25MW机组扩建及城区供暖项目可行性研究报告Word文档下载推荐.docx
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1#、2#锅炉，额定蒸发量为75t/h，分别于2004年和2005年投入运行，已运行9年时间;
3#锅炉，额定蒸发量为75t/h，2009年投运，目前3台锅炉实际蒸发量仍能达到在75t/h左右。
4#、5#锅炉额定蒸发量为130t/h，于2010年投入运行，目前运行正常。
锅炉总产汽能力为485t/h左右。
汽轮发电机组
1#机组为抽凝式，额定进汽量96t/h，额定抽汽量50t/h，额定功率12000KW。
2#、3#机组为背压式，额定进汽量分别为130t/h和145t/h，额定功率12000KW。
3台机组均能满负荷运行，总供汽能力为325t/h左右，总发电能力36000KW。
厂用蒸汽量平均45t/h左右，平均厂用电约6000KW左右。
各机组均满负荷情况下对外供汽能力280t/h左右，对外供电能力30000KW左右。
2）目前各产业公司及经济开发区负荷状况（见下表）
公司内部及开发区当前用汽、用电调查表
公司名称
目前用汽量（t/h）
目前用电量kw
****公司
40
3300
果糖公司
17.5
2150
淀粉公司
35
7000
粮油一公司
24
2500
4
800
550
开发区
30
合计
150.5
16300
城区供暖
125GJ/h
2、城区供暖现状
目前我县城区居民取暖分别由我公司和盛和热能有限公司提供热源，热力公司作为中间商购买循环水热量，再给终端用户供暖并结算。
我公司供暖范围是****大街以东****四路以南区域，****大街以西****四路以北区域为盛和热能有限公司供暖范围。
我公司现有一台12MW抽凝机组，设计供热能力60万㎡，截至去年我公司供暖面积52.1万㎡，供热面积再有增长将难以满足供热需求。
随着城区发展取暖热源缺口不断增大，根据县政府热力规划，一是两个热电厂扩产增容，二是政府通过招商在城西新上一个热源厂，热源厂规划用地已预留。
3、存在问题
（1）供热产能富余量不足
随着********各产业板块的发展壮大用热量不断增加，仅即将投产的新****项目和****项目预计增加用汽66t/h；
****经济开发区近3年内计划增加用汽50t/h；
2014年我公司供暖区域内将有万67.1万㎡居民小区建成，具体情况见下表。
********新增项目用汽用电情况统计表
公司
项目名称
用汽量（t/h）
用电量（kw）
时间安排
****区
年产15000吨****车间
3000（含公用工程）
2012年6月
饲料一期
1
办工楼用电
200
日处理大豆1000吨****项目
25
2013年1月
*****
1.2万m3/d废水处理项目
2400
66
8650
近期居民小区建设情况
小区名称
计划建筑面积（万㎡）
所需热量（万GJ）
计划完成时间
***（二期）
8
4
2012年底
****（三期）
10
5
2013年底
****
23.1
11
2014年秋季
****小区
26
13
2013年
2014年前总计
67.1
33
******
151.2
75
未确定
开发区中心居住区
约178
89
总计
396.3
197
（2）目前城区供暖运营模式利润空间较小
2012年上半年对****热力公司、***集中供热站、***城市供热有限公司等6家供热公司进行了调查，各公司经营毛利润4～9元/㎡不等。
目前我县居民供热由***热力有限公司和**热力有限公司两家公司（隶属一个集团）分区域承担，近两个供暖期均以17元/GJ的价格购买我公司和***热电有限公司的循环水热量，收取供暖费用为居民供暖23元/㎡，公建为26元/㎡，毛利润11元/㎡左右。
从我公司两个供暖期的经营情况看，2010至2011年供暖期微利，但随着煤炭价格上涨，2011至2012年供暖期亏损。
3.2项目建设必要性
3.2.1公司发展的需要
根据********公司发展规划和各产业板块战略目标，规模扩大产能增加，“十二五”期间仅****公司内部热、电负荷就有较大幅度增加，****公司作为基础产业，其扩产增容必须适当超前于其他产业板块的发展。
目前开发区内大部分企业刚刚起步，扩大规模增加产能是个必然趋势。
****公司作为****经济开发区的一个热能中心，供热能力的增加必须跟得上开发区企业的发展，这样才能巩固我们热能中心的地位，占有该区域的供热市场，不仅使公司增加了经济效益而且还承担了社会责任，提高了公司的影响力。
3.2.2多项政策支持
冬季城区供暖有多项政策支持，2011年11月24日，财政部、国家税务总局下发《关于继续执行供热企业增值税、房产税、城镇土地使用税优惠政策的通知》（财税[2011]118号），2011年供暖期至2015年12月31日，对供热企业向居民个人供热而取得的采暖费收入免征增值税。
向居民供热而取得的采暖费收入，包括供热企业直接向居民收取的、通过其他单位向居民收取的和由单位代居民缴纳的采暖费。
2011年7月1日至2015年12月31日，对向居民供热而收取采暖费的供热企业，为居民供热所使用的厂房及土地免征房产税、城镇土地使用税。
2010年，我县集中供暖项目两个热源厂的配套投资由企业与政府各承担50%，城区新增取暖用户收取开口配套费30元/㎡。
3.2.3提高社会效益的需要
供暖行业是一项长久性的社会工程、民生工程，也将是公司新的利润增长点，具有良好的经济效益和社会效益，同时低温循环水集中供暖既节能又环保，符合国家产业政策，是政府力推的一项工程。
3.2.4结论
综上所述，扩建25MW抽凝机组及城区供暖项目，无论从促进企业健康稳定发展、国家和地方政策，还是从经济效益和社会效益方面分析都是十分必要的。
第四章工程设计原则及方案
4.1设计原则
本着节能、环保的建设方针，根据可行性研究规定的设计深度、现场勘查及与原有装置相结合的情况，拟定以下主要设计原则：
4.1.1总的指导思想本着近、远期相结合的原则，与总体规划相吻合。
4.1.2供热方案的确定以核准落实的实际热负荷为依据，确定设计规模，以确保供热项目的节能效益，环保效益和经济效益。
4.1.3贯彻因地制宜的原则，系统的合理配置与布置充分考虑利用现有装置，达到最大限度地发挥现有装置的生产能力。
4.1.4充分利用企业现有公用设施，以降低工程造价，提高工程的经济效益，减少人员，进一步节能、节水和节省用地，以减少环境污染。
4.2设计方案
4.2.125MW机组
本工程新上一台C25-4.9/0.98汽轮发电机组，主蒸汽为次高温次高压参数。
根据本工程的具体情况，主蒸汽系统拟采用母管制，与原来的主蒸汽母管相接。
方案一
按照C25MW机组的常规布置，汽机间跨度为21m，柱距8m。
由于原有厂房为18m跨度，因此需要扩建4跨32m，汽轮发电机组采用纵向布置，机头朝向扩建端，汽轮发电机组中心线距A列柱轴线10m。
除氧煤仓间做相应扩建。
优点：
检修维护方便。
缺点：
投资费用大。
方案二
按照原有汽机房18m跨度进行扩建，可以利用原有厂房扩建端的两跨，只需要再扩建3跨21m。
汽轮发电机机组采用纵向布置，机头朝向扩建端，汽轮发电机机组中心线距A列柱轴线9m。
投资费用低。
由于压缩汽机间跨度，导致靠近B列柱的检修通道比较窄，以后考虑再扩建锅炉的时候给水泵要放置位置比较紧张。
凝汽器检修抽芯的距离不能满足，需要做临时的检修方案。
汽源由公司现有锅炉通过主蒸汽母管供给，经过两道隔离门和一道自动控制门进入汽轮机。
抽汽管道与现有供热管网相连，凝结水打至除氧器，设计三台低压加热器，两台高压加热器，采用DEH电液调节DCS控制系统，发电机通过现有并网线路与电网相接。
4.2.2城区供暖
换热站规模按远期供热面积450万平方米进行规划设计，热水管网按高温循环水设计，一次设计，分期实施。
换热首站按远期供热面积450万平方米设计，总供热量225MW,设置三台75MW汽水换热器。
设置两台Q3000、H60汽动循环泵，配置B0.64-0.8/0.3工业汽轮机拖动，一台Q1500、H60汽动循环泵，配置B0.32-0.8/0.3工业汽轮机拖动，设置两套Q100组合软化水装置，蒸汽、循环水、补水、凝结水系统均实行母管制。
循环水回水母管设置卧式除污器，一次网供回水母管DN1000，分别设置补水箱（池）和凝结水箱（池）。
为节约工程建设费用，供热首站采用单层布置。
设置换热间、控制值班室、配电室，在换热间设置汽水换热器、热网循环水泵、补水泵、凝结水泵、卧式直通除污器、钢制补水箱和凝结水箱，换热间梁底设检修吊车。
占地面积300平方米。
汽水换热站供热系统对热用户直接供热参数的选取：
汽水换热站一次网供回水温度120/60℃，二次网采用混水系统直供，采暖供回水温度80/60℃。
4.2.3人员配置
机组
司机
副司机
助手
3人
供暖
首站
巡检
设备维护
4人
6人
第五章消防及安全
5.1设计依据
本工程劳动安全设计遵循下列规程、规范和标准：
（1）．火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053-1996）
（2）．火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）
（3）．火力发电厂建筑设计技术规定（SDGJ4-87）
（4）．建筑设计防火规范（GB50016-2006）
（5）．火力发电厂及变电所设计防火规范（GB50229-2006）
（6）．建筑内部装修设计防火规范（GB50222-95）
（7）．力发电厂汽水管道设计规定（DL/T5054-1996）
（8）．火电厂生活、消防给水和排水设计技术规定（DLG24-81）
（9）．火力发电厂和变电所照明设计技术规定（DLGJ56-95）
（11）．建筑物防雷设计规范（GB50057-94）
（12）．压力容器安全技术监察规程（劳锅字[1990]8号）
5.2采取的劳动安全措施
5.2.1防火、防爆
（1）设置完善的消防系统
1）、消防系统整体描述
本工程的火灾次数按一次着火2小时考虑，消防用水总量不小于65L/s（468m3）。
设独立的消防给水管网，采用稳高压消防给水系统。
平时由消防稳压泵维持管网压力，火灾时自动启动消防泵。
消防泵等设备放置在工业水泵房内。
在厂区内设置消防给水环状管网，设置室外地上式消火栓及室内消火栓。
消防给水水源利用3000m3蓄水池作为消防水源，消防水容量为不小于500m3。
2）、消防设施及措施
①室外消火栓系统
室外消火栓系统消防用水量不小于40L/s，在厂区内设置独立的消防给水管网，并由阀门分成若干段，当某管段或消火栓事故或检修时，停止使用的消火栓数量不多于2个。
室外地上式消火栓间距在主厂房不大于80米，其它建筑物不大于120米。
②室内消火栓系统
室内消火栓系统消防水量不小于25L/s。
室内消火栓每层均设，保护半径为29米，消火栓布置应满足车间内同一时间有二股水柱到达任何部位。
室内消火栓处设置直接启动消防水泵房的消防按钮。
建筑灭火器配置：
根据各建筑物的使用性质，各生产装置均设置有足量手提式干粉灭火器或二氧化碳灭火器。
（2）建（构）筑物防火设计原则及措施
各建（构）筑物耐火等级的确定：
遵照《建筑设计防火规范》及《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，按其在生产过程中的火灾危险性，将不低于GBJ16-87的规定。
在电厂投入运行之后，必需制订和严格执行安全操作规程，加强管理，从根本上杜绝火灾及爆炸的事故发生。
（3）油系统防火措施
汽机油系统尽可能减少法兰连接，为保证油管路法兰、阀门和轴承等处的严密性，油系统管道设计压力通常提高一级考虑。
油管道考虑防火要求，采用油管道与高温管间距加大的措施，以免油管道发生火灾。
设计考虑了机组及变压器事故油箱和贮油坑。
事故排油管设计考虑了事故时排油通畅，事故放油阀位置设在事故时安全、方便操作的地方，避免一旦油着火，无法靠近操作。
（4）电气设施的防火、防爆设计原则及措施
1）、变压器及充油电气设备的防火措施
首先在设计上选用绝缘良好的电气设备。
主变压器等户外充油设备的下部设贮油坑，铺设厚度不小于250mm的卵石层，并设有在事故状态下将油排至事故油池的设施。
2）、电缆防火设计原则及措施
主厂房内根据电缆敷设情况，适当采用阻燃型电缆，电缆沟内应无易燃杂物，无积水积油。
电缆沟单独设置，在热管道、油管道沟内不敷设电缆。
控制室通往电缆夹层或电缆桥架的电缆孔洞和盘面之间缝隙必须用防燃材料堵严，凡通向电缆夹层、电缆竖井、室内外电缆沟及电缆排管的孔洞也必须用防燃材料堵严，并保证有足够的防火段长度。
通往主厂房外去的电力电缆孔洞亦应用防燃材料堵严。
电缆靠近热体时，热管道或油管道与电缆竖进或电缆排架间需用防燃材料隔离。
为防止火灾蔓延，厂区电缆沟道在设计中，对进入建筑物时一律用隔墙封闭。
电缆沟排水采取隔断措施，防止热蒸汽反冲入，并分段组织好电缆沟道的排水。
（5）压力容器与易爆装置的安全技术措施
压力容器防爆措施
选择压力容器制造厂必须是具有相应压力容器设计制造资格证书的定点生产厂家。
除氧器及除氧水箱设置安全阀。
阀门压力采用提高一级选择。
安全阀的排汽引出管都必须引至主厂房外并有相应高度，以防动作时蒸汽伤人。
5.2.2全厂防雷接地的设计原则及防护安全措施
本工程过电压保护和接地的设计，均按《电力设备过电压保护设计技术规程》及《电力设备接地设计技术规程》的要求进行。
在主厂房屋顶上装设避雷带，作为过电压保护设施。
5.2.3热力设备、管道的保温隔热措施
对热力设备、管道均用保温材料与外界隔开。
保温防烫的主要目的不仅是安全生产，也是为减少热量散失，提高发电厂热经济效益。
因此，设备、管道等温度高于50℃时均采取保温措施。
5.2.4照明系统设计
照明具有正常照明及事故照明两个分开的供电网络。
事故照明由事故保安电源的供电，其中主厂房主要出入口、通道、楼梯间及远离主厂房的重要建筑物均设事故照明，事故照明采用应急灯。
第六章节能
6.1工艺节能
将机组运行排入凉水塔的循环水热量收集，用于冬季供暖，从而降机组低冷源损失提高全厂热效率，25MW抽凝机组冬季循环水量3300t/h左右，冬季循环水进出水温度按10℃/20℃，供暖季按120天计算，共计收集循环水热量39.9GJ。
6.2设计节能
占地面积300m。
扩建换热首站主要设备汇总表
序号
名称
型号和规格
单位
数量
备注
汽水换热器
换热量56MW
台
2
分期实施
汽动循环水泵
Q=3400m3/hH=70m
N=800kw
配置背压工业汽轮机
3
补水泵
Q=50m3/hH=32m
凝结水泵
Q=60m3/hH=24m
5
凝结水箱
3000×
2000（H）
个
6
补水箱
3000（H）
7
卧式除污器
PN1.6DN700
电动循环水泵与汽动循环水泵运行费用的比较
流量3400t/h,扬程70米电动循环水泵电机功率800KW，汽动循环水泵由背压汽轮机拖动。
（1）电动循环水泵的年运行费用
电动循环水泵耗电量230.4万kw.h/采暖季
电价0.36元/kw.h
电动循环水泵运行费用82.94万元/采暖季
（2）汽动循环水泵的年运行费用
汽动泵背压汽轮机进口蒸汽参数：
P1=0.981MPa，t1=300℃，i1=3051.79kj/kg
汽动泵背压汽轮机出口蒸汽参数：
P2=0.3MPa，t2=180℃，i2=2823.63kj/kg
汽动泵背压汽轮机蒸汽单耗为23.46kg/kw
汽动泵背压汽轮机额定功率800kw
汽动泵背压汽轮机进汽量18.768t/h
蒸汽带动背压汽轮机做功热损失折合0.981MPa,300℃蒸汽=18768×
（3051.79-2823.63）/（3051.79-4.187×
80）=1.576t/h
汽动循环泵耗汽量4538.9t/采暖季
蒸汽成本价130元/吨
汽动循环水泵的年运行费用59万元
在现行电价和汽价条件下，汽动循环泵比电动循环泵运行节约运行成本23.93万元/采暖季。
第七章项目实施计划
7.1项目实施进度计划
工程实施计划：
2013年1月－2013年3月完成可行性研究报告、立项审批
2013年3月－2013年4月业绩考察、确定设计及施工单位
2013年5月－2013年6月完成设计
2013年7月－2013年11月工程完成
2013年11月－2013年12月系统调试完成运行正常
7.2调试与试运转
配套设备的调试应根据国家有关的技术标准进行或由设备供货单位派人进行调试或派员进行技术指导。
1．试运转工作应邀请供货方专家、设计、安装单位共同参加；
试运转操作人员上岗前必须通过专业技术培训。
2．有关设备调试、试运转以及验收等项工作的技术文件必须存档备查。
第八章投资估算与经济评价
8.1投资估算
8.1.1、编制说明
本项目工程建设规模新上一台25MW抽凝机组及相应配套设备，另外配套上自然通风冷却塔及循环水泵房、低真空循环水供暖的供热首站、供热管网等。
8.1.2、编制原则及依据：
1、编制原则：
投资估算根据2001年版国家发展计划委员会、国家经贸委、国家建设部颁发的《热电联产项目可行性研究投资估算编制方法》编制。
2、项目划分：
工程项目划分参照2007年版《火力发电工程建设预算编制与计算标准》执行。
3、定额：
采用2006年版《电力建设工程概算定额》，并按规定调整。
4、其他费用：
按《火力发电工程建设预算编制与计算标准》（2007年版）计列。
5编制年2012年。
项目工程投资
5511万元；
建设期贷款利息：
67万元；
动态投资：
5578万元；
铺底流动资金：
215万元；
附表
具体投资情况见附表：
1、表一《总估算表》
项目总估算表
1×
C25MW
单位:
万元
工程或费用名称
建筑工程费
设备购置费
安装工程费
其他费用
单位投资（元/kW）
占比例（%）
一
主辅生产工程
厂内、外生产工程
997
1974
1973
4944
1978
89.71
热力系统
513
1498
1904
3914
1566
71.03
燃料供应系统
0
0.00
除灰系统
水处理系统
21
3
24
9
0.43
供水系统
485
43
532
213
9.65
电气系统
303
42
345
138
6.27
热工控制系统
99
20
119
48
2.16
8
附属生产工程
0.18
9
脱硫装置系统
10
脱硝装置系统
二
与厂址有关的单项工程
三
编制年价差
四
其他
567
227
10.29
建设场地征用及清理费
项目建设管理费
82
33
1.49
项目建设技术服务费
55
2.51
分系统调试及整套启动试运费
40
16
0.73
生产准备费
44
18
0.80
大件运输措施费
上述1至6项小计
305
基本预备费
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