生物质发电可行性研究报告书

PAGE1PAGE74生物质发电可行性研究文本目录TOC\o"1-1"\h\z1.概述 12.热负荷 43.电力系统 154．燃料供应 165.机组选型及供热方案 186.厂址条件 237.工程设想 268.环境保护 399消防、劳动安全及工业卫生 4210.工程招标 4411热力网 4912.劳动组织及定员 5113.工程项目实施的条件和轮廓进度 5314.投资估算及财务评价 5415.结论 931.概述1.1项目概况及编制依据项目概况中电洪泽热电有限公司始建于1995年，是洪泽县唯一的供热热电厂，承担着洪泽城区及开发区的化工、轻工、电子等企业和宾馆、饭店的集中供热。热电厂自建厂以来，经过不断的扩容改造已形成了具有一定规模的区域性供热电厂，取代了数十台效率低下的小锅炉，对改善当地大气环境作出了很大的贡献。公司现有四台35t/h中温中压燃煤链条炉和一台75t/h中温中压燃煤循环流化床锅炉，配二台7.5MW和一台15MW抽汽凝汽式汽轮发电机组。目前热电公司对外供热已初具规模，现有热用户五十多家，月平均供热量达6万多吨。随着洪泽县经济建设的发展，工业生产规模的扩大，近来陆续有一些外资、三资企业到开发区落户，以及一些现有热用户生产规模的扩大，热负荷增长迅速，热电厂现有的供热能力已不能满足热负荷发展的需要，因而需进行扩建。为了充分利用当地丰富的生物质资源，本期生物质热电工程拟建设一台75t/h中温中压燃用秸杆（枝条）流化床锅炉配一台15MW抽汽凝汽式汽轮发电机组，并留有一台75t/h同型号锅炉的扩建余地。根据统计，中电洪泽热电有限公司近期平均热负荷达118.94t/h，本期生物质热电工程的热电比达1.39，满足热电比大于1的要求，机组配置符合以热定电的原则。1.1.2编制依据①中电洪泽热电有限公司提供的有关技术资料。②现场踏勘收集的有关资料。③热负荷调查资料及供热协议。1.2研究范围①建设规模根据中电洪泽热电有限公司供热范围内热用户的现有热负荷和近期发展热负荷，按照“以热定电”的原则，确定本期生物质热电工程建设规模的最佳方案。②供热范围根据洪泽县城区及开发区供热规划及现有热力网情况，确定热力网扩建方案。③接入系统根据电网参数和电力部门协商意见,确定主接线与电网并列的最佳方案；本期生物质热电工程接入系统可行性研究和设计由业主另行委托。④环境保护根据洪泽县城区和热电厂建设的实际情况，提出改善环境的具体措施；环境影响报告书的编制由业主另行委托。⑤水源地和燃料运输根据热电厂厂址实际情况，确定取水方案和循环水系统设计方案以及燃料运输的方案。⑥经济效益根据热、电负荷，提出两种装机方案，进行技术经济效益比较,选择最佳装机方案。⑦热电厂厂区内本期生物质热电工程各专业的可行性研究方案由我院进行论证并进行投资估算和财务评价。1.3城市概况淮安市是一代伟人周恩来的故乡，地处苏北腹地，是一座历史久远的古老城市，也是一个经济快速发展的新兴城市。现辖清河、清浦、楚州、淮阴四区和涟水、洪泽、金湖、盱眙四县，面积1.01万平方公里，总人口510万,其中市区建成区面积75平方公里、人口73万。改革开放以来，特别是“九五”以来，淮安经济社会持续快速发展，综合实力显著增强，人民生活明显改善，城乡面貌发生了很大的变化。淮安市历史悠久，人文荟萃。秦时置县，至今已有2200多年的历史。曾是漕运枢纽、盐运要冲，鼎盛时与扬州、苏州、杭州并称为京杭大运河沿线的“四大都市”。淮安市地处苏北腹地，南距江苏省省会南京市188公里，东北距亚欧大陆桥桥头堡连云港市135公里。东靠盐城市，南连扬州市，西与西南接安徽省，北邻连云港市与徐州市以及刚刚成立的宿迁市。其范围为东经118度12分～119度36分，北纬32度43分～34度06分。交通便利，处于104、205国道和宁连一级公路的交汇点上。全市境内河川交错，水网密布，内河航运的主干线京杭大运河流经于此，淮沭新河、苏北灌溉总渠、淮河入江水道、淮河干流、废黄河等9条河流在境内纵横交错。全国“五大淡水湖”之一的洪泽湖位于淮安境内，另外与邻市共有的湖泊有白马湖、宝应湖、高邮湖。洪泽县隶属淮安市，位于中国五大淡水湖之一的洪泽湖畔，全县总面积1393.72平方公里，辖12个乡镇、总人口36.85万。境内平原广袤，土壤肥沃，物产丰富，气候温和，素有“鱼米之乡”的美称。工业主导地位已确立，全县已形成化工、建材、机械电子、食品等四大支柱产业。境内矿产资源丰富，拥有华东地区储量最大的高品位芒硝岩盐矿藏。目前全县已形成年产40万吨元明粉生产能力，是全国第二大元明粉生产基地。农业基础产业稳固发展，初步形成了水产、蔬菜、畜禽、蚕桑、意杨五大主导产业。大闸蟹、银鱼、甲鱼、龙虾仁、洪泽湖大米、岔河大米等远销欧美、日本、韩国、南非、东南亚等国家。旅游资源开发前景广阔，境内名胜丰富，古迹众多，汇集着被誉为“水上长城”的洪泽湖大堤、历尽沧桑的镇水铁牛、乾隆御碑、老子炼丹台、龟山巫支祁（水母娘娘）井等历史景观。洪泽县地处苏北平原，位于淮安市西南部，西邻洪泽湖，是苏北灌溉总渠的起点，水产资源十分丰富，水陆交通便利。洪泽县东与宝应县，南与盱眙县、金湖县交界，宁连高速公路南北穿越洪泽县，公路交通十分发达。水路沿淮河可上溯河南、安徽等省，循南北灌溉总渠经大运河可南下长江，北上山东。1.4项目建设的必要洪泽县素有“淮上明珠”、“鱼米之乡”的美称，在农业上物产丰富，农作物主要有水稻、小麦、玉米和一些杂粮及油料，还种植大量蚕桑，以杨树为主、香椿、槐、柳等树种为辅的林木覆盖率达23%。据统计，洪泽县每年自产的秸杆和枝丫条数量达77.78万吨，这些农作物秸杆除小部分还田或农民用作家用燃料外，大部分都在田野之中直接焚烧，既污染了环境，影响了交通，又造成了生物质能源的极大浪费。当前，我国能源供应过分依赖煤炭等一次能源，煤电占全国电力的70%以上，但我国煤炭资源储备人均占有量低，煤炭资源人均相对匮缺，且我国产能、储能地域与主要用能地域之间距离过远，造成运力（输能）负担过重和损耗增加，煤炭供应紧缺，能源利用率较低。另外，大量以终端直接燃烧方式消耗煤炭，是造成大气环境污染的主要原因，目前，全国约90%的二氧化硫和氮氧化物排放及70%的烟尘都是燃煤造成的，大气污染不仅造成土壤酸化、粮食减产和植被破坏，而且引发大量呼吸道等疾病。因而，充分利用风能、太阳能、水能、生物质能等可再生能源，对改善我国能源结构、保护环境、实现经济社会的可持续发展和保障能源安全都有着重要意义。综上所述，中电洪泽热电有限公司建设燃用生物质热电机组，不仅可以满足洪泽县城区及开发区集中供热的需求，为洪泽提供良好的招商引资环境，而且燃用生物质秸杆或枝丫条可节约能源，提高能源利用率，同时减少烟尘和二氧化硫的排放，减轻交通运输的压力，增加当地农民的收入，从根本上改善区域的环境状况，因而，中电洪泽热电有限公司建设燃用生物质热电机组是十分必要的。1.5主要技术设计原则①.根据国家计委、国家经贸委、建设部联合颁发的《热电联产项目可行性研究技术规定》中规定的内容和深度进行论证。②.按照集中供热、热电联产、以热定电的原则，进行机、炉选型，在保证供汽、安全发电的基础上提高热电厂经济性和降低原材料的消耗。③.为了合理控制工程造价，本期工程合理设计工艺流程，布置紧凑，采用成熟的先进技术。④.认真执行国家“土地法”，贯彻基本建设中节约用地的有关指令。⑤.贯彻执行国家颁布的“环保法”，尽可能采用先进设备和技术，使热电厂各项指标达到国家有关标准；本期工程选用中温中压流化床锅炉配具有较高除尘效率的静电除尘器或布袋除尘器，既改善了环境，又提高了热电厂的经济性。⑥.进行多方案比较，做到技术上可行，经济上合理。1.6简要工作过程我院于2005年6月初就开始与中电洪泽热电有限公司的领导进行了接触，并多次和科研单位的专家、中电洪泽热电有限公司的领导及工程技术人员就本期生物质热电工程建设的有关情况、想法和有关方案进行讨论，我院于2005年7月组成工程组到中电洪泽热电有限公司进行现场踏勘和收集资料，并与公司的领导和工程技术人员洽谈了中电洪泽热电有限公司生物质热电工程建设有关事宜，同时对现有及新增热用户作了进一步的调查，在此基础上，通过计算、分析、论证，2005年10月我院完成了项目申请报告，现提交领导部门及有关专家审查。2.热负荷2.1供热现状中电洪泽热电有限公司一期工程建有四台35t/h中温中压燃煤链条炉，配二台7.5MW抽凝汽式汽轮发电机组,抽汽压力0.98MPa,抽汽温度300℃,额定抽汽量为30t/h；二期工程建有一台75t/h中温中压循环流化床燃煤锅炉，配一台15MW抽凝式汽轮发电机组，供热参数为：抽汽压力0.98MPa，抽汽温度300℃，额定抽汽量为50t/h。该公司是洪泽县唯一供热企业，承担着洪泽县城区化工、轻工、电子、宾馆的集中供热。距中电洪泽热电有限公司1.5公里处，建有洪泽县工业园区，园区内有大量的工业热负荷。热电公司热力网已初具规模，对外供热参数有两种：一种为0.98MPa，由汽轮机供热抽汽供给，另一种为1.57MPa，由锅炉新蒸汽和0.98MPa供热抽汽经压力匹配器（热泵）混合后供给。厂内设有一台50t/h的减温减压器，二次蒸汽参数为P=0.98MPa，t=300℃，在汽轮机故障或检修时对外供热。2.2热负荷2.2.1现状热负荷目前，洪泽热电有限公司现有热用户共有52户，基本上都是工业用汽、商业用汽，除了福斯特化工、轩扬印务、兰健制药等三家企业外，其余热用户用汽压力都在0.6MPa以下。现有0.98MPa用汽最大热负荷120.45t/h，平均90.93t/h，最小68.52t/h，1.57MPa用汽最大热负荷16.42t/h，平均11.09t/h，最小6.72t/h，根据各热用户的用汽报表得现有工业热负荷见表2-1。2.2.2近期新增工业热负荷随着洪泽县城区及工业园区经济的发展，近期需要用汽的热用户有宏泰宠物有限公司、江苏南湖啤酒厂、舜天木业、洪泽纤维板厂、捷圣达鞋业、华宇纺织公司、杰诚制管公司、行健制衣、慈光服饰公司等九家企业，最大热负荷近25t/h，近期新增工业热负荷见表2-2。2.3热负荷调查与核实在进行热负荷调查时发现，各现有用汽单位计量仪表齐全，用汽点均装有流量计，这就为热负荷调查的准确性提供了保证。各热用户的现有热负荷就是根据用汽报表，并结合各单位用热特点、工艺需要整理而得。2.4设计热负荷中电洪泽热电有限公司对外供汽参数仍为两种：P=0.98MPat=300℃P=1.57MPat=340℃2.4.1工业热负荷汇总表以核实后的近期热负荷作为设计热负荷，经调查核实后的工业热负荷经焓值折算至汽轮机抽汽口后见表2-3。2.4.2凝结水回收由于各热用户较为分散，且各热用户用汽性质不一，用热方式多为直接用热，回水质量无法保证，因而本期工程仍不考虑回收凝结水。但有条件的热用户可自行利用回水，以利节能。2.4.3设计热负荷考虑到热用户用热的波动性与热负荷有折减问题，因而不考虑热网散热损失所造成的热负荷增加。最大热负荷同时率取0.85，平均热负荷同时率取0.9，经整理得设计热负荷见表2-4。表2-4设计热负荷表(t/h)时间参数采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小0.98MPa300℃141.3117.698.5125.3104.684.41.57MPa340℃16.4212.089.8413.9910.766.72合计157.72129.68108.34139.29115.3691.122.5年持续热负荷曲线根据各用热单位不同时期的用汽量，结合生产班制、生产天数进行绘制，形成工商业热负荷年持续曲线见图一，综合典型生产日负荷曲线见图二。3.电力系统3.1电力系统概况原热电厂1#、2#、3#发电机出口电压均为10kv，其中1#、2#发电机连接为单母线分段，由10kv-Ⅰ、Ⅱ分别经主变压器升压至35kv，通过35kv电城线接入110kv洪泽变电所并入电网运行，35kv为单母线不分段。3#发电机经主变压器升压至110kv，接入110kv新城变电所，与电网并列运行。热电厂本期拟扩建规模为一台75t/h燃秸杆(和枝条)流化床锅炉配一台15MW出线为10kv电压等级的发电机组，仍以升压至110kv的方式上网。3.2接入系统方案联网方案有待供电部门作接入系统论证。本可研提供附图三种联网方案供参考。方案一:接线最简单,基本上不改变热电厂原有110kv系统接线与设备,但需要架设新线路,被接入变电所还需要有间隔或扩建间隔;方案二:不需要架设新线路,也不增加被接入变电所的间隔数量,即基本上不改变接入变电所的接线与设备,但热电厂侧需在原110kv升压站预留断路器及隔离开关的位置上将断路器及隔离开关实施安装,而且与本期110kv母线连接较困难;方案三:接线较为合理,但投资最大,既需要架设新线路,也需要增加被接入变电所的间隔数量及一应配套设备,而且热电厂侧不但需在原110kv升压站预留断路器及隔离开关的位置上将断路器及隔离开关实施安装,同样存在与本期110kv母线连接较为困难的问题。具体方案有待有关各方面作进一步的论证。4．燃料供应4.1燃料供应4.1.1燃料来源及燃料特性4.1.1.1燃料来源本期生物质热电工程拟建设一台75t/h中温中压流化床锅炉，年需燃料11.57万吨，主要燃用本地区秸秆和枝条，秸杆和枝条的掺烧质量比为4：1。并留有一台相同炉型扩建余地。热电厂本期工程燃用秸秆、枝条量见表4－1。表4-1燃料一台炉秸秆80％枝条20％小时燃料量(t)15.4243.856日燃料量(t)308.4877.12年燃料量(t)9254423136注：①日燃料量按20小时计算②年燃料量按6000小时计算。4.1.1.2燃料特性根据洪泽地区各类生物质的分布现状，本期工程主要设计燃料种类有水稻秸秆、小麦秸秆、杨树修剪枝条和桑树修剪枝条。这几种生物质原料典型的元素分析及工业分析见表4－2。表4－2生物质原料分析成分单位杨树枝桑树枝稻秸麦秸设计燃料Car%39.0637.4335.1735.4935.91Har%4.915.174.244.524.51Oar%30.8633.4430.6132.8231.80Nar%0.910.840.780.630.74Sar%0.270.120.140.220.18Mar%20.0020.0020.0020.0020.00Aar%3.983.019.066.326.85Var%62.0165.4258.2160.7160.31FCar%14.0111.5812.7312.9712.84QnetarkJ/kg14317.1513518.1512684.2413368.9113204.79*生物质水分含量受采集贮存条件影响极大，为便于比较和计算，取表中所有生物质的名义水分为20%。4.1.2燃料厂外运输洪泽县地处苏北平原，位于淮安市西南部，西邻洪泽湖，是苏北灌溉总渠的起点，水陆交通便利。中电洪泽热电有限公司位于洪泽县县城城北，东面紧邻人民北路，西距苏北灌溉总渠约160米。本期生物质热电工程所需燃料（秸秆和枝条）由洪泽县各乡镇分点集中储存运输，目前拟定设置五个分堆场，集中收集储存秸秆、枝条，收集的秸杆在分堆场内进行压缩、打捆，每捆的规格约为800*420*320mm，枝条在分堆场内进行切割，成品枝条的长度在70mm左右。经处理后的燃料用汽车由各分堆场运至厂区内燃料棚，交通极为便利。4.1.3点火、助燃系统锅炉启动点火及助燃投入#0轻柴油，在锅炉启动和固态燃料未投入之前带负荷，有一个燃油床下点火风道燃烧器系统，风道燃烧器也可用于在低负荷运行中维持床温在800℃之上。1）启动燃烧器启动燃烧器位于延伸至布风板下水冷风箱的耐火内衬风道内，是一个安全、易控的气/汽雾化油枪系统。点火油枪的主要目的是加热床料，使其达到固体燃料的着火温度，以便开始加入固体燃料。2）油管系统燃油进入启动燃烧器，每根管道进口装有独立的流量测量计和压力计。燃油枪喷嘴的设计满足出口油压达到20bar。目前热电厂已设有＃0柴油油库V＝10m3，能满足本期工程点火油量，＃0柴油数据见表4－3。表4－3闪点（闭口）≮70℃凝固点0℃密度0.8073×103㎏/m3粘度4.818CST热值10284kcal/㎏4.2系统启动用床料（石英砂）石英砂成分见表4－4。表4－4SiO275～85％Al2O35～15％Fe2O31～5％CaO0．5～2％Na2O1～2％K2O2～3％H2O0～1％5.机组选型及供热方案5.1机组选型5.1.1选型原则中电洪泽热电有限公司生物质热电工程是扩建工程，为了与原有机组的初参数保持一致，以便于运行及管理，本期工程锅炉和汽轮机的初参数仍选择中温中压参数。根据前述设计热负荷，锅炉和汽轮机的选型按照“以热定电、热电结合、节约能源、降低造价”的原则进行5.1.2锅炉选型本期生物质工程锅炉以80%质量份额的软质稻麦秸秆和20%质量份额的硬质生物质（枝条）为设计燃料，需充分考虑锅炉在异种生物质掺混比例发生变化条件下的燃料适应性。作为生物质原料，无论是软质秸秆还是硬质枝条，在燃烧利用的过程中都会表现出一些共有的性质，例如高挥发份、高氧含量、低灰分、低能量密度等，在燃烧装置的设计中需要充分考虑这些性质；除此之外，特定品种的生物质燃料还有自身的特点，特别是以稻秸、麦秆为主体的软质秸秆由于碱金属钾含量很高，且富含氯，往往会在燃烧利用中引发各种问题，突出体现在碱金属和氯引发的高温腐蚀方面。由于秸秆锅炉中钾浓度很高，秸秆燃烧后产生的灰渣熔点很低，在燃烧中容易在受热面上生成难以去除的融渣，增加传热阻力并可能造成烟气流通截面堵塞。同时含氯的秸秆燃烧产生的烟气对金属是一种腐蚀性气体，特别是在高温环境下（高于450℃），温度越高腐蚀速度越快。基于上述几方面因素，本期生物质热电工程锅炉选用由浙江大学热能工程研究所开发和设计的100%燃用生物质燃料的75t/h中温中压锅炉的流化床锅炉。该锅炉采用流态化燃烧技术，流态化燃烧技术是目前在燃烧异种燃料中灵活性最高的一种，为燃用多种燃料设计的流化床锅炉可以不经任何改动顺利改用新的燃料，这种独特的优点是在同时需要燃用两种或多种燃料场合中最关键的能力。根据流态化燃烧理论设计的流化床锅炉可以顺利燃用各种固体、半固体乃至液体燃料，唯一的要求是燃料的热值能够加热燃料本身和空气并蒸发出燃料中的水分。这种特性在燃用通常具有较高水分，较低热值且物理特性多变的生物质燃料时显得尤为可贵。另外，流化床燃烧是一种低温燃烧方式，燃烧温度可以稳定可靠地控制在比煤粉炉或炉排炉低得多的水平上，这种特性不但有利于减少常规烟气中的气体污染物排放水平，对于缓解生物质燃烧过程中碱金属造成的结渣和烟气对受热面的高温腐蚀也有一定的作用。不但如此，流态化燃烧可以提供一个非常独特且优良的气-固或固-固反应场所和条件，这对于利用化学方法控制和缓解有害元素的特定转化迁徙途径有非常积极的意义。考虑到生物质原料的燃烧特性和燃料中高钾软质秸秆引起的碱金属相关问题，该流化床锅炉采用了变截面炉膛结构的低循环倍率循环流化床方案。该锅炉设计方案继承了常规循环流化床锅炉清洁高效和燃料品种适应性广等特点，在生物质燃料的燃烧利用过程中还具有下述优点：（1）燃烧效率高：在循环流化床锅炉中，气、固混合良好，燃烧速率高，床料和未燃尽的生物质半焦之间存在强烈的相对运动，有利于生物质半焦颗粒的破碎和燃尽，配合锅炉设计中低流速、高燃烧室的特点，可以有效提高半焦的一次燃净率，解决常规设计方案中飞灰含碳量高的问题，达到较高的燃烧效率；（2）燃料适应性广，燃料制备和给料系统简单。循环流化床锅炉而且可以燃用煤粉炉、层燃炉难以燃用和各种劣质燃料，入炉燃料几何物理特性特殊和各种燃料的混合物均能适应，正是由于这一点，本设计中结合生物质的收集贮存要求，采用捆状软秸秆直接入炉，并采用了软秸秆捆与枝条类硬质生物质共用给料口的方案，不但能大大降低入炉燃料预处理费用，还简化了锅炉设计，提高了燃料供喂系统的冗余可靠性。（3）由于燃料及床料在循环流化床系统回路中多次循环、反复地燃烧和反应，且炉内气、固紊流运动混合强烈，因而提供了一个理想的气-固、气-气反应环境，有利于采取措施控制和缓解炉膛、受热面中可能存在的碱金属问题。根据统计的热负荷以及热电厂建设的实际情况，为了优化装机方案，本院提出二个装机方案进行比较。方案一：一台C15-3.43/0.981抽汽凝汽式汽轮发电机组配一台75t/h中温中压流化床锅炉。方案二：一台B6-3.43/0.981抽汽凝汽式汽轮发电机组配一台75t/h中温中压流化床锅炉。5.2装机方案汽水平衡及热经济指标计算由于本期工程为生物质热电工程，是生物质资源综合利用项目，燃料特性及年利用小时数等参数与热电厂前二期工程均不一致，因而热经济指标的计算是以本期工程一台生物质锅炉的额定蒸发量为基准，计算两种方案在锅炉蒸发量同为75t/h时的各项经济指标，装机方案一和方案二的热经济指标和汽水平衡计算结果见表5-1、表5-2。表5-1中的发电年均标准煤耗、供热年均标准煤耗等指标暂按燃用标煤进行计算，在第15章再根据生物质燃料的热值进行折算。5.3装机方案比较根据表5-1、表5-2计算结果的比较，可看出方案二虽然在供电燃料消耗等方面优于方案一，但因南风元明粉集团等几家用热量大的企业热负荷波动较大，如南风元明粉集团因生产工艺要求，用热量会在1小时内从50t/h减少至0t/h，又在1小时内从0t/h增加到50t/h，每天这种现象可重复三次，因而方案二所选的背压机无法正常运行；因此，推荐方案一作为本期生物质热电工程的装机方案。5.4推荐装机方案的机、炉设备规范①.汽轮机型号:C15-3.43/0.981一台额定功率:15000kW额定转速:3000r/min额定进汽流量:95.7t/h额定进汽压力:3.43MPa额定进汽温度:435℃额定抽汽压力:0.98MPa额定抽汽温度:302℃额定抽汽流量:50t/h最大抽汽流量:80t/h排汽压力:0.0055MPa给水温度:150℃②.发电机型号:QF-15-2一台额定功率:15000kW额定转速:3000r/min功率因素:0.85出线电压:10.5kv③.锅炉型号:生物质流化床锅炉一台主要设计参数为：名称单位数值额定蒸发量t/h75主蒸汽温度℃450主蒸汽压力MPa3.82给水温度℃150冷风温度℃20排烟温度℃～154锅炉排污率%1汽包额定工作压力MPa4.37锅炉额定给水压力MPa4.61锅炉计算效率%79.4入炉软秸秆捆规格mm800×420×320入炉枝条段规格mm≈70mm设计燃料混合比质量比80(秸秆)：20（枝条）入炉燃料名义水分%＜20入炉燃料名义热值kJ/㎏13205燃料耗量㎏/h192815.5供热方案中电洪泽热电有限公司现有二台7.5MW和一台15MW抽汽凝汽式汽轮发电机组，供热抽汽压力均为0.981MPa。供热管道分三路向各热用户供热，其中一路为1.57MPa的供热管道，供汽汽源由锅炉新蒸汽和0.981MPa抽汽经压力匹配器（热泵）匹配而来；另两路为0.981MPa的供热管道，直接接至0.981MPa供热蒸汽母管。为了提高热电厂供热的可靠性，前期工程已设有一台50t/h的减温减压器，二次蒸汽压力为0.981MPa，在热电厂汽轮机故障或检修等非正常生产期间来保证热用户的生产和生活用汽。热电厂本期工程扩建一台75t/h中温中压锅炉和一台C15-3.43/0.981型抽汽凝汽式汽轮发电机组，供热抽汽管接至厂内原有的0.981MPa供热蒸汽母管对外供热，本期工程不增设减温减压装置。表5-1热经济指标比较表单位第一方案第二方案1x75t/h+1xC15-3.43/0.981x75t/h+1xB6-3.43/0.98序号项目采暖期非采暖期采暖期非采暖期最大平均平均最小最大平均平均最小1热负荷热量GJ/h73.660.954.447.4174.9174.9174.9174.9汽量t/h24.6220.3718.2115.2458.558.558.558.52汽机进汽量t/h73.573.573.573.573.573.573.573.53汽机外供汽量t/h24.6220.3718.2115.2458.558.558.558.54汽机外供热量GJ/h73.660.954.447.4174.9174.9174.9174.95汽机凝汽量t/h33.1137.041.7446.100006发电功率kW1213112985134071387450555055505550557锅炉减温器供汽量t/h000000008锅炉蒸发量t/h75757575757575759发电年均标准煤耗kg/kWh0.4720.22910综合厂用电率%8.36524．5911供单位热量耗厂用电量kWh/GJ5.735.7312发电厂用电率%5.56.513供电年均标准煤耗kg/kWh0.4990.24514供热年均标准煤耗kg/GJ46.5546.5515汽机年供热量GJ/a450000113685016年发电量kWh/a900000003600000017年供电量kWh/a824715002714760018发电设备利用小时h6000600019年供热量GJ/a450000113685020全年耗标煤量t/a62210.4559672.6321热化系数1.71122年均全厂热效率%45.4572.4123年均热电比%138.89877注：表中方案一的热负荷值为公司近期新增热负荷。表5-2汽平衡表类别项目单位数值采暖期非采暖期t/h最大平均最小最大平均最小锅炉额定蒸发量t/h757575757575锅炉汽机进汽量t/h84.2881.8179.9682.6080.5678.84新蒸汽减温减压用汽量t/h000000MPa汽水损失t/h1.51.51.51.51.51.5比较t/h-10.78-8.31-6.46-9.10-7.06-5.34汽机额定抽（排）汽量t/h505050505050工业用汽减温减压汽量t/h000000MPa供汽量t/h24.6220.3717.1721.7218.2115.24补给水加热t/h5.754.764.015.074.253.56厂内杂用t/h111111比较t/h18.6323.8727.8222.2126.5430.2汽机抽（排）汽量t/h31.3726.1322.1827.7923.4619.86.厂址条件6.1厂址概述6.1.1厂址地理位置江苏省洪泽县地处苏北平原，位于江苏省淮安市西南部。洪泽县西邻洪泽湖，是苏北灌溉总渠的起点，水产资源十分丰富，水陆交通便利。洪泽县东与宝应县，南与盱眙县、金湖县交界，宁连高速公路南北穿越洪泽县，公路交通十分发达。洪泽县总体经济增长速度迅速，工业经济连上台阶。洪泽县以轻工业、农业为主，加速发展化工、电子工业等行业，在农业上物产丰富，土地肥沃，河沟交错，四季分明，素有我省鱼米之乡之美称。中电洪泽热电有限公司位于洪泽县县城城北，东面紧邻人民北路，西距苏北灌溉总渠约160米，北面紧邻散居居民（约16户），再北为水泥厂，南侧为洪泽化工集团、南风元明粉集团、大洋化工等几家化工企业。本工程在中电洪泽热电有限公司原厂址北侧扩建。6.1.2厂址自然条件6.1.2.1地形地貌厂区地貌属淮河冲击平原，扩建场地地形平坦，厂址地面标高一般为10米左右。6.1.2.2工程地质建设场地根据现有装置的工程资料，土层为第四纪晚更新世淮河冲击土层，均匀稳定，强度高，压缩性低，工程地质条件简单，差异性小，无不良地质现象，天然地基持力层的承载力在200Kpa以上。场地土层自上而下分布：⑴素填土分（1-1）（1-2）fk=100~130kPa⑵淤泥fk=40⑶粘土fk=165~240⑷粉砂fk=130~230⑸粉土fk=140⑹粘土fk=120~200⑺粉土fk=210⑻粘土fk=260⑼粉砂fk=240据钻探分析：厂区勘察范围内各地层在水平方向上相变较下，在垂直方向上，相变是较大的，主要示现在粘土与粉土、砂类土的交替出现，且各层之间几乎无明显的截然界限。（1-1）层可作一般建筑物地基，（1-2）层不宜做天然地基，（2）层淤泥应予清除，（3）层可作为天然地基持力层，设计时应浅埋基础，充分利用上部粘土“硬壳”（3）层，但应进行下卧层（4）（5）（6）层强度、变形验算。当不满足强度、变形要求时，则应考虑采用复合地基或其他基础形式。地下水类型为潜水质，根据资料，地下水对建筑物无不良影响，场地土类型属中硬场地土，场地土类别为II类，属于对建筑抗震有利地段。6.1.2.3地震地质依据《建筑抗震设计规范》GB50011-2001，洪泽县的抗震设防烈度为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。根据资料，场地土类型属中硬场地土，场地土类别为II类，属于对建筑抗震有利地段。6.1.2.4水文气象条件6.1.2.4.1水文苏北灌溉总渠西接洪泽湖，沿洪泽县界北侧向东流入淮安境内，最后流入黄海，苏北灌溉总渠的堤坝高程为14.10米，总渠的最高水位为10.87米；本工程厂区内的雨水汇入现有雨水系统后排入市政雨水管网。厂区地下水为空隙承压水，含水层为粉砂及粉土层，稳定水位标高一般为7.5米左右，地下水水质对混凝土无腐蚀性。6.1.2.4.2气象中电洪泽热电有限公司热电厂位于城区下风向，对城区环境影响较小。江苏省洪泽县地处苏北平原，属于亚热带和暖温带过渡地区，四季气候分明，寒暑变化明显。⑴气温气压和湿度历年平均气压1.0147×105Pa历年平均气温14.8℃极端最高气温39.8℃极端最低气温-16.1℃⑵降雨量年平均降雨量906.1mm日最大降雨量193.8mm⑶风速和风向夏季平均风速3.5m/s冬季平均风速3.7m/s夏季最大风速21.4m/s冬季最大风速16.3m/s历年主导风向东风、东南风⑷历年最大积雪深度21cm⑸历年最大土壤冻结深度13cm6.1.2.5结论与建议根据区域地质构造，拟建场区附近无活动性断裂通过，历史上无大的破坏性地震发生，属地震少，震级低的地区，从区域地质构造和地震记录等方面分析，本场地属相对稳定区，适宜于本工程建设。本地地震基本烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震第一组。本场地之建筑场地类别为II类，属于对建筑抗震有利地段。工程地质条件简单，差异性小，无不良地质现象，天然地基持力层的承载力在200Kpa以上。6.1.3厂址周围环境中电洪泽热电有限公司位于洪泽县县城城北，东面紧邻人民北路，西距苏北灌溉总渠约160米，北面紧邻散居居民（约16户），再北为水泥厂，南侧为洪泽化工有限公司，厂址周围没有任何名胜古迹。6.2交通运输水路：全县境内河川交错，水网密布，内河航运的主干线京杭大运河流经于此，淮沭新河、苏北灌溉总渠、淮河入江水道、淮河干流、废黄河等9条河流在境内纵横交错。热电厂紧靠苏北灌溉总渠，热电厂燃料、灰渣都可通过水运，水路运输非常方便。公路：洪泽县处于104、205国道和宁连一级公路的交汇点上，热电厂东面紧邻人民北路，公路交通便利。热电厂的大型设备和相关物资也可用汽车拖运进厂。洪泽县水运交通非常便利，区内道路交通完善，四通八达，热电厂交通运输条件较好。6.3热电厂水源热电厂西侧紧靠苏北灌溉总渠，水量充沛，水质良好，本期生物质热电工程循环冷却水仍采用开式循环系统。与热电厂二期工程一样，本期工程增设的轴流式循环水泵仍布置在现有的岸边式泵房的吸水井内，从苏北灌溉总渠中取水，工业水、生产补给水和消防用水水源也利用河水，热电厂生活用水为城市自来水，同时城市自来水也作为热电厂工业用水和消防用水的备用水源。6.4储灰场洪泽热电厂本期生物质热电工程拟建一台75t/h中温中压流化床锅炉，采用三电场静电除尘器或布袋除尘器，实行干出灰，在厂区的西北侧新建一座干灰库和一座沉渣池，秸秆、枝条灰炭由当地化肥厂回收作为钾肥原料，运输采用密封式灰罐车，运输绝大部分由用户承担，热电公司与用户签订协议，灰渣全部综合利用，热电厂不设永久性灰渣场。7.工程设想7.1全厂总体规划及厂区总平面布置7.1.1全厂总体规划7.1.1.1主要设计原则①遵循国家现行的规范、标准要求，充分利用现有的生产、生活设施，以节约用地，减少工程投资。②本期生物质工程按新建1台75t/h生物质锅炉配1台15MW汽轮发电机组，并预留一台锅炉进行布置。③循环水采用开式循环系统，循泵房利用原有的循泵房，并进行局部改造。④热电厂灰渣以综合利用为主，可采用公路或水路运输，并在厂内设置临时灰库和堆渣场。⑤燃料以秸秆和树枝等为主，通过公路直接运至热电厂燃料棚。⑥化学水处理室需进行扩建。⑦热电厂出线本期工程新增一条110kv线路。⑧热电厂污水经处理达标后排入原厂区污水管网，实行雨污分流。7.1.1.2厂区位置方案热电厂厂址位于洪泽县县城城北，现中电洪泽热电有限公司的厂区内，厂区内前期已预留了部分场地，本期还需向北扩建扩建面积约40亩，本工程主厂房的汽机房和锅炉房为分开布置，汽机房、除氧间在原二期的扩建端（北面）进行扩建，锅炉房（包括炉前料场）新建在本期汽机房的北面，办公楼、宿舍等办公生活设施前期已建成，本期不需扩建。7.1.2厂区总平面布置中电洪泽热电有限公司一、二期已建成，一、二期主厂房位于厂区中部，原主厂房为三列式布置，由东向西依次布置汽机房、除氧煤仓间、锅炉房，锅炉后部为除尘器、引风机、烟道及烟囱，在向西为沉灰池，主厂房东边为主控楼及开关室，主厂房南边为化学水处理设施，再南边为材料库及生活设施，化学水处理室西边分别为，干煤棚、煤场、码头及循环水泵房。主厂房由南向北进行扩建。本期生物质工程布置在厂区的北面，本工程主厂房的汽机房和锅炉房为分开布置，汽机房、除氧间在原二期的扩建端（北面）进行扩建，锅炉房（包括炉前料场）新建在本期汽机房的北面，由东向西依次布置炉前料场、辅助框架、锅炉房，锅炉后部为除尘器、引风机、烟道及烟囱，再向西为沉灰池及灰库，锅炉房的北面布置燃料棚；开关室在二期的开关室北面扩建；化学水处理室在原处理室旁扩建。本期工程预留了1台75t/h生物质锅炉的场地。7.1.3施工场地及以后扩建的安排在本期工程施工时，可利用汽机房与锅炉房之间的空地及预留的锅炉扩建位置作为本期工程的施工场地。本期工程规划时，预留了下期工程扩建1台75t/h锅炉的场地，全厂规划容量为45MW。7.1.4主要技术经济指标热电厂建设的主要技术经济指标见表7-1。表7-1厂区总平面布置主要技术经济指标统计表（总体）序号项目单位数量备注1厂区占地面积hm27.6402机组总容量MW453本期工程容量MW154单位容量占地hm2/MW0.16985厂区建（构）筑物占地m2326106建筑系数%42.77厂区利用面积m2454268利用系数%59.59厂区道路及广场面积m2917610道路广场系数%12.0111厂区围墙长度m139712绿化面积m21388513绿化系数%18.27.2燃料运输7.2.1燃料来源本期工程拟建一台75t/h中温中压流化床生物质燃烧锅炉，主要燃用当地秸秆及枝条。每台炉燃料量及生物质元素分析见表4－1、4－2。燃料可通过公路运输至热电厂内。7.2.2料场和运料系统7.2.2.1料场本期工程燃料为生物质，厂区内堆料场采用室内布置，设有良好的通风和消防系统，原则上不设露天料场，室内堆料场拟建在厂区东北边。本期工程厂内燃料堆场跨距为33米，总长约300米，平均堆料高度5米，可储存燃料约4950吨；炉前运料场跨度为33米，长48米，平均堆料高度5米，可储存燃料约792吨，厂区内总的燃料储存量可满足本期工程一台75t/h生物质锅炉约15天的燃料量。由于生物质燃料的收购受季节的限制，洪泽县每年的麦秆、稻秸和枝条这三种生物质原料的采收期集中在夏、秋、冬三季，因而需设置燃料分堆场来储备生物质燃料，即在每年9月份储存足够供9月份到第二年6月份之前燃用的秸秆和9月份到来年冬天枝条采收季到来前的枝条总耗量，分堆场的总储备量应能保证本期工程8个月的秸杆用量和4个月的枝条用量，根据计算，分堆场应能储存约6.7万吨的秸杆和0.84万吨的枝条，根据试验，经压缩打捆的秸秆密度约为每立方米100Kg，枝条经过适当破碎后堆积密度可达到每立方米200kg，所以需要的总堆场体积约为71.2万立米。根据洪泽县的实际情况，本期工程拟根据地理位置在各乡镇设置5个分堆场，每个堆场规模可根据附近资源情况作适当调整，总体上保证分堆场总储存容积大于71.2万立米。各分堆场的燃料储存采用露天布置，并在各分堆场内配置打捆机和破碎机，分堆场总占地面积约为250亩。7.2.2.2卸料设施本期生物质工程燃料运输方式采用公路运输，经公路运输的燃料直接运至厂内堆料场，厂内料场共设有6台抓斗行车。7.2.2.3厂内运料系统因本期工程燃料质为生物质（秸秆、枝条），与常规的运煤系统有所区别，原运煤系统一般都采用皮带机运至煤仓，而生物质燃料不适宜采用中间料仓，对锅炉燃料只有采用直供方式，将经处理后的秸秆和枝条从厂内堆料场分别用抓斗行车运送入炉前料斗中，顺序送进炉前溜槽进入炉膛。运料系统方案见附图。7.3燃烧系统本期工程锅炉采用流态化燃烧技术，是一种新型的燃烧技术，特别是燃烧异种燃料中最灵活的一种，并具有燃烧效率高，燃料适应性广，多次循环，多次返复燃烧等优点。7.3.1给料系统锅炉炉墙前设有三套给料设备，一套为枝条进料口，二套为秸秆进料口，每台设备出力为最大连续蒸发量时耗燃料耗量的50％，生物质由各自的炉前仓通过给料控制设备被送到炉前的三台带式输送机上，经由配备的双闸至锁隔断的炉前溜槽重力或辅助推杆送入炉膛。7.3.2空气系统一次风量约占总风量的40％（根据燃烧过程中燃料配比作适当调整），一次风机出口的空气经多管式空气予热器，进入炉底风室，经布风帽作为一次燃烧用风进入炉内，促使床料流化。二次风由二次风机提供，占总风量60％，二次经空气予热器予热，由二次风口进入炉膛，供燃料燃烧所需空气，实现分级燃烧，使燃料完全燃烧。7.3.3烟气系统燃烧所产生的烟气，由炉膛出口烟窗离开炉膛顶部进入布置在燃烧室前面的旋风分离器，进行烟气杂细灰尘分离，分离后含少量的烟灰经分离器中心筒出进入炉顶水平烟道，再流向尾部烟道，对布置在尾部竖井烟道内的低温，省煤器及单独向外排出的空气予热器放热，最后进入炉后烟道和电除尘器，经吸风机将烟气送入烟囱进入大气，经分离器收集下来的比重较大炭黑，通过分离器回收锥近进入立管，然后进入非机械物料回送装置，送回炉膛实现循环燃烧。7.3.4回料装置回料装置将分离器分离下来的物料连续稳定地送回炉膛，本系统采用回路料密封型的返料机构，回料器及立管内维持一定高度的物料静压，起着密封烟气的作用，回料器用风由高压头小流量的增压风机提供。7.4热力系统7.4.1原则性热力系统本期工程热力系统按一炉一机设计，即一台75t/h中温中压燃用生物质锅炉配一台15000kW抽汽凝汽式汽轮发电机组。主蒸汽系统采用单母管制，与原有的主蒸汽母管连接，再由主蒸汽母管引出一路供本期工程的汽轮机组；主给水系统仍采用单母管，即设低压给水母管、高压给水冷母管和高压给水热母管各一根，新增一台电动给水泵，与二期工程设置的二台电动给水泵互为备用；高压给水冷、热母管、低压给水母管均采用集中母管制，与前期工程相连；高压给水冷热母管之间设有联络阀门，在高加故障切除时，直接向锅炉供水。抽凝机组具有三级回热加热抽汽，高加用汽来自汽机一级抽汽，二级抽汽作除氧器的加热汽源，经减压后的一级抽汽作为除氧器的备用汽源，三级抽汽供低加用汽。系统的补充水采用经化学处理过的除盐水，经化水补水母管送入除氧器或汽轮机的凝汽器。本期工程设一台0.12MPa旋膜式除氧器，给水温度为104℃，除氧器汽源取自抽凝机的二级抽汽母管。设一台DG85-80×7型电动给水泵，流量为85m3/h，扬程为560mH2O。7.4.2供热系统本期工程抽凝机供热抽汽管接至原有的0.98MPa供热蒸汽母管，由供热蒸汽母管通过热网向各热用户供热。7.4.3主要辅助设备选型根据推荐装机方案所拟定的热力系统，主要辅助设备选型如下：1.除氧器：0.12MPa旋膜式一台除氧头：85t/h水箱：40m32.电动给水泵：DG85-80×7一台3.定排：DP-5.5m3一台4.连排：LP-3.5m3一台5.一次风机AG×75－1N。16.5D一台风量：38585Nm3/h风压：16kPa6二次风机AG×75—2N。12.5D一台风量：42443Nm3/h风压：7kPa7.吸风机AG×75－1AN。19.5D一台风量：133035m3/h风压：4.42kPa7.5主厂房布置由于本期工程燃料的特殊性，汽机房和锅炉房分开布置，即汽机房与除氧间合并布置，沿二期工程扩建端开始扩建，前期工程已留有扩建柱；锅炉房与炉前料场合并布置，与前期工程锅炉房脱开单独布置。7.5.1汽机房本期工程汽机房跨度仍为15m，柱距6m，共4个柱距，总长24m。汽机房运转层标高7m。汽轮机采用纵向布置，发电机朝向扩建端，中心线距A排柱6.5m。汽机房0m机座下布置凝汽器、凝结水泵，靠A列柱侧布置汽机本体油箱、油泵、冷油器、射水箱、射水泵等，靠B列柱体贴布置给水泵、高压加热器、低压加热器。汽机房运转层布置汽轮机、发电机。汽轮机、发电机的起吊仍利用二期工程的吊物孔，不再另外设置。7.5.2除氧间除氧间跨度9.0m，柱距6m，共4个柱距，全长24m。零米层布置厂用配电装置；中间层标高4m，为管道层；运转层标高7m，主要布置汽机控制室；除氧层标高12m，主要布置除氧器、连续排污扩容器等设备。7.5.3输料间输料间跨度6m，柱距6m，共8个柱距，全长48m，输料间7m层布置给水操作台、三套给料设备及锅炉控制室。炉前料场场跨度为33米，长48米，配备两台2吨单轨电动抓料机，供三套给料机燃料。7.5.4.锅炉房锅炉房跨度27m，柱距6m，共4个柱距，总长24m。锅炉房运转层标高7m，与预留扩建锅炉的中心线相距18m，锅炉采用半露天布置方式，运转层下封闭。锅炉房零米层布置一次风机、二次风机及冲灰槽；运转层布置加药箱、加药泵和取样装置。7.5.5除尘场地除尘场地自锅炉房向外依次布置炉后烟道、三电场静电除尘器（或布袋除尘器）、引风机和烟囱，本期工程新建一座高100米、出口内径为2.5米的砼烟囱，并留有扩建接口。7.6除灰、渣系统7.6.1主要设备原则本期工程采用灰渣分除方式，炉底渣采用水力冲渣系统，飞灰采用正压气力除灰系统；分别将锅炉燃烧后排出的灰、渣进行收集、贮存和运输，贮灰库、沉渣池及堆渣场设置在厂区西北角。7.6.2设计范围设计一套完整的除灰、渣系统，该系统的界限范围是从锅炉排渣口、电除尘器灰斗的排灰口起至堆渣场和灰库排灰口；其中包括厂内灰、渣的收集、输送和贮存。7.6.3除灰、渣系统7.6.3.1锅炉灰渣排放量根据生物质燃料的分析资料，计算锅炉的灰、渣量见表7-2。表7－2容量项目单位生物质1×75t/h灰量渣量灰渣量设计燃料秸秆80％枝条20％t/h1.390.0741.464t/d27.81.4829.28t/a83404448784备注：①灰渣比按灰95%、渣5%计算②每天按20小时计算③每年按6000小时计算④除尘器除尘效率按99.3%计算7.6.3.2炉底渣处理系统本期工程锅炉燃烧生物质，采用炉型为流化床锅炉，在锅炉密相床底的渣排至水冷螺旋出渣器中，渣温度约在800℃左右，经冷却至≤200℃排入渣沟，用水力冲灰冲至沉灰池，两台螺旋出渣机一用一备，连续排渣。冷渣器冷却水由除盐水接入。除渣工艺系统流程图如下：炉底渣→水封槽→螺旋出渣机→灰沟→沉灰池→堆渣场→装车外运7.6.3.3飞灰处理系统飞灰处理系统拟采用正压气力除灰设备，在电除尘器灰斗下设置2～3个仓泵，采用压缩空气将飞灰输送至贮灰库。为防止气力除灰设备运行故障，电除尘器灰斗下另设事故放灰管，通过水封槽溢流入灰沟至沉灰池。仓泵灰库输送气源由空压机房储气罐提供，为防电除尘器、灰库内积灰造成排灰不畅，都设置气化装置，由灰库卸灰阀放灰装入密封罐汽车外运综合利用。除灰工艺系统流程图如下：气化风机气化风机↓↓空气电加热器空气电加热器↓↓电除尘器灰下→仓泵→贮灰库→卸料阀→密封罐汽车→外运综合利用7.6.3.4主要设备选择7.6.3.4.1除渣设备的选择①灰冷却器4t/h1台②水冷螺旋出渣机4t/h2台③气力除灰系统V＝1m32只V=0.6m31只1套④灰库（砼）Ф＝9m1套本期工程新建1座内径为9m、高为22m钢筋混凝土结构贮灰库，灰库的有效容积为916m3，可以满足1台锅炉约26天存灰量。⑤门式抓斗起重机Q＝3tV＝1m31套⑥冲渣泵Q＝120m3/hH＝50m2台⑦密封灰罐车2辆⑧沉灰池54×14×5（米）1座7.7脱硫系统本期工程锅炉燃料为生物质（秸杆和枝条），根据生物质燃料分析报告，综合含硫很低，约为0.18%，因此，本工程不另设脱硫设施。7.8供排水系统7.8.1概述中电洪泽热电有限公司现有循环水系统采用开式循环方式，循环水泵房设置在苏北灌溉总渠岸边，一期工程设有五台350S—26A型离心式循环水泵，每台循泵流量为1130m3/h，二期工程在原岸边泵房的吸水井内设置了二台轴流式循环水泵，型号为600QG2400—22—200，流量为2400m3/h，扬程为22m，电机功率为200kW。本期生物质热电工程供水规模按1×15MW抽凝机组设计，增设一台600QG2400—22—200同型号轴流式循环水泵，与二期工程一样布置在原岸边泵房的吸水井内，三台轴流泵互为备用。各种排水采用分流制排水系统。7.8.2供水系统7.8.2.1汽轮机组供水方式汽轮机循环冷却水系统仍采用开式循环系统。根据洪泽地方气象条件，凝汽器的冷却倍率夏季拟采用70倍，冬季拟采用50倍。本期工程与二期工程共用三台轴流式循环水泵，二台C15抽凝式汽轮发电机组循环冷却水量计算结果见表7-3。表7-32×15MW机组循环水量表机组编号机组容量MW凝汽量（t/h）凝汽器冷却水量（m3/h）辅机冷却水量m3/h总冷却水量（m3/h）夏季冬季夏季冬季夏季冬季纯凝工况抽汽工况纯凝工况抽汽工况纯凝工况抽汽工况纯凝工况抽汽工况纯凝工况抽汽工况纯凝工况抽汽工况31543264326301018202150130022032302040237015204154326432630101820215013002203230204023701520Σ308652865260203640430026004406460408047403040热电厂二期工程已设有一根DN1000的循环水进水母管和一根DN1200回水母管，本期工程拟对二根母管进行局部改造，二台机共用一根DN1200的循环水进水母管和一根DN1500回水母管。7.8.2.2补给水系统本期生物质热电工程建成投产后，全厂生产补给水量最大为160m3/h，从苏北灌溉总渠直接取水，补给水经化学水处理后从凝汽器或除氧器进行补水。7.8.2.3工业水系统热电厂一、二期已设有工业水系统，本期工程从二期工程工业水母管接至三期主厂房内，并在原工业水泵旁增加一台工业水泵，型号：IS-100-200型，H＝50m，Q＝100t/h，N=22kW。供本期工程辅机冷却水及所有工业用水，工业水水源仍为苏北灌概总渠河水。7.8.2.4生活及消防给水系统本期工程生活用水仍接自洪泽县城区内自来水管网。根据《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-94）中有关规定，本期工程仍利用城市自来水作为消防用水的备用水源。热电厂内增加定员44人，生活用水量增加22m3/d。消防用水不计入水量平衡。本期工程消防设计贯彻“预防为主、防消结合”的原则，严格按规范要求执行，设置常规水消防如消火栓、水喷淋、水喷雾消防系统等。为了节约用水，本期工程除灰系统采用干式除灰系统，除渣系统的用水实行闭式循环，达到既节约用水又保护环境的目的。7.8.2.5厂区排水系统本期生物质热电工程仍采用分流制排水系统，即生产废水、雨水、生活污水在厂区各自成独立系统。生产废水分别由所属车间预处理达标后排入厂区生产废水管道，出厂后就近排入城区内污水管道；厂区雨水就近排入雨水管道；各车间生活污水排入厂区生活污水管道，经地埋式污水处理装置处理达标后排放。7.8.2.6水工建（构）筑物本期生物质热电工程循环水处理系统仍与二期工程一样采用开式循环系统，直接在已建成的苏北灌概总渠岸式泵房吸水井内取水，循环水管的敷设采用直埋敷设方式。7.9储灰场本期生物质热电工程建设的一台75t/h中温中压流化床锅炉的灰渣全部为当地化肥厂运去作为生产原料，热电厂与用户签订了协议，灰渣全部综合利用，灰渣运输由用户承担，用户料场作为热电厂的灰渣场地；因此，热电厂不设永久性灰渣场，只在厂区相关位置设置干灰库和堆渣场。7.10化学水处理系统7.10.1概述中电洪泽热电有限公司因发展需要，本期工程增设1台75t/h中温中压流化床锅炉，1台15MW抽凝式发电机组。热电有限公司的总规模为6炉4机即4×35t/h中温中压链条锅炉；2×75t/h中温中压锅炉；2×7.5MW，2×15MW抽汽凝汽式汽轮发电机组。热电厂现有化学水处理主要设备如下：水力循环澄清池×2（120m3/h）；200m3清水箱×1；40m3中间水箱×2；200m3除盐水箱×2；过滤器（DGC250／147）×2；DN2500弱酸床1台（D113树脂），DN2000阳床（001×7树脂）3台；DN2000阴床（201×7树指）3台；清水泵（100m3/h）3台，反洗水泵1台，阳再生泵1台，阴再生泵1台，中间水泵3台，除盐水泵3台（100m3/h）。现有化水设备出力为Q＝140t/h（两用一备）。7.10.2水源及水质锅炉补给水的水源仍采用苏北灌溉总渠的河水，水质分析报告见下表编号名称符号含量单位1外状较浑2PH值（21℃）PH8.433导电度DD272.22微姆4化学耗氧量COD8.02P．P．M．O25全固形物QG195.7P．P．M6悬浮物XG30.90P．P．M7溶解固形物RG192.30P．P．M8灼烧减少固形物SG65.00P．P．M9钙离子Ca2+26.5931P．P．M10镁离子Mg2+9.4348P．P．M11钠离子Na+11.5P．P．M12K离子K+0.0714E．P．M13铁铝氧化物R2O35.8P．P．M14氯离子CL-22.0P．P．M15硫酸离子SO42-19.34P．P．M16磷酸离子PO43-/P．P．M17重碳酸离子HCO32-/P．P．M18碳酸离子CO32-/P．P．M19二氧化硅离子SiO25.6P．P．M20全硬度YD1.96E．P．M21碳酸盐硬度(YD)T0P．P．M22甲基橙碱度M1.905E．P．M23酚酞碱度P0.215E．P．M24活性硅5.0P．P．M7.10.3锅炉补给水出力①厂内汽水循环损失：（75×2＋35×4）×3%＝8.7t/h②锅炉连续排污损失：（75×2＋35×4）×2％＝5.8t/h③机组启动或事故损失：75×10％＝7.5t/h④对外供汽损失（最大160t/h）以上累计全厂汽水损失总量为182t/h，本期拟扩建一组化学除盐设备，扩建后全厂化水设备最大出力为Q=210t/h（三用一备）7.10.4锅炉补给水处理系统7.10.4.1系统选择根据原水水质资料条件，锅炉汽水设备对补给水的水质要求，现有的锅炉补给水处理系统流程如下：生水箱→生水泵→水力循环澄清池→清水池→中速过滤器→阳离交换器→除碳器→中间水箱→中间泵→阴离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。7.10.4.2系统出水品质二氧化硅≤20ug/L电导率＜0.2us/cm（25℃）该系统出水品质能满足机组热力设备对水质的要求，为防止除盐水对热力设备的腐蚀，对除盐水进行加氨处理、调整，其PH值在8.5～9.2之间。7.10.5锅炉补给水处理系统主要设备及参数①水力循环澄清池Q=120t/hφ72002座（原有）②清水箱V=200m31座（原有）③中速过滤器φ25002台（原有）④弱酸阳床φ25002台（原有）⑤强酸阳床φ20004台（原有3台，新增1台）⑥除CO2器φ12502台（原有）⑦中间水箱V=52m32座（原有）⑧强碱阴床φ20004台（原有3台，新增1台）⑨除盐水箱V=200m3φ64803台（原有）⑩清水泵Q=100t/h3台（原有）⑾中间泵Q=100t/h3台（原有）⑿除盐泵Q=100t/h3台（原有）⒀加氨组合件2箱2泵（备用1台泵）1套（原有）⒁凝聚剂加药件2套（原有）⒂炉内磷酸盐加药组合件1箱2泵3台（原有2台，新增1台）7.10.6炉内加药系统汽水取样系统7.10.6.1炉内加磷酸盐处理炉水采用加磷酸盐处理，磷酸盐直接加入到锅炉汽包内。为此机组配置一套JSL加磷酸盐装置。加药量由人工控制。加药装置布置在锅炉房运转层平台上，顶部设简易防雨顶栅，半露天布置。每套炉水加磷酸盐设备：带电动搅拌溶液箱V1.0m31台计量泵Q＝0～15L／hP＝10MPa2台7.10.6.2水汽取样系统为了对汽、水品质进行可靠的自动监督，选用一套水汽取样装置，取样装置采用高温取样架、分析仪表盘分列布置的形式，分别布置在运转层锅炉尾部和取样仪表盘间。本期工程设置一套水汽取样装置。从机组水汽系统来的取样水经高温取样架冷却再到分析仪表盘，进入测量仪表，测定值通过表盘显示并传入计算机，计算机记录测定值并根据此值确定报警倍的发出，测定值与报警信号均在CRT屏幕上显示，并可通过打印机制表、打印。冷却取样水所需的除盐冷却水取自除盐水站的除盐水箱，用专用冷却水泵送至取样冷却器，然后返回除盐水箱。运行中对除盐冷却水的流量、温度、水质进行监督，在除盐冷却水水温或样水水温超过允许值时报警并自动关闭样水。7.10.7凝汽器铜管涂膜系统为抑制凝汽器铜管腐蚀，厂内已设置硫酸亚铁涂膜系统，使凝汽器铜管内有良好膜层生成。该系统既能运行中一次成膜，也能连续成膜。凝汽器铜管涂膜系统主要设备：溶液箱V＝1.5m32台加药泵Q＝3m3/hP=0.2MPa2台综上所述，本期工程新增设备为：强阳床φ20001台；强阴床φ20001台；炉内加药组合件1套；汽水取样装置1套，其余公用设备不变。7.11电气部分7.11.1电气主接线热电厂本期生物质热电工程拟扩建的一台15MW发电机出线电压仍取10kv电压等级，与20MVA主变构成发变组升压至110kv后接入电网,电厂所发电量除厂用电外全部上网，由电网统一分配。本期拟扩建的15MW发电机10kv系统除机组本身自用电外不考虑其他直配线，仅设置一台开关与前期10kv母线联络，供事故处理或特殊情况下使用。7.11.2厂用电及直流电源热电厂扩建机组厂用电源正常运行时由发电机本身出口提供，启动时可由110kv系统经主变或前期10kv系统经联络开关提供。低压400v厂用备用电源由前期#0备用变压器引入。本期生物质热电工程新设一套2X100AH直流电源装置，供扩建机组控制、保护、自动装置、直流油泵、事故照明等直流用电,并留有扩建余量。7.11.3主设备布置110kv高压配电装置仍采用室内布置，布置在原升压站扩建端。10kv高压配电装置、低压干式厂用变压器及低压开关柜布置在扩建主厂房除氧间底层。电气微机控制系统及自动化保护屏设备布置在原电气控制室内。7.11.4继电保护与自动装置本工程主要电气设备保护、测量、控制拟采用微机集成化保护监控系统，并与热控DCS自动化相配合。发电机主保护配置有：纵差、复合过流、过负荷、定子单相接地、励磁回路一点及二点接地、励磁回路绝缘监视装置等。主变压器保护配置有：纵差、复合过流、过负荷、超温、零序过流、间隙零序过流等。110kv联络线保护配置根据线路长度及电网需要另行配置。10kv联络保护配置有：电流速断、定时过电流。厂用变压器保护配置有：电流速断、过电流、过负荷、另序过电流。电动机保护配置：常规。扩建机组建议重新配置微机自动同期装置一套。同期点设在发电机出口开关、主变低压侧开关、110kv上网线开关及110kv母联开关(如以方案上网)处。扩建机组与电网的解列点设在110kv上网线开关处，具体解列点及解列装置要求由电网运方部门决定。7.11.5过电压保护与接地110kv架空进线终端设高压避雷器一组，沿线避雷线保护。发电机中性点装设避雷器一只，发电机出口电压母线上装设避雷器一组，各真空断路器柜内也装设有限止真空操作过电压的避雷器。有关建构筑物按规定安装防雷设施。扩建厂房设地下接地网系统，与原有地下接地网连接,主要电气设备按规定接地。7.12热力控制本期生物质热电工程设计范围包括：一台75t/h中温中压流化床锅炉，一台15MW抽凝式汽轮机组，以及与之配套的除氧给水、化学水处理、水泵房、燃料输送、出灰等公用设施。7.12.1控制方式因本期工程锅炉房与汽机房分开布置，所以对机、炉实行单独控制，汽机控制室设置在除氧间内，锅炉控制室设置在输料间内。电气仍在原有的主控室进行控制，对输煤、出灰也采用独立控制方式。7.12.2自动化水平随着计算机技术的迅猛发展，热力控制的自动化技术也日新月异。为了尽可能提高管理效率，减少运行人员，降低营运成本，机炉以分散控制系统DCS为主，它包括数据采集系统DAS、模拟控制系统MCS及顺序控制系统SCS。同时还设置有监视锅炉汽包水位、炉膛火焰的工业电视，操作台设置一些紧急停机、停炉的后备操作设备。由于锅炉燃料是采用稻秸、麦秸为主的软质生物质和杨树、桑树技条为主体的硬质生物质，所以燃料控制系统