大同二电厂7号、8号机组供热改造工程可行性研究报告

PAGE3大同二电厂7号、8号机组供热改造工程可行性研究报告

1.概述1.1项目概况及编制依据1.1.1项目概况（1）项目名称：国电大同二电厂7、8号机组供热改造工程（2）建设单位名称：国电大同第二发电厂（3）企业性质：国有企业（4）项目概况大同市为山西省第二大城市，有丰富的煤炭资源及旅游资源，近年来，大力开展城市改造，市容面貌日新月异，作为城市基础设施的集中供热，也得到飞速的发展。到2009年热电联产集中供热面积已达2000多万平方米，对改善当地的大气环境起了重要作用。2009年大同市提出拆除已有的剩余采暖锅炉，新增一批建筑，共需增加供热面积800万平方米，经大同市与国电公司协商，国电公司同意将大同第二发电厂7#、8#机改为供热机组，以支持大同市的集中供热工作。从2007年起大同第二发电厂已分批将厂内6×200MW凝汽机组改为供热机组，承担了大同市近一半的集中供热采暖面积，稳定的供热得到了相关单位及市民的一致好评。7#、8#为国产600MW空冷机组，原为凝汽方式，改为供热在国内为首次。本工程在哈尔滨汽轮机厂的配合下，从汽轮机中、低压联通管上打孔，引出蒸汽管道，至汽水换热站，加热热网循环水，蒸汽放热凝结后回汽机凝结水系统，热网循水加热升温后由厂内送入市区。1.1.2编制依据（1）国电大同第二发电厂对7#、8#机组供热改造工程可行性研究报告编制工作的委托书（2）哈尔滨汽轮机厂：大同600MW亚临界供热改造可靠性分析报告（3）大同市政府办公会纪要（4）二电厂供热改造技术方案研讨会会议纪要（5）国家近期颁布的相关法律文件及业主提供的相关资料及要求等（6）大同市热力有限责任公司关于热负荷的函（7）城市热力网设计规范 CJJ34-2002（8）工业金属管道设计规范 GB50316-2000（9）城镇直埋供热管道工程技术规范 CJJ/T81-981.2研究范围1.2.1范围研究范围为由汽机中低压缸导汽管开孔接管后的，（不包括蒸汽管道上为安全运行配套的各种阀门），机组旁固定支架后蒸汽管道开始，包括厂区热水管道，凝结水管路、汽水换热站的工艺、土建、电气、仪表自控等专业全部设计。1.2.2总体布置及高参数抽汽的利用（1）车间内抽汽管道的走向布置方式（2）汽水换热站的布置方案（3）高抽汽参数的合理利用的多方案论证1.2.3工程设计蒸汽管路、热水管路的设计，汽水换热站各专业设计。1.2.4工程投资估算及经济评价参照国家有关规定进行。1.3工程建设的必要性大同市为了加快城市建设进一步改善大气环境，要求拆除已有分散采暖小锅炉，加上2009年新增的供热面积共800万平方米。已有的热电联产机组供热能力已饱和，新建供热机组无论从规划、环保各方面看都不可能，最现实的作法即把临近市区的凝汽机组改为供热机组，即不增加污染物总排放量，还由于小锅炉的停供起到节能减排的目的。凝汽机组改供热，在技术上是要可行的，厂区环境的布置有可操作性，改造后具有较好的节能效益及社会效益，因此本项目的建设是非常必要的。1.4主要设计原则1.4.1提高能源利用，最大限度利用抽汽高品位的能量。1.4.2节约合理用地，根据现场实际情况，减少不必要的拆除。1.4.3管线布置不影响正常运行及检修，与主机接口及过渡利用机组的大、小修完成。1.4.4设备及管路系统的应量按1000万平方米（两台机）选择，与外网配套。1.5简要工作过程2009年3月中旬大同第二发电厂邀请设计院去电厂作前期准备，我院派员到现场，了解机组性能，运行情况及制造厂提供的汽机抽汽改造方案。2009年3月底派员参加大同二电厂去哈尔滨汽轮机厂洽谈，该厂对大二厂2×600MW空冷机组进行供热改造的可靠性分析，哈汽厂经过努力工作，提交了可靠性分析报告及供热工况图。2009年4月初国电大同第二发电厂正式委托中国市政华北设计研究总院对2×600MW亚临界空冷机组供热工程进行可行性研究及设计。市政华北设计研究总院提交了2×600MW（7、8号机）供热改造工程三个设计方案，大同二电厂于2009年4月13日组织有关专家进行了研讨，重点在于高参数抽汽的利用，针对提出的三个方案，进行了论证，形成会议纪要。2.热负荷根据大同市集中供热的发展，2009年供热面积增加800～1000万平米，绝大部分为居民采暖、并正在拆除小型锅炉房。根据初步统计如下表共655万，城市规划和拆迁工作正在进行，最终规模按1000万m2计算，平均热指标64w/m2。2009年大同市集中供热拆除小锅炉房统计表序号名称位置规模m21经营公司华祥里小区新建北路15万2外贸小区新建北路15万3红卫里小区新建北路10万4邮政局小区新建北路10万5福园新建北路15万6岳秀园新建北路15万7五医院家属区东风里后街10万8酒厂家属区锅炉房白泊洼15万9市农业开发办白泊洼卫星里1号10万10铁路西一场锅炉房白泊洼10万11房产经营公司华安里小区华安里10万12迎宾园锅炉房新建南路15万13供热公司体育馆锅炉房迎宾西路15万+10万14邮电大楼新建南路10万15新南客运站新建南路10万16九龙出租汽车公司新建南路5万17山西必高汽贸新建南路5万18解放村新建南路5万19南郊地税局府南路10万20中铁十七局迎宾东路10万21三江物业宾西路15万22大同站锅炉房站前街10万23铁路局西锅炉房局西20万24雁北煤校站东大街10万25玄东花园玄东门20万26运输八公司大北街5万27煤管局小区佛殿庙街21号20万28房管局开发公司大东街大东街10万29供热公司十三校锅炉房大东街10万30供热公司皇城街锅炉房皇城街10万31大同艺术学校大东街5万32庆丰园大庆路10万33电力公司小区大庆路10万34飞达小区大庆路10万35农行家属院大庆路10万36大同市医药公司大庆路10万37金牛装饰城南三环15万38房管局开发公司七佛寺小南街15万39裕鑫宾馆东关10万40房产经营公司玄东桥5万41矿业公司车队迎春里5万42元件三厂新建南路10万43宝利达汽修新建南路5万44铁建宾馆新华街5万45大同市军用饮食供应站新华街5万46机车厂北生活区大庆东路20万两座47锅炉厂家属楼大庆路10万48福园小区大庆路10万49实验小学西剑道1号5万50云泉里小区云泉里15万+10万51水务局家属楼黄花街10万52空十军东院西门外15万53绿园三号院同左路20万54一医院大十字街5万55二医院雁同西路15万56三二二医院新开南路2号10万57四医院工农路10万58商业医院新建南路5万合计655万

3.工程方案3.1热源3.1.1概述国电大同第二发电厂总装机容量3600MW，分三期建设，一期工程6×200MW1978年8月动工，1988年最后一台机投产，二期工程2×600MWW亚临界空冷机组于2005年投产，三期为2×660MW超临界空冷机组，已安装完毕。其中一期6×200MW三缸三排汽凝汽机组已于2007～2008年先后改为供热机组，供热规模1000万平方米。本工程是从二期2×600MW亚临界风冷机组上抽汽供热。该机组为哈尔滨汽轮机厂生产，型号为NZK600-16.7/538/538，四缸四排汽。3.1.2抽汽量的确定（1）按供热负荷需求：根据大同市的建设速度及市政府要求，需提供1000万m2建筑面积的热量，按平均热指标64W/m2计算，每台机要提供320MW，考虑热换失每台机供汽444t/h。（2）按热网供热能力：保温管直径DN1200，按允许流速3m/s计算，最大输送能力11500t/h，热网供回水温度55℃，每台机抽汽，506C/H，供热面积1265万m2，若温差为50℃时，抽汽464t/h，可供面积115供热约385MW，发电约510MW，热电比为0.75，符合要求。3.1.3抽汽参数由于汽轮机提供的热平衡图以抽汽量600t/h作为计算依据，本报告均以此为准，抽汽口压力0.8MPa，温度330℃

3.1.4抽汽方式由哈汽提供，在低压联通管上打孔，孔内径为φ1260mm，每个联通管后均设一蝶阀，用以调整抽汽压力，抽汽管道上装设止回阀，电动阀及快速关断阀，以防止汽机甩负荷时超速。3.2供热方案由于600MW汽轮机为空冷式凝汽机组，有防冻要求与常规的发电供热两用机相比，抽汽口参数高，如直接使用，将有26～30MW的发电能力未被利用，造成较大的能量损失，为了充分利用能源就此方面提出三种方案。3.2.1第一方案——全部抽汽进背压机发电，排汽供热抽热400t/h～500t/h进背压机，排汽压力0.3MPa，发电26～30MW，排汽进汽水换热器加热热网循环水。3.2.2第二方案——部分利用抽汽作功每台机抽汽的一部分约70t/h进两台背压小汽机，小汽机拖动单台1600KW的供热循环泵，背压0.3MPa（或0.25MPa）进热网加热器，与0.8MPa进汽的热网加热器混合进入或单独进入汽-水加热器。3.2.3第三方案——直接使用抽汽供热抽汽直接进入三台汽-水换热器，加热循环水供热。3.3供热方案特点论述（1）第一方案对热能利用充分，弥补了冷凝机供热的自身缺陷，尽管投资高，作为非标产品的背压机开发设计加工周期长，需一年多，但经济效益十分显著，若条件许可，是非常合理的方案。经过反复现场测量布置，根据制造厂提供的设备初步尺寸，由于厂区场地狭窄，工程投资很大并设备及管道尺寸庞大，难以布置，没有可操作性。（2）第二方案部分利用高温位抽汽，用小汽泵替代2×1600KW电动循泵，利用率15%左右，系统虽较复杂，但设备布置能容纳，且小汽机结构简单，占地面积小，调速灵活可靠，国内已有多台用于供热中运行，由于小汽机排汽热量比直接抽汽焓值低，需多增加8t/h抽汽为总，供汽量的1.6%，可节约厂用电833万度，供1000万平方米可节电1665万度，投资汽泵的费用一、二年即可回收。（3）第三方案未考虑能量回收，因之占地少，系统简单，投资最低。（4）在2009年4月13日由大二召集的方案研讨会上，与会专家经过充分论证，认为从现有实际条件出发，第一方案由于条件限制无法实现，第二、三方案作为可研中的比选方案，二、三方案流程图见R-4和R-5。（5）两方案主要设备特性按④-1～④-3表。

第二方案主要设备表序号名称及规格型号单位数量备注1背压汽轮机及循环泵功率：1600KW蒸汽流量Q=37T/h汽压力0.8/0.26MPa，温度330水泵：流量3100～3500m3/h，H=133～140m台2×2变速箱与水泵转速匹配2电动双吸循环水泵（水阻变频）Q=3100～3500m3H=133～140mN=1600KW电压6000V台2带金属软接头大小头3汽-水换热器加热介质：蒸汽压0.8MPa，温度310℃，循环水泵1660m换热量130MW附水-水换热器循环水进出口水温120/65℃循环水2000T/h，循环水工作压力1.6MPa凝结水温度85组台2×32×34凝结水加压泵（变频）Q=175m3H=204mN=185KW台2×4带金属软接头大小头耐温120℃5BW型复合式过滤器进口DN900PN=1.6MPa外型尺寸φ×H=2200×4444台26定压补水泵（变频）Q=120m3/h，H=40m台27排污扩容器φ=2000H=3470台18疏水箱φ1600×32009疏水泵Q=8.8m3/h，H=35m台210软化水箱V=30m2500×4500×2500台111取样器φ=273台612LDT型电动单梁桥式起重机G=10T跨度=16.5m台1

方案三：抽气直接进入加热器0.8MPa抽气直接进入汽水换热器，凝结水85℃第三方案主要设备表序号名称及规格型号单位数量备注1汽-水换热器φ1700/φ2000加热介质：蒸汽0.8MPa，340℃循环水工作压力1.6MPa循环水进出口水120/65℃，循环水量1660m3凝结水温度85附水-水换热器套62双吸循环水泵（水阻变频）N=1600KW电压6000VQ=3100～3500m3/hH=133～台4带金属软接头和大小头3凝结水加压泵（变频）200D43×5Q=175m3/h，H=185m台8耐温120℃4BW型复合式过滤器DN900PN=1.6MPa外型尺寸φ×H=2200×4444台2各备用一台5变频定压补水泵Q=120m3/h，H=50m台26疏水箱φ1600×32007疏水泵8排污扩容器H=3470φ=2000台19软化水箱V=31m32500×4500×个110取样器φ=273台611LDT型电动单梁桥式起重机G=10T跨度=165m台13.4设备及管线布置3.4.1抽汽管路，每台机抽汽管径DN1200，设计压力1.0MPa从运行层联通管上引出后，与联通管中心线同一标高，垂直于汽机轴线到A列，沿A列向南侧直至出墙，进汽水换热器。管道上安装快关阀，止回阀及电动关断阀，为了检修运行方便，阀门均低位布置，管道至A列后，先向下至14.7m布置阀门后，再升高至适宜高位。3.4.2汽水换热站布置二期主厂房扩建端外侧，两台机共用，离主厂房约15m，长72m，宽18m，汽水换热器共六台，分为7#、8#两个单元布置在标高7.0米的平台上，底层为各种水泵，第二方案循环水泵共六台，四台汽动循环泵，两台电动，三方案为四台电动循环泵，电动均采用水电阻调速方式。各种泵均布置在零米地面。大型循环水泵设置天车起吊，汽-水换热器凝结水由凝结水泵打至7#低加出口。补水由化学水车间直接送来一级除盐水，进入水箱由补水泵补入系统，不合格的凝结水及事故疏水均排入水箱，作为热网补水，由于补水量少，除氧效果差，大部分运行的换热站均不投入，本工程中不设除氧器。3.4.3供热管网管径DN1200进入汽水换热站先经除污器，再进循环泵加压，进入水-水换热器及汽水换热器，加热后送至供热管网，供热管网为母管制，热交换站进出供热管φ1200均采用直埋方式敷设，出厂后与市政管网联接，设计压力1.6MPa，设计供回水温度120/65℃，管材采用聚氨脂直埋保温管。根据以上综合比较，第二方案节能效果较好，虽投资略有增加，但在2年内即可回收，建议采用。3.5系统的运行及调节蒸汽及凝结水系统均为单元制，每台供热机组配三台汽水热交换器，并列运行，热网水系统为母管制，循环泵并列运行，冷态运行时，由两台电泵循环，热态时发换到汽动泵，电泵处于备用状态，凝结水质合格后各自回本机系统。根据外网对抽汽量需求的变化，通过调节蝶阀将抽汽压力调整在0.8MPa左右，出蝶阀由油动机根据抽汽压力信号进行调节，同时循环泵采用变速调节，改变循环量，及时满足热量的变化要求。市政管网为多热源（目前由四个电厂供热）联网系统，由大同市热力公司统一调度。3.6结构设计3.6.11.《混凝土结构设计规范》 （GB50010-2002）2.《建筑地基基础设计规范》 （GB50007－2002）3.《建筑结构荷载设计规范》 （GB50009-2006）4.《建筑抗震设计规范》 （GB50011－2001）5.《钢结构设计规范》 （GB50017-2003）3.6.21.本工程设计使用年限基准期为50年，结构安全等级为二级。2.本工程所在地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值0.15g，设计地震分组为第一组。3.设计执行目前国家及地方设计规范、法规及标准。3.6.3⑴混凝土及砂石技术要求必须符合现行国家规定，在条件准许的条件下化验砂石的含碱量。⑵水泥采用低碱水泥，水泥进场时必须有质量合格证。水泥出厂超过三个月，应复查试验并按检验结果使用。⑶混凝土外加剂的质量应符合现行国家标准要求，其品种及掺量必须符合混凝土性能要求。⑷钢筋(HPB235,HRB335)、钢板(Q235B)的化学成分，物理力学性能必须满足冶金工业部颁布标准的要求，并有出厂质量证明及化验报告。⑸混凝土的强度等级：C30，3.6.4换热间主体采用钢筋混凝土框架、排架结构，基础采用柱下钢筋混凝土独立基础，屋面结构办公区采用现浇钢筋混凝土板，换热间区采用轻钢屋架、轻型板材屋面。3.7总图与建筑设计3.7.1总图设计：（1）设计依据：a.《民用建筑设计通则》 GB50352-2005。b.《建筑设计防火规范》 GB5OO16-2OO6。（2）总平面设计：本工程中新建一座汽一水换热站，位置在现有配电室和600MW，8#机组的南侧，规划路的北侧和东侧，总平面布置在满足工艺要求的前提下，力求平面布置合理，满足使用要求。（3）道路竖向设计：本工程利用现有道路，只是在配电室周围布置了预制混凝土块道路，来满足运输要求，并且方便进出管线．场地标高与现有配电室相同。建筑周围排雨水，均由散水出坡向路面，利用道路上的排水设施进行收集。（4）总平面防火设计：本建筑与现有配电室间距为6m，配电室的南侧为不开门窗的防火墙，满足《规范》3.4.1条规定。现有的规划路均可作为消防车道，满足《规范》第6.O.6，6.O.9，6.O.3.7.2建筑设计：（1）设计依据：a.《民用建筑设计通则》GB5O352-2OO5。b.《建筑设计防火规范》GB50016-2006。（2）建筑设计：本工程为大同二电厂7#，8#机组供热改造工程，本工程新建一座汽一水换热站，该建筑为框排架结构形式，左侧配电部分为单层，右侧换热站部分为三层，分别为0.000，3.500，7.000层，换热站和配电之间设有一座钢筋混凝土楼梯间，换热站右侧设有一座钢梯，作为第二疏散出口，并且在二，三层分别设有卫生间，首层设有供人员出入的通道，二层设有会议室，三层设有控制室，换热站首层建筑面积为1276.5m本建筑配电部分外檐为挑檐形式，换热站部分为女儿墙形式，外墙均刷白色外墙涂料，并且用浅灰色外墙涂料进行装饰。建筑外门窗为塑钢门窗，建筑外立面开窗整齐，整体建筑造型简洁明快，体现出现代工业建筑的鲜明特点。（3）建筑装修设计：本建筑中换热站地面为细石混凝土地面，楼面为水泥楼面。配电部分房间，通道，楼梯间为地砖地面，楼梯间，会议室为地砖楼面，控制室为架空防静电楼面，卫生间为防水地砖楼面。内墙均为混合砂浆墙面，刷白色内墙涂料。配电室，会议室，控制室顶棚为纸面石膏板吊顶，卫生间为pvc条板吊顶。门窗为塑钢门窗。（4）建筑防火设计：本建筑为三层框排架结构形式，墙体材料为加气混凝土砌块，外墙250mm，内墙200mm，框架部分屋面为现浇钢筋混凝土屋面板，排架部分屋面为彩色夹芯钢板，夹芯材料为8O厚岩棉，建筑耐火等级为二级，满足《规范》第3.2.1条规定，本建筑的使用功能为汽一水换热站，所以火灾危险性分类为丁类，满足《规范》第3.1.1条规定。本建筑中设有一做钢筋混凝土楼梯，并且在换热站旁设有一座疏散钢梯，所以该建筑的防火疏散均满足《建筑物一览表分号子项名称占地面积(m2)建筑面积(m2)高度(m)耐火等级防火分类层数结构形式l汽一水换热站l276.52539.818.3二丁三框排架

4.供配电设计4.1概述本工程为大同第二发电厂7、8号机供热改造工程，是利用大同第二发电厂7、8号机进行的热电联产项目，供热面积为1000万平米。4.2设计依据（1）《10KV及以下变电所设计规范》 (GB50053-94)（2）《供配电系统设计规范》 （GB50052-95）（3）《低压配电设计规范》 （GB50054-95）（4）《建筑物防雷设计规范》 (GB50057-94)2000年版（5）《建筑设计防火规范》 （GB16-87）2001年版（6）《民用建筑电气设计规范》 (JGJ/T16-92)（7）有关用电专业提供的用电设备容量及技术要求。4.3设计范围本工程为大同第二发电厂7、8号机供热改造工程的变配电设计，工程包括汽水换热站及变配电站。配电设计包括10KV/0.4KV级变配电系统、10KV/0.4KV级电动机的控制、照明系统、防雷接地系统等，电源外线不属于我院的设计范围。设计分界点为变配电间的高压进线电缆头，电缆头内侧为我院设计范围。4.4负荷等级及供电电源本工程是大同市集中供热多热源中的一个重要热源，如果停电将会造成大面积的供热中断，严重的影响了人民群众的生活,为保证集中供热安全运行，必须具备可靠的供电电源。因此，本工程的供电电源按一级用电负荷考虑，需要两路电源供电，一路为主电源，另一路为备用电源。供电电源电压等级为10KV。另外，汽水换热站的维修电源与照明电源由电厂低压厂用电引来。4.5负荷情况及变配电室的设置根据工艺专业推荐的方案，本工程总的计算负荷为3658KW，其中10KV负荷2560KW，低压负1083KW，主要用电设备：10KV高压循环水泵电机2台，单台功率1600KW；0.4KV凝结水泵电机8台，六用两备，单台功率185KW，0.4KV补水泵电机2台，两用，单台功率37KW，除上述用电设备外，还有一些其它的用电设备均为低压用电设备。在汽水换热站旁附设一座10KV变电站，安装两台800KVA-10/0.4KV变压器，两台变压器同时使用，供汽水换热站内所有低压用电设备用电。汽水换热站的维修电源与照明电源由电厂低压厂用电引来。4.6电器设备的选择鉴于本工程的重要性，为了保证配电系统的可靠运行，设备必须选用国内外优质产品。变压器选用节能型免维护干式变压器。低压开关柜选用MNS型抽屉式开关柜。低压器件选用目前使用的可靠性高的元器件。变频调速器尽量选用国外优质产品。4.7运行方式由于本采用两路10KV进线，在汽水换热站10KV变电所设一套10KV系统，系统接线采用单母线分段方式，见附图D-01。由于汽水换热站为一级用电负荷，10KV系统采用两路电源采用一用一备的供电方式，备用电源在主电源故障时自动投入的运行方式。低压配电系统采用二台800KVA-10KV/0.4KV干式变压器供电，运行方式为两台同时使用，接线采用单母线分段方式，正常运行时，母联不合闸。4.8功率因数补偿本工程所有电机均为变频调速，故无须再进行补偿。系统总的功率因数能达到0.95。4.9电量的计量高压计量在电厂10KV厂用电母线电机出线柜装设，低压计量在变配电间的低压进线柜上装设。4.10起动方式起动方式：高压循环水泵电机采用液体电阻调速控制，低压补水泵电机及凝结水泵电机采用变频调速控制。4.11电气系统的保护与控制（1）继电保护与测量为了提高供电系统管理水平和提高供电系统的可靠性，本工程在10KV高压系统中的继电保护上，采用微机综合保护，并配有后台系统。（2）操作电源及操作机构10KV高压系统的操作电源采用PLC控制的免维护电池的直流电源，作为系统中的断路器控制及合闸、跳闸用。操作机构采用与断路器一体化的弹簧储能操作机构，便于操作管理。（3）电气系统的控制方式汽水换热站内的电气设备的控制方式均为就地手动—自动两种方式，每台设备均设有就地控制箱，手动—自动转换开关设置在就地控制箱上。一体化电动阀手动—自动转换开关设置在阀头上，所有需要监测的信号均输入计算机。4.12电气接地系统变电站设集中接地装置，并做等电位体连接，防雷接地与计算机接地共用一组接地装置，接地电阻不大于1殴姆。低压电气系统为中性点直接接地系统，整个低压配电系统的接地采用TN-S系统。4.13线路敷设动力线路采用穿保护电线管敷设或沿电缆桥架及电缆沟敷设。照明线均穿保护管暗敷。主要电气设备一览表序号名称型号及规格单位数量备注1低压开关柜MNS抽屉式台1026KV/0.4KV干式变压器800KVA台236KV进线柜KYN中置柜台246KV电机出线柜KYN中置柜台256KV变压器柜KYN中置柜台266KV电压互感器及进线隔离柜KYN中置柜台276KV电压互感器及避雷器柜KYN中置柜台18母线隔离柜KYN中置柜台196KV母线联络柜KYN中置柜台1106KV出线柜KYN中置柜台2116KV电压互感器柜KYN中置柜台1126KV变电站电力监控系统套113直流屏(铅酸免维护)65AH套1146KV水阻调速装置1400KW套215低压变频调速柜200KW台8含进线主开关16低压变频调速柜37KW台2含进线主开关17低压变频调速柜4KW台2含进线主开关18动力配电箱台219照明配电箱台220循环水泵就地控制箱台221热镀锌接地扁钢-40x4米～30022铠装电力电缆-6KV-3X120米～15023电力电缆-6KV-3X120米～8024铠装电力电缆-1KV-3X150+2X70米～90025铠装电力电缆-1KV-3X25+2X16米～40026铠装电力电缆-1KV-5X16米～70027铠装电力电缆-1KV-5X10米～40028铠装电力电缆-1KV-5X2.5米～80029铠装电力电缆-1KV-5X6米～25030电力电缆-1KV-4X10米～10031电力电缆-1KV-5X16米～10032电力电缆-1KV-5X2.5米～30033变频电力电缆-1KV-3X25+3X4米～10034变频电力电缆-1KV-3X150+3X25米～10035变频电力电缆-1KV-3X16+3X2.5米～20036控制电缆-450/700-米150037电线-500-2.5米300038电线-500-3X4米100039电缆桥架米30040414243444546474849

5.热工自动化仪表布置5.1设计范围由电厂来过热蒸汽，总供汽量为450～500t/h，蒸汽参数为0.8Mpa，330℃。热工测控系统包括为二组（每组为3台150～168t/h汽—水换热器5.2控制方式根据热交换设备的布置特点，以及对自控的水平要求，采用DCS系统对生产过程进行监控。控制室设置在7.00层，室内布置有DCS系统机柜、电源柜、操纵台及打印机等。整个热力系统用计算机对其进行监控与管理。同时，生产过程的重要参数上传至电厂管理部门。5.3自动化水平及功能为保证各热力设备及电机等安全、可靠及高效运行，进一步减轻操作人员的劳动强度，采用以下控制方案，满足生产要求。1.DCS系统结构系统设一个操作员站，一个工程师站。正常情况下，互为备用。另配有一台报表打印机及一台事故打印机。控制系统结构控制系统以网络为基础，通过网络实现信号传递、数据共享。DCS机板模块，直接和现场仪表、设备用电缆相连，接收各种模拟或开关量信号，并输出控制信号控制现场设备。操作员站和工程师站通过网络向DCS过程控制器传递组态数据和指令，并接收现场数据，进而完成整个监控功能。2.热工自动化功能（1）模拟量控制自动调节项目包括a)汽—水换热器出口循环水温度自动调节系统b)汽—水换热器水位自动调节系统c)循环水进口总管恒压自动调节系统d)循环水泵出口压力自动调节系统（2）热工测量热工测量项目包括a)汽—水换热器循环水量测量b)汽—水换热器水位自动调节系统c)循环水进口总管恒压自动调节系统d)循环水泵出口压力自动调节系统e)凝结水泵出口总管压力温度及流量测量f)循环水泵定于及轴承温度测量g)出换热站循环水温度、压力、流量（及热量）测量（3）热工保护热工保护项目包括a)汽—水换热器超水位紧急放水b)汽—水换热器循环水出口超温（超过允许上限值时）自动关闭蒸汽入口蝶阀。c)重要对象状态异常及重要电机超温时停机保护。5.4常规检测仪表的选型仪表选用国内先进的，或引进技术组装的高可靠性智能型，且性能/价格比高的优质仪表。a)压力，差压变送器选用智能型0.075级变送器，二线制，4～20mA信号制。b)温度检测仪表，选用铠装式热电阻（带保护套管）。c)电磁流量计，精度不大于0.5级，带抄表功能。5.5计算机系统选型计算机系统选用国内或国外知名品牌，且国内有成熟使用经验的优质产品。（由招标定）。5.6方案设计第一方案的设计为了使0.8Mpa的蒸汽在目前可以实现的情况下，得到部分合理的应用，采用二台背压透平循环水泵，排汽进入换热器。每台蒸汽透平的蒸气流量为37t/n，排汽参数为0.28Mpa，250℃，而汽—水换热器内汽侧的工作压力接近常压。当汽机排汽进入汽—水换热器时，每台汽—水换热器的设计蒸汽负荷为166t/n（共6台换热器），扣除蒸汽透平补入的背压排汽，则每台换热器需补充的新蒸汽（0.8Mpa，330此方案的优点是部分高势能蒸汽经拖动水泵后，排汽再到换热器换热，热能利用充分。但是，由于透平排汽的蒸汽同时进入换热器。第二方案的设计该方案从能量合理利用的角度看，不及第一，第二方案。但是该方案从运行，管理上来说，比第一，第二方案有其明显的优点，因为设备相对较少，则故障率也较低。经计算，每台换热器配用一台笼式调节阀DN500（KV=2800）即可。这样在调节时换热器出口循环水温度波动较小，调节质量较高。从自控的角度来看，该方案在换热器控制手段上，只要控制蒸汽调节阀即可。

6.投资估算及经济评价6.1投资估算6.1.1大同第二发电厂7、8号机供热改造工程，工程内容包括：汽机房蒸汽管线、汽水换热站、室外热网直埋保温管及其与之配套的电气仪表及附属工程。投资估算的内容包括建筑安装工程费用、设备购置费、工器具及生产家具购置费、工程建设其他费用、基本预备费等项。工程总投资：9426万元其中：第一部分工程费用：7338万元第二部分其它费用：1158万元基本预备费：2567万元铺底流动资金：91万元6.1.2本工程投资估算编制，参考建设部建标[2007]163号文颁布的《市政工程投资估算指标第八册集中供热热力网工程》HGZ47-108-2007、建设部建标[2007]164号文颁布的《市政工程投资估算编制办法》及已建成的同类工程经济指标并对设备材料价格等具体情况加以调整。6.1.3其他工程费用按《山西省建设工程其它费用标准》和建设部建标[2007]163号文颁布的《市政工程投资估算编制办法》并结合长治市实际发生项目而定。(1)备品备件：按第一部分工程费用设备价格的1%计算；(2)建设单位管理费：按《基本建设财务管理规定》建[2002]394号文计取。(3）建设工程监理费，按国家发改委、建设部《建设工程监理与相关服务收费管理规定》发改价格[2007]670号文计取；(4)项目前期工作咨询费：按《国家计委关于印发建设项目前期工作咨询收费暂行规定的通知》计价格[1999]1283号文取定；(5)设计费：按国家计委、建设部《工程勘察设计收费标准》计价格[2002]10号文有关规定计列；(6)施工图预算编制费：按设计费的10%计取；(7)竣工图编制费：按设计费的8%计取；建设单位临时设施费：按建筑安装工程之和的0.8％计取；（8）环境影响咨询费：按国家计委、国家环保总局《关于规范环境影响咨询收费有关问题的通知》计价格[2002]125号文计取；（9）劳动安全评审费:按第一部分工程费用的0.5%；(10)场地准备及临时设施费:按第一部分工程费用的1%；(11)工程保险费:按第一部分工程费用的0.6%；(12)联合试运转费：按建设部建标[2007]163号文颁布的《市政工程投资估算编制办法》的规定按设备费的1%计取；(13)招标代理服务费：按国家计委《招标代理服务收费管理暂行办法》计价格[2002]1980号文计取；(14)施工图审查咨询费：按设计费的10％计取；(15)标书编制费：按设计费的20％计取；(16)基本预备费:按第一、二部分费用之和的10%计算；(17)铺底流动资金:按流动资金总额的30%计列。流动资金按分项详细估法计算（详见表13-1）6.1.4总估算书（详见总估算书）PAGE57中国市政工程华北设计研究总院6.2经济评价本工程经过工艺方案技术经济比较，确定推荐方案，依据国家发展改革委、建设部发改投资［2006］1325号《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）的规定和要求，按照我国现行的财税制度和有关行业标准进行经济评价。以此确定该项目建设的可行性和必要性。6.2.1《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)《投资项目可行性研究指南》《市政工程投资估算指标第八册集中供热热力网工程》HGZ47-108-20076.2.2财务评价是根据我国现行的财税管理制度，通过财务报表分析计算出项目直接发生的各项财务费用，分析得出各项经济评价指标，以考察项目在计算期内的盈利能力和清偿能力，进而确定该项目在财务上的可行性。1.有关计算数据（1）厂用电费平均单价： 0.25元/KWH，（2）水价：8元/吨，（3）由于供热采暖季减少发电57088万KWH，（4）由于供热年节煤9.64万吨，标煤503元／吨，（5）职工年平均工资及福利费:50000元/人.年,（6）综合折旧率：4.8%,（7）大修理费率： 2.2%,（8）维护费率： 0.5%,（9）流动资金贷款利率： 5.31%（10）项目计算期： 21年(包括1年建设期)，（11）设计定员： 固定工10人，2.工程建设资金筹措本工程所需资金9639万元，全部为自有资金。其中：流动资金贷款：213万元3.资金使用计划根据项目的实施进度，建设期定为1年，第二年达到满负荷运转。根据资金筹措和工程建设情况，制定投资使用计划。全部资金建设期内100%使用。详见项目总投资使用计划与资金筹措表。表4-24.项目的盈利能力分析（1）供热成本计算根据本工程特点和实际情况，年成本费用按工程实际供热发生的成本费用计算方法估算。主要计算数据如下:A.年供热量561.2万GJ。B.综合折旧率为4.8%，年折旧额为448万元，固定资产折旧估算表详见表4-4。C.大修理费：按固定资产原值的2.2%计算。D.维护检修费：按固定资产原值的0.5%计算。E.财务费用：为流动资金贷款利息。流动资金的70%由银行贷款，贷款年利率为5.31%。F.其他费用：按以上各项费用之和的8%估算。根据总成本费用估算表表4-3得出计算结果如下:平均年总成本费用： 11711万元（年平均值）年经营成本费用： 11252万元单位供热成本：20.868元/GJ（年平均值）单位经营成本：20.05元/GJ5.供热收费单价确定本工程属城市基础设施配套工程，为公共事业性项目。其建设和运行费用均需要一定的资金投入。本着“保本运行”的原则。合理收取供热费用，是保证项目实施和运行的必要条件。基于上述原则测算得出，本工程要满足企业税前财务内部收益率5％，达到行业较好的标准，其供热收费单价应为26元/GJ。以下的计算和分析均按此收费单价进行。6.供热收入根据设计规模确定，年供热量561.2万GJ。因此得出年供热收入为14591万元。7.计取的税金和有关费用销售税金及附加：包括城市维护建设税及教育费附加，分别按增值税的5%和3%计取，增值税按销售收入的13%计取，因此销售税金及附加按14.04%计取。·盈余公积金按可供分配利润的15%计取。·所得税按利润总额的25%计取。计算结果详见利润与利润分配表表4-58.财务盈力能力分析项目投资现金流量表，用以计算全部投资的财务评价指标。详细计算见表4-6。经计算财务评价指标如下：

财务评价指标序号指标名称单位项目投资所得税前所得税后1财务内部收益率%12.169.552财务净现值(Ic=8%)万元295810673投资回收期(含建设期)年8.479.914资本金净利润率%5.85总投资收益率%7.5以上结果显示项目投资所得税前和税后的财务内部收益率大于行业基准收益率5%的标准,说明企业盈利能力超过行业规定的水平。财务净现值大于零标志着项目在财务上是可以接受的。投资回收期为8.47年(含1年建设期)，低于行业基准回收期的标准，说明该项目能按期收回投资。另从资本金利润率和总投资收益率的计算结果可以预测出该项目的投资盈利能力和对国家积累的贡献能力已达到同行业的较好水平。9.项目的不确定性分析（1）敏感性分析敏感性分析是通过预测项目主要因素单方面发生变化时，对所得税前全部投资的财务评价指标的影响程度，从中确定最主要的影响因素，制定相应合理的措施。以最小的投入，获取最大的经济效益。本报告只对项目的建设投资、经营成本和供热收费价格分别采取提高或降低5%的变化幅度，来测定财务内部收益率受影响的变化程度。

财务敏感性因素结果表项目基本建设投资经营成本名称方案+5%-5%+5%-5%+5%-5%财务内部收益率12.16%11.42%12.97%4.63%18.77%20.61%1.98%由以上图表可见，各因素变化都不同程度地影响财务内部收益率，其中供热收费价格和经营成本的变化对财务内部收益率影响最大，而建设投资的变化影响相对小些。因此，科学合理的确定供热收费标准和降低企业经营成本是关键，它直接影响着企业经济效益。与此同时也要控制投资，。（2）盈亏平衡分析由总成本费用估算表计算出项目投产后正常生产年份的平均固定成本1628万元，可变成本10083万元。以生产能力利用率表示的盈平衡点(BEP)，经计算结果为该项目应达到设计能力的66.21%时，即：年供热量达到549万GJ时，项目即可保本运营。由于供热收费单价决定项目的财务效益。因此，该项目财务抗风险能力将取决于供热收费单价的确定。见盈亏平衡分析图盈亏平衡图6.3国民经济评价国民经济评价是按照资源合理配置的原则，从国家整体角度出发，计算项目的效益和费用。分析计算项目在国民经济中的经济合理性及产生的宏观经济效益。而社会评价是以主要社会因素进行定性分析，确定该项目的社会可行性。该项目的建成能够有效的改善工农业生产外部环境，控制和减少环境污染。加快工业发展速度，提高社会总产值。同时也加快了城市基础设施建设，在改善投资环境的同时，并促进经济结构的调整，带动相关产业的发展，使该地区经济迅猛发展。同时，可进一步改善大同市区及周边地区的空气污染状况，减少疾病，提高人民健康水，同时也提高旅游收入。总之，这是一项利国利民，促进社会各项事业发展的工程。综上所述，该项目的财务评价和国民经济评价结果是好的，经济上是可行的。6.4经济分析结论本项目财务评价得出,所得税前的财务内部收益率为8.73%,满足行业基准收益率的标准。财务净现值大于零，该项目在财务上是可以接受的。投资回收期为10.55年（含1年建设期)，低于行业基准回收期的标准，其余年各项指标也都满足行业最低要求。由此得出项目的盈利能力分析结果是好的，在财务上是可行的。表明该项目抗风险能力是好的。

7.结论与建议7.1机组改造后，可取消大批效率低污染大的采暖小锅炉，良好的对进一步提高人民生活质量改善大气环境起很大作用，具有较大的环保效益和社会效益。7.2机组改供热后，减少了冷源损失，采暖季节煤9.6万吨。煤耗可降至45g/KW.h左右。7.3在第一方案不能实现的情况，采用部分利用抽汽热能地循环泵的第二方案，可节电1665万度。7.4机组在抽汽参数较高，不能充分利用的条件下，抽汽量最高可定在500t/h，热电比0.6～0.7，热效率0.62～0.64均符合热电联产规定。7.5抽汽供热后影响发电较多，几种机型每抽100t/h影响发电如下表：机型额定压力MW额定供热参数压力Mpa温度℃抽汽量t/h抽汽工况下压力MW单位抽汽减少压力MW/100t/h东汽200MW两用机2000.29/252390164.59.1上汽300MW两用机3000.3/23055022014.5大二东汽200MW【】汽机2500.255/245200197.911.1苏210MW【】汽机2200.25/237.525019211.2大二600MW室冷机6000.8/333600468227.6对抽汽参数高的状况目前由于时间紧迫，条件不落实，全部利用不可行，应进一步多方案探讨改造方式，以达到节能的目的。7.7由于影响发电较多，回收年限过长，作为改善大气环境，减少排放作用很大，在经济上应经予支持。中国市政工程华北设计研究总院目录第一章总纲 1第二章项目建设必要性分析 52.1项目建设背景 52.2项目建设必要性 82.2.1项目建设是构建三峡水库库岸生态屏障的需要 82.2.2项目建设是保护生物多样性的需要 92.2.3项目建设是促进长江南水北调取水点选点区建设的需要 112.2.4项目建设是保护大宁河流域风景区景观的需要 132.2.5项目建设是构建三峡和谐库区的需要 14第三章项目区基本概况 163.1项目实施地点位置 163.2项目实施地域的自然环境概况 163.2.1气候概况 163.2.2地质概况 173.2.3土壤概况 183.2.4生物多样性情况 193.2.5土地利用情况 223.2.6水土流失情况 233.3社会经济概况 24第四章项目建设内容和规模 264.1功能分区 264.2建设规模和内容 284.2.1生态屏障区 284.2.2生物多样性保育区 374.2.3沿消落带生态恢复区 404.3森林防火 434.3.1防火措施 434.3.2防火林道建设 444.3.3防火设施与装备 444.4森林病虫害防治 444.4.1防治措施设计 444.4.2人员、设施、装备设计 45第五章投资估算及资金筹措 465.1投资估算依据 465.2投资估算 465.3资金筹措方案 48第六章项目建设效益分析 496.1生态效益分析 496.1.1.改善生态环境 496.1.2保护生物多样性 496.1.3减少土壤流失 506.1.4涵养水源 506.HYPERLINK"file:///H:\\准备修改传百度文档\\新建文件夹20170110\\大宁河风景