某某稻壳发电项目生物质(稻壳)发电厂建设项目可行性研究报告

'目录1概述11.1项目法人概况及编制依据11.2研究范围21.3xxx市概况：31.4项目建设的必要性31.5主要设计原则51.6工作简要过程62热负荷72.1供热现状72.2热负荷72.3设计热负荷123电力系统143.1电力系统概况143.2电力市场分析153.3电厂建设的必要性153.4电厂年利用小时数、供电范围、与系统连接方案设想163.5系统二次部分164燃料供应184.1燃料来源及特性184.2燃料供应204.3燃料运输204.4燃料收购与储存205机组选型及供热方案215.1发电主要流程215.2装机方案22 5.3主要热经济技术指标235.4汽平衡256厂址条件266.1厂址概述266.2交通运输276.3电厂水源276.4灰渣处理286.5工程地质与地震287工程设想327.1全厂总体规划及厂区总平面规划布置327.2燃烧系统357.3热力系统367.4燃料运输387.5主厂房布置407.6除灰渣系统427.7供排水系统447.8化学水处理系统507.9电气部分537.10热工控制部分567.11建筑结构部分587.12采暖通风与空气调节678热力网698.1概述698.2热负荷698.3工程方案708.4热力网运行调节方式72 9环境保护749.1环境保护749.2水土保持859.3灰渣的综合利用8710节约和合理利用能源9110.1节能措施9110.2节水措施9110.3节约用地的措施9210.4节约原材料措施9210.5土地利用9211劳动安全与工业卫生9411.1防火防爆9411.2防尘、防毒、防化学伤害9511.3防电伤、防机械伤害和其他伤害9511.4防暑、防寒、防潮9611.5防噪声、防振动9611.6其他安全和工业卫生措施9612.1企业组织9812.2劳动组织及管理9812.3人员配备9812.4人员培训9913工程建设项目招标9913.1招标范围及招标内容10013.2招标初步安排10013.3招标形式10013.4招标方式100 13.5评标专家来源10113.6招标程序10113.7招标基本情况表10114项目实施的条件和建设轮廓进度10314.1项目实施条件10314.2项目轮廓进度10315.1工程概况10615.2主要工艺特征10615.3投资估算编制依据10715.4经济评价10916结论与建议11916.1结论11916.2主要技术经济指标12116.3存在问题及建议125 1概述1.1项目法人概况及编制依据1.1.1项目申报单位概况　　　　　　　　　　　　　　　xxxxxxxxxx有限公司下属子公司由xxx市三户农业产业化省级龙头企业、11户市级农业产业化龙头企业组成，公司与全国23个省、市建有产品销售网络，在xxx市周边地区建有40万亩水稻种植产业化基地。2005年7月公司与上海市联华、北京华联等大型超市建立了大量供货关系。目前，我公司在长三角地区及东南沿海建立了自已的销售网络，年加工、销售大米60万吨。xxxxxxxxxx有限公司于2007年初，通过大规模的资产重组，整合了14户制米企业，注册资金1亿元。xxxxxxxxxx有限公司是一个加工、销售有机绿色食品的公司，向社会提供中等价位高质量的食品，大米是主营业务，我们的宗旨是在公司盈利的同时与顾客、员工、社区以及我们的环境保持良好和谐的伙伴关系。我们的目标是保持中等以上的发展速度和盈利水平，为股东和投资者带来相应的回报。我们的使命是依托资源优势和政府政策支持，实现农业产业化经营运作，双向延伸产业链，促进农业经济增长，满足城市居民对绿色食品大米的需求。我们的价值观是始终追求卓越的品质，遵循伦理和道德准则，在各个领域的创新活动，是我们达到和巩固领先地位的手段，实现人与自然、社会的协调发展。xxxxxxxxxx有限公司是由8名自然人和一个公司投资组成的股份制公司，该公司注册资金1亿元，该公司投股8个6-20万吨水稻加工能力企业，成员有xxx、xxx、xxx、xxx、xxx，xxx、xxx、xxx，及xxxxxxx等9家企业购成集团公司核心层，上述企业年产稻壳将达到35万吨，因此，解决稻壳污染问题迫在眉睫。20 拟充分利用本企业的稻壳资源投资建设xxx市生物质（稻壳）发电厂，综合利用稻壳燃烧发电，以发电为主并兼顾城市供热。拟在黑龙江省xxx市建设一座24MW生物质发电厂，分两期建设，其中一期为4×3MW。首期工程装机规模为：即4×20t/h中温中压稻壳锅炉，4´3MW中温中压抽汽凝汽式汽轮机，4´3MW空冷发电机。该项目建成集团公司稻壳污染治理工作目标将如期实现。1.1.2设计依据1.1.2.1黑龙江省xxx市xxxxxx有限公司与我院签订的可行性研究设计合同。1.1.2.2《中华人民共和国可再生能源法》。1.1.2.3电力建设有关法规、规程、规定。1.1.2.4建设单位提供的设计输入资料。1.2研究范围按照可行研究报告内容深度的规定，本阶段可行性研究工作的范围，主要论证xxx市生物质发电工程建设的可行性，并留有再扩建的可能性。重点研究建厂的外部条件：(1)电力接入系统的分析和论证；(2)燃料供应及外部运输问题；(3)供水系统的可靠性和水文条件；(4)电厂厂址及总平面规划；(5)灰渣综合利用分析；(6)环境影响的评价；(7)经济分析和评价；(8)工程建设周期、进度和条件。可研阶段由建设单位外委项目有以下部分：(1)电力接入系统设计；20 (2)环境影响评价；(3)水土保持评价；(4)水资源论证。1.3xxx市概况：xxx市位于黑龙江省东北部，地处小兴安岭向三江平原过渡的缓冲地带，面积1.5万平方公里，下辖xxx,xxx两个边境县和6个行政区，人口110万。xxx是典型的资源型城市。域内的矿产资源和农林资源丰富，煤炭、木材、粮食是三大重要资源。煤田总面积252平方公里，煤炭地质储量19.5亿吨，可采储量9.5亿吨，年产稳定在2000万吨。煤层气总储量347亿立方米。林地面积65万公顷，活立木蓄积量4000万立方米，70%是天然林。耕地面积650万亩，粮食生产能力40亿斤，是黑龙江省水稻、大豆主产区；草地面积10万公顷，其中可利用草场5.3万公顷；水面11万公顷，其中养鱼水面3500公顷。此外，我市还有石墨、陶砾页岩等30余种非金属矿产资源，开发条件优良。xxx是对俄开放的边境城市,与俄罗斯有235公里的边境线，萝北口岸是全省距哈尔滨最近的国家一类口岸，年吞吐能力43万吨；黑龙江"黄金水道"可运行5000吨级船舶，能以较近的距离到达日本和韩国。鹤伊、鹤佳、鹤萝三条出口公路全部是高等级路面，xxx距哈尔滨423公里，距萝北口岸80公里，距佳木斯机场仅60多公里。铁路运输可以直达哈尔滨、大连等。1.4项目建设的必要性1.4.1利用可再生能源－稻壳发电是解决能源短缺的有效途径之一。20 我国人口众多，一次能源储量少，其中煤的储量为世界的1/10，石油储量为世界的1/40，天然气储量仅为世界的1/100。而我国人口占世界的1/4，相比之下，一次能源人均占有量相当低。随着我国经济迅速发展，对能源需求量日益增加，到目前为止，我国发电装机容量达到5亿千瓦，其中火电占82%，发电年消耗煤炭8.5亿吨以上。2004年我国耗煤炭19亿吨。全国探明的煤炭可开采的储量为900亿吨，不到50年将被开采完；石油可开采储量23亿吨，仅可开采14年；天然气可开采储量6310亿立方米，仅可开采32年。由此可见，我国一次能源非常紧缺，目前世界各国都在寻找开发可再生能源，如太阳能、风能、水能、垃圾废料、生物质能等。利用生物能发电是我国能源利用的迫切需要，也是解决能源出路的有效途径之一。1.4.2生物质能发电是解决燃煤中SO2对大气严重污染的需要我国目前每年发电用煤量达8.5亿吨，SO2的排放量达1200万吨(煤的含硫量按0.8%计)，粉尘排放490万吨。根据国家环保总局计算，我国每年燃煤7亿吨，SO2对大气污染已经到了上限，而我国目前煤炭消耗量己达19亿吨，大气污染己经到了不可承受的地步。由于SO2污染，产生酸雨己危害30%国土面积。2003年统计，仅酸雨危害这一项使农、林作物损失高达220亿元，SO2的污染更危及人民身体健康。利用生物质能－稻壳(玉米、小麦、棉花、豆类、油类秆等)发电可以大量减少SO2的排放，稻壳中硫的含量为0.08%～0.25%左右，相当于燃煤含量的1/10左右。目前世界上瑞典、葡萄牙、丹麦、芬兰等国家大量利用可再生能源发电，其发电量占电力消费总量的25～50%。按照国家近期出台的对于再生能源发展的规划，到2020年生物质能发电装机容量占火电总容量的6%测算，生物质能发电装机容量将达3000万千瓦左右，其发展前途广阔，同时可大大减少SO2的排放量。目前我国多数地区稻壳利用率低，大米加工厂以焚烧或丢弃方式处理积存稻壳，造成烟气污染空气、占据土地。利用稻壳发电，可减少燃煤电厂带来的SO2对大气污染，减少粉煤灰、粉尘的排放，也不致随地焚烧稻壳造成交通事故。变废为宝是利国利民的大好事。20 1.4.3本工程为热电联产项目，可取代自备小锅炉自备锅炉容量小、效率低，不仅供热质量低，还造成大量的能源浪费和严重的空气污染，实现热电联产有利于节能、环保，符合国家综合利用的产业政策。1.4.4稻壳发电是增加企业收入，保持国民经济可持续发展的需要在黑龙江省xxx市建设一座24MW稻壳发电厂，年燃烧稻壳量约30万吨，价格按每吨150元计，加工企业可增加收入约4500万元。1.4.5有利于满足当地电力负荷快速增长的需要xxx市生物质发电有限公司位于xxx市境内，建成后每年发电量0.72亿度，有利于满足当地电负荷快速增长的需求。目前，国家高度重视社会主义新农村建设，增加农民收入，解决能源紧缺，改善生态环境，使国民经济和人民生活水平走上可持续发展的良性循环道路，这些问题也是当前的热点、焦点和难点。按科学发展观要求，利用可再生能源－生物质能(稻壳)发电作为一个产业来发展，尽快推动稻壳发电规模化、市场化和产业化是当务之急。综上所述，xxx市生物质发电有限公司的建设是十分必要的，对当地国民经济持续快速健康发展具有十分重要的意义。1.5主要设计原则1.5.1本期建设规模为：4台20t/h中温中压稻壳特种锅炉，4台3MW抽汽凝汽式汽轮机，4台3MW空冷发电机，预留扩建条件。1.5.2电厂性质是综合利用稻壳发电，以发电为主并兼顾热电联产，机组带基本负荷。机组年利用小时数暂定为6000小时。1.5.3厂区总平面布置本期按4炉4机设计，预留扩建条件。1.5.420 稻壳燃料采用公路运输，燃料系统容量按4台20t/h锅炉最大消耗量设计。1.5.5除灰渣系统按干除灰渣系统设计，灰渣为高含钾肥料，全部综合利用。1.5.6锅炉尾部烟尘处理考虑采用布袋除尘器。1.5.7供水系统采用闭式水系统，冷却塔采用机力通风冷却塔。循环水补水采用地下水。1.5.8化学水处理系统设计按两级除盐系统设计。1.5.9电气主接线以2回出线接入10kV变电站。1.5.10热工控制系统采用DCS系统，实行机、炉集中控制。全厂辅助公用系统采用PLC程控，设置化水、物料输送、除灰渣系统监控点。1.6工作简要过程根据2007年8月2日黑龙江省xxxxxx集团有限公司与我院签订的委托书，按照委托方的要求“关于开展xxx市生物质热电项目可行性研究”的要求开展本工程可行性研究工作。2007年8月20日~8月4日我院组织相关专业人员对现场进行了踏勘及资料搜集，热负荷的调查与落实，资源的调查与核实等工作。在现场踏勘、资料收集工作中。2007年10月25日我院提交可行性研究报告初稿，征求建设方意见，经修改完善，2008年1月10日正式提交业主。20 2热负荷2.1供热现状厂区所在城区拥有各类建筑面积总计340万平方米，采用分散小锅炉房供热的有170万平方米，其余都采用土锅炉、火墙或其它方式采暖。没有区城集中供热热源或热电厂。2.1.1采暖锅炉现状现有分散小锅炉房151座。均为2.8MW以下小锅炉，总容量为320MW，年耗煤量约5.5万吨，近50％的设备己超过使用年限，热效率只有35－50％。分散采暖小锅炉房大多存在“大马拉小车”的情况，锅炉效率低、耗能高，不能达到设计出力要求，极大地浪费煤炭资源。分散采暖小锅炉多数没有除尘设备，烟气低空排放或除尘设备因落后陈旧不能达到环保要求，对环境造成极大污染。冬季采暖期间，空气中总悬浮物、氮氧化物、二氧化硫等有害物质浓度超标，总悬浮微粒物超过国家Ⅱ级标准可达100天。2.1.2工业锅炉现状城区内现有几十余处大型工业，总蒸发量136t/h，用汽参数0.2-0.81MPa之间，年耗煤量19万吨。工业用汽全部为企业自备热源。2.2热负荷2.2.1生产热负荷由于工业用汽单位比较分散，用汽负荷也较小，且用汽参数不一致，建设集中工业用汽热源及管网造价高，回收期长，不经济。同时由于我国生物质发电尚在起步阶段，生物质锅炉尚不可靠，无成熟运行经验，供工业生产用热风险较大，所以根据城市总体规划，近期规划暂不考虑工业用汽集中热源，企业工业用汽仍利用企业自备锅炉。20 2.2.2采暖热负荷2.2.2.1采暖面积（1）依据《黑江省xxx市东山区城市总体规划》（2002～2020）人口发展预测，结合城区建设发展实际状况，规划近、远期采暖热负荷。（2）近期（2006～2010年）规划人口8.6万人,规划建筑面积185×104m2；人均占有建筑面积21.5m2。规划集中供热面积88.2×104m2，其中原有分散小锅炉房供热面积76.2×104m2；2006～2010年增加供热面积12×104m2（年均增加3×104m2）,集中供热普及率47.6%。（3）远期（2011～2020年）规划人口10.5万人,规划建筑面积242×104m2；人均拥有建筑面积23.0m2；规划集中供热面积138.2×104m2，其中原有供热面积88.2×104m2；2011～2020年增加供热面积50×104m2（年均增加5×104m2）,集中供热普及率57.1%。2.2.2.2采暖热指标依据中华人民共和国《节约能源法》，新建建筑要采取节能措施，近期节能建筑要达到50～60%。新行业标准《城市热力网设计规范》（CJJ34—2002）对采暖热指标标准推荐值，按建筑物类型分为，一类为“未采取节能措施”建筑物，另一类为“采取节能措施”建筑物。两类建筑物采暖热指标不同，采取节能措施的建筑物热指标比为采取节能措施的建筑物低10～19W/m2（见表2.2.2-1）。表2.2.2-1采暖热指标推荐值he（w/m2）20 建筑物类型住宅居住区综合学校办公医院托幼旅馆商店食堂餐厅影剧院展览馆大礼堂体育馆未采取节能措施58-6460-6765-8065-8060-7065-80115-14095-115115-165采取节能措施40-4545-5550-7055-7050-6055-70100-13080-105100-150注：1表中数值适用于我国东北、华北、西北地区；2热指标已包括约5%的管网热损失。1)现有建筑采暖热指标本工程供热范围内现有供热面积76.2×104m2，现有采暖建筑物按使用功能分类：民用住宅、办公楼、商服、学校、影剧院及工厂等。现有各类建筑热指标取值如下：住宅建筑（占65％）：60W/m220 办公、商服、教学楼类建筑（占30％）：70W/m2其它（占5％）:105W/m2现有建筑采暖综合热指标：65W/m2。2)近期规划采暖热指标近期规划新建建筑均为节能建筑，综合热指标取55W/m2。近期规划供热总面积为88.2×104m2。其中原有供热面积为76.2×104m2，采暖综合热指标65W/m2；规划发展的节能建筑面积为12×104m2，采暖综合热指标55W/m2。3)远期规划采暖热指标远期规划新建建筑均为节能建筑，综合热指标取55W/m2。远期规划供热总面积为138.2×104m2，其中原有供热面积为88.2×104m2，规划发展的节能建筑面积为50×104m2。远期规划的采暖综合热指标确定为60W/m2。2.2.2.3采暖热负荷根据2006年本区建筑现状，规划近期、远期建筑面积和热指标，计算出集中供热采暖热负荷。（见表2.2.2-2）表2.2.2-2实现集中供热采暖热负荷规划表年限现状（2006年）近期（2010年）远期（2020年）项目建筑总面积(万m2)分散供热面积(万m2)集中供热普及率(%)集中供热热负荷(MW)建筑总面积(万m2)集中供热面积(万m2)集中供热普及率(%)集中供热热负荷(MW)建筑总面积(万m2)集中供热面积(万m2)集中供热普及率(%)集中供热热负荷(MW)数据17376.20018588.247.656.13242138.257.182.922.2.2.4年采暖耗热量及热负荷曲线（1）采暖热负荷延续曲线20 采暖期为183天，采暖4392小时，采暖期室外计算温度-26℃，采暖期室外计算平均温度-10.2℃,采暖期室内计算温度18℃。采用国家有关部门颁布的《小型节能热电项目可行性研究技术规定》中推荐的计算公式，计算不同室外气温tw下的延续时间n：式中nz为采暖小时数nz=4392twˊ为采暖室外计算温度twˊ=-26℃tp为采暖期室外日平均温度tp=-10.2℃则于是根据上述公式和有关气象资料得出汤原县汤原镇不同室外气温下的延续时间（见表2.2.2-3）。表2.2.2-3不同室外气温下延续时数To(℃)-26-23-20-17-14-10.2-7-4-125时间(h)12053194413571771229427363150356439784392（2）规划热负荷采暖期、非采暖期最大、平均、最小热负荷（见表2.2.2-4）。规划期项目采暖期20 最大平均最小近期2006～2010年工业热负荷000采暖热负荷56.1335.9716.58合计56.1335.9716.58远期2011～2020年工业热负荷000采暖热负荷82.9252.3824.51合计82.9252.3824.51表2.2.2-4规划期最大、平均、最小热负荷单位：MW（3）根据表2.2.2-4计算出：近期规划（2008～2010年）年采暖供热量为56.87×104GJ远期规划（2011～2020年）年采暖供热量为82.83×104GJ(4)采暖热负荷延续曲线近、远期规划热负荷延续曲线图2.2.3其它热负荷（1）生活热水负荷根据黑龙江省及本区现实生活水平并考虑今后发展趋势，近、远期规划不实现供应生活用热水。（2）制冷负荷本区地处中纬度，夏季凉爽且短暂，故本规划不考虑制冷负荷。2.3设计热负荷根据近期规划采暖面积和采暖热指标确定本区最大采暖负荷为：最大热负荷为：即换算为202.7GJ/h，折至电厂机组抽汽口(0.49MPa，235℃20 ，2930kJ/kg)处用汽量为(供热回水80℃，335kJ/kg)：最大供热负荷（蒸汽量）为：则平均供热负荷（蒸汽量）为：最小供热负荷（蒸汽量）为：将采暖热负荷折算至电厂出口(0.49MPa，235℃)，采暖负荷考虑100%回水。则可得到对应热电厂出口的设计热负荷，见表2.3-1所列：表2.3-1设计热负荷汇总表（蒸汽量）单位：t/h项目采暖期最大平均最小采暖热负荷77.8749.923.01采暖热负荷回水77.8749.923.01表2.3-2设计热负荷汇总表单位：GJ/h项目采暖期最大平均最小采暖热负荷202.07129.4959.71采暖热负荷回水26.0916.727.71由于本期工程生物质电厂的建设为了满足东山区各企事业、居民生活采暖供热，结合工程的实际情况，根据年热负荷曲线，本期工程机组全年供热量为56.87万GJ，换算至对应机组供热年利用小时数4392h的平均设计热负荷为49.9t/h。整个镇区域集中供热可考虑分两期实施，本期工程考虑近期88.2万m2采暖供热，拟上4台抽汽式汽轮发电机组，配4台20t/h中温中压稻壳蒸汽锅炉。二期工程考虑远期增加50万m220 采暖供热，可根据工程实际情况扩建1台75t/h中温中压稻壳蒸汽锅炉或4台20t/h锅炉，实现整个区域的集中供热，本期工程建设预留二期工程扩建的条件。3电力系统3.1电力系统概况3.1.1xxx市市供电区供电现状xxx市是黑龙江省下辖的一个地级市，地处中国东北边陲的松花江、黑龙江的夹角地带，隔黑龙江与俄罗斯相望，。现辖2个县(市)、5个区。xxx市市供电区担负着xxx市、伊春市和周边县、镇，xxx市统配煤矿以及宝泉岭国营农场分局所属各农场的工农业生产和人民生活的供电任务。供电面积5.34万平方公里，营业用户32万余户。截至2004年底。电网目前已形成以500kV为主网，220kV为骨干网架的安全、可靠、功能完善的现代化电网格局。3.1.2本区电力系统现况本区2005年最大电负荷为40MW，年用电量2.9亿kWh，目前已形成了以110kV变电站为中心向四周辐射的配电网络，目前有主变2台，容量均为20MVA，电压等级110/35/10kV。3.2电力市场分析20 3.2.1负荷预测东山区自然资源，特别是煤炭和页岩十分丰富，工农业生产潜力很大。自从改革开放以来，以经济建设为中心，全面实施“三业突破”发展战略，使国民经济与社会事业稳定、健康、快速发展。工业目前已经形成采煤、化工、机械、电力、建材、木制品、饲料、粮食加工等八大支柱产业，经济增长迅速，农业方面，由于坚持以市场经济为导向，调整农业产业结构，大力发展“两高一优”农业，农村经济全面健康快速发展。经济的快速增长带动了电力负荷的发展，预计“十一五”期间汤原县的负荷年均增长率将达到14%。由于本区110kV以下电网无直接接入电厂，需由主网供电。110kV变电站1台主变检修时，“十一五”期间电力将略有缺额，到“十一五”末期缺额将达到24MW，因此，xxx市生物质发电有限公司能在“十一五”期间建成投产，将能很好的满足用电需求。3.3电厂建设的必要性(1)满足电力负荷及热负荷增长的需要随着经济的高速发展和人民生活水平的不断提高，其用电负荷也在逐年上升，而目前110kV变电站2台主变容量仅有40MVA，满足不了本地区经济发展需要，因此，有必要建设xxx市生物质发电有限公司4×3MW汽轮发电机组，以满足工农业生产、人民生活用电及供热的需要。(2)可充分利用生物质能发电，具有良好的经济效益我国是一个能源相对贫乏的国家，推行能源多样化，积极开发生物质能、太阳能、风能等可再生能源，符合我国能源开发利用政策。xxx市周边各县及农场是黑龙江省农作物高产区，也是水稻、玉米、豆类的主产区。xxx市生物质热电厂利用稻壳发电，可充分利用地区资源，变废为宝，具有良好的经济效益。20 (3)可提高热源利用率，保护环境目前所在区企业、居民供暖均采用分散自供方式，这种方式热效率低、煤耗大、不仅造成能源浪费，而且还造成环境污染。为改变这种状况，实现能源梯级开发利用，提高热源利用率，改善城市环境，提高居民生活质量，建设xxx市生物质发电有限公司以热电联产方式集中供热十分必要。这对于节约能源，实现该地区可持续发展意义重大。3.4电厂年利用小时数、供电范围、与系统连接方案设想3.4.1电厂年利用小时数考虑到本电厂性质是综合利用稻壳发电，以发电为主兼顾城市供热，电厂年利用小时应在6000小时以上，设计建议本电厂机组年利用小时数按6000小时考虑。3.4.2电厂供电范围由当地电力平衡结果分析，xxx市生物质热电厂应主供当地负荷，4×3MW电力可完全在当地消纳。3.4.3电厂与系统连接方案设想根据前述电厂供电范围及110kV及以下电网网架情况，暂考虑接入系统方案：4×3MW机组分别以发电机－变压器－线路组单元接线方式接入110kV变电站10kV侧母线，线路长度约4km。具体接入系统方案、导线截面及线路长度在接入系统报告中进行详细论证。3.5系统二次部分3.5.1系统继电保护及安全自动装置xxx市生物质发电有限公司本期规模为4×20 3MW中压抽汽凝汽式汽轮发电机组，采用发电机－变压器－线路组单元接线方式，以2回10kV出线接入110kV变电站10kV母线。电厂至变电站距离约4km，每回线配置一套光纤纵联差动保护作为主保护，并带有后备保护、重合闸功能，保护屏内还应配置三相操作箱。光纤差动保护采用专用光纤芯。电厂配置一台微机型故障录波器，用于记录110kV线路的电流、电压及有关的开关量。应兼有故障测距、GPS对时及远传功能。3.5.2调度自动化根据有关调度管理原则，汽轮发电机组建成后，应属xxx市市电业局地调管理；电厂应将反映热电厂的实时运行状态的远动信息传送到电业局地调端。远动信息内容应满足有关规程规定，电厂配置一套单独RTU，并通过专用通道传至各调度端。本期新增10kV线路两侧以及电厂起备变高压侧为计量关口点。关口点装设主、备两块双向(起备变单向)关口电能表(0.2S级有功、2.0级无功)。所有关口电度表均以RS485接口和电能表处理器相连。电厂考虑配置一套电能表处理器，电能表处理器具有“一发多收”功能，以电话拨号方式将电能量信息送至xxx市地调。20 4燃料供应4.1燃料来源及特性我国是一个能源贫乏的国家，推行能源多样化，积极开发生物质能、太阳能、风能等可再生能源，符合我国能源开发利用政策。汤原县及周边各县，是黑龙江省农作物高产区，也是玉米、水稻、大豆、杂粮的主产区，有丰富的稻谷资源。建设综合利用稻壳燃烧发电的资源综合利用发电厂对当地的发展具有十分重要的意义。4.1.1稻壳的来源xxx市现有大米加工企业130余户,水稻加工规模为300多万吨，是我省加工能力最大的米业集散地，xxx市已形成黑龙江省米业加工中心，xxx市做为“米城”形象已深入全国各地大米经销商的心中，由于xxx市米业加工企业集中，每年大米加工量在150万吨左右，年产稻壳45万吨。4.1.2稻壳利用现状目前稻壳除冬季少部分用于锅炉燃烧及饲料和其它用途外，大部分白白烧掉或丢弃。每年40万吨稻壳可供电厂用作燃料。建设4´3MW抽汽供热发电机组，配置4´20t/h燃用稻壳的特种锅炉，机组年利用小时数按6000h计，4台20t/h锅炉燃用稻壳时，每小时消耗量为19.60吨，每年玉米稻壳耗量为11.58万吨；xxx市有近40万吨各类稻壳可供xxx市生物质发电有限公司使用，考虑到运输成本和不确定性，为稳妥起见，设计考虑1/2的稻壳(20万吨)可以收集到电厂，远大于电厂锅炉年燃料用量(11.58万吨)，则本期热电厂的稻壳供应是充足的，有保证的。4.1.3燃料分析资料20 本工程以稻壳作为设计燃料和校核燃料。根据黑龙江省电力监督监测中心提供的成分分析资料，稻壳的元素分析、灰份、水份、挥发份、灰熔点、发热量等详见表4.1-2。表4.1-2设计燃料校核燃料元素分析项目单位MtMadAarVdafCarHarNarOarSt.arOnet.ar(kJ/kg)DT(℃)ST(℃)FT(℃)设计燃料%9.88.347.3379.6441.131.910.9338.700.2014280108011301160校核燃料%211.413.6169.5136.234.131.6933.250.0913140108011301160表4.1-3灰的成分分析项目符号单位设计燃料二氧化硅SiO2%56.68三氧化二铝AL2O3%7.4三氧化二铁Fe2O3%2.65氧化钙CaO%8.1氧化镁MgO%5.41氧化钠Na2O%2.27氧化钾K2O%13.84二氧化钛TiO2%0.44三氧化硫SO3%2.74五氧化二磷P2O5%1.3020 4.2燃料供应4.2.1收集电厂位置在东山区北部，距哈萝公路约1公里。在3公里半径内有10家米厂，另有5家米厂将落户工业园内。电厂在其仓库内存储3个月左右热电厂的燃用量。以保证稻壳供应的连续可靠性。4.2.2稻壳收、储、运管理设想1.电厂与各米厂签定稻壳收购长期合同。2.随时拉运。3.储存库建成防雨棚。四周设排水沟，并设防火灾设施，设有百米左右的安全距离。4.由板车运输，板车可由拖拉机拖运，也可由汽车改装而成。4.3燃料运输一辆稻壳运输车运力2．5吨/车，一天运输20车，需要配备20辆平板车。每天可以运输500吨稻壳到电厂。4.4燃料收购与储存稻壳燃料由于其堆积密度小，为保证电厂全年运行要求，因此，燃料储存需要时间长、面积大；考虑冬季情况，将采取自己储备和委托米厂代储结合的方式．以解决电厂燃用之需。20 5机组选型及供热方案5.1发电主要流程稻壳发电与燃煤发电在工艺流程上有许多相似之处，其汽水系统，水处理系统，供排水系统，电气与控制系统与常规燃煤电厂是相同的，主要区别在于燃料的储存、输送处理系统、锅炉本体和燃烧系统的不同。5.1.1稻壳的收集、储存、运输与输送本工程稻壳经过人工半自动化收集运输进电厂，一般采用汽车运输，在厂内设置干储料场，经过风机将稻壳送入锅炉炉膛燃烧。5.1.2稻壳的燃烧由于稻壳灰熔点低，容易产生结焦，由于灰中碱金属的含量相对较高，烟气在高温时具有较强的腐蚀性，针对这些问题，锅炉本体设计必须很好地解决。目前，锅炉主要采用炉排锅炉。5.1.3灰渣和烟气处理燃烧后产生的底渣从锅炉炉膛下的排渣口排出，由刮板输送机、斗式提升机送到储渣仓暂时储存，再由运渣车运送到厂外返农田使用。燃烧产生的飞灰为草木灰，为优质钾肥，飞灰经布袋除尘器收集后经仓泵送入储灰仓，然后装袋返农田利用。稻壳含硫量很低，无需脱硫处理；稻壳灰含量少，锅炉燃烧产生的烟气经过布袋除尘器处理后直接由烟囱排入大气。115 本工程稻壳发电工艺流程如下：稻壳收集→汽车进厂→　　自动卸料　　　料堆场锅炉储料仓→螺旋给料机→锅炉炉膛→布袋除尘器→引风机→烟囱↓灰渣仓泵→灰库→打包机→汽车→农田锅炉排渣口→碎渣机→冷渣器→炉底刮板输送机→斗式提升机→渣仓→打包机→汽车→农田5.2装机方案5.2.1装机方案确定考虑到本电厂的性质是综合利用稻壳发电，以发电为主并兼顾城市集中供热，装机方案的选择应充分利用可再生能源的政策，在兼顾供热的前提下尽可能多发电，以实现电厂效益最大化。本工程供热主要考虑城市采暖负荷，有季节性的特点，为此采用抽汽供热机组，同时由于采用热水采暖，可采用较低抽汽参数，这样有利于机组经济性。从机组的可靠性来分析，由于国产稻壳锅炉尚不十分成熟，锅炉存在高温腐蚀，尽管中温中压参数比高温高压参数经济性差，但为了稳妥起见本期工程锅炉仍采用中温中压。由于稻壳发电经验的不完善性，从发电及供热的可靠性来分析，采用４台３MW单抽汽供热机组比1台１２MW单抽汽供热机组的可靠性高，灵活性好。因此，本工程采用４台３MW中温中压抽汽供热机组。同时为了保证供热的可靠性，机组设置1台80t/h减温减压器用于汽机停运时向外供热，以保障电厂有较高的供热可靠性。5.2.2.3锅炉选型115 本工程相对燃料比较单一，为了稳妥起见，选用炉排锅炉方案，相对而言其系统比较简单，运行方便，稳定可靠。为了节省投资和推进稻壳锅炉国产化，本工程设计考虑采用国产锅炉。目前，国内几家锅炉厂如：济南锅炉厂、杭州锅炉厂、无锡锅炉厂等都在开发各自的锅炉产品，且均有自己独到之处。其中济南锅炉厂既有自主开发的锅炉产品，也有引进丹麦BWE公司技术的产品，山东单县生物质发电厂1´135t/h高温高压振动炉排锅炉采用济南锅炉厂引进丹麦BWE公司技术的产品即将投产。河北晋州生物质发电厂采用无锡锅炉厂自行开发的产品也将投产，原设计为高温高压参数，后来为了稳妥起见改为中温中压参数。杭州锅炉厂则在垃圾锅炉的基础上开发了两段炉排锅炉产品，也很有新意。本工程选用国产锅炉进行改进烧稻壳具有较大的成功把握，锅炉燃烧稻壳在技术上是可行的。国产锅炉积累了不少燃烧稻壳、木屑、甘蔗渣、椰子壳等生物质的经验，在垃圾燃烧方面也积累了不少成功经验，这些为国产稻壳锅炉的成功提供了保证。选用国内生产的燃稻壳锅炉，尽管有很大把握，但由于是第一批国产设备，预计会象我国刚引进和生产循环流化床锅炉那样，经历一个曲折的过程，经过不断完善最后走向成熟。选择国产锅炉尽管有风险，但由于价格低，市场开发利用前景非常广阔。5.2.4推荐主机参数5.2.4.1锅炉４台型式：中温中压燃烧稻壳汽包锅炉额定出力：２０t/h5.2.4.2汽轮机：4台额定功率：３MW5.2.4.3发电机４台额定功率：３MW5.3主要热经济技术指标115 经计算推荐方案主要技术指标如表5.3-1所示表5.3-1机组及主要热经济技术指标表（2台机组）序号项目单位全厂平均1汽机额定进汽量t/h６９（采暖期）/５９(非采暖期)2汽机额定对外供汽量t/h２9.9(采暖期)3电厂外供热量GJ/h６9.49(采暖期)4发电额定功率MW１２5锅炉额定蒸发量t/h７０（采暖期）/７７非采暖期)6发电平均标煤耗率kg/kWh0.4557发电厂用电率%11.58供热厂用电率kWh/GJ6.3（折合2.5％）9综合厂用电率%1410供电平均标煤耗率kg/kWh0.51411供热平均标煤耗率kg/GJ43.8212年供热量GJ/a56.87×10413年发电量kWh/a1.44×10814年供电量kWh/a1.2384×10815机组年发电利用小时数h6000(采暖期4392h)16年耗标煤量（折算）t/a9.044×10417平均全厂热效率%46.518年均热电比%11019年节约标煤量t/a6027115 由上表可知，电厂年均热电比和热效率均高于原国家计委急计基础[2000]1268号文要求热电比大于100%和热效率大于45%的规定，因此该项目同时符合可再生能源发电和热电联产二个国家鼓励的产业政策。5.4汽平衡根据供热规划，本工程近期供热负荷如下：最大供热负荷：３７.87t/h平均供热负荷：２4.9t/h最小供热负荷：１９.01t/h由上表可知，4台3MW机组的抽汽供热能力(额定抽汽25t/h，最大抽汽40t/h)能满足近期各种供热工况下的汽量平衡。115 6厂址条件6.1厂址概述6.1.1厂址地理位置xxx市位于黑龙江省东北部、三江平原西北部，北依小兴安岭，南濒松花江。西与林都伊春接壤。6.1.2厂址条件6.1.2.1厂址位于东山区政府北部，场地内地面相对高差50cm。南距哈萝公路(省道)约1200米。距供热区200米。本区属中温带大陆性季风气候，春季风大干旱，夏季温湿多雨，秋季凉爽，冬季漫长寒冷。厂区离中心约有2.5km，供热条件好。电厂供水水源为地下水，采用二次循环供水系统。电厂出线方向向东偏南，采用2回10kV出线，拟接至110kV变电所。6.1.3水文气象1)境内是松花江水系和黑龙江水系。降水量较多和洪水发生时间主要是集中在每年6-9月。境内松花江百年一遇的洪水位为89.39米，历史最高水位为1998年的86.96米，最大流量为1991年的1630m3/s，最小流量为2003年6月的292m3/s。2)本区属中温带大陆性季风气候，春季风大干旱，夏季温湿多雨，秋季凉爽，冬季漫长寒冷。其主要气象条件如下所示：历年极端最高气温35.4℃历年极端最低气温-41.1℃历年平均气温2.2℃历年最热月平均气温21.8℃历年最冷月平均气温-23.2℃采暖期室外平均温度：-10.2℃115 采暖室外计算温度：-26℃历年最冷月平均相对湿度70%历年最热月平均相对湿度80%历年平均降水量550mm极端最大年降水量874.7mm极端最小年降水量292.1mm极端最大日降水量107.8mm多年逐月最大降雨量133.9mm冬季主导风向西南风、西南西风夏季主导风向西南风全年主导风向WS(西南风)年平均风速3.0m/s夏季平均风速2.6m/s冬季平均风速3.4m/s基本风压值：439.2Pa基本雪值：292Pa最大冻土深度2.2m无霜期137天6.1.4厂址方案厂址自然地面高程均高于历史最高洪水位具备建厂条件。6.1.5厂址意见根据厂址的原料运输和输电技术方案综合比较的情况，认为上述厂址都具有建厂条件。6.2交通运输地理位置优越，交通运输十分便利，距哈萝公路60米，xxx火车站3公里。6.3电厂水源115 6.3.1地下水水源a)地下水水源概况主要含水层为第四系孔隙潜水，分布广，含水层厚度大、易于开采，适合于工农业大型供水，但水中含铁量高，且地面无完整的防污层，易于污染，山前台地中碎屑岩裂隙层间水，水量中等，水质较好，而山区基岩风化裂隙水，富水性不均，水量不丰富，但水质好，可供水型食品、饮料、生活用水。b)地下水水量地下水类型为第四纪冲积砂砾石孔隙潜水，年补给水量为11745万立方米，年可开采量为10045万立方米。单井涌水量为90－130m3/h。c)地下水水质xxx市地下水水质除了铁、锰含量较高外，其它感观性状、一般化学指标、毒理性指标均符合国家饮用水水质标准。本工程采用地下水，并可使用xxx矿务局生活水源地用水。取水可靠性分析地下水开发利用量主要是当地工厂及生活等，年取水量为1000万立方米。相比年可开采量10045万立方米，地下水还有很大富余，供水可靠性较高。6.4灰渣处理本期工程燃料为稻壳，锅炉排灰渣采用干式排放，灰渣分除，锅炉飞灰为草木灰，是优质钾肥，全部用于返还农田，本期不设厂外贮灰场，仅在厂区内设一座Φ7m钢结构锥底灰库，有效容积400m3，可供两台炉存灰约10天。炉底渣经冷渣器冷却后，采用机械输送方式，每2台炉各设一座钢结构渣仓，有效容积100m3，可贮存每台炉28天的渣量，然后装车外运，全部用于返还农田综合利用。6.5工程地质与地震115 6.5.1工程地质及水文地质6.5.1.1地质构造及物理地质现象厂区在大地构造上属于新华夏系第二隆起带小兴安岭隆起东南端范围，依舒坳陷内。区域内断层等对工程建设不利的地质构造和冲沟、滑坡、多年冻结等物理地质现象不发育。场地冲积物沉积为水平层理，说明沉积环境相当固定，沉积条件稳定。从土体的主要原生构造看，粘性土层及各种粒度砂层，均为厚层一巨厚层。新构造运动的活动影响很少，不良地质构造不发育，物理地质现象不发育，十分有利工程建设。6.5.1.2岩土性质场地沉积物为第四系全新统上部冲积物，陆相沉积，因时代较新，具有松散性和岩相多变的特征。沉积物主要由粘性土和砂土组成。粘性土为粘土及粉质粘土，棕褐色、黄褐色及灰白色，稠度(It)0.20，硬塑状态。属中等压缩性土。粘土及粉质粘土的上部为地表腐植土，厚度0.15-0.50米。砂土在粘土及粉质粘土的下部，由粉砂、细砂、中砂、粗砂和砾砂组成。在砂土层下部见有园砾，表明着第四系全新统上部的二元结构的冲积物剖面，由粘性土和砂砾石组成。砂土岩相多变，砂层在水平方向上厚薄不等，在垂直方向上互相穿插。砂土其主要成份砂粒混有少量的小砾石，各种粒度砂层一般都很巨厚；反映着现代河流冲积土体的特点。在工程地质上，这种冲积土体不仅是工业民用建筑的良好地基，而且又是良好的天然建筑材料的来源。6.5.1.3岩土类型、分布及工程特性根据钻探、原位测试及室内土工试验成果，将地基土划分为下列各层：①115 杂填土：杂色，主要由建筑垃圾、粘性土、砂石及少量生活垃圾等组成。稍湿，松散。最大厚度0.60m。②粉质粘土：黄褐色、灰褐色。呈硬塑，土质均匀，干强度中等，韧性中等，稍有光泽，无摇振反应。局部含少量中砂颗粒或粉质粘土与细砂互层。为中压缩性、冻胀土。顶板最小埋深0.5m，底板最大埋深3.50m。③细砂：浅黄褐色，颗粒较均匀，含较多粘粒。主要成份为石英、长石等矿物，稍湿，稍密。顶板最小埋深2.60m，底板最大埋深2.00m。④砾砂：黄褐色，颗粒不均匀，颗粒级配良好。主要成份为石英、长石及少量暗色矿物，以次棱角状为主。稍湿-饱和，中密。顶板最小埋深5.50m，底板最大埋深4.50m。⑤粉质粘土：灰绿色。呈可塑，土质均匀，干强度中等，韧性中等，稍有光泽，无摇振反应。顶板最小埋深8.6m，底板最大埋深10.70m。⑥圆砾：灰黑-灰白色，颗粒不均匀，颗粒级配良好。主要成份为石英、长石及少量暗色矿物，最大砾径5cm，以次棱角状为主。饱和，中密。顶板最小埋深10.00m，底板未揭穿。6.5.1.4地基土承载力特征值根据钻探、原位测试及室内土工试验成果，并结合当地建筑经验，确定该场地地基土各土层承载力特征值如下：①杂填土：不应做天然地基②粉质粘土：fak=220kPa③细砂：fak=150kPa④砾砂：fak=260kPa⑤粉质粘土：fak=160kPa⑥圆砾：fak=400kPa6.5.1.5地下水115 场地地下水为孔隙潜水，水位受大气降水和河水位变化影响而变化较大。水质较易污染。从钻孔所见水位埋深一般在5.40米左右，最大埋深6.00米，最小埋深4.20米，含水岩层为粗砂、砾砂、园砾及局部的中砂、渗透系数大，是良好的含水层。场地地下水不仅与河水补给关系密切，而且还有大气降水及地表水的补给，补给来源丰富。6.5.1.6场地和地基的地震效应根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)及《黑龙江省抗震设防工作图》的划分，本区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。设计地震分组为第一组。设计特征周期为0.35s。建筑抗震设防类别为丙类。多遇地震影响下，水平地震影响系数最大值为0.04。场地类别为二类，场地属建筑抗震有利地段，场地地震稳定性较好。拟建建筑应根据“规范”规定采取抗震构造措施。115 7工程设想7.1全厂总体规划及厂区总平面规划布置7.1.1全厂总体规划根据项目设计计划的要求，按规划容量4×3MW燃烧稻壳供热机组的原则进行设计，留有扩建的条件。7.1.1厂址水源：电厂采用二次循环运行方式，以地下水为补充水源。取水口位于厂址东侧，补给水管线长约50m。出线：电厂采用2回10kV出线，接入位于厂址东南向的110kV变电所。燃料运输：电厂燃料采用汽车运输，经过哈萝公路由厂区南侧接入。采购半径约为3公里。路面由区政府统一改造。施工场地位于厂区内规划扩建用地及物料运输回车场地，占地约1.2hm2。厂址整平标高初步确定为87.5m。具体布置见附图7.1.2厂区总平面布置规划电厂总平面布置的主要原则:充分利用地形、地貌及水文的特点，使生产工艺流程合理，便于出线，方便交通运输；因地制宜，尽可能减少土石方量，降低工程造价；紧凑布置，节约用地，保护环境，方便运行管理。满足现行的国家有关规程、规范以及相关政策。各厂址的总平面规划如下：7.1.2.厂址主厂房固定端朝东面，扩建端向西，锅炉中心线与主厂房A列轴线平行，扩建端向北。主厂房A列朝南，向南出线，物料贮场区位于厂区的东面。115 电厂厂区由西向东分为三个区：西面为供水区：布置有四座机力通风冷却塔、工业水池、污水处理设备、综合水泵房、生活污水处理设备、深井泵房、原水净化设施、循环水处理站。中部为主厂房区：布置有综合办公楼、主变压器、3kV配电间、10kV室外配电装置、主厂房、锅炉、引风机、烟囱烟道、除尘器控制室空压机室、材料库维修间、渣仓、灰仓、化学水处理车间。东面为物料储存区：布置有运物料栈桥、干料棚、汽车衡、油泵房、露天油罐。主要人流进厂大门朝南面，运物料道路大门位于厂区的东面。7.1.3厂区竖向布置根据厂址条件，两个厂址所在区域场地平坦，均采用平坡式布置，因为各厂址均位于哈萝主干路北側，厂址自然地面高程虽然低于百年一遇洪水位，厂区标高本着力求土石方工程量挖填平衡的原则进行了设计，厂址主厂房零米标高为87.7米。7.1.4主要技术经济指标表厂区技术经济指标一览表序号项目名称单位面积1厂区围墙内用地面积hm21.65115 2本期工程单位用地面积hm2/kW0.00013新建建构筑物用地面积m291444建筑系数%55.45新建厂区道路场地面积m221006利用面积m27利用系数%8绿化面积m234009绿化系数%15.510厂区循环水供水管长度m13011厂区循环水回水管长度m24012新建厂区道路长度m42013新建厂区电缆构长度m14新建运物料栈桥长度m20015新建灰管道支架长度m16新建实体围墙长度m52017新建围栏长度m12018新建人行道长度m20019土方挖方m39170115 20土方填方m31230021新建大门座27.2燃烧系统7.2.1燃料消耗量锅炉燃料消耗量见表7.2.3-1。表7.2.3-1燃料消耗量锅炉容量小时耗量(t/h)日耗量(t/d)年耗量(万吨/年)设计燃料校核燃料设计燃料校核燃料设计燃料校核燃料2×4t/h17.8319.30356.6386.010.711.58注：锅炉日运行小时数按20小时计，年运行小时数按6000小时计。7.2.2燃烧系统选用4台20t/h燃稻壳锅炉，设计燃料为含水14%稻壳，校核燃料为含水21%的稻壳，每台锅炉额定出力时每小时消耗量分别为4.44t/h和4.83t/h。稻壳由输送机输送至燃料间料斗，料斗容积按锅炉额定蒸发量1h的燃料消耗量考虑，主要是对燃料供应起到缓冲作用，且保证锅炉能不间断地连续燃烧。稻壳与其它燃料不同，它的容重小，在料斗及管道中易堵塞，干燥无灰基挥发份(Vdaf)高过65%以上，极易燃烧，因此，料斗容积不宜过大，以防止回火燃烧，造成大的火灾。115 燃料含硫较低，为减少烟尘排放量，最大限度收集锅炉飞灰，满足日益严格的环境保护标准，本工程稻壳锅炉烟气除尘采用布袋除尘器。该除尘器有：下进风、离线清灰、离线检修、外滤式除尘、过滤区全封闭、维护检修机外执行、操作方便、清灰效果好等特点；具有较好的用户业绩。本工程要求布袋除尘器的除尘效率≥99.95%。每台锅炉配1台送风机，以保证燃料在炉膛内充分燃烧。送风机压头应能满足锅炉本体阻力和系统管网阻力的需要，并留有20%的压头裕量。每台锅炉配1台引风机，引风机压头应能满足烟道系统阻力的需要，并留有20%的压头裕量。每台锅炉配1套袋式除尘器，袋式除尘器本体阻力高于其它型式的除尘器，一般压力在1500~1800Pa。除尘效率≥99.95%。本工程4台锅炉共用一座高为100m，出口内径为3.0m的烟囱。燃烧系统主要设备：1.密封旋转给料机：4t/h，每炉2台2.螺旋输送机：4t/h，每炉2台3.送风机：29368m3/h，6500Pa，100kW，6000V，每炉1台4.引风机：48895m3/h，7200Pa，160kW，6000V，每炉1台5.布袋除尘器：下进风、离线清灰，除尘效率≥99.95%，每炉1台7.2.3锅炉点火油系统本工程按0号轻柴油设计点火油系统，仅作为锅炉点火之用，不考虑低负荷助燃。每台锅炉配置点火油枪，其出力按2×80kg/h考虑。7.3热力系统本期工程热力系统的设计原则：主要考虑电厂运行安全、经济、可靠。系统内的各主要汽水系统采用母管制系统。7.3.1主蒸汽系统主蒸汽系统为切换母管制系统。115 本期工程4台锅炉的主蒸汽管道，从锅炉过热器出口集箱接出，经电动闸阀至主蒸汽母管。4台汽轮机的进汽管道，分别接自主蒸汽母管上，经流量测量装置及电动主闸阀接到汽轮机主汽门。为确保供热的可靠性，主蒸汽母管的一端通过减温减压器向厂区热网管道供汽。7.3.2回热抽汽系统汽机回热系统，设有2级非调整抽汽及1级调整抽汽，在调整抽汽管道上电动隔离门前，接一路供低压加热器用汽。抽汽系统分别向1台高压加热器、1台除氧器和1台低压加热器供汽。厂区供热管道从三段抽汽后端的汽缸下引出，经电动隔离阀及止回阀接至厂区热网管道。7.3.3主给水系统主给水采用单母管分段制系统。设低压给水母管、高压给水冷母管、高压给水热母管。系统配置5台电动给水泵，4台运行，1台备用。为防止给水泵在低负荷时产生汽化，另设给水再循环管与再循环母管。高压加热器设有电动旁路，当高压加热器发生故障时，高加旁路自动开启，系统经由高加旁路直接向省煤器供水。为保证给减温减压器及汽轮机电动旁路提供减温水，系统设置了一根减温水母管，分别接自每台电动给水泵出口管道。除氧器有关汽水管道，均为母管分段制系统。热力系统的补水，采用除盐水，补水直接补入除氧器。7.3.4凝汽器抽真空系统凝汽器采用水环式真空泵抽真空系统。每台机组设置2台水环式真空泵。机组启动时，2台真空泵全部投入；机组正常运行时，2台真空泵1台运行、1台备用，系统运行可靠、经济实用。7.3.5凝结水系统每台机组设置2台容量为设计热负荷工况下凝结水量110%的电动凝结水泵，1台运行，1台备用。凝汽器循环水系统设置1套胶球清洗装置。115 凝结水系统设有1级低压加热器、1台汽封蒸汽冷却器和1台大气式除氧器。除氧器有关汽水管道，均为母管分段制系统。热力系统的补水，采用除盐水补水直接补入除氧器。7.3.6加热器疏水系统高压加热器正常疏水时，疏向除氧器，在高加故障时，事故疏水引入与凝汽器相连接的疏水扩容器。低压加热器疏水疏向凝汽器。7.3.7开式循环冷却水系统开式循环水系统采用单元制，供水取自凝汽器进口循环水管，主要向汽机房的设备，如：发电机空气冷却器、汽轮机冷油器、给水泵电动机及工作油冷油器等设备提供冷却水。上述设备冷却水的回水排入凝汽器出口循环水排水管。7.3.8工业水系统工业水系统分别向送风机、引风机、电动给水泵、空压机等设备提供轴承冷却水。工业水由水工专业水泵送至主厂房外形成环网。7.3.9供热系统从汽轮机调整抽汽口，抽出的蒸汽接入供热蒸汽母管，直接向供热站供汽，供汽压力为0.49MPa，经过换热器加热热水向热用户供暖。机组正常运行时，各台机组的抽汽，引至厂区供热管道。当汽机事故或停机检修时，锅炉新蒸汽将通过1台40t/h减温减压器直接进入供热母管，以保证供热的可靠性。7.4燃料运输燃料运输包括厂外燃料运输和厂内燃料输送。7.4.1设计规模耗量设计规模：本期新建4×20t/h炉排式稻壳锅炉，配4×3MW汽轮发电机组。燃料输送系统按满足4台20t/h锅炉用量设计。予留再扩建的可能性。厂内燃料堆场按4台炉设计，电厂稻壳耗量见表7.4-1。115 表7.4-1锅炉容量小时耗量(t/h)日耗量(t/d)年耗量(万吨/年)稻壳1稻壳2稻壳1稻壳2稻壳1稻壳24×20t/h17.7619.30355.238610.6611.58注：锅炉日运行小时数按20小时计，年运行小时数按6000小时计。7.4.2厂外燃料运输采用汽车运输，最大运输距离约3km左右。燃料运输不均衡系数取1.2时，每天汽车运输稻壳设计容量为600t，换算体积约3000m3。7.4.3厂内燃料输送厂内燃料输送系统的设计范围：从汽车进厂到送入锅炉炉前燃料仓的整个工艺系统及辅助设施，包括卸料、贮料、计量、燃料输送等有关系统。7.4.3.1卸料系统厂外运燃料汽车进厂后，采用自动卸料方式。设有测水仪。并设置一台汽车衡用于燃料的称量。7.4.3.2贮料系统厂内设置立式贮料仓两个容积5000立方米，可存储稻壳1万立方米。距厂区3公里按10个分区堆存，堆放高度6m。堆重量约2925.2吨，可供电厂4台锅炉燃用15天左右。根据厂房布置，锅炉的上料系统，设在处理储存车间内，取料由吸风系统完成。设风机5台，4台上料，一台备用。储料场设置1台推土机，用于料场的整理。7.4.4燃料输送系统7.4.4.1.燃料输送系统流程图及系统描述汽车进厂自卸料堆115 风机机匀速给料机入口燃料输送系统流程图见：50-F446K-A02-M01图。7.4.4.2系统出力计算锅炉按设计燃料计算，二台锅炉每小时燃料运输量：(772÷18)×0.3＝25.74t/h，因此，系统出力应大于每小时29t/h；7.4.4.3厂内料场布置及设备选择1)设：a.厂内储存车间与燃料处理车间(上料系统)相连布置，以减少二次搬运的运输距离；b.厂内储存车间内堆高按6m；c.按4台20t/h锅炉存放8天燃料量计算；2)稻壳处理储存车间布置在主厂房固定端方向，布置一座处理储存车间，车间长139米，跨度36内存储燃料约3000t，可供电厂4台20t/h锅炉燃用8天左右。燃料分10堆存放，稻壳堆之间留有通道，堆放高度6m。燃料堆放见：料仓平面布置示意图：40-F446K-A02-M02。7.5主厂房布置7.5.1主厂房布置的主要原则7.5.1.1本工程按4×3MW汽轮发电机组考虑。7.5.1.2主厂房布置主要满足锅炉燃烧的需要，以及适应电力生产工艺流程的要求，并且做到设备布局合理、工艺流程顺畅、管线连接短捷、整齐，厂房内部设施布置紧凑、恰当；通风、采光、排水设施良好；巡回检查的通道畅通，为电厂的安全运行、检修维护创造良好的条件。7.5.1.3主厂房采用钢筋混凝土结构。7.5.2主厂房布置115 汽机房和除氧间与燃料间成“L”形布置，锅炉房、除尘器、引风机等与除氧间平行布置；烟囱布置在两炉之间，这种布置方式便于燃料堆放、贮存及进入锅炉燃烧器，但是汽水管道长度有所增加。汽机房、燃料车间柱距6m，运转层标高为7.0m。燃料间1号柱中心至烟囱中心总长度为67.3m。7.5.2.1汽机房(A-B列)汽机房跨度18.0m，柱距6.0m，汽机房共10个拄距，汽机房总长度为6.0m×20＝120.0m。汽轮发电机纵向顺列布置，机头朝向固定端。汽轮发电机中心线距汽机房A列柱8.0m，凝汽器中心线相距30.0m。汽机房采用钢筋混凝土结构。在汽机房±0.0m布置电动给水泵及其他辅助附属设备；高、低压加热器布置在3.4m加热器层；减温减压器布置在汽机房固定端3.4m层；7.0m层为运行层布置汽轮发电机组。汽机房行车轨顶标高14.0m，汽机房屋架下弦标高17.0m。7.5.2.2除氧间(B-C列)除氧间跨度为8.m。除氧间总长度为6.0m×20=120m，±0.0m布置有配电装置；7.0m为运行层，该层布置管道及给水操作台，并设有机炉电集中控制室；除氧层标高为13.5m，布置二台除氧器。除氧间屋顶标高23.5m，布置有消防水箱。7.5.2.3燃料间燃料间跨度6m，根据锅炉布置，采用6m柱距，4台炉共占20跨，燃料间总长120m。其间布置密封旋转给料机和螺旋给料机。7.5.2.4稻壳锅炉锅炉横向排列，与汽机房平行布置。考虑到气候特点锅炉采用室内布置。锅炉运转层标高为7.0m，锅炉屋架下弦标高为32.0m，锅炉尾部布置有布袋除尘器及引风机等辅助设施。锅炉运转层下±0.0m布置锅炉送风机等辅助设备。115 7.5.2.5检修设施汽机房检修场地设在两台汽机之间。汽机房设置一台起重量为20/5t电动双梁桥式起重机，作为汽轮发电机安装检修及电动给水泵等辅助设备检修起吊用。引风机电动机上方设单轨吊；在除氧器上方设吊钩。炉顶考虑设单轨吊，起吊炉顶保温材料、阀门等小件物品。7.6除灰渣系统7.6.1设计原则：7.6.1.1本工程设计规模为4炉4机，预留扩建条件。7.6.1.2除灰渣系统按干除灰渣系统设计，灰渣全部考虑综合利用。7.6.1.3锅炉尾部烟尘处理采用布袋除尘器。7.6.2锅炉排灰渣量：本期工程安装两台4×20t/h稻壳锅炉，除尘方式采用布袋除尘器，效率99.95%。全厂锅炉排灰渣量如下表：表7.6-1锅炉排灰渣量项目锅炉容量小时排灰量(t/h)日排灰量(t/d)年排灰量(万吨/年)灰量渣量灰量渣量灰量渣量灰渣量4×20t/h0.840.5616.811.20.5040.3360.84注：日排灰量按20小时计；年排灰量按6000小时计；除尘器效率99.95%。灰渣比例为6：4。表7.6-2锅炉排灰渣量115 项目锅炉容量小时排灰量(t/h)日排灰量(t/d)年排灰量(万吨/年)灰量渣量灰量渣量灰量渣量灰渣量4×20t/h0.530.3510.67.00.3180.210.534注：日排灰量按20小时计；年排灰量按6000小时计；除尘器效率99.95%。灰渣比例为6：4。7.6.3除灰渣系统设想7.6.3.1锅炉炉底渣处理系统稻壳锅炉采用炉排锅炉，锅炉底渣温度一般在300℃左右，经冷渣器冷却后，排入炉后刮板输送机内，刮板输送机输送的渣通过斗式提升机送入渣仓内。渣仓容积约25m3左右，可存储渣约14天。渣仓底部设打包机，通过汽车将渣运输到用户综合利用。本套系统每台炉设一套，渣仓布置在炉侧。考虑到灰的软化温度较低，在锅炉的底渣中可能存在焦化结成的大块渣，因此在冷渣器之前增加一台碎渣机。除渣系统工艺流程如下：锅炉排渣口→碎渣机→冷渣器→炉底刮板输送机→斗式提升机→渣仓→打包机→汽车→农田7.6.3.2飞灰输送系统本系统按两台炉为一个单元进行设计，每台炉设一套浓相正压流态化仓式气力输送泵系统。布袋除尘器每个灰斗下均安装一台0.5m3的仓式气力输送泵，每台炉的4个仓泵为一组运行，设一根灰管，干灰通过仓泵经管道用正压气力输送至灰库，然后经布置在库顶的袋式收尘器分离，落入灰库贮存。为了便于仓泵的检修维护，在每个灰斗出口设一个手动检修阀及补偿器。115 在输送系统中共设置2台水冷螺杆式空气压缩机，其中1台运行，1台备用。针对所输送物料的介质特性，在空压机出口设置1套冷冻式干燥机、除油器、除尘器及储气罐等净化装置，最终提供的压缩空气品质至少达到：残余油份不大于0.1ppm；残余水份不大于10ppm；含尘粒径不大于0.1mm，压力露点2°C。除灰空压机室与布袋除尘器控制楼合并布置，位于控制楼的一层，内设2台空气压缩机及净化装置，1个10m3储气罐放在空压机室室外。压缩空气供气方式采用母管制，分别接2根支管至布袋除尘器下仓泵，提供仓泵控制及输灰用气。灰库附近设置1m3贮气罐一台，为布袋除尘器及气动阀提供用气。本工程新建一座φ7m的钢结构灰库，容积400m3，二台炉共用一座灰库，可贮存锅炉满负荷运行5d天的干灰量。灰库下设1个下料口，布置一台打包机，灰库下设1个汽车车位，满足装灰外运。灰库库顶设1台36袋的脉冲喷吹布袋除尘器和一台重锤式料位计，可随时测量各灰库中的灰位。其料位信号加入气力输送系统的PLC程控。库顶设置一台压力真空释放阀。灰库顶层设1台1吨的检修起吊用电动葫芦及转运小车，灰库运转层库侧设1个起吊门孔，需检修的设备部件可通过库顶的葫芦起吊。其工艺流程如下：空气压缩机↓布袋除尘器灰斗→闸板门→仓泵→灰库→打包机→汽车→农田7.7供排水系统7.7.1供水系统a)供水系统简述115 根据电厂水源条件，本工程采用单母管制二次循环供水系统。一台机组配置两台循环水泵，两台机械通风冷却塔。循环水泵布置在冷却塔附近的综合水泵房内。循环冷却水出塔后经回水暗沟进入泵房吸水间，再经循环水泵升压，通过一根循环水进水母管进入凝汽器，凝汽器出水通过一条循环水出水管排至冷却塔，形成循环供水系统。b)循环水量目前机组未定，循环水系统借鉴国内相似工程优化计算结果，夏季冷却倍率m=50，冬季冷却倍率m=30，循环水量见下表：表7.7-1循环水量表(纯凝工况)机组容量(MW)纯凝凝汽量(t／h)凝汽器用水量(t／h)辅机冷却水(t／h)总循环水量(t／h)夏季冬季夏季冬季4×350.52525151558031052095表7.7-2循环水量表(抽汽工况)机组容量(MW)抽汽凝汽量(t／h)凝汽器用水量(t／h)辅机冷却水(t／h)总循环水量(t／h)夏季冬季夏季冬季4×320.5102561558016051195注：循环水冷却倍率夏季采用50倍，冬季采用30倍。c)供水系统主要设备循环水泵：拟采用卧式循环水泵，共配置2台循环水泵。循环水泵参数：Q=1654m3/hH=21m配套电机参数：N=132kWV=380V115 循环水泵启动、停泵及运行采用DCS在主控室控制。循环水泵台数可根据季节变化、汽机运行工况变化调节。d)供水系统主要建(构)筑物1)综合水泵房按集中水泵房设计，循环水泵与工业、消防水泵布置在冷却塔附近的综合水泵房内，其中布置2台卧式循环水泵、两台消防水泵、两台工业水泵、一套消防稳压设备、两台排污泵。泵房内还装有一台悬挂起重机，以便于水泵及阀门的安装、检修；泵房前池安装有平板滤网、钢闸门，并有起吊设施。2)循环水管从循环水泵房出口至主厂房的循环水进水压力干管以及从主厂房至冷却塔的循环水回水压力干管采用DN1200钢管，敷设方式采用埋地，管内流速1.57m/s。循环水管道总长度约370米。3)循环水沟从冷却塔出口至循环水泵房前池为钢筋混凝土回水沟，钢筋混凝土单孔沟总长为10m，沟断面为1.5×1.5m。4)冷却塔4台机组配置2台处理水量为1500m3/h的机械通风冷却塔。单台冷却塔参数如下：塔高(m)10.8风量(m3/h)110×104风机直径(mm)7000风机功率(kW)55水池深(m)4.07.7.2补给水系统a)概述115 电厂补给水水源采用使用地下水供水。在厂区内新建两座深井泵房，每座深井泵房内安装一台深井水泵。根据水源水质情况，地下水设一套原水净化设施。b)补给水量表7.7-34x3MW机组夏季纯凝工况最大补充水量表序号项目2×12MW(t／h)备注用水量回收量损耗量1冷却塔蒸发39039P=1.20%2冷却塔风吹404P=0.1%3循环水排污16016P=0.5%4主厂房工业用水33330回收至循环水系统5化学用水110116生活用水4047消防补充水1018暖通用水5059不可预计水量1001010合计1233390表中所列用水量为正常连续用水量，耗水量为电厂采取了节约用水措施、一水多用、重复利用后与用水量对应的正常连续补水量。随着季节的不同，气温、水温等外界条件的变化，各项用水量也会发生相应变化。c)废水的回收、利用及节水措施1)循环水系统采用带冷却塔的二次循环供水系统，做到了凝汽器及辅机冷却水的重复利用。2)循环冷却水选择合适的循环冷却倍率在满足机组运行的前提下，达到节水目的。115 3)主厂房工业用水回用，作为冷却塔补水。4)冷却塔加装除水器，减少风吹损失。5)循环水系统采用高浓缩倍率，降低了循环水排污损失。d)设计耗水指标电厂4×3MW机组夏季纯凝工况耗水量为79m3/h(0.022m3/s)，折合百万千瓦耗水指标为0.92m3/s.GW；7.7.3给排水系统a)工业、生活水系统本期工业、生活水系统拟新建1座300m3清水池、1座综合水泵房。根据水源的不同，厂内深井泵提取的地下水经除铁除锰处理，厂外取水点提取的地表水经混凝、沉淀、消毒处理，均达到生活饮用水标准后，一部分直接补充到冷却塔。一部分补充到清水池，用工业生活水泵加压后供给厂区各工业、生活用水点。工业水回收至循环水系统，供作循环水系统的补水。b)排水系统1)厂区排水系统分为雨水排水、生活污水、生产废水排水。拟采用分流制，即生活污水管道系统，生产废水及雨水系统。2)雨水排水由厂区雨水管道汇集后与洁净工业废水合流排入市政雨水排水系统。3)生活污水经生活污水处理站处理后排入市政污水排水系统。7.7.4电厂消防系统a)消防给水系统本工程设置独立的自动控制临时高压水消防系统。临时高压消防系统由两台消防水泵和一套消防稳压设备组成，两台消防水泵的使用方式为一用一备。厂区设独立的消防管网，消防管在主厂房及料场四周设DN200的环状管网，其它区设DN150的环状或枝状管网。115 b)电厂各系统的消防措施1)主厂房的消防措施主厂房采用水消防系统，主厂房的各楼层均设有室内消火栓。消防管网在主厂房室内布置成环状，设有两条独立的进水管，主厂房室内消防管网用阀门分隔成若干独立段。主厂房的电缆夹层、电缆隧道设悬挂式干粉灭火器。2)稻壳料场的消防措施料场采用水消防系统。消防管网在料场四周布置成环状，并设有一定数量的室外消火栓。c)电气设备的消防措施1)变压器消防变压器附近的室外消火栓配备有喷雾式消防水枪，用于变压器的消防。变压器附近还配备有推车式和手提式干粉灭火器、灭火砂箱。另外设有事故油池，当变压器火灾时，可将变压器的油，排入事故油池，避免火势蔓延。2)电缆防火本工程控制电缆和部分电力电缆选用阻燃电缆，在电缆竖井及屏盘底部的开孔处，采用阻燃材料封堵。主厂房隧道出口、电缆交叉口，厂用电均分段设置阻火墙或防火门。3)火灾报警及控制系统全厂采用一套火灾报警系统。火灾报警系统由消防监测屏、区域报警控制器、现场探测器、手动报警按钮、报警总线、远传系统、消防联动设备组成。7.7.9主要水工及化水建(构)筑物本工程的主要水工及化水建(构)筑物包括机力通风冷却塔水池、深井取水水泵房、综合水泵房、化水车间和循环水加药间等。1)机力通风冷却塔水池115 冷却塔水池为半地下式钢筋混凝土结构，总尺寸为长×宽×深=40.0×10.0×4.0m，其中地下部分3m，地上1.0m。2)综合水泵房综合水泵房为半地下式现浇钢筋混凝土结构，地下部分尺寸长×宽×深=24.0×6.0×2.0m；地上部分尺寸长×宽×高=30.0×6.0×7.5m，现浇钢筋混凝土框架结构。3)深井取水泵房深井取水泵房为地面式现浇钢筋混凝土结构，尺寸长×宽×高=4.8×4.2×5.0m。4)化水车间由水处理车间、毗屋和化验楼组成，水处理车间为钢筋混凝土排架结构，尺寸为长×宽×高=21.0×6.0×12.0m；毗屋为钢筋混凝土框架结构，尺寸为长×宽×高=21.0×6.0×6.50m；化验楼为二层钢筋混凝土框架结构，尺寸为长×宽×高=12.0×6.0×8.0m。5)循环水加药间地面式单层钢筋混凝土框架结构，尺寸为长x宽x高=9.0x6.0x6.5m。水工及化水建(构)筑物均采用天然地基。7.8化学水处理系统7.8.1水源和水质本工程化学水处理补给水拟采用地下水。地下水经过除铁除锰后送至化水处理车间。地下水原水水质如下表：委托单位：东山区计委取样地点：东方红小学送样日期：2006年2月15日(自送样)编号项目含量单位编号项目含量单位115 感官性状和一般化学指标毒理性指标1色度<15°度19氟化物0.36mg/L2浑浊度<3°度20氰化物未mg/L3嗅和味无21砷未mg/L4肉眼可见物无22汞未mg/L5PH7.023镉未mg/L6总硬度78.1mg/L24六价铬未mg/L7铁13.3mg/L25总铬mg/L8锰1.28mg/L26铅未mg/L9铜未mg/L27银未mg/L10锌0.102mg/L28硝酸盐氮0.72mg/L11挥发酚未mg/L29亚硝酸盐氮mg/L12阴离子合成洗涤剂未mg/L细菌学指标13硫酸盐26.1mg/L30总大肠菌群<3个/L14氯化物2.40mg/L31细菌总数11个mL15溶解性总固体158mg/L16铵氮mg/L17钙mg/L18镁mg/L7.8.2锅炉补给水处理115 7.8.2.1系统选择根据上述参考水质条件、锅炉汽水系统对补给水的水质要求，拟采用以下锅炉补给水处理系统流程：除铁除锰后来水→清水箱→清水泵→阳离子交换器→除碳器→阴离子交换器→混合离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房详见锅炉补给水处理系统原则流程图：50-F446K-A02-H017.8.2.2系统出水水质指标二氧化硅≤20mg/L电导率≤0.2ms/cm(25℃)系统的出水水质能满足机组的锅炉补给水的水质要求。7.8.2.3锅炉补给水处理系统的容量锅炉补给水处理系统的容量按下表热力系统的各项水汽损失及供热负荷之和确定。项目采用数据全厂汽水损失量正常t/h最大t/h厂内汽水损失3%2.52.5锅炉启动及事故损失最大一台锅炉蒸发量10%2.0锅炉排污损失2%11对外供汽损失根据机务资料0.60.6合计4.16.1考虑到化学自用水，最大补水量为11t/h。锅炉补给水处理系统的出力按最大补水量设计。控制方式化学水处理系统采取程序控制设计，本期工程拟采用PLC加上位机控制方式。115 7.8.3化学加药及取样为了将水的腐蚀作用降到最低程度，防止水汽循环系统中的部件被腐蚀，根据“火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量”(GB/T12145-1999)所规定的锅炉给水及蒸汽品质要求，设置给水加氨、给水加联氨及炉水加磷酸盐装置各一套。每台机各设置一套水汽取样装置，以有效监督机组的水汽品质，共两套。7.8.4循环水处理循环冷却水采用加稳定剂、杀菌剂处理。设置加稳定剂装置及二氧化氯投加装置各一套。7.8.5酸碱废水处理再生后的酸、碱废液排至中和池，中和到PH=6~9符合国家排放标准时，用泵排至全厂废水系统。酸、碱废水的排放靠PH表监督自动排放。设置容量为50m3的中和池1个、排水泵2台及罗茨风机二台。7.8.6化验室仪表全厂设置化验室水、煤、油试验仪器、仪表一套。7.9电气部分7.9.1建设规模本工程本期建设4台3MW中温中压抽汽凝汽式汽轮机，配4台3MW空冷发电机。予留扩建的可能性。发电机出口电压为6.3kV，本期10kV出线两回。7.9.2接入系统方案因电厂接入系统工作尚未完成，电厂接入系统工作按业主提供的相关资料，暂定为接入变电站10kV母线。7.9.3电气主接线115 根据上述建设规模和接入系统要求，本工程电气主接线设计方案如下：发电机出口电压为6.3kV，4台发电机以发电机-变压器-线路组直接接入变电站10kV母线。每台机组设1台电抗器，其电源引自发电机出口，为高压厂用工作母线提供电源。发电机出口不设置断路器。电厂设35kV高压起动/备用变压器。7.9.4厂用电接线方案本期工程厂用供电系统采用6kV和380/220V两级电压。6kV高压厂用电系统采用中性点不接地方式，380/220V低压厂用电系统采用中性点直接接地方式。高压厂用母线即发电机电压母线采用单母线接线，电源由发电机出口分支引接，为限制短路电流，此处加装限流电抗器。主厂房内380/220V低压厂用母线按炉分段，每台锅炉设1台低压厂用变压器向本机组的机、炉工作负荷供电。并设一台低压厂用备用变压器，作为低压厂用备用电源，采用中央盘-车间盘的供电方式。为满足辅助车间负荷的要求，设两台辅助车间变，电源由6kV工作段引接。在各负荷中心设置车间盘，就近给主厂房及各辅助车间小容量低压负荷供电。7.9.5电气设备布置发电机小室布置于发电机下部，主厂房0.0米层。6kV配电装置、0.4kV配电装置均布置于主厂房0.0米B~C跨之间。主变及启备变布置于主厂房外，呈一字形排列。10kV升压站布置于主厂房外，为屋外装配式配电装置。7.9.6直流系统115 本期工程装机规模为4台3MW机组。为满足直流负荷的要求，根据《电力工程直流系统设计技术规程》，两台机组设一组阀控式密封铅酸蓄电池，动力、控制负荷混合供电，供电电压为220V。直流蓄电池组配置一套高频开关充电设备。直流系统采用单母线分段接线方式，蓄电池为浮充电运行，不设端电池。为保证供电可靠、经济合理，采用辐射状和环网状相结合的供电网络，并装设微机绝缘监察装置。电池布置在直流电池室内。7.9.7交流不停电电源本期工程设置一套交流不停电电源(UPS)供热工仪表、自动装置及计算机等不停电负荷使用。UPS采用静态逆变装置，正常时由工作段供电，工作段电源失电时，由机组直流电源经隔离二极管供电;逆变器故障时，由静态旁路开关自动切换到备用电源向负荷供电。UPS屏位布置在电子设备间内。7.9.8二次线继电保护及自动装置7.9.8.1控制信号及测量本期工程4台3MW机组，采用炉、机、电集中控制方式，两台机组共用一个单元控制室，不设单独的网络监控系统(NCS)，10kV配电装置、发变组、起备变以及厂用电系统等电气设备和电气系统统一纳入DCS监控范围，采用硬接点控制方式。电气倒闸操作、停送电操作的有关安全措施及有关开关之间的闭锁功能，在DCS中实现其逻辑。微机保护屏及其他测控屏布置在电子设备间电气屏位前排，UPS屏位布置在后排。主厂房内主要电动机均在DCS控制，主厂房内非重要电动机采用就地控制。主厂房以外电动机根据工艺要求采用集中控制或就地控制。7.9.8.2辅助车间控制系统布袋除尘系统采用除尘器厂配套的微机控制系统。115 物料运输采用集中程序控制方式，控制系统分为外部传感器、工业电视系统和程控系统三部分。远程分站按控制对象集中设置，布置在相应电气MCC配电室或控制室内。7.9.8.3继电保护发变组、10kV线路及起备变采用微机型成套保护装置，组屏布置于电子设备间内。电抗器、低压厂用变压器、6kV线路和6kV电动机采用微机型综合保护装置，低压厂用电动机采用微机型电动机保护装置，分散布置于开关柜上。低压厂用电源线路采用空气开关自身脱扣器保护。7.9.8.4自动装置每台机组的电抗器、低压厂用变压器各安装1套备用电源自投装置。全厂设置1套装设一套微机自动准同步装置。7.9.8.5电气试验设备本期计列一套电气试验设备费用。7.10热工控制部分7.10.1热工自动化专业设计范围热工自动化设计范围包括机、炉、电的主、辅系统，及附属生产车间和公用系统的检测和控制。7.10.2热工自动化水平结合电厂联络母管制系统的特点，本工程采用以分散控制系统DCS为主，配以相适应的现场自动化仪表，对全厂机、炉、电及机组公用系统，实现启动，停机和运行监视、控制和保护等功能。本期工程设置2炉2机的集中控制室和电子设备间，集中控制室内不设BTG盘，实现全CRT监控。设置紧急操作台，布置少量必要的紧急停炉、停机操作设备，提供启、停或事故状态时必须的手动操作手段。115 7.10.2.1机组DCS网络机组DCS系统的控制功能包括有数据采集系统DAS；模拟量控制系统MCS；程序控制系统SCS、炉膛安全监视保护系统FSSS、烟气检测系统和汽机控制系统DEH(汽机厂提供的DEH采用同机组DCS一致的控制硬件设备)。机组DCS监控范围包括对主厂房内炉、机的主要信息(压力、温度、流量、液位、料位及设备启、停、故障等)和主要被控设备(电动机、电动门、执行器及电磁阀等)的热工自动化监控。吹灰、胶球清洗、布袋除尘器和锅炉定期排污等程控系统全部将纳入DCS控制，取代PLC，统一控制设备，减少备品备件。7.10.2.2DCS公用网机组公用网上的系统主要是同机组运行相关密切的系统，如燃油系统、空压机系统、循环水泵房系统以及供热系统等。布袋除尘器的控制将纳入机组DCS中。7.10.2.3全厂辅助公用系统DCS网络本期工程将设计全厂辅助公用系统DCS网络，采用统一型式的DCS设备，分别设置除灰渣、化学水处理。在现场水、灰控制点布置现场控制设备，在集中控制室和现场控制点分别设置辅助公用系统的操作员监控站。全厂采用统一的控制设备，有助于电厂的维护检修，减少备品备件的数量和种类，统一的控制设备也为厂级监控系统网的建立减少接口上的繁琐。7.10.2.4现场仪表的设置说明全厂执行机构采用国产优质一体化型式；热电阻采用Pt100；热电偶采用k分度；变送器采用精度满足0.1级以上的智能型变送器；开关量仪表:开关量仪表的选择：对重要参数及联锁保护，选择进口仪表，对一般参数，选择国产业绩优秀的产品；电缆全部采用阻燃低烟低卤型控制、计算机电缆。115 7.11建筑结构部分7.11.1厂址自然条件及设计主要技术数据7.11.1.1厂址自然条件电厂推荐厂址在城区东北，西邻火车站3000米，南距公路60米。海拔高程89.70-99.95米左右。水7.11.1.2水文气象本区属中温带大陆性季风气候，春季风大干旱，夏季温湿多雨，秋季凉爽，冬季漫长寒冷。其主要气象条件如下所示：历年极端最高气温35.4℃历年极端最低气温-41.1℃历年平均气温2.2℃历年最热月平均气温21.8℃历年最冷月平均气温-23.2℃历年最冷月平均相对湿度70%历年最热月平均相对湿度80%历年平均降水量550mm极端最大年降水量874.7mm极端最小年降水量292.1mm极端最大日降水量107.8mm多年逐月最大降雨量133.9mm全年主导风向WS(西南)年平均风速3.0m/s夏季平均风速2.6m/s冬季平均风速3.4m/s最大冻土深度2.2m无霜期137天7.11.1.3工程地质和水文地质115 a.工程地质根据钻探、原位测试及室内土工试验成果，将地基土划分为下列各层：①杂填土：杂色，主要由建筑垃圾、粘性土、砂石及少量生活垃圾等组成。稍湿，松散。最大厚度0.60m。②粉质粘土：黄褐色、灰褐色。呈硬塑，土质均匀，干强度中等，韧性中等，稍有光泽，无摇振反应。局部含少量中砂颗粒或粉质粘土与细砂互层。为中压缩性、冻胀土。顶板最小埋深0.5m，底板最大埋深3.50m。③细砂：浅黄褐色，颗粒较均匀，含较多粘粒。主要成份为石英、长石等矿物，稍湿，稍密。顶板最小埋深2.60m，底板最大埋深2.00m。④砾砂：黄褐色，颗粒不均匀，颗粒级配良好。主要成份为石英、长石及少量暗色矿物，以次棱角状为主。稍湿-饱和，中密。顶板最小埋深5.50m，底板最大埋深4.50m。⑤粉质粘土：灰绿色。呈可塑，土质均匀，干强度中等，韧性中等，稍有光泽，无摇振反应。顶板最小埋深8.6m，底板最大埋深10.70m。⑥圆砾：灰黑-灰白色，颗粒不均匀，颗粒级配良好。主要成份为石英、长石及少量暗色矿物，最大砾径5cm，以次棱角状为主。饱和，中密。顶板最小埋深10.00m，底板未揭穿。b.水文地质场地地下水为孔隙潜水，水位受大气降水和河水位变化影响而变化较大。水质较易污染。从钻孔所见水位埋深一般在5.40米左右，最大埋深6.00米，最小埋深4.20米，含水岩层为砾砂、园砾。场地地下水有大气降水及地表水的补给，补给来源丰富。水质不佳，通过民井调查得知，铁质较高，且有臭味。115 c.场地地震效应评价根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)及《黑龙江省抗震设防工作图》的划分，本区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。设计地震分组为第一组。设计特征周期为0.35s。建筑抗震设防类别为丙类。多遇地震影响下，水平地震影响系数最大值为0.04。场地类别为二类，场地属建筑抗震有利地段，场地地震稳定性较好。7.11.1.4设计采用的主要技术数据基本风压值：0.65kPa基本雪压值：0.65kPa抗震设防烈度：6度场地土类型：中硬场地土建筑场地类别：II类建筑物抗震设计和抗震措施的设防烈度按《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)、《电力设施抗震设计规范》(GB50220-96)、《构筑物抗震设计规范》(GB50191-93)、以及《火力发电厂土建结构设计技术规定》(DL5022-93)进行建筑结构抗震设防，抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。主厂房、烟囱、灰库等抗震等级为二级，其余建筑物抗震等级为三级。7.11.1.5主要建筑材料a)混凝土现浇结构：主厂房梁、板、柱、基础采用C30混凝土；其它建(构)筑物基础和设备基础采用C20混凝土；垫层采用C10混凝土。预制混凝土构件：采用C40混凝土。沟道等：采用C20混凝土。b)钢筋、钢材型钢、钢板：采用Q235，Q345钢，115 钢筋：采用HPB235(Q235)、HRB335(20MnSi)压型钢板：0.6mm、0.8mm、1.0mm厚，双层带保温压型钢板、单层压型钢板。c)砌体材料：普通机制砖：MU7.5、MU10.0，当地石料、碎石、砂等材料；加气砼砌块：重度6~8kN/m3；砂、碎石、石料尽可能采用当地材料。d)水泥：一般采用普通硅酸盐水泥，对于像锅炉基础、汽机基础这样的大体积混凝土，建议采用低水化热水泥，例如火山灰水泥等。有防渗要求的构筑物应采用防渗混凝土，抗渗等级为S6或S8。e)防火涂料：用于主油箱和储油箱附近的钢结构、汽机房钢屋架及其它钢结构。f)防水材料：地下建筑物采用在砼中掺加膨胀剂进行砼结构自防水。g)防腐材料：机组排水槽及化水沟道等采用花岗岩防腐、还氧树脂胶泥勾缝。7.11.2地基与基础7.11.2.1场地土类型及地下水条件a.场地稳定性评价(1)不良地质作用评价区域内断层等对工程建设不利的地质构造和冲沟、滑坡、多年冻结等物理地质现象不发育。(2)评定场地类别115 根据国家标准《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)的规定，从场地土的性质和波速估值判定，属于中硬场地土，场地类别为II类，场地属建筑抗震有利地段，场地地震稳定性好。场地为季节性冻土，冻结深度1.80米左右，最早稳定冻结日期在10月24日，最早解冻期在5月下旬。基础设计应考虑防冻措施，最好消除粘性土，将基础直复砂砾层之上。b.地下水条件场地地下水为孔隙潜水，从钻孔所见水位埋深一般在5.40米左右，最大埋深6.00米，最小埋深4.20米，含水岩层为粗砂、砾砂、园砾及局部的中砂、渗透系数大，是良好的含水层。地下水埋藏较浅，水位变化又受气候等因素影响而变化，施工设计应考虑对基础的影响。7.11.2.2地基处理方案经勘察，拟建场地地基土地质结构较简单，场地稳定性及地基土均匀性较好，场地一带不良地质作用不发育，适宜建筑。根据场地岩土工程地质条件和拟建建筑物特征，主厂房拟采用柱下条形基础或独立基础。粉质粘土②可作为基础持力层。基础设计时应采取防止不均匀沉降的构造措施。7.11.3主厂房建筑结构设计7.11.3.1建筑设计a)主厂房布置主厂房基本尺寸为总长120米，总宽(从A排至C排)27.00米。汽机房跨度18.00米，除氧间跨度9米，燃料间跨度6米，纵向柱间距6米。汽机房总长度为120米，汽机房屋面采用轻型屋面，钢屋架，屋架下弦标高17.00米，吊车轨顶标高14.00米，设一台20/5吨吊车。汽机房运转层标高7.00米，机组顺列布置，头部朝向扩建端，汽轮发电机中心线距离A轴8.00米。115 除氧间为四层布置：底层设置厂用电、蓄电池室、直流室；第二层4.00米标高为管道层；第三层7.00米为运转层，设置机炉电集中控制室；第四层13.50米标高为除氧器。除氧间固定端楼梯间0.00米、7.00米设卫生间燃料间分为二层，11.50米标高为给料机层。锅炉房跨度24.00米，纵向柱距6米，锅炉房总长度为54米，屋面采用轻型屋面，钢屋架，屋架下弦标高32.00米。b)主厂房交通布置汽机房底层及运转层均设有纵向水平通道，底层在固定端、扩建端及A轴线中部设有出入口及检修大门，用于人员出入及运输车的通行。横向通道设在底层及运转层的两端及底层的中间部位。主厂房的封闭式楼梯间设在除氧间的固定端，并与各层平台贯通。根据防火要求，在除氧间、燃料间扩建端设有室外消防疏散钢梯，能通过出入口上至各层平台，并借助检修钢梯上至各层屋面。主厂房水平纵横交通与垂直交通相互贯通，形成便利的交通网络，满足人员生产及安全疏散的要求。c)建筑处理主厂房体量大，是全厂的中心建筑物，汽机房设置水平带形窗与挺拔高大的除氧间，形成水平与竖向的对比，虚实对比，明暗对比，体现出现代工业建筑简洁大方的特点。设计中注意色彩、细部构造的处理，与全厂建筑群取得统一谐调。d)采光及通风主厂房以自然采光为主，人工照明为辅，集中控制室则以人工照明为主。通风采用自然进风，机械排风方式，集中控制室室内设有集中空调。不能采用自然通风及有特殊要求的地方，采用机械通风。e)保温、防尘、降噪大型板屋面均设保温层。汽机房、除氧间、燃料间外墙采用加气砼砌块，铝合金玻璃窗，在满足采光和通风的要求下，尽量减少开窗面积。115 主厂房内的控制室等用房均采用轻质砌体墙与车间隔开。控制室采用隔声门窗。f)防火主厂房的楼梯、通道和出入口的设置遵照《火力发电厂与变电所设计防火规范(GB5029-96)》和《火力发电厂建筑设计规程(DL/5094-1999)》的要求。汽机房内有防火要求的房间和隔墙的门均采用防火门，管道井、电缆竖井、穿墙套管等部位按要求用防火材料堵塞。控制室等房间内的墙面、楼面材料和吊顶材料满足有关规范规定的耐火等级要求。g)防水、排水主厂房0米作0.5～1%的排水坡坡向排水沟。所有屋面均采用有组织排水方式，优先选用卷材防水。h)辅助生产及附属建筑辅助生产及附属建筑的布置和处理在满足工艺要求和方便运行的前提下，考虑现代工业建筑简洁明快的特点，充分体现二十一世纪电厂的新形象。各建筑物力求平面功能间的相互协调，建筑与环境的协调，创造出一个优美的厂区布置合理，建筑造型和立面处理新颖美观，同时注意建筑物之环境。办公楼是厂区重要的建筑物，同时也是厂前区的视觉中心，办公楼内设有生产及行政办公用房、通信机房、劳动安全、工业卫生和环保检测等用房。辅助生产及附属建筑采用框架结构或砖混结构，砖混结构建筑墙体材料采用机制砖，框架结构建筑墙体材料采用轻质砌块作填充墙。7.11.3.2结构设计a)主厂房横向和纵向承重结构主厂房采用现浇钢筋砼结构，由汽机房、除氧间框架组成。横向框排架承重体系。锅炉室内布置，钢屋架，炉架与主厂房互为独立体系。115 厂房纵向由纵梁和柱形成纵向框架结构承重体系。A列结构：采用现浇钢筋混凝土矩形柱，柱断面600×1000mm。B、C列结构：为矩形柱组成的单框架，框架柱与横梁、纵梁整体现浇。柱断面600×1200mm。b)汽机房屋盖系统汽机房屋盖采用梯形钢屋架，屋架下弦为17.00m，屋面采用压型钢板封闭。c)吊车梁选型汽机房柱距为6m，吊车梁为预制钢筋砼T形梁。d)料斗选型料斗及石灰石斗为支承式钢煤斗，斗内壁设助滑耐磨内衬。e)楼面结构除氧间柱距为6m，楼面板采用主、次梁体系的现浇钢筋砼结构，整体性好，施工方便，便于工艺开孔埋铁。汽机房采用岛式布置方式，汽轮发电机机布置在7m运行层。汽机运转层及中间结构采用钢筋砼独立柱，与汽机基础脱开布置，利于隔振。大平台与汽机房外侧柱和除氧间结构脱开布置或铰接相连，汽机加热器平台均采用现浇钢筋砼结构。除氧间分为4.0m管道夹层，7m运转层，13.5m除氧器和料斗层，23.50屋面层。燃料间分为0.00m层和11.50m给料机层。f)固定端、扩建端山墙由于考虑扩建，固定端与扩建端山墙柱均采用钢柱，设钢抗风桁架，压型钢板围护。g)主厂房围护结构采用砖墙及加气砼块，嵌砌于框架平面内。h)汽轮发电机基座115 汽轮发电机基座上部为现浇钢筋混凝土框架结构，下部采用钢筋混凝土整板式基础。i)锅炉部分锅炉为室内布置，钢屋架，独立基础。7.11.3.3结构防止不均匀沉降的措施主厂房各体系之间，如A排柱、B、C列框架与汽机房运转平台、汽轮发电机基座、汽机房山墙柱等结构之间均采用铰接或完全脱开的方式连接。上述各个结构体系的下部基础均为独立基础，互不联系。7.11.4电气建构筑物10kV配电装置为单层砖混结构，现浇钢筋砼屋面板，条形基础。室外构架采用环形杆，基础采用独立基础。7.11.5燃料及除灰建筑输料栈桥采用钢桁架，楼面采用压型钢板做底模的钢梁-混凝土板组合结构，侧面、屋面采用彩色压型钢板封闭。栈桥支柱采用钢筋砼支柱，基础采用独立或条形基础。干料棚采用排架结构，屋面承重采用网架结构，屋面板为彩色压型波纹钢板，预制钢筋混凝土吊车梁，基础采用独立基础。灰库采用现浇钢筋砼筒体结构，基础采用钢筋混凝土环形基础c)渣仓为钢结构，厂家供货。柱下独立基础。仓内衬耐热材料。空压机室及除尘器控制楼为三层现浇框架结构，楼、屋面现浇，独立基础。7.11.6炉后建构筑物7.11.6.1烟囱烟囱高度100m，出口直径为3.0m。烟囱采用现浇钢筋混凝土单筒结构，内衬耐酸陶土砖，耐酸胶泥砌筑，憎水性膨胀珍珠岩隔热。基础采用钢筋砼环形基础。115 7.11.6.2烟道烟道采用现浇钢筋混凝土平台，砖砌烟道，隔热采用憎水性膨胀珍珠岩，内衬采用耐酸陶土砖，耐酸胶泥砌筑。7.11.6.3烟道支架烟道支架均采用现浇钢筋混凝土结构，柱下独立基础。7.12采暖通风与空气调节7.12.1设计规范及标准采暖通风与空气调节设计规范(GB50019-2003)火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程(DL/T5035-2004)火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定(NDGJ93-89)建筑设计防火规范(GBJ16-87)(2001版)火力发电厂与变电所设计防火规范(GB50229-96)火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程(DL5053-1996)工作场所有害因素职业接触限值(GBZ2-2002)工业企业设计卫生标准(GBZ1-2002)7.12.2采暖厂区内工艺需要或经常有人停留的生产、辅助生产和附属生产建筑物设计集中采暖。主厂房物料间及物料输送系统建(构)筑物采用蒸汽采暖。蒸汽参数为0.3MPa(表压)饱和蒸汽，由采暖加热站提供。采暖蒸汽凝结水回至主厂房机务疏水箱。汽机房和其它生产、辅助生产及附属生产建(构)筑物设计热水采暖系统。采暖热媒为95/70℃热水，由采暖加热站集中供给，系统采用双管闭式机械循环系统。室外管道采用直埋敷设，保温采用聚胺酯现场发泡。115 室内换热设备采用铝合金散热器，对主厂房及化学水处理车间等大型厂房，当采用铝合金散热器散热量不足时，增设热水型暖风机。7.12.3通风锅炉为室内布置。汽机房设计采用自然进风，自然排风的通风方式。室外空气通过A列柱0.00m及运转层窗户进入主厂房，带走室内余热及余湿，最后由设在屋面的屋顶通风器排至室外。3kV及380/220V厂用配电装置室采用自然进风，机械排风系统。通风量按换气次数不小于每小时10次计算，事故排风机兼作通风换气用。蓄电池室设计有自然进风，机械排风通风系统将室内有害气体排出室外，室外空气经过滤后引入室内，然后由排风机排至室外。蓄电池室的通风换气量按换气次数不少于６次/时计算，并保证室内空气含氢量(按体积计)不超过0.7%。通风设备采用防爆型玻璃钢离心风机，风管及其附件均考虑了防腐措施。同时蓄电池室还设计有空调系统，空调设备选用防爆型空调机。化水加药设备间设计有自然进风，机械排风的通风系统将有害气体排至室外。其通风量按换气次数不少于15次/时计算确定。化水汽取样装置高温架间设计有自然进风，机械排风的通风系统将室内余热及余湿排至室外。其通风量按换气次数不少于15次/时计算确定。7.12.4空气调节主厂房集中控制室及电子设备间设有风冷热泵型立柜式空调机组，维持室内夏季温度：夏天26±1℃，冬天20±1℃115 8热力网8.1概述东山区城区拥有各类建筑面积总计约300万平方米，目前中心城区受暖热源全部都是小分散锅炉供热，没有一座区城集中供热源或热电厂。根据东山区城镇近期（2006-2010年）规划总供热面积88.2万平方米；远期（20011-2020年）规划总供热面积138.2万平方米。为了适应城镇的迅速发展和热用户增加，改善城市整体功能，近期规划xxx市生物质发电厂建设工程，即将开工建设，建设4台抽汽式汽轮发电机组，实行热电联产集中供热，取代耗能高，污染环境的分散小锅炉供热方式，从而结束城区没有大型集中供热的历史。为了配合热电厂建设，充分发挥集中供热建设工程的统一协调性，整体功能性，与电厂建设相配套的热力网、换热站等规划、设计建设工程，也将要同步进行。8.2热负荷8.2.1供热范围供热范围：供热区占地面积约11平方公里。区域内各类建筑采暖面积总计76万m2，近期规划发展面积12万m2，总面积88.2万m2。供热面积统计表2-2：表2-2供热面积及热负荷统计汇总表换热站编号换热站位置锅炉房编号现有建筑面积(万m2)预发展面积(万m2)合计(万m2)热负荷(ＭＷ)现有预发展小计115 R1新建4.983.07.983.241.654.89R283837.231.08.234.700.555.25R399998.751.09.755.690.556.24R41091097.650.78.354.970.395.36R554547.260.88.064.720.445.16R666668.421.09.425.470.556.02R740408.491.59.995.520.836.35R882827.640.78.344.970.395.36R941417.310.88.114.750.445.19R10新建8.271.59.775.510.836.34合计76.0012.0088.0049.536.6056.138.2.2热负荷数值确定根据《采暖通风及空气调节设计规范》，供暖天数183天，计4392小时，供暖室外计算温度－26℃，供暖期平均温度－10.2℃，采暖室内计算温度18℃。现有建筑综合热指标为65W/m2(234kJ/h·m2)，规划建筑综合热指标为55W/m2(198kJ/h·m2)。由以上条件经计算而确定的采暖设计热负荷见表2-2。表2-2采暖设计热负荷最大热负荷MW平均热负荷MW最小热负荷MW56.1335.9716.588.3工程方案8.3.1供热介质和供热参数城区内原有采暖锅炉房均采用热水作为供热热煤，参照城市供热规划(2002-2020)，并考虑城市的供热现状，本供热规划仍采用热水作为建筑供暖热媒。热电厂出口的一级网采用130/70℃115 的高温水，经热力站换热后，二级网采用85/60℃的供暖水温参数。8.3.2热力网型式热水管网的一、二级网均采用枝状管网，其管网形式简单，运行费用低、管理方便。一级网支线末端用连通管连接，互相备用，提高供热可靠性。8.3.3热网首站8.3.3.1热网首站热力系统热网首站建在电厂汽机房内固定端侧，布置详见40-F446K-A02-J03。一级网与二级网的分界在电厂围墙外1米。热网首站热力系统见50-F446K-A02-J05。首站内的换热方式是间歇换热。热源来自汽机作功后的0.49MPa蒸汽，经汽--水换热器后冷凝水返回主厂房内的除氧器。冬季最大用汽量为80.0t/h。一级网回水为80℃经除污器、循环水泵进入汽--水换热器机组，升温到130℃送至一级网供水管。首站一级网补充水为软化除氧水。生水自除铁站，经钠离子交换器，过滤式除氧器，进入除氧水箱，再由变频补给水泵送至循环水管入口管，定压后压力为0.183MPa。一级网循环水泵压力0.85MPa，流量为972m3/h。变频补给水泵压力0.20MPa，流量为20m3/h。8.3.3.2热网首站主要设备(1)换热器本换热站采用高效节能强化传热的波纹管换热器，它有传热效率高、不易堵、不易漏、不结垢、耐腐浊、运行平稳，而且阻力小节约能源等特点。考虑动行调节、检修、更好的发挥它的效率，本换热站内设置二台汽-水换热器。(2)循环水泵115 为了与外网逐步增加的负荷相匹配，并考虑运行安全的可靠性，在首站内设置三台循环水泵，其中二用一备。(3)其它设备每组换热器进、出口处均设阀门，压力表、温度计和疏水器等设备。主要设备表序号设备名称单位数量规格型号备注1卧式汽-水波纹管换热器台2TBH1200-259.6Ф12001.6MPaQ=600t/hT1/T2=120/70℃2循环水泵台3TF12SH-6AN=260kWQ=526m3/hp=0.86MPa3定压补水泵台2TFL50-125IN=3.0kWQ=22m3/hp=0.20MPa4除污器台1DN4505无定压逆流再生钠离子交换器台2Ф1500Q=20m3/h6全自动连续式常温过滤除氧器台1T-18/22Q=18-22m3/h7除氧水箱台1V=20m38.4热力网运行调节方式115 以电厂作为主要热源的城市集中供热系统，热网的供回水温度、调温曲线和调节方式将关系到系统设备选型、热网的管径、系统的投资和运行费用。为使热用户室温达到设计要求，除在系统运行前需要进行初调节之外，还应在整个供暖季节随室外气温的变化，随时对供水温度、流量等进行调节。本工程采用分阶段改变流量的质调节，即把整个供暖期按室外温度的高低分为两个阶段，在室外温度较低的阶段采用较大的流量，而在室外温度较高的阶段采用小的流量，但在每一个阶段内则维持流量固定不变而采用改变供水温度的质调节。115 9环境保护9.1环境保护9.1.1工程概况本工程燃料为当地资源丰富的稻壳，其含硫份远低于燃煤，供水水源考虑从地下取水，其机组容量为4×3MW。各种污染物排放量均小于燃煤锅炉，本工程属综合利用、节能环保项目，符合当前循环经济及建站节约型社会的理念。9.1.2建厂地区环境现状9.1.2.1自然环境厂址所在地属黑龙江省东北部、三江平原西北部。电厂所在区域气候属寒温带大陆性季风气候，冬季寒冷干燥，夏季炎热，降雨集中，年平均气温2-2.5℃，雨量为361－724mm，日照时数2525h，多年平均风速3.0m/s。主导风向西南风，次主导风向为西风。9.1.2.2环境质量现状根据xxx市环境保护局提供的资料，拟建工程地区的2003环境现状。(1)环境空气质量评价区域内大气污染物中的TSP年平均值0.0652mg/m3，SO2年平均值0.022mg/m3，NOx年平均值0.013mg/m3，上述各污染物的年平均浓度值均未超过GB3095-1996中二级标准。(2)水体环境质量工程所处于区政府拟建的工业区内，评价区域水质合格。9.1.3主要污染源和主要污染物本工程主要的污染源为烟囱、各类废污水排放口、临时贮灰场地以及各类噪声。燃用燃料时电厂排放的大气污染物为烟气中的SO2、烟尘(以PM10计)及NOx。产生的废水主要有化学车间酸碱废水、锅炉酸洗废水、含油污水、生活污水等。除尘器收集的细灰及锅炉炉底排出的渣，以及设备运行产生的噪声。本工程污染物排放情况如下述。115 9.1.3.1大气污染物排放情况根据业主提供的燃料资料，燃料中的硫份含量设计燃料(稻壳1)为0.20%、校核燃料(稻壳2)为0.09%。本工程大气污染物排放情况见表9-2，表9-2xxx市生物质发电工程大气污染物排放情况项目单位4台炉(4×20t/h)烟囱排烟方式共用一座烟囱几何高度m100出口内径m3.0布袋除尘器效率%≥99.95大气污染物排放情况烟尘排放浓度mg/m3稻壳1稻壳28.438.01排放量t/h0.00060.0007t/a3.714.13S02排放浓度mg/m3稻壳1稻壳2380.39158.58排放量t/h0.02780.0136t/a167.0881.71NOx排放浓度mg/m3≤450排放量t/h0.03290.04t/a197.67231.87注：SO2、烟尘、NOx排放浓度均为烟囱入口浓度；年运行小时按6000小时计。9.1.3.2一般废水排放115 本工程采用二次循环机组，干除灰方式，无温排水、灰水外排。其它主要废水排放量、处理措施等见表9-3。表9-3废水排放、处理情况一览表项目排放方式排放量主要污染因子处理方式排放去向锅炉排污水间断1.8m3/hpH、SS等中和处理同上锅炉化学清洗废水间断800t/次.台(1次/4a)pH、SS、COD等中和、凝聚、澄清同上锅炉空气预热器冲洗排水间断500t/次.台(1次/a)pH、SS、COD等中和、凝聚、澄清同上锅炉烟气侧冲洗水间断400t/次.台(1-2次/a)pH、SS、COD等中和、凝聚、澄清同上机组起动排水间断50t/次.台(2次/a)pH、SS、COD等中和、凝聚、澄清同上冷却塔排污水连续11t/hSS属清浩水同上生活污水连续3t/hSS、BOD5、COD接触过滤法同上9.1.3.3固体废弃物本工程不同燃料时的灰渣排放量见表9-3，表9-3xxx市生物质发电厂工程灰渣量时间小时灰渣量(t/h)日排灰渣量(t/d)年排灰渣量(103t/a)115 容量稻壳1(设计燃料)稻壳2(校核燃料)稻壳1(设计燃料)稻壳2(校核燃料)稻壳1(设计燃料)稻壳2(校核燃料)灰量渣量灰量渣量灰量渣量灰量渣量灰量渣量灰量渣量4×20t/h0.840.560.530.3516.811.210.67.00.5040.3360.3180.21注：日运行小时数20小时计，年利用小时数6000小时计。9.1.3.4噪声电厂噪声多为中、低频声源，主要是汽轮机、发电机、各种泵和风机等设备及管道的节流、振动等所产生的噪声。本工程的主要噪声源为发电设备、锅炉、燃料粉碎及输送装置、水泵等辅助设备和变压器等，综合考虑到声源设备的种类、运行数量、布置方式、噪声等级，并且参照同容量燃煤电厂的主要噪声源强，确定了降噪措施前、后各声源设备的源强见表9-5。锅炉对空排汽阀噪声属于间断声源，且经消声后源强一般不超过80dB(A)，故没有列入主要声源。表9-5设备噪声源强单位:dB(A)序号设备噪声级备注降噪前降噪后1汽轮发电机组9075主厂房隔声2送、引风机90903燃料粉碎装置80804空压机9585空压机房厂房隔声5循环水泵房9075循环水泵房厂房隔声6综合水泵房9075综合水泵房厂房隔声7机力冷却塔8080115 9.1.4设计中采用的环境保护标准本工程可行性研究设计中拟采用的环境保护标准如下，最终所采用的标准以经审批的环境影响报告书为准：(1)环境空气质量执行《环境空气质量标准(GB3095-1996)》中二级标准；(2)地下水环境质量执行《地下水质量标准GB/T14848-93》》中Ⅲ类标准；(4)厂址周围居民区声环境质量执行《城市区域环境噪声标准(GB3096-93)》中2类标准；(5)大气污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)》中的第3时段标准：烟尘为50mg/Nm3，SO2为400mg/Nm3，NOx为450mg/Nm3；(6)废水排放执行《污水综合排放标准(GB8978-1996)》一级标准；(7)厂界噪声执行《工业企业厂界噪声标准(GB12348-90)》中Ⅱ类标准；9.1.5防治污染措施9.1.5.1烟气污染防治措施本工程拟采取的大气污染物防治措施主要为：(1)烟尘污染治理措施：本工程除尘系统配备效率可达99.95%的布袋除尘器。根据燃料成分分析结果，由表9-2知：当燃烧玉米稻壳1时烟尘排放量，排放浓度为8.43mg/m3，玉米秸杆2时烟尘排放浓度为8.01mg/m3。(2)二氧化硫污染治理措施：本工程燃料采用农作物稻壳，经分析本电厂所用的稻壳含硫量分别为稻壳1时为0.2%、稻壳2时0.09%；经计算，在不采用任何脱硫措施时，SO2排放浓度分别为：380.39mg/Nm3与158.58mg/Nm3115 ，均远小于GB13223-2003中要求的400mg/m3。(3)锅炉采用低温燃烧系统，抑制氮氧化物的生成量和排放量。本工程采用次高压锅炉，燃烧温度相对较低(炉膛出口烟温约850℃)。同时，稻壳的含氮量较低，一般不超过1.0%，并以450mg/m3最高NOX排放浓度标准向设备厂家提出要求，本工程排放烟气中NOX浓度可满足GB13223-2003中要求的450mg/m3。(4)烟气经高烟囱排放。4台锅炉共用一座烟囱，烟囱高度暂定为100m，烟囱出口直径暂定为3.0m。充分利用大气自身扩散稀释能力，减小污染物的落地浓度。(5)在烟囱进口烟道上装设烟气连续监测装置，以便对大气污染物的排放进行监测。(6)厂内防止扬尘措施，厂内除灰系统采用了喷洒等防止扬尘措施。采取上述措施后，本工程大气污染物排放情况见9-2。9.1.5.2废水排放量及水污染防治措施本工程排放的废水有：冷却塔排污水、化学水处理系统排水、生活污水等。各种废水的治理措施如下：(1)灰水：灰、渣均为干排，无灰水排放。(2)温排水：采用二次循环供水方式，循环排污水回收至澄清池，无温排水。(3)酸碱废水：经中和池中和处理将pH值调节到6－9。(4)生活废水：进入地埋式污水处理设施，主要处理手段是采用生化处理技术—接触氧化法处理。(5)采用生活污水、生产废水、雨水分流制排水系统。115 在工程设计中，电厂工业用水便于回收的排至冷却塔水池，不便于回收的处理后排放。总体上讲，本工程废污水排放量较小，经过处理后的废污水水质可满足《污水综合排放标准》GB8978-1996中一级新扩改标准要求(pH6－9，SS≤70mg/L，石油类≤5mg/L，COD≤100mg/L)。9.1.5.3灰渣产生量及灰渣处理方式本工程燃料为稻壳，锅炉排灰渣采用干式排放，灰渣分除，锅炉飞灰为草木灰，是优质钾肥，全部用于返农肥田。(1)炉底渣运输系统锅炉底渣温度一般在850℃左右，其品质是很好的农肥，为了便于利用和运输，炉底渣采用干排，由耐温埋刮板机集中后，经斗式提升机提升，再转送入布置在炉后的渣库内，每台炉各设一座钢结构渣仓，有效容积50m3，可贮存每台炉14天的渣量，为了避免扬尘，渣库设有一个排渣口，排渣口下接打包机，渣经打包后运往厂内临时堆放场地或运往综合利用地点。除渣系统工艺流程如下：锅炉排渣口→碎渣机→冷渣器→炉底刮板输送机→斗式提升机→渣仓→打包机→汽车(2)飞灰运输系统本系统按两台炉为一个单元进行设计，每台炉设一套浓相正压流态化仓式气力输送泵系统。布袋除尘器每个灰斗下均安装一台0.5m3的仓式气力输送泵，每台炉的4个仓泵为一组运行，设一根灰管，干灰通过仓泵经管道用正压气力输送至灰库，然后经布置在库顶的袋式收尘器分离，落入灰库贮存。收集下来的飞灰经打包后运往厂内临时堆放场地或运往综合利用地点。其工艺流程如下：115 空气压缩机↓布袋除尘器灰斗→闸板门→仓泵→灰库→打包机→汽车本不设贮灰场，仅在厂区内设一座Φ7m钢结构锥底灰库，有效容积200m3，可供4台炉存灰约5天。本工程产生的灰渣将作为肥料全部综合利用，不设置专用灰场，只在厂内设置灰渣库，灰渣全部考虑综合利用。9.1.5.4噪声及噪声防治措施电厂噪声为宽频声源，主要声源为锅炉对空排汽阀、各种泵和风机等，强度一般为80-90dB(A)。锅炉安全阀排汽噪声为一间断高频噪声源，安装消音器后强度一般不高于80dB(A)。因本工程燃料采用公路运输方式，而且稻壳的比重小、体积大，所以本工程运行期间动用的运输车辆较多，约为30车次/h(白天)，可能会增加沿途区域的交通噪声。噪声防治主要从声源、传播途径两方面综合治理。首先从声源上控制噪声，对于无法根治的噪声，则采取隔声、消声、减振等控制措施。在厂区总体布置中统筹规划、合理布局、注重防噪声间距。在冷却塔附近的厂界内外和厂区内广泛设置绿化带，进一步降低噪声对环境的影响。本工程完成后，各类噪声源主要集中在主厂房中，由于主厂房的噪声一般为中高频，衰减快，对厂内影响较大，在采取隔音、消声、防振措施后，噪声值一般不会很大，对外环境的影响是很小的。在设计中拟采取隔声、消声、防振等防止噪声污染措施，降低电厂噪声的污染。9.1.5.5绿化设计115 厂区绿化将结合厂区功能分区划分及道路的规划来进行，这样可起到净化空气、美化环境的作用。在厂区主干道旁，种植以常绿乔木为主的树种和灌木绿篱，间植一些观赏树林。在主厂房环形道路两侧，在不影响安全生产的前提下，种植低矮乔木及绿篱。9.1.6环境影响分析9.1.6.1大气环境影响分析(1)排放浓度、排放量分析当单一燃用某一种稻壳时，电厂的SO2允许排放速率以及排放浓度计算结果见表9-6。表9-6电厂的SO2允许排放速率以及排放浓度稻壳种类项目玉米秸杆1玉米秸杆2SO2实际值排放速率(kg/h)55.727.2排放浓度(mg/m3)380.39158.58排放量(t/a)334.17163.42允许值排放速率(kg/h)117137排放浓度(mg/m3)400400由表9-6可知，对于该电厂的几种主要燃料，在不采取脱硫措施的情况下，电厂烟囱排放的SO2排放浓度以及排放速率均能满足GB13223－2003的要求；且最大SO2实际排放浓度值380.39mg/m3115 和排放速率远小于SO2允许排放浓度和排放速率，因此，即便各种主要燃料掺烧，该电厂的SO2排放浓度及排放速率亦能满足GB13223－2003的要求。(2)烟尘、NOx排放浓度、排放量分析本工程配备了除尘效率不小于99.95%的布袋除尘器，产生的灰渣采用干排方式，并经过适当处理后，灰渣作为农用肥料全部综合利用。根据电厂采用的各种主要稻壳的元素成分分析结果以及各种稻壳的小时耗量以及相应的烟气参数，计算知不同的燃料燃烧时烟囱出口处所排放的烟尘和NOX的排放浓度和排放量见表9-7。表9-7单一燃料时烟尘、NOX排放量　稻壳种类项目稻壳1稻壳2烟尘(正常)允许值排放浓度(mg/m3)5050实际值排放浓度(mg/m3)8.438.01排放量(t/a)3.7014.126NOX允许值排放浓度(mg/m3)450450实际值排放浓度(mg/m3)<450排放量(t/a)197.67231.87注：各浓度参数均为干烟气状态下的计算值。NOx的排放量是以450mg/m3的浓度进行估算的。由表9-7中可以看出，该电厂排放烟气经过99.95%的布袋除尘器净化后，当单一燃用时，烟囱出口处烟尘排放浓分别稻壳1为7.402mg/m3、稻壳2为8.253mg/m3，均小于50mg/m3的排放标准；115 本工程采用次高压锅炉，低温燃烧，各燃料的含氮量较低，并且通过要求设备生产厂家采用低氮燃烧技术控制NOX的排放浓度小于450mg/m3，电厂NOX的排放浓度能够满足GB13223-2003的要求。9.1.5.2烟囱高度和内径及除尘效率的校核本工程4台炉合用一座高100m、出口内径为3m的烟囱，由以上分析可知，不管是燃用哪一种稻壳，不管二种主要稻壳的掺烧比例为何，该厂的SO2排放速率以及排放浓度均能满足GB13223－2003的要求。此外，采用3.0m的出口内径可以使烟囱出口烟速大于烟囱出口处平均风速的1.5倍，满足《制定地方大气污染物排放标准的技术方法》(GB/T13201-91)中相关要求。因此，电厂4台炉可以共用一个烟囱，烟囱高度和出口内径满足要求。根表9-2知，经过本电厂配备的除尘效率可达99.95%以上的布袋除尘器净化后，烟尘排放浓度远小于50mg/m3的标准要求。所以本工程配备除尘效率达99.95%的布袋除尘器能够满足环保要求。9.1.5.4水环境影响分析电厂产生的各类废污水在采取相应的处理措施进行处理达标后，复用或排放，废水的复用主要用于绿化、干灰加湿、厂区绿化及道路冲洗等，复用后多余的废水通过管道城市污水管网，送至污水处理场进行处理后排再排氧化塘，经进一步处理排放；由于废水的排放水量很小，因此，对受纳水体水质不会有大的影响。9.1.5.5噪声环境影响分析通过采取前述的措施后，电厂厂界噪声能满足相应的标准要求。9.1.5.6固体废弃物影响分析厂内除灰渣系统设计按灰渣分除，干灰干排。干灰经调湿后运往用户给综合全部利用，对环境无影响。9.1.6环境投资估算本工程的环保投资估算见表9-8.115 表9-8环境保护投资估算项目费用(万元)除尘系统253烟囱及烟道387废污水处理系统30除灰系统233烟气连续监测系统71绿化及植被恢复116环境影响评价费35环保设施竣工验收测试费20水土保持方案报告书编制费15合计1160本工程总投资额(静态)13471万元，其中环保设施投资1160万元，环保投资占总投资的9%。9.1.7结论综上所述，电厂在采取了一系列有效的污染治理措施后，其污染物的排放均能满足现行国家标准的要求，从环保的角度看，本工程的建设是可行的。本章所述采用的标准、烟囱高度、除尘器效率和其它环保措施等应以批复的环境影响报告书为准。9.2水土保持9.2.1可能造成的水土流失影响因素9.2.1.1电厂建设期水土流失影响因素分析电厂建设期的厂区、施工区、临时灰库、取水泵房及补给水管线等区域均会造成水土流失，其影响因素按分区进行分析。1)厂区①“五通一平”期115 “五通一平”期将进行场地的平整、施工道路拓宽、施工水电的配置等，使得原地貌遭受破坏，土层裸露，容易造成水土流失。②土建施工期土建施工期将进行建构筑物地基、基础的开挖，使得原地貌遭受破坏、土层裸露，容易造成水土流失。③机组安装期在机组安装期，尽管建筑物等已经覆盖了部分地表，但仍有部分地面裸露，且还有部分临时堆放的弃土，该部分土壤的抗侵蚀能力较差，也容易造成水土流失。④机组调试期在机组调试期，对地表的挖、填扰动全部结束，土建施工及机组安装期的临时堆土及设备材料均已清理运走，场地平整也基本完成，厂区的绿化工作已逐步展开，是机组投产运行前的准备阶段，该时段仍有部分的水土流失，但流失强度较土建施工、机组安装期已大大降低。2)施工区电厂施工区需配套相应的场地、水源、电源、施工道路等，这些设施的施工、运行也将可能造成水土流失。3)取水泵房及补给水管线水泵房建构筑物的建设、补给水管线的铺设需要进行开挖和填埋，将对地表造成扰动和破坏，造成水土流失。4)灰库、运灰道路灰库施工、运灰道路的施工都将对地表造成扰动和破坏，容易造成水土流失。9.2.1.2工程运行期水土流失因素分析本工程建成投产后，厂区大部分将被厂房、建构筑物压占，其余为道路、广场、绿化用地等，水土保持效果良好。115 依据《中华人民共和国水土保持法》等法律、法规的要求，本工程应在可行性研究阶段向水行政主管部门报批水土保持方案报告书。针对我国目前水土保持政策，在下阶段应考虑如何使电厂建设对水土流失的影响降至最低，并编制水土保持方案报告书，报水利部批准。9.2.1.3水土流失防治对策措施根据电厂建设和生产的特点，其建设期对水土流失的影响，主要是厂区(包括施工区)、水源地、运灰公路、灰库等工程施工过程中对地面的扰动和影响。而生产期随着各种设施的竣工和运行，水土流失得到一定程度的控制。本工程施工区域相对集中，工程开挖面将视工程需要采取不同治理措施。厂区施工期间土层挖松，基准面相对原地貌及周围环境抬高，易蚀性增强，水土流失相对增大。因此，在施工安排中必须把表土清运在施工准备期完成，并修建临时挡土墙，同时撒草籽固土。在施工后期，随着地面硬化、绿化，厂区及周边防洪排水系统的规整，围墙的护砌，水土流失相对减少，可以达到防止水土流失的要求。施工区是电厂施工期间人为活动频繁的区域，属临时占地。施工结束后，应对施工区用地进行处理，如：采取将土中石块、渣砾等残留物除去，将板结土块打碎，平整土地、种植植被等措施，以使土地早日恢复植被。9.3灰渣的综合利用稻壳燃烧后产生的灰渣为草木灰，由于灰中碱金属的含量相对较高，特别是有利于农作物生长的钾元素含量较高(详见表115 9-9)，是一种天然农用肥料。但因为碱金属成分含量较高，所以稻壳灰呈碱性，可添加药剂将其调节成中性并加入其他的土壤营养元素后，可作为农用肥料综合利用。据调查了解，目前已有从草木灰中提取钾盐、制取氮肥的综合利用方法；也可以利用草木灰的碱性以调节土壤的酸碱性，改良土壤，或者作为沼气池酸碱度的调节剂。草木灰是农作物稻壳、柴草、枯枝落叶等燃烧后的产物，它含有农作物需要的多种营养元素，如磷、钾、钙、镁、硫及硼、锰、锌、钼、铜等。其中以钾、钙含量为最多，因此草木灰是当前我国农村最广泛的钾肥资源。但是，目前广大农村对草木灰利用极不合理，被风吹走现象到处可见，这样既不卫生，破坏了环境，又白白损失了钾肥而不能为农业所利用。表9-9稻壳灰份成分分析一览表项目内容单位稻壳灰成分分析Na2O%2.27MgO%5.41AL2O3%7.4SiO2%56.68P2O5%1.3SO3%2.74K2O%13.84CaO%8.1TiO2%0.44Fe2O3%2.65草木灰属碱性肥料，适用于除盐碱地以外的土壤，尤其适用于酸性土壤。可做基肥和追肥，一般每亩用量50—115 100kg，施用前最好用2—3倍湿土拌匀或淋少量的水将灰湿润。但水量不宜过多，以防养分流失。以集中施用为宜，一般采用沟施或穴施，深度约10cm，施后覆土。草木灰还可以用做水稻和蔬菜田的盖种肥。尤其是草碳土和涝洼地水田，多施草木灰以利于吸热提高地温，改良土壤性状，增加钾素含量，提高水稻抗病力和抗倒伏能力。栽培马铃薯时，用草木灰将切好的种块拌上，是一种经济有效的办法，并兼有蛀虫、杀菌作用。同时，鱼池也能施用草木灰，其作用如下述：1、培育水质：鱼塘常施草木灰，能提高水体中的钾、磷、钙、镁等元素的含量，促进水中浮游生物的繁殖，为鱼类提供大量的天然铒料，有利于鱼类的生长。2、调节水质的酸碱度：适宜鱼类生长的水质酸碱度为7.5-8.5左右，一般未清过淤泥的鱼塘pH值为7左右，清过淤泥的鱼塘pH值约为7.3-7.5，这都不满足鱼类生长的需要。对鱼塘施用草木灰(每亩1.5m深的全塘可施用草木灰100-180kg)后，可以使鱼塘的pH值上升到7.5-7.8。3、防治鱼病：草木灰有杀除病菌的作用，能有效地杀灭鱼体上的各种病原体。施用草木灰既可为鱼塘消毒，又能净化水质。草木灰的施用方法：从锅灶底取干灰(注意不能用雨水淋过的草木灰)，放入桶或缸中浸泡4-6h，取浸泡液泼洒鱼塘，切勿把干灰撒施，且在施用草木灰时，不要同时施用人畜粪肥。草木灰作为一种有机产物，其综合利用途径较多。同时，漯河市及临颖县作为农业大市(县)，其农田及鱼塘面积极大，在市场开发成熟后草木灰可作为综合利用的资源完全利用。因此对于本工程产生的灰渣(草木灰)的综合利用，需要业主与社会各界积极联系，寻求多途径的综合利用，避免单一作为农用肥利用而造成在农闲季节电厂灰渣(草木灰)的积压，影响电厂的安全正常运行。115 业主方应尽快落实灰渣综合利用协议，同时，也建议业主应与周边的化肥厂及农家肥厂联系，进一步拓宽电厂灰渣的综合利用渠道，保证灰渣这一宝贵的资源不会被浪费。同时，考虑到电厂不设灰场，为了防止在电厂灰渣(草木灰)不能及时外运并综合利用，在厂区内设一座Φ7m钢结构锥底灰库(密封型)，有效容积400m3，可供4台炉存灰约10天。此外，为了避免雨水冲刷堆场内包装好的灰渣(草木灰)可能造成的水体污染、水土流失以及可能产生的扬尘问题，即对炉渣每台炉各设一座钢结构渣仓(密封型)，有效容积100m3，可贮存每台炉14天的渣量。业主还应根据当地区的农业特点、综合利用方式、利用量以及电厂的灰渣产量进一步确定所需要的灰渣临时堆场的面积及堆存量。115 10节约和合理利用能源10.1节能措施10.1.1节约能源本项目为综合利用稻壳发电项目，符合国家可再生能源发电和热电联产的要求。建成投产后相当于年节约标煤5万吨。10.1.2生产节能措施本工程有良好的的节约能源的潜能。在生产工艺设计过程中，我们还采用如下措施，确保生产过程中进一步降低能耗。10.1.2.1对主要设备如汽轮机、锅炉、主变压器，电动给水泵，风机等进行优化选型，合理布置管道，使流向畅通，减少阻力降低泵的能耗，达到节能的效果。10.1.2.2设计中严格把关，禁止选用已被有关部委明令淘汰的机电产品，选用节能效果显著的优质产品。如选用新型、高效的各类水泵、风机和电动机，以提高运行效率，降低厂用电率。10.1.2.3选用优质阀门，避免蒸汽的跑、冒、漏现象，降低全厂发电、供热热耗率。对管道保温，采用经济厚度计算法，设计出合理的保温厚度，以取得综合节能效益。合理设计工艺系统，严格进行设备选型工作，杜绝“大马拉小车”的现象发生。不浪费投资资金，使工程总体造价合理。优化电气系统设计，合理规划电气设备布置及电缆走向，减少电缆长度及降低电压损耗。如在厂用电设计380/220V按区域、车间设电源点，就近供电。10.2节水措施10.2.1本工程通过加强水务管理，统一调度，综合平衡和全面规划全厂供、用、排、处理水的各项设计，达到一水多用，115 在各用水部门均安装水表流量计和阀门，在水量平衡中尽量考虑综合利用和重复使用，以达到节水的目的。如设备轴承冷却水考虑回收重复使用；汽机辅助设备拟采用闭式循环，减少水的耗量；工业废水、生活污水处理达标后，考虑作为农灌用水，充分利用水资源。在冷却塔内安装收水器，减少冷却塔的风吹损失，循环水处理加入浓缩倍率高的稳定剂，降低排污率，减少水的损失。本工程本着节约用水、一水多用、循环使用和废水回收利用以及尽量多循环使用水的原则，进行全厂水务管理和水量平衡，达到节水降耗的目的。10.3节约用地的措施认真贯彻“十分珍惜和合理利用每寸土地，切实保护耕地”这一基本国策，本工程在设计中充分重视节约用地的要求。主要措施是辅助、附属建筑功能相近的尽量合并，采用联合建筑，压缩厂前区用地等。10.4节约原材料措施优化各类方案，选择安全可靠，工程成本较低的基础型式；建筑物的墙体采用轻质加气砼砌块，减少结构自重，降低钢材用量。在设计中进行多方案比较，优化设计、简化系统、精心布置，力求节省管材、电缆、建材等。10.5土地利用10.5.1用地概况10.5.1.1建设项目用地选址及地类建设项目拟用地，选址在城镇用地规模控制区范围内，属工业预留地。10.5.2土地利用总体规划项目选址符合东山区土地利用总体规划。10.5.3供地政策论证115 建设项目不在国土资源部、国家经贸委发布的“禁止供地目录”和“限制供地目录”范围内，符合国家供地产业政策。10.5.4用地指标确定项目经过专家论证，以合理节约用地的原则确定本用地规模方案和用地布局方案。10.5.5地质灾害及压覆矿床建设项目不在地质灾害危险区、不存在压覆矿产资源。10.5.6土地税费项目征（拨）用地，所需一切费用按国家有关规定标准支付。115 11劳动安全与工业卫生电厂生产过程中主要的安全和工业卫生问题是由于燃料输送、燃烧过程中，须防止粉尘飞扬；主厂房内安装有大量高温管道和高温设备，须防烫伤和采取保温措施；由于主厂房内有大量的大型转动机械，须防止机械伤害和机械噪声；电厂的产品是高压电，须防止触电事故的发生；稻壳燃料、燃料油、润滑油、充油设备及电气设备等，须注意防火、防爆；对生产中使用的酸、碱等化学药品，须有防毒、防腐蚀的措施。设计按照火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程(DL5053-1996)、《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DLGJ118-1997)、《火力发电厂与变电所设计防火规范》中对劳动安全与工业卫生的要求，编制本部分内容进行。11.1防火防爆11.1.1厂区总平面按分区功能布置，合理确定各建筑、构筑物的火灾危险性及最低耐火等级，布置上满足防火最小间距、安全出口、安全通道和电缆防火等要求。11.1.2厂区设置独立的消防给水系统，主厂房设有环状消防主给水管网，并用支管将主管的水引向厂房各层消防栓及消防用水点。在各重点防火区域及设备，主变压器、厂用变压器等设有水喷雾消防系统；在汽机组合油箱、电缆夹层和电子间等处除设置了固定式灭火设施外，在其要害部位如稻壳贮存地点还配备了移动式或手提式灭火器。上述主要部位均设置火灾监测与报警设施。11.1.3锅炉、汽轮机、发电机和主变等设备设有多层安全保护措施，如超压、超温、超速、短路、甩负荷、防火、防爆等保护及信号，以保障主机等设备及运行人员的安全，防止事故蔓延扩大。11.1.4115 本工程电缆防火设计，除了在主厂房、稻壳输送、燃油及其他易燃易爆场所选用阻燃电缆外，还要采取防火隔墙、防火门，并在电缆穿墙处或有关部位设防火封堵，有效的防火阻燃措施。11.1.5对部分有爆炸危险的设备和工艺系统(如压力容器)，及其电气设施、厂房工艺设计和土建设计，将按不同类型的爆炸源及危险因素采取相应的防爆保护措施。11.1.6主要生产及附属生产建筑均按规定设置楼梯、消防楼梯及安全出口。所有建筑物的通道及出入口设计，满足防火规范的要求。11.2防尘、防毒、防化学伤害11.2.1电厂各车间内空气中允许的有害物浓度，是按照“工业企业设计卫生标准”的有关规定进行控制。对产生有害气体的场所，如锅炉补给水处理室、凝结水处理室、油处理室、酸碱库、酸碱计量间、联胺加药间、加氯气间及水处理建筑物内和蓄电池室等，有相应的安全保护设施，设专用的通风机或抽、排气装置，以排除产生的有害气体。对需要防腐的化学处理设备及管道采用防腐材料或设防腐衬、涂耐腐材料。11.2.2对秸杆输送、粉碎和除灰系统采取防尘措施，加强设备严密性，防止燃料、灰尘外逸。设置布袋除尘器，采用水喷淋，以抑制灰尘和清洁地面。11.3防电伤、防机械伤害和其他伤害11.3.1电气设备带电裸露部分与人行通道、栏杆、管道等间距必须大于规定的最小安全距离，并设置围栏或保护罩。11.3.2高压电器的操作回路设有必要的闭锁、联锁回路，以防止误操作。高压配电设备均设在专用房间内，外人不能随便进入。11.3.3远方控制的电动机，在就地装设事故跳闸按钮，当出现危急情况时，可随时停车，以保障人身和设备安全。11.3.4对回转机械设备采取防机械伤害措施，所有外露部分的机械转动部分设防护罩或防护栏杆。11.3.5115 平台、扶梯和栏杆等，严格按国家有关标准设置、制造，以避免高空坠落。11.3.6平台、吊物孔、扶梯按国家标准设计，配置可靠的栏杆和踢脚板，阀门、孔盖板、防爆门、采样孔等有维护，操作的部位均设置检修维护工作平台与通道。所有楼梯、平台、走道均采取防滑措施。各种地坑、孔、井等隐蔽设施的出入口，均设有盖板或围栏，以防人员坠入。11.4防暑、防寒、防潮11.4.1火力发电厂防暑降温、防寒、防冻的主要手段是组织好通风、空调、采暖和保温隔热。11.4.2主厂房采取有组织的自然通风，局部辅以机械通风，电气配电室、化学设备间等采用机械通风。集中控制室及值班室等采用空调。集中控制楼采用集中采暖系统。以达到防暑降温、防寒防冻的要求。11.4.3所有高温设备和管道，除工艺要求需保温外，凡有可能接触人员的部位，均考虑保温防护，以免发生人员烫伤。11.5防噪声、防振动11.5.1降低厂区的噪声，主辅机尽可能选用低噪声设备，并采用必要的隔声罩、隔声、消声等控制措施。在建筑物上也采取相应措施如设隔声间，采用吸音材料等。11.5.2绿化可起到净化空气、衰减噪音、减轻污染和保持水质等改善环境的作用。设计中考虑在厂区内留有必要的绿化地带和面积，为文明生产创造良好的环境。11.5.3发电厂的主设备、辅助设备的基础及平台的防振动设计，应符合《作业场所局部振动卫生标准》和《动力机器基础设计规范》的有关规定。11.6其他安全和工业卫生措施11.6.1照明系统设计按现行的“115 火力发电厂和变电所照明设计技术规定”执行，配有正常电源，备用电源及事故电源。11.6.2完善检修起吊设施的设计，提高检修工作的机械化水平。11.6.3电厂设专职安监机构与人员，以检查和落实劳动安全和工业卫生工作的实施。115 12企业组织与劳动定员12.1企业组织本项目实行董事会领导下的厂长负责制和三级管理体制，实行独立核算、自负盈亏、自主经营。12.2劳动组织及管理热电厂运行组织机构的设置按国家电力公司颁发的《火力发电厂机构定员标准》(试行)中有关规定执行。组织机构及人员的配备本着精简、高效的原则。本工程生产部门按四班生产配置定员，部分生产部门按一班生产配置定员；并考虑电厂日常小修及必要的维护工作人员。但不设专门的检修人员，检修人员由电厂统一组织考虑。热力网人员己在本工程项目中考虑。12.3人员配备根据《火力发电厂机构定员标准》(试行)(一九九八年四月一日)中有关规定，本工程电厂定员详见下表：序号人员分类人数一机组运行人员621机、炉、电30115 2循环水系统43除灰、除渣54化学水55燃料18二机组维修人员311热机122电气83热控34燃料、除灰8四管理人员14五服务人员6六热力网人员5合计118全厂人员指标：9.8人/MW。12.4人员培训生产人员和部分技术人员由项目单位负责组织培训；设备技术人员和操作人员由提供设备的厂家(公司)负责培训工作。13工程建设项目招标根据中华人民共和国国家发展计划委员会第9号令《建设项目可行性研究报告增加招标和核准招标事项暂行规定》和《黑龙江省重大建设项目招投标管理监督暂行办法》中的有关规定，本项目属于重大建设项目，故应进行工程建设项目招标。为了保证工程勘测设计和施工建设质量，有效控制项目投资，本工程项目拟定招标初步方案如下：115 13.1招标范围及招标内容招标范围：工程勘测设计、土建施工、安装施工、工程监理及项目建设有关主要设备和材料的采购。招标内容：工程勘测设计：项目核准后工程初步设计和施工图设计阶段的全部勘测设计工作。土建施工：项目核准后工程的全部土建工程。安装施工：项目核准后工程的全部工艺安装工程。工程监理：工程设计和工程建设的全过程。设备和材料采购：主机及主要辅机设备及主要材料。13.2招标初步安排工程勘测设计和监理的招标在可研报告核准后完成；工程施工建设及采购的招标在初步设计或施工图设计完成后完成。13.3招标形式根据国家有关规定，工程勘测设计及稻壳锅炉设备拟采用邀请招标，工程施工建设及采购将由建设单位委托有招标资格的单位代理招标。13.4招标方式招标方式拟采用邀请招标和公开招标。通过招标可在较广的范围内择优选择信誉好、技术过硬，具有行业特长及丰富经验的勘测设计单位、监理公司、施工建设企业和生产供应商，以保证工程建设质量和降低工程造价，提高工程项目的社会效益和影响。邀请招标，根据国家有关规定，本工程勘测设计及主设备拟采用邀请招标方式，邀请具有相关资质的三家以上的勘测设计单位进行招标。115 公开招标及投标者资格，本工程的公开招标应委托有招标资质的公司代理；工程监理公司要求具有甲级监理资质和一级项目总监。土建和安装施工企业要求具有一级安装施工资质和一级项目经理；设备及材料采购要求具有相关设备和材料生产能力、生产许可证、产品质量认证书的生产企业。13.5评标专家来源评标委员会由建设单位代表和评标专家组成，负责根据招投标文件对各投标者进行综合评定，出具评标报告，推荐合格的中标单位。13.6招标程序招标程序是根据《招标投标法》招标人和投标人均需遵循招标投标法律和法规，在规定的范围内进行招投标活动。招标程序分别为：申请招标、准备招标文件、发布招标广告、进行资格预审、确定投标人名单、发售招标文件、组织现场考察、召开标前会议、发送会议记录、接受投标书、公开开标、审查标书、澄清问题、评比比较、评标报告、定标、发出中标通知书、商订合同、通知未中标人等。13.7招标基本情况表表13－1本工程招标基本情况表招标范围招标组织形式招标方法不采用招标方式招标估算金额(元)全部招标部分招标自行招标委托招标公开招标邀请招标勘测√√√设计√√√土建工程√√√安装工程√√√115 监理√√√稻壳锅炉√√√汽轮发电机组√√√主要辅机√√√主要材料√√√其他115 14项目实施的条件和建设轮廓进度14.1项目实施条件14.1.1施工场地主厂房及锅炉房施工场地不平坦。根据现场场地情况，征地20000平方米，其中安装6464m2，土建7839㎡施工生产、生活用地可全部在厂区围墙内解决，厂外不需租地。生产及临建用地具体布置在主厂房、锅炉房扩建端及建筑物空隙场地内。施工场区邻近公路、火车站货场、交通便利，进厂运输通道条件好。14.1.2施工力能a)施工电源施工高峰用电量约750kW，变压器装设容量为1000kVA。施工电源可利用厂区附近已建好的10kV专用线路，另外，在施工场区引接的电源点处增加变压器及控制设备。b)施工水源本期工程施工生产、生活总用水量为40t/h。为满足施工生产、生活用水要求，利用厂区附近原县贮木场和牙签厂已有的地下水井吸取，目前地下水井已有取水装置和输水管道，该管道可引入厂区，距厂区约200m。c)施工通讯为便于施工期间对外联系，保证施工通讯的可靠性，可从城区通讯线路上引接和架设1条通讯电缆线路至厂区，线路长度约100m。14.2项目轮廓进度根据业主方对机组投产的时间要求，将本项目建设进度作如下安排：设计前期工作：2008年3月至2007年5月(2个月)；工程设计：2008年5月至2008年7月(2个月)；施工准备：2008年8月至2008年9月（2个月）；115 土建施工：2008年9月至2009年7月（10月含交差5个月）；安装及调试：2009年8月至2009年9月（2个月）；其它间隔3个月后投产，从施工准备至1号机组投产为13个月，至2号机组投产间隔3个月，计划总工期为21个月。14.3大件设备运输14.3.1厂址交通情况厂区距铁路火车站货场约3公里，距哈萝公路６００米，厂外公路、铁路运输十分方便。14.3.2大件运输参数现阶段主机设备制造厂尚未明确，故参照类似工程的大件设备运输参数：1)发电机定子运输重量：约１１t/台外形尺寸(长×宽×高)：２.93×2.2×2.08(m)2)汽包运输重量：约１２t/台外形尺寸(长×宽×高)：４.8×1.０1(m)3)主变压器运输重量：约20t/台14.3.3大件设备运输方案结合厂址附近铁路、公路交通情况，本阶段大件设备可采用铁路¾公路联合运输或全程公路运输方案。a)铁路¾公路联运方案115 国内铁路经过近几年的改造，各方面得到了很大的提高和改善，以上大件设备重量及运输尺寸均符合国内铁路运输要求，铁路运输技术可靠、卸货简单安全。据现场调查，大件设备经火车站采用卷扬机、地桩等设施卸至50t级平板车上，沿货场道路→当地道路直接运至厂区。b)全程公路运输方案通过近几年的公路基础设施建设和改造，各地方公路等级及桥梁荷载也有了非常大的提高，扭转了过去公路不畅通局面。目前，有很多工程大件设备运输由于受工期、运输费用、办理专用铁路车辆困难等影响，制造厂家及建设单位采用全程公路运输方案。全程公路运输方案的优点在于简便快速、时间不受限制、途中不需要二次转运。上述的铁路、公路联合运输或全程公路运输方案在本阶段都是可行的。115 15投资估算及经济评价15.1工程概况本工程为稻壳电厂，新建４×２０t/h稻壳特种锅炉配４´３MW抽汽式汽轮发电机组，200８年8月开工、机组分别于2009年６月、９月、１２月和2000年３月投产。15.2主要工艺特征15.2.1热力系统：主蒸汽系统采用切换制母管制系统，每台机组既可单元运行，又可通过切换母管实现并联运行及机炉交叉运行。给水系统全厂设置５台电动给水泵，４台运行，1台备用。每台锅炉配1台送风机和1台引风机。二台锅炉共用一座烟囱，烟囱高度为100米，烟囱出口直径3.0米，锅炉尾部烟尘处理采用布袋除尘器。15.2.2燃料系统：本工程的燃料为稻壳，其燃料的供应及运输包括卸料、贮料、计量、燃料输送等有关系统。厂内设置棚式贮料场，稻壳处理储存车间内安装风力输送，每台锅炉配套一台，15.2.3除灰系统：采用灰渣分除，机械干除灰渣系统。锅炉底渣经冷渣器冷却后，通过刮板输送机送入渣仓内；飞灰输送系统每台炉设一套浓相正压流态化仓式气力输送泵，至灰库储存。灰渣全部用于返农肥田综合利用。 14.2.4化水系统:锅炉补给水处理主要流程为：除铁除锰后来水→清水箱→清水泵→阳离子交换器→除碳器→阴离子交换器→混合离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。15.2.5供水系统：采用机力通风冷却塔的二次循环母管制供水冷却系统。配置２座1500t/h机力通风冷却塔，2台汽轮发电机组共用一根循环水管母管，管径DN=６00mm，至冷却塔附近分为两根DN1000的钢管分别上各自对应的冷却塔。15.2.6115 电气系统：发电机出口电压为6.3kV，两台发电机以发电机-变压器-线路组直接接入变电站10kV母线。每台机组设1台电抗器，其电源引自发电机出口，为高压厂用工作母线提供电源。发电机出口不设置断路器。15.2.7热工控制系统：以分散控制系统DCS为主，配以相适应的现场自动化仪表，对全厂机、炉、及部分机组公用系统，实现启动，停机和运行监视、控制和保护等功能。电气控制单独设置，采用常规强电一对一控制接线，设玛赛克控制屏。主厂房内主要电动机均在热控室DCS控制，主厂房内非重要电动机采用就地控制。主厂房以外电动机根据工艺要求采用集中控制或就地控制。15.2.8土建部分：主厂房采用现浇钢筋砼结构，由汽机房、除氧间单框架组成横向框排架承重体系。锅炉室内布置，锅炉房跨度24米。汽机房跨度18米，除氧间采用单框架，跨度9米。纵向柱间距6米。汽机房总长度１２0米，汽机房运转层标高7.00米，两台机组纵向顺列布置。除氧间为四层布置，燃料间分为二层，11.50米标高为给料机层。15.3投资估算编制依据15.3.1项目划分执行国电电源[2002]247号文《电力工业基本建设预算项目及费用性质划分办法》（2002年版）。15.3.2工程量根据各设计专业推荐方案提供的资料、图纸、说明及设备材料清册按《电力工程建设概算定额》工程量计算规则进行计算。15.3.3定额采用原国家经贸委于2002年4月1日第15号文发布的《电力工程建设概算定额——建筑工程（2001年修订本）》、《电力工程建设概算定额——热力设备安装工程（2001年修订本）》和《电力工程建设概算定额——电气设备安装工程（2001年修订本）》、《电力工程建设预算定额——第六册调试（2002年修订本）》。115 15.3.4设备价格三大主机采用询价，其他辅机参照2003年《全国机电设备价格汇编》。不足部分参照同类工程计列。15.3.5人工工日单价及工资性津贴建筑安装综合人工工日单价：建筑工程19.5元/工日、安装工程21.0元/工日，根据中电联技经[2002]74号文“关于调整电力工程建设火电、送变电工程定额人工工日单价的通知”安装工程每工日增加4元,建筑工程每工日增加3元；工资性津贴超过1.91元/工日的部分暂按1.5元/工日计算，作价差处理，只计取税金列入总表“编制年价差”中。15.3.6材料价格建筑工程材料预算价格，以《电力工程建设概算定额》(2001年修订本)》中的价格，并根据国家电力公司电力建设定额站电定造[2002]15号文的要求按工程所在地材料市场价格编制材料价差，计算的价差及税金计入总表。安装工程消耗性材料采用《电力工程建设概算定额》(2001年修订本)》中的价格，安装工程装置性材料价格执行东电定额[2002]07号发布的《东北电力建设工程装置性材料综合信息价格》(2002年)中的黑龙江省价。15.3.7机械费以《电力工程建设概算定额》(2001年修订本)》中的价格为基础计算。建筑及安装部分材机及养路费和车船使用税根据东北电力建设经济定额站文件东电定额[2005]6号文“关于发布东北地区省火电、送变电力工程定额材机（05）调整办法的通知”调整。该两部分调整计取税金后均计入总表“编制年价差”中。15.3.8取费标准：115 执行2002年版《火电、送变电工程建设预算费用构成及计算标准》。职工基本养老保险和失业保险费率按有关规定22%计算。15.3.9其他说明：本工程静态投资包含热网首站投资700万元。包含接入系统500万元。15.3.10投资水平：（投资价格水平年为2005年）项目计划总投资13996万元.企业自筹10996万元；申请国家项目补助资金:3000万元。其中：工程静态投资：13471万元建设期利息：474万元工程动态投资：13945万元，其中企业自筹资金10945万元；申请国家政策资金补助3000万元。单位投资：11621元/kW铺底流动资金：102万元15.4经济评价15.4.1原则及依据原国家计委、建设部1993年发布的《建设项目经济评价方法与参数》（第二版）。电力规划设计总院1994年颁发的《电力建设项目经济评价实施细则》。业主有关经济评价测算条件。15.4.2资金筹措及使用本工程资本金为建设项目总投资的20%，资本金以外所需资金通过银行融资筹措，分二年分别按35%、65%的比例注入。年利率6.39%，按季结算实际利率为6.54%。国内贷款分10年等额本金偿还。流动资金贷款利率为5.85%。本期工程建设工期为2年，开工后13个月1号机投产，1号机投产3个月后2号机投产。115 15.4.3主要原始数据机组容量４×３　MW年利用小时6000h年发电量7200万度年供热量56.87万吉焦发电标煤耗455g/kWh供热标煤耗43.82kg/GJ稻壳到厂价150元/吨（折合不含税标准煤价为265.5元/吨）综合厂用电率14％修理费率2.5％平均材料费6元/MWh其他费用8元/MWh水费2.1元/MWh全厂定员118人工资20000元/人.年综合福利系数54%所得税33%贷款偿还年限10年(宽限期1年)贷款偿还方式本金等额10年折旧年限15年折旧还贷率100%热价28元/吉焦（含税价）15.4.4生产成本与费用折旧及摊销：折旧采用直线折旧法，折旧年限按15年，残值率为5%。115 财务费用：建设期贷款利息资本化，生产期利息作为财务费用进入成本。生产成本：生产运行期间平均售电单位成本为332元/MWh，售热单位成本为17元/GJ。15.4.5电价测算及损益分析税收及三项基金：根据中华人民共和国增值税条例，我国增值税实行价外税。因此除特别说明外，本报告的计算均不含增值税。按照国家有关规定计列城市维护建设税、教育费附加。企业所得税依国家税法规定，税率按33%计征。法定公积金、公益金分别取10%和5%。15.4.5.1满足投资方内部收益率8%，反测前15年电价（后五年电价按照现行上网电价）满足投资方内部收益率8%时，其主要经济指标如下：序号项目名称全部投资自有资金投资方1内部收益率（%）8.399.778.002净现值（万元）1154.031000.19207.153投资回收期（年）10.0813.1915.654投资利润率（%）3.965资本金净利润率（%）13.486投资利税率（%）6.427不含税上网电价（元/MWh）479.5含税上网电价（元/MWh）560.268不含税售热价（元/GJ）24.78含税售热价（元/GJ）28115 9达产年发电量（GWh）72；即0.72亿度达产年供热量（万GJ）56.8710单位成本售电单位成本332元/MWh供热成本为17元/GJ15.4.5.2按照给定电价，测算效益按国家发改委核定的黑龙江省新建火电发电机组标杆电价337元/MWh，加上稻壳电厂优惠电价250元/MWh，即前15年优惠电价587元/MWh（不含税502.4元/MWh），后5年现行上网电价337元/MWh（不含税288.5元/MWh）计算时，其主要经济指标如下：序号项目名称全部投资自有资金投资方1内部收益率（%）9.2011.859.682净现值（万元）1850.511724.301058.113投资回收期（年）9.6412.4913.864投资利润率（%）4.685资本金净利润率（%）15.926投资利税率（%）7.267不含税上网电价（元/MWh）502.43（288.5）含税上网电价（元/MWh）587（337）8不含税售热价（元/GJ）24.78含税售热价（元/GJ）289达产年发电量（GWh）72；即0.72亿度达产年供热量（万GJ）56.87115 10单位成本售电单位成本332元/MWh供热成本为17元/GJ15.4.6不确定性分析（因素变化对电价的影响）为了测算和分析本工程抗风险能力，本报告对今后可能会发生变化且对投资方内部收益率影响较大的主要敏感因素：总投资、年利用小时数（电量）、热价、燃料价,电价作了测算，具体数据如下：敏感性分析表序号变化因素因素取值因素单位因素变化率(%)投资方内部收益率变化率(%)投资方内部收益率备注1含税电价528.3元/MWh-10-35.746.22115 后5年电价337元/MWh保持不变58700.009.68645.71041.8413.732稻壳价(折标煤价）135（238.95）含税价(标煤不含税价)元/吨-1017.6711.39按照给定电价150（265.5）00.009.68165（292.05）10-17.368180（318.6）20-34.096.38195（345.15）30-51.654.68210（371.7）40-74.282.493热价25含税(元/GJ)-10-10.338.682800.009.68311010.3310.684热量51万GJ-10-5.689.13115 56.8700.009.6863105.5810.225总投资12124静态投资(万元)-1035.1213.081347100.009.681481810-26.557.11115 从以上结果可以看出：对于因素变化幅度相同的情况下，电价的变化对于投资方内部收益率的影响相对最大，总投资的影响相对次之；燃料价格的影响相对更次，热价、热量的影响相对最小。考虑到燃料价格可能的涨幅较高，当燃料价格上涨30%时，投资方内部收益率为5％。因此，对全部投资内部收益率的影响变化因素从大到小依次为：电价、总投资、燃料、热价、热量。15.4.7风险分析1)电力建设项目投资较大、建设周期和资金回收期长等原因，如果将来物价上涨，投资者将承担物价上涨的风险2)根据国家发展需要，国家政策计划变更、政策调整，影响到电力的供应，从而影响投资的利润。3)投资者承担所属发电设施由于不可抗力事件造成损失的风险。15.4.8风险的控制1)投资方是经验丰富的建设方，能控制好工程造价，能建设标准安全、经济、运行、可靠的电厂。2)燃料为稻壳，来源丰富，价格可以控制。3）本项目属于新能源清洁发电项目，完全符合《京都协议书》中规定的清洁发展机制（CDM）项目的各项要求。项目业主将按照相关规定，申报CDM项目，通过CO2排放权交易，降低发电成本，提高项目的抗风险能力以实现企业与社会经济效益的稳步发展。15.4.9分析与结论118 从经济效益指标来看，按国家发改委核定的黑龙江省新建火电发电机组标杆电价337元/MWh，加上稻壳电厂优惠电价250元/MWh，即前15年优惠电价587元/MWh（不含税502.4元/MWh），后5年现行上网电价337元/MWh（不含税288.5元/MWh）计算时，全部投资内部收益率为9.20%，自有资金内部收益率为11.85%，投资方内部收益率9.68%，各项经济指标较好。从电价方面来看，后五年按照现行上网电价337元/MWh，保证投资者的内部收益率为8%时，前15年反测电价（含税）为560.26元/MWh，低于稻壳电厂优惠电价,因此电价具有竞争力。从敏感性分析来看，对于因素变化幅度相同的情况下，电价的变化对于投资方内部收益率的影响相对最大，总投资的影响相对次之；燃料价格的影响相对更次，热价、热量的影响相对最小。敏感因素在-10%～10%内变化时，投资方内部收益率在6.22%～13.73%内波动。考虑到燃料价格可能的涨幅较高，当燃料价格上涨30%时，投资方内部收益率为5%。回避风险的最好办法是：稳定燃料价、保证电价、控制好工程造价、保证售出热价，稳定供热量。从偿还能力的分析来看，资产负债较低，流动比率较为理想，速动比率较高，还贷覆盖率>1，均满足财务指标要求，偿还能力强。从社会效益来看，建设本项目在满足蒸汽负荷需要的同时解决了部分电力自给，更重要的是建设本项目能综合利用稻壳，改善了当地的环境质量，发展了良性循环经济。项目一期建设期2年，基建投资需11226万元，建设期间基建税6.6%。税额741万元，年平均370万元。项目投产后增加就业人口220人；年发电7200万度，按国家发改委核定的黑龙江省新建火电发电机组标杆电价337元/MWh，加上稻壳电厂优惠电价250元/MWh，即前15年优惠电价587元/MWh（不含税502.4元/MWh），后5年现行上网电价337元/MWh（不含税288.5元/MWh），前15年发电税额615万元；年供热量56.87万吉焦，税率3.22元/吉焦，税额183.12万元。项目投产后年创利税大约为1000万元。118 因此，从财务角度看，建设该项目是可行的。118 16结论与建议16.1结论16.1.1有效改善生态环境，减轻环境污染本项目采用燃烧稻壳的锅炉，年利用稻壳量１１万吨左右，相当于节省标煤５万吨，节省了一次能源；由于稻壳是一种清洁燃料，含硫量低且灰渣量很少，则相应减少５万吨标煤排放的SO2量和灰渣量，改善了生态环境。16.1.2实现区域集中供热，替代小锅炉本工程兼顾城市集中供热，年供热量约56.87万吉焦，从而可取代了采暖自备小锅炉。自备锅炉容量小、效率低，造成大量的能源浪费和严重的空气污染，有利于节能、环保，符合国家综合利用的产业政策。16.1.3增加电力供应，缓解电力紧张局面热电厂每年发电量０.７２亿度，供电量０.６２亿度，缓解了xxx市用电的紧张局面，有利于xxx市工农业的持续快速发展。16.1.4有效提高农民收入，改善当地农民生活xxx市有丰富的稻壳资源可以利用。用可再生能源发电，既利用米厂废弃难以处理的稻壳，变废为宝。建设一座１２MW稻壳热电厂，每年燃用稻壳15万吨，每吨按150元(含税)计，每年将可增加收入2250万元。16.1.5有长期稳定的热负荷，电厂热效率高本地采暖周期长，有长期稳定的热负荷，采用抽汽供热机组有利于降低燃料消耗。按近期平均负荷计算，电厂热效率达到46.5%。16.1.6实现资源再利用，当地稻壳燃料供应有保证xxx市是黑龙江省重要的大米产区，年产稻壳近５０万吨，有４０万吨可供电厂燃用。生物质热电厂每年需要燃烧的稻壳量为１０-１２万吨，电厂建成后的稻壳资源是有充分保证的。16.1.7电厂水源可以解决126 本考虑电厂用水后，地下水还有很大富余，供水可靠性较高，电厂水源可以解决。16.1.8灰渣可以全部综合利用本工程锅炉燃料全部为稻壳，锅炉灰渣为高钾肥，经过打包后可全部返农田综合利用或制作复合肥，不需设置厂外灰渣场。16.1.9本工程纯燃稻壳技术上是可行的国内一些锅炉厂生产过燃烧甘蔗渣、废木柴、树皮、稻壳、咖啡渣的锅炉，并且有运行多年的成功经验，还出口到国外。最近各锅炉厂也针对稻壳燃料在吸收国外技术的基础上，推出了自己的设计产品，从技术层面上解决了锅炉燃烧稻壳的技术难题，国产锅炉纯燃稻壳在技术上是可行的。16.1.10投资估算及预期的效益本工程估算静态投资１３４７１元，工程动态投资１３９４５万元，项目计划总资金１３９９６万元。从经济效益指标来看，按国家发改委核定的黑龙江省新建火电发电机组标杆电价337元/MWh，加上稻壳电厂优惠电价250元/MWh，即前15年优惠电价587元/MWh（不含税502.4元/MWh），后5年现行上网电价337元/MWh（不含税288.5元/MWh）计算时，全部投资内部收益率为9.20%，自有资金内部收益率为11.85%，投资方内部收益率9.68%，各项经济指标较好。从电价方面来看，后五年按照现行上网电价337元/MWh，保证投资者的内部收益率为8%时，前15年反测电价（含税）为560.26元/MWh，低于秸杆电厂优惠电价,因此电价具有竞争力。综上所述，生物质能的开发利用，变废为宝，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环境，增加农民收入，促进经济和社会的可持续发展，符合党和国家的大政方针政策。126 本工程项目技术上可行，厂址条件好，该项目具有良好的经济效益和社会效益，项目建设是必要的，也是可行的，建议尽快实施，早日发挥效益。16.2主要技术经济指标16.2.1发电工程投资发电项目工程计划总投资：１３９９６万元发电项目工程动态投资：１３９４５万元发电项目工程静态投资：１３４７１万元16.2.2发电工程每千瓦投资发电工程计划单位投资：１１６６３元/kW发电工程动态投资：１１６２１元/kW发电工程静态投资：１１２２６元/kW126 16.2.3总布置指标厂区主要技术经济指标表序号项目名称单位面积1厂区围墙内用地面积hm262本期工程单位用地面积hm2/kW2.０3新建建构筑物用地面积m2154554建筑系数%22.95新建厂区道路场地面积m2248836利用面积m2403387利用系数%59.78绿化面积m2105009绿化系数%15.510厂区循环水供水管长度m13011厂区循环水回水管长度m24012新建厂区道路长度m150013新建厂区电缆沟长度m14新建运物料栈桥长度m20015新建灰管道支架长度m16新建实体围墙长度m91017新建围栏长度m56018新建人行道长度m20019土方挖方m3817020土方填方m3930021新建大门座6126 16.2.4运行指标全厂热效率46.5%发电标准煤耗(折算)455g/kW.h发电标准稻壳耗910g/kW.h供电标准煤耗(折算)514g/kW.h供电标准稻壳耗1028g/kW.h供热标准煤耗(折算)43.82kg/GJ供热标准稻壳耗87.64kg/GJ热电比110%综合厂用电率14%发电厂用电率11.5%供热厂用电率6.3kW.h/GJ(折合2.5％)全厂人员指标118人每万千瓦容量的发电厂人员数9.8人/MＷ年运行小时数6000小时16.2.5工程效益指标16.2.5.1满足投资方内部收益率8%，反测前15年电价（后五年电价按照现行上网电价）时，其主要经济指标如下：126 序号项目名称全部投资自有资金投资方1内部收益率（%）8.399.778.002净现值（万元）１１５４.0３１000.１９４０７.１５3投资回收期（年）10.0813.1915.654投资利润率（%）3.965资本金净利润率（%）13.486投资利税率（%）6.427不含税上网电价（元/MWh）479.5含税上网电价（元/MWh）560.268不含税售热价（元/GJ）24.78含税售热价（元/GJ）289达产年发电量（GWh）　７２；即０.７２亿度达产年供热量（万GJ）56.8710单位成本售电单位成本332元/MWh供热成本为17元/GJ16.2.5.2按照给定电价，测算效益按国家发改委核定的黑龙江省新建火电发电机组标杆电价337元/MWh，加上稻壳电厂优惠电价250元/MWh，即前15年优惠电价587元/MWh（不含税502.4元/MWh），后5年现行上网电价337元/MWh（不含税288.5元/MWh）计算时，其主要经济指标如下：126 序号项目名称全部投资自有资金投资方1内部收益率（%）9.2011.859.682净现值（万元）１８５０.５１１７２４.３0１０５８.１１3投资回收期（年）9.6412.4913.864投资利润率（%）4.685资本金净利润率（%）15.926投资利税率（%）7.267不含税上网电价（元/MWh）502.43（288.5）含税上网电价（元/MWh）587（337）8不含税售热价（元/GJ）28含税售热价（元/GJ）24.789达产年发电量（GWh）　７２；即０.７２亿度达产年供热量（万GJ）56.8710单位成本售电单位成本332元/MWh供热成本为17元/GJ16.3存在问题及建议16.3.1存在问题16.3.1.1126 本工程为了降低工程造价选用国产燃稻壳锅炉，尽管国内锅炉厂已有同类型生物质掺烧的经验，有较大把握，但由于是第一批国产设备，预计会象我国刚引进和生产循环流化床锅炉那样，经历一个曲折的过程，经过不断完善最后走向成熟。16.3.1.2由于本工程要求急，电厂接入系统、环境影响评价等工作进度与可研报告的编制出版时间不同步。因此，下阶段将抓紧组织协调这方面的工作，争取早日完成电厂接入系统、环境影响评价等工作，为下步工作开展创造必要的条件。16.3.2建议16.3.2.1建议可研核准后，抓紧锅炉设备和输送等设备的考察和订货，为开展工程初步设计创造条件。下步设计将根据详细的锅炉设备和破碎设备等资料，对各厂房布置、各工艺系统方案做进一步优化。16.3.2.2在稻壳的收集、储存、运输环节，必须取得当地政府有关部门的大力支持，成立燃料运输部门专门负责燃料的运输，保证燃料的稳定供应。126'