1、热电厂建设热泵站回收利用机组汽轮机循环水余热项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月热电厂建设热泵站回收利用机组汽轮机循环水余热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94可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录1 概述11.1 项目概况11.2编制依据11.3 项目必要性11.3.1 国家及地方政策支持2、2长春西南地区城市建设发展的需要3节能减排、降低能耗的需要3环境保护、和谐发展的需要31.4 简要工作过程41.5 主要技术原则41.6热电厂热泵余热利用技术简介4利用压缩式热泵回收乏汽余热技术41.6.2 利用吸收式热泵回收余热技术51.6.3 吸收式热泵62电厂现状92.1汽轮机及辅机92.1.1 汽轮机主要技术规范92.1.2 凝汽器主要技术规范102.1.3 循环水泵主要技术规范102.2热网系统112.2.1 热网加热器主要技术规范112.2.2 热网循环水泵主要技术规范122.2.3 热网疏水泵主要技术规范122.2.4 热网系统实际运行参数122.3电厂水质分析（热网水、循环水）3、132.4 厂址条件142.4.1 厂址概述143 热负荷分析153.1 供热现状153.2 热网现状153.3 供热规划153.4 热负荷163.4.1 建筑热负荷指标164 方案综合比选174.1方案总体描述（见原则性热力系统图）17低温热源提取17高温热源制备17驱动高端热源174.2技术关键174.2.1 热泵出水温度174.2.2 蒸汽驱动源184.2.3 乏汽冷却循环水184.3方案路线184.4 方案对比分析184.4.1 设计参数及影响发电对比194.4.2 主体设施及投资对比204.4.3经济分析对比214.5 推荐方案：293MW热泵机组224.5.1 热泵293MW机组优4、势224.5.2 确定热泵技术参数234.6效益分析254.6.1煤耗分析254.6.2节能效益分析254.6.3经济性分析254.7供热可靠性265 工程设想265.1 厂区总平面布置265.1.1 厂区总平面布置原则265.1.2 电厂坐标系统与高程系统275.1.3 厂区总平面布置275.1.4 交通运输275.1.5 厂区管线综合布置285.1.6 拆迁工程285.2 热泵站内工艺29热水系统29循环水系统29蒸汽及疏水系统295.3 电气部分30电缆通道315.3.2 直击雷过电压保护315.3.3 接地315.4 热工自动化部分31热控设计范围31控制方式和控制水平325.4.3 5、电子设备间325.4.4 控制系统32现场设备335.4.6 电源335.5 热泵站布置335.6 建筑结构部分345.6.1 概述345.6.2 设计基本数据345.6.3 水、土腐蚀性及主要建筑材料345.6.4 主要建、构筑物的结构选型及地基基础35抗震措施365.6.6 抗风措施365.7 采暖通风及空调375.7.1 设计范围375.7.2 设计原始资料375.7.3 采暖热源375.7.4 热泵站采暖通风375.7.5 空气调节385.8 消防、生产、生活给排水386 环境影响分析386.1环境影响分析及防治措施386.1.1 本项目环境影响分析386.1.2 噪声治理386.2 6、环境效益分析397 劳动安全与职业卫生397.1 劳动安全397.1.1 劳动安全危险因素397.1.2 防火40防电伤407.1.4 防机械伤害及防坠落伤害407.1.5 预期效果407.2 职业卫生417.2.1 职业卫生危害因素417.2.2 防噪声及防振动417.2.3 预期效果418 工程项目实施条件及轮廓进度428.1 项目实施的条件428.1.1 施工总平面428.1.2 施工交通428.1.3 大件设备运输428.1.4 施工能源布置438.1.5 大型施工机具配备438.2 建设进度449 主要设备材料清册4510 投资估算及财务评价4910.1 投资估算4910.1.1 工7、程概况4910.1.2 编制原则及依据4910.1.3 投资概算表5110.2 财务评价6110.2.1 编制原则及依据6110.2.3 资金来源及融资方案6110.2.4 主要计算参数取值6110.2.5 盈利能力分析6210.2.6 敏感性分析6310.2.7 财务评价表6311 风险分析7111.1 技术风险分析7111.2 工程风险分析7111.3资金风险分析7111.4政策风险分析7111.5 筹资风险分析7212 结论与建议7212.1 结论7212.2 建议73图纸目录序号图 号图纸名称备 注1D2013A-Z01厂区总平面布置图2D2013A-J01循环水原则性热力系统图3D28、013A-J02全面性热力系统图4D2013A-J03余热利用热平衡图5D2013A-J04热泵站平面布置图6D2013A-D01低压接线系统图一7D2013A-D02低压接线系统图二8D2013A-D03变电站及动力布置示意图9D2013A-K01热工控制系统规划图10D2013A-T01热泵站建筑平面图一11D2013A-T02热泵站建筑平面图二12D2013A-T03热泵站建筑立剖面图1 概述1.1 项目概况xx长春第三热电厂（以下简称xx热），是长春市一座大型热电厂。该热电厂始建于2007年8月，目前共建有2台发电机组，单台装机容量350MW。对长春市西南区、汽车厂进行供热。本项目采用9、基于吸收式热泵的循环水利用供热技术，建设293MW热泵站，回收1、2号机组汽轮机循环水余热，提高xx热供热能力和经济性，静态投资估算12421.01万元，年可创造收益3652万元，可降低标煤耗15.98g/kwh，每年可节约3.99104t标准煤。1.2编制依据本项目方案可研报告的编制依据下列文件和资料开展工作：1) xx热余热利用可行性研究委托。2) 电厂提供的汽轮机热平衡图、热网系统图等资料；3) 火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DL/T 5375-2008）；4) 国家发改委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知（发改能源2004864号）；5) 火力发电厂设计技术规程（DL5010、00-2000）；6) 国务院关于加强节能工作的决定（国发200628号文）；7) 公共建筑节能设计标准 （GB50189-2005）；8) 火力发电厂热工自动化就地设备安装，管路，电缆设计技术规定 （DL/T 5182-2004）；9) 火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006）；10) 混凝土结构设计规范 （GB 50010-2010）；11) 建筑结构荷载规范 （GB50009-2012）；12) 工程结构可靠性设计统一标准 （GB50153-2008）；13) 建筑抗震设计规范 （GB50011-2010）；14) 建筑地基基础设计规范 （GB50007-2011）；111、5) 建筑设计防火规范 （GB50016-2006）；16) 钢结构设计规范（GB50017-2003）；17) 工业建筑防腐蚀设计规范 （GB 50046-2008）；18) 建筑物防雷设计规范（GB50057-94）（2000版）；19) 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程（DL/T5035-2004）；20) 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053-1996）；21) 中华人民共和国节约能源法（2008年4月1日施行）；22) 建设项目环境保护管理条例（国务院令1998第253号）；23) 国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术（国家发改委公告2005第65号）；12、24) 国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知（国务院国发200715号）；25) 中华人民共和国消防法（2009.5）；26) 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-1992）；27) 工业企业厂内运输安全规程（GB4387-1994）；28) 电力行业劳动环境检测监督管理规定（电综1998126号）；29) 工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）；1.3 项目必要性1.3.1 国家及地方政策支持2006年，建设部、财政部关于推进可再生能源在建筑中应用的实施意见中，明确将热泵技术列入重点节能技术领域，鼓励在建筑中应用。在国家节能中长期专项规划中，把建筑物节能和余热余压13、利用作为节能的重点领域和重点工程。规划指出：“十一五”期间，需加快可再生能源在建筑物的利用，并强调“在重点耗能行业推行能量系统优化，即通过系统优化设计、技术改造和改善管理，实现能源系统效率达到同行业最高或接近世界先进水平。国务院文件（国发201219号）“十二五”节能环保产业发展规划指出：“基于吸收式换热的集中供热技术用于凝汽式火力发电厂、热电厂余热利用，循环水余热充分回收，提高热电厂供热能力30%以上，降低热电联产综合供热能耗40%，并可提高既有管网输送能力。研发重点是小型化、大温差吸收式热泵装备。” 可以看出，热泵技术因其具有高效节能环保的特性，已经引起国家和地方政府的高度重视，并出台了一14、系列法律法规和具体政策以促进其发展。1.3.2长春西南地区城市建设发展的需要随着长春市的快速发展，热负荷需求不断增加，特别是西南地区较为紧张，根据热力公司预计330万m2。现xx热供热能力已经接近饱和，急需提高xx热的供热能力。同时，xx热低温循环水的余热达到155MW，约占电厂耗能总量的25%以上，充分利用这部分能量可以有效缓解目前长春市西南区供热紧张的局面，对居民的取暖提供安全保障，还可以满足新规划开发建设的供暖需求，为xx热进一步拓展供热市场的创造有利条件，是企业发展的一个良好机遇。1.3.3节能减排、降低能耗的需要当今全球范围内，能源的供需矛盾日益突出，环境污染已经威胁人类的生存，倡导15、环境、能源、经济的可持续发展成为当代迫在眉睫需要解决的战略问题， 各国都日益重视可再生能源的开发与利用。xx热是一座为当地提供主要电力和供热的电厂，如何节能高效的提供电力和供热，也是电厂需要考虑的问题之一。本项目采用成熟的吸收式热泵节能技术，回收利用电厂循环冷却的低温热能，通过热能转换提供生活区采暖，在不增加发电煤耗，不影响发电量的情况下，增加了电厂的供热能力，实现了节能降耗。1.3.4环境保护、和谐发展的需要20xx年雾霾天气出现的频率高于过去50年中的任意一年，我国面临严重的环境污染问题。而这些污染物的主要来源就是火电、钢铁、石化、水泥、有色、化工等行业。大气污染防治行动计划等文件要求，“16、十二五”期间要针对这些重点行业制定大气污染物特别排放限值。本项目在冬季采暖季节，汽机凝汽器大部分冷却水将不再经过冷却塔进行冷却循环使用，而是经由吸收式热泵吸收转换为城市的采暖供热，从而使污染环境的废热变为造福于民的福利工程，减少一次能源消耗，减少CO2、SO2、粉尘颗粒物（PM2.5）排放。而且，鉴于大部分循环冷却水不再经过冷却塔冷却散热，而采用闭式循环运行，因此原运行系统所产生的蒸发、风吹等水量损失将得以避免。综上所述，本项目已势在必行。1.4 简要工作过程我院受xx热的委托，开展xx热1（2）号机组循环水余热利用工程可研方案对比工作。由于时间非常紧迫，为保证本项工作的顺利开展，我院结合本项17、目实际，组成精干项目组，就xx热提供的数据完成可行性报告，供xx热审查。1.5 主要技术原则1）贯彻可持续发展战略，按照国家关于节能减排的产业政策要求，积极落实xx集团及xx吉林分公司节能工作的战略部署。2）严格执行国家、部委及集团公司有关标准、规范和规程，平面布局安全合理，工艺过程力求技术先进和运行可靠。3）加强资源节约和低温余热综合利用，充分利用低位余热热量，采取切实有效的技术措施，最大限度地提高资源的综合利用率，节能降耗、保护环境。4）充分考虑节能系统的特点，厂房、管网等均本着节约投资、尽可能少影响生产和安全第一的原则确定技术改造路线。5）设备选型先进、经济、安全、可靠，并积极采用新技术18、和新材料，提高资源和能源利用效率，努力推动节能减排技术创新，争创同行业先进的能效水平。1.6热电厂热泵余热利用技术简介汽轮机凝汽器的乏汽原来通过循环水经双曲线冷却塔冷却后排放掉，造成乏汽余热损失，现采用吸收式热泵，而冷却系统循环水由30.5经凝汽器后温度升为38，以38的冷却水作为低温热源，以0.28MPa.A的抽汽作为驱动热源，加热50-60左右的采暖用热网回水，循环冷却水降至30.5后再去凝汽器循环利用，这样可回收循环水余热，提高电厂供热量，即提高了电厂总的热效率。1.6.1利用压缩式热泵回收乏汽余热技术利用压缩式热泵回收乏汽余热主要有两种方式，一种方式是铺设单独的管道，将电厂凝汽余热引至19、用户，在用户热力站等处设置分布式电动压缩式热泵，这种方式能够收到一定的节能效果，但是管道投资巨大，输送泵耗高，因此无法远距离输送，供热半径仅限制在电厂周边3-5公里范围以内；另一种方式是在电厂处集中设置电动压缩式热泵，这种供热形式造成厂用电耗量大，在能源转换效率上显然不是最好的方式。1.6.2 利用吸收式热泵回收余热技术目前，吸收式热泵余热回收技术以其高效节能和具有显著经济效益的特点，尤为引人注目。吸收式热泵常以溴化锂溶液作为工质，对环境没有污染，不破坏大气臭氧层，而且具有高效节能的特点。可以配备溴化锂吸收式热泵，回收利用各种低品位的余热或废热，达到节能、减排、降耗的目的。吸收式热泵以高温热源20、驱动，把低温热源的热量提高到中温，从而提高系统能源的利用效率。图1.6-1为单效溴化锂吸收式热泵的工作原理：热泵由发生器、冷凝器、蒸发器、吸收器、溶液热交换器、节流装置、溶液泵、冷剂泵等组成；为了提高机组的热力系数还设有溶液热交换器；为了使装置能连续工作，使工质在各设备中进行循环，因而还装有屏蔽泵（溶液泵、冷剂泵）以及相应的连接管道、阀门等。图1.6-1 单效溴化锂吸收式制冷机工作原理本项目应用吸收式热泵可系统地解决目前热电联产集中供热系统存在的问题。在吸收式热泵基础上，可系统解决热电厂存在的以下问题：1) 电厂的循环水不再依靠冷却塔降温，而是作为各级热泵的低温热源，原本白白排放掉的循环水余热21、资源可以回收并进入一次网，仅此一项即可以提高热电厂供热能力50%左右，提高综合能源利用效率20%左右； 2) 各级吸收式热泵仍采用电厂原本用于供热的蒸汽热源，这部分蒸汽的热量最终仍然进入到一次网中，而利用凝汽器提供的部分供热，可减少了汽轮机的抽汽量，增加汽轮机的发电能力，提高系统整体能效；3）逐级升温的一次网加热过程避免了大温差传热造成的大量不可逆传热损失；4）用户处二次网运行完全保持现状，使得该技术非常利于大规模的改造项目实施。目前我国吸收式热泵发展较快，如赤峰市富龙电厂、山西大同第一热电厂、阳泉电厂、京能石景山电厂、大同第二发电厂、长春热电二厂等利用吸收式热泵技术的余热利用项目都已投入运行22、。溴化锂溶液为介质的吸收式热泵技术来源于美国，该技术发展较快,在国内如双良节能系统股份有限公司、清华大学能源设计研究所、山东烟台荏原空调设备有限公司等均能生产吸收式热泵，并且在工业领域已经得到应用。在节能减排政策的指引下，致力于工业节能相关产品的开发，以适应多种余（废）气、余（废）热的再利用，推广循环经济，为工业节能、余（废）热的有效利用提供节能、环保的综合解决方案。该技术广泛适用于热电、化肥（合成氨）、炼油、钢铁等行业，我国很多行业已在使用。1.6.3 吸收式热泵吸收式热泵介绍吸收式热泵（即增热型热泵），通常简称AHP(absorption heat pump)，它以蒸汽、废热水为驱动热源，23、把低温热源的热量提高到中、高温，从而提高了能源的品质和利用效率。吸收式热泵原理，以汽轮机抽汽为驱动能源Q1，产生制冷效应，回收循环水余热Q2，加热热网回水。得到的有用热量（热网供热量）为消耗的蒸汽热量与回收的循环水余热量之和Q1+Q2，见图1.6-2。图1.6-2 吸收式热泵热收支图吸收式热泵原理主要介绍溴化锂吸收式热泵的原理及选用原则，并列举其在国内外工业生产、生活中的成功应用，见图1.6-3。图1.6-3 吸收式热泵原理图溴化锂吸收式热泵包括蒸发器、吸收器、冷凝器、发生器、热交换器、屏蔽泵和其他附件等。它以蒸汽为驱动热源，在发生器内释放热量Qg，加热溴化锂稀溶液并产生冷剂蒸汽。冷剂蒸汽进入24、冷凝器，释放冷凝热Qc加热流经冷凝器传热管内的热水，自身冷凝成液体后节流进入蒸发器。冷剂水经冷剂泵喷淋到蒸发器传热管表面，吸收流经传热管内低温热源水的热量Qe，使热源水温度降低后流出机组，冷剂水吸收热量后汽化成冷剂蒸汽，进入吸收器。被发生器浓缩后的溴化锂溶液返回吸收器后喷淋，吸收从蒸发器过来的冷剂蒸汽，并放出吸收热Qa，加热流经吸收器传热管的热水。 热水流经吸收器、冷凝器升温后，输送给热用户。屏蔽泵的做功与以上几种热量相比，基本上可以不用考虑，因此可以列出以下平衡式：吸收式热泵的输出热量为Qa+Qc，则其性能系数COP：由以上两式可知：吸收式热泵的供热量等于从低温余热吸收的热量和驱动热源的补偿25、热量之和，即：供热量始终大于消耗的高品位热源的热量（COP1），故称为增热型热泵。根据不同的工况条件，COP一般在1.601.85左右。由此可见，溴化锂吸收式热泵具有较大的节能优势。吸收式热泵提供的热水温度一般不超过98，热水升温幅度越大，则COP值越小。驱动热源可以是0.20.8MPa的蒸汽，也可以是燃油或燃气。低温余热的温度15即可利用，一般情况下，余热热水的温度越高，热泵能提供的热水温度也越高。蒸汽型吸收式热泵的单机容量最大可达50MW以上，由此可见其应用范围是比较广泛的。吸收式热泵的主要特点溴化锂吸收式热泵是一种以蒸汽、热水、燃油、燃气和各种余热为热源，制热供暖或升温的节电型设备。它具26、有耗电少、噪声低、运行平稳、能量调节范围广、自动化程度高、安装维修操作简便等特点，在利用低势热能与余热方面有显著的节能效果。同时，它还有无环境污染、对大气臭氧层无破坏作用的独特优势。因此，溴化锂吸收式热泵被广泛应用于纺织、化工、医药、冶金、机械制造、石油化工等行业。溴化锂吸收式热泵可分为第一类和第二类两种形式。1、第一类吸收式热泵第一类吸收式热泵的发生器和冷凝器处于高压区，而吸收器和蒸发器处于低压区。在蒸发器中输入低温热源，发生器中输入驱动热源，从吸收器和冷凝器中输出中高温热水。因以增加热量为目的，故而又称增热型吸收式热泵。2、第二类吸收式热泵第二类热泵与第一类热泵相反，发生器和冷凝器处于低压27、区，而吸收器和蒸发器处于高压区。热源介质并联进入发生器和蒸发器。在吸收器中利用溶液的吸收作用，使流经管内的热水升温。单级吸收式热泵能使热水温度提高30左右。若要获得更高的温升，则可采用二级、多级吸收式热泵或吸收压缩式热泵。这种热泵以升温为目的，故而又称热交换器。基于本项目的研究情况，我们着重关注第一类吸收式热泵的主要特点：1、可以利用各种热能，以蒸汽、热水和燃料燃烧产生的烟气为驱动热源；以各种低品位热源，如余热、排热、太阳能、地下热能、大气和河湖水等为低温热源。2、经济性好、能源利用率高，用于采暖供热与传统使用的锅炉相比，显然有热效率高、节能效果好等优点。3、维护管理简便，运转部件少，振动和噪28、声低，结构简单，维修方便。4、有助于能耗的季节平衡，在能耗高的季节，热泵所利用的低品位热能也增多，有助于减少能源的消耗。5、有助于减少二氧化碳的排放，降低温室效应。2电厂现状2.1汽轮机及辅机2.1.1 汽轮机主要技术规范1、2号汽轮机组规范：汽轮机形式亚临界参数、中间再热、单轴、双缸、双排汽、抽汽凝汽式汽轮机末叶片长度1000mm额定功率350MW最大功率382.63MW最大进汽量1165t/h转速3000r/min频率50Hz额定工况参数主蒸汽流量1045.29t/h主蒸汽温度537主蒸汽压力16.670MPa再热蒸汽压力3.216MPa冷凝器压力4.9KPa给水温度272.2机组热耗率729、865.1kJ/kW.h机组汽耗率2.987kg/kW.h机组保证热耗率7865.1kJ/kW.h注：除特殊说明外，压力均为绝对压力。2.1.2 凝汽器主要技术规范1、2机组号凝汽器规范：序号项 目单位数据1型号N-21180-1 型2凝汽器的总有效面积m2211803抽空气区的有效面积m216094循环水流量t/h413005VWO工况循环水温升9.256循环水接管入口/出口外径mm18402.1.3 循环水泵主要技术规范1、2号机组循环水泵规范：序号参数名称单位参数值1型号1600HLBK23I2形式立式不可调斜流泵3转速r/min495/4254汽蚀余量M8.5/6.35最高水温336设30、计流量m/h19440/167047扬程H2O23/17m8轴功率KW1800/11402.2热网系统电厂热网系统主要是由热网加热器、热网循环水泵、热网除氧器、加热器疏水泵、补水泵等设备组成。xx热热网系统主要布置有6台基本热网加热器、8台热网循环水泵等。2.2.1 热网加热器主要技术规范热网加热器主要技术规范：序号项目#1热加#2、3热加#4、5、6热加#1、2高加1编号E11-19E10-30E11-20E11-182有效换热表面积（m2）24002110240016003壳侧设计压力（MPa）0.60.60.61.04壳侧设计温度（）2852852853505管侧设计压力（MPa）2.231、2.02.22.26管侧设计温度（）1601501601607壳侧试验压力（MPa）0.90.90.91.658管侧试验压力（MPa）2.822.822.822.829壳侧工作压力（MPa）0.490.490.490.710管侧工作压力（MPa）2.02.02.02.02.2.2 热网循环水泵主要技术规范序号名称单位参数1型号KDOW300-710(I)T2泵型式卧式双吸离心泵3流量m3/h18304设计压力MPa2.55扬程M1806转速r/min14807功率kW14008密封型式机械密封2.2.3 热网疏水泵主要技术规范序号名称单位参数1型号KDOW100-320（I）2泵型式卧式双吸离32、心泵3流量m3/h3504设计压力MPa1.65扬程M1306转速r/min29507功率kW1852.2.4 热网系统实际运行参数按照2008年长春市政府颁布的长春市城市供热管理办法中规定，xx热供热从10月25日开始至次年4月10日。但由于近年来入冬时气温较低，按照市政府要求实行弹性供热，20xx年实际供热开栓时间为10月17日。供回水温度90106/5060，流量在670012500t/h之间。整个采暖期回水压力比较稳定，一般在0.25MPa左右；采暖初期，供水压力在0.95 MPa左右，较初期相比，高寒期供水压力较高，供水压力保持在1.36 MPa左右。具体见下表：表2.2-1 20133、2采暖期热网水实际运行概况日期热网供水温度（）热网回水温度（）供水压力（MPa）回水压力（MPa）热网水流量（t/h）采暖抽汽温度（）10月20日883150.520.960.236938.01223.489.851.390.960.246804.94224.384.7650.220.980.246766.87223.611月01日88.6749.280.950.246944.26218.982.8949.240.950.246849.22219.886.3449.280.940.246861.92220.011月20日94.9650.851.030.259656.22226.794.555134、.11.030.249751.03226.795.8651.831.040.249721.78226.812月01日96.753.561.050.249787.79234.596.3753.881.060.259786.07243.596.4453.781.040.249730.34242.812月20日100.3554.981.190.2710573.17234.9100.8655.191.180.2810660.53216.92100.7754.31.200.2912491.66222.7601月01日104.0956.921.320.2912574.89257.16104.6557.0935、1.330.2912418.62259.98103.4957.661.330.2912459.99269.6201月20日106.6659.151.360.2812649.62256.44106.7360.141.360.2812574.64262.38106.2760.111.360.2912559.34258.1502月01日105.9859.521.330.2612550.22255.71104.359.281.330.2612478.06247.42105.8359.661.330.2612506.71242.702月20日104.7658.151.330.2612548.02258.36、71104.2658.651.330.2812560.48230.35104.159.061.330.2612557.7242.1803月01日99.5155.521.180.2810544.52232.7199.7155.161.190.2610535.83230.27100.6456.141.190.2710489.21220.7303月20日98.7655.151.200.2610548.02228.7699.2655.651.200.2810560.48220.3599.156.061.200.2610557.7222.1404月01日95.5151.521.180.269544.5237、222.4195.7152.161.180.269535.83210.2796.6452.141.190.279489.21210.74通过对上表实际运行数据的分析计算，xx热采暖最大热负荷为62.2W/m2，平均热负荷为46.6W/m2，平均热负荷系数为0.75。2.3电厂水质分析（热网水、循环水）循环水水质分析报告见图2.3-1。根据xx热提供的循环水水质化验单，包括循环水的钙硬、碱度、PH值、浊度、全硬度、氯根、浓缩倍率、电导等检测项目，该水为中水，水质较差些，对热泵运行会造成一定影响，在热泵选型时应高度重视。表2.3-1 1、2#机循环水水质分析报告日期pH DD/JDmmol/lYD38、大mmol/lClmg/l浊度lCODmg/l无机磷mg/l总磷铁g/l余氯mg/l20xx年1月07日8.8415286.94.772174.812.961.152.9154.30.0720xx年1月31日8.6514705.34.5452304.813.440.962.46143.30.0520xx年2月04日8.7415105.64.982144.812.910.982.332310.0620xx年3月14日8.7815765.75.052155.213.311.303.6106.20.0420xx年4月18日8.715287.26.41955.714.91.143.03157.60.039、520xx年4月25日8.615766.96.52305.515.11.092.97156.30.0620xx年5月09日8.915086.85.82115.4161.092.87167.90.0520xx年5月16日8.716717.76.62241117.41.093.250.0620xx年5月30日8.918547.16.32991117.921.093.5323520xx年6月06日8.815957.36.82861213.51.213.5128620xx年6月20日8.817697.77.122601225.90.56.226520xx年6月27日8.917967.77.42601240、24.30.615.9720620xx年7月01日8.817637.47.22781423.90.675.4520720xx年7月09日8.917948.36.92605823.31.54.3514920xx年8月29日8.5416586.98.7921712531.30.311.8620xx年9月24日8.8417496.777.0527875.825.60.11.7595.8720xx年10月31日9152010.48.4231.463.427.50.863.43通过上表，Cl-明显超过200mg/l，吸收式热泵蒸发段材质需考虑为316L。2.4 厂址条件2.4.1 厂址概述长春第三热电厂41、新建工程是由xx集团公司全额投资的城市热电厂，热电厂厂址位于长春市南偏西，承担长春市西南城区、长春第一汽车制造厂部分厂区和居民区的供热任务。该区的地层岩性主要由第四系冲积物和湖沼沉积物的粘性土、砂土等组成，下伏基岩为白垩系泥岩或泥岩与砂岩交互层。 根据中国地震动参数区划图 (GB183062001)，场地地震动峰值加速度为0.10g (相当于地震基本烈度为度)。该区土的最大冻结深度为 1.69m。厂区内对工程有影响的地下水主要为第四系孔隙承压水，含水层主要为砂类土。地下水变化幅度较大，年变幅可达3.90m。厂区地下水对钢筋混凝土无腐蚀性。根据长春气象站19512002年气温、气压、相对湿度、降42、水等气象资料，基本气象参数如下：多年平均气温 5.4多年平均最高气温 11.1多年平均最低气温 0.2极端最高气温 38.0 1951年7月9日极端最低气温 -36.5 1970年1月4日多年平均气压 986.7hpa多年平均年降水量 580.7mm多年平均风速 4.0m/s夏季主导风向为 SW冬季主导风向为 SW全年主导风向为 SW50年一遇10m高10min平均最大风速为32.3m/s 。3 热负荷分析3.1 供热现状xx热作为长春市集中供热的主要热源之一，共有两台抽凝机组，总装机容量为700MW，其中1号机组为350MW，2号机组为350MW。设计热网供回水温度为：北线13565，南线143、1565，实际热网供回水温度为：北线10350-60，南线10350-60。现热网回水平均在55，经与热力公司协商，2014年将对回水温度进行调整，确保回水温度降至55一下。截止至20xx年底，实际供热面积达到1081万m2。3.2 热网现状电厂采暖供热系统采用三环制连接方法，即电厂内设置热网首站，用蒸汽加热热水汽水换热器设在热电厂的热网首站内，电厂对外提供热水。采暖热水网由一级网和二级网两部分组成，一级网为高温水系统（供回水温度为 10650），二级网为低温水系统。两部分管网通过在厂外的各个热力站连接起来，采暖热水网主干由电厂内热网首站引出，接至供热区域内各个配热站。利用配热站中的水水换热器44、加热二级热网水，二级热水网与各热用户相连。一级网高温水由汽机房引出，1、2号机组引出母管为292018，然后分为南北两线供出。这些管道互相连通在厂区内形成一个大的热水网，将热网水送至市内各用水地区。3.3 供热规划根据城市总体规划和长春市供热规划，未来长春西南区域将增加供热面积中期330万平方米，该区域为xx热的供热范围。目前，在该区域内尚没有其他热源的情况下，xx热厂现有的供热能力已无法满足该区域新增热负荷在冬季供热尖峰时刻热负荷的需求。因此，为满足新增的供热负荷需求，缓解xx热的供热压力，利用吸收式热泵技术提取循环余热提高供热能力是十分有必要的。3.4 热负荷3.4.1 建筑热负荷指标城市45、热力网设计规范中采暖热指标推荐值如表3.4-1所示：表3.4-1城镇供热管网设计规范（CJ34-2010）采暖热指标推荐值建筑物类型住宅居住区学校医院旅馆商店食堂影剧院大礼堂综合办公托幼餐厅展览馆体育馆未采取节能措施58-6460-6760-8065-8065-80115-14095-115115-165采取节能措施40-4545-5550-7055-7050-6055-70100-13080-105100-150注：1. 表中数值适用于我国东北、华北、西北区；2. 热指标中已包括约5%的管网热损失。根据中华人民共和国行业标准城镇供热管网设计规范（CJJ 34-2010）中各类建筑物采暖热指标46、推荐值（表3.4-1）和长春地区工程建设地方标准民用建筑节能设计标准（采暖居住建筑部分）长春地区实施细则（第二阶段），确定建筑物采暖热指标值如下：（1）现状建筑居住建筑采暖热指标按60W/m2；公共建筑采暖热指标按70W/m2。（2）规划建筑居住建筑采暖热指标按40W/m2；公共建筑采暖热指标按50W/m2。综上所述，确定本工程供热区域内建筑综合热指标为50W/m2。4 方案综合比选4.1方案总体描述（见原则性热力系统图）低温热源提取从冷却水回水干线引一条DN1600管线，38循环水送至热泵蒸发器，提取热能后，降至30.5直接回塔底汇水池。高温热源制备南北线采暖DN1000回水管线分别引至热泵47、站汇合后，经热水增压泵升压后，55送入热泵加热，升温至74.7后，送回原加热系统继续加热，达到供热需求外输。驱动高端热源驱动热源为1号、2号汽轮机采暖抽汽，分别引一条DN1000蒸汽管线，压力为0.28MPa.A,分别送入三台热泵经热泵冷凝后，形成冷凝水，分别汇至疏水罐，经疏水泵，分别送至2台机组的6号低加凝结水出口管。4.2技术关键现有xx热依托原有热网增加供暖负荷，常规的一级网温度为50-110，利用热泵供热只能是做部分替代，即在由热网决定的循环水流量下将回水先回热泵供热机组，升高一定温度后，再去现有的热网加热器升高到110供给二级网。所以现有热网流量在增加供热面积后最大可调整至1280048、 m3/h，即流量已定的情况下，如何能提高热泵的出水温度成为了本项目的技术关键：只有提高热泵出水温度才能增加热泵供热机组的供热负荷，进而增加余热利用量，增加更多的供热面积。 热泵出水温度吸收式热泵最高出水温度为98，合理出水温度为80以下，在出水温度80以下工况运行，COP值能达到1.7。热泵出水温度受蒸汽压力和低温余热水温度制约，热泵出水温度越高，要求蒸汽压力和低温余热水温度越高。 蒸汽驱动源现xx热采暖抽汽压力只有（绝压），而吸收式热泵一般蒸汽压力（表压），蒸汽压力已明显低于合理范围，将直接影响到热泵的出水温度，要提高热泵的出水温度只有提高冷却循环水的温度。 乏汽冷却循环水现有循环水系统的49、温度为24-16，在蒸汽压力0.28MPa.A的条件下，热泵出水温度只能做到60左右，在热网循环流量12800 m3/h，回水55的条件下，只能提取低温余热30MW，增供60万平米，与近期增加240万平米相去甚远，这样势必要对原有循环水系统进行调整，提高循环水温度，才能够提高热泵机组的出水温度，进而更多的增加供热面积。但是提高冷却循环水温度将造成汽轮机组冷凝器真空度下降，背压升高，减少汽轮机组发电量。4.3方案路线针对上述实际工况，特别是蒸汽压力较低，当循环水温度提升到低于32，热泵出水温度较低；而当循环水温度提升到高于38，将明显影响到汽轮机组的运行。综合考虑，提出对应循环水温度提升至32、50、35、38的三种方案进行对比分析：方案一，226MW热泵机组：提取乏汽余热89.96MW，对应循环水温度32-24.5方案二，259MW热泵机组：提取乏汽余热104.84MW，对应循环水温度35-27.5方案三，293MW热泵机组：提取乏汽余热120.75MW，对应循环水温度38-30.54.4 方案对比分析上述三方案，在主要考虑限定蒸汽条件下，调整循环水系统温度对热泵出水温度、机组背压及发电量、煤耗、工程投资、经济性等方面的影响，进行对比分析：4.4.1 设计参数及影响发电对比通过对多家吸收式热泵的技术对比，综合现有装机吸收式热泵运行工况对比分析，结果如下：4.4-1设计参数对比表项目参数方51、案1方案2方案3循环水出水温度（）24.527.530.5进水温度（）323538流量（t/h）103101201913844冷凝器乏汽温度（）36.539.542.5背压（kPa）6.187.248.43蒸汽热泵驱动汽源压力（MPa.a）0.260.260.26热泵驱动汽源汽量（t/h）208.7236.11264.17热水热网水回水温度（）555555热网水热泵出口温度（）70.272.474.7热网循环水量（t/h）128001280012800热泵热泵吸收热量（MW）89.96104.84120.75热泵供热量（MW）226.27259.02293.4热泵台数666热泵单机功率（MW）52、37.7143.1748.83热泵COP值1.661.681.7增供能力增供面积（万m2）179.92209.68241.5由此，只有方案三能够满足近期增加240万平米供热面积的需求。方案一、方案二则差距较大。在上述参数下，综合考虑xx热现有循环水运行工况及调整后的循环水工况，通过额定采暖抽汽状态下的热力参数及蒸汽的热力特性确定了对汽轮机组发电的影响，具体如下：4.4-2 影响发电对比表项目方案1方案2方案3凝汽器出口循环水温度（）323538现乏汽温度（）36.539.542.5背压（kPa）6.187.248.43凝汽器入口循环水温度（）24.527.530.5原乏汽温度（）323232原53、背压（kpa）4.904.904.90增加供热面积，标煤耗降低（g/kwh）14.2716.4919.03热泵系统耗电（kw）150315911695热泵耗电，标煤耗升高（g/kwh）0.790.840.90背压升高，标煤耗升高（g/kwh）1.701.952.15总降低标煤耗（g/kwh）11.7813.7015.98由此，循环水温度由32到38，故方案三与方案一、方案二相比较，提高循环水温度，带来增加供热能力的正面效益大于因背压升高减少发电的负面影响。4.4.2 主体设施及投资对比在确定设计参数的条件下，对三方案主体设施进行了初步规划及投资估算，具体如下：4.4-3 主体设施及投资表设备名54、称参数及规格方案1（32）方案2（35）方案3（38）热泵机组总制热量（MW）226.27259.02293.4台数 666单台制热量（MW）37.7143.1748.9功率（KW）374555热水增压泵流量200020002000扬程202020功率132132132台数888疏水泵（运二备二）流量126150162扬程180180200功率90110132台数444变压器总用电量（KW）150315911695台数222单台容量160016001600热泵房尺寸84X21X890X21X8.496X21X9面积176418902016自控自控系统（套）111冷却水管线规格12201014255、010162010长度（米）800800800热水管线规格102010102010102010长度250250250蒸汽管线规格8201092010102010长度800800800投资估算（万元）8896.79763.410864.634.4.3经济分析对比在确定了主体设备和投资的条件下，考虑到天气温度的变化对采暖热负荷的影响，热泵平均热负荷系数为0.75。对三方案进行经济分析对比，具体如下：4.4-4 主要技术经济指标分析对比表分类项目方案1（32）方案2（35）方案3（38）支出热泵站耗电量（KW）150315911695电费（万元/采暖期）-231.6-245.1-266运行维护（万元56、/采暖期）-98-107-120背压升高多耗标煤（吨/采暖期）398646105114背压升高耗煤支出（万元）-217.2-251.2-278.8合计（万元/采暖期）-549.8-603.3-664.8收益销售热量（万GJ/采暖期）97.4113.8132.8收取热费（万元/采暖期）+2678.5+3129.5+3652冷却塔节水量（t/h）7790104节省循环水补水费（万元）+60.9+70.9+81.9合计（万元/采暖期）+2739.4+3200.4+3733.9合计盈余（万元/采暖期）+2189.6+2597.1+3069.1投资估算（万元）8896.79763.412421.01静态57、回收期（年）4.123.853.81计价标准：电价以0.3844元/kwh计，水价以1.93元/吨，采暖热价以27.5元/GJ，采暖期170天。标煤545元/吨，以上价格均含税。由此，方案三减少的发电收益仅比方案一多77.7万元，而创造的供热收益比方案一多1221万元，方案三经济效益明显好于方案一、方案二。方案三静态回收期3.81年小于方案一、方案二，故投资收益方案三优于方案一、方案二。4.5 推荐方案：293MW热泵机组(对应循环水38)4.5.1 293MW热泵机组优势通过对比分析，方案三优势较为明显：1、方案三能够满足近期增加供热面积240万平方米以上的需求，方案一、方案二则达不到近期需58、求。2、方案三与方案一、方案二相比较，提高循环水温度，带来增加供热能力的正面效益大于因背压升高减少发电的负面影响。3、方案三的经济效益明显优于方案一、方案二。4、方案三投资收益优于方案一、方案二。综合方案一、方案二、方案三，推荐采用方案三：293MW热泵机组(对应循环水38)。4.5.2 确定热泵技术参数单台热泵选型参数见表4.5-1。表4.5-1 单台热泵机组选型参数参数名称单位数值制热量MW48.9热水进出口温度55 74.7流量t/h2134阻力损失mH2O8接管直径（DN）mm500余热水进口温度38出口温度30.5流量t/h2308阻力损失mH2O8接管直径（DN）mm600蒸汽压力59、MPa.A0.26耗量t/h44凝水温度90汽管直径（DN）mm2X300凝水管直径（DN）mm2X150电气电源3 - 380V - 50Hz电流A85功率容量kW55外形长度mm12000宽度8500高度7400注：1、各外部条件-蒸汽 、热水、余热水均为名义工况值，实际运行时可适当调整。2、蒸汽压力0.26MPa.A（绝压）指进机组压力，不含阀门的压力损失。3、热水、余热水侧污垢系数 0.086m2K/kW (0.0001m2h/kcal)。4、热水水室承压1.6MPa、余热水水室设计承压0.8MPa。4.6效益分析4.6.1煤耗分析煤耗分析以额定抽汽工况为比较基准，且考虑到背压影响和热60、泵系统耗电会升高煤耗，而增加供热面积，提取循环水余热，会降低煤耗。热泵系统耗电使标煤耗升高0.9g/kwh，真空度变化使标煤耗升高2.15g/kwh，由于投入热泵系统后新增供热面积使发电系统整体效益上升，降低了标煤耗19.03g/kwh，整体降低标煤耗15.98g/kwh。具体见表4.4-2。4.6.2节能效益分析当今全球范围内，能源的供需矛盾日益突出，环境污染已经威胁人类的生存，倡导环境、能源、经济的可持续发展成为当代迫在眉睫需要解决的战略问题， 各国都日益重视可再生能源的开发与利用。xx热是一座为当地提供主要电力和供热的电厂，如何节能高效的提供电力和供热，也是电厂需要考虑的问题之一。本项目61、采用成熟的吸收式热泵节能技术，回收利用电厂循环冷却的低温热能，通过热能转换提供生活区采暖，在不增加发电煤耗，不影响发电量的情况下，增加了电厂的供热能力，实现了节能降耗。本项目为利用余热供热项目，采用吸收式溴化锂热泵，回收利用汽轮机排汽冷凝低温余热，将热能转移到集中供热网。初步估算，可增加电厂对外供热能力120MW，在考虑天气变化，平均热负荷系数0.75的情况下，电厂每年可节约3.99104t标准煤，并可减排相应的大气污染物和粉煤灰，具有良好的节能减排效益。由于冬季采暖季节，汽机凝汽器大部分冷却水将不再经过冷却塔进行冷却循环使用，而是经由吸收式热泵吸收转换为城市的采暖供热，从而使污染环境的废热变62、为造福于民的福利工程。鉴于大部分循环冷却水不再经过冷却塔冷却散热，而采用闭式循环运行，因此原运行系统所产生的蒸发、风吹等水量损失将得以避免。4.6.3经济性分析在上述方案对比中已经分析，现总结如下：表4.6-2经济性汇总表项目热泵系统耗电量（KW/小时）1695电费（万元/采暖期）-261.1运行维护（万元/采暖期）-120背压升高多耗标煤（吨/采暖期）5114背压升高耗煤支出（万元/采暖期）-278.8销售热量（万GJ/采暖期）132.8收取热费（万元/采暖期）+3652补水量（吨/小时）104节省循环水补水费（万元/采暖期）+81.9盈余（万元/采暖期）+3069.1投资估算（万元）12463、21.014.7供热可靠性本项目由于利用循环水作为第一类溴化锂吸收式热泵的低温热源，汽轮机的采暖抽汽为第一类溴化锂吸收式热泵的驱动汽源，为提高本项目的可靠性，无论是作为驱动汽源的采暖抽汽还是作为低温热源的循环水，#1机组和#2机组共同带6台热泵机组，有效提高了xx热的供热可靠性。5 工程设想5.1 厂区总平面布置 厂区总平面布置原则1）本项目厂址拟建于xx热厂内，临近冷却水塔布置。2）本项目以1、2号机组循环水并用，可切换运行。3）在现有用地条件范围内，因地制异地进行规划、布置，以求得总体布局合理，减少用地，降低初期投资。图5.1-1 热泵站平面布置 电厂坐标系统与高程系统坐标系统沿用电厂坐标64、系，高程系为城市高程系统，与现有1、2号机组工程一致。 厂区总平面布置热泵站布置在冷却水塔东南角的空地上，主要包括热泵及水泵间、配电间、热控间等设施。供热设施总平面布置详见厂区总平面布置图。5.1.4 交通运输利用现有道路做局部延伸至新建热泵站前，并在南侧做场地，以满足交通运输及消防需要。5.1.5 厂区管线综合布置热水系统现南北线供回水管线位于冷却塔和拟建热泵站中间，埋地敷设。本方案在靠近热泵站附近的南北线循环水回管道各上引接一根DN1000钢管，管道设电动蝶阀，引入热泵站，南北线分别设孔板流量计；热泵站出水仍分别送回南北线回水，在南北线回水引出点和接入点中加设隔断阀，管线为架空敷设。冷却循65、环水系统在两座冷却水塔下1、2#机组冷却循环回水各引一根DN1600钢管，合成一根DN1600钢管通向热泵站，管线设超声波流量计。热泵站出冷却循环水仍采用DN1600钢管，分别送回1、2#冷却塔塔底，管线保温埋地敷设。并在供回水管道上新设控制灵敏的电动阀门。现1、2机组回水设有联通阀，可根据实际运行工况进行调整。蒸汽凝结水系统1、2号机组的采暖抽汽母管各引出一根DN1000管道，蒸汽接口尽量靠近采暖抽汽止回阀，管道上设两道电动闸阀，分别引入热泵站。热泵站出疏水DN250管线与蒸汽管道同行，送回汽轮机主机房除氧器前，管线保温架空敷设。消防水管、雨水排水管、生产排水管等从厂区管线引接经综合管架进入66、热泵站，管线为埋地敷设。埋于地下的管线在布置中产生矛盾时，应符合下列要求：1）有压力的让自流的；2）管径小的让管径大的；3）柔性的让刚性的；工程量小的让工程量大的；4）检修少的让检修多的；5）临时的让永久的。5.1.6 拆迁工程经实地勘察，厂区内有一处深坑6X6米，深1.5米，一处土包20X70米，高5.5米，需平整，在保证回填土量满足要求后多余土方外运。5.2 热泵站内工艺5.2.1热水系统采暖期回水压力比较稳定，一般在0.26MPa左右；采暖初期，供水压力在0.95 MPa左右，较初期相比，高寒期供水压力较高，供水压力保持在1.36 MPa左右。现有循环水泵在基本额定功率下运行。综合回水压67、力及水泵的运行状况，及增加供热面积后，循环流量增加，现有循环泵已经没有富余压头。本方案增设的热水管道及热泵流阻为18.6米，需增设热水增压泵，考虑到现有热网循环水泵为8台，为将来运行调整的方便，热水增压泵也设为8台，这样既实现了将来运行的对等调节，又可不设变频（多台流量调节便利）。具体参数见下表：表5.2-1 设备规范序号名称规格、型号及技术数据单位总量1热水增压泵卧式离心泵，20m，2000 m3/h台8从厂区热水外网引入的的热水管道分别进入除污器，过滤后汇合DN1200管线，送入热水循环增压泵，升压后送入热泵，升温后送回厂区南北回水管线。5.2.2循环水系统现循环水系统设置4台循环水高、低68、转速泵（通过水泵出口联通管线并列为1、2#机组提供冷却水），每台循环水泵高速运行时设计流量为19440t/h，低速运行时设计流量为16704t/h。设计扬程为23-17米，实际运行两台，泵出口压力15.9米。本方案热泵冷却循环水系统水阻新增约11m（热泵8m，管阻3m），而原循环水系统管网阻力（含汽机凝汽器水阻）为3m，在采暖季节热泵投入运行后整个系统的水阻约为14m，现行水泵冬季运行低速泵，其设计扬程为17m，能够满足热泵系统运行需要。5.2.3蒸汽及疏水系统1.2号汽轮机组采暖抽汽分别引入热泵站后分别供三台热泵机组，由于驱动热泵工作的是驱动汽源从饱和蒸汽变成饱和水时释放的汽化潜热，而且要求69、进入热泵的蒸汽的过热度不能太高，设计在10以内，所以在蒸汽管道上各设置一个减温器，其减温水源为主机凝结水，减温水量约为26.5t/h。蒸汽减温后送入热泵形成凝结水，凝结水分别汇入疏水罐，分别经各自2台疏水泵（一用一备）升压后进入分别回到热网加热器凝结水出水，分别送至2台机组的6号低加凝结水出口管，这样保证1、2号机组蒸汽及冷凝水彻底独立运行，以保证原机组的水平衡和系统综合能源效率。另外，为了便于疏水泵的调节和节能，疏水泵设置变频器调节。同时考虑到投产初期热泵疏水水质不合格，疏水需设旁路，以保证机组的运行。设备规范参数见表5.2-1。表5.2-1 设备规范序号名称规格、型号及技术数据单位总量1热70、泵详见4.3热泵选型参数台42疏水泵162m3/h，200m台43疏水罐DN2000 高3.8米1.0MPa，250，容积：10m3台24减温器125/0.22/210-8/2/70-133/0.22/130台25.3 电气部分热泵站用电负荷表5.3-1 主要用电负荷统计序号设备名称额定容量（kW）安装台数（台）工作台数（台）备用台数（台）工作负荷（kW）1吸收式热泵55663302疏水泵1324222643热水循环增压泵1328810565其它负荷45456合计（kW）（P）16957计算负荷（kVA）Sd=（0.85P）1440.758变压器计算容量（kVA）1.1 Sd=1584.83在71、热泵站里设置1600kVA干式变压器 2台，分别对应两段PC，PC下设MCC段，为热泵站内的负荷供电，其变电站的6kV电源分别引自1号机组的1B段与二号机组的2A段的开关柜、并且原保护定值重新设定，2台变压器低压侧采用暗备用供电方式。厂区电缆采用桥架敷设。两台低厂变6KV高压开关的控制进入原厂DCS，新增380V PC进线开关、母联开关及热泵站内新增的6台热泵电动机、4台热泵疏水泵、8台循环泵进入热泵项目新增DCS内，低压配电室内的低压配电柜15面。热泵站厂用电系统的接地形式热泵站内低压厂用电系统采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式，电压采用380/220V。5.3.1电缆通道全厂动力电72、缆和控制电缆采用阻燃型电缆。动力电缆根据电力工程电缆设计规范GB50217-2007规定选用铜芯电缆。动力电缆选用交联聚乙烯绝缘聚乙烯护套电缆。6kV及以上电力电缆、控制电缆、耐火电缆等重要回路应采用铜芯电缆。控制电缆选用多芯铜导体电缆，其导体截面不小于2.5mm2。控制电缆绝缘水平应为600/1000V。热泵站内采用电缆桥架敷设。5.3.2 直击雷过电压保护在热泵站房顶四周设置一圈避雷带，在屋面的四周引下线与主接地网连接，并在连接处设置集中接地装置。5.3.3 接地在热泵站屋内四周及电缆沟内设置接地，并与主网相连，所有正常不带电的电器设备外壳均与接地网可靠连接。低压配电装置将有至少两个接地扁73、钢与接地网相连；所有电缆托架的布置在电气上是连续的。同时大约每隔20m即接地一次，所有入户的电缆穿钢管做重复接地。5.4 热工自动化部分热控设计范围本工程循环水余热利用工程设计范围：6台吸收式热泵、8台热网循环增压泵、4台疏水泵，减温器等热泵站设备及各管道参数和电动门的控制，以及变压器及厂用电系统等电气部分的控制，均在热泵控制室进行；并设监视系统。5.4.2控制方式和控制水平本工程控制方式采用一套DCS控制系统，配置工程师站控制热泵站，6台吸收式热泵设有独立的PLC控制器来控制，6台吸收式热泵的仪表检测信号采用硬接线的方式接入热泵PLC控制系统，各吸收式热泵的PLC通过通讯接口与热泵站系统DC74、S相连接，二者之间的通讯协议为MODBUS TCP。8台热水循环增压泵、4台疏水泵及各管道参数和电动门等相关参数进入热泵站DCS控制系统进行显示，同时，DCS控制系统可发出相关指令控制阀门的开关动作及机泵的启停控制。热泵站DCS控制系统与上位电厂主控室DCS系统通过光纤网络相连，接入地点为电子间交换机柜，将热泵站DCS控制系统数据上传至DCS控制系统进行显示，同时上位DCS控制系统可以下发控制指令进行相关的控制操作。系统建成后，在少量就地人员巡回检查及配合下，在控制中心可实现各个设备的正常启停、运行工况的监视和调整及设备在异常工况下的参数报警，实现在集中控制室内对整个生产过程集中监控的控制水平75、。热泵站控制系统的框图如图D2013A-Z1所示。为了将来实现电厂全面的管理控制自动化，实现安全生产并且达到减轻操作工人劳动强度的目的，本供热改造工程配合控制自动化，增加相应的工业电视摄像头，与电厂的工业电视系统相连，监视吸收式热泵，疏水泵等设备的运行。5.4.3 电子设备间本工程在吸收式热泵站内设独立电子设备间，放置DCS机柜、操作员站及配电盘，配电盘与DCS机柜作相应隔离，电子设备间需设置临时工作站便于后期组态调试，同时，应装设空调以满足温湿度要求。5.4.4 控制系统本工程设置DCS控制系统，监控6台吸收式热泵、4台疏水泵及减温器等设备及各管道参数和电动门的控制，以及变压器及厂用电系统等76、电气部分的控制，PLC控制系统功能有：数据采集和处理（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、并留有必要的信号互相通讯接口。同时DCS控制系统的选型要与原厂用DCS系统一致。热泵站控制室内设工程师站，以便于初期调试及运行管理；同时热泵站控制系统并入原#1、#2机组热水控制系统，设操作员站，集控室和热泵站控制室工程师站均可对热泵站设备进行操作。5.4.5现场设备变送器（差压、压力、流量）采用智能型变送器，满足标准通信协议校验，两线制（420mA）。模拟量控制系统执行机构采用智能型，两位式阀门电动装置宜选用防振智能一体化的电动执行机构。过程参数开关选用进口设备。热网供回水温度（变送器）77、压力、流量（电磁式）三种测量元件要取得计量检定证后方可使用。控制电缆选用屏蔽控制电缆。MCS（调节阀和变频器自动调节所需的反馈信号）、SCS系统测量I/O宜设多点测量。涉及到热工保护控制I/O点宜多点测量、分散布置，过程控制站负荷率监视控制在20%左右。5.4.6 电源1) 电动门及调节阀的执行机构配电箱设两路380VAC/220VAC三相四线电源。2) 控制器及仪表电源设两路220VAC电源，设UPS电源。 本工程所有控制电缆采用电缆桥架的方式进入控制室。 5.5 热泵站布置本项目将建设独立的热泵站，将本项目所有新增设备全部布置在热泵站内，热泵站长96米，宽21米，高9米。在热泵站一端的一78、侧布置疏水罐，疏水泵，另一侧为热水增压泵，疏水罐和4台疏水泵布置在-2.00米。热水循环增压泵侧厂房设计二层，布置热水除污器和减温器。中间位置布置6台热泵，一列布置。另一端，布置配电室和控制室。这端上部设二层，布置维修等辅助用房。热泵站平面布置图见D2013D-J04。5.6 建筑结构部分5.6.1 概述xx热余热利用工程新建主要建、构筑物有单层（局部二层）吸热式热泵站厂房一座，厂房内设有吸收式热泵、疏水泵坑、电控室等。此外，厂区内需设有H型钢管道支架、钢筋混凝土管道支墩及钢筋混凝土循环水管道阀门井、电缆沟等附属构筑物。5.6.2 设计基本数据基本参数1）抗震设防：根据中国地震动参数区划图（G79、B18306-2001）和中国地震动反应谱特征周期区划图资料，厂址区的抗震设防烈度为度，设计基本地震加速度值为0.1g，设计地震分组为第一组，地震动反应谱特征周期为0.35s。根据建筑抗震设计规范判定，厂址区的建筑场地类别为类，属于建筑抗震有利地段。本工程所有建、构筑物抗震设防分类按丙类标准设防。场地地基不考虑地震液化影响。2）厂址自然条件多年平均气温 5.4多年平均最高气温 11.1多年平均最低气温 0.2极端最高气温 38.0 极端最低气温 -36.5 多年平均年降水量 580.7mm多年平均风速 4.0m/s该地区冻土深度1.69m。5.6.3 水、土腐蚀性及主要建筑材料拟建场地内地下水80、类型为第四纪孔隙承压水。含水层主要为细砂、圆砾层。勘察期间初见水位埋深3.505.40m，静止水位埋深2.203.00m。勘探期间取水化验分析，水、土对混凝土结构无腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀性，对钢结构无腐蚀性。 主要建筑材料：现浇钢筋混凝土分别为C25、C30，垫层为C15。钢筋分别采用()HPB300、()HRB335。钢材：柱、屋架采用Q345B，系杆采用Q235B，焊条采用E4300。建筑围护采用空心砖砌筑。主要建、构筑物使用年限为50年，防火等级为戊类，设计防火等级为二级。建构筑物采光以自然采光为主，人工采光为辅。通风采用自然通风。5.6.4 主要建、构筑物的结构选型及地81、基基础1）热泵站采用单层钢结构厂房，厂房尺寸为96219m，采用6m柱距的门式（混凝土）框架结构，柱基础为钢筋混凝土独立基础，以圆砾层为持力层，埋置深度为-5-6m。基础施工时采用井点降水的方法降低地下水位。型钢檩条、墙架梁及空心砖围护结构，塑钢窗，考虑厂房进车，采用3m宽电动推拉钢大门。热泵基础采用现浇钢筋混凝土块式基础，埋置深度为-3.0 m。地面采用混凝土地面。为了检修方便，设置单轨吊车。厂房内隔出独立的控制间、电气设备间。由于本建筑物下无准确的地质勘测报告，下阶段尽快完成地质勘测。2）管道支架及管道支墩管道支架采用H型钢梁、框架结构，钢筋混凝土独立基础，埋深为-3-4m。管道支墩为现浇82、钢筋混凝土块式支墩，埋深-3m。钢结构支架表面彻底除锈后，刷防腐底漆二道、铁灰色防腐外漆二道。3）循环水管道阀门井采用钢筋混凝土阀门井，结构形式见室外给水管道附属构筑物图集GJBT-805-05S502-43。4）地基处理本区域未出地质勘测报告，地基处理待初步设计时进一步确定。5.6.5抗震措施地震参数根据建筑抗震设计规范（GB 50011-2001）及中国地震动参数区划图（1：4000000），长春地区设计地震动峰值加速度值为0.1g，地震动反应谱特征周期为0.35s，对应地震基本烈度为7度。抗震设防标准根据火力发电厂土建结构设计技术规定（DL5022-93）及电力设施抗震设计规范（GB5083、260-96），本项目属于重要电力设施。建构筑物的抗震设计，在满足国家现行的有关标准的同时，对建构筑物的抗震措施设防烈度应进行调整。表5.6-1 抗震措施设防烈度调整表建筑物名称本地区设防烈度抗震措施烈度热泵厂房78热泵厂房抗震设计热泵厂房抗震设防烈度为8度。热泵厂房采用门式刚架结构。结构体系可有效的抵抗地震作用。结构设计时，选择符合抗震规范要求的建筑材料；使结构具有明确的计算简图和合理的地震作用传递途径；避免因部分结构或构件破坏而导致整个结构丧失抗震能力或对重力荷载的承载能力；结构具备必要的抗震承载力，良好的变形能力和消耗地震能量的能力。5.6.6 抗风措施抗风标准热泵厂房按50年一遇的风压84、考虑。热泵厂房抗风设计热泵厂房设计时基本风压按50年一遇的风压考虑，并按火力发电厂热泵厂房荷载设计技术规程要求，采用相应的风载体形系数，因此热泵厂房可抵御50年一遇的风荷载。5.7 采暖通风及空调5.7.1 设计范围暖通专业设计范围为本项目热泵房、控制室、维修间、库房等新建建筑的采暖、通风、空调、厂区采暖热水系统设计。5.7.2 设计原始资料室外气象参数长春地区属中温带大陆性季风气候。冬长严寒，夏秋凉爽。年降水量580.7毫米，年均温5.4，冬季室外计算温度-23，冬季室外平均温度-8.3。5.7.3 采暖热源采暖热负荷热泵站的采暖热负荷按照热指标估算，计算结果见表5.7-1。表5.7-1 供85、暖热负荷估算表序号建筑物名称采暖面积（m2）热指标（W/m2）估算采暖热负荷（kW）1热泵站153609.182合计9.18采暖热源新建建筑采用热水采暖，热源接自外网的采暖热水系统。5.7.4 热泵站采暖通风采暖热泵站采用热水采暖，接自外网的采暖热水系统，热泵站采暖设备采用散热器和的方式。厂房内设置的散热器选用钢制柱型散热器。通风热泵站采用自然进风，自然排风的通风方案。即从厂房底层门、窗进风，上层窗排风。电气设备间通风厂房电气设备间，采用自然进风，机械排风的通风方式。厂房内的空气经铝合金百叶窗进入配电间，空气吸收配电盘或变压器散发的热量后，由墙上轴流风机排至室外。配电装置室通风换气量按换气次数86、不少于每小时12次计算。5.7.5 空气调节为满足控制室房间内的温度要求，设置分体柜式电热冷暖空调器。5.8 消防及生产、生活给排水由于本项目建于正在运行中的电厂厂区内，电厂在设计中已具有完整的消防灭火系统和消防报警设施。根据相关消防设计规范和“以防为主、消防结合”的设计原则，同时基于本项目的热泵站所在区域内，其相关建（构）筑物的布置间距和消防通道设计均满足消防设计规范的要求。热泵站的火灾危险性分类为“戊”类，耐火等级为二级。基于上述，在热泵站及配电控制室内除设置火灾报警区域控制器外，同时配置移动灭火器即可满足消防设计规范要求。室外消防则充分利用电厂现有的室外消防给水管网和室外消火栓。热泵站的87、室内消防、生产、生活给水从室外管网接引。为满足消防要求，给水管线采用DN100管线，室内设8套SN65室内消火栓（配消火栓箱）。排水就近接入室外原有排水管网。 6 环境影响分析6.1环境影响分析及防治措施6.1.1 本项目环境影响分析由于本项目为利用余热供热项目，仅在现有厂区内扩建一座泵房，对环境的影响主要来自泵房内热泵和水泵等机械设备转动产生的噪声。6.1.2 噪声治理对噪声进行治理（即防噪降噪），主要从噪声声源上、噪声的传播途径、受声体等三方面采取措施。对热泵和水泵设备，在设计过程中将向制造厂家提出降噪要求，采取适当措施。热泵和水泵均安装在泵房内，厂房对噪声传播具有良好的屏蔽作用，可大幅度88、减轻噪声对电厂周围环境的影响。对厂区尤其是围墙等处进行绿化，以减轻噪声对厂外的影响。采取上述措施后，本项目噪声对环境的影响可以得到有效控制，不会对电厂外声环境产生较大影响。噪音分贝满足城市2类环境噪声标准。6.2 环境效益分析本项目为利用余热供热项目，采用吸收式溴化锂热泵，回收利用汽轮机排汽冷凝低温余热，将热能转移到集中供热网。初步估算，可增加电厂对外供热能力120.75MW，电厂每年可节约3.99104t标准煤，并可减排相应的大气污染物和粉煤灰，具有良好的节能减排效益。每年可减排CO210.6104t/h，可减排SO2965.1t/h，可减排NOx280.3t/h，可减排粉尘2.83104t89、/h。因此，本项目具有较好的经济效益和环境效益。7 劳动安全与职业卫生7.1 劳动安全为认真贯彻执行“安全第一，预防为主”的方针，本项目将严格按照国家有关劳动安全和工业卫生标准进行设计，做好防火、防爆、防电伤、防机械伤害及防坠落伤害、防尘、防毒及防化学伤害、防噪声及防振动、防暑等防护设施及防范措施的设计。7.1.1 劳动安全危险因素本项目涉及的劳动安全危险因素主要有触电、机械事故及高空坠落等。热泵站内配电装置和所有带电的设施、设备，在运行和检修期间，如有不慎，均有可能造成触电伤亡事故。热泵站内热泵和水泵等转动机械设备，在运行和检修期间，如有不慎，均有可能发生卷入转动机械的机械伤亡事故。热泵站内90、的高平台、高斜梯、高直梯、防护栏杆及起重机械，在运行和检修期间，如有不慎，有可能发生高空坠落或高空落物的伤亡事故。7.1.2 防火各建（构）筑物之间的最小距离均按火力发电厂设计技术规程及火力发电厂与变电站设计防火规范设计，并确定建（构）筑物的耐火等级。防火以固定式消火栓为主，移动式灭火器为辅。7.1.3防电伤为保证电气运行人员的安全，本项目各种电压等级的电气设备的对地距离、操作走廊尺寸，严格按高压配电装置设计技术规程要求进行设计。所有电力设备均采用接地防护措施。另外，电气控制的控制盘上均设有保护、信号、监视、声光报警及事故跳闸等保护措施。7.1.4 防机械伤害及防坠落伤害为防止机械伤害，对各种91、机器的转动部分均装有防护罩或其它防护设施，对关键环节设置紧急制动开关。热泵站内的平台、步道、升降口等有坠落危险处，设计中将考虑设置栏杆或盖板，需登高检查和维修设备处，设计中将考虑设置防护设施。7.1.5 预期效果综上所述，为使本项目投产后能够安全、经济地运行，同时为保证劳动者在生产过程中的健康与安全，本项目关于劳动安全的设计，将结合电厂的生产工艺及特点，为减少事故，并尽可能将威胁安全的各种因素控制到最小或最低程度，针对其危险因素，相应采取各种技术措施和各种防范设施，以期有效地保护职工的安全。为使前述设计的各种技术措施及各种防范设施得以实施，确保其项目质量，劳动安全和工业卫生工程与主体工程同时施92、工、同时投产，并通过劳动、卫生部门组织的劳动安全和工业卫生设施的竣工验收。总之，设计中将贯彻执行有关的规程、规范及规定，能够满足劳动安全要求，给电厂创造一个良好的文明生产条件。7.2 职业卫生7.2.1 职业卫生危害因素本项目涉及的职业卫生危害因素主要为噪声及振动。本项目为贯彻“安全第一，预防为主”的方针及保障劳动者在其劳动过程中的人身安全和健康，遵照国家和行业的有关标准、规范、规程和规定的要求，设计上采取了相应有效的防护设施和防范措施。7.2.2 防噪声及防振动本项目热泵站的噪声控制设计，应满足工业企业设计卫生标准（GBZ 1-2010）的有关规定。本项目的噪声和振动主要来源于热泵站内热泵和93、水泵等机械转动设备，其发出的噪声强度较高，为保证运行安全和职工的身心健康，在设计上采取有效措施，以降低噪声。首先，对设备制造厂提出设备噪声限值的要求。其次，做好消声和隔振的设计。运行值班室考虑封闭式结构，使热泵站值班室内的连续噪声级符合噪声作业分级（LD80-1997）的要求。为防治振动，对设备的基础采取减振措施。7.2.3 预期效果由于本项目设计中，在对职工有危害及危险的生产环境及工作场所，采取了各种技术措施和防范和行业关于职业病危害标准、规范及规定，可以使职工的劳动条件达到国家工业企业设计卫生标准（GBZ1-2010）标准的要求。为使前述设计的各种技术措施及各种防范设施得以实施，确保其项目94、质量，劳动安全和工业卫生工程与主体工程同时施工、同时投产，并通过劳动、卫生部门组织的劳动安全和工业卫生设施的竣工验收。在设备定货、安装和调试过程中也应加强管理和监督，使之不断完善，最终收到最佳效果。总之，设计中贯彻执行了有关的规程、规范及规定，能够满足职业病危害和工业卫生工程要求，为电厂创造了一个良好的文明生产条件。8 工程项目实施条件及轮廓进度8.1 项目实施的条件 施工总平面施工总平面应本着“有利施工、节约用地、方便运输、保证安全”的原则进行合理规划布置。本项目布置在冷却水塔南侧区域内。根据目前资料，冷却塔南侧区域空地可布置施工场地，故本项目施工及施工生活区场地全部布置在此区域内。1) 安95、装施工区安装施工区布置在主入口门道路南侧。2) 土建施工区土建施工区布置在安装施工区南侧，主要包括钢筋加工、木工模板及土建钢筋加工场地。3) 仓库及附属办公区仓库区及附属办公区布置在土建施工区北侧。4) 施工生活区施工生活区暂时按高峰150人考虑，布置在施工区最西端。 施工交通施工道路全部利用厂区已有的道路作为施工期间的道路。包括余热利用机组及其它大件设备均通过厂区道路运至安装地点。 大件设备运输根据目前收到的资料，吸收式热泵为本项目最大件设备，参考类似工程该设备运输不成问题。因到目前为止尚未收到业主大件设备运输相关资料，故无法进一步详述，待收到业主资料后再补充叙述。根据以往经验，上述设备通过96、公路、铁路运输都问题不大，具体采用何种运输方式，建议在设备招标时确定。大直径管道采用现场制作或就近制作，运输不成为问题。 施工能源布置1）施工用水火力发电厂施工组织大纲设计规定（试行）中规定无此类工程的用水指标，但根据本项目的具体情况，初步确定本项目施工高峰用水量10t/h。施工供水应满足GB5749-2006生活饮用水卫生标准及JGJ63-2006混凝土用水标准、施工机械用水应符合GB1576-2008工业锅炉水质的要求。施工用水全部可取自电厂已有的供水及生活用水管路，能满足本项目施工用水要求。施工中应合理调配施工用水，避免施工高峰用水量集中，施工中应注意节约用水，避免长流水。2）施工用电施97、工中规定无此类工程的用电指标，但根据本项目的具体情况，初步确定本项目施工高峰用电500kVA。施工供电全部可取自电厂已有的供电线路，但要加装计量装置。所有施工用电设施应安全可靠，并在保证已运行设备安全的前提下，保证本项目施工用电的安全。3）施工通讯本项目施工通讯采用手机进行通讯联系。4）氧气、乙炔和压缩空气供应本项目施工用氧气、乙炔可到市场采购，采用瓶装气在施工现场供气的方案，具体采用何种方案由现场根据实际情况定，压缩空气可从现有管路引接或现场设置空压机解决。 大型施工机具配备因火力发电工程施工组织设计导则无此类项目的规定，故参考已施工完成的类似工程机械配备情况，并结合本项目的具体情况，提出本98、项目的大型施工机械配备方案如下见表8.1-1。表8.1-1 主要大型施工机械配备表序号机械名称型号及规格数量备 注1汽车式起重机300t2卸车及安装用2汽车式起重机25t2卸车及安装用3自卸车15t14货 车15t45总 计9上述配备方案能满足本项目施工需求。8.2 建设进度由于本工程为改造项目，电力建设工程工期定额中无此类项目的定额，故根据本项目的具体情况，并结合电厂的要求制定本工程的施工工期。具体安排表8.2-1xx长春第三热电厂循环水余热利用工程轮廓进度。表8.2-1 xx热余热利用工程轮廓进度表作业代码作业说明计划工期最早开工最早完工1可行性研究报告3420xx年12月17日第二年1月99、20日设计招标30第二年02月10日第二年03月12日初步设计审查5第二年03月21日第二年03月26日2主设备招标25第二年2月10日第二年03月10日5施工图设计45第二年03月28日第二年05月14日施工单位招标10第二年05月15日第二年05月25日施工材料招标20第二年05月15日第二年06月05日6热泵基础施工40第二年05月21日第二年6月30日7设备安装90第二年6月30日第二年9月30日8设备单台调试10第二年9月30日第二年10月10日9系统整套调试、试运10第二年10月10日第二年10月20日10系统投入运行及性能验收6第二年10月20日第二年10月26日9 主要设备材料100、清册主要设备材料清册包括机务部分、电气部分和热控部分，详细清册见表9-1、表9-2和表9-3。表9-1 机务部分设备材料清册序号名称、操作条件及规格单位数量备注一热泵站1吸收式热泵机组48.9MW P=55KW台6附带控制系统2热水循环水泵G=2000m3/h H=20m N=132KW台8其中2台变频3疏水泵G=162m3/h H=200m N=132KW台4变频4立式直通除污器 DN1600X2m PN16套25减温器 DN1000 PN16 100-300套2配法兰、螺栓、螺母、垫片6超声波流量计 DN1600 PN16个1配法兰、螺栓、螺母、垫片7孔板流量计 DN1000 PN16个4101、配法兰、螺栓、螺母、垫片8疏水罐 DN2000X3.8m PN16套29电动法兰闸阀 DN250 PN16套2配法兰、螺栓、螺母、垫片10电动法兰蝶阀 DN1000 PN16套8配法兰、螺栓、螺母、垫片11电动法兰蝶阀 DN600 PN16套16配法兰、螺栓、螺母、垫片12电动法兰蝶阀 DN500 PN16套14配法兰、螺栓、螺母、垫片13电动法兰蝶阀 DN450 PN16套8配法兰、螺栓、螺母、垫片14电动法兰蝶阀 DN400 PN16套8配法兰、螺栓、螺母、垫片15电动法兰蝶阀 DN350 PN16套7配法兰、螺栓、螺母、垫片16电动法兰蝶阀 DN250 PN16套4配法兰、螺栓、螺母、垫102、片17电动法兰蝶阀 DN150 PN16套15配法兰、螺栓、螺母、垫片18电动法兰蝶阀 DN50 PN16套1配法兰、螺栓、螺母、垫片19止回阀 DN400 PN16套8配法兰、螺栓、螺母、垫片20止回阀 DN150 PN16套4配法兰、螺栓、螺母、垫片21安全阀 DN100 PN16套4配法兰、螺栓、螺母、垫片序号名称、操作条件及规格单位数量备注1钢制螺旋管 1220X12 10#m2002钢制螺旋管 1020X10 10#m803钢制螺旋管 630X8 10#m1204钢制螺旋管 529X8 10#m2306钢制螺旋管 425X7 10#m207钢制螺旋管 377X8 10#m908钢制螺103、旋管 273X7 10#m1109钢制螺旋管 159X6 10#m100二厂区10电动蝶阀 PN10 DN1600个411电动蝶阀 PN16 DN1000个612电动闸阀 PN25 DN1000个413电动闸阀 PN25 DN250个214螺旋焊缝钢管 162010 Q235-Bm67815螺旋焊缝钢管 102010 Q235-B m105216螺旋焊缝钢管 6307 Q235-B m2217螺旋焊缝钢管 2736 Q235-B m774表9-2 电气部分设备材料清册热泵站1电力变压器 SC9-1600/6/0.4 1600kVA台26 %/0.4kV D,yn112低压配电屏GGD2-50(104、B)(改)面63低压配电屏GGD2-50(B)(改) 132kW面4內附变频器4低压配电屏GGD2-22(B)(改)面15低压封闭母线DFM1-3000/4m166电缆桥架 b=800 H=200m1107电缆桥架 b=600 H=200m1808电缆桥架 b=200 H=100m1009动力配电箱 XM-04-6面210照明箱 PS30R-20面111灭火器个612高压阻燃电力电缆ZYJV22-6/6 3X90m35013阻燃电力电缆ZYJV22-0.6/1 3x150+1x70m132014阻燃电力电缆ZYJV22-0.6/1 3x50+1x25m31215阻燃电力电缆ZYJV22-0.6105、/1 3x35+1x16m31016控制电缆ZRKVV-0.75/1 4X1.5150017冷缩三芯户内终端头NLSD10-3 10kV90 mm2套418镀锌钢管G80m15019镀锌钢管50m80厂区1高压阻燃电力电缆MYJV42-6/6 3x70m4002电缆桥架b=600 H=200m400带盖板及隔板3铠装光缆m400表9-3 热控部分设备材料清册热泵站一DCS控制系统部分（I/O点数为528）1冗余CPU模块套2内置Modbus RS485、USB、Modbus TCP接口2冗余电源模块套4313槽底板 块44冗余通讯模块 Modbus TCP接口套458点模拟量输入模块块668点106、模拟量输出模块块1716点开关量输入模块块18816点开关量输出模块块1794点高速计数模块块110端子块块4311下位机开发软件套112下位机用户软件套113控制系统机柜2100x800x600（HxWxD）面4带配柜材料14工业以太网交换机台12光口+14电口15UPS电源 5KVA台1二现场仪表部分1智能压力变送器台16420mA 带HART通讯协议2智能温度变送器台16420mA 带HART通讯协议3带远传的磁翻板液位计台2带就地指示面板4液位开关台4SPDT 触点容量 2A三控制电缆1阻燃电缆ZKVVP-450/750 4x1.5A m53002阻燃电缆ZKVVP-450/750 4107、x1.5A m3100四工业电视监控系统1网络高清枪式摄像机台4配镜头及安装支架等2网络高清球形摄像机台4配镜头及安装支架等3网络硬盘录像机 NVR 16路台14液晶显示器 22”台15摄像机电源线m560KVVP22-450/750 4x1.56五类双绞线m560五、材料部分1不锈钢两阀组 只162温度计套管只163DN25镀锌钢管m860六、防雷1电源防雷栅只42模拟信号防雷栅只4410 投资估算及财务评价10.1 投资估算 工程概况本工程xx长春热电三厂350MW机组回收余热供热工程，工期为6个月。本工程为内资项目，资本金占工程动态投资的20%，其余资金由银行贷款解决，建设期融资年利率为108、6.55%，运营期年利率6.0%。工程动态投资12746万元，其中静态投资12421万元，建设期贷款利息325万元。 编制原则及依据1）价格水平静态投资为20xx年编制期价格水平。2）项目划分执行中华人民共和国国家发展和改革委员会发改办能源20071808号文发布实施的火电发电工程建设预算编制与计算标准。3）工程量根据各设计专业提供的推荐方案工程量资料、设备材料清单及有关可研资料进行计算。4）定额选用执行中国电力企业联合会中电联技经2007138号文颁布的电力建设工程概算定额(2006年版)和中电联技经200715号文发布的电力建设工程预算定额(2006年版)。5）定额水平调整安装工程材机调整109、根据定额2014年3号关于发布2006版发电安装工程概预算定额20xx年度材机调整系数的通知中，按照吉林地区材机调整系数进行调整；建筑工程依据电力工程造价与定额管理总站文件定额20144号关于发布2006版电力建设建筑工程概预算定额20xx年度施工机械价差调整的通知中吉林地区的调整系数进行调整。6）人工费单价建筑工程定额单价26元/工日，安装工程定额单价31元/工日，人工费地区工资性津贴调整执行发改办能源2006427号补贴：3.86元/工日，计入取费基数。并根据中电联定额总站定额201139号“关于调整电力建设工程人工工日单价标准的通知”：建筑工程调增14.23元/工日，安装工程调整15.2110、0元/工日，计入编制年价差。7）设备价格设备价参考2012年限额价及同期工程类似价。8）建筑及安装材料预算价格及价差安装工程装置性材料价格执行中国电力企业联合会2006年发布的装置性材料综合预算价格（2006年版）。主要材料价格根据2012年价格水平的火电工程限额设计参考造价指标计列材差。建筑工程材料价格为定额预算价格，并按吉林省20xx年第三季度信息价格进行价差调整。9）施工机械台班单价的取定或机械费调整标准和依据：执行中电联技经200714号文电力建设工程施工机械台班费用定额（2006年版）。并依据电力工程造价与定额管理总站文件定额20144号关于发布2006版电力建设建筑工程概预算定额2111、0xx年度施工机械价差调整的通知中吉林地区的调整系数进行调整。10）取费标准按照2007年版火力发电工程建设预算编制与计算标准中新建工程费用标准计算取费。11）其他费用按2007年版火力发电工程建设预算编制与计算标准计取。12）基本预备费基本预备费按3 %计列。13）建设期贷款利息建设期贷款利率按中国人民银行2012年7月6日起执行的6.55%（名义年利率）计算。 投资概算表工程投资概算见下表：10.1-1 总估算表10.1-2安装工程专业汇总表10.1-3建筑工程专业汇总表10.1-4其他费用计算表10.1-1 总估算表表一甲 工程名称：xx热350MW机组回收余热供热工程 单位：万元序号工112、程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占静态投资比例(%)一主辅生产工程（一）热力系统686.187373.72875.988935.8871.94（二）供水系统9.209.200.07（三）电气系统388.46236.62625.085.03（四）热工控制系统132.7839.74172.521.39（五）附属生产工程29.462.2331.690.26小计715.647894.961163.779774.3778.69二编制年价差52.3113.85166.151.34三其他费用(一)建设场地征用及清理费51.3451.340.41(二)项目建设管理费798.43798113、.436.43(三)项目建设技术服务费582.09582.094.69(四)整套启动试运费38.0538.050.31(五)生产准备费10100.08(六)基本预备费304.29304.292.45小计2480.492480.4919.97四特殊项目工程静态投资767.947894.961277.622480.4912421.01100.00各项占静态投资的比例(%)6.1863.5610.2919.97100五动态费用（一）价差预备费（二）建设期贷款利息325.43325.43小计325.43325.43工程动态投资767.947894.961277.622805.9212746.44各项占114、动态投资的比例(%)6.0261.9410.0222.01100六项目计划总资金767.947894.961277.622805.9212746.4410.1-2 安装工程专业汇总表表二甲 工程名称：xx热350MW机组回收余热供热工程 单位：元序号工程项目名称设备购置费安装工程费合计装置性材料费安装费其中人工费小计安装工程78949600596453756731639311751163770090587300一主辅生产工程78949600596453756731639311751163770090587300(一)热力系统73737200431876544410357047468759800115、824970001热泵房6978576441721078437417210702029741.1热泵房设备6978576441721078437417210702029742热力系统汽水管道13708672200178346513357104535710452.1中、低压汽水管道9558055821079747615379121537912蒸汽管道8541285328519054413869791386979疏水管道97931469036562144834144834减温水管道37452353369609860982.2LV阀改造41506216180722490372033134203313116、43热网系统147968422355971178281145204341387848935623.1热网管道223559790920489348314480131448013.2热网设备14796842690775585626907717487614热力系统砌筑及保温210093240598512274506914506914.1汽水管道保温210093240598512274506914506915热网系统保温380263404767833657850307850305.1热网管道保温38026340476783365785030785030(二)供水系统734111858911759200117、0920001循环水系统7341118589117592000920001.2循环水管道734111467256388084880841.5供水系统防腐391661239163916(三)电气系统38846001206762115943852411236620062508001厂用电系统272095489959166198995928109131.1热泵房电气设备27096714425385384425327539241.2设备及构筑物照明112834570680814570656989检修电源101721267275126711439事故照明111144439780644439455502电118、缆及接地341133177590324155187235187232.1电缆30516117045232086475613475613电力电缆1128976617911979179076179076控制电缆393302466548056399563995电缆辅助设施776726066813207138340138340电缆防火7526218940209594202942022.2全厂接地3597271383294311043110接地35972713832943110431103通信系统7101791714234337732151328613.1行政与调度通信系统710179171423433119、773215132861(四)热工控制系统13278001649292324715129939740017252001热泵房内控制系统及仪表1327800120654429124035563613834361.1监控系统295937187054841187053146421.2控制系统266342115808245291158083821501.3现场仪表及执行机构434472138602984780913370743784281.4电动门控制保护屏柜55488977622239776652642电缆及辅助设施509543573840120005108338310833832.1电缆28680120、6191913382224787194787192.2电缆辅助设施74697140930308822156272156272.3其他材料14803924099750902389036389036合计：7894960059645375673163931175116377009058730010.1-3 建筑工程专业汇总表表二乙 工程名称：xx热350MW机组回收余热供热工程 单位：元序号工程项目名称设备费建筑费合计金额其中：人工费一主辅生产工程(一)热力系统4969766861800109788873587761热泵房496976686180010978887358776(二)附属生产工程294121、600705132946001厂区道路148242965177892厂区综合管道支架及支墩239581574992395813阀门井401941004840194合计49697671564001168401765337610.1-4 其他费用计算表表四 工程名称：xx热350MW机组回收余热供热工程 单位：元序号工程或费用名称编制依据及计算说明合价一建设场地征用及清理费5134001余物清理费513400二项目建设管理费79843571项目法人管理费（建筑工程费+安装工程费）2.54%47737002招标费（建筑工程费+安装工程费+设备购置费）0.38%3714263工程监理费依据发改价格20122、07670号文计列25708514设备建造费设备费0.36%268380三项目建设技术服务费58209381前期工作费（勘察费+基本设计费）13.4%4084322设备成套技术服务费设备购置费0.3% 2206663工程勘察设计费32918403.1勘察费工程勘察设计收费标准(2002版)3.2设计费32918403.2.1基本设计费工程勘察设计收费标准(2002版)30480003.2.2竣工图文件编制费基本设计费8%2438404设计文件评审费按预规计列14000005项目后评价费按预规计列500000四分系统调试及整套启动试运费3990251分系统调试费370元/工日x 874工日323123、3802施工企业配合调试费安装工程费 x 0.65%75645五生产准备费1000001生产职工培训费培训人数(5人) x单位培训费(2万/人)100000六基本预备费（建筑工程费+安装工程费+设备购置费+其他费用）x 3%3137794合计2480496210.2 财务评价 编制原则及依据国家发展改革委、建设部文件发改投资20061325号“关于印发建设项目经济评价方法与参数（第三版）的通知”。 资金来源及融资方案生产经营期20年。工程动态投资12746万元，其中静态投资12421万元，建设期贷款利息325万元。注册资本金比例为项目总投资的20%，其余资金为项目融资，融资暂按银行贷款考虑，年124、贷款利率为6.55%。按照等额还本付息方式进行还款，还款期为3年。 主要计算参数取值1）总收入（1）售热收入新增年售热量为132.8万GJ，含税售热价为27.5元/GJ。（2）节约水费减少冷却塔失水量实际补水量采暖期平均为104T/h，含税水价为1.93元/吨（循环水）。（3）减少的售电收入因增加热泵站厂用电，减少的售电量为679.36万kW.h，含税标杆上网电价为0.3844元/kW.h。（4）背压升高，煤耗费用机组因背压升高，全年多耗标煤5114吨，费用278.8万元。2）总成本费用供热成本费用包括折旧费、经营成本、摊销费和利息支出，其中经营成本包括燃料费、修理费、职工工资及福利费、劳保统125、筹、住房基金、材料费、保险费和其它费用。（1）折旧费折旧费按固定资产价值乘以综合折旧率计取。固定资产折旧年限为15年，采用直线折旧法，残值率为5%。（2）运行维护费本项目取修理费率为2.5%。（3）职工工资及福利费、劳保统筹和住房基金职工工资及福利费编制定员职工年平均工资(1+14)项目定员5人，年人均工资11.04万元。福利费项包括福利费、住房基金、劳保统筹费、教育经费、工会经费、补充养老费、医疗保险费、公伤保险费等，其费用合计估列为职工工资总额的14。（4）保险费保险费是指固定资产保险和其它保险，保险费率按固定资产价值的2.5计。3）税金国家一般税收政策：电力工程交纳的税金包括增值税、城市126、维护建设税、教育费附加、企业所得税。其中售热增值税税率为13%，售电增值税税率为17%；销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加，以增值税额为基础征收，税率分别采用7和3；企业所得税率为25%。 盈利能力分析 对本项目进行财务评价计算。具体财务指标见下表所示。表10.2-1 财务评价指标表名 称单 位年增加供热量104GJ132.8因背压年多耗标煤吨5114年节水量吨424320新增厂用电万kWh679.36水价（含税）元/吨1.93售热价（含税）元/GJ27.5电价（含税）元/kW.h0.3844供热定员人5年人均工资万元11.04福利费率%14保险费率%0.25修理费率 %2.5残值率%127、5折旧年限年15经过计算，所得税前，项目投资的内部收益率为26.04%，投资回收期为3.81年；所得税后，项目投资的内部收益率为22.73%，投资回收期为3.93年。所得税后，项目资本金的内部收益率为33.43%，投资回收期为3.13年。项目盈利能力很强。 敏感性分析以静态投资、售热价、售热量三个要素作为项目财务评价的敏感性分析因素，以增减5%和10%为变化步距，分析结果见敏感性分析表。表10.2-2 敏感性分析表不确定因素变化率（%）税后项目投资内部收益率（%）基本方案0 22.73静态投资1020.69521.65-523.91-1025.23售热价1025.17523.95-521.52128、-1020.29售热量1027.44525.44-518.90-1016.20从上表敏感性分析可以看出，静态投资、售热价、售热量分别调整正负10%和5%时，项目投资内部收益率在16.20%27.44%之间，均大于基本收益率8%，因此本项目抗风险能力较强。10.2.7 财务评价表10.2-3项目投资现金流量表10.2-4资本金现金流量表10.2-5利润与利润分配表10.2-6资产负债表10.2-7总成本费用表10.2-8借款还本付息计划表表10.2-3 项目投资现金流量表单位：万元表10.2-4 资本金现金流量表单位：万元表10.2-5 利润与利润分配表单位：万元表10.2-6资产负债表单位：万129、元表10.2-7 总成本费用表单位：万元表10.2-8 借款还本付息计划表单位：万元11 风险分析11.1 技术风险分析本项目拟安装6台48.9MW热泵，回收现有2台350MW热电机组循环水余热，以提高现有机组的供热能力和经济性。目前热泵技术成熟，多家热泵生产厂家技术实力雄厚，市场上有数百台吸收式热泵用于回收余热用，本项目不存在技术风险。11.2 工程风险分析从土建方面，根据火力发电厂岩土工程勘测技术规定（DL/T 5074-2006）、建筑抗震设计规范（GB 50011-2001）及搜集的资料可知，临近厂址区的区域内没有晚更新世以来的活动断裂，厂址场地区域地质构造相对稳定，适宜建设。另外，热130、泵厂房设计时基本风压按50年一遇的风压考虑，并按火力发电厂热泵厂房荷载设计技术规程要求，采用相应的风载体形系数，因此热泵厂房可抵御50年一遇的风荷载。从管理方面，电厂准备自筹施工队伍进行本项目建设，在费用管理、进度管理、质量管理等方面都能层层把关，保证工程按期保质完成。综上所述，本项目不存在工程风险。11.3资金风险分析经过计算，所得税前，项目投资的内部收益率为26.04%，投资回收期为3.81年；所得税后，项目投资的内部收益率为22.73%，投资回收期为3.93年。所得税后，项目资本金的内部收益率为33.43%，投资回收期为3.13年。项目盈利能力很强。项目经营期预计20年。通过项目财务评价131、，评价结果表明，本项目投产后的盈利能力是可行的。11.4政策风险分析为了实现经济可持续发展，节能减排是一项需常抓不懈、不容忽视的工作。另外，节能减排也写入了国家“十二五”规划中，从国家到地方都给予了高度重视，都给出了相应的优惠补贴政策。本项目为余热利用项目，初步估算，可增加电厂对外供热力能120MW，相当于电厂每年可节约5.32104t标准煤，并可减排相应的大气污染物和粉煤灰，具有良好的节能减排效益。本项目的实施积极响应了国家节能减排的号召，符合国家相关产业政策，为此，本项目无政策风险。11.5 筹资风险分析筹资风险是指项目在建设过程中由于举债而给企业财务成果带来的不确定性，筹资风险是客观存在132、的、真实的；是可测量的、也是可控制的。本项目加强对筹资风险的认识和评估，并根据具体情况制定可行的策略和措施，尽可能作到有备无患，规避各类风险。主要控制手段：（1）合理确定资金需求量。根据项目总投资、资本金比例确定负债资金筹资量；根据工程建设进度确定资金需求量和到位时间。（2）优化筹资方案。充分进行资金市场调查，充分考虑目前国内融资环境，测算筹资成本和筹资量，合理选择筹资渠道和筹资方式，努力降低筹资成本。根据资金需求量和到位时间，合理安排各种资金的提款计划，减少资金沉淀。（3）优化借款结构。制定长期提款还款计划，合理安排提款额度、提款次数、提款日期；适当安排中、短期借款，减少长期借款，降低建设利133、息支出。12 结论与建议12.1 结论1） 本项目利用xx长春第三热电厂现有厂区内的场地，建设一座热泵厂房，安装6台48.9MW热泵，回收1号和2号机组的循环水余热。2）厂址区域地质构造背景简单，历史上遭受地震影响较少，晚更新世以来无活动断裂在场地附近通过。临近厂址区的区域内没有晚更新世以来的活动断裂，厂址场地区域地质构造相对稳定，适宜建设。3）本项目余热供热循环水系统为闭式循环供水系统，其它系统基本不增加新的用水量，故增建热泵余热供热系统不需改、扩建原供水水源，其工业用水由原厂的预处理系统和工业水系统提供。4）经多方案比较，本项目推荐采用6台48.9MW的热泵方案。5）实施循环水余热利用后，可将xx热供热能力增加120MW，新增供热面积240万平方米，提高了全厂的供热能力，增加了供热收益。6）本项目静态投资水平为20xx年，工程动态投资12746万元，其中静态投资12421万元，建设期贷款利息325万元。7）所得税前，项目投资的内部收益率为26.04%，投资回收期为3.81年；所得税后，项目投资的内部收益率为22.73%，投资回收期为3.93年。12.2 建议xx长春第三热电厂利用循环水余热供热工程具有良好的节能效益和经济效益，建议进一步开展工作，落实工程技术方案和实施措施。