博九董事会]哈投股份(600864)董事会第十六次

日期:2020-06-25 22:50

  本公司董事会及全体董事保证本公告内容不存在任何虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏,并对其内容的真实性、准确性和完整性承担个别及连带责任。

  哈尔滨哈投投资股份有限公司第五届董事会第十六次临时会议于2008 年11 月17 日上午9:00 在公司会议室召开。该次会议公司董事会于2008 年11 月12 日以电子邮件和电话方式通知了各位董事,各位董事一致同意召开本次董事会临时会议。会议应到董事7 名,实到7 名。本次会议的召开符合《公司法》和《公司章程》的有关规定,会议由邢继军董事长主持。公司监事会成员及高管列席了会议,会议表决有效。会议审议并通过了《关于哈尔滨市原马家沟机场开发区集中供热热网工程循环流化床锅炉替代煤粉炉项目实施的议案》。

  一、《关于哈尔滨市原马家沟机场开发区集中供热热网工程循环流化床锅炉替代煤粉炉项目实施的议案》

  哈尔滨市原马家沟机场开发区集中供热热网工程是经国家计划委员会计投资[1998]63

  号文批准的大型集中供热项目。哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂是该项工程的主热源单位。热电厂现有三台煤粉锅炉设备,已经运行20 年,不仅维修费用逐年增高、热效率逐年降低,而且不能满足“节能减排”的环保要求。2007 年9 月份开始,省环保局根据国家“节能减排”的要求,开始布署省及哈尔滨市节能减排工作,要求各排放单位在2009

  年6 月份之前,必须完成烟气脱硫项目整改,我公司热电厂也在整改范围之内。此期间,市环保局对我公司下达了节能减排任务,要求公司按期完成脱硫装置的安装。

  公司组织专家对安装脱硫装置和用安装循环流化床锅炉替代现有煤粉炉两种方案进行了详细的论证。对于安装脱硫装置方案,经论证,全套脱硫设备整体投资大约1600 万元,每年的运行成本约450 万元,并占用大量的场地,无法解决。还须配备运行维护人员,脱硫费用比较高。另外,三台煤粉炉已临近报废年限,如果现在上马脱硫项目,几年以后锅炉更新,脱硫项目也随之报废。

  采用循环流化床锅炉代替现有煤粉炉方案是可行方案,其优点包括:脱硫效率高;燃料适应性好;燃烧物中NOx 排放较原有煤粉炉少;灰渣含碳量低且活性好,能100%利用;锅炉的负荷调节、压火、起动性能好;热效率比煤粉炉高1-3%,节能高效。

  2008 年4 月22 日,公司热电厂向市环保局提交了《关于哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂安装循环流化床锅炉代替脱硫设施的请示》,2008 年5 月8 日,市环保局以哈环复字[2008]25 号文件《关于对哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂安装循环流化床锅炉代替脱硫设施事宜的批复》同意公司热电厂通过将3 台锅炉更新为循环流化床锅炉,同步建设静电或布袋除尘设施及安装烟气自动监控系统与省、市环保部门联网的方式完成二氧化硫减排任务。根据环保局的批复,公司委托黑龙江省林业设计研究院对该项工程循环流化床锅炉替代煤粉锅炉工程项目进行了可行性研究,并出具了可行性研究报告(可行性研究报告见上海证券交易所网站)。

  项目内容:用循环流化床锅炉替代煤粉锅炉,以解决环保达标排放和燃煤经济性问题。

  项目名称:哈尔滨市原马家沟机场开发区集中供热热网工程循环流化床锅炉替代煤粉炉项目。

  项目建设地点:哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂内主厂房隔道一侧的绿地(一期);热电厂锅炉房拆除原煤粉锅炉处(二期)。

  建设规模:一期建设1×130t/h 循环流化床蒸汽锅炉;二期建设2 ×130t/h 循环流化床蒸汽锅炉。

  投资进度: 一期工程2009 年新建一台130t/h 循环流化床锅炉,建设投资5559.96 万元,2010 年投产;二期工程2011 年将两台130t/h 煤粉锅炉改建成两台130t/h 循环流化床锅炉,新增建设投资7857.37 万元,2012 年投产。

  项目建设期:一期工程2009 年4 月动工,2010 年7 月竣工投产,建设期1.25 年;二期工程2011 年6 月动工,2012 年10 月投产,建设期1.4 年。

  项目投资估算:总投资14815.75 万元,其中:建设投资13417.33 万元,建设期贷款利息1398.42 万元。

  1、资金的筹措:改造工程建设投资13417.33 万元(其中:自筹30%,4025.2 万元;贷款70%,9392.13 万元)。长期贷款利率为7.74%,短期贷款利率为7.20%。

  2、增量收益:改造工程前后的发电和供热收入相同,收益来自于改造后燃料费用的降低。煤粉锅炉改为循环流化床锅炉后,可以燃烧褐煤,褐煤的相对价格比烟煤低,从而降低了燃料费用,依据现行煤价初步测算,降低的燃料费用为234.39 元/t,按年耗标煤量

  3、增量成本:改造工程完成后,每年增加了石灰石费用198.72 万元,并增加了固定资产折旧和财务费用,其它经营成本相同。新增投资折旧年限为15 年,残值率为3%。

  5、敏感性分析:本项目在锁定内部收益率8%的基础上,针对最为敏感的降低燃料费

  用的收入,在正负30% (步长15%)以内进行了单因素敏感性分析,内部收益率均在8%以上,均有着显著的经济效益,具有很大的抗风险能力。

  可行性分析结论:一期新建、二期改建工程从总平面布置、交通运输、煤场灰场设置、环境保护等主要条件来看,都合理可行;从环保效益和节能效果来看,由于使用了效率较高的锅炉,使用了除尘效果较好的电除尘器装置,对环境的污染减少到了很小的程度,节能效果也十分显著。本项目符合国家能源政策,达到较先进水平,项目实施后,一期可减少二氧化硫年排放量176.57 吨、终期可减少二氧化硫年排放量353.14 吨,显著改善环境质量,社会效益明显。

  1、哈尔滨市原马家沟机场开发区集中供热热网工程循环流化床锅炉替代煤粉炉项目可行性研究报告

  2、哈尔滨市环境保护局关于对哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂安装循环流化床锅炉代替脱硫设施事宜的批复

  哈尔滨市原马家沟机场开发区集中供热热网工程循环流化床锅炉替代煤粉炉项目可行性研究报告

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  哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂内主厂房隔道一侧的绿地上(一期);热电厂锅炉房拆除原煤粉锅炉处(二期)。

  一期建设 1×130t/h 循环流化床蒸汽锅炉;二期建设 2×130t/h 循环流化床蒸汽锅炉。

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  1、按原有厂区情况、厂房形式、场地面积及机组形式确定先进合理的供热工艺系统方案和设备选型;

  2、初步确定建设项目的建筑结构形式、给排水、电气、自控方案、节能措施和脱硫方式;

  3、对项目的实施条件、环境保护、劳动安全卫生、消防及锅炉脱硫系统等进行可行性研究;

  哈尔滨哈投投资股份有限公司前身为哈尔滨岁宝热电股份有限公司,是以哈尔滨华工热电厂为主要发起人,并联合阿城市热电厂、岁宝集团(深圳)实业有限公司共同发起设立的股份有限公司。现总股本为54638 万股,

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  其中:哈尔滨投资集团有限公司持股 24286 股,占总股本的 44.452%,为哈投股份第一大股东,其他均为社会流通股。

  哈投股份目前是综合类的投融资股份上市公司。公司是哈尔滨市最大的地方发电、供热企业,下辖分公司哈投股份热电厂和哈投股份供热公司,年发电 2.2 亿千瓦时,供热面积 780 万平方米;现持有民生银行股权 2.2

  亿股;公司总投资 26749 万元收购俄罗斯四家公司股权并增资森林采伐项目;现有一家控股子公司,持有黑龙江岁宝热电有限公司 51%控股权,是阿城区最大的发电供热企业;持有黑龙江新世纪能源有限公司(垃圾焚烧电厂)45%的股权,属环保产业、风能、太阳能等新型环保能源的利用和开发;公司出资8.52 亿元购买方正证券1.065亿元的出资额,占泰阳证券注册资本的 10.135%。

  万元,营业收入54013 万元,净利润 31544 万元,每股收益1.15 元,净资产收益10.03%。

  哈尔滨哈投投资股份有限公司通过产业结构调整,目前确立了以发电、供热为基础,以森林采伐、金融股权投资为新的利润增长点的多元化的业务发展体系。哈投股份将要以此为契机,以突出投融资收益为先导,做大做强热电产业,不断优化产业结构,开创新的发展领域,使公司全方位发展,以创造公司价值和利润最大化,回报股东,回报社会。

  哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂(前身是哈尔滨化工热电厂)隶属于哈尔滨哈投投资股份有限公司,坐落在哈尔滨市化工区的中部,企业占地面积 13.8 万平方米。

  哈尔滨市原马家沟机场开发区集中供热热网工程循环流化床锅炉替代煤粉炉项目可行性研究报告

  企业从事热力电力生产供应。现有资产1.99 亿元,是哈市热电联产企业,现拥有三台130t/h 燃煤蒸汽锅炉、二台12MW 双抽汽轮机组、一台12MW背压机组、三台70MW 热水燃煤锅炉。全年发电 2.2 亿千瓦时,年销售工业蒸汽49 万吨,年采暖供热 310 万吉焦,担负着向北化工区、会展中心和开发区的供热任务。现有职工 831 人,具有技术职称人员 218 人,其中,高、中级技术职称人员 93 人。

  企业在各项管理工作中,建立了一整套科学管理体系,以求生存、求发展为宗旨,以经济效益为中心,以强化管理为手段,创造性的开展生产经营管理工作。几年来,企业先后荣获“无泄露工厂”、“标准化合格单位”、

  “省甲级绿化单位”、“国家二级档案管理”、“化工部清洁文明单位”、“省甲级绿化单位”、“哈尔滨企业管理优秀奖”、“省级先进企业”、“市精神文明建设标兵”、“重合同守信用单位”、“哈尔滨市节能减排工作先进单位”等荣誉称号,企业的两个文明建设得到了长足发展。

  1、哈尔滨市原马家沟机场开发区集中供热热网工程是经国家计划委员会计投资【1998】63 号文批准的大型集中供热项目,该供热项目现有两个热源:为哈尔滨热电有限责任公司,提供 100 万平方米供热能力;其余热源全部由哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂提供。

  2、哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂是哈尔滨市原马家沟机场开发区集中供热热网工程主热源。根据国家及省市环保局“节能减排”的要求,哈尔滨市环保局要求各排放单位必须完成烟气脱硫项目整改,哈尔滨哈投

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  投资股份有限公司热电厂三台130t/h 燃煤蒸汽锅炉属于上述整改范围。通过建设循环流化床锅炉替代煤粉锅炉,可以解决烟气排放不达标问题。

  3、近两年来,煤炭价格大幅上涨,烟煤涨幅远远大于褐煤涨幅,褐煤价格相对低廉。循环流化床锅炉脱硫效率高、燃料适应性好、能够到达洁净燃烧、锅炉负荷调节能力强、可燃烧褐煤。通过建设循环流化床锅炉替代煤粉锅炉燃烧褐煤,可以节约燃料成本,提高电厂运行的经济性。

  4、现有三台煤粉炉设备已经运行 20 年,维修维护费用逐年增高,锅炉热效率差。

  5、如建设尾部脱硫设施需投入 1500 万元,年运行费用在 450 万元,增加生产成本。

  根据哈投股份热电厂面临的实际情况,拟分两期建设三台循环流化床锅炉替代现有煤粉锅炉,解决环保达标排放和燃煤经济性问题。

  1、在哈尔滨哈投投资股份有限公司总体规划的指导下,结合电厂发电、供热事业的发展,合理布局、统筹安排、立足当前、兼顾长远。

  2、贯彻节能方针,选用燃烧效率高的锅炉、除尘效率高的烟气除尘器等设备,提高能源的有效利用率,以达到节约能源、改善环境、降低造价的目的,力求取得较好的经济效益和社会效益。

  3、坚持科学态度,积极采取国内外行之有效的新技术、新工艺、新材料、新设备和现代化技术手段,使设计做到技术先进、经济合理、安全

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  2008 年9 月中旬,我院收到了“哈尔滨哈投投资股份有限公司循环流化床锅炉替代煤粉锅炉项目可行性研究报告”的设计委托书, 9 月中旬我院针对该项目的特点组成了项目组,赴现场进行了实地考察,收集相关设计资料。

  2008 年10 月7 日,将可研初稿移交建设单位初审,修改后于10 月份中旬正式出版。

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  哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂现拥有三台 130t/h 燃煤蒸汽锅炉、二台 12MW 双抽汽轮机组、一台12MW 背压机组、三台 70MW 热水燃煤锅炉。全年发电 2.2 亿千瓦时,年销售工业蒸汽 49 万吨,年采暖供热 310

  现有三台 130t/h 燃煤粉蒸汽锅炉设备已经运行 20 年,维修维护费用逐渐增高,锅炉热效率差(85%以内)。

  哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂现供热面积 780 万平方米,最大采暖热负荷时电厂汽轮机组供热150MW,热水锅炉供热200MW;平均采暖热负荷时电厂汽轮机组供热146MW,热水锅炉供热 100MW;最小采暖热负荷时电厂汽轮机组供热 60MW,热水锅炉供热30MW。年采暖供热310 万吉焦。锅炉改造后由于容量未发生变化,所以仍可满足原有采暖热负荷需求。

  120t/h;外供平均蒸汽量为 95t/h;外供最小蒸汽量为60t/h。非采暖期外供最大蒸汽量为 60t/h;外供平均蒸汽量为 40t/h;外供最小蒸汽量为

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  20t/h。锅炉改造后由于容量未发生变化,所以仍可满足原有采暖期及非采暖期热负荷需求。

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  本工程的热负荷主要为哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂原有热负荷进行供热,根据需要替代锅炉容量、电厂可用场地情况及环保部门节能减排要求,替代后的锅炉容量既要与原锅炉容量一致,还要具有脱硫效果,

  按目前常用的锅炉燃烧方式及煤质情况,拟选用悬浮燃烧,飞灰回燃的循环流化床锅炉,此型锅炉的优点是燃烧效率高,能燃烧劣质煤种和煤矸石,燃料在炉膛内停留时间较长,在炉内添加石灰石可以进行炉内脱硫,当钙硫比为2~2.5 时,脱硫效率可达到90%以上,完全可达到哈市环保要求。锅炉适应负荷变化的能力较好,在30%~50%锅炉负荷范围内能稳定燃烧。

  本次工程脱硫系统采用循环流化床锅炉炉内添加石灰石脱硫方式。循环流化床锅炉添加石灰石脱硫是其特出优点之一,它具有脱硫效率高,脱

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  硫成本低,操作简单、无水污染等特点。循环流化床锅炉之所以在近年来能得到很大的发展,除了其燃料适应性广、负荷调节性能好、燃烧效率高

  (接近或达到煤粉炉效率)外,一个重要的原因是它具有优良的环保性能。一方面,由于低温燃烧和分级送风,有效抑制了 NOx 的生成;另一方面,通过炉内添加石灰石脱硫减少了 SOx 的排放。与煤粉燃烧锅炉的炉内喷钙脱硫相比,循环流化床锅炉炉内加钙(石灰石)脱硫的脱硫效率更高、运行费用更低、更具有实际应用价值。煤粉燃烧锅炉的炉内喷钙脱硫在Ca/S比为 2.0~3.5 时,脱硫效率仅 50%左右,而循环流化床锅炉炉内加钙脱硫在Ca/S 比为2~2.5 时,脱硫效率一般可达90%以上。

  与常规锅炉的尾部烟气脱硫(FGD)相比,循环流化床锅炉炉内加钙脱硫具有设备投资省、占地面积小、能耗低、操作简单、无水污染等优点。尾部烟气脱硫虽然也是一种实用化、工业化的脱硫方式,并在发达国家得到较为普遍地使用,但其设备投资巨大。

  循环流化床锅炉的燃烧脱硫过程是将脱硫剂(石灰石)送入炉内,脱硫剂进入炉内首先锻烧生成氧化钙,氧化钙再与燃料燃烧生成的二氧化硫气体反应。

  本次工程脱硫系统具体方案是新上一套石灰石输送系统。石灰石经料斗、给料机、输送带、卸料器输送到给煤皮带,和给煤一起进入炉内实现脱硫。

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  2、建、构物的平面和空间组合,应做到分区明确、合理紧凑、有利生产、造型协调、整体性好。在符合生产流程、操作要求和使用功能的前提下,建、构筑物等设施应联合多层布置。

  3、总平面布置应以主厂房为中心,以工艺流程合理为原则,应注意厂区地形、设备特点和施工条件的影响,合理安排、因地制宜地进行布置。

  扩建区域布置在原有厂房的西部,厂房由南至北为除氧煤仓间、锅炉间、渣楼和除尘器用地、引风机间、烟道。

  改建区域在原厂房内,由南至北为除氧煤仓间、锅炉间和除尘器用地。并且在除尘器东侧新建一座渣楼。

  整个厂区各建、构筑物布局合理,满足工艺要求。厂区内建筑物的外装修色调要统一协调。

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  2、厂区道路:厂区内新建道路宽6.0 米,厂内新建道路与原有道路充分结合,呈环形布置,并与场外道路相连,转弯半径为 6.0、9.0、12.0

  厂区绿化采取点、线、面相结合的方法,在原有绿化的基础上对扩建厂区进行绿化布置。在新建厂房四周及道路两旁进行绿化布置:沿道路两

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  侧种植阔叶乔木,建筑物周围空地用草皮覆盖,博九并植以乔、灌木及花卉,做到厂区內无裸露的土地,以达到美化、净化环境之目的,绿化率30%。

  锅炉所用燃料从干煤棚经破碎机破碎后利用输煤皮带送至主厂房原煤仓中。脱硫使用的石灰石采购粉料,利用斗式升降机将粉料定量输送至二段输煤皮带上,随燃煤一起输送至三段皮带上,并分配给各炉原煤仓。每台原煤仓下为4 台螺旋输煤机,将燃煤输送至锅炉进煤处,送入锅炉燃烧。

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  锅炉按平衡通风方式运行,一次风与二次风从不同的部位以不同的风压鼓入燃烧室。

  烟气经省煤器、空气预热器后进入电除尘器除尘后,由引风机吸出,经烟道排至100m 高烟囱排入大气。

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  一期的锅炉出口蒸汽送至主蒸汽母管,主蒸汽管道采用集中母管制,主蒸汽母管由原厂房延伸至本期锅炉房管道夹层内。锅炉主蒸汽出口电动闸阀设有小旁路,在暖管和暖机时使用。

  二期的锅炉出口蒸汽仍送至主蒸汽母管,主蒸汽管道采用集中母管制,主蒸汽母管利用原有主蒸汽管道。锅炉主蒸汽出口电动闸阀设有小旁路,在暖管和暖机时使用。

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  一期、二期建设由于锅炉总容量没有变化,所以除氧器及除氧水箱都利用原有设备。由于原有除氧器运行时间久,可能会出力不足的情况,故在实际建设时应考虑对其进行改造或更新,以提高其加热能力。锅炉的补给水也利用原有补水系统。各路疏水及回水在疏水箱汇合,经疏水泵加压后送至除氧器除氧。考虑事故情况,一期建设时在原汽机间新增一台汽动给水泵,二期不再增加。除氧后的水由给水泵加压后送至锅炉省煤器。

  锅炉的连续排污管接至原有连排扩容器,扩容后二次蒸汽进入除氧器,污水经连排冷却器后排入热网管道或冲灰管道。定期排污接至原有定排扩容器,扩容后蒸汽排入大气,冷却后的污水排入排水管道。

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  原厂房一致,仍为 9m,纵向 4 个柱距,从与原厂房临近端起依次为 4×6m共24m,运转层标高7m,除氧层标高 13.5m,输煤层标高22m;锅炉间跨度

  24m,纵向 4 个柱距 4×6m 共 24m,锅炉间运转层标高 7m,屋架下弦标高

  底层为变压器和电气配电间;4m 层为管道夹层;7m 运转层中间布置锅炉的炉控室;各炉炉前按锅炉要求搭设平台,平台上布置各炉给煤机;13.5m层为除氧层,布置四台给煤机;22.0m 层为输煤层,布置输煤皮带,22.0m层下吊装有锅炉原煤斗。

  锅炉为横向布置,在新建锅炉间2~4 柱距间沿3 柱距中心线布置一台蒸汽锅炉。在蒸汽锅炉间底层除锅炉各柱外,炉下出渣口附近还布置两台冷渣器,出渣机沿纵向布置在炉下,便于冷渣器出渣,并由扩建端出口输送灰渣至锅炉间外的渣仓中。炉后两侧布置一、二次风机。

  锅炉间运转层除锅炉外,尾部沿外轴线为各炉汽水取样冷却器及水槽,炉一侧为给水操作平台,炉前为锅炉给煤机,在锅炉的固定端和扩建端各留有一个吊装孔,在锅炉间屋架下弦各吊装有 2t 单轨电动葫芦,作为检修时吊装工具材料的起吊工具。

  除尘器后侧为引风机间,引风机间跨度 7.5m,纵向长 24m。在引风机间内纵向布置二台引风机,在引风机上方屋架下弦下纵向布置2t 单轨电动

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  水平烟道架空布置,烟道底标高4.5m,延伸至原厂房烟道与之连接;烟囱利用原有,高 100m,出口内径3.5m。

  一期按扩建 1×130t/h 循环流化床锅炉运行时所需要的燃料和扩建 1

  二期按改建 2×130t/h 循环流化床锅炉运行时所需要的燃料和改建 2

  锅炉负荷 石灰石(t) 煤(t)石灰石(t)煤(t)石灰石(10 t) 煤(10t)

  注:日耗燃料按 24 小时计,年耗燃料冬季按 180 天计,夏季按 185

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  锅炉负荷 石灰石(t) 煤(t)石灰石(t) 煤(t) 石灰石(10 t) 煤(10t)

  哈投股份热电厂现运行 3×130t/h 煤粉锅炉,日最大耗煤量为 2000

  吨。煤场内配有两台装卸桥 ,用于卸煤、上煤之用,同时配有四台推土机用于上煤、运煤、倒煤之用。

  输煤系统按双路皮带设计,皮带宽度为 650mm,筛碎设备选用两台反击式破碎机,输煤系统共由四段皮带机完成,同时配有电磁除铁器、电子皮带秤及检修装置。

  一期燃煤仍然采用铁路运煤,由于日最大耗煤量增加了 751.5t/d,考虑不均衡系数1.2,每日进煤车皮数量增加了 12 节。

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  二期燃煤仍然采用铁路运煤,由于日最大耗煤量增加了 400t/d,考虑不均衡系数1.2,每日进煤车皮数量增加了8 节。

  经核算原有工程输煤系统可以满足扩建后的输煤能力,一期不考虑新建输煤系统。

  由于本期工程扩建循环硫化床锅炉,设计为按添加石灰石脱硫设计,在原3#皮带机尾部增设两座石灰石钢仓,单个容积为19m3,可存石灰石约

  10mm 以下的袋装成品,在3#输煤栈桥下建石灰石贮库,面积为65m 。

  经核算一期工程输煤系统仍能满足改建后的输煤能力,二期不考虑新建输煤系统。

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  注:日按 24 小时计,年耗燃料冬季按 180 天计,夏季按 185 天计,括号内数据为夏季年耗量。渣占灰渣量的40%,灰占灰渣量的60%。

  注:日按 24 小时计,年耗燃料冬季按 180 天计,渣占灰渣量的40%,灰占灰渣量的60%。

  哈投股份热电厂现运行锅炉的除灰渣系统采用灰渣分除的方式,除渣系统采用机械除渣方式,每台锅炉下横向布置一台除渣机,而后倒入纵向布置的另一台除渣机内,送入锅炉间外的渣仓中。

  本期扩建工程除渣系统采用机械除渣方式,锅炉下的出渣口共配置两台冷渣机,冷渣机的冷却水来自除盐水。冷渣机出口横向配置一台1#耐磨

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  型埋刮板输送机(RMC40,Q=10t/h),输送机将渣送入锅炉间一侧布置的另一台2#耐磨型埋刮板输送机(RMC40,Q=10t/h)内,2#刮板输送机将渣送入锅炉房外的渣楼中,渣容积为 30m3,可存渣 42t 左右。渣楼内设有检修设备、排尘设备和卸料装置。

  本期改建工程除渣系统采用机械除渣方式,每台锅炉下的出渣口共设置两台冷渣机,冷渣机的冷却水来自除盐水。冷渣机出口横向布置一台1#连续斗链输送机(DS400,Q=20t/h),将渣倒入纵向布置的另一台 2#连续斗链输送机(DS400 Q=20t/h)内,2#输送机将渣送入锅炉房外的斗式提升机内,斗式提升机将渣送入钢渣仓中,渣仓直径为 6m,容积为 190m3,可存渣260t 左右。渣楼内设有检修设备、排尘设备和卸料装置。

  除灰系统采用干式除灰方式,除尘器每个电场下为双灰斗,刮板输送机将三个电场的灰刮入一端后,由汽车散装机装入罐车送往用灰单位。

  除灰系统采用干式除灰方式,除尘器每个电场下为双灰斗,刮板输送机将三个电场的灰刮入一端后,由汽车散装机装入罐车送往用灰单位。

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  1、化学水:原电厂化学水系统设备出力能满足 5 台 130t/h 循环流化床中温中压锅炉补水量,实际电厂运行了三台锅炉,新建一台炉后,化学水系统不变,化学水系统设备出力不变,故不需新增设备。

  2、消防水:新建厂房高度为43 米,原厂房高度为32 米,新旧厂房的高度都大于24 米,根据建筑设计防火规范8.4.1 规定,新旧厂房室内消火栓用水量相同;原电厂有一整套完善的消防给水设备,能满足新建一台炉后消防的用水量,故消防不需新增设备。

  3、工业水:一台炉配两台冷渣器,冷渣器的冷却水量为70t/h。冷渣器冷却水系统采用闭式循环冷却水系统,经冷渣器的冷却水为除盐水。考虑到二期改造两台煤粉炉为循环流化床锅炉,冷渣器的冷却水量为

  140t/h。经经济比较,最终增加一台循环水量为 300m3/h 的逆流式玻璃钢冷却塔,2 台循环冷却水泵。

  二期为改造两台130t/h 煤粉炉为循环流化床中温中压锅炉,改造后锅炉的补水量不变,消防给水系统不变,故不需新增设备。

  工业水:一期工程已增一台循环水量为 300m3/h 的逆流式玻璃钢冷却塔,2 台循环冷却水泵,故本期工业水不需新增设备。

  根据哈尔滨哈投投资股份有限公司委托,为解决哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂脱硫问题,按哈尔滨市环境保护局批复,拟将现有130t/h煤粉炉,分二期更换为三台 130t/h 循环流化床锅炉,以解决电厂脱硫环保

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  达标排放问题。根据哈投股份热电厂实际情况,一期在现有锅炉房旁空地上,新建一台 130t/h 循环流化床锅炉,建设完毕投产运行后,拆除二台

  130t/h 煤粉炉,利用原有厂房设备进行新建二台130t/h 循环流化床锅炉。电气部分需配合工艺专业将电厂现有厂用部分相应改造。

  电厂现有厂用部分设 0.38/0.22kV 及 6kV 两个电压等级,其中

  0.38/0.22kV 配电系统采用中性点直接接地方式,6kV 配电系统采用中性点经消弧线圈接地接地方式。

  全厂锅炉辅机磨煤机、排粉机、送风机、吸风机、给水泵及热网循环水泵碎煤机等 200kW 以上电机均为 6kV 高压电机,且起动方式均为直接起动,未安装变频调速等节能装置;全厂汽机辅机、锅炉辅机小容量电机、水处理及输煤除灰电除尘等公用负荷电机均选用 0.38/0.22kV 低压电机,

  厂用部分配置原则, 0.38/0.22kV 及 6kV 两个电压等级均按炉分段。

  全厂三炉三机,故全厂共设三个 6kV 厂用工作配电段及一个 6kV 厂用备用配电段,6kV 厂用工作配电段电源由电源引自 6kV 主配电装置的厂用电抗器引接,厂用备用段电源由现厂内6kV 直配II 段引接。

  全厂设6kV /0.38/0.22kV 三台低压工作变压器,一台化水公用变压器

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  及一台同容量的备用变压器,其容量均为800kVA。三台低压工作变压器为三段 0.38/0.22kV 厂用工作配电段供电,一台化水公用变压器为一段

  0.38/0.22kV 化水配电段供电,备用变压器为 0.38/0.22kV 厂用备用配电段提供电源。1#厂用变及化水变由 6kV 厂用 I 段供电,2#厂用变由 6kV厂用II 段供电,3#厂用变及备用变由6kV 厂用III 段供电。

  电厂现有化水变及其配电装置安装在化水车间,其余 0.38/0.22kV 及

  6kV 厂用电装置均安装在主厂房中央框架 B-C 轴及 C-D 轴底层专用电气配电间内。

  一期工程在现有锅炉房旁空地上,新建一台130t/h 循环流化床锅炉,即 4#锅炉,其厂用部分均为新建,故电气部分需新建 6kV 厂用 IV 段及

  0.38/0.22kV 厂用 IV 段为其配电。6kV 厂用配电装置采用单母线kV 配电装置采用单母线kV 配电装置采用 KYN28-12 型金属铠装中置式高压开关柜,本期需新增10 面柜; 0.38/0.22kV配电装置采用GGD 型固定式低压开关柜,本期需新增10 面柜。

  6kV 厂用 IV 段电源,4#厂用电抗器(6kV ,800A)安装在原主控楼旁一层 6kV 主高压配电间备用厂用电抗器间内;原 6kV 主高压配电 I 段应扩建一台同型号的高压开关柜为 4#厂用电抗器供电。0.38/0.22kV 厂用 IV段电源,4#厂用变压器(6kV/0.38/0.22kV ,800kVA)由新建6kV 厂用IV段供电。新建4#厂用变压器、6kV 厂用IV 段及0.38/0.22kV厂用IV 段配

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  4#锅炉辅机引风机、一次风机及二次风机等 200kW 以上电机均为6kV高压电机,采用高压变频调速节能装置控制;4#锅炉辅机小容量电机及输煤除灰电除尘等公用负荷电机均选用 0.38/0.22kV 低压电机,由 4#厂用变压器供电,其中运行中负荷变化较大的高压返料风机及炉前给煤机安装低压变频调速节能装置进行调速。新扩建的锅炉房其配电间空间有限,故

  根据厂用电负荷估算结果,4#锅炉辅机及其相应公用设备高低压厂用电负荷安装容量Pe=3000kW,计算容量 Sjs=2250kVA(考虑变频节能因素,实用用电负荷较小)。

  原 2#、3#锅炉高低压配电设备已经运行 20 年,原高压开关均为油开关,基本已到服役期,维修维护费用逐年增高,而本次更换的二台锅炉辅机除高压返料风机及炉前给煤机为低压电机外,引风机、一次风机及二次风机均为 6kV 高压电机,故二期工程拟将原6kV 厂用II 段、III 段配电装置拆出,更换为新型KYN28-12 型金属铠装中置式高压开关柜,二期需拆出

  36 面高压柜,新增 24 面高压柜(因循环流化床锅炉辅机数量少于煤粉炉锅炉辅机)。6kV 厂用配电装置采用单母线kV 负荷仅为高压返料风机及炉前给煤机,每台炉容量仅为 60kW,故原 0.38/0.22kV 厂用 II 段、III 段配电装置保持不

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  2#、3#锅炉辅机引风机、一次风机、二次风机等 200kW 以上电机均为6kV 高压电机,采用高压变频调速节能装置控制;原有3#、4#给水泵亦为高压电机,由 6kV 厂用II 段、III 段配电;2#、3#锅炉辅机小容量电机等公用负荷电机均选用 0.38/0.22kV 低压电机,由原 0.38/0.22kV 厂用II 段、III 段配电装置供电,其中运行中负荷变化较大的高压返料风机及炉前给煤机安装低压变频调速节能装置进行调速。2#、3#锅炉辅机高

  根据厂用电负荷估算结果,2#、3#锅炉辅机及其相应公用设备,每台炉高低压厂用电负荷安装容量 Pe=2800kW,计算容量 Sjs=2100kVA(考虑变频节能因素,实用用电负荷较小)。

  热电厂采用直流操作方式,操作电压为-220V。原有直流电源容量可以满足扩建一台炉改建二台炉的直流用电要求,故本期扩建直流电源无需增容。

  热电厂设有电气主控楼,高低压厂用电源控制设备安装在主控室,在主控室控制屏台集中控制,在高压开关柜上手动控制。

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  主厂房内主要电动机均由机炉 DCS 控制,主厂房内非重要电动机采用就地控制。主厂房以外电动机根据工艺要求采用集中控制或就地控制。

  本工程电气设备的保护装置装设原则按《继电保护和安全自动装置技术规程》及《25 条反措》有关规定执行,保护选型采用微机型保护装置。

  一期:1×130t/h循环流化床蒸汽锅炉;二期:2×130t/h 循环流化床蒸汽锅炉;

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  控制系统由锅炉运行参数检测、燃烧变频控制调节、化学水处理运行参数监测控制组成的集散控制系统,即DCS 系统。

  DCS 系统将计算机、自动控制、网络技术结合在一起,完成集中监视、分散控制等功能,进一步提高经济性、安全性。

  为节约能源,需调节的电机均采用变频调速控制,控制系统采用先进的运行模式,对过程参数进行监视、控制、显示、报警、记录及存储,实现全方位控制。

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  根据热源厂主系统的特点,主辅机的可控性,确定控制方式采用控制室集中控制与就地控制相结合的方式。

  控制系统将现场控制信号采集到系统的 I/O 模件上,经隔离转换在显示器上显示,将主要调节信号输出到就地的执行装置上。

  在现场安装手动与 DCS 操作切换装置,可手动启停或调节各设备,锅炉主辅机启停可在 DCS 及就地实现,正常运行时由 DCS 发出指令,就地发现故障可切换到手动方式启停设备,状态可反馈到DCS 系统中。

  辅助车间系统根据工艺系统的划分和地理位置,采用程序控制,即PLC+上位机形式,预留与DCS 的接口,将信息送至DCS 进行监视。

  1、热工控制室操作员站与工程师站:主干网络为冗余以太网,它连接过程控制站、操作员站、工程师站,构成 DCS 系统。操作员站监控设备运行,可进行手动和自动操作,确保经济安全运行,完成报表、运行曲线、记录、报警和故障诊断等功能;工程师站进行系统调试和组态;

  2、过程控制站:完成连续调节、逻辑控制、联锁、批处理等功能,实现模糊控制、优化控制等功能;

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  3、现场信号:模拟信号、开关量信号、总线数字信号进入I/O 模块或总线接口,供DCS 系统处理,由DCS 输出调节信号控制现场设备。

  控制器软件、现场控制器运行软件、人机界面软件、浏览软件、工具包、设备管理系统。

  1、检测:主蒸汽母管及主蒸汽、给水流量、温度、压力及汽包水位检测;料床温度、压力;炉膛负压及温度、烟气含氧量、烟风道温度压力检测;风量检测;汽包水位、炉膛火焰监视;

  2、控制与调节:母管压力调节、主汽压力调节、总风量调节、燃料量调节、一次风量调节、二次风量调节、二次风压调节、氧量调节、床温调节、燃料调节、床压调节、炉膛压力调节、给水控制、给水泵再循环控制、主汽温度调节;启动过程、运行和事故处理时操作的转动设备、阀门及挡板控制;

  3、报警:汽包水位过高过低;主蒸汽压力过高或过低;锅炉给水压力低;炉膛负压过高;辅机故障;

  4、锅炉冷渣、除渣等控制系统由厂家配套供应自控、电气设备,预留与DCS 接口条件。

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  一期二期分别在主厂房除氧煤仓间运转层设立集中控制室。控制系统设置冗余控制器,利用网络连接各系统 DCS 控制模块,系统主要设备为操作员站、控制台、锅炉DCS 控制盘、公用系统 DCS 控制盘、各系统配电箱、热工电源箱。

  热工控制室设立 2 个分区,即操作员监控分区、电子设备间分区;操作员站控制台、打印机台布置在监控分区,工程师站、DCS 控制盘、配电箱、电源箱、UPS 电源布置在电子设备间分区。

  1、锅炉紧急放水、停炉保护、辅机故障联锁及锅炉热工信号均由DCS系统给出,采用声光报警装置;

  4、信号:重要热工参数偏离正常值,自动调节系统故障,计算机故障,事故联锁动作。

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  术经济因素,选择国内可靠性高、适用性好的产品,重要保护、连锁信号的压力、差压开关选用具有良好业绩的进口产品。

  主要检测仪表为热电偶、热电阻;压力及差压变送器、氧量变送器、V型锥流量计、超声波流量计、电磁流量计、横截面风量仪;分析仪表、液位传感器、压差开关、弹簧压力表、温度计。

  热工电源分别由电气低压配电装置引来 2 路电源及由电气 UPS 电源引来1 路至热工电源箱自动切换装置进行配电。

  各配电回路由单极断路器控制,电动阀回路由三极断路器、接触器、热继电器及按钮控制。

  辅助车间热工控制箱电源由电气配电箱引 2 路电源线,同时设置 UPS电源。

  1、电缆敷设:压力及差压变送器利用引压管安装在便于巡检的地方,热电偶、热电阻直接安装在炉墙、管道、烟风道上,所有电缆通过电缆桥

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  2、接地:根据计算机系统及仪表制造厂的要求热工控制系统接入电气公共接地系统,电阻应小于 1 欧姆。

  此工程分二期进行,一期为新建主厂房,博九主厂房及附属建筑的平、立、剖面设计依据工艺专业提供的资料进行,并满足热电厂的使用要求,新建

  主厂房双层布置,面积为2232m ;新建引风机间单层,建筑面积为192m ;

  新建锅炉间体积为 24768m ,新建除氧煤仓间体积为 5616 m ,新建引风机体积为1728 m3,在与周围建筑风格及城市规划协调一至的前提下,力求简洁、大方、色彩明快、具有特色,努力塑造一个现代化工厂的形象。外墙面以白色涂料为主颜色,搭配红色分隔条,使全厂建筑风格统一、醒目、和谐。二期包括原主厂房屋面的拆除与改造、锅炉间运转层的拆除,屋面

  拆除面积为 1697.4 m ,锅炉间运转层拆除面积为 1193.4 m ,原锅炉间屋面结构采用门式钢架与原结构相结合的形式,上铺保温彩钢板。原厂房与新建厂房间用30m 钢桁架连接。

  主厂房固定端设一部钢筋混凝土楼梯,楼梯净宽大于1.5m,主厂房扩建端设一部室外消防钢梯,净宽大于 0.8m, 锅炉间运转层与0.000m 之间

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  主厂房运转层及各种办公用房采用地砖饰面,控制室采用防静电地板,化验室采用相应耐酸碱地面,其它地面采用水泥砂浆地面。屋面防水采用柔性防水屋面,内墙采用内墙涂料,门、窗采用塑钢门窗,外门采用防盗门,楼梯扶手采用不锈钢。

  主厂房的楼梯、通道和出入口的设置遵照 《火力发电厂与变电所设计防火规范(GB5029-96)》和《火力发电厂建筑设计规程(DL/ 5094-1999)》的要求。管道井、电缆竖井、穿墙套管等部位按要求用防火材料堵塞。控制室等房间内的墙面、楼面材料和吊顶材料满足有关规范规定的耐火等级要求。

  3、现场情况:本工程包括新建项目,厂区自然地面平整,交通便利,平面尺寸满足新建要求,适合作为本工程的建筑场地。

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  6 层),跨度9m,柱距6m,屋面下弦标高26m,现浇钢筋混凝土框架结构,

  锅炉间双层布置,跨度 24m,柱距 6m,屋架下弦标高 43m,现浇钢筋

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  锅炉间、除氧煤仓间采暖计算温度按室内采暖温度16℃计算;引风机间、除渣间采暖计算温度按室内采暖温度 5℃计算;计算时不考虑设备的散热量。

  办公楼散热设备选用铸铁 M-132 型,其它建筑的散热设备均选用高频焊翅片管散热器。

  主控室设柜式空调机;锅炉间通风采用自然通风,利用高侧窗排出余热;变压器间设轴流风机机械排风;锅炉间、配电间设轴流风机事故排风。

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  锅炉改扩建投产运行后,将排出一些污染物,对大气、水源及周围环境带来一定程度的影响,因此,必须对热电站的各种污染源进行综合治理,减少污染物的排放量,避免二次污染,保护环境。

  一期、二期建设均选用 130t/h 中温中压循环流化床锅炉,燃用褐煤,采用电除尘器,除尘效率 99.8%,在循环流化床炉内添加石灰石可进行炉内脱硫。

  除尘器除尘脱硫后,排入大气的有害物排放量为:飘尘 15.88kg/h,二氧化硫 53.75kg/h。

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  由表 5-2.1 、表 5-2.2 计算结果可以看出,烟尘、二氧化硫经烟囱

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  装机 气 排放量 地面最 日均 最大浓 排放量 地面最 日均 最大浓 抬升

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  (A)的距离控制在 100 米以内,满足《城市区域环境噪声标准》中对工业集中区的规定值。

  循环流化床锅炉燃烧产生的灰渣和除尘器下细灰均可作为水泥熟料,因此,其炉下灰渣经冷渣器冷却后通过埋刮板输送机将炉下灰渣干式输送到贮渣罐或渣楼,用汽车运到贮灰场或使用户。将除尘器下细灰运至贮灰库,供用户使用。

  为美化环境,兼顾防尘,防噪声,改善工作环境的功能,在进行厂区的布局时要进行绿化设计,绿化重点是厂前区和生产区,厂区道路两侧及围墙周围也应进行绿化。

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  热电站的职业危害主要有灰尘、噪声以及设备对人员产生不安全因素等等,本次可研将采取如下措施,来满足国家规定规范对劳动安全卫生的

  1)中华人民共和国国家职业卫生标准《工业企业设计卫生标准》GBZ-2002;

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  风、日晒等条件,在厂房大门外,建筑物周围建设厂区道路,道宽6m,厂区内设环形通道,并有大门与厂外公路相通,便于人流和物流通行。

  3、新建锅炉间设向外开启,3.6m 宽大门二处,锅炉控制室设双向开启门二处;

  6、电厂设置独立的消防系统,厂区设生产、生活、消防共用环状给水系统,在厂区干道旁设室外地下式消火栓,在主厂房各层及输煤栈桥等处设室内消火栓。

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  生产过程中,烟尘的排放给城市空气造成一定程度的污染,因此,对烟尘污染的治理是一项重大的任务。

  1、在锅炉订货时,要求锅炉制造厂采取炉内治理措施,使炉后烟尘排放浓度低于国家规定的排放标准;

  2、选用电除尘器,除尘效率高达 99.8%,烟气经除尘后,其排放浓度可达到城市二类地区的排放标准(烟尘小于80 mg/Nm3);

  3、本次工程 100m 高的烟囱,烟尘经烟囱扩散后,其扩散浓度能达到城市二类地区排放标准。

  在生产过程中,受压元件、机械传动的外露部分,高温管道的外露部分都可能对人体造成一定程度的伤害,本次设计采取的具体保护措施如下:

  1、在锅炉供订货时,要求锅炉制造厂过热器出口集箱、锅筒配带安全阀排汽装置和紧急放气、放水装置,防止超压、水位过高和缺水。

  3、主要热力设备及管道按规范布置测点,测量温度、压力、流量等参数;并按规范要求设有诸如记录、积算、报警等功能仪表;

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  8、防雷接地:主厂房防雷等级为 3 级,在防雷保护外的建筑物上设避雷带。

  2)生活用水量标准 35 升/人*班,小时变化系数 2.5,淋浴用水量 50

  4)配电装置室的事故通风机通风量按大于 10 次/小时计算,事故风机兼作通风换气用;

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  2、锅炉间设集中控制室,电气系统设主控制室,控制室内部噪声可控制在60dB(A) 以下;

  3、泵类和风机设备基础加装减振装置和可曲挠软性接管,以减轻因振动而产生的噪声;

  4、设计管道走向和设备安装时,按规范合理布置烟、风、水管道,截面严格按规定介质流速确定。

  1、在主厂房设工作和事故照明,照明电压220V,并设有安全检修照明,照明电压12V;

  2、锅炉各层平台设照明灯,在检测点设加强照明,在各设备工作位置处设足够的照明灯具;

  在锅炉房运行中,锅炉上煤和出灰是比较繁重的体力劳动,本次设计中,实施全部机械自动化上煤。通过专用的运输车,将煤从煤场输送到输煤系统的煤斗中,由自动化输煤系统将煤分送到各炉煤斗中,进入锅炉进

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  燃烧产生的灰渣和除尘器中排出的小灰,也由自动化出灰系统将灰渣集中输送到贮灰场或贮灰库,由汽车运至用灰渣单位。

  本着严格执行国家现行的有关设计技术规定的原则,各专业在设计中充分考虑劳动安全卫生的各项要求;本次设计所采用的措施均系实践证明行之有效的,并将把这些措施具体、完整地落实在施工图设计当中。

  相信在设计、施工、运行人员的认真严格执行下,一定能够使该热电厂劳动安全卫生状况达到国家规定的各项标准要求。

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  1、 国家和地方颁布的有关消 2、《小型火力发电厂设计规范》GB50049-94。

  2、在建设主管部门主持下,由 认真贯彻防火规定和防盗要求的通知》黑建函字

  配套工程、消防道路、出入 设计防火规范》GBJ16-87进行设计,根据规范中第

  口数量竖向布置、风向,近、 6.0.10 条,整个厂区道路设计呈环形,道路宽度分

  远期规划方面的论述和依 别为 6.0m、4.0m,转弯半径为 9.0m、6.0m,结构为

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  1、各单项工程结构类型,主要 属高层工业建筑,执行GBJ16-87(2001年版)规范,

  3、有爆炸危险性的甲、乙类生 2.0.1条关于耐火极限1.0h的要求,钢筋混凝土结

  产厂房的防爆措施,如结构 构柱的耐火极限大于 5h,满足规范 2.5h 的要求,

  4、 建筑内疏散走道、安全出口 运转层为现浇钢筋混凝土梁板结构,板厚200毫米,

  和楼梯间形式、数量、位置、 现浇钢筋混凝土柱,满足规范关于耐火极限的要求,

  宽度、疏散距离以及通向层 屋面为钢屋架刷LG防火隔热涂料,彩钢板屋面,耐

  顶和地下室楼梯的安全疏散 火极限满足规范0.5h的要求。围护结构同除氧煤仓

  大容纳人数(或测算的密度 楼梯,可通向各层楼面,楼梯净宽大于1.5m,楼梯

  定员数),控制疏散走道的安 间墙厚为 240mm 厚非黏土烧结砖,楼梯间为封闭楼

  全出口疏散总宽,座位的排 梯间并设乙级防火门;扩建端设一部室外疏散钢梯,

  6、对使用功能有特殊要求的 锅炉间两端均设3.0×3.3米钢木大门,用于疏散锅

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  3、室内外消防给水设计流量, 主厂房火灾延续时间按2h计算,一次火灾灭火所需

  水、雨水管道的水封分隔措 压力0.70MPa,室内消火栓保护半径27m,消火栓间

  1、供电的负荷等级、电源的数 专用联络线,故电厂能够满足消防用电二类负荷等

  防控制室的设备选型等方面 油浸变压器,安装66kV升压站内。各电气房间均设

  级,电气设备的选型、规格 正常时由交流供电,交流停电时,自动切换至 EPS

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  2、通风(空调)管道的材质、 除尘系统,除尘风机采用防爆型,除尘管道采用镀

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  节约能源、保护环境,是我国的基本国策,是重大的战略任务。国家为了节约能源,颁布《中华人民共和国节约能源法》,制定了一系列的方针政策和具体的措施,要求在各项基本建设项目中,应把节约能源放在重要位置,制定切实可行的节能措施。本项目具体措施如下:

  本项目在设计和设备选择时,按照目前国家推荐的节能新技术、新工艺、新设备进行系统和设备选择,具体如下:

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  负荷率上,设计指标往往高于实际运行值很多。在本项目设计中,充分考虑了实际运行因素,合理地选择设备容量和负荷率,降低了机电设备的能耗,降低了设计单耗。

  本项目设备、供热管道及其附件按国家标准《设备及管道保温技术通则》(GB4272-92)要求进行保温,以达到节约能源的目的,具体措施如下:

  对锅炉配备完善的热工仪表,加强温度压力、流量等参数的计量、测试和记录,为节约能源和经济核算提供依据。

  (5)为加强工业水的重复利用率,工业废水能重复利用的,一定要重复利用,以便节约水资源。

  节能工作分为两个方面,一是技术途径,二是管理途径,在重视技术途径的前提下,搞好能源管理工作也是十分重要的。本项目建成后拟设置专门的能源管理部门,作好检测仪表的维护管理工作,作好能源消耗的监督工作,定期对设备的能耗情况进行监测,为企业降低能源消耗作出有益的工作。

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  本项目是符合国家能源政策的节能项目,达到了较先进的水平,同时本项目的节能措施,可以取得很好节能效果。

  能源是国民经济的重要物质基础,国家对能源实行节约与开发并举,把能源节约工作放在首位的方针。

  本项目增强了供热质量,大大改善了企业的生产能力,提高了企业的效益,促进了经济的发展。项目实施后,一期可减少二氧化硫年排放量

  176.57 吨、二期可减少二氧化硫年排放量 353.14 吨,改善了大气环境质量,因而社会效益非常显著。

  本项目具有一定的经济效益和社会效益,在经济上合理、技术上先进可行,是值得实施的节能环保项目。

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  由于本项目是改扩建工程,同时锅炉的总容量没有变化,故全厂的生产组织及劳动定员仍沿用原有方式。

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  根据哈尔滨哈投投资股份有限公司热电厂建设项目推进领导小组的安排意见及本项目的具体工期要求,一期预计在 2010 年7 月竣工投产;二期预计在 2011 年 4 月开工,2012 年 8 月竣工投产。按此要求,本项目的建

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  采用 2007 年颁发的〈电力工程概算定额(一、二、三册),并对定额按有关规定予以调整;

  工程建设其他费用:执行现行2002 年部颁发的《热电联产项目可行性研究技术规定》;

  按设备制造厂家询价及《全国电力工程建设常用设备 2006 年价格汇编》;

  6、装置性材料:参照 2007 年《东北地区电力建设工程装置性材料综合信息价格》取定;

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  项目总投资5724.58 万元,其中:工程建设投资5559.96 万元(包含工程直接费用 4649.43 万元,其他费用 498.68 万元,基本预备费 411.85 万元),建设期贷款利息164.62 万元。

  本项目为哈投股份热电厂锅炉节能减排改造工程,对比改造前后热电厂的收益和成本,采用有无对比法对改造工程进行经济评价。

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  改造工程建设投资 5559.96万元(其中:自筹 30%,1668.96 万元;贷款70%,3891 万元,)。长期贷款利率为7.74%,短期贷款利率为 7.20%。

  改造工程前后的发电和供热收入相同,收益来自于改造后燃料费用的降低。煤粉锅炉改为循环硫化床锅炉后,可以燃用褐煤,褐煤的相对价格比烟煤低,从而降低了燃料费用。

  褐煤折算成标煤的不含税价格为 385.07 元/吨(含税价格为 435.13

  元/吨),烟煤折算成标煤的不含税价格为 619.46 元/吨(含税价格为 700

  元/吨),每吨标煤降低的燃料费用为 234.39 元/吨,按年耗标煤量 12.11

  改造工程完成后,每年增加了石灰石费用 94.68 万元, 并增加了固定资产折旧和财务费用,其它经营成本相同。新增投资折旧年限为 15 年,固定资产净残值率为 3%。

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  本项目在锁定内部收益率8%的基础上,针对最为敏感的降低燃料费用的收入,在正负30%(步长15%)以内进行了单因素敏感性分析,内部收益率均在8%以上,均有着显著的经济效益,具有很大的抗风险能力,从敏感性分析项目是可行的。

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  从财务评价指标看,哈投股份热电厂锅炉节能减排改造工程的各项财务评价指标十分优异,表明本项目在经济上是可行的,有着显著的经济效益。

  1×130t/h 循环流化床锅炉及附属辅助工程;二期建设 2×130t/h 循环流化床锅炉及附属辅助工程。

  采用 2007 年颁发的〈电力工程概算定额(一、二、三册),并对定额按有关规定予以调整;

  工程建设其他费用:执行现行2002 年部颁发的《热电联产项目可行性研究技术规定》;

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  6、装置性材料:参照 2007 年《东北地区电力建设工程装置性材料综合信息价格》取定;

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  锅炉替代煤粉炉项目,对比改造前后热电厂的收益和成本,采用有无对比法对改造工程进行经济评价。

  改造工程建设投资 13417.33万元(其中:自筹 30%,4025.2 万元;贷款70%,9392.13 万元,)。长期贷款利率为7.74%,短期贷款利率为 7.20%。

  改造工程前后的发电和供热收入相同,收益来自于改造后燃料费用的降低。煤粉锅炉改为循环流化床锅炉后,可以燃用褐煤,褐煤的相对价格比烟煤低,从而降低了燃料费用。

  褐煤折算成标煤的不含税价格为 385.07 元/吨(含税价格为 435.13

  元/吨),烟煤折算成标煤的不含税价格为 619.46 元/吨(含税价格为 700

  元/吨),每吨标煤降低的燃料费用为 234.39 元/吨,按年耗标煤量 22.83

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  改造工程完成后,每年增加了石灰石费用198.72 万元, 并增加了固定资产折旧和财务费用,其它经营成本相同。新增投资折旧年限为 15 年,固定资产净残值率为 3%。

  本项目在锁定内部收益率8%的基础上,针对最为敏感的降低燃料费用的收入,在正负30%(步长15%)以内进行了单因素敏感性分析,内部收益率均在8%以上,均有着显著的经济效益,具有很大的抗风险能力,从敏感性分析项目是可行的。

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  从财务评价指标看,哈投股份热电厂锅炉节能减排改造工程的各项财务评价指标十分优异,表明本项目在经济上是可行的,有着显著的经济效益。

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  为了保证项目质量,提高经济效益,保护国家利益,社会公共利益和当事人的合法权益,建设项目的勘察、设计、施工、监理以及重要设备、材料等必要进行招标。

  4)《工程建设项目可行性研究报告增加招标内容以及核准招标事项暂行规定>

  国家发展计划委员会令第9 号》;

  5)国办发[2000]34 号《关于国务院有关部门实施招标投标活动行政监督的职责分工的意见》;

  2)重要设备、材料等货物的采购,单项合同估算价在100 万元人民币以上的;

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  目凡达到国家规定的一定规模的均采用委托招标形式,选择具有规定资质的招标代理机构进行招(投)标工作;

  2)招标方式采用分开招标方式,本着公开、公平、公正的原则做好每个项目的招(投)标工作,并由建设项目行政主管部门进行监督检查;

  3)招标时招标单位采取必要的措施,保证招(投)标活动在严格保密的情况下进行,任何单位和保人不得非法干预或者影响评标过程和结果;

  4)保证评标活动及其当事人接受依法实施的监督,依法查处评标活动中的违法行为。

  1)设计、监理、勘察招(投)标工作拟安排在可行性研究项目审查批准后进行;

  2)设计、监理、勘察招(投)标工作结束后,进行主设备的标书编制和招(投)标工作,确定厂家后,按提供的图纸资料进行工程项目的初步设计工作;

  3)初步设计审查批准后,按附属、辅助设备的主次进行附机设备的标书编制和招(投)标工作,确定厂家后,按提供的图纸资料进行工程项目的施工图设计工作。建筑工程的标书编制和招 (投)标工作也相继开展;

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  4)安装工程、重要材料和其它部分招(投)标的项目,需在施工图进行一段时间后再行实施,这样会使施工量及材料量更加准确;

  5)上面是本工程的招(投)标工作拟安排,不排除业主及主管部门为加快建设进度在招标顺序上所进行的调整。

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  (3)每座脱硫吸收塔内配置一整套烟气净化技术系统,包括预初级处理装置、气动旋流净化装置、喷淋装置,以有效的脱除烟气中的 SO2;

  (4)每座塔内设计一套高效脱水除雾装置,有效降低烟气中雾滴含量,以防止烟气带水;

  (8)设计方案的系统工艺管理和维护方便,工程实行设计、安装、调试和人员培训相结合的交钥匙工程方式。

  在湿法脱硫工艺中应用最多的是湿式钙法,即石灰/石灰石-石膏法,它是目前国内外技术最为成熟、实用业绩多、运行状况稳定、运行费用低的脱硫效率在90%以上。

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  我国有大量石灰资源,原料价廉易得、在脱硫工艺的各种吸收剂中,石灰价格最便宜,钙利用率高,运行费用低。

  CaO 活性大于CaCO3 液相传质阻力小,气液传质速率高,反应速度快,液气比较小。

  湿式石灰-石膏法脱硫技术成熟、运行经验多、应用广,不会因脱硫装置设备而影响 锅炉正常运行,采用湿式石灰-石膏法脱硫工艺,使用寿命长,可取得良好的投资效益。

  该工艺的不足之处的于石灰浆液吸收 SO2 后生成亚硫酸钙和硫酸钙,在循环操作中饱和或过饱和的溶液,可能在设备或管道表面结晶引起结垢。

  解决结垢的方法有很多,一般采取向吸收液中加入亚硫酸钙晶种以减少固体向设备表面的沉积和增长或向吸收液中加入镁离子、氯化钙、已二酸等添加剂,以防止设备结垢。

  另外,结垢主要产生在采用自然氧化方式的湿法脱硫系统,强制氧化方式的湿法系统就不会遇到石膏结垢总是本方案采用塔外空气强制氧化工艺,几乎所有的亚硫酸钙能饲养化成了石膏,只要浆液中保持适当的石膏

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  晶种,强制氧化方式下的湿化脱硫系统就不会遇到石膏结垢问题。系统长期安全稳定运行。

  锅炉出口烟气经电除尘器除尘、引风机加压后,引入脱硫吸收塔,与布置在脱硫吸收塔进口预处理段的初级喷淋装置喷淋形成的水雾传质换热,初步降温并去除部分二氧化硫。降温后的烟气向下斜切式进入脱硫吸收塔,经初级净化的烟气螺旋上升,与从塔内上部喷淋布水装置大面积喷淋出来的吸收液充分混合接触,由于旋流装置的合理设计,烟气在塔内产生气动旋流,强劲的上旋力与冲击力对吸收液激烈搅动,获得最佳的雾化效果,单位面积内的洗涤液表面积增加上千倍,雾化的洗涤液与烟气中的

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  由于每级净化装置从上往下逆流喷淋出的都是新鲜的吸收液体,吸收效率高,烟气经多级净化处理达到高效脱硫效果。

  在脱除 SO2 的过程中,同步对除尘器未除尽的粉尘在碰撞、拦截、凝聚、粘附、分离的机理中进一步脱除。

  净化后的烟气上升经除雾器进行高效气液分离,脱水除雾后的净烟气经钢制出口烟道进入水平烟道由烟囱排空。

  采用吸收液循环喷淋系统。在塔内经充分气液接触、传质反应的完成脱硫反应后的脱浆液中含有 CaSO 、CaSO 及未反应完全的 Ca(OH) 等物质。

  这些未完全反应的脱硫剂浆液经循环泵再循环喷淋,与烟气多次反应,使整个反应的当量比接近于1,从而达到高效脱硫效果。

  在氧化池内设氧化系统,将不稳定的亚硫酸钙氧化成硫酸钙,氧化生成的脱硫石膏经排浆泵排出,送至石膏脱水系统进行脱水处理,脱水回水返回脱硫吸收塔循环使用,脱水后的副产物石膏可作为水泥添加剂或和作为轻质墙板建材综合利用。

  设脱硫剂制备系统,本方案用氧化钙作脱硫剂,熟化后石灰乳液经脱硫剂投加泵送入脱硫吸收系统,供喷淋净化烟气用。

  热烟气穿过脱硫吸收塔,循环水系统蒸发,系统排渣带走了部分水份,水的补充可通过锅炉冲渣、冲灰水或其它生产废水或灰场回水补充,以保持系统水量平衡。

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  经可行性研究分析后认为,若对原有煤粉锅炉进行脱硫技术改造,不但总投资比较多(1605.38万元),而且每年的运行费用也很高(约450 万元),况且原有的煤粉已经运行20 余年,锅炉效率低下的状况得不到改善,燃料成本高的问题依然无法解决,这样势必会使企业的经济负担加重。

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  锅炉、二期改建2×130t/h循环流化床锅炉工程从总平面布置、交通运输、煤场灰场设置、环境保护等主要条件来看,都是合理的、可行的。

  一期新建、二期改建工程无论从环保效益和节能效果来看,由于使用了效率较高的锅炉,使用了除尘效率较好的电除尘器,对环境的污染减少到了很小的程度,同时,方案的节能效果是显著的。

  一期新建、二期改建工程可行性研究是在认真调查研究的基础上编制的,在技术原则上既注重了较高的实用效果,又注重了较高的经济性,因此,方案是安全的和经济的。本项目是符合国家能源政策的节能项目,达到了较先进的水平,同时本项目的节能措施,可以取得很好节能效果。

  本项目增强了供热质量,大大改善了企业的生产能力,提高了企业的效益,促进了经济的发展。项目实施后,一期可减少二氧化硫年排放量

  176.57 吨、二期可减少二氧化硫年排放量 353.14 吨,改善了大气环境质量,因而社会效益非常显著。

  一期新建、二期改建工程的实施从经济效益和社会效益两方面来看都是有利的,希望能够尽早实施。

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