1、xx熱電有限公司高溫高壓技改工程項(xiàng)目建議書2015年12月目 錄1.概述11.1項(xiàng)目概況11.2項(xiàng)目法人概況11.3技改的必要性21.4技改目標(biāo)41.5建設(shè)方案設(shè)想42.電力系統(tǒng)52.1電力接入系統(tǒng)方案52.2電氣主接線53.熱負(fù)荷分析63.1現(xiàn)狀熱負(fù)荷63.2近期熱負(fù)荷83.3近期熱電廠設(shè)計(jì)熱負(fù)荷83.3供熱方案84.燃料及脫硫脫硝劑供應(yīng)94.1煤質(zhì)資料94.2脫硫劑的供應(yīng)94.3脫硝劑的供應(yīng)94.4點(diǎn)火系統(tǒng)105.廠址條件115.1廠址概述115.2交通運(yùn)輸115.3氣象資料115.4水文資料125.5工程地質(zhì)和地震烈度135.6灰渣及脫硫副產(chǎn)品146.工程設(shè)想156.1機(jī)組選擇156.2

2、熱力網(wǎng)176.3總圖186.4燃料輸送部分196.5除灰渣系統(tǒng)206.6電氣部分216.7供排水系統(tǒng)236.8化學(xué)水部分246.9煙氣除塵256.10煙氣脫硝256.11脫硫系統(tǒng)256.12熱工自動(dòng)化部分326.13空壓站346.14通風(fēng)空調(diào)除塵346.15土建工程357.環(huán)境保護(hù)387.1大氣污染防治措施387.2水環(huán)境污染防治措施387.3噪聲污染防治措施387.4灰渣綜合利用397.5生態(tài)保護(hù)及綠化397.6環(huán)境監(jiān)測(cè)397.7污染物總量控制398.投資估算及財(cái)務(wù)分析408.1投資估算編制原則及依據(jù)408.2造價(jià)指標(biāo)408.3 財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)及經(jīng)濟(jì)效益分析429.結(jié)論及建議719.1結(jié)論719.

3、2下階段工作和建議71附 圖：總平面布置圖ZXJ-011.概述1.1項(xiàng)目概況項(xiàng)目名稱：xx熱電有限公司高溫高壓節(jié)能技改工程項(xiàng)目建設(shè)地點(diǎn)：臺(tái)州市xx區(qū)項(xiàng)目法人概況：xx熱電有限公司1.2項(xiàng)目法人概況臺(tái)州市xx熱電有限公司成立于1998年，由浙江海正集團(tuán)有限公司、xx區(qū)電力投資發(fā)展公司、臺(tái)州能源開發(fā)有限公司四家單位出資建設(shè)，注冊(cè)資金11313萬(wàn)元，員工260人。公司地處xx區(qū)外沙路。xx熱電有限公司經(jīng)10多年的發(fā)展、技改，現(xiàn)擁有235t/h燃煤循環(huán)流化床鍋爐（中溫中壓）+135t/h燃煤鏈條鍋爐（中溫中壓）+365t/h燃煤鏈條鍋爐（中溫中壓），配3C6+1B3+1B6機(jī)組，全廠目前擁有6爐5機(jī)的

4、生產(chǎn)規(guī)模，總裝機(jī)容量為27MW。其中一期和二期主廠房及鍋爐輔助部分（上煤，除塵，煙囪、化水）均為分區(qū)獨(dú)立布置，水工為公用。蒸氣管網(wǎng)覆蓋整個(gè)外沙、巖頭工業(yè)區(qū)。xx熱電有限公司主要負(fù)責(zé)向xx外沙工業(yè)園區(qū)及周邊的鄉(xiāng)鎮(zhèn)企業(yè)供熱，行業(yè)分布主要為化工、制藥、染料和電鍍等，主要有海正藥業(yè)公司、東港公司、九洲制藥廠、染料集團(tuán)、海翔藥業(yè)、永豐紙業(yè)、xx二化等。用汽較穩(wěn)定。2014年熱電廠對(duì)外供熱量最大供汽約為140t/h/時(shí)（標(biāo)準(zhǔn)出口壓力 0.98MPa，出口溫度 270），平均供汽約為95t/h。企業(yè)在自身取得經(jīng)濟(jì)效益的同時(shí)，積極配合政府部門的規(guī)劃要求，為周邊工業(yè)區(qū)的建設(shè)提供用熱熱源，極大地改善了園區(qū)的投資環(huán)

5、境，集中供熱的環(huán)保、節(jié)能優(yōu)勢(shì)明顯，為臺(tái)州市工農(nóng)業(yè)生產(chǎn)的發(fā)展和人民生活水平的提高作出了重要貢獻(xiàn)。1.3技改的必要性1.3.1實(shí)現(xiàn)循環(huán)經(jīng)濟(jì)發(fā)展、響應(yīng)國(guó)家能源政策的需要國(guó)務(wù)院“十二五”控制溫室氣體排放工作方案的主要目標(biāo)要求：到2015年單位GDP能耗比2010年要降低16%，單位GDP二氧化碳排放下降17。國(guó)家節(jié)能中長(zhǎng)期規(guī)劃中把熱電聯(lián)產(chǎn)列為鼓勵(lì)發(fā)展的十大重點(diǎn)節(jié)能工程之一，熱電聯(lián)產(chǎn)是熱能和電能聯(lián)合生產(chǎn)的一種高效能源生產(chǎn)方式，與熱電分產(chǎn)相比，可顯著提高燃料利用率，是公認(rèn)的節(jié)約能源、改善環(huán)境的重要措施，也是實(shí)現(xiàn)循環(huán)經(jīng)濟(jì)、提高資源利用效率，保護(hù)和改善環(huán)境的重要技術(shù)手段。根據(jù)省政府浙江省大氣污染防治行動(dòng)計(jì)劃（

6、浙政發(fā)201359號(hào)）文件要求，省發(fā)改委（能源局）組織編制了浙江省大氣污染防治調(diào)整能源結(jié)構(gòu)專項(xiàng)行動(dòng)實(shí)施方案（2013-2017）及其子方案，明確提出了區(qū)域煤炭總量控制、高污染燃料禁燃區(qū)建設(shè)、集中供熱和煤改氣淘汰小鍋爐和清潔能源發(fā)展等各項(xiàng)任務(wù)的節(jié)點(diǎn)目標(biāo)和工作重點(diǎn)。到2015年底，臺(tái)州市工業(yè)園區(qū)（產(chǎn)業(yè)集聚區(qū)）基本實(shí)現(xiàn)集中供熱，集中供熱量占供熱總規(guī)模達(dá)到90%以上；到2017年底，臺(tái)州市工業(yè)園區(qū)（產(chǎn)業(yè)集聚區(qū)）全面實(shí)現(xiàn)集中供熱，集中供熱量占供熱總規(guī)模達(dá)到95%以上。熱負(fù)荷在100t/h以上的各類園區(qū)全部采用大電廠就近供熱、燃煤背壓機(jī)組或燃?xì)鈾C(jī)組集中供熱，熱負(fù)荷在100t/h以下的園區(qū)和其他熱用戶全部采

7、用天然氣等清潔能源供熱。為進(jìn)一步促進(jìn)節(jié)能減排，改善環(huán)境空氣質(zhì)量，建設(shè)清潔能源示范省，浙江省經(jīng)信委引發(fā)了浙江省地方燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)行業(yè)綜合改造升級(jí)行動(dòng)計(jì)劃（浙經(jīng)信電力2015371號(hào)），該行動(dòng)計(jì)劃所指地方熱電行業(yè)的范圍是市級(jí)和縣級(jí)調(diào)度的燃煤熱電廠，包括各種比例摻燒污泥的燃煤熱電廠。 綜合改造升級(jí)的工作目標(biāo)：1、清潔化目標(biāo)：到2017年底，所有地方熱電廠實(shí)現(xiàn)煙氣達(dá)到火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（GB13223-2011）中的燃?xì)廨啓C(jī)組排放限值要求（以下簡(jiǎn)稱煙氣超低排放），即在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，煙塵排放濃度不大于5mg/m3、二氧化硫排放濃度不大于35mg/m3、氮氧化物排放濃度不大于50mg/m3。2

8、、高效化目標(biāo)：到2017年底，地方熱電廠淘汰全部中溫中壓及以下參數(shù)機(jī)組，高溫高壓及以上背壓機(jī)組比重超過50%。3、信息化目標(biāo)：到2017年底，地方熱電廠全面采用DCS控制系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)運(yùn)行及煙氣污染物排放情況全流程集中監(jiān)控和遠(yuǎn)程實(shí)時(shí)在線監(jiān)測(cè)。因此熱電聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)目是積極響應(yīng)國(guó)家能源政策的。1.3.2熱負(fù)荷發(fā)展的需要隨著浙江省大氣污染防治行動(dòng)計(jì)劃（浙政發(fā)201359號(hào)）和浙江省地方燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)行業(yè)綜合改造升級(jí)行動(dòng)計(jì)劃（浙經(jīng)信電力2015371號(hào)）的實(shí)施，公司現(xiàn)有周邊區(qū)域的小鍋爐至2017年年底將會(huì)淘汰、拆除，預(yù)計(jì)熱電廠的平均熱負(fù)荷增加約25t/h左右，已經(jīng)超出了熱電廠現(xiàn)有機(jī)組規(guī)模的供熱能力。（詳見第三

9、章節(jié)熱負(fù)荷分析）1.3.3環(huán)境保護(hù)的需要本技改項(xiàng)目選用燃燒效率高、并能低溫燃燒以控制NOx生成量的循環(huán)流化床鍋爐，擬采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝+選擇性非催化還原（SNCR）組合法）的脫硝方式，脫硝后鍋爐NOx排放濃度小于50mg/Nm3，同時(shí)本次技改工程配套布袋除塵器除塵和濕法靜電除塵器，除塵后的煙氣含塵濃度將小于5mg/Nm3；采用爐后煙氣石灰石-石膏法脫硫方式或者氨法脫硫，脫硫后SO2濃度將小于35mg/Nm3。1.3.4節(jié)約能源、提升用能水平的需要現(xiàn)有機(jī)組是中溫中壓機(jī)組，為了進(jìn)一步提供效率，降低能耗，本技改工程擬建高溫高壓機(jī)組，可以降低生產(chǎn)成本，提升能用水平，改善公司的經(jīng)濟(jì)效益和

10、社會(huì)效益。基于上述情況，xx熱電有限公司積極響應(yīng)國(guó)家的能源政策，貫徹浙江省地方燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)行業(yè)綜合改造升級(jí)行動(dòng)計(jì)劃（浙經(jīng)信電力2015371號(hào)）的節(jié)能、降耗、減污的產(chǎn)業(yè)政策，擬進(jìn)行高溫高壓節(jié)能技改工程以滿足日趨發(fā)展的熱負(fù)荷需求。1.4技改目標(biāo)本次技改擬建設(shè)2臺(tái)100t/h高溫高壓循環(huán)流化床鍋爐，配1臺(tái)20MW背壓式汽輪機(jī)組，建成后除保留原有4#汽輪機(jī)，逐步拆除原有其他的機(jī)組。預(yù)留1臺(tái)鍋爐和1臺(tái)汽機(jī)。煙氣處置設(shè)施采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝+選擇性非催化還原（SNCR）組合法+布袋除塵+高效濕法煙氣脫硫（含煙囪）+濕式電除塵，以達(dá)到“超低排放”的要求，同時(shí)安裝滿足煙氣超低排放精度要求的污染

11、物檢測(cè)設(shè)備，實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)在線監(jiān)測(cè)。原4#汽輪機(jī)作為春節(jié)期間和其他供熱負(fù)荷較小的時(shí)間段的供熱發(fā)電機(jī)組。1.5建設(shè)方案設(shè)想本次技改的建設(shè)場(chǎng)地位于原二期場(chǎng)地，為了滿足xx熱電有限公司供熱不停的原則，技改采用分步建設(shè)的方式。1、拆除5#、6#鍋爐及爐后設(shè)施和5#汽輪機(jī)及附屬設(shè)施；2、建設(shè)2臺(tái)100t/h高溫高壓循環(huán)流化床鍋爐及爐后設(shè)施和1臺(tái)20MW背壓式汽輪機(jī)組，分別位于原5#、6#鍋爐和5#汽輪機(jī)的位置。3、本次技改的建設(shè)期為2年。2.電力系統(tǒng)2.1電力接入系統(tǒng)方案臺(tái)州市xx熱電有限公司現(xiàn)有1B33C6+1B6發(fā)電機(jī)組，總裝機(jī)容量為27MW。經(jīng)本次技術(shù)改造后，在平均熱負(fù)荷下的運(yùn)行情況是：1B20背壓機(jī)組

12、+1C6抽凝機(jī)組（備用），配120MW+16MW（備用）發(fā)電機(jī)組，發(fā)電容量為20MW，扣除廠用電后，可供電量約為15.9MW。原有4臺(tái)6MW+1臺(tái)3MW發(fā)電機(jī)組，通過2臺(tái)20MVA主變升壓后接至35kV升壓站，站內(nèi)35kV母線采用單母線分段接線，以二回35kV聯(lián)絡(luò)線接入系統(tǒng)變電所，與系統(tǒng)并網(wǎng)。因此綜合以上技術(shù)改造情況，原35kV線路滿足機(jī)爐最終技術(shù)改造后需要輸送電量的要求，接入系統(tǒng)線路無(wú)須改造。2.2電氣主接線本次技改擬新增發(fā)電機(jī)出線電壓為10.5kV，發(fā)電機(jī)采用單母線分段接線，設(shè)置10kV段母線，同時(shí)與原#4機(jī)所接10kV段進(jìn)行聯(lián)絡(luò)。2臺(tái)發(fā)電機(jī)分別經(jīng)原有2臺(tái)主變壓器升壓至35kV，35kV母

13、線采用單母線分段接線，以二回35kV線路接入系統(tǒng)變電所35kV母線，與系統(tǒng)并網(wǎng)。高低壓廠用負(fù)荷直接接于10kV發(fā)電機(jī)母線。3.熱負(fù)荷分析3.1現(xiàn)狀熱負(fù)荷xx熱電有限公司目前在用蒸汽熱用戶為35戶，平均供熱量約110t/h。各熱用戶蒸汽具體蒸汽用量現(xiàn)狀如下表3-1：表3-1 現(xiàn)有熱負(fù)荷統(tǒng)計(jì)表序號(hào)名稱最大負(fù)荷（t/h)平均負(fù)荷（t/h)最小負(fù)荷（t/h)用熱壓力（Mpa）蒸汽溫度（）1海正藥業(yè)7.6 6.4 2.9 0.7 飽和2海正化工0.4 0.4 0.2 0.7 飽和3九洲藥業(yè)4.2 3.5 1.6 0.7 飽和4宏增紙塑0.1 0.1 0.0 0.7 飽和5星月印染3.7 3.1 1.4

14、0.7 飽和6染化集團(tuán)0.6 0.5 0.2 0.7 飽和7東港精細(xì)2.8 2.4 1.1 0.7 飽和8東興化工1.4 1.2 0.5 0.7 飽和9零零捌1.0 0.8 0.4 0.7 飽和10中貝九洲1.6 1.4 0.6 0.7 飽和11前進(jìn)化工8.7 7.4 3.4 0.7 飽和12東風(fēng)化工3.3 2.8 1.3 0.7 飽和13恒宏印染2.0 1.7 0.8 0.7 飽和14九玖洗滌0.5 0.4 0.2 0.7 飽和15四維化工1.0 0.9 0.4 0.7 飽和16一洲化工5.7 4.8 2.2 0.7 飽和17德正化工0.5 0.4 0.2 0.7 飽和18海翔化工3.9 3

15、.3 1.5 0.7 飽和19永豐紙業(yè)20.3 17.2 7.9 0.7 飽和20寧江化工0.1 0.1 0.0 0.7 飽和21海正巖頭1/2/329.1 24.7 11.4 0.7 飽和22新東港醫(yī)藥6.0 5.1 2.3 0.7 飽和23浩宇電鍍0.7 0.6 0.3 0.7 飽和24亞辰化纖（1）6.5 5.5 2.5 0.7 飽和25星明化工0.5 0.4 0.2 0.7 飽和26新農(nóng)化工1.0 0.8 0.4 0.7 飽和27麗晶化工0.7 0.6 0.3 0.7 飽和28綠仁洗滌中心1.0 0.8 0.4 0.7 飽和29xx電鍍0.1 0.1 0.0 0.7 飽和30鼎潔洗滌0

16、.4 0.3 0.1 0.7 飽和31賀麟熱水0.1 0.1 0.0 0.7 飽和32協(xié)力熱水站0.1 0.1 0.0 0.7 飽和33光華印染6.2 5.3 2.4 0.7 飽和34東港前進(jìn)7.6 6.5 3.0 0.7 飽和35亞辰化纖（2）0.1 0.1 0.0 0.7 飽和合計(jì)129.4 109.6 50.4 數(shù)據(jù)取自熱電廠2015年8月17日-9月16日實(shí)際數(shù)據(jù)，平均統(tǒng)計(jì)如下圖表：圖3-1 平均日供熱負(fù)荷曲線圖根據(jù)xx熱電有限公司提供實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，公司出口蒸汽量最大約為130t/h（早上9點(diǎn)左右），平均110t/h，最小50t/h（早上5點(diǎn)左右），另外根據(jù)熱電廠的運(yùn)行實(shí)際情況，上半年的熱

17、負(fù)荷要比下半年的熱負(fù)荷高10%左右，春節(jié)期間的供熱負(fù)荷約為2530t/h，持續(xù)時(shí)間約為1個(gè)月。3.2近期熱負(fù)荷隨著 “節(jié)能減排”、“浙江省大氣污染防治行動(dòng)計(jì)劃”、“浙江省地方燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)行業(yè)綜合改造升級(jí)行動(dòng)計(jì)劃”等工作的不斷推進(jìn)，結(jié)合xx熱電有限公司周邊小鍋爐的調(diào)研統(tǒng)計(jì)情況，拆除周邊區(qū)域的分散供熱小鍋爐后，平均熱負(fù)荷新增約25t/h。熱電廠的近期熱負(fù)荷匯總?cè)缦卤?-2：表3-2 近期熱負(fù)荷匯總表名稱最大熱負(fù)荷（t/h）平均熱負(fù)荷（t/h）最小熱負(fù)荷（t/h）近期熱負(fù)荷165135753.3近期熱電廠設(shè)計(jì)熱負(fù)荷3.3.1近期熱電廠設(shè)計(jì)熱負(fù)荷計(jì)算考慮熱用戶同時(shí)利用率、熱網(wǎng)管道損失以及熱電廠供應(yīng)蒸汽

18、和用戶用熱要求之間的熱焓差值，近期熱負(fù)荷折算到熱電廠出口負(fù)荷如下表3-3：表3-3 近期熱電廠出口設(shè)計(jì)熱負(fù)荷名稱最大熱負(fù)荷（t/h）平均熱負(fù)荷（t/h）最小熱負(fù)荷（t/h）蒸汽參數(shù)低壓蒸汽160120650.98MPa，2703.3.2供熱介質(zhì)及參數(shù)近期擬定供熱蒸汽參數(shù)壓力等級(jí)為0.98MPa、270的過熱蒸汽。3.3供熱方案本次技改工程參考浙江省地方燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)行業(yè)綜合改造升級(jí)行動(dòng)計(jì)劃的推薦技術(shù)路線，同時(shí)結(jié)合近期熱負(fù)荷情況，擬建2臺(tái)100t/h高溫高壓循環(huán)流化床鍋爐，配1臺(tái)20MW背壓式汽輪發(fā)電機(jī)組。保留原有#4中溫中壓抽凝機(jī)組，其余機(jī)組逐步淘汰、停用。預(yù)留1爐1機(jī)。4.燃料及脫硫脫硝劑供應(yīng)

19、4.1煤質(zhì)資料表4-1 燃煤的煤質(zhì)元素成分如下： 名稱符號(hào)數(shù)量單位碳Car63.8%氫Har4.04%硫Sar0.54%氮Nar1.29%氧Oar8.44%水份Mar9.7%灰份Aar13.44%揮發(fā)份Vdaf21.95%低位發(fā)熱量Qnet24.336MJ/kg4.2脫硫劑的供應(yīng)根據(jù)火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（GB13223-2011）中燃?xì)廨啓C(jī)排放限值的要求，鍋爐煙氣擬采用爐后石灰石-石膏法濕法脫硫方式或氨法脫硫方式，脫硫后SO2排放濃度小于35 mg/Nm3。脫硫劑石灰石粉或者氨水考慮外購(gòu)。4.3脫硝劑的供應(yīng)循環(huán)流化床鍋爐為低溫燃燒，煙氣NOX生成量較低，一般為150mg/Nm3左右，根據(jù)火

20、電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（GB13223-2011）中燃?xì)廨啓C(jī)排放限值的要求，擬建工程采用SNCR和SCR結(jié)合技術(shù)，脫硝后NOx排放濃度小于50 mg/Nm3。使用20%濃度氨水作為脫硝還原劑。氨水槽車將外購(gòu)氨水送至廠區(qū)內(nèi)氨水儲(chǔ)罐。4.4點(diǎn)火系統(tǒng)鍋爐點(diǎn)火采用0#輕柴油，利用已有油罐和點(diǎn)火油系統(tǒng)，已設(shè)有1座油罐。鍋爐點(diǎn)火耗油量約為1.0t/h，油壓為2.5MPa，冷啟動(dòng)點(diǎn)火時(shí)間為45h，熱啟動(dòng)時(shí)間23小時(shí)，每臺(tái)鍋爐每次點(diǎn)火的油耗量為45t/h。5.廠址條件5.1廠址概述本次技改工程為技改工程，位于xx熱電有限公司內(nèi)的原二期工程場(chǎng)地，全廠占地面積為6.58公頃，約98.7畝。本次技改工程不新增用地。

21、本次技改工程總平面布置見附圖ZK-01。5.2交通運(yùn)輸xx熱電有限公司位于xx城區(qū)東側(cè)約3.0km處，介于外沙和巖頭兩個(gè)化工區(qū)之間的巖石村王家岙里。該區(qū)域交通運(yùn)輸十分便捷，公路有外沙路及西北方向和城區(qū)道路相連接，海運(yùn)港口有海門港（距廠區(qū)約8公里），可停泊萬(wàn)噸輪，通航上海、寧波等地，并有集裝箱和散裝貨輪直達(dá)香港。空中航線有黃巖民航機(jī)場(chǎng)，相距市區(qū)約5公里。5.3氣象資料xx熱電有限公司所在區(qū)域?qū)僦衼啛釒Ъ撅L(fēng)氣候區(qū)，氣候溫和濕潤(rùn)，四季分明，據(jù)xx洪家國(guó)家基準(zhǔn)氣象站（位于xx東南約7公里的洪家）多年資料統(tǒng)計(jì)，主要特征為：多年平均氣溫 17.0極端最高氣溫 38.1（）極端最低氣溫 -7.1（）多年平均

22、降水量 1537.0mm多年平均蒸發(fā)量 1334.0mm多年平均相對(duì)濕度 82%多年平均風(fēng)速 2.6m/s全年主導(dǎo)風(fēng)向 NW（20.37%）冬季盛行風(fēng)向 NW（32.42%）夏季盛行風(fēng)向 S（22.1%）靜風(fēng)頻率 17%5.4水文資料xx是由靈江和永寧江匯合而成。兩江匯合的三江口至河口海門的牛頭頸，全長(zhǎng)約12公里。xx段河道順直，河面寬約9001500米，在牛頭頸處最窄，經(jīng)牛頭頸注入臺(tái)州灣，臺(tái)州灣向東海面開敞，水域?qū)掗煛x口的潮汐屬不規(guī)則半日潮。海門處落潮歷時(shí)比漲潮長(zhǎng)約2小時(shí)。據(jù)海門潮位站實(shí)測(cè)，多年平均潮差為4.02m，河口段漲落潮最大流速達(dá)2m/s以上。xx老鼠嶼以上的河口段的流場(chǎng)多呈往復(fù)

23、流，漲落潮流向相反，流路與河道主槽線基本一致。xx江水含沙量大，平均約5kg/m3，使xx河床淤泥較深，泥質(zhì)的灘涂面積寬闊，然而，強(qiáng)勁的潮流不但能搬運(yùn)泥沙，而且對(duì)河床泥沙的起動(dòng)、懸浮、輸送又有重要影響，使得河床地形變化甚為復(fù)雜。據(jù)海門水文站近年實(shí)測(cè)資料（以吳淞基面起算） 歷年最高潮位 7.90m（） 歷年最低潮位 -0.89m（） 歷年平均潮位 2.31m 歷年平均潮差 4.02m 歷年平均漲潮歷時(shí) 5.15h 歷年平均落潮歷時(shí) 7.11h 漲潮平均流量 8739m3/s（1972年實(shí)測(cè)） 落潮平均流量 5420m3/s（1972年實(shí)測(cè)） 漲潮平均流速 1.03m/s 落潮平均流速 0.81m

24、/s 5.5工程地質(zhì)和地震烈度根據(jù)浙江省工程勘察院提供的浙江省臺(tái)州市xx熱電廠工程地質(zhì)勘察報(bào)告（初勘）：擬建場(chǎng)地地勢(shì)平坦，屬溫黃海積平原，位于山前地帶，其山體位于場(chǎng)地南側(cè)，根據(jù)地層的成因時(shí)代，埋藏分布規(guī)律，巖性特征及其物理力學(xué)性質(zhì)劃分為8個(gè)工程地質(zhì)（亞）層。現(xiàn)按各工程地質(zhì)層的傷下次序分述如下：I 粘土灰黃，褐黃，上部可塑，下部淺變軟塑，飽和；具中等壓縮性，厚層狀構(gòu)造，含鐵、錳質(zhì)氧化斑點(diǎn)或結(jié)核。該層頂部0.200.30m為根植土。該層分布全區(qū)，層厚0.501.50m，土的物理力學(xué)性質(zhì)稍好。I粉質(zhì)粘土褐黃色，可塑，飽和，中等壓縮性，厚層狀構(gòu)造，含F(xiàn)e、Mn質(zhì)氧化斑點(diǎn)或結(jié)核。該層僅R6、R7兩個(gè)孔有

25、分布，其頂板標(biāo)高為2.743.00m，層厚1.695.50m，土的物理力學(xué)性質(zhì)稍好。II 1 淤泥質(zhì)粉質(zhì)粘土淺灰灰色，流塑，飽和，具高壓縮性，厚層狀構(gòu)造，含粉粒，夾少量貝殼碎片。該層場(chǎng)地均有分布，其頂板標(biāo)高為1.441.95m，層厚1.695.50m，土的物理力學(xué)性質(zhì)較差。II 2 淤泥質(zhì)粘土灰色，流塑，飽和，具高壓縮性，厚層狀構(gòu)造，夾粉砂薄層及貝殼碎片，土質(zhì)較均一。該層層位不穩(wěn)定，在靠近山體的R1、R2、R5、R8號(hào)孔一帶缺失，其頂板標(biāo)高為-3.60-1.07m，層厚07.20m，土的物理力學(xué)性質(zhì)較差。II 3 淤泥灰色，流塑，飽和，具高壓縮性，鱗片狀構(gòu)造，片徑一般37mm，土質(zhì)均一。該層場(chǎng)

26、地僅在R7、R10號(hào)孔分布，其頂板標(biāo)高為-17.60m，層厚為07.84m，土的物理力學(xué)性質(zhì)較差。以上幾層土地基承載力都較差不適合做淺基礎(chǔ)。VI1 細(xì)砂灰色，飽和，稍密，夾粘性土和貝殼碎屑，分選性較好，不均一。該層場(chǎng)地僅在R7、R8、R9號(hào)孔一帶分布，層位不穩(wěn)定，其頂標(biāo)高為-10.60-1.55m，層厚02.61m，土的物理力學(xué)性質(zhì)較好。VI2 卵石灰白，黃褐色，密實(shí)，飽和，卵石徑一般15cm，最大達(dá)20cm以上，占80-90%，分選性差，卵石呈亞圓形，中等風(fēng)化，余為礫砂及少量粘性土。該層場(chǎng)地均有分布，但頂板標(biāo)高及層厚變化大，其頂板標(biāo)高為-25.44-1.35m，只有R2、R9號(hào)鉆孔揭穿該層，

27、揭露層厚1.008.45，物理力學(xué)性質(zhì)好，強(qiáng)度高，可做為基礎(chǔ)持力層。V 中等風(fēng)化溶結(jié)凝灰?guī)r深灰色，凝灰質(zhì)結(jié)構(gòu)，塊狀構(gòu)造，中等風(fēng)化，裂隙較發(fā)育，巖體較破碎，常為10-30cm碎塊狀，裂隙面均有Fe、Mn質(zhì)沉淀物。該層強(qiáng)質(zhì)高，是良好的基礎(chǔ)持力層。以上幾層均可作為鉆孔灌注樁的樁端持力層。地震烈度小于6度。5.6灰渣及脫硫副產(chǎn)品本次技改擬建循環(huán)流化床鍋爐產(chǎn)生的干灰渣在市場(chǎng)上很受歡迎，可與附近水泥廠、磚瓦廠、道路施工單位合作，綜合利用率100%。本次技改工程若采用石灰石石膏脫硫方式，脫硫產(chǎn)物為石膏。6.工程設(shè)想6.1機(jī)組選擇擬建機(jī)組選型原則根據(jù)浙江省地方燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)行業(yè)綜合改造升級(jí)行動(dòng)計(jì)劃（浙經(jīng)信電力2

28、015371號(hào)）的內(nèi)容，積極響應(yīng)國(guó)家節(jié)約能源、提升用能水平、保護(hù)環(huán)境、“加快老舊低效機(jī)組淘汰關(guān)停”等能源工作要求進(jìn)行機(jī)爐選擇。根據(jù)熱負(fù)荷分析，近期熱電廠設(shè)計(jì)熱負(fù)荷總計(jì)為：名稱最大熱負(fù)荷（t/h）平均熱負(fù)荷（t/h）最小熱負(fù)荷（t/h）蒸汽參數(shù)低壓蒸汽160120650.98MPa，270新建機(jī)組選型方案根據(jù)熱負(fù)荷量和參數(shù)要求，本次技改擬建1臺(tái)20MW高溫高壓汽輪發(fā)電機(jī)組，平均熱負(fù)荷是外供蒸汽為120t/h（0.98MPa，270），能夠滿足熱負(fù)荷供應(yīng)需求。通過機(jī)組負(fù)荷調(diào)整及必要時(shí)停機(jī)，可以兼顧最大負(fù)荷和最小負(fù)荷的波動(dòng)要求。最小負(fù)荷時(shí)，一臺(tái)汽機(jī)機(jī)組工作即可滿足供熱要求，不會(huì)對(duì)汽輪發(fā)電機(jī)組產(chǎn)生影響

29、。最大負(fù)荷時(shí)，汽輪機(jī)無(wú)法滿足負(fù)荷要求，20MW超負(fù)荷運(yùn)行。特殊時(shí)期（春節(jié)期間）最小負(fù)荷時(shí)，采用減溫減壓器將高溫高壓蒸汽減至中溫中壓蒸汽，送入原4#汽輪機(jī)。鍋爐選型根據(jù)浙江省地方燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)行業(yè)綜合改造升級(jí)行動(dòng)計(jì)劃（浙經(jīng)信電力2015371號(hào)）的推薦技術(shù)路線：“新建、改建燃煤熱電項(xiàng)目應(yīng)采用高效率、低排放設(shè)備。新建鍋爐必須采取低氮燃燒技術(shù)，鼓勵(lì)優(yōu)先選用氮氧化物初始排放低于120mg/Nm3、爐內(nèi)脫硫效率大于90%的循環(huán)流化床鍋爐。鼓勵(lì)采用反動(dòng)式背壓汽輪機(jī)組”，結(jié)合1臺(tái)20MW高溫高壓背壓式汽輪發(fā)電機(jī)組的熱負(fù)荷要求，本次技改工程選擇2臺(tái)100t/h高溫高壓循環(huán)流化床鍋爐，為滿足熱用戶不間斷供熱及遠(yuǎn)期

30、熱負(fù)荷的發(fā)展要求，預(yù)留1爐1機(jī)作為備用。主要設(shè)備技術(shù)規(guī)格1、鍋爐 2臺(tái)型式 循環(huán)流化床額定蒸發(fā)量 100t/h額定出口蒸汽壓力 9.81MPa額定出口蒸汽溫度 540鍋爐給水溫度 215鍋爐效率 90%布置型式 半露天2、背壓式汽輪機(jī) 1臺(tái)額定功率 20MW額定進(jìn)汽量 157.3 t/h進(jìn)汽壓力 9.3MPa（a）進(jìn)汽溫度 5350.98MPa外供汽量 120t/h排汽壓力 0.98MPa（a）排汽溫度 270額定轉(zhuǎn)速 3000r/min3、20MW發(fā)電機(jī) 1臺(tái)型號(hào) QF-W20-2額定功率 20MW功率因數(shù) 0.8（滯后）額定轉(zhuǎn)速 3000r/min6.1.5運(yùn)行工況表工況熱負(fù)荷量t/h汽機(jī)

31、運(yùn)行情況鍋爐運(yùn)行情況備注最大負(fù)荷工況160（B20+C6）x107%2x100t/hx105%最經(jīng)濟(jì)運(yùn)行工況130（B20）x105%2x100t/hx85%平均熱負(fù)荷工況130（B20）x105%2x100t/hx85%最小熱負(fù)荷工況65B20x65%1x100t/hx80%春節(jié)期間工況30C6x100%1x100t/hx75%C6最大進(jìn)汽量為76t/h備注：表格內(nèi)的%代表機(jī)組實(shí)際運(yùn)行負(fù)荷/額定運(yùn)行負(fù)荷。6.1.6主要技術(shù)指標(biāo)經(jīng)計(jì)算，擬建項(xiàng)目的主要經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)如下： 序號(hào)項(xiàng)目名稱單位數(shù)值平均熱負(fù)荷工況1平均供熱負(fù)荷t/h120 2汽輪發(fā)電機(jī)發(fā)電功率MW20 3綜合廠用電率%20.54電廠供電

32、功率MW15.95平均工況年利用小時(shí)h6000 6電廠年發(fā)電量106kWh120 7電廠年供電量106kWh95.4 8電廠年供熱負(fù)荷104t72 9年標(biāo)煤耗量t104071 10供熱標(biāo)煤耗率kg/GJ40.03 11供電標(biāo)煤耗率g/kWh223 12總熱效率%78.913熱電比%600 6.2熱力網(wǎng)xx熱電有限公司主要負(fù)責(zé)向xx外沙工業(yè)園區(qū)及周邊的鄉(xiāng)鎮(zhèn)企業(yè)供熱，行業(yè)分布主要為化工、制藥、染料和電鍍等，主要有海正藥業(yè)公司、東港公司、九洲制藥廠、染料集團(tuán)、海翔藥業(yè)、永豐紙業(yè)等。用汽較穩(wěn)定。2014年熱電廠對(duì)外供熱量最大供汽約為160t/h/時(shí)（標(biāo)準(zhǔn)出口壓力 0.98MPa，出口溫度 270），平

33、均供汽約為110t/h。本次技改工程機(jī)組建成后，與原有熱網(wǎng)連接，并建造新的熱網(wǎng)至新用戶。6.3總圖本次技改工程為技改工程，位于xx熱電有限公司內(nèi)，全廠占地面積為6.58公頃，約98.7畝，本次技改工程不新增用地。原熱電廠分為一期工程和二期工程，一期位于廠區(qū)西側(cè)，二期位于廠區(qū)的東側(cè)。兩個(gè)各有主廠房區(qū)、電氣區(qū)、化學(xué)水處理區(qū)、水處理區(qū)、貯運(yùn)區(qū)等5個(gè)功能區(qū)，并共用廠前區(qū)。其中一期熱電廠的廠區(qū)布置如下：主廠房區(qū)包括汽機(jī)房、除氧煤倉(cāng)間、鍋爐房、除塵器、引風(fēng)機(jī)等單體，由北向南依次布置在廠區(qū)西側(cè)地塊的中部，固定端在東側(cè)，擴(kuò)建端在西側(cè)。電氣區(qū)布置在主廠房區(qū)的北側(cè)。化學(xué)水處理區(qū)布置在主廠房區(qū)的南側(cè)。水處理區(qū)布置在

34、化學(xué)水處理區(qū)的西側(cè)和南側(cè)。貯運(yùn)區(qū)包括干煤棚、輸煤棧橋、轉(zhuǎn)運(yùn)樓等單體，布置在主廠房的南側(cè)地塊。二期工程的布置如下，主廠房由西向東布置在廠區(qū)東側(cè)地塊，固定端在北側(cè)，擴(kuò)建端在南側(cè)。電氣區(qū)布置在主廠房區(qū)的北側(cè)。化學(xué)水處理區(qū)布置在出廠房的南側(cè)。水處理區(qū)布置在主廠房的東南側(cè)。貯運(yùn)區(qū)布置在主廠房的東側(cè)。廠前區(qū)布置在地塊的西北側(cè)靠近廠區(qū)北側(cè)出入口處。本次技改需拆除原二期主廠房爐后的沉灰池。新建的單體有主廠房除氧跨、除塵器、引風(fēng)機(jī)、吸收塔、渣庫(kù)、灰?guī)臁彼迏^(qū)、脫硫綜合樓及設(shè)施、化水車間一擴(kuò)建，化水車間二擴(kuò)建。主廠房除氧跨沿原二期熱電廠的主廠房南側(cè)擴(kuò)建端建造。除塵器、引風(fēng)機(jī)、吸收塔等由西向東依次布置在原二期主廠

35、房爐后位置。渣庫(kù)布置在爐后設(shè)施區(qū)，灰?guī)觳贾迷谄扑闃潜泵娴目盏兀彼迏^(qū)布置在兩臺(tái)吸收塔中間。脫硫綜合樓及設(shè)施布置在原破碎樓北側(cè)的空地上，化水車間一和化水車間二需要向東擴(kuò)建部分廠房。具體布置見“總平面布置圖”。6.4燃料輸送部分6.4.1概述本次技改工程擬新建2臺(tái)100t/h高溫高壓循環(huán)流化床鍋爐，配1臺(tái)20MW背壓式汽輪機(jī)組，燃料輸送系統(tǒng)利舊，局部改造。由于新建鍋爐煤斗容量的需求，將原有運(yùn)煤層（23.0m）的高度提升至27.0m層。6.4.2耗煤量根據(jù)鍋爐專業(yè)提供的最終規(guī)模耗煤量資料，鍋爐耗煤量如下表：機(jī)組容量小時(shí)耗煤量(t/h)日耗煤量(t/d)年耗煤量(t/a)備注2100/h鍋爐2x12

36、.99623.52155880注：鍋爐日運(yùn)行小時(shí)數(shù)24h，年利用小時(shí)數(shù)為6000h。6.4.3場(chǎng)外運(yùn)煤燃煤延用原有進(jìn)廠方式。燃煤經(jīng)過電子汽車衡計(jì)量后卸入干煤棚，由行車或裝載車堆存。6.4.4干煤棚 廠區(qū)內(nèi)已有2座干煤棚，一期干煤棚寬度21m，長(zhǎng)度56m，二期干煤棚寬度30m，長(zhǎng)度66m。每座干煤棚內(nèi)現(xiàn)有1臺(tái)橋式抓斗起重機(jī)，堆煤高度按照6m計(jì)，可以貯存約12000t燃煤。6.4.5廠區(qū)運(yùn)煤原燃料輸送系統(tǒng)采用單路皮帶布置，皮帶機(jī)的參數(shù)：B=650mm，V=1.25m/s，Q=140t/h，可滿足技改后鍋爐耗煤量的需求。考慮設(shè)備的折舊、熱負(fù)荷的發(fā)展以及單路皮帶安全性等因素，建議采用B=800mm的皮

37、帶輸送機(jī)，減少輸送時(shí)間，加強(qiáng)維護(hù)。本次技改未將此部分技改計(jì)入費(fèi)用。6.4.6篩破設(shè)備由于循環(huán)流化床鍋爐對(duì)燃煤粒度要求比鏈條爐高，粒度要求在813mm，其中主要為10mm，因此本次技改擬在原燃料輸送系統(tǒng)中新建一座破碎樓，破碎樓位于原破碎樓的東面，破碎樓內(nèi)設(shè)置1臺(tái)破碎機(jī)，破碎機(jī)擬采用齒棍式破碎機(jī)，不設(shè)置振動(dòng)篩，破碎機(jī)的處理能為140t/h。同時(shí)在二期干煤棚內(nèi)設(shè)置1座新的受料斗和1條通往新破碎樓的皮帶棧橋。在燃煤進(jìn)破碎機(jī)前設(shè)置兩道除鐵器，防止鐵塊進(jìn)入破碎機(jī)后對(duì)破碎機(jī)造成破壞。6.5除灰渣系統(tǒng)本次技改工程擬新建除灰渣系統(tǒng)，采用氣力輸灰、機(jī)械出渣的方式。6.5.1排灰渣量本次技改工程鍋爐排放的灰渣量下表

38、所示：機(jī)組容量物料小時(shí)排量(t/h)日排量(t/d)年排量(t/a)備注2100t/h鍋爐灰量21.2760.9615240渣量20.733.68400注：鍋爐日運(yùn)行小時(shí)數(shù)24h，年利用小時(shí)數(shù)為6000h。6.5.2除灰渣原則本次技改工程按照“灰渣分除，氣力除灰，機(jī)械除渣”的設(shè)計(jì)原則，為灰渣綜合利用創(chuàng)造條件6.5.3除灰系統(tǒng)。飛灰采用氣力輸送方式，將除塵器下的飛灰收集后通過管道輸送至灰?guī)靸?nèi)儲(chǔ)存，再通過干灰罐裝車外運(yùn)綜合利用。廠區(qū)新建飛灰?guī)?座，直徑為8m，鋼結(jié)構(gòu)灰?guī)欤規(guī)煊行莘e約500m3，可貯灰350t。6.5.4除渣系統(tǒng)鍋爐采用集中機(jī)械出渣的方式，爐渣通過機(jī)械輸送設(shè)備收集后，轉(zhuǎn)送至渣庫(kù)內(nèi)

39、儲(chǔ)存，再由自卸車輸送外運(yùn)綜合利用。廠區(qū)新建渣庫(kù)1座，直徑7m，鋼結(jié)構(gòu)渣庫(kù)，有效容積約300m3，可貯渣270t。6.6電氣部分6.6.1電氣主接線廠區(qū)內(nèi)原有機(jī)組規(guī)模為6爐5機(jī)， 4臺(tái)6MW和1臺(tái)3MW汽輪發(fā)電機(jī)組。發(fā)電機(jī)出線電壓為10.5kV，采用單母線分段接線方式，分設(shè)10KV、母線段，三段母線設(shè)有聯(lián)絡(luò)開關(guān)，正常時(shí)、段之間并列，、段之間斷路器斷開。#1(6MW)、#5(6MW)發(fā)電機(jī)接于10kV段母線，#2(3MW)發(fā)電機(jī)接于10kV段母線，#3(6MW)、#4(6MW)發(fā)電機(jī)接于10kV段母線，10kV廠用電動(dòng)機(jī)及低壓廠變分別直接接于10kV發(fā)電機(jī)母線上。10kV、段母線分別經(jīng)2臺(tái)20MV

40、A主變升壓至35kV，35kV母線也采用單母線分段, 2臺(tái)主變壓器及兩回35kV聯(lián)絡(luò)線分接在35kV兩段母線上，兩回35kV聯(lián)絡(luò)線接入系統(tǒng)變電所的35kV母線上, 與系統(tǒng)并網(wǎng)。廠用備用電源引自地區(qū)10kV網(wǎng)絡(luò)，分接在10kV、段母線。本次技改擬對(duì)二期原有3臺(tái)65t/h爐和2臺(tái)6MW抽凝機(jī)進(jìn)行改造，建設(shè)2臺(tái)120t/hCFB爐及1臺(tái)B20背壓機(jī)組，配1臺(tái)20MW發(fā)電機(jī)組，并預(yù)留1臺(tái)100t/hCFB爐。技改完成后，全廠僅保留原有#4中溫中壓抽凝機(jī)。本次技改新增發(fā)電機(jī)出線電壓為10.5kV，發(fā)電機(jī)采用單母線分段接線，設(shè)置10kV段母線，同時(shí)與原#4機(jī)所接10kV段進(jìn)行聯(lián)絡(luò)。2臺(tái)發(fā)電機(jī)分別經(jīng)原有2臺(tái)

41、20MVA主變壓器升壓至35kV，35kV母線采用單母線分段接線，以二回35kV線路接入系統(tǒng)變電所35kV母線，與系統(tǒng)并網(wǎng)。高低壓廠用負(fù)荷直接接于10kV發(fā)電機(jī)母線。原35kV聯(lián)絡(luò)線路能夠滿足機(jī)爐改造后的要求，無(wú)需改造。廠用起動(dòng)電源,可以從35kV系統(tǒng)經(jīng)主變倒送電供機(jī)組起動(dòng)電源。6.6.2電氣設(shè)備布置1、新增高低壓配電裝置均布置于擴(kuò)建汽機(jī)房除氧間的底層高低壓配電裝置室內(nèi)。2、發(fā)電機(jī)出線設(shè)備布置在發(fā)電機(jī)出線端底層的發(fā)電機(jī)出線小室內(nèi)。3、采用電氣主控樓集中控制的控制方式，技改后2臺(tái)發(fā)電機(jī)電氣主控室仍在原二期主控樓內(nèi)。4、輔助車間的用電設(shè)備，根據(jù)各自的用電情況分別布置在各個(gè)相關(guān)的車間內(nèi)。6.6.3廠

42、用電系統(tǒng)本次技改工程廠用電電壓采用10kV及380/220V兩級(jí)電壓供電，高壓廠用電電壓采用10kV，低壓廠用電電壓采用380V。200kW及以上電動(dòng)機(jī)采用10kV電壓，200kW以下電動(dòng)機(jī)采用380V電壓。高低壓廠用負(fù)荷直接接于發(fā)電機(jī)10kV段母線。當(dāng)全廠停電時(shí)，為保證電廠持續(xù)供熱，安全停機(jī)，提供照明檢修電源，由地區(qū)10kV市網(wǎng)引接二回10kV備用電源。主廠房及輔助廠房供電采用PC-MCC方式。低壓廠用工作電源亦按爐分段，低壓廠用工作變壓器電源分別接在對(duì)應(yīng)的10kV高壓母線上，每臺(tái)爐設(shè)低壓工作廠變一臺(tái)。另設(shè)一臺(tái)低壓廠用備用變壓器，接于高壓廠用備用母線段，當(dāng)工作變壓器故障或失電時(shí)，備用廠變可自

43、動(dòng)投入來(lái)保證廠用負(fù)荷繼續(xù)運(yùn)行。低壓廠用備用電源均采用備自投裝置（BZT）。當(dāng)任一低壓廠用工作母線失電時(shí)均可通過BZT裝置，自動(dòng)投入備用電源。低壓廠用負(fù)荷的供電根據(jù)負(fù)荷的重要性及安裝地點(diǎn)，分別從PC屏或各車間MCC屏供電。6.6.4主要設(shè)備選擇10kV高壓開關(guān)柜采用金屬鎧裝中置式真空斷路器開關(guān)柜。廠用變壓器采用環(huán)氧樹脂干式變壓器。低壓廠用配電屏采用抽屜式開關(guān)柜。6.7供排水系統(tǒng)6.7.1熱電廠水源目前熱電廠水源取自市政自來(lái)水及當(dāng)?shù)睾铀渲猩钣盟⒊}水、化學(xué)用水等全部用自來(lái)水，循環(huán)水、沖灰水、水泵冷卻等采用河水。6.7.2供水系統(tǒng)xx熱電有限公司現(xiàn)有供水系統(tǒng)的供水方式為閉式循環(huán)供水系統(tǒng)，循環(huán)

44、水經(jīng)循環(huán)水泵壓送到汽輪發(fā)電機(jī)組，再經(jīng)自然通風(fēng)冷卻塔冷卻后重復(fù)使用。采用750m2自然通風(fēng)冷卻塔1座；循環(huán)水泵房一座，其內(nèi)設(shè)置循環(huán)水泵3臺(tái)，其中1臺(tái)采用變頻裝置，其性能Q=1260m3/h,H=0.16MPa；原系統(tǒng)供水管線為2條D72010的焊接鋼管。 目前的裝機(jī)為：一期2臺(tái)50t/h中溫中壓鍋爐+1臺(tái)3MW背壓+1臺(tái)6MW抽凝，二期3臺(tái)65t/h中溫中壓鍋爐配2臺(tái)6MW抽凝+1臺(tái)6MW背壓。本次技改工程擬將二期中溫中壓機(jī)組改造為2臺(tái)100t/h高溫高壓鍋爐，配1臺(tái)20MW高溫高壓背壓式汽輪機(jī)組。由于是將抽凝機(jī)組改造為背壓機(jī)組，因此本次技改工程改造后，熱電廠全廠所需冷卻水量將大大減少，改造后的

45、總循環(huán)用水量約為4200 m3/h，故原有冷卻供水能力可以滿足本期用水要求。6.7.3原水供水系統(tǒng)市政補(bǔ)水采用DN150和DN200兩根給水管，補(bǔ)水量大約240 m3/h，本次技改工程所需的工業(yè)用水為175 m3/h，原工業(yè)用水系統(tǒng)滿足技改后的要求。6.7.4室內(nèi)外給排水生活給水系統(tǒng)：熱電廠的生活飲用水源為市政自來(lái)水，本期工程的生活水管線可與現(xiàn)有的生活水管線相接。消防給水系統(tǒng)：本期工程設(shè)計(jì)中，廠區(qū)室外消防用水量為35L/S，室內(nèi)消火栓用水量為15L/S。火災(zāi)延續(xù)時(shí)間為2h，采用臨時(shí)高壓制。熱電廠現(xiàn)有消防水泵2臺(tái)，1用1備，其性能Q=200m3/h,H=0.8MPa，滿足本次技改工程的消防用水要

46、求。消防水源取自21000 m3清水池。主廠房及輸煤系統(tǒng)轉(zhuǎn)運(yùn)站設(shè)室內(nèi)消火栓，消火栓設(shè)有直接啟動(dòng)消防水泵的按鈕，消火栓間距不大于30m。初期10min消防用水由原主廠房屋面消防水箱提供，消防貯存水量為9m3。新建的建筑物內(nèi)按規(guī)范配置移動(dòng)式藥劑滅火器材。排水：廠區(qū)排水系統(tǒng)采用分流制。生活污水經(jīng)化糞池處理后和工業(yè)廢水一道接入廠區(qū)原有污水排水系統(tǒng)；主廠房屋面雨水和擴(kuò)建區(qū)域的地面雨水經(jīng)組織后排入廠區(qū)現(xiàn)有雨水排水系統(tǒng)。6.8化學(xué)水部分新建機(jī)組參數(shù)為高溫高壓參數(shù)，鍋爐的給水、爐水、蒸汽及凝結(jié)水應(yīng)符合火力發(fā)電機(jī)組及蒸汽動(dòng)力設(shè)備水汽質(zhì)量（GB12145-2008）。化水的水源為當(dāng)?shù)厥姓詠?lái)水。化水工藝暫按一級(jí)除

47、鹽加混床系統(tǒng)，可以滿足鍋爐補(bǔ)給水水質(zhì)需求。根據(jù)本次工程最大供熱量160t/h，化水站制水能力需達(dá)到190t/h。原一期化水站處理能力78t/h，二期化水站處理能力122t/h。方案一：分別在原一期化水站和二期化水站各增設(shè)混床設(shè)備，分別處理好后統(tǒng)一接至二期除鹽水箱。需一次新增4臺(tái)混床及混床配套再生設(shè)備（兩邊各設(shè)2臺(tái)），2臺(tái)中間水泵，2臺(tái)除鹽水泵。方案二：將一期化水的陰床出水送至二期化水站，統(tǒng)一混床處理，然后接至二期除鹽水箱。需一次新增2臺(tái)混床，2臺(tái)中間水泵，2臺(tái)除鹽水泵。方案一相比方案二，一次性投資稍大，但制水系統(tǒng)分明；系統(tǒng)對(duì)接容易，原有系統(tǒng)一期陰床出水與二期陰床出水同時(shí)接入混床比較難匹配，制水

48、不穩(wěn)定；陰陽(yáng)床與混床再生方便，不需從二期除鹽水單獨(dú)接回，運(yùn)行操作相對(duì)簡(jiǎn)單。本次推薦采用方案一作為xx熱電有限公司高溫高壓技改工程化水改造方案。新增化水設(shè)備出力總共為210t/h。設(shè)置磷酸鹽加藥裝置一套、加氨裝置和加碳酰肼裝置各一套，布置在主廠房運(yùn)轉(zhuǎn)層。汽水取樣為集中取樣，手動(dòng)分析，布置在主廠房運(yùn)轉(zhuǎn)層。6.9煙氣除塵根據(jù)火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（GB13223-2011）中燃?xì)廨啓C(jī)排放限值的要求，本次技改工程煙氣采用布袋除塵器除塵，除塵后的煙氣又經(jīng)過濕法靜電除塵器二次除塵，除塵總效率大于99.98%，除塵后煙塵排放濃度小于5 mg/Nm3。6.10煙氣脫硝循環(huán)流化床鍋爐為低溫燃燒，煙氣NOx生成

49、量較低，一般為150mg/Nm3左右，根據(jù)火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（GB13223-2011）中燃?xì)廨啓C(jī)排放限值的要求，本次技改工程擬采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝+選擇性非催化還原（SNCR）組合法，脫硝后NOx排放濃度小于50 mg/Nm3。6.11脫硫系統(tǒng)目前，世界上燃煤電廠煙氣脫硫工藝方法很多，按脫硫的方式和產(chǎn)物的處理形式一般可分為濕法、半干法和干法三大類，目前小熱電方面能達(dá)到凈零排放要求的工藝主要是半干法和大濕法。三大類脫硫方法的主要優(yōu)缺點(diǎn)如下表所示。表6-1 常見煙氣脫硫技術(shù)比較表脫硫技術(shù)濕法半干法干法石灰石-石膏法氨法循環(huán)懸浮式半干法爐內(nèi)噴鈣、增濕活化循環(huán)流化床等離子體脫硫效

50、率95909890%6075609090脫硫劑CaCO3氨水Ca(OH)2或CaOCaCO3Ca(OH)2氨可靠性高一般一般一般高高占地面積中大中中中中副產(chǎn)品石膏硫酸氨CaSO3CaSO3CaSO3硫酸硝酸氨運(yùn)行費(fèi)用一般高一般一般一般一般一次投資中大中小較小大技術(shù)成熟度成熟成熟較成熟較成熟較成熟尚未成熟石灰石-石膏濕法煙氣脫硫石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝是當(dāng)今世界主導(dǎo)脫硫工藝，約占煙氣脫硫裝置總?cè)萘康?5%以上，其特點(diǎn)是技術(shù)先進(jìn)成熟，系統(tǒng)可靠性強(qiáng)，自動(dòng)化程度高，脫硫效率高。脫硫劑為外購(gòu)石灰石粉，石灰石由于其良好的化學(xué)活性及其低廉的價(jià)格因素而成為目前世界上濕法脫硫廣泛采用的脫硫劑制備原料。SO2

51、與石灰石反應(yīng)后生成的亞硫酸鈣，就地用空氣強(qiáng)制氧化為石膏，石膏經(jīng)二級(jí)脫水處理后作為副產(chǎn)品具有廣泛的利用價(jià)值。 工藝部分包括煙氣系統(tǒng)、吸收塔系統(tǒng)、吸收劑制備及加漿系統(tǒng)、氧化空氣系統(tǒng)、排漿及一級(jí)脫水系統(tǒng)、石膏二級(jí)脫水系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)、壓縮空氣系統(tǒng)等。脫硫后的凈煙氣經(jīng)兩級(jí)除霧器除霧后，通過塔頂?shù)牟Ａт摕焽枧欧拧Ｃ摿騽┦沂弁赓?gòu)，采購(gòu)的石灰石粉在粉倉(cāng)中貯存，脫硫劑石灰石通過制漿裝置配成含固量約為25%左右的石灰石漿液通過漿液泵不斷地補(bǔ)充到吸收塔內(nèi)。脫硫副產(chǎn)品石膏漿液通過石膏排出泵送入石膏水力旋流站濃縮，濃縮后的石膏漿液進(jìn)入真空皮帶脫水機(jī)，進(jìn)入真空皮帶脫水機(jī)的石膏漿液經(jīng)脫水處理后送入石膏儲(chǔ)存間存放待運(yùn)。

52、石膏旋流站出來(lái)的溢流漿液一部分返回吸收塔循環(huán)使用。 石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝：（1）吸收反應(yīng)煙氣與噴嘴噴出的循環(huán)漿液在吸收塔內(nèi)有效接觸，循環(huán)漿液吸收掉大部分SO2，反應(yīng)如下：SO2H2OH2SO3H2SO3H+HSO3-（2）氧化反應(yīng)一部分HSO3-在吸收塔噴淋區(qū)被煙氣中的氧所氧化，其它的HSO3-在反應(yīng)池中被氧化空氣完全氧化，反應(yīng)如下：HSO3-1/2O2HSO4-HSO4-H+SO42-（3）中和反應(yīng)反應(yīng)物漿液被引入吸收塔內(nèi)中和氫離子，使吸收液保持一定的pH值。中和后的漿液在吸收塔內(nèi)再循環(huán)。中和反應(yīng)如下：Ca2+CO32-2H+SO42-H2OCaSO42H2OCO22H+ CO32-

53、H2OCO2（4）其他煙氣中大部分雜質(zhì)如Cl-，F(xiàn)-和塵都被循環(huán)漿液洗掉了。一部分含有石膏、塵和雜質(zhì)的循環(huán)漿液被抽出輸送到石膏脫水輸送系統(tǒng)。適用于本次技改工程的石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的基本性能參數(shù)：設(shè)計(jì)脫硫效率98%，設(shè)計(jì)SO2排放濃度35 mg/Nm3鈣硫比1.03 脫硫塔壓降2000 Pa脫硫裝置煙氣出口溫度：55氨法煙氣脫硫系統(tǒng)氨法煙氣脫硫技術(shù)屬新型清潔技術(shù)之一，盡管技術(shù)起步較晚，但其具有脫硫效率高、無(wú)二次污染、可資源化回收二氧化硫能滿足循環(huán)經(jīng)濟(jì)要求等明顯優(yōu)勢(shì)，在國(guó)內(nèi)已成功應(yīng)用于單臺(tái)煙氣量相當(dāng)于500 MW發(fā)電機(jī)組的脫硫裝置，發(fā)展快速。1、氨法脫硫具有以下技術(shù)特點(diǎn)為：（1）變廢為寶

54、，實(shí)現(xiàn)“循環(huán)經(jīng)濟(jì)”以液氨或氨水為原料脫除煙氣中的SO2、NOx，副產(chǎn)硫酸銨化肥，變廢為寶，實(shí)現(xiàn)企業(yè)脫硫效益最大化。（2）節(jié)能減排氨法脫硫液氣比，不但比普通的濕式鈣法低很多，而且也比國(guó)外的氨法低，這極大的降低了循環(huán)泵的能耗和煙氣系統(tǒng)的阻力，大大降低了項(xiàng)目的投資及運(yùn)行費(fèi)用。氨法脫硫不新增二氧化碳排放，符合“低碳經(jīng)濟(jì)”理念。（3）有效控制氨逃逸，確保氨回收率氨逃逸及氣溶膠的控制，作為氨法煙氣脫硫中最為關(guān)鍵的問題和技術(shù)難點(diǎn)。目前氨的利用率可達(dá)到97以上。2、脫硫工藝路線引風(fēng)機(jī)來(lái)的煙氣進(jìn)入吸收塔，經(jīng)洗滌降溫、吸收SO2、除霧后的凈煙氣經(jīng)脫硫塔頂部的玻璃鋼煙囪排放。吸收了煙氣中SO2形成的亞硫酸銨溶液，經(jīng)

55、氧化、濃縮、結(jié)晶，得到一定固含量的硫酸銨漿液。一定固含量的硫酸銨漿液，再經(jīng)旋流器、離心機(jī)、干燥機(jī)后，得到水分1%的硫酸銨，再進(jìn)入包裝機(jī)包裝即可得到商品硫酸銨。圖6.9-1 氨法濕法脫硫工藝流程示意圖 “DSC-M”型煙氣干式超凈工藝“DSC-M”型煙氣干式超凈工藝由吸收劑制備供應(yīng)、脫硫吸收塔、物料循環(huán)、工藝水系統(tǒng)、布袋除塵器及控制系統(tǒng)等部分組成，其工藝流程見圖6.9-2：圖6.9-2“DSC-M”型煙氣干式超凈工藝流程示意圖鍋爐空預(yù)器出口的高溫?zé)煔馔ㄟ^預(yù)電除塵器預(yù)除塵后從底部進(jìn)入吸收塔，在此處高溫?zé)煔馀c加入的吸收劑、吸附劑（可選）循環(huán)脫硫灰充分預(yù)混合，進(jìn)行初步的脫硫反應(yīng)，在這一區(qū)域主要完成吸收

56、劑與HCl、HF的反應(yīng)。若加入吸附劑，還可去除煙氣中的重金屬等。煙氣通過吸收塔底部的文丘里管的加速，進(jìn)入循環(huán)流化床體，物料在循環(huán)流化床里，氣固兩相由于氣流的作用，產(chǎn)生激烈的湍動(dòng)與混合，充分接觸，在上升的過程中，不斷形成絮狀物向下返回，而絮狀物在激烈湍動(dòng)中又不斷解體重新被氣流提升，形成類似循環(huán)流化床鍋爐所特有的內(nèi)循環(huán)顆粒流，使得氣固間的滑落速度高達(dá)單顆粒滑落速度的數(shù)十倍；吸收塔頂部結(jié)構(gòu)進(jìn)一步強(qiáng)化了絮狀物的返回，進(jìn)一步提高了塔內(nèi)顆粒的床層密度，使得床內(nèi)的Ca/S比高達(dá)50以上。在文丘里的出口擴(kuò)管段設(shè)一套噴水裝置，噴入霧化水以降低脫硫反應(yīng)器內(nèi)的煙溫，使煙溫降至高于煙氣露點(diǎn)15左右，從而使得SO2與C

57、a(OH)2的反應(yīng)轉(zhuǎn)化為可以瞬間完成的離子型反應(yīng)。煙氣在上升過程中，顆粒一部分隨煙氣被帶出吸收塔，一部分因自重重新回流到循環(huán)流化床內(nèi)，進(jìn)一步增加了流化床的床層顆粒濃度和延長(zhǎng)吸收劑的反應(yīng)時(shí)間。凈化后的含塵煙氣從吸收塔頂部側(cè)向排出，然后轉(zhuǎn)向進(jìn)入脫硫除塵器，再通過引風(fēng)機(jī)排入煙囪。經(jīng)除塵器捕集下來(lái)的固體顆粒，通過除塵器下的再循環(huán)系統(tǒng)，返回吸收塔繼續(xù)參加反應(yīng)，如此循環(huán)，多余的少量脫硫灰渣通過物料輸送至脫硫灰倉(cāng)內(nèi)，再通過罐車或二級(jí)輸送設(shè)備外排。在循環(huán)流化床脫硫塔中，Ca(OH)2與煙氣中的SO2和幾乎全部的SO3，HCl，HF等完成化學(xué)反應(yīng)，主要化學(xué)反應(yīng)方程式如下：Ca(OH)2+SO2=CaSO31/2

58、H2O+1/2H2OCa(OH)2+SO3=CaSO41/2H2O+1/2H2OCaSO31/2H2O+1/2O2=CaSO41/2H2OCa(OH)2+CO2=CaCO3+H2OCa(OH)2+2HF=CaF2+2H2O6.11.4脫硫方式對(duì)比表石灰石-石膏濕法煙氣脫硫氨法濕法煙氣脫硫“DSC-M”型煙氣干式超凈工藝普及度非常成熟比較成熟有部分實(shí)施業(yè)績(jī)竣工驗(yàn)收業(yè)績(jī)有有無(wú)運(yùn)行成本高高較高排放是否達(dá)標(biāo)是是是初期投資成本高高較高穩(wěn)定性好好較好6.10.5煙氣超低排放投資及運(yùn)行費(fèi)用比較本工程煙氣排放采用“超低排放”標(biāo)準(zhǔn)，即火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（GB13223-2011）中燃?xì)廨啓C(jī)排放限值的要求（

59、5-35-50）。本章節(jié)比選2組方案：方案一：布袋除塵器+石灰石-石膏濕法煙氣脫硫（含煙囪）+濕法靜電除塵器+SNCR和SCR結(jié)合脫硝系統(tǒng)的煙氣處理工藝。方案二：“DSC-M”型煙氣干式超凈工藝，即預(yù)除塵器（一般為一電廠或二電廠的靜電除塵器）+半干法脫硫+布袋除塵器+SNCR和COA結(jié)合脫硝系統(tǒng)的煙氣處理工藝。6.10.5.1 投資成本石灰石-石膏濕法煙氣脫硫“DSC-M”型煙氣干式超凈工藝數(shù)量單價(jià)（萬(wàn)元）總價(jià)（萬(wàn)元）數(shù)量單價(jià)（萬(wàn)元）總價(jià)（萬(wàn)元）投資布袋除塵器23006002300600脫硫系統(tǒng)210002000210002000脫硝系統(tǒng)23507001+1350+280630濕法靜電除塵器2

60、300600/預(yù)除塵器/250100合計(jì)360033306.10.5.2 運(yùn)行成本石灰石-石膏濕法煙氣脫硫“DSC-M”型煙氣干式超凈工藝單位數(shù)量單價(jià)總價(jià)數(shù)量單價(jià)總價(jià)運(yùn)行成本(元)石灰石t2x1.6200640/消石灰t/2x0.5550550氨水Kg2x1440.92602x1200.9216COA（亞氯酸鈉）kg/10990電費(fèi)kWh7000.53502100.5105水費(fèi)t481481.711.7除鹽水費(fèi)t/0.452壓縮空氣Nm3/h3600.136/廢水處理費(fèi)t31030/小計(jì)元1064964.7年運(yùn)行時(shí)間h8000年運(yùn)費(fèi)費(fèi)用萬(wàn)元851.2771.76備注：入口SO2濃度按1200m

61、g/Nm3，入口NOX濃度按200mg/Nm3計(jì)，脫硝效率按60%，COA脫硝系統(tǒng)的入口NOX濃度按80mg/Nm3，脫硝效率按37.5%。6.11.6脫硫裝置選擇根據(jù)市場(chǎng)的普及度、投資成本及運(yùn)行成本等綜合因素的比較，本次技改工程煙氣處置系統(tǒng)擬采用布袋除塵器+石灰石-石膏濕法煙氣脫硫（含煙囪）+濕法靜電除塵器+SNCR和SCR結(jié)合脫硝系統(tǒng)的煙氣處理工藝。根據(jù)火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)（GB13223-2011）中燃?xì)廨啓C(jī)排放限值的要求，脫硫后SO2排放濃度小于35 mg/Nm3。6.12熱工自動(dòng)化部分6.12.1熱工自動(dòng)化控制水平1、自動(dòng)化水平本擬建項(xiàng)目采用DCS作為主控系統(tǒng)，負(fù)責(zé)主要設(shè)備和系統(tǒng)

62、的控制；PLC和專用控制設(shè)備作為輔控系統(tǒng)，在機(jī)爐集控室內(nèi)由DCS對(duì)機(jī)組啟停、正常運(yùn)行或異常工況的各種運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行采集、顯示、制表、事故記憶、正常工況下的性能計(jì)算等，實(shí)現(xiàn)以LCD為中心的機(jī)組監(jiān)視和控制。在少量運(yùn)行人員的配合下，在集控室內(nèi)完成機(jī)組啟動(dòng)、停止、正常運(yùn)行和事故處理。2、控制室布置本項(xiàng)目設(shè)立集控室,使之形成集熱工控制、電氣控制、消防監(jiān)控、生產(chǎn)管理于一體的控管中心，有利于電站的統(tǒng)一的運(yùn)行和管理。按操作、維護(hù)和管理的需要，下設(shè)若干就地機(jī)柜室。設(shè)置集控室1個(gè)；電子設(shè)備間1個(gè)。集控室內(nèi)集中布置有鍋爐、汽機(jī)、公用和電氣操作員站，打印機(jī)，值長(zhǎng)站等主要設(shè)備，成套設(shè)備廠商配套供貨的DEH操作員站等設(shè)備也

63、布置在集控室內(nèi)。6.12.2熱工自動(dòng)化功能熱工主控控制采用DCS系統(tǒng)。設(shè)置工程師站（ES）和操作員站（OS）。控制系統(tǒng)的主要功能包括數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)（DAS）、模擬量控制系統(tǒng)（MCS）、順序控制系統(tǒng)（SCS）等。6.12.3熱工自動(dòng)化設(shè)備選擇1、控制系統(tǒng)設(shè)備本項(xiàng)目將建立一個(gè)基于現(xiàn)場(chǎng)總線、工業(yè)以太網(wǎng)的開放型分散控制系統(tǒng)。控制系統(tǒng)由操作員站、工程師站、冗余過程控制站、工業(yè)以太網(wǎng)等構(gòu)成。2、常規(guī)儀表除設(shè)備配供的常規(guī)二次儀表，不再考慮設(shè)置常規(guī)二次儀表，因DCS的人機(jī)界面更豐富、更友好、可靠性更高、功能更強(qiáng)。6.13空壓站6.13.1動(dòng)力用氣參數(shù)本次技改工程布袋除塵器、鍋爐吹灰用氣、氣力除灰、石灰石粉輸送、

64、灰渣庫(kù)布袋除塵器、儀表、點(diǎn)火油系統(tǒng)等需用壓縮空氣。6.13.2原壓縮空氣站工藝流程簡(jiǎn)介外界空氣進(jìn)入空壓機(jī)被壓縮到0.85MPa后，再進(jìn)入冷凍式干燥機(jī)和兩級(jí)過濾器進(jìn)行處理，以工藝用氣需要。6.13.3壓縮空氣站參數(shù)本期工程壓縮空氣利用原有空壓機(jī)房，新增1臺(tái)空壓機(jī)和1臺(tái)冷干機(jī)。6.14通風(fēng)空調(diào)除塵6.14.1通風(fēng)設(shè)計(jì)1、鍋爐半露天布置，采用自然通風(fēng)，排除鍋爐的余熱量。2、汽機(jī)房設(shè)避風(fēng)天窗，將汽機(jī)房的余熱和余濕量排至室外。3、除氧間采用高側(cè)窗，進(jìn)行自然通風(fēng)。4、廠用電高、低壓配電室采用事故通風(fēng)的通風(fēng)方式，換氣次數(shù)每小時(shí)15次。其他新增建筑按規(guī)范要求設(shè)計(jì)通風(fēng)系統(tǒng)。6.14.2空調(diào)設(shè)計(jì)機(jī)爐電控制室、電子

65、設(shè)備間以及廠區(qū)辦公樓等有較高要求的房間，設(shè)置空氣調(diào)節(jié)裝置，以滿足室內(nèi)工作人員的舒適工作環(huán)境要求。6.14.3除塵設(shè)計(jì)廠區(qū)燃料輸送系統(tǒng)的轉(zhuǎn)運(yùn)點(diǎn)、卸料處及煤倉(cāng)間有產(chǎn)生粉塵的地點(diǎn)設(shè)置除塵設(shè)施，除塵器采用體積小、除塵效率高的布袋除塵器，壓縮空氣來(lái)自廠區(qū)空壓機(jī)房。除塵器本體內(nèi)外將有有效防護(hù)處理（防腐等處理），除塵系統(tǒng)有合理、可靠的卸塵、回收裝置。布袋除塵器將與輸送機(jī)構(gòu)或卸料機(jī)構(gòu)聯(lián)鎖，自動(dòng)啟停。粉塵經(jīng)除塵后有組織外排，除塵器出口含塵濃度不大于50mg/Nm3。6.15土建工程設(shè)計(jì)依據(jù)火力發(fā)電廠建筑設(shè)計(jì)規(guī)程DL5000-2000小型火力發(fā)電廠設(shè)計(jì)規(guī)范GB50049-2011火力發(fā)電廠與變電站設(shè)計(jì)防火規(guī)范GB

66、50229-2006建筑設(shè)計(jì)防火規(guī)范GB 50016-2014屋面工程技術(shù)規(guī)范GB50345-2012工業(yè)建筑防腐蝕設(shè)計(jì)規(guī)范GB50046-2008國(guó)家及有關(guān)行業(yè)其他規(guī)范、設(shè)計(jì)條例、規(guī)定建筑部分1、工程概況本次技改工程主要設(shè)計(jì)內(nèi)容為原有主廠房?jī)?nèi)鍋爐改造、化水車間一（擴(kuò)建）、化水車間二（擴(kuò)建）等生產(chǎn)建、構(gòu)筑物。（1）主廠房主廠房為原有建筑，鍋爐部分改造，除氧間擴(kuò)建，長(zhǎng)15m，跨度為8m（與原除氧間一致）。（2）化水車間一（擴(kuò)建）化水車間一（擴(kuò)建）為一期化水車間擴(kuò)建，長(zhǎng)6m，深度12m，與原有廠房高度基本一致。（3）化水車間二（擴(kuò)建）化水車間一（擴(kuò)建）為一期化水車間擴(kuò)建，長(zhǎng)7m，深度14.2m，與

67、原有廠房高度基本一致。2、設(shè)計(jì)原則全面貫徹適用，經(jīng)濟(jì)在可能條件下注意美觀的建筑方針，達(dá)到設(shè)計(jì)高質(zhì)量、高速度，并為施工創(chuàng)造有利條件。滿足各項(xiàng)設(shè)計(jì)規(guī)范前提下，考慮建筑造型及建筑特色。綜合考慮周圍環(huán)境及地形條件。采用當(dāng)?shù)卮u、水泥、砂、石等地方性建筑材料，以滿足供應(yīng)和方便運(yùn)輸。3、建筑工程做法（1）墻體：室內(nèi)地坪以下M10水泥砂漿砌筑MU20混凝土實(shí)心磚；室內(nèi)地坪以上M7.5混合砂漿砌筑MU10燒結(jié)頁(yè)巖多孔磚；墻體設(shè)60厚20厚聚合物水泥防水砂漿的墻身防潮層（室內(nèi)地坪以下0.06m處）。（2）地面：采用水泥砂漿地面或根據(jù)裝飾要求做地磚地面，地基的夯實(shí)處理及檢驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)遵守建筑地面工程施工質(zhì)量驗(yàn)收規(guī)范(GB

68、50209-2010）。（3）樓面：采用水泥砂漿樓面或根據(jù)裝飾要求做地磚樓面。（4）門窗：采用PVC塑料門窗，防火門及鋼大門。（5）屋面:防水等級(jí)為級(jí)，采用新型屋面防水材料，3坡度有組織排水。（6）散水：寬600，采用C20細(xì)石混凝土，每6000分縫。4、裝修做法（1）外墻面：與原廠區(qū)建筑色彩協(xié)調(diào)一致。（2）內(nèi)墻面：一般采用白色乳膠漆涂料。（3）樓地面：采用水泥砂漿地面或根據(jù)裝飾要求做地磚地面，對(duì)有腐蝕的區(qū)域則根據(jù)生產(chǎn)具體情況采取防腐措施。（4）頂棚：采用白色乳膠漆頂棚。5、消防疏散擴(kuò)建化水車間均為單層建筑，設(shè)有直接對(duì)外的疏散門。6、建筑防腐蝕建構(gòu)筑物中有防腐要求的部位，均采取防腐蝕措施，達(dá)到

69、防腐要求。結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)主廠房、鍋爐等新增建構(gòu)物的基礎(chǔ)以基巖層作為持力層的淺基礎(chǔ)。7.環(huán)境保護(hù)7.1大氣污染防治措施本次技改工程擬采用循環(huán)流化床鍋爐燃燒技術(shù)，同時(shí)配選擇性催化還原法（SCR）脫硝+選擇性非催化還原（SNCR）組合法、布袋除塵器、濕法煙氣脫硫裝置（含煙囪）、濕法靜電除塵器，屬環(huán)保型、節(jié)能型熱電廠。爐后石灰石-石膏法或氨法煙氣脫硫方式，脫硫效率大于98.5%。同時(shí)預(yù)留爐內(nèi)脫硫系統(tǒng)接口。脫硫后SO2排放濃度小于35 mg/Nm3。煙氣采用布袋除塵器除塵和濕法靜電除塵，總除塵效率大于99.96%，除塵后煙塵排放濃度小于5mg/Nm3。脫硝系統(tǒng)擬采用SNCR和SCR相結(jié)合技術(shù)，脫硝后NOx排放

70、濃度小于50 mg/Nm3。本次技改工程利用脫硫塔上設(shè)置玻璃鋼煙囪，高度暫定為75m。7.2水環(huán)境污染防治措施采用雨污分流系統(tǒng)，生活污水經(jīng)化糞池處理后和工業(yè)廢水一道接入廠區(qū)原有污水排水系統(tǒng)；主廠房屋面雨水和擴(kuò)建區(qū)域的地面雨水經(jīng)組織后排入廠區(qū)現(xiàn)有雨水排水系統(tǒng)。7.3噪聲污染防治措施主廠房是電廠的主要噪聲源，電廠環(huán)境噪聲主要是主廠房各界面向外輻射的結(jié)果。輔助廠房產(chǎn)生的噪聲，由于能量較小，在較短距離內(nèi)衰減很快。隨著距離的增加，噪聲級(jí)呈遞減趨勢(shì)。擬采用的噪聲防治措施如下：在主要設(shè)備訂貨時(shí)向制造廠家提出噪聲控制要求，以及在設(shè)計(jì)安裝時(shí)對(duì)噪聲源較強(qiáng)的設(shè)備加裝消音器和隔聲罩，在鍋爐排氣口須安裝高效消音器，并采

71、用減振、防振等措施從聲源上控制噪聲水平。各生產(chǎn)車間的集中控制室、值班室均須采用密閉門窗結(jié)構(gòu)。合理布置總平面，將高噪聲源遠(yuǎn)離噪聲敏感點(diǎn)，以及有針對(duì)性的適當(dāng)綠化。7.4灰渣綜合利用循環(huán)流化床鍋爐灰渣可以作為建筑材料等多種用途，綜合利用情況一直非常好，綜合利用達(dá)100%。7.5生態(tài)保護(hù)及綠化綠化不僅美化了環(huán)境，改善工作條件，而且在一定程度上減少和控制廠區(qū)有害粉塵和噪聲對(duì)環(huán)境的污染，廠區(qū)綠化起到防塵、降低噪聲及降低輻射熱等作用，有利于職工消除疲勞，從而達(dá)到了提高工作效率的目的。本熱電廠項(xiàng)目盡量采用當(dāng)?shù)氐木G化樹種及花卉；廠區(qū)圍墻邊，種植高大闊葉樹種形成屏障，以減少噪音影響，儲(chǔ)煤及輸煤設(shè)施附近主要種植具有

72、抗硫、吸收SO2氣體和吸塵滯塵習(xí)性的常綠喬木。7.6環(huán)境監(jiān)測(cè)根據(jù)原電力工業(yè)部電計(jì)【1996】280號(hào)文件火電行業(yè)環(huán)境監(jiān)測(cè)管理規(guī)定的通知和火電廠環(huán)境監(jiān)測(cè)技術(shù)規(guī)范（DL/T414-2004），本次技改工程設(shè)置環(huán)境監(jiān)測(cè)站，配置監(jiān)測(cè)設(shè)備，對(duì)電廠生產(chǎn)進(jìn)行環(huán)境監(jiān)督，對(duì)生產(chǎn)過程中所排放的污染物在排放口的達(dá)標(biāo)情況進(jìn)行監(jiān)測(cè)。7.7污染物總量控制本次技改工程擬采用高效率、成熟可靠的脫硝、除塵、脫硫措施，大氣污染物的排放濃度均應(yīng)滿足國(guó)家和地方的環(huán)保要求。 8.投資估算及財(cái)務(wù)分析8.1投資估算編制原則及依據(jù)1、編制方法、費(fèi)用構(gòu)成及計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)：項(xiàng)目及費(fèi)用性質(zhì)劃分辦法等執(zhí)行國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)2013年頒發(fā)火力發(fā)電工程建設(shè)

73、預(yù)算編制與計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)。項(xiàng)目利用原有場(chǎng)地，建設(shè)2臺(tái)100噸/小時(shí)高溫高壓鍋爐、1臺(tái)20MW背壓式汽輪發(fā)電機(jī)組，拆除原有無(wú)法利舊的生產(chǎn)設(shè)施，新建除氧間、改造原有化水車間。2、定額：定額執(zhí)行中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)2013年頒發(fā)電力建設(shè)工程概算定額熱力設(shè)備安裝工程（2013年版）、電力建設(shè)工程概算定額電氣設(shè)備安裝工程（2013年版）、電力建設(shè)工程概算定額建筑工程（2013年版），不足部分參照中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)2013年頒發(fā)電力建設(shè)工程預(yù)算定額。3、設(shè)備價(jià)格為廠家詢價(jià)，由于目前尚未有主設(shè)備訂貨合同。4、材料預(yù)算價(jià)格：安裝材料預(yù)算價(jià)格執(zhí)行中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)頒發(fā)電力建設(shè)工程裝置性材料綜合預(yù)算價(jià)格（2013版）（中

74、電聯(lián)定額2013470號(hào)）價(jià)格計(jì)取，建筑材料價(jià)格按臺(tái)州市2015年第四季度信息價(jià)計(jì)取。5、定額人工費(fèi)、定額材機(jī)調(diào)整執(zhí)行中電聯(lián)頒布的定額20141號(hào)文關(guān)于發(fā)布2013版電力建設(shè)工程概預(yù)算定額價(jià)格水平調(diào)整的通知，此部分只計(jì)取稅金，計(jì)入各單位工程中。6、基本預(yù)備費(fèi)按2.5%計(jì)列；7、工程建設(shè)其他費(fèi)用：費(fèi)用計(jì)取執(zhí)行火力發(fā)電工程建設(shè)預(yù)算編制與計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)。8、本次估算暫不考慮樁基工程、廠區(qū)土石方工程費(fèi)用。8.2造價(jià)指標(biāo)本次工程投資為2015年第四季度的價(jià)格水平，項(xiàng)目動(dòng)態(tài)投資為13510萬(wàn)元，單位投資6755元/kW。項(xiàng)目資本金按總投資的30%考慮，其余70%資金按向商業(yè)銀行貸款考慮。建設(shè)期利息按建設(shè)投資計(jì)劃

75、分年度計(jì)算后匯總得出，長(zhǎng)期借款利率按目前銀行五年期以上利率4.9%計(jì)。表8-1 總投資估算表 金額單位：萬(wàn)元序號(hào)工程或費(fèi)用名稱建筑工程費(fèi)設(shè)備購(gòu)置費(fèi)安裝工程費(fèi)其他費(fèi)用合計(jì)占靜態(tài)投資比例(%)單位投資(元/kW)一、主輔生產(chǎn)工程(一)熱力系統(tǒng)54649501125662050.20%3310(二)燃料供應(yīng)系統(tǒng)5479181511.14%75(三)除灰系統(tǒng)14197582692.04%134(四)化學(xué)水處理系統(tǒng)67167622962.25%148(五)供水系統(tǒng)00000.00%0(六)電氣系統(tǒng)1576943812229.27%611(七)熱工控制系統(tǒng)03272635904.47%295(八)附屬生產(chǎn)

76、工程4759131190.91%60(九)脫硫脫銷裝置系統(tǒng)2002072888316023.96%1580小計(jì)94386192865124276214三其他費(fèi)用(一)拆除費(fèi)87870.66%43(二)項(xiàng)目建設(shè)管理費(fèi)62620.47%31(三)項(xiàng)目技術(shù)服務(wù)費(fèi)2482481.82%120(四)整套啟動(dòng)試運(yùn)費(fèi)50500.38%25(六)基本預(yù)備費(fèi)3223222.44%161小計(jì)000760760380五特殊項(xiàng)目00工程靜態(tài)投資9438619286576013188100.00%6594靜態(tài)投資的比例 %7.15%65.36%21.73%5.77%100.00%各項(xiàng)靜態(tài)單位投資(元/kW)471431

77、014333806594六工程動(dòng)態(tài)費(fèi)用(一)價(jià)差預(yù)備費(fèi)00(二)建設(shè)期貸款利息323323小計(jì)000323323工程動(dòng)態(tài)投資9438619286510831351067558.3 財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)及經(jīng)濟(jì)效益分析8.3.1概述財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)按照本期設(shè)計(jì)規(guī)模（2爐1機(jī)）投產(chǎn)后的設(shè)計(jì)工況對(duì)產(chǎn)生的效益進(jìn)行分析，項(xiàng)目財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)邊界條件均按指標(biāo)不含稅價(jià)計(jì)取。本財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)按國(guó)家發(fā)改委和建設(shè)部頒發(fā)20061325號(hào)建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法與參數(shù)第三版、國(guó)家能源局發(fā)布的中華人民共和國(guó)電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn) DL/T5435-2009火力發(fā)電廠工程經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)導(dǎo)則等有關(guān)規(guī)定及現(xiàn)行財(cái)稅制度，并結(jié)合本工程的實(shí)際情況進(jìn)行財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)。8.3.2基本數(shù)據(jù)1、計(jì)

78、算期本項(xiàng)目建設(shè)期為1.5年，投產(chǎn)期0.5年，生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)期為20年，計(jì)算期為22年。2、資金籌措比例本項(xiàng)目建設(shè)投資資金來(lái)源中資本金能滿足國(guó)家規(guī)定的建設(shè)項(xiàng)目資本金管理的要求，資本金比例為總投資的30%。3、生產(chǎn)規(guī)模及主要燃料消耗量本項(xiàng)目投產(chǎn)后年發(fā)電量為120000兆瓦時(shí)，年供電量為95000兆瓦時(shí)。本項(xiàng)目投產(chǎn)后年供汽量為720000噸。本項(xiàng)目投產(chǎn)后年標(biāo)煤耗量為101809噸。本項(xiàng)目投產(chǎn)后年灰量為11520噸。本項(xiàng)目投產(chǎn)后年渣量為6000噸。4、價(jià)格上網(wǎng)電價(jià)售電價(jià)（含稅）按目前浙江省非統(tǒng)調(diào)脫硫燃煤機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)493.8元/兆瓦時(shí)計(jì)，不含稅電價(jià)為422.05元/兆瓦時(shí)；蒸汽含稅價(jià)按180元/噸，不含稅價(jià)

79、為159.3元/噸；標(biāo)煤含稅價(jià)按728元/噸，不含稅價(jià)為622.22元/噸。發(fā)電材料費(fèi)按含稅價(jià)12元/兆瓦時(shí)，不含稅價(jià)10.26元/兆瓦時(shí)；供汽材料費(fèi)按含稅價(jià)7元/噸，不含稅價(jià)6.19元/噸；點(diǎn)火油按含稅價(jià)6333元/噸，不含稅價(jià)5412.82元/噸；石灰石按含稅價(jià)220元/噸，不含稅價(jià)427.35元/噸；脫銷用氨水按含稅價(jià)1000元/噸，不含稅價(jià)854.7元/噸。5、稅費(fèi)固定資產(chǎn)抵扣進(jìn)項(xiàng)稅執(zhí)行財(cái)政部、國(guó)家稅務(wù)總局聯(lián)合下發(fā)的“關(guān)于全國(guó)實(shí)施增值稅轉(zhuǎn)型改革若干問題的通知”。增值稅稅率根據(jù)發(fā)電17%、供汽13%、水6%、物料17%計(jì)取，城市建設(shè)維護(hù)費(fèi)為7%，教育費(fèi)附加為5%。所得稅稅率為25%。6、

80、其他本項(xiàng)目定員為50人，人均基本工資及福利費(fèi)為10萬(wàn)元/人.年計(jì)取。固定資產(chǎn)保險(xiǎn)費(fèi)按固定資產(chǎn)原值（扣除建設(shè)期利息、固定資產(chǎn)可抵扣稅金）的0.25%計(jì)取，廢氣排放費(fèi)按國(guó)家環(huán)保總局排污費(fèi)計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)及征收辦法中關(guān)于廢氣排放的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)計(jì)取。8.3.3項(xiàng)目折舊及攤銷費(fèi)固定資產(chǎn)折舊費(fèi)：本項(xiàng)目新增計(jì)入固定資產(chǎn)原值的費(fèi)用包括：固定資產(chǎn)投資中的固定資產(chǎn)投資費(fèi)（扣除固定資產(chǎn)可抵扣稅金）、基本預(yù)備費(fèi)、建設(shè)期利息。固定資產(chǎn)折舊年限按15年，殘值率為5%。利用原有固定資產(chǎn)的折舊費(fèi)計(jì)入項(xiàng)目總成本費(fèi)用。8.3.4流動(dòng)資金估算本項(xiàng)目無(wú)需新增流動(dòng)資金。8.3.5產(chǎn)品成本費(fèi)用估算總成本費(fèi)用估算根據(jù)企業(yè)的生產(chǎn)組織形式及物料供應(yīng)方式和

81、渠道，按產(chǎn)品的材料消耗指標(biāo)估算直接成本，按類似企業(yè)的費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)并考慮項(xiàng)目完成后的水平估算間接成本，詳述如下：經(jīng)計(jì)算，在計(jì)算期內(nèi)的年均總成本為10171萬(wàn)元。8.3.6損益計(jì)算經(jīng)測(cè)算，在計(jì)算期內(nèi)項(xiàng)目年均總收入估算值為15549萬(wàn)元。年均實(shí)現(xiàn)銷售稅金及附加108萬(wàn)元。生產(chǎn)期內(nèi)年平均可實(shí)現(xiàn)利潤(rùn)總額為5270萬(wàn)元（所得稅前），年均上繳所得稅為1317萬(wàn)元，年均凈利潤(rùn)為3952萬(wàn)元。8.3.7清償能力分析項(xiàng)目計(jì)算期的計(jì)盈余資金較理想，表明項(xiàng)目具有一定的自籌能力，同時(shí)也表明資金來(lái)源和運(yùn)用是相匹配的。資產(chǎn)負(fù)債率逐年降低，流動(dòng)比率和速動(dòng)比率逐年提高，項(xiàng)目還款方式暫按國(guó)內(nèi)常用的還款方式即按“最大償還能力償還”；項(xiàng)

82、目還貸資金來(lái)源為滿足自籌以后的未分配利潤(rùn)、折舊費(fèi)和攤銷費(fèi)。經(jīng)測(cè)算，銀行長(zhǎng)期貸款可在4.51年償還。 8.3.8盈利能力分析 本項(xiàng)目在計(jì)算期內(nèi)的全部投資所得稅后財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值（NPV）為29885萬(wàn)元，全部投資所得稅后內(nèi)部收益率為36.4%，投資回收期為4.07年。經(jīng)濟(jì)效益能滿足并超過基準(zhǔn)收益率8%下的盈利水平。資本金所得稅后內(nèi)部收益率為68.36%。總投資收益率為39.38%。8.3.9財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)表8-2 財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)匯總表序號(hào)項(xiàng)目名稱數(shù)據(jù)單位1項(xiàng)目總投資13510.47萬(wàn)元其中建設(shè)規(guī)模總投資13510.47萬(wàn)元1.1建設(shè)投資13187.51萬(wàn)元1.2建設(shè)期利息322.96萬(wàn)元1.3流動(dòng)資金其中

83、鋪底流動(dòng)資金2資金籌措13510.47萬(wàn)元2.1項(xiàng)目資本金4053.15萬(wàn)元2.2項(xiàng)目債務(wù)資金9457.32萬(wàn)元2.3其他資金3年均銷售收入15549.35萬(wàn)元4年均總成本費(fèi)用10171.28萬(wàn)元5年均銷售稅金及附加108.19萬(wàn)元6年均增值稅901.58萬(wàn)元7年均息稅前利潤(rùn)（EBIT）5320.54萬(wàn)元8年均利潤(rùn)總額5269.88萬(wàn)元9年均所得稅1317.47萬(wàn)元10年均凈利潤(rùn)3952.41萬(wàn)元11總投資收益率（%）39.38%13項(xiàng)目資本金凈利潤(rùn)率（%）97.51%14貸款償還期長(zhǎng)期借款(年)4.51年15平均利息備付率（%）1346.31%16平均償債備付率（%）167.01%17項(xiàng)目投

84、資稅前指標(biāo)財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率（%）46.07%財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值（I=8%）41439.24萬(wàn)元全部投資回收期（年）3.5年18項(xiàng)目投資稅后指標(biāo)財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率（%）36.4%財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值（I=8%）29885.13萬(wàn)元全部投資回收期（年）4.07年19資本金內(nèi)部收益率(%)68.36%20盈虧平衡點(diǎn)生產(chǎn)能力利用率（%）34.99%8.3.10盈虧平衡分析從財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)及不確定性分析結(jié)果可以看出，在計(jì)算期內(nèi)項(xiàng)目達(dá)到最終經(jīng)營(yíng)規(guī)模的34.99%時(shí)，項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)將不虧損。8.3.11敏感性分析在整個(gè)項(xiàng)目評(píng)價(jià)期內(nèi),對(duì)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益產(chǎn)生影響的主要因素有建設(shè)投、經(jīng)營(yíng)成本、銷售價(jià)格、產(chǎn)量變化。現(xiàn)對(duì)上述影響因素做敏感性分析，結(jié)果如下表

85、。表1-8 單因素敏感性分析序號(hào)不確定因素不確定因素變化率(%)指數(shù)稅后內(nèi)部收益率敏感系數(shù)0基本方案36.41建設(shè)投資2030.36-2045.451033.11-1040.42534.680.95-538.312銷售價(jià)格2053.54-2018.151045.04-1027.52540.752.39-5323經(jīng)營(yíng)成本2025.42-2047.141030.98-1041.81533.71.48-539.114產(chǎn)量變化2045.7-2026.961041.08-1031.73538.751.29-534.078.3.12經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)論通過對(duì)本項(xiàng)目財(cái)務(wù)盈利能力、清償能力和不確定性分析數(shù)據(jù)可知，項(xiàng)目

86、經(jīng)濟(jì)效益能夠達(dá)到基準(zhǔn)收益率8%下盈利水平，項(xiàng)目年均利潤(rùn)額為5270萬(wàn)元，全部投資所得稅后內(nèi)部收益率為36.4%,財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值為29885萬(wàn)元,投資回收期為4.07年。項(xiàng)目從經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)角度來(lái)看是可行的。9.結(jié)論及建議9.1結(jié)論1、為更好地滿足熱負(fù)荷增長(zhǎng)需要、保護(hù)環(huán)境、節(jié)約能源，xx熱電有限公司決定進(jìn)行此技改工程，這對(duì)促進(jìn)臺(tái)州市的經(jīng)濟(jì)社會(huì)協(xié)調(diào)發(fā)展是十分必要的。2、本次技改工程擬建2臺(tái)100t/h高溫高壓循環(huán)流化床鍋爐，配置1臺(tái)20MW高溫高壓背壓式汽輪發(fā)電機(jī)組、相應(yīng)的輔助配套設(shè)施，保留1臺(tái)4#汽輪機(jī)組，并預(yù)留1爐1機(jī)。3、擬建工程按照“灰渣分除，干灰干排”的設(shè)計(jì)原則，為灰渣綜合利用創(chuàng)造條件。4、擬建工程尾氣處理擬采用布袋除塵器、高效率石灰石-石膏法或氨法脫硫裝置、濕法靜電除塵器和選擇性催化還原法（SCR）脫硝+選擇性非催化還原（SNCR）組合法脫硝裝置，控制SO2、NOX、煙塵的排放濃度。廢水、灰渣、噪聲等均按環(huán)境影響評(píng)價(jià)的要求采取相應(yīng)的處理措施，以保證滿足環(huán)境保護(hù)的要求。5、擬建工程從財(cái)務(wù)角度來(lái)綜合分析是可行的。9.2下階段工作和建議1、進(jìn)一步進(jìn)行主機(jī)選型論證，滿足安全可靠、經(jīng)濟(jì)合理的需求。2、進(jìn)一步落實(shí)集中供熱范圍內(nèi)企業(yè)用熱狀況。4、可以考慮將運(yùn)煤皮帶的帶寬修改為800mm。