热电行业分析研究报告样本

目录 1I基础分析 1II基础评价 2 3I中国热电联产发展市场潜力分析 3 3 61分布式燃气热电联产在“西气东输”市场中应用分析 |I热电联产区域发展热点分析 上篇：行业分析提要中国热电联产事业经过40多年发展，已经有相当规模，但现在情况远不能满足实际发展需要，发展前景十分宽广。西气东输成败已不在于工程本身，天然气资源可确保供给20年，而下游市场能否合理使用天然气成为了问题关键。西气东输关键市场是中国长江三角洲地域，包含上海、江苏、浙江。怎样合理使用这些宝贵而又昂贵资源，是摆在这一地域各级政府、企业面前一个重大课题，而分布式燃气热电联产将为处理这一问题提供一条良好路径。强势：中国热电联产现在发展势头不错，受到政府和企业支持，弱势：热电供给半径不足，限制了它推广和提升了她成本和市场价格，同时中国针对热电优惠政策相对较少。机会：热电开发方法不停更新，使热电含有了很多方面优势，在现在中国城市化改革过程中将被越来越广泛采取。风险：中国热电发展技术局限、电力行业垄断性和相关政策匮乏给热电投资带来不确定性。中国成立以后，一直重视发展热电联产工作。早在建国之初，大规模经济建设开始时，就建了一大批区域热电厂，到1960年左右，其单机6000千瓦及以上供热机组占火电机组总容量20%,居较高水平。以后因为有些热电厂热负荷不足，经济效益未充足发挥，和计划安排等问题，热电联产发展速度减慢。直到1981年以后，中央从节省能源和保护环境出发，加大了发展热电联产力度，制订相关方针政策，热电事业又以较快速度发展。一、中国热电联产目前发展情况1、现在热电联产发展特点最近几年中国热电联产事业得到了快速发展，经过40多年来热电建设经验积累，现在已形成一条中国式热电联产发展道路。(1)最近几年热电厂建设关键是在已经有工业区内搞热电联产，替换分散运行小锅炉，所以热负荷比较落实，资金易于筹集，建成后能较快形成供热能力，发挥出很好经济效益。(2)热电厂建设强调要服从城市总体计划和城市热力计划，并明确没有城市热力计划热电项目不予审批，所以现在很多城市和县镇均编制有热力计划。将热电建设纳入长久发展计划。(3)热电建设中以区域热电厂为主，也发展一个企业为主兼供周围企业联片供热热电厂和企业自备热电厂，以发挥各自优越性。(4)热电厂建设已由电力部门独家建设，发展为电力部门、地方政府和各部门企业共同建设兴旺发达局面。(5)1949年前后建设中低压凝汽电厂，伴随城市发展，这些电厂已处于城市中心地带，而机组破旧煤耗高，有已拆除，周围有热负荷厂改建为热电厂向城市供热，使老电厂恢复了生机。(6)伴随城市供热规模扩大，开始采取20和30万千瓦抽汽冷凝供热机组，这些高参数大容量机组，在非采暖期和凝汽机组效率基础相同，在采暖期显著节能，所以在热电联产集中供热中发挥巨大作用。现在也进口部分大型供热机组替换原有小型供热机组。(7)部分地域因为乡镇工业发展，形势需要统一处理电和热供给问题，所以部分县、镇形成建设热电趋势。(8)各城市新建开发区建设，全部将建热电厂做为招商引资基础设施，主动发展热电联产。(9)《中国大气污染防治法》、《中国节省能源法》和《中国二十一世纪议程》、《节省能源管理暂行条例》、《节能技术政策纲领》和《目前关键激励发展产业、产品和技术目录》中均提出激励、支持、发展热电联产。1998年又由国家计委、国家经贸委、电力部、建设部联合公布了《相关发展热电联产若干要求》。现在正在起草新文件，坚持发展热电联产。到1998年底，中国热电联产情况：6000千瓦及以上供热机组共1313台，总容量达2493.85万千瓦，占同容量火电装机总容量12.7%。年供热量103599万百万千焦。1997年1.28万千瓦/台增加到1998年3.53万千瓦/台。在运行热电厂中，规模最大为太原第一热电厂，装机容量138.6原这些中心城市已经有一批20万千瓦、30万千瓦大型抽汽冷凝两用机有八座热源厂，有供热管网328公里，供热面积4145万平米，供给蒸汽105个工业用户897t/h,大小热力站1015个。已建成热力管网：蒸汽管直径DN1000,热水管直径DN1400。到1998年底，全国共有668个设市城市，其中已经有286个城市建集中供热设施，占42.18%,供热管道34308公里，其中蒸汽管道6933公里，热水管道27375公里，1998年底集中供热供热能力：蒸汽66427吨/时，热水71720兆瓦/时。供热量：蒸汽17463吨/年，热水64684百万千焦/年。1998年底全国集中供热面积为86540万平方米。现在北京集中供热面积已达6411万平方米。集中热化率已达34.6%。在总供热量中热电联产占62.9%,锅炉房占35.75%,其它占1.35%,供热面积中，公共建筑占33.12%,民用建筑占59.76%,其它占7.11%,如北京市民用建筑为72.66%,河北省为66.54%,辽宁省为67.5%,山如上海为61.72%,江苏为53.35%,安徽为39.55%。城市供热管网建设达9251公里，占总长度29%。低于或等于150℃,公径直径小于或等于DN500mm钢制内管保温层，保蒸气直埋敷设已在10余个城市中敷设数百公里，最大管径为D(3)直埋敷设排名前10位城市关键分布在东北、华北、西北。(4)地沟敷设排名前10位城市关键分布在东北、华北、西北。(5)架空敷设排名为前10位城市关键分布在南方各省市。中国热电联产事业经过40多年发展，已经有相当规模，但现在情生产和消费基础是平衡，但从1993年开始成为能源净进口国。据估计可再生能源开发利用和依靠市场力量优化资源配置条件下，约缺能8%,到2040年将缺24%左右。中国现在正处于重新考虑能源发展战略关键时期。围绕实现现代1998年底已投产单机6000千瓦及以上燃气轮机共115台，460万热要求。最近已报导天津市将建设一套30万千瓦燃气--蒸气联合循环中国现在燃料中煤炭约占总量75%,所以环境保护问题日益突出。1998年全国322个环境统计城市中，有89个城市空气质量达国家二级标准、占27.6%;93个城市空气质量达国家三级标准，占28.9%;140个城市空气质量超出三级标准，属严重污染城市，占43.5%。则是改善环境有效方法，有地方就是从改善环境质量出发来建设热电1998年全国共生产原煤125000万吨，原油16100万吨，天然气223亿立方米，折合标煤124000万吨。同年全国发电用标煤34732万吨，供热用标煤4184万吨，两项累计占标准煤产量31.13%(较上十二个月提升2.38个百分点),而据相关资料报道：煤源消费中除发电、炼焦、交通运输和民用煤外，建材和其它工业用煤比重则占40%,也就是说建分比和电力占终端能源消耗百分比太低。同时中国在1998年还有在用锅炉50.65万台，其中蒸汽锅炉34.07万台，占67.27%;热水锅炉16.58万台，占32.72%。按用途统计：生活用锅炉26.34万台，占52%;生产用锅炉23.78万台，占46.95%;发电用锅炉5286台，占1.05%。从上到1997年底，中国民用采暖热化率仅12.24%,东北、华北、西北地域集中供热热化率为29.08%,依据中国建设部计划，到全国集中供热热化率将达成15%,东北、华北西北地域将达成25-30%,经济发达和开放城市将达成45-50%。移带来商品能源大量增加。中国有近5万个镇企业100多万家，有电、热负荷需求，所以将新增供热机组300万千瓦左右。中国电机工程学会是1934年成立学术团体，现在在中国各地全部有省、市、自治区一电机工程学会，英国有一个分会，还有总会直属国电机工程学会热电专业委员会是总会所属专门研讨热电联产学术专业委员会，现在有单位会员480个，分布在全国各省、市。现在中央和热电联产相关领导机关全部有代表在委员会中任职。在单位会员中有大、中、小各容量等级热电厂，有热电联产设备制造厂；有热电工程设计院；有和热电相关科研院所和高等院校，所以是人才荟萃有广泛影响力和号召力学术团体。我们愿和国际友好人士学术团体建立广泛联络，加强合作和交流，共同促进热电联产事业健康发展。析一、“西气东输”工程背景分析西气东输工程是中国仅次于三峡第二大能源工程。第一期工程陕西靖边到上海，利用鄂尔多斯天然气，每十二个月输送天然气120亿立方米，计划从始铺设，3月全线贯通；第二期工程从新疆轮南到陕西靖边，实现利用塔里木天然气，4月完工；第三期工程将供气能力增加到200亿立方米。最新可行性研究汇报确定建设投资为1,424亿元，远期将深入和俄罗斯、哈萨克斯坦和土库曼天然气资源连接。主干管道西起新疆塔里木盆地轮南气田，向东经甘肃、陕西、河南、安徽、江苏，最终抵达上海市区，全长4,000公里，输气管直径1,016毫米，压力10Mpa,关键市场是长江三角洲地域。首站气价0.45元/立方米，平均气价1.327元，上海门站为1.35元，其它门站气价1.25元。西气东输成败已不在于工程本身，天然气资源可确保供给20年，而下游市场能否合理使用天然气成为了问题关键。西气东输关键市场是中国长江三角洲地域，包含上海、江苏、浙江。怎样合理使用这些宝贵而又昂贵资源，是摆在这一地域各级政府、企业面前一个重大课题。要完成这一课题，首先需要明确国家实施“西气东输”工程目标到底是什么?西气东输是中国实施可连续发展战略重大组成部分，根本目标是优化长江下游地域能源结构，改善生态环境，加速这一地域国际竞争能力，拉动全国经济连续发展。燃气锅炉冬季采暖，造成冬夏季峰谷差高达7倍，夏季容量不能利用。在天然气利用中，到底何种方法最为合理?这是很值得探讨问题。依据现代能源观念，应尽可能提升广义“火用”利用效率，它不仅包含物理概念上火用利用效率，同时也要提升包含(一)效益规模新理念“规模效益”是我们在工业化中长久以来遵照一个基础标准，在管道天然气利用技术有着和以往能源利用方法很多不一样特点，除了环境污染小、资源利用效率高特点外，输送高效率和无损耗，能量转换方法灵活和多元化，和连续利用和成本关系等，使我们在利用管道天然气资源中不得不改变传统能源利用概念。必需树立全新应用理念，从“规模效益”转向“效益规模”。什么是“效益规模”?依据实际多种能源产品综合需求，和一次能源供给结构、环境容量空间和资金承受能力来确定一个适度综合性生产在单一产品下优化肯定是越大越好，而多元化优化整合往往是适量举一个例子，将天然气转换成为大家应用实际能量。我们以制冷来说明问题。电力制换冷COP为3,蒸汽为1.1,高温烟气余热为1.3。将以下设施全部产能换算为冷，因为小型、微型分布在用户端热电冷设施没有输送和换能损耗，其有效能源利用效率和能量产出效率略好于大型电厂和热电厂，愈加好于燃气锅炉、直燃机和锅炉-蒸汽溴化锂机组。换热站投资巨大，在全系统造价上大大高于分布在用户端热电冷设施。另外，中间步骤损失巨大，管理层面增加，中间步骤增值税等原因，使大型能源设施供能成本高于小型、微型分布能源设施，这是一个需要认识明确问题，不然必将陷入极度被动。能源用户为了竞争和生存，必将竭尽全力冲破阻力，选择一个对其最为有效方法，这是不以大家意志为转移趋势。市场这只无型手将会建立一个全新能源系统--第二代能源系(二)小型、微型分布式热电联产优势第二代能源系统含有一系列技术、经济优势，是其它能源设施无法1、建设周期短：企业能够依据自己需求立即安排自己量体裁衣能源工程，微型热电联产能够在几周或几天内实现，小型热电联产项目能够在多个月内完成，随要随建。不会向大型项目一样出现市场脱节和不一样时问题，并能够依据需求发展随时增加和扩建；2、节省投资：实现能源就地转换、就地供给，大大降低输电、变电、热力管网、换热站投资，就小型、微型热电装置本身单位千瓦造价和单位供能造价也不比大型热电厂高，用户无须负担无须要投资负担；3、节省资源：小型、微型热电装置能源转换效率基础能够达成到性大型热电装置效率，但因为是就地转换、就地供给，没有中间步骤损耗，其用户端能源利用效率大大提升，实现真正意义上节能；4、环境保护效果好：天然气本身就是环境保护燃料，但使用小型燃气轮机、微型燃气轮机、燃气外燃机和燃气内燃机热电联产污染排放更低于其它利用形式，好于燃气锅炉、直燃机等方法。利用端效率高本身就能够降低排放二氧化碳25%,而少许二氧化碳能够实现资源利用，真正达成零排放5、使用小型、微型分布热电装置多种能量价格基础为用户价格，没有中间步骤损耗、浪费、利润和增值税，用户能够大量节省能源支出，有利于降低成本，增加用户竞争能力。(三)技术可行性分析现在在利用天然气中，小型燃气轮机、燃气内燃机技术已经极为成熟，甚至比大型燃气轮机还要成熟可靠。微型燃气轮机和外燃机正在全速进入市场，而且采取了使用较为传统技术和计算机控制技术相结合处理方案，可靠性已不是问题。燃料电池技术发展不停加速，估计在将可提供多个成熟产品，最迟将进入全方面市场应用阶段。标志性产品是美国索拉(Solar)企业星座系列和加拿大普拉特·惠特尼(P&W)企业ST系列，前者为专门为地面应用设计工业型燃机，后者为小型航空涡轮发动机地面改型产品，或称为：轻型燃气轮机。工业燃气轮机特点是坚固可靠，应用极为广泛。能够作为固定电源或移动电源，可用于热电联产，也可和余热溴化锂机组组成热电冷联合循环系统，还能够直接提供工业动力或组合成动力热力联合循环，和应用于交通动力设备等等。企业能够依据自己用途和需求容量随意配置，有没有厂房无所谓，电压等级随意选，起停调整和燃料切换全部能够自动控制，基础上是一个“傻瓜机”设计，现场能够无人职守。小型燃气轮机极为适合于工业和大型建筑自备热电设施，可作为工厂热电设施，当用电大用热少时，能够采取燃气轮机--背压机同轴联合循环；当用电小用热大时，能够采取余热锅炉补燃技术，能够适应多种需求改变。小型燃机能够适应天然气、液化石油气、煤制气、柴油等多个燃料，并可随时自动切换，确保能源供给安全。大修周期在3-4万小时，运行稳定可靠。调峰能力强，通常全部能够在30%工况下稳定连续速高达10000转/分，电力品质好于电网电力。快、技术优异、自动化程度更高。有采取涡流技术(ST6)也有采取轴一套395kW带有回热循环ST5燃机总重也只有816kg。轻型燃气轮机技术也已经很完善，大修寿命周期也在30000小时以还含有一个很有用特征就是过载顶峰能力，在瞬间出力能够快速增加10-20%,适应小型电网负荷改变。为载体，利用燃烧后烟气回收能量，提升效率。索拉企业水星60机组采取这一技术，发电效率已经超出39%;普惠ST5机组采取回热器后，基础负荷效率32.7%,顶峰出力可达成34.4%。第二是永磁发电机--大万转，ST6L-721机组转速达成330故障率高。假如采取永磁发电机，不需要励磁，发电效率可高达95%。作在美国能源部一个项目中中标，将建设一套5000kW燃气轮机热电冷二、微型燃气轮机：这里关键是指25-300kW采取轴流技术燃气轮机，标志性厂家关键是英国宝曼(Bowman)企业TG系列微燃机和美国卡伯斯通(Capstone)企业产品等。基础原理是经过一个精密烧室和动力叶片，来带动发电机发电。转子速度为每分钟15-6万转，微燃机是一个现场能源系统，采取了无人职守智能化自动控制技热器为选装设备，回热循环发电效率为25-28%,但排烟温度降低到300℃以下，热电综合效率75%左右。不使用回热器发电效率14-16%左右，排烟温度降低到600℃以上，热电综合效率85%。宝曼企业一项特能够提供几十千瓦到几千千瓦多种设备，美国卡特彼勒企业产品仍然是标志性产品。燃气内燃机将燃料和空气注入气缸混合压缩，点火引发其爆燃做功，推进活塞运行，经过气缸连杆和曲轴，驱动发电机发电。燃烧后烟气温度达成500℃以上、汽缸套冷却水能够达成110℃,在加上空气压缩机和润滑油冷却水中热量，能够回收用于热电联产。燃气内燃机优点是发电效率较高，设备投资较低，缺点是余热回收复杂，余热品质较低。燃气内燃机和余热溴化锂空调联合循环运行技术方案已经处理，新期望集团在成全部其酒店内将一台内燃机和余热溴化锂空调连接，直接回收余热制冷。现在卡特正在和远大合作配套，准备向相关项目提供全四、燃气外燃机：这是古老斯特林发动机新技术革新版本，在微型热电联产和工业余热利用中含有极大潜力。它基础结构为一个热腔和一个冷腔，冷腔内介质为氢，当热腔加温使氢流动推进冷腔中活塞运行带动一个轮盘旋转，氢在冷腔中被冷却后流回热腔再循环。标志性产品是美国STM动力企业产品，现在能够提供25kW机组，正在发展2-5kW和200kW机组。外燃机是一个应用很广泛技术，只要热腔温度达成700℃就能够发电，可利用一切能够燃烧燃料，甚至植物热解气体和木材，还可利用太阳能，海拔高度对其基础没有影响。外燃机热电联产只能提供电力和热水，但作为楼宇供给热水设备很经济，一台25kW外燃机每小时能够供给近1吨55℃热水，天天22吨约满足450人生活热水。能源企业要主动应对新技术革命挑战不管我们是否喜爱它，不管我们能否适应它，小型分布式多功效能源系统--“第二代能源系统”将会在以后几年中快速进入市场，这将是一个多米诺骨牌效应。一旦你费尽财力物力，花了几年时间，将原来热电厂改造成一个大型燃机热电厂时，忽然发觉你已经无热可供，并所以而不能发电，这将是一个什么样后果。我们在西气东输配套改造工程中必需充足考虑这一原因，只有从容应对才能确保立于不败之地。三、相关热电企业需要进行改造调整第一、在改造中一定要坚持“适度规模”,切不可一味求大，尽力在最低代价内完成改造，不要盲目扩大规模，在现有输变电容量和供热条件下指定改造选型发方案。第二、抓住机遇，立即从生产型向服务型转化。热电企业必需从纯生产型和只能提供热力和电力单一产品型企业，逐步有计划地向运行维修服务性企业过分，将自己生产步骤融入用户工艺系统，发挥己之专长以知识型经营替换产品型经营，才能不停扩大市场拥有率。“第二代能源系统”建立将愈加依靠于社会化服务体系，谁先拥有占据这一领域谁将在未来能源行业中占据新主动位置。用户在选择新型能源系统时，面临着一个谁来设计配套?谁来建设安装?谁来运行管理?谁来维护检修?这就是我们商机，这就是我们未来。假如我们不干，在社会上就会快速出现大量服务企业，占领这个市场。热电企业假如参与竞争，将是最有优势，比任何能源企业全部更具竞争力。不过认识不能立即转变，全部优势全部等于零。性燃气轮机能够用于多种民用、工业项目，甚至农业项楼宇热电冷：将燃机和溴化锂空调联合循环，对公室、医院等)供电、供热、供冷、供卫生热水；2、燃机余热直接利巴士，排放达成欧洲5号标准。2台80千瓦电驱动动力系统，能够推分布式热电冷联产是世界能源发展趋势，对和能源行业从业人员，你能够不喜爱它，但你将无法回避它。天然气利用和动力技术微型化给我们带来一次新挑战，也给我们带来了无限机遇，让我们主动地迎接这新技术革命浪潮。中供热热源点，为北京全部城起源地宣武区供热，供热面积达1400万草桥工程是今年市政府确定60项重大工程之一，也是北京奥运行等优质清洁能源逐步替换原煤能源结构调整。除了今天开启草桥工程外，今年西城区西四北头条至八条将有3000多户平房区居民离别烟熏多户平房居民向小煤炉说再见。据环境保护部门估算，仅全市7000多户居民煤改电一项，就能够降低燃煤2万多吨，少向北京大气中排入二氧化硫30多吨、烟尘1.4吨。另外，改善北京空气质量、调整能成，今年全市又有1700多台燃煤大锅炉改用清洁能源。据估算，这些锅炉改造完成，一个采暖季就可少烧煤100多万吨，少向大气排入二氧化硫8000吨、烟尘4000吨。几年来，北京已经有上万台锅炉和燃煤说再见。二、江苏首家环境保护热电厂落户无锡建设资金达500万元冷却塔9月10日顺利封顶。这标志着江苏省首家环境保护热电厂--无锡益多环境保护热电土建工程已基础完成。估计12月环境保护热电厂将进入试运行。据悉，无锡益多环境保护热电是集焚烧生活垃圾发电、余热供热、炉渣制造建材于一体民营股份制环境保护企业。一期工程总投资2.28亿元，安装三台蒸发量为每小时75吨循环流化床发电锅炉。年底投入试运行后，可确保日处理生活垃圾1000吨，年供电量超出1.8亿度，年供热量87.6万吨，从而大大降低城市生活垃圾填埋二次污染，此举不仅降低了一批小锅炉能源消耗，而且为城市垃圾处理探索了一条新路，为最终实现无锡市生活垃圾处理"无害化、资源化、减量化"奠定了基础。三、浙江湖州掀起民间投资热电高潮基于今夏电力奇缺、频频拉闸限电事实，民资雄厚浙江湖州市已悄然掀起了一股热电投资热。湖州市经委负责电力管理一位工作人员对此感受最显著。“夏季，企业限电停产，我成了‘冤大头',全部找我要电。可现在我又来得个吃香，很多企业盯着要投资办电厂。”这位责任人说，截至上月底，全市已批在建和计划建设地方电厂项目已经有15个，其中已批在建项目总装机容量10.6万千瓦，均在明年底前投入运行。湖州掀起电力投资热缘于需求拉动。多年来，湖州经济实现了连续快速发展，作为经济增加必需品，电力，在供给上显然“慢了半拍”。这对矛盾在今年炎夏进入白热化——全市缺电40万千瓦，大多数工矿企业为了让电于民，纷纷从“停二开五”让到“停三开四”。“供需倒挂”造成短缺，短缺激活市场。据介绍，今夏，即便是只有2台1.5万千瓦机组“统一热电”也赚了个盆满钵满。“假如考虑到湖州今年来100多亿元工业项目明年陆续投产，和农村电力消费增加原因，估计全市明年电力需求增加将不低于25%。”湖州市电力部门一位责任人说。25%电力需求增加，足以让每一位投资者耳热心跳。另外，热电厂热能供给也能够取得可观市场效益。市场垂手可得，资本一呼百应。湖州市大量民间资本首先爆发激情。和此同时，多种外来资本也纷纷把电力投资作为“以钱生钱”首选。据介绍，现在在建德清武康、湖州建设、织里长和平等15个热电项目，全部是上述资本进入后结果。像投资在南浔练市工业园区湖州协鑫环境保护热电，就是由港资、江苏协鑫、常州华南电力和练市四方投资。而据透露，即便现在15个热电项目全部投入运行，也只能在一定程度上缓解该市电力短缺问题。为此，湖州市在取得了装机容量3000千瓦热电项目自主审批权基础上，正抓紧编制《湖州市热电布局计划》,激励有条件企业或园区实施热电联产、兴建热电项目。四、热电联产在宁夏发展情况银川热电厂是宁夏建设第一个小型区域性燃煤热电厂。早在1992年抽凝机组+3×75t/h次高压煤粉炉，并留有二期工程2×25MW供热机煤及公用系统一次建成。该项目于1993年6月经自治区计委同意立项，1994年9月批复可研汇报。因为下列原因，使工程一度处于停顿状态。在自治区和银川市关键领导支持下，直到1997年6月决定由宁夏电力开发投资企业(自治区政府地方办电部门)控股，宁夏电力建筑安装工程企业(宁夏电力企业下属单位)参股，共同组建了宁夏银川热电有限责任企业。在原前期工作基础上，加紧银川热电厂工程建设。1998年8月3日由马启智主席主持召开了自治区人民政府常务会议，专题讨排，上网电价等问题作出了决定，1998年9月9日银川热电厂正式开力，1999年10月26日第一台机组并网发电，同时建成了部分热力管网和换热站，当年11月1日采暖期开始时，正式向用户供热。一期工程三炉二机全部建成，9月30日移交商业运行。因为热电厂供热质量高，环境效益好，受到社会广泛欢迎。采暖期到，除供工业热负荷30t/H外，采暖面积达成190-200万，(额定160万),使设备严重趄负荷运转，威胁安全，影响供热质量，另有约100万果暖用户要求入网，无法满足，8月29日二期工程2×25MW抽凝机组+3×150t/h高压煤粉炉正式开工建设，在采暖期前一台机组投产，年内全部建成，新增采暖面积300万。可临荷需要。5月20日自治区主席马启智在“相关银川热电厂一、二期工程建设、一期工程于12月31日经过国家验收。1.经过对银川热电厂建设实践，促进了大家对热电联产了解。对在城市建设热电厂含有治理大气污染、提升能源利用率、提升供热质量和人民生活质量，得到了广泛共识，从而使热电联产发展，得到更多了解和支持。不过因为大家所处环境、代表利益不一样，对问题认识也并不是完全一致，部分人，对热电联产发展，缺乏全方面、客观、公正评价，也是正常。比如，有些人总是把中、小型热电厂和凝汽式大电厂、大机组相比，认为机组容量小，单位造价高，电价高，缺乏“竟价上网”竞争力，单纯以电价高低而论，而对它环境效益、节能效益却视而不见，这是不全方面，又如部分环境保护部门将新建热电厂(如银川热电厂)作为新污染源进行处罚，而忽略热电厂替换大批小锅炉后，降低了对环境大气污染所作贡献，这是不公正，等等。说明要发展热电联产还需要加大宣传力度。需要国家从法律上、政策上、制度上深入加以规范。2.要使热电联产得到快速、健康发展，要处理好以下多个关系。一是燃煤热电厂要处理好治理环境和本身环境治理关系。在城市建设热电厂一个关键目标是治理大气环境污染，实践证实这是一个行之有效、关键手段之一。是一项城市环境保护工程。而燃煤热电厂通常全部建在城市热负荷中心，每十二个月需要燃烧大量煤炭，如不重视环境治理，其本身又是一个污染源，银川热电厂从开始建设时就十分重视本身环境治理，采取了通常同容量常规火电厂不宜采取高设计标准，如为了降低烟尘排放，采取了高效率电除尘装置，除尘效率99.2%以上；为了降低烟尘对周围环境影响，采取了150米高烟囱；为了预防燃煤对周围环境影响，采取了圆筒仓室内储煤，和灰、渣综合利用、隔音、污水处理、厂区绿化、美化等方法全部是必需；受到了群众好评。二是处理好社会效益和热电厂本身经济效益关系。热电厂是一项城市公益性基础设施，它社会效益是第一位，但在社会主义市场经济条件下，为了企业生存和发展。也必需十分重视企业本身经济效益。除企业本身要加强经营管理，努力降低成本外，对社会公益性企业，需要政府和相关部门在政策上给予扶持。1998年8月3日自治区人民政府常务会议，对银川热电厂确定为“保本微利”经营方针。即对企业投入自有资金要有一定回报率(通常为10%左右);按期偿还银行贷款；在一定时间内(通常十年左右)收回投资；按政策要求交纳税金等。依此，相关部门核定、同意热电厂上网电价、电量及供热热价。在税收上给予减兑，在土地征用上子以照料等。3.伴随科学技术进步，要重视提升热电厂自动化水平。热电厂是一个技术密集性产业，同时有时一个服务行业。在城市建热电厂供热是第一位，供热可靠性和供热质量，关系到工业企业正常生产，关系到千家万户温暖，必需高度重视。手段之一，就是提升自动化水平，银川热电厂即使容量不大，但它社会影响大，它自动化水平，不仅高于同类性火电厂，而且相当于现在大机组自动化水平。包含：机炉采取集中控制(DCS);化水、输煤、除灰采取程序控制；发电机采取无刷励磁；电气设备采取微机保护，通讯设备采取光纤；办公及生产管理采取管理信息自动化系统(Mis);热网由电厂统一管理，建立热网调度中心，水一水站实施无入值守，对各换热站运行情况实时监拄，经过对换热站运行参数自动调整，确保用户供热质量，实践证实采取上述方法是有效，但有些方面尚待深入完善。提升生产、管理自动化水平另一个目标，就是为提升劳动生产率，减企业管理好坏，关系到企业兴衰。要根据现气化企业制度组织生城市供热是城市基础设施建设一个关键组成部分。它关系到城市大气环境治理，人民生活质量提升。尤其是对于地处中国北方严寒地域银川，更有其关键意义。对改善工业园区投资环境，促进经济发展也相关键作用。依据银川市相关部门委托，由中国市政工程华北设计研究院，对银川市城市供热计划方案(-)进行了调整。方案提出：“依据银川市实际情况，其城市供热应以热电联产供热为主，区域集中供热锅炉房为辅，其它清洁能源填补城市供热体系，以确保供热经济、合理。”所以，除银川热电厂外，在银川市又计划建设几座包含燃气、燃煤热电厂，有已着手开始筹建，具体有：1.在西夏区(原新市区)由宁夏电力开发投资企业筹建银川市第一热电厂，规模为一期工程2×135Mw供热机组；二期为2×300MW供热机2.在新区由银川市天然气总企业筹建银川市第二热电厂(天然气),规模为2×12.5MW燃气轮机发电机组，配2×52t/h燃型余热锅炉+1×35t/h燃气蒸汽锅炉。3.在德胜工业园区和兴庆科技园区，由银基房地产开发企业(民营企业)筹建银川市第三热电厂，规模为一期工程2×50Mw抽凝机组+3×220t/h循环硫化床锅炉；二期工程为2×135MW供热机组。4.在兴庆区南部由银川市天然气总企业筹建银川市第四热电厂(天然气),规模同第二热电厂。5.在兴庆区东郊建银川市第五热电厂，规模为2×200MW供热机组。在宁夏其它城市：1.石嘴山火电厂早已将2×5MW凝汽式机组改为供热机组，向邻近得河滨工业园区供热。2.大武口火电厂在已将100MW凝汽式机组改为供热机组，向大武口市区供热。另拟在大武口工业园区建设一座热电厂。3.在吴忠市和青铜峡市之间，(两地相距不远),正筹建一座2×50MW燃煤供热机组，处理两市供热问题。伴随城市化进程，热电联产将在宁夏有一个较大、较快发展。4、再认识伴随中国能源结构调整，国家加大了对天然气开发、引进和使用，和中国经济体制深入调整。中国热电联产将出现部分新特点，从宁夏看，关键有以下多个方面。1.国家能源结构调整，为发展不一样燃料结构热电联产提供了更多选众所周知，天然气是一个优质、清洁一次能源，运输和使用方便，燃烧完全，无烟无渣，环境效益好，被世界各国广泛使用。天然气热电联产，在部分资源比较丰富、经济比较发达国家占有很大比重，伴随中国经济快速发展，中国正在大力开发、引进和使用天然气资源，为了将我国西部天然气资源输送到东部沿海地域，国家正在建设“西气东输”工程，路径陕甘宁盆地长庆气田。该气田是现在中国中国最大整装气田，截止年底，探明天然气地质储量为11831亿立方米，国家计委现在同意开发规模为年产天然气135亿立方米。现在已建成三条输气管线分别向庆气田距银川最近，从净化厂到银川市西夏区不足线年输气量，5-6亿立方米，第二条管线建成后新增年输气量达15亿还很低，现在仅为2.5-3%,其数量远远达不到替换煤炭地步。中国能源结构仍以煤炭为主，约占60-70%。尤其在我区，煤炭资源丰富，且格约贵5倍之多。所以不管从资源条件和经济资金占电厂全部投资42%,其中包含万元拔款)。热电厂作为一项城市产开发有限责任企业投资建设区域性热电联产项目--银川兴庆热电厂机构，愈加好指导热电联产事业发展。1.2本技术要求关键适适用于以煤为燃料区域性热电厂和企业自1.4各类热电厂应符合下列指标：1.4.1常规燃煤热电厂：1.4.1.1全厂年平均总热效率大于45%;1.4.1.2全厂年平均热电比应符合下列要求：(1)单机容量为1.5～25MW供热机组，其年平均热电比应大于于50%;应大于50%。1.4.2.1全厂年平均总热效率应大于55%;1.4.2.2各容量等级燃气轮机热电联产热电比年平均应大于30%1.5热电联产项目可行性研究汇报编制应依据上级批复城市区域1.6热电联产项目标建设通常应遵照以下标准：寿命内改造为供热机组；单台锅炉额定蒸发量≥20t及以上，热负荷年利用小时≥4000小时较大1.6.2.1建设燃气-蒸汽联合循环热电厂应坚持适度规模当地热力市场和电力市场实际情况，提升资源综合利用率和季节适应1.6.2.2以管道天然气为燃料燃气-蒸汽联合循环热电厂，宜采取气体燃料和液体燃料双燃料系统，扩大天然气管网调峰能力，并确保连续供热。1.6.2.3燃气-蒸汽联合循环热电厂可采取燃气轮机-余热锅-供热供热系统。1.6.2.4在天然气供给量充足城市，可考虑采取适适用于厂矿企业、办公楼、宾馆、商场、医院、银行、学校等较分散公用建筑小型燃气轮机、余热锅炉、背压式供热汽轮机和溴化锂等设备组成小型全能量系统，统一供给热、电、冷和生活用热水。1.6.3在有条件地域，为平衡冬、夏季热负荷差异，宜主动推广热、电、冷三联产，并开拓城市热水供给。1.6.4在有条件地域和工程项目中，当热、电、煤气三联产技术成熟时，可逐步推广使用。1.6.5在计划城市垃圾处理时，可考虑建设垃圾处理热电厂。1.6.6在有条件时，为利用废渣、余热，可把热电厂养殖等多功效热电厂。1.6.7在有条件地域，在采暖期可考虑抽凝机组低真空运行，循环水供热采暖方案，在非采暖期恢复常规运行。1.7热电厂建设要因地制宜，建设规模要依据热力市场和电力市场发展需求，大、中、小型并举。1.8热电厂建设要合理控制工程造价，合理利用土地，优化工艺系统，尽可能压缩辅助生产设施。1.9为提升热电厂效率，机、炉设备尽可能选择较高初参数。1.10热电厂厂址选择，要进行多方案比较后确定。热电厂厂址宜部署在城市主导风向下风侧，尽可能靠近热负荷中心，要考虑燃料和灰渣运输，供水和排水，对环境影响等很多原因。1.11热电厂建设要提升机械化、自动化水平，以降低运行和管理1.12提倡检修工作社会化，热电厂可不设专职检修人员，提议一个城市或地域建立一个专门检修企业，亦可将热电厂检修工作委托给其它有能力发电厂负担。如热电厂必需建立自己检修队伍时，应尽可能降低专职检修人员，可将运行人员作为专职检修人员助手。1.13灰、渣综合利用可由当地水泥厂、灰渣砖厂及加气混凝土砌块厂，和道路修建等给予利用，亦可由热电厂自建灰渣综合利用厂。1.14区域热电厂供热范围要适中、合理。蒸汽管网供热半径通常以≥3～5km为宜；热水管网供热半径对中、小城市而言，宜控制在10km以内。在已建成或计划建设区域热电厂供热范围内，标准上不再建新燃煤热电厂、自备热电站和供热锅炉房。1.15新建热电厂(站)最终装机规模宜控制在六炉四机水平。1.16单机容量大于100MW,关键用于城市供热供热机组，依据城市发展，其热化系数可暂大于1.0;对兼供工业和民用热用户，单机容1.17省级及国家级经济技术开发区建设早期，在热负荷不多时，电，向热用户供热时间。建设周期可按原电力工业部1997年4月30日颁发《电力工程建设工期定额》(电建[1997]253号)和《供热机1.22负担热电联产项目可行性研究工作单位，应力量设计单位或工程咨询单位，含有对应设计资格证书或咨询资格证应尽可能提供可靠、切合实际热负荷数据，设计单位应负责对热负荷进行核实。当热电厂和热力网可行性研究不是由同一单位编制时，热负荷调查和核实通常由热力网可行性研究单位负责，但热电厂可行性研究单位应主动配合、协调，并进行校核。核实后设计热负荷同时作为热电厂和热力网可行性研究编制依据。2.2在热负荷调查和核实过程中，应按工业热负荷和民用热负荷现实状况和近期发展，和计划热负荷分别给予调查和核实。2.2.1工业热负荷2.2.1.1现实状况热负荷工业热用户在非采暖期平均蒸汽用量≥1.0t/h,应逐一进行调查核实，在对工业热用户调查基础上进行复核计算，分析研究，以确定比较可靠落实热负荷，此热负荷即为现实状况热负荷。2.2.1.2近期热负荷近期热负荷是指热电厂建成投产后能正常供热时各工业热用户热负荷，即现有热负荷加近期增加热负荷。以下情况可作为近期增加热负(1)企业正在扩建，其产品在市场上有销路；(2)新建企业已经立项，可行性研究汇报已经上级相关主管部门批复或经企业董事会同意，且资金落实。近期增加热负荷不考虑自然增加率。企业拟扩建或新建，但仅在项目提议书阶段或设想阶段，只能作为计划热负荷，不能作为本期工程热负荷增加依据。2.2.1.3设计热负荷经核实后工业热负荷，应分别列出现实状况和近期，采暖期和非采暖期(当有夏季制冷热负荷时，应分别列出采暖期、制冷期，非采暖非制冷过渡期)最大、平均、最小热负荷值。2.2.2采暖、制冷、热水供给热负荷2.2.2.1在有条件地域，可发展溴7化锂制冷和生活热水供给。2.2.2.2应在当地城建部门和计划部门帮助下，分别统计现有和近期拟建各类需采暖、制冷和热水供给建筑面积，并进行必需筛选，选择建筑密度较大，适宜于集中供热、制冷和热水供给建筑物给予优先安排，并确定拟供热、制冷和热水供给建筑面积。2.2.2.3采暖、制冷、热水供给热负荷确实定应按现行《城市热力网设计规范》中所列各类建筑物热指标选择，在热指标选择时要考虑热电厂连续供热、建筑物建设时间和建筑节能，热网保温和中国现在生活水平现实状况等原因。2.3供热机组选择用设计热负荷应为工业和民用热负荷之和，并计及热焓值折算，工业热负荷最大时同时率，热网热损失后折算至热电厂出口热负荷值。依据不一样情况同时率通常取用0.7～0·9。2.4应绘制生产、采暖、生活热水供给和空调制冷年热负荷曲线。2.5应绘制年热负荷连续曲线。三、机炉选择及供热方案3.1应以核实后近期热负荷作为设计热负荷，并以此热负荷特征作为选择机、炉等关键设备依据。机、炉选择应进行多方案计算和比较，选择最好装机方案。3.2供热机组选择应遵照以下标准：3.2.1对于热负荷比较稳定，一天内波动较小(10～20%)热电厂，可全部采取背压式或抽汽背压式供热机组。3.2.2对于热负荷不太稳定热电厂，可酌情采取抽凝式供热机组和背压式或抽汽背压式供热机组搭配设置。3.2.3对于热负荷波动较大热电厂，也可全部采取抽凝式供热机组，但必需满足1.4条所要求年平均全厂热效率和年平均热电比要求。3.2.4对新建工程供热机组初参数应按下列要求选择：单机容量1.5MW采取次中压或中压参数单机容量6MW,12MW采取次高压参数单机容量25～100MW采取高压参数3.2.5对扩建工程供热机组初参数，经论证后可采取和原有供热机组一致或采取新建工程供热机组初参数。3.2.6供热机组单机容量要考虑热负荷增加和以后扩建。3.2.7供热机组抽、排汽参数按以下要求确定：(1)工业用抽、排汽参数要依据工业热用户对用汽参数要求，热力网压降和输送距离等原因确定。(2)采暖、空调制冷和热水供给要依据供热介质和参数，输送距离，热力网压降和温降等原因确定。3.3锅炉选择应遵照以下标准：3.3.1热电厂锅炉，在条件适宜及单台锅炉额定蒸发量为410t/h以下时，宜优先采取循环流化床锅炉，和依据环境保护和城市垃圾处理要求，考虑采取燃煤掺烧垃圾焚烧锅炉3.3.2热电厂内锅炉，应尽可能选择同一型式，同一容量，同一参数锅炉，方便于运行、管理和检修。3.3.3热电厂机、炉容量应匹配，并适应不一样热负荷工况要求。应核实在最小热负荷工况下，汽机进汽量不低于锅炉不投油时最小稳定燃烧负荷，以确保锅炉安全稳定经济运行。抽凝机进汽量还应确保在最小凝汽工况下安全稳定运行。3.3.4热电厂应尽可能避免单炉长久运行，以确保供热可靠性。3.3.5在确定热电厂内安装锅炉容量和台数时，应考虑当一台容量最大锅炉停用时，其它锅炉(含热用户中已确定作为尖峰和备用锅炉)3.3.5.1工业热用户连续生产所需用汽量。3.3.5.2冬季采暖、通风和生活用热水用热量60～750%,严寒地域取上限。3.3.6当在现有热电厂内扩建供热机组，应连同原有机炉一并考3.4燃气-蒸汽联合循环机组选择应满足供热要求，并应有确保连续供热方法。3.5热电厂兼供工业和民用采暖时，对供热范围、供热介质、供热参数、供热方法等应结合机炉选型和热力网设计进行全方面技术经济比较后优化确定。四、建厂条件4.1接人电力系统应按电力部门要求确定联网地点、联网电压和联网回路数等条件。4.2新建热电厂厂址选择，应结合热力和电力负荷、近、远期燃料供给、水源、交通运输，灰渣处理、电力出线、供热管线、地形、工程地质和水文地质、地震、气象、环境保护、占地拆迁、施工条件等很多原因，经过多方案全方面技术经济比较后确定。4.2.1选择厂址时，应注意节省用地，不占或少占良田，尽可能利用荒地或劣地；注意少拆迁房屋，降低人口搬移，尽可能降低土石方量。4.2.2热电厂用地范围，应按计划容量确定，并按分期建设和施工需要，分期征用。4.2.3单机容量为50MW以下热电厂厂址标高应高于重现期五十年一遇洪水位，单机容量为50MW及以上热电厂厂址标高应高于重现期百年一遇洪水位；如低于上述标高时，厂址防洪关键依靠厂址所在地城市防洪，在无法达成要求时，厂区应有防洪围堤或其它可靠防洪方法。企业自备热电站防洪标准，应和所在企业防洪标准相协调。4.2.4确定厂址时，必需掌握厂址工程地质资料和区域地质情况，不应设在危岩、滑坡、岩溶发育、泥石流地段，发震断裂带和地震时发生滑坡、山崩和地陷地段。4.2.5热电厂厂址应避让关键保护文化遗址或风景区，不宜设在居民集中居住区内，不宜设在有开采价值矿藏上，并应避开拆迁大量建筑物地域。4.2.6热电厂厂址，宜设在常年最大频率风向下风侧。4.2.7要考虑厂址周围有没有电台、电视台、地震台、军用通讯设施、危险物品仓库、机场等设施，通常应按其行业要求确保其安全间距和烟囱高度。4.2.8热电厂厂址地震烈度，应按国家地震局颁布中国地震烈度区4.3燃料起源及运输方法必需落实可靠，应取得燃料供给部门、煤矿及运输部门同意文件。确定煤种时宜优先考虑使用当地煤和周围劣质当有两种以上运输条件时(铁路、公路、水路),应结合热电厂本期及最终规模、基建投资、生产成本、环境保护、交通安全等方面进行全方面比较后确定。通常对运距较短，运输量不太大时，可优先考虑汽4.4热电厂供水水源必需可靠。在确定水源供水能力时，应了解当地农业、工业和居民用水情况，和水利计划和气候对水源影响。当地表水源和地下水源可靠性基础相同时，应结合投资、运行条件、经济效益等方面进行比较后确定。采取地表水时，应对其水源、水质、补给条件、取水方法和条件、枯水期和洪水期对热电厂运行影响等方面给予叙述，并取得水利、水资源管理部门同意取水和取水量文件。采取地下水时，应有勘探部门提供水文地质汇报。对水层、补给条件、储量，开采量、水质、枯水期对热电厂用水可靠程度，和对周围其它用户用水影响等方面给予叙述，并取得水资源管理部门同意取水，取4.5热电厂灰渣应综合利用。城市热电厂不能处理灰渣综合利用或提不出合理处理方案时，不宜建设燃煤热电厂。热电厂应按综合利用可能中止最长连续时间内所排出灰渣量选定周转或事故用备用灰渣堆场，其存量不宜超出6个月热电厂最大排灰渣周转或事故贮灰渣场位置宜靠近厂区，宜利用厂区周围山谷、洼地、海涂、滩地、塌陷区等地段建造，应不占农田，不占用江河、湖泊蓄洪、行洪区，井满足环境保护要求，不应设在当地水源地或计划水源保护区范围内。贮灰渣场位置和占地应取适当地土地管理部门同意文件。五、工程设想5.1工艺设计必需确保供热系统安全可靠运行，为此，应采取成熟优异工艺、优异技术和优异设备，和节能型产品。5.2企业自备热电站应实施电力行业规程、规范和技术要求，其建设标准宜和企业主体车间相协调，生产辅助和隶属设施应尽可能和企业己有设施共用，通常仅合适添置企业没有或不足设施。5.3厂区总平面部署要注意确保工艺通畅，管线短捷合理，部署时应注意热力网管道引出方向，电力出线走廊、热电厂扩建、和厂内外运输等相互配合。主厂房及相关车间扩建端不宜部署其它永久性建(构)筑物。5.4为节省用地，厂区总平面部署应努力争取紧凑，压缩厂区占地，能合并建设建(构)筑物应尽可能合并，对厂区办公楼要严加控制，不搞宽大厂前区。各类热电厂用地指标宜控制在以下范围内：5.4.1厂区建筑系数30～38%5.4.2厂区利用系数55～70%5.4.3道路广场系数宜为：(1)无汽车运煤运灰9~11%(2)有汽车运煤运灰11～13%5.4.4绿化系数宜为10～20%5.4.5厂区用地5.4.5.1单机容量50～300MW机组厂区用地及单位容量用地应符合建设部、国家土地管理局同意公布《电力工程项目建设用地指标(火力发电厂、变电所部份)》要求。5.4.5.23～25MW供热机组厂区建设用地通常控制在以下范围内：5.5除严寒地域外，大于35t/h锅炉及其相关辅机宜采取露天或半露天部署，但要注意防雨、防冻和防腐方法。5.6在热电厂内，当同时设置抽凝式供热机组和背压式或抽汽背压式供热机组，且分期安装时，通常宜先安装抽凝式供热机组。5.7200MW及以下抽凝式供热机组循环水泵宜部署在主厂房内，如另设循环水泵房，应经过技术经济比较后确定。5.8当采暖期和非采暖期热负荷差异较大或周期性地存在热负荷峰谷差时，经过技术经济比较，可在多台锅炉给水泵中设置1～2台工业小汽轮机带动汽动给水泵，其排汽可用于除氧器或低压回热系统中。5.9凝汽式机组或抽凝式供热机组改为低真空供热时，凝汽器循环水进出口温度应取得制造厂同意，以确保设备安全运行。通常情况下，凝汽器循环水人口温度宜不超出55℃,循环水出口温度不超出75℃;为提升采暖用热水供水温度，可在凝汽器出口装设尖峰热网加热器。5.10为确保热电厂对外供热可靠性，应依据不一样抽、排汽参数要求，设置必需减温减压装置作为备用。通常情况下，减温减压装置不宜作为常期对外供热设备。5.11当工业热负荷在一天内波动频繁，且波动较大时，经技术经济比较认为适宜时，可考虑加装蒸汽蓄热器；当供给采暖负荷及生活热水负荷时，为平衡和调整热电负荷，可考虑加装热水蓄热器。5.12热电厂锅炉用燃煤及其排出灰渣当采取汽车运输时，汽车运输应尽可能社会化，热电厂通常不配置运输车队。5.13用于循环流化床锅炉燃煤，应采取方法确保其进入运煤系统工作基水份≤10%。5.14循环流化床锅炉燃煤，采取掺烧石灰石进行炉内脱硫时，石灰石粒度应≤2mm。石灰石起源和运输应落实，并取得相关协议文件。石灰石粉宜在供给地进行制备。石灰石粉人炉方案应经过比较确定。5.15循环流化床锅炉排出炉底干渣应经冷却至200℃以下后外运，为此，应装设冷渣器，以冷却灰渣，并宜考虑热量回收。5.16对于单机容量≤12MW热电厂，运煤系统出力，应按计划容量即全厂运行锅炉在额定蒸发量时每小时总耗煤量确定。当总耗煤量小于60t/h时，可采取单路带式输送机系统，但破碎和筛分设备应有备用；当总耗煤量为60t/h及以上时，可采取双路系统；单路系统驱动装置，宜有滚筒等备件。当采取双路运煤系统三班工作制运行时，每路系统出力，不应小于总耗煤量150%,双路系统采取两班工作制运行时，每路系统出力不应小于总耗煤量200%。当采取单路运煤系统三班工作制运行时，系统出力不应小于总耗煤量200%;单路系统两班工作制运行时，其出力不应小于总耗煤量当采取双路运煤系统时，宜采取三班工作制运行；采取单路运煤系统时，宜采取两班工作制运行。蒸发量时总耗煤量135%,可取1500k左右。5.18主厂房柱距和跨度应依据锅炉、汽机型式、容量和部5.18.112MW及以下供热机组，和其相适应130t/h及以下锅炉，纵向部署横向部署背压机组及组背压机组及9W65～75≤21(旋风炉≤24)5.18.225MW及以上供热机组，和其相适应220t/h及以上锅炉，其跨度可参考已经审定主厂房部署参考设计，但使用时必需满足供热设备部署要求。5.19除灰渣系统选择，应依据除尘器和排渣装置型式、灰渣量，灰渣特征、水质、水量、输送距离，高差、地形、地质、气象、交通、环境保护、和灰渣综合利用、节水、节能要求等条件，经技术经济比较后确定。当热电厂有灰渣综合利用条件时，应按干灰干排、粗细分排和灰渣分排标准，确定灰渣输送系统和贮运系统。当灰渣综合利用条件不落实时，设计应予留灰渣综合利用条件。除灰渣系统容量应按该系统排出总灰渣量计算。除按综合利用要求设置灰渣输送系统外，还应有能将全部灰渣送往贮灰渣场设施。当锅炉排出灰渣量≥1t/h时，可采取机械、气力或水力除灰渣装5.20热电厂设计中应注意节省用水，努力提升厂内工业用水反复使用率。在水质适宜前提下，也可利用周围工厂排出工业水进行二次利单机容量为12MW及以下抽凝机组循环水冷却采取机力通风冷却塔还是采取自然通风冷却塔，应经技术经济比较后抽凝机组，通常宜采取自然通风冷却塔。在有条件热电厂，也可采取直流冷却，但必需取得水利、水资源等相关部门同意文件。供热机组循环水量确实定，应按最小热负荷时凝汽量计算。冷却塔循环冷却水补充水其悬浮物含量不宜超出100mg/L。热电厂内消防水管网宜和生活用水管网合并，消防水池宜和生活用水池合并。热电厂必需外排污水，在可能条件，宜和周围工业企业排水合并处理和排放，以降低处理费用。5.21供采暖用热水制备设在主厂房内或热电厂厂区内时，热水网补充水应利用锅炉连续排污扩容器排水。热水网补充水可用锅炉补充水，也可分别处理，但应经过技术经济比较后确定。5.22化学水处理系统应依据原水水质，和锅炉对补充水水质要求等确定。化学水处理工艺系统设计和设备选择应实施中国国家标准GBJ109-87《工业用水软化除盐设计规范》和原水利电力部计划设计院编制《火力发电厂化学水处理设计技术要求》当原水含盐量≥500mg/L时，宜选择带有反渗透装置除盐系统。化学水处理站在厂区总平面部署中位置宜靠近主厂房，交通运输应方便，不宜部署在烟囱，冷却塔和贮煤场最大频率风向下风侧。5.23热工自动化5.23.1应依据电力行业主管部门颁发火电厂热工自动化设计现行文件进行设计。5.23.2热工自动化水平5.23.2.1热工自动化水平应依据机组在电网中地位、机组容量和特点，电厂预期运行管理水平，厂外燃力网自动化水平和厂、网之间生产管理体制(厂、网分开，或厂网合一)等原因确定。5.23.2.2控制方法(1)新建单元制供热机组应采取炉、机、电单元集中控制。扩建单元制供热机组时，依工程具体情况确定控制方法。母管制热电厂宜采取炉、机车间集中控制，或炉、机集中控制。(2)除氧给水系统控制方法应和炉、机控制方法协调。(3)热网系统控制方法宜和汽轮机控制方法协调。(4)辅助生产车间(化学水处理、输煤，除灰)采取车间控制，宜留有连网通讯接口。5.23.2.3炉、机、电集中控制单元制机组和炉、机集中控制机组，应有较高热工自动化水平，均应能在少许就地操作和巡回检验配合下，在集中控制室实现机组开启，并能在控制室以CRT和键盘为监视、控制中心，实现机组运行工况监视和调整、停机和事故处理。5.23.2.4关键热工自动化系统应依据机组容量和特点配置。(1)供热机组关键热工自动化系统宜采取分散控制系统，其功效宜包含数据采集和处理、模拟量控制、次序控制和锅炉炉膛安全监控系供热机组，当响应速度许可并有成功经验时，也可将汽机保护纳入分散控制系统。(2)单机容量≤50MW供热机组应结合工程情况，经技术经济比较确定自动化水平，也可采取分散控制系统，但其功效应合适简化。辅助生产车间热工自动化水平宜和机组自动化水平相当。5.23.3依据热电厂热电联产特点，宜在值长工作处设置检测厂内热网运行工况关键参数设施。对设有厂级监控系统热电厂，宜依据厂外热力网(站)自动化水平和厂、网之间生产管理体制，留有热电厂和热力网(站)联网接口和确定该分支系统监控功效。5.24负荷改变较大电动机，宜采取调速方法。5.25燃煤热电厂应落实实施中国环境保护法。热电厂锅炉污染物排放，应实施中国国家标准GB13223-1996《火力发电厂大气污染物排放标准》和《国务院相关酸雨控制区和二氧化硫控制区相关问题批复