某环保能源有限公司焦炉煤气综合利用项目可行性研究报告

'焦炉煤气综合利用项目可行性研究报告目录第一章总论11.1概述11.2项目建设的规模与主要内容81.3投资估算与资金筹措91.4研究结论10第二章市场分析142.1化工产品市场分析142.2电力市场分析142.3供热市场分析18第三章产品方案及生产规模193.1产品方案及生产规模193.2产品质量标准20第四章煤气净化回收工艺技术方案214.1工艺技术方案的选择214.2工艺流程和消耗定额274.3自控技术方案324.4主要设备的选择34第五章热电站365.1机组选型与建设规模365.2热力系统455.3燃料供应系统475.4化学水处理系统495.5空冷与供排水系统545.6电气部分595.7热力控制部分615.8主厂房布置63第六章原材料、辅助材料及燃料的供应656.1原材料、燃料的供应及耗量656.2辅助材料的供应及耗量66第七章建厂条件和厂址方案687.1选址原则687.2建厂条件687.3厂址方案73第八章公用工程和辅助设施方案748.1总图运输748.2给排水768.3供电及通讯83clxxxi 8.4贮运设施878.5工厂外管网878.6开工启动、采暖、通风918.7空压站、低温水系统938.8维修958.9中央化验室及环境监测站958.10煤气防护站998.11土建101第九章节能103第十章环境保护10510.1厂址与环境现状10510.2设计执行的环境质量标准及排放标准10510.3建设项目主要污染源及主要污染物排放量10610.4环境保护与综合利用措施11110.5环保投资估算114第十一章劳动安全与职业卫生11511.1劳动安全与职业卫生11511.2消防128第十二章抗震13712.1编制依据及原则13712.2抗震设防13812.3抗震设计138第十三章工厂组织及劳动定员13913.1工厂体制及组织机构13913.2生产班制及定员14013.3人员的来源和培训141第十四章项目实施规划14214.1建设项目规划14214.2项目实施进度规划142第十五章投资估算和资金筹措14315.1投资估算14315.2资金筹措145第十六章财务、经济评价14816.1产品成本和费用估算14816.2财务评价149第十七章结论16117.1综合评价16117.2研究报告的结论162附表：clxxxi 1．煤气输送及回馈系统设备一览表KY—B012．脱硫及硫回收工序设备一览表KY—B023．硫铵工序设备一览表KY—B034．洗脱苯工序设备一览表KY—B045．精脱硫工序设备一览表KY—B056．煤气稳压与储存系统设备一览表KY—B067．热电站设备一览表KY—B078．空压站设备一览表KY—B089．低温水系统设备一览表KY—B0910．新鲜水、循环水设备一览表KY—B1011．生化处理设备一览表KY—B1112、复用水设备一览表KY—B12附图：1．某煤气综合利用项目气源厂位置示意图2．总平面布置图KY—T013．脱硫及硫回收工序工艺流程图KY—T024．硫铵工序工艺流程图KY—T035．洗脱苯工序工艺流程图KY—T046．热电站主厂房平面布置图KY—T057．热电站系统设备布置图KY—T068．全厂水平衡图KY—T07clxxxi 第一章总论1.1概述1.1.1项目概况1.项目名称：某某环保能源有限公司焦炉煤气综合利用项目2.承办单位：某某环保能源有限公司3.法人代表：某4.项目建设地点：某孝义市东许河底村，占地10公顷。1.1.2可研报告编制的依据和原则1.编制依据(1)某孝义环保能源有限公司焦炉煤气综合利用项目项目的“可研报告委托书”。(2)某孝义环保能源有限公司提供的各气源厂的气源参数、地形图、工程地质、气象、地震等有关基础资料。(3)某孝义环保能源有限公司焦炉煤气综合利用项目项目建议书。(4)某省发展和改革委员会晋发改外资发[2005]449号关于某孝义环保能源有限公司焦炉煤气综合利用项目建议书的批复。(5)原化学工业部档、化计发（1997）426号，《化工建设项目可行性研究报告内容和深度的规定》(修订本)、《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》及《小型热电联产项目可行性研究内容深度》。(6)孝义市人民政府，孝政函[2005]4号，《孝义市人民政府关于某clxxxi 国际集团利用焦炉煤气净化及燃气轮机联合循环发电和供热项目的承诺函》。(7)孝义市人民政府档，孝政发[2005]80号，《孝义市人民政府关于鼓励法国某（国际）集团在我市投资建设煤气综合利用项目的优惠政策》。(8)孝义市人民政府档，孝政发[2005]81号，《孝义市人民政府关于鼓励法国某（国际）集团在我市投资建设煤气综合利用项目的扶持政策》。2.编制原则(1)贯彻“五化”的设计原则，尽可能减少工程项目的投资额，以求得最好的经济效益。(2)结合厂址和装置特点，总图布置力求做到布置紧凑，流程顺畅，操作方便，尽量减少用地。(3)在工艺路线及公用工程的技术方案选择上，既要考虑先进性，又要确保技术成熟可靠，做到先进、可靠、合理、经济。(4)根据市场预测和当地情况制定产品方案，做到产品方案合理，产销两旺。利用当地充足的焦炉煤气资源，进行化产回收及煤气作为燃气轮机燃料联合循环发电并供热，做到综合利用资源，保护环境。(5)依据环保法规，尽力做到清洁生产，采用的三废治理措施先进、适用、有效，并与工程建设实现“三同时”，将环境污染降低到最低程度。(6)严格执行国家和地方的劳动安全、职业卫生、消防和抗震等有关法规、标准和规范，做到清洁生产、安全生产、文明生产。1.1.3项目提出的背景、投资的必要性和经济意义clxxxi 1.某国际集团概况某国际集团最早成立于法国，全称法国某国际集团。主要经营进出口与物流。随着法国与中国在经济和文化方面的交往越来越深，法国某国际集团于1998年在中国成立了上海某企业集团有限公司，开展面向亚太地区的业务。现在中国公司与法国公司均为独立法人，中国公司控股有上海某文化服务有限公司、上海某教育咨询有限公司、上海某投资咨询有限公司、上海某华大图书文化服务有限公司、上海某信息网络有限公司。某中国公司在中国的业务从贸易、商业一直横跨到出版、传媒与教育。随着中国经济快速发展，某国际集团公司决定利用自己的技术、资金、管理的优势，进入中国的环保能源领域。从2000年开始，某国际集团充分发挥欧洲在世界环保领域处于领先地位的优势，而中国目前仅处于起步阶段的实际情况，利用欧洲与中国的资源、重点进入到能源行业。能源业务分三个版块，其中之一是焦炉废煤气的综合利用与环保发电，这个项目是某集团利用欧洲与中国的资源，独家开发的，具有合法专利的项目。该环保能源项目从一开始就受到了中央温家宝总理的肯定，新华社对中国某总裁某先生作了采访报导。某国际集团有决心，也有实力利用资金和技术专利上的优势，有步骤、有系统地解决中国的焦炉煤气废气污染的大问题，真正做到“变废为宝，中国首创，环保发电，利国利民”。2.孝义市概况孝义市位于吕梁山脉中段东麓，晋中盆地西南隅。孝义市地理区位优越。素有“三晋宝地、秦晋要冲、吕梁窗口”clxxxi 之美誉。地理位置介于东经110°21′－111°56′，北纬36°56′－37°18′之间，海拔高度在731－1716米之间。市域总面积945.8平方公里，43万人口。孝义市交通便利，距省会太原120公里，距北京、西安、天津、郑州等各大城市600公里。南同蒲铁路介西支线直插腹地，孝柳铁路向西延伸，成为晋西和陕北地区的物流通道。国道307和108、省道汾介和孝午公路与市乡油路、乡村公路，构成了纵横交错、四通八达的交通网络。大运高速、太军高速从南北两侧擦肩而过。孝义市资源优势得天独厚。孝义矿产资源丰富，境内含煤面积占市域总面积的82.8%，具有煤层厚、埋藏浅、煤种全、煤质好等特点，被国务院确定为全国首批50个重点产煤县（市）之一。铝矿探明储量2.6亿吨，占全国储量的16.6%，储矿面积约100平方公里，而且地质构造简单、矿体规模宏大、埋藏浅、品位高、易开采，从质到量皆闻名中外。此外，铁矿、石膏、硫铁矿、白云石、石灰岩、耐火粘土等几十种矿产资源也储量丰富，具有较高的开发利用价值。3.项目的由来随着我国国民经济的持续强劲发展，钢铁产品的需求日益提升，同时国外焦化行业急剧萎缩，这两方面因素造成市场焦炭供需矛盾日益突出，特别是2004年3月份以来，焦化产品市场态势迅猛，焦炭、焦油、粗苯等产品在市场上呈现供不应求的状态。某省孝义市周边地区盛产用于炼焦的煤种，而且品种齐全。由此，孝义市炼焦行业得到飞速发展，据不完全统计，孝义市有成规模的炼焦企业38家，并在继续新建和扩建。2005年焦炭生产规模将达到1500clxxxi 万吨。部分焦化企业焦炭生产过程中产生的大量焦炉煤气直接排放于大气，给当地的环境造成重大影响，人民生活直接受到危害。对这一严峻的情况，当地政府根据党的十六大精神，调整思路，抓住机遇，将不利因素转化为有利因素。在发展焦炭的同时大力治理环境，将环保和化产结合起来、将环保和循环经济结合起来、将环保和延长产品加工生产链接合起来，将环保和解决当地的缺电和供热结合起来。根据煤炭专业炼焦学的焦化工艺流程指出，在煤炭的焦化过程中每生产一吨焦炭产生300-350m3焦炉煤气（按焦炭级别决定）。某省2005年焦炭总产量控制在7500万吨，这样每年产生焦炉煤气是非常可观的，如果没有采取有效的治理和利用，均作为废气对天空燃烧排放或直接放散，严重地污染了空气质量，增加了温室效应气体的排放。发展经济的同时也给当地环境治理带来更大的难度，对此已引起国家和当地环保部门、政府的重视。某省作为一个能源的大省，这个带有普遍性质的问题，也引起国家乃至国际社会的广泛关注。中国做为《京都议定书》的缔约方，已承诺实现量化限制和减少温室效应气体减排。根据我国批准的《联合国气候变化框架公约》和核准的《京都议定书》的规定以及缔约方会议的有关决定，国家发布政府令决定在中国有序的进行清洁发展机制项目的活动。某省政府晋政办发[2005]2号档强调指出：鼓励发展新能源，节能降耗技术和工艺、扩大煤矸石、矿井水和焦化煤气的利用领域，实现洁净生产和环境保护，在全国率先走出一条煤矿建设与资源综合利用同步发展的新型工业发展道路。在中国开展CDM清洁发展机制项目的领域是以提高能源效率，开发利用新能源和可再生利用能源及回收利用甲烷和煤层气为主。clxxxi 孝义市金岩电力化工有限公司、金达工业集团有限公司、曜鑫煤焦有限公司、煤气化总厂、恒山焦化有限公司、金玺煤焦有限公司、红塔煤焦有限公司、晋茂煤焦有限公司等多个焦化厂年产机焦数百万吨，焦炉煤气由于没有采取有效的利用，仅作为废气对天空燃烧排放，严重地污染了环境、浪费了宝贵的资源。为了治理这部分焦炉煤气的污染、使有限的资源得到合理的利用，并结合该地区缺电少热的特点，法国某国际集团决定利用自身资金及技术优势拟投资成立某某环保能源有限公司并建设焦炉煤气综合利用项目工程，将对空排放的焦炉煤气提炼、净化、变废为宝，同时将其作为燃料输入燃气轮机循环发电和供热，改善环境、降低成本。大力发展循环经济、提高能源综合利用率。4.项目建设的必要性（1）发展循环经济、提高能源综合利用率。众所周知，孝义市是焦煤的主产区，密布着许多焦化厂，排放的废气污染着周边地区，一直困扰着政府主管部门。同时，由于工业的发展，造成局部地区电力供应紧张也制约了经济发展，因此将废气利用势在必行，从而使本项目具有很好经济效益和社会效益。依据《中华人民共和国环境保护法》中关于“新建工业企业和现有工业企业的技术改造，应当采取资源利用率高，污染物排放量少的设备和工艺。”和《中华人民共和国节约能源法》中关于“国家鼓励发展热电联产”及某省人民政府档<晋政发（2004）17号>《某clxxxi 省人民政府关于对焦化行业实施专项清理整顿的决定》中“全面清查、整顿焦化企业，并由省级职能部门对污染治理设施和化产品回收设施进行验收、认可，否则责成焦化企业停产。”的规定。结合该地区焦化企业污染源多，危害严重及地区缺电少热的特点，将对空排放的焦炉煤气提炼、净化、变废为宝，同时将其作为燃料输入燃气机发电，可改善环境、降低成本、发展循环经济、提高能源综合利用率。（2）发展地区工业，振兴当地经济孝义市处于全国最大的产煤大省－某省，地理位置优越，而且国内主要的炼焦用煤产地多分布在周边地区。近几年来，开展煤炭的综合利用，将资源优势转化为经济优势，同时带动电力、冶炼、建材等一系列工业的快速发展一直是当地政府研究的主要课题，经过多年的探索，目前孝义市焦炭行业正向集约化方向发展。为此，如何解决炼焦产生的环保问题和煤气的综合利用问题成了政府的当务之急，同时也是孝义市新的经济增长点。焦炉煤气经化产提炼后，还有大量可利用资源。由于吕梁地区电力紧缺，据不完全统计，缺电已达数十万千瓦左右，成为当地工农业发展的一个瓶颈，所以将剩余煤气进行发电是一个非常好的选择，为当地发展提供了强有力的电力保证，同时也是发展吕梁地区的必由之路。（3）为孝义市的集中供热提供热源孝义市冬季供热缺口很大，目前可利用的热电厂只能满足孝义市50%的热负荷需要。如用燃煤来满足供热，又产生了新的污染源。如用燃气--蒸汽联合循环来供热不会产生新的污染源，并大大提高能源利用率，同时也解决了孝义市的冬季供暖缺口。另外，由于国民经济的持续发展，某省已形成明显的缺电局面，拉闸限电现象时有发生，晋北地区窝电状况随着经济的发展以及省内南北500kV主电网的形成已不复存在，而在今后2～clxxxi 3年也将出现缺电局面。本项目的建设，可缓解孝义市供电紧张局面，提高当地电网供电的可靠性。综上所述，本项目从促进孝义市经济发展以及改善当地环境状况、提高居民生活质量等方面看，建设本项目都是十分必要而且十分紧迫的。1.1.4研究范围该专案是对孝义市东许办事处河底村周围3座焦化厂的荒煤气进行化产回收并综合利用，建设燃气—蒸汽联合循环发电机组发电和供热。项目分为两部分，即焦炉煤气提取化工产品部分和使用提取化工产品后的煤气作为燃气轮机燃料联合循环发电并供热部分。工程内容有：煤气输送及回馈系统、化产回收系统、油库、精脱硫、煤气稳压与储存设施、热电站等主要生产装置；生化处理、新鲜水、循环水、变电所等公用工程；空压站、低温水系统、维修间、综合仓库、化验室、煤气防护站等辅助设施及必要的生活福利设施。本可研对上述建设内容从建厂条件、市场预测、工艺方案、公辅配套、技术经济、环境保护、劳动安全、社会效益等各个方面进行分析研究。1.2项目建设的规模与主要内容1.2.1项目建设规模化产部分：项目实施完成后，年煤气处理量8.58亿立方米（按8500小时计算，每小时供煤气10.1万Nm3/h）；年产粗苯24950吨；年产硫铵27720吨；年产硫磺3250吨。发电和供热：利用提取化工产品后的煤气作为燃气轮机燃料联合循环发电并供热，热电站装机总容量114MW，年发电总量8.65亿度电。最大供热能力42MW，可为70万平方米供热面积提供热源。clxxxi 1.2.2项目建设的主要内容a)化产生产设施包括煤气输送系统、煤气稳定系统、煤气净化系统、煤气回馈及储存设施。b）发电及供热生产设施包括五台煤气加压设备、两台燃气轮机发电机组、两台余热锅炉、两台空冷抽凝式发电机组、电力输出系统。c）生产辅助设施、环保设施、公用生活设施包括蓄水池及综合水泵站、给水设施、循环水设施、酚氰污水处理装置；压缩空气站；中央配电所、维修间、综合仓库、中心化验室、汽机房、主控楼、水处理车间、煤气防护站等。建筑面积8090平方米。1.3投资估算与资金筹措1.3.1投资估算项目总投资56568.71万元。其中工程费用52010.15万元，其它费用2892.88万元，预备费1098.06万元，铺底流动资金567.62万元。1.3.2资金筹措本项目建设投资为56001.09万元，全部由某公司投资，即25%由某公司出资，75%由某公司在国际上融资(目前已与GECOFI集团签订投资合作合同)。铺底流动资金为667.58万元，由企业自筹。1.4研究结论1.4.1研究的简要综合结论1.本项目符合国家产业政策，对于解决我省部分焦化厂严重污染环境、浪费能源等问题具有较大的示范意义。2.本项目在化产工艺流程选择上采用了技术成熟、可靠、先进合理的工艺流程。煤气净化回收采用了H.P.Fclxxxi 湿法脱硫、硫铵脱氨、洗油洗苯、干法精脱硫等工艺。具有工艺流程短、净化效率高的特点。3.发电装置采用国际上先进的燃气—蒸汽联合循环发电方式，它具有综合效率高、占地面积小、用水量少、启停迅速、操作方便、维护简单、可靠性高等特点。4.本项目建厂条件较为优越，丰富廉价的焦炉煤气资源保证了本工程的原料供应，并保证了产品的低成本。煤气用于发电和供热，环境效益显著；其它化工产品市场销路广阔。而且交通发达，通讯便利，水电供应充足。5.环境保护、劳动安全、职业卫生、消防、抗震等设计严格执行国家和当地的有关法规，标准和规范，做到清洁生产、安全生产、文明生产。项目实施后“三废”排放物指标严格控制在国家规定标准范围内，不会给周边环境造成污染。6.通过对本项目的经济效益进行预测，本项目建成投产后，企业年实现销售收入34823.14万元，销售税金及附加5332.81万元，利润总额15734.34万元。全投资内部收益率为31.45％，投资回收期为4.06年，项目具有较强的抗产量波动能力和抗风险能力。项目的经济效益较好，项目的盈利能力及清偿能力均较强。综上所述，本项目工艺技术成熟可靠，不但具有很好的经济效益、环境效益和社会效益，同时项目的建设也符合国家产业政策，环保设施齐全，符合国家环保要求。因此，项目的建设是可行的，也是必要的。1.4.2建议1.由于当地排放的荒煤气资源很丰富，希望在实际施工时，留下可扩建的空间，以利于进一步改善当地的环境并发展可持续经济。clxxxi 2.根据国家有关规定进行环境影响评价并报国家有关部门批准。附：主要技术经济指标表表1-1主要技术经济指标序号项目名称单位数量备注一产品方案1硫磺T/a32502硫铵T/a277203粗苯T/a249504净煤气103Nm3/a404471送焦化厂回炉5电103KWh/a864667二年操作时间化产回收净化系统小时8500发电装置小时8500三主要原材料用量1焦炉煤气103Nm3/a8585002HPF催化剂t/a163硫酸（92.5%）t/a224704焦油洗油t/a20005TF-1脱硫剂m3/次2506-9个月更换一次四公用动力及燃料消耗量1新鲜水化产回收净化系统m3/h114.8电站系统冬季m3/h84夏季m3/h742循环水（32°C）化产回收净化循环水m3/h995低温水系统循环水m3/h1736电站循环水冬季m3/h580clxxxi 夏季m3/h7703低温水（16°C）m3/h11404供汽由热电站供给夏季t/h15.7冬季t/h21.85焦炉煤气（16720KJ/Nm3）103Nm3/a454029其中：管式炉用103Nm3/a17170由化产回收后供给制冷机组用103Nm3/a15973由化产回收后供给电站用103Nm3/a420886由精脱硫后供给6供电设备容量KW8135计算负荷KW4647年耗电量106KWh36.7五运输量t/a807861运入量t/a248662运出量t/a55920六全厂定员人331其中：生产工人人260管理人员人71本占地面积公顷10八项目总投资万元56568.711固定资产投资万元56001.09（1）建设投资万元56001.09（2）建设期利息万元02铺底流动资金万元567.62九年销售收入万元34823.14十成本和费用1总成本和费用万元13755.99以12年为例2经营成本万元10853.236以12年为例十一年利润总额万元15734.34以12年为例clxxxi 十二年销售税金万元5332.81以12年为例十三财务评价指标1投资利润率%26.332投资利税率%35.213投资回收期静态年4.06包括建设期动态年4.89包括建设期5财务内部收益率%31.456财务净现值万元77983.88I=10%clxxxi 第二章市场分析2.1化工产品市场分析随着我国煤化工深加工的发展，市场对粗苯的需求十分旺盛，价格已从2001年的2800元/吨上涨到目前的5000元/吨；硫铵和硫磺同样看好。这一趋势将会保持数年。并且某孝义环保能源有限公司已计划在完成该工程后，对粗苯等化工产品另行投资，对它们进行深加工。2.2电力市场分析2.2.1某省“十五”前四年电力需求分析某省目前已基本形成以重工业为主，煤炭、电力、冶金、机械、化工、建材等行业协调发展的工业体系。“十五”前四年，某省以经济结构调整为中心，以改革开放为动力，努力抓五项创新（技术创新、金融创新、人才机制创新、环境创新、观念创新）实现三个提高（提高经济增长的质量和速度、提高全省综合经济实力、提高人民群众生活水平），制定了“十五”期间经济结构调整的“1311”规划，至2004年，该规划已明显见效。2001年、2002年、2003年、2004年某省生产总值与上年相比，增长率分别为8.4%、11.7%、13.2%、14.1%，且逐年加快，四年平均增长率为11.83%，2004年生产总值完成3042.4亿元（当年价），人均GDP达到1100美元。随着经济高速发展，某省全社会用电量由2000年的502.1×108kWh增加到2004年的833.01×108kWh，四年平均增长13.5%，最大负荷利用小时数为6741小时，远远高于全国平均水平。发电负荷由2000年的7614MW增长到2004年的12357MW，四年平均增长率为12.9%。由此可见，“十五”前四年某clxxxi 省全社会用电量、发电负荷均出现持续高增长，四年发电负荷净增4743MW，而四年新装机仅2608MW（本省自用），装机容量严重不足。2004年全省地县两级累计拉路限电137027条次，损失电量17.28×108kWh，与2003年相比，拉路限电条次增加了39304条次，损失电量增加了8.625×108kWh，2004年全年平均限电负荷1310MW。2.2.2某省电力需求预测某省2000年--2020年GDP发展规划考虑了高、中、低三个方案，见下表。某省2000年--2020年GDP规划表（2000年不变价）单位：亿元方案2000年2004年2005年2010年2015年2020年增长率备注高164425712828480075101274010.8%增长率按11%考虑中1644257128284230602091509%人均GDP3000美元低1644257128283790489065807.2%GDP翻两番根据以上高、中、低三个GDP发展规划，采用一元回归和综合单耗两种方法，预测2005年--2020年某省全社会需电量，见下表。某省2005年--2020年需电量预测表单位：kWh/元、亿kWh方案年度回归法综合单耗法生产总值产业电量生活电量全社会用电量综合单耗产业电量生活电量全社会用电量推荐方案2005高283089341934283087741918926中273085741898273084641887893低2680840418812680831418728772010高48001590571647480014135714701560中42301388571445423012455713021374低379012325712893790111657117312302015高75102549752624751021007521752400中60202022752097602016837517581928低489016227516974890136775144215702020高1274034739835711274033839834813527clxxxi 中91502536982634915024309825282580低66501857981955665017669818641911从表1-2可以看出，两种预测方法结果比较接近，选择两个方案的平均值作为高、中、低三个方案的预测值，其结果见下表。某省2005年--2020年最大发电负荷、发电量及最大负荷利用小时预测结果表单位：MW、亿千瓦时、h方案项目2005年2010年2015年2020年高发电量926156024003527发电负荷13042226093582154262负荷利用小时数7100690067006500中发电量893137419282580发电负荷13400199202877039690负荷利用小时数7100690067006500低发电量877123015701911发电负荷12352178262343329400负荷利用小时数7100690067006500根据以上分析，如负荷水平采用中方案，则某省2005年、2010年、2015年、2020年全社会发电量分别为893×108、1374×108、1928×108、2580×108kWh，最高发电负荷分别为13400MW、19920MW、28770MW、39690MW。根据全省电力平衡，除考虑2004年已开工建设的项目：永济（2×300MW）、运城热电厂（2×200MW）、太二六期（2×300MW）、古交（2×300MW）、霍二（2×300MW）、河津（2×300MW）、西龙池抽水蓄能电站（4×300MW）、龙口水电站（2×100MW）及“十五”新增综合利用小电厂1158MW、“十一五”新增综合利用小电厂300MW外，再考虑“十一五”新投武乡（2×600MW）、柳林二期（2×600MW）、运城（2×600MW）、平朔扩建（2×300MW），“十二五”clxxxi 再投赵庄（2×600MW）、晋城（2×600MW）、榆社三期（2×600MW）、霍二二期（2×600MW）、轩岗（2×600MW）等项目，初步预测，2010年装机尚缺3635MW，2015年装机尚缺8075MW。综上所述，“十一五”、“十二五”某省全省自用电装机缺口较大，电力市场有较大发展空间。2.2.3吕梁和孝义电力市场吕梁地区和孝义市近年来工业发展迅速，用电负荷紧张。据不完全统计，孝义市2004年所需电力总容量10万千瓦，但实际仅有60%可以满足。2005年预测整个孝义市需电力容量12万千瓦，但实际可满足也仅占60%。另据吕梁地区供电局介绍，如吕梁地区工业负荷开足的话，总供电缺口将要达到35万千瓦以上。同时，吕梁地区工业发展速度达到15%以上。由此，可以预计吕梁地区缺电的形势短期内将难以改变，另一方面也说明了吕梁地区电力市场销售良好。2.3供热市场分析孝义市城市集中供热总规划供热面积500平方米，目前一期仅完成供热面积155万平方米，剩余的345万平方米还需热源200吨/小时，而本项目仅可提供70万平方米的供热能力，远不能满足需求，所以市场前景良好。第三章产品方案及生产规模3.1产品方案及生产规模3.1.1生产规模根据我国及某clxxxi 省产业政策和行业发展规划，并结合当地资源情况、市场情况、建厂条件、企业发展要求以及资金筹措情况，本项目从充分利用当地资源出发，生产规模确定为处理220万吨/年焦炉企业煤气并建设燃气—蒸汽联合循环发电机组发电和供热。年产粗苯24950吨；硫铵27720吨；硫磺3250吨。热电站装机总容量110MW，年最大发电总量8.65亿度电，最大供热能力42MW，可为供热70万平方米提供热源。3.1.2产品方案本项目产品方案的制定，是以市场需求以及国家产业政策为指导。工程在满足燃气—蒸汽联合循环发电机组对焦炉煤气净化要求的情况下，尽量减少产品品种，缩短工艺流程，节约建设投资。主要产品详见表3-1主要产品方案表。表3-1主要产品方案表序号产品名称产品规格单位备注1硫磺GB2449-92t/a32502硫铵t/a277203粗苯YB/T5022-93t/a249504净煤气16720KJ/Nm3103Nm34044715电103KWh8646673.2产品质量标准1.粗苯粗苯质量可达到YB5022-93标准中溶剂用质量指针。表3-2《粗苯》质量标准（YB/T5022-93）指标名称粗苯轻苯加工用溶剂用外观黄色透明液体密度（20℃），g/ml0.871～0.900≤0.9000.870～0.880clxxxi 馏程：75℃前馏出量（容），%不大于180℃前馏出量（重），%不小于馏出96%（容）温度，℃不大于---93---391---------150水分室温（18～25℃）下目测无可见的不溶解的水注：加工用粗苯，如用石油洗油作吸收剂时，密度允许不低于0.865g/ml。2.硫磺表3-3《硫磺》质量标准（GB2449-92）%（m/m）指标名称指标优等品一等品合格品硫≥99.9099.5099.00水分≥0.100.501.00灰分≥0.030.100.20酸液（以H2SO4）≤0.0030.0050.02有机物≤0.030.300.80砷≤0.00010.010.05铁≤0.0030.005—筛余物孔径150μm≤孔径75μm≤无0.5无1.03.04.0注：筛余物指标仅用于粉状硫磺。clxxxi 第四章煤气净化回收工艺技术方案煤气净化回收系统由煤气输送及回馈系统、化产回收系统、油库、精脱硫、煤气稳压与储存设施等部分组成。4.1工艺技术方案的选择4.1.1工艺技术方案选择原则1.工艺技术充分体现规模效益、保护环境、利用当地焦炉煤气资源，保证产品质量的前提下力求技术水准适度先进合理、稳妥可靠。2.为了保证产品的质量，以及用户对产品的要求，选择适宜的工艺路线。3.工艺路线的选择充分考虑节约投资、节能降耗、降低生产成本、提高机械化程度和自动化水平、增加经济效益。4.严格执行国家和地方的环境保护、劳动安全、职业卫生、消防和抗震等有关规定、标准和规范，做到安全生产、文明生产。5.煤气净化回收系统设有煤气输送及回馈系统、脱硫及硫回收、硫铵、洗脱苯、油库、精脱硫、煤气稳压与储存等工序。4.1.2工艺技术方案的确定1.化产回收目前我国已投产的和正在兴建的焦化厂化学产品的回收和净化的方法有所不同，主要表现在脱硫及硫回收、脱氨及氨回收的方法不同。（1）脱硫工艺clxxxi 目前我国已经建成（包括引进）的焦化工程采用的具有代表性的湿法脱硫工艺有以下几种：湿式氧化工艺TH法以氨为碱源FRC法以氨为碱源ADA法以钠为碱源HPF法以氨为碱源湿式吸收工艺索尔菲班法单乙醇胺法湿式氧化工艺可分为钠为碱源和以焦炉煤气中的氨为碱源两种，用不同的添加剂作催化剂从煤气中吸收硫化氢。在氧化过程中，富集硫的脱硫液与空气接触，在再生系统氧化再生。这种工艺的共同优点是脱硫效率高，但有不足之处，主要是硫的产品质量低以及副反应的结果产生不希望生成的盐类如：硫氰酸盐、硫代硫酸盐和硫酸盐等化合物，此含盐废液不允许直接外排，造成废液处理的困难。HPF脱硫是我国科技人员在总结国内外已有的脱硫方法，自行研究开发的以焦炉煤气中的氨为碱源，采用HPF新型高效复合催化剂从焦炉煤气中脱除H2S和HCN的新工艺。HPF脱硫工艺采用的催化剂HPF为复合催化剂，它是以氨为碱源液相催化氧化脱硫新工艺，与其它催化剂相比，它对脱硫和再生过程均有催化作用（脱硫过程为全程控）。因此，HPF与其它催化剂相比具有较高的活性。HPF脱硫的废液回兑到炼焦配煤中。其废液中主要含有（NH4）2S2O3和NH4SCN。实验表明（NH4）2S2O3和NH4SCN在煤软化前绝大部分已分解为气体逸出，NH4SCN的完全分解温度仅为360℃clxxxi 。所以在煤中配入这种废液后，不会改变煤的粘结性；且NH4SCN受热分解时首先变成其同分异构体硫脲，而硫脲的分子结构中已不再含有氰基，所以进一步热分解时，并不会生成HCN，而是生成H2S和NH3。工业实验表明：掺废液后，煤气中的H2S和NH3仅分别增加1～1.5g/m3和1～2g/m3，而HCN含量基本不变；回兑废液仅增加煤的水分0.4~0.6%，其盐类在炉内热裂解产生H2S，绝大部分又进入煤气中，因此焦炭硫含量增加极少（一般为0.03～0.05％），焦炭强度和耐磨性无明显变化。这种方法可大大简化废液处理的工艺流程，是一种简单可行且经济的脱硫废液处理方法。HPF法脱硫工艺的优点：a.脱硫脱氰效率高，塔后煤气中H2S和HCN含量可分别降至200mg/m3和300mg/m3以下。b.该工艺与ADA法相比，循环脱硫液中盐类增长缓慢，因而废液量相对较少。c.废液回兑配煤，简单经济。d.工艺流程简单、占地小、投资低。e.以煤气中氨为碱源，资源利用合理，原材料动力消耗低。HPF脱硫工艺的缺点：a.塔后煤气中硫化氢含量尚不能达到城市煤气标准要求。b.硫磺品质低，收率低。总之，以焦炉煤气中的氨为碱源，采用HPF新型高效复合催化剂的脱硫工艺，是我国自行开发并经生产装置运行证明是比较好的工艺。（2）脱氨工艺clxxxi 焦炉煤气中氨的脱除和回收，一般分为氨水、硫铵和氨分解三种流程。a.氨水流程：氨水流程产品为浓氨水，六十年代由于硫酸紧缺，发展了氨水流程。由于浓氨水作为农用肥料贮运、使用不便，一般北方地区不采用该流程。但该流程具有投资少、便于操作管理等特点，所以一般小型焦化厂采用该流程。b.硫铵流程是用硫酸母液吸收煤气中的氨形成硫铵。该流程为建国初期从原苏联引进的技术，由于吸收方式不同又可以分为饱和器法（直接法、半直接法、间接法）和无饱和器法（酸洗）两种流程。近几年工艺技术又有新突破。硫铵作为一种固体肥料，在农业生产中广泛应用。硫铵流程投资大，我国大型焦化厂一般采用该流程。c.氨分解流程氨分解工艺流程是近几年国外引进的新技术，蒸氨后将氨汽在还原气氛下分解生成H2、CO、N2等低热值尾气。该工艺没有氨产品销售困难的问题，尾气还可以作为低热值燃气供用户。本设计煤气的脱氨采用喷淋式饱和器新工艺，该工艺集酸洗与结晶为一体，流程简单，具有煤气系统阻力小，结晶颗粒大，硫铵质量好等优点。硫铵干燥采用振动流化床干燥器，具有干燥效果好，操作弹性大不易结块等特点。除尘采用旋风除尘器及雾膜水浴除尘器两级除尘，环保效果好。(3)终冷、洗苯、脱苯工艺clxxxi 洗苯洗油基本上分为两种：一种是石油洗油（即轻柴油），二是焦油洗油。焦油洗油由高温焦油加工而得，来源方便、成本低、吸收能力强。在我国大多数焦化厂都采用焦油洗油洗苯。脱苯一般分为蒸汽加热脱苯和管式炉加热脱苯两种方法。管式炉脱苯具有粗苯回收率高、蒸汽消耗少、含酚废水少、不受蒸汽压力波动影响、蒸馏和冷却设备尺寸小、投资低等优点。近几年又开发了脱苯塔侧线切取萘馏分新工艺。终冷采用横管冷却器，分上下两段，分别用循环水和制冷水冷却。脱苯采用管式炉加热富油，一塔脱苯工艺生产粗苯。2.精脱硫ＨＰＦ湿法脱硫后的焦炉煤气中的H2S含量为200mg／Nm3，不能满足燃气轮机的要求（燃气轮机进口煤气含硫量小于20mg／Nm3），为了进一步脱除煤气中的硫化氢，必须在粗苯工段后进行精脱硫。精脱硫采用干法脱硫，用四台干式脱硫塔串联或并联，每台脱硫塔内部装填高效脱硫剂，进行深度脱硫，含硫约200mg的煤气经过干箱后，煤气中的硫化氢被高效脱硫剂中的氧化铁吸收，使煤气中的含硫量降为约20mg，能够满足燃气轮机的要求。干法脱硫反应机理：脱硫：Fe2O3·H2O十3H2S＝Fe2S3·H2O十3H2O再生：Fe2S3·H2O十3/2O2＝Fe2O3·H2O十3S3.煤气稳压及储存站净化煤气的最终目的是为燃气轮机提供燃气，燃气轮机需要供给压力稳定的煤气，必须采取稳压措施。另外，燃气的储存是非常重要的，clxxxi (1)可解决气源供应的均匀性，使燃气的性质、成分、热值稳定。(2)可储备燃气，当制气装置发生暂时故障时，能保证一定程度的供气。本工程拟建二座5万立方米干式储气柜，一个供进气稳压，另一个供煤气净化后的煤气储存。全厂工艺方块流程图见图4-14.2工艺流程和消耗定额4.2.1工艺流程简述1.煤气输送及回馈系统自各气源厂的冷凝鼓风工序经煤气鼓风机加压后由电捕焦油器出来的荒煤气，送至煤气稳压气柜储存。经湿法脱硫、硫铵、洗脱苯等工序净化后的煤气约50%作为回炉煤气返回各焦化厂，距离较远者采用加压风机加压后送出。剩余50%送精脱硫工序进一步净化。2.化产回收(1)脱硫及硫回收工序来自煤气稳压系统加压机的粗煤气进入预冷塔与塔顶喷洒的循环冷却水逆向接触，被冷至30℃；循环冷却水从塔下部用泵抽出送至循环水冷却器，用低温水冷却至28℃后进入塔顶循环喷洒。预冷后的煤气进入脱硫塔下部，与塔顶喷淋下来的脱硫液逆流接触以吸收煤气中的H2S（同时吸收煤气中的氨，以补充脱硫液中的碱源），脱硫后煤气中H2S含量小于200mg/Nm3，煤气经捕雾段除去雾滴后全部送至硫铵工序。clxxxi 从脱硫塔中吸收了H2S和HCN的脱硫液经液封槽后进入溶液循环槽，经补充少许从催化剂贮槽滴加的催化剂溶液后，用溶液循环泵抽送至预热器，再进入再生塔下部与空压站来的压缩空气并流再生，再生后的脱硫贫液从塔顶经液位调节器自流回脱硫塔顶循环喷淋脱硫。浮于再生塔顶部的硫泡沫则由再生塔顶部扩大部分自流入硫泡沫槽，再由硫泡沫泵加压后送至熔硫釜，用蒸汽加热后，硫泡沫在熔硫釜内澄清分离，熔硫釜上部排出的清液入溶液循环槽循环使用，熔硫釜下部排出的硫磺冷却后装袋外售。由于脱硫废液的排出及生产中脱硫液的损耗，应当连续补充溶液中的氨源，设计中将临近的气源厂的剩余氨水蒸氨所得的氨水连续补入循环溶液中。(2)硫铵工序由脱硫工序送来的煤气经煤气预热器后进入喷淋式硫铵饱和器上段的喷淋室，在此煤气与循环母液充分接触，使其中的氨被母液中的硫酸吸收，然后经硫铵饱和器内旋风式除酸器，分离煤气所夹带的酸雾后送至终冷洗脱苯工序。在饱和器下部的母液，用循环母液泵连续抽出送至上段进行喷洒，吸收煤气中的氨，并循环搅动母液以改善硫铵结晶过程，饱和器母液中不断有硫铵结晶生成，用结晶泵将其同一部分母液送至结晶槽，排放到离心机内进行离心分离滤除母液，离心分离出的母液与结晶槽溢流出来的母液一同自流回饱和器。从离心机卸出的硫铵结晶，由螺旋输送机送至振动流化床干燥器，并用被热风器加热的空气干燥，再经冷风机用冷风冷却后进入硫铵贮斗，称量、包装送入硫铵成品库。clxxxi 喷淋室溢流的母液入满流槽，将少量的酸焦油分离，分离酸焦油后的母液入母液贮槽，经小母液泵加压后送喷淋室喷淋。由库区来的硫酸送至硫酸高位槽，经控制流量自流入满流槽，调节硫铵饱和器内溶液的酸度。振动流化床干燥器所用的热空气，经热风器加热后送入，振动流化床干燥器排出的废气经旋风除尘器捕集夹带的细粒硫铵结晶后，由排风机抽送至雾膜水浴除尘器进行湿式再除尘，最后排入大气。(3)洗脱苯工序来自硫铵工序的粗煤气，经终冷塔上段的循环水和下段的低温水换热后，将煤气由55℃降至27℃，然后进入洗苯塔由下而上经过洗苯塔填料层，与塔顶喷淋的贫油逆流接触，煤气中的苯被循环洗油吸收，再经塔的捕雾段脱除雾滴后出洗苯塔，其中一部分送焦炉做回炉煤气，一部分送粗苯管式炉作燃料，一部分送低温水系统制冷机组作燃料，剩余煤气送精脱硫工序进一步净化。从洗苯塔底来的富油由贫富油泵加压后进入油汽换热器与脱苯塔顶部来的93℃的热粗苯气体换热使富油预热到60-70℃，然后入贫富油换热器与脱苯塔底部出来的热贫油换热，最后进入管式加热炉被加热到180℃左右进入脱苯塔进行蒸馏。从脱苯塔顶部出来的粗苯蒸汽进入油汽换热器与洗苯塔来的富油换热降温，部分粗苯蒸汽被冷凝下来，然后进入粗苯冷凝冷却器用低温水冷却至25-30℃clxxxi ，进入粗苯油水分离器进行分离，分离出的粗苯入粗苯回流槽，部分粗苯经粗苯回流泵送至脱苯塔顶作回流，其余进入粗苯中间槽，经计量后送入粗苯贮槽，再用粗苯输送泵定期送往库区贮存、外售。粗苯油水分离器分离出的油水混合物入控制分离器，在此分离出的洗油送至粗苯地下槽，经液下泵送贫油槽，分离的粗苯分离水送至生化处理。脱苯后的热贫油从脱苯塔底部流出，自流入贫富油换热器与富油换热，将温度降至120℃左右，进入贫油槽由贫油泵加压送至贫油冷却器分别被循环水和低温水冷却至30℃左右，送洗苯塔循环喷淋洗涤煤气。0.4-0.6MPa（表）蒸汽被粗苯管式加热炉过热至400-450℃左右，部分作为洗油再生器的热源，另一部分直接进入脱苯塔作为其热源，管式炉所需燃料由洗苯后的煤气供给。为了降低洗油中的含萘量，在脱苯塔侧线引出萘油馏份，以降低贫油含萘，引出的萘油馏份进入萘扬液槽，用蒸汽压出送焦化厂冷鼓工序的机械化氨水澄清槽。由库区来的新洗油送入贫油槽，作循环洗油的补充。洗油在循环使用过程中质量逐渐恶化，为保证洗油质量采用洗油再生器将部分洗油再生，洗油再生量为循环洗油量的1-1.5%，用过热蒸汽加热，蒸出的轻组分油气进入脱苯塔，残留在再生器底部的残渣排入残渣池定期送往煤场。3油库由洗脱苯工序来的粗苯入粗苯贮槽贮存，当粗苯需要外售时，由粗苯泵送往火车装车台通过粗苯装车鹤管装火车外售，或送往汽车装车台装汽车外售。clxxxi 由火车槽车外购的焦油洗油通过焦油洗油卸车泵卸入焦油洗油槽贮存，或由汽车槽车外购的焦油洗油入焦油洗油卸车槽，由洗油卸车槽液下泵送入焦油洗油槽贮存，并定期用焦油洗油泵送至洗脱苯工序贫油槽作为焦油洗油的补充。由汽车槽车外购的浓硫酸入硫酸卸车槽，由卸酸槽液下泵送入硫酸贮槽贮存，并定期用硫酸泵送至硫铵工序用于喷淋式饱和器脱除煤气中的氨。此外，粗苯贮槽、焦油洗油贮槽上均设有泡沫液接管，用于贮槽化学泡沫消防使用。硫酸贮槽放空管上设有脱水器，以防硫酸被稀释造成设备腐蚀。4.精脱硫从洗脱苯工序来的剩余煤气并联（或串联）进入三台装有催化剂（TG-F）的脱硫塔内，含有H2S的粗气通过脱硫剂时，H2S与活性氧化铁接触，生成硫化铁和亚硫化铁，使煤气中的H2S降为20mg/Nm3以下，可做为燃气轮机的燃料送气柜储存。含有硫化铁和亚硫化铁的脱硫剂与空气中的氧接触，在存在水分的条件下铁的硫化物又转化为氧化铁及单体硫，这样就完成了脱硫剂的再生过程。四台精脱硫塔中三台脱硫，一台再生。脱硫剂可循环使用多次，直到氧化铁表面大部分被硫或其它杂质覆盖而失去活性为止。约6-9个月更换一次脱硫剂。5.煤气稳压与储存设施由煤气输送系统送来的各气源厂的荒煤气进入煤气稳压气柜储存，由煤气加压机抽送至净化回收系统。从精脱硫工序来的净煤气做为燃气轮机的燃料进入气柜储存，稳压后送往焦炉气压缩工序。clxxxi 4.2.2原材料、燃料、动力消耗定额原材料、燃料、动力消耗定额见表4-1表4-1煤气净化回收系统原材料、燃料、动力消耗定额表（每1000Nm3煤气消耗）序号名称及规格单位消耗定额小时消耗备注一原材料1焦炉煤气Nm310001010002HPF催化剂Kg0.0191.8823浓硫酸（92.5%）Kg26.1742643.5294焦油洗油Kg2.330235.2945TF-1脱硫剂m3/次250----6-9个月更换一次二动力及燃料1新鲜水（18°C）m31.137114.82循环水（32°C）化产回收净化系统循环水t9.851995低温水系统循环水t17.18817363低温水（16°C）t11.48511404供汽夏季t0.15515.7冬季t0.21621.85焦炉煤气（16720KJ/Nm3）其中：管式炉用Nm32.0202020制冷机组用Nm31.8791879.2电站用Nm3----49516clxxxi 6电KWh42.74943184.3自控技术方案4.3.1自控水平和主要控制方案根据工艺生产特点和规模，本设计采用先进、可靠、性价比高的集散型计算机控制系统，简称DCS控制系统，对主要装置的生产过程进行监控。对于辅助装置及过分分散的监控点则采用常规盘装仪表进行就地集中监控，其它参数就地指示。DCS系统由中央控制室、操作站、现场变送器及执行机构组成。控制站设于中央控制室或全厂总调度室，操作站设在车间控制室。控制站完成全生产系统重要参数的监控，操作站完成各相应装置的工艺参数的监控。控制站可访问系统的变量、报警、趋势、图形、控制、操作系统、通讯接口。配套生产装置采用常规仪表就地检测和控制。除盘装仪表外设置必需的就地显示仪表。为加强管理和成本核算，设置相应的动力消耗计量仪表。全厂消防报警系统和联动控制接入DCS系统。可实现全厂总控或分区监控。在气体爆炸危险区内，按防爆要求和工业卫生规范要求设可燃气体爆炸浓度下限检测仪，报警接入DCS系统，警报按区设置，并采取相应的联锁措施。主要控制方案：1.煤气净化回收系统各装置的温度、压力、流量、液位控制。2.消防报警及联动控制系统。clxxxi 3.可燃气体爆炸下限报警及联锁控制系统。4.必要的物料和消耗定额计量控制系统。4.3.2仪表类型的确定DCS系统以国产品为首选，考虑技术先进可靠有运行经验，性能价格比值较高的产品和厂商。仪表选用性价比高，防腐安全性电动仪表。执行机构以气动装置为主。盘装仪表以国产仪表为主。4.3.3主要关键仪表选择置于防爆区域内的仪表严格按规范选型。可设本安型或隔爆型，且措施严格到位。对腐蚀性、结晶性、易堵性物料的测量，采取针对性强，措施可靠的取样方案。4.3.4动力供应1.仪表电源采用双路交流220V供电，两路互为备用，DCS设置在线式不间断供电电源（UPS），蓄电池供电时间为30分钟。2.仪表气源为无油、干燥、无尘、洁净的压缩空气，气源压力0.5~0.7MPa（表），贮罐容量按备用30分钟考虑，露点低于当地最低气温10℃。4.4主要设备的选择1.煤气输送及回馈系统clxxxi 煤气输送回馈系统加压均选用结构简单、操作容易、投资省的罗茨鼓风机。系统选用ML94WD型罗茨鼓风机三台，两开一备。2.脱硫采用Φ7000×34720的脱硫塔两台，内装轻瓷填料，这种填料具有表面积大、耐高温、阻力小、投资省、安装方便等优点。3.硫铵硫铵饱和器选用Φ5800/4200H=12000两台，介于硫铵母液的腐蚀性，所以材质选用不锈钢SUS316L。4.终冷、洗苯、脱苯洗苯塔采用一台Φ6000×35300孔板波纹填料塔。脱苯塔采用一台Φ2400×26761孔板波纹填料塔。5.精脱硫选用Φ3000×15500的TG-1脱硫塔四台，三台脱硫，一台再生。脱硫剂一次总装填量250m3。6.煤气稳压与储存设施选用容积为50000m3的干式气柜两台，一台用于煤气稳压，一台用于燃气储存。煤气加压机选用ML94WD型罗茨鼓风机九台，七开二备。其它主要设备选型见设备一览表clxxxi 第五章热电站本项目拟建燃气—蒸汽联合循环热电站属于煤气净化后的综合利用部分，本项目将遵照国家有关产业政策，将净化回收后的煤气送入燃气轮机发电机组发电并供热，除解决本工程全厂的生产、生活用电等需要以外，多余电力上网销售。蒸汽除本工程煤气净化回收系统及全厂生活自用外，其余提供给孝义市供热公司。5.1机组选型与建设规模5.1.1燃气——蒸汽联合循环发电的特点与常规燃煤机组相比，燃气—蒸汽联合循环的主要特点如下：1.优点(1)热效率高燃气轮发电机组单循环运行的发电热效率接近高参数燃煤电厂的热效率，一般可达28%～36%，组成联合循环发电机组后，由于充分利用了燃气轮机的排气余热，其发电效率可达40%或更高。(2)投资省由于燃气轮机电厂没有常规火电厂庞大的输煤系统和除灰、渣装置，主厂房建筑也较简单，与同容量常规燃煤电厂相比，初投资可节省40%左右。(3)启动快，运行灵活联合循环系统在热态启动时，1小时内能达满负荷，冷态启动约3小时内可达满负荷。燃气轮机本身能适应大幅度的负荷变化，因此联合循环发电厂不仅可经济而有效地带基本负荷还能很好适应调峰运行。clxxxi (4)有害物排放量少燃气—蒸汽联合循环电厂是世界上公认的一种“清洁电厂”。它无固体灰、渣和烟尘排放，烟气中的NOX、SO2含量较低。(5)占地少，定员少燃气—蒸汽联合循环装置的主机是箱装模块结构，布局紧凑，既无常规火电厂的煤场、灰、渣堆场，又无输煤系统，因此占地面积少，一般占地面积为相同等级容量常规燃煤电厂的30～40%。机组所需辅助设备少，配备的自控仪表水平高，安全可靠，为此所需的操作人员较少。(6)建设周期短其建设周期一般自合同签订之日起10个月燃气轮机发电机组即可投产发电，18个月联合循环热电厂即可全部建成投产。建设周期明显短于同容量的燃煤电厂（约24个月）。(7)耗水量少燃气—蒸汽联合循环装置所需水量仅为常规燃煤电厂的60%左右，特别适用于缺水地区。此外，目前国际上燃气—蒸汽联合循环火电厂的可靠性和可用率已经达到较高水平。2.缺点燃气—蒸汽联合循环发电厂使用寿命一般为15～20年，而燃煤电厂为30年，使用寿命短于燃煤电厂。综上所述，虽然燃气—蒸汽联合循环机组有上述缺点，但这些缺点在一定条件下是可以接受的。由于燃气—clxxxi 蒸汽联合循环发电厂高效低耗、启动快、调峰能力强、投资省、建设周期短以及环境污染少等一些主要性能指针明显优于同等功率等级的常规燃煤火电厂，故已被国内外广泛应用。5.1.2建设规模根据业主要求和焦炉煤气的供应数量，本期工程建设规模为2×38MW+2×18.5MW燃气—蒸汽联合循环热电站。5.1.3机组选型据初步可行性研究报告及项目建议书的批文，按业主要求和焦炉煤气的供应数量，本期工程采用“一拖一”双轴布置的燃气－蒸汽联合循环，即设置两台燃气轮机、两台余热锅炉、两台蒸汽轮机。1.燃气轮发电机组根据GE目前可提供的机组和他们大量实验及运行经验的结果，并考虑到孝义当地的气候条件，拟选用LM6000Spint(LM6000PC-Sprint)系列燃气轮机和PG6000(PG6561B)系列燃气轮机进行比较。两种机组的具体参数如下：燃气轮发电机组在ISO条件下的主要技术参数制造商美国通用电气（GE）美国通用电气（GE）燃机型号PG6561BLM6000PC-Sprint燃料焦炉煤气/柴油焦炉煤气/天然气燃机出力（MW）（ISO工况）37.0249.5进气压力2.3±0.05MPa46.5Bar效率（%）>35%>42％热耗（KJ/KW.h）114808935排气温度（℃）518438排气流量（t/h）521424.08（参考值）燃机转速（r/min）51333627燃机透平级数37（2高5低）压气机组数1719（5低14高）压气机压比12.0：130：1clxxxi 气耗（NM3/h）2475825765气耗率（NM3/kwh）0.66880.5205发电机额定功率（MW）38.049.5发电机额定电压（KV）6.36.3冷却方式空气冷却空气冷却加喷水雾额定转数30003000功率因子0.80.8频率（Hz）5050上述机组均采用户内布置，为紧凑结构，由燃气轮机、负荷齿轮箱和发电机组成。LM6000Spint系列燃气轮机是由航空发动机改装而成，属于轻型燃气轮机，效率较高，启动速度快，适合于调峰；但运行噪声较大，维修不方便，尤其机组大修须到生产地美国修斯顿，不确定的高风险因素较大。PG6561B燃气轮机发电机组属于重型机组，应用较多，虽然效率较低，但运行噪声较小，维修较方便，尤其机组大修无须到生产地，不确定的高风险因素较小。该机组从冷态到额定负荷的起动时间约20分钟，快速起动时间为10～15分钟。机组在满载甩负荷时不会引起危及机组安全的超速和熄火。联合循环运行时，为改善机组的变工况性能，压气机进口导叶可调，以使燃气轮机在部分负荷工况时，仍能保证空气燃料比，维持较高的排气温度，使联合循环的热效率不至于下降。两种燃气轮机机组对余热锅炉—供热蒸汽轮机的选择：(1)蒸汽参数clxxxi 在联合循环中，蒸汽初参数受燃气轮机排气温度的制约。考虑到热端温差（指换热过程中过热器入口烟气与过热器出口过热蒸汽之间的温差）△TS=30～50或更高，一般地，当燃气轮机排气温度T4*=450～550℃时，蒸汽采用3.5MPa或6.0MPa的中压或次高压的初参数。根据我国有关电站蒸汽轮机和电站锅炉系列化的标准规定，本项目燃气轮机对应的蒸汽参数为：PG6561B燃气轮机对应的蒸汽参数为：余热锅炉3.82MPa/450℃，汽轮机3.43MPa/435℃；LM6000PC-Sprint燃气轮机对应的蒸汽参数为：余热锅炉2.45MPa/400℃，汽轮机2.35MPa/390℃；(2)蒸汽产量余热锅炉出口的排烟温度影响余热锅炉的产汽量、即影响余热锅炉的热效率，它与所选的蒸汽循环型式、节点温差以及燃料中的硫含量等有密切关系。降低排烟温度要受到露点温度（排烟中水蒸汽开始凝结的温度）的制约，当燃气轮机燃用含硫较高的燃料时，排气中含有较多SO2，水蒸汽凝结时它就变为亚硫酸而腐蚀金属壁面，所以余热锅炉的排烟温度应高于露点，此时余热锅炉的排烟温度一般不宜低于150℃。另外，余热锅炉出口的排烟温度不低于余热锅炉给水温度。余热锅炉—汽轮机的产汽量、发电量、供热量初步计算如下：燃机型号PG6561BLM6000PC-Sprint余热锅炉蒸汽压力3.82MPa2.45MPa余热锅炉蒸汽温度450℃400℃余热锅炉蒸发量74t/h61t/h余热锅炉给水温度104℃104℃clxxxi 余热锅炉排烟温度160℃160℃汽轮机蒸汽压力3.43MPa2.35MPa汽轮机蒸汽温度435℃390℃汽轮机容量18.5MW11MW汽轮机可外供蒸汽量40t/h30t/h供热时发电量15.5MW8.2MW一套机组联合循环可供热面积36×104㎡24×104㎡一套机组联合循环不供热时发电量55.52MW60.5MW一套机组联合循环供热时发电量52.52MW56.7MW由此可知，从供热的角度来看，PG6561B在联合循环时可满足孝义市70×104m2的供热。而LM6000PC-Sprint燃气轮机组由于其排气温度较低，余热锅炉—蒸汽轮机的蒸汽参数按有关电站蒸汽轮机和电站锅炉系列化的标准规定只能定在次中压等级，致使余热锅炉—蒸汽轮机的热效率较低，影响了联合循环热效率的提高，且满足不了孝义市70×104m2的供热。综上所述，考虑到运行维修、不确定的高风险因素以及供热等，推荐PG6561B燃气轮发电机组为本可研设计选择机组。2.余热锅炉(1)余热锅炉形式的选择余热锅炉有立式强制循环、立式自然循环和卧式自然循环三种类型。自然循环余热锅炉与强制循环余热锅炉的比较自然循环方式强制循环方式传热面积相同相同99.9597.50clxxxi 可用率在燃气轮机运行范围内的使用性广窄水循环的自然平衡性有有限循环泵的设置无有外部耗功无有泵的耗功占地面积较多较少钢结构与管道轻而多重而少基础和撑脚轻而多重而少安装所需设备轻重运行及维护较易较难从自然循环与强制循环这两种循环方式对于余热锅炉的性能、价格和维护等方面的影响可以看出两大类的余热锅炉各有其优缺点和局限性。但从联合循环中余热锅炉的应用发展看，大多倾向于卧式的自然循环技术，主要原因有：①自然循环操作容易且较安全。因为卧式自然循环汽包等面积较大，当功率变化时燃气轮机排气热力波动的适应性和自平衡能力都强，热流量不易超过临界值。②强制循环中的水平管束容易发生汽水分层现象，而且沉结在水平管子底部的结垢要比含有蒸汽的管子顶部要少，这种沿管子周围结垢的差异会造成温度梯度、不同程度的传热和膨胀，其结果将是强制循环的余热锅炉容易发生腐蚀、烧坏、塑性变形等事故。自然循环中的垂直管束结垢情况比强制循环中的水平管束均匀，不易造成塑性形变和故障，同时也减缓了结垢量高而使余热锅炉性能下降的问题。③自然循环的可用性高（为99.95％）。在强制循环中，为了避免余热锅炉发生腐蚀、烧坏、塑性变形等事故，就需要采用大循环倍率的循环泵，这就要额外的消耗能量，而且会由于循环泵发生故障，致使强制循环余热锅炉的运行可用率要比自然循环低2个百分点左右。④clxxxi 强制循环没有减少换热面积的作用。因为锅炉的换热系数主要取决于烟气侧对管壁的表面传热系数，强制循环只加速了管束内水流速度，对改善水侧的换热系数是有利的，而对整个锅炉的换热系数影响不大。本工程推荐采用卧式自然循环余热锅炉。主要原因有以下几点：A.对运行方式的适应性卧式布置余热锅炉的支吊一般采用支撑结构，这种结构在美国早期的联合循环电厂中较多采用，这种电厂一般承担基本负荷；而立式布置余热锅炉的支吊采用吊挂结构，比较能适应热膨胀，可较好地适应电厂二班制运行，而卧式布置余热锅炉在电厂担负二班制运行时，锅炉的炉壳容易引发裂纹。B.对启动性能的适应如果采用强制循环方式，余热锅炉的受热面管子的管径可以减少，而整个锅炉的水容积就减少，也就意味着余热锅炉启动时的热惯性就减少，可以加快启动速度，但必须装设强制循环泵，增加了厂用电及故障点；而采用自然循环方式，可不设强制循环泵，减少了厂用电率及故障发生的机率，虽然余热锅炉的热惯性相对强制循环方式大一点，启动时间相对较长一点。但本工程考虑带基本负荷，因此，采用自然循环方式较为符合实际情况。C.现有国内设计制造技术的现状国内余热锅炉制造厂商供货的余热锅炉大多采用卧式自然循环和立式强制循环，且业绩较多，对于立式自然循环，国内的余热锅炉制造厂商则都业绩较少。(2)蒸汽循环方式的选择clxxxi 蒸汽循环方式有很多种方案供选择，有单压、双压、双压再热、三压、三压再热等方式，循环方式越复杂其效率越高，但是投资也相应地增加，采用哪种循环方式主要取决于电站的投资成本费用、燃料价格和质量、电站的负荷性质以及运行维护费用等。本项目燃气轮机容量相对较小、余热锅炉—蒸汽轮机的蒸汽参数相对较低、且采用抽汽式汽轮机，选用单压相对要优越，而如果选用双压、双压再热、三压或三压再热，其配套系统会更加复杂，投资增加。因此，本工程拟采用单压蒸汽循环方式。(3)余热锅炉的参数因此，本工程考虑配置两台单压、无补燃、自然循环型余热锅炉，单台余热锅炉的主要性能参数如下：项目单位数量型号-3.82/450额定蒸发量t/h74额定过热蒸汽压力MPa3.82额定过热蒸汽温度℃450中压汽包工作压力MPa4.12给水温度℃104燃机排烟温度℃518锅炉排烟温度℃160锅炉烟气阻力mmH2O250烟气流量Nm3/h4263173.蒸汽轮发电机组本工程采用单轴、单缸、抽凝式蒸汽轮机。煤气净化回收系统用汽及全厂采暖用汽量见表7-2。两套燃气轮发电机组配两套蒸汽轮发电机组，其性能参数如下：蒸汽轮机型号KC18.5-3.43/0.49clxxxi 铭牌功率（MW）18.5纯凝汽时额定蒸汽流量（t/h）～74额定进汽压力（MPa）3.43额定进气温度（℃）435抽气压力（MPa）0.49(0.39~0.68)抽汽量（t/h）0～40纯凝汽时凝汽量（t/h）～74发电机型号QF-K18.5-2额定功率（MW）18.5额定转速（rpm）3000额定电压（KV）6.3功率因子0.84.联合循环机组联合循环机组的主要性能参数和经济指针见下表：项目ISO工况两台燃机出力（MW）2×37.02=74.04汽轮机出力（MW）18.5×2=37联合循环出力（MW）111.04联合循环热耗率（KJ/KW.h）7724循环气耗率（NM3/KWh）0.45联合循环效率（%）44.3折合发电标准煤耗（㎏/KWh）0.2636clxxxi 5.2热力系统5.2.1烟道三通门及旁通烟囱一般设置烟道三通门有两种考虑：（1）燃气轮机先到货，施工安装进度很快，先让燃气轮机投产发电；（2）联合循环启动时，利用三通门的开度，先让燃气轮机带满负荷，再通过三通门开度的改变，配合余热锅炉和蒸汽轮机带负荷。由于本工程总工期较短，则第（1）项中的考虑意义不太大，而对于第（2）项，由于余热锅炉采用了自然循环锅炉，启动速度不能与燃气轮机完全相匹配。因此本工程拟设烟气三通门及旁通烟囱。5.2.2原则性热力系统本项目为两台燃气轮机配两台余热炉拖动两台蒸汽轮机。1.主蒸汽系统主蒸汽采用母管制。2.凝结水系统为适应一拖一的运行方式，每台汽轮机设有三台容量为50%的凝结水泵，两用一备。凝结水泵型号4N6型，流量30～50m3/h，扬程63.5～59.5m，电动机功率22KW。3.给水加热、除氧系统每台机组设有一台轴封加热器。凝结水经轴封加热器加热后，进入余热锅炉。4.抽汽系统clxxxi 留有向煤气净化回收系统、全厂采暖系统供气及将来向孝义市供热的抽汽口，抽汽压力0.49MPa。5.高压给水系统设有三台电动高压给水泵，向余热锅炉汽包供水，两用一备。型号DG46-50×11，流量46m3/h，扬程560m，电动机功率132Kw6.抽真空系统每台机组设有射水抽气装置一套。7.余热锅炉排污余热锅炉汽包的连排及定排均引入连续排污扩容器及定期排污扩容器。连续排污扩容器及定期排污扩容器各设置一台。8.氮气系统本工程氮气系统设50m3和20m3贮罐各一个，出口压力2.9±0.1Mpa，氮气外购。9.工业水系统本工程每台机组拟设2台工业水泵，一用一备。工业水系统为闭式循环系统，循环介质采用除盐水。闭式系统设有两台100%容量的水-水交换器，一用一备。10.冷却系统本工程汽轮机采用直接空冷冷凝器。5.2.3电厂运行电厂在非采暖期，蒸汽轮机可作纯凝汽运行，也可作抽汽运行，纯凝时发电功率为18.5MW，抽汽16t/h时发电功率为17.2MW。在采暖期，电厂蒸汽轮机作抽汽运行，可提供最大40t/h的供热用汽，此时，蒸汽轮机的发电功率为15.5MW。clxxxi 5.3燃料供应系统5.3.1煤气耗量1.煤气品质燃气——蒸汽联合循环发电所用燃料为本项目化产回收净化系统净化后的焦炉煤气。其质量标准和成份如下。煤气成分分析资料表（V%）项目H2CH4COCnHmCO2N2O2H2O干煤气58.026.06.22.52.24.50.620℃饱和状态下56.725.426.072.442.154.470.592.22煤气压力：～0.007MPa(表)；煤气热值：4100Kcal/Nm3(16720KJ/Nm3)2.煤气消耗量本工程2台燃机的煤气耗量见下表：小时耗气量（Nm3/h）24758×2=49516日耗气量（Nm3/日）年耗气量（Nm3/年）42088.6×104注：1）表中气耗量是ISO工况下的气耗量。2）年利用小时按8500小时计。5.3.2煤气输送煤气采用管道输送，管道采用架空方式。由煤气压气机自煤气柜送至燃机发电。输送能力按二组联合循环机组考虑，不设备用管道。煤气经调压站调压后，压力由0.007MPa调节至燃气轮机适合的压力（约2.3MPa）后供燃机使用。调压站设两路100%容量管道至燃机，一路运行，一路备用。clxxxi 5.3.3煤气压缩机选择目前，压缩机使用较多的是活塞式压缩机、离心式压缩机、轴流式压缩机。它们相比各有优缺点。活塞式压缩机的特点是：气流速度低，损失小，效率高；压力范围广，从低压到超高压范围都适用；适应性强，排气压力在较大范围内变动时，排气量不变；除超高压压缩机外，机组的零部件多用普通金属材料；外型尺寸及重量较大，结构复杂，易损件多，排气脉动性大，气体中常混有润滑油。离心式压缩机和轴流式压缩机属于透平式压缩机类，它们共同的特点是：气流速度高，损失大；流量和出口压力的变化由性能曲线决定。若出口压力过高，机组进入喘振工况而无法运行；旋转零部件常用高强度合金钢；外型尺寸及重量较小，结构简单，易损件少，排气均匀无脉动，气体中不含油。但离心式压缩机和轴流式压缩机相比各有特点。轴流式压缩机具有效率高（设计工况下绝热效率可比离心式压缩机高出5～10%）、流量大等优点，但排气压力不高，稳定工作范围窄，对工质中的杂质敏感，叶片易受磨损；离心式压缩机则不同，除效率比轴流式压缩机低外，可达到很高的排气压力，允许输送较小的流量。根据对沈阳远大压缩机制造有限公司、西安交通大学、陕西鼓风机厂等调研，这几家的方案设计如下：单位沈阳远大陕西鼓风机厂压缩机型号4M45-223.2/0.1-2.4E35-6+4+3+4压缩机型式活塞式离心式压缩机结构型式卧式、四列三级压缩三缸三冷却、双层布置压缩级数17吸气压力kPa1010吸气温度℃2020排气压力MPa2.42.4排气温度℃排气流量Nm3/h200200压缩机轴功率KW18741980电机功率KW22002500电压等级kV6或106或10因此，本项目拟选用离心式压缩机，clxxxi 一台燃气轮机对应压缩机为：二用一备两台燃气轮机对应压缩机为：四用一备另外，在压缩机的出口母管上加装气体能量在线控制装置。其主要作用是控制进入燃气轮机的气体总能量保持稳定。5.4化学水处理系统5.4.1水源及水质本工程的水源为当地的地下水，水质均属于有负硬度的水质，总离子量在10.36mmol/l左右。水质分析见下表。水质分析报告表工程名称：　　　取水地点：　　　　　　　　　　取水时气温：15℃　　　　　　　取水时水温：15℃　　　　　　　水样种类　　　　　　　化验室编号：　　　　取水日期：20033.16　　　　　选样日期：2003.317　　　　　试验日期：2003.3.17　　　　　项　　目ρ(B)mg/lC(1/nB)Mmol/L项　　目C(CaCO2)mgl/L阳离子Na+91.113.96硬度硬度58.55Ca+14.530.73非碳酸盐硬度0.00Mg5.380.44碳酸盐硬度58.55Fe+0.28负硬度142.61Fe+++酸碱度甲基橙碱度201.16Al+++酚酞碱度0.1HN+0.900.05酸度0合　计112.25.18PH值8.32阴离子Cl-31.410.89游离CO2SO4-11.610.24总矿化度424.48NO3-0.000.00耗氧量（O2）0.08NO2-0.040.00H2SiO223.35HCO3-245.144.02余氯PO3-40.310.01胶体硅F-0.430.02溶解固型物301.91合计288.946.7全固型物总计401.1414.9悬浮物0电导率710.μs/cm污染性指数（f1）clxxxi 5.4.2锅炉补给水处理1.系统出力的确定（1）正常汽水损失：2×74×3%=4.44t/h（2）排污损失：2×74×2%=2.96t/h（3）启动或事故增加损失：74×10%=7.4t/h（4）化学厂用汽2t/h（5）杂用汽1t/h（6）采暖和化产生产用汽3t/h（7）对外供热损失21.8t/h（8）燃机闭式循环补水损失8t/h总计57.6t/h锅炉补给水的正常补水量冬季为50.2t/h，夏季为36.4t/h；最大补水量冬季为57.6t/h，夏季为43.3t/h。2.系统的选择根据水质及安装机组对锅炉补给水水质的要求，本工程可研阶段的锅炉补给水处理系统,分别对两个方案进行了经济比较。方案一采用反渗透予脱盐加混床系统,系统具体工艺流程如下：加药剂↓水工来水→生水箱→生水泵→双滤料过滤器→5μ过滤器→高压泵→反渗透装置→除碳器→脱碳水箱→脱碳水泵→混合离子交换器→除盐水箱→主厂房。clxxxi 其方案二具体工艺流程为：水工来水→双滤料过滤器→清水箱→清水泵→阳交换器→除碳器→中间水箱→中间水泵→阴双室床→混合离子交换器→自用除盐水箱→阳、阴、混床再生泵→二级除盐水箱→主厂房。上述方案技术均可行，设备落实，工艺有成熟的经验，出水水质也均能达到锅炉补给水水质要求。方案二占地面积大，运行费用也高且运行操作和维护工作量大。方案一具有可靠的先进科学技术和先进设备，是目前水处理技术首选先进技术之一。其占地面积小，运行费用低，便于操作，运行维护小等特点。即方案一优于方案二。为此，本工程可研阶段的水处理系统推荐方案一。其系统出力为2×30t/h的RO装置，事故时紧急用水由除盐水箱提供。详见锅炉补给水处理原则系统图。3.系统的连接及操作方式系统中的双滤料过滤器和细砂过滤器及混合离子交换器均采用母管制并联连接方式。反渗透系统的运行、控制的操作采用PLC程控。5.4.3药品的运输方式、贮存及再生废液的排放混床酸碱贮存的容量按每月30天用量考虑，由汽车运输。本工程设有酸贮槽V=10m3的一台，V=10m3的碱贮槽一台。酸（碱）由卸酸（碱）泵打至高位酸（碱）槽车内，自流到酸（碱）计量箱内待再生时用。本工程混床再生后的酸碱废水处理，在室外设了一座V=160m3clxxxi 的酸碱废水中和池。池顶上设了一座中和泵房。内设有中和水泵和罗茨风机各两台及酸碱计量器设备。废水经空气搅拌酸碱中和达到排放标准后，排入下水道。5.4.4水处理室的面积及主要设备的布置水处理除盐间占地面积为252m2，反渗透的加药系统、清洗系统、食盐再生及水泵间共占地面积93.6m2。水处理间内设置了值班控制室，运行的分析化验也均在水处理间，水处理室外设有生水箱和反洗水箱各一台，软化水箱布置在主厂房附近。5.4.5化学试验室的仪器设备配置试验室的主要设备的配置参照《火力发电厂化学设计技术规程》规定进行配置。5.4.6给水、炉水、校正处理及汽水取样1.给水加氨处理为了减少由于低PH值所引起的给水系统的腐蚀，维持给水中PH值在规定范围内，给水采用加氨处理。2.炉水校正处理为了防止锅炉结垢，维持炉水磷酸根在2～10mg/l范围内，炉水采用加磷酸盐处理。3.汽水取样为了准确无误的监控机炉运行中给水、炉水和蒸汽的质量变化情况，判断系统中的设备故障，每台机组配备一套集中汽水取样装置，取样装置包括减压装置、恒温装置、冷却器、化学分析仪、指示仪、报警仪及其附属设备。每套装置分为高温盘和分析仪表盘。且高温盘和分析仪表盘分开布置在两个房间。在汽水取样分析仪表间设空调装置。clxxxi 5.4.7循环水处理本工程的循环水处理考虑加复合药剂处理。排污率为0.9%，浓缩倍率为3～4倍。设循环水处理加药设备一箱两泵成套设备一套，并考虑夏季加次氯酸钠药剂，以防止水塔内藻类的滋生。新建循环水加药间4×8平方米，内设所有的循环水加药设备，循环水加药间布置在水塔附近。5.5空冷与供排水系统5.5.1空冷系统由于本项目位于我国严重缺水的北方地区，热电厂作为用水大户，大幅度降低热电厂用水，有着重要的现实意义，也符合当前的国家节水政策。为此，本项目两台汽轮机机组的冷却系统采用直接空冷系统。1.采用空冷系统的必要性众所周知，水是一种资源。水资源的短缺已经严重威胁到人类的生存环境，因此节约用水已是目前全球范围内的一种趋势。某地处我国北方地区，水资源严重匮乏，人均水资源远远低于国内人均值，如何在有限的水资源状况下，贯彻国家优化资源配置，加快中西部发展，是一项重大决策问题。电厂是耗水大户，降低电厂的耗水量对水资源的合理使用，保持可持续发展有着重大的节水意义。目前，虽然电厂也在积极采取种种节水措施，但仍然要消耗大量的水资源。若要更有效地降低电厂的耗水量，就应该采用具有显著的节水效果的空冷技术。采用空冷技术后，可全厂性节水70clxxxi ％左右，建设一座湿冷电厂的水量可以建设３到４座同样容量的空冷电厂。电厂初投资虽然增高了一些，但节约了有限的水资源和节省了长期的大量的水费。在富煤缺水的某建设电厂，从宏观上讲，节约了有限的水资源配额，就为某的可持续发展创造了良好条件，对于投资方来讲，能够充分利用煤水资源组合的优势，在一定的水资源的条件下，扩大建设容量，使得电力项目能够顺利实施。所以，在某建设电厂采用空冷技术具有深远的战略意义。2.直接空冷基础数据(1)气象参数设计环境干球温度16℃厂址海拔高程780m当地大气压927.7hPa年平均相对湿度61%(2)汽轮机尾部参数汽轮机排汽量69.00t/h汽轮机排汽焓值～2437.6kJ/kg汽轮机背压16.0kPa3.直接空冷系统概述电厂直接空冷技术应用已有几十年的历史，初期限于当时的技术条件，只是应用于一些小容量的汽轮发电机组。随着经验的积累和工业技术水准的发展，尤其是在二十世纪七十年代后，一些困扰直接空冷技术应用的技术问题得到解决，电厂直接空冷技术的应用开始进入较快的发展期。clxxxi 所谓直接空冷系统是由空冷凝汽器、辅机冷却塔、辅机循环水泵组成。空冷凝汽器由空冷凝汽器平台、风机组成。它是将汽轮机排出的乏汽，由管道引入称之为空冷凝汽器的钢制散热器中，由环境空气直接将其冷却为凝结水，减少了常规二次换热所需要的中间冷却介质，换热温差大，效果好。除此之外，其它的主要特点还有：(1)汽轮机背压变幅大。汽轮机排汽直接由空气冷凝，其背压随空气温度变化而变化，我国北方地区一年四季乃至昼夜温差都较大，故要求汽轮机要有较宽的背压运行范围。(2)真空系统庞大。汽轮机排汽要有大直径的管道引出，用空气作为直接冷却介质通过钢制散热器进行表面换热，冷凝乏汽需要较大的冷却面积，因而导致真空系统的庞大。(3)电厂整体占地面积小。由于空冷凝汽器一般都布置在汽机房顶或汽机房前的高架平台上，平台下仍可布置电气设备等，空冷凝汽器占地得到综合利用，使得电厂整体占地面积减少。(4)冬季防冻措施比较灵活可靠。间接空冷系统的主要防冻手段是设置百叶窗来调节和隔绝进入散热器的空气量。若百叶窗关闭不严或驱动机构出现机械或电气故障，将导致散热器冻结。而直接空冷可通过改变风机转速或停运风机或使风机反转来调节空冷凝汽器的进风量直至吸热风来防止空冷凝汽器冻结，调节相对灵活，效果好且可靠。已有成熟的运行经验可以借鉴。4.直接空冷系统方案确定经进行初步计算，每台机组需要配备空冷凝汽器的散热面积为68600m2。空冷凝汽器采用钢制大直径椭圆翅片管。椭圆管规格拟为100×20mm，壁厚为1.5mm。翅片规格为119×45mm，厚度为0.35mm。clxxxi 翅片管外表面均热浸锌进行防腐处理。空冷凝汽器管束分为顺流管束和逆流管束。每个管束宽约2.325m。管束高度：顺流为5.8m，逆流为4.5m。6个管束组成一个空冷凝汽器散热单元。每个散热单元以6个管束以接近60°角组成等腰三角“Ａ”型结构，“A”形两侧分别为3个管束。每台机组的空冷凝汽器按3组（排）布置，每组由3个冷却单元组成，其中2个为顺流空冷凝汽器，1个为逆流空冷凝汽器。每台机组的平台面积为24.5×24m2。有效进风口高度：10m。每组空冷凝汽器配置一台轴流式风机，每台机组共配置6台风机。风机参数：顺流风机逆流风机风机直径（m）：4.874.87风机转速（r.p.m）：6060空气流量（m3/s）：175145风压（Pa）：180175风机轴功率（kw）：5050迎风面风速（m/s）：2.502.50风机台数（台）：63连接低压缸的主蒸汽排汽管拟采用一条DN2200mm的焊接钢管；连接各组（排）的蒸汽输送支管（蒸汽分配管）拟采用DN1600mm的焊接钢管。5.5.2供排水系统1.辅机与工业设备冷却水系统循环冷却水量由下表所列：clxxxi 循环冷却水量(m3/h)序号项目夏季冬季1空冷器冷却水2401802油冷器冷却水3802853工业设备冷却水1501134合计770578循环供水泵共设三台，其型号与规范为：水泵型号：200S42A型，Q=198～310m3/h，H=43～31m。电机型号：Y200L2-2型，N=37kW。循环水供水泵布置在集中水泵房内。循环供水管采用DN400焊接钢管，循环水回水管采用DN450焊接钢管。循环水水质稳定处理详见化学水专业部分。冷却塔选用10NB-400型玻璃钢冷却塔二套，每套夏季冷却水量为400m3/h，夏季二套运行，其它季节二套调节运行。为改善冷却塔的通风条件和节省占地面积，冷却塔布置在冷却水池的顶面上。冷却水池为钢筋混凝土结构，容量为200m3。2.热电站用水量统计热电站夏季和冬季用水量统计如下表所列：夏季用水量统计表(m3/h)序号用水项目用水量回收水量耗水量备注1冷却塔蒸发损失（P1=1.3%）9092冷却塔风吹损失（P2=0.5%）4043系统排污损失（P3=1.2%）9094工业设备冷却用水10100注5化学水车间用水581444注6其它用水10287合计1002674注：接回收水系统。clxxxi 冬季用水量统计表(m3/h)序号用水项目用水量回收水量耗水量备注1冷却塔蒸发损失（P1=1.3%）7072冷却塔风吹损失（P2=0.5%）3033系统排污损失（P3=1.2%）6064工业设备冷却用水770注5化学水车间用水771958注6其它用水100107合计1152684注：接回收水系统。为节省电厂用汽轮机排汽采用了直接空冷系统，从而消除了电厂主要的耗水点；对工业设备冷却回水进行了回收利用，作为辅机和工业设备循环水系统的补充用水；对工业废水进行回收利用，作为电厂的杂顶用水。为节省电厂用汽轮机排汽采用了直接空冷系统，从而消除了电厂主要的耗水点；对工业设备冷却回水进行了回收利用，作为辅机和工业设备循环水系统的补充用水；对工业废水进行回收利用，作为电厂的杂顶用水。电厂冬季运行最大小时用水量为84m3/h。3.回收水系统(1)为减少电厂水源供水量,拟定对工业废水进行回收利用，作为杂项用水。(2)回收水系统由工业废水收集管、回收水池、回收水泵和回收水供水管网等组成。(3)回收水泵设置二台，其中一台为备用泵。型号IS65-40-200型，流量Q=30m3/h，扬程H=47m。5.6电气部分clxxxi 5.6.1电气主接线本工程建设2×38MW燃气—蒸汽联合循环发电机组，根据系统部分的接入系统方案，电厂以110kV电压接入电网，并根据机组规模、出线数量等因素，主接线按110kV单母线分段设计。四台发电机与主变压器接成发电机一变压器组单元接线将发电机出口的6.3kV电压升高至110kV后接入母线。110kV系统按两回出线考虑，一回并网，预留一回，并留有扩建的余地。高压启动/备用变压器由110kV母线引接。5.6.2厂用电接线本工程高压厂用电源系统采用6.3kV电压，工作电源直接由发电机出口经电抗器引接。高压厂用电源接线形式为单母线分段。高压启动/备用电源由高压厂用备用变压器供给。6kV厂用电源系统采用中性点不接地方式，选用KYN28A型金属铠装全封闭高压开关柜，配真空断路器。低压厂用电源采用380/220V动力、照明合并供电的三相四线制系统，接线形式为单母线接线，每段由一台低压厂用变压器供电。设低压厂用备用变压器一台作为低压厂用备用电源。5.6.3设备布置110KV配电装置采用室外配电装置，布置在主厂房A列的正前方。主变压器及高压启动/备用变压器布置于空冷冷凝器平台旁边或下面。高压厂用电抗器布置于主厂房零米发电机小间旁的电抗器间内，发电机小间内布置励磁柜、灭磁柜、发电机出口电流、电压互感器等。汽轮发电机房的B-C列的零米层布置高低压配电装置。clxxxi 5.6.4主要设备选型主变压器S9-50000/110kV（S9-25000/110kV），121±2×2.5%/6.3kV，Yn0，d11，Uk=14%厂用电抗器XKK-6-2000-12，2000A，Xk=12%厂用高压备用变压器S9-5000/110kV，5000kVA6kV高压开关柜KYN28A型金属铠装移开式开关柜，ZN63真空断路器380V低压开关柜GCS抽出式开关柜5.6.5电气二次线按《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）的要求设电气主控楼，控制方式为电气主控制室方式，在主控制室对下列设备进行控制、保护、监视；发电机、主变压器、110KV线路及母线设备、高低压厂用及备用电源系统、中央信号及直流系统。控制保护系统按综合自动化系统方式配置，并辅以必要的常规控制监视设备。保护系统的配置按《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285-93）及相关反事故措施要求配置，其中保护均采用微机保护。锅炉、汽机电动机在机炉控制室，通过DCS控制、监视。直流电源采用微机高频开关电源，配套免维护铅酸蓄电池组。5.7热力控制部分5.7.1控制方式采用集中控制方式，两燃机两炉两汽机共设一个控制室。化学水处理系统、煤气供气系统、循环水泵房等辅助系统的控制设备采用就地集中的控制方式，分别在相应车间内设就地控制室。5.7.2控制水平clxxxi 1.热工自动化水平(1)自动化对负荷的适应性机组的自动化系统设计，以满足整个机组安全经济运行为前提，配备少量的运行人员，在控制室内人员以CRT及操作键盘为监视控制中心，完成正常运行工况的监视与调整及紧急事故的处理，在就地人员的配合下实现机组的启、停。自动控制系统考虑在最低负荷以上范围的自动控制。在机组异常工作时，自控系统能自动进行停机、停炉等有关操作，以确保机组的安全。(2)机组控制模式本工程2×38MW级机组采用一套以微机处理器为基础的分散型控制系统（DCS）。DCS的主要功能包括：数据采集系统（DAS）；模拟量控制系统（MCS）；辅机程控系统（SCS）。主要辅机的程控以子组级控制水平为主，即实现一台辅机及相关设备的程控。对于辅助系统如余热锅炉定期排污系统，均采用独立的程控系统，并留有与DCS的通讯接口。2.控制系统的总体结构(1)机组控制系统总体构成控制系统的总体构成是基于以下原则：A.整个炉机的运行管理在炉机控制室内，运行人员以CRT键盘作为监视和控制中心。B.由基于微处理器技术的分散型控制系统实现机组的数据采集与处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）；辅机程控系统（SCS）。C.作为DAS系统的补充，设少量的常规仪表和重要热工信号。clxxxi D.燃气轮机、余热锅炉--汽轮机停机保护由继电器硬接线方式实现，在控制台上设有手动激励保护按钮。(2)各系统之间的通讯方式、信息共享范围在DCS系统中MCS、SCS系统所需的输入信号直接由I/0信道引入各自系统，并通过通讯总线传送到DAS系统。(3)常规仪表和后备手操的设置原则在分散型控制系统通讯故障或操作员站全部故障时，确保机组安全停运。5.7.3热工自动化设备选择(1)分散控制系统的选型分散控制系统是目前国内外大、中型机组普遍采用的控制系统。现在国内仪表行业已分别采取各种方式引进或合作生产世界上各种不同型式的分散型控制系统。DCS选择技术先进设置合理，有成功运行经验，适合本工程特点且性能价格比较好的系统。(2)由主辅设备制造厂配供的控制系统燃气轮机、余热锅炉--汽轮机本体安全监视仪表（TSI）(3)其它控制设备及仪表的选型——单独系统程控采用可编程控制器。——控制室后备操作盘选用框架式仪表盘，电源盘、保护盘、就地盘均采用柜式仪表盘。——热力配电箱采用抽屉式配电箱。——指示表采用XF系列或数字元仪表。——变送器：选用1151系列电容式变送器。clxxxi ——保护用开关量仪表采用引进型产品。——执行器选用是电动Ⅲ型系列。5.8主厂房布置燃气轮机发电机组为箱体结构布置，蒸汽轮机发电机组采用室内布置。余热锅炉采用露天布置。由于燃气轮机排气方向的原因，燃气轮机与余热锅炉只能按“丁”字型布置，则主厂房布置就有两个方案。方案一：汽机房布置在燃气轮机与余热锅炉的“丁”字型的一侧，充分利用场地；方案二：汽机房布置在余热锅炉的端部。方案一的占地面积比方案二减少～21%；方案一电缆至电子设备间的距离比方案二的要短；方案二的检修空间比方案一要优，但方案一仍可利用周边场地来满足检修空间的要求。在本工程中推荐方案一。两台汽轮发电机组采用纵向布置。加热器平台采用岛式结构，其间布置有汽封加热器、汽轮机主油箱。汽轮发电机房的B-C列的零米层布置高低压配电装置，运行层布置机、炉、电控制室。电动给水泵靠B列侧横向布置。在汽机房固定端零米设有检修场地，可满足机组大小修的要求。除氧给水控制室布置在汽机房零米靠近B列侧两机之间。为满足机组检修起吊的需要，汽机房设一台32/5吨电动双梁桥式起重机。clxxxi 第六章原材料、辅助材料及燃料的供应6.1原材料、燃料的供应及耗量本项目所需原料及燃料为焦炉煤气。某clxxxi 省孝义市周边地区盛产用于炼焦的煤种，而且品种齐全。由此，孝义市炼焦行业得到飞速发展，据不完全统计，孝义市有成规模的炼焦企业38家，并在继续新建和扩建。焦炭生产过程中产生的大量焦炉煤气即可做为本项目的原料及燃料用气。本工程所需的焦炉煤气由以下厂家供应。1.孝义市金岩电力煤化工有限公司二期焦化厂：70万吨/年焦炉。稳定供煤气量为3.0万Nm3/h，与专案所在地相邻。2.孝义市金岩电力煤化工有限公司一期焦化厂：60万吨/年焦炉。稳定供煤气量为2.5万Nm3/h，与专案所在地相距6公里。3.孝义市红塔煤焦有限公司：60万吨/年焦炉。稳定供煤气量为2.5万Nm3/h，距离项目所在地7公里。4.孝义市金玺煤焦有限公司：40万吨/年焦炉。可供总煤气量为2.1万Nm3/h，距离项目所在地1.5公里。供应厂家的荒煤气在各自焦化厂的冷凝鼓风工序经煤气鼓风机加压后由电捕焦油器的出口送出。本工程所需燃料为焦炉煤气。净化回收洗脱苯工序后的粗煤气由管道供给管式炉及制冷机组；精脱硫工序后净煤气由管道供给燃气轮机。荒煤气中杂质含量、净化后煤气中杂质含量、净化后煤气成份分别见表6-1~6-3。表6-1荒煤气杂质含量表杂质成份B.T.X萘NH3H2SHCN杂质含量(g/m3)36674-61.5表6-2净煤气杂质含量表杂质成份B.T.X萘NH3H2S焦油clxxxi 杂质含量(g/m3)2~4≤0.01≤0.1≤0.02≤0.003表6-3净煤气成份煤气成份H2CH4CON2CmHnCO2O2含量(%)58.026.06.24.52.52.20.6表6-4主要原料、燃料耗量表序号名称规格单位数量1原料煤气（干）Qnst：16720KJ/Nm3103Nm3/a8585002燃料煤气（干）Qnst：16720KJ/Nm3103Nm3/a454029其中：管式炉用17170制冷机组用15973电站用4208866.2辅助材料的供应及耗量本工程所需的辅助材料H2SO4、焦油洗油等在化工市场上都易买到，由汽车运入。HPF脱硫剂、TG-1脱硫剂分别从鞍山焦化耐火材料设计研究院、太原理工大学科灵催化净化技术发展中心购买。表6-5辅助材料耗量表序号名称单位数量备注1HPF脱硫剂t/a162H2SO4(92.5%)t/a224703焦油洗油t/a20004TG-1脱硫剂m3/次2506-9个月换一次clxxxi 第七章建厂条件和厂址方案7.1选址原则1.符合孝义市总体规划；2.外部条件优越，水、电供应经济合理，交通运输方便，使工厂的能源、物质合理流动；clxxxi 3.尽量减少建筑物拆迁量，少占或不占良田，节省投资；4.不干扰地区交通主干线及大型设施规划用地。7.2建厂条件7.2.1厂址地理位置、地形、地貌某孝义环保能源有限公司焦炉煤气综合利用项目建设于孝义市东许办事处河底村，距离河底村1000米，紧靠梧桐开发区，西邻恒山焦化厂，北邻金岩焦化厂，南距梧窳路500米；距金玺焦化厂500米，晋茂焦化厂2000米，红塔焦化厂5000米，金达公司4000米，曜鑫公司7000米。拟建场地地形相对平坦开阔，地面自然标高820m，本工程占地面积约10公顷。本地场地地基土由第四系上更新统黄土和中更新黄土组成，土性为粉土及粉质粘土组成，局部夹钙质结核层。场地地貌属黄土原区前缘地段。7.2.2工程地质、地震烈度、水文地质本区属汾河阶段地貌，场地原为地表水体，后经自然改造沉积而成，勘察场地内，地势较平坦，高差变化不大，总体呈南东高北西低，最大高差2.30m。勘察揭露地层上部为第四系全新世冲积成因的次生黄土状粉土、黄土状粉质粘土；下部为第四系上更新世所沉积黄土状土。各地层岩土项目特性自上而下分述如下：(1)新近堆积黄土状粉质粘土（Q42al）：黄褐色，含云母及植物根煤屑等，土质较均匀。下部呈饱和状，可塑，中等压缩。场地内普遍分布，厚度一般3.50-4.5米,厚度最大处7.30米,最小处0.70米。层底埋深clxxxi 3.50~7.30米，平均层底标高294.3米。(2)新近堆积黄土状粉质粘土（Q42al）：黄褐色，含云母及煤屑等，土质较均匀。饱和状，软塑，中等压缩性。场地内普遍分布(呈透镜体分布)，厚度一般6.50-9.00米，最大11.0米，最小1.0米。层底埋深11.0-16.20米，平均层底标高287.03米。(3)黄土状粉土（Q4al）：黄褐色，土质均匀，含零星钙质结核，局部铁染呈黄色。饱和状，可塑，中等压缩。场地内普遍分布（局部夹薄层粉细砂，厚度小于20厘米），厚度一般2.00-4.00米，最大5.00米，最小0.80米。层底埋深15.00-16.50米。平均层底标高283.72米。(4)黄土状粉质粘土（Q4al）：黄褐色，含少量灰色条纹，土质均匀。饱和状，可塑，中等压缩。场地内普遍分布，厚度一般2.30-3.00米，最小0.80米。层底埋深17.00-18.00米，平均层底标高281.75米。(5)黄土状粉土（Q4al）：黄褐色，土质均匀，含褐色斑点。饱和状，可塑，中等压缩。场地内普遍分布，厚度一般3.30-5.00米。层底埋深20.21-22.60米，平均层底标高277.95米。局部夹层黄土状质粘土，最大厚度2.0米。(6)黄土状粉质粘土（Q3al）：黄褐色，土质均匀，含褐色斑点。饱和状，可塑，中等压缩。场地内普遍分布，厚度一般2.0-3.40米。层底埋深24.87米，平均层底标高274.95米。(7)黄土状粉土（Q3al）：褐黄色，土质均匀，上部含零星钙质结核及较多风化钙粉，局部夹薄层粉细砂，饱和状，可塑，中等压缩。场地内普遍分布，厚度一般3.00-4.50米，层底埋深27.00-29.70米，平均层底标高271.58米。(8)黄土状粉质粘土（Q3alclxxxi ）：黄褐色，土质均匀，局部夹薄层粉细砂，厚度小于20厘米。饱和状，可塑，中等压缩。场地内普遍分布，厚度一般1.00-2.00米。层底埋深29.00米，平均层底标高270.63米(9)黄土状粉土（Q3al）：黄褐色，土质均匀，局部呈铁锈色。饱和状，可塑，中等压缩。场地内普遍分布，本次勘察揭露最大厚度1.50米。未见层底。根据勘测结果显示，场地内无不良地质现象分布，可以做为拟建建筑物场地使用。根据中华人民共和国国家标准GB50011-2001《建筑抗震设计规范》，该地区抗震设防裂度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g，第一组。孝义市境内的河流主要有孝河与虢义河，均属汾河水系的支流，孝河与虢义河发源于孝义市西部山区，均属季节性河流，流量、水质变化悬殊。孝河由三条支流汇合而成，经孝义市南径流汇入汾河，枯水期有少量径流，在张家庄河段建有中型水库一座，该水库汇水面积为465.1km2.多年平均径流量为1429万m3，保证率50%的径流量为1236万m3，保证率95%的径流量为557万m3，水库总库容为3751万m3，兼有防洪与灌溉功能，大坝为均质土坝，由于设计标准低，其利用价值受到影响。虢义河经孝义市北径流汇入文峪河，枯水期有断流现象。孝义市河底村一带是该市的富水区域，属山前冲洪积平原区，地面标高在700-800m，含水层主要有第四系中、下更新统的承压水，有少数井打出第三系层水。中更新统顶板埋深一般在40m左右，由西向东埋深逐渐增大。新第三系埋深60～130m，由西向东埋深亦逐渐增大。含水层由西向东层厚逐渐变薄，层次增多，含水层有3～5clxxxi 层，岩性为粗、中砂砾石，细粉砂。含水层由西向东层厚逐渐变薄。层次增多，含水层颗粒由粗变细，富水性由强变弱。水质由西东亦逐渐变差。区内地下水的补水主要为大气降水渗入，山丘黄土梁区的侧面径流，地表水径流和张家庄水库的渗入，亦有少量农灌渗水。区域内地下水多年平均补给水量为686万m3，近年来由于某些企业的下马，地下水水位呈上升趋势。该地区地下水位埋藏较深，推测地下水位应在20米以下，对建筑物无影响。7.2.3气象条件年平均气温　　　　　　　　　　　　　10.3℃极端最高气温　　　　　　　　　　　39.5℃极端最低气温　　　　　　　　　　　-22.9℃年平均降雨量　　　　　　　　　　　　474mm年最大降雨量660mm年平均蒸发量365mm冻土深度800mm风向偏北风和西北风年平均风速2.8m/s最大风速18m/s年平均气压928.4mbar7.2.4交通运输该厂区位于孝义市东许河底村，紧靠梧桐开发区，附近有省道孝午公路、汾介公路、市乡公路梧窳线、307国道、孝柳铁路、南同蒲铁路介西支线，并有孝南火车站。地理位置优越，交通十分便利。clxxxi 本项目建设安装期间的一些大型设备和大宗材料，可以通过铁路运到孝南火车站，再由汽车运到厂内（运距10公里）。亦可依靠公路直接运至厂内。7.2.5供排水1.供水本工程所在位置附近有经水利局批准的深井3孔，出水量均为35m3/h，全部可供该项目使用。用水不足部分可经水利局批准井位，在厂区附近打井采水，水源充足，供应有保障。设计中考虑了新鲜水、循环水、低温水系统及复用水系统。2.排水本工程排水系统分为生产、生活污水系统及雨水、清净生产下水系统。含酚、氰生产污水、生产化验污水及生活污水排入生化处理装置，处理后送邻近的两个焦化厂作熄焦补水，不外排。生产清净下水作为循环水等补水或作为复用水重复使用。多余清净下水排至厂外雨水管。每个工序或工段区域内，场地按5‰坡度向道路排水沟找坡，道路排水沟将雨水汇集后排至厂外雨水管。7.2.6供热本工程将化产回收后的净煤气用于燃气轮机—蒸汽联合循环发电机组发电并供热，可以保证项目所需蒸汽用量。7.2.7供电本工程所用的电源有两路，离本项目拟建地3.5km处有一电压等级35KV的前营变电站，可使用变压器将电压等级降为6.3KVclxxxi ，作为本项目启动电源和备用保安电源，本项目自建的电站作为主供电源。7.3厂址方案本项目厂址有两个方案，一是位于孝义市东许办事处河底村西北，距河底村1000米，占地150亩；另一是位于梧桐镇仁顺村南，距离仁顺村600米。两个厂址的共同点是厂区附近都已有深井，供水、供电条件基本一致，原料气源相对较为集中，交通运输都很便利。不同点是，一个离村庄较近，一个相对较远，从长远发展、气源管线布置、供热管线布置及电源输送等方面考虑，推荐选择河底村厂址方案。clxxxi 第八章公用工程和辅助设施方案8.1总图运输8.1.1总平面布置7.1.1.1总平面布置的原则和功能划分1.布置原则(1)满足工艺生产流程要求。(2)符合国家现行的防火、防爆、安全等规范。(3)结合当地气象、地质、地形等自然条件，并满足运输要求。(4)节约用地，不占良田。2.功能划分厂区总图布置划分有以下功能区:(1)化产回收区；(2)热电站区；(3)公用工程区；(4)生活区。8.1.1.2平面布置厂区占地约10公顷，呈长方形。化产回收区位于厂区的北部，热电站区布置于厂区南部，辅助、公用工程装置及厂前区等街区位于厂区中部。以上布置详见总平面布置图。结合当地的年主导风向、自然地形及周围环境等进行厂区总体布置，既考虑扩建需要，又减小环境影响。8.1.2竖向布置1.布置原则clxxxi (1)满足工艺生产流程要求。(2)满足运输及排水要求。(3)结合自然地形，尽量减少土方工程量。2.土方工程场地地形标高为820m，场地基本平整。工程土石方量仅为基槽挖方量。为减少土方运量，将厂区标高在自然标高的的基础上增加200mm，以保证土方不外运。8.1.3工厂绿化在工厂的予留地及可绿化的地段内全部种植适合当地气候、土壤的乡土乔木、灌木、草皮及观赏性植物。绿化面积为24800平方米，绿化系数约为25%。8.1.4工厂运输本工程的运输为公路运输，年运输量约80786万吨，主要物品为粗苯、硫铵、硫酸、硫磺等。工厂不配备生产运输车辆及生活车辆，产品及原料的运输均依靠社会力量解决。工厂主要道路宽为9.0m,各街区间设置宽度为6m的环形道路，路面结构拟采用混凝土路面。8.1.5工厂防护厂区四周设围墙，在厂区西部设人流大门一座，在厂区东部设货流大门一座。8.2给排水8.2.1概述clxxxi 本设计给排水系统设有生产、生活消防给水系统、复用水系统、循环给水系统及排水系统。8.2.2水源本项目新鲜水用量198.8m3/h。据甲方提供的数据，拟建厂址附近有经水利局批准的深井3孔，出水量均为35m3/h，全部可供该项目使用。用水不足部分可经水利局批准井位，在厂区附近打井采水，水源充足，能满足新鲜水用量。水源的水质、水量、水温均能满足本工程生产、生活用水要求。本工程给排水水量详见全厂水量平衡图（KY-T07）。8.2.3厂区给水系统本设计厂区生产、生活及消防给水为一个系统。厂区给水管网呈环状布置。室内外按现行建筑设计消防规范要求设消火栓。街区内设生产、生活及消防蓄水池及新鲜水泵房。水池总有效容积2000m3，单座容积1000m3，其中消防水贮量432m3。新鲜水泵房内设有新鲜水泵，供厂区生产、生活用水，并设有消防泵，供厂区消防用水，保证消防安全。8.2.4复用水系统为减少新鲜水用水量，提高水的利用率，本工程设置了复用水系统。包括清净下水复用系统和生化处理水复用系统。8.2.4.1清净下水复用水系统本系统将循环水系统排污水及电站软水站等排水加压后，一部分送至生化处理工序作为移释水，另一部分送邻近的两个焦化厂作熄焦补水，多余水量外排。7.2.4.2生化处理水复用水系统clxxxi 生化处理后的水经加压后全部送邻近的两个焦化厂作熄焦补水，本系统与生化处理装置统一布置。8.2.5循环水系统本工程循环水系统分为化产循环水系统、低温水循环水系统及电站循环水系统。设计将化产循环水系统、低温水循环水系统统一布置，电站循环水系统在电站街区内统一考虑布置，各循环水系统分质供水。化产循环水系统；本系统循环水量995m3/h,循环水给水温度为32℃，给水压力为0.5MPa，回水温度40℃，回水压力为0.3MPa。该系统由循环水泵及一台HBLG3-1000型节能横流式玻璃钢冷却塔等组成。循环回水靠余压进入冷却塔进行降温冷却，经循环水泵加压后供各工序设备循环使用。低温水循环系统：本系统循环水量为1736m3/h，循环水给水温度为32℃，回水温度为40℃。该系统由循环水泵及两台HBLG3-1000型节能横流式玻璃钢冷却塔等组成。循环回水靠余压进入冷却塔进行降温冷却，经循环水泵加压后供制冷机组循环使用。电站循环水系统：详见5.6.2节。为确保循环冷却设备高效稳定地运行，各循环水系统设有旁滤和水质稳定加药及杀菌灭藻设施。循环水系统水质稳定加药剂配方需通过试验确定。8.2.6工厂排水本工程排水系统分为生产、生活污水排水系统及生产清净下水排水系统，雨水排水系统。8.2.6.1生产、生活污水排水系统clxxxi 本系统含有压生产排水及无压生活、生产排水，分别收集化产各工段排出的含酚、氰有压污水及生活区排出的无压生活污水（生活污水经化粪池处理）全部送往生化处理装置经处理后送往邻近的焦化厂作为熄焦补水。8.2.6.2生产清净下水排水系统本系统收集循环水排污水及软水站等排水，收集后部分送至清净下水复用水系统，加压后复用，多余水量排入厂外雨水管网。8.2.6.3雨水排水系统本项目雨水采用明沟排水，排入厂外雨水管网。8.2.6.4生化处理1.生化处理水量及水质本工程需处理的总污水量为25.2m3/h。考虑生产和生活污水量的波动性及不可预见性，而且需要进行稀释，设计生化处理规模按50m3/h考虑，系统运行规模为50m3/h。。进水水质（混合水）COD：2000-2500mg/LBOD5<1000mg/LNH3-N:150mg/L酚:500-650mg/L硫化物：<30mg/LHCN：<10mg/L油：<300mg/LSS:210mg/L2.生化处理工艺选择酚氰废水处理采用具有国内先进水平的A2/O内循环工艺，污水经调节、除油、浮选、稀释等一系列预处理过程后送至生物处理系统，去除污水中所含的酚、氰化物、COD、油类、氨-氮等污染物，最后再经混凝沉淀处理，以进一步去除污水中的COD和悬浮物。clxxxi 3.生化处理流程处理工艺主要包括：预处理、生化处理、混凝处理及废物处理。流程简述如下：clxxxi (1)预处理预处理包括重力除油、浮选池、调节池等组成。由化产车间送来的污水进入斜管重力除油池通过沉淀使水中的重油和轻油分离出来，出水后加药。加药后的回流水混合进入浮选池，在此去除水中所含的乳化油及混凝后产生的油渣。出水进入调节池与生产生活区生活污水搅拌混合。(2)生化处理生化处理包括缺氧池、好氧池、中沉池、接触氧化池、二沉池，鼓风机等组成。调节池出的混合废水进入反消化—硝化池进行生物脱氮处理。为保证缺氧池、好氧池中活性污泥浓度设有中间沉淀池，分离污泥进行回流。A2/O系统出水进入接触氧化池，生物膜上丰富的微生物种类，对低浓度难降解有机物进行去除，接触氧化出水进入二沉池絮凝去除COD，并使水中脱落的生物膜沉降分离，并可进行污泥回流，二沉池出水进入复用水池，用泵送回熄焦补充水。设事故水池一座，确保任何情况下废水不外排。(3)废物处理预处理过程中产生的轻油、乳化油经油水分离槽进一步脱水后贮存，并定期外运，生物产生的剩余污泥进行浓缩和脱水。干污泥进一步处理。4.出水水质悬浮物：≤50mg/L油:≤10mg/LCOD：≤150mg/LBOD5≤60mg/L酚：≤0.5mg/L氰化物：≤0.5mg/Lclxxxi 硫化物：≤1mg/LNH3-N：≤25.0mg/L以上水质可达到GB13456-92焦化一级标准的要求，可满足熄焦工段复用水要求。8.3供电及通讯8.3.1供电8.3.1.1设计依据电气设计是依据工艺及相关专业所提供的用电负荷条件和某某环保能源有限公司提供的技术资料，遵照工厂电气设计手册及有关的规程规范进行设计。8.3.1.2设计范围某某环保能源有限公司焦炉煤气综合利用项目设计范围包括：煤气输送及回馈、化产回收、精脱硫、煤气稳压与储存系统、空压站、低温水、生化处理、新鲜水、循环水等电气动力、照明、防雷、防静电接地和室外厂区电缆路经敷设总图、马路照明、区域变电所及各工序配电室的电气设计。8.3.1.3供电电压及负荷等级焦炉煤气综合利用项目的生产工序为连续运行生产装置，三班工作制，净化回收生产区为全年8500小时运行，按电力负荷分级规定，以上生产装置为二级负荷，生产福利设施用电均为三级负荷。供电电压等级：AC50Hz6KV、380V、380V/220V。8.3.1.4用电负荷根据各专业提供的用电设备资料表，经统计计算净化回收区用电设备总装机容量为8135.175KW，常用容量为5433.825KW，计算容量为clxxxi 4646.95KW。其中6KV用电设备装机容量为3925KW，常用容量为2775KW，计算容量为2334.75KW。参见表7-1负荷计算表。表8-1用电负荷计算表序号名称用电设备计算负荷备注设备台数设备容量PjsQjsSjs常用备用常用备用净化回收变电所1煤气输送及回馈21264132224.4139.132脱硫及硫回收380V43154.5150.513082.916KV21800400656406.723硫铵197345.1253.5288.97189.474洗脱苯1210378.3317.8304.14167.325煤气稳压与储存6KV7217154901457.75903.816空压站41517160425.05266.027循环水新鲜水380V116474.15269.05478.44297.386KV11260260221137.028低温水32285.95132241.96151.429复用水2216.516.513.28.1910生化处理157223.325120186.04139.5411仪表、照明2012380V小计72392658.8251551.352312.21441.3813电容器补偿-52814补偿后合计380V2312.2913.382486.1156KV小计104277511502334.751447.552747.116补偿后6KV侧合计82435433.8252701.354646.952360.935212.3clxxxi 8.3.1.5全厂电源及厂房配电1.电源状况根据甲方提供的资料，在距离本项目拟建地3.5km处有一电压等级为35KV的前营变电站，可从变电站6KV母线馈出一路6KV专用线，作为本项目启动电源和备用保安电源，并与电站6KV母线联网设置。本项目自建的电站作为主供电源。参见7.4。2.供电方案根据总图布置，保证供电质量，本着减少线路损耗，降低年运行费用的原则，在净化回收区负荷中心处设置区域变电所，保证净化回收区各工序供电。变电所内设6KV开关室、6/0.4KV变压室（三台1000KVA6/0.4KV）、0.4KV配电室、中央信号控制室。6KV母线采用单母线分段接线方式。两条6KV电源进线分别引自电站6KV两段母线，每条进线容量均按全部计算负荷设计。正常运行为两段母线并列运行，两条6KV进线互为备用，手动切换。向本变电所变压器及本区域6KV高压电动机供电。变电所0.4KV母线均为单母线分段结线方式，段联设手动开关联络。变压器容量按当一台变压器故障或计划检修时，其它变压器保证全部负荷的85%—即主要负荷连续供电。为了改善功率因子在各变电所0.4KV侧设置静电电容器自动补偿装置。补偿后的功率因子为0.93。3.车间配电clxxxi 本工程净化回收主生产区均为爆炸危险区，循环水、新鲜水、污水处理为潮湿场所，其它为一般环境。车间动力、照明按不同环境特征要求设计，为便于供电装置运行管理，在用电负荷较集中的车间厂房设内附式车间配电室，分别向各（小于55KW）用电设备辐射供电。55KW以上电机由变电所直供。各车间配电室供电电源均按双回路电源供电。电缆线路均沿桥架或直埋从变电所引至各车间配电室。各工序均设照明配电箱。事故照明选用有应急功能的灯具。6KV系统控制采用微机自动综合保护。低压（380V）大容量电动机采用软起动器起动。高压（6KV）电动机采用电液变阻器起动。8.3.1.6防雷、防静电、接地该工程爆炸危险场所属第二类防雷建构筑物，非防爆场所属第三类防雷建构筑物。防雷设计遵照《建筑物防雷设计规范》GB50051—94（2000）进行。对输送、储存、生产爆炸危险介质的设备，管道按《化工企业静电接地设计规程》HGJ28—90进行防静电接地设计。全厂接地系统采用TN—S接地系统，在进入各工序配电室处保护线要作重复接地。保护接地、防静电接地、防雷接地共享接地装置，接地电阻要求不大于4奥姆。8.3.1.7主要电气设备选择高压开关柜KYN—28A（6KV）系列6/0.4KV变压器S9—1000/66/0.4KV6KV微机综合保护装置0.4K低压配电柜GGD2系列车间配电室电动机配电柜GCS系列clxxxi 软起动控制柜JJR2—系列高压电缆YJV22—10/12—3×958.3.2电讯1.全厂电讯设施包括两大部分：生产调度指挥用调度电话，对外联系办公用的市话电话。2.电讯设施方案调度电话：采用200门程控电话交换机。装设在全厂生产调度、指挥中心，在各车间、工序主要岗位装设电话分机。办公电话：需从孝义电信局引入10条外线，供企业领导的重要部门对外联络和消防报警使用。8.4贮运设施根据本工程所需原料及产品的种类，对液体原料及产品设有贮罐区，罐区内设有硫酸、粗苯、洗油等贮罐，对易燃易爆产品设独立贮罐区，并设防火堤，罐外设喷淋装置；对固体产品设有库房，产品硫磺及硫铵包装后入库存放。原材料及产品的贮存情况见表8-3表8-3原材料及产品贮存情况表序号物料名称贮存方式贮存能力（t）年运输量（t）贮存时间（天）运输方式1焦油洗油贮罐170200030汽车运输2硫酸（92.5%）贮罐9502247015汽车运输3粗苯贮罐7002495010汽车运输4硫磺袋装入库280325030汽车运输5硫铵袋装入库23502772030汽车运输8.5工厂外管网clxxxi 本节包括两部分内容，第一部分为煤气输送及回馈系统气源厂与本项目化产回收系统之间连接的外部管道设计；第二部分为项目界区内工艺及供热外管的设计。8.5.1工程应用的标准规范1．《工业金属管道设计规范》（GB50316—2000）2．《化工厂管道设计规定》（HG/T20670—1989）3．《化工管道设计规范》（HG/T20695—1987）4．《化工企业静电接地设计规程》（HG/T20675—1990）5．《化工设备、管道外防腐设计规定》（HG/T20679—1990）6．《工业设备及管道绝热工程设计规范》（GB50264—97）7．《工业金属管道工程施工及验收规范》（GB50235—97）8.5.2界区内工艺及供热外管8.5.2.1概述工艺及供热外管设计内容包括脱硫和硫回收、硫铵、洗脱苯、精脱硫、气柜、焦炉气压缩、电站、生化处理、低温水系统等装置间工艺及供热管道的连接。在装置界区一米外与界区内管道连接。主要输送介质有：焦炉煤气、低温水、蒸汽及蒸汽冷凝液、软水等。8.5.2.2管道敷设原则及敷设方式管道敷设以满足工艺生产要求、安全可靠、节约资金为原则，管道应尽量集中敷设，敷设方式主要采用架空敷设，管架为纵梁式，管架跨度为12—18米，柱为钢筋混凝土门型柱，架底标高不低于5米。8.5.2.3管道的特殊要求1.外管道上高点设置放空、低点设置导淋。2.clxxxi 对水蒸汽管道及高温管道热补偿尽量利用管道自然补偿，不足时采用π型或波纹补偿，适当位置设置疏水装置。3.焦炉煤气管道应设蒸汽吹扫短管。焦炉煤气、粗苯等易燃、易爆介质管道均应采取可靠的防静电措施。4.输送酸介质管道设有安全保护设施。8.5.2.4管道保温及防腐保温层材料采用岩棉保温管壳。管道防腐采用氯磺化聚乙烯底漆和面漆各两道，对保温管采用氯磺化聚乙烯底漆二道。埋地管道采用新型冷缠带加强级防腐。8.5.3界区外部管网8.5.3.1设计范围界区外部管网包括各气源厂送出的荒煤气管道至煤气稳压气柜及由界区送往各气源厂的回炉煤气管道。在各装置区一米处连接。8.5.3.2管线的布置及敷设1.管线布置的原则(1)线路力求取直，尽可能通过开阔地区和地势平坦的地区。(2)线路走向根据地形、工程地质及交通运输、动力等条件确定最优线路。(3)线路应尽量靠近现有公路，避免新修公路，以便于施工和维护。(4)线路应避开不良工程地段，尽可能避免穿越河流、村落及堆积易燃易爆材料地段，少占良田。(5)线路的安全距离及埋设深度，与其它管道、电讯电缆的间距，跨越障碍物的要求参照有关规定。(6)选择必须考虑长输管线管理的通讯工具及检修和其它工具。clxxxi 2.管线的布置金玺焦化厂到厂区管道沿梧瓦路和厂区西道路布置，金岩焦化厂到厂区管道沿汾介公路、梧瓦路和厂区西道路布置，红塔焦化厂到厂管道沿乡材道路、梧瓦路和厂区西道路布置。3.管线的敷设(1)线路的敷设方式线路的敷设方式长距离以埋地为主，特殊地段考虑土堤敷设，近距离或跨越河流段考虑架空明管并采取保温措施。(2)管线的埋深和坡度埋地管道应敷设在土壤稳定层内，埋设在冰冻线以下，孝义市最大冻土深度为0.80米，结合动负荷的影响，本工程管线的最小覆土厚度为0.8米，平均埋深为2.0米，管道的坡度为≮0.3%。从安全、施工方便出发，管线埋地敷设均采用非弹性敷设，跨越河流段采用弹性敷设，管道垫层为素混凝土结构，防止松散软土的下沉及超挖引起的土质密实度的下降，以保证管道的运行期间的稳定性。8.5.3.3管材的选用及管道保温、防腐1.管材的选用根据管线的工作压力及管径，考虑到管材的经济性和可焊性，采用Q235-A钢板卷管。钢管耐压强度高，可预先加工成较长的管段，并且较铸铁管方便穿越公路、铁路以及河流段，减少现场施工的困难。2.管道的保温、防腐保温层材料采用岩棉保温管壳。clxxxi 架空管道防腐采用氯磺化聚乙烯底漆和面漆各两道。埋地管道采用新型冷缠带加强级防腐。8.5.3.4管线设施的设置1.凝水缸的设置本工程凝水缸的布置考虑两个因素：第一，结合线路地形条件，线路最低点设置凝水缸；第二，按线路起点气体温度和线路上各点温度变化，计算出凝水量后，确定凝水缸的位置。一般情况下，凝水缸间距为200~500米。凝水缸选用简单方便、阻力小的直通式凝水缸。2.波纹补偿器的选用本工程在穿越河流段及不稳定地质区设置直埋式波纹补偿器，以改善由于地质变化引起的管子应力变化。3.管线的维修设施本设计考虑输气管道的事故抢修，管道的巡回检查和维修，配备了巡线及检修用客货两用车一辆，嗅敏检漏仪一个，人工抽水泵一台，电焊机及其它工器具。定时对管线凝水缸排水，全线巡回检查。另外，由于本工程各气源厂送出的煤气为荒煤气，所以沿煤气管道设一根蒸汽吹扫管线用于管道的吹堵。8.6开工启动、采暖、通风8.6.1开工锅炉本项目拟建设燃气—蒸汽联合循环热电站。将净化回收后的煤气送入燃气—蒸汽联合循环发电机组发电并供热。蒸汽可供煤气净化回收系统、生化处理及全厂生活用汽。余热锅炉的检修期安排在夏季交替进行或工艺低负荷生产期间进行。开工时设置一台WNS10-1.25-QC燃气锅炉，以确保开工安全、正常行。锅炉额定蒸发量10t/h，额定蒸汽压力clxxxi 1.25Mpa。锅炉炉型：本工程是对焦炉煤气进行净化回收，根据这一特点确定锅炉燃料采用焦炉煤气，锅炉炉型确定为燃气锅炉。锅炉热力系统：来自热电站化学水处理系统的除氧水由锅炉电动给水泵打入锅炉以产生蒸汽。锅炉产的蒸汽经分气缸分配后，通过热力管网送往各用户。锅炉燃烧系统：锅炉燃料为由工艺外管送至开工锅炉房的焦炉煤气，经燃烧器喷入炉内进行燃烧，经充分燃烧后锅炉尾部排出的烟气由引风机送入18米高的烟囱排入大气。8.6.2采暖1．各车间、办公室均设置集中采暖。采暖热媒采用0.2MPa蒸汽。2．室内温度车间办公室18℃各操作室、休息室18℃车间泵房5℃3．散热器选型生产车间采用排管散热器采暖，操作室等采用柱型散热器采暖。8.6.3通风、空调1.为改善操作环境，对散发余热、余温和有毒有害气体的房间及有人操作的仪表控制室、高压配电室等，设置轴流风机进行机械通风换气。2.煤气净化车间脱硫工段的泵房、硫铵工段的结晶槽室、离心机室、干燥机室、终冷洗苯泵房、粗苯工段产品泵房、油库泵房、焦炉气压缩机房等，按工艺要求进行机械通风。clxxxi 3.循环水泵站的药剂库、投药间、加氯间设置轴流风机进行机械通风以排出有害气体。4.酚氰废水处理站的水泵房、鼓风机室、药剂库及加药间设置轴流风机进行机械通风以排出酸碱气体。5.水泵房及煤气净化车间的各厂房、泵房等处设置原形风帽自然通风，排出余热、余湿。6.主控室及煤气净化控制室等处设置柜式空调机；中心化验室的恒温间设置空调器，以保证仪表设备正常运行。7.各车间办公室、操作室、休息室均设置吊扇或落地扇用于防暑降温。8.各车间属于防爆区的场所均采用防爆型通风及空调设备。8.7空压站、低温水系统8.7.1空压站8.7.1.1概述本站主要任务是：（1）为脱硫及硫回收工段提供约5000Nm3/h的洁净、无尘的工艺空气。（2）为全厂气动仪表提供300Nm3/h的无油、无尘、露点-40℃的仪表空气。8.7.1.2主要设备选型及配置根据本工程所需压缩空气的量及质量要求，压缩空气站内设螺杆式空气压缩机LU160W-7型四台（单机性能：排气量Q=28.32m3/min，排气压力P=0.7MPa），三开一备，可满足脱硫及硫回收用气量及压力要求。为保证仪表空气连续、稳定的供应，另设SA235A型螺杆式空压机一台，单机性能：排气量Q=5.8m3/min，排气压力0.8MPa，并选用clxxxi GW2-6/8型无热再生空气干燥装置及配套过滤器。其单机性能：额定处理量Q=5.8m3/min，排气压力0.8MPa，再生耗量12%，成品气质量指标：露点-40℃含油量≤0.1mg/m3，固体尘≤0.1μm，可满足全厂仪表空气用气量及质量要求。8.7.1.3水、电、汽消耗指标序号名称规格单位使用情况小时耗量1循环水32℃m3/h连续58.52电380KW·h连续5178.7.2低温水系统8.7.2.1概述为保证本工程脱硫、终冷洗苯及脱苯工段所需16℃低温水的要求，新建溴化锂制冷低温水系统一座。全厂各车间（装置）用冷量、用冷方式、用冷温度等级要求见表8-4表8-4各工序用冷量表序号名称使用情况单位用水温度用水温度冷水量1终冷洗苯工序连续m3/h16℃32℃3102脱苯工序连续m3/h16℃32℃4303脱硫工序连续m3/h16℃32℃400合计m3/h16℃32℃11408.7.2.2制冷方式及工况为满足全厂用冷装置的冷量及温度要求，设计选用ZX-465(23/16)(32/40)型直燃溴化锂吸收式冷水机组两台，燃料采用本项目化产回收后的焦炉煤气，该机单台制冷量为400×104kcal/h，煤气耗量939.6Nm3/h，冷水量571m3/h，冷却水量868m3/hclxxxi ，提供的低温水可满足全厂用冷量及用冷装置温度等级的需求。该机组耗电少，噪声低，运转平稳，所用工质无毒、无臭，对人体无害，采用本焦化工程副产煤气作为燃料，使能源得到合理利用。8.7.2.3水、电、汽等主要消耗指标序号名称规格使用情况单位小时耗量1冷却水32℃连续t17362煤气4280kcal/Nm3连续Nm31879.23电380V连续KW·h307.98.8维修维修包括机修、电修、仪修和建修，是一个综合性生产辅助车间，维修任务由厂部统一安排。设计中只考虑在厂内进行中、小修，大修将依靠外委。8.8.1任务机修承担厂内必要的一般小修和维修工作，配有车床、刨床、铣床、钻床、砂轮机、电焊机及一些必备维修工具。电修负责厂内电气设备的修理和维护，以中、小修为主，配有饶线机、干燥箱及一些必备的仪表、仪器。仪修负责厂内自控系统及仪表的小修和维护以及一般仪表的校验，配有电动仪表校验仪、同步示波器、信号发生器、万用表、标准压力表等仪器设备。8.8.2工作场所维修车间建筑面积约504m2。8.9中央化验室及环境监测站8.9.1概述本设计包括中央化验室及环境监测站clxxxi 中央化验室主要承担的任务是对煤气净化回收车间的原材料、成品、半成品进行分析检验及生产过程中的中间控制分析。环境监测站的主要任务是负责对厂区外排废水的监测和控制；对厂区大气有毒物质的监测及对污染源排放的烟气、粉尘等有毒物质的监测和控制；各车间、岗位噪声的监测和治理。中央化验室及环境监测站合设于厂区建筑物内。要求远离震源电磁波源，且同现场联系方便。设在厂区风向频率最小的下风侧；环境清洁卫生、噪音小的位置。建筑物采用内廊式，开间3.6m，进深6.0m，廊宽2.4m，层高4.2m.中心试验室建筑面积约为480m2，环境监测站建筑面积约为200m2。8.9.2中央化验室8.9.2.1组成化验室由煤气净化回收分析室、杂分析室、仪器分析室、处置室、天平室、标准溶液制备室、仪器校正室、维修室、仓库、办公室等组成。8.9.2.2各室基本任务煤气净化回收分析室：该室负责煤气组分及杂质含量的测定；对脱硫、硫铵、终冷洗苯和粗苯蒸馏、精脱硫等工序有关物料包括成品、半成品的化验工作。配有分光光度计、烘箱、恒温水浴及其它分析设备。杂分析室：主要负责煤气净化回收车间使用的机械油、酸、焦油洗油以及外来委托油样的分析、检验，鉴定样品的各种物理性质、化学性质和各种指针，藉以评定样品质量的优劣。配备凝固点测定仪、恩氏粘度计、闪点测定仪等设备。clxxxi 仪器分析室：负责测定洗苯塔前、后煤气中萘和苯含量，贫富油中萘、苯含量、粗苯含量、粗煤气组成等项目。配有装有氢火焰离子化检测器或热导池检测器的气相色谱仪，可分析沸点低于400℃的样品。处置室：主要承担对色谱柱担体的化学处理和装柱工作以及对标准样品的配制工作等。仪器校正室：主要负责对比重计、温度计、滴定管、容量瓶、移液管及湿式气体流量计等计量仪器、仪表的定期校正。配有标准温度计、电热恒温油浴及超级恒温水浴等。标准溶液制备室：主要负责制备分析化验用各种氧化还原类、酸类、碱类、盐类等各种浓度的标准溶液、比色液等。天平室：感量为0.1mg的分析天平集中设置在该室内，可避免腐蚀性介质对天平的侵蚀，远离振源，以保证称量准确性、提高天平的利用率，有利于天平的维护和保养。仓库：该仓库用于存放日常化验、分析必备的各种试剂、药品、玻璃器皿及分析仪器用备品、备件等。对于易燃、易爆、剧毒的试剂和药品，不准存放于室内的药品仓库，其存放地点应做全厂统筹性安排。8.9.3.环境监测站8.9.3.1组成环境监测站由水质分析室、气体分析室、杂项分析室、天平室、仓库、办公室组成。8.9.3.2承担的主要任务1.制定本企业环境监测的年度计划与发展规划。2.clxxxi 依据国家及地方的有关规定、要求，对本企业的主要污染源、厂区和居民生活区的环境状况开展日常例行监测，确保任务完成。3．对本企业污染源和环境质量进行调查分析，掌握主要污染物质的排放规律和环境质量的发展趋势。4.参加本企业新建、扩建和改建工程的验收测定工作，提供监测数据。5.负责本企业污染事故调查监测，及时将监测结果上报有关主管部门。6.开展环境监测科学研究，不断提高监测技术水准。7.承担上级主管部门交给的及有关部门委托的监测任务。8.9.3.3各室的基本任务水质分析室：该室主要负责厂区外排污水中BOD5、COD、酚、CN‑、S2-、NH3—N、悬浮物、PH值等专案的监测。为厂区外排废水的控制指针提出准确的数据。配备精密酸度计、COD测定仪等仪器设备。气体分析室：该室主要负责厂区、职工生活区大气中的TSP、SO2、CO、NOx、H2S、NH3、BSO等项目以及烟道气中的烟尘量、烟气量，SO2、CO、NOx等分析项目。对厂区大气污染源的控制和综合治理提供可靠依据。杂项析室：主要负责生产过程中排污废水中的油类含量等项目的测定以及厂界噪声、厂区噪声、生产设备噪声、排气放空噪声等项目的测定。仓库：主要存放日常必备的各种试剂、药品等，正常消耗的原材料、玻璃器皿及仪器设备的备品备件。8.9.4说明clxxxi 1.环境保护监测按HG20501—92标准执行2.环保监测站化验与中央化验室同类的分析项目时，由中央化验室各分析室兼做，其所需采样专用仪器设备的使用、保管和发放由环保监测室专人负责。8.10煤气防护站8.10.1设计依据根据GB6222-86《工业企业煤气安全规程》和《冶金企业安全卫生设计规定》（冶生[1996]204号）的要求，对煤气防护站进行设计。8.10.2煤气防护站的级别本工程煤气防护站定为二级。8.10.3煤气防护站所在位置本工程设立的煤气防护站位于煤气净化回收区内。8.10.4煤气防护站的任务1.按规范要求每个生产、供应和使用煤气的企业，必须设半军事化的煤气防护站，并应由企业安全部门领导。2.掌握企业内煤气动态，做好安全宣传工作，组织并训练专职的防护人员，有计划地培训煤气专业人员；组织防护人员的技术教育和业务学习，平时按计划定期进行各种事故抢险演习。3.经常组织检查煤气设备及其使用情况，对煤气危险区域定期做一氧化碳含量分析；发现隐患时，及时向有关单位提出改进措施，并督促按时解决。4.协助企业领导组织并进行煤气中毒事故的紧急救护工作，指导煤气着火、爆炸事故的抢救。clxxxi 5.参加煤气设施的设计审查和新建改建工程的竣工验收及投产工作。6.审查各单位提出的带煤气作业（包括煤气设备检修、运行火焊接等）的工作计划，并在实施过程中严格监护检查、及时提出安全措施及参与安排带煤气抽堵盲板等特殊煤气作业。8.10.5煤气防护站的权利1.有权提出煤气安全使用和有毒气体防护的安全指令。2.有权制止违反煤气安全规程的危险工作，但应及时向单位负责人报告。3.煤气设备的检修和动火工作，须经煤气防护站签发许可证后方可进行。8.10.6煤气防护站的设施配置1.煤气防护站应设煤气急救专用电话。2.煤气防护站一般由下列各室组成：站长室、值班人员室、电话信号室、煤气救护设备贮存室、空气充填室、救护设备修理室、化验室、教育室、更衣室和淋浴室等。对二级煤气防护站，其中化验室、教育室、更衣室和淋浴室可统一利用厂内公辅设施和生活设施。3.空气填充室应为单独房间，或用干净混泥土的墙壁与其它房间隔开。室内应保持清洁，绝对不准有油类（甘油除外）介质混入其间。空气泵的手柄离墙壁应不少于1.5m。4.煤气防护站应配有自行车和三轮车等简易交通工具。5.clxxxi 煤气防护站应设有空气呼吸器、压缩空气泵、自动苏生器、担架、有毒气体分析仪及危险作业和抢救用的其它设施（如对讲电话、灭火器材、工具等）并加强维护，使之经常处于完好状态。8.11土建8.11.1设计依据8.11.1.1气象、水文等资料详见第“6”篇。8.11.1.2工程地质概况本项目位于孝义市东许办事处河底村，距离河底村1000米，厂区地貌属黄土原区，场地较平坦，海拨高度491.23m~492.45m之间。属自重湿陷性黄土，未见地下水，地基土对砼、钢筋不具腐蚀性。8.11.2抗震设计本工程抗震设防烈度为7度。8.11.3设计原则设计在满足工艺生产要求和使用的前提下，合理选用结构方案，做到技术先进、布局科学、经济合理、安全使用，在可能的情况下力求美观。8.11.4结构方案本工程主要建构筑物有风机房、熔硫框架、硫铵主厂房、硫铵库房、脱苯框架、泵房、凉水塔、外管架、设备基础等及热电站的主厂房、直接空冷、升压站、化学水处理室、设备基础等。对于主要建筑物采用钢筋混凝土结构。一般厂房采用砖混结构。地基根据参考厂区附近工程地质数据，该场地主要是粉质粘土地基。初步考虑，一般建构筑物采用天然地基或3：7灰土垫层处理。对重要的、荷重大的及对沉降敏感的构筑物依据勘探地质数据，再考虑对地基作相应的处理。8.11.5生活福利设施clxxxi 生活福利设施布置在厂前区，包括厂部办公楼、食堂等。第九章节能本项目为焦炉煤气综合利用项目，对荒煤气进行化学产品回收及净化，并将净化后的煤气用于燃气-蒸汽循环发电。无论是化学产品回收还是煤气发电，本项目都是一个节能工程。另外，在设计过程中还采用了如下节能措施。1.在煤气净化工艺设计中，采用各种新型高效换热设备，充分回收高温物料的热能，最大限度的节省能源。2.热电站采用燃气-蒸汽联合循环，充分利用燃气轮机的余热发电，降低燃料消耗，节约成本，增加发电能力18MW，使电厂的热效率达到39.2%,高于同类型纯凝汽发电厂的热效率。3.蒸汽轮机采用直接空冷凝汽器，采用真空泵抽真空以提高真空，提高机组热效率。同时，采用直接空冷系统，较常规湿冷系统节水70%左右。4.供水系统除新鲜水外，还设置了循环水系统、复用水系统、制冷水系统，做到水的多次利用，减少了新鲜水用量。5.所有设备选型，采用国家公布推广的节能机电产品。所有水泵，风机等附属设备均选用国家机电部门推广的节能产品，其电动机均采用clxxxi y系列电机。6.采用质量可靠的设备和管件，杜绝管道跑、冒、滴、漏。7.对进厂原料、出厂产品及各工序的中间产品、动力消耗均设置计量设施，便于单位成本核算管理，促进节能。8.热电站的锅炉出口主蒸汽管、汽轮机进口主蒸汽管、凝结水管、供热管道口均设置计量仪表，以便合理调配热、电的产量比例，确保供热的合理、安全、可靠、经济，使电厂处于良好的、节能的、经济的运行状态。9.根据中华人民共和国国家标准GB50264-97《工业设备及管道供热工程设计规范》的要求和热电厂的特点合理选用相应的隔热保温材料。保温厚度按各种介质的使用要求和使用温度选择，使保温达到最佳的经济效果。10.做到建筑节能。所有需采暖的建筑，均采用密封性能较好的门窗，其围护结构则采用传热系数小，保温隔热性能好，且重量轻的空心砌块，以使各建筑物在冬季减少采暖能耗，在夏季则减少机炉控制室和主控室空调制冷能耗。11.建筑物尽量考虑天然采光和自然通风，以节省能源。clxxxi 第十章环境保护10.1厂址与环境现状10.1.1厂址的地理位置和自然条件详见第“6”篇。10.1.2厂址环境现状本项目厂址位于某省孝义市东许河底村，紧靠梧侗开发区。厂址周围有金岩电力煤化工有限公司、金达工业集团有限公司、曜鑫煤焦有限公司、恒山焦化有限公司、金玺煤焦有限公司、红塔煤焦有限公司、晋茂煤焦有限公司等较大型焦化企业。由于大多数企业未设化产回收装置，不能进行能源的综合利用，大气污染严重。区域内TSP污染严重，已超过环境空气质量二级标准。该区域环境空气属煤烟型污染。10.2设计执行的环境质量标准及排放标准10.2.1编制依据1.《中华人民共和国环境保护法》1989年12月26日2.《中华人民共和国大气污染防治法》2000年4月29日3.《中华人民共和国水污染防治实施细则》2000年3月20日4.《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》1996年4月1日5.《中华人民共和国噪声污染防治法》1996年10月29日10.2.2环境质量标准clxxxi 1.《环境空气质量标准》GB3095-1996中的二级标准。2.《地表水环境质量标准》GB3838-20023.《地下水质量标准》GB/T14848-1993中Ⅲ类标准。4.《城市区域环境噪声标准》GB3096-93中2类标准。5.《工业企业设计卫生标准》TJ36-79中居住区大气中有毒物质的最高允许浓度。10.2.3排放标准1.《大气污染综合排放标准》GB16297-1996。2.废水排放执行《钢铁工业废水污染物排放标准》GB13456-92表3焦化一级标准；不足部分执行《污水综合排放标准》GB8978-1996表1中标准及表4中一级标准。3.《工业企业厂界噪声标准》GB12348-90中Ⅱ类标准。4.《化工企业安全卫生设计规定》HG2075-95。5.《工业三废排放试行标准》GBJ4-73。6.《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-1996Ⅲ时段标准。10.3建设项目主要污染源及主要污染物排放量10.3.1主要污染源，污染物排放点1.气相污染源(1)煤气净化回收煤气净化回收向大气排放的大气污染物主要来源于各类设备放散管、排气口及设备管道的泄漏排放的污染物，主要为物料中的挥发性物质、分解气体、燃烧废气及粉尘颗粒等有害物质。粗苯蒸馏各油槽分离器和设备管道放散管排出的含H2S、CmHnclxxxi 的污染物。洗苯油槽放散管排出的含CmHn、NH3、H2S等的污染气体。硫铵干燥系统排放出含NH3等污染物的尾气，生产系统排放出硫铵粉尘。管式炉燃烧煤气经烟囱向大气排放出SO2、NOx、CO等污染物。油库工段各贮槽放散管排出的含CmHn等的污染气体。煤气净化回收系统污染物基本呈面源连续性排放。(2)热电站热电站的大气污染主要来源于余热锅炉的排气。所排污染物主要为NOx、CO、SO2和很少量的烟尘。2.废水污染物本工程废水可分为三类，即生活污水，生产污水和生产废水。生活污水一般含COD、BOD5、氨氮、悬浮物等污染物，其主要来源于厂内的厕所、浴室、食堂等生活设施。生产废水来源于煤气净化回收车间等的间接冷却水、加热蒸汽冷凝水、软水站离子交换废水、循环排污水等，其水质含有少量悬浮物和无机盐。生产污水为含酚氰污水，主要为煤气水封水、粗苯蒸馏各分离器及油槽分离水、各工序油槽分离水及地下放空槽的放空液、各工序地坪冲洗水和化验室排出的废水等。酚氰污水成分较复杂，一般均含有高浓度的COD、BOD5、酚、氰化物、氨氮、油类等污染物。3.固体废物本工程产生的固体废弃物主要为废渣，有如下几种：clxxxi 煤气净化回收系统粗苯蒸馏产生的再生器残渣、精脱硫触媒。污水处理站产生的剩余污泥。少量生活垃圾等。4.噪声噪声是声波的一种，具有声波的一切特征。本工程产生的噪声是由于机械的撞击、摩擦、转动等运动而引起的机械噪声，以及由于气流的起伏运动或气动力引起的空气动力性噪声。主要噪声源有：通风机组、煤气鼓风机、焦炉气压缩机、空压机、燃气轮机、蒸汽轮机、发电机组、高压蒸汽管道、余热锅炉、燃气锅炉、主变压器、冷却塔及泵类等，一般情况下，在采取噪声控制措施前，各主要噪声源均大于85dB（A）。10.3.2主要污染物类型、排放量、所含有害有毒物质的成份和排放浓度及排放去向1.废气大气主要污染源及主要污染物排放量见表10-1所示。表10-1废气污染物排放一览表序号污染源名称组成及特性数据排放规律排放数量排放去向排放高度（m）备注1再生塔尾气NH3：2.5g/Nm3连续8340Nm3/h452管式炉烟气SO2：51mg/Nm3烟尘：微量连续14859m3/h253硫化床干燥尾气微量硫铵间断25146m3/h204制冷机组烟气SO2：45mg/Nm3烟尘：微量连续15680m3/h30clxxxi 5余热锅炉排气AR：0.8533%N2：71.6964%O2：13.3361%CO2：2.6274%H20：11.4786%CO：0.0046%HC：0.0005%NOX：0.0032%连续495160m3/h252．废水本工程废水排放情况见表10-2表10-2废水排放一览表序号废水（液）名称组成及特性数据（mg/l）排放特性排放量（t/h）排放去向备注温度压力连续间断1煤气冷凝液油≤10BOD5≤550挥发酚≤50氰化物≤1氨≤60硫化物≤3常温常压√生化处理站每天两次每次0.5h2脱硫废液铵盐常温常压√3备煤掺混炼焦3分离器分离水√4.4生化处理站4各工序地坪冲洗水及泵冷却水14.8生化处理站clxxxi 5锅炉补给水处理系统再生排水PH、CODcr√5综合处理达标后排入工业废水下道6锅炉酸洗废水pH、CODcr每次300m3综合、氧化处理后排入工业废水工业废水下道3～5年一次7电站含油污水石油类√少量生化处理站3．噪声拟建工程噪声排放特征见表10-3。表10-3噪声排放特征一览表序号设备声压级（dB）工作情况减噪措施减噪后声压级(dB)备注1溶液循环泵85~90连续设隔音操作室＜652煤气鼓风机90~100连续设隔音操作室＜653焦炉气压缩机90~100连续设隔音操作室＜654空压机90~100连续设隔音操作室＜655燃气轮机85连续室内布置、绿化隔声60~656燃气轮机空气进口100连续室内布置、绿化隔声60~657蒸汽轮机90连续室内布置、绿化隔声60~658发电机92连续室内布置、绿化隔声60~65clxxxi 9励磁机91连续10变压器85连续11余热锅炉排汽110连续高效消消音器3．固体废弃物本工程生产过程中产生的固体废弃物主要为：脱苯再生器残渣、精脱硫触媒、污水处理站产生的剩余污泥。(1)脱苯残渣排放量：2030吨/年。(2)精脱硫触媒排放量：250m3／次(6-9个月更换一次)，主要含有硫、氧化铁。10.4环境保护与综合利用措施10.4.1气相污染物防治措施（1）煤气净化回收对于煤气净化系统产生的污染主要采取先进的工艺流程及设备，从根本上加以控制和治理，并对产生的各类废气采取相应的治理措施：煤气净化工艺流程采用HPF脱硫技术，减少煤气作为燃料燃烧时SO2等污染物的排放量。对于煤气净化回收系统的各类设备、管道，设计上考虑其密闭性，防止其放散及泄漏。硫铵干燥尾气经两级湿式除尘器除尘后可达标排放。粗苯管式炉燃用净化后的焦炉煤气，以减少废气中污染物的排放量，废气经高25m的烟囱排放，可达到环保要求。clxxxi 油库各贮槽放散管采用呼吸阀。（2）制冷机组制冷机组燃用净化后的焦炉煤气，以减少废气中污染物的排放量，废气经30m高的烟囱排放，可达到环保要求。（3）热电站燃气轮机燃用净化回收并经精脱硫后的焦炉煤气，烟气中污染物含量较少，满足《火电厂大气污染物排放标准》III时段标准规定的要求。产生的燃烧废气经25米烟囱高空排放。10.4.2废水污染防治措施1.洗脱苯废水、煤气水封水、冲洗地坪水、泵轴冷却水及电站含油污水等均送生化处理。2.生活、化验污水送生化处理装置处理。3.本工程设有生化处理装置，采用A2/O工艺处理生产、生活废水，废水经处理后送临近焦化厂用作熄焦补水，不外排。4.锅炉补给水处理系统再生排水属酸碱性废水，排入化学水车间中和池，经自中和及加入少量酸碱调节PH值达6～9后排入工业废水下水道。5.锅炉酸洗水属临时性排水，可根据酸洗方式及药液性质采取相应治理措施。6.含油污水主要是变压器油坑所排的含油污水，采用油水分离器分离，将分离出的水排入生化处理装置，油回收利用。7.循环冷却水排污水属间接冷却水，除含盐较高外，不含其它有害物质，回收复用于生化处理稀释水或用于冲洗等杂用水。clxxxi 10.4.3固体废物防治措施为了防止废渣造成污染，对废渣进行综合利用，化废为宝，以减少对环境的污染，采取的处理办法如下：粗苯蒸馏工序再生器残渣集中送临近焦化厂冷凝鼓风焦油槽中。粗脱硫残渣送焦化厂煤场混配炼焦原料煤中。精脱硫触媒拟填埋处理。污水处理站产生的剩余污泥经脱水后送焦化厂备煤配入炼焦煤中，不外排。生活垃圾先倒至指定的垃圾箱，然后定期由垃圾场统一处理。10.4.4噪声防治措施1.声源治理在满足工艺设计的前提下，选用低噪声的设备，如通风机、各类泵。当某些设备噪声较高时，工艺设计中应采取隔声、消声、防振减噪等措施。大型设备考虑防振减噪措施等，使其在正常工作条件下，距设备外壳1m远、1.5m高处的噪声值不大于85dB(A)。在气动性噪声设备上设置相应的消声装置，如空压机、鼓风机等。在锅炉排汽口安装高效排汽消声器，将排气噪声控制在110dB(A)，另外，电厂运行中要加强管理，尽可能减少锅炉排汽次数，在不得不排汽时，要尽量避免夜间排汽，以减少排汽噪声对周围环境的影响。燃气轮机排气管应装消声器；锅炉壁以及其它的隔热系统应进行消声设计。clxxxi 各种高噪声设备均设置于室内等专门的建筑厂房中，并采用吸声或隔声的建筑材料，可防止噪声的扩散与传播。如锅炉与燃气轮机排气口之间的管道应放在隔声间内。含强噪声的车间均设置值班室，使工作场所在强噪声环境隔离，保护工作人员的健康。2.传播途中控制在厂内总平面设计中，将生产区和生活区分开布置，充分考虑地形、声源方向性及车间噪声强弱，利用建构筑物，绿化植物等对噪声的屏蔽、吸纳作用，进行合理布局，以起到降低噪声影响的作用。10.4.5绿化设计绿化可以起到净化空气、吸附有害气体、减尘滞尘、消弱噪声等环境保护的作用，并能美化环境，改善小气候。焦化工程污染物排放种类多、污染严重，做好绿化工作，对于厂区及周围环境将产生有利影响。本工程在绿化设计中，结合工程排放特点进行绿化。对全厂厂区绿化进行了规划，道路两旁、车间之间等均有绿化场地，绿化系数应达到25%以上。绿化种植树种如下：1.在散发有害气体的装置附近种植具有抗污染，有净化作用的乔、灌木，间种花卉及灵敏指示植物。2.在散发烟尘、粉尘的装置附近，乔灌木、草坪间种，组成立体屏障，且栽种吸尘、滞尘植物。3.在厂前区绿化以美化为主，种植以观赏为主的乔木及灌木。4.厂区及厂界四周种植杨树、柳树等，以减低烟尘、SO2、CO、BaP及噪声等污染。10.5环保投资估算clxxxi 1.脱硫装置2175万元2.硫铵除尘300万元3.生化处理装置486万元4.复用水系统300万元5.隔音降噪措施1000万元6.绿化100万元7.环境监测120万元合计4481万元本工程的环保投资共4481万元，约占建设投资7.73%。第十一章劳动安全与职业卫生11.1劳动安全与职业卫生11.1.1编制依据《中华人民共和国劳动法》（1994年7月5日第八届全国人民代表大会常务委员会第八次会议通过）；clxxxi 《中华人民共和国安全生产法》2002年6月29日《中华人民共和国防震减灾法》（全国人民代表大会常务委员会1997年12月29日）；《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（原劳动部令第3号，1996年10月）；《危险化学品安全管理条例》（2002年1月9日国务院第52次常务会议通过）；《中华人民共和国职业病防治法》（2001年10月27日第九届全国人民代表大会常务委员会第24次会议）；关于发布《中国地震动反应谱特征周期区划图》和《中国地震动峰值加速度区划图》，（中国地震局GB[2001]060号）。《国务院关于加强除尘防毒工作的决定》（国务院档，国发（1984）97号档）；《中华人民共和国尘肺病防治条例》国务院，1997年12月；《女职工劳动保护规程》（1988年6月28日；国务院通过）；11.1.2采用的国家标准、规范、规程《工业企业煤气安全规程》GB6222－86《建筑物防雷设计规范》GB50057-94（2000年版）《建筑灭火器配置设计规范》GBJ140－90（1997年版）《采暖通风与空气调节设计规范》GBJ19-87（2001年版）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-98《工业企业总平面设计规范》GB50187-93clxxxi 《厂矿道路设计规范》GBJ22-87《构筑物抗震设计规范》GB50191-93《建筑物抗震设计规范》GB50011-2001《工程场地地震安全性评价技术规范》GB17741-1999《建筑设计防火规范》（2001年版）GBJ16-87《建筑内部装修设计防火规范》GB50222-1995《火力发电厂及变电所设计防火规范》GB50229-1996《电力工程电缆设计规范》GB50217-1994《工业与民用电力装置的接地设计规范》GBJ65-83《钢制压力容器》GB150-1998《3～110KV高压配电装置设计规范》GB50060-1992《低压配电设计规范》GB50054-95《电气设备安全设计导则》GB/T4064-1993《工业与民用电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GBJ62-83《工业与民用电力装置的过电压保护设计规范(试行)》GBJ64-83《工业与民用电力装置的接地设计规范（试行）》GBJ65-83《机械设备防护罩安全要求》GB8196-1987《机械防护安全距离》GB12265-90《自动喷水灭火系统设计规范》GB50084-96《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-1998《压缩空气站设计规范》GBJ29-90《粉尘防爆安全规程》GB15577-95clxxxi 《建筑采光设计标准》GB/T50033-2001《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002《工业企业采光设计标准》GB50034-91《工业企业噪声控制设计规范》GB87-1985《工业企业照明设计标准》GB5034-92《工作场所有害因素职业接触限值》GBZ2-2002《室内空气中可吸入颗粒物卫生标准》（GB17095-97）《输气管道工程设计规范》GB50251-94《油管道工程设计规范》GB50253-9411.1.3设计执行的行业标准、规定规范《火力发电厂建筑设计规程》DL/T5094-1999《小型火力发电厂设计规范》GB50049-94《火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》DLGJ24-91《火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定》NDGJ93-89《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规定》DLGJ26-2000《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DL/T5054-1996《高压配电装置设计技术规程》SDJ5-1985《交流电气装置的接地》DL/T621-1997《电力设备典型消防规程》DL5027-93《火力发电厂土建结构设计技术规定》DL5022-93《火力发电厂化学设计技术规程》DL/T5068-1996《电力行业劳动环境检测监督管理规定》电综[1998]126号《火力发电厂总图运输设计规程》DL5032-1994clxxxi 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T622-1997《压力容器安全技术监察规程》质技监局锅发（1999）154号《六氟化硫电气设备制造运行、实验及检修人员安全防护细则》《火力发电厂建筑装修设计标准》DL/T5029-1994《蒸汽锅炉安全技术监察规程》劳动部（1996）《火力发电厂劳动安全与工业卫生设计规程》DL5053-1996《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国家电力公司（2000.9.28）11.1.4建设项目生产过程中职业危害因素的分析本工程主要危险因素可分为两类：一类为自然因素形成的危害和不利影响，包括地震、不良地质暑热、冬季低温、雷击等因素；另一类为生产过程中产生的危害，包括尘毒、火灾、爆炸、机械伤害、噪声振动，触电事故、坠落碰撞等各种因素。10.1.4.1自然危害因素分析1.地震：地震是一种能产生巨大破坏作用的自然现象，它对建构筑物破坏作用明显，作用范围大，进而威胁设备、人员的安全。2.不良地质不良地质对建筑物的破坏作用较大，甚至影响人员安全。3.雷击雷击能破坏建筑物和设备，并可能导致火灾和爆炸事故的发生。4.气温clxxxi 人体有最适宜的环境温度，当其超过一定范围时，会产生不舒服感，气温极端会使人发生中暑和冻伤。气温过低，可冻坏设备。5.其它暴雨和洪水威胁工厂安全，其作用范围大，但出现的可能性较小，内涝浸渍设备，影响生产。10.1.4.2生产过程中主要职业危险、危害因素分析本工程是对焦炉煤气进行化工产品回收，并将净煤气作为燃气轮机燃料联合循环发电并供热。其生产过程存在着不同品种和不同程度的危害因素，主要包括火灾爆炸事故、机械伤害、噪声振动、电伤、坠落、酸碱灼伤、高温烫伤等各种因素。本工程生产过程中所涉及到的原料、辅料、产品以及化学药品中危险、有害物质很多，主要包括SO2、CO、NH3、NOx、H2S、CmHm、苯、硫磺、硫酸等，上述物料均具有易燃、易爆、有毒、有害、腐蚀等危害性，均出现在煤气输送及储存、净化回收、焦炉煤气压缩、发电等各个工序中。各工序危害性分析如下。焦炉煤气输送、加压：煤气、火灾、爆炸、中毒、噪声。脱硫：煤气、硫磺、火灾、爆炸、中毒。硫铵：煤气、硫酸、火灾、爆炸、中毒。洗脱苯：煤气、粗苯、噪声、高温辐射、火灾、爆炸、中毒。精脱硫：煤气、火灾、爆炸、中毒。气柜：煤气、火灾、爆炸、中毒。焦炉煤气压缩：煤气、火灾、爆炸、中毒、噪声。电站：煤气、噪声、高温辐射、火灾、爆炸。clxxxi 1、有害物质危险性分析CO：属Ⅱ级危害毒物。是一种无色、无味、无臭的气体，比重为0.967，燃烧时呈浅兰色的火焰，主要来源于煤气系统的泄漏和燃料的不完全燃烧。人体吸入CO后，即与血红蛋白结合，生成碳氧血红蛋白（COHb）阻碍血液输氧，造成人体缺氧中毒，空气中浓度达到1.2g/m3时，短时间可致人死亡。车间空气中CO的最高容许浓度不得超过30mg／m3。SO2：属IV级危害毒物。是无色、不燃、有恶臭、并具有辛辣味的窒息性气体，比重1.434，它主要来源于燃料的燃烧。其对人体的危害表现为对结膜及上呼吸道粘膜具有强刺激性，可引起喉部不适，甚至窒息，并可导致支气管炎、肺炎和呼吸麻痹。大气中SO2易形成酸雾或酸雨，空气中酸雾达0.8mg/l时，人体即有不适感觉。H2S：属II级危害物。是一种可燃、无色、有臭鸡蛋味的有毒气体，比重1.19，H2S是强烈的神经毒物，对粘膜有强烈的刺激作用，长期接触低浓度的H2S，可引起神经衰弱症及植物神经紊乱等症状，高浓度的H2S可抑制呼吸中枢，引起窒息、支气管炎、肺炎等，车间空气中H2S的最高允许浓度为10mg/m3。CmHm：包括所有烷烃、烯烃和芳烃等，CmHm对眼、鼻、呼吸道均具有强刺激作用，危害肺、肝、肾、心血管系统，某些强致癌物质，芳烃及稠环化合物影响最大。属II级危害物。NH3：属IV级危害物，NH3为有强烈刺激气味的无色气体，极易溶于水而形成氢氧化氨（氨水）。氨对人的眼睛、呼吸道及皮肤有严重的刺激作用，NH3中毒可引起肺水肿。空气中NH3的容量在0.49mg/lclxxxi 时就能使人在几分钟内窒息而死。车间空气中的最高允许浓度为30mg/m3。苯：属I级危害毒物。苯为无色透明液体，易挥发、易燃、有芳香味，是一种危险的毒物，长期接触高浓度苯对造血系统有损害，可引起慢性中毒，对皮肤、粘膜有刺激作用，可引起白血病，并具有致癌性，当苯浓度高时使人立即失去知觉，并在几分钟内死亡。车间空气中苯的最高允许浓度为30mg/m3。硫酸：属III级危害物。对皮肤、粘膜等组织有强烈的刺激作用，高浓度的硫酸可引起喉痉挛和声门水肿而死亡，慢性影响有牙齿酸触症、慢性支气管炎、肺水肿和肝硬化，车间空气中硫酸最高允许浓度2mg/m3。2、振动及噪声危害性振动可导致人体患发振动病，主要表现为足的损害，还可导致植物神经功能紊乱。长期接触工业噪声可引起耳呜、耳背、头晕头痛、失眠、神经衰弱等症状，并可引起暂时性听闻位移，永久性听闻位移直至噪声性耳聋等症状，并对心血管系统有影响。鼓风机、空压机、压缩机、引风机、各种泵、除尘器、气体和蒸汽放空系统等设备系统在运行过程中都会产生较大噪声。《工业企业噪声控制设计规范》规定，工作场所的噪声不得超过85dB，操作室有通讯要求时为70dB，无通讯要求时为75dB。3、高温辐射危害性当工作场所的高温辐射强度大于4.2J/cm2.min时，可使人体过热，产生一系列生理功能变化；体温调节失去平衡，水盐代谢紊乱、消化及神经系统受到影响。clxxxi 高温设备、管道的隔热保温设施不力，会造成人员的烫伤，高温场所通风设施不力，也会造成工作人员的受热中暑。4、火灾爆炸危害性分析本工程能引起燃烧和爆炸事故的因素很多。如输送煤气设备、管道中煤气氧含量超标，煤气泄漏静电火花等原因即可导致燃烧和爆炸事故，电器电缆的火灾危险，锅炉爆炸的危险，压力容器超压爆炸，洗油、粗苯等均为可燃物质，如发生泄漏、遇明火、静电、电气火花等都能引起火灾爆炸事故，火灾及爆炸事故能造成较大的人员及财产损失。5、其它安全事故锅炉及压力容器的安全事故，不但造成设备损害，而且危及人体安全。生产过程中使用的各种大型转动运行设备，存在着机械伤害的可能。触电、碰撞、坠落、酸灼伤、高温烫伤、误操作等事故对人体形成伤害，严重时可造成人员的死亡。腐蚀既损坏设备，也对人体构成威胁。停电事故影响生产，甚至损坏设备，造成有害物外逸，危及人身安全。11.1.4.3劳动安全设计中采取的防范措施1、对自然危害因素的防范措施（1）抗震本工程所在地地震烈度为7度，为防止地震危害，本工程在设计中均采取相应的抗震措施，根据《建筑抗震设计规范》（GB50011—2001）和《构筑物抗震设计规范》（GB50191—93）中规定，按7度地震烈度对建筑物设防。电力变压器则采取相应的保护措施，防止其受损。clxxxi （2）防雷全厂爆炸和火灾危险区域为二类防雷，其余为三类防雷，按《建筑防雷设计规范》（GB50057—94）进行设计，对烟囱等建筑物设避雷带、避雷网及接地极，对设备、放散管、风帽等突出物采取相应的防雷措施。（3）防暑防寒为防止夏季暑热，在生产厂房内采取通风换气措施，在工序内部设置工人休息室、操作室、控制室等，并在室内设置必要的风扇等装置。为防止冬季低温，采取集中供暖措施，使车间内工作地点及休息室内的温度均可满足有关的要求。对贮存输送水或蒸汽介质的设备及管道采取必要的保温措施，在操作管理上采取相应的排空措施，以防冻坏设备与管道。（4）其它为了防止或避免不良地质对建构筑物的破坏，对烟囱、脱硫塔、再生塔、洗苯塔等重要生产建构筑物基础采取必要的地基处理措施。为了防止内涝，及时排出雨水，避免积水毁坏设备、厂房，在厂内设相应的场地雨水排水系统。2、对生产危害因素及职业卫生采取的防范措施本项目在建设过程中必须把“安全第一，预防为主”的方针贯彻始终，确保有关安全卫生设施的工程质量，从而保障劳动者在生产过程中的安全健康。（1）防火、防爆a.clxxxi 在平面布置中严格遵守国家有关防火防爆的安全规定，各建筑物及生产装置间建筑间距严格按《建筑设计防火规范》（修订本）及《火力发电厂总布置及交通运输设计技术规定》设计，考虑足够的防火安全间距，并布置相应的消防通道。热电站各建筑物均按《小型火力发电厂设计规范》（GB50049—94）规定的最低耐火等级设计，满足防火规范要求。大型设备尽量采用露天化布置。b.在生产工艺系统中，在产生易燃易爆气体的生产场所内设全面通风或局部排风及除尘装置，降低爆炸物浓度，防止气体积累，煤气管道设置低压报警系统及安全联锁装置，风机电机选用防爆型。焦炉煤气输送加压、净化回收及煤气压缩各封闭厂房均选用轴流风机全面通风，使危险物质浓度低于其爆炸下限。c.锅炉采用软水以防止锅炉结垢形成危险，压力容器系统均设置相应的超压安全保护装置。d.在电气设计中，消防设施拟采用双回路供电，电气、仪表在有爆炸和火灾危险场所，严格按照《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058—92）执行，即爆炸危险生产厂房电气设备全部选用隔爆型，对灯具按扭保护装置全部选用隔爆型，火灾危险性较大的区域设事故照明。e.热电站煤气管道设水封阀，以防煤气回燃和泄漏，汽机油系统设置事故放油管与事故油池，并设异常工况的报警和紧急事故处理装置。f.电气和管道设计中按《化工企业静电接地设计规范》要求设计，烟囱、厂房周围安装避雷设施，煤气及苯类系统的设备及管道均采取相应的防静电措施。g.全厂设水消防和泡沫消防系统，并配置移动式灭火器材。在消防给水设计中，根据《建筑设计防火规范》（2001clxxxi 年版）规定设置相应的消防管道，消防水池、消火栓等装置。h.对各主要岗位、设计自动交换程控生产调度指挥电话。（2）防毒防尘对产生粉尘或烟尘的生产场所、部位采取相应的除尘措施，对产生粉尘或烟尘的生产部位或设备加以封闭处理，减少粉尘或烟尘外逸。加强生产过程中设备与管道系统的管理与维修。设备、管道的各密封点进行经常安全检查，发现泄漏及时消除，并尽量将静止设备布置在室外，便于有毒气体的扩散。在脱硫泵房、硫铵结晶槽及离心机室、洗脱苯泵房、煤气加压机房、压缩机房等尘毒物质富集的地方，按标准、规范设置适宜的通风设施，降低尘毒的浓度，并定期对车间及厂区空气的有毒有害气体含量进行监测分析。散发有毒有害的岗位，配备事故柜和个人防护用品，设置相应型号的防毒面具，保证工人的安全。在主要生产操作场所建设隔离的操作室、仪表室。燃气轮机、管式炉、制冷机组等燃烧废气均经烟囱高空排放。(3)热辐射防护在有可能出现辐射的装置采取高效隔热措施，防止热辐射发生，管式炉、电站燃气轮机、余热锅炉等处采取相应的隔热措施。煤气净化的各泵房均设置轴流风机全面排风，消除泵房内余热。高温介质管道均采用相应的隔热保温措施，对温度较高的工作场所操作人员采取必要的个体防护措施。(4)减振与降噪在满足工艺的前提下，尽量选用低噪声型号的产品。clxxxi 将噪声较高的设备置于室内，个别在建筑设计中拟采用吸声或隔声建筑材料，可防止噪声的扩散与传播。在空压机、鼓风机、压缩机、送风机、气动噪声设备上设置相应的消声装置。对振动较大的设备如空压机、鼓风机、压缩机、汽轮发电机组、送风机、引风机、给水泵、循环水泵等设置单独基础或对设备底座采取减振措施。强振设备与管道间采取柔性连接方式，防止振动造成的危害。在高噪声的生产场所设置隔音操作室，现噪声声源隔开以保护操作人员，减轻噪声影响。总图在全厂布置上将办公楼与生产区分开，并根据地形声源方向性，建构筑物的屏蔽作用以及绿化植物的吸纳作用因素进行布局，在各车间，各建筑物周围种植阔叶树，以减少噪声的危害。(5)防触电选择电气设备安全距离按水利电力部颁发“高压配电装置设计技术规程”进行设计，照明电缆隧道采用36伏电压供电，检修照明为12伏手提灯。防止误操作，10千伏高压开关柜采用带五防的手车式开关柜，断路器，隔离开关和接地刀闸之间的正常操作时电气闭锁装置。为了防止触电事故并保证检修安全，两处及多处操作的设备在机旁设事故开关，1KV以上正常不带电的设备金属外壳设接地保护；0.5KV以下设备金属外壳作接零保护，有必要对一些设备设置漏电保护装置。(6)其它安全措施各生产系统拟设出现不正常现象时的报警信号装置。clxxxi 为防止机械伤害及坠落事故发生，生产场所梯子、塔区平台、设备平台及高处通道均设置安全栏杆；各转动设备的转动部件设置安全防护网、罩，地沟、水井设置盖板，有危险的吊装口、安装孔等处则设安全围栏。在有危险性场所设置相应的安全标志及事故照明设施。煤气净化、输送、储存各系统的设备的出入口管道上设温度、压力等监测仪表，防止意外发生危险。甲级防爆厂房设置可燃气体浓度检测报警装置，并禁止使用易产生火花的工具。按期发放劳动保护用器具，加强个人防护措施，上岗应着工作服、工作帽、工作鞋、防护眼镜，接触化学毒性物质作业人员应配有相应防毒面具，对易燃易爆、高温明火场所作业人员禁止着化纤服装。3.备用措施及应急手段(1)事故的抢救及应急措施对于火灾事故的抢救措施,利用设置的火灾自动报警系统和电话向消防站报警，并根据物质的性质、利用消防器材进行补救。对一般建筑物、A类火灾，利用消防栓、消防车、消防水枪等消防器材进行水灭火。对粗苯管式炉及泵房等B类火灾主要利用干粉、二氧化碳等泡沫灭火器材进行扑救。对煤气等C类主要利用干粉、磷酸铵盐泡沫、二氧化碳等移动消防器材进行扑救。对于电器室、控制室等带电火灾，采用二氧化碳干粉、磷酸铵盐泡沫等消防器材进行扑救。(2)事故的疏散措施主要生产厂房拟设两个以上的安全出口，通向室外主要通道拟设事故排风装置，易发生事故的场所考虑设置相应的应急照明设施。clxxxi (3)事故的应急措施主要生产及消防设备均采用两路电源供电，在工程易发生事故的生产场地设置相应的事故应急照明设施，并设置防尘毒口罩、防护手套、防毒面具、急救药品与机械应急器具，自动控制系统设置相应的手动装置。4.辅助用室的设置按照《工业企业设计卫生标准》（GB36-79）的要求，本工程根据生产特点，实际需要和使用方便的原则，结合现有设施，拟设置相应辅助用室，其中生产卫生用室有车间办公室、更衣室、盥洗室等；生活用室设置休息室、浴室、倒班宿舍、食堂等，此外还有相应的卫生室如女工卫生室及医疗卫生机构等全厂性辅助用室。5.绿化措施充分考虑了绿化对职工卫生方面的有益作用，本工程拟充分利用厂内条件进行绿化。绿化系数约为25%。6.劳动安全卫生机构为了保证本项目建设，生产安全运行，根据本项目具体情况，设置专门的劳动安全卫生机构，负责本企业日常安全卫生工作的管理和监督。11.1.5预期效果本工程劳动安全卫生设施比较完善，在防火防爆及其它劳动安全卫生方面达到了保证安全生产的目的，体现了“安全第一，预防为主”clxxxi 的方针，经采取措施后，本工程操作场所及岗位空气中尘毒等有害物浓度将低于《工业企业设计卫生标准》中规定的相应最高允许浓度，工作场所温度满足《采暖通风与空气调节设计规范》中相应的规定，工作场所及岗位的噪声级满足《工业企业噪声控制设计规范》中的相应标准，可基本避免火灾、爆炸、压力容器事故等危害的发生，并可减少事故的发生或出现，一旦出现事故，即可采取相应的备用或应急补救措施，将事故造成的损失降至较低水平。在尘毒治理及其它职业卫生方面，达到了“保证文明生产，保护职工身心健康”的目的。11.2消防11.2.1编制依据及采用标准11.2.1.1编制依据1.《中华人民共和国消防法》（1998年4月29日）2.《建筑工程消防监督审核管理规定》（中华人民共和国公安部令第30号）11.2.1.2采用规范1.《焦化安全规程》（GB12710-91）2.《工业企业煤气安全规程》（GB6222-86）3.《建筑设计防火规范》（GBJ16-87）（2001年版）4.《建筑物防雷设计规范》（GB50057-94（2000年版）5.《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）6.《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140-90）（1997年版）7.《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-98）8.《低倍数泡沫灭火系统设计规范》（GB50151-92）9.《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-94）10.《火力发电厂生活、消防给水排水设计规定》（DLGJ24-91）11.《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-96）clxxxi 12.《建筑内部装修设计防火规范》（GB50222-95）11.2.2工程火灾爆炸危险品分析本工程生产过程中原料及产品多为可燃、易燃、易爆物品。具有一定火灾危险性，火灾危险因素可分为以下几种：室内易燃易爆粉尘气体浓度达到爆炸浓度极限后遇火花引起爆炸，酿成火灾。煤气系统泄漏引起爆炸造成火灾。明火雷电及静电引起爆炸和火灾，火灾危险性及危害性的大小与危险物质的多少及生产性质、操作管理水平、环境等有直接关系。易燃易爆危险物如下：1.焦炉煤气一级可燃，具燃爆性，燃炸浓度极限（体积）：4.72～37.59％，自燃点：560℃。2.硫磺硫磺属二级易燃固体，云状粉尘的引燃温度为235℃（粉尘平均粒径为30～50μm），爆炸下限浓度为2.3g/m3。3.苯类物质苯类物质均为易燃物质，蒸汽具燃爆性，多为一级可燃物，闪点一般在－15～120℃之间，其中纯苯、甲苯危险性较大。4.洗油可燃液体、丙类火灾危险物质，闪点100℃，自燃点580～630℃。11.2.3主要生产场所及装置的火灾危险性分析clxxxi 本工程可能出现的环境为爆炸气体环境，爆炸性粉尘环境及火灾危险环境，其中爆炸性气体有煤气等易燃气体，爆炸性粉尘有硫磺等粉尘；火灾环境有洗油等物质。根据《焦化安全规程》、《工业企业煤气安全规程》及《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》等有关规定，本工程主要生产场所及装置的火灾爆炸分类如表11-1所示。表11-1主要生产场所及装置的火灾爆炸危险性序号场所或装置生产类别危险区域介质备注1煤气加压机房甲1区煤气2脱硫塔甲2区煤气室外3硫泡沫槽乙21区硫磺泡沫4放硫冷却部位乙11区硫磺泡沫5硫磺仓库乙11区硫磺泡沫6喷淋式饱和器甲2区煤气室外7洗苯泵房甲2区富油8洗苯塔甲2区煤气室外9粗苯蒸馏产品回收泵房甲1区粗苯10脱苯塔及换热器甲2区粗苯室外11油库甲2区粗苯室外12精脱硫塔甲2区煤气室外13气柜甲2区煤气室外14煤气压缩机房甲1区煤气11.2.4建设地区的消防现状本项目所在地孝义市，驻扎一个消防中队，该消防中队各项设施齐全,距项目所在地3公里。根据工程的建设规模，火灾危险性及生产特点以及有关消防规定，并充分考虑工程的具体情况，据双方协议，由孝义市消防中队负责本工程的消防工作。本项目增配一定数量的兼职消防人员及消防器材。11.2.5消防设施clxxxi 为了防止火灾的发生或减少火灾造成的损失，本设计采取了必要的消防措施，贯彻“预防为主，防消结合”的方针。1.总图运输本工程建设区域与四邻均预留相应的防火安全间距。在确定厂区内部的总平面布置时，按生产性质、工艺要求及火灾危险性的大小等因素划分出各自相对独立的小区，各区间尤其是火灾危险性较大的设施间留有足够的防火间距，以防一旦发生火灾造成火势扩大、蔓延。厂区道路呈环形和尽头式布置，尽头处设面积不小于12m×12m的回车场。并根据车流量的大小，分设主要道路、次要道路和车间引道，道路宽度、净空高度、出入口数均满足消防车对道路的要求，保证消防道路的畅通。2．工艺煤气加压各鼓风机室设置机械通风兼事故通风措施，使得燃爆性气体的浓度低于其爆炸下限。煤气气柜设高低位报警装置。煤气系统的设备及管道均采取相应的防静电措施。各煤气设备和管道要保证其严密性，防止煤气泄漏。设备的进出口阀门靠设备侧设有盲板，设备、管道开停机时设有蒸汽吹扫装置及放散阀取样分析装置。在设计技术条件中，对煤气管道制造、安装及开工等过程的气密性试验有专门规定，要求严格执行。clxxxi 粗苯泵房及管式炉设蒸汽消火管；苯类槽、中间槽采用防火花型液面计及防静电型产品导入管。汽轮机油系统的设计，对于主油箱、油净化装置、冷油器以及连接油管道设备和油管道的布置避开高温管道。排烟管道引至厂房外无火源处。油箱事故排油阀布置在安全及便于操作的位置，并有两条通道可以到达。有明油及宜漏油处设置防火警示牌。露天油库等设置防护围堤或围墙；设置防雷接地设施；设置泡沫灭火装置；采用不发火花地面；油罐设置呼吸阀。余热锅炉的设计、制造、安装符合压力容器安全技术监察规程的相关要求，锅炉本体设有防爆门，并设有安全阀，液位计、压力表。在火灾危险性较大的场所设置安全标志及信号装置；在设计中对各类介质的管道涂刷相应的识别色，并按照《安全色》（GB2893-82）及《安全标志》（GB2894-1996）等规定进行。3.建筑本工程所有建筑物的平面布置、结构及材料选用均按《建筑设计防火规范》（2001年版）进行设计，对建筑物耐火等级作了划分，采取了相应的措施。煤气输送、加压、储存、脱硫、脱氨、洗脱苯、精脱硫、压缩等装置的火灾危险性均为甲类，框架结构尽可能采用敞开式，且门窗向外开启。设计中脱硫塔、洗苯塔、管式炉、精脱硫等露天布置，有利于火灾危险物的扩散。有爆炸危险的厂房按规定设足够的泄压面积，利用门、窗、洞、口泄压，并将厂房门窗向外开启，室内设不发生火花地坪。clxxxi 成品粗苯、洗油等库区设防火堤，防火堤内的有效容积不小于堤内最大罐的容量。建、构筑物、楼梯等均采用钢筋混凝土等非燃烧材料制作。主要生产厂房设两个以上安全出入口。主要生产建构筑物按相应规定耐火等级设计。建筑物的通道宽度、楼梯形式等均严格执行《建筑设计防火规范》（GBJ16-87）（2001年版）等相应规定。在火灾危险性较大的场所按《建筑灭火器配置设计规范》的相应规定设置消防器材，以满足消防要求。4.电气本工程消防设施设双回路供电，配电线路采用相应的保护措施，保证消防设施用电可靠。油式变压器拟置于单独的房间内，并设事故油坑，避免油外溢，防止火灾扩大。在爆炸和火灾危险场所，严格按照环境的危险类别和区域配置相应的电器设备和灯具，避免由于电气火花引发的火灾。在火灾危险性较大的场所设事故照明设施，利于火灾的扑救和人员及物资的疏散。消火设施构筑物事故照明电源自消火设施的专用供电回路引来，以保证用电的可靠性。对煤气系统等第二类防雷建筑物采取避雷带（针）防直击雷，引下线不应少于两根，并沿建筑物四周均匀或对称布置，其间距不大于18m，每根引下线的冲击接地电阻不大于10Ω；防感应雷的措施为建筑物内的设备管道构架等主要金属物就近接至防直接雷接地装置或电器设备的保护接地装置上。clxxxi 在爆炸和火灾危险环境中做静电接地设计，属于户外装置的防静电接地装置共享，对于建筑物内设备的防静电接地装置利用电气的保护接地装置。本项目按《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-98）等有关规范要求在火灾爆炸危险场所设置自动报警装置及手动报警装置。电缆隧道及重要回路的电缆沟中，在必要部位设置有防火墙；选择难烧、耐然型电缆。电缆隧道按规定设置带有爬梯的人孔和自然通风设施。配电装置室按规定设置安全出口，防火门、事故排烟装置等。5.报警系统煤气输送加压、脱硫及硫回收、硫铵、洗脱苯、精脱硫、煤气压缩等工序设置可燃气体浓度检测报警装置，随时检测空气中可燃气体的含量，并设置火灾探测及报警系统，设置感温感烟探测器，厂区通道等处设火灾报警，以手动按钮为主。6.通风爆炸、燃烧场所的通风设备均选用非燃烧材料。在防爆区通风设备均选用防爆型，并采取接地、消除静电措施。7.消防系统设置按有关规范的要求，本项目设置了固定式泡沫灭火系统，水消防灭火系统，火灾自动报警系统，并在厂区适当位置设置了移动式灭火器，分别为磷酸铵盐干粉和氟蛋白泡沫。泡沫发生装置采用压力式混合液流程，消防水泵站供全厂消防水管网。本项目设计厂内的消防水管网呈环状布置，向环状管网输水的输水管为两条，干管直径不小于200mm，并设新鲜水池2clxxxi 座，池内总有效容积2000m3，消防水贮量432m3。在厂区适当位置设置了地下消火栓及阀门井。消火栓沿道路边设置，每隔80米左右设置一个，消火栓采用地下防冻式，其型号为SX100，有直径为100mm和65mm的栓口各一个，并设置明显标志。阀门井将环状管网分成若干段，每段的消火栓数量不超过5个。室内消栓的设置根据《建筑设计防火规范》（GBJ16-87）（2001年版）的有关规定进行。本项目室内消防水量为10L/s，室外消防水量为30L/s，相当于每小时消防用水量144m3/h，消防历时按3小时考虑。11.2.6消防设施费用1.消防水池及泵房150万元2.消防管线及消火栓210万元3.消防器材250万元4.消防道路200万元5.火灾报警系统180万元合计1390万元本工程消防设施等投资共计810万元，约占建设投资1.40%。11.2.7消防效果预测本工程消防及防火措施比较完善，形成独立的消防及防火体系，实现了“预防为主，消防结合”的方针，可杜绝大的火灾发生，并基本避免一般火灾与爆炸事故的发生，达到保护公共财产和公民生命安全之目的。clxxxi 第十二章抗震12.1编制依据及原则12.1.1编制依据(1)《中华人民共和国防震减灾法》（八届全国人大常委会1997年12月29日第十二次议通过）。(2)《工程场地地震安全性评价技术规范》（GB17741-1999）。clxxxi (3)《建设工程抗震设防要求管理规定》（中国地震局令（第七号）2002年1月16日中国地震局局务会议通过）；(4)《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）；(5)《地震安全性评价管理条例》（中华人民共和国国务院令（第323号）2002年1月1日起施行）；(6)中华人民共和国建筑抗震设计规范GB50011-2001。12.1.2编制原则(1)贯彻执行抗震工作以防为主的方针，依据有关规范采取抗震设防措施，使建筑经抗震设防后，减轻建筑的地震破坏，避免人员伤亡、减少经济损失。(2)严格按照抗震设计规范要求进行抗震设防。当遭受高于本地区抗震设防烈度预估的罕遇地震影响时，不致倒塌或发生危及生命的严重破坏。12.2抗震设防根据上述依据，本工程所处地区地震烈度7度，地震动反应谱特征周期为0.35s，设计基本地震加速度值为0.15g。工程设计时应由有关部门进行场地地震安全性预评价并经省地震局管理部门批准后，根据批准的地震安全性预评价结果，确定抗震设防要求，进行抗震设计。12.3抗震设计根据概念设计的原理，正确解决总体方案材料使用和细部构造到合理抗震设计的目的。12.3.1建筑设计clxxxi 合理进行建筑布置，立求平立面规则、简单、对称布置，建筑质量分布和刚度变化的均匀，对体型复杂的建筑物设置防震缝，将建筑物分为规则的结构单元。12.3.2抗震结构体系抗震结构要综合分析，采用合理而经济的结构类型，做到受力明确，传力合理且传力路线不间断，设置多道抗震防线。根据建筑物重要程度，采取相应的结构形式。对重要建筑物采用钢筋混土框架式剪力墙结构等，对次要建筑物采用砖混等形式。第十三章工厂组织及劳动定员13.1工厂体制及组织机构13.1.1工厂体制本项目为某某环保能源有限公司独资建设的一个焦炉煤气综合利用企业，设置生产管理和行政管理两个系统。按厂级设管理机构，厂部除设各职能科室外，尚有生产调度、安全、化验、供销、运输等。clxxxi 13.1.2组织机构本项目设有煤气输送及储存车间、净化回收车间、热电车间、辅助车间及厂部。1.煤气输送及储存车间：煤气输送及回馈工段煤气稳压与储存工段2.净化回收车间：脱硫及硫回收工段硫铵工段洗脱苯工段油库工段精脱硫工段3.热电车间：煤气压缩工段燃机运行工段锅炉运行工段汽机运行工段化学运行工段电气运行工段热工仪表工段4.辅助车间：供排水工段供电工段生化处理工段空压站工段低温水工段5．厂部：化验室clxxxi 中控室煤气防护站各职能科室13.2生产班制及定员设计定员依据冶金工业部《冶金企业劳动定员定额标准》（LD/T4424-93）中有关规定，结合本工程设计内容进行编制。根据各车间的特点确定：除热电车间年工作日为6500小时外，其它各车间均按年工作8500小时考虑。各工段均执行四班三运转制度，24小时连续运行。管理人员及服务采用白班制。总定员为331人，其中生产工人260人，管理技术人员71人；详见表13-1表13-1生产定员表序号车间名称生产人员管理及服务人员小计1煤气输送及储存车间163192净化回收车间486543热电车间104181224辅助车间326385厂部及后勤4838866小计248713197备员12128合计2607133113.3人员的来源和培训clxxxi 本项目实施所需的生产工人、技术人员和管理人员主要从社会择优招聘，招聘中优先考虑同类型行业的技术人员及高中文化程度以上的待业青年。工人到厂后，按岗位到同类型生产厂相应岗位进行培训，时间不少于三个月。培训期间，可强化专业知识的理论教育，全面提高职工的技术水准，确保项目投产后能胜任本岗位的生产操作、管理以及异常故障的处理和正常的维修业务，保证系统正常生产。第十四章项目实施规划14.1建设项目规划建设周期分前期准备工作阶段，项目实施阶段两部分。前期准备工作阶段包括可行性研究报告编制、审批。项目实施阶段包括初步设计及其评审，施工图设计，土建工程施工，设备材料定货、安装工程施工，验收试车、试生产。clxxxi 本工程建设规划20个月。14.2项目实施进度规划根据建设单位元的意见以及工程设计的具体内容，参考类似工程及当地的自然条件，初步安排项目的建设实施计划如下：2005年6月～2005年8月：前期准备工作完成2005年8月～2005年12月：完成初步设计及施工图设计2005年12月～2006年2月：设备及材料定货，2006年3月～2006年7月：土建工程施工2006年5月～2006年8月：净化回收部分安装工程完成2006年8月～2006年9月：单体、联动试车。2006年7月～2006年10月：燃气轮机单循环具备发电条件。2006年10月～2007年1月：燃气轮机组联合循环具备发电条件。本工程各阶段的实施进度规划只是一定条件下的相对时间预测。第十五章投资估算和资金筹措15.1投资估算15.1.1估算依据及说明依据国石化规发(1999)195号文《化工建设项目可行性研究投资估算编制办法》，《某省建设工程其它费用标准》等编制本工程投资估算。15.1.2费用依据clxxxi (1)主要设备为近期询价，不足部分参照《工程建设全国机电设备价格汇编》及相关数据计取。(2)定额采用原化工部《化工概算定额》、《某省建筑安装概算定额》、《电力建设项目概算定额》2001年修订本，大指针并参考类似工程估算指针计取，工程其它费用按《某省建设工程其它费用标准》。15.1.3单项工程投资估算主要生产项目49831.58万元公用工程项目1765.57万元服务性工程项目413万元15.1.4工程建设投资估算第一部分工程费52010.15万元第二部分其它工程费2892.88万元第三部分预备费1098.06万元工程建设投资56001.09万元15.1.5固定资产投资估算固定资产投资包括建设投资、建设期利息（本项目不发生长期贷款）。固定资产投资=57944.35+0=56001.09万元15.1.6流动资金估算流动资金采用详估法估算，流动资金估算总额为1892.08clxxxi 万元。其中铺底流动资金为567.62万元。流动资金估算表见表15-2。表15-2流动资金估算表（万元）序号项目最低需要天数周转次数生产期第3年第4年第5年第6~22年一流动资产2528.562528.562528.562528.561应收帐款3012904.44904.44904.44904.442存货1422.551422.551422.551422.55⑴原材料3012636.48636.48636.48636.48⑵包装物⑶在产品136025.9925.9925.9925.99⑷产成品1230361.77361.77361.77361.77⑸备品备件1802398.31398.31398.31398.313现金3012201.57201.57201.57201.57二流动负债1应付帐款3012636.48636.48636.48636.48三流动资金1892.081892.081892.081892.08四流动资金增加额1892.080.000.0015.1.7项目工程总投资项目工程总投资由固定资产投资和铺底流动资金两部分组成。工程项目总投资=56001.09+567.62=56568.71万元投资估算表见附表15-115.2资金筹措15.2.1资金来源本项目总投资为56568.71万元。总投资中25%由某公司出资，75%由某公司在国际上融资(目前已与GECOFI集团签订投资合作合同)。15.2.2资金运筹计划本项目建设期为1年，第1年投入全部建设资金。clxxxi 表15-1总估算表序号工程或费用名称估算价值（万）元设备购置费安装工程费建筑工程费其它基建费合计　第一部分工程费　　　　　一主要生产项目　　　　　1煤气输送及回馈19816　　2142外管网　4841.87　　4841.873脱硫及硫回收1523.01433.27218.73　2175.014硫铵735.35285.51206.46　1227.325洗脱苯368.47127.0215.83　511.32clxxxi 6精脱硫230.42168.362.7　401.487煤气稳压及储存系统534.63039.6　　3574.28电站29732.915647.351506.12　36886.38(1)热力系统251252703.431072.99　28901.42(2)水处理系统188.69212.0885.38　486.15(3)供水系统1715.62735.24162.09　2612.95(4)电气系统1803.371255.12185.66　3244.15(5)热工控制系统900.23741.48　　1641.71小计33322.7614558.981949.84　49831.58二公用工程项目　　　　　1生化处理96.12139.54140.22　375.882空压站227.8816.88　　244.763低温水512.641.01　　553.614新鲜水循环水157.5736.4847.27　241.325总图运输　　350　350小计994.17233.91537.49　1765.57(四)服务性工程项目1综合办公室　　270　2702食堂　　45　453浴室　　60　604倒班宿舍　　38　38小计　　413　413工程费合计：34316.9314792.892900.33　52010.15　第二部分其它工程费　　　　　1建设单位管理经费　　　306.03306.032建设单位临时设施费　　　191.55191.553勘察设计费　　　133013304监理费　　　416.08416.085联合试运转费　　　254.02254.026生产准备费　　　174.4174.47办公及生活家俱购置费　　　70.870.88土地购置费　　　150150　其它工程费合计　　　2892.882892.88　第三部分预备费　　　　　基本预备费　　　1098.061098.06clxxxi 建设投资估算　　　　56001.09建设期贷款利息　　　　0固定资产投资　　　　56001.09铺底流动资金　　　　567.62项目总投资　　　　56568.71第十六章财务、经济评价16.1产品成本和费用估算16.1.1产品成本和费用估算依据和说明1.产品成本估算的消耗指标按各专业提供的数据。2.原材料及燃料动力单价，以建设单位提供的现行价格（含税价）为依据。3.固定资产折旧采用平均年限法，项目计算期取22clxxxi 年（综合折旧年限取20年）净残值率按4%计。4.项目建设期取2年固定资产折旧费估算表见表15-1。5.固定资产投资中第二部分费用勘察设计费，计入无形资产按10年摊销，第二部分的其它费用计入递延资产按5年推销，无形及递延资产摊销计算表见表15-2。6.本项目生产定员331人，工人工资及附加费15000元/人.年。7.本项目的修理费及其它制造费分别按固定资产原值的3.5%和2.5%计。8.本项目的其它管理费用按工人工资的2倍计取，销售管理费按正常年销售收入的2%计取。9.本项目生产期流动资金贷款利息计入总成本费用的利息支出中。16.1.2生产成本费用估算本装置生产能力为864667000KWh/a电的销售收入以及24950吨/年粗苯及其它化产回收产品的销售收入计算的。1.外购原材料及燃料动力费用估算表，见表15-32.总成本费用估算表见表15-416.1.3产品成本费用分析成本估算指标（以第12年为例）年总成本费用=13888.99万元年经营成本=10853.23万元年可变成本=8027.74万元年固定成本=5728.26万元16.2财务评价16.2.1财务评价的依据和说明clxxxi 财务评价是建设项目经济评价的重要内容，是按国家现行财税制度和现行价格，对项目费用、效率和盈利能力，清偿能力及整个经济寿命期内的财务状况进行分析和计算，本财务效益分析是从本项目所在企业的角度来进行分析的。本项目评价方法主要依据国家石油和化学工业局《化工投资项目经济评价参数》（2000），及参照“化工建设项目可行性研究财务评价编制方法”进行评价。16.2.2主要计算报表分析1.销售收入表在预测本项目销售收入时，假定生产量等于销售量，不考虑库存因素，且正常年份实际生产能力等于设计能力。工程投产后生产负荷按100%计算。本项目主要产品价格如下：电价格为0.31元/KWh，粗苯4273元/吨，硫铵550元/吨，硫磺299元/吨，产品销售收入见表15-5，产品缴纳增值税，增值税税率为17%，城市维护建设税按所内增值税的7%计，教育附加按所纳增值税的3%计取。并并依据孝义市人民政府档，孝政发[2005]80号，前5年给予增值留税的优惠政策计取税金。16.2.3主要计算报表分析1.损益及利润分配表（表15-6）该表反映了本项目投产后，该工程项目的年利润及整个寿命期内的累计利润。所得税按利润总额的33%计取，盈余公积金、公益金分别按税后利润的10%和5%计取。2.财务现金流量表（表15-8）clxxxi 全部投资现金流量，是以全部投资作为基础，计算表明，在项目寿命期内企业可获得的累计净现金流量为251409万元，净现值NPV=141783万元(i=10%),所得税后财务内部收益率FIRR=31.45%。3.资金来源与运用表见表（15-9）通过资金来源与运用表可知：专案除能做到资金收支平衡外,还有盈余。4.资产负债表见表15-10由表中可知：资产负债率在整个生产经营期逐步下降，流动比率、速动比率逐年增加，表明项目的资产能够抵补负债。16.2.4财务盈利能力分析1.静态指针(1)投资利润率=年平均利润总额/总投资×100%=26.33%(2)投资利税率=（年平均利润总额+年均销售税金）/总投资×100%=35.21%(3)所得税后投资回收期=4.06（年）（包括建设期）注：计算公式中，年利润总额为所得税前年利润总额。2.动态指针(1)财务内部收益率所得税后财务内部收益率FIRR=31.45%。(2)财务净现值FNPV=77983.88万元（i=10%）(3)所得税后动态投资回收期=4.89（年）（包括建设期）16.2.5不确定性分析clxxxi 项目经济评价所采用的数据来自预测和估算，因而效益的计算就存在着不确定性，为了分不确定性因素对经济评价结果的影响，必须进行不确定性分析，包括盈亏分析，敏感性分析以预测项目所承担的风险，现作如下分析。1.盈亏平衡分析按下式计算生产能力利用率盈亏平衡点（BEP）BEP（生产能力利用率）=F/（P-T-V）式中：F——年总固定成本P——满负荷时的年产品销售收入T——满负荷时的年总可变成本V——年销售税金（含增值税）本项目的盈亏平衡点为：BEP=26.69%。项目的盈亏平衡点为26.69%，计算结果表明，该项目只要达到设计能力的26.69%企业就可以保本，该项目具有较强的抗产量波动能力。2.敏感性分析敏感性分析是分析预测项目主要因素发生变化时，经济评价指标发生的相应变化，在项目实施过程中可能发生变化的因素有建设投资、产品产量（生产负荷）主要原材料价格与动力价格（可变成本），建设期延长，产品价格等，为了观察某些因素波动对整个装置经济效益产生的影响，考虑下列几种情况单因素变化时产生的影响，并考虑最不利因素来进行分析。(1)销售收入下降10%(2)建设投资增加10%(3)主要原材料增加10%表16-11敏感性分析汇总表项目全部投clxxxi 全部投资内部收益率(所得税后)%资NPV净现值I=10%(万元)动态投资回收期(年)正常情况31.4577983.884.06销售收入下降10%26.4659184.24.63建设投资增加10%28.472892.874.39主要原材料增加10%30.2673559.934.19从表中可知，诸多单因素变化，内部收益率仍在20%以上。说明该项目有一定的抗风险能力，该项目可行。结论：从上述财务评价看，所得税后财务内部收益率为31.45%，大于国家行业基准收益率，从敏感性分析看，该项目具有较强的抗风险能力，项目的财务评价结论可行。表16-1固定资产折旧费估算表（万元）序号项目合计折旧年限净残值率生产期第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年1固定资产合计53108.21184%2原值clxxxi 53108.21新增固定资产0.00利用原有固定资产2832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.42832.43折旧费50275.847443.344610.941778.538946.036113.633281.130448.727616.324783.821951.419119.016286.513454.110621.67789.24956.82124.34净值53108.21184%表16-2无形及递延资产摊销计算表（万元）序号项目摊销年限原值生产期第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年一无形资产1勘察设计101330.00⑴摊销133.00133.00133.00133.00133.00133.00133.00133.00133.00133.00⑵净值1197.001064.00931.00798.00665.00532.00399.00266.00133.000.00clxxxi 二递延资产51562.881摊销312.58312.58312.58312.58312.582净值1250.30937.73625.15312.580.00三无形及递延合计1摊销2892.88445.58445.58445.58445.58445.58133.00133.00133.00133.00133.002净值2447.302001.731556.151110.58665.00532.00399.00266.00133.000.00表16-3外购原材料及燃料动力费用估算表（万元）序号项目单位年耗量单价(元/吨)第2年100%第3年100%第4年100%第5~19年100%年耗量金额年耗量金额年耗量金额年耗量金额一主要原材料1Nm34.54E+080.104.54E+084540.294.54E+084540.294.54E+084540.294.54E+084540.29clxxxi 焦炉煤气2焦油洗油吨1692.003846.001692.00650.741692.00650.741692.00650.741692.00650.743TF-1脱硫剂吨375.002500.00375.0093.75375.0093.75375.0093.75375.0093.754HPF催化剂吨16.001196.0016.001.9116.001.9116.001.9116.001.91792.5%浓硫酸吨20485.00600.0020485.001229.1020485.001229.1020485.001229.1020485.001229.10合计6515.806515.806515.806515.80二动力消耗1新鲜水吨6561055.001.716561055.001121.946561055.001121.946561055.001121.946561055.001121.94合计1121.941121.941121.941121.94表16-4总成本费用估算表（万元）序号项目生产期第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年一外购原材料及辅助材料6515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.806515.80clxxxi 二外购燃料及动力1121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.941121.94三工资及福利390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00390.00四修理费796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62796.62五折旧费2832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.44六摊销费445.58445.58445.58445.58445.58133.00133.00133.00133.00133.000.000.000.000.000.000.000.000.00七利息支出70.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.331长期借款利息0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.002流动资金借款利息70.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.3370.33八其它费用2028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.872028.871销售费用717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.79717.792其它制造费531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.08531.083其它管理费780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.00780.004排污费0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00九总成本费用14201.5714201.5714201.5714201.5714201.5713888.9913888.9913888.9913888.9913888.9913755.9913755.9913755.9913755.9913755.9913755.9913755.9913755.99十经营成本10853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.23十一可变成本8027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.748027.74十二固定成本6173.836173.836173.836173.836173.835861.265861.265861.265861.265861.265728.265728.265728.265728.265728.265728.265728.265728.26表16-5产品销售收入表（万元）序号项目单位第2年100%第3年100%第4~19年100%clxxxi 价格数量收入税率税金价格数量收入税率税金价格数量收入税率税金1硫铵吨550.0027720.001524.600.17259.18550.0027720.001524.600.17259.18550.0027720.001524.600.17259.182硫磺吨299.003250.0097.180.1716.52299.003250.0097.180.1716.52299.003250.0097.180.1716.523粗苯吨4273.0017465.007462.790.171268.684273.0017465.007462.790.171268.684273.0014970.006396.680.171087.444电kwh0.318.65E+0826804.680.174556.800.318.65E+0826804.680.174556.800.318.65E+0826804.680.174556.805净煤气Nm3　　合计35889.256101.1735889.256101.1734823.145919.93　产品销项税6101.176101.175919.93　clxxxi 　原材料及动力进项税1071.931071.931071.93　　增值税5029.255029.254848.01　　城市维护建设税352.05352.05339.36　　教育附加费150.88150.88145.44　　销售税金及附加　　5532.17　　　　5532.17　　　　5332.81　　　表16-6损益及利润分配表（万元）clxxxi 序号项目生产期第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年clxxxi 一销售收入35889.2535889.2534823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.14二总成本费用14201.5714201.5714201.5714201.5714201.5713888.9913888.9913888.9913888.9913888.9913755.9913755.9913755.9913755.9913755.9913755.9913755.9913755.99clxxxi 三销售税金及附加5255.565255.565199.495199.495199.495332.815332.815332.815332.815332.815332.815332.815332.815332.815332.815332.815332.815332.811增值税5029.255029.254848.014848.014848.014848.014848.014848.014848.014848.014848.014848.014848.014848.014848.014848.014848.014848.01clxxxi 2城市维护建筑税352.05352.05339.36339.36339.36339.36339.36339.36339.36339.36339.36339.36339.36339.36339.36339.36339.36339.363教育附加费150.88150.88145.44145.44145.44145.44145.44145.44145.44145.44145.44145.44145.44145.44145.44145.44145.44145.44clxxxi 4优惠返税276.61276.61133.32133.32133.320.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00四利润总额16432.1216432.1215422.0815422.0815422.0815601.3415601.3415601.3415601.3415601.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.34clxxxi 五优惠返税六应纳所得税额16432.1216432.1215422.0815422.0815422.0815601.3415601.3415601.3415601.3415601.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.34clxxxi 七所得税0.000.001542.211542.211542.211560.131560.131560.132340.202340.202360.152360.152360.152360.152360.152360.152360.152360.15八税后利润16432.1216432.1213879.8713879.8713879.8714041.2014041.2014041.2013261.1413261.1413374.1913374.1913374.1913374.1913374.1913374.1913374.1913374.19clxxxi 九盈余公积金1643.211643.211387.991387.991387.991404.121404.121404.121326.111326.111337.421337.421337.421337.421337.421337.421337.421337.42十公益金821.61821.61693.99693.99693.99702.06702.06702.06663.06663.06668.71668.71668.71668.71668.71668.71668.71668.71clxxxi 十一未分配利润13967.3013967.3011797.8911797.8911797.8911935.0211935.0211935.0211271.9711271.9711368.0611368.0611368.0611368.0611368.0611368.0611368.0611368.06其中偿还借款0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00clxxxi 十二累计未分配利润13967.3027934.6039732.5051530.3963328.2875263.3087198.3299133.35110405.31121677.28133045.34144413.40155781.45167149.51178517.57189885.63201253.69212621.75表16-8财务现金流量表（万元）序号项目建设期生产期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年一现金流入1销售收入35889.2535889.2534823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.142回收固定资产余值2124.333回收流动资金1892.08小计35889.2535889.2534823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1434823.1438839.55二现金流出1建设投资3流动资金56001.094经营成本1892.080.005销售税金及附加10853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.2310853.236所得税5255.565199.495199.495199.495332.815332.815332.815332.815332.815332.815332.81clxxxi 5255.565332.815332.815332.815332.815332.815332.81小计0.000.001542.211542.211542.211560.131560.131560.132340.202340.202360.152360.152360.152360.152360.152360.152360.152360.1556001.0918000.8716108.7917594.9217594.9217594.9217746.1717746.1717746.1718526.2418526.2418546.1918546.1918546.1918546.1918546.1918546.1918546.1918546.19三净现金流量累计净现金流量-56001.0917888.3819780.4617228.2217228.2217228.2217076.9717076.9717076.9716296.9016296.9016276.9516276.9516276.9516276.9516276.9516276.9516276.9520293.36现值(I=10%)-56001.09-38112.71-18332.25-1104.0316124.1833352.4050429.3767506.3484583.31100880.21117177.11133454.07149731.02166007.97182284.93198561.88214838.83231115.78251409.15累计折现净现金流量-50910.0814783.7914861.3511767.1010697.379724.888763.197966.537242.306283.165711.975186.344714.854286.233896.573542.343220.3166395.223649.94计算指标净现值NPV=130229.64万元（I=10%）所得税后静态投资回收期=4.06(年)（包括建设期）表16-9资金来源与运用表（万元）序号项目合计建设期生产期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年一资金来源398798.2056001.0921602.2119710.1318700.0918700.0918700.0918566.7718566.7718566.7718566.7718566.7718566.7718566.7718566.7718566.7718566.7718566.7718566.7722583.181利润总额283011.8616432.1216432.1215422.0815422.0815422.0815601.3415601.3415601.3415601.3415601.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.3415734.342折旧费50983.882832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.442832.443摊销费2892.88445.58445.58445.58445.58445.58133.00133.00133.00133.00133.000.000.000.000.000.000.000.000.004长期借款0.000.0051324.461324.460.00clxxxi 流动资金借款6其它短期借款0.007自有资金56568.7156001.09567.620.008回收固定资产余值2124.332124.339回收流动资金1892.081892.08二资金运用92086.2656001.091892.080.001542.211542.211542.211560.131560.131560.132340.202340.202360.152360.152360.152360.152360.152360.152360.153684.611建设投资56001.0956001.092建设期利息0.000.003流动资金1892.081892.080.004所得税32868.630.000.001542.211542.211542.211560.131560.131560.132340.202340.202360.152360.152360.152360.152360.152360.152360.152360.155应付利润0.006长期借款本金偿还0.000.000.000.000.000.000.0071324.46clxxxi 流动资金本金偿还1324.468其它短期借款本金偿还三盈余资金306711.950.0019710.1319710.1317157.8917157.8917157.8917006.6417006.6417006.6416226.5716226.5716206.6216206.6216206.6216206.6216206.6216206.6216206.6218898.58四累计盈余资金19710.1339420.2756578.1573736.0490893.93107900.57124907.21141913.85158140.42174367.00190573.62206780.25222986.87239193.50255400.12271606.74287813.37306711.95表16-10资产负债表（万元）序号项目建设期生产期第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年第9年第10年第11年第12年第13年第14年第15年第16年第17年第18年第19年一资产56001.174961.891393.9########119153.6133033.5########################188418.3201679.4215053.6228427.8241801.9255176.1268550.3281924.5295298.7311364.81流动资产总额22238.741948.859106.776264.693422.5########################160669.0176895.6193102.2209308.8225515.4241722.1257928.7274135.3290341.9309240.5⑴应收帐款904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4904.4⑵存货1422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.61422.6⑶现金201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6201.6⑷19710.139420.356578.273736.090893.9########################158140.4174367.0190573.6206780.2222986.9239193.5255400.1271606.7287813.4306711.9clxxxi 累计盈余资金2在建工程56001.13固定资产净值50275.847443.344610.941778.538946.036113.633281.130448.727616.324783.821951.419119.016286.513454.110621.67789.24956.82124.34无形及递延资产净值2447.32001.71556.21110.6665.0532.0399.0266.0133.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0二负债及所有者权益56001.174961.891393.9########119153.6133033.5########################188418.3201679.4215053.6228427.8241801.9255176.1268550.3281924.5295298.7310797.21流动负债总额1960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.9⑴应付帐款636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5636.5⑵流动资金借款1324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.51324.52长期借款0.00.00.00.00.00.00.00.00.0负债小计0.01960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.91960.93所有者权益56001.173000.889433.0########117192.7131072.6########################186457.3199718.5213092.6226466.8239841.0253215.2266589.4279963.6293337.8306711.9clxxxi ⑴资本金56001.156568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.756568.7⑵资本公积金⑶累计盈余公积金1643.23286.44674.46062.47450.48854.510258.611662.712988.914315.015652.416989.818327.219664.621002.122339.523676.925014.3⑷累计公益金821.61643.22337.23031.23725.24427.35129.35831.46494.47157.57826.28494.99163.69832.310501.011169.711838.512507.2⑸累计未分配利润13967.327934.639732.551530.463328.375263.387198.399133.3110405.3121677.3133045.3144413.4155781.5167149.5178517.6189885.6201253.7212621.7资产负债率(%)0.00%2.62%2.15%1.86%1.65%1.47%1.33%1.22%1.12%1.04%0.97%0.91%0.86%0.81%0.77%0.73%0.70%0.66%0.63%流动比率(%)1134.09%2139.23%3014.21%3889.20%4764.18%5631.45%6498.73%7366.00%8193.49%9020.98%9847.46%10673.93%11500.40%12326.88%13153.35%13979.83%14806.30%15770.06%速动比率(%)1061.54%2066.68%2941.67%3816.65%4691.64%5558.91%6426.18%7293.45%8120.94%8948.44%9774.91%10601.39%11427.86%12254.33%13080.81%13907.28%14733.76%15697.51%clxxxi 第十七章结论17.1综合评价17.1.1主要生产方案评价本工程充分利用周围丰富廉价的焦炉煤气资源，进行化工产品的回收，并将净煤气作为燃气轮机燃料联合循环发电并供热。做到综合利用资源，保护环境。煤气净化回收采用了HPF湿法脱硫、硫铵、洗油洗苯、干法精脱硫等工艺。具有技术路线成熟、能耗低、操作稳定且工艺流程短、净化效率高的特点。发电装置采用国际上先进的燃气--蒸汽联合循环发电方式，它具有综合效率高、占地面积小、用水量少、启停迅速、操作方便、维护简单、可靠性高等特点。总之，本可行性研究报告选择的工艺路线、生产规模和产品方案均符合国家和某省的产业政策和环保法规，也适合当地的实际情况和市场需求。该工艺路线具有技术先进可靠、成熟、操作方便、工艺短捷、经济合理、保护环境等特点。因此，从工艺方案选择上分析，本可研采用的工艺技术是可靠合理的。17.1.2建厂条件评价本工程厂址选择区位合理，交通方便；区域的地下水资源丰富，水质好，工业用水及生活用水得以保证；周围焦炉煤气资源充沛，能确保本工程的原料用焦炉煤气。17.1.3财务评价1.本项目固定资产投资56001.09万元，由某clxxxi 孝义环保能源有限公司全部以资本金的形式投入，不发生银行贷款，铺底流动资金567.62万元由企业自筹。各款项大部分基本落实，可以为工程建设提供充分必要条件。2.该项目的实施，各项财务指标较好，投资利润率26.33%，投资利税率35.21%，财务内部收益率31.45%投资回收期4.06年，项目经济效益显著，具有较好的盈利水平和偿还能力。3.本项目具有较好的抗风险能力，敏感性分析表明，销售收入下降10%，可变成本提高10%，全部投资收益率在20%以上。17.2研究报告的结论本项目属于焦炉煤气的综合利用，进行化工产品的回收，并将净煤气作为燃气轮机燃料联合循环发电并供热，对节约能源、环境保护、发展地区经济、提高当地煤化工水平都起着积极的作用。综合上述分析，本工程建设方案合理，经济效益、社会效益、环境效益较好，有很好的产品市场，因此项目可行。本项目具备建厂条件，各项技术指标均好，本项目的实施对当地居民生活环境及生活条件的改善起着重要作用。建议应尽快实施。clxxxi 某某投资咨询有限公司工程名称某孝义环保能源有限公司焦炉煤气综合利用项目设备一览表编制图号KY—B01校核设计项目煤气输送及回馈系统审核第1页共1页序号位号设备名称及规格图号或标准号单位数量材料重量(Kg)技术特性表编号备注单总1煤气鼓风机ML94WD台3clxxxi Q=284.83m3/minΔP=19.6KPa附电机:N=132KWV=380V台3clxxxi clxxxi clxxxi clxxxi'