X电站工程可行性研究分析

编号：时间：2021年x月x日书山有路勤为径，学海无涯苦作舟页码：第页河南南阳方城宛北水泥责任有限公司1400吨/日水泥熟料生产线3MW双压纯低温余热电站工程可行性研究分析河南蓝海节能技术服务有限公司二零壹零年十二月十三日目录1、总论2、双方合作合适的方案和模式3、单压纯低温余热电站简介4、合同合约能源管理管控机制简介5、河南蓝海节能技术服务有限公司简介及资质6、洛阳发电设备厂简介7、可行性研究分析8、合同合约能源管理管控相关项目合同合约9、部分业绩表一、总论：我国是水泥生产大国，水泥产量已连续20年位居世界第一。水泥工业是能源消耗大户，不仅要消耗大量的煤炭资源，而且要消耗大量的电能，改进水泥生产工艺，探索更有效的节能方式，最大限度的降低水泥产业每吨熟料消耗能量，水泥行业进行着积极的尝试。目前，随着经济飞速发展和技术进步，水泥生产工艺不断由传统的湿法向干法生产工艺改进，干法水泥窑生产每吨熟料耗电量也已降至90kW.h/t左右。尤其是90年代以来，从2000t/d到10000t/d国产化水泥生产线相继投入生产，而且新型干法水泥窑的水泥产量的比重显著增加，已占到总产量的30％。随着国家能源政策的调整，水泥行业结构调整步伐也在加快，这一比例正在快速上升。干法水泥生产工艺的窑外分解、多级预热等生产工艺使能源的利用率大大提高，但由于水泥熟料煅烧技术及水泥生产工艺流程的限制，大量350℃以下中、低温废气余热尚不能被充分利用，水泥熟料烧成系统总热量的30％被白白排放掉，能源浪费惊人。利用水泥生产工艺中的中低温废气进行余热发电，最大限度地节约成本，是世界水泥工业发展的趋向。20世纪80年代以来，发达工业国家在水泥窑余热发电方面进行了有益的尝试，并取得了很大的成就。如：日本国内70％的水泥企业在新型干法生产线上都设置有余热发电系统，水泥工业余热发电量占有自身用电量的比例，在1995年就已经达到43％；我国台湾地区的水泥生产企业配置余热发电系统的比例也是很高的。我国水泥生产线低温余热发电技术起步较晚，但增长速度很快，国家在产业政策上也给予很大支持。在国家发展改革委员会启动的《节能中长期专项规划》中，明确提到“余热余压利用工程”，并要求水泥行业重点在2000t/d以上水泥生产线上，每年建设中低温余热发电装置30套，形成年节约300万吨标准煤能力。二、双方合作合适的方案和模式1、工程概况南阳方城宛北水泥责任有限公司现有日产1400吨干法水泥中空窑生产线一条，经核算评估可配套安装一套3MW余热发电站。此相关项目由河南蓝海节能技术服务有限公司以能源合同合约管理管控的营销方式进行相关项目建设。工程总造价2180万元。（不包含土建费用）,其中工程造价1867.48万元，投资回收期利息312.52万元。汽轮发电机全年运行费用按:年发电按7200小时；平均发电率2500kW.h,电站自用电按8%，全年送电量16560000kW.h；人工工资、水处理及维修维护成本按0.06元/kwh；相关项目总投资按2180万元，外购电网电价按0.62元/kwh，自发电价按0.55元/kwh计，则每年发电产生的效益为：[2500×7200×0.55元×（1－8%）－2500×7200×0.06元]＝802.8万元外供电减少，改变与供电部门结算方式，减少支出取得效益(略)；窑头风机由于增加收尘因磨损减少产生效益(略)；总经济效益：802.8万元/年回收年限：2180万元/802.8万元≈2.8年(2年10个月)同时，南阳方城宛北水泥责任有限公司从电站运营之日起可享受余热发电与电网供电的电费差价。按余热发电并网收购价0.55元、电网供电电费0.62元计算，每日可实现电费节余0.387万元。工程相关项目投资收回期中每年可实现电费节余116万元。（按年生产300天计算）为保证电站正常运营，南阳方城宛北水泥责任有限公司负责电站并网手续，并应保证工程相关项目投资全部收回期间电站正常并购发电。2、合作合适的方案合约甲方：方城县宛北水泥XX合同乙方：河南蓝海节能技术服务有限公司为了更快开拓节能技术新市场，甲乙双方决定强强联合，共同发展节能新技术，为国家环保规划实施做先锋，为企业效益提高做贡献，因此，特制定协议如下：1、方城县宛北水泥厂现有1400t/d水泥熟料生产线一条，根据窑尾和窑头产生的废气量和温度等参数，拟建设3MW余热电站一套。合同乙方负责余热发电相关项目筹建的全部投资，筹建合适的内容包括相关项目设计、相关项目融资、设备采购、工程施工、设备安装调试、人员培训，（土建相关项目只负责设计，不负责施工）；合约甲方负责提供上述水泥生产线余热电站建设所需的场地、水源，厂区内的现有基础设施提供给余热电站使用，为合同乙方施工、管理管控人员提供住宿和办工场地。电站建成运行后，签订电站建造完成协议，电站产权暂归合同乙方所有，合同乙方拥有其投资余热发电相关项目所形成的动产、不动产的一切权益（土地和厂房享有使用权）。并负责电站管理管控运营,管理管控运营期为三十四个月,期间应收回全部工程相关项目投资。期间合同乙方承担电站运营管理管控费用，电站生产用水由合约甲方无偿提供。2、投资建设的余热电站发出电力后按照双方议定的含税单价0.55元/kwh销售给合约甲方，合约甲方全部接受余热电站所发出的电力。电站发电所产生的全部经济效益用于支付工程相关项目投资，直到管理管控运营期结束并收回全部工程投资为止。3、合同合约运营期结束后，电站的全部经济效益归合约甲方所有，合同乙方把相关项目的投入（包括设备、技术等）所有权转让给合约甲方经营。4、由合约甲方办理余热发电相关项目的备案、审批、电力并网手续，办理锅炉和天车准运证，确保取得有关余热发电相关项目建设的其他行政许可文件，涉及费用由合约甲方负责。5、工程总造价2180万元（贰仟壹佰捌什万元整）。6、电费结算6.1合同合约期内，合同乙方向合约甲方提供的余热电站电力，其供电含税单价目前为0.55元/kWh。该价格作为今后供电网价格上涨或下降的基准电价。6.2如供电网电力基准价格发生调整后，无论价格上涨或下降，双方各按50％分享或承担，相应地调整余热电站的供电含税单价。6.3合约甲方使用余热电站所供电量以余热电站实际输送给电网的电表数为依据，电费的计算方法为：供电量×供电含税单价。电费按月抄表并结算，抄表日期为每月20日，应付电费应在当月月底（30日）前付款完毕，付款采取银行转账方式。6.4如果发生当地电力管理管控部门的管理管控费用（非一次性的支出），则合同合约双方各承担50％。7、如因工程地质、工艺设备改变等问题引起大的投资变化，资金的追加部分应经双方协商，另行签订追加投资协议或合同合约。8、合约甲方对合同乙方交付工程工期提前或滞后的奖惩如下：工期每提前（延期）一周（不满一周按一周算）奖（罚）５万元，但最高奖（罚）额不超过合同合约总价的１％。9、按照本合同合约考核指标，在保证合约甲方提供的余热参数条件下，在７２小时试运行考核期内，平均发电功率达到2.5MW，吨熟料发电量考核指标为大于等于３８kwh／t。10、合同乙方安装设备完毕后达不到服务质量要求，应赔偿合约甲方损失，但总赔偿金额不得超过合同合约总价的1％。11、电站在运行过程中不遵守双方的有关协议或因操作影响合约甲方的正常生产的情况，合约甲方可根据需要要求合同乙方给予配合，保证合约甲方生产线的稳定。如因主观故意造成合约甲方的损失时，合同乙方应当赔偿合约甲方的直接损失。12、在此期间如因合约甲方的原因造成发电站无法按额定功率正常工作的，应顺延合同合约管理管控运行期直至合同乙方投入完全回收结束，因合约甲方的原因造成的合同合约的履行期限顺延，每延期一日合约甲方向合同乙方赔偿５万元。13、合约甲方年实际满负荷生产天数不少于300天。14、其余未及事项，由甲乙双方友好协商解决，如果出现违约现象，则按国家有关合同合约法执行。三、单压纯低温余热电站介绍：单压纯低温余热电站是指推动汽轮机做功而发电的蒸汽是一种低、中压参数蒸汽，参数蒸汽，压力仅为1.6Ｍpa左右，温度仅为３１０℃左右，由水泥熟料生产线窑尾预热器输出的330℃左右的废气，经过窑尾余热锅炉（SP），可转化出一种压力1.6Ｍpa左右，温度３１０℃左右的低、中压参数蒸汽，另外，由水泥熟料生产线窑头蓖冷机的最合适点开一缺口，引出一种350℃左右的废气输入窑头余热锅炉（AQC），生产出的蒸汽参数：压力1.6Ｍpa左右，温度３１０℃左右的中、低压参数蒸汽。发电汽轮机运行时，窑头余热锅炉（AQC）产生的中、低压参数蒸汽与窑尾余热锅炉（SP）产生的中、低压参数蒸汽相混合，同时进入汽轮机做功，带动汽轮发电机发出10500V的交流电来。因此，它与原来普通高压汽轮机的运行参数相比，进汽压力和进汽温明显较低，进一步利用了低温烟气的热量，所以能节约大量热量，它是目前我国最先进和节能环保发电新技术，也是国家发改委目前大力推荐和倡导的最好、最新的节能环保新工艺。水泥厂纯低温余热发电站工程流程图：四、合同合约能源管理管控机制简介：合同合约能源管理管控机制的实质是：一种以减少的能源费用来支付节能相关项目全部成本的节能投资方式。这样一种节能投资方式准许用户使用未来的节能效益为工厂和设备升级，以及降低目前的运行成本。能源管理管控合同合约在实施节能相关项目投资的企业（用户）与专门的盈利性能源管理管控公司之间签订，它有助于推动节能相关项目的开展。在传统节能投资方式下，节能相关项目的所有风险和所有盈利都由实施节能投资的企业承担；在合同合约能源管理管控方式中，一般不要求企业自身对节能相关项目进行大笔投资。合同合约能源管理管控是节能服务公司通过与客户签订节能服务合同合约，为客户提供包括：能源审计、相关项目设计、相关项目融资、设备采购、工程施工、设备安装调试、人员培训、节能量确认和保证等一整套的节能服务，并从客户进行节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润的一种商业运作模式。节能服务公司服务的客户不需要承担节能实施的资金、技术及风险，全部设计、审计、融资、采购、施工监测等均由节能服务公司负责，不需要客户投资。并且可以更快的降低能源成本，获得实施节能后带来的收益，并可以获取节能服务公司提供的设备。节能服务公司的业务不是一般意义上的推销产品、设备或技术，而是通过合同合约能源管理管控机制为客户提供集成化的节能服务和完整的节能解决合适的方案，为客户实施“交钥匙工程”；客户借助节能服务公司实施节能服务，可以改善现金流量，把有限的资金投资在其他更优先的投资领域以提升竞争力；节能服务公司可以为客户选择提供先进、成熟的节能技术和设备，同时向客户保证相关项目的工程质量。合同合约能源管理管控模式带给能耗企业的效益：1、能耗企业不用资金投入，即可完成节能技术改造；2、节能工程施工完毕，就可分享相关项目的部分节能效益；3、在合同合约期内，能耗企业的客户支付全部来自相关项目效益，现金流始终为正值；4、合同合约结束后，节能设备和全部节能效益归能耗企业；5、节能服务公司为能耗企业承担技术风险和经济风险。五、河南蓝海节能技术服务有限公司简介及资质：河南蓝海节能技术服务有限公司成立于二零一零年，注册资金为500万，是洛阳市首批由国家发改委备案的两家节能公司之一，公司前身为洛阳蓝海实业有限公司，长期专业从事以两相流原理及延伸利用和余热发电节能技术的研究，节能工程的设计、采购、施工、管理管控，技术咨询及服务等节能减排事业的工程公司。公司专门从事水泥窑、玻璃窑、钢铁、化工及有色金属冶炼等行业中低温烟气余热发电工程等节能环保相关项目的总包（含BOT形式）业务。公司主营业务包括：设计、总包建设余热电站工程；安装锅炉、汽轮机发电机组及其它辅助设备；工程设备成套、节能技术改造及提供相关技术服务、技术咨询、技术成果转让。河南蓝海节能技术服务有限公司先后与西安交通大学能源与动力工程学院、北京航天航空大学、国防科技大学、河南科技大学、洛阳理工学院和洛阳中信重机公司确定了战略合作伙伴关系，是集产、学、研、销售和服务为一体的科技型企业。六、洛阳发电设备厂简介：七、可行性研究分析1、相关项目性质和由来1.1相关项目性质方城县宛北水泥XX纯低温余热发电相关项目利用水泥熟料生产系统窑头及窑尾的低温余热资源，提高资源综合利用效益，属于纯低温余热利用电站和技改相关项目。该相关项目符合国家余热资源综合利用政策，属国家鼓励发展的资源综合利用相关项目。相关项目建设投资2180万元（不含土建费用）。余热发电站相关项目按合同合约能源管理管控中效益分享型方式运营。由河南蓝海节能技术服务有限公司负责融资筹建，筹建合适的内容包括相关项目设计、相关项目融资、设备采购、工程施工、设备安装调试、人员培训，电站建成运行后，产权归河南蓝海节能技术服务有限公司所有，并负责电站的管理管控和运行，期间承担电站运营费用，但电站运行用水由方城县宛北水泥XX无偿提供。电站发电所产生的全部经济效益用于支付工程相关项目投资，直到工程相关项目投资全部收回为止。预计投资回收期约为三十四个月。在工程相关项目投资全部收回后，电站的全部经济效益归方城县宛北水泥XX所有，河南蓝海节能技术服务有限公司把相关项目的投入（包括设备、技术等）所有权无偿转让给方城县宛北水泥XX。1.2相关项目由来和企业现状方城县宛北水泥XX现有日产1400吨干法水泥中空窑生产线一条，目前正处于正常运行阶段。目前水泥生产能源耗量约占全国能源消耗量的7%左右。在水泥能耗中，熟料能耗约占7～8成。近年来，随着新型干法水泥技术的日渐成熟，新型干法水泥生产线所占比例逐渐加大，水泥综合能耗在下降，为了进一步加强节能减排工作，国务院先后下达了《国务院批转国家经贸委等部门关于进一步开展资源综合利用意见的通知》、《国务院关于加强节能工作的决定》和《国务院关于印发节能减排综合性工作合适的方案的通知》等文件，同时规定今后新建新型干法水泥熟料生产线必须同步配套低温余热发电装置，并将其作为相关项目核准的必要条件。2008年6月底前所有日产2000吨及以上的新型干法水泥生产线必须完成低温余热发电装置的配套建设。利用水泥生产过程中的废气余热建设电站后，电站的产品-电力将回用于水泥生产，这套系统在回收水泥生产过程中产生的大量余热的同时，又减少了水泥厂对环境的热污染以及粉尘污染，这将给企业带来巨大的经济效益。是一个典型的循环经济范例。本余热发电相关项目建成后，可大力回收和循环利用水泥窑废气，提高水泥生产线的整体资源利用水平，为资源的绿色消费贡献力量。1.3相关项目建设的目的和必要性(1)能综合利用资源、减少环境污染开展资源综合利用，是我国的一项长期的重大技术经济政策，也是我国国民经济和社会发展中一项长远的战略方针，对于节约资源、改善环境状况、提高经济效益、实现资源的优化配置和可持续发展具有重要的意义。随着水泥熟料煅烧技术的发展，水泥工业节能技术水平有了长足的进步，熟料烧成热耗已由原来的4600～6500kJ/kg降至2900～3500kJ/kg，但仍有大量的中、低温废气余热难以充分利用。例如技术先进的窑外分解窑，窑头、窑尾废气余热的热量为烧成系统总热量的35%以上。如何充分利用这部分中、低温余热，是目前降低水泥生产综合能耗、降低生产成本的关键。水泥生产一方面排放了大量的中低品位余热，另一方面又要消耗大量的电能，每生产1吨水泥需耗电90～120kW.h。因此，利用纯低温余热发电技术充分回收余热，转换为电能用于水泥生产，成为目前水泥工业降低能耗、节约能源的有效途径。从环境保护的角度看。由于纯低温余热发电完全利用水泥生产过程中产生的废气余热作为热源，整个发电过程不需要燃烧燃料（煤、油、燃汽），因此，对大气环境不增加任何污染物（粉尘、NOx和SO2）的排放。且余热锅炉还能起到收尘和降温作用，降低了水泥废气中的粉尘排放浓度和气体温度，对减少温室效应、保护生态环境起着积极的促进作用。(2)能优化能源结构 从能源利用率的角度看。水泥生产过程中消耗的能源有效利用率仅为60%左右，其余的热量随废气排到大气中。余热发电建成后，可将排放至大气中的废气余热最大限度地进行回收，使水泥厂的能源利用率提高到85%以上，为水泥厂的可持续发展制造了有利条件。(3)符合国家能源政策国家相关部门多次对资源综合利用做了明确指示，国家发改委等八部委也以（发改运行［2006］609号）文件明确规定水泥结构调整中重点支持水泥低温余热发电相关项目。(4)可促进企业自身的发展随着改革的不断深化，社会主义市场经济为现代企业提供了不断发展、壮大的有利条件，同时市场竞争也会更加激烈。为了适应市场的变化，进一步提高在市场中的竞争力，迫切需要进行技术改造。本余热发电相关项目建成后，每年综合利用废气发电1800×104kW.h，除自身消耗外向水泥厂供电1656×104kW.h，年节省电费约910万元，减少了废气对环境的污染，降低了水泥生产成本，提高了企业经济效益，增强了自身市场竞争能力，对企业的发展将起到积极的推进作用。南阳方城县宛北水泥XX可以充分利用新建水泥熟料生产线熟料煅烧过程中排放的大量废气余热发电，是资源综合利用、节约能源、降低企业生产成本、减少环境污染的一种行之有效经的节能方式，利国利民，符合国家相关政策。本相关项目建成后，年发电1800×104kW.h，供电量可满足水泥生产30%左右的用电需要，每年可节约标煤约0.648万吨。减少二氧化碳排放量约1.62万吨，减少二氧化硫排放量约104吨。1.4建设规模、生产方法及产品纲领1.4.1建设规模 拟利用1400t/d水泥生产线中的余热建设一座3MW单压纯低温余热发电站。1.4.2生产方法利用新型干法生产线的窑头、窑尾废气余热纯低温发电。1.4.3、产品纲领装机容量：3MW。平均发电功率：2500kW。年发电时间：7200小时年发电量：1800×104kW.h。年供电量：1656×104kW.h。单位熟料余热发电量：38.40kW.h/t。相关项目建设主要合适的内容：1400t/d水泥窑窑头冷却机废气余热锅炉（AQC炉）；1400t/d水泥窑窑尾预热器废气余热锅炉（SP炉）；锅炉给水处理系统；汽轮发电机系统（9MW）；电站循环水系统；站用电系统；电站自动控制系统；电站室外汽水系统；电站室外给排水管网及相关配套的通信、给排水、照明等辅助系统。主要生产设备序号名称型号规格技术条件数量备注1AQC锅炉入口废气量：180000m3/h入口废气温度：360℃入口废气含尘浓度：＜30g/Nm3出口废气温度：90℃主蒸汽量：7.3t/h主蒸汽压力：1.7Mpa主蒸汽温度：～330℃给水温度：45℃锅炉总漏风：≤2％布置方式：露天1台2SP锅炉入口废气量：300000m3/h入口废气温度：330℃入口废气含尘浓度：＜100g/Nm3出口废气温度：220℃主蒸汽量：13.3t/h主蒸汽压力：1.7Mpa主蒸汽温度：～300℃给水温度：从AQC来（45℃）锅炉总漏风：≤2％布置方式：露天1台3补汽凝汽式汽轮机BN9-1.6/0.35装机功率：3MW额定转速：3000r/min进汽压力：1.6Mpa进汽温度：～320℃进汽量：20.3t/h排汽压力：0.007Mpa1台4汽轮发电机额定功率：3MW额定电压：10500V额定转速：3000r/min可控硅励磁1台5锅炉给水泵流量：32t/h扬程：231m功率：55kW2台1台备用6循环水泵流量：720m3/h扬程：H=32m功率：90kW3台1台备用7冷却塔流量：600m3/h功率：22kW3台8真空除氧器能力：25t/h出水含氧：0.05mg/l1台9纯水制备系统能力：5m3/h功率：11kW1套10DCS控制系统1套1.6主要技术经济指标全站主要技术经济指标汇总表序号指标名称单位数量备注1装机容量kW30002平均发电功率kW25003年运转时间h72004年发电量104kW.h18005年供电量104kW.h1656自用电8%6吨熟料余热发电量kW.h/t38.407机械设备重量t～10508日耗水量m3/d11189水源供水量m3/d125210循环水利用率%97.3011占地面积m2～410012建、构筑物占地面积m2～186813建筑系数%45.514劳动定员人24其中：生产人员人21管理管控人员人315劳动生产率实物全员104kW.h/人.年75生产工人104kW.h/人.年85.716建设投资万元2180含合同合约期利息312.52万元其中：建筑工程万元设备费用万元920安装工程万元250设计费用万元90其它费用万元92017流动资金万元50.00其中：铺底流动资金万元20.0018经济效益全投资投资回收期年2.8税后借款偿还期月40建设期起年节约电费万元910供电成本元/kW.h0.06不含税并网收购价元/kW.h0.55不含税1.7结论及建议1.7.1南阳方城县宛北水泥XX纯低温余热发电相关项目符合工信部节［2010］25号文件--《新型干法水泥窑纯低温余热发电技术推广实施合适的方案》中的规定和精神，国家发改委、科技部、财政部、建设部等八部门编制的《“十一五”十大重点节能工程实施意见》也将余热利用工程列为其一，要求在钢铁、建材、化工等高耗能行业改造和建设纯低温余热发电、压差发电、副产可燃气体和低热值气体回收利用等余热余压余能利用装置和设备。本工程属国家鼓励发展的综合利用技改相关项目。1.7.2本相关项目建设条件具备，工程的建设可以充分利用唐河泰隆水泥有限公司1400t/d新型干法水泥生产线熟料烧成系统的废气余热，该生产线已设计安装了窑尾预热器，改造工程简单，施工工期短，既节能降耗又能保护生态环境，达到循环经济的目的。相关项目总投资2180万元，工程建成后每年可发电1800×104kW.h，供电量可满足水泥生产30%左右的用电需要，每年可节省标煤约0.648万吨。减少二氧化碳排放量约1.62万吨，减少二氧化硫排放量约104吨，折合资金约648万元。1.7.3本相关项目注重节能降耗、环境保护、三废治理、劳动安全和职业卫生，以行之有效的技术措施全面执行了各项有关法规。1.7.4本相关项目有较好的盈利能力。工程建成后每年可供水泥生产线自用电1656×104kW.h，按外购电价0.55元/kW.h（无税）估算，扣除余热电站供电成本约0.06元/kW.h，则吨熟料生产成本可降低约17.82元，每年可增加利润约910万元。相关项目建成发电后，税后全投资投资回收期为2.8年，且不确定性分析结果表明相关项目抗风险能力较强，相关项目经济效益较好，在经济上是可行的。1.7.5利用合同合约能源管理管控方式经营，节能服务公司为能耗企业承担技术风险和经济风险。1.7.6在投资回收期内，每年用户可可享受余热发电与电网供电的电费差价。按余热发电并网收购价0.55元、电网供电电费0.62元计算，每日可实现电费节余0.387万元,每年可实现电费节余116万元。综上所述，本相关项目的建设可有效降低企业生产成本、提高产品市场竞争力，具有较好的经济效益和明显的社会效益。2、建设条件2.1厂址南阳方城县宛北水泥XX1400t/d新型干法水泥生产线地处南阳盆地，靠豫01线，依许-平-高高速公路，临南水北调中线灌渠，北有煤都平顶山市，地理位置十分优越，交通运输方便。电站拟在1400t/d新型干法水泥生产线场地内布置，尽量靠近余热源，不考虑征地。2.2余热条件窑头冷却机废气参数：180000m3/h，360℃（冷却机中部）。窑尾出预热器废气参数：300000m3/h，330℃。废气含尘浓度：＜100g/Nm3生料磨烘干用风温度220℃。2.3自然条件(1)气象条件气温：年平均气温15℃极端最高气温41.4℃极端最低气温-17.5℃降雨量：年平均降雨量800.0mm年最大降雨量1700.0mm日最大降雨量58.8mm湿度：年平均相对湿度59.0%气压：年平均气压847.1hPa风：年平均风速2.0m/s年主导风向东北（上半年）西南（下半年）其他：年平均雷电天数79.0天年平均霜冻天数140.0天年无霜期220-245天(2)地震烈度根据国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）要求，厂区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g。(3)工程地质该场地暂无工程地质勘察报告，在初步设计之前必须补做工程地质勘察。2.4投资估算与资金筹措本相关项目投资额2180万元，土建费用由南阳方城县宛北水泥XX自理，河南蓝海节能技术服务有限公司提供施工图纸。其中：工程建设投资1867.48万元，融资贷款利息312.52万元。余热发电站由河南蓝海节能技术服务有限公司负责融资筹建。3、技术合适的方案3.1工艺技术合适的方案3.1.1发电规模综合考虑水泥生产线的工艺流程、场地布置、供配电结构、供水设施等因素，利用生产线窑头、窑尾余热资源，可建设一座装机容量为3MW的纯低温余热电站。3.1.2设计原则(1)余热电站在正常运行时应不影响水泥生产线的正常生产。(2)充分利用窑头、窑尾排放的废气余热。(3)采用工艺成熟、技术先进的余热发电技术和装备。(4)余热电站尽可能与水泥生产线共用水、电、机修等公用设施。(5)贯彻执行有关国家和拟建厂当地的环境保护、劳动安全、消防设计的规范。3.1.3设计条件(1)余热条件从更合理的利用窑头余热考虑，窑头篦冷机需要进行改造，在篦冷机的中部增加一个废气出口，改造后的窑头废气参数为：180000m3/h，360℃。此部分废气余热全部用于发电。窑尾经五级预热器出口的废气参数为：300000m3/h，330℃。此部分废气经利用后的温度应保持在220℃左右，用做生料粉磨烘干热源。(2)建设场地本工程包括：窑头AQC锅炉、窑尾SP锅炉、汽机房、化学水处理车间、冷却塔及循环水泵房等车间。各车间布置遵循以下原则：窑头AQC锅炉和沉降室布置在窑头厂房旁边的空地上，窑尾SP锅炉布置在窑尾高温风机的上方，汽机房的布置靠近锅炉，化学水处理车间、冷却塔及循环水泵房尽量靠近汽机房。在布置有困难时可以适当调整，不能影响水泥生产线的布置。AQC锅炉占地面积：14m×6m。SP锅炉占地面积：12m×8m。汽机房占地面积：35m×30m。(3)水源、给水排水电站的用水有：软化水处理、锅炉给水、循环冷却水及其它生产系统消耗，消防用水，部分用水可循环使用。3.1.4电站工艺系统(1)余热电站流程本合适的方案拟采用纯低温余热发电技术，该技术不使用燃料来补燃，因此不对环境产生附加污染，是典型的资源综合利用工程。主蒸汽的压力和温度较低，运行的可靠性和安全性高，运行成本低，日常管理管控简单。综合考虑目前水泥生产线窑头、窑尾的余热资源分布情况和水泥窑的运行状况，确定热力系统及装机合适的方案如下：系统主机包括两台余热锅炉、一套凝汽式汽轮发电机组。a.AQC余热锅炉：利用冷却机中部抽取的废气（中温端，～360℃），在窑头设置AQC余热锅炉，余热锅炉分为蒸汽段和热水段运行。蒸汽段可生产的蒸汽参数是压力1.6Ｍpa左右，温度３１０℃左右的中、低压参数蒸汽，进入蒸汽母管后通入汽轮发电机组；热水段生产的170℃热水后，作为AQC余热锅炉蒸汽段及SP余热锅炉的给水。出AQC锅炉废气温度降至110℃。b.SP余热锅炉：在窑尾设置SP余热锅炉，仅设置蒸汽段，生产1.6Ｍpa左右，温度３１０℃左右的中、低压参数蒸汽，进入蒸汽母管后通入汽轮发电机组。出SP余热锅炉废气温度降到220℃，供生料粉磨烘干使用。c.汽轮发电机组：上述余热锅炉生产的蒸汽共可发电3MW，因此配置3MW凝汽式汽轮机组一套。整个工艺流程是：40℃左右的化学水经过除氧，由锅炉给水泵加压进入AQC锅炉省煤器，加热成170℃左右的热水。分成两部分：一部分进入AQC锅炉；另一部分进入SP锅炉。然后依次经过各自锅炉的蒸发器、过热器,在窑头余热锅炉（AQC）产生压力1.6Ｍpa左右，温度３１０℃左右的中、低压参数蒸汽。在窑尾余热锅炉（SP）产生压力1.6Ｍpa左右，温度３１０℃左右的中、低压参数蒸汽，窑头余热锅炉（AQC）产生的中、低压参数蒸汽与窑尾余热锅炉（SP）产生的中、低压参数蒸汽相混合，在蒸汽母管汇合后进入汽轮发电机组做功，两种同参数的蒸汽共同推动发电汽轮机高速运转，带动汽轮发电机发出10500V的交流电来。作功后的乏汽进入凝汽器成为冷凝水，冷凝水和补充纯水经除氧器除氧再进行下一个热力循环。SP锅炉出口废气温度220℃左右，用于烘干生料原料。(2)热力工艺系统热力工艺系统主要包括：主蒸汽系统及辅属蒸汽系统，疏放水及放气系统，给水系统，锅炉排污系统等。主蒸汽系统及辅属蒸汽系统热电站的主蒸汽系统采用单母管制。锅炉产生的主蒸汽先引往蒸汽母管后，再由该母管引往汽轮机。采用真空除氧器，不消耗蒸汽。汽轮机的轴封用汽，由主蒸汽管引至均压箱后，再分别送至前后轴封。b.疏放水及放气系统本工程锅炉部分疏放水量极少，放水直接引至定排总管通过定排扩容器排放。汽机部分的疏水均引至设备配套的疏水膨胀箱，最后汇入凝汽器全部回收。作为机组启动的安全措施，本电站各类汽水管道的自然高点和自然低点均设放汽阀和放水阀，系统启动时临时就地放汽、排水。c.给水系统本工程锅炉给水由两部分组成：一路为汽轮机冷凝排汽的冷凝水；另一路为化学补充水，由化学水处理系统提供。本系统选用电动锅炉给水泵。进出水均按母管制连接，给水泵出水母管上设再循环管接至除氧器水箱，再循环水量通过设在管道上的截止阀进行控制。d.锅炉排污系统本工程每台锅炉均设连续排污扩容器和定期排污扩容器。3.1.5汽轮机油系统汽轮机油系统由油箱、油泵、冷油器、滤油器及油管路组成，承担着机组轴承润滑、冷却供油及调速系统各执行机构工质供油的任务。机组的调节油由汽机直接带动的主油泵供给，主油泵出来的高压油，一部分至调节保安系统，工作后回主油箱；一部分经冷油器、节流阀和滤油器至润滑油管路；另一路则直接由电动油泵吸入，经冷油器、节流阀和滤油器至润滑管路，润滑油工作后回主油箱。3.1.6汽轮机循环水系统本系统为汽轮机凝汽器、冷油器、发电机空气冷却器等提供冷却水，冷却水循环使用。本相关项目主要用冷却水设备见表3-1。主要用冷却水设备表3-1设备名称凝汽器冷油器空气冷却器其他冷却水量（m3/h）140080408冷却水温（℃）正常25，最高333.1.7化学水处理系统本系统提供满足锅炉给水要求的纯水，产水量为11m3/h。3.1.8发电系统主机设备发电系统主机设备表序号名称型号规格技术条件数量备注1AQC锅炉入口废气量：180000m3/h入口废气温度：360℃入口废气含尘浓度：＜30g/Nm3出口废气温度：90℃主蒸汽量：7.3t/h主蒸汽压力：1.7Mpa主蒸汽温度：～330℃给水温度：45℃锅炉总漏风：≤2％布置方式：露天1台2SP锅炉入口废气量：300000m3/h入口废气温度：330℃入口废气含尘浓度：＜100g/Nm3出口废气温度：220℃主蒸汽量：13.3t/h主蒸汽压力：1.7Mpa主蒸汽温度：～300℃给水温度：从AQC来（45℃）锅炉总漏风：≤2％布置方式：露天1台3补汽凝汽式汽轮机BN9-1.6/0.35装机功率：3MW额定转速：3000r/min进汽压力：1.6Mpa进汽温度：～320℃进汽量：20.6t/h排汽压力：0.007Mpa1台4汽轮发电机额定功率：3MW额定电压：10500V额定转速：3000r/min可控硅励磁1台5锅炉给水泵流量：32t/h扬程：231m功率：55kW2台1台备用6真空除氧器能力：25t/h出水含氧：0.05mg/l1台3.2余热发电总平面布置及交通运输3.2.1余热发电总平面布置余热发电车间包括：汽轮机房、纯水制备车间、循环水泵房及冷却水池、窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉等。根据场地条件及发电工艺流程，窑尾余热锅炉SP炉布置在高温风机的侧上方，窑头余热锅炉布置在窑头侧面的空地上，均为露天布置；汽轮机房、纯水制备泵房、循环水泵房及冷却水池布置在水泥生产线东南侧空地上。3.2.2道路工程厂内道路呈环形设置，用于生产、消防和检修。在余热发电主厂房周围设消防车道，主干道宽7米，车间引道路面宽4米。各建筑物、构筑物之间距离满足防火间距的要求。3.2.3竖向设计和场地排雨水本工程所占区域的雨水排入厂内排水沟内，排水沟沿道路两侧设置并与厂区外部道路排水沟相接。3.3电气及热工自动化3.3.1电站接入系统3MW发电机机端电压为10.5kV，3MW机组电站10kV母线采用单母线接线方式。在总降压站正常运行的情况下，由10kV母线承担全厂水泥生产线的负荷。在不改变总降原有供电、运行方式及水泥生产线全部正常的前提下，发电机发出的电量将全部用于厂内负荷。3.3.2编制范围编制范围包括以下几个主要方面：(1)电站的电气主接线，电站接入系统；(2)站用电配电，站用辅机控制；(3)热工自动化及计算机控制系统；(4)电站室外动力及照明配电线路；(5)车间照明、防雷及接地设计；(6)电站调度通信系统设计。3.3.3电气3.3.3.1站用电配电(1)电压等级发电机出线电压：10.5kV。站用高压配电电压：10.5kV。站用低压配电电压：0.4kV。站用辅机电压：0.38kV。站用照明电压：380V/220V。操作电压：220V（交流或直流）。检修照明电压：36V/12V。(2)站用电负荷及站用电率站用电总装机容量：369kW。站用电计算负荷：282kW。电站年发电量：18000000kW.h。电站年自用电量：1440000kW.h。电站年供电量：16560000kW.h。站用电率：8%。站用电主要负荷见表3-4。电站主要用电负荷表主要用电负荷装机容量（kW）台数计算负荷（kW）锅炉给水泵552(一用一备)30冷却塔风机22350循环水泵2703(二用一备)180纯水制备系统22122总计3699282(3)站用变压器的选择根据站用电负荷计算结果，同时考虑电站运行的经济、可靠性，3MW余热电站站用变压器配置方式为电站10kV母线上配置一台S10-M-1000/10型10.5kV/0.3kV变压器，容量1000kVA。3.3.3.2直流系统本电站直流负荷包括高压开关操作电源、保护电源、直流油泵和事故照明。直流供电的电压为220V。直流负荷统计表负荷类型经常负荷事故照明负荷直流油泵冲击负荷合计容量（kW）694.4＋826电流（A）27.24125.4+4420157.6计算时间（h）111事故放电容量（Ah）27.24169.4137.6直流系统容量选择：按满足事故全停电状态下长时间放电容量选择，取容量储备系数KK=1.25，容量换算系数Kc，根据1h放电时间终止电压为1.75V，查得Kc=0.47，由式Cc≥KK×CS/Kc（Cc-直流系统容量，CS-事故放电容量）可得：Cc≥1.25×137.6/0.47=365Ah经校验，400Ah的容量可以满足实际需要。由此，设计选用铅酸免维护蓄电池直流成套装置400Ah一套。3.3.3.3主要电气设备选型(1)10kV高压配电设备选用金属铠装全封闭中置式高压开关柜。(2)400V站用低压配电设备选用固定式配电屏。(3)继电保护屏选用PK-10标准屏。(4)控制屏选用KG系列仪表控制屏，控制台为DCS系统配套的电脑工作台。(5)静止可控硅励磁装置随发电机配套。3.3.3.4站用电设备的控制及启动根据余热电站的运行特点，将采用机电炉集中的控制方式，但化学水处理部分将设独立的控制室单独控制。(1)电站中央控制室集中控制整个余热电站从余热锅炉、汽轮发电机系统、循环水泵站的循环水泵、电动阀和化学水处理的软水泵均集中在电站中央控制室操作、监控、管理管控。当电站中央控制室控制时，选择原地优先，将分“集中”、“断开”和“机旁”三种控制方式，此三种方式利用设在机旁的机旁按钮盒或机旁控制箱上的统一钥匙进行控制方式选择。(2)车间集中控制非DCS控制的车间采用常规仪表控制方式，如化学水处理设置车间控制室。控制方式也采用“集中”、“断开”和“机旁”三种方式。三种控制方式利用控制箱盘上的方式选择开关进行选择。(3)电动机的启动笼型电动机采用全压直接启动。3.3.3.5过电压保护和电力装置的接地(1)对高于15m的建筑物按三类防雷建筑物保护设计发电机母线及发电机中性点均设有电站专用避雷器。(2)电力装置的接地高压系统为接地保护，低压系统为接零保护。在汽轮发电机房、化学水处理、发电机出线小间、高低压配电室及电站中央控制室等场所均设置接地装置。并通过电缆沟及电缆桥架上的接地干线，将各处的接地装置连接起来，形成电站的接地网络。3.3.3.6电气照明(1)正常照明电站的正常照明电源引自站用电屏，电源为三相四线制，电压为380/220V。主要车间照明一律采用均匀照明和局部照明相结合，均匀照明为主，局部照明为辅。(2)事故照明电站内设有事故照明屏，当厂用交流电源消失后，事故照明屏自动将直流系统提供的直流电源投入。根据电站内不同岗位的重要性，在重要岗位及车间设有事故照明灯，以满足可靠性和安全的要求。(3)安全照明锅炉等金属体设备内检修采用安全照明电压12VAC。照明灯具接至局部照明变压器220V/36-24-12V二次侧，灯具采用手提安全灯。3.3.4热工自动化3.3.4.1编制原则及控制合适的方案为了使纯低温余热电站处于最佳运行状态，节约能源，提高劳动生产率，本工程拟采用技术先进、性能可靠的集散型计算机控制系统（简称DCS系统）对各车间（除化学水处理车间外）进行分散控制、集中管理管控。3.3.4.2控制设备及一次仪表选型为保证整个控制系统的先进性和可靠性，拟选用DCS系统实现对过程参数的采集、监视、报警与控制。对于关键性的检测和控制元件选用进口设备或国内引进技术生产的优质产品。选用的一次仪表设备有：智能化系列压力/差压变送器；温度检测，变送仪表元件；锅炉汽包水位等电视监视系统；液位检测元件。3.3.4.3系统配置及功能设置于电站的计算机系统（DCS）由现场级及中央控制级组成。(1)现场级根据电站的特点，在余热发电系统电气室内设置现场控制站，采集所有来自现场的开关量和模拟量信号并输出驱动信号。现场级完成电动机顺序逻辑控制、工艺过程参数的检测与监控，以及PID串级、多变量复杂控制等。(2)中央监控级中央监控级设1个工程师工作站和1个监控操作站，分别由监控管理管控计算机、LCD和打印机等组成。监控操作站的功能包括：a.具有动态参数的热力系统及工艺流程图显示；b.电动机开/停操作和运行状态显示；c.棒形图显示；d.历史趋势曲线的显示；e.调节回路的详细显示及参数修正；f.报警状态的显示；g.报警状态及运行报告的打印等。3.3.4.4应用软件用于电站的DCS系统应用软件是实现现场级和中央监控级功能的重要文件。应用软件包括逻辑控制软件和过程控制软件。(1)逻辑控制软件对电站所有电动机、电动阀，根据LCD显示的热力系统图，通过键盘操作，完成组启、组停、紧停复位、逻辑联锁等控制。(2)过程控制软件为保证整个电站运行工况的稳定，机组共设有8个自动调节控制回路。a.3MW汽机热井水位自动调节回路b.3MW汽机除氧器水位自动调节回路c.1400t/d窑头余热锅炉汽包水位自动调节回路d.1400t/d窑尾余热锅炉汽包水位自动调节回路3.3.4.5系统特点本系统是一个控制功能分散控制、集中监视和管理管控的控制系统，电站中控室取消了常规模拟仪表盘和模拟流程图，代之以大屏幕彩色图形显示器，更便于运行人员监视与操作，同时大大缩小了中控制室的建筑面积。此外系统中还采用了面向过程的语言，硬件均为模块化，使整个系统的操作与维护更加简便。为防止数据丢失和电源干扰，系统采用不间断电源（UPS）供电，保证了运行的可靠性。3.3.4.6自控线路和接地一次检测元件、变送器至现场站之间的连接导线及直流信号线均选用对屏＋总屏的计算机专用屏蔽电缆，热电偶至变送器连接导线选用补偿导线。开关量信号线选用交联控制电缆，DCS控制系统各设备之间的连接电缆随设备成套供货。电缆线路均敷设在电缆沟或带顶盖的电缆桥架内，并尽可能与电力电缆分开敷设。当由于条件所限信号电缆与动力电缆同架敷设时，必须用分隔板隔开。引出电缆沟或电缆桥架后导线须穿钢管暗配或明配。接地系统的接地质量对计算机系统及自动化设备的防干扰能力至关重要。现场站应设置屏蔽接地母线，用专设电缆与屏蔽接地母线相连接，信号电缆屏蔽层在箱盘一端接至屏蔽接地母线。计算机系统的接地装置及接地阻值按供货设备的要求设置。仪表箱盘金属外壳单独接至电气保护接地母线上。3.3.5电站通信系统利用水泥厂主生产线通信系统扩容，作为电站内部及站内与站外的行政调度通信系统。3.3.6电力调度通信系统采用市政电话与厂总机电话各一部互为备用的方式，完成与电网调度的通信联络。3.4给排水技术合适的方案3.4.1设计范围电站内生产、生活、消防给水、排水系统。由于本工程建设在公司水泥生产线厂区内，相当于公司水泥生产线的一个车间，因此，室外给、排水系统需利用公司水泥生产线部分系统，如果系统中不能满足本工程建设要求时，在水泥生产线设计中需加以适当的改进。3.4.2用水量余热发电总用水量：36672m3/d。其中：循环冷却供水量：33600m3/d。循环回水量：32600m3/d。循环补充水量：1008m3/d。循环水利用率：97%。纯水制备用水量：110m3/d。余热发电总补充用水量：1118m3/d。考虑未预见水量为余热发电用水量的2%，给水处理排污按5%计，输水管线管损5%，余热发电需补充新鲜水量为：水源输水量1252.2m3/d。3.4.3给水系统3.4.3.1汽轮机循环水系统本系统为汽轮机凝汽器、冷油器、发电机空气冷却器等提供冷却水。设备冷却用水采用压力回流循环供水系统。回水送至冷却塔(GBNL3-600型，Q=600m3/h，N=22kW，三台)，冷却后的水自流至循环水池(两座，每座V=1500m3)，由循环水泵(300WFB-CD型，Q=720m3/h，H=32m，N=90kW,三台，两用一备)送入循环供水管网，供给各冷却用水点用水。该系统除冷却塔处水与大气接触外，其余各处均为密闭状态。为防止系统水质的变差，设综合水处理器（WD-700A1.0ZH-F型）。为确保水质，系统设有旁滤水处理设施，部分压力回水直接进入钢制过滤器(CLB-II型，Q=400m3/h，一台)处理后进入循环水池。系统因冷却塔排污、水蒸发及风吹，总水量会不断减少。损耗部分由1400t/d水泥生产线给水处理场补充。3.4.5.2余热发电纯水制备系统本系统提供满足锅炉给水要求的纯水。供原水量为110m3/d。原水进入原水箱加PAC混凝剂后由原水泵加压经多介质过滤器和活性碳过滤器过滤后，再加阻垢剂经保安过滤器过滤后，由一级高压泵扬入一级RO装置处理后流入中间水箱PH值经调整后,再由二级高压泵扬入二级RO装置处理后的水流入纯水箱，由纯水泵加压至冷凝器供锅炉使用。3.4.5.3消防给水系统根据电站建、构筑物、设备及防火等级，电站建成后全厂仍按同一时间内发生一次火灾、灭火历时三小时计，电站消防流量要求达到25l/s，即270m3/次。由于本工程电站设在水泥厂内，水泥厂的消防用水量为540m3/次，能够满足本工程消防用水的要求。即本工程不增加消防用水量。消防给水由水泥生产系统消防管网接入。3.4.6排水系统余热电站排水包括循环水系统排污、余热锅炉排污、化学水处理车间等生产废水、雨水等。余热电站建成后，运行人员由水泥生产线人员调入，不再有人员的增加，因此，余热电站没有新的生活污水产生。生产过程中产生的污、废水586m3/d，不含有毒物质，就近排入厂区排水管网。3.4.7主要设备⑴余热发电纯水制备系统a.5m3/h纯水制备系统一套，装机容量N=22kW。⑵余热发电系统循环泵房a.循环水泵：2G300WFB-CD型，Q=720m3/h，H=32m，三台（两用一备）。配套电机：N=90kW，三台（两用一备）。b.逆流式玻璃钢冷却塔：GBNL3-600型，Q=600m3/h，N=22kW，三台。c.综合水处理器：WD-700A1.0ZH-F-MC型，DN700，N=1.0KW，220V/50Hz，一台。d.潜污泵：WQK65-10-2.2型，Q=65m3/h，H=10m。配套电机：N=4.5kW，一台。e.加药设备：JY-0.3/0.72A-1型，N=1.4KW，V=220V，一套。3.5建筑及结构3.5.1建筑设计3.5.1.1建筑设计原则建筑设计的基本原则是：在满足工艺生产要求的前提下，精心优化建筑合适的方案，做到“实用、经济和美观”。建筑设计要考虑夏季通风、隔热、防雨的要求。在满足环保要求的条件下，应尽量与附近厂房的建筑形式相协调。建筑的围护结构可适当开敞化（窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉），同时，建筑设计力求形体简洁明快、造型美观，风格协调，努力创造良好的空间环境和具有现代特色的建筑群体。建筑设计中严格执行现行的国家设计规范、规定及“环境保护、火力发电厂设计规范、规定”等行业标准，注意做好防火、防水、防潮、通风、散热、劳动安全、工业卫生等技术措施。根据当地气候条件及水泥行业生产建筑的特点，生产建筑推行厂房开敞化，采用轻质结构，减轻自重，降低材料消耗，同时在满足全厂建筑风格协调统一的前提下采用节约化的装修标准，达到节省投资的目的。根据各车间工艺流程和设备布置的要求，确定经济适用的建筑结构形式、建筑平、剖面形式及构造和装修措施。把建筑形式、工艺设计结合到美学设计与景观创造中来。在设计中尽量力求建筑物体型简洁，明快，美观。3.5.1.2建筑设计依据(1)国家现行建筑设计规范、规定、规程。主要规范如下：《建筑结构可靠度设计统一标准》；《建筑结构荷载规范》；《建筑抗震设计规范》；《钢结构设计规范》；《砌体结构设计规范》；《混凝土结构设计规范》；《建筑地基基础设计规范》；《建筑桩基技术规范》。(2)《小型火力发电厂设计规范》。(3)《水泥工厂设计规范》。(4)本院工艺等各专业对建筑设计的要求。(5)建设单位对生产辅助建筑的特殊要求。4、组织机构及劳动定员4.1组织机构本相关项目为利用水泥生产线的余热建设9MW余热电站。电站建成后，年发电量1656万kW.h。本次设计的电站是水泥厂的一个车间，由公司机构统一管理管控。本电站设办公室、电站岗位工，组织电站的生产活动。4.2劳动定员本次设计的3MW电站的生产岗位定员是按工艺过程需要，采用岗位工，实行四班三运转，工作制度为每人每周工作5天，每天工作8小时，补缺勤人员按生产工人的10%配备。电站定员24人，其中：生产工人21人；管理管控人员和技术人员3人。劳动定员明细表(人)表8-1工作地点及工作名称每班人数合计备注ⅠⅡⅢⅣ余热电站1.办公室3站长11热工工程师11电气仪表工程师112.电站岗位工444421锅炉司炉22228汽机司机11114电气运行11114化学水运行及化验11114补欠1合计244.3劳动生产率电站年发电量1800万kWh。全员实物劳动生产率为75万kWh/人.a。生产工人实物劳动生产率为85.7万kWh/人.a4.4职工培训本次设计的3MW电站，采用国产设备，但机械化、自动化程度较高，要求岗位工应具备一定的生产技能。建议大部分的生产工人在同规模的企业中进行培训。但应注意对生产人员专业知识的培训，可考虑在大专院校对部分工人进行专业知识培训，或向关停电站招收有工作经验的操作工人。5、相关项目建设进度安排设想根据本相关项目的具体情况和同类相关项目的建设经验，初步拟定相关项目建设期为10个月。双方签定合同合约生效后，我公司设计人员可立即进行现场技术数据标定，遵循建设程序，进行初步设计和施工图设计及设备订货，然后进行制造、安装、调试、电站运营、交付用户使用直至并网发电等，整个过程约需十个月。相关项目实施进度如下：相关项目实施进度表序号相关项目名称进度(月份)1234～56～78～9101初步设计及评审2施工图设计及前期准备工作3土建施工4设备采购及安装5现场制作及安装6设备调试7并网发电6、投资估算南阳方城县宛北水泥XX余热发电相关项目，本相关项目投资额2180万元，土建费用由南阳方城县宛北水泥XX自理，河南蓝海节能技术服务有限公司提供施工图纸。其中：工程建设投资1867.48万元，融资贷款利息312.52万元。余热发电站由河南蓝海节能技术服务有限公司负责融资筹建。6.1编制范围投资估算编制范围包括AQC余热锅炉、SP余热锅炉、汽轮发电机房等的工艺、电气、自控、建、构筑物和给排水工程及工程建设所必需的其它费用。6.2编制依据6.2.1工程量及建筑、安装工程造价指标：根据本院建筑、结构、总图及给排水专业提供的工程量，参照近期类似工程造价资料并结合近期当地价格水平进行估算。6.2.2价格依据6.2.2.1设备价格：设备采用近期制造厂报价及类似工程订货价进行调整，不足部分采用二○○九年《机电产品报价手册》；设备运杂费按设备原价的6%计取。6.2.2.2材料价格：建筑工程材料采用当地近期材料价格；安装工程材料采用相关生产厂家产品价格及类似工程近期订货价格。6.2.3工程建设其它费用：参照原国家建材局（建材综计发[1992]395号）文规定，结合该厂实际情况计算。6.2.4工程设计费：参照类似工程计取。6.2.5建设期贷款利息：按现行银行利率计取。投资构成表单位：万元相关项目名称建筑工程设备安装工程设计投资期利息其他费用估算总值金额92025090312.52607.482180比例（%）42.211.54.1314.3427.87100.006、余热发电的经济效益分析由于发电过程所用的全部热能，均由水泥生产线的废气提供，加上管理管控人员又少，生产透热成本极低，所以整个电站的经济效益也极高。以3ＭＷ机组为例进行经济效益分析：6.1直接的经济效益1).发电取得的直接效益；汽轮发电机全年运行费用按:年发电按7200小时;电站自用电按8%，全年送电量16560000kW.h；人工工资、水资源、水处理及维修维护成本按0.06元/kwh；相关项目总投资按2180万元，外购电网电价按0.62元/kwh，自发电价按0.55元/kwh计，则每年发电产生的效益为：[2500×7200×0.55元×（1－8%）－2500×7200×0.06元]＝802.2万元2).外供电减少，改变与供电部门结算方式，减少支出取得效益(略)；3).窑头风机由于增加收尘因磨损减少产生效益(略)；总经济效益：802.2万元/年回收年限：2180万元/802.2万元≈2.8年(2年10个月)6.2社会效益：从能源利用角度来看，水泥熟料生产线30%左右的热能随废气排放到大气中，不仅造成能源的浪费，同时产生温室效应。建设余热发电站后，不仅节约能源而且减少排放废气，全年按7200小时计，每年可发电1656×104kW.h，供电量可满足水泥生产30%左右的用电需要，每年可节省标煤约0.648万吨。减少二氧化碳排放量约1.62万吨，减少二氧化硫排放量约104吨，折合资金约648万元。南阳方城县宛北水泥XX1400ｔ／ｄ水泥熟料生产线单压纯低温余热发电相关项目合同合约能源管理管控相关项目合同合约甲方：乙方：合约甲方合同合约编号：合同乙方合同合约编号：签约日期：签约地点：

1400ｔ／ｄ水泥熟料生产线余热发电相关项目合同合约能源管理管控相关项目合同合约合约甲方：南阳方城县宛北水泥XX合同乙方：河南蓝海节能技术服务有限公司签订地点：本合同合约双方按“合同合约能源管理管控”模式就南阳方城县宛北水泥XX1400ｔ／ｄ水泥熟料生产线纯低温余热发电相关项目进行电站筹建专项节能服务，并支付相应的节能服务费用。双方经过平等协商，在真实、充分地表达各自意愿的基础上，根据《中华人民共和国合同合约法》的规定，达成如下协议，并由双方共同恪守。相关项目名称、范围、金额、工期时间等一、相关项目名称：南阳方城县宛北水泥XX1400ｔ／ｄ水泥熟料生产线单压纯低温余热发电相关项目二、相关项目范围、合适的内容和合同合约的构成：１、相关项目范围：河南蓝海节能技术服务有限公司（以下简称合同乙方）负责余热发电相关项目筹建的全部投资，（不包括土建）。筹建合适的内容包括相关项目设计、相关项目融资、设备采购、工程施工、设备安装调试、人员培训；南阳方城县宛北水泥XX（以下简称合约甲方）负责提供上述水泥生产线的余热电站建设所需的场地、水源，保证厂区内的现有基础设施提供给余热电站使用。电站建成运行后，签订电站建造完成协议，合同乙方拥有其投资余热发电相关项目所形成的动产、不动产的一切权益（土地和厂房享有使用权）。并负责电站管理管控运营,管理管控运营期为三十四个月,期间应收回全部工程相关项目投资。管理管控运营期间合同乙方承担电站运营管理管控费用，电站生产用水由合约甲方无偿提供。投资建设的余热电站发出电力后按照双方议定的售电价格销售给合约甲方，合约甲方全部接受余热电站所发出的电力。电站发电所产生的全部经济效益用于支付工程相关项目投资，直到管理管控运营期结束并收回全部工程相关项目投资为止。合同合约运营期结束后，电站的全部经济效益归合约甲方所有，合同乙方把相关项目的投入（包括设备、技术等）所有权无偿转让给合约甲方。电站建设子系统包括：余热锅炉系统；补汽凝汽式汽轮发电机系统；给水系统；真空除氧系统；凝结水系统；疏水系统；补给水系统；抽真空系统；锅炉排污系统；循环水系统；工业水系统；电气系统；化学水处理系统；锅炉炉水系统；循环水冷却处理系统；热工控制系统（含DCS系统）；供水系统；采暖通风系统；装饰工程；妨碍工程进展的土建部分（如道路、地下管道）拆除、恢复等；为与周围环境协调或达到使用目的的场地硬化及配套工程；管线支架（墩）部分；接入系统设计；压力容器、起重设备等特种设备的使用报批。２、建设相关项目合适的内容：主要包括以下合适的内容：工程设计（包括初步设计、施工图设计、相关项目概算等）、土建施工、所有设备和材料的采购设备安装、人员培训、联动试车、整套系统启动调试、竣工验收、提供发电系统《运行规程》和运行日志记录表格。３．相关项目合同合约构成：本合同合约由《1400ｔ／ｄ水泥熟料生产线余热发电相关项目能源管理管控相关项目合同合约》（本合同合约）、附件一《南阳方城县宛北水泥XX1400ｔ／ｄ水泥熟料生产线纯低温余热发电总包合同合约技术条约条款》，附件二《场地使用协议》构成。４、节能服务合适的内容及要求４.1 合约甲方委托合同乙方进行节能服务的合适的内容如下：４.1.1 服务的目标：筹建余热发电站、并网发电。４.1.2 服务的合适的内容：电站的筹建、投资回收期内电站的管理管控运行。４.1.3 服务的方式：合同合约能源管理管控中节能效益分享方式。４.2 合同乙方应按下列要求完成节能服务工作：４.2.1 服务地点：南阳方城县宛北水泥XX。４.2.2 服务期限和进度：（1）合同合约起始日期为： （2）合同合约相关项目建设周期为：十个月 （3）经测定分享节能效益的起始日为： （4）效益分享（管理管控运营）期为： 三十四个月（5）合同合约有效期为： 4.3节能效益分享合适的内容：4.3.1 效益分享期内相关项目节能指标为：水泥生产线年满负荷运行不低于7200小时，电站年发电量：1800×104kW.h。电站年供电量：1656×104kW.h。本合同合约签定时的并网电价格为0.55元/kW.h ，以此预计的节能效益为802万元/年。4.3.2效益分享期内，合同乙方分享100％的相关项目节能效益，预计分享节能效益2180万元。在效益分享期内，合同乙方应以实现全部工程投资回收为目的，如因各种原因提前实现全部工程投资回收，所剩余效益分享期内的发电经济效益甲乙双方按5：5分享；如因各种原因无法实现此目的，应延长效益分享期，延长期限计算方法为：所剩余工程投资÷(每月发电经济效益×90％)。4.3.3合约甲方实际节能指标未达到4.3.1预计的节能指标时，按以下约定处理：4.3.3.1因合同乙方原因未完成节能目标,由合同乙方承担效益降低的损失。4.3.3.2因合约甲方原因未完成节能目标,由合约甲方承担效益降低的损失。4.3.3.3合约甲方不得以任何理由单方面停止支付合同乙方应得的节能效益。（“由此”怎么解释，可否用“”）5、建设分工及要求5.1在设计过程中，合作双方共同对本相关项目水泥生产线的余热参数进行考察、论证。在合同合约签定15日内，合同乙方应安排勘测人员到合约甲方现场进行余热参数测定，合约甲方应予以协助并提供必要的条件。5.2在土建工程开工前，由合约甲方办理余热发电相关项目的备案、审批、环评、开工等手续，确保取得有关余热发电相关项目建设的全部行政许可文件；在安装工程完工前一个月，由合约甲方办理余热发电相关项目电力并网等手续，确保余热发电相关项目正常顺利并网发电。涉及费用由合约甲方负责支付。？（第一，涉及地质勘测不；第二，并网提前一个月时间是否充裕，第三，合约甲方负责支付的费用都有哪些？明确一下。）是否涉及水源问题5.3若经合作双方协作后共同申请到的国家和地方政府针对该相关项目优惠政策的补贴和奖励，双方原则同意以上优惠政策带来的收益按5：5的方式分配，其他特殊情况另议。6、合作期限、投资产权与使用权6.1合同乙方承担余热发电相关项目设计、建设、运行管理管控所需资金及相关项目前期手续过程中的正当费用，另有约定的除外。（除外的至少包括5.2条约条款里所罗列的吧）6.2合作期内，合同乙方拥有其投资余热发电相关项目所形成的动产、不动产的一切权益（土地和厂房享有使用权）。合作期满后，合同乙方将余热电站的厂房和设备无偿移交合约甲方经营。7、相关项目的转让与运行管理管控7.1为保证本相关项目的顺利实施，在合同合约签定之日起三个月内，合同乙方在合约甲方所在地设立子公司（即余热电站），自合同乙方设立的子公司成立之日起，合同乙方在本合同合约协议项下的全部权利、义务自动转让给该子公司。7.2合约甲方应配合合同乙方办理有关该子公司（即余热电站）的设立手续。子公司（即余热电站）所需工作人员除总经理、财务负责人、技术骨干等由合同乙方委派或指定，其余工作人员在合约甲方所在地择优录取或由合约甲方推荐。7.3合同乙方或其设立的子公司负责本相关项目的筹建及运营管理管控，合约甲方应给予充分协助。8、电费结算8.1合同合约期内，合同乙方向合约甲方提供的余热电站电力，其供电含税单价目前为0.55元/kWh。8.2本合同合约中的含税基准电价以目前合约甲方向电网采购的电价0.62元/kWh为标准，该价格作为今后供电网价格上涨或下降的基准电价。8.3如供电网电力基准价格发生调整后，无论价格上涨或下降，双方各按50％分享或承担，并相应地调整每月余热电站的供电含税单价。8.4合约甲方使用余热电站所供电量以余热电站实际输送给电网的电表数为依据，电费的计算方法为：供电量×当月供电含税单价。电费按月抄表并结算，抄表日期为每月25日，应付电费应在当月月底（30日）前付款完毕，付款采取银行转账方式。8.5如果发生当地电力管理管控部门的管理管控费用（非一次性的支出），则合同合约双方各承担50％。三、合同合约总价1、工程造价

工程造价1867.48万元，投资回收期利息312.52万元，工程总造价2180万元（贰仟壹佰捌拾万元整）。2、工程总造价应由下述费用组成但不限于下述费用。

１）可行性研究、设计和工程技术服务及其他咨询服务的费用；

２）建造和安装费用；

３）购买设备和材料的费用；

４）管理管控费用（含国外支出）；

５）其他费用；

６）不可预见费；

７）建造期利息加银行手续费；

８）税金。

３．工程造价以可行性研究报告为基础。如因工程地质、工艺参数、设备改变等问题引起大的投资变化，资金的追加部分应经双方协商，另行签订追加投资协议或合同合约。

4、合同合约总价中不包含以下合适的内容：1）拟建场地的地质勘查和桩基部分的工作；2)厂房及设备基础的土建部分。四、合同合约履行时间及其它约定：１、合同合约履行时间从双方签字、盖章之日起执行。２、工期。合同合约签订后合同乙方在七天内向合约甲方提供以下资料：（１）相关项目各专业主要设计人员配备情况一览表。并按照招标文件相关要求执行。相关项目经理及相关的信息。（２）工程进程网络图，并需经合约甲方认可。原则上控制以下几个阶段．第一阶段：合约甲方提供详勘资料起45天内完成初步设计并提交合约甲方审查。合约甲方在收到初步设计15天内应回复审查结果。第二阶段：收到合约甲方对初步设计审查结果后1５天内完成施工图设计。施工图应向合约甲方提供一式四份。第三阶段：合同合约生效起五个内完成汽机主厂房、锅炉基础、冷却池、化学处理间、主厂房控制室等土建主体工程。第四阶段：合同合约生效起七个月内主辅机设备到货；合同合约生效起九个月内完成安装。第五阶段：相关项目全部完成分部调运和７２＋２４小时运行，从合同合约生效起10个月内结束（建设期９个月，达标期１个月）。（总工期包括合约甲方承担的桩基及土建的工程）。第六阶段：电站运行直到工程相关项目投资全部收回。第七阶段：相关项目设施的赠送与转让。3、合约甲方的义务：除本合同合约规定的其他责任外，合约甲方还应履行以下项义务：3.1提供技术和工程资料，包括合同乙方获得贷款所提供的一切必要的、必需的资料；3.2提供工作条件。本合同合约签订六十日内将现状场地交付河南蓝海节能技术服务有限公司。保证建设相关项目所需水、电，通讯线路、运输通道等的畅通，为合同乙方施工、管理管控人员提供住宿和办工场地。3.3指派具有资质的操作人员参加培训，人员资质要求为高中以上学历，身体健康。3.4电站建设完工后，提供必要水泥生产线运行的资料，配合合同乙方开展节能量测量和验证。３.5对合同乙方提交的设计、施工合适的方案在收到之日起十日之内予以审核，并签发书面核准，逾期不签发视为已核准。如合约甲方认为合同乙方提交的设计、施工合适的方案与合同合约不符或有明显错漏，应在收到之日起五日内提出书面意见。３.6按约定条约条款验收相关项目，及时提供确认安装完成和试运行正常的验收文件。３.7根据操作规程和保养要求对设备进行操作、维护和保养。在合同合约有效期内，对设备运行、维修和保养定期作出记录并妥善保存十年。３.8为合同乙方维护、检测、修理相关项目设施和设备提供便利，保证合同乙方可合理地接触与本相关项目有关的设施和设备。３.9如设备发生故障、损坏和丢失，合约甲方应在得知此情况后二日内书面通知合同乙方，配合合同乙方对设备进行维修和监管。３.10合约甲方应保证现有设备的运行符合国家法律法规及政策规定。3.11在安装工程完成前办理锅炉压力容器、起重设备等特种设备的使用许可手续。（收费与否及谁承担）3．12设备所有权移交合约甲方时，合约甲方应对本相关项目全部设计资料承担保密义务。3.13合约甲方负责以合约甲方的名义取得与余热电站相关项目有关的由合同乙方出资建造的新建建筑物的房产证的有关手续，并确保取得这些新建建筑物的房产证，合约甲方应当在双方合同合约期内将合同乙方出资建造的这些新建建筑物租赁给合同乙方使用，合同乙方除出资建造这些新建建筑物以外，无需向合约甲方支付任何租