制药热电联产动力车间可行性研究报告(编辑修改稿)

制药热电联产动力车间可行性研究报告(编辑修改稿)内容摘要：

非采暖期 本项目投产时，该车间产量将增加 1 倍，则近期工业热负荷为： 表 项目 季节 最大 平均 最小 采暖期 非采暖期 由于热电厂 所供蒸汽为过热蒸汽，焓值大于小锅炉饱和蒸汽，折算后其热负荷见表。 301 车间近期热负荷（折算到电厂出口） 表 项目 季节 最大 平均 最小 采暖期 非采暖期 第四节 设计热负荷 通过调查，发现各用热车间用汽压力各不相同，最高 MPa， 最低 ，为满足不同用热车间要求及管道压损，取供热蒸汽参数为： P= t=280℃。 对采暖热用户，采用同参数蒸汽供首站，对外供 95/70℃低温热水向热用户供热。 根据近期热负荷作为热电站的设计依据，考虑各车间工业用热不同的时性，经调查确定工业热负荷最大、平均、最小热负荷同时率为 ，并考虑管网热损失 5%，本工程设计热负荷见表。 热电厂设计热负荷 表 项目 单位 采暖期 非采暖期 最大 平均 最小 最大 平均 最小 工业热负荷 GJ/h T/h 采暖热负荷 GJ/h 0 0 0 T/h 0 0 0 合计 GJ/h T/h 第三章 电力系统 第一节 电力系统概况 永宁电网隶属银川电网，是一个相对独立运行的分支系统。 目前望远开发区总供电容量为 40MVA。 多维泰瑞制药有限公司目前 用电均从附近的望远变电站35kv 引入，用电总容量为 30MVA。 随着一批新项目的开工建设，望远变电站将无法满足企业用电。 第二节 电力负荷预测及平衡 根据多维泰瑞制药公司的发展规划，至本项目建成投产，公司总用电负荷将达到 40MVA，至 2020 年将达到 50MVA。 望远变电站尚无扩建增容计划。 因此企业要发展必须解决用电问题。 本项目装机容量为 60MW，投产后可解决近期内企业用电问题。 远期视周围电力供应情况和自身热负荷发展情况，具体确定扩建机组的型式及与系统的连接方式。 第三节 接入系统方案和主接线方案论述 本期规模 为二机三炉，预留扩建位置。 发电机出口电压。 由于附近变电站暂无并网间隔，因此项目投产时只能 独立于电网运行。 在厂区内预留 110KV 升压变电站，待并网条件成熟后接入电力系统。 设发电机电压母线，单母线分段接线。 电厂自用电及企业直配电均从母线引出。 设一回 10KV 保安电源，引自望远变电站，线路全长约 公里。 第四章 燃料供应 第一节 燃料来源 本工程燃料拟采用灵武烟煤，可确保热电厂的燃料供应。 多维泰瑞制药现有锅炉燃料即多为灵武煤矿供应，根据生产实际调查，煤质稳定，发热量适中，燃料质量完全符合循环流 化床的燃烧要求，各项指标都在要求变化范围之内。 炉内脱硫剂采用外购成品石灰石粉。 运输采用汽车运输，由当地燃料公司负责，可确保热电厂的燃料运输。 热电厂位于望远开发区。 厂址紧靠 109 国道，交通运输十分便利，可以保证建成后整个电厂所需的燃料运输畅通。 第二节 燃料特性数据 燃料：煤质资料详见附件 名称 符号 单位 数值 碳 Car % 氢 Har % 氧 Oar % 氮 Nar % 硫 Sar % 灰分 Aar % 水分 Mar % 挥发份 Vr % 低位发热量 Q,ar kJ/kg 18800 石灰石： 石灰石成分资料见下表。 名称 符号 单位 数值 氧化钙 CaO % 五氧化二磷 P2O5 % 三氧化二铁 Fe2O3 % 二氧化硅 SiO2 % 三氧化二铝 Al2O3 % 烧失量 % 根据可逆反应 CaO+SO2+189。 O2 =CaSO4，在炉膛内燃烧、温度约 850℃时，在钙硫摩尔比 Ca:S=2:1 的条件下，可较好地除硫，实际脱硫 效率可达 85%。 第三节 固体燃料及脱硫剂消耗量 建设规模（本期工程三炉二机） 名称 项目 煤 石灰石 小时耗量 (t/h) 日耗量 (t/d) 年耗量 (t/a) 43740 47520 注： 每日按 22h 计： 每年按 6000h 计。 第四节 锅炉点火及助燃 锅炉点火采用 0轻柴油，因而厂内设点火油系统。 柴油由油罐车运输到厂，经卸油泵送至油罐。 点火油由供油泵将油加压至 ，在点火器中雾化燃烧，为便于油量控制，点火油路设 回油管道。 另设伴热管道以保证冬季点火时油温不致过低。 检修时可用蒸汽清扫油管路。 第五章 机组选型及供热方案 第一节 装机方案比较 根据前述热负荷和以热定电、热电结合的原则，本可研提出两个装机方案进行比较。 方案 I： ， 3 150t/h 循环流化床锅炉。 方案 II： +， 3150t/h循环流化床锅炉。 计算出的各装机方案的热平衡表、主要经济技术指标、经济效益比较表分别见表 ， ，。 全厂汽水平衡表（一） 表 序号 项 目 单位 方案 I（ 2XC25） 采暖期 非采暖期 最大 平均 最小 最大 平均 最小 新蒸汽 1 锅炉蒸发量 t/h 2 汽水损失 t/h 3 轴封用汽 t/h 4 减温减压用汽量 t/h 0 0 0 0 0 0 5 汽机进汽量 t/h 比较 0 0 0 0 0 0 6 汽轮机抽排汽量 t/h 7 减温减压汽量 t/h 0 0 0 0 0 0 8 供汽量 t/h 9 补给水加热 t/h 10 厂内采暖及生活 t/h 1 11 调峰汽量 0 0 0 0 0 0 比较 0 0 0 0 0 0 全厂汽水平衡表（二） 表 序号 项 目 单位 方案 II（ C25+B12） 采暖期 非采暖期 最大 平均 最小 最大 平均 最小 新蒸汽 1 锅炉蒸发量 t/h 2 汽水损失 t/h 3 轴封用汽 t/h 4 减温减压用汽量 t/h 0 0 0 0 0 0 5 汽机进汽量 t/h 比较 0 0 0 0 0 0 6 汽轮机抽排汽量 t/h 7 减温减压汽量 t/h 0 0 0 0 0 0 8 供 汽量 t/h 9 补给水加热 t/h 10 厂内采暖及生活 t/h 1 11 调峰汽量 0 0 0 0 0 0 比较 0 0 0 0 0 0 主要经济技术一览表 表 序号 项目 单位 方案一（ 2XC25） 方案二（ C25+B12） 采暖期 非采暖期 采暖期 非采暖期 最大 平均 最小 最大 平均 最小 最大 平均 最小 最大 平均 最小 1 热负荷 热量 GJ/h 汽量 t/h 2 汽机进汽量 t/h 3 汽机外供汽量 t/h 4 汽机外供热量 GJ/h 5 发电机功率 KW 60000 55000 50000 50000 50000 42020 42020 37000 34000 30000 10500 8200 6 锅炉减温减压供热量 t/h 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 锅炉蒸发量 t/h 8 调峰供汽量 t/h 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9 汽机凝汽量 t/h 0 0 10 发电厂年均标准煤耗 Kg/kwh 11 综合厂用电率 % 15 18 12 供热单位热量耗厂用电量 Kwh/GJ 13 发电厂用电率 % 5 14 供电年均标准煤耗率 Kg/kwh 15 供热年均标准煤耗率 Kg/GJ 16 汽机年供热量 GJ/a 3460176 3460176 17 年发电量 Kwh/a 30000万 16650万 18 年供电量 Kwh/a 25500万 13653万 19 机组利小时数 h 6000 4500 20 热电厂年供热量 GJ/a 3460176 3460176 21 全年耗标煤量 t/a 252782 204168 22 热化系数 1 1 23 年均全厂热效率 % 24 年均热电比 % 25 全年节约标煤量 t/a 91294 87302 第二节 装机方案优化 方案比较 供热能力 由表 可以看出，两个方案均能满足供热要求 供电能力 方案 I 年发电量为 30000 万度，方案 II 为 16650 万度，方案 I 优于方案 II。 技术经济指标 （ 1）发电标煤耗 方案 I 为 千克 /度，方案 II为 千克 /度，方案 II 优于方案 I。 （ 2）供热标准煤耗率 方案 I 为 ， II 为。 （ 3）年节标煤量 方案 I 年节标煤量 91294 吨，方案 II 年节标煤 87302 吨，方案 I 优于方 案 II。 从国家对供热电厂两项硬性指标年平均热效率和年平均热电比看，方案 II 优于方案 I，两个方案都高于国家有关规定，因而两种方案都符合国家建设热电工程的规定。 从表 中很明显可以看出，方案 I 全年都在额定工况附近运行，而方案 II除在采暖期最大和平均工况外，其它时间都不能在负荷下运行，到了非采暖期，抽凝机组大多数时间处于备用状态，设备利用率第，因而热电厂经济效益差。 从热平衡表及设计热负荷表可以看出，本工程热负荷以工业热负荷为主，采暖期和非采暖期热符合差别较大，适合用抽凝机组以调整电负荷和汽负荷。 因而方案 I 较为适合这种热负荷性质。 方案 II 虽然部分经济较好，但显然不适全本地区 的需要。 根据以上几方面的综合比较，本着小型热电厂以热定电，热电结合，节能经济的原则，推荐方案 I。 第三节 锅炉选型 锅炉的选型与燃料特性，与当地环保要求及灰渣利用情况有关。 目前可供热电厂选择的炉型较多，如链条炉、煤粉炉及循环流化床炉等。 链条炉燃烧热效率较低，多用于小吨位锅炉；煤粉炉从燃烧性能上讲不会有太大问题，但该炉型的制粉系统复杂工程投资大，灰渣难以综合利用，环保难以符合要求。 循环流化床锅炉做为近几年出现的炉型，已得到越来越广泛的应用， 与其它炉型相比，循环流化床锅炉具有以下特点： （ 1）煤种适应性广。 在同一种炉子内既可燃烧优质燃料又可以燃用发热值和挥发份较低的贫煤，锅炉效率可达 88%左右。 （ 2）锅炉负荷调节范围大，适用热负荷变化范围也较大。 （ 3）锅炉可以在炉内脱硫，脱硫率可达 90%，能明显地减少二氧化硫及氮氧化物的排放量，有利于改善城市环境。 （ 4）由于循环流化床燃烧效率高，灰渣中可燃物少，所以灰渣活性好，可供水泥厂或砖厂综合利用。 相比之下，循环流化床锅炉较其它炉型有更大的优点。 热电厂选用煤种为灵武煤，煤种硫分别为 %，低位发 热值为18800KJ/kg，因流化床锅炉煤种适应性广具有良好的脱硫性，所以，本报告认为选用循环流化床锅炉较适宜。 为提高经济性，锅炉选用次高温次高压参数。 第四节 机、炉型号 推荐方案主要设备技术参数如下： 锅炉： 型号： YG150/ 额定蒸发量： 150t/h 过热蒸汽压力： 过热蒸汽温度： 485℃ 给水温度： 150℃ 锅炉效率： 88% 台数： 3 台 汽轮机： 型号： 额定功 率： 25000KW 额定进汽压力： 额定进汽温度： 470℃ 额定进汽量（额定 /最大） 155/202t/h 抽汽压力： 抽汽温度： 300℃ 抽汽量（额定 /最大）： 80/130t/h 台数： 2 台 生产厂家： 青岛汽轮机厂 发电机： 型号： QF302 功率： 30000KW 电压： 功率因数： 转速： 3000r/min 台数： 2 台 生产厂家： 济南生建电机厂 第五节 调峰及备用锅炉方案 如前所叙，本工程投产后不需要调峰锅炉。 在采暖期一台 150t/h 故障时，可通过减少发电量，增大减温减压器出力的方式满足供热要求。