新兴重大工程-枣庄生活垃圾焚烧发

电项目可行性研究报告

编制单位：北京智博睿投资咨询有限公司 0

本报告是针对行业投资可行性研究咨询服务的专项研究报告，此报告为个性化定制服务报告，我们将根据不同类型及不同行业的项目提出的具体要求，修订报告目录，并在此目录的基础上重新完善行业数据及分析内容，为企业项目立项、申请资金、融资提供全程指引服务。

可行性研究报告是在招商引资、投资合作、政府立项、银行贷款等领域常用的专业文档，主要对项目实施的可能性、有效性、如何实施、相关技术方案及财务效果进行具体、深入、细致的技术论证和经济评价，以求确定一个在技术上合理、经济上合算的最优方案和最佳时机而写的书面报告。

可行性研究是确定建设项目前具有决定性意义的工作，是在投资决策之前，对拟建项目进行全面技术经济分析论证的科学方法，在投 1

资管理中，可行性研究是指对拟建项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研、分析比较以及预测建成后的社会经济效益。在此基础上，综合论证项目建设的必要性，财务的盈利性，经济上的合理性，技术上的先进性和适应性以及建设条件的可能性和可行性，从而为投资决策提供科学依据。

投资可行性报告咨询服务分为政府审批核准用可行性研究报告和融资用可行性研究报告。审批核准用的可行性研究报告侧重关注项目的社会经济效益和影响；融资用报告侧重关注项目在经济上是否可行。具体概括为：政府立项审批，产业扶持，银行贷款，融资投资、投资建设、境外投资、上市融资、中外合作，股份合作、组建公司、征用土地、申请高新技术企业等各类可行性报告。

报告通过对项目的市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等方面的研究调查，在行业专家研究经验的基础上对项目经济效益及社会效益进行科学预测，从而为客户提供全面的、客观的、可靠的项目投资价值评估及项目建设进程等咨询意见。

报告用途：发改委立项、政府申请资金、申请土地、银行贷款、境内外融资等

关联报告：

枣庄生活垃圾焚烧发电项目建议书

枣庄生活垃圾焚烧发电项目申请报告

枣庄生活垃圾焚烧发电资金申请报告

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枣庄生活垃圾焚烧发电节能评估报告

枣庄生活垃圾焚烧发电市场研究报告

枣庄生活垃圾焚烧发电商业计划书

枣庄生活垃圾焚烧发电投资价值分析报告

枣庄生活垃圾焚烧发电投资风险分析报告

枣庄生活垃圾焚烧发电行业发展预测分析报告

可行性研究报告大纲（具体可根据客户要求进行调整）

第一章 枣庄生活垃圾焚烧发电项目总论

第一节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目概况

1.1.1枣庄生活垃圾焚烧发电项目名称

1.1.2枣庄生活垃圾焚烧发电项目建设单位

1.1.3枣庄生活垃圾焚烧发电项目拟建设地点

1.1.4枣庄生活垃圾焚烧发电项目建设内容与规模

1.1.5枣庄生活垃圾焚烧发电项目性质

1.1.6枣庄生活垃圾焚烧发电项目总投资及资金筹措

1.1.7枣庄生活垃圾焚烧发电项目建设期

第二节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目编制依据和原则

1.2.1枣庄生活垃圾焚烧发电项目编辑依据

1.2.2枣庄生活垃圾焚烧发电项目编制原则

1.3枣庄生活垃圾焚烧发电项目主要技术经济指标

1.4枣庄生活垃圾焚烧发电项目可行性研究结论 3

第二章 枣庄生活垃圾焚烧发电项目背景及必要性分析

第一节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目背景

2.1.1枣庄生活垃圾焚烧发电项目产品背景

2.1.2枣庄生活垃圾焚烧发电项目提出理由

第二节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目必要性

2.2.1枣庄生活垃圾焚烧发电项目是国家战略意义的需要

2.2.2枣庄生活垃圾焚烧发电项目是企业获得可持续发展、增强市场竞争力的需要

2.2.3枣庄生活垃圾焚烧发电项目是当地人民脱贫致富和增加就业的需要

第三章 枣庄生活垃圾焚烧发电项目市场分析与预测

第一节 产品市场现状

第二节 市场形势分析预测

第三节 行业未来发展前景分析

第四章 枣庄生活垃圾焚烧发电项目建设规模与产品方案

第一节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目建设规模

第二节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目产品方案

第三节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目设计产能及产值预测

第五章 枣庄生活垃圾焚烧发电项目选址及建设条件

第一节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目选址

5.1.1枣庄生活垃圾焚烧发电项目建设地点

5.1.2枣庄生活垃圾焚烧发电项目用地性质及权属

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5.1.3土地现状

5.1.4枣庄生活垃圾焚烧发电项目选址意见

第二节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目建设条件分析

5.2.1交通、能源供应条件

5.2.2政策及用工条件

5.2.3施工条件

5.2.4公用设施条件

第三节 原材料及燃动力供应

5.3.1原材料

5.3.2燃动力供应

第六章 技术方案、设备方案与工程方案

第一节 项目技术方案

6.1.1项目工艺设计原则

6.1.2生产工艺

第二节 设备方案

6.2.1主要设备选型的原则

6.2.2主要生产设备

6.2.3设备配置方案

6.2.4设备采购方式

第三节 工程方案

6.3.1工程设计原则

6.3.2枣庄生活垃圾焚烧发电项目主要建、构筑物工程方案

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6.3.3建筑功能布局

6.3.4建筑结构

第七章 总图运输与公用辅助工程

第一节 总图布置

7.1.1总平面布置原则

7.1.2总平面布置

7.1.3竖向布置

7.1.4规划用地规模与建设指标

第二节 给排水系统

7.2.1给水情况

7.2.2排水情况

第三节 供电系统

第四节 空调采暖

第五节 通风采光系统

第六节 总图运输

第八章 资源利用与节能措施

第一节 资源利用分析

8.1.1土地资源利用分析

8.1.2水资源利用分析

8.1.3电能源利用分析

第二节 能耗指标及分析

第三节 节能措施分析 6

8.3.1土地资源节约措施

8.3.2水资源节约措施

8.3.3电能源节约措施

第九章 生态与环境影响分析

第一节 项目自然环境

9.1.1基本概况

9.1.2气候特点

9.1.3矿产资源

第二节 社会环境现状

9.2.1行政划区及人口构成

9.2.2经济建设

第三节 项目主要污染物及污染源分析

9.3.1施工期

9.3.2使用期

第四节 拟采取的环境保护标准

9.4.1国家环保法律法规

9.4.2地方环保法律法规

9.4.3技术规范

第五节 环境保护措施

9.5.1施工期污染减缓措施

9.5.2使用期污染减缓措施

9.5.3其它污染控制和环境管理措施 7

第六节 环境影响结论

第十章 枣庄生活垃圾焚烧发电项目劳动安全卫生及消防

第一节 劳动保护与安全卫生

10.1.1安全防护

10.1.2劳动保护

10.1.3安全卫生

第二节 消防

10.2.1建筑防火设计依据

10.2.2总面积布置与建筑消防设计

10.2.3消防给水及灭火设备

10.2.4消防电气

第三节 地震安全

第十一章 组织机构与人力资源配置

第一节 组织机构

11.1.1组织机构设置因素分析

11.1.2项目组织管理模式

11.1.3组织机构图

第二节 人员配置

11.2.1人力资源配置因素分析

11.2.2生产班制

11.2.3劳动定员

表11-1劳动定员一览表

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11.2.4职工工资及福利成本分析

表11-2工资及福利估算表

第三节 人员来源与培训

第十二章 枣庄生活垃圾焚烧发电项目招投标方式及内容 第十三章 枣庄生活垃圾焚烧发电项目实施进度方案

第一节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目工程总进度

第二节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目实施进度表

第十四章 投资估算与资金筹措

第一节 投资估算依据

第二节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目总投资估算

表14-1枣庄生活垃圾焚烧发电项目总投资估算表单位：万元

第三节 建设投资估算

表14-2建设投资估算表单位：万元

第四节 基础建设投资估算

表14-3基建总投资估算表单位：万元

第五节 设备投资估算

表14-4设备总投资估算单位：万元

第六节 流动资金估算

表14-5计算期内流动资金估算表单位：万元

第七节 资金筹措

第八节 资产形成

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第十五章 财务分析

第一节 基础数据与参数选取

第二节 营业收入、经营税金及附加估算

表15-1营业收入、营业税金及附加估算表单位：万元

第三节 总成本费用估算

表15-2总成本费用估算表单位：万元

第四节 利润、利润分配及纳税总额预测

表15-3利润、利润分配及纳税总额估算表单位：万元

第五节 现金流量预测

表15-4现金流量表单位:万元

第六节 赢利能力分析

15.6.1动态盈利能力分析

16.6.2静态盈利能力分析

第七节 盈亏平衡分析

第八节 财务评价

表15-5财务指标汇总表

第十六章 枣庄生活垃圾焚烧发电项目风险分析

第一节 风险影响因素

16.1.1可能面临的风险因素

16.1.2主要风险因素识别

第二节 风险影响程度及规避措施

16.2.1风险影响程度评价

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16.2.2风险规避措施

第十七章 结论与建议

第一节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目结论

第二节 枣庄生活垃圾焚烧发电项目建议

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第二篇：热电联产项目可行性研究科技规定

热电联产项目可行性研究科技规定

1 总则

1.1 热电联产项目具有节约能源、改善环境.提高供热质量,增加电力供应等综合效益,是城市治理大气污染和提高能源综合利用率的必要手段之一,是提高人民生活质量的公益性基础设施,符合国家可持续发展战略.

为规范热电联产项目可行性研究的文件编制,使热电联产项目贯彻国家的产业政策和技术政策,做到节约能源,保护环境,技术可行,经济合理,安全可靠,特制定本规定.

1.2 本技术规定主要适用于以煤为燃料的区域性热电厂和企业的自备热电站,以及凝汽式发电机组改造为供热式机组的工程项目.燃气热电厂以及利用余热、余气、城市垃圾等综合利用热电厂可参照本技术规定.

1.3 热电厂的设计应遵守现行的国家标准、规程、规范和有关的技术规定.

1.4 各类热电厂应符合下列指标:

1.4.1 常规燃煤热电厂:

1.4.1.1 全厂年平均总热效率大于45%;

1.4.1.2 全厂年平均热电比应符合下列要求:

(1)单机容量为1.5~25MW的供热机组,其年平均热电比应大于100%;

(2)单机容量为50、100、125MW的供热机组,其年平均热电比应大于50% ;

(3)单机容量为200.、300MW的供热机组,其在采暖期的平均热电比应大于50%.

1.4.2 常规燃气轮机热电厂:

1.4.2.1 全厂年平均总热效率应大于55%;

1.4.2.2 各容量等级燃气轮机热电联产的热电比年平均应大于30%

1.5 热电联产项目可行性研究报告的编制应依据上级批复的城市区域供热规划和热电联产规划.

1.6 热电联产项目的建设一般应遵循以下原则:

1.6.1 应优先利用工业余热和将现有的中、小凝汽式机组中,在预期寿命内的改造为供热机组;单台锅炉额定蒸发量≥20t/h,参数为次中压及以上,热负荷年利用小时≥4000小时的较大型集中供热锅炉房,经技术经济比较具有明显经济效益的,应改造成为热电厂.

1.6.2 对大、中城市,特别是历代古都、重点旅游地区和沿海城市,在条件允许时,可适当考虑建设燃气-蒸汽联合循环热电厂和其它清洁能源的热电厂.

1.6.2.1 建设燃气-蒸汽联合循环热电厂应坚持适度规模,要根据当地热力市场和电力

市场的实际情况,提高资源的综合利用率和季节的适应性,可采用余热锅炉补燃等措施调节供热,不宜片面扩大燃机容量.

1.6.2.2 以管道天然气为燃料的燃气-蒸汽联合循环热电厂,宜采用气体燃料和液体燃料的双燃料系统,扩大天然气管网的调峰能力,并保证连续供热.

1.6.2.3 燃气-蒸汽联合循环热电厂可采用燃气轮机-余热锅-供热的供热系统.

1.6.2.4 在天然气供应量充足的城市,可考虑采用适用于厂矿企业、办公楼、宾馆、商场、医院、银行、学校等较分散公用建筑的小型燃气轮机、余热锅炉、背压式供热汽轮机和溴化锂等设备组成的小型全能量系统,统一供应热、电、冷和生活用热水.

1.6.3 在有条件的地区,为平衡冬、夏季热负荷的差异,宜积极推广热、电、冷三联产,并开拓城市热水供应.

1.6.4 在有条件的地区和工程项目中,当热、电、煤气三联产技术成熟时,可逐步推广使用.

1.6.5 在规划城市垃圾处理时,可考虑建设垃圾处理热电厂.

1.6.6 在有条件时,为利用废渣、余热,可把热电厂建成兼营建材、养殖等的多功能热电厂.

1.6.7 在有条件的地区,在采暖期可考虑抽凝机组低真空运行,循环水供热采暖的方案,在非采暖期恢复常规运行.

1.7 热电厂的建设要因地制宜,建设规模要依据热力市场和电力市场的发展需求,大、中、小型并举.

1.8 热电厂的建设要合理控制工程造价,合理利用土地,优化工艺系统,尽量压缩辅助生产设施.

1.9 为提高热电厂的效率,机、炉设备尽量选用较高的初参数.

1.10 热电厂厂址的选择,要进行多方案比较后确定.热电厂的厂址宜布置在城市主导风向的下风侧,尽可能接近热负荷中心,要考虑燃料和灰渣的运输,供水和排水,对环境的影响等诸多因素.

1.11 热电厂的建设要提高机械化、自动化水平,以减少运行和管理人员.

1.12 提倡检修工作社会化,热电厂可不设专职的检修人员,建议一个城市或地区建立一个专门的检修公司,亦可将热电厂的检修工作委托给其它有能力的发电厂承担.如热电厂必须建立自己的检修队伍时,应尽量减少专职的检修人员,可将运行人员作为专职检修人员的助手.

1.13 灰、渣的综合利用可由当地的水泥厂、灰渣砖厂及加气混凝土砌块厂,以及道路修建等予以利用,亦可由热电厂自建灰渣综合利用厂.

1.14 区域热电厂的供热范围要适中、合理.蒸汽管网的供热半径一般以≥3~5km为宜;热水管网的供热半径对中、小城市而言,宜控制在10km以内.在已建成或计划建设的区域热电厂供热范围内,原则上不再建新的燃煤热电厂、自备热电站和供热锅炉房.

1.15 新建热电厂(站)的最终装机规模宜控制在六炉四机的水平.

1.16 单机容量大于100MW,主要用于城市供热的供热机组,根据城市的发展,其热化系数可暂大于1.0;对兼供工业和民用热用户,单机容量小于等于100MW的热电厂,其热化系数宜小于1.0.当热化系数小于1.0时,在其供热范围内应适当设置尖峰锅炉及其他措施满足调峰要求.

1.17 省级及国家级经济技术开发区建设的初期,在热负荷不多时,可先建集中供热锅炉房,待有较大较稳定的热负荷时再建热电厂,已建的集中供热锅炉房可作调峰或备用.

1.18 为使能源得到充分利用,在有多个热源的地区,可实行垃圾热电厂、沼气热电厂以及其它利用余热、余气的热电厂带基本热负荷,燃煤热电厂带中间热负荷,燃油、燃气热电厂带尖峰热负荷.

1.19 热电厂既是节能企业,又是耗能大户,要认真采取节能措施.在可行性研究阶段要计算节煤量和各类污染物的减排量.

1.20 热电厂与热力网的建设应做到设计、施工、投产三同时.

1.21 热电联产项目的建设周期为自土建开工至机炉投产、并网发电,向热用户供热的时间.建设周期可按原电力工业部19xx年4月30日颁发的《电力工程建设工期定额》(电建[1997] 253号)和《供热机组工程项目建设工期定额》执行.

1.22 承担热电联产项目可行性研究工作的单位,应是具有一定技术力量的设计单位或工程咨询单位,具有相应的设计资格证书或咨询资格证书.

2 热负荷

2.1 热负荷是热电联产项目建设的基础,筹建单位及其主管部门、热用户和设计单位都应重视热负荷的调查和核实工作,筹建单位及热用户应尽可能提供可靠的、切合实际的热负荷数据,设计单位应负责对热负荷进行核实.

当热电厂和热力网可行性研究不是由同一单位编制时,热负荷的调查和核实一般由热力网的可行性研究单位负责,但热电厂的可行性研究单位应积极配合、协调,并进行校核.核实后的设计热负荷同时作为热电厂和热力网可行性研究的编制依据.

2.2 在热负荷的调查和核实过程中,应按工业热负荷和民用热负荷的现状和近期发展,以及规划热负荷分别予以调查和核实.

2.2.1 工业热负荷

2.2.1.1 现状热负荷

工业热用户在非采暖期平均蒸汽用量≥1.0t/h的,应逐个进行调查核实,在对工业热用户调查的基础上进行复核计算,分析研究,以确定比较可靠落实的热负荷,此热负荷即为现状热负荷.

2.2.1.2 近期热负荷

近期热负荷是指热电厂建成投产后能正常供热时各工业热用户的热负荷,即现有热负荷加近期增加的热负荷.以下情况可作为近期增加的热负荷:

(1)企业正在扩建,其产品在市场上有销路的;

(2)新建企业已经立项,可行性研究报告已经上级有关主管部门批复或经企业董事会批准,且资金落实的.

近期增加的热负荷不考虑自然增长率.

企业拟扩建或新建,但仅在项目建议书阶段或设想阶段,只能作为规划热负荷,不能作为本期工程热负荷增加的依据.

2.2.1.3 设计热负荷

经核实后的工业热负荷,应分别列出现状和近期,采暖期和非采暖期(当有夏季制冷热负荷时,应分别列出采暖期、制冷期,非采暖非制冷的过渡期)的最大、平均、最小热负荷值.

2.2.2 采暖、制冷、热水供应热负荷

2.2.2.1 在有条件的地区,可发展溴7化锂制冷和生活热水供应.

2.2.2.2 应在当地城建部门和规划部门的协助下,分别统计现有和近期拟建的各类需采暖、制冷和热水供应的建筑面积,并进行必要的筛选,选择建筑密度较大,适宜于集中供热、制冷和热水供应的建筑物予以优先安排,并确定拟供热、制冷和热水供应的建筑面积.

2.2.2.3 采暖、制冷、热水供应热负荷的确定应按现行的《城市热力网设计规范》中所列的各类建筑物的热指标选取,在热指标选取时要考虑热电厂连续供热、建筑物建设时间和建筑节能,热网保温以及我国目前生活水平现状等因素.

2.3 供热机组选择用的设计热负荷应为工业和民用热负荷之和,并计及热焓值折算,工

业热负荷最大时的同时率,热网热损失后折算至热电厂出口的热负荷值.根据不同情况同时率一般取用0.7~0·9.

2.4 应绘制生产、采暖、生活热水供应和空调制冷的年热负荷曲线.

2.5 应绘制年热负荷的持续曲线.

3 机炉选择及供热方案

3.1 应以核实后的近期热负荷作为设计热负荷,并以此热负荷特性作为选择机、炉等主要设备的依据.机、炉的选择应进行多方案的计算和比较,选择最佳装机方案.

3.2 供热机组的选择应遵循以下原则:

3.2.1 对于热负荷比较稳定,一天内波动较小(10~20%)的热电厂,可全部采用背压式或抽汽背压式供热机组.

3.2.2 对于热负荷不太稳定的热电厂,可酌情采用抽凝式供热机组与背压式或抽汽背压式供热机组搭配设置.

3.2.3 对于热负荷波动较大的热电厂,也可全部采用抽凝式供热机组,但必须满足1.4条所规定的年平均全厂热效率和年平均热电比的要求.

3.2.4 对新建工程供热机组的初参数应按下列要求选用:

单机容量1.5MW 采用次中压或中压参数

单机容量3MW 采用中压参数

单机容量6MW,12MW 采用次高压参数

单机容量25~100MW 采用高压参数

单机容量100MW以上 采用超高压或亚临界参数

3.2.5 对扩建工程供热机组的初参数,经论证后可采用与原有供热机组一致或采用新建工程供热机组的初参数.

3.2.6 供热机组单机容量要考虑热负荷的增长和今后的扩建.

3.2.7 供热机组抽、排汽参数按如下要求确定:

(1)工业用抽、排汽的参数要根据工业热用户对用汽参数的要求,热力网的压降和输送距离等因素确定.

(2)采暖、空调制冷和热水供应要根据供热介质和参数,输送距离,热力网的压降和温降等因素确定.

3.3 锅炉的选择应遵循以下原则:

3.3.1 热电厂的锅炉,在条件合适及单台锅炉额定蒸发量为410t/h以下时,宜优先采用

循环流化床锅炉,以及根据环保和城市垃圾处理要求,考虑采用燃煤掺烧垃圾焚烧的锅炉

3.3.2 热电厂内的锅炉,应尽量选择同一型式,同一容量,同一参数的锅炉,以便于运行、管理和检修.

3.3.3 热电厂的机、炉容量应匹配,并适应不同热负荷工况的要求.应核算在最小热负荷工况下,汽机的进汽量不低于锅炉不投油时最小稳定燃烧负荷,以保证锅炉的安全稳定经济运行.抽凝机的进汽量还应保证在最小凝汽工况下安全稳定运行.

3.3.4 热电厂应尽量避免单炉长期运行,以确保供热的可靠性.

3.3.5 在确定热电厂内安装的锅炉容量和台数时,应考虑当一台容量最大的锅炉停用时,其余锅炉(含热用户中已确定作为尖峰和备用的锅炉)应承担:

3.3.5.1 工业热用户连续生产所需的用汽量.

3.3.5.2 冬季采暖、通风和生活用热水用热量的60~75O%,严寒地区取上限.

3.3.6 当在现有的热电厂内扩建供热机组,应连同原有的机炉一并考虑.

3.4 燃气-蒸汽联合循环机组的选择应满足供热的要求,并应有保证连续供热的措施.

3.5 热电厂兼供工业和民用采暖时,对供热范围、供热介质、供热参数、供热方式等应结合机炉选型和热力网设计进行全面的技术经济比较后优化确定.

4 建厂条件

4.1 接人电力系统应按电力部门的要求确定联网地点、联网电压和联网回路数等条件.

4.2 新建热电厂厂址的选择,应结合热力和电力负荷、近、远期燃料供应、水源、交通运输,灰渣处理、电力出线、供热管线、地形、工程地质和水文地质、地震、气象、环境保护、占地拆迁、施工条件等诸多因素,通过多方案全面的技术经济比较后确定.

4.2.1 选择厂址时,应注意节约用地,不占或少占良田,尽可能利用荒地或劣地;注意少拆迁房屋,减少人口搬移,尽量减少土石方量.

4.2.2 热电厂的用地范围,应按规划容量确定,并按分期建设和施工的需要,分期征用.

4.2.3 单机容量为50MW以下的热电厂的厂址标高应高于重现期五十年一遇的洪水位,单机容量为50MW及以上的热电厂的厂址标高应高于重现期百年一遇的洪水位;如低于上述标高时,厂址的防洪主要依靠厂址所在地的城市防洪,在无法达到要求时,厂区应有防洪围堤或其它可靠的防洪措施.企业自备热电站的防洪标准,应与所在企业的防洪标准相协调.

4.2.4 确定厂址时,必须掌握厂址的工程地质资料和区域地质情况,不应设在危岩、滑

坡、岩溶发育、泥石流地段,发震断裂带以及地震时发生滑坡、山崩和地陷地段.

4.2.5 热电厂的厂址应避让重点保护的文化遗址或风景区,不宜设在居民集中的居住区内,不宜设在有开采价值的矿藏上,并应避开拆迁大量建筑物的地区.

4.2.6 热电厂的厂址,宜设在常年最大频率风向的下风侧.

4.2.7 要考虑厂址附近有无电台、电视台、地震台、军用通讯设施、危险物品仓库、机场等设施,一般应按其行业要求保证其安全间距和烟囱高度.

4.2.8 热电厂厂址的地震烈度,应按国家地震局颁布的中国地震烈度区划图确定.

4.3 燃料来源及运输方式必须落实可靠,应取得燃料供应部门、煤矿及运输部门的同意文件.确定煤种时宜优先考虑使用当地煤和附近的劣质煤.

当有两种以上运输条件时(铁路、公路、水路),应结合热电厂本期及最终规模、基建投资、生产成本、环保、交通安全等方面进行全面比较后确定.一般对运距较短,运输量不太大时,可优先考虑汽车运输.

4.4 热电厂的供水水源必须可靠.在确定水源的供水能力时,应了解当地农业、工业和居民用水的情况,以及水利规划和气候对水源的影响.当地表水源和地下水源可靠性基本相同时,应结合投资、运行条件、经济效益等方面进行比较后确定.

采用地表水时,应对其水源、水质、补给条件、取水方式和条件、枯水期和洪水期对热电厂运行的影响等方面予以论述,并取得水利、水资源管理部门同意取水和取水量的文件.

采用地下水时,应有勘探部门提供的水文地质报告.对水层、补给条件、储量,开采量、水质、枯水期对热电厂用水的可靠程度,以及对附近其它用户用水的影响等方面予以论述,并取得水资源管理部门同意取水,取水量的文件.

4.5 热电厂的灰渣应综合利用.城市热电厂不能解决灰渣综合利用或提不出合理的处理方案时,不宜建设燃煤热电厂.

热电厂应按综合利用可能中断的最长持续时间内所排出的灰渣量选定周转或事故用备用灰渣堆场,其存量不宜超过6个月的热电厂最大排灰渣量.

周转或事故贮灰渣场的位置宜靠近厂区,宜利用厂区附近的山谷、洼地、海涂、滩地、塌陷区等地段建造,应不占农田,不占用江河、湖泊的蓄洪、行洪区,井满足环境保护的要求,不应设在当地水源地或规划水源保护区范围内.

贮灰渣场的位置和占地应取得当地土地管理部门的同意文件.

5 工程设想

5.1 工艺设计必须保证供热系统的安全可靠运行,为此,应采用成熟先进的工艺、先进的技术和先进的设备,以及节能型的产品.

5.2 企业自备热电站应执行电力行业的规程、规范和技术规定,其建设标准宜与企业主体车间相协调,生产辅助和附属设施应尽量与企业己有的设施共用,一般仅适当添置企业没有的或不足的设施.

5.3 厂区总平面布置要注意保证工艺畅通,管线短捷合理,布置时应注意热力网管道引出方向,电力出线走廊、热电厂的扩建、以及厂内外的运输等的相互配合.主厂房及有关车间的扩建端不宜布置其它永久性建(构)筑物.

5.4 为节约用地,厂区总平面布置应力求紧凑,压缩厂区占地,能合并建设的建(构)筑物应尽量合并,对厂区办公楼要严加控制,不搞宽大的厂前区.

各类热电厂的用地指标宜控制在以下范围内:

5.4.1 厂区建筑系数 30~38%

5.4.2 厂区利用系数 55~70%

5.4.3 道路广场系数宜为:

(1)无汽车运煤运灰 9~11%

(2)有汽车运煤运灰 11~13%

5.4.4 绿化系数宜为 10~20%

5.4.5 厂区用地

5.4.5.1 单机容量50~300MW机组的厂区用地及单位容量用地应符合建设部、国家土地管理局批准发布的《电力工程项目建设用地指标(火力发电厂、变电所部份)》的规定.

5.4.5.2 3~25MW供热机组厂区建设用地一般控制在如下范围内:

2~4x25W 6~8hm2

2~4xl2MW 5~7hm2

2~4x6MW 4~4.5hm2

2~4x3MW 2.5~3hm2

5.5 除严寒地区外,大于35t/h的锅炉及其有关的辅机宜采用露天或半露天布置,但要注意防雨、防冻和防腐措施.

5.6 在热电厂内,当同时设置抽凝式供热机组和背压式或抽汽背压式供热机组,且分期安装时,一般宜先安装抽凝式供热机组.

5.7 200MW及以下抽凝式供热机组的循环水泵宜布置在主厂房内,如另设循环水泵房,应通过技术经济比较后确定.

5.8 当采暖期与非采暖期的热负荷差别较大或周期性地存在热负荷的峰谷差时,通过技术经济比较,可在多台锅炉给水泵中设置1~2台工业小汽轮机带动的汽动给水泵,其排汽可用于除氧器或低压回热系统中.

5.9 凝汽式机组或抽凝式供热机组改为低真空供热时,凝汽器循环水进出口的温度应取得制造厂的同意,以确保设备的安全运行.一般情况下,凝汽器循环水的人口温度宜不超过55℃,循环水的出口温度不超过75℃;为提高采暖用热水的供水温度,可在凝汽器的出口装设尖峰热网加热器.

5.10 为确保热电厂对外供热的可靠性,应根据不同的抽、排汽参数的要求,设置必要的减温减压装置作为备用.一般情况下,减温减压装置不宜作为常期对外供热的设备.

5.11 当工业热负荷在一天内波动频繁,且波动较大时,经技术经济比较认为合适时,可考虑加装蒸汽蓄热器;当供应采暖负荷及生活热水负荷时,为平衡和调节热电负荷,可考虑加装热水蓄热器.

5.12 热电厂锅炉用燃煤及其排出的灰渣当采用汽车运输时,汽车运输应尽量社会化,热电厂一般不配备运输车队.

5.13 用于循环流化床锅炉的燃煤,应采取措施保证其进入运煤系统的工作基水份≤10%.

5.14 循环流化床锅炉的燃煤,采用掺烧石灰石进行炉内脱硫时,石灰石的粒度应≤2mm.石灰石的来源和运输应落实,并取得有关的协议文件.石灰石粉宜在供应地进行制备.石灰石粉人炉方案应通过比较确定.

5.15 循环流化床锅炉排出的炉底干渣应经冷却至200℃以下后外运,为此,应装设冷渣器,以冷却灰渣,并宜考虑热量的回收.

5.16 对于单机容量≤12MW的热电厂,运煤系统的出力,应按规划容量即全厂运行锅炉在额定蒸发量时每小时的总耗煤量确定.当总耗煤量小于60t/h时,可采用单路带式输送机系统,但破碎和筛分设备应有备用;当总耗煤量为60t/h及以上时,可采用双路系统;单路系统的驱动装置,宜有滚筒等备件.

当采用双路运煤系统三班工作制运行时,每路系统的出力,不应小于总耗煤量的150%,双路系统采用两班工作制运行时,每路系统的出力不应小于总耗煤量的200%. 当采用单路运煤系统三班工作制运行时,系统的出力不应小于总耗煤量的200%;单

路系统两班工作制运行时,其出力不应小于总耗煤量的300%.

当采用双路运煤系统时,宜采用三班工作制运行;采用单路运煤系统时,宜采用两班工作制运行.

5.17 对于单机容量≤25MW的热电厂,应采用双路带式输送机系统,并具备双路同时运行的条件.每路系统的出力,不应小于全厂锅炉最大连续蒸发量时总耗煤量的135%,可取150Ok左右.

5.18 主厂房的柱距和跨度应根据锅炉、汽机的型式、容量和布置方式等确定,并宜符合建筑设计的统一模数制.各种容量的机炉、主厂房的跨度一般按以下尺寸选用:

5.18.1 12MW及以下的供热机组,与其相适应的130t/h及以下的锅炉,其跨度一般按下表选用:

5.18.1.1 汽机房跨度 单位:m

单机容量 纵向布置 横向布置

背压机组及抽背机组 抽凝机组 背压机组及抽背机组 抽凝机组

3MW 9 12 12 15

6MW 12 15 15 18

12MW 15 18 18 21

5.18.1.2 锅炉房跨度

单台锅炉容量(t/h) 跨度(m)

35 ≤18

65~75 ≤21(旋风炉≤24)

130 ≤24

5.18.2 25MW及以上的供热机组,与其相适应的220t/h及以上的锅炉,其跨度可参考已经审定的主厂房布置参考设计,但使用时必须满足供热设备布置的要求.

5.19 除灰渣系统的选择,应根据除尘器和排渣装置的型式、灰渣量,灰渣的特性、水质、水量、输送距离,高差、地形、地质、气象、交通、环保、以及灰渣综合利用、节水、节能要求等条件,经技术经济比较后确定.

当热电厂有灰渣综合利用条件时,应按干灰干排、粗细分排和灰渣分排的原则,确定灰渣的输送系统和贮运系统.当灰渣综合利用条件不落实时,设计应予留灰渣综合利用

的条件.

除灰渣系统的容量应按该系统排出的总灰渣量计算.除按综合利用的要求设置灰渣输送系统外,还应有能将全部灰渣送往贮灰渣场的设施.

当锅炉排出的灰渣量≥1t/h时,可采用机械、气力或水力除灰渣装置.

5.20 热电厂的设计中应注意节约用水,努力提高厂内工业用水的重复使用率.在水质合适的前提下,也可利用附近工厂排出的工业水进行二次利用.

单机容量为12MW及以下的抽凝机组循环水的冷却采用机力通风冷却塔还是采用自然通风冷却塔,应经技术经济比较后确定;单机容量≥25MW的抽凝机组,一般宜采用自然通风冷却塔.在有条件的热电厂,也可采用直流冷却,但必须取得水利、水资源等有关部门同意的文件.

供热机组循环水量的确定,应按最小热负荷时的凝汽量计算.

冷却塔循环冷却水的补充水其悬浮物的含量不宜超过100mg/L.

热电厂内的消防水管网宜与生活用水管网合并,消防水池宜与生活用水池合并. 热电厂必须外排的污水,在可能的条件,宜与附近的工业企业的排水合并处理和排放,以减少处理费用.

5.21 供采暖用热水的制备设在主厂房内或热电厂厂区内时,热水网的补充水应利用锅炉连续排污扩容器的排水.热水网补充水可用锅炉补充水,也可分别处理,但应通过技术经济比较后确定.

5.22 化学水处理系统应根据原水水质,以及锅炉对补充水水质的要求等确定.化学水处理工艺系统的设计和设备选择应执行中华人民共和国国家标准GBJ109-87《工业用水软化除盐设计规范》和原水利电力部规划设计院编制的《火力发电厂化学水处理设计技术规定》(SDGJ2-85).

当原水的含盐量≥500mg/L时,宜选用带有反渗透装置的除盐系统.

化学水处理站在厂区总平面布置中的位置宜靠近主厂房,交通运输应方便,不宜布置在烟囱,冷却塔和贮煤场最大频率风向的下风侧.

5.23 热工自动化

5.23.1 应依据电力行业主管部门颁发的火电厂热工自动化设计的现行文件进行设计.

5.23.2 热工自动化水平

5.23.2.1 热工自动化水平应根据机组在电网中的地位、机组的容量和特点,电厂预期的运行管理水平,厂外燃力网自动化水平和厂、网之间生产管理体制(厂、网分开,或厂网

合一)等因素确定.

5.23.2.2 控制方式

(1)新建单元制供热机组应采用炉、机、电单元集中控制.扩建单元制供热机组时,依工程具体情况确定控制方式.

母管制热电厂宜采用炉、机车间集中控制,或炉、机集中控制.

(2)除氧给水系统的控制方式应与炉、机控制方式协调.

(3)热网系统的控制方式宜与汽轮机控制方式协调.

(4)辅助生产车间(化学水处理、输煤,除灰)采取车间控制,宜留有连网通讯接口.

5.23.2.3 炉、机、电集中控制的单元制机组和炉、机集中控制的机组,应有较高的热工自动化水平,均应能在少量的就地操作和巡回检查配合下,在集中控制室实现机组启动,并能在控制室以CRT和键盘为监视、控制中心,实现机组运行工况的监视和调整、停机和事故处理.

5.23.2.4 主要热工自动化系统应根据机组容量和特点配置.

(1)供热机组主要热工自动化系统宜采用分散控制系统,其功能宜包括数据采集和处理、模拟量控制、顺序控制和锅炉炉膛安全监控系统,对于50MW~200MW供热机组,其功能可适当简化.对300MW及以上供热机组,当响应速度允许并有成功经验时,也可将汽机保护纳入分散控制系统.

(2)单机容量≤50MW的供热机组应结合工程情况,经技术经济比较确定自动化水平,也可采用分散控制系统,但其功能应适当简化.辅助生产车间的热工自动化水平宜与机组自动化水平相称.

5.23.3 根据热电厂热电联产的特点,宜在值长工作处设置检测厂内热网运行工况主要参数的设施.对设有厂级监控系统的热电厂,宜根据厂外热力网(站)的自动化水平和厂、网之间生产管理体制,留有热电厂与热力网(站)联网的接口和确定该分支系统的监控功能.

5.24 负荷变化较大的电动机,宜采用调速措施.

5.25 燃煤热电厂应贯彻执行中华人民共和国环境保护法.热电厂的锅炉污染物的排放,应执行中华人民共和国国家标准GB13223-1996《火力发电厂大气污染物排放标准》和《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫控制区有关问题的批复》,加强热电厂的环保措施,在工程项目中应选用有效的除尘和脱硫设备,确保达标排放.根据GBB-1996的规定,应装设烟尘、二氧化硫连续监测装置.

热电厂的废水排放(含化学水处理站的含酸碱废水、生活污水及其它有害的工业废水等)应执行中华人民共和国国家标准GB8978-96《污水综合排放标准》.

热电厂噪声的控制应执行中华人民共和国国家标准GB12348-90《工业企业厂界噪声标准》.

5.26 热电厂在可行性研究阶段应进行节煤量和环保效益计算(指热电联产与热电分产时各种污染物的减排量计算),并列出计算结果.

5.27 热电厂的组织机构和人员配备应本着精简、高效的原则,不同热电厂的劳动定员宜控制在以下范围内(在有条件时可更少):

全厂装机容量<50MW (单机容量〉1.5MW)150-180人

全厂装机容量<100MW (单机容量为25,50MW) 250~280人

全厂装机容量)500MW (单机容量为100MW及以上) 300~400人

6 热力网

6.1 热力网的设计应执行中华人民共和国现行行业标准《城市热力网设计规范》的要求.

6.2 热力网投资超过1500万元的工程应单独编制可行性研究报告,较小的工程可作为一章列入热电厂的可行性研究报告中.

6.3 热力网的设计热负荷应是热电厂投产时的近期热负荷.热力网在设计时可留有一定的富裕能力,但其裕量应以热电厂本期工程的最大供热能力为限.热力网设计时一般不考虑规划热负荷,以减少热力网的初期投资.

6.4 热力网的供热介质,供热参数及运行方式是由热电厂、热力网、热用户的条件、特性和要求所决定的,应经全面的技术经济比较后确定.

6.5 采暖期与非采暖期热负荷差别较大的蒸汽管网,宜以两根蒸汽管供热,以保证热力网运行的安全、可靠和经济.

6.6 对有夏季制冷热负荷的工程项目,对制冷热介质及其参数的选用,应经技术经济比较后确定.

6.7 热水管网在供热初期,其供水温度不宜过高,以留有一定的裕度,当外部热负荷增加时,可提高供水温度,扩大供热能力;其供回水的温差,直接连接时一般选用25℃,间接连接时不宜小于45℃.

为节约能源,提高热电厂的经济效益,应降低抽排汽参数,尽可能降低热电厂的供水温度.

6.8 热水管网的首站,一般设在热电厂的主厂房内,如在主厂房外设置首站,或在厂外设

置首站,应进行技术经济比较,并予以说明.

6.9 热水管网与热用户的连接,对于小型热水管网,在地形和建筑物高度允许的条件下,尽可能采用直接连接;对于大型热水管网,可采用间接连接.

6.10 热水管网的调节,对于单一的采暖负荷,可根据室外温度的变化进行中央质调节或采用质和量的综合调节.

当热水管网具有采暖、通风空调和生活热水等多种热负荷时,应按采暖热负荷进行中央调节;为保证不同热负荷水温的需要,在用户处进行局部的量的调节.

6.11 在装有厂外调峰锅炉的热水管网中,应根据拟定的热电厂与调峰锅炉联合运行的方式来确定干线的设计流量.

6.12 对较大的热水管网宜采用调速泵.热力网(站)采用计算机控制,系统的配置和功能需根据热力网(站)的建设规模、控制方式及与热电厂的管理体制关系等,经技术经济分析后确定.在有条件时,热力站应采用无人值班.

6.13 热水管道宜按CJJ/T81-98《城镇直埋供热管道工程技术规程》,采用直埋敷设. 蒸汽管道的直埋敷设,宜在对保温材料性能、保温结构及施工、运行方式等进行调查研究的基础上,结合当地地下水位、冻土深度、土壤地耐力、土壤结构等情况,在确保供汽安全、经济合理的前提下积极予以采用.

6.14 蒸汽管网的热力站,应尽可能利用原有的锅炉房,并利用原有的厂区热力网. 热水管网的热力站,应尽可能利用原有的供暖锅炉房作热力站,并尽可能利用原有的热水管网.对新建的热力站,其供热范围不宜大小,一般以5~10*l04m2为宜.

6.15 热力网应根据设计热负荷进行水力计算和热工计算,蒸汽管网应按最小热负荷进行校核计算;在可行性研究报告书上应列出计算结果表,对热水管网还应绘制水压图,并决定是否设置、何地设置中继泵站.

6.16 热力网管道的保温材料应是导热系数低、容重小、强度大、无腐蚀性、易于成型、且对人体健康无害的材料.

6.17 应尽可能回收外供蒸汽的凝结水,以节约能源和水资源.

6.18 在可行性研究阶段,要尽可能确定热力网的管理体制.一般对供热量、供热范围不大的热力网,宜由热电厂自行管理;对大、中城市的热力网,宜由专门成立的热力公司进行管理.

6.19 当在一个城市中有若干个热源点时,应尽量采取措施联网运行.

7 投资估算

7.1 热电联产项目投资估算一般包括以下项目:

7.1.1 热电厂工程:含厂内生产工程,交通运输工程和与厂址有关的单项工程等.

7.1.2 配套送变电工程(小型热电联产项目为接人系统工程).

7.1.3 热力网工程.

7.1.4 其他,如综合利用工程等.

7.2 单机容量50~300MW热电厂工程及35~500KV电压等级的送变电工程的投资估算依据电力行业现行规定和有关文件进行编制.

单机容量6~25MW热电厂工程投资估算的编制,主要依据《电力工业基本建设预算编制办法》和《电力工业基本建设预算项目及费用性质划分办法》等.其中: 定额:按《电力建设概算定额》(相应价目本)执行;

取费:按本技术规定附件3中《单机容量6~25MW热电厂工程投资估算费用构成及计算标准》执行.单机容量小于6MW的供热机组可参照执行;

热力网工程投资估算依据建设部颁发的《全国市政工程投资估算指标》第八分册《集中供热热力网工程》及配套的取费标准.

7.3 投资估算是可研设计阶段确定工程总投资的限额.投资估算必须准确,能够满足限额设计和控制概算的要求.

按本文件编制的投资估算为工程的国家定价.从事建设的各法人之间的经济利益关系,应在有关协议中予以明确.

8 财务评价

8.1 财务评价以内部收益率,投资回收期,以及能否满足贷款偿还条件为主要评价指标. 全部投资内部收益率,是把因资金来源不同对项目效益的影响排除在外,而从经济角度考察项目总体方案设计的合理性指标.故全部投资内部收益率做为方案比较的参考系,不作为决策判据.一般全部投资内部收益率应大于或等于投资方设定的目标收益率或综合贷款利率.

自有资金内部收益率是从投资者的角度出发考察项目的盈利能力的,为投资者投资决策提供依据.自有资金内部收益率大于投资者设定的目标收益率或综合贷款利率时,才认为项目是可行的.

投资者希望了解项目还贷期间自有资金内部收益率时,也可计算该指标.

8.2 热电厂的电热价格应以《关于发展热电联产的规定》确定的原则为基础,并按合理补偿成本、合理确定收益、依法计人税金,坚持公平负担的原则确定.

8.3 在获得可靠的基础数据条件下才能开展财务评价.主要燃料来源及价格应有协议,热、电产品应有销售合同和权威单位的意向性协议.这样才能保证项目财务评价结果真实可靠,为项目决策提供准确依据.