1、龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告说明书目录1 工程概况11.1 项目概况11.2 编制依据11.3 研究范围21.4 农垦总局宝泉岭分局概况21.5 项目建设的必要性31.6 主要设计原则52 热负荷62.1供热现状62.2本项目热负荷的确定原则72.3设计热负荷73 电力系统93.1 农垦宝泉岭电网现状93.2电力负荷预测及电力平衡。93.3 接入系统方案104 燃料来源及供应124.1 燃料来源及特性124.2 燃料供应145 装机方案175.1确定装机方案的原则175.2 装机方案175.3三大主机技术规范185.4主要热经济技术指标206 建厂条件216.1 厂址选择216.2 2、水文气象226.3 交通运输236.4 电厂水源246.5 厂址工程地质条件247 工程设想257.1 厂区总平面布置257.2 燃料输送系统287.3 燃烧系统297.4 热力系统307.5 主厂房布置317.6 除尘除灰系统327.7水源、供排水系统337.8化学水处理系统367.9 电气部分377.10 热工控制447.11建筑结构部分477.12采暖通风558 环境保护578.1环境保护设计依据578.2工程概况578.3环境质量现状588.4烟气污染治理及环境空气质量影响598.5 废水治理与水环境影响608.6灰渣治理及综合利用608.7噪声治理及环境影响618.8厂区绿化618.3、9环境保护管理及监测618.10 综合评价629 节约和合理利用能源639.1 节能措施639.2 节水措施639.3 节约用地的措施649.4节约原材料措施6410 消防、劳动安全与工业卫生6510.1编制依据6510.2消防6510.3劳动安全部分6610.4职业卫生部分6911 企业组织与劳动定员7211.1劳动组织及管理7211.2电厂人员编制7211.3人员培训7212 项目实施条件和建设轮廓进度7312.1电厂项目实施条件7312.2电厂项目轮廓进度7313 投资估算及经济评价7513.1投资估算7513.2经济评价7614 结论与建议7914.1主要技术经济指标7914.2结论74、914.3存在问题及建议80vii黑龙江省林业设计研究院热电规划设计院编制人员名单国电龙镇生物质发电项目专业岗位姓名职称备注热机设计潘瑞岩工程师校核罗家力研究员级高工注册设备师审核/审定运国庆高级工程师注册设备师上煤除灰设计胡玉章工程师校核王学成高级工程师注册设备师审核/审定陈晓文高级工程师注册设备师电气设计宋凤娟高级工程师校核赵玉香高级工程师注册设备师审核/审定崔健生研究员级高工注册电气师自控设计赵春峰工程师校核鲁 军高级工程师审核/审定崔健生研究员级高工注册电气师水工设计吴桂芹高级工程师校核宋琦工程师审核/审定运国庆高级工程师注册设备师总图设计宋丽坤工程师校核孙力伟高级工程师审核/审定运国5、庆高级工程师注册设备师建筑结构设计孟繁家工程师校核侯晓丰高级工程师审核/审定王志华高级工程师技经设计曹 荣工程师校核何秋明工程师审核/审定高 峰高级工程师附图：序号 图 号 图 名1 K-Z-01厂址地理位置图2 K-Z-02 厂区总平面布置图（方案一）3 K-Z-03厂区总平面布置图（方案二）4 K-J-01原则性热力系统图5 K-J-02燃烧系统图6 K-J-03主厂房0.00m层平面设备布置图7 K-J-04主厂房7.00m层平面设备布置图8 K-J-05主厂房剖面图9 K-L-01原则性输料系统图10 K-L-02输料系统平面布置图11 K-H-01原则性除灰系统图12 K-H-02除6、灰系统平面布置图13 K-H-03除灰系统剖面图14 K-D-01电气主接线图（方案一）15 K-D-02电气主接线图（方案二）16 K-S-01化学水处理系统图17 K-S-02水量平衡图18 K-W-10 热负荷延续曲线图龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告1 工程概况1.1 项目概况中国国电集团公司是在原国家电力公司部分企事业单位基础上组建的国有企业，是电力体制改革后国务院批准成立的五大全国性发电企业集团之一，是经国务院同意进行国家授权投资的机构和国家控股公司试点企业，注册资本金120亿元人民币。中国国电集团公司拥有3个全资企业、29个内部核算单位、54个控股企业和12个参股企业，可控7、装机容量为2930.39万千瓦，在全国21个省（自治区、直辖市）中拥有电源点，加上规划电源点，则在全国25个省（自治区、直辖市）拥有电源点。到2004年底，国电集团公司资产总额1007亿元。国电龙源电力技术工程有限责任公司为中国国电集团公司的下属公司。为推动生物质发电技术的发展，国家颁布了可再生能源法，并实施了生物质发电优惠上网电价等有关配套政策，从而使生物质发电，特别是秸秆发电迅速发展。国电龙源电力技术工程有限责任公司拟充分利用黑龙江省丰富的秸秆资源投资建设秸秆发电厂，拟在黑龙江省农垦总局宝泉岭分局建设一座130MW生物质发电厂。工程装机规模为：1130t/h高温高压燃秸秆锅炉+130MW抽8、凝式汽轮发电机组。1.2 编制依据1) 中华人民共和国节约能源法2) 中华人民共和国可再生能源法3) 可再生能源产业发展指导目录4) 可再生能源发电有关管理规定5) 可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法6) 电网企业全额收购可再生能源电量监管办法7) 2000-2015年新能源和可再生能源产业发展规划要点8) 国电龙源电力技术工程有限责任公司与我院签订的设计委托书和可行性研究设计合同。9) 宝泉岭农垦城总体规划10) 黑龙江省农垦总局宝泉岭分局秸秆资源调查报告11) 电力建设有关法规、规程、规定。12) 建设单位提供的设计输入资料。1.3 研究范围本可行性研究工作的范围，主要论证龙源宝泉岭9、生物质发电项目建设的可行性，重点研究秸杆发电的外部条件、建设方案和经济效益，并考虑为远期供热预留条件。研究范围主要包括：燃料运输与供应、装机方案、厂址选址、工程设想、厂区规划、热力系统、电气系统、除灰渣系统、热工自动控制系统、化学水处理系统、供排水系统、采暖通风系统、建筑与结构、工程实施条件及轮廓进度、投资估算与经济效益分析等。对上述各系统和设施进行研究论证，提出推荐方案。可研阶段由建设单位另外委托的项目有：电力接入系统设计；环境影响评价；水土保持评价；水资源论证；秸秆资源调研专题报告等。1.4 农垦总局宝泉岭分局概况黑龙江省农垦总局宝泉岭分局（所在地为宝泉岭农垦城），位于东经1292513210、26，北纬46234754；在黑龙江与松花江汇合处的三角地带，北邻黑龙江与俄罗斯隔江相望，南下松花江与省内地市相连；地跨哈尔滨、佳木斯、鹤岗三市的绥滨、萝北、汤原、依兰四县；距佳木斯市75公里，鹤岗市28公里；有公路哈萝国道，铁路佳鹤线相连，水路有黑龙江、松花江，可由江海联运直达日本及我国沿海，交通十分便利；是黑龙江省农垦总局九大分局之一，下辖二九、绥滨、江滨、军川、名山、延军、共青、宝泉岭、新华、普阳、梧桐河、汤原、依兰13个国有农场，总面积6115平方公里，耕地面积30万公顷，总人口22万余人，职工7.4万人。2007年全局国内生产总值52亿元，进出口总额5284万美元，粮食总产204万吨11、，商品粮生产率达到85%以上。畜牧业逢勃发展，生猪存栏60万头，出栏150万头，奶牛存栏6万头，2007年被国家授予“全国生猪高出大县”。宝泉岭分局环境优美、景色宜人，2002年宝泉岭分局被批准为国家生态示范区，日本、欧盟有机认证面积达48万亩。宝泉岭分局产业门类齐全，已经建成了八大产业链，即：宝泉岭肉业、宝泉岭乳业、有机农产品出口加工业、油脂饲料业、玉米生物质产业、生物制药业、食用菌产业、对俄森林采伐及种植业。宝泉岭分局硬件完善，资源丰富，拥有省级开发区黑龙江宝泉岭经济开发区。开发区内基础设施功能完善。拥有完善的水、电、热、路、通讯等基础设施，实现了“七通一平”。特别是种植的200万亩玉米，12、更为宝泉岭分局发展提供了强大的不可替代的资源优势。1.5 项目建设的必要性1.5.1利用可再生能源解决能源短缺的需要我国是一个农业大国，生物质资源十分丰富，各种农作物每年产生秸秆6亿多吨，其中可以作为能源使用的约4亿吨。如加以有效利用，开发潜力将十分巨大。但是目前，我国广大农村地区，这些宝贵的生物质资源并没有被很好地利用，每年都有大量的秸秆被废弃或就地焚烧，不仅浪费了宝贵的能源资源，还污染了环境。随着我国经济迅速发展，对能源需求量日益增加，到目前为止，我国发电装机容量达到5亿千瓦，其中火电占82%，年消耗煤炭8.5亿吨以上。根据环保局统计，2004年我国耗煤炭19亿吨，全国探明的煤炭可开采的储13、量为618亿吨，不到35年将被开采完。由此可见，我国一次能源非常紧缺，开发可再生能源，如太阳能、风能、水能、垃圾废料、生物质能等，利用生物能秸秆发电是我国能源利用的迫切需要，也是解决能源出路的有效途径之一。根据国家“十一五”规划纲要提出的发展目标，未来将建设生物质发电550万千瓦装机容量，已公布的可再生能源中长期发展规划也确定了到2020年生物质发电装机3000万千瓦的发展目标。截至2007年底，国家和各省发改委已核准生物质发电项目87个，总装机规模220万千瓦。全国已建成投产的生物质直燃发电项目超过15个，在建项目30多个。1.5.2改善环境的需要矿物能源的无节制的使用，引起了日益严重的环境14、问题，如导致全球气温变暖、损害臭氧层、破坏生态圈碳平衡、释放有害物质、引起酸雨等自然灾害。矿物能源的消费产生大量的CO，SO2，CO2和NOx污染物，是大气污染的主要污染源之一。利用生物质能源秸秆作为燃料发电、供热，可以大量减少SO2的排放，秸秆中硫的含量为0.08%0.25%左右，相当于燃煤含量的1/10左右。目前世界上瑞典、葡萄牙、丹麦、芬兰等国家大量利用可再生能源发电，其发电量占电力消费总量的2550%。按照国家近期出台的对于再生能源发展的规划，到2020年生物质能发电装机容量占火电总容量的6%测算，生物质能发电装机容量将达3000万千瓦左右，可大大减少SO2的排放量。利用秸秆发电，可减15、少燃煤电厂带来的SO2对大气污染，减少粉煤灰、粉尘的排放，也不致随地焚烧秸秆造成交通事故。变废为宝是利国利民的大好事。利用可再生能源秸秆发电、供热是解决能源短缺和改善环境的有效途径。1.5.3增加农民收入的需要近年来，国家通过采取提高粮价等措施，千方百计增加农民收入，保护农民种粮积极性。推广秸秆发电是鼓励农民种粮增加农民收入的一项重要举措。农民把粮食等主产品出售后，还可把秸秆卖给电厂，增加收入。同时，秸秆燃烧后的底灰、炭灰是一种优质有机肥料，含有丰富的钾、镁、磷和钙元素，将底灰、炭灰返还到农田，又可降低农民施肥成本。在黑龙江省农垦总局宝泉岭分局建设一座130MW生物质发电厂，年燃烧秸秆量约1516、万吨，秸秆收购价格按每吨120元计，农民可增加收入约1800万元，可大大提高农民的生活水平。总之，我国人口众多，人均能源资源紧缺，环境承载能力较弱，沿袭高投入、高能耗、高排放、低效率的粗放型增长方式发展下去，资源难以为继，环境难以承受，付出的代价过高。生物质发电可以变废为宝，化害为利，有效增加能源供应，治理环境污染，同时，还可以有效延长农业产业链，增加农民收入和就业机会，是功在当代，利在千秋的伟大事业。因此，大力发展生物质发电，对促进资源节约型、环境友好型社会建设，实现全面建设小康社会的目标具有重要作用，是生态文明建设的重要途径和措施。1.6 主要设计原则1) 本期建设规模为1130t/h高温17、高压燃秸秆锅炉+130MW抽凝式汽轮发电机组。2) 电厂性质是利用秸秆发电项目，以发电为主兼顾供热，预留远期供热条件。机组年利用小时数暂定为6000小时。3) 厂区总平面布置本期按1炉1机设计，预留扩建条件。4) 秸秆燃料采用公路运输，燃料系统容量按1台130t/h锅炉最大消耗量设计。5) 除灰渣系统按干除灰渣系统设计，灰渣为高含钾肥料，全部综合利用。6) 锅炉尾部烟尘处理考虑采用布袋除尘器。7) 供水采用地下水，采用机力通风冷却塔。8) 化学水处理系统设计按两级除盐系统设计。9) 电气主接线以2回出线接入110kV变电站。10) 热工控制系统采用DCS系统，实行机、炉集中控制。全厂辅助公用系18、统采用PLC程控，设置化水、物料输送、除灰渣系统监控点。85黑龙江省林业设计研究院热电规划设计院龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告2 热负荷2.1供热现状黑龙江省农垦总局宝泉岭分局所在地宝泉岭农垦城规划区分为两类城镇规划建设控制区：城镇建设重点发展区、城镇建设控制发展区。城镇建设重点发展区为：宝泉岭农垦城规划建成区范围，规划区域10.08平方公里。城镇建设控制发展区范围为：东侧到东山脚下,南至环城林,北到北山公园以北1000米以内,西至铁路用地边界。宝泉岭农垦城现有集中供热面积78.6万平方米，共由两家供热企业供热。其中，萝北兴汇热电有限公司宝泉岭分公司供热面积为56.6万平方米，黑龙江省19、九三油脂有限责任公司宝泉岭分公司供热面积为22万平方米。详见表2.1-1。现状热负荷表 表2.1-1序号小区/单位名称采暖建筑面积（万平方米）一兴汇供热站56.61宝泉岭农场102宝泉庄园103阳光小区64尚志庄园小区55公务员小区7.26秀园小区5.47园丁小区58中央商城29其他散楼6二九三油脂供热站221丁香路小区202糖厂家属区（平房）2三合计78.6萝北兴汇热电有限公司宝泉岭分公司为热电联产供热，装机为一台C6-3.43/0.98型汽轮机，配2台35t/h链条锅炉。黑龙江省九三油脂有限责任公司宝泉岭分公司，除供自己工业用汽外，剩余供热能力供丁香小区和糖厂小区采暖。供热锅炉情况见表2.20、1-2。供热锅炉情况表 表2.1-2序号单位名称锅炉型号锅炉出力锅炉台数主要用途锅炉安装地点1九三油脂DHL20-2.5/400-A20 t/h生产、自发电、供暖厂区内SHXF20-2.5/400-A20 t/h生产、自发电、供暖AZD20-2.5/400-A20 t/h生产、自发电、供暖BG-35/39-M135 t/h生产、自发电、供暖2兴汇热电DHL35-3.82/450-A35 t/h2供暖、发电厂区内2.2本项目热负荷的确定原则从宝泉岭农垦城供热的实际情况出发，结合宝泉岭农垦城总体规划，经过与宝泉岭分局充分分析论证，确定近期本生物质发电项目暂时不供热，利用现有供热企业的供热能力满足近21、期热负荷的需求；远期，当现有供热企业的供热能力不足时，本项目开始供热，供远期新增的采暖热负荷。本项目在技术经济可行的前提下，尽可能多预留供热能力。2.3设计热负荷2.3.1规划发展热负荷本项目所供热负荷全部为发展热负荷。根据黑龙江省农垦总局宝泉岭分局预测，每年新增采暖面积15万平方米。本项目暂按5年计算，设计采暖面积为75万平方米。2.3.2采暖热指标的选取考虑发展热负荷全部为节能建筑，采暖综合热指标取55w/m2。2.3.3设计热负荷根据采暖通风及空气调节设计规范，参照鹤岗市的气象资料，采暖期为183天，采暖室外计算温度为-24，采暖期平均温度为-9.4，采暖室内计算温度18。热负荷计算公式22、：Q=qF(tn-tw)/(tn-twj)q采暖热指标；F采暖面积，m2；tw室外空气温度，；twj采暖室外空气计算温度，-24；tn采暖室内空气计算温度，18；最大热负荷时室外温度，-24平均热负荷时室外温度，-9.4最小热负荷时室外温度，5由以上条件经计算而确定的采暖设计热负荷见表2.3-1。采暖设计热负荷 表2.3-1采暖面积最大热负荷最小热负荷平均热负荷万MWGJ/hMWGJ/hMWGJ/h7541.25148.5012.7946.0427.5599.202.3.4年供热量经计算，年供热量为435674GJ。龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告3 电力系统3.1 农垦宝泉岭电网现状宝23、泉岭供电区电网位于黑龙江省电网的东北部，是鹤岗供电区110kV电网的重要组成部分，宝泉岭110kV电网西接鹤岗电网，东接绥滨县电网，不仅担负着和萝北县的环网和绥滨县电网的功率交换任务，同时，承担着宝泉岭供电区东部8个大中型国营农场的供电任务。宝泉岭供电区现有110kV输电线路5条，总长度173kM，110kV变电所5座，总容量40.6MVA。35kV输变电线路13条，总长度233kM，35kV变电所14座，总容量23MVA，10kV配电线路68条，总长1700kM。110kV宝泉岭变电所（属鹤岗电业局），主变容量218MVA，110kV出线2条，35kV出线3条，10kV出线8条。电源通过1124、0kV东宝甲线，东宝乙线接入鹤岗市的220kV东郊变（距东郊变19kM），110kV宝泉岭变电所的2条110kV出线；一条110kV宝北线，供萝北县110kV变电所电源，一条110kV宝军线供宝泉岭分局东北部的110kV军川变电所电源。3.2电力负荷预测及电力平衡。3.2.1电力负荷预测近年来宝泉岭分局国民经济和城镇建设取得了快速发展：九三油脂厂、北大荒肉业公司、兴汇集团公司等一大批大工业项目的投产；大片住宅小区的完工；商贸、餐饮、娱乐等现代化公用设施的建设；居民生活水平的提高，消费层次的改变，大功率家用电器走入家庭等诸多因素，均导致宝泉岭分局电力负荷增长较快。历年负荷及供电量历史数据统计情况25、见下表：历年负荷及供电量统计表 单位：MW、亿kWh供电区项目20002001200220032004年递增率（%）宝泉岭负荷 17.83 17.92 18.12 22.11 26.00 10.31供电量0.770.710.710.921.089.9根据负荷的历史数据及规划，至2020年负荷预测如下：负荷预测表 单位：MW年度20052006200720082009201020152020宝泉岭28.6831.6434.9038.5041.4743.5661.7186.023.2.2电力平衡根据前述负荷预测水平，对宝泉岭供电区110kV电网进行20082020年电力平衡，结果见下表：宝泉岭供电26、区电力平衡表 单位：MW年 份2008年2009年2010年2015年2020年装机容量（宝泉岭生物质发电厂）30303030厂用电率按8%计算2.42.42.42.4宝泉岭生物质发电厂供电量27.627.627.627.6用电负荷38.541.4743.5661.7186.02电力盈亏-38.5-13.87-15.96-34.11-58.42由电力平衡结果可见，宝泉岭生物质发电厂建成投产后，能基本满足宝泉岭地区的用电需求,减少电网长距离送电的线路损耗。同时宝泉岭生物质发电厂的建设大大提高了宝泉岭供电区110kV电网的供电可靠性。从电力需求角度，建设项目主要起到以下作用：1) 满足宝泉岭地区用27、电需求；2) 可提高宝泉岭供电区110kV电网的供电可靠性；3) 秸秆发电厂为能源综合利用，可以充分利用当地的农作物秸秆，节省煤炭资源，加强和改善基础设施，降低空气污染，有效改善环境质量，提高居民生活水平，促进当地经济发展符合国家产业政策。3.3 接入系统方案因电厂接入系统报告尚未完成，根据前述电厂供电范围及宝泉岭供电区110kV电网网架情况，电厂接入系统工作按建设单位提供的相关资料暂考虑为通过两回110kV电厂甲，乙联网线接入110kV宝泉岭变电所110kV侧母线，线路长度约5千米。接入系统一次，二次及远动相关部分设计以电力部门接入系统设计为准。龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告4 燃料28、来源及供应我国是一个能源贫乏的国家，推行能源多样化，积极开发生物质能、太阳能、风能等可再生能源，符合我国能源开发利用政策。黑龙江省农垦总局宝泉岭分局是全国商品粮生产基地，是黑龙江省重要的玉米、水稻主产区之一。主要盛产玉米、大豆、水稻等粮食作物，有丰富的秸秆资源。在黑龙江省农垦总局宝泉岭分局建设生物质发电项目，具有得天独厚的燃料资源条件。4.1 燃料来源及特性4.1.1秸秆资源依据黑龙江省农垦总局宝泉岭分局秸秆资源调查报告，通过对黑龙江省农垦总局宝泉岭分局13个农场及周边市、县的拉网式调查，2008年，全分局玉米、大豆、水稻实际种植面积分别为180万亩、82万亩和180万亩；周边市、县（包括鹤岗29、市东山区和萝北县的团结乡）玉米、大豆、水稻年实际种植面积分别为25万亩、20万亩和15万亩。以拟建电厂为中心，半径为30公里的范围内，覆盖了宝泉岭分局的名山农场、宝泉岭农场、共青农场、梧桐河农场、新华农场5个农场和鹤北林业局，玉米、大豆、水稻年实际种植面积分别为78.7万亩、40.85万亩和58.4万亩，预计可用于发电的秸秆量分别为36.05万吨、4.09万吨和29.2万吨，合计69.34万吨。以拟建电厂为中心，半径为50公里的范围内，覆盖了宝泉岭分局的名山农场、宝泉岭农场、共青农场、梧桐河农场、新华农场、军川农场、延军农场、江滨农场8个农场和鹤北林业局，还覆盖了鹤岗市东山区和萝北县的团结乡，30、玉米、大豆、水稻年实际种植面积分别为148.2万亩、78.65万亩和84.2万亩，预计可用于发电的秸秆量分别为66.16万吨、7.20万吨和50.45万吨，合计123.81万吨。详见附表1宝泉岭分局2008年秸秆产量预计情况表，以及黑龙江省农垦总局宝泉岭分局秸秆资源调查报告。4.1.2秸秆特性目前，在宝泉岭分局及周边市、县，秸秆的利用率普遍较低，玉米、大豆和水稻秸秆除小部份作为饲料加以利用外，大部分堆置户外，其主要消耗方式就是秸秆焚烧还田。特别是玉米秸秆利用率最低，剩余量最大。因此，本项目以玉米秸秆作为设计燃料,以水稻作为校核燃料，根据西安热工研究所和黑龙江省电力监督监测中心提供的秸秆成分分析31、资料，秸秆的燃料特性详见表4.1-2。项 目单位MTMADAARVDAFCARHARNAROARST.ARONET.AR(KJ/KG)DT()ST()FT()设计燃料%9.88.347.3379.6441.131.910.9338.700.2014280108011301160校核燃料%211.413.6169.5136.234.131.6933.250.0913140108011301160秸秆燃料分析表 4.1-2灰的成分分析表 4.1-3项 目符号单位设计燃料(玉米秸秆1)二氧化硅SiO2%56.68三氧化二铝AL2O3%7.4三氧化二铁Fe2O3%2.65氧化钙CaO%8.1氧化镁Mg32、O%5.41氧化钠Na2O%2.27氧化钾K2O%13.84二氧化钛TiO2%0.44三氧化硫SO3%2.74五氧化二磷P2O5%1.304.1.3秸秆消耗量黑龙江省农垦总局宝泉岭分局建设一座130MW生物质发电厂，工程装机规模为：1130t/h高温高压秸秆锅炉，130MW高温高压抽汽凝汽式汽轮机。按玉米秸秆计算，一台130t/h锅炉每小时消耗量秸秆为25.69吨，机组年利用小时数按6000h计，每年玉米秸秆耗量为15.42万吨。以电厂为中心，半径为30公里的范围内，可用于发电的总秸秆量为69.34万吨，燃料保证率为270%；以电厂为中心，半径为50公里的范围内，可用于发电的总秸秆量为123.33、81万吨，燃料保证率为482%。根据已经运行的以玉米秸秆为燃料的生物质发电厂的运行情况，秸秆收集的最大半径达100公里，合理的秸秆收集半径应在30至50公里。由此可见，本项目燃料资源是充足的，完全可以保证本项目130MW生物质发电厂的燃料需要量。4.2 燃料供应4.2.1秸秆的收集方式目前，生物质发电厂采用的秸秆的收集方式主要有两种，一种是将秸秆打包，另一种是将秸秆压块。经过初步论证，本项目燃料主要为玉米和水道，结合锅炉为水冷振动炉排炉型，本项目采用秸秆打包收集方式。4.2.2秸秆的供应方式电厂设立秸秆燃料公司，每年代表电厂同各农场秸秆燃料公司签订秸秆燃料购销合同，明确收购价格、收购量、运输方34、式、结算办法等相关事宜，电厂燃料公司与各农场秸秆燃料公司是相互配合、紧密合作的平等法人关系。3.2.3打包机械配备本项目的主要燃料为玉米和水稻秸秆，根据作物不同的收获期和不影响农场秋整地起垅作业的要求，分别确定玉米和水稻秸秆的打包作业期。完成各农场打捆任务，需要凯斯.纽荷兰BD960A型打捆机79台，法国产GA7301搂草机20台，叉车20辆。建议打包机械设备全部由国电龙源电力技术工程有限责任公司投资采购和管理。运输车辆建议采用社会运力。3.2.4秸秆调运和储存方式秸秆调运和储存采取由电厂燃料公司统一调度，分散储存的方式。电厂设一处中心储存点，各农场各设一处中心储存点。各农场储存点根据各自的秸35、秆储存量确定储存场地面积，一般为2万平方米。各农场储存点根据统一调度，将秸秆运至电厂。3.2.5秸秆成本预测：秸秆到电厂费用主要包含支付种植户费用、打包费用、储存保管费用和运输费用。根据调查，当地收购价玉米和水稻秸秆为100元/吨；每吨秸秆的打包机械作业费是50元/吨；田间运至各农场储存点费用费用为20元/吨；各储存点的储存费用为20元/吨；按每吨每公里1元运费计算，以电厂为中心、半径为50公里的收购范围的平均运距按30公里计算，各储存点到电厂的平均运费为30元/吨。经过测算，秸秆到电厂的费用为220元/吨。龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告5 装机方案5.1确定装机方案的原则5.1.1生36、物质发电的特点1) 秸秆发电与燃煤发电有许多相似之处，其汽水系统，水处理系统，供排水系统，电气与控制系统与常规燃煤电厂是相同的，主要区别在于燃料的收集、储存、输送处理系统、锅炉本体和燃烧系统的不同。2) 秸秆发电在国内刚刚兴起，从秸秆收集到锅炉产出蒸汽的过程中，相关的技术和设备不成熟，正处在不断优化、探索和改进之中。面临的主要课题是如何保证秸秆的收集问题、如何保证秸秆储存和输送中的霉变问题、如何保证电厂燃料输送系统的可靠性问题、如何保证和提高秸秆锅炉的燃烧效率等问题。3) 目前，秸秆发电项目尚未形成成熟的、普遍认可的主机和辅机建设模式，相关配套产业的设备研发滞后，制约着秸秆发电事业的发展。5.37、1.2确定装机方案的原则1) 充分利用国家鼓励生物质发电的政策，充分利用当地秸秆资源，尽可能多发电，提高发电效益。2) 结合当地供热实际情况，近期保持现有热电联产集中供热格局不变，本电厂暂时不供热，预留供热条件；远期新增供热负荷由本电厂供热，不再扩大现有供热企业的供热规模。5.2 装机方案5.2.1主机参数的选择为了充分利用国家鼓励生物质发电的政策，充分利用当地秸秆资源，提高能源综合利用率，因此，提高生物质发电项目的主蒸汽参数，从而提高发电量和发电效益，就成为了生物质发电项目的必然选择。目前，国内已经有采用高温高压参数的生物质发电项目。国内已经有130t/h高温高压秸秆锅炉和与之配套的汽轮发电38、机产品。本项目的秸秆锅炉和汽轮机采用高温高压参数。5.2.2机、炉容量的选择根据当地秸秆资源情况，考虑秸秆供应市场需要一个引导和成熟的过程，为了提高秸秆供应的保证率，电厂规模不宜过大，电厂年燃用秸秆量控制在20万吨以内为宜。拟定两个装机方案如下：方案一：1130t/h国外引进高温高压水冷振动炉排秸秆锅炉+130MW抽凝式汽轮发电机组。方案二：275t/h国产高温高压循环流化床秸秆锅炉+218MW抽凝式汽轮发电机组。5.2.3方案比较目前，国内已经有与130t/h和75t/h高温高压秸秆锅炉配套的汽轮发电机产品，汽轮机进汽量最大限度地与锅炉蒸发量匹配，满足生物质发电项目多发电的要求，并且汽轮机制39、造技术十分成熟，汽轮机单机容量的选择不是影响装机方案选择的主要因素。影响装机方案选择的主要因素是锅炉容量的选择。考虑秸秆供应市场不够成熟，单台130t/h秸秆锅炉运行的可靠性不高，再建一台130t/h秸秆锅炉又会加大秸秆供应的压力。从这个方面看，建设2台75t/h秸秆锅炉较为适宜。但是，从另一方面看，国内开发制造的秸秆锅炉只有2至3年的运行经验，未达到完全成熟，国外引进的秸秆锅炉仅有130t/h的，没有75t/h的。综合考虑上述因素，借鉴已经运行的秸秆发电项目的经验，本项目推荐采用方案一：1130t/h高温高压燃秸秆锅炉+130MW抽凝式汽轮发电机组。建议锅炉采用丹麦BWE公司生产的130t/40、h高温高压、水冷振动炉排的燃秸秆锅炉；汽轮机采用国内厂家产品。5.3三大主机技术规范5.3.1锅炉台 数： 1台型 式： 高温高压水冷振动炉排秸秆锅炉额定出力： 130t/h额定蒸汽压力： 9.8MPa额定蒸汽温度： 540给水温度： 220空气温度： 40排烟温度： 130锅炉效率： 92%5.3.2汽轮机台 数： 1台型 式： 高温高压抽汽凝汽式汽轮机型 号： C30-8.82/0.49额定进汽压力： 8.82MPa额定进汽温度： 535额定功率： 30MW经济功率： 30MW最大功率： 30MW额定进汽量： 130t/h最大进汽量： 130t/h纯凝进汽量： 118t/h额定转速： 3041、00r/min额定抽汽压力： 0.49MPa额定抽汽温度： 217额定抽汽量： 30t/h最大抽汽量： 50t/h冷却水温： 20回热级数： 2JG+CY+3JD给水温度： 220额定排汽压力： 0.005MPa5.3.3发电机台 数： 1台型 号： QF-30-2额定功率： 30MW转 速： 3000r/min额定电压： 6300V额定电流： 3437A频 率： 50Hz功率因数： 0.8冷却方式： 空冷励磁方式： 静止励磁5.4主要热经济技术指标本项目近期纯凝汽发电，主要热经济技术指标见表4.4-1。主要热经济技术指标表 表4.4-1序号项目单位参数1锅炉蒸发量t/h118.6 2汽机进汽42、量t/h118 3发电功率MW30 4发电标准煤耗率g/kWh381.3 5发电厂用电率%12.0 6供电标准煤耗率g/kWh433.37发电设备利用小时h60008年发电量GWh/a180 9年供电量GWh/a158.4 10年耗标煤量t/a68637 11全厂热效率%32.3 我院曾经对生物质发电项目供热问题进行过专题研究，结论是汽轮机抽汽供热虽然会减少发电量，但供热的收益大于减少发电量的损失，供热提高了电厂能源综合利用率，提高了电厂的经济效益。由于远期热负荷不确定，本项目暂不对远期供热情况进行具体论述。龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告6 建厂条件6.1 厂址选择本次项目选址为二处。43、第一处选址于宝泉岭农垦城建成区的东部，在二九0街东起点南侧，土地类型为工矿仓储用地，东西长度为461.5米，南北宽度为214米，总面积为10公顷。其东西两侧为大片空地，南侧为林地，北邻二九零街。第二处选址位于宝泉岭农垦城工业街西头北侧，土地类型为一般农田，东西长度为420米，南北宽度为305米，面积为128100，东与北大荒肉业公司相隔53米，西紧临梧桐河堤坝，南侧是大面积农田，北与畜牧场相隔不到50米，石油公司油库相隔不到350米。厂址优点：1) 地理位置优越，厂址邻宝泉岭农垦城主干路二九0路，农垦城对外交通主干线侧，交通运输顺畅，能保证电厂的燃料及材料的供应。2) 宝泉岭农垦城的常年主导风44、向为西北风，夏季主导风向为西南风，该厂址是在场址区域的东部，为下风向，不会对建成区形成环境污染。且距离市区居住区约1.5公里，比较远，不会形成噪声污染。3) 厂址东、西两侧均为空地，南侧为林地，北侧为待迁走的临时垃圾场。地势平坦，不需回填。4) 厂址现为宝泉岭农垦城的工矿仓储用地，无需改变用地性质。5) 厂址排水条件优越，厂址北侧的二九0路已建设了市政排水管线。厂址缺点：1) 电力接入系统距离110KV宝泉岭变电所约5千米，建设费用相对较高。2) 远期供热时，供热半径相对较大，管网建设费用增加。厂址优点：1) 厂址北邻农垦城建成区，与场址交通联系紧密。2) 电力接入距离110KV宝泉岭变电所约45、2千米，建设费用相对较低。3) 远期供热时，供热半径较小，管网建设费用降低。4) 厂址西邻梧桐河，排水方便。厂址缺点：1) 厂址现为一般农田，需改变用地性质，减少耕地资源。2) 厂址西邻梧桐河，需考虑防洪，地势较低，需填土方约8万立方米，增加建设费用。3) 厂址位于城镇夏季主导风向的上风向，北距居民区约1公里，对场区有一定的环境污染综上所述，厂址距离农垦城居住区较远，具有对周围环境污染影响小，厂址建设条件好，更重要的是交通运输便利流畅，能保证电厂的燃料及材料的供应等优点。所以本工程推荐厂址。6.2 水文气象本地区属中温带湿润半湿润区，一年四季的气候变化具有中温带大陆季风气候的特点，七月最热，一46、月最冷，冬季漫长，夏季短促，雨热同步，光照充足，无霜期短。全年平均降水量594.8mm（19591999年）。最大年降水量896mm（1960年），最小年降水量342.3mm（1977年）。降水年内分配不均，69月降水量占年降水量的70%以上。历年平均气温 2.4度 极端最高气温 39.6度 极端最低气温 -41.2度 历年平均气压 1002.2mb 历年平均相对湿度 69% 历年平均降水量 573.6mm 历年最大日降水量 109.6mm 历年平均风速 3.0m/s 历年最大风速 21.0m/s 年平均日照时数 2429.3小时 历年最大积雪深度 66.0厘米历年最大冻土深度 2.46米 地47、面平均温度 4.2度 地面最高温度 65.4度 地面最低温度 -45.7度采暖期室外计算温度 -24采暖期室外平均温度 -9.4采暖天数 183天 最大冻结深度 2m6.3 交通运输宝泉岭分局交通运输主要以公路运输为主，四通八达，交通便捷，距省会哈尔滨市475公里、距鹤岗市25公里，北距鹤北镇16公里，东北距萝北县凤翔镇39公里。省道哈肇公路（S101）穿境而过。道路通车总里程达1924公里，其中乡级公路1074公里，村级公路850公里，硬化总里程437公里，基本形成了宝泉岭分局为中枢，以干线公路为骨架，以乡村公路为辐射的公路网。“十一五”期间，宝泉岭分局将新修通村公路1100公里，实现通村公48、路硬化目标，公路硬化率达到57%，所有管理区和65%生产队的公路实现通畅。宝泉岭分局公路运输基本情况表 项 目单 位数 量一、公路通车里程公里1924其中：省道公里县乡公路公里1074村公路公里850其中：晴雨通车里程公里1106公路绿化里程公里1685二、公路养护里程公里1918三、公路分级公里954二级公路公里17三级公路公里937四、桥梁总计米/座3684/222五、桥梁按跨径分米/座3684/222县路米/座中桥米/座371/8其中：省道米/座县路米/座乡路米/座199/4县路米/座乡路米/座172/4六、桥梁按使用性质分永久性桥米/座3684/222七、货物运输量万吨1726八、货物49、周转量万吨/公里12871九、客运量万人144十、客运周转量万人/公里103166.4 电厂水源电厂生活用水水源由市政自来水给水管网供给，管径DN80，管材采用PE塑料管；电厂工业用水水源为地下水，拟在厂区内打4眼水井，每眼井出力100m3/h。6.5 厂址工程地质条件厂址拟建于黑龙江省农垦总局宝泉岭分局，在黑龙江与松花江汇合处的三角地带。拟建项目的地点在二九0街东起点南侧，土地类型为工矿仓储用地，东西长度为416.5米，南北宽度为214米，面积为10公顷。其东西两侧为大片空地，南侧为林地，北邻二九零街。土层属新生代第四系，以黏土、砾砂为主。龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告7 工程设想750、.1 厂区总平面布置7.1.1厂区总平面布置原则1) 满足总体规划以及生产性质、安全、卫生、施工规范及检修等要求。2) 在符合生产流程、操作要求和使用功能的前提下，建构筑物等设施，应联合多层布置。3) 按功能分区，合理确定通道宽度。4) 功能分区内各项设施的布置，应紧凑、合理。5) 预留发展用地内，不得修建永久性建、构筑物等设施。6) 应充分利用地形、地势、工程地质条件，合理布置建、构筑物，减少土方量工程量和基础工程费用。7) 创造良好的生产条件和整洁的工作环境。7.1.2总平面布置方案依据上述原则及工艺流程要求，考虑厂区的总平面布置方案：充分发挥用地南邻城镇主干路二九0街的地利条件，在厂区北51、侧各规划一处主入口和两处货运入口；并兼顾城镇主导风向、建筑朝向等因素，规划主厂房固定端位于南侧，在厂区东侧规划一个总面积8064平方米的封闭料场。依据工艺流程要求，厂区南侧为水处理、冷却区及110kV室内配电装置，北侧主入口处为办公管理区。主厂房位于全厂的西部。从而既保证了工艺流程，又能作到功能分区合理，人车分流，交通顺畅。厂区内分为主厂房区、仓储区、综合区和办公生活区四大区域。1) 主厂房区主厂房布置在厂区的西部中心位置，主厂房采取三列式布置形式,由南向北并列布置汽机间、除氧料仓间和锅炉间，锅炉间向北为除尘器、引风机间及烟囱烟道。2）仓储区布置一处封闭料场，布置在厂区的东侧，总占地面积80652、4平方米。通过一段输料栈桥为主厂房供应燃料。并在封闭料场的东侧布置一露天料场。3）综合区包括化学水处理间、循环水泵房、综合水泵房、储水池、玻璃钢冷却塔及主变压器及110kV室外配电装置，布置在主厂房的南侧。4）办公管理区布置在厂区北部主入口侧，设置一座综合楼，负责全厂的行政办公管理及生活后勤服务。7.1.3场区竖向布置本项目竖向设计采用连续整平方式，呈5坡度，由西南向东北倾斜。厂区的地面雨水排水采用自然排水方式，最终进入市政排水管网。7.1.3.1道路运输设计厂区道路：厂内道路采用环形布置，并与场外道路相连通，其宽度为8米、6米两种，转弯半径12米、9米，结构为混凝土路面。运输：运输方式厂外采53、用公路运输，厂内采用道路运输方式。燃料由公路运至厂内料场，灰渣由汽车经道路运至社会综合利用。7.1.3.2绿化布置绿化布置采用点、线、面相结合的布置方式。沿道路两侧种植阔叶乔木，间植灌木及花卉，建筑物周围空地用草皮覆盖，以达到美化、净化环境之目的，绿化率为20。7.1.3.3厂区总平面布置主要技术经济指标主要建、构筑物一览表 表7.1-1序号项目名称占地面积（平方米）建筑面积（平方米）备注主厂房1汽机间2124.004824.002除氧煤仓间3锅炉间4除尘器用地64.005引风机间162.00162.006烟囱及烟道63.60高80米7除渣栈桥12.50水平长5米8渣楼88.00176.00954、给料栈桥700.00水平长35米10封闭料场8064.008064.0011露天料场41877.5012综合水泵房83.8583.8513循环水泵房224.00224.0014储水池273.78两座15玻璃钢冷却塔350.40两座16化学水处理间396.00396.0017主变压器及110kV室外配电装置565.20565.2018门卫90.0090.0019地磅144.00四台20地磅用房48.0048.0021综合楼768.003840.0022灰库28.26V=500立方米总计21374.6525278.02主要技术经济指标表 表7.1-2序号名称单位数量备注1厂区总用地面积m2987655、12本期建构筑物占地面积m214249.593新建道路广场面积m220372.914绿地面积m220000.005预留发展用地面积m23500.006本期建筑面积m218473.057露天料场占地面积m241877.508建筑系数%14.229容积率0.1810利用系数%76.5011绿地率%20.007.2 燃料输送系统7.2.1 燃料计算 根据生物质燃料分析资料，计算燃料消耗量如下：单位时间锅炉负荷小时最大耗量日耗最大量年最大耗量玉米秸秆（t）玉米秸秆（t）玉米秸秆（104t）1130t/h25.69513.815.41注：日耗燃料按20小时计，年耗燃料按6000小时计。7.2.2 贮料场56、及卸料装置电厂内设置一个封闭的秸秆储料库，分三个并列料场布置。厂内储料库长108m，宽72m，可存秸秆7700吨。储料库储存秸秆量可满足1台130t炉满负荷运行燃用约15天。为了保证燃料供应的连续性、安全性、可靠性，在电厂旁设置一个中心收购储料站，堆高4.8m，可储存秸秆大约13340吨，可满足1台130t炉满负荷运行燃用25天。厂内储料库内设有3台跨度22.5m的秸秆抓料机作为电厂主要的卸料、上料及料场的堆取设备。储料库内配4台叉车作为辅助卸料、上料设备。7.2.3秸秆输送和解包货车卸货时，叉车将秸秆包放入储料库内：在库储料的中部，抓料机或叉车将秸秆包放在仓料输送链上，通过分配器输送链进入一57、个缓冲台，秸秆包从进料台通过带密封闸门（防火）的进料输送机传送至进料系统；秸秆包被推压到两个立式螺杆上，通过螺杆的旋址碎秸秆，然后将秸秆传送给螺旋自动给料机，通过给料机将秸秆压入密封的进料通道，然后到达炉床。从秸秆料库之后的燃料输送系统设备由锅炉岛供应商负责设计供货。7.3 燃烧系统7.3.1 给料系统由打包机打成1.51.31.2的秸秆包由汽车运到电厂，存放于位于炉前的秸秆存储库中。秸秆包从秸秆存储库通过链式输送带传递到立式螺杆机上（标高约11.80米），通过螺杆的旋转给料机将扯碎后的秸秆送入炉膛燃烧。7.3.2 烟风系统采用平衡通风系统。空气系统由一台100%容量的送风机和空预器组成。为防58、止烟气腐蚀性，烟气将不通过空预器。空气的预热由给水加热实现预热后的空气通过炉膛下部（炉排上部）进入炉膛。锅炉燃烧需要空气量的另一部分通过振动炉排进入锅炉。经炉膛燃烧后产生的高温烟气和飞灰，流过过热器和省煤器，由引风机将烟气吸入布袋除尘器净化，最后经烟囱排向大气。7.3.3 主要辅机选择送风机为一台，容量100%，离心式，风量余量不小于10%，压头余量不小于20%。引风机为一台，容量100%，离心式，风量余量不小于10%，压头余量不小于20%。链式输送带4条，各25%容量。螺旋给料机4套，各25%容量，由两台双轴电机驱动。布袋除尘器1台。烟囱一座，高度80m，出口内径3.0m，能够满足环保要求。59、7.3.4 点火油及助燃油系统秸秆点火及助燃暂按油系统考虑,采用0#轻柴油。考虑购买一套推车式供油集箱装置。7.3.5 空压机系统设置仪用和检修用压缩空气系统，空压机暂按5m3/min两台考虑，仪用和检修用空压机互用。设置两台5m3/min的压缩空气净化装置。7.4 热力系统7.4.1主蒸汽系统主蒸汽管道采用切换母管制，设一条单母管，锅炉蒸汽至汽机或母管可切换运行，并为预留锅炉预留接口条件。7.4.2除氧给水系统除氧系统;选用1台高压旋膜除氧器和除氧水箱及2台电动给水泵将给水通过高压加热器送至秸秆锅炉。7.4.3生水系统厂外来水由工业(生)水泵送至生水加热器至化学水处理后至高压除氧器及工业水系60、统。7.4.4工业水系统全厂设置工业水及循环冷却水系统。7.4.5凝结水系统汽轮机配置2台100%容量的凝结水泵,1台运行,1台备用。7.4.6压缩空气系统由全厂统一设置压缩空气系统供全厂布袋除尘器、吹灰器及检修使用。7.4.7供热系统龙源宝泉岭生物质电厂暂不供热，但考虑以后供热负荷的发展，预留供热能力。供热汽源由1C30-8.83/0.49型抽汽式汽轮机提供。从汽轮机调整抽汽口，抽出的蒸汽接入供热蒸汽母管，直接向厂区内热网首站供汽。供汽压力为0.49MPa，抽汽温度217，经过汽-水换热器加热热水后，通过一级网输送到各水-水换热站。一级网供回水参数130/70。凝结水回到除氧器。7.5 主厂61、房布置主厂房采用三列式布置，汽机间跨度27米，除氧料仓间跨度9米。锅炉间跨度24米。汽机间共两层，运转层标高7米，屋架下弦17.5米。除氧料仓间共五层，管道夹层标高4.2米，运转层标高7米，除氧层标高13.0米，输料层标高25.0米。锅炉间共两层，运转层标高7米，屋架下弦33.0米。7.5.1汽机间设备布置汽机间为双层布置，分别为0.0米和7.0米层。其间布置有汽轮发电机组及辅助设备，汽机为横向镜向布置，跨度为27米。两机之间布置油系统和循环水泵。电动给水泵位于B轴附近，电动给水泵与B轴间为检修通道和电缆沟。在轴与轴间0.00m层为检修场地，7.00m层为吊装孔。7.5.2除氧料仓间设备布置除62、氧料仓间跨度为9米，在0.0米层为电气配电间；在4.2米层设管道夹层；7.0米层部分为机炉电控制室和检修场地；在13.0米层布置有两台热力除氧器和150立方米的料斗；25.0米层为输料层，布置两条皮带运输机。7.5.3锅炉间设备布置锅炉间，锅炉横向布置，跨度为24米，在7.0米层布置有两台75t/h的生物质锅炉，0.0米层布置有鼓风机、二次风机、出渣机等设备。在轴和轴间建设辅助办公间，0.00m层为蓄电池室、UPS柜间和疏水箱与疏水泵，3.50m层和7.00m层为办公用房间。7.5.4除尘及引风机间设备布置在主厂房E轴外为露天布置的两台布袋式除尘器。在除尘器后为引风机间，在其内布置两台引风机，63、跨度为9.0米，在引风机间北墙外侧为烟道和一座100米高上口径为3.0米的烟囱。7.5.5供热首端换热站设备布置由于本期不建设首端换热站，但考虑远期发展供热负荷，在主厂房南侧预留独立建设首端换热站。站内设有三台汽水换热器、两台热网循环水泵、两台凝结水泵以及水处理设备。7.6 除尘除灰系统7.6.1 系统概况本工程除灰渣系统采用灰渣分除系统。灰渣为高含钾肥料，全部综合利用，由用户到电厂运走灰渣，电厂不设贮灰场。除渣系统：湿式刮板捞渣机链板输送机储渣间装载铲车汽车外运。除灰系统：采用正压气力除灰系统输送方式。7.6.2 锅炉排灰渣量 本工程锅炉排灰渣量为锅炉炉膛排渣和布袋除尘器排灰两部分组成，其灰64、渣比例为：渣量为总灰渣量的40%；灰量为总灰渣量的60%。灰渣量（BMCR工况）见下表：单位时间锅炉负荷小时灰渣量(t)日灰渣量(t)年灰渣量( 104 t)灰量渣量灰渣量灰量渣量灰渣量灰量渣量灰渣量1130t/h1.1690.7891.95823.3815.7839.160.7010.4731.175注： a 日灰渣量按锅炉日运行20h计算；b 年灰渣量按锅炉设备年利用6000h小时计算。7.6.3 除渣系统锅炉排出的炉渣由湿式刮板捞渣机捞出经链板输送机将渣送入厂房外的灰渣楼中，灰渣楼设有储渣仓，储渣仓容积为30m3，可存灰渣10t左右。灰渣楼内设有检修设备和电动阀门。7.6.4 除灰系统除65、灰系统拟采用正压气力除灰系统输送方式，布袋除尘器下的灰斗各装设仓式输送泵，设置一条除灰管线，由2台空气压缩机将灰送入厂区内的一座干灰库中，灰库容积为500 m3,可存90小时的最大排灰量，灰库底部排料口设有散装机，最后由水泥罐车运出厂外，送往用户单位。灰库内设有净化排气装置。7.7水源、供排水系统7.7.1水源电厂生活用水水源由市政自来水给水管网供给，管径DN80，管材采用PE塑料管；电厂工业用水水源为井水，拟在厂区内打4眼水井，每眼井出力100 m3/h。7.7.2供水系统及用水量供水系统包括：锅炉补充水、工业用水、生活用水、消防用水及循环水补水等部分组成 。7.7.2.1锅炉补充水系统及水66、量：锅炉补充水正常为6.5 m3/h，最大为19.5 m3/h，考虑到化学水系统自用水量、炉内加药及汽水取样等用水量，除盐水系统的设备正常出力按20m3/h考虑。7.7.2.2工业系统及用水量：根据工艺专业提供，工业用水量为40m3/h，（回收，用于循环水补水） 7.7.2.3生活用水系统及水量生活系统及用水量：生活用水按35L/(人.班)，小时变化系数为2.5；淋浴用水按60 L/(人.班)，用水时间为一小时；浇洒道路和场地用水按1.5 L /m2.次，每天浇洒两次；绿化用水按1.5 L /m2.次，每天浇洒一次。计算得出生活用水量为10.0m3/h。7.7.2.4消防用水系统及水量本工程消67、防系统主要以水消防为主，其他为辅。本工程用水量最大的建筑物为露天秸秆储料堆场，根据规范8.2.3条之规定，秸秆堆场室外消火栓用水量为60升/秒，火灾延续时间为小时，消防用水量为1296m3。在厂区内设置两座蓄水池，一座综合泵房，用以消防及生产用水的储存与加压；储水池每座容积800m3，设计中已采取措施保证 1080m3消防用水不被动用，同时在综合水泵房内设置一套XQB7.6/60消防气压给水设备，其中包括两台消防水泵，两台稳压泵，一个气压罐；消防泵型号为：XBD6.8/60150 ，泵流量 Q=60L/S ，泵扬程H=68m， 每台消防泵均有独立的吸水管道至水池。由消防水泵房接出两条DN25068、的给水管，在主厂房室内外、储料堆等周围形成环状消防管网。在汽机间、锅炉间的底层、运转层、除氧层、锅炉下部等地设室内消火栓。7.7.2.5循环水系统及水量（Q4）1) 循环水量：序号机组容量（MW）凝汽量（t/h）冷凝器水量（m3/h）辅机水量（m3/h）循环水量（m3/h）1C3067（夏）17（冬）4020（夏）765（冬）6004620（夏）1365（冬）合计C3067（夏）17（冬）4020（夏）765（冬）6004620（夏）1365（冬） 注：循环水冷却倍率夏季采用60倍，冬季采用45倍。循环水补水包括冷却塔蒸发损失、冷却塔风吹损失及循环水排污，循环水补水量夏季为：83m3/h； 冬69、季为：Q4=21m3/h2) 冷却设备：根据本期工程装机类型和机组运行方式，本期工程设计选用两座机力通风玻璃钢冷却塔，每座玻璃钢冷却塔的出力为2500 m3/h，t=10。，3) 循环水管：由循环水泵房的水泵将水升压经过一条DN1200钢管循环水管送到主厂房内的凝汽器，升温后的水由一条DN1200钢管循环水管送回冷却塔冷却，循环使用。4) 循环水泵房联合建筑物循环水泵房为联合建筑物，位于冷却塔附近，有循环水泵房，阻垢剂室等。7.7.2.6供水系统总用水量（消防未计入）：正常运行时： 夏季Q总=114m3/h(含未预见水量，系数1.1) 冬季Q总=69m3/h(含未预见水量，系数1.1)7.7.70、3. 水量平衡本工程本着节约用水、一水多用、循环使用和废水回收利用的原则进行全厂水务管理，本期工程用水量及补给水量见下表：编号用水项目130MW机组用水量(T/H)备 注夏 季冬 季正常回收消耗正常回收消耗1冷却塔蒸发损失46046100102冷却塔风吹损失140144043冷却塔排污损失23023707小计8344321004化学水处理用水11011110115工业用水404040402540回收用于循环水补水6除灰渣用水400400由工业水排污水回收供给7生活杂用水100108088未见用水10010100109合 计1584411494256910补给水量夏季114冬季6911耗水指标（71、m3/S.GW）1.0587.7.4 排水1) 生活间生活污水进入化粪池经过沉淀和生化处理达标后排入市政排水管2) 锅炉疏水经降温池降温、自然沉淀，水温不高于40，达标后排入市政排水管网。3) 汽车库、灶房污水进入隔油池处理达标后排入市政排水管网。4) 电厂内其它废水直接排入市政排水管网。5) 雨水汇集后排入附近的市政雨水管，6) 排水管材自流管段采用HDPE塑料管，压力管段采用焊接钢管。7.8化学水处理系统7.8.1 水质报告：热电厂锅炉补给水水源为地下水；业主提供的水质分析报告,重要参数如下：项目单位分析结果项目单位分析结果外观无耗CODmn氧mg/l0.16浊度NTU5.36钠离子mg/72、l8.03PH值7.63钙离子mg/l21.47导电度微姆欧/厘米142镁离子mg/l4.25游离二氧化碳mg/l2.2铁离子mg/l0.81全固形物mg/l140.4铝离子mg/l溶解固形物mg/l130.8铜离子mg/l0.003浮悬物mg/l4.6氨mg/l0全碱度毫摩尔/升1.2氯根mg/l1.5氢氧根mg/l0硫酸根mg/l19.59碳酸根mg/l0二氧化硅（全量）mg/l13.82重碳酸根mg/l73.2二氧化硅（游离）mg/l2.62腐植酸盐毫摩尔/升二氧化硅（胶体）mg/l11.2全硬度毫摩尔/升1.4磷酸根mg/l0暂硬毫摩尔/升1.2硝酸根mg/l5.2永硬毫摩尔/升0.273、CODcrmg/l28负硬毫摩尔/升0钾离子mg/l1.957.8.2工艺流程根据热电厂锅炉的参数、火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量(GB/T12145-1999)、蒸汽锅炉补给水率、原水水质等因素，参照水质报告，蒸汽锅炉补给水化学处理采用预处理加二级除盐系统，工艺流程如下：井水储水池生水加压泵曝气铁锰过滤器多介质过滤器一级反渗透二级反渗透EDI。二级除盐系统出水水质：硬度: 0mo1/ L二氧化硅： 20g / L 电导率(25) ： 0.2S / cm P H ： 8.59.2 7.8.3水处理设备布置水处理联合建筑由化学综合楼及水处理室部分组成。化学综合楼位于固定端，共2层。一层设运行74、控制室、运行化验室、配电间等；二层为水分析、油分析化验室。化验室主要仪器设备参考火力发电厂化学设计技术规程（DL/T5068-2005）中化验室仪器设备定额，进行简单配置。水处理室布置有过滤器、超滤装置、反渗透、EDI装置；曝气水箱、超滤水箱、除盐水箱等布置于辅助间内。7.8.4給水、炉水校正处理及汽水取样为防止锅炉结垢，炉水采用磷酸盐处理，设有一套炉内加药装置（即溶药箱，计量泵组装在一座底盘上），为监督水汽质量，设汽水取样设施，手工操作，设备均布置在锅炉的运转层。7.8.5循环水处理循环冷却水补水水源为水厂出水，为防止循环水系统结垢，循环冷却水采用加阻垢剂处理，7.9 电气部分7.9.1 建75、设规模本期新建130MW抽凝汽轮发电机组，预留扩建130MW抽凝汽轮发电机组的条件。发电机最大功率为30MW。7.9.2 接入系统方案由于接入电力系统工作尚未开展，本设计暂按电厂以110kV接入系统方案考虑，最终以审批后的接入系统设计方案为准。7.9.3电气主接线7.9.3.1电气主接线方案根据上述建设规模和接入系统方案，本工程电气主接线设计方案如下：方案一：电气主接线采用单母线接线，预留双母线接线扩建场地条件，一台发电机采用发电机-变压器组单元接线方式，经一台40MVA双绕组变压器接入电厂110kV母线。电厂110kV母线本期出线一回（甲线）接至龙镇变电所的110kV系统，电厂110kV配电76、装置采用屋内AIS布置。电厂二期扩建时将电气主接线改为双母线接线，两台发电机采用发电机-变压器组单元接线方式，各经一台40MVA双绕组变压器分别接入电厂110kV母线。电厂110kV母线二期出线两回（甲线与乙线）接至附近变电所的110kV系统。发电机出口电压为6.3kV，高压厂用工作电源由发电机出口引接。高压厂用启动/备用变压器采取5MVA有载调压方式,由电厂110kV母线引接。方案二：电气主接线采用单母线接线方式，两台发电机采用发电机-变压器组单元接线方式，各经一台40MVA双绕组变压器分别接入电厂110kV母线。电厂110kV母线本期出线一回（最终出线二回）接至附近变电所的110kV系统，77、电厂110kV配电装置采用GIS组合电器。发电机出口电压为6.3kV，高压厂用工作电源由发电机出口引接。高压厂用启动/备用变压器采取5MVA有载调压方式,由电厂110kV母线引接。7.9.3.2电气主接线方案论述方案一：优点是运行可靠性较高，工程初期设备投资较小，运行灵活性好；缺点是设备占地面积较大。方案二：优点是设备占地面积小、运行可靠；缺点是工程初期设备投资较大。两个方案都能够满足电厂的安全运行要求，虽然方案二的110kV配电装置占地面积较小，但投资较高，本设计通过经济技术综合比较，推荐采用方案一。7.9.4厂用电接线方案厂用电系统采用6 kV和380/220 V两级电压。6kV高压厂用电78、系统采用中性点不接地系统；380/220V低压厂用电系统采用中性点直接接地系统，动力和照明采用合一的供电方式。本项目厂用电率约为 9。高压厂用工作电源直接由发电机出口引接，高压厂用备用变压器由电厂110kV母线引接，高备变容量为5000kVA，变比11081.25%/6.3kV。6kV高压厂用母线采用单母线接线，按炉分段。主厂房内380/220V低压厂用母线采用单母线接线，按炉分段，每台锅炉设一台低压厂用变压器向本机组的机、炉工作负荷供电，并设一台低压厂用备用变压器，作为低压厂用备用电源。380/220V低压厂用电系统采用中央盘-车间盘的供电方式。6kV厂用配电装置采用真空断路器的手车式开关柜79、，380V/220V厂用配电装置选用低压抽出式开关柜，低压厂用变压器采用干式变压器。在各负荷中心设置车间配电箱，就近给小容量的低压负荷供电。本工程6kV厂用电源部分设一台600A 6kV厂用电抗器及一台5000kVA高备变；0.4kV厂用电源部分设一台1000kVA厂用工作变及一台同容量的明备用变压器。由于大容量的锅炉引风机、鼓风机、给水泵及汽机循环水泵均选用6kV高压电机，剩余机炉辅机容量较小，故本项目不设上料、水处理、照明等公用负荷的专用变压器，所有0.4kV低压负荷均由一台1000kVA厂用工作变供电。由于本工程以发电为主，机炉等厂用负荷相对稳定，故引风机、鼓风机、给水泵及汽机循环水泵等80、6kV高压电机均采用直接起动方式，不设高压变频设备调节；炉前给料计量辅机等设低压变频设备调节，其余辅机均采用直接起动或软起动起动方式，不设变频调节设备。7.9.5主要设备选择屋内110kV配电装置采用LW33-126高压自能式SF6断路器（配套供应CT26型弹簧操动机构），主变采用SF10型低损耗双绕组无励磁调压油浸式电力变压器。6kV厂用配电装置拟采用KYN28A-12Z型金属凯装手车柜。发电机小间采用XGN2-10固定式金属封闭式开关柜。厂用分支电抗器采用XKGKL型干式空心限流电抗器。0.38/0.22kV厂用配电装置拟采用MNS型抽出式开关柜;低压厂用变及备用变均选用SG10型100081、kVA真空浸渍干式变压器。直流装置选择600Ah/220V免维护鉛酸电池屏，同时配置2台20kVA UPS交流不停电电源。发电机变压器组，联网线，厂用电抗器，6kV电动机，厂用变等6kV开关继电保护装置均采用微机保护装置，在中央控制室集中控制，高压开关柜面板上分散控制；上述保护由NPS-2000电站微机监控系统完成，NPS-2000电站微机监控系统中包含微机“五防”功能，能实现“五防”闭锁，同时设有后备监控操作在线模拟屏。电气控制系统与DCS系统互相开放通讯接口，两系统即相对独立，又可以实现全电厂信息共享。7.9.6电气设备布置本工程不设专用电气主控楼，采用机炉电一体控制，控制室设在主厂房运转82、层中央控制室，微机监控系统操作站设在中央控制室，继保、远动及电源等设备安装在中央控制室旁的电子设备间。发电机小室布置于发电机下部，在主厂房0.00米层。升压变及高/起备变布置于主厂房汽机间外，与110kV屋内配电装置布置在一起。6kV及380/220V厂用配电装置均布置主厂房内0.00米B-C列之间。6kV 厂用电抗器布置在发电机小室旁专用房间内；380/220V低压变压器采用干式变压器，与低压抽出式开关柜布置在一起。车间配电盘布置在相应生产工艺车间专用配电间内。7.9.7直流系统根据电力工程直流系统设计技术规程，为满足控、保、事故照明等直流负荷的需要，采用两组蓄电池给机组的控制和动力负荷合并83、供电方式，供电电压为220V，直流系统采用单母线分段接线方式。蓄电池选用GFM-600，600Ah ，220V阀控式密封铅酸免维护蓄电池，配置一套智能高频开关操作电源。蓄电池为浮充电运行，不设端电池。为保证供电可靠、经济合理，采用辐射状和环网状相结合供电网络，并装设微机绝缘监察装置。直流屏布置在主厂房运转层电气设备间内，蓄电池布置在主厂房蓄电池室内。7.9.8交流不停电电源本期工程采用2台20kVA交流不停电电源（UPS）供热工仪表、自动装置及计算机等不停电负荷使用。两台UPS并列运行，大大提高了供电的可靠性。UPS采用静态逆变装置，正常时由交流工作段供电，工作电源失电时，由直流系统经隔离二极84、管供电;逆变器故障时，由静态旁路开关自动切换到备用电源向不停电负荷供电。UPS屏位布置在电气设备间内。7.9.9二次线继电保护及自动装置7.9.9.1集中控制室二次线集中控制室采用机、炉、电集中控制方式。电气控制屏、变送器屏、发变组保护柜、发电机励磁调节柜、火灾监测报警装置屏等布置于集中控制室内（集中控制室按两台机组共用考虑）。6kV和110kV配电装置、发电机以及厂用电系统等电气设备，统一纳入DCS监控范围，采用硬接点控制方式。电气倒闸操作、停送电操作的有关安全措施及有关开关之间的闭锁功能，均由DCS 软件配合实现。为管理方便单元控制室设电气操作员站。另设电气设备间，布置微机保护屏及其他电气85、测控屏、直流屏。110kV线路的保护监控全部纳入网络微机系统，不设常规控制屏台。网络微机监控系统留有与DCS及远动装置的接口，用于信息交换。主厂房内主要电动机均在DCS控制，主厂房内非重要电动机采用就地控制。主厂房以外电动机根据工艺要求采用集中控制或就地控制。7.9.9.2辅助车间控制系统布袋除尘系统采用除尘器厂配套的微机控制系统。物料运输系统采用集中程序控制方式，控制系统分为外部传感器、程控系统部分。远程分站按控制对象集中设置，布置在相应控制室内。7.9.9.3继电保护发电机变压器组、110kV线路、电抗器、低压厂用变压器采用微机型成套保护装置，组屏布置于电气设备间内。6kV电动机采用微机型86、综合保护装置，分散布置于相应的开关柜上。低压厂用电动机和低压电源线路，采用保护电动机和配电线路用的空气开关，不另设继电保护装置。7.9.9.4自动装置电厂均配置有低周、低压振荡解列装置。装置动作于跳联网线或发电机。在集中控制室设有带有同步闭锁的手动准同步装置及微机自动准同步装置1套，采用智能型同期装置。联网线、 分段开关、发变组高压侧开关均接入同期装置，开关采用同期方式合闸。电抗器、高、低压厂用工作电源各母线段均设备用电源自投快切装置。7.9.9.5励磁系统 发电机励磁系统采用双微机双通道静止可控硅励磁系统。一路通道异常时能自动无扰动地切换到备用通道，提高励磁系统运行可靠性。7.9.10过电压87、保护及防雷接地主厂房等厂用配电装置均为全户内式，建筑物为框架结构，防雷保护根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合(DL/T 620-1997)进行设计。全厂接地保护采用以水平接地体为主，垂直接地体为辅的接地网。其接地电阻不大于0.5欧姆。110kV母线，6kV母线，主变及发电机中性点装有避雷器，作为入侵雷电波的过电压保护。0.4kV动力柜，主控配电箱及热工仪表配电箱处设浪涌保护器，确保设备不受过电压的伤害。110kV配电装置及烟囱顶部设置避雷针作为直击雷保护，并设集中接地装置。避雷针保护外的部分，主厂房屋顶设避雷带与屋面彩钢板一同作为防雷接闪器防雷，防雷装置应与接地装置可靠相连；料场设置独立避88、雷针保护。7.9.11照明和检修鉴于本工程的低压配电为380/220V中性点直接接地系统，且负荷较为平稳，故照明与动力共用一台变压器。各照明电源引自就近的低压配电盘或动力配电箱。照明网络电压采用380/220V，检修用的照明电压为36V，但在特别潮湿的场所或金属容器内为12V。在主要生产车间和规范规定的场所中，除设置工作照明外，还应设置保证安全及供人员疏散用的应急照明，并在工艺要求场所设置局部照明和检修照明，厂区道路设道路照明，烟囱根据规范设障碍照明。事故照明应按设计规定的场所设置。事故照明由交直流事故照明切换屏供电。主厂房检修箱按规程规定地点设置，由动力中心直接供电，辅助车间检修电源箱，由车89、间专用配电屏供电。所有灯具光源均选用节能环保型光源，确保照明功率密度值满足规范需求，确保本工程为绿色照明。所有灯具光源均选用节能环保型光源，确保照明功率密度值满足规范需求，确保本工程为绿色照明。根据环境情况选择相应的灯器型式。全厂各厂房及车间照明按火力发电厂和变电所照明设计技术规定(DL/T 5390-2007)进行设计。7.9.12电缆敷设主厂房内厂用配电装置采用电缆隧道，汽机房与锅炉房采用电缆沟道及电缆桥架，其它辅助车间及厂区采用电缆沟道、电缆桥架、电缆支吊架、直埋及穿管敷设方式。7.9.13电气设备的消防措施7.9.13.1电缆防火本工程控制电缆和电力电缆均选用阻燃电缆，对电缆及其构筑物90、的防火措施，按规程要求设置防火门、防火隔墙，在必要的地方设置防火隔板、防火堵料，加装电缆槽盒、耐火隔板，对电缆涂刷防火涂料等。 本工程按电力工程电缆设计规范(GB50217-2007)进行设计。7.9.13.2火灾监测及报警系统全厂火灾监测及报警系统设置一套总屏，布置在主厂房集中控制室，其它控制室设置分箱，并与总屏有联络。火灾监测及报警系统由集中报警控制器和探测器组成。根据规范要求，不同的保护对象采用不同的报警探测器，火灾发生时探测器探测到火灾后由集中报警控制器发出声光报警并记录火灾时间。本工程火灾监测及报警系统按火力发电厂与变电所设计防火规范(GB50229-96)进行设计。7.9.14通信91、与电力调度中心通信设备由接入系统设计。采用市话与生产调度合一的通讯方式。由市话网引入20对入户线，经调度总机分至各车间及主要办公室。主厂房机炉电集中控制室内设一部100门调度总机为生产管理通讯用。7.9.15 电气试验设备应购置一台微机型继电保护试验设备，以方便对设备进行定期检查。7.9.16其它厂用电部分采用变频节能调速技术，主配电设备控制保护采用微机型保护装置。7.10 热工控制7.10.1设计范围1130t/h高温高压燃秸秆蒸汽锅炉，130MW抽凝式汽轮发电机组(预留1130t/h秸秆锅炉130MW抽凝式汽轮发电机组的扩建条件)；辅助车间系统；热工试验室。7.10.2控制方式采用机、炉集92、中控制方式，即在主厂房除氧煤仓间运转层设一个集中控制室(本期工程为一机一炉,预留扩建一机一炉的位置)，相关辅助系统的运行通过运行人员在集控室内的监视控制和周期进行现场巡视。机组及相关辅助系统的启动、停止和正常运行，以及异常工况和紧急事故的处理；在不同的运行方式中，顺序控制可对顺控对象进行有效控制，以实现机组的启动、停止和正常运行；机组及相关辅助系统的所有自动控制、集中监视、远方手动操作，均能在集控室内满足各种运行方式的所有需求。7.10.3 控制水平热工自动化系统采用分散控制系统（DCS）来实现机组的监控。其功能包括：数据采集与处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS93、）、炉膛安全监控系统（FSSS）。本工程采用一套集散控制系统（DCS）进行集中自动控制。在集中控制室内以DCS计算机操作台及工业电视监示器系统构成生产过程监视控制中心。DCS系统的各操作员站按互为冗余方式配置，可实现单元机组的机、炉系统的监视和操作。集中控制室内的每个操作员站（台）只设LCD（液晶显示器）、鼠标和少量重要的紧急事故处理按钮和开关。机组正常运行工况下，由运行人员操作员站LCD监视及鼠标操作为单元机组的运行、监控中心，实现机组（机、炉）运行工况的监视和调整；机组事故或重大异常工况下，通过操作员站LCD及鼠标或操作台上的紧急事故处理按钮和开关，进行异常消除、事故处理及安全停炉、停机。94、对炉膛火焰、汽包水位监视设有工业电视。热工控制室设立2个分区，即机炉集中控制分区、电子设备间分区；DCS检测控制的控制柜、端子柜、继电器柜，锅炉、汽机配电箱、电源柜、汽机保护柜等热工控制设备布置在电子设备间，操作员站布置在机炉集中控制室内。控制室作防噪声处理，根据实际情况设置空调系统，采用防静电地板。机组（机、炉）保护联锁与逻辑控制，除专用性较强、可靠性要求高的汽机保护系统（ETS）外，原则上全部在DCS系统内部实现。7.10.4 辅助车间热工自动化系统物料输送、除灰渣、化学水处理等辅助车间单独设置就地控制室，采用PLC+IPC（可编程控制器+上位机）的控制模式实现系统的监控操作，并可与DCS95、进行数据通讯。7.10.5锅炉烟气排放监测系统按安装位置划分的组成单元，包括烟道上直接安装的仪器或部件（气体取样探头、粉尘仪、流量、温度、压力变送器探头及烟气氧含量的氧化锆仪器等）；烟道旁露天安装的气体反吹控制柜；烟道附近分析房安装的成套装置柜（气体预处理系统、气体分析仪器、系统控制和数据处理系统等）；气体伴热管路及信号连接电缆。数据处理系统具有多种通信接口，开关量、模拟量及以太网、ProfBus、ModBus RS232/485等数字通信接口，并能与工厂主系统、环保部门实现网络通信。7.10.6 设备选型集散控制系统从经济实用的方面考虑采用国产DCS系统。采用在多个电厂有运行使用经验，在适用96、性和可靠性方面有足够的使用业绩的厂家。现场设备：根据电厂自动化规程规定，综合考虑自动化技术的最新发展，本设计的检测及控制系统设备选用技术指标先进、产品质量好、性能稳定，且有成熟使用经验的产品。压力及差压检测仪表选用智能型压力、差压变送器。空气流量测量选用横截面流量计，其它流量测量选用V锥流量计、电磁流量计、超声波流量计。烟气分析选用多成分气体分析系统。温度检测一次元件对于含灰及粉尘处测点选用耐磨型热电偶与热电阻；高温高压的主蒸汽管路测温一次元件选用焊接式热电偶。执行器选用电子式电动执行器。7.10.7仪表供电控制系统及仪表用电采用不间断供电装置(UPS)，由电气专业单独送两路220VAC 5097、Hz。该电源要求电压波动不超过额定值 10%，且与照明电源分开。7.10.8 电缆敷设及接地电缆敷设：压力及差压变送器利用引压管安装在便于巡检的地方，热电偶、热电阻直接安装在炉墙、管道、烟风道上，电缆通过电缆桥架引至控制室；接地：根据计算机系统及仪表制造厂的要求热工控制系统接入电气公共接地系统，电阻应小于1欧姆。7.10.9 热工自动化试验室按新建机组热工自动化试验室面积按设计标准设计150。热工检测、控制设备按实际要求适当购置试验室设备。7.11建筑结构部分7.11.1 厂址条件及设计主要技术数据7.11.1.1 工程地质和水文地质1) 工程地质厂址拟建于黑龙江省农垦总局宝泉岭分局，在黑龙江98、与松花江汇合处的三角地带。拟建项目的地点在二九0街东起点南侧，土地类型为工矿仓储用地，东西长度为358米，南北宽度为286米，面积为102388平方米。其东西两侧为大片空地，南侧为林地，隔二九0街北侧为临时垃圾场，2008年9月底前搬迁。土层属新生代第四系，以黏土、砾砂为主。地下水对钢筋混凝土无腐蚀性。2) 场地地震效应评价根据建筑抗震设计规范(GB50011-2001)及黑龙江省抗震设防工作图的划分，本区抗震设防烈度为6度,设计基本地震加速度为0.05g，设计地震分组为一组。特征周期为0.45s，建筑抗震设防类别为丙类。据邻区剪切波速平均为217m/s, 建筑场地类别为II类，属于可进行建设99、的一般场地，拟建建筑根据“规范”规定采取抗震构造措施。7.11.1.2 设计采用的主要技术数据基本风压值： 0.35kPa基本雪压值： 0.60kPa抗震设防烈度： 6度场地土类型： 中软场地土建筑场地类别： II类建筑物抗震设计和抗震措施的设防烈度按建筑抗震设计规范(GB50011-2001)、电力设施抗震设计规范(GB50220-96)、构筑物抗震设计规范(GB50191-93)、以及火力发电厂土建结构设计技术规定(DL5022-93)进行建筑结构抗震设防，抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。主厂房、烟囱等抗震等级为二级，其余建筑物抗震等级为三级。7.11.1.3 主要建100、筑材料1) 混凝土现浇结构：主厂房梁、板、柱、基础采用C30混凝土；其它建(构)筑物基础和设备基础采用C25混凝土；垫层采用C10混凝土。预制混凝土构件：采用C40混凝土。沟道等：采用C20混凝土。2) 钢筋、钢材型钢、钢板：采用Q235，Q345钢，钢 筋：采用HPB235(Q235)、HRB335(20MnSi)压型钢板：0.6mm、0.8mm、1.0mm厚，双层带保温压型钢板、单层压型钢板。3) 砌体材料：非粘土烧结砖：MU7.5、MU10.0，当地石料、碎石、砂等材料；加气砼砌块：重度6-8kN/m3；砂、碎石、石料尽可能采用当地材料。4) 水泥：一般采用普通硅酸盐水泥，对于像锅炉基础101、汽机基础这样的大体积混凝土，建议采用低水化热水泥，例如火山灰水泥等。有防渗要求的构筑物应采用防渗混凝土，抗渗等级为S6或S8。5) 防火涂料：用于主油箱和储油箱附近的钢结构、汽机房、锅炉房钢屋架及其它钢结构。6) 防水材料：地下建筑物采用在砼中掺加膨胀剂进行砼结构自防水。7) 防腐材料：机组排水槽及化学水沟道等采用花岗岩防腐、还氧树脂胶泥勾缝。7.11.2 地基与基础7.11.2.1 场地土类型及地下水条件1) 场地稳定性评价不良地质作用评价：区域内断层等对工程建设不利的地质构造和冲沟、滑坡、多年冻结等物理地质现象不发育。评定场地类别：根据国家标准建筑抗震设计规范(GB50011-2001)102、的规定，从场地土的性质和波速估值判定，属于中软场地土，场地类别为II类，场地属建筑抗震有利地段，场地地震稳定性好。场地为季节性冻土，冻结深度2.30米左右，基础设计应考虑防冻措施。2) 地下水条件场地地下水为第四系松散砂砾岩孔隙潜水，含水层厚度在30m以上，地下水埋藏较深，施工设计可不考虑对基础的影响。7.11.2.2 地基处理方案拟建场地地基土质结构较简单，场地稳定性及地基土均匀性较好，场地一带不良地质作用不发育，适宜建筑。根据场地岩土工程地质条件和拟建建筑物特征，主厂房，烟囱等荷载大的建筑物拟采用桩基础。其它荷载小的附属建筑拟采用粗砂或砾砂层作为基础持力层。基础设计时应采取防止不均匀沉降的103、构造措施。7.11.3 主厂房建筑结构设计7.11.3.1 建筑设计1) 主厂房布置主厂房采用三列式布置形式，依次为汽机房、除氧间、锅炉房。在锅炉尾部设一偏屋布置送风机及空压机，偏屋跨度为14.0m。锅炉外侧偏屋为贮渣间19.0m8.0m。汽机房跨度为21.0m，柱距6.0m，共6个柱距，总长度为6.0m636.0m。运转层标高为8.0m，屋架下弦标高18.4m，内设一台30/5电动双梁桥式吊车，轨顶标高15.5m,檐口标高20.2m。除氧间跨度为8.0m，柱距6.0m，共6个柱距，总长度为6.06= 36.0m。零米层为电气配电间及布置部分公用设施,4.3m夹层为管道间及电缆夹层，8.0m运104、转层设有机、炉、电集中控制室及电子设备间，14m层布置高压除氧器，梁下弦标高25.0m。 檐口标高26.0m。锅炉房跨度为30.0m，柱距6.0m，共6个柱距，总长度为66.0= 36.0m。8.0m为运转层,锅炉房屋架下弦标高29.0m，檐口标高31.2m。每台锅炉上方屋架下弦布置1台1t电动葫芦。2) 主厂房交通布置汽机房，锅炉房底层及运转层均设有纵向水平通道，底层在固定端、扩建端设有出入口及检修大门，用于人员出入及运输车辆的通行。主厂房的封闭式楼梯间设在除氧间的固定端，并与各层平台贯通。根据防火要求，在除氧间扩建端设有室外消防疏散钢梯，能通过出入口上至各层平台，并借助消防梯作为检修钢梯上105、至屋面。主厂房水平纵横交通与垂直交通相互贯通，形成便利的交通网络，满足人员生产及安全疏散的要求。3) 建筑处理主厂房是全厂的中心建筑物，汽机房、锅炉房设置水平带形窗与除氧间形成水平与竖向的对比，虚实对比，明暗对比，体现出现代工业建筑简洁大方的特点。设计中注意色彩、细部构造的处理，与全厂建筑群取得统一谐调。4) 采光及通风主厂房以自然采光为主，人工照明为辅，集中控制室则以人工照明为主。通风采用自然进风，机械排风方式，集中控制室室内设有集中空调。不能采用自然通风及有特殊要求的地方，采用机械通风。5) 保温、防尘、降噪屋面均设保温层。汽机房、除氧间、锅炉房外墙采用保温彩色压型钢板，塑钢玻璃窗，在满足106、采光和通风的要求下，尽量减少开窗面积。主厂房内的控制室等用房均采用轻质砌体墙与车间隔开。控制室采用隔声门窗。6) 防火主厂房的楼梯、通道和出入口的设置遵照火力发电厂与变电所设计防火规范(GB5029-96)和火力发电厂建筑设计规程(DL/5094-1999)的要求。汽机房内有防火要求的房间和隔墙的门均采用防火门，管道井、电缆竖井、穿墙套管等部位按要求用防火材料堵塞。控制室等房间内的墙面、楼面材料和吊顶材料满足有关规范规定的耐火等级要求。7) 防水、排水主厂房0.00米作0.51%的排水坡坡向排水沟。所有屋面均采用有组织排水方式，优先选用卷材防水。8) 辅助生产及附属建筑辅助生产及附属建筑的布置107、和处理在满足工艺要求和方便运行的前提下，考虑现代工业建筑简洁明快的特点，充分体现二十一世纪电厂的新形象。各建筑物力求平面功能布置合理，建筑造型和立面处理新颖美观，同时注意建筑物之间的相互协调，建筑与环境的协调，创造出一个优美的厂区环境。综合办公楼是厂区重要的建筑物，同时也是厂前区的视觉中心，办公楼内设有生产及行政办公用房、通信机房、劳动安全、工业卫生和环保检测等用房。综合办公楼长64.0米，宽12.0米，五层布置，层高分别为0.0米、4.2米、7.2米、10.2米、13.2米，屋面板底标高16.5米。设两部钢筋混凝土楼梯直通各层，满足消防要求。陶粒混凝土砌块围护，外贴苯板保温。自然采光，并在一108、层、二层间设置共享大厅。7.11.3.2 结构设计1) 主厂房横向和纵向承重结构主厂房采用现浇钢筋砼结构，由汽机房、除氧间框架、锅炉房组成横向框排架承重体系。纵向由纵梁和柱形成纵向框架结构承重体系。汽机房：A列结构：采用现浇钢筋混凝土矩形柱。B、C列结构：为矩形柱组成的单框架，框架柱与横梁、纵梁整体现浇。锅炉房：D列结构：采用现浇钢筋混凝土矩形柱。2) 汽机房、锅炉房屋盖系统汽机房屋盖采用梯形钢屋架，屋架下弦为21.00m，屋面采用保温压型钢板封闭。锅炉房屋面采用轻型屋面，屋面承重采用网架结构，屋架下弦标高为28.0m。屋面采用保温压型钢板封闭。3) 吊车梁选型汽机房柱距为6m，吊车梁为预制钢109、筋砼T形梁。4) 楼面结构除氧间楼面板采用主、次梁体系的现浇钢筋砼结构，整体性好，施工方便，便于工艺开孔埋铁。汽机基础采用岛式布置方式，汽轮发电机布置在8.0m运行层。汽机运转层及中间结构采用钢筋砼独立柱，与汽机基础脱开布置，利于隔振。汽机平台与汽机房外侧柱和除氧间结构脱开布置或铰接相连，汽机加热器平台均采用现浇钢筋砼结构。5) 固定端、扩建端山墙由于考虑扩建，扩建端山墙柱均采用钢柱，设钢抗风桁架。固定端采用现浇钢筋混凝土矩形柱，设钢抗风桁架。6) 主厂房围护结构采用砖墙及压型钢板封闭。7) 汽轮发电机基座汽轮发电机基座上部为现浇钢筋混凝土框架结构，下部采用钢筋混凝土整板式基础。8) 锅炉部分110、锅炉为室内布置。9) 综合办公楼现浇钢筋混凝土框架结构，基础为桩基础。7.11.3.3 结构防止不均匀沉降的措施主厂房各体系之间，如A排柱、B、C列框架与汽机房运转平台、汽轮发电机基座、汽机房山墙柱等结构之间均采用铰接或完全脱开的方式连接。上述各个结构体系的下部基础均为桩基础，互不联系。7.11.4 电气建构筑物110kV室内配电装置长度47.1米，跨度12.0米，两层布置，层高0.0米、5.0米，钢筋混凝土框架结构，陶粒混凝土砌块围护，基础采用桩基础。7.11.5 燃料及除灰建筑输料栈桥采用钢桁架，楼面采用压型钢板做底模的钢梁-混凝土板组合结构，干料棚外侧部份侧面、屋面采用彩色压型钢板封闭。111、栈桥支柱采用钢筋砼支柱，基础采用桩基础。干料棚采用排架结构，屋面承重采用梯形钢屋架，屋面板为彩色压型波纹钢板，预制钢筋混凝土吊车梁，基础采用桩基础。除渣间位于锅炉房外侧，现浇钢筋混凝土框架结构，桩基础。除尘器楼为现浇钢筋混凝土框架结构，桩基础。围护结构采用陶粒混凝土砌块。7.11.6 炉后建构筑物7.11.6.1 烟囱烟囱高度80.0m，出口内径为3.0m。烟囱采用现浇钢筋混凝土单筒结构，内衬耐酸陶土砖，耐酸胶泥砌筑，憎水性膨胀珍珠岩隔热。基础采用钢筋砼环形桩基础。7.11.6.2 烟道烟道采用现浇钢筋混凝土平台，砖砌烟道，隔热采用憎水性膨胀珍珠岩，内衬采用耐酸陶土砖，耐酸胶泥砌筑。7.11.112、6.3 烟道支架烟道支架均采用现浇钢筋混凝土结构，桩基础。 7.11.6.4 引风机室。引风机室跨度9m，柱距6m，长18m梁下弦标高11.5m，设有一台5t的电动单轨吊车，横纵向采用现浇钢筋混凝土框架结构，围护结构采用陶粒混凝土砌块,M5混合砂浆砌筑，塑钢侧窗作为自然采光窗，门根据需要采用钢木大门，屋面保温为苯板，防水层为卷材防水，桩基础。7.11.7 化学建筑化学水处理间单层布置，长33.0米，宽12.0米，钢筋混凝土框架结构，桩基础。循环水泵房单层布置，长16.0米，宽14.0米，钢筋混凝土框架结构，桩基础。综合水泵房单层布置，长12.9米，宽6.5米，钢筋混凝土框架结构，桩基础。7.1113、2采暖通风7.12.1设计规范及标准采暖通风与空气调节设计规范(GB50019-2003)火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程(DL/T5035-2004)火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定(NDGJ93-89)工业企业设计卫生标准(GBZ1-2002)7.12.2采暖厂区内工艺需要或经常有人停留的生产、辅助生产和附属生产建筑物采用集中采暖。在汽机间底层靠近固定端侧布置厂区采暖汽水换热机组，通厂区供热管网向厂区内各采暖建筑供热。采暖热媒为热水，供回水温度为85/60。室内换热设备采用钢制排管式散热器，厂区热网管道采用直埋敷设，保温采用聚胺酯预制保温管。7.12.3通风主厂房采用自然114、通风方式。室外空气通过0.00米及运转层窗户进入主厂房，带走室内余热及余湿，最后由设在屋面、屋顶通风器排至室外。厂用配电装置室采用自然进风，机械排风系统。通风量按换气次数不小于每小时10次计算，事故排风机兼作通风换气用。蓄电池室设计有自然进风，机械排风通风系统将室内有害气体排出室外，室外空气经过滤后引入室内，然后由排风机排至室外。蓄电池室的通风换气量按换气次数不少于次/时计算。通风设备采用防爆型玻璃钢离心风机，风管及其附件均考虑了防腐措施。化水加药设备间设计有自然进风、机械排风的通风系统，将有害气体排至室外。其通风量按换气次数不少于15次/时计算确定。化水汽取样装置高温架间设计有自然进风，机械115、排风的通风系统将室内余热及余湿排至室外。其通风量按换气次数不少于15次/时计算确定。7.12.4空气调节主厂房集中控制室及电子设备间设有风冷热泵型立柜式空调机组，维持室内夏季温度：夏天261，冬天201。7.12.5临时采暖锅炉在电厂投运之前，为了满足冬季安装施工的需要，在汽机间固定端外侧建设一座4.2MW的临时采暖锅炉房。龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告8 环境保护8.1环境保护设计依据1) 环境空气质量执行环境空气质量标准（GB30951996）中二级标准；2) 地下水环境质量执行地下水质量标准GB/T1484893中类标准；3) 厂址周围居民区声环境质量执行城市区域环境噪声标准（G116、B309693）中2类标准；4) 大气污染物排放执行火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）中的第3时段标准：烟尘为50mg/Nm3，SO2为400mg/Nm3，NOx为450 mg/Nm3；5) 废水排放执行污水综合排放标准（GB89781996）一级标准；6) 厂界噪声执行工业企业厂界噪声标准（GB1234890）中类标准；8.2工程概况本项目为生物质发电项目，建设规模为1台130t/h高温高压秸秆锅炉，1台30MW抽汽凝汽式汽轮机。本项目燃料为玉米和水稻秸杆。供水水源为地下水。各种污染物排放量均小于燃煤锅炉，本工程属环保项目。玉米秸秆的燃料特性详见表8.2-1。项 目单位MTM117、ADAARVDAFCARHARNAROARST.ARONET.AR(KJ/KG)DT()ST()FT()设计燃料%9.88.347.3379.6441.131.910.9338.700.2014280108011301160校核燃料%211.413.6169.5136.234.131.6933.250.0913140108011301160秸秆燃料分析表 表8.2-1厂址位于宝泉岭农垦城的东部，在二九0街东起点南侧，其东西两侧为大片空地，南侧为林地，隔二九0街。8.3环境质量现状8.3.1大气环境宝泉岭农垦城区大气的主要污染物来源于工业生产锅炉、采暖锅炉、民用采暖和生活炉灶、机动车燃油废气，以118、及车辆行驶和人为造成的二次扬尘。大气中污染物的主要成分为粉尘、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOX）。年废气排放总量为14250万标立方米/年，其中乳品厂年排1879.63万立方米/年；糖厂供热站年排7520万立方米/年；食品公司年排752万立方米/年。8.3.2水环境宝泉岭农垦城区水环境污染主要来自工业生产排放的污水、居民的生活污水、以及医院排放的污水。地下水评价结果显示，除铁、锰含量较高外（原因是该地区地质结构造成的），地下水环境质量均低于地下水质量标准中的二级标准。8.3.3声环境宝泉岭农垦城区的环境噪声主要有交通、工业生产、建筑施工、社会生活及其它噪声。交通噪声是城区环境噪声的主要污染119、源之一，占噪声构成比例30%。宝泉岭城区公路、铁路交通发达，有过境铁路（佳木斯鹤北铁路）和过境公路（哈肇公路），城区内街道纵横，加上近几年机动车数量急剧增加，交通噪声污染日益严重。工业生产中产生的噪声污染在城区噪声声源结构比例中占据7%，主要由于有些工业企业生产工艺和设备比较落后、冬季采暖锅炉较多，风机噪声较大造成的。另外，有些工业企业未采取降噪、防噪措施也是造成城区环境噪声污染的一个因素。建筑施工产生的环境噪声污染随着经济和城镇建设的发展也呈上升趋势，在城区噪声声源结构比例中占5%，建筑施工噪声具有分散性、局限性和暂时性的特点。社会生活噪声是人们在日常生活中产生的，社会生活噪声污染在噪声声源120、结构中所占比例最大，约占58%。8.3.4固体废弃物宝泉岭农垦城区的固体废弃物主要是锅炉燃烧产生的炉渣、居民生活垃圾、医疗机构医疗过程中产生的废弃物。年废渣产生量为0.48万吨，其中乳品厂年排600吨；糖厂供热站年排2000吨；食品公司年排210吨。8.4烟气污染治理及环境空气质量影响8.4.1防治措施为防治烟气污染物对环境空气及其周围居民健康的影响，对烟气污染物的排放采取以下治理措施：1) 为控制烟尘的排放量，本工程拟采用布袋除尘器，除尘效率不低于99.6%。2) 烟气均采用高烟囱排放，烟囱高100m、出口直径为3.0m。烟气污染物防治的主要设计指标见表8.4-1。 烟气污染物防治的主要设计121、指标 表8.4-1序号项 目污染物控制指标1循环硫化床锅炉采用低氮燃烧技术，控制炉膛出口的NO2的排放浓度2除尘器型式布袋除尘器3除尘器效率不低于99.6%4烟囱数1座5烟囱几何高度100m6烟囱出口直径3.0m7烟囱出口流速17.75m/s8.4.2 本工程建成后对环境空气的影响分析除尘器采用除尘效率不低于99.6%的布袋除尘器，锅炉烟尘排放浓度按50mg/m3控制。根据国家标准火电厂大气污染物排放标准(GB132232003)中第时段的要求，分别对本期工程的SO2和烟尘的排放量(排放浓度)进行了核算，结果见表8.4-2 本工程烟气污染物排放量(排放浓度) 表8.4-2项 目单位275t/h122、SO2实际排放量t/h0.0218实际排放浓度mg/Nm3148.5国标允许排放浓度mg/Nm3400实际排放浓度/国标允许排放浓度%37.1烟尘实际排放量t/h0.028实际排放浓度mg/Nm310.9国标允许排放浓度mg/Nm350实际排放浓度/国标允许排放浓度%21.8NO2实际排放量t/h0.09实际排放浓度mg/Nm3330国标允许排放浓度mg/Nm3450实际排放浓度/国标允许排放浓度%73.3表8.4-2的计算结果表明，SO2及烟尘的实际排放浓度均低于国家标准火电厂大气污染物排放标准(GB132232003)中第时段标准限值的要求。8.5 废水治理与水环境影响执行黑龙江省地表水环123、境质量功能区划分和水环境质量补充标准 (DB23/485-1998) 中的三类地区级标准。8.5.1生产废水处理化学中和池排水，在调节pH到69后排出。循环冷却水排污水水质较好，可直接排出。8.5.2生活污水处理生活污水经过化粪池后排放。8.6灰渣治理及综合利用秸秆燃烧后产生的灰渣为草木灰，由于秸秆灰中碱金属的含量相对较高，特别是有利于农作物生长的钾元素含量较高，是一种天然农用肥料。但因为碱金属成分含量较高，所以秸秆灰呈碱性，可添加药剂将其调节成中性并加入其他的土壤营养元素后，可作为农用肥料综合利用。8.7噪声治理及环境影响本工程的主要噪声源有：汽轮发电机组、送风机、引风机、凝结水泵、射水泵、124、电动给水泵及对空排汽管等。对噪声进行治理(即防噪降噪)，主要从噪声声源上、噪声的传播途径、受声体等三方面采取措施。1) 对机械设备，在设计过程中向制造厂家提出降噪要求，并且设计上对噪声较大的设备，如汽轮机加设隔声罩，并在各噪声较大的运转层设隔声值班室；2) 对噪声设备较大的设备基础，采取减振、隔振措施。3) 为减轻锅炉点火或事故状态时短时间对空排汽所产生的强噪声对项目周围环境的影响，设计上在对空排汽管的管口加设消声装置。4) 对厂区尤其是围墙等处进行绿化，以减轻噪声对厂外的影响。8.8厂区绿化绿化的重点为厂前区、厂内新建道路和铺砌以外的裸露地面，均种植草坪，并适当点缀常绿乔木。对半封闭燃料库、125、灰渣库及厂界四周围墙处，亦应进行重点绿化，采用枝叶茂盛高大的树种形成绿色隔离带，以进一步减少粉尘及噪声的影响。结合厂址的气候条件及排污的具体情况，绿化树种应抗污性能较强，吸收有害气体能力较高，消声滞尘作用好，且具有一定观赏价值的园林树木。本期工程绿化面积约22329.45 m2，绿化系数达30%.。 8.9环境保护管理及监测设置环境保护管理机构，并设专职环境保护管理人员1人。其基本任务是负责组织、落实和监督本厂的环境保护的日常监测、监督、管理、检验等工作。设置厂内环境监测站。监测站配置专职环境监测人员3人，并配备相应的监测仪器设备。环境监测的目的在于掌握本厂各种污染物的排放情况，包括排放量和排126、放浓度是否符合环境标准以及本厂周围环境质量变化趋势，为控制污染和保护环境提供科学依据。8.10 综合评价本项目为生物质发电项目，利用秸秆做为燃料，含硫量低，采取布袋除尘器高效除尘、废水及噪声等各项污染物治理措施，各项排放指标均能满足有关的环保要求，对环境影响较小，从环保角度分析，本期工程的建设是可行的。龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告9 节约和合理利用能源9.1 节能措施9.1.1 节约一次能源本项目为利用秸秆发电的项目，为国家鼓励的可再生能源发电项目。建成投产后年可节约一次能源折合标煤68637吨。9.1.2 生产节能措施本工程有良好的节约能源潜能。在生产工艺设计过程中采用如下措施，确127、保生产过程中进一步降低能耗。1) 对主要设备如汽轮机、锅炉、主变压器，电动给水泵，风机等进行优化选型，合理布置管道，使流向畅通，减少阻力降低泵的能耗，达到节能的效果。设计中严格把关，禁止选用已被有关部委明令淘汰的机电产品，选用节能效果显著的优质产品。如选用新型、高效的各类水泵、风机和电动机，以提高运行效率，降低厂用电率。选用优质阀门，避免蒸汽的跑、冒、漏现象，降低全厂发电、供热热耗率。对管道保温，采用经济厚度计算法，设计出合理的保温厚度，以取得综合节能效益。合理设计工艺系统，严格进行设备选型工作，杜绝“大马拉小车”的现象发生。不浪费投资资金，使工程总体造价合理。优化电气系统设计，合理规划电气设128、备布置及电缆走向，减少电缆长度及降低电压损耗。如在厂用电设计380/220V按区域、车间设电源点，就近供电。9.2 节水措施本工程通过加强水务管理，统一调度，综合平衡和全面规划全厂供、用、排、处理水的各项设计，达到一水多用。在各用水部门均安装水表流量计和阀门，在水量平衡中尽量考虑综合利用和重复使用，以达到节水的目的。如设备轴承冷却水考虑回收重复使用；汽机辅助设备拟采用闭式循环，减少水的耗量；工业废水、生活污水处理达标后，考虑作为农灌用水，充分利用水资源。在冷却塔内安装收水器，减少冷却塔的风吹损失，循环水处理加入浓缩倍率高的稳定剂，降低排污率，减少水的损失。本工程本着节约用水、一水多用、循环使用129、和废水回收利用以及尽量多循环使用水的原则，进行全厂水务管理和水量平衡，达到节水降耗的目的。9.3 节约用地的措施认真贯彻“十分珍惜和合理利用每寸土地”这一基本国策，本工程在设计中充分重视节约用地的要求。主要措施是辅助、附属建筑功能相近的尽量合并，采用联合建筑，压缩厂前区用地等。9.4节约原材料措施优化各类方案，选择安全可靠，工程成本较低的基础型式；建筑物的墙体采用轻质加气砼砌块，减少结构自重，降低钢材用量。在设计中进行多方案比较，优化设计、简化系统、精心布置，力求节省管材、电缆、建材等。龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告10 消防、劳动安全与工业卫生10.1编制依据1) 原劳动部令第3号建130、设项目(工程)劳动安全卫生监察规定2) 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范(GB50058.1992)3) 采暖通风与空气调节设计规范(GBJl9-2001)4) 建筑设计防火规范(GBJl6.1987)(2001修订版)5) 生产设备安全卫生设计总则(GB5083.1999)6) 电力设备典型防火规程(DL5027-93)7) 火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)8) 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程(DL5053-1996)9) 火力发电厂和变电所设计防火规范(GB50229-1996)10) 高压配电装置设计技术规程(SDJ5-85)11) 火力发电厂和变电所照明设计技术131、规定(DLGJ56-95)12) 火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定(NDGJ93-1989)13) 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定(DL/T5035-1994)14) 工业企业噪声控制设计规范(GBJ87-85)15) 火力发电厂总图运输设计技术规程(DL/T5032-94)16) 工业企业设计卫生标准(TJ36-79)17) 固定式钢直梯安全技术条件(GB4053.1-1993)18) 固定式钢斜梯安全技术条件(GB4053.2-1993)19) 固定式工业防扩栏杆安全技术条件(GB4053.3-1993)20) 固定式工业钢平台(GB4053-83)10.2消防本工程消132、防系统的设计，对重要的建筑物及设备要具有两种及以上的灭火手段。全厂按同一时间内火灾次数为一次设计。10.2.1水消防系统本期水消防系统采用高压消防给水系统。消防水源为井水。新建高压消防水泵房1座，厂区新敷设一套消防管网，建2座容积800 m3地下消防蓄水池。高压消防给水系统主要负责本期工程的主厂房等各建筑物室内外消防给水和室外消防给水。对主变压器、高压变压器及启动变压器采用水喷雾灭火系统，对油罐区采用泡沫灭火系统，对重要充油设备采用水喷雾灭火系统。自动喷水灭火系统设独立的供水泵。10.2.2火灾探测报警系统按照火力发电厂与变电所设计防火规范规定，建立全厂的火灾探测、报警及控制系统。对一些易于发133、生火警的部位和场所装设火灾探测报警系统。10.2.3气体灭火系统在电厂的重要部位设置气体灭火系统，对控制楼内主控室、电子设备间、电缆夹层,本期工程考虑采用对环境无害、对人体安全的烟烙尽气体灭火系统。10.3劳动安全部分10.3.1本工程在生产、运行过程中产生或存在的劳动安全危害因素工程采用先进技术工艺、自动化程度高、技术密集、设备装置仪表多、布置集中紧凑的先进发电机组。主要生产工艺系统有锅炉、汽轮机、发电机及变配电、秸秆输送、除灰渣、给水、循环水、化学水处理等系统。主厂房内安装有大量高温管道和高温设备，须防烫伤和采取保温措施。由于主厂房内有大量的大型转动机械，须防止机械伤害和机械噪声。电厂的产134、品是高压电，须防止触电事故的发生。秸秆燃料、燃料油、润滑油、充油设备及电气设备等，须注意防火、防爆，对生产中使用的酸、碱等化学药品，须有防毒、防腐蚀的措施。10.3.2本工程拟采取的劳动安全防护措施10.3.2.1 防火防爆根据现行的有关规定对厂内各建(构)筑物的进行防火分区、防火隔断、防火间距、安全疏散和消防通道设计，确保各建(构)筑物之间的安全距离。电厂内建（构）筑物均为一、二级耐火等级。主厂房运转层集中控制室的墙体及吊顶材料均采用非燃烧材料，所有建筑物均不少于两个出入口。主厂房山墙端设消防梯。在主控楼内，主控室的吊顶采用耐燃烧材料，其它建筑物均按有关规程要求等级进行设计，以满足防火要求。135、变压器、汽轮机油箱、贮油罐等处，设置“严禁烟火”的警告牌，并按要求设置灭火器。对于各类压力容器和电气设备等有爆炸危险设备的工艺及相应的土建设计，均根据现行的有关规定，按不同类型的爆炸源和危险因素采取相应的防爆保护措施。电厂所有压力容器高压锅炉设备等，均设有安全阀，以防超压爆炸，锅炉设备按安全监测规程要求设置安全门，主蒸汽管道设安全监测点。对危险品、易燃易爆品均要限量贮存于专用仓库。10.3.2.2 防电伤照明具有正常照明、交流事故照明、直流事故照明三个分开的供电网络。事故照明按不同区域分别采用直流和应急灯，室外照明有防雨措施，室内外照明器的安装位置便于维修。进配电室、变压器室等处，均设计加弹簧136、锁门，防止非工作人员进入。严格遵照要求进行设计和操作，严禁误操作。为防止静电危害，保证人身及设备安全，电力设备均宜采用接地或接零防护措施。为防止直接雷击电力设备，在配电装置侧、主变、起/备变的高压侧均装有氧化锌避雷器。下阶段将进行雷电侵入波的保护计算，以确定保护设备的配置。10.3.2.3 防机械伤害及防跌落所有机械设备的联轴器、液力耦合器部分均设有防护罩或护栅。在有检修起吊设施的地方，留有足够的检修场地和安全起吊距离，设置围栏及标志，防止发生起重伤害。各车间地面平整，起吊孔均设盖板及栏杆，以防失足跌落造成损伤。所有暗井均加盖，所有平台均加围栏或护沿。根据设计规程等设置栏杆和护板等。考虑楼梯等137、的防滑措施。10.3.2.4 防尘防毒及防化学伤害本工程运行过程中的粉尘主要是秸杆在运输和卸载、解包过程中产生的。秸杆运输栈桥、储存棚均为全密封结构，以防粉尘外泄。在锅炉料斗等处设除尘器。贮存、输送腐蚀性介质的容器、管道均采用防腐蚀材料。管道地面采用防腐涂料或花岗岩制作，施工时要求保持墙面光滑、平整，不使有毒气体聚集；对地下直埋管道采用防腐漆或用环氧煤沥青、玻璃布等材料进行防腐处理。酸、碱管道一般沿地面敷设，稀酸稀碱须架空敷设经过人行通道时，法兰、接头等处加防护套。有腐蚀性介质如酸碱等场所的设备、设施、地面、管沟、照明、建材等均为防腐型。对化学水处理再生排水（酸性或碱性排水）均通过排水沟排入废138、水池，经中和池处理使pH值达到69才允许排至下水道。以上所有废水在整个排放过程中均为封闭状态，以防止人身的接触。10.3.2.5安全标志和安全标识的设置按照国家标准的规定对生产设备、设施、管道、阀门等涂色。在高毒物品作业场所，设置红色警示线。在一般有毒物品作业场所，设置黄色警示线。在易发生危险危害的场所设置相应的安全标志。在可能造成跌落伤害的检查井、平台护栏门等处，设置“当心跌落”警告标识。10.3.2.6劳动安全机构与设施本工程需新建劳动保护基层监测站和安全教育室，人员编制3人，负责日常监测、维修、保养、检验及劳动保护教育等，由安质科下属管理。监测仪器设备费列25万元，根据需要由电厂购置与化139、学、环保相关仪器设备统筹购置。10.4职业卫生部分10.4.1本工程在生产、运行过程中产生或存在的职业病危害因素国电农垦九三分局生物热电联产工程，在生产、运行过程中产生或存在的职业病危害因素主要有秸秆粉、一氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、多环芳烃、盐酸、氢氧化钠、氨、联氨、硫酸、氯气、磷酸盐、复合阻垢剂、六氟化硫等有毒有害物质；噪声、高温及热辐射、工频超高压电场；检修过程中产生或存在的电离辐射、电焊烟尘、氧化锰、臭氧、氮氧化物等。10.4.2本工程拟采取的职业病危害防护措施10.4.2.1 厂址条件与总体布局厂址不在自然疫源地，区内尚无探明的重要矿产资源和保护文物，附近也无机场及重要的通讯设施和军140、事设施。厂址地形近似正方形，地势平坦开阔，不受洪水威胁。本工程秸秆储存棚采用全封闭结构，且与厂内生活区、办公区以及周围有足够宽度的卫生防护距离，对厂区建筑污染影响较小。生产控制过程中涉及多种职业病危害因素的系统布置在主厂房的边缘，以便通风换气，减少毒物浓度。本工程生产区、厂前区和辅助设施分开设置，相互之间影响较小。采暖、通风设施齐全，采光、照明情况良好，建筑物结构设计考虑了防尘、防震等措施。10.4.2.2 防尘本工程运行过程中的粉尘主要是秸杆在运输和卸载、解包过程中产生的。秸杆运输栈桥、储存棚均为全密封结构，以防粉尘外泄。在锅炉料斗等处设除尘器。合理安排工人的作业时间，尽可能减少工人的接尘时141、间，为巡检工人配备效果良好的防尘口罩，减少粉尘的实际接触量。10.4.2.3 防毒贮存、输送腐蚀性介质的容器、管道均采用防腐蚀材料。对氨、联胺仓库及加药间、化验间，均设有自然进风和防腐轴流机械排风等通风设备，一般按换气量15次考虑。在可能发生氨、联氨、氯以及酸碱等泄漏的场所设泄险区等应急设施；为加氨和联氨的工人增加过滤式防毒面具等个体防护用品。10.4.2.4 防暑对高温设备及管道均进行保温或加隔热套，保证其外表温度小于50，以减少热辐射，防止接触烫伤。在夏季高温季节对高温作业工人配备隔热服、隔热面罩等个人防护用品。10.4.2.5 防寒本工程属于集中采暖区，生产建筑、辅助及附属生产建筑均应设142、计采暖。寒冷季节为室外作业工人配备防寒服（手套、鞋）等个人防护用品。10.4.2.6 防潮厂内比较阴暗潮湿的地方，为改善工人的劳动条件，设置自然进风轴流机械排风等通风系统，通风换气次数按每小时15次计算。10.4.2.7 防噪声与振动设备订货时要求厂家制造的主机设备和辅机设备噪声值不超过标准允许值，并在一些必要的设备上加装消音、隔音装置。汽轮机、发电机外加罩壳，内衬吸声材料；送风机、空压机的入口设有消音器。各种高噪声设备均做减振处理，露天高噪声设备设计隔声罩及采用隔声包扎等措施。集中控制室采用双层窗，并选用吸声性能好的墙面材料。设备基础在设计上采用减振与隔振相结合综合治理，为减少基础的振动，设143、备基础与厂房基础采取一定措施，起到隔振效果。佩戴个体防护用品如耳塞或耳罩以减少噪声危害。10.4.2.8 防电离、电磁辐射及工频超高压电场金属试验室在布置上考虑放在尽量远离办公室的角落里，避免设在人流较多的场所附近，其屏蔽厚度应保证室外人员的安全。库房周围设置围墙，入口处设置放射性标志，以及必要的防护安全联锁、报警装置。定期对探伤机的技术性能进行检测，为工作人员配备个人防护用品如铅衣、铅帽、铅眼镜、铅围裙等，并定期进行职业健康检查。产生工频超高压电场设备安装地址周围没有居住区、学校、医院、幼儿园等生活、工作区。产生工频超高压电场的设备在人通常不去的地方用屏蔽网、罩等遮挡起来，并在周围设置防护栏144、，设置警示标识。产生工频超高压电场的设备应有必要的防护措施。10.4.2.9 设置卫生警示标识及应急救援体系本工程建成后对产生严重职业病危害的作业岗位，在其醒目位置设置警示标识；配备齐全的急性职业中毒救援设施如急救药物、急救器材等，定期对应急救援队伍进行职业卫生知识及应急救援知识的培训和演练。龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告11 企业组织与劳动定员11.1劳动组织及管理本项目电厂实行董事会领导下的总经理负责制和三级管理体制，实行独立核算、自负盈亏、自主经营。桔杆燃料公司为电厂下设机构。11.2电厂人员编制电厂运行组织机构的设置按国家电力公司颁发的火力发电厂机构定员标准(试行)中有关规定执145、行。组织机构及人员的配备本着精简、高效的原则。本电厂发电生产部门按四班三运转配置人员；考虑电厂日常小修及必要的维护人员，大修由电厂统一外委。桔杆燃料公司按独立核算单位配备人员。本项目定员详见下表：序号人 员 分 类人 数一机组运行人员621机、炉、电302循环水系统43除灰、除渣54化学水55燃料18二机组维修人员311热机122电气83热控34燃料、除灰8四管理人员14五服务人员6合计11311.3人员培训生产人员和部分技术人员由项目单位负责组织培训；设备技术人员和操作人员由提供设备的厂家(公司)负责培训工作。龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告12 项目实施条件和建设轮廓进度12.1电厂146、项目实施条件12.1.1 施工场地主厂房扩建端预留扩建场地作为施工场地，可以满足需要。根据现场场地情况，厂区围墙内可利用的面积约14183 m2，其中安装7464m2，土建6719m2。本期工程施工、生活用地可全部在厂区围墙内解决，厂外不需租地。厂区邻近哈萝国道、铁路佳鹤线，距鹤岗火车站25公里，铁路、公路交通便利，进厂运输条件好。12.1.2 施工力能1) 施工电源施工高峰用电量约750kW，变压器装设容量为1000kVA。施工电源可利用厂区附近已建好的10kV专用线路，另外，在施工场区引接的电源点处增加变压器及控制设备。2) 施工水源本项目施工、生活总用水量为40t/h。为满足施工生产、生147、活用水要求，采取厂区内打井取地下水方式。3) 施工通讯为便于施工期间对外联系，保证施工通讯的可靠性，可从城区通讯线路上引接和架设1条通讯电缆线路至厂区，线路长度约100m。12.2电厂项目轮廓进度根据机组投产的时间要求，将本项目建设进度作如下安排：项目前期工作：2008年6月至2009年3月(10个月)；工程设计：2009年4月至2009年8月(5个月)；土建施工：2009年6月至2009年10月(5个月)；安装及调试：2009年11月至2010年6月(8个月)；投产：2010年7月。 龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告13 投资估算及经济评价13.1投资估算13.1.1编制内容本工程投资148、估算编制的内容具体包括1台130t/h高温高压秸秆锅炉，1台30MW抽汽凝汽式汽轮机，1台30MW空冷发电机，及配套的工程。本工程建设期为13个月。13.1.2建设投资估算13.1.2.1编制依据及编制原则4) 主要工程量依据本可研提供资料及设备材料清单；5) 定额采用：电力建设工程概算定额(2006年)版；6) 工程建设的其他费用按火力发电工程建设预算编制与技算标准2007版执行计取；7) 对于影响投资估算的主要设备及材料价格依据生产厂家报价。其中：130t/h高温高压秸秆锅炉岛7500万元/台，30MW抽汽凝汽式汽轮机组为1840万元/台；8) 价差预备费：据19991340号国家计委关于149、加强对基本建设大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知精神，按零计算；9) 基本预备费按5%计取。13.1.2.2指标调整1) 电定造003号文关于核定工资津贴地区差通知；2) 省定额站（2002）8号文转发关于调整电力工程建设、火电、送变电工程定额人工工日单价通知；3) 安装材料执行现行装置性材料综合价格；4) 设备及主要材料费：按厂家询价及当前市场价格为准（2008年造价信息）；5) 固定资产投资方向调节税，依据中华人民共和国固定资产投资方向调节税暂行条例的规定，税率为零。13.1.2.3工程投资建设项目建设总投资为28767.67万元。其中：工程建设投资为27715.88万元(工150、程费用为19597.06万元，其它费用为3799.02万元，基本预备费为1349.80万元)，建设期贷款利息为609.69万元，流动资金为442.1万元。详见总投资估算表。13.2经济评价13.2.1评价依据1) 国际发改委和建设部联合发布的建设项目经济评价方法与参数第三版。2) 中国电力工程顾问集团公司出版的热电经济评价软件。13.2.2评价范围本项目主要评价龙源宝泉岭生物质发电项目近期发电的，暂时不评价远期供热的经济效益。13.2.3资金筹措及来源建设投资中自筹资金30%(8314.76万元)；剩余的70%资金由银行贷款(19401.12万元),贷款年利率为5.94%，宽限期2年，还款期1151、0年。13.2.4流动资金估算流动资金估算按分项详细估算法进行估算的。流动资金为442.1万元。13.2.5经济评价基本数据如下：财务评价基本数据一览表 参数名称单位指标参数名称单位指标工程建设投资万元27715.88长期贷款利率%5.94年发电量Gwh/a180.0基准收益率%8发电标准煤耗g/kwh381.3发电厂用电率%12水价(不含税)元/t0.6城市维护建设税%5标煤价(不含税)元/t399.1教育附加费%3售电价(不含税)元/Mwh505.73折旧年限年20年人均工资元30000残值率%5定员人113福利费%14短期贷款利率%5.31秸秆价(含税)元/t220所得税%25法定公积金152、%1013.2.6总成本费用估算13.2.6.1燃料、水、电、热价格标煤价(不含税)： 399.1元/吨秸秆价(含税)： 220元/t水价(含税)： 0.6元/吨13.2.6.2固定资产折旧摊销固定资产是按分类平均年限法计算折旧，年限20年，残值率5。12.2.7利润总额及分配利润总额及分配估算见利润与利润分配表。利润总额平均年为1994.6万元。所得税按利润总额的25计取，盈余公积金按税后利润的10计取。13.2.8财务盈利能力分析经济评价指标：总投资收益率 7.89%资本金净利润率 16.87%所得税后内部收益率 9.24%所得税后财务净现值（i=8%） 2409.79万元所得税后投资回收153、期 10.74年项目资本金内部收益率 13.24%投资方内部收益率 11.99%从以上评价指标可以看出，本项目的各项指标均高于本行业的平均水平，具有一定的盈利能力。13.2.9偿债能力分析利息备付率=6.122；偿债备付率=2.651.3。可以看出项目具有一定的偿债能力。13.2.10财务生存能力分析从财务计划现金流量表中可以看出，各年累计盈余资金均为正值，可以看出项目具有一定的生存能力。13.2.11不确定性分析13.2.11.1敏感性分析本项目分别对总投资、电价、燃料价在正负10%范围内变化，可以看出内部收益率都在6%以上。（其中：电价的敏感度系数最高，其次是燃料价，再其次是电量，最小的是154、总投资）。由此可见，本工程具有一定的抗风险性。详见敏感性分析表13.2.11.2盈亏平衡分析本项目以生产能力利用率表示的盈亏平衡点为BEP=60%。从盈亏平衡分析上看，当生产负荷率达到60%时，就能维持盈亏平衡。13.2.12经济评价结果本项目从经济评价分析中可以看出，各项指标都均高于本行业的标准，投资回收期较短，盈亏平衡点较低，有一定的抗风险能力和清偿能力，所以从财务上看是可行的。龙源宝泉岭生物质发电项目可行性研究报告14 结论与建议14.1主要技术经济指标主要技术经济指标 表14.1-1序号项 目单 位指 标130备 注1项目计划总资金104元28767.672单位千瓦造价元/kW9391155、.533年发电量GWh1804发电设备年利用小时数h60005厂区占地面积m2987616单位MW占地面积m2/kW3.29全厂热效率%32.3厂用电率%127发电标准煤耗率g/kwh381.38供电标准煤耗率g/kwh433.39标准煤价（不含税）元/t399.110售电价(不含税)元/Mwh505.7312贷款偿还年限年1013内部收益率（项目投资）%9.2414投资回收期（项目投资）年10.7415内部收益率（项目资本金）%13.2416总投资收益率%7.8917资本金净利润率%16.8718全厂人员指标人11319202114.2结论1) 在技术方面，本项目为生物质发电项目，装机为1台156、130t/h高温高压水冷振动炉排秸秆锅炉，1台30MW抽汽凝汽式汽轮机，1台30MW空冷发电机，采用高温高压参数，既降低了发电标准煤耗率又增加了发电量，本项目在技术上是可行的。2) 在环保方面，本项目以玉米、水稻秸秆为燃料，秸秆是一种清洁燃料，含硫量低、灰渣量很少，年利用秸秆量15.42万吨左右，相当于减少9.6万吨燃煤排放的SO2量和灰渣量。并且，本项目采用除尘效率为99.6%的布袋除尘器，与农民焚烧秸秆还田相比，极大的减少了烟尘排放，改善了生态环境。3) 在节能方面，本项目为利用秸秆发电的项目，为国家鼓励的可再生能源发电项目。建成投产后年可节约一次能源折合标煤68637吨。并且，本项目采用157、高温高压参数，提高了能源综合利用率，节能显著。4) 在经济上，本项目通过优化方案，在已经运行的同类项目的基础上进一步改进，财务内部收益率等各项经济指标较优，本项目在经济上是可行的。5) 本项目采用抽汽凝汽式汽轮机，为将来热电联产打下了基础，将来供热后，会有更好的社会效益和经济效益。总之，本项目是国家鼓励、支持的生物质发电项目，利用秸秆发电，可以变废为宝，化害为利，有效增加能源供应，治理环境污染，同时，还可以有效延长农业产业链，增加农民收入和就业机会，是利国利民的好项目。同时，本项目对促进资源节约型、环境友好型社会建设，实现全面建设小康社会的目标具有重要作用，应尽早实施。14.3存在问题及建议1158、) 本工程在实施前需土地、环保、电力和水利等管理部门再认可，尚需委托有资质的咨询机构编制环境影响与评价报告、水土保持报告和接入系统报告。2) 在秸秆的收集、加工、储存、运输环节，必须取得当地政府有关部门的大力支持，成立秸秆燃料公司专门负责燃料的供应，保证本项目燃料的来源。附表1宝泉岭分局2008年秸秆产量预计情况表序号单位总播种面积（万亩）麦 类玉 米豆 类水 稻合计可用于发电的秸秆量种植面积秸秆产量农业消耗可用于发电秸秆量种植面积秸秆产量农业消耗可用于发电秸秆量种植面积秸秆产量农业消耗可用于发电秸秆量种植面积秸秆产量农业消耗可用于发电秸秆量万亩公斤亩公斤亩吨万亩公斤亩公斤亩吨万亩公斤亩公斤亩159、吨万亩公斤亩公斤亩吨吨一50公里半径及周边县局可利用秸秆量1江滨农场318.3565100385954.516450513016.755050835001272252军川农场5731.556510014647514.41645016416955050450002078893名山农场24.40.1272305022913.2565100613802.251645025657.555050375001014454延军农场220.3230505409.7565100451058.41645095761.8550509000636815共青农场45.622.556510010462510.816450160、123129.555050475001644376宝泉岭农场41.6215651009765013.716450156184.455050220001352687新华农场44155651006975081645091201755050850001638708梧桐河农场24.8256510093001.116450125420550501000001105549鹤北局1055652101775051641641775010萝北团结乡301056521035500101641641055050500008550011鹤岗东山区201056521035500516416455505025000605161、00合计350.40.42723050769148.256510066163078.65164507199184.2550505045001238119二30公里半径及周边县局可利用秸秆量1名山农场24.40.1272305022913.2565100613802.251645025657.555050375001014452共青农场45.622.556510010462510.816450123129.555050475001644373宝泉岭农场41.6215651009765013.716450156184.455050220001352684新华农场44155651006975081645091201755050850001638705梧桐河农场24.8256510093001.116450125420550501000001105546鹤北局10556521017750516416417750合计190.40.1272305022978.756510036045540.85164504086958.455050292000693324