天然气热电联产工程项目节能评估报告

项目摘要表项目概况项目名称天然气热电联产工程项目建设单位xxxx有限公司联系人电话节能评估单位xx工程咨询院有限公司联系人电话项目建设地点山东省xx市所属行业电力项目性质■新建□改建□扩建项目总投资269699万元项目批复□审批■核准□备案建设规模和主要内容本项目建设4台F级燃气蒸汽联合循环机组，分二期建设。一期工程建设2台F级燃气-蒸汽联合循环机组足xx市四方区大部分区域以及李沧区部分区域2015年的供热要求。项目年综合能源消费量主要能源种类计量单位年需要实物量折标系数折标煤量（tce）天然气8×101.25351002767水t36134000.0857310项目年综合能源消费总量（tce）当量值323810等价值17178项目能效指标比较项目指标名称项目指标值新建准入值国内先进水平国际先进水平对比结果年均发电气耗/k0.1520.165国内领先年均供热气耗/31.8132.5国内领先全厂热效率(68.96%————采暖期平均热电比%55.89%50——国内领先厂用电率%2.173.0国内领先用水指标m/sW0.3250.35国内领先对所在地能源消费影响对所在地能源消费增量的影响对山东省及xx市市单位能耗影响甚微，对当地能源消费增量限额影响有限。对所在地完成节能目标的影响本项目采用先进高效的燃气蒸汽联合循环机组，能耗指标大幅降低，有利于提高能源利用效率，节约煤炭资源，对当地完成节能量指标有积极影响。可研报告提出的主要节能措施及节能效果：采用当今世界先进高效的燃气蒸汽联合循环热电联产机组，选用高效节能设备及系统，采用各种节能措施等，各项指标均达到或超过国内领先水平。综合能源利用率为67.7项目可研报告在节能方面存在的主要问题：可研报告针对本项目采用的节能新技术、新工艺，措施不够详细；辅助系统、辅助设备一览表、基础台账不够齐全等。节能评估提出的主要节能措施及节能效果：建议下一步设计时，高压给水泵改为液耦调速，凝结水泵加设变频装置，锅炉补给水处理的超滤水作为中水处理系统的补充水的水源。通过采取节能措施增加投资约875.7万元，但是节省运行成本约333.2万元/年，多投资部分在3年内即能收回成本，节能效益显著。采取节能措施后，综合能源利用率为67.72前 言中国是当今世界上最大的发展中国家，同时也是世界上第二位能源生产国和消费国。能源供应持续增长，为经济、社会发展提供了重要的支撑。能源消费的快速增长，为世界能源市场创造了广阔的发展空间。中国已经成为世界能源市场不可缺少的重要组成部分，对维护全球能源安全，正在发挥着越来越重要的作用。中国政府正在以科学发展观为指导，坚持节约资源和保护环境的基本国策，把建设资源节约型、环境友好型社会放在工业化、现代化发展战略的突出位置，努力增强可持续发展能力，建设创新型国家，继续为世界经济发展和繁荣作出更大贡献。自《中华人民共和国节约能源法》颁布实施以来，国家相继出台了一系列相关政策、法规和标准。“十一五”开局之年，国家颁布《国务院关于加强节能工作的决定》（国发[2006]28号）；随即国家发改委发布《固定资产投资项目节能评估及审查指南（发改环资[2007]21号2007年5月国家又发布《务院于减排合性作的通（发[2007]15号。2010年9家节能中心颁布了《固定资产投资项目节能评估工作指南》（2011十二个五年规划纲要”提出，坚持节约优先、立足国内、多元发展、保护环境，加强国际互利合作，调整优化能源结构，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。“十二五”期间中央企业节能减排的目标是到“十二五”末实现万元产值工程能耗下降16%左右；电力、钢铁、有色、煤炭、建材等行业主要产品能耗指标达到国内领先水平。针对形势发展，在“十二五”期间加快“上大压小”，关停部分能耗高、污染重的小火电机组，促进节能减排，势在必行。节能评估是为了更好地贯彻“提高能源利用效率，坚持开发与节约并举、节约优先”的方针，从而体现了“以人为本，树立全面、协调、可持续的发展观，促进经济、社会和人的全面发展”的科学发展观。其作用是为政府进行宏观调控，调整经济结构，转变经济增长方式，为建设项目进行审批、核－1－准、备案等行政管理提供科学依据；是对项目建设单位提高节能管理水平、减少浪费、控制成本提出的节能措施进行科学评定。节能是国家发展经济的一项长远战略方针，是全面贯彻落实科学发展观，提高能源利用效率，又好又快建设社会主义和谐社会的基本国策。受xxxx天然气热电联产工程筹建处委托，xx工程咨询院有限公司承担本项目的节能评估工作。为保障评估工作的正常进行，本院成立了项目组，在对项目进行考察、调研及相关资料收集整理的基础上，依据本项目的可行性研究报告及提供的相关资料，在专家论证的基础上，编制完成本项目节能评估报告，为该固定资产投资项目进行评审提供相关依据。第1章 评估目的、依据、范围及程序1.1 评估范围和内容1.1.1 评估范围本节能评估报告主要依据《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（国家发改委第6年本），并结合有关国家和行业及地方法律规范和技术标准，主要针对《xxxx天然气热电联产工程可行性研究报告》及其相关技术报告进行综合评估，对xxxx天然气热电联产工程进行全面的节能水平评估。1.1.2 评估内容（1）项目建设方案节能评估对项目选址、总平面布置进行节能评估。对以天然气为燃料的燃气蒸汽联合循环机组的工艺流程进行节能评估：主要工艺流程：由燃气轮发电机组、余热锅炉、汽轮发电机组联合而成的机组称为燃气蒸汽联合循环机组，燃气轮机拖动发电机发电，其尾气在余热锅炉内加热水生成高压蒸汽，进入汽轮机拖动另一台发电机发电，电能经主变送至电网。能的转换：（1）天然气化学能转化为热能，推动燃汽轮机做功，由燃汽轮机带动发电机将机械能转化成电能；（2）尾气余热加热水生成高压蒸汽，推动蒸汽轮机做功，由蒸汽轮机带动发电机将机械能转化成电能。－2－（2）节能措施评估节能措施评估要点主要包括节能技术措施评估、节能管理措施评估，能评阶段节能措施评估、节能措施效果评估、节能措施经济性评估等。根据项目用能方案，综述主辅机设备系统、建筑、给排水、暖通与空调、照明、控制、电气等方面的具体措施，包括：主要热力系统参数拟定、燃机、余热锅炉、汽轮机、发电机及主要辅机设备选型、节能新技术、新工艺、新设备应用等；能源的回收利用，如余热、余压；资源综合利用等。评估内容包括从燃气轮机、余热锅炉、汽轮机和发电机等主辅设备及系统的生产工艺、发电热力系统能量转换、主要辅助设备耗能情况及存在问题，以及“上大压小”项目实施后对原用能情况的改善等。按照《能源管理体系要求（/23331《工业企业能源管理导则》（GB/T15587）等标准的要求，综述并评价项目的节能管理制度和措施，包括节能管理机构和人员的设置情况；按照《用能单位能源计量器具配备与管理通则》（GB17167）等标准要求，综述并评价项目能源计量制度建设情况，包括能源统计及监测、计量器具配备、专业人员配置等情况。提出能评阶段的节能措施，并对其进行评估；对节能措施达到的效果、经济性进行评估，得出评估结论。（3）项目能源利用状况测算对本项目节能评估前、后的能源利用情况进行测算比较，得出评估结论。（4）项目能源消费和能效水平评估评估当地能源供应总量及构成；项目能源供应条件及落实情况，可能出现的问题及风险分析；项目能源消费对当地能源消费增量的影响预测等。根据项目工程资料数据，按照《综合能耗计算通则》（GB/T2589）等标准，分能源消费品种、按用能工序、生产工序等各环节计算能源消费量及项目总能耗量；参照《企业能量平衡通则》（GB/T3484），编制项目能量平衡表和能源网络图，分析项目能源购入贮存、加工转换、输送分配、最终使用的情况，发现节能薄弱环节和节能重点环节，评价能源利用效率等。1.1.3 评估工作程序本评估工作严格按照《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（国－3－家发改委第6号令《固定资产投资项目节能评估工作指南（2011年本）的要求，严格按照以下程序开展本项目的节能评估工作，具体如下：一、接受节能评估委托；二、收集资料、熟悉了解评估项目的相关内容；三、能源利用和消耗评估；四、节能措施评述；五、编制评估报告，给出结论和建议；六、组织审核；七、修改合理用能评估报告；八、报告出版。评估工作程序如图1-1所示：－4－况况估性家接受建设单位委托图1-1 评估工作程序图1.2 评估依据1.2.1 国家法律、法规、规章和规范性文件1《中华人民共和国节约能源法（国家主席令第七十七号）－5－2《中华人民共和国循环经济促进法（国家主席令第四号）3《中华人民共和国清洁生产促进法》（国家主席令第七十二号）4《中华人民共和国电力法（国家主席令第六十号）5《中华人民共和国水法（修订（国家主席令第七十四号）6《中华人民共和国计量法（1986年7月1日起施行）7《中华人民共和国计量法施行细则（1987年2月1日颁布施行）8《国务院关于加强节能工作的决定（国发〔2006〕28号）9《国务院关于加快发展循环经济的若干意见（国发[2005]22号）10《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定（国发〔2005〕39号）11《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知（国发[2007]15号）12《中华人民共和国建筑法（国家主席令第91号）13国务院关于发布促进产业结构调整暂行规定的通知国发[2005]40号）14《国务院关于进一步加强节油节水工作的通知（国务院国发[2008]23号）15《国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术（国家发改委[2005]第65号公告）16《中国节能技术政策大（2006年（国家发改委发改环资[2007]199号）17《节能中长期专项规划（国家发改委发改环资[2004]2505号。18《国家重点节能技术推广目录（第一批（国家发改委2008年第36号公告）2009年第24号公告）2010年第33号公告）21十一五”十大重点节能工程施行意见国家发改委发改环资[2006]1457号）22《关于加快电力工业结构调整促进健康有序发展有关工作的通知（国－6－家发改委发能源[2006]661号）23）《关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》（国家发改委发改能源[2004]864号）1.2.2 行业规章及规范性文件1《节约用电管理办法（国经贸资源［2000］1256号）2《清洁生产审核暂行办法（国家环保总局令第16号）3《国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术（国家发改委2005第65号）4《国家能源局关于严格执行“上大压小”有关政策的通知（国能电力〔2009〕158号）5《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》（国发[2007]2号）6《火力发电厂节约能源规定（试行》（能源节能[1991]98号）7《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（/5375-2008）8《火电厂大气污染物排放标准（13223-2011）1.2.3 相关部门及地方规章及规范性文件1《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法（国家发改委令[2010]第6号）2《固定资产投资项目节能评估工作指（2010年本（国家节能中心）3《固定资产投资项目节能评估报告书内容深度要求》4《中国节水技术政策大纲》（国家发展改革委2005年第17号）5《产业结构调整指导目录（国家发改委令第9号）6《重点用能单位节能管理办法（原国家经贸委令第7号）7《能源发展“十一五”规划（国家发改委2007年4月）8国家发展改革委关于印发节能中长期专项规划的通知》（发改环资[2004]2505号）9《山东省节约能源条例（鲁政发（2009）94号）10）《山东省能源中长期发展规划纲要》（2008年10月）,山东省发展和改革委员会1.2.4 技术规范和标准1《工业企业能源管理导则（/15587-2008）－7－2《用能单位能源计量器具配备与管理导则（/17167-2006）3《企业节能量计算方法（/13234-2009）4《综合能耗计算通则（/2589-2008）5《企业能量平衡通则（/3484-2009）6《能源管理体系要求（/23331-2009）7《评价企业合理用电技术导则（/3485-1998）8《供热计量技术规程（JJ173-2009）9《节水型企业评价导则（/7119-2006）10《设备及管道保温效果的测试与评价（/T8174-1987）11《节电技术经济效益计算与评价方法（/T13471-2008）12《建筑照明设计标准（B50034-2004）13《企业能源审计技术通则（国家标准/T17166-1997）14《节能监测技术通则（/15316-2009）15《设备热效率计算通则（/T2588-2000）16《企业能耗计量与测试导则（/6422-2009）17《企业节能量计算方法（/T13234-2009）18《火力发电厂燃料平衡导则（/606.2-1996）19《电力技术监督导则（/1051-2007）20《火力发电厂能量平衡导则（/606.1-1996）21《火力发电厂电能平衡导则（/T606.4-1996（2005）22《火力发电厂技术经济指标计算方法（/904-2004）23《火力发电厂设计技术规程（/5000-2000）24《火力发电厂和变电站照明设计技术规定（J5390-2007）25《火力发电厂节水导则（/T783-2001）26《节能技术监督导则（/1052-2007）27《火力发电厂试验修配设备及建筑面积配置导则（/T5004-2010）1.2.5 工业设备能效方面的标准1)《燃煤锅炉能效标准（37/822-2007）2《清水离心泵能效限定值及节能评价值（B19762-2007）3《中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级（B18613-2006）－8－4《容积式空气压缩机能效限定值及节能评价值（B19153-2003）5《三相配电变压器能效限定值及节能评价值（B20052-2006）6《通风机能效限定值及节能评价值（19761-2009）7)《电力变压器能效限定值及能效等级（B24790-2009）1.2.6 建筑类相关标准和规范1《民用建筑节能管理规定（建设部部长令第143号）2《绿色建筑评价标准（/50378-2006）3《公共建筑节能设计标准（50189-2005）4《绿色建筑技术导则（建科[2005]199号）5《夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准（JJ134-2010）6《采暖通风与空气调节设计规范（50019-2003）7《通风与空调工程施工质量验收规范（50243-20028《外墙外保温工程技术规程（JJ144-2004）9《民用建筑热工设计规范（50176-93）10《建筑照明设计标准（50034-2004）11《建筑采光设计标准（/50033-2001）12《城市道路照明设计标准（JJ45-2006）13《采暖居住建筑节能检测标准（JJ132-2009）1.2.7 相关终端用能产品能效标准1《管形荧光灯镇流器能效限定值及节能评价值（17896-1999）2《普通照明用双端荧光灯能效限定值及能效等级（19043-2003）3《普通照明用自镇流器荧光灯能效限定值及能效等级（19044-2003）4《单端荧光灯能效限定值及节能评价值（19415-2003）5《高压钠灯能效限定值及能效等级（19573-2004）6《高压钠灯用镇流器能效限定值及节能评价值（19574-2004）7《金属卤化物灯用镇流器能效限定值及能效等级（20053-2006）8《金属卤化物灯能效限定值及能效等级（20054-2006）9《单元式空气调节机能效限定值及能源效率等级（19576-2004）1.2.8 相关报告1《xxxx天然气热电联产工程可行性研究报告；－9－2《xxxx天然气热电联产工程环境影响评价报告》3《xxxx天然气热电联产工程水资源论证报告书》4《xxxx天然气热电联产工程劳动安全预评价报告书》5《xxxx天然气热电联产工程职业病危害预评价报告书》6《xxxx天然气热电联产工程水土保持方案报告书》7《xxxx天然气热电联产工程电力系统专题报告》8《xxxx天然气热电联产工程压覆矿产资源调查报告》9《xxxx天然气热电联产工程场地地震安全性评价报告》10《xxxx天然气热电联产工程场地地质灾害危险性评价报告》1.2.9 本工程相关批复文件1）山东省环境保护厅鲁环审[2012]101号《关于xxxx天然气热电联产工程环境影响报告书的批复》；2）山东省水利厅文件鲁水保字[2012]45号《关于xxxx天然气热电联产工程水土保持方案报告书的批复》；3）山东省水利厅文件鲁水资字【2012】22号《关于对xxxx天然气热电联产工程取水申请的批复》；4）山东省卫生厅鲁卫职建预字【2012】第24号《关于xxxx天然气热电联产工程职业病危害预评价报告书的批复》；5）山东省安全生产监督管理局鲁卫职建预字【2012】第24xxxx有限公司xxxx天然气热电联产工程项目安全预评价报告备案的函》；6）山东省国土资源厅鲁国土资字[2012]669号《关于山东省xxxx天然气热电联产工程建设用地压覆矿产资源情况的函》；7）山东省国土资源厅[2012]53号《xxxx天然气热电联产工程地质灾害危险性评估成果备案证明》；8）山东省地震局鲁震安评[2012]268号《xxxx天然气热电联产建设项目抗震设防要求审批意见的函》；－10－第2章 项目概况介绍2.1 建设单位概况2.1.1 建设单位名称：xxxx燃气热电有限责任公司2.1.2 公司注册地点：山东省xx市2.1.3 项目公司基本情况项目公司：xxxx燃气热电有限责任公司本工程由xxxx公司、xx泰能燃气集团有限公司合资建设、运营，股比为85∶15，注册资本金公司注册资本金5亿元。本工程项目法人代表：邓贤东。工程联系人：范海红；电话传真2.1.4 企业情况xxxx有限公司是中国xx集团公司设立的国有独资公司，于2009年1月9日登记注册，注册资本金30亿元人民币，坐落在美丽的品牌之城、帆船之都—xx。依照中国xx集团公司授权，依法对山东省境内的全资及参控股企业行使出资人职能和管理职责，参与xx资源的开发建设，负责中国xx集团公司发展战略在山东的实施。公司主要经营范围为：电力、热力生产和销售的管理；电力设备检修、调试、运行维护、制造与销售；电力工程和技术研究与实验；新型能源开发、技术推广服务；租赁业；企业管理咨询服务；投资建设和资产管理；电力物资供应；计算机应用及开发服务。xxxx2009年11有黄岛电厂、鲁北发电公司、新能源公司、xx热力公司、烟台电力开发公司5家基层单位，在役和核准装机容量274.7万千瓦。xx泰能燃气集团有限公司是于2002年4月由原xx燃气集团有限责任公司和xx市煤气公司两家国有燃气企业合并而成。泰能集团是以生产经营冶金焦炭、人工煤气、天然气、液化天然气、液化石油气、燃气汽车加气、热电联产、燃气和热力工程设计、施工和输配管理为主，相关产业配套、多元化－11－发展的xx市公用行业大型企业集团、山东省燃气行业龙头企业。下辖12个子公司和一个燃气参股企业，集团总资产57余亿元，职工近2600人，拥有管道燃气客户近60万户，年供管道燃气2.4亿立方米；年销售液化石油气3万余吨，长期液化石油气客户15万户；年销售车用压缩天然气近 2000万立方米年销售焦炭60余万（其中年出口焦炭30余万吨年供应蒸汽近90万吨，发电7755万千瓦时。泰能集团全资子公司-xx焦化制气有限公司拥有xx市颁发的供热特许经营资格，2006年与xx市政府签订《xx市城市供热特许经营协议》，特许经营区域范围为：东到308国道，西至胶州湾，南至瑞昌路，北至李村河。xx焦化制气有限公司下设热电分公司负责城市供热业务，建设xx水清沟热电厂为供热区域内热源厂。水清沟热电厂一期工程安装了3×35t/h中温中压循环流化床锅炉和3.43/0.981型背压机组、CB3-3.43/0.981/0.49型抽背机组各12000年正式投产；二期工程安装了2×130t/h中温次高压循环流化床锅炉和C12-4.90/0.9814.90/0.981型背压机组各1台，于2003年正式投产；2009年在原二期预留的位置上了1台130t/h中温次高压煤粉锅炉，并与同年12月份投产。已建成供热面积427万㎡，实现供热面积350万㎡。目前，供热缺口较大，计划增设热水锅炉。目前，中石化在xx境内已经形成主干输送管网，供气区域覆盖xx市区、平度市、即墨市、胶州市、胶南市，同时还有新增管道正在建设中。中石化天然气从陕北榆林至济南中石化管线，经中石化淄-青线送至xx市胶州分输站（xx统一接收站），经泰能集团管线（DN600，3.）接至胶州门站，计划从胶州门站经跨海管线，接入胶州湾与李村河交界处，沿李村河送至厂区。2.2 项目基本情况2.2.1 项目名称及性质项目名称：xxxx天然气热电联产工程项目性质：本工程为燃气蒸汽联合循环热电联产机组，具有节能减排、节水、洁净便捷、利于整个电网安全运行等显著优点，符合国家“十二五”能源发展规划及山东省能源中长期发展规划，符合国家能源局《天然气利用xx市节能减排。－12－2.2.2 项目地理位置xx市位于山东半岛黄海之滨，是副省级开放城市、重要的外贸口岸。xx行政区东部和南部临黄海，东北部与烟台市毗邻，西部与潍坊市相连，西南部与日照市接壤。本项目位于xx市区中部偏西的位置（xx四方区），现有泰能燃气集团焦化制气公司用地范围内，距胶州湾东岸约1.1km，距李村河约图2-1 厂址地理位置图2.2.3 项目背景及建设必要性（一）城市热负荷分析1、供热现状本项目设计供热区域为原泰能热电厂供热区域。泰能热电厂供热区域包括xx市四方区大部分区域以及李沧区部分区域，具体为：东到308国道，西至胶州湾，南至瑞昌路，北至李村河。－13－泰能热电厂一期工程安装3×35t/h中温中压循环流化床锅炉和3.43/0.981型背压机组、CB3-3.43/0.981/0.49型抽背机组各1台，于2000年投产。二期工程安装2×130t/h中温次高压循环流化床锅炉和C12-4.90/0.981型抽凝机组、B6-4.90/0.981型背压机组各1台，2003年正式投产。2009年在原预留的位置扩建了1台130t/h中温次高压煤粉锅炉，同年12月份投产。2009年底该供热区域内现有企业用户70户（蒸汽用户24户，最大负2荷170t/h，民用4.6万户，实现供热面积350万m。随着城市化的发展，民用热负荷增长迅速，根据对本供热区域内的负荷22调查，区域内2015年将达到的供热面积为1170.28万m，2020年将达到222033.03万m，因此必须扩建热源，以满足供热需求。2本期工程安装F级改进型燃气蒸汽联合循环机组，机组热效率高，污染物排放少。本工程建成后将关停3×35t/h中温中压循环流化床锅炉和1×B3＋1×CB3机组，剩余3炉2机作为调峰热源。2、热负荷分析（1）热负荷性质按山东省住建厅和xx市有关规定，区域内蒸汽管线将改造为高温水网，因此本项目仅考虑冬季采暖热负荷。xx市政府规定的采暖起止日期是－14－11.16～4.5，共计141天。（2）采暖热负荷2截止2009年采暖季该区域已实现供热的现有建筑共计427.42万m，根2据本工程可研报告，本区域采暖建筑面积统计见表2-1，本区域采暖热负荷汇总表见表2-2。2表2-1 采暖建筑面积汇总表（万m）2序号建筑类型现状（2009年）亟待（2010年）近期（2015年）远期（2020年）小计1现有建筑427.4221.723.77---472.892新建筑---165.09532.30862.751560.14合 计427.42186.79556.07862.752033.03最终实现427.42614.211170.282033.03---表2-2 本区域采暖热负荷汇总表（）序号建筑类型现状（2009）亟待（2010）近期（2015）远期（2020）小计1现有建筑230.8111.7212.83---255.362新建筑---79.24255.51340.79675.54合 计230.8190.96268.34340.79930.90最终实现230.81321.77590.11930.90---测算出的采暖热负荷为最大采暖热负荷。（3）供热介质及参数本期工程需在热电厂内部新建汽水换热首站，将汽轮机抽汽与热网循环水换热，向热用户供应高温热水。考虑温降及压损，冬季供建筑采暖的抽汽参数为0.，温度为333℃。供暖设计工况下机组以抽凝方式运行，两台机组可供蒸汽553t/h；热负荷进一步增加，机组可以背压工况运行，最大蒸－15－汽供应量为779t/（输出热量为601配合厂内其他调峰锅炉可满足最大峰值负荷的需求。（二）电厂建设的必要性（1）满足xx市四方区以及李沧区的供热需要求，节能减排、提高xx市的环境质量。2目前四方、李沧区域供热主要依靠泰能热电厂和城区供热小锅炉，小热电及小锅炉能耗高，污染严重，严重影响了城市环境。本工程建成后将关停3×35t/h中温中压循环流化床锅炉和1×B3＋1×CB33炉2机作为调峰热源，同时将关闭四方、李沧区域的小锅炉房。并承担区域内1170万m的采暖供热面积。电厂的建设有利于节能减排，能满足xx市城市热负荷增长需求，对减轻xx市的空气污染，改善环境质量起着积极的作用。2（2）满足山东省、xx市电网用电增长的需要“十二五”期间山东电网处于缺电状态，考虑区外来电情况下，装机缺口依然较大，2014年山东省装机缺额约年山东省装机缺额约电网一直是山东电网的受电区，2014年该区域电力缺额天然气热电联产工程本期建设2套F级燃气机组，有助于满足山东省、xx电网用电负荷增长需要，提高电网供电可靠性。（3）符合山东省电源建设原则优化电源布局、保障电力供给安全，在大中城市负荷中心及热负荷集中的地区，建设大型燃气蒸汽联合循环供热机组，是山东省电源发展原则之一。在xx市区建设xxxx天然气热电联产工程，在满足用热要求的同时也有利于加强受端电网的电源支撑和电压支撑，有利于电网安全可靠运行。2.2.4 建设规模及内容本期工程安装2套级F级改进型燃气蒸汽联合循环机组。2.2.5 建厂基本条件（1）厂址地形地貌厂址位于李村河入海口处，西面临胶州湾。厂区原地貌类型为滨海浅滩，后经人工回填形成现地貌。厂区地形平坦，高程约3.80～4.00米。（2）区域稳定特征根据本地区有关区域地质资料分析，本场区主要受华夏式构造体系次一－16－级伴生与派生构造的影响。历史地震观测资料表明：自有记载以来，本市未发生过破坏性地震，以弱震、微震为主，且震中离散，无明显线性分布。沧口断裂通过本工程场区，但属非全新活动性断裂。本区不具备发生破坏性地震的构造条件，地震危险性主要受远场区“中～强”地震的影响，区域上属相对稳定地块。场地位置适宜建设电厂。（3）工程地质及水文地质1）工程地质勘测场地原地貌为滨海浅滩，后经人工回填改造。根据波速测试成果数据和《建筑抗震设计规范》(50011-2010)对场地土的类型划分标准，勘测场地内地基土可划为四种类型，即坚硬土或岩石、中硬土、中软土和软弱土。详细划分如下：坚硬土或岩石：由强风化、中等风化及微风化基岩组成；中硬土：由洪冲积粗砂组成；中软土：由洪冲积可塑粉质粘土、海积粗砂组成；软弱土：由人工填土、淤泥质砂土、含有机质粉质粘土组成；根据钻孔岩土层等效剪切波速参数数据及场地土的类型划分和岩土层分布、厚度等情况，建筑场地类别属Ⅱ类。厂址场地所在区域地震动峰值加速度0.05g，对应的地震基本烈度为Ⅵ度。勘测场地地下水位以上土对混凝土结构具弱腐蚀性；对钢筋混凝土结构中的钢筋具有微腐蚀性。2）水文地质厂址场地地下水为第四系松散岩类上层滞水（淡化海水）、孔隙潜水和基岩裂隙水，地下水位的变化随季节性气候而变化，年变幅约1～2m。勘察期间测得场地地下水水位埋深为1.3m；勘测场地属湿润区强透水层，评价条件按Ⅱ类场地环境类型。场区地下水与海水有一定水力联系，但联系不明显。根据场地地下水水质分析结果，勘测场地地下水对混凝土结构具弱腐蚀性；在干湿交替条件下对钢筋混凝土结构中的钢筋具有中等腐蚀性，在长期浸水条件下对钢筋混凝土结构中钢筋有微腐－17－蚀性。本厂址原为滨海浅滩，后进行了人工回填改造，根据调查本厂在1993年勘察时的资料，1993年时地下水类型为海水。建议地下水的腐蚀性按海水考虑。（4）水文气象条件1）水文条件本工程百年一遇潮水位为3.2）气象条件胶州湾气候属典型季风影响的海洋性气候。冬无严寒，夏无酷暑。主要气象要素特征值如下：多年平均气温 12.2℃多年极端最高气温 41.0℃（2002.7.15）多年极端最低气温 -16.9℃（1931.1.10）多年平均气压 1015.9hPa多年平均水汽压 12.9hPa多年平均相对湿度 74%多年最小相对湿度 4%（1987.12.2）多年平均降水量 671.最大年降水量 1227.最小年降水量 380.15分钟最大降水量 23.7.26）日最大降水量 225.全年平均风速 5.最大风速 32.(1971.6.25)全年主导风向 最大冻土深度 2最大积雪深度： 22cm（1987年1月2日）50年一遇离地10m高n平均最大风速31.0.2250年一遇雪压 0.2（5）交通运输－18－xx辖区交通运输网络发达，陆、海、空运兼备，纵横交织。铁路有胶济（xx～济南兰烟（xx～烟台距省会济南393k距附近烟台131k、距潍坊183k、距日照300k（公路188k。2012-02高速公路在xx市区有胶州湾高速（通江苏、济青高速（通省会济南、青银高速（接潍烟高速、疏港高速（接各港口，呈辐射状联通国道、省道。xx良港多，有40多处海运码头。本项目厂址北向距流亭国际机场约13km，空运可利用国际机场通往国内外。厂址南侧附近有胶济铁路和高速铁路经过。现有泰能公司铁路专用线在附近的沙岭庄站接轨引入厂区。厂址西约1.5km有胶州湾沿海高速公路经过。厂址南部、东部、北部围墙外有市区镇平路、镇平一路、瑞海北路，交通便利。1）铁路运输现有泰能公司铁路专用线在胶济铁路沙岭庄站接轨，距xx站11km，专用线长约2km，在厂外专用线中途设有空重车交接点，由泰能公司自备一台东风5型内燃机车承担从交接点至厂内的取送车作业，在机车定期检修时从铁路租用机车替补。厂内现有9条铁路配线，其中有3条线是专为水清沟热电厂运煤用。本次拆迁扩建初期，老热电厂不能很快拆除，故需采用措施保证原有热电厂运煤铁路能继续运行。2）水路运输xx港是著名的天然良港，是中国沿黄流域和环太平洋西岸重要的国际贸易口岸和海上运输枢纽，有集装箱、矿石、原油和煤炭码头，有通往450多个港口的97条国际航线，每月有419个国际航班发往世界各地。2008年，xx港全年吞吐量突破3亿吨大关，达到30029万吨，同比增长13.箱吞吐量达1037万标箱，列世界集装箱大港第10位。本工程厂址西南向距xx港老港区约7km，具备利用xx港进行转运的条件。3）燃料运输目前，中石化在xx境内已经形成主干输送管网，供气区域覆盖xx市区、平度市、即墨市、胶州市、胶南市，同时还有新增管道正在建设中。与此同－19－时，中石油供应xx及途经xx管线也在建设中。本项目天然气气源将来自中石化公司。根据xxxx天然气热电联产工程进展，从胶州到本项目厂区将敷设3.的高压天然气专线，预计2年左右时间完成，本项目天然气输送较有保证。本项目在厂区范围规划预留天然气末站用地，从胶州来的天然气接至天然气末站，再经末站接至厂内调压站调压，再供给机组。4）大件运输9F级燃机电厂大件设备主要包括：燃汽轮机、发电机定子、主变压器等。本阶段暂按公司型燃机、“一拖一”多轴机组考虑。重量和外形尺寸如下：序号设备名称型号运输尺寸(长×宽×高运输重量(t)1燃气轮机11×5.0×5.0322.02高压汽包291 φ82984.33中压汽包914 φ52420.44低压汽包486 φ74416.45余热锅炉模块(最大)23.217×3.53×3.00120～1406蒸汽轮机14×6.9×4.72567发电机转子12.176×1.12565.778发电机定子7.4×3.8×3.92211.1由上述资料可知，9F级燃机电厂的大重件设备最大重量为322.0t最宽达到6.9m，高度最高达到5m，很多设备属于超重超大件，用铁路和公路运输有一定限制。本工程考虑利用xx港采用水陆联运的方式解决。大重件在xx港卸船后，再利用大型平板车通过城市主干道运往厂区或安装区。具体路线和方案的可行性在下阶段再进一步论证。其它小型设备、建设期间的材料和常规物料等可视具体情况，采用公路方式运抵。－20－（6）电厂水源本期燃气蒸汽联合循环机组冷却水采用带机械通风冷却塔的二次循环供水系统。拟采用李村河污水处理厂经深度处理后的再生水和市政自来水作为本期工程的水源，同时市政自来水作为电厂再生水事故时的备用水源。夏季补充水量为1121./h，冬季补充水量为420./h。循环水的补充水、工业用水及空调用水采用再生水，夏季最大需水量3 3 31121.3m/h，冬季最大需水量约420m/h，年需中水量366.65万m。电厂生3活用水采用市政自来水，年需水量0.39万m。本期工程全年需补充水量约33367.04万m。32.2.6 项目工艺方案2.2.6.1 概述本项目主要生产过程如下：天然气由输气管线输送至天然气末站后接入燃料计量调压站，然后输送至燃气轮机燃料模块供燃机燃烧用，带动发电机转子旋转发电；燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水形成具有一定温度和压力的过热蒸汽，通过蒸汽管道进入蒸汽轮机膨胀做功，带动发电机转子旋转发电；电能经输电系统送至电网。其中在汽轮机高压缸做过功的蒸汽会重新进入锅炉，与中压汽包产生的蒸汽一起提高温度后再进入汽轮机中压缸继续做功，中压缸排汽与低压主蒸汽一起进入低压缸继续做功。采暖期中压缸排汽与低压主蒸汽接出作为采暖用汽。主要生产工艺过程见图2.2.6-1。－21－2.2.6-1 主要生产工艺流程图－22－2.2.6.2 接入系统和电气主接线本期工程4台机组分别经双绕组变压器接入电厂新建的220kV配电装置，220kV规划出线8-10回，本期出线4回，君峰2回、水清沟1回、伊春1回；其中，将原xx电厂-水清沟（现开断接入君峰站）线路恢复，同时新建电厂至君峰2回线路（君峰侧利用原开断线路），新建线路长度2×4km，并将瑞金-虎山线路开断接入君峰站，线路长度2×5km；新建电厂-水清沟双回线路，线路长度2×5km，并将其中一回开断接入伊春站，开断线路长度2×4km；以上线路均采用1600A的电缆。电厂220kV配电装置远景采用双母线双分段接线；本期采用双母线接线。－23－－24－2.2.6.3 燃料供应系统(1) 燃料供应模块天然气由输气管线输送至天然气末站后接入电厂的燃料计量调压站，然后输送至各台燃气轮机燃料模块供燃机燃烧用，这些设备和相关的管道、附件构成了厂内天然气供应系统。调压站的主要设备包括入口单元、精过滤装置、调压站，调压器管路和安全装置、安全放散阀及站控系统等。基本流程为：燃料在进入电厂调压站后，首先对其流量进行测量，然后由加热装置将天然气维持有约50℃的过热度，通过过滤/分离器除去天然气中可能含有的机械杂质，天然气经调压器使压力变化控制在满足燃机对燃气要求的范围内，进入各个燃气轮机燃料模块前，再对天然气的压力、温度进行测量。调压器管路2台机组各设置两条支路(一运一备)。启动锅炉燃用天然气燃料，因此在精过滤装置后增加一路至启动锅炉的天然气管线。管线上设一电加热器，将天然气维持有约50℃的过热度。再经调压器管路使压力满足启动锅炉燃烧器的需要。该调压器管路设两路，一运一备(2) 燃料处理模块及调节模块燃料处理模块通常布置在余热锅炉侧，包括双联燃气过滤器、性能加热器和燃气洗涤器，另外还有在启动时运行的电加热装置，最后是流量计。性能加热器的加热源为来自余热锅炉中压省煤器出口的热水，在正常运行工况下能将天然气加热到约200℃以提高联合循环的效率。启动电加热装置可将天然气加热到28℃，使天然气的烃露点过热度和水露点过热度达到燃机启动时的要求。燃料处理模块装设流量计，用来进行性能试验单台机组的流量测量和日常运行费用的经济核算测量。燃机本体的燃气调节模块安装在厂房内，该模块配置有隔断阀和速比阀。用来调节进入燃机的燃料量，以便调节燃机的负荷率。2.2.6.4 热力系统本期工程热力系统除辅助蒸汽系统采用母管制外，其余系统均采用单元制。－25－主蒸汽及再热蒸汽系统主要是在余热锅炉和汽轮机之间输送蒸汽，以驱动汽轮发电机组。高压主汽从余热锅炉高压过热器出口联箱进入汽轮机高压部分做功，同时作为低负荷时的轴封汽源；低温再热蒸汽从高压缸排汽口排出后汇合余热锅炉中压过热器出口的中压主蒸汽后进入余热锅炉再热器，同时作为正常运行时的辅助蒸汽汽源；高温再热蒸汽从余热锅炉再热器联箱出口接入中压缸做功；低压主蒸汽从余热锅炉低压过热器联箱出口引出汇合到中压缸排汽管（中低压缸联通管），一路进入汽轮机低压部分做功，另一路作为热网加热汽源。冬季采暖期，部分或全部中压缸排汽及低压蒸汽用于加热热网循环水，机组处于背压机或抽凝运行工况；非采暖期，全部中压缸排汽及低压蒸汽进入低压缸做功。余热锅炉设置100%余热锅炉蒸发量的高、中、低压旁路系统，满足联合循环机组启、停、调峰和对外供热的需要。给水系统采用单元制，由高中压两部分组成，设置2台100%容量高压给水泵，2台100%容量的中压给水泵。来自低压汽包(低压汽包与除氧器组合一体)的给水进入高压给水泵升压后，高压给水依次进入高压省煤器、高压汽包、高压蒸发段和高压过热器；来自低压汽包的给水由中压给水泵升压后，依次进入中压省煤器、中压汽包、中压蒸发段和中压过热器。高压给水提供余热炉高压过热蒸汽的减温水，高压给水泵中间抽头为高压旁路提供减温水，中压给水泵出口提供再热器的减温水。凝结水系统采用单元制。每套机组设2台100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。凝汽器热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经除铁器、轴封冷却器，进入低压省煤器加热后，送入带除氧器的低压汽包。采暖加热蒸汽取自中压缸排汽与低压主蒸汽，接至热网加热器。2.2.6.5 供水系统供水系统拟采用一机两泵扩大单元制，根据季节和机组热负荷，采用不同的运行方式。夏季运行一机两泵，冬季运行两机一泵。供水系统的流程为：循环水泵房压力供水管凝汽器/水水热交换器压力回水管冷却塔自流回水沟循环水泵房。（1）机组冷却水需水量本工程循环冷却水量见表2.2.6-1。－26－表2.2.6-1 2台机组循环冷却需水量表项目机组容量凝汽量(t/h)冷却倍率凝汽器冷却水量(闭式辅机冷却水量（3/h)循环冷却需水量补充水量((3/h)(3/s)1台机组夏季383.75822254.6250024754.66.88482.25冬季采暖期125.1405004250075042.08145.52台机组夏季767.45844509.2500049509.213.75964.5冬季采暖期250.240100085000150084.17291(2) 冷却塔3根据气象条件计算，每套机组暂定配5台机械通风冷却塔（单台冷却塔名义冷却水量5000m/h），形成一列，共用一座水池，每座水池占地面积为100m×20m。夏季一台机组最大运行5台机械通风冷却塔，冬季采暖期两台机组运行三台机械通风冷却塔。机械通风冷却塔型式为方形逆流式，塔体框架及围板为钢筋混凝土结构，风筒材料为玻璃钢。32.2.6.6 供电系统高压厂用变压器的电源引接于燃机发电机出口断路器与主变低压侧之间，厂用分支不装断路器，仅装设可拆卸连接片。310MW燃机发电机出口装设出口断路器，150MW汽机发电机出口不装设断路器。本电厂高压厂用电系统采用6kV电压等级，中性点经电阻接地。低压厂用电系统采用380/220V电压，中性点直接接地。每套机组设置一台应急柴油发电机组作为保安电源，为保证重要负荷的连续供电，每套机组设置一套不停电电源。为了节省投资，本工程的6kV系统短路电流拟尽量限制在40kA以下，厂用6kV配电装置按选择40kA真空断路器和F-C回路中置式开关柜来考虑。2.2.6.7 热工自动化系统本期工程为全厂集中控制方式，即两台联合循环机组的燃机、汽机、余热锅炉、发电机变压器组及厂用电系统等，全部集中在集控室内监视和控制；－27－辅助系统（即BOP）包括工业水系统、炉水加药系统、柴油发电机组、天然气调压站、生活消防水系统、补给水处理、废水处理系统、消防报警系统、闭路电视系统等，也全部集中在集控室内监控；此外，电力网络的控制也设在集控室内。全厂集中监控，有利集中管理，为减员增效创造条件，具有较高的自动化水平，能在少量巡回检查人员的配合下，在集控室内以机组的操作员站、公用的操作员站和辅助系统控制网操作员站为中心，实现机组及辅助系统的启动、正常运行的监控，并对电力网络进行监控。本工程联合循环机组采用分散控制系统（DCS）作为主要监控设备，每台机组采用一套独立的的功能将覆盖联合循环机组及机组辅助系统（如工业水系统、加药系统、柴油发电机组等）的全部监控功能，包括控制系统和汽机控制系统（DEH）随主设备配供，通过通讯或硬接线方式与机组连接，构成统一的控制系统。联合循环机组的监控功能，通常由下述子监控功能组成：—燃机及其附属设备的监控；—汽机及其附属设备的监控；—余热锅炉的监控；—汽水系统的监控；—发电机变压器组、厂用电系统监控。每台机组设有一套标志电厂最高自动化水平的机组级顺序控制系统，即机组自起停顺序控制系统，机组的正常起动和正常停机均全自动地按预先编好的程序进行，大大减轻运行人员的劳动强度，防止误操作，缩短起动时间，提高了机组的自动化水平。2.2.6.8 烟气脱硝系统本工程预留烟气脱硝装置，拟采用选择性催化还原工艺（SCR），设计脱硝效率50%以上，脱硝还原剂采用氨水。SCR系统主要由反应器、催化剂、吹扫装置、氨水贮存、制备、供应系统和喷射装置等组成。烟气从锅炉省煤器出口引出，进入垂直布置的SCR反应器。SCR反应器位于锅炉省煤器出口烟气管线的下游，氨气均匀混合后通过分布导阀和烟气共－28－同进入反应器入口，在反应器内通过催化剂的催化完成还原反应，实现脱硝过程。氨水贮存、制备、供应系统主要包括卸氨泵、储氨罐、氨气缓冲罐、稀释风机、氨气/空气混合器、废水池、废水泵等。2.2.6.9 采暖通风系统(1) 厂区采暖厂区采暖热媒与热源：本期各建筑采暖热媒设计为：汽机房及其它生产建筑、辅助及附属生产建筑均采用热水采暖，热源来自热网加热站，热媒参数为110/70℃。厂区采暖加热站：本期工程设厂区采暖加热站，该采暖加热站为本期工程全厂各建筑物提供采暖热源。(2) 主厂房通风空调主厂房采用自然进风、屋顶通风机排风的通风系统。主厂房及集控楼设置中央空调系统，制冷设备采用风冷型冷水机组，配冷冻水泵。2.2.6.10 建筑结构方案（1）主要生产建(构)筑物布置及结构选型根据工艺布置的推荐方案，主厂房采用联合厂房布置方式，汽轮发电机组与燃机发电机中心线垂直布置。集控楼布置在固定端。主厂房布置：主厂房为两跨不等高布置，辅跨局部三层。主厂房燃机部分主跨24.7m，屋架上弦标高29.15.3m，屋面标高15.90m。汽机部分主跨24.7m，屋架上弦标高29.0m，辅跨9m，屋面标高12.0m。单台机主厂房纵向柱距分别为：10.5009.0共9个不等跨柱间，两台机主厂房之间设1.5m的伸缩缝。主跨布置汽机发电机、燃机发电机各两组，汽轮发电机组与燃机发电机中心线垂直布置。每台机主厂房设一台100/20t 吊车，两个主厂房吊车可以共用。余热锅炉采用钢炉架，并配以整体式独立钢制烟囱。主厂房A轴至烟囱中心线距离为64.3m，烟囱高度60m。（2）厂房结构设计－29－主厂房框架采用钢筋混凝土结构，由纵向框架结构、横向排架结构和各层楼面及屋面联合组成了各向稳定的空间结构体系。汽机房平台框架采用钢筋混凝土结构。主厂房楼面次梁采用轧制或焊接H型钢梁，除部分楼面板为钢格栅板外，各层楼面均采用钢次梁上浇钢筋混凝土板的结构型式。钢梁与混凝土板间设置抗剪栓。主厂房屋盖横向为实腹式H型钢梁，两端与轴混凝土柱刚接；纵向布置钢次梁及屋面水平支撑系统。主厂房屋面建筑选用具有造价低、耐久性好的暗扣自防水的双层复合彩色压型钢板。汽机基座采用现浇钢筋砼框架结构，汽机基座底板采用现浇钢筋混凝土桩筏式基础。燃机基座零米布置，采用大块现浇钢筋混凝土桩筏式基础。集控楼布置在固定端侧面，采用钢筋混凝土框架结构。余热锅炉构架和烟囱采用钢结构, 由锅炉供货商设计和供货。（3）地基与基础根据地质勘察资料，拟建场区第四纪地层主要有人工成因杂填土层，海积成因砾砂、淤泥质砾砂，沼泽成因粘土，冲积成因粉质粘土、粉土，冲洪积成因中粗砂、砾砂，基岩为动力变质岩糜棱岩、断层泥、碎裂岩及燕山期花岗斑岩、煌斑岩。上部软弱土层需进行处理以满足建构筑物沉降变形要求，厂区软基处理拟采用强夯的方法。主要建筑物拟采用直径钻)孔灌注桩，桩端持力层为中风化花岗斑岩，平均桩长约25米。2.2.7 厂区总平面布置厂区位于泰能公司用地范围的北部，污水处理厂的东南侧，东北邻瑞海2北路，瑞海北路东北侧即为李村河。用地呈长方形，用地边界与李村河污水处理厂用地范围取平，宽约600m，面积约为20.87hm（含天然气2本期工程主厂房位于厂区中部偏东，固定端朝东北，扩建端朝西北，主厂房A排面朝东南。厂前建筑区位于固定端，与主厂房、集控楼形成连续立面。辅助车间集中布置在固定端及烟囱后场地。机力冷却塔位于烟囱后、靠－30－近扩建端。天然气末站、调压站及供氢站位于厂区的西北部，临近厂区边界。配电装置位于厂区东北边界，方便出线。（1）主厂房区本期工程主厂房位于厂区中部偏东，包括包括汽机房、余热锅炉、烟囱、集控楼、变压器等建构筑物。汽机房A排面朝东南。1、2号机组主厂房总长177.排至烟囱中心线长79.汽机房A排柱外布置主变、厂变、备变等。集控楼按四机一控规划建设，布置在汽机房固定端。集控楼与生产办公楼设有连廊相连。（2）配电装置及出线本期工程采用户内式S配电装置，布置在厂区固定端、邻厂区东北边界。厂内变压器与配电装置采用电缆连接。计划2回220kV往北出线。（3）天然气末站及调压站天然气末站规划在厂区北侧，本期调压站集中布置在厂区北部，紧邻天然气末站，并预留调压站扩建场地。由于天然气管道从胶州湾沿李村河接入，因此这种布置形式使得厂外天然气管道最短捷。（4）循环水处理设施本工程循环冷却水系统采用机力通风冷却塔的二次循环供水方案。补充水水源现阶段暂按城市中水作为循环冷却水补充水考虑，中水源来自于电厂西北侧李村河污水处理厂，胶州湾海水作为补充水备用水源。机力冷却塔与泵房布置在主厂房烟囱后场地、靠近扩建端，这样布置使得循环水管线较短捷。（5）辅助生产区本期工程化水车间布置在固定端，中水深处理车间及污水处理车间布置主厂房烟囱后场地。供氢站靠近调压站布置，间距满足防火及相关规定。（6）厂前建筑区厂前建筑区位于固定端、靠近厂区东南角。厂前建筑区包括生产办公楼及检修材料库。厂前建筑区近观李村河，亦可远眺胶州湾，整体环境佳。同时建筑与主厂房、集控楼相连，能形成归一、大气的主立面，整体建筑感强。－31－（7）厂区出入口本期厂区设有主、次两个出入口。主入口设在瑞海北路，靠近厂前建筑区，方便人员出入使用。次入口位于扩建端，用于电厂日常物流运输。（8）厂区竖向厂区现状地形平缓，自然标高在4.00m左右。本工程场地竖向设计为平坡式，场平设计标高为4.00m，主厂房室内标高为4.30m。本工程无场平土石方工程量。厂区总平面布置见图2-4。－32－——图2-4 厂区总平面布置图2.2.8 主要经济技术指标本项目可研阶段主要经济技术指标见下表：序号项 目数 值1静态总投资269699万元2静态单位投资3456元/千瓦3动态总投资284935万元4动态单位投资3651元/千瓦5年发电量94.16×10kh6年供热量65.23×106发电设备年利用小时数50007锅炉年利用小时数52568经营期平均含税上网电价690.97元/h9供热价（含税）55.10厂区用地面积210.66hm11全厂热效率68.9612设计发电气耗0.1523/kh13机组年对外供热量65.23×1014供热年均气耗31.813/J15采暖期平均热电比55.89%16百万千瓦耗水指标30.325m/s17厂用电率（纯凝工况）2.2%18X排放量746.62t19废水排放达标排放20项目投资财务内部收益率（所得税后）7.88%21项目资本金财务内部收益率11.52%－34－序号项 目数 值22投资各方财务内部收益率8%23总投资收益率6.43%24资本金净利润率13.88%25发电单位生产成本538元/h26供热单位生产成本27全厂人员指标80人2.2.9 项目进度计划本工程控制工期安排如下：主设备招标2个月；初步设计及审查3个月；主要辅机招标4个月；施工图设计 12个月；施工准备3个月；主厂房开工至1号机投产14个月；1号机投产至2号机投产2个月。根据本工程实际情况对工期进行初步安排，1号机组将于2014年5月份投入商业运行，2号机组于2014年7月投入商业运行。预期的项目实施里程碑进度如下：主厂房第一罐混凝土 2013年3月；＃1机机岛交付安装 2013年10月；＃1机燃机首次点火 2014年4月；＃1机投入商业运行 2014年5月；＃2机投入商业运行 2014年7月。2.3 项目用能概况2.3.1 主要供、用能系统与设备的初步选择2.3.1.1 主机初步选型按照燃料特点，选择国产高效燃机；同时满足热负荷需求，本工程拟－35－采用F级燃气-蒸汽联合循环机组，采暖供热。重型机包括从D至H各个不同级别。D、E级燃气轮机功率小，燃气初温低，热耗高，且抽汽能力不能满足本项目供热需要；G、H级燃气轮机功率大，燃气初温在1400℃以上，热耗低，但推出市场的时间较短，国内无实际运行经验，机组可靠性有待进一步检验。所以本工程按F级燃气-蒸汽联合循环机组进行初步选型。为保证供热可靠性，本工程联合机组拟采用“一拖一”布置方案。余热锅炉暂按卧式考虑，汽轮机推荐采用机型为三压、中间再热、可抽凝、可背压、可纯凝运行的供热汽轮机，高中压模块通过SSS离合器与低压模块连接。本项目可研阶段设计机型暂采用哈尔滨动力股份有限公司/GE公司的F级改进型联合循环机组。联合循环机组性能参数见下表。（1）燃气轮机项 目单位数 据一、燃气轮机型号型式重型（工业型）单循环出力（性能保证工况）296燃机额定转速rpm3000二、压气机叶片级数级18类型轴流式旋转方向逆时针，从发电机端看燃机压比18.3（I可调叶片级数1三、燃机透平级数3（高低压一体）类型冲动式四、燃烧室燃烧器型式6+－36－项 目单位数 据燃烧室数量个18每个燃烧室燃料喷嘴数个6点火器数量个2火焰检测器数量4五、污染物排放浓度排放≯15ppvd（保证工况，152）≯15ppvd（保证工况，152）（2）余热锅炉项 目单位数 据余热锅炉型式卧式，水平烟气流，汽包炉汽水循环系统三压，再热，自然循环补燃否烟囱钢制，高度暂定60m（3）蒸汽轮机项 目单位数 据汽轮机型式三压，再热，纯凝，背压，纯凝式SSS自同步离合器有汽轮机额定转速rpm3000旋转方向顺时针，从发电机端看汽缸数量2排汽口数量2排汽口方向向下（4）发电机－37－项 目单位数 据燃机发电机汽轮发电机额定功率310150功率因数0.85（滞后）0.85（滞后）额定转速rpm30003000励磁方式静态励磁静态励磁冷却方式全氢冷全空冷（5）主要热力数据项 目单位采暖期非采暖期燃料消耗量/h7759073295燃机排气量t/h24672303燃机排气温度℃624646燃机出力295.6274.7锅炉入口烟气温度℃623645锅炉入口烟气流量t/h24672303高压过热器出口流量t/h315.5313.1高压过热器出口压力.a10.410.5高压过热器出口温度℃551567中压过热器出口流量t/h40.438.9中压过热器出口压力.a2.562.60中压过热器出口温度℃296298再热器进口流量t/h351.2347.4再热器进口压力.a2.562.60再热器进口温度℃355.9369.5再热器出口流量t/h351.2347.4再热器出口压力.a2.432.43再热器出口温度℃548566－38－项 目单位采暖期非采暖期低压过热器出口流量t/h46.532.8低压过热器出口压力.a0.510.5低压过热器出口温度℃289296给水温度℃154144余热锅炉排烟温度℃9889汽轮机高压主蒸汽流量t/h315.5313.1汽轮机高压主蒸汽压力.a10.2410.29汽轮机高压主蒸汽温度℃549565高压缸排气流量t/h310.8308.4高压缸排气压力.a2.692.73高压缸排气温度℃366381汽轮机中压主蒸汽流量t/h354.7350.9汽轮机中压主蒸汽压力.a2.322.32汽轮机中压主蒸汽温度℃546564中压缸排气流量t/h354.7350.9中压缸排气压力.a0.50.5中压缸排气温度℃344359汽轮机背压kPa3.27.2低压缸进汽流量t/h125.1383.7低压缸进汽压力.a0.160.49低压缸进汽温度℃341353汽轮发电机组出力88.7157.4联合循环机组供热负荷214.8——联合循环机组功率384.3415.72.3.1.2 主要系统配置（1）给水系统采用单元制，每台余热锅炉设2台100%容量电动高压给水泵，2台100%容量电动中压给水泵。－39－（2）凝结水系统采用单元制，每套机组设2台100%容量的凝结水泵。2.3.2 本项目能源消耗种类、数量及能源使用分布情况2.3.2.1 能源消耗种类及能源使用分布情况发电厂的工作原理是将燃料中的化学能转换为热能，最终转换为电能，向用户提供电能产品。在这一生产过程中各种生产设备运转需要消耗电力，各种生产生活设施和人员需要利用蒸汽进行加热和采暖，因此本工程的能源消耗种类是燃气、电力、蒸汽（热力），其中电力、蒸汽均为自产自用，按照《能源统计工作手册》等相关统计要求，不重复计入本工程综合能源消耗量。本工程消耗的能源品种分类见表2.3.2-1：表2.3.2-1 能源消耗品种分类序号能源名称分 类备注按获得方法按被利用程度按对环境污染情况1燃气一次能源常规能源清洁能源外购2电力二次能源常规能源清洁能源自产自用3蒸汽二次能源常规能源清洁能源自产自用本项目能源来自中石化胶南LNG项目，不使用本地燃料。2.3.2.2 能源消耗数量（1）本工程燃料未中石化LNG，天然气品质参数如下：表2.3.2-2 天然气组份成分%甲烷90.35乙烷5.03丙烷1.08氮1.15二氧化碳1.46氧气0.11－40－成分%其他0.82高位热值40.低位热值36.高热值华白数52.低热值华白数47.相对密度0.61燃烧势39.55密度0.78kg/m³（2）本期工程单套机组天然气消耗量见表2.3.2-3。表2.3.2-3 天然气耗量（一套机组）机组运行情况负荷每小时耗气量年耗气量全年总耗气量/h亿/a亿/a冬季保证工况100%775902.634.00调峰发电工况100%732951.37注：1、冬季工况供暖机组运行小时数3384小时，其他季节调峰发电机组运行小时数1872小时，折合全年机组发电利用小时数5000小时。2、冬季保证工况指环境条件为2.8℃、101.6kPa.a、64%相对湿度；调峰发电工况指非采暖期工况，环境条件为18.6℃、100.4kPa.a、74.湿度。3、机型暂按公司产品，未考虑机组启停及老化的影响。2.4 项目所在地能源供应及消费情况2.4.1 山东省能源供应及消费情况山东省是全国重要的能源生产基地和能源消费大省，全省一次能源产量主要以煤炭、石油为主，水电、天然气等所占比重非常低。山东省的一－41－次能源消费结构与一次能源构成相似，也是以煤炭、石油为主。截止2008年底，山东省煤炭累计探明地质储量331亿吨，其中保有地质储量249亿吨。石油资源主要分布在鲁北胜利油田和鲁西南中原油田山东部分采区1083亿立方米。长期以来，煤炭、石油产量占到山东省一次能源总产量的中煤炭生产比重近几年均在山东省煤炭、石油消费占到全省一次能源消费的98%以上，其中发电用燃料几乎全为煤炭。山东省能源消费以煤炭为主，煤炭消费占一次能源的比重比全国平均水平高出10个百分点。油气消费量在能源消费结构中所占比例一直徘徊在20%左右，低于全国平均水平。以煤为主的能源结构在未来相当长的时期内难以改变。2010年全省共需煤炭31120万吨，其中省内燃煤装机60786（09年底数据，年消耗煤炭16820万吨，冶金行业消耗煤炭5000万吨，建材行业3600万吨，化工行业2500万吨，民用及其它3200万吨。2010年全省煤炭产量约15000万吨调出省外和出口3500万吨可供省内消费量约11500万吨，需要从外省调入19620万吨。2010年全省原油加工量将达到5000万吨比2007年增加1000万吨，预计成品油消费量达到1900万吨，省内成品油产量和品种可以满足要求。2010年天然气资源供给量50亿立方米。其中省内生产10亿立方米，利用西部天然气40亿立方米。可以看出，从本工程所在地省级行政区一次能源平衡分析来看，山东省煤炭、石油和燃气等一次能源均需外地调入。2.4.2 xx市能源供应及消费情况xx是计划单列市、副省级城市，是国家级历史文化名城、国家卫生城市。是山东半岛蓝色经济区核心区域和龙头城市。能源使用上以煤炭、石油及天然气为主，全部靠外地输入。新能源开发在起步阶段。煤炭消费主要流向为钢铁、电力及热力生产供应，石油消费主要流向为石油化工、交通运输，天然气消费主要是城市生活用气。2010年，xx市能源消费总量为3568.47万吨标煤，能源消费构成见表2.4-1。－42－表2.4-1 xx市能源消费构成种 类单 位消费量原煤万t/a1750焦炭万t/a142焦炉煤气3万m/a6701原油t/a1384汽油万t/a30.6煤油t/a3248柴油万t/a18.15燃料油万t/a69.47液化石油气万t/a9.87热力百万千焦32208983电410kh1978662合计(折算为标煤)万tce/a3568.47第3章 项目建设方案节能评估3.1 项目选址、总平面布置节能评估3.1.1 项目选址节能评估厂址位于李村河西南侧，厂址与李村河之间、沿李村河南岸为瑞海北路（城市道路）。厂址用地边界南侧约260m即为胶济铁路。厂址区周围无其他大的工矿企业，厂址在城市规划区内，符合城市规划要求。附近不压文物，也不属于名胜古迹、文物保护和自然保护区，无机场、军事设施及重要的通讯设施，本工程厂址位于“泰能燃气集团焦化制气公司”用地内北部，有利于合理利用既有资源、合理配置各种资源，减少土地的占用，从节能角度分析项目选址是合理的。3.1.2 总平面布置节能评估－43－本期工程主厂房位于厂区中部偏东，固定端朝东北，扩建端朝西北，主厂房A排面朝东南。厂前建筑区位于固定端，与主厂房、集控楼形成连续立面。辅助车间集中布置在固定端及烟囱后场地。机力冷却塔位于烟囱后、靠近扩建端。天然气末站、调压站及供氢站位于厂区的西北部，临近厂区边界。配电装置位于厂区东北边界，方便出线。从本工程总平面布置上可以看出：（1）优化交通运输组织，避免人、货流交叉，缩短货运的运距，本期进厂道路较短，降低了能源消费。（2）厂区建筑物采用模块化设计，优化主要工艺系统，合理压缩各车间占地面积；尽量减少建、构筑物数量并将性质和功能相同或相近的建、构筑物进行合并联合，以减少本期厂区用地。功能相近的建筑成组布置，扩大联合。以上措施既节约了厂