1、赤峰宝山能源热电有限责任公司锅炉扩建工程 可行性研究报告F1005K-A01赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程可行性研究报告吉林省卓融电力设计有限公司工程设计证书A222003090质量体系证书05009Q10029R1M2010年6月 长 春 赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程可行性研究报告 批准：贾瑟审核：梁吉兴编制：周玲慕文举2010年6月 吉林省卓融电力设计有限公司 2010年6月赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程 可行性研究报告赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程可行性研究报告参加本报告编、校人员名单专 业主任工程师主设人汽 机李2、宝珍慕文举锅 炉常志刚陈绍权输 煤马 洪李陟鹏除 灰冯 勃李树艳化 学卞 辉顿立娜电气一次惠博宏刘晓彦电气二次惠博宏丁 慧热 控于希贵陈博林总 图刘玉春徐晓明建 筑薄桂芝邹海龙结 构王文龙阮立平暖 通王淑贤郭石刚供 水欧阳永果 宇给 排 水欧阳永范淑云水工结构闫洪儒王钟昕环 保王德彬李人杰技 经李 志殷艳凤目录1总论11.1项目背景11.2投资方及项目单位概况21.3研究范围与分工31.4工作简要过程及主要参加人员31.5项目概况41.6项目建设的必要性52电力系统53热负荷分析63.1采暖热负荷63.2工业热负荷93.3设计热负荷94燃料供应94.1燃料来源94.2燃料特性104.3燃料消耗3、量114.4燃料运输114.5石灰石来源115厂址条件125.1厂址概述125.2交通运输125.3水文及气象125.4水源145.5贮灰渣场145.6区域稳定与工程地质146工程设想156.1全厂总体规划及厂区总平面规划布置156.2装机方案166.3主机技术条件226.4热力系统226.5燃烧系统236.6电气部分256.7燃料输送系统266.8除灰渣系统306.9化学部分326.10热工自动化部分356.11主厂房布置376.12建筑结构部分396.13供排水系统及冷却设施416.14贮灰渣场446.15消防系统446.16采暖通风477脱硫498环境保护508.1环境保护设计依据5084、.2本工程概况518.3污染防治措施528.4本工程环境影响分析558.5厂区绿化568.6环境管理及监测568.7结论及建议579综合利用589.1本工程粉煤灰综合利用的条件589.1本工程粉煤灰综合利用情况5810劳动安全5810.1设计依据5810.2厂址安全5910.3热电厂生产过程中存在的危险及危害因素5910.4防火、防爆6010.5防电伤6110.6防机械伤害及防坠落伤害6110.7预期效果6111职业卫生6111.1设计依据6111.2防尘、防毒及防化学伤害6211.3防噪声及防振动6211.4防暑与保温6211.5安全标志及安全色6311.6卫生及生活设施6311.7预期效果5、6312资源利用6412.1原则要求6412.2能源利用6412.3土地利用6412.4水资源利用6412.5建筑材料利用6413节能分析6513.1节能标准及规范6513.2工程项目设计所采取的节能措施及效果6513.3工程项目主要耗能种类和数量设计值6813.4结论及建议6914人力资源配置7015项目实施的建设进度及工期7016投资估算7216.1投资估算7216.2经济评价8517抗灾能力评价10517.1概述10517.2抗灾措施10518风险分析10618.1市场风险10618.2技术风险10618.3工程风险10618.4政策风险和外部协作风险10718.5环境风险10718.66、社会风险10819结论与建议10819.1结论10819.2主要技术经济指标10919.3建议110附件附件一 赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程可行性研究报告编制委托书，2010年4月25日附件二 赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司与吉林省卓融电力设计有限公司签订的锅炉扩建工程可研阶段主要设计原则，2010年4月19日附件三 赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司与赤峰恒源热力有限责任公司签订的热力购销合同，2009年10月15日附件四 赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司与喀喇沁旗宏德煤炭物资有限责任公司签订的煤炭购销合同，2010年5月28日附件五 赤峰市发展和改革委员会文7、件（赤发改投字【2010】356号）关于赤峰市元宝山城区集中供热改扩建工程可行性研究报告的批复，2010年4月26日附件六 赤峰市元宝山区发展和改革局文件（元发改发【2010】81号）转发关于赤峰市元宝山城区集中供热改扩建工程可行性研究报告的批复，2010年4月26日附件七 赤峰市环境保护局（赤环函发【2010】13号）关于赤峰市元宝山城区集中供热改扩建工程建设项目的环境保护立项审查意见，2010年3月26日附件八 赤峰哈河水泥有限责任公司与赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司签订的粉煤灰供应合同附件九 赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司与喀喇沁旗增华白灰厂签订的石灰石订货合同附件十 赤峰宝8、山能源（集团）热电有限责任公司持有的中华人民共和国电力业务许可证附件十一 赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司持有的内蒙古自治区热电联产机组认定证书附件十二 赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司持有的城市集中供热企业资质证书图纸目录序号图号图纸名称张数1F1005K-Z01厂区总平面规划、厂区竖向规划布置图12F1005K-J01原则性热力系统图13F1005K-J02原则性燃烧系统图14F1005K-J03主厂房平面布置图15F1005K-J04主厂房剖面布置图16F1005K-M01原则性运煤系统工艺流程图（方案一）17F1005K-M02原则性运煤系统工艺流程图（方案二）18F1005K9、-C01原则性除灰渣系统图19F1005K-C02原则性石灰石粉输送系统图110F1005K-D01电气主接线原则性接线图111F1005K-S01全厂水量平衡图11总论1.1项目背景赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程是由赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司投资建设，本工程重点解决元宝山城区的采暖集中供热和部分工业供汽问题。元宝山区是赤峰市三区之一，位于赤峰市东部，距市中心城区45公里；地处东北与华北交界处和蒙、冀、辽三省区交汇处，地理位置优越。全区总面积952.14平方公里，辖5镇2街，总人口33万人，其中非农业人口17.9万人。2009年全区地区生产总值完成122亿元，同比增10、长14%；财政收入完成15.3亿元，同比增长20.8%；全社会固定资产投资完成68.4亿元，同比增长25%。多年来，元宝山区凭借煤炭资源的优势，经济社会快速发展。但“一煤独大”的产业结构在为该区经济社会发展做出突出贡献的同时，也承受着资源环境制约的巨大压力，过去支撑区域经济发展的支柱产业已逐渐成为实现科学发展、可持续发展的“短板”。元宝山区委、政府未雨绸缪，在做强和提升现有经济前提下，加快经济转型。通过努力，初步构建起能源、化工、机械制造、食品加工四大工业主导产业和“菜、乳、肉、饲”四大农业优势产业，并大力发展新兴服务业，逐步推动元宝山区经济由“一煤独大”到“多业并举”的横向转型。目前，赤峰市11、元宝山城区建筑总面积为182104m2，其中实现区域集中供热的面积为129.9104m2，采用一家一户采暖炉供热面积为52.10104m2，现状建筑面积中可实施集中的供热面积为129.9104m2。根据赤峰市元宝山城市2007-2020年总体规划，2010年元宝山城区新增供热面积为20.1104m2，总供热面积为150104m2；至2020年，元宝山城区新增供热面积为103104m2，总供热面积将达到253.8104m2。本工程规划建设275t/h循环流化床锅炉，以满足元宝山城区近期热负荷和部分工业热负荷的需求。本工程属于热电联产项目，符合国家制定的“以热为主，以电为辅，热电联产”的产业政策，12、对贯彻落实科学发展观、国家建设“资源节约型和环境友好型”和谐社会的发展战略，以及重点解决民生等问题都是非常必要的。2010年4月25日，我公司接受委托对赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程可行性研究报告进行编制工作；6月21日，完成本工程的可行性研究报告。1.2投资方及项目单位概况赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程由赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司全额投资和经营，资本金为项目总投资的40，其余由银行贷款，贷款利息按现行规定。赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司是由赤峰宝山能源（集团）有限公司（前身为元宝山热电厂）控股的企业，位于内蒙古自治区赤峰市东35公里，与国家13、重点能源企业元宝山发电厂、元宝山露天矿毗邻；公司厂区占地100亩，现装机容量212MW，形成固定资产1.7亿元，总资产2亿元，现有员工222人，中专以上学历110人，中高级职称28人，行政下设3个分场，6个部室。1992年投产以来，公司员工发扬“求实、进取、敬业、自强”的企业精神，制定“扭亏、创业、上台阶”的奋斗目标，深化企业改革，强化经营管理，以人为本，充分发挥技术人员，管理人员的潜能，将有技术，懂管理的年轻干部充实到公司领导班子，使公司焕发出勃勃生机。经过十几年的奋斗，赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司成为赤峰市企业行列的佼佼者，地方经济腾飞的龙头。截止2009年末，公司累计发电19.714、亿度，向东北电网输送电量17.4亿度，供热面积达110104m2，工业抽气60t/h；实现现价总产值6.5亿元，实现利税1.8亿元，安全生产累计天数达5186天，先后被授予国家农业部“全面质量管理达标单位”、中国企业联合会“优秀企业”、“内蒙古乡镇企业最大规模”、“内蒙古自治区发展与创新优秀企业”、“内蒙古自治区文明单位”、“赤峰市优秀企业”、“赤峰市技术改造先进企业”、“集体入库税金第一名”、“赤峰市守合同、重信用单位”等荣誉称号，2002年12月20日顺利通过ISO9002国际质量体系认证，2009年年末顺利通过企业转制。新世纪赋予热电企业新的机遇，经过热电人艰苦奋斗、不懈努力，赤峰宝山能15、源（集团）热电有限责任公司这颗塞外明珠一定会为地方经济作出更大贡献。1.3研究范围与分工1.3.1设计范围本期工程可行性研究内容为扩建275t/h中温中压的循环流化床锅炉及相关配套设施的建设方案研究，并根据2001年1月国家发展改革委员会、国家经济贸易委员会和建设部联合发布的热电联产项目可行性研究技术规定，以及火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DL/T 5375-2008）的要求，在现场踏勘收集设计基础资料和可研阶段确定的主要设计原则基础上，根据采暖热负荷和工业热负荷论述项目建设的必要性，拟定各工艺系统的工程设想以及与原有系统的衔接，编制工程投资估算和财务评价，从而对本期工程可行性提出结论16、。1.3.2设计界面1）本工程的主体工程、辅助系统工程和附属设施工程以厂区围墙为界。2）道路、管道等设计界限为厂区围墙内与原有相关部分的衔接。1.3.3以下内容不属于本次可研设计范围，由业主另行委托有关单位完成。1）热网可行性研究报告；2）环境影响评价报告；3）工程勘测报告，包括岩土、测量、水文和气象等；4）地震安全性评价报告；5）地质灾害危险性评估报告。本可研报告将引用上述报告的有关结论。因目前大部分专题报告尚未完成，本可研报告论述内容如与专题报告最终结论不一致，将以专题论述的结论为准。1.4工作简要过程及主要参加人员1.4.1工作简要过程2010年4月15日，赤峰宝山能源（集团）热电有限责17、任公司决定委托我公司开展本工程的可行性研究报告编制工作。2010年4月18至19日，我公司有关专业技术人员前往赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司收集设计所需基础资料，并与业主就开展本工程可研阶段主要设计原则形成纪要。2010年5月20日，根据可研阶段主要设计原则和业主提供的初始资料，我公司完成本工程可行性研究报告初稿提交给业主。2010年6月21日，根据业主对可行性研究报告编制初稿提出的修改意见和最新基础设计资料以及本期扩建275t/h循环流化床锅炉与原有2台锅炉公用一座烟囱的要求，我公司进行修改和完善并完成了新版可行性研究报告。1.4.2组织机构公司主管总工程师：梁吉兴项目经理：周玲慕文举18、参加本项目的有关专业设计人员及专业主管人员名单，详见“参加本报告编、校人员名单”。1.5项目概况赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司现有装机容量为165t/h+175t/h中温中压煤粉锅炉，配套212MW双抽凝汽式汽轮发电机组。本期扩建275t/h中温中压循环流化床锅炉，总建设工期为14个月，计划2010年8月15日开工（包括施工准备1个月），2011年9月底投产。1.5.1可研报告编制依据1）赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司委托吉林省卓融电力设计有限公司进行本工程可行性研究报告编制的委托书；2）赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程可研阶段主要设计原则；3）2001年1月国家发19、展改革委员会、国家经济贸易委员会和建设部联合发布的热电联产项目可行性研究技术规定；4）火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DL/T 5375-2008）；5）赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司对本工程可行性研究报告初稿提出的修改意见；6）国家颁发的现行有关规程、规定及相应的技术标准；7）有关传真、邮件和业主提供的其它设计基础资料。1.5.2工程设计目标和指导思想本工程设计的总目标是贯彻建设资源节约型、环境友好型、社会和谐型社会的国策，积极采用可靠的先进技术，采用高效、节能、节地、节水、节材、降耗和环保的方案。解放思想，打破常规，积极慎重地采用国内外先进成熟的技术，锅炉设备选用国产优化定型产20、品，采用节油点火，在泵和风机等有调速要求的设备采用变频调速，总平面布置以工艺流程顺畅短捷和与现有系统有效衔接为目标，优化布置，合理用地，建筑造型和色彩与原有热电厂相匹配、创立精品工程。设计中进行多方案优化设计，节省工程量、降低工程造价，做到节能、节水、节约土地、节约投资。满足国家环保政策，符合可持续发展战略。1.6项目建设的必要性赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司1号锅炉于1992年投产，至今已运行了18年，虽然经过几次技术改造，但是目前锅炉炉体腐蚀严重，经常出现障碍停炉运行的情况，而且锅炉出力严重不足效率很低，已经不能保障热电公司经济运行。2010年，元宝山城区采暖供热面积达到15010421、m2，根据元宝山地区远景规划，至2020年供热面积达到253.8104m2，并且工业热负荷也将逐步增加，其所需热源企业均为我公司供给，公司现有锅炉容量远远不能满足发展的需要。本工程的建设不仅对原热电厂扩大热电联产规模，增加供热供汽能力，实现元宝山区域总体规划中的供热规划，满足了元宝山区集中供热改造和日益增长的热负荷需求，而且项目投产后将拆除现有各种型号的小锅炉，对节约能源、改善城市环境、提高城市居民生活质量、缓解城市交通运输、节约城市建设用地等都将起到积极作用，具有显著的社会效益和环境效益，项目建设是十分必要的。2电力系统赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司现有装机容量为212MW双抽凝汽式汽22、轮发电机组，以两回66kV线路接入当地66kV电力系统。热电厂一期工程以一回66kV线路接入元二变；二期工程时又增加一回66kV线路接入元一变，目前热电厂66kV侧以单母线分段的接线方式运行。本工程扩建275t/h循环流化床锅炉的高压厂用电系统工作电源由#2发电机出口经电抗器引接。3热负荷分析3.1采暖热负荷3.1.1采暖热负荷分析根据内蒙古城市规划市政设计研究院编制的赤峰市元宝山城区集中供热改扩建工程可行性研究报告，通过对热负荷的调查和分析，得出以下结论：a）生活用热水以宾馆、饭店、医院为主，用量不大，经比较，现阶段实施集中供生活热水很不经济，故暂不考虑集中供生活热水。个别住宅和公共建筑如需23、生活热水，可采用小型燃油、燃气或电炉自行解决。b）夏季空调制冷以电制冷为主，溴化锂制冷机很少。经比较，现阶段实施集中制冷很不经济，故本工程暂不考虑集中供制冷负荷。为此，本工程只考虑公共建筑物及居住建筑物的采暖热负荷。3.1.2供热面积赤峰市元宝山城区现有建筑面积182104m2，其中实现区域集中供热的面积为129.9104m2，采用一家一户采暖炉供热面积为52.10104m2，现状面积中可实施集中供热面积为129.9104m2。根据赤峰市元宝山城市2007-2020年总体规划，2010年，元宝山城区新增供热面积为20.1104m2，总供热面积为150104m2；至2020年，元宝山城区新增供热24、面积为103104m2，总供热面积将达到253.8104m2。3.1.3供热指标根据赤峰市元宝山建筑围护结构的实际情况和室外气象条件以及城市热力网设计规范（GJJ34-2002），结合赤峰市元宝山区供热实际运行测定值及现行的国家节能标准，确定建筑物综合采暖热指标。元宝山现有居住建筑采暖热指标取60W/m2，公共建筑采暖热指标取70W/m2，工业建筑采暖热指标取80W/m2；元宝山区实际采暖建筑面积中居住建筑为78.05%，公共建筑为15.04%，工业建筑为6.91%，经过计算现有建筑采暖综合热指标为62.89W/m2。规划新增居住建筑采暖热指标取50W/m2，公共建筑采暖热指标取60W/m2，25、工业建筑采暖热指标取70W/m2，元宝山区规划新增采暖建筑面积中居住建筑约51.38%，公共建筑约26.62%，工业建筑约22%，经过计算规划新增建筑采暖综合热指标为57.06W/m2。2010年，现有采暖建筑面积占总的采暖建筑面积的86.6%，规划新增采暖面积占总的采暖建筑面积13.4%，故本工程采暖设计综合热指标为62.11W/m2（62.89W/m286.6%+57.06W/m213.4%=62.11W/m2）。3.1.4现状热负荷129.9104m262.89W/m2=81.69MW3.1.5新增热负荷2010年，新增热负荷为20.1104m257.06W/m2=11.47MW。3.126、.6采暖设计热负荷81.69MW+11.47MW=93.16MW采暖供热指标值中包含管网热损失。3.1.7采暖热负荷计算元宝山区采暖期的室外计算温度为-18，采暖期的平均温度为-5.9，采暖天数为183天；根据采暖热负荷计算公式，可计算出采暖期内不同室外温度下建筑物的采暖耗热量和相应的采暖负荷。热负荷计算见表3.1-1，采暖热负荷汇总见表3.1-2。从表3.1-1中可以看出：2010年采暖全年总供热量为983106GJ。表3.1-1热负荷计算表序号室外温度（）延续小时数（h）单位面积热负荷（W/m2）2010年（150104m2）热负荷（MW）供热量（GJ/a）采暖期小时数439215192227、2.3333.50231522419024.0636.09246863319025.7938.69264614218927.5241.28280875118829.2543.88296956018830.9846.47314517-118732.7149.07330318-218734.4451.66347789-318636.1754.263632910-418637.9056.853806711-518639.6359.453980412-618541.3662.044131913-718543.0964.644304714-818544.8267.234477515-918446.55628、9.834625216-1018448.2872.424797117-1118350.0175.024942018-1218251.7477.615085019-1318253.4780.215255020-1418155.2082.805395321-1517956.9385.405502922-1617758.6687.995606723-1717260.3990.585608524-1812062.1193.1640247合计983106表3.1-2采暖热负荷汇总表项目最大平均最小采暖热负荷（MW）93.1660.2333.50采暖热负荷（GJ/h）335.4216.8120.63.2工29、业热负荷根据业主提供的资料，全厂工业热负荷汇总见表3.2-1。表3.2-1工业热负荷汇总表项目采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小0.981MPa 308 蒸汽（t/h）5046444240383.3设计热负荷采暖热负荷及工业热负荷见表3.3-1。表3.3-1设计热负荷汇总表项目采暖期非 采 暖 期最大平均最小最大平均最小0.981MPa308蒸汽（t/h）504644424038热量（GJ/h）153.5141.2135.1128.9122.8116.7采暖热负荷（GJ/h）335.4216.8120.6合计热负荷（GJ/h）488.9358255.7128.9122.8116.74燃料供30、应4.1燃料来源本工程煤源为锡林郭勒盟白音华煤矿生产的褐煤。采用火车、汽车两种运输方式，由汽车运送至厂内。本工程锅炉点火燃料采用#0轻柴油，点火管路从原有燃油母管引接。4.2燃料特性4.2.1煤质分析煤质分析资料见表4.2-1。表4.2-1设计煤质分析表序号项目符号单位设计煤种1收到基水份Mar%37.72收到基灰份Aar%17.963收到基碳份Car%32.334收到基氢份Har%1.925收到基氧份Oar%96收到基氮份Nar%0.527收到基硫份Sar%0.578干燥无灰基挥发份Vdaf%43.129收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg10.744.2.2点火及助燃油锅炉低负荷助燃采31、用#0轻柴油。燃料油油质特性表见表4.2-2。表4.2-2燃料油油质特性表序号项目符号单位数值1密度kg/m38452运动粘度E4.53闪点564灰分%05低位发热量kJ/kg427054.3燃料消耗量本工程扩建275t/h循环流化床锅炉，锅炉日利用小时数按24h计算；锅炉年利用小时数按5726h计算；按锅炉BMCR工况燃煤量计算。表4.3-1锅炉燃料量项目175t/h锅炉275t/h锅炉设计煤质设计煤质每小时燃煤量（t/h）21.943.8每日燃煤量（t/d）525.61051.2每年燃煤量（t/a）1253992507984.4燃料运输本工程煤种选用锡林郭勒盟白音华煤矿生产的褐煤，175t32、/h锅炉每小时燃煤量为21.9t/h；锅炉年利用小时数按5726h计算，275t/h锅炉年燃煤量为25104t/a。采用火车、汽车两种运输方式，由汽车运送至厂内。4.5石灰石来源本工程脱硫方式为炉内掺烧石灰石脱硫，石灰石由当地采购，用汽车运送至厂内，厂内设置石灰石仓，通过仓泵打入炉内。4.5.1石灰石成分分析石灰石成分分析资料见表4.5-1。表4.5-1石灰石成分分析资料序号项目符号单位数值1二氧化硅SiO2%0.42三氧化二铝AL2O3%0.013三氧化二铁Fe2O3%0.14氧化钙CaO%54.55氧化镁MgO%16灼失量-%434.5.2石灰石消耗量本工程扩建275t/h循环流化床锅炉。33、锅炉日利用小时数按24h计算；锅炉的年利用小时数按5726h计算；Ca/S摩尔比为2.2。石灰石消耗量见表4.5-2。表4.5-2石灰石消耗量项目一台锅炉二台锅炉设计煤质设计煤质每小时消耗量（t/h）0.951.9每日消耗量（t/d）22.845.6每年消耗量（t/a）5440108805厂址条件5.1厂址概述厂址位于内蒙古自治区赤峰市东部，元宝山区元宝山镇街道南部边缘地带（位置详见“厂址地理位置图”），为元宝山城区供热、机组并入东北电网运行。厂址南部约1km处是老哈河，流向东北，对岸是辽宁省建平县。5.2交通运输元宝山区内交通十分便利，国铁叶赤线纵跨全区，京通线横越北端，赤朝、平元公路贯通南34、北，可通往京津、东北各大城市和沿海开放口岸。111国道、306国道均沿境而过，元宝山区率先在赤峰市实现了村村通公路、镇镇通二级柏油路。5.3水文及气象本工程厂址位于内蒙古自治区赤峰市东35km的元宝山镇、原厂区主厂房扩建端，与国家重点能源企业元宝山发电厂、元宝山露天矿毗邻。5.3.1厂址水文条件元宝山镇域范围内的主要河流有老哈河和英金河，其中老哈河发源于河北省平泉市七老图山脉的光头山，全长425km，流域面积29710平方公里，多年平均径流量12.7108m3，老哈河由西南向东北方向流经元宝山镇域，并进入风水沟镇。英金河为老哈河的一级支流，从元宝山镇长胜村流经镇域东部边缘，至南庙村汇入老哈河，35、英金河发源于河北省围场北部山区的七老图山，河流长207.2km，流域面积10652.16平方公里，多年平均径流量5.368108m3。5.3.2厂址气象条件赤峰市属于温带半干旱大陆性季风气候，日光充足，年日照时数为2800h3100h，光能总辐射量为5700J/m26100J/m2；降水70集中于67月份，雨热同季；无霜期100145天。气象参数如下：年平均温度 7.6年最热月平均温度 21年最冷月平均温度 -8.4最高温度 42.8最低温度 -31.2土壤最大冻结深度 180 cm年平均相对湿度 49年最热月平均相对湿度 65年平均降水量 381 mm年最大降水量 560.8 mm年最小降水36、量 205.9 mm降雨集中月 68月最大三日暴雨均值 76.4 mm最大24小时暴雨均值 60 mm年雷暴天数 33天最大积雪深度 19 cm年最大蒸发量 2226.2 mm年最小蒸发量 1611.7 mm年平均蒸发量 1939.9 mm年平均风速 2.0 m/s最大风速 33.3 m/s基本风压 0.55 kN/m2全年主导风向 WSW（西南偏西）次主导风向 SW（西南风）年平均气压 949.1 hPa年最高气压 976.4 hPa年最低气压 919.8 hPa5.4水源本工程的水源取自地下水。5.5贮灰渣场本期工程采用干式除灰方式，热电厂灰渣全部综合利用。贮灰渣场利用原有露天灰渣场，其储37、存空间为50104m3，位于热电厂厂址1.5km处。5.6区域稳定与工程地质根据建筑抗震设计规范（GB5国地0011-2001）附录A和中震动参数区划图（GB18306-2001），赤峰市元宝山区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g，设计地震分组为第一组，地震动设计特征周期为0.35s。区域地质构造，处在东西向构造与华夏、新华夏构造体系的复合部位。据区域地质资料，在上新世末期由于喜山运动，元宝山煤田一带以间歇性的升降运动为主；更新世早期以上升运动为主，开始塑造河谷地形，中期活动更加强烈，至晚期，新构造运动略弱，形成了阶地。全新世早期地壳再次抬升，河流下切；后期新构造运动迹象不明38、显，地壳处于稳定的状态。厂址区域无活动性断层，区域构造相对稳定。场地内的地层均为第四纪风积和冲积层，其分布结构和岩性分述如下：第一层表土从主厂房部分孔范围内看是黄（或黄褐）色，稍湿或至饱和，厚度一般为0.5m1.0m左右；第二层土：从1.0m2.0m为粉砂、土黄色，松散、稍湿、其【R】为0.12MPa；第三层土：从2.0m5.5m为亚粘土，黄褐色，可搓成细条，其【R】为0.14MPa；第四层土：从2.0m16.7m为轻亚粘土，土黄色，稍湿，其【R】为0.15MPa；第五层土：从16.7m22.2m为粗砂，矿物成份以石英长石为主，其【R】为0.24MPa；第六层土：从22.2m24.4m，为亚粘39、土，稍湿，褐色，其【R】为0.20MPa；第七层土：从24.4m以下，为砾石层，成份主要为火山岩块组成，其【R】为0.45MPa。6工程设想6.1全厂总体规划及厂区总平面规划布置赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司现有装机容量为165t/h+175t/h中温中压煤粉锅炉，配套212MW双抽凝汽式汽轮发电机组。本期扩建275t/h中温中压循环流化床锅炉，布置在原厂区主厂房扩建端。6.1.1厂区总平面规划布置本期扩建275t/h中温中压循环流化床锅炉，不考虑再扩建条件。全厂总体布置基本保持了原有设计厂区的总体布局，厂容厂貌较好。但经现场核对，在厂区周边部位有些变化，增加了两处建（构）筑物，一是原有40、的2台锅炉的炉后增建了脱硫设施、二是原有干煤棚向南扩建（尺寸21m42m）。对原设计也有所改动，如灰渣泵房引出的灰沟取消，灰管直接从灰渣泵房室外地面沿化学水处理室南墙外敷设至厂外灰渣场。原#2锅炉房E排墙外有一根直径约800mm的焦炉煤气管，延锅炉房E轴向西直埋穿过露天材料堆场与九联化工相接，影响本次扩建两台锅炉的炉后布置和施工，需要改移。在下步初步设计阶段，需请业主提供上述原有厂区增加和改动的建（构）筑物定位数据，纳入总体规划图中，以便反映全厂区真实状况。本期工程在原主厂房扩建端扩建2台75t/h循环流化床锅炉，相应建设的有除氧间、煤仓间、锅炉房、钢灰库、钢渣库、钢石灰石粉仓、除尘综合楼、电41、袋除尘器、吸风机室、变频器室、烟道、烟囱、消防水池等共13项，位置详见“厂区总平面、厂区竖向规划布置图F1005K-Z01”。除氧间、煤仓间按原有建筑顺延扩建；本期锅炉房与上期锅炉房脱开6.0m布置；钢渣库、钢石灰石粉仓布置在本期锅炉房西侧；除尘综合楼布置在两台电袋除尘器西侧（一层为空压机室，二层是配电间）；新建烟囱一座，布置在本期两台锅炉中心线的平分延伸线上，距锅炉房E排轴线38.6m，与原有烟囱南北向坐标A97.40相同。新烟囱建成后，原一期烟囱拆除，原有一期的烟道接入新烟囱。钢灰库布置在烟囱西侧。本期扩建只考虑炉内脱硫，因此炉后不设脱硫装置。厂内现有贮煤场达不到扩建后所需的贮煤量，但厂区42、南围墙外现有的贮煤场可作为热电厂的备用煤场。6.1.2厂区竖向布置厂址座于老哈河二阶台地上，自然地形呈突起状，海拔高度在477.0m479.0m之间，西高东低、北高南低。在1988年建厂后，已经整平，原始地貌已不存在。现厂区地坪高程在478.4m478.9m之间，较平坦，无明显起伏。比河岸高约10m以上，百年洪水涉及不到厂区。本期的建（构）筑物所采取的零米标高，均按原有高程不变。室外地坪比室内地面低0.3m，地面雨水排水排向现有道路边缘的雨水井，经原有地下雨水排水管排至厂外。6.2装机方案赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司现有装机容量为165t/h+175t/h中温中压煤粉锅炉，配套212M43、W双抽凝汽式汽轮发电机组。本期扩建275t/h中温中压循环流化床锅炉。6.2.1扩建锅炉必要性6.2.1.1新增采暖热负荷根据内蒙古城市规划市政设计研究院编制的赤峰市元宝山城区集中供热改扩建工程可行性研究报告，赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司现有采暖供热面积为129.9104m2，新增采暖面积为20.1104m2，供热采暖总面积为150104m2，至2020年元宝山城区供热采暖面积将达到253104m2。6.2.1.2新增工业热负荷新增工业热负荷表见表6.2-1。6.2-1新增工业热负荷表项目采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小0.981MPa308蒸汽（t/h）50464442403844、6.2.1.3采用低真空循环水供热与汽轮机进汽量的增加赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司对现有两台12MW汽轮机进行了低真空运行循环水供热技术改造，即汽轮机低真空运行，提高循环水出水温度，将其直接用于冬季的采暖供热。两台汽轮机低真空循环水供热可供热负荷为64MW，当外界气温较低，不能满足供热需要时，利用尖峰加热器提高供水温度，蒸汽由汽轮机采暖抽汽供给。由于改循环水供热，汽轮机排汽背压提高，需增加进汽量才能保证采暖热负荷、工业热负荷和发电量。现有锅炉容量已不能满足工业热负荷和采暖热负荷的需要。本期贯彻“以热定电、热电结合”的原则，确定拟扩建275t/h中温中压循环流化床锅炉。6.2.2锅炉选型45、根据热电联产项目可行性研究技术规定第3.3.1条“热电厂的锅炉，在条件合适及单台锅炉额定蒸发量为410t/h以下时，宜优先采用循环流化床锅炉”的规定，本期选用当前先进的洁净煤燃烧技术循环流化床锅炉，脱硫效率达到85%以上，并可抑制NOX生成。这样，可以最大限度的降低SO2和NOX有害气体的排放，减少环境污染。循环流化床锅炉的主要优点包括：a）燃料适应性广与煤粉炉相比，其设计煤种的适应范围较广泛，包括高灰份、低热值、低挥发份等各种燃料。b）控制SO2排放循环流化床锅炉炉内投石灰石粉，可实现脱除SO2，脱硫效率为85%以上。c）循环流化床锅炉燃烧温度低以及分级送风可以降低燃烧过程中NOX生成量，无46、需对烟气处理也能满足排放要求。d）高燃烧效率循环流化床锅炉燃烧室内混合良好，且有很长的停留时间，因此循环流化床燃烧有很高的碳燃尽率。由于烟气在燃烧区停留时间长，一氧化碳和挥发份的燃尽率也较高。e）消除熔渣影响低温燃烧不产生熔渣，因而减少了锅炉的腐蚀和对流受热面的沾污。f）负荷调节比较大循环流化床锅炉在3040负荷时，不加辅助燃料可以稳定燃烧，负荷调节比较大。综上所述，本期结合原有锅炉参数，选用中温中压循环流化床锅炉。6.2.3全厂蒸汽平衡计算根据本工程热负荷情况，按照采暖期时最大、平均、最小热负荷和非采暖期最大、平均、最小热负荷六种工况进行蒸汽平衡计算。6.2.3.1采暖期最大热负荷工况蒸汽平47、衡表表6.2-2采暖期最大热负荷工况蒸汽平衡表蒸汽参数汽源（t/h）用汽量（t/h）3.43MPa435锅炉供汽464.5=258汽轮机进汽2125.2=250.4汽水损失7.6合计258合计2580.981MPa308汽轮机抽汽225=50工业用汽50合计50合计500.49MPa252汽轮机抽汽235.65=71.3尖峰加热器用汽71.3合计71.3合计71.30.039MPa75汽轮机排汽249.75=99.5循环水供热用汽99.5合计99.5合计99.5发电功率（kW）214600=29200注：1两台汽轮机回热系统用汽29.6t/h；2汽轮机循环水供热64MW。6.2.3.2采暖期平48、均热负荷工况蒸汽平衡表表6.2-3采暖期平均热负荷工况蒸汽平衡表蒸汽参数汽源（t/h）用汽量（t/h）3.43MPa435锅炉供汽368.7=206.1汽轮机进汽2100=200汽水损失6.1合计206.1合计206.10.981MPa308汽轮机抽汽223=46工业用汽46合计46合计460.49MPa252000.039MPa75汽轮机排汽265.25=130.5循环水供热用汽93.6循环水冷却塔冷却36.9合计130.5合计130.5发电功率（kW）213800=27600注：1两台汽轮机回热系统用汽23.5t/h；2汽轮机循环水供热60.23MW。6.2.3.3采暖期最小热负荷工况蒸汽49、平衡表表6.2-4采暖期最小热负荷工况蒸汽平衡表蒸汽参数汽源（t/h）用汽量（t/h）3.43MPa435锅炉供汽365.3=195.9汽轮机进汽295=190汽水损失5.9合计195.9合计195.90.981MPa308汽轮机抽汽222=44工业用汽44合计44合计440.49MPa252000.039MPa75汽轮机排汽261.8=123.6循环水供热用汽52.1循环水冷却塔冷却71.5合计123.6合计123.6发电功率（kW）213100=26200注：1两台汽轮机回热系统用汽22.4t/h；2汽轮机循环水供热33.50MW。6.2.3.4非采暖期最大热负荷工况蒸汽平衡表表6.2-550、非采暖期最大热负荷工况蒸汽平衡表蒸汽参数汽源（t/h）用汽量（t/h）3.43MPa435锅炉供汽358.37=175.11汽轮机进汽285=170汽水损失5.11合计175.11合计175.110.981MPa308汽轮机抽汽221=42工业用汽42合计42合计42发电功率（kW）213450=26900注：1两台汽轮机回热系统用汽20.1t/h，排汽107.9t/h；2汽轮机排汽不供热，循环水经冷却塔冷却。6.2.3.5非采暖期平均热负荷工况蒸汽平衡表表6.2-6非采暖期平均热负荷工况蒸汽平衡表蒸汽参数汽源（t/h）用汽量（t/h）3.43MPa435锅炉供汽357.7=173.1汽轮机进51、汽284=168汽水损失5.1合计173.1合计173.10.981MPa308汽轮机抽汽220=40工业用汽40合计40合计40发电功率（kW）213400=26800注：1两台汽轮机回热系统用汽19.9t/h，排汽108.1t/h；2汽轮机排汽不供热，循环水经冷却塔冷却。6.2.3.6非采暖期最小热负荷工况蒸汽平衡表表6.2-7非采暖期最小热负荷工况蒸汽平衡表蒸汽参数汽源（t/h）用汽量（t/h）3.43MPa435锅炉供汽357=171汽轮机进汽283=166汽水损失5.0合计171合计1710.981MPa308汽轮机抽汽219=38工业用汽38合计38合计38发电功率（kW）213352、50=26700注：1两台汽轮机回热系统用汽19.6t/h，排汽108.4t/h；2汽轮机排汽不供热，循环水经冷却塔冷却。6.2.4结论本期工程扩建275t/h中温中压循环流化床锅炉后，全厂锅炉总容量为165+375=290t/h。在采暖期最大热负荷工况下需要全厂4台锅炉全部运行，锅炉负荷率为89%。其余工况下，均为3台锅炉运行，能够保证至少1台锅炉备用，可以对任何1台锅炉进行检修，锅炉剩余容量也可以适应元宝山城区采暖热负荷逐年增加的需要。从全厂蒸汽平衡结果看，本期扩建275t/h中温中压循环流化床锅炉是十分必要的。6.2.5全厂经济指标计算全厂锅炉经济指标计算结果见表6.2-8。表6.2-853、全厂锅炉经济指标计算结果序号项目单位采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小1热负荷0.981MPa工业供汽量t/h504644424038供热量GJ/h153.5141.2135.1128.9122.8116.7采暖热负荷GJ/h335.4216.8120.62全厂供热量GJ/h488.9358.0255.7128.9122.8116.73全厂锅炉蒸发量t/h258206.1195.9175.1173.11714汽轮机发电功率kW2920027600262002690026800267005汽轮发电机组年利用小时数h70006全厂锅炉年利用小时数h57267年发电量kWh/a16800000054、8年供热量GJ/a21030829平均发电标准煤耗率kg/kWh0.32710平均供热标准煤耗率kg/GJ41.8911热电厂用电率%5.512供热厂用电率%7.213综合厂用电率%12.714全年耗标煤量t/a14303015热电厂年均热效率%62.7716热电厂年均热电比%39817全年节约标煤量t/a185316.3主机技术条件锅炉型式： 中温中压循环流化床锅炉数量： 2台额定蒸发量： 75 t/h过热器出口温度： 450 过热器出口压力： 3.82 MPa给水温度： 104 锅炉效率： 90 %锅炉排污率： 2 %排烟温度： 135 6.4热力系统6.4.1主蒸汽系统主蒸汽系统采用母管55、制，延长热电厂原有的主蒸汽母管，2台锅炉出口主蒸汽管道分别接入母管。6.4.2高压给水系统高压给水系统采用母管制，延长热电厂原有的高压给水冷、热母管。热电厂原有高压加热器的换热面积和通流能力不能满足扩建锅炉的给水加热，因此本期扩建锅炉采用低温给水，高压给水冷、热母管之间设置冷供管，直接为扩建锅炉供水。本期新建2台电动给水泵，容量与原有给水泵匹配，流量85t/h，扬程600mH2O。6.4.3给水除氧系统本期新建2台大气式除氧器，形式、容量与原有除氧器相同，除氧器出力85t/h，压力0.12MPa，除氧水箱容积40m3。除氧器加热蒸汽系统、低压给水系统均采用母管制，延长热电厂原有母管，本期除氧器56、各系统分别接入母管。6.4.4排污及疏水回收本期2台锅炉设置1台连续排污扩容器，与热电厂原有锅炉共用原有定期排污扩容器。管道、设备的疏水、放水，接入热电厂原有的疏水回收系统。原则性热力系统图见F1005K-J01。6.5燃烧系统原则性燃烧系统图见F1005K-J02。6.5.1给煤系统6.5.1.1原煤仓在主厂房煤仓间每台锅炉设置一座原煤仓，煤仓的有效容积为214m3，可满足锅炉最大连续蒸发量时9小时耗煤量（按设计煤种计算）。6.5.1.2给煤系统每台炉设置三台称重式耐压胶带给煤机，来自运煤系统010mm的煤粒，通过输煤皮带送至主厂房煤仓间原煤仓，由原煤仓进入给煤机将燃料送到炉膛燃烧。给煤机布57、置在锅炉炉前，所有给煤机均采用变频调速，用以随着锅炉负荷变化调节给煤量，三台给煤机其中一台给煤机发生故障，另两台给煤机可满足锅炉额定负荷运行。6.5.2烟风系统本期工程扩建2台75t/h循环流化床锅炉，每台锅炉配1台一次风机，1台二次风机，2台100容量的高压风机（返料风）及1台吸风机。考虑锅炉负荷调节的灵活性，本工程所选用的一，二次风机及吸风机均配变频装置来调节风量。6.5.2.1空气部分锅炉采用低温（850900）燃烧，并采用分部送风，以控制和降低燃料中氮向NOX转化的生成量。一、二次风分别由锅炉房上方吸入（一、二次风吸风口分别为2个，夏季吸锅炉房内空气，冬季吸锅炉房外空气）。一次冷风经空58、预器加热后，通过锅炉底部的布风板进入炉膛，它既要保证床上的燃料充分的悬浮流化，又要保证一定的燃烧用空气量，以使床料充分沸腾。二次冷风经空预器加热后从燃烧室下部二次环形风箱进入炉膛，以使燃料完全燃烧。由于冬季主要从室外吸风，吸入的一、二次风温度较低，会导致空气预热器末级受热面低温结露腐蚀，故设热风再循环，以提高空气预热器的进风温度。为满足环保要求，一、二次风机入口加装消音器。高压风机产生的高压风进入回料装置，用来流化从旋风分离器分离下来的物料，并将其送入炉膛，进行充分完全燃烧。6.5.2.2烟气部分每台炉设一台吸风机，空气预热器出口的烟气经过电袋除尘器除尘后，分别由吸风机将洁净烟气送入烟囱排入大59、气。每台锅炉设置一台电袋除尘器，过滤面积2300m2。热电厂现运行的两台炉采用了一座高100m，出口内径2.5m的烟囱，此两台锅炉均采用水膜除尘和湿法脱硫，烟囱出口温度较低，而烟囱并未做相应的防腐处理，故此对烟囱腐蚀很厉害，根据现场的实际情况，此烟囱已无法再继续使用，为此本期设计需新建一座高100m、出口内径约为3.5m的烟囱，4台炉合用，并针对环保要求做相应的防腐处理，待建成后，原烟囱拆除。6.5.3锅炉点火油系统锅炉点火燃料采用#0轻柴油，从上期燃油母管引接。锅炉点火方式采用床下油点火，每台炉床下布置2只启动油点火装置。油枪所需助燃空气为一次热风，空气和油燃烧后形成的热烟气从水冷风室上的布60、风板均匀送入炉膛，从而对底料进行加热。6.5.4检修起吊设施一次风机、二次风机、吸风机均设有检修单轨和电动葫芦。锅炉炉顶设有单轨吊，用于阀门、保温材料等物品起吊。6.6电气部分6.6.1电气主接线本期工程电气的设计范围是与扩建275t/h锅炉对应的附属、辅助系统的电气系统设计。热电厂原有发电机出口电压为6kV，本工程扩建275t/h循环流化床锅炉的高压厂用电系统工作电源由#2发电机出口经电抗器引接，电抗器仍采用原有的电抗器，容量为500A。原有的#1、#2机与#1、#2炉高压厂用电负荷由#1电抗器供电，经核算原#1电抗器容量不够，拟将#1电抗器由500A改为800A，仍布置在原电抗器小间。高压61、厂用备用电源采用分组连接的方式，由6kV段备用电源柜引接。电气主接线原则性接线图见F1005K-D01。厂用电系统电压等级采用6kV和380/220V两级电压。容量大于200kW的电动机均采用6kV电压供电，小于等于200kW的电动机均采用380V电压供电；高压厂用电系统采用中性点不接地方式，低压厂用电系统380/220V采用中性点直接接地方式。6kV厂用电系统采用单母线。根据按炉分段的原则，本工程设两段高压工作母线（即6kV段、段），所有高压负荷及低压厂用工作变压器分别接到与之相对应的母线段上。低压厂用电系统电压为380/220V，采用明备用PC-MCC供电方式，均为单母线接线，明备用PC-62、MCC均采用双电源供电，低压厂用工作电源取自6kV厂用工作段，备用电源取自老厂的380V备用段。输煤系统改造部分的供电，则仍由原输煤系统各电源段供电。对于本工程输煤改造部分，电气设备尽量利用原有开关设备及电缆。本期工程对原有输煤配电装置室电气配置接线进行改造，改造后所用的开关柜与扩建2台锅炉所用的开关柜型式一致。6.6.2主要电气设备选择高压厂用电抗器采用干式空心玻璃钢限流电抗器。#1电抗器为800A，阻抗为6%。6.3kV开关柜采用中置式手车真空开关柜，6.3kV开关柜额定开断电流为40kA。低压厂用变压器采用干式变压器，输煤化学配电装置改造用开关柜及新增的主厂房低压配电柜均采用抽出式开关柜63、。6.6.3主要电气设施布置本期工程6kV高低压配电间均布置在主厂房BC跨的零米层。在除尘器附近设置除尘配电间，布置除尘器厂家配带的控制柜及除尘MCC柜。6.6.4电气二次线控制6.6.4.1交流不停电电源（UPS）本期设置一套交流不停电电源系统（UPS）。6.6.4.2直流系统本期新增高低压厂用工作电源及电动机所需的直流电源由原有直流系统供电。6.6.4.3二次线、继电保护及自动装置本期采用两炉一控的集中控制室方式，采用分散控制系统（DCS）。厂用电系统、交流不停电电源系统的测量，按照电气测量仪表装置设计技术规程要求配置，由DCS进行监测。继电保护按继电保护和安全自动装置技术规范的要求配置，64、并采用数字式微机型保护。高压厂用电抗器采用微机型电抗器综合保护装置。低压厂用变压器采用微机型变压器综合保护装置；高压厂用电动机采用微机型电动机综合保护装置。自动装置有高压厂用电源快切装置，低压厂用电源备自投装置，6kV PT消谐装置等。6.7燃料输送系统本期扩建275t/h中温中压循环流化床锅炉，燃煤拟用锡林郭勒盟白音华煤矿生产的褐煤，2台锅炉小时耗煤量为43.8t/h，锅炉年利用5726h的耗煤量为25.1104t，汽车运送至厂内。6.7.1煤质、耗煤量煤质：燃煤拟用锡林郭勒盟白音华煤矿褐煤。煤质分析资料见表6.7-1。表6.7-1设计煤质分析表序号项目符号单位设计煤种1收到基水份Mar%365、7.72收到基灰份Aar%17.963收到基碳份Car%32.334收到基氢份Har%1.925收到基氧份Oar%96收到基氮份Nar%0.527收到基硫份Sar%0.578干燥无灰基挥发份Vdaf%43.129收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg10.74耗煤量：本工程扩建275t/h锅炉的小时、日、年耗煤量见表6.7-2。表6.7-2锅炉耗煤量锅炉容量每小时燃煤量（t/h）每日燃煤量（t/d）每年燃煤量（t/a）275t/h锅炉43.81051.22507986.7.2原运煤系统概况6.7.2.1贮煤场设施本期燃煤厂外运输与一期工程同样采用自卸式汽车运输，汽车直接上煤堆卸煤，推煤机进行66、辅助作业。热电厂现有贮煤场及干煤棚2座。总贮煤量约10000t，可满足老厂锅炉满负荷运行10天的燃煤量。推煤机作为往地下煤斗上煤设施。6.7.2.2运煤系统热电厂原有运煤系统，已建成一套带宽B=500mm、带速V=1.6m/s、系统出力100t/h，单路皮带。运行方式：推煤机地下煤斗1号（或2号）皮带给煤机1号带式输送机1号（或2号）固定筛1号（或2号）环锤碎煤机2号带式输送机3号带式输送机犁式卸料器原煤仓6.7.2.3破碎设备原系统采用固定筛和环锤式细碎机。筛碎粒度30mm，出力100t/h，并加设旁路。6.7.2.4系统控制运煤系统采用就地手动控制。6.7.3本期工程规划老厂建设的运煤系统67、皮带机，经核算带宽及带速均不能满足本期扩建后所增加的燃煤量的运输能力，利用原运煤系统并对其带式输送机进行改造。运煤系统出力不考虑再扩建。本期扩建275t/h循环流化床锅炉在一期主厂房的扩建端。煤仓间跨度及标高均与一期主厂房相同，因此将原有煤仓间配煤皮带机延长至新建厂房。因原有锅炉是煤粉炉，本期扩建275t/h循环流化床锅炉要求进料粒度 10mm，故原筛分机和碎煤机的出力及破碎粒度均不能满足本期要求，需对原筛碎设备进行改造。6.7.3.1贮煤场设施原贮煤场及干煤棚总贮煤量约10000t，满足扩建后全厂锅炉满负荷运行4天的燃煤量。按火力发电厂设计技术规程“7.4.1中不经过国家铁路干线、包括采用公68、路运输或带式输送机来煤的发电厂，贮煤场容量应不小于全厂5天的耗煤量；”。需扩建贮煤场。按来煤的不均衡系数为1.2计算，规划容量时的总耗煤量（包括原有）约2523t，日平均来煤车辆为85辆（以上数据按每辆载重30t计算，汽车日工作12h）。推煤机作为煤场作业设施。6.7.3.2运煤系统经核算需改造原运煤系统，其系统参数确定为：B=650mm、V=1.25m/s、Q=130t/h。6.7.3.3破碎设备原有筛碎设备采用固定筛和环锤式破碎机，出料粒度30mm，其碎煤机出力100t/h。本期扩建275t/h循环流化床锅炉，入炉煤粒度10mm，故原筛分机和碎煤机的出力及破碎粒度不能满足本期要求。从本热电69、厂性质分析，扩建的275t/h循环流化床锅炉是为了承担冬季城市供热，所以供暖期耗煤量大，现有筛分机和碎煤机需更换。同时增加设备购置费及拆装费，碎煤机室土建改造工程量。筛碎装置改造有二种方案：方案一：利用原设计筛碎设备同时增加2套无堵塞细碎碎煤机，见F1005K-M01。改造原环锤式碎煤机，将原环锤式碎煤机从碎煤机室拆除，移至贮煤场的地下煤斗处。同时在原2台环锤式碎煤机位置装设2台无堵塞细碎碎煤机，原碎煤机室也需改造。方案二：拆除现有筛碎设备，用粗细碎一体化的四齿辊碎煤机，见F1005K-M02。原设计筛分机、碎煤机全部拆除，新装出力130t/h的粗细碎一体化的四齿辊破碎机。本方案改造比较彻底，70、不存在设备和系统出力不匹配的问题。但需要花费原筛碎机拆装费及新购置四齿辊破碎机的费用，原碎煤机室大改造。其购置四齿辊破碎机的设备费用再加上原设备拆装费及土建改造工程费用，投资较大。6.7.3.4施工过渡措施对原输煤系统需进行局部改造，在改造过程中必须保证热电厂原有机组的正常运行，因此施工过渡方式采用首先将新厂房与老厂房衔接部分的带式输送机机架、托辊、传动装置及其支架、头部护罩、头部漏斗、清扫器、犁式卸料器及其漏斗等安装校正完毕后，将原3号带式输送机头部装置拆除延至新建厂房。亦应采取相应措施，在改造期间必须保证向老厂房锅炉安全、可靠供煤。同时考虑因原系统为单路，在扩建锅炉房的扩建端增设一台斗式提71、升机，作为临时上煤设施。6.7.3.5辅助设施及建筑a）根据炉型特点，为确保输煤系统破碎设备运行的安全、可靠，运煤系统中设置了三级除铁，利用原有二级除铁，分别布置在1号带式输送机和2号带式输送机中部和头部。同时在1号带式输送机中部增加一级除铁。b）原电脑皮带秤及循环链码校验装置装在原2号带式输送机中部。c）在原碎煤机室、煤仓间转运站及各胶带运输机的头部分别设有电动、手动起吊设备。6.8除灰渣系统6.8.1锅炉灰渣量锅炉灰渣量见表6.8-1。表6.8-1锅炉灰渣量项目单位175t/h275t/h设计煤质设计煤质小时排放量渣量t/h2.004.00灰量t/h3.016.02灰渣量t/h5.011072、.02日排放量渣量t/d48.0096.00灰量t/d72.24144.48灰渣量t/d120.24240.48年排放量渣量t/a1145222904灰量t/a17235.2634470.52灰渣量t/a28687.2657374.52注：1锅炉年利用小时数为5726h；2锅炉日利用小时数为24h；3锅炉灰、渣排放量占总灰渣量的比例暂按60%和40%考虑。6.8.2除灰渣系统的拟定本期工程扩建275t/h循环流化床锅炉。根据节水、节约投资和灰渣全部综合利用的设计原则，除灰渣系统选用灰渣分除的干式除灰渣系统。锅炉排出的热渣经冷渣器冷却后，采用机械除渣方式，将渣输送到新建钢渣库。烟气中的灰尘经电袋73、除尘器捕集后，经正压浓相气力输送系统输送到新建钢灰库。干灰渣全部综合利用。灰渣采用自卸汽车运输至灰渣综合利用用户，临时事故时运输至备用灰场。根据环保对SO2排放的要求，本工程采用炉内脱硫，并采用正压浓相气力输送系统将石灰石粉喷入炉膛内。6.8.2.1炉底渣系统从锅炉排出的高温炉渣经冷渣器冷却至150排入链斗输送机后，通过斗式提升机排入布置在固定端侧的渣库内储存。然后装车运至综合利用用户或备用灰场。每台炉下装有两台冷渣器，冷渣器采用变频调速，根据床层压力和燃煤量可自动或手动调节冷渣器转速，使炉渣连续、可调排放。为了防止冷渣器筒壁结垢，冷却水采用除盐水或软化水。两台炉设1条链斗输送机，1条斗式提升74、机，1座6m的钢渣库，可储存两台炉满负荷工况下35h的渣量。渣库下设置两个出口，1个出口设有加湿搅拌装置，供干渣加湿后装车外运至备用灰场；另外1个出口设有卸干渣设备，供干渣装车外运至综合利用用户。原则性除灰渣系统图见F1005K-C01。6.8.2.2干灰气力输送系统本期工程每台炉配一台电袋式除尘器。除灰系统拟采用浓相正压气力输送系统，每台锅炉除尘器每个灰斗下设1台灰输送器，除尘器的排灰通过管道输送至6.5m的钢灰库。气力除灰系统的出力，应满足该系统燃用设计煤质时的排灰量，留有50%的裕度，同时应满足燃用校核煤种时的输送要求，并留有20%的裕度。本期工程两台炉共设1座钢灰库。灰库直径为6.5m75、，高度约为20m，灰库有效容积约为200m3，可存储不小于2台锅炉设计煤质在BMCR工况下33h的排灰量。灰库顶部设有布袋除尘器、真空压力释放阀及料位计等。同时为保证灰库排灰顺畅，灰库底部设2台灰库气化风机（1台运行，1台备用）、1台灰库气化风电加热器，以防止干灰粘结并使干灰具有一定的流动性，便于卸干灰。灰库下设有2个排灰口，其中1个排灰口下设干灰卸料器，供干灰综合利用至用户，为防止干灰飞扬，干灰卸料器配有排尘风机，以满足环保要求。另1个排灰口下设加湿搅拌机，用于调制湿灰，以便装车外运至灰场。本期新建一座空压机室，设两台螺杆空气压缩机，配置干燥机、前置精密过滤器、后置过滤器等，供给气力除灰系统76、所需的压缩空气及仪表用气。经过净化处理，压缩空气的品质完全可以达到气力除灰系统的使用标准。原则性除灰渣系统图见F1005K-C01。6.9化学部分本期工程扩建275t/h循环流化床锅炉。热电厂化学部分的设计内容包括锅炉补给水处理、炉水加药处理、水汽取样分析和监测部分。6.9.1水源及水质锅炉补给水水源为地下水。水质分析如表6.9-1。表6.9-1水质分析表名称混样#1#3#5#2采样日期采样地点采样记录颜色： 气味： 水温：分析日期自09年9月30日至09年10月7日报告日期09.10.7序号分析项目单位分析结果序号分析项目单位分析结果1浊度度21K+PPm6.12全固形物Ppm63022Na77、+Ppm433悬浮物2923Ca2+Ppm1104溶解固形物60124Mg2+Ppm43.865灼烧减量25Zn2+Ppm6电导率S/cm98026AI3+Ppm11.147PH（20）7.527全铜Ppm8全硬度Epm9.128全铁Ppm9暂时硬度Epm7.129NH4+（以NH3）Ppm10永久硬度Epm30CI-Ppm2411碱 度Epm7.131NO3Ppm5012胶体硅Ppm32SO42-Ppm4013活性硅Ppm4533HCO3-EPm7.114铁铝氧化物Ppm34CO32-EPm15活性氯Ppm35OH-EPm16耗氧量（KMnO4法）Ppm36SO32-Ppm17游离CO2Pp78、m37NO2-Ppm18溶解氧Ppm38PO43-ppm19硫化物Ppm20含油量Ppm6.9.2给水、炉水及蒸汽质量标准6.9.2.1给水质量标准表6.9-2给水质量标准序号名称单位数值1硬度mol/L2.02铁g/L503铜g/L104溶解氧g/L155油mg/L1.06PH258.8-9.27二氧化硅应保证蒸汽二氧化硅符合标准6.9.2.2炉水质量标准磷酸根： 5-15 mg/LPH（25）： 9.0-11.06.9.2.3蒸汽质量标准表6.9-3蒸汽质量标准序号名称单位数值1钠g/kg152二氧化硅g/kg203铁g/kg204铜g/kg56.9.3锅炉补给水处理6.9.3.1原有水处79、理系统简述热电厂原有锅炉补给水量为7t/h，水处理系统流程如下：井水（加热）单流机械过滤器阳浮床除二氧化碳器中间水箱阴浮床除盐水箱主厂房。表6.9-2原有锅炉补给水处理系统主要设备表序号设备名称数量设备规范1单流机械过滤器2台15002阳浮床2台12003除碳器/中间水箱2台1000/2000HR=15004中间水泵2台Q=25m3/h5阴浮床2台12006.9.3.2本期工程水处理系统设计本期工程水源与热电厂原有锅炉补给水水源为同一水源，即为井水。根据本期工程锅炉给水、炉水质量标准，热电厂现有水处理系统可以满足本期锅炉补给水的水质要求，故本期工程水处理系统不变。本期工程锅炉补给水量：15 t80、/h本期工程建成后全厂锅炉补给水总量：正常时：7+15=22 t/h启动时：7+15+7.5=29.5 t/h6.9.3.3本期工程水处理系统设备选择通过对本期锅炉补给水量和原有水处理设备出力的核算，热电厂原有一级除盐设备（包括阳浮床，中间水泵、除碳器、阴浮床）、单流机械过滤器等设备已经能够满足本期工程建成后全厂的锅炉补给水总量。按业主要求，本期工程考虑增加1台除盐水泵和1台除盐水箱，布置在预留的位置上。6.9.4炉水处理及汽水取样6.9.4.1炉水处理为防止锅炉受热面形成钙镁水垢，导致垢下发生腐蚀或炉管过热爆管，本工程设置1套炉水加磷酸盐装置，炉水中加入的磷酸盐能与随给水进入汽包的微量钙镁离81、子发生反应形成悬浮状态的水渣，这种水渣随锅炉排污水一起被排掉。磷酸盐加药装置包括：磷酸盐溶液箱、加药泵等，加药点设在汽包水室。6.9.4.2汽水取样系统汽水取样装置主要是用以准确的监督机炉运行中给水和蒸汽品质的变化情况，用来控制维持所希望的工艺特性，判断系统中的设备故障，以保证热电厂机炉的安全经济运行。每台机组设置1套水汽集中取样分析系统，并设置必要的在线仪表。水汽取样分析系统包括高温高压架、低温仪表屏，同时设置1套闭式冷却除盐装置。6.10热工自动化部分火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）火力发电厂热工控制系统设计技术规定（DL/T5175-2003）火力发电厂辅助系统（车间）热82、工自动化设计技术规定（DL/T5227-2005）火力发电厂热工自动化试验室设计标准（DL/T5004-2004）6.10.1控制方式本期工程扩建275t/h循环流化床锅炉。机组采用母管制运行方式，在两炉之间有适中位置，有足够空间布置集中控制室与电子设备间，故采用集中控制方式比较适合，优点是便于炉与炉之间的联系配合，协调操作和运行管理。燃油系统、空压机系统等均可设置远程I/O站，纳入DCS在集中控制室内监控，优点是可节省大量电缆。除灰渣系统设独立车间控制室，采用PLC+上位机控制系统完成对除灰渣系统的监控，留有与主机DCS的通讯接口。除氧给水控制系统仍设在汽机房零米控制室内。6.10.2热工自83、动化水平本期工程两台炉采用一套分散控制系统（简称DCS）。在控制室内不设置后备仪表盘。机组的运行以操作员站（LCD）监控为主，在集中控制室内可完成机组正常运行工况的监视和调整、异常工况的报警和紧急事故处理，在少量就地运行人员的配合下，可实现机组的启停。6.10.3热工自动化功能锅炉及其辅助系统，采用DCS控制系统，DCS由冗余配置的分散处理单元、数据通信系统和人机接口组成，按分层分散的原则组态，在DCS硬件组态时应保持适当的独立性，以保证单个控制站故障时不影响机组的运行。DCS系统应易于组态，易于使用，易于扩展，整个DCS的可利用率至少为99.9%。DCS系统的覆盖范围主要包括：数据采集及处理84、系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）、电气控制系统（ECS）等监控功能。同时应具有与其它供货商供应的控制系统和设备进行通信的功能，以便统一调度和指挥，形成完整的控制系统。6.10.4热工自动化设备选型本工程主要热控设备的选型原则是：a）凡国内已生产、经过热电厂使用证明、在同类机组中有良好的应用业绩、质量可靠、性能价格比高，维护量小，售后服务周到的热控设备，则优先采用国产设备。b）凡国内不生产或生产但质量不过关的产品，则选用进口产品。6.10.4.1分散控制系统（DCS）拟采用国产设备；6.10.4.2可编程控制器（PLC）拟采用国产设备85、；6.10.4.3重要参数测量用变送器，拟采用进口智能型；其它可采用国内优质产品；6.10.4.4重要参数调节用执行器，拟采用进口型；其它可采用国内优质产品；6.10.4.5参与机组保护的开关仪表，拟采用进口型；其它可采用国内优质产品；6.10.4.6炉膛温度测量用热元件拟采用耐磨型，其它可采用普通型；6.10.4.7电动门配电箱选用抽屉式配电箱拟采用国产设备。6.10.5热工试验室设备按新建125MW机组考虑热工试验室及试验仪表、设备。6.11主厂房布置本期工程扩建275t/h循环流化床锅炉。主厂房扩建包括除氧间、煤仓间和锅炉房。扩建锅炉房与原有锅炉房脱开布置。6.11.1主厂房布置格局主厂86、房采用三列式布置，其顺序为：除氧间，煤仓间，锅炉房。锅炉尾部依次布置：除尘器、吸风机、烟道、烟囱。主厂房采用6.0m等柱距设计，两炉共设6个柱距，锅炉房总长为36.0m，锅炉房跨度24.0m，锅炉房屋架下弦标高36.000m，7.000m为锅炉运转层平台。6.11.2除氧间布置除氧间跨度为7.0m，柱距设置同锅炉房。7.000m为运转层，12.000m为除氧器层，布置1台除氧器，22.200m为屋面层。6.11.3煤仓间布置煤仓间跨度为6.0m，柱距设置同锅炉房。7.000m为运转层。9.500m为给煤机层，2台炉布置6台皮带给煤机，给煤机上方为2个钢制原煤仓。在21.000m层布置输煤皮带和87、卸煤装置。25.600m为屋面层。6.11.4锅炉房及锅炉尾部布置锅炉房跨度24m，总长为36m，7.000m运转层为钢筋混凝土板大平台。屋架采用梯形钢屋架，上铺复合金属采板屋面。主厂房1.2m以下采用砖墙围护，1.2m以上采用复合双层压型钢板封闭。锅炉尾部依次布置有除尘器、吸风机、烟道、烟囱。锅炉房E排柱轴线至烟囱中心线间距为38.6m。烟囱出口内径为3.5m，高为100m。6.11.5主厂房主要尺寸主厂房主要尺寸汇总表见表6.11-1。 吉林省卓融电力设计有限公司 73 2010年6月表6.11-1主厂房主要尺寸汇总表名称项目数值除氧间柱距6m跨数4跨度7m总长度24m运转层标高7.00088、m除氧器层标高12.000m屋面层标高22.200m煤仓间柱距6m跨数7跨度6m总长度42m给煤机标高9.500m皮带层标高21.000m屋面层标高25.600m锅炉房柱距6m跨数6总长度36m跨度24m屋架下弦标高36.000m6.12建筑结构部分6.12.1主厂房建筑本期主厂房扩建包括除氧间、煤仓间和锅炉房。除氧间：总长24.0m，柱距6.0m，跨度7.0m。煤仓间：总长42.0m，柱距6.0m，跨度6.0m。锅炉房：总长36.0m，柱距6.0m，跨度24.0m。运转层标高7.000m。交通疏散：根据建筑设计防火规范和火力发电厂建筑设计防火规范的规定，主厂房水平和垂直交通的设置均满足相应防89、火规范的要求。本工程为扩建工程，所以本期厂房疏散应与已建成厂房综合考虑。扩建后厂房总长度90.0m，本期在煤仓间扩建端设一部疏散钢梯通至各层楼面及屋面，主厂房固定端处已建有一部疏散楼梯通至各层，且每层平台工作地点距疏散口距离都小于50.0m，所以满足规范规定的疏散要求。每部楼梯设置通道疏散导向标志，标志色彩醒目，位置突出。采光：主厂房主要采用人工照明和自然采光相结合的混合采光方式，在满足采光要求的情况下尽量少开窗。墙体：主厂房内隔墙采用多孔砖，外墙采用彩钢复合板封闭。立面造型力求简洁、明快。彩钢板保温层厚度亦应满足当地建筑热工设计要求。主厂房其它建筑构造应与已建厂房统一协调。6.12.2主厂房90、结构6.12.2.1主厂房结构体系本期扩建主厂房依次为除氧间、煤仓间及锅炉房三列式布置，除氧间、煤仓间及锅炉房组成框排架结构，构成独立的受力体系；共同承受地震作用及风荷载作用。纵向B、C、D、E为框架结构。除氧间、煤仓间及锅炉房运转层与各层平台，采用现浇钢筋混凝土梁、板结构，压型钢板做底模。锅炉房屋面采用钢屋架、钢支撑体系，上铺轻钢檩条，压型金属保温板。煤斗为钢煤斗。斜斗壁耐磨采用微晶板。锅炉炉架为独立的钢结构体系，由锅炉厂设计与供货。煤仓间与锅炉房之间的联络平台一端为可滑动支座，另一端为简支。6.12.2.2辅助生产建筑本期工程新建一座钢筋混凝土烟囱，高100m，出口内径3.5m，烟囱内衬发91、泡耐酸玻璃砖。电袋除尘器：共2台，封闭尺寸为13m（长）6.5m（宽）8m（高）；围护结构采用金属复合保温墙板围护。基础采用柱下钢筋混凝土独立基础。钢灰库：1座，直径6.5m，高20m。上部采用钢结构，钢支柱。从零米到12m采用复合双层压型钢板封闭，基础采用钢筋混凝土独立基础。钢渣库：1座，直径6m，高18m，上部采用钢结构，钢支柱。从零米到11m采用复合双层压型钢板封闭，基础采用钢筋混凝土独立基础。钢石灰石粉仓：1座，直径6m，高17m，上部采用钢结构，钢支柱。从零米到11m采用复合双层压型钢板封闭，基础采用钢筋混凝土独立基础。除尘综合楼：共1座，宽9m，高11m，长12m。钢筋混凝土排架结92、构，砖砌体围护，基础采用钢筋混凝土独立基础。吸风机室：钢筋混凝土排架结构，砖砌体围护，基础采用钢筋混凝土独立基础。6.12.2.3基础形式根据上期工程岩土工程勘察报告，本期扩建工程建筑采用天然地基，独立或联合钢筋混凝土基础。基础以粉质粘土层作为天然持力层。6.13供排水系统及冷却设施热电厂原有212MW双抽凝汽式汽轮发电机组，配备165t/h+175t/h煤粉锅炉。本期工程扩建275t/h中温中压循环流化床锅炉。6.13.1工业水系统热电厂现有工业水系统安装2台工业水泵，1台运行1台备用。本期工程投产后增加工业水量12m3/h，经业主确认本工程投产后原有工业水系统能满足全厂工业水需要，无需扩建93、。工业水管由原有母管引接送至各用水点。6.13.2补给水系统6.13.2.1补给水量全厂所需补给水量列于表6.13-1中。表6.13-1全厂补给水量（单位：m3/h）序号项目夏季冬季备注用水量回收量耗水量用水量回收量耗水量1冷却塔蒸发损失77.440.077.4424.050.024.052冷却塔风吹损失60.062.070.02.073循环水系统排污30300.010.3510.350回收至水力除灰4锅炉部分轴承冷却水4444044440回收至循环水系统5化学水处理用水70070700706汽机部分轴承冷却水及其它用水31.531.5031.531.50回收至循环水系统7空调用水12120094、00回收至水力除灰8输煤除尘及冲洗用水9099099脱硫用水1500150150015010空压机用水2222022220部分回收至灰库、渣库加湿，部分回收至循环水系统11汽水取样用水252502525012气化风机用水33033013生活及其它用水540545405414灰库加湿用水40440415渣库加湿用水40440416水力除灰用水24002402400240采用回收水17未预见水量6006060060合计841.94167.5674.44752.97135.85617.1218冷渣器备用冷却水5005050050总计891.94167.5724.44802.97135.85667.195、2根据上表，全厂夏季最高补给水量约为674.44m3/h，冬季补给水量约为617.12m3/h。按机组设备年利用小时数7000h计算，全厂年耗用水量约为455.4104m3。6.13.2.2节水措施本期工程中本着节约用水、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和水量平衡。a）空压机、气化风机及汽水取样冷却水冷却后一部分回收用于灰、渣加湿用水，一部分回收至原有循环水系统。b）锅炉部分轴承冷却水冷却后回收至原有循环水系统。c）汽轮机部分轴承及其它用水、空调用水、冷却塔排污水回收至除灰加湿。全厂水量平衡图见F1005K-S01。6.13.2.3补给水设施及补给水管路热电厂现有5口深井96、，单井出水量约200m3/h，采用一根D3256钢管送入热电厂，本工程投产后全厂夏季最大补给水量约674.44m3/h。按以上数据核算本期工程投产后原有补给水系统能满足全厂补给水需要，无需扩建。6.13.3给排水部分6.13.3.1给水系统本期工程的生活用水接自厂区生活消防水管网。给水系统采用生活、消防给水合并的给水系统。主厂房地面冲洗给水、输煤系统地面冲洗给水均由生活、消防管网供给。输煤系统地面冲洗用水采用冲洗卷盘来冲洗，每隔20m设一个冲洗卷盘箱（内设胶管、冲洗水枪）。生活用水仅考虑职工生活用水、浇洒道路和绿化用水等。本期生活用水量约为4m3/d。6.13.3.2排水系统厂区的雨水排水系统97、收集屋面、道路以及绿地的雨水，雨水经管网收集后排入厂区雨水排水管网。生活污水主要收集热电厂各建筑物卫生器具的排水；生产废水主要包括锅炉的检修排水；辅助生产性排水；厂区内各种沟道排水等。生活生产污水通过管道排入厂区排水管网最终排至城市排水管网。锅炉排污水量为1.5m3/h，此部分的污水排入厂区原有锅炉排污降温池，降温后的水排入厂区雨水管道。降温冷却水采用工业水。6.14贮灰渣场本期工程扩建275t/h循环流化床锅炉，采用干式除灰，年排灰渣量5.74104t，全部综合利用。热电厂应按综合利用可能中断的最长持续时间内排出的灰渣量，选用备用灰渣场，本工程利用前期工程已建的贮灰场（为充坑灰渣场），灰场距98、厂址1.5km处，储存空间为50104m3，因此有足够的空间存放灰渣。灰渣采用密封专用车运输，卸车后及时整平，为防止飞灰洒水碾压，堆满后覆土还田，灰场周边植树，防止飞灰对周围环境的影响。6.15消防系统6.15.1设计依据爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-1992）；建筑设计防火规范（GB50016-2006）；建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）；电力设备典型消防规程（DL5027-1993）；火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006）；火力发电厂水工设计规范（DL/T5339-2006）。6.15.2总平面布置及道路本期扩建275t/h循环流99、化床锅炉布置在原主厂房扩建端，可利用扩建端西侧原有道路做环形消防通道，可以满足消防要求。各个建（构）物的引道均引自周围干道。跨越道路上空的建（构）筑物，对路面的净空高度最小为5m，可满足消防车辆通行。各建（构）筑物间防火间距，符合建筑设计防火规范（GB50016-2006）、火力发电厂总图运输设计技术规程（DL/T5032-2005）和火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006）的规定。6.15.3建筑与结构6.15.3.1主厂房安全疏散通道根据建筑设计防火规范和火力发电厂与变电站设计防火规范的规定，主厂房水平和垂直交通的设置均满足相应防火规范的规定。在每部楼梯处设置通道疏散导向100、标志，标志色彩醒目，位置突出。a）水平通道锅炉房固定端及扩建端均设置大门，可满足通行及疏散要求。b）垂直通道在除氧间、煤仓间固定端及扩建端各设一部楼梯可通至各层楼面。c）主厂房内其它通道及出入口的布置控制室、配电室和电缆夹层等电气房间均有两个出口。有防火要求的电气房间和封闭楼梯间设置相应等级的防火门。6.15.3.2建筑设计采取的防火构造措施根据建筑设计防火规范、火力发电厂与变电站设计防火规范，确定主厂房的火灾危险性为丁类，耐火等级为二级。电缆夹层、电缆竖井之间的各围护构件上的孔洞，其孔隙采用非燃烧材料封堵严密。其它有关部分均按规范要求采取相应措施。6.15.4消防给水和各系统的消防措施6.1101、5.4.1消防给水本期工程消防用水来自厂区原有的生活、消防合并给水系统。根据规范规定，热电厂同一时间内的火灾次数按一次设计。主厂房体积介于20000m350000m3之间，高度介于24m50m之间，同时使用3支水枪，由此确定室内消防水量为17.1L/s，室外消防水量为30L/s。原有厂区设置一座V=250m3的生活消防蓄水池，一座消防泵房。生活消防泵房内配有：消防水泵2台（互为备用）。其特性为：Q=（72126）m3/h，P=（9272）104Pa，N=45kW。由于本期锅炉房比原有厂房体积增加，高度增大，按照火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）第7.2.2条规定：室外消102、防水量为30L/s，第7.3.3条规定：室内消防水量为17.1L/s。室外消防水量为47.1L/s（169.6m3/h）。原有消防水泵不能满足消防水量的要求，需在原有泵房内重新配备2台消防水泵（互为备用）替换原有消防水泵。其特性为：Q=180m3/h，P=810kPa，N=75kW。室内外消防火灾延续时间按2h计，一次消防用水量为339m3/h。原有厂区设有一座250m3的生活消防蓄水池，该池不仅满足不了消防用水量的要求，也无生活用水量的储存，故在原有生活消防蓄水池旁边增加一座150m3的生活消防蓄水池，使其总容量达到400m3。主厂房消防水由厂区原有生活、消防给水管网上引接，消防水量按同一时103、间最大火灾区域内发生一次火灾设计，消防干管的管径为D2196，管材为钢管。在管道上设有必要的管段检修阀，当某一管段检修时，环网的其余部分仍能满足消防供水的要求。在主厂房设置水泵接合器一套。在主厂房的适当位置，设置足够数量的减压稳压消火栓。锅炉房区域室外消防给水管布置成环状。室外消火栓布置在厂区道路的一侧，消火栓的保护半径不大于150m，其间距不大于120m。6.15.4.2消防用水量和水压本工程设计主要防护区域为主厂房，按丁类厂房进行消防设计。消防用水量为47.1L/s（169.6m3/h），消防水压为760kPa。6.15.4.3各系统消防措施主厂房消防系统以水消防为主，移动式灭火器为辅。煤104、仓间采用消火栓、移动式灭火器。在厂区根据保护对象设置手提式或推车式灭火器。控制室、配电间等处设手提式干粉灭火器。其他部位设置手提式或推车式干粉灭火器。6.15.4电气部分6.15.4.1事故照明正常照明采用气体放电灯，事故照明采用白炽灯。当照明灯具表面的高温部位靠近可燃物时，将采取隔热和散热灯防火保护措施。事故照明采用蓄电池直流系统供电。远离主厂房的重要工作场所的事故照明，拟采用应急灯。6.15.4.2电缆敷设本期工程的电缆选择及敷设的设计，将按照现行的发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程及电力工程电缆设计规程的规定，同时力求做到技术先进、布置合理、安全适用、便于施工和检修维护。电缆通道采用电105、缆隧道、电缆沟和架空电缆桥架相结合方式。动力及控制电缆均选用阻燃电缆，并在沿电缆敷设路径的适当部位进行防火封堵，在电缆通道的适当位置设置防火墙。6.15.5主厂房通风6.15.5.1锅炉房锅炉房为全封闭，室外新鲜空气经底层和运转层进风窗进入，消除余热后，经屋顶通风天窗排出室外。6.15.5.2主厂房空调系统锅炉控制室及电子设备间设置了排烟风机及防火排烟调节阀等排烟装置，避免火种和烟气的传播。火灾时，在专业人员确定房间内火已被扑灭且不能复燃的情况下，开启防火排烟调节阀和排烟风机，在负压状态下排烟。排烟系统运行一段时间后，确认房间内的烟气已被排尽时，再重新启动空调系统。6.15.5.3除尘煤仓间等106、设有通风除尘装置，选用新型除尘装置。6.16采暖通风6.16.1概述6.16.1.1本工程遵循的规范与标准火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定（DL/T5035-2004）小型火力发电厂设计规范（GB50049-1994）采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）6.16.1.2设计原始资料a）室外气象参数冬季采暖室外计算温度 -18 冬季空气调节室外计算温度 -20 冬季通风室外计算温度 -12 冬季最低日平均室外计算温度 -24.7 夏季通风室外计算温度 28 夏季空气调节室外计算温度 32.6 夏季空气调节日平均室外计算温度107、 27 最冷月月平均室外计算相对湿度 44 %最热月月平均室外计算相对湿度 65 %冬季平均室外风速 2.4 m/s夏季平均室外风速 2.1 m/s极端最低温度 -31.2 极端最高温度 42.8 设计计算采暖期天数 183 d（10月15日4月15日）b）室内设计参数按照火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定（DL/T50352004）执行。6.16.2采暖通风与空气调节设计范围本工程采暖通风与空气调节设计范围为本期工程的采暖、通风、空调、除尘、厂区热网系统设计。6.16.3采暖主厂房采暖热媒采用0.4MPa的饱和蒸汽，其它生产辅助及附属建筑采用95/70的热水。主厂房采暖设备采用钢制散热108、器及暖风机。6.16.4通风及除尘6.16.4.1为排除锅炉房内的余热量，采用自然进风，自然排风的通风方式。室外空气主要通过锅炉房零米层、7.000m层侧窗进风，通过屋顶通风天窗将锅炉房的余热量排出。6.16.4.2主厂房厂用配电装置室（内含变压器），化学建筑的高温架间等均设置自然进风，机械排风装置。6.16.4.3除尘配电间设机械进风、机械排风装置。6.16.4.4煤仓间原煤斗设置机械除尘装置。6.16.5空气调节主厂房的集中控制室、电子设备间等均设置恒温恒湿空调装置。6.16.6厂区热网6.16.6.1厂区采暖热网管道热膨胀以自然补偿为主，当自然补偿达不到要求时，采用波纹管补偿器补偿。管道109、敷设采用地沟敷设的方式。6.16.6.2厂区采暖热网管道采用无缝钢管，保温材料采用岩棉管壳。7脱硫本工程脱硫方式为炉内掺烧石灰石脱硫，石灰石由当地采购，用汽车运送至厂内，厂内设置石灰石仓，通过仓泵打入炉内。本工程锅炉燃煤收到基硫份为0.57%。根据二氧化硫排放标准SO2400mg/Nm3，循环流化床锅炉采用炉内掺烧石灰石粉脱硫，石灰石粉采用气力输送，脱硫效率可达到85%以上，满足国家环保标准。石灰石粉在当地采购成品，用气卸罐车运输到热电厂。本期工程275t/h循环流化床锅炉，炉内脱硫石灰石粉耗量见表7-1。表7-1锅炉石灰石粉耗量表锅炉小时量（t/h）日量（t/d）年量（t/a）175t/h0110、.9522.805345.65275t/h1.9045.6010691.3注：1锅炉年利用小时数5627h；2锅炉日利用小时数24h。石灰石粉输送系统采用正压浓相气力输送方案。两台锅炉设一座有效容积约为150m3石灰石粉仓，可储存两台炉约3天的石灰石粉用量，由设在其下的发送设备将石灰石粉输送至锅炉炉膛内。石灰石粉仓所需气化风由灰库气化风机供给。原则性石灰石粉输送系统图见F1005K-C02。8环境保护本章仅提出污染防治措施的工程设想，待本工程环境影响评价报告书批复后，将按批复意见在下阶段设计工作给予落实。8.1环境保护设计依据8.1.1设计依据8.1.1.1国务院1998年第253号令建设项目111、环境保护管理条例；8.1.1.2火力发电厂设计技术规程（DL50002000）；8.1.1.3火力发电厂环境保护设计规定（DLGJ10291）；8.1.1.4火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DL/T 53752008）；8.1.1.5国务院国函（1998）5号文关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分有关问题的批复；8.1.1.6国家环境保护总局、国家发展计划委员会、科技部环发（2002）26号燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策；8.1.1.7国家环境保护总局、国家发展和改革委员会环发2003159号关于加强燃煤电厂二氧化硫污染防治工作的通知；8.1.1.8火电行业环境监测管理规定（电计19112、96280号）；8.1.1.9火电厂环境监测技术规范（DL41491）。8.1.2设计采用的环境保护标准8.1.2.1环境空气质量标准（GB30951996）中二级标准；8.1.2.2火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）第3时段；8.1.2.3地表水环境质量标准（GB38382002）中类标准；8.1.2.4地下水环境质量标准（GB/T14848-93）类；8.1.2.5污水综合排放标准（GB89781996）3级标准；8.1.2.6城市区域环境噪声标准（GB309693）3类标准；8.1.2.7工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中类标准；8.1.2.8一般113、工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（GB185992001）。8.2本工程概况8.2.1建设规模赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司现有装机容量212MW双抽凝汽式汽轮发电机组，配套165t/h+175t/h中温中压煤粉锅炉。本期工程拟扩建275t/h中温中压循环流化床锅炉。8.2.2主要污染源和主要污染物8.2.2.1废气本期工程环境空气污染物主要是锅炉燃煤排放的烟气中的烟尘、SO2和NOX。8.2.2.2废水本工程废水主要是输煤系统冲洗排水、生活污水、锅炉排污水等。污水中的主要污染物有BOD5、COD、悬浮物、石油类及F等。8.2.2.3噪声主要噪声源有锅炉、各种泵及风机等。主要噪声源噪114、声水平见表8.2-1。表8.2-1主要设备噪声水平设备名称噪声值dB（A）设备名称噪声值dB（A）锅炉85碎煤机92吸风机85给水泵85一、二次风机90锅炉排汽口100110空压机808.2.2.4固体废物固体废物主要是锅炉燃煤排放的废渣及除尘器收集的飞灰，本工程产生的灰渣量见表8.2-2。表8.2-2本期工程灰渣量表项 目单 位设计煤质175t/h设计煤质275t/h小时排放量渣量t/h24灰量t/h3.016.02灰渣量t/h5.0110.02日排放量渣量t/d4896灰量t/d72.24144.48灰渣量t/d120.24240.48年排放量渣量t/a1145222904灰量t/a172115、35.2634470.52灰渣量t/a28687.2657374.52注：1锅炉日利用小时数按24h计算；2锅炉年利用小时数按5726h考虑；3除尘器效率为99.87%。8.3污染防治措施8.3.1空气污染防治措施为保证烟气污染物达标排放，防治及减少环境空气污染物对环境空气的影响，本期工程拟采取以下污染防治与控制措施。8.3.1.1为降低SO2的排放量，本工程采用炉内喷石灰石粉的烟气脱硫工艺，以控制SO2的排放量，其脱硫效率在85%以上。8.3.1.2为控制烟尘的排放量及排放浓度，本工程采用电袋除尘器，经核算，除尘效率为99.87%以上。8.3.1.3为控制NOx的排放量，本期工程采用循环流化116、床锅炉，可以通过控制炉膛过剩空气系数及炉膛燃烧温度的方式，使NOx的排放浓度小于450mg/Nm3。8.3.1.4采用高100m烟囱排放烟气，通过空气的稀释扩散，降低烟气污染物的地面浓度。烟气污染物防治的主要设计指标见表8.3-1。表8.3-1烟气污染物防治的主要设计指标序号项 目污染物控制指标1循环流化床锅炉炉内喷石灰石粉脱硫效率大于85%，并采用控制炉膛过剩空气系数及炉膛燃烧温度的方式，控制NOX的排放浓度小于450mg/Nm32除尘器效率不低于99.87%3烟囱数新建1座4烟囱几何高度100m5烟囱出口内径3.5m本期工程环境空气污染物的排放量和排放浓度见表8.3-2。表8.3-2环境空117、气污染物排放情况项 目单 位排 放 值设计煤质SO2排放量t/h20.032排放浓度mg/Nm3382.99烟尘排放量t/h20.005排放浓度mg/Nm346.64NOX排放量t/h20.046排放浓度mg/Nm34508.3.2废水污染防治措施8.3.2.1生活污水本期工程厂内生活污水经化粪池处理后，其水质可以达到污水综合排放标准（GB8978-1996）3级标准，通过厂区生活生产排水管道最终排入城市污水管道。8.3.2.2生产废水本期工程厂内生产废水主要包括锅炉的检修排水、辅助生产性排水等，有机污染物少，水质较好，接入厂区生活生产排水管道最终排入城市污水管道。8.3.2.3锅炉排污水锅炉118、排污水量为1.5m3/h，此部分的污水排入厂区原有锅炉排污降温池，降温后的水排入厂区雨水管道。降温冷却水采用工业水。8.3.3灰渣治理本工程采用灰渣分除的干式除灰渣系统。8.3.3.1除灰系统本工程选用除尘效率不低于99.87%的电袋除尘器。除尘器收集的飞灰采用气力输送至钢灰库。8.3.3.2除渣系统锅炉的底渣落入锅炉下部的冷渣器内，经冷渣器冷却后的底渣采用机械除渣方式输运至渣库。渣库下设有两个出口，一个出口设有卸干渣装置，另一出口设有干渣加湿装置。8.3.4灰渣综合利用及贮灰场本期锅炉年产灰渣总量约5.74104t/a，拟全部综合利用。前期工程已建的贮灰场位于厂址1.5km处，储存空间为50119、104m3，可满足综合利用可能中断的最长持续时间内排出的灰渣量，作为备用灰渣场。8.3.5噪声污染防治措施对噪声进行治理（即防噪降噪），主要从噪声声源、噪声的传播途径、受声体等三方面采取措施。8.3.5.1从总平面布置上，本工程噪音较大的设备均布置在室内，在工艺合理的前提下，充分考虑了重点噪声源的均匀分布。8.3.5.2编制设备招标书时，对重点噪声源严格控制，向设备制造厂家提出严格的噪声控制要求。8.3.5.3一、二次风机在进口安装消声器，使之（进风口1m处）噪声值控制在85dB（A）之内。8.3.5.4锅炉安全门排汽口和各种吹管控制空气动力性噪声主要采取如下措施：a）尽量防止气流压力改变，消120、除湍流噪声、喷注噪声和激波噪声；b）控制气体流速，减小气体压力损失和分散压降，改变噪声的峰值频率；c）采用高效消音器。8.3.5.5碎煤机由于设备较大，采用厂房围护隔声的方式降噪。8.3.5.6各种噪声较大的泵，均采取消音措施，使之（距声源1m处）噪声值控制在85dB（A）之内，并分别布置在各类泵房以内，采取围护结构降噪。8.3.5.7从保护运行人员角度，在运行及管理人员集中、噪声较强烈的厂房设置运行值班室，对室内墙壁、顶棚等声反射面进行吸声处理，门窗均采用密封门窗来隔声。8.4本工程环境影响分析8.4.1环境空气影响分析根据火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）中第3时段的要求，121、对本期工程的SO2、烟尘的排放浓度进行核算，结果见表8.4-1。表8.4-1环境空气污染物实际和允许排放量项 目单位实际排放允许排放实际占允许比例（%）设计煤质SO2排放浓度mg/Nm3382.9940095.75烟尘排放浓度mg/Nm346.645093.28NOx排放浓度mg/Nm3450450100表8.4-1表明，本期工程采用的循环流化床锅炉炉内喷石灰石粉烟气脱硫方法，脱硫效率为85%以上；采用除尘效率达99.87%以上的电袋除尘器除尘，采用1座高100m、出口内径3.5m的烟囱排放烟气，本期工程SO2、烟尘和NOx的实际排放浓度均低于国家火电厂大气污染物排放标准（GB13223-20122、03）中第3时段标准限值的要求。上述结果表明，本期扩建工程建成投产后，每年烟气污染物排放总量将有所增加，275t/h循环流化床锅炉年利用小时数按5726h计算，本期空气环境污染物排量：SO2为366.46t/a、烟尘为57.26t/a、NOx为526.79t/a。8.4.2水环境影响分析厂内生活污水处理后接入城市污水管道系统，较洁净的生产废水外排，故不会对其周围的地表水环境产生明显的不良影响。8.4.3声环境影响分析本期工程对噪声采取了有效的治理措施，热电厂正常运行时，厂界处噪声可基本满足工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中类标准，故热电厂噪声不会对周围环境带来影响。根据123、热电厂内各功能区进行有针对性的绿化，在热电厂厂区道路两侧和厂界围墙内种植绿化林带，既美化环境，又达到隔声、防尘的作用。8.5厂区绿化结合厂址地区的气候条件及工程的排污情况，拟选用抗污性能较强，吸收有害气体能力较高，消声除尘作用好，且具有一定观赏价值的园林树木。设计中在主厂房、各车间周围种植大量树木及草坪，以达到防尘、降噪、美化环境的目的，同时，也改善了职工的工作条件。8.6环境管理及监测8.6.1环境管理及监测机构本工程环境保护监测站、劳动保护基层监测站及安全教育室的配置，按原电力部电计1996280号文火电行业环境监测管理规定及原能源部电规发1992175号文关于火电厂劳动保护基层监测站和安124、全教育室仪器设备等设置意见的通知中的规定，并考虑热电厂的占地、定员及工程造价等实际因素，按将两站合并使用的方案考虑，其机构、人员及仪器设备共用。两站合并后，其面积为150m2，包括化验室、仪器设备库、药品库、安全教育室及办公室等。其特点是：两站合并后，其占用的面积小、各功能区可灵活布置，人员及仪器设备配置不重叠，对减少建筑面积、降低工程造价及控制定员等十分有利，同时又便于热电厂运行期间的协调管理，能及时反馈有关信息，提高工作效率。8.6.2烟气自动监测系统根据火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）中的有关规定，本工程将设置烟气连续自动监测系统，监测烟气中的SO2、NOX及烟尘排放125、浓度。可将SO2、NOX及烟尘的浓度信号传送给控制室及脱硫除灰系统，便于：a）调整脱硫剂量，控制SO2的产生量；b）调整锅炉燃烧工况，降低NOX的产生量；c）调整除尘器的工况，降低烟尘的排放量。烟气监测系统的采样探头拟安装在每台锅炉的主烟道上，需安装监测SO2、NOX及烟尘采样探头各1套，同时安装烟气温度、流量、压力等探头，每台锅炉由1套控制分析系统控制，共安装2套。8.6.3排水计量系统根据污水综合排放标准（GB8978-1996）及火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）中的规定，本期工程在生产废水总排放口安装排水计量装置1套。8.7结论及建议8.7.1结论8.7.1.1本期工程扩126、建275t/h循环流化床锅炉，与原有2台锅炉合用1座高100m、出口内径3.5m的烟囱；采用电袋除尘器进行除尘，除尘效率不低于99.87%；采用循环流化床锅炉炉内喷石灰石粉工艺进行烟气脱硫，可有效控制SO2的排放，脱硫效率不低于85%；通过控制炉膛过剩空气系数及炉内燃烧温度，有效控制NOX生成；烟气通过高烟囱排放。各主要烟气污染物的排放浓度均满足国家标准限值。8.7.1.2本期工程所产生的生活污水经采取化粪池处置后，与较洁净的生产废水一并排入城市污水管道系统，避免了对环境产生不良影响。8.7.1.3本期工程中对产生较大噪声的机械设备，经采取相应有效的治理措施后，可使厂界噪声满足标准要求，有效减127、少热电厂噪声对周围环境的影响。8.7.1.4综上所述，本期工程的建设从环保角度分析是可行的。8.7.2建议建议业主尽快落实本期工程的环境影响报告书的编制及报审工作，并落实总量控制指标。9综合利用9.1本工程粉煤灰综合利用的条件为促进热热电厂粉煤灰的综合利用，在本期工程除灰渣系统的设计中充分考虑了粉煤灰的综合利用条件。本工程采用干式除灰系统，设1座钢灰库，灰库直径为6.5m，有效容积约为200m3，可存储不小于2台锅炉设计煤质在BMCR工况下33h的排灰量。灰库底部设2台灰库气化风机（1台运行，1台备用）、1台灰库气化风电加热器，以防止干灰粘结并使干灰具有一定的流动性，便于卸干灰。灰库下设有2个128、排灰口，其中1个排灰口下设干灰卸料器，干灰经过干灰卸料器装入罐车送至综合利用用户；另1个排灰口下设加湿搅拌机，用于调制湿灰，以便加湿后外运。9.1本工程粉煤灰综合利用情况本期工程扩建275t/h锅炉设计煤种年排灰渣总量为5.74104t。目前本项目建设单位已与赤峰哈河水泥有限责任公司签订了粉煤灰综合利用协议。本期工程产出的灰渣将全部综合利用。赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司现有已建成的贮灰场，位于厂址1.5km处，储存空间为50104m3，当发生事故时，灰渣采用密封专用运输车至贮灰场。卸车后应及时整平，为防止飞灰洒水碾压，堆满后覆土还田，灰场周边植树，防止飞灰对周围环境的影响。10劳动安全129、为认真贯彻执行“安全第一，预防为主”的方针，本工程将严格按照国家有关劳动安全和工业卫生标准进行设计，做好防火、防爆、防电伤、防机械伤害及防坠落伤害、防尘、防毒及防化学伤害、防噪声及防振动、防暑等防护设施及防范措施的设计。在管理上设有劳动安全卫生管理机构和实验室，并按规定配备必要的仪器设备。10.1设计依据中华人民共和国劳动法（1994年7月5日实施）中华人民共和国安全生产法（2002年11月1日实施）火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053-1996）建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定（劳动部第3号令）火力发电厂与变电站设计防火规范（GB 50229-2006）建筑设计防火规范（G130、B 50016-2006）工业企业设计卫生标准（GBZ1-2010）电力行业劳动环境监测监督管理规定电综（1998）126号10.2厂址安全厂址位于内蒙古自治区赤峰市东部，元宝山区元宝山镇街道南部边缘地带。厂址南部约1km处是老哈河，流向东北，对岸是辽宁省建平县。厂址多年以来未受洪水影响，也无内涝。厂区地质结构简单、构造背景稳定，无明显活动性断裂构造和迹象，场地区域稳定性良好。本工程厂址是安全可靠的。10.3热电厂生产过程中存在的危险及危害因素10.3.1危险因素10.3.1.1火灾及爆炸因素热电厂贮存、运输和使用可燃介质的区域和设施，电缆密集区以及具有爆炸可能的介质泄露等都是产生火灾的潜在因131、素，输煤系统、主厂房内的电子设备间和燃油系统都有产生火灾的可能。热电厂生产系统中存在大量易爆物质系统和装置，如锅炉、高压容器、燃料制备系统、油系统以及烟气系统等。10.3.1.2触电、机械事故及高空坠落屋内、屋外配电装置和所有带电的设施、设备，在运行和检修期间，如有不慎，均有可能造成触电伤亡事故。厂内大量的转动机械设备，如风机、各种泵类的外露部分和运输胶带机，在运行和检修期间，如有不慎，均有可能发生卷入转动机械的机械伤亡事故。厂内的上人屋面、高平台、高斜梯、高直梯、防护栏杆及起重机械，在运行和检修期间，如有不慎，有可能发生高空坠落或高空落物的伤亡事故。10.3.2危害因素10.3.2.1粉尘燃132、煤热电厂燃料是煤炭，固体废弃物是灰渣，在燃料的装卸、输送、贮存和制备过程及粉煤灰的收集、输送、装卸和贮存过程中，均会产生粉尘，危害劳动者的身体健康及污染周围的环境。易产生粉尘的部位及场所主要有燃料系统和除灰系统，燃料系统包括卸煤装置，燃煤的输送、转运及煤斗装煤环节，煤仓间胶带层等。除灰系统包括除尘器灰斗出口和灰库出口。10.3.2.2有毒、有害气体热电厂的运行过程中产生有毒、有害气体的是化学水系统、SF6气体，另外抗燃油等物质对劳动者的健康也有一定程度的危害。易产生有害气体的场所，有酸、碱计量间及加药间等。10.3.2.3噪声及振动热电厂生产工艺系统中，大量的机械转动设备在运行过程中产生噪声，133、特别是一次风机、二次风机等大型转动设备产生的噪声较大。此外易产生噪声的设备还有锅炉点火排汽、安全门的排汽、给水泵等。10.3.2.4防高温及防潮湿属于高温场所主要是主厂房；易出现潮湿的场所主要是输煤系统的地下建（构）筑物，如卸煤沟及地下转运站等。针对上述危险、危害的因素，本工程为贯彻“安全第一，预防为主”的方针及保障劳动者在其劳动过程中的人身安全和健康，遵照国家和行业的有关标准、规范、规程和规定的要求，设计上采取了相应有效的防护设施和防范措施。10.4防火、防爆10.4.1防火各建（构）筑物之间的最小距离均按火力发电厂设计技术规程及火力发电厂与变电站设计防火规范设计，并确定建（构）筑物的耐火等134、级。防火以固定式消火栓为主，移动式灭火器为辅。10.4.2防爆对不同类型的易爆场所分别采取相应的防爆措施。烟气系统设置防爆门，并考虑朝向。运煤系统转运站设有消防报警器及灭火喷水装置。10.5防电伤为保证电气运行人员的安全，本工程各种电压等级的电气设备的对地距离、操作走廊尺寸，严格按高压配电装置设计技术规程要求进行设计。在户外高压电气设备的周围，均按规程规定设置围栏或遮栏，所有电力设备均采用接地防护措施。另外，电气控制的控制盘上均设有保护、信号、监视、声光报警及事故跳闸等保护措施。10.6防机械伤害及防坠落伤害10.6.1防机械伤害热电厂运行过程中，机械转动设备比较多。为防止机械伤害，对各种机器135、的转动部分均装有防护罩或其他防护设施，对关键环节设置紧急制动开关。10.6.2防坠落伤害热电厂的平台、步道、升降口和坑池边等有坠落危险处，设计中将考虑设置栏杆或盖板，上人屋面设置女儿墙或栏杆。需登高检查和维修设备处，设计中将考虑设置防护设施。坡度大于7度的输煤栈道的步道均设有防滑措施。10.7预期效果本期工程劳动安全和工业卫生的设计，将针对热电厂危害及危险因素，采取各种相应技术措施和防范设施，以有效地改善职工的生产劳动条件，保护职工的身心健康，做到安全清洁生产。为了更好的完善劳动安全和工业卫生的设计，本工程正在开展“安全预评价”和“职业病危害预评价”工作。下步设计工作将根据安全预评价报告及审查136、意见进一步落实。11职业卫生11.1设计依据中华人民共和国职业病防治法（2002年5月1日）；采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）；国务院关于加强防尘防毒工作的决定国发（1984）97号；工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）；工作场所有害因素职业接触限值（GBZ2-2007）；工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-1985）。11.2防尘、防毒及防化学伤害11.2.1防尘本工程对易产生扬尘的场所，均按照工业企业设计卫生标准和火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定等有关标准、规定进行设计，使含尘浓度控制在允许范围内。11.2.2防毒及防化学伤害为使车间有毒有害物质的浓137、度低于工业企业设计卫生标准（GBZ1-2010）和工作场所有害因素职业接触限值（GBZ2-2007）规定的最高允许浓度，运行中将采取综合防治措施，根据火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定的要求，本工程对电源室、配电间等设置事故风机，通风量按满足规定要求进行计算。排风机均为防腐型，电机均为防爆型。11.3防噪声及防振动本期工程各车间及工作场所的噪声控制设计，应满足工业企业设计卫生标准（GBZ1-2010）的有关规定。本工程的噪声和振动主要来源于各种机械设备的运转，主要声源和振源为各类泵体和各类风机，它们发出的噪声强度较高，为保证运行安全和职工的身心健康，在设计上采取有效措施，以降低噪声。首先138、，对设备制造厂提出设备噪声限值的要求；其次，做好消声和隔振的设计；运行值班室考虑封闭式结构等，使热电厂各建筑物的室内和工作场所的连续噪声级符合中华人民共和国劳动部噪声作业分级（LD/T80-1995）的要求。为防治振动，对设备的基础采取减振措施。11.4防暑与保温热电厂主厂房属于高温车间，设计中将采取防暑降温措施。单元控制室等设空调，使工作人员有较好的工作环境。本工程所有建筑物（除主厂房与输煤建筑外）均采用热水采暖系统，采暖采用散热器和暖风相结合方式。11.5安全标志及安全色根据国家标准安全色（GB2893-2008）和安全标志（GB2894-2008）的有关规定，在厂区及作业场所对人员有危险139、危害的地点、设备和设施均设有醒目的安全标志和安全色。对本工程存在职业病危害因素的作业场所应按工作场所职业病危害警示标识设立警示标识。11.6卫生及生活设施辅助卫生设施：如生产卫生用室、生活卫生用室、妇幼卫生用室、医疗卫生机构等，应符合工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）；中的有关规定。采光、照明：采光、照明应按工业企业照明设计标准（GB50034-2004）和建筑采光设计标准（GB/T50033-2001）进行设计，以满足生产、生活需要。11.7预期效果为使热电厂投产后能够安全，经济地运行，同时为保证劳动者在生产过程中的健康与安全，在厂址选择与总平面布置、工艺流程与设备布局、职业病防护140、设施、个人使用的职业病防护用品和职业卫生管理措施及设施等方面，设计了相应的职业病防护措施及设施。将结合热电厂的生产工艺及特点，并尽可能将危害劳动者身体健康与安全的各种因素控制到最小或最低程度，为减少事故，针对其危害及危险因素，采取各种技术措施和各种防范设施，以期有效地改善职工的生产劳动条件，保护职工的健康与安全。由于本工程设计中，在对职工有危害及危险的生产环境及工作场所，采取了各种技术措施和防范和行业关于职业病危害标准、规范及规定，可以使职工的劳动条件达到国家工作场所有害因素职业接触限值（GBZ2-2007）标准的要求。工艺布置及生产设备布局合理，符合中华人民共和国职业病防治法及相关职业卫生法141、律、法规的要求。为使前述设计的各种技术措施及各种防范设施得以实施，确保其工程质量，劳动安全和工业卫生工程与主体工程同时施工、同时投产，并通过劳动、卫生部门组织的劳动安全和工业卫生设施的竣工验收。热电厂在设备定货、安装和调试过程中也应加强管理和监督，使之不断完善，最终收到最佳效果。12资源利用12.1原则要求本扩建工程的设计将遵循科学发展观、建设资源节约型和环境友好型社会的国策，认真贯彻开发与节约并重、合理利用和优化配置资源的方针，在主要工艺系统设计、主辅机选型及材料选择中，严格执行国家有关规定。12.2能源利用合理利用能源使有限的能源得到最合理充分的利用，这是我国国情的需要，本工程为扩大集中供142、热能力，用集中供热来代替分散的小锅炉房的分散供热，可大量节约燃料，改善城市的环境质量提高居民的生活质量。12.3土地利用采用集约用地方法节约用地，在满足规程、规范要求的前提下，尽量缩小建构筑物之间的间距，使布置更紧凑；压缩沟管线间距。12.4水资源利用本工程严格执行国家电力公司火力发电厂节约用水管理办法（试行）、国家电力公司火力发电厂节约用油管理办法（试行）的规定，本着节约用水、一水多用、循环使用和废水回收利用的原则，设计中进行了全厂水务管理和水量平衡，有效地减少热电厂的实耗水量，求得合理利用水源。为了节省水资源和降低热电厂的运行成本，本期工程设计中考虑了节水的各种技术措施。12.5建筑材料利143、用本工程贯彻因地制宜、就地取材的方针及积极推广和使用新型节能建筑材料的方针，措施和建议如下：a）设计中推广使用建筑节能产品和新技术、新材料，特别是我国寒冷地区民用建筑外墙、屋面、门窗和采暖供热保温节能技术，提高建筑围护结构的保温隔热性能。b）优先采用当地的原材料本期建设需要的大量钢材水泥和砂石等建筑材料，设计中尽量根据当地市场供应情况，就近采用当地的原材料，以减少运输费用和繁荣地方经济。c）为了减少管道及设备的散热损失，合理选用保温材料品种，进行保温设计的优化，在不增加热损失的情况下，节约保温材料。d）以优质钢材代替老型号的钢材，降低管道系统重量。采用高标号混凝土，减少结构自重和建筑材料量。1144、3节能分析13.1节能标准及规范本工程实施过程中，所遵循的主要节能标准以及节能设计规范如下：中华人民共和国节约能源法（主席令第90号）；国家发改委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知（发改能源864号）；国家发改委令第40号产业结构调整指导目录（2005年本）；国家发展和改革委员会文件国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工件的通知发改投资20062787号；国务院关于加强节能工作的决定，国发200628号文；火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）；中华人民共和国建筑法；公共建筑节能设计标准（GB50189-2005）；采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2145、003）；火力发电厂节水导则（DL/T783-2001）；其它国家、行业有关节能设计标准及控制指标。13.2工程项目设计所采取的节能措施及效果13.2.1节约燃料为满足现有两台汽轮发电机组的低真空循环水供热改造和新增采暖热负荷和工业热负荷的需要，本期扩建275t/h循环流化床锅炉。本期工程实施后，全厂热经济性得到较大提高，全厂平均发电标准煤耗率为0.327kg/kWh，平均供热标准煤耗率为41.89kg/GJ，全厂全年节约标准煤18531t。13.2.2降低电耗措施13.2.2.1概述降低厂用电消耗是个系统工程，涉及面广，由于工程设计阶段对厂用电消耗影响较大，因此有必要研究降低厂用电消耗的措施146、。本工程拟采取的降低厂用电消耗措施如下。13.2.2.2通过工艺系统设计优化降低电耗a）进行主厂房设计优化，压缩主厂房体积，降低采暖、通风能耗；尽量缩短主蒸汽及高压给水管路，有利于减少其温降、压降，保证机组的效率。b）主厂房通风系统采用自然进风、自然排风的通风方式，以节约厂用电。c）在烟风管道设计中，介质流速选择范围符合国内的现行规范，流体压降在风机允许范围内，并在管道设计中采用流体分布均匀的管件，优化布置方式，以达到节能的目的。d）在燃料进炉前设置一套计量和取样装置，以便及时提供确切的煤量和煤质资料，便于运行人员及时进行燃料调整，以保证机组高效运行。e）热工控制系统采用了先进的分散式控制系统147、（DCS）。由计算机控制机组启停，进行数据处理和参数调整，以保证机组有关系统始终在最佳经济工况下运行。DCS可随时计算出机组的运行效率和经济指标。在燃烧控制系统中采用先进的控制算法，使锅炉燃烧处于最佳状态，辅机设备运行处于效率最优工况，节约燃煤和辅机能耗。DCS系统使机组快速、稳定地满足负荷变化的要求，保持机组稳定、高效经济运行。为降低全厂燃料消耗、热耗及电耗，实现经济运行优化创造了条件。f）优化电缆路径，减少线损。13.2.2.3通过对主要辅机设备合理选型降低电耗a）优先选用低损耗变压器，降低变压器的空载损耗（铁损和杂散损耗）和负荷损耗（铜损），提高变压器效率。变压器一般使用寿命长达几十年，148、用高效节能型变压器替代高能耗变压器，不但可提高能源转换效率，而且在寿命期节电效果相当可观。b）选用高效电动机。一般电动机常年运行，其效率高低直接决定其耗电量的多少，例如：一台45kW电机效率提高1%，年节电近4000kWh。Y系列电机比JO系列电机效率平均高1.5%左右，而高效电机比Y系列电机效率还要提高3%左右，本工程将优先选用YX、YE、YD、YZ等系列的高效电机，节电效果明显，一般在13年内可收回全部更新电机的投资。c）采用绿色照明设计，采用高效节能电光源和灯用电器附件，就地补偿无功装置等，同时使用智能控制技术对灯具进行控制，可以大幅度减少照明能耗。d）厂内辅助生产及附属建筑均采用热水采149、暖方式。相对于蒸汽采暖系统减少了若干蒸汽凝结水回收设备，降低了设备用电负荷。e）采用变频调速电动机对于流量变化大的、经常低负荷工作的水泵类电动机，采用变频调速电动机，以便根据不同的负荷状态及参数调节电动机的转速，达到节约能源，降低厂用电的目的。应用实践证明，交流电机变频调速一般能节电30%，目前工业发达国家已广泛采用变频调速技术，在我国也是国家重点推广的节电新技术。本工程对锅炉的一次风机、二次风机及吸风机采用变频调速装置。13.2.3建筑节能降耗措施根据国家建设部的统计，建筑能耗（指房屋建筑使用过程中的能耗）占全社会能耗的26.7%，与工业、交通并列为国民经济三大能耗部门。随着社会的发展与进步150、，人们对建筑热冷舒适性要求的提高、使用电器数量的增加，建筑能耗将快速上升到33%。为达到节能，本工程在建筑节能上采取了积极有效的措施。12.2.3.1根据地方气候特点，厂内建筑物规划布局合理。12.2.3.2设计中推广使用建筑节能产品和新技术、新材料。12.2.3.3严格遵守现行的建筑节能设计标准。具体包括严格控制建筑窗（包括透明幕墙）墙面积比；外窗的可开启面积不应小于窗面积的30%，透明幕墙应具有可开启部分或设有通风换气装置；严寒地区的外门应设门斗，寒冷地区建筑的外门宜设门斗或采取其他减少冷空气渗透的措施；外窗的气密性不应低于建筑外窗气密性能分级及其检测方法（GB/T7106-2008）规定151、的4级；透明幕墙的气密性不应低于建筑幕墙物理性能分级（GB/T21086-2007）规定的3级；采暖或设空调的房间或建筑的外维护结构的热工计算可按民用建筑热工设计规范（GB50176-1993）执行，若建筑体形系数大于0.40，则屋顶和外墙应加强保温。13.3工程项目主要耗能种类和数量设计值本工程的能源消耗主要是燃煤、电力和水资源。13.3.1工程项目燃料耗量本工程的能源消耗主要是燃煤消耗。表13.3-1锅炉燃料消耗量表项目一台锅炉两台锅炉设计煤质设计煤质每年燃煤量（t/a）12539925079813.3.2厂用电率为保证热电厂的正常运行，热电厂各系统中的风机、水泵、电袋除尘器等各种机械设备152、的电动机、电动执行机构、以及日常运行管理所需的空调、照明等都需消耗电能，本期扩建2台锅炉后，机炉属非常规配置，锅炉容量较大，汽轮发电机组容量较小，全厂综合厂用电率为12.7%。13.3.3主要能耗指标本期扩建275t/h循环流化床锅炉后，由于热负荷的增加和汽轮发电机低真空循环水供热改造，全厂热经济性得到较大提高，全厂热经济指标见表12.3-2。表13.3-2全厂主要能耗指标表序号项目单位计算结果1平均发电标准煤耗率kg/kWh0.3272平均供热标准煤耗率kg/GJ41.893年均热效率%62.774年均热电比%3985综合厂用电率%12.713.4结论及建议13.4.1主要结论13.4.1.153、1本工程为热电联产项目，扩建2台75t/h循环流化床锅炉后，全厂每年可节约标准煤18531t。13.4.1.2本工程扩建2台锅炉，全厂不增加水资源消耗。13.4.1.3通过改善建筑围护结构保温、隔热性能，提高供暖、通风、空调设备、系统的能效比，采取增进照明设备效率等措施，在保证相同的室内热环境舒适参数条件下，与上世纪80年代初设计建成的办公和生活建筑相比，全年采暖、通风、空调和照明的总能耗约可减少50%左右。13.4.2对于节能降耗的建议13.4.2.1设计在下阶段的初步设计和施工图设计中，应对本节能分析篇所论述的节能措施进行全面研究和落实。在主辅机编写技术规范时，明确提出节能的技术要求和具体154、的节能指标要求。13.4.2.2施工安装设备和材料的采购要按设计的节能要求进行招标，按指标验收，保证节能指标的落实。严格按设计施工，确保节能措施的实施，包括保证主辅机的安装质量，保证消除漏汽、漏水、漏油、漏风、漏灰、漏煤、漏热，保证热力设备、管道及阀门的保温质量。特别注意消除锅炉漏风及加强锅炉本体的保温。制定合理的调试程序，包括锅炉分部试运和联合试运转，减少调试次数和持续时间，尽量减少现场的吹管次数，从而减少调试期间的汽耗，降低安装期间的电耗。13.4.2.3运行管理充分发挥DCS控制系统的优势，根据煤质和燃烧工况，及时调整燃烧，根据负荷变化及时调整各辅机的运行工况，使辅机设备运行处于效率最优155、工况，节约燃煤和降低辅机能耗。加强设备检修和维护，及时消除设备缺陷，努力维持设备的设计效率，使设备长期保持最佳状态，提高整个机组的可用率，减少事故停机次数。重点设备检修和维护，包括结合设备检修，定期对锅炉受热面、汽轮机通流部分、凝汽器和加热器等设备进行彻底清洗以提高热效率；通过检修消除七漏（漏汽、漏水、漏油、漏风、漏灰、漏煤、漏热），建立查漏堵漏制度，及时检查和消除锅炉和回转式空气预热器漏风；保持热力设备、管道及阀门的保温完好。加强管理，实行厂级、车间、班组三级管理制度，对煤、油、水、电的消耗进行监控，将设计意图充分体现在生产运行中，达到节能降耗的目的。14人力资源配置本工程的人力资源由赤峰宝156、山能源热电有限责任公司在自行调配的基础上，增加20人。15项目实施的建设进度及工期根据火力发电工程施工组织设计导则中关于施工地区类别的规定，赤峰属于类严寒地区。本期工程安装275t/h中温中压循环流化床锅炉，根据本期工程的工艺布置以及业主对本期工程施工工期的要求和施工现场的实际情况，从主厂房开工至#3炉投产的时间为12个月；#4炉投产时间与#3炉投产时间的间隔为1.0个月。从施工准备至#4炉投产为14个月。本期工程的施工综合轮廓进度，具体安排考虑如下：施工准备： 2010年8月15日2010年9月15日 计1.0个月主厂房开工至可浇注垫层混凝土： 2010年9月16日2010年10月31日 计157、1.5个月主厂房浇垫层混凝土至安装开始： 2010年11月1日2011年4月15日 计5.5个月 （包括3.5个月的冬季停工期）安装开始至水压试验： 2011年4月16日2011年7月15日 计3.0个月水压试验至点火吹管： 2011年7月16日2011年8月15日 计1.0个月点火吹管至#3炉投产： 2011年8月16日2011年9月15日 计1.0个月#3炉投产至#4炉投产： 2011年9月16日2011年10月15日 计1.0个月从主厂房开工至#3炉投产： 2010年9月16日2011年9月15日 计12个月从主厂房开工至#4炉投产： 2010年9月16日2011年10月15日 计13个158、月从施工准备至#3炉投产： 2010年8月15日2011年9月15日 计13个月从施工准备至#4炉投产： 2010年8月15日2011年10月15日 计14个月本期工程施工综合轮廓进度安排见表15.2-1。表15.2-1施工综合轮廓进度安排表年度项目名称 月份201020118910111212345678910施工准备8.1519.15主厂房开工至可浇注垫层混凝土9.151.510.31主厂房浇垫层混凝土至安装开始11.15.54.15安装开始至水压试验4.16.37.15水压试验至点火吹管7.1618.15.点火吹管至#3炉投产8.1619.15.#3炉投产至#4炉投产9.16110.15159、施工准备至#4炉投产8.151410.1516投资估算16.1投资估算16.1.1编制说明16.1.1.1编制依据：执行中国电力企业联合会中电联技经2007139号文“关于发布电网工程建设预算编制与计算标准和火力发电工程建设预算编制与计算标准的通知”。16.1.1.2工程量：根据本工程可行性研究设计阶段设计文件。16.1.1.3定额选用：执行中国电力企业联合会中电联技经2007138号文“关于发布电力建设工程概算定额（2006年版）的通知”第一册建筑工程、第二册热力设备安装工程、第三册电气设备安装工程。16.1.1.4设备、材料价格取定a）设备价格主设备按厂家询价计列，其他辅机价格按现行价格计160、列。其中锅炉570万元/台。主设备运杂费率0.5%，其他设备运杂费率0.7%。b）材料价格安装材料价格按中国电力企业联合会中电联技经2007138号文“关于颁布发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）的通知”，综合预算价与市场价的差列入编制年价差。建筑材料价格执行电力建设工程概算定额（2006年版）建筑工程册，其主要建筑材料价格与工程所在地2010年1季度材料信息价格的差列入编制年价差。16.1.1.5人工费及调整：按电力工程建设概算定额安装人工费为31元/工日，建筑人工费为26元/工日。工资性津贴补贴按电力工程造价与定额管理总站文件电定总造200712号文“关于公布各地区工资性补贴的通161、知”，对内蒙地区电力建设工程人工费的工资性津贴3.2元/工日超过基准工日单价中包括工资性补贴2.4元/工日的部分（0.8元/工日），分别列入建筑安装工程费中。16.1.1.6材机调整执行电定总造20099号文“关于颁布东北地区发电安装工程概预算定额价格水平调整系数的通知”。16.1.1.7调试费执行中国电力企业联合会中电联技经200715号文“关于发布电力建设工程预算定额（2006年版）第六册调试工程的通知”。16.1.1.8贷款利率执行中国人民银行2008年12月30日关于中国人民银行决定上调人民币贷款基准利率，贷款利率为5.94%。16.1.1.9热电厂提供的有关可行性研究投资估算资料。1162、6.1.2工程投资本工程静态投资价格水平年为2009年。本工程静态投资9319万元，工程动态投资为9489万元，其中：建设期贷款利息170万元。赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程 可行性研究报告16.1.3估算表16.1.3.1总估算表总概算表表一甲建设规模：275t/h序号工程或费用名称概算价值（万元）各项占总计%单位投资（元/kW）建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计一主辅生产工程174735432265755581.1（一）热力系统148217651059430646.2（二）燃料供应系统54251163213.4（三）除灰系统76275483994.3（四）水处理系163、统5521760.8（五）供水系统（六）电气系统788664145215.6（七）热工控制系统2964107067.6（八）附属生产工程135113472953.2二与厂址有关的单项工程1971972.1（一）储灰场工程1971972.1三编制年价差1752063814.1四其他费用1186118612.7（一）建设场地征用及清理费（二）项目建设管理费1301301.4（三）项目建设技术服务费3123123.4（四）分系统调试及整套启动试运费3003003.2（五）生产准备费（六）基本预备费4444444.8工程静态投资19223740247111869319100.0各项占静态投资的比例（%164、）20.6240.1326.5212.73100.00五动态费用170170（一）价差预备费（二）建设期贷款利息170170工程动态投资19223740247113569489各项占动态投资的比例（%）20.2639.4126.0414.29100.0016.1.3.2安装工程机务专业汇总表安装工程机务专业汇总表表二甲金额单位：元序号工程或费用名称设备购置费安装工程费合计技术经济指标装置性材料安装其中：工资小计单位数量指标一主辅生产工程245821274558193735995710590051191815036500277kW（一）热力系统17646898395460466401499363165、6810594753282416511锅炉机组1661668714821003882391511837536449121981178kW1.1锅炉本体114570006741802631767335186330594714762947台（炉）1147629471.2风机1822670227482352752274822050152台（炉）120501521.3除尘装置3021000513658772655136583534658台（炉）135346581.4给粉系统211470123594259991235943350641.5烟风煤管道7490003356463139610846461084166、646t107101371.6锅炉其他附机10454758920502446716109164213711台（炉）12137112汽轮发电机组1030211156405289461564051186616kW2.1汽机辅助设备1030211156405289461564051186616kW3汽水管道62007436629339370986367986367t49201303.1主蒸汽及主给水管道33507420950418924544578544578t19286623.2中、低压汽水管道28500015678920446441789441789t30147264锅炉炉墙及全厂保温18524167、30223506035621540874904087490m3137029844.1锅炉炉墙砌筑1652050202202331870636740733674073m3119030874.2全厂保温20038021303737509413417413417m31802297（二）燃料供应系统250743087891560283037516481726722471输煤系统25074308789156028303751648172672247kW（三）除灰系统27489092356352446284216948026332291721除渣系统1075275717891478771789114706168、4kW2除灰系统1673634235635172839273824084742082108kW（四）水处理系统5538507277413230322813205077758927kW1给水炉水校正处理5538507277413230322813205077758927kW（八）附属生产工程11250402863911868492728047324015982801制气系统6394452359701328511882636882110082663环保保护与监测装置4000004000003.1烟气连续监测系统4000004000004消防水系统85595504215399884541044191169、90014二与厂址有关的单项工程19700001970000（一）储灰场工程19700001970000合计265521274558193735995710590051191815038470277kW16.1.3.3安装工程电气专业汇总表安装工程电气专业汇总表表二甲金额单位：元序号工程或费用名称设备购置费安装工程费合计技术经济指标装置性材料安装其中：人工费小计单位数量指标一主辅生产工程10847958588277448582258132181074099921588957（六）电气系统7884760369265829490754892586641733145264931热网电气7884760170、36926582949075489258664173314526493（七）热工控制系统296319821901161909150323960409926670624641控制系统及仪表29631983686247205336862433318222电缆及辅助设施2190116154052625190737306423730642合计1084795858827744858225813218107409992158895716.1.3.4建筑工程专业汇总表建筑部分汇总概算表表二甲金额单位：元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计技术经济指标装置性材料安装小计单位数量指标一主171、辅生产工程1686621360024917466462kW24000727.77（一）热力系统1427973253952014819252kW24000617.471锅炉本体及基础1101787653952011557396kW24000481.561.1锅炉本体89695875395209509107m343869216.761.2锅炉基础17952961795296座28976481.4锅炉附属设备基础175996175996套2879981.5汽机附属设备基础7699776997套2384992除尘排烟系统32618563261856kW24000135.912.1除尘器支架基础4988172、00498800项14988001.2除尘器配电间3458234582m3216160.102.2吸风机室673920673920m312962602.3烟囱（100/3.5）15331141533114座115331142.4烟道及烟道支架521440521440项1521440（二）燃料供应系统52336316112539475kW2400022.481燃料系统52336316112539475kW2400022.481.2破碎站161381161381m31008160.101.1石灰石粉仓基础36198216112378094座1378094（三）除灰系统723964322247561173、88kW2400031.511气力除灰系统72396432224756188kW2400031.511.1灰渣库基础72396432224756188座2378094（八）附属生产工程1339154123931351547kW2400056.311辅助生产工程31062512393323018kW2400013.461.1空压机室20655012393218943m28102701.4工业消防水池5407554075座154075.331.7厂区绿化5000050000项1500004厂区性建筑10285291028529kW2400042.864.1厂区道路9073990739m220524174、4.224.3厂区沟道450000450000m1602812.504.4室外上下水道487790487790项1487790合计1686621360024917466462kW24000727.7716.1.3.5其他费用估算表其他费用概算表表四金额单位：元序号工程或费用名称编制依据及计算说明总价其他费用118545601建设场地征用及清理费2项目建设管理费13000002.1项目法人管理费3000002.2招标费2000002.3工程监理费8000003项目建设技术服务费31172003.1项目前期工作费可行性研究报告编制、环境影响评价、劳动安全卫生预评价等费用4732003.2勘察设计费175、19000003.4设计文件评审费可研和初步设计文件、环境影响评价、劳动安全卫生预评价评审等费用3440003.5电力工程质量检测费5000003.6工程质量监督检测费800004分系统调试及整套启动试运费燃煤费、燃油费、厂用电费、试验及调试费等30000005基本预备费4437360建筑19220000元5%961000安装24710000元5%1235500设备37400000元5%1870000其他7417200元5%370860合计11854560 吉林省卓融电力设计有限公司 85 2010年6月赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程 可行性研究报告16.2经济评价16.2.176、1编制原则及依据16.2.1.1国家发展改革委建设部发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）。16.2.1.2贷款利率执行中国人民银行2008年12月23日发布的现行利率。16.2.1.3热电厂提供的有关可行性研究投资估算资料。16.2.1.4本工程可行性研究投资估算。16.2.2资金筹措本项目自有资金为全部投资的40%，其余资金为申请银行贷款，贷款利率为5.94%。贷款偿还期10年，采用本息等额还款方式。流动资金贷款年利率为5.31%。16.2.3工程建设工程计划在2010年8月15日开工，2011年10月15日投产。16.2.4有关基础数据表16.2-1有关基础数据表序号项目单位数量1厂177、用电率%12.72发电标准煤耗t/kWh0.3273供热标准煤耗t/GJ0.041894标准煤价元/t4205水价元/t6发电材料费元/kWh67供热材料费元/GJ28发电其他费用元/kWh129供热其他费用元/GJ210固定资产投资比率%10011固定资产折旧年限年1012固定资产净残值率%513修理费%2.514工资及福利元/人年5000015定员人2016公积金%1017城市维护建设税%718教育费附加%319所得税率%2520电增值税%1721热增值税%1322售电价（不含税）元/kWh323.823售热价（不含税）元/GJ48.716.2.5财务评价指标一览表 表16.2-2财务评价178、指标一览表序号项目单位数量1机组容量MW242工程静态投资万元93193建设期利息万元1664工程动态投资万元94895单位造价（动态）元/kW39546生产流动资金万元3697财务内部收益率（FIRR）全部投资（所得税前）%42.60全部投资（所得税后）%34.608财务净现值（FNPV）全部投资（所得税前）万元25949全部投资（所得税后）万元191199投资回收期（Pt）全部投资（所得税前）年3.6全部投资（所得税后）年4.110投资利润率%32.2211投资利税率%39.1312年经营成本万元400313发电单位成本（平均值）元/kWh206.914售热单位成本（平均值）元/GJ27.179、615售热价（不含税）元/GJ48.716售电价（不含税）元/kWh323.816.2.6敏感性分析本项目经济评价基本方案按发电设备年利用小时数7000h对项目投产后的经济效益进行了测算。任何一个项目的经济效果主要取决于成本费用和收益两大方面。电力工程项目成本中，可变成本主要是燃料费，影响燃料费变化最大的因素是煤价和煤耗；固定成本主要是折旧费，影响折旧费变化最大的因素是固定资产投资和折旧年限；影响发电工程项目收益的因素很多，其主要的因素是销售收入，销售收入主要取决于上网电量、上网电价。因此，将煤价、固定资产投资、上网电量、电价、热价分别调整正负10%，计算单因素变化对项目投资内部收益率的影响，180、其结果见表16.2-3。表16.2-3敏感性分析结果表变化因素项目投资内部收益率（%）基本方案34.60投资+10%31.36投资-10%38.57标煤价+10%31.73标煤价-10%37.50发电量+10%35.39发电量-10%33.82电价+10%36.42电价-10%32.79热价+10%39.94热价-10%29.30上述结果表明：将煤价、固定资产投资、上网电量、电价、热价分别调整正负10%所算出的项目投资内部收益率均远高于行业基准收益率（8%），在电网中有一定的竞争能力。16.2.7评价结论本工程经营期预计20年。通过项目财务评价，预计经营期内电价为378.9元/MWh，热价为5181、5元/GJ（含税）时，全部投资和项目资本金财务内部收益率均大于基准收益率，满足电力行业现行的财务内部收益率要求，且财务净现值大于零。经营期间，评价结果表明，热电厂投产后的盈利能力是可行的。综上所述，本项目财务评价的各项指标均能满足电力行业基本要求。16.2.8财务评价基本报表及辅助报表基本报表1 现金流量表（全部投资）基本报表2 损益表基本报表3 资产负债表辅助报表1 流动资金估算表辅助报表2 投资总额和资金筹措表辅助报表3 借款还本付息计算表辅助报表4 资金来源与运用表辅助报表5 成本费用计算表 吉林省卓融电力设计有限公司 90 2010年6月赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程182、 可行性研究报告现金流量表（全部投资）金额单位：万元序号项目建设期投产期达产期123456781现金流入77897789778977897789778977891.1销售收入77897789778977897789778977891.2回收流动资金1.3回收固定资产余值1.4其他2现金流出651978704681468846954702471047182.1建设投资651927942.2流动资金3692.3经营成本40034003400340034003400340032.4城建税及教育附加626262626262622.5所得税6436176246306386456542.6公益金2.7其他183、3净现金流量-6519-813107310130943087307930714累计净现金流量-6519-6600-3493-392270257888867119375净现金流量现值-6036-702467227921061945179616596净现金流量现值累计-6036-6106-3639-1360746269144876146所得税前所得税后财务内部收益率（FIRR）42.60%34.60%财务净现值（FNPV）25949万元19119万元投资回收期（Pt）3.6 年4.1 年现金流量表（全部投资）（续）金额单位：万元序号项目达产期9101112131415161718192021221184、现金流入778977897789778977897789778977897789778977897789778986311.1销售收入778977897789778977897789778977897789778977897789778977891.2回收流动资金3691.3回收固定资产余值4741.4其他2现金流出472747364746498149924992499249924992499249924992499249922.1建设投资2.2流动资金2.3经营成本400340034003400340034003400340034003400340034003400340032.4城建税及教185、育附加62626262626262626262626262622.5所得税6626726819179289289289289289289289289289282.6公益金2.7其他3净现金流量306230533043280827972797279727972797279727972797279736394累计净现金流量14999180522109523903266992949632293350893788640682434794627649072527125净现金流量现值153214141305111510289528828167567006486005566696净现金流量现值累计76789186、092103971151212540134921437415190159461664617294178941844919119损益表金额单位：万元序号项目投产期达产期23456789101销售收入7789778977897789778977897789778977891.1售电量（万千度）6.136.136.136.136.136.136.136.136.131.2售电价（元/千度）323.85323.85323.85323.85323.85323.85323.85323.85323.851.3售热量（万吉焦）119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21187、119.21119.211.4售热价（元/吉焦）48.6748.6748.6748.6748.6748.6748.6748.6748.672城建税及教育附加6262626262626262623总成本费用5156525952335205517651455112507850414销售利润2571246824942522255125822615264926865弥补亏损6所得税6436176246306386456546626727盈余公积金1931851871891911941961992018可供分配利润1735166616841702172217431765178818139偿还上年短期贷款188、10偿还建设投资贷款11未分配利润累计未分配利润12股利分配173516661684170217221743176517881813资本金净利润17351666168417021722174317651788181313本年度短期贷款14本年度亏损累计亏损15亏损+短期贷款投资利润率：32.22%投资利税率：39.13%损益表（续）金额单位：万元序号项目达产期1112131415161718192021221销售收入7789778977897789778977897789778977897789778977891.1售电量（万千度）6.136.136.136.136.136.136.136.1189、36.136.136.136.131.2售电价（元/千度）323.85323.85323.85323.85323.85323.85323.85323.85323.85323.85323.85323.851.3售热量（万吉焦）119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.211.4售热价（元/吉焦）48.6748.6748.6748.6748.6748.6748.6748.6748.6748.6748.6748.672城建税及教育附加6262626262626262626262623总成本费用50024190、06040164016401640164016401640164016401640164销售利润2725366737113711371137113711371137113711371137115弥补亏损6所得税6819179289289289289289289289289289287盈余公积金2042752782782782782782782782782782788可供分配利润1839247525052505250525052505250525052505250525059偿还上年短期贷款10偿还建设投资贷款73611未分配利润736累计未分配利润73673673673673673673673191、673673673612股利分配183917392505250525052505250525052505250525052505资本金净利润18391739250525052505250525052505250525052505250513本年度短期贷款14本年度亏损累计亏损15亏损+短期贷款资产负债表金额单位：万元序号项目建设期投产期达产期123456781资产66351031910066979094889158880184131.1流动资产17412389301236114182472552371.1.1应收帐款3343343343343343343341.1.2存货27927927927192、92792792791.1.3现金353535353535351.1.4累计盈余资金10931741236529633535407745901.1.5当年亏损1.2在建工程663528441.3固定资产净值57357678677758774976407631751.4无递资产净值2负债及所有者权益66351031910066979094889158880184132.1流动负债5375375375375375375372.1.1应付帐款2792792792792792792792.1.2流动资金贷款2582582582582582582582.1.3短期贷款2.2建设投资贷款402857545193、31648524361384032892705负债合计（2.1+2.2）402862905853538948984377382632422.3所有者权益260840294214440145904781497551712.3.1资本金260837253725372537253725372537252.3.2公积金193378565754945113913352.3.3自有流动资金1111111111111111111112.3.4累计未分配利润资产负债率60.70%60.96%58.14%55.05%51.62%47.79%43.47%38.53%流动比率324%445%561%673%779%194、880%976%速动比率2.73.95.16.27.38.39.2资产负债表（续）金额单位：万元序号项目达产期9101112131415161718192021221资产799275387048732376017880815884368715899392719550982895691.1流动资产571861646574684971287406768479628241851987979076935495691.1.1应收帐款3343343343343343343343343343343343343341.1.2存货2792792792792792792792792792792792792791.195、1.3现金353535353535353535353535351.1.4累计盈余资金507055175927620264806758703773157593787281508428870695691.1.5当年亏损1.2在建工程1.3固定资产净值227513744744744744744744744744744744744741.4无递资产净值2负债及所有者权益799275387048732376017880815884368715899392719550982895692.1流动负债5375375375375375375375375375375375375372.1.1应付帐款2792792196、792792792792792792792792792792792.1.2流动资金贷款2582582582582582582582582582582582582582.1.3短期贷款2.2建设投资贷款2086143073600000000000负债合计（2.1+2.2）26231967127353753753753753753753753753753702.3所有者权益537055715776678670657343762179008178845687349013929195692.3.1资本金37253725372537253725372537253725372537253725372537197、2537252.3.2公积金153417351940221524932771305033283606388541634441471949982.3.3自有流动资金1111111111111111111111111111111111111111112.3.4累计未分配利润736736736736736736736736736736736资产负债率32.81%26.09%18.06%7.33%7.06%6.81%6.58%6.36%6.16%5.97%5.79%5.620%5.46%0.00%流动比率1065%1148%1225%1276%1328%1380%1432%1484%1535%1587198、%1639%1691%1743%速动比率10.111.011.712.212.813.313.814.314.815.415.916.416.9流动资金估算表金额单位：万元序号项目周转次数投产期达产期234567891流动资产6476476476476476476476471.1应收帐款123343343343343343343343341.2存货2792792792792792792792791.2.1燃料、原材料122792792792792792792792791.3现金1235353535353535352流动负债2792792792792792792792792.1应付帐款12279199、2792792792792792792793流动资金3693693693693693693693694自有流动资金1111111111111111111111115流动资金本年增加额3696流动资金贷款2582582582582582582582587利息1414141414141414流动资金估算表（续）金额单位：万元序号项目达产期101112131415161718192021221流动资产6476476476476476476476476476476476476471.1应收帐款3343343343343343343343343343343343343341.2存货27927927927200、92792792792792792792792792791.2.1燃料、原材料2792792792792792792792792792792792792791.3现金353535353535353535353535352流动负债2792792792792792792792792792792792792792.1应付帐款2792792792792792792792792792792792792793流动资金3693693693693693693693693693693693693694自有流动资金1111111111111111111111111111111111111115流动资金本年增加额6201、流动资金贷款2582582582582582582582582582582582582587利息14141414141414141414141414投资总额和资金筹措表金额单位：万元序号项目建设期投产期合计121总资金98481.1静态投资6519279493131.2建设期利息11650166资产原值94791.3生产流动资金3693692建设投资筹措6519279493132.1自有资金2608111837252.2贷款3911167655881）人民币贷款3911167655883流动资金筹措3693693.1自有流动资金1111113.2流动资金贷款258258借款还本付息计算表金额单202、位：万元序号项目建设期投产期达产期123456781）人民币贷款39111676利息116289年末贷款累计40285754531648524361384032892705当年偿还本金438464491520551584当年偿还利息239342316288259228195建设期利息11650计入财务费用利息239342316288259228195偿还本金合计438464491520551584偿还利息合计239342316288259228195偿还本金资金来源还贷折旧费438464491520551584还贷摊销费其他资金（含利润、短贷）借款还本付息计算表（续）金额单位：万元序号项目达产203、期89101112131415161718192021221）人民币贷款利息年末贷款累计27052086143073600000000000当年偿还本金584619656695736当年偿还利息1951611248544建设期利息计入财务费用利息1951611248544偿还本金合计584619656695736偿还利息合计1951611248544偿还本金资金来源还贷折旧费584619656695还贷摊销费其他资金（含利润、短贷）736资金来源与运用表金额单位：万元序号项目建设期投产期达产期123456781资金来源663566843369339534223452348235151.1销售利204、润25712468249425222551258226151.2折旧费9019019019019019019011.3摊销费1.4建设投资贷款402817261.5短期负债2581.5.1流动资金贷款2581.5.2短期贷款1.6自有资金260811181.7自有流动资金1111.8回收固定资产余值1.9回收流动资金2资金运用663555902721277128242880294030032.1建设投资651927942.2建设期利息116502.3流动资金3692.4所得税6436176246306386456542.5公益金2.6偿还建设投资贷款本金4384644915205515842.205、7偿还流动资金贷款本金2.8偿还短期贷款及弥补亏损2.9资本金净利润17351666168417021722174317653盈余资金（1-2）10936486245985715435124累计盈余资金1093174123652963353540774590资金来源与运用表（续）金额单位：万元序号项目达产期9101112131415161718192021221资金来源355035873626366737113711371137113711371137113711371145531.1销售利润264926862725366737113711371137113711371137113711371206、137111.2折旧费9019019011.3摊销费1.4建设投资贷款1.5短期负债1.5.1流动资金贷款1.5.2短期贷款1.6自有资金1.7自有流动资金1.8回收固定资产余值4741.9回收流动资金3692资金运用307031403215339234323432343234323432343234323432343236902.1建设投资2.2建设期利息2.3流动资金2.4所得税6626726819179289289289289289289289289289282.5公益金2.6偿还建设投资贷款本金6196566957362.7偿还流动资金贷款本金2582.8偿还短期贷款及弥补亏损2.9资207、本金净利润178818131839173925052505250525052505250525052505250525053盈余资金（1-2）4804464102752782782782782782782782782788634累计盈余资金50705517592762026480675870377315759378728150842887069569成本费用计算表金额单位：万元序号项目投产期达产期23456789101发电量（万千度）7.037.037.037.037.037.037.037.037.032厂用电率（%）12.7012.7012.7012.7012.7012.7012.7012208、.7012.703供电量（万千度）6.136.136.136.136.136.136.136.136.134售电量（万千度）6.136.136.136.136.136.136.136.136.135供热量（万吉焦）119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.216售热量（万吉焦）119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.217生产成本4903490349034903490349034903490349037.1燃料费30623062306230623062306230623209、06230627.2材料费2812812812812812812812812817.3折旧费9019019019019019019019019017.4修理费2372372372372372372372372377.5工资及福利1001001001001001001001001007.6其他3233233233233233233233233238财务费2533553293022732422091741388.1长期贷款利息2393423162882592281951611248.2短期贷款（含流贷）利息1414141414141414148.3汇兑损益9发电单位成本（元/千度）226.5322210、9.88229.03228.13227.18226.17225.10223.97222.7710售电单位成本（元/千度）226.53229.88229.03228.13227.18226.17225.10223.97222.7711售热单位成本（元/吉焦）31.6032.2832.1131.9231.7331.5231.3031.0730.8212销售总成本51565259523352055176514551125078504113经营总成本400340034003400340034003400340034003成本费用计算表（续）金额单位：万元序号项目达产期11121314151617181211、92021221发电量（万千度）7.037.037.037.037.037.037.037.037.037.037.037.032厂用电率（%）12.7012.7012.7012.7012.7012.7012.7012.7012.7012.7012.7012.703供电量（万千度）6.136.136.136.136.136.136.136.136.136.136.136.134售电量（万千度）6.136.136.136.136.136.136.136.136.136.136.136.135供热量（万吉焦）119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119212、.21119.21119.21119.21119.216售热量（万吉焦）119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.21119.217生产成本4903400340034003400340034003400340034003400340037.1燃料费3062306230623062306230623062306230623062306230627.2材料费2812812812812812812812812812812812817.3折旧费9017.4修理费2372372372372372372372372372213、372372377.5工资及福利1001001001001001001001001001001001007.6其他3233233233233233233233233233233233238财务费9957141414141414141414148.1长期贷款利息85448.2短期贷款（含流贷）利息1414141414141414141414148.3汇兑损益9发电单位成本（元/千度）221.50190.80189.37189.37189.37189.37189.37189.37189.37189.37189.37189.3710售电单位成本（元/千度）221.50190.80189.37189.214、37189.37189.37189.37189.37189.37189.37189.37189.3711售热单位成本（元/吉焦）30.5624.2423.9523.9523.9523.9523.9523.9523.9523.9523.9523.9512销售总成本50024060401640164016401640164016401640164016401613经营总成本400340034003400340034003400340034003400340034003 吉林省卓融电力设计有限公司 106 2010年6月赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司锅炉扩建工程 可行性研究报告17抗灾能力评价215、17.1概述本工程为热电联产项目，是在原有热电厂主厂房扩建端位置建设，已经充分考虑了尽量避开自然灾害易发区和不良地质作用发育地段。根据规范专门进行了地震安全性评价和地质灾害危险性评估以及相关的水文气象勘察等专题研究，并根据专题研究的结论，采取了相应的工程措施，本工程可以满足相应的抗灾要求。17.2抗灾措施17.2.1抗洪涝灾害能力分析厂址地形平坦，高程在477m479m之间。厂址东北角上有形状不规则的带状冲沟，沟深4m5m。由于厂区南临二级阶地陡坎，北侧有冲沟，厂区场地排水条件好。厂址平均高程高出老哈河套10m以上，不受百年一遇洪水的威胁。17.2.2抗风灾措施本工程基本风压50年一遇为0.5216、5kN/m2，100年一遇为0.60kN/m2。按建筑结构荷载规范（GB50009-2001）规定本工程烟囱按100年一遇风荷载考虑，主厂房及其它主要建筑物按50年一遇风荷载考虑，以此进行承载能力及正常使用阶段验算，满足抗风灾能力的要求。17.2.3抗震措施根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001），厂址区的设计基本地震加速度为0.15g（相当抗震设防烈度为7度）；地震动反应谱特征周期为0.35s（根据建筑场地类别为类）。依据建筑抗震设计规范（GB50011-2001）之规定，厂址区场地土为亚粘土，覆盖层厚度小于5m，建筑场地类别为类，建筑抗震有利地段。本工程主厂房为钢筋混凝土框架结217、构；烟囱高100m，出口直径为3.5m。烟囱为现浇钢筋混凝土结构。按照现行建筑抗震设计规范（GB50011-2001），主厂房、烟囱等主要建、构筑物采用的结构形式能够有效抵御地震对本工程的影响。本工程建、构筑物按7度进行抗震验算。17.2.4抗地质灾害工程场地地处老蛤河冲积二级阶地前沿，高出一级阶地9m左右，阶地表面比较平坦。场地不具备产生滑坡、崩塌、泥石流等的地质环境条件，无其它的不良地质作用，场地稳定，适宜扩建。17.2.5其它抗灾措施本工程地处寒冷地区，电气设备已经按气象条件要求进行选型，可以保证其抗严寒能力。本工程采用汽车运煤，不存在海运的自然灾害影响因素。17.2.6结论及建议本工程218、在采取相应工程措施后，能够抵御可能出现的相应自然灾害。下阶段勘测设计工作应按照相关规范标准进行抗风、抗震等设计，并将进一步充分考虑风荷载、地震、雪荷载、低温等因素对工程的影响。18风险分析在热电厂的建设和运营过程中，机遇与风险并存，抓住机遇可能获得成功，忽视风险则有可能因遭遇风险而蒙受损失。热电厂的主要风险有市场风险、技术风险、工程风险、投资风险、政策风险、外部协作风险、环境风险和社会风险等，现分析如下。18.1市场风险本工程的热力市场，符合元宝山城区热力发展总体规划，机组投产后热负荷能够保证，并具有稳定的热力市场。本工程燃煤来自锡林郭勒盟白音华煤矿供应的褐煤，煤量、煤质等均有保证；水源采用地219、下水，供水也有保证。18.2技术风险本工程采用成熟高效的75t/h中温中压循环流化床锅炉，设计和制造技术均比较成熟。本工程主要技术方案都是采用技术成熟的工艺和设备，技术先进可靠，同类工程投产业绩多，只要加强设计、设备供货、安装和运行维护等各个环节的管理，就可以避免相应的技术风险。18.3工程风险本工程的业主是赤峰宝山能源（集团）热电有限责任公司，隶属赤峰宝山能源（集团）有限公司，赤峰宝山能源（集团）有限公司成立于2005年1月5日，注册资金1.58亿元，总资产4.5亿元，总负债率40%。主要是从事煤炭开采、供热、发电以及有色金属加工等业务，公司现已形成了以煤炭为基点、以热电为转换、以铜业加工为220、延伸的产业链条。本工程有电力行业的规程、规范指导，由具有资质的设计和施工单位进行设计和施工，设备采购采取招投标，工程质量与实施均有保证。由于本工程符合国家的产业政策，基础工作踏实，资源和工程组织落实，具有较强的抗风险能力。本工程进行了工程地质勘测研究报告、水文气象研究报告、地震安全性评价报告、地质灾害危险性评估报告等专题研究，根据各项专题的结论采取了相应的工程措施，不会出现由于项目的建设而引发的地质灾害和防洪等问题。本工程工期按2010年8月15日开工建设，2011年10月15日全部投产，工期比较短。鉴于目前的工程进展情况，需要考虑以下风险因素：a）开工期风险，能否按期开工主要取决于开工批件和221、建设场地的落实、起动资金的到位、第一批施工图的提供是否按期等“开工九条”的要求。施工设计图纸需要设备资料的支持、必要的工作时间和方案的确认程序。b）施工期风险，能否在计划的施工期完成各项施工任务，在对设备的供货进度、设备资料的提供、施工图纸提供、施工组织等进行综合协调，制定科学合理可行的综合进度计划的基础上，考虑任一方可能的拖期对全盘的影响。c）资金的不间断到位和非常天气风险等对施工进度的影响。18.4政策风险和外部协作风险本工程是热电联产项目，是节能减排、改善环境、符合国家政策的体现，节能减排和改善环境是保证国家经济可持续发展的长期政策，不存在政策风险。本工程规划、土地、环保、水资源、水土保222、持等均通过相关主管部门的批准，用水、用煤、综合利用等均与相关企业达成了协议（详见附件），外部协作条件均有保证。18.5环境风险本工程应进一步进行环境影响评价和水土保持方案论证，并根据相应的审批意见落实了有效的生态环境保护和水土保持措施。按照国家有关环境保护、水土保持的政策、法规要求，对项目实施可能造成的生态环境损害提出了保护措施，并对本工程产生的废气、废水、固体废弃物和噪声等提出了有效的治理措施，以保障工程的建设对环境产生的不良影响。18.6社会风险本工程的建设场地距村庄较远，无拆迁问题。本工程采用了密封罐车、封闭贮灰场等方案，在建设和运营过程中不会干扰当地居民的生活，不会产生冲突和矛盾。因此223、，本工程可为当地的社会环境、人文条件所接纳，完全适应当地的社会环境。本工程燃料和用水供应有保证，具有稳定的热力和电力市场，故不存在社会风险。经以上初步的风险分析可知，本工程有较强抗风险能力，有条件规避和化解各种主要风险，使各种风险降低到最低限度。对于潜在的风险，建议建设单位进行详细的风险预测，预先制定规避可能风险的方案，对工程进行精心的组织和周密的计划，以规避和化解各种主要风险，使各种风险降低到最低限度，实现工程目标。19结论与建议19.1结论19.1.1项目建设是必要的建设275t/h级热电联产锅炉扩建工程，发展热电联产、节能减排，扩大供热能力，实现元宝山城区供热总体规划，对节约资源、改善环224、境质量和提高居民生活水平，具有显著的社会和环境效益，对于元宝山区的可持续发展是完全必要的，不仅可以满足元宝山集中供热改造和日益增长的热负荷需要，而且投产后将拆除现有的各种型号的小锅炉，对节约能源、改善周边环境、提高居民的生活质量、缓解地区交通运输、节约建设用地等都将起到积极作用，是十分必要的，而且可以增加当地财政税收，促进职工再就业，维持社会稳定，建设和谐社会，带动地区经济协调发展起到积极的推动作用。19.1.2建厂外部条件基本落实本工程的煤源、水源、灰场（含综合利用）、交通运输以及电气接入系统等外部条件基本落实。厂址位于原有热电厂主厂房的扩建端，无拆迁，有利于城市发展。已部分获得了支持性文件225、。从业主获悉，其余均已与相关政府主管部门或业务主管部门进行了接触，分别得到了承诺，不日即可获取相关文件。需要委托专题论证的也进行了委托，部分也已完成。19.1.3投资与财务评价本工程静态投资9319万元，工程动态投资为9489万元，其中：建设期贷款利息170万元。本工程经营期预计20年。通过项目财务评价，预计经营期内电价为378.9元/MWh，热价为55元/GJ（含税）时，全部投资和项目资本金财务内部收益率均大于基准收益率，满足电力行业现行的财务内部收益率要求，且财务净现值大于零。同时该项目也具有较强的市场竞争能力，是可行的。19.2主要技术经济指标表19.2-1主要技术经济指标表序号项目单位226、数值1静态投资万元93192动态投资万元94893年发电量kWh/a1680000004年供热量GJ/a21030825汽轮发电机组年利用小时数h70006全厂锅炉年利用小时数h57267售电价（不含税）元/kWh323.88售热价（不含税）元/GJ48.79占地面积m2486610热电厂年均热效率%62.7711热电厂年均热电比%39812全年耗标煤量t/a14303013平均发电标准煤耗率kg/kWh0.327续表19.2-1主要技术经济指标表序号项目单位数值14平均供热标准煤耗率kg/GJ41.8915热电厂用电率%5.516供热厂用电率%7.217综合厂用电率%12.718全年节约标煤227、量t/a1853119财务内部收益率（FIRR）全部投资（所得税前）%42.60全部投资（所得税后）%34.6020财务净现值（FNPV）全部投资（所得税前）万元25949全部投资（所得税后）万元1911921投资回收期（Pt）全部投资（所得税前）年3.6全部投资（所得税后）年4.122投资利润率%32.2223投资利税率%39.1324年经营成本万元400325人员指标人2026SO2排放量t/a366.4627NOX排放量t/a526.7928烟尘排放量t/a57.2629灰渣排放量104t/a5.7419.3建议19.2.1按可研深度要求，本工程支持性文件尚不够完整，应尽快补齐。19.2.2为使本工程尽快得到国家核准，建议继续抓紧工程支持性文件的落实，并根据国家项目核准申报要求，抓紧环境保护、水土保持、水资源论证等等的审批工作。19.2.3为顺利开展下一阶段设计和为开工创造条件，建议在可研审查后，逐步安排锅炉的招标，为初步设计的启动作好基础工作。 吉林省卓融电力设计有限公司 113 2010年6月