生物质热电项目可行性研究报告

5 5 6 61.4项目建设的必要性 71.5主要设计原则 91.6工作简要过程 9 2.1供热现状 3.3电厂建设的必要性 3.5系统二次部分 4.1燃料来源及特性 4.3燃料运输 5.1发电主要流程 5.2装机方案 6.2交通运输 6.4灰渣处理 7.2燃烧系统 7.4燃料运输 7.5主厂房布置 7.6除灰渣系统 7.7供排水系统 7.8化学水处理系统 7.9电气部分 7.12采暖通风与空气调节 9.2水土保持 9.3灰渣的综合利用 10.2节水措施 10.4节约原材料措施 10.5土地利用 12.2劳动组织及管理 12.3人员配备 13.2招标初步安排 13.5评标专家来源 13.6招标程序 14项目实施的条件和建设轮廓进度 14.1项目实施条件 14.2项目轮廓进度 15.1工程概况 15.2主要工艺特征 16.2主要技术经济指标 5整合了14户制米企业，注册资金1亿元。册资金1亿元，该公司投股8个6-20万吨水稻加工能力企业，成员有xxx、Xxx、xxx、61.2研究范围(4)电厂厂址及总平面规划；(5)灰渣综合利用分析；(6)环境影响的评价；(7)经济分析和评价；(2)环境影响评价；(3)水土保持评价；(4)水资源论证。7平方公里，下辖xxx,xxx两个边境县和6个行政区，人口110万。xxx是典型的资源型252平方公里，煤炭地质储量19.5亿吨，可采储量9.5亿吨，年产稳定在2000万吨。煤层气总储量347亿立方米。林地面积65万公顷，活立木蓄积量4000万立方米，70%是天然林。耕地面积650万亩，粮食生产能力40亿斤，是黑龙江省水稻、大豆主产区；草地面积10万公顷，其中可利用草场5.3万公顷；水面11万公顷，其中养鱼水面3500公顷。滨最近的国家一类口岸，年吞吐能力43万吨；黑龙江"黄金水道"可运行5000吨级船舶，距哈尔滨423公里，距萝北口岸80公里，距佳木斯机场仅60多公里。铁路运输可以直达我国人口众多，一次能源储量少，其中煤的储量为世界的1/10,石油储量为世界的1/40,天然气储量仅为世界的1/100。而我国人装机容量达到5亿千瓦，其中火电占82%,发电年消耗煤炭8.5亿吨以上。2004年我国耗煤炭19亿吨。全国探明的煤炭可开采的储量为900亿吨，不到50年将被开采完；石油可开采储量23亿吨，仅可开采14年；天然气可开采储量6310亿立方米，仅可开采32年。我国目前每年发电用煤量达8.5亿吨，SO₂的排放量达1200万吨(煤的含硫量按0.8%8计),粉尘排放490万吨。根据国家环保总局计算，我国每年燃煤7亿吨，SO₂对大气污染由于SO₂污染，产生酸雨己危害30%国土面积。2003年统计，仅酸雨危害这一项使农、排放，稻壳中硫的含量为0.08%～0.25%左右，相当于燃煤含量的1/10左右。目前世界上25～50%。按照国家近期出台的对于再生能源发展的规划，到2020年生物质能发电装机容量占火电总容量的6%测算，生物质能发电装机容量将达3000万千瓦左右，其发展前途在黑龙江省xxx市建设一座24MW稻壳发电厂，年燃烧稻壳量约30万吨，价格按每吨150元计，加工企业可增加收入约4500万元。91.5主要设计原则1.5.1本期建设规模为：4台20t/h中温中压稻壳特种锅炉，4台3MW抽汽凝汽式汽轮机，4台3MW空冷发电机，预留扩建条件。机组年利用小时数暂定为6000小时。1.5.3厂区总平面布置本期按4炉4机设计，预留扩建条件。1.5.4稻壳燃料采用公路运输，燃料系统容量按4台20t/h锅炉最大消耗量设计。1.5.10热工控制系统采用DCS系统根据2007年8月2日黑龙江省xxxxxx2007年8月20日~8月4日我院组织相关专业人员对现场进行了踏勘及资料搜集，热负荷的调查与落实，资源的调查与核实等工作。在现场踏勘、资料收集工作中。2007年10月25日我院提交可行性研究报告初稿，征求建设方意见，经修改完善，2008年1月厂区所在城区拥有各类建筑面积总计340万平方米，采用分散小锅炉房供热的有170现有分散小锅炉房151座。均为2.8MW以下小锅炉，总容量为320MW,年耗煤量约5.5万吨，近50%的设备己超过使用年限，热效率只有35-50%。有害物质浓度超标，总悬浮微粒物超过国家Ⅱ级标准可达100天。煤量19万吨。工业用汽全部为企业自备热源。(1)依据《黑江省xxx市东山区城市总体规划》(2002～2020)人口发展预测，结合(2)近期(2006～2010年)规划人口8.6万人，规划建筑面积185×10⁴m²;人均占有×10⁴m²;2006～2010年增加供热面积12×10⁴m²(年均增加3×10⁴m²),集中供热普及(3)远期(2011～2020年)规划人口10.5万人，规划建筑面积242×10⁴m²;人均2011～2020年增加供热面积50×10⁴m²(年均增加5×10⁴m²),集中供热普及率57.1%。物低10～19W/m²(见表2.2.2-1)。建筑物类型住宅居住区综合学校办公医院托幼商店食堂餐厅未采取节能措施注：1表中数值适用于我国东北、华北、西北地区；2热指标已包括约5%的管网热损失。本工程供热范围内现有供热面积76.2×10⁴m²,现有采暖建筑物按使用功能分类：民用住宅、办公楼、商服、学校、影剧院及工厂等。住宅建筑(占65%):60W/m2办公、商服、教学楼类建筑(占30%):70W/m22)近期规划采暖热指标近期规划新建建筑均为节能建筑，综合热指标取55W/m²。近期规划供热总面积为88.2×10⁴m²。其中原有供热面积为76.2×10⁴m²,采暖综合热指标65W/m²;规划发展的节能建筑面积为12×10⁴m²,采暖综合热指标55W/m²。3)远期规划采暖热指标远期规划新建建筑均为节能建筑，综合热指标取55W/m²。远期规划供热总面积为138.2×10⁴m²,其中原有供热面积为88.2×10⁴m²,规划发展的节能建筑面积为50×10⁴m²。远期规划的采暖综合热指标确定为60W/m²。根据2006年本区建筑现状，规划近期、远期建筑面积和热指标，计算出集中供热采表2.2.2-2实现集中供热采暖热负荷规划表年限现状(2006年)近期(2010年)远期(2020年)项目热面积(万m)集中供热普及集中供热热负集中供热面积集中供热普及集中供热热负总面积(万集中供热面积集中供热普及集中供热热负数据2122.2.2.4年采暖耗热量及热负荷曲线(1)采暖热负荷延续曲线采暖期为183天，采暖4392小时，采暖期室外计算温度-26℃,采暖期室外计算平均采用国家有关部门颁布的《小型节能热电项目可行性研究技术规定》中推荐的计算公式，计算不同室外气温tw下的延续时间n:式中nz为采暖小时数nz=4392tw′为采暖室外计算温度tp为采暖期室外日平均温度则于是根据上述公式和有关气象资料得出汤原县汤原镇不同室外气温下的延续时间(见表表2.2.2-3不同室外气温下延续时数时间(h)(2)规划热负荷采暖期、非采暖期最大、平均、最小热负荷(见表2.2.2-4)。规划期项目采暖期平均最小000(3)根据表2.2.2-4计算出：近期规划(2008～2010年)年采暖供热量为56.87×10⁴GJ远期规划(2011～2020年)年采暖供热量为82.83×10⁴GJ-23-2612020004(1)生活热水负荷(2)制冷负荷2.3设计热负荷热回水80℃,335kJ/kg):最大供热负荷(蒸汽量)为：则平均供热负荷(蒸汽量)为：最小供热负荷(蒸汽量)为：将采暖热负荷折算至电厂出口(0.49MPa,235℃),采暖负荷考虑100%回水。则可得到对应热电厂出口的设计热负荷，见表2.3-1所列：表2.3-1设计热负荷汇总表(蒸汽量)单位：t/h采暖热负荷采暖热负荷回水表2.3-2设计热负荷汇总表单位：GJ/h采暖热负荷采暖热负荷回水由于本期工程生物质电厂的建设为了满足东山区各企事业、居民生活采暖供热，结合工程的实际情况，根据年热负荷曲线，本期工程机组全年供热量为56.87万GJ,换算至对应机组供热年利用小时数4392h的平均设计热负荷为49.9t/h。整个镇区域集中供热可考虑分两期实施，本期工程考虑近期88.2万m²采暖供热，拟上4台抽汽式汽轮发电机组，配4台20t/h中温中压稻壳蒸汽锅炉。二期工程考虑远期增加50万m²采暖供热，可根据工程实际情况扩建1台75t/h中温中压稻壳蒸汽锅炉或4台和人民生活的供电任务。供电面积5.34万平方公里，营业用户32万余户。截至2004年本区2005年最大电负荷为40MW,年用电量2.9亿kWh,目前已形成了以110kV变电站为中心向四周辐射的配电网络，目前有主变2台，容量均为20MVA,电压等级由于本区110kV以下电网无直接接入电厂，需由主网供电。110kV变电站1台主变检(1)满足电力负荷及热负荷增长的需要110kV变电站2台主变容量仅有40MVA,满足不了本地区经济发展需要，因此，有必要建设xxx市生物质发电有限公司4×3MW汽轮发电机组，以满足工农业生产、人民生(2)可充分利用生物质能发电，具有良好的经济效益(3)可提高热源利用率，保护环境应在6000小时以上，设计建议本电厂机组年利用小时数按6000小时考虑。由当地电力平衡结果分析，xxx市生物质热电厂应主供当地负荷，4×3MW电根据前述电厂供电范围及110kV及以下电网网架情况，暂考虑接入系统方案：4×3MW机组分别以发电机-变压器-线路组单元接线方式接入110kV变电站10kV侧母线，线路长度约4km。发电机-变压器-线路组单元接线方式，以2回10kV出线接入110kV变电站10kV母线。本期新增10kV线路两侧以及电厂起备变高压侧为计量关口点。关口点装设主、备两4.1燃料来源及特性我国是一个能源贫乏的国家，推行能源多样化，积极开发生物质能、太阳能、风能等也是玉米、水稻、大豆、杂粮的主产区，有丰富的稻谷资源。建设综合利用稻壳燃烧的资源综合利用发电厂对当地的发展具有十分重要的意义。xxx市现有大米加工企业130余户，水稻加工规模为300多万吨，是我省加工能力最大的米业集散地，xxx市已形成黑龙江省米业加工中心，xxx市做为“米城”形象已深入全国各地大米经销商的心中，由于xxx市米业加工企业集中，每年大米加工量在150万吨左右，年产稻壳45万吨。目前稻壳除冬季少部分用于锅炉燃烧及饲料和其它用途外，大部分白白烧掉或丢弃。每年40万吨稻壳可供电厂用作燃料。建设4×3MW抽汽供热发电机组，配置4×20t/h燃用稻壳的特种锅炉，机组年利用小时数按6000h计，4台20t/h锅炉燃用稻壳时，每小时消耗量为19.60吨，每年玉米稻壳耗量为11.58万吨；xxx市有近40万吨各类稻壳可供xxx市生物质发电有限公司使用，考虑到运输成本和不确定性，为稳妥起见，设计考虑1/2的稻壳(20万吨)可以收集到电厂，远大于电厂锅炉年燃料用量(11.58万吨),则本期热电厂的稻壳供应是充足的，有保证的。本工程以稻壳作为设计燃料和校核燃料。根据黑龙江省电力监督监测中心提供的成分分析资料，稻壳的元素分析、灰份、水份、挥发份、灰熔点、发热量等详见表4.1-2。表4.1-2设计燃料校核燃料元素分析项目设计燃料%校核燃料%符号单位二氧化硅%三氧化二铝%三氧化二铁%氧化钙%氧化镁%氧化钠%氧化钾%二氧化钛%三氧化硫%五氧化二磷%电厂位置在东山区北部，距哈萝公路约1公里。在3公里半径内有10家米厂，另有一辆稻壳运输车运力2.5吨/车，一天运输20车，需要配备20辆平板车。每天可以运输500吨稻壳到电厂。锅炉炉膛布袋除尘器引风机烟囱锅炉排渣口碎渣机5.2装机方案考虑到本电厂的性质是综合利用稻壳发电，以发电为主并兼顾城市集中供热，装机方案的选择应充分利用可再生能源的政策，在兼顾供热的前提下尽可能本工程供热主要考虑城市采暖负荷，有季节性的特点，为此采用抽汽供热机组，同时由于采用热水采暖，可采用较低抽汽参数，这样有利于机组经济性。从机组的可靠性来分析，由于国产稻壳锅炉尚不十分成熟，锅炉存在高温腐蚀，尽管中温中压参数比高温高压参数经济性差，但为了稳妥起见本期工程锅炉由于稻壳发电经验的不完善性，从发电及供热的可靠性来分析，采用4台3MW单抽汽供热机组比1台12MW单抽汽供热机组的可靠性高，灵活性好。因机组设置1台80t/h减温减压器用于汽机停运时向外供热，以保障电厂有较高的本工程相对燃料比较单一，为了稳妥起见，选用炉排锅炉方案，相对而言其系统比较简单，运行方便，稳定可靠。为了节省投资和推进稻壳锅炉国产化，本目前，国内几家锅炉厂如：济南锅炉厂、杭州锅炉厂、无锡锅炉厂等都发各自的锅炉产品，且均有自己独到之处。其中济南锅炉厂既有自主开发的锅炉产品，也有引进丹麦BWE公司技术的产品，山东单县生物质发电厂1×135t/h高温高压振动炉排锅炉采用济南锅炉厂引进丹麦BWE公司技术的产品即将投产。河北晋州生物质发电厂采用无锡锅炉厂自行开发的产品也将投产，原设计为高温高压参数，后来为了稳妥起见改为中温中压参数。杭州锅炉厂则在垃圾锅炉的基本工程选用国产锅炉进行改进烧稻壳具有较大的成功把握，锅炉燃烧稻壳在技术上是可行的。国产锅炉积累了不少燃烧稻壳、木屑、甘蔗渣、椰子壳等生物质的经验，在垃圾燃烧方面也积累了不少成功经验，这些为国产稻壳锅炉的成功提供了保证。选用国内生产的燃稻壳锅炉，尽管有很大把握，但由于是第一批国经过不断完善最后走向成熟。选择国产锅炉尽管有风险，但由于价格低，市场开5.2.4推荐主机参数中温中压燃烧稻壳汽包锅炉5.3主要热经济技术指标经计算推荐方案主要技术指标如表5.3-1所示表5.3-1机组及主要热经济技术指标表(2台机组)序号1汽机额定进汽量采暖期)2汽机额定对外供汽量29.9(采暖期)3电厂外供热量69.49(采暖期)4发电额定功率5锅炉额定蒸发量暖期)6发电平均标煤耗率7发电厂用电率%8供热厂用电率6.3(折合2.5%)9综合厂用电率%供电平均标煤耗率供热平均标煤耗率年供热量年发电量年供电量机组年发电利用小时数h6000(采暖期4392h)年耗标煤量(折算)平均全厂热效率%由上表可知，电厂年均热电比和热效率均高于原国家计委急计基础[2000]1268号文要求热电比大于100%和热效率大于45%的规定，因此该项目同5.4汽平衡最大供热负荷：37.87t/h平均供热负荷：24.9t/h最小供热负荷：19.01t/h1200米。距供热区200米。年的86.96米，最大流量为1991年的1630m³/s,最小流量为2003年6月的292m³/s。西南风、西南西风西南风137天极端最小年降水量极端最大日降水量多年逐月最大降雨量冬季主导风向夏季主导风向全年主导风向年平均风速夏季平均风速冬季平均风速基本风压值：最大冻土深度无霜期厂址自然地面高程均高于历史最高洪水位具备建厂条件。根据厂址的原料运输和输电技术方案综合比较的情况，认为上述厂址都具有6.2交通运输地理位置优越，交通运输十分便利，距哈萝公路60米，xxx火车站3公里。a)地下水水源概况b)地下水水量年可开采量为10045万立方米。单井涌水量为90-130m³/h。地下水开发利用量主要是当地工厂及生活等，年取水量为1000万立方米。6.4灰渣处理座Φ7m钢结构锥底灰库，有效容积400m³,可供两台炉存灰约10天。炉底渣经冷渣器冷却后，采用机械输送方式，每2台炉各设一座钢结构渣仓，有效容积⑤粉质粘土：灰绿色。呈可塑，土质均匀，干强度中等，韧性中等，稍有光泽，无摇振反应。顶板最小埋深8.6m,底板最大埋深10.70m。⑥圆砾：灰黑-灰白色，颗粒不均匀，颗粒级配良好。主要成份为石英、长根据钻探、原位测试及室内土工试验成果，并结合当地建筑经验，确定该场①杂填土：不应做天然地基⑤粉质粘土：fak=160kPa场地地下水为孔隙潜水，水位受大气降水和河水位变化影响而变化较大。水质较易污染。从钻孔所见水位埋深一般在5.40米左右，最大埋深6.00米，最小场地地下水不仅与河水补给关系密切，而且还有大气降水及地表水的补给，根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)及《黑龙江省抗震设防工作图》的划分，本区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。设计地震分组为第一组。设计特征周期为0.35s。建筑抗震设防类别为丙类。多遇地震影响下，水平地震影响系数最大值为0.04。场地类别为二类，场地属建筑抗震有利地段，场地地震稳定性较好。拟建建筑应根据“规范”规定采取抗震构造措施。根据项目设计计划的要求，按规划容量4×3MW燃烧稻壳供热机组的原则东侧，补给水管线长约50m。出线：电厂采用2回10kV出线，接入位于厂址东南向的110kV变电所。径约为3公里。7.1.4主要技术经济指标表1厂区围墙内用地面积2本期工程单位用地面积3新建建构筑物用地面积4建筑系数%5新建厂区道路场地面积6利用面积7利用系数%8绿化面积9绿化系数%厂区循环水供水管长度m厂区循环水回水管长度m新建厂区道路长度m新建厂区电缆构长度m新建运物料栈桥长度m新建灰管道支架长度m新建实体围墙长度m新建围栏长度m新建人行道长度m土方挖方土方填方新建大门座2小时耗量(t/h)日耗量(t/d)年耗量(万吨/年)注：锅炉日运行小时数按20小时计，年运行小时数按6000小时计。选用4台20t/h燃稻壳锅炉，设计燃料为含水14%稻壳，校核燃料为含水21%足锅炉本体阻力和系统管网阻力的需要，并留有20%的压头裕量。20%的压头裕量。本工程4台锅炉共用一座高为100m,出口内径为3.0m的烟囱。1.密封旋转给料机：4t/h,每炉2台2.螺旋输送机：4t/h,每炉2台4.引风机：48895m³/h,7200Pa,160kW,6000V,每炉1台5.布袋除尘器：下进风、离线清灰，除尘效率≥99.95%,每炉1台7.3热力系统汽机回热系统，设有2级非调整抽汽及1级调整抽汽，在调整抽汽管道上电动隔离门前，接一路供低压加热器用汽。抽汽系统分别向1台高压加热器、1台水热母管。系统配置5台电动给水泵，4台运行，1台备用。为防止给水泵在低供水。为保证给减温减压器及汽轮机电动旁路提供减温水，系统设置了一根减组启动时，2台真空泵全部投入；机组正常运行时，2台真空泵1台运行、1台每台机组设置2台容量为设计热负荷工况下凝结水量110%的电动凝结水泵，1台运行，1台备用。凝汽器循环水系统设置1套胶球清洗装置。凝结水系统设有1级低压加热器、1台汽封蒸汽冷却器和1台大气式除氧器。过1台40t/h减温减压器直接进入供热母管，以保证供热的可靠性。燃料输送系统按满足4台20t/h锅炉用量设计。予留再扩建的可能性。厂内燃料堆场按4台炉设计，电厂稻壳耗量见表7.4小时耗量(t/h)日耗量(t/d)年耗量(万吨/年)稻壳1稻壳1稻壳1注：锅炉日运行小时数按20小时计，年运行小时数按6000小时计。7.4.2厂外燃料运输采用汽车运输，最大运输距离约3km左右。燃料运输不均衡系数取1.2时，每天汽车运输稻壳设计容量为600t,换算体积约3000m³。厂内设置立式贮料仓两个容积5000立方米，可存储稻壳1万立方米。距厂区3公里按10个分区堆存，堆放高度6m。堆重量约2925.2吨，可供电厂4台风机机b.厂内储存车间内堆高按6m;c.按4台20t/h锅炉存放8天燃料量计算；2)稻壳处理储存车间布置在主厂房固定端方向，布置一座处理储存车间，车间长139米，跨度36内存储燃料约3000t,可供电厂4台20t/h锅炉燃用8天左右。燃料分10堆存放，稻壳堆之间留有通道，堆放高度6m。燃料堆放见：料仓平面布置示意图：炉燃烧器，但是汽水管道长度有所增加。汽机房、燃料车间柱距6m,运转层标高为7.0m。燃料间1号柱中心至烟囱中心总长度为67.3m。机房A列柱8.0m,凝汽器中心线相距30.0m。汽机房采用钢筋混凝土结构。在7.5.2.2除氧间(B-C列)除氧层标高为13.5m,布置二台除氧器。除氧间屋顶标高23.5m,布置有消防水7.5.2.3燃料间燃料间跨度6m,根据锅炉布置，采用6m柱距，4台炉共占20跨，燃料间7.6除灰渣系统7.6.1.1本工程设计规模为4炉4机，预留扩建条件。年排灰量(万吨/年)锅炉容量灰渣量灰渣比例为6:4。年排灰量(万吨/年)量灰量灰渣量灰渣比例为6:4。锅炉排渣口锅炉排渣口→碎渣机冷渣器→炉底刮板输送机→斗式提升机1渣仓打包机汽车→农田本系统按两台炉为一个单元进行设计，每台炉设一套浓相正压流态化仓式气力输送泵系统。布袋除尘器每个灰斗下均安装一台0.5m³的仓式气力输送泵，每台炉的4个仓泵为一组运行，设一根灰管，干灰通过仓泵经管道用正压气力输送至灰库，然后经布置在库顶的袋式收尘器分离，落入灰库贮存。为了便于仓泵的检修维护，在每个灰斗出口设一个手动检修阀及补偿器。在输送系统中共设置2台水冷螺杆式空气压缩机，其中1台运行，1台备用。针对所输送物料的介质特性，在空压机出口设置1套冷冻式干燥机、除油器、除尘器及储气罐等净化装置，最终提供的压缩空气品质至少达到：残余油份不大于除灰空压机室与布袋除尘器控制楼合并布置，位于控制楼的一层，内设2台空气压缩机及净化装置，1个10m³储气罐放在空压机室室外。本工程新建一座φ7m的钢结构灰库，容积400m³,二台炉共用一座灰库，可贮存锅炉满负荷运行5d天的干灰量。灰库下设1个下料口，布置一台打包机，灰库下设1个汽车车位，满足装灰外运。灰库库顶设1台36袋的脉冲喷吹布袋除尘器和一台重锤式料位计，可随时测量各灰库中的灰位。其料位信号加入气力输送系统的PLC程控。库顶设置一台压力真空释放阀。灰库顶层设1台1吨的检修起吊用电动葫芦及转运小车，灰库运转层库侧设1个起吊门孔，需检修的设布袋除尘器灰斗闸板门仓泵灰库一打包机汽车→农田a)供水系统简述m=50,冬季冷却倍率m=30,循环水量见下表：纯凝凝汽量(t/h)凝汽器用水量(t辅机冷却水(t总循环水量(t/h)夏季抽汽凝汽量(t/h)凝汽器用水量(t/辅机冷却水(t注：循环水冷却倍率夏季采用50倍，冬季采用30倍。c)供水系统主要设备循环水泵：拟采用卧式循环水泵，共配置2台循环水泵。d)供水系统主要建(构)筑物1)综合水泵房2)循环水管从循环水泵房出口至主厂房的循环水进水压力干管以及从主厂房至冷却塔循环水管道总长度约370米。3)循环水沟长为10m,沟断面为1.5×1.5m。4)冷却塔4台机组配置2台处理水量为1500m³/h的机械通风冷却塔。单台冷却塔参数风机直径(mm)电厂补给水水源采用使用地下水供水。在厂区内新建两座深根据水源水质情况，地下水设一套原水净化设施。序号用水量回收量损耗量1冷却塔蒸发02冷却塔风吹404P=0.1%3循环水排污0P=0.5%4主厂房工业用水0回收至循环水系统5化学用水06生活用水4047消防补充水1018暖通用水5051)循环水系统采用带冷却塔的二次循环供水系统，做到了凝汽器及辅机冷2)循环冷却水选择合适的循环冷却倍率在满足机组运行的前提下，达到节4)冷却塔加装除水器，减少风吹损失。d)设计耗水指标电厂4×3MW机组夏季纯凝工况耗水量为79m³/h(0.022m³/s),折合百万千a)工业、生活水系统本期工业、生活水系统拟新建1座300m³清水池、1座综合水泵房。根据水b)排水系统2)雨水排水由厂区雨水管道汇集后与洁净工业废水合流排入市政雨水排3)生活污水经生活污水处理站处理后排入市政污水排水系统。a)消防给水系统本工程设置独立的自动控制临时高压水消防系统。临时高压消防系统由两台消防水泵和一套消防稳压设备组成，两台消防水泵的使用方式为一用一备。厂区设独立的消防管网，消防管在主厂房及料场四周设DN200的环状管网，b)电厂各系统的消防措施1)主厂房的消防措施主厂房采用水消防系统，主厂房的各楼层均设有室内消火栓。消防管网在主厂房室内布置成环状，设有两条独立的进水管，主厂房室内消防管网用阀门分隔主厂房的电缆夹层、电缆隧道设悬挂式干粉灭火2)稻壳料场的消防措施料场采用水消防系统。消防管网在料场四周布置成环状，并设有一定数量的c)电气设备的消防措施1)变压器消防变压器附近的室外消火栓配备有喷雾式消防水枪，用于变压器的消防。变压器附近还配备有推车式和手提式干粉灭火器、灭火砂箱。另外设有事故油池，当变压器火灾时，可将变压器的油，排入事故油池，避免火势蔓延。2)电缆防火本工程控制电缆和部分电力电缆选用阻燃电缆，在电缆竖井及屏盘底部的开3)火灾报警及控制系统1)机力通风冷却塔水池2)综合水泵房综合水泵房为半地下式现浇钢筋混凝土结构，地下部分尺寸长×宽×深3)深井取水泵房4)化水车间5)循环水加药间编号含量单位编号含量单位感官性状和一般化学指标毒理性指标1色度度氟化物2浑浊度度氰化物未3嗅和味无砷未4肉眼可见物无汞未5镉未6总硬度六价铬未7铁总铬8锰铅未9铜未银未锌硝酸盐氮挥发酚未亚硝酸盐氮阴离子合成洗涤剂未细菌学指标硫酸盐总大肠菌群个/L氯化物细菌总数个mL溶解性总固体铵氮钙镁根据上述参考水质条件、锅炉汽水系统对补给水的水质要求，拟采用以下锅二氧化硅≤20μg/L系统的出水水质能满足机组的锅炉补给水的水质要求。锅炉补给水处理系统的容量按下表热力系统的各项水汽损失及供热负荷之11考虑到化学自用水，最大补水量为11t/h。锅炉补给水处理系统的出力按最设置容量为50m³的中和池1个、排水泵2台及罗茨风机二台。本工程本期建设4台3MW中温中压抽汽凝汽式汽轮机，配4台3MW空冷发电机。予留扩建的可能性。发电机出口电压为6.3kV,本期10kV出线两回。暂定为接入变电站10kV母线。站10kV母线。主厂房内380/220V低压厂用母线按炉分段，每台锅炉设1台低压厂用变压在各负荷中心设置车间盘，就近给主厂房及各辅助车间小容量低压负荷供本期工程装机规模为4台3MW机组。为满足直流负荷的要求，根据《电力控制负荷混合供电，供电电压为220V。直流蓄电池组配置一套高频开7.9.8二次线继电保护及自动装置本期工程4台3MW机组，采用炉、机、电集中控制方式，两台机组共用一每台机组的电抗器、低压厂用变压器各安装全厂设置1套装设一套微机自动准同步装置。本期工程设置2炉2机的集中控制室和电子设备间，集中控制室内不设BTG程序控制系统SCS、炉膛安全监视保护系统FSSS、烟气检测系统和汽机控制系7.10.2.2DCS公用网7.10.2.3全厂辅助公用系统DCS网络全厂执行机构采用国产优质一体化型式；热电阻采用Pt100;热电偶采用k7.11.1.1厂址自然条件电厂推荐厂址在城区东北，西邻火车站3000米，南距公路60米。海拔高程全年主导风向WS(西南)无霜期137天b.水文地质质较易污染。从钻孔所见水位埋深一般在5.40米左右，最大埋深6.00米，最小c.场地地震效应评价的划分，本区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。设计地震建筑物抗震设计和抗震措施的设防烈度按《建筑抗震设计规范》(1)不良地质作用评价(2)评定场地类别段，场地地震稳定性好。场地为季节性冻土，冻结深度1.80米左右，最早稳定冻结日期在10月24日，最早解冻期在5月下旬。基础设计应考虑防冻措施，最b.地下水条件场地地下水为孔隙潜水，从钻孔所见水位埋深一般在5.40米左右，最大埋深6.00米，最小埋深4.20米，含水岩层为粗砂、砾砂、园砾及局部的中砂、渗汽机房跨度18.00米，除氧间跨度9米，燃料间跨度6米，纵向柱间距6米。汽机房运转层标高7.00米，机组顺列布置，头部朝向扩建端，汽轮发电机中心线距离A轴8.00米。除氧间为四层布置：底层设置厂用电、蓄电池室、直流室；第二层4.00米锅炉房跨度24.00米，纵向柱距6米，锅炉房总长度为54米，屋面采用轻c)建筑处理d)采光及通风主厂房0米作0.5～1%的排水坡坡向排水沟。h)辅助生产及附属建筑a)主厂房横向和纵向承重结构断面600×1200mm。b)汽机房屋盖系统汽机房屋盖采用梯形钢屋架，屋架下弦为17.00m,屋面采用压型钢板封闭。汽机房柱距为6m,吊车梁为预制钢筋砼T形梁。d)料斗选型e)楼面结构g)主厂房围护结构h)汽轮发电机基座烟道支架均采用现浇钢筋混凝土结构，柱下独立基础。7.12采暖通风与空气调节7.12.1设计规范及标准采暖通风与空气调节设计规范(GB50019-2003)火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程(DL/T5035-2004)火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定(NDGJ93-89)建筑设计防火火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程工业企业设计卫生标准厂区内工艺需要或经常有人停留的生产、辅助生产和附属生产建筑物设计集主厂房物料间及物料输送系统建(构)筑物采用蒸汽采暖。蒸汽参数为0.3MPa(表压)饱和蒸汽，由采暖加热站提供。采暖蒸汽凝结水回至主厂房机务疏汽机房和其它生产、辅助生产及附属生产建(构)筑物设计热水采暖系统。采暖热媒为95/70℃热水，由采暖加热站集中供给，系统采用双管闭式机械循环系统。室外管道采用直埋敷设，保温采用聚胺酯现场发泡。室内换热设备采用铝合金散热器，对主厂房及化学水处理车间等大型厂房，当采用铝合金散热器散热量不足时，增设热水型暖风锅炉为室内布置。汽机房设计采用自然进风，自然排风的通风方式。室外空气通过A列柱0.00m及运转层窗户进入主厂房，带走室内余热及余湿，最后由设在屋面的屋顶通风器排至室外。气次数不少于6次/时计算，并保证室内空气含氢量(按体积计)不超过0.7%。通化水加药设备间设计有自然进风，机械排风的通风系统将有害气体排至室根据东山区城镇近期(2006-2010年)规划总供热面积88.2万平方米；远期(20011-2020年)规划总供热面积138.2万平方米。76万m2,近期规划发展面积12万m2,总面积88.2万m2。供热面积统计表2-2:换热站编号锅炉房现有建筑面积预发展面积合计现有小计暖室外计算温度-26℃,供暖期平均温度-10.2℃,采暖室内计算温度18℃。现有建筑综合热指标为65W/m2(234kJ/h·m2),规划建筑综合热指标为最大热负荷MW最小热负荷MW8.3工程方案城区内原有采暖锅炉房均采用热水作为供热热煤，参照城市供热规划与二级网的分界在电厂围墙外1米。变频补给水泵压力0.20MPa,流量为20m3/h。(1)换热器(2)循环水泵(3)其它设备量1卧式汽-水波纹管换热器台22循环水泵台33定压补水泵台24除污器台15无定压逆流再生钠离子交换器台26台17台18.4热力网运行调节方式以电厂作为主要热源的城市集中供热系统，热网的供回水温度、调温曲线和调节方式将关系到系统设备选型、热网的管径、系统的投资和运行费用。为使热用户室温达到设计要求，除在系统运行前需要进行初调节之外，还应在整个供暖季节随室外气温的变化，随时对供水温度、流量等进行调节。本工程采用分阶段改变流量的质调节，即把整个供暖期按室外温度的高低分为两个阶段，在室外温度较低的阶段采用较大的流量，而在室外温度较高的阶段采用小的流量，但在每一个阶段内则维持流量固定不变而采用改变供水温度的质9.1环境保护雨量为361-724mm,日照时数2525h,多年平均风速3.0m/s。主导风向西南风，(1)环境空气质量评价区域内大气污染物中的TSP年平均值0.0652mg/m³,SO₂年平均值过GB3095-1996中二级标准。(2)水体环境质量声。燃用燃料时电厂排放的大气污染物为烟气中的SO2、烟尘(以PM10计)及单位4台炉(4×20t/h)排烟方式共用一座烟囱几何高度m出口内径m布袋除尘器效率%大气污染物排放情况烟尘排放浓度稻壳1排放量排放浓度稻壳1排放量排放浓度排放方式排放量主要污染因子处理方式排放去向锅炉排污水pH、SS等中和处理同上锅炉化学清洗废水800t/次.台(1次/4a)等中和、凝聚、澄清同上锅炉空气预热器冲洗排水500t/次.台(1次/a)等中和、凝聚、澄清同上锅炉烟气侧冲洗水400t/次.台(1-2次/a)中和、凝聚、澄清同上50t/次，台(2次/a)中和、凝聚、澄清同上属清浩水同上同上时间小时灰渣量年排灰渣量稻壳1稻壳2(校核燃料)稻壳1(设计燃料)稻壳2(校核燃料稻壳1(设计燃料)稻壳2(校核燃料)序号噪声级降噪后空压机房厂房隔声67中2类标准；的第3时段标准：烟尘为50mgNm³,SO₂为400mg/Nm³,NOx为450mg/Nm³;(1)烟尘污染治理措施：本工程除尘系统配备效率可达99.95%的布袋除尘器。根据燃料成分分析结果，由表9-2知：当燃烧玉米稻壳1时烟尘排放量，排放浓度为8.43mg/m³,玉米秸杆2时烟尘排放浓度为8.01mg/m³。用的稻壳含硫量分别为稻壳1时为0.2%、稻壳2时0.09%;经计算，在不采用任于GB13223-2003中要求的400mg/m³。较低，一般不超过1.0%,并以450mg/m³最高NOx排放浓度标准向设备厂家提(4)烟气经高烟囱排放。4台锅炉共用一座烟囱，烟囱高度暂定为100m,烟囱出口直径暂定为3.0m。充分利用大气自身扩散稀释能力，减小污染物的落(6)厂内防止扬尘措施，厂内除灰系统采用了喷洒等防止扬尘措施。(3)酸碱废水：经中和池中和处理将pH值调节到6-9。(5)采用生活污水、生产废水、雨水分流制排水系统。(1)炉底渣运输系统锅炉排渣口锅炉排渣口碎渣机冷渣器→炉底刮板输送机斗式提升机渣仓 打包机汽车(2)飞灰运输系统本系统按两台炉为一个单元进行设计，每台炉设一套浓相正压流态化仓式气力输送泵系统。布袋除尘器每个灰斗下均安装一台0.5m³的仓式气力输送泵，每台炉的4个仓泵为一组运行，设一根灰管，干灰通过仓泵经管道用正压气力输送至灰库，然后经布置在库顶的袋式收尘器分离，落入灰库贮存。收集下来的飞灰经打包后运往厂内临时堆放场地或运往综合利用地点。其工艺流程如下：空气压缩机本不设贮灰场，仅在厂区内设一座Φ7m钢结构锥底灰库，有效容积200m³,可供4台炉存灰约5天。本工程产生的灰渣将作为肥料全部综合利用，不设置专用灰场，只在厂内设(1)排放浓度、排放量分析稻壳种类玉米秸杆1排放速率(kg/h)排放量(t/a)排放速率(kg/h)电厂烟囱排放的SO₂排放浓度以及排放速率均能满足(2)烟尘、NOx排放浓度、排放量分析本工程配备了除尘效率不小于99.95%的布袋除尘器，产生的灰渣采用干排稻壳2排放浓度(mg/m³)稻壳种类稻壳1(正常)实际值排放浓度(mg/m³)排放量(t/a)允许值排放浓度(mg/m³)实际值排放浓度(mg/m³)排放量(t/a)单一燃用时，烟囱出口处烟尘排放浓分别稻壳1为7.402mg/m³、稻壳2为8.253mg/m³,均小于50mg/m³的排放标准；备生产厂家采用低氮燃烧技术控制NOx的排放浓度小于450mg/m³,电厂NOx本工程4台炉合用一座高100m、出口内径为3m的烟囱，由以上分析可知，后，烟尘排放浓度远小于50mg/m³的标准要求。所以本工程配备除尘效率达除尘系统烟囱及烟道废污水处理系统除灰系统烟气连续监测系统绿化及植被恢复环境影响评价费占总投资的9%。“五通一平”期将进行场地的平整、施工道路拓宽、施工水电的配置等，使得③机组安装期2)施工区3)取水泵房及补给水管线4)灰库、运灰道路9.3灰渣的综合利用灰成分分%%%%%%%%%做基肥和追肥，一般每亩用量50—100kg,施用前最好用2—3倍湿土拌匀或淋用沟施或穴施，深度约10cm,施后覆土。清过淤泥的鱼塘pH值为7左右，清过淤泥的鱼塘pH值约为7.3-7.5,这都不满足鱼类生长的需要。对鱼塘施用草木灰(每亩1.5m深的全塘可施用草木灰取干灰(注意不能用雨水淋过的草木灰),放入桶或缸中浸泡4-6h,综合利用，在厂区内设一座Φ7m钢结构锥底灰库(密封型),有效容积400m³,可供4台炉存灰约10天。型),有效容积100m³,可贮存每台炉14天的渣量。求。建成投产后相当于年节约标煤5万吨。项目征(拨)用地，所需一切费用按国家有关规定标准支付。12企业组织与劳动定员序号0机组运行人员1机、炉、电2循环水系统43除灰、除渣54化学水55燃料二机组维修人员1热机2电气83热控3燃料、除灰8四管理人员五服务人员6六热力网人员5合计13工程建设项目招标招标范围不采用式金额(元)全部部分招标自行招标委托招标公开招标邀请招标勘测√√√√√√√√√√√√√√√稻壳锅炉√√√√√√√√√√√√14项目实施的条件和建设轮廓进度主厂房及锅炉房施工场地不平坦。根据现场场地情况，征地20000平方米，其中安装6464m²,土建7839m²施工生产、生活用地可全部在厂区围墙内解决，厂外不需租地。生产及临建用地具体布置在主厂房、锅炉房扩建端及建筑物空隙施工高峰用电量约750kW,变压器装设容量为1000kVA。施工电源可利用厂区附近已建好的10kV专用线路，另外，在施工场区引接b)施工水源c)施工通讯设计前期工作：2008年3月至2007年5月(2个月);工程设计：2008年5月至2008年7月(2个月);施工准备：2008年8月至2008年9月(2个月);土建施工：2008年9月至2009年7月(10月含交差5个月);安装及调试：2009年8月至2009年9月(2个月);从施工准备至1号机组投产为13个月，至2号机组投产间隔3个月，计划总工期为21个月。厂区距铁路火车站货场约3公里，距哈萝公路600米，厂外公路、铁路运1)发电机定子运输重量：约11t/台外形尺寸(长×宽×高):2.93×2.2×2.08(m)2)汽包运输重量：约12t/台3)主变压器运输重量：约20t/台结合厂址附近铁路、公路交通情况，本阶段大件设备可采用铁路公路联合国内铁路经过近几年的改造，各方面得到了很大的提高和改善，以据现场调查，大件设备经火车站采用卷扬机、地桩等设施卸至50t级平板车通过近几年的公路基础设施建设和改造，各地方公路等级及桥梁荷载也有了非常大的提高，扭转了过去公路不畅通局面。目前，有很多工程大件设备运输由于受工期、运输费用、办理专用铁路车辆困难等影响，制造厂家及建设单位采用全程公路运输方案。全程公路运输方案的优点在于简便快速、时间不受限制、途上述的铁路、公路联合运输或全程公路运输方案在本阶段都是可行的。发电机组，2008年8月开工、机组分别于2009年6月、9月、12月和2000年3月投产。15.2主要工艺特征动给水泵，4台运行，1台备用。每台锅炉配1台送风机和1台引风机。二台锅置2座1500t/h机力通风冷却塔，2台汽轮发电机组共用一根循环水管母管，管仪表，对全厂机、炉、及部分机组公用系统，实现启动，停机和运行监视、控制和保护等功能。电气控制单独设置，采用常规强电一对一控制接线，设玛赛克控制屏。主厂房内主要电动机均在热控室DCS控制，主厂房内非重要电动机采用就地控制。主厂房以外电动机根据工艺要求采用集中控制或就地控制。15.2.8土建部分：主厂房采用现浇钢筋砼结构，由汽机房、除氧间单框架组成横向框排架承重体系。锅炉室内布置，锅炉房跨度24米。汽机房跨度18米，除氧间采用单框架，跨度9米。纵向柱间距6米。汽机房总长度120米，汽机房运转层标高7.00米，两台机组纵向顺列布置。除氧间为四层布置，燃料间分15.3投资估算编制依据执行国电电源[2002]247号文《电力工业基本建设预算项目及费用性质划分办法》(2002年版)。根据各设计专业推荐方案提供的资料、图纸、说明及设备材料清册按《电力工程建设概算定额》工程量计算规则进行计算。采用原国家经贸委于2002年4月1日第15号文发布的《电力工程建设概算定额——建筑工程(2001年修订本)》、《电力工程建设概算定额——热力设备安三大主机采用询价，其他辅机参照2003年《全国机电设备价格汇编》。不足部分参照同类工程计列。根据中电联技经[2002]74号文“关于调整电力工程建设火电、送变电工程定额人(05)调整办法的通知”调整。该两部分调整计取税金后均计入总表“编制年价本养老保险和失业保险费率按有关规定22%计算。本工程静态投资包含热网首站投资700万元。包含接入系统500万元。15.3.10投资水平：(投资价格水平年为2005年)项目计划总投资13996万元.企业自筹10996万元；申请国家项目补助资建设期利息：474万元工程动态投资：13945万元，其中企业自筹资金10945万元；申请国家政策资金补助3000万元。铺底流动资金：102万元本工程资本金为建设项目总投资的20%,资本金以外所需资金通过银行融资筹措，分二年分别按35%、65%的比例注入。年利率6.39%,按季结算实际利率为6.54%。国内贷款分10年等额本金偿还。流动资金贷款利率为5.85%。本期工程建设工期为2年，开工后13个月1号机投产，1号机投产3个月后2号机投产。机组容量4×3MW稻壳到厂价150元/吨(折合不含税标准煤价为265.5元/吨)其他费用水费全厂定员工资所得税折旧年限热价118人10年(宽限期1年)本金等额10年15年28元/吉焦(含税价)折旧及摊销：折旧采用直线折旧法，折旧年限按15年，残值率为5%。生产成本：生产运行期间平均售电单位成本为332元/MWh,售热单位成本为17元/GJ。积金、公益金分别取10%和5%。满足投资方内部收益率8%,反测前15年电价(后五年电价按照现行上网电价)序号全部投资12净现值(万元)3投资回收期(年)4投资利润率(%)5资本金净利润率(%)6投资利税率(%)7不含税上网电价(元/MWh)含税上网电价(元/MWh)8不含税售热价(元/GJ)含税售热价(元/GJ)9达产年发电量(GWh)达产年供热量(万GJ)上稻壳电厂优惠电价250元/MWh,