1、xx热电有限公司高温高压技改工程项目建议书2015年12月目 录1.概述11.1项目概况11.2项目法人概况11.3技改的必要性21.4技改目标41.5建设方案设想42.电力系统52.1电力接入系统方案52.2电气主接线53.热负荷分析63.1现状热负荷63.2近期热负荷83.3近期热电厂设计热负荷83.3供热方案84.燃料及脱硫脱硝剂供应94.1煤质资料94.2脱硫剂的供应94.3脱硝剂的供应94.4点火系统105.厂址条件115.1厂址概述115.2交通运输115.3气象资料115.4水文资料125.5工程地质和地震烈度135.6灰渣及脱硫副产品146.工程设想156.1机组选择156.22、热力网176.3总图186.4燃料输送部分196.5除灰渣系统206.6电气部分216.7供排水系统236.8化学水部分246.9烟气除尘256.10烟气脱硝256.11脱硫系统256.12热工自动化部分326.13空压站346.14通风空调除尘346.15土建工程357.环境保护387.1大气污染防治措施387.2水环境污染防治措施387.3噪声污染防治措施387.4灰渣综合利用397.5生态保护及绿化397.6环境监测397.7污染物总量控制398.投资估算及财务分析408.1投资估算编制原则及依据408.2造价指标408.3 财务评价及经济效益分析429.结论及建议719.1结论719.3、2下阶段工作和建议71附 图：总平面布置图ZXJ-011.概述1.1项目概况项目名称：xx热电有限公司高温高压节能技改工程项目建设地点：台州市xx区项目法人概况：xx热电有限公司1.2项目法人概况台州市xx热电有限公司成立于1998年，由浙江海正集团有限公司、xx区电力投资发展公司、台州能源开发有限公司四家单位出资建设，注册资金11313万元，员工260人。公司地处xx区外沙路。xx热电有限公司经10多年的发展、技改，现拥有235t/h燃煤循环流化床锅炉（中温中压）+135t/h燃煤链条锅炉（中温中压）+365t/h燃煤链条锅炉（中温中压），配3C6+1B3+1B6机组，全厂目前拥有6炉5机的4、生产规模，总装机容量为27MW。其中一期和二期主厂房及锅炉辅助部分（上煤，除尘，烟囱、化水）均为分区独立布置，水工为公用。蒸气管网覆盖整个外沙、岩头工业区。xx热电有限公司主要负责向xx外沙工业园区及周边的乡镇企业供热，行业分布主要为化工、制药、染料和电镀等，主要有海正药业公司、东港公司、九洲制药厂、染料集团、海翔药业、永丰纸业、xx二化等。用汽较稳定。2014年热电厂对外供热量最大供汽约为140t/h/时（标准出口压力 0.98MPa，出口温度 270），平均供汽约为95t/h。企业在自身取得经济效益的同时，积极配合政府部门的规划要求，为周边工业区的建设提供用热热源，极大地改善了园区的投资环5、境，集中供热的环保、节能优势明显，为台州市工农业生产的发展和人民生活水平的提高作出了重要贡献。1.3技改的必要性1.3.1实现循环经济发展、响应国家能源政策的需要国务院“十二五”控制温室气体排放工作方案的主要目标要求：到2015年单位GDP能耗比2010年要降低16%，单位GDP二氧化碳排放下降17。国家节能中长期规划中把热电联产列为鼓励发展的十大重点节能工程之一，热电联产是热能和电能联合生产的一种高效能源生产方式，与热电分产相比，可显著提高燃料利用率，是公认的节约能源、改善环境的重要措施，也是实现循环经济、提高资源利用效率，保护和改善环境的重要技术手段。根据省政府浙江省大气污染防治行动计划（6、浙政发201359号）文件要求，省发改委（能源局）组织编制了浙江省大气污染防治调整能源结构专项行动实施方案（2013-2017）及其子方案，明确提出了区域煤炭总量控制、高污染燃料禁燃区建设、集中供热和煤改气淘汰小锅炉和清洁能源发展等各项任务的节点目标和工作重点。到2015年底，台州市工业园区（产业集聚区）基本实现集中供热，集中供热量占供热总规模达到90%以上；到2017年底，台州市工业园区（产业集聚区）全面实现集中供热，集中供热量占供热总规模达到95%以上。热负荷在100t/h以上的各类园区全部采用大电厂就近供热、燃煤背压机组或燃气机组集中供热，热负荷在100t/h以下的园区和其他热用户全部采7、用天然气等清洁能源供热。为进一步促进节能减排，改善环境空气质量，建设清洁能源示范省，浙江省经信委引发了浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划（浙经信电力2015371号），该行动计划所指地方热电行业的范围是市级和县级调度的燃煤热电厂，包括各种比例掺烧污泥的燃煤热电厂。 综合改造升级的工作目标：1、清洁化目标：到2017年底，所有地方热电厂实现烟气达到火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中的燃气轮机组排放限值要求（以下简称烟气超低排放），即在基准氧含量6%条件下，烟尘排放浓度不大于5mg/m3、二氧化硫排放浓度不大于35mg/m3、氮氧化物排放浓度不大于50mg/m3。28、高效化目标：到2017年底，地方热电厂淘汰全部中温中压及以下参数机组，高温高压及以上背压机组比重超过50%。3、信息化目标：到2017年底，地方热电厂全面采用DCS控制系统，实现生产运行及烟气污染物排放情况全流程集中监控和远程实时在线监测。因此热电联产项目是积极响应国家能源政策的。1.3.2热负荷发展的需要随着浙江省大气污染防治行动计划（浙政发201359号）和浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划（浙经信电力2015371号）的实施，公司现有周边区域的小锅炉至2017年年底将会淘汰、拆除，预计热电厂的平均热负荷增加约25t/h左右，已经超出了热电厂现有机组规模的供热能力。（详见第三9、章节热负荷分析）1.3.3环境保护的需要本技改项目选用燃烧效率高、并能低温燃烧以控制NOx生成量的循环流化床锅炉，拟采用选择性催化还原法（SCR）脱硝+选择性非催化还原（SNCR）组合法）的脱硝方式，脱硝后锅炉NOx排放浓度小于50mg/Nm3，同时本次技改工程配套布袋除尘器除尘和湿法静电除尘器，除尘后的烟气含尘浓度将小于5mg/Nm3；采用炉后烟气石灰石-石膏法脱硫方式或者氨法脱硫，脱硫后SO2浓度将小于35mg/Nm3。1.3.4节约能源、提升用能水平的需要现有机组是中温中压机组，为了进一步提供效率，降低能耗，本技改工程拟建高温高压机组，可以降低生产成本，提升能用水平，改善公司的经济效益和10、社会效益。基于上述情况，xx热电有限公司积极响应国家的能源政策，贯彻浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划（浙经信电力2015371号）的节能、降耗、减污的产业政策，拟进行高温高压节能技改工程以满足日趋发展的热负荷需求。1.4技改目标本次技改拟建设2台100t/h高温高压循环流化床锅炉，配1台20MW背压式汽轮机组，建成后除保留原有4#汽轮机，逐步拆除原有其他的机组。预留1台锅炉和1台汽机。烟气处置设施采用选择性催化还原法（SCR）脱硝+选择性非催化还原（SNCR）组合法+布袋除尘+高效湿法烟气脱硫（含烟囱）+湿式电除尘，以达到“超低排放”的要求，同时安装满足烟气超低排放精度要求的污染11、物检测设备，实现实时在线监测。原4#汽轮机作为春节期间和其他供热负荷较小的时间段的供热发电机组。1.5建设方案设想本次技改的建设场地位于原二期场地，为了满足xx热电有限公司供热不停的原则，技改采用分步建设的方式。1、拆除5#、6#锅炉及炉后设施和5#汽轮机及附属设施；2、建设2台100t/h高温高压循环流化床锅炉及炉后设施和1台20MW背压式汽轮机组，分别位于原5#、6#锅炉和5#汽轮机的位置。3、本次技改的建设期为2年。2.电力系统2.1电力接入系统方案台州市xx热电有限公司现有1B33C6+1B6发电机组，总装机容量为27MW。经本次技术改造后，在平均热负荷下的运行情况是：1B20背压机组12、+1C6抽凝机组（备用），配120MW+16MW（备用）发电机组，发电容量为20MW，扣除厂用电后，可供电量约为15.9MW。原有4台6MW+1台3MW发电机组，通过2台20MVA主变升压后接至35kV升压站，站内35kV母线采用单母线分段接线，以二回35kV联络线接入系统变电所，与系统并网。因此综合以上技术改造情况，原35kV线路满足机炉最终技术改造后需要输送电量的要求，接入系统线路无须改造。2.2电气主接线本次技改拟新增发电机出线电压为10.5kV，发电机采用单母线分段接线，设置10kV段母线，同时与原#4机所接10kV段进行联络。2台发电机分别经原有2台主变压器升压至35kV，35kV母13、线采用单母线分段接线，以二回35kV线路接入系统变电所35kV母线，与系统并网。高低压厂用负荷直接接于10kV发电机母线。3.热负荷分析3.1现状热负荷xx热电有限公司目前在用蒸汽热用户为35户，平均供热量约110t/h。各热用户蒸汽具体蒸汽用量现状如下表3-1：表3-1 现有热负荷统计表序号名称最大负荷（t/h)平均负荷（t/h)最小负荷（t/h)用热压力（Mpa）蒸汽温度（）1海正药业7.6 6.4 2.9 0.7 饱和2海正化工0.4 0.4 0.2 0.7 饱和3九洲药业4.2 3.5 1.6 0.7 饱和4宏增纸塑0.1 0.1 0.0 0.7 饱和5星月印染3.7 3.1 1.4 14、0.7 饱和6染化集团0.6 0.5 0.2 0.7 饱和7东港精细2.8 2.4 1.1 0.7 饱和8东兴化工1.4 1.2 0.5 0.7 饱和9零零捌1.0 0.8 0.4 0.7 饱和10中贝九洲1.6 1.4 0.6 0.7 饱和11前进化工8.7 7.4 3.4 0.7 饱和12东风化工3.3 2.8 1.3 0.7 饱和13恒宏印染2.0 1.7 0.8 0.7 饱和14九玖洗涤0.5 0.4 0.2 0.7 饱和15四维化工1.0 0.9 0.4 0.7 饱和16一洲化工5.7 4.8 2.2 0.7 饱和17德正化工0.5 0.4 0.2 0.7 饱和18海翔化工3.9 315、.3 1.5 0.7 饱和19永丰纸业20.3 17.2 7.9 0.7 饱和20宁江化工0.1 0.1 0.0 0.7 饱和21海正岩头1/2/329.1 24.7 11.4 0.7 饱和22新东港医药6.0 5.1 2.3 0.7 饱和23浩宇电镀0.7 0.6 0.3 0.7 饱和24亚辰化纤（1）6.5 5.5 2.5 0.7 饱和25星明化工0.5 0.4 0.2 0.7 饱和26新农化工1.0 0.8 0.4 0.7 饱和27丽晶化工0.7 0.6 0.3 0.7 饱和28绿仁洗涤中心1.0 0.8 0.4 0.7 饱和29xx电镀0.1 0.1 0.0 0.7 饱和30鼎洁洗涤016、.4 0.3 0.1 0.7 饱和31贺麟热水0.1 0.1 0.0 0.7 饱和32协力热水站0.1 0.1 0.0 0.7 饱和33光华印染6.2 5.3 2.4 0.7 饱和34东港前进7.6 6.5 3.0 0.7 饱和35亚辰化纤（2）0.1 0.1 0.0 0.7 饱和合计129.4 109.6 50.4 数据取自热电厂2015年8月17日-9月16日实际数据，平均统计如下图表：图3-1 平均日供热负荷曲线图根据xx热电有限公司提供实测数据，公司出口蒸汽量最大约为130t/h（早上9点左右），平均110t/h，最小50t/h（早上5点左右），另外根据热电厂的运行实际情况，上半年的热17、负荷要比下半年的热负荷高10%左右，春节期间的供热负荷约为2530t/h，持续时间约为1个月。3.2近期热负荷随着 “节能减排”、“浙江省大气污染防治行动计划”、“浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划”等工作的不断推进，结合xx热电有限公司周边小锅炉的调研统计情况，拆除周边区域的分散供热小锅炉后，平均热负荷新增约25t/h。热电厂的近期热负荷汇总如下表3-2：表3-2 近期热负荷汇总表名称最大热负荷（t/h）平均热负荷（t/h）最小热负荷（t/h）近期热负荷165135753.3近期热电厂设计热负荷3.3.1近期热电厂设计热负荷计算考虑热用户同时利用率、热网管道损失以及热电厂供应蒸汽18、和用户用热要求之间的热焓差值，近期热负荷折算到热电厂出口负荷如下表3-3：表3-3 近期热电厂出口设计热负荷名称最大热负荷（t/h）平均热负荷（t/h）最小热负荷（t/h）蒸汽参数低压蒸汽160120650.98MPa，2703.3.2供热介质及参数近期拟定供热蒸汽参数压力等级为0.98MPa、270的过热蒸汽。3.3供热方案本次技改工程参考浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划的推荐技术路线，同时结合近期热负荷情况，拟建2台100t/h高温高压循环流化床锅炉，配1台20MW背压式汽轮发电机组。保留原有#4中温中压抽凝机组，其余机组逐步淘汰、停用。预留1炉1机。4.燃料及脱硫脱硝剂供应19、4.1煤质资料表4-1 燃煤的煤质元素成分如下： 名称符号数量单位碳Car63.8%氢Har4.04%硫Sar0.54%氮Nar1.29%氧Oar8.44%水份Mar9.7%灰份Aar13.44%挥发份Vdaf21.95%低位发热量Qnet24.336MJ/kg4.2脱硫剂的供应根据火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中燃气轮机排放限值的要求，锅炉烟气拟采用炉后石灰石-石膏法湿法脱硫方式或氨法脱硫方式，脱硫后SO2排放浓度小于35 mg/Nm3。脱硫剂石灰石粉或者氨水考虑外购。4.3脱硝剂的供应循环流化床锅炉为低温燃烧，烟气NOX生成量较低，一般为150mg/Nm3左右，根据火20、电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中燃气轮机排放限值的要求，拟建工程采用SNCR和SCR结合技术，脱硝后NOx排放浓度小于50 mg/Nm3。使用20%浓度氨水作为脱硝还原剂。氨水槽车将外购氨水送至厂区内氨水储罐。4.4点火系统锅炉点火采用0#轻柴油，利用已有油罐和点火油系统，已设有1座油罐。锅炉点火耗油量约为1.0t/h，油压为2.5MPa，冷启动点火时间为45h，热启动时间23小时，每台锅炉每次点火的油耗量为45t/h。5.厂址条件5.1厂址概述本次技改工程为技改工程，位于xx热电有限公司内的原二期工程场地，全厂占地面积为6.58公顷，约98.7亩。本次技改工程不新增用地。21、本次技改工程总平面布置见附图ZK-01。5.2交通运输xx热电有限公司位于xx城区东侧约3.0km处，介于外沙和岩头两个化工区之间的岩石村王家岙里。该区域交通运输十分便捷，公路有外沙路及西北方向和城区道路相连接，海运港口有海门港（距厂区约8公里），可停泊万吨轮，通航上海、宁波等地，并有集装箱和散装货轮直达香港。空中航线有黄岩民航机场，相距市区约5公里。5.3气象资料xx热电有限公司所在区域属中亚热带季风气候区，气候温和湿润，四季分明，据xx洪家国家基准气象站（位于xx东南约7公里的洪家）多年资料统计，主要特征为：多年平均气温 17.0极端最高气温 38.1（）极端最低气温 -7.1（）多年平均22、降水量 1537.0mm多年平均蒸发量 1334.0mm多年平均相对湿度 82%多年平均风速 2.6m/s全年主导风向 NW（20.37%）冬季盛行风向 NW（32.42%）夏季盛行风向 S（22.1%）静风频率 17%5.4水文资料xx是由灵江和永宁江汇合而成。两江汇合的三江口至河口海门的牛头颈，全长约12公里。xx段河道顺直，河面宽约9001500米，在牛头颈处最窄，经牛头颈注入台州湾，台州湾向东海面开敞，水域宽阔。xx口的潮汐属不规则半日潮。海门处落潮历时比涨潮长约2小时。据海门潮位站实测，多年平均潮差为4.02m，河口段涨落潮最大流速达2m/s以上。xx老鼠屿以上的河口段的流场多呈往复23、流，涨落潮流向相反，流路与河道主槽线基本一致。xx江水含沙量大，平均约5kg/m3，使xx河床淤泥较深，泥质的滩涂面积宽阔，然而，强劲的潮流不但能搬运泥沙，而且对河床泥沙的起动、悬浮、输送又有重要影响，使得河床地形变化甚为复杂。据海门水文站近年实测资料（以吴淞基面起算） 历年最高潮位 7.90m（） 历年最低潮位 -0.89m（） 历年平均潮位 2.31m 历年平均潮差 4.02m 历年平均涨潮历时 5.15h 历年平均落潮历时 7.11h 涨潮平均流量 8739m3/s（1972年实测） 落潮平均流量 5420m3/s（1972年实测） 涨潮平均流速 1.03m/s 落潮平均流速 0.81m24、/s 5.5工程地质和地震烈度根据浙江省工程勘察院提供的浙江省台州市xx热电厂工程地质勘察报告（初勘）：拟建场地地势平坦，属温黄海积平原，位于山前地带，其山体位于场地南侧，根据地层的成因时代，埋藏分布规律，岩性特征及其物理力学性质划分为8个工程地质（亚）层。现按各工程地质层的伤下次序分述如下：I 粘土灰黄，褐黄，上部可塑，下部浅变软塑，饱和；具中等压缩性，厚层状构造，含铁、锰质氧化斑点或结核。该层顶部0.200.30m为根植土。该层分布全区，层厚0.501.50m，土的物理力学性质稍好。I粉质粘土褐黄色，可塑，饱和，中等压缩性，厚层状构造，含Fe、Mn质氧化斑点或结核。该层仅R6、R7两个孔有25、分布，其顶板标高为2.743.00m，层厚1.695.50m，土的物理力学性质稍好。II 1 淤泥质粉质粘土浅灰灰色，流塑，饱和，具高压缩性，厚层状构造，含粉粒，夹少量贝壳碎片。该层场地均有分布，其顶板标高为1.441.95m，层厚1.695.50m，土的物理力学性质较差。II 2 淤泥质粘土灰色，流塑，饱和，具高压缩性，厚层状构造，夹粉砂薄层及贝壳碎片，土质较均一。该层层位不稳定，在靠近山体的R1、R2、R5、R8号孔一带缺失，其顶板标高为-3.60-1.07m，层厚07.20m，土的物理力学性质较差。II 3 淤泥灰色，流塑，饱和，具高压缩性，鳞片状构造，片径一般37mm，土质均一。该层场26、地仅在R7、R10号孔分布，其顶板标高为-17.60m，层厚为07.84m，土的物理力学性质较差。以上几层土地基承载力都较差不适合做浅基础。VI1 细砂灰色，饱和，稍密，夹粘性土和贝壳碎屑，分选性较好，不均一。该层场地仅在R7、R8、R9号孔一带分布，层位不稳定，其顶标高为-10.60-1.55m，层厚02.61m，土的物理力学性质较好。VI2 卵石灰白，黄褐色，密实，饱和，卵石径一般15cm，最大达20cm以上，占80-90%，分选性差，卵石呈亚圆形，中等风化，余为砾砂及少量粘性土。该层场地均有分布，但顶板标高及层厚变化大，其顶板标高为-25.44-1.35m，只有R2、R9号钻孔揭穿该层，27、揭露层厚1.008.45，物理力学性质好，强度高，可做为基础持力层。V 中等风化溶结凝灰岩深灰色，凝灰质结构，块状构造，中等风化，裂隙较发育，岩体较破碎，常为10-30cm碎块状，裂隙面均有Fe、Mn质沉淀物。该层强质高，是良好的基础持力层。以上几层均可作为钻孔灌注桩的桩端持力层。地震烈度小于6度。5.6灰渣及脱硫副产品本次技改拟建循环流化床锅炉产生的干灰渣在市场上很受欢迎，可与附近水泥厂、砖瓦厂、道路施工单位合作，综合利用率100%。本次技改工程若采用石灰石石膏脱硫方式，脱硫产物为石膏。6.工程设想6.1机组选择拟建机组选型原则根据浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划（浙经信电力228、015371号）的内容，积极响应国家节约能源、提升用能水平、保护环境、“加快老旧低效机组淘汰关停”等能源工作要求进行机炉选择。根据热负荷分析，近期热电厂设计热负荷总计为：名称最大热负荷（t/h）平均热负荷（t/h）最小热负荷（t/h）蒸汽参数低压蒸汽160120650.98MPa，270新建机组选型方案根据热负荷量和参数要求，本次技改拟建1台20MW高温高压汽轮发电机组，平均热负荷是外供蒸汽为120t/h（0.98MPa，270），能够满足热负荷供应需求。通过机组负荷调整及必要时停机，可以兼顾最大负荷和最小负荷的波动要求。最小负荷时，一台汽机机组工作即可满足供热要求，不会对汽轮发电机组产生影响29、。最大负荷时，汽轮机无法满足负荷要求，20MW超负荷运行。特殊时期（春节期间）最小负荷时，采用减温减压器将高温高压蒸汽减至中温中压蒸汽，送入原4#汽轮机。锅炉选型根据浙江省地方燃煤热电联产行业综合改造升级行动计划（浙经信电力2015371号）的推荐技术路线：“新建、改建燃煤热电项目应采用高效率、低排放设备。新建锅炉必须采取低氮燃烧技术，鼓励优先选用氮氧化物初始排放低于120mg/Nm3、炉内脱硫效率大于90%的循环流化床锅炉。鼓励采用反动式背压汽轮机组”，结合1台20MW高温高压背压式汽轮发电机组的热负荷要求，本次技改工程选择2台100t/h高温高压循环流化床锅炉，为满足热用户不间断供热及远期30、热负荷的发展要求，预留1炉1机作为备用。主要设备技术规格1、锅炉 2台型式 循环流化床额定蒸发量 100t/h额定出口蒸汽压力 9.81MPa额定出口蒸汽温度 540锅炉给水温度 215锅炉效率 90%布置型式 半露天2、背压式汽轮机 1台额定功率 20MW额定进汽量 157.3 t/h进汽压力 9.3MPa（a）进汽温度 5350.98MPa外供汽量 120t/h排汽压力 0.98MPa（a）排汽温度 270额定转速 3000r/min3、20MW发电机 1台型号 QF-W20-2额定功率 20MW功率因数 0.8（滞后）额定转速 3000r/min6.1.5运行工况表工况热负荷量t/h汽机31、运行情况锅炉运行情况备注最大负荷工况160（B20+C6）x107%2x100t/hx105%最经济运行工况130（B20）x105%2x100t/hx85%平均热负荷工况130（B20）x105%2x100t/hx85%最小热负荷工况65B20x65%1x100t/hx80%春节期间工况30C6x100%1x100t/hx75%C6最大进汽量为76t/h备注：表格内的%代表机组实际运行负荷/额定运行负荷。6.1.6主要技术指标经计算，拟建项目的主要经济技术指标如下： 序号项目名称单位数值平均热负荷工况1平均供热负荷t/h120 2汽轮发电机发电功率MW20 3综合厂用电率%20.54电厂供电32、功率MW15.95平均工况年利用小时h6000 6电厂年发电量106kWh120 7电厂年供电量106kWh95.4 8电厂年供热负荷104t72 9年标煤耗量t104071 10供热标煤耗率kg/GJ40.03 11供电标煤耗率g/kWh223 12总热效率%78.913热电比%600 6.2热力网xx热电有限公司主要负责向xx外沙工业园区及周边的乡镇企业供热，行业分布主要为化工、制药、染料和电镀等，主要有海正药业公司、东港公司、九洲制药厂、染料集团、海翔药业、永丰纸业等。用汽较稳定。2014年热电厂对外供热量最大供汽约为160t/h/时（标准出口压力 0.98MPa，出口温度 270），平33、均供汽约为110t/h。本次技改工程机组建成后，与原有热网连接，并建造新的热网至新用户。6.3总图本次技改工程为技改工程，位于xx热电有限公司内，全厂占地面积为6.58公顷，约98.7亩，本次技改工程不新增用地。原热电厂分为一期工程和二期工程，一期位于厂区西侧，二期位于厂区的东侧。两个各有主厂房区、电气区、化学水处理区、水处理区、贮运区等5个功能区，并共用厂前区。其中一期热电厂的厂区布置如下：主厂房区包括汽机房、除氧煤仓间、锅炉房、除尘器、引风机等单体，由北向南依次布置在厂区西侧地块的中部，固定端在东侧，扩建端在西侧。电气区布置在主厂房区的北侧。化学水处理区布置在主厂房区的南侧。水处理区布置在34、化学水处理区的西侧和南侧。贮运区包括干煤棚、输煤栈桥、转运楼等单体，布置在主厂房的南侧地块。二期工程的布置如下，主厂房由西向东布置在厂区东侧地块，固定端在北侧，扩建端在南侧。电气区布置在主厂房区的北侧。化学水处理区布置在出厂房的南侧。水处理区布置在主厂房的东南侧。贮运区布置在主厂房的东侧。厂前区布置在地块的西北侧靠近厂区北侧出入口处。本次技改需拆除原二期主厂房炉后的沉灰池。新建的单体有主厂房除氧跨、除尘器、引风机、吸收塔、渣库、灰库、氨水罐区、脱硫综合楼及设施、化水车间一扩建，化水车间二扩建。主厂房除氧跨沿原二期热电厂的主厂房南侧扩建端建造。除尘器、引风机、吸收塔等由西向东依次布置在原二期主厂35、房炉后位置。渣库布置在炉后设施区，灰库布置在破碎楼北面的空地，氨水罐区布置在两台吸收塔中间。脱硫综合楼及设施布置在原破碎楼北侧的空地上，化水车间一和化水车间二需要向东扩建部分厂房。具体布置见“总平面布置图”。6.4燃料输送部分6.4.1概述本次技改工程拟新建2台100t/h高温高压循环流化床锅炉，配1台20MW背压式汽轮机组，燃料输送系统利旧，局部改造。由于新建锅炉煤斗容量的需求，将原有运煤层（23.0m）的高度提升至27.0m层。6.4.2耗煤量根据锅炉专业提供的最终规模耗煤量资料，锅炉耗煤量如下表：机组容量小时耗煤量(t/h)日耗煤量(t/d)年耗煤量(t/a)备注2100/h锅炉2x1236、.99623.52155880注：锅炉日运行小时数24h，年利用小时数为6000h。6.4.3场外运煤燃煤延用原有进厂方式。燃煤经过电子汽车衡计量后卸入干煤棚，由行车或装载车堆存。6.4.4干煤棚 厂区内已有2座干煤棚，一期干煤棚宽度21m，长度56m，二期干煤棚宽度30m，长度66m。每座干煤棚内现有1台桥式抓斗起重机，堆煤高度按照6m计，可以贮存约12000t燃煤。6.4.5厂区运煤原燃料输送系统采用单路皮带布置，皮带机的参数：B=650mm，V=1.25m/s，Q=140t/h，可满足技改后锅炉耗煤量的需求。考虑设备的折旧、热负荷的发展以及单路皮带安全性等因素，建议采用B=800mm的皮37、带输送机，减少输送时间，加强维护。本次技改未将此部分技改计入费用。6.4.6筛破设备由于循环流化床锅炉对燃煤粒度要求比链条炉高，粒度要求在813mm，其中主要为10mm，因此本次技改拟在原燃料输送系统中新建一座破碎楼，破碎楼位于原破碎楼的东面，破碎楼内设置1台破碎机，破碎机拟采用齿棍式破碎机，不设置振动筛，破碎机的处理能为140t/h。同时在二期干煤棚内设置1座新的受料斗和1条通往新破碎楼的皮带栈桥。在燃煤进破碎机前设置两道除铁器，防止铁块进入破碎机后对破碎机造成破坏。6.5除灰渣系统本次技改工程拟新建除灰渣系统，采用气力输灰、机械出渣的方式。6.5.1排灰渣量本次技改工程锅炉排放的灰渣量下表38、所示：机组容量物料小时排量(t/h)日排量(t/d)年排量(t/a)备注2100t/h锅炉灰量21.2760.9615240渣量20.733.68400注：锅炉日运行小时数24h，年利用小时数为6000h。6.5.2除灰渣原则本次技改工程按照“灰渣分除，气力除灰，机械除渣”的设计原则，为灰渣综合利用创造条件6.5.3除灰系统。飞灰采用气力输送方式，将除尘器下的飞灰收集后通过管道输送至灰库内储存，再通过干灰罐装车外运综合利用。厂区新建飞灰库1座，直径为8m，钢结构灰库，灰库有效容积约500m3，可贮灰350t。6.5.4除渣系统锅炉采用集中机械出渣的方式，炉渣通过机械输送设备收集后，转送至渣库内39、储存，再由自卸车输送外运综合利用。厂区新建渣库1座，直径7m，钢结构渣库，有效容积约300m3，可贮渣270t。6.6电气部分6.6.1电气主接线厂区内原有机组规模为6炉5机， 4台6MW和1台3MW汽轮发电机组。发电机出线电压为10.5kV，采用单母线分段接线方式，分设10KV、母线段，三段母线设有联络开关，正常时、段之间并列，、段之间断路器断开。#1(6MW)、#5(6MW)发电机接于10kV段母线，#2(3MW)发电机接于10kV段母线，#3(6MW)、#4(6MW)发电机接于10kV段母线，10kV厂用电动机及低压厂变分别直接接于10kV发电机母线上。10kV、段母线分别经2台20MV40、A主变升压至35kV，35kV母线也采用单母线分段, 2台主变压器及两回35kV联络线分接在35kV两段母线上，两回35kV联络线接入系统变电所的35kV母线上, 与系统并网。厂用备用电源引自地区10kV网络，分接在10kV、段母线。本次技改拟对二期原有3台65t/h炉和2台6MW抽凝机进行改造，建设2台120t/hCFB炉及1台B20背压机组，配1台20MW发电机组，并预留1台100t/hCFB炉。技改完成后，全厂仅保留原有#4中温中压抽凝机。本次技改新增发电机出线电压为10.5kV，发电机采用单母线分段接线，设置10kV段母线，同时与原#4机所接10kV段进行联络。2台发电机分别经原有2台41、20MVA主变压器升压至35kV，35kV母线采用单母线分段接线，以二回35kV线路接入系统变电所35kV母线，与系统并网。高低压厂用负荷直接接于10kV发电机母线。原35kV联络线路能够满足机炉改造后的要求，无需改造。厂用起动电源,可以从35kV系统经主变倒送电供机组起动电源。6.6.2电气设备布置1、新增高低压配电装置均布置于扩建汽机房除氧间的底层高低压配电装置室内。2、发电机出线设备布置在发电机出线端底层的发电机出线小室内。3、采用电气主控楼集中控制的控制方式，技改后2台发电机电气主控室仍在原二期主控楼内。4、辅助车间的用电设备，根据各自的用电情况分别布置在各个相关的车间内。6.6.3厂42、用电系统本次技改工程厂用电电压采用10kV及380/220V两级电压供电，高压厂用电电压采用10kV，低压厂用电电压采用380V。200kW及以上电动机采用10kV电压，200kW以下电动机采用380V电压。高低压厂用负荷直接接于发电机10kV段母线。当全厂停电时，为保证电厂持续供热，安全停机，提供照明检修电源，由地区10kV市网引接二回10kV备用电源。主厂房及辅助厂房供电采用PC-MCC方式。低压厂用工作电源亦按炉分段，低压厂用工作变压器电源分别接在对应的10kV高压母线上，每台炉设低压工作厂变一台。另设一台低压厂用备用变压器，接于高压厂用备用母线段，当工作变压器故障或失电时，备用厂变可自43、动投入来保证厂用负荷继续运行。低压厂用备用电源均采用备自投装置（BZT）。当任一低压厂用工作母线失电时均可通过BZT装置，自动投入备用电源。低压厂用负荷的供电根据负荷的重要性及安装地点，分别从PC屏或各车间MCC屏供电。6.6.4主要设备选择10kV高压开关柜采用金属铠装中置式真空断路器开关柜。厂用变压器采用环氧树脂干式变压器。低压厂用配电屏采用抽屉式开关柜。6.7供排水系统6.7.1热电厂水源目前热电厂水源取自市政自来水及当地河水，其中生活用水、除盐水、化学用水等全部用自来水，循环水、冲灰水、水泵冷却等采用河水。6.7.2供水系统xx热电有限公司现有供水系统的供水方式为闭式循环供水系统，循环44、水经循环水泵压送到汽轮发电机组，再经自然通风冷却塔冷却后重复使用。采用750m2自然通风冷却塔1座；循环水泵房一座，其内设置循环水泵3台，其中1台采用变频装置，其性能Q=1260m3/h,H=0.16MPa；原系统供水管线为2条D72010的焊接钢管。 目前的装机为：一期2台50t/h中温中压锅炉+1台3MW背压+1台6MW抽凝，二期3台65t/h中温中压锅炉配2台6MW抽凝+1台6MW背压。本次技改工程拟将二期中温中压机组改造为2台100t/h高温高压锅炉，配1台20MW高温高压背压式汽轮机组。由于是将抽凝机组改造为背压机组，因此本次技改工程改造后，热电厂全厂所需冷却水量将大大减少，改造后的45、总循环用水量约为4200 m3/h，故原有冷却供水能力可以满足本期用水要求。6.7.3原水供水系统市政补水采用DN150和DN200两根给水管，补水量大约240 m3/h，本次技改工程所需的工业用水为175 m3/h，原工业用水系统满足技改后的要求。6.7.4室内外给排水生活给水系统：热电厂的生活饮用水源为市政自来水，本期工程的生活水管线可与现有的生活水管线相接。消防给水系统：本期工程设计中，厂区室外消防用水量为35L/S，室内消火栓用水量为15L/S。火灾延续时间为2h，采用临时高压制。热电厂现有消防水泵2台，1用1备，其性能Q=200m3/h,H=0.8MPa，满足本次技改工程的消防用水要46、求。消防水源取自21000 m3清水池。主厂房及输煤系统转运站设室内消火栓，消火栓设有直接启动消防水泵的按钮，消火栓间距不大于30m。初期10min消防用水由原主厂房屋面消防水箱提供，消防贮存水量为9m3。新建的建筑物内按规范配置移动式药剂灭火器材。排水：厂区排水系统采用分流制。生活污水经化粪池处理后和工业废水一道接入厂区原有污水排水系统；主厂房屋面雨水和扩建区域的地面雨水经组织后排入厂区现有雨水排水系统。6.8化学水部分新建机组参数为高温高压参数，锅炉的给水、炉水、蒸汽及凝结水应符合火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GB12145-2008）。化水的水源为当地市政自来水。化水工艺暂按一级除47、盐加混床系统，可以满足锅炉补给水水质需求。根据本次工程最大供热量160t/h，化水站制水能力需达到190t/h。原一期化水站处理能力78t/h，二期化水站处理能力122t/h。方案一：分别在原一期化水站和二期化水站各增设混床设备，分别处理好后统一接至二期除盐水箱。需一次新增4台混床及混床配套再生设备（两边各设2台），2台中间水泵，2台除盐水泵。方案二：将一期化水的阴床出水送至二期化水站，统一混床处理，然后接至二期除盐水箱。需一次新增2台混床，2台中间水泵，2台除盐水泵。方案一相比方案二，一次性投资稍大，但制水系统分明；系统对接容易，原有系统一期阴床出水与二期阴床出水同时接入混床比较难匹配，制水48、不稳定；阴阳床与混床再生方便，不需从二期除盐水单独接回，运行操作相对简单。本次推荐采用方案一作为xx热电有限公司高温高压技改工程化水改造方案。新增化水设备出力总共为210t/h。设置磷酸盐加药装置一套、加氨装置和加碳酰肼装置各一套，布置在主厂房运转层。汽水取样为集中取样，手动分析，布置在主厂房运转层。6.9烟气除尘根据火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中燃气轮机排放限值的要求，本次技改工程烟气采用布袋除尘器除尘，除尘后的烟气又经过湿法静电除尘器二次除尘，除尘总效率大于99.98%，除尘后烟尘排放浓度小于5 mg/Nm3。6.10烟气脱硝循环流化床锅炉为低温燃烧，烟气NOx生成49、量较低，一般为150mg/Nm3左右，根据火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中燃气轮机排放限值的要求，本次技改工程拟采用选择性催化还原法（SCR）脱硝+选择性非催化还原（SNCR）组合法，脱硝后NOx排放浓度小于50 mg/Nm3。6.11脱硫系统目前，世界上燃煤电厂烟气脱硫工艺方法很多，按脱硫的方式和产物的处理形式一般可分为湿法、半干法和干法三大类，目前小热电方面能达到净零排放要求的工艺主要是半干法和大湿法。三大类脱硫方法的主要优缺点如下表所示。表6-1 常见烟气脱硫技术比较表脱硫技术湿法半干法干法石灰石-石膏法氨法循环悬浮式半干法炉内喷钙、增湿活化循环流化床等离子体脱硫效50、率95909890%6075609090脱硫剂CaCO3氨水Ca(OH)2或CaOCaCO3Ca(OH)2氨可靠性高一般一般一般高高占地面积中大中中中中副产品石膏硫酸氨CaSO3CaSO3CaSO3硫酸硝酸氨运行费用一般高一般一般一般一般一次投资中大中小较小大技术成熟度成熟成熟较成熟较成熟较成熟尚未成熟石灰石-石膏湿法烟气脱硫石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是当今世界主导脱硫工艺，约占烟气脱硫装置总容量的95%以上，其特点是技术先进成熟，系统可靠性强，自动化程度高，脱硫效率高。脱硫剂为外购石灰石粉，石灰石由于其良好的化学活性及其低廉的价格因素而成为目前世界上湿法脱硫广泛采用的脱硫剂制备原料。SO251、与石灰石反应后生成的亚硫酸钙，就地用空气强制氧化为石膏，石膏经二级脱水处理后作为副产品具有广泛的利用价值。 工艺部分包括烟气系统、吸收塔系统、吸收剂制备及加浆系统、氧化空气系统、排浆及一级脱水系统、石膏二级脱水系统、工艺水系统、压缩空气系统等。脱硫后的净烟气经两级除雾器除雾后，通过塔顶的玻璃钢烟囱排放。脱硫剂石灰石粉外购，采购的石灰石粉在粉仓中贮存，脱硫剂石灰石通过制浆装置配成含固量约为25%左右的石灰石浆液通过浆液泵不断地补充到吸收塔内。脱硫副产品石膏浆液通过石膏排出泵送入石膏水力旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机，进入真空皮带脱水机的石膏浆液经脱水处理后送入石膏储存间存放待运。52、石膏旋流站出来的溢流浆液一部分返回吸收塔循环使用。 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺：（1）吸收反应烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触，循环浆液吸收掉大部分SO2，反应如下：SO2H2OH2SO3H2SO3H+HSO3-（2）氧化反应一部分HSO3-在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3-在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：HSO3-1/2O2HSO4-HSO4-H+SO42-（3）中和反应反应物浆液被引入吸收塔内中和氢离子，使吸收液保持一定的pH值。中和后的浆液在吸收塔内再循环。中和反应如下：Ca2+CO32-2H+SO42-H2OCaSO42H2OCO22H+ CO32-53、H2OCO2（4）其他烟气中大部分杂质如Cl-，F-和尘都被循环浆液洗掉了。一部分含有石膏、尘和杂质的循环浆液被抽出输送到石膏脱水输送系统。适用于本次技改工程的石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的基本性能参数：设计脱硫效率98%，设计SO2排放浓度35 mg/Nm3钙硫比1.03 脱硫塔压降2000 Pa脱硫装置烟气出口温度：55氨法烟气脱硫系统氨法烟气脱硫技术属新型清洁技术之一，尽管技术起步较晚，但其具有脱硫效率高、无二次污染、可资源化回收二氧化硫能满足循环经济要求等明显优势，在国内已成功应用于单台烟气量相当于500 MW发电机组的脱硫装置，发展快速。1、氨法脱硫具有以下技术特点为：（1）变废为宝54、，实现“循环经济”以液氨或氨水为原料脱除烟气中的SO2、NOx，副产硫酸铵化肥，变废为宝，实现企业脱硫效益最大化。（2）节能减排氨法脱硫液气比，不但比普通的湿式钙法低很多，而且也比国外的氨法低，这极大的降低了循环泵的能耗和烟气系统的阻力，大大降低了项目的投资及运行费用。氨法脱硫不新增二氧化碳排放，符合“低碳经济”理念。（3）有效控制氨逃逸，确保氨回收率氨逃逸及气溶胶的控制，作为氨法烟气脱硫中最为关键的问题和技术难点。目前氨的利用率可达到97以上。2、脱硫工艺路线引风机来的烟气进入吸收塔，经洗涤降温、吸收SO2、除雾后的净烟气经脱硫塔顶部的玻璃钢烟囱排放。吸收了烟气中SO2形成的亚硫酸铵溶液，经55、氧化、浓缩、结晶，得到一定固含量的硫酸铵浆液。一定固含量的硫酸铵浆液，再经旋流器、离心机、干燥机后，得到水分1%的硫酸铵，再进入包装机包装即可得到商品硫酸铵。图6.9-1 氨法湿法脱硫工艺流程示意图 “DSC-M”型烟气干式超净工艺“DSC-M”型烟气干式超净工艺由吸收剂制备供应、脱硫吸收塔、物料循环、工艺水系统、布袋除尘器及控制系统等部分组成，其工艺流程见图6.9-2：图6.9-2“DSC-M”型烟气干式超净工艺流程示意图锅炉空预器出口的高温烟气通过预电除尘器预除尘后从底部进入吸收塔，在此处高温烟气与加入的吸收剂、吸附剂（可选）循环脱硫灰充分预混合，进行初步的脱硫反应，在这一区域主要完成吸收56、剂与HCl、HF的反应。若加入吸附剂，还可去除烟气中的重金属等。烟气通过吸收塔底部的文丘里管的加速，进入循环流化床体，物料在循环流化床里，气固两相由于气流的作用，产生激烈的湍动与混合，充分接触，在上升的过程中，不断形成絮状物向下返回，而絮状物在激烈湍动中又不断解体重新被气流提升，形成类似循环流化床锅炉所特有的内循环颗粒流，使得气固间的滑落速度高达单颗粒滑落速度的数十倍；吸收塔顶部结构进一步强化了絮状物的返回，进一步提高了塔内颗粒的床层密度，使得床内的Ca/S比高达50以上。在文丘里的出口扩管段设一套喷水装置，喷入雾化水以降低脱硫反应器内的烟温，使烟温降至高于烟气露点15左右，从而使得SO2与C57、a(OH)2的反应转化为可以瞬间完成的离子型反应。烟气在上升过程中，颗粒一部分随烟气被带出吸收塔，一部分因自重重新回流到循环流化床内，进一步增加了流化床的床层颗粒浓度和延长吸收剂的反应时间。净化后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排出，然后转向进入脱硫除尘器，再通过引风机排入烟囱。经除尘器捕集下来的固体颗粒，通过除尘器下的再循环系统，返回吸收塔继续参加反应，如此循环，多余的少量脱硫灰渣通过物料输送至脱硫灰仓内，再通过罐车或二级输送设备外排。在循环流化床脱硫塔中，Ca(OH)2与烟气中的SO2和几乎全部的SO3，HCl，HF等完成化学反应，主要化学反应方程式如下：Ca(OH)2+SO2=CaSO31/258、H2O+1/2H2OCa(OH)2+SO3=CaSO41/2H2O+1/2H2OCaSO31/2H2O+1/2O2=CaSO41/2H2OCa(OH)2+CO2=CaCO3+H2OCa(OH)2+2HF=CaF2+2H2O6.11.4脱硫方式对比表石灰石-石膏湿法烟气脱硫氨法湿法烟气脱硫“DSC-M”型烟气干式超净工艺普及度非常成熟比较成熟有部分实施业绩竣工验收业绩有有无运行成本高高较高排放是否达标是是是初期投资成本高高较高稳定性好好较好6.10.5烟气超低排放投资及运行费用比较本工程烟气排放采用“超低排放”标准，即火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中燃气轮机排放限值的要求（59、5-35-50）。本章节比选2组方案：方案一：布袋除尘器+石灰石-石膏湿法烟气脱硫（含烟囱）+湿法静电除尘器+SNCR和SCR结合脱硝系统的烟气处理工艺。方案二：“DSC-M”型烟气干式超净工艺，即预除尘器（一般为一电厂或二电厂的静电除尘器）+半干法脱硫+布袋除尘器+SNCR和COA结合脱硝系统的烟气处理工艺。6.10.5.1 投资成本石灰石-石膏湿法烟气脱硫“DSC-M”型烟气干式超净工艺数量单价（万元）总价（万元）数量单价（万元）总价（万元）投资布袋除尘器23006002300600脱硫系统210002000210002000脱硝系统23507001+1350+280630湿法静电除尘器260、300600/预除尘器/250100合计360033306.10.5.2 运行成本石灰石-石膏湿法烟气脱硫“DSC-M”型烟气干式超净工艺单位数量单价总价数量单价总价运行成本(元)石灰石t2x1.6200640/消石灰t/2x0.5550550氨水Kg2x1440.92602x1200.9216COA（亚氯酸钠）kg/10990电费kWh7000.53502100.5105水费t481481.711.7除盐水费t/0.452压缩空气Nm3/h3600.136/废水处理费t31030/小计元1064964.7年运行时间h8000年运费费用万元851.2771.76备注：入口SO2浓度按1200m61、g/Nm3，入口NOX浓度按200mg/Nm3计，脱硝效率按60%，COA脱硝系统的入口NOX浓度按80mg/Nm3，脱硝效率按37.5%。6.11.6脱硫装置选择根据市场的普及度、投资成本及运行成本等综合因素的比较，本次技改工程烟气处置系统拟采用布袋除尘器+石灰石-石膏湿法烟气脱硫（含烟囱）+湿法静电除尘器+SNCR和SCR结合脱硝系统的烟气处理工艺。根据火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中燃气轮机排放限值的要求，脱硫后SO2排放浓度小于35 mg/Nm3。6.12热工自动化部分6.12.1热工自动化控制水平1、自动化水平本拟建项目采用DCS作为主控系统，负责主要设备和系统62、的控制；PLC和专用控制设备作为辅控系统，在机炉集控室内由DCS对机组启停、正常运行或异常工况的各种运行参数进行采集、显示、制表、事故记忆、正常工况下的性能计算等，实现以LCD为中心的机组监视和控制。在少量运行人员的配合下，在集控室内完成机组启动、停止、正常运行和事故处理。2、控制室布置本项目设立集控室,使之形成集热工控制、电气控制、消防监控、生产管理于一体的控管中心，有利于电站的统一的运行和管理。按操作、维护和管理的需要，下设若干就地机柜室。设置集控室1个；电子设备间1个。集控室内集中布置有锅炉、汽机、公用和电气操作员站，打印机，值长站等主要设备，成套设备厂商配套供货的DEH操作员站等设备也63、布置在集控室内。6.12.2热工自动化功能热工主控控制采用DCS系统。设置工程师站（ES）和操作员站（OS）。控制系统的主要功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）等。6.12.3热工自动化设备选择1、控制系统设备本项目将建立一个基于现场总线、工业以太网的开放型分散控制系统。控制系统由操作员站、工程师站、冗余过程控制站、工业以太网等构成。2、常规仪表除设备配供的常规二次仪表，不再考虑设置常规二次仪表，因DCS的人机界面更丰富、更友好、可靠性更高、功能更强。6.13空压站6.13.1动力用气参数本次技改工程布袋除尘器、锅炉吹灰用气、气力除灰、石灰石粉输送、64、灰渣库布袋除尘器、仪表、点火油系统等需用压缩空气。6.13.2原压缩空气站工艺流程简介外界空气进入空压机被压缩到0.85MPa后，再进入冷冻式干燥机和两级过滤器进行处理，以工艺用气需要。6.13.3压缩空气站参数本期工程压缩空气利用原有空压机房，新增1台空压机和1台冷干机。6.14通风空调除尘6.14.1通风设计1、锅炉半露天布置，采用自然通风，排除锅炉的余热量。2、汽机房设避风天窗，将汽机房的余热和余湿量排至室外。3、除氧间采用高侧窗，进行自然通风。4、厂用电高、低压配电室采用事故通风的通风方式，换气次数每小时15次。其他新增建筑按规范要求设计通风系统。6.14.2空调设计机炉电控制室、电子65、设备间以及厂区办公楼等有较高要求的房间，设置空气调节装置，以满足室内工作人员的舒适工作环境要求。6.14.3除尘设计厂区燃料输送系统的转运点、卸料处及煤仓间有产生粉尘的地点设置除尘设施，除尘器采用体积小、除尘效率高的布袋除尘器，压缩空气来自厂区空压机房。除尘器本体内外将有有效防护处理（防腐等处理），除尘系统有合理、可靠的卸尘、回收装置。布袋除尘器将与输送机构或卸料机构联锁，自动启停。粉尘经除尘后有组织外排，除尘器出口含尘浓度不大于50mg/Nm3。6.15土建工程设计依据火力发电厂建筑设计规程DL5000-2000小型火力发电厂设计规范GB50049-2011火力发电厂与变电站设计防火规范GB66、50229-2006建筑设计防火规范GB 50016-2014屋面工程技术规范GB50345-2012工业建筑防腐蚀设计规范GB50046-2008国家及有关行业其他规范、设计条例、规定建筑部分1、工程概况本次技改工程主要设计内容为原有主厂房内锅炉改造、化水车间一（扩建）、化水车间二（扩建）等生产建、构筑物。（1）主厂房主厂房为原有建筑，锅炉部分改造，除氧间扩建，长15m，跨度为8m（与原除氧间一致）。（2）化水车间一（扩建）化水车间一（扩建）为一期化水车间扩建，长6m，深度12m，与原有厂房高度基本一致。（3）化水车间二（扩建）化水车间一（扩建）为一期化水车间扩建，长7m，深度14.2m，与67、原有厂房高度基本一致。2、设计原则全面贯彻适用，经济在可能条件下注意美观的建筑方针，达到设计高质量、高速度，并为施工创造有利条件。满足各项设计规范前提下，考虑建筑造型及建筑特色。综合考虑周围环境及地形条件。采用当地砖、水泥、砂、石等地方性建筑材料，以满足供应和方便运输。3、建筑工程做法（1）墙体：室内地坪以下M10水泥砂浆砌筑MU20混凝土实心砖；室内地坪以上M7.5混合砂浆砌筑MU10烧结页岩多孔砖；墙体设60厚20厚聚合物水泥防水砂浆的墙身防潮层（室内地坪以下0.06m处）。（2）地面：采用水泥砂浆地面或根据装饰要求做地砖地面，地基的夯实处理及检验标准遵守建筑地面工程施工质量验收规范(GB68、50209-2010）。（3）楼面：采用水泥砂浆楼面或根据装饰要求做地砖楼面。（4）门窗：采用PVC塑料门窗，防火门及钢大门。（5）屋面:防水等级为级，采用新型屋面防水材料，3坡度有组织排水。（6）散水：宽600，采用C20细石混凝土，每6000分缝。4、装修做法（1）外墙面：与原厂区建筑色彩协调一致。（2）内墙面：一般采用白色乳胶漆涂料。（3）楼地面：采用水泥砂浆地面或根据装饰要求做地砖地面，对有腐蚀的区域则根据生产具体情况采取防腐措施。（4）顶棚：采用白色乳胶漆顶棚。5、消防疏散扩建化水车间均为单层建筑，设有直接对外的疏散门。6、建筑防腐蚀建构筑物中有防腐要求的部位，均采取防腐蚀措施，达到69、防腐要求。结构基础主厂房、锅炉等新增建构物的基础以基岩层作为持力层的浅基础。7.环境保护7.1大气污染防治措施本次技改工程拟采用循环流化床锅炉燃烧技术，同时配选择性催化还原法（SCR）脱硝+选择性非催化还原（SNCR）组合法、布袋除尘器、湿法烟气脱硫装置（含烟囱）、湿法静电除尘器，属环保型、节能型热电厂。炉后石灰石-石膏法或氨法烟气脱硫方式，脱硫效率大于98.5%。同时预留炉内脱硫系统接口。脱硫后SO2排放浓度小于35 mg/Nm3。烟气采用布袋除尘器除尘和湿法静电除尘，总除尘效率大于99.96%，除尘后烟尘排放浓度小于5mg/Nm3。脱硝系统拟采用SNCR和SCR相结合技术，脱硝后NOx排放70、浓度小于50 mg/Nm3。本次技改工程利用脱硫塔上设置玻璃钢烟囱，高度暂定为75m。7.2水环境污染防治措施采用雨污分流系统，生活污水经化粪池处理后和工业废水一道接入厂区原有污水排水系统；主厂房屋面雨水和扩建区域的地面雨水经组织后排入厂区现有雨水排水系统。7.3噪声污染防治措施主厂房是电厂的主要噪声源，电厂环境噪声主要是主厂房各界面向外辐射的结果。辅助厂房产生的噪声，由于能量较小，在较短距离内衰减很快。随着距离的增加，噪声级呈递减趋势。拟采用的噪声防治措施如下：在主要设备订货时向制造厂家提出噪声控制要求，以及在设计安装时对噪声源较强的设备加装消音器和隔声罩，在锅炉排气口须安装高效消音器，并采71、用减振、防振等措施从声源上控制噪声水平。各生产车间的集中控制室、值班室均须采用密闭门窗结构。合理布置总平面，将高噪声源远离噪声敏感点，以及有针对性的适当绿化。7.4灰渣综合利用循环流化床锅炉灰渣可以作为建筑材料等多种用途，综合利用情况一直非常好，综合利用达100%。7.5生态保护及绿化绿化不仅美化了环境，改善工作条件，而且在一定程度上减少和控制厂区有害粉尘和噪声对环境的污染，厂区绿化起到防尘、降低噪声及降低辐射热等作用，有利于职工消除疲劳，从而达到了提高工作效率的目的。本热电厂项目尽量采用当地的绿化树种及花卉；厂区围墙边，种植高大阔叶树种形成屏障，以减少噪音影响，储煤及输煤设施附近主要种植具有72、抗硫、吸收SO2气体和吸尘滞尘习性的常绿乔木。7.6环境监测根据原电力工业部电计【1996】280号文件火电行业环境监测管理规定的通知和火电厂环境监测技术规范（DL/T414-2004），本次技改工程设置环境监测站，配置监测设备，对电厂生产进行环境监督，对生产过程中所排放的污染物在排放口的达标情况进行监测。7.7污染物总量控制本次技改工程拟采用高效率、成熟可靠的脱硝、除尘、脱硫措施，大气污染物的排放浓度均应满足国家和地方的环保要求。 8.投资估算及财务分析8.1投资估算编制原则及依据1、编制方法、费用构成及计算标准：项目及费用性质划分办法等执行国家发展和改革委员会2013年颁发火力发电工程建设73、预算编制与计算标准。项目利用原有场地，建设2台100吨/小时高温高压锅炉、1台20MW背压式汽轮发电机组，拆除原有无法利旧的生产设施，新建除氧间、改造原有化水车间。2、定额：定额执行中国电力企业联合会2013年颁发电力建设工程概算定额热力设备安装工程（2013年版）、电力建设工程概算定额电气设备安装工程（2013年版）、电力建设工程概算定额建筑工程（2013年版），不足部分参照中国电力企业联合会2013年颁发电力建设工程预算定额。3、设备价格为厂家询价，由于目前尚未有主设备订货合同。4、材料预算价格：安装材料预算价格执行中国电力企业联合会颁发电力建设工程装置性材料综合预算价格（2013版）（中74、电联定额2013470号）价格计取，建筑材料价格按台州市2015年第四季度信息价计取。5、定额人工费、定额材机调整执行中电联颁布的定额20141号文关于发布2013版电力建设工程概预算定额价格水平调整的通知，此部分只计取税金，计入各单位工程中。6、基本预备费按2.5%计列；7、工程建设其他费用：费用计取执行火力发电工程建设预算编制与计算标准。8、本次估算暂不考虑桩基工程、厂区土石方工程费用。8.2造价指标本次工程投资为2015年第四季度的价格水平，项目动态投资为13510万元，单位投资6755元/kW。项目资本金按总投资的30%考虑，其余70%资金按向商业银行贷款考虑。建设期利息按建设投资计划75、分年度计算后汇总得出，长期借款利率按目前银行五年期以上利率4.9%计。表8-1 总投资估算表 金额单位：万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占静态投资比例(%)单位投资(元/kW)一、主辅生产工程(一)热力系统54649501125662050.20%3310(二)燃料供应系统5479181511.14%75(三)除灰系统14197582692.04%134(四)化学水处理系统67167622962.25%148(五)供水系统00000.00%0(六)电气系统1576943812229.27%611(七)热工控制系统03272635904.47%295(八)附属生产76、工程4759131190.91%60(九)脱硫脱销装置系统2002072888316023.96%1580小计94386192865124276214三其他费用(一)拆除费87870.66%43(二)项目建设管理费62620.47%31(三)项目技术服务费2482481.82%120(四)整套启动试运费50500.38%25(六)基本预备费3223222.44%161小计000760760380五特殊项目00工程静态投资9438619286576013188100.00%6594静态投资的比例 %7.15%65.36%21.73%5.77%100.00%各项静态单位投资(元/kW)47143177、014333806594六工程动态费用(一)价差预备费00(二)建设期贷款利息323323小计000323323工程动态投资9438619286510831351067558.3 财务评价及经济效益分析8.3.1概述财务评价按照本期设计规模（2炉1机）投产后的设计工况对产生的效益进行分析，项目财务评价边界条件均按指标不含税价计取。本财务评价按国家发改委和建设部颁发20061325号建设项目经济评价方法与参数第三版、国家能源局发布的中华人民共和国电力行业标准 DL/T5435-2009火力发电厂工程经济评价导则等有关规定及现行财税制度，并结合本工程的实际情况进行财务评价。8.3.2基本数据1、计78、算期本项目建设期为1.5年，投产期0.5年，生产运营期为20年，计算期为22年。2、资金筹措比例本项目建设投资资金来源中资本金能满足国家规定的建设项目资本金管理的要求，资本金比例为总投资的30%。3、生产规模及主要燃料消耗量本项目投产后年发电量为120000兆瓦时，年供电量为95000兆瓦时。本项目投产后年供汽量为720000吨。本项目投产后年标煤耗量为101809吨。本项目投产后年灰量为11520吨。本项目投产后年渣量为6000吨。4、价格上网电价售电价（含税）按目前浙江省非统调脱硫燃煤机组上网电价493.8元/兆瓦时计，不含税电价为422.05元/兆瓦时；蒸汽含税价按180元/吨，不含税价79、为159.3元/吨；标煤含税价按728元/吨，不含税价为622.22元/吨。发电材料费按含税价12元/兆瓦时，不含税价10.26元/兆瓦时；供汽材料费按含税价7元/吨，不含税价6.19元/吨；点火油按含税价6333元/吨，不含税价5412.82元/吨；石灰石按含税价220元/吨，不含税价427.35元/吨；脱销用氨水按含税价1000元/吨，不含税价854.7元/吨。5、税费固定资产抵扣进项税执行财政部、国家税务总局联合下发的“关于全国实施增值税转型改革若干问题的通知”。增值税税率根据发电17%、供汽13%、水6%、物料17%计取，城市建设维护费为7%，教育费附加为5%。所得税税率为25%。6、80、其他本项目定员为50人，人均基本工资及福利费为10万元/人.年计取。固定资产保险费按固定资产原值（扣除建设期利息、固定资产可抵扣税金）的0.25%计取，废气排放费按国家环保总局排污费计算标准及征收办法中关于废气排放的相关标准计取。8.3.3项目折旧及摊销费固定资产折旧费：本项目新增计入固定资产原值的费用包括：固定资产投资中的固定资产投资费（扣除固定资产可抵扣税金）、基本预备费、建设期利息。固定资产折旧年限按15年，残值率为5%。利用原有固定资产的折旧费计入项目总成本费用。8.3.4流动资金估算本项目无需新增流动资金。8.3.5产品成本费用估算总成本费用估算根据企业的生产组织形式及物料供应方式和81、渠道，按产品的材料消耗指标估算直接成本，按类似企业的费用标准并考虑项目完成后的水平估算间接成本，详述如下：经计算，在计算期内的年均总成本为10171万元。8.3.6损益计算经测算，在计算期内项目年均总收入估算值为15549万元。年均实现销售税金及附加108万元。生产期内年平均可实现利润总额为5270万元（所得税前），年均上缴所得税为1317万元，年均净利润为3952万元。8.3.7清偿能力分析项目计算期的计盈余资金较理想，表明项目具有一定的自筹能力，同时也表明资金来源和运用是相匹配的。资产负债率逐年降低，流动比率和速动比率逐年提高，项目还款方式暂按国内常用的还款方式即按“最大偿还能力偿还”；项82、目还贷资金来源为满足自筹以后的未分配利润、折旧费和摊销费。经测算，银行长期贷款可在4.51年偿还。 8.3.8盈利能力分析 本项目在计算期内的全部投资所得税后财务净现值（NPV）为29885万元，全部投资所得税后内部收益率为36.4%，投资回收期为4.07年。经济效益能满足并超过基准收益率8%下的盈利水平。资本金所得税后内部收益率为68.36%。总投资收益率为39.38%。8.3.9财务评价指标表8-2 财务评价指标汇总表序号项目名称数据单位1项目总投资13510.47万元其中建设规模总投资13510.47万元1.1建设投资13187.51万元1.2建设期利息322.96万元1.3流动资金其中83、铺底流动资金2资金筹措13510.47万元2.1项目资本金4053.15万元2.2项目债务资金9457.32万元2.3其他资金3年均销售收入15549.35万元4年均总成本费用10171.28万元5年均销售税金及附加108.19万元6年均增值税901.58万元7年均息税前利润（EBIT）5320.54万元8年均利润总额5269.88万元9年均所得税1317.47万元10年均净利润3952.41万元11总投资收益率（%）39.38%13项目资本金净利润率（%）97.51%14贷款偿还期长期借款(年)4.51年15平均利息备付率（%）1346.31%16平均偿债备付率（%）167.01%17项目投84、资税前指标财务内部收益率（%）46.07%财务净现值（I=8%）41439.24万元全部投资回收期（年）3.5年18项目投资税后指标财务内部收益率（%）36.4%财务净现值（I=8%）29885.13万元全部投资回收期（年）4.07年19资本金内部收益率(%)68.36%20盈亏平衡点生产能力利用率（%）34.99%8.3.10盈亏平衡分析从财务评价及不确定性分析结果可以看出，在计算期内项目达到最终经营规模的34.99%时，项目运营将不亏损。8.3.11敏感性分析在整个项目评价期内,对项目经济效益产生影响的主要因素有建设投、经营成本、销售价格、产量变化。现对上述影响因素做敏感性分析，结果如下表85、。表1-8 单因素敏感性分析序号不确定因素不确定因素变化率(%)指数税后内部收益率敏感系数0基本方案36.41建设投资2030.36-2045.451033.11-1040.42534.680.95-538.312销售价格2053.54-2018.151045.04-1027.52540.752.39-5323经营成本2025.42-2047.141030.98-1041.81533.71.48-539.114产量变化2045.7-2026.961041.08-1031.73538.751.29-534.078.3.12经济评价结论通过对本项目财务盈利能力、清偿能力和不确定性分析数据可知，项目86、经济效益能够达到基准收益率8%下盈利水平，项目年均利润额为5270万元，全部投资所得税后内部收益率为36.4%,财务净现值为29885万元,投资回收期为4.07年。项目从经济评价角度来看是可行的。9.结论及建议9.1结论1、为更好地满足热负荷增长需要、保护环境、节约能源，xx热电有限公司决定进行此技改工程，这对促进台州市的经济社会协调发展是十分必要的。2、本次技改工程拟建2台100t/h高温高压循环流化床锅炉，配置1台20MW高温高压背压式汽轮发电机组、相应的辅助配套设施，保留1台4#汽轮机组，并预留1炉1机。3、拟建工程按照“灰渣分除，干灰干排”的设计原则，为灰渣综合利用创造条件。4、拟建工程尾气处理拟采用布袋除尘器、高效率石灰石-石膏法或氨法脱硫装置、湿法静电除尘器和选择性催化还原法（SCR）脱硝+选择性非催化还原（SNCR）组合法脱硝装置，控制SO2、NOX、烟尘的排放浓度。废水、灰渣、噪声等均按环境影响评价的要求采取相应的处理措施，以保证满足环境保护的要求。5、拟建工程从财务角度来综合分析是可行的。9.2下阶段工作和建议1、进一步进行主机选型论证，满足安全可靠、经济合理的需求。2、进一步落实集中供热范围内企业用热状况。4、可以考虑将运煤皮带的带宽修改为800mm。