1、热电厂高效燃煤锅炉系统替代低效锅炉改造工程项目可行性报告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68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2第二章 主机设备选型及供汽方案11第三章 工程设想20第四章 节约和合理利用能源36第五章 环境保护及社会效益影响分析44第六2、章 消防、劳动安全及工业卫生50第七章 工程的招投标54第八章 投资估算57第九章 财务评价61第一章 总 论1.1企业概况*石化*股份有限公司前身是原xx石化集团*石油化工公司xx实业部，设立于2004年7月18日。企业位于*市高新技术产业开发区，拥有*石化*股份有限公司热电厂、*设备安装有限公司、*物业服务有限公司等下属单位，是一家配套齐全，以化工、能源、动力为主业的综合性企业，主要经营范围有发电、蒸汽、冷冻水、除盐水、水处理、氮气(及液态氮)、丙烯酸、丙烯酸甲酯等。2004年末企业注册资本4000万元，2008年企业实现销售收入3.8亿元。企业现有职工800人，其中专业技术人员120人，3、中级职称50人，高级职称30人。目前厂区占地30万平方米。公司现有热电装置原为*股份有限公司*分公司xx厂（以下简称xx厂）生产自备热电厂，建成于1991年，配有535t/h中温、中压链条炉135t/h循环流化床锅炉175t/h循环流化床锅炉（2003年建成），35t/h锅炉除尘方式为水膜式除尘，75t/h循环流化床锅炉采用静电除尘器除尘；6MW汽轮发电机组三台（1台背压，2台抽凝）。生产能力为蒸汽285T/h，发电18MW/h，承担xx厂生产用蒸汽和*市*北部及*高新技术产业开发区供热。2007年8月20日，省经贸委下发关于公布二七年度审核通过热电联产机组的通知鲁经贸运字 20072号，审核4、通过该公司热电装置为热电联产机组。该热电装置是xx厂生产必备的装置，是*高新区主要的供热热源，也是综合利用效益较高的装置。企业基本情况详见附表说明。1.2项目概况项目名称：热电厂高效燃煤锅炉系统替代低效锅炉改造工程建设规模：新上2130t/h高温高压高效循环流化床锅炉，替代热电厂原有低效的535t/h链条炉及135t/h循环流化床锅炉，配套建设XQ-LCDM130布袋除尘装置2套及炉后双碱法脱硫装置2套。工程完成后，可实现年节约标煤18900t，减少粉尘排放65.06t/a，减少SO2 排放935.7t/a。建设地点：在该公司原有热电装置扩建端就地改造，不新征土地。1.2.4项目投资情况（1）5、投资估算：9672万元（2）资金筹措：企业自筹3007万元，银行贷款6665万元。（3）项目效益估算：1）新增销售收入：2200万元/年2）新增利润：2753万元3）新增税金：938万元1.2.5项目申报情况（1）2008年2月25日，*市环境保护局*环报告表200813号批准我公司2130t/h锅炉替代635t/h供热原锅炉改造工程建设项目环境影响报告表。（2）2008年3月24日，*市经济贸易委员会*经贸节批字20085号关于*石化*股份有限公司锅炉改造节能评估的批复，批准我公司新上2台130t/h循环流化床锅炉，替代原有635t/h链条炉及循环流化床锅炉项目。（3）2008年6月30日，6、*市规划局地字第372008-03-06-9号建设用地规划许可证批准项目规划许可。（4）2008年10月13日*高新技术产业开发区建设项目安全预评价报告备案表批准通过项目安全预评价。1.3项目建设的必要性项目的建设能节约能源，降低企业运行成本，提高企业经济效益*石化*股份有限公司热电厂现有535t/h中温、中压链条炉135t/h循环流化床锅炉175t/h循环流化床锅炉，35t/h锅炉除尘方式均为水膜式除尘，75t/h锅炉采用静电除尘器除尘。根据*公司的测定，原来535t/h链条锅炉经过多年的启动、本体以及附属设备的老化，现有锅炉热效率仅为73%，135t/h循环流化床锅炉效率为76%（ 1757、t/h循环流化床锅炉为2005年建设，锅炉目前运行工况良好，锅炉效率达86%，不在本次锅炉改造范围之内）。本次锅炉改造工程完成以后，新建成的高效循环流化床锅炉的热效率可达91%左右，按照替代的635t/h小锅炉等额出力计算（扣除减温减压蒸汽），在年运行6500小时的情况下，每年节约的标煤数约1.9万吨，仅此一项，每年就可为企业降低运行成本1000多万元。项目的建设能极大的改变企业周边的环境状况公司热电厂原有535t/h链条锅炉采用的除尘方式为水膜式除尘，除尘效率仅为95%左右，烟尘的排放浓度较高。根据监测数据显示，锅炉改造工程建设前，热电厂现有设备烟尘排放浓度为175mg/m3，SO2排放浓度8、为为800 mg/m3，项目建成后，高效的锅炉设备及炉后除尘、脱硫设备使得烟尘排放浓度降低为39.96 mg/m3，SO2排放浓度为为100 mg/m3，按设备年运行小时数6500小时计算，每年可减少烟尘排放65.06t，SO2排放935.7t，使得公司总的污染物排放量符合了该地区污染物总量控制计划的要求，从而极大的改善了企业周边的环境状况。项目的建设能满足企业及周边地区日益增长的热负荷的需求*石化*股份有限公司热电厂为自备热电厂，主要热负荷为企业生产用汽，但同时还担负着开发区以及*北区的大部分供热的任务。随着企业扩大再生产以及周边城区生活热负荷需求的进一步扩大，企业现有供热能力已经逐渐满足不9、了日益增长的热负荷的需求。本项目建成后，蒸汽生产能力可扩大50t/h左右，能够满足企业及周边地区近期热负荷的需求。项目的建设，符合国家的相关产业政策按照国家及省市的相关政策，*石化*股份有限公司热电厂现有的生产设备属于逐步关停并转的设备范畴。为了企业自身发展的需要及国家相关政策的要求，企业必须要对现有高耗能、高污染的设备进行改造。根据国家发展改革委办公厅关于组织申报资源节约和环境保护2009年中央预算内投资备选项目的通知（发改办环资20082692号）文件的精神，本次锅炉改造工程符合文件中关于节能备选项目第一大项燃煤锅炉（炉窑）改造工程的要求，属于政策支持的项目范围。此外，国家发改委颁布的产业10、结构调整指导目录(2005年本)中第一类（鼓励类）第二十六条“环境保护与资源节约综合利用”名录下，第35条“节能、节水、环保及资源综合利用等技术开发、应用及设备制造”及第37条“高能耗、污染重的石油、石化、化工行业节能、环保改造”的要求，均说明本改造工程是属于国家政策支持、鼓励的范畴，是与国家相关产业政策相适应的。综上所述本锅炉改造工程对保护环境，节约能源十分有利，完全符合国家的能源政策和环保政策，并将进一步降低企业成本，增加企业的抗风险能力，因而项目的建设是必要的。1.4项目建设条件燃料来源本工程设计规模为2130t/h高温高压循环流化床锅炉替代原有635t/h流化床及链条炉，予留扩建余地。11、本期锅炉燃用*临*田家煤矿煤，煤矿至热电厂有30公里远，同时临*田家煤矿已与*公司签订购销协议。燃料从煤矿直接汽车运到热电厂，燃煤供应可靠、及时，有保证。煤矿到*石化*股份有限公司的距离约为30公里，采用汽车运输到厂。根据甲方提供的煤质分析报告，其燃料特性工业分析如下：Car：58.04% Har：2.56% Oar：4.06% Nar ：0.5% Sar ：0.45% Aar：34.66% War：2.00% Qnet，ar=22000kJ/kg 锅炉为床下动态点火，锅炉点火采用轻柴油点火，耗油量为1.5t/h，油压为1.96MPa，设有独立的点火油系统。正常情况下每次每炉点火需耗油2-3t12、。锅炉点火油由当地的石化公司。厂址条件*市位于*省中部地区，是一个以石油化工、建材为主的新兴工业城市。地理坐标为东经117042118030，北纬3601937006。面积6036平方公里，现辖五区三县。*是*市政府驻地，位于*市中部，东接临*区，北连*，西靠*区，南接*川区，总面积349平方公里。全区人口61.4万人。辖10个镇，6个街道办事处。*位于鲁中山地丘陵和鲁北平原结合地带，地势南高北低。境内主要河流有孝妇河、猪龙河、涝*河、漫泗河等，多发源于鲁中山区，依地势由南而北汇集于锦秋、马踏湖，注入小清河。地下水型系晚第三系、第四系沿积层孔隙水。*石化*股份有限公司热电厂厂址位于*市高新技术13、开发区的北部，*高速公路以北，*石化*股份有限公司厂区东北部院内。本项目为扩建项目，不需要新征土地。厂址占地8.73公顷，场地标高在60.0-65.0m左右，地形平坦。交通运输条件*交通十分发达，*铁路和*铁路在此交汇，*高速公路与*高速公路在境内连通，国道205、309线从城区穿过。工程建设所需的设备、材料可通过铁路、公路运至厂区，交通条件较为便利。工程供水水源*石化*股份有限公司位于*。该地区地下水资源较丰富，地下水资源主要靠大气降水补给，另有引黄河水补给。本工程由该公司自备水源地供水，水源能够满足本工程生产用水要求。本工程已经取得了供水部门同意用水的批复。热电厂补充水量为94m3/h。由14、公司自备水源地供给。 为了节约用水，设计考虑废水回收，一水多用，保护环境和提高热电厂的经济效益。储灰场本工程本期上2130t/h循环流化床锅炉，年产灰渣总量为5.35万吨，灰渣作为水泥原材料在当地销量很好.为了灰渣的应急储备，在厂区内设一事故灰渣场（临时灰渣厂），临时灰渣厂可储存120小时的灰渣量。工程地质和水文地质（1）工程地质根据建设方提供的地质勘探报告，该厂址处场地土类型为中硬土，场地类别为II类。场地的地震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.10g，建筑设计特征周期0.35s。该厂址处未见不良地质情况。钻孔深度内地层分为五层，由上至下依次为： 1）杂填土：建筑垃圾混杂填土为主，场地15、普遍分布，层底埋深0.503.50米,不宜做为天然地基。 2）素填土：粘性土为主，混有少量姜石、碎石与砖屑，北部厚度大于6.0m的部位为冲沟沟地，可见少量淤泥质土。场地普遍分布，厚度0.407.70米 ,层底埋深0.408.50米，本层土承载力标准值为：Fk=110KPa。 3）粉质粘土：颜色为棕黄-棕褐色，可塑-硬塑，稍有光滑，中等韧性和干强度。可见铁锰氧化物斑，含少量白色风化岩屑与粉末，局部混姜石与碎石并夹其薄层，场地普遍分布，厚度2.709.50米, 层底埋深3.7013.50米，本层土承载力标准值为：Fk=200KPa。 4）碎石层：颜色为棕黄-棕褐色，中密-密实。碎石灰岩质，多数风化16、呈灰白-灰黄色亚圆状，少量青灰色次棱角-棱角状，颗粒级配优，局部胶结块状。泥混砂质充填，场地普遍分布。厚度1.005.70米 ,层底埋深6.5013.70米，本层土承载力标准值为：Fk=320KPa。 5）胶结砾岩：颜色为灰黄-褐黄色，粒状结构，块状构造。钙质胶结可形成5.0-25.0cm不等的完整岩心，锤击声脆，可见少量铁锰斑与水蚀孔洞。最大厚度5.00米，本层土承载力标准值为：Fk=600KPa。（2）地下水场地钻孔深度内未揭露地下水。1.5可行性研究报告编制依据及研究范围编制依据（1） *石化*股份有限公司提交给*研究院的可行性研究报告的委托书。 （2）国务院关于印发节能减排综合性工作方17、案的通知（国发200715号）（3） 国务院颁发的节能减排综合性工作方案。（4）*省人民政府关于印发节能减排综合性工作实施方案的通知(鲁政发200739号)（5）*石化*股份有限公司提供的热负荷及其它有关设计资料。研究范围 本可研研究范围包括：（1）改造工程围墙内生产、生产附属、辅助生产工程及有关建筑。 （2）编制工程投资估算并作出财务评价。 属于本工程以下内容，由建设单位另行委托其它有关部门完成： （1）工程地质及水文地质报告。 （2）环境影响报告表。1.6主要技术原则（1）本工程的建设应体现节能减排、减少耕地的占用及提高环保水平的原则。（2）厂房布置力求紧凑，实现灰渣综合利用，改善环境，减18、少占地。（3）主体工程与环保、安全和工业卫生同时考虑，尽量消除项目生产的“三废”对环境的影响。（4）节约工程投资、降低工程造价、缩短建设周期，力求较好的经济效益。（5）在稳定可靠的前提下，提倡技术先进，要尽可能的采用先进工艺技术方案，以降低生产运行成本和基建投入。（6）各种原材料、燃料及动力消耗等，均设置计量装置。（7）改造工程设备运行采用计算机控制系统，达到高效、节能、稳定生产及优化控制的目的，并最大程度的减少操作岗位定员，以降低生产成本。（8）认真贯彻国家相关节能政策的要求，各种热工设备、管道均采用先进的节能措施，所有设备均选用节能产品。（9）遵守国家、地方和行业颁发的标准、规范、法则及规19、定，贯彻行业技术政策。同时，设计上做到统一规划，协调利用各种资源。第二章 主机设备选型及供汽方案2.1 主机设备选型2.1.1热负荷（1）供热设备现状*石化*股份有限公司现已实现热电联产集中供热工程，所有的生产、生活热负荷均由现有的535t/h链条锅炉135t/h循环流化床锅炉175t/h循环流化床锅炉提供。该公司现有的535t/h链条锅炉135t/h循环流化床锅炉采用水膜式除尘，175t/h循环流化床锅炉采用静电除尘，共同采用一座烟囱，这6台35t/h锅炉陈旧，燃烧效率比较低、除尘效率低，且没有脱硫措施，既造成能源浪费，又造成环境污染。厂区现有供热管网较完整，无须新建供热管网。生产锅炉现状调20、查表见表2-1：现状生产锅炉调查表 表2-1序号设备位号锅炉型号脱硫方式容量(t/h)除尘方式烟囱单容总容11#5#UG-35/3.82-M11燃用低硫煤35175水膜除尘126#YG-35/3.82-M3炉内加钙3535水膜除尘37#YG-75/3.82-M1炉内加钙7575静电除尘合 计2851（2）热负荷现状*石化*股份有限公司热电厂为自备热电厂，主要担负企业生产用汽负荷，并且同时还担负着开发区以及*北区的大部分供热任务。通过对*市热力公司以及*环保供热有限公司的了解，*市热力公司在采暖期需要向该公司购买蒸汽量额定为60t/h，高峰期为70t/h，非采暖期购买蒸汽量额定为20t/h；*环21、保热力公司在采暖期需要向本公司购买蒸汽量额定为35t/h，高峰期为45t/h，非采暖期购买蒸汽量额定为15t/h。同时，对本公司用汽生产用汽情况调查后，统计得出*石化*股份有限公司热电厂担负的热负荷情况见下表：热负荷调查表 表2-2热负荷用户名称蒸汽压力MPa蒸汽温度C采暖季流量非采暖季流量最大平均最小最大平均最小*热力0.852986759.6402520.311环保热力 0.842984031.3252314.748中材金晶0.80180147.53596.03Z30.681854437.3254023.120Z60.323520116000Z13.554301615.45151615.522、15Z21.702351513.65121513.612Z111.8928832.211.032.211.0Z121.5129254.13.854.13.8合计224182.14132.8136103.5173.8注：表中Z代表公司各装置点用汽情况（3）近期新增热负荷1）工业热负荷：2006年11月23日，*市体改办以关于确认*石化*股份有限公司为拟上市公司的批复确认公司为拟上市公司，其上市主体项目3万吨/年丙烯酸及酯项目和2万吨/年冰晶级丙烯酸及2万吨/年高吸水性树脂项目。按照以上产品产量和同类型产品单耗，估算的热负荷增加0.68MPa蒸汽最大约为55t/h，最小为25t/h：热负荷用户名称23、蒸汽压力蒸汽温度采暖季流量非采暖季流量最大平均最小最大平均最小0.68185555040504525合计5550405045252）节能改造新增热负荷：为稳定运行，降低消耗，*石化*股份有限公司拟对部分生产设备进行节能改造，新增热负荷情况如下：该公司8万吨/年丙烯酸装置一期工程（4万吨/年）已建成投产，与锅炉改造项目同步进行，将实施改用高压蒸汽加热并透平拖动风机改造，改造完成后蒸汽用量为20t/h；该公司1台2000m2/h空分装置2009年开始，逐步进行高压蒸汽加热并透平拖动风机替代原大负荷电机改造，蒸汽用量30t/h。设备节能改造工作所需用的蒸汽为高温高压蒸汽，蒸汽参数为：压力9.8MPa24、，温度540C，总的蒸汽用量约为50t/h。经透平拖动风机后的透平排汽（参数为：压力0.98MPa，温度300C）进入厂区供热管网，供各装置点生产用汽（可以替代约50t/h0.98MPa的汽轮机抽、排汽）。2.1.4 设计热负荷根据工业热负荷的用汽压力情况，用于供热的蒸汽应分为四种参数，分别为9.80MPa、3.82MPa、1.96MPa和0.98MPa。根据核实后的现有工业、民用热负荷及近期新增热负荷，考虑热负荷折减系数0.9，折算到热电厂出口可提供的设计热负荷见下表2-3： 设计热负荷汇总表 表2-3类别单位采暖期最大采暖期平均非采暖期平均非采暖期最小9.80MPa(3477KJ/kg)t25、/h50505050GJ173.85173.85173.85173.853.82MPa(3333KJ/kg)t/h1615.4515.515GJ53.3351.4951.6650.001.96MPa(3070KJ/kg）t/h2319.9619.9116.8GJ70.6161.2861.1251.580.98MPa(3030KJ/kg)t/h190140.7363.1417GJ575.7426.4127051.51合计（X0.9）t/h251.1203.5133.798.8GJ786.14641.7430.14294.3 说明：表中0.98MPa项蒸汽值已减去了透平机排汽所提供的蒸汽量。2.126、.5主机设备选型本工程是针对热电企业的锅炉改造工程，改造锅炉的选型依据热电联产可行性研究技术规定中确定的原则进行。按照选型原则要求，热电厂的锅炉，在条件合适及单台锅炉额定蒸发量为410 t/h以下时，宜优先采用循环流化床锅炉，该型锅炉具有以下特点：（1）加减负荷调节快，调节范围较大。一般而言，循环流化床的负荷调节速率不低于5%。 （2）氮氧化物（NOx)排放低。燃料在炉内一是低温燃烧，此时空气中的氮一般不会生成NOx二是分段燃烧，抑制燃料中的氮转化为NOx，并使部分已生成的NOx得到还原。（3）其它污染物如CO，HCl，HF等的排放低。（4）燃烧效率高，节省燃料。（5）循环流化床炉燃料在炉内燃27、烧充分，炉内温度较低且为循环燃烧，故灰渣中可燃物低，火山活性高，可直接进行综合利用。根据等额匹配的原则，新建锅炉的总容量应至少满足所取代的6X35t/h小锅炉额定蒸发量210t/h的要求。此外，考虑企业节能改造以及新上装置新增热负荷50t/h的需要，改造锅炉的总的蒸发量须达到260t/h。为避免单炉长期运行以及供热的稳定、安全，根据目前国内锅炉生产技术成熟情况，本次锅炉改造工程拟新上2台额定蒸发量为130t/h的循环流化床锅炉。 考虑到企业新增热负荷用汽参数（压力：9.8MPa，温度540C）以及热电厂今后进一步进行设备节能改造的需要，确定选定的锅炉的额定蒸汽参数为压力9.81MPa，温度5428、0，锅炉热效率为91%。根据热电厂本期设计热负荷特点，结合热力规划，推荐工程选定的锅炉技术规范如下： 型号 ： YG-130/9.81-M 高温高压循环流化床锅炉 额定蒸发量： 130t/h 额定蒸汽压力： 9.81MPa 额定蒸汽温度： 540 给水温度： 158 锅炉效率： 91 % 数量： 2台2.2锅炉改造后的供汽方案及设备运行方式锅炉改造工程完工以后，新建锅炉产汽能力相比改造前的锅炉产汽额定能力提高50t/h左右，锅炉总的额定蒸发量将达到335t/h，新增的这部分9.8MPa高温高压蒸汽用以拖动节能改造用的透平机设备使用，产生的0.98MPa透平排汽将进入厂区供热管网，来满足新增装置29、0.68MPa加热蒸汽的需要。也就是说，锅炉改造后，减去用以节能改造用的那部分高温高压蒸汽后，其余高温高压蒸汽经减温减压后进入原有主蒸汽管网对汽轮机供汽及各生产装置供汽，供汽量及供汽方式将和改造前一致：（1）经热电厂运行资料统计，改造前，热电厂设备在采暖季最大热负荷情况下，所有7台锅炉设备全部投入运行，1台6MW背压机组处于满负荷运行状态，2台6MW抽凝式汽轮发电机组在保证外供蒸汽的情况下，可以发出11MW左右的电功率。锅炉改造后，汽轮机运行方式不变，2台高温高压130t/h锅炉替代原有6台35t/h小锅炉经减温减压后进入原有主蒸汽母管，与75t/h循环流化床锅炉一起为汽轮机进行供汽。采暖季最30、大热负荷情况下，全厂用汽及供汽设备汽平衡情况见下表： 热电厂采暖季最大热负荷情况下汽平衡表 表2-4类别项目最大热负荷（251.1t/h）情况下锅炉蒸汽锅炉蒸发量（t/h）335汽轮机进汽量（t/h）230.5减温减压用汽量（t/h）16（供装置生产用汽）23（供装置生产用汽）锅炉直供蒸汽量（t/h）50（用以节能改造）汽水损失（t/h）6.7平衡比较（t/h）0汽轮机抽、排汽热负荷（0.98MPa）（t/h）190减压减温汽量（t/h）0高加及除氧用汽（t/h）45.6平衡比较（t/h）0（2）经热电厂运行资料统计，改造前，热电厂设备在采暖季平均热负荷情况下， 535+175t/h锅炉设备投31、入运行，1台链条炉作为备用炉使用，此时，3台6MW机组均处于额定发电、抽排汽运行状态。锅炉改造后，汽轮机运行方式不变，2台高温高压130t/h锅炉替代原有6台35t/h小锅炉经减温减压后进入原有主蒸汽母管，与75t/h循环流化床锅炉一起为汽轮机进行供汽。在采暖季平均热负荷情况下，改造后的2台130t/h高温高压循环流化床锅炉在满负荷状况下运行，75t/h循环流化床锅炉带50.93t/h负荷运行： 热电厂采暖季平均热负荷情况下汽平衡表 表2-5类别项目平均热负荷（203.5t/h）情况下锅炉蒸汽锅炉蒸发量（t/h）310.93汽轮机进汽量（t/h）210.71减温减压用汽量（t/h）15.45（32、供装置生产用汽）19.96（供装置生产用汽）锅炉直供蒸汽量（t/h）50（用以节能改造）汽水损失（t/h）6.2平衡比较（t/h）0汽轮机抽、排汽热负荷（0.98MPa）（t/h）140.73减压减温汽量（t/h）0高加及除氧用汽（t/h）41.06平衡比较（t/h）0（3）经热电厂运行资料统计，改造前，热电厂设备在非采暖季平均热负荷情况下， 335+175t/h锅炉设备投入运行，3台链条炉作为备用炉使用，此时，2台6MW机组均处于满负荷发电运行状态，1台6MW背压机停运。锅炉改造后，汽轮机运行方式不变，一台高温高压130t/h锅炉满负荷运行，另一台高温高压130t/h锅炉带83.5t/h经减33、温减压后进入原主蒸汽母管系统为汽轮机组进行供汽，75t/h循环流化床锅炉作为备用： 热电厂非采暖季平均热负荷情况下汽平衡表 表2-5类别项目平均热负荷（63.14t/h）情况下锅炉蒸汽锅炉蒸发量（t/h）213.5汽轮机进汽量（t/h）118减温减压用汽量（t/h）15.45（供装置生产用汽）19.96（供装置生产用汽）锅炉直供蒸汽量（t/h）50（用以节能改造）汽水损失（t/h）4.3平衡比较（t/h）0汽轮机抽、排汽热负荷（0.98MPa）（t/h）63.14减压减温汽量（t/h）0高加及除氧用汽（t/h）22.5平衡比较（t/h）0（4）经热电厂运行资料统计，改造前，热电厂设备在采暖季最34、小热负荷情况下，1台75 t/h及2台35t/h锅炉投入运行，其余3台链条炉作为备用炉使用，此时，1台6MW背压机组处于停运状态， 1台6MW抽凝式汽轮发电机组作为纯凝式发电机组满负荷发电使用，不对外供汽，另1台6MW抽凝式汽轮发电机组提供外供热负荷。锅炉改造后，汽轮机运行方式不变，1台高温高压130t/h锅炉产生的蒸汽经减温减压后，与1台 75t/h循环流化床锅炉带44t/h的蒸汽混合后进入原有主蒸汽母管，另1台130t/h锅炉作为备用炉： 热电厂非采暖季最小热负荷情况下汽平衡表 表2-5类别项目最小热负荷（17t/h）情况下锅炉蒸汽锅炉蒸发量（t/h）174汽轮机进汽量（t/h）84.0535、减温减压用汽量（t/h）15（供装置生产用汽）16.8（供装置生产用汽）锅炉直供蒸汽量（t/h）50（用以节能改造）汽水损失（t/h）3.48平衡比较（t/h）0汽轮机抽、排汽热负荷（0.98MPa）（t/h）17减压减温汽量（t/h）0高加及除氧用汽（t/h）12平衡比较（t/h）0 为了保障改造后的锅炉系统能充分利用原有蒸汽管网及适应热电厂汽轮机设备，改造工程需专设两台参数为9.81/3.92MPa，540/450，Q=130t/h的减温减压器。第三章 工程设想3.1厂区总平面布置厂区总平面布置 厂区总平面布置的原则是根据生产工艺的要求，结合厂址现有的具体情况，在满足防火、卫生、环保、交通36、运输和未来发展的前提下，力求减少占地，节约投资，经济合理，有利生产。本着上述原则，对锅炉改造工程的总平面布置进行了设计：2130t/h循环硫化床锅炉主厂房布置在厂区的西部，呈东西向布置，固定端朝西，自南向北依次布置了主厂房、除尘器、烟道及烟囱。新建主厂房除氧煤仓间与原主厂房除氧煤仓间对齐。煤场区位于厂区的北部，新建输煤栈桥呈“L”型布置，与原输煤栈桥平行布置。原化学水处理车间、化学水处理室外设备及餐厅拆除。在原化工装置区扩建原有化学水处理车间及化学水处理室外设备来满足本工程的需要。灰库布置在厂区的西北角，靠近货物出入口。3.1.2 厂区竖向布置厂区地势平坦，竖向布置为平坡式布置，场地标高在3037、.2 -30.2m左右，主厂房标高为30.50米，厂区雨水通过暗管向南排入厂区雨水管网。3.2 燃料输送3.2.1 规模与燃料消耗量 本工程建设规模为新上2130 t/h高温高压循环流化床锅炉及其配套附属设备。一台130t/h锅炉耗煤量为18.6t/h。输煤系统工作制度为每天3班工作，设备运行为3班，每班运行3.5小时，全天共运行10.5小时。燃料消耗如下表：规模小时耗煤量（t）日耗煤量(t)年耗煤量（万t）2130t/h(本期规模)37.2818.424.18175t/h (已建设)11.2246.47.28注：日耗量按22小时计算，年耗量按6500小时计算。3.2.2 贮煤场现在老厂的干煤38、棚面积为900 m 2 ，堆高按6m，可贮煤3672t，贮存时间可达3.5天。 露天贮煤面积为2000m 2 ，堆高按5m，可贮煤7650 t ，贮存时间为7.5天。3.2.3 筛分、破碎及输送系统按循环流化床锅炉最大给煤粒度小于12mm要求，本设计采用预先筛分和一次破碎。输煤采用双路胶带输送机输送，本期按单路设备安装。胶带输送机通廊为全封闭式结构。3.2.4 煤尘防治 在筛分破碎机室等落料点处，均设有除尘器，车间内部设有冲洗水管，对地面粉尘实行定期清洗。3.2.5 输煤系统控制采用控制室实行集中控制，室内设有模拟操作台，各生产岗位采用灯光和音响设备进行联系，系统中设备设有电器连锁装置，设备启39、动和停车均按顺序进行。3.3 热力系统3.3.1 主蒸汽系统主蒸汽系统采用单母管分段制。本期两台锅炉主蒸汽经过减温减压后与老厂的主蒸汽系统连接。3.3.2 主给水系统主给水系统采用母管制，给水低压母管与老厂低压母管连接,给水经高压除氧器加热至1583.3.3 供热系统全厂的供热系统利用老厂已经建设的供热系统对外供热.经过调查，老厂已经建设的三种参数管网的输送能力为350t/h，完全能够满足本工程热负荷的输送要求。3.3.4 疏水系统高压加热器疏水采用逐级自流，正常情况下到除氧器，启动疏水和检修放水到疏水扩容器，入疏水箱，然后通过疏水泵回收至除氧器。高加危急疏水由电动门控制进定排。本工程设疏水扩40、容器、疏水箱及疏水泵，高、低压疏水分别接入高、低压疏水母管，再进入疏水扩容器及疏水箱，由疏水泵打回除氧器。3.3.5锅炉排污系统本工程设一台5.5m3连续排污扩容器和一台7.5 m3 定期排污扩容器，能满足本期二台130t/h锅炉所需。3.4主厂房布置主厂房采用两列式布置，即除氧煤仓间-锅炉房。锅炉房外依次布置除尘器引风机脱硫装置烟囱：（1）除氧煤仓间布置除氧煤仓间跨度为11米，分三层布置。零米层布置厂用变，靠近固定端布置有给水泵，同时留有机炉通道。在运转层布置机炉集中控制室，控制室占三个柱距。控制室两侧为管道层，布置主蒸汽及高压给水管道等。高压除氧器、除氧水箱、连续排污扩容器设在15.0米层41、。15.0米层布置有6台给煤机，每炉三台，同时每炉还设有1个煤仓。标高27.0米层为皮带层，布置有双路输煤皮带。（2）锅炉房布置锅炉房跨度30.46米，长度8米7=56米，采用半露天布置，8米运转层以下全封闭。一次风机、二次风机、返料风机布置在零米层。固定端0m布置疏水箱,疏水膨胀箱,疏水泵.8m布置加药取样间（3）锅炉房外布置锅炉房外设布袋除尘系统、引风机、脱硫装置及烟囱等。引风机为露天布置，仅设电动机保护罩，检修时考虑临时搭支架。3.5 除灰渣系统3.5.1概述本期工程建设规模为2130t/h高温高压循环流化床锅炉。除灰采用气力除灰，布袋除尘收集的灰由仓泵输送至灰库；炉渣采用干除渣、直接排42、放，炉渣经冷渣器冷却后，由输渣皮带运送到渣库。灰、渣定期外运进行综合利用。3.5.2除灰系统 本次设计采用气力除灰方式，电除尘收集的灰由仓泵输送至灰库，本期工程设1000立方米的灰库2座。灰库的灰定时外运进行综合利用。 气力除灰系统配置由浓相气力输送泵系统、空气压缩机供气系统、输灰管道、灰库系统及控制系统组成。3.5.3除渣系统 锅炉的炉渣经过冷渣器冷却到120以下后，由输渣皮带运送到渣库。炉渣定期外运进行综合利用。 本次设计每台锅炉选用两台冷渣器，每台冷渣器的额定处理能力为5t/h，即可满足设计要求。3.5.4灰渣综合利用由于流化床锅炉燃料在炉内燃烧充分，炉内温度较低，故灰渣中可燃物低，活性43、高，利于做建筑材料。本工程投产后，所产生的灰渣均有较高的利用价值。3.5.5灰渣场本工程本期上2台130t/h循环流化床锅炉，年产灰渣总量为5.35万吨，灰渣作为水泥原材料在当地销量很好，为了灰渣的应急储备，在厂区内设一事故灰渣场（临时灰渣场），临时灰渣厂可储存120小时的灰渣量。3.6 供排水系统供水水源本工程由公司供水站供水，水量为94t/h，水量分配详见附表。工业水系统根据水源条件，本期新建2130t/h高温高压锅炉，工业水系统采用二次循环供水方式。辅机等冷却水经老厂工业水冷却塔冷却后，循环使用。本工程辅机等设备工业水用量90 m3/h，取样冷却水30 m3/h。补充水系统热电站补充水由44、公司供水站供给，补充水量表见表3.6-1： 本期工程补充水量表 表3.6-3 序号项 目需水量 （m3/h）经常回收 （m3/h）实际耗水量（m3/h）夏季冬季夏季冬季夏季冬季1化学水用水（新增）80800080802工业用水90908888223汽水取样用水30302828224除灰用水11115输煤用水1100116生活用水3300337未预计用水5500558总计2102101161169494生活消防水系统 火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-96，电厂室内设计消防水量为25L/s，设计室外消防水量为40L/s，原主厂房顶层设置了18m3高位消防水箱，同时建有消防泵房及消防水45、泵。热电厂生活用水和消防用水直接接自老厂原有系统，不再新建蓄水构筑物及加压泵站。排水系统厂区排水采用合流制。生活污水经化粪池初级处理发酵沉淀后排入厂区排水管网。 化学工业废水经酸碱中和池中和PH值达69后排入厂区排水管网。锅炉排污水首先排入定期排污扩容器降温至40C以下时，方可排入厂区排水管网。其它工业废水直接排入厂区排水管网。全厂雨水通过雨水口收集后排入雨排水系统。3.7 化学水处理系统设计基础资料 （1）建设规模由于工程建设场地限制，为保证锅炉本体、炉后设备及输煤系统的合理布置，原有化水车间需拆除。根据本期工程锅炉补水要求及原有系统的规模，化学水处理车间建设按满足本期2台130t/h高温高46、压锅炉的生产要求及原有水处理规模建设。 （2）新增供热负荷： 最大： 55t/h 损失为： 55t/h （3）水源与水质 水源为公司自备水源地，水质情况以甲方提供的水质全分析报告为依据，3.7.2化学水系统出力 化学水系统出力计算如下： （1）厂内水汽循环损失 21302%=5.2t/h 锅炉启动或事故增加的设备出力： 13010%=13t/h （2）锅炉排污汽水损失增加 21302%=5.2t/h （3）对外供汽损失 最大 : 55 t/h （4）原有系统出力： 130 t/h 则化水车间化学水最大量为： 210 t/h （5）化学水处理系统自用化学水量：10 t/h 本化学水处理最大出力为47、： 221 t/h系统设计出力取： 230 t/h改、扩建系统的选择及出水水质 （1）设计采用的主要技术数据 汽水标准参考 GB12145-99蒸汽质量标准 （2）系统的选择水质分析报告中显示含盐量比较高，同时由于是供热机组，锅炉补充水量比较大。原有水处理，采用了RO加一级复床加混床的水处理工艺，工艺先进，但随着水质的变化，RO没有予处理系统，运行不安全；同时，大量的浓水排放造成了水资源的极大浪费，综合制水成本提高。本次改造及扩建，本着利用原有设备，投资收益率高，工艺先进的原则，提出如下水处理方案：生水 叠片式过滤器 反渗透装置（增加1套） 除二氧化碳器中间水泵 阳离子交换器（利用原有设备） 48、阴离子交换器（利用原有设备） 混合离子交换器（利用原有设备，增加1台） 除盐水池本方案的特点是系统技术先进，出水水质好，运行可靠，酸碱耗量少，废水处理量小，再生周期长，但占用厂房面积大，设备多，水回收率较低，只有70%左右。因此，为保证系统的先进性，同时提高水资源利用率，在反渗透装置的基础上增加浓水回收装置1套，工艺如下：反渗透装置浓水 钠滤装置原水箱。回收系统工艺简单，设备投资不大，水回收率可提高到90%左右，大大降低了耗水量，增加了水资源利用率,降低了运行成本。 本系统年耗酸(30)80吨，年耗碱(30)75吨，原水利用率约90。主要设备选择：本次改造工程化水系统需增加的主要设备有：叠片式49、过滤器 130 m3/h 3套 反渗透装置(包括保安过滤器、高压水泵和自清洗系统等) 120m3/h 1套 浓水回收装置 80m3/h 1套混合离子交换器 1500mm 1台 3.8电气部分电力负荷情况本工程为热电厂的锅炉改造工程，改造后的锅炉总容量增加50t/h，汽轮发电机组不变，电力负荷相差不大。电气主接线根据供电负荷情况，电气主接线共有两级电压，分别是6kV和0.38kV，厂用电高压电机为6kV。厂用电系统厂用电低压配电系统为380/220V，三相四线制系统，动力和照明混合配电。根据按炉分段的原则，设2台低压厂用变压器及一台同容量的备用变压器，备用变压器给全厂的低压工作变压器提供备用电源50、。电气主设备布置和选择：本期工程不设置主控制室，在主厂房B-C跨内设立低压配电室，低压变压器采用干式变，与低压屏并列安装。6kV高压配电室亦布置于B-C中央框架内。6kV配电装置采用金属铠装移出式开关柜，380V低压配电屏选固定分隔式开关柜。由于目前微机控制保护装置应用很成熟，且造价也不高，因此电气系统的主设备均采用微机自动化装置进行控制及保护。3.9热力控制系统控制方式本期工程装设2台高温高压130t/h循环流化床锅炉。基于本期主设备的热力系统采用母管制，控制拟采用锅炉集中控制的方式。#1、#2锅炉在一个控制室内控制，控制室位于两台锅炉中间位置、除氧煤仓间的8m运转层处。两台炉的除氧给水及减51、温减压控制室合并在锅炉控制室内。化学水处理系统的热控盘设置在各自的运行车间内。自动化水平本工程锅炉及除氧给水部分采用一套分散控制系统(DCS)，功能范围包括DAS、MCS、SCS、FSSS，另外还设有必要的后备监视仪表和部分紧急后备操作手段，以保证当分散控制系统故障时，机组安全停机。对于数量多、性质相同的温度测点。智能前端安装在就地设备附近，初步实现DCS系统物理上的分散功能。3.9.3 设备选型本工程锅炉热控拟采用目前已有成熟经验，且性能好，价格适宜的微机监控系统，通过CRT屏幕显示和键盘操作，实现对锅炉系统的监视和调整。3.10土建部分地基处理及基础选型 根据厂方提供的工程地址勘察报告，厂52、内主要建构筑物均采用天然地基，建构筑物基础均落在第三层土上。 主厂房除锅炉基础采用钢筋混凝土片筏基础外，其它均采用钢筋混凝土独立基础。其他一些次要的建构筑物，也均采用天然地基。建构筑物基础可落在第二层土上，第一层土不宜做天然地基。主厂房除锅炉基础采用钢筋混凝土片筏基础外，其它均采用钢筋混凝土独立基础。3.10.2 主厂房建筑结构主厂房新建，以柱距8.0m为模数布置，由除氧煤仓间和锅炉房并列组成。除氧间和煤仓间跨度分别为11.0m，长度56.0m。锅炉房跨度30.46m，长度56.0m，半露天布置。锅炉房在0.000m设两个能进出车辆的大门，以便设备安装和检修。固定端楼梯间大门洞口满足输煤设备吊53、装的要求。除氧煤仓间固定端设置钢筋混凝土楼梯，楼梯分别通向各层平面及屋顶层；扩建端设室外消防钢梯，满足消防要求。除氧煤仓间和锅炉房设水平矩形窗，满足采光和通风要求。厂房上部结构采用现浇钢筋混凝土框排架结构。屋面围护结构为现浇钢筋混凝土屋面板。除氧煤仓间及锅炉房柱基础采用钢筋砼独立基础，上部结构为现浇钢筋混凝土框架结构。3.10.3 辅助生产建筑输煤系统： 碎煤机室采用四层现浇钢筋混凝土框架结构。输煤通廊采用现浇钢筋混凝土支架，钢筋混凝土大梁及钢桁架结构。灰库：直径为10m，高25m，采用现浇钢筋砼结构烟道：钢筋混凝土框架结构，砖墙围护，内衬用耐酸砂浆砌筑耐酸砖。3.10.4 抗震措施本工程的建54、（构）物结构设计按7度抗震设防。建（构）物结构均按7度进行抗震验算，另外根据抗震规范对填充墙、女儿墙等采用构造柱、圈梁、拉结筋等构造措施进行加强加固。3.10.5烟囱选型及防腐烟囱：高度150.0m，出口内径3.8m。采用钢筋砼结构，片筏基础。烟囱内衬防腐采用耐酸砂浆砌筑耐酸砖。3.11炉后湿法脱硫系统由于炉内脱硫的不稳定性，因此本工程在炉后设计旋流板塔湿法脱硫系统一套。旋流板塔工作原理旋流板塔属于喷射型吸收塔。吸收液从盲板流到各叶片形成薄液层，当气流由下向上通过各层塔板沿叶片旋转方向螺旋上升，将薄液层切割成细小的雾滴。雾滴受离心力成螺旋形甩向塔壁，液滴在塔壁上碰撞凝聚，在重力作用下汇集到集液55、槽，通过溢流槽导流到下一层塔板的盲板上。旋流板的特殊构造增大了气液接触面积，吸收液以雾状高速穿过气流，气流与液流在充分接触过程中，形成极大的相际界面，并完成一系列的物理化学反应过程，使废气中污染物得到有效去除。旋流板塔除尘原理来自锅炉的含尘烟气以1522m/s的流速切向进入旋流板塔筒体，烟气通过旋流塔板叶片时将吸收液吹成很小的雾滴，尘粒、吸收液和雾滴相互之间在碰撞、拦截、布朗运动等机理的作用下，粒子间发生碰撞，粒径不断增大。同时高温烟气向液体传导热量时，尘粒被降温，使水气凝结在粒子表面，粒子质量也不断增大。在旋流塔板的导向作用下，旋转运动加剧，产生强大的离心力，粉尘很容易从烟气中脱离出来被甩向56、塔壁，在重力作用下流向塔底，实现气固分离。对于烟气中那些微细尘粒在通过一级塔板后不可能全部被捕集，还有一定数量的尘粒逸出，当其通过多层塔板后，微细尘粒凝并、质量不断加大后被捕集、分离，从而达到最佳除尘效果。双碱法脱硫原理钠钙双碱法【Na2CO3-Ca(OH)2】采用纯碱(Na2CO3)启动、钠碱吸收SO2、石灰再生的方法。较之石灰石法等其它湿法脱硫工艺，它有以下优点：钠碱吸收剂反应活性高、吸收速度快，可降低液气比（L/G），从而降低运行费用；塔内钠基清洁吸收，吸收剂、吸收产物的溶解度大，塔外再生沉淀分离，可大大降低塔内和管道内的结垢机会；钠碱循环利用，损耗少，运行成本低；吸收过程无废水排放，吸57、收液中盐份不累积、浓度稳定；排放废渣无毒，溶解度极小，无二次污染；石灰作再生剂，安全可靠，来源广泛，成本低廉；灰水易沉淀分离，可大大降低水池的投资； 操作简便，系统可长期运行稳定。其基本化学原理可分脱硫过程和再生过程：脱硫过程：Na2CO3+SO2Na2SO3+CO2(1)2NaOH+SO2Na2SO3+H2O (2)Na2SO3+SO2+H2O2NaHSO3 (3)以上三式视吸收液酸碱度不同而异：(1)式为吸收启动反应式；碱性较高时（pH9），(2)式为主要反应；碱性降低到中性甚至酸性时（5pH9），则按(3)式发生反应。再生过程2NaHSO3Ca(OH)2Na2SO3+CaSO32H2O 58、(4)Na2SO3+Ca(OH)22NaOH+CaSO3 (5)在石灰浆液中，中性（两性）的NaHSO3很快跟石灰反应从而释放出Na+，随后生成的SO32-又继续跟石灰反应，反应生成的亚硫酸钙以半水化合物形式慢慢沉淀下来，从而使Na+得到再生。工艺流程锅炉烟气首先经过布袋除尘器，在其中大部分的烟气粉尘（约99.99）得到去除，然后进入旋流板塔，烟气和塔内高度雾化脱硫液接触，进行烟气脱硫（脱硫效率可以达到95以上），处理后的烟气经过除雾板除去雾滴后随烟道进入烟囱排放。脱硫渣随水渠流入沉淀池，沉淀后由渣浆泵输送去集中处理。主要设备清单序号设备名称型号规格单位数量1旋流板塔HTL-75-G台22脱硫59、液循环水泵Q=180m3/h,H=30m,P=37Kw台43石灰浆液泵Q=25m3/h,H=28m,P=5Kw台24再生液水泵Q=210m3/h,H=26m,P=37Kw台25石灰储仓容积30m3台16化灰器化灰能力：4000Kg/h，1.5Kw台17斗式提升机35 m3/h，功率5.5Kw台18螺旋输送机输送能力4.5m3/h，功率1.5Kw。台19循环水泵联锁控制柜TLD-002台110pH测量装置台1第四章 节约和合理利用能源4.1概述能源是制约我国国民经济发展的一个重要因素，节约能源是国家的一项基本政策，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”。按照中华人民共60、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利用状况的分析制度。热电企业既是二次能源和热能的生产大户，也是一次能源的消耗大户，电力体制改革实施了厂网分家、竞价上网，环保治理、排污收费增加等，对热电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。因此，提高热电企业热效率，加强节能措施，降低能源消耗，既利国利民，也直接关系到热电厂本身的经济效益。本改造工程的节能重点在于使用高效、清洁的锅炉代替低效、高污染的61、锅炉，以达到降低企业能耗的目的。此外，改造锅炉附属设备的选型、各系统技术方案的选择均相应的进行了节能措施的考虑。4.2用能标准和节能规范改造工程设计、施工及运营阶段遵循的节能标准及规范如下：（1）中华人民共和国节约能源法（主席令第90号）；（2）国家发改委发改能源2004【864】号关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知；（3）国家发改委令第40号产业结构调整指导目录（2005年本）；（4）国家发改委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知（发改投资20062787号）；（5）火力发电厂设计技术规程DL5000；（6）公共建筑节能设计标准（GB50189-2005）；（7）*节能监察62、办法；（8）其它国家、行业有关节能设计标准及控制指标。4.3高效燃煤锅炉系统替代低效锅炉节能效益分析本次改造工程的目的是用高效、清洁的高温高压2130t/h循环流化床锅炉代替企业原有的635t/h低效、高污染的锅炉。按照相同出力情况下进行节能计算的原则，对锅炉改造前后具体节能效果分析如下： （1）改造前后设备状况*石化*股份有限公司热电厂现有535t/h中温、中压链条炉135t/h循环流化床锅炉175t/h循环流化床锅炉。根据公司的测定，原来535t/h链条锅炉经过多年的运行、本体以及附属设备的老化，现有锅炉热效率仅为73%，135t/h循环流化床锅炉效率为76%，175t/h循环流化床锅炉为63、2005年建设，锅炉目前运行工况良好，锅炉效率达86%，改造工程完工以后，535t/h中温、中压链条炉135t/h循环流化床锅炉将全部淘汰、拆除，用2130t/h燃烧热效率可达91%的循环流化床锅炉替代，175t/h循环流化床锅炉仍将保留。（2）改造前后燃料消耗情况对比（按采暖季及非采暖季平均热负荷情况下计算）1）汽轮机组汽耗量计算公式如下：D=3600N/（h0-hn）/jd+Dc（hC-hn）/（h0-hn） dpD为汽轮机组汽耗量，t/hh0为汽轮机进汽初焓，改造前后均为3305 kJ/kghn为汽轮机排汽实际终焓，对6MW背压机组来说，排汽蒸汽参数为0.98MPa，300C，焓值为3064、50 kJ/kg；对6MW抽凝式机组来说，排汽蒸汽参数为0.007MPa，39C，焓值为2572 kJ/kgN为汽轮机组发电功率，单位为kWhj为汽轮机机械效率，取值0.98hd为发电机效率，取值0.97Dc为抽凝式汽轮机调整抽汽量，蒸汽参数为0.98MPa，300C，焓值为3050 kJ/kg dp为考虑非调整抽汽回热用汽量系数，取值为1.152）锅炉燃料消耗计算：B=Dgl（hgl-hgs）/Qdwgjj为锅炉实际运行效率，取值130t/h锅炉取0.91，75t/h锅炉取值0.86，35t/h锅炉取值0.74Dgl为锅炉出口过热蒸汽值，约等于1.05Dhgl锅炉出口过热蒸汽焓值，中温中压锅65、炉数值为3333kJ/kg，高温高压锅炉为3477kJ/kghgs锅炉给水焓，原有锅炉给水温度为158C，焓值为667kJ/kg，锅炉改造后给水温度为215C，焓值为920kJ/kgQdw为燃料低位发热值，为22000kJ/kg 1）采暖期平均热负荷的情况下设定采暖期为120天，在机组年运行6500小时的情况下，折算采暖期机组运行小时数为2167小时。在采暖期平均热负荷的情况下，改造前后汽轮机运行方式一致，3台汽轮机均可满负荷运行，因而发电功率N为18000kW，在此情况下计算得出：6MW背压机进排汽量为90.02t/h，其中，8.12t/h排汽供给除氧器用汽，9.59 t/h排汽供给高加用汽66、，外供排汽量为73.5 t/h。根据采暖季0.98MPa蒸汽抽排汽量140.73 t/h计算，2台6MW抽凝式汽轮发电机组的外供0.98MPa抽汽总量应为67.23t/h，在满足2台6MW抽凝式汽轮发电机组满负荷发电的前提下，汽机进汽总量为120.69t/h，调整抽汽量89.47t/h，其中，10.45t/h抽汽供给除氧器用汽，12.90t/h抽汽供给高加用汽，汽轮机进汽总量90.02+120.69=210.71 t/h，加上直接从主蒸汽出口截取的50t/h设备节能改造用汽，以及减温减压后的装置生产用汽15.45+19.96=35.41，则计算得出改造前锅炉总的蒸发量为（210.71+35.467、1）1.05=258.43 t/h，改造后锅炉总的蒸发量为（210.71+35.41+50）1.05=310.93t/h。 按照等额计算的原则，在整个采暖期间，锅炉改造前所消耗的燃煤量为： 75（3333-667）/（220000.86）+（258.43-75）（3333-667）/（220000.74） 2167=8.80104 t/h锅炉改造后所消耗的燃煤量为： 258.43（3477-920）/（220000.91） 2167=7.15104 t/h 扣除由于减温减压热损失而带来的额外燃料消耗：258.43（3477-3333）/（220000.91） 2167=0.4 104 t/h，68、则整个采暖期间，在平均热负荷的情况下，改造后的锅炉可节省燃煤消耗量为：8.8-7.15-0.4=1.25 104 t/h，相当于节标煤量为0.94万吨。2）非采暖期平均热负荷的情况下设定非采暖期为245天，在机组年运行6500小时的情况下，折算非采暖期机组运行小时数为4333小时。在非采暖期平均热负荷的情况下，改造前后汽轮机运行方式一致，1台6MW背压汽轮机将停运，2台6MW抽凝式汽轮机均可满负荷运行，因而发电功率N为12000kW，在此情况下计算得出：2台6MW机抽凝式汽轮机进汽量为118t/h，根据汽轮机进汽总量118t/h，加上直接从主蒸汽出口截取的50t/h设备节能改造用汽，以及减温减69、压后的装置生产用汽15.5+19.91=35.41，则计算得出改造前锅炉总的蒸发量为（118+35.41）1.05=161.1t/h，改造后锅炉总的蒸发量为（118+35.41+50）1.05=214t/h。 按照等额计算的原则，在整个非采暖期间，锅炉改造前所消耗的燃煤量为： 75（3333-667）/（220000.86）+（161.1-75）（3333-667）/（220000.74） 4333=10.69104 t/h锅炉改造后所消耗的燃煤量为： 161.1（3477-920）/（220000.91）4333=8.92104 t/h 扣除由于减温减压热损失而带来的额外燃料消耗：161.170、（3477-3333）/（220000.91） 4333=0.5 104 t/h，则整个非采暖期间，在平均热负荷的情况下，改造后的锅炉可节省燃煤消耗量为：10.69-8.92-0.5=1.27 104 t/h，相当于节标煤量为0.95万吨。 （3）锅炉改造前后主要技术经济指标对比锅炉改造前后主要技术经济指标对比表 序号项目单位锅炉改造前锅炉改造后采暖季平均热负荷非采暖季平均热负荷采暖季平均热负荷非采暖季平均热负荷1热负荷t/h182.14103.45203.5133.72锅炉蒸发量t/h258.43160001.1310.932143汽机进汽量t/h210.71118210.711184汽机外71、抽汽量t/h140.7363.14140.7363.145减温减压供汽量t/h35.4135.4135.4135.416发电功率kW.h180001200018000120007供热标煤耗率kg/GJ相同8发电标煤耗率g/kWh相同9发电厂用电率%相同10供热厂用电率kW.h/GJ相同11综合厂用电率%相同12全年耗标煤量（等额计算）104t/a6.68.035.376.7013减温减压焓降损失标煤量104t/a-0.30.37514发电设备年利用小时数h216743332167433315年节标煤量104t/a-1.894.4锅炉改造工程其它节能措施改造工程节水措施 为了节约用水，保护环境，72、提高改造工程经济效益，生产废水必须加以回收利用。设计上拟采取以下措施：（1）反渗透浓水回收，多余部分用于过滤器反洗及煤场喷洒。 （2）辅机冷却回水及主厂房工业水回水作为老厂循环水补充水；（3）各专业用水接口安装水表，以控制水量。（4）根据各系统用水不同的品质要求，实行一水多用重复使用，以节约用水，从而节约能源。另外采用干式除尘器和干除灰系统，可比采用水力除灰系统大大节约用水。（5）各类管道疏放水在设计时均考虑加以回收利用。改造工程设备节能措施（1）选用高效节能的辅机产品。如采用节能型风机、水泵和Y型系列电机等，以提高运行的经济性。（2）锅炉引、送风机及给水泵等能耗大设备拟采用变频装置或加装液力73、偶合装置，设备可相应节约20%的电负荷。（3）设备选型时合理选择各辅机的电机容量，避免出现大马拉小车和低效区工作现象。（4）主变压器和厂用变压器均采用低损耗变压器。改造工程其它节能措施（1）改造后的锅炉均采用微机控制系统控制设备运行，可提高设备运行的经济性。 （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。 （3）厂房照明均选用节能型照明灯具。 （4）对生产过程中需进行经济核算的水、煤、汽均设置计量仪表，加强节能监督。 （5）输煤系统布置尽量减少胶带机转折的次数，减少转运站的数量，降低能耗。 （6）积极为灰渣综合利用创造条件。第五章 环境保护及社会效益影响分74、析5.1执行标准 （1）火力发电厂环境设计规定（试行）DLGJ0291 （2）火电厂大气污染物排放标准（GB37/6642007）第3时段标准（3）废水排放执行污水综合排放标准（GB897896）中的三级排放标准（4）区域环境噪声执行城市区域环境噪声标准（GB309593）中的III类标准（5）环境空气执行环境空气质量标准（GB3095-1996）中的二级标准（6）厂界噪声执行工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）中的III类标准5.2环境保护措施分析项目所在地区域环境现状（1）当地自然环境条件建设项目所在地区域属暖温带半湿润季风区大陆性气候，年平均相对湿度为67%，历年平均气温为12.75、9，年平均大气压力100kPa，历年风向以南南西和东北风为主，夏季多西南风，冬季多西北风，年平均风速为3m/s，年平均降水量为609mm，降水多集中在6-8月份，占全年降水量的78%。（2）当地社会环境简介 *市高新技术产业开发区于1992年11月被国务院批准为国家级开发区，规划面积7.04平方公里，现已成为*市对外开放的窗口，其综合实力在全国52个国家级高新技术产业开发区中列22位。本项目位于高新技术开发区内，属于技改项目，在现有厂区内建设，符合城市规划。厂址北邻金晶玻璃工业园，南靠*铁路，西面距王东村约600m，周围有北营、南营、隽家山等村庄。农作物及经济作物有小麦、玉米和苹果等。该区域内76、无风景名胜及文物保护设施。项目建设前主要污染物排放情况及环境问题热电厂区域内各种污染物包括：锅炉产生的烟气中包含的粉尘及SO2；锅炉生产产生的灰渣、除尘器收集的煤灰；各生产环节产生的废水；锅炉、汽机房及机械辅助设备产生的噪声等：（1）热电厂现有工程排废气量为321217m3/h，烟尘排放浓度为175mg/m3，SO2的排放浓度为800mg/Nm3，SO2、烟尘排放浓度符合锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2001中I时段二类区标准。每年排放烟尘262t，SO2为1200t。其中，SO2排放总量不符合*市“十五”期间主要污染物排放总量控制计划中对该单位污染物总量控制要求。（2）现有工程年产77、生锅炉灰渣约4.4万吨，全部外运做建材原料。（3）现有工程高噪设备为锅炉排汽、汽轮发电机组、风机等，噪声值在85-96db（A），对高噪设备采取了消音、隔声措施，厂界噪声符合工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）III类标准。（4）该公司锅炉产生的冲渣废水及各类生产环节废水量为100吨/天，沉淀后送公司污水处理站处理后排入城市管网，废水的COD排放量为0.9t/a。5.2.3改造工程大气污染治理及评价（1）烟气处理 *石化*股份有限公司热电厂2130t/h 循环流化床锅炉代替6台35t/h锅炉改造工程，按已知煤种：Aar=34.66%，Sar=0.45%计算，除尘器采用布袋除尘器，除尘效78、率99.8%，烟囱高度150m，出口内径3800mm,锅炉排烟温度1500C，机械不完全燃烧热损失q4=4%,烟气飞灰份额：fh=0.6，脱硫率=96%，计算的锅炉烟尘排放浓度为39.96mg/Nm3，则年排放量为196.94t/a；SO2的排放浓度为100mg/Nm3，则年排放量为264.3t/a，与改造前相比，技改后SO2年排放量将减少935.7t/a，烟尘年排放量将减少65.06t/a，能满足火电厂大气污染物排放标准(GB13223-1996)中规定的要求。SO2排放总量符合*市“十五”期间主要污染物排放总量控制计划中对该单位污染物总量控制要求。（2）大气污染物扩散计算采用高斯模式在三种79、B、C、D稳定度，常年平均风速3m/s的条件下，按烟囱高度150m，除尘效率99.8%对烟气扩散浓度进行估算。见下表：污染物项 目单位B稳定度C稳定度D稳定度任何一次日平均任何一次日平均任何一次日平均飘尘浓度mg/Nm30.0550.0180.0170.0070.0060.0021国家二级标准mg/Nm30.50.150.50.15 0.5 0.15占国家二级标准%11123.44.0 1.21.4SO2浓度mg/Nm30.0680.0230.0340.0110.0150.0055国家二级标准mg/Nm30.50.150.50.15 0.5 0.15占国家二级标准%13.615.36.86.980、3.03.7最大浓度点距烟囱 距离m33047892 31600 由上表可知，本工程大气污染物扩散的落地浓度符合国家空气环境质量标准（GB3095-1996）中的二级标准，而且在出现频率较小的B稳定度下，SO2的任何一次最大落地浓度仅占国家二级标准的13.6%，烟尘仅占国家二级标准的11%,在出现频率较高的D稳定度下，SO2的任何一次最大落地浓度占国家二级标准的3.0%,烟尘仅占国家二级标准的1.2%，对周边环境影响甚微。灰渣治理与综合利用 本工程建成后，年排炉灰渣总量及脱硫渣总量约为7.85万t/a，其。由于本工程灰渣综合利用较好，厂内不设永久性灰场。工程采用灰渣分除的方式，锅炉排渣经冷渣器81、冷却后，由碎渣机处理，再通过气力输送泵送至渣库，除尘器下的落灰经仓泵输送到灰库，然后再将二者进行综合利用。 输煤系统的污染物主要是露天煤场的煤粉尘，对露天煤场的治理措施采用向煤堆喷水防尘，防止煤粉尘的飞扬。废水排放及治理 本工程灰渣处理采用干除渣方式，污水较少。区域内废水主要是生活污水、工业废水及脱硫装置废水。生活污水设有化粪池生物处理。循环水排污放水及工业用水其水质除含盐量较高外，均不含有毒物质的清水，可直接排放。工业废水经过分类处理后，尽可能回收利用，确实不能利用的工业废水和生活污水也必须处理到满足污水综合排放标准（GB89781996）中的二级标准后排放。脱硫装置废水送公司污水处理站处理82、后排放。5.2.6 噪声防治措施（1）从治理噪声源入手，在设备订货时要求厂家制造设备的噪声不超过设计值，并在一些必要的设备上加装消音器、隔音装置。（2）在设备、管道设计中，应注意防振、防冲击，以减轻噪声。应注意改善气体输送时流场状况，以减少气体动力噪声。（3）在厂房建筑设计中，应尽量使主要工作和休息场所远离强声源，并设置必要的值班室，对工作人员进行噪声隔离。（4）在厂区总体布置中统筹规划、合理布局、注重噪声间距。在厂区、厂前区及厂界内外广泛建立绿化带，可进一步减轻噪声对周围环境的影响。（5）认真落实各项噪声控制和治理措施，确保扩建工程建成后厂界噪声满足工业企业厂界噪声标准（GB1234819983、0）中II类标准要求。厂区绿化 充分利用厂区内空地绿化可以改善环境，降低噪声，清洁空气。在绿化植物的选择上考虑以抗污染、吸收有害气体、净化空气及适应性强的植物为主，种植在厂前区、办公大楼周围、道路两侧，以减轻噪声对厂区及厂外环境的污染和美化厂内的环境。5.3环境及社会效益分析 本工程建成后，可代替6台35t/h陈旧锅炉，并可以防止再建小型锅炉。这些小锅炉容量小、效率低、烟囱矮、污染严重，以本热电厂工程高烟囱集中排放代替无组织源地面排放，对厂区周边大气环境质量起到了极大改善的作用，起到了良好的社会效应。 由于建设运行高效率锅炉，本工程建成后，比改造以前年节约标煤1.89万吨，同时运行高效率除尘设84、备以及锅炉本体的先进燃烧理论，大大的减少了SO2、粉尘、灰、渣排放量。本项目选址合理，符合城市区域规划要求和国家相关产业政策，采用的各项环保措施切实可行，合理，符合国家关于企业进行清洁生产的要求，项目建成后对周边生态环境无不良影响。第六章 消防、劳动安全及工业卫生6.1消防6.1.1概述本工程消防设计的范围为改造工程围墙以内全厂设完善的水消防系统。例如：设有专用消防水泵、消防贮水池，在主厂房外四周设环形管网，主厂房内各层均设消防设施，满足火灾时灭火需要。建构筑物的防火距离均按国家标准设计，厂内道路的布置按规范要求，在主厂房和煤场周围设有环形通道，并考虑回车要求。6.1.2 消防设计的主要原则 85、热电厂的消防设计执行GBJ16-87建设设计防火规范和DLGJ24-81火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定。全厂设完善的水消防系统。例如：设有专用消防水泵、消防贮水池，在主厂房外四周设环形管网，主厂房内各层均设消防设施，满足火灾时灭火需要。建构筑物的防火距离均按国家标准设计，厂内道路的布置按规范要求，在主厂房和煤场周围设有环形通道，并考虑回车要求。6.1.3 消防设施 在主厂房各层、输煤系统建筑物内均设置室内消火栓。在煤场，主厂房附近道路两旁、十字路口处均设置室外地上消火栓。6.2 劳动安全及工业卫生6.2.1简述 根据劳字199848号文关于生产性建设工程项目中职业安全卫生监督的暂行86、规定的TJ36-79工业企业设计卫生标准的规定，本工程在各个生产环节设置了有关防火、防爆、防尘、防毒、防腐蚀、防噪音、防机械损伤、防雷电、采暖通风采光照明、安全卫生等方面的相应措施。6.2.2建筑物防火设计原则 根据建筑设计防火规范热电厂建构筑物均为一、二级耐火等级，主厂房运转层的控制室的墙体及吊顶材料采用非燃烧材料，所有建构筑物均不少于两个出口，主厂房扩建端设有消防梯，在主控室内，吊顶采用难燃烧材料，其一个出口与消防梯平台连通，其他建筑物均按有关规定要求等级进行设计，以满足防火要求。6.2.3防火、防爆（1）热电厂内建筑物均为一、二级耐火等级。 （2）主厂房四周按消防要求设计环形道路。 （387、）集控室、高低压配电室、变压器室均采用防火性能较好的砖或其他材料砌实封闭，门窗君采用防火门窗，变压器室门都向外开启。 （4）全厂门窗除有特殊要求外均采用钢门窗和防火门，并向外开启。 （5）主厂房除主楼梯外，还设有室外消防梯，以便事故时的人员疏散。 （6）地下电缆隧道内在一定距离处或必要处设阻火墙，以便火灾时切断火势的蔓延。 （7）热电厂内所有压力容器，锅炉设备等，均设有安全阀，以防超压爆炸。主设备锅炉按安全监测规程要求设置安全门，全厂设置必要的火灾自动报警系统。 6.2.4防尘 改造工程的粉尘主要来自输煤系统和除尘、除灰系统，本设计考虑了如下措施：（1）在煤场加喷淋装置。 （2）在一些卸煤口设88、锁气挡板抑制粉尘。 （3）在碎煤机室加装除尘器，以保证工作地点空气中含尘浓度不超过20mg/mm3。 （4）输煤各层均设置水冲洗装置。 6.2.5防噪声 热电厂的噪声来源主要有风机、水泵、碎煤机、发电机、锅炉排汽管道的瞬时排汽等工艺设备。 在总图布置和工艺设计上，采用闹静分区的方法，将高噪声设备集中布置，以便采取噪声控制措施。并在厂区内适当植树种草，以减弱噪声对环境的影响。 对建筑物采用合理的消声、吸音、隔声措施。控制室均作成隔音控制室，采用隔声门、双层隔声观察窗和吸音顶棚。 各种高噪音设备均作减震处理，露天高噪音设备设计隔音罩及采用隔声包扎等措施。鼓风机设隔音罩，二次风机安装消音器，引风机安89、装隔声罩并采用隔声包扎，露天布置的水泵设隔声罩，锅炉排汽放空和排污分别设计排汽放空消声器和定期排污扩容器排汽消声器。 通过上述一系列综合降噪措施，噪音将大大降低，以满足劳动保护的要求。6.2.6采暖、通风 锅炉房屋面设有挡雨板的避风天窗，除氧煤仓间设有高侧窗，主厂房立面采用大面积玻璃窗，自然通风排出余热及余湿，采光通风良好。 集中控制室分别设置窗式空调和立柜式空调器，进行防暑降温。 在主厂房、辅助厂房内均设置了必要的通风设施。例如：生产厂房内的变压器间、配电间为排出余热设置了送风和排风系统；分析室、化验室设备化验柜局部排风；高压配电室设置事故排风。6.2.7其它安全及卫生措施 锅炉房内所有机械90、设备运转部分，均加装防护罩。输煤系统各路皮带沿线设置事故开关，随时可就地事故停车。 对运行维修人员可能接触的热力设备、管道和附件。其保温层表面温度不大于50，以防烫伤。 锅炉房所有电气设备的安全距离，过电压保护设施的设计均符合规程要求。检修照明、电缆敷设隧道照明采用36V电压供给。在最高建筑150m高烟囱上设避雷针。 在生产人员比较集中的地点、设置了厕所、洗手间、清洗池、女工卫生室、更衣室等。全厂设有卫生保健室、浴室和休息室。第七章 工程的招投标7.1概述招标与投标是一种国际上普遍应用的、有组织的市场交易行为，是贸易中一种工程、货物与服务的买卖方式。工程招标与投标是工程建设项目采购最普遍、最需91、要的方式。工程招标投标的任务是为招标人（业主、发包人、采购人）择优选定中标人（承包商、供货商、服务商），它是应用技术经济评价方法和市场竞争机制，有组织地通过公开、公平和公正的投标竞争，从众多的投标人中择优选定中标人并与其签订合同，以达到节省投资，同时获得高质量的工程货物或服务的目的。招标投标涉及工程的决策咨询、勘察设计、工程施工、建设监理、工程材料和设备的供应等许多方面。规范招标与投标活动，对招标人和投标人都是至关重要的。为保护国家利益、社会公共利益和招投标活动当事人的合法权益，2000年1月1日中华人民共和国招标投标法开始实施。为使本项目更加顺利的实施，在项目建设过程中，应按照中华人民共和国92、招标投标法以及国家的法律、法规和规章并结合当地的实际情况进行招投标工作。7.2工程招投标原则 （1）积极准备，做到系统、完整、准确明了的具备招标条件 （2）遵守国家的法律法规及有关贷款组织的要求 （3）公正、合理的处理业主与承包商的关系，保护双方的利益 （4）正确、详尽的反映工程的客观、真实情况7.3工程招投标方案招投标基本情况（1）工程概况本改造工程建设规模为：2X130t/h高温高压循环流化床锅炉及相应配套辅机设施及系统。（2）招投标范围工程建设主要包括：锅炉改造工程及辅助设施的建构筑物施工、设备采购安装、监理。为更好的完善工程建设，工程的建构筑物施工、设备采购安装、监理均采用招标的方式来93、完成。招标中有关各项的费用估算分别是：建筑工程费用1400万元，设备购置费用4910万元，安装工程费用1636万元，监理费用60万元。（3）招投标组织形式本工程建设中需要进行招标的内容，由筹建方根据工程建设需求来确定。业主方成立一个由财务人员、技术人员、管理人员及有相关资质的咨询公司人员组成的招标小组，负责本工程的招投标工作。（4）招投标方式本工程的施工、监理以及大型工艺设备的采购因专业性比较强，应结合工程建设的实际情况进行招投标。本工程确定采用邀请招标的方式来进行。通过招标，确保该工程的建设由优秀的施工、监理、制造单位来承担，其招标方式参照工程项目招标投标实务，各阶段的招标方式分述如下：1）94、工程施工招标方式：筹建方将通过严格规范的招标工作，选择一个技术力量强、设备齐全、施工经验丰富的工程施工队伍完成工程的施工任务，确保对工程的投资、进度和质量进行有效控制，获得合格的工程产品，达到预期的投资效益。本工程施工招标程序如下： 颁发招标文件颁发投标邀请书编制招标文件 编制招标文件 签约标前文件递交评标和定标标前会议2）工程设备采购方式：项目主要采购的设备均采取招标方式进行，具体招标程序如下： 颁发招标文件颁发投标邀请书编制招标文件 编制招标文件 签约标前文件递交评标和定标标前会议3）工程监理招标方式：项目建设监理，是达到工程建设项目预期目标的保证，本工程采用招标方式选择监理单位。工程建设95、监理的招标程序如下： 颁发招标文件颁发投标邀请书编制招标文件 编制招标文件 签约标前文件递交评标和定标标前会议招标方案（1）招标要求：根据项目建设规模及国家针对工程建设方面的有关要求，本工程的全部施工及安装，投标单位要求具有本行业的一级资质证书，投标书应符合招标书中所列的要求。（2）招标的发包数量：项目建设过程中的投标工作，按照招标投标法，结合工程建设行业市场行情，确定招标的发包数量。建构筑物施工的发包数量为13；监理的发包数量为1；大型工艺设备的发包数量为1。（3）招标工作计划：项目建设的招标工作计划如下：根据工作进程计划2008年3月份实施建构筑物施工、监理招标工作；2008年4月份完成安96、装工程的招标工作。（4）评标专家的要求：筹建方结合本工程实施情况，在整个施工安装招标过程中，邀请的评标人员要求具有十年以上参与相关工程工作经验，具有国家颁发的高级工程师资质以上的人员。第八章 投资估算8.1工程概况（1）本改造工程方案为新上2130t/h高温高压循环高效流化床锅炉，取代原有635t/h低效锅炉。本改造工程由热力系统、输煤系统、除灰渣系统、热控系统、电气系统、交通运输工程和必要的附属生产设施、生活福利设施组成。（2）设计范围：本工程投资包括厂区内锅炉改造工程及配套设施的建设。（3）主要设备选型：主要设备：采用厂家询报价格锅炉：130t/h循环流化床 1200万元/台其他设备：采用97、近期类似工程订货价，现行出厂价，不足部分采用估价。 8.2编制依据指标：中国电力企业联合会发布电力建设工程概算定额（2006年版）（2007-11-9发布，2007-12-01实施）；中国电力企业联合会发布电力建设工程预算定额（2006年版）（2007-02-08发布，2007-03-01实施）；中国电力企业联合会发布电力建设工程施工机械台班费用定额（2006年版）（2007-02-08发布，2007-03-01实施）；中国电力企业联合会发布电力建设工程工期定额（2006年版）（2006-09-26发布，2007-01-01实施）。工程量计算：按设计人员所提资料及厂家设备样本计算。调整文件：国98、家计委颁发2001年热电联产项目可行性研究投资估算编制办法和*省内有关规定。人工费根据电力工程造价与定额管理总站文件，电定总造 200712号关于公布各地区工资性补贴的通知调整。*鲁电定额20084号关于印发*省电力建设工程概预算定额水平调整办法的通知，*省电力建设建筑工程施工机械价差调整表执行。材料价格（1）建筑材料：按2008年第4季度当地建筑工程地方材料预算价格计算和*鲁电定额20084号关于印发*省电力建设工程概预算定额水平调整办法的通知，*省电力建设建筑工程施工机械价差调整表执行。（2）安装材料：中国电力企业联合会发布电力建设工程装置性材料预算价格（2006年版）（2007-11-099、9发布，2007-12-01实施）；中国电力企业联合会发布发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）（2007-11-09发布，2007-12-01实施）；中国电力企业联合会发布变电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）（2007-11-09发布，2007-12-01实施）。（3）市场价由当地物价部门提供建筑工程预算材料指导价格表。（4）其他费用：中华人民共和国国家发展和改革委员会发布火力发电工程建设预算编制与计算标准（2007-07-26发布，2007-12-01实施）；中华人民共和国国家发展和改革委员会发布电网工程建设预算编制与计算标准（2007-07-26发布，2007-12-0100、1实施）；热电联产项目可行性研究估算编制方法。 8.3工程投资情况工程静态总投资9649万元，单位投资5261元/千瓦，其中：建筑工程投资1400万元，单位投资778元/千瓦；设备购置投资5230万元，单位投资2906元/千瓦；安装工程投资1731万元，单位投资962元/千瓦；其他费用投资1108万元，单位投资616元/千瓦。建设期贷款利息196万元（金融机构人民币贷款基准利率，一年5.31%，三至五年5.76%，五年以上5.94%），增量铺底流动资金7万元（增量流动资金23万元），锅炉改造工程计划总投资9672万元，单位投资5373元/千瓦。具体投资情况见附表：（1）表一 总估算表（2）表二101、 安装工程汇总估算表（3）表三 建筑工程汇总估算表（4）表四 其他费用表8.4投资计划与资金筹措本工程建设期14个月，第二年为投产期，投产当年生产负荷90%，投产第二年生产负荷100%。建设资金来源如下：（1）自筹资金：本项目资本金3007万元，占项目总投资的31.09。*石化*股份有限公司以人民币现金出资3007万元人民币，占注册资金的100%。其中用于建设投资3000万元，铺底流动资金7万元。项目资本金与项目总投资的差额部分由企业申请银行贷款解决。（2）债务资金：本期项目借款6681万元。1）建设投资借款6665万元（金融机构人民币贷款基准利率，五年5.94%）。2）流动资金借款16万元（102、金融机构人民币贷款基准利率，一年5.31%）。3）建设期利息借款196万元；向国内商业银行长期贷款，等额还本付息，贷款偿还期为5年，宽限期为1年。第九章 财务评价9.1 设计依据及范围本项目的财务评价主要依据是：（1）建设项目经济评价 方法与参数(第三版)（2）热电联产项目可行性研究财务评价方法本工程为改扩建项目，按“有项目”和“无项目”进行对比，计算增量的财务效益和费用。本评价按照含税上网电价0.3724元/kWh（增值税税率17）。蒸汽价格35元/GJ（增值税税率13）,高压蒸汽价格80元/t（增值税税率13）,计算结果详见“附表9-01主要经济数据与评价指标表”。9.2总成本估算“有项目103、”年平均总成本费用13788万元，“无项目”年平均总成本费用15347万元，改造后比改造前降低成本1558万元。详见“附表9-05总成本费用估算表（有项目）”和“附表9-05.1总成本费用估算表（无项目）”。其中：固定资产折旧采用直线法，折旧年限为15年，残值为4%，无形资产摊销年限为10年，递延资产摊销年限为10年。9.3销售收入及销售中税金详见“附表9-04营业收入、营业税金及附加估算表（有项目）”和 “附表9-04.1营业收入、营业税金及附加估算表（无项目）”。增值税率为17%，城市维护建设税及教育费附加分别按增值税的7%和3%计。“有项目”年平均营业收入19045万元，年平均营业税金及104、附加45万元，年平均增值税636万元。“无项目”年平均营业收入16845万元，年平均营业税金及附加-3万元，年平均增值税-31万元。增量年平均营业收入2200万元。9.4利润及还本付息计算详见“附表9-06利润与利润分配表（有项目）”、“附表9-06.1利润与利润分配表（无项目）”、“附表9-06.2利润与利润分配表（增量）”和“附表9-10借款还本付息表”。“有项目”年平均利润总额5205万元，年平均所得税1297万元，年平均净利润3904万元，年平均年息税前利润5261万元。“无项目”年平均利润总额1155万元，年平均所得税289万元，年平均净利润866万元，年平均年息税前利润1963万元105、。“增量”年平均利润总额3691万元，年平均所得税938万元，年平均净利润2753万元。总投资收益率28.46，资本金净利润率91.55，盈亏平衡点（生产能力利用率36.07）。9.5清偿能力分析本项目贷款偿还按等额还款计算；资产负债率最高40%，在合理范围，随着项目实施和生产运营，负债呈逐年下降趋势；项目还款期内利息备付率一部分大于1，表明企业基本能够利用息税前利润保障利息的偿付；偿债备付率小于1，说明项目偿还债务资金有保障不足。因此企业应尽量延长还贷时间，减轻企业压力，同时建议企业应加强企业管理，节能降耗，合理配置资源，已取得更好的经济效益。详见“附表9-10借款还本付息表”和“附表9-11资产负债表”。9.6盈利能力分析详见“附表9-07项目投资现金流量表（增量）”和“附表9-08项目资本金现金流量表（增量）”。项目财务内部收益率（所得税前）57.62，项目财务净现值（所得税前）31527万元，项目投资回收期2.44年，项目财务内部收益率（所得税后）40.96，项目财务净现值（所得税后）22319万元，项目资本金内部收益率118.18，9.7不确定性分析详见“附表9-12敏感性分析汇总表”。此表经过对建设投资、售电价格、原料成本、达产负荷4个因素在10%30%变化幅度下单因素敏感性分析，得出售电价格和达产负荷的影响因素最敏感。