1、山东热能有限公司综合利用热电项目可行性研究报告含附表XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX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119可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目 录第一章 总 论1第二章 热负荷10第三章 电力系统12第四章 燃料供应14第五章 厂址条件17第六章 装机方案及主要设备选型22第七章 工程设2、想26第八章 环境保护51第九章 劳动安全、工业卫生及消防53第十章 节能篇58第十一章 生产组织和劳动定员71第十二章 工程实施条件及进度轮廓72第十三章 经济评价74第十四章 结论及建议105附图目录1、项目区域位置图2、厂区总平面布置图3、煤压机房0.00m平面布置图4、煤压机房4.5m平面布置图5、发电主厂房0.00m平面布置图6、发电主厂房7.00m平面布置图7、热力系统图8、煤气压缩机气体工艺流程图9、燃油供应系统图10、氮气供应系统图11、电气主接线图12、水量平衡图13、供水系统图14、锅炉补给水处理工艺流程图附件A. 可研委托书B. 国土资源局关于用地许可的文件C. 当地政府3、关于项目用水意见D. 主要用热户供热协议E. 银行贷款意向书F. 接入系统批复文件G. 水质分析报告H. 环评批复J. xx市文物管理局出具的文件第一章 总 论燃气蒸汽联合循环装置（Combined-Cycle Power Plant，以下简称CCPP），是将具有较高平均吸热温度的燃气轮机循环(布雷顿循环)与具有较低平均放热温度的蒸汽轮机循环(朗肯循环)结合起来，使燃气轮机的废热成为汽轮机循环的加热热源的一种高效的工艺流程。整个循环的热效率大大超过常规的火力发电机组。CCPP工艺与常规火力发电相比具有（1）热效率高（2）耗水少（3）占地面积少（4）污染物排放量极低（5）运行工况灵活，启停快速（4、6）建设周期短（7）劳动定员少等优点。正因为如此，CCPP近几年在国外得到了迅速的发展。在中国，主要应用在以天然气或重油为燃料的电厂，近几年随着国家节能减排、循环经济、清洁生产政策的出台，CCPP在煤化行业也得到了迅速的发展。山东XXxx煤化有限公司在生产焦炭的过程中富裕大量的xx煤气，据统计每小时xx煤气富裕量在2065327503Nm3/h。根据山东XXxx热能有限公司及xx市金乡县政府的要求，拟利用富裕的xx煤气采用CCPP工艺建设xx煤气综合利用项目。CCPP工艺与热电联产结合后，整个循环热效率高达7086%之间。无论是从能源的利用率上以及循环经济的角度，都非常符合国家的产业政策，属于5、国家鼓励和支持的工程项目类别。1.1 概况1.1.1 项目、企业性质及法人代表企业名称：山东XXxx热能有限公司法人代表：法定地址：注册资金：8000万元 建设单位基本情况山东XXxx热能有限公司成立于2009年9月，是xx煤气综合利用热电项目法人。公司注册资本8000万元，由xx矿业集团有限公司出资70%、山东省xx工业有限公司出资30%组成。该项目利用山东XXxx煤化有限公司的炼焦生产的xx煤气进行燃气蒸汽联合循环发电。山东省xx工业有限公司（山塑集团）是集xx、煤化工、房地产、投资、典当业于一体的山东省xx企业集团，先后荣获“全国500家最大服务业企业”、“中国xx原料流通航母”、“中国6、1000家企业集团”、“山东省xx商贸集团”、“山东省商业百强企业”等荣誉称号。近几年来，山塑集团积极实施“多元化战略”，2007年顺利取得了山东xx煤化有限公司90.16的控股权。2007年山塑集团实现销售收入达30亿元。“十一五”期间，山塑集团将紧紧围绕xx、煤化工、木材三大主业，实现做强 做大、做细做精的战略目标。xx矿业集团有限公司（XX集团）是一家以煤为主，多业并举的国有大型现代化企业集团。现有职工5000多人，资产总额32亿元，拥有20多家企业，是全国煤炭百强企业、煤炭行业“效益十佳”单位和山东省人民政府xx发展的企业集团之一。集团公司拥有20亿吨煤炭资源储量，企业技术、人才、管理7、资金实力雄厚。“十一五”期间，XX集团将实现经济高速跳跃式增长，xx集中建设“三大基地”（汶梁煤电基地、金乡煤电化基地、科技园高科技项目基地），形成集煤炭、煤电、煤化、稀土、新型建材等多业并举、多种经济成份并存的大型企业集团。山东xx煤化有限公司的前身xx煤化公司投产于1984年，是山东省乃至国内建设发展较早的独立煤焦化工企业。公司成立以来一直承担着供应xx市区15万户居民用气和工业用气的重任，为提高市区居xx活质量和xx市发展做出了重大贡献，是xx市煤焦化工产业的xx企业。在“七五”、“八五”期间，公司在煤焦化工领域发展较快，最终形成了年产60万吨焦炭、17万吨焦油加工、2.5万吨粗苯加工8、1万吨精萘、30万吨洗煤、4万吨硫酸、3.4万吨蒽油加工及2000吨蒽醌、2万吨针状焦的生产能力，并有配套的6000kW和3000kW热电站、3.7km铁路专线及完善的污水处理设施。焦油深加工的深度、煤焦化工产品的布局和采用的先进技术，在国内仅次于宝钢化工。山东XXxx煤化有限公司建设捣固xx生产焦炭，其中一期生产规模为年产焦炭120万吨，二期生产规模为年产焦炭240万吨。配套建设焦化产品深加工工艺。xx煤气除自用外，还有大量的富裕。针对富裕xx煤气量，山东XXxx热能有限公司拟利用CCPP工艺建设xx煤气综合利用项目。燃机余热锅炉生产的蒸汽除了供应化工工业园区工业蒸汽使用外多余的蒸汽用来发9、电。1.1.3 项目背景XXxx煤化有限公司地处xx市金乡县胡集镇，xx在炼焦的过程中产生了大量的xx煤气，除了自用外，还富裕大量的xx煤气，这部分xx煤气没有大的用户，如不加以利用，xx煤气放散到大气中，不但会造成严重的环境污染，还会造成社会能源的巨大浪费。根据循环经济的3R原则，企业循环与社会循环相结合，发电与供热相结合，XXxx热能有限公司xx煤气综合利用项目燃机余热锅炉生产的蒸汽与化工工业园区中其它工业用汽 单位结合起来，进一步提高能源的利用率，实现能源的梯级利用，创造更大的企业效益和社会效益。XXxx热能有限公司xx煤气综合利用项目可为社会每小时提供40多吨蒸汽量，在目前情况下能够满10、足金乡县化工工业园区部分蒸汽的需要。该项目的国家政策：中华人民共和国循环经济促进法“第三十二条企业应当采用先进或者适用的回收技术、工艺和设备，对生产过程中产生的余热、余压等进行综合利用。”中国节能技术政策大纲“.1更新改造运行热效率低于60%的工业锅炉。更新改造锅炉本体和辅机，使工业锅炉运行热效率达到75%以上；淘汰集中供热区域内的低效锅炉。随着天然气的快速发展，有条件的地方尽可能采用小型或微型燃气轮机或内燃机加余热锅炉的热电联产技术，取代单纯的锅炉。”“新建工业锅炉，有条件的采用循环流化床锅炉或燃气轮机或内燃机加余热锅炉进行热电联产，蒸汽多级利用。”“积极发展洁净煤发电技术，xx开发并推广适11、合国情的循环流化床（CFBC）及整体煤气化发电技术（IGCC）。”发改能源2007141号文又指出：“国家支持利用多种方式解决中心城镇季节性采暖供热问题，推广采用生物质能、太阳能和地热能等可再生能源，并鼓励有条件的地区采用天然气、煤气和煤层气等资源实施分布式热电联产”。1.1.4 项目概况山东XXxx热能有限公司根据煤气平衡情况，小时富裕量2万多Nm3/h。该项目拟选用两台美国索拉公司提供的TITAN 130-20501机组为主机建设CCPPxx煤气综合利用项目。 燃机余热锅炉采用补燃型式，做到xx煤气放散为零。燃机余热锅炉生产的蒸汽满足金乡县化工工业园区其它企业对蒸汽的需求。CCPP项目根据12、化工工业园区蒸汽平衡，建设1套装机容量12MW抽凝机组。项目实施后，CCPP全厂热效率达到74.98%。年外供电量23474万kWh，年外供蒸汽量40万吨。1.2 项目建设的必要性XXxx热能有限公司的xx在炼焦过程中除了自用的xx煤气外，还富裕大量的xx煤气，这部分xx煤气如不加以利用，将会造成大量的xx煤气放散，即污染环境，又造成了社会能源的巨大浪费。该项目年利用xx煤气13424万Nm3/h，xx煤气折标煤：8.44万吨/年。本工程设计中十分重视环境保护，xx煤气进入燃机前严格按照燃机燃料规范要求进行了除尘、洗奈、脱硫等净化处理，属于清洁燃料发电，无固体排放物，废气中的污染物很少。SO213、排放浓度大大低于国标允许SO2排放量值，烟尘排放浓度更是远低于国标允许排放浓度的规定。联合循环机组生产过程中所产生的废水量也较常规发电机组少，设计中采取了废水回收利用措施，除盐水制备及冷却循环水排污水通过管道输送至炼焦生产区重复利用。对CCPP项目运行中所产生的噪声，采取了减振、加装消音器、隔音装置等措施，以减轻对环境的影响。该项目符合国家产业政策，是在国家节能技术政策大纲、循环经济促进法中明确提出要鼓励发展的项目类别。1.3 设计依据（1）甲方向乙方发出的设计委托书。（2）甲方向乙方提交的基础资料。（3）设计单位采用的国家设计规范和技术标准。1.4 可行性研究范围及内容该方案与xx市金乡县化14、工工业园区蒸汽供应相结合。本可研的研究范围仅包括CCPP项目，其它部分内容及调查研究不在本项目范围之内。主要研究范围如下： 厂址及总平面规划 主机方案研究 燃料供应 水源论证 热负荷 电力接入系统 环境保护 节约用能 消防、安全职业卫生 工程经济分析及评价 有关本项目的环境影响评价、区域供热规划、电力接入系统报告、地质灾害、文物保护以及水土保持、工程地质勘察、地形测绘等专门报告，由业主另行委托相关专业单位编制专门报告。1.5 设计原则根据国家有关技术经济政策、现场条件及业主单位要求，为保证企业获得最大的经济效益，设计遵循了以下主要技术原则：（1）充分、合理、高效地利用煤气资源的原则。在机组选型15、上，工程建设规模根据XXxx煤化有限公司xx煤气的富裕量来确定装机规模，保证两台TITAN130机组有充足的燃料供应量。燃机余热锅炉采取补燃的方式，全部消化波动煤气，做到煤气放散量为零。（2）立足设备国产化的原则。除了燃机外，其它设备均采用国产设备。（3）整体规划和分期建设的原则。设计中考虑了随着XXxx煤化有限公司的发展和xx煤气产量的增加，再扩建的可能性，预留出扩建位置。（4）能源高效利用的原则。采用先进的热力循环系统，提高系统的能源利用率。遵循循环经济的3R原则，社会大循环与企业小循环相结合，最大可能的提高能源利用水平。（5）注重清洁生产的原则。xx煤气的供应严格按照燃机燃料规范要求进行16、了除尘、洗萘、脱硫等净化处理。排放污染总量极低。 总装机容量该CCPP工艺方案是根据山东XXxx煤化有限公司小时xx煤气平衡富裕量选出的燃机型号，是以充足的燃料保证为基础。燃机厂家选用美国索拉公司的燃机产品。以两台15000kW TITAN 130-20501机组为主机按燃气蒸汽联合循环的工艺流程确定为主工艺流程。该燃机有成熟的运行业绩和可靠的技术保障措施。在燃机余热锅炉生产的蒸汽利用上，考虑到园区初期热用户较少、后期逐步增加的特点以及项目的经济效益，采用1台装机容量12MW的抽凝式蒸汽轮发电机组，根据化工工业园区蒸汽需要量调整抽汽量。本项目总装机容量：15000kW2+12000kW=42017、00kW最大抽汽量：40t/h抽汽压力：1.27MPa 建设地点初步确定该项目建设选址在：山东省xx市金乡县胡集镇煤化工园区的中心地带，105国道的东侧约2.3公里。 总图运输部分该项目所需的燃料全部为山东XXxx煤化有限公司自产的xx煤气，采用管道输送至CCPP电厂厂区，不需要大量的厂外运输。需要厂外运输的物资主要是本项目建设过程中所需的设备及材料和生产过程中所需的备品备件、启动点火用油及化学药品等，运输量不大，可通过105国道和便利的公路运输网运至厂内。 燃料及供应该CCPP项目是以xx煤气为燃料的联合循环工艺流程。经过净化处理的合格xx煤气通过管网送至厂区。燃料供应量充足。燃机启动或故障18、状态下燃料切换用-20#轻柴油。在电厂设有单独的油罐及卸油、供油系统。 水源xx地区水资源丰富，由于采用CCPP工艺，整个工艺耗新水量较少。该方案水源为北大溜河河水，设计每小时用水量110.04 m3，年用水量69.2万 m3，拟取用河水作为水源。工业冷却水系统采用二次循环敞开式循环水系统，其冷却设备选用机械通风玻璃钢冷却塔。 电气主接线及并网厂址附近隶属地调的变电所有大义乡110kV变电站和110kV园区变电站可供接入。目前基本确定并网方案为：三台机组以10kV电压等级分别接入110kV园区变电站的10kV三段母线上，与系统并网。燃机发电机及抽凝发电机出线端电压均为10kV。电气主接线采用119、0kV单母线分段接线方式。厂用高压用电设备电压等级为10kV，低压用电设备电压380/220V， 10kV系统采用单母线分段，正常情况下10kV单母线分段运行；低压系统设一台低压备用变压器，任何一段母线失压，备用变将自动投入。10kV系统采用中心点不接地，400V系统采用中心点直接接地。本项目启动电源通过#1（#2、#3）联络线倒送电源为厂用设备提供启动电源。 主厂房布置本CCPP工艺主要工序包括煤气压缩系统、燃油供应系统、氮气供应系统、锅炉给水除氧系统、抽凝发电系统、换热站、氮气制备系统等。其中煤压机房内设两台往复式煤气压缩机。两层布置，运转层4.5m。副跨也两层布置，一层为高低压配电室，二20、层为操作室。 土建部分根据中国科学院地球物理研究所1958年公布的地震烈度资料及中国地震烈度区划图（1990），金乡县地震烈度基本值为度，历史最大震级为3.8级，本工程抗震设防按度考虑。建筑：美观大方，具有现代感。并考虑生产与管理建筑的完整一致性。 在具体设计过程中注意了各个工艺的具体特点，考虑了防火、防爆、降噪、通风的国家规范要求。 热控部分根据燃气-蒸汽联合循环机组的特点，燃气轮机自带控制系统，燃机控制系统中的重要信号通过以太网与全厂DCS系统相连。煤气压缩机、75t/h流化床锅炉的信号送至集中控制室的DCS系统进行检测和控制。发电主厂房辅跨二层作为全厂集中控制中心。余热锅炉、汽轮发电机组21、煤气压缩系统、电气系统、75t/h流化床锅炉系统等采用DCS(分散控制系统)控制。 劳动定员本项目劳动定员36人。 经济评价项目计划规模总投资22006万元，其中静态投资21556万元，建设期 贷款利息450万元，铺底流动资金817万元。本项目建设单位自筹资金8068万元，长期贷款15056万元，贷款利率按5.94%计，贷款期限为6年，宽限期1年。用电价0.496元/KWh（含税）上网电价：0.3974元/KWh（含税）,蒸汽价格：150元/t计算，xx煤气价格按0.60元/Nm3。项目总投资收益率26.6%，投资财务内部收益率（所得税前）28.35%，投资回收期（含建设期/所得税前）4.722、年。设备年利用小时数：按6500小时计算。1.6 工作经过2009年6月-7月，双方展开多次技术交流2009年7月22日，协助编制厂址选址方案2009年7月27日，双方确定编制项目可行性研究报告2009年8月7日，提交第一版项目可行性研究报告2009年8月21日，提交第二版项目可行性研究报告2009年8月22日，xx市发改委组织进行了可行性研究报告的评审第二章 热负荷2.1 供热现状山东XXxx热能有限公司xx煤气综合利用项目，根据xx市金乡县规划要求，同时承担金乡县化工工业园区蒸汽供应的任务。根据CCPP工艺，每台补燃燃机余热锅炉能够生产中温中压参数蒸汽40t/h。根据调查金乡县工业园区现主23、要工业用汽单位是山东XXxx热能有限公司，用汽参数1.0MPa，温度在220左右，主要热用途为化工生产，属于全年用汽。现有本工程厂址周边胡集镇和卜集镇居民未实现集中供暖，冬季采暖为居民小型自备热水锅炉，冬季环境污染比较严重。2.2 热负荷调查根据调查资料显示，生产用汽单位为山东XXxx煤化有限公司，最大用汽量为采暖期41.58t/h，用汽量大而且很稳定。工业热负荷调查表见下表：表2-1 工业负荷调查表序号名 称参 数Map/采 暖 期t/h非采暖期t/h备注最大平均最小最大平均最小1山东XXxx煤化有限公司1.0/20041.5839.135.1540.6737.412.384合计1.0/2024、041.5839.135.1540.6737.412.382.3 规划热负荷根据金乡县化工园区的产业规划：2015年开发区将实现工业总产值300亿元，2020年开发区将实现工业总产值600亿元。经预测，至2015年阳光染料有限公司进入化工园区后生产用汽为50t/h，山东XXxx煤化有限公司建设捣固焦生产焦炭二期投产后，山东XXxx热能有限公司再扩建两台15MW燃气轮机消耗山东XXxx煤化有限公司建设捣固焦生产焦炭中产生的xx煤气，同时上两台40t/h余热锅炉和一台12MW抽凝机组，抽汽量为40t/h，本工程最终两台12MW抽凝机组能够满足2015年工业园区规划热负荷。2.4 设计热负荷根据汽机25、抽汽出口蒸汽温度、压力和现有热用户所需要的蒸汽温度、压力，经焓值折算，并考虑热网压力损失，按照供汽压力P=1.27Mpa，供汽温度T=300折算到汽机外供蒸汽出口设计值见下表：工业设计热负荷统计表项目单位采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小工业蒸汽热负荷1.27MPa 300t/h4035.734.539.234.811.55合计t/h4035.734.539.234.811.552.5 凝结水回收通过对热用户调查了解到，生产热负荷中为工业用汽，大多数为直接用汽，虽有少数间接用汽，但换热后凝结水都在各自厂内回收使用，因此本工程的生产热负荷凝结水不回。第三章 电力系统3.1 概述山东XXxx热26、能有限公司xx煤气综合利用项目为CCPP联合循环发电工艺，采用两台美国索拉公司提供的TITAN 130-20501机组为主机按燃气-蒸汽联合循环工艺实施发电，发电量215MW，两台补燃余热锅炉产生的蒸汽供应1台抽凝式蒸汽轮发电机组，装机容量为12MW。山东XX集团公司最大用电量2.8万度/小时，属于全年用电。山东XX集团xx煤气综合利用项目最大供电能力3.62万度/小时，供电余量0.8万度/小时。3.2 电力负荷预测与平衡山东XX集团现有电负荷2.8万度/小时。目前用电企业详见山东XX集团xx煤气综合利用项目供电统计表3-1，本项目建设后对区域电网影响不大。 表3-1 山东XX集团xx煤气综合27、利用项目供电统计表序号企业名称度/小时1xx、公用工程13000230万吨/年焦油加工及2万吨精萘（其中一期15万吨焦油和1万吨精萘）400033.4万吨/年葱油加工项目15004办公生活区20005阳光颜料助剂75006合计280003.3 电源考虑到本项目用电负荷情况及对供电可靠性的要求，本项目新建380/220V配电室、10kV配电室；发电机设出口母线，母线电压为10kV。发电机发出的电量通过10kV联络线与电网连接。在电厂建设期间，10kV联络线可以为电厂提供启动电源。本工程在电气设备间设置二套DC220V、300Ah微机监控型免维护铅酸蓄电池电源装置及一套AC220V、40kVA交流28、不间断电源装置。接入系统的设计及保护与当地电力部门协商确定。第四章 燃料供应4.1 燃气来源及性质本工程发电燃料是利用山东XX煤化有限公司自身炼焦过程中所产生的副产品xx煤气。山东XXxx煤化有限公司建设捣固焦生产焦炭，其中一期生产规模为年产焦炭120万吨，二期生产规模为年产焦炭240万吨。4.1-1 煤气成份见下表：成份符号体积百分比CO%58H2%5560CO2%1.53N2%37CH4%2327O2%0.30.8CmHn%24H2S%0.0001LHVkCal/Nm34453.6比重kg/Nm30.3748华白数774.1 燃机对xx煤气其它成份的要求见下表：项 目等量浓度硫3000PP29、M 气体燃料1000PPM 液体燃料钠+钾0.5PPM钒0.5PPM铅1PPM钙+镁2 PPM氟1 PPM氯1500PPM 或0.15%重量百分比其他0.5PPM 其它成份：H2S： 20mg/Nm3NH3： 50mg/Nm3萘： 50mg/Nm3（冬季），100mg/Nm3（夏季）焦油和灰尘含量： 10mg/ Nm3山东XXxx热能有限公司xx煤气综合利用项目，不包括xx煤气净化工艺，供应给该项目的xx煤气是负荷燃机燃料规范要求的xx煤气。特需注意：xx煤气的成份对设备的安全运行至关重要，其中萘、硫的含量会对煤气压缩机的安全运行造成很大影响，硫的含量会同时对锅炉的运行造成很大的影响。4.2 30、xx煤气供应 山东XXxx煤化有限公司xx煤气平衡山东XXxx煤化有限公司xx煤气量外供量表时间段项目煤气产生量单位40万吨焦17536Nm3/h80万吨焦35072Nm3/h60万吨焦26304Nm3/h120万吨焦52608Nm3/h单台TITAN 130-20501燃机的燃料需求表见下：项目单位工况1工况2工况3工况4环境温度-1013.52535输出功率kW（联合出力）16026146171361012303燃料消耗量kCal/sec11179.5910263.79764.249207.71kNm3/h9583879783697892热耗kCal/kW2511252825832694k31、J/kW10513.110584.210814.511279.2热效率%34.23934.01533.29131.913排烟温度489499508522由以上两表可见，xx煤气供应量能够满足两台TITAN 130-20501满负荷发电的需要，且还有富裕。4.3 启动点火用油的供应根据燃机供应商的要求, TITAN 130-20501型燃机启动时使用-20号轻柴油，品质需符合燃机“液体燃料规范”要求。一台机组启动时用油量一般最大为4000kg/h。经16分钟负荷带到30%后可切换开始用xx煤气。因此，本工程需要启动点火油量很少，可从市场购买。第五章 厂址条件5.1 厂址位置及周围环境 厂址地理位32、置山东XXxx热能有限公司xx煤气综合利用热电项目，结合化工工业园区供热需要，提出以下二个方案进行比选。方案一：厂址位于化工工业园区中心西侧拟选厂址位于化工园区中心，西靠105国道，北临北大溜河，拟选厂址地势平坦，交通方便，距离水源较近，距离xx煤化较近，距离蒸汽用户较近。方案二：厂址位于大义北村的北侧拟选厂址位于105国道东侧，北大溜河西侧，大义北村的北侧，拟选厂址地势平坦，交通方便，距离水源较近。拟选厂址距离xx煤化较远，东面和西面有北大溜河绿化带和105国道绿化带作为屏障，可以降低噪声影响。南北两侧距离村庄较远。该场地距离xx煤化园区较远，距离蒸汽用户稍远。 运输输送距离表方案一方案二x33、x煤化0.6 km2.5 km化工工业园区中心0.7 km4.2 km化工工业园区边缘4.1 km7.5 km新万福河5.9 km3.6 km北大溜河0.3 km0.2 km105国道2.3 km0.1 km卜集35KV变电站3.3km6.8km大义110 KV变电站6.6km1.6km110kV园区变电站300m300m以上两个拟选厂址，均坐落在化工工业园区内，其中方案一靠近煤化工园区的中心，方案二位于煤化工园区内的西南部，二个拟选厂址地势平坦，附近没有重要文物保护区域，交通方便，靠近水源，适合作为厂址。方案一更靠近xx煤化和工业园区的主要蒸汽用户，煤气输送、蒸汽输送条件更好一些。综合比较，34、方案一建厂条件更为优越，交通方便，靠近水源，靠近主要蒸汽用户，靠近xx煤化，有利于煤气的经济安全输送。因此，推荐方案一作为CCPP项目厂址。 场地条件厂址位于山东省xx市金乡县煤化工业园区中心偏西，北大溜河的南侧。本项目规划用地230.1亩，实际建设用地（围墙内）191.8亩，其中：第一期项目用地74.92亩，第二期116.88亩，剩余38.3亩为围墙外公用面积。本项目拟选厂址不压矿、不压文物。5.2 自然条件本电厂位于鲁西南，属温带季风区，气温变化显著，四季明显，夏季炎热，冬季寒冷。全年以东南风为主，冬季多以北风或西北风为主，年平均风速2.6m/s，最大风速25m/s（1985年8月）。根据35、金乡县气象站1959年建站以来的统计资料，年最大降雨量为1060mm(1964年)，年最小降雨量为547.5mm(1963年)，年平均降雨量为654.6mm。月最大降雨量为460.10mm（1963年8月），日最大降雨量为194mm（1965年7月9日）。雨季多集中在6、7、8、9四个月。年平均蒸发量为1619.6mm，最大蒸发时间为48月份，占全年蒸发量的63.9%。根据1959年1月至2001年12月统计资料，年平均气温为14.0,最高气温为41.9（1966年7月19日），最低气温为-18.5（1964年2月17日），每年6、7、8三个月气温最高。最早冻结期为12月，最迟解冻期为3月，最36、大冻结深度为44cm，（1980年2月11日）。按中国地震动参数区划图，金乡地震烈度为6度（地震动峰值加速度0.05g）。本项目场地建筑物均按地震烈度6度设防。厂区地面标高由工业园区根据防洪要求统一确定，本厂址设计地面标高为36.20米。5.3 交通运输金乡公路纵横，京珠公路105国道纵贯南北，省级干道东丰公路、枣曹公路横穿东西，京沪、京九、陇海、石新铁路和京杭运河傍区而卧，金乡的交通十分便利。各乡镇村庄均有沥青路面或水泥公路相通，实现了村村通公路，村村通客车。北距xx机场6km。金乡河道成网，金乡境内有大小河流24条，主要有新万福河、老万福河、东鱼河等。河流皆由西向东流入南四湖，内河航道与京37、杭运河直接相连。本电厂厂址位置交通方便，xx金乡、徐州金乡、商丘金乡公路均经过本区，距105国道2100m。由于该项目所需的燃料全部为xx煤气，通过煤气管道架设输送，且燃料燃烧后没有其它灰渣，所以在输送能力上没有其它要求。5.4 供水水源由于CCPP工艺独特的热力循环方式，做功主要靠高温烟气膨胀做功，蒸汽部分做功所占份额较少，且采用抽凝工艺，所以工业循环水量非常低。该项目总循环水量约3700t/h，加上制备除盐水所需新水小时用水量110.04 m3，年用水量69.2万 m3。根据当地水务部门提供的水源条件，金乡县年平均降水量720毫米。水资源相对丰富, 河网较密，以万福河、新万福河、大沙河为主38、体辅以灌溉渠和河道支流，形成了灌溉网。主要河道常年不断流，水量稳定，水质较好。万福河最大流量为742m3/s。煤化工园区以北大溜河为主要水源。根据金乡县水利局关于该项目用水情况的说明资料，以北大溜河水为水源可以满足水源需求。工业冷却水系统采用二次循环敞开式循环水系统。5.5 水文气象最冷月平均温度 -1.4最热月平均温度 27.4极端最高温度 42.5极端最低温度 -19.7最冷月平均相对湿度 54%最热月平均相对湿度 73%夏季主导风向 西南冬季主导风向 东北设计计算数据：冬季采暖室外计算温度 -7夏季通风室外计算温度 31冻结土深度 0.44m最大积雪深度 19cm平均年总降雨量 671.39、0mm一天最大降雨量 298.4mm风荷载 0.35KN/m2雪荷载 0.20K N/m250年一遇洪水位标高 35.2m5.6 工程地质由于本项目位于西大溜河西部，G105国道东侧，参照附近企业的工业场地岩土工程勘查报告，场地土自上而下分层如下：层粉土：厚度1.0m3.9m，层底标高33.2935.86m。其地基承载力特征值fak=120kPa。层粘土：厚度1.004.40m，层底标高31.4733.16m。其地基承载力特征值fak=120kPa。-1层粉土：厚度0.501.30m，层底标高33.4333.86m。地基承载力特征值fak=110kPa。层粉土：厚度0.53.20m，层底标高240、8.5131.91m。其地基承载力特征值fak=140kPa。层粘土：厚度0.404.10m，层底标高27.2130.16m。其地基承载力特征值fak=140kPa。层粘土：厚度0.40m3.30m，层底标高25.5728.46m。其地基承载力特征值fak=150kPa。-1层粉土：厚度0.50m1.30m，层底标高25.9728.19m。其地基承载力特征值fak=150kPa。层粉土：厚度1.10m9.00m，层底标高17.3725.83m其地基承载力特征值fak=180kPa。-1层粘土：厚度0.502.3m，层底标高22.0225.02m。其地基承载力特征值fak=180kPa。-2层粘41、土：厚度0.402.0m，层底标高18.8120.13m。其地基承载力特征值fak=180kPa。层粘土：厚度3.30m7.10m，层底标高11.4914.59m其地基承载力特征值fak=180kPa。-1层粉土：厚度0.401.0m，层底标高14.7316.61m。其地基承载力特征值fak=180kPa。层粉土：厚度0.502.0m，层底标高10.4113.19m。其地基承载力特征值fak=200kPa。层粘土：厚度1.504.1m，层底标高7.2110.34m。其地基承载力特征值fak=220kPa。-1层粉土：厚度0.701.4m，层底标高7.289.46m。其地基承载力特征值fak=242、20kPa-2层粉土：厚度0.701.4m，层底标高7.238.01m。其地基承载力特征值fak=220kPa层粘土：该层未完全揭穿，其地基承载力特征值fak=240kPa。地下水: 勘察期间地下水位埋深1.702.70m，水位标高34.0335.91m。结论：参照以上地质资料，拟建一般建筑物如化水车间、办公楼、单身宿舍、变电所等宜采用天然地基，利用（1）层土为基础持力层，地基承载力特征值采用120kPa。拟建大型建筑物建议采用桩基。5.7 厂址条件综评经过综合经济评价，目前选址方案是综合最优方案。第六章 装机方案及主要设备选型6.1 装机方案论证本项目全厂热效率为74.98%，远远高于同等规43、模火力发电厂效率，且水资源消耗极低，且污染物排放量极低，属于典型的清洁生产项目，属于环境友好、清洁生产、循环经济类项目，该项目纳入工业园区的集中工业规划，更能够集中体现CCPP项目的独特优势。根据山东XXxx煤化有限公司xx煤气平衡结果，选用两台TITAN 130-20501型燃气轮发电机组，单台消耗xx煤气约9000m3/h，能够充分的利用平衡出来的xx煤气。CCPP项目仅考虑xx煤气充足供应条件下洁净xx煤气综合利用的方案。在燃机余热锅炉的选型上，考虑还有部分富裕xx煤气，且燃机随着季节变化xx煤气消耗量也有较大的变化。为了充分利用xx煤气，做到xx煤气放散量为零，燃机余热锅炉采用补燃方式44、。补燃煤气量根据富裕xx煤气量来确定。表6-1 燃机基本性能参数表项目单位工况1工况2工况3工况4环境温度-1013.52535输出功率kW（联合出力）16026146171361012303燃料消耗量kCal/sec11179.5910263.79764.249207.71Nm3/h9583879783697892热耗kCal/kW2511252825832694kJ/kW10513.110584.210814.511279.2热效率%34.23934.01533.29131.913排烟温度489499508522富裕煤气Nm3/h1487305939154869根据上表，在安装两台TITA45、N130基础上，富裕煤气波动范围在14874869 Nm3/h，进一步确定每台补燃余热锅炉的补燃煤气量在02500 Nm3/h之间。在燃机余热锅炉后续工艺上，结合xx市金乡县化工工业园区蒸汽的需要，蒸汽轮发电机组选择1台12MW的抽凝机组，具备外供1.27MPa过热蒸汽的能力，根据金乡县化工工业园区蒸汽需要量调整抽汽量，同时设计一套100%容量的减温减压设备，以备在蒸汽轮发电机组故障情况下确保蒸汽外供。6.2 主要设备选型CCPP工艺四大主机主要性能参数如下 燃气轮发电机组性能参数型号：TITAN 130-20501数量：2台套输出电力电压等级：10kV；50Hz型号TITAN 130-20546、01型式50Hz燃料系统双燃料燃料类型xx煤气、柴油性能表参数表海拔m50进气阻力损失mmH2O100废气阻力损失mmH2O250相对湿度%60工况1工况2工况3工况4环境温度-1013.52535输出功率kW（联合出力）16026146171361012303燃料消耗量kCal/sec11179.5910263.79764.249207.71kNm3/h9583879783697892热耗kCal/kW2511252825832694kJ/kW10513.110584.210814.511279.2热效率%34.23934.01533.29131.913排烟温度489499508522 煤气47、压缩机性能参数根据索拉燃机要求，煤气进口参数如下：温度：50(烃露点+27度，水露点+10度选高者，最高温度不超过76度)压力：2.4MPa(2.12.8MPa) 煤气压缩机选用往复式压缩机，机器为对称平衡型，四列四级压缩，采用德国BORSIG公司和瑞士ARECO公司的引进技术，遵照API618标准设计。型号：4M25-161/27-BX 配套同步电动机数量：2台主要参数： 煤压机进口压力：3000KPa（G） 煤压机出口压力：2.4MPa 煤压机出口煤气温度：55-60 主电机：功 率：15000 KW转速：333 r/min同步电动机，防爆等级：ET3，防护等级：IP54每级间配套缓冲器及48、级间冷却器、和气液分离器等设备 燃机余热锅炉性能参数余热锅炉为双压、卧式烟道、自然循环、立式受热面、补燃型式。数量：2台余热锅炉在环境温度15时，其性能如下：补燃xx煤气范围：02500Nm3/h中压蒸汽压力： 3.82 Map（G）中压蒸汽产量： 40t/h中压蒸汽温度： 450 低压蒸汽压力：0.3 Map（G）低压蒸汽产量：5.4 t/h低压蒸汽温度：饱和当燃机环境温度改变时，余热锅炉低压部分可以滑参数运行，改变其吸热量，继而改变其蒸汽产量，以满足高压部分给水除氧的需要。 抽凝发电机组性能参数本次工程拟选用抽凝式机组，以满足金乡县化工工业园区对蒸汽负荷的需要。装机配置为二炉一机模式，整体49、CCPP建制为2+2+2+1模式。蒸汽轮机性能如下：装机容量：12MW进汽流量：72.75t/h进汽压力：3.43 MPa（A）进汽温度：435 抽汽压力：1.27 MPa（A）抽汽量：040t/h6.3 经济指标装机容量：42000kW燃气发电：30000kW汽轮机组发电：10000kW供热工况自耗电率：9.04%年作业时间：6500小时年发供电量：26000万kWh年外供电量：23474万kWh年外供蒸汽量：40万吨年消耗xx煤气量：13424万Nm3年耗新水量：69.2万吨年耗氮气量：380万Nm3年耗油量：20t劳动定员：36人工程占地（包括预留二期面积）：49946m2第七章 工程设50、想7.1 全厂总体规划及厂区总布置规划 全厂总体规划本工程依托XXxx煤化有限公司，在化工工业园区中心建设，外部条件较好，配套设施由工业园区综合配套，全厂规划主要考虑新建设施的总体布置。 厂区总平面布置规划根据电厂全厂总体规划，考虑二期三台TITAN130机组位置预留，根据CCPP的工艺流程及配套公辅系统布置，厂区基本划分三块区域：主工艺区域：布置在厂区西侧，靠近XXxx煤化。本区域根据CCPP工艺流程，按顺序布置煤气压缩机房、燃机及余热锅炉、抽凝发电机组主厂房，并预留扩建场地。水系统区域：包括化水、工业水系统配套公辅区域：包括燃油供应系统、氮气供应系统、发电升压及接入系统区域。办公和生活区统51、一考虑，布置在厂区西侧。 厂区竖向布置规划厂址地形标高在34.935.50m之间，地形较平坦。结合厂区地形地貌、园区防洪规划，厂区采用平坡式的布置方式，设计厂区地面标高为36.20米。7.2 热力系统 主工艺按2+2+2+1型式：2台煤压机+2台燃气轮发电机组+2台燃机补燃余热锅炉+1台蒸汽轮发电机组。CCPP项目是以燃气轮发电机组为工艺主线，向前延伸工序为煤气压缩系统，向后延伸工序为燃机余热锅炉及蒸汽轮发电系统。热力系统的主要设计内容：煤气压缩机系统氮气供应系统燃油供应系统燃气轮发电机组燃机余热锅炉抽凝发电机组氮气制备系统厂区内低压蒸汽管网 煤气压缩系统煤气压缩机是为燃机提供参数合格的xx煤52、气燃料，根据美国索拉公司TITAN 130-20501燃机的进气要求：xx煤气的进口压力及允许波动范围：进口压力2.12.8MPaxx煤气的进口温度及允许波动范围：烃露点+27度,水露点+10度(选高者),最高温度不超过76度。与之配套的煤气压缩机型具有流量小，压力高，压缩介质含有大分子炭化物的特点，且xx煤气中含有腐蚀性强的H2S。煤气压缩机选用往复式压缩机，机器为对称平衡型，四列三级压缩。每级进气口设进、出气缓冲器，每级压缩完毕设冷却器、汽液分离器。因被压缩介质为易燃、易爆、有毒气体，为保证压缩介质不泄漏，在气缸与机身间增加了中体，在气缸侧设有密封填料和前置密封结构，并在气缸侧填料的低压端53、设有排放管线，如有少量气体泄漏，该管线可将泄漏气体直接排放至低压安全区；机身侧设有刮油环，可将绝大部分润滑油密封在机身内，减少油耗，节约成本；煤气压缩机需设氮气密封系统，防止xx煤气的泄露。与此配套的电气设备需选用增安型或隔爆性。 氮气供应系统氮气供应系统是CCPP工艺不可或缺的重要组成部分，氮气供应系统主要满足以下工序要求：煤气压缩机的密封；燃机氮气清吹；过滤器反吹；煤气管道检修；燃机余热锅炉充氮保护等。氮气需要量统计如下：序号项目单位数据用氮气性质1煤压机氮气密封Nm3/h100持续2燃机充氮隔离保护Nm3/h50持续3燃机氮气清吹Nm3/h100间断4燃机空气过滤器反吹Nm3/h100间54、断5余热锅炉充氮保护Nm3/h50间断合计Nm3/h400氮气供应系统不同时利用系数取0.8，经综合考虑氮气制备系统能力选定为为300 Nm3/h。 燃油供应系统燃机启动时需使用轻柴油启动，根据TITAN 130-20501机组要求，在发电负荷升至3000kW时可以进行燃料切换，整个启动过程大约在15分钟左右时间内完成。也可直接以轻柴油为燃料带发电负荷。设置一个20m3轻柴油罐，轻柴油选用-20#，轻柴油罐露天布置。设计一个柴油泵房。内设置两台卸油泵、两台供油泵。油罐车滤油器卸油泵油罐滤油器供油泵燃机前滤油器燃机燃烧回油至 油罐 燃气轮发电机组燃机为整体箱式结构。露天布置。从煤压机系统来的xx55、煤气首先进入燃机的三阀组。三阀组由燃机配套供给，控制也由燃机控制系统实现。xx煤气经过三阀组进入燃机的燃烧室，索拉公司的大力神130机组常规配置21个燃料烧嘴，也可采用14个低氮燃料烧嘴，燃料燃烧后进入透平膨胀做功。透平为三级轴流式。燃烧所需空气首先经过燃机空气过滤器，后进入空压机，空压机为14级轴流式，压缩后空气压力约1.4MPa。空压机由燃机驱动运行。燃机配套发电机为同步发电机，F级绝缘、F级温升。电机出口电压等级为10kV。燃机自带润滑系统。燃机自带MCC工作站。燃机的控制系统由燃机供应商自成系统。燃机的控制也可通过以太网或MODBUS与系统以太网相接。燃机的部分重要信号进入DCS系统，56、系统与燃机相关的重要信号通过以太网进入燃机的控制系统。所有以上装置均安装在一个底座上，并由索拉公司提供。燃机自带CO2灭火柜，可安装在燃机附近。 燃机余热锅炉燃气轮发电机组排烟温度基本维持在490520之间，利用补燃式余热锅炉进一步提高烟气温度，充分回收烟气中的热量产生蒸汽，利用蒸汽轮发电机组中发电，提高能源利用率。补燃余热锅炉采用双压余热锅炉，露天布置，汽水系统为自然循环。低压蒸汽供锅炉给水除氧和煤气管道及供油管道吹扫用。烟道不设旁路烟囱，补燃余热锅炉允许短时间的干烧。 抽凝发电机组及换热除氧抽凝发电方式是与金乡县化工工业园区供汽相结合的选择方式。根据化工工业园区蒸汽的需要量调整抽汽量。两套57、余热锅炉公用一套除氧供水系统。供水系统采用母管制，设计3台低压给水泵、3台高压给水泵，均开二备一。凝水泵设计三台，开二备一。7.2.7 氮气制备系统根据氮气需要量的统计和技术经济分析，采用变压吸附式氮气制备系统，供应CCPP氮气需要。根据氮气平衡表，建设两套400Nm3/h的纯度为99.9%的变压吸附式氮气制备系统，满足CCPP工艺需要。设备型号：CA-H-400数量：两套7.2.8 厂区内低压蒸汽管网系统该系统利用燃机余热锅炉生产的低压蒸汽，做为xx煤气管网、燃油系统管网吹扫用低压蒸汽。使用制度为间断使用。7.3 主厂房布置 煤气压缩机房煤气压缩机房为封闭式布置。煤压机厂房36m18m。煤压58、机安装在4.5m平台上，煤压机房设1台20/5t防爆型双梁桥式起重机。轨顶标高14m，屋架下弦17.5m。煤气压缩机房副跨36m8m，两层布置，一层布置煤气压缩机的高低压配电柜，二层布置煤气压缩机的电子设备间及集中控制室。 燃气轮发电机组及补燃余热锅炉布置燃气轮发电机组及补燃余热锅炉均采用露天布置。单台TITAN 130-20501燃气轮发电机组外形尺寸：310014510mm，燃机采用直排式，烟气直接排入燃机余热锅炉。燃机余热锅炉采用卧式布置，外形尺寸：360016000mm。燃气轮发电机组与燃机余热锅炉总长度约30000mm。 蒸汽轮机发电机组厂房主厂房主跨尺寸：15000mm24000m59、m，副跨6000mm24000mm。汽轮发电机组机组运转层7.00m。主厂房内一层布置锅炉给水泵。以及汽轮发电机组润滑油系统。副跨一层布置锅炉加药系统，高低压配电柜，二层为电缆夹层，三层为电子设备间及集中控制室，除氧器布置在三层屋顶。 主厂房尺寸汇总主厂房尺寸汇总表项 目单位数据煤压机房柱距m6煤压机房跨度m18煤压机房档数-6煤压机房总长度m36煤压机机房运转层标高m4.5煤压机房行车轨顶标高m12配置吊车t15/3煤压机房副跨柱距m6煤压机房副跨跨度m8煤压机房副跨总长度m36煤气机房副跨层数2煤气机房副跨标高m4.5/10汽机主厂房柱距m6汽机主厂房跨度m15汽机主厂房档数-4汽机主厂房60、总长度m24汽机主厂房运转层标高m7汽机房行车轨顶标高m15.5配置吊车t20/5发电厂房副跨柱距m6发电厂房副跨总长度m24发电厂房副跨层数3油泵房、氮压机房跨距m6油泵房、氮压机房总长度m21油泵房、氮压机房层高m4.57.4 电气 电气主接线发电机出口电压为10.5kV，考虑机组需频繁起停，在每台发电机出口处设断路器，发电机出口设置母线段。电厂通过三条10kV联络线接入110kV园区变电站，厂内10kV系统采用单母线分段接线方式，发电机并网点设在#1、#2、#3发电机出口及#1、#2、#3联络线开关。联络线采用10kV电缆连接方式。 二次控制、保护全厂三套机组共设一个集中控制室，电气与热61、工混合布置，本工程电气控制全部纳入热控DCS系统集中控制。该方案以CRT和键盘为主要监控手段，对电气系统主接线、发电机主回路及厂用电系统进行数据采集、监视及控制。集中控制室内设保护、同期、信号及发电机励磁控制屏，控制及信号全部纳入DCS控制系统。高压厂用电设备电压为10kV， 10kV系统采用单母线分段，设分段开关，正常情况下10kV设三段母线，采用单母线分段运行方式，各母线之间采用手动切换方式互相备用。低压用电设备电压380/220V，设备用段母线，运行母线出现故障时，通过备自投装置切换，由备用段母线带故障段母线负荷运行，备自投装置切换时只能切换到一段母线。10kV系统采用中性点不接地，4062、0V系统采用中性点直接接地。电气主接线见附图。 负荷计算本工程采用需要系数法进行计算。经计算，全厂用电设备总容量约4000kW。正常状态下10kV侧计算负荷：有功功率约3100kW，无功功率约1633kVar，视在功率3504kVA，功率因数为0.88。10 kV用电负荷统计表序号名称额定容量kW换算系数10kV段重复容量kVA安装台数工作台数计算容量台台kVA1煤压机15000.822240002循环水泵1800.821144Sj=2544kVA2厂用变8000.6229600Sj=960kVASj=2544+960=3504kVA 直流系统为供给锅炉房控制、信号、保护、事故照明及UPS系统63、等直流负荷，本次设计一套高频开关电源，配二组300Ah蓄电池，每线104节，直流屏布置在布置在七米电气设备间内，以浮充电方式运行。 不停电电源系统设置一套容量为40kVA，单相输出的静态不停电电源装置，布置于7米层电子间内，该装置主要部件包括：整流器、逆变器、静态开关、手动旁路开关、旁路隔离变压器、调压变压器等。交流不停电电源的运行方式为，正常由工作段向UPS提供交流电源，经UPS整流、逆变后将直流转换成单相220V交流向主配电屏供电。当工作段失电时，则由蓄电池向逆变器供电，当逆变器发生故障时，由静态开关将旁路交流电源自动切换至配电屏向负荷供电。检修UPS时，也可使用手动旁路开关将旁路电源切换64、至配电屏。 电气设备选择和布置.1 导体及设备选择导体及设备选择遵照导体和设备选择设计技术规定（SDGJ14-86），并考虑以下特殊气象条件：（1）选择导体及设备的环境温度为35，屋外设备耐受的环境最低温度为-40。（2）锅炉房海拔高度不超过1000m，常规电气设备完全可以满足要求。.2 电气设备选型厂用10kV高压开关柜选用KYN28A-12型交流金属铠装移开式开关柜，内装真空断路器。400V PC段低压配电屏选用MNS型抽屉式开关柜，检修电源箱采用XM-3型型检修电源箱。低压变压器选用SCB10型干式变压器，锅炉房选用两台800kVA变压器，蒸汽轮发电机低压段设置1台1000kVA的厂用变65、压器，输煤除尘共用一台800kVA变压器、全厂设置1台1000kVA的低压备用变压器。直流屏选用MK-12型屏,蓄电池选用阀控铅酸免维护蓄电池。.3 电气设备布置在发电主厂房副跨零米层有高压配电室、直流电源室，配电室到车间内均有电缆沟相通，沟内采用电缆支架。 锅炉设备控制及计量.1 设备控制电气用电设备采用集中与就地相结合的控制方式，设置厂用电管理系统，配备后台机，正常运行时在控制室控制，事故检修时在机旁控制，在机旁设远方/就地转换开关。.2 计量计量点设置在110kV园区变10kV侧。 电缆选择及敷设 10kV高压动力电缆采用YJV-10kV、YJV22-10kV型低压动力电缆采用VV-1066、00、VV22-1000型控制电缆采用KVV-500型锅炉本体采用耐高温导线，重要回路采用阻燃电缆。电缆采用沿电缆沟、电缆桥架及穿管沿墙、沿柱、埋地等敷设方式。 过电压保护与接地（1）建（构）筑物防雷为防止直接雷击，在烟囱等高大建筑物上设置防直击雷保护装置。（2）保护接地及工作接地采用一个共用接地体。接地电阻不得大于4欧姆。 照明及检修网络本工程设正常照明及应急照明两种，并具有独立的供电系统。正常照明电源由低压干式变压器供电，照明网络电压为380/220V，灯泡电压为220V。应急照明选用带蓄电池的应急灯具实现。锅炉配有检修照明变压器、手提作业灯，锅炉检修电压为12V。集中控制室照明采用嵌入式67、荧光灯光带；锅炉间等采用防水防尘型工厂灯，光源为白炽灯或荧光灯。检修网络由400V段配电装置引出专用线路供电，分别在锅炉本体、锅炉零米层等设置检修电源。7.5 水工 水源本项目本期设计日用水量：设计每小时用水量110.04m3，年用水量69.2 万m3。本区属暖温带半湿润季风气候，全年四季分明, 雨热同期,雨雪适中。主导风向为：秋冬季多为西北风,春夏季多南、东风和东南风。全年平均气温16.6，年平均降水量720毫米。金乡县水资源相对丰富, 河网较密，以万福河、新万福河、大沙河为主体辅以灌溉渠和河道支流，形成了灌溉网。主要河道常年不断流，水量稳定，水质较好。万福河最大流量为742m3/s。煤化工68、园区以北大溜河为主要水源。根据金乡县水利局关于该项目用水情况的说明资料，地表水年可供水量380万m3。金乡县地下水也比较丰富，浅层水地下储量为21亿m3,深层水日可开采量达65万m3以上,是省内较富水地区。拟选厂址附近5公里以内没有中水和矿井排水等水源，本项目水源确定就近取北大溜河水作为水源，取用河水比较经济可靠。扩建时再考虑使用其它水源。设计拟在厂区北侧的北大溜河桥东侧取水。.1 取水设计采用岸边式取水泵房，取水头部设计采用钢管加栅条，外侧加鱼网拦截漂浮物。.2 净水站净水站考虑到扩建和在水池用空后补水的条件下，出力采用200 m3/h，净水工艺采用澄清加过滤的工艺。主要构筑物采用澄清池和无69、阀滤池。澄清池选取2座产水量为240m3/h的标准规格的水力循环澄清池，1座200m3/h重力式无阀滤池，采用双层滤料。7.5.2 供、排水系统7.5.2.1 循环水量和补给水量本期工程设计规模为215MW燃气机组+230t/h 余热锅炉+112MW抽凝机组。并留有扩建余地。发电机采用空气冷却。根据水源条件，本期汽轮发电机组、抽凝机组、冷油器、空冷器的冷却均采用二次循环供水方式，其冷却设备选用机械通风玻璃钢冷却塔。最大凝汽量44.6t/h.循环水量、补给水量分别见表7.5-1、7.5-2。表7.5-1 循环水量表机组编号循环水用户夏季用水量（m3/h）冬季用水量（m3/h）1C12抽凝机组2970、00（44.665）2230（44.650）2辅机2002003燃机1001004煤压机3003005其它200200合计37003030表7.5-2 循环水补给水量表序号项 目夏季需水量(m3/h)冬季需水量(m3/h)1循环水蒸发损失1.42%52.5443.032循环水风吹损失0.3%11.19.093循环水排污损失0.3%11.19.09合计74.7461.217.5.2.2 全厂需水量全厂需水量见表7.7-3表7.5-3 全厂需水量表序号项 目需水量(m3/h)回收水量(m3/h)实耗水量(m3/h)水 源1循环水补给水74.74074.742化学水处理站用水26263工业用水15171、2.72.34主厂房冲洗用水1015生活用水1016未预见用水505合计122.7412.7110.04由以上统计可知，全厂设计用水量110.04m3/h。 循环冷却水系统根据电厂水源条件，本工程采用敞开式循环水系统。.1 冷却构筑物冷却构筑物选择2座冷却能力为2000m3/h的玻璃钢机械通风冷却塔。.2 循环水系统及循环水泵选型本电厂2台机组设计配置2座玻璃钢机械通风冷却塔、1条DN900循环水压力管、1条DN900循环水回水管和循环水泵。循环水泵安装在冷却塔下面的联合泵房内，本电厂共设置3台卧式循环水泵，其中1台备用。本系统的工艺流程为经冷却塔冷却后，经循环水泵加压后送入燃机、空气冷却器及72、冷油器等等，用过的热水沿压力管输送至冷却塔进行冷却，从而进行下一次的再循环。本工程配置2台循环水泵，夏季2台运行，冬季1台运行1台备用。采用的循环水泵规范如下：型号20SH19流量2019m3/h扬程22m转速970r/min电动机功率180kW电压380V 消防给水和生活生产给水系统根据本工程水源为地下水，联合泵房外设有两座500m3的清水池，其中1座为消防水池。化水站用水直接从清水池取用。电厂消防采用临时高压制，消防水量按65L/h,火灾延续时间2h.消防水泵设在联合泵房内，设消防泵2台，Q240m3/h，H72m，N75kW，自消防水池吸水。厂区内的消防，在主厂房等建筑物内设室内单出口消73、火栓消防，在不宜用水消防的建筑物内采用灭火器消防。室外消火栓沿道路敷设，其间距小于120m，采用室外地上式消火栓，每个消火栓设有一个直径100mm和二个直径65mm的栓口。另外在主厂房的消防进水管上设消防水泵接合器。主厂房顶部设15m3消防水箱，与消防管网相连，供火灾初期10min消防用水。生活用水最大时用水量为1m3/h。 排水系统厂区排水系统分为雨水、生产废水排水及生活污水排水。采用分流制排水系统。电厂的生活污水经化粪池一级处理后，汇入工业园区污水管网。化水站的酸碱废水经中和处理后，汇同其它生产废水一起排入废水管网，这部分水没有增加污染，只是提高了废水的含盐量。厂内雨水经雨水管沟汇集后，就74、近排入河道。7.6 化学水处理系统 设计基础资料（1） 机组型式及参数本期工程设计规模为215MW燃气机组+230t/h 余热锅炉+112MW抽凝机组，并留有扩建余地，发电机采用空气冷却。（2） 水源及水质生水水源为经过澄清过滤处理的地表水。水质分析报告资料如下：pH8.3电导率(25)2250S/cm离子总量1450mg/lCa2+101.0mg/lMg2+101.0mg/lK+Na+298mg/lCl-157mg/lSO42-500mg/lCO32-38.4mg/lHCO3-304mg/l（3） 水质标准汽水标准参考火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB/T 12145-1999。A、锅炉75、给水质量标准 硬度 2.0mol/L溶解氧 7g/L铁 30g/L铜 5g/L油 0.3mg/L联氨 1050g/LPH(25) 8.89.3B、锅炉炉水质量标准总含盐量 100mg/L磷酸根 210mg/L电导率(25)150S/cmPH(25) 9.010.5C、蒸汽质量标准钠 10g/kg二氧化硅 20g/kg电导率（氢离子交换后，25）0.3S/cmD、化学除盐水硬度 0mol/L二氧化硅 20g/L电导率(25)0.2S/cm7.6.2 锅炉补给水处理系统出力及水处理系统选择 水处理系统出力外供蒸汽按凝结水不回收，最大外供蒸汽按40t/h考虑。表7.6-1 汽水平衡表序号损失类别损失76、率(%)损失量(t/h)非采暖期采暖期1厂内汽水循环损失锅炉额定蒸发量的3%1.81.82锅炉排污损失锅炉额定蒸发量的2%1.21.23启动或事故增加损失最大锅炉额定蒸发量的10%3.03.04对外供汽损失凝结水不回收4040总计4646表7.6-2 水处理系统出力表 序号项 目 (t/h)非采暖期采暖期1锅炉正常补水43432锅炉最大补水46463锅炉补水系统自用水率 5%5%4锅炉补水系统正常出力45.345.35锅炉补水系统最大出力48.348.3总计48.348.3由上表可知，锅炉补水48.3t/h可满足本工程要求。考虑本工程反渗透装置未设置旁路和备用，故设计时系统出力留有一定的富裕量77、，并考虑选用较大容积的除盐水箱，作为反渗透装置清洗、检修换膜及机组启动等的备用水量。因此，本期工程按锅炉补水处理系统出力50t/h进行设计。 水处理系统选择根据原水水质、给水和炉水的质量标准、补给水率、排污率、设备和药品的供应条件以及废液排放等因素，确定了两个水处理系统方案进行比较如下：方案I：生水来水（絮凝剂、杀菌剂）双介质过滤器（还原剂）活性炭过滤器（阻垢剂、盐酸）反渗透装置除二氧化碳器中间水箱中间水泵阳离子交换器阴离子交换器除盐水箱 除盐水泵主厂房方案II： 生水来水（絮凝剂、杀菌剂）双介质过滤器（还原剂）活性炭过滤器（阻垢剂）一级反渗透装置一级反渗透产水箱（NaOH）二级反渗透装置二级78、反渗透产水箱中间水泵混合离子交换器除盐水箱 除盐水泵主厂房表7.6-3 技术经济方案比较表名称项 目方案I方案II主要设备生水加药装置 1套生水加药装置 1套生水加热器 1套生水加热器 1套双介质过滤器3000 2台双介质过滤器3000 2台活性炭过滤器3000 2台活性炭过滤器3000 2台150m3 反洗水箱 1座150m3 反洗水箱 1座反洗水泵 320m3/h 22m 1台反洗水泵 320m3/h 22m 2台反渗透装置25t/h 2套一级反渗透装置30t/h 2套100m3 反渗透产水箱 1座100m3 反渗透产水箱 1座二级反渗透装25t/h 2套除二氧化碳器1200 1台除二氧化79、碳器1200 1台中间水泵50m3/h 25m 3台中间水泵 50m3/h 25m 2台1500阳离子交换器 2台1500阴离子交换器 2台1200混合离子交换器 2台150m3除盐水箱 2座150m3除盐水箱 2座除盐水泵50m3/h 32m 3台除盐水泵 50m3/h 32m 3台10m3酸、碱罐各1台10m3酸、碱罐各1台1.5/1.0m3酸碱计量箱各1台1.5/1.0m3酸碱计量箱各1台再生水泵 30m3/h 35m1台再生水泵 30m3/h 35m 1台卸酸、碱泵 10m3/h 20m各1台卸酸、碱泵 10m3/h 20m各1台设备材料及安装总投资(万元)140.0166.0土建投资80、(万元)120.0120.0年运行费(万元)(仅考虑含设备材料折旧费、酸碱消耗、电费及药剂费用)70.080.0根据以上方案初步比较，方案I比方案II一次性投资低26万元，且年运行费用低10.0万元，但方案II酸碱废液排量小、自动化程度高。两个方案均运行可靠，管理方便，但考虑到投资及运行费用因素，设计采用方案I：一级反渗透+一级复床离子交换器的除盐系统。反渗透采用PLC控制自动运行并可手动控制，过滤器、离子交换器采用手动运行。过滤器反洗水采用反渗透浓水。a.主要设施化水厂房 540m2辅房 360m2中和水池 2100m3b.化学水处理间设备布置水处理间水处理间的布置分主跨和附跨，主跨15m，81、附跨6m，柱距为6m，主跨屋架下弦标高8.0m。主跨内设备分两排一侧布置过滤器，另一侧布置反渗透装置及离子交换器。附跨分为水泵间、计量间、风机间等反洗水箱、中间水箱、除二氧化碳器、除盐水箱、反渗透产水箱、酸碱贮罐及中和水池等布置在室外。水处理附属间化学水处理附属间分三层布置。一层有控制室、跟班化验室、配电室等。二楼设药品库、电气室、男女更衣间、办公室及男女厕所、盥洗室等。三楼设油分析、水分析、资料室、仪器室、计量室、热工室、会议室等。 循环水处理系统循环水水源地下水含盐量较高，约1450mg/L左右,钙、镁离子含量也较高，浓缩倍率大于3，循环水需要进行防垢处理，同时由于循环水温度较高，易滋生藻82、类及菌类，需要进行杀菌灭藻处理。因而设计采用投加阻垢剂和杀菌剂进行处理。 给水、炉水处理及汽水取样给水、炉水处理系统包括：给水加氨、炉内加磷酸盐系统。本期工程设2箱3泵组合式加氨装置、2箱3泵组合式加磷酸盐装置各1套。汽水取样系统的设备采用人工取样装置，取样冷却水采用工业水。加药设备和汽水取样装置集中布置在锅炉房运转层固定端加药取样间内。 酸、碱废水处理离子交换器再生时酸、碱废水排入中和水池，经罗茨风机气力搅拌及加酸、碱中和处理后排入厂区废水管网，这部分废水没有增加污染物。7.7 热工 控制方式（1）根据燃气-蒸汽联合循环机组的特点，燃气轮机设置就地控制室，其控制信号通过以太网与全厂DCS系统83、相连。（2）余热锅炉、蒸汽轮发电机组、煤气压缩系统、电气系统、75t/h流化床锅炉采用DCS(分散控制系统)控制。化水系统、氮气供应和氮气制备系统、空压机系统、除渣灰系统、除尘系统等各自配套PLC系统，各区域的控制系统通过以太网互连。实现集中管理。（3）在发电主厂房区设置控制设备间，在运转层设有集中控制室及电子设备间，集中控制室及电子设备间下设置电缆夹层。在集中控制室，可实现对全厂各系统及设备的集中监控。（4）集中控制室内设有机组操作台、汽包水位电视等设备。操作台上设有操作员站、安全停机、停炉、解列发电机等所必需的操作按钮及热工信号按钮。（5）不设变送器小室。锅炉侧的变送器相对集中于就地设置的84、保温箱内，汽机、除氧给水及其他系统的变送器则视具体情况就地相对集中安装。（6）辅助系统，如：循环水控制系统、轻油系统、冷却水系统等不设就地控制室，其控制纳入DCS。 控制水平 （1）操作员在集控室内通过LED、鼠标即可实现燃气轮机组、余热锅炉、抽凝发电机组、煤气压缩系统、电气系统、轻油系统、冷却水系统、氮气供应系统、氮气制备系统正常运行工况的监视、控制和调整以及异常工况的报警和紧急事故处理。在少量就地操作和巡回检查配合下在集控室可实现机组的启动。（2）每台燃气轮机控制室设有一套控制系统，该控制系统可独立完成燃气轮机的启动、运行和停机控制。并留有燃机控制系统与全厂DCS的通讯接口，重要的信号通过85、硬接线送DCS系统。（3）燃气轮机控制系统由制造厂配供，控制系统的控制器、电源、通讯系统以及重要参数的传感器等冗余设置，并配有完善的超速、振动、轴位移、熄火、消防等保护措施。燃机控制系统提供完全的对燃机、燃机发电机和辅助系统的监控。控制范围主要分为：协调控制、顺序控制和保护等功能。（4）补燃余热锅炉、汽轮发电机组、换热站、煤气压缩系统、电气系统、75t/h流化床锅炉等系统的监视与控制主要由分散控制系统（DCS）来实现。分散控制系统（DCS）包括：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、辅机顺序控制系统（SCS）。分散控制系统操作员站的键盘、鼠标和LED是运行人员对设备监视、调整与控制86、的中心。当分散控制系统（DCS）发生通讯故障或操作员站全部故障时，可通过后备仪表及控制手段安全解列相应的设备或系统。辅机顺序控制系统（SCS）设计以子功能组级为主考虑。（5）蒸汽轮机控制采用由制造厂配供的纯电调控制系统，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；电调控制系统留有与DCS系统的通讯接口,主要信号通过硬接线送至DCS系统。（6）设置独立于分散控制系统（DCS）的常规报警窗口。（7）分散控制系统（DCS）留有与全厂MIS(或SIS)的接口。（8）电气控制系统（ECS）详见电气专业有关章节内容。 主要设备选型控制系统及控制设备应选用在同类型燃气轮机组上有成功应用经验、性87、能价格比高、技术先进、安全可靠的产品。同时在条件允许时，应考虑尽量统一，以利于今后的 检修、维护，减少备品的库存量。在DCS设计时，应优先考虑现场I/O技术的采用。7.8 通讯 本工程发电主厂房集控室设电力调度电话两部与当地电力接入系统联系。内部行政电话如下：地 点电 话煤气压缩机房集控室1汽轮发电机房集控室2循环水泵房17.9 暖通 采暖本工程位于xx市金乡县，日平均温度+5的天数为106天，属于集中采暖区。本期工程的生产建筑、辅助及附属生产建筑均设计采暖。本工程厂区内各建筑均为热水采暖，热媒参数为55/40低温热水。 通风.1 汽机房通风汽机房通风设计两个方案：方案一采用自然进风、机械通风88、的方式；方案二采用自然通风的方式。方案一采用自然进风、机械排风的通风方式。由汽机房外墙的侧窗进风，吸收室内的余热、余湿后经安装在汽机房屋顶上的屋顶通风机排出室外。方案二设置自然通风系统，采用外窗自然进风，屋顶通风器自然排风，汽机房屋顶设置屋顶通风器。夏季，室外新风由汽机房周围侧窗进风，经各层的主要散热设备周围开设的格栅、检修孔、楼梯间、吊物孔等处吸收室内余热、余湿后，有组织地经安装在汽机房屋顶的屋顶通风器排至室外。冬季可关闭屋顶通风器底部风阀，防止冷风渗透。方案二采用自然通风方式，不消耗机械动力，是一种经济的通风方式。推荐采用方案一。.2 厂用配电室及电缆夹层间通风采用机械通风方式。通风机与消89、防系统连锁，当火灾发生时自动关闭设备。.3 煤压机厂房通风煤压机厂房设置自然进风、机械排风相结合的通风系统，以排除室内设备及管道泄漏的有害气体。新风由厂房周围窗孔及百叶窗口进风，吸收室内的余热后经安装在屋顶和侧墙上的轴流式防爆风机排出室外。事故状态排风量按不小于12次/h换气量考虑。煤压机厂房屋顶安装防爆通风机。正常运行时，换气次数按8次/h考虑，开启部分风机进行通风。.4 水泵间通风水泵间采用自然进风、机械排风的通风方式。.5 配电装置及直流室通风配电装置及直流室采用自然进风、机械排风的通风方式。通风量按不少于10次/小时计算。.6 化学加药间通风化学加药间设置自然进风，轴流风机机械排风系统90、，以排出室内有害气体。通风量按15次/h换气计算。电动机和通风机直联，具有耐腐蚀及防爆性能。.7 取样间通风取样间设置自然进风，轴流风机机械排风系统。通风量按10次/h换气计算。.9 煤压机房副跨变频控制室通风煤压机房副跨变频控制室设置自然进风，轴流风机机械排风系统。事故排风量按10次/h换气次数来计算。 空调汽轮发电机房及煤气压缩机房集控室采用集中空调，空调系统与消防系统联锁，当空调房间发生火灾时，消防系统控制空调机停运，同时关闭防火阀，确认灭火后，打开防火排烟阀，并启动排烟风机排烟，烟气消除后，手动使防火排烟阀复位，开启空调机，空调系统投入运行。其它就地控制室等有较高要求的房间，室内设置风91、冷空调机。7.10 建筑与结构 设计原始资料及建筑材料(1)地形金乡热电项目地处山东省xx市金乡县境内，地形平坦，为冲积平原。工业场地占地均为农田，原地面标高34.935.5m，地势西高东低。(2)气象条件本区为温带季风区，气温变化显著，四季明显，夏季炎热，冬季寒冷。全年以东南风为主，冬季多以北风或西北风为主，年平均风速2.6m/s，最大风速25m/s（1985年8月）；雨季多集中在6、7、8、9四个月。根据1959年1月至1992年12月统计资料，年平均气温为14.0,最高气温为41.9（1966年7月19日），最低气温为-18.5（1964年2月17日），每年6、7、8三个月气温最高。最早92、冻结期为12月，最迟解冻期为3月，最大冻结深度为0.29m（1980年2月11日）。(3)工程地质由于本项目位于西大溜河西部，G105国道东侧，参照附近企业的工业场地岩土工程勘查报告，场地土自上而下分层如下：层粉土：厚度1.0m3.9m，层底标高33.2935.86m。其地基承载力特征值fak=120kPa。层粘土：厚度1.004.40m，层底标高31.4733.16m。其地基承载力特征值fak=120kPa。-1层粉土：厚度0.501.30m，层底标高33.4333.86m。地基承载力特征值fak=110kPa。层粉土：厚度0.53.20m，层底标高28.5131.91m。其地基承载力特征值93、fak=140kPa。层粘土：厚度0.404.10m，层底标高27.2130.16m。其地基承载力特征值fak=140kPa。层粘土：厚度0.40m3.30m，层底标高25.5728.46m。其地基承载力特征值fak=150kPa。-1层粉土：厚度0.50m1.30m，层底标高25.9728.19m。其地基承载力特征值fak=150kPa。层粉土：厚度1.10m9.00m，层底标高17.3725.83m其地基承载力特征值fak=180kPa。-1层粘土：厚度0.502.3m，层底标高22.0225.02m。其地基承载力特征值fak=180kPa。-2层粘土：厚度0.402.0m，层底标高18.94、8120.13m。其地基承载力特征值fak=180kPa。层粘土：厚度3.30m7.10m，层底标高11.4914.59m其地基承载力特征值fak=180kPa。-1层粉土：厚度0.401.0m，层底标高14.7316.61m。其地基承载力特征值fak=180kPa。层粉土：厚度0.502.0m，层底标高10.4113.19m。其地基承载力特征值fak=200kPa。层粘土：厚度1.504.1m，层底标高7.2110.34m。其地基承载力特征值fak=220kPa。-1层粉土：厚度0.701.4m，层底标高7.289.46m。其地基承载力特征值fak=220kPa-2层粉土：厚度0.701.495、m，层底标高7.238.01m。其地基承载力特征值fak=220kPa层粘土：该层未完全揭穿，其地基承载力特征值fak=240kPa。地下水: 勘察期间地下水位埋深1.702.70m，水位标高34.0335.91m。结论：参照以上地质资料，拟建一般建筑物如化水车间、办公楼、单身宿舍、变电所等宜采用天然地基，利用（1）层土为基础持力层，地基承载力特征值采用120kPa。拟建大型建筑物建议采用桩基。(4)地震资料根据现行建筑抗震设计规范（GB50011-2001），本项目场地抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第二组。(5)建筑材料本电厂地面建筑主要建筑材料为钢材、96、水泥、木材、灰砂砖、砌块、砂、石、白灰。除钢材、木材、水泥需向外地采购外，其余均由当地供应。积极推广砌块，以灰砂砖作为承重结构材料，不采用实心粘土砖。门窗采用塑钢窗或铝合金门窗。7.10.2 主厂房结构汽机房采用钢筋混凝土排架结构，钢屋架和钢筋混凝土屋面板，外围护主要采用加气混凝土砌块或混凝土空心砌块。炉架为钢结构，由设备供应商设计供货。煤气压缩机房采用钢筋混凝土排架结构，屋面采用网架结构，压型钢板屋盖，厂房四周设砖墙封闭。7.10.3 主厂房建筑主厂房建筑立面处理力求简洁明快，整齐大方。外墙采用涂料，立面色调端庄大方，使主厂房与辅助生产建筑协调一致，创造和谐优美的厂区环境。7.10.4 辅助97、生产建筑其它辅助生产建筑采用砖混结构，条形基础。 抗震措施根据中国地震动参数区划图(2001)厂址区地震基本烈度为6度。各建（构）筑物根据有关规范采取必要的抗震措施。第八章 环境保护本工程的环境影响评价工作尚未开展，以下仅为环境污染治理的初步意见和初步环境影响分析，关于本工程详细的环境污染治理措施和具体的环境影响评价，将根据环境影响报告书及环保主管部门的批复意见在本工程初步设计中予以落实。8.1 环境空气污染防治措施及影响分析本工程以xx煤气为燃料。xx煤化有限公司炼焦产生的xx煤气除了自用外，全部供应该项目，xx煤气供应量为20653Nm3/h。燃气通过燃气轮机做功后高温烟气排入补燃式余热锅98、炉回收余热。换热完毕，烟气再经过出口烟道由高30m的烟囱排放。由于供应TITAN燃气轮发电机组的xx煤气严格遵守燃机气体燃料规范要求，在xx煤气供应前经过除尘、洗奈、脱硫等净化处理，为清洁燃料，燃烧后的烟气中无环境空气质量标准（GB3095-1996）所列特征污染物，因此可以说，本工程所排放的烟气对环境空气的影响较小。单台燃机在额定负荷时烟气体积百分比排气成份如下（Solar公司提供）：氩气： 0.90CO2： 2.50H2O： 7.00N2： 75.13O2： 14.478.2 废水处理及水环境影响分析本工程xx煤气净化产生的废水以及xx煤气管网产生的少量冷凝水，拟送回至XXxx煤化有限公司99、废水处理系统统一处理。少量的生活污水经化粪池处理后，排入工业园区生活污水管网，送至园区污水处理厂统一处理。生产过程中的循环冷却水经冷却塔冷却后循环使用，少量的冷却水排污水及锅炉排污水排入生产废水管网集中后通过泵回送煤化有限公司炼焦工艺使用。由于本工程大部分废水回收利用，少部分经处理的废水均达到排放标准后，排入园区废污水管网。对水环境基本没有影响。8.3 噪声防治本工程的燃气轮机、蒸汽轮机、煤气压缩机、空气压缩机、水泵以及余热锅炉排汽等产生的噪声约在90110dBA之间。其中燃气轮机、蒸汽轮机设有隔声罩，空气压缩机吸气管、余热锅炉排汽管设有消声器，可有效地降低噪声对环境的影响。8.4 绿化本工程100、厂区绿化布置本着因地制宜、统一规划、全面考虑、讲求实效、突出xx的原则，结合厂区功能区划及道路广场的规划，用绿色屏障作为人流、车流的界限，起到分割空间、划分区域、区别功能、改善厂区面貌、美化环境的作用。本工程厂区绿化系数按25%设计。8.5 环境监测本工程的环境监测和管理工作由XXxx煤化有限公司现有环保机构负责，本工程不再另设监测机构，不增加环境监测仪器设备。第九章 劳动安全、工业卫生及消防9.1 劳动安全和工业卫生根据劳动安全和工业卫生规程等国家有关规定的要求，本工程设计中按照各项规程、规范、标准等将充分考虑防火防爆、防毒、防化学伤害、防电伤、防机械伤害和其他伤害、防雷接地、防暑、防寒以及101、防噪声、防振动等劳动安全和工业卫生设施的配置，也考虑了必需的生活、卫生设施。能够满足电厂安全生产、减少事故发生、方便维护检修、保障职工健康的需要。只要严格执行电厂运行、检修、操作规程，确保劳动安全和工业卫生设施的有效性，本工程在劳动安全及工业卫生方面能达到良好的效果。9.2 消防部分9.2.1 点火油系统本工程点火采用-20号轻柴油。本期工程设一个20m3的油罐。在设计中采取以下措施来满足消防要求：20m3的油罐区采用移动式泡沫灭火器具。油罐的进、出口管道，在靠近油罐处和防火堤外面各设了一道防火阀。油罐的进油管道从油罐的下部进入。管道穿防火堤时，采用不燃烧材料封堵。油管道采用架空敷设。油管道及102、阀门采用钢质材料。油管道管段连接全部采用焊接连接，除与设备或其它部件使用法兰连接外，整个系统全部采用焊接连接。每台炉的供油总管上都设置了一个快速关断阀和一个手动关断阀。油系统的卸油、贮油及输油的防雷、防静电设施满足石油库设计规范（GB50074-2002）规定。9.2.2 蒸汽轮发电机房本工程的汽轮发电机组润滑油系统采用分散布置，配设一套油净化装置。在设计中采取了以下措施来满足消防要求：汽轮机主油箱设有排油烟风机，排油烟管道引至主厂房外。汽轮机的主油箱、油泵及冷油器集中布置在汽机房零米靠外墙侧。在汽机房外距主厂房A列柱外每台机组设有一个密封事故油池，事故油池布置于地下，放油管道设有足够的坡度满103、足排油通畅。在事故排油管道上设置两个钢制阀门，其中一个靠近主油箱布置，另一个距主油箱5m以外布置，并用玻璃罩罩起。有两条通道可到达此阀门。润滑油设备及油管道尽可能的远离高温蒸汽管道，厂房内高温蒸汽管道外都按要求设保温层，保温层外设镀锌铁皮做保护层。压力油管道均采用无缝钢管及钢质阀门，并按高一等级的压力选择。除必须用法兰与设备和部件连接外，全部采用焊接结构。油管道及其附件在安装完后应进行水压试验。 燃气轮机房燃机设备消防主要由燃机厂商供应CO2灭火自动控制系统，辅以消火栓灭火系统及移动式干粉灭火器具。9.2.4 煤气压缩机机房煤气压缩机机房为室内布置, 按防火规范设置消火栓灭火系统及移动式干粉灭104、火器具。电气设备的消防设施变压器及其他带电设备辅助车间的干式变压器均布置在屋内，并按照有关防火规范的要求设置事故油池，对屋内布置的单台总油量为100kg的电气设备设储油或挡油设施，对屋外布置的单台总油量为1000kg的电气设备设储油或挡油设施。9.2.5 电缆及电缆敷设在电缆集中和容易起火的区域加强防火封堵措施。主厂房内架空电缆与热体管路保持足够的距离，控制电缆不小于0.5米，动力电缆不小于1米。电缆的敷设及防火按火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）、火力发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程（SDJ26-89）及电力工程电缆设计规范（GB50217-94）设计。电缆竖井和105、电缆沟分段做防火隔离，对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆采取分段阻燃措施。靠近高温管道、阀门等热体的电缆采取隔热措施，并采取在电缆上施加防火涂料、防火包带或其它措施；靠近带油设备的电缆沟盖板采取密封措施。厂区电缆按有关规定设防火封、堵、隔等防火措施，特别是电缆穿过孔洞进入构筑物必须采取严密封、堵、隔的防火措施，以防止火灾蔓延。对直流电源、消防报警、应急照明、双重化保护装置、水泵房、化学水处理及输煤系统等公用重要回路的双回路电缆，采取将双回路电缆布置于相互独立或有防火分隔的通道中，否则对其中一回路采取防火措施。在电缆隧道及重要回路的电缆沟中的下列部位，均按防火规范设置防火墙：对应于厂用10kV及3106、80V配电装置母线分段处；电缆隧道及电缆沟内引接的分支处；通向控制室及配电装置室的入口处；电缆沟内每间距100m处；9.2.6 火灾探测报警及灭火系统全厂各主要建筑物和设备火灾监测及灭火系统型式汇总如表9-1。表9-1 厂区主要建筑物和设备火灾监测及灭火系统型式保护对象探测器类型灭火系统型式报警控制方式主厂房区电缆夹层、隧道及主通道感烟或线型感温磷酸铵盐干粉灭火器自动报警电子设备间感烟磷酸铵盐干粉灭火器自动报警计算机室感烟磷酸铵盐干粉灭火器自动报警控制室感烟磷酸铵盐干粉灭火器自动报警继电器室感烟磷酸铵盐干粉灭火器自动报警汽机头部及主油箱线型感温移动式CO2 灭火器自动报警燃气轮机机箱线型感温、107、感烟CO2 灭火系统自动报警控制室、配电室感烟移动式CO2 灭火器自动报警电气部分厂用配电装置感温手推车式、手提式灭火器自动报警架空电缆桥架、隧道线型定温手推车式手提式灭火器自动报警在机炉电集控室、电子设备间、计算机室、电缆夹层及电缆主通道设置离子感烟探测器,沿电缆主通道及电缆隧道设置感温电缆探测器。机房在汽机头部、主油箱附近及变压器处装有感温探测器及感温电缆探测器。燃机内设有自动消防报警系统及CO2自动灭火设施, 燃机火灾报警系统通过硬接线送至集控室报警。配电室及直流配电室装有离子感烟探测器。机炉电集中控制室装有集中火灾报警控制器，煤气储存、输送及压缩系统处设置区域火灾报警控制器，区域火灾报108、警控制器报警信号由集中火灾报警控制器处理，当火灾报警监视范围内的探测器动作后，经集中火灾报警器发出报警信号至集控室光字牌，并发出声光报警信号。并有有关人员进行处理。室外消防管网主要是水消防系统，水消防主要采用消火栓系统。消防水管在主厂房及煤气站四周布置成环状管网，厂区道路两侧按规范要求设置消火栓，煤气站按照建筑灭火器配置设计规范设置适当的移动式干粉灭火器具。根据建筑设计防火规范，本期在厂区公用水泵房内设消防水泵2台，1运1备，消防水泵规范为：Q=240m3/h，H=72m；配电机功率为：N=75kW，设消防稳压设施1套，以保证消防管网的压力。第十章 节能篇10.1 工程概况本工程的建设单位为山109、东XXxx热动有限公司，是xx煤气综合利用热电项目法人单位。公司成立于2009年9月，注册资本8000万元，由xx矿业集团有限公司出资70%、山东省xx工业有限公司出资30%组成。该项目利用山东XXxx煤化有限公司的炼焦生产的xx煤气进行燃气蒸汽联合循环发电。XXxx煤化有限公司地处xx市金乡县胡集镇，xx在生产焦炭的过程中，伴随产生大量的xx煤气，除自用外还有大量的富裕，这部分xx煤气没有大的用户，如不加以利用，将会造成大量的xx煤气放散，即污染环境，又造成了社会能源的巨大浪费。同时，xx金乡县煤化工园区很多企业需要大量的工业用汽。一方面存在社会能源的巨大浪费，一方面存在一定的社会需求，本项110、目发电与供热（工业蒸汽）相结合，把CCPP工艺中余热锅炉生产的蒸汽纳入工业用汽的范围，进一步提高能源的利用率，实现能源的梯级利用，为社会创造更大的效益。本工程厂址位于山东省xx市金乡县北大溜河的南侧，105国道的东侧，xx市金乡县煤化工业园区的中心偏西，距离山东XXxx煤化有限公司直线距离小于500米。工程建设规模为两台15MW燃气轮机发电机组，两台40t/h中温中压余热锅炉配一套12MW蒸汽轮机发电机组。工程所选燃气轮机为国外生产的燃气轮机发电机组，锅炉选用国内自主研发的余热锅炉，汽轮发电机组为国内成型设备。工程所有辅助设备均选用国产的、具有较高效率的设备。10.2 工程节能意义和节能xx按111、照中华人民共和国节约能源法第三章的规定：用能单位应当按照合理用能的原则，加强节能管理，制定并组织实施本单位的节能技术措施，降低能耗。用能单位应当开展节能教育，组织有关人员参加节能培训；加强能源计量管理，健全能源消费统计和能源再利用状况的分析制度。本工程的节能具有双层意义：一方面，随着经济快速发展，我国主要能源和初级产品的供求格局发生了较大变化，资源对经济发展的制约作用逐渐显现，节约能源已经被视为与煤炭、石油、天然气和电力同等重要的“第五能源”；另一方面，电力体制改革实施了电网分家、竞价上网、环保治理、排污收费增加等，也对企业如何减少生产环节中各项损失、降低燃料耗量、降低发电成本提出了更高要求。112、企业为了能在市场经济环境下求的生存与发展，采用节能技术、加强节能管理更显得尤为迫切。生产过程中任何一个主要生产环节中军存在能源损耗的问题，如果能够有意识地通过有效的技术和管理手段，使各环节中的能源能耗水平得到合理控制，并努力消除生产过程中可以避免大的能源浪费，就能找真正达到节能的目的。本工程节能工作的xx在于，如何针对各个生产环节中存在的能源损耗问题，科学地估计其节能潜力的大小，确定节能潜力的部位及分布，找出节能的方法。工程主要节能工作包括设备选型节能、运行管理节能、检修维护节能、设备节能改造，系统管网改造节能等。10.3 用能标准和节能规范中华人民共和国节约能源法中华人民共和国清洁生产促进法113、中华人民共和国循环经济促进法企业能量平衡通则GB/T 34842009综合能耗计算通则GB/T 25892008中华人民共和国电力法关于加强热电联产管理的规定（计基础20001268号）关于进一步做好热电联产项目建设管理工作的通知（计基2003369号）国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术（国发改2005第65号）火力发电厂节约能源规定（试行）（能源节能199198号）电力行业一流火力发电厂考核标准(修订版)(电综1997577号)火力发电厂设计技术规程DL5000-2000热电联产项目可行性研究技术规定（计基础200126号）设备及管道保温保冷技术通则GB/T117901996设备及114、管道保温保冷设计导则GB/T155861995采暖通风与空气调节设计规范GB500192003公共建筑节能设计标准GB50189-2005建筑照明设计标准GB500342004取水定额第一部分火力发电GB/T18916.1-200210.4 能耗状况和能耗指标分析 耗能状况及指标工程所选用的燃气轮发电机、余热锅炉、汽轮发电机以及各辅机设备的效率，经计算可得出本工程运营时主要经济技术指标如下表所示：表4-1 主要耗能设备列表序号设备名称耗能源种类功率设备数量备注1煤气压缩机电165022中压锅炉给水泵电11033低压锅炉给水泵电2.234凝水泵电5.525空压机电16036冷干机电437制氮机电115、0.328氮气压缩机电9029燃机电20210循环水泵电180311冷却塔风机电11812取水泵电22213反渗透装置电18.5214中间水泵电7.5215生水泵电15316除盐水泵电18.52表4-2 能耗指标表序号项目数量单位折标系数折标煤（万吨）一年投入能源1xx煤气（万Nm3）13424.45kgce/Nm30.6285718.43822水（万t）69.2kgce/t0.08570.00593电（万kWh）2500kgce/kWh0.1230.30754-20#柴油（t）20kgce/kg1.4570.00295合计8.7546二年产出能源1发电（万kWh）26000kgce/kWh0116、.1233.1982外供蒸汽（万吨）23.205kgce/kg0.12862.98423合计6.1822三本项目能耗2.5724表4-3 工程主要技术经济指标序号项目单位240t/h+1C12 +2Q151对外供热量1.27Pat/h35.72锅炉蒸发量t/h753汽机进汽量t/h72.754工业抽汽量t/h35.75发电标煤耗gce/kW.h3046发电厂用电率%8.47供热厂用电率%0.648综合厂用电率%9.049年供热量GJ/a76096310年发电量kWh/a2.610811年供电量kWh/a2.3510812机组年利用小时数h650013热电比%81.2914全厂热效率%74.98117、15全年煤气消耗量Nm3/a1342410416全年节约标煤t/a17627表4-4 工程用水量表机组编号循环水用户夏季用水量（m3/h）冬季用水量（m3/h）1C12抽凝机组（循环水）2900（44.665）1100（2250）2辅机（循环水）2002003燃机（循环水）1001004煤压机（循环水）3003005其它（循环水）2002006化学水处理站用水26627工业用水15158主厂房冲洗用水119生活用水1110未预见用水55合计3748（循环水3700）1984（循环水1900）表4-5 全厂补充水量表序号项 目需水量(m3/h)回收水量(m3/h)实耗水量(m3/h)备注1循环水118、蒸发损失1.42%52.5452.54按夏季（总量大）2循环水风吹损失0.3%11.111.13循环水排污损失0.3%11.111.14化学水处理站用水2626按夏季5工业用水1512.72.36主厂房冲洗用水1017生活用水1018未预见用水505合计122.7412.7110.0410.4.2 土地资源消耗情况本工程拟选厂址位于本工程厂址位于山东省xx市金乡县北大溜河的南侧，105国道的东侧，xx市金乡县煤化工业园区的中心偏西。用地性质属于建设用地，占地面积49946m2，总平面布置方案比较紧凑、合理，工程选址符合当地规划的要求。10.4.3 施工生产能耗状况10.4.3.1 工程施工期间119、能耗状况工程在施工图期间主要消耗的资源为施工用水及施工用电。期间，施工用水主要用于项目施工人员生活用水及施工期间在施工现场的防尘用水。施工人员的生活用水由市政府用水供应，大致测算的用水量约为15t/a，防尘及其他施工用水采用附近污水处理厂的中水资源，大致测算每天的消耗量约为7t/a。施工用电主要为施工时电焊设备、施工照明及施工人员日常生活用电等，根据测算，施工期间的用电负荷约为每天1000kW.h。按照项目的建设期12月计算，整个施工期间使用市政供水的水量约为5400t，使用中水量约为2500t，用电量约为3.65x105kW.h。10.4.3.2 工程运营期间能耗状况从工程技术经济指标表及水120、资源使用情况可以看出，项目建成运营后主要消耗的资源为煤气，生产及生活用水、厂内设备用电负荷以及电厂员工生活用电负荷等。燃料消耗情况本工程所使用的主要燃料-xx煤气来自XXxx煤化有限公司80万吨炼焦工程。本工程实施后，每小时消耗煤气20000Nm3/h。工程燃气发电机采用国外先进的燃气轮机组，余热锅炉和汽轮发电机采用国内成熟的产品。按照燃气轮机、余热锅炉和汽轮机设备选型情况计算，在燃气轮机额定负荷下，余热锅炉补然情况下，年耗煤气13424.45万Nm3，相当标煤8.44万吨，与全国发电厂相比，本工程CCPP联合循环发电相当节约标煤17627吨。生产及生活用电情况由于技术经济指标可以看出，工程建121、成运营后，测算后的厂用电率为9.04%，即每年由于维持电厂运营的电负荷约为2500万kWh，这些电负荷均有发电厂自身提供，不会额外增加项目所在地的电负荷紧张情况。由上表可见，从上述各项技术指标中可以看出，本项目的发电标煤耗为304g/KWh,远远低于2008年全国平均发电标煤耗345g/kWh，本项目投产后全厂热效率为74.98%，热电比为81.29%，符合国家热电联产中燃气蒸汽联合循环发电效率不低于55%，热电比不得低于30%的规定，同时本项目万元GDP工业能耗为2.01 吨，本项目投产后年节约标煤1.7627万吨，各项指标远远低于国内同类企业的数据，能源转换是高效和节能的。10.5. 节能122、措施和节能效果10.5.1 项目规划设计阶段为了节约宝贵的土地资源，本工程在满足建筑消防规范要求的前提下，尽量压缩各建（构）筑物之间的间距；此外精心规划管线走廊，合理压缩管线走廊的宽度，减少建（构）筑物和管线之间的水平间距，尽量减少厂区用地；有条件的辅助、附属建（构）筑物尽量做联合体，不设广场，合理考虑建筑物之间的距离，以节约厂区用地。厂区围墙内占地仅为49946m2（包括预留的二期位置），单位千瓦占地仅为0.51m2。与常规火力发电相比，仅为1/3。选用效率高、低污染、自动化程度高、技术成熟等特点的燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机等主要设备。燃气轮机选用美国Solar透平公司的产品，其技术成熟，123、可靠性高，该公司占世界小型燃气轮机市场的70%以上。燃气轮机叶片配备喷雾冷却，能长时间运行不易损坏并可实现不停机水洗。选用补燃型余热锅炉，燃气轮机余热的烟气中含氧超过15%，可以再加入燃料补燃。因为补燃是在500左右的基础温度上往上烧，燃料基本没有浪费，非常节能。在排放允许的范围内，补燃可以至少再增加1.5倍的供热量。10.5.2 项目建设、实施阶段10.5.2.1 燃气轮机环节的节能控制措施燃气轮机是最大的燃料消耗设备，空气在压力机内被压缩成高压空气，与燃料在燃烧室内混合燃烧，高温高压烟气在燃气轮机内燃烧膨胀做功，该过程中的能量损失主要包括：压力机和燃气轮机的级内损失、排烟损失、化学不完全燃124、烧损失、散热损失、机械损失等。因此只有通过减少各项损失，提高燃气轮机效率才能实现燃气轮机的节能控制：在燃气轮机运行过程中，注意不同工况时调整进入燃气轮机的风量、风压，摸索掌握配风方案，优化燃气轮机进气系统、排气系统、箱装体通风冷却系统，消除燃烧室和燃气轮机内积灰结焦现象，降低各项损失，从而达到节能效果。采用以上节能措施后，可以保障燃气轮机在设计效率下有效运行。10.5.2.2 余热锅炉环节的节能控制措施余热锅炉运行时的能量损失主要是的排烟损失、化学不完全燃烧损失、散热损失等。反映余热锅炉效率的主要指标为产汽量和锅炉热效率。（1) 减少受热面积灰，降低烟气流通阻力，降低炉膛压力，在燃气轮机最大负125、荷时，炉膛压力不高于1.5 kPa，大大改善炉膛密封性能，改善了现场卫生，减少了环境污染，消除了对人身安全的威胁。（2）为了平衡余热锅炉尾部烟气热量，降低排烟温度，提高余热锅炉效率，将化学补充水、经汽封冷却器后的汽轮机的凝结水、送入省煤器进行预热。（3）为增加传热面积，强化换热，可对余热锅炉省煤器进行改造，换热管用翅片管替代光管，结构形式全部采用模块化箱体结构，。10.5.2.3 蒸汽轮机的节能控制措施蒸汽轮机运行时的能量损失主要是的级内损失，另外，蒸汽轮机排汽也会造成一定的冷源损失。反映蒸汽轮机效率的主要指标为汽耗率和机组热效率。针对汽轮机的节能改造措施主要有：通流部分改造、汽封系统改造，改126、进油挡结构及透平油污染、防断油烧瓦技术、改善机组震动状况、改进调节系统等。在运行及检修维护方面，应注意控制和提高机组真空严密性，保证水泵等设备的正常投入，保证机组循环水的水质，保证胶球清洗装置的可靠投入，提高收球率。合理调整循环水泵运行方式，并定期对凝汽器进行清洗。加强汽轮机的节能诊断，定期进行汽机效率测试，加强机组阀门内漏的监督等等。对生产过程中需进行经济核算的水、燃料、汽等均设置计量仪表，加强节能监督。10.5.2.4 主要辅机、电器设备的节能控制措施（1）选用高效节能的辅机产品，如采用节能型水泵和Y型系列电机等。合理选择各辅机的电机容量，避免出现大马拉小车和低效率工作现象，以提高运行的经127、济性。负荷变化较大的电机配置变频器，采用高效节能的辅机设备可以降低厂用电率约20%左右，即每年可减少用电负荷4.5106kW.h。（2）合理选择汽水管道和烟风道断面，保证介质流速符合规范，并与水泵和风机规格相适应，可有效降低厂用电1.5104kW.h。（3）厂内采用余热回收，如连排、定排扩容器蒸汽的再利用，二次排污水设置除盐水加热器等等，这些措施的采用，可减少1.2%的化学水补充量。（4）厂用变压器均采用低损耗变压器，照明系统选用气体放电灯，提高照明质量，降低能耗。部分设备根据负荷情况采用变频或软启动设施和根据液位采用自动调节达到效果。这些措施采取后，每年可有效降低厂用电约6104kW.h。1128、0.5.2.5 工程用水的节约措施在工程设计过程中，热力系统各设备和管道均尽量考虑回收疏水及凝结水，从而可适当降低化学水的补水量。同时还考虑采取以下措施达到适当节水的目的：（1）冷却塔考虑设置玻璃钢收水器，适当回收冷却塔的蒸发及风吹耗水，采用这项措施后，每年可减少中水的耗量约1.15104 m3 。（2）反渗透浓水回收用于过滤器反洗。（3）各辅机设备冷却回水及主厂房工业水回水将考虑作为循环水的补充用水。（4）对生产过程中需进行经济核算的水、汽均设置计量仪表，加强节能监督。10.5.2.6 建筑节能措施根据工程特点，在满足工艺专业要求的前提下，采取多种措施进行建筑节能设计。厂房内的控制室、值班室129、及办公室等房间采取的主要节能措施及其热工性能参数详见下列表格：外墙构造层厚度（mm）导热系数w/（mk）蓄热系数w/（mk）热阻值(mk)/w热惰性Dc=RS1、混合砂浆外粉刷层200.87010.750.0230.2472、双排孔空心小砌块1900.6896.090.2761.6813、混合砂浆200.87010.750.0230.2474、EPS板300.0460.400.6520.2615、面砖不计入主墙体多构造层之和R=0.974D=2.46主墙体传热阻Ro=Ri+R+Re=1.12（mk)/w主墙体传热系数Kp=1/Ro=0.89w/(mk)K1.5 D3.0 或K1.0 D2.5满130、足夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准条要求内墙类型构造层厚度（mm）导热系数w/（mk）蓄热系数w/（mk）热阻值(mk)/w热惰性Dc=RS1、水泥砂浆找平层100.9311.370.0110.1252、B06级砂加气砌块2000.203.2813.2803、水泥砂浆找平层100.9311.370.0110.125内墙体多构造层之和R=1.02D=墙体传热阻Ro=1.24（mk）/w墙体传热系数Kp=1/Ro=0.81 w/(mk)K2.5 满足夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准条要求楼板类型）构造层厚度（mm）导热系数w/（mk）蓄热系数w/（mk）热阻值(mk)/w热惰性Dc=RS1、钢筋混131、凝土1201.74017.200.0691.192、硬质矿棉板300.0550.545楼板构造层之和R=0.614楼板传热阻Ro=Ri+R+Re=0.89楼板传热系数K=1/Ro=1.12楼层间楼板满足夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准条要求外窗类型规格型号最大窗墙比朝向传热系数w/（m2k）气密性1-6层气密性7层及以上1断热铝合金+中空玻璃0.46南2.22IIIII2断热铝合金+中空玻璃0.29北2.22IIIII满足夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准，4.0.7条要求户门类型规格传热系数w/（m2k）金属门夹保温材料21001200801.7满足夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准条要求10.132、5.2.7 工程节能工作的监督管理在上述各主要环节中，电厂的节能监督管理人员必须在足够的职权下，充分完成以下各项监督管理职责，才能真正实现节能控制，闭环管理：第一、合理安排适应电网的经济调度。根据本厂的机组特性，安排各类辅机的最佳组合运行方式，实现经济调度。第二、掌握机组设备状态和运行方式，组织并指导能量平衡测试及有关热力试验。深入了解燃气轮机和蒸汽轮机及余热锅炉主要设备本体、辅机设备状况及存在的缺陷，通过测试或试验，及时掌握机组实际运行性能水平，调整机组的经济运行方式，对存在的问题要求检修部门及时处理。第三、监督考核运行参数，统计分析主要经济指标。对主蒸汽压力、温度、排烟温度、氧量、给水温度133、高加投入率、汽机端差、真空、主要辅机设备电耗、燃油量等进行监督考核。及时对发电量、厂用电率、供电煤耗等主要经济指标进行统计分析，为决策层提供可靠数据。10.6 结论由于国内目前没有实际运行的同等规模的燃气轮机电厂，本工程的实际节能效果无法进行直接的对比，只能参照同等规模的火电厂进行间接的比较。从项目经济指标可以看出，与一般的常规燃煤电厂相比，本工程采用CCPP技术，其相应的发电及供热标煤耗均小于一般的燃煤电厂，但是由于采用的大多为先进的技术、设备，其厂用电率要低于常规的燃煤电厂约5%左右。此外，各项节水措施的实施使得水资源的循环利用率高于一般的常规电厂约20%左右。本工程利用上游生产过程产生134、的xx煤气采用燃气轮机-蒸汽轮机联合循环发电，每年使用xx煤气折标煤约8.44万吨，发电折标煤耗为0.304kgce/kWh，低于全国发电标煤耗0.345kgce/kWh。每年节约标煤约为1.7万吨（机组年利用小时数为6500小时）。有效地减少xx煤气点火放散对环境的污染，节约化石燃料，增加企业的经济效益，环保、节能及社会效益显著，对构建资源节约型和环境友好型社会具有积极的推动作用，符合国家产业政策和各级有关规划，属于国家xx鼓励扶持发展的项目。第十一章 生产组织和劳动定员本电厂组织机构和人员指标参照国家电力公司1998年发布的火力发电厂劳动定员标准（试行），根据燃气-蒸汽联合循环电厂的特点并135、结合实际情况，本着尽量精简的原则。配备必要的运行人员、少量的维修和管理人员，不配备检修、修配和服务人员，不设管理机构。维修人员的工作范围仅限于电厂设备的日常维护、临时检修、事故性抢修及检修计划、预算、质量检查和验收等检修管理，设备大、小修工作依托集团检修公司或外委。表11-1 电 厂 定 员项 目人数备 注1. 生产人员301.1 机组运行10按三班四值设置，备员10%已计入 集控室8包括值长、辅助值班员 化学21.2 机组维修12 热机4 电气 4 热控41.3 燃料系统8包括运行、维修和燃料管理人员，运行备员10%已计入2. 管理人员6生产管理、技术管理、党群工作人员合计36第十二章 工程136、实施条件及进度轮廓12.1 工程项目实施的条件 施工场地本工程由于在新址建设，周围空旷，施工场地能够满足要求。 施工主要机具土建施工可采用两台20t履带吊车，两台10t塔式起重机满足主厂房框架施工及屋架吊装施工，1m3挖掘机2台、3m3装载机2台、TY220推土机2台负责土方开挖、碾压、装卸及场地平整。安装机具可采用20t、50t汽车吊车各一台，100t履带吊一台，作为起重用具，40t/10t龙门吊负责机组设备的装卸、组合、安装等施工任务。 设备及材料的供应和运输电厂位于xx市区附近，一般的建筑材料均可就地解决，如砖、瓦、灰、石等。本期工程所需的建筑材料可由汽车运至厂内。主、辅设备可由汽车运至137、厂内，没有超限设备。 施工电源施工电源可从附近变电站接出。施工生产用电可采用1台800 kVA变压器。 施工用水就地打井或利用附近农用井水。12.1.6 施工临时通讯施工时可采用临时安装的电话，施工场地内可采用对讲机。施工公路可利用105国道和工业园区中心路等道路作为施工通道。施工场地内的道路，有条件的可先施工，做混凝土路面，无条件的可采用碎石等筑路，以满足施工生产要求。12.2 实施进度本工程计划2009年12月开工，2010年10月全部投产。进度安排如见表12-1。表12-1 工程项目实施的轮廓进度序号项 目周期1可研报告编制与审查1个月2四大主机订货1个月3详勘1个月4施工准备1个月5施138、工图设计6个月6厂房开工至安装进入3个月7安装开始至第一台机组投产6个月8第二台机组投产9总工期(开工投产)12个月第十三章 经济评价13.1 工程概况本工程属燃气蒸汽联合循环工程，建设规模为215MW燃气轮机+230T/h双压余热锅炉+1C12MW抽凝式汽轮发电机组+厂内汽水换热站及配套的公用设施。按以上建设规模计算投资估算及财务评价。13.2 投资估算编制原则及依据 投资估算范围本项目投资估算包括：燃气蒸汽联合循环工程的热力系统、xx煤气系统、氮气系统、化学水处理系统、供水系统、电气系统、热工控制系统、附属生产系统的建筑工程费用、设备购置费用、安装工程费用以及工程建设的其它费用。投资估算范139、围还包括电气接入系统工程。13.2.2 编制原则1、项目划分项目划分依据国家发展计划委员会、国家经贸委、建设部2001年计基础（2001）26号文颁发的热电联产项目可行性研究技术规定。2、定额选用及取费标准执行电力工程造价与定额管理总站批准发布的电力建设工程概算定额（2006年版）：建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程三个分册。取费标准按照国家发改委2007年发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准的有关规定进行取费。3、工程量按照设计人员提供的设备清册、建筑安装工程量，并参照同类电厂工程。4、人工工资建筑工程26元/工日，安装工程31元/工日。人工费调整：执行电定总造200712号文140、中山东地区的工资性补贴，调整金额计入取费基数。5、材料价格建筑工程：执行电力建设工程概算定额（2006年版），并根据电定总造200714号文对其中主要材料与山东省xx市材料信息价比较并按目前市场价进行相应调整。装置性材料：依据中国电力企业联合会2007年11月9日中电联技经【2007】141号文并按目前市场价进行相应调整。6、设备价格 主要设备采用厂家询价，不足部分参照近期同类型电厂价格。7、其它费用：执行国家发展计划委员会、国家经贸委、建设部2001年计基础（2001）26号文颁发的热电联产项目可行性研究技术规定附件3单机容量6-25MW热电厂工程投资估算费用构成及计算标准。并参考执行火力发141、电工程建设预算编制与计算标准（2006版）中的其他费用计算标准。8、基本预备费按8计算。13.3 投资概况及资金筹措 投资概况燃气蒸汽联合循环工程静态投资：21555.6万元燃气蒸汽联合循环工程静态单位投资：5389元/千瓦建设期贷款利息：450万元燃气蒸汽联合循环工程动态投资：22006万元燃气蒸汽联合循环工程动态单位投资：5502元/千瓦流动资金：2724万元；铺底流动资金817万元燃气蒸汽联合循环热电工程计划规模总投资：22823万元燃气蒸汽联合循环热电工程计划单位投资：5706元/千瓦厂外热网工程：暂不估列燃气蒸汽联合循环热电联产项目计划总投资：24730万元具体投资情况见附表：1、表142、一总估算表2、表二安装部分汇总估算表3、表三建筑部分汇总估算表4、表四其它费用估算表 资金筹措本项目建设资金来源如下：（1）自筹资金：本期项目建设单位自筹资金8068万元。其中，用于建设投资6800万元，用于铺底流动资金817万元。（2）长期贷款：本项目长期贷款15055.6万元，贷款利率按5.94%计，贷款期限为6年，宽限期1年。（3）建设期利息借款：450万元，贷款利率按5.94%计。（4）流动资金借款：流动资金借款2724万元。本项目所需流动资金采用详细估算法计算，按30%自筹，70%银行贷款考虑，贷款年利率按5.31%计。13.4 财务评价 编制依据根据2001年热电联产项目可行性研究143、技术规定、国家计委建设项目经济评价方法与参数（第三版）及现行有关规定和财税制度编制本工程财务评价。 基础数据1) 年外供电量23474万KWh /a。2) 其中集团内用电18200万KWh /a。3）用电价格0.496元/KWh（含税）4）上网电价0.3974元/KWh（含税）。5) 年外供蒸汽量40万吨/a。6) 蒸汽价150元/吨（含税）。7) 年耗xx煤气量13424万Nm3/a。8) xx煤气价格0.60元/Nm3（含税）。9) 年耗氮气量380万Nm3/a。10) 氮气价格0.3元/Nm3（含税）。11) 年耗油量20吨/a。12) 柴油价格6300元/吨（含税）。13) 年耗水量6144、9.2万吨/a。14) 水价1.8元/吨（含税）。15) 劳动定员36人，工资21600元/人.年。16) 年利用小时数6500h/a。 项目计算期按建设项目经济评价方法与参数（第三版）规定的原则，项目计算期定为20年。 总成本费用估算根据国家及企业有关规定，结合本项目企业具体情况，对本项目企业未来各年总成本费用进行了预测。年耗xx煤气量13424万Nm3/a，xx煤气价格0.60元/Nm3（含税）。年耗氮气量380万Nm3/a，氮气价格0.3元/Nm3（含税）。年耗油量20吨/a，柴油价格6300元/吨（含税）。年耗水量69.2万吨/a，水价2.2元/吨（含税）。人均工资为21600元/人年145、，福利费及社会统筹为工资的31%，设计定员36人。折旧为直线法，建（构）筑物折旧年限为25年，设备折旧年限为20年，残值率5%。修理费按固定资产原值的1.5%提取。其他管理费按人工费的15%计取。材料费及其它费用，参照同类企业指标估算。总成本费用见附表总成本费用估算表，固定资产折旧计算见附表固定资产折旧计算成果表。 损益计算销售收入按售电、热量及售电、热价计算。其中：年外供电量23474万KWh，其中集团内用电18200万KWh，用电价格0.496元/ KWh（含税）；上网电价0.3974元/KWh（含税）；年外供蒸汽量40万吨，蒸汽售价150元/吨（含税）。本项目增值税税率电为17%，热为1146、3%。城市维护建设税、教育费附加分别按增值税率的5.0%和3.0%计算。企业所得税为25%，盈余公积金按税后利润的10%提取。详见附表B7-5营业收入、营业税金及附加和增值税估算表。 盈利能力分析1、静态指标分析总投资收益率 = 26.2% (多期平均) 总投资收益率 = 14.6% (达产期)项目资本金净利润率 = 58.7% (多期平均) 项目资本金净利润率 = 24.8% (达产期)详见附表4利润与利润分配表2、财务现金流量分析按计算期20年、基准收益率10%考虑，全部投资的主要技术经济指标如下：所得税前序 号名 称方 案1净现值（万元）34483.462投资回收期（a）4.73内部收益147、率（%）28.35所得税后：序号名 称方 案1净现值（万元）22291.012投资回收期（a）5.63内部收益率（%）22.26从以上计算可知，本方案静态指标和动态指标皆处于较佳水平，具有一定的盈利能力，具体详细内容详见附表6项目投资现金流量表。 财务清偿能力分析本工程长期贷款为15206万元，贷款利率按5.94%计。项目还贷资金来源为满足自筹以后的未分配利润、折旧费及摊销费。详见附表5借款还本付息计划表。资产负债分析主要考察项目的经营风险，从资产负债表中可以看出，本工程在项目计算期内资产负债率较低，达产期后资产负债率均在25%以下，资产结构合理，显示出一定的短期及长期偿债能力。详见附表10资148、产负债表。 不确定性分析1、盈亏平衡点计算以新增生产能力表示的盈亏平衡点BEP为：BEP=固定成本x100%销售收入-可变成本-销售税金经计算本工程方案盈亏平衡点为40.6% （即方案达到生产能力的40.6%时，项目便可保本）。2、敏感性分析在项目计算期内可能发生变化的因素有销售价格、材料价格、产量和固定资产投资，经测算可知，在各因素单独变化正负20%的范围内，以销售价格变化对财务内部收益率和投资回收期的影响较大，其次是材料价格、投资。3、通过以上数据分析可知，本工程盈亏平衡点处于合理区域，各敏感因素也存在一定的波动幅度，能抵抗一定的项目风险，本工程有一定的安全边际空间和波动范围。 综合分析综149、上所述，通过对本项目技术指标、经济指标的计算及项目其它类项的分析与论证，从项目财务评价（财务净现值、盈亏平衡分析、投资回收期等）的角度上考虑，本工程的综合效益是可行的。附表：附表1 财务评价指标汇总表附表2 项目总投资使用计划与资金筹措表附表3-1 总成本费用估算表附表3-2 固定资产折旧计算成果表附表4 利润与利润分配表附表5 借款还本付息计划表附表6 项目投资现金流量表附表7 项目资本金现金流量表附表B7(基1) 外购原材料费估算表附表B7(基5) 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表附表8 财务计划现金流量表附表9 流动资金估算表附表10 资产负债表附表11 财务敏感性分析成果表附图1150、 盈亏平衡分析图附图2 敏感性分析图第十四章 结论及建议14.1 主要结论(1) 本项目是以XXxx煤化有限公司炼焦过程中产生的xx煤气为燃料，采用高效率的燃气蒸汽联合循环发电机组实施发电的工程建设项目。项目建成投产后有利于降低生产成本、增强企业产品的市场竞争力，同时可减少xx煤气排放对周围环境的污染，符合国家能源、经济和环保政策，属国家鼓励发展的产业和技术。(2) 本工程除燃气轮机以外拟采用国产化设备，有利促进国家高新技术产业化发展，符合国家技术发展政策。该型号燃机已有生产供货业绩，较为成熟可靠。燃汽轮发电机组制造厂为快模装式供货，有利于缩短安装工期。(3) 本工程各项建厂条件较好，xx煤气151、产量稳定，可以满足本工程2台燃气轮机燃料量的供应。外部制约条件少，厂址地形平坦、不受洪水威胁、工程地质适合建厂，交通运输方便，现有供水水源可以满足电厂需要。综合以上各方面研究结果，本项目燃料供应稳定可靠、建设条件较好、技术方案先进、建设投资节省、运行效益合理，符合国家鼓励发展的产业、产品和技术目录，属资源综合利用、清洁生产、循环经济类热电厂，本工程是必要、可行的。14.2 主要技术经济指标表14-1 主要技术经济指标序号项目单位数据1发电量燃机发电kW30000汽机发电kW10000合计400002厂用电率%9.043年作业时间h65004年外供电量万kWh234745年外供蒸汽量万t/a40152、6年消耗xx煤气量万Nm3/a134247年耗水量万吨698年耗氮气量万Nm3/a3809油量（年启动5次）t/a20.00 10劳动定员人3611占地（包括预留位置）m249946说明：表中经济指标按两台机组连续建设计算。14.3 对下步工作的建议请业主单位抓紧取得电力主管部门对电厂接入系统研究报告的审查批复文件和允许并网的协议、环保主管部门尽快开展环境影响报告书的编制及审查批复和同意发电厂建设的文件、水资源主管部门同意取用地下水的批复文件。 序号名称规格型号单位数量备注一制冷系统1压缩机组4AV10台42冷凝器LN-70台13贮氨器ZA-1.5台14桶泵组合ZWB-1.5台15氨液分离器A153、F-65台16集油器JY-219台17空气分离器KF-32台18紧急泄氨器JX-108台19冷风机KLL-250台810冷风机KLD-150台411冷风机KLD-100台212阀门套8613电磁阀套614管道及支架吨18.615管道及设备保温m32216管道保温包扎镀锌板吨1.617附件套1二气调系统1中空纤维制氮机CA-30B台12二氧化碳洗涤器GA-15台13气动电磁阀D100台144电脑控制系统CNJK-406台15信号转换器8线台16果心温度探头台77库气平衡袋5 m3个78库气安全阀液封式个79小活塞空压机0.05/7台110PVC管套111附件套1三水冷系统1冷却塔DBNL3-100台22水泵SBL80-160I台23水泵SBL50-160I台24阀门套305管道及支架吨2.86附件套1四电仪控系统1电器控制柜套12照明系统套13电线电缆套14桥架管线套15附件套1