热电联产项目可行性研究报告Word文档下载推荐.docx
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1.5.4.3本工程采用炉内脱硫+炉后烟气湿式脱硫系统，脱硫效率大于98%。
采用SNCR烟气脱硝装置。
1.5.4.4燃煤按川煤，输煤系统按两台240t/h锅炉的耗煤量进行设计。
1.5.4.5供水水源为纸坊河水库，由某某工业园区统一取水供给，纸坊河水库为主要供水，当枯水期水库供水不足时自来水作为备用补充。
1.5.4.6机组年设备利用、年供热利用小时数按7850小时考虑。
1.5.4.7两台240t/h锅炉共用的一座150米高的烟囱，最终由环评确定烟囱高度。
1.5.4.8厂区总平面布置按两炉二机一次建成考虑。
2个厂址方案比选。
1.5.4.9采用灰渣分除、干灰干排；
灰渣综合利用率为100%。
厂外设置事故备用贮灰渣场，贮灰时间按15天设计。
1.5.4.10供热管道以电厂围墙外1m为设计界限。
1.5.5投资规模及主要技术经济指标
1.5.5.1投资规模
本工程静态价格水平年为2013年；
工程静态投资：
48020万元，单位投资：
9604元/kW；
建设期贷款利息1278万元；
动态投资：
53724万元，单位投资：
10744元/kW。
1.5.5.2主要技术指标
表1.5.5.2-1主要技术指标表
序号
名
称
单位
数值
备注
1
汽轮机进汽量
t/h
211
1台B25机组
2
排汽压力
MPa
1.1
排汽温度
℃
285
额定排汽量
158
3
供热设备年利用小时数
h
7850
4
锅炉效率
%
88.0
5
发电年均标准煤耗
g/kWh
184.7
6
供电年均标准煤耗
210
7
供热年均标准煤耗
kg/GJ
40.18
8
全厂综合厂用电率
22.3
9
全厂年供电量
kWh/a
2.71×
108
10
全厂年供热量
GJ/a
6.94×
106
11
全年耗标煤量
t/a
343030.3
12
年均全厂热效率
81.56
13
年均热电比
711.73
14
厂区围墙内用地面积
hm2
6.254
15
单位容量用地面积
kw/m2
0.799
16
灰场用地
hm2
0.35
17
厂内道路和广场面积 m2 13541
18
厂区绿化面积 m2 12508
19
厂区绿化用地系数
%
20
20
民房拆迁
21
总土石方量挖方
1.6结论及建议
5）供水水源为纸坊河水库和某某县自来水公司，由某某工园区统一取水供给；
电厂采用带冷却塔的二次循环冷却系统，水源落实，符合国家节水、节能政策。
6）本工程燃煤主要是四川煤。
根据四川煤的储量以及煤炭的开采生产能力可满足电厂2x240t/h循环流化床锅炉年耗量73.3504x104t的用量。
因此本工程燃煤供应落实可靠且有保证。
7）本工程所选的厂址处环境质量尚可，由峡口片区统一规划布局，远离了自然保护区、风景名胜区等环境敏感点，在采取了一系列有
效的污染治理措施后，其污染物的排放均能满足现行国家标准的要求，从环境保护的角度讲，本期工程的建设是可行的。
8）除灰系统采用灰、渣分除干排系统。
符合国家大力开发和推广粉煤灰综合利用政策，粉煤灰作为价廉物美的新型建材产品，有较好的利用前景和趋势。
目前某某县某某已建成的100万吨级的葛洲坝水泥厂将全部购买电厂的粉煤灰，实现循环经济目的，具有较好的经济效益和社会效益。
9）厂址场地无区域性深大活动断裂通过，处于区域地质上属相对完整和稳定的地段，场区经过处理无大的不良地质作用分布。
厂址内及附近无其它不良地质作用及矿产文物分布，区域地质相对稳定，适宜规划建厂。
10）本工程静态投资48020万元（2013年），单位投资9604元
/kW。
在保证投资各方内部收益率为8%，含税供热价为70元/GJ的前提下，本项目含脱硫脱硝平均含税上网电价为368元/MWh，并且财务净现
值大于零，电价低于某某省脱硫标杆电价为452元/MWh。
可见本项目在满足业主热价要求的前提下，在发电竞价上网以及环保供热两方面都具有一定的竞争力，项目的抗风险能力较强。
1.6.2建议
1）热电联产工程和热力管网应同步建设、同时投产。
本期工程
2015年初第一台机组投入运行。
相应的热力管网建设应配套进行，并于本工程投产前完成。
各区的热源和热网建设尽量兼顾远期规划，避免近远期重复投资。
2）根据国家最新有关环保政策，各项环境保护措施等最终将由环境影响评价确定；
如环境保护标准、烟囱高度、除尘器效率和其它环保措施等应以批复的环境影响报告书为准。
3）电厂接入系统方案关系到电网结构、供电的可靠性和经济性以及配套项目投资，应及早通过接入系统的研究确定电厂接入系统方案。
2电力系统
2.1电力系统现状
由于历史和自然资源的原因，某某县电力市场形成了某某兴发集团公司、天星供电公司和宜西供电公司三足鼎立、多家经营的供电格局。
某某县电力系统（由这三家电网共同组成）所形成的水电自发、自销、自成体系的用电方式一直沿用至今。
其中兴发集团公司负责开发、管理和经营小水电站以及本身集团公司系列化工产品的生产，天星供电公司管理某某电网以及相应的供电，同时负责收购兴发集团的小水电过网电力，宜西供电公司在丰水期负责接纳某某电网富余的小水电电力以及在枯水期向某某电网补充和提供其电力不足部分。
截止2011年底，某某电网共有110kV变电站7座，主变10
台，总容量368MVA。
其中110kV座斗坪变电站
（16+31.5MVA）、观音阁变（20MVA）、水田坝变（31.5MVA）属宜西供电公司管辖，110kV湘坪变（20MVA+40MVA）、110kV万家岭变电站（2×
31.5MVA）、110kV兴发变（1×
63+1×
40MVA）、110kV某某变（2×
63MVA）4座变电站属天星供电公司管辖；
110kV主要输电线路7条，总长141km。
截止2011年底，某某电网共有35kV变电站14座，主变15
台，容量53.8MVA（其中一座为开关站）。
35kV输电线路50条，总长384.7km。
某某电网主骨架由110kV变电站和相关输电线路构成，110kV兴发、湘坪与万家岭变电站为三角的兴湘线、湘万线与兴万线环网运行，110kV某某变电站通过110kV座平线与大网联接。
某某电网与某某主网没有220kV电压等级的实质性关系，而仅仅通过110kV座斗坪变电站以及220kV小雁溪变电站中的110kV母线侧与之联系。
因此，110kV座斗坪变电站以及小雁溪～座斗坪、观音阁～座斗坪两条110kV线路是某某主网与某某和神农架电网相互联系的主要通道。
在正常运行方式下，小雁溪～座斗坪～某某110kV线路主供某某县，观音阁～座斗坪～水田坝110kV线路主供神农架林区。
只有在上述110kV联络线发生故障后，才由非故障联络线同时对以上两地区电网供电或进行电力交换。
2011年某某县全社会用电量为9.41亿kWh，“十一五”期间平均增长率达到了17.1%，。
2011年全口径最大负荷约170MW。
其中集中供电的工业园区三处，日均用电负荷超过120MW，同时率
70%以上。
某某县高耗能负荷仍是主要用电负荷，占总用电负荷的92%以上，电炉频繁的操作对电网负荷波动较大，日负荷丰谷差较大，最大负荷利用小时数受电源供电能力影响大。
某某电网通过110kV座斗坪变电站实现一点连接，基本维持县电网的正常运行，但安全可靠性低，严重枯水期，网供负荷受限。
某某电网存在的主要问题如下
1、由于县内工业负荷的快速增长，大网返供负荷不断增加，线路输送能力受限，县网与大网联结薄弱，安全可靠性差，电能质量
差的问题日益突出，已成为制约县域经济发展的瓶颈。
需新增
220kV变电站作为上级电源点支持境内110kV变电站。
2、发电能力受季节变化影响大，自我调节能力差。
丰水期电力过剩，枯水期电力供应不足，供电质量无法保证，尤其是高耗能用电量无法完全满足。
丰水期110kV平兴线、兴万线过载：
平兴线输电导线LGJ-240，11.5KM；
线路允许载流量655A，受两端设备限制，安全载流量600A；
兴万线输电导线LGJ-150，14KM；
线路允许载流量463A，受两端设备限制，安全载流量400A。
丰水期（一般每年6-9月）全县小水电最大发电负荷165MW左右（考虑古洞口两台满发，但不考虑农村电网发、供互抵负荷），日均用电负荷120MW，电网以上网为主。
由于某某电网电源与负荷中心不平衡，导致万家岭、湘坪变电站的上网负荷大量经兴万线、平兴线传输上大网，导致两线路传输电流超安全电流，接近线路最大允许电流；
若考虑近一两年内毛家河流域开发上网，平兴线、兴万线将严重过载。
3、10kV输送半径过大，输送能力和电能质量无法满足用电需求，需增加35KV输变电项目，进一步扩展35kV供电范围，提高
10kV及以下配电网络供电可靠性。
2.2电力系统发展规划
2.2.1某某电力需求预测
2011年某某全口径最大负荷170MW，2010年全口径最大负荷已达156MW，同比增长8.97%。
电力工业作为某某国民经济发展的基础产业，“十一五”期间全县立足资源与矿产优势，大力发展高能耗工业，用电负荷增长迅猛，由2005年的122MW发展到2011年
的170MW。
其中：
工业负荷156MW，农业负荷8MW，市政及其他负荷
6MW。
2011年全县用电量9.41亿kWh。
工业用电量8.0亿
kWh。
根据兴发关于兴发集团中长期发展规划及某某县发展规划，某某县在2011-2020年期间用电负荷相
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