【正文】 供應系統(tǒng)摻燃生物質進行改造。機組年利用小時數(shù)5143小時。 生物質燃料采用公路運輸，燃料系統(tǒng)按2臺35t/h鍋爐和2臺75t/h鍋爐最大消耗量45t/h設計。本工程對2臺35t/h鏈條鍋爐、2臺75t/h循環(huán)流化床鍋爐燃料供應系統(tǒng)摻燃生物質進行改造。項目總投資為2293萬元，其中建設投資2206萬元，流動資金87萬元。年均息稅前利潤（EBIT）。另一座為金京熱電分公司，金京熱電分公司原為阿城糖廠自備電站，原阿城糖廠自備電站于1997年改建為阿城區(qū)的第二熱源，1999年由黑龍江歲寶熱電有限公司兼并，更名為“黑龍江歲寶熱電有限公司金京熱電分公司”。目前，金京熱電分公司在采暖期2臺機組全部運行，非采暖期只運行1臺15MW機組，另一臺6MW機組停運。金京熱電分公司只負責向哈爾濱馬利酵母有限公司供汽。 金京熱電分公司原規(guī)劃集中供熱負荷表 表21年份熱用戶2008200920102011～2020供暖面積（萬平方米）166190慶云站用汽量（t/h）30303030哈爾濱馬利酵母有限公司（t/h)7070132132 綜合采暖熱指標根據金京熱電分公司已有集中供熱區(qū)域供暖的實際情況，依據生物質熱電廠供熱范圍內的各類建筑物面積所占比例和《城市熱力網設計規(guī)范》（CJJ34－2002）中推薦的采暖熱指標，選擇其采暖熱指標，詳見表22。 根據國家“十一五”對節(jié)能建筑的要求，在建、擬建節(jié)能建筑物綜合熱指標為53W/㎡。 設計采暖熱負荷阿城區(qū)冬季采暖期180天，4320小時；室外計算溫度26℃；室內計算溫度18℃；采暖期室外平均溫度：℃。 近期規(guī)劃采暖熱負荷金京熱電分公司近期（2008年～2010年）規(guī)劃采暖總建筑面積為166萬平方米，采暖熱指標60W/㎡，其設計熱負荷為： 最大采暖熱負荷：平均采暖熱負荷：最小采暖熱負荷：全年采暖熱負荷為：1500000GJ/a金京熱電分公司遠期（2011年～2020年）規(guī)劃采暖總建筑面積為190萬平方米，采暖熱指標60W/㎡，其設計熱負荷為： 最大采暖熱負荷：平均采暖熱負荷：最小采暖熱負荷：全年采暖熱負荷為：1950000GJ/a《熱電聯(lián)產項目可行性研究技術規(guī)定》推薦的近似公式計算，計算結果見表23?，F(xiàn)運行220kV變電所二座，即阿南變電所及阿城一次變。阿南變主變容量，由220kV哈東變供電，阿南變電所“II“入五哈線運行。阿南變電所66kV出線9回，分別為阿背線，阿尚線，阿小線，阿南城南線（兩回），阿南城西線（兩回），阿南歲寶線及阿南阿鋼線。黑龍江歲寶熱電有限公司與國家電力系統(tǒng)接入系統(tǒng)方式有兩種，一種是電站雙回10kV電纜接入220kV阿城一次變（其中電站甲線YJLV223X240，電站乙線YJLV222X240，線路長約700米），另一種是電站一回66kV LGJ400/8千米接入220kV阿南變電所。 電力平衡根據電力負荷預測，有關單位已經進行了電力平衡統(tǒng)計，此處從略。（）左右，剩余電力電量需要上網。66kV導線截面選用LGJ240，線路送入阿南一次變。66kV聯(lián)網線路導線型號LGJ240。采用檢查同期或線路無壓方式的三相一次重合閘方式。3）主設備材料光纖保護屏 2套解列裝置 1套光纜 調度自動化1）調度關系金京熱電分公司由哈地調統(tǒng)一調度。金京熱電分公司運行由沈陽長白計算機集團生產交流采樣及遠傳裝置，功能滿足調度自動化要求。遙信：斷路器位置信號計費關口點：發(fā)電機出口4）遠動設備配置（1）遠動機；（2）設置二塊關口表及一套數(shù)據采集裝置；（3）哈地調軟件。2）通信現(xiàn)狀目前，金京熱電分公司至阿城一次變電所有音頻電纜（20對）?，F(xiàn)有通道滿足調度要求。4生物質燃料資源針對我國當前能源較緊缺的現(xiàn)狀，小火力電廠推行能源多樣化。計劃改造的歲寶熱電金京分公司地處哈爾濱市阿城區(qū)，該區(qū)及周邊各縣，是黑龍江省農作物高產區(qū)之一，是水稻、玉米主產區(qū)。因此，本工程擬改變電廠單一燃煤的燃燒方式，實現(xiàn)以燃燒生物質顆粒、稻殼為主，燃煤為輔的綜合利用型生物質發(fā)電廠。本工程改造項目為2臺35t/h鏈條爐和2臺75t/h循環(huán)流化床鍋爐。經改造后。日供應量約為稻殼160噸，生物質顆粒400噸。隨著城區(qū)產業(yè)結構的不斷優(yōu)化以及農民生活水平的不斷提高，秸桿、稻殼、枝條等農村居民生活所需燃料，逐漸被其它較先進的能源所替代?，F(xiàn)將生物質用于發(fā)電，變廢為寶，這是一件一舉多得的好事。生物質燃料密度小，占地面積大且又易燃，電廠內不宜儲存大量的生物質。廠外設9座生物質收購儲存場。廠外儲料場均按計劃合理布設收購點，根據運營經驗建立合理的規(guī)章制度，定時定量輸送到電廠以保證發(fā)電廠對燃料的需求。其中要特別強調的是要加強生物質收購中的質量管理，以質論價，對燃料的質量（主要是水分、摻雜、腐爛等）應有嚴格的要求。75t/h循環(huán)流化床鍋爐+2180。15MW雙抽式汽輪發(fā)電機組+ 1180。該電廠主要負責向阿城糖廠小區(qū)、慶云小區(qū)、通城小區(qū)、。裝機方案熱經濟指標計算結果比較表(改造后)序號項目單位115MW+16MW1汽輪機進汽量t/h 178 2汽輪機對外供汽量t/h153汽輪機抽汽供熱量GJ/h4汽輪機凝汽供熱量GJ/h5汽輪機對外供熱量GJ/h6調峰鍋爐供熱量GJ/h07汽輪機凝汽量t/h8發(fā)電機功率MW219鍋爐蒸發(fā)量t/h18310發(fā)電年平均標準煤耗率kg/kWh11綜合廠用電率%12供熱廠用電率kWh/GJ13發(fā)電廠用電率%14供電年平均標準煤耗率kg/kWh15供熱年平均標準煤耗率kg/GJ16年供熱量GJ/a149041717年發(fā)電量kWh/a10800000018年供電量kWh/a9198000019機組利用小時數(shù)h514320熱電廠年供暖面積104m221全年耗標煤量104t/a22新增設備耗電量kWh/a108000023新增設備耗電折標煤量104t/a24年均全廠熱效率%25年均熱電比%38326年節(jié)約標煤量104t/a27供熱分攤比28發(fā)電分攤比29年供熱耗標煤量104t/a30年發(fā)電耗標煤量104t/a31年耗原煤量（發(fā)熱量5000kcal/kg）104t/a32年耗生物質顆粒量（3600kcal/kg）104t/a33年耗稻殼量（3100kcal/kg）104t/a6廠址條件 廠址概述 廠區(qū)地理位置 阿城區(qū)地處黑龍江省中南部，在哈爾濱東南方向，城區(qū)距哈市28公里。交通十分方便，廠區(qū)地勢比較低洼。另有一段短線。 公路阿城糖廠廠區(qū)四面環(huán)路，北側為哈綏大街，南側為廣場街，西側為通城路，東側為糖工路，交通便暢。 電力出線本次改造后沿用原有電力設備、設施，電力出線方向與原來一致。7工程設想 本次改建是在原有廠區(qū)進行的， 據工藝系統(tǒng)要求，總平面規(guī)劃布置方案現(xiàn)分述如下：1）主廠房區(qū)域：主廠房采取四列式布置形成，由西向東依次為：煤倉間、鍋爐房、除氧間、汽機房，跨度分別為6m、21m、15m，柱距為6m、。改造后燃料由純燃煤變?yōu)樯镔|與煤混燒（其中生物質比例80%），生物質燃料需要造粒，、㎡，將原煤場場地向南擴建形成新煤場，占地面積2680㎡。在輸煤棧橋北側有稻殼儲存場地。4）化學水區(qū)域：保留原有化學水處理室、中和池、酸堿庫及罐區(qū)，不增加建筑物。與機力通風塔相臨。 由于本期為改建工程，均在原有場地基礎上進行布置，故場地不需要再進行平整。廠區(qū)的地面排水采取無序的自由排水方式。便捷的交通條件為燃料的運輸打下良好的基礎。改造完成后，在鍋爐滿負荷運行狀態(tài)下每天運輸量為：每天運輸生物質顆粒量約為400噸，運輸時間按8小時計，若每車運17噸則需23車/天，即白天每小時進場2～3車次。電廠廠內建一座生物質散料封閉儲料場，長20m、寬12m、高度為6m，可儲料840噸，造粒后可供鍋爐運行32小時。稻殼運進電廠經質檢合格后卸入稻殼倉再經氣力輸送至爐內。它的優(yōu)點是布置靈活，結構簡單，可實現(xiàn)密閉輸送。1）稻殼運進電廠經質檢合格后卸入稻殼卸料棚。斗提機每臺生產能力為348m3/h。儲料倉為圓型，直徑12m，標高23m,容量2050m3。兩臺倉共可儲稻殼560噸。3）稻殼經料倉下部出料口經葉輪給料機落入兩臺埋刮板輸送機進料口內，由埋刮板輸送機將稻殼送到電廠原有的二號棧橋內兩條帶式輸送機上，經棧橋進入主廠房水平帶式輸送機上,經卸料器進入爐前料斗，再由料斗底部出料口進入鍋爐本體上料系統(tǒng)后進入爐內燃燒。1）生物質散料運輸分為兩部分，經質檢合格后, 一部分進入散料儲料場，做臨時儲備，保證鍋爐運行32小時，另一部分進入造粒車間。3）經篩分后的生物質混料形成篩上粗料和篩下細料。細料經螺旋輸送機送入造粒機，造粒后進入皮帶輸送機與粗料混合提升至生物質顆粒貯料斗。4）生物質造粒機型號為SZLH420M，每小時可造粒20噸。生物質屬易燃物，而且灰塵較大，擬采取以下措施防火、防塵。2）在破碎機室設吸塵裝置。4）在整個上料系統(tǒng)按規(guī)范設立消防栓，滅火器。 燃料消耗量鍋爐燃料消耗量見表 鍋爐滿負荷燃料消耗量匯總表鍋爐容量燃料種類小時耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（萬噸/年）235t/h生物質顆粒稻殼原煤275t/h生物質顆粒稻殼原煤，表中也列出了典型的煙煤和無煙煤的相應的組成。特別是固定碳的含量明顯比煤炭少。2）含氫量稍多，揮發(fā)分明顯較多生物質燃料中的碳，多數(shù)和氫結合成較低分子的碳氫化合物，遇一定的溫度后熱分解而析出揮發(fā)物。3）含氧量多 中所列數(shù)字看出，生物質燃料含氧量明顯多于煤炭，它使得生物質燃料熱值低，氧量是燃料中的雜質，由于生物質燃料的密度小，投入爐膛內的燃料量較大，故在燃燒時需要空氣量相對多一些，使物料能完全燃燒。這類燃料易于燃燒和燃燼，灰渣中殘留的碳量較少。生物質燃料的燃燒過程同樣也是強烈的熱化學反應。燃燒是燃料和空氣間的傳熱，傳質過程。當生物質和煤的混合燃料（以下簡稱為燃料）送入爐膛后，首先吸收爐內熱量，燃料中的水分蒸發(fā)，揮發(fā)分逸出，當燃料被加熱到某一溫度時，即開始著火燃燒，進入燃燒階段。燃燒階段是一個強烈的放熱階段，此階段的燃燒速度主要取決于燃料與氧的化學反映速度和與空氣的接觸速度。隨著燃燒的進行，未燃盡而被灰包圍著的少量固定炭在燃盡階段繼續(xù)燃燒，直到燃盡。生物質燃料的密度小，結構比較松散，揮發(fā)分含量高，在250℃時熱分解開始，在325℃時就已十分活躍，350℃時揮發(fā)分就能析出80%。所以，在設計燃用生物質燃料，必須有足夠的擴散型空氣供給，燃燒室必須有足夠的容積和一定的攔火，以便有足夠的燃燒空間和燃燒時間。揮發(fā)分燒完固定炭燃燒受到灰分包裹和空氣滲透較難的影響，易有殘?zhí)窟z留。但是在鏈條爐中就需要通過分級送風的辦法來解決，特別是在燃盡階段的送風尤其重要。這些問題在一般的爐灶中不易解決。 鍋爐摻燒生物質燃料后，不但改變了鍋爐的燃燒狀況，由于生物質燃料燃燒，故在很大程度上提高了混合燃料的燃燼度，特別在鏈條爐上表現(xiàn)明顯。%，達到了預計設想。速度快，時間短，如不能及時提供二次風助燃，則揮發(fā)分不能完全燃燒，造成大量含碳黑煙氣，將隨煙氣排出。6）生物質中堿金屬含量高，氯離子含量高，加大受熱面腐蝕。8）由于上列生物質的燃燒特性，摻燒生物質顆粒及稻殼后，鍋爐運行應按特性做適當?shù)母倪M。高于此溫度，鍋爐受熱面易結焦，鍋爐不能長周期運行，且不經濟。焦油的成分十分復雜，大部分是苯的衍生物。焦油的含量隨反應的溫度升高而減少。2）焦油的危害；焦油占可燃氣能量的5%～10%，在低溫下難以與可燃氣一道被燃燒利用，用時大部分焦油被浪費掉。焦油難以完全燃燒，并產生碳黑等顆粒，其燃燒后產生的氣味對人體是有害的。對于固態(tài)排渣爐來說，只要不在該值范圍內即可；2）運行中控制爐膛溫度低于軟化溫度t2100℃以上，金京分公司鍋爐運行中的實際爐膛溫度分別是：35t/h鏈條鍋爐為850～950℃ 、75t/h循環(huán)流化床鍋爐為900～1000℃，但是從上表可以看出，金京分公司燃用的生物質燃料的灰的軟化溫度非常高，高于爐膛溫度450℃以上，所以燒100%的生物質顆粒也不易結焦。由于焦油在高溫時呈氣態(tài)，與可燃氣體完全混合并燃燒；4）對一般生物質而言，在500℃左右時焦油產物最多，高于或低于這一溫度焦油都相應減少；5）焦油是由于燃料在欠氧燃燒時生成的，而鍋爐爐膛溫度大于800℃，且為富氧燃燒，產生的少量焦油能在爐膛內燃燼，所以其對鍋爐尾部受熱面的影響是不大的。運行中可以通過減小煙氣流速和減小飛灰顆粒直徑來控制，主要辦法是：1）35t/h鏈條鍋爐（1）減少生物質燃料的空中燃燒分額，增加床上燃料的量。2）75t/h循環(huán)流化床鍋爐（1）增加循環(huán)量，從而減小飛灰顆粒直徑；（2）在保證爐床溫度的前提下，盡量減少一次風量，從而減小煙氣流速。 熱力系統(tǒng)概況 主蒸汽系統(tǒng)主蒸汽系統(tǒng)為集中母管制系統(tǒng)。2臺汽輪機的進汽管道，分別接自主蒸汽母管上，經流量測量裝置及電動主閘閥接到汽輪機主汽門。 回熱抽汽系統(tǒng)1汽輪機