1、生物质能发电项目可行性研究报告生物质能发电项目可行性分析报告目 录1 概 述11.1 项目概况及编制依据11.2 研究范围21.3 城市概况21.4 农业发展及农林生物质利用概述21.5 项目建设必要性31.6 主要技术设计原则61.7 工作简要过程62 农作物秸秆资源状况82.1 生物质资源情况82.2 燃料成分分析92.3 燃料收购价格103 电力系统123.1 概述123.2 与电网的联接123.3 电力平衡134 机组选型144.1 秸秆发电方式的选择144.2 建设规模154.3 装机方案164.4 主要设备相关参数的确定174.5 主要设备的选型174.6 热经济指标215 厂址条2、件235.1 厂址概述235.2 交通运输245.3 电厂水源246 工程设想266.1 全厂总体规划及厂区总平面规划布置266.2 燃料供应系统316.3 燃烧系统346.4 热力系统386.5 主厂房布置416.6 除灰、渣部分426.7 供、排水系统446.8 化学水处理系统486.9 电气部分516.10 热力控制部分596.11 土建部分：637 环境保护677.1 概述677.2 气象、水文条件677.3 生态环境现状687.4 主要污染物及执行标准707.5 污染物的防治707.6 绿化757.7 监测与管理757.8 环保投资估算757.9 环境影响评价768 消防、劳动安全与3、工业卫生788.1 设计依据788.2 消防808.3 防爆、防重大事故措施838.4 防尘、防毒、防化学伤害848.5 防电伤、防机械伤害858.6 防暑与防寒858.7 防噪声、防振动858.8 抗震868.9 其它安全措施868.10 劳动安全及工业卫生机构与设施868.11 综合评价869 节约和合理利用能源889.1 年节标煤量889.2 主要节能措施8910 劳动组织及定员9110.1 秸秆供应系统9110.2 发电厂部分9110.3 人员定额9111 工程项目实施的条件和轮廓进度9312 投资估算及财务评价9512.1 投资估算9512.2 财务评价9613 工程招标10013.4、1 设计依据10013.2 项目招标初步方案10013.3 招标的组织和工作10313.4 评标的组织和工作10514 风险分析10614.1 风险因素10614.2 风险程度10814.3 控制风险的对策10815 结论11015.1 结论11015.2 建议111附 图 目 录序号图 名图 号1厂址地理位置图2006-9R143K-012厂区总平面布置图（方案一）2006-9R143K-023厂区总平面布置图（方案二）2006-9R143K-034原则性热力系统图2006-9R143K-045原则性燃烧系统图2006-9R143K-056主厂房底层平面布置图2006-9R143K-067主5、厂房运转层及以上各层平面布置图2006-9R143K-078主厂房横断面布置图2006-9R143K-089主要设备明细表2006-9R143K-0910燃料输送系统工艺流程图2006-9R143K-1011上料系统布置图2006-9R143K-1112除灰系统图2006-9R143K-1313原则性电气主接线图2006-9R143K-1414原则性化学除盐水系统图2006-9R143K-1515原则性供水系统及水量平衡图2006-9R143K-16 发电有限公司生物质能发电项目可行性研究报告（报批稿）1 概 述1.1 项目概况及编制依据1.1.1 项目概况项目名称：生物质能发电项目；项目主办6、人：建设地址：生物质能发电项目是利用农作物秸秆作为燃料，通过秸秆锅炉产生蒸汽然后进入汽轮发电机组发电的项目。项目拟建规模为275t/h中温、中压秸秆锅炉+2C15MW抽凝式汽轮发电机组。预留增加一台75t/h中温、中压秸秆锅炉的条件。受发电有限公司的委托，对该公司秸秆发电项目进行可行性研究报告的编制。1.1.2 编制依据1）设计委托书；2）热电联产项目可行性研究技术规定，国家发展计划委员会，国家经贸委、建设部计基础2001 26号，2001年1月11日；3）中华人民共和国可再生能源法，2005年3月1日；4）现行国家有关的规程、规范、规定；5)农林生物质直燃及气化发电项目可行性研究和可行性研究7、报告编制内容要求（讨论稿）。1.2 研究范围本可行性研究报告论证范围包括：项目厂址选择、建设规模的确定、厂区总平面布置、厂内交通、机组选型、工艺系统、燃料供应系统、除灰渣系统、电气系统、供排水系统、化学水处理系统、热工自动化及环境保护、消防、安全等方面进行论证，并作出相应的投资估算和经济效益分析。1.3 城市概况1.4 农业发展及农林生物质利用概述是个传统农业大市。农业基础比较雄厚，先后两度进入全国农村综合实力百强市（县）行列，农林牧渔总产值居全国前列，盛产粮、棉、油、茧，农业经济水平居全国领先位置，被列为国家优质商品粮基地、全国优质棉生产基地和全国首批无公害农产品生产基地。在发电厂收购半径28、0公里范围内，粮棉种植面积为36749公顷，秸秆年生产总量551235吨，秸秆可获得量413832吨，占生产量的75.1%，其中麦子种植面积占45.7%、油菜占4.3%、水稻占41.4%、棉花占6.4%、玉米、大豆占2.2%.除棉花杆、大豆杆用于作燃料外，其余秸秆均可获得。当收购半径扩大到30公里，年可提供秸秆100万吨。1.5 项目建设必要性1.5.1 是缓解“能源危机”、实现能源可持续发展的需要随着社会、经济的不断发展和人口数量的不断增长，世界各国对于能源的消费和需求不断攀升，就世界煤、石油、天然气储量而言，煤只能用230年，石油只能用44年，天然气只能用62年。“能源危机”引起了能源进口9、国家对能源安全供应的高度关注，可再生能源技术的研发受到广泛重视，并且取了突破性进展。自上个世纪90年代始，发达国家提出减少CO2排放以应对全球气候变化问题，进一步成为发展可再生能源的巨大驱动力，使可再生能源大规模产业化得到了迅速发展。我国是世界上最大的发展中国家，也是目前经济发展最为迅速的国家，能源发展战略始终在我国的经济发展中占有重要地位。在世界的总储量中，我国的煤炭占11，天然气占0.7%，石油占1.8%。能源的相对短缺和能源结构的不合理以及在能源开发与利用过程中的低效率所造成的能源浪费和环境污染，正成为我国经济与社会可持续发展的重要制约因素。我国政府一直关心、重视可再生能源的开发和利用，10、尤其是“八.五”计划以来，政府又把它作为一项重要的战略措施列入“中国21世纪议程”和国民经济发展的“九.五计划和远景目标纲要”。1995年，我国政府批准了国家有关部门提出的“关于新能源和可再生能源发展报告”和“19962010年新能源和可再生能源发展纲要”。2005年2月28日，第十届全国人大常委会第十四次会议通过了中华人民共和国可再生能源法，并于2006年1月1日起施行。该法第三章第十二条明确指出：国家将可再生能源开发利用的科学技术研究和产业化发展列为科技发展与高技术产业发展的优先领域，纳入国家科技发展规划和高技术产业发展规划，并安排资金支持可再生能源开发利用的科学技术研究、应用示范和产业化11、发展，促进可再生能源开发利用的技术进步，降低可再生能源产品的生产成本，提高产品质量。1.5.2 是环境保护的需要生物质能是由植物的光合作用固定于地球上的太阳能，是一种典型的可再生能源。据估计，植物每年贮存的能量相当于世界主要燃料消耗的10倍。而作为能源的利用量还不到其总量的1%，最有可能成为21世纪主要的新能源之一。利用生物质能源替代石油、煤炭和天然气等燃料生产电力，可减少对矿物能源的依赖，保护国家能源资源，减轻能源消费给环境造成的污染。我国SO2排放空间有限，全国每年燃煤7亿吨，SO2的排放量就已达到上限。由于SO2的污染，酸雨已危害30%的国土面积。2003年仅酸雨危害这一项使农、林作物损12、失高达220亿元，SO2的污染更危及人民身体健康。由于生物质中硫的含量仅是煤的1/10左右，故利用秸秆发电可以大大减少 SO2的排放。秸秆发电产生的CO2，在农作物生长过程中通过光合作用又被农作物吸收，循环使用。因此，利用秸秆发电CO2排放量可视为零，可以大量地减少温室气体CO2对环境的影响。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25%50%，丹麦目前已建立了130家秸秆发电厂。1.5.3 是实现秸秆资源综合利用的需要农作物秸秆是生物质能源的重要组成部分，长期以来，农作物秸秆的利用并未引起人们的高度重视，浪费现象十分严重，主要用于炊事，部分用13、于饲料和造纸原料，一部分用于堆沤还田。改革开放以来，由于农业机械化及农村生活水平提高，农村能源结构迅速改变，电、油、煤、液化气等化石能源使用比重不断上升，随着农业机械化的发展，大牲畜饲养量不断减少，加上本地区肉畜饲养规模不大，秸杆作为生活燃料和饲料的比重大幅度减少，随着化肥的大量使用，秸秆堆沤还田量也在大量减少，每年农作物秸秆大量剩余。多年以来，每到夏收季节，村村点火，处处冒烟，危及交通安全，危害居民健康，田野焚烧秸秆已成为社会一大公害。因此，秸秆利用问题已不仅仅是一个环境保护和资源综合利用问题，而且已关系到了人民群众的健康及生命财产安全。农村能源的发展与农民生活水平的提高密切相关，当地生态环14、境的保护和整个农村经济的可持续发展也是紧密联系在一起的。为了解决能源的日益紧张和生物质能源的大量浪费并造成环境污染这一矛盾，各级政府采取了不少措施，鼓励农民开展秸秆的综合利用。无奈秸秆量太大，每年仍有大量秸秆积存，需要通过工业化方式利用。因此，在 市 建设的秸秆发电厂，清洁、高效地利用被废弃的秸秆进行发电，是实现秸秆工业化方式综合利用的有效途径。此举既为当地经济发展提供了电力能源，又减轻了大气污染，更增加了农民收入，改善了城乡面貌，化害为利，一举多得。1.6 主要技术设计原则根据国家能源政策，结合具体情况，为达到节约能源、改善环境，合理控制工程造价、提高经济效益的目的，确定以下设计技术原则：115、） 报告内容及深度符合中华人民共和国国家发展和改革委员会令2004第19号的要求。2） 在拟定厂区总平面布置方案时，除满足工艺流程需要外，尚需考虑与周边环境的总体协调。3） 工艺系统采用可靠、先进的技术设备。4） 控制系统采用DCS控制系统，控制设备国内采购。5） 厂址区域地震基本烈度为7度。本工程按抗震设防烈度7度设计。6） 大件运输方案考虑以公路为主。7） 发电设备年利用小时数按5300小时。8） 烟气排放按火电厂大气污染物排放标准（GB13223 003）中资源综合利用电厂的第时段要求执行。9）努力降低造价，提高经济效益。10）严格遵循国家颁布的有关规程、规范。1.7 工作简要过程20016、6年9月12日，我院接受 发电有限公司对“ 发电有限公司生物质能发电项目可行性研究报告”进行编制的委托，随即组成了该项目的工程设计组，开始进行本项目可行性研究报告的编制工作。工程组设计人员踏勘了拟建的 发电有限公司生物质能发电项目现场，在有关领导和 发电有限公司有关人员的组织下，对项目所在区域的生物质资源、交通、水资源、电网接线和地形等进行了详细认真的考查和调研，在收集、整理资料和分析、比较的基础上，根据中华人民共和国国家发展和改革委员会令2004第 19 号和中华人民共和国可再生能源法的要求，编制了本项目可行性研究报告。发展和改革委员会在 主持召开了项目可行性研究报告评审会，根据专家评审意见17、进行了修改完善，出版了本项目可行性研究报告（报批稿），供上级部门审批。2 农作物秸秆资源状况2.1 生物质资源情况 发电有限公司拟在 市 投资建设一座秸秆发电厂。为确保燃料收购供应，保障发电厂正常运行，合理确定建设规模， 市农业局以 为中心，对20Km半径内周边农户、乡镇秸秆资源进行了全面详细的调研统计。在调查的20公里半径范围内。调查结果表明：秸秆主要以麦杆、稻杆为主，油菜杆、棉杆不超过生物总量的5%。在收购半径20公里范围内，粮棉种植面积为36749公顷，秸秆生产总量551235吨，秸秆可获得量413832吨，占生产量的75.1%，其中麦子种植面积占45.7%、油菜占4.3%、水稻占41.18、4%、棉花占6.4%、玉米、大豆占2.2%.除棉花杆、大豆杆用于作燃料外，其余秸秆均可获得。农作物秸秆的可收购比例决定了原料供应的可靠性和原料供应价格，可收购比例过低会造成生物质能源利用不足和浪费，过高则造成原料供应紧张和原料价格的上涨。本项目农作物秸秆的可收购比例根据收购的难易程度确定。 农作物机械收脱率达到97.3%，周边8镇的机收率约在35%左右，人工收割率65%左右。随着 的示范推动，周边镇的机收率，到“十一五”期末，可望达到75%以上。按乡、镇划分的秸秆收购量见表2.1-1。表2.1-1 供应范围内各乡、镇秸秆收购量表（吨）序号乡、镇粮食种植面积（公顷）秸秆生产总量（吨）秸秆生产可收19、购总量（吨）13347502053765323563534454008333284492603694542736410403119053077461553461663254488103660773581537154028683442516303872293397509553821610351952785395881135495323539926总 计367495512354138322.2 燃料成分分析燃料成分分析见表2.2-1表2.2-1 燃料成分分析表项目符号单位稻草小麦设计燃料全水Mt%13.414.113.75空气干燥基水分Mad%7.979.318.64干燥无灰基挥发分Vdaf%7920、.1379.7379.43收到基灰分Aar%8.326.837.58收到基碳Car%37.9838.8238.4收到基氢Har%4.724.754.74收到基氧Oar%34.7535.1234.93收到基氮Nar%0.730.270.50收到基全硫St.ar%0.100.110.10氯Clar%0.6810.928收到基高位发热量Qgr.arMJ/kg14.9615.31收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg13.6814.0113.845灰熔点DT10201090ST10501110HT10701120FT10901130灰成分SiO2%60.2344.51Al2O3%5.348.93Fe21、2O3%1.033.14CaO%5.629.27MgO%5.997.08Na2O%1.792.00K2O%12.9918.74TiO2%0.010.01SO3%2.264.00MnO2%0.1190.153P2O5%4.2651.5572.3 燃料收购价格燃料收购价格的测算以现状调查为基础，考虑一定的涨价因素为原则。据调查，秸秆的田间收购价为85100元/吨，打捆人员工资和企业利润6080元吨，运费在收购半径20公里范围内水路为2040元吨，考虑到运输距离和收购难易程度不同，秸秆送到电厂加权平均价定为210元/吨。根据项目所在地区域的调查论证，结论如下：1、以发电厂为中心的20公里范围内燃料资22、源丰富，总可利用燃料数量约为41.4万吨。收购半径扩大到30公里，年可提供秸秆100万吨。发电厂年耗秸秆17.36万吨，秸秆数量能满足电厂需求，资源供应保障系数0.18。2、在 市镇及周边区域，种植能源植物是调整农业结构，实现订单经济农业的措施。3、依靠 市镇及周边区域自然资源优势，有效地利用丰富的秸秆资源，能改变生态环境，同时能解决部分农民的就业。4、实施规模化设点收购，实行订单农业形式，形成良性循环，农作物秸秆市场化，减少中间环节让农民得到经济实惠，可保障电厂燃料有计划供应。3 电力系统3.1 概述 发电有限公司生物质能发电项目位于 市 工业园，该地区电网属华东电力系统江苏电网。电厂附近有23、一座青蒲变，此变电所在电厂建成前由35kV变电所改造为110kV变电所。为了保证电厂安全可靠运行，电厂需与系统并列运行，因此本期在厂内新建升压站一座，两回联络线接入系统。3.2 与电网的联接 发电有限公司生物质能发电项目装机容量为215MW，考虑本工程装机容量和附近接入点的情况，电厂以110kV的电压等级接入系统。本期一回(终期两回)110 kV联络线互为备用的并网方式，供电可靠性较高。本期一回联络线接入110kV青蒲变（2007年建成）110kV 母线。电厂内建设一座110kV升压站，设置两台主变，容量都为20MVA。110kV接线为单母接线，电厂第一解列点为110kV联络开关，设微机型低周24、低压解列及110kV线路保护，后备解列点设置在发电机出口开关。第一并列点设在发电机出口开关处，第二并列点设在主变110kV侧开关，两台主变均采用无载调压变压器。远动通信介质采用光纤，一主一备两个通道接入地区电力通信系统。发电机及110kV并网线路的有功、无功、电流、电压、电量、蒸汽量、110kV开关位置信息、发电机开关的位置信息及保护动作信息均需送至当地电网调度部门。3.3 电力平衡根据负荷预测和 发展规划进行了电力平衡计算，见下表： 序号年 份项 目2006年2010年2020年1最高负荷(千瓦)2.6万6.0万10.0万2生物质电厂3.0万3.0万3厂用电率10%10%地区电力盈亏表电力盈25、亏-1.2万-2.7万-6.7由负荷预测及电力平衡表可知，随着该地区经济的飞速发展，负荷将迅速增加，在相当长的一段时间内不会出现电力负荷大量富裕的现象，该地区电力主要由系统供电。热电厂拟两回联络线接入青蒲变，所发电量全部上网，规划的热电厂所发电量虽不能彻底改变该地区供电状况，但却是对该区域电网有益的补充。4 机组选型4.1 秸秆发电方式的选择秸秆发电方式，目前主要有以下4种：（1）秸秆焚烧锅炉+汽轮发电机组；（2）秸秆气化装置+燃气轮机发电机组+余热利用装置；（3）秸秆气化装置+内燃发电机组+余热利用装置；（4）秸秆气化装置+燃气锅炉+汽轮发电机组；4种方式技术经济比较见表4.1-1：表4.126、-1 秸秆发电方式比较表项目方式1方式2方式3方式4热效率27%31-34%26%20%投资9000元/kw20000元/kw8000元/kw9000元/kw运行可靠性可靠可靠有待提高可靠对原料要求粒度6mm含水量18%粒度6mm含水量18%粒度6mm含水量18%粒度6mm含水量18%操作复杂程度简单复杂较复杂较复杂设备供应全部国产低热值燃气轮机需引进全部国产全部国产由上表可以看出，方式2虽然热效率较高，但需从国外引进设备，总投资比其它方式大很多，且建设周期长，操作运行及维护工作复杂，投资回收期也较长。方式3热效率较低、目前秸秆气化产生的燃气焦油处理问题尚未完全解决；国产燃秸秆气内燃机最大容量27、仅为400kW,且缺少长期连续运行的业绩。方式4热效率最低，投资较高。2006年初，我国一些锅炉制造厂相继开发出燃秸秆锅炉，且有对锅炉可靠性的承诺，造价仅为国外同容量产品的20%25%,大大降低了工程投资。而且与其它方式相比，运行可靠，操作维护简单，投资回收期短，考虑到农村的实际情况，本项目可行性研究报告推荐选用方式1。4.2 建设规模国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。我国将提高可再生能源在能源结构中的比例，到2010年达到10，到2020年达到16左右，需要投资8000亿元左右。根据国家能源领导28、小组编制的可再生能源发展规划，到2020年，生物质发电将达3000万千瓦规模。国家鼓励各种所有制经济主体参与可再生能源的开发利用，依法保护可再生能源开发利用者的合法权益。国家鼓励和支持可再生能源并网发电。电网企业应当与依法取得行政许可的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。因此，可再生能源项目的建设规模主要取决于原、燃料的供应情况。根据本区域农作物秸秆的可收购量，以发电厂为中心的20公里范围内燃料资源丰富，总可利用燃料数量约为41.4万吨，确定本项目的秸秆锅炉建设规模为：275t/h秸秆锅炉，或1150 t/h秸秆锅炉，额定蒸发量时年消耗秸秆29、约17.36万吨。4.3 装机方案4.3.1 装机方案考虑到本项目的性质是可再生能源发电，装机方案的选择应以充分利用秸杆资源发电为主，积极发展供热，实施热电联产，实现资源效益、节能效益、环保效益和经济效益最大化。根据本区域的秸秆资源量，考虑发电兼顾供热，本生物质电厂可考虑以下4种装机方案：l 方案一：275t/h锅炉+2C15MW抽汽机组l 方案二：275t/h锅炉+1C30MW抽汽机组l 方案三：1150t/h锅炉+2C15MW抽汽机组l 方案四：1150t/h锅炉+1C30MW抽汽机组4.3.2 装机方案比较方案一：供热灵活，可靠性高，机、炉容量较低，经济性略低。但锅炉、汽机都为2台，机组30、安全可靠性较高，发电供热保障性高，具有较高的年利用小时数，从而提高了电厂的效益。方案二：汽机容量大，热效率较方案一高，但因只有1台机，供热灵活性、可靠性差。方案三：锅炉容量大，热效率较高，但汽机虽有2台，锅炉仅为1台，供热不可靠。方案四：锅炉、汽机容量大，热效率较高，但因1台150t/h锅炉和1台C30MW机组，供热灵活性、可靠性差。综上所述，对于兼顾供热的秸秆电厂，为了确保供热的可靠性，设计推荐按方案一考虑：即275t/h秸秆锅炉配2C15MW抽汽式汽轮发电机组。4.4 主要设备相关参数的确定根据本区域秸秆资源调查，秸秆以稻草、麦秆为主，为减少秸秆锅炉的高温腐蚀，延长锅炉受热面的使用寿命，故31、秸秆锅炉的出口蒸汽温度宜选为4500C。目前，中温15MW抽凝式汽轮机的参数有中温中压（3.43MPa、4350C）及次高压、中温（4.9MPa、4350C）2种。中温中压与次高压、中温参数汽轮机热耗相差很小，但前者厂用电较少，全厂材料费用也省，故蒸汽压力宜选中压，即发电厂机、炉选择中温中压参数，相应的抽凝式汽轮机，型号为C15-3.430.981，配15MW汽轮发电机。4.5 主要设备的选型 4.5.1 秸秆锅炉的选型目前，国产秸秆直燃锅炉分为3种类型，循环流化床锅炉、振动炉排锅炉和振动炉排+悬浮燃烧锅炉。秸秆直接燃烧技术之一：流化床燃烧技术燃料在流化床中运动形式与层燃炉和煤粉炉有明显区别。32、流化床的下部装有布风板，空气从布风板下面的风室向上送入，布风板的上方堆有一定粒度的固体燃料层，为燃烧的主要空间。控制气流速度，保持料层的流态化，是稳定燃烧的关键的因素。流化床燃烧技术对燃料的适应范围广，但在使用流化床燃烧农作物秸秆时，由于床料通常使用的石英砂（主要成分为SiO2，熔点在1450以上）可与秸秆灰中的Na2CO3或K2CO3发生反应，形成熔点在874和764低温共熔混合物，易引起其与床料相互粘结的问题，导致流化床温度和压力的波动，应引起足够重视。循环流化床锅炉采用床下热烟气点火技术。锅炉燃烧空气分一次风和二次风，分段送风，确保炉内床料合理流化及实现分组燃烧。锅炉的冷风分别由一次风机33、二次风机提供。一次风从一次风机出来后经一次风空预器由热风道引入炉底水冷风室中，通过水冷布风板上的风帽进入炉内，促使床料流化。二次风口设计在炉膛密相区上部，分三层送入炉膛，二次风经二次空气预热器在前后炉墙送入炉膛实现分级燃烧。此外，还需要回料装置用高压风机，用于循环物料的回送。秸秆直接燃烧技术之二：层燃炉燃烧技术秸秆平铺在炉排上形成一定厚度的燃料层，进行干燥、干馏、燃烧及还原过程。空气（一次配风）从下部通过燃料层为燃烧提供氧气，燃料与二次配风在炉排上方的空间充分混合燃烧。层燃炉的炉排包括水冷振动炉排、往复炉排、两段式往复炉排、联合炉排等。水冷振动炉排是国外纯燃生物质锅炉应用最多、技术最成熟的炉34、排。水冷振动炉排有水冷却，可有效地解决秸秆灰熔点低产生的结焦问题。生物质燃料合灰量少，采用水冷振动炉排后可有效解决炉排因灰少而产生的烧坏炉排片的问题。合理的配风结构，可保证适应多种燃料，适应燃料水分、热值的波动。秸秆直接燃烧技术之三：悬浮燃烧技术在悬浮燃烧系统中，首先要对生物质燃料进行粉碎，颗粒尺寸小于2mm，含水率低于15。经过粉碎后的生物质燃料与空气混合后喷入燃烧室，呈悬浮燃烧状态。通过控制燃烧温度，使得燃料在较低过量空气系统下进行充分燃烧。秸秆直接燃烧技术之四：炉排+悬浮燃烧技术结合上面炉排、悬浮两种锅炉的特点的混合燃烧方式。就目前状况而言，水冷振动炉排锅炉比循环流化床锅炉技术上更为成熟35、，为保证本项目锅炉运行稳定，推荐采用水冷振动炉排锅炉。根据可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法（国家发改委发改价格20067号文），对于全用生物质发电的项目，电价为2005年脱硫机组标杆电价加补贴电价组成，补贴电价标准为每千瓦时0.25元。而发电消耗热量中常规能源超过20的混燃发电项目，视同常规能源发电项目,执行当地燃煤电厂的标杆电价，不享受补贴电价。从充分利用秸杆资源，充分享受国家优惠政策等考虑，锅炉采用全燃烧秸秆锅炉。75t/h中温、中压水冷振动炉排锅炉技术参数如下：锅炉额定蒸发量： 75th过热蒸汽压力： 3.82Mpa过热蒸汽温度： 450给水温度： 150 锅炉设计效率： 90.36、6%排烟温度： 145 额定蒸发量时秸秆耗量： 16.374t/h（低位热值13845kJkg）4.5.2 热负荷本秸秆发电项目投资方美国约瑟企业有限公司，还同时在相邻厂址投资秸秆纤维乙醇项目。秸秆纤维乙醇项目为国家“十一五”计划鼓励发展项目，根据该项目的可行性研究报告，该项目所需热负荷见表4.51 热负荷调查表，热负荷最大为51t/h，平均为39t/h，最小为26t/h。折算到电厂出口蒸汽参数热负荷见表4.52，平均热负荷为40t/h。表4.51 热负荷调查表序号热用户压力MPA温度热负荷（T/H）最大平均最小1秸秆乙醇0.8180513926表4.52 折算到热电厂出口热负荷表序号热用户压37、力MPA温度热负荷（T/H）最大平均最小1秸秆乙醇0.981306.6503825考虑热网损失1.055240264.5.3 汽轮发电机组的选型除了发电外，本秸秆电厂还负责对秸秆纤维乙醇项目供热，故选用中压中温抽凝式汽轮发电机组。汽轮机参数为：型号： C15-3.430.981功率： 15MW进汽压力： 3.43MPa进汽温度： 435额定进汽量： 105.84t/h额定抽汽量： 50t/h抽汽压力： 0.981MPa抽汽温度： 306.6热耗： 9705kJ/kw.h给水温度： 153发电机参数：型号： QF-15-2额定容量： 15MW额定电压： 10.5kV额定电流： 1031A额定转速38、： 3000r/min冷却方式： 空冷功率因数： 0.8励磁方式： 无刷励磁4.6 热经济指标推荐方案热经济技术指标见表4.6-1表4.6-1 推荐方案热经济指标序号项 目单 位数 值1热负荷热量GJ/h120汽量t/h402汽机进汽量t/h272.75145.53汽机工业抽汽量t/h220404汽水损失t/h22.254.55发电功率kW212750255006锅炉蒸发量t/h275=1507发电年均标准煤耗g/Kwh4298综合厂用电率%8.69供单位热量用电量KWh/GJ6.7610发电厂用电率%5.511供电年均标准煤耗g/KWh45412供热年均标准煤耗Kg/GJ42.0213年发电39、量KWh/a1.351510814年供电量KWh/a1.23610815发电设备利用小时H530016年供热量GJ/a61416417全年耗秸秆量t/a173565（折标煤81988吨）18年均全厂热效率%45.819年均热电比%1265 厂址条件5.1 厂址概述拟建 发电有限公司生物质能发电厂，位于江苏省 市 ，居于盐城、南通、泰州三市交界处。 位于 市西南部，距市区约30公里，东邻海安市，南与姜堰市接壤，西与姜堰、兴化相连，北与本市的时堰镇、后港镇相邻，镇域总面积75.平方公里，其中农业用地面积58275亩，占51.3%；集镇面积2181亩，占1.9%；村庄面积7347亩，占6.5%；弱质40、生态空间面积45807亩，占40.3%。 现有1个镇区，1个居委会，17个行政村和一个水产场，112个村民小组，2005年末总人口43478人，其中村庄居住人口31793人。农村居民点布置相对较为松散，占地较大，成团状布局。村庄经济东部以农业生产为主，西部村庄不锈钢产业较为发达。根据2006年2月委托省村镇建设服务中心编制的 镇村布局规划，规划集镇建设用地3450亩、工业集中区建设用地6000亩。拟建 发电有限公司生物质能发电厂，厂址位于 工业集中区北侧，北邻兴化市兴泰镇，西接姜堰市溱潼镇。厂界居于青一村处，即泰东河以北，开庄港河以西，开庄小沟以南，229省道以东。厂址地形平坦，标高在3.5341、.8之间，现为农田。属江、淮和黄河的冲积平原。地貌形态单一，土层系滨海泻湖交替沉积，土层厚度达25米，最底层为粉砂层，厚度约6米，地耐力为1015t/m2,地质状况稳定。东台依海而生，气候温和湿润，四季分明，日照充分，夏季高温多雨，冬季温和少雨，属于北亚热带湿润性季风气候，适宜多种动植物生存。年平均气温14.5，无霜期220天，日照2232.7小时，降水量1020mm。历年来全年的主导风向为E风，出现频率为10；次主导风向为ESE、SE风，出现频率为8；静风频率为6。厂址处百年一遇洪水位为3.48米（废黄河高程）。地震基本烈度为7度。设计基本地震加速度值为0.10g。厂址处无名胜古迹，无军事、42、通讯设施。5.2 交通运输 水陆交通便利，东临新长铁路，204国道，北靠高兴东高速公路，南接328国道，229省道贯穿镇域南北，弶溱公路与其在镇域西部交汇，三级航道泰东河沟通南北。100公里半径内有南通、盐城、如皋三个机场，同时有连云港、南通港、泰州港三大港口。省级三级航道泰东河穿越本镇，本项目的设备、材料、燃料主要通过泰东河水路运输。5.3 电厂水源电厂的水源有市政自来水（0.19MPa）和厂区附近地表水两种。地表水供给工业用水，自来水供给生活用水。本工程工业补水量为322.0m3h，生活用水量为37m3d（最大日）。电厂附近地表水源取水点有两个，一个是厂址南面的泰东河，另一个在厂址东面的开43、庄港河（系泰东河支流）。泰东河系省级三级航道，底高-4.0-3.0米，底宽5080米，补给水源主要由长江引入，厂址处设有防洪堤，堤顶高为4.0米，100年一遇洪水位为3.48米，保证率为97%和95%的低水位分别为0.9米，0.8米，常年正常水位1.25米。由于开庄港河为电厂燃料运输码头，且在电厂下游，故本项目在泰东河边建一座补给水泵房，即可满足全厂的工业用水量要求。年取水总量153m3。5.4 工程地质：东台系苏北平原地区，地质构造属扬子淮地台区。以海相碳酸盐和碎屑岩为主的地台型地层，在印支燕山褶皱基础上形成了大陆相沉积盆地，即苏北-南黄海南部盆地。 市境属江，淮河的冲击平原，地势比较平坦，44、但也稍有起伏，形成南高北低，东高西低的地貌，地面高程少数地区最高达5.1米，最低为1.4米，大部分地区在2.64.6米之间。以范公堤为脊线，形成堤西与堤东两种地貌。堤西属于苏北里下河碟缘平原，东北高平，西南低洼。堤东同属苏北海相堆积平原，东南高西北低。建设项目所在地地势平坦，地貌形态单一，平均高程3.5米，土层系滨海-泻湖交替沉积，土层厚度达26米，最低层为粉砂层，厚度约6米，承压力812t/m2,地质状况稳定，该地区的地震烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g，属地震设防区。厂址地区地势平坦，厂址地面标高为3.54.0米。6 工程设想6.1 全厂总体规划及厂区总平面规划布置6.1.1 45、总平面布置原则1）按小型火力发电厂设计规范(GB 50049-94)、火力发电厂设计技术规程（DL 5000-2000）、火力发电厂总图运输设计技术规程（DL/T 5032-2005）、建筑设计防火规范（GB50016-2006）、造纸行业原料场消防安全管理规定（90）轻生字第65号文）和国家有关规定、规程进行设计。2）按生产流程合理布局，功能分区明确，生产运行管理方便，布置相对集中紧凑，节约用地。3）满足安全卫生、防火和运输等方面的要求。4）人流、物流分开，减少环境污染。5）鉴于本工程为新建电厂，需建相应的公用设施，在满足工艺要求的前提下，尽可能使整体布局美观、整齐，并布置绿化带以美化环境，46、符合现代化企业人文环境的要求。 6.1.2 总平面布置方案概述 发电有限公司生物质能发电项目位于 市 。厂址东邻开庄港河，西邻盐靖公路(229省道)，南靠泰东河，北靠开庄小河，因此厂址处水陆交通极为方便。厂址所在地区的全年主导风向为东南风。根据厂址的自然条件和总平面布置原则，本工程总平面提供两个布置方案：1）方案一：主厂房位于厂区中心，固定端朝东侧。汽机房、除氧间、原料仓间和锅炉房依次由南向北布置。布袋除尘装置、引风机、烟道和烟囱布置在炉后。渣仓布置在3#除尘器的西边,空压机房布置在1#除尘器的东边。原料棚布置在主厂房的东面，以刮板机与主厂房相连。化学水处理区布置在主厂房西侧。原水处理区域（包47、括综合水泵房、配电间、工业水池、消防水池、生活污水处理站、调节池、脱水机房、加药间和沉淀池等）布置在化学水处理区南面，靠近泰东河，便于取水，自然通风冷却塔、循环水泵房、循环水处理间和加氯间等布置在原水处理区域的南面。化学水处理区、原水处理区、自然通风冷却塔和循环水泵房均以管线和主厂房相连升压站布置在主厂房的南面，向南电力出线出厂后接入当地电力网。厂内的燃料运输先通过水运，运至厂区东侧待建的开庄港河的燃料码头后，再通过皮带机或汽车运进厂内，因此厂区燃料出入口布置在厂区东北角，同时在厂区的西北角也设有一物流出入口，此位置靠近厂西的盐靖公路，方便厂内设备及其它物料的运输。在燃料出入口处布置了地磅、传48、达室（兼作地磅控制室），并沿传达室向西布置了原料检验办公室、车库、点火油罐区、300平方米左右的临时应急周转渣场。干灰库直接布置在厂外开庄港河的码头一边，厂内灰通过灰管输送至干灰库后，再通过水路运输到指定地点。该方案的办公生活区业主另外统一规划。2）方案二：主厂房位于厂区中部，固定端朝向北（相对北方向，下同）。汽机房、除氧间、原料仓间和锅炉房依次由西向东布置。布袋除尘装置、引风机、烟道和烟囱布置在炉后。渣仓布置在3#除尘器的南边。原料棚布置在主厂房的北面，以刮板输送机与主厂房相连。炉后东侧至南向北布置了材料库房、机修车间和空压机房。升压站布置在主厂房的西面。电力出线先向西出厂后再折向南上网。本49、方案的化学水处理和原水处理区域（包括综合水泵房、配电间、工业水池、消防水池、生活污水处理站、调节池、脱水机房、加药间和沉淀池等）及自然通风冷却塔在主厂房南侧至西向东布置。厂区物流、燃料出入口、临时渣场、车库、干灰库、原料检验办公室及地磅房等布置均与方案一相同。两方案均为以水路运输为主，水、陆运输相结合的运输方式。方案一主厂房朝南，有良好的朝向，工艺流程顺畅，化学水处理区、原水处理区、升压站、原料棚等分别靠近各自的服务对象，生产运行方便，冷却塔对厂区影响较小，本方案电力出线方便。办公生活区的建筑物均朝南，形成良好的采光效果。方案二主厂房朝西、化学水处理区也是朝西向布置，这样这些区域都避免不了西晒50、。电气出线要向西出厂后再折向南上电网，而且向南时还要经过人流入口，不光电气出线不流畅，而且影响人流入口处的视觉效果。 综上所述，方案一总布置工艺流程合理，功能分区明确，布置集中紧凑，节省投资，电力，热网出线合理，大面积的绿化创造了良好的现代化企业环境。因此，我们推荐方案一为首选方案。6.1.3 竖向布置厂区内涝控制水位为1.8米（废黄河高程,下同），厂区原始地面自然标高为3.124.02米，结合厂区场地实际情况，经土方平衡计算，确定厂区室外场地设计标高为3.6米，主厂房等建筑物的室内地坪设计标高为3.9米。厂区不设防洪墙或防洪堤。厂内道路采用城市双坡型，路面中心线标高为3.45米，厂区采用自然51、坡度排水，路上设有雨水口，场地上的水流入路面的雨水口，再经排水管汇集至雨水井后统一排入厂外的排水系统。6.1.4 道路布置结合厂区建（构）筑物的布置，厂区道路采用方格式布局。主厂房区、化学水处理区、上料间及原料棚周围均设有环形道路，便于运输和消防。厂内主干道宽度为67米，原料棚一侧道路为9米，次要道路宽4米，车间引道宽3.54米。宽度4米以上的道路采用城市双坡型，而宽度在4米及4米以下的道路采用城市单坡型。道路转弯半径一般为9米，原料棚周围的转弯半径为12米，车间引道的转弯半径一般为6米。6.1.5 管线布置厂区各种工艺管线，按不同介质的输送特点及要求，分别采用架空（蒸汽管道、除灰管道等）、直52、埋（循环水供排水管、生产生活上水管、雨水排水管、生活污水排水管等）、沟道（室外电缆等）三种不同敷设方式。6.1.6 厂区绿化规划利用厂区可绿化的场地广植草皮，尽量减少裸露地面，沿道路种植行道树和绿篱，进厂大门至综合办公楼前的厂前空间，重点种植一些观赏性较强的花木或灌木。绿化品种的选择和配置，要求结合电厂的生产工艺特点，并适宜于当地生长。本工程总平面布置方案见附图2006-9R143K-02和2009-9R143K-03主要技术经济指标分别见表6-1和表6-2。表6-1 厂区主要技术经济指标（方案一）序号名 称单位数量1厂区围墙内用地面积m2800002厂区内建（构）筑物用地面积m229633353、建筑系数%37.164厂区内场地利用面积m2514395场地利用系数%64.56绿化用地面积m2219797绿地率%27.568厂区内道路路面及广场地坪面积m2117239厂区场地平整土方工程量挖方m34620填方m3625310厂区围墙长度m1130表6-2 厂区主要技术经济指标（方案二）序号名 称单位数量1厂区围墙内用地面积m2795032厂区内建（构）筑物用地面积m2287803建筑系数%36.204厂区内场地利用面积m2528695场地利用系数%66.56绿化用地面积m2209097绿地率%26.308厂区内道路路面及广场地坪面积m2116879厂区场地平整土方工程量挖方m34620填54、方m3632410厂区围墙长度m11366.2 燃料供应系统6.2.1 设计原则 本期工程燃料输送系统采用双路布置，一用一备。每路输送线的输送能力按全厂终期规模（375t/h锅炉）的燃料消耗量的150%设计。 系统采用PLC控制系统兼就地控制。系统采用三班制运行。6.2.2 锅炉秸秆耗量表6-2-1 秸秆消耗量项 目175t/h275t/h375t/h小时消耗量（t）16.37432.74849.122日消耗量 （t）3937861179年消耗量 （104t）8.717.3626.03注：1）日燃料量按24小时计算。2）年燃料量按5300小时计算。3）按锅炉额定蒸发量计算。6.2.3 燃料进厂55、方案 发电有限公司生物质能发电项目拟选厂址在 市 。为确保燃料收购供应，保障发电厂正常运行，本期工程燃料输送以 为中心，收购、运输半径取20km。（详见第三章）。燃料要求打包成型（1m1m0.5m）进厂，捆扎绳索材料要求易碎，可燃烧。打包工作可在燃料收购点进行，也可由当地农民在田间直接完成。 境内主要河流有东姜堰河、西姜堰河、南官河、开庄港河、志青河、白米河等大小河道205条，形成了沟河纵横、水网密布的格局。位于厂址南首的泰东大河，系省三级航道，可通航3000吨的船队。因此，本项目燃料采用水路运输，拟在厂址东边开庄港河选址建设燃料码头，以停泊通过水路运输燃料到厂的船队，在码头设有3台固定码头吊56、，将燃料包卸至码头原料场，再通过汽车或皮带输送机将燃料运入厂内原料棚。 6.2.4 燃料堆场方案一（推荐）：电厂内原料棚跨度239m，长度为198m，柱距暂定9m。燃料参考造纸行业原料场消防安全管理规定要求的稻草麦秸的堆垛储量、规格及间距堆放（见表6-2-2），可储存经打包处理后的秸秆约9300t（54垛），可满足3台锅炉约8天的消耗量。方案二：电厂内原料棚跨度245m，长度为225m，柱距暂定9m。可储存经打包处理后的秸秆约13300t（77垛），可满足3台锅炉约11天的消耗量。表6-2-2 原料棚秸秆堆垛储量、规格及间距垛储量（吨/垛）垛距（米）垛头距（米）比重（吨/立方米）堆垛（长宽高）57、（立方米/垛）172.8480.21289864注：堆垛体积为理想秸秆堆垛体积。本项目原料棚的规划和布置是根据本期工程征、用地情况和总平布置的需要进行的。若从保证燃料输送系统原料供给的稳定性的角度出发，则厂内需保证有满足终期3台锅炉至少15天消耗量的存储，即厂内至少存储18000t原料（108垛）。方案一原料棚占地至少跨度239m，总长约362m；方案二原料棚占地至少跨度245m，长度约309m。原料棚的燃料堆垛采用桥式抓斗起重机（5t级，跨度43.5m，4台，2用2备）或吊车（5t级，4辆，电动驱动）吊起堆垛和上料时的拆垛。考虑到初投资等因素，推荐使用2台抓斗起重机和2台吊车配合作业，或仅使58、用4台吊车进行堆垛和拆垛。另外，借鉴造纸企业原料存储的经验，热电厂还可采用合同代储的方式，在各收购点来存储秸秆，以保证燃料的供应和存储。燃料码头区域规划布置露天原料堆场（与乙醇厂共用）。6.2.5 上料系统锅炉秸秆入料尺寸要求为510cm。配置2条上料系统（刮板输送机和皮带机，一用一备），在原料棚上料区输送带上设有4台破碎机（出力20t/h，三用一备，每台破碎机可实现向2组刮板输送机切换送料），4台SDQZ8固定电动叠臂式起重机（配YCZ3.0立方草抓具，三用一备），承担喂料任务。燃料供应稳定时，汽车直接将打包秸秆运入原料棚内的临时堆料区，即卸在上料区，利用固定电动叠臂式起重机将其抓起送入破碎59、机，经破碎机后卸至布置在原料棚地下廊道内的刮板输送机，送至主厂房后转至双向驱动皮带机，再分别卸入3台锅炉的原料仓内。上料系统单路出力需达到80t/h。6.2.6 辅助设施1）计量装置燃料堆场进出口设置地磅2处，以计量进出厂区的满载、空载时的运输车的重量。计量等级为30t。2）保护装置上料系统设置事故开关、跑偏开关、溜槽堵塞保护、料流信号等保护装置，设有皮带机启停灯光音响信号。原料棚严格按照造纸行业原料场消防安全管理规定布置防火设施（详见水工部分），做好堆垛的温度检测。3）检修起吊设施皮带机、刮板机的头、尾部配制手拉葫芦，原料棚内设备利用固定电动叠臂式起重机起吊设备。4）防尘措施上料系统中各输送60、环节均设有水喷淋装置，以防粉尘飞扬；在破碎机位置设有除尘装置（布袋除尘器）。5）取样装置采用人工取样方式，保证燃料水分含量不超标（15）。6.3 燃烧系统6.3.1 锅炉燃料所选用生物质主要燃料种类主要有水稻秸秆、小麦秸秆。这两种生物质原料典型的元素分析及工业分析见前表2.21。设计燃料为50%水稻秸秆和50%小麦秸秆。秸秆破碎后尺寸为210cm。锅炉启动用油：0#柴油闪点（闭口） 70；凝固点 0密度 807.3 kg/m3粘度 4.818 CST热值 42 MJ/kg6.3.2 锅炉燃烧系统本项目推荐采用水冷振动炉排锅炉。振动炉排锅炉燃烧系统采用水冷振动炉排，水冷振动炉排是国外纯然生物质燃61、料锅炉应用最多、技术最成熟的炉排，锅炉为单锅筒、膜式水冷壁、自然循环、平衡通风的中温、中压锅炉。锅炉本体布置前吊后支，在炉膛底部布置了水冷振动炉排。锅炉为钢架结构。锅炉采用水冷振动炉排作为燃烧结构的优点是1）水冷振动炉排有水冷却，可有效地解决秸秆灰熔点低产生的结焦问题。2）生物质燃料合灰量少，采用水冷振动炉排后可有效解决炉排因灰少而产生的烧坏炉排片的问题。3）炉排采用振动结构，有效解决其他炉排产生的传动故障问题。4）选取较低的面积热负荷，炉排有效面积大，有一定的裕量。5）合理的配风结构，可保证适应多种燃料，适应燃料水分、热值的波动。秸秆给料采取机械给料方式，即在炉前布置二只螺旋秸秆给料机。秸秆62、由给料机送入炉膛。秸秆在落进炉膛后被炽热的烟气加热，迅速将水份蒸发，并气化、着火燃烧，一部分秸秆在空中燃烧，一部分落在炉排上继续燃烧，并在倾斜炉排振动下不断向前翻滚、燃烧，直至燃尽。燃烧生成的灰渣从炉后排入灰渣沟，然后由机械出渣机输出。锅炉布风由二部分组成：一次风从二侧墙炉排下各分四个风管送入风室，再经过炉排上的小孔进入炉膛。风室中用隔板分隔成四个独立的风室，进风管上设有调节挡板，可根据燃料和燃烧情况进行调节。二次风布置在前、后墙炉拱处，在炉排的上方二次风总管上装有调节风门。6.3.2 锅炉燃烧系统辅机的选型1、锅炉鼓、引风机的选型根据秸秆锅炉制造厂家提供的技术数据，经过计算，初定锅炉鼓、引风63、机型号及规格如下：一次风机: 2台型号： G4-73 NO12D型风量： Q=90135 m3/h 风压： H=4069Pa 二次风机： 2台型号： G6-51 NO14D风量： 80200 m3/h 风压： 5728 Pa引风机： 2台型号： Y4-73 NO20D型风量： Q= 188730m3/h 扬程： H= 3583 Pa2、除尘器选型根据GB13223-003火电厂大气污染物排放标准，本项目应执行第三时段资源综合利用电厂烟尘排放标准，即200mg/Nm3，与此相对应的除尘设备有4电场静电除尘器和布袋除尘器。静电除尘器的优点：除尘效率能达到99.8%，能捕集1um以下的细微粉尘，处理64、烟气量大，可用于高温（可高达500）、高压和高湿（相对湿度可达100%）的场合，能连续运转，并能实现自动化。具有低阻的特点，电除尘器压力损失仅100200Pa。缺点是设备庞大，耗钢多，需高压变电和整流设备，通常高压供电设备的输出峰值电压为70100KV，故投资较高。制造、安装和管理的技术水平要求较高。除尘效率受粉尘比电阻影响大，一般对比电阻小于104105cm或大于10101011cm的粉尘,若不采取一定措施,除尘效率将受到影响.袋式除尘器优点：除尘效率高，可以永久保证粉尘排放浓度在50mg/Nm3以下。内部结构简单、附属设备少，性能稳定可靠，投资省。能捕集比电阻高，电除尘器难以回收的粉尘，所65、收的干尘便于处理和回收利用。其主要缺点是：袋式除尘器用于净化含有油雾、水雾及粘结性强的粉尘时对滤料有相应要求；袋式除尘器净化有爆炸危险或带有火花的含尘气体时需要防爆措施；用于处理相对湿度高的含尘气体时，需要采取保温措施（特别是冬天），以免因结露而造成“糊袋”；当用于净化有腐蚀性气体时，需要选用适宜的耐腐蚀滤料，用于处理高温烟气需要采取降温措施，将烟温降到滤袋长期运转所能承受的温度以下，并尽可能采用耐高温的滤料，除尘器阻力大，约为12001400Pa.两种除尘器均可满足环保要求，但考虑到：1）布袋除尘器对烟尘比电阻要求不高。2）布袋除尘器占地面积小，易于布置。3）布袋除尘器投资比静电除尘器小。466、） 静电除尘器耗电约240kw, 布袋除尘器本身耗电约20kw,由于阻力大而引起引风机电耗增加约150kw,综合电耗仍低于静电除尘器.5） 随着技术的进步，布袋的使用寿命已提高到34年。6） 布袋除尘器除尘效率高，不受燃料和负荷变化的影响，除尘后的排烟含尘绝对浓度可控制在50mg/Nm3以下。因此，选用布袋除尘器。布袋除尘器技术参数见表6.31：表6.3-1 布袋除尘器技术参数序号项目单位技术参数及要求1型式脉冲式布袋除尘器2布袋除尘器出口烟气含尘浓度mg/Nm3503本体总阻力Pa14004总过滤面积m229005过滤速度m/min1.036.4 热力系统6.4.1 热力系统主蒸汽及给水系统67、采用单母管分段制，本期配备3台电动给水泵，其中2台运行，1台备用。汽机的回热系统均为一级低加，一级高加和一级除氧，每炉配备一台出力为85t/h的全补水式除氧器和一个35m3的除氧水箱。凝结水由凝结水泵经汽封加热器、低压加热器送至除氧器，化学补水接入除氧器。疏水系统设置2只20 m3疏水箱，2台疏水泵以及一个1 m3的疏水扩容器。热力系统的启动和经常疏水进入疏水扩容器；除氧器水箱溢放水进入疏水箱，经疏水泵打入除氧器。排污系统设7.5 m3的定期排污扩容器、4 m3连续排污扩容器各1台，锅炉连续排污接入连续排污扩容器，定期排污接入定期排污扩容器。锅炉的紧急放水排至定期排污扩容器。6.4.2 热力系68、统主要辅助设备选型 a、电动给水泵 3台 型 号 DG85-679 流 量 85 m3/h 扬 程 603mmH2O 电机功率 250 kw b、全补水式除氧器及水箱 2台 出 力 85t/h 工作压力 0.12Mpa 水箱有效容积 35 m3 出水温度 104 c、高压加热器 2台加热面积 140 m2加热蒸汽压力 0.98 Mpa进水温度 104出水温度 150 d、低压加热器 2台 加热面积 75 m2 加热蒸汽压力 0.118 Mpa 进水温度 34 出水温度 76 e、射水泵 4台 型 号 IS150-125-315 流 量 55.6 m3/h 扬 程 0.32 Mpa 功 率 3769、 kw f、凝结水泵 4 台 型 号 6N6 流 量 66 m3/h 扬 程 66mH2O 功 率 27 kw g、电动双梁桥式起重机 1 台 起重量 25/5 t 跨 距 16.5 m 起升高度 15 m6.5 主厂房布置主厂房暂按四列式布置（也有可能三列式布置）。主厂房平、立面布置图详见附图。6.5.1 汽机房跨度18m，柱距6m，共11档，汽机房总长66m，运转层标高7 m。汽机中心线距A排柱8m。凝汽器中心线距4号柱中心线为2m。回热系统布置在3.40米加热器平台上，油系统、水冷系统布置在A排侧。2台电动给水泵布置在近B排侧底层，便于集中管理。发展端设有检修场地。运转层基本为岛式布置，70、汽轮发电机组小岛基础与主厂房运转层平台土建结构上不相连接。行车轨顶标高14.0m。6.5.2 除氧间跨度10 m，柱距6m，10档，共60m，由上至下各层分别为:22.50米层为工业水箱层，13.0m 为除氧层；7.0m为运转层，机炉控制室；4.0m层为管道层；底层为高低压配电层。6.5.3 原料间跨度10.5 m，柱距6m，6档，共36m，由上至下各层分别为22.50m ，安装刮板输送机，7.0m 为运转层、上部布置螺旋送料机，0米底层安装出渣皮带机。6.5.4 锅炉房跨度24m，柱距6m，6档，共36m，7.0m运转层。底层安装锅炉附属设备。炉后依次布置布袋除尘器、引风机、烟囱。定期排污扩71、容器布置在锅炉房E排柱外。6.6 除灰、渣部分6.6.1 灰、渣量项目本期规模为275t/h中温中压秸杆锅炉+2C15MW抽凝式汽轮发电机组，预留扩建1炉场地。锅炉产生的灰渣量统计见下表：表6.6-1 灰、渣量锅炉容量小时灰渣量(T/H)日灰渣量(T/D)年灰渣量(KT/A)灰渣灰渣灰渣175t/h0.7631.14618.31527.5004.0446.074275t/h1.5262.29236.63055.0018.08812.148375t/h2.2893.43854.94682.50112.13218.221注：1、锅炉日利用时间按24小时计，年利用时间按5300小时计。2、灰渣比为472、：6。6.6.2 除灰系统6.6.2.1 设计原则1）除尘器排灰采用正压浓相小仓泵气力除灰系统，系统出力为锅炉正常排灰量的200%，不另设备用系统及备用管道。2）炉底渣采用机械除渣系统。3）空压机房和干灰库按本期项目规模设计，并预留扩建位置。6.6.2.2 气力除灰系统考虑到国家的环保政策的要求以及秸秆灰渣综合利用前景较好，本项目采用干除灰系统，以便于灰的综合利用。本期项目布袋除尘器排灰采用正压浓相小仓泵气力除灰系统，该系统运行经验成熟，灰气输送速度低，磨损小，检修工作量少，系统可靠。1）仓泵输送系统按一台炉作为一个设计单元，工艺流程如下：除尘器灰斗飞灰插板门进料阀仓泵出料阀灰管灰库。2）在布73、袋除尘器四个灰斗下各安装一台0.6m3流态化仓泵，仓泵内干灰以悬浮状态，被压缩空气经输灰管输送至灰库。3）本期项目在开庄港河岸边设一座直径为8m的钢制灰库，具体位置见总平面布置图。灰库容积为500 m3，可贮存2台锅炉约135小时的排灰量，3台锅炉约90小时的排灰量。灰库库底设置1个放灰口，下设一台双侧库底卸料器，一侧为干灰排放口，接干灰散装机，供装干灰罐车用；另一侧排放口接一台双轴搅拌机，将干灰调湿装卡车，供应急时使用。灰库库底设有流态化系统，灰库气化风由气化风机提供，气化风机布置在灰库附近，经电加热器加热后的气化风进入灰库底部的气化装置，使灰库内的灰处于流态化状态，以便于顺利卸料。灰库库顶74、设有1台脉冲反吹袋式过滤器，用于对排气过滤，防止污染空气。4）本专业及厂区其他专业所用压缩空气由厂区压缩空气系统统一供给。考虑到螺杆式空气压缩机运行较稳定，进排气无压力脉动，且噪声较小，故本项目压缩空气系统选用螺杆式空气压缩机作为气源设备。本期项目厂区压缩空气系统配置三台螺杆式空气压缩机,排气量为16m3/min,排气压力0.7Mpa，两用一备，即完全能满足系统及厂区其它专业用气要求。为保证气源品质，确保系统稳定运行，设置冷冻式干燥器及二级过滤器,对压缩空气进行干燥及过滤处理，以保证压缩空气品质达到要求。通过处理后的压缩空气进入主贮气罐进行贮存以减少气源压力的波动。同时在主要用气点附近也设置贮75、气罐以稳定用气压力。6.6.2.3 机械除渣系统经锅炉出渣机冷却后的干渣通过输渣机输送至主厂房外高位渣仓，再通过汽车运至厂外实行综合利用。本期项目在主厂房外设一座有效容量为100 t的钢制转运渣仓，可贮存2台锅炉约450h的排渣量，3台锅炉约300h的排渣量。渣仓底部设两个出渣口，一个排放口接散装机，实行干渣排放；另一个排放口接调湿搅拌机，将干渣加湿后汽运，避免粉尘飞扬，造成二次污染。6.6.3 灰渣临时堆场秸秆焚烧锅炉产生的灰、渣含有钾元素，是良好的农肥，可以还田或送到化肥厂进一步加工，本期项目锅炉产生的灰、渣全部综合利用。本期项目仅在厂区空地设一临时应急周转灰渣场。6.7 供、排水系统6.76、7.1 概述本工程装机容量：275t/h秸杆炉+2C15MW发电机组。6.7.2 循环水系统 电厂的循环水系统采用带冷却塔的二次循环。本工程夏季最大循环水量为8120 m3h，冬季循环水量为5520 m3h。按供热40t/h工况时，夏季循环水量为7040 m3h，冬季循环水量为4790 m3h。设计一座1250双曲线型自然通风冷却塔布置在厂区：冷却塔参数如下：淋水面积 1250塔高 60m零米处塔直径 44.578m基础底直径 49.98m进风口高度 3.80m进风口直径 41.40m塔出口直径 24.989m循环水系统还设有循环水泵房一座，内设四台循泵，三大一小(三用一备)，型号为600S-77、22型，三台，Q3170m3h，H22m，N250kw，电机U=6KV。500S-22型，一台，Q2020m3h，H22m，N185kw，U=380V。按此配置，循环水系统可经济运行。循环水管采用单母管制，循环水供回水母管皆为DN1200压力钢管。为了提高水的重复使用率，循环水系统还设有1套150m3/h旁滤设施，并设有加药装置及加氯间，用以投加缓蚀阻垢剂和杀菌灭藻剂。6.7.3 补给水系统电厂的工业用水，化学补充水，循环水补水等采用河水经预处理后供给。本工程补水量为322m3h。在泰东河边建一座取水泵站，内设内设3台取水泵（规划容量，2用1备），Q=360576 m3h ,H=2719mH278、O ,N=45KW，取水口设有格栅及旋转滤网，用以去除水中漂浮物，确保净水站的处理效果。输水管道采用一根DN300压力钢管。补给水系统设有净水站。根据业主提供的水质报告，悬浮物为37.2mg/L，CODMn为3.97mg/L，水质尚好，因此净水站的工艺采用1座340m3h高效斜板沉淀池，经此工艺处理后，出水水质达到3度以下，保证了工业用水的水质要求。沉淀池出水自流进入800m3工业水池。电厂的补给水系统还设有一座综合水泵房，内设有变频工业供水设备一套，型号为QBWS360604DL型，Q360m3h，H60m，N30kw4，用以供给工业用水、化学补充水、绿化、厕所及其它用水，工业用水回收至循环79、水系统。综合水泵房还设有2台消防泵（1用1备），设有变频中水供水设备一套，型号为QBWS42452DL型，Q42m3h，H45m，N7.5kw2，用以供给用以供给灰库、渣库、道路浇洒等用水。补给水系统还设有混凝剂加药间。室外工业水母管为DN250压力钢管。6.7.4 循环水量 表6.7-1 循环水量一览表 （2C15MW机组，按供热80t/h工况）序号汽机型号凝汽量凝汽器冷却水量M3/H辅机冷却水量M3/H总循环水量M3/H冬/夏（t/h）夏季m=70冬季m=45冷油器空冷器夏季冬季12C154526300405024021302704047906.7.5 补给水量 表6.7-2 补水量一览表80、(275t/h秸杆炉+2C15MW机组)序号用水项目夏 季M3/H冬 季M3/H备注用水量回收量损耗量用水量回收量损耗量1化学补充水109.352089.35109.352089.352冷却塔各项损失19331.5161.512531.593.53工业冷却水202188.511160149114灰水损失404040405道路浇洒2.02.02.02.04未预见用水18.6518.6513.1513.155水工自用水10919816总计572.5249323.5458.5208.52507生活用水3736137361T/d6.7.6 电厂消防根据火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-9681、，电厂应设置独立的消防水系统，本工程投产后，全厂的消防水量如下：表6.7-3 全厂的消防水量（规划容量）用水量火灾延续时间一次灭火用水量室内28.5L/S2h205m3室外40L/S2h288m3秸杆堆场35L/S6h756m3根据规范，电厂同一时间的火灾次数为一次，因此最大消防水量为68.5L/s，一次灭火最大消防用水量为756 m3。本工程设2台消防泵（1用1备），消防泵放在综合水泵房内，室外设有一座800m3消防水池，消防水系统采用临时高压系统，室外消防水母管为DN200。在主厂房的最高处设有一个40m3工业消防水箱，内贮18m3消防水，以确保室内10分钟消防用水量；综合水泵房内还设有182、套气压消防给水设备。平时管网压力由气压给水设备维持，发生火灾时，开启消防水泵灭火。消防泵型号：XBD8/80-200D/2Q=7090L/SH=78.282.2mN=110kWn=1480r/minU=380V在主厂房、主控室等处还设有手提式干粉灭火器，用以扑救电气、油类等不能用水灭火的火灾。6.7.7 生活给水及厂区排水电厂的生活用水采用市政自来水（最低0.19MPa），DN80管道进入厂区直接供至各用水点。由于电厂处于泰东河边，而当地设有统一防洪排涝措施，因此电厂无需设置防洪排涝泵站。电厂排水管网按“清污分流、雨污分流、一水多用”原则设置。冷却塔循环水排水一部分接入170 m3中水调节池，83、多余部分作为清下水排至厂外北面开庄小河，排污口设在开庄小河向北1300m处；反应沉淀池水工排水经离心脱水机脱水后，回收至反应沉淀池进水管；化水酸碱废水经中和池处理达标后接至170 m3中水调节池，生活污水经污水处理站处理达标后亦接至170 m3中水调节池，中水由综合水泵房内变频中水供水设备供给厂区绿化、道路浇洒及灰渣库调湿等用水。6.8 化学水处理系统6.8.1 设计条件1、机组及供热负荷 发电有限公司生物质能发电项目本期建设275t/h中压中温秸秆锅炉+2C15-3.43/0.981-1中压中温抽凝汽轮发电机组。2、热负荷本期平均热负荷为40T/h,规划负荷为80T/h，无凝结水回水。3、水84、源及水质锅炉补给水源为河水，由水工专业预处理后供给化水车间，水质报告如表6.8-1：表6.8-1 水质分析报告 06年9月21日序号项目单位数量1PH8.142溶解固体mg/l303.83全固形物mg/l3414悬浮物mg/l37.2游离二氧化碳mg/l2.035耗氧量mg/l3.976电导率us/cm3947活性硅mg/l5.028全硅mg/l5.989Ca2+mg/l42.4810Mg2+mg/l11.9111Na+K+mg/l42.8312R2O3mg/l0.2113SO2-4mg/l45.4414NO3-mg/l0.4315HCO-3mg/l152.55CO-3mg/l9.016Cmg85、/l46.47需要指出的是,电厂提供的水质报告,不符合全面分析全年水质变化的条件,也无法全面评价全年水质受污染状况,按设计要求应提供全年每月一份的水质,以确保设计的水处理系统合理可靠,能长期安全经济地运行.4、蒸汽和给水水质标准 蒸汽质量标准如下： 钠15g/kg 二氧化硅20g/kg 锅炉补给水水质标准如下： 硬度0mol/L 电导率0.2s/cm(25) 二氧化硅20g/L 6.8.2 锅炉补给水处理系统1、锅炉补给水处理系统出力确定锅炉补给水处理系统出力计算见表6.8-2:表6.8-2 锅炉补给水处理系统出力本 期热负荷40T/h（正常）厂区汽水循环损失（3%）3753%=6.75 T/86、h锅炉排污损失（2%）3752%=4.5 T/h启动和事故损失（10%）17510%=7.5 T/h自用水率（10%）58.7510%=5.9 T/h设计出力65T/h2、锅炉补给水处理系统的确定根据机炉要求及水源水质情况，锅炉补给水拟由水工专业预处理后供化水车间进一步处理。系统工艺流程确定如下：水工来压力水活性碳过滤器清水箱双室阳床除二氧化碳器中间水箱中间水泵双室阴床混床除盐水箱除盐水泵主厂房。3、锅炉补给水处理系统采用母管并联制,手控操作。4、设备布置锅炉补给水处理系统、酸碱再生系统及化学化验设施集中布置在化水车间内。酸碱贮存系统、废水中和处理系统、各种水箱等布置在室外。5、废水中和处理系87、统废水中和处理系统设200m3中和池两座，满足一昼夜酸碱废水的容量。并配备空气搅动和加酸碱设备，酸碱废水充分中和，PH 值达标（6.59.0）后，排入水工下水。6.8.3 补给水、炉水校正处理及汽水取样1、给水加氨给水采用加氨处理，控制给水的PH值保持在8.59.2范围内，以防止热力设备和管道的腐蚀。设备布置在主厂房运转层。2、炉水加磷酸盐校正处理炉水采用加磷酸三钠校正处理，以防止锅炉结垢，设备布置在主厂房运转层。3、汽水取样汽水取样布置在主厂房运转层。6.8.4 凝汽器铜管成膜系统凝汽器铜管采用硫酸亚铁成膜处理6.8.5 主要设备详见“锅炉补给水处理原则性系统图” 2006-9R143K-188、6。6.9 电气部分6.9.1 电气主接线在本期工程中110kV主接线为单母线接线，两台发电机接成发变组的形式接入110kV母线，10.5kV母线按炉分段，分别为、段和备用段，段母线支接与#1发电机出口，段和段之间设有母联开关，段母线和段母线之间设有母联开关。段母线支接与#2发电机出口。发电机出口装设了断路器，因此启动时可由两台主变提供厂用电源，不再设专用的高备变。这种接线方式可使10kV厂用电母线段都有双电源支持，又可以相互支持，提高了10kV厂用电系统的可靠性和灵活性。本期锅炉为2台75T/h秸秆锅炉，配有高压电动机，它们是给水泵、引风机及二次风机等设备，本期工程中对这些设备的拖动电动机额89、定电压选用10kV。6.9.2 厂用电接线及布置.高压厂用电系统及其工作电源引接本工程高压厂用电系统为10kV单母线分段接线方式，中性点为不接地系统。10kV母线分段，执行按炉分段的原则，设置三段(终期)高压厂用母线。.低压厂用电系统及其引接低压厂用电系统采用照明和动力合并供电的380/220V三相四线制中性点直接接地系统。低压厂用母线为单母线接线。主厂房低压母线按炉分段，共设置三段400 V母线即、段。400V段母线为#1炉和#1机用电；段母线为#2炉用电和#2机用电；段母线为#3炉用电。选用干式电力变压器，每台变压器的容量均为1000kVA，每段母线接一台工作变压器即41B、42B、43B90、，并设一台备用变压器（40B）作为主厂内各段低压母线的备用电源。40B容量为1000kVA干式电力变压器，其它辅助车间除循泵房外电源均取自于主厂房内各段400V配电母线，循泵房设置两台厂变互为备用并布置在循泵配电间，对循环泵房内的辅机及二级泵站内的辅机供电。厂前区及办工楼的电源由附近车间取得，不再设专用的变压器。厂用配电装置选择及布置厂用配电装置为 ：高压10KV，I、II、III段，低区380/220V I、II、III段及备用段，另设置主厂房照明段，在照明段。6kV配电装置和400V配电装置均布置在主厂房除氧煤仓间底层。6.9.3 直流系统6.9.3.1 蓄电池组数的确定：根据小型火力发电91、厂设计规范（GB50049-94）规定。直流系统按照最终规模考虑。装设二组220V蓄电池，高频开关整流电源按N+1原则配置整流模块，并采用制控、动力合并供电方式。向全厂制控、保护、自动装置、事故照明、汽机滑油泵房等可靠供电。6.9.3.2 蓄电池型式的选择：本工程选用阀控铅酸免维护蓄电池。6.9.3.3 直流系统额定电压确定：根据规程规定，控制负荷、动力负荷和直流事故照明等装置共用蓄电池组的电压采用220V。6.9.3.4 直流母线接线方式：本工程直流系统接线为单母线分段，并用一套微机电压结缘监测仪。6.9.3.5 蓄电池数量选择1) 微机保护程控装置电源电压允许偏差-20%+10%，蓄电池终92、止电压为：1.75V/只，则按事故放电末期维持直流母线电压水平所必须的电池数：（只）2) 免维护电压充电方式通常为恒压限流充电，充电电流在之间，在充电到100%电池容量时以浮充电方式充电，因此计算浮充时直流母线电压为：浮充电压为：2.25V/只 （满足要求）3) 直流负荷统计表负荷名称计算容量（KW）负荷电流（A）事故负荷（A）事故时间（H）事故放电容量（AH）初期持续冲击随机电气经常负荷313.613.613.6113.6热工事故负荷418.1818.18118.18事故照明313.613.6113.6汽机直流油泵25.5112.5450.522.5通讯电源14.54.54.514.5合计793、2.384) 蓄电池容量选择（其中）故选蓄电池的容量为300Ah。5) 充电设备选择充电设备电流 整流模块数量按N+1的原则可选用20A整流模块三只。6.9.4 二次线、继电保护及自动化装置概据小型火力发电厂设计规范（GB50049-94），考虑本工程新建为新建215MW机组及扩建规模，采用主控制室控制方式。6.9.4.1 主控制室的布置由于本期采用机电炉集合在一起布置的方式，同时采用全微机保护装置。在主控制室内不再设控制屏。紧邻主控制室设置了电子设备间，电气控制及保护设备放置在此房间内。根据小型火力发电厂设计规范（GB50049-94）中的要求，在主控制室的控制的电气设备和元件有： 发电机变94、压器组 低压厂用变压器 低压厂用备用变压器 10kV母线上的所有开关 110kV母线上的所有开关6.9.4.2 控制、信号和测量表计.控制信号方式的选择 为了保证控制系统的可靠性，二次控制回路采用一对一控制，除锅炉辅机由DCS控制外，其余全部由电气系统控制，并在开关柜上设置了现场控制开关及现场/集中切换开关。电气系统和DCS系统通过总线联系，通过总线实现部分资源相互共享，电气系统设有各种音响装置。.测量、同期主控制室控制的元件按配置测量点，除在开关柜上安装常规测量仪表外，主控制室需测量的量，均通过总线送至DCS系统。满足机组同步并列要求和各个同期点的并网操作，在主控室装设带非同期闭锁的自动准同95、期装置，采用单相同期方式。.微机监测：通过彩色显示器实时显示发电厂主接线（分主画页与若干分画页，各电压等级的颜色满足电力部有关规定，画面显示断路器，隔离开关状态，各母线电压，每个回路出线及发电机电流、功率和电度值，系统频率和时钟。显示全厂所有的事故信号和预告信号，显示厂用电系统接线图等。该系统还具备有运行记录，制表打印等功能。）.元件继电保护及自动装置：.元件继电保护元件保护配置按（GB14285-93）配置。A、发电机变压组保护：. 电机差动保护；CT断线发信号。. 发电机复合电压闭锁过电流保护；. 发电机励磁回路接地保护；. 发电机定子接地保护；. 发电机对称过负荷保护及逆功率保护；. 主96、变差动保护；. 主变复合电压过流保护；. 主变对称过负荷（发信号）；. 主变非电量保护；. 主变电流回路断线保护；B、110kV线路保护（由当地供电部门设计提出）C、厂用变压器保护；. 电流速断保护；. 过电流保护；. 非电量保护；. 反时限接地保护；D、10kV馈线保护电流速断保护； 过电流保护； 反时限接地保护；E、厂用高、低压电动机保护：根据厂用电规程装设相应的保护，其中高压电动机采用微机电动机综合保护装置。.安全自动装置：高、低压厂用工作电源和备用电源之间均设有备用电源自动投入装置。6.9.4.3 辅助车间的控制方式：为了改善输煤系统的劳动条件，提高输煤系统运行自动化水平，根据上煤工艺97、要求，采用集中控制方式，同时设就地起停按钮。并考虑装设堵煤 、煤位、速度、跑偏等信号装置，以及皮带联锁起停等。输煤控制室设于输煤综合楼。其它辅助车间根据各个工艺要求，采用集中控制方式。6.9.5 电气设备选择及布置本期工程的110kV高压变电装置采用室内布置，主变布置可以选择两种方式，一是采用室外露天安装，二是采用全室内布置方案。第一种布置方案占地面积稍大。第二种布置方案占地面积小，而且紧凑、美观，节省了空间但投资也相应增加。推荐采用第一种布置方式。10kV配电装置选用KYN28A-12型成套开关柜，配真空断路器，31.5kA，10kV开关室布置在主厂房底层；发电机机头PT柜、励磁专用PT柜布98、置在发电机小室；110kV配电装置为普通屋外布置。厂用配电装置及厂用变压器布置在除氧框架底层，为了方便操作、提高供电可靠性，低压开关柜选用GCS型低压抽屉式开关柜，厂用变压器选用SCB9干式变压器。6.9.6 过电压保护及接地：高大厂房和办公楼层面敷设避雷带防直击雷。对厂内露天布置的电器设备，如主变压器，屋外架空导线以及其它建构筑物，如燃油泵房等采用独立避雷针，发电机尾部中性点装设避雷器。在10kV母线上装设阻容吸收装置来保护旋转电动机。接地：按照水利电力部颁发的“电力设备接地设计技术规程”设计。全厂保护接地和工作接地公用一个系统。除设计主接地网外，尽量利用深基接地体和自然接地体，使主接地网的99、总接地电阻值不大于0.5欧。微机保护和DCS装置设悬浮式专用接地铜排S100mm2。6.9.7 照明及检修网络主厂房设置照明段，为防止电动机起动引起波动影响照明质量，在照明段前加稳压装置。主厂房的辅助车间照明和检修网络的设计按照进行。6.9.8 厂内通信厂内部设生产管理通信和生产调度通信系统。生产管理通信系统直接为生产及行政管理服务，为各级管理部门之间提供通信联系。本工程不单独设生产管理通信交换机，厂内的生产管理电话是按户通过主控制室通信主机柜、保安配线架及通信电缆接入当地电信公司，即虚拟总机模式。本工程在主控制室设一套120门程控交换机作为生产调度总机，主控制室值长通过调度通信控制台与各级调100、度用户和生产岗位进行通话联系，及时掌握生产运行情况，完成生产调度指挥，进行事故处理。6.10 热力控制部分6.10.1 概述本项目是 发电有限公司生物质能发电项目，工程设计按2炉2机（275t/h中温中压秸秆焚烧锅炉+2C15-3.43/0.981-1中压中温抽凝汽轮发电机组）。6.10.2 控制方式和水平6.10.2.1 控制方式本项目为利用农作物秸秆发电工程，自动化设计严格执行国家有关规程、规定，本着“先进、成熟、适用”的原则，尽可能吸收已投产的同类型机组设计中成功经验，积极慎重地采用一些新技术，新设备。本期设计是采用机、炉、电集中控制的方式，设置全厂集中控制室和电子设备间，位于除氧车间跨101、的运转层。集中控制室内设模拟盘，操作员站和值长站，电子设备间内设DCS控制柜，电气盘和电源盘以及工程师站等。锅炉、汽机、除氧给水等系统及辅机均在本控制室控制。控制室下面设电缆层。化学水处理等辅助系统在各自车间设就地控制室。各辅机出入口电动门亦可在设备附近的就地控制箱或配电箱上控制。6.10.2.2 控制水平本期工程机炉及辅机监控系统采用DCS监控系统，在中央控制室内，以DCS控制系统的彩色CRT/键盘为中心，监控和管理机组的主要设备，为了确保紧急情况下机组安全停机，将设置极少量的常规仪表和备用硬手操操作设备。机组采用DCS系统后，可在中央控制室内控制整台机组，所有的自动控制、远方手动操作和监视102、保护及联锁均能够在CRT上完成，并在控制室里满足各种运行方式的要求，机组的控制台和辅助盘分开布置， DCS机柜和电气柜布置在电子设备间内。为实现对无人值守设备的实时监视，在各辅助车间设若干电视摄像头，纳入全厂电视监视系统。6.10.3 DCS监控系统机炉控制室内控制的工艺系统以CRT和键盘操作作为主要监视操作手段。DCS系统考虑为五种功能即：模拟量控制（MCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSS）、汽机电液调节系统（DEH），顺序控制（SCBB/T和SCSG/A）和数据采集系统（DAS）。1、模拟量控制（MCS）系统：母管压力调整及负荷分配；锅炉的启动点火控制；锅炉的进料控制；锅炉的主蒸汽压力控制103、；锅炉的二次风风量控制；锅炉的一次风风量控制；锅炉的炉膛压力控制；锅炉汽包水位控制；锅炉的主蒸汽温度控制；除氧器压力控制；除氧器水位控制；汽机轴封压力控制；凝汽器水位控制2、锅炉炉膛安全监控系统（FSS）包括：根据锅炉厂家资料下列工况时应停止向锅炉内输送燃料：汽包水位越限（过高或过低）；炉膛压力越限（正压或负压）；主蒸汽压力越限；风机跳闸等。3、顺序控制（SCBB/T和SCSG/A）包括：辅机（电动机、电动门、风门、档板）的启停操作。4汽机跳闸保护系统（ETS）包括：汽机轴向位移过大；汽机转子振动过大；汽机热膨胀过大；超速；凝汽器真空过低；润滑油压低；发电机主保护动作；DEH停机；工艺系统需要104、的相关设备的联锁。5、数据采集系统（DAS）包括：采集工艺系统各种参数，设备状态等信号；历史数据存储及检索；报警显示及打印；各种模拟画面、曲线、棒图、趋势图显示。6.10.4 主要监控设备的选型DCS系统拟选用满足规程规定要求，有同类型机组成功运行经验的系统。变送器选用电容式智能变送器。自动控制及远方操作的执行器选用智能一体化电动执行机构。显示仪表选用光柱数显仪表和巡测仪。保护联锁用的驱动开关选用进口产品。机炉集中控制室的模拟盘上设少量重要的热工信号及重要参数指示仪。控制室操作员站的操作台上装设少量的涉及机组安全的硬手操。控制盘台上后备监控设备的装设原则是：当DCS监控系统所有通讯故障或操作员105、站全部故障时，确保紧急安全停机炉。6.10.5 电源热工控制系统用电源采用： DCS系统及热控配电箱（380/220V）采用来自不同厂用母线段的双回路的供电方式；DCS系统和安全仪表配置足够容量的UPS。辅助车间热控用220V电源，引自相应车间的电气配电盘。6.10.6 就地设备布置及电缆导管敷设本工程不设变送器小间，汽机变送器按测点分布情况相对集中就地布置，汽机开机盘设在机头附近，机炉热控配电箱布置在电子设备间内，锅炉部分的变送器也按测点分布情况，相对集中就地布置。主厂房内锅炉侧电缆沿运转层下的电缆通道至电缆夹层，汽机侧沿汽机运转层平台周边设电缆桥架至电缆夹层，零米层电缆沿电气电缆通道及竖井106、至电缆夹层。6.11 土建部分：6.11.1 工程概况本工程设计规模为2炉2机（275t/h中温中压秸秆焚烧锅炉+2C15-3.43/0.981中压中温抽凝汽轮发电机组）。土建建设内容包括主厂房，烟囱，燃料仓库，循泵房，自然通风冷却塔，化学水处理车间，污水处理站，干灰库，地磅房，综合办公楼及食堂,宿舍楼等建（构）筑物。6.11.2 设计依据（1）建筑设计防火规范GBJ16-87（2001年版）（2）工业建筑防腐蚀设计规范GB50046-1995（3）工业企业采光设计标准GB50033-1991（4）小型火力发电厂设计规范，GB50049-1994（5）工艺要求及各工专业所提资料（6）其它国家、107、地方现行建筑设计规范及标准6.11.3 建筑结构设计根据国家规定，本电厂主要建（构）筑物按地震基本烈度七度设防。现将本工程主要建（物）筑物的结构形式说明如下表：表6.111 主要建构筑物一览表编号建构筑物名称占地面积（M2）结构选型1汽机房1080排架结构2除氧间600框架结构3原料间378框架结构4锅炉房864框架结构5烟道50.2框架结构6烟囱78.5钢筋混凝土筒体结构7上料栈桥539.1钢结构8原料棚20250排架结构9化学水处理间1275框架结构10空压机房160框架结构11自然通风冷却塔1590钢筋混凝土筒体结构12干灰库63钢结构13综合办公楼及食堂1200框架结构14职工宿舍楼5108、04框架结构15材料库房450混合结构16检修车间450混合结构6.11.4 岩土工程及基础选型：东台地震烈度为7度。参考“江苏省地质工程勘察院”承担的“东台35KV溱工变电所”（最大深度20.90米），及该院在东台地区水文井地层资料，划分拟建场地40米以浅地层自上而下大致如下：层耕植土：灰褐色，松散，以粉质粘土为主，含植物根系。非均质，低强度。深度01.0米，承载力特征值fak=65Kpa。1层粉质粘土：黄灰色，可塑，含少量铁、锰质斑点。刀切面光滑，干强度中等，韧性中等，无摇振反应。非均质，局部夹粉土。深度1.02.0米，承载力特征值fak=100Kpa。2层粉质粘土夹粉土：灰色，流塑软塑，109、具层理。刀切面光滑，干强度中低，韧性中低，无摇振反应。非均质。深度2.06.0米，承载力特征值fak=70Kpa。1层粉质粘土：灰绿灰黄色，可塑，含少量铁、锰质结核。刀切面光滑，干强度中等，韧性中等，无摇振反应。深度6.010.0米，承载力特征值fak=140Kpa。2层粉土：灰黄灰色，湿，中密，具层理。刀切面欠光滑，干强度低，韧性低，摇振反应中等。非均质，局部夹粉质粘土。深度10.014.0米，承载力特征值fak=130Kpa。层粉砂夹粉土：灰色，饱和，砂质成分以石英为主，见云母碎片。刀切面不光滑，干强度低，韧性低，摇振反应明显。非均质。深度14.024.0米，承载力特征值fak=180Kp110、a。层粉质粘土：灰黄色，可塑，含少量铁、锰质结核。刀切面光滑，干强度中高，韧性中高，无摇振反应。深度24.040.0米，承载力特征值fak=180Kpa。椐此土质情况主厂房及烟囱等结构基础采用桩基，以层土为桩尖持力层；辅助厂房采用天然地基，以1层土为基础底面持力层。6.11.5 地震烈度该地区的地震烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g，属地震设防区。7 环境保护7.1 概述江苏东盛生物质能发电项目，是一项利用生物质能的环保节能工程。工程规模为2炉2机，即275t/h中温、中压秸杆锅炉+215MW中温中压抽凝式汽轮发电机组。7.2 气象、水文条件江苏东盛生物质能发电厂位于江苏省 市， 市111、地处江苏省中部沿海地区，位于北纬32333257，东径1200712053之间，横跨里下河地区和滨海平原，东临黄海，居盐城、南通、泰州三市交界处，与海安、姜堰、兴化、大丰等市（县）相邻。东台依海而生，气候温和湿润，四季分明，日照充分，夏季高温多雨，冬季温和少雨，属于北亚热带湿润性季风气候具体气象资料简述如下：1)气温：（） 极端最高气温 38.75 极端最低气温 -11.8 累年平均气温 14.62）降水量（mm） 累年年平均降雨量 1020 累年最大年降雨量 1524.8 累年最小年降雨量 525.63）湿度夏季相对湿度 68%冬季相对湿度 75%最热月平均相对湿度 85%4）风 夏季主导风112、向 东南风冬季主导风向 西北风历年最大风速 23m/s年平均风速 3.2m/s5）气压（mb）年平均气压 1016.36)积雪（cm）最大积雪深度 137）日照（h）年平均日照时数 2232.77.3 生态环境现状 7.3.1 大气环境现状根据 市环境空气例行监测结果分析， 市市区环境空气质量指数为0.56，属于清洁级，空气中二氧化硫、二氧化氮、总悬浮颗粒物年平均值均符合环境空气质量标准（GB30951996）中的二级标准。环境空气中二氧化硫、二氧化氮、总悬浮颗粒物的污染负荷分别为6.5、20.7和72.6。总悬浮颗粒物是市区空气的首要污染物。市区二氧化硫年平均值为0.004mg/Nm3；市区113、二氧化氮年平均值为0.017mg/Nm3；市区总悬浮颗粒物年平均值为0.149mg/Nm3；日平均浓度均未超过二级标准。市区降尘年平均5.8吨平方公里.月，部分点位部分月份超标，超标率为8.6。市区降水pH变化范围为6.794.14，平均值5.63。酸雨pH平均值为5.18，酸雨频率为13.2。7.3.2 水环境现状本生物质电厂厂址处附近河流有两处，一条是厂址南面的泰东河，另一条是厂址东面的开庄港河（系泰东河支流）。泰东河系省级三级航道，底高-4.0-3.0米，底宽5080米，补给水源主要由长江引入。保证率为97%和95%的低水位分别为0.9米，0.8米，常年正常水位1.25米。本项目拟在泰东114、河边建一座补给水泵房。开庄港河为电厂燃料运输码头。 市大部分河流水环境质量为“尚清洁”级，所监测的7个省、市控断面中，仅有1个断面存在超标现象。各河段均值型污染指数的平均值为0.50，较去年略有下降，说明今年 市河流水质整体污染较去年有所好转。两条河流水质达到地表水环境质量标准类标准要求。7.3.3 声环境现状厂址所在区域昼间的等效声级值范围为43.657.0dB（A），夜间的等效声级值范围为45.253.9dB（A）。交通噪声和生活噪声是主要噪声源。昼、夜间噪声均符合城市区域环境噪声标准（GB309693）3类标准，工业企业厂界噪声标准（GB1234890）类标准。从总体看，项目拟建地符合当115、地声环境功能要求。7.4 主要污染物及执行标准本项目对环境的污染主要是烟囱排放的烟尘、SO2、NOx，另外还有工业废水、生活污水、各种机械设备运行产生的噪声、燃烧后的废渣和烟气净化处理得到的灰.针对上述污染因子，参照相关标准进行工程设计。主要执行标准如下： 大气：执行火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)中第3时段资源综合利用电厂标准。(2) 地表水：执行地表水环境质量标准(GB3838-2002)中的类标准，(3) 噪声：营运期执行工业企业厂界噪声标准(GB12348-90)的类标准，即昼间65dB(A) ,夜间55dB(A)；施工期执行GB12523-90建筑施工厂界界噪声限116、制。7.5 污染物的防治7.5.1 烟气污染治理7.5.1.1 烟气污染治理(1)、本项目优先选用水冷振动炉排秸杆锅炉,热效率可达90%以上，比传统燃煤小锅炉的热效率65%提高较多，减少了燃料的消耗，降低了污染物的排放量。(2)、与燃煤相比，秸秆中的灰分和硫份相对较少，灰分约为7.58%，含硫约为0.10%，确保了烟尘、SO2达标排放。(3)、为降低环境空气中的烟尘浓度，本项目优先选用高效布袋除尘器，除尘效率可达99.9%以上，并采用干式气力输灰的方式除灰，有效地降低了烟尘的排放，减少烟尘的二次污染，大大优于国家排放标准。(4)、为有效地实现污染物的稀释，降低污染物的落地浓度，使烟囱出口的污染117、物满足火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)中资源综合利用电厂3时段的要求，本期将新建一座烟囱，高度为100m、出口内径为2.6m。7.5.1.2 烟气污染物的计算根据设计燃料的成分分析资料（见2.2）和发电厂的地理位置，以及布袋除尘效率99.9 %、烟囱高100米、出口直径2.6米，锅炉灰、渣的比例为4：6，得出污染物排放计算结果见表7-1、7-2。（按2台锅炉额定蒸发量时计算）。表7-1 烟囱几何参数表锅炉容量t/h烟 囱几何高度m出口内径m出口烟速m/s有效高度m2751002.614.15203表 7-2 烟气污染物排放量序号项目名称单位数值标准12台锅炉额定蒸发量时烟气118、排放量Nm3/h190757/2出口烟尘浓度mg/Nm313.412003烟气黑度林格曼黑度、级114SO2排放浓度mg/Nm3291.98005SO2排放速率Kg/h566SO2允许排放速率Kg/h19997NOx排放浓度mg/Nm3409.24508烟囱下风向烟尘最大地面浓度mg/Nm30.00079烟囱下风向SO2最大地面浓度mg/Nm30.015510烟囱下风向NOx最大地面浓度mg/Nm30.021711最大地面浓度点距烟囱距离m134812烟尘年排放量t/a13.5713SO2年排放量t/a2957.5.2 废水处理电厂的生活用水采用市政自来水（最低0.19MPa），DN80管道进119、入厂区直接供至各用水点。电厂排水管网按“清污分流、雨污分流、一水多用”原则设置。冷却塔循环水排水一部分接入170 m3中水调节池，多余部分作为清下水排至厂外北面开庄小河，排污口设在开庄小河向北1300m处；反应沉淀池水工排水经离心脱水机脱水后，回收至反应沉淀池进水管；化水酸碱废水经中和池处理达标后接至170 m3中水调节池，生活污水经污水处理站处理达标后亦接至170 m3中水调节池，中水由综合水泵房内变频中水供水设备供给厂区绿化、道路浇洒及灰渣库调湿等用水。7.5.3 固体废弃物治理7.5.3.1 废弃秸杆治理据业主提供资料，目前 和其周边地区农作物棉秆、油菜秆、稻草大部分（85）没有被合理的120、应用，造成资源的极大浪费；甚至每到农忙时节，因直接焚烧秸秆，田野四处冒烟，造成对环境的严重污染，空气中的总悬浮颗粒物严重超标，严重危及交通安全和居民身心健康。本期项目投产后，每天将焚烧786吨秸杆，每年将焚烧17.36万吨秸杆，这样既减少了对交通安全和居民健康的危害，又合理地利用了秸杆的热值，节约了资源，保护了环境。7.5.3.2 灰、渣治理（1）、根据发电厂提供的秸秆资料（详见燃料部分），计算得锅炉产灰、渣量，统计见下表：表7-3 灰、渣量统计表锅炉容量小时灰渣量(T/H)日灰渣量(T/D)年灰渣量(KT/A)灰渣灰渣灰渣175t/h0.7631.14618.31527.5004.0446.121、074275t/h1.5262.29236.63055.0018.08812.148375t/h2.2893.43854.94682.50112.13218.221注：1、锅炉日利用时间按24小时计，年利用时间按5300小时计。2、灰渣比为4：6。（2）、本期项目除灰系统采用灰、渣分除的方式，375t/h秸杆锅炉产生的渣排入冷渣机，经其冷却后的干渣通过输渣机输送至主厂房外高位渣仓，再通过汽车运至厂外实行综合利用。在主厂房外设一座有效容量为100 t的钢制渣仓，可贮存2台锅炉约450h的排渣量。渣仓底部设两个出渣口，一个排放口接散装机，实行干渣排放；另一个排放口接调湿搅拌机，将干渣加湿后汽运，避122、免粉尘飞扬，造成二次污染。（3）、本期新建的布袋除尘器下的干灰，采用正压浓相小仓泵输送系统，仓泵内干灰以悬浮状态，随输送空气经输灰管输送到新建的码头岸边一座直径为8m的容积为500 m3钢制灰库，再由船运至综合利用场所。7.5.4 噪声治理生物质能发电项目主要噪声源是锅炉给水泵、送、引风机、汽轮发电机、破碎机、刮板输送机等运转设备，还有事故情况下锅炉对空排汽以及管道阀门漏汽造成的噪声，其中发电机、冷却塔、循环水泵等噪声源产生的噪声约85 dB(A)。本工程在设计中主要采取以下防噪声措施： 机、炉控制室及主控室设双层隔间门窗，室内屋顶装吸音材料。 锅炉送、引风机安装隔音、保温层，吸风管安装消音器123、。 锅炉对空排汽及安全门排汽管上安装消音器。 对于成为噪声源的各种转动设备，在订货时向制造厂提出设备的限声要求。 确保安装检修质量，减少管道阀门漏汽造成的噪声。 在厂区总体布局时，将噪声较大的建筑尽可能布置在厂区中央，使其远离厂界，减轻电厂工业噪声对周围环境的影响。 在厂区绿化规划时，对厂前区重点美化。厂区道路两侧，燃料场周围及厂区围墙内种植绿化树带，以起到美化环境，隔声和防尘作用。为了减少噪声污染，将发动机，电机冷却塔及循环水泵噪声经采取相应的消声，减震降噪措施及厂房隔声，距离衰减后到达厂界时，厂界噪声可满足工业企业厂界噪声标准的类标准，即昼间65dB(A) ,夜间55dB(A)。7.6 绿124、化绿化植物选择原则：具有较强的抗污染和净化空气的能力，适应性强，易栽易管，容易繁殖，以土生植物为主，草皮应选择适应性强，耐践踏，耐修剪，生长期长，繁殖快，再生力强的草种。建议本项目选择防尘效果好，对CO,HC及NO2具有抗性的绿化植物。同时，在绿化布置时应考虑厂区的美观。本项目厂区内绿地面积约30280m2，绿地率为28.83%左右。7.7 监测与管理按照GB/T-16157固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法规定，在烟道上安装固定采样监测平台，设置永久采样孔，设置烟气在线监测装置，以便随时对秸杆锅炉排烟进行监测，以自动调整烟气净化系统的运行，确保达标排放。7.8 环保投资估算本工程125、总投资（静态）为23853万元，其中环保投资1292.61万元，约总投资占的5.42%。各环保设施投资估算见表7-4:表7-4 工程环保投资明细表序号项 目 名 称投资额（万元）1布袋除尘器系统575.722烟道建造费用及烟囱1703绿化454消声器购置费用355环保部门环境评价及检测356除灰系统设备购量及建筑安装费3557污水处理站76.89合计1,292.617.9 环境影响评价(1)、本项目利用生物质能发电，每年集中焚烧秸秆约17.36万吨，既合理、充分地利用了它们的热值，又有效改善了当地的环境状况。(2)、电厂终期规划锅炉规模为375t/h水冷振动炉排秸杆锅炉，根据GB13223-0126、03火电厂大气污染物排放标准第3时段的锅炉最高允许排放浓度标准，其烟尘最高允许排放浓度为200mg/Nm3，SO2排放浓度为800mg/Nm3，NOx排放浓度为450mg/Nm3，而排放计算结果(表7-2)：烟尘排放浓度为13.41mg/Nm3，SO2排放浓度为291.9mg/Nm3，NOx排放浓度为409.2mg/Nm3，均优于标准排放。(3)、电厂终期的375t/h秸杆锅炉均使用新建的一座100m高，出口内径为2.6m的烟囱，其出口烟速为21.22m/s；单台炉时出口烟速为7.074m/s，烟囱出口处平均风速为4.24m/s，因此单台炉出口烟速大于烟囱出口处平均风速的1.5倍，可防止烟气倒127、灌。出口烟速都符合标准要求。(4)、在各自引风机出口的烟道上设置检测孔，烟囱上设置在线检测装置，以指导锅炉运行，确保每台锅炉达标运行。 (5)、发电厂废水主要是雨水、工业废水和生活污水。废水都汇入中水调节池，由综合水泵房内变频中水供水设备供给厂区绿化、浇洒及灰渣库调湿用水，因此不会对周围水体环境造成影响。能够满足GB8978-1996污水综合排放标准一级标准的要求。(6)、在设计过程中对电厂的主要噪声采取了一些必要的防噪措施，减少并降低了噪声的污染，能够满足GB12348-90工业企业厂界噪声标准的类标准的要求。(7)、根据 市灰渣综合利用的现状及发展条件，本项目除灰系统采用灰、渣分除方式。布128、袋除尘器收集的干灰，由气力输送系统送至灰库，锅炉底渣采用机械除渣的方式，灰渣通过船运至综合利用场所。锅炉产生的灰、渣含有钾元素，是良好的农肥，可以还田或送到复合肥厂进一步加工。本项目锅炉产生的灰、渣100%得到综合利用。(8)、本项目的建设将大大减少秸秆在田边的焚烧，不仅对改善 市的空气质量起良好的作用。而且提高了附近的高速公路及机场的安全性。综上所述：本项目不仅是一个能源的综合利用项目、热电联产项目，而且还是一个环保项目。待本项目投产后，不仅会带来较好的经济效益和社会效益，而且还会带来良好的环境效益。8 消防、劳动安全与工业卫生8.1 设计依据为保证本生物质能发电厂长期安全、稳定、经济运行，129、设计中各专业均遵循国家的有关规定、规范和标准，考虑了各系统、设备及布置方面的安全性、经济性及文明生产的要求，本章将各专业所遵守的主要规范、规定归纳如下：火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）火力发电厂汽水管道设计技术规定（DL/T5054-1996）小型火力发电厂设计规范（GB50049-94）火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053-1996）工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）建筑设计防火规范（GBJ16-2001）造纸行业原料场消防安全管理规定（90）轻生字第65号文）建筑灭火器配置设计规范（GBJ140-90）建筑抗震设计规范（GB50011-2001）火力130、发电厂建筑设计技术规定（SDGJ4-87）建筑内部装修设计防火规范（GB50222-95，2001年条文，局部修改）建筑物防雷设计规范（GB50057-94）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）火力发电厂和变电所照明设计技术规范（SDGJ56-83）电力装置的继电保护和自动装置设计规范（GB50062-92）高压配电装置设计技术规程（SDJ5-85）电力配备典型消防规程（DL5027-93）火力发电厂总图运输设计技术规定（DL/T5032-94）蒸汽锅炉安全技术监察规程（劳动发1996276号）火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-96）采暖通风与空气调节设计技131、术规定（DJ/T5035-95）电力建设安全工作规程（DL5009.1-92）火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL 50531996）关于生产性建设工程项目职业安全卫生监察暂行规定劳字（1988）48号文机械设备防护罩安全要求（GB8196-87）动力机器基础设计规范（GB50040-1996）作业场所局部震动卫生标准（GB10434-89）电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）（DL 5009.192）国务院关于加强防尘、防毒工作的决定（国发199497号）环境空气质量标准（GB3095-1996）地表水环境质量标准（GHZB1-1999）工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）城132、市区域环境噪声标准（GB3096-93）污水综合排放标准（GB8978-1996）8.2 消防8.2.1 秸秆堆垛防火措施秸秆电厂与燃煤电厂相比，有更大的火灾危险性，主要由于：1）秸秆质地疏松，含有大量的挥发份，因而燃点更低，更易于自燃。2）秸秆堆比重小（约为0.1t/m3）,因而储存同样时间的燃料，秸秆的存储空间要大得多。3）秸秆为露天或半露天堆放，因而易于受到天气（风、雷电）的影响。综合近年来全国秸秆堆垛火灾进行分析,可以总结得出秸秆堆垛火灾原因主要有以下几类:违章吸烟引起火灾；自燃火灾；放火火灾；外来火源引起火灾；原料内夹有火种引起火灾；电气原因引起火灾等。因此，秸秆电厂除了应满足一般燃133、煤电厂的防火要求外，还应着重针对原料储存及堆放的防火。针对上述秸秆堆垛火灾起因，本项目在设计中要认真执行以下要求：(1)厂内各建筑物、构筑物的耐火等级和间距等均严格遵循小型火力发电厂设计规范及造纸行业原料场消防安全管理规定的要求，并符合建筑设计防火规范的规定。在布置上要统筹安排以满足防火最小间距、安全出口、安全通道以及电缆防火等要求。(2)全厂设置了独立的消防水系统。原料棚、上料间、主厂房各层均设有灭火栓，覆盖半径符合有关规定。(3)上料间及原料棚采用屋面敷设避雷带防直击雷。上料间的4侧均设置防火墙。设置堆场电视监控系统。8.2.2 其它消防措施1、厂内各建筑物、构筑物的耐火等级和间距等均严格134、遵循小型火力发电厂设计规范的要求，并符合建筑设计防火规范的规定。在布置上统筹安排以满足防火最小间距、安全出口，安全通道、电缆防火等要求。2、重点防火分区根据火力发电厂与变电所设计防火规范（GB 50229-96）规定，本工程重点防火区域的划分见表8-1表8-1 重点防火区域的划分及区域内主要建（构）筑物重点防火区域区域内主要建（构）筑物主厂房区汽机房、除氧间、原料间、锅炉房、除尘器、烟囱配电装置区升压站燃料区上料间、原料棚点火油罐区点火油泵房、点火油罐材料库区材料库房3、全厂设置独立的消防水系统。原料库、主厂房各层均设有灭火栓，覆盖半径符合有关规定。4、辅助燃料油及润滑油系统的主要防火措施布置135、油管道时，尽量远离高温热力管道和电源，当油管道与其它管道交叉时，油管布置在下方，热力管道布置在上方，并有保温及外部包锌铁皮等隔离措施。在油管道法兰连接处下方有热管道时，如汽机轴承箱法兰连接的油管道等，设置护槽，并设导油管。油管道法兰接合采用质密、耐油、耐热的垫料。 主油箱排油烟管道引至厂房外无火源处。主油箱设置事故放油管，主厂房外设置事故排油箱，一旦发生着火事故，威胁厂房安全时，能将油系统的油迅速安全地排往事故油箱，以免事故扩大。事故排油阀应设置在安全、方便操作的地方，且至少有2条道路可以到达，手轮设玻璃保护罩和明确开、关方向的标志。油箱、油管路、冷油器应保证无泄漏。为了防止油系统失火，设计中136、尽量减少油系统的阀门、接头和附件，且阀门、接头、法兰等附件承压等级按耐压试验压力选用。5、电气设施防火1）变压器的防火措施主变设有事故油坑，以防漏油时可能引起的火灾；汽轮机油系统也设有室外地下事故油箱，以备必要时排油之用。厂用变均为干式电力变压器，采用手提干粉灭火器。2）电缆防火设计原则及其采取的防范措施电缆敷设应严格按照有关规范设计、安装，电缆沟内防止积油。考虑防火要求，本工程电缆采用阻燃电缆，对于特别重要的回路（如消防系统、直流电源等）采用耐火电缆。明敷电缆的设计布置上尽量避免接近热源，避免与热力管道平行或交叉，当电缆与蒸汽管接近时，应与高温管道保持一定间距，间距较小处设置隔热板，采取隔热137、防护措施。靠近油系统设备的电缆沟盖板，予以密封处理；在通往控制室、机电保护室、电缆夹层的竖井或墙洞以及盘柜底部开孔处，采取阻燃封堵处理。3）其它电气设施的防火措施在电气设备布置较集中的场所，如高低压配电室、变压器室等，设有事故排风设备；采用移动式灭火器。6、消防通道及主导风向人流、物流分开，人流出入口和物流出入口的布置均便于消防车出入。全年主导风向：E，次主导风向：ESE、SE。7、移动式灭火器配置全厂除设置消防给水系统以外，各建筑物内均按照建筑物的火灾危险性、可燃物数量、火灾蔓延速度及扑救难易程度配置了满足消防要求的不同形式的移动式灭火器。在主厂房、主控室等处还设有手提式干粉灭火器，用以扑救138、电气、油类等不能用水灭火的火灾。8、消防给水详见6.7.7节。9、消防供电在主厂房内设置交流事故照明切换屏，事故照明在交流停电时由直流电源供给。在各建筑物的主要通道及入口设置带钢镍电池的应急事故照明灯。8.3 防爆、防重大事故措施1）在锅炉汽包、过热器出口联箱、减温减压器及抽汽管道上均设有安全阀，超压时对空排放。为防止除氧器超压爆炸，本工程采用定压运行，除氧器及其水箱设全启式安全阀。2）在高温、高压设备及管道上均设有必要的温度、压力检测点，进行限值报警，必要时甚至停机。3）在机炉部分应设保护装置，汽轮发电机组设有超速保护系统，以防转子超速。设汽轮机及给水泵轴承温度保护、振动保护，风机轴承温度保139、护等，汽轮机差胀保护、轴承温度保护等，以及对各主辅设备保护和联锁要求，以保证设备运行时不发生重大损害。4）锅炉汽包上装有水位计，进行限值报警和保护，并设有水位自动调节系统，以防汽包满水、缺水引起的事故。5）锅炉燃烧、给水系统中的送、引风机、给水泵等都设有电气联锁和事故报警，以防炉膛喷火、爆燃和断水等事故。6）设有事故保安电源及直流电源，供汽轮机等设备在正常交流电源失去时，供润滑油用，使汽轮机能安全停运，防止大轴弯曲等事故发生。7）制定各工段的操作规程和管理制度，并进行必要的防爆、防火安全操作教育，严禁无证上岗操作。运行维护中必须有严格的规章制度，严禁违反操作规定，防止误操作事故的发生。8.4 140、防尘、防毒、防化学伤害1）采用高效布袋除尘器，除去烟气中的粉尘，降低烟尘排放量。2）利用一座高100m的烟囱，稀释排放物，降低烟尘和SO2、NOX的落地浓度，以及防止烟气的倒灌。3）化水车间、化验室、蓄水池室等场所，按照火力发电厂化学设计技术规程、氯气安全规程、采暖通风与空气调节设计规范等有关规定进行设计。化学水处理车间的酸碱槽置于室外，并设有酸雾吸收器；循环水加氯间设有机械通风设施，及时排除对人体有害气体，确保空气中的SF6含量不超过6000mg/m3。8.5 防电伤、防机械伤害1）按有关规定进行过电压保护、接地、防静电和防雷设计。2）带电设备裸露部分与人行通道拦杆、管道等最小间距应符合规定141、的安全距离。3）易触电部位设有安全栏杆及警告牌。4）旋转机械外露的转动部位均设有防护罩。5）平台、扶梯、栏杆等严格按国家标准设计，防止高空坠落。各孔、洞、沟道设有安全盖板，并应有充足的照明。8.6 防暑与防寒1）在各种控制室人员集中处，设有冷暖空气调节器以改善劳动条件。2）对热力设备、热力管道等做好保温隔热以减少热损失并防止烫伤。3）在有毒气体产生的场所如酸碱计量间、化验室和电气高、低压控制室等处均设有机械通风设备。8.7 防噪声、防振动1）按工业企业噪声卫生标准进行噪声防治，对长期连续地在高噪声环境中工作的人员，制定工作时间标准和轮换岗制度，按国家行业标准执行。2）各控制室人员集中处，连续工142、作时间长，建筑上采用隔音，吸声材料，设置双层玻璃窗隔音。3）在送、引风机的吸风管及锅炉对空排汽管等处装设消音器。4）汽水管道的布置和支吊架的设计中将充分考虑减振措施。8.8 抗震厂址地区抗震设防烈度为7度。本工程结合 市地震烈度标准及有关设计规范，按7度设防。8.9 其它安全措施在烟囱上部按规定装设航空障碍标志灯。8.10 劳动安全及工业卫生机构与设施1、在发电厂的运行组织及设计定员配置上，根据前能源部安环司安保综 1992 59文的规定，配有1名专职人员，专门检查和监督电厂劳动安全，负责全厂安全教育和技安监督评比；机、炉、电气运行各设一名安全监督员，以监督全厂安全工作。2、发电厂设卫生医疗人143、员一名，并充分利用 市及 公共卫生医疗，发挥当地基础设施的作用。8.11 综合评价为了减少乃至杜绝发电厂的各种安全危害，国家及各有关部委已颁发了各种法规、规定、规程和规范，本工程在下阶段设计中应完全遵照这些法规、规定、规程和规范执行。在设计中坚持“安全第一，预防为主”的原则，采取的措施是全面的，设施也较为先进，符合有关规范和要求。在施工和运行管理中，要认真落实各项安全对策措施和预防手段，使事故防患于未然，杜绝事故的发生。目前，业主单位正在委托有资质的单位编写本工程的“劳动安全及工业卫生预评价报告”，本工程采取的劳动安全及工业卫生措施将以由主管部门批复的“预评价报告”为准。9 节约和合理利用能源144、9.1 年节标煤量9.1.1 热电联产年节标煤量计算Bj1=r2+0.0.415.73-brpQa+(0.41-bgp)(1-d)P(a)10-3（t/a）式中：Bj1热电联产年节标煤量 t/a r2分散小锅炉供热标准煤耗率 r2=34.12/(hglhf)=34.12/(55%98%) 63.3kg/GJ 0.41全国热电厂平均供电标准煤耗率 kg/kw.h brp热电厂平均供热标准煤耗率 42.02kg/GJ Qa热电厂年供热量 614164GJ/a bgp热电厂平均供电标准煤耗率。 0.454kg/kw.h d 发电厂用电率。 5.5% P(a) 热电厂汽轮发电机组发电量。 1.3515145、108kw.h/a把数值代入公式，得到本工程热电联产年节标煤量为2930吨。9.1.2 利用生物质燃料年节标煤量本生物质能发电厂利用生物质燃料燃烧发电，年燃烧利用秸秆173565吨，折合标煤量为81988吨9.1.3 节能效益分析本生物质能发电厂利用生物质燃料代替燃煤发电厂，年节标煤量81988吨，利用电厂大锅炉代替分散小锅炉供热，年节标煤量2930吨，年节标煤量两项合计84918吨。本工程实现后，年新增供热量614164GJ，供热标煤耗率42.02kg/GJ，大大低于分散小锅炉供热的63.3kg/GJ水平。另外，本生物质能发电厂工程建成后，热效率45.8%，符合国家的对热电厂全厂热效率大于4146、5%的要求；热电比126%，符合国家对热电厂的热电比大于100%的要求。9.2 主要节能措施9.2.1 主、辅机设备选择中的考虑、锅炉要求制造厂选取合理的排烟温度和炉膛过剩空气系数，搞好炉膛,特别是难度较大的炉顶密封，降低锅炉排烟损失，搞好锅炉本体保温设计，减少锅炉散热损失。、电动机一律选用国家有关部门推荐的节能产品，并严格把关，杜绝已淘汰电机在配供电机中的出现。负荷波动较大的电动机（水泵、给煤机、抓斗起重机等），宜采用变频或液力耦合器调速，以节约厂用电；、设备裕度特别注意耗能大户（如风机、电动给水泵、凝结水泵、循环水泵等）的选型计算及电动机的配备，压头与流量等按规程要求留有合理的裕度，避免出147、现大马拉小车现象所造成的浪费。、汽轮机冷凝器循环水管道中安装胶球清洗装置，从而保持凝汽器铜管水侧表面的清洁，提高机组运行的经济性，延长铜管的使用寿命。9.2.2 主要工艺系统设计中采取的措施、设备与管道保温减少热力设备与管道的散热损失是热力发电厂节约能源的重要课题。本工程从节能角度出发，对外表面温度高于50的设备及管道按照投资与保温效果的经济保温厚度实施保温，主要保温材料采用新型复合氧化铝、耐高温玻璃棉管壳及其复合保温材料，可减少设备及热力管道的散热损失，这样在一定程度上可提高热效率。、采用DCS计算机控制系统，实现优化节能运行；、精心进行设计、安装、运行，防止跑、冒、滴、漏，做到文明生产。1148、0 劳动组织及定员劳动组织和定员分两部分：一是秸秆供应系统，二是发电厂部分。10.1 秸秆供应系统秸秆供应系统根据秸秆供应情况，按照每23个自然村设置一个收购站，收购站负责收购、贮存、打包及运输工作，人员定额未计入全厂定额，人员工资已计入秸秆收购成本。10.2 发电厂部分 管理部门包括行政、生产二部分：行政部门负责组织领导、财会管理、后勤服务等，生产部门负责运行、维修、安全技术等。 生产运行人员按4班3运转班制配备人员。10.3 人员定额全厂厂内全职人员90人，（管理及技术人员8人，后勤4人，运行人员68人，维修人员10人）。均不含季节工和临时工。劳动组织和定员详见表101。表10-1 岗位人149、员配备表类类 别岗位定员（人）运 行汽机运行326供热运行144锅炉运行3412电气运行248化学运行144燃料运行3618水工运行144除灰运行248值长144小计68检 修汽机检修2锅炉检修2电气检修2化学检修1热工检修1燃料检修1除灰检修1小计10管理8后勤4总 计9011 工程项目实施的条件和轮廓进度因本项目属可再生能源综合利用，符合国家的节能、环保和能源政策，符合科学发展观，同时这又是一项经济效益很好的项目，故深受当地政府各部门的重视和支持，这对本工程的建设十分有利。工程项目实施的轮廓进度详见表11-193东南大学建筑设计研究院热电工程设计研究所 发电有限公司生物质能发电项目可行性研150、究报告表11-1 工程轮廓进度表（2007/62008/6）序号6月7月8月9月10月11月12月1月2月3月4月5月6月1可行性研究编制及审查2初步设计及审查3施工图设计4工程前期准备工作5工程场地清理及回填土6基础及构筑物施工7建筑物及其它施工8主机及主要设备订货交付9其余设备订货交付10主机发电机系统安装11升压站、油系统等安装12其它系统安装131#号机联合调试142#号机联合调试94东南大学建筑设计研究院热电工程设计研究所 发电有限公司生物质能发电项目可行性研究报告12 投资估算及财务评价12.1 投资估算12.1.1 编制范围本期设计方案为2炉2机，即2台75t/h中温、中压秸秆锅151、炉和2台15MW抽凝式汽轮发电机组。 投资估算范围包括厂内各工艺系统、附属生产系统、交通运输系统。12.1.2 投资估算编制原则及依据（1）投资估算根据2001年版国家发展计划委员会、国家经贸委、国家建设部颁发的“计基础200126号文技术规定附件3”热电联产项目可行性研究投资估算编制方法编制，工程项目划分参照（2002年版）电力工业基本建设预算管理制度及规定执行；估算采用电力工程建设估算定额，不足部分参考电力工程建设投资估算指标；工程量由专业设计人员提供，不足部分参考同类型工程。（2）主设备价格根据业主提供的价格计列或向设备生产厂家询价，其它设备参考近期同类型工程设备价格计列。（3）人工工资152、：建筑工程综合人工单价19.5元/工日，安装工程综合人工单价21元/工日。（4）装置性材料预算价格采用（2003年度）华东地区电力工程建设装置性材料综合预算价格及预算价格调整系数，执行华东电网建2004184号文的规定，建筑材料价格按盐城地区2005年底地区信息指导价执行。（5）根据华东电网建（2003）16号文规定，对建筑、安装工程中的定额材料与机械费进行了调整，只计取税金。（6）根据中电联2002（74）号文规定，对估算定额中的人工工资进行价差调整，只计取税金。（7）编制基准年为2005年。 12.1.3 项目投资估算本期热电项目总投资：25930万元（详见投资估算表）其中： 静态投资估算153、： 23853万元； 建设期贷款利息： 875万元；生产铺底流动资金： 342万元；厂外热网工程： 360万元；厂外接入系统： 500万元。12.2 财务评价12.2.1 方法及说明经济评价方法执行电规经19942号文颁发的电力建设项目经济评价方法实施细则（试行），采用电力规划设计总院规定的电算程序对各指标进行计算。12.2.2 资金筹措本工程总投资为25930万元，其中：（1）动态投资25588万元（含建设期贷款利息）注册资金（30%）；银行贷款（70%），银行利率按7.11%计算；（2）铺底流动资金342万元。12.2.3 财务评价有关数据（1）热电评价主要原始数据表项 目单 位指 标总投154、资（静态投资）万元26151年发电量Kwh/a135.15106年供热量GJ/a61.42104发电厂用电率%5.5供热厂用电量Kwh/ GJ6.76发电平均标煤耗（折算）Kg/kwh0.429供热平均标煤耗（折算）Kg/ GJ42.02售电价格元/千度547售热价格元/吉焦41.59标煤价（折算）元/吨393.8人员工资元/人.年15000注：售电价格、售热价格、标煤价（由秸秆收购价按热值转换）均为不含税价格。（2）热电评价主要结论数据表表一 成果一览表项 目单 位指 标售电单位成本元/千度242售热单位成本元/吉焦24销售收入万元9560销售利润（还款后）万元4976内部收益率%11.86155、投资回收期年9.30投资利润率%12.53投资利税率%16.14资本金净利润率%29.23注：表格中的数据均为不含税价格。（3）数据分析：a.根据“热电评价”中的“成本费用计算表”，在还贷后，热电厂的售电单位成本约242元/千度，售热单位成本约24元/吉焦。b.热电厂收益 发电有限公司的年销售收入9560万元，年销售利润（银行贷款、折旧、摊销均结束后）为4976万元。12.3.4 盈利能力分析（1）投资利润率和投资利税率投资利润率和投资利税率是反映财务盈利能力的两项静态指标。根据 发电有限公司的“财务评价指标计算表”，投资利润率和投资利税率分别为12.53%和16.14%，表明热电厂的财务盈利156、能力是很强的。（2）内部收益率根据 发电有限公司的“财务指标计算表”，热电厂工程的财务内部收益率为11.86%，内部收益状况较好。12.2.5 投资回收期根据 发电有限公司的“财务指标计算表”，热电工程建设投资的回收期为9.3年（含建设年）。12.2.6 敏感性分析对 发电有限公司在项目计算期内，可能发生的燃料价、电价、年利用小时数、投资额、热价等因素按5%和10%进行敏感性分析计算，结果表明：在上述因素可能的变化幅度内，热电工程的各项财务评价均好于国家的允许标准，可以看出 发电有限公司的经济效益较好，抗风险能力较强，同时具有良好的社会效益。13 工程招标13.1 设计依据(1)工程建设项目可157、行性研究报告增加招标内容和核准招标事项暂行规定，国家发展计划委员会，2001.6.18。(2)中华人民共和国招标投标法。(3)工程项目招标范围和规模标准规定，国家发展计划委员会，2000.5.1。(4)评标委员会和评标方法暂行规定。(5)机电设备招标投标管理办法。13.2 项目招标初步方案13.2.1 资质要求参加本项目的勘察设计、建筑、安装和监理的单位，必须具有国家建设主管部门颁发的有效资质证件。针对本项目要求其中勘察设计、监理单位资质不低于乙级。建筑、安装施工资质不低于二级。接入系统工程，具备专业施工相应资质。13.2.2 拟发包数量建设单位根据工程的专业性质及施工管理需要，组织或委托相关158、单位进行招标文件的编制工作，招标文件应符合中华人民共和国招投标法和国家、省市颁发的有关文件规定。为了确保设备、系统的安全运行，项目的安全生产，本项目的秸秆焚烧炉系统、烟气净化系统、自动控制系统、烟气在线监测系统、燃料输送、预处理系统等主要系统的关键设备、关键部件，纳入各相应的系统设备标段之中。项目发包数量见表13.2-1。重要设备招标数量详见表13.2-2。表13.2-1 秸秆发电厂项目发包数量一览表项目厂区内勘察1设计1建筑1安装1监理1注：1. 锅炉检测请省锅检所进行；2. 全厂调试，通过招标选定单位，电气试验专业调试请当地供电公司承当；3. 工程质量监督，由省电力工程质监中心站承担。表1159、3.2-2 重要设备招标数量一览表标 名重要设备重要材料备 注秸秆炉及相应配套设备2汽轮机及其辅机2发电机及其辅机2布袋除尘器尾气处理装置2烟气在线分析仪、烟尘测量仪1秸秆炉辅机2运输系统设备1除灰设备2水工设备1化水设备1燃料预处理设备2吊车、行车设备1电力变压器235kV（110 kV）开关设备110kV开关设备1380V开关及配电设备1主控制室控制保护装置1直流电源装置1现场控制、测量仪表1DCS系统1电缆1管件、阀门1压力管道1防腐保温材料1消防器材113.2.3 招标数量配置的说明(1)按秸秆焚烧项目的不同专业配置。(2)按不同的行业配置。(3)按项目的区域划分配置。(4)勘察设计及160、监理属系统工程，全部工程勘察、设计、监理各选一个单位。(5)按投资状况分期实施。13.2.4 招标计划建设单位应根据工程项目的进展情况，有计划、有步骤地进行设计、建筑、安装、监理及重要设备、材料的招标工作。第一、要做好高质量的招标文件的编制工作，合理地进行发包数量的配置，为此，建设单位将成立招标领导小组，审查并批准各专业提出的招标文件及发包数量配置的合理性和合法性。第二，要根据工程项目的实际进展情况，及时做好各阶段的招标工作，勘察、设计的招标文件将由建设单位委托或聘请有关领导和行业内的专家编制；建筑、安装、监理及重要设备、材料的招标文件将委托招标公司编制，由建设单位招标领导小组审查。第三，要根161、据中华人民共和国招标法，国家、省市关于工程项目招标、投标的有关规定，委托好具有招投标资质和经验的招标单位，协助招标单位聘请好行业内的专家做评委，做好招标评标的组织工作，严明纪律，一切按文件和程序办事。本着“公开、公平、公正”的原则，圆满完成整个项目的招标工作。可行性研究报告后，建设单位将加快进行勘察、设计的招标工作，争取在1个月内完成。接着进行2个月的初步设计工作，初步设计批准后，将分期地进行重要设备的招标工作，争取在11.5个月内完成(主要设备1个月完成)。主要建筑及工艺设备安装过程中，将根据进度的需要，及时做好有关材料的招标工作，保证工程项目在规定的工期内完成，以尽早发挥投资效益。13.3162、 招标的组织和工作招标委员会的组成和招标工作的程序，必须遵循公平、公正、科学、择优的原则，必须严格遵守中华人民共和国招标投标法、评标委员会和评标方法暂行规定、机电设备招标投标管理办法及其它相关的法规和规定。任何单位和个人不得以任何方式干预招投标工作，不得限制具备条件的投标人参加招投标活动。招标分为公开招标和邀请招标,建设单位根据招投标项目的情况确定招投标方式。采取公开招投标形式的招投标，在信息网或国家和省级报刊上发布招标公告。对有投标意向的企业进行资格预审后发出招标文件。采取邀请招标形式的招投标，应当向3个以上（含3个）具备承担项目执行能力，资信良好的企业发出投标邀请书。根据招标项目的实际需要163、，可以采用两阶段招标方式：第一阶段招标主要是取得投标者对招标项目的技术经济指标、技术方案和标底的建议；第二阶段招标最后确定中标人。招投标的评标委员会可由公司技术支持部门、总工程师及其他专业技术人员，或外聘业内专家及经济、法律等方面的专家组成，组成人数不少于9人，人选须经董事会审定。评标委员会成员不得泄露与评标有关的情况，或与投标人串通，损害投资方利益或他人的合法权益。评标委员会依据评标办法选出中标方，形成评标报告提交董事会。董事会接到评标报告7个工作日内，审查评标报告和定标结论，并向招标机构批复确认。招标机构接到董事会确认的定标结论3个工作日内，向中标企业发出中标通知书，同时向落标的投标方发出164、落标通知书。招标项目的实施管理、资金使用、鉴定验收、项目调整等按有关招标规定执行。13.4 评标的组织和工作评标活动必须公平、公正，遵循中华人民共和国招标投标法。评标专家组由依法成立的招标代理机构，依照招标投标法及相关法律法规的规定自主组建。评标专家组的组建活动应当公开，接受省人民政府建设行政及有关行政管理部门和社会公众的监督。评标专家的工作：(1)有招标投标法第三十七条和评标委员会和评标方法暂行规定第十二条规定情形之一的，应当主动提出回避；(2)遵守评标工作纪律，不得私下接触投标人，不得收受他人的财物或者其他好处，不得透露对投标文件的评审和比较、中标候选人的推荐情况以及与评标有关的其他情况；165、(3)客观公正地进行评标；(4)协助、配合有关行政监督部门的监督、检查；(5)法律、行政法规规定的其他义务。14 风险分析投资项目的风险是指由于一些不确定因素的存在，导致项目实施后偏离预期结果而造成损失的可能性。项目风险分析旨在识别拟建项目和生产经营中潜在的风险因素，分析风险程度，提出化解风险或转移风险的对策，以达到降低风险损失的目的。项目风险贯穿于建设和生产经营的全过程。14.1 风险因素14.1.1 技术风险本项目技术风险可能来自以下几个方面：(1)采用的主要焚烧设备不能完全适应各种生物质；(2)设备、关键部件不能顺利到位、安装，导致不能按时投入运行；(3)关键设备、关键部件的知识产权、专166、利纠纷；(4)国产自主开发焚烧设备的成熟性及其运行指标的符合性；(5)虽然秸秆焚烧工艺可以通过计算机控制，但要形成稳定的燃烧生产，尚需生产人员熟练掌握技术，在燃料成分不断变化时，在如何控制燃烧方面尚需进一步摸索经验；(6)在生产经营期间，国家对秸秆焚烧技术、环保排放标准等方面提出新的标准、要求。14.1.2 市场风险本项目的产品为电力、热力，燃料为秸秆，来自于市场收购，市场风险不大，但也不能完全避免。市场风险可能来自以下几个方面：随着国家电力政策的调整，电力市场的完善，本项目在运行期内上网电价发生变化，导致收入水平达不到预期目标。本项目对本公司的秸秆纤维乙醇项目供热，供热较有保障，风险主要在于167、该项目能否按时投产，能否尽快进行二期建设，还有产品的市场前景。农村秸秆供应量随季节变化，如其供应量不足或热值偏低，致使生产不能满负荷运行。农村秸秆的价格受市场因素、中间商、农户的影响较大，防止恶性哄抬价格的发生。秸秆储存的安全性，发电厂秸秆的储存需满足防火要求，防止自燃和恶性纵火。14.1.3 资金风险如投资方资金不能及时到位，或者原定的融资方案发生变化，导致资金供应不足，影响工程建设进度。14.1.4 外部条件风险供水、供电、交通运输等外部协作配套条件发生变化，给项目建设和运营带来困难。施工时遇到未探明的不利地质条件，增加建设投资等。14.1.5 管理风险主要是运行管理和人员素质的风险。本项168、目要由已有丰富的其他项目实际运作经验的人员、队伍负责运营管理，能够尽可能地降低运行管理的风险。秸秆焚烧技术的运用在国内经验并不丰富，且秸秆成分复杂、热值变化大，对操作员工的素质要求很高，人员素质也将影响到项目的正常生产运行。14.2 风险程度经初步分析，上述风险中，风险程度较大的是技术风险和市场风险，属于一般风险的是资金风险、外部条件风险和管理风险。14.3 控制风险的对策针对以上风险和影响，企业应积极采取以下措施，将风险和影响因素降低到最低程度。14.3.1 控制技术风险的对策(1) 核心设备-锅炉采用技术上较可靠的水冷振动炉排秸杆锅炉；(2) 设备要与供应商签订条款详尽的合同，要求供应商在169、提供设备的同时要提供相应的技术；要保证设备安装质量，按时投入运行；坚持以最终正常运行做为设备验收的条件。同时，应要求供应商对业主一定数量的人员提供技术培训服务，保证业主方人员能独立操作。(3) 要积极引进高级专业人才，加强运行管理和职工培训工作。14.3.2 控制市场风险的对策 项目实施前必须与电力部门签定电力长期供应合同。 秸秆纤维乙醇项目要同步建设，同步投产，保证供热。 加强运行管理，降低生产成本，提高全厂效率。 根据秸秆热值和季节的变化，改变储存时间等手段，保证秸秆供应，电厂正常运行。14.3.3 控制资金风险对策建设单位对资本金和银行资金的投入要做好内部资金调度，并制定详细的项目实施计170、划和实施前的各项准备工作，待资金到位后，立即投入到建设中去，同时采取措施，根据项目的进展，保证资金的供应。14.3.4 控制外部条件风险的对策(1) 办理好取水许可、上网供电及建设时的给水、临时供电、交通运输等影响建设进度的配套工作，保证按计划完成建设任务。(2) 建设前进行详细的地质勘测，避免不良地质条件带来的停工、延长工期的情况发生，控制建设的投资、进度。14.3.5 控制管理风险对策建立岗位职责和操作规程制度，建立值班记录和交班制度，保证设备正常运转。15 结论15.1 结论(1) 发电厂设计规模为30MW，年耗秸秆约17.36万吨，年发电设备利用小时为5300h，年发电量为1.3510171、8. KWh，年供热量6.142105GJ，年销售收入9560万元，年销售利润4976万元；(2) 发电厂厂址选定在 市 青浦村；(3) 只要措施得当，社会风险、燃料供应风险、技术和运行风险、电力市场风险，实施进度风险等均可降至最小；(4) 本项目经济指标： a. 静态总投资 23858万元b. 单位造价 7953元/KWc. 年发电量 1.35108kwhd. 年供电量 1.24108kwh年供热量 6.142105GJe. 占地面积 80000m2(120亩)f. 年耗秸秆量 17.36万t/ag. 厂用电率 8.6%h. 全厂定员人数 90人i. 单位成本售电单位成本 0.242元kW.172、h售热单位成本 24元GJj 售电价（不含税） 0.547元MW.hk. 内部收益率（税后） 11.86%l. 投资利润率 12.53%m. 投资利税率 16.14%n . 投资回收期（税后） 9.3年O. 年销售收入 9560万元P. 年销售利润 4976万元q. 标煤耗 发电标煤耗 429g/kwh 供电标煤耗 454g/kwh供热标煤耗 42.02kg/GJr. 厂用电率 发电厂用电率 5.5 供热厂用电 6.76kwh/GJ 综合厂用电率 8.6s. 年均全厂热效率 45.8t. 年均热电比 12615.2 建议（1）秸秆原料的长期、稳定供应是本项目的关键问题。而原料供应来源包括了东台、兴化、姜堰及海安4市11镇，为保证原料的可靠供给，当地政府应给于充分关注。避免产生类似企业争夺原料的情况发生。建议编制相关规划以合理划分区域。（2）稳定的原料价格和上网电价是影响企业经济效益的基本因素，企业应与农民签订长期秸秆供应协议。同时希望地方政府给于支持。（3）秸秆发电技术目前处于起步阶段，在项目投产后要不断完善生产的组织和管理，以提高经济效益。112东南大学建筑设计研究院热电工程设计研究所