1、热电循环水余热利用项目可行性研究报告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57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31.1 设计依据和设计范围31.2 工作过程42 设计基础资料42.1 厂址位置42.2 地址、地震、水文气象42.3 循环水水质52.4 煤质资料632、 热负荷分析73.1 供热现状73.2 项目建设的必要性93.3 建设规模94 热泵循环技术的利用104.1 吸收式热泵说明及原理114.2 本工程选用吸收式热泵的参数145 工程设想155.1 总平面布置155.2 电厂设备参数195.3 热泵站布置205.4 水工部分225.5 电气部分265.6 热工控制285.7 土建部分306 节能和合理使用能源306.1 吸收式热泵306.2 电动机306.3 管道散热损失307 环境保护307.1 环保概况307.2 环境效益分析327.3 社会影响分析338 电厂劳动安全和工业卫生348.1 执行的有关主要规程、规范348.2 主要防治措施343、8.3 劳动安全及工业卫生机构与设施358.4 安全教育359主要设备材料清册3510 投资估算及财务分析3810.1 投资估算3810.2 财务分析4111 结论及建议4211.1 结论4211.2 建议431 概述河北xx发电有限责任公司位于河北省xx市南郊，京广铁路及107国道的西侧，距市中心约6公里，公司是由原xx发电厂于1998年改制组建的发电公司。xx发电厂始建于1970年，一、二期工程于1975年建成，共装机3台发电总容量100MW，按照国家政策，已于2002年5月底全部退役。从1983年7月至1992年10月，在一、二期工程以东600米的新厂区连续进行了第三、第四、第五期工程的4、扩建，共装机6台200MW超高压一次中间再热国产机组，1999年起，又对其中的5台汽轮机进行了通流部分改造，使之额定出力达到220MW；2005年，扩建两台300MW供热机组（10、11号机），锅炉采用北京xxxx有限公司生产的B&WB1025/17.5M型锅炉，为亚临界参数、自然循环、一次中间再热、固态排渣、单炉膛单汽包平衡通风、露天布置、全钢构架的型煤粉锅炉。汽轮机为东方汽轮机厂制造的亚临界压力、一次中间再热300MW，单轴2缸2排汽采暖抽汽、凝汽式汽轮机。发电机为东方电机股份有限公司设计制造的300MW水氢氢冷却汽轮发电机，采用静态励磁。设计供热面积为1100万平方米。受xxxx公司委托5、，本项目对电厂循环水余热利用进行可行性研究，实现能源的高效利用，符合国家“节能减排”的国策。1.1 设计依据和设计范围 设计依据 1）河北xxxx能源服务有限公司委托。 2） “xx国泰2*300MW热电厂循环水余热回收项目技术方案”3）国泰电厂各专业施工图、竣工图。4）国泰电厂提供的运行数据。5) 有关的法令、法规、标准及专业技术规程等。 设计范围1) 吸收式热泵及附属管道系统。2) 新设循环水升压泵及附属管道系统。3) 余热利用项目厂用电6kV/380V电气连接方式。4) 设置必要的测量仪表对各介质压力，温度，流量进行测量。5) 热泵站结构设计，工艺系统设计，电气及控制系统。6) 投资估算6、及经济效益分析。1.2 工作过程受xx公司邀请，2011年4月26日我院汽机、暖通专业技术人员与xx公司领导和技术人员一同赴xx电厂，与xx国泰公司有关领导和技术人员就循环水余热利用有关问题进行了广泛的交流，并查看现场。2011年5月13日，我院接到xx公司委托函关于委托xxxx热电循环水余热利用项目设计的函，2011年5月16日，我院组织汽机、暖通、水工、土建等专业技术人员再次赴xx电厂，对蒸汽参数、汽轮机热平衡进行讨论，并对热泵机房位置进行初选。随后，我院汽机专业人员与汽机厂密切联系，对汽轮机供热工况的不同抽汽量工况进行热平衡计算。随着工作深入，2011年6月13日，在xx电厂召开有关技术7、问题评审会，对蒸汽参数、循环水参数、厂址选择等重要问题进行了讨论，并达成一致意见。2 设计基础资料2.1 厂址位置 河北xx国泰发电有限责任公司位于河北省xx市南郊，西距xx煤矿2.5km，东与京广铁路及107国道相距1.5km，北距东由留村1.5 km，距离东由留村北部的七里河约2.5km，距市中心约6公里。2.2 地址、地震、水文气象 工程地质xx电厂位于太行山东麓山前冲洪积倾斜平原，北为七里河，南为大沙河，东靠京广铁路，西与xx煤田毗邻，地势较为平坦，地面标高73.0775.46m，地形上属七里河、大沙河之河间地块地貌单元。本工程建设场地地层为第四系冲洪积地层，岩性交错沉积，相变复杂频繁8、，地层厚度变化较大。 地震 根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001），xx市一般建设工程抗震设防要求地震动峰值加速度按0.10g，地震动反应谱特征周期按0.40s，对应地震基本烈度为度。 气象条件- 极端最高气温 41.8 - 极端最低气温 -22.4 - 年平均气温 13.5 - 年平均相对湿度 63 %- 年平均气压 100.2 kPa- 年降水总量 529.3 mm- 年平均风速 1.9 m/s- 最大风速 15.7 m/s- 全年主导风向 SSE、S2.3 循环水水质循环水补充水采用xx水业集团金源中水开发有限公司来水+冀中能源xx矿污水处理厂来水+xx市朱庄供水有限公司来9、水+弱酸离子交换器出水。循环水处理采用TS系列缓蚀阻垢剂，浓缩倍率控制在3.5以下,未来预期浓缩倍率控制在5以下。表2-1 中水处理系统出水水质控制标准序号检测项目单位控制标准1PH2CODcrmg/L403BOD5mg/L5.04SSmg/L5.05NH4-Nmg/L1.06总磷（P计）mg/L0.57浊度NTU3.08粪大肠细菌个10009溶解性固体mg/L100010Ca2+mg/L30-9011Mg2+mg/L3012Cl-mg/L25013总碱度mg/L50-15014SO42-mg/L12515游离余氯mg/L表2-2热泵机组热源水分析控制指标循环水单位项目指标mg/lpH8.4电10、导率2500s/cmCa2+ 350mg/lMg2+150mg/lCl -500mg/l浊度20NTUC0Dcrmg/lBOD5mg/l氨氮3mg/l总铁1.0mg/l碱度7.5mmol/l余氯0.51.0mg/l腐蚀率碳钢0.075；不锈钢150015001500煤灰软化温度STC150015001500煤灰半球温度HTC150015001500煤灰流动温度FTC150015001500固定碳FCar%55.5657.9255.50表2-4 灰分析资料项 目符 号单 位设计煤种上校核煤种下校核煤种灰 成 分煤灰中二氧化硅SiO2%53.6151.4453.80煤灰中三氧化二铝Al2O3%2611、.0131.8335.43煤灰中三氧化二铁Fe2O3%4.735.35.6煤灰中氧化钙CaO%0.461.780.61煤灰中氧化镁MgO%0.630.050.22煤灰中氧化钠Na2O%0.080.110.14煤灰中氧化钾K2O%0.230.150.23煤灰中二氧化钛TiO2%1.061.441.35煤灰中三氧化硫SO3%0.512.370.39煤灰中五氧化二磷P2O5%0.120.02未检出不明物12.560.512.233 热负荷分析3.1 供热现状xx国泰热电厂热网主要覆盖铁路以西的区域。电厂在城区外南端，供热负荷主要分布在铁路以西的城区的区域，电厂距离热负荷中心约8公里，城市供热负荷的主12、要发展方向为向北发展，末端负荷距离电厂超过10公里。xx国泰热电厂设计热网额定供水量为11000 t/h，设计供水温度130，设计回水温度70。2010年冬季实际供暖面积已达近1100万平方米，根据电厂提供的统计表，2010年峰值负荷为484MW(1742GJ/h)，耗汽量约800t/h，已接近额定抽汽量。供水温度一般在100116，回水温度一般在5663范围内变化，供水压力为1.3MPa，回水压力为0.26MPa。下表为2010年国泰热电供热首站实测数据统计表。表3-1国泰热电供热首站实测数据统计表（整个供热期）序号日期时 间热网加热器回水温度供水温度蒸汽压力热网水流量累积供热量MPaGm313、/hGJ10:005083.6544913102126:0050.484.15718135918312:0049.683.55925141018418:0050825965145982524:0048.684.1602215064360:0061.7102.2598257792676:0061.7101.25999584257812:0061.7100.26143589819918:0061.6101.760565951521024:0061.5101.26039601811118:006110170738722071212:0061.9102.870868796651316:0062.61014、1.770418863721420:0064104.670488928531524:0061.61037238900277168:0057.2107.5765316020831712:0057.2107.6754316116181816:0056.9107.2753116197441920:0056.5108.4760516309032024:0056.8107.776851640472218:0056.6106.7808619902922212:0056.3105.8820620015162316:0056.4105.6818720116892420:0055.6106.981152022015、192524:0055.4105.182302031746268:0056.6100.1801128009462712:0058.5103.3813228100872816:0057.3101.5828528186432920:0057.5101.4819028273553024:0057.3100.882092836490318:0056.499.9743331565793212:0056.899.4749431650713316:0055.998761531730323420:0056.899.6752231811803524:0055.998.775903188960368:0058.116、89.7669236629813712:0057.890.6651836691443816:0057.391.3646136750173920:0059.989.3653936784504024:0059.688.5654836826503.2 项目建设的必要性根据河北省电力勘测设计研究院2010年12月xx市城市热电联产规划(待审版)调查数据，xx市供热面积年增长率为5.5%，面临城市快速发展，供热需求也越来越大。根据供热现状的分析，2010年国泰公司供热抽汽已接近额定抽汽量。因此，对原供热系统进行节能改造，充分利用电厂凝结水余热对外供热已成当务之急。3.3 建设规模xx国泰热电厂设计热网额17、定供水量为11000 t/h，设计供水温度130，设计回水温度70。由2010年国泰热电供热首站实测数据统计表可知，其实际回水温度一般为5663，回水温度取55与实际运行工况较为接近，又根据吸收式热泵工作原理可知，将回水水温升高至75时，热泵效率较高，超过75时，COP开始下降，因此，设定热泵热水进出口温度区间为5575较为适宜，则根据额定流量11000t/h，可得到热泵最大供热量为255MW。根据2010年国泰热电供热首站实测数据统计表，可得2010年供热量柱状图如下：图3-1 2010年供热量柱状图由于实测数据统计表存在较长时间的间隔，部分数据出现较大跳跃，但从统计表40个时间点数据来看，18、基本能够反映全年热负荷变化规律。从柱状图可以看出，供暖期开始至2010年12月10日，2011年3月10日至供暖期结束，供热负荷在200至300MW之间，其他时段均超过300MW。因此，将热泵的最大供热量定为255MW即符合热网实际运行，又能在大部分时间处于满负荷状态。4 热泵循环技术的利用随着环境、气候的逐渐恶化，发展低碳经济、促进可持续发展成为人类社会未来发展的必然选择。我国已成为世界上最大的温室气体排放国之一，“节能减排降耗”是“十二五”期间我国社会经济发展的一个重要核心。2009年9月联合国气候变化峰会和12月的哥本哈根气候变化谈判会议上，我国政府明确量化碳减排目标(到2020年，单位19、GDP二氧化碳排放比2005年下降40%至45%)，展示了中国在应对气候变化、履行大国责任方面的积极态度。这充分表明我国不再单纯追求经济的增长速度，而是更加强资源的有效利用，关注可持续增长。“节能减排降耗”已被摆在前所未有的战略高度。而提高能源利用率、加强余热回收利用是节约能源、降低碳排放、保护环境的根本措施。在电力、冶金、化工、纺织、采油、制药等行业的工艺生产过程中，往往会产生大量的废热（废蒸汽、废热水等），若不加以利用，不仅造成能源浪费，而且污染环境。在众多的节能技术中，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。吸收式热泵以蒸汽或溴化锂溶液作为工质，对环境没20、有污染，不破坏大气臭氧层，而且具有高效节能的特点。可以配备蒸汽或溴化锂吸收式热泵，回收利用工艺产生的废热，达到节能、减排、降耗的目的。此外，吸收式热泵还可以吸收利用地下水、地表水、城市生活污水等低品位热源的热量，同样可以达到节能降耗的目的。同时，对于作为集中供热主热源的热电厂而言，存在两个关键问题有待解决。一是汽轮机抽汽在加热一次网回水的过程中存在很大的传热温差，造成巨大的传热不可逆损失。二是目前大型抽凝式供热机组存在着大量的汽轮机凝汽器余热通过冷却塔排放掉，白白浪费。额定抽汽量为400t/h的300MW供热机组该部分热量约占燃料燃烧总发热量的20%，相当于供热量的50%左右。为保证汽轮机末端21、的正常工作，将这部分热量用于供热，相当于在不增加电厂容量，不增加当地污染物排放，耗煤量和发电量都不变的情况下，扩大了热源的供热能力，为集中供热系统提供的热量可增加50%，提高了电厂的综合能源利用效率，同时可以减少电厂循环冷却水蒸发量，节约水资源，并减少向环境排放的热量，具有非常显著的经济、社会与环境效益。本项改造工程基于吸收式热泵技术，具有如下特点：1) 电厂的循环水不再全部依靠冷却塔降温，而是部分作为各级热泵的低温热源，原本白白排放掉的循环水余热资源可以回收并加入到一次网实现对外供热，约提高热电厂额定供热能力的17.3%，提高全厂综合能源利用效率约7.0%； 2) 各级吸收式热泵仍采用电厂原22、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，而利用了凝汽器循环水提供的部分热量，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）各级吸收式热泵提高一次网加热循环水入口温度，降低热网加热器传热温差，降低了热网加热器耗汽量；4.1 吸收式热泵说明及原理4.1.1 吸收式热泵的说明吸收式热泵（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，把低温热源的热量提高到中、高温热源中，从而提高了能源的品质和利用效率。吸收式热泵原理，即在电厂首站内设置蒸汽型吸收式热泵。如图4-1，以汽轮机抽汽为驱动能源Q1，产生制冷23、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4-1。图4 -1 吸收式热泵回收余热示意图4.1.2 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。图4 -2 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（冷剂泵、溶液泵）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24、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25、况条件，COP一般在1.651.85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在75时COP较高，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。 在电厂的应用：图4-3为吸收式热泵在电厂回收余热的应用。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，而循环水由26经凝气器后温度升为30。现采用吸收式热泵，以30的冷却水作为低温热源，以0.5MPa的抽汽作为驱动热源，加热5080左右26、的采暖用热网回水，循环冷却水降至26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。图4-3 电厂利用热泵实例4.2 本工程选用吸收式热泵的参数根据3.3节建设规模，选定蒸汽型吸收式热泵性能参数如下：表4-1 蒸汽型吸收式热泵性能参数以下为单台吸收式热泵机组技术参数项 目单 位规 格机组台数台9机组型号RHP263单台制热量kW26292104kcal/h2261热 水进/出口温度55 73.5流量m3/h1222.2水压损失mH2O4.4接管尺寸mm400水室承压MPaG0.8热源水回收余热量MW10.94进/出口温度3427.95流量m3/h1555.627、水压损失mH2O6.6接管尺寸mm500水室承压MPaG0.8驱动蒸汽蒸汽压力MPaG0.3蒸汽耗量t/h23.11蒸汽温度饱和凝水出口背压MPaG0.02凝水温度85蒸汽接管尺寸mm3002凝水接管尺寸mm802控制辅助动力电压频率VHz380503电源容量kVA65.7总电流A99.1溶液泵kW152喷淋泵kW冷剂泵kW1.52真空泵kW0.75堵管率%3负荷调节范围%20-100使用寿命年25COP（保留2位小数）1.72外形尺寸（长宽高）mm1060041005780最大搬运重量t56.4运转重量t121.45 工程设想5.1 总平面布置 老厂总平面布置简述 xx国泰热电厂为2300M28、W供热机组，总平面布置布置非常紧凑。汽机房朝西，锅炉房和烟囱朝东；主厂房固定端朝北，扩建端朝南，现固定端老厂拆除后可以向南北两方向扩建。电厂扩建方案见图5-1。图5-1电厂扩建方案图 工程总平面布置本项目增加的建构筑物有：吸收式热泵机房及控制室；热泵及各种压力泵；从11号机组汽机房A引出2条DN600的架空蒸汽管道。由于A列外各种管道密集，空余场地很少，本项目的布置十分困难。经对场地的布置资料详细分析，并反复勘察现场，对总平面布置初步安排如下：1）热泵站及控制室：热泵站包括热泵、凝结水泵以及热力管道，本改造项目可以提供两个方案布置：方案一：布置在11号机组和热网站的南侧空地上，此方案地下管道较29、少，施工方便，但在施工过程中需采用相应措施，以避免对主厂房基础产生影响。当本次改造项目不能按时投运时，可以预先在原设计热网供回水管道上预留与本次改造相接的接口，不影响10、11号机组维持原来状态对外供热。待热泵站具备投运条件时随时可以接入系统，供热可靠性得到提高。方案一布置图见图5-2。图5-2 热泵机房布置方案一方案二：布置在11号机组热网站西侧外层，热泵布置在10、11号机组凝汽器循环冷却水管道上，由于地下管道较多，热泵基础施工困难，热泵机房压在循环水管道上，对今后的运行维护影响很大，而且11号机组原设计的热网供回水管道穿过本方案热泵站内，所以原设计11号机组的部分热网供回水管道必须在本项30、目开工时拆除，当热泵系统不具备按时投运条件时，11号机组热网彻底不能运行，供热存在一定风险。方案二布置图见图5-3。图5-3 热泵机房布置方案二以上两方案热泵站大小相同，长40.05米，宽30米，面积为1201.5m2，热泵站一层为热泵、凝结水泵以及热力管道，二层为电气、热控专业设备。从总平面布置来看，两个方案均不影响电厂扩建。方案1热泵机房布置在11号热网加热器南侧，地下有5条管线需改造，循环冷却水、热网水接管距离较短，在建设期对原供热系统无影响。方案2热泵机房布置在11号热网加热器西侧，地下布置有循环冷却水管道，地上布置有原供热管架，本工程实施时，须先拆除热网管架，在循环冷却水管道之间打桩31、，对A列外多条管线进行改建外，泵房压在循环水管道上，对电厂原系统影响较大，尤其热网管架的拆除，将影响2011年冬季供热，对本工程建设进度要求严格，出现工期延误将影响供热，产生不可估量的社会影响。综上所述，推荐采用方案1的布置方案。2）蒸汽管道：本项目从11号机热网站两侧6.3米层引出2条DN600的蒸汽管道，穿出热网站后在零米布置减温器，经减温后的蒸汽分别从热泵站两侧进入热泵站后合并为一母管，架空布置在热泵上方。3）热网循环水管道：本次改造将外网回水管道用与母管相同的管道接到9台热泵机组进行加热。热泵出口的循环水分别接至原来的10、11号机组热网加热器的热网回水管道上，继而进入两台机组的热网加32、热器加热后沿用原来的热网供水管道送至热用户。热泵布置采用方案一时，为保证冬季供热可靠性，在热泵系统进出水干管及热网回水母管上设置切换用电动阀门，当热泵机房故障时，可将热网回水沿原有管路送至热网加热器对外供热。4）循环水管道：循环水通过升压泵进入热泵，经热泵吸收热量后，大部分循环水返回到#11机凝汽器入口，为调节凝汽器出口循环水温度，另一部分循环水进入#10机凝汽器出口循环水管道，去往10#冷却水塔进行冷却，实现两塔合一的运行方式。详见水工部分论述。5）建筑物零米标高及排水措施：热泵站和原主厂房零米标高相同，为75.30m。6）土方工程量：本工程土方量暂估算为挖填总计5000方。从蒸汽管道、热网33、循环水及循环冷却水管道改造方案来看，方案1及方案2管路改造距离均较短，在实施过程中均对原系统影响较小。热泵系统投产后，11号凝汽器循环水进水温度略高，但可通过循环水加压泵调节上塔（10号冷却塔）流量，达到温度控制的目的。5.2 电厂设备参数 机组参数10、11号机组汽轮机型号: C300/220-16.67/537/537型汽轮机型式 亚临界中间再热单轴二缸二排汽抽凝两用汽轮机额定功率 300MW最大连续功率 320.11MW主蒸汽压力 16.67MPa(a)主蒸汽温度 537额定进汽量 897.1t/h最大进汽量 1025t/h再热蒸汽压力 3.104MPa(a)再热蒸汽温度 537抽汽压力34、 0.35MPa(a)抽汽温度 246.3额定抽汽量 430t/h最大抽汽量 625t/h 热网设备10、11号机组：基本热网加热器(每台机组2台)技术参数进汽压力 0.35MPa(a)进汽温度 234.5进汽量 260t/h进水温度 70出水温度 130最大水流量 3000t/h加热器面积 2240m2热网循环水泵(每台机组4台，3运1备)流量 1850t/h扬程 120mH2O进水温度 90调节方式 液力偶合调速5.3 热泵站布置 热泵布置根据推荐方案热泵站位置，选择竖向布置2列共9台热泵，两列热泵头对头错位布置，预留热泵抽管空间。详见F00086E12K-J01-03平面布置图。由于热泵35、设备高约6.0m，考虑到热泵上方蒸汽和热网循环水管道支掉，热泵与梁底净空需预留2000mm，梁高1000mm，热泵基础高200mm，热泵站中间层标高为9.2m。因热泵净空的要求，考虑到热泵将来检修只是往热泵尾部抽冷凝管道，故在热泵上方不考虑增设检修起吊装置。 外热网回水母管在A列外全部通过本次改造新增的1220管道引到11号机组换热站旁边新建的热泵站分别进入9台热泵机组进行加热（利用11号机组的采暖抽汽和凝汽器循环水的热量将热网循环水回水温度从55度加热到73.5度），被热泵加热后的热网回水分成两根1020管道分别进入10、11号机组热网加热器再次升温，热网加热器加热后的高温热水分别进入原设计36、热网供水管道送到厂外。11号机抽汽经热泵放热后，疏水压力为0.002Mpa，通过设在热泵站内的疏水母管进入凝结水收集集装装置内，通过凝结水收集集装装置自带的热网水泵将疏水送到11号机组热网加热器疏水罐内回收利用。对主厂房内采暖抽汽管道进行了管道应力验算，采用“新应规”计算结果符合应力要求。管道水力计算：将11号机组抽汽管道、疏水管道以及热网回水管道进行水力计算， 计算结果见表5-1。 表5-1 水力计算结果介质计算压力MPa计算温度流量t/h管径mm计算流速m/s压降MPa11号机抽汽支管（减温器前）0.3025496.5630X7 54.0000111号机抽汽支管（减温器后）0.30144137、05630X7 45.30001厂外来热网回水到热泵0.2855100001220X13 2.580.0152热泵回水到基本加热器疏水泵入口0.15650001020X11 1.850.00881号机抽汽凝结水箱入口管10.0029594219X60.81号机抽汽凝结水箱入口管20.00295116219X61.011号机抽汽凝结水泵出口管0.3595210219X61.8 压力已较低，热泵热水管应降低阻力 管道及管道附件大口径热水管道和11号机组抽汽管道采用螺旋缝电焊钢管Q235-A。273以下管道均采用无缝钢管，所有阀门采用铸钢门。管道保温采用岩棉管壳，设备保温采用岩棉毡，保温外保护层采用38、镀锌铁皮=0.5mm。 系统流程图图5- 4系统流程图5.4 水工部分电厂本期改造机组为10#，11#号2300MW采暖抽汽式汽轮发电机组。供水系统采用带自然通风冷却塔的二次循环系统，该系统配有两座6000m2逆流式自然通风冷却塔， 1台机配2台循环水泵和1座冷却塔，2台机组共4台循环水泵布置在冷却塔前的集中循环水泵房内。循环水泵参数如下： 型号： SEZ1400-1290/1000型 流量： Q = 4.90 m3/s 扬程： H = 0.235 MPa 转速： n = 495 r/min配套电机： P = 1500 kW 电压： U = 6000 V原设计时冬季循环水量按60%考虑，只运行39、一台循环水泵，冷却塔外围50%冷却面积运行。现场实际运行后，电厂对水泵进行改造，每台机组中一台改为双速运行，冬季低速运行即能满足电厂运行的要求。根据电厂实测数据，冬季每台机的循环水量约为14000 m3/h。本项目拟通过对11#机循环冷却水系统进行局部的改造，利用吸收式热泵回收其凝汽器循环水的热量，提高机组对外的供热负荷。热泵房布置在11#机组热网加热器厂房外南侧场地，该场地距离抽汽管道和循环水管道很近。循环冷却水系统改造初步方案：从#11机凝汽器出水循环水管道上接出两根DN1400mm管道至两台循环水升压泵（50%容量）入口，循环水升压泵出口管道连接到热泵循环水供水母管上，供水母管直径DN140、800mm，循环水通过热泵后回流到一根循环水出水母管，出水母管直径DB1800mm，出水母管设两条回路，其中一条回路通过电动阀门1（DN1400mm）、调节阀2（DN1200mm） 与#11机凝汽器入口循环水管道相连接；另一条回路通过电动阀门3（DN900mm）、调节阀4（DN800mm）与#10机凝汽器出口循环水管道相连。改造后，两台机组各一台循环水泵低速运行，原循环水泵房外的循环水联络阀门打开，11#冷却塔关闭，10#冷却塔运行，机组的具体运行流程如下：为提高余热利用效率，整个热泵机组运行的循环水量为18400m3/h，热泵机组正常运行时，阀门111、112、113关闭。循环水通过升压泵进41、入热泵，经热泵吸收热量后，大部分循环水通过阀门1，2返回到#11机凝汽器入口，形成ABCDEA一个闭式循环路径；为调节凝汽器出口循环水温度，通过阀门3，4调节一部分循环水进入#10机凝汽器出口循环水管道，进入10#冷却水塔进行冷却，实现两塔合一的运行方式，提高了冷却水塔的防冻能力。冷却后的这部分循环水经电厂循环水泵P11打回#11机凝汽器入口，与闭式循环的冷却水进行混合，达到控制温度的目的，具体流程为ABCDFP11EA。电厂循环水泵P11只起补水作用。对于10#机，在冬季正常运行工况下，其循环水量为P10和P11两台循环水泵出水量之和去除上11#机的水量，对于10#机来说，其循环水量相对原冬42、季运行工况增加，因此对其运行是有利的。初步估算，正常运行时，其循环水量的范围为20000m3/h-28000m3/h。循环水升压泵或者热泵系统故障时，开启阀门111、112、113，关闭阀门1，2，3，4。整个循环水系统恢复现有运行方式，确保11#机组的安全运行。在非采暖期吸收式热泵停止运行，改造系统的阀门全部关闭，电厂循环冷却水系统恢复为夏季纯凝汽式设计运行状态。改造后，冬季运行时，每台机组一台循环水泵低速运行，循环水升压泵安放在热泵房的泵坑内，合理布置。共设置二台循环水升压泵，无备用，为保证系统的稳定运行，经过热泵循环后的循环水系统在E点压力应比循环水系统E点的压力高5m，根据热泵总循环水43、量18400m3/h，初步定技术参数为：Q=9200m3/h，H=15m,P=560KW。改造后，由于11#机大部分循环水为闭式循环过程，只有少部分循环水通过另一条回路进入10#机的循环冷却过程，故整个循环水系统的水量损失减少，根据初步估算，平均每日可节水约2400 m3。图5- 5 循环水管道改造方案示意图5.5 电气部分 现场基本情况1） xx国泰热电厂10#、11#号高压厂用工作变压器容量均为40MVA ，最大运行负载32MVA,富余8MVA,可满足1500KW负荷要求。2） 6KVA段有备用间隔2个，B段有备用间隔1个。A段有备用间隔1个，B段有备用间隔1个。每个间隔可承载800KW负44、荷。可以看出回路数及每路容量都可满足要求，但出线间隔几乎用光。5.5.2 电气设备布置本工程预在11号机组和热网站的南侧区域新建热泵泵房，泵房内安装9台热泵（380V，40kW）；布置2台升压水泵（6kV，560kW）；布置2台凝结水泵（380V，75kW），1备1用。根据工艺专业提资以及电厂人员确认，我方本次改造方案如下:1） 在热泵房设置热泵房6kV 、段，两段通过母线桥互联，形成暗备用，每段留有备用回路，电源分别引自#10机组6kV A段19柜和11#机6kV B厂用电工作段11柜。2） 新增2台余热利用循环水升压泵（6kV 560kW），电源分别引自热泵房6kV 、段。3）在泵房内设置45、热泵房PC低压配电间，内设2台SC10-630/6.3kV，630kVA，6.32x2.5%/0.4kV，Ud=4%，Dyn11干式变压器和16面配电盘，2台干式变压器互为备用，电源分别引自热泵房6kV 、段。热泵房内工艺电负荷、暖通电负荷、照明及检修电负荷均由热泵房PC段提供，热泵房PC段低压厂用电负荷统计见表1-1。4）10#、11#号高压厂用工作变压器容量均为40MVA，最大运行负载32MVA,富余8MVA,可满足新增1041KW负荷要求。5.5.3防雷和接地过电压保护及接地应遵守交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T 621-1997）和交流电气装置的接地（DL/T 620-1946、97）。为保证人身和电气设备的安全，所有电气设备的金属外壳及底座均应接地。本工程新建泵房及配电间地网与原厂内主接地网连接。新建接地网由水平接地体和垂直接地极组成，以水平接地体为主。5.5.4照明、电缆敷设及防火泵房内灯具采用壁灯，光源采用金卤灯；配电间内灯具采用吊杆灯，光源为荧光灯。正常照明电源就近引自380/220动力中心。应急照明采用自带蓄电池的应急灯，应急照明时间不小于1小时。高压电力电缆沿用老厂电缆型号采用交联聚乙烯绝缘电缆，低压电力电缆及控制电缆采用交联聚乙烯绝缘电缆。计算机和继电保护等重要回路的控制电缆采用屏蔽电缆。照明设计应遵守火力发电厂和变电站照明设计技术规定（DL/T 53947、0-2007），电缆防火应遵守电缆防火设计和施工验收标准（DLGJ154-2000）和电力工程电缆设计规范（GB50217-2007），并应遵守国家、地方和消防行业现行的有关规范和标准。表5-2 热泵房PC 380/220V厂用电负荷统计表额安工运热泵房PC380V动力中心定装作算1A变压器1B变压器序设备名称容数数系安装工作安装工作重复号量量量数数量容量数量容量容量(kW)(台)(台)K(台)(kW)(台)(kW)(kW)1热泵409915200416002凝结水泵753211752150753程控系统电源15211115115154热工380V电源15211115115155热工220电源48、15211115115156电动蝶阀电源7.5880.541541507风机566131531508空调8660.531231209照明10441220220010检修302201010011低压变温控箱422114140PT11母联1变压器进线11 合计P（kW）386421120 Sjs=0.7*P480.9Sd(kVA)1.1XSjs528.99 选择变压器容量(kVA)6305.6 热工控制 设计范围：本循环水余热利用工程包含热泵系统、蒸汽系统、循环水系统、热网水系统、疏水系统以及厂用电系统等子系统，包括：热泵机组、循环水升压泵、减温器、疏水泵、电动门、调节门、低压开关柜等设备的控制以49、及温度、流量、液位、电流、电压、电量和热量等参数的采集等，以上工艺设备起动、连锁均由DCS系统实现，电动机回路、厂用电电源进线和母线联络断路器都纳入DCS集中控制，在DCS画面上显示运行的参数、数据及故障报警等 控制水平.1控制方式本项目为集中监视控制，整个循环水余热回收利用系统在余热利用控制室内实现集中监控。在少量人员巡回检查及配合下，在控制室内通过人机接口界面，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紧急处理。.2改造方案本循环水余热利用工程采用一套独立的DCS控制系统,按照控制功能分DAS系统、SCS系统和MCS系统。DAS系统包括操作显示、成组显示、棒状图显示、50、报警显示等显示功能；包括定期记录、事故追忆记录、事故顺序（SOE）记录、跳闸一览记录等制表功能；历史数据存储和检索；具有热能、电能计量及设备效率性能计算功能；具有蒸汽、热水、电力能量的瞬时值和累计值显示功能；SCS系统具备按照条件和时间等要求，通过显示器显示及键盘操作，对设备进行顺序自动启停控制功能；SCS中还包括吸收式热泵功能子组控制项目、疏水泵功能子组控制项目、减温器功能子组控制项目、循环水升压泵功能子组控制项目等顺序控制子组项。MCS系统实现循环水余热利用系统重要参数的自动控制功能，实现抽汽温度调节、疏水箱水位调节、循环水进冷却塔水量调节和吸收式热泵自动调节等功能。本控制系统按照系统的操51、作量，设置了一台操作员站和一台工程师站，操作员站具备监视系统内每一个模拟量和数字量、显示并确认报警、显示操作指导、建立趋势画面并获得趋势信息、打印报表、操作和控制设备、自动和手动控制方式的选择、调整过程设定值和偏置等功能；工程站除具备操作员站的基本功能外，还具备用于程序开发、系统诊断、控制系统组态、数据库和画面的编辑及修改等功能。本控制系统可以统一协调控制多台吸收式热泵机组共同需要的进汽系统、热源水系统、热网水系统、疏水系统设备，为多台吸收式热泵机组运行提供了安全平稳的工艺运行环境，同时又可以通过中心控制系统实现各种闭锁逻辑，协调控制多台吸收式热泵机组运行。控制室本工程中的电子设备及DCS机柜52、等均布置在余热利用控制室内。余热利用控制室在新建热泵站内。设备选型： 选型原则：DCS控制系统具有高可用性、可操作性和可维护性，采用技术上成熟的产品。现场设备:(1) 开关量仪表选用进口设备(2) 变送器采用智能型变送器，两线制（420mA）、零点可迁移、易于量程调整、具有单向耐全压保护。(3) 执行机构: 执行机构采用电动智能设备，来源为引进技术国内生产或进口, 选用一体化的电动执行机构。电动装置采用一体化设备，不设常规的热工配电箱。(4) 温度仪表、流量一次元件采用国产设备 电源：(1) 交流不停电电源（UPS）从老厂原有UPS电源向新增DCS控制系统供电。在厂用电中断的情况下，不停电电源53、系统应能保证连续供电半小时。或从老厂DCS控制系统电源柜的备用回路向新增DCS控制系统供电。(2) 交流220V后备电源老厂保安电源作为新增DCS控制系统后备电源。(3) 交流动力电源（380VAC）从热泵房PC、MCC提供控制系统内的电动门、380V电动执行机构等设备用电。本工程所有控制电缆经电缆桥架及竖井，架空进入控制室。5.7 土建部分 概述循环水余热利用工程的主要建、构筑物，建在原有主厂房扩建端外（具体布置详见总平面布置图）。本项目主要建、构筑物有：新建吸热式泵房、新建管道支架、滤水器小间。 设计基本数据： 根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001），xx市一般建设工程抗震设54、防要求地震动峰值加速度按0.10g，地震动反应谱特征周期按0.40s，对应地震基本烈度为度。 主要建、构筑物的结构选型吸收式热泵房：为两层现浇钢筋混凝土框架、梁、板结构，轻质填充墙，地基初步确定采用回填土夯实地基，基础采用现浇钢筋混凝土独立基础。6 节能和合理使用能源6.1 吸收式热泵吸收式热泵回收凝汽器循环水放到冷却水塔热量。将这部分余热通过吸收式热泵加以利用，每小时吸收热能可达到98.46MW,提高了电厂供热量，降低了热电厂能源消耗，提高电厂热效率，合理利用了能源。而且可减少冷却水塔由于蒸发、风吹等带来的损失,约减少冷却水塔补充水量80t/h。6.2 电动机电动机采用环保节能型电动机、效率55、高、噪音低、降低能源消耗、节约能源6.3 管道散热损失为减少管道散热损失，热力管道均采用岩棉管壳保温，一方面可降低管道排入大气热量，另一方面采用管壳有利于加快施工。7 环境保护7.1 环保概况7.1.1电厂概况xx国泰热电厂建设2300MW凝汽式抽汽供热汽轮发电机组、配2台1025t/h煤粉锅炉、配套建设除尘、烟气脱硫设施及其他相关的附属设施。设计供热面积为1100万平米。7.1.2 当地环境质量现状根据2010年xx市环境状况公报，2010年xx市城区环境空气质量明显改善，全年空气质量级和好于级的天数为340天，占全年的93.2，比2000年增加了2天，提高了0.6个百分点，其中级天数为7156、天，比上年增加3天，占全年天数的19.5%。市城区环境空气综合污染指数为1.85，较上年下降1.60个百分点。xx市城区环境空气质量为二级。污染物污染程度由重到轻的排序是：可吸入颗粒物、降尘、二氧化硫和二氧化氮。按季节污染程度由重到轻依次是四、一、二、三季度，综合污染指数分别为3.51、2.84、2.55和1.56。主要污染物为可吸入颗粒物。分析，冬季燃煤采暖小锅炉对区域大气污染贡献较大，造成一、四季度污染较重。 (1) 二氧化硫二氧化硫日均浓度值范围为0.003-0.337毫克/立方米，年平均值为0.044毫克/立方米，达到国家环境空气质量标准(GB3095-1996)二级标准。全年日平均值57、超标率为8.8%。年平均值较上年下降0.001毫克/立方米，污染程度减轻。 (2) 可吸入颗粒物可吸入颗粒物(PM10)日均值范围为0.020-0.283毫克/立方米，年平均值为0.082毫克/立方米，达到国家环境空气质量标准(GB3095-1996)二级标准。(3) 降尘降尘量范围为6.3-31.3吨/平方公里月，降尘年平均值14.5吨/平方公里月，达到河北省灰尘自然沉降量环境质量标准(DBB/339-1997)二级标准。(4) 二氧化氮二氧化氮日均值范围为0.003-0.113毫克/立方米，年平均值为0.024毫克/立方米，达到国家环境空气质量标准(GB 3095-1996)一级标准。 758、.1.3 本工程概况本项目拟利用吸收式热泵回收11#机循环冷却水的余热，以提高电厂热效率，实现能源的高效利用。改造方案为：通过吸收式热泵利用11号机208.5t/h调整抽汽将55热网回水提升至73.5，然后分别进到1011号机的热网加热器进行加热到115供给热用户。7.2 环境效益分析 节能减排的意义近年来，我国经济快速增长，各项建设取得巨大成就，但也付出了巨大的资源和环境代价，经济发展与资源环境的矛盾日趋尖锐。同时，温室气体排放引起全球气候变暖，备受国际社会广泛关注，加强节能减排工作，也是应对全球气候变化的迫切需要。目前，我国电力工业以燃煤火电为主，而燃煤火电厂又以凝汽式汽轮发电机组为主，这59、类火电厂的热能利用率较低，50以上的热量被循环冷却水携带，通过冷却塔散发到大气中，由此不仅造成了大量的能源浪费，而且加剧了环境污染。因此，对这部分能量加以回收利用，是非常必要的。 节能减排效益利用热泵回收循环冷却水余热进行供暖，在提供热量的同时，无需消耗新的能源，相比常规供热方案节约了大量能源，减少了烟尘、SO2和NOx等污染物的排放，不产生温室气体CO2，同时又减少了煤、灰渣在装卸、运输、贮存过程中对环境、交通及占地的影响，使城市环境空气质量得到改善，具有非常明显的环境效益。本工程利用热泵可回收循环水热量98.5MW，折合标准煤为13.456t/h。按采暖期2880h，每年可节约标煤3.8760、5万t，每年可减排烟尘35.5t、SO2270t、NOx 477.3t，每年可减排温室气体CO2 107346.6t。 CDM申请1）CDM介绍清洁发展机制（(Clean Development Mechanism，简称CDM)）是京都议定书规定的三种灵活机制之一，即联合国气候变化框架公约（UNFCCC）中发达国家与发展中国家合作应对气候变化的、以项目为合作载体的机制。CDM指发达国家可以通过为发展中国家的减排项目提供先进的技术和资金来换得必要的温室气体减排额度，该额度经认证后可以用来抵偿其在京都议定书中承诺的减排指标。CDM是一项“双赢”机制：一方面，发展中国家通过合作可以获得资金和先进技术61、，有助于实现自己的可持续发展；另一方面，发达国家利用合作可以大幅度降低在国内实现减排所需的高昂费用。我国政府十分重视清洁发展机制在中国的运用与发展，为促进清洁发展机制在中国的有序开展，适应当前CDM工作的需要，国家发改委、科技部和外交部等部委联合发布第37号令清洁发展机制项目运行管理办法。该办法对CDM项目许可条件、管理和实施机构、实施程序等做出明确规定，是目前开展CDM项目的指导性文件。2）CDM申请我国是温室气体减排潜力较大的发展中国家之一，加之具有良好的投资环境，开展CDM合作的市场前景广阔。本项目具备申请成为CDM项目的基本条件：（1）项目本身的技术和融资等特性满足CDM项目开发的基本62、要求。（2）高耗能工业节能改造项目属于我国政府鼓励申请CDM项目的优先领域，可促进我国的可持续发展，符合CDM项目开发的原则。本项目作为CDM项目成功注册可以大大克服项目所面临的投资和技术障碍，同时还可以给项目带来以下主要三方面的益处： （1）核证的减排量（CER）收益（除去起始和年交易成本费用）将是项目的收入的一个补充，将为项目的融资提供非常有利的条件，改善项目的财务状况；（2）本项目的成功注册和实施，可以进一步提高项目的市场竞争力，并增强投资者对节能改造项目的信心，促进项目在未来的进一步发展。基于以上分析，建议项目建设方及时委托咨询单位开展CDM项目申请。3）温室气体减排收益本项目估计CO63、2减排量为107346.6tCO2/ a，根据目前碳市场上CO2的排放交易价格，按照10欧元/t CO2计算，估计本工程CO2总减排收益约1073466欧元/年，按1欧元兑换9元RMB计算，约合966万元RMB。7.3 社会影响分析7.3.1 社会效果分析近年来，随着xx市经济和社会发展迅速，人民生活水平不断提高，对采暖热负荷的需求呈现快速增长的势头。国泰热电厂2300MW供热机组设计额定供热量2512GJ/h，增加吸收式热泵后，供热量可以达到2838GJ/h，即增加供热量326GJ/h，综合供热指标按180KJ/m2，在电厂供热量不足的情况下可以增加供热面积181.5万平方米。通过本项目的实64、施，在新增供热的同时，无需消耗新的能源，不产生烟尘、SO2和NOx等污染物，从而改善了环境空气质量，不产生温室气体CO2，从而降低温室效应，具有可观的环境效益。改善供热质量，有助于提高人民生活水平，具有良好的社会效益。由于免建供热锅炉房，节省了再建锅炉房投资，可免去土地征购费和每年的运行费用，并节约用水和用电，节省维修资金等具有良好的节能效益，经济效益显著。如上所述，本项目的实施，可为节约能源和改善环境做出贡献，具有明显的环境效益、社会效益和经济效益。 社会适应性分析本项目的实施，符合国家的节能减排政策，同时，温室气体排放引起全球气候变暖，备受国际社会广泛关注，本项目的实施，也是应对全球气候变65、化的需要。7.3.3 社会风险及对策分析本项目建设过程中，对周边生活环境产生一定的影响，建设过程中水土流失、施工噪声等影响周边部分的居民休息，以上因素存在着一定的风险。为了避免和减少项目带来的负面社会影响,在工程建设和运营中，合理缩短建设工期，使用先进施工设备，采用环保材料，注意水土保持，尽量降低对环境的影响。8 电厂劳动安全和工业卫生8.1 执行的有关主要规程、规范 （1）建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定（中华人民共和国劳动部令第3号）；（2）建筑设计防火规范( GB 50016-2006 )（3）火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）（4）火力发电厂劳动安全和卫生设计规程（D66、L5053-2001）（5）其他相关规程和规范 8.2 主要防治措施作为电厂主要生产场所如配电装置、自动化控制、吸收式热泵采用先进、有效的防火、防爆、防人身伤害的措施。电气设备不仅要保证劳动者人身安全和设备安全，且在建筑设计中也考虑了相应措施。注意防雷、防静电等意外伤害，还按有关规定满足照明设计要求。对于高空部位均设置栏杆、爬梯。转动机械设备设置必要的封锁装置，其外露的转动部分设置防护罩。楼梯、平台、坑池和孔洞等周围均设置警示装置和设置栏杆和盖板。为减轻劳动强度，对循环水升压泵房设置起吊或辅助机械设施。起重机、起重设备和电梯设计、选型，苻合有关规程和规范的规定。为防止烫伤，外表面温度高于50，67、需要经常操作、维修的设备和管道设有保温层。8.3 劳动安全及工业卫生机构与设施为改善职工的工作条件和运行环境，保护劳动者在工作中的安全和健康，促进安全和文明生产，热电厂的劳动安全及工业卫生的监测工作由国泰公司负责，日常的环保管理依托热电厂的安环部门承担。吸收式热泵和循环水升压泵泵等生产人员比较集中的地点设有厕所、洗手池、清洁池等。厂区绿化布局综合考虑，以发挥绿化功能、防治污染和美化环境为原则，以草皮并点缀一些灌木丛及花卉等，加强对厂区道路、冷却塔等地区的绿化，道路两侧种植常绿树木和绿篱。8.4 安全教育利用热电厂现有的安环科组织职工学习安全生产和人身安全知识。传达有关劳动安全和工业卫生方面的知68、识。组织学习兄弟企业劳动安全的经验和教训，要负责职工轮训、分批进行安全教育活动。编制劳动安全及工业卫生守则，并监督贯彻执行。安教工作配合必要仪器设备、安教资料等安教必备器材。9 主要设备材料清册序号名称单位数量备注(一)热力系统1热泵 RHP252 2261104kcal/h台92减温器 台13疏水罐、疏水泵集装装置套14电动滤水器台25电动葫芦 起重量10t，跨度9m，起升高度10m台3循环水升压泵及阀门检修6300MW 厂用蒸汽管道t337热网管道t1218300MW 主厂房内循环水管道t119300MW 疏放水管道t1810电动蝶阀 DN900只111电动蝶阀 DN1000只512电动蝶69、阀 DN1200只313电动蝶阀 DN500只1814电动蝶阀 DN400只1815电动调节阀 DN350只916电动闸阀 DN350只917手动截止阀 DN80只1818手动截止阀 DN20-DN50疏水、放水、放汽用只若干 19循环水升压泵 Q=9200m3/h H=15m台220配套电动机 P=560kW台221焊接钢管 1820X12 带刚性环m5022焊接钢管 1420X9 带刚性环m2523焊接钢管 1220X9 带刚性环m11524焊接钢管 920X9m2025焊接钢管 820X9m2026焊接钢管 720X8m2527焊接钢管 520X8m16028焊接钢管环氧酶沥青加强内外防70、腐项129带刚性环45焊接弯头 1420X9个330带刚性环45焊接弯头 1220X9个131带刚性环45焊接弯头 1020X9个23245焊接弯头 920X9个13345焊接弯头 820X9个134带刚性环正接等径三通 1840X12个135带刚性环正接异径三通 2640X14/1420X9个336带刚性环正接异径三通 2640X14/1220X9个137带刚性环正接异径三通 2640X14/920X9个138带刚性环正接异径三通 2640X14/820X9个139带刚性环正接异径三通 1840X12/1420X9个140带刚性环正接异径三通 1840X12/920X9个141带刚性环正接异71、径三通 1840X12/820X9个142异径管 1840/1420 壁厚 9个143异径管 1420/920 壁厚 11个244偏心异径管 1420/920 壁厚 12个24590弯头 DN500个4646异径管 DN700/DN500个447异径三通 DN1200/DN500个948异径三通 DN700/DN500个449异径三通DN1200/DN1000个250液控蝶阀 DN1200, PN=1.0MPa 台251电动蝶阀 DN1400, PN=1.0MPa 台352电动蝶阀 DN900, PN=1.0MPa 台153调节阀 DN1200, PN=1.0MPa 台154调节阀 DN80072、, PN=1.0MPa 台155可调式限位橡胶伸缩接头 DN1400, PN=1.0MPa台356可调式限位橡胶伸缩接头 DN1200, PN=1.0MPa台357可调式限位橡胶伸缩接头 DN900, PN=1.0MPa台158可调式限位橡胶伸缩接头 DN800, PN=1.0MPa台1(三)电气系统16kV插头柜 6.3kV,1250A，40kA台126kV进线断路器柜台236kV母联断路器柜台146kV母线电压互感器柜台25真空F-C柜 6.3kV,400A,40kA,单回路台66低压干式变压器柜 SCB10-630/10 台27低压开关柜 抽屉柜 PC台1686kV电力电缆 阻燃km0.73、991kV电力电缆 阻燃km810控制电缆 阻燃km1011电缆桥架t512阻燃隔板 无机平方米4013电缆防火材料 阻火包t0.514热镀锌扁钢、镀锌钢管m950(四)热工控制系统1分散控制系统 系统I/O点数约为1000点套12压力变送器智能系列台43差压变送器智能系列台44压力表台155双金属温度计台206热电偶支157热电阻支158流量测量装置（孔板）台39电动执行机构(开关型) 智能一体化台5710电动执行机构(调节型) 智能一体化台1211热量计台212电动门电源箱台213仪表保温箱台214阻燃热控电缆km7.515阻燃计算机电缆km416热控补偿电缆km0.117导线 BVVPk74、m0.218电缆保护管t3.8419金属软管km0.2520金属软管接头个5021接线盒只2022电缆桥架t2023阻燃隔板 无机平方米10824阻火堵料t0.0525热控系统脉动管路 不锈钢管m150026国产仪表阀门 个5210 投资估算及财务分析10.1 投资估算10.1.1 建设规模及规划容量xx国泰发电有限责任公司循环水余热利用工程位于河北省xx市境内，总装机容量为2300MW供热机组。本工程为xx国泰公司2300MW供热机组循环水余热利用项目设计（包括热泵的选型、相关热机、电气、热控、管道系统以及土建系统等相关系统设计校验）。10.1.2 编制原则及依据10.1.2.1 项目划分及75、编制原则依据中华人民共和国国家发展和改革委员会（发改办能源【2007】1808号）文关于发布火力发电工程建设预算编制与计算标准及有关文件规定进行项目划分、计取各项费用。10.1.2.2 定额、标准电力建设工程概算定额中国电力企业联合会发布：建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程（2006年版）；电力建设工程预算定额中国电力企业联合会发布：建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程（2006年版）；电力建设工程预算定额第六册调试工程（2006年版）中国电力企业联合会；电力建设工程概预算定额（2006年版）补充本电力工程造价与定额管理总站发布：建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程、76、调试工程。10.1.2.3 人工工资建筑工程26元/工日；安装工程31元/工日。根据电定总造200712号文“关于公布各地区工资性补贴的通知”，河北地区工资性补贴为3.16元/工日；根据电定总造200710号文，定额基准工日单价中包括工资性津贴2.4元/工日；河北地区工资性津贴补差为：0.76元/工日，参与取费。10.1.2.4 设备材料价格安装工程装置性材料价格执行中国电力企业联合会电力建设工程装置性材料预算价格；材机费调整执行电定总造201104号文关于发布发电安装工程概预算定额价格水平调整系数的通知 计取税金，计入“编制年价差”项。建筑工程材料价格按河北省建设工程造价信息2011年第6期77、建筑材料预算指导价格（xx市）与定额取定价格的价差计入“编制年价差”项。建筑机械执行电定总造201106号文关于颁布2010年电力建设建筑工程施工机械价差的通知 计取税金，计入“编制年价差”项。设备价格按照设备招标价，或参照设计询价和近期同类工程设备合同价计列。其中RHP252热泵700万元/台，共9台，费用合计6300万元。10.1.2.5 取费标准中华人民共和国国家发展和改革委员会（发改办能源【2007】1808号）文关于发布火力发电工程建设预算编制与计算标准。10.1.2.6 价差预备费根据国家发展计划委员会 计投资19991340号“国家计委关于加强对基本建设大中型项目概算中价差预备费78、管理有关问题的通知”，本项目的价差预备费为0万元。10.1.2.7 基本预备费基本预备费费率按照5计列。10.1.3 初步投资估算本工程初步投资估算静态价格水平年为2010年，按上述编制原则及依据：发电工程静态投资10394万元。其中建筑部分静态投资823万元，设备费用7210万元，安装部分静态投资1142万元。工 程 总 概 算 表表一甲金额单位：万元序号工程或费用名称建筑设备安装其他合 计各项占静态单位投资工程费购置费工程费费用投资比例(%)(元/kW)整个工程一主辅生产工程(一)热力系统6616432561765473.69127.56(二)供水系统2572815385.188.96(三79、)电气系统2561283843.706.40(四)热工控制系统266983653.516.08小 计66172101069894086.07149.00三编制年价差162742352.273.92四其他费用 建设场地征用及清理费770.070.12项目建设管理费1451451.392.41项目建设技术服务费4714714.537.84分系统调试及整套启动试运费28280.270.46生产准备费73730.701.22（六）基本预备费4954954.768.25小 计1218121811.7220.30工程静态投资82372101142121810394100173各项占静态投资比例(%)7.980、269.3710.9911.72100.00各项静态单位投资(元/kW)14120192017310.2 财务分析 10.2.1 财务评价的原则及依据根据国家发展改革委、建设部发改投资【2006】1325 号文印发的建设项目经济评价方法与参数（第三版）及中华人民共和国国家能源局2009年7月发布的中华人民共和国电力行业标准DL/T5435-2009火力发电工程经济评价导则及国家现行的财务、税收法规进行编制。（暂未考虑设备进项税的抵扣）财务评价的计算依据及参数取定参照火电工程限额设计参考造价指标。10.2.2 基本条件及参数1) 资金来源与投入本工程注册资本金占项目动态投资的20%，其余80%拟81、由投资方申请银行贷款。贷款偿还年限9年，含宽限期1年；借款名义年利率为7.05%。流动资金估算中，应收帐款、存货、现金、应付帐款的年周转次数按4次考虑，流动资金贷款比例70%，贷款利率6.56%。项目资金年度投入比例为30、50、20。资本金与借款等比例投入，还款方式为本息等额，单机结算。2) 资产形成折旧年限15 年，残值率5%；3) 成本及收益差异数据项目名称数量及单位不含税单价（元）合计（万元）增加机组耗电量4258656度/年0.28119.24节煤量38753.28t/年7903063.83节水量403200t/年1.664.66.4) 损益类数据城市维护建设税7%教育费附加（含地方82、）5%所得税25%公积金10%运行年限按20年5) 基准收益率：7.5 %10.2.3 电价确定原则根据给定的本工程评价基本参数考虑，当项目资本金内部收益率为10时，测算经营期平均上网电价。10.2.4 盈利清偿能力分析1) 盈利能力分析按机组改造前后每年节煤量及节约水量、增加电耗，计算项目的财务效益，主要技术经济指标见下表：序号指 标 名 称单位指标1项目投资内部收益率（税前/税后）%22.65/18.472项目投资回收期（税前/税后）年5.42/6.253项目资本金内部收益率（税后）%34.774投资方内部收益率（税后）%32.035总投资收益率%18.46资本金净利润率%62.83项目总83、投资收益率18.4%，投资方内部收益率32.03%，改造项目具备较好的盈利清偿能力。11 结论及建议11.1 结论本期工程可行性研究报在有关单位的大力支持配合下，通过调查研究，搜集资料、综合比较，按照火力发电厂可行性研究报告内容深度规定(DL/T5375-2008)的要求完成了xxxx热电循环水余热利用项目可行性研究报告的编制工作，主要结论如下：1、满足区域热负荷增长需求，节能减排。电厂供热负荷已饱和，供热抽汽已接近额定抽汽量，面临城市快速发展，热负荷需求也越来越大，对原供热系统进行节能改造，充分利用电厂凝结水余热对外供热已成当务之急。2、项目总投资收益率18.4%，投资方内部收益率32.0384、%，改造项目具备较好的盈利清偿能力。11.2 建议以2010年供热水平为基准评估热泵运行效果，可得到如下结论：1） 按2010年实际运行参数（供回水温度、流量），每小时节约蒸汽量为123t/h；2） 按2010年实际供热量计算，热网流量按额定流量11000t/h，每小时节约蒸汽量为169t/h；3） 按热泵整个采暖期均满负荷运行计算，每小时节约蒸汽量为171t/h；从以上3组数据可以看出，如热网水保持在额定流量运行，则即使按2010年供热水平，热泵基本在满负荷工况下运行；但如果热网流量降时，由于热泵机组的出力与热网流量成正比，其节约蒸汽量将大大减小，因此，建议与城市供热部分协商，尽量保持热网水流量按额定流量运行，采取“定流量、质调节”的运行模式。