北海能源有限公司余热废气发电项目可行性谋划书

PAGEPAGE79第一章总论第一节项目名称及承办单位一、项目名称：广西北海能源有限公司余热废气发电项目二、本期建设规模：1×80t/h中温中压烟气余热锅炉和1×75t/h燃气锅炉+1×C12-3.43/0.981抽汽冷凝机组总装机容量为12MW三、建设性质：新建四、建设地点:广西北海市xx开发区五、项目建设单位：广西北海能源有限公司六、所有制形式：有限责任公司第二节建设范围根据与筹建单位签订的协议，本可行性研究的范围包括：广西北海能源有限公司余热废气发电项目界区内的热电主厂房、电气系统、750m2双曲线冷却塔及循环水系统、本项目以下内容不在本设计范围内,由建设单位另行委托：1、环境影响评价报告书。2、接入电力系统可行性研究报告。3、工程地质勘察报告。4、余热锅炉系统(由抚顺石油机械有限责任公司设计)。5、气柜系统（由中石油华东设计院设计）。6、热力网。第三节项目承办单位概况广西北海能源有限公司（以下简称“北海公司”）是一家内资企业，注册资本为35000万元人民币。现有总占地面积1000亩，其中生产区占地819亩。主要生产装置有350万吨常压装置、80万吨年重油催化裂解装置、100万吨年延迟焦化装置、60万吨年汽油柴油混合加氢装置、20万吨气体分馏装置、4万吨聚丙烯装置和60吨/小时酸性水汽提装置。主要生产和销售汽油、柴油、煤油、液化气、聚丙烯、丙烯等系列化工产品。产品注册商标为“北港”。公司现有在册员工510人，其中：各类技术人员58人，管理人员48人，辅助人员36人，产业人员368人。第四节项目提出的背景和建设的必要性一、项目提出的背景北海公司是一个化工综合企业，加工原料为进口原油和重油按1：5比例的混合油。属于生产汽油柴油等燃料为主的燃料型炼油厂。随着国际原油日趋重质化，加工重质原油是炼油企业生存的大趋势。发展重油催化裂解加工重质油的关键是解决过剩热量和能量的综合利用。北海公司80万吨年重油催化裂解装置中有一台40吨/小时蒸发量的外取热器、25吨/小时蒸发量油浆蒸汽发生器等装置可产生中温中压蒸汽，压力为3.82MPa,经化工厂消化后产出24.072t/h蒸汽,如不上余热项目化工生产只能利用减温减压进行降压降温使用。化工生产需用蒸汽：其中压力1.0MPa44.776t/h，压力0.4MPa0.02t/h。同时，炼油加工过程中将产生大量的炼厂废气，一般炼厂都将其放入火炬系统燃烧，既浪费了能源，又污染了环境。北海公司针对上述情况，经过市场调研和论证，为充分利用余热，且满足企业生产用热需要，能源综合利用，增大企业的效益和竟争力，决定走余热废气发电之路。另一方面，北海公司是一家石油化工企业，生产性质是易燃易爆，要求供电稳定，才能确保生产的安全运行。目前正常生产用电负荷约13500KW,而近年来，常因电力紧张限电，使生产受到了很大的威胁和制约。随着企业的发展，生产装置的扩大，企业整个用电负荷将增加到17500KW。因此电力紧张的问题将愈显突出。亟待解决。改变现状的唯一出路是发展余热废气发电，充分利用余热废气，建设一座“以热定电，热电联产”的企业自备热电站，以满足广西北海能源有限公司不断增加的生产用热、用电的迫切需要，从而达到环保、节能和降低生产成本的目的，缓解区域用电紧张矛盾，提高企业竞争力，取得更好的经济效益和社会效益。从周边及国内同类型先进厂家情况看，发展企业余热电站，技术成熟可靠，经济效益和社会效益显著。为此，广西北海能源有限公司适时提出建设企业自备余热废气发电站，实现热电联供。二、项目建设的必要性（一）国家土地、能源、环保和产业政策的要求充分利用余热废气，建设“以热定电，热电联产”的热电站。余热废气发电，热电联产具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益，经济效益显著。充分利用余热提高系统的热效率，若采用热电联产，又会进一步提高能源的综合利用率，有利于节能降耗，符合国家的能源政策要求。余热废气发电站利用的是80万吨年重油催化裂解装置烟气的热量，同时补充部分炼厂干气，烟气通过三级旋风除尘，粒径5um以下粉尘含量占5ppm，干气经过脱硫后作为余热锅炉补充燃料，不存在常规火电厂造成的灰渣、二氧化硫和三氧化硫的污染，可以有效地控制各种污染物的排放，减少对大气和水环境的影响，另外，由于烟囱较高，有利于废气扩散，对周边居民产生的影响较小。符合国家的环保政策。北海公司余热废气发电项目，符合国家发展热电联产的产业政策（二）促进国民经济发展的需要北海公司有常年稳定的余热蒸汽、工业热负荷和用电负荷，且呈逐年上升趋势，从客观上已具备建设一个余热电站的条件。本余热电站建成后，不仅可以满足企业生产的需要，而且可以实现企业电力部分自供的要求，稳定区域电网电压，缓解区域电力供应紧张的局面，维护附近其他用电者的利益。这对改善当地的投资环境，促进当地经济和社会的持续稳定发展,具有重要的现实意义。综上所述，为满足企业发展所需用热、用电的迫切需要，提高企业能源综合利用率，改善环境，增强企业竞争力，提高经济和社会效益，北海公司新建一座余热废气发电站，实现热电联产是极其必要的。第五节建设规模根据北海公司近期生产热负荷情况，本项目本着“统一规划，分步实施，以热定电和适度规模”的原则，本余热废气发电站本期建设规模为1×75t/小时燃气锅炉和1×80t/h中温中压余热回收锅炉+1×C12-3.43/0.981抽汽冷凝机组,总装机容量为12MW，在满足工业用汽供热负荷要求的同时，进行热电联产。第六节主要技术原则本可行性研究的主要技术原则有以下几点：1、充分利用装置所产生的中温中压参数蒸汽；2、本着近、远期结合，工业与民用相结合，布局合理，全面安排，分期实施的原则进行。本期建设规模以近期热负荷为设计依据，并兼顾远期热负荷，将远期热负荷作为最终规划容量的参考依据，待条件具备后再实施；3、本着“以热定电，热电联产”的原则，尽量提高热电比，节约能源，有较好的经济性、灵活性和安全性；4、热电站尽可能靠近余热锅炉和热负荷中心，以减少热网投资，降低能源损耗；5、技术先进，经济合理，降低工程造价，节约投资，缩短建设工期，力求取得较好的经济效益；6、总图布置既要紧凑，减少占地，又要考虑今后发展；7、主体工程与环境保护、安全和工业卫生设施同时考虑，尽量减少热电站产生的“三废”对环境的影响。第七节工作简要过程北海公司于2008年3月中旬与石油和化学工业规划院签订了本项目可行性研究报告编制的技术咨询合同，设计院即组织有关专业人员赴项目所在地调查收集资料，在北海公司与当地有关部门的大力支持和密切配合下，有关人员在现场详细了解了厂址情况，进行了热负荷的落实，燃料来源、水源地、电气出线条件、交通运输、水文地质、工程地质及气象资料等建厂条件及环保现状、资金筹措等情况。在此基础上编制本余热废气发电项目可行性研究报告。

第二章热负荷第一节热负荷广西北海能源有限公司热负荷为本厂内部生产蒸汽，近期热负荷见下表：全厂蒸汽负荷表表2-1序号装置名称蒸汽负荷(t/h)备注0.4MPa1.0MPa3.5MPa汽包产汽用汽汽包产汽装置用汽汽包产汽装置用汽1120×104t/a常压蒸馏装置-3.952.753.258280×104t/a重油催化裂化及干气、液化气、汽油精制装置-14.54.72-7.510.01-30327×104t/a气体分馏装置1248×104t/a聚丙烯装置45酸性水汽提、硫磺回收装置8-1.54.26100×104t/a延迟焦化装置-6.15-3.223.1710000m-0.81.25-4.292105.928860万吨/年焦化汽柴油混合加氢装置-3.70.895×104t/aMBE装置0.36.721030万吨/年催化柴油加氢装置1.051115万吨/年催化重整装置(预留)12油品储运9214除盐水站0.2515循环水场16污水处理场1.0117空压站18氮气站19制冷站520化验小计-29.129.12-16.51261.288-305.928合计0.0244.776-24.072

根据全厂热负荷表可以看出，化工装置可产生余热点较多，经平衡可输出参数3.82MPa蒸汽24.072t/h,需输入参数1.0Mpa蒸汽44.776t/h，参数0.4Mpa蒸汽0.02t/h。第二节设计热负荷根据施工进度安排，本工程将于2008年底建成投产，因此采用近期热负荷作为热电站设计依据，兼顾远期热负荷，将远期热负荷作为最终规划容量的参考依据，待条件具备后再实施。本设计热负荷是将近期热负荷汇总，经过焓值折算并考虑热网损失5%后核定设计热负荷。设计热负荷汇总表表2-2项目单位采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小工业热负荷1.0MPa/300℃t/h55.7349.2544.77652.36644.77639.98工业热负荷3.82MPa/45(由化工厂产生)t/h32.0224.07220.31余热锅炉热负荷设计计算由抚顺石油机械有限公司负责，热量数据来源于中石油华东设计院设计的80万吨年重油催化裂解反应再生烧焦热量数据平衡表。广西北海能源有限公司为石油化工企业，正常生产后，余热废气供电厂发电，全厂用热负荷一年内相对稳定，化工装置内自产0.4MPa等级蒸汽用以调节气温变化时，重油管道的伴热，且有汽量仅为0.02t/h,该部分蒸汽由化工厂内进行蒸汽平衡，由于该余热电厂主要利用化工装置的余热全厂热负荷由中国石油天燃气总公司华东石油勘察设计研究院提供蒸汽平衡表，我院未做详细热负荷规划。设计热负荷在机组选择及热负荷余量上留有一定空间,可供化工厂在一定范围内增加一部分热负荷。

第三章机组选型与供热方案锅炉选型化工产生烟气数据表表3-1 用户给定条件烟气流量Nm3/h134510烟气温度℃669蒸汽压力MPa3.9蒸汽温度℃450外来汽量t/h76外供水量t/h81.05给水温度℃97余热锅炉热力计算数据表(校核工况)表3-2 用户给定条件烟气流量Nm3/h99000烟气温度℃650蒸汽压力MPa3.9蒸汽温度℃450外来汽量t/h57外供水量t/h61给水温度℃97工艺数据前置蒸发器1#过热器2#过热器1#省煤器蒸发器2#省煤器入口烟温℃无650524410.73290265.8出口烟温℃无524410.7329265.80172入口水温℃无308.3255189.22030131出口水温℃无450356.42372550189.2烟气流速m/s无14.7312.6717.368.7011.83介质流速m/s无20.8619.87无无无无传热面积m2无481.92605.16330.81529.0801224.4传热温差℃无20816215642057传热系数w/m2无37.2433.1644.327.06036.1传过热量w无413294339708453126038293783202849465介质流量t/h无57.0456.2455.8411.24056.84结构数据前置蒸发器1#过热器2#过热器1号省煤器蒸发器2号省煤器管径x壁厚mmXmm无×无51×351×351×351×30×051×3横向节距mm无1211211211020102纵向节距mm无1021021021020102横向排数mm无12121254012纵向排数mm光管无30614018翅片管912有效长度mm无549054905490213006100管圈数（圈）光管无001101翅片管22翅片高度mm013131313013翅片间距mm08.478.476.356.406.35翅片厚度mm02.72.72.72.702.7余热锅炉热力计算数据表(设计工况)表3-3 用户给定条件烟气流量Nm3/h134510烟气温度℃669蒸汽压力MPa3.9蒸汽温度℃450外来汽量t/h76外供水量t/h81.05给水温度℃97工艺数据前置蒸发器1#过热器2#过热器1#省煤器蒸发器2#省煤器入口烟温℃无669550433.13450273.9出口烟温℃无550433.1345273.90177入口水温℃无319.62551882030131出口水温℃无4503542372550188烟气流速m/s无22.919.8427.0813.45018.15介质流速m/s无32.224.74无无无无传热面积m2无483.89620.35355.51588.8901280.5传热温差℃无22518717654063.9传热系数w/m2无49.1843.9459.934.57048.2传过热量w无653449960972565127867437611504913970介质流量t/h无79.5377.5376.545.53076.54结构数据前置蒸发器1#过热器2#过热器1号省煤器蒸发器2号省煤器管径x壁厚mmXmm无×无51×351×351×351×30×051×3横向节距mm无1211211211020102纵向节距mm无1021021021020102横向排数mm无12121254012纵向排数mm光管无30614018翅片管912有效长度mm无549054905490213006100管圈数（圈）光管无001101翅片管22翅片高度mm013131313013翅片间距mm08.478.476.356.406.35翅片厚度mm02.72.72.72.702.7由表3-1可以看出,化工厂可产生烟气温度及烟气量为一定值,经多方比较及咨询,并适用“技术先进,经济合理,降低工程造价,节约投资,缩短建设工期,力求取得较好的经济效益”的原则,我院经与业主、华东石油勘察设计院研究院且经设备厂家计算核实，建议采用中温中压余热锅炉。余热锅炉相关参数见表3-2、表3-3。本可研选择余热锅炉为抚顺石油机械有限公司生产的BQC104.5/669-5.53/80.53-3.82/450，出力为80t/h，参数为中温中压。由华东设计院和抚顺石油机械有限公司联合设计。同时，作为工厂原始开车及小负荷调节运行，拟设一台燃气锅炉，型号为YG-75/3.82-M，75t/h中温中压燃气锅炉。第二节汽轮机选型广西北海能源有限公司120万吨/年炼油工程，由中国石油天燃气总公司华东石油勘察设计研究院承担总体规划设计，根据华东院总体设计要求，我院承担广西北海能源有限公司12MW余热废气发电站的设计工作。机组设计建设规模应业主要求，按华东院总体规划用热负荷，机组选型预留一定发展空间，我院与业主、青岛捷能汽轮机厂多方商讨，选用青岛捷能汽轮机厂12MW改进型汽轮机，可以拖动12MW的发电机。汽轮机型式的选择主要是由热负荷的数量、参数和特点确定的，常用供热机组主要为抽凝式和背压式，抽凝式机组有双抽和单抽，根据华东院总体设计要求用汽负荷有3.82MPa和0.98MPa两个等级，0.4MPa的用汽等级为炼厂系统内部产生的低温位的蒸汽，不在余热电厂的供热范围内。因此，可选机组范围进一步缩小为背压机组和单抽式机组。机型比较：1、次高压机组：由表2-1可知化工生产过程中产生的中温中压蒸汽24.072t/h，不能在化工生产过程中平衡掉，为了充分节约能源，也需要余热电厂消化此部分蒸汽。另，考虑到次高压机组用助燃干气量太大，天然气公司可提供天然气量有限等原因。据上所述，本可研不采用次高压机组。2、背压机组：由热负荷相关曲线可知，背压机组不能满足炼油厂生产及负荷调整需要。因此我院与业主多次商讨并结合我院设计的余热废气发电站的运行经验，炼厂用汽与用电之间要求灵活方便，用汽量大时是炼厂用电负荷低的工况，而用汽量小时是炼厂用电负荷大的工况，根据此特点选用抽凝式机组。抽凝式机组发电量和供汽量可互不干涉，实际运行中可根据负荷进行灵活调整；而由于背压式机组排气全部外供，满负荷工作时经济效益较好，但背压式机组对负荷波动适应性差。根据近期热负荷和北海公司的生产特点分析，本项目在方案论证中采用了抽凝机,这样既能较好的适应热负荷的变化，又可以保证热电站运行的经济性。第三节装机方案一、装机方案优化根据余热蒸汽量、设计热负荷和“以热定电、热电联产”的原则，经过与中石油华东设计院和抚顺石油机械有限公司一起研究决定采用如下方案。1x80t/h中温中压燃气余热锅炉＋1x75t/h中温中压燃气锅炉+1×C12-3.43/0.981抽凝机组。按设计热负荷计算出装机方案各工况下的热经济指标见表3-4。表3-4装机方案热经济指标计算结果比较表序号项目单位1×80t/h+1x75t/h+1×C12-3.43/0.981采暖期非采暖期最大平均最大平均1热负荷热量GJ/h170.1150.36159.87136.7汽量t/h55.7349.2552.36644.7762锅炉蒸发量t/h98+2482+2479.95+2475.7+243汽机进汽量t/h11510299954发电功率KW150001500015000150005汽机外供汽量t/h49.7345.2552.36644.7766汽机外供热量GJ/h152.64140.73159.87136.77减温减压供汽量t/h00008调峰锅炉供汽量t/h0.00.00.00.09发电年平均标干气kg/KWh0.10811供热年平均标干气率kg/GJ8.7812综合厂用电率%10.513发电厂用电率%5.5014供单位热量耗厂用电量KWh/GJ6.0315年发电量107KWh/a9.017年供电量107KWh/a8.05518汽机组年利用小时数h600019年供热量106GJ/a0.8220全年耗干气104t/a1.68622年均全厂热效率%48.6523年均热电比%2.53由上表可知，采暖期2台锅炉一开一备,余热锅炉常开。C15机在较好工况下运行，锅炉运行可靠稳定，且能以最大发电量满足广西北海能源有限公司用电需求。由上表可看出，燃气锅炉只在采暖期内提供蒸汽，由于燃气锅炉运行稳定性等要求，采暖期内由化工厂来中温中压蒸汽可部分经过减温减压器的方式直接提供给用户1.0MPa蒸汽。由热力计算可知，电厂自用蒸汽（1.0MPa、300℃）约20t/h。二、推荐方案主机型号及技术规范锅炉(1)余热锅炉型号:80t/h中温中压余热锅炉型号:BQC104.5/669-5.53/80.53-3.82/450额定蒸发量:80t/h额定蒸汽压力:3.82MPa额定蒸汽温度:450℃台数:1台(2)燃气锅炉型号:75t/h中温中压燃气锅炉型号:YG-75/3.82-M额定蒸发量:75t/h额定蒸汽压力:3.82MPa额定蒸汽温度:450℃额定给水温度:150℃排烟温度:140℃台数:1台2、汽轮机型式:12MW抽汽冷凝式汽轮机型号:C12-3.43/0.981额定功率:12MW额定进汽压力:3.43MPa额定进汽温度:435℃额定进汽量:102t/h最大进汽量:128t/h抽汽量(额定/最大):60/80t/h抽汽压力:0.981MPa抽汽温度:305℃排汽压力:0.0049MPa台数:1台3、发电机型号:QF-15-2额定功率:12MW出线电压:10.5KV额定转速:3000rpm台数:1台第四节供热方案锅炉除工厂原始开工需开1台燃气锅炉外，生产正常后绝大部分时间利用余热锅炉蒸汽，燃气锅炉只作备用锅炉。供热方案化工生产中需1.0Mpa蒸汽26.756t/h。因此，热电站采用1.0MPa,300℃的过热蒸汽。炼油厂凝结水主要来源于蒸汽与油的换热和蒸汽对重油管线的伴热，炼油厂的设备易腐蚀穿孔，阀门易内漏，凝结水中极易带油，如处理后回收，回收设备投资大、运行费用高，另外炼油生产运行中需要消耗一部分低温位的热水，根据华东院总体设计要求由化工装置考虑回收利用，因此余热电厂不考虑回收凝结水。在汽轮机故障、检修或供汽不足情况下，锅炉蒸汽经减温减压后对外供热。

第四章建设条件第一节接入电力系统一、电力系统现状北海公司现有35KV变电站一座，进线电压为35KV。外线由xx变电站引入，线路长度约3.3km。变电站共设35/10KV主变压器4台，总容量6400KW,计算负荷4800KW。二、电力负荷的预测及平衡随经济的发展和企业的壮大，用电需求越来越大，近期将会由4800KW发展到13500KW.本期工程投产后，将增加12000KW的供电能力，对热电站而言，按综合厂用电率为10.5%计算，外供负荷13425KW；年发电量0.9亿千瓦时，外供电量约0.8亿千瓦时。根据北海公司提供的本公司发展规划的有关数据,做出电量平衡表见表4-1。电量平衡表（单位：104KWh）表4-1年度项目20032005年用电负荷42048553.6热电站外供电负荷8055电力盈亏-4204-498.6三、系统接入方案北海公司变电站35KV侧均无负荷，其负荷主要在10KV侧，热电站如果采用35KV并网，将增设升压设备，工程投资将增大，损耗增加，运行费用较高。而采用10KV并网，接线简单，投资较少，运行费用较低。因此，初拟连接方案为：发电机组出线电压10KV，用高压电缆设一联络线,引至35KV变电站10KV高压室，与10KV母线并网。接入电力系统设计方案，由湖北省电力勘测设计院设计完成并已通过湖北省电力公司及荆州电力公司的相关专家论证。第二节燃料供应一、燃料来源正常情况下，燃料气由炼厂瓦斯系统供给。工厂原始开车采用管道天然气供给。表4-2全厂燃料生产统计表（单位：104t/a）序号装置名称产量备注一燃料气1常减压蒸馏0.362干气、液化气脱硫5.053制氢尾气0.09按0.17比例折算小计5.50二燃料油1延迟焦化1.2间断小计1.2间断表4-3全厂燃料消耗统计表（单位：104t/a）序号装置名称规模（万吨/年）备注一燃料油1常减压0.2间断，开工用小计0.2间断，开工用二燃料气1常减压1.22催化裂化2.279密度0.9kg/Nm33焦化汽柴油加氢精制0.2264制氢0.2025延迟焦化1.8826干气、液化气脱硫7硫磺回收0.025小计6.814注：全厂燃料气平衡后剩余4.1万吨/年，剩余燃料气作为余热发电厂的燃料。二、燃料气（干气）技术资料项目设计工况基本情况备注干气压力MPa0.6干气温度℃60燃料气低热值KJ/Kg37140燃料气重度kg/Nm30.871燃料总量t/年4.1x104燃气组分v%N212.26H2O1.14H225.32CO22.26H2S1.71O20.46CH425.39C2H613.76C2H413.88C3H80.23C3H62.73iC40.14nC40.03nC4H80.06iC4H80.01cC4H80.03tC4H80.05C5H120.07三、天然气技术资料项目设计工况基本情况备注天然气压力MPa0.3天然气温度℃40天然气低热值KJ/Kg8000-9000甲烷含量%＞97含水量ppm/m3≯200H2S含量ppm/m3≯20总量t/年9000四、燃料贮存燃料贮存设气柜贮存系统。由中国石油天燃气总公司华东石油勘察设计研究院负责设计。五、燃料供应广西北海能源有限公司12MW余热回收电厂为北海公司120万吨年炼油工程的一个车间，其余热和燃料主要以回收炼油厂排放的火炬气为主，正常生产时，燃料由80万吨年重油催化裂解所产生的干气作为燃料气，原始开车由外购的天然气作为原料。本工程天然气调压站由化工厂统一考虑，电厂不再设单独的天然气调压站。《天然气供应意向书》附后。由于基础设计资料不全,本可研编制过程中作热锅炉燃气平衡不能全部完成,待初步设计中再进行全面平衡。第三节厂址条件一、厂址选择本余热废气发电站选在120万吨年炼油装置规划区的动力站区，该区位于化工规划区的西北角，位于动力负荷中心。紧靠化工生产区。此厂址紧靠生产厂区，供热供电线路较短捷，同时也利于公司以后的发展，与公司总体规划相协调。紧靠厂区供水和排水渠道，取水、排水十分方便。余热废气发电站为120万吨年炼油工程的一部分，总体规划设计由中国石油天燃气总公司华东石油勘察设计研究院负责，厂址地理位置参见总平面布置图和竖向雨水排放图附后。场地地势较为平坦，地貌单一。建设场地无拆迁工作量，土方量较小，有利于项目建设。本厂址不处于风景名胜区，亦不占压文物。二、自然条件（一）气象广西北海市属亚热带季风气候，四季分明，五七充足，降雨充沛，冬寒冷夏炎热，春秋爽。从近三年资料来看，平均年降水量为1162.2mm，年平均气温为17.3℃，极端最高气温37.6℃，极端最低气温-4.9℃，年平均相对湿度75.7%，年平均气压1011.7Pa，年平均风速2.0m/s，静风率为19%，夏季主导风为南风，冬季为北风，东南风次之。年平均相对湿度为80%；大气稳定度以B类、D类、E、F类为主，其中B类占1%、D类占44.6%，E、F类占36.4%。该地区主要气象参数：年平均气温：16℃极端最高气温：39.1℃极端最低气温：-10.5℃年平均相对湿度:80%年平均降雨量：1160mm年最大降雨量：1853.5mm最大积雪厚度为：320mm年平均降水量：1020.0mm年平均风速：3.1m/s年主导风向：东北风最大冻土深度：100mm地震烈度：7度(二)水系、水文条件公司厂址所在地周围水系发达，河网密布，附近主要地表水为汉南河，汉南河主要用作农灌。余热废气发电站采用循环供水系统，补给水由广西北海市自来水公司供给水量，水质满足电厂用水要求。余热废气发电站水边约3公里为xx，系长江一级支流，发源于陕西省，自西向东泻入长江，平均年径流量为200-400亿立方米，场区西部约500米为xx支流东荆河，旱季流量较小，雨季流量较大，两条河流的规模均较大，是本区生活用水及农田灌溉用水的重要来源之一，广西北海自来水公司有两条1500MM自来水主管从余热废气发电站厂区通过，水量、水质可以满足电厂用水的要求。自来水供水协议附后。(三)地形、地貌、地质公司厂址所在周围地势平坦，开阔。地质构造如下：一、地层岩性1、浅部地层(1)耕表土：分布于场地表层，用于农作物的耕种，主要成分为粘性土及植物根，褐黄色，松散。(2)粉质粘土：灰黄色，可塑，少量软塑，夹粉土，粉土含量多时饱水，厚度一般为2.5米，压缩性中等。(3)淤泥质粉质粘土：灰色，软塑-流塑，夹少量白色小螺壳及腐殖质，厚度为7-13米，压缩性高，承载力低。(4)粉砂：灰色，稍密-中密，局部密实，主要矿物成分为长石、石英及云母碎片，饱和，为该区的主要地下水含水层，厚度为35-45米。(5)卵石：杂色，稍密-中密，饱和，粒径一般为2-10cm，粗砂充填，卵石含量约占50%，该层厚度不详，亦为该区的主要地下水含水层。地形地貌及地层分布情况见图2-1，北海公司(余热电厂)地形地质图。2、深部地层根据区域资料，xx沉降区地层由老至新依次为：白垩系上统红花套组、跑马岗组；第三系古新统，始新统荆沙组、广西北海组、荆河镇组、广华寺组及第四系平原组。二、中生界白垩系上统红花套组(K2h)：浅棕红色块状粉细砂岩，夹含泥砾砂岩，厚366米。跑马岗组(K2p)：灰褐色、棕红色砂岩泥岩互层，夹页岩及石膏薄层，厚575米。三、新生界下第三系古新-始新统1、新沟咀组(Ex)第一段(Ex1)：灰白色、灰紫色、红色泥岩与膏盐互层，中下部夹玄武岩，厚400-800米，新沟咀组地层在沉降区内普遍存在，与下伏地层白垩系上统呈整合接触。第二段(Ex2)：灰白色，灰紫色、紫色泥岩与粉砂岩互层，下部夹芒膏层及玄武岩，厚300-800米。第三段(Ex3)：灰色、黑色、紫色泥岩与粉砂岩互层，夹泥膏岩，中下部夹泥质白云岩，厚450-700米。2、荆沙组(Ejs)：紫色泥岩夹灰绿色薄层粉砂岩、玄武岩，厚6000-1000米。

第五章工程方案第一节全厂总体规划及厂区总平面规划布置一、全厂总体规划本余热废气发电站生产厂区分为主厂房区、气柜区、化学水处理区及循环水区、机修及综合仓库区等，占地面积104m2。本期工程建设规模为1x80t/h余热锅炉＋1x75t/h燃气锅炉+1×C12-3.43/0.98抽汽二、厂区总平面规划布置（一）布置原则：1、遵守国家现行有关规范、标准，符合国家有关规定。2、统一布置分期实施、近期集中、远近结合，符合逐步建设原则。3、工艺流程力求通顺，总体布置力求合理、紧凑、人货分流。4、其他要考虑的因素包括：节约用地压缩基建投资、安全、卫生、防火、通风。做到功能分区明确，管线短捷，空间处理协调，界区整齐美观。（二）总平面规划布置方案：根据工艺流程及生产要求，结合拟建厂址场地实际及交通运输条件，考虑总图布置方案如下：根据工艺生产要求，结合厂区场地实际，将本期工程的厂区布置在北海公司预留发展用地的西北部。热电主厂房布置在场地中部，扩建端设在主厂房的西端，自南向北依次为：汽机房，锅炉间等；在主厂房东端由南向北布置；化水车间、循环水泵房、双曲线自然通风冷却塔、机修及综合仓库等布置在主厂房附近，综合水泵房由中国石油天燃气总公司华东石油勘察设计研究院负责统筹考虑。施工生活区利用主厂房北侧和西侧的预留发展用地,约9000m2,也可利用发电站南侧的预留区,约9000m发电站的物流出入口与全厂物流出入口共同，位于发电站厂区北面，与广泽大道相接。应业主要求，发电站厂区不设围墙，与化工厂区共用公共围墙。发电站区域设有环形道路，东侧与化工厂用道路连接，便于物料运输和消防，其中物料运输通过北侧道路进入发电站，消防通道主要由化工厂侧即东侧道路进行。发电站分区内路面宽度为6m，采用水泥混凝土路面。详细布置见附图。发电站防洪：由业主提供厂区海拔高度为31.05米，洪水季节设防高度为31.65米。本期工程发电站部分设防、排涝及排水等均按中国石油天然气总公司华东勘察设计研究院全厂竖向雨水排放图作总体规划。华东院《全厂竖向及雨水排放图》附后。本工程地处xx平原。xx平原的工矿企业的防洪都是依托xx大堤的防洪标准来保证，且随着xx大堤加固和南水北调工程的兴建，xx大堤的防洪标准也得到了提升。xx沿岸的排水泵站已经完善化，可避免本发电站不受内涝水的威胁。本工程的防洪、排涝不存在问题。第二节燃料运输和交通系统一、燃料输送采用管道输送。燃料性质见表5-1：干气和液化气的主要性质表5-1序号组分mol%干气液化气1H219.92H2S4.721.53H2O0.23.74CH447.45C2H622.40.46C2H43.67C3H80.935.88C3H60.715.59nC4H1016.610iC4H106.011C4H816.113C5+4.214其它0.18(1)0.215小计10010016分子量18.21547.789注（1）：主要成分为CO2、、CO、N、及O2。发热量为10000kcal/nm3二、交通系统余热废气发电站所处的xx开发区，位于xxxx平原腹地，北倚汉水，南靠沪蓉高速公路，水陆交通十分便利，见附图一。潜泽公路、广泽公路分别以余热废气发电站东侧和北边通过，xxxx码头距余热废气发电站仅3公里对余热废气发电站项目建设十分有利，特别是大型设备，可直接运输到施工现场，即节省了投资，又有利于加快施工进度。 北3KM10KM余热电厂交通示意图余热废气发电站码头码头公路中华大道区沪蓉高速北3KM10KM余热电厂交通示意图余热废气发电站码头码头公路中华大道区沪蓉高速第三节气柜系统增设一座20000m3的湿式气柜，其中气柜中相关辅助设备由余热废气发电站提供电源。中国石油天然气华东勘察设计研究院提供主要附属设备选型及相关计算。第四节热力系统一、主蒸汽系统主蒸汽系统为便于扩建而采用母管制，锅炉主蒸汽管道均引至主蒸汽母管，再由主蒸汽母管引至汽轮机及备用减温减压装置。锅炉出口主蒸汽压力为3.43MPa，温度为450℃。二、主给水系统高压给水系统采用分段母管制，低压给水管道采用单母管分段制，给水经除氧器加热至104℃，再经高压加热器加热至150℃后进入锅炉。三、回热抽汽系统C12-3.43/0.981型抽汽冷凝式汽轮机共有三级抽汽。其中一级调整抽汽1.0MPa过热蒸汽引至分汽缸，除供外管网用汽外，还供高压加热器用汽；二级非调整抽汽直接引至除氧器作加热蒸汽用；第三级抽汽引至低压加热器。四、凝结水及补给水系统抽汽冷凝式汽轮机的凝结水系统设置两台100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。凝结水自凝汽器热水井经凝结水泵、轴封加热器及低压加热器后接至除氧器。凝结水系统的补水由化学除盐水管分一支路接入凝汽器，另一路可经疏水箱由疏水泵或化学水处理来的除盐水直接去除氧器。五、疏水系统主厂房内设启动疏水母管，经常疏水母管及锅炉疏水母管，各疏水均接至疏水扩容器，扩容后接至疏水箱。管道的放水及除氧器排水经放水母管接至疏水箱。六、排污系统本工程设一台连续排污扩容器及一台定期排污扩容器。锅炉汽包连续排污接至连续排污扩容器，并设有至定期排污扩容器的旁路管道。连续排污扩容器二次蒸汽接入除氧器汽平衡母管回收，其排污水排至定期排污扩容器。锅炉设置定期排污母管并接至定期排污扩容器，经冷却后排入下水道。七、主要辅助设备选型1、电动给水泵型号：DG85-67×9 三台(两开一备)流量：85m3扬程：6.03MPa附电动机：Y450-2 N=250KW 三台2、旋膜除氧器型号：DM-85 二台额定出力：85t/h工作压力：0.118MPa工作温度：104℃附除氧水箱：V=35m33、减温减压装置：G=80t/h一台P1/P2=3.43MPa/0.981MPa，t1/t2=450℃/300℃4、送风机型号：JLG75-12A№16D左90°2台风量：50997m3/h风压：14514Pa附电动机：Y450-4315KW2台5、引风机型号：JLG75-11A№22.4D左135°2台风量：167000m3/h风压：4844Pa附电动机：Y450-4400KW2台热力系统图及燃烧系统图参见附图。第五节主厂房布置一、主厂房布置形式本工程主厂房采用三列式布置，自汽机房A列柱开始，依次为汽机房、除氧器间和锅炉间。主厂房柱距为6m，主厂房总长度为6×7=42m，运转层标高为7.00m。二、汽机间布置汽机间跨度为18.0m，汽轮发电机组均为纵向布置，机头均朝向固定端，汽轮发电机组的中心线距A列柱之间的距离为9.25m。其中凝汽式汽轮机发电机中心线距离5号轴0.09m，能满足抽转子要求。行车轨顶标高为17.5m，屋架下弦标高为20.8m，汽机间总长度为42m。汽机间零米层坑内布置两台循环水泵。汽机平台和加热器平台采用岛式布置，并有钢梯与汽机间运转层相通。加热器平台3.50m层靠B列柱布置有高压加热器及低压加热器等设备。汽机间检修场地布置在两台汽轮机之间，并设有一台32/5t的电动双钩桥式起重机。三、除氧器间布置除氧器间跨度为9.0m，固定端为楼梯间和厕所。零米层为厂用配电装置；运转层布置主蒸汽管道及给水操作台；4.5m层为管道层，主要布置低压管道和疏放水管道；13.5m层布置旋膜除氧器和连续排污扩容器，上部设检修起吊装置。四、锅炉间布置锅炉间跨度为21m，锅炉露天布置，炉顶设封闭水位计小室，运转层以下封闭。锅炉（K1）柱距C列柱4.6m，两台锅炉中心线间距为18.0m，中间留有一定的检修场地。两台锅炉间留有吊物孔，上有活动盖板，以便锅炉检修时起吊用。锅炉间零米层布置有送风机、二次风机，并设有检修电机用导轨。锅炉和汽机采用集中控制室，采用集散型控制系统，控制室布置在除氧间运转层。五、其它设备布置锅炉间D列柱侧布置一台定期排污扩容器。第六节供、排水系统一、水量平衡水量平衡计算结果，见附图部分的“水量平衡图”。二、循环供水系统根据水源条件,本期以新建1x75t/h余热锅炉＋1xC12抽凝式汽轮发电机组为基础设计供水系统。其凝汽器、冷油器、空冷器的冷却水采用二次循环供水方式，冷却设备有两个方案可供选择。方案一：该工程需用的循环水量：夏季为3220m3/h，供水压力为0.22MPa，循环水上塔水温度为42℃，出塔水温度为32℃，设750m2该方案的优点为自然通风冷却塔运行当中不需要用电，即运行费用低、节能，缺点是一次性投资大（建一座750m2方案二：采用2格12m×12m逆流式机械通风冷却塔外，给水泵等设备均与方案一相同。运行方式亦与方案一相同。该方案的优点是：一次性投资省（约为双曲线自然通风冷却塔的一半），占地面积小。但夏天冷却效果不能满足机组运行要求，运行费用较高（机械通风冷却塔轴流风机的电机功率为N=90kW，二台，全开），故一般不采用该方案。可研中建议采用方案一。主要设备的选型均以方案一为准。三、厂区给排水系统（一）厂区给水厂区给水分一次水给水系统、循环水给水系统及室内外消火栓给水系统三部分。其中，一次水给水系统包括厂区内生产、生活、室内消火栓给水系统。1、一次水给水一次水给水包括生产、生活给水系统。设环状管网，以增加给水系统的可靠性及安全性。一次水管网内压力为0.3MPa，管材为焊接钢管，管道防腐做加强级防腐层。2、消防给水该工程同时火灾次数为１次，事故时消防用水量为25L/s。火灾事故时，室内外消防用水由炼油厂消防水站统一供给。（二）厂区排水厂区排水采用清、污分流方案，即无污染的洁净废水和雨水直接排放，粪便污水及污染后的污水经处理达标后排放。厂区总排水量：夏季最大为39.12m3/h（不含雨水），冬季最大为32.7m全厂各用水量见下表(夏季)：循环冷却水量表表5-2序号项目冷却水量(m3/h)1凝汽器用冷却水30002空气冷却器用冷却水1003冷油器用冷却水120合计3220循环水补给水量表表5-3序号项目纯凝需水量(m3/h)1循环水蒸发损失51.522循环水风吹损失4.363循环水排污损失18.12合计74.0全厂需水量表表5-4序号项目需水量(t/h)（纯凝工况）1循环水补给水22.32机务工业用水51.7(补充循环水)3生活用水3.04锅炉补水1005其它用水1合计178四、设备选择：1、消防泵（1）与生产、生活合用，由一次水供水管道供给。（2）室外消防水量为30L/s，即108m3/h，室内消防水量为25L/s，需水压为0.58MPa，设二台125XB6/30型专用宏观世界内消防泵，其性能为：Q=60L/s，H=65～57m，N=75KW。消防泵由消防水池（消防储水量为250m3）吸水。水泵集中布置于化水车间内。2、一次水系统设备一次水用量最大为178m3/h，设两台200DL280-30（I）x1型清水泵，其性能为：Q=200m3/h，H=32m，N=37KW。用于一次水供应。3、循环水系统设备（1）、循环水给水泵循环水量为3220m3/h，供水压力为0.22MPa，设20SH-19型双吸离心泵二台，其性能为：Q=1620～2340m3（2）、冷却塔设750m2双曲线自然通风冷却塔一座，处理能力为3220m（3）、加药装置设GCF-A型及GCF-B型加药装置各2套，供循环水系统的水质稳定处理使用。五、消防原则及节水措施（一）消防1、工程的火灾危险性类别该工程火灾危险性类别为丁类，其中热电站主厂房等建筑物火灾危险性类别均为丁类。2、消防设施及措施（1）室内消火栓系统：室内消火栓系统消防水量为25L/s，供主厂房、输煤栈桥室内消防使用。室内消防管网为环状管网，每层均按规定设有室内消火栓，并设有直接启动消防水泵的按钮。室内消火栓间距约为27m，保护半径为29m。主厂房顶部设有屋顶消防水箱，体积为12m3消防水泵拟设于一次水泵房内，水泵由消防水池吸水，可保证火灾事故时的消防用水。（2）根据各建筑物的使用性质，均按规定配置了足量的手提式干粉灭火器或二氧化碳灭火器。（3）气柜区采用移动式泡沫消防。（二）节水措施：（1）凡能用循环水冷却的设备均使用循环水。（2）机泵冷却使用的一次水尽量回收进入循环水系统，以减少一次水的损失．（3）尽量提高循环水系统的浓缩倍数，以减少一次水补充水量。六、水工构筑物：（一）一次水系统1、清水池设100m3的清水池一座。（二）循环水系统冷却塔：设750m2双曲线自然通风冷却塔一座，最大处理能力为3300m第七节化学水处理系统本期化学水处理系统是按两炉一机所需补充水量进行方案设计，并予留扩建余地。一、水源及水质本工程水源化工项目统一规划,经输水管道送到厂区,现以北海公司于2004年8月提供的水质分析报告为依据进行方案设计。水质分析资料如下：Ca2+9.0mg/lHCO3-90.1mg/lMg2+42.8mg/lCl-3.4mg/lSO42-2.736mg/l悬浮物2mg/lCOD23.2mg/l总碱度4.14德国度总硬度0.9mg/l二、水处理系统设计（一）水处理系统的出力的确定锅炉补给水处理系统的出力应满足以下汽水损失：1、厂内汽水损失:最大6.0t/h2、锅炉排污汽水损失:最大2.7t/h3、机组启动或事故损失:7.5t/h4、对外供汽损失(回水率为80%):最大5.97t/h5、一期化工项目余热锅炉用水：25t/h6、炼油厂化水用水:25t/h7、炼油厂余热锅炉补水:46.03t/h小计118.2t/h8、系统自用脱盐水量10%，则系统最大出力为130.2t/h。考虑一定的富余量,则系统设计出力按150t/h。（二）系统选择及出水水质1、系统选择本工程源水为水库水，由水质分析可知，含盐量比较低，同时，由于本工程机组为供热机组，锅炉补充水量比较大。据此提出了二套水处理工艺方案：第一套为反渗透加EDI（连续电除盐系统）精除盐的处理方案；第二套为一级复床加混床的处理系统。第一套方案：生水→活性炭过滤器→反渗透装置→EDI电除盐→除盐水池本方案的特点是系统简单，技术先进，占用厂房面积小，不用酸碱，无废水产生，水利用率高，出水水质好，运行费用低。第二套方案：生水→多介质过滤器→强酸阳离子交换器→除二氧化碳器→强碱阴离子交换器→混合离子交换器→除盐水池本方案的特点是系统出水水质好，运行可靠，投资少，缺点是酸碱耗量大，废水处理量较大。通过对上述二套系统方案进行分析比较，本着保证出水水质，降低运行费用的原则，确定本期工程化学水处理系统为反渗透加EDI（连续电除盐系统）精除盐的处理系统。本“可研”考虑到今后的实际运行操作、节水和环保诸方面的因素，并充分考虑运行的经济性，本工程按第一方案做可行性研究。工艺流程及设备选择见附图，在此不再赘述。(三)处理后的水质指标本系统出水电导率<5μs/cm硬度≈0SiO2≤0.05mg/l因此本工程出水安全可满足GB12145-1999中对中温中压锅炉机组补充水的水质要求。(四)系统的操作方式本水处理的操作采用全自动运行方式，劳动强度小，可减少运行人员。(五)药品消耗及运输方式由于本化学水处理脱盐主要是消耗电1.5KW/m3左右。其他药品是少量的，用汽车运进脱盐水站固定端的药品仓库内以备用。(六)设备布置化学水处理固定端（21m×15.3m）为全厂性的分析化验及附属间，制水控制室、变压器室及配电室等。分三层布置：第一层±0.00m布置控制室、值班化验室、变压器室、配电室、药品仓库、维修间等。第二层+4.20m布置分析、化验、精密仪器、天平室等。第三层+8.2m，为水分析室、药品库、会议室、资料室等。以上各层均设有卫生间、更衣间等。(七)冷却水处理循环水系统加复合型缓蚀阻垢剂。加药设备置于中央循环水泵房的加药间内，加药点在冷却塔出水口。(八)给水、炉水校正处理锅炉给水进行加氨调PH值；锅内加磷酸盐校正处理。三、汽水取样热力系统的汽水取样按就地集中、人工取样分析考虑。高温架和低温架分开布置，设备集中布置在主厂房运转层固定端。取样冷却水来自锅炉补给水处理系统的除盐水泵出口，经汽水取样冷却装置后回至凝汽器热水井或除盐泵入口母管。四、存在问题由于提供的水质分析资料仅一份，且指标不全，作为设计依据不太充分,因此建议在初步设计时，尽可能多提供不同月份的水质分析资料，最好每月一份。第八节电气系统一、电气主接线方案的选择本余热废气发电站规模为1×80t/h+1×75t/h余热锅炉，1台C12-3.43/0.98抽汽凝汽式机组。厂用电负荷中，高压电机容量占厂用电装机总容量的60%以上，热电站发电机电压母线除厂用分支回路外，设10.0KV直配线，供北海公司生产用电，并预留10KV直配馈线4条。确定发电机出口母线电压及高压厂用电动机电压为10KV。10KV系统采用单母线分段结线方式。低压厂用母线按炉分段。电气主结线图参见附图。具体接入系统方式，按当地电力管理部门批准的接入系统方案确定。余热废气发电站电力接入系统另行委托其他具有相关资质的单位负责设计。二、厂用电及直流系统余热废气发电站厂用电负荷计有10KV电机7台，装机容量2180KW，其计算负荷为985KW。0.4KV厂用电负荷装机容量为975KW，其计算负荷为590KW。考虑同时系数0.95，则总负荷为1575KW。厂用低压变压器容量确定为S11-M-630/10，共设置3台，两台工作一台备用。厂用电接线为明备用方式。所有厂用高低压配电装置及厂用低压变电器均设于主厂房除氧层底层厂房内，此处为负荷中心，供电十分方便。余热废气发电站控制、保护、自动装置、断路器合阐电源、事故照明以及直流电动油泵等的直流用电负荷，由容量为300Ah的220V直流系统供给。三、主要设备选型及其布置（一）主要设备选择：厂用变压器采用节能型S11-M型电力变压器。10KV高压开关柜采用KYN28-12型开关柜。

低压配电屏采用MNCS型开关柜。

控制保护设备采用微机系统。

（二）设备布置：

10KV开关站采用室内布置。第九节热工控制一、主要控制方式本设计依据锅炉规模、工艺流程特点及操作要求，并考虑国内外新型仪表的发展和实际应用，设置较完善的检测、自动控制系统及必要的信号连锁保护系统。采用DCS（集散型控制系统），对生产过程进行监控，在值班人员操作下，实现机组起停，并进行事故处理。脱盐水站除反渗透装置外，其他采用常规仪表控制。二、控制水平本工程设检测点480点,自动调节系统36套,其中包括汽包液位三冲量等复杂调节系统,本工程控制水平依下列原则确定:(1)对工艺过程影响较大，需随时监控的参数设调节。(2)对需要经常了解其变化趋势的参数设记录。(3)对工艺过程影响不大，但需要经常监视的参数设指示。(4)可能影响生产及安全的参数设报警及连锁，并进行报警打印。(5)对要求计量或经济核算的参数设积算。(6)对生产过程设班报、日报及月报等报表打印。本工程采用中央控制室集中监控。中央控制室设在运转层平面上，并附有机柜室。另在主控楼内设有软件维护室、硬件维护室、DCS资料室及备件库等。本设计采用的主要控制回路有：(1)为确保锅炉安全运行，克服假液位现象，设汽包液位三冲量调节。(2)为确保机组安全运行,设过热蒸汽温度调节。(3)为使锅炉燃烧稳定、安全，设炉膛负压、床体温度和料层差压调节。(4)为使锅炉燃烧经济,设送风调节。(5)为使锅炉供汽与汽机耗汽平衡,确保汽机安全、经济运行，设母管蒸汽压力调节。(6)为确保除氧效果,设除氧器压力和液位调节。对所有传动设备的开停信号等重要参数均进入DCS进行显示、记录或报警打印。三、仪表选型本设计DCS由六台操作站(其中一台为工程师站)、控制站、冗余的通讯总线及电源系统、打印机等配置而成。DCS系统要求留有上位机接口，以便实现全厂管控一体化。DCS的控制功能、画面功能、报表功能、历史数据存储功能及各项技术指标应能满足本工程的要求。DCS电源由UPS供给，电子式电动执行机构，变送器宜选用引进产品。本设计仪表选型以先进、可靠、安全为原则，主要现场仪表选型如下：温度仪表：集中测量时，采用国际统一标准的热电阻、热电偶；就地测量时选用万向型双金属温度计。压力仪表：集中测量时，采用智能型压力变送器。就地测量时，选用压力表。流量仪表：根据工艺操作及工况的不同，分别选用节流装置及涡街流量计。液位仪表：对一般性介质选用差压式变送器，高压介质选用浮筒式变送器。分析仪表：选用氧量变送器。执行机构：选用电子式电动执行机构及电子式电动调节阀。第十节土建部分一、地基与基础根据荆州华迪工程勘察院提供的岩土工程勘察报告书，本场地内地层连续稳定，主要持力层粉沙加粉土、淤泥质粘土和粉沙层，容许地基承载力在85～155kPa之间，承载力相对较低。根据地质资料提供的土层及场地回填情况，上部结构的自重，高度和地震烈度及当地施工经验等综合考虑，主厂房、储煤库、烟囱基础及冷却塔采用桩基，其他建（构）筑物均采用天然地基。主厂房、冷却塔地基处理采用CFG复合地基处理，承载力≥180KPa。桩长大干12米，桩径350毫米。烟囱桩基采用Φ377钢筋砼钻孔灌注桩，桩长≥19米，桩端持力层为第7层土细砂层，并应进入持力层≥13米，单桩承载力特征值不小于500KN，桩混凝土保护层为50毫米。主厂房室内外高差为300毫米。二、主厂房建筑结构设计1、建筑设计建筑设计原则：本建筑设计在符合我国现行有关规范规定的前提下，本着满足热电生产和现代化管理的要求，符合防火、防爆、防腐、环保、卫生、劳保等方面的要求，做到技术先进、经济合理、适用安全、注意美观，确保建（构）筑物的质量。（1）墙体：主厂房（锅炉间、除氧间、汽机间）及所有框架结构建筑物局部外墙采用加气混凝土空心砌块，所有砖混结构平房采用实心粘土砖砌体。（2）地、楼面：除汽机间7米操作平台采用花岗岩楼面外，其余建筑物均采用普通水泥砂浆地、楼面。（3）门窗：所有建筑物一律采铝合金窗，木门或钢木大门。（4）屋面：屋面防水，采用SBS卷材防水。屋面保温材料：水泥蛭石。2、结构设计结构选型：主厂房按两炉一机设计，留有扩建端，由汽机间、除氧器间、锅炉间组成、汽机间跨度18m，柱距6m，总长42m，运转层标高7m，设32/5吨桥式吊车一台，吊车轨顶标高17.5m。除氧器间跨度9m，柱距6m，总长46.5m，运转层标高7m，13.5M标高层布置除氧器，锅炉间跨度21m，柱距6m，总长42，运转层标高7m，7m以上为露天布置，炉顶设轻钢防雨蓬。主厂房采用框、排架结构体系，其中汽机间屋面采用钢屋架和大型屋面板，除氧器间屋盖采用现浇钢筋混凝土屋盖。维护结构采用大孔空心砖墙或轻质混凝土砌块，以减少结构自重，利于抗震。汽机间标高7m运转层与汽机基座操作平台间留有30mm隔震缝。吊车梁为预制钢筋混凝土实腹式吊车梁，各层平台及标高7m以下小柱均采用现浇钢筋混凝土结构。3、其他主要生产建筑物烟囱：采用现浇钢筋混凝土结构，高度100m，上口直径3m，烟囱内衬采用耐酸陶砖，用耐酸胶泥砌筑，烟囱内表面刷防腐涂料。冷却塔：采用自然通风冷却塔。除盐水站：钢筋混凝土框排架结构，加气混凝土砌块围护。根据国家标准，本工程地处xx平原的广西北海市，抗震设防裂度应为6度。由于化工主厂区均按7度设计，所以，按业主要求本工程抗震设防等级按相关规范为7度。第十一节热力网一、设计热负荷根据广西北海能源有限公司余热废气发电站的设计热负荷，本期热力网的设计供热能力如下：工业热负荷：1.0MPa蒸汽，最大：52.3662t/h平均：44.766t/h二、供热介质参数的确定从建设单位提供的蒸汽平衡分析，工业热负荷比较集中、连续、稳定。用汽压力参数为0.4MPa和1.0MPa，温度不低于194℃；由于各热用户用汽参数差别不大，因此，供热网蒸汽宜选用同一参数。即从抽凝机抽汽后,通过热力管道将压力1.0MPa的过热蒸汽直接外供各工业热用户，0.4Mpa蒸汽用户由1.0MPa过热蒸汽减温减压得到，由于热力管道相对较短，压力和温度均可以得到有效保证。由炼油厂锅炉产出的中温中压蒸汽经管路输送至汽轮机，输送距离约250米。三、管网布置与敷设方式供热系统一般由热源、室外热力网和热用户三部分组成。热力管网负责将介质（蒸汽、热水等）送至热用户。本项目管网为汽网，形式为管闭式（凝结水不做回收）。管网的设计应根据本项目的实际情况，满足选材正确、敷设合理、补偿良好、流阻小、造价低、安装维护方便、扩建灵活、整齐美观等要求。根据北海公司热电站本期的供热范围及本期的热用户,热网主干线确定为：广西北海能源有限公司余热锅炉至汽轮机房长度约250米；汽轮机房至化工生产区主干线总长度约为260米,以架空敷设为主，部分管段可根据实际情况直埋敷设。经初步计算，余热锅炉至汽轮机房管道公自然补偿为主汽轮机房至化工生产区设计压力为1.6MPa，管道公称直径为426四、管道保温直埋敷设管道，保温材料采用带高密度聚乙烯外保护层的聚氨脂保温材料。架空管道主保温层采用硅酸盐保温材料，外保护层为铝玻璃钢。五、土建架空采用独立T形或兀形支架。六、生产组织和定员见本报告第九章。七、工程实施计划热力网与热电厂同步建设，施工工期二个月。

第六章环境保护一、项目简述广西北海能源有限公司余热废气发电站为新建项目，本期规模：1xC12-3.43/0.98抽汽凝汽式机组，配1x75t/h燃气锅炉和1x80吨/小时余热锅炉一台。余热废气发电站厂址选定在位于北海能源有限公司发展规划区动力站区。为贯彻执行环保设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用的“三同时”原则，按照国家计委和国家环保局颁发的《建设项目环境保护设计规定》编制本项目环保和监测设计，实现项目经济目标与环保和社会目标的统一，将项目建设运营对当地环境所造成的不利影响降到最低限度。二、执行标准（一）环境质量标准<1>《环境空气质量标准》GB3095-1996（2000修订版）<2>《地表水环境质量标准》GB3838－2002<3>《地下水质量标准》GB/T14848-1993<4>《城市区域环境噪声标准》GB3096-93（二）污染物排放标准<1><2>《污水综合排放标准》GB8978-1996<3>《工业企业厂界噪声标准》GB12348-90三、项目所在地区的环境现状公司厂址处于xx经济开发区，根据大气功能区划分，为“二类区”，执行GB3095-1996《环境空气质量标准》及修改单(环发［2000］1号发布中“二级标准”。2004年2月24-26日广西北海市环境监测站对该地区厂址周围进行三天连续监测，设立监测点位3个分别在1#厂址中心、2#厂区东北面彭鲁村、3#西南面居民区各布一个点，具体布点位置见附图，采样时间为每日18个小时连续采样，监测分析方法及结果详见表6-1：监测分析方法及结果表表6-1点位监测项目监测时间监测值评价指数达标率监测方法1#(厂址中心)TSP2月24号0.1200.40100%按GB/T-15432、GB8970-88有关规定进行2月25号0.1160.382月26号0.1120.36SO22月24号0.0180.12100%2月25号0.0160.112月26号0.0150.10NO22月24号0.0170.25100%2月25号0.0150.192月26号0.0140.182#(厂区东北面彭鲁村)TSP2月24号0.1180.39100%按GB/T-15432、GB8970-88有关规定进行2月25号0.1170.382月26号0.1160.38SO22月24号0.0170.12100%2月25号0.0160.112月26号0.0170.12NO22月24号0.0160.20100%2月25号0.0150.192月26号0.0160.203#(西南0面信心村六组居民区)TSP2月24号0.1190.40100%按GB/T-15432、GB8970-88有关规定进行2月25号0.1200.402月26号0.1180.39SO22月24号0.0170.12100%2月25号0.0180.122月26号0.0160.11NO22月24号0.0150.19100%2月25号0.0160.202月26号0.0150.19从表中看出，厂地周围环境空气中，三项监测因子TSP、SO2和NO2的监测值均低于相应标准限值(TSP为0.3mg/m3，SO2为0.15mg/m3,NO2为0.08mg/m3)，达标率为100%，厂址所在区域环境空气质量良好。

四、拟建装置排放的主要污染物见表6-2。 “三废”排放情况一览表表6-2厂址所在地声环境质量现状监测结果统计表表6-3等等效声级测点编号昼间夜间24日25日26日24日25日26日1#64.563.864.848.949.349.22#64.864.064.746.946.245.73#46.946.245.736.936.836.14#44.944.444.036.836.136.65#45.045.044.036.736.136.66#44.044.042.936.237.137.07#51.351.551.339.138.738.68#47.546.646.936.937.436.89#56.757.156.041.942.141.810#43.241.042.836.837.237.343.844.643.937.236.936.7

五、主要环保技术措施及环境影响评价（一）废气治理1、大气污染治理技术措施余热废气发电站本次选用的是燃气余热锅炉，总体热效率高达85～88%，直接有效地减少了污染物的排放总量。由于本余热废气发电站设计利用重油催化裂解反应再生烧焦烟气的热量，含硫量较低占0.035%，补充燃料为经过脱硫后的催化干气。硫含量小于20ppm，因此，不存在二氧化硫和三氧化硫对大气的污染。80万吨年重油催化裂解反应再生的烟气，经过多管旋流式三级旋风分离器分离后，为确保催化烟气轮机正常运行，粒径大于5um的不大于10mg/Nm3，除尘效率η≥99.999%，除尘器出口烟尘浓度小于46mg/Nm3，小于国家规定的排放标准50mg/Nm3。技术上可行，经济上合理，且可以最大限度地满足新的环保标准要求。（三）废水排放治理本次结合厂址环境与区总体规划相配合，拟采用雨水与生活、生产污水分流制，并对工业废水和生活污水排入总公司污水处理站，达标排放。本工程不设污水处理工程。因此，本项目不会对水体产生较大的影响。（四）噪声治理本余热废气发电站投产后，噪声主要来源为设备运转的机械噪声及锅炉排气及风机产生的空气动力噪声，噪声级均在85～100dB（A）左右，设计根据《工业企业噪声控制设计规范》的要求，针对不同的噪声源，采取综合防治措施。为了改善操作环境，在设备选型时尽量选用低噪音设备，对噪音比较大的设备采取降噪措施，如设置减振基础，设备加防护罩和消音器，并室内放置；对操作室做隔音处理；厂区周围及高噪音设备周围种植降噪植物；工人不设固定岗，只作巡回检查；对需要现场操作的工人发放耳塞、耳罩等。采取这一系列的措施后，预计设备产生的噪音值对厂界和区域环境的噪音的贡献将降为最低。拟建装置投产后的噪音能达到《工业企业厂界噪声标准》和《城市区域环境噪声标准》的要求。六、厂区绿化为了美化厂区，净化空气，减低噪声，道路两旁均进行绿化设计，树种的选择根据装置污染物的特点，选择减噪、抗SO2，有较好空气净化能力，适应性强，易种植和成活的植物种类，并定时浇水与管理。七、环境监测根据小型火力发电厂设计规范的要求，本热电站可以不设环境监测站，电站的环境监测工作由市环境监测站统一管理}。八、环境评价结论拟建余热废气发电项目符合国家的产业政策和环保政策，所排废气、废水、废渣及运行和建设阶段产生的噪音均满足相应的标准要求，余热废气发电站投产之后，对环境空气、地表水、地下水的影响不大，从总体规划讲，拟建余热电站有利于当地大气环境质量的改善。拟建余热废气发电站符合清洁生产要求，拟采取的各项污染物防治措施技术上成熟、可行，经济上合理，具有良好的环境效益和社会效益。环境评价报告书附后。

第七章消防、劳动安全与职业卫生第一节消防一、设计范围本工程消防设计的范围为余热废气发电站围墙以内区域。由于余热废气发电站在消防队的服务半径内，故余热废气发电站内可以不设消防车辆，只按规范设置常规的自救消防设施与用具。二、设计依据1、《建筑设计防火规范》GBJ16-87（2001年版）2、《火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》三、工程的火灾危险性类别该工程火灾危险性类别为丁类，其中电站主厂房等建筑物火灾危险性类别均为丁类。四、消防设施及措施（一）室外消火栓系统室外消火栓系统消防用水量为30L/s，与一次水管道合用。该管道为环状管网，管网上设室外地上式消火栓8座，其间距约90m，消火栓保护半径为110m，管网内压力为0.3MPa。满足低压消防给水的要求。不单独设消防、生产、生活水池，由中国石油天燃气总公司华东石油勘察设计研究院负责统筹考虑。2、室内消火栓系统室内消火栓系统消防水量为25L/s。室内消防管网为环状管网，每层均按规定设有室内消火栓，室内消火栓间距约为27m，保护半径为29m。消防水系统由中国石油天燃气总公司华东石油勘察设计研究院负责统筹考虑，我院负责厂房内消防水系统设计。3、根据各建筑物的使用性质，均按规定设置足量的手提式干粉灭火器或二氧化碳灭火器。4、补燃区采用移动式泡沫消防器材和惰性气体消防系统。第二节劳动安全与职业卫生一、编制依据为贯彻执行建设项目中劳动安全与职业卫生技术措施的“三同时”制度，遵照下列文件对本工程在各个生产环节设置了有关防火、防爆、防尘、防毒、防腐蚀、防噪声、防机械损伤，防雷电、采暖通风的劳动安全与职业卫生技术措施。1、《中华人民共和国安全生产法》2、劳动部劳字（1988）48号《关于生产性建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定》。3、小型火力发电厂设计规范（GB50049-94）4、火力发电厂建筑设计技术规定5、火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定6、火力发电厂汽水管道设计规定（DL/T5054-1996）7、火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-1996）8、电力设备过电压保护设计规程（SDJ7）9、电力设备接地设计技术规程（SDJ8）10、电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）（DL5009.1-1992）11、关于做好发电厂和变电所电气设备电缆及油系统火灾检测与灭火设计的通知[水电部（86）水电电规字第6号]12、火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053-1996）13、爆炸和火灾危险场所电力装置设计规范（GBJ50058-1992）14、《工业企业设计卫生标准》15、《建筑设计防火规范》GBJ16-87(2001年版)16、《工业企业噪声控制设计规范》17、《机械防护安全距离》18、《建筑防雷设计规范》19、《工业企业采暖通风和空气调节设计规范》20、《用电安全导则》二、建、构筑物防火设计原则及措施根据《建筑设计防火规范》及《小型火力发电厂设计规范》的规定，本工程所有建、构筑物的耐火等级，按其在生产过程中