年产20万吨丁醇项目可行性自备电厂扩建工程可行性计划书

目录TOC\o"1-3"\h\z1总论 11.1项目背景 11.2投资方及项目单位情况 11.3研究范围 21.4项目概况 21.5建设的必要性 52电力系统 72.1总厂电力系统概况 72.2电力负荷预测 72.3电力平衡 72.4接入系统方案 83热负荷 93.1供热现状 93.2热负荷 94燃料供应 114.1煤源 114.2煤质 114.3燃煤的运输 124.4锅炉点火燃料品种 125厂址条件 135.1厂址概述 135.2交通运输 145.3水文气象条件 155.4电厂水源 155.5地震、地质及岩土工程 155.6厂址选择意见 166工程设想 166.1全厂总体规划及厂区总平面规划布置 166.2机组选型及供热方案 206.3主机技术条件 266.4热力系统 286.5燃烧系统 296.6电气部分 306.7燃料输送系统 346.8除灰渣系统 366.9化学水处理系统 376.10热工自动化部分 396.11主厂房布置 416.12建筑结构部分 426.13供、排水系统 456.14消防部分 466.15采暖通风部分 477烟气脱硫与脱硝 487.1烟气脱硫 487.2烟气脱硝 488环境及生态保护与水土保持 488.1污染现状 488.2环境影响评述 508.3污染防治措施 518.4水土保持 538.5环保设计的投资 539综合利用 539.1合理利用能源 539.2节约能源措施 5410劳动安全 5510.1设计依据 5510.2主要工艺、原料、设备及主要职业危害 5610.3生产过程中危险、危害因素分析 5610.4劳动安全防护措施 5711职业卫生 6211.1设计依据 6211.2防尘、防毒及防化学伤害 6311.3防暑、防寒、防潮 6411.4防噪声及防振动 6411.5职业卫生检测机构的设置 6411.6结论及建议 6512资源利用 6512.1原则要求 6512.2土地利用 6512.3水资源利用 6612.4建筑材料利用 6713节能分析 6813.1遵循的节能标准及规范 6813.2节能措施、效果及指标对比分析 7114人力资源配置 7314.1定员标准 7314.2机组控制方式及自动化水平 7314.3劳动定员 7315项目实施条件和建设进度及工期 7415.1施工场地情况 7415.2项目实施的建设进度和工期 7516投资估算及财务评价 7616.1投资估算 7616.2经济评价 7917风险分析 8317.1燃料价格变化风险 8317.2市场变化风险 8317.3资金风险 8417.4风险评估及防范措施 8418经济与社会影响分析 8518.1经济影响分析 8518.2社会影响分析 8519结论与建议 8619.1工程建设必要性 8619.2存在问题及建议 87附件附件1xxxx省发改委文件，吉发改审批字【2008】81号“关于核准xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx收购原xxxx省吉发生化医药食品有限公司18万吨/年玉米加工项目资产并恢复建设12万吨/年玉米加工能力和投资建设20万吨丁醇项目申请报告的批复”；附件2xxxx省环境保护厅文件，吉环审字【2010】293号“关于xxxxxxxx20万吨/年丁醇项目自备电厂扩建工程环境影响报告书的批复”；附件3xxxx省水利厅文件，吉水政资【2010】123号“xxxx省水利厅关于xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx20万吨/年丁醇项目水资源论证报告书的批复”；附件4xxxx市规划局文件，本项目“建设项目选址意见书”；附件5xxxx市规划局文件，本项目“建设用地规划许可证”及副本；附件6xxxx省电力有限公司部门文件，吉电发展部【2008】53号“关于开展xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx20吨丁醇项目扩建一台12MW背压式汽轮发电机组接入系统可研工作的复函”；附件7xxxx市人民政府与xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx签订的《购地协议书》；附件8xxxx市安全生产监督管理局文件，吉市安监危化项目审字【2010】0005号“危险化学品建设项目安全许可意见书（试行）”；附件9本项目的“房屋所有权证”；附件10xxxx省电力有限公司文件，吉电发展【2010】110号“关于印发《xxxxxxxx20万吨/年丁醇项目自备电厂接入系统可行性研究报告审查意见》的通知并附本工程接入系统审查意见；附件11xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx与xxxx市天力煤炭有限公司签订的《煤炭供货协议书》；附件12xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx与xxxx松润墙体材料厂签订的《炉渣销售合同》；附件13xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx与xxxx市龙华燃料有限责任公司签订的《煤炭采购协议》；附件14xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx与xxxx市万联化工实验仪器经销有限公司签订的《石灰石供应协议》；附件15xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx工业用汽负荷统计表；附件16本项目水质分析报告；附件17本项目煤质分析报告单；

附图目录序号图纸名称图号1厂址地理位置图F307K-Z012厂区总竖向布置图F307K-Z023厂区施工总平面布置图F307K-Z034电气主接线图F307K-D015供水系统图F307K-S016水量平衡图F307K-S027原则性除渣系统图F307K-C018原则性除灰系统图F307K-C029原则性锅炉补给水处理系统图F307K-H0110运煤系统流程图F307K-M0111全厂自动化系统规划图F307K-K0112原则性燃烧系统图F307K-J0113原则性热力系统图（方案一）F307K-J0214原则性热力系统图（方案二）F307K-J0315主厂房平面布置图（方案一）F307K-J0416主厂房断面布置图（方案一）F307K-J0517主厂房平面布置图（方案二）F307K-J0618主厂房断面布置图（方案二）F307K-J07PAGE1231总论1.1项目背景xxxxxxxx20万吨/年丁醇项目自备电厂作为xxxxxxxx生物科技有限公司的自备电厂，现有机组规模为90年代初建设的2×75t/h中温中压煤粉锅炉+1×B6-3.43/0.98型汽轮发电机组。随着xxxx公司的不断发展，目前电厂的供热能力已满足不了热负荷增长的需要。因此，需对原热电厂进行扩建，扩建点在原厂厂房扩建端续建，项目拟投资9千万元，建设规模为：2×75t/h中温中压循环流化床锅炉+1×B12-3.43/0.98型汽轮发电机组。1.2投资方及项目单位情况xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx控股股东为上海xxxx生物技术研发中心有限公司和非控股股东CIB公司。上海xxxx生物技术研发中心有限公司注册资金近两亿元人民币，公司地址在上海张江高科技园区，是目前中国投资最大的私营生物技术研发中心。至目前为止，上海xxxx生物技术研发中心有限公司已向国外大型生物公司转让6项技术，同时，拥有经国家生物工程中心认证的25项生物技术专有权，这些成熟的生物工程系列产品技术，具有广阔的市场前景。2006年度张江高科技园区优秀企业评选活动中，被评为最具权重的“创业之星”。上海xxxx生物技术研发中心有限公司承担国家“十五”攻关项目“发酵工程关键技术研究与重大产品开发”的七项课题中两项主课题和四项专题，是承担国家级攻关项目最多的单一公司，投资于山东省济宁市的山东xxxx里能生物高科技有限公司是上海xxxx生物技术研发中心有限公司的中试和成果的产业化基地，投资数亿元人民币长碳链二元酸生产线于2002年底建成投产，可生产C9到C18的系列产品，技术与规模均处于世界领先水平，在很多应用领域属于首创。xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx拟投资建设20万吨/年丁醇以及13万吨/年玉米加工生产线，计划2012年3月投产。xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx坐落在xxxx市龙潭区华丹大街99号，占地160公顷，现有自备热电厂、以及相应的生产车间和充足的供水、污水处理等公用工程的基础设施。1.3研究范围本可行性研究报告研究范围主要为xxxxxxxx20万吨/年丁醇项目自备电厂扩建2×75t/h循环流化床锅炉+1×B12供热式汽轮发电机组的建厂条件和必要性。按照国家发改委DL/T5375-2008《火力发电可行性研究报告内容深度规定》和《热电联产项目可行性研究技术规定》的要求开展工作。研究电厂的各工艺系统、土建、环境保护、投资估算和经济效益分析和项目的可行性。由业主另行委托的设计项目电厂环境影响评价；电厂接入系统设计；水文气象与工程地质；厂区外道路设计；灰渣综合利用工程；供热管网设计；1.4项目概况本工程为扩建工程，项目建设地点位于xxxx市，扩建规模为2×75t/h中温中压循环流化床锅炉+1×B12-3.43/0.98型汽轮发电机组。1.4.1项目建设地概况xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx，位于xxxx市北郊、原xxxx松源食品工业公司厂区内(原为生产TNT的5515厂旧址)。其位置东经126°28′北纬43°57′。xxxx市地处东北腹地长白山脉向松嫩平原过渡地带的松花江畔，三面临水、四周环山。总面积27120平方公里。xxxx市境内水系发达，流域面积超过500平方公里的河流18条。20平方公里以上的河流372条。由松花江、拉林河、牡丹江3个水系的部分河段和支流组成。松花江水系在xxxx市境内流域面积为22336平万公里，占全市总面积的84%；xxxx市境内多年平均水资源量166.61亿立方米，当地地表水平均水资源量71.67亿立方米。多年平均入境水量87.35立方米，多年平均地下水资源量10.67亿立方米。据1999年统计，当年全市平均降水量597.2毫米，地表水资源量47.30亿立方米，入境水量66.67亿立方米。xxxx市人均水资源量1843立方米，考虑入境水量，人均水资源量3875立方米，为全国平均水平的1.8倍，北方城市的5.4倍。xxxx市城区地下水资源量2.02亿立方米，可开采量2.19亿立方米。xxxx市龙潭区处于东北亚经济圈的前沿，区域内的中国、俄罗斯、日本、韩国、朝鲜等国之间的劳动力、能源、资金、技术等经济要素等存在明显的互补性，是发展的有利因素，与世界经济接轨，是xxxx省吉长经济走廊的重要端点，是xxxx省发展工业、拓展城市发展的最佳区域。全区幅员面积1209平方公里。全区总人口为53.7万，其中非农业人口35.6万，占总人口的66%，农业人口18.1万，占总人口的34%。区内居住有汉、蒙、回、朝、锡伯、赫哲、俄罗斯、瑶等20多个民族。政区自然特征：地处长白山脉向松嫩平原过渡地带，松花江在龙潭区西侧，半包围流程58公里。西边是肥沃的冲积平原，东边是长白山野生资源丰富的低山丘陵区。地势多为平原和丘陵，属中温带大陆季风气候，四季分明，年平均气温3℃--5℃，降水量650--750毫米，无霜期130天。xxxx市交通便利，是中国东北五大交通枢纽之一，铁路可直达长春、沈阳、大连、哈尔滨、上海、北京等地；长春—珲春高速公路在区内设有入口，通过省际高速公路网直达全国各地。龙潭区距新建机场80公里，距xxxx火车站6.5公里。全区交通发达，为全面推进重点工程建设，累计投资20亿元，完成了遵义东路、遵义西路、湘潭街、“东出口”、“西出口”等改造建设工程。1.4.2编制依据1)xxxxxxxx生物科技有限公司与我院签订的设计合同；2)《热电联产项目可行性研究技术规定》；3)火力发电厂设计技术规程及各有关专业技术规程、规范；1.4.3主要设计原则1)本期扩建2炉1机。公用系统与老厂统一考虑；2)按“以热定电”的原则进行机组选型和设计规划；3)各工艺系统的设计，应有节约能源，改善环境，减少占地，合理控制工程造价，提高经济效益所采取的措施；4)各类建（构）筑物在设计上简单实用，与主体风格融为一体，优先考虑就地取材；5)最大限度利用原热电厂的设施和能力，降低工程造价。可利用的部分有，综合生产办公楼、部分运输设备、后勤支援；6)热机部分：装机为2×75t/h循环流化床锅炉＋1×12MW背压式汽轮发电机组；7）机组按“以热定电”方式运行，发电设备年利用小时数取6500h。8）输煤系统利用上期煤场，不需扩建，上期输煤系统已经预留本期上二炉的一条输煤皮带和碎煤机的位置。9）电厂燃煤为铁路运输，老厂现有卸煤及贮煤系统满足扩建后4台75t/h锅炉燃煤要求。10）掺烧石灰石按购入成品方案考虑；11）化学部分：扩建工程与原有的一期工程共用一套化学系统，仅需在原厂房内对原有系统进行改造增容。12）除灰渣部分：除灰渣系统采用灰渣分除干式除灰、渣系统，厂内设灰、渣贮存库，灰以气力除灰方式将灰输送至灰库，渣通过链斗式除渣机送至渣仓，灰、渣由汽车运输，灰渣全部综合利用。13）电气部分：电气出线按2回，电压等级按10KV；14）热控部分：机炉采用DCS分散控制系统，输煤、除灰、化学控制采用程控控制方式。15）水工部分：电站用水由总厂水源供给，本期新建的1座20016）工业水全部回收利用；17）厂区雨水排水采用路面排水至厂内的排水系统；18）主厂房土建结构体系为框排架形式，框架纵梁均采用现浇钢筋混凝土结构。主厂房围护结构采用乳白色保温彩色压型钢板。1.5建设的必要性1.5.1供热需要本项目工程为xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx自备电厂扩建工程，电厂现有机组规模为90年代初建设的2×75t/h中温中压煤粉锅炉+1×B6—3.43/0.98型汽轮发电机组，可供蒸汽70t/h，用于现有10万吨/年淀粉、3万吨/年变性淀粉、3万吨/年葡萄糖车间、供水、污水处理等公用设施工业用汽。随着xxxx公司的不断发展，计划2012年3月投产20万吨丁醇项目及13万吨玉米加工生产线，配套的锅炉、污水处理等设施，新增200t/h蒸汽负荷，现有电厂的供热能力已满足不了热负荷增长的需要。因此，本工程对原热电厂进行扩建，建设规模为：2×75t/h循环流化床锅炉+1×B12汽轮发电机组。1.5.2供电需要由于扩建20万吨丁醇项目及13万吨玉米加工生产线，配套的电气设施大大增加了全厂电力用电负荷，给厂内电网带来增容扩建等问题，也同时加大了市电力系统供电负荷压力，影响供电质量。新增一台12MW发电机组后，可极大的缓解以上问题，所发电力在厂内消耗，对降低生产成本有重要意义。从以上叙述中不难看出热电厂的建设是非常必要的。2电力系统2.1总厂电力系统概况xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx一期已完成装机容量为1×6MW供热发电机组，10.5KV发电机电压母线采用单母线分段接线，设出线二回。本期项目热电工程建设规模为扩建2×75t/h循环硫化床锅炉+1×12MW背压式汽轮机，与汽轮机配套的发电机为1×12MW发电机，发电机出口采用专用断路器，直接接入一期10.5KV机压母线。本工程主要生产装置为园区各子项工程的生产系统。由于各子项工程的规模比较大而且还有大型生物发酵反应系统，动力负荷比较集中，在因意外事故停产时，在短时期内难以正常运行，经济损失较大，因此确定本工程为二类负荷。2.2电力负荷预测总厂现有电气负荷19361kW，本项目工程的扩建规模为：20万吨丁醇项目及13万吨玉米加工生产线，配套锅炉、污水处理等设施。二期工程投产后，总装机容量为18000kW，全厂用电设备总额定容量42958kW，年生产用电为1.8亿度。2.3电力平衡2.3.1名称电力负荷（MW）发电量（MW）累计负荷（MW）原有工程8.646-2.64新建工程12.6612-0.66合计21.318-3.3根据上表统计数据，新增项目投产后，全厂电力负荷负平衡，电厂所发电力就地消耗，不足部分外购。2.3.2本扩建工程为企业自备热电厂，主要供热，以热定电。所发电力总厂自用并与外部系统联网，但不上网发电，对电力系统作用很小。2.3.3由于扩建20万吨丁醇项目及13万吨玉米加工生产线配套的电气设施大大增加全厂内电力用电负荷，给厂内电网带来增容扩建等问题，也同时加大了市电力系统供电负荷压力，影响供电质量。新增一台12MW发电机组后，缓解了以上问题，所发电力厂内消耗，对降低生产成本有重要意义。2.4接入系统方案方案：本工程按1×12MW机组一次性设计，发电机机端电压为10.5kV，发电机出线直接接入电厂10.5kV机压母线II段。见接入系统方案报告。3热负荷3.1供热现状xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx，位于xxxx市北郊、原xxxx松源食品工业公司厂区内(原为5515军工企业)。xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx厂区，一九八七年改为xxxx新源玉米开发有限公司，开始进入玉米深加工行业；一九九零年投资19500万元建设第一条玉米加工生产线，是当时国内大型现代化玉米加工企业之一，老自备电站也同时建成投产，2台75t/h煤粉炉，配1台6MW背压式汽轮机。表1现老厂装机情况表项目老自备电厂备注锅炉2×75t/h3.82MPa450中温中压煤粉炉汽轮机1×B6-3.43/0.983.43MPa435背压式汽轮机3.2热负荷3.2.1自备电站主要是向化工厂各工艺车间供汽。3.2.1最大（t/h）平均（t/h）201厂（丁醇厂）（0.98Mpa）3333淀粉厂（0.98Mpa）1919定性淀粉厂（0.98Mpa）55小计5757换热站（0.294Mpa）42合计61593.2.1.2新建装置用工业蒸汽负荷最大（t/h）平均（t/h）配料联消（0.98Mpa）5445发酵工段（0.98Mpa）1613蒸馏工段（0.98Mpa）7265原料处理（0.98Mpa）3428污水（0.98Mpa）1613小计192164换热站（0.294Mpa）84合计2001684燃料供应4.1煤源热电厂本期扩建2×75t/h循环流化床锅炉＋1×B12MW汽轮发电机组。扩建后全厂4×75t/h循环流化床锅炉每小时燃煤量61.67t，日耗煤量1356.7t，年耗煤量40.09×104t。电厂所需原煤主要来自舒兰煤矿，距电厂70km。舒兰市矿产资源十分丰富。煤田系新生代第三纪新统煤田，属于褐煤，具有灰份高、水分大、发热量低的特点。煤矿储量5000×104t，可开采量4000×104t，舒兰矿务局年产褐煤240×104t，完全可以满足电厂需求。4.2煤质热电厂提供的煤质资料如表4-1序号项目单位设计煤质1收到基碳%32.512收到基氢%2.583收到基氧%10.894收到基氮%0.815收到基硫%0.296收到基灰份%37.497收到基水份%15.438干燥无灰基挥发份%48.249空气干燥基水份%2.8810空气干燥基挥发份%23.4911空气干燥基灰份%48.4312空气干燥基挥固定碳%25.2113收到基低位发热量KJ/kg1189014灰的变形温度℃105015灰的软化温度℃134016灰的熔化温度℃140017可磨系数0.984.3燃煤的运输本工程燃料运输采用铁路运输的方式，xxxxxxxx公司厂区铁路专用线与xxxx市金珠站接轨。电站现有卸煤线一条。4.4锅炉点火燃料品种锅炉点火设计为油燃烧器床下点火。本期工程只负责锅炉房内点火油系统的设计。点火供油管路的压力应不小于2.0MPa,点火油泵房的设备容量不用增加，由业主自行对老厂原有管路进行改造。5厂址条件5.1厂址概述5.1.1厂址xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx，位于xxxx市北郊、原xxxx松源食品工业公司厂区内(原为生产TNT的5515厂旧址)。其位置东经126°28′北纬43°57′。xxxx市地处东北腹地长白山脉向松嫩平原过渡地带的松花江畔，三面临水、四周环山。总面积27120平方公里。xxxx市境内水系发达，流域面积超过500平方公里的河流18条。20平方公里以上的河流372条。由松花江、拉林河、牡丹江3个水系的部分河段和支流组成。松花江水系在xxxx市境内流域面积为22336平万公里，占全市总面积的84%；xxxx市境内多年平均水资源量166.61亿立方米，当地地表水平均水资源量71.67亿立方米。多年平均入境水量87.35立方米，多年平均地下水资源量10.67亿立方米。据1999年统计，当年全市平均降水量597.2毫米，地表水资源量47.30亿立方米，入境水量66.67亿立方米。xxxx市人均水资源量1843立方米，考虑入境水量，人均水资源量3875立方米，为全国平均水平的1.8倍，北方城市的5.4倍。xxxx市城区地下水资源量2.02亿立方米，可开采量2.19亿立方米。xxxx市龙潭区处于东北亚经济圈的前沿，区域内的中国、俄罗斯、日本、韩国、朝鲜等国之间的劳动力、能源、资金、技术等经济要素等存在明显的互补性，是发展的有利因素，与世界经济接轨，是xxxx省吉长经济走廊的重要端点，是xxxx省发展工业、拓展城市发展的最佳区域。5.1.工程扩建部分在厂区北部，与原有自备电站主厂房紧邻。扩建场地为厂内原有土地，不用征地，扩建厂址与老厂紧密结合，节省用地。厂区所在地属丘陵地带，地形较为开阔，自然标高为202m--220m之间，坡度为2%。电站位置布置在主厂区围墙外西侧的丘陵地上，靠近原TNT成品专用线，为全厂最高点。厂址区域百年一遇洪水位标高201m，影响厂址区域的洪水主要来自厂区突发性爆雨和山上冲水，工厂周围都建有排水系统，且厂区自然地面标高高于洪水水位标高，因此，厂址不受百年一遇洪水威胁。厂址下无矿藏、无断裂带5.1.3厂区西北侧隔江与xxxx经济开发区的xxxx化纤公司和沱牌农产品开发有限公司（原天河）相望，北侧为农田和丘陵，东侧靠近xxxx华润啤酒有限公司。厂区所在地属丘陵地带，地形较为开阔，自然标高为202m~220m之间，坡度为2%。厂区附近无风景区、无文物、无军事设施、无保护地。5.2交通运输本工程厂址位于xxxx市龙潭区，xxxx市龙潭区距离长春市80公里，距离龙嘉机场40公里，距离xxxx市区15公里，有国家干线铁路长图线及九站联络线通过，xxxx铁路枢纽的一个棋盘站位于龙潭区内，厂内现有铁路专用线总长约6公里，直通棋盘站。xxxx龙潭区两侧为两条高速公路，一条为长春—xxxx—珲春高速公路，连接xxxx省的三个重点经济区域：长春、xxxx、延边，厂区距离长吉高速公路约4公里；另一条为拟建的吉哈（xxxx-哈尔滨）高速公路位于xxxx龙潭区北侧。工厂的主要道路华丹大街与吉哈公路、连接，由此可进入xxxx市及全国路网，公路运输条件良好。厂区距舒兰煤矿70公里。燃料运输距离较近，且有保证供应的条件。厂区南距牤牛河3公里，西隔丘陵约2.5公里为松花江，与xxxx市化纤厂、xxxx燃料乙醇厂相对；北靠丘陵荒地。该厂的交通运输极为方便，给水、供电、排水条件好。5.3水文气象条件xxxx市属大陆性季风气候、四季分明。春季少雨干旱、夏季多雨湿热、秋季凉爽多晴、冬季漫长寒冷。历年极端最高温度36℃历年极端最低温度-40.2℃年平均降水量674.2mm日最大降水量119.3mm最大风速为30.0m/s均风速3.1m/s全年主导风向SW夏季主导风向SE冬季主导风向SW最大积雪厚度460mm土壤最大冻结深度为1.24m多年平均大气压力为993.50hPa5.4电厂水源xxxxxxxx公司现有水源取水能力1700m3/h，为满足全厂工艺系统需要，规划在第二松花江取地表水，取水设施岸边取水能力为1245m3/h，总供水能力为2945m3/h，5.5地震、地质及岩土工程在大地构造环境上，xxxx地区属吉里褶皱带的xxxx向斜，构造地层以花岗岩侵入体为主，其次为二迭纪粘板岩与角页岩。上覆第四纪冲洪积、沼泽沉积、洪坡积地层。地层自上而下分别为耕土、亚粘土、轻亚粘土、游泥质亚粘土、粉细砂、碎石、碎石角砾、卵石园砾、岩层。就整个地区来说，东北部、北部粘性土厚度较大，砂类厚度较小，其中卵石层厚度也在6m左右；高河漫滩阶地上，顶部的亚砂土及亚粘土厚度为0-1m，细砂厚度为0.5m-3.1m，卵石、碎石层厚度约7m-15m，在低河漫滩阶地及河漫滩区，由卵石、碎石所分布，其厚度为6m-20m据已有资料，厂址下没有发现可供开采的矿藏及文物。建议业主尽快做厂址区域内的勘探工作，以便设计院在下一步工作中选择适宜的地基基础。5.6厂址选择意见本期扩建部分工艺系统和建构筑物均与老厂相连，紧靠老厂房北侧扩建，故只选一个厂址方案。厂区地势平坦，扩建后厂内建筑结构更加紧密，土地利用率更高，综合办公楼等辅助建筑可以与老厂共用不需新建；扩建厂址使用权为电厂所有，不占耕地，不需拆迁。厂址的基本条件及技术经济性比较合理。6工程设想6.1全厂总体规划及厂区总平面规划布置6.1.16.1.1.1电厂容量现有机组规模为有90年代初建设的2×75t/h中温中压煤粉锅炉+1×B6-3.43/0.98型汽轮发电机组。随着xxxx公司的不断发展，目前电厂的供热能力已满足不了热负荷增长的需要。因此，需对原热电厂进行扩建，建设规模为：2×75t/h中温中压循环流化床锅炉+1×B12-3.43/0.98型汽轮发电机组。6.1.1.2厂区用地厂区本期用地1.20hm2。6.1.1.3厂址方位本工程位于xxxx市北郊、原xxxx松源食品工业公司厂区内(原为生产TNT的5515厂旧址)，扩建部分在厂区北部，与原有自备电站主厂房紧邻，属扩建项目。6.1.1.4高压出线及走廊一期工程已建设高压厂用备用变压器，电源由厂内10kV配电装置引接，本期10kV不新增加出线。6.1.1.5供水水源本期水源为地表水，规划在第二松花江取地表水，备用水源采用老厂供水水源。6.1.1.6燃料运输厂区距舒兰煤矿70公里，燃料运输距离较近，且有保证供应的条件。6.1.1.7除灰本期除灰系统采用正压浓相气力输送系统方式。本期灰库布置在引风机室扩建端侧。每台锅炉尾部安装一台布袋除尘器。每个灰斗下设一台输灰仓泵。经输灰管道将灰送至灰库。灰库的有效容积为600m3输送飞灰所需气源由空气压缩机供给，输灰用空气压缩机及其附属设备布置在空气压缩机房内。6.1.1.8电厂排水防洪电站布置在主厂区围墙外西侧的丘陵地上，靠近原TNT成品专用线，为全厂最高点，影响厂址区域的洪水主要来自厂区突发性爆雨和山上冲水，工厂周围都建有排水系统。厂址处不存在内涝积水现象。6.1.1.9电厂生活区本期工程电厂生活区结合老厂生活区共同考虑。6.1.1.10施工生产及生活区规划根据本工程厂址所处的地理条件，对施工场地进行了合理布置。施工生产区规划布置在主厂房扩建端。本工程施工生产区总用地0.78hm2，其中土建0.22hm2，安装0.26hm2,设备置场0.20hm2，施工生活区0.10hm2。6.1.2厂区总平面规划6.1本期设计是在老厂厂址上进行厂区总平面规划布置的。主厂房采用四列式布置，固定端与原主厂房扩建端平行布置。自东向西依次为汽机间、除氧煤仓间及锅炉房。锅炉房外侧为烟、尘、渣建筑，锅炉产生的烟气经除尘器处理达到排放标准后，通过120m高烟囱排入大气。化学水处理系统利用一期预留位置布置在老厂化学水处理室内，化学水经综合沟进入主厂房。由于本期扩建在原厂区内，原有辅助建筑可以满足扩建后使用要求，本期工程不对原有辅助建筑部分进行改造。贮煤场一期已经建设完成，本期不需扩建，位置在电厂西侧，位于xxxx公司常年最小风向的上风侧，位置合理。电厂来煤由铁路直接运入现有煤场。煤场设有两处地下煤斗，由推煤机推入煤斗，再经2#甲、乙输煤皮带进入碎煤机室，破碎后由3#甲、乙输煤皮带沿输煤栈桥分别送至前期和扩建主厂房。推煤机、运煤车库及煤水沉淀池等均利用一期预留位置布置，生活与消防用水本期扩建共同考虑，生活消防水泵房、蓄水池及工业废水回收泵房设在厂区西侧。新建主厂房、储煤场周围均设有消防通道。除尘器的灰斗下设有灰渣运输专用道路，电厂所产生的灰、渣都在此处装车运到厂外。详见厂区总平面布置图F307K-Z026.1本期位于老厂施工实施区，场地标高在215.20m～218.00m，主厂房同老厂标高相同，室外标高218.00m；化学水处理室贴建已有建筑，与原有建筑相同。室内配电装置室内标高218.30m。6.1.2.3厂区管线布置本工程根据厂区总平面布置特点及工艺要求，对各种管沟进行统一规划。主要沟、管道都集中布置在主厂房的固定端及A列外。厂区管线采用地下管沟和直埋敷设方式。（一）管线布置的原则在保证工艺流程合理，满足设计规范的前提下，选择合理路径，减少厂区用地，方便检修施工。管线采用地下敷设方式，为了节省管线走廊的占地面积，便于检修和施工。合理布置管线的路径和位置，尽量把需要沟道内敷设的管线布置在同一条沟道内，并作好沟道本身的防、排水设计。（二）厂区管线敷设方式管线及沟道敷设方式：直埋、沟道两种形式。(1）直埋：循环水供水管道、循环水排水管道、雨水管道、生活排水管、生产排水管、生产给水管、生活给水管、补充水管、消防给水管等。(2）沟道敷设：电缆沟、启动蒸汽沟等。6.1.2厂内道路全部采用城市型道路，主要道路宽6m，其它道路宽4.0m。为了便于维护使用，全部采用混凝土路面。道路布置按满足消防及运输的要求设计。主厂房、油罐区周围均设置了环形道路，各辅助、附属建筑分区均设置了环行道路。厂区路网相互贯通，可满足厂区的运输及消防要求。6.2机组选型及供热方案6.2.1机组选型根据热负荷及其特点，按照以热定电、热电联产、尽量降低工程投资的原则。本期拟建2炉1机供热机组，与前期2炉1机机组共同承担全厂工艺系统蒸汽负荷。能够满足供热需求。本工程燃用低发热量煤，低位发热量仅为11890kJ/kg，含硫量为0.29%。根据《热电联产项目可行性研究技术规定》第3.3.1条的规定，考虑环保因素，采用适合当地各种条件的、简单可靠的掺烧石灰石干式脱硫法，优先选用低循环倍率循环流化床锅炉(简称CFB锅炉)。6.2.2装机方案根据本工程以热定电的特点，为了满足热负荷的需要，本工程选择了以下两个方案进行设计。方案一：汽轮机：B12-3.43/0.98型发电机：QF-15-2型锅炉：2×75t/hCFB锅炉方案二：汽轮机：C12-3.43/0.98型发电机：QF-15-2型锅炉：2×75t/hCFB锅炉6.2.3汽平衡表1方案一最大工况蒸汽平衡表单位:t/h汽源用户3.82MPa锅炉4×75×92.8%=278.5合计:278.5老厂B6汽机进汽72B12汽机进汽201汽水损失5.5合计:278.5汽水损失147合计:146.50.98MPa老厂B6汽机排汽68B12汽机排汽193合计:261工业用户251减温减压器10合计:2610.294MPa减温减压器12合计:12厂区换热站12合计:12表2方案一平均工况蒸汽平衡表单位:t/h汽源用户3.82MPa锅炉4×75×80.6%=241.8合计:241.8老厂B6汽机进汽58B12汽机进汽179汽水损失4.8合计:241.8汽水损失147合计:146.50.98MPaB6汽机排汽54B12汽机排汽173合计:227工业用户222减温减压器5合计:2270.294MPa1﹟减温减压器6合计:6厂区换热站6合计:6表3方案二最大工况蒸汽平衡表单位:t/h汽源用户3.82MPa锅炉4×75×97.7%=293合计:293老厂B6汽机进汽72C12汽机进汽1201、2﹟减温减压器93汽水损失8合计:293汽水损失147合计:146.50.98MPa老厂B6汽机排汽68C12汽机抽汽901、2﹟减温减压器103合计:261工业用户2533﹟减温减压器8合计:2610.294MPa3﹟减温减压器12合计:12厂区换热站12合计:12表4方案二平均工况蒸汽平衡表单位:t/h汽源用户3.84MPa锅炉4×75×90.6%=272合计:272老厂B6汽机进汽72C12汽机进汽1201﹟减温减压器75汽水损失5合计:272汽水损失147合计:146.50.98MPaB6汽机排汽68C12汽机抽汽921﹟减温减压器80合计:240工业用户2343﹟减温减压器6合计:2400.294MPa2﹟减温减压器10合计:10厂区换热站10合计:106.2.4(一)方案一本方案扩建2×75t/h锅炉＋B12汽轮机与老厂2×75t/h锅炉＋B6汽轮机共同承担全厂各工艺系统蒸汽负荷。最大热负荷时扩建4炉2机同时运行，可满足总厂各工艺系统最大261t/h用汽量的需求。最大热负荷时当最大1台75t/h锅炉事故或检修，另3台75t/h锅炉额定工况运行，老厂B6汽轮机低负荷运行，新建B12机满负荷运行，B6机组供蒸汽42t/h，B12机组供蒸汽173t/h，共计215t/h，满足全厂82.4%蒸汽负荷的需要。本项目为二类负荷，事故时一些辅助设备可停用，可满足全厂剩余设备100%用量。最大热负荷时当最大一台B12汽轮机事故或检修时，老厂B6汽轮机额定工况运行，此时B6机组供蒸汽68t/h，通过减温减压器供蒸汽193t/h，可满足全厂用汽需要。(二)方案二本方案扩建2×75t/h锅炉＋C12汽轮机与老厂2×75t/h锅炉＋B6汽轮机共同承担全厂各工艺系统蒸汽负荷。单台C12汽轮机进气量较小，不能将锅炉产生的新蒸汽全部消耗，最大热负荷时，4炉2机同时运行，同时投入减温减压器，可满足全厂最大261t/h用汽量的需求。最大热负荷时当最大1台75t/h锅炉事故或检修，另3台75t/h锅炉额定工况运行，老厂B6汽轮机额定工况运行，新建C12机额定工况运行，B6机组供蒸汽68t/h，C12机组供蒸汽67t/h，减温减压器供蒸汽57t/h，共计192t/h，满足全厂73.5%蒸汽负荷的需要。本项目为二类负荷，事故时一些辅助设备可停用，可满足全厂剩余设备100%用量。最大热负荷时当最大一台C12汽轮机事故或检修时，老厂B6汽轮机额定工况运行，此时B6机组供蒸汽68t/h，通过减温减压器供蒸汽193t/h，可满足全厂用汽需要。6.2.5技术经济指标技术经济指标汇总表序号项目单位指标方案一方案二1全年发电量108kWh0.780.782全年供热量104GJ342.97342.97（182.39）3发电设备年利用小时数h650065004全年标煤耗量104t16.47517.9075供热标煤耗率kg/GJ41.7841.86供热标煤耗量104t14.3314.336（8.08）7发电标煤耗率g/kWh2753488发电标煤耗量104t2.1452.7149热电比%841（649）10全厂热效率%76.87111热化系数0.8960.47712年节约标准煤量104t/h5.815.22注：1.方案一为2×75t/h炉,B12-3.43/0.981机。2.方案二为2×75t/h炉,C12-3.43/0.981机。3.方案二全年供热量为汽轮机和减温减压器供热量合计，括号内数值为汽轮发电机组技术经济指标。6.2.66.2.方案(一)在设计工况下的经济性好，节能效果明显。背压机无冷源损失，其排汽可以和工艺生产良好配合，能够在较大的范围内满足供热要求，减少减温减压器的投入率。运行维护简单；系统简单，节省投资，机型运行比较灵活。能够在较大的范围内满足供热要求。缺点是发电量随着热负荷变化而波动，电量调节不灵活。方案(二)兼顾供热和凝汽发电；抽凝机可以根据热负荷调整抽汽量满足供热需要，同时满足发电需要。运行比较灵活，热负荷少时仍可稳定发电。缺点是系统复杂，投资增加，汽轮机进汽量与锅炉新蒸汽量不匹配，正常运行时需投入减温减压器，发电煤耗高，运行经济性差。6.2.6.2推荐装机方案根据上述分析，这两种方案机型均可满足本工程的供热需求。在满足供热需求的前提下，方案一机型热效率高，适应热负荷能力强。方案二发电效率高，供热能力不如方案一。方案一与方案二相比，方案一优点突出，煤耗低，全厂热效率高，年节约标准煤量多。此外根据本工程以热定电热电联产性质，推荐方案一作为建厂方案。6.3主机技术条件6.3.1锅炉技术参数锅炉型式：CFB锅炉锅炉最大连续蒸发量：75t/h过热蒸汽压力：3.82Mpa过热蒸汽温度：450℃给水温度：150℃锅炉保证效率：87%锅炉排烟温度：150℃锅炉排污率：2%6.3.2汽轮机技术规范：a汽轮机：背压式型号： B12-3.43/0.98型式: 背压额定功率： 12MW最大功率：15MW转数：3000r/min主汽温度： 435℃主汽压力： 3.43MPa额定进汽量： 179t/h最大进汽量： 221t/h排汽压力0.981MPa排气温度300℃额定排汽量173t/h最大排汽量213t/h6.3.3发电机技术规范：型号：QF-15-2型额定功率：12MW额定功率因数：0.85额定电压：10.5kV额定转速：3000r/min冷却方式：空冷励磁方式：静态励磁6.3.4热工自动化仪表范围和主要技术要求随主设备配套提供的热工自动化系统或仪表的范围、规模和主要技术要求：1、锅炉（1）FSSS炉前设备随锅炉成套供货，包括就地点火控制装置、燃油（速断）阀、蒸汽吹扫阀、油枪（点火枪）及驱动装置。（2）吹灰程控控制装置随锅炉成套供货，采用可编程序控制器(PLC)实现，通过通讯接口与DCS系统进行通讯，实现DCS统一监控。（3）随锅炉成套供货的电动阀门应统一配供380VAC智能一体化阀门电动装置,重要工艺阀门电动装置应采用进口产品。(4)汽包水位电视系统，包括显示器、摄像头及控制装置。2、汽轮机（1）汽轮机数字电液控制系统（DEH）随汽轮机成套供货，采用与DCS系统相同的硬件设备。（2）汽轮机安全监视仪表（TSI）随汽轮机成套供货，拟采用进口产品。（3）汽轮机紧急跳闸装置（ETS）随汽轮机成套供货，采用进口可编程序控制器(PLC)以双机热备模式实现。（4）随汽轮机成套供货的电动阀门应统一配供380VAC智能一体化阀门电动装置,重要工艺阀门电动装置应采用进口产品。3、发电机随主机提供全套检测仪表（包括仪表阀门）、控制设备。6.4热力系统6.4.1原则性热力系统详见F307K-J02、J03图。主蒸汽系统：主蒸汽管道采用单母管制，本期扩建锅炉产生新蒸汽送入主蒸汽母管，再由主蒸汽母管分别送入汽轮机及减温减压器。主给水系统：主给水系统管道采用单母管制，由给水泵送入主给水母管再将给水送入锅炉给水操作台。冷却水系统：冷却水分别送入汽轮机的冷油器及空冷器后，再返回辅机冷却塔。除盐水系统：从化学水处理来的除盐水，送入除氧器。本期热力系统安装旋膜除氧器2台，给水泵3台，2用1备。6.4.2主要设备选型序号设备名称单位数量规格型号备注1旋膜除氧器台280t/h2除氧器水箱台2353电动给水泵台385m3电动机台3280kW6kV6.5燃烧系统锅炉采用循环流化床锅炉，燃烧系统由送风、给煤、回燃、除尘和排烟等部分组成。原则性燃烧系统详见F307K-J01图。6.锅炉采用平衡通风，每炉各设一台一次风机和二次风机。正常运行时，一次风经空气预热器预热后供给锅炉做床下流化风、炉前和炉后一次风，锅炉启动时点火风亦由一次风供给。二次风经空气预热器后直接送至炉膛做助燃风。6.每台炉设有3台埋刮板式给煤机，在运行过程中，每台给煤机的给煤量都可以满足锅炉50%负荷时的耗煤量，若3台中某1台给煤机发生故障，另2台给煤机可以带满负荷运行。6.该循环流化床属高温分离，二级省煤器、过热器均布置在炉膛上部。经过热器和省煤器后的烟气由两只旋风分离器回料，再经一级省煤器和空气预热器进入除尘器。每炉设一台引风机，将烟气排入四炉共用的一座烟囱，烟囱高120m（一期建设）。6.锅炉点火设计为油燃烧器床下点火。本期工程只负责锅炉房内点火油系统的设计。点火供油管路的压力应不小于2.0MPa，由业主自行对原有点火泵房的设备及管路进行改造。6.5序号设备名称单位数量规格型号备注1一次风机台1×2SFG×-75-1№16.1型60000m32二次风机台1×2SFG×-75-1№16.1型58700m33引风机台1×2Y4-73№18D型176000m34690pa4给煤机台3×2Φ325×102-15t/h5除尘器台1×2布袋除尘器6.6电气部分设计遵循的规程《小型火力发电厂设计规范》GB50049-94《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL／T5153-2002《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-2005《交流电器装置的过电压保护和绝缘配合》DL／T620-1997《电力工程直流系统设计技术规程》DL／T5044—20046.6.1一期工程装机容量6MW，10.5KV机压母线采用单母线分段接线，设出线二回。根据原厂主接线及厂区规划，本期扩建规模为1×12MW，发电机机端电压为10.5kV，设发电机出口专用断路器，直接接入一期10.5kV机压母线段与一期机组并联运行。本期新增两段10.5kV高压厂用段。原有的400kVA输煤变压器不能满足要求，本期扩建需增容；原有的630kVA＃0厂用低压变压器不能满足要求，本期扩建需增容。电气主接线见图F307K－D01。6.6.2本期电气扩建项目主设备选择与一期相同。10.5kV发电机出口断路器采用真空断路器，额定开断电流31.5KA。设置＃3.#4低压厂用变压器两台,电压比为10.5kV±5％／0.4KV，接线组别Y，y0。10.5kV厂用高压柜采用金属铠装中置式高压开关柜，配真空断路器；低压柜采用GCS型抽出式开关柜。6.6.3厂用电高压10.5kV单母线接线，不接地系统；低压采用380/220V动力和照明共用的中性点直接接地的三相四线制系统。主厂房高、低压厂用配电装置按与机炉对应的原则布置在主厂房除氧间底层，高压工作母线和低压工作母线之间均以隔墙隔开，高、低压配电装置均采用双列离墙布置方式，高压选用手车式高压开关柜，采用真空断路器；低压配电柜采用GCS型，输煤系统的低压厂用配电装置布置于独立的输煤综合楼配电室内；化水车间的低压厂用配电装置布置在化水车间底层的配电室内，柜型均选用GCS型。6.6.4集中控制室采用机、炉集中控制方式。电气控制屏、直流屏、发电机变压器组保护柜、不停电电源装置柜以及火灾监测报警装置屏等布置于集中控制室内。本期拟不建网控室，故综合自动化系统也设在集中控制室内采用集保护、测量、监视、远方和就地控制于一体的综合自动化系统，测控单元、电压切换装置及备用电源自动投入装置等集中组屏。发电机保护采用微机型发电机保护装置。厂用变压器采用微机变压器综合保护装置。发电机控制室自动准同期装置沿用一期设备。主厂房高、低压工作母线设置备用电源自动投入装置。6.6.5直流电系统电压采用220伏，采用单母线分段接线方式，采用一组蓄电池给机组的控制和动力负荷合并供电方式。本期不采用新的直流屏，利用原有直流屏进行相应改造。6.6.66.6.6为防止雷击，新建主厂房及其他辅助建筑物屋面钢筋焊接成网状避雷带，并形成接闪器，利用四角柱内专设一根Φ16圆钢作引下线接入主接地网，作为直雷击保护。为防止大气过电压及内部过电压对电气一二次设备绝缘的危害，在设计中采用新型避雷器保护及相关过电压保护设备。6.6.6本扩建工程接地以水平接地体为主，水平接地体和垂直接地体相结合的接地统，并与一期接地系统联为一体。接地网接地电阻应≤0.5Ω，主接地网采用镀锌扁钢以保证接地体寿命。主厂房和辅助车间的低压380/220V系统采用TN-C-S接地系统，设有专用的接地保护线，以保证人身安全。6.6.7全厂采用动力和照明混合供电方式，因此照明和检修网络电源分别由各厂用段供电。事故照明采用DC220V电源供电。6.6.810.5kV电缆采用YJ(L)V22-10kV型交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套钢带铠装电缆。380/220V电缆采用V(L)V22-1kV型聚氯乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电缆。本工程电缆敷设采用电缆沟、架空电缆桥架、电缆穿管及电缆直埋等相结合的敷设方法。主厂房内设主桥架通道与各电缆沟、电缆夹层和电缆竖井相通。主厂房0m以上电气设备电缆沿电缆桥架敷设。厂区内电缆敷设以电缆沟为主。电缆防火措施：从电缆敷设的路径上尽量分通道、分层敷设。为防止电缆火灾事故，设计按规程采用封、堵、涂料措施，选用阻燃电缆。设防火墙、防火门、电缆桥架阻火段等防火阻燃措施。6.6.91）调度与行政本期由电厂统一规划设置。2）生产管理通信新上一套数字程控交换机，用于本期工程生产管理通信系统的电话交换，本期工程内的各生产管理岗位安装电话单机用户。6.7燃料输送系统6.本期工程扩建2×75t/h循环流化床锅炉和1×B12供热机组。热电厂所需原煤主要来自舒兰煤矿，距电厂距离为70km。煤矿储量5000×104t，可开采量4000×104t，年开采量240×104t，完全可以满足电厂需求。电厂燃用原煤,低位发热量为QDW=11890J/kg,小时、日、年燃煤量如下表：全厂小时、日、年燃煤量耗煤量锅炉容量小时(吨)日(吨)年(吨)备注2×75（老厂煤粉炉）30.31666.81970152×75（循环流化床炉）31.36689.9203480注:锅炉日运行小时数22小时；年运行小时数6500小时75t/h锅炉耗石灰石量：锅炉容量耗石灰石量（进煤量）2×75t/h小时耗石灰石量（t/h)0.07日耗石灰石量(t／d)1.54年耗石灰石量(吨／年)455注:锅炉日运行小时数22小时；锅炉年运行小时数6500小时；电厂来煤采用铁路运输,舒兰煤矿的煤通过铁路直接运至电厂，本期扩建后电厂日需进煤量为1356.7t。石灰石运输采用汽车运输，日进石灰石量约1.54t，用量较小、运距较近，可利用电厂现有运输车。6.7.26.7.2电厂燃煤为铁路运输，现有煤场设有长度150米的低位卸煤栈台，可容纳11节车皮。本期建成后共有4×75t/h锅炉，每小时燃煤量为61.67吨，日燃煤量为13