锅炉掺烧生物质燃料改造工程可行性研究

1 11.1项目概况及编制依据 1.2研究范围 2 31.4技术改造的目的和必要性 51.5主要设计原则 1.6节能效果及主要技术经济指标 2供热热负荷 9 9 9 92.4采暖热负荷延续曲线 2.5生产用蒸汽热负荷 3.2电力负荷预测 3.3电力平衡 3.4XX公司接入系统 4生物质燃料资源 4.1燃料来源 4.2电厂燃料消耗量 4.3生物质燃料的来源 4.4生物质燃料的收集与储存 5.2主机参数 5.3主要经济技术指标 236厂址条件 6.1厂址概述 6.2交通运输 6.4电力出线 7.1厂区总平面规划布置 7.2燃料运输 7.3燃烧系统改造 7.4原热力系统 7.5厂房布置 42 7.7给排水系统 7.9化学水处理系统 8环境保护 8.1环境现状 8.2环境影响评述 8.3污染防治措施 8.4技术改造的环境效益 8.5结论 9.2编制依据 9.3防火防爆 9.5防电伤、防机械伤害和其他伤害 9.6防暑、防寒、防潮 9.7防噪声、防振动 10.1编制依据 4 10.4节约措施 10.6节约原材料措施 10.7节电措施 11.1企业组织 11.2劳动组织及管理 11.4人员培训 12.1主要技术经济指标 13.1概况 13.2编制依据 13.4投资估算 14.5销售收入 14.7评价指标计算 14.9敏感性分析 14.10评价结论 11概述1.1项目概况及编制依据XX是中港合资企业，于1994年由XX市热电厂与香港岁宝集团有限公司合资设立。公司注册资本为8500万人民币。前身是XX市热现有员工1329人，占地面积25万平方米。总装机容量72兆瓦。年发电量3.6亿千瓦时，供工业蒸汽25万吨，供暖面积410万平方米。2XX包括XX热电厂和XX公司两部分。本工程系XX公司的2)关于XX公司锅炉掺烧生物质燃料改造项目建议书；1)燃料供应系统；2)厂址总平面布置；3)项目投资估算及经济分析；1)锅炉燃烧系统改造；2)燃料收集站设计；3)燃料改变后环境影响评价；31.3XX区概况XX区位于XX省南部，处在XX市区东南斜穿境内，301国道、哈同(同江)、哈五(五常)等数条国道和省级公里。下辖5乡11镇，5个街道办事处，总人口65.2万，其中非农业历经4帝38年，史称金上京会宁府。4益和社会效益。目前XX已有4户上市企业，在XX中小城市中绝无年平均温度极端最低气温极端最高气温采暖日平均温度-9.5℃5采暖天数179天全年主导风向西北风年平均降水量最大年降水量最小年降水量无霜期135～140天最大冻结深度地震烈度6度心的30公里半径内，生物质产量为40万吨。1.4技术改造的目的和必要性附近各企业的工业用汽。现有2台75t/h循环流化床锅炉和2台35t/h1)我国不可再生资源主要以石化燃料为主，随着国民经济快速6能源种类农作物0.07～0.16煤炭石油天然气71.5主要设计原则时数5143小时。1.5.4生物质燃料采用公路运输，燃料系统按2台35t/h锅炉和2台75t/h1.6节能效果及主要技术经济指标本工程对2台35t/h链条锅炉、2台75t/h循环流化床锅炉燃料供应项目总投资为2293万元，其中建设投资2206万元，流动资金878年均增值税264.18万元，年均息税前利润(EBIT)1350.32万元，年万元，投资回收期2.94年。92供热热负荷XX区现有热电厂两座，一座为XX,安装五台75t/h旋风炉，配原为XX糖厂自备电站，原XX糖厂自备电站于1997年改建为XX区对外供暖面积为123.8万平方米。XX公司运行的主设备现状为2台35t/h中温中压参数(正转炉排)链条锅炉，2台75t/h中温中压循环流化床锅炉；1台6MW中压参数背压式汽轮发电机组和1台15MW中行，非采暖期只运行1台15MW机组，另一台6MW机组停运。2.2规划热负荷并不影响汽机的性能、参数，因此XX公司供热范围及规模仍维持原XX公司原规划集中供热负荷表表2-1热用户年份供暖面积(万平方米)庆云站用汽量(t/h)XX马利酵母有限公司根据XX公司已有集中供热区域供暖的实际情况，依据生物质热 建筑物性质所占比例(%)热指标选择(W/m²)住宅办公、学校商服医院及幼托工厂及影院合热指标为53W/m²。但规划的供热建筑大部分为现有建筑，而且新增建筑中节能型建筑比例较少，故采暖热指标按60W/m²选取。2.3.2设计采暖热负荷XX区冬季采暖期180天，4320小时；室外计算温度-26℃;室内XX公司近期(2008年～2010年)规划采暖总建筑面积为166万XX公司远期(2011年～2020年)规划采暖总建筑面积为190万2.4采暖热负荷延续曲线室外温度℃2室外温度℃2热负荷MW室外温度℃2用汽单位用汽参数小时最大用汽量(吨/小小时最小用汽量(吨/小时)小时平均用汽量(吨/小时)绝对压力(兆帕)温度(摄氏度)马利酵母公司3电力系统XX电网是XX电网的组成部分之一。现运行220kV变电所二座，XX一次变主变容量153(63+90)MVA,其220KV出线两回，由阿南变电所两回LGJ-400/12千米供电，66kV出线6回，分 (两回),阿铜线，阿涤线及阿前线(两回)。运行。五哈线全长120.6kM,导线型号ACSR-200。阿南变电所66kV出线9回，分别为阿背线，阿尚线，阿小线，阿南-城南线(两回),阿3.1.2XX公司XX公司隶属XX,XX公司现有装机一台6MW和一台15MW发电升压变压器升压为66kV后，电厂通过66kVL变(其中电站甲线YJLV22-3X240,电站乙线YJLV22-2X240,线路长约700米),另一种是电站一回66kVLGJ-400/8千米接入220kV阿南变3.2电力负荷预测3.3电力平衡3.4XX公司接入系统3.4.1XX公司现有规模件，XX公司现有6MW机组一台和3.4.2XX公司接入系统方案网电量均经一台新建20000kVA6.3经一回66kV线路至岁宝热电厂66kV配电段。66kV导线截面选用LGJ-240,线路送入阿南一次变。1)概况XX公司#1机组6MW,#2机组15MW均经升压以66kV线路接入2)继电保护及自动装置的配置66kV联网线3)主设备材料光纤保护屏2套解列装置光缆3.5千米1)调度关系2)调度自动化现状3)远动信息配置4)远动设备配置(1)远动机；(3)哈地调软件。3.4.3.3系统通信1)调度关系2)通信现状3)通道组织4生物质燃料资源针对我国当前能源较紧缺的现状，小火力电厂推行能源多样化。积极开发可再生能源，符合我国能源开发利用政策，是一件利国利民本工程改造项目为2台35t/h链条炉和2台75t/h循环流化床锅炉。改造前，4台锅炉每年耗煤达16.5万吨。经改造后，每年可消耗生物本改造工程完工后，燃料供应系统最大供应量可满足4台锅炉满负荷正常运行。即每小时应输送稻壳6.7吨，生物质颗粒16.7吨，原煤3.3吨。日供应量约为稻壳160吨，生物质颗粒400吨。4.3生物质燃料的来源产区之一,每年可产生大量的生物质燃料。随着城区产业结构的不断在以电厂为中心的30公里半径内，每年可产生生物质40余万吨，若其中的40%供应电厂，即可满足锅炉的燃料需求。4.4生物质燃料的收集与储存的生物质。因此，拟将储料场按规划分散设在厂外。厂外设9座生物质收购储存场。设计每个储料场每年储存生物质燃料2万吨左右，则质论价，对燃料的质量(主要是水分、掺杂、腐烂等)应有严格的要5机组选型及供热方案主要负责向XX糖厂小区、庆云小区、通城小区、绿波小区等123.8万m²的供热及向XX马利酵母有限公司供工业蒸汽。产品型号产品型式背压式额定功率额定转速主汽压力3.43(绝对)主汽温度℃最大进汽量5.2.2.22#汽轮发电机组产品代号产品型号额定功率最大功率额定转速额定进汽压力及变化范围3.43+0.2-0.3(绝对)额定进汽温度及变化范围℃额定进汽量/最大进汽量序号单位1汽轮机进汽量2汽轮机对外供汽量3汽轮机抽汽供热量4汽轮机凝汽供热量5汽轮机对外供热量6调峰锅炉供热量07汽轮机凝汽量8发电机功率9锅炉蒸发量发电年平均标准煤耗率综合厂用电率%供单位热量耗厂用电率发电厂用电率%供电年平均标准煤耗率供热年平均标准煤耗率年供热量年发电量年供电量机组利用小时数h热电厂年供暖面积全年耗标煤量年均全厂热效率%年均热电比%供热分摊比发电分摊比年供热耗标煤量年发电耗标煤量序号1单位汽轮机进汽量2汽轮机对外供汽量3汽轮机抽汽供热量4汽轮机凝汽供热量5汽轮机对外供热量6调峰锅炉供热量07汽轮机凝汽量8发电机功率9锅炉蒸发量发电年平均标准煤耗率综合厂用电率%供热厂用电率发电厂用电率%供电年平均标准煤耗率供热年平均标准煤耗率年供热量年发电量年供电量机组利用小时数h热电厂年供暖面积全年耗标煤量新增设备耗电量新增设备耗电折标煤量年均全厂热效率%年均热电比%年节约标煤量供热分摊比发电分摊比年供热耗标煤量年发电耗标煤量6厂址条件6.1厂址概述XX区地处XX省中南部，在XX东南方向，城区距哈市28公里。西面是XX区人工湖并为城市中心区，西北和北面是XX工业区。交年平均最高气温年平均最低气温极端最高气温极端最低气温年平均气温年平均最小相对湿度年平均降水量一日最大降水量最大积雪深度最大冻土深度年平均风速最大风速年最多风向s(南)地震烈度6度马家沟百年一遇的洪水水位标高6.2交通运输6.2.2公路6.3电厂水源河水源现安装有3台10SH-9离心泵(Q=380m³/hH=38m),地下水源为2眼深井，深井泵为250QJ100-84/6型(Q=100m³/hH=48m),在供6.4电力出线本次改造不涉及热力网管道部分，改造后原有热力网管道不动，7工程设想7.1厂区总平面规划布置1)主厂房区域：2)燃料区域：改造后燃料由纯燃煤变为生物质与煤混烧(其中生物质比例80%),生物质燃料需要造粒，利用电厂原有厂房长86.24、宽15.74米3)冷却塔区：本次改造后仍然采用机力通风冷却塔，布置在主厂房的北侧约4)化学水区域：5)电气区域平均标高为139.20m,该区域较低洼。7.2燃料运输其中稻壳8.5万吨，生物质颗粒14.1万吨。每天运输生物质颗粒量约为400吨，运输时间按8小时计，若每车运17吨则需23车/天，即白天每小时进场2～3车次。每天运输稻壳量约为160吨，运输时间按8小时计，若每车运10吨则需16车/天，即白天每小时进场2～3车次。为6m,可储料840吨，造粒后可供锅炉运行32小时。稻壳的气力输送，为目前粮食加工企业已采用多年的输料方法。主要设备有：罗茨风机2台，功率=45kw×2输送母管Φ273mm,长度120m主要缺点为：输送管道磨损较重，需经常更换部件1)稻壳运进电厂经质检合格后卸入稻壳卸料棚。棚内装载机将稻提机每台生产能力为348m³/h。径12m,标高23m,容量2050m³。可储稻壳280吨。两台仓共可储稻壳560吨。可供锅炉运行43小时。4)生物质造粒机型号为SZLH420M,单台生产能力为2.5吨本工程采用8台设备联产，每小时可造粒20吨。碳棒破碎机型号为2)在破碎机室设吸尘装置。3)在栈桥内，设立喷淋灭火系统及自动报警装置。4)在整个上料系统按规范设立消防栓，灭火器。7.3燃烧系统改造锅炉容量燃料种类小时耗量(t/h)日耗量(t/d)年耗量(万吨/年)生物质颗粒稻壳原煤生物质颗粒稻壳原煤燃料种类灰分/%密度/(t/m³)生物质燃料0.47～0.64(木材)煤炭1)含碳量较少，含固定碳少生物质燃料中含碳量最高也仅50%左右，相当于生成年代较少的2)含氢量稍多，挥发分明显较多3)含氧量多4)密度小可以分作：燃烧的准备阶段(挥发分析出)、焦炭(固定碳)燃烧阶段、燃尽阶段。当生物质和煤的混合燃料(以下简称为燃料)送入炉膛后，炉灶中不易解决。高密度的压缩成型生物质燃料，由于它压缩密实，1)炉膛温度显著提高，达到950℃以上；燃用生物质燃料后，温3)根据XX公司掺烧试验结果表明：炉渣和飞灰的可燃物明显降低，炉渣的含碳量有9～10%左右降到8.27%;飞灰的含量由20%左右降到13.54%,这个数值在没掺烧稻壳之前是很难达到的。停炉后在过热器人孔处取稻壳灰化验含碳量为1.85%,达到了预计设想。7)灰熔点低，增加结焦和积灰的可能性。变形温度t₁软化温度t₂熔融温度t₃生物质颗粒稻壳当锅炉的炉膛温度低于灰的软化温度t₂100℃以上时，受热面不易结焦，锅炉运行是安全的。高于此温度，锅炉受热面易结焦，锅炉不能长周期运行，且不经济。但是影响燃料灰的熔点不是各种成分的熔生物质掺配比例变形温度软化温度生物质颗粒稻壳原煤1)焦油的特点；素和木质素开始热分解，生成焦炭、焦油、木醋液及其他气体。焦油的成分十分复杂，大部分是苯的衍生物。可以分析出的成分有200多种，主要成分不少于20种，其中含量大于5%的有7种，它们是：苯、萘、甲苯、二甲苯、苯乙烯、酚和茚。焦油的含量随反应的温度升高而减少。生物质气化产生的焦油的数量与反应温度、加热速率和气化2)焦油的危害；焦油占可燃气能量的5%～10%,在低温下难以与可燃气一道被燃1)通过在生物质中掺配一定比例的CaO,来控制灰熔点，可按比以烧100%的生物质颗粒也不易结焦。4)对一般生物质而言，在500℃左右时焦油产物最多，高于或低5)焦油是由于燃料在欠氧燃烧时生成的，而锅炉炉膛温度大于1)35t/h链条锅炉1)可提取高纯度的SiO₂;2)联产水玻璃和活性炭；3)水泥混凝土。本期工程4台锅炉的主蒸汽管道，从锅炉过热器出口集箱接出，2#汽轮机回热系统，设有2级调整抽汽及2级非调整抽汽，1调整段抽汽供1#高加，2调整段抽汽供2#高加、除氧器、热网加热器、庆管、高压给水热母管。系统配置6台电动给水泵，根据锅炉负荷调整凝汽器采用射水抽汽器抽真空。设置2台射水泵，一台射水抽汽2#机组设置2台容量为设计热负荷工况下凝结水量110%的电动凝凝结水系统设有1台低压加热器、1台轴封加热器和3台大气式除为18t/h,远期为40t/h,压力为0.49MPa。7.5厂房布置整齐，厂房内部设施布置紧凑、合理；通风、采光、排水设施良7.5.2主厂房布置柱距6m,运转层标高为7.0m。汽机房跨度15m,柱距有5.6m、6.0m、7.2m及10.5m四种。7.6除灰渣系统本次改建工程排灰渣量按两台35t/h链条锅炉及两台75t/h循环流灰渣量小时灰渣量(t/h)日排灰渣量(t/d)年排灰渣量(t/a)容量灰量渣量合计灰量渣量合计灰量渣量合计注：日运行小时数22小时计，渣占灰渣量的60%,灰占灰渣量的渣仓单个容积为10m³,总容积为20m³,可存灰渣28t左右，灰渣由汽7.7给排水系统编号用水项目1×6MW+1×15MW机组用水量(t/h)正常回收消耗排放正常回收消耗排放1冷却塔蒸发损失0090902冷却塔风吹损失80803(303冷却塔排污损失003300小计0304化学水处理用水225工业用水0000回收用于循环水补水6生活杂用水55004400由中水和井水供给755005500由中水和井水供给8009夏季冬季机组编号机组凝汽量计算循环水量(t/h)型号冷凝器辅机夏季冬季需水量1(夏)00(冬)2(夏)(冬)合计冷却设备采用机力通风冷却塔，共设置2座机力通风冷却塔，每生活消防泵房在化学车间厂房内，设有：消防水泵2台(1台运行1台备用),生活消防稳压泵2台(1台运行1台备用),稳压罐1个，稻壳仓拟采用消防水炮灭火系统，单炮流量60L/s,消防水炮由厂7.8储灰场本工程改造后燃用生物质后，生物质灰综合利用，由汽车外运，7.9化学水处理系统由于水质分析报告只有一份，作为地下水不能反映一年四季的变化情况，为保证水处理系统的选择安全可靠、合理，建议每季度取样1)锅炉给水质量标准：硬度≤2.0μmol/L溶解氧≤15μg/L二氧化硅保证蒸汽二氧化硅符合标准2)蒸汽质量标准：电导率(氢离子交换后、25℃)铁3)炉水质量标准除铁除锰后来水—→清水箱—→清水泵—→阳离子交换器除二氧化碳器—→阴离子交换器—→混合离子交换器—→除盐水箱—→除盐水泵—→加药联氨—→主厂房7.9.2.3锅炉补给水处理系统出力的确定机组正常运行汽水损失及排污损失量：工业用汽量(无回水):最大50t/h,最小10t/h。用汽量考虑，为63t/h。水处理室部分组成。化学综合楼共2层。一层设运行控制室、运行化7.10电气部分电厂6MW和15MW发电机组是根据以热定电的原则设置，冬季剩余电能通过电力系统联络线并入国网。因为电厂上网电力较小(最XX公司现有1号6MW发电机直接接至6kVI段，2号15MW发电机直接接至6kVⅡ段。6kV母线接线方式为单母线分段，即6kV母联络线接至岁宝热电厂66KV母线。#1和#4低压厂用变接自6kVI段，#2,#3和#0低压厂用变接自6kVⅡ段。电厂容量为二台75t/h循环流化床锅炉，一台15MWCC12-3.43/0.98/0.49型双抽凝式汽轮发电机组与6MWB6-3.43/0.49机组，发电机出口电压均为6.3kV,电厂低压厂用电负荷电压等级均为全性要求的原则，2#发电机组出口设单独配电段(即6kVⅡ段，),该配电段与6kVI段设联络开关。#1发电机和#2发电机经一台20000kVA/66(66±8x1.5%/6.3kV)节能型高阻抗双卷变压器升压至为一回66kV线路。1)一级由热电厂厂用电6kVⅡ段设置电源进线高压柜一台(1)内置XGN35-12型真空型环网高压柜两台：一台进线柜，一台变压器柜。计量为高压计量，关口表设置在6kVⅡ段电源进线高压(2)内置变压器一台，为新型节能型变压器S11-2500kVA/6kV。2)二级由动力配电箱组成，其型号为XL(F)-31型，为防尘式。(1)供车间动力设备电能。(2)供车间照明电能。(3)供检修电源电能。设备(即两台埋刮板机、四台星型给料器及一台电磁震动给料机)由3)储料场为钢结构厂房，照明灯具采用防尘防爆深照型吊灯(似一级电源由厂用电6kVⅡ段引来，主厂房内走电缆沟，出墙后为处设局部等电位箱(即PE盒),每个车间设四个，共八个局部等电位8.1环境现状XX公司隶属于XX的热电联产企业，1999年8月23日XX在购并原XX糖厂企业自备电厂改建的XX金京热电厂的基础上而组凝式汽轮发电机组。现有2台35t/h链条炉，2台75t/h循环流化万平方米的供热任务，2007年发电量为108000000kWh,供热量心区和居民生活居住区，北面是XX区工业区，哈绥公路从厂址西、1)环境空气质量质量Ⅱ类标准天数为300天左右，二氧化硫和氮氧化物大大低于空气2)水体环境质量1)环境空气质量执行GB3095-1996《环境空气质量标准》中二级3)厂址周围居民区声环境质量执行GB3096-93《城市区域环境噪声标准》中2类标准；4)大气污染物排放执行GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》中的第3时段标准：烟尘为200mg/m³,SO₂为800mg/m³;(注：6)厂界噪声执行GB12348-90《工业企业厂界噪声标准》中Ⅱ类量为0.11%、稻壳含硫为0.09%、普通燃煤含硫小于0.5%。本工程大单位排烟方式共用一座烟囱共用一座烟囱几何高度m出口内径m2%烟尘排放浓度生物质颗粒60%+稻壳20%+燃煤20%排放量排放浓度生物质颗粒60%+稻壳20%+燃煤20%排放量本工程设计燃料为稻壳时的灰渣排放量见表8-2,XX公司生物质热电联产技术改造工程灰渣量表8-2灰渣量容量小时灰渣量(t/h)日排灰渣量(t/d)年排灰渣量(t/a)灰量渣量合计灰量渣量合计灰量渣量合计电厂噪声都为中、低频声源，主要是汽轮机、发电机、各种泵和风机等设备及管道的节流、振动等所产生的噪声。本工程的主要噪声源为发电设备、锅炉、燃料粉碎及输送装置、水泵等辅助设备和变压并且参照同容量燃煤电厂的主要噪声源强，确定了降噪措施前、后各声后源强一般不超过80dB(A),故没有列入主要声源。序号噪声级降噪前降噪后1汽轮发电机组主厂房隔声2送、引风机3燃料输送装置4空压机空压机房厂房隔声5循环水泵房循环水泵房厂房隔声6综合水泵房综合水泵房厂房隔声7机力冷却塔1)SO₂排放浓度、排放量分析电厂的SO₂允许排放浓度表8-4燃料种类生物质颗粒60%+稻壳20%+燃煤20%排放浓度(mg/m³)排放浓度(mg/m³)下，电厂烟囱排放的SO₂排放浓度能满足GB13223—2003的SO₂排放浓度能满足GB13223—2003的要求。2)烟尘排放浓度、排放量分析`本工程配备了除尘效率不小于98%的电除尘器，本次改造工程继设计燃料时烟尘排放量、排放浓度表8-5秸秆种类烟尘允许值(mg/m)实际值(mg/m³)排放量(t/a)由表8-5中可以看出，该电厂排放烟气经过效率不小于99%的电电厂产生的各类废污水在采取污水的处理措施进行处理达标后复考虑到锅炉烟气除尘、灰渣综合利用及电厂原有锅炉除灰系统和电厂厂区条件等因素，本次改造工程继续沿用原有灰、渣混除的水力1)烟尘污染治理措施：本工程除尘系统配备了效率不小于99%的烧时烟尘最大排放浓度为42.15mg/m³。2)二氧化硫污染治理措施：本工程燃料采用生物质与原煤混烧，电厂所用的压制成型的生物质颗粒含硫0.11%;经计算，在不采用任何3)本工程采用中温中压锅炉，采用低氮燃烧技术。燃料稻壳的含氮量较低，一般不超过1.0%,故本工程排放烟气中NOx浓度可满足GB13223-2003中要求的450mg/m³。4)烟气经高烟囱排放，充分利用大气自身扩散稀释能力，减小污5)在烟囱进口烟道上装设烟气连续监测装置，以便对大气污染物采取上述措施后，本工程大气污染物排放情况见8-1。8.3.2废水排放量及水污染防治措施本工程排放的废水有：冷却塔排污水、化学水处理系统排水、工2)温排水：采用二次循环供水方式，循环排污水回收至澄清池，3)酸碱废水：经中和池中和处理将pH值调节到6～9。4)生活废水：进入地埋式污水处理设施，主要处理手段是采用生5)采用生活污水、生产废水、雨水分流制排水系统。在工程设计中，电厂工业用水便于回收的排至冷却塔水池，不便于回收的处理后排放。总体上讲，本工程废污水排放量较小，经过处理后的废污水水质可满足《污水综合排放标准》GB8978-1996中一级起到净化空气、美化环境的作用。在厂区主干道旁，种植以常绿乔木8.4技术改造的环境效益表8—6排放量计算汇总表t/a名称改造前(t/a)改造后(t/a)污染物减排量(t/a)烟尘年排放量灰渣年排放量8.5结论染物的排放均能满足现行国家标准的要求并且能够进一步降低污9劳动安全与工业卫生9.1可能产生的职业危害及造成危害的因素秸秆燃料、燃料油、润滑油、充油设备及电气设备等，须注意防火、9.2编制依据设计按照《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》 (DL5053-1996)、《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》 9.3防火防爆9.4防尘、防毒、防化学伤害9.5防电伤、防机械伤害和其他伤害9.6防暑、防寒、防潮9.7防噪声、防振动2)设备选型时，首选低噪设备。3)送风机进口装设消音器，并采取减振措施；引风机设引风机间4)汽轮机设隔声罩。5)锅炉对空排汽口装设消音器。6)各种噪声较大的泵，如凝结水泵、电动给水泵及其它设备，均7)在人员活动较频的声源车间，应结合车间环境，适当设置吸声9)厂区内植树绿化，以衰减噪声。序号噪声级降噪前降噪后1汽轮发电机组主厂房隔声2送、引风机3燃料输送装置4空压机空压机房厂房隔声5循环水泵房循环水泵房厂房隔声6综合水泵房综合水泵房厂房隔声7机力冷却塔9.8其他安全和工业卫生措施9.8.2完善检修起吊设施的设计，提高检修工作的机械化水平。9.8.3电厂设专职安监机构与人员，以检查和落实劳动安全和工业卫生1)编制依据与节能法律法规本次可行性研究的目的：是XX公司锅炉掺烧生物质(生物质颗统，保证锅炉的燃料供应，每年为国家节约优质煤炭9.38万吨(标准煤),支援国家建设。年燃煤量：16.5万吨×20%=3.3万吨10.4节约措施源发电和热电联产的要求。建成投产后相当于年节约标煤9.3810.5节水措施10.6节约原材料措施10.7节电措施厂用电耗电量的78%。2)电动机重、轻载△一Y切换：我国照明耗电占全国发电量的10%-12%,约为三峡工程年发电总与老式S9比较，年耗电量平均降低10.85%,空载电流减少60%～80%,空载损耗降低20%～35%。11.2劳动组织及管理序号机组运行人员1机、炉、电2循环水系统3除灰、除渣4化学水5燃料增加粉碎、造粒二机组维修人员1热机2电气3热控74除灰、渣6三管理人员四服务人员8五热力网人员合计11.4人员培训生物质粉碎、造粒所需设备技术人员和操作人员由提供设备的厂家(公司)负责培训工作。12.1主要技术经济指标1)项目总资金：2)年发电量3)年供热量4)年均热效率5)年平均热电比6)占地面积7)标准煤耗率8)厂用电率9)全厂定员人数10)单位成本发电供热11)销售价格2293万元240人电热12)内部收益率13)投资利润率14)年节约标煤量58.56%,财务净现值为5493.98万元，投资回收期为2.94年。本项目再燃用达连河煤，节约了大量的煤炭资源，提高了生物质能源综理利用，每年可节约标准煤9.38万吨，节能效益十分显著。益显著。生物质能的开发利用，变废为宝，增加能源供应，改善能源结构，保障