1、秸秆发电公司20MW生物质气化燃气蒸汽联合循环发电工程项目申请报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月秸秆发电公司20MW生物质气化燃气蒸汽联合循环发电工程项目申请报告建设单位：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项目概况11.1项目概况11.2城市概况11.3建设必要性21.4主要技术设计原则22农2、林废弃物资源概况32.1农林生物质资源调查及其评估32.2农林生物质资源规划42.3生物质燃料用量及运输53电力系统53.1电力系统概况53.2电源建设及电力电量平衡63.3电厂在地区电网中的地位和作用73.4接入系统方案74主机方案选择94.1技术方案选择94.2主机技术参数确定95厂址条件115.1厂址概况115.2交通运输135.3电厂水源136工程设想146.1全厂总体规划及厂区总平面布置方案146.2生物质燃料输送系统156.3气化系统166.4净化水处理系统176.5燃气发电及余热利用系统186.6除灰渣系统196.7软化水系统206.8供、排水系统206.9生活、消防给水系统213、6.10主厂房及主要建（构）筑物土建结构227电气部分237.1电气主接线237.2厂用电系统及直流系统238热力控制248.1控制方式248.2控制水平249环境保护249.1环境概况249.2污染防治措施259.3运行期环境预测结果269.4风险评价279.5总量控制279.6绿化279.7环境管理及监测289.8结论和建议2810劳动安全和工业卫生2810.1电厂在生产过程中主要的安全和卫生问题2910.2设计原则及拟采取的措施2910.3劳动安全部分结论2911劳动定员及组织3011.1劳动组织及管理3011.2劳动定员3012项目实施条件和轮廓进度3112.1项目实施条件3112.24、轮廓进度3113投资估算及经济评价3113.1投资估算成果3113.2经济评价3213.3主要评价指标3214结论与建议3314.1主要结论3314.2建议341 项目概况1.1 项目概况项目名称：秸秆发电有限公司20MW生物质气化燃气-蒸汽联合循环发电工程项目行业：电力项目建设单位：秸秆发电有限公司项目负责人：项目建设地址：江苏省xx县xx镇项目建设性质：新建项目建设规模：20MW本项目装机为：44MW流化床气化炉 + 36500kW燃气内燃机组及49.5t/h饱和蒸汽余热锅炉 4500kW蒸汽动力发电机组。总装机容量为20MW。本工程采取一次规划设计，分期实施。项目总投资：18624万元15、.2 城市概况本项目位于江苏省盐城市所属的xx县境内，厂址距xx县xx镇约1.0km。厂址所属地区为xx镇工业集中区。xx县属苏北平原腹部，地处淮河下游，是里下河地区的腹部洼地。该县自然条件优越，水上资源丰富，是国家级生态示范区。全县总面积1154km2，陆地面积928km2，占总面积80.42，水域面积226km2，占总面积19.58%。全县人口80余万人，其中农业人口53万人。xx镇位于xx县东北部，据县城25.4km，南接盐城市盐都区，北临阜宁县城，东临射阳县城，204国道、通榆河横穿境内。盐靖、宁盐、盐淮、沿海等高速公路临境而过。国家级内河航道串场河沿境而过，xx河、冈西河纵横其中，水6、陆交通十分便利。镇域面积60.9 km2，人口4.16万人，是传统的农业强镇。周边方圆50km内皆为水稻、三麦、棉花种植示范基地，有着丰富的农业资源。本项目所在地三边为农田，一边为xx河，远离城镇生活区，并处于城镇居民区的下风侧，是理想的环保办厂区域。1.3 建设必要性1.3.1 缓解能源短缺和开发资源的需要生物质能是能源资源的重要组成部分，它的开发利用能缓解我国能源短缺，提供清洁优质能源，可部分替代煤炭、石油和天然气。开发新的能源资源，为促进我国经济发展和环境保护具有双重意义和迫切需要性。1.3.2 保护生态环境的需要作为生物质能源，秸秆、林业废弃物具有无公共危害、可再生和有利于环境保护的优7、点。秸秆等生物质燃料是低含碳量燃料，并且含硫量（约0.38%）和灰量（约15%）都远远低于现在火力发电厂使用的煤炭，因此是相对“清洁”的燃料。并且，燃烧后的灰可作为复合肥料的原料还田。电厂所在的xx县城周边地区拥有159万亩水稻、棉花、小麦、玉米、油菜等农作物生产田，而随着季节的转换，每亩田每年可以产生1吨农作物秸秆，这部分秸秆的利用，除了一部分用于农民炊事燃烧用能、造纸等用途外，其它约80%在田间直接燃烧或弃之在田间、路边，造成对环境的严重污染，更为严重的是每年的夏、秋两季由于焚烧而引起的烟雾不仅严重干扰了交通安全，而且阻碍了生产的发展和居民的生活，因此，合理解决生物质的综合利用而使双方受益8、，并且兼顾生态环境是当前发展的首要问题。1.3.3 开发生物质能利用新技术的需要鉴于开发利用生物质资源的必要性。考虑到生物质燃料与常规能源相比有其自身的特点，大规模的转化利用目前还存在一些技术上的难题，发达国家对此有比较深入的研究，我国与发达国家相比还存在一定的差距。为此不但要进行理论上研究，更重要的是要建立起适当容量的示范装置，为以后的产业化推广提供可靠的依据。1.4 主要技术设计原则1. 电厂规模从机组选型及贯彻环保、节能的原则出发，结合当地城镇开发工业区布局的特点和要求进行厂区生产、行政、生活区域的总体布置；2. 项目建设规模按20MW确定，即4台流化床气化炉 + 36台500kW燃气内9、燃机组配4台余热锅炉 + 4台500kW蒸汽动力发电机组，分两步建设；3. 电厂水源取自xx河，取水经预处理后作为电厂循环水、工业水补水；4. 电厂以一回110kV出线接入冈西变电所；5. 灰渣采用干式排放，气力输送，集中处理即综合利用的方法；6. 生物质原料供应方式以厂外处理为主，厂内设备用设施；7. 生物质燃料的厂内输送采用机械输送方式；8. 冷却水采用二次循环供水、机械通风冷却塔供水系统；9. 主厂房采用钢筋混凝土结构，地基处理采用复合地基加固处理，一般性建筑为条基基础。2 农林废弃物资源概况2.1 农林生物质资源调查及其评估2.1.1 农业资源调查情况根据2005年xx县乡镇农业主要产10、品情况调查统计，全县各乡镇农作物总播种面积为106051公顷，其中粮食作物播种面积86768公顷，单产6834公斤，总产量592964吨。粮食作物中的夏收粮食播种面积37299公顷，单产5205公斤，总产量194147吨，夏收谷物中以小麦、大麦、豆类（蚕豌豆）为主，其播种面积36425公顷，单产5225公斤，总产量190325吨。秋收粮食播种面积49428公顷，单产8062公斤，总产量398817吨，秋收谷物中以稻谷、玉米、豆类、薯类为主。其中稻谷播种面积45490公顷，单产8164公斤，总产量371397吨；玉米播种面积为545公顷，单产8323公斤，总产量4536吨；秋收豆类播种面积28511、6公顷，单产6342公斤，总产量18113吨，秋收豆类包括大豆、绿豆、红豆等。此外，全县油科作物播种面积6438公顷，单产2717公斤，总产量17489吨，油科作物中包括花生、油菜籽、芝麻等。全县棉花播种面积5133公顷，单产1049公斤，总产量5387吨。xx县主要农作物资源调查汇总表见表2.1-1：表 2.11 xx县主要农作物资源调查汇总表 类 别农作物名称种植面积（万亩）单产（公斤/亩）谷草比废弃物量（104t）收割时间备注小麦50.5350.931：1.246.86月上旬水稻69.06001：1.0641.3410月中、下旬油菜9.661811：1.50.245月底、6月初棉花7.712、0701：1.72.55910月玉米0.825551：1.340.619月下旬大豆4.034001：1.62.589月下旬甘薯0.875501：1.050.5010月中旬合计142.5894.622.1.2 林木资源情况调查全县现在杨树成片林32万亩，林木覆盖率23.6%，年产木材20万m3，修枝时间为4月底至5月初，加之成材砍伐，年产树丫材10.5万吨，价格为200240元/吨。全县现有林木蓄积量丰富，森林覆盖率高于全省平均水平。规划2010年全县林地面积达到60万亩，森林覆盖率达到35%。2.1.3 农林生物质资源应用评估电厂可用的农林生物质资源包括麦秸、稻草、稻谷壳、花生壳、玉米秸、油菜13、秸、大豆秸、棉花秸、甘薯藤、树丫材等。目前，xx县各种农林生物质的处理方式及可投入本项目的用量见表2.1-2。表 2.1-2 电厂可用农林生物质资源表 类别秸秆名称总产量（104t）现有用途投入本项目所占比例（%）投入本项目用量（104t）麦秸46.80造纸、就地焚烧、农柴等4320.00稻草41.34种植蘑菇、就地焚烧、农柴等19.48.0稻谷壳10.35酿酒、饲料909.30花生壳0.06饲料玉米秸0.61炊火农柴油菜秸2.52炊火农柴大豆秸2.42炊火农柴棉花杆0.92炊火农柴800.74甘薯腾0.50粉碎做饲料等树丫材10.50制作密度板等2.2 农林生物质资源规划 据此调查，xx县各14、乡镇的生物资源十分丰富，可投入本项目的生物质燃料总量约为38.0万吨，其中稻壳9.3万吨，各种生物质约为28.7万吨，高于本项目所需的总用量。如本工程分两步实施，则第一期的生物质燃料供应是绰绰有余的。稻壳是生物质资源中加工、产量比较均衡的一种，不需进行预处理，装卸运输也较方便，可作为本项目的基本原料之一；在可用的生物质秸秆中，棉秆产量低，利用意义不大；麦秸作为造纸的主要原料，为避免出现资源争抢，在电厂并未落实的情况下暂不作为本项目原料；因此，选用稻草作为本项目的另一种基本原料。投入本项目的生物质原料规划见表2.2-1。表 2.21 电厂原料规划表 原料种类类别稻壳稻草合计备注用量比例（%）5315、.646.4100用量（104吨）9.38.017.3资源总量（104吨）10.3541.3451.69电厂使用比列（%）9019.433.5来源所在地xx县各乡镇xx县各乡镇xx县各乡镇2.3 生物质燃料用量及运输考虑到生物质燃料全年供应的季节不一致性，生物质原料的水份不能严格控制等因素，计算生物质燃料用量时，低位发热量统一按14MJ/kg取值计算。本项目装机规模为20MW，年运行时间按6000小时计，生物质燃料用量见表 2.31。表 2.31 电厂生物质燃料用量表 用 量类 别小时用量（t/h）日用量（t/d）年用量（t/a）备注14MW气化炉稻壳6.914152.10841484稻草7.16、608167.37645648混合燃料7.217158.7744330244MW气化炉稻壳27.656608.432165936稻草30.432669.504182592混合燃料28.068617.506173208注：年运行小时按机组额定负荷下6000小时计；日耗量按22h计算。 混合燃料中稻草比例为46.4%、稻壳比例为53.6%。本项目位于xx县xx镇西面，厂址附近公路交通十分方便，东有204国道，南有堰洪路，本项目所用生物质燃料拟全部采用汽车运输。3 电力系统3.1 电力系统概况3.1.1 xx县电网现状盐城市电网位于江苏省电网的东北部，是江苏省电网中的重要组成部分。xx县电网是盐城市17、电网的重要组成部分，主要为220/110/35/10kV四级电网。作为受端网络，主要依托220kV陈堡变电所从网上获得电力。电网最高电压等级为220kV，有三条220kV线路与陈堡变电所220kV母线联结，并与盐城市、淮安市电网联结一起；110kV电网目前以220kV陈堡变为中心呈辐射状，35kV电网以220kV、110kV变电站为中心已初步形成南、北两个环网架构。110kV变电所分布在县域北部、中部及南部，电力主要通过110kV和35kV网络来分配；县域的南部及北部电压等级为35kV，县城城区是110/35kV并存。xx县城共有10kV公用线路20条，其中形成联络的线路16条，单辐射线路4条18、，线路总长162km；配电变574台，容量155010kVA，其中公用配电变262台，公用配电变容量87040kVA。截至2005年底，xx县共有220kV变电站1座，主变2台，总容量为240MVA，无功总容量为14.4MVar；110kV变电站4座，主变5台，总容量为157.5MVA，无功总容量为20.9MVar；35kV变电站13座，主变23台，总容量为165.95MVA，无功总容量为15.12MVar。xx县高压配电网线路总长度为245.557km，其中110kV线路7条，总长度68.35km，35kV线路20条，总长度177.207km。3.2 电源建设及电力电量平衡3.2.1 电源建19、设xx县2004年底装机容量为30MW，县内发、供电不能自我平衡。现有110kV上网电厂一座，即森达热电厂，位于xx县城北面陈堡变电所东面，装机容量为215MW，通过两回110kV线路接至陈堡变。本项目总装机容量为20MW，在正常运行方式下，扣除厂用电，盈余电力将送至电网。3.2.2 电力电量平衡及分析 电力平衡是指为满足各规划年电力负荷的要求，对各规划年所需变电容量进行估计。根据负荷预测结果，预计2010年10kV负荷总计265.9MW，按照35kV及110kV等级容载比1.82.2计算，需变电容量479585MVA，与现状情况相比需新增变电容量279385MVA；2020年10kV负荷总计20、600.6MW，按照35kV及110kV等级容载比1.82.2计算，需变电容量10811321MVA，与现状情况相比需新增变电容量8811121MVA。xx县110（35）kV电网“十一五”规划所需主变容量见表3.2-1：表3.2-1 xx县110（35）kV电网“十一五”规划所需主变容量单位：MW、MVA项 目20052006200720082009201020152020地区最高供电负荷125.7149.8178.4204.6237.3265.9428.2600.6需110（35）kV变电容量（容载比为1.8）2262703213684274797711081需110（35）kV变电容量（21、容载比为2.2）2773303924505225859421321接入220kV及以下电网装机容量303048.448.448.448.448.448.4平衡结果表明xx县用电负荷增长较快，从系统受进电力是该地区最主要来源。3.3 电厂在地区电网中的地位和作用本项目位于xx县东北部的xx镇工业集中区，建设规模为20MW。电厂综合厂用电率为9%，扣除厂用电后，供电出力约为18.2MW。该项目计划2009年2月建成投产。该项目所在的xx县2004年总负荷约103.0MW，2007年左右将达186.0MW，2010年将达约299.9MW。110kV冈西变电所位于xx县东北部，距离xx镇约7.0公里，22、位于本项目厂址西南方向约6.5公里处。现有1台主变，容量为31.5MVA。本项目电力如接入110kV冈西变，则电力全部在xx县消纳，并可提高冈西变主变的可靠性。3.4 接入系统方案根据盐供电发展2007322号关于印发的通知，本工程接入系统方案为：即拟建的生物质发电厂本工程安装36台500kW燃气发电机组和4台500kW汽轮发电机组，接入系统电压为110千伏，通过新建单回110千伏线路接入110千伏冈西变，冈西变需将110千伏内桥接线改造成110千伏单母线接线及新增相应的一、二次设备等，新建上网线路长约8公里，导线采用LGJ-185，地线采用GJ-50。由于其单线接入系统，为确保其安全运行，电23、厂必须增设紧急备用电源，具体接入方式在初步设计中论证确定。 接入系统图见附图3-4-1。附图3-4-1 电厂接入系统方案4 主机方案选择4.1 技术方案选择本项目依托中科院广州能源研究所的生物质气化发电技术，在技术上具有三方面特点：技术有充分的灵活性。由于生物质气化发电采用内燃机并结合余热锅炉和蒸汽动力发电系统，所以生物质气化发电可以根据规模大小选用合适的发电设备，保证在任何规模下都有合理的发电效率。这一技术的灵活性能很好地满足生物质分散利用的特点。具有较好的洁净性。生物质本身属于可再生能源，可以有效地减少CO2、SO2等有害气体的排放。而气化过程一般温度较低（大约在700900），NOx的生24、成量很少，所以能有效控制NOx的排放。经济性。生物质气化发电的灵活性可以保证该技术在小规模下有较好的经济性，同时燃气发电过程简单，设备紧凑，使生物质气化发电技术比其他可再生能源发电技术投资更小。本项目采用循环流化床气化技术和燃气内燃机发电系统，并增设余热锅炉和蒸汽动力发电机组的余热利用发电系统，气化发电的流程图见下图。生物质气化炉净化系统内燃机发电机余热锅炉蒸汽轮机发电机该方案的基本原理是把生物质转化为可燃气，再利用可燃气推动燃气发电设备进行发电。它既能解决生物质难于燃用而又分布分散的缺点，又可以充分发挥燃气发电技术设备紧凑而污染小的优点，所以是生物质最有效最洁净的利用方法之一。该气化发电过程25、包括四个方面：生物质气化。把固体生物质转化为气体燃料；燃气净化。气化出来的燃气都带有一定的杂质，包括灰分、焦炭和焦油等，需经过净化系统把杂质除去，以保证燃气发电设备的正常运行；燃气发电。利用燃气内燃机进行发电；余热发电。为提高发电效率，通过增加余热锅炉和蒸汽轮机，利用燃气内燃机的高温排气进行发电。4.2 主机技术参数确定4.2.1 主机方案配置本项目采用生物质气化发电技术，气化炉采用流化床气化炉，发电设备采用燃气内燃机并配套余热利用系统。主机配置方案拟为：44 MW流化床气化炉 + 36500kW燃气内燃机和49.5t/h余热锅炉 + 4500kW蒸汽动力发电机组。本工程一次规划设计分两次实施26、。4.2.2 主机技术条件（一）气化炉型式：流化床气化炉QD40生产厂家：广州中科能源公司台数：4台热容量：4MW效率：78%（二）气体内燃机组本项目选用的气体内燃机型式：8300系列气体发电机组500GF10直列、四冲程、火花塞点火、8气缸。台数：36台气缸直径及气缸数：300mm/8气缸额定功率：500kW（相当于环境大气压100kpa，相对湿度30%，环境温度25）额定转速：600r/min启动方式：压缩空气额定负荷燃气消耗量：11000kJ/kW.h发电机型号：TF500-10/1180 电压：400V生产厂家：青岛淄柴华源气体机有限公司（三）蒸汽动力发电机组型号： KB100-2生产27、厂家：待定额定转速：3000 r/min进汽压力：1.27MPa进汽温度：饱和蒸汽发电机型号：待定额定电压：400V额定功率：500kW数量：4台（四）余热锅炉型式：Q生产厂家：待定额定蒸发量：9.5t/h额定蒸汽压力：1.6MPa额定蒸汽温度：饱和蒸汽锅炉效率：75%数量：4台5 厂址条件5.1 厂址概况5.1.1 厂址地理位置拟定厂址位于xx县东北部的xx镇工业集中区，东临204国道，南靠盐城金龙发纸业有限公司及堰洪路，距离xx镇约1.0km，距离xx县城约25.4km。厂址北侧为堰南九组村，紧靠xx河，水路交通运输方便。厂址东侧的204国道穿越xx县境内西南东北方向，厂址南侧的堰洪路横贯28、东西向与204国道相连，厂址附近公路交通十分方便。厂址电力出线四周场地开阔，与当地冈西110kV变电所接入方便。5.1.2 厂址自然条件拟定厂址方案的地形、地貌自然条件基本相同，厂址四周均为种植水稻等农作物的农田区域，场地开阔，无其它名胜古迹、文物保护区、自然保护区、军用设施及地下压矿等影响建厂的不利条件。厂址区域除征地外其他拆迁项目为数不多。xx河侧的堰南九组村共有居民民房882.9m2（按1：2000地形图电子版统计计算）。厂址场地自然标高2.8米，位于xx河南岸，该河堤岸顶标高+3.20m，历史最高水位2.61米（50年一遇）。区域内局部有鱼塘水田及部分光缆通讯设施，35kV电力架空线路29、穿越厂址的西侧。5.1.3 厂址工程地质条件参考厂址区相关项目工程地质资料，该区域场地属于苏北里下河相沉积平原，地层属性上为第四纪覆盖层，场地地基土层主要为粘土、淤泥、淤泥质粘土、粉质粘土。厂址区域地震基本烈度为6，场地不考虑液化。地下水埋深距地表面距离历年最大为1.18m，历年最小为0.21m，历年平均为0.65m。地下水对混凝土无侵蚀性。建筑场地类别为类。地基土层属中软场地土。厂址地震安全性评价和地质灾害危险性评估报告，业主已委托相关的有资质的单位进行评估论证，作为下一阶段的设计依据。5.1.4 厂址水文气象5.1.4.1 水文条件xx县紧靠盐城市，素有“水乡”之称，境内沟渠纵横，水网密布30、。县内共有大、小河流600多条，其中大河37条。xx县地处苏北里下河地区的腹地，属淮河水系。全县水系取射阳东流入黄海。本项目周围水文水系见附图5-1-1。附图5-1-1 项目所在地周围水文水系图厂址附近的xx河水文情况如下（供参考）:1）河面宽度40m；2）河床底宽18m；3）河床底标高-1.20m；4）堤顶宽度2.0m；5）最高水位2.61m（50年一遇）；6）警戒水位1.80m；7）正常水位1.10m；8）最大流量43.1m3/s。5.1.4.2 气象条件：盐城市处于亚热带向暖温带的过渡区，厂址区属于北亚热带北缘，季风气候较显著，四季分明，常年主导风向为东南风，冬季多吹偏北风，夏季多吹偏南31、风。全年平均风速3.4m/s，9月份平均风速最大为4.2m/s，4月份平均风速最小为2.9m/s，冬、夏长，春、秋短。历年平均气温为14.4，极端最高温度为 37.4（1988.07），极端最低温度为-13.1（1990.02），年平均气压为1016.4毫巴（hPa），年平均相对温度75%（30年平均相对湿度77），年日照时数2228小时，年平均日照百分率为50，年辐射量为116121千卡/cm2,无霜期为209218天。受海洋的影响，该地区雨水丰沛，多年平均降水量为973.7mm，最大年降水量1500mm，干旱年降水量不足500mm，经常发生旱涝灾害。降雨主要集中在69月，约占全年降水量的632、5，7月份降水量最多，梅雨量为200250mm。出梅后多雷阵雨，89月份常有台风暴雨。夏季易雨涝，春季易干旱，地下水位偏高，旱、涝、风、渍四大灾害发生频繁。5.2 交通运输目前xx县境内城镇化和交通运输建设发展迅猛，各镇区形成“三横三纵”的道路框架，2条盐淮公路贯穿东西全境，新长铁路横贯东西境内，到新长铁路客货运站距离15km，距盐城机场25km。厂址附近204国道、堰洪路近在东、南两侧，xx河紧邻厂址北侧，厂址附近水、陆交通十分方便，对电厂生物质燃料的运输提供了可靠的运输保证。5.3 电厂水源全厂补水水源采用xx河河水，电厂冷却供水采用二次循环冷却的供水方式。xx河为横贯东西向的河道，连接西33、侧的渔深河，流入东侧的串场河。该河为地方农用灌溉排涝及村民饮用水河道。该河正常流量为15.0m3/s左右、最大流量为43.1m3/s。而本项目的取水量（不考虑自来水）160 m3/h, 因此，本项目从xx河取水完全能够满足生产要求。考虑到地方水环境部门的环保要求，电厂取水拟在xx河岸边建取水泵房1座。电厂排水仅考虑将场地雨水就近排入xx河，其他生活污水、生产废水均不外排入xx河。6 工程设想6.1 全厂总体规划及厂区总平面布置方案6.1.1 全厂总体规划根据xx县国土资源局及xx镇人民政府的批复意见，厂址区初期用地100亩符合xx县xx镇土地利用总体规划（19972010），厂址位于xx县xx34、镇工业集中区，紧临204国道西侧，xx河南岸的农田。厂址区全厂总体规划根据电厂总装机容量、工艺布置要求、厂址场地地形、外部条件及机组选型的技术要求等，综合考虑确定全厂总体规划包括主厂房、燃料运输、水源、电力出线、出灰及灰渣堆放，施工安装、进厂道路、辅助及附属建筑物、生活及消防等方面的合理布置与区域规划。主厂房按20MW气化发电机组一次规划布置，主厂房四周形成环形消防车道，路面宽度为46m。电厂燃料运输采用公路运输为主的方式，以204国道为主骨干交通运输道路，分别在厂址南、北两端接入进厂运输的设备、人流、货运道路，其中货运道路设在临近xx河南岸侧，为厂区货运出入口；人员、设备材料等进厂道路设在厂35、址南侧，为主入口。电厂水源取自xx河，在河边建补给水取水泵房一座，设三台取水泵，二用一备，取水量按160t/h计。电厂出线按110kV出线一回，接入电厂东南方向约8.0km的110kV冈西变电所。电厂出灰按灰渣全部综合利用考虑，灰渣回收由xx镇人民政府会同江苏东南大学化工院负责进行深度加工后制成有机钾肥，交与当地农民还田，以改良土壤结构，具体实施方案将由江苏金苇子能源实业有限公司进行综合处理利用。考虑天气等影响因素，厂区内设置储存3天灰渣量的临时堆灰场地。全厂辅助、附属建筑物统一布置，沿厂区南侧设置。生活用水采用城镇自来水。消防补水采用xx河水或城镇自来水。6.1.2 厂区总平面布置根据小型火36、力发电厂设计规范（GB50049-94）及火力发电厂总图运输设计技术规程（DL/T50022-94）规定，结合交通运输、电力出线、消防、环境等方面的要求，对厂区的建构筑物、管线、运输道路等进行规划布置，力求做到工艺流畅、各种管线短捷、规划合理、功能分区明确、布置紧凑、节约用地、有利生产、方便管理。辅助、附属建筑物采用多层或联合布置的形式，尽量减少厂区辅助、附属建筑物的数量并与厂区分区分列布置。此外，在厂区竖向布置中充分结合厂址地形，并考虑场地土石方基本平衡、工艺流程顺畅、厂区交通方便等因素。厂区总平面布置方案为主出入口及货运出入口分别设在厂区的南、北两侧，分别于区域主骨干公路204国道相通，连37、接道路宽度均为6m。厂区北侧区域主要为成品燃料库及粗燃料堆场；该区域南侧靠厂区东面围墙由北向南依次为检修房、材料库及35kV高压输电场地，再往西呈南北向为4座内燃机厂房区域；内燃机厂房区域的西面由北向南依次布置气化炉、气柜和冷却塔；厂区西面围墙由北向南依次布置灰库区、燃气净化水处理区域和工业水净化及软化设施区域。厂区的南侧为厂前区，主要有综合办公楼、餐厅、公寓楼等后勤生活建筑。厂区总平面布置方案的主要技术经济指标见表 6.11。表 6.11 厂区总平面技术经济指标表序号名 称单位数量备注1厂区围墙内用地面积hm26.692单位容量用地面积m2/kW3.3453厂区内建（构）筑物用地面积m22138、3264建筑系数%31.885厂区内场地利用面积m2430726场地利用系数%64.387厂区道路路面及广场面积m287498厂区道路广场系数%139厂区绿化用地面积m21547910厂区绿化用地系数%23.1411厂区场地平整土方工程量挖方m37000填方m33350012厂区围墙长度m10606.1.2.1 厂区纵向布置及排水厂址的场地标高按当地水文地质条件，确定为3.10m，主厂房室内地坪标高确定为3.40m。场地雨水经路面雨水口排入雨水检查井，再汇集后排入xx河，生活污水排放接入xx镇工业集中区排水处理系统集中处理达标后排放。6.2 生物质燃料输送系统6.2.1 生物质燃料厂内储存本项39、目燃用的秸秆燃料的预处理，将以在收购点设加工设备，粉碎后供料的方式为主，在厂内破碎加工为辅的形式。燃用的生物质燃料全部汽车运输方式。入厂燃料分为两类，一类是不需要加工可直接使用的成品燃料，如稻壳、已加工好的碎秸秆；另一类需要在厂内进行破碎加工方可使用的粗燃料，如原料棉秆、稻草等。因此，本项目在厂内分别设置有容积为15000m3成品燃料库和占地面积2100m2的粗燃料堆场。6.2.2 生物质燃料厂内输送燃料由汽车运输入厂的成品燃料或粗燃料经电子汽车衡称量后分别卸至卸料坑和粗燃料堆场；堆场的粗燃料经秸秆粉碎机破碎后也进入卸料坑，卸料坑内的成品燃料经坑底部的双列刮板输送机卸至水平布置的#1带式输送机40、，然后再经#1斗式提升机、布置在成品料仓顶的#2带式输送机及移动配仓带式输送机进入成品料仓。成品料仓中的燃料经布置在仓底部的2台直线螺旋给料机送至#3甲乙2条带式输送机上，然后再经过#4带式输送机、#2斗式提升机和布置在炉前仓顶的#5带式输送机进入炉前料仓。6.3 气化系统气化系统是制取生物质燃气的主要系统，由进料机构、燃气发生装置、燃气净化装置和燃气储存设备组成。6.3.1 进料机构进料机构采用螺旋给料机，动力设备为电磁调速电机。螺旋给料机既便于连续均匀进料，又能有效地将气化炉同外部隔绝密封起来，使气化所需空气只有进风机控制进入气化炉。电磁调速机可任意调节气化炉的进料量。6.3.2 燃气发生41、装置本项目采用流化床气化炉，主要有单体流化床炉和旋风分离器组成。气化剂即空气由进风机通过流化床炉底部气化板吹入炉内，在流化床上同生物质原料进行气化反应，生成的气化气进入旋风分离器，气体中携带的颗粒经旋风分离器分离后由分离器下部料腿将固体颗粒返回流化床，重新进行气化反应，燃气则由分离器上部出口进入后部的净化装置。6.3.3 燃气净化装置燃气需经过净化处理后才能用于发电，燃气净化包括除尘、除灰和除焦油等过程。为了保证净化效果，本项目采用两级喷淋塔和两级文氏塔作为燃气的净化装置，经净化装置处理后的燃气在进入气柜储存前设有电捕焦器，进一步除去燃气中的焦油。燃气由设在净化装置和电捕焦器之间的罗茨风机输送42、。6.3.4 燃气储存设备本项目设2台800m3湿式储气柜作为燃气的储存装置。净化后的燃气经罗茨风机及电捕焦器后送入储气柜。6.4 净化水处理系统燃气是通过水洗进行净化的，在净化过程中被除去的焦油、NOx、SO2、NH3、粉尘等成分几乎全部转移到净化过程产生的污水中。由于污水的成分复杂，污染物的浓度非常高。本项目的燃气净化水采用闭式循环使用，不外排。水的净化处理采用机械分离方法与生物方法相结合的综合处理工艺。业主已委托专业环保公司（盐城市宏峰环保公司）进行净化水的综合处理。6.4.1 排污水水质本项目污水处理主要针对来自于燃气净化过程中文氏罐及喷淋塔洗涤燃气的用水，根据生产工艺流程排污量约为643、240m3/d。废水中的主要污染物质为灰份、挥发酚、焦油、氨等，主要水质指标如表6.4-1所示：6.41 污水水质主要指标项目PHCOD（mg/l）BOD（mg/l）SS（mg/l）氨（mg/l）油（mg/l）挥发酚（mg/l）指标8.87685069028086489.61320该水质的几个主要特征为：1）BOD/COD的比值很低，约为0.1，可生物降解性能很差；2）氨的浓度过高，对微生物的活性有抑制作用；3）挥发酚的浓度很高，是对微生物有毒害作用。由此可见，首先需要进行物理化学的处理方法，才能满足后续生化处理条件。6.4.2 工艺流程根据废水水质，首先采用机械分离设备将废水中的灰分分离，本44、项目设有8台卧式螺旋卸料沉降离心机，废水处理量为320t/h。经沉降离心机处理后的废水再通过沉淀池进一步沉淀及调节水质，基本能够达到可生化处理的条件；出水进入厌氧水解池，利用厌氧微生物作用降解废水中的有机物为简单而稳定的物质；再进入好氧生化处理池，在曝气设备提高充氧效率条件下，好氧微生物将废水中的可溶性有机物作为自身繁殖的营养，代谢转化为生物细胞，并氧化成最终产物（主要是CO2），废水由此得到净化；净化后废水与活性污泥在沉淀过滤池内进行分离，上层出水排入清水池，分离浓缩后的污泥一部分返回好氧生化池，以保持一定浓度的活性污泥，其余为剩余污泥，系统排出。由于污泥成分复杂，且有焦油，污染物浓度较高，45、为防止对环境的二次污染，本工程不设置露天堆场。所产生污泥一部分除交由盐城宇新固体废物处置有限公司进行无害化处理外，其余部分全部送邻近的森达沿海热电有限公司进行焚烧处理。该项目所产生的污泥总量见表 6.42：表 6.42 污泥量表小时产量（t/h）日产量（t/h）年产量（t/h）备注污泥量2.15247.33912910.564台气化炉的量注：日按22h计算，年按6000h计算。6.4.3 主要处理工艺参数6.4.3.1 设计处理水量根据污水的排放量，水处理工艺的设计处理水量为320 m3/h。6.4.3.2 设计出水水质本工艺的设计出水水质见表6.4-3。6.43 出水水质主要指标项目PHCO46、D（mg/l）BOD（mg/l）SS（mg/l）氨（mg/l）油（mg/l）挥发酚（mg/l）指标78300500/2015100.5 经处理后的水质满足净化水要求，可循环使用。6.5 燃气发电及余热利用系统该系统由燃气发电和余热利用两大部分组成。6.5.1 燃气发电本项目按每9台内燃机为一组与一套余热利用系统进行组合，共有4组。燃气输送采用母管制，在每一组中，燃气经内燃机做功后产生的尾气进入DN800的排气母管，经母管送入余热锅炉。内燃机的排气压力由设置在余热锅炉后的引风机维持。内燃机排气的主要参数见表6.5-1表 6.51 内燃机排气参数及排气量排气量（Nm3/h）排气温度（）排气的主要成47、分（%）CO2N2O2H2O1500kW内燃机2735.955015.81272.5404.1467.5029500kW内燃机24623.3注：1、本表按额定工况计算。2、燃气成分按干燃气计算，过剩空气系数取1.5。6.5.2 余热利用生物质燃气经内燃气做功后排放的尾气温度大约在500600，还携带有大量的热能，为了进一步提高气化发电的综合效率，本项目按9台内燃机组为一组分别设置4套余热回收利用系统。该系统主要有余热锅炉、蒸汽动力发电机组和辅助系统组成。余热锅炉是余热回收的主要设备，高温尾气经余热锅炉后由500600冷却至约120，由引风机经烟囱排入大气。同时在每台内燃机的排气支管上设有排气旁48、路，在机组启动和余热锅炉检修时，内燃机的排气经旁路排入大气。余热锅炉参数采用1.6MPa饱和蒸汽，根据热力计算每套余热回收系统可产生饱和蒸汽为9.5t/h，蒸汽通过管路送入蒸汽轮机做功。除氧给水系统每套余热利用系统设有1台10t/h大气式除氧器和2台型号为DG-12-258的给水泵。除氧器汽源由新蒸汽减压供给。6.6 除灰渣系统本项目的除灰渣系统主要指气化炉及旋风分离器排放的灰渣处理工艺。额定工况下的灰渣量见表 6.61。表 6.61 额定工况的灰渣量小时排灰量（t/h）日排灰量（t/h）年排灰量（t/h）14MW气化炉1.20326.466721844MW气化炉4.812105.86428849、72注：1、本表中的灰量按53.6%稻壳燃料、46.4%的稻草燃料计算；2、日按22h计算，全年按6000h计算；灰渣先经冷却器冷却后，采用2套负压气力输送方式，分别将固体灰渣送入厂内设置的2座700m3灰渣仓储存，仓下设有干式给料装置，仓内的灰渣经给料装置装车，外运综合利用。本项目在厂内还设有可储存3天灰渣量的临时灰渣堆放场地。由于生物质气化后的灰渣可以全部综合利用，故本项目不设永久灰渣场。6.7 软化水系统软化水处理装置是供给余热锅炉合格的锅炉用水，满足锅炉和蒸汽轮机水质的要求，提高主机设备使用寿命，减少设备故障率。本项目设置出力为10t/h软化水处理系统。6.7.1 水源和水质本项目取用50、xx河水作为工业用水及机组冷却水补水，经软化处理后的水供给余热锅炉。余热锅炉的蒸汽参数为1.6MPa，饱和蒸汽。河水经一体化净水装置处理后的水质指标为：浊度5mg/l，PH值：6.58.5，溶解氧8mg/l，氯化物200mg/l。满足工业用水及软化水进水指标的要求。6.7.2 锅炉给水及炉水水质标准锅炉水质标准应符合低压锅炉水质标准（GB1576-1996）的规定。6.7.3 软化水处理系统6.7.3.1 软化水处理系统出力确定软化水补充水量确定见表 6.71。表 6.71 补充水量统计表序号损失类别正常损失损失量（t/h）1厂内汽水损失锅炉蒸发量3%1.142锅炉排污损失锅炉蒸发量2%0.751、63水处理自身耗水量3合 计4.9考虑到锅炉启动及事故用水，则软化水处理系统的出力确定为10t/h。6.7.3.2 软化水处理装置根据用水水质及补充水量，本项目采用一套由两级钠离子交换串连的一体化软化水装置，设1座50m3软化水箱。出水总硬度0.005mmol/l，能够满足锅炉补充水的水质要求。6.8 供、排水系统6.8.1 供水系统根据本项目的规划容量，机组总用水量统计见表 6.81。表 6.81 用水量统计表 用水量项 目单位（t/h）供水方式36500kW内燃机冷却水3650二次循环供水（闭路运行）燃气净化系统补水30补给水系统，xx河水源软化水处理用水补水15补给水系统，xx河水源工业52、用水补水8补给水系统，xx河水源生活用水1.0城镇自来水供给冷却塔蒸发、风吹、排污损失100其他7合计循环水供水：1800t/h，补给水：160t/h，自来水：1.0t/h本项目工业用水、化学用水、净化系统冷却水源均由xx河边的补给水泵房取水供给，生活用水由xx镇自来水接管入厂供给，全厂供水量按项目总建设规模一次考虑。补给水泵房总取水规模为200t/h， 泵房内设置3台离心水泵，两用一备。6.8.2 排水本项目排水采用雨水、废污水分流制。雨水经场地、道路及雨水口汇集后排入雨水检查井，再直接排入厂区附近的xx河。废污水包括生活污水和生产废水，其中生产废水包括锅炉连续排污水、循环水排污水和软化水处53、理过程中的含盐废水等。生活污水由各建筑物排出后经化粪池处理，再汇入工业集中区生活污水处理设施统一处理达标后再排放。生产废水由厂区内处理达标后排放。燃气净化系统的生化水处理过程采用闭式循环，不对外排放废水。6.9 生活、消防给水系统生活给水系统：生活用水采用城镇自来水。消防给水系统：本工程设独立的消防水系统，厂区设独立消防管网，消防管网在主厂房及秸秆料场四周设环状管网，其它区域设环状或枝状管网。根据火力发电厂与变电所设计防火规范（GB850229-96），建筑设计防火规范（GBJ16-87 2001年版），消防水量见表6.9-1。表 6.91 电厂消防用水量表 项 目类 别用水量(m3/h)消防54、历时(h)消防总用水量(m3)备注主厂房室内消防36272同时使用水枪2支，单支最小流量5l/s主厂房室外消防542108一次灭火用水量15l/s原料仓（室内单体）722144同时使用水枪2支，单支最小流量5l/s合计（一次消防最大）902180主厂房室内、外灭火用水量之和 为了保证消防用水，在厂区内设置一座消防与循环水合用的综合水池，消防泵放置在循环水泵房内，不另设消防水泵房。电厂消防用水量为90m3/h，消防水压经计算为0.70MPa。选用消防水泵规范如下：流量：Q=90m3/h 扬程：H=0.8MPa 功率：N=37kW 台数：2台（一用一备）主厂房的消防：主厂房采用水消防系统，主厂房的55、各楼层均设有室内消火栓。消防管网在主厂房室内布置成环状，设有两条独立的进水管，主厂房室内消防管网用阀门分隔成若干独立段。主厂房的电缆夹层、电缆隧道设悬挂式干粉灭火器。秸秆料场的消防：秸秆料场采用水消防系统。消防管网在秸秆料场四周布置成环状，并设有一定数量的室外消火栓。电气设备消防：变压器附近配备室外消火栓与喷雾式消防水枪，配备推车式和手提式干粉灭火器、灭火砂箱，同时设置事故油池，当变压器火灾时可将变压器的油排入事故油池，避免火势蔓延；本工程控制电缆和部分电力电缆选用阻燃电缆，在电缆竖井及屏板底部的开孔处，采用阻燃材料封堵。主厂房隧道出口、电缆交叉口，厂用电均分段设置阻火墙或防火门。储气罐的消防56、：储气罐设置固定的喷淋装置，保证喷淋时将储罐全部覆盖。消防管网在储气罐区域成环状，配有一定数量的室外消水栓。火灾报警及控制系统：全厂采用一套火灾报警系统。火灾报警系统由消防监测屏、区域报警控制器、现场探测器、手动报警按钮、报警总线、远传系统、消防联动设备组成。6.10 主厂房及主要建（构）筑物土建结构6.10.1 基本设计资料设计地震基本烈度：6度场地类型：类气象及地质资料：（见前）6.10.2 主厂房及主要建筑物土建结构、基础主厂房（包括内燃机厂气化炉厂房等）：采用现浇钢筋混凝土结构，围护结构根据不同位置可采用轻型围护结构或墙板结构。办公楼、综合水泵房及其他辅助、附属建筑物：采用砖混结构。基57、础：除主厂房及气柜等采用复合地基加固处理外，一般性建筑系采用条基基础。7 电气部分7.1 电气主接线电厂电气主接线110kV主变选用2台容量为12500kVA（变比为121/6.3）变压器，110kV母线为单母线接线方式，2台主变共用一段母线；6kV主变共有12台， 4台容量为2500kVA（变比为6.3/0.4），另外8台容量为2000kVA（变比为6.3/0.4），6kV母线分2段，采用单母线分段接线，每6台主变共用1段母线，母线通过6kV联络柜连接。0.4kV母线分12段，单母线接线，其中12段母线接发电机出口，另外2段母线接厂用电变压器低压侧。36台500kW燃气内燃机发电机组以及4台58、500kW螺杆膨胀动力发电机组分为12单元，其中4个单元为3500kW+1500kW发电机组，经1台2500MVA主变升压至6kV；另外8个单元为3500kW发电机组，经1台2000MVA主变升压至6kV，40台发电机升压至6kV后通过2台12500kVA主变升压到110kV，电厂馈出1回110kV线路经冈西变电所与系统相连。7.2 厂用电系统及直流系统低压厂用电为380/220V三相四线制中性点直接接地系统，在6kV、段母线各设一厂用电降压变压器，两台变压器容量均为1000kVA，变比为6.3/0.4kV，两台变压器互为备用。每段0.4kV母线（0.4kV段0.4kV段）均提供一组厂用电。其59、中一、二类厂用负荷采用双回路供电。根据小型电力工程直流系统设计规程规定，本工程直流电源采用1组500AH GFM型阀控式免维护蓄电池，直流电压为220V，供控制、保护、信号、事故照明、直流油泵等断路器合闸电源等直流负荷。蓄电池组按不设端电池设计，充电装置采用高频开关电源。直流系统采用单母线接线。8 热力控制8.1 控制方式本项目全部采用常规就地控制，根据各主设备的布置位置，就近分别设置控制间，主要有气化炉控制间、燃气内燃机控制间和余热发电系统控制间。循环水泵房、离心分离机、燃料输送等公用辅助系统采用就地控制方式。8.2 控制水平根据主、辅机设备的可控性，机组自动化水平按中等使用水平设计，运行人60、员能够在就地和控制室分别对主、辅机设备进行监视控制；气化炉和各燃气内燃机的控制和监视由随主设备提供的控制盘实现监控；余热发电系统的控制和监视采用常规控制形式。9 环境保护9.1 环境概况9.1.1 自然环境概状.1 地理位置：xx县位于江苏省盐城市中西部，东与射阳县交界，南与盐都区接壤，西与宝应、淮安两县(市)毗邻，北与阜宁县隔水相望。全县总面积1154平方公里，其中陆地面积928.05平方公里，水域面积225.95平方公里。xx县交通便利，地理环境优越，新长铁路、盐淮公路、盐淮徐高速公路从境内通过。xx镇位于xx县东北部，东与冈东镇、南与上冈镇，西与冈西镇接壤，北与阜宁县交界。本项目位于江苏61、省盐城市xx县xx镇北部204国道西侧。.2 地形、地貌：xx县位于盐海平原中西部，地势平坦低洼，地处扬子准地台区的苏北拗陷带。以串场河为界，分东西两部，东部属海滨平原，西部属江淮平原。地层属性上为第四纪覆盖层，岩性为松散粘土，沙质粘土。全县地面平均海拨高度1.74米，最高处3米，最低处0.7米。.3 水文特征：xx县素有水乡之称，境内河流分属淮河水系和沂、沭、泗水系，废黄河以南地域属淮河水系，以北属沂、沭、泗水系。项目所在地主要河流有xx河、串场河、通榆河等。（水文情况详见前述）.4 气候、气象：项目所在地区属北亚热带暖湿季风气候区，具有温和湿润，雨水充沛，日照充足，霜期较短，雨热同季，四季62、分明的气候特征。（详见前述）9.1.2 环境质量现状：（1）环境空气。现状监测结果表明：项目所在区域环境空气质量良好，两个监测点的 SO2、NO2、TSP、PM10等小时浓度和日均浓度均符合GB3095-1996中二级标准，。（2）环境水体。现状监测结果表明：xx河和串场河环境质量良好，四个监测断面的pH、COD、DO、SS、氨氮、总磷、石油类等各评价因子均符合GB3838-2002地表水环境质量标准中类和类标准。（3）声环境。现状监测结果表明：项目所在地声环境现状良好，厂界噪声达到城市区域环境噪声标准（GB3096-93）中的2类标准和工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）中类标准。963、.1.3 本项目执行的环保标准环境空气质量标准（GB3095-1996），表1二级标准；污水综合排放标准（GB8978-96），污水一级标准；地表水环境质量标准（GB3838-2002），类标准；大气污染物综合排放标准（GB16297-96），表2二级标准；工业企业厂界噪声标准（GB12348-90），类标准； 9.2 污染防治措施（1）大气污染防治对策本项目是采用秸秆气化燃气发电，气化燃气中含有一定的灰尘和少量的二氧化硫、氮氧化物、焦油等，燃气中的灰尘是采用三级除尘，三级除尘即第一级，惯性除尘器，除尘效率60%，第二级，旋风分离器，除尘效率90%，第三级，文氏管除尘器，效率达99.9%。因为64、经燃气净化后，灰尘基本去除，同时经过水洗以后也可除去一部分的二氧化硫、氮氧化物、焦油。类比资料表明，废气中二氧化硫、氮氧化物、烟尘的排放浓度为0.007mg/Nm3、1.56mg/Nm3、12.5mg/Nm3，完全可以达标排放。（2）废水污染防治对策洗气废水采用（隔油或初级沉淀）混凝气浮、酸化水解、接触氧化、沉淀处理工艺处理后，出水能够达到洗气用水标准，可循环回用到洗气工序。本项目化学水处理酸碱废水与净水站废水经中和处理达标后排入串场河。生活污水经化粪池处理后可作农田施肥用，不外排。循环冷却系统排水部分用于燃气洗气工艺和绿化后，余量与锅炉排水作为清下水排入串场河；其他工业杂用水经沉淀澄清后回用65、作为冷却塔补充水。（3）噪声污染防治对策该项目在采取噪声防治措施后，厂界噪声昼间、夜间均能满足达标排放的要求。（4）固废污染防治对策项目固体废物主要有灰渣、污泥和生活垃圾。灰渣由xx镇会同东南大学化工院负责回收，进行深加工制作有机钾肥，交于当地农民使用；洗气废水处理装置的污泥除一部分交盐城市宇新固废处置中心集中处置外，其余全部送邻近的森达沿海热电有限公司进行焚烧处理；生活垃圾由环卫部门统一处置。固体废物全部得到有效综合利用或有效处理处置。9.3 运行期环境预测结果（1）环境空气本项目建成后SO2、NO2、烟尘排放浓度和排放速率满足大气污染物综合排放标准(GB16297-1996)要求。项目对周66、围环境影响很小，一般气象条件下， NO2最大小时落地浓度值为2.74510-4mg/Nm3，占评价标准的0.11%，出现距排放源约538米处。小风不利气象条件下，NO2最大小时落地浓度值为1.43110-3 mg/Nm3分别占评价标准的1.2%，出现距排放源约224米处。各典型日下PM10、NO2的最大日均浓度8.71210-5mg/m3、6.88410-5mg/m3，分别占评价标准的0.058%、0.057%，各污染物的浓度满足评价标准的要求，对关心点的影响很小。经计算，项目仓储区需设置50米卫生防护距离，经调查，卫生防护距离内无敏感保护目标。（2）地表水项目废水经治理达标后排入串场河，预测67、表明，对串场河的水质影响较小。（3）噪声项目噪声在采用有效的治理措施后，厂界噪声均能达标排放，对周围环境影响较小。（4）固体废物项目固废均得到合理处置利用，外排量为零，不会对周围环境造成污染影响。（5）秸杆运输过程中的环境影响在秸秆收集的过程中，运输工具都是从收集点送至电厂秸秆仓贮藏,各条道路的交通流量均不同程度的增大,但是根据现有的道路交通流量来看,秸秆运输车辆的增加不会超过现有道路的设计流通容量,因此也不会对道路两侧的居民声环境造成大的影响。由于秸秆体积大，重量轻，因此在运输过程中也要控制车辆的载量 ，防止因超载而造成的沿路撒落，但不会产生扬尘问题。（6）项目拆迁安置情况本项目北侧6户居民68、住宅（距离本项目约30米），xx镇党委、政府承诺将于2007年7月底拆迁完毕，所涉及拆迁居民将于2007年12月前搬迁新居。9.4 风险评价本项目的风险主要是秸秆发生火灾事故和气化气泄露事故，因此本项目必须采取有效的各项事故防范措施和应急预案，最大限度地减少事故发生的概率，降低事故发生的环境后果影响。9.5 总量控制大气和废水污染物的排放量分别为SO20.001t/a、NO20.23t/a、烟尘1.847t/a、COD0.696t/a、SS0.522t/a，排放量很少,且能实现达标排放，不降低当地的环境功能，总量可直接向xx县环保局申请。9.6 绿化厂区绿化对防止污染，保护和改善环境方面，有着69、特殊的作用。它具有较好的调温、调湿、吸灰、吸尘、改善小气候、净化空气，减弱噪声等功能。本项目为树立新厂厂貌的示范工程，为美化环境，创造文明优质的工作环境，采取因地制宜、重点突出的原则；对厂区河岸以植树造林、亮化水域环境；对厂区原料堆场、仓库四周及道路旁进行重点绿化；对厂前区综合办公楼重点以花草、花坛、喷水、亮化环境为主；沿围墙种植乔木，穿插种植长春灌木；一般场地以草坪绿化等。本项目投产后，全厂绿化系数计划达20%以上，满足电厂总平面设计规范要求。9.7 环境管理及监测根据火电行业环境监测管理规定（原电力工业部1996 280号文），对电厂的环境监测机构的设置、人员和监测仪器的配备等作了严格的要70、求。本项目按此规定设置行政环境监测机构并配备监测人员。9.8 结论和建议1）本项目符合国家能源产业政策及清洁生产的要求，符合城市环境保护的需要，应用秸杆等生物质气化发电，促进可再生能源的开发利用，同时对产生的各类污染物均得到有效处理处置，均能达标排放。2）水务管理在满足电厂安全满发的前提下，采用闭路循环使用，最大限度地合理利用水资源，节约用水量，提高回收利用率，减少废水排放对环境的污染。3）秸杆燃烧后的灰渣草木灰，具有含钾、镁、磷、钙等对土壤有利的性能成份，因而可以用作农业肥料，其灰渣综合利用有着广阔的前景。4）由于生物质能量密度低，收集、运输过程中的能耗比化石燃料大，在整个利用过程中占有较大71、比重。但考虑生物质的运输能耗后，CO2排放仍比矿物燃料小90%左右。同时，还可以减少CO、SO2、NOx等污染物排放，改善环境质量。5）本项目所在地为工业集中区，符合城市规划要求，可纳入统一管理开发经济的范畴。10 劳动安全和工业卫生贯彻“安全第一，预防为主”的方针，根据国家颁布的有关标准、规程、规范、规定指定本项目中劳动安全和工业卫生的措施，并与项目同步实施。以确保电厂投产后符合安全卫生的要求。10.1 电厂在生产过程中主要的安全和卫生问题主厂房内各设备安装温度较高，散热要求明显的必须防止机械伤害和机械噪声；电厂电气的高压电须防止触电事故的发生；电厂机械转动部位须防止机械伤害和机械噪声；秸杆72、燃气、电气设备、润滑油设备等均易引起火灾，须注意防火、防爆；电厂化水化学药品须防止酸、碱，防毒、防腐蚀措施。10.2 设计原则及拟采取的措施1）主厂房及其他建筑物的火灾危险性和耐火等级均按照现行的火力发电厂设计技术规程（DL5010-2000）和建筑设计防火规范(2001年版GBJ16-87)进行设计；2）全厂消防设计本着“预防为主，防消结合”的原则，立足于火灾自救。对主要设备和重要建筑物采取防消结合措施；3）电气过电压保护和接地设计按照火力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术系列（DL/T5090-99）和交流电气装置的接地（DL/T624-97）进行设计，各种转动机械外露部分拟作防护处理，73、确保人身安全；4）针对本项目设备噪声，一方面在订货时向厂家接出噪声控制要求，另一方面设计、采取消音及隔音措施，以满足噪声标准；5）设置厂区警卫传达室，开展必要的保卫工作；6）对可能产生有害气体的场所，如化验室等设有专用的通风排气装置，以保证室内空气达到卫生标准；7）建筑物室内外卫生设施的设计符合工业企业设计卫生标准的要求；8）厂区绿化起到净化环境，减弱噪声减轻污染的作用；9）对全厂职工，特别是生产第一线的职工，定期进行健康检查和安全文明教育。10.3 劳动安全部分结论采取以上措施后，电厂运行环境均要求满足国家有关劳动安全和工业卫生的要求，在电厂建设过程中同设计、同施工、同投产实现。建议业主委托74、有资质的单位完成劳动安全卫生的评价工作。11 劳动定员及组织11.1 劳动组织及管理本项目建成后，将由秸秆发电有限公司负责统一管理，其生产、行政、党政工团等组织机构由公司根据实际情况协商并统一考虑。生产组织根据本项目的实际情况进行配备组织，可以社会化、市场化对外协作管理，减少专门岗位；在人员设置上尽量与气化发电机组统筹考虑；在生物质原料收集、运输、加工方面设立对外协作管理，实现市场化、社会化组织解决。11.2 劳动定员全厂定员编制参考执行原水利电力部颁布的“火力发电厂编制定员标准（修改草稿）”，其生产运行人员、管理人员、其他人员和服务人员配足，量大的检修任务外包（仅配少数值班、联络人员），小型75、检修和设备的正常维护由电厂自行负责。全厂总定员183人，见表11.2-1。表 11.21 劳动定员配置表名 称岗 位定员（人）运行人员发电机组运行（含余热利用）16气化炉装置系统运行20燃料供应及运行（含民工）40化学及水工运行8除灰、渣运行20值长5小计109维修人员内燃机组及余热发电机组维护检修8气化炉维护检修6其他辅助系统维护检修10燃料系统维护检修5小计29其他人员通讯、库工、交通、备员、热效率试验15管理人员厂部职能科室20服务人员食堂、卫生保健、勤杂人员10总计183注：运行人员按四班三运转考虑12 项目实施条件和轮廓进度12.1 项目实施条件本项目在总平面规划中已预留施工场地；施76、工用电由xx镇35kV变电所接入，厂内安装一台315kVA变压器；施工用水就近从xx河取水，生活用水可接自xx镇天泉自来水公司；主要建筑材料在当地采购，混凝土可采用地方商品混凝土供应；土石方开挖回填在厂区内就地基本平衡解决，不足部分采用外购或使用邻近电厂粉煤灰掺料回填等。12.2 轮廓进度本项目建设周期为20个月，计划于2009年02月投产。项目各主要阶段的轮廓进度见表 12.21。表 12.21 轮廓进度表序号项 目计划时间备 注1可行性研究报告编制及审批20xx.0520xx.072主机设备订货20xx.0720xx.093初步设计及审查20xx.0920xx.11同时开展场地质勘探和四通77、一平工作4设备订货及司令图20xx.0920xx.125施工图设计20xx.12第二年.046土建工程施工第二年.02第二年.08含厂外输电线路（供电部门）7安装工程第二年.08第二年.11含厂外输电线路（供电部门）8调试、投产第二年.11第三年.024套机组相继调试、投产13 投资估算及经济评价13.1 投资估算成果本项目发电工程静态投资为17613万元，单位造价为8806元/kW，建设期贷款利息597万元，动态投资为18210万元,单位造价为9105元/kW，铺底流动资金为476万元，发电工程计划总投资为18624万元，单位造价为9312元/ kW。13.2 经济评价经济评价方法采用国家发78、展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部2001年联合发布的热电联产项目可行性研究技术规定，以及现行有关财务、税收政策等。财务评价指标一览表项目名称各项经济指标投资利润率（%）8.07投资利税率（%）9.98资本金净利润率（%）15.61全部投资：内部收益率(%)11.42净现值(万元)4906.31投资回收期(年)8.91自有资金：内部收益率(%)14.63净现值(万元)4765.73投资回收期(年)9.72注资1内部收益率(%)10.65净现值(万元)2728.27投资回收期(年)13.1713.3 主要评价指标根据我国于2005年2月颁布了中华人民共和国可再生能源法、鼓励可再生能源的开发79、利用。随即在2006年1月，我国又发布了可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法，其中生物质发电项目上网电价实行政府定价，电价标准由各省（自治区、直辖市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加每千瓦时0.25元补贴电价组成。以上法规对生物质能发电给予了强大的政策支持。因此本工程上网电价优于燃煤电厂。13.3.1 主要技术经济指标见表13.3-1表13.3-1 主要技术经济指标一览表序号项目名称单位指标备注1投资1.1工程静态投资万元176131.2工程动态投资万元182101.3工程计划总资金万元186242设备年利用小时数h60003年发电量kW.h121074系统热效率%20.325厂区指标80、5.1厂区占地面积hm26.695.2厂区建（构）筑物占地m2213265.3建筑系数%31.885.4厂区利用面积m2430725.5利用系数%64.385.6厂区道路及广场面积m287495.7绿化面积m2154795.8绿化系数%23.146年均折算发电标准煤耗率kg/kW.h0.60467厂用电率%98人员定编人1839售电价格元/MW.h650.1110全部投资内部收益率%11投资回收期年8.9112工程轮廓进度月2013.3.2 经济评价结论从整个指标看效益是合理的，项目内部收益率均大于财务基准收益率，投资回收期也在合理范围内。从经济效益指标来看，投资者的内部收益均大于基准收益率，81、即便在电厂运营过程中出现电价有所下降的情况也不会对效益产生很大的影响，且随着国民经济的增长，用电量会逐年呈增长趋势，故建设该项目是必要的，从财务上看,本工程是可行的。14 结论与建议14.1 主要结论1）利用秸秆发电是实现秸秆综合利用的有效途径，在欧洲国家已有十几年的历史，技术已经成熟。从本质上说，本项目是综合利用工程、节能工程、环保工程、支农工程，是国家大力提倡的循环经济的具体实践。秸秆发电项目综合效益明显，首先秸秆为可再生资源，燃用秸秆发电不但实现了秸秆的无害化处理，避免农民废弃焚烧造成的浪费和严重的环保问题，同时，工业化利用可再生秸秆资源，符合国家可持续发展政策。燃烧灰分还田可涵养土壤，82、益于农作物生长。农民亦可通过出售秸秆增加一定的收入。2）xx县农副产品资源丰富，年产粮食约59万吨、棉花 0.5万吨、油料1.7万吨。主要农产品产量位居全国前茅，并被国家环保总局命名为生态示范区。主要粮食是水稻和小麦，每年种植面积近120万亩，每年可利用的稻草和麦秆达88万吨之多。项目所在地农作物秸杆亦非常丰富。目前大部分在地里焚烧，所以生物质资源利用潜力巨大。为本项目的建设提供了有利的条件。3）本项目所在地具备建厂条件，电厂出线、取、排水、原料运输水陆交通均十分方便，场地地质稳定，地理位置优越，环境条件较好。4）本项目建成后，年利用生物质18万余吨，可增加农民收入近1800万元。年发电量约183、2107kWh，具有较好的经济效益；由于可以利用气化发电系统的余热蒸汽,综合效益更加显著；同时还可减轻秸秆焚烧对城市环境的污染。5）本项目建于工业集中区内，可节省征地、上网线路等设施的费用，降低工程投资。利用现有公司的技术及人力资源，可为以后的运行管理提供方便。6）本项目采用秸秆气化发电技术，大气排放物主要为CO2和N2,SO2、NOx和烟尘的排放浓度远低于相应的排放标准。燃气净化水在厂内处理，循环使用。采用干式除灰渣系统。采取相应节水措施，使机组的耗水量达到最小。因此本项目对周围环境影响较小。 7） 本项目每年可以带来至少12万吨的二氧化碳减排额，保守估计项目的CDM净收益大于800万元人民84、币/年。根据上述结论，本项目符合国家可持续发展战略和产业政策，具备技术的先进性和可靠性以及经济的合理性，并具有良好的环境效益和社会效益。因此，从总体上看，本项目具备可行性。14.2 建议1）建议加强与各乡镇原料基地的沟通和协作，确定合作原则和规划，签定合作协议和燃料供应合同，为项目的实施提供可靠的燃料保障。3）该项目是典型的CDM项目，应尽快组织完成该项目的CDM论证和申报工作，通过CDM交易增加项目收入，进一步提高该项目的整体效益。4）建议尽快与设备厂家签署生物质气化炉等主要设备的定货协议，以便展开下一阶工作。5) 鉴于本工程主设备系统、燃气净化系统和燃料的收集供应需要在运行实践中进一步完善。建议本工程一次规划设计，分期实施以规避风险。厂区主要生产建筑可按总规模在本期工程中实施，二期工程的主设备暂不外购。