8MW天然气燃机热电联供发电装置可行性研究报告.docx
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8MW天然气燃机热电联供发电装置可行性研究报告
8MW天然气燃机热电联供发电装置
可行性研究报告
1、总论1
1.1项目背景1
1.2项目可行性研究的主要结论4
1.3结论与建议7
2、系统方案及设备选型8
3、厂址选择17
3.1电厂厂址选择原则17
3.2厂址所在位置现状17
3.3厂址自然条件17
3.4建厂外部条件18
3.5拟选电厂厂址具备的有利条件18
4、设计方案20
4.1热、电容量的确定20
4.2电站的构成和基本性能参数20
4.3机组煤、水、电、天然气的供应与电能、蒸汽的外输21
4.4电站的布置23
4.5燃机主机厂房布置24
4.6余热锅炉区与锅炉区及设备布置24
4.7设备维修、油料存放25
4.8电站主要设备与辅助系统25
4.9电气、控制系统及组成28
5、环境保护34
5.1设计依据和采用的环境保护标准34
5.2机组对环境的影响35
5.3废气污染及控制措施35
5.4污染及躁声控制措施35
5.5废水、废油、废渣排放的控制措施36
5.6振动防护36
5.7环境保护投资估算36
6、节约能源38
6.1编制依据38
6.2能耗分析38
6.3节能措施及技术38
7、消防39
7.1编制依据、采用的标准及执行的规定39
7.2建设地区的消防现状39
7.3工程的火灾危险性分析39
7.4工程防火和消防措施初步方案39
7.5防火及消防措施效果预测与评价40
8、劳动安全与卫生41
8.1编制依据及采用的主要标准41
8.2工程的主要危害因素分析41
8.3安全卫生设计方案44
8.4安全卫生措施的效果预测及评价46
9、生产组织和定员47
9.1编制依据：
47
9.2编制范围：
47
9.3组织机构及管理体制：
47
9.4设计班制：
47
9.5补缺勤人员：
47
9.6职工定员：
47
9.7人员培训计划：
47
9.8人员录用计划：
48
10、工程实施条件和进度49
10.1编制依据49
10.2实施条件49
10.3实施进度49
11、投资估算50
11.1投资估算编制依据50
11.2项目资金来源50
11.3投资估算内容50
11.4有关问题说明50
12、财务评价52
12.1评价依据52
12.2基本概况及基础数据52
12.3销售收入及销售费52
12.4成本费用估算52
12.5盈利能力分析53
12.6不确定性分析53
12.7评价结论54
13、结论与建议55
13.1结论55
13.2存在的主要问题及建议55
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
1、总论
1.1项目背景
1.1.1项目名称
某资源集团公司8MW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——某资源集团公司
主要负责人：
某
职务：
董事长
1.1.3可行性研究报告编制依据
1、某资源集团公司提供的设计资料；
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：
某资源集团公司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，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：
内蒙古某资源集团公司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，某资源集团公司规划在鄂尔多斯市杭锦旗组建“某精细化工产业基地”，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。
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”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某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。
2）、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。
1.2.5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
kW
8000
2
建设周期
月
12
3
工程固定资产总投资
万元
5254
4
年销售收入
万元
5243.78
5
年发电总成本
万元
5034.39
6
年发电经营成本
万元
4762.01
7
新增资产折旧年限
年
12
8
年利润总额
万元
206.06
9
内部收益率（税前）
%
5.78
10
投资利润率
%
6.59
11
年净现金流量
万元
449.36
12
财务净现值（税前）
万元
4301.65
13
投资回收期（含建设期）税前
年
13.31
14
投资回收期（含建设期）税后
年
14.50
1.3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。
2、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。
3、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：
1）、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。
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。
●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。
2）、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。
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，
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