燃气轮机联合循环项目可行性研究报告

'燃气轮机联合循环项目第1章概述1.1.项目概况项目名称：淮北燃气轮机联合循环、热电联产项目主办单位：江苏滕氏能源科技有限公司项目法人：滕道春江苏滕氏能源科技有限公司（以下简称滕氏能源）在淮北烈山经济开发区雷山工业园拟建设的年产70万吨高端铸件项目、50万吨化产品深加工项目及淮北燃气轮机联合循环、热电联产项目。其中70万吨高端铸件项目为滕氏能源旗下子公司安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司所有，50万吨化产品深加工项目为滕氏能源旗下子公司安徽滕氏化工有限公司所有，淮北燃气轮机联合循环项目为滕氏能源旗下子公司安徽滕氏燃气发电有限公司所有。淮北燃气轮机联合循环、热电联产项目的建立正是为解决高端铸项目及化产品深加工项目的用电用汽需求，电厂性质为企业的自备电厂。淮北燃气轮机联合循环项目所用煤气由江苏滕氏能源科技有限公司70万吨高端铸件项目的配套工程长源（淮北）焦化有限公司120万吨焦化厂供应。本项目采用燃气-蒸汽轮机联合循环、热电联产，产出的电能，自发自用，富余部分上网销售，热能除满足高端铸件及化产品深加工项目外，同时也提供给烈山经济开发区其他企业。燃气-蒸汽联合循环、热电联产的方式的效率高，实现了资源综合利用，发展了循环经济，提高了企业经济效益、社会效益和环境效益，是典型的节能型项目。淮北燃气轮机联合循环项目采用燃气轮机发电机组+余热锅炉+汽轮发电机组组成联合循环、热电联供。建设规模确定为：3台32MW级燃气轮机+3台48t/h余热锅炉+1台25MW抽凝式汽轮发电机组。本项目一次建成，工程完成后，可发电118.94MW/h,供热80t/h。1.2.编制依据71 (1)、《项目可研设计委托书》江苏滕氏能源科技有限公司。(2)、《项目勘察设计委托书》江苏滕氏能源科技有限公司。(3)、建设方提供的其它基础资料。(4)、国家有关能源开发利用和热电联产的政策、文件。(5)、热电联产项目可行性研究技术规定以及国家有关技术规程、规范等。1.1.公司概况本项目的投资人是滕道春先生，他先后投资兴建了江苏天裕能源化工集团有限公司和江苏滕氏能源科技有限公司。安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司是江苏滕氏能源科技有限公司在安徽注册的新公司。江苏滕氏能源科技有限公司设立于2009年，注册资本1600万美元，现有职工1200人，其中技术及管理人员200余人。公司主要经营机械制造、铸造、煤炭开采、煤炭洗选、焦炭资源再生及综合利用、企业生产排放物的再利用技术开发及其应用。江苏滕氏能源科技有限公司下属徐州徐工路友工程机械有限公司、徐州高科铸造有限公司、曲靖市天泰投资有限公司、曲靖市富森矿业有限公司、徐州义安洗煤有限公司、徐州褔森进出口有限公司等6家控股子公司。目前公司年产工程机械350台、中端铸件10万吨、开采煤炭30万吨、洗选精煤150万吨，同时已探明可开采优质主焦煤储量4500万吨。目前公司在滕道春董事长的领导下，以天裕集团为基础、本着精诚合作、共同发展的原则，与徐州矿务集团、江淮动力、徐工集团、美国GE公司、日本JFE化工公司等国内外大型企业集团建立了长期的战略合作关系，在原料供应、产品销售、先进技术引进与利用、股权投资等领域开展了全面合作，为江苏滕氏能源科技有限公司的长期、稳定、快速的发展奠定了坚实的基础。江苏滕氏能源科技有限公司结合自身实际，树立了3-5年内打造出滕道春董事长领导下的第二个百亿企业的奋斗目标。为了实现这一宏伟目标，公司决定依托天裕集团的人力资源、技术资源，利用淮北市优厚的招商引资条件，走规模经济、循环经济、资源综合利用、发展新能源的路子，在淮北市设立安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司、安徽滕氏燃气发电有限公司、安徽滕氏化工有限公司三家子公司，在淮北烈山经济开发区71 内投资建设三个项目：1、年产70万吨的铸造项目；2、装机容量120MW的燃气发电项目；3、50万吨化产品深加工项目。三个项目计划总投资48亿，用地2500亩，建设周期36个月。项目建成后预计可实现销售收入115亿元，利税10亿元。1.1.研究范围按《项目可研设计委托书》的要求，本阶段的工作主要是围绕淮北燃气轮机联合循环项目进行可行性研究工作，研究范围主要包括热负荷调查及核实、厂区布置、机组选型、电气、化学水处理系统、燃料供应系统、热工自动化及环境保护、消防、安全等方面的可行性研究，并作出相应的工程投资估算与财务评价，具体如下：1)研究和论证本项目工程的建设条件：燃气气源及供给量、水源和供水条件、厂址工程地质、交通运输等；2)进行热、电负荷的调查、分析以及与公司热、电网系统的连接建议；3)对本项目的厂区布置、建设规模、主机和辅机选型、主厂房和附属车间布置、供电、供热方式等提出建议；4)在工艺和设备选型、燃料供应系统、电气系统、供排水系统、化学水处理系统、热工自动化、环境保护、消防、安全等方面进行可行性研究，作出技术上、经济上的论证，并进行投资估算和经济效益分析。有关本项目的环境影响评价、厂区围墙外道路及厂外供热管网、电力接入系统报告、地质灾害、文物保护以及水土保持、工程地质勘察、地形测绘等专门报告，由业主另行委托相关专业单位编制。1.2.建设的必要性1.5.1是科学发展观的本质要求。节能减排是提高能源利用效率，减轻环境压力，保障经济安全，全面建设小康社会的必然选择；是促进循环经济发展，建设节约型社会，转变经济增长方式，实现可持续发展的必由之路；是贯彻落实科学发展观、提高人民生活质量、构建和谐社会的必然要求。燃气-蒸汽轮机联合循环、热电联产的方式能源利用效率高，正是响应国家政策，落实节能减排的又一个重要举措，符合科学发展观的本质要求。1.5.2是企业自身发展的需要71 本项目积极采用先进技术，充分合理的利用煤气资源，解决了企业自身用电需求，又降低了公司的生产成本，是企业节能降耗的重要途径。因此本项目的建设有利于增强企业的竞争力，是企业自身发展的需要。综上所述，本项目可实现资源的综合利用，保护了环境，且具有良好的经济效益和社会效益，因此，本项目建设是十分必要的。1.1.工作简要过程受滕氏能源委托，上海力顺燃机科技有限公司及济南工程咨询院于2012年2月至4月多次派相关专业人员赴安徽淮北市烈山经济开发区现场搜资并踏勘厂址条件，进行热负荷调查核实。滕氏能源相关领导、安徽滕氏燃气发电有限公司负责人及有关专业人员也陪同赴现场调查并介绍了有关情况，并按我公司搜资提纲提供了原始资料，得到了本工程的各项支持性文件,并根据《热电联产项目可行性研究技术规定》及附件和《燃气—蒸汽联合循环电厂设计规定》要求,经过各相关专业人员的资料分析、数据计算论证，编制了本可行性研究报告。1.2.主要结论（1）能源得到合理利用，能源综合利用效率高；项目组合方式、规模合理，符合国家行业产业政策。（2）原料来源充足、交通运输及供水有保障，本项目厂址具备建厂条件。（3）环保、劳动安全、职业卫生、消防等方面设计严格执行国家标准、规范。（4）本项目的兴建，解决了企业自身的热、电需求，具有良好的经济效益，投资回收期短。（5）实现了资源的综合利用，保护了环境，且具有良好的社会效益和环境效益。（6）本项目主要经济指标：序号项目名称数值单位1装机铬牌容量(以发电机计)128.72MW2发电总功率118.94MW3动态总投资70380万元4财务内部收益率33.91%71 5回收期3.94年6年运行小时数7500小时7年发电量89203.39万kWh8厂用电率11.86%9年供电量78623.87万kWh10发电气耗率0.4704Nm3/kWh11单位气量发电量2.1258kWh/Nm312小时耗气量55950Nm3/h13蒸汽产量60万吨综合各方面建设条件，本项目建设从技术上，经济上是可行的，建设也是十分必要的。71 第1章热负荷1.1.热负荷现状根据滕氏能源提供的资料，安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司、安徽滕氏化工有限公司各生产装置需要的热力介质及烈山经济开发区其他企业总计热需求量为80t/h。1.2.热负荷特性和用汽参数　高端铸造及化工深加工的生产为三班制连续工作，两者的热电荷主要是工业用汽，昼夜用热均匀，全年生产平衡稳定，热电荷波动较小、用热负荷较稳定。　热用户均为直接加热，用汽参数：压力为0.8MPa，温度≥饱和温度(170.4℃)，热值为大于或等于2767kJ/kg。因此．本项目供热蒸汽设计参数为0.98MPa，280℃，供热热源为本项目联合循环的余热锅炉低压及汽轮机的抽气，扣除本项目自用汽量后，本项目对外供热能力：70-90t/h。1.3.设计热负荷　由于安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司、安徽滕氏化工有限公司用热主要是工业用汽，昼夜用热均匀，全年生产平衡稳定，热电荷波动较小、用热负荷较稳定，为保证供热的可靠性，本项目设计额定热负荷确定为80t/h，并具有外供90t/h蒸汽的能力。71 第1章主机选择和供热方案1.1.发电方式选择本工程设备选型以立足于国内和国内配套，国内不能满足要求的采用引进设备为原则，根据目前淮北燃气轮机联合循环项目煤气供应量以及安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司、安徽滕氏化工有限公司热、电需求来确定本项目建设规模，并在此基础上进行发电方式的比较。经调查和研究，相适应的发电方式有如下三种。一、燃气锅炉+蒸汽轮机发电、热电联供方式装机容量：3×25MW外供蒸汽80t/h，这是一个非常传统工艺方式，是国内常规电厂模式。主要设备是燃气燃烧器、锅炉本体、化学水系统、给水系统、蒸汽轮机、冷凝器、冷却塔、发电机、变压器和控制系统，工艺流程比较复杂。根据国内煤气锅炉对燃料的要求：当锅炉燃料的发热量≥12.56MJ/Nm3时，即可使锅炉稳定燃烧；根据长源（淮北）焦化有限公司120万吨焦化厂提供的煤气资料，完全可以满足锅炉稳燃的要求。长源（淮北）焦化有限公司120万吨焦化厂焦炉煤气保证供应量为55950Nm3/h,根据煤气气量、热值，可选用三台100t/h高温高压燃气锅炉，按以热定电原则，可选配三台25MW汽轮发电机组；在保证热需求的前提下，机组总发电功率约66.08MW；外供蒸汽80t/h。优点：●对于燃料气体要求比较低，只要燃气燃烧器能够承受的气体，一般都可以适应，煤气只需要有限的压力，因而煤气处理系统投资比较简单；电厂的运行、维修、管理等国内都有一套可参考的成熟经验，单位投资5000元/kW左右。缺点：71 ●工艺复杂，建设周期比较长，永久性基础，难以再移动；●锅炉蒸发量大，化水处理规模亦要大；●机组占地面积大，投资相对较大；●水消耗量大，机组需要的冷却水循环量约15000t/h（损失消耗量约为300t/h）；●厂房结构、设备复杂、施工周期较长；●机组启动较慢，约需4小时以上，且低负荷运行对机组效率影响大。二、采用燃气内燃机发电方式装机容量：63台×1250kW=78750kW，外供蒸汽：无燃气内燃机的工作原理基本与汽车发动机无异，需要火花塞点火，由于内燃机气缸内的核心区域工作温度可以达到1400℃，使其效率大大超过了蒸汽轮机，甚至燃气轮机。燃气内燃机的发电效率通常在30%～40%之间，比较常见的机型一般可以达到35%。在使用焦炉煤气时，由于煤气的热值不太稳定，含氢量较大，杂质含量较大，实际使用条件与设计值偏差较大，其发电效率一般在25%左右甚至更低，进口机组效率在30%左右。目前我国已经有几家厂商可以提供相应的机组，例如山东胜利油田胜动机械厂，可以生产500kW级燃气内燃机，并在中小型焦化厂得到大量应用，但因其发电功率小仅500kW，发电电压低仅380V，因此只能作为厂用电，无法并网外输，无法大规模利用焦化煤气，该公司正在研制1000kW级以上的机组，并网电压也将有所提高。此外，国外的卡特彼勒和顔巴赫等公司也有相关技术和运行经验。71 优点：●设备集成度高，安装快捷。●对气体中的粉尘要求不高，●基本不需要水。缺点：●综合热效率低：虽然发电效率可达30%，通常只有热水而没有蒸汽，无法同时满足用户用电和用蒸汽的要求。●机组可用性和可靠性较低：从目前其它焦化厂使用的燃气内燃发电机组的运行情况来看，机组的稳定性不高，运行100～200小时就停机检修，有时不得不采取增加发电机组台数的办法，来消除利用率低的影响。●燃料的不同，对机组出力影响较大：一台500kW燃气内燃发电机组当燃用焦化煤气时（4000kcal/m3）,其出力仅为燃用天然气时的55%左右（280～320kW）。●单机容量小：目前国内生产的机组大多为1000kW，燃用焦炉煤气其出力仅为600kW左右。●气缸、进排气阀、火花塞更换频繁；●需要频繁更换机油，消耗材料比较大，●内燃机设备对焦化煤气中的水分子含量和硫化氢比较敏感，可能导致硫化氢和水形成硫酸腐蚀问题，需要采取一些必要措施加以克服。建站投资情况：采用国产燃气内燃机发电主要是单机容量偏小，组成的台数也多，500kW级燃气内燃机只能以380V等级并网，因此只能作为厂用电电源，还无法实现大规模利用焦化煤气，同时也难以满足大型设备的启动和运行；机组对煤气热值要求高（热值需稳定，而焦化厂很难保证煤气热值不变化），因此机组适应范围小，稍有波动，即影响机组的稳定运行。根据用户实地考察的煤气发电机组实际运行情况，长期运行时发电功率仅能达到额定功率的64%，机组不能做到满发满供，也不能满足供蒸汽的要求。热效率约为30%。单位投资为4000元/kW左右。三、采用燃气轮机联合循环热电联产方式装机容量128.82MW，外供蒸汽80t/h。71 从工作原理上看，燃气轮机无疑是最适合焦化煤气利用的工艺技术之一:燃气轮机是从飞机喷气式发动机的技术演变而来的，它通过轴流压气机将空气压缩，高压空气在燃烧室与燃料混合燃烧，燃气急速膨胀推动动力涡轮旋转做功驱动发电机发电，因为是旋转持续做功，可以利用热值比较低的燃料气体。燃气轮机产生的废热烟气温度高达450～550℃，可以通过余热锅炉再次回收热能转换蒸汽，驱动汽轮机再发电，构成燃气轮机—蒸汽轮机联合循环发电，综合发电效率可以达到45～50%，一些大型机组甚至可以超过55%，如果采用热电联供，综合热效率可达到75%以上。燃油和燃天然气的联合循环电厂在国内外都有上千套运行，对于燃料为焦炉煤气，国内企业已经开始有所尝试，并取得不少的经验。采用燃气轮机的优势相对比较多；首先设备的可用性和可靠性较高，燃气轮机发电机组综合利用率一般可保持在90%以上；再有就是发电额定出力稳定性好，一般不会减少，甚至因为燃料进气量增加而有所增加；第三，联合循环电厂又具有环保性能好，无飞灰，排污少，占地少，耗水量少，操作人员精简，建设周期短，见效快等特点，因此采用燃气—蒸汽联合循环发电厂本身就是一项节能举措，也是一个节能项目,是目前国家大力提倡的最好的节能途径。但是，燃气轮机燃料进气压力要求比较大；越是发电效率高的机组，燃料(COG)进气压力越高，需使用煤气压缩机来压缩煤气，压缩煤气要消耗大量的能量，提高了厂用电率，影响到电厂的实际输出功率；某些机型甚至要消耗燃气轮机发电机组12～14%的功率，对于联合循环项目可能是10～15%的输出功率，采用联合循环系统比较复杂，总投资也比较大，同时汽轮机搬迁也比较困难。焦炉煤气在国际上主要归类为高氢燃料，燃气轮机在我国焦炉煤气利用上已经有不少成功的尝试，根据滕氏能源本项目提供的焦炉煤气资料，本项目采用燃气轮机的方式情况如下：装机容量(以发电机计)：128.82MW,实际发电量118.94MW，外供电量104.83MW，外供蒸汽80t/h。根据焦炉煤气气量及热值，可选用3台32MW等级燃气轮机组和一台C25-4.9/0.981抽凝式汽轮机配置3台双压余热锅炉（高压5.3MPa、475℃、42.98/h,低压1.1MPa、220℃、4.768t/h）。该方案可满足滕氏能源下属用电和用汽的要求。71 优点：●实际发电容量达118.94MW，热效率为65.245%（含外供蒸汽）。●单位装机千瓦投资少（5356元/kW）、电厂建设周期短，投资回收周期短。●机组结构简单、启动迅速、运行稳定、故障率低、维修工作量小、灵活方便、自动化程度高。●占地面积小●水消耗量小，LM2500+G4燃气轮机发电机组每台机组需要的冷却水循环量约250t/h。（消耗量约为4.4t/h、大气温度25～40℃）。缺点：●燃气轮机联供机组需按制造厂家要求进行定期的维护检查工作，燃气轮机大修需返制造厂修理，燃料进气压力要求高，需增设煤气增压装置。各发电方式比较表项目方式一方式二方式三装机型式蒸汽轮机燃气内燃机燃气轮机额定功率66087kW78750kW118938kW机组自用耗电率12%6%11.86%外供电能力58157kW74025kW104832kW装机台数3+3台套63台套3+3+1台套外供蒸汽80t/h不能供蒸汽只能供热水80t/h结论：通过以上三个方式的比较，综合各方面条件，方式三在燃气供应保证情况下，其组合方式较优，较合适地应用于本项目；因此本报告推荐选用方式三，并以此方式进行本报告的研究分析论证。1.1.燃气轮发电机组选择71 燃气轮机是一种以空气及燃气为工质、靠连续燃烧燃料做功的旋转式热力发动机,主要结构有三部分：1.压气机（空气压缩机）；2.燃烧室；3.透平(动力涡轮)。其工作原理为：轴流式压气机从外部吸收空气,压缩后送入燃烧室,同时燃料（气体或液体燃料）也喷入燃烧室与高温压缩空气混合,在受控方式下进行定压燃烧。生成的高温高压烟气进入透平膨胀做功,推动动力叶片高速旋转,从而使得转子旋转做功,转子做功的大部分（现时情况下约2/3左右）用于驱动压气机,另约1/3的功率被输出用来驱动机械设备,如发电机、泵、压缩机等。透平出来的烟气温度大约540℃,通常被排入大气中或再加利用（如利用余热锅炉进行联合循环）。燃气轮机发电机组构成联合循环，热电联供广泛应用于世界各地，机组普遍采用天然气，LPG，柴油，重油作为燃料，采用煤气化技术的IGCC燃气轮机发电在国内外也有应用的例子。应用高炉煤气和焦炉煤气进行联合循环发电在我国也有一些项目应用。由于焦炉煤气采用燃气轮机发电起步相对较晚，运行经验相对较少，加上可燃用焦炉煤气的燃气轮机发电机组普遍为国外机组，总投资费用和维护维修费用相对较高，机组运行管理水平要求也较高，因此以前的焦炉煤气综合利用普遍采用锅炉+汽轮机的发电、供热模式，相比而言总投资额度低，但这种方式能源利用率低，排放污染高，严重地浪费了能源和污染了环境。随着我国经济能力的增强，对循环经济和节能减排作为国策来加以重视。因此国内一些有见识、经济实力强的焦化企业对焦炉煤气综合利用采用高效率、低排放的燃气轮机发电机组联合循环开始进行尝试和建设运行。受滕氏能源委托，和业主共同对国内外燃气轮机生产厂商的适宜于焦炉煤气发电的燃气轮机发电机组进行认真的调研,从燃气轮机发电机组的系统参数、消耗的煤气量，烟气排放指标、机组可靠性和可维护性、操作性和自动化程度、发电效率及机组性价比等多方面综合评定，对于GE公司的LM2500+G4(RC318)燃气轮机发电机组和索拉公司大力神T130机组进行了全面的比较，下面整理了两种机型的方案对比。GE公司的LM2500+G4(RC318)燃气轮机发电机组是属于航改型发电机组，设计紧凑,燃气轮机发电机组是完全高度集成化,箱装体结构，适合于露天布置，出厂就可以安装，对用户而言，仅需建设设备基础等。系统包括燃气轮机发动机、齿轮箱、发电机、控制系统、燃料系统、滑油系统和启动系统等。LM2500+G4(RC318)型燃气轮机是双轴发动机，由一个燃气发生器和一个六级低速动力涡轮组成。用通过轴封并延伸至排气收集器的弹性联轴器将轴功率传递到热端驱动设备(发电机)做功。燃气发生器由一个变几何形状的压缩机、一个常规环形燃烧室、一个高压涡轮、一个附件齿轮箱，控制系统及其附件组成。3000rpm的动力涡轮是一个六级低压涡轮，匹配耦合到燃气发生器，由燃气发生器驱动。71 采用LM2500+G4(RC318)型燃气轮机，电厂装机容量(以发电机计)：128.82MW,实际发电量118.94MW，外供电量104.83MW，外供蒸汽80t/h。根据焦炉煤气气量及热值，可选用3台32MW等级燃气轮机组和一台C25-4.9/0.981抽凝式汽轮机配置3台双压余热锅炉（高压5.3MPa、475℃、42.98/h,低压1.1MPa、220℃、4.768t/h）。根据本项目的实际情况，燃气轮机也可以选择美国索拉公司生产的大力神T130机组。大力神130发电机组是应用在工业发电的设计紧凑的发电设备,发电机机组是完全高度集成化,系统包括燃气轮机发动机、齿轮箱、发电机、控制系统、燃料系统、滑油系统和启动系统。大力神130燃气轮机发动机是单轴、轴流式的,其输出齿轮箱，包括辅助驱动齿轮,安装在透平进气端的部分,出力(ISO标准状况)15MW。根据本项目所提供的煤气量，可以配置6台大力神T130机组。采用索拉T130燃气轮机系统配置方案如下：装机容量(以发电机计)：115MW,实际发电量111.4MW，外供电量97.39MW，外供蒸汽80t/h。根据焦炉煤气气量及热值，可选用6台大力神T130燃气轮机组和一台C25-4.3/0.981抽凝式汽轮机配置6台双压余热锅炉（高压4.5MPa、435℃、20t/h,低压0.975MPa、178℃、3.768t/h）,同样也可以满足该方案可满足滕氏能源下属用电和用汽的要求。综合以上两种燃气轮机配置方案，考虑到最终系统效率和可靠性以及投资运行管理成本诸多因素，LM2500+G4(RC318)燃气轮机方案相比较而言机组效率稍高并且便于管理，初步确定选择GE公司的LM2500+G4(RC318)燃气轮机发电机组。1.1.余热锅炉选择我国燃气轮机余热锅炉自从1988年开始制造和生产。余热锅炉的设计、制造、生产已具备相当规模，并形成了部分专业制造厂家。由于各用户对余热锅炉的要求不同，因此同一型号的燃机可以配置不同型号的余热锅炉。目前国内生产的余热锅炉其综合技术水平与国际基本同步，但设备价格至少比进口设备便宜三分之一，因此完全可以选用由国内生产制造的设备。通过比较，拟选用无补燃型双压自然循环余热锅炉,其优点如下：1、自然循环余热锅炉的受热面是竖式布置的，有利于露天布置时冬季管道的放空防冻。2、71 自然循环余热锅炉不需要设置炉水循环泵，以及相应的配电和控制，减少了设备，同时运行维护工作量也相对减小，故障率降低，综合效益更好。3、双压余热锅炉更加符合能量梯级利用的理论，有效地提高余热的利用率，余热利用率增加约8～10%。4、余热锅炉设备的配置包括锅炉本体及其管道、钢架、进排气烟道、除氧器、给水泵、汽水系统、高、低压加药系统，系统集成度高，可采用露天布置。如前所述，本项目焦炉煤气综合利用发电方案为:选择3台GE公司LM2500+G4(RC318)燃气轮机发电机组。LM2500+G4(RC318)燃气轮发电机组在现场工况条件下单台燃机额定功率为32.479MW，额定运行工况耗用焦炉煤气18650Nm3/h台，产生的尾气烟气量336.44t/h，燃机排烟温度541.6℃，热值约为505kJ/kg，有相当的利用价值；因此非常必要选择余热锅炉，充分合理利用该热值，减少对环境的热污染，使得以循环发电、热电联供。为有效地达到热电联供的目的，对燃机烟气热值，热值交转换能力分析，综合热电联供的要求，采用双压余热锅炉以提高排气的能量利用率，第一个压力为次高温次高压系列，第二个压力为外供蒸汽系列，经过计算分析比较，确定余热锅炉参数为：次高温次高压蒸汽蒸发量为42.98t/h，蒸汽压力为5.3MPa(a)、温度475℃和低压蒸汽蒸发量为4.768t/h，蒸汽压力为1.1MPa(a)，温度220℃的双压、无补燃型自然循环锅炉；以1台燃气轮机发电机组配1台余热锅炉较合理，即本项目共选择3台双压自然循环余热锅炉。1.1.汽轮发电机组选择根据前述的热负荷以及热负荷特性，公司热负荷主要为生产热负荷，常年用热稳定，波动性小，但考虑外供和冬季取暖等因素，具有一定的变化率及用热增长，因此，综合不同汽轮机运行特性，本项目宜采用抽凝式汽轮发电机组，余热锅炉低压部分蒸汽供安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司及安徽滕氏化工有限公司使用，不足部分由汽轮机抽汽来供应。根据焦炉煤气的平衡量，余热锅炉的蒸汽产量，合理配置机组，选用一台25MW最为合理适宜。1.2.装机规模和热电联产方案根据对燃机、余热锅炉及汽轮发电机组的选择，本项目的装机规模为：3×LM2500+G4(RC318)燃气轮机发电机组配3台双压余热锅炉(高压42.98t/h，5.3MPa、475℃和低压1.1MPa，220℃，4.768t/h)+1×71 C25-4.9/0.981抽凝汽轮发电机组。本项目建成后，发电功率118.94MW，外供蒸汽量80t/h；其中汽机约21.5MW，扣除自用部分电，对外供电104.83MW，供热可满足滕氏能源各子公司的供电、供热要求。1.1.热、电平衡和技术经济指标根据确定的热电联供方案和装机规模,本项目电热平衡表如下：序号参数单位数值备注1铭牌装机功率(以发电机计)MW3×32.94＋30＝128.82　2发电总功率MW118.94　　燃气轮机发电机组MW3×32.479　C25汽轮机发电机组MW21.503锅炉额定蒸汽量t/h3×(42.98+4.768)＝143.2444C25汽机进汽量t/h128.94　5余热功率供热量t/h3×4.768＝14.304　6汽机抽汽量t/h65.6967减温减压汽量t/h08对外供汽量t/h809供电量MW104.83技术经济指标表如下；序号参数单位数值备注1总装机功率MW128.82　2锅炉蒸发量t/h3×(42.98+4.768)　3汽机进汽量t/h128.94　4对外供热量t/h805焦炉煤气消耗量Nm3/h559506年利用时数小时75007焦炉煤气消耗量亿Nm3/a4.1968年供热量万GJ180.833013.8Kj/Kg9年发电量万kWh89203.39　10发电耗率Nm3/kWh0.4704　11自用电率%11.86　12年供电量万度78623.87　13全厂热效率%65.245　71 1.1.运行方式分析根据主机选择及热电联产方案,主机产品技术成熟、运行可靠、连续稳定；燃机、锅炉、汽轮机组的年运行时间都能连续达8000h，无停机故障；因此基本考虑主机为同步运行。当三台燃机及余热锅炉、汽轮机组正常运行时，燃机及锅炉以额定负荷出力，发电3×32.479MW，双压余热锅炉产生蒸汽量3×(42.98+4.768)t/h；低压蒸汽(14.304t/h)直接供管网外输，供热不足部分由次高温次高压蒸汽经汽轮机做功了的抽汽（0.981MPa，314℃，65.696t/h）抽至管网，此时25MW抽凝式汽轮发电机组以热定电运行，出力21500kW。扣除自用部分电后，对外供电118948kW，供热80t/h。1.2.推荐主机主要技术参数1.2.1.LM2500+G4(RC318)燃气轮机LM2500+G4燃气轮机发电机组在现场条件下的主要技术参数：制造商美国通用电气（GE）燃机型号LM2500+G4燃料COG/轻柴油型式：轻型,双轴燃机出力（MW）（Site工况）32.479注水压力2.4±0.05MPa效率（%）37.00%热耗率（KJ/KWh）9729排气温度（℃）541.6排气流量（t/h）336.44燃机转速（r/min）3000(PT)燃机透平级数6(2)压气机组数17压气机压比23：1气耗（Nm3/h）18650注水量(kg/h)6883简单循环气耗率（Nm3/kWh）0.4535冷却方式空气冷却发电机额定转数3000rpm频率（Hz）50燃气轮机发电机组除燃气轮机发电机组本体外，带有三级进气过滤器进气系统、燃气轮机箱装体、滑油模块、双燃料系统、注水以控制NOx排放装置、71 电动液压启动系统、燃气轮机箱体消防系统、燃气轮机控制系统及清洗小车。燃气轮机所配的发电机型号为BrushBDAX7-193ERH，是全封闭的水-气冷却、两极发电机。额定值为10.5kV，50Hz，32940kVA，功率因数为0.85，冷却水温度32℃，如在各种环境温度下相应调节冷却水的供应，则发电机可以在整个功率范围内连续地匹配燃气轮机的功率。发电机包含一个无刷励磁系统的永磁发电装置，包括中性点接线箱和电气接线箱。1.1.1.余热锅炉a.余热锅炉本体本余热锅炉为双压、无补燃、自带除氧器的自然循环余热锅炉，锅炉的传热元件为翅片管，包含有锅炉高压过热器，高压蒸发器，高压省煤器和低压过热器，低压蒸发器，低压省煤器，除氧蒸发器，高低压汽包和除氧锅筒及平台扶梯等部件。b.锅炉的烟气系统锅炉的烟气入口段由膨胀节和锅炉进口过渡烟箱组成，出口烟道由出口烟箱、膨胀节和烟囱组成。膨胀节采用非金属结构，可有效吸收锅炉的膨胀，能够满足整个装置在热态膨胀时安全可靠的运行。锅炉主烟囱为满足烟气排放的要求，高度暂定为30m。烟道不设旁路烟囱，余热锅炉允许短时间的干烧。c.余热锅炉的辅助系统除氧器：除氧用汽为除氧汽自带受热面提供，包含除氧水箱（除氧蒸发器汽包）、除氧头、供汽及补汽、上水、补水和控制等相关附件。锅炉的给水系统：系统中配备高、低压锅炉水泵，除盐水补水(仅在汽轮机故障时)和凝结水进入高位布置的除氧器，被低压过热器加热的蒸汽加热后进入水箱，然后进入除氧蒸发器加热除氧，经过除氧后的除氧水再经过配置的高低压锅炉给水泵后分别进入高低压省煤器至高低压锅筒后，再经过高、低压过热器集汽集箱向外供汽。锅炉的蒸汽出口母管上配备电动隔离阀。锅炉系统中还配备定排和汽水取样装置。余热锅炉：3台形式：双压、无补燃型、自然循环水管锅炉(自带除氧器)71 序号参数数值单位备注1额定高压蒸发量42.98t/h2额定高压蒸汽压力5.3MPa3额定高压蒸汽温度475℃4额定低压蒸发量4.768t/h5额定低压蒸汽压力1.1MPa6额定低压蒸汽温度220℃7进口烟气流量336.44t/h8进口烟气温度541.6℃9给水温度120℃10排烟温度125℃11排烟阻力≤2000Pa低压蒸汽的热量与次高温次高压蒸汽的能量之比为9.44%，一般来说，采用双压余热锅炉比单压余热锅炉余热利用率提高8～10%，因此本项目采用双压余热锅炉也将提高余热利用率约8%。1.1.1.抽凝式汽轮机发电机组25MW抽凝式汽轮机发电机组：1台型号C25-4.9/0.981C25-4.9/0.981汽轮发电机组主要技术参数序号参数数值单位备注1额定功率25MW2额定转速3000r/min　3额定进气压力4.9MPa　4额定温度470℃　5额定进汽量　150t/h　6额定抽汽压力0.981MPa　7额定抽汽温度314℃　8最大抽汽量130℃9额定排汽压力0.005MPa配发电机：1台型号QFW-30-2C序号参数数值单位备注71 1额定功率30MW2额定转速3000r/min3功率因数0.854出线电压10.5kV71 第1章燃料供应系统1.1.燃料来源及成分本工程焦炉煤气来源于长源（淮北）焦化有限公司120万吨焦化厂。经过净化处理后合格的焦炉煤气储存在焦化厂自身5万立方煤气柜中，然后通过管网送至本厂区。焦炉煤气的主要成分见表4-1：表4-1焦炉煤气主要成分表组分所占比例（体积组分）H256.1%CO8.8%CH423.7%CmHn2%N25.7%CO8.8%CO23%O20.7%经计算，燃料低热值为：16943kJ/Nm3。初步净化后焦炉煤气中杂质成分见表4-2：表4-2焦炉煤气杂质成分表组分所占比例(g/Nm3)NH312.7H2S<0.2焦油灰尘15萘152.5根据燃气轮机的使用要求，在燃机启动及停机的时候需要使用0#轻柴油作为燃料，轻柴油由油罐车运至厂内，厂内设置2座60m3的油罐。本工程使用的0#轻柴油主要参数见表4-3：71 表4-30#轻柴油主要参数表项目数值粘度1.23凝固点7燃点102闪电（闭口）90比重0.83低位发热量KJ/Kg429001.1.焦炉煤气来源及项目耗量本工程焦炉煤气来源于长源（淮北）焦化有限公司120万吨焦化厂，年供应量为5亿立方米，且焦化厂设置了干法脱硫装置和5万立方米干式煤气柜，而联合循环额定焦炉煤气耗量为4.196亿Nm3/a，可满足本项目的要求。1.2.燃料的消耗量1.2.1.燃油消耗量根据燃机供应商的要求，燃机在启动及停机时使用轻柴油作为燃料，品质需符合燃机“液体燃料规范”要求。燃机每次启停用油量一般最大为4000kg/h，大约经15分钟负荷带到30%后可切换为焦炉煤气，每次启动消耗燃油约为1t。因此，本工程需要启动点火油量很少，可直接从市场购买。1.2.2.焦炉煤气消耗量根据燃气轮机发电机组输出功率及燃机的效率计算，使用焦炉煤气作为燃机的燃料时每台燃机燃料的耗量约为18650Nm3/h（燃料的热值取16943kJ/Nm3），LM2500+G4燃气轮机发电机组在现场条件下的燃料需求见表4-4。表4-4LM2500+G4燃气轮机发电机组在现场条件下的燃料需求项目单位工况1工况2工况3工况4环境温度℃-1301530输出功率kW32677329383247928470燃料消耗量Nm³/h18363187171865016570热耗kJ/kW952196289729986171 热效率%37.8137.3937.0036.51排烟温度℃479.2512.9541.6540.4整个电厂焦炉煤气的耗量见表4-5：表4-5电厂焦炉煤气耗量表单台燃机耗量（Nm3/h）18650燃机数量3小时耗量（Nm3/h）55950年运行小时数（h）7500年耗量（亿Nm3/a）4.1961.1.燃油系统本工程以轻柴油作为燃机启动和停机用燃料。燃机启动时需使用轻柴油启动，根据LM2500+G4燃气轮机机组要求，在发电负荷升至30%负荷时可以进行燃料切换，整个启动过程大约在15分钟左右时间内完成，也可直接以轻柴油为燃料带发电负荷。燃料系统包括卸油系统、供油系统。1.1.1.卸油系统本工程轻柴油采用汽车运输的方式运至厂内，厂内设置2座60m3的油罐。厂内燃油泵房附近设卸油车位，油泵房内安装2台卸油泵（一用一备），将来油直接打入储油罐。1.1.2.供油系统燃机供油系统共设置4台供油泵，3用1备。在每台供油泵前均设置燃油过滤器，以过滤轻柴油中可能带有的杂质。供油泵出口管道采用母管制，在供油泵出口母管上设置一连接至油罐的压力调节回路，回路上设置压力调节阀，该阀门通过调节开度的方式自动把管路中的压力调整为设定值，这样就可以给燃机提供压力恒定的燃油。供油泵出口母管上还设置带有1台燃油加热器的旁路，以保证在极端冷的条件下能够提供符合燃机要求温度范围的燃油，燃油系统流程如下：油罐车→滤油器→卸油泵→油罐→滤油器→供油泵→燃机前滤油器→燃机→燃烧→回油至油罐71 1.1.1.燃油的处理由于轻柴油的油品清洁度较高，因此不采取特殊的处理方式，仅在卸油、储存油和输送油的过程中考虑油的杂质过滤、静置脱水等简单处理方式。1.1.2.含油废水处理系统在油泵房内设置一个1m3的污油池，用于收集油泵在安装及运行维护中产生的含油废水及用于排放油罐底部沉积的污油。在油泵房内设置1台污油泵，可以将污油及含油废水送至收集废油的小车后外运。1.1.3.设备布置燃油系统设置有油泵房与油罐区两个建筑物。油泵房内布置有卸油泵、供油泵、污油泵等设备。油泵房采用单层布置。油罐区内布置有2座45m3的油罐，油罐区四周设置有防火堤围护。1.2.燃气系统燃料系统包括燃气精处理系统、燃气增压系统、过滤和计量系统等。LM2500+G4燃气轮机对焦炉煤气中杂质成份的要求见下表：项目等量浓度硫3000PPM气体燃料、1000PPM液体燃料钠+钾0.5PPM钒0.5PPM铅1PPM钙+镁2PPM氟1PPMH2S≤20mg/Nm³NH3≤50mg/Nm³萘≤50mg/Nm³（冬季），100mg/Nm³（夏季）焦油含量85mg/Nm³氯1500PPM或0.15%重量百分比其他0.5PPM71 焦炉煤气的成份对设备的安全运行至关重要，其中萘、硫的含量会对煤气压缩机、燃气轮机的安全运行造成很大影响，硫的含量会同时对余热锅炉的运行造成很大的影响，因此供应给本项目的焦炉煤气必须是符合燃机燃料规范要求的焦炉煤气。燃气精处理系统的主要作用就是汇集各个焦化厂供来的焦炉煤气，并且对焦炉煤气进行脱硫处理后供给燃机使用。本工程直接利用焦化厂自有5万立方的煤气柜将长源（淮北）焦化有限公司120万吨焦化厂供给的焦炉煤气在煤气柜汇集后集中供给燃机使用，在煤气柜进口设置一套箱式干法脱硫装置，该装置可以将煤气含硫量降低后供至燃机使用，减少污染物排放，提高燃机寿命，减低设备维修。以上燃气储存、稳压设施及精处理系统不属于本发电项目的设计范围，由业主另委托相关单位进行设计。经精处理后的焦炉煤气进入焦炉煤气压缩系统进行压缩增压，满足燃机对燃料的压力和温度的要求。最后，压缩后的焦炉煤气经过缓冲罐的稳压后，送至燃机的燃料撬供燃机使用。1.1.燃气增压系统1.1.1.燃机对焦炉煤气的使用要求单台燃机在现场工况下，燃料的消耗量为18650Nm3/h。本工程设置3台燃机。燃机对焦炉煤气燃料的压力要求为：4137Kpag(4086～4275Kpag)。燃机对焦炉煤气燃料的温度要求为：80℃，最高≤121℃。1.1.2.压缩机机型的选择燃气压缩机形式主要有离心式压缩机和往复式压缩机两种，两种机型的主要特点对比见表4-5：表4-5往复式压缩机和离心式压缩机特点对比表 往复式压缩机离心式压缩机适用范围中等燃气流量，高压力范围内燃气流量比较大，中等压力范围内71 压力要求适应范围宽，允许入口压力波动范围大，适应性强入口压力要求恒定启停控制容易复杂维修保养简单，成本低，可能次数多维修间隔长，维修成本高排气量适应范围宽比较适用于大气量、压力稳定系统气体组分对气体组分变化不太敏感对气体组分变化敏感噪音略高，离机一米95分贝较低，90分贝润滑油矿物油，成本低，但有油润滑时排气系统含油，合成油，成本高。下游气体不含油运行性能能可靠运行运行可靠运行效率直接压缩，效率高速度式，效率较低。投资费用一次投资低投资高，在气量大时，如输气管线机组有优势，对较小透平不经济制造周期短整机和备件交货期长根据本工程燃气的使用量，可以有如下的装机方案：方案一按照工程的最终规模，设置2台离心式压缩机，1用1备，3台燃机共用1台焦炉煤气压缩机组，并设置1台焦炉煤气压缩机组作为备用。优点：主机数量少，运行维护方便。缺点：如单台燃气轮机发生故障或煤气量供应量受限，只能运行3台燃机时，压缩机不能满负荷运行，不节能，且该方案造价高，设备供货周期长。方案二设置4台往复式压缩机，3用1备。优点：焦炉煤气压缩机组运行方式灵活，造价适中。缺点：主厂房尺寸较方案一大，土建费用增加。根据以上两种方案71 的对比，本工程采用方案二作为焦炉煤气压缩机组的装机方案，即：设置4台往复式压缩机，3用1备。往复式压缩机类型为活塞式，国内活塞式压缩机水平在70年代以前与国际水平基本相近，但是在近40年时间内技术进步的速度较慢。主要在材料应用、设计水平、加工工艺等三个方面有一定的差距。总体来说，进口活塞式机型比国产活塞式机型在技术质量、可靠性、运行性能上显得有优势。反映在压缩机上，在可靠性，转速，设备尺寸方面有所不同。国内的活塞式压缩机可靠性低一些，转速最高能达600转/分，设备尺寸较大。安装必须采用分列式，需要独立安装车间，两层布置。进口活塞式机型转速最高可达1800转/分，从而可以使设备尺寸紧凑，可以采用橇装结构，无须独立厂房，可以露天布置，或采用敞篷式结构，这样消防要求降低很多。但是考虑到进口机型价格以及供货周期与国产机型的巨大差距，本工程采用国产活塞式压缩机。为保证压缩介质不泄漏，在气缸与机身间应增加中体，在气缸侧应设有密封填料和前置密封结构，并在气缸侧填料的低压端设有排放管线，如有少量气体泄漏，该管线可将泄漏气体直接排放至低压安全区；机身侧需设有刮油环，可将绝大部分润滑油密封在机身内，减少油耗，节约成本；煤气压缩机需设氮气密封系统，防止焦炉煤气的泄露。与此配套的电气设备需选用增安型或隔爆性。1.1.1.焦炉煤气压缩机组参数的确定1)焦炉煤气压缩机流量的确定单台燃机在现场工况下，燃料的最大耗量为18650Nm3/h。单台焦炉煤气压缩机的流量按照燃机最大燃料耗量的110%来考虑：18650×110%=20515Nm3/h，所以确定本工程单台焦炉煤气压缩机的流量为20000Nm3/h。2)焦炉煤气压缩机出口压力的确定焦炉煤气经过压缩后，主要的压力损失如下：管路及阀门压力损失：50KPa焦炉煤气精过滤器最大压力损失：300KPa其它压力损失：30KPa总压力损失：380KPa燃机对焦炉煤气的压力要求为：4.237MPa(a)71 焦炉煤气压缩机出口压力：4.237+0.38=4.617MPa(a)取整，得到焦炉煤气压缩机组4.7MPa(a)。1)焦炉煤气压缩机进口压力本工程焦炉煤气由煤气柜供给，根据煤气柜的出口压力，压缩机进口的煤气压力为3.5KPa（g）。1.1.1.焦炉煤气压缩机技术参数1)焦炉煤气压缩机主要技术规格型式：对称平衡型往复式数量:4台介质：焦炉煤气额定排气量（干基标准状态）：20000Nm3/h进气压力：3.5kPa(g)额定排气压力：4.7MPa(a)进气温度：30℃排气温度：80℃轴功率：3310kW冷却方式：水冷润滑方式：压力润滑传动机构：直联总重量：约220T2)电动机主要技术规格数量:4台型式：增安型无刷励磁同步电动机防爆等级：eⅡT3防护等级：IP54额定功率：3700kW额定转速：333r/min定子电压：10000V绝缘等级：F1.1.2.焦炉煤气压缩机房布置71 焦炉煤气压缩机房横向布置，依次布置4台焦炉煤气压缩机组，焦炉煤气压缩机房分0米层，+4.8米运转层。0米层主要布置管道和辅机、检修场地，因厂房较长，为便于检修，4台机组共共设二处检修场地。焦炉煤气压缩机房4.8米层为运转层，布置有焦炉煤气压缩机组的压缩机及电动机。焦炉煤气压缩机房内设置一台32t/5t电动桥式防爆起重机，可满足焦炉煤气压缩机组检修的需要。1.1.氮气系统氮气供应系统是本工程焦炉煤气综合利用项目工艺不可缺少的重要组成部分，氮气供应系统主要满足以下工序要求：煤气压缩机的密封；燃机氮气清吹；过滤器反吹；煤气管道检修；燃机余热锅炉充氮保护等。氮气需要量统计如下：序号项目单位数据用氮气性质1煤压机氮气密封Nm³/h180持续2燃机充氮隔离保护Nm³/h80持续3燃机氮气清吹Nm³/h160间断4燃机空气过滤器反吹Nm³/h160间断5余热锅炉充氮保护Nm³/h80间断合计Nm³/h660氮气供应系统不同时利用系数取0.8，经综合考虑氮气制备系统能力选定为为530Nm³/h。1.1.1.氮气使用压力电厂有如下的几种情况需要使用氮气：1）煤气压缩机组的填料密封用氮气，使用状态为连续使用，压力：0.2MPa；2）燃机燃料切换时用吹扫用氮气，使用状态为间断使用，压力：5.5MPa。3）系统启、停时用来置换焦炉煤气管道内空气、焦炉煤气的氮气，压力：0.6MPa。71 根据上述要求，氮气系统需要提供低压（0.6MPa）和高压（5.5MPa）两种参数的氮气。1.1.1.氮气系统流程低压氮气系统由空气压缩机、制氮机、气罐等设备构成。低压氮气由空压机产生的压缩空气通过制氮机吸附后产生，产生的氮气储存在低压氮气储罐内供使用。高压氮气由外购的液氮瓶内液氮气化并减压后储存在高压氮气储罐内供燃机使用。1.1.2.设备布置低压氮气系统设备与压缩空气系统设备一起布置在制氮机房内，制氮机房为单层布置，储气罐布置在制氮机房外墙侧。液氮瓶及高压氮气储罐靠近燃机就近布置。1.1.3.主要设备焦炉煤气压缩机组4台(3用1备)流量(入口状态)20000Nm3/h进气压力3.5KPa(g)进气温度30℃排气压力4.7MPa(a)排气温度（气缸法兰处）≤128℃转速300r/min行程400mm轴功率3310kW列数/级数4/4活塞杆直径110mm最大活塞力60t冷却水耗量～400t/h增安型无刷励磁同步电机功率：3700kW转速：300r/min电压：10kV第2章71 第1章建厂条件1.1.厂址地理位置本项目选址安徽淮北市烈山经济开发区。烈山经济开发区位于淮北市区南郊，下辖烈山、宋疃、新蔡三镇，四个街道办事处，总面积233.34平方公里，人口24.8万。烈山区地理位置优越，交通便利。青阜、符夹铁路在此交汇，连霍、合徐高速公路穿境而过，又是合徐高速淮北出入口所在地，省道101，五宋公路以及濉淮、濉阜铁路、矿务局铁路纵横交错。辖区内拥有4处大型铁运货场以及皖北地区最大铁路编组站――青龙山火车站，紧靠青龙山站的年吞吐量达100万吨的青龙山港是皖北地区最大的内河码头。1.2.工程地质目前还未进行工程地质勘探，建议尽快进行，以便指导下一阶段的工程设计。1.3.水文地质：目前还未进行水文状况勘探，建议尽快进行，以便指导下一阶段的工程设计。1.4.气象条件历年平均气温14.2℃历年极端最高气温40.4℃历年极端最低气温-11.6℃年最大降雨量1178.9mm年最小降雨量425.9mm全年平均风速2.7m/s主导风向E(19.6％)N（12.3％）年最大风速20m/s年平均相对湿度70％年平均大气压749mmHg最大冻土深度190mm地震基本烈度Ⅶ度1.5.地震烈度71 根据国家地震局最新颁发《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18306-2001图A1）及《中国地震动反应谱特征周期区划图》（GB18306-2001B1），该地区地震基本烈度为7度。本工程抗震设计参数应经有关部门进行地震预评价并由地震局批准后最终确定。71 第1章工程设想1.1.项目总体规划和厂区总平面布置本次联合循环热电联产电项目的总体规划为一次规划、一次建设，不再预留扩建场地，根据对燃气轮机发电机组、余热锅炉及汽轮发电机组的选择，本项目的装机规模为：3×LM2500+G4燃气轮机发电机组＋3台双压自然循环余热锅炉+1台C25-4.9/0.981抽凝式汽轮发电机组。项目占地面积约80亩。1.1.1.厂区总平面设计原则按有关规范、标准、规定，并考虑到工艺流程力求通顺，总体布置力求合理、紧凑，人货分流的原则。其他考虑的因素包括：节约用地，压缩建设投资，安全、卫生、防火、防涝、朝向、通风，做到功能分区明确，管线短捷，空间处理协调，界区整齐美观。建（构）筑物之间的防火间距根据DLT5174-2003《燃气—蒸汽联合循环电厂设计规定》，GB50016-2006《建筑设计防火规范》，GB50049-94《小型火力发电厂设计规范》来执行。1.1.2.厂区总平面布置厂区总平面设计是在满足生产工艺流程的前提下，考虑到运输、消防、安全、卫生、绿化、道路、地上地下管线、节约用地等因素，结合厂区自然条件，对发电厂各种设施按其功能进行组合、分区布置，尽量做到紧凑合理，节约用地，减少投资，有利生产，方便管理的目的。根据规划，本项目选址位于安徽淮北市烈山经济开发区，考虑到厂区平面布置的合理性，总平面布置如下：全厂分为以下几个区域：主生产区、辅助生产区；辅助生产区分列于东西两侧，中间为主生产区。主生产区，从北到南布置依次为:焦炉煤气压缩机房、燃气轮机发电机组以及余热锅炉岛、汽轮机厂房及主控楼。东侧辅助生产区从北到南布置依次为:压缩机及制氮机房、油泵房及油罐区、化水车间。东侧辅助生产区从北到南布置依次为:制冷机房以及材料库和检修间、循环水泵房及1500m2自然通风冷却塔。厂区总平布置详见“厂区总平面布置图”(图号：AXD2012-162K-Z01)。根据当地气候、风向条件，考虑到日照及卫生，同时71 为保护城市环境，除设备上采取必须的措施外，厂区的绿化美化也是不可缺少的关键环节。本期工程建成后，绿化与美化的原则是结合电厂工艺要求以及地区风向，点面结合，高低错落，重点突出，不留空余。沿厂房外道路两旁拟以草坪和低矮灌木为主，密植抗粉尘效果良好的大冠乔木和常绿灌木。厂区绿化可根据实际情况，分期实现。1.1.1.节约用地措施及效果厂区车间位置尽量紧凑，预留用地相对集中，在遵守有关规范的前提下压缩建（构）筑物之间的间距，使其更集中，以节约用地。为使厂区内雨水顺利排除并满足生产和运输要求，力求减少土石方工程量，厂区采取平坡式竖向布置，平整坡度为1%。建（构）筑物基础余土就地平整。1.1.2.交通运输本工程外购原材料运输均采用道路运输方式，整个厂区有环行道路连通，水泥混凝土路面厚200mm。各生产车间、辅助生产车间均有道路相通，运输方便。1.1.3.管线及沟道布置厂区管沟基本采用地下埋设和管架敷设相结合。管道密集区域和不宜埋地的管道采用管架敷设，其它为直埋敷设，主要管线埋设在厂区主要道路两侧，布置原则为：（1）管沟布置全面规划协调。（2）管沟布置在道路两侧，干管布置在用户较多的一侧，按规范规定的程序排列。符合地下管线与建、构筑物之间的最小水平净距、地下管线之间的最小水平净距及管线之间或道路交叉的最小垂直净距。管沟交叉布置发生矛盾时按下列原则处理：（1）压力管让自流管沟。（2）小管让大管。（3）易弯曲的让不易弯曲的。（4）少检修的让多检修的。雨水及地面水的排水方式采用沿道路雨水管排水。1.1.4.厂区绿化充分利用厂内空地进行绿化，以美化环境，减少噪声。1.2.燃气轮机及余热锅炉岛布置71 每台燃气轮机和相对应的余热锅炉成T字形布置，燃气轮机排气轴线和余热锅炉进气轴线在同一水平上，燃气轮机发电机组中心线平行于主厂房轴线，从燃气轮发电机方向看过去，余热锅炉位于燃气轮机发电机组的左侧，三台套燃气轮发电机组+余热锅炉顺序布置。燃气轮机发电机系统布置空间为：长22m，宽11m。燃气轮机发电机组和余热锅炉采用露天布置。燃气轮发电机组通过烟道横向连接余热锅炉。余热锅炉后烟道竖向烟囱对空排放。余热锅炉中心线相距32m。每台锅炉均布置有平台、扶梯和防护栏杆。机组两侧为布置相关辅机及检修场地。燃气轮机的辅助生产设备，包括：燃机液压启动撬，润滑油冷却撬（合成油和矿物油）、燃料油油滤、焦炉煤气过滤装置以及CO2灭火系统，燃机燃油泵前置橇，检修起吊设施等，布置在燃气轮机发电机组左右两侧。而燃气轮机进风管以及机组的冷却风从机组箱体向上布置，冷却风以及燃烧空气分开，把燃机箱体冷却空气从上部引出到远离进气口，避免和燃气轮机燃烧进气混合，导致系统效率降低。锅炉系统水平方向依次为锅炉进口烟道，膨胀节，中压过热器模块，低压过热器模块，中压蒸发器模块，低压蒸发器模块，省煤器模块，除氧蒸发器模块，出口膨胀节，出口烟道，烟囱，平台扶梯，两侧水位计、照明。其中锅炉本体高度为14.5米，锅炉总长度为20米(含转换烟道)，考虑到最终的环保要求，出口烟囱高度30m。1.1.主厂房布置主厂房由汽机房、辅助跨组成，采用二列式布置。主厂房尺寸汇总表项目单位数据一、汽机间柱距m6跨度m18跨数--10汽轮机厂房总长度m36运转层标高m871 轨顶标高m15.5下弦标高m20吊车t32/10二、除氧辅助间柱距m6跨度m8.9跨数--10总长度m361.1.热力系统根据装机方案选用的锅炉和汽轮机组的配置，拟定其原则性热力系统图。由于采用3台余热锅炉配置一台汽机的装机方案，其热力系统中各汽水管路采用集中母管制；与每台锅炉连接的蒸汽、给水、疏放水等管路部分为单管分段，然后集中母管分接汽机及有关辅机；在管路的适当位置加装隔离阀，以便切换运行、检修。在以热定电原则下，次高温次高压蒸汽母管与供热管间设一台80t/h减温减压装置作为备用，以确保在汽轮机在故障情况下供热的连续性，减温减压装置布置加热器平台8米层。1.1.1.主蒸汽管路每台炉产生的次高温次高压蒸汽由各自的过热器集汽集箱引出，汇入炉后的主蒸汽母管；分接至25MW汽机和减温减压器。与蒸汽母管相接的支管、机、炉进出口处均设隔断阀，以作保障停机、炉和检修的安全隔断；锅炉蒸汽出口、汽机、减温减压器的进汽管均设流量测量装置，以对机炉监测考核。1.1.2.汽机抽汽和供热管路本项目以汽机抽汽为主汽源，对外供热；其排汽参数为0.981MPa、314℃并和余热锅炉的低压蒸汽(1.0MPa,220℃)混合向外供汽(0.981MPa,289℃)。为保证供热的可靠性，设置一台减温减压装置，将余热锅炉主蒸汽通过减温减压，提供二次蒸汽作为备用供汽源。71 汽机的抽汽从汽机间引出，接至供汽站分汽缸，由数支路对外供热，至各供热负荷；为防止蒸汽回流，在抽汽管上设置快速关断阀。进出分汽缸的各路管道均加装隔离阀，以方便切换和检修。1.1.1.凝结水及补给水系统C25机组采用2台4N6X2型凝水泵，1台运行，1台备用。主凝结水经过凝结水泵加压后通过轴封加热器送入余热锅炉的给水预热器，化学除盐水送入除氧器或凝汽器。1.1.2.给水管路本项目锅炉为双压余热锅炉、自带除氧器，除氧锅筒给水温度为120℃。每台锅炉选用2台高压和2台低压给水泵，一用一备。经除氧器除氧加热后的给水由除氧锅筒出水口至低压给水母管，经支管引至高、低压给水泵入口，加压后分别汇入高、低压给水母管，经给水操作控制台分别进入高、低压锅炉省煤器。高压锅炉给水泵共6台，每炉两台，型号为DG45-80X10。低压锅炉给水泵共6台，每炉两台，型号为DG6-25X6。1.1.3.锅炉补给水本项目供热不考虑回收凝结水。锅炉补给水来自于本项目的化水车间除盐水。正常运行时，化学除盐水直接补至余热锅炉除氧锅筒，凝汽器设置一路除盐水补水，在汽轮机启动时投运。1.1.4.其他管路锅炉排污：因本项目锅炉容量小，排污量较少，热损失量相对较小；因此不考虑回收利用连排扩容后二次蒸汽；故锅炉的连续排污和定期排污共用一台排污扩容器；按有关设计规范要求，本项目每台锅炉设一台排污扩容器及排污冷却井。各锅炉的排污水汇总至排污总管，引至排污扩容器，扩容后进入排污井冷却再流入厂区排水沟。考虑到锅炉容量较小，机组又为常年运行，为了简化系统和节约投资，本锅炉区域不设疏放水系统，启动时的疏水和锅筒紧急放水直接接入定期排污扩容器。1.1.5.供热系统71 本项目对外供汽：以C25-4.9/0.981汽轮机组抽汽蒸汽余热锅炉低压蒸汽为汽源向热负荷供热，辅设一台减温减压装置为备用；在汽机因故停机时，以锅炉新蒸汽为汽源，经减温减压装置后以二次蒸汽及余热锅炉低压蒸汽不间断连续对外供热，保安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司、安徽滕氏化工有限公司生产热负荷需求。1.1.1.厂区内低压蒸汽管网该蒸汽管网利用燃机余热锅炉生产的低压蒸汽，做为焦炉煤气管网、燃油系统管网吹扫用低压蒸汽以及采暖用汽。1.1.2.热力系统主要辅机1、中压给水泵6台序号参数数值单位备注1流量45m3/h2扬程800m3电机功率／电压220/380kW/V2、低压给水泵6台序号参数数值单位备注1流量6m3/h2扬程150m3电机功率／电压11/380kW/V3.减温减压器1台序号参数数值单位备注1出力80t/h2流量调节范围30～80t/h3压力（一次／二次）4.9/0.981MPa4温度（一次／二次）475/300℃4.2m3排污扩容器3台1.2.压缩空气系统1.2.1.压缩空气使用条件由于联合循环电内有压缩空气使用的需求，电厂内设置压缩空气系统。电厂内有如下情况需要使用压缩空气：1）整个电厂仪表用压缩空气；2）燃机用压缩空气(进气过滤器反吹等)；3）制氮机用压缩空气；71 1）化水系统用压缩空气；2）管道吹扫用压缩空气。1.1.1.主要设备选型及配置根据本工程所需压缩空气的量及品质要求，压缩空气站内设螺杆式空气压缩机2台（单机性能：排气量Q=16Nm3/min，排气压力P=0.8MPa），可满足电厂对压缩空气用气量及压力的要求。每台压缩机配备一套冷冻干燥机及过滤器。使生成的压缩空气成品气质量指标达到如下的标准：露点-40℃，含油量≤0.1mg/m3，固体尘≤0.1μm。1.1.2.设备布置压缩空气系统设备与氮气系统设备一起布置在制氮机房内，制氮机房为单层布置，储气罐布置在制氮机房外墙侧。1.2.电厂化学部分1.2.1.工程概况本工程化学水系统主要为电站余热锅炉提供补给水，采用当地龙岱河陈路口闸上地表水、上游矿井排水作为本项目水源。业主提供的水质分析报告如下：工程名称化验编号取水地点取水部位取水时气温℃取水日期年月日取水时水温℃分析日期年月日水样种类浊度嗅味项目mg/Lmmol/L项目mg/Lmmol/L阳离子K+Na+硬度总硬度3957.9Ca2+非碳酸盐硬度Mg2+碳酸盐硬度Fe2+≤0.3负硬度Fe3+酸碱度甲基橙碱度Al3+酚酞碱度NH4+酸度Ba2+pH值7.72Sr2+其他氨氮Cu2+≤0.3游离CO2合计游离Cl2阴离子Cl－88.8CODMn/CrSO42－241BOD5HCO3－溶解固形物91371 CO32－全固形物NO3－悬浮物NO2－细菌含量OH－全硅(SiO2)PO43－非活性硅(SiO2)合计含油量离子分析误差电导率(μs/cm,25℃)溶解固体误差pH值分析误差注：水样采集参见GB/T6907《锅炉用水和冷却水分析方法水样的采集方法》的规定。1.1.1.水汽质量要求本期工程新建余热锅炉3台，每台锅炉产生42.98t/h的5.3MPa、475℃中压蒸汽和4.768t/h的1.1MPa、220℃的低压蒸汽，依照国家标准GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》以及DL/T805-2004《火电厂汽水化学导则》的规定，本工程余热锅炉的水质要求为：a.蒸汽质量标准：钠£15μg/kg二氧化硅£20μg/kg铁£20μg/kg铜£5μg/kgb.锅炉给水质量标准：pH（25℃）8.8~9.3（有铜系统）9.0~9.6（无铜系统）溶氧£15μg/L铁£50μg/L（有铜系统）£30μg/L（无铜系统）铜£10μg/L二氧化硅应保证蒸汽中二氧化硅符合标准联氨10~50μg/L硬度£1.0μmol/L（有铜系统）£2.0μmol/L（无铜系统）油£1.0mg/L（有铜系统）71 £0.3mg/L（无铜系统）a.凝结水质量标准：硬度£2.0μmol/L溶氧£50μg/L二氧化硅应保证蒸汽中二氧化硅符合标准b.锅炉炉水质量标准：磷酸根5~15mg/LpH（25℃）9.0~11.0另外，本工程燃机为减少NOx排放，需要注水，水质要求如下：溶解物£5mg/LpH（25℃）6.0~8.0电导率£1.0μs/cm钠钾£25mg/L二氧化硅£0.1mg/L氯化物£0.5mg/L硫酸盐£0.5mg/L1.1.1.处理方案选择本工程的外供汽量为80t/h，凝结水按不回收考虑。根据《小型火力发电厂设计规范》，可计算化学水处理系统出力：厂内汽水损失3%×3×48=4.32t/h锅炉排污损失2%×3×48=2.88t/h机组启动或事故增加的损失10%×48=4.8t/h燃机注水3×6t/h对外供汽80t/h本化学水处理系统设计出力应为：110t/h系统设计出力取:120t/h本工程余热锅炉的额定压力为5.3MPa，属于次高温次高压锅炉，对补给水质量要求较高。该类型锅炉补给水国内目前比较常规的处理方式有两种，一种为预处理+一级反渗透+混床，一种为预处理+两级反渗透；其中预处理部分拟采用超滤。71 如采用超滤+一级反渗透+混床的处理流程，出水电导率可达0.3μs/cm，但由于需要消耗酸碱，对环境影响大，另外占地面积大、操作运行复杂；如采用超滤+两级反渗透的处理流程，出水电导率达5~10μs/cm；两个方案的比较详见下表：方案比较方案一方案二系统流程超滤+一级反渗透+混床超滤+两级反渗透设备投资约300万约310万运行成本约10元/吨产水约11元/吨产水占地面积需要设置酸碱储罐、中和池等辅助设备，占地面积比较大无须消耗酸碱，占地面积小运行方式系统复杂，设备繁多，除反渗透设备为自动控制外其他主设备均为手动控制系统简单，能实现全过程自动控制出水水质电导率＜0.3μs/cm二氧化硅≤20μg/L硬度≈0μmol/L能满足锅炉补给水要求以及燃机注水要求电导率＜5μs/cm二氧化硅≤100μg/L硬度£1.0μmol/L能满足锅炉补给水要求，但不能满足燃机注水要求综合上述因素比较，虽然方案一比方案二出水水质好，但是投资及运行成本相差无几，且都能满足锅炉补给水要求，方案二具有不消耗酸碱的优势，对于环境保护极为有利，且方案一与方案二投资成本、运行成本相差无几，故本工程锅炉补给水处理采用方案二；对于燃机注水处理，因水量较小，且不是经常运行，可以在锅炉补给水处理的基础上再加EDI精处理。1.1.1.系统流程本工程锅炉补给水处理流程如下：厂区来水→清水箱→清水泵→汽水换热器→袋式过滤器→超滤装置→5μm保安过滤器→一级反渗透高压泵→一级反渗透装置→除二氧化碳器→中间水箱→中间水泵→5μm保安过滤器→二级反渗透高压泵→二级反渗透装置→除盐水箱→除盐水泵→至锅炉。本工程燃机注水处理流程如下：二级反渗透装置部分产水→EDI给水箱→EDI给水泵→1μm保安过滤器→UV杀菌器→EDI装置→纯水箱→纯水泵→燃机上述系统流程技术可行，设备落实，工艺有成熟的经验，出水水质也均能达到水质要求，是目前水处理技术首选先进技术之一；71 其占地面积小，运行费用低，便于操作，运行维护工作量少等特点。为节约水资源，本系统拟将反渗透系统排放的浓盐水收集回用，采用杂用泵提升后供场地冲洗及焦化厂熄焦使用。1.1.1.设备布置本工程化水间按两层布置，一层内设水处理间、水泵间、RO清洗及加药间、加氨间、控制配电间、运行化验间、仓库及检修间等；主要设备均布置在水处理间内；清水箱、除盐水箱、反渗透浓水箱及纯水箱布置在室外；在化水间二层设置有水分析室、仪器天平室、药品库等。1.1.2.炉水加药处理依照国家标准GB50049-94《小型火力发电厂设计规范》，为了防止在锅炉汽包中产生钙垢，锅炉应有炉水磷酸盐处理设施，加药管道采用不锈钢材质，磷酸盐溶液的配置采用除盐水。本工程设置1套手动控制的加磷酸盐装置（2箱4泵），加药装置上设置有2只不锈钢溶液箱，在溶液箱上有电动搅拌装置及滤网，还设置有4台（2用2备）高压力、小容量的计量泵。1.1.3.给水加氨处理为保证给水的pH值维持在8.8~9.3范围内，以避免设备和管道的腐蚀，在化水间加氨间设置一套自动加氨装置（1箱2泵）。加药点设在除盐水泵的进水管上，加氨量可根据定值范围自行调节。1.1.4.给水加联胺处理当凝汽器材质为铜时，为进一步去除给水中的残余氧，采用加联氨辅助除氧。联氨加入点设在除氧器后的给水管上。为此本工程按建设容量配置一套加联胺装置（1箱2泵），加药量由人工调节。加药装置布置在除氧器附近。1.1.5.汽水取样为了准确无误的监控机炉运行中给水、炉水和蒸汽的品质变化情况，判断系统中的设备故障，每台锅炉配备一套集中汽水取样装置，布置在锅炉附近，取样管道采用不锈钢材质。取样点设置分别为：过热蒸汽、中压蒸汽、低压蒸汽、中压炉水、低压炉水、锅炉给水、凝结水。1.1.6.循环水加药处理本工程设置有手动控制的循环水加阻垢剂装置（1箱2泵），放置在循环水泵房加药间内；并考虑夏季在循环水池中定期投加杀菌药剂，以防止冷却71 水塔内藻类的滋生。1.1.水工部分1.1.1.系统简述根据电厂的水源和气象条件，本期工程供水系统采用采用带自然通风冷却塔的二次循环供水系统。循环水经循环水泵加压后，用压力钢管将水送入凝汽器等冷却设备，凝汽器等冷却设备排出的温排水用压力钢管送入冷却塔，冷却后的循环水流入冷却塔水池，然后再经循环水沟自流至循环水泵吸水池，从而形成循环供水系统。1.1.2.供水方案本项目循环冷却水补水、化学补充水和消防水、生活水补充水采用龙岱河陈路口闸上地表水、上游矿井排水水源作为补充水源。龙岱河陈路口闸上地表水、上游矿井排水水源经过滤、消毒后由恒压供水装置供至厂区生活水管网。循环冷却水系统包括汽机循环冷却水系统和辅助设备循环冷却水系统。本项目需要冷却的设备包括汽轮机冷凝器及其辅助设备和煤气压缩机、氮气压缩机、燃气轮发电机组的滑油冷却器、燃机发电机空冷器等其它辅助设备。汽机循环冷却水系统主要为冷却汽轮机冷凝器及其辅助设备提供冷却水，其冷却水由3台循环水泵供给。其参数为Q=3800m3/h，H=24mH2O,N=355kW，两用一备。辅助设备循环冷却水系统为煤气压缩机、氮气压缩机、板式换热器等设备提供冷却水。其冷却水由4台单级双吸离心泵供给，其参数为Q=700m3/h，H=44mH2O，N=132kW，三用一备。循环水补充水、化学补充水和消防水补充水等用水均采用龙岱河陈路口闸上地表水、上游矿井排水水源。龙岱河陈路口闸上地表水、上游矿井排水水源送至主工艺车间—铸造车间新设的工业消防水池，由设在综合水泵房内的循环水补水泵，化学水补水泵、恒压供水装置增压后送至各用水点。本工程设循环水泵房一座。循环水泵房采用半地下布置，设循环水泵间、循环水加药间、配电控制间。本工程需循环冷却水量见表6.171 表6.1循环冷却水用量表序号名称单台需冷却水量数量单位总计一25MW汽机循环冷却水系统m3/h68301凝汽器65001m3/h65002空气冷却器2201m3/h2203冷油器1301m3/h130二辅助设备循环冷却水系统m3/h25521板式换热器（燃机冷却水用）2153m3/h6452煤气压缩机4083m3/h12243氮气压缩机302m3/h60合计本次工程循环冷却水量m3/h87591.1.1.系统补给水量本期工程所需的补给水量：化学水补水180m3/h循环冷却水补给水160m3/h消防补水5m3/h生活用水5m3/h合计370m3/h(不包含消防用水)考虑富裕系数1.15,则为430m3/h。补水由业主提供的工业水送至主工艺车间—铸造车间设置的工业消防水池，由主工艺车间—铸造车间设在综合水泵房内的补水泵增压后送至用水点。为了排除空气中漂入的灰尘，延长设备的使用时间，在冷却塔旁设2台处理水量为250m3/h的无阀滤池做为循环水的旁滤。旁滤接自电厂循环冷却水进水母管，过滤后的水排至冷却塔水池另一端。本工程化学水补水由2台单级卧式离心泵供给，其参数为Q=200m3/h，H=24mH2O，N=18.5kW一用一备。循环冷却水补水由2台单级卧式离心泵供给，其参数为Q=240m3/h，H=17mH2O，N=18.5kW，一用一备。业主在主工艺车间—铸造车间设工业化学消防水池2座，总容积为1000m3，71 可以以满足全厂工业、化学、消防水量的要求，本工程不再单独设置工业化学消防水池。1.1.1.冷却设施a)塔体本期工程的冷却设施采用1500m2逆流式钢筋混凝土自然通风冷却塔一座。b)设计冷却水参数（单台）进塔水温：43℃出塔水温：33℃10%气象条件大气压：100.97kPa干球温度：30.4℃湿球温度：25.9℃冷却水量：8759m/hc)冷却塔工艺布置根据当地的气象条件和冷却水量，全厂设一座1500m2逆流式自然通风冷却塔供本期工程使用，冷却塔设计淋水密度为6.45m3/（h·m2）。自然通风冷却塔塔高70.00米（风简顶）。冷却塔集水池为半地下式水池。地面上高0.20m，地面下深2.00m，水深保持在2米左右。冷却塔填采用双斜波改性PVC塑料填料，填料托架采用拉挤玻璃钢托架。冷却塔采用BO45/160玻璃钢除水器。冷却塔设有二根DN1200的进水管。出塔水沟设有一条2.0m×l.5m地下循环水沟通过地下循环总水沟接至循环水泵房吸水池。循环水给水管道及压力回水管道均采用焊接钢管，做加强级防腐层，即“一底、三布、四油”防腐层。1.1.2.供水方式汽机循环冷却水由汽机循环冷却水泵加压后送至汽轮机主厂房，顺接至汽机房设备的用水口；辅助设备循环水由辅助设备循环冷却水泵加压后送至煤压机房和板式换热器及制氮机房。汽机循环冷却水系统和辅助设备循环水系统的温排水用一根母管送入冷却塔，冷却后的循环水流入冷却塔水池，然后再经循环水沟自流至循环水泵吸水池，从而形成循环供水系统。71 1.1.1.排水本项目的工业废水及生活污水采用分流制。生活污水经化粪池处理后汇合地面雨水排入厂区排水沟。1.2.电气部分1.2.1.设计内容本次工程包括1#、2#、3#燃气轮机发电机组电气部分，4#汽轮发电机组电气部分，厂用电系统,220kV升压站不包括220kV线路。升压站与线路的分界点为：220kV配电装置以220kV架空进线耐张线夹（不含）为界，光缆以进线塔光端盒为界。1.2.2.电气主接线接入系统的设计及保护委托当地电力部门进行设计。根据本工程所处电网的地理位置，本着就近接入的原则，宜将功率输送到离本项目4公里左右的飞来峰变电所220kV母线上。发电厂最终规模为3台32MW级燃气轮发电机组、1台25MW汽轮发电机组。发电机出口电压均为10.5kV。电厂设220kV升压站，电厂通过两回220kV线路和电网系统相连。主接线方案一，220kV采用双母线接线方式，设2回220kV出线。1#、2#、3#燃机发电机、4#汽机发电机出口分别设10kV母线，该母线只考虑带各自发电机的厂用负荷，发电机出线经变压器升压后接入220kV升压站。另设220kV备用变压器一台，备用变压器设10kV母线备用段母线，10kV母线下设低压备用变压器及0.4kV备用段母线，给各级厂用电提供备用电源。发电机出口断路器、发电机主变高压侧断路器、220kV线路断路器和220kV母联断路器为同期点。主接线方案二，220kV采用单母线分段接线方式，设2回220kV出线。1#、2#、3#燃机发电机、4#汽机发电机出口分别设10kV母线，该母线只考虑带各自发电机的厂用负荷，发电机出线经变压器升压后接入220kV升压站。10kV厂用段两两互为备用。发电机出口断路器、发电机主变高压侧断路器、220kV线路断路器和220kV母联断路器为同期点。1.2.3.方案比较主接线方案一供电可靠，扩建方便，便于检修，但设备投资高。71 主接线方案二接线简单，运行方式清晰，投资低。综合技术、经济、运行的安全可靠性考虑，建议采用方案二。详见“电气主接线图”（图号：AXD2012-162K-D01）。1.1.1.发电厂启动方式本项目的启动电源：经地方电网倒送电启动。1.1.2.主要设备选择正确的选择电气设备室是电气主接线和配电装置达到安全、经济运行的重要条件，电力系统的可靠性很大程度取决于主要设备的可靠程度，设备选择应在保证安全、可靠的前提下，积极而稳妥地采用新技术，并力争节约投资。电气设备的选择充分考虑当地气候条件，尽量采用国家的定型产品。设备选型如下：1）220kV配电装置采用户内GIS组合电器。2）10kV断路器采用真空断路器。3）主变压器采用户外三相油浸式变压器。4）厂用变压器采用三相树脂绝缘干式变压器。5）10kV开关柜选用金属铠装移开式中置开关柜。6）0.4kV低压开关柜选用抽屉式低压开关柜。7）高、低压电力电缆选用交联聚乙烯绝缘电缆。1.1.3.主要设备布置汽轮发电机出口设备及10kV配电设备布置在主厂房BC跨内。厂用低压变压器及相应的0.4kV配电装置也布置在主厂房BC跨内。燃气轮机发电机出口设备布置在燃机撬出口发电机小室内。其余电气二次设备均布置在位于主厂房集控室内。1.1.4.控制保护及自动化燃气轮机发电机组的保护由设备供应商成套提供，其它电气设备保护根据不同保护对象分别采用微机组屏式或微机分布式保护装置。采用自动准同期装置和备用电源切换装置。保护及自动装置设置原则遵守《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》(GB50062-92)。1.2.热工控制71 1.1.1.热控设计内容本工程为安徽滕氏燃气发电有限公司项目，工程规模为3×32MW级燃气轮机发电机组＋3×（42.98t/h＋4.8t/h）双压余热锅炉＋1×C25-4.9/0.981汽轮机配30MW发电机组组成的燃气-蒸汽联合循环电厂。热控设计内容为：三台燃机外围系统、三台双压锅炉、一台汽轮发电机组及辅助系统的热控设计。1.1.2.控制方式采用机炉电集中控制方式。燃机外围、汽机、锅炉、除氧给水等均实行DCS监控。集中控制室内设置一定数量的操作员站。在集中控制室内设机炉辅助盘。锅炉电接点水位计及少量的按钮均装在辅助盘上，整个DCS系统采用现场总线光纤环。这样可以尽量减少控制室内的DCS机柜数量，降低能耗，增强DCS系统的抗干扰能力，更好地保证DCS系统安全稳定运行。DCS主要功能覆盖DAS、MCS、SCS。运行人员通过集控室内LCD和键鼠，在少量就地巡回人员的配合下即可实现对锅炉、汽机等主、辅设备和系统运行工况的监视、分析、控制、操作、自动调节、连锁保护以及事故状态下的紧急停炉、停机处理。为了节省现场联接电缆，循环水泵房设置DCS远程站，与DCS系统通讯。就地设置燃机就地控制室，控制室按照单元制设计。GE燃机所带的控制柜、就地操作员站和燃机蓄电池安装于就地控制室内。燃机操作员通过燃机控制室内LCD和键鼠，实现对燃机运行工况监视和操作。燃气轮机重要的信号通过硬接线与DCS连接。GE提供的燃机远程操作员站，布置在集控楼内,实现燃机远程监视和操作。由于余热锅炉距离集控室较远，考虑在余热锅炉电机间，设置锅炉DCS远程站。在电机间设置远程站后，需要考虑安装必要调温通风装置。该布置方案需与业主方协商。本工程化学水处理系统、煤压机系统和氮压机等控制系统由厂家成套，采用PLC控制，PLC保留与DCS通讯的接口。重要的信号采用硬接线与DCS相连。1.1.3.自动化水平lDCS自动化水平71 全厂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：l数据采集系统DASDAS将按照所要求的采样速度，模／数转换精度及扫描周期，对生产过程的各种信息量(模拟量、开关量、脉冲量)进行采集、处理、运算、巡检及储存等，并以文字、图表、曲线等形式组态成各种画面，通过CRT屏幕显示出来，向操作员及时提供机组运行状态的信息。DAS的具体功能有：A、输入信息处理：包括正确性判断、数字滤波、非线性修正、工程单位变换、参数补偿、限值比较、越限时间累计及二次参数计算等。B、CRT各种画面，图表显示：包括模拟图、曲线图、条形图(棒状图)、趋势图、成组参数显示及目录与一览表等。C、记录与报表：包括系统事件记录、趋势记录、报警记录、事件顺序记录、事件追忆记录、定时制表、请求制表、及历史数据的存储和检索。D、报警管理：包括报警确认、多种报警、可变的报警设定值、报警组报警优先级、报警总貌显示及报警闭锁。E、操作指导：机组启停过程中，通过CRT画面和文字显示，显示启动条件，操作流程。当操作过程中程序中断或报警，将显示报警原因，闭锁程序，防止误操作。l模拟量控制系统MCSMCS的功能将锅炉、汽机、作为控制对象，并同时向锅炉和汽机发出负荷指令，通过调节、控制、联锁保护，满足机组安全启停和运行的要求，保持机组稳定地运行。全厂DCS采用冗余处理器，各个设备和系统的参数检测、控制及联锁保护等功能均由过程控制处理器来实现，并通过操作员站进行显示和操作。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。DCS是机组的主要监视和控制设备,包括控制室内的操作员站和机柜间控制柜以及I/O柜;它与作为后备和补充的常规控制仪表（主要包括安装在辅助操作台上的机、炉紧急停机按钮）、就地控制仪表（主要包括就地仪表以及主设备制造厂配套供货的独立的就地控制系统等）有机结合构成了机组整体控制系统,71 从而实现了对机组炉、机、集中统一监视和集中控制。联合循环机组采用分散控制系统后，应以操作员站为监视与控制中心，配以极少量确保停机安全的操作的设备。后备监控设备配置原则：当分散控制系统发生全局性或重大故障（如分散控制系统电源消失、通信中断、全部操作员站失去功能等）时，为确保机组紧急安全停机，应设置独立于分散控制系统的常规操作手段。对于辅助系统如化水处理系统，均采用独立的程序控制系统，并留有与DCS的通讯接口。l燃机自动化水平燃机配备的单元控制柜，实现了燃机自动化运行。控制柜内有如下设备：A、GE9070PLC控制器B、燃机振动监视仪C、多用途发电机保护继电器系统D、自动/手动电压调节系统E、自动/手动同期装置F、用于电能测量的多用途数字表1.1.暖通部分1.1.1.设计范围本工程各系统项目中有关暖通空调方面的设计。1.1.2.暖通方面本工程位于安徽淮北烈山经济开发区，本期工程的生产建筑、辅助及附属生产建筑均设计采暖。对各个控制室、电气控制室采用冷暖空调进行采暖及空气调节，其余采用低压蒸汽采暖。1.1.3.通风方面汽机主厂房采用屋顶通风天窗自然通风。出线小室、厂用配电室、厂用变压器室采用机械通风，换风次数不小于10次/h，选用排风机并兼事故排风用。71 主变室采用建筑通风百叶从半地下室和片散室下部自然进风。屋顶设置无动力涡轮排风机自然排风。配电装置室采用建筑通风百叶自然进风。防腐型轴流风机从房间下部排风，同时设置事故排风机从房间的下部和上部分别排风。事故通风的通风换气量满足配电装置室换气次数不小于12次/h的事故通风要求。事故通风通风量由事故风机和正常通风机共同保证。煤气压缩机厂房设置自然进风、机械排风相结合的通风系统，以排除室内设备及管道泄漏的有害气体。新风由厂房周围窗孔及百叶窗口进风，吸收室内的余热后经安装在屋顶和侧墙上的轴流式防爆风机排出室外。事故状态排风量按不小于12次/h换气量考虑。煤气压缩机厂房屋顶安装防爆通风机。正常运行时，换气次数按8次/h考虑，开启部分风机进行通风。煤气压缩机房副跨变频控制室设置自然进风，轴流风机机械排风系统。事故排风量按10次/h换气次数来计算。制氮机房采用机械进风、自然排风的通风系统，以消除空压机等设备的散热量，进出风流向良好，不能有回流。燃油泵房、循环水泵房采用自然排风。化水室：化验室设机械通风柜，将化验柜中的有害气体排至屋面上空，同时另设机械排风，换气次数每小时6次。加药间设轴流风机作机械通风，换气次数每小时15次，通风机及电动机为防爆式，并直接连接。药品仓库及加药间、化验室等散发腐蚀性气体或贮存腐蚀性药品的房间，其采暖通风设备、管道及附件，采取防腐措施。1.1.1.空调方面对各个值班室、办公室、化验操作室等依据有关设计规范、标准进行舒适性空气调节。1.2.土建部分本工程主要建(构)筑物：（1）燃料供应系统：焦炉煤气压缩机房、油泵房和油罐区（2）热力系统：燃气轮机基础，余热锅炉基础，汽轮机主厂房。（3）化学水处理：化水车间71 （1）水工部分：双曲线自然通风冷却塔，循环水泵房（2）电气部分：220kV升压站（3）公用部分:制氮机房、工业水池、综合水泵房、机修及材料库等。1.1.1.抗震设计本工程抗震设防类别为丙类，抗震设防烈度7度，设计基本加速度值为0.1g，设计地震分组为第二组，特征周期0.55s。1.1.2.基础选型燃气轮发电机组的基础采用现浇钢筋混凝土板式基础。余热锅炉基础采用板式钢筋混凝土结构。汽机基础采用现浇钢筋混凝土框架结构。汽机间纵向采用钢筋混凝土现浇柱与现浇墙梁组成框架结构。主厂房横向为钢筋混凝土框架结构，预应力梯形屋架，预制吊车梁。辅助设施均为现浇钢筋混凝土结构。1.1.3.主厂房布置汽机间跨度18m，汽机横向顺列布置，柱距6m，共6个柱距，总长36m，运转层标高8m，吊车轨顶标高15.5m，屋架下弦标高20m。主厂房BC跨与汽机房取齐，跨度9米。BC跨分两层布置，0米为水泵房，运转层标高8米，布置有除氧器及减温减压器等设备。主厂房A排侧有通行汽车的大门，以利设备搬运。1.1.4.主厂房结构厂房采用钢筋混凝土基础,汽机间采用钢筋混凝土排架结构；BC跨采用钢筋混凝土框架结构，均采用现浇形式，汽机主厂房吊车采用钢筋混凝土吊车梁，汽机底部基础采用桩上承台，汽机基础上部采用现浇钢筋混凝土结构，并与主厂房结构隔开1.1.5.其它主要生产建筑物1)化水车间本工程化学水处理站分为化水处理间及办公楼两部分。化水处理间为单层建筑，长42m，宽20m，层高7m。耐火等级为二级。化学水处理站采用钢筋混凝土柱下独立基础，填充墙下采用素混凝土条形基础。框架结构，楼面为钢筋混凝土现浇板。2)煤气压缩机房71 焦炉煤气压缩机房横向布置，15跨，柱距6m，总长度为90m，跨度24m，防火等级为二级。煤压机房为单层厂房，为方便操作，设置标高4.8米高的操作平台；厂房内布置4台煤气压缩机，为方便安装及检修，设置一台10t电动双梁桥式起重机，跨度为22.50m，起吊高度10m，轻级工作制。煤气压缩机房采用钢筋混凝土柱下独立基础，填充墙下采用素混凝土条形基础。框架结构，楼面为钢筋混凝土现浇板。压缩机的基座采用现浇钢筋混凝土框架结构。1)燃油泵房燃油泵房横向布置，3跨，柱距6m，总长度为18m，跨度7m，高为5m，单层结构，防火等级为二级。燃油泵房采用钢筋混凝土柱下独立基础，填充墙下采用素混凝土条形基础。框架结构，屋面为钢筋混凝土现浇板。2)循环水泵房循环水泵房采用半地下式泵房。泵房平面尺寸为7.5m×48m，其地上部分高6.0m，地下部分深3.00m。循环水泵房采用钢筋混凝土筏板基础，地面以下采用现浇钢筋混凝土外墙，地面以上为框架结构，屋面为钢筋混凝土现浇板。3)空压机及制氮机房空压机及制氮机房平面尺寸为15m×24m，高为5m。制氮机房采用钢筋混凝土柱下独立基础，填充墙下采用素混凝土条形基础。框架结构，屋面为钢筋混凝土现浇板。4)双曲线冷却塔本期工程拟建1座1500m2双曲线自然通风冷却塔，冷却水池深2米。冷却塔塔顶相对标高70.0米。塔顶中面半径约15.742米，喉部中面半径14.500米，环板基础中心半径28.542米。淋水装置构架采用预制钢筋混凝土梁柱结构，现场吊装。地基处理：桩基、钢筋混凝土筏板基础。71 第1章环境保护本工程的环境影响评价工作尚未开展，以下仅为环境污染治理的初步意见和初步环境影响分析，关于本工程详细的环境污染治理措施和具体的环境影响评价，将根据环境影响报告书及环保主管部门的批复意见在本工程初步设计中予以落实。1.1.本工程设计中执行的环保标准(1)《火电厂大气污染物排放标准》GB13223－1996中规定的第Ⅲ时段标准。(2)《环境空气质量标准》GB3095-1996中规定的二级标准。(3)《污水综合排放标准》GB8978－1996中规定的二级标准。(4)《工业企业厂界噪声标准》GB12348－1996中规定的Ⅲ类标准。1.2.拟建项目环境影响分析对策a)为了节能、降低能耗，提高能源使用效率，燃气轮机采用世界先进水平的高效燃机,简单循环热效率达到37%。配备余热锅炉和汽轮发电机组后,总体热效率能达到65.245%。b)焦炉煤气进入燃机前严格按照燃机燃料规范要求进行了除尘、洗奈、脱硫等净化处理，属于清洁燃料，无固体排放物，废气中的污染物很少，近乎没有烟尘排放。c)工程以焦炉煤气为燃料。焦炉煤气消耗量为55950Nm³/h。燃气通过燃气轮机做功后高温烟气排入余热锅炉回收余热后烟气再经过出口烟道由高30m的烟囱排放。单台燃机在额定负荷时烟气体积百分比排气成份如下（GE公司提供）：氩气：0.88CO2：2.79H2O：7.00N2：73.97O2：13.70CO:0.0006HC:0.0002H2O:8.6171 NOx：0.043a)主要污染源来自余热锅炉烟道排气，按现代工艺制造的燃机为低排放环保型设备并且采用了注水措施，其有害气NOX、CO等排放值均不超标，因此本工程中污染的排放相对来说是轻微的。LM2500+G4额定工况尾气中污染物的含量尾气中污染物的浓度NOxCOHCSO2单位为体积ppm<39130.444.80.21换算成体积浓度mg/m3<79.95163260.6GB13223-2011中的标准排放浓度mg/m3120——100b)燃气轮机排气和进气均设有消声器，且由于燃机的自动控制水平较高，运行人员在控制室操作，有效地降低了噪声污染的影响。c)站区绿化设计：站前区除钢筋混凝土地面外，以花台为中心种植花草，配植常绿小乔木，绿篱桂香柳，道路两旁采用落叶乔木银白杨，并配置常绿小乔木，绿篱桂香柳，厂房四周种植草坪。沿围墙种植龙爪柳以加强外围防风林带的防风作用。本工程设计中十分重视环境保护，焦炉煤气进入燃机前严格按照燃机燃料规范要求进行了除尘、洗奈、脱硫等净化处理，属于清洁燃料发电，无固体排放物，废气中的污染物很少。SO2排放浓度大大低于国标允许SO2排放量值，烟尘排放浓度更是远低于国标允许排放浓度的规定。1.1.污染防治1.1.1.污水排放本站排放的废水主要有生活污水、浓水、焦炉煤气管网产生的少量冷凝水、含油废水及冷却水系统排污水等。少量的生活污水经化粪池处理后，排入工业园区生活污水管网，送至园区污水处理厂统一处理。厂区焦炉煤气管网产生的少量冷凝水，拟送回煤气储存及净化区域统一处理。生产过程中的循环冷却水经冷却塔冷却后循环使用，少量的冷却水排污水及锅炉排污水排入生产废水管网集中后通过泵回送煤化有限公司炼焦工艺使用。71 由于本工程大部分废水回收利用，少部分经处理的废水均达到排放标准后，排入园区废污水管网。对水环境基本没有影响。在油泵房内设置一个1m3的污油池，用于收集油泵在安装及运行维护中产生的含油废水及用于排放油罐底部沉积的污油。在油泵房内设置1台污油泵，可以将污油及含油废水送至收集废油的卡车后外运。1.1.1.噪声防治噪声源为燃气机进、排气、燃气机外壳辐射噪声、各类机泵噪声等，其主要是燃气机的噪声。对以上噪声治理，主要从声源、传播途径、受声体三方面采取措施。达到国家厂界噪声标准限值。1.2.环境监测本工程的环境监测和管理工作由江苏滕氏能源科技有限公司统一负责，本工程不再另设监测机构，不增加环境监测仪器设备。1.3.生态环境影响结论本项目采用的主要设备是国际上最先进的，属于国际领先，在国内煤化工企业中，像本项目这种采用这种世界先进技术进行建设的尚不多见，项目建成后基本没有废水废渣产生，排出的废气完全达到国家的环保要求。综上所述，项目建成后不会对环境产生不良影响。71 第1章消防1.1.概述1.1.1.消防设计范围本工程消防设计的范围为燃气轮机组及余热锅炉、汽机厂房、煤压机房、循环水泵房、综合水泵房、化水站、油泵房及油罐区以及制氮机房等。1.1.2.主要设计原则消防系统设计按国家有关规范进行，贯彻“预防为主，防消结合”的方针，做到技术先进，经济合理，生产安全，管理方便，以确保电厂安全正常运行。1.2.总图布置与交通要求在总平面布置中，不仅要考虑生产工艺的流程，同时要考虑主厂房与主要建筑物间距需满足《小型火力发电站设计规范》、《火力发电站与变电所设计防火规范》和《建筑设计防火规范》的要求，一般情况下不小于10m。(1)油罐壁面距离油泵房大于10米，距离煤气柜大于30米，距离其它建筑物均大于20米。(2)煤压机房距离主厂房大于30米。(3)装卸油管距离建筑物大于12米。1.3.建筑物与构筑物要求1.3.1.建（构）筑物防火分类和耐火等级厂区内各建筑物均按规定的火灾危险性及耐火等级进行防火设计，本期工程所有建筑物的耐火等级及其在生产过程中的火灾危险性见表8.1。表8.1建(构)筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级序号建筑物名称火灾危险性等级耐火等级备注1汽机厂房丁二级2电气楼丙二级3煤压机房甲二级4制氮机房丁二级5综合水泵房戊二级6油泵房乙二级71 7循环水泵房戊二级8冷却塔戊二级9化水处理站戊二级10烟囱丁二级1.1.1.建筑灭火器配置全厂除设置消防给水系统外，各建筑物内均按照建筑物的火灾危险性、可燃物数量，火灾蔓延速度及补救难易程度配置了不同形式的移动式灭火器。在厂区各火灾危险场区均配置有卤代烷灭火器、干粉灭火器，其数量按《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140-90）配置。1.2.消防给水和电厂各系统的消防措施1.2.1.消防给水系统本期工程厂区内消防系统采用稳高压给水系统。按同一时间厂区内火灾次数为１次设计，事故时最大消防用水量为65L/s，其中室外消火栓系统用水量为40L/s，室内消火栓用水量为25L/s。火灾事故时，消防用水由专设消防供水系统供给。其中主厂房火灾危险性类别为丁类。消防给水水源利用清水池（容量1000m³）作为消防水池,消防水储量大于468m³。本期工程消防设置独立的消防给水管网，消防水泵设于综合水泵房内。1.2.2.消防设施及措施(1)室外消火栓系统：室外消火栓系统消防用水量为40L/s，设消防专用环状管网和IS125-100-315型消防水泵2台（Q=240m³/h,H=73m）。由消防水泵接出二根出水管进入该管网。环状管网主管道管径为DN200。管网上设室外地上式消火栓，消火栓保护半径为120m，管网内压力为0.7MPa。(2)室内消火栓系统：室内消火栓系统消防水量为25L/s，供主厂房等室内消防使用。由室外环状消防管网引两路接入室内消防水环状管网，室内每层均按规定设有室内消火栓，室内消火栓间距约为24m，保护半径为28m。消防主管道管径为DN150，管网上设有2个消防水泵接合器。在主厂房屋面最高处设置高位消防水箱。71 厂区设独立的消防管网，消防管在主厂房四周设DN200的环状管网，其它区设DN200或DNl50的管网，并用阀门分隔成若干独立段以保证检修时停用的消火栓数量不超过5个。消防管道均采用焊接钢管。消防管网在主厂房室内，室外布置成环状，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。1.1.工艺系统的防火措施1.1.1.燃机发电机组的主要防火措施燃机设备消防主要由燃机厂商供应CO2灭火自动控制系统，辅以消火栓灭火系统及移动式干粉灭火器具。燃机箱装体和发电机箱装体内分别设有火灾探头、天然气泄漏检测和自动灭火装置，并随机带有CO2自动灭火系统，可维持箱装体内二氧化碳设计浓度（30%），持续20分钟。两个箱装体均设有良好的通风装置。燃气轮机箱装体内维持微负压，发电机箱装体内维持微正压，避免燃机箱装体内可能泄漏出的天然气渗入可能出现火花的发电机箱装体。燃机发电机组控制系统设有点火前吹扫程序、点火失败保护和熄火保护，用于吹除燃气轮机内部可能积存的可燃气体。润滑油除雾器上设有阻火器。1.1.2.煤压机房的主要防火措施该工程利用焦炉煤气来进行发电，焦炉煤气作为一种可燃气体，其危险性为甲类，主要采用水消防系统，根据建筑设计防火规范，对于甲类厂房并且体积大于5万立方米，其室外消防水量为35L/S，室内消防水量为10L/S。煤压机房的各层均设有室内消火栓。消防管网内布置成环状，主厂房室并用阀门分成若干独立段。同时在各层设置干粉灭火器等移动式灭火器材。同时焦炉煤气母管上均设有快速切断阀，一旦电站火警确认后，集中控制室消防控制开关将切断煤气来源，各机组上分支煤气管道均设有手动快速切断阀门。1.1.3.主厂房的消防措施本工程的汽轮发电机组润滑油系统采用分散布置，配设一套油净化装置。在设计中采取了以下措施来满足消防要求：71 在主厂房A列柱外每台机组设有一个密封事故油池，事故油池布置于地下，放油管道设有足够的坡度满足排油通畅。在事故排油管道上设置两个钢制阀门，其中一个靠近主油箱布置，另一个距主油箱5m以外布置，并用玻璃罩罩起。有两条通道可到达此阀门。润滑油设备及油管道尽可能的远离高温蒸汽管道，厂房内高温蒸汽管道外都按要求设保温层，保温层外设镀锌铁皮做保护层。压力油管道均采用无缝钢管及钢质阀门，并按高一等级的压力选择。除必须用法兰与设备和部件连接外，全部采用焊接结构。油管道及其附件在安装完后应进行水压试验。主厂房采用水消防系统，主厂房的各层均设有室内消火栓。消防管网在主厂房室内布置成环状，主厂房室内消防管网用阀门分成若干独立段。同时在电缆夹层、电缆隧道设干粉灭火器及二氧化碳灭火器。设计中在布置上尽量使油管道远离高温管道和电源，当油管道与其他管道交叉时，油管布置在下放，热管道布置在上方，并有保温及外部包镀锌铁皮等隔离措施。在油管道法兰连接处下方有热管道时，如汽机前轴承箱法兰连接的油管道等，设置护槽，并设导油管。油管道法兰接合面采用质密、耐油、耐热的垫料。1.1.1.电气设施的防火、防爆设计原则及措施电气设施的防爆措施：对易燃易爆的场所，设计中考虑加强通风；在存在爆炸危险的场所，电气元件选用防爆元件，电机选用防爆电机，照明线路用钢管敷设，灯具选用防爆灯具，采用防爆插座，插座布置在爆炸性混合物不易积聚的地点，局部照明灯具布置在事故时汽流不易冲击到的位置。在电气设备布置较集中的场所，如高压开关室、配电装置室，设有事故排风设备，采用移动式灭火器。电缆防火设计原则及其采取的防范措施：考虑防火要求，本工程电缆采用阻燃电缆，对于特别重要的回路（如消防系统、直流电源等）采用耐火电缆。明敷电缆设计，布置上尽量避免接近热源，避免与热力管道平行或交叉，当电缆与蒸汽管必须接近时，采取隔热防护措施。1.1.2.点火油系统的消防措施本期工程设二个60m³的油罐。在设计中采取以下措施来满足消防要求：油罐区采用移动式泡沫灭火器具。71 油罐的进、出口管道，在靠近油罐处和防火堤外面各设了一道防火阀。油罐的进油管道从油罐的下部进入。管道穿防火堤时，采用不燃烧材料封堵。油管道采用架空敷设。油管道及阀门采用钢质材料。油管道管段连接全部采用焊接连接，除与设备或其它部件使用法兰连接外，整个系统全部采用焊接连接。油系统的卸油、贮油及输油的防雷、防静电设施满足《石油库设计规范》（GB50074-2002）规定。1.1.1.火灾报警及控制系统a)火灾报警系统火灾报警系统控制柜设在集控楼内，系统监测范围包括：煤气压缩站、电气楼、油罐区等建（构）筑物。并在煤气有可能泄漏部位，设有煤气泄漏监测，在母管上设有快速关断阀。本期工程在集控楼内设一套火灾报警系统和煤气泄漏探测监视器，用于监测各建（构）筑物的火灾信号，以及燃机厂房内煤气泄漏信号。按规范设置感烟、感温探测器及红外光束对射探测器；设输入模块接受其它专业的火警信号，设控制模块与防火阀、排风扇等设备联动工作；在电缆夹层以及电缆桥架内设有感温电缆；在煤气母管上设有快速关断阀；同时，设有硬接线信号与原有的火灾报警系统控制柜相连。当发生火警时，火灾报警与控制系统通过警铃，通知运行人员火灾报警区域，通过报警开关关闭空调与送风系统的防火阀以及燃机厂房内的排风扇，同时通过消防联动装置启动消防泵。当发生煤气泄漏时，通过警铃通知运行人员，并迅速切断煤气供应，确保设备安全。火灾报警信号线路采用阻燃双绞线。b)燃气轮机发电机组火灾报警系统燃气轮机发电机组箱装体内有电控式自动灭火监测/消防系统。火灾探测系统采用紫外线探头，当发现火灾时，火灾探测系统检测到火灾信号并通知消防系统监控释放盘，监控释放盘发出电信号起动消防灭火系统，进行自动灭火。箱装体内还配置有一个双通道可燃气体监视系统以连续监视箱装体内的可燃气体，可燃气体浓度较高时，停燃气轮机发电机组，并切断燃气供应。同时，燃气轮机发电机组启动信号与可燃气体监视系统联锁，以保证燃气轮机启动前箱装体内空气干净清洁。71 1.1.消防供电消防水泵按二级负荷双回路供电，电源取自厂用两端母线。在主厂房内设置交直流事故照明切换屏，事故照明在交流停电时由直流电源供给，在各建筑物的主要通道及出入口设计带镉镍电池的应急事故照明灯。71 第1章劳动安全与工业卫生加强劳动保护，改善劳动条件，保护劳动者在生产过程中的安全和健康是我国的一贯方针，是企业管理的一项重要原则，也是企业提高经济效益，促进社会生产力发展的一个重要条件。必须按照国家有关法规，贯彻“安全第一、预防为主”的方针。1.1.设计依据a.《中华人民共和国劳动法》（1996年4月）b.《中华人民共和国安全生产法》2002年6月29日c.《中华人民共和国职业病防治法》（中华人民共和国主席令第60号，2001年）d.《国务院关于加强防尘防毒工作的决定》（国发[1984]97号）e.《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（原劳动部1996年第3号令）f.《爆炸危险场所安全规定》（劳部发[1995]56号）g.《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）h.《电力行业劳动环境检测监督管理规定》（电综[1998]126号）i.《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）j.《工业企业煤气安全规程》（GB6222-86）k.《生产过程安全卫生要求总则》（GB12801-1991）1.2.安全和卫生危害因素劳动安全和工业卫生问题在各行业都存在着。安全技术是以防止工伤事故为目的的一切组织措施和防护装置、保险装置、信号装置等技术手段。工业卫生是改善有害职工身体健康的生产环境，预防职业病为目的的一切措施，如通风、降温、防毒、除尘和消除噪声照明等措施。本项目生产危险有害因素按功能可划分为煤气压缩系统、燃气轮发电机组系统、余热锅炉系统、抽凝发电机组、燃油供应系统、锅炉给水除氧系统、氮气系统等。1.2.1.煤气压缩系统1)71 煤气属第2.3类有毒气体，具有易燃易爆性，煤气压缩系统设备、管路发生泄漏，易引起煤气中毒，泄漏的煤气遇明火、高热均可引发火灾爆炸事故。2)煤气管路无安全阀、压力表等安全附件或安全阀、压力表失效、损坏，可能因煤气压缩系统失去控制，造成爆炸事故。3)煤气压缩系统的冷凝器、气液分离器出现故障，可造成煤气进入废液收集池，遇到明火等可造成火灾爆炸事故。4)煤气管路未设置防雷、防静电接地装置或接地电阻超标，可因雷电、静电引发煤气管路火灾爆炸事故。5)由静电、雷电、撞击、摩擦、电器设备等产生火花，煤气压缩系统着火或爆炸。6)煤气管道系统防爆膜破裂造成煤气泄漏，遇明火引起火灾爆炸。7)煤气压缩系统管路无接地措施或接地不良，阀门、法兰无跨接，造成静电积聚，产生静电火化，引起火灾、爆炸。8)安全管理不到位，在煤气管路、设备周围产生明火，当煤气发生泄漏，可能导致火灾爆炸事故发生。9)检修时未按照动火制度进行审批，或动火前未采取置换并经检测合格即行动火，可能造成意外火灾爆炸事故。10)煤气场所未设有毒气体报警仪或有毒气体报警仪失效，发生煤气泄漏未及时发现，可能发生火灾爆炸事故。11）煤气压缩系统氮气密封破坏，焦炉煤气泄漏或空气进入压缩系统，达到爆炸极限，可能造成火灾、爆炸事故。12）煤气管道上的止回阀、安全水封等失效，在燃气回火可能造成火灾、爆炸事故。13）煤气压缩系统的冷却器等出现断水现象，可能造成冷却器受热破裂，发生设备损坏和人员伤亡事故。14）压气机喘振会导致发动机机件的强烈机械振动和热端超温，并在很短的时间内造成机件的严重损坏，在任何状态下都不允许压气机进入喘振区工作，一旦发生必须立即采取措施，使压气机退出喘振工作状态。1.1.1.发电机组系统（一）燃机发电系统1)71 燃机在开始点火前，若因操作失误、阀门故障等原因导致有煤气在点火前进入燃机内部，点火时可能造成燃机爆炸事故。2)点火前，未进行燃机内可燃气体浓度检测，若由于阀门不严、操作失误等原因致使燃机内可燃气体浓度达到爆炸极限，点火时将造成燃机爆炸事故。3)燃机燃用煤气时，当系统二次点火时，若燃机内残存有未燃烧的煤气未经吹扫或吹扫不合格即用柴油点火，会造成燃机爆炸事故。4）燃气轮发电机组断油烧瓦是是火电厂非常严重的恶性事故之一，运行中轴承一旦断油，将造成轴瓦的烧毁，更为严重时会造成大轴弯曲和轴瓦处冒烟、着火、爆炸等严重事故。（二）蒸汽轮机发电系统1）汽轮发电机组断油烧瓦是是火电厂非常严重的恶性事故之一，运行中轴承一旦断油，将造成轴瓦的烧毁，更为严重时会造成大轴弯曲和轴瓦处冒烟、着火、爆炸等严重事故。2）汽轮机油系统火灾的主要原因有：（1）油管道、法兰等因制造、材质、安装、检修、维护等原因造成喷油、漏油至高温热体发生火灾事故。（2）油系统附近的有未保温或保温不良的热体(透平油燃点240℃，有些热体表面，如高温蒸汽管道，温度可达200-300℃)。（3）在压力油管道中，违规使用铸铁、铸铜阀门爆裂漏油着火。（4）轴瓦、油档及前箱结合面等维修质量差产生漏油，而没及时采取措施漏油遇热体引起着火。（5）电气设备短路故障，静电火花或其它火灾引起油系统着火。3）汽轮机飞车事故：汽轮机飞车事故是机组由于制造、安装、检修和运行等缺陷，如超速保护系统发生故障汽机停机时，外供蒸汽系统倒流至气缸内继续做功，将造成汽轮机超速严重，使叶片甩脱，轴承损坏，大轴折断，甚至整个机组报废，造成机毁人亡的严重事故。汽轮机严重超速时会出现以下几种现象：①声音突然变的不正常；②机组振动增大；③危急保安器达到超速试验转速时不动作。汽轮机飞车事故常发生在试车的超速实验和甩负荷试验中。甩负荷主要有以下几种类型：71 ①因供电输变线路突然跳闸，使机组负荷无法正常输出；②发电机保护动作，跳开发电机出口开关；③燃气轮机、汽轮机保护动作，自动主汽门突然关闭；④运行中某一自动主汽门、调速汽门或某一油动机突然关闭。1.1.1.锅炉系统该项目上3台48t/h余热锅炉，其中：次高温次高压蒸汽压力：5.3MPa，蒸汽温度：475℃，低温低压蒸汽压力：1.1MPa，蒸汽温度：220℃。锅炉是热能转换设备，由于它直接受到加热，内部承受一定压力，因此属于具有爆炸危险的特种设备。锅炉在运行中承受高温和一定的压力，如结构不合理、制造质量差、钢材质量问题或使用管理水平低等，可导致锅炉发生事故，甚至爆炸事故。在锅炉的运行过程中，如违反安全操作规程、安全装置失灵或设备腐蚀磨损也可发生火灾爆炸事故。锅炉运行过程中可能导致锅炉爆炸或严重损坏事故的主要危险因素如下：(1)锅炉缺水：锅炉缺水在锅炉运行中是最多、最普遍的危险因素之一，它常常是炉管变形、过热、爆破，锅筒烧塌，甚至是引起锅炉爆炸的直接原因。(2)锅炉满水：锅炉满水是指锅炉在运行中水位高于最高安全水位或保护停机未能动作时，锅炉出现汽、水分离失效，管路、设备会产生水击现象而破坏设备。(3)锅炉超压：锅炉超压是指锅炉在运行中，炉内的压力超过最高许可工作压力。锅炉超压常常是导致锅炉爆炸的直接原因。(4)汽水共腾：锅炉汽水共腾是指锅炉在运行中，锅内的汽、水不进行完善的分离，大量锅水随蒸汽带出。严重的汽水共腾，可造成蒸汽管道水冲击、法兰接口渗漏、管道焊缝震裂、管子夹松动，管道上阀门盖打出等事故。(5)锅炉爆管：锅炉爆管指锅炉在运行中炉管发生破裂。锅炉运行事故中，锅炉爆管事故比较多，也比较普遍，主要是炉管的受热强度高，管壁比较薄，一旦有故障，对事故的敏感性强。锅炉爆管危险性比较大，常常导致锅炉缺水、燃烧室内火焰和燃料喷出、锅炉急剧降压等事故。71 联合循环电厂生产使用燃料焦炉煤气，余热锅炉属于高温、高压设备，燃气发电机组属大型动力设备，同时联合循环电厂本身拥有众多的电气设备，因此热电厂生产在特定的条件下存在中毒、高温烫伤、电伤害、机械伤害、噪声伤害，甚至燃烧、爆炸等职业危害。电厂设备事故会直接造成人员的伤亡；在生产过程中使用和产生的各类油品、蒸汽、高低压电、烟气、化学药品等是电厂的危险物质；电厂中的高温、高压、易燃、易爆、噪声、高空、潮湿、转动机械等场所、部位是安全和卫生危害因素。废气、废水等如得不到适当处理，会影响环境，也影响职工的健康和生产正常进行。其治理措施已在环境保护章节中作了介绍。1.1.劳动保护措施1.1.1.建筑及场地布置根据各系统的不同功能特点，考虑工艺流程、运输、地形、安全和卫生要求等因素合理布置厂区建筑物和设备。保证各建筑物之间最小间距符合安全和防火要求，在主厂房周围形成环形消防通道。集控室、高低压配电室均采用防火性能较好的砖或其他材料砌实封闭，门窗均采用防火门窗，室门都向外开启。全厂门窗除有特殊要求外均采用钢门窗和防火门，并向外开启。厂区内各适当位置设安全标志。联合循环电厂设计按地震烈度为7度考虑。1.1.2.燃气轮机发电机组燃气轮机发电机组是电厂主机设备，设备先进，自动化程度高，循环热效率高。燃气轮机采用箱装体形式，具有完善的进气消音系统和箱装体通风进、排气消音系统，内部照明系统，自动灭火系统等，安全防护措施完善。燃气轮机发电机组在箱装体外1米处噪声不高于85dBA。1.1.3.易燃易爆场所燃气轮机房及煤气压缩机房均设置火灾报警装置，为及时发现煤气泄漏，在煤气压缩机、煤气冷却器等区域设煤气泄漏报警系统。在主厂房、控制室、电气室及电缆沟等易着火区域设置火灾报警系统。汽机主油箱、主变压器均设计有事故排油设施。易燃易爆场所的所有设施、设备、仪器、仪表选型应注意防火防爆要求，并进行防静电设计。71 易燃易爆场所动用明火，必须经主管领导批准，办理有关手续。实施时应采取适当隔离措施。1.1.1.压力容器选用的各类压力容器符合有关规范。余热锅炉的过热集箱、汽包、主蒸汽管以及除氧器等均有安全阀。1.1.2.电缆根据不同场所、不同类型及用途，采用阻火墙，阻燃封堵，防火涂料和包带耐火槽盒。选用难燃耐火型电缆，进行防静电设计等。地下电缆沟内不同厂房或车间交界处、室外电缆沟进入室内处、配电室母线分段处、不同电压配电室交界处、不同机组及主变压器的缆道连接处、长距离缆道每隔100m处、电缆沟与集控室、网控室连接处设置防火墙，以便火灾时切断火势的蔓延。1.1.3.防电伤导致电器设备火灾的危险因素有设备防爆等级不合格，保护失效过电流，联锁保护失效，雷击，误操作和机械短路是电器设备火灾的直接因素。导致误操作的危险因素是使用绝缘保护工具不当或控制误操作，导致机械短路的危险因素是触电引起的人身伤亡因素主要是误入带电隔间，误触漏电，设备漏电，误操作触电，电气设备、配电装置接地不力，发生雷击、火灾、人身电伤等。高压裸露导线接地或破损短路。所有带电设备的安全净距，按不小于各有关规定最小值设计，选用符合国家规定绝缘水平的电器产品。严格按规范要求进行电气系统设备接地及接零设计。在正常照明故障熄灭，会影响正常生产或造成爆炸、火灾或人身伤亡等严重事故的场所，装设事故照明。1.1.4.防机械伤害、防坠落伤害高空坠落、物体打击、机械伤害和建筑特倒塌造成的人身伤害因素一方面是由于设计不当或施工质量低劣而造成的，如地沟盖板强度不够或不稳；栏杆高度、强度不够；其它外部转动机械无防护罩划防护罩不合格；建筑质量不合格发生倒塌。另一方面也有当事人违反振作规程或注意力不集中所致。71 机械转动部分设有防护罩。所有钢梯、平台、地坑等周围设栏杆或盖板，并考虑防滑措施。1.1.1.防高温集中控制室、办公室等设空调系统。1.1.2.劳保用品操作工人按规定发放劳动保护用品，劳护津贴。在重要岗位配备急救箱，运行人员配防毒面具、防护眼罩、安全帽、耳塞、耳罩。1.1.3.绿化大力加强绿化工作，增加绿化面积，创建花园式电厂。71 第1章节约和合理利用能源1.1.节能本项目采用燃气-蒸汽联合循环进行热电联供式的生产，在现场条件下的综合热效率可达65.245%，消耗的焦炉煤气约55950Nm3/h，每小时可外供104831kWh电量和80t蒸汽,相当于发电标煤耗272.2g/kWh、供电标煤耗308.8g/kWh，按供电标准煤耗全国平均水平350g/kWh、年运行7500小时计算，供电节煤32393t，供热节煤61799t，全年节煤94172t。采用热电联供的方式同时生产电能和热能是目前国家大力提倡的最好的节能途径。本工程联合循环、热电联供机组在现场条件下的综合热效率可达65.245%，其中燃气发电机组单机的发电效率已达37.00%,也是目前世界上最先进的机组之一。因此，搞好设备维护，优化机组的负荷调配和运行方式，保持机组高效运行是节能的最好措施，这对节约能源无疑是十分有利。本工程采用双压自然循环余热锅炉利于提高能量利用率，采用双压余热锅炉比单压提高余热利用率约8%，将整套联合循环总效率增加2%左右，降低能耗，减少设备运行和管理费用。本次选用的燃气轮机辅助机械的电机，采用变频调速控制方式，大幅度降低电厂自用电水平。此外，采用质量可靠的设备和管件，杜绝热电厂汽水管道跑、冒、滴、漏；同进根据我国国家标准《工业设备及管道供热工程设计规范》(GB50264-97)的要求和热电厂的特点以及当地的材料供应状况，选用保温材料，具体如下：1、厂房内的汽水管道采用硅酸铝纤维棉制品，其使用密度采用60kg/m3,常温导热系数λ≤0.043W/m·℃。2、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。另外，要做到建筑节能。所有需采暖的建筑，尤其是主厂房，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，在夏季则减少机炉电控制室空调制冷能耗。1.2.节水71 本工程各工艺系统均充分考虑了节约用水。电厂的循环水、工业水系统均采用闭式循环供水系统。在自然通风冷却塔内安装了收水器，以降低水损。以上这些措施为电厂节约用水创造了有利条件。1.1.其它本工程在系统设计和设备选型上，尽量采用成熟、合理、先进的工艺和低能耗的设备，电厂的运行采用DCS控制系统，自动化程度高，减少操作人员，联合循环电厂的运行安全可靠，经济性较高。71 第1章生产组织和劳动定员1.1.概述本电厂为3×32MW燃气轮发电机组＋1×25MW抽凝式汽轮发电机组＋3×(42.98+4.768)t/h余热锅炉组成的燃气－蒸汽联合循环电厂。电厂以燃气轮机发电机组为主机，利用燃气轮机的排气余热通过余热锅炉产生次高温次高压蒸汽带动抽凝式汽轮发电机组实现联合循环供电供热。1.2.组织机构、人员编制及指标1.2.1.编制依据和原则1、参照“火力发电站机构定员标准”并根据本厂为民营企业的管理机制和要求，参考国内同类型电厂经验来配置人员。2、本厂有各相对独立性质不同的工作岗位，有主控室、燃料输送、水泵房、化学水处理、燃气轮机发电机组、余热锅炉、汽轮发电机组及其它辅机等均需人员管理运行及维修。1.2.2.组织结构及定员本电厂暂定总定员70人，其中运行、维修等生产技术人员60人，管理及后勤服务人员10人。由于燃气－蒸汽联合循环电厂是一种高新技术的发电厂，对操作运行人员有较高要求，因此，运行人员必须具有一定的文化素质，并经培训合格后才能上岗。88 第1章投资估算和经济分析1.1.工程概况本工程采用燃气轮机发电机组+余热锅炉+汽轮发电机组组成联合循环、热电联供。建设规模确定为：3台32MW级燃气轮机、配套3台48t/h余热锅炉及1台25MW抽凝式汽轮发电机组，本工程完成后，铭牌发电功率为128.82MW,对外供热80t/h。1.2.投资估算1.2.1.编制依据1)2006年《电力建设工程概算定额》；2)《火力发电工程建设预算编制与计算标准》2007-12-01实施；3)《电力建设工程预算定额》第六册调试工程（2006年版）；4)《关于公布各地区工资性补贴的通知》电定总造[2007]12号；5)《关于颁布华东地区发电安装工程概预算定额价格水平调整系数的通知》电定总造[2009]12号；6)场地填方约260万元；7)设备价格：按设备厂家询价及同类型工程设备价格。燃气轮发电机组为引进设备，投资估算含关税和增值税；8)《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》。1.2.2.工程费用估算建设项目总投资72089元，其中固定资产投资70380万元，流动资产投资为1708万元。总投资估算见附表b-01。1、建设投资68672万元；2、建设期利息1709万元；3、流动资金1708万元。1.2.3.资金筹措本项目建设投资向银行贷款70%，利率按6.9%，即68672万元自筹20409万元，投资使用计划与资金筹措表见附表b-02。1.2.4.流动资金88 应收帐款、存贷、现金、应付帐款的年周转次数按12次考虑，经计算达产年流动资金需1708万元。铺底流动资金占30%即512万元,余70%为银行贷款即1196万元，利率为6.9%，流动资金估算表见附表b-03。1.1.企业经济效益评估1.1.1.基础数据、确定及评估原则说明根据《热电联产项目可行性研究技术规定》和《热电联产项目可行性研究财务评价方法》而进行评估测算。1)项目建设期12个月，生产期20年；2)每年按7500h计算发电量；3)基准收益率为9%；4)厂用电率11.86%；5)厂年发电量89203.39万度/年；6)厂用电量10579.52万度/年；7)年售电量总计为78625.3万度；其中2/3电量销售给滕氏能源下属子公司，集团内部售电量为52416.9万度/年；剩余1/3电量上网销售，上网售电量为26208.4万度/年；售热量60万吨/年；8)固定资产形成率100%；9)焦炉煤气耗量：55950Nm3/h。1.1.2.成本测算根据《热电联产项目可行性研究财务评价方法》热电产品成本单一分摊比例法：其成本均按同一比例分摊，电分摊比为0.8测算，总成本费用估算表见附表b-04。1)燃料费：焦炉煤气单价0.4元/Nm3（含税）；2)折旧费：按固定资产原值的5%计取；3)修理费：按固定资产原值的3.5%计取；4)工资、福利费：全厂人员数70人；3万元/人·年；福利费率按14%，劳保统筹费率按17%计取，工资及福利费为184万元/年；5)水费：普通水单价2.58元/t,化水单价3元/t；6)财务费用：根据新的财务制度规定流动资金贷款利息和还贷利息一并作为财务费用列入成本，为此产品成本逐年列出；88 1)现金流量表详见附表b-05。1.1.1.销售收入、税金及利润测算1)电热价格及销售收入购电价格按0.709元/度（含税），上网电价按0.436元/度（含税），汽价按178元/t（含税），计算得达产期销售收入为50668万元/年(不含增值税)。2)税金按《中华人民共和国增值税暂行条例实施细则》，供电以17%计算，供热为13%计算，城市维护建设税7%，教育费附加3%。3)资本金净利润率、总投资收益率及所得税资本金净利润率（%）=年平均净利润/项目资本金×100%，计算得92.19%。总投资收益率（%）=营运期内年平均息税前利润/项目总投资×100%，经计算为37.80%。所得税按年利润25%计取。企业盈余公积金按税后利润10%计取。利润与利润分配表详见附表b-07。1.1.2.财务评价主要财务评价指标见表13-1。表13-1财务评价指标一览表序号项目名称单位指标1工程静态总投资（含价差）万元68671.62建设期利息万元17093工程动态总投资万元70380.234财务内部收益率（全部投资）%33.915财务净现值万元132914.276投资回收期年3.947财务内部收益率(自有资金)%76.228财务净现值万元134773.319投资回收期年2.3510财务内部收益率(业主1)%68.4211财务净现值万元126630.2912投资回收期年2.5213投资利润率（%）%34.888 14资本金净利润率(%)%92.1915投资利税率（%）%47.4516含税上网售电价元/MWh43617不含税上网售电价元/MWh372.6518含税购电价元/MWh70919不含税购电价元/MWh60620含税售热价格元/t17821不含税售热价格元/t152.14可见该项目经济效益指标满足行业要求，经济效益较好，具有较强的盈利能力和清偿能力，项目在经济上是可行的。1.1.1.敏感性分析该项目前尚处于可行性研究报告阶段，如果该项目能批准开工建设尚需一段时间，目前市场价格不稳定，而价格又是项目经济效益最敏感的因素，为此，本评估报告分别就固定资产静态投资、燃料、售电价格作为不确定因素分别作上、下浮动5%的敏感性分析，各敏感性分析结果见下表。敏感性分析汇总表变化因素变化率(%)全部投资内部收益率(%)投资利润率(%)投资利税率(%)资本金净利润率(%)焦炉煤气1032.0132.445.0285.99532.9633.646.2389.09033.9134.847.4592.19-534.863648.6695.28-1035.837.2149.8898.38售热价1034.9336.0948.9395.62534.4235.4548.1993.9033.9134.847.4592.19-533.434.1546.7190.47-1032.8833.5145.9788.76购电价1037.3339.1352.6103.66535.6236.9750.0397.92033.9134.847.4592.1988 -532.1932.6344.8786.45-1030.4630.4742.2980.71上网电价1034.9636.1349.0395.72534.4435.4748.2493.95033.9134.847.4592.19-533.3834.1346.6690.42-1032.8533.4745.8688.66计算表明，购电价格最为敏感，其次是燃料费用、再次是上网电价、最后是售热价格。88 第1章结论和建议1.1.结论综上所述，可以得到如下结论:1)改善环境的需要：人类正面临着巨大的能源与环境压力。当今的能源工业主要是矿物燃料工业，包括煤炭、石油和天然气。一方面，矿物能源的应用推动了社会的发展，其资源却在日益耗尽；另一方面，矿物能源的无节制使用，引起了日益严重的环境问题，如导致全球气温变暖、损害臭氧层、破坏生态圈碳平衡、释放有害物质、引起酸雨等自然灾害。我国在新世纪将面临能源与环境问题的严峻挑战，开发和利用拥有巨大资源保障、环境又好的替代能源是事关我国国民经济可持续发展、国家安全和社会进步的重大课题。2)能源得到合理利用，能源综合利用效率高；项目组合方式、规模合理，符合国家行业产业政策。3)原料来源充足、交通运输及供水有保障，项目厂址具备建厂条件。4)环保、劳动安全、职业卫生、消防等方面设计严格执行国家标准、规范。5)实现了资源的综合利用，保护了环境，且具有良好的经济效益、社会效益和环境效益。6)可满足滕氏能源各子公司用电和用汽的要求。7)滕氏能源已具备一批训练有素的热电厂管理、运行、维修的技术队伍，这将为本次热电联供联合循环发电工程建设创造十分有利的条件，使电厂得以实现最小投入，最大产出，电厂单位造价低，建设周期短、投资见效快的目的，据计算单位千瓦造价为5773.62元为一般电厂单位投资的70％，这也是工程建设非常有利的条件。8)本次发电工程的各项技术经济指标均符合国家计委、国家经贸委、建设部、国家环保总局联合发布的急计基础[2000]1268号文《关于发展热电联产的规定》。本工程项目的各项技术经济指标均达到了国家有关行业规定。经济分析的结果表明，本工程的经济效益是良好的。根据以上方案论证、投资估算及经济分析，本工程建设在技术上、经济上是可行的。1.2.建议88 本项目引进的燃气轮机发电机组属于精密设备，而焦炉煤气中萘、焦油、硫的含量会对燃气轮机的安全运行造成很大影响，需特别重视对燃料气的净化处理，保证燃气轮机能长期、高效运行。88 附表b-01发电工程总概算表表一甲金额单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占静态投资比例(%)单位投资(元/kW)一主辅生产工程2980.452368.35431.85　60780.5588.515110.18(一)热力系统774.041711.3950.25　43435.5563.253651.88(二)燃料供应系统450.43528.0853.60　4832.007.04406.25(三)水处理系统135.0385.060.00　580.000.8448.76(四)供水系统1162.0146.0234.00　1542.002.25129.64(五)电气系统310.06050.02640.00　9000.0013.11756.68(六)控制系统　495.0632.00　1127.001.6494.75(七)附属生产工程149.053.062.00　264.000.3822.20二编制年价差229.0　77.00　306.000.4525.73三其他费用　　　7585.07585.0011.05637.72(一)建设场地征用及清理费　　　1200.01200.001.75100.89(二)项目建设管理费　　　869.0869.001.2773.06(三)项目建设技术服务费　　　851.0851.001.2471.5588 (四)分系统调试及整套启动试运费　　　680.0680.000.9957.17(五)生产准备费　　　204.0204.000.3017.15(六)基本预备费　　　3781.03781.005.51317.89四特殊项目　　　　　　0.00　工程静态投资3209.452368.35508.857585.068671.55100.005773.62　各项占静态投资比例(%)4.776.38.0211.0100.00　　　各项静态单位投资(元/kW)269.84402.9463.16637.75773.62　　五动态费用　　　1709.01709.00　　(一)价差预备费　　　　0.00　　(二)建设期贷款利息　　　1709.01709.00　　　工程动态投资3209.452368.35508.859294.070380.55　　　各项占动态投资比例(%)4.674.47.8313.2100.00　　　各项动态单位投资(元/kW)269.84402.9463.16781.45917.30　　88 附表b-02投资使用计划与资金筹措表序号项目名称合计建设期投产经营期1234567……17181920211投资使用计划　　　　　　　　　　　　　　1.1逐年投资比例（%）100100　　　　　　　　　　　　1.2逐年投资额度(万元)6867268672　　　　　　　　　　　　2资本筹措　　　　　　　　　　　　　　2.1[注册]29.72%2040920409　　　　　　　　　　　　2.1.1机组12040920409　　　　　　　　　　　　2.1.1.1业主12040920409　　　　　　　　　　　　2.2[融资]70.28%4826248262　　　　　　　　　　　　2.2.1机组14826248262　　　　　　　　　　　　2.2.1.1银行14826248262　　　　　　　　　　　　　建设期利息17091709　　　　　　　　　　　　3建设期利息合计17091709　　　　　　　　　　　　4流动资金　　1708　　　　　　　　　　　4.1自有流动资金　　5124.2流动资金贷款　　11955工程动态总投资7038070380　5.1其中：固定资产投资70380　　5.2......无形资产投资　　　5.3......递延资产投资　　　88 附表b-03流动资金估算表序号项目名称合计建设期投产经营期1234567……17181920211流动资产68306341534153415341534153415　341534153415341534151.1应收帐款34153170817081708170817081708　170817081708170817081.2存货29581147914791479147914791479　147914791479147914791.2.1原材料1606808080808080　80808080801.2.2燃料27975139913991399139913991399　139913991399139913991.2.3在产品　　　　　　　　　　　　　1.2.4产成品　　　　　　　　　　　　　1.2.5其它　　　　　　　　　　　　　1.3现金4572229229229229229229　2292292292292292流动负债34153170817081708170817081708　170817081708170817082.1应付帐款34153170817081708170817081708　170817081708170817083流动资金34153170817081708170817081708　170817081708170817084流动资金本年增加额17081708　　　　　　　　　　　5流动资金利息1650828282828282828282828288 附表b-04总成本费用估算表序号项目名称合计建设期投产经营期123456789101销售部分1.1企业内部售电量(万度)10483375241752417524175241752417524175241752417524171.2上网售电量(万度)5241692620826208262082620826208262082620826208262081.3售热量(万吨)12006060606060606060602生产成本480218240112401124011240112401124011240112401124011240112.1工资及福利56022802802802802802802802802802802.2普通水费143207167167167167167167167167167162.3化水费用49502482482482482482482482482482482.4燃料费335700167851678516785167851678516785167851678516785167852.5大修费用4926624632463246324632463246324632463246324632.6折旧费7038035193519351935193519351935193519351935193财务费用211103621326729132559220518521498114479036213.1长期贷款利息194603538318428312477212317691415106170835383.2流动资金利息1650828282828282828282824总成本费用501328276322727826924265702621625863255092515524801276324.1固定成本12524862626262626262626262626262626262626262624.2可变成本354970177481774817748177481774817748177481774817748177485经营成本4098382049220492204922049220492204922049220492204922049288 附表b-04总成本费用估算表序号项目名称投产经营期11121314151617181920211销售部分1.1企业内部售电量(万度)52417524175241752417524175241752417524175241752417524171.2上网售电量(万度)26208262082620826208262082620826208262082620826208262081.3售热量(万吨)60606060606060606060602生产成本24011240112401124011240112401124011240112401124011240112.1燃料费2802802802802802802802802802802802.2水费7167167167167167167167167167167162.3工资及福利费2482482482482482482482482482482482.4大修理提纯16785167851678516785167851678516785167851678516785167852.5化水费246324632463246324632463246324632463246324632.6折旧费351935193519351935193519351935193519351935193财务费用436828282828282828282823.1长期贷款利息354　　　　　　　　　　3.2流动资金利息82828282828282828282824总成本费用24447240932409324093240932409324093240932409324093240934.1固定成本626262626262626262626262626262626262626262624.2可变成本17748177481774817748177481774817748177481774817748177485经营成本204922049220492204922049220492204922049220492204922049288 附表b-05项目投资现金流量表序号项目名称合计建设期投产经营期1234567891011121314151617181920211现金流入1021340　50982509825098250982509825098250982509825098250982509825098250982509825098250982509825098250982526891.1产品销售收入1019632　50982509825098250982509825098250982509825098250982509825098250982509825098250982509825098250982509821.2回收流动资产余值1708　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　17082现金流出6222276867228659270402712827216273052739327482275702765927747278362783627836278362783627836278362783627836278362.1固定资产投资6867268672　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　2.2流动资金1708　1708　　　　　　　　　　　　　　　　　　　2.3经营成本409838　20492204922049220492204922049220492204922049220492204922049220492204922049220492204922049220492204922.4城建税及教育附加16578　8298298298298298298298298298298298298298298298298298298298292.5所得税125432　563057195807589659846073616162496338642665156515651565156515651565156515651565153净现金流量399113-6867222323239422385423765236772358823500234112332323234231462314623146231462314623146231462314623146248544累计净现金流量　-68672-46349-224071447252124888972477959771193881427111659461890922122382353842585302816763048223279683511143742603991135所得税前净现金流量524545-6867227953296612966129661296612966129661296612966129661296612966129661296612966129661296612966129661313686累计所得税前净现金流量　-68672-40718-11058186034826477925107586137247166907196568226229255890285551315212344872374533404194433855463516493177524545　　所得税后所得税前　计算指标：财务内部收益率33.91%42.42%　财务净现值132914.3万元184244.5万元Ie=9%　投资回收期3.94年3.37年88 附表b-6损益表序号项目名称合计建设期投产经营期123456789101产品销售收入1019632　5098250982509825098250982509825098250982509822销售税金及附加182354　9118911891189118911891189118911891182.1销售税金165776　8289828982898289828982898289828982892.2两项附加16578　8298298298298298298298298293总成本费用501328　2763227278269242657026216258632550925155248014利润总额501726　2252122875232292358323936242902464424998253525弥补亏损(五年内)　　　　　　　　　　　6所得税纳税基数501726　2252122875232292358323936242902464424998253527所得税125432　5630571958075896598460736161624963388可供分配利润376295　1689117156174221768717952182181848318748190148.1企业盈余公积10205　168917161742176917951494　　　8.2应付利润351309　1372413962142011444014679152461700517270175368.3未分配利润14781　1478147814781478147814781478147814788.3.1亏损　　　　　　　　　　　8.3.2还贷利润14781　147814781478147814781478147814781478累计未分配利润　　147829564434591273908869103471182513303累计亏损　　　　　　　　　　　累计还贷利润　　14782956443459127390886910347118251330388 附表b-6损益表序号项目名称投产经营期11121314151617181920211产品销售收入50982509825098250982509825098250982509825098250982509822销售税金及附加911891189118911891189118911891189118911891182.1销售税金828982898289828982898289828982898289828982892.2两项附加8298298298298298298298298298298293总成本费用24447240932409324093240932409324093240932409324093240934利润总额25706260592605926059260592605926059260592605926059260595弥补亏损(五年内)　　　　　　　　　　　6所得税纳税基数25706260592605926059260592605926059260592605926059260597所得税642665156515651565156515651565156515651565158可供分配利润19279195451954519545195451954519545195451954519545195458.1企业盈余公积　　　　　　　　　　　8.2应付利润17801195451954519545195451954519545195451954519545195458.3未分配利润1478　　　　　　　　　　8.3.1亏损　　　　　　　　　　　8.3.2还贷利润1478　　　　　　　　　　累计未分配利润1478114781147811478114781147811478114781147811478114781累计亏损　　　　　　　　　　　累计还贷利润147811478114781147811478114781147811478114781147811478188'