X8MW天然气燃机热电联供发电装置可行性研究报告 59页

精细化工产业基地一期工程可行性研究报告目录1、总论11.1项目背景11.2项目可行性研究的主要结论41.3结论与建议72、系统方案及设备选型83、厂址选择173.1电厂厂址选择原则173.2厂址所在位置现状173.3厂址自然条件173.4建厂外部条件183.5拟选电厂厂址具备的有利条件184、设计方案204.1热、电容量的确定204.2电站的构成和基本性能参数204.3机组煤、水、电、天然气的供应与电能、蒸汽的外输214.4电站的布置234.5燃机主机厂房布置2455n4.6余热锅炉区与锅炉区及设备布置244.7设备维修、油料存放254.8电站主要设备与辅助系统254.9电气、控制系统及组成285、环境保护345.1设计依据和采用的环境保护标准345.2机组对环境的影响355.3废气污染及控制措施355.4污染及躁声控制措施355.5废水、废油、废渣排放的控制措施365.6振动防护365.7环境保护投资估算366、节约能源386.1编制依据386.2能耗分析386.3节能措施及技术387、消防397.1编制依据、采用的标准及执行的规定397.2建设地区的消防现状397.3工程的火灾危险性分析397.4工程防火和消防措施初步方案397.5防火及消防措施效果预测与评价408、劳动安全与卫生418.1编制依据及采用的主要标准418.2工程的主要危害因素分析418.3安全卫生设计方案448.4安全卫生措施的效果预测及评价469、生产组织和定员479.1编制依据：4755n9.2编制范围：479.3组织机构及管理体制：479.4设计班制：479.5补缺勤人员：479.6职工定员：479.7人员培训计划：479.8人员录用计划：4810、工程实施条件和进度4910.1编制依据4910.2实施条件4910.3实施进度4911、投资估算5011.1投资估算编制依据5011.2项目资金来源5011.3投资估算内容5011.4有关问题说明5012、财务评价5212.1评价依据5212.2基本概况及基础数据5212.3销售收入及销售费5212.4成本费用估算5212.5盈利能力分析5312.6不确定性分析5312.7评价结论5413、结论与建议5513.1结论5513.2存在的主要问题及建议5555n附表一发电工程投资估算表附表二生产费用计算表附表三固定资产折旧表附表四产品销售收入表附表五敏感性分析表附表六还本付息表附表七损益表附表八现金流量表附表九现金流量表（销售收入减少20%、经营成本增加20%）附表十现金流量表（销售收入减少20%）附图：图一、电厂平面布置图图二、高压系统一次原理图55n1、总论1.1项目背景1.1.1项目名称X8MW天然气燃机热电联供发电装置1.1.2承办单位概况本项目承办方主要负责人：职务：1.1.3可行性研究报告编制依据1、X提供的设计资料；2、设计委托书；1.1.4项目提出的理由及建设的必要性项目提出的理由：X精细化工产业基地内拥有一个化工产业群，必须有电力、热力等能源支持；该地区处於沙漠边缘，周边无相关企业可以为其提供热力，必须在产业基地建设集中供热的设施提供热力。根据各种可选方式，需要经过可行性研究选取技术经济上最优的方式。项目建设的必要性：热电联产设施是化工产业基地必备的基础设施，也是整个项目建设的前提，同时是产业基地吸引合作伙伴的必要条件。1.1.5本项目可行性研究原则和工作范围本项目可行性研究遵循如下原则：1）满足产业基地整体规划、滚动发展的要求；2）方案选择能够以较高的能源利用效率和性价比满足产业基地发展需求；以最经济、可靠的方式向产业基地提供电力、蒸汽供应。3）方案能够满足公司“环境友好”的发展理念。本次可研的工作范围：本可行性研究历时三个月，对项目方案选择进行了广泛的调研和论证。根据建设单位提出的原则构思，55n根据产业基地项目特点对可以选择的方案进行了科学论证和技术经济比较，最终推荐了“可靠性高、性价比高、能源效率高、灵活性高和环境友好”的能源供应方案，并对所推荐方案进行了比较细致的工作，为下阶段工作打下了很好的基础。1.1.6项目背景及燃气轮机热电联供电厂技术概况1、项目背景：内蒙古X位於内蒙古鄂尔多斯市，是国家520家重奌企业、内蒙古自治区20户重奌企业之一，企业拥有资产总额30亿元，销售收入20亿元。目前正在通过强强联合在建大型化工和能源项目，以2-3年的时间，打造一个资产、销售过百亿的西部最大的能源化工基地。在实施战略发展的同时，X规划在鄂尔多斯市杭锦旗组建“亿利精细化工产业基地”，充分利用公司在该地区的丰富资源和现有产业支持，以天然气、煤及盐为基础原料，逐步形成石油化工、氯碱化工、精细化工及橡胶加工业、染料、农药、化学原料药及医药中间体相结合的产业群，再造一个生产、生态、环保协调发展的绿色化工区。为解决精细化工区内的能源供给，在区内建一座以天然气为燃料的燃气轮机热电联供的热电联产企业。由於化工产品《尤其是精细化工产品》的特点，具有较强的产品可延展性，产业基地的发展将按“整体规划、分步实施、滚动发展”的模式进行；所以在能源供给的方案制订上，也要与之呼应，具有能“滚动发展”的可能性。同时，产业基地将以吸引外来企业的方式为主体，在产业基地的规划面积范围内，将不可避免地出现符合整体规划的独立小区，能源供给也将可能出现“分布式能源”的模式。作为“分布式能源”，供电、供汽的可靠性是技术经济分析的前提，即当一台机组故障时，备用机组能够迅速起动，尽量减少对用户的影响。上述构思将是本可行性研究的重要原则。2、燃气轮机热电联供电厂发展概况燃气轮机装置是一种以空气及燃气为工质的旋转式热力发动机，它的结构与飞机喷气式发动机一致，也类似蒸汽轮机。主要结构有三部分：1压气机、2、燃烧室；3、燃气涡轮。其工作原理为：叶轮式压缩机从外部吸收空气，压缩后送入燃烧室，同时燃料也喷入燃烧室与高温压缩空气混合，在定压下进行燃烧。生成的高温高压烟气进入燃气涡轮膨胀作功，推动动力叶片高速旋转，乏气排入大气中或再加利用。燃气轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低和寿命周期较长等优点。主要用于发电、交通和工业动力。也是国际上“分布式能源”的首选方案。55n燃气轮机分为轻型燃气轮机和重型燃气轮机，轻型燃气轮机为航空发动机的转型，如QDR20型燃气轮机,其优势在于装机快、体积小、启动快。重型燃气轮机为工业型燃机，如GT26和PG6561B等燃气轮机，其优势为排烟温度高、联合循环组合效率高。由燃气轮机及发电机与余热锅炉共同组成的循环系统称为前置循环热电联产：它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收，转换为蒸汽加以利用。主要用于热电。前置循环热电联产时的总效率一般均超过80%。为提高供热的灵活性，大多前置循环热电联产机组采用余热锅炉补燃技术，补燃时的总效率可能超过90%。联合循环发电或热电联产：燃气轮机及发电机与余热锅炉、蒸汽轮机或供热式蒸汽轮机（抽汽式或背压式）共同组成的循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注入蒸汽轮机发电，或将部分发电作功后的乏汽用于供热。形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环。主要用于发电和热电联产。由于燃气轮机技术的持续进步，性能不断提高，特别是环保性能的优越，加之世界各国对环境污染的限制越来越严格，许多国家已逐步转向以燃气轮机发电机组为主的热电联供模式。燃气轮机热电联供大体有三种模式：1）、燃气轮机发电机组和排气直接供热模式；2）、燃气轮机发电机组和排气废热产生蒸汽供热模式；3）、燃气轮机发电机组和排气产生蒸汽供抽汽式或背压式汽轮机继续发电、供电的联合循环模式。燃气轮机热电联供机组与传统的汽轮机热电联供系统相比较，具有如下优点：1）、热电比可在较宽的范围内变化，并且保持了较高的能源利用率。2）、系统组合周期短，尺寸小、重量轻、占地小，有利系统布置、安装。3）、系统启动迅速、自动化程度高，排气污染相对减少。燃气轮机热电联供优点已被社会认识和接受，外国政府在政策上提供优惠，在进一步研究开发中投入资金，促使国外燃气轮机热电联供发展很快。燃气一蒸汽联合循环发电是当今世界上发展极为迅速的一种高效、低污染发电技术，它己成为发达国家新建热力发电厂和“分布式能源”55n的首选系统。经过近三十年的研究和不断改进，联合循环发电不仅在效率上超过蒸汽发电效率，而且在众多方面均体现出明显的优势。它己成为全世界公认的具有发电效率高，调峰能力强，单位功率投资少，建设周期短。占地面积小，污染程度低的新一代发电设备。目前全世界发达国家，燃气轮机电厂与燃煤电厂总安装容量已接近1:1，并大有超过趋势，美国73%的热电联产项目使用的是燃气，俄罗斯热电联产燃料构成中70%是石油和天然气。1.2项目可行性研究的主要结论1.2.1建设地点由于化工产业基地靠近原材料产地，但附近现有基础设施无法满足产业基地化工项目供热需求，因此燃气电厂项目拟建于亿利精细化工产业基地内。该场地紧临热、电用户；水、电等外部条件易于解决；天然气取自内蒙苏格里气田杭锦旗门站；燃煤取自本地；交通运输便利，适合建厂。1.2.2建设目的根据精细化工产业基地建设的能源需求，电站的规模和设备选型应能够保证外供蒸汽量100t/h，有扩展到120t/h的可能性。最高供汽压力2.5MPa（其中2.5Mpa50t/h、0.8MPa50t/h），年供电量不小于5000万度（供电容量不低于6250kwh，年运行8000小时）。项目作为化工产业基地整体投资项目的一部分，参与产业基地整体规划和整体评估。1.2.3推荐方案及依据鉴於产业基地用电量小用汽量大的情况，建设单位确定，本工程按“以电定汽”的原则进行方案配置；在燃气轮机热电联供机组满足电量而不能满足蒸汽需求的情况下，用燃煤锅炉产生蒸汽进行补充。本报告对三种可供选择的方案进行了科学论证和比较（详见第2章）。三种方案包括：方案一：燃煤锅炉+蒸汽轮机发电；方案二：进口燃气轮机热电联供+燃煤锅炉补充蒸汽；方案三：国产燃气轮机热电联供+燃煤锅炉补充蒸汽。其中方案三有如下特点：●优点：1）、装机容量8000kW，供蒸汽100-120t/h，满足产业基地需要。热电联供综合热效率＞85%。项目建设进度可以根据产业基地建设投产进度灵活调整。55n2）、项目投资省（固定资产总投资5245万元）、电站建设周期短、电力和蒸汽供应成本低；。3）、机组结构简单、启动迅速、运行稳定、故障率低、维修工作量小、灵活方便、自动化程度高。汽量调整裕度较大，电量调整灵活性较大。和其它方案相比，方案三作为分布式能源供电的可靠性、灵活性最高。4）、占地面积小。维修费用较低。5）、水消耗量小。燃机主机本身不需要冷却水。仅辅机需冷却水，循环量约40t/h。大气温度25-30℃时消耗量约为20t/h。6）、该方案选用的QDR20型燃气轮机热电联供机组是国家九五期间重点推荐的节能、环保、高新技术项目，适合小型热电联产项目。已有较多运行业绩。7）、本方案采用多台燃气轮机发电并联合供热，短缺的蒸汽用多台燃煤锅炉补充，供汽、供电既相支持又相对独立，使整个系统更加可靠，同时在所有方案中最符合“滚动发展”的原则。●缺点：QDR20型燃气轮机机组大修需返制造厂修理。同时也没有完全避免所有方案的环境问题。综合比较其他方案的特点，综合考虑可靠性、经济性、先进性及灵活性因素，本报告推荐方案三，即新建电站选用四台2000kW国产QDR20型燃气轮机热电联供机组，配置四台8t/h2.5Mpa余热锅炉，达到供电及供应2.5Mpa蒸汽的目的。其中：2台炉加装补燃装置，达到调整汽量和解决燃机修理时不影响供汽的目的。蒸汽不足部分加装3台（2用1备）35t/h燃煤循环流化床锅炉产汽补充。电站装机总容量：8000kW,外供蒸汽100t/h,通过局部调节补燃可满足120t/h的蒸汽供应。电厂投运后，每年可外供电能5248万度，蒸汽：80-96万吨。1.2.4项目建设基本条件该项目建设的基本条件比较充分。其一：该项目燃用天然气热电联供，属天然气热电联产项目，符合国务院及有关部、委颁布的鼓励和支持的政策和精神；其二：产品市场很稳定。电能、蒸汽均系化工生产所必需，并且全程以需定产，可以做到精细供给能源，没有大马拉小车或大幅降低效率供给能源的弊端。其三：采用燃气轮机实现热电联供技术比较成熟、综合热效率高，国产燃气轮机产品具有质量可靠、运行经验丰富且服务周到的特点。因此该项目具备投资运营的条件。55n1.2.5项目投入总资金来源1）、本项目总投资额为6313.45万元，其中新增固定资产5254万元。其中：建筑工程费520万元,占固定资产总投资的9.90%;设备购置费3679万元,占固定资产总投资的70.02%;设备安装调试费650万元，占固定资产总投资的12.37%;工程其他费用405万元，占固定资产总投资的7.71%;建设期贷款利息257.28万元全额流动资金802.17万元2）、资金筹措企业自筹30％，申请银行贷款70％。贷款部分贷款利率6.33％（计复利）。建设期贷款利息257.28万元，1.2.6财务评价主要指标由于电站仅作为产业基地项目的一部分，与产业基地所有项目统一核算投资效益，电站以成本价向产业基地供应蒸汽、电力，无法单独考核电站的投资收益。以下分析是以成本价（电0.237元/kWh,汽50元/吨）为基础进行分析的，不能作为单独考核电站投资收益的决策依据，仅仅为了给园能形成完整可研提供参考。如要求作为独立完整项目进行评估，只需按市场合理价格确定产品销售价格，以弥补其现在财务评价的元素缺失，即可提出电热联供项目的可研经济评估。项目所得税前所得税后财务内部收益率5.7%/财务净现值（ic=10%）4301.65万元/投资回收期（含建设期）13.31年14.50年投资利润率6.59%1.2.7不确定性分析指标盈亏平衡点为74.8%。说明电站即使在产业基地电、汽需求仅3/4时仍然可以以成本价格供应能源。反映了项目较强抗风险能力。1.2.8主要技术经济指标主要技术经济指标详见下表。序号项目单位指标1装机容量kW80002建设周期月1255n3工程固定资产总投资万元52544年销售收入万元5243.785年发电总成本万元5034.396年发电经营成本万元4762.017新增资产折旧年限年128年利润总额万元206.069内部收益率（税前）%5.7810投资利润率%6.5911年净现金流量万元449.3612财务净现值（税前）万元4301.6513投资回收期（含建设期）税前年13.3114投资回收期（含建设期）税后年14.501.3结论与建议本可行性研究报告对天然气燃气轮机热电联供电厂建设项目从建设的必要性、可能性、技术方案的先进性以及经济的合理性等各方面进行了全面的分析和研究。该项目是产业基地的分布式能源，是为了满足产业基地建设的需要，所以有建设的必要；选用的方案是一个高效供应能源的方案，也是一个环境友好的方案，同时作为相对独立的分布式能源，可靠性满足要求。项目建设技术方案是可行的。经多方案技术经济比较，选定的技术方案先进可靠，综合热效率高，能源供应成本低；对项目的投资额度进行了初步匡算，并在保证最低成本价（电：0.237元/kWh,汽：50元/吨）供应产业基地电力、蒸汽的基础上进行了财务分析，该项目建成后，能够以较低的价格供应能源，以保证其他项目有较高的收益率。本报告在综合考虑可靠、先进、经济、环保、灵活的基础上推荐了最优的方案。并对方案进行了深入的研究，为进一步的工作打下了良好的基础。建议尽快和产业基地其他项目一起作好报批可行性研究报告前的有关准备工作，如环境保护，劳动安全保护的有关准备工作，落实有关电力部门的意向，贷款银行的有关协议等，以满足产业基地建设的需要。55n2、系统方案及设备选型该项目汽、电量匹配性能不好，产业基地蒸汽需求量大，而电力需求相对较少，如果严格按高效热电联产确定方案则会有多余电力，就要涉及电力上网问题。并且外供蒸汽有三个压力等级，其中高端压力已超出常规中压汽轮机组的排汽压力，造成方案和设备选择比较困难，使进一步降低能源供应价格受到较大的限制。电站规模和设备选型遵循以下原则：能保证外供蒸汽量100t/h，有扩展到120t/h的余地，最高供汽压力2.5MPa（其中2.5Mpa50t/h、0.8Mpa50t/h），年供电量不小于0.5亿度。并在此基础上进行系统方案的比较。经市场调查和研究，可供选择的方案有如下三种。方案一：燃煤锅炉+蒸汽轮机发电；方案二：进口或引进型燃气轮机热电联供+燃煤锅炉补充供汽；方案三：国产燃气轮机热电联供+燃煤锅炉补充供汽；上述三个方案从技术上都能满足用电和用汽要求，方案一仅对燃煤锅炉+蒸汽轮机发电方案进行比较。方案二中因为引进型燃机尚没有与本项目容量匹配的机型可供选择，所以方案二只对进口机型进行比较。燃机热电联产后不足的蒸汽，可选择燃煤锅炉也可选择燃气锅炉，但经初算燃气锅炉蒸汽成本远高于燃煤锅炉蒸汽成本，因此方案比较时仅考虑了燃煤锅炉。方案一：燃煤锅炉+蒸汽轮机发电由于中压背压机组功率与排汽量匹配与本项目要求不符，本方案不考虑背压机组。杭锦旗位于三北地区，根据国家相关规定，对凝汽式电厂不得采用水冷而应采用空冷的方式，所以本方案考虑采用燃煤锅炉+空冷双抽凝汽机组。装机容量：3×3000kW空冷抽凝机组+4×40t/h燃煤锅炉（一台炉备用），外供电量5000-7500kWh，外供蒸汽100-120t/h。1、3台炉运行，产生3.82Mpa435℃的新蒸汽120t/h，其中42.5t/h经1＃减温减压器产生50t/h2.5Mpa225℃饱和蒸汽外供。2、除自用蒸汽后余下74t/h新蒸汽进入2台3000kW空冷抽汽冷凝机组，发电容量6500kW。抽汽50t/h、0.8MPa170℃饱和蒸汽外供。剩余蒸汽经空气冷却器冷凝后回收。55n3、配置一台2＃减温减压器（3.82/0.8Mpa，435/170℃）备用。化工产业基地尚有600t/a的排放氫气可回收用作补燃，每小时可新增2.5MPa蒸汽3吨。总产汽量103-123t/h。设备配置及原则流程如图示。●优点1）、这种配置是国内常规电站设计模式。电站的运行、维修管理等，国内都有一套可参考的成熟经验。2）、发电容量为9000kW，去掉电站自耗电后可以满足外供电的需求。供汽量也能满足化工产业基地的需要。抽汽量可调，在一定负荷范围内有较好的运行灵活性。●缺点：55n1）、综合热效率较低。灰渣、粉尘及SO2在所有方案中对环境影响最大。2）、设备和厂房结构复杂，在所有方案中施工周期最长，投资最大。3）、发电机组启动较慢，约需2小时以上，且低负荷运行对机组效率影响较大，在产业基地滚动发展的初期运行经济性较差，对外部电网的依赖性大。4）、单位产品成本较高。5）、在产业基地滚动发展过程中，建设分期开展的经济性、可靠性难以协调。方案二：进口燃气轮机热电联供+燃煤锅炉补充供汽经过初步筛选拟采用3台3400kW燃气轮机，根据当地环境修正后实际每台发电功率为3020kW，总功率为9060kW。该机简单循环发电效率较高，但在非补燃状况下每台机仅能产生7.0t/h2.5MPa饱和蒸汽。燃机特性曲线如下图。55n经过方案比较，拟采用下列配置满足工艺要求。配置3台3400kW燃气轮机，修正出力3020kw；配套三台7.0t/h2.4MPa余热锅炉，正常工况运行两台，产生的蒸汽14t/h（2.5MPa、225℃）经管线进入1#减温减压器后母管直接外供；3台炉全部加装补燃装置，补燃产生8t/h2.5Mpa蒸汽，同时达到调整汽量和解决燃机修理时不影响蒸汽供汽的目的。3台（2用1备）35t/h燃煤循环流化床锅炉运行2台炉，产生70t/h新蒸汽（3.82Mpa435℃）在扣除4t/h自用蒸汽后，余下66t/h。其中24t/h经2#减压减压器至2.5MPa、225℃产生24t/h饱和蒸汽；另外42吨经3#减温减压器产生50t/h170℃0.8Mpa的饱和蒸汽外供。化工产业基地尚有600t/a的排放氫气可回收用作补燃，每小时可新增2.5Mpa饱和蒸汽3吨。全厂发电装机总容量9060kW。可供应各种压力蒸汽总量103-142吨/时。系统布置如下图。55n●优点1）、燃机净发电效率较高。2）、大修间隔期较长。3）、采用补燃措施使锅炉灵活性加大。4）、发电机组结构简单、启动迅速、运行稳定、故障率低、维修工作量小、自动化程度高。5）、燃机占地面积小。水消耗量小。燃机主机本身不需要冷却水。仅辅机需冷却水，循环量约50t/h。大气温度为25-30℃时，消耗量约为20t/h。6）、国内已有机组运行。●缺点：1）、因燃机净发电效率较高，造成燃机排气总热量减少，从而使余热锅炉出力降低，在本案中2.5Mpa饱和蒸汽需求必需采用补燃措施才能满足要求。由于本项目蒸汽需求量大，加之进口机组价格较高，使得进口燃机发电效率较高的技术优势没有转化为经济优势。55n2）、燃机一次性投资较大（纯发电≮5200元/kW）。3）、备品配件较麻烦。维修费用较高。大修因返厂工期较长。4）、国外设备定货周期较长。方案三：国产燃气轮机热电联供+燃煤锅炉补充供汽选用四台2000KW国产燃气轮机热电联供机组。根据当地环境修正后实际每台发电功率为2000KW，总功率为8000KW。该机简单循环发电效率相对进口机较低，但在非补燃状况下每台机能产生8.0t/h2.5MPa饱和蒸汽，正常工况3台燃机运行产汽24t/h。热电联产总效率＞85％，弥补了净发电效率较低的不足。燃机特性曲线如下图。55n经过方案比较，拟采用下列配置满足工艺要求。`配置四台2000kw燃机，四台8.0t/h2.4MPa余热锅炉，正常工况运行三套机组，产生的蒸汽24t/h（2.5MPa、225℃）经管线进入1#减温减压器后母管直接外供；拟将2台炉加装补燃装置，达到调整汽量和解决燃机修理时不影响2.5Mpa蒸汽供汽的目的。3台（2用1备）35t/h燃煤循环流化床锅炉运行2台炉，产生的68t/h新蒸汽（3.82Mpa435℃）在扣除4t/h自用蒸汽后，余下66t/h。其中22t/h经2#减压减压器至2.5MPa、225℃产生26t/h饱和蒸汽；另外42吨经3#减温减压器产生50t/h170℃0.8Mpa的饱和蒸汽外供。化工产业基地尚有600t/a的排放氫气可回收用作补燃，每小时可新增2.5Mpa饱和蒸汽3吨。工艺流程如下图示。55n●优点：1）、装机容量8000kW，可供蒸汽103-142t/h，满足产业基地需要。热电联供综合热效率＞85%。2）、燃机项目投资省、建设周期短、资金回收周期短。3）、燃机机组结构简单、启动迅速、运行稳定、故障率低、维修工作量小、灵活方便、自动化程度高。整套系统汽量调整裕度较大，电量调整灵活性较大，多台机组供电系统更加可靠；而且根据“滚动发展”的需要可以灵活安排建设周期，产业基地达到设计负荷后，作为分布式能源可靠性较方案一高。整套系统汽量调整裕度较大，电量调整灵活性较大。4）、发电机组占地面积小。维修费用较低。5）、水消耗量小。燃机主机本身不需要冷却水。仅辅机需冷却水，循环量约50t/h。大气温度为25-30℃时，消耗量约为20t/h。6）、该方案选用的QDR20型燃气轮机热电联供机组是国家九五期间重点推荐的节能、环保、高新技术项目，适合小型热电联产项目。已有较多运行业绩。●缺点：QDR20型燃气轮机机组大修需返制造厂修理。和其它方案一样，燃煤锅炉灰渣、粉尘及SO2排放影响环境。三方案基本性能对照汇总表序号对照项目方案三方案二方案一1单机功率kWh2000302030002配置方式及装机容量4燃机3炉8000kW3燃机3炉9060kW3汽机4炉9000kW3满足汽量需补燃气量Nm3　/h/660/4估算投资总额万元5254≥720062005建设周期年0.831.161.56运行调整适应性最好好较差55n7设备维护难易性易差易8供电、供汽成本低中高以上对比基于：1、供汽质量相同并满足要求。2、环境污染程度一致。经过方案比较可以看出，本项目中由于蒸汽需求大而电力需求相对较小，应选择容量合适的机组。对机组方案选择时应将供电、供汽的可靠性放在首位，其次要考虑联合循环的总效率及蒸汽、电力的供给能力的匹配。国产燃机虽然简单循环效率比进口燃机低，但在联合循环总效率上与进口燃机持平，综合造价等经济指标则远优于其它。由于产业基地蒸汽需求量远远大于热电联产可能产生的蒸汽量，而为了满足蒸汽需要量所生产的电量又不便以合理价格向电网出售，因此方案必需考虑补燃或采用锅炉直接供汽，待有电力需求或具备出售多余电量的条件后，可以考虑在锅炉后配蒸汽发电机组。结论：通过以上三个方案的比较，综合考虑可靠性、经济性、先进性和灵活性因素，可研推荐方案三，即选用四套国产的QDR20型燃气轮机热电联供+燃煤锅炉补充供汽为建设本电站的最佳方案。55n3、厂址选择3.1电厂厂址选择原则符合产业基地总体规划；满足环保要求，尽量减少项目对产业基地及当地环境本底的环境污染；无建筑物拆迁量，节省投资；以电厂为中心，使内外工艺流程合理，有利于厂内厂外，生产和生活，生产与施工的关系处理；尽量减少输送管网距离、输送电路距离，以降低造价；场地地形和工程地质良好，外部条件优越，水、电供应合理，工厂的能源、物质流动合理，交通运输便利，考虑有扩建余地，要做到初期投资小、工期短、见效快。能适应产业基地“逐步发展”和“滚动发展”的需求。3.2厂址所在位置现状本电厂项目拟建于内蒙古鄂尔多斯市抗锦旗境内亿利资源精细化工产业基地内。按照产业基地规划，电厂位于产业基地西南角，西临产业基地公用设施区，东部为硅铁生产区，北与盐碱硝分离区相邻；规划用地250000m2。该场地地势平坦；自然地面标高在1030-1035m之间，场地所在区域不受洪水和内涝影响。3.3厂址自然条件当地地貌以黄河冲积平原为主包括一部分阶地，地形总的趋势是南高北低、西高东低。平均海拔在1030m左右。本地区气候属寒温带大陆性气候，冬季时间长，春秋季两季季节短，年平均气温5.9-6.3℃，干燥寒冷。最低气温12月至1月右达-34.5℃，最高气温7月至8月可达40.2℃。从11月至翌年4月为冻结期，气温在0℃以下，冻结深度1.7m。无霜期约为140天，全年日照时间约为2400-2600h。最多风向：冬春季以偏西风和西北风为主，夏季以偏南和偏东风为主。风力一般2-3级，最大7-8级。春季多大风，实测最大风速24m/s，年平均风速为2.0-4.2m/s。年平均温度5.9-6.3℃极端最高温度40.2℃极端最低温度-34.5℃年平均降雨量281.7-302.1mm年平均风速2.0-4.2m/s55n最大风速24m/s最大冻土深度1.71-1.76m地震基本烈度8度3.4建厂外部条件3.4.1交通公司新建装机容量为8MW天然气燃气轮机热电联供电厂工程，厂址位于杭锦旗境内亿利资源精细化工产业基地内，紧临杭锦旗至鄂尔多斯穿沙公路，公路运输便利，交通条件较好。3.4.2供水本工程所在地地下水位较浅，水量较为丰富，可以满足工程生产、生活、消防用水的需要。3.4.3排水精细化工产业基地建设有废水处理站；电站运行产生的污水很少，因此锅炉排污水、设备冷却水的排污水均通过管线排至废水处理站，外排水达到国家有关标准。生产过程中产生的净废水、生活污水及厂内雨水，采用合流制外排。3.4.4供电本工程生产采用双回路独立电源供电，二路电源由化工产业基地中央变电所引入，可保证生产、生活等设施的保安供电。3.5拟选电厂厂址具备的有利条件电厂项目拟建于公司化工产业基地内，该厂水、电、煤气、蒸汽等供应设施在产业基地建设过程中已考虑，具备建立电厂的条件。3.5.1原料的供应与产品外输：原料供应需天然气2886.4万Nm3/a，天然气经管道从杭锦旗门站送入。原煤（标准煤）69,168吨经汽车运入。生产、生活用水共计38.4-41.3m3/h，由产业基地供水站用管道送入。化学水处理需盐30t/a，树脂1.5t/a，用汽车送入。天然气燃料中杂质含量要求如下：55n名称极限含量固体颗粒杂质的总含量（最大）≤30ppm硫化氢（最大含量）≤1000ppm氮氧化物（最大含量）≤0.025g/m3氨（最大含量）萘（最大含量）钠、钾、铅、矾≤0.005mg/m3燃煤品质如下名称含量％煤种Ⅱ类烟煤Q19800-22530kj/kgC58.16-50.63.15-2.7H3.15-2.7O11.07-7.42N0.96-0.61S0.82-0.65A11.3-16.6M9.77-10.5V28.02-38.75产品输出1）、电电能输送：通过二回高压电缆，将机组发出的0.5亿kWh电量输送至中央变电所，经电缆（或架空线路）配送至产业基地用户。2）、蒸汽电站产生的蒸汽分二路，一路50t/h由余热锅炉产生的24t/h（225℃、2.5MPa）饱和汽和经燃煤锅炉新蒸汽减压所得的26t/h饱和汽混合后外供；另50t/h0.8Mpa170℃饱和汽经新蒸汽减温减压获取后外供。55n4、设计方案4.1热、电容量的确定建设单位提出按100t/h蒸汽供应量、不小于0.5亿kWh/a电量考虑建设规模。事后各分项目设计单位提供了蒸汽用量，汇总如下表。本可研按建设单位提出的100t/h蒸汽供应量作为经济容量进行各项计算，120t/h作为考核容量和保证供应值。电量按不低于0.5亿kWh/a并与蒸汽量匹配的最下限经济容量选择设备。蒸汽冷凝水全部回收。排污量按3％，冷凝水损失按15％计算，总补水18％，锅炉补水量为18-21.6t/h、14.4-17.28万吨/年。蒸汽用量汇总表0.8Mpa170℃2.5Mpa225℃合计50t/h50t/h100t/h4.2电站的构成和基本性能参数4.2.1电站的构成电站由四台套QDR20型热电联供机组，3台35-3.82/450循环流化床锅炉以及其它一些辅助系统构成。1）、QDR20型热电联供机组的主要设备：WJ6G1型燃气轮机TF143/71-6同步发电机ZLD-36.8/22型起动励磁机余热锅炉控制系统2）、35-3.82/450流化床锅炉的主要设备送风机引风机二次风机给水泵电除尘器碎煤机55n筛分机皮带机3）、其他辅助系统：水处理系统照明系统消防系统防雷接地系统4.2.2机组的基本性能参数单台QDR20型燃气轮机热电联供机组在ISO标准条件下（P=0.101325MPa、t=15℃、H=0m）的性能参数如下：额定发电功率2000kW额定输出电压10.5kV功率因数0.8（滞后）蒸汽产量8t/h蒸汽压力2.5MPa（表压）蒸汽温度225℃燃机发电效率22%综合热利用率＞85%4.3机组煤、水、电、天然气的供应与电能、蒸汽的外输4.3.1需供应物资总量天然气万Nm3　/a燃煤（标煤）t/a锅炉补水万m3　/a生产生活用水万m3　/a工业用盐t/a树脂t/a用量2886.46916814.4-17.324301.0单价0.80元/Nm3300元/t1.88元/m31.0元/m3600元/t15000元/t4.3.2水的供应按冷凝水全部回收计，锅炉补水为排污加冷凝水损耗共计18％，年需补水14.4-17.3万吨。55n电厂位于内蒙古自治区缺水地区，遵照国家有关规定，将燃机冷却系统由水冷改为空冷。电站仅保留辅机轴承冷却水。生产、生活用水每小时所需用水量为30t/h，年需24万吨。利用该厂独立地下水水源供水设施可以满足本项目生产、生活用水需要。其中生产用水主要是辅机轴承所需冷却水，约为20t/h，压力为0.3MPa，循环使用。消防用水取自化工产业基地消防水系统，压力为0.8MPa。生产用水水质要求如下：水温不应大于27℃夏季不应大于33℃PH值应为7~9.5悬浮物不应大于200mg/l总硬度不应大于210mg/l锅炉用水：锅炉所需软化水补充水量为15-18t/h。4.3.3天然气供应天然气通过管道从输气干管直接引入，天然气供应压力不低于0.9±0.5MPa，温度≤35℃。单台机组消耗热值为37.62MJ/Nm3的天然气902Nm3/h。供应100t-120t/h汽量、6650kwh电量时，年（8000小时）耗天然气2886.4万Nm3。4.3.4站用电供应站用电：电站内设置2台S9-2000KVA6.3（10.5）/0.4站用变压器，以满足电站自用电要求，站用电负荷见附表。电站高低压启动电源由化工产业基地中央变电所引入至电站高压母线端。站用电负荷计算表序号名称额定容量（kW）连接台数工作台数工作容量（kW）1燃气轮机冷油泵1.512自带2离心清水泵2232443送风机220324404引风机250325005二次风机3032606给水泵160323207电除尘器3532708碎煤机90219055n9筛分机421401皮带机442811发电机滑油泵244812水处理系统404013控制及照明585814合计1642厂内设置站用变压器2台，可以满足电站自用要求，电站高低压启动电源由化工产业基地中央变电所引入至电站高压母线端。4.3.5锅炉给水供应：由于外供蒸汽冷凝水全部回收，锅炉所需补充软化水由电站内设置的一套40t/h（容量待定）离子交换软水处理系统提供。4.3.6电能输送：发电机发出的电能通过两回高压电缆输送至精细化工产业基地中央变配电所。4.3.7蒸汽输送：电站产生的蒸汽分二路，一路50t/h由余热锅炉产生的24t/h（225℃、2.5MPa）饱和汽和经燃煤锅炉新蒸汽减压所得的26t/h饱和汽混合后外供；另50t/h0.8Mpa170℃饱和汽经新蒸汽减温减压获取后外供。4.4电站的布置采用厂房布置形式，它主要由主机厂房、锅炉区及煤场组成。其中主机厂房属甲类生产厂房。根据建设方提供的厂址状况，并按照建筑物防火规范的规定，确定了如图一所示的电站平面布置。主厂房：1）、燃机发电间4×5.5×14.5×2=638m22）、操作间、低压间、高压间8×14.5×2×2=464m23）、水处理间20×11=220m24）、余热锅炉及锅炉房：5.5×8.05×4+15×42=807.1m25）、辅助建筑576m26）、建筑物占地面积：2705.1m255n7）、电厂占地总面积：约9000m24.5燃机主机厂房布置主机厂房由燃机发电间、水处理间、控制间、高压配电间、低压配电间、进气消声道等组成。主机厂房分两栋建筑，每栋长约45m，宽约14.5m，最高处约9m，分上下两层布置。发电间的上层是燃气轮机和发电机的进气道，在进气道内装有进气过滤和消音装置。1）、在燃机发电间内，燃气轮机、发电机、起动励磁机连同其底座安装在一整体隔振混凝土基础上。2）、在燃机发电间顶部安装了起吊5吨重物的手动单轨葫芦吊车，前墙上装有消音大门和消音小门。消音大门高3.3米，宽3.2米，燃机发电间后部安装了一台防爆抽风机。并与可燃气体报警器联动。3）、在燃气轮机的尾部与穿墙处，安装有排气连接装置，燃气轮机的高温尾气通过该装置引入余热锅炉中。4）、控制室和高低压配电间成上、下两层布置在燃机房中部，底层为高、低压配电间，二层用玻璃隔墙分隔成控制间。5）、办公室、值班室等电站辅助用房布置在电厂大门两侧，与主厂房分离，构成厂前区。6）、在控制室内成列排放着燃机发电组与余热锅炉的操纵台，操纵者可在同一控制间内完成燃气轮机与锅炉的操作与监控。7）、高压配电间内装有电站所需的馈电柜、发电机柜、母线PT和发电机PT等高压开关柜，沿墙成二列对称排放。8）、低压配电间内装有交直流柜、励磁柜、启动整流柜、低压配电柜、交直流屏等低压电气设备。9）、水处理间布置一套40t/h（容量待定）的软化水处理装置。4.6余热锅炉区与锅炉区及设备布置55n燃机厂房东面是余热锅炉区，其东为锅炉房、电除尘器和烟囱由西向东呈一列式布置。东北角布置煤场。余热锅炉本体的过热器安放在地面的混凝土基础上。在余热锅炉与锅炉之间建有一个混凝土平台，平台上安装有除氧器和余热锅炉的汽水分离器及各种操作阀门。平台下面安装了锅炉给水泵等设备。在锅炉本体与汽水分离器平台上建有一个起防雨作用的顶棚。余热锅炉安装在零米混凝土平台上，锅炉安装在锅炉房6米平台上。4.7设备维修、油料存放燃机电站的机械设备和电气设备需要进行正常的定期维护修理。机修、电工仪表的维修需设辅助间并作为备件的存放点，燃机电站的常用油料以及废油回收需设辅助间。4.8电站主要设备与辅助系统4.8.1WJ6G1型燃气轮机电站用的WJ6G1型燃气轮机是在国产的WJ6型航空发动机的基础上改型研制并成批生产的单轴式燃气轮机，该机经受了严格的考验，是一种技术成熟、质量可靠、使用寿命长的原动机。WJ6G1型燃气轮机由减速器、附件传动装置、压气机、燃烧室、动力涡轮等组成。燃气轮机的压气机是单转子十级轴向式亚音速压气机，其由静子、转子和进气导向器三部分组成。为保证燃气轮机起动和加速时的稳定工作，在压气机第五和第八级各装有两个放气活门。放气活门的打开和关闭由微机按预先设定的转速自动控制。燃气轮机的燃烧室是带十个头部的混合式燃料室，其由燃料室机匣、火焰筒、喷嘴、点火器和燃料总管等组成。该燃料室具有燃烧均匀、燃烧效率高、尺寸小、重量轻、寿命长等特点。动力涡轮是三级轴向反应式，它由转子和静子组成。燃气轮机的排气温度由装在排气涡壳上四支热电偶进行测量。WJ6G1型燃气轮机主要性能参数：输出轴转向（顺进气方向看）顺时针转速（输出轴）1000r/min空气流量19.67kg/s压比7.45排气温度＜450℃55n最大输出功率2200kW额定输出功率2000kW燃料耗率（额定工况）16.99MJ/kW·h4.8.2同步发电机电站用同步发电机采用TF143/71-6型同步发电机为凸极卧式开启结构，座式滑动轴承，轴承润滑方式采用压力供油及油环复合润滑。电机的励磁方式为有刷励磁。在电机定子线圈上下之间埋有六个测温元件（每相两个），用以测量线圈的温度。TF143/71-6型同步发电机主要性能参数如下：容量3000kVA额定功率2500kW额定电压6.3（10.5）kV额定电流164A功率因数0.8（滞后）频率50HZ额定转速1000r/min4.8.3起动励磁机起动励磁机采用与TF143/76-6型同步发电机配套的ZLD-36.8/22型直流励磁机。该励磁机为卧式开启结构，它在机组起动时，可作拖动电动机用。ZLD-36.8/22型直流励磁机主要性能参数如下：电机作励磁机使用的基本参数：额定功率30kW额定电压75V额定电流400A额定转速1000r/min励磁方式并励最低稳定电压12V强励电流610A强励电压113V55n电压增长速度≥113V/s电机作为起动电机使用时的基础参数：额定功率60kW额定电压80V额定电流938A额定转速400r/min励磁方式它励4.8.4余热锅炉及锅炉系统余热锅炉用于回收燃气轮机排气的余热来产生蒸汽，以提高机组的热利用率。锅炉为卧式结构，它由省煤器、换热器、汽水分离器、过热器与除氧器、烟道、控制系统及其它辅件等组成。燃煤锅炉系常规循环流化床炉，厂房内布置，设置6米运行层。单台余热锅炉的在ISO标准条件下（P=0.101325MPa、t=15℃、H=0m）的性能参数如下：（额定工况下）：蒸汽产量8t/h蒸汽压力2.5MPa蒸汽温度225℃出口烟温>150℃为满足产业基地目前可能增长的2.5MPa蒸汽需求和在燃机大修时保证供给蒸汽，在方案中对2台炉加装了燃气补燃装置，以确保2.5MPa蒸汽的供应。燃煤锅炉参数如下：蒸汽产量35t/h蒸汽压力3.82MPa蒸汽温度450℃出口烟温＜120℃由软化水装置送来的软化水，经给水调节阀进入到除氧器中，通过除氧后，由锅炉给水泵增压，再经锅炉给水调节阀分别进入到各汽水分离器中，完成锅炉给水。考虑本工程蒸汽需求量有可能增大，为留有余地，该系统主要包括了三台40t/h的热力除氧器，3台60t/h的给水泵（两用一备），以及给水调节和控制部分等。55n以确保给水装置提供120t/h给水的能力。在0.8Mpa蒸汽供应系统上，有一条管线提供补充饱和蒸汽供除氧器使用。锅炉在运行中，水位调节由液位自控仪和锅炉给水管道上的电动调节阀来实现。4.8.5空气进气过滤装置：燃气轮机是一种高速运转的机器，对空气进气清洁度有较高的要求；进气中的含尘量不能有超过0.5mg/m3，尺寸大于5~10μm的颗粒进入燃气轮机。本电站采用板式空气过滤器进行进气过滤。这种过滤装置由骨架、过滤材料及安装框架等部分组成。在过滤器前还装设有百叶窗，它可利用空气流动时惯性，将较大颗粒的杂质进行分离。4.8.6进气消音装置进气消音装置采用插板式结构，消音插板等间距地布置在进气通道内，经过消音器消音后噪声不大于85dB（A）。4.8.7水处理系统水处理系统主要由原水箱、原水泵、机械过滤器、活性炭过滤器、软水器、高压泵、纯水箱等设备，以及管路、阀门、控制元件等组成。该系统的主要技术参数如下：出水水量：40t/h出水硬度：<0.03mmo1/L4.9电气、控制系统及组成QDR20型燃气轮机联合循环电站的电气、控制系统由高压配电系统、低压配电系统、交直流系统、机组起动、控制与保护系统、测量系统，励磁系统、锅炉控制系统等组成。主要由以下设备组成：高压开关柜和低压配电柜、交直流控制柜、燃气轮机与发电机控制台、余热锅炉控制台、励磁控制柜、起动整流柜等。4.9.1高压配电系统（见附图）55n高压配电系统共有19台KYN28A-12型户内金属铠装抽出式高压开关柜，所有继电保护采用微机保护。运行方式采用单母线分四段运行（见高压系统一次图）。其中4台发电机柜和4台电机PT柜分别用于4台发电机组并网控制及电气测量保护，4台母线PT柜和3台母线联络柜用于测量电网电感和联接两段母线，4台馈电柜用于将4台机组的电能输出，2台站用变压器柜用变压器分别用于电站厂用电供电并互为备用。高压开关柜的断路器均采用真空开关。发电机开关柜装设纵差、过流保护；发电机PT柜中装设有低电压、过电压、低周波和绝缘监视等保护；压缩机柜中装有反时限过流及欠压保护；母线联络回路装设过流保护；馈电柜中装有速断和过流保护，并与外电网保护配合达到选择性的要求。4.9.2站用低压电配电系统由8台GGD1型低压配电柜组成。由2台（一开一备）站用变压器送入的两路电源送入低压受电柜，可手动和自动互投，确保站用电供电的可靠性。低压馈电柜提供机组的低压动力及控制、起动整流、厂区照明、锅炉动力及控制等电源。4.9.3起动、控制与保护系统考虑到QDR20型燃气轮机发电机组可以进行独立发电的特殊性，机组的起动、控制、保护和发电过程控制（包括励磁、并网、功率调节、正常停机和紧争停机等）采用微机控制系统来实现。机组的起动由与发电机组同轴安装的励磁机来完成。机组从冷态起动至并网发电约需5分钟。并网发电采用的调节方法为恒功率调节，而独立发电采用的调节方法为恒转速调节。机组的保护有报警和停机两级保护，此外还具有手动紧急停机功能。机组紧急停机时，将瞬时完成跳闸、跳励及切断燃气三项动作。机组保护分为电量参数超限保护和非电量参数超限保护。微机控制器在机组报警和停机时，按优先级对报警信号及停机信号排队，并保留停机动作直到故障排除或手动复位。4.9.4电站监控系统：55n本监控系统通过多点接口（MPI）实现作为监视及控制用的上位机跟下端控制器----燃机专用控制器、锅炉控制器、压缩机控制器之间的通讯，以实现4台发电机组和锅炉运行参数的集中显示、保存、回收。后台集中显示工控机用一个用WINCC编写的工控软件快速访问所有机组数据和全局设定的中心项目管理器，通过全部图形对象，能自由组态可视化和进行操作，能够方便地使用所有属性的动态结构，在显示和操作设备上记录和报告事件的消息系统，可随意选择消息目录，消息显示和报表，并能通过报表编辑自由选择布局格式的报表系统。同时可以根据需要用一个3COM以太网卡实现远程监控。控制系统示意图如下：1）、燃机发电机组系统：燃机发电机组保护采用两套并行的系统（燃机专用控制器GT1000-I和西门子S7-300PLC）。燃机发电机组的起动、升速、励磁、并网、功率和转速调节、正常停机、紧急停机保护采用燃机专用控制器GT1000-I。55nGT1000-1控制器结构上较为简单，包含电源、主材、I/0、通信接口等几部分，具体信息如下：主板功能：包含日历钟和256字节掉点保持储顾器，用于保存在线修改的参数：I/0通道开关输入：32路，干触点开关输出：32路，（包括继电器板）常开触点，36DC/220AC，5A。模拟量输入：32路，4-20mA模拟量输出：4路，4-20mA频率输入：4路。通讯接口：3路，RS422外配附件：24VDC/24VDC，2A（主要是为了防止外界干扰输入信号）电源干扰抑制器：一套GT1000-1控制器通过所有输入信号对燃机过程进行控制同时通过RS232/422的通讯接口将所有输入输出信号输到燃机控制台上的上位机。上位机用VB编写的监控程序对燃机各参数进行实时监控。并每分钟保存一次燃机参数。在燃机有紧停信号时，每隔一秒保存紧停信号输入时前两分钟和后一分钟数据，便于故障查找。同时GT1000-1控制器与燃机的另一套并行保护系统PLC（S7-3000）的通讯模块（CP340-1）相连，再由PLC的通讯模块（CP343-1）将燃机参数送到后台工控机集中显示。燃机的PLC对燃机机组中部分重要参数进行双重保护。每一台燃机的PLC主要由一个CPU314、一个PS307-5A的电原、一个CP343-1的通讯模块、一个CP340-1的通讯模块，两个16DI开关量输入以及一个16DO开关量输出模块等组成。2）、锅炉控制系统：锅炉控制台采用西门子S7-300可编程控制器，七台锅炉的参数由PLC（S7-300）来控制，它由CPU单元、电源模块、通讯模块、AI输入模块，A0输出模块，DI开关量输入模块以及做开关量输出模块组成。锅炉的主要控制内容有：水位自动控制，水位、压力、温度检测与保护、锅炉给水泵开、停等。锅炉水位高低通过电动调阀改变进水量进行调节。锅炉控制台安装在主控制室内。锅炉参数通过PLC（S7-300）的通讯模块（CP343-1）将锅炉参数送到后台工控机集中显示。55n4.9.5QDR20型机组的参数测量QDR20型燃气轮机发电机组的参数测量，主要分为燃气轮机、发电机两大部分，其检测内容分述如下：燃气轮机部分：油箱温度、油箱液位、滑油进、回油温度、燃气轮机轴内腔温度、滑油压力。燃气轮机的排气温度、燃气轮机的转速、燃气压力、燃气轮机的振动。发电机部分：发电机前后轴瓦温度、进油温度、滑油压力、滑油液压、发电机线圈温度。发电机电量：电流、电压、频率、有功功率、功率因数、励磁电流、发电机的电能计算。4.9.6励磁调节系统发电机的励磁电流由励磁机供给，在励磁状态下励磁机工作于并励状态。发电机的励磁电流大小采用磁盘电阻手动调节和自动励磁装置自动调节。自动励磁装置为相复励调节器，它感受发电机输出电压和无功电流的变化来自动改变大功率晶体管开关的导通时间，以实现发电机励磁电流的自动调节。4.9.7交直流辅助系统：机组所需工作电源有380/220VAC、110VDC和24VDC三种。380/220电源由低压配电柜供给，主要用于仪表及交流电动机。110VDC采用交流整流获得，其用于分、合闸等操作。24VDC为机组控制、保护的电源。为保证机组在低压交流电停电的情况下，直流应急泵。油开关和控制保护系统能正常工作，电站还设有24VDC应急蓄电池，蓄电池容量为80Ah。4.9.8锅炉控制系统锅炉的主要控制内容有：水位自动调控，水位、压力、温度检测与保护、锅炉给水泵与循环水泵开、停等。余热锅炉控制台安装在主控制室内，配电屏安装在低压间。4.9.9电站照明系统55n照明按各场所需照度要求进行设计。在发电间和精过滤间，其照明灯具按2区标准选用。电气照明系统采用交流3×380×220V低压三相四线制供电，电源从控制室低压屏取得。4.9.10防雷系统电站防雷系统按第二类工业建筑物对防雷的要求进行设计，具体措施如下：在主机厂房上安装避雷网，防止雷击。余热锅炉烟囱安装避雷针。4.9.11接地系统各设备和系统的接地电阻如下：高压电力设备≤10Ω低压电力设备≤4Ω仪表接地电阻≤4Ω计算机设备接地电阻≤4Ω防雷接地电阻≤10Ω对所有高压电力设备的金属外壳采用接地保护。低压电力设备采用接零保护，交流3×380系统中性点可靠接地，接地电阻小于10Ω。对2区场所的所有设备外壳、金属管道以及进入2区场所的管道都使用专门的接地线接地，接地电阻小于10Ω。为了节省金属材料，利用建筑物基础内部的钢筋作为高、低压电力设备接地体。在达不到要求的情况下，再另敷设一组接地体。在厂区内的厂房四周敷设接地网作为防雷接地的接地网。55n5、环境保护热电联产本身就是国家有关部委和环保总局明令支持和提倡的节能环保项目，尤其是以天然气为燃料的热电联产项目因其突出的节能和环保，更是得到了政府的政策保障。本方案在燃气轮机热电联供机组本身就已经做到环保达标的基础上，为进一步做好环境保护和劳动保护，又采取了防噪、隔震、减排等一系列措施。本方案中燃煤锅炉为循环流化床炉，燃用当地低灰、低硫烟煤；锅炉设计采用控制床温和烟气流速，达到减少NOx和粉尘排放的目的。在系统配置上预留添加石灰石功能，以便在燃煤含硫提高时，有手段控制SO2排放；加装高效电除尘器，干出灰，考虑灰渣综合利用方案，预留接口和场地等，以使电厂真正成为一个环境友好的达标电厂。与工程同步的环保投入达到总投入的9％以上。5.1设计依据和采用的环境保护标准5.1.1设计依据1）、《环境保护法》，1989年12月26日。2）、《大气污染防治法》，1995年8月29日。3）、《水污染防治法》，1996年5月15日。4）、《固体废物污染环境防治法》，1995年10月30日。5）、《环境噪声防治条例》，1989年12月1日。6）、国家计委、国务院环委会：（87）国环字第002号文《建设项目环境保护设计规定》，1987年3月20日。7）、国务院环委会、国家计委、国家经委：（86）国环字第003号文《建设项目环境保护管理办法》，1986年3月26日。8）、原能源部《煤炭工业环境保护设计规范》，1992年12月28日。5.1.2设计采用的环境保护标准1）、环境质量标准a）大气执行《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中的二级标准。55nb）地面水执行《地面水环境质量标准》（GB3838-88）中的III类水质标准。c）声学环境：厂区执行《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-902）III类标准。2）、污染物排放标准a）生产及生活废、污水排放执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）二级标准。b）烟气排放执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）二级标准。5.2机组对环境的影响QDR20型燃气轮机热电联供机组及燃煤锅炉在运行中，对周围环境的影响主要有废气、废渣、噪音、废水、废油等项。这些污染物产生的原因与数量分析及采取的控制措施详见以下部分。5.3废气污染及控制措施天然气燃气轮机燃烧后仅CO2、NOx为有害气体。由于NOx与燃气轮机燃烧室主燃烧区温度存在一定的关系，在燃气轮机设计中，已通过选择合适的主燃区温度控制了NOX的生成量；根据已有机组的实测结果，NOx最高含量为25.0mg/m3。燃煤锅炉采用三电场电除尘器和60米烟囱，粉尘排放可以达标。控制床层燃烧温度及根据原煤含硫量适当添加石灰石脱硫，SO2及NOX可以达标排放。5.4污染及躁声控制措施燃气轮机发电组的主要噪声源是由燃气轮机进、排气气流造成。其噪声最高值为123dBA（离燃气轮机进气口1米）。为防止此噪声对周围环境和操作人员产生危害，特采取以下控制措施。1）、燃气轮机被安置在室内，机房的墙壁为500mm厚砖墙，隔声能力为62dBA。机房大门采用双层双扇封门，隔声能力为45dBA。2）、在机房与外界的通道——防爆抽风机进口、燃气轮机排气道上，均安装了消音装置，以减少主机噪声的外泄。经计算，进气消声器消声量为48dBA，防爆抽风机进口消声器消音量为39.3dBA。55n3）、主机厂房操纵间与发电间的墙壁也为500mm厚砖墙，进出机房的小门为双扇隔声密封门，并且在操纵间墙上及顶上，均安装吸音板。根据对已有机组实测结果，***电站操纵间的噪声不大于60dBa（1997年6月测试结果）。***电站操纵间噪声不大于63dBA。燃煤锅炉加装排汽消音器解决排汽噪音。综上所述，燃气热电站内工作场所及站外界噪声均可满足《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-85。5.5废水、废油、废渣排放的控制措施1）、电站运行产生的污水很少，因此余热锅炉排污水，设备冷却水的排污水，生活、卫生水及雨水的排放，经排水管道排至厂区的总排水道中集中处理。锅炉排污量3％左右，温度约为160℃，若环境对废水温度有限制，可先将锅炉排放至排污井冷却后，再排入化工产业基地内排水沟或生化处理系统。2）、热电站冷却水循环使用，不需定期排放。3）、废油：燃气轮机发电机组在运行和修理中，会形成少量的废油，由操作人员集中回收至油桶后再处理。4）、电站两台燃煤锅炉年产生灰渣1.7万吨，其中80％约1.36万吨为流化床炉渣，20％约0.34万吨为电除尘器收集的干灰。两者均为具有活性的硅酸盐材料，尤其当添加石灰石时，炉渣更是具有高活性甚至在磨细后可以直接作为胶凝材料。根据盐海当地资源及精细化工产业基地的建设情况，可以利用灰渣制造建材制品，达到灰渣综合利用的目的。在设计中要留有灰渣利用的接口和场地。5.6振动防护1、燃气轮机出厂前已经过检验试车，振动量不大于2.5g。2）、主机部分的基础采取了隔振措施。3）、主机设有振动监视仪表，当主机振机超过3.5g时，机组将报警。因此，燃机热电联供机组产生的“三废”符合环保要求，不会对周围环境造成损害。5.7环境保护投资估算55n本项目本身就是环保投资项目，本工程采用的环境保护措施完善，采用的环保技术为国内同行业同规模较好的水平，采用的各项技术实用有效且经济，工程形成独立、完整的环保及管理体系，整体的环境保护水平处于国内同行业同规模的先进水平。进排气消音60万元烟道、烟囱115万元双层大、小隔音门32万元锅炉电除尘器240万元水循环系统30万元合计477万元环保投资占总投资9.07%55n6、节约能源6.1编制依据本章依据国家计委、国家经济贸易委员会、建设部节能（1997）2542号《关于固定资产投资工程项目可行性研究报告“节能篇（章）”编制及评估的规定》的内容深度进行编制。6.2能耗分析本项目所投入的一次能源为天然气，产出的二次能源为电能和蒸汽。生产过程中的消耗的能源及耗能工质有水、电等。主要能源表如下：序号名称单位年产量（耗量）折合标准煤（t）1电kWh500000007142.52蒸汽t800000756563水（耗）t240000-594电（耗）kWh13136000-1613综合节能81126.56.3节能措施及技术根据本项目的规模及具体情况，设计中采用了如下的节能措施和技术：6.3.1选用国家规定的节能型机电设备；6.3.2采用空冷方式，基本取消用水；对少量设备的冷却用水采用循环用水方式；6.3.3保温材料采用CFBT，提高热能利用率；6.3.4不同温度的水和不同压力参数的蒸汽，施工方案中尽量做到梯级利用，回收利用，节省能源。6.3.5锅炉设计考虑低位热能的回收，增加产汽量，减少排烟损失。55n7、消防7.1编制依据、采用的标准及执行的规定1）、本篇主要参照《中华人民共和国消防法》的有关规定进行编制。2）、防火及消防设计设计采用的标准及执行的规定。a）、《中华人民共和国消防法》（1998年4月29日第五届全国人民代表大会常务委员会第二次会议通过）b）、《工业企业煤气安全规程》（GB6222-86）c）、《建筑设计防火规范》（修订本）（GBJ16-87）d）、《建筑物防雷设计规范》（GB50057-94）e）、《爆炸和火灾危险危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）f）、《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140-90）g）、《火灾自动报警系统设计规范》（GB116-88）7.2建设地区的消防现状X精细化工产业基地消防工作将由产业基地统一考虑、部署，本报告仅就燃机电厂的特点进行消防论述。7.3工程的火灾危险性分析本工程在生产过程中使用的原料、燃料及贮存、输送、生产的产品有可燃易燃物质，并有静电、明火、雷电、电气火花及爆炸事故等火灾诱因隐患，具有一定的火灾危险。主要火灾爆炸危险物品是：天然气：一级可燃，具有燃爆性，爆炸浓度极限（体积）：5-15%，自燃点：400℃。7.4工程防火和消防措施初步方案本工程在正常生产情况下，一般不易发生火灾，只有在操作失误、违反规程、管理不当及其它非正常生产或意外事故状态下，才可能由各种因素导致火灾发生。因此防止火灾的发生，或减少火灾发生造成的损失，本工程在设计上采取相应的防范措施。7.4.1工程环境55n在总平面布置中，按生产性质、工艺要求及火灾危险性的大小等腰三角形因素划分出各自相对独立的小区，本工程建设区域按功能划分为二个区，每个区域之间均采用道路相分隔，小区间尤其是火灾危险性较大的设施间考虑足够的防火间距，以防止一旦发生火灾造成火势扩大、蔓延。建设区域内道路呈环形布置，道路的宽度、净空高度充分考虑消防车通行的要求，保证消防通过的畅通。本工程新建建筑物两座：燃气轮机、锅炉厂房。厂房生产火灾危险性类别为甲类。两座建筑物的四周均设置了环形消防通道，厂房内除按规定设置防火门外，建筑物内的疏散通道安全出口的数量、位置、宽度、疏散距离及防火分区等安全设施均以《建筑设计防火规范》为依据进行设计；建筑物之间的防火间距满足《建筑设计防火规范》的要求。7.4.2消防设施和措施1）、燃机厂房建筑按一级耐火等级要求进行设计建造。2）、按照《火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》（DLGJ24-91）的要求设置。电厂消防给水系统接至产业基地消防水系统，以满足电厂消防供水需求。室外给水干管采用环状管网布置，合理布置室外地下式消火栓，保证其布置间距≯120m。室外消火栓用水量40L/s，火灾延续时间2h；室内消火栓用水量15L/s，火灾延续时间2h；3）、各机房内由用户配备适量的干粉式灭火器。4）、燃机发电间内设有可燃易爆气体浓度报警器两个，并装有一台防爆抽风机。防爆抽风机与体浓度报警联动。5）、燃机的进气过滤消声器通道和防爆抽风机口可作为发电机间防爆泄压口。6）、在主机厂房内，设有蒸汽消防系统。7.5防火及消防措施效果预测与评价本工程防火及消防措施比较完善，形成独立的防火与消防体系，贯彻了“预防为主，防消结合”的方针，可杜绝大的火灾发生并基本避免一般火灾与爆炸事故，达到“保卫社会主义现代化建设，保护公共财产和公民生命财产的安全”之目的。其防火及消防措施预计处于国内同规模企业较先进水平。55n8、劳动安全与卫生8.1编制依据及采用的主要标准8.1.1编制依据本工程主要参照中华人民共和国劳动部第三号令《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》及《国务院关于加强防尘防毒工作的决定》[国发（1984）97号文]等规定编制。8.1.2安全卫生设计拟采用的主要标准1）、《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79）2)、《工业企业煤气安全规程》（GB6222-86）3)、《生产过程安全卫生要求总则》（GB12801-91）4)、《压力容器安全技术监察规程》（劳锅字（1993）442号）5)、《蒸汽锅炉安全技术监察规程》[劳人锅（1987）4号]6)、《建筑设计防火规范》（修订本）（GBJ16-87）7)、《建筑物防雷设计规范》（GB50057-94）8)、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50028-92）9)、《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140-90）10)、《建筑抗震设计规范》（GBJ11-89）11)、《构筑物抗震设计规范》（GB50191-93）12)、《采暖通风与空气调节设计规范》（GBJ19-87）8.2工程的主要危害因素分析主要危害因素可分为两类，其一为自然因素形成的危害或不利影响，一般包括地震、不良地质、暑热、冬季低温、雷击等因素；其二为生产过程中产生的危害，包括有害气体、火灾爆炸事故、机械伤害事故、锅炉及压力容器事故、噪声、振动、触电事故、坠落碰撞等各种因素。8.2.1自然危害因素分析1）、地震55n地震是一种能产生巨大破坏作用的自然现象，它尤其对建筑物的破坏作用明显，作用范围大，进而威胁设备和人员的安全，但是，地震一般出现的机率较小。2）、不良地质不良地质对建筑物的破坏作用较大，甚至影响人员安全。同一地区不良地质对建筑物的破坏作用往往只有一次，作用时间不长。3）、雷击雷击能破坏建筑物和设备，并可能导致火灾和爆炸事故的发生，其出现的机会不大，作用时间短暂。4）、气温人体有最适宜的环境温度，当环境温度超过一定范围时，会产生不适感，气温过高会发生中暑；气温过低达到零下，则可能发生冻伤和冻坏设备。气温对人的作用广泛，作用时间长，但其危害后果较轻。5）、其它暴雨和洪水威胁工厂安全，其作用范围大，但出现的机会不多；内涝浸渍设备，影响生产，但其对人的危害性小；此外风向对有害物质的输送作用明显，人员处于危害源的下风向则极为不利。8.2.2生产危害因素分析生产过程中产生的危害，包括有害气体、火灾爆炸事故、机械伤害事故、锅炉及压力容器事故、噪声、振动、触电事故、坠落碰撞等各种因素。1）、有害气体a）、CmHnCmHn包括所有的烷烃、烯烃和芳等，其中的大部分污染物为人类活动的结果，它对眼、鼻及呼吸道均有强烈刺激作用；危害肺、肝、肾及心血管系统，某些是强致癌物质，芳烃及其稠环化合物影响最大。本工程天然气气中的甲烷为无色无臭气体，化学成为CH4，为CmHn的一种，急性中毒时，可有头昏、头痛、呕吐、乏力甚至昏迷。病程中尚可出现精神症状，步态不稳。昏迷过程久者，醒后可有运动性失语及偏瘫，长期接触甲烷者，可出现神经衰弱综合症。本工程燃料气中含96%（V/V）的甲烷及0.4%(V/V)的少量非甲烷CmHn。b）、NOx55n通常以此来表示没有与NO2的总和。没有为无色无臭的气体，比重为1.0367。NO2为红棕色有毒的恶臭气体，与水反应，生成HNO3及NO。本工程主要来源于燃料系统。对人的眼睛和呼吸器官有强烈刺激。从污染源排出的NOx进入大气后，与其它污染物和CO、CmHn和SO2等混合，在阳光、紫外线的照射下，经一系列的化学反应，最终形成一种浅兰色烟雾，即所谓的“光化学烟雾”，可使晴朗天空烟雾迷漫，严重影响人体健康。2）、高温辐射当工作场所的高温辐射强度大于4.2J/cm.min时，可使人体过热，产生一系列生理功能变化；体温调节失去平衡；水盐代谢出现紊乱；消化及神经系统受到影响。影响操作人员的心理状态，导致操作失误造成事故。3）、振动及噪声振动可导致人体患发振动病，主要表现为足的损害，常见足部周围神经与血管改变、脚痛、脚易疲劳，患者可有神经衰弱征候群及植物神经功能紊乱如头晕、头痛、乏力、睡眠障碍、心悸、出冷汗等。噪声除损害听觉器官外，对神经系统、心血管系统亦有不良影响。长时间接触，能使人头痛头晕，易疲劳，心慌乱，记忆力减退，失眠我梦，神经衰弱。对心血管系统影响，表现为心跳加速、心律不齐，并影响脂肪代谢，使胆固醇增高、冠心病发病率增多。4）、火灾爆炸火灾是一种燃烧现象，当燃烧失去控制时，便形成火灾事故，火灾事故能造成较大的人员及财产损失。物质发生变化的速度不断急剧增大，并在极短时间内释放出大量的能量的现象称为爆炸。爆炸同火灾一样，能造成较大的人员伤亡及财产损失。5）、其它安全事故锅炉及压力容器的事故均造成设备损坏，并危及人体安全。此外，触电、碰撞、坠落、机械伤害等事故均对人体形成伤害，严重时可造成人员的死亡。腐蚀既损坏设备，也对人体构成威胁。停电事故影响生产，甚至损坏设备，并危及人身安全。55n8.3安全卫生设计方案1）、减振与降噪：在设备造型中优先选用低噪声设备。将噪声较高的设备置于室内，主机房建筑设计中采用吸声或隔声的建筑材料，可防止噪声的扩散与传播。观察窗采用双层结构，以保证在控制室内噪声低于规定值。在气动性噪声设备上设置相应的消场装置。振动较大设备采取设单独基础或对设备底座采取减振隔振等措施。在噪声较高的生产场所设置相应的隔声操作间。在总平面布置中根据地形、场源方向性、建构筑物屏蔽作用以及绿化植物的吸纳作用等因素进行布局，以减轻噪声的危害。由于生产工艺所致噪声源多且分散，为了使操作人员减少噪声损害，电站设备采用了自动控制和远方控制，操作人员可在控制室内完成正常操作。操作人员进入主机房巡视设备时，须戴防护耳罩，以减少噪声对人体的影响。2）、防火防爆：在平面布置中各生产区域、装置及建筑物间考虑足够的防火安全间距，并布置相应的消防通道。在生产工艺系统中，于产生爆炸性介质的厂房内采取强制通风措施以降低爆炸性物质浓度；天然气气设施设高、低压报警及安全联锁装置；天然气供应系统的设备管道则采取相应的防静电措施。在电气设计中，消防设施拟设两回路供电；在爆炸和火灾危险场所严格按照环境的危险性质根据GB50058-92等规范规定配置相应的电气设备和灯具，并采取相应的防雷措施防止雷电引发的火灾。在消防给水设计中，根据《建筑设计防火规范》等规定设置相应的消防供水管道、贮水池、消火栓等装置。3）、锅炉及压力容器的安全措施：锅炉均采用软化水以防止锅炉结垢形成危险。锅炉及压力容器系统均设置相应的超压安全保护装置。压力容器及压力管道按有关要求设置必要的测量、测压及相应的调节装置。55n本工程余热锅炉系统、压力容器及压力管道按国家规范进行设计，在材料的选择上充分考虑介质的腐蚀问题，执行《蒸汽锅炉安全技术监察规程》、《压力容器安全技术监察规程》等规定。4）、给水排水：站区生活饮用水来自化工产业基地的生活水系统，生活污水经产业基地生化水处理系统处理后外排。为了防止内涝，避免积水损坏设备、厂房，在厂区内设相应的场地雨水排除水沟。5）、工艺系统安全保护措施：各工艺系统设计严格按照各专业的《电业安全工作规程》进行设计。各关健设备设置保安系统，必要时可以紧急停机。余热锅炉蒸汽系统设置安全阀。各操作场所均按规程设置安全出口，以保证事故时紧急疏散。对厂区内各建筑物均采取避雷带（针）防直击雷，引下线不应少于两根，并沿建筑物四周均匀对称布置，其间距不大于18m，每根引下线的冲击接地电阻不大于10Ω；防感应雷的措施为建筑物内的设备管道构架等主要金属物就近接至防直接雷接地装置或电器设备的保护接地上。为了防止地震的危害，本工程在工艺设备设计、建筑设计及电气设计等设计中采取相应的抗震措施。在工艺设备设计中，根据地震烈度从动力学角度进行分析和计算设备的摆动，进而推算出造成这种摆动所加的力，进行强度设计；有关底座加固处理，管道采用必要的耐震连接方式。在建筑设计中，进行准确的抗震验算，并根据《建筑抗震设计规范》（GBJ11-89）《构筑物抗震设计规范》（GB50191-93）中的规定按8度地震烈度对建筑物设防。6）、通风：为了保障职工健康，减少生产过程中有害气体对环境卫生的影响，设计中对通风工作应非常重视，在生产过程中，凡有害气体产生处以及通风不良的建筑物内，设计中均考虑设置机械通风设施，或有组织的自然通风。主厂房设置机械通风，均配置防爆型电机。7）、其它安全措施：55n为了防止触电事故并保证检修安全，裸露线不满足安全高度时设安全防护网；有关的设备则设置必要的接零接地或漏电保护装置。有危险的场所或部位设置相应的安全栏杆、网、罩、盖板等防护设施，并设置必要的安全标志及事故照明设施；带坡度的通廊则考虑相应的防滑措施。在各生产系统出现不正常现象时设置报警信号和紧停装置；在各设备启动前设置发出音响的启动预示装置。8）、备用措施及应急手段：中央变电所有两路电源供电，每回路皆能承担本工程负荷的100%，且设置了备用电源自动合闸装置。自动控制系统设置相应的手动装置。主要生产厂房拟设两个以上的安全出入口。主要生产场所均考虑设置相应的应急照明设施。9）、生活福利设施：本工程厂址选择亿利资源集团精细化工产业基地内，故职工浴室、食堂及卫生保健部门等可完全利用该产业基地现有设施。8.4安全卫生措施的效果预测及评价本工程经采取上述措施后，各操作场所及岗位客气中有害气体物浓度将低于《工业企业设计卫生标准》中相应的最高容许浓度；工作场所室内温度满足《工业企业设计卫生标准》及《采暖通风与空气调节设计规划》相应规定；工作场所及岗位的噪声均满足《工业企业噪声控制设计规范》中的相应标准；可避免火灾、爆炸、压力容器事故等危害的发生，并可减少其它事故的发生或出现，一旦出现事故，即可采取相应的应急补救措施，将事故造成的损失降至最低。本工程安全卫生设施比较完善，在有害气体的治理、防火防爆及其它安全卫生方面，达到了“保证安全生产、保护职工身心健康”的目的，安全卫生条件预计可达到国内同等规模电厂先进水平。55n9、生产组织和定员9.1编制依据：本电厂生产组织机构和定员为燃气轮机热电联供电站工程定员，职工定员按国家有关规定，并结合本工程的具体情况进行编制。9.2编制范围：本工程为新建项目，其定员编制只考虑满足日常生产运行和设备维修及新增管理人员，没有考虑大修人员，其它管理人员和服务人员由亿利资源集团精细化工产业基地统一考虑。9.3组织机构及管理体制：本工程为新建项目，参照亿利资源集团精细化工产业基地组织机构及管理体制，按车间、工段管理体制设置。9.4设计班制：连续生产岗位按四班配备、三班制操作。9.5补缺勤人员：补缺勤人员按生产人数总数的4%考虑。9.6职工定员：本项目需新增职工定员为68人，其中生产人员为64人，车间管理人员为4人。本工程新增定员68人。序号部门定员（人）备注1管理人员4包括生产和技术管理2维修人员6包括机械、电气3运行人员58四班三运转4合计689.7人员培训计划：55n本工程设备先进，自动化程度高，对生产工人、管理人员的技术素质，文化水平要求较高。因此要求技术工人在上岗前应有3-6个月的技术培训。培训方式以到国内同类电厂实习为主，对一般工人则就地进行1-2人月的上岗前教育。对工程技术人员和高级管理人员也要考虑赴国内同类工厂学习。9.8人员录用计划：生产人员和管理人员从社会上招聘，要求工人中熟练工至少占1/3。一般工人文化程度不低于初中，技术工人文化程度应在中技以上。工程师技术人员和管理人员要求有大专以上学历，主要领导岗位人员要求有五年以上从事相关电厂生产的经历。55n10、工程实施条件和进度10.1编制依据由于本工程装机容量较小，仅8000kW，故参照1981年电力工业部电建总局颁发的《火力发电厂工程施工组织设计导则》和以往QDR20型燃气轮机热电联供机组生产组织进度、土建施工进度等因素为编制依据。10.2实施条件根据电站站址周围的情况，厂区较为平坦且临近主要公路，为节省工程投资，降低造价，加快工程进度，必须因地制宜地利用厂区内及其附近的场地和公路运输条件，施工场地布置应尽量紧凑。全面规划，综合安排，合理组织施工，以利于工程施工顺利进行。燃气轮机、发电机、锅炉等大型设备可通过厂区道路运至现场。施工用水可从产业基地供水管路接用。施工用电、通信可和产业基地设施统一考虑布置。10.3实施进度工程开工前要求完成厂区内三通一平，接通施工水源、电源及道路，办好施工生产区、生活区租用等手续，盖好施工临时建筑。考虑到订货及制造厂提供设计所需技术资料和供货情况，本工程轮廓进度如下：1、可行性研究2005年11月-2006年1月2、可行性研究审批2006年2月3、主要设备定货2006年3月4、初步设计及审批2006年3月-5月5、施工图设计2006年5月底-7月6、施工准备2006年6月-7月7、主厂房土建施工2006年6月-9月。8、燃机安装至调试投产2006年8月-10月。9、锅炉安装至调试投产2006年9月-12月。55n11、投资估算11.1投资估算编制依据1）、《全国机械设备价格汇编》2）、参照航空工业规划设计研究院编制的《航空工业工程建设项目可行性研究建设投资估算编制办法》。3）、非标设备价格均为生产厂家出厂价，其它标准设备为市场价。4）、各设计专业提供的可行性研究阶段设计资料、图纸和设备材料表及考查咨询后的设备价格。11.2项目资金来源本项目新增固定资产建设投资的资金来源为：企业自筹30％，商业银行贷款70％。贷款部分按利率6.33％。11.3投资估算内容本项目各项投资费用具体内容及所占投资比例如下：建筑工程费520万元，占固定资产投资的9.90%；设备购置费3679万元，占固定资产投资的70.02%；设备安装费650万元，占固定资产投资的12.37%；工程其他费用405万元，占固定资产投资的7.71%；固定资产总投资5254万元，具体估算内容详见附表一。建设期贷款利息257.28万元，全额流动资金802.17万元。建设总投资6313.45万元。11.4有关问题说明1）、设备购置费中包括设备运杂费，设备安装费按照航空工业工程建设标准（HBJ14-97）《工程设计概算编制办法及有关费用概算指标》及参照《航空工业工程建设项目可行性研究建设投资估算编制办法》中有关费率指标计算。燃机电站安调工程概算编制是根据国内同类机组实际安装周期估算而得。55n2）、其他费用估算，按照航空工业工程建设标准（HBJ14-97）（工程设计概算编制办法及有关费用概算指标）和参照《航空工业工程建设项目可行性研究建设投资估算编制办法》及地方政府对建设工程收费依据和收费标准中有关内容和费率指标计算。3）、年贷款利率按6.33%计复息。55n12、财务评价12.1评价依据1）、国家发展计划委员会，计办投资[2002]15号《国家计季办公厅关于出版<投资项目可行性研究指南（试用版）的通知>》及《投资项目可行性研究指南》2）、国家发展计划委员会、建设部计投资[1993]530号文颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第二版）。12.2基本概况及基础数据本项目为亿利资源集团精细化工产业基地气燃气轮机热电联供电厂建设，该电厂利用天然气发电并利用余热提供蒸汽与燃煤锅炉提供的蒸汽一起供产业基地内企业使用，从而获得经济效益。产品的销售价格、年总成本费用计算中所需材料、煤、水、电、气价格由亿利资源集团确定和提供，燃机电站所需油料以目前市场价为依据，其余消耗费用是根据国内同等规模电站实际发生量参加计算。各项费率按国家规定的费率计算。因本项目的产品全部企业自用并按成本价提供，参与产业基地内部核算，因此不考虑销售、折旧、还贷及铺底流动资金。本项目建设期按12个月考虑，总投资在12个月内使用完，第二年投产并达产。项目计算期按十三年考虑，其中建设期一年，生产经营期为十二年。12.3销售收入及销售费产品售价由亿利资源集团确定按生产成本价销售给内部用户，因此不考虑销售费用；投产期生产能力按设计能力的100%计。详见附表四。电和蒸汽均按最低成本价，分别为：电0.237元/千瓦小时，蒸汽均价50元/吨。年供电量按：5248万千瓦小时年供蒸汽量：80万吨达产年销售收入5243.78万元12.4成本费用估算55n生产成本参考国内同等规模类似电厂，标煤按300元/吨计价，天然气按0.80元/Nm3　计价，工业水按每吨1.0元计价，软化水按每吨1.88元计价，人员工资福利按1.5万元/年人计算，具体估算内容详见附表2。固定资产折旧费综合按平均年限法估算，固定资产投资按十二年计算折旧，并预留5%净残值。具体内容详见附表3年总成本费用：第二年5037.72万元；第三年5027.74万元；第四年5017.28万元；第五年5006.31万元。12.5盈利能力分析电厂投产后，按内部核算可实现年收入5243.78万元，具体估算内容详见附表。全部投资现金流量计算指标如下（具体内容详见表8）：所提税前所得税后财务内部收益率5.78%/财务净现值（ic=10%）4301.65/投资回收期（含建设期）13.31年14.50年贷款偿还期/投资利润率6.59%投资利税率6.59%12.6不确定性分析12.6.1盈亏平衡分析生产能力利用率=年固定成本÷（年产品销售收入-年销售税金-年可变成本）×100%=74.8%由此分析可以看出，企业用0.237元/kwh电和50元/t汽的低价向内部用户出售的时候，仍然能在开工率只有74.8%的时侯，做到保本不亏，可见该项目具有较强的抗风险能力。12.6.2敏感性分析55n通过对产品销售收入下降20%和对经营成本下降20%的计算分析，可以看出产品销售收入的变动最为敏感，其下降引起各项指标的变动幅度较大，经营成本的变动敏感程度次之，具体内容详见附表5。12.7评价结论综观以上分析可以看出，由于本项目不作为独立核算单位，不存在销售收入和折旧还贷的问题，其赢利、还贷和抗风险能力与产业基地其它所有企业捆绑在一起，在其本身财务评价上因元素的缺失而不能得到正确反映。但从其具有投资较少，投产见效快，产品价格低，能满足用户需求的角度评价，该项目具有投资价值，在经济上是可行的。55n13、结论与建议13.1结论1）、从本可行性研究报告中对厂址选择、工艺系统、水源、电气、工程地质、环境保护、设备选型等方面的论述可以看出，亿利资源集团精细化工产业基地燃气轮机热电联供电厂的建设在技术上是完全可行的。2）、该工程建成后，不仅能解决化工产业基地企业正常生产所必需的能源以外，而且自身获得了较好的技术经济指标，社会和经济效益显著。3）、该工程建成后，能获得比任何能源企业毫不逊色的环境状况。4）、利用天然气作为燃料发展以热定电的热电联产项目，热电比达500％以上，远高于国家计委、国家经贸委、建设部、国家环保总局联合发布的《关于发展热电联产的规定》［2000］1268号文件要求大于30％的规定，完全符合国务院及有关部、委颁发的鼓励和支持的发展热电联产的政策精神。5）、本工程拟建8000kW燃机热电联产项目，固定资产投资估算为5254万元（静态），建设期总费用为6313.45万元。与同规模电站相比，投资较低、综合经济效益可观，项目可行。综上所述，本项目的建设是必要的，也是可行的。13.2存在的主要问题及建议1）、在初步设计开始前应提供天然气和燃煤的全分析资料。2）、在初步设计开始前应提供水质全分析报告3）、在初步设计开始前应明确落实水、电、汽、气的具体接口位置及用汽负荷波动数据。4）、在初步设计开始前需要落实有关部门（电力、环保等）对建电站的批复文件。5）、在初步设计开始前对推荐站址应编制工程地质报告。55