河秸秆电厂接入系统方案的经济性。两厂址的接入系统方案一的适应性明显优于其它方案。因此，本报告暂推荐xx河秸秆电厂以1回110kV线路（19km）接入坝头变电站为推荐方案。其接入系统的投资估算见表2.5.3。表2.5.3 xx河秸秆电厂接入系统送出方案的投资估算序号建 设 项 目投资(万元)1110kV秸秆电厂坝头变线路(19km)3602对侧扩建110kV间隔(2个)120小 计480说明：34、1、500kV线路按40万元/km，110kV间隔按60万元/个。2、本表投资估算仅为方案造价参考，不含二、三、四次部分的投资。2.6 短路电流计算xx河秸秆电厂的110kV母线系统侧远景三相短路容量为847MVA，单相短路容量为373MVA。2.7 电气主接线和主变压器2.7.1 电气主接线鉴于xx河秸秆电厂130MW机组为终期规模，故采用变压器线路单元接线，主变开关兼线路开关，厂内不设110kV母线。2.7.2 主变压器本工程采用的发电机的功率为30MW，因此主变选用额定容量为31.5MVA的变压器。主变为双卷升压变，采用无载调压方式，主变型号如下：额定电压：12122.5%/10.5kV35、阻抗电压：UK=10.5%接线组别：YN，d11。第3章 燃料供应3.1 燃料来源本工程燃料主要为棉花秸秆。宿松县是安徽乃至中部地区农业大县，是主要产棉区，大宗种植作物主要是棉花、油菜、水稻、小麦、玉米等，秸秆资源极其丰富，仅本县每年可供能源化利用的秸秆就有130多万吨。宿松是农业部和省农委优势农产品区域布局规划中的优质棉县之一，是全国优质棉基地县、出口棉基地县、全国植棉百强县。宿松县植棉历史悠久，具备生产优质棉花的土壤气候条件、农民种棉积极性高。洲区三个乡镇xx、汇口、xx及xx为长江冲击平原，是商品棉集中产区，全县长年植棉面积稳定在30万亩以上，仅棉花秸秆产量就有60余万吨，只有少量被农民36、作为烧饭烧锅的燃料，大部分被就地焚烧或掩埋，如果能够作为原材料用于秸秆发电，不仅节约并充分利用好资源，而且也将为农民增加疏入，对宿松经济的发展将发挥积极作用。而经估算，本工程投产后年燃用棉花秸秆约13万吨。安徽省xx集团公司与当地政府及农场签订了秸秆供应协议（暂缺），从而可以保证燃料的供应。3.2 燃料成分分析及消耗量 燃料成分分析燃料成分分析请见下表表3.2-1：表3.2-1 燃料成分分析序号项目符号单位棉花秸秆1收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg15.442收到基碳Car%42.83收到基氢Har%4.844收到基氧Oar%36.545收到基氮Nar%0.686收到基硫Sar%0.137、17干燥无灰基挥发分Vdaf%82.188收到基灰分Aar%3.039收到基水分Mar%1210空气干燥基水分Mad%8.3611灰变形温度DT12灰软化温度ST13灰液化温度FT 燃料消耗量表3.2-2 燃料消耗量装机容量小时燃料量t/h日燃料量t/d年燃料量104t/a棉花秸秆棉花秸秆棉花秸秆1130t/h2362472112986注：1）设备年利用小时按5500h计；2）日利用小时按20h计； 3.3 燃料运输本工程年燃秸秆约13万吨，平均小时耗量约为23.61t/h。电厂燃料由汽车运输进厂，根据本地公路交通条件，燃料采用汽车运输是可行的。3.4 点火燃料的品种与来源根据对锅炉厂的调研，38、采用130t/h联合炉排锅炉，点火助燃系统可以取消。第4章 机组选型4.1 概述因为本工程选用燃烧秸秆锅炉，能满足国家新能源的有关政策，所以选用纯凝发电机组也是可行的。秸秆资源量、秸秆运输条件是制约本工程建设规模的基本条件，从这两个条件分析，秸秆电厂建设规模应该小型化，从宿松县的资源来看，选择1130 t/h秸秆锅炉+130MW纯凝机组是比较适宜的。为了提供整个发电厂的发电效率，蒸汽的温度和压力越高越好，燃煤大容量机组参数已达超超临界，对于秸秆发电设备的设计建设经验较少，目前BWE公司生产的秸秆锅炉参数可达高温高压。高温高压机组的经济性能主要体现在汽轮机的热耗率值低，热耗率越低机组的经济效益越39、高。机组的参数越高，其热耗率值也越低。在相同的蒸汽流量及工况下，25MW高温高压机组汽轮机热耗约为10217KJ/(KW.h)，汽轮发电机组的绝对热效率约为30.39；而中温中压机组热耗约为12025KJ/(KW.h)， 汽轮发电机组的绝对热效率约为25.82。由此可见高温高压机组汽轮发电机热效率增加约为4.57；在相同的生物质情况下，中温中压机组，燃秸秆量约为：27.18t/h，；若采用高温高压机组锅炉下燃秸秆量约为：23.07t/h，每台炉节省秸秆4.11t/h，若机组按每年5500小时计算，本工程每年节省秸秆22605t，若按秸秆收购价250元/t计 ，每年节省人民币约550万元左右。综40、上所述，本期工程拟选用高温高压130MW凝汽式汽轮发电机组1130t/h高温高压的燃秸秆锅炉，汽轮发电机组可以提供电力30MW。4.2 主机技术条件 锅炉选型.1 锅炉炉型在丹麦等欧洲国家，秸秆燃烧锅炉已有十几年的运行历史，其炉型主要有炉排直接燃烧炉和喷粉炉。丹麦BWE公司在秸秆燃烧锅炉的设计上已经有成熟的经验，根据目前对丹麦等国秸秆电站的了解和有关BWE公司的介绍，对于小型秸秆燃烧锅炉，一般采用炉排直接燃烧炉，炉排为水冷式振动炉排，对于大型高参数秸秆燃烧锅炉，应采用喷粉室燃烧炉。与喷粉室燃烧炉相比，炉排直接燃烧秸秆炉系统简单，辅助系统少，运行控制容易掌握，投资相对较低，比较合适本工程具体情况41、。因此，本工程采用炉排直接燃烧炉。炉排直接燃烧秸秆炉及其附属系统示意图如下：锅炉为水冷壁汽包锅炉，采用自然循环。水和蒸汽在锅炉顶部的汽包内分离，蒸汽进入过热器。过热器分两级布置在烟道中。尾部烟道布置省煤器和空预器。由于秸杆灰中碱金属的含量相对较高，因此，烟气在高温时（450以上）具有较高的腐蚀性。此外，飞灰的熔点较低，易产生结渣的问题。如果灰分变成固体和半流体，运行中就很难清除，就会阻碍管道中从烟气至蒸汽的热量传输。严重时甚至会完全堵塞烟气通道，将烟气堵在锅炉中。由于存在这些问题，秸秆燃烧锅炉专门设计了过热器系统。在国内，龙基公司引进了丹麦BWE公司的技术，济南锅炉厂通过与龙基公司的合作消化吸42、收了秸秆燃烧技术，为山东单县工程生产了国内第一台秸秆燃烧锅炉（1130t/h），燃料也是棉花，锅炉型式为水冷振动炉排，高温高压，今年9月底交付使用。济南锅炉厂通过对技术的消化吸收，创新了联合炉排技术，改进型的联合炉排在炉前为倾斜往复炉排，后面的炉排为重型鳞片式链条炉排，两者成上下搭接状态，运行中前边的炉排作为预燃并控制燃料耗量，后面的炉排控制燃尽速度，因此此种型式的炉排对秸秆的湿度没有严格的要求，对秸秆的种类也适应广泛，秸秆类植物经粉碎或切割分段后均可燃烧，如：棉杆、玉米杆、豆杆、果木枝、瓜秧、灌木条等均可。另外，国内还有杭州锅炉厂及无锡锅炉厂可以生产秸秆锅炉，锅炉容量在80t/h 左右，参数43、一般为中温中压。本工程推荐采用济南锅炉厂的高温高压130t/h联合炉排秸秆锅炉，其设备基本上可以完全达到国产化，有利于提供机组热经济性，降低工程造价。.2 锅炉技术参数型式：高温高压、自然循环、全钢炉架、燃烧秸秆、联合炉排、汽包炉、露天布置。锅炉最大连续蒸发量： 130t/h过热蒸汽压力： 9.81MPa（a）过热蒸汽温度： 540给水温度： 215锅炉效率： 88% 汽轮机选型型号：N30-8.83，高温高压、单缸、单轴、凝汽式汽轮机额定功率(不含励磁功率，下同)： 30MW主蒸汽阀前主蒸汽额定压力： 8.83MPa(a)主蒸汽阀前主蒸汽额定温度： 535主蒸汽额定流量： 109t/h冷却水44、温： 设计：20/最高：33背压： 4.90/11.8KPa(a)额定转速： 3000r/min旋转方向： 从机头向发电机端看为顺时针冷凝器：NQ25 冷却面积2000m2 发电机选型型号：QF-30-2型 空气冷却,自并励静止励磁额定功率： 30MW额定电压： 6.3kV额定电流： 3437A功率因数： 0.8（滞后）额定转速： 3000r/min频率： 50HZ相数： 3第5章 建厂条件5.1 厂址概述本工程拟选两厂址均在安庆市宿松县，厂址一位于xx乡xx处，厂址二位于xx二分厂，两个厂址均紧靠宿复公路，交通便利。宿松县为安庆市市辖县，地处皖、鄂、赣三省结合部，是皖西南门户。全县面积23945、3.5平方公里，辖9镇13乡。5.2 厂址自然条件与交通运输宿松县属北亚热带湿润季风气候，主要气候特点是：季风明显、四季分明、热量丰富、雨量充沛、光照充足、霜期短、生产期长，适宜水稻、棉花等喜温作物的栽培，农业气候条件比较优越。 宿松处在长江经济开发带和大京九经济开发带交汇地区，是安徽省一线两点率先开发开放战略布局的重点地区，也是承东启西的结合部。长江过境岸线63公里，境内有深水码头3座、汽车轮渡1座，水上运输极为方便，外运集装箱码头近在咫尺；陆上交通四通八达，105国道、沪蓉高速公路、合九铁路穿境而过；至中心城市九江、合肥、武汉、南昌、南京全程高速；境内初步形成三横两纵的公路体系，实现了村村46、通公路。5.3 水源、水文及气象本工程采用的水源是以xx河水系地表水为主水源。本阶段水文气象专业主要通过现场调查，收资与分析计算，对影响建厂的主要水文气象条件，如水源，洪水等作出定性与定量的分析判断，提出建厂的可行性。注：本报告中所用高程均属黄海高程系统,其废黄高程关系为黄河口基面0.13=黄海基面。 厂址防洪、防涝情况.1防洪根据有关资料，厂址所在区域五十年一遇长江洪水位为20.58m，湖泊洪水位为15.45m，因厂址一的高程在1725m之间，因而需要将低洼地填高；厂址二的高程在12m15m之间，则填方量比较大。 .2厂址内涝根据有关资料，厂址所在区域五十年一遇湖泊洪水位为15.45m，由于47、拟选厂址一地势较高，因而只需考虑防洪即可，而厂址二在考虑到防洪的基础上也可以满足防内涝要求。故两厂址电厂需适当垫高，并且自身需做好排水设施和厂外设排洪沟。 水源本工程属新建工程，设计取水流量为0.05m3/s，设计年取水量约99万m3，设计保证率97%，校核保证率99%。根据当地水资源时空分布特征和开发利用现状，确定电厂取水水源论证范围：xx河湖群（安徽省境内）以上来水计算范围2958km2，其中二郎河集水面积528km2，凉亭河集水面积303km2。1）河流来水xx河流域位于长江中下游北岸，东起安徽省望江县的老东隔堤（新开坝），西抵湖北省的盘塘，南临长江，北接皖河流域的长河、武昌湖流域，地跨48、湖北、安徽两省。流域总面积5511km2，其中湖北省2553km2，安徽省2958km2。按地形分，流域内山区占19.5，丘陵区占28.4，湖区占17.3（吴淞高程16m），圩区占34.8%。本流域安徽省境内最大的河流是二郎河，其次是凉亭河，二郎河上游建有钓鱼台中型水库，本流域经宿松县城（孚玉镇）纳入白洋河来水后汇入龙湖。流域内湖泊众多，自西向东有湖北省的武山湖（流域面积628km2）、太白湖（607km2）、感湖（1098km2），安徽省的龙湖（1280.5km2）、大官湖和黄湖（614km2）、泊湖（1283.5km2）,除武山湖和太白湖以外，其余湖泊统称为xx河湖群，各湖泊由港道沟通，由49、通江的xx闸、杨湾闸（均在望江县境内）排泄入江。2）灌区退水花凉亭水库灌区位于宿松县东部丘陵区,该灌区水源比较充足，即特旱年也能保证渠首有14m3/s。区内有小型水库11座，兴利库容332.6万m3，当家塘5167口。在50的保证率下，水利工程可提供的水量6439.2万m3。其中：花灌区引水5000万m3；小型水库供水399.1万m3；当家塘供水1040.1万m3。在75的保证率下，水利工程可提供的水量6890.2万m3。其中：花灌区引水6000万m3；小型水库供水266.1万m3；当家塘供水624.1万m3。在95的保证率下，蓄水工程全年可提供的水量7457.2万m3。其中：花灌区引水72550、7.6万m3；小型水库供水199.6万m3；当家塘供水416.0万m3。，经工、农业、生活和其它用水后，余水518.0万m3。本灌区农业用水系数0.5。钓鱼台水库灌区位于宿松县西部丘陵地区，是座中型规模的水库。区内有小型水库13座，当家塘7217口。两灌区农业生产以双季水稻为主，近几年单季稻也有一定的规模，旱粮作物也占有相当的比重。在50的保证率下，年供水量9402.6万m3。其中：钓鱼台水库能够提供水量7764万m3；小型水库供水747.3万m3；当家塘供水891.3万m3，其它引水0.25m3/s。在75的保证率下，年供水量6209.0万m3。其中：钓鱼台水库能够提供水量5176万m3；小51、型水库供水498.2万m3；当家塘供水534.8万m3，其它引水0.25m3/s。在95的保证率下，年供水量4255.7万m3。其中：钓鱼台水库能够提供水量3882.0万m3；小型水库供水373.7万m3；当家塘供水356.5万m3，其它引水0.25m3/s。本灌区农业用水系数0.5。引江水灌区位于沿江洲区，干旱季节通过刘港、中棚、孤山等通江涵闸引江水灌溉。该地区是棉花为主的经济作物区。在50的保证率下，年可供水量2160.0万m3；在75的保证率下，年供水量3140.0万m3；在95的保证率下，年供水量4320.0万m3。本灌区农业用水系数0.6。农业用水除农作物根系吸收与蒸发外，其余退入湖52、区。3）引江济湖特大旱情发生时，湖水位，但长江水位一般都高于湖水位12米以上。此时打开引水闸，引长江水进湖抬高水位。 取水方案确定建设项目业主提出厂址有两处，厂址一在xx镇，厂址二在xx的二分厂。xx镇和xx均在xx河分蓄洪区的xx镇安全区内。图厂址一xx镇龙感湖取水点厂址二二分场黄湖取水点竹墩桥取水点 建设项目厂址、取水口位置见图5.3.3.1 厂址一取水方案确定厂址一的取水点有两处，一是竹墩桥下南侧的湖面，二是xx厂址附近湖面，根据设备的要求，对上述两处取水点进行水下及岸边地形测量。1） 竹墩桥取水点竹墩桥取水点放在大官湖与龙感湖相通的港道的南侧，根据现场勘测，测量自西向东布设四个断面，其53、位置见图。测量范围为圩堤到湖内深槽处。14勘测断面见图：该取水点断面非常复杂。1#断面位于竹墩桥旁高压线杆西测200左右，圩堤高17.03m，离岸边336m处有高14.28m左右的陡坎，最低湖底高程9.82m，位于离岸边480m处；2#断面以竹墩桥旁两根高压线杆为断面，圩堤高17.43m，离岸边260m处有高14.12m左右的陡坎，最低湖底高程10.44m，位于离岸边590.54m处；3#断面距2#断面200m左右，圩堤高17.38m，离岸边175m附近有高13.70m左右的陡坎，最低湖底高程10.51m，位于离岸边323.41m处；4#断面在竹墩桥东侧，距3#断面200m左右，圩堤高16.354、3m，最低湖底高程9.89m。位于离岸边343.56m处。对比四个断面，再根据水位分析，建议竹墩桥取水点的取水口放在4#断面。图5.3. 2 取水点竹墩桥处14#断面2）xx厂址附近湖面的取水点根据现场勘测，xx厂址附近湖面的取水点放在龙感湖内，测量自南向北布设三个断面，断面之间相距200左右。其位置见图。测量范围为圩堤到湖内深槽处。13勘测断面见下图：1#断面圩堤高19.61m，岸边有深沟，沟底高程11.55m，最低湖底高程11.62m，位于离岸边1247.47m处；2#断面，圩堤高19.46m，岸边有深沟，沟底高程11.64m，最低湖底高程11.61m，位于离岸边737.13m处；3#断面55、，圩堤高18.36m，最低湖底高程11.69m，位于离岸边932.96m处。根据水位分析，95、97保证率的水位分别为：11.41m、11.37m，均低于13断面的湖底最低点。所以xx厂址附近湖面不合适做为取水点。 5.3.3.2厂址二取水方案确定厂址二取水点有两处，一是从黄湖湖区取水；二是从长江取水；其中长江的取水点在江洲柴场的右侧，但该江面已淤积。根据取水设备的要求，只对黄湖湖区取水点进行水下及岸边地形测量。根据现场勘测，测量自西向东布设三个断面，断面之间相距200左右。其位置见图.1。测量范围为圩堤到湖内深槽处。13勘测断面见图.4：1#断面圩堤高15.80m，圩堤上有深沟，沟底高程1156、.95m，最低湖底高程11.17m，位于离岸边896.81m处；2#断面，圩堤高15.89m，岸边有深沟，沟底高程12.02m，最低湖底高程11.17m，位于离岸边901.03m处；3#断面，圩堤高15.08m，最低湖底高程11.22m，位于离岸边758.43m处。根据水位分析，95、97保证率的水位分别为：11.41m、11.37m（相应的容积3.84亿m3、3.65亿m3），略高于13断面的湖底最低点。5.3.4厂址比选xx河分蓄洪区概况：xx河分蓄洪区位于长江中下游结合的北岸，鄱阳湖入江口的下游，地跨鄂、皖两省（其中安徽省占80以上）是一个以龙感湖、大官湖、黄湖和泊湖四大串连湖湖泊为主体57、的，长江干流最下游的一个分蓄洪区，现今的蓄洪范围西起百里长堤，东至新隔堤南临江，北依丘陵共有面积1936km2，（指蓄洪水位21.68m高程以下部分），其中湖北省境内371km2，安徽省境内1565km2，其中湖泊面积814km2（16m高程以下），陆地面积751km2。蓄洪区涉及宿松、望江、太湖及xx、九成监狱分局3县2场32乡（镇、分场）311个村。xx河分蓄洪区在安徽省境内沿江垦区长84km。xx河分蓄洪区迄今为止仅仅是划了范围，其分蓄洪工程及区内安全建设仍是空白，一旦分洪，损失将极其惨重。为了保护人民生命财产的安全，尽力把分洪所造成的损失减小到最低限度，1992年安徽省水利水电勘测设计58、院与安庆水利水电勘测设计合编的xx河分蓄洪工程及安全建设规划，将孚玉镇、xx镇、徐桥镇列为安全区，长江委及省有关部门也予以同意。xx洲圩安全区该区上通湖北的黄梅广济，下联望江、xx，与江西的九江、湖口，彭泽隔江相对。该区是宿松县沿江经济发达地区，市场繁荣，乡镇企业也较发达，耕地的80是棉田。拟自同马大堤抵御外江洪水，利用xx闸农场一、二、五分场的湖堤加以保护，安全区包括xx的老圩、xx总场和一、二、五分场以及三分场的一部分，共4.28km2。目前，在xx镇，同马大堤堤顶高程25.2723.46m，堤顶宽108m，内外边坡1：3，已达到了抵御54年型洪水标准。圩堤的堤顶高程18.516m，堤顶宽59、63m，内外坡1：31：2；xx镇的湖圩堤远达不到抵御分蓄洪水位的要求。水位xx河分洪区行蓄洪水位：1997年，水利部指定长江委设计承担xx河分蓄洪工程及安全建设规划，该规划现末完成，因而分蓄洪区行进方式仍未确定。在现状无控制进洪情况下，扒口选在宿松县占家峦，蓄洪水位按湖口22.5m推算至占家峦设计水位21.68m，扒口分洪后，xx河蓄洪区内的洪水位最终将与口门外江水位持平，达到相应于湖口22.5m水位时的占家峦水位21.68m。若建闸蓄洪，据计算蓄洪水位未18.5m左右。1988年，水利部以水规（1988）56号文件批准本蓄洪区的东界望江县新东埂隔堤按照扒口水位21.68m进行建设，现在该工60、程已按设计基本建设完成。湖泊水位：根据下仓埠站实测水位资料，xx河湖泊多年平均水位为12.79m，最高水位为1999年的17.35m，局第二位的是1998年的16.83m，另据实测雨量及破圩资料分析，水量还原后1954、1999年不破圩水位为18.6m、17.83m。1999年的特大暴雨洪水，造成xx河湖区历史以来最严重的损失，xx洲区洪灾尤其严重。5.3.4.1厂址一xx镇在xx安全区内，但规划建设安全区现末完成，目前根据现场勘测的两个取水点的湖圩堤在19.61m17.03m，远达不到抵御分蓄洪水位的要求，也无法抵挡1999年的洪水。但厂址处高程约26m。根据行蓄洪水位21.68m，厂址一显61、然是可行的。5.3.4.2厂址二目前根据现场勘测的取水点的湖圩堤在15.89m15.08m，防洪标准不到10年一遇湖水位，远达不到抵御分蓄洪水位的要求。xx的二分场，地面高程约20m。根据行蓄洪水位21.68m，厂址一显然优于厂址二。5.3.5 厂址及取水方案建议针对拟选的两个厂址，进行现场勘测的结果，及行蓄洪水位的要求，建议选择厂址一xx镇。根据xx河湖区历年水位资料分析成果，参照现场勘测的断面情况，确定项目取水点放在竹墩桥的断面4。取水口高程为10.40m（根据最低湖底高程9.89m），距离圩堤350m。5.3.6取水可靠性与可行性分析根据下仓埠站水位分析，95、97保证率的水位分别为：162、1.41m、11.37m（相应的容积3.84亿m3、3.65亿m3）；下仓埠站自1956年以来，多年最低水位为2004年的11.18m（相应的容积2.72亿m3）。项目年取水量99万m3，对xx河湖群的水量来说，所占比例甚微。 工程气象.1气候概况本区域属亚热带北部季风气候区，主要气候特点是：季风明显、四季分明、热量丰富、雨量充沛、光照充足、生长期长，适宜水稻、棉花等喜温作物的栽培，也有利于秋播作物的安全越冬，农业气候条件比较优越。.2主导风向 根据要求，统计夏、冬及全年观测各风向频率，点绘风向玫瑰图得各主导风向为： 夏季（6、7、8月）主导风向为：ENE，风向频率为11%。 冬季（12、1、63、2月）主导风向频率为：NE，风向频率为15%。 全年（112月）主导风向频率为：NE，风向频率为27%。5.3.7.3 10%气象条件 统计五年（19942002年）最炎热时期6、7、8三个月的日平均湿球温度资料，再按分析统计法，累积频率曲线法，进行统计计算,求出10%湿球温度为26.80C。 再查出当10%湿球温度为26.80C时与之相应的气象要素。表1 10%湿球温度对应数值日 期干球温度（OC）气压（hpa）相对湿度（%）风 速（m/s）33.5998.7592.329.61000.3801.431.2997.8713.429.410001.3821.829.01001.8841.93064、.51001.5752.829.4999.4822.630.0995.3772.431.610001.1692.429.2998.7842.329.8998.1591.7平均30.2999.574.72.2通过分析，将11组值平均后的值作为10%气象条件，认为较为合理。.4 最近五年平均气温风速气压（19982002年） 平均气温：16.7 平均风速：2.9m/s平均气压：1010.4hpa.5气象要素(宿松气象站，气象资料统计年限：1961年2004年)气温多年极端最高气温：40.40C（1961年7月23日）多年极端最低气温：-12.50C（1969年2月6日）多年年平均气温： 16.2065、C气压多年极端最高气压：1042.2hpa(1970年1月5日)多年极端最低气压：985.9hpa(1997年8月19日)多年平均气压；1010.4hpa降雨量多年年最大降雨量：2219.5mm(1999年)多年年最小降雨量：915.1mm(1966年)多年年平均降雨量：1364.5mm多年时最大降雨量：83.4mm十分钟最大降水量(mm)：28.6mm积雪多年最大积雪深度：19cm冻土深度多年最大冻土深度：6cm风速多年最大风速26m/s（1994年2月24日）5.4 区域地质及岩土工程条件第6章 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 厂址一：该厂址位于66、安庆市宿松县xx乡xxxx处，厂址处地势高差相差较大，地面标高多在17m26左右（本节内标高均为黄海标高），厂址区域五十年一遇最高洪水位20.58m。初步确定厂区竖向采用阶梯式布置，为便于与东侧宿复路相连接，同时考虑到基坑开挖及土石方平衡，厂区设计地坪标高在23米到25米之间，高于五十年一遇最高洪水位。取水口位于厂址以南筑敦桥，拟从龙感湖取水，补给水管线长5.5 km。厂内采用带冷却塔的二次循环供水方式。电厂燃料秸秆的收购点初步确定为8处，距厂址的距离在20km之间，厂址位于秸秆资源分布的中心区，距离各资源点都很近，均可采用汽车运至厂区，厂区内设汽车衡与卸料站。采用110kV电压等级接入系统，67、向东出线，出线1回。厂址紧邻宿复路，进厂道路在东侧与宿复路相接。.2 厂址二：该厂址位于宿松县xx镇的xx二分场内，厂址处地势平坦，但地势较低，地面标高多在1215m之间，低于历史最高内涝水位及厂址区域五十年一遇最高洪水位。因此厂区填方除利用基坑开挖余土外，另需外购土石方，土方量相对较大。与厂址一采用相同秸秆收购点，但厂址位于秸秆资源分布的东南方。取水口位置暂定为两个：黄湖取水和龙感湖取水，黄湖取水保证率较低，而龙感湖取水距筑敦桥又较远，约有25km；厂内也采用带冷却塔的循环供水方式。秸秆运输采用汽车运至厂区，厂区内设汽车衡与卸料站。厂址紧邻宿复路，进厂道路可与宿复路相接。6.1.1.3 厂址68、推荐意见从建厂的外部条件看，厂址一地势较高，土石方能基本平衡，无需外购或外运土石方，补给水管线较短，取水保证率高，处于秸秆资源分布的中心区，因此，本工程选用厂址一作为推荐方案。6.1.2厂区总平面规划布置6.1.2.1总平面规划的原则厂区总平面规划:电厂厂区按125MW秸秆发电机组布置，不留扩建场地。厂区用地指标：按照中华人民共和国建设部、国家土地管理局批准的执行，合理划分功能分区，压缩厂区用地面积，分期征用土地。6.1.2.2 xx厂址总平面规划布置方案根据主导风向及场地地形情况，厂区总体格局呈“三列式”布置，由东向西依此布置升压站主厂房露天堆场。本期工程主厂房布置在厂区中部，汽机房朝东，锅69、炉房在西，烟囱与烟道等位于锅炉房的北侧。秸秆露天堆场布置于主厂房的西侧，秸秆成品料仓布置在主厂房的南侧。燃料进入厂区后，经电子汽车衡后到达露天堆场或成品料仓。栈桥位于成品料仓西侧，通过1转运站向北与锅炉房上料间相连。主厂房北面一侧，布置综合楼、办公楼，化学水处理设施、净水站、循环水处理设施，以及机力通风冷却塔、材料库、检修车间等，化水露天油库布置在变压站以北、主厂房以东。循环水管线自冷却塔南经主厂房扩建端转向西从A外场地进入汽机房，循环水泵房布置在A排外。 厂区设置两个出入口：进厂主出入口和货运出入口，均布置在东围墙上。东围墙外东西向规划两个进厂道路，分别与进厂主出入口和货运入口相通，向东与宿70、复路连接，方便人员出入和燃料的运输。110kV屋外配电装置采用普通中型布置，向东出线，本期出线1回。xx厂址主要技术经济指标表序号项 目单位数 量1厂区围墙内用地面积hm26.952单位容量用地面积m2/kW2.783厂区内建构筑物用地面积hm22.474建筑系数%35.505厂区内场地利用面积hm24.466利用系数%64.207厂区道路路面及广场地坪面积hm21.028道路广场系数%14.809厂区平整土石方工程量挖方104 m311.11填方104 m36.5610厂区围墙长度m108010厂区内供排水管长度供水管M87排水管M11711厂区绿化用地面积hm21.4012厂区绿化率%2071、.14.3厂区管线的敷设(1)敷设方式原则上除自流管线、雨污水、消防供水及生产生活供水外，其余管线如厂区电缆、油管、蒸汽管、灰管、除盐水管等均架空敷设。厂区管线敷设方式一览表管线名称 敷设方式 备注循环水管、工业水管、生活水管、补给水管、消防水管、雨水管直埋油管、蒸气管、暖气管、压缩空气管架空电缆沟道、架空（桥架）除盐水管直埋、架空(2)管线走廊的规划汽机房A排与道路中心线距离为28m，其间除布置有出线小室、除盐水箱、滤油设施等外，从A排柱向道路方向依次布置了循环水进水母管、循环水排水母管、高压消防管道、低压消防管道、生活供水管道、雨水管道等综合管架采用多层布置方式，其上主要布置有电缆、压缩空72、气管、蒸汽管等。电厂主出入口区域及配电装置区域内的电缆采用沟道敷设方式。厂区沟道均采用钢筋砼或砼沟道，沟盖板采用双面配筋。6.2 电气部分 电气主接线由于接入系统未审查，根据系统出线方案，电气主接线设两个方案。方案一为：采用发电机变压器线路组接线型式；发电机经一台40MVA双绕组无励磁调压变压器升压至新上的一回110kV出线，厂内不设110kV升压站。发电机出口电压采用6.3kV，发电机出口设检修隔离刀闸，为限制6kV厂用段的短路电流，发电机出口经空心限流电抗器给厂用段供电。厂内设一110kV高启/备变，为全厂提供启动备用电源，高启/备变经高压侧断路器T接在发电机变压器线路组出线上。高启/备变73、为双绕组有载调压变压器。方案二为：采用发电机变压器组单元接线型式；发电机经一台40MVA双绕组无励磁调压变压器升压至110kV，厂内设110kV升压站，110kV采用单母线接线型式。发电机出口电压采用6.3kV，发电机出口设检修隔离刀闸，为限制6kV厂用段的短路电流，发电机出口经空心限流电抗器给厂用段供电。厂内设一110kV双绕组有载调压变压器为全厂提供启动备用电源。6.2.2 A外设备布置.1方案一与方案二中主变压器及高启/备变均布置在110kV配电装置内，110kV配电装置均采用屋外普通中型布置，导线采用软导线型式。发电机由主厂房至主变均采用组合导线型式。110kV配电装置内设环形道路。方74、案一中共上2个110kV设备间隔，单列布置；有发电机变压器线路间隔（宽8米）及高启/备变间隔（宽8米）；配电装置共34米(宽)45(长)米。方案二中共上3个110kV间隔，单列布置；有发电机-变压器间隔（宽8米），高启/备变间隔（宽8米）及#1出线间隔（宽8米），为减少占地面积，110kV母线设备间隔布置在线路出线侧；配电装置共42米(宽)49米(长)。.2方案一与方案二比较: 方案一主接线中,优点是投资费用小，开关站占地面积较小（约2.3亩）；比方案二节省设备费用约70万（主要包括1组SF6断路器，3组隔离开关，1组电流互感器等）。方案二主接线中, 优点是扩建方便，改动量小；缺点是一次投资较75、高，升压站占地面积较大（约3.1亩），是方案一占地面积的1.34倍。综合考虑，本工程推荐方案一。 短路电流计算根据系统专业提供本厂110kV母线侧系统阻抗（远景），经估算110kV母线的短路容量约为14kA 动稳约为36kA；经估算6kV厂用母线侧的短路容量约为25kA 动稳约为63kA。. 主要设备选择.1 发电机为空冷型发电机，最大出力与汽轮机配套。.2 主变为SF9-40000/110型油浸式自然油循环风冷双绕组无励磁调压变压器。 .3 110kV主要设备选择原则为：额定电压： 110kV，额定电流：1250A， 3秒热稳定电流：31.5kA， 动稳定电流（峰值）：80kA，泄漏比距：276、.5cm/kV .4 电抗器选用空心限流电抗器低厂变选用环氧浇注干式电力变压器6kV配电装置采用成套手车式金属铠装组合开关柜(中置式)380V配电装置采用抽出式组合配电屏6.2. 5 厂用电接线.1 高压厂用电采用6kV，低压厂用电采用0.4/0.23kV。高压厂用电系统中性点采用不接地方式，低压厂用电系统中性点采用直接接地方式。.2 高压厂用电源从主变低压侧，由发电机出口经电抗器引接，高压厂用母线采用单母线，全厂设一6kV厂用工作段，带全厂负荷。低压厂用母线采用单母线分段，将机炉负荷分别供电。.3 为保证低压电源供电的可靠性，主厂房内设一台低压备用变压器，为全厂低厂用工作变提供备用电源。.477、 辅助厂房的低压以区域供电，在负荷相对集中的区域设PC段及MCC段。 厂用电布置主厂房内的高、低压厂用配电装置布置在主厂房B排柱与C排柱之间的0米，低厂变采用带外壳的干式变压器与400V配电屏一并布置。各辅助厂房则根据总图布置在各负荷中心处设配电装置。 电气二次设备监控及发电机励磁方式.1 本工程为炉、机、电集中监控方式，电气设备均均纳入DCS控制，仅在控制台上设少量的事故紧急停止按钮。.2 发变组保护、自动准同期、发电机励磁调节、发电机故障录波、厂用电快切等均采用独立的微机型装置。.3 发电机励磁采用交流励磁机励磁系统或自并励静止励磁系统。虽然交流励磁机励磁系统在发电机中已使用多年，具有较成78、熟的运行经验；自并励静止励磁系统由于减少了发电机的轴系长度等优点，近年来有被优先采用的趋势。本工程暂按自并励静止励磁系统考虑。.4 两台机组共设一套220V直流系统给全厂直流负荷供电；蓄电池容量约为500Ah。 二次设备布置发变组进线的110kV断路器以及厂用电系统均列入炉、机、电集控，布置在主厂房B排柱与C排柱之间的运转层（8米层）。 电缆敷设.1全房电缆敷设以电缆沟为主，结合电缆桥架及电缆穿管。.2根据电力系统相关规程做好电缆防火措施。 照明为保证电厂在正常运行或事故情况下向全厂提供可靠的照明，本工程照明设计拟考虑两个系统，即正常照明系统和事故照明系统。全厂照明光源以气体放电灯为主，白炽灯79、为辅。6.3 热力系统 主要热力系统本期工程只有一台机组，不考虑扩建，故采用单元制。.1 主蒸汽系统主蒸汽系统的功能是将锅炉生产的新蒸汽自过热器出口送至汽轮机作功，同时在机组启动和停机过程中向汽轮机的汽封系统供汽。过热器联箱出口蒸汽经一根21916(12Cr1MoV)的管道送至汽轮机主汽门。 .2 高压给水系统给水系统设置两台100%容量的调速给水泵，一台运行，一台备用。泵的调速是通过给水泵电机加变频器或液力耦合器的方式达到调速的目的，以节省厂用电。主给水管道为19415，材料20钢。.3 回热抽汽系统汽轮机设置五级非调整抽汽，分别供两台高压加热器、一台高压除氧器、三台低压加热器用。采用定压除80、氧系统，配置一台给水箱和一台高压除氧器。加热蒸汽由三段抽汽供给。高压加热器疏水为逐级回流，最后一级疏入高压除氧器，当运行中工况变化不能疏入除氧器时，亦可疏入4号低压加热器。低压加热器疏水为逐级回流。本工程设一台低加疏水泵，6号低加的正常疏水通过低加疏水泵送至凝结水系统，以提高机组热效率。.4 凝结水系统本工程配置两台100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。.5 抽真空系统抽真空系统在机组启动时排除凝汽器内以及辅助设备和管道里的空气，使其真空达到要求的启动值（抽吸状态）；机组正常运行期间，该系统排除集结在凝汽器内的不凝结气体，以维持系统真空。本工程推荐选用射水抽气器。.6 工业水系统：冷油器81、发电机空冷器等采用开式循环水冷却；给水泵、凝结水泵、风机等设备采用工业水冷却，回水至循环水系统。 辅助汽源和启动汽源辅助汽源来自汽轮机三段抽汽，供采暖、化学、除氧器再沸腾用汽。经咨询有关锅炉厂家，秸秆锅炉可以满足冷态启动的要求，因此本期工程不设启动锅炉房。 汽机房主要辅助设备选择由于目前主机设备没有订货，仅初步选型如下： （1）电动给水泵共设2台： 150m3/h， 14.8MPa，2982rpm（2）凝结水泵共两台： 125m3/h， 1.225MPa，2950rpm（3）除氧器一台：130t/h，高压除氧，除氧水箱一台：45m3（4）高压加热器两台6.4 燃烧系统 给料系统破碎后的燃料通82、过两条输送带进入炉前料仓，再通过炉前料仓下方的16台螺旋给料机，最后送入炉膛燃烧。 烟风系统采用平衡通风系统。空气系统由一台100%容量的送风机和空预器组成。预热后的空气通过炉膛下部（炉排上部）进入炉膛。锅炉燃烧需要空气量的另一部分通过炉排进入锅炉。经炉膛燃烧后产生的高温烟气和飞灰，流过过热器和省煤器以及空预器，由引风机将烟气吸入旋风除尘器和布袋除尘器净化，最后经100m的烟囱排向大气，烟囱出口内径2m。本工程由于采用布袋除尘器，所以在空预器和引风机之间增设了烟道旁路，启动时烟气不经过布袋除尘器，直接经旁路通过引风机进入烟囱，避免了含有油和水的烟气进入布袋除尘器。 锅炉房范围内辅助设备选择由于83、目前主机设备没有订货，仅初步选型如下：以下为单台机组数量.1送风机一台，流量150000m3/h ，进口压力1个大气压,出口压力11.8kPa，进口温度40。.2引风机一台，流量250000 m3/h，进口压力-6.0kPa,出口压力0.8 kPa，进口温度148。.3炉前料仓，1座，容积480m3/座，长10m，宽6m，高度8m；.4螺旋给料机（输送、剂量燃料），16台，宽度400mm，长度9.6m，处理物料量：2t/h(每台)，连续运行，可以变频调节。6.5 燃料运输系统6.5.1燃料量本期工程为新建1台130t/h秸秆燃烧锅炉配130MW机组。锅炉全部燃用棉花秸秆，其燃用量见表装机容量小84、时燃料量t/h日燃料量t/d年燃料量104t/a棉花秸秆棉花秸秆棉花秸秆1130t/h2362472212.986注：1.日运行小时数为20h，年运行小时数为5500h； 厂内燃料运输系统概述锅炉燃烧所用秸秆厂外采用汽车运输，厂内燃料输送系统，包括自燃料（秸秆）运输进厂开始至进入炉前料斗为止的整个输送流程，其中包括燃料计量、储存、输送等设备/设施。燃料运输系统方案.1 燃料的计量及装卸装载打包秸秆的汽车首先经重车衡称重，同时对秸秆包的含水率和含杂物率进行测量、记录。采用联合炉排秸秆锅炉，对秸秆的水分要求较低，但切割机械对秸秆的水平要求较高，要求，秸秆含水率应在最高不得超过30，满足要求的料车进85、入汽车卸料站卸料，卸空后的运输车需经空车衡称量后方可离厂。.2 燃料的储存和输送电厂内设置一个秸秆运行料仓，料仓长约104米、宽约36米，高约10米，设计储量为4天用量（约2000t左右），可存料14000m3，燃料堆积密度约为140kg/m3，运输车辆经称重后进入料仓，通过装卸机进行卸料。秸秆料仓内设置一个活底料仓，活底料仓深8米，约1500m3，可以满足锅炉燃烧8小时的耗量，秸秆被推送机推落到活底料仓内，再通过活底料仓底部的推送机构运到1胶带机上，胶带的宽度为1.2米，出力为30t/h。1#胶带机将秸秆运到1转运站再通过2胶带机（两台，1运1备）运送到炉前料仓顶部，在1转运站前设置一个事故86、地下料斗，以备1胶带机及活底料仓发生故障时使用。炉前料仓主要起中转秸秆用（高约8米，宽10米，长6米），炉前料仓下方设置16台螺旋给料机，给料机与炉前16个给料口相连，通过给料口将秸秆输送到锅炉内燃烧，给料口高度约为14米。秸秆入料要求为小于10cm即可，水分要求较低，可达30。.3 燃料系统控制方式燃料系统采用程控，同时留有手动控制的条件。.4收购站 秸秆的收割、收购、储存、运输可以依托当地政府及xx，一级收购站可以设置68个，每个收购站占地约10亩左右，可以存储秸秆在5天左右耗量，因为采用联合炉排锅炉后燃烧对秸秆的水分要求不高，因此收购站内的秸秆可以露天存放，相应的降低工程投资。一级收购站87、可以委托专门人员进行管理，并配备1台棉杆切割机和1台青干秸秆切割机以及一台大倾角输送机。棉杆切割机出力为3t/h，切碎长度为12/18/25/35mm，由洛阳四达农机公司生产（93QS-3型，18.5KW），青干秸秆切碎机切碎长度为15mm，出力为712t（青：1520t），由哈尔滨龙江牧业公司生产（9QS62型，22KW），大倾角输送机由潍坊农机公司生产，一天出力可达200t/h，可将秸秆切割后直接上料到运输车辆上。在8个一级收购站下面还可以设置1020多个二级收购站，二级收购站由当地政府和农民自行设置，这样就可以形成一个二级收购站一级收购站电厂的收购网络。6.6 化学水处理系统6.6.1概88、述(1) 基础资料本期工新建130MW纯凝机组1130t/h秸秆程锅炉。过热蒸汽压力: 9.2MPa（a）；过热蒸汽温度：540。(2) 水源及水质资料本工程主要水源为地表水，拟从筑敦大桥龙感湖取水，水质全分析资料暂缺。按有关规程要求，采用地表水的，应获得近年每月一份共十二份的水质全分析资料。建设单位应尽快收集。(3) 给水和炉水质量标准根据火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准和本期工程机炉参数：(a) 给水质量标准 硬度2.0g/L 溶氧7g/L 铁20g/L 铜5g/L 油0.3mg/L PH:8.89.3 SiO2：应保证蒸汽SiO2符合标准；(b) 炉水质量标准 PH:9.010 P89、O43+:14mg/L 含硅量：炉水中SiO2含量应能保证蒸汽中SiO2的量小于20g/L Cl-4mg/L 含盐量50mg/L6.6.2锅炉补给水处理系统(1) 锅炉补给水处理系统出力的确定根据热力系统汽水循环损失量等计算锅炉补给水水量如下表：表 汽水平衡表项 目正常值事故或启动增加汽水循环损失(3%)3.9t/h13t/h锅炉排污损失(1%)1.3t/h其它用水、用汽2t/h正常化补水量7.2t/h最大化补水量20.2t/h 锅炉补给水处理系统的出力取正常化补水量的1.5倍，为11t/h。设两台200m3除盐水箱，机组启动时增加的补水由水箱储存。 (2) 水处理系统的选择及确定本工程锅炉补90、给水处理系统拟采用全膜处理工艺，全厂无酸（HCl）碱（NaOH），自动化程度高，利于环保和改善劳动环境。因本工程水处理设备容量小，且全膜工艺占地面积小，土建费用少，故水处理系统总投资较传统的离子交换除盐工艺增加不大。锅炉补给水处理系统流程如下：湖水经澄清、过滤来加热器自清洗过滤器超滤系统超滤产水箱二级反渗透系统反渗透产水箱EDI除盐水箱主厂房原水经上述系统处理后，出水质量完全能够满足锅炉补给水水质标准，其主要指标如下：硬度0mol/L电导率0.2s/cm含硅量20g/L6.6.3给水、炉水校正处理及汽水集中取样分析（1）给水处理部分为了减少热力系统的氧腐蚀及提高给水的PH值，给水应进行加氨、加91、联氨处理。(2) 炉水处理部分为了防止锅炉受热面生成水垢，炉水应进行磷酸盐加药处理；(3) 汽水集中取样分析部分为了更好地对汽水品质进行及时有效的监督，保证机组安全高效的运行，本工程设置了汽水集中取样分析装置。6.6.4循环水处理(1) 循环水的防垢处理本工程循环冷却水系统采用二次循环，为提高浓缩倍率并防止结垢，本期工程设置水质稳定剂加药装置。经加药处理后，循环水浓缩倍率约为35。(2) 循环水的杀生处理为防止微生物及藻类的滋生保证凝汽器的冷却效果，本期工程设置了次氯酸钠装置，采用10%次氯酸钠溶液，以间断或冲击方式对循环水投加次氯酸钠。油处理部分本期工程设置了油处理室，配备汽轮机透平油处理装92、置及变压器绝缘油处理装置，并设置了油箱及齿轮油泵等。6.7 热力控制 机组的控制方式 （1）本工程机组的热力系统为单元制，为便于机炉间的联系配合、协调操作，方便运行管理，本工程采用炉、机、电、除氧给水集中控制方式。集中控制室、工程师室及电子设备间布置在主厂房B、C框架运转层上。在#2柱#4柱之间设置机炉集中控制室。（2）集中控制室、工程师室、电子设备间下均设有电缆夹层。（3）集中控制室内每台机组辅助控制盘面和控制台面设计按炉机电顺序排列。运行员通过LCD、键盘和鼠标实现机组的炉、机、电集中监控。LCD和键盘/鼠标以及紧急的事故处理用的后备监控设备布置在操作台上，以便在紧急事故状态下实现手动安全93、停机、停炉。安装在操作台上且独立于DCS的紧急安全停机、停炉所必需的后备监控设备主要有：交、直流润滑油泵、真空破坏门、事故放水门以及手动停机、停炉、解列发电机等操作按钮。机组控制盘上还设置了少量的监视仪表和工业电视等。（4）汽机控制采用纯电调，主要完成汽机转速控制、负荷控制、超速保护、应力监测等功能；汽机本体监测(TSI)监测轴向位移、轴承振动、胀差、零转速等重要参数。汽机紧急跳闸系统（ETS）采用双工PLC实现。（5）锅炉侧的变送器相对集中于就地设置的保温箱内，汽机、除氧给水系统的变送器则视具体情况就地相对集中安装。不设变送器小室。（6）分散控制系统（DCS）留有与MIS的接口。同时考虑留有94、与汽轮机数字电液控制系统（DEH）的通讯接口。 机组的控制水平（1）热工控制设计将遵照“安全可靠、经济实用、符合国情”的原则进行规划，积极采用成熟可靠的热工自动化设备及技术，吸收近期同类机组热工自动化水平较先进模式的成功经验，使本期工程机组的监控达到较高的自动化水平。（2）主厂房机组热工控制拟采用分散控制系统(DCS)，其功能覆盖面包括数据采集与处理系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、炉机辅机顺序控制(SCS)和锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)。电气发电机变压器组和厂用电源的顺序控制(ECS)、循环水泵房、空压机房也纳入分散控制系统(DCS)之中，为实现炉、机、电单元统一值班创造良好条件95、。（3）顺序控制系统（SCS）设计以子功能组级为主。（4）对于一般由主机厂配套供应的控制装置，如汽轮机数字式电液控制系统(DEH)等，当具备条件时，宜与DCS采用一体化的软硬件设备完成其监控功能。随主辅机设备本体成套供应及装设的检测仪表和执行设备，应满足机组运行、热工自动化系统的功能及接口技术等要求。（5）集中控制室内，运行人员借助于热工控制系统可以实现： (a) 在少量就地人员配合下实现机组启动、机组运行工况监视和调整，停机和事故处理。机组按一名上值班员监控为主，另配二名副值班员完成本台机组的正常监控考虑。 (b) 实现以操作员站LCD为中心的炉、机、电集中监视和控制，其主要内容为：屏幕显示96、键盘操作、报警打印、定期制表、事件顺序记录、性能计算及历史数据存储检索等。 (c) 实现机组正常工况的自动控制，异常工况的报警、联锁和紧急事故时的自动保护。当分散控制系统一旦出现全局性故障时，少量的常规后备控制设备也将保证机组紧急安全停机。 电厂管理信息系统(MIS)当前，我国电力行业已全面步入市场经济的轨道，作为电厂，面临竞价上网等严峻的竞争形势。要在竞争中求得生存和发展，就必须加强企业管理，使企业人、财、物及信息流处于最佳结合状态，以实现企业的整体优化，达到以最佳投入、最佳转换获得最大产出，从而提高劳动生产率，提高综合经济效益和提高市场竞争力的目的。建立电厂管理信息系统就是给电厂的管理人97、员提供大量实时和非实时的、准确的、完整的、可靠的信息和进行加工、运算分析后的信息，以提高电厂管理的效率和决策的正确性，使电厂能够在优化控制和优化管理软件的支持下，实现全厂管理控制一体化。根据上述理由，本期工程全厂将设置一套MIS系统。 辅助车间的控制方式及控制水平（1）本期工程辅助车间控制点为三个(输料、除灰渣、水务)，系统均采用PLC+上位机程控系统进行监控。化补水、综合水泵房等采用水务集中控制方式，控制系统采用上位机+PLC。水务集中控制室设在化补水车间。化补水、综合水泵房等将不设置常规仪表，化补水、综合水泵房等控制采用PLC操作员站的LCD和键盘进行控制。本期工程将妥善解决该PLC与MI98、S的接口问题。除灰渣系统采用灰渣集中控制方式，控制系统采用上位机+PLC。灰渣集中控制室设在灰渣控制室。除灰渣系统将不设置常规仪表，除灰渣系统控制采用PLC操作员站的LCD和键盘进行控制。本期工程将妥善解决该PLC与MIS的接口问题。（2）循环水泵房、空压机房纳入DCS控制。（3）除三个辅助车间控制点(输料、除灰渣、水务)外，其余车间均按无人值班考虑。根据施工顺序，部分辅助车间将考虑设置临时操作员站，以便调式、试运行。 火灾检测与报警系统本工程火灾检测和报警系统的设计将按火灾自动报警系统设计规范（GB5011698）执行。按照主要建（构）筑物和设备进行区域划分，根据环境条件不同而采取相应的感烟99、感温探测方式。火灾报警系统采用集中报警方式，火灾探测报警柜布置在集中控制室内。 热控设备的主要选型原则热控设备选用技术成熟、可靠性高、性能良好的设备，原则上关键部位采用进口设备，或者采用引进技术生产的国产设备，其它部位选用国产设备。主要热控设备的采购采用招议标方式择优选取。分散控制系统(DCS)是本工程的关键设备；根据目前火电厂热工自动化技术迅速发展的趋势和国内产品的实际情况，原则上考虑选用在国内具有较强技术研发能力的成熟的国产型分散控制系统。汽轮机数字式电液控制系统(DEH)也是本工程的关键设备，根据我国目前DEH生产的实际情况，首先考虑由汽轮机制造厂家随汽轮机成套供货，或另行采用招议标方100、式择优选取。基础自动化设备(压力、差压、温度、物位、流量、执行机构、分析仪表等)是保证自动化水平的重要一环，考虑到我国目前过程仪表生产的实际情况，基本选用引进国外技术生产的国内产品或国内比较先进的国产设备。热控电源设备、就地盘箱盒等全部采用国产设备。 电源（1）交流220V电源：设置交流220V不停电电源。电源切换时间不大于5ms。该电源供热工自动化系统、检测表等设备用电。在厂用电中断的情况下，不停电电源系统应能保证连续供电半小时。（2）交流动力380VAC电源：主厂房內的配电箱从厂用电不同段引入两路380V/220V交流电源，以供电动门等设备用电。（3）直流220VDC电源：引两路互为备用的101、220VDC电源，供热工保护系统及设备用电。 热工自动化试验室（1）热工试验室仪器设备将按照火力发电厂热工自动化试验室设计标准DL/T50042004规定，配置125MW机组所应配置的试验室仪器设备。（2）成套自动化系统所需的专用维修及调试设备随各系统供货。6.8 主厂房布置本工程为燃烧棉花秸秆锅炉，常规纯凝式汽轮机。根据本工程的特点，汽机房和除氧间布置在锅炉房的右侧（从炉前看），炉后布置有布袋除尘器、送风机和引风机、烟囱。炉前布置燃料上料库，凝汽器循环冷却水管道经汽机房A列柱接进/出。具体布置见主厂房平面布置图 主厂房主要尺寸 主厂房主要尺寸表车 间名 称单 位数 据汽机房柱距m66.0+1102、7.0跨度m18.0中间层标高m4.3运转层标高m8.0厂房总长度m43.0除氧间柱距m66.0+17.0跨度m8.0管道层标高m4.3运转层标高m8.0除氧层标高m14.0厂房总长度m43.0锅炉房运转层标高m7.0给料间第一排柱至烟囱中心线m75.0锅炉左侧第一柱至除氧间C列柱m24.46.8.2 汽机房汽机房跨度18m，总长43.0m。汽轮发电机组为纵向布置，机头朝向1号柱，汽轮发电机中心线距A列为7.5m。汽机房底层6号至7号柱之间约有10m宽作为检修场地。高压加热器落地布置，低压加热器布置在4.30m高的中间层加热器平台。电动给水泵布置在汽机房底层B列柱侧。凝结水泵布置在零米机头方向103、。主油箱布置在靠近A列柱的平台上，润滑油泵和冷油器靠近主油箱布置在零米。射水箱和射水泵布置在零米。运转层标高8.00m。汽机房设行车一台，作汽机、高加、低加、给水泵、冷油器等检修用。 除氧间除氧间与汽机房取齐，跨度8m。零米布置开关柜、蓄电池等电气设备，4.3m为电缆夹层，11.5层为管道层，14m层布置除氧器、连续排污扩容器和暖通空调设备。8m运转层2号柱至4号柱之间为机炉控制室；4号柱至7号柱之间为电子设备间和继电器室；1号柱至2号柱之间为楼梯间。 锅炉房锅炉采用露天布置，全钢炉架。省煤器和空预器置于炉膛后部。在平面位置上，空预器在省煤器之后。炉后布置有旋风除尘器、布袋除尘器和烟囱。烟囱和104、除氧间之间布置送风机和引风机，送风机和引风机全部采用露天布置。炉前布置给料间，跨度为8m，长度12m，给料间第一排柱与汽机房1号柱对齐。给料间内布置2台螺旋输送装置、1台炉前料仓和16台螺旋给料机。6.8.5 起吊设施汽机房设行车一台，起吊重量30t/10t，除起吊汽轮机大盖及发电机转子外，给水泵、低压加热器及高压加热器芯子均能起吊。送风机、吸风机设手拉葫芦起吊。给料间顶部设置一台手拉葫芦，用以起吊皮带机和螺旋输送装置。6.9 土建部分 概述土建专业的设计思路是：按照“安全可靠，经济适用”的原则，优化主厂房的结构型式和布置格局。依据21世纪新型电厂的设计经验，应合理规划附属辅助建筑的面积标准，105、并对厂前建筑按照功能相近的原则进行合并与分区，以减少占地面积。合理规划全厂建筑的抗震措施和基础型式，降低工程造价。本专业的设计范围主要包括主厂房区域、除灰及除尘设施、输秸秆系统、电气设施、化学水及相关系统、辅助附属生产建筑等。主厂房由汽机房、除氧间、封闭式锅炉房组成。根据2000年示范电厂的设计新思路，并结合我国燃烧秸秆机组的设计经验，在主要工艺系统进行优化的基础上，对本工程主厂房布置格局和结构体系进行了全面优化和创新。对全厂建（构）筑物及主要工艺设备色彩进行统一设计。全厂的色彩设计应将建筑物、构筑物与工艺设备视为统一的整体，考虑建筑造型和内部处理。注意建筑群体的效果，内部色彩的处理以及周围环106、境的协调，所有建筑物应统一设计，色调协调，色彩明快，简洁大方，既要体现变化和区别，又要风格相一致，从而充分体现电厂的独特风格。6.9.2 主厂房建筑布置6.9.2.1 主厂房建筑设计(1) 建筑立面在满足功能要求的前提下，力求做到建筑体形简洁、美观、大方，既体现工业建筑的特点，又具有时代特色。并视建（构）筑物及工艺设备为统一的整体。主厂房立面处理力求简洁大方，主色调为珍珠白。建筑立面以线条的排列组合来表现韵律，A列汽机房设带形窗，上部设色带。采用水平带形窗配合女儿墙顶部的二道深兰色色带的处理手法，体现了现代工业建筑的特色。(2) 建筑装修根据火力发电厂建筑装修设计标准以及控制电力工程造价的若干107、意见电力部电建(1995)420号文的精神，主厂房采用如下装修标准：门窗：外墙一般采用铝合金门窗，内墙门窗视需要采用钢门窗或塑钢门窗(用于集控室)。外墙维护：汽机房运转层以下采用空心砖，以上部分采用双层保温彩色压型钢板，主厂房其它部位采用空心砖。6.9.2.2 主厂房布置汽机房横向布置1台30兆瓦汽机,跨度18米，总长43米，除氧间跨度8米，柱距6米8档、3米1档。屋架采用18米跨双坡钢屋架，坡度1/10。零米层设有检修场地。汽机房内设1台起重量30/10t桥式起重机。运转层标高8.00m。 除氧间分为0米(底层)、4.00米(电缆夹层)、8.00米(集控室层)和14米(除氧器层)四层。锅炉房108、区域内炉前上料间，跨度8米，总长12米，柱距6米2档，8米1档。采用钢筋砼框架结构。锅炉炉架、锅炉本体及有关检修运行用的钢梯、平台、步道等均由设备厂家提供。6.9.2.3 主厂房交通组织水平交通：汽机房底层均设置通行电瓶车的检修通道，主设备从汽机房A轴大门进出，汽机房运转层及中间层均设有较宽的检修通道。炉前8.00米层从固定端到扩建端亦有纵向通道。除氧间固定端设主要入口，且此通道与纵向通道相连。 垂直交通：固定端设一座钢筋砼主楼梯，可达除氧间各层。扩建端设一座消防钢梯。6.9.2.4 主厂房结构设计主厂房及锅炉房采用现浇钢筋砼结构。横向承重结构体系为：由汽机房外侧柱、汽机房钢屋架、除氧间框架组109、成的现浇框排架承担垂直和水平荷载。纵向结构体系为：由A、B、C三列纵向框架承担垂直和水平荷载。汽机房吊车梁采用钢筋混凝土吊车梁。汽机基础采用钢筋砼框架结构、基础主体与汽机房运行平台设缝脱开。汽机房固定端扩建端设抗风柱，锅炉房山墙设抗风柱及抗风桁架。锅炉炉架为钢结构，由制造厂家提供。6.9.2.5 升压站结构设计 升压站构架采用钢筋混凝土环形杆+三角形截面钢桁架A型构架,独立基础,主变基础采用板式基础。全厂地基方案及主要建筑基础选型.1 岩土工程概况暂无提供最新的地质资料，待提供后补充。.2 水文地质暂无提供最新的地质资料，待提供后补充。.3厂区主要生产建（构）筑物基础型式：由于暂无提供最新的地110、质资料，待提供后补充主厂房及一般辅助及附属建筑尽量采用何种地基。6.9.4 全厂主要生产建筑抗震措施规划6.9.4.1 抗震设防烈度根据建筑结构荷载规范该地区基本风压为0.4kPa，基本雪压0.35kPa；根据建筑抗震设计规范及电力设施抗震设计规范，主厂房、烟囱等结构抗震计算及抗震措施均按6度考虑。6.9.4.2 烟囱结构选型：根据工艺和环保要求，本工程需建设一座高100m钢筋混凝土烟囱，出口内径为2m。结构采用钢筋砼单筒结构，滑模施工，筒身内壁刷防腐涂料，内衬采用耐酸砖或陶土砖，耐酸胶泥砌筑，隔热层采用膨胀珍珠岩板。6.9.4.3 其它主要生产建筑物结构设计（1）炉后建（构）筑物烟道采用现浇111、钢筋砼箱型结构，支架为钢筋砼框架结构。除尘器支架基础采用独立基础，上部钢架由设备厂家提供。送、引风机支架均为现浇钢筋砼结构。（2）输秸秆系统包括地下料斗、秸秆成品仓、秸秆贮存仓、转运站、栈桥等建（构）筑物。秸秆贮存仓为单层框架结构；转运站为半地下框架结构；地下料斗为地下框架结构。（3）除灰系统包括灰仓、除尘输送机、除渣输送机等。（4）化学水系统包括化学水生产实验楼、化学交换器间、循环水处理室等；其结构型式一般为框、排架结构或砖混结构。（5）辅助及附属建（构）筑物辅助及附属建（构）筑物一般采用钢筋混凝土结构或砖混结构。生产办公楼、综合楼、综合材料库、综合检修间采用钢筋混凝土框架结构，砌块围护。6112、.9.4.5 辅助及附属建筑、生活福利建筑厂前建筑以满足需要、经济适用、面积适中、从严掌握为基本原则，在建筑面积的规划方面，按照现代化电厂的定员标准，依据实际职工人数，确定各建筑物的面积。依据火力发电厂辅助附属及生活福利建筑物建筑面积标准，建筑面积按新建225MW机组容量计算，并按火电厂实行新管理办法要求限定其建筑面积。包括生产办公楼、综合维修楼、夜班宿舍、招待所、职工食堂、浴室、自行车库、警卫传达室及大门等建筑物。厂前建筑是电厂的重要组成部分，既是电厂生产行政及生活福利管理的中心，又是社会区域的景观构成。其基本设计思路是：在满足功能分区的同时，充分考虑各建筑物的特点，使用功能合并，紧凑空间布113、置，尽可能采用多层建筑和联合建筑，在节约占地、节约能源的前提下，创造舒适的工作环境。本设计的主要特点是：（1）采用联合建筑，使建筑群体化，以求得全厂建筑的整体效果，且在造型上力求新颖，简洁，明快；（2）导向性好，方便交通组织；（3）有利于生产办公楼与主厂房的连接；（4）有利于总平面布置，节省占地。将夜班宿舍、招待所、职工食堂及浴室组合成一栋综合楼建筑；将汽机、锅炉、电气、土建等专业的检修维护间组合成综合检修间。各建筑区域之间用道路及绿化分隔，相对独立，互不干扰，联系方便，从而创造出优美舒适的生产工作环境，成为整齐紧凑富于艺术感的现代新型电厂。序号名 称建筑面积建筑面积组成(m2)1生产办公楼1114、800办公（含运行分场）1410，金属实验室190，热工实验室100，电气实验室200热网控制中心1002综合楼 1600包括食堂、浴室、招待所、夜班宿舍、培训楼）3材料库2704检修间270主要辅助附属及生活福利建筑物建筑6.10 供、排水系统6.10.1 循环水系统本工程新建1台30MW纯凝汽式机组，根据厂址附近水资源条件，供水系统拟选用带冷却塔的二次循环供水系统。6.10.1.1 工艺流程本工程配循环水泵2台，冷却塔1组，循环水进排水管各1根。其供排水工艺流程大致如下：冷却塔集水池循环水吸水管循环水泵房循环水压力供水管凝汽器/辅机冷却水系统循环水压力回水管冷却塔冷却塔集水池。.2 循环水115、量单机纯凝工况的凝汽量为85.62t/h。根据初步优化结果，夏季冷却倍率取60，春秋季冷却倍率取51，冬季冷却倍率取36。130MW机组循环水量计算结果见下表：季节项 目夏季春秋季冬季m3/hm3/hm3/h凝汽器冷却水量513843673083辅机冷却水量400400400合 计553847673483.3 循环水泵房本工程夏季二台机组循环水总量为5538m3/h，总出力须保证汽轮机在夏季纯凝工况下满负荷运行。根据供水系统阻力计算结果，经初步选择，循环水泵采用为2台卧式双吸离心泵，水泵运行参数为： Q=210730103426m3/h,H=221917m,N=200kw为方便运行管理，本期循116、环水泵房布设于主厂房A排外的披屋内，泵房平面尺寸LB=158m,运转层以下为钢筋混凝土结构，深2m，运转层以上高约8m。水泵间配一套5T通用桥式起重机、2台冲洗排污泵；循环水泵进、出管道上分别设电动蝶阀和液控止回蝶阀。6.10.1.4 循环水泵吸水池循环水泵吸水池位于冷却塔集水池边，与冷却塔集水池之间以隔墙隔开。隔墙上设有1个4米宽、2米高的孔，作为循环水泵吸水池的进水流道与冷却塔集水池的连通孔。进水流道为4米宽、3米高（地上部分高2米）、7米长的暗沟，暗沟与循环水泵吸水池连接处设1平板滤网，滤网尺寸为2米2米。为方便滤网起吊，配1起重量为2t，起重高度为6米的电动葫芦。循环水泵吸水池尺寸为L117、BH=1043米，其中地上部分高1米。6.10.1.3 循环供、排水管：本工程循环水压力供水管在主厂房内，在此不作讨论。循环水回水管采用DN1000焊接钢管，长约50米，埋地敷设。循环水吸水管为2根DN600焊接钢管，总长约80米。6.10.1.5 冷却塔：统计宿松市最近五年最炎热时期6、7、8三个月的日平均湿球温度资料，再按分析统计法，累积频率曲线法，进行统计计算,求出10%湿球温度为26.80，与之相应的气象要素见下表： 10%湿球温度对应数值干球温度（）气压（hpa）相对湿度（%）风 速（m/s）30.2999.574.72.2本工程考虑了自然通风冷却塔和机力通风冷却塔两个方案：自然通风118、冷却塔方案根据本地气象条件，拟配1座淋水面积为1000m2的逆流式自然通风冷却塔，单塔基础直径为39.43m，塔高50.92m,塔下集水池直径36.25m,深2m.机力通风冷却塔方案本工程夏季两台机组循环水总量为5138m3/h，拟选用2台单塔循环水冷量为2800m3/h的逆流式机力塔，一字布置,塔下设一32m17m集水池,深2m。综合比较见下表：综合比较表比较项目机力塔方案自然塔方案工程投资投资小、占地少、投资大，占地多。运行费用运行中需要消耗电能，因而运行费用高。运行费用低。运行条件冷却效果稳定，运行灵活，对多台机组各种运行工况的适应性强。冷却效果不稳定，当高温、高湿、低气压时冷却效果较差119、。施工条件建设工期短，施工容易。建设工期长，施工难度大，需专业施工队伍。综合以上比较，机械通风冷却塔具有占地少、初期投资小、布置紧凑、冷却效果稳定、运行灵活、建设工期短等特点。因此，本工程推荐采用机械通风冷却塔。6.10.2 补给水系统6.10.2.1 取水口根据xx河湖区历年水位资料分析成果，参照现场勘测的断面情况，确定项目取水点放在竹墩桥的断面4。取水口高程为10.40m（根据最低湖底高程9.89m），距离圩堤350m。竹墩桥4断面见下图。因取水点距圩堤较远，现考虑采用2根DN250焊接钢管作为引水管，将水引至补给水泵房。引水管做防腐处理后，埋入河底。6.10.2.2 补给水水源本工程供水120、水源主要为xx河湖群地表水。6.10.2.3 补给水水量 经水量平衡计算，本工程夏季工况下补给水需水量见下表：项 目需水量（m3/h）回收水量（m3/h）耗（排）水量（m3/h）冷却塔蒸发损失72072冷却塔风吹损失606循环水系统排污水31229主厂房杂用水202化学补充水20020生活用水2.502.5净水站自用水8.508.5循环水处理系统用水220暖通补充水202灰渣系统机械冷却水15150灰加湿水505渣冲洗水505机务工业水50500合 计22169152由上表可见，本工程夏季工况下，电厂补给水量为152m3/h。6.10.2.4 补给水泵房和输水管道本工程初步考虑采用岸边式取水泵121、房取水。泵房平面尺寸为22.5m6m，半地下式结构。补给水泵为3台IS100-65-315B型单级单吸离心泵，两用一备。水泵运行参数为：Q=90.8m3/h,H=103m,N=55kw补给水管道采用两根DN200钢管，直埋敷设。补给水管单程长约5.4km。6.10.2.5 净水站系统本工程净水站设计处理能力为152m3/h，系统设计流程为：xx河湖群补给水泵房补给水输水管混合絮凝沉淀池过滤器蓄水池 用水系统。本工程拟建二座150m3/h混合絮凝沉淀池，两座100m3/h过滤器，一座200m3综合蓄水池，一座500m3/h消防蓄水池，一间长宽13.5m6m的综合泵房，一间长宽12m6m的消防泵房122、，一间长宽9m6m的电气、控制室和一间长宽18m6m的加药、消毒间。6.10.3 生活污水及雨水系统本期工程采用污水雨水分流制。雨水由厂区雨水管网收集后排掉。生活污水由厂区污水管网收集后，进入厂内生活污水处理站，经处理达标后排放。本工程生活污水处理站的设计处理能力为3m3/h。6.11 除灰系统 灰渣量根据秸杆分析资料及燃料量，计算的灰渣量如表1-1所示： 每炉灰渣量表 表1-1量容机装量渣灰每小时灰渣量（t/h）日排灰渣量（t/d）年排灰渣量（t/y）灰量渣量灰渣灰量渣量灰渣灰量渣量灰渣棉花秸秆0.320080.46416817604402200注：1.表中日利用小时数按20小时计，年利用小123、时按5500小时。2.灰渣分配比：灰按灰渣总量的80计算，渣按灰渣总量的20计算。 综合利用秸秆燃烧后所产生的底灰、炭灰含有丰富的钾、镁、磷和钙等营养元素，是一种优质有机肥料。本工程所产生的灰渣可全部作为肥料用于当地农田，既节约了农民在化肥购买上的消费，减轻农民负担，也实现灰渣的综合利用。. 灰场秸秆燃烧所产生的灰渣可作为一种优质有机肥料用于当地农田，可实现灰渣全部综合利用，故本期工程不设专用灰场。除灰渣系统方案.1除灰系统方案本工程采用脉冲布袋式除尘器和旋风除尘器联合除尘方式。每炉除尘器14个布袋除尘装置的2个旋风除尘装置， 7个布袋除尘器下设有一条埋刮板输送机，共两条，布袋除尘器收集的飞灰124、与旋风除尘器所收集的干灰一起集中于一条转运埋刮板输送机内，干灰再由其输送至斗式提升机，斗式提升机负责把干灰输送到储灰仓内。本工程设储灰仓1座，采用钢结构型式，直径为6m，有效容积为为200m3。可满足锅炉在BMCR工况下燃用校核煤种96小时的排灰量。灰库下设一个排灰口，干灰经粉尘加湿器调湿后直接由自卸汽车外运至综合利用用户。.2除渣系统方案锅炉底渣经排渣闸口排出，直接进入炉底的2条链式输渣机。在链式输渣机中，热渣与冷却水充分混合，达到冷渣效果。上述两条输渣机把冷却后的渣输送至锅炉房外的灰渣分配输送机中，再由灰渣分配机把湿渣合理的分配到储渣场内，渣则由装载设备装汽车外运至综合利用用户。渣冷却水采125、用锅炉排污坑内回收水（泵送）或水工循环水。渣进入储渣场后，析出的污水经排污沟排至污水池，污水池内沉淀下来的灰渣由渣水提升泵打回到输渣机中。储渣场容量为400m3可满足锅炉在BMCR工况下燃用校核煤种96小时的排渣量。.3 空压机站本工程全厂配二台5m3空压机及后处理装置二套，为全厂提供各专业仪用和其它用气点提供气源。空压机站配一台电动单梁起重机，供空压机检修起吊用。空压站布置在炉后与烟囱之间。6.12 消防贯彻“预防为主，防消结合”的方针，按照我国现行的建筑设计防火规范、火力发电厂与变电所设计防火规范、火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定等进行设计。厂区内设低压消防给水系统和自动喷水消防126、给水系统，消防给水系统由消防水池、消防水泵、消防管网、室内外消火栓和消防水炮组成，保护厂内建（构）筑物。主厂房及燃料库周围消防管网为环网，秸秆仓库采用自动消防炮智能型主动喷水灭火系统,并对厂区内所有需要配置灭火器的场所配置灭火器材。第7章 环境保护7.1 电厂概况本期工程为新建工程，拟选两个厂址均位于安庆市宿松县境内，拟选两个厂址，厂址一位于xx乡xxxx处，厂址二位于xx二分厂，两个厂址均紧靠宿复公路，交通便利。本期工程将建设烧秸杆的1130t/h高温高压联合炉排秸秆锅炉，配130MW纯凝式发电机组。7.2厂址区域环境质量现状 环境空气质量现状资料暂缺，待补 水环境质量现状资料暂缺，待补7.127、3 本期工程污染物排放及环境影响分析 拟执行的环境保护标准环境空气质量标准GB3095-2012二级地表水环境质量标准（GB3838-2019）III类工业企业设计卫生标准（GBZ1-2010）二级声环境质量标准(GB3096-2008）三类；大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）二级工业炉窑大气污染物排放标准(GB9078-1996)二级锅炉大气污染物排放标准(GB13271-2014)二类区时段工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）III类污水综合排放标准（GB8978-1996）一级 以上xx河秸秆发电厂本期工程设计拟执行的环保标准，最终执行标准以当地环保部128、门的批复为准。 大气污染物排放及环境影响分析xx河秸秆发电厂本期工程燃用生物质燃料棉花秸秆和油菜秸秆。由于这些生物质成份中所含灰份及硫份都很低，与传统的燃煤电厂相比，二氧化硫和烟尘的排放量和排放浓度都很低。该燃料含硫量分别为Sar=0.11%（Sar=0.16%），灰份分别为Aar=3.03%（Aar=3.93%）。本期工程烟气在旋风除尘净化系统之后，采用布袋除尘器除尘，控制烟尘的排放，除尘效率为99.8%；由于燃料所含硫份很低，SO2的排放浓度能满足火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003第3时段标准的要求，暂不考虑建设脱硫装置；由于燃料含氮量Nar=0.68%（Nar=0.46%）129、，相对较低，同时由于锅炉运行时炉内温度比较低，燃烧产生的NOx的排放浓度及排放量也相对较低，能够满足标准要求；经除尘的锅炉烟气通过1座100m高的烟囱排放。注：括号内数字为燃烧油菜秸秆时的相关数据。表7.3-1 xx河秸秆发电厂大气污染物排放表项 目单 位本期工程棉花秸秆油菜秸秆机组容量MW130烟囱高度m100除尘器型式布袋除尘器除尘效率%99.899.8烟尘实际排放量kg/h0.82301.0682烟尘年排放量t/a4.52655.8751烟尘实际排放浓度mg/m368烟尘允许排放浓度mg/m3200200SO2实际排放量kg/h38.566958.0694SO2年排放量t/a212.11130、80319.3817SO2实际排放浓度mg/m3301446SO2允许排放浓度mg/m3800800NOx实际排放量kg/h55.614256.4777NOx年排放量t/a305.8781310.6274NOx实际排放浓度mg/m3450450NOx允许排放浓度mg/m3450450由表7.3-1可见：本期工程SO2、烟尘、NOx的排放浓度均能满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）第3时段的要求。按年运行小时数5500h计，本期工程投产后SO2排放量分别为212.1180t/a和319.3817t/a、烟尘排放量分别为4.5265t/a和5.8751t/a。根据火电厂大气污染131、物排放标准GB13223-2013的要求，本工程装设烟气连续监测装置。烟气连续监测装置可以自动监测大气污染物排放情况，为环境管理提供监测数据，发现问题及时解决。由于本工程采用棉花、油菜秸秆等生物质燃料，所含灰份及硫份都很低，并在一级旋风除尘后再采用高效布袋除尘器除尘，综合除尘效率为99.9，预计本期工程投产后，大气污染物排放浓度均能满足火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003第3时段标准的要求，大气污染物排放量也很少，因此对环境空气质量的影响较小，有利于宿松县的可持续发展。 废水治理与水环境影响分析 废水治理电厂厂区废水主要包括：化学酸碱废水、生活污水、循环水排污水等。本期工程将按照“132、清污分流”、“一水多用”、“用污排清”的原则对各类废水按质分类进行处理，经各处理系统处理后的废水重复利用，最大限度的提高水的重复利用率，多余部分外排。化学车间反渗透的浓水及其它排水建有废水收集池，经混合处理达到国家污水排放标准后再行排入下水道。生活污水通过一体化生活污水处理设施处理后，达到污水排放综合排放标准后用于厂区绿化，多余部分外排。为增加水的重复利用率，本期工程将冷却塔排污水回收利用，作为场地冲洗水和绿化用水，多余部分外排。 水环境影响分析本工程锅炉排出的灰渣可直接用作农家肥，深受农民欢迎，因此，本工程没有一般燃煤火电厂外排量最大的冲灰水，仅有少量化学反渗透浓水及其它排水经混合处理达标后133、外排，生活污水经二级生化处理达标后用于厂区绿化，多余部分外排，对水环境影响较小。 噪声防治及环境影响分析本期工程将从以下几个方面控制噪声污染：从治理噪声源入手，选用符合噪声限值要求的低噪音设备，并在一些必要的设备上加装消音、隔音装置；在设备管道设计中，采取防振、防冲击措施以减轻振动噪声，并考虑改善前提输送流场状况，以减小空气动力噪声；在厂房建筑设计中，尽量使主要工作和休息场所远离强声源并设置必要的值班室，对工作人员进行噪声防护隔离；在厂区总平面布置中，统筹规划、合理布局，注重防噪声间距；在厂区、厂前区及厂界围墙内外广泛设置绿化带，进一步降低电厂噪声对周围环境的影响。采取以上治理措施后，电厂噪声134、至厂界处可基本满足工业企业厂界噪声标准的要求，对电厂周围的声学环境影响不大。7.3.5 灰渣治理及综合利用.1 灰渣治理本期工程年排灰、渣量见表7.3-2。表7.3-2 本期工程年排灰、渣量燃 料每小时灰渣量 （t/h）年排灰渣量 (t/a)灰量渣量灰渣量灰量渣量灰渣量棉花秸秆0.410.410.82225522554510油菜秸秆0.540.541.08297029705940 注：年利用小时数为5500h。本期工程采用灰渣分除方式。除灰系统采用埋刮板输送机输送干灰至储灰仓，经加水调湿后的灰用汽车外运至综合利用用户；除渣系统采用链式输送机输送湿渣至储渣场，用汽车外运至综合利用用户。.2 灰渣135、综合利用由于本期工程为生物发电工程，燃料燃烧后所产生的底灰、炭灰含有丰富的钾、镁、磷和钙等营养元素，是一种优质有机肥料，灰渣可全部作为肥料用于当地农业生产，既节约了农民在化肥购买上的消费，减轻农民负担，也实现灰渣的综合利用。由于灰渣综合利用条件不受制约，故本期工程不设灰渣场。7.4 绿化及水土保持厂区绿化在防止污染，保护和改善环境方面，有着特殊的作用。它具有较好的调湿、吸灰、吸尘、改善小气候、净化空气、减弱噪声等功能。本期为新建工程，做好绿化工作，对改变厂区面貌，美化环境，创造良好的工作环境有着重要作用。本工程厂区绿化将统一规划，采取因地制宜，突出重点的原则，充分利用边角地、路边等地见缝插针进136、行绿化，做到黄土不见天，四季常青三季花，为职工创造一个良好的工作环境，减少扬尘对周围环境的污染。本期工程的建设将破坏厂区部分场地的自然地貌和植被，厂区建设中将设置必要的挡土墙以及相应的绿化措施；另外施工开挖土及部分建筑的拆除物的堆放亦会引发一定水土流失，设计中将充分考虑厂区的土石方平衡以及采取将开挖土方全部运至临时堆土场就地临时挡护等措施。7.5 环境监测与管理根据电力部颁发的火电行业环境监测管理规定：火电厂环境监测是工业污染源监督管理的重要组成部分，是国家和行业了解并掌握排污状况和排污趋势的手段。监测数据是执行环境保护法规、标准，进行环境管理和污染防治的依据。xx河发电厂本期工程投产后，其环137、境保护工作将纳入全厂环境管理系统，设环保专职管理人员1人，下设环境监测站，配备必要的监测人员和监测设备。电厂领导应作为环保第一责任者，贯彻执行国家、省、市、地区的环保法规和政策，并有专人负责分管环保工作。制定电厂环保目标责任制，建立一套相应的环保管理规章制度，如电厂环境管理办法、电厂污染物排放管理办法、环保管理人员工作职责，以及相应的奖惩制度，定期检查、考核，使电厂环保管理走向规范化、制度化。本期工程设环境监测站面积100m2（与劳动安全监测站合并考虑），设在厂生产综合办公楼内，可以满足火电行业环境监测管理规定的要求。环境监测站设站长1人，监测人员2人，人员以分析化学、热能动力和环境工程等专业138、为主的技术人员。 7.6 当地环保部门的意见和要求7.7结论及建议 结论本工程符合资源综合利用电厂（机组）认定管理办法中的认定条件；根据当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录（2000年修订），本项目符合国家的产业政策，属于国家鼓励发展的产业。本项目建设对于推进可再生能源利用和发展，减少煤炭等石化类不可再生资源的消耗，改变传统“用煤发电”这一能源转换形式，改善宿松地区电力紧缺现状，实施循环经济，具有重要意义。本秸秆电厂投产后，所用燃料含硫量低，在采取布袋除尘器高效除尘、废水及噪声等各项污染物治理措施后，各项排放指标均能满足有关的环保要求，使烟气污染物排放量较同类电厂大大降低，对环境空气质量139、的影响较小，有利于安庆市和宿松县的可持续发展。本期工程不设灰渣场，灰渣作为草木灰肥料全部无偿返还给农民，增加了农民的收入，具有一定的环境效益和经济效益。因此，从环保角度分析，本期工程的建设是可行的。 建议 建议向地方环保主管部门申请污染物总量控制指标，据此确定下阶段工程设计应采用的环保治理措施。建议严格按环保有关审批程序办理，委托有资质的单位进行本工程的环境影响评价工作。第8章 劳动安全与工业卫生根据中华人民共和国劳动法、中华人民共和国职业病防治法、电力行业生产性建设工程项目劳动安全和工业卫生实行三同时的规定和工业企业设计卫生标准等国家和行业有关规定的要求，保护劳动者在生产中的安全和健康，本工140、程设计中充分考虑了各项劳动安全和职业卫生设施，分别在有关专业中实施。8.1 劳动安全 遵循的现行相关规程、规范和标准(1) 中华人民共和国劳动法(1994年7月5日)(2) 中华人民共和国安全生产法(2002年11月1日施行)(3) 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053）(4) 火力发电厂设计技术规程（DL5000）(5) 电力工业部文件电综1998 126 号“关于颁发电力行业劳动环境监测监督管理规定的通知”(6) 防止电力生产重大事故二十五项重点要求（国家电力公司2000.9.28）(7) 建筑设计防火规范（GB50016-2014）(8) 建筑灭火器配置设计规范（GB501141、40-2005）(10) 火灾自动报警系统设计规范（GB50116-2013）(12) 水喷雾灭火系统设计规范（GB50219-2014）(13) 电气设备安全设计导则(GB/T 25295-2010)(14) 火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定（DLGJ24-1991）(15) 发电厂废水治理设计规范（DL/T5046-2018）(16) 蒸汽锅炉安全技术监察规程(17) 建筑物防雷设计规范（GB50057-2010）(18) 固定式钢直梯安全技术条件（GB4053.1-93）(19) 固定式钢斜梯安全技术条件（GB4053.2-93）(20) 安全标志（GB2894-94）(21)142、 安全色（GB289394）(22) 工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）(23) 工作场所有害因素职业接触限值（GBZ2-2002）(24) 安全预评价导则（国家安全生产监督管理局文2003年5月21日发布）(25) 关于进一步加强建设项目（工程）安全预评价管理工作的通知（国家安全生产监督管理局文件安监管办字200139号）(26) 建设项目工程劳动安全卫生预评价管理办法（原劳动部令 1998年第10号） 本工程在生产、运行过程中产生或存在的劳动安全危害因素生物发电工程属工艺技术先进精良、自动化程度高、技术密集、设备装置仪表多、布置集中紧凑的先进发电机组。主要生产工艺系统有锅炉、汽轮机143、发电机及变配电、燃料输送、除灰渣、给水、循环水、化学水处理等系统。本工程的设备设施众多，其中特种设备有锅炉、压力容器、起重机、电梯、铲车、电动葫芦等，生产过程中使用了高温高压蒸汽推动、高速旋转与移动的机械，还有大量机械设备、各种电器等设施。因此在生产过程中存在的主要危险因素有：火灾、爆炸、电气伤害、机械伤害、高处坠落、物体打击及车辆伤害等；存在的主要有害因素有：高温、毒物、粉尘、噪声以及腐蚀等。本工程所使用的主要原、辅材料有棉花秸秆、氢气、硫酸、氢氧化钠等，它们大多是易燃、易爆、有毒或腐蚀性强的物质，物料在使用、贮存、运输过程中一旦发生意外泄漏或事故性溢出，极易导致火灾、爆炸、中毒、腐蚀事故144、的发生和造成粉尘的毒害。 本工程拟采取的劳动安全防护措施 防火防爆根据现行的有关规定对厂内各建(构)筑物的进行防火分区、防火隔断、防火间距、安全疏散和消防通道设计，确保各建(构)筑物之间的安全距离。电厂内建、构筑物均为一、二级耐火等级。对于各类压力容器和电气设备等有爆炸危险设备的工艺及相应的土建设计，均根据现行的有关规定，按不同类型的爆炸源和危险因素采取相应的防爆保护措施。电厂所有压力容器高压锅炉设备等，均设有安全阀，以防超压爆炸，锅炉设备按安全监测规程要求设置安全门，主蒸汽管道设安全监测点。对危险品、易燃易爆品均要限量贮存于专用仓库。 防电伤照明具有正常照明、交流事故照明、直流事故照明三个分145、开的供明网络。事故照明按不同区域分别采用直流和应急灯，室外照明有防雨措施，室内外照明器的安装位置便于维修。为防止静电危害，保证人身及设备安全，电力设备均宜采用接地或接零防护措施。 防机械伤害及防跌落由于有大量的大型高速转动机械，须防止机械伤害。所有机械设备的联轴器、液力耦合器部分及其它转动部分均设有防护罩或护栅。在有检修起吊设施的地方，留有足够的检修场地和安全起吊距离，设置围栏及标志，防止发生起重伤害。各车间地面平整，起吊孔均设盖板及栏杆，以防失足跌落造成损伤。所有暗井均加盖，所有平台均加围栏或护沿。根据设计规程等设置栏杆和护板等。考虑楼梯等的防滑措施。防尘防毒及防化学伤害本工程运行过程中的粉146、尘主要是燃料在运输和卸载、解包过程中产生的。燃料运输栈桥、储存棚均为全密封结构，以防粉尘外泄。在锅炉料斗等处设除尘器。贮存、输送腐蚀性介质的容器、管道均采用防腐蚀材料。沟道地面采用防腐涂料或花岗岩制作，施工时要求保持墙面光滑、平整，不使有毒气体聚集；对地下直埋管道采用防腐漆或用环氧煤沥青、玻璃布等材料进行防腐处理。 防噪声和防振动对本工程的主辅机的噪声控制，一方面在设备订货时向制造厂家提出噪声控制要求，另一方面设计拟采用消音及隔音措施，以满足噪声标准。 防暑降温热力设备和管道隔热措施按火力发电厂热力设备和管道保温油漆技术规定进行保温层敷隔热材料，隔热层外温度不超过50。主厂房、辅助建筑值班室及147、办公室等均考虑采用集中蒸汽采暖系统。 安全标志和安全标识的设置按照国家标准的规定对生产设备、设施、管道、阀门等涂色。在高毒物品作业场所，设置红色警示线。在一般有毒物品作业场所，设置黄色警示线。在易发生危险危害的场所设置相应的安全标志。在可能造成跌落伤害的检查井、平台护栏门等处，设置“当心跌落”警告标识。8.2 工业卫生 本工程拟采取的职业病危害防护措施 厂址条件与总体布局本工程厂址在宿松县内，厂址区内无尚未探明的重要矿产资源和保护文物，附近也无机场及重要的通讯设施和军事设施。本工程燃料储存采用全封闭结构，且与厂内办公区以及周围村庄有足够宽度的卫生防护距离后，对厂区建筑污染影响较小。将生产控制过148、程中涉及多种职业病危害因素的系统布置在主厂房的边缘，以便通风换气，减少毒物浓度。本工程生产区、厂前区和辅助设施分开设置，相互之间影响较小。采暖、通风设施齐全，采光、照明情况良好，建筑物结构设计考虑了防尘、防震等措施。 防尘本工程运行过程中的粉尘主要是燃料在运输和卸载、解包过程中产生的。燃料运输栈桥、储存棚均为全密封结构，以防粉尘外泄。在锅炉料斗等处设除尘器。合理安排工人的作业时间，尽可能减少工人的接尘时间；为巡检工人配备效果良好的防尘口罩，减少粉尘的实际接触量。 防毒贮存、输送腐蚀性介质的容器、管道均采用防腐蚀材料。 防暑对高温的设备及管道均进行保温或加隔热套，保证其外表温度小于50，以减少热149、辐射，防止接触烫伤。在夏季高温季节对高温作业工人配备隔热服、隔热面罩等个人防护用品。 防寒本工程对生产建筑、辅助及附属生产建筑考虑设计集中采暖。寒冷季节为室外作业工人配备防寒服（手套、鞋）等个人防护用品。 防潮厂内比较阴暗潮湿的地方，为改善工人的劳动条件，设置自然进风轴流机械排风等通风系统，通风换气次数按每小时15次计算。 防噪声与振动设备订货时要求厂家制造的主机设备和辅机设备噪声值不超过标准允许值，并在一些必要的设备上加装消音、隔音装置。汽轮机、发电机外加罩壳，内衬吸声材料；送风机、空压机的入口设有消音器；各种高噪声设备均做减振处理，露天高噪声设备设计隔声罩及采用隔声包扎等措施；控制室采用双150、层窗，并选用吸声性能好的墙面材料。设备基础在设计上采用减振与隔振相结合综合治理，为减少基础的振动，设备基础与厂房基础采取一定措施，起到隔振效果。佩戴个体防护用品如耳塞或耳罩以减少噪声危害。 设置卫生警示标识及应急救援体系本工程建成后对可能产生严重职业病危害的作业岗位，在其醒目位置设置警示标识；配备齐全的急性职业中毒救援设施如急救药物、急救器材等，定期对应急救援队伍进行职业卫生知识及应急救援知识的培训和演练。8.3 综合评价本工程在设计中对防火防爆、防尘防毒、防电伤、防机械伤害、防暑、防寒、防潮、防噪声、防振动等各方面均按各项规程、规范、标准等采取了相应的措施，为电厂安全生产、减少事故发生以及维151、护职工健康创造了较好的条件。电厂投产运行后应严格执行运行、检修、操作规程，本工程将在劳动安全及职业卫生方面达到良好的效果。第9章 节约和合理利用能源9.1 节省投资 本期工程采用烧秸秆锅炉，燃料成分含硫量低，无需建设脱硫设施，节省投资。 经与锅炉厂家咨询，本工程选用的秸秆锅炉可以取消启动锅炉； 经与锅炉厂家咨询，本工程选用的秸秆锅炉可以取消燃油泵房；低加疏水泵采用一台，节省投资。主蒸汽管道采用国内生产12Cr1MOV,高压给水管道采用国内生产的20G,节省投资。9.2 节水措施蒸汽管道的疏放水、高低压加热器的疏放水、除氧器溢放水回收至凝汽器。除用水量小的辅机设备的轴承冷却采用工业水外，其它用水152、量大的设备如凝汽器、冷油器、空冷器采用循环冷却水且回收循环利用。辅机冷却工业水由水工专业回收后循环利用。发电机采用空冷形式，节约用水9.3 节能措施凝结水系统，采用中压一级泵的方案，取消凝结水升压泵。简化了系统，降低了运行费用。9.3.2 对汽机等设备的疏水排汽，尽量采用扩容后回收其热量。9.3.3选用性能良好的保温材料并严格按要求施工，以减少热量损失，同时改善运行环境。9.3.4本工程燃烧秸秆，属于可再利用能源，没有煤炭消耗，是节能型、环保型、效益型电厂。9.4 节油措施本期投资建设的锅炉采用烧秸秆锅炉，在冷态启动时可以不用点火油助燃。9.5 环保措施 燃烧含硫低的秸秆，且采用除尘效率高的布153、袋除尘器，减少污染。 锅炉安全阀排汽加装消音器，减少噪音。 送风机入口设置消音器，降低噪音。第10章 劳动组织及定员10.1 劳动组织及管理火力发电厂劳动定员标准（试行）-1998年4月版仅规定了50MW机组容量以上的燃煤、燃油、燃气火力发电厂的定员标准，对25MW燃用生物质能发电厂未有规定。本工程只能参照此标准进行测算，待初步设计阶段与锅炉岛的供应商详细探讨锅炉岛生产、维护的定员标准后再确定本工程最终的定员。电厂不配备大、小修人员。大、小修采用外委或招标外包办法，同有关检修公司签订合同。电厂维修人员主要负责设备缺陷的消除。经测算，本工程生产人员为64人，管理人员10人，党群人员4人。详见表1154、0-1。10.2 电厂人员配置表10-1 本工程各类人员配备表序号项 目人员配备备 注一生产人员50（一）机组运行211机、炉、电152循环水系统23除灰、除尘24化学2（1）化学运行1（2）化验1（二）机组维护101热机42电气33热控3（三）燃料系统151运行（含装卸料）102检修23燃料管理3（四）其它41仓库22车辆2二管理人员10三党群工作人员4合 计64注：不再包括子弟学校、医院、招待所、商店等社会性服务人员。第11章 项目实施条件和轮廓进度11.1 工程项目实施的条件11.1.1 施工占地参照电力工业部电电规1997274号“关于印发火力发电厂施工组织大纲设计规定（试行）的通知”155、控制指标，根据本工程的实际，施工用地拟采用以下面积指标。施工用地面积表序号项目单位数量一施工生产区用地面积hm24二施工生活区用地面积hm2211.1.2施工区的规划布置11.1.2.1施工生产区布置在主厂房扩建端占地4公顷。分别布置有行政办公区域、建筑施工用地（中小型构件预制场、钢筋加工、木作系统、砼搅拌系统）、修配加工区域、安装施工用地（汽机组合场、锅炉组合场、大五金加工）、设备材料仓库及设备堆场等。11.1.22 施工生活区施工生活区2公顷。11.1.2.3施工总平面布置原则（1）施工总平面布置要根据厂区总平面布置、火电工程施工要求、工程量、厂区交通、地质条件等因素加以综合考虑。（2）施156、工场地的布置按布局合理紧凑、节约用地、便于施工的原则，并满足施工生产要求和有利于管理的需要来进行。（3）合理组织交通运输，保证各个施工阶段都交通方便、运输通畅，尽量避免二次搬运和反向运输。（4）按施工流程划分施工区域，从整体考虑，保证各专业和各工种之间互不干扰、便于管理。11.2 地方施工条件：宿松是我省农业大县。调查结果显示县及周边地区地方建材相当丰富，大宗建厂材料的供应、加工配制均能满足本工程建设的需要。11.3主要大型机具配备1.H3/36B295t.m建筑搭吊 一台2.BTQ2000/100t塔吊 一台3. CC1000履带吊一台4. KH180-3/50t履带吊二台5. 汽车吊50吨157、25吨、16吨、10吨 各一台6. 低架平板25吨一台7. 汽车平板40吨、25吨 各一台8 龙门吊10t/20 二台9. 汽机房行车30吨 二台10砼搅拌站HZS25C 二座11. 砼泵车二台12. 砼罐车二台13. 砼搅拌机1m3 二台14. 砂浆搅拌机0.4m3 二台15. 挖掘机1 m3 四台16. TY220推土机 二台11.4主要施工方案11.4.1 建筑部分 11.4.1.1 主厂房土建施工 主厂房基础工程采用机械大开挖，排水采用明沟排水方案。 在汽机房A排布置一台建筑塔吊H3/36B，用于主厂房的垂直运输及建筑构件的安装。11.4.1.2 烟囱 基础土方采用机械大开挖，自卸汽158、车运土。排水采用明沟排水方案。施工工艺采用天井架、液压、筒身砼内衬耐酸材料一起单滑施工，垂直运输采用集中控制吊笼、激光找正、上、下联络采用对讲机。11.4.1.3冷却塔基坑开挖土方采用机械大开挖方式，由反铲挖掘机挖土，自卸汽车运土，筒身采用钢模翻板泵送砼现浇施工方案，人字柱现浇（或预制）、淋水装置的梁、柱、配水槽采用预制方案11.4.2 安装部分11.4.2.1 汽机施工安装汽轮发电机安装的主要部分是发电机定子的吊装。发电机定子单件安装重约42T，安装前定子由大型平板车运至现场、拖拉（滚移）至安装位置，安装时可用汽机房50/10吨行车和CC1000履带吊抬吊就位。发电机转子安装重量16.3吨，159、安装采用滚动摩擦式专用工具穿转子。11.4.2.2 锅炉锅炉以组合吊装为主，应尽量扩大地面组合率以减少高空作业，组合件宜控制在40吨以内，锅炉以BTQ2000/100t塔吊为主吊机械，并在组合场设有龙门吊，能满足锅炉安装的需要。11.4.2.3 汽包汽包净重约20吨，长.米，汽包用100吨平板车运至安装现场，拖运至安装位置采用BTQ2000/100t塔吊进行吊装，待炉顶板梁安装完毕后，将汽包水平吊装就位、找正就位。11.5 力能供应11.5.1 施工用电施工变压器装设容量定为1000千伏安。11.5.2 施工用水施工用水80t/h。11.5.3 施工用气氧气、乙炔、氩气采用瓶装分散供气方式，压160、缩空气由施工单位自带空气压缩机分散供应，其他各种施工用气均可从安庆化工厂各制气站采用瓶装供气方式满足施工需要。11.5.4 施工通讯电厂建设期间的对外施工通讯中继线8对。11.6交通运输条件及大件设备的运输11.6.1交通运输条件宿松水陆交通便捷。沪蓉高速、105国道穿境而过，到武汉、南昌、合肥均不足2小时车程，合九铁路途径宿松，可直达广州、深圳、福州等地。长江过境流程63公里，建有深水码头3座。宿松地处长江与大京九两大经济带交汇区，为武汉、南昌、合肥三大城市构成的金三角中心地带，有着广阔的市场空间。 本工程拟选两厂址均在安庆市宿松县，厂址一位于xx乡xx处，厂址二位于xx二分厂，两个厂址均紧161、靠宿复公路，交通便利。11.6.2大件设备的运输xx河秸秆发电厂工程本期安装130MW机组，参考国内同类机组设备，各设备的运输重量及尺寸均未超过铁路运输界限，所以本工程的大件设备的运输相对简单。根据我国同类机组设备制造厂家到xx河秸秆发电厂工程的厂址交通现状及同类工程建设的经验，本工程大件运输采用铁路+公路联合运输方案。即各设备制造厂生产的设备，均可通过铁路火车运输至合九线上的宿松站卸车转装平板车电运至热电厂。11.7 工程项目实施轮廓进度11.7.1电厂建设规模 xx河秸秆发电厂工程本期安装130MW纯凝机组1130t/h秸秆锅炉。11.7.2 施工综合轮廓进度根据工作进展，本工程计划200162、7年初开工，2008年初机组投产。参照电力工程项目建设工期定额施工工期指标，拟定本期工程的总体轮廓进度如下表：1）设计及前期工作：可行性研究报告编制 1 个月可行性研究报告审查、评估 1 个月主机设备的招标、定标 1.5 个月初步设计文件的编制 2 个月初步设计审批 1 个月施工图设计 3 个月2）现场准备及施工现场施工准备 2.5 个月主厂房开工可浇筑垫层砼 1 个月主厂房浇筑垫层安装开始 6 个月安装开始水压试验 3 个月水压试验点火吹管 2 个月点火吹管一号机组投产 1 个月主厂房开工机组投产 13 个月第12章 投资估算及经济效益分析12.1 概述本工程投资估算及经济效益分析根据130163、MW抽凝机组配1130t/h引进秸秆锅炉进行投入产出分析。12.2 投资估算编制原则及依据.1电力工业基本建设预算管理制度及规定（2002年版），技基础2001 26号关于印发热电联产项目可行性研究技术规定的通知.2工程量：根据方案设计图纸、设备、材料清册计算工程量。.3定额：(1)电力建设工程概算定额建筑工程（2001年修订本）。(2)电力建设工程概算定额热力设备工程（2001年修订本）。(3)电力建设工程概算定额电气设备工程（2001年修订本）。(4)电力建设工程预算定额（第一册第六册）（2001年修订本）。.4设备、材料价格、材机调整及人工费取定(1)设备费：主设备：锅炉单台4000万元164、，汽轮发电机组每套1400万元； (2)设备运杂费：主机运杂费按设备原价的0.7%、其他设备按原价的5.06%计列。(3)安装工程：安装工程装置性材料执行华东电网（2004）184号关于印发华东地区2003年度电力建设装置性材料综合价格和预算价格调整系数的通知和定额材机调整执行皖电定2005004号文关于发布安徽地区发电、送变电工程定额材料与机械费调整系数的通知对定额的材料、机械费予以调整,列入表一，只计取税金。(4)建筑工程：建筑工程根据电定造（2002）27号文关于印发发送变电工程定额材料与机械费调整办法的通知”的文件精神和华东电网建200316号文关于发布华东片火电、送变电工程定额材料与165、机械费调整办法的通知对定额的材料、机械费予以调整,并根据安徽省安庆市建设工程造价管理站颁布的的地方材料预算价格市场价格信息（2005年12月）计算主要建筑材料价差及其他材料价差，列入表一，只计取税金。(10)人工费定额综合工日单价建筑工程为19.50元/工日，安装工程为21.00元/工日。人工费工资调整执行中电联技经（2002）74号文关于调整电力工程建设火电、送变电工程定额人工工日单价的通知，建筑工程每工日增加3元，安装工程每工日增加4元，调增部分按价差处理，列入表一，只计取税金。人工费工资性津贴补差部分执行安徽省电力局文件皖电基（1995）1184号文关于调整电力工程工资性津贴的通知，按0166、.97元/工日进行计算，计入基本直接费，只计取税金。几点说明（1）本工程可行性研究投资估算静态编制年水平为20xx年。（2）本工程暂不考虑工程保险费。可行性研究投资估算 发电工程静态投资：25336万元秸杆收购点投资：800万元工程静态投资：26136万元建设期贷款利息：680万元工程动态投资：26816万元铺底生产流动资金：120万元工程项目计划总投资：26936万元12.3 经济效益分析经济效益分析依据：本工程项目经济效益分析计算根据原国家计委、建设部 1993 年颁发的建设项目经济评价方法与参数和电力工业部电力规划设计总院1994年颁发的电力建设项目经济评价方法实施细则及文件汇编(一)、167、(二)，并采用中国电力工程顾问有限公司主编的电力工业经济评价软件进行计算 几点说明本项目一期工程项目注册资本金占工程动态投资的20%，其余部分为国内银行贷款，贷款利率为6.39%（名义利率），按季度结算，总工期共计13个月，项目生产经营期按20年计算。 主要基本数据年利用小时数： 5500 小时发电年均标煤（秸杆按热值折算）耗： 0.415 kg/KWh发电厂用电率： 15%标煤价(含运费、含税、秸杆按热值折算)： 490元/t（秸秆价：258元/t）综合水费： 0.1元/MWh综合材料费： 10元/MWh工资： 30000元/人年大修理提存： 2.5福利费及统筹系数： 60%全厂人员： 64168、人电力增值税率： 17%城乡建设税率： 7%教育附加税： 3%所得税率： 33%盈余公积： 按可供分配利润的15%计算财务盈利能力分析：分别在年发电5500小时、秸秆价258元/t和年发电5000小时、秸秆价239元/t的情况下计算电价，详见财务评价指标一览表。12.4 敏感性分析：本工程对总投资、煤价（秸杆已按热值折算）、电价、电量的单因素变化进行分析，详见敏感性分析汇总表。经对一些重要的因素作敏感性分析，虽然各因素作一定幅度的变化，但内部收益率均经对一些重要的因素作敏感性分析，虽然各因素作一定幅度的变化，但内部收益率均比较理想，说明该项目有较强的抗风险能力。12.5 综合评价分析通过上述分169、析，本工程符合国家有关产业政策，其经济效益指标与同类型工程相比，比较理想，并具有较强的盈利能力，有利于银行考虑贷款。在年利用小时数5500小时，上网电价为604.92元/MWh（含税），比较理想。因此该项目投产后，将具有较好的赢利能力。从敏感性分析来看，本项目也具有相当强的抗风险能力，故该工程项目在经济上是可行的。12.6 附表 总估算表 财务评价指标一览表 总估算表 单位金额：万元序号工程和费用名称建筑工程费用设备购置费用安装工程费用其他费用合计各项占总计 %单位投资（元/KW）一主辅生产工程512411063734821924375.957697 (一)热力系统15896284860876170、334.59 3505(二)燃料供应系统9482541312154.80 486(三)除灰系统47567285432.54 257(四)水处理系统3183291007472.95299(五)供水系统49231035211544.55 462(六)电气系统2619961306332813.131331(七)热工控制系统67379014645.78585(八)附属生产工程1705223319317.62 772二与厂址有关的单项工程73687328543.37 342(一)交通运输工程50500.2020(二)灰场、防浪堤、护岸工程等(三)水质净化工程908751810.72 72(四)地基处理(171、五)厂区、施工区土石方工程5125122.02 205(六)厂内外临时工程84271110.44 45三其他5931752890365814.441463(一)其他费用2890289011.41 1156(二)编制年价差5931757683.03 307合计645310724368928902375693.769502四基本预备费158015806.24632发电工程静态投资6453107243689447125336100.00 10134各类费用单位投资(元/kW)2581429014761788101344054各类费用占静态投资比例(%)25.4742.3314.5617.65100.172、00五配套工程（收购站点）800800320工程静态投资2613610454六建设期贷款利息680680272工程动态投资2681610726七铺底生产流动资金12012048项目计划总投资2693610774.1 财务评价指标一览表（1）机组总容量（MW）:30.00 项目计划总投资（万元）26793.21 单位投资（元/KW）:8931.07 流动资金（万元）:354.75不含税电价: 投产期电价（元/MWh）:529.25 达产还贷电价（元/MWh）:529.25 还贷后电价（元/MWh）:529.25含税电价: 投产期电价（元/MWh）:618.26 达产还贷电价（元/MWh）:618173、.26 还贷后电价（元/MWh）:618.26投资利润率（）：4.25 资本金净利润率（）:14.43 投资利税率（）:7.19内部收益率（）8.05 净现值（万元） 1860.95 投资回收期（年） 10.36全部投资内部收益率（） 9.18 净现值（万元） 1662.52 投资回收期（年） 14.31自由资金内部收益率（） 8.00 净现值（万元） 842.10 投资回收期（年） 16.79注资1注：以上财务指标是按年发电5000小时、秸秆到厂价格239元/t测算出来的.2 财务评价指标一览表（2）机组总容量（MW）:30.00 项目计划总投资（万元）26815.79 单位投资（元/KW）174、:8938.6 流动资金（万元）:398.39不含税电价: 投产期电价（元/MWh）:517.80 达产还贷电价（元/MWh）:517.80 还贷后电价（元/MWh）:517.80含税电价: 投产期电价（元/MWh）:604.92 达产还贷电价（元/MWh）:604.92 还贷后电价（元/MWh）:604.92投资利润率（）：4.25 资本金净利润率（）:14.46 投资利税率（）:7.28内部收益率（）8.04 净现值（万元） 1860.54 投资回收期（年） 10.37全部投资内部收益率（） 9.17 净现值（万元） 1658.09 投资回收期（年） 14.31自由资金内部收益率（） 8.175、00 净现值（万元） 845.89 投资回收期（年） 16.79注资1注：以上财务指标是按年发电5500小时、秸秆到厂价格258元/t测算出来的第13章 结论13.1 结论 项目建设的必要性1）改善环境的需要：人类正面临着巨大的能源与环境压力。当今的能源工业主要是矿物燃料工业，包括煤炭、石油和天然气。一方面，矿物能源的应用推动了社会的发展，其资源却在日益耗尽；另一方面，矿物能源的无节制使用，引起了日益严重的环境问题，如导致全球气温变暖、损害臭氧层、破坏生态圈碳平衡、释放有害物质、引起酸雨等自然灾害。我国在新世纪将面临能源与环境问题的严峻挑战，开发和利用拥有巨大资源保障、环境又好的替代能源是事关176、我国国民经济可持续发展、国家安全和社会进步的重大课题。2）新能源开发的需要：生物质是由植物的光合作用固定于地球上的太阳能，每年经光合作用产生的生物质约1700亿吨，其能量约相当于世界主要燃料消耗的10倍，而作为能源的利用量还不到其总量的l。另一方面，由于过度消费化石燃料，过快、过早地消耗了这些有限的资源，释放大量的多余能量和碳素，打破了自然界的能量和碳平衡，更加剧了上述环境和全球气候恶化。通过生物质能转换技术可以高效地利用生物质能源，生产各种清洁燃料，替代煤炭，石油和天然气等燃料，生产电力，从而减少对矿物能源的依赖，保护国家能源资源，减轻能源消费给环境造成的污染。3）增加农民收入的需要：推广生177、物质燃料发电是鼓励农民种粮增加农民收入的一项重要举措。农民把粮棉等主产品出售后，还可把秸秆卖给生物质燃料发电厂，或采伐林间杂木卖给生物质燃料发电厂，增加收入。同时，生物质燃料燃烧后的底灰、炭灰是一种优质有机肥料，含有丰富的钾、镁、磷和钙元素，将底灰、炭灰返还到土地里，又可降低农民施肥成本。4）缓解能源紧张的需要：近几年以来，全国煤炭供应吃紧，价格不断上涨，造成部分小型烧煤电厂限产或亏损，据统计全国有21个省（区、直辖市）由于电厂供应能力问题被迫拉闸限电，鉴于这种状况，亟需开发和利用新的电力能源，以缓解铁路运输压力和不可再生能源煤炭的供应短缺局面。而生物质燃料发电是一种高科技、新型、环保、可再生178、能源方式，是缓解目前能源短缺的重要途径。宿松县有有丰富的秸秆来源，交通十分便利，周边县市也多是农作物产地，在宿松县建设生物质燃料发电厂既可以消耗大量的剩余生物质燃料，又可以增加地方电力，辐射周边县市，实现生物质燃料发电的高效益运营，还可以增加农民的收入，改善农民的生活水平及质量。5）利用清洁能源和可再生资源是我国能源政策的重要方向：中国地域广阔，经济发展很快，电力需求量大，电源结构不尽合理，充分利用生物质燃料发电是利国利民的好项目。生物质燃料发电变废为宝，是一种可再生能源和清洁能源，在中国具有广阔的市场前景。为此，国务院正在加紧制定相关政策，在销售网络、配额、税收等多方面将给予特殊优惠，并要求179、国有电力公司、石油公司等大型企业必须收购再生能源产品。同时，还将为可再生能源设立专项资金，具体方案有望年底出台。为鼓励可再生能源发电，国家还将对企业给予一定的税收优惠，分别实行不同的税率。 建厂条件落实厂址位置交通方便，运输有保障。电厂区域水文气象和地质情况均适合本改造工程。 燃料落实宿松县作为安徽省的农业大县，秸秆资源丰富，目前年可利用棉花秸秆产量达到60万吨，以后还会逐年增加，电厂燃料来源是有保证的。 环保效益好本工程所用燃料含硫量低，同时在采取布袋除尘器高效除尘、废水及噪声等各项污染治理措施后，各项排放指标均能满足有关的环保要求，对环境影响较小，是一项新型的环保项目。 技术方案可行本工程利用秸秆发电，锅炉引进技术。生物质燃料发电在欧洲非常普遍，技术成熟、可靠，具有良好的运行业绩；汽机、化学、水工、电气、热控等专业均为成熟技术方案。13.2 主要指标序号项 目单位数 据备 注1工程静态总投资万元26136单位造价元/kW104542动态总投资万元26816单位造价元/kW107263年发电量GWh1654年利用小时h55005发电标准煤耗kg/kWh0.4156发电厂用电率%157全部投资回收年限年10.378全部投资FIRR%8.049上网电价（含税）元/MWh604.9210上网电价（不含税）元/MWh517.80