热电厂2x200mw机组工程施工图设计说明书

'40-F452S1-A01-01热电厂2´200MW机组工程施工图设计说明书iii 1概述1.1项目概况1.2主要设计依据及参考资料1.3电厂运行方式、年利用小时数1.4设计内容及范围2厂址简述2.1地理位置及地形条件2.2工程地质2.4供水水源2.5燃料供应2.6交通运输2.7贮灰场2.8厂址与周边的关系2.9厂前区及厂区占地3电力负荷、热力负荷及发电厂容量3.1电力负荷3.2热负荷3.3建设规模及进度4主要设计原则4.1总的设计原则4.2电力系统4.3总图运输4.4热机部分4.5运煤部分4.6除灰渣部分iii 4.7电厂化学部分4.8电气部分4.9热工自动化部分4.10建筑结构部分4.11采暖通风及空气调节部分4.12水工部分4.13管理信息系统4.14脱硫除尘部分5初步设计阶段主要技术经济指标5.1总指标5.2总布置指标5.3主厂房指标5.4运行指标iii 1概述1.1项目概况平遥县地处山西省中部，太原盆地西南端，东连祁县，北接文水，西邻汾阳，西南与介休接壤，南靠沁源，东南与沁县武乡毗连。平遥交通便利，南同蒲铁路、祁临高速公路、108国道、东厦公路、汾屯公路穿境而过，县乡公路连通全县各乡镇和农村，十里城垣环抱的平遥古城池是全县政治、经济、文化、交通中心和旅游胜地。平遥县城方圆9.29km2，人口11万，总建筑面积283×104m3，其中有94.97~104m2实现锅炉供热，有198×104m2利用土暖汽、小锅炉取暖，目前县城有大小锅炉120台，共214.5t/h，其中4t/h15台；2t/h47台；lt/h36台；0.5t/h22台。烟囱120个。土暖汽及小炉灶烟囱14000多个。根据统计年耗煤量为24.06万t/a，其中锅炉采暖5.66万t/a小炉灶采暖为3万t/a，非供暖耗煤15.4万t/a。这些烟气均为低空排放，每年冬季平遥县城烟雾迷漫，大气能见度很低，烟气排放量每年为48.3亿m3；其中烟尘3.6万t/a，SO2l444t/a，使平遥大气环境严重污染，对古城建筑物保护极为不利。也使旅游业发展受到严重制约。因此实现集中供热已迫在眉睫。22 平遥县现有洗煤厂、焦化厂约40余座。目前由于市场对精煤的要求，并随着原煤入洗比例的增加和原煤全部入洗目标的实现，除平遥县生产的原煤全部入洗外，对其它来自沁源、孝义、灵石、离石等县的原煤也进行洗选，年入洗煤量共约为520~600万t，年排放中煤和矸石量约100~120万t。目前焦化厂的中煤、矸石堆积如山，这种状况不仅造成资源浪费，而且成为当地重大的污染源。为解决平遥古城的集中供热问题，并对当地洗煤厂和焦化厂产生的大量煤矸石和中煤进行综合利用，改善当地自然环境、保护平遥古城世界文化遗产，各方拟建热电厂。国家经济贸易委员会于2003年1月27日以国经贸投资[2003]86号文《关于印发第三批国家重点技术改造“双高一优”项目导向计划的通知》将热电工程列入第三批双高一优项目，予以立项。当时项目单位为山西新能源西洋热电有限公司。工程原计划安装2×50MW抽汽凝汽式供热汽轮发电机组，配3×220t/h循环流化床锅炉，主要燃烧洗煤厂、焦化厂排放的中煤和矸石，解决平遥古城的集中供热问题。工程的西善信厂址位于平遥县城东偏北约9km处的坮塬地上。2005年12月27日，山西省经济委员会以晋经投资便字（2005）57号文《关于变更山西新能源西洋电厂投资方的函》，确认项目投资投资方变更为山西国际电力集团有限公司和平遥国有资产经营有限公司共同出资，投资比例为90%和10%。此时项目名称变更为热电厂。截至2005年底，项目的前期工作进展顺利。2005年12月28日，山西省发改委以晋发改能源字[2005]401号文《山西省发展和改革委员会关于核准平遥古城热电联供新建工程（2×50MW）项目的请示》，将项目申请报告上报国家发改委，申请核准。2006年6月14日，国家发改委以发改能源[2006]1078号文《国家发展改革委关于热电联产工程核准的批复》，正式对项目进行核准。中南电力设计院于2006年7月参加了项目勘测设计招标并中标，并于2006年9月起开展初步设计工作，2006年11月完成了初步设计并于12月初通过电力规划设计总院审查并以电规电发[2007]36号文下发审查纪要。随后项目进入开工准备阶段。2007年1月22 ，国务院先后正式转发了国家发展改革委、能源办《关于加快关停小火电机组的若干意见》，国家发展改革委、建设部印发了《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》，明确提出要加大高效、清洁机组的建设力度，加快关停小火电机组，大力推进“上大压小、节能减排”工作。山西省发展改革委和山西国际电力集团有限公司认真落实国家有关政策，在考虑国家能源政策、企业经济效益和扩大社会效益等因素的前提下，建议将原2×50MW机组（3×220t/h循环流化床锅炉配2×50MW空冷供热机组）的建设规模改为2×200MW（两炉两机），并仍然采用循环流化床锅炉和直接空冷供热机组，保持原项目的综合利用供热性质。同时考虑到距电厂厂址仅14km的祁县县城也在进行集中供热规划，因此建议平遥热电厂由只向平遥县供热改为向平遥和祁县两个县城供热，以消纳增加的热量，实现区域性中小城市群热电联产的统一规划建设。2007年4月，山西省发展和改革委员会就热电厂建设规模的变更正式上报国家发展和改革委员会，并发出《山西省发展和改革委员会关于平遥热电项目工程建设规模变更的请示》（晋发改能源字[2007]108号）。受山西国际电力集团有限公司委托，中南电力设计院配合业主与上海电气集团进行2×200MW供热机组的主机技术协议谈判，并于2007年5月中旬开展了2×200MW供热机组项目的初步设计工作。中国国际工程咨询公司于2007年7月15日~17日在北京主持了项目的初步设计（技术方案）的审查。2007年11月下旬我院正式启动工程的施工图设计，其中司令图设计在2008年1月15日前完成，并于1月21日通过业主组织的专家审查。目前第三批辅机设备的招标工作已经完成，我院施工图详图设计工作已经全面展开。22 1.2主要设计依据及参考资料(1)热电厂和我院签订的《热电厂2×200MW机组新建工程勘察设计合同》；（2）山西省发展和改革委员会文件，《山西省发展和改革委员会关于平遥热电项目工程建设规模变更的请示》（晋发改能源字[2007]108号）；(3)热电厂原2×50MW建设规模时有关设计文件，包括可行性研究、专题报告、初步设计及其审查意见；（4）国家发展改革委员会对热电厂2机组工程的核准意见，发改能源[2006]1078号文《国家发展改革委关于热电联产工程核准的批复》；(5)热电厂2×200MW机组工程初步设计（技术方案）审查意见；(6)山西耀光煤电有限责任公司印发的《司令图审查会议纪要》；(7)国家有关法令、法规、政策及有关设计规程、规范、规定等；(8)其他依据性文件和资料。1.3电厂运行方式、年利用小时数热电厂工程是一座以供热为主、发电为辅的热电厂，计划安装2×200MW抽汽凝汽式供热汽轮发电机组，配2×705t/h循环流化床锅炉，主要燃烧洗煤厂、焦化厂排放的洗中煤和煤矸石，解决平遥和祁县的集中供热问题，电厂发电主要满足平遥县和晋中市的用电需求。根据山西省电量平衡的结果，同时考虑本工程为集中供热及煤矸石综合利用项目，本工程的机组年利用小时数暂按6000小时计算。1.4设计内容及范围22 本工程设计范围如下：(1)电厂厂区范围内全部生产及辅助生产系统、附属设施工程的设计；(2)厂区外供排水工程；(3)厂外贮灰场及除灰设施；(4)运灰公路、运煤公路、进厂道路；(5)厂内供热管网；(6)电厂“五通一平”设计；(7)施工组织设计大纲；(8)编制工程概算；(9)编制竣工图。22 2厂址简述2.1地理位置及地形条件平遥县地处山西省中部，太原盆地西南端，东连祁县，北接文水，西邻汾阳，西南与介休接壤，南靠沁源，东南与沁县武乡毗连。平遥县交通便利，南同蒲铁路、祁临高速公路、108国道、东厦公路、汾屯公路穿境而过，县乡公路连通全县各乡镇和农村，十里城垣环抱的平遥古城池是全县政治、经济、文化、交通中心和旅游胜地。图2-1厂址地理位置示意图电厂厂址位于平遥县城东偏北约9km处的坮22 塬地上，厂址东北约600m为西善信村，北侧紧邻枣沟、西北约1800m为东庄、西南约1400m为北汪湛村、南约700m为庄则村、南约1400m处平南公路由西向东通过，厂址东南高、西北低，其自然地面标高在859.0m～869.8m（1956年黄海高程系统，下同）之间，地形复杂，梯田土坎较多，地貌属黄土丘陵区。厂址所在地原为农用地，主要为耕地，近邻厂区南侧为一小果园。现为平遥县规划工业开发用地。场地内没有需要拆迁的建、构筑物。主厂区场地下不存在采空区，无大型有价值矿产分布，亦无重要文物古迹存在。2.2工程地质2.2.1区域地质平遥县处于晋中盆地的东南部，属新华夏系太行山隆起带及太行山、吕梁山隆起带的多字型汾河挽近槽地的一部分，在总体上属新华夏系与祁吕贺兰山字型构造东翼的复合部位。晋中盆地属山西“多”字形构造体系的一部分，北东东方向压性兼扭性的断裂一般发生在褶皱轴部，并与北东东(在平遥县境内为北北东)的褶皱呈直交的少数张扭断裂组成山南西向北东东向呈明显的雁列，加之北西向强扭性断裂，组成了晋中多字形体系。主厂区、灰场及水管线沿线无大型活动性断裂通过，历史上无强震发生，区域稳定性较好。厂址均未发现溶洞、滑坡、古墓文物及压矿等不良地质现象，也未发现采空区，厂址处于安全稳定之地块上。2.2.2工程地质根据区域地质资料与初勘揭示，厂址区地层主要为上更新统坡积地层(Q3dl)，岩性以黄土状粉土和粉质粘土组成，自上而下描述如下：①黄土状粉土：层厚7.5~12.0m。分布广泛而稳定，厚度一般较大，该层为自重湿陷性黄土，湿陷性强烈。该层22 未经处理不宜作为建(构)筑物持力层，经处理后可作一般轻型建(构)筑物的持力层。②黄土状粉土：层厚5.5~14.0m。该层为自重湿陷性黄土，湿陷性轻微~中等。经处理后可作一般建(构)筑物持力层。③黄土状粉土：厚度较大，本次勘探未完全揭穿。该层为非湿陷性黄土。可作荷载较大的建(构)筑物持力层。④粉质粘土：稍湿，硬塑。该层埋藏较深，埋藏深度45米以下，仅在8号孔揭示，对本次工程意义不太大。本场地为自重湿陷性黄土场地，湿陷等级为Ⅱ～Ⅳ级。场地东部及南部，地势相对较高，黄土沉积相对较厚，一般湿陷等级达到了Ⅳ级；场地中西部及北部，地势相对较低，黄土沉积相对较薄，湿陷等级多为Ⅱ级～Ⅲ级。2.2.3地下水根据水文地质调查，厂址区域地下水属孔隙水，埋藏于场地下部的砂层中，地下水的补给方式主要是大气降水、地表水体的侧向迳流；排泄方式主要为大气蒸发、人工开采，地下水埋深较大，厂址附近一深井资料，井深约250米，地下水埋藏深度大于50米，厂址钻探深度内未见地下水，可不考虑地下水对基础施工的影响和对混凝土的腐蚀性。根据化验资料，场地土对混凝土或钢结构无腐蚀，对钢筋混凝土结构中钢筋具弱腐蚀。可不考虑地下水对混凝土的影响。2.2.4地震根据山西省地震局文件（晋震标字〔2003〕17号）文《关于平遥西洋电厂工程场地抗震设防标准的通知》，本工程场地震动峰值加速度为0.16g，地震动反应谱特征周期值为0.45s。对应地震基本烈度为Ⅶ度。根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)，本区抗震设防烈度为7度。场地土类型为中硬土，建筑场地类别为Ⅱ22 类。拟建厂区开阔平坦，属对建筑抗震有利地段。2.3水文气象2.3.1气象条件平遥县属温带大陆性季风半干旱气候，其特点是夏季炎热，冬季严寒，春季气温回升快，温差大，干旱多风。平遥气象站(海拔768.0m，东经112o13"，北纬37o11")属国家一般观测站，与西善信厂址之间的直线距离约为12km，厂址与平遥县城地形基本一致，本阶段根据平遥气象站1972～2005年资料统计，厂址的累年特征值如下：极端最高气温41.4℃(2005.06.22)极端最低气温-24.1℃(1990.02.01)多年平均气温10.6℃多年年平均降水量457.1mm多年年平均蒸发量1819.8mm多年平均气压928.6hPa多年最高气压953.6hPa（1981.12.01）多年最低气压906.5hPa（2004.05.19）多年平均相对湿度60％多年最小相对湿度0％多年平均风速2.1m/s年平均日照数2527h年平均雷暴日数30d最大冻土深度81cm50年一遇10m高10min平均最大风速25.6m/s全年主导风向WSW22 夏季主导风向NE冬季主导风向WSW2.3.2水文条件厂址场地较为平坦开阔，属于缓坡地形，东南高、西北低。紧邻厂址的东沟、北沟可以排泄山坡洪水，北沟在横断面一和横断面二处的100年一遇洪水位分别为857.06m和855.05m，低于主厂房零米标高858.7m。厂址不受100年一遇山坡洪水淹没影响。2.4供水水源本工程采用直接空冷系统，辅机供水系统采用带钢筋混凝土结构的逆流式玻璃钢机力通风冷却塔的循环供水系统。工程原建设规模为2×50MW机组（三炉两机）时，电厂热季取水量约为102.2m3/h，冷季取水量约为145m3/h，年平均取水量约为121m3/h，年取水量约为82×104m3/a。根据山西省水资源管理委员会文件（晋水资发[2005]12号）《关于山西新能源平遥西洋电厂2×50MW项目取水水源的意见》，电厂采用平遥县污水处理厂处理后中水作为电厂生产水源，厂区生活水源由当地地下水解决，源神庙水库座位生产应急水源的取水方案。现工程建设规模增大为2×200MW（两炉两机），电厂热季取水量约为267m3/h，冷季取水量约为287m3/h，年平均取水量约为277m3/h，年取水量约为189×104m3/a。设计时电厂取水方案仍暂按原取水方案考虑：电厂补给水源取自城市污水处理厂提供的中水，事故备用水源为源神庙水库水，生活水源为地下水。平遥县污水处理厂位于县城西南，南同蒲铁路以南，中都乡北良如村，取水点距电厂约14km。日处理规模3×10422 t/d，分两期施工，一期工程1.5×104t/d已经完工，有充足的中水资源保证电厂的工业用水。现厂外城市污水收集管网基本建成，污水处理厂已经进入调试阶段。目前业主已和污水处理厂达成收购意向，这将进一步保证本工程取水的可靠性。补给水升压后采用两根DN200的球墨铸铁管送至厂区，至电厂的供水管线长度约18.5km。源神庙水库为电厂事故备用水源。源神庙水库位于黄河流域汾河水系一级支流惠济河东支的中上游丘陵山区，地处平遥县朱坑乡源神庙村，距电厂厂址约9km。源神庙水库是一座以防洪灌溉为主，兼顾养鱼等综合利用的小（一）型水库，总库容387.4×104m3，兴利库容233×104m3，防洪库容122.4×104m3。以源神庙水库作为在污水处理厂事故期间的备用水源向电厂供水时，需要水库管理部门制定保障电厂供水的水库调度规程，确保在污水处理厂事故期内（假定最长时间为60d）100％的保证电厂工业用水。根据初步估算，水库可取水量常年（尤其在97%的枯水年）保证在45×104m3以上，即可满足2×200MW供热机组的要求，此容量小于城北集中供水工程中保证提供平遥热电厂的年平均水量（94.9×104m3）。事故备用水源取水采取设置地表水泵房和取水头部的方式取水，备用水升压后采用一根DN250的球墨铸铁管送至厂区，管线长度约为9.2km。电厂生活水源将取用厂址附近的地下水，地下水通过钢管送至厂区。2.5燃料供应2.5.1燃料供应与运输本工程22 锅炉采用循环流化床燃烧技术，主要燃烧煤矸石和洗中煤。根据电厂厂址的位置以及本着厂外运输方便、运距短的原则，依照电厂提供的意向性供煤协议，本工程主要燃用平遥县当地洗煤厂、焦化厂提供的煤矸石和洗中煤，若当地燃煤供应不足，可燃用平遥周边介休、沁源的燃料。电厂年耗煤量约为207万吨。平遥县现有中、小型洗煤厂、焦化厂约40余座。电厂燃煤的厂外运输采用汽车运输，各供煤点距电厂的平均运距约10km。2.5.2石灰石供应与运输电厂脱硫掺烧的石灰石当地开采加工，年消耗量25.5万吨。石灰石的运输采用自卸罐车运输到厂。2.6交通运输2.6.1铁路铁路是平遥县运输网络的重要组成部分，南同蒲铁路横跨平遥南北，本县境内设有平遥站和洪善站，这两个车站分别位于厂址西面11.5km处和东南7.5km处。本工程燃料不采用铁路运输。电厂施工大件设备可通过南同蒲铁路运送至平遥站，然后通过汽车转运至厂内。2.6.2公路平遥县境内有干线公路、县公路、乡公路和专用道路四种，全部通车里程约283km。干线公路有：太原－三门峡国家干线公路、大同－运城二级公路、汾阳－屯留三级公路及大运高速公路；县公路以县城为中心，呈辐射状分布，覆盖了县内大部分乡镇；乡公路大多与干线公路和县公路联结，组成乡村内外的通行网络。电厂具有便利的铁路，公路运输条件。2.6.3水路厂址附近没有具备通航能力的水路。22 2.7贮灰场电厂本期贮灰场为枣沟干灰场，位于厂址东北侧，距厂址0.5km，为丘陵地区的天然冲沟。本工程为综合利用项目，灰场容量原则上按周转灰场或事故备用灰场考虑。考虑当地实际情况，灰渣的全部综合利用尚需逐步实现，逐步完善，因此灰场容量按3年左右进行设计。枣沟灰场堆灰高度为850m时,库容约495.33×104m3，防洪堤内占地约38.64hm2（包括煤场）。在不考虑综合利用的条件下，该灰场可供本工程2×200MW机组堆灰渣共3.3年；按灰渣综合利用30%考虑时，可供2×200MW机组堆灰4.75年。本设计阶段总图推荐方案的煤场设置于灰场中，灰场将因此损失部分容积。扣除煤场所占的容积后，灰场库容约455.5×104m3，在不考虑综合利用的条件下，该灰场可供本工程2×200MW机组堆灰渣共3年；按灰渣综合利用30%考虑时，可供2×200MW机组堆灰4.2年。2.8厂址与周边的关系电厂厂址位于平遥县城东偏北约9km处的坮塬地上，厂址东北约600m为西善信村，北侧紧邻枣沟、西北约1800m为东庄、西南约1400m为北汪湛村、南约700m为庄则村、南约1400m处平南公路由西向东通过。厂址周围没有其他厂矿企业。2.9厂前区及厂区占地厂前集中布置综合办公楼为综合性建筑，含办公区及服务区。办公区建筑面积为2460m2，含生产行政办公室、通信机房、MIS机房等；服务区含食堂、浴室、宿舍等，建筑面积约为3200m2。22 电厂本期按2×200MW机组布置，总体规划上不堵死再扩建的可能。本期工程厂区围墙内用地面积14.45hm2（包括占用灰场用地的厂外煤场4.73hm2），施工区用地9.98hm2，施工生活区用地3.0hm2。22 3电力负荷、热力负荷及发电厂容量3.1电力负荷3.1.1山西及晋中电力系统现况山西电网是华北电网的重要组成部分，全省电网划分为北部、中部、南部、东南部4个供电区，北部供电区包括大同、朔州、忻州3个地区电网；中部供电区包括太原、阳泉、吕梁、晋中4个地区电网；南部供电区包括临汾、运城2个地区电网；东南部供电区包括长治、晋城2个地区电网。山西电网目前已形成覆盖全省的220kV和500kV电力网络。截止2005年底，山西电网已建成500kV变电站（含开关站）8座，220kV变电站（含开关站）78座。山西省煤炭资源丰富，是一个电力输出省份。目前，500kV电网外送线路共计8回。山西还通过220kV、110kV线路向河北、内蒙、陕西供电。至2005年底，山西省境内电力装机总容量达23030MW，其中火电22247MW，水电783MW，水电约占总装机容量的3.4％。省内自用发电装机容量约为15430MW，其中火电14647MW，水电783MW；外送装机容量约为7470MW，全部为火电机组，其中一部分为电厂直接外送装机容量，另一部分为通过省间电网外送装机容量。2005年山西省内用电94600GWh，比上年增长13.5%。2005年山西省最大负荷13746MW，比上年增长12.5%。22 晋中电网是山西电网的一个组成部分，地处山西中部，东与阳泉电网，西与吕梁电网，南与长治、临汾电网，北与太原电网相连接，是山西省南北联网的咽喉要塞，承担着山西电网北电南送和东电西送的重要任务，属于典型的受电型电网，随着山西电网的快速发展和建设，晋中地区220kV主网架结构得以加强，110kV和35kV电网也得到了很大的改善。目前，晋中电网已形成了以220kV网络为主网架结构，以110kV和35kV网络为直配供电网的输变电体系。截至2005年底，晋中市境内共有发电厂14座，装机总容量1155.5MW。拥有500kV变电所（含开关站）2座，220kV变电站6座，110kV变电站29座。截至2005年底，晋中市用电量为5533GWh，最大供电负荷为931.4MW。3.1.2山西、晋中电力负荷预测及电力平衡结果根据山西省发展和改革委员会2006年8月编制的——《山西省电力工业“十一五”发展规划及2020年发展展望》（送审稿）中关于电力负荷增长“中方案”的预测水平，并结合2005年的实际情况，本报告对山西电网“十一五”、“十二五”期间的需电量和最大负荷预测如下：预计山西全社会需电量2010、2015年分别为143000、196000GWh，“十一五”、“十二五”期间年均分别增长8.61%、6.5%。预计山西最大负荷2010、2015年分别为23000、32000MW，“十一五”、“十二五”期间年均分别增长10.84%、6.8%。随着晋中市经济形势不断好转，电力供需形势呈现出新的特点，用电量和用电负荷大幅增长。根据《晋中地区国民经济和社会发展第十一个五年规划及2020年远景目标纲要》中关于晋中市负荷水平预测结果，预计到2010年晋中市最大负荷将达到1900MW，需电量将达到10700GWh，其中平遥供电区2010年最大负荷将达到152MW，需电量将达到800GWh。从电力平衡计算结果可知：山西本省在“十一五”22 期间，除了新建投产200MW水电机组、1200MW抽水蓄能机组、以及经过核准的7475MW火电机组以外，还需要新建投产约9600MW容量的火电机组，才可使山西省内的电力供需在“十一五”期间大体平衡。对于晋中地区，即使考虑榆次热电2009年左右建成投产，“十一五”末期电力缺额约为450MW，若华能榆社电厂100MW机组退役，则电力缺额还将进一步增加。平遥地区目前无供电机组，主要靠平遥220kV变电所供电。到2009年，当平遥热电厂满发时，平遥县电力盈余约为219MW，平遥热电厂所发电力除在平遥县境内消纳外，还可供电晋中其他地区。3.1.3平遥热电厂在系统中的作用1)可改善平遥古城及祁县的大气环境，保护世界文化遗产平遥县目前采用土暖气及小锅炉取暖，烟气均为低空排放，对环境造成了严重污染，对古城建筑物保护极为不利，也使旅游业发展受到严重制约。因此实现集中供热已迫在眉睫。祁县古城是晋商的发源地。全城共有古院落1000多所，民居代表有乔家大院、渠家大院等，为国家历史文化名城，是山西省重点旅游城市之一。县城现无大型集中供热系统，所有小锅炉燃煤排放的烟尘均未经处理，造成冬季烟尘弥漫，大气能见度低，大量的粉尘和SO2严重污染了祁县县城，对古城保护及人居旅游环境极为不利，集中供热势在必行。本期热电联产工程2×200MW机组不仅可满足平遥城区采暖供热要求，还可为邻近的祁县供热，使平遥和祁县两县的空气质量得到较大改善。2)可满足平遥县日益增长的电力需要，提高平遥县城的供电可靠性22 平遥县目前供电主要依靠平遥220kV变电所，随着平遥县经济的不断发展，其电力需求也日益增大，平遥热电厂的建成投产将能很好的满足平遥县的电力需求，并提高其供电质量。同时，其盈余电力还可供电晋中其他地区。3)可实现资源的综合利用，节约能源，创造经济效益平遥县有大量的洗煤厂及焦化厂产生的煤矸石及洗中煤，热电厂利用这些煤矸石及洗中煤，可以变废为宝，减少煤矸石堆放对环境的污染。电厂产生灰渣又可综合利用做水泥掺和料和灰渣砖，进一步节约能源，创造经济效益。综上所述，本工程是一个环境效益、社会效益及经济效益均较好的综合利用项目，符合国家的能源政策，有利于平遥古城的可持续发展。3.2热负荷3.2.1供热现状及城建规划平遥县位于山西省的中部，太原盆地西南部，县城总面积1260km2。平遥古城是中国汉民族城市在明清时期的杰出范例，城池格局、城墙、街道、寺庙、民俗、文化等是世界文化遗产与国家历史文化名城的复合体，是中国古城的杰作，并于1997年被联合国列为“世界文化遗产名录”，完整保存古城具有极高的历史价值。目前平遥县城方圆9.29km2，人口11万，总建筑面积283×104m2，其中有94.97×104m2实现锅炉供热，有198×104m2利用土暖气、小炉灶取暖。目前县城有大小锅炉120台，共214.5t/h，烟囱120个，土暖气和小炉灶的烟囱14000多个。这些烟气均为低空排放，每年冬季平遥城烟雾弥漫，大气能见度很低，煤烟总排放量为每年48.3亿Nm3，其中烟尘3.6×104t/a，SO2排放2737t/a，使平遥大气环境严重污染。对古城的建筑物保护严重不利，因此实现集中供热已迫在眉睫。根据规划，现在古城有4.22 2万人，将古城人口大部分迁至新城后，减到2万人。新建建筑物要与古城风貌相协调。拆除或改造不协调的建筑物，迁出与古城风貌不协调的工厂、单位，增加绿地。因此保护古城需要大量搬迁住宅和单位，新建工程一定要实现集中供热。根据县城人口规划、1998年为9.76万人，2005年为13万人，2010年为19万人。祁县位于太原盆地南部，平遥县东，汾河东岸，是山西的交通枢纽之一。祁县古城明风清韵，是晋商的发源地。全城共有古院落1000多所，民居代表有乔家大院、渠家大院等。为国家历史文化名城，是山西省重点旅游城市之一。目前祁县县城方圆约8平方公里，约有人口9万。祁县县城现无大型集中供热系统，各类建筑主要靠极少的小型联片供热锅炉房和分散的小型锅炉房供热，还有许多建筑无采暖设施，靠大量家用土暖气和小火炉取暖。祁县县城内现有锅炉房119座，烟囱157座，共有锅炉157台，其中采暖锅炉房117座，热水锅炉138台，总容量为197.75MW，总供热面积约198×104m2（不含无采暖建筑）。工业蒸汽锅炉19台，总容量为77t/h。以上所有燃煤排放的烟尘均未经处理，造成冬季烟尘弥漫，大气能见度低，大量的粉尘和SO2严重污染了祁县县城，对古城保护及人居旅游环境极为不利，集中供热势在必行。3.2.2热负荷及供热平衡根据平遥城市供热总体规划，热电厂主要解决平遥县和祁县县城集中供热采暖问题。在《平遥县城区集中供热工程可行性研究报告》和《祁县县城供热工程规划》中已详细论述了平遥县城和祁县县城的各种热负荷和供热范围，根据城建规划按容积的测算，得出现状、近期和远期采暖热负荷如下：3.2.2.1平遥县城22 现状总采暖热负荷为168.38MW近期总采暖热负荷为304.46MW远期总采暖热负荷为366.21MW平遥县近期（2005年）规划集中供热总面积为400×104m2，其中住宅280×104m2，公共建筑100×104m2，厂房20×104m2。表3.2-1平遥县近期及远期采暖供热面积统计表近期规划（2005年）远期规划（2010年）供热面积（×104m2）热负荷（MW）供热面积（×104m2）热负荷（MW）400304.46600366.213.2.2.2祁县县城近期总采暖热负荷为138.6MW远期总采暖热负荷为421.78MW表3.2-2祁县近期及远期采暖供热面积统计表近期规划（2005年）远期规划（2020年）供热面积（×104m2）热负荷（MW）供热面积（×104m2）热负荷（MW）198138.6631.56421.78祁县县城近期（2005年）规划建筑面积达396×104m2，城市近期集中供热普及率按50％计，集中供热面积为198×104m2。3.2.2.3设计热负荷本期工程设计热负荷为平遥县及祁县供热规划区现有及近期规划建筑面积的采暖热负荷。平遥县采暖期131天，采暖室外计算温度为-11℃，采暖期平均温度-5.4℃，气温资料详见表3.2-3；祁县和平遥县相邻，气温条件参考平遥县。综合考虑平遥县和祁县，其设计热负荷见表3.2-4。22 表3.2-3平遥县不同室外温度下的延续时间Tw（℃）<-11-9.1-7.1-5.1-3.1-1.10.1135n（h）18113327692122118772185246128883144表3.2-4设计热负荷汇总表近期采暖热负荷最大平均最小热负荷(MW)平遥县305215125祁县138.695.10862.13合计443.6310.108187.13采暖需要的汽量（0.392MPa，247.9℃）（t/h）合计651455274.53.2.2.4热平衡200MW汽轮机的额定抽汽量为260t/h，最大抽汽量为400t/h，在最大抽汽运行工况下，发电154.955MW。在最大抽汽工况时除满足电厂厂用汽量15t/h外，两台机组有785t/h蒸汽供热网站加热用汽，供热能力约为511.2MW，大于两县合计的最大热负荷443.6MW，可满足平遥县城及祁县县城约598万平方米的采暖要求。3.2.3供热方式由于供热管网系统较大，供热半径大，为了减少初投资和运行费用，热网系统分一次网和二次网，一次网供热介质(热水)参数采用：130/70℃(暂定)，热水全部回收。本期工程热电厂主要为一次网供热，一次网热力站设在热电厂内，利用汽机抽汽，加热外网供热热水，蒸汽凝结水经泵返回热力系统。抽汽压力为0.392MPa。热网配套工程与热电厂供热机组工程同步建设。22 3.3建设规模及进度热电厂本期计划安装2×200MW抽汽凝汽式供热机组，配置2×705t/h循环流化床锅炉，在采暖期额定工况每台炉对外供汽量为260t/h，最大供热工况下，每台炉对外供汽量可达400t/h，可以满足443.6MW热负荷的需要。根据对晋中市、平遥县供电负荷的预测，到2009年，当平遥热电厂满发时，在设备利用小时数为6000小时的情况下，平遥县电力盈余约为219MW，但同期晋中地区电力缺额达497MW，平遥热电厂所发电力除在平遥县境内消纳外，还可供电晋中其他地区。因此，热电厂的建设，不但可以满足平遥和祁县两地集中供热的需要，还可以满足平遥县和晋中市日益增长的电力需要，提高平遥县城的供电可靠性和供电质量。根据业主要求，本期工程设计时在布置上不堵死电厂再扩建的可能性。根据热电厂配套工程的建设情况以及业主的安排，本期工程于2008年3月开工，计划2009年三季度两台机组投产。22 4主要设计原则4.1总的设计原则(1)本期工程建设规模：2×200MW抽汽凝汽式空冷供热汽轮发电机组，配置2×705t/h循环流化床锅炉；不堵死扩建的可能。(2)厂址为位于平遥县城东偏北约9km处的西善信厂址；(3)锅炉、汽轮机及发电机采用上海电气集团三大主机厂产品；(4)机组采用空气冷却；辅机系统采用闭市空冷方式；(5)电厂生产用水采用位于平遥县城西的污水处理厂处理后的中水资源，取水方案为管道加压输水，电厂生活用水采用厂址附近地下水解决，源神庙水库作为事故备用水源；(6)采用灰渣分除干除灰系统，采用干式除灰、渣系统。枣沟干贮灰场作为本期灰场，考虑灰渣综合利用；(7)电厂燃用的设计煤种为当地洗中煤核煤矸石的混煤，校核煤种为煤矸石，采用汽车运输至电厂；(8)燃煤采用二级破碎，煤场设计时对采用厂外煤场、厂内轻型全封闭结构方案进行技术经济比较；(9)为满足环保要求，炉后烟气进行二次脱硫。脱硫工艺选择采用半干法。除尘系统采用布袋除尘，除尘效率不低于99.95%；(10)电厂内设220kV配电装置母线，以两回220kV线路接入系统；(11)设计厂级管理信息系统（MIS）；(12)供热一次网加热站设置在厂内；(13)89 设置全厂供气中心，向除灰、热机、热控、化水等专业的用户供气；(14)全厂设置两个集中控制中心，分别为机组集控中心和辅机集控中心；(15)年运行小时：发电设备年利用小时数按项目计划为6000小时；(16)按《火电工程限额设计参考造价指标》2006年价格水平编制工程概算。4.2电力系统4.2.1电厂接入系统根据电厂接入系统报告提出的方案，耀光煤电2×200MW机组采用发电机-变压器组接线接入电厂220kV母线，220kV出线2回，接入平遥220kV变电站。线路长度约2×7km，导线型号采用LGJ-2×300。此方案电厂接入平遥站，电厂所发电力除了供给平遥站外，大部分电力通过平遥至绵山线路送入绵山，极少部分电力通过平遥至东观线路送入东观，该方案各线路潮流合理，能够满足要去，各母线电压在允许范围内；通过短路电流计算：此方案在相关线路三相永久短路故障情况下，不采取措施，系统均可保持稳定运行，能够满足要求。4.2.2系统保护及安全自动装置目前系统二次有关方案均按上述接入系统方案考虑，最终方案待电厂接入系统二次方案审定后确定。4.3总图运输4.3.1全厂总体规划89 电厂厂址东北约600m为西善信村，北侧紧邻枣沟、西北约1800m为东庄、西南约1400m为北汪湛村、南约700m为庄则村、南约1400m处平南公路由西向东通过。电厂总平面布置方案将厂区分为主厂区和煤场区两个部分，主厂区位于枣沟南面，煤场规划在枣沟灰场西南角，主厂区全年次小风频的上风向——西北面（最小风频风向为NNW和ESE）约150m处，与灰场主要设施布置在一个区域。本工程2×200MW机组采用直接空冷系统，辅机供水系统采用带钢筋混凝土结构的逆流式玻璃钢机力通风冷却塔的循环供水系统。电厂生产用水的主要供水水源为平遥县污水处理厂处理后产生的中水补给水升压后采用2根DN200的球墨铸铁管送至厂区，管线长度约18.5km。源神庙水库为电厂事故备用水源。源神庙水库距平遥古城17km，距电厂厂址约9km。备用水通过泵房升压后采用1根DN250的球墨铸铁管送至厂区，管线长度约为9.2km。电厂生活水源将取用厂址附近的地下水，采用两口深井，一运一备，地下水通过1根DN80的钢管送至厂区。本期工程出线2回，电压等级为220kV，接入220kV平遥变电所；平遥变电所位于厂址西北6.5km处。出线方向为由厂区向东出线后，转向西北方向，接入平遥变电所。本工程拟燃用平遥当地的洗中煤和煤矸石，电厂各供煤点距电厂的平均运距约10km，都有公路和电厂相通。电厂燃煤的厂外运输采用汽车运输。电厂脱硫掺烧的石灰石可在当地开采加工，采用汽车运输方式向电厂供应。电厂采用干式除灰，灰渣分除方式。根据当地政府的总体规划，灰、渣将逐步实现全部综合利用。不能综合利用的灰、渣及石灰石以汽车运输到灰场。电厂本期贮灰场为枣沟干灰场，位于厂址东北侧，距厂址0.5km，为丘陵地区的天然冲沟。89 枣沟灰场贮灰至高程850m时，堆灰边界占地投影面积30.48hm2，最终容积为495.33×104m3，若不考虑灰渣综合利用，可满足电厂贮灰渣3.3年。电厂进厂道路由厂址南面的平南公路引接，由庄则村附近引出，绕过该村后直接向北，穿过在电厂南侧围墙外的果园后，连接到电厂大门。道路总长约1.4km，采用7.0m宽水泥混凝土路面。运煤道路由厂址南面的平南公路引接，接口点在进厂道路以西约320m处。在厂区附近，另外由厂区西侧引出一条道路与运煤道路相接，以便厂内炉渣的外运。道路总长约2.0km，采用7.0m宽水泥混凝土路面。电厂干灰库布置在枣沟灰场西南角，紧邻煤场。灰渣外运利用运煤道路，不另外设置道路。仅在灰场内设置运灰道路，由灰库通至灰场。运灰道路分别按灰场内道路和灰场外道路设计，灰场外道路路面宽7.0m，采用混凝土次高级路面，总长180m；灰场内道路路面宽6.0m，采用泥结石中级路面，总长970m。电厂生活区由业主自行安排。施工场地主要布置在主厂房扩建端侧，用地面积为9.98hm2。施工生活区规划用地3hm2，规划在主场区西侧的场地。施工期间利用厂区进厂道路和运煤道路作为施工设备材料的进出场道路。厂区不受洪水威胁，来水可以通过厂址东北侧的自然排水系统排走。煤场区的防洪和灰场防洪统一考虑，采用排洪沟与防洪堤结合的方式，煤场区的洪水以截洪沟拦截为主。厂址技术经济指标见表4.3-1。表4.3-1厂址技术经济指标表序号项目单位指标备注89 1厂址总用地面积hm282.501)厂区围墙内用地hm214.452)厂外边坡用地hm23.283)厂外输煤栈桥用地hm20.204)进厂道路用地hm22.105)运煤道路用地hm23.006)运灰道路及绿化带用地hm22.307)贮灰场用地hm230.488)贮灰场防洪堤用地hm28.169)至污水处理厂补给水管线用地hm24.6510)至源神庙水库补给水管线用地hm20.9011)施工区用地hm29.98租地12)施工生活区用地hm23.00租地2厂外道路路线长度km4.371)进厂道路长度km1.407.0m宽水泥混凝土路面2)运煤道路长度km2.007.0m宽水泥混凝土路面3)运灰道路长度km1.150.18km长7.0m宽水泥混凝土路面0.97km长6.0m宽泥结石路面3厂外补给水管线长度1)污水处理厂至电厂补给水管线长度km18.502×DN2002)源神庙水库至电厂补给水管线长度km9.001×DN2504厂址土方工程总量挖方万m383.12填方万m376.001)主厂区及施工区土方工程量挖方万m340.77填方万m340.062)煤场区土方工程量挖方万m333.40填方万m324.243)厂外道路土方工程量挖方万m31.77填方万m32.634)灰场土方工程量挖方万m37.18含运灰道路填方万m39.074.3.2厂区总平面4.3.2.1厂区总平面布置原则在原2×50MW机组方案89 的基础上，不断与业主展开互动，听取业主的各项要求，形成了如下的设计原则：（1）电厂按2×200MW机组进行规划，在总平面布置设计时不堵死扩建的可能；（2）根据厂址处的夏季主导风向——NE风，空冷平台布置在主厂房东面；（3）电厂进厂道路和运煤道路向南与平南公路连接；（4）建、构筑物的平面和空间组合，应做到分区明确，合理紧凑，生产方便，造型协调，整体性好；（5）辅助厂房和附属建筑尽量采用联合布置、多层建筑和成组布置，并应与现有和规划建筑群体相适应；（6）总平面布置以主厂房为中心，以工艺流程合理为原则，根据地形条件、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；（7）根据主厂区场地初平标高确定主厂房及其他建、构筑物位置及零米标高，充分考虑挖、填方平衡的要求以及其它区域与主厂区的协调关系；（8）电厂由南向北扩建，固定端立面朝向进厂道路方向；（9）在厂区管线集中的走廊架设综合管架。4.3.2.2厂区总平面方案在本次设计中，结合前期投标的工作成果，不断创新优化，提出了本工程的总平面布置方案：89 厂区分为两个部分，一个是主厂区，一个是煤场区。主厂区由东向西分别为220kV屋外配电装置、空冷平台、主厂房、辅助附属设施。主厂区东南部为厂前设施区；西南部为电厂保留用地，由电厂另行开发。煤场区位于厂区西北面约150m处，此处位于枣沟灰场的西南角。煤场区围墙内用地4.80hm2。整个厂区根据功能特点分区布置，主要分为：主厂房区、配电装置区、厂前设施区、辅助设施区、煤场区。主厂房区布置在厂区的北面中间位置，主要为汽机房、除氧煤仓间、锅炉房、脱硫除尘岛、吸风机、烟囱。汽机房固定端为热网首站。每台锅炉相应设置一座渣库。供气中心、机组排水槽布置在两炉之间，脱硫控制楼布置在两机脱硫除尘设施之间。配电装置区布置在主厂房区东面。空冷平台布置在汽机房A排柱前，其下布置变压器及道路。辅助设施区布置在主厂房区西面，由北向南依次为启动锅炉房、油罐区、制氢站、废水处理设施、锅炉补给水处理站、综合水泵房及辅机冷却塔和材料库等设施。厂前设施区包括办公楼、食堂、值班宿舍。煤场区位于厂区西北方向，地处枣沟灰场的西南角，结合此处的冲沟地形布置。煤场采用半封闭干煤棚的形式贮煤。由于此处地势较低，由主厂区的视角出发，煤场基本处于地平线以下，利用边坡作为煤场的围护，抑制煤场粉尘，起到封闭煤场的效果；与主厂区拉开距离，且处于主厂区次小风频的上风向，减少了对主厂区的污染；利用地形遮掩，美化电厂总体观瞻效果。电厂干灰库也布置在煤场区内，干灰通过气力除灰管道输送到干灰库，可以通过运煤道路外运，也可以就近通过运灰道路送至灰场贮存。运灰设备检修用房和煤场管理用房统一考虑，集中布置，在煤场区设置煤灰管理站。主厂区和煤场区之间连接有输煤栈桥，输煤栈桥由煤场地下煤沟起始，向东南连接的厂区碎煤机室，然后由主厂房扩建端进入除氧煤仓间。89 主厂区设有两个出入口，一个是进厂大门，位于主厂区南面，向南引接到平南公路，作为电厂人流的主入口。一个位于主厂区西北角，向西连接到运煤道路，作为电厂物流的主要通道，平时以外运炉渣为主。在煤场西南侧设有运煤通道，向南接到平南公路。在煤场北侧设有运灰通道，通向灰场，便于把不能综合利用的干灰运至灰场内。厂区内设置两条管架。一条是综合管架，主要布置在主厂房区固定端一侧，一端连接汽机房固定端，向西通至烟囱后的道路边，向北折向油罐区；另一条是由主厂区至煤场区的除灰管架，一端连接主厂房扩建端，然后沿输煤栈桥一直连接到干灰库。供热管道在厂内采用地沟敷设的方式由汽机房固定端的热网首站向东引到围墙外1m设计分界线处。本方案中，厂区围墙内占地14.45hm2，其中主厂区占地9.65hm2，煤场区占地4.80hm2；另外厂外栈桥占地0.20hm2。上述方案采用厂外半封闭煤场，即厂外煤场布置在厂区围墙的灰场冲沟内，其优点是：（1）从厂区看去，基本处于地平线下，外部景观较好；（2）地处沟壑，利用沟壁作为煤场的围护，起到了封闭煤场的作用；（3）煤场远离厂区，运煤车辆不需进出厂区，煤粉尘对厂区的影响降至最小，基本可以忽略。这种布置形式的缺点是：（1）对灰场的容积略有影响，降低库容灰场的最终库容约20×104m3；（2）胶带输送距离较长，检修围护不便；（3）煤场与主厂区分开布置，对管理有一定的不便。不过，由于煤场布置在灰场边缘，与干灰库及其他灰场设施综合考虑，对这两部分的管理综合考虑也是有一定的益处的。89 在设计过程中，还考虑了另一对比方案。与上述方案相比，主要的不同在于采用了厂内封闭煤场的方案，将煤场布置在主厂房区的西面，主厂区与煤场区形成一个完整的厂区。对比方案中厂区总平面分为五个区域：主厂房区、配电装置区、煤场区、厂前设施区、辅助设施区。其中主厂房区与配电装置区的布置与方案一相同，煤场区布置在主厂房区的西面，与方案一的区别是，采用厂内轻型全封闭煤场的形式贮煤，以防煤粉尘污染。受场地东南高、西北低，高差较大的影响，为适合地形条件，煤场区与主厂区分台阶布置，主厂区主要建、构筑物零米标高按857.9m设计，煤场区零米标高按842.6m考虑。两台阶间用挡土墙分隔。厂区设有三个出入口：其中主入口位于厂区南侧，进厂道路一端由厂区和辅助设施区之间接入厂内，另一端向南连接到平南公路；在厂区西北角设物流通道，电厂燃煤、燃油的运入和灰渣的运出均通过此处；在厂区北侧设有至灰场的道路。本方案中，本期工程厂区围墙内占地14.45hm2。对比方案采用厂内煤场，工艺顺畅，管理集中，相较厂外煤场相比，土方工程量较小，而且不会影响灰场容积，检修围护方便；但是煤场布置在厂区围墙内，运煤车辆频繁进出厂区，煤尘对厂区影响较大，同时为满足环保要求，需采用全封闭煤场，煤场造价较高。4.3.3竖向布置本工程主厂区场地自然地形坡度约为2.25％，宜采用平坡式布置。主厂区和煤场区根据各自地形条件，以土石方基本平衡为原则，分别在各自区域内采用平坡式布置。主厂区及施工区按照857.3m的标高进行初平，煤场区按照842.0m进行初平。主厂房等主厂区主要建、构筑物的零米标高为857.9m，配电装置区地坪设计标高为857.6m，煤场地坪及煤场区主要建、构筑物零米标高为842.6m。厂区及煤场区周边挖、填方边坡均采用分级放坡，坡面防冲刷、防渗处理。89 主厂区不受洪水威胁，来水可以通过厂址东北侧的自然排水系统排走。煤场区的防、排洪纳入到灰场的防、排洪中统一考虑。枣沟灰场为平原冲沟灰场，场外排洪采用防洪堤阻隔灰场外洪水，灰场东北侧和西南侧的汇水利用自然地势排入灰场初期坝下游的自然排水系统；煤场围墙外的地势较低，有运煤道路阻隔，且煤场的防洪等级高于灰场，因此煤场外洪水利用截洪沟进行拦截，通过排水跌水井和排水涵穿越运煤道路后，再利用稍加整理后的自然地形排放。主厂区及施工区土方工程量为挖方40.77×104m3，填方40.06×104m3；煤场区土方工程量为挖方33.40×104m3，填方24.24×104m3。合计厂区及施工区土石方工程量为挖方74.17×104m3，填方64.30×104m3。4.4热机部分4.4.1主机设备本工程主机经招标确定主设备采用上海电气集团股份有限公司生产的锅炉，汽轮机及发电机。4.4.1.1锅炉锅炉：超高压、自然循环、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架的循环流化床汽包锅炉。型号SG-705/13.7-M453锅炉容量和参数（BMCR）锅炉额定连续蒸发量705.818t/h额定过热蒸汽压力13.84MPa(g)额定过热蒸汽温度540℃额定再热蒸汽流量625t/h额定再热蒸汽出口压力3.679MPa(g)额定再热蒸汽进口压力3.875MPa(g)额定再热蒸汽出口温度540℃额定再热蒸汽进口温度354℃给水温度(BMCR)243.8℃锅筒压力（BMCR）15.12MPa(g)89 空预器进风温度35℃热一次风出口风温235℃热二次风出口风温235℃排烟温度130℃锅炉保证热效率（以低位发热量计）90.09%Ca/S比2.2脱硫效率≥93％NOX-排放≤300mg/Nm3SOX排放浓度≤800mg/Nm3不投油最低稳燃负荷≤30%B-MCR空预器型式四分仓回转式4.4.1.2汽轮机型式超高压、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、单抽空冷凝汽式汽轮机铭牌功率200MW最大功率223MW额定进汽量625t/h汽轮机主汽门前蒸汽压力13.24MPa(a)汽轮机主汽门前蒸汽温度535℃额定工况再热蒸汽流量554t/h额定工况高温再热/低温再热蒸汽压力3.156/3.506MPa(a)额定工况高温再热/低温再热蒸汽温度535/352.7℃汽轮机抽汽回热级数为6级。汽轮机在最大出力工况下的出力为223MW，主蒸汽流量为705.818t/h。89 汽轮机在额定出力工况下出力为200MW，主蒸汽流量为625t/h。额定排汽压力16kPa(a)额定工况给水温度239.7℃额定抽汽压力0.392MPa(a)额定抽汽温度247.8℃额定抽汽量257t/h最大抽汽量400t/h最小抽汽量160t/h给水回热抽汽级数6级(2高、1除氧、3低)汽轮机额定工况热耗率8637kJ/kW.h额定转速3000r/min末级叶片长度500mm重量600t4.4.1.3发电机型号QFSN-200-2额定功率200MW额定电压15750V额定转速3000r/min励磁方式静态功率因数0.85冷却方式水氢氢4.4.2燃料及脱硫剂4.4.2.1燃料来源依据及燃料特性本工程拟燃用当地洗煤厂和焦化厂产生的洗中煤和煤矸石。业主提供的煤质分析特性资料如下表：89 表4.4-1煤质特性资料表项目符号单位设计煤种（混煤）(煤矸石:中煤=2:1)校核煤种煤矸石收到基碳Car%35.1430.23收到基氢Har%1.791.12收到基氧Oar%5.636.46收到基氮Nar%0.510.55收到基硫Sar%1.691.80收到基灰分Aar%49.1855全水分Mar%6.064.84空气干燥基水分Mad%0.460.4收到基挥发分Vdar%15.7115.3焦渣特性22收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg12.5010.47Kcal/kg29852500锅炉点火启动及助燃用燃料采用0号轻柴油。本工程来油方式按汽车运输考虑。4.4.2.2脱硫剂平遥县东南部为太岳山北麓，石灰石贮量丰富。电厂脱硫掺烧的石灰石可当地开采加工，供应电厂掺烧。石灰石的分析资料见下表：表4.4-2石灰石主要成分分析项目符号单位数据氧化钙CaO%53氧化镁MgO%0.6氧化硅SiO2%2.5氧化铝Al2O3%0.6氧化钛Fe2O3%0.589 其它%0.8烧失量L01%424.4.2.3燃料及石灰石消耗量燃料消耗量见下表：表4.4-3锅炉燃料消耗量锅炉蒸发量（t/h）耗煤量h(t)d(22h;t)a(万t)设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种1×705172.81207.343801.824561.48207.4248.82×705345.62414.687603.649122.96说明：全日耗煤量按22h计，年耗煤量按发电设备年利用小时数6000h。石灰石消耗量见下表：表4.4-4石灰石消耗量（设计煤种）锅炉蒸发量（t/h）耗量h(t)d(22h;t)a(万t)设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种1×70521.2227.12466.84596.6425.532.52×70542.4454.24933.681193.28说明：全日耗煤量按22h计，年耗煤量按发电设备年利用小时数6000h。4.4.3燃烧系统及辅助设备一次风系统主要是为循环流化床锅炉提供流化介质，使煤在锅炉炉膛内实现流化状态，并作为燃料给料系统的输送介质。为防止空预器在低负荷及冬季进风温度偏低时的低温腐蚀，在一次风机出口和空预器一次风进口间设有暖风器。考虑到循环流化床锅炉一次风机在选型及配置上的特殊性，同时为适应运行工况的变化89 ，本工程现阶段一次风机采用离心式风机+液力耦合器的方案。每台锅炉配备两台50%容量的离心式一次风机（配液力耦合器），风机入口设有消音器。二次风机出口的二次风经过空气预热器加热后为循环流化床锅炉的二次环行风箱提供燃烧所需空气。为防止空预器在低负荷及冬季进风温度偏低时的低温腐蚀，在二次风机出口和空预器二次风进口间设有暖风器。每台锅炉配备两台50%容量的二次离心式风机（配液力耦合器），风机入口设有消音器。锅炉燃烧产生的高温烟气首先经过高效旋风分离器分离，烟气中大颗粒的飞灰被分离出来返回炉膛，而小颗粒飞灰被烟气携带流经锅炉尾部受热面，经过脱硫塔再次脱硫、除尘器进行收尘后，由吸风机进入烟囱排大气。每台锅炉配置两台50%容量的动叶可调轴流式吸风机。本工程两台机组合用一座钢筋混凝土烟囱。烟囱高度为210m，出口直径5.8m。循环物料回送系统的作用在于将高效旋风分离器收集的炙热颗粒经回料器送回到炉膛，实现物料的循环燃烧以提高锅炉燃烧效率。本系统由三个绝热式旋风分离器、三个回料器、三台高压流化风机等部件所组成。每台炉配置三台高压流化风机，风机型式为低速多级离心风机，在锅炉正常运行时，两台运行，一台备用本系统采用炉前一级给煤，设3个543m3原煤仓。本工程设计的原煤斗可满足锅炉燃烧校核煤种满负荷运行约8.2小时。能满足规程的要求。每个原煤仓对应2台称重式计量给煤机，共6台给煤机。给煤机驱动电动机采用变频调速电动机，可随时调节给煤量。除灰专业在炉侧设置两座石灰石粉仓，其储量满足两台锅炉一天的用量。石灰石粉通过注料泵输送至炉前的石灰石粉分配器，然后喷入炉膛。每台锅炉采用六台滚筒式冷渣器，保证在B-MCR工况下，每台冷渣器均能够达到25%89 的出力。经冷渣器冷却后的渣通过提升链斗输送机进入渣仓。锅炉点火、助燃油系统包括油罐区、厂区及炉前油系统的设计。该系统能满足锅炉点火启动的要求和在低于30%BMCR工况下助燃。油罐区内布置2台500m3轻油罐，供油系统采用一级泵供油系统，设3台50%容量的供油泵。在油泵房内还设置有2台100%卸油泵。油罐区设污油处理系统。4.4.4热力系统及辅助设备4.4.4.1主蒸汽、再热蒸汽和汽轮机旁路系统主蒸汽、低温再热和高温再热蒸汽系统管道均采用“2-1-2”连接方式。主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱两侧引出，汇成一根干管，到汽轮机前再分成两根支管分别接入高压缸和中压缸左右侧主汽门和再热主汽门。低温再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在高排止回阀的下游汇成一根干管，到炉前再分成两根支管接至再热器入口联箱。主蒸汽管道12Cr1MoVG无缝钢管、高温再热蒸汽管道采用10CrMo910无缝钢管；低温再热蒸汽管道采用ST45.8/III无缝钢管。每台机组设有一套高、低压两级串联的电动旁路装置，本空冷凝汽器厂家为SPX公司，根据锅炉，汽轮机厂的起动曲线以及空冷最小防冻流量的要求，电动旁路装置容量定为40%B-MCR。高压旁路装置从汽机入口前主蒸汽干管接出，经减压减温后接至低温再热蒸汽管道上。低压旁路装置从汽机中压缸入口前高温再热蒸汽干管接出，经减压减温后接至排汽管道，排汽管道上还设有三级减温减压装置。4.4.4.2给水系统每台机组设置2台容量各为最大给水量110%89 的电动调速给水泵。采用液力耦合器进行调速，以满足机组启动和各种工况下的需要。给水泵一台运行，一台备用。主给水系统中设置2台全容量立式高压加热器。高压加热器在给水系统中的连接方式采用大旁路系统，当任何一台高加故障时，2台高加同时从系统中退出运行。高压给水主管道上在省煤器入口侧设有一个30%容量的旁路调节阀。锅炉负荷大于30%时，给水流量由控制电动给水泵的转速进行调节。机组启动和锅炉负荷<30%时，给水流量由旁路调节阀控制。给水系统还为锅炉过热器的减温器、再热器的事故减温器以及汽轮机的高压旁路减温器提供减温水。4.4.4.3凝结水系统凝结水系统设置3台55%最大凝结水量的立式凝结水泵，凝结水泵加装变频装置，以适应运行工况的变化，达到节能的效果。纯凝工况二台运行，一台备用。供热工况或机组低负荷工况时可以只投运一台。从空冷凝汽器来的凝结水至排汽装置，经凝结水泵升压后，流经中压凝结水精处理装置、汽封冷却器、6号、5号、4号低压加热器至除氧器。化水专业凝结水储水箱的除盐水经凝结水补充水泵向排汽装置补水。在凝结水补充水管道上设有调节阀，以调节排汽装置下的凝结水箱的水位。机组启动时，锅炉上水泵为锅炉及凝结水系统上水。空冷凝汽器热态冲洗时，锅炉上水泵补水至除氧器，维持给水系统的正常运行。凝结水补充水系统的管道和阀门均采用不锈钢材料。除氧器采用滑压运行。本系统不设除氧器启动循环泵，机组启动期间，利用再沸腾管加热给水箱内的凝结水。89 此外，凝结水系统还提供给水泵密封冷却用水、疏水扩容器减温水、低压旁路减温水、低压缸喷水、真空泵补充水，以及向辅助蒸汽减温器及其它减温器提供减温水等。4.4.4.4抽汽系统汽轮机采用6级非调整抽汽，其中，高压缸一级抽汽（包括高压缸排汽）、中压缸三级抽汽、低压缸二级抽汽，分别供至1号、2号高压加热器、除氧器以及4号、5号和6号低压加热器。为避免经抽汽系统引起汽轮机超速和进水，除6号低压加热器的抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。6段抽汽蒸汽压力处于负压状态，贮存能量小，为减少压力损失，提高回热的经济性，只设电动隔离阀而不设气动止回阀。汽轮机的三段抽汽，在机组正常运行时，除向除氧器提供加热蒸汽外，还向辅助蒸汽系统提供汽源。四级抽汽还向热网蒸汽系统供汽。汽轮机抽汽系统的设计按ASMETDP-1标准（火电用汽轮机防止进水损伤的规定）进行。4.4.4.5其他本厂的启动汽源来自启动锅炉房。每台机组各设有一台辅助蒸汽联箱，两台机组的辅助蒸汽联箱之间设有联络母管，启动锅炉来汽接入联络母管。汽轮机低压缸排汽，经直径为4832mm的排汽管道，分成5根支管进入空冷凝汽器，每根支管对应一列冷却单元,一台机组设置3个电动蝶阀。89 每台机组安装3台100%容量水环式机械真空泵组，水环真空泵组主要由水环式机械真空泵及电动机、汽水分离器、热交换器等部件组成。机组正常运行时，1台运行，2台备用；机组启动时，为加快抽真空速度，3台真空泵同时运行。每台汽轮发电机设有一套在线润滑油净化装置和一套集装式贮油箱，容量各为36m3。汽轮机的排汽冷却采用直接空冷系统，因辅机冷却水要求温度较低，其冷却仍按采用湿式冷却系统，向汽机冷油器、发电机氢气冷却器、发电机定子水冷却器、电动调速给水泵、送风机、吸风机、流化风机等辅助设备提供冷却水。冷却方案采用全厂大闭式循环冷却水系统。4.4.5供热系统本工程热用户基本为生活采暖负荷，供热管网采用闭式水系统，一次网供回水温度130℃/70℃，热网首站设在汽机房内，利用供热机组调整抽汽将一次网回水由加热到130℃，送至厂区围墙外的热网分配站后，分别向平遥县和祁县供热。热网首站蒸汽系统采用单元制，每台机抽出的蒸汽管道单独送至热网首站。热网首站共设6台管壳式、卧式热网加热器，其中1号机设置3台热网加热器，2号机设置3台热网加热器。热网加热器不设备用，1台加热器故障时，其余加热器仍能满足75％的供热要求,根据初步设计审查的意见，热网加热器按照汽轮机最大抽汽能力选择。热网循环水侧采用母管制，总量暂定为6200t/h，共设置5台热网循环水泵，4台运行1台备用。热网循环水泵流量为1785t/h,扬程按照平遥县热网的要求选择为145mH2O，祁县热网设置中继水泵。为满足热网首站量调节，质调节要求，其中两台热网循环水泵采用变频装置。热网凝结水采用单元制系统，共设2台30m389 的凝结水箱，分别收集平遥热网站和祁县热网站热网系统的凝结水。热网加热器的供热抽汽凝结水流至凝结水箱，由热网凝结水泵分别送回1号、2号机的除氧器。1号机和2号机热网抽汽凝结水系统各选用2台110%容量的热网凝结水泵，其中1台运行，1台备用。热网补水一路采用化学软化水，经补水除氧器除氧后通过补水泵补入热网循环水泵入口前回水母管，同时考虑将连续排污扩容器排污水补入补水除氧器，既弥补热网水的损失，又对整个系统起到定压作用；一路采用服务水，作为紧急补水补入热网循环水泵入口前。本系统选用1台大气式除氧器，设2台补给水泵用于正常补水，1台运行，1台备用。4.4.6主厂房布置本工程2×200MW机组主厂房布置采用常规三列式布置，依次为汽机房、除氧煤仓间、锅炉房，炉后布置脱硫除尘系统、引风机及烟囱。汽机房及除氧煤仓间布置采用两个方案。(1)汽机房布置汽轮发电机组采用纵向岛式布置，机头朝向固定端，汽机房跨度为28m汽轮发电机中心线距A列柱12m。汽机房分三层布置：0m、5.0m、10m层，汽机房屋架下弦标高为25.20m，行车轨顶标高为21.528m。从机头方向看，加热器布置在机组左侧，油系统布置在机头右侧。0m层布置电动给水泵、水环式真空泵、冷油器、凝结水泵等辅助设备。检修场地设在两机之间。给水泵布置在加热器平台的旁边，在给水泵与B列轴之间留有1.5m的通道。发电机端布置发电机出线小间。5.0m层，汽机机头附近平台布置有主油箱、EH油箱，汽封蒸汽冷却器以及大量蒸汽管道。发电机端布置发电机出线等，6KV厂用配电装置布置在5m层发电机的后部，6KV厂用配电装置上方10m运转层为运行层检修场地。10m89 运转层，汽机运行层采用岛式布置，使汽机房底层辅助设备（如电动调速给水泵，凝结水泵，水环式真空泵等）能够利用汽机房行车起吊。运转层A列柱、B列柱侧均设有直通道。运转层还布置有通向行车操纵室的楼梯。汽机房A列外4~5号柱、12~13号柱间布置有从低压缸出口至空冷凝汽器的排汽管道。热网首站布置在汽机房固定端固定端，宽度为34.5m，长度为18m，热网换热站屋架下弦标高为15m。热网首站分三层布置：0m、5.0m、10m层。0m层布置热网循环水泵、热网凝结水泵、热网补水泵等辅助设备。5.0m层布置有热网蒸汽管道、热网疏水箱。10m运转层布置有热网加热器设备，热网加热器纵向布置，加热器检修可利用10m层加热器之间预留的检修场地。(2)除氧煤仓间布置除氧煤仓间层高分别为5.0m、10m、20m、38m、煤仓间屋顶标高43.5m。零米层，固定端布置有全厂主楼梯，在主厂房8~9号柱及主厂房扩建端设置楼梯；从固定端到扩建端依次布置热网循环水泵变频调速室、电气配电室，制冷加热站、电气配电室，化学加药间，柴油机房。5m层主要是电缆夹层，同时布置有暖通空调机房，汽水取样间以及保安电源室。10m运转层，从固定端到扩建端依次布置热网除氧器、蓄电池室，1号机直流及UPS配电室，电子设备间及集中控制室以及暖通空调机房，屋顶上方为管道夹层。除氧器，给煤机层，标高20.00m，布置2台闭式水膨胀水箱、2台除氧器及水箱、2台连续排污扩容器以及12台称重式皮带给煤机。89 38m为皮带层，布置有两条输煤皮带；38m与20m层间2～5号柱、10～13号柱之间分别布置有6个原煤斗，扩建端15～16柱之间的皮带层上43.5m层布置有输煤转运站，其屋顶标高为48.5m。(3)锅炉房布置锅炉为半露天布置，锅炉中心线分别对准3柱和11柱向扩建端偏4.5m。每台炉的炉膛下方0米分别布置有6台冷渣器，每台锅炉的两侧布置有两台一次风机、两台二次风机，锅炉后侧布置有三台高压流化风机。在锅炉侧布置有用于出渣系统的渣仓。每台炉靠两炉之间的一侧均布置有一台1.6吨的客货两用电梯。(4)炉后布置炉后依次布置有脱硫装置、除尘器、引风机室及烟囱。锅炉房K排距烟囱中线87.26m。烟囱高度为210m，出口内径为5.8m。主厂房主要数据见表4.4-5：表4.4-5主厂房布置主要数据表序号名称单位数据1主厂房柱距m92汽机房跨度m283汽机房总长度m136.54除氧煤仓间总长度m145.55除氧煤仓间跨度m116锅炉房跨度m38.837炉前通道m58A列柱至烟囱中心线的距离m170.099主厂房运转层标高m1010汽机房桥式起重机轨顶标高m21.62811汽机房屋架下弦标高m25.2012除氧器及给煤机层高m20.0013除氧煤仓间皮带层标高m3814除氧煤仓间屋面标高m43.589 15热网首站长度m1816热网首站宽度m34.517热网首站屋面标高m154.5运煤部分4.5.1煤源及煤质资料本工程拟燃用平遥当地洗煤厂和焦化厂提供的洗中煤和煤矸石。煤质资料和耗煤量见本报告书4.4.2节。4.5.2输煤系统方案煤场采用厂外全干煤棚斗轮机煤场,煤场和卸煤沟布置在厂外冲沟内，煤场上部采用干煤棚封闭，斗轮机堆取料出力为600t/h，卸煤沟与煤场平行布置。汽车来煤进卸煤沟，卸煤沟采用单沟双缝形式，每条缝隙布置2台叶轮给煤机，不同来煤通过叶轮给煤机粗混后将煤卸到胶带机上输送到煤场分层堆放或输送到碎煤机室破碎，叶轮给煤机出力为120~400t/h，胶带机出力为600t/h。进入碎煤机室的煤流进过二级破碎，一级筛分后，通过胶带机送入煤仓间原煤仓，一级破碎采用齿辊式破碎机，其出力为600t/h，筛子采用振动筛，其出力为600t/h，二级破碎采用可逆锤式细碎机，其出力为500t/h。本方案采用厂外半封闭煤场，利用自然地形，将煤场布置在冲沟内，运煤车辆进出煤场无需进入厂内，有效避免了煤场粉尘对厂区的污染，同时由于布置在冲沟内，厂区建筑物减少，优化了厂区布置，但由于混煤方法只能采用叶轮给煤机进行，且煤场需分层堆放，增加了卸煤设备运行及煤场管理工作量，同时煤场距离厂区较远，增加了胶带机长度及检修维护量。89 4.5.3卸煤装置按设计煤种计算电厂日耗煤量为7603.64吨。来煤不均衡按系数1.2计算，日最大汽车来煤量为9124.4t，运煤汽车按社会运力考虑，暂按20吨自卸汽车运煤计算，按二班运行，每天进场煤车约457车次。本期工程设卸煤沟一条，与煤场平行布置，卸煤沟设置12个车位（每车位柱距7米）卸煤，有效总长度84米。卸煤沟采用单沟双缝形式，并配有双路胶带机卸煤，卸煤沟下采用叶轮给煤机将煤卸到胶带输送机上，每条胶带机上设2台叶轮给煤机，共设有4台。来煤煤质不同时可采用2台叶轮给煤机同时作业进行粗混，每台叶轮给煤机出力为120~400t/h，出力可调。4.5.4贮煤设施本工程设置半封闭斗轮机煤场一座，煤场跨度80米，长度180米，煤场堆煤高度13.5米，煤场有效贮量约为9.7万吨，可供电厂2×200MW机组燃用14天。煤场设有一台斗轮堆取料机，斗轮堆取料的堆料出力为600t/h，取料出力600t/h，回转半径30m。同时煤场设有干煤棚，干煤棚长120米，宽80米，另外煤场还设有2台TY140推煤机和1台ZL50装载机用于煤场压实、整理及辅助上煤作业。卸煤沟有效长度84米，可贮煤约2800吨。煤沟充满时可以满足夜间不动用煤场机械上煤。一般情况下，来煤可直接卸入卸煤沟。当卸煤沟煤满时，可将煤卸入煤场。4.5.5筛碎设备本工程锅炉为循环流化床锅炉，对燃煤的粒度要求不大于10mm，且对粒度级配要求比较高。根据业主提供的来煤资料，来煤粒度在100mm以上，故须两级破碎设施。在汽车卸煤沟入口设置一级煤篦，篦孔为200×200，将≥200mm89 以上的煤块分离，大块不得进入系统。在碎煤机室设计采用两级破碎，一级破碎采用齿辊式破碎机，其额定出力Q=600t/h，进料粒度≤200mm，出料粒度≤50mm，一级破碎后设一级筛分，筛子额定出力Q=600t/h，筛分粒度≤10mm，二级破碎采用可逆锤式细碎机，其额定出力500t/h，进料粒度≤50mm，出料粒度≤10mm。4.5.6输煤系统及运行方式输煤系统的胶带输送机从卸煤沟至主厂房原煤仓采用B=1000mm，带速V=2.0m/s，出力为Q=600t/h的胶带输送机，设计出力按150%耗煤量考虑，可满足2X705t/h锅炉燃用。输煤系统的胶带输送机按双路设计，一路运行，一路备用。输煤系统为三班制运行，每班向锅炉房供煤运行时间约为5小时。煤仓间皮带层的胶带输送机上采用双侧犁式卸料器向煤仓间配煤。4.5.7输煤系统辅助设施本工程共设有二级除铁器，用于分离煤中的磁性金属杂物。为了保证除铁效果，在2AB胶带机头部设有第一级除铁器，采用带式除铁器。在3AB胶带机中部设第二级除铁器，第二级除铁器采用盘式除铁器。用于监测入炉煤质的取样设备，安装在4AB胶带机中部。取煤样设备配有破碎缩分及余煤回煤设施。入炉煤计量采用电子皮带秤，安装在4AB胶带机上。配带链码校验及标定装置。入厂煤计量采用汽车衡，布置在汽车进厂处，并将信号送至输煤程控系统。4.6除灰渣部分4.6.1灰渣量89 表4.6-1灰渣量表煤种　机组容量小时灰渣量（t/h）日灰渣量（t/d）年灰渣量（104t/a）（MW)灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣设计煤种1x20064.5059.41123.911419.001307.022726.0238.7035.6574.352x200129.00118.82247.8228382614.045452.0477.4071.29148.69校核煤种1x20075.3088.78164.081656.601953.163609.7645.1853.2798.452x200150.60177.56328.163313.23906.327219.5290.36106.54196.90注：日按22小时计算，年按6000小时计算4.6.2除渣系统循环循环流化床锅炉排渣设备是除渣系统中的主要设备，是系统运行的重要环节，直接影响系统能否安全运行，目前循环循环流化床锅炉排渣，主要有气力排渣和机械排渣两种方式。气力排渣由于渣颗粒粗，工况适应能力差，输送困难，耗气量大，一般不推荐采用；在水泥制造行业，熟料的输送均采用链斗输送机输送，运行稳定效果好，基于循环流化床锅炉的渣与水泥厂熟料性质类似，固本工程推荐采用链斗输送机输渣。除渣系统的出力按小时排渣量的250%设计。炉底渣由锅炉冷渣器落到炉底1号链斗机上，通过2号斗式提升机输送到渣仓储存，渣仓直径Ф12m，渣仓容积1330m3/座。渣仓可满足校核煤种12小时的储渣量。渣仓5.00m运转层内布置2台双轴搅拌机，其出力均为150t/h，底部设有汽车通道，汽车在此处装渣外运，供综合利用或运至灰场碾压贮存。4.6.3除灰系统89 本工程采用正压浓相气力输灰系统，除灰系统的出力按小时排渣量的150%设计。正压浓相气力输灰系统主要分气力输送和灰库贮存两部分，通过输送管道连接成一个整体，并配套有气化与输送和控制气源部分。除尘器每台炉配6个输送仓泵，3个仓泵共1根管，通过除尘器灰斗下的输送仓泵，在压缩空气的作用下通过管道，将各灰斗内的排灰输送至灰库。每台炉省煤器配4个输送仓泵，2个仓泵共1根管，每炉2管，分别与除尘器输灰管相接，省煤器，除尘器的灰通过共用管道将灰输送至灰库。系统设两座灰库，灰库直径为Φ12m，每座灰库容积满足锅炉燃用设计煤种时24h的排灰量，即每座容积1935m3。因灰场距电厂较近，因此灰库直接布置在灰场边缘。每座灰库下设2个卸料点，一路采用汽车散装机（150t/h）将干灰装入罐式运灰车，运干灰至综合利用用户；一路采用加湿搅拌机（150t/h）将干灰制成湿灰，用自卸汽车送至灰场储存。为使灰库卸灰流畅，在每座灰库的库底设有气化装置。本工程设3台气化风机，其中2台运行，1台备用；参数为：气化风机流量Q=12.6Nm3/min，压力P=78kPa。飞灰输送管道采用普通钢管，在弯头部分采取耐磨措施或耐磨弯头，提高管道的耐磨性能。输灰管道采用架空方式敷设。4.6.4石灰石粉输送系统本工程循环流化床锅炉脱硫剂利用成品石灰石粉，采用自卸罐车运输到厂；厂内设2座Φ10米石灰石粉库，石灰石粉库容积2×710m3，可满足2台炉1天的石灰石粉消耗量；罐车运来的石灰石粉直接卸到贮存库内，库储料筒侧布置有气化装置，库底设4台18.5t/h的89 注料泵，注料泵连续运行出力可调，将石灰石粉正压气力输送至锅炉配料点。4.6.5供气系统根据本工程的特点，结合除灰、热控、热机、化水等专业用气要求，拟全厂(2×200MW)设一座供气中心，为各用户提供气源。空压机采用大气量压缩螺杆式压缩机。在压缩空气后处理设备配置设计时，为了减少设备类型，我们对各个用户的用气要求作了分析后，将用气的品质分为三类，见下表：表4.6-12×50MW机组各用户用气量用途气量单位品质用气频率备注除灰输送系统100.28Nm3/min压力露点：2ºC含油量<5mg/m3灰尘粒径<40um压力：0.7MPa连续由于供货商的不同，气量变化比较大，准确气量根据招标后确定的系统确定。石灰输送系统144.68Nm3/min压力露点：2ºC含油量<5mg/m3灰尘粒径<40um压力：0.7MPa连续由于供货商的不同，气量变化比较大，准确气量根据招标后确定的系统确定。输送气量合计244.96Nm3/min除灰控制4Nm3/min压力露点：-20ºC含油量<1mg/m3灰尘粒径<5um压力：0.6-0.7MPa间断准确气量根据招标后确定的系统确定。热控控制40Nm3/min压力露点：-20ºC含油量<8ppm灰尘粒径<3um间断89 压力：0.6-0.7MPa化水控制4Nm3/min压力露点：-20ºC含油量<8ppm灰尘粒径<3um压力：0.6MPa间断脱硫控制8Nm3/min压力露点：-20ºC含油量<8ppm灰尘粒径<3um压力：0.6MPa间断控制气量合计56Nm3/min热机吹扫10Nm3/min压力：0.7MPa间断化水吹扫5Nm3/min压力：0.7MPa间断热控吹扫5Nm3/min压力：0.7MPa间断脱硫吹扫12Nm3/min压力：0.7MPa间断吹扫气量合计32Nm3/min总气量332.96Nm3/min本期工程的全厂供气中心设置8台空气压缩机，空压机参数:流量为Q=65Nm3/min，压力P=0.75MPa，同时设置8台组合式干燥器，其中6组运行，2组备用。为保证仪表用气的稳定性，仪用气源2台伫气罐对应1根母管，与除灰输送用压缩空气母管隔开。此外，在除灰输送用母管的支管上设有电动分支阀，当仪表用气压力低于0.45MPa时，将分别关闭电动分支阀，以保仪表用气压力的稳定。集中的供气中心，设备可以通过母管有效连接，减少备用设备数量，监控费用和维修费用较低，可以取消一座建筑，压缩装置所需的总占地面积也小。同时，过滤器、干燥设备和其他辅助设备的选用，也可得到最佳优化。89 4.7电厂化学部分4.7.1水源及水质本工程设计采用经平遥县污水处理厂处理后的中水作为锅炉补给水的水源，电厂备用水源为源神庙水库水。各水源水质如下：（1）平遥县污水处理厂设计出水水质如下：CODCr≤120mg/LBOD5≤30mg/LSS≤30mg/LNH4-N≤25mg/L(50mg/L)TP≤1mg/LpH6～9（2）再生水深度处理后出水水质为:水质项目水质标准备注CODcr(mg/L)40BOD5(mg/L)5TSS(mg/L)1NH4－N(mg/L)3TP(mg/L)0.5SDI3(3)平遥污水厂污水水质全分析样品名称污水嗅味浊项目mg/Lmmol/L项目mg/Lmmol/L阳离子K+40.28硬度度总硬度9.09Na+212.49非碳酸盐硬度0Ca2+102.6碳酸盐硬度9.09Mg2+47.52负硬度3.32Fe2+0.41酸甲基橙碱度12.4189 碱度Fe3+0.73酚酞碱度0.05Al3+0.11酸度----NH4+151.12pH值8.33Ba2+0.05氨氮71.80Sr2+0.15游离CO230.80阴离子Cl-288.52CODCr78.20SO42-331.33BOD510.20HCO3-12.31溶解固形物1531CO32－0.10全固形物1591NO3-12.12悬浮物60NO2-未检出全硅(SiO2)18.70OH-0非活性硅(SiO2)0.56离子分析误差0.43%TOC35.12溶解固体误差3.16%电导率2180μS/cm（4）源神庙水库水样品名称备用水嗅味清项目mg/Lmmol/L项目mg/Lmmol/L阳离子K+6.70硬度度总硬度5.25Na+19.08非碳酸盐硬度1.50Ca2+77.00碳酸盐硬度3.75Mg2+16.80负硬度----Fe2+0.01酸碱度甲基橙碱度3.75Fe3+0.20酚酞碱度0.05Al3+0.01酸度----NH4+未检出pH值8.30Ba2+0.19氨氮0.01Sr2+0.10游离CO22.20阴离子Cl-17.94CODCr4.20SO42-98.96BOD50.90HCO3-3.65溶解固形物353CO32－0.10全固形物358NO3-6.14悬浮物5NO2-未检出全硅(SiO2)8.78OH-0非活性硅(SiO2)0.38离子分析误差0.48%TOC4.4289 溶解固体误差2.72%电导率523μS/cm为使今后的设计更加合理，根据规定：设计前应取得全部可利用水源的水质全分析资料，所需份数应符合下列规定：“地表水、回用水（再生水、矿井排水等）为全年逐月资料，共12份。”因此根据本工程的情况，应加强各项水质资料的收集工作，更好的为下阶段设计作准备。4.7.2锅炉补给水处理系统根据本工程水源特点及机组对补给水质量的要求，锅炉补给水处理系统流程为：经深度处理后的中水→生水箱→自清洗过滤器→超滤装置→超滤水箱→超滤水泵→保安过滤器→一级高压泵→一级反渗透(RO)装置→脱碳器→一级淡水箱→一级淡水泵→保安过滤器→二级高压泵→二级反渗透(RO)装置→二级淡水箱→二级淡水泵→连续除盐装置(EDI)→除盐水箱→除盐水泵→主厂房用水点。当备用水源为水库水时，系统流程如下：来澄清水→自清洗过滤器→超滤装置→超滤水箱→超滤水泵→保安过滤器→一级高压泵→一级反渗透(RO)装置→脱碳器→一级淡水箱→一级淡水泵→保安过滤器→二级高压泵→二级反渗透(RO)装置→二级淡水箱→二级淡水泵→连续除盐装置(EDI)→除盐水箱→除盐水泵→主厂房用水点。热网补水和闭冷水补水流程为：一级淡水箱→淡水泵→至热网加热站和闭冷水系统。电厂水汽损失项目采用数据单位（t/h）备注89 夏季(2台炉运行)冬季(2台炉运行)厂内汽水损失锅炉最大连续蒸发量2%28.228.2排污损失锅炉最大连续蒸发量1％14.114.1冬季采暖期间可补入热网凝结水精处理设备反洗用水损失11化学系统加热用汽损失根据资料02锅炉吹灰及燃油加热等用汽损失根据资料14热网除氧器用汽损失根据资料11补入热网合计44.360.3另外供热闭式热网的循环水量为6200t/h，根据规定其水汽损失量可为循环水量的1％即62t/h。据上表可知，冬季采暖时期其电厂的锅炉排污根据其水质特点可补入热网直接使用，同时考虑热网除氧器用汽约10t，相当于已向热网补充水10t/h，故实际上热网的补水量约为62-14.1-11=37t/h。供热闭式热网系统补水采用一级反渗透的出水。另全厂闭冷系统也采用一级反渗透出水，其补充水量为12t/h；全厂采暖或制冷系统的补充水也采用一级反渗透出水，补充水量约为6t/h。按《火力发电厂化学设计技术规程》（DL／T5068－2006）本期工程设置2套出力为42t/h的连续电除盐装置、2套出力为47t/h的二级反渗透装置和2套出力为90t/h的一级反渗透装置。超滤、一级反渗透、二级反渗透、电除盐（EDI）均为单元制连接，根据负荷，二列设备可交替运行，也可同时运行。本期工程设置2台1000m3除盐水箱，可以满足机组启动、事故、酸洗、冲洗等状态下用水的要求。89 4.7.3凝结水精处理根据直接空冷机组凝结水的特点，凝结水采用以除铁为主，同时也具有一定的除盐能力的粉末树脂覆盖过滤器。精处理装置与热力系统的连接方式为：凝结水泵来水→粉末树脂覆盖过滤器→低压加热器。↓↑旁路每台机组设1台100%粉末树脂过滤器，不设备用，当粉末树脂覆盖过滤器反洗时，凝结水经旁路至低压加热器。每台机组凝结水精处理系统容量约为584t/h。4.7.4给水、炉水校正处理为进一步除去给水中的残氧，给水采用加联氨辅助除氧。本期设给水自动加联氨装置1套，供两台机组使用。为维持给水的pH值，防止管道及设备的腐蚀，需对给水采取加氨处理。两台机组的给水配l套自动加氨装置，氨加入点设在除氧器下降管上，加药量根据给水流量信号自动控制。对于空冷机组为了防止锅炉异常运行时腐蚀产物进入锅炉而引起结垢，此时炉水应采取加碱处理，维持炉水pH在9.0～10.0范围内。两台机组设一套加碱装置。4.7.5水汽取样每台机炉设一套集中式水汽取样自动分析装置，监督水汽循环的品质，保证机炉的安全运行。设备布置在除氧煤仓间扩建端5m层。4.7.6中水深度处理根据电厂用水的要求，污水处理厂处理后的中水还须进行深度处理。本工程拟采用生物加强超滤工艺进一步降低污水中的CODCr、BOD5、89 NH4-N及其它有害成分。生物法是通过生物化学过程，利用硝化菌将氨氮氧化为亚硝酸盐和硝酸盐，从而去除氨氮的处理工艺。采用传统中水生化深度处理工艺时，反应池后面的沉淀池不能完全截留硝化菌，反应池内硝化菌随水流失，不能保证反应池内的污泥浓度，硝化过程不完全，因此很难满足处理要求。采用超滤系统时，因硝化菌完全被超滤膜截留，因此可保证反应池内硝化菌浓度，从而可以达到氨氮的去除要求。在生化过程硝化氨氮的同时，好氧微生物可同时分解中水剩余的有机污染物，达到去除有机物的目的及消耗水中部分的碱度。因此，在超滤系统前设置生物强化过程，可有效去除氨氮和有机污染物，保证了后续处理过程的正常运行。中水深度处理系统流程如下：鼓风机系统次氯酸钠系统柠檬酸系统曝气池膜池超滤水泵电厂用水污泥回流城市污水上述系统中所产生少量污泥排至污泥池，经人工清理后外运。经核算生物加强超滤工艺的处理能力约为300m3/h4.7.7辅机冷却水处理根据可行性研究审查意见和本工程所采用水源水质的特点，辅机冷却水的水源为锅炉补给水处理系统一级反渗透出水。总循环水量约为4000m3/h，根据规定其补充水量约为总水量的0.3％，即每小时补充约为12m3/h。4.7.8工业废水处理系统89 本工程设置一套处理能力为30t/h工业废水处理系统，本系统不收集生活污水、含油污水和输煤系统冲洗水。锅炉补给水处理系统中反渗透浓水21t/h直接进入复用水池复用。工业废水处理系统流程为：废水贮存池(如果必要可在池内进行曝气氧化和pH值调整)Þ废水输送泵ÞpH调整槽(通过pH表的测量信号自动调整加酸或加碱量)Þ絮凝槽(加凝聚剂)Þ反应槽(加助凝剂)Þ斜板澄清池Þ最终中和池(通过pH表的测量信号自动调整加酸或加碱量)Þ清净水池Þ清净水泵Þ供水专业废水复用水池。澄清池排泥系统流程为：澄清池泥浆Þ澄清池排泥泵Þ浓缩池Þ浓缩池污泥输送泵Þ脱水机Þ汽车外运。工业废水经处理达到国家《污水综合排放标准》(GB8978-1996)“第二类污染物最高允许排放浓度”的一级排放标准：pH6~9SS70mg/LCODCr100mg/L(B0D)520mg/L4.8电气部分4.8.1电气主接线根据热电厂2x200MW机组接入系统报告的推荐意见，电厂本期2x200MW机组接入电厂220kV配电装置母线，电厂以2回220kV线路接入平遥220V变电站，线路长度约7km。89 电厂以220kV电压等级接入系统。主变采用双卷变压器。两台机组采用发电机-变压器组接线接入电厂内220kV配电装置母线。220kV配电装置采用双母线接线，以两回架空线路接入电厂外平遥220kV变电站220kV母线。本期两台机组设一台高压起动/备用变压器，其容量与高压工作变压器相同，起动/备用电源从电厂内220kV配电装置母线取得。发电机与主变压器之间采用离相封闭母线，不设发电机出口GCB；高压厂用工作电源采用离相封闭母线从主变低压侧T接。220kV主变压器中性点可选择接地或不接地运行。220kV起动/备用变高压侧为中性点直接地方式。发电机中性点采用不接地的方式。主变压器选用油浸式三相双绕组、强迫导向油循环风冷、油浸式无载调压低损耗变压器，电压比为：242±2×2.5%/15.75kV。4.8.2厂用电系统接线4.8.2.1高压厂用电系统每台机组设一台无载调压分裂结构、容量为45/30-30MVA的高压厂用工作变压器和两段6kV工作段母线，供电给本机组6kV机、炉及脱硫厂用负荷，双套辅机分接在不同母线段上。高压厂变电源由发电机出口“T”接。两台机设一台同容量、有载调压分裂结构起动/备用变压器给机组正常起、停提供电源，同时作为两台发电机组高压厂用工作变的备用电源，起动/备用变压器电源由电厂内220kV配电装置母线引接。本工程设两段6kV公用母线供电给机组的公用负荷，同名双套辅机分接在两段母线上。6kV公用段电源的引接方式推荐采用如下方案：由每台机的6kV工作A段给6kV公用A段供电，每台机的6kV工作B段给6kV公用B段供电，两个公用段之间不设联络开关。4.8.2.2380/220V厂用电系统380/220V厂用电系统，主厂房内、外均采用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的供电方式。(1)主厂房内380/220V厂用电接线方案89 主厂房内对应每台机组设置一台容量为1600kVA低压工作变和两段工作母线，采用裤叉式接线，给本机组的低压机、炉负荷供电。主厂房内设一台容量为800kVA公用变和两段公用母线，给主厂房内公用负荷供电。主厂房内另设1台容量为1600kVA的低压备用变压器，作为主厂房低压工作变和公用变的备用。每台机设1台315kVA照明变压器及一段照明PC母线，作为主厂房正常照明电源，两台照明变互为备用，电源引自本机组6kV工作段。两台机组设1台容量为500kVA的检修变及1段检修PC母线，供给主厂房检修网络电源。全厂设一台580kW应急柴油发电机组和两段保安段，作为机组交流事故保安电源，正常情况下由每台机工作PC供电，故障时转由柴油发电机供电。(2)主厂房外380/220V厂用电系统主厂房外采用按工艺系统和就近供电相结合的原则，成对设立车间配电动力中心，其备用电源采用暗备用方式。每台机组设两台容量为2000kVA空冷变和两段空冷PC母线，给空冷岛负荷供电，另设一台同容量的空冷备用变和一段空冷备用母线段作为空冷负荷的备用电源。在厂区设两台互为备用、容量为500kVA厂区综合变和两段厂区综合PC母线，给厂区附属建筑的负荷供电。在化水系统车间设两台互为备用、容量为1600kVA化水变和两段化水PC母线，给锅炉补给水处理车间、化验楼、机力通风塔、综合水泵房及附近其它负荷供电。在厂区内输煤、除灰系统设两台互为备用、容量为1600kVA89 输煤除灰变和两段PC母线，给输煤、除灰系统、中水处理车间、燃油泵房和启动锅炉房及附近其它负荷供电。在煤场区域设两台互为备用、容量为1250kVA煤场变和两段PC母线，给煤场区域输煤、除灰及附近其它负荷供电。在距电厂18km处的中水厂设两台互为备用、容量为500kVA中水变和两段PC母线，给中水厂新增负荷供电，中水变高压侧电源由附近10kV电网提供两回独立的10kV电源。在备用水源的水处理厂就地设一台250kVA水源地变压器，给补给水负荷供电。水源地变压器高压侧电源由电厂内提供一回6kV电源。4.8.3交流不停电电源4.8.3.1机组UPS为了保证本期机组分散控制系统（DCS）、电气计算机控制系统、自动装置、热工保护、热工仪表、智能装置及调节装置等不停电负荷的不间断供电，每台机组装设一套交流不停电电源装置。UPS按单台配置，即每台机配置一台60kVAUPS，UPS交流母线采用单母线接线，另设置厂用交流母线.增加一段保安交流母线，保安交流母线电源由保安段经UPS旁路的隔离变压器和自耦调压器供给，控制系统所有要求双路电源供电的负荷均采用一路由UPS供电、另一路由保安交流母线供电的方式。4.8.3.2公用系统及辅助车间UPS为保证系统二次设备、MIS系统、辅助车间电气监控系统通讯管理机屏、及输煤程控系统、除灰渣程控系统等不停电负荷的不间断供电，分别为各系统设置单相输出的交流不停电电源装置以保证其供电可靠性和电源质量。其中，在集控楼设置一台30KVA公用UPS用于系统二次设备、机组公用负荷、MIS系统等，在网络保护小室设置一台6KVA89 UPS用于系统保护设备,在辅机控制综合楼设置一台30KVAUPS用于辅网控制系统、除尘及脱硫控制系统、辅助车间电气监控系统通讯管理机屏。其它系统所需UPS电源分别由各自集成商成套提供，分别布置于相应的机房或控制室内。4.8.4励磁系统发电机励磁采用静止自并励励磁系统。主要由机端励磁变压器、可控硅整流装置、自动电压调节器（AVR）、灭磁与过电压保护装置和启励装置等组成。自动电压调节器选用数字式，采用“主/备”冗余方式，且能相互自动跟踪并具有“自动”、“手动”控制方式和过激磁限制、低励及过励限制和电力系统稳定器（PSS）等保护装置。励磁变压器采用三相干式变压器，励磁系统的起励方式采用交流380V厂用电源起励。可控硅整流屏、灭磁、过电压保护和启励装置屏、自动电压调节屏等布置于除氧煤仓间0米励磁小室内。4.8.5直流系统4.8.5.1机组直流系统每台机组设置二组220V蓄电池，对控制、动力负荷及事故照明负荷供电。每组蓄电池配一台充电器，对于充电器考虑模块备用的配置方案。经计算蓄电池容量为1000Ah。为了在新安装或大修后对蓄电池进行放电容量试验，全厂设置一台可移动式逆变型蓄电池放电装置，装置容量按组蓄电池10小时放电率选择，采用逆变电源放电车。4.8.5.2网络直流系统为保证对网络继电器室的测控单元、继电保护设备、220kV断路器操作机构、自动装置等负荷的供电，在网络保护小室设置一套网络直流系统。网络直流系统设置二组220V蓄电池89 ,每组蓄电池配一台充电器，对于充电器考虑模块备用的配置方案。经计算蓄电池容量为300Ah。蓄电池布置在网络蓄电池室内，充电器及馈线屏等布置在网络保护小室内4.8.6二次线、继电保护及自动装置4.8.6.1机组的控制方式本期工程采用炉、机、电集中控制方式，两台机组共用一个单元控制室。单元机组电气系统的控制、信号和测量采用计算机监控系统进行监控，不再设置常规监控屏。根据控制系统设备选型和数据采集方式的不同，电气控制系统的配置考虑如下方案：单元机组电气系统采用硬接线与通信相结合的方式进入DCS监控。该方案每台机设置现场总线电气信息采集系统（以下称FECS），FECS与DCS采用通信连接，电气系统重要的信息量和控制信号采用硬接线接入DCS。4.8.6.2220kV网络控制系统本工程220kV网络电气设备的控制、信号和测量采用微机监控系统进行监控，取消常规的二次监控设备，采用分散控制和继电保护靠近设备集中区域布置(在空冷平台下空冷配电室旁的网络继电器室)的方式。网络计算机监控系统操作员工作站布置在集控楼单元控制室内，其工程师站设备布置在集控楼电气工程师室内；其它测控装置等布置在220kV网络继电器室内。4.8.6.3输煤系统控制系统输煤系统采用程序控制。控制系统分为三部分：外部传感器、工业电视系统和程控系统。89 输煤控制系统采用PLC程控、远程I/O方式。程控系统纳入全厂辅网统一监控，后台监控设备由热控专业统一考虑，布置在辅机控制综合楼的辅机控制室内。输煤工业电视监视器通过以太网接口接入全厂工业电视网。4.8.6.4元件继电保护发电机-变压器组（包括高压厂用工作变压器）和起动/备用变压器采用微机型成套保护装置，继电保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285—93），同时遵循原国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》进行配置。发电机变压器组主保护采用双重化配置方式，起动/备用变压器保护按单套配置。。低压厂用变压器及高压厂用电动机保护采用微机型综合保护装置，低压厂用电动机和低压厂用电源线路采用空气开关自身的脱扣器保护。4.8.6.5自动装置本工程发电机-变压器-线路组采用计算机监控，考虑到发电机的安全并网要求，每单元机组设置一套微机型自动准同期装置和手动准同期装置。为方便在机组起动及停止过程中的厂用电切换和故障时保证机组的安全停机，配置微机型厂用电快速切换装置。为分析事故，确切判定事故原因，每单元机组设置一套微机型发电机-变压器组故障录波装置，起备变的故障录波数据接入#1机发电机-变压器组故障录波装置。4.8.7过电压保护与接地220kV配电装置、油罐区以及厂内输煤等高耸建筑物均按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997与《交流电气装置的接地》DL/T621-1997规定进行过电压保护设计。89 全厂接地系统除充分利用自然接地体外，并敷设以水平接地体为主的复合人工接地装置，组成全厂闭合环状网络，以保证地电位、接触电势和跨步电势不超出规程要求的数值。按短路热稳定计算要求，水平接地体采用-60×6热镀锌扁钢，引下线采用-60×8的热镀锌扁钢，垂直接地体采用L63´63´6.3的热镀锌角钢。4.8.8照明和检修网络本工程使用如下几种照明系统：交流正常照明系统、交流事故照明系统、直流事故照明系统、安全照明、警卫照明。主厂房内每台机设置一台专用检修变压器和一段380/220V检修母线，给主厂房起重设备及检修网络供电。辅助车间的检修电源箱或就地检修开关由就近的低压厂用配电装置引接。对锅炉等压力容器检修按有关规定设置安全检修电源。4.8.9厂内通信厂内通信部分由生产管理(行政)通信系统、生产调度通信系统(包括生产调度系统、输煤扩音/呼叫系统、无线对讲系统)、通信电源和通信网络等组成。生产管理通信系统配备一套生产管理程控交换机，用户配置300门，该交换机系统的配置具备扩容能力。该系统主要实现电厂内部行政管理的电话通信，并与市话及电力系统内部行政交换网络相连，实现对外及电力系统内部的通信，同时也作为生产调度通信系统的备用。本期生产调度系统配备一套生产调度程控交换机，本期用户配置80门，该交换机系统配置具备扩容的能力。本期在输煤系统配备一套输煤扩音/呼叫系统，按30个话站进行配置。该输煤扩音/呼叫系统主机具备扩容能力。在离主厂房距离较远的生产岗位，为解决流动工作人员及检修调试工作人员的通信，本期工程配置无线对讲通信，按30个用户配置。89 4.9热工自动化部分4.9.1机组热工自动化水平本工程机组部分采用机、炉、电集中控制方式。两台机组设置一个单元控制室及相应的电子设备间（包括空冷电子间），仪表和控制系统用以保证机组的可靠经济运行和高可用率。在单元控制室内不设常规后备盘，以液晶显示器（LCD）显示作为机组主要监控手段。为了安全稳妥、万无一失，保留了紧急事故处理用的后备监控设备，和LCD和键盘/鼠标一起布置在操作台上。分散控制系统设有与厂级管理信息系统（MIS）的接口。汽轮机数字电液调节控制系统（DEH）软硬件与DCS一体化。热网，辅机循环水系统等作为辅助公用系统纳入DCS。4.9.2机组控制系统总体方案控制系统的总体方案为设置每台机组的DCS网络和两台机组的公用系统DCS网络。每台单元机组的DCS网络覆盖的范围为锅炉控制、汽机控制(包括空冷)、凝结水精处理及取样控制、发变组及机组厂用电源控制；2台机组的公用系统DCS网络覆盖的范围为辅助公用系统控制（包括热网，机组循环水，凝结水加药系统等）、电气公用厂用电源控制。公用系统DCS网络通过交换机可与任一台机组的网络双向数据交换，由一台机组的运行操作人员对公用网络系统进行监控。4.9.3辅助车间控制方案89 全厂设置辅助系统集中控制网络，通过设置在辅机控制室的辅助系统操作员站完成全厂辅助车间系统的监控。辅助系统控制包括锅炉补给水系统、工业废水处理、综合水泵房、补给水泵房、中水处理、供气中心、除灰渣、输煤系统部分等。脱硫系统采用独立的控制系统。各辅助车间电子设备间布置在各车间内，辅助车间的PLC机柜布置在相应的电子设备间内，在水、煤、灰的电子设备间内分别布置有LCD工程师站，作调试和辅助监控用。对某些比较分散的辅助车间，可考虑采用远程I/O机柜，机柜布置在现场。4.9.4控制室布置机组采用机、炉、电集中控制方式，两台机组合设一个单元控制室。辅助生产系统（水、煤、灰及脱硫）设置一个辅机控制室。单元控制室及辅助间位于主厂房除氧煤仓间的B排柱和C排柱6号柱和9号柱之间的运转层上，层面标高为10.00米。集中控制室的面积约为160平方米。控制室内布置有DCS系统操作站，打印机台，值长台，火灾报警盘等。控制室两旁分别设有两台机组的电子设备间，楼层下设有电缆夹层。工程师站位于电子设备间侧面，电子设备间内布置有DCS机柜、DEH柜、ETS柜、TSI柜、电源柜、继电器柜、热工电动门配电箱、吹灰动力柜等。空冷岛热控DCS远程柜布置在空冷岛网控保护小室内。辅机控制室设置在辅机控制综合楼中。脱硫系统采用独立的控制系统，其操作员站亦设在辅机控制综合楼中的辅机控制室内。4.9.5热工自动化功能4.9.5.1分散控制系统(DCS)DCS的功能包括：数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS，包括发变组/厂用电系统)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)4.9.5.2汽轮机数字电液控制系统(DEH)汽轮机数字电液控制系统由汽机厂配供，采用与DCS一体化设备。89 4.9.5.3汽轮机监视仪表(TSI)用于连续监视汽轮机本体各种参数，监视项目有胀差，轴向位移，轴承盖振动，转速等。4.9.5.4汽轮机紧急跳闸系统(ETS)ETS系统能监控汽机一些重要参数，当这些参数超过了运行极限时，关闭汽机进汽阀。4.9.5.5烟气排放监测系统（CEMS）两台机组设置一套完整的烟道抽取式烟气连续监测系统（CEMS）。4.9.5.6厂区电视监视系统（CCTV）本工程设置CCTV系统。采用“摄像机＋视频服务器＋网络交换机＋客户端”的全数字化方案结构，采用计算机数字视频压缩与传输技术，构筑全厂闭路电视监视系统（CCTV）。4.10建筑结构部分4.10.1主要设计技术数据基本风压值(50年一遇)：0.41kN/m2基本风压值为(100年一遇)：0.46kN/m2基本雪压值：0.30kN/m2厂区地震基本烈度:7度，相应的地面最大加速度为0.16g。场地土类别：中硬场地土，Ⅱ类建筑场地89 根据《建筑抗震设计规范》GB50011-2001和《火力发电厂土建结构设计技术规定》DL5022-93规定，乙类建(构)筑物比抗震设防烈度提高一度按8度采取抗震构造措施，丙类建(构)筑物按7度采取抗震措施，丁类可比抗震设防烈度降低一度按6度采取抗震措施。建(构)筑物地震作用计算按8度计算。4.10.2地基及基础根据初步设计阶段的岩土工程勘测报告，厂区地基黄土属自重湿陷性黄土，湿陷等级为III~Ⅳ级，湿陷性黄土分布厚度一般为16-22m。根据初步设计阶段的岩土工程勘测报告和总平面布置，主厂房至烟囱区设计标高基本同自然地面标高，局部在填方区，填方厚度约1.5m。汽机房、除氧煤仓间和锅炉基础采用Φ900扩底Φ1800人工挖孔桩，桩长约22m，基础埋深－5.00m，承台下灰土垫层500厚，承台间设连梁。炉后送风机支架、除尘器基础、引风机室及烟道支架基础埋深2.5m左右，拟采用强夯(夯击能8000kN.m)消除地基的部分湿陷量。烟囱基础采用Φ900扩底Φ1800人工挖孔桩，环板承台基础，桩长约22m，基础埋深5.0m。其它建(构)筑物包括输煤和化水、除灰、电气、厂前附属建筑等。本工程针对厂区内湿陷性黄土，根据建构筑物的不同类别，分别采用人工挖孔桩、强夯等地基处理方法，全部或部分消除地基土的湿陷性，尽量减少建筑物的不均匀沉降。对沉降敏感性和承载力要求较低的次要建(构)筑物，采用整片强夯地基处理；对沉降敏感性和承载力要求较高的主要建(构)筑物采用Φ900扩底Φ1800人工挖孔桩，这样可以减少桩基工程量，降低地基处理费用，缩短施工工期。4.10.3主厂房建筑结构设计89 主厂房采用汽机房、除氧煤仓间、锅炉房三列式布置。汽机房跨度28m，除氧煤仓间跨度11m，炉前通道5m。汽机房纵向总长为136.5m，柱距为9m，在主厂房固定端布置热网加热站，长18米，柱距为9m，跨度34.5米，高15米。汽机房和热网加热站主要分三层，0.00m、5.00m、10.00m，汽轮发电机布置在汽机房10.00m层，其中心线距A排柱12.00m；底层设置布置有凝汽器、汽轮发电机机座及辅助设备；汽机房屋盖为钢网架与压型钢板底模钢筋混凝土屋面，网架下弦标高25.30m，网架下设置桥式起重机，轨顶标高为21.00m。屋面上设置屋顶风机和采光平天窗。除氧煤仓间纵向总长为145.5m，柱距为9m，主要分六层，0.00m，5.00m，10.00m，20.00m，38.00m，48.50m。在0.00m层布置电气配电室；5.00m为管道层；10.00m层布置空调机房和电子设备间；20.00m层布置给煤机和除氧器；38.00m层设置输煤皮带层，48.50m层为皮带头部。控制室布置在除氧煤仓间10.00m层，纵向长24.30m。控制室两侧10.00m层为电气二次配电室。锅炉为钢结构，锅炉房运行层10.0m以下采用压型钢板封闭，炉顶采用压型钢板封闭。主厂房结构为钢筋混凝土框排架结构，由纵横向梁、柱及楼屋面结构组成空间承重结构体系。横向由汽机房外侧柱、汽机房屋盖系统、除氧煤仓间单框架组成，纵向由纵梁、框架柱组成。两台机之间设伸缩缝，以减小温度作用。除氧煤仓间楼层结构采用钢梁——砼现浇板组合结构(不考虑压型钢板作底模)。汽机房加热器平台为岛式布置方式，由平台梁、柱自身的框架结构承重，平台与主厂房连系采用联络步道，热网加热站与平台连为一体。汽机房屋盖采用钢网架、以压型钢板为底膜的现浇钢筋混凝土板屋面。吊车梁采用钢结构、“I”型断面的吊车梁。煤斗采用自重轻、不易堵煤、施工方便的钢煤斗，不锈钢钢板内衬。汽轮发电机基座为现浇钢筋混凝土框架式结构，基础底板为整板基础，与主厂房基础脱开独立布置，其顶板与其它结构间连系采用联络步道。电动给水泵基础布置在主厂房零米，采用大块式基础。89 锅炉炉架钢结构包括炉顶结构、电梯井钢结构由锅炉厂提供。锅炉为露天岛式布置，运转层以下各锅炉架采用连成一体的整体封闭，运转层以上，根据工艺要求设置炉前若干通道。主厂房框排架与锅炉炉架各自独立布置，自成受力体系。表4.10-1主厂房结构布置主要尺寸表车间名称项目尺寸(m)备注汽机房柱距9.0跨度28.00总长度9×15＋1.5=136.5底层标高±0.00汽机房中间层标高5.00运转层标高10.00吊车轨顶标高21.63网架下弦标高25.20热网加热站跨度34.5总长度9×2=18网架下弦标高15楼层标高同汽机房除氧煤仓间柱距9.0跨度11.0总长度9×16＋1.5=145.5配电室±0.00电子设备间标高10.00除氧器层平台标高20.00给煤机平台标高20.00输煤皮带层标高38.00输煤皮带头部标高43.50皮带拉紧层标高31.0089 4.10.4其他主要建(构)筑物本期烟囱高度为210m，出口直径5.8m，供2×200MW机组使用。由于采用循环流化床锅炉，同时采用半干法脱硫，作为烟气排放的主要构筑物――烟囱，不需要采取特别的防腐措施，采用最常见的钢筋混凝土单筒烟囱。钢筋混凝土单筒烟囱结构型式是钢筋混凝土承重筒，其内壁采用耐酸胶泥砌筑耐酸砖防腐。基础采用环板基础，地基处理采用桩基。辅机控制综合楼将辅机控制与脱硫控制部分优化整合，合并为一座三层建筑物，减少占地面积和建筑数量，提高了控制运行效率，建筑面积903m2，钢筋混凝土框架结构，。引风机基础采用大块式钢筋混凝土基础，引风机室及烟道支架，采用现浇钢筋混凝土框架结构，钢筋混凝土独立基础，地基处理采用桩基。碎煤机室为一座五层建筑物，建筑面积1440m2，钢筋混凝土框架结构，基础采用钢筋混凝土柱下独立基础，地基处理Φ900扩底1800人工挖孔桩，桩长约22m。干煤棚为大跨度结构，支柱采用钢筋混凝土柱，采用钢网架结构，彩色单层压型钢板围护。基础采用柱下独立基础，地基处理Φ900扩底1800人工挖孔桩，桩长约22m。输煤栈桥采用封闭式钢桁架栈桥。桥面采用压型钢板底模的现浇钢筋混凝土板。栈桥侧面及顶棚采用压型钢板封闭。栈桥支柱采用现浇钢筋混凝土框架结构，基础采用柱下独立基础，地基处理地基处理采用人工挖孔桩。89 配合工艺专业，将原来分散设置的化验楼、锅炉补给水车间、综合水泵房经过优化整合，组合为一栋建筑，减少了建筑数量和厂区占地。建筑为L型布置，将消防水池、生活水池、通风冷却塔、化水水箱等设备布置在内院处，使得炉后整齐美观。其中锅炉补给水车间为单层钢筋混凝土框架结构，局部化验楼为三层。总建筑面积1342m2，高12.7m。外墙采用370厚多孔粘土砖，内墙体用240mm厚多孔粘土砖。现浇钢筋混凝土框架结构，基础采用柱下钢筋混凝土独立基础，地基处理整片强夯其他建/构筑物采用钢筋混凝土结构或混合结构，详见建筑结构初步设计说明书。4.10.5全厂主要建（构）筑物一览表序号名称面积m2层数高度m结构形式备注1主厂房框排架结构含汽机房，除氧煤仓间2中水深度处理站728110框架结构与废水车间合并修建3废水车间532110框架结构与中水深度处理站合并修建4灰库气化风机房22418框架结构5供气中心50418.5框架结构6碎煤机室1440531框架结构地上5层7取样楼180213框架结构地上2层81号转运站712.5412.5框架结构地上2层，地下2层92号转运站557212框架结构地上2层10采光室8016框架结构地上1层11煤灰管理站432310.5框架结构地上3层，含推煤机检修间，煤场灰场管理站12卸煤沟尾部小室349.7312.5框架结构地上2层，地下1层13汽车卸煤沟79812.5箱形结构长度按水平投影算142#输煤地道30312.5箱形结构长度按水平投影算152#输煤栈桥9312.5钢桁架长度按水平投影算163#输煤栈桥140912.5钢桁架长度按水平投影算174#输煤栈桥98712.5钢桁架长度按水平投影算18引风机室504111.5框架结构共2座89 19燃油泵房44218.5框架结构含泡沫消防间、油水分离器室20锅炉补给水车间及化验楼1342312.7框架结构含化验楼、锅炉补给水车间21办公楼2460312.3框架结构22材料检修库1500212框架结构23输煤综合楼468212框架结构24辅机控制综合楼903313.5框架结构25灰库直径12m30筒体结构26石灰石库直径10m22筒体结构27启动锅炉房21818.5框架结构28值班宿舍2607311.7框架结构29食堂49114.5框架结构30门卫10016框架结构4.11采暖通风及空气调节部分4.11.1集中加热制冷系统4.11.1.1冬季集中供热加热系统本期工程将设置一个暖通集中加热制冷站，冬季供暖加热分2个系统，即110/70℃高温热水散热器集中采暖系统和55/50℃低温热水风机盘管供热系统。此外还包含一套凝结水回收处理系统。集中供热加热系统设备及凝结水处理装置等均布置在主厂房B-C排零米层的暖通集中加热制冷站。4.11.1.2集中制冷站本期工程将设置一个集中制冷站,89 与集中加热站一起布置在主厂房B-C排零米层。集中制冷站主要由3台50%容量水冷螺杆式冷水机组、3台50%容量冷冻水循环水泵、3台50%容量闭式冷却塔、3台50%容量冷却水循环水泵、两套全自动定压装置、管道及阀门、仪表及控制系统所组成。水冷螺杆式冷水机组、水泵、全自动定压装置等均布置在主厂房B-C排零米层的暖通集中加热制冷站，而冷却塔则布置在供气中心屋面。4.11.2空调本工程所在地区夏季空调室外计算干球温度为32.2℃，夏季空调室外日平均计算干球温度为26.7℃，空调服务范围主要为工艺对温湿度有要求的房间以及主要办公场所。主厂房区域内的空调场所以及辅助建筑物中的办公楼、化验楼、单身宿舍等设计集中空调，其它较分散的地方采用风冷分体式空调器。集中空调夏季冷媒为7/12℃冷冻水，冬季热媒为55/50℃热水。单元控制室及#1、#2电子设备间根据其布置位置分别设置3个相互独立全空气空调系统，即K1、K2、K3空调系统。各系统夏季室内设计温度为25±1℃，相对湿度为50±10%；冬季温度为20±1℃，相对湿度为50±10%。4.11.3主厂房通风本工程汽机房和除氧间夏季通风将采用机械进风、机械排风方式排除室内余热和余湿。室外空气经汽机房A排柱外地面上布置的6台蒸发式送风机组（每台风量：160000m3/h）过滤、喷水绝热冷却处理后通过风管送入室内，室内热空气则经汽机房5.0m层及10.0m层楼板上的起吊孔及通风钢格栅,由设置于汽机房屋面上的14台玻璃钢防爆型屋顶风机（No.15型，风量：74750m389 /h，风压：149Pa，转速：480r/min,功率：4kW）排出室外。除氧间进风由汽机房引入，除氧层内热空气由安装于除氧间侧墙上的轴流风机（24台，每台风量为15769m3/h）排出。另外，在汽机房屋面最高处布置有15个排氢用筒形风帽（700x700）。为改善汽机房B排柱区域的通风不畅状况，设计有12台诱导风机。每台风机诱导风量：700m3/h。锅炉房为运行层以下封闭，运行层以上敞开岛式布置。锅炉房运行层以下的通风采用自然进风机械排风的通风方式，进风利用低位建筑窗（2个锅炉房开窗面积不小于150m2），在锅炉房运行层设屋顶风机排风。4.11.4输煤系统除尘本工程设有3个转运站（包括煤仓间头部）、1个碎煤机室、每个转运落料点都设有一套除尘系统，除尘设备均为多管冲击式除尘器，水源采用复用水。转运站、碎煤机室各除尘系统均从对应的胶带机导料槽内抽风，使之产生负压以防煤尘外逸，带有煤尘的空气经除尘器除尘后，由除尘系统通风机排至室外。在各转运站、碎煤机室及煤仓层等转运落料点处的导料槽出口均设计有皮带式喷水抑尘装置。为抑制煤场煤堆煤尘的飞扬，本工程设有喷水抑尘系统。为控制汽车卸煤时的煤尘飞扬，汽车卸煤沟地上的卸煤站设置喷水抑尘系统。水源引自供水专业复用水。为控制卸煤沟卸煤时的煤尘飞扬，对应每条皮带分别设计了1套跟踪除尘系统。除尘系统由多管冲击式除尘器及跟踪吸尘口、控制装置等组成。4.12水工部分4.12.1供水水源本工程机组容量原为2×50MW（三炉两机），向平遥县城集中供热，并已取得国家发改委的批准。为响应国家“上大压小，节能减排”89 的能源政策，机组容量改为2×200MW（两炉两机），同时为平遥、祁县供热。目前本工程暂延用原2×50MW工程的取水方案，即生产用水的主要供水水源为平遥县城西德污水处理厂处理后的城市污水，生产应急水源为源神庙水库水，生活水源为厂址附近地下水。最终的供水水源以有关部门对工程取水的审查意见为准。本工程2×200MW抽凝式空冷机组生产用水的主要供水水源为平遥县污水处理厂处理后的城市污水，水质为中水。电厂生产用水热季需水量约为262m3/h，冷季需水量约为282m3/h，年平均取水量约为272m3/h，年取水量约为189×104m3/a。取水方案为管道加压输水。平遥县污水处理工程项目经山西省发展计划委员会晋计设计发〈2003〉1267号文件批复，建设项目日处理规模为3×104t/d，分两期施工，一期工程为1.5×104t/d，目前一期工程厂区全部完工。平遥县城市污水经过深度处理后的水量近期（2005年）约1.1×104m3/d，远期（2020年）可达2.3×104m3/d。2×200MW热电厂工程在采暖期的工业水平均补给水量0.7×104t/d，用水量约占近期中水资源的63.6%，占远期中水资源的30.4%，基本可满足电厂用水水量要求。根据业主提供的信息，现厂外城市污水收集管网基本建成，已经进入调试阶段。目前业主已和污水处理厂达成收购意向，这将进一步保证本工程取水的可靠性。电厂事故备用水源可由源神庙水库供水，取水点为源神庙水库。源神庙水库天然情况下设计保证率97％的入库流量为0m3/s，组成源神庙根据《山西新能源西洋热电厂2×50MW项目水资源论证报告》中显示，源神庙水库多年平均入库年径流量为1058.5×104m3，其中仁义引水量为829×104m3，扣除损失后约占入库水量的47%。根据水文计算的结果，仁义引水多年平均径流量为1706×104m3，97%的年径流量约298.5×104m3，按引水系统水量损失系数按0.4考虑，引入源神庙水库的水量约179×104m389 。在电厂未用水的现状条件下，枯水季节已存在缺水现象。根据山西省政府的规划，源神庙水库将作为平遥县城北集中供水工程的供水水源。根据平遥县水务局2007年2月出版的《平遥县城集中供水工程初步设计》报告，该工程主要解决当地部分村镇生活用水、平遥电厂2×50MW机组和平遥县工业科技园供水。该工程水源工程包括源神庙水库、仁义引水工程和石宝拦洪闸坝工程。报告中提出将采取如下措施：第一、在水库除险加固后，适当提高汛限水位，提高汛期洪水的调蓄利用；第二、库区安装雨情自动测报系统，提高防洪预警预报能力；第三、对仁义引水隧洞及东沟严重渗漏问题进行处理，提高非汛期的入库径流量；第四、从长远发展考虑，西崖窑一带还可打一些深井作为后备水源。这些措施对保证电厂的取水是有利的。该工程由地方政府（或水利部门）组织实施，目前引水管线和水处理厂已经处于实施阶段。当以平遥县城北集中供水工程作为应急水源时，需要业主与城北供水工程管理部门签定供水协议，协议必须明确保障电厂供水的水源调度方案和污水处理厂事故期（假定最长时间为60d）应急保证100％供水水量和可靠性的具体措施。根据初步估算，2×200MW供热机组以水库作调蓄需要常年（尤其在97%的枯水年）保证水库可取水量在41×104m3以上就可满足2×200MW供热机组需要。电厂生活水源本期2×200MW机组平均小时需水量为5m3/h。4.12.2全厂水务管理和水量平衡本期工程安装两台200MW直接空冷抽凝式汽轮发电机组。辅机冷却水采用带闭式冷却塔的循环供水系统。2×200MW机组非采暖期(热季)的辅机循环水量为4035.8m389 /h，采暖期(冷季)的辅机循环水量为4063m3/h。采取一系列节水措施后，热季耗水量为267m3/h(0.074m3/s)，折合百万千瓦耗水指标为0.185m3/s.GW；冷季耗水量为287m3/h(0.08m3/s)，折合百万千瓦耗水指标为0.199m3/s.GW。本工程2×200MW供热机组年利用小时数为6000h，全年平均耗水量为277m3/h(折合百万千瓦耗水指标为0.192m3/s.GW)。本机组为供热机组，存在热网损失，因此耗水量较发电机组高，但百万千瓦耗水指标能够满足考核要求。根据本工程水量平衡设计，2×200MW空冷机组热季需水量为387m3/h，回收复用水量为120m3/h，补充水量为267m3/h，循环水量为4035.8m3/h，设计全厂复用水率为94%；冷季需水量为432m3/h，回收复用水量为145m3/h，补充水量为287m3/h，循环水量为4063m3/h，设计全厂复用水率为93.6%。4.12.3辅机循环冷却水系统本工程2×200MW空冷循环流化床供热机组的辅机循环供水系统拟采用带闭式冷却塔的循环供水系统。辅机循环水在盘管中流动，经过冷却塔冷却后经辅机循环水泵升压后送至主厂房各个辅机冷却器进行热交换，温升后的水至冷却塔进行冷却，进入下一个循环。本工程2×200MW机组辅机冷却水采用二次循环供水系统，按冬季循环水量进行配置，两机配3台50%的循环水泵，4组32个单元的闭式冷却塔，2根DN700的循环水进水管，2根DN700的循环水出水管。4.12.4补给水系统4.12.4.1中水补给水系统电厂主要补给水水源为平遥县污水处理厂处理后的排水（中水）。取水点距电厂约14km。本工程2×200MW机组非采暖期工业水补水量为262m3/h（不含生活水量），采暖期补水量为282m3/h89 （不含生活水量）。补给水输水系统布置方式为，采用两根DN200的球墨铸铁管送至厂区，处理后补至工业消防水池，工业消防水池共两座，单座水池的容积为1000m3，尺寸为：长×宽×高=19.9m×15.9m×4.0m。单根管长度约为19Km。中水取水构筑物用以将污水处理厂排水提升至厂区，设置在污水处理厂附近，采用泵房与蓄水池合建形式。蓄水池容积为1500m3，地下式结构，长27m，宽10m，深7m，水池分为两格，水池容积已考虑电厂扩建要求。中水提升泵房内设置3台中水提升泵，两运一备。水泵采用多级卧式离心泵。补给水升压后采用两根DN200的球磨铸铁管送至厂区。4.12.4.2备用补给水系统本工程生产应急给水水源为源神庙水库水。根据当地政府部门提供的《平遥县城北集中供水工程初步设计》文件，该工程从源神庙水库引水主要解决当地居民饮用水，同时兼顾平遥热电厂生产用水。该工程供水方案为：由源神庙水库输水卧管取水，由一根DN400PVC-U塑料管引水至水处理厂，居民生活饮用水通过过滤、消毒后注入2座2000m3清水池，提供给平遥热电厂的生产用水不经预处理直接接入1座1000m3水池。目前从源神庙水库引水提供给平遥热电厂生产用水已经作为平遥县城北集中供水工程的一个部分已经实施，水处理厂在电厂南侧约200m处。电厂将在水处理厂1000m3水池上设置3×50%的立式离心泵，将原水提升至至厂区综合水泵房内的一体化净水装置内进行处理，出水其余自流入工业消防水池内，由服务水泵提升至各用水点。4.12.4.3生活水源供水系统电厂生活水源拟采用厂址附近的地下水。本工程89 2×200MW机组生活水平均小时需水量为5m3/h。根据水文地质初步勘测的结果，电厂附近深井出水量约为30m3/h，可满足电厂需求。拟采用两口深井，一运一备，每座井内设置深井潜水泵一台。地下水通过一根DN80的钢管送至厂区经过滤器后补给到200m3生活水池，经加氯消毒后供全厂使用。4.12.5厂区给水排水系统厂区给水排水包括以下内容：(1)厂区生活给水系统(2)厂区雨水排水、生活污水、工业废水排水系统(3)厂区复用水系统4.12.6直接空冷系统（1）根据厂区所在地区的气象条件，电厂所在地全年主导风向为西南西，夏季主导风为东北，风向比较集中，尤其是夏季来风，同时考虑直接空冷系统比间接空冷系统，具有初投资省、占地小、布置相对灵活、防冻性能好等优点。因此平遥电厂工程选用直接空冷系统是合适的。总图布置方案一为南北方向布置方案，扩建端位于本期工程的北侧，春秋季大部分时间里前向和侧向风的总频率大于炉后风，夏季主导风向东北风对空冷平台来说为45度夹角的正来风方向，对空冷凝汽器的散热有利。（2）本工程空冷凝汽器采用SPX公司生产的单排管。在环境干球温度为17.1℃时，汽轮机处于TMCR工况（排汽量为478.814t/h，排汽口背压为16Kpa）,在发电机出力不低于200MW的条件下，对空冷凝汽器的进行优化计算，每台汽轮机组对应的空冷凝汽器的散热面积为560553m2。对此优化方案，当汽轮机在TRL工况下，不能满发的环境干球温度31.8℃。优化的迎面风速值为2.3m/s。（3）结合主厂房的布置方案，每台机组采用20个冷却单元，即5×489 模块，分5组布置，每组3个顺流空冷凝汽器单元，1个混流空冷凝汽器单元，设计气温17.0℃，设计背压16kPa，优化的ITD值为38.34℃。在夏季环境温度31℃时，汽轮机背压为34kPa，机组可以满发200MW。不满发小时数为289h。4.12.7空冷平台布置及结构设计根据总平面及空冷工艺专业布置要求，直接空冷凝汽器支柱布置在距主厂房A列外14m处，与A列柱平行。总平面为节省占地，在直接空冷凝汽器平台下布置有主变、厂变、启动变、电气出线设备等。空冷凝汽器在设计时布置考虑了二个方案：方案一，为整体平台，LB～LA轴间距22.28m，纵向L1～L4轴间距22.50m。柱网尺6列3行18根钢筋混凝土空管柱支承，空管柱水平LC～LB轴间距22.28m，纵向L1～L5轴间距22.50m。柱网尺寸长×宽＝22.28×22.50m，整体平台尺寸：长×宽＝116.3×47.66m2。方案二，由2个平台组成，单平台由8根钢筋混凝土空管柱支承，空管柱水平LD～LC轴间距11.1寸长×宽＝22.28×22.50m，整体平台尺寸：长×宽＝97.84×58.80m2。从结构设计来分析，方案二综合造价较方案一多200万元。方案一平台和支承空管柱组合结构受力明显优于方案二，造价也较低，因此，本工程施工图设计采用方案一。平台距离地面高30.0m，每台机组对应20台风机，共配备40台风机。风机桥架长×宽=11.25×11.14m；风机的风扇底部设有钢格栅护网；平台四周设有～1.5m宽的环形通道；平台四周设置8.1m高的挡风板，挡风板由型钢墙架和压型钢板组成;在平台二侧设置有上平台检修钢梯。直接空冷凝汽器平台承重结构采用钢桁架设计方案。平台承重结构由空间纵横交叉的钢桁架和斜撑于下部支柱的格构式支撑组成。根据空冷工艺专业布置要求纵横交叉钢桁架在平面上构成了11.14（水平）89 ´11.25（垂直）m2的网格，每一个网格内安装一台风机。对于直接空冷凝汽器平台的支承结构，采用钢筋混凝土空心管支柱（外直径不小于f3200mm，内直径f2600mm，混凝土为C40）的方案。钢筋混凝土支柱基础设计拟采用强夯和φ900人工挖孔灌注桩（扩底D1800）相结合的地基处理方案。空冷岛每个支柱基础下采用9根φ900人工挖空灌注桩，18个支柱基础共162根，加上2个钢梯及电梯基础共174根桩。4.12.8消防部分消防系统的设计范围为整个厂区围墙以内和厂外煤场的范围，包括主厂房区、变压器区、集控楼、油罐区、厂外煤场区、输煤系统、辅助车间、附属建筑以及厂区和厂外煤场范围内的非生产性建筑物的室内外消防。本工程消防系统的设计，遵照国家有关政策法规，按照“预防为主、防消结合”的原则，以及国家和行业的规程规范等，并结合本工程具体情况进行设计，为电厂运行人员的人身安全及电厂设备安全运行提供消防保护，同时也尽量减少或降低火灾可能造成的损失。本工程设有如下消防系统：室内外消火栓灭火系统、水喷雾灭火系统、自动喷水灭火系统、低倍数泡沫灭火系统、建筑灭火器；本工程设置一套独立的高压消防供水系统。对重要的建筑物及设备采用两种及以上的灭火手段。对主变压器采用水喷雾灭火系统。油罐区设置固定式泡沫灭火系统。建立全厂的火灾探测、报警及控制系统。电厂全厂按同一时间内火灾次数为一次设计。配置一辆干粉泡沫联用消防车并计列投资，由业主与当地消防部门协商管理和使用。消防给水系统包括两台50%电动消防水泵、一台100%柴油机消防水泵、一套稳压装置(含两台稳压泵及一座隔膜式气压罐)和消防管网。其中柴油泵为备用泵。正常情况下，系统管网压力由稳压装置来维持。89 4.13管理信息系统工程设置厂级管理信息系统(MIS)，主要由安全生产管理、设备资产管理等应用功能组成，覆盖电厂领导层，管理层和相关生产部门。电厂管理信息系统设计将突出以以EAM设备管理为重点、技术成熟先进、安全可靠、经济适用原则等电厂MIS系统的体系结构可以分为三个层次：第一层为硬件平台，硬件平台是MIS系统运行的物质基础。它包含网络系统、主机系统、工作站及有关外设、数据存储备份系统及布线系统等。第二层为软件平台，软件平台是MIS系统运行的支撑软件。它包括网络操作系统、工作站操作系统、网络防病毒系统、网管系统、数据库及其管理系统，用于支持应用系统的功能实现。第三层为应用层，它由实现MIS系统各部分功能的软件系统组成，包括自行开发的软件和与之集成的商品化软件。电厂的管理信息系统分为生产管理系统、经营管理系统和办公事务管理系统三大管理应用系统，再辅以系统维护系统，共同组成电厂生产期管理信息系统的四个部分。本工程电厂标识系统采用顾问集团公司企业标准Q/DG1-A003-2007《电厂标示系统编码规定》统一规划的编码体系。4.14脱硫除尘部分本工程采用循环流化床锅炉，锅炉飞灰中含有大量未反应完的CaO，锅炉飞灰所含的CaO可以用作循环流化床半干法脱硫装置脱硫剂。半干法脱硫不需外加吸收剂，89 系统简单，没有浆液系统，没有废水产生，无需烟气加热，水耗稍低，电耗小，脱硫率可达90%以上。脱硫副产品是干态的脱硫灰，可用作混凝土掺合料、矿井回填、路基等。总体上具有投资成本低、占地面积少，运行费用低等特点。石灰石-石膏湿法系统工艺比较复杂，设备繁多，系统堵塞、结垢的问题较多；水耗稍高，电耗较大；占地面积大，烟囱需要高强度的防腐，无论是初投资还是运行费用和检修费用均高于半干法脱硫工艺。因此结合本工程的特点，在满足达标排放和SO2排放总量的要求下，本工程采用半干法脱硫工艺。系统由吸收剂供应系统、脱硫塔、物料再循环、工艺水系统、脱硫后除尘器以及仪表控制系统等组成。锅炉空预器出口的烟气和粉尘经脱硫反应器、布袋除尘器后经引风机进入烟囱。本工程脱硫除尘部分的范围为：烟气从空预器出口到布袋除尘器出口为止；吸收剂采用汽车运输，从卸料隔离阀分界；除灰到布袋除尘器出口法兰为止。经过招标，本工程脱硫除尘系统由福建龙净环保整岛承包。脱硫除尘系统在炉后空间依次布置脱硫塔、脱硫除尘器，生石灰仓布置于脱硫塔旁边，并靠近道路，便于生石灰卸车。石灰消化系统直接布置在生石灰仓下的钢支架平台上，有利于最大限度地缩短消石灰的输送距离，并保持整体美观。其它水系统、物料循环系统、流化风系统等工艺设备布置在脱硫塔、布袋除尘器底部，使脱硫塔和除尘器下部的空间得到充分利用。为向脱硫除尘装置内脱硫380/220V脱硫低压负荷及除尘负荷供电，对应每台炉在脱硫除尘装置内设置1台1000kVA低压脱硫变压器（共两台），互为暗备用，分别由主体工程6kV工作段供电。对应低压脱硫变压器设动力中心(PC)母线。89 热工自动化设计范围为整个烟气脱硫系统，共包括1号吸收塔系统、2号吸收塔系统、电气系统。本工程烟气脱硫装置采用DCS分散控制系统，脱硫装置控制点设在全厂辅机控制室，脱硫系统设置独立的操作员站。脱硫除尘系统的电控设备集中布置在辅机控制综合楼内。脱硫区域所需的工业用水主要包括脱硫工艺用水及冷却水，最大用水量为30t/h。根据半干法脱硫的工艺特点，没有工业废水排放。89 5初步设计阶段主要技术经济指标5.1总指标(1)发电工程静态投资(万元)189226(2)发电工程动态投资(万元)196826(3)发电工程静态每千瓦造价(元/kW)4731(4)发电工程动态每千瓦造价(元kW)4921(5)发电工程每千瓦钢材消耗量(t/kW)0.0422(6)发电工程每千瓦木材消耗量(m3/kW)0.0062(7)发电工程每千瓦水泥消耗量(t/kW)0.10715.2总布置指标序号项目单位1厂区围墙内用地面积104m213.572单位容量用地面积m2/kW0.3393厂区内建筑物及构筑物用地面积m2573084建筑系数%42.225厂区内场地利用面积m2867106场地利用系数%63.897厂区道路路面及广场地坪面积m2271208道路广场系数%19.979厂区围墙长度m232010厂区土方工程量(包括施工场地)挖方104m349.57填方104m349.9411绿化用地面积m22040012绿化用地系数%15.0389 5.3主厂房指标(1)主厂房总容积(m3)234153(2)每千瓦主厂房容积(m3/kW)0.5855.4运行指标机组主要经济指标如下项目单位数据采暖期(额定抽汽量)非采暖期(THA)发电功率kW325304400158发电设备年利用小时h6000年供热小时h31400锅炉效率%90.09管道效率%97全年供热量GJ4246600.80全年发电量kw.h10227557761378192224全年总发电量kw.h2400948000采暖期发电标煤耗率kg/kw.h0.2620.350年平均发电标煤耗kg/kw.h0.311供热平均标煤耗kg/GJ40.800厂用电率％11.75410.710年平均供电标煤耗kg/kw.h0.346年耗标煤量t912047年平均全厂热效率％0.48年平均热电比(采暖期)1.15热化系数0.65每万千瓦发电厂人员数(人/10MW)4.6589 每百万千瓦容量耗水量（采暖期）(m3/s/GW)0.21每百万千瓦容量耗水量（非采暖期）(m3/s/GW)0.176每百万千瓦容量耗水量（年平均）(m3/s/GW)0.1989'