2X25MW热电联产项目可行性研究报告

'2X25MW热电联产项目可行性研究报告137 目录第一章概述…………………………………………………………(1)第一节项目法人篇………………………………………………(1)第二节项目概况及编制依据……………………………………(4)第三节研究范围…………………………………………………(4)第四节城市概况…………………………………………………(5)第五节建设必要性………………………………………………(7)第六节主要技术设计原则………………………………………(6)第七节工作简要过程……………………………………………(8)第二章热负荷………………………………………………………(9)第一节供热现状…………………………………………………(9)第二节热负荷……………………………………………………(13)第三节热负荷调查与核实………………………………………(17)第四节设计热负荷………………………………………………(24)第三章电力系统……………………………………………………(27)第一节电力系统概况……………………………………………(27)第二节电力负荷预测……………………………………………(27)第三节接入电力系统……………………………………………(28)第四章燃料供应……………………………………………………(29)第一节燃料来源…………………………………………………(29)第二节燃料特性数据……………………………………………(29)第三节固体燃料及脱硫剂消耗量………………………………(30)137 第四节锅炉点火及助燃…………………………………………(30)第五章机组选型及供热方案………………………………………(31)第一节装机方案比较……………………………………………(31)第二节装机方案优化……………………………………………(34)第三节锅炉选型…………………………………………………(35)第四节机、炉型号………………………………………………(36)第五节调峰方案…………………………………………………(38)第六章厂址条件……………………………………………………(39)第一节厂址选择概述……………………………………………(39)第二节交通运输…………………………………………………(39)第三节供水水源…………………………………………………(40)第四节储灰场……………………………………………………(44)第五节岩土工程…………………………………………………(45)第六节气象条件…………………………………………………(48)第七章工程设想……………………………………………………(51)第一节厂区总平面布置…………………………………………(51)第二节燃料运输…………………………………………………(53)第三节燃烧系统…………………………………………………(56)第四节热力系统…………………………………………………(57)第五节主厂房布置………………………………………………(60)第六节除灰渣系统………………………………………………(61)第七节供、排水系统……………………………………………(62)137 第八节化学水处理系统…………………………………………(64)第九节电气部分…………………………………………………(69)第十节热力控制…………………………………………………(71)第十一节土建部分………………………………………………(73)第八章环境保护……………………………………………………(74)第一节环境现状…………………………………………………(74)第二节环境影响评述……………………………………………(74)第三节污染防治措施……………………………………………(76)第四节环境效益分析……………………………………………(81)第五节结论与建议………………………………………………(82)第九章消防、劳动安全与工业卫生………………………………(84)第一节消防………………………………………………………(84)第二节劳动安全与工业卫生……………………………………(85)第十章节约和合理利用能源………………………………………(89)第一节节能措施…………………………………………………(89)第二节节水措施…………………………………………………(89)第三节节约原材料措施…………………………………………(90)第四节经济指标…………………………………………………(90)137 第十一章劳动组织及定员…………………………………………(97)第一节劳动组织及管理…………………………………………(97)第二节人员配置…………………………………………………(97)第十二章工程项目实施的条件和轮廊进度………………………(99)第一节工程项目实施的条件……………………………………(99)第二节施工组织构想……………………………………………(99)第三节工程建设的轮廊进度……………………………………(100)第十三章投资估算及财务评价……………………………………(101)第一节投资估算…………………………………………………(101)第二节财务评价…………………………………………………(103)第十四章结论………………………………………………………(135)第一节主要结论…………………………………………………(135)第二节综合技术经济指标………………………………………(136)第三节存在的问题及建议………………………………………(137)137 第一章概述第一节项目法人篇1.1.1法人代表。1.1.2项目法人单位简介X公司热电联产项目是由X公司出资组建。公司具有独立法人资格，地址位于永宁望远开发区内。X公司是*****///******新兴的全区规模最大的综合性高科技制药企业之一，主要从事各种药品的生产和销售。公司位于*****///**********，是自治区28家优势骨干企业之一。公司于2001年通过了国家药品监督管理局的药品质量“GMP”认证，成为****首家整体通过此认证的企业。公司下设****民族药物研究所、X公司、****宁抗制药有限公司、北京营销总所以及设备制造、安装等七家公司，在全国建立了三十多个分公司或办事处，形成了以北京为营销中心，辐射全国的营销网络体系。在人用药方面，*****///制药可生产胶囊剂、片剂、颗粒剂、丸剂，国家级新药、普药仿制药、保健食品三大系列几十个品种。其中藏药洁白胶囊、国家级新药抗感胶囊、功能保健品美容胶囊已成为市场上的知名产品。目前已形成了以藏药为龙头，以国家新药为代表，集功能、保健于一体的产品系列。137 在兽用药方面，*****///制药于2000年成立了X公司，新上了年产300吨的国家级三类新兽药抗生素“泰乐菌素”项目，并以次为基础开发出一系列兽用抗生素产品、泰乐菌素产品一上市就供不应求，几年来已远销世界二十几个国家和地区，成功的进入国际市场，国外销售额占到总销售收入的60％以上。由于业绩突出，*****///制药有限公司被中国动物保健品协会评为2002年度中国动物保健品行业50强。为把*****///制药打造成国内一流企业，把企业做大做强，建设成为全国性的生物制药基地，2002年经董事会研究提出，选择生物制药开发既具有政策上的优势，又具有很大的市场潜力，因此需要进一步扩大兽用抗生素生产规模。到目前为止，公司已建有一下项目：10000吨沙利霉素项目：2002年经国家计委批准立项，被列为国家高技术产业化示范工程项目。项目总投资18460万元，其中固定资产投资16974万元。1000吨盐霉素项目：2002年经国家经贸委批准立项，被列为国家“双高一优”国债项目，总投资13000万元。8000公斤VB12项目：2003年经****经委立项，项目投资8960万元。1000吨泰乐菌素项目：2003年经****经委立项，项目投资6000万元。X公司热电联产项目建设资金完全由X公司自筹解决。137 第二节项目概况及编制依据1.2.1项目概况X公司热电联产项目是由X公司出资建设，地址位于永宁望远经济开发区内。本期规模为2台25MW抽凝式汽轮发电热组配3台150t/h循环流化床锅炉。终期规模为2台25MW＋1X12MW汽轮发电机组配4台150t/h循环流化床锅炉。1.2.2编制依据本可行性研究报告是根据下列文件，资料进行编制的：1、《关于X公司2X25MW热电联产项目建议书的批复》（宁经（投资）发【2004】36号）；2、X公司提交我院的可行性研究报告编制的委托书。第三节研究范围根据与建设单位签订的协议，本可行性研究报告包括下列部分：1、热电厂围墙内的生产、生产附属、辅助生产工程及有关建筑；2、除灰系统及贮灰场；3、热电厂的供排水工程；4、必要的生活福利设施。本工程以下内容，由建设单位另行委托有关部门完成。1、接入系统的可行性研究；137 2、工程地质及水文地质报告；3、环境影响评价；4、厂区围墙一米外供排水工程。第四节城市概况******是*****///******的首府，辖三区两县一市，面积9490平方公里，总人口133万，其中回族人口34万，市区人口72万。******位于黄河上游****平原中部，东靠黄河，西依贺兰山。地域范围在北纬38°，东经106°。望远经济开发区内地形平坦，平均海拔在1010～1150米之间。******属于中温带干旱、半干旱大陆高原气候。气候干燥，雨量稀少，日照充分，蒸发强烈，风大沙多，夏热而短，冬寒而漫长，冷热变化急剧。年温差、日温差大，最高气温36.5℃最低气温－27.7℃，年平均气温8.5℃，气压756mmHg，年平均降水量200mm左右。最大风速28m/s。西北风及偏西风为主。　　******在跨越式发展的进程中，已经构建并不断强化四大优°势，形成了对资金、技术、人才等发展要素的强大吸引力。137 　　鲜明的城市魅力和文化底蕴。******是全国99座历史文化名城之一，具有1300多年的历史，是古西夏国的都城。境内有古城池、宫苑、清真寺、佛塔、古长城等60多处名胜古迹，是西北地区名胜古迹较多的城市。市域内有高山、大漠、黄河、草原等多种自然景观，湖泊湿地星罗棋布，素有“塞上湖城”的美誉，造就了山水和一、如诗如画的旖旎风光，随处可见“大漠孤烟直，长河落日圆”的迷人景色。******是全国唯一的回族自治区首府，形成了“塞上江南”、“回族之乡”、“西夏古都”三大特色。近年来，随着大银川建设和对外开放步伐的不断加快，我市在全国的知名度、美誉度进一步提高，使这块土地充满了无限商机和希望。可以说，******瑰丽迷人的塞外风光，优异的生态环境，近年来已成为旅游观光度假的热点，也是绝佳的人居城市。　　独特的产业比较优势和聚合辐射效应。银川平原地处黄河沿岸，地势开阔，光、热、水、土等自然环境在西部地区得天枉厚， 137 自古就下“塞上江南，鱼米之乡”的美誉，为我国北方重要的商品粮基地。贺兰山东麓是酿酒葡萄的最佳产地，被誉为中国的“波尔多”。矿产资源丰富，已发现各类矿产40余种，其中，煤炭储量占全国第6位。煤炭、石油、天然气、水源、土地的组合优势在全国少有。目前，我市已形成石油天然气化工、能源重化工、橡胶轮胎、机电一体化、新材料、生物制药、绿色清真食品加工等为主的产业体系，为开发以煤化工为主的重化工提供了雄厚的物质基础。　　较强的经济开发潜力和支撑功能。近年来，在西部大开发战略中，国务院将******确定为“呼一包一银一兰”经济带中心城市，银川被确定为欧亚大陆桥西陇海经济带重点开发城市，*****///******党委作出了实施中心城市带动战略的决策。紧紧抓住这一千载准逢的历史机遇，加快大银川的建设步伐，使城市功能进一步增强，城市面貌有了很大改观，综合经济实力不断增强，区域性中心城市的地位日益突显。******是全国唯一不缺水的省会城市，电力资源丰富，是全国少有的水丰电足城市。******工业产业固定资产存量大，技术更新潜力大，为重组、改造提供了广阔空间。全市七大工业园区实现“九通一平”，新入园企业160多家。拥有国家级经济技术开发区，政策资源竞争优势明显，必将为广大投资者提供更为广阔的发展空间。137 　　******交通便利，城市功能不断完备，为投资兴业创造了优良的条件。作为西北交通枢纽之一，已形成了航空、铁路、公路全方位、立体化、大流量的交通网络。城区路网不断加密和完善，供水、供电、供热、供气功能不断强化，保障网络进一步完备。以移动通讯、网络通讯为标志的“数字银川”主体工程已经完成。******作为一座新兴的开放城市，已经融入经济全球化进程之中，向海内外有识之士敞开大门，与许多国家和城市在经济、科技、文化等领域开展了广泛而富有成效的交流与合作，日本马扎克公司、新加坡佳通轮胎公司、香港捷美公司等一批国际知名企业已在******投资兴业。望远经济开发区位于银川南环高速公路南坡，与望远集镇融为一体。109国道贯穿开发区，地理位置得天独厚。第五节建设的必要性X公司发展速度较快。根据公司发展规划，拟建的项目有：5000吨黄霉素项目、1000吨莫能菌素项目、135吨阿维菌素项目、200吨泰妙菌素项目、8000吨硫酸粘杆菌素项目、1000吨利巴韦林项目，总生产规模达到15000吨。137 *****///制药生产及采暖用汽靠东区（2X10t/h）和西区(2X20t/h)两座锅炉房供热，锅炉总容量为60t/h。仅能满足现有的工业、采暖用汽。在上述新建项目投产后，总用热负荷将达到230t/h左右。现有的热源远远不能满足要求，周围5公里范围内也没有集中供热热源点。因此用热问题成为*****///制药发展的瓶颈。热电联产具有节约能源，改善环境，提高供热质量，增加电力供应的综合效益。随着企业的不断发展，政府对节能增效、环保等可持续发展条件的进一步要求和国家产业政策导向，建设一热电联产项目已是当务之急。为满足*****///制药快速发展和实现集中供热的需要，节约能源，减少环境污染，进一步降低生产成本，实现经济效益与社会效益并举。从诸多方面来看，建设本热电联产项目是十分必要的。第六节主要技术原则根据节能项目的建设方针，本工程在设计中将体现以下原则：1、本着近远期结合，工业与民用结合，布局合理，全面安排，分期实施的原则。2、尽量提高热化发电的比重，节约能源，有较好地运行经济性、灵活性和安全性。3、热电厂尽可能靠近热负荷密集区，以减少热网投资，降低运行费用。137 4、改善环境，综合利用，减少占地。为了降低工程造价，提高经济效益，将采取以下措施：做到工艺流程合理，管线短捷，布局紧凑，减少占地，缩短工期，提高效益。第七节工作简要过程2006年3月5日，根据X公司与我院签订的本项目可行性研究报告设计合同，我院组织有关人员赴现场调查收资，在当地筹建单位以及其它有关部门的配合协作下，对热负荷情况进行了调查和核实，踏勘了场地，并对附近的燃料、运输、水源、水文、地质、气象和环保现状、资金筹措等情况进行了调查，返济后即着手进行可行性研究报告的编制。137 第二章热负荷第一节供热现状X公司目前供热方式比较落后，基本上还沿袭过去企业的发展模式，即上锅炉的容量、时间与当前主体项目配套为目的，缺乏统一、长远规划。经调查，*****///制药现有工业锅炉4台，总容量60t/h。这些锅炉最大容量20t/h，最小容量10t/h，共有烟囱2座，最高烟囱高度45米。最大锅炉效率65%，平均在55%左右。除尘设备比较简陋。这些锅炉的存在，造成了较为严重的环境污染和能源浪费。发展小锅炉与国家的能源环保政策不相符，属于将被淘汰的行列。同时由于锅炉容量是与新项目配套建设的，因而无多余容量。扩建新项目必须考虑再上锅炉，造成资金和耕地的严重浪费，且因为采用小锅炉供热，由于锅炉效率低，造成企业能源成本居高不下，在与同行业的竞争中处于劣势，从国家能源环保政策看，再走小锅炉的路子已经走不通了。根据公司的发展规划，在西厂区内规划了热电联产项目，负责整个公司的工业及采暖用热，从而使用热系统统一规划，污染集中排放，现有小锅炉短期内备用，远期拆除，使工业的能源发展走上良性循环的道路，因而本项目既是可行的，又是必要的。*****///制药现有锅炉情况调查表，见表2.1-1。137 现有工业锅炉调查表表2.1-1序号名称锅炉型号锅炉台数锅炉容量（t/h）烟囱数量(座)生产班制1东区SZL10-1.2522×101三班2西区SHL20-1.2522X201三班合计4602第二节热负荷2.2.1现状热负荷2.2.1.1工业热负荷*****///制药有限公司现有工业用热车间4个，分别为301车间、302车间、303车间和制油车间。这些车间目前都采用东西厂区的锅炉房供热，大多仅能满足工业用汽，在采暖期用汽高峰时根本无法满足生产用热需要，只能短时减产。根据现场调查，得到各车间现有工业热负荷，见表2.2-1。现状工业热负荷调查表表2.2-1序号用户名称供热介质用汽压力(MPa)用汽方式生产班次现有热负荷采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小1301车间蒸汽0.8直接三班17.3713.5511.2112.859.98.892302车间蒸汽0.8直接三班16.8213.1210.8512.459.598.613303车间蒸汽0.8直接三班9.557.456.167.075.444.894制油车间蒸汽0.588直接三班5.624.383.634.163.202.88合计49.3638.5031.8536.5328.1325.272.2.1.2现状采暖热负荷*****///137 制药有限公司的采暖热负荷主要是厂房及办公采暖。由于锅炉容量不足，采暖质量较差。根据调查，供热范围内采暖用热情况见表2.2-2现状采暖热负荷调查表表2.2-2序号单位名称现有采暖面积(m2)采暖指标(kJ/m2h)采暖热负荷(GJ/h)1301车间5500021611.882302车间400002168.643303车间350002167.564制油车间190002164.105203车间420002169.076前提车间280002166.057固体车间140002163.038食堂140002163.039合计24700021653.36根据当地气象资料，其采暖期室外平均温度-0.8℃，采暖室内计算温度18℃，室外计算温度-9℃，采暖天数140天，由此计算出平均及最小采暖热负荷与设计最大采暖热负荷之比：=0.696最小采暖热负荷与设计最大采暖热负荷之比：=0.48由此得出现状采暖热负荷如下：最大热负荷：53.36GJ/h平均热负荷：37.14GJ/h最小热负荷：25.61GJ/h2.2.2近期热负荷137 2.2.2.1近期工业热负荷近期工业热负荷主要是指本期热电工程投产时新增的工业热负荷，包括现有的工业热用户新建和扩建项目及新增的工业热用户。根据*****///制药的发展规划及目前开工项目的进展情况，至本项目投产，将有多个新建、扩建项目投产，工业热负荷大幅度提高。根据各新建、扩建项目的可研报告中估算的热负荷，结合目前实际生产的产品汽耗率及全国同行业同类产品的汽耗平均水平，得到本项目的近期热负荷，见表2.2-3。近期工业热负荷调查表表2.2-3序号用户名称供热介质用汽压力(MPa)用汽方式生产班次现有热负荷采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小1301车间蒸汽0.8直接三班34.7427.1022.4225.7019.8017.782302车间蒸汽0.8直接三班33.6426.2421.7024.9019.1817.223303车间蒸汽0.8直接三班27.5921.5217.8020.4215.7214.134制油车间蒸汽0.588直接三班11.248.767.268.326.405.765201车间蒸汽0.7直接三班79.5567.3159.2247.3440.8530.286开发项目蒸汽0.8直接三班41.6632.4926.8830.8323.7521.33合计228.42183.42155.28157.51125.70106.50考虑到调查的热负荷是以工业锅炉的饱和蒸汽数据为基准，电厂所供蒸汽为过热蒸汽，焓值高于饱和蒸汽。经折算，得到折算到电厂出口的近期工业热负荷，见表2.2-4。近期工业热负荷调查表（折算到电厂出口）表2.2-4序号用户名称供热介质用汽压力(MPa)用汽方式生产班次现有热负荷采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小1301车间蒸汽0.8直接三班32.1725.0920.7623.8018.3316.462302车间蒸汽0.8直接三班31.1524.3020.0923.0617.7615.94137 3303车间蒸汽0.8直接三班25.5519.9316.4818.9114.5613.084制油车间蒸汽0.588直接三班10.418.116.727.705.935.335201车间蒸汽0.7直接三班73.6662.3254.8343.8337.8228.036开发项目蒸汽0.8直接三班38.5730.0824.8928.5521.9919.75合计211.5169.83143.78145.84116.3998.612.2.2.2近期采暖热负荷近期采暖热负荷的增加主要是新建、扩建项目中厂房及配套设施的采暖负荷。根据各项目的计划建设情况，本项目投产时采暖热负荷情况见表2.2-5。近期采暖热负荷调查表表2.2-5序号单位名称现有采暖面积(m2)采暖指标(kJ/m2h)采暖热负荷(GJ/h)1301车间8500021618.362302车间6000021612.963303车间5000021610.84制油车间340002167.345203车间420002169.076前提车间280002166.057固体车间140002163.038食堂140002163.039201车间9400021620.3110合计42100021690.95由此得出近期采暖热负荷如下：最大热负荷：90.95GJ/h平均热负荷：62.30GJ/h最小热负荷：45.49GJ/h2.2.3远期热负荷根据*****///137 制药的总体规划，至2015年，公司用工业热负荷将达到330t/h，采暖面积预计达到70万平方米。因而，至2010年，*****///制药总用汽负荷将高达380t/h左右。第三节热负荷调查与核实根据*****///制药的整体规划和工业发展，对工业用热车间进行了进一步的调查核实，确定本期工业用热车间共6个，即301、302、303、201、制油车间和开发项目。在现场收资调研过程中，我们对上述车间的主要产品产量、单位能源、实际年耗煤量、月耗煤量、锅炉容量及参数、效率、用汽工艺和用汽参数、生产班制、检修期、企业的近远期发展情况逐一进行了认真的了解分析，并在此基础上对热负荷运行了核实计算。1、取各车间的年和月耗煤量及锅炉效率计算。2、根据各车间提供的产品能源单耗数据和年产量或总产值进行校核，并将计算结果与同行业能耗水平相比较，取其平均值。现就将工业热用户的热负荷核实过程举例说明如下：301车间301车间主要产品是盐霉素，现年产量为1000吨。其生产工艺流程如下:菌种培养——种子培养——发酵——酸化——浓缩——中和过滤——干燥制粒137 该车间现有二条生产线，在生产工艺过程中都需要蒸汽，由于其生产是连续的，所用的蒸汽必须是连接使用，车间用热来自锅炉房，锅炉燃料为原煤，低位发热量为21250KJ/kg，锅炉效率为58%，出口蒸汽焓值2783KJ/kg，锅炉补给水焓值250.8KJ/kg，生产班制为三班制，每年停产检修60天，根据煤耗量核算热负荷如下：采暖期最大耗煤量：28.54吨/班采暖期最大用汽量：=17.37t/h采暖期平均耗煤量：22.27吨/班采暖期平均用汽量：=13.55t/h采暖期最小用煤量：18.42吨/班采暖期最小用汽量：=11.21t/h非采暖期最大用煤量：21.12吨/班非采暖期最大用汽量：=12.85t/h非采暖期平均用煤量：16.27吨/班非采暖期平均用汽量：=9.90t/h非采暖期最小煤量：14.61吨/班非采暖期最小用汽量：=8.89t/h根据该车间常年统计，复合肥类单位汽程为：85吨汽/吨盐菌素，按此核算其全年平均用汽量为：137 =11.61t/h由以上结果可以看出，两种计算方法计算结果基本一致，因此热负荷是可靠的，由此得301车间现状热负荷调查表见表2.3-1。表2.3-1项目季节最大平均最小采暖期17.3713.5511.21非采暖期12.859.908.89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2.3-2项目季节最大平均最小采暖期34.7427.1022.42非采暖期25.7019.8017.78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2.3-2。301车间近期热负荷（折算到电厂出口）表2.3-3项目季节最大平均最小采暖期32.1725.0920.76非采暖期23.8018.3316.46137 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0.8MPa，最低0.588MPa，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=0.98MPat=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0.9，并考虑管网热损失5%，本工程设计热负荷见表2.2-1。热电厂设计热负荷表2.2-1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/h598.45480.53406.82412.64329.31279.02T/h200.37160.89136.21138.16110.2693.42采暖热负荷GJ/h90.9562.3045.48000T/h30.4520.8615.22000合计GJ/h689.4542.83452.3412.64329.31279.02T/h230.82181.75151.43138.16110.2693.42137 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。*****///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*****///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2010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137 10.5KV。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0.6公里。137 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。*****///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%52.95氢Har%3.63氧Oar%6.28氮Nar%1.03硫Sar%0.94灰分Aar%26.01水分Mar%9.06137 挥发份Vr%32.92低位发热量Qnet,arkJ/kg18800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%55.75五氧化二磷P2O5%0.03三氧化二铁Fe2O3%0.06二氧化硅SiO2%0.31三氧化二铝Al2O3%0.06烧失量%43.79根据可逆反应CaO+SO2+½O2=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)24.37.92日耗量(t/d)1603.8174.24年耗量(t/a)4374047520注：每日按22h计：每年按6000h计。137 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2.5MPa，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。137 第五章机组选型及供热方案第一节装机方案比较5.1.1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：2XC25-4.9/0.98型机组，3×150t/h循环流化床锅炉。方案II：1XC25-4.9/0.98+1XB12-4.9/0.98型机组，3×150t/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5.1-1，5.1-2，5.1-3。全厂汽水平衡表（一）表5.1-1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/h419.82361.37327.20317.27284.51265.282汽水损失t/h12.5910.849.829.528.547.963轴封用汽t/h4.033.473.143.052.732.554减温减压用汽量t/h0000005汽机进汽量t/h403.2347.06314.24304.70273.24254.77比较0000000.98MPa蒸汽6汽轮机抽排汽量t/h259.40205.06172.25157.76127.24108.837减温减压汽量t/h0000008供汽量t/h230.82181.75151.43138.16110.2693.429补给水加热t/h28.5823.3120.8219.6016.9815.4110厂内采暖及生活t/h1.510.50.30.30.311调峰汽量000000比较000000137 全厂汽水平衡表（二）表5.1-2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/h344.72290.11271.06265.18132.42112.762汽水损失t/h10.348.78.137.963.973.383轴封用汽t/h3.312.792.602.551.271.084减温减压用汽量t/h0000005汽机进汽量t/h331.07278.62260.33254.67127.18108.30比较0000000.98MPa蒸汽6汽轮机抽排汽量t/h259.07203.62170.60156.02125.92107.237减温减压汽量t/h0000008供汽量t/h230.82181.75151.43138.16110.2693.429补给水加热t/h26.7521.8719.1717.8615.6613.8110厂内采暖及生活t/h1.511.50.30.30.311调峰汽量000000比较000000主要经济技术一览表表5.1-3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/h689.4542.83452.3412.64329.31279.02689.4542.83452.3412.64329.31279.02汽量t/h230.82181.75151.43138.16110.2693.42230.82181.75151.43138.16110.2693.422汽机进汽量t/h403.2347.06314.24304.70273.24254.77331.07278.62260.33254.67127.18108.303汽机外供汽量t/h230.82181.75151.43138.16110.2693.42230.82181.75151.43138.16110.2693.424汽机外供热量GJ/h689.4542.83452.3412.64329.31279.02689.4542.83452.3412.64329.31279.025发电机功率KW600005500050000500005000042000420003700034000300001050082006锅炉减温减压供热量t/h0000000000007锅炉蒸发量t/h419.82361.37327.20317.27284.51265.28344.72290.11271.06265.18132.42112.768调峰供汽量t/h000000000000137 9汽机凝汽量t/h121.12128.58132.88137.70139.24141.9366.7768.7076.2580.510010发电厂年均标准煤耗Kg/kwh0.3350.31111综合厂用电率%151812供热单位热量耗厂用电量Kwh/GJ6.07386.073813发电厂用电率%55.514供电年均标准煤耗率Kg/kwh0.3530.32915供热年均标准煤耗率Kg/GJ44.0144.0416汽机年供热量GJ/a3460176346017617年发电量Kwh/a30000万16650万18年供电量Kwh/a25500万13653万19机组利小时数h6000450020热电厂年供热量GJ/a3460176346017621全年耗标煤量t/a25278220416822热化系数1123年均全厂热效率%59.1066.0424年均热电比%320.39577.2725全年节约标煤量t/a9129487302第二节装机方案优化5.2.1方案比较1、供热能力由表5.1-3可以看出，两个方案均能满足供热要求2、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。3、技术经济指标137 （1）发电标煤耗方案I为0.335千克/度，方案II为0.311千克/度，方案II优于方案I。（2）供热标准煤耗率方案I为44.01，II为44.04kg/GJ。（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5.1-3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137 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0.94%，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137 推荐方案主要设备技术参数如下：锅炉：型号：YG-150/5.29-M额定蒸发量：150t/h过热蒸汽压力：5.29MPa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：C25-4.9/0.98额定功率：25000KW额定进汽压力：4.9MPa额定进汽温度：470℃额定进汽量（额定/最大）155/202t/h抽汽压力：0.98MPa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：137 型号：QF-30-2功率：30000KW电压：10.5KV功率因数：0.8转速：3000r/min台数：2台生产厂家：*****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。137 第六章厂址条件第一节厂址选择概述*********///制药热电联产项目为新建工程，厂址位于永宁望远经济开发区内，位于109国道西侧，距银川南绕城高速公路仅300米，西邻唐徕渠，东侧为红旗渠、南侧为农家宅院,交通十分便利。该厂址场地平坦，无任何拆迁。该厂址地下水质好，水量充足，电力出线和热网出线方便。该区抗震设防烈度为8度，为设计地震第一组。根据工程地质勘测报告，该区场地类别为Ⅱ类，场地土类型为中软场地土，冻土深度1.05m。无埋藏的河道、沟浜、墓穴、防空洞、孤石等对工程不利的埋藏物。该区地下水对砼有弱腐蚀性。第二节交通运输厂址位于永宁望远经济开发区内，位于109国道西侧，距银川南绕城高速公路仅300米，距银川河东机场30公里。经现场踏勘，热电联产项目建设过程中的材料设备以及日后燃料的运输均可通过公路运输进厂，交通安全有保障。137 第三节供水水源厂址所在地地下水资源及其丰富，本项目用水由*****///制药公司结合其他药业扩建项目的用水情况，新打6眼井，出水量为720t/h，可以满足本项目及公司其他新上项目的用水要求。第四节储灰场6.4.1灰渣量本期工程按照3×150t/h循环流化床锅炉配除尘效率99.9%布袋除尘器和已提供的燃料成份分析资料进行计算，结果如下：项目时间单位灰量渣量总量每小时T/h13.265.718.96每日T/d291.72125.4417.12每年T/a7956034200113760注：每日按22h计；每年按6000h计。6.4.2灰渣综合利用137 热电项目的灰渣全部做为建材掺合料进行综合利用，用来生产加工混凝土砌块，空心砖等建筑材料。省煤器和除尘器下的干灰用以制作加气混凝土砌块，免烧免蒸地面砖、路面砖、墙体砖等。炉底渣用来烧制灰砖和作为路基的掺和料。厂区内只设临时性灰渣场，不设永久性渣场。为防止热电厂灰渣综合利用出现事故，设置事故灰渣场，可贮存半年灰渣量，灰场填平后可覆土造田。6.4.3灰场选择热电厂年产灰渣113760吨。热电厂已与当地建材企业达成协议，可全部综合利用热电厂产灰渣。作为灰渣综合用的事故贮存。热电厂还与开发区管委会签订协议，使用开发区砖瓦厂的闲置场地作为事故灰渣场，可贮存热电厂半年以上的灰渣量。该地区长期地质情况稳定，地质构造简单，断裂及裂隙不太发育；处置层岩性均匀，面积广、厚度大、渗透率低，具有较高的离子交换和吸附能力；水文地质条件比较简单，最高地下水位距处置单元底部距离很大；场地周围无露天水源，无开采价值的矿藏资源，与城市距离适当，人口密度较低，远离飞机场、军事试验场地和易燃易爆等危险品仓库，是理想的固体废弃物处置场地。第五节岩土工程6.5.1场地条件6.5.1.1场地位置和地形厂址位于永宁望远经济开发区内，位于109国道西侧，地势平坦，起伏小。137 场区位于银川平原的中部，“喜山”构造运动使贺兰山褶皱带与鄂尔多斯地台相对上升，形成“银川地堑”。该地堑长约170km，宽50km，呈北东向延伸，地堑在新构造运动期一直处于比较活跃状态，经历多次构造运动，导致断裂发育，历史上地震活动频繁。因银川地堑相对下降，在第三纪就已形成了广布的湖盆，接受大量碎屑沉积物，成为白垩系、第三系为基底的银川平原。银川平原第四系土层厚约1600余米，由于该地层厚度巨大，层位稳定，土质密实且均匀，在银川平原基底沿贺兰山走向分布的次生断裂带，至今尚未发现活动痕迹，所以该区域工程地质条件稳定，是良好的建筑场地。6.5.1.2地层场地地层层序稳定，结构较复杂，除地表浅部分布有填土地层外，其下均为第四系冲、湖积相地层（粉质粘土、粉土、粉细砂），各土层岩土工程性状自上而下分述如下：①杂填土（Q4ml）：厚度:0.5-3.0m,平均1.3m；层底标高:98.1-99.7m,平均98.9m137 。分布于6#、7#、11#-14#、17#-19#、22#、39#-42#、50#、54#、56#、57#钻孔地表浅部。杂色，在场地东侧人为堆积形成煤堆、渣堆。场地低洼处填有大量建筑垃圾，垃圾成分为砖块、砼渣、炉渣、木屑等。成分复杂，均匀性差，松散。不宜做为基础持力层使用，应挖除。②粉土(Ｑ4al-l):厚度:0.6-3.8m，平均2.1m；层底标高:96.2-98.5m，平均97.3m；层底埋深:1.0-4.0m，平均2.7m。除14#钻孔缺失外，场地内其它各钻孔均揭露此层，杂填土缺失地段在地表出露。土黄色，土质均匀性较差，常夹粉质粘土条带，局部地段增厚形成透镜体或薄层（另述，见②1层描述）。在层底与下伏③层粉质粘土之间偶夹有粉细砂薄层或透镜体（见②2层描述）。水平层理发育，摇振反应中等,干强度、韧性低。稍湿-很湿,稍密-中密。属中等压缩性土。层内做标准贯入试验66次，取原状土样11件，其物理力学指标统计如下表：统计值指标样本数最大值-最小值平均值标准差变异系数修正系数标准值天然含水量W（%）1133.9-9.024.36.650.271.1527.9重度γ（kN/m3）1119.8-17.518.818.50.800.040.9818.4干重度γd（kN/m3）1116.6-13.015.114.80.920.060.9714.6天然孔隙比e0111.031-0.5920.750.8120.110.151.080.81压缩系数a1-2（Mpa-1）110.47-0.100.240.28///0.24压缩模量Es1-2（Mpa）1116.5-4.39.49.1///9.4凝聚力C（KPa）927-8135.660.430.739.5内摩擦角928-1622.74.090.180.8920.2粘粒含量ρc629.7-6.122.7///22.7137 标贯击数N668.9-3.85.91.990.340.935.5由原状土样孔隙比e0及天然含水量W（%）确定承载力基本值f0=165kPa，回归修正系数ψf=0.83，承载力特征值fak=137kPa；标贯统计结果确定承载力特征值fak=130kPa。综合确定承载力特征值fak=130kPa。②1粉质粘土(Ｑ4al-l)：厚0.5-0.9m，呈透镜体或薄层夹于第②层粉土内，分布于4#、7-8#、12#、32#、35-38#、43#、45-46#、50#、52#钻孔局段。多呈可塑状态，天然含水量W=19.1-21.4%，W=20.3%；天然重度γ=19.1-19.6KN/m3，γ=19.4KN/m3；天然孔隙比e0=0.614-0.693，e0=0.654；压缩系数a1-2=0.16-0.21MPa-1，a1-2=0.19MPa-1；压缩模量Es1-2=8.1-10.1MPa，Es1-2=9.1MPa。属中压缩性土。此层共做标准贯入试验11次，标贯修正统计结果如下表：频数n最大值max最小值min平均值φm标准差σf变异系数δ修正系数γs标准值φk117.04.05.61.370.240.884.9确定地基土承载力特征值ƒak=140kPa。在57#钻孔1.9-2.3m段夹有灰黑色淤泥质粉质粘土透镜体，呈流塑状态。天然含水量W=50.6%，天然重度γ=16.4KN/m3，天然孔隙比e0=1.453，压缩系数a1-2=0.76MPa-1137 ，压缩模量Es1-2=3.2Mpa，属高压缩性土。该夹层为②层粉土内软弱夹层。不宜做为基础持力层使用，应进行处理。②2粉细砂(Ｑ4al-l)：厚0.5-0.7m，8#、32#、33#、37#钻孔见及。呈透镜体或薄层夹于第②层粉土与第③层粉质粘土之间，湿-饱和，呈中密状态，层内做标准贯入试验3次，标贯修正击数N=15.4-24.4击，平均击数N=20.1击。确定地基土承载力特征值ƒak=190kPa。③粉质粘土(Ｑ4al-l)：厚1.2-5.0m,平均2.9m；层底标高:92.0-98.2m,平均94.4m；层底埋深:2.0-7.6m,平均5.4m。分布于整个场地。黄褐色,局部夹粉土条带，层内沉积韵律发育。无摇振反应,具光泽。干强度、韧性中等。土质不均，可塑。属中等压缩性土。层内做标准贯入试验116次，取原状土样18件，其物理力学指标统计如下表：统计值指标样本数最大值-最小值平均值标准差变异系数修正系数标准值天然含水量W（%）1839.4-21.128.66.090.211.0931.2重度γ（kN/m3）1820.3-15.718.71.090.060.9818.3干重度γd（kN/m3）1816.8-12.314.31.660.120.9513.6液性指数IL181.28-0.150.550.350.641.270.70天然孔隙比e0181.162-0.5850.8230.170.211.090897137 压缩系数a1-2（Mpa-1）180.59-0.120.34///0.34压缩模量Es1-2（Mpa）1813.4-3.66.1///6.1凝聚力C（KPa）727-1016.95.640.330.7612.8内摩擦角Φ°719-714.64.320.300.7811.4标贯击数N1169.7-2.75.11.560.310.964.9由原状土样孔隙比e0及液性指数IL确定承载力基本值f0=174kPa,回归修正系数ψf=0.93，承载力特征值fak=160kPa；标贯统计结果确定承载力特征值fak=145kPa。综合确定承载力特征值fak=145kPa。④粉土(Ｑ4al-l):厚1.0-8.5m,平均2.1m；层底标高89.7-94.0m,平均92.3m；层底埋深6.0-10.5m,平均7.7m。整个场地均有分布。土黄色，含粘质。摇振反应中等,干强度、韧性低。饱和,稍密-中密。土的物理力学指标如下：天然含水量W=24.4，天然重度γ=19.5kN/m3，天然孔隙比e0=0.675，粘粒含量ρC大于10；压缩系数a1-2=0.15Mpa-1，，压缩模量Es1-2=11.2Mpa，属中等压缩性土。此层共做标准贯入试验84次，标贯修正统计结果如下表：频数n最大值max最小值min平均值φm标准差σf变异系数δ修正系数γs标准值φk8412.64.57.83.040.390.927.2137 确定地基土承载力特征值ƒak=140kPa。⑤粉砂（Q4al）：厚0.9-4.0m,平均2.2m；层底标高87.2-92.1m,平均90.3m；层底埋深8.3-12.5m,平均9.7m。各钻孔均揭露此层。土黄色，以粉砂为主，局部分布有少量细砂；颗粒成分以石英、长石为主，分选性较好。土质不均。饱和，稍密-中密。层内做标准贯入试验79次，标贯修正击数统计结果如下表：频数n最大值max最小值min平均值φm标准差σf变异系数δ修正系数γs标准值φk7922.113.117.63.660.210.9616.9确定地基土承载力特征值ƒak=190kPa。⑥细砂（Q4al）：钻孔深度内厚度大于19m（未见底），为本次勘探底部控制地层，层顶埋深8.2-11.3m，各钻孔均揭露此层。灰及灰黄色，分选性好，砂性纯。颗粒成分以石英、长石为主,含云母及暗色矿物。饱和,密实。且随着深度增加密实度亦逐渐增加。由于密实度随深度变化存在较大差异，以高程85.0m为限，人为将标贯修正击数分别进行统计。统计结果如下表：高程（m）样本数n最大值max最小值min平均值φm标准差σ变异系数δ修正系数γs标准值φk高程85.0m以上15840.626.333.07.170.220.9732.0高程85.0m以下10691.138.559.919.760.330.9456.6地基土承载力特征值（ƒak）推荐如下：137 高程85.0m以上ƒak=250kpa；高程85.0m以下ƒak=340kpa。6.5.1.3地下水勘察期间正值平水期，实测地下水位埋深1.88-5.00m（即水位高程96.10m）。属潜水类型，受大气降水、渠网渗漏水及地下水侧向补给，水位动态年变化幅度约1.0m。场地西邻唐徕渠，东侧有红旗渠，每年3月-10月为淌水季节，渠网渗漏对地下水位有一定影响。该渠在秋末、春初两季干涸。场区地处****干旱区（K≥1.5），上部土层以粉质粘土、粉土为主，属弱透水层，天然含水量W＞20％；永宁县一月份平均气温为-8.70C，属冰冻区。根据《岩土工程勘察规范》（GB50021—2001）附录G的规定，判定场地环境类别为Ⅰ类。场区内地下水、土对建筑材料的腐蚀性评价如下：1）、水对建筑材料的腐蚀性评价：a、砼结构(干湿交替环境)弱；b、钢筋砼结构中钢筋(干湿交替环境)弱；（长期浸水条件）无；c、钢结构中等。2）、土对建筑材料的腐蚀性评价：a、砼结构弱；b、钢筋砼结构中钢筋(W≥20％的土层)弱；c、钢结构(就PH值而言)137 无。6.5.1.4土的物理力学性质各层土的原位测试成果见表2。表2层号①②③④⑤⑥⑦⑧Qc(Mpa)7.383.573.321.0911.171.316.9631.37Fs(kpa)1626461552104016640N（击）2.54.58756.5.2岩土工程分析评价6.5.2.1场地稳定性和适宜性本次勘察结果表明，场地和地基稳定，适宜本工程的建设。6.5.2.2地基方案辅助附属建筑物均可采用天然地基独立基础或条形基础，挖除第①层杂填土，基础埋深满足工艺要求，大于冻土深度即可。以第②层粉土、第②1层粉质粘土为持力层。遇场地低洼或杂填土增厚（深）地段，可将浅层扰动土及虚土挖除，超深部分用砂夹石垫层找平。由于砂夹石与粉土存在较大强度差异，设计时，当同一建筑横跨原土及砂石两地层单元时，可考虑在基础底面与持力层间做砂夹石褥垫层，垫层厚度宜为0.5m，逐层铺垫，每层实铺厚度0.15-0.2m，碾夯至密实。137 主厂房（汽机房、除氧煤仓间及锅炉房）、冷却塔、灰库、渣库、烟囱等建（构）筑物可采用独立基础或环板基础，采用换填法对地基进行处理。6.5.2.3场地地震效应1、场地类别：依据《火力发电厂岩土工程勘测技术规程》（DL/T5074—1997）4.2.10表，参照场地土的工程性状及银川平原土层剪切波速资料，该场地15m深度内土层剪切波速（VS）介于140m/s～250m/s之间，场地覆盖层厚度约20m。评定场地土为中软场地土，建筑场地类别为Ⅱ类。2、地震参数确定：按《建筑抗震设计规范》(GB50011—2001)有关规定，主要地震效应参数见表：地区地震设防烈度设计基本地震加速度设计地震分组地震特征周期场地类别标贯基准值No液化判别深度永宁八度0．20g第一组0．35sⅡ10206.5.3结论和建议1．根据土工试验结果及《工程地质手册》第三版“Es=7.1+0.49N（水下）”的经验公式，提供场地各层地基土压缩模量及有关参数如下：层号土层名称压缩模量Es（MPa）承载力特征值（kPa）承载力宽深修正系数ηbηd②粉土9.41300.31.5②1粉质粘土9.11400.31.6137 ②2粉细砂16.9190//③粉质粘土6.11450.31.6④粉土11.21400.31.5⑤粉砂15.41902.03.0⑥高程85.0m以上细砂22.82502.03.0高程85.0m以下细砂34.83402.03.02．该拟建工程重要性等级为二级，场地等级为二级，地基等级为二级，其岩土工程勘察等级为乙级。3．建筑场地土类型为中软场地土，建筑场地类别为Ⅱ类。4、区域地质条件稳定，场地内第④层饱和粉土存在液化趋势，液化指数IL=0.49-4.91，轻微液化。场地为局部轻微液化场地，属抗震较为不利地段。场地内再未发现其它不良地质作用。该场地为可进行建设的一般场地。5、无埋藏的河道、沟浜、墓穴、防空洞、孤石等对工程不利的埋藏物。第六节气象条件137 厂址所在地永宁县近靠******，属中温带干旱大陆性高原气候区，气候干燥，雨雪稀少，日照充分，蒸发强烈，风大沙多，夏季炎热而短促，冬季寒冷而漫长，冷热变化急剧，年温差、日温差大，属典型的大陆性气候。七～九月份为雨季，雨量占全年降雨量的70～80%左右，偶有暴雨冰雹出现，一般年平均降雨量为218.6ｍｍ，年最大降雨量为270ｍｍ，年最小降雨量为98ｍｍ，年平均蒸发量为1574ｍｍ，年最大蒸发量为1815ｍｍ，最小蒸发量为1454ｍｍ，年最高气温36.5℃；最底气温-27.70℃，年平均气温8～9℃，一月平均最低气温-11℃左右，七月平均最高气温24℃左右。每年11月开始冰冻期，翌年3月解冻。瞬时最大风速28.0ｍ/秒，西北偏西风为主导风向。基本雪压值为0.1kN/ｍ2；10ｍ处基本风压值0.65kN/ｍ2。137 第七章工程设想第一节厂区总平面布置总平面布置的原则是根据工艺流程和使用要求，结合自然条件和现场实际情况，在满足防火、卫生、环保、交通运输等条件的前提下，力求减少占地节约投资，经济合理，有利生产，方便生活。本着上述原则，对拟建热电厂的总平面布置进行了两种方案设计，分述如下：方案一：主厂房布置在厂区中东部，固定端朝北，主厂房按三列式由东向西布置有汽机房、除氧煤仓间、锅炉房、输煤栈桥、除尘器、引风机、烟囱、贮煤场、干煤棚等。主厂房向南扩建并留有扩建余地。汽机房的西侧布置有升压站。水泵房贮水池布置在厂区的东北部。化水区布置在主厂房的北部，设有化学水处理室、中和池、酸碱贮罐及卸酸、碱平台等。辅助生产区设在化水车间的西部。设有机、电、炉检修间、点火油泵房及检修场地等。厂区位于*****///制药西厂区内，不单独设大门，利用西厂区统一的人流、物流出口。137 该方案的特点是：1、厂区分区明确，工艺流程合理，使管线布置经济合理又可避免交叉。2、贮煤场设在厂区的西部，离厂前区远，避免了煤场对厂前区的污染。3、电气出线方便，热网出线短捷。本方案的技术经济指标如下表：技术经济指标一鉴表（方案一）序号项目名称单位数量1厂区总占地面积m2533342本期工程单位容量占地面积m2/kw1.073建（构）筑物占地面积m2197314建筑系数%37.05厂地利用面积m2257336利用系数%48.27厂内道路及广场面积m260028厂区围墙长度m12009绿化面积m21333310绿化系数%25方案二：主厂房固定端朝东，主厂房按三列式由北向南布置。137 化水区布置在主厂房固定端的北面。辅助生产区布置在化水车间的西部。凉水塔布置在厂区西北部。柴油机房及升压站布置在厂区东北部。煤场布置在厂区西部。本方案的技术经济指标如下表所示：技术经济指标一鉴表（方案二）序号项目名称单位数量1厂区总占地面积m2533342本期工程单位容量占地面积m2/kw1.073建（构）筑物占地面积m2197314建筑系数%37.05厂地利用面积m2257336利用系数%48.27厂内道路及广场面积m260028厂区围墙长度m12009绿化面积m21333310绿化系数%25经多方面比较论证，综合考虑电力、热力出线及煤场、灰场对制药车间的影响等因素，最终认为方案一优于方案二，故本设计推荐方案一。第二节燃料运输7.2.1燃料和脱硫剂的粒度137 燃料及脱硫剂均由汽车运输入厂。根据循环流化床锅炉对燃料和脱硫剂粒度的要求，输煤系统提供给锅炉的燃料和脱硫剂的粒度分别为≤13mm，≤2mm。7.2.2卸煤装置及储煤场运煤汽车进厂后，先经电子汽车衡计量后，再进入煤场卸车，卸煤可进行自卸或以单斗装载机及人力辅助卸煤。新建一座干煤棚，堆高5m，储存原煤总量约为32000吨，能满足电厂4台150t/h锅炉15天的用量。煤场上安装1台5吨桥式抓斗起重机用于煤场的整理和向系统上煤。煤场设两个地下煤斗，其中一个兼作石灰石斗，煤的堆存拟用汽车直接运煤到煤堆上再卸车，可减少单斗装载机的作业量。煤场设桥式抓斗起重机一台和两台单斗装载车，用于平整煤场，往地下煤斗供煤及供石灰石。由汽车运进厂的混煤和粒度≤2mm的石灰粉由轮式装载机按比例进行初掺混，再由桥式抓斗起重机向煤斗上料，煤斗中的燃料经振动给料机送至1#带式输送机。7.2.3运煤系统由于来煤料度较小，本系统设计一级破碎，能满足锅炉对料度的要求，相应的建设一座碎煤机室。碎机室内安装两台出力为200t/h的四论齿辊式碎煤机，保证出料料度满足循环流化床对燃料粒度的分布要求。输送系统采用双路，系统出力按200t/h设计，采用B=800mm，V1.6m/s，Q=200t/h的带式输送机（＃1皮带为大倾角皮带）。其中一路运行一路备用。煤仓间上煤设在主厂房固定端。7.2.4筛碎设备137 系统采用四论齿辊式碎煤机，可独立完成筛分和破碎任务，使燃料粒度满足锅炉燃烧要求。7.2.5控制系统运煤系统采用机旁就地控制，可选择接入分炉计量和在线取样分析系统。7.2.6辅助设施由于燃料采用汽车运输，故厂内设置一台SCS-30型无基坑式电子汽车衡，用来计量入厂煤量。2#带式输送机设有电子皮带秤，用来计量进入锅炉房的煤量，皮带秤采用8t实物校验装置进行校验，实物校验装置设在碎煤机室旁。2#带式输送机中部设有样装置，取、制入炉煤的煤样，在1#、2#带式输送机头部各设有一级除铁器。输煤系统设有带式输送机的带速检测，溜槽堵塞检测器、跑偏开关，双向拉绳开关等保护装置。碎煤机室、煤仓间等起重量1-3t者采用单转行车配手动葫芦，起重量3t以上或起吊高度大于6t者采用电动小车式电动葫芦，推煤机库采用起重量5t，跨度8米电动单梁起重机，辅助建筑物包括推煤机库、汽车衡控制室外休息室。推煤机库共3个台位，其中有一个检修台位，其余为停放台位。另包括：采暖、通风、除尘、喷水、消防、水力清扫、通讯等辅助系统。7.2.7环保及安全措施137 运煤系统的栈桥及栈道采用水冲洗地面清扫系统。碎煤机室、煤仓间、原煤仓等分别采用集中除尘设施，煤仓间卸料口采用密封结构。带式输送机的导料槽出口采用喷水防尘。储煤场设有消防及防尘的喷淋设施。所有转动机械露部分均设护罩或栏杆防护。输煤栈道步道采取防滑措施。运煤系统转运落煤和落煤斗均采用带衬板隔音结构，运煤系统运落煤站及带式输送传动装置处设有消防保护。第三节燃烧系统根据推荐机炉选型方案，本期工程选用3台150t/h循环流化床锅炉。燃煤经破破为0—10毫米，由输煤皮带送至原煤斗中，煤经煤斗下至落煤管经3台螺旋给煤机输送进入炉膛内密相区。一次风自锅炉下部风室经布风板进入炉膛，二次风自炉膛侧面进入稀相区，烟气携带的循环热灰由两列的旋风分离器分离下来后，经各自的返料器进入炉膛，构成灰循环。炉内工作温度为850—950℃，烟气自旋风分离器出来后，经省煤器、空气预热器降温至150℃，再经除尘器、引风机后由烟囱排至大气。每炉设340m3原煤斗一个，可满足锅炉12个小时的用煤量。燃料及石灰石消耗量项目数量（t）小时耗煤量（t/h）72.9日耗煤量（t/d）1603.8年耗煤量（t/a）437400小时耗石灰石量（t/h）7.92日耗石灰石量（t/d）174.24137 年耗石灰石量（t/a）47520注：日耗量按22小时计算，年耗量按6000小时计算。本工程采用循环流化床锅炉，煤的粒径要求小于0—10mm，石灰石的粒径要求小于1mm。煤的制备由运煤专业的破碎机完成，并将粒径合格的煤经输送带进入煤仓；石灰石粉采用成品进厂方式，由运煤专业气力输送到石灰石粉仓。7.3.1一次风系统一次风经暖风器和一次风空气预热器后加热到150℃后分为两部分：第一部分热空气进入炉膛底部风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化；第二部分为点火用，这部分空气点火成功后与第一部分热空气混合进入炉膛底部风室。一次风机入口设控制当板调节并设流量测量装置，每台炉设1台离心式一次风机。7.3.2二次风系统二次风系统分为二路：第一路从二次风机鼓出的冷风直接作为皮带给煤机的密封用风，送至给煤机，克服炉内正压，防止炉膛烟气倒流进入给煤系统；第二路风从二次风机鼓出的冷风经过二次风空气预热器后加热到150℃，直接经炉膛上部的二次风箱送入炉膛，用于补充燃烧空气，完成分级燃烧，并增加床内扰动和保持锥段及炉膛上部的气流速度，保证良好的燃烧及脱硫反应。本系统采用1台离心式二次风机。7.3.3返料风机系统在CFB锅炉中，返料机构对于保证物料连续、均匀返回炉膛，同时保持分离配炉膛间有一个合适的压差起着十分关键的作用。7.3.4引风机系统每台锅炉设1台100%出力的离心式引风机，CFB锅炉与煤粉炉的主要区别是除克服炉膛顶部至烟囱的烟道阻力外，还要克服高温旋风分离器的阻力，需要较高的提升压头。7.3.5石灰石粉系统循环流化床锅炉通过掺烧石粉达到脱硫目的，石灰石粉粒径要求1mm137 。石灰石粉经带计量装置的给料机通过落粉管进入石灰石输送系统，利用石灰石输送风机送入炉膛。每台锅炉装置2个23m3石灰石粉仓，2个落粉口分别对应2台石灰石输送风机。7.3.6除尘器、烟囱的选择根据国内目前情况，较大容量的CFB锅炉均采用布袋除尘器，效果也比较理想，所以本工程采用布袋除尘器。其除尘效率≥99.9%，完全满足环保方面的有关要求。本工程新建一座高度120m、出口直径Φ3.5m的单筒烟囱，烟囱容量按4台150t/h锅炉烟气量考虑。7.3.7锅炉尾部低温防腐措施为防止锅炉尾部低温腐蚀，设计考虑采用空气预热器入口前加暖风器，使空气温度提高到35℃的方式来避免锅炉尾部低温腐蚀；同时，空预器的低温段采和corton钢，以增强抗腐蚀性。7.3.8锅炉除灰系统锅炉除灰系统采用声波式吹灰器，每炉设8个吹灰口。汽源采用除灰专业空气压缩机的0.7MPa压缩空气。吹灰器控制系统由供货厂家提供。每天吹灰一次，吹灰时由设定的程序控制自动吹灰。7.3.9烟风系统辅助设备选择每台锅炉配一台离心式一次风机、一台离心式二次风机、1台心式引风机、一台布袋除尘器。锅炉主要辅助设备一览表（一台炉用量）序号设备名称型号及规范单位数量备注1一次风机106153m3/h15959Pa台12二次风机106153m3/h9960Pa台13石灰石送粉风机1870Nm3/h55KPa台2137 4返料风机13281m3/h19.6KPa台25称重式给煤机出力3－30t/h台36引风机357635m3/h5373KPa台17布袋除尘器η≥99.9%台1第四节热力系统7.4.1机组情况说明本工程计划安装二台C25—4.9/0.98型汽轮机，最大工业抽汽量为130t/h。目前装机规模为二机配三炉，并预备第三台机组位置，有关公用系统也按四炉三机方案考虑，最终形成四炉三机的规模。7.4.2系统描述1、主蒸汽系统主蒸汽系统采用单母管制，对机炉来说布置方式为1—1布置，即锅炉为单侧出汽，汽机则从母管接一根导汽管经电动阀引至汽机高压缸前自动主汽门。主蒸汽管道全部采12Cr1MoV无缝钢管。为保证生产与采暖用汽的可靠性，在主蒸汽母管内0.98MPa蒸汽母管之间设置一台参数为5.29/0.98MPa，485/300℃，出力为130t/h的减温减压器，以备汽机故障时对外供热。2、高压给水系统137 高压给水系统采和单母管制。经除氧器加热除氧的凝结水由给水泵升压后进入高压低温母管，再通过高压加热器至高温给水母管，然后从给水管线管接出单根分支管至每台锅炉的省煤器入口。高压加热器设旁路系统，事故时可以不通过高压加热器将给水打入锅炉。至锅炉的给水管道上设有给水操作台，并联2个给水调节阀，正常时由主路调节阀调节，启动或低负荷时则由旁路调节阀调节。锅炉减温水由给水操作台前引出。高压给水管道材料采用ST45.8/Ⅲ无缝钢管。给水泵选用DG150—100×8型电动给水泵，其额定出力为150m3/h，扬程800m，根据设计规程，安装四台给水泵，三台运行一台备用，可满足要求。3、回热系统C24—4.9/0.98单抽供热式汽轮机共有4级回热抽汽。回热系统由1级高压回热器，1级除氧器和2级低压加热器组成。工业抽汽由1段抽汽引出。高压加热器疏水疏入除氧器。当机组启动或运行中工况变化不能疏入除氧器时，亦可疏入1号低压加热器。高加事故时疏水进入定排。低压加热器疏水为逐级回流至末级低加，其疏水疏入凝汽器热井中。4、凝结水及补充水系统：137 为便于扩建第三台机组，凝结水系统采用母管制。每台机选用凝结水泵2台，每台凝结水泵按100%负荷考虑，一台运行，一台备用。凝结水由凝汽器热井进入凝结水泵，经汽封加热器、2级低压加热器进入除氧器。汽封加热器、低压加热器时均设有小旁路系统，可以切除任一台加热器。凝结水系统设有凝结水再循环。补充水一路进入除氧器，一支至路疏水箱用于锅炉启动上水，另一支路至凝汽器喉部减温水。5、真空系统每台供热式汽轮机厂家配套两台射水抽汽器，抽汽量为21kg/h，一台运行，一台备用，本工程安装二台IS150—125—400B型射水泵，一台运行，一台备用。6、供热系统供热系统为工业供汽系统，工业抽汽由1段抽汽引出厂房，在主厂房固定端再分东西二路出厂区围墙供热用户使用。厂房内的其他用汽均从由1段抽汽引出的辅助蒸汽母管接出。7、全厂公用系统疏放水和溢流系统，设置一台容积为1.5m3疏水扩容器，二台20m3疏水箱和二台IS80—50—200型疏水泵，流量50m3/h、扬程0.49Mpa，一台运行，一台备用。全厂装设一台5.5m3连续排污扩容器和一台7.5m3定期排污扩容器，完全可满足本工程和扩建机组的需求。8、工业水冷却水系统工业水系统为来自水工水泵房工业水泵，采用闭路系统。风机、水泵的冷却水出口不设漏斗，设止回阀和水流指示器，回水排至循环水泵吸水井。取样冷却器的回水排至化水车间进水池。发电机空冷器，汽轮机冷油器的冷却水全部同循环水承担，在夏季循环水温高的情况下补充部分深井水以降低冷却水温。除渣器冷却水采用化水车间来除盐水，出水至凝汽器。同时从凝结水泵出口引一路至冷渣器进水母管，在化学水量不足时由凝结水冷却。本系统中将各种轴承冷却水能够全部回收利用。137 9、启动汽源本工程不设启动锅炉，启动汽源由从老厂锅炉房接入。主要启动用汽点为除氧器及启动机组轴封用汽，锅炉下联箱加热用汽等。7.4.3热力系统辅助设备选择热力系统主要辅助设备见下表序号名称规格型号单位数量1凝汽器N-2000型2000m2台221号低压加热器JD-80-V80m2台232号低压加热器JD-80-VⅠ80m2台24高压加热器JG-160-1型加热面积160m2台25射水抽汽器CS-25-2台46电动给水泵DG150-100×8型150m3/h扬程8Mpa台47除氧器220t/h0.02MPa104℃台28除氧器水箱70m3台29凝结水泵6N6型90m3/h扬程0.68Mpa台410射水泵IS150-125-400B型200m3/h扬程0.5Mpa台411疏水箱20m3台212疏水扩容器1.5m30.15MPa127℃台113疏水泵IS80-50-200型50m3/h扬程0.49Mpa台214连续排污扩容器LP-5.55.5m3台115定期排污扩容器DP-7.57.5m3台1137 16汽封加热器Q-23-1换热面积23m2台24、管道介质流速、管材及规格根据《火力发电厂汽水管道设计技术规定》中的推荐值，各主要管道的介质流速、管材及规格见下表：序号系统名称流速m/s根数选用管径壁厚mm材料推荐流速m/s1锅炉出口主蒸汽管道45.253Φ273×1012Cr1MOV40-602汽机侧主蒸汽管道49.682Φ325×1212Cr1MOV40-603一段抽汽管道46.532Φ530×10Q235A30-504二段抽汽管道42.762Φ219×620钢30-505三段抽汽管道39.652Φ325×520钢30-5806四段抽汽管道41.442Φ426×5Q235A30-507锅炉省煤器入口前给水管道2.352Φ159×7ST45.8/Ⅲ2-38高加出口给水管道2.911Φ159×7ST45.8/Ⅲ2-39除氧器加热蒸汽管道40.791Φ273×720钢30-505、供热系统运行调节根据机组特性，供热系统采用量调节，在汽轮机正常运行工况下工业抽汽通过设在管道上的电动阀门调节工业抽汽量。第五节主厂房布置1、布置原则137 本工程主厂房布置的指导思想是：在满足设备布置和工艺系统要求的前提下，对主厂房布置进行优化，以达到合理布置，方便运行与检修，减少占地，节约投资的目的。2、主厂房布置主厂房布置顺序依次为：汽机房→除氧煤仓间→锅炉房→除尘器→烟囱主厂房尺寸见下表位置名称尺寸备注汽机房柱距（m）8跨度（m）21总长度（m）78运转层标高（m）8天车轨顶标高（m）17.5层架下弦标高（m）20.75除氧煤仓间跨度（m）11总长度（m）78运转层标高（m）8除氧层标高（m）15.3皮带层标高（m）27顶层标高（m）36锅炉间C列至K1（m）5.7K1至D（m）22.3运转层标高（m）8炉顶标高（m）41.6炉宽（m）9.4A列至烟囱长度（m）1053、汽机房137 汽机间采有岛式布置，跨度21m，柱距8m，全长78m。汽机采用纵向布置，8m运转层布置汽轮发电机组。4.5中间层布置高、低压加热器、汽封加热器和油箱。底层布置凝汽器、射水抽气器、射水泵、润滑油泵、工业水泵、凝结水泵和冷油器等。汽轮发电机组中心线距A列11m，距B列10m。电动给水泵布置在汽机房0m靠近B列侧。汽机房疫有一台电动双梁桥式起重机，可满足机组的检修起吊要求，起重机跨度19.5m，轨顶标高17.5m。汽机房扩建端设有一个零米检修场，能满足汽机大修的需要，汽机房内其它较大的设备均可利用桥式起重机起吊。4、除氧煤仓间主厂房BC列为除氧煤仓间，共分五层：0m、4m、8m、15.3m、27m。0m层主要为电气高低压配电间，还布置蓄电池室；4m层为管道层，8m层布置机炉集中控制室与电子设备间等；15m层为除氧器层；28m层布置输煤皮带，原煤仓在28m到15m之间。5、锅炉房锅炉中心线位于4号柱中心线。锅炉房0m布置一次风机、二次风机。疏水扩容器，疏水箱及疏水泵布置在锅炉房固定端。锅炉运转层8m，采用钢筋混凝土平台，运转层下四周封闭。6、锅炉尾部炉后依次布置除尘器、引风机、烟囱7、主控制室布置机炉电控制室布置在运转层BC列，此控制室按三炉两机考虑。8、安装检修137 （1）汽机房汽机房内设一台电动双梁桥式起重机，作为汽机房设备检修用，起重量50/10t跨度19.5m，起重高度约18m，轻级工作制。（2）BC列BC列15m层布置低压除氧器，在除氧器上方设一台3t电动葫芦，供除氧器维护检修用。（3）锅炉本体在炉央设电动葫芦，起重2t，起升高度50m。（4）其它一、二次风机各设置一台5t电动葫芦，引风机设置5t电动葫芦。9、检修杨及主通道（1）汽机房本期工程在扩建端留有一个0m检修场，位于汽机房扩建端。（2）锅炉房在C列K1为主检修通道，宽5.7m作为各种设备运输及检修用。10、露天布置露天布置的设备为：锅炉、除尘器、引风机（1）锅炉锅炉采用半露天布置，炉顶及运转层以下全部封闭，炉前从C列至K1柱做炉前低封，便于运行。其余部分露天，锅炉本体已考虑了防冻、防水、防锈、减少热损的措施。（2）除尘器、引风机137 本工程除尘器、引风机采用露天布置，电机选用相应的防护等级，并设有防雨罩等。第六节除灰渣系统7.6.1除灰渣系统本工程除灰渣系统采用灰渣分除系统。锅炉排渣采用冷渣机加带式输送机排渣，锅炉的渣由排渣管送到冷渣机，通过带式输送机送至主厂房外由汽车外运供综合利用。锅炉的灰经布袋除尘器收集后贮存在灰斗内，除尘器灰斗中贮存的灰经气动给料阀输送进入立式仓式泵后由压缩空气输送到灰库，用汽车将干或湿灰运出供综合利用。调湿灰的外运车辆原则上考虑采用空返的运煤车辆，不另配置。7.6.2主要设备每台除尘器有六个灰斗，每个灰斗各接一台LD1.5型立式仓泵或LD0.6型立式仓式泵。考虑到循环流化床锅炉气力输送物料较多并且锅炉用气点较多，所有用气分属于不同的专业，为了最大限度降低投资，把锅炉用气、飞灰输送用气、石灰石粉输送用气等综合统一考虑进行空压机房的设计。动力气源由3台流量为20Nm3/min排气压力约为0.7MPa的螺杆式空气压缩机组成，2台运行1台备用，考虑到输送物产的特殊性，空压机后均配备了空气干燥除尘除油设备。137 以上空压机系统可最大限度地减少空压机数量，提高备用机效率，降低造价，减轻噪声污染。空压机房布置在锅炉固定端，内部布置动力和控制用空气压缩机。考虑到空气压缩机安装、检修方便，空压机房内设有检修用起重设备和检修场地。锅炉排灰设一套浓相气力除灰系统，布置在除尘器灰斗下部，用管道连至储灰库。本期工程新建2座储灰库，储灰库的容积为1000m3，可满足存放3×150t/h循环流化床锅炉的灰量48小时，储灰库布置在厂区，储灰库直径Ф10m，共分三层，上层是1000m3灰库；中层是运转层，布置干灰装车设备；下层是汽车装运灰通道。为了防止储灰库下灰不畅，每座灰库设1台罗茨风机及1台空气电加热器透过储灰库底部陶瓷气化板均匀吹入热空气，使储灰库底部形流态化层，加强流动性。锅炉排渣设1座Ф6m储渣仓，容积400m3，可存放36小时渣量，布置在锅炉房固定端输煤栈桥下，储渣仓下层是汽车装运渣通道。7.6.3灰场建设137 因热电厂所产灰渣除其渗出液的PH值较高及含有极少量的重金属离子外基本上无有毒有害物质，故可采用工业固体废弃物的卫生土地填埋，采用密封型结构，填埋场底部和四周采用粘土自然衬里，将灰渣屏蔽隔离，可有效防止地下水的浸入和浸出液的释出，以免污染周围环境。热电厂至贮灰场交通方便，通有乡镇公路，可全天候通车；运干灰车采用密封罐装车，且灰场处于该功能之下风向，可有效避免二次扬尘造成污染。第七节供排水系统7.7.1本期工程建成后，用水量分布如下：表1循环水量表（冷却倍率：夏季65，冬季45）汽轮机容量(KW)凝汽量(t/h)循环水量（t/h）凝汽器冷油器空冷器合计夏季冬季夏季冬季夏季冬季2×25000（抽凝）2×922×702×59802×31502×2602×2202×64602×3630合计184140119606300520440129207260表2补充水量表序号用水项目夏季(m3/h)冬季(m3/h)备注用水量耗水量用水量耗水量1冷却塔蒸发损失142.12142.1279.8679.862冷却塔风吹损失12.9212.927.267.263冷却塔排污损失77.5277.5243.5643.56除硬后回用4化学生水量2002002402405取样冷却器360.8360.8采用除盐水（回收利用）6给水泵冷却50.650.67风机冷却150.3150.3137 8除渣用水40.240.2采用除盐水（回收利用）9其他用水100.2100.210生活用水555511合计467.56438.66405.68376.787.7.2供水系统根据当地水利部门和建设单位提供的资料，确定利用*****///制药供水系统的来水为热电厂水源。热电厂用水直接采用DN300的管道从*****///制药供水系统的给水母管接至热电厂。厂外供水管道由建设单位负责从*****///制药有限公司供水系统的供水母管接至电厂1000m3贮水池，然后经生活、消防水泵房送至全厂各用水单位。生活、消防泵房内设工业水泵、生活水泵、消防水泵各两台（一用一备）。7.7.3循环水系统1、系统的选择本工程采用冷却塔二次循环水系统。循环水泵设置在水泵房内。考虑到热电厂夏季和冬季凝汽量差别悬殊，为适应运行的灵活性，每台汽轮机配置两台循环水泵（一大一小），两台机组之间设有联络管道和阀门，泵组之间可以相互调节备用。循环水泵型号为：800S32型，Q=6460m3/h，H=0.254MPa，n=740r/min，配套电动机型号为Y500-8，N=630KW，U=10KV（两台）。600S21型，Q=3600m3/h，H=0.21MPa，n=740r/min,配套机型号为：Y450-6，N=400KW，U=10KV（两台）循环水系统采用单沟单母管制系统：压力母管采用一根φ1620×12mm钢管；最大循环水量时流速V=1.80m/s；自流沟采用1.4×2.6m单孔钢筋混凝土沟，最大循环水时时流速V=1.05m/s。137 循环水补充水由厂区给水管网直接供给，用DN200管道接至回水沟补水井。热电厂内风机冷却等工业用水也采用冷却塔二次循环水系统。工业用水经工业水泵送至主厂房顶工业水箱，再从工业水箱接至各需要冷却的设备，冷却后的水回收至工业水循环水池，经工业循环水泵送至冷却塔，冷却后进行循环利用。2、冷却设备的选择本设计拟采用2000m2自然通风钢筋混凝土冷却塔一座即可满足运行。自然通风冷却塔虽一次性投资较机力通风冷却塔稍高，但其不消耗厂用电，运行安全可靠，检修维护工作最小，年运行费用低，结冰问题亦可通过设置化冰管等措施得到解决。7.7.4生活、消防水系统热电厂生活、消防采用联合供水系统，水源为*****///制药有限公司供水系统的来水，送至厂内1000m3贮水池，电厂消防水量为55L/S，其中室内消防为25L/S，室外消防为30L/S。火灾持续时间按三小时计，消防贮备水从1000m3贮水池内提取。另外为满足室内10分钟消防水量贮备及生活水量调节，在主厂房屋顶设有20m3生活、消防水箱一个。厂区生活、消防管网在主厂房顶煤场周围布置成环状，管径为DN150—DN200。7.7.5厂区排水热电厂区排水采用雨污水分流制系统，生活污水经化粪池处理后排至厂区污水管，化水车间酸碱废水经原中和池中和后排至厂区污水管。污水管出厂后排至厂区北部市政管网。厂区雨水采用道路结合边沟排至厂外。137 第八节化学水处理系统7．8．1设计依据及原始资料1、建设规模：*****///制药热电项目本期规模为2×C25汽轮发电机组配3×150t/h循环流化床锅炉。蒸汽减温方式为喷水减温。化学水处理按三炉二机所需补充水量设计并予留扩建余地。2、热负荷冬季：230.82t/h夏季：138.16t/h3．水源及水质3、水源与水质水源为*****///制药供水系统来水水质分析资料列如下：水质全分析报告K+2mg/1Na+120mg/1Ca2+238.26mg/1Mg2+62.23mg/1Fe2+0mg/1Fe3+0.04mg/1NH4+0.0mg/1CI-459.24mg/1SO42-120.89mg/1137 HCO3-330.62mg/1CO32-0mg/1NO2-0.003mg/1NO3-40mg/1F-0.8mg/1PO43-0mg/1全硬度851.22mg/1永久硬度580.06mg/1暂时硬度271.16mg/1总碱度271.16mg/1化学需氧量1.2mg/1PH值7.32游离CO26.51mg/1SiO2（可溶）22.1mg/1溶解固形物1208mg/1注：硬度以单价离子计算。4、化学水出力采用的数据厂内汽水循环损失（3%）3×150×3%=13.5t/h锅炉排污汽水损失（2%）3×150×2%=9t/h锅炉启动或事故而增加的水处理设备出力：（按最大一台锅炉额定蒸发量的10%计）1×150×10%=15t/h对外供汽损失采暖期最大：123t/h自用水按10%计12t/h合计172.5t/h系统设计出力取180t/h7．8．2系统的选择及出水水质1．系统选择137 原水→原水箱→原水泵→投加絮凝剂→投加氧化剂→多介质过滤器→投加阻垢剂→保安滤器→高压泵→反渗透→中间水箱→中间水泵→EDI装置→除盐水箱2．出水水质硬度0m.e/LSiO2≤20μg/L电导率≤0.3μs/cm7．8．3主要设备的选择1．原水水泵数量：3台材质：碳钢规格：Q=90m3/hH=40mH2O产地：中国2.絮凝剂加药系统2．1计量箱（带电动搅拌装置）数量：2个容量：800L137 产地：中国2．2计量加药泵数量：3台（2用1备）流量：0-30L/h压力：0.6MPa产地：进口3.多介质过滤器数量：3台规格：DN3200mm设计出力64m3/h/台罐体材质：碳钢内衬天然橡胶滤料：无烟煤：400mm石英砂：800mm本体阀门（气动阀门）：进水阀（进口）1个/台出水阀（进口）1个/台反洗阀（进口）1个/台137 反排阀（进口）1个/台正排阀（进口）1个/台进气阀（进口）1个/台压力表：2个/台（进口）流量表：1个/台（进口）取样阀：2个/台窥视孔：2个/台控制方式：自动/手动4.反洗系统4.1反洗泵数量：1台材质：铸铁规格：Q=255m3/h,H=20mH2O,P=37kw产地：国产4．2罗茨风机数量：1台材质：铸铁137 规格：Q=12.3m3/min,H=68.8kPa产地：国产5.反渗透系统出力：60m3/h数量：3套回收率：≥75%膜元件厂商：海得能或陶氏系统脱盐率：≥98%（一年内）≥95%（三年内）控制要求：采用PLC控制配套阻垢剂加药装置配套保安过滤器配套进口高压泵配套进口自动阀门、仪表、压力开关等配套化学清洗设备6.中间水泵137 数量：3台材质：304SS规格：Q=60m3/h,H=30mH2O产地：格兰富7．EDI装置数量：3套产水量：60m3/h/套元件：卷式控制要求：采用PLC控制配套阀门仪表：一批8．除盐水泵型式：离心泵数量：3台运行工况流量：100m3/h扬程：50mH2O材料：过流元件：SS304产地：中国137 9．自动加氨系统9．1计量箱数量：1个容量：1000L产地：中国9．2计量加药泵数量：2台（1用1备）流量：0-20L/h压力：0.8Mpa产地：进口9．3在线pH监测控制仪数量：1台产地：进口10．电气系统数量：1批11．控制系统全自动微机控制系统，留有与全厂DCS连接的接口7.8.4其他137 1、锅炉现场采用炉内加磷酸处理系统；2、采用除盐水加氯系统，以调整锅炉给水的PH值；3、在水处理室间的生产辅助楼内设有全厂汽水分析室、油分析室、和煤分析室等，各分析化验室均配有相应的仪器设备。4、循环水处理系统，循环冷却水采用加有机稳定剂处理，防止系统结垢和抑制腐蚀。第九节电气部分热电项目本期规模为2×25MW汽轮发电机组，配3×150t/h循环流化床锅炉，并留有扩建余地。7.9.1电气主接线电气主接线采用单母线分段接线。两台发电机出口电压均采用10.5kV，厂内设10kV母线，单母线用断路器分段（为保证短路电流满足要求，该断路器正常在分断状态），两台发电机分别接在10kVⅠ、Ⅱ段母线上。两台主变低压侧经电缆分别接至10kVⅠ、Ⅱ段母线，在并网条件成熟后,通过110kv架空线路并入相邻的变电站。7.9.2厂用电及直流系统1、厂用电按规范要求采用按炉分段接线，厂用电系统中，200kW以上容量的电动机采用10KV供电，电源直接引自10kV母线。根据按炉分段原则，全厂设低压工作厂用变压器三台，其高压侧分别从10KVIII段母线上引接。，通过进行负荷平衡，厂用变压器的负荷均不超过800KVA，选用厂变型号为S9-800KVA/10.5KV，电压比10.5/0.4KV,短路阻抗4.5%。化水车间变压器一台，其高压侧从10KV137 I段母线上引接。选用化水变型号为S9-800KVA/10.5KV，电压比10.5/0.4KV，短路阻抗4.5%。为保证厂用电供电可靠，全厂设同容量低压备用变压器一台，容量也为800kVA，备用变型号为S9-800KVA/10.5KV，电压比10.5/0.4KV，短路阻抗4.5%。电源引自10kVI段母线，其低压侧设400V厂用母线备用段，当低压0.4kVI段，低压0.4kVII段，低压0.4kVIII段及0.4kV化水段失电时，备用电源动作合闸，保证厂用电源。2、全厂设一套铅酸免维护直流电源，电压220V，容量500Ah。供给全厂的控制、保护、事故照明和直流润滑油泵等直流负荷所需的直流电源。7.9.3主要设备选型及布置本期工程不设主控制楼，电气控制设在主厂房B-C跨8.00米；在主厂房B-C跨0.00米设低压配电室和厂用变压器室；在主厂房A列柱外设10KV配电室；1、10kV屋内配电室设在主厂房A排外，选用KYN28－12型开关柜，发电机的开关柜采用后柜出线方案，与从发电机小室来的母线桥直接相连，母线桥的载流量远大于电缆，有利于保证发电机能够安全可靠正常运行。2、低压厂用配电装置选用MNS型组合开关柜。低压柜与厂变均布置在主厂房B、C列柱间零米层厂用配电室内。5、直流电源采用500Ah/220V免维护电源，高频充电。布置在主控室内。6、控制、保护屏采用PK-10/800型，设置在集中控制室内，继电保护采用成熟的微机保护装置。137 7、电厂生产通讯采用DT-40型生产调度电话40门，设在主控室内。与电力系统间调度通讯和远动设备，由当地电力部门选定并提出工程估算投资，在主控室内预留位置。8、发电机的励磁机、励磁调节与控制装置由发电机制造厂提供。9、继电保护及自动装置按国际“小型火力发电厂设计规范”设置。第十节热力控制7.10.1概述本工程为新建三台150t/h循环流化床锅炉、二台25MW抽凝式汽轮发电机组及辅助设备。热工专业按此进行设计。7.10.2控制方式根据工艺专业设计拟定的热力系统、燃烧系统，由于热力系统为母管制，机组采用并列运行方式，除氧给水系统是保证给水品质、维持给水压力稳定的母管运行系统，故本项目采用三炉二机集中控制方式。本项目的集中控制室、电子设备间和工程师站等布置在除氧煤仓间8米运转层上。化学水处理采用就地PLC控制。7.10.3控制水平及其设备选型本项目为炉、机集中控制。运行人员在集中控制室内通过DCS系统实现对机组运行的监视和控制。运行人员在集中控制室内，能完成下列基本工作：a、在少量就地操作和巡回检查配合下，在控制室内实现机组的启/停；137 a、在控制室内实现正常运行工况的监视和调整；b、在控制室内实现异常工况和紧急事故处理；c、当DCS系统完全瘫痪时，按“故障安全”的原则保护人身安全和机组设备安全，实现紧急停机、停炉。机组的人机接口采用CRT。分散控制系统的CRT操作站布置在控制台上；同时在控制台上设置键盘和鼠标（或其它跟踪设备）及少量的紧急事故操作按钮和闪光报警信号牌，控制室内设有常规火灾报警盘。机组的控制系统包括功能组级、子组级及驱动级控制。调节部分与顺序控制的功能及范围相适应，可实现最低稳燃负荷以上范围的自动调节。顺序控制做到子组级。可以根据运行人员指令自动完成主要局部工艺系统或辅机的程序启停和联动操作。分散控制系统预留必要的网络接口，用于电厂管理信息网（MIS）及辅助系统的信息传输。本项目不设基地调节器，单参数调节充分利用分散控制系统实现。本项目的锅炉吹灰和定排由可编程控制器（PLC）完成。同时PLC配有网络接口，可以实现与DCS系统的双向信息传递。本项目的炉底渣部分的监视和控制将纳入DCS系统中，由DCS系统完成该系统的正常启/停、正常工况的监视和运行、异常工况和紧急事故处理。而飞灰和底渣输送和卸灰部分由可编程控制器（PLC）加上位机完成。在就地，单独设置除灰控制室，运行人员在控制室内，完成系统的正常启/停、正常工况的监视和运行、异常工况和紧急事故处理。PLC设置网络通讯接口，可以完成与DCS系统的单向数据通讯。本项目的石灰石储存及输送系统监视和控制，由DCS系统来完成。本项目的化学水系统，在化学水车间控制室内设置可编程控制器（PLC）加上位机完成该系统的正常启/停、正常工况的监视和运行、异常工况和紧急事故处理。分散控制系统的设计原则及功能137 本项目热工控制系统采用DCS。DCS由冗余配置的分散处理单元、数据通讯系统和人机接口组成，按分层分散的原则组态，被控对象在DCS硬件组态时应保持适当的独立性，以保证单个控制站故障时不影响机组的运行。DCS系统应易于组态，易于使用，易于扩展，整个DCS的可利用率至少为99.8%。DCS系统采用合适的冗余配置和诊断至通道级的自诊断功能，使其具有高度的可靠性。同时DCS系统将采取有效措施，以防止各类计算机病毒的侵害和DCS内各存储器的数据丢失。分散控制系统（DCS）覆盖范围：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监视及燃烧器管理系统（BMS）、汽轮机电液调节装置（DEH）（为便于汽轮机的运行及符合今后的发展趋势，设计院认为宜上该装置）和电气部分的主要参数的监视等。数据采集和处理系统（DAS）的主要功能DAS系统主要是用于连续采集和处理所有与机组运行有关的重要测量信号及设备状态信号，及时向操作人员提供有关的运行信息，实现机组安全经济运行。当机组发生任何异常工况时，及时发出声光报警，提高机组的可利用率。DAS系统主要包括下列功能：·数据处理：对生产过程参数进行正确性判断，实现零漂修正、线性化、数字滤波、越限报警及参数补偿等；·显示：包括操作显示、成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示等；·制表记录：包括定期记录、事故顺序记录（SOE）等；·历史数据存储和检索。本项目整个机组的热工检测主要由DAS系统完成，其主要内容包括：·主设备及主要工艺系统的运行参数；·主机、主要辅机的运行状态；·工艺系统中重要电动阀门的开关状态；137 ·工艺系统中重要的调节阀门的开度及油动机行程；·热工电源、气源的供给状态及运行参数；模拟量控制系统（MCS）的主要功能MCS系统主要是用于热力过程参数的自动调节，根据过程要求保持这些参数为规定值，使机组快速、稳定地满足负荷变化的要求，保持稳定、经济运行。本项目整个机组的模拟量自动调节主要由MCS系统完成，其主要内容包括：·锅炉主负荷控制子系统；·风量控制子系统；·给水控制子系统；·过热蒸汽温度控制子系统；·一、二次风量控制子系统；·燃料给煤控制子系统；·炉膛压力控制子系统；·流化床床温控制子系统；·流化床床压控制子系统；·管道式燃烧器燃烧及出口温度控制子系统；·石灰石量控制子系统；·播煤风风量控制子系统；·回料阀风压控制子系统；·冷渣器排渣温度控制子系统；·空预器入口风温控制子系统；·连排扩容器水位控制子系统；·凝汽器水位控制子系统；·除氧器压力控制子系统；137 ·除氧器水位控制子系统；·高加水位控制子系统；·低加水位控制子系统；·轴封蒸汽压力控制子系统。炉膛安全监视及燃烧器管理系统（BMS）的主要功能BMS系统主要用于锅炉燃烧器的控制和炉膛安全监视，包括完整的联锁、保护和自诊断功能，重要设备采用冗余设计，保证锅炉安全运行。BMS系统主要包括以下功能：·炉膛吹扫；·风道管式燃烧器控制；·热态启动；·泄漏试验；·冷态启动及油管路系统管理；·主燃料跳闸（MFT）。顺序控制系统（SCS）的主要功能SCS系统用于启动/停止机组系统中的子组。一个子组被定义为由一些相关设备组成的完成某些功能的设备组合，这些设备之间有联锁控制关系，本控制系统可以通过自动/手动的方式完成一个子组的启动/停止控制和在事故状态下紧急处理。运行人员可以改变子组的运行/控制方式。在手动方式下，运行人员可以操作子组中的所有设备。自动运行方式下出现故障/人工中断指令，子组控制程序中断，停止在中断位置或恢复到安全状态。本项目将设置以下子组：·给水子组；137 ·一次风机子组；·二次风机子组；·给煤机子组；·石灰石给料机子组；·吹灰器子组；·定期排污控制子组；·回料阀风机子组；·引风机子组等。汽机DEH系统的功能汽轮机调节系统是汽轮机控制的主要环节，全面控制汽轮机的启停、升速、带负荷以及工业抽汽的压力调整是DEH系统的主要功能，汽机调节系统采用纯数字电液系统（简称DEH），DEH由控制处理机、过程输入输出通道、人—机操作站/工程师站，I/O卡件等硬件组成。运行人员在DEH操作站通过CRT各画面可对汽轮机进行全面控制，DEH系统的主要功能如下：·汽轮机状态监视；·汽轮机转速控制；·汽轮机启动升速控制；升速控制应能控制汽机从盘车转速至同期转速的全程闭环控制。在升速过程中，汽机转速可按预先给定的程序由盘车转速升至目标转速给定值。当机组从0-3000rpm升速完成后，可自动过渡到功率控制系统进行控制。·同期；·汽轮机超速试验及超速保护；·功率控制；137 功率控制功能能控制机组的3000rpm定速、同期并网、机组的升速率、负荷改变率进行控制以及机组的转速功率进行闭环控制。功率控制还应具有主汽压力降低减负荷，最大功率限制等功能。·工业抽气压力控制。DEH系统向运行人员提供监视自动启动过程所需的所有信息，手动启动所需的各种信息及每一步的指令。这些信息至少包括：·所有相关过程的参数值；·所有相关设备的状态；·异常工况；·限制因素；·预定目标（如终负荷及加载速率）；·当前阶段（如2000rpm时等温加热）；·下一阶段（如同步）；·操作指导（如增速）；·相关过程参数的倾向。汽机监测系统（TSI）和危急遮断系统（ETS）汽机监测系统（TSI）能全方位地监视汽轮机的各个运行参数，保护汽轮机安全可靠的运行。主要包括以下内容：·轴承和推力轴承振动·汽机转速；·轴向位移；·轴承金属温度；·汽机金属温度；·相对膨胀；·偏心率；·本体热膨胀。137 汽机危急遮断系统（ETS）汽机危急遮断系统（ETS）是保护汽轮机正常运行的装置，一旦发生紧急情况，迅速使汽轮机停机，保护设备安全。ETS将纳入DCS系统中。ETS系统在下列情况发生时关闭主汽阀和调节汽阀：·汽机超速至规定极限；·真空低至极限；·润滑油压下降至极限；·转子轴向位移超过极限；·汽机振动达到危险值；·轴承金属温度超限；·汽机排汽温度超过制造厂给定极限；·发电机主保护动作。保护及报警系统保护项目主要有：·汽包水位保护；·锅炉主蒸汽压力保护；·高加水位保护；·除氧器水位保护等。以上保护项目，其保护功能均由DCS中的SCS系统完成。对于保护用的接点信号均取自专用的开关量仪表，对于直接用于停炉、停机保护的信号，采用“三取二”或双重冗余的方式选取。另外在控制台上设置独立于DCS的紧急停机、停炉按钮。137 采用以CRT报警为主，控制台常规报警为辅的报警方式。凡DCS监控范围内所有参数的报警均可在DCS的CRT上显示，对于其中影响机组安全运行的主要参数的报警信号还在控制台上设有声光报警。7.10.4热工试验室及其设备由于本期是新建工程，故本设计包括热工试验室及其部分设备。热工试验室布置在综合楼内，面积约150m2第十一节土建部分一、主要生产建筑的建筑结构形式：（1）主厂房：汽机房跨度21m，除氧煤仓间跨度11m，全封闭布置。锅炉房跨度30m,锅炉半露天布置。各层标高：运转层8m，除氧器层15.3m，皮带层27m。汽机房设50t吊车，轨顶标高17.5，汽机房屋架下弦标高20.75m。汽机房设天窗，屋架用钢屋架。除氧煤仓间框架采用现浇钢筋混凝土结构。其它为混凝土排架结构。围护结构用砖砌体。（2）烟囱：用120m高出口内径3.5m的钢筋混凝土烟囱，基础用钢筋混凝土园形底板基础。二、地基及基础：由于场地地基土承载能力较低，对主厂房、烟囱、冷却塔等荷载较大的建构筑物的地基拟采用粉喷柱复合地基或桩基，其他建构筑物可用天然地基。根据建筑物的结构形分别采用独立基础，墙下条基等。137 137 第八章环境保护第一节环境现状热电厂位于永宁望远开发区。厂址紧靠109国道。主导风向为西北风和偏西风，最大风速28m/s，平均气温8.5℃。属二类功能区。本环境功能区属中温带干旱大陆性高原气候区，气候干燥，雨雪稀少，日照充分，蒸发强烈，风大沙多，夏季炎热而短促，冬季寒冷而漫长，冷热变化急剧，年温差、日温差大，属典型的大陆性气候。厂址周围无风景区，自然保护区和文物古迹。第二节环境影响评述8.2.1执行标准《火力发电厂大气污染物排放标准》（GB13223-1996）《工业企业厂界噪声标准》（GB3096-93）《污水综合排放标准》（GB8978-1996）《地面水环境质量标准》（GHZB1-1999）《大气环境质量标准》（GB3095-1996）《火力发电厂环境保护设计规定》（DLGJ102-91）《火力发电厂环境监测技术规范》（DL414-91）8.2.2污染物及污染物排放估算137 （1）大气污染物排放本项目主要大气污染物为烟尘和SO2，排放数据如下：名称项目单位烟尘SO2排放量kg/h20.3493.33排放浓度mg/Nm335200（2）固体废弃物排放项目时间单位灰量渣量总量每小时T/h13.265.718.96每日T/d291.72125.4417.12每年T/a7956034200113760(3)废水排放电厂排放的废水主要有循环水排污水、锅炉排污水、轴承冷却水、化学水系统排水等工业废水和生活污水。本电厂灰渣分别由卡车运往临时灰渣场供综合利用，所以不存在灰水排放。废水排放数据如下：项目名称排放量（m3/h）排放频率废水中主要污染物浓度热PH值悬浮物（mg/1）BOD5（mg/1）油（mg/1）循环水16连续32℃主厂房排水3.1连续9.511化学水处理排水2.7连续2.2-10.465输煤系统排水0.8非连续9.81800锅炉酸洗排水26非连续11.5生活污水1.1非连续628118(4)噪声137 电厂的噪声主要影响厂内，对厂外有影响的主要是锅炉排汽噪声。排放量地点噪声源噪声强度[dB(A)]汽机间底层给水泵、凝结水泵、油泵、油管道等80～90汽机间运转层汽轮机、发电机、励磁机汽轮发电机组86～107环境85～100锅炉房送风机、二次风机、烟风道及锅炉燃烧时噪声85～97锅炉房顶部锅炉排汽110其他碎煤机、引风机等90～100第三节污染防治措施8.3.1大气污染治理本工程采用除尘效率大于99.9%的布袋除尘器；锅炉烟气经除尘后送入出口内径3.5m，高120m混凝土烟囱高空排放。掺烧石灰石进行炉内脱硫，脱硫效率可达85%，煤场设有喷淋装置，输煤与除灰系统均在外通环节装设喷淋与除尘装置，可有效避免扬尘污染。烟气处理后排放数据如下：（大气稳定度D）抬升高度（m）最大地面浓度最大浓度出现点距离（m）日平均浓度（mg/m）烟尘SO2烟尘SO22710.030120.096726580.010020.00987137 由计算可以看出，电厂排放的烟尘及SO2的各项数据均满足《火力发电厂大气污染物排放标准》（GB13223-1996）的要求，对周围大气环境影响不大。8.3.2污水排放治理（1）生产废水循环水排污水的水温小于32℃，排入厂下水道，外排时水温可接近自然水体温度，不会造成热污染。除灰系统采用干式除灰，所以不存在灰水排放。（2）生活污水热电厂生活污水集中排放化粪池处理后外排。8.3.3灰渣治理循环流化床锅炉排灰渣活性较好，拟将灰渣全部作建材原料使用，以达综合利用、变废为宝、保护环境之目的。除灰渣系统采用灰渣分除系统。分别装设干灰散装机及湿式搅拌机，可有效避免扬尘，渗透等二次污染，且不存在灰水排放。本工程循环流化床锅炉的灰渣量及品质指标如下：项目名称烧失量(%)需水量(%)SO3(%)细度(%)(45μm方孔筛筛余)等级灰4.4922.710I渣12.11082.8需磨细137 注：按《粉煤灰混凝土应用技术规范》（GB146-90）划分。循环流水化床锅炉采用投加石灰石进行炉内脱硫后，粉煤灰的钙含量较高，且结晶相与玻璃相比重较大，是良好的建材掺和料，可综合利用生粉煤灰水泥，粉煤灰混凝土、粉煤灰烧结砖等建材制品。8.3.4噪声防治热电厂噪声主要集中在主厂房内，由主厂房各界面向外传播，自然衰减。其它如引风机、碎煤机、凉水塔等噪声分散在厂区内。对厂外有影响的主要是锅炉排汽噪声。结合各噪声源、噪声强度和位置，本工程采用以下措施进行处理。1、锅炉排汽应在排汽管出口处装设排汽消声器，以保证锅炉在启动和事故排汽时，达到区域环境噪声要求。2、汽轮发电机组的噪声，要求制造厂在上述产生噪声的部位采取有效的噪声控制措施，并在协议书中明确。3、锅炉的一次风机、引风机和二次风机是热电站主要噪声源。防治措施如下：（1）在一次风机、二次风机吸风道的吸入口设消声装置。（2）一次风机和引风机入口装设导流装置，消除气流引起的振动。（3）一次、引、二次风机外壳敷设吸声材料。（4）要求制造厂对风机加隔声罩，在协议中明确，风机噪声不超过85dB(A)。137 4、局部环境噪声较大的场所，采取消声隔音措施，给水泵控制盘放在机房集中控制室。5、采用集中控制室，避免人员出入时对室内的影响，集控室内采用隔声墙、吸声天棚和隔声门窗、空调系统送、回风道上应装设消声器，保证无噪声干扰，集控室的噪声级不超过60-65dB(A)。6、较大烟风道在设计时增加刚度防止振动，在转弯处加装隔振导流板。7、以下所列噪声比较大的各辅助厂房，设立集中控制室或值班室，集中各控制盘于室内操作。化学水处理间设集控室：破碎机室平顶应贴吸声材料：引风机房设隔声值班室；8、为了减少噪声，主变压器和厂用变压器密封布置。9、各噪声比较大的设备基础，采取基础隔振措施。10、各专业选择低噪声设备。采取以上措施后，噪声影响将被限制在局部范围，电厂噪声在厂界处基本能满足《工业企业厂界环境噪声标准》的要求，对厂外环境影响甚微。8.3.5厂区绿化本厂绿化系数为25%（1）站区绿化站区包括厂前区和生产区两部分。137 厂前区是人员的活动中心，场地开阔，具有良好的绿化条件，是全站绿化的重点区域。生产区绿化的重点是主厂房固定端及生产办公楼前。以上绿化区，以常绿树种为主，适当的配以花坛、草坪，尽可能做到四季常青，花色多样。进厂主干道两侧，种植以常绿为主的行道树、花卉、灌木、绿篱。生产办公楼前设置花坛，种植有较高观赏价值的树木、花卉、绿篱。在主厂房周围种植低矮根浅的绿篱和灌木。煤场周围种植防护林带，栽种枝叶茂密而常绿的抗灰尘高大乔木，并间种灌木绿篱。化学水处理室周围种植抗酸碱性强的树种。生产区其他部分主要是站区道路两侧地坪的绿化，种植阔叶林，使站区主干道建成林荫道，起到遮阳防尘美化站区的作用。（2）生活福利绿化干道旁宜种植阔叶林树种，中心地区设花坛。有条件时，应在站区围墙周围栽种防护林带。8.3.6灰场管理137 本工程事故灰渣处理场地的管理遵循安全经济的原则，从水文地质、生态、土地利用和社会经济等全方位加以考虑，灰渣场所处理区的地质情况稳定，最高地下水位与处置层距离较大，周围无露天水源和地表径流，局部地区蒸发大于降水，灰场周围土层泄水能力较强；埋覆用土壤易压实，防渗力强，设置导流渠，可大大减少地表水和降水的渗入，做为灰场的自然条件非常理想。本工程填埋物不会因生化作用产生气体，仅需防止微量浸出液污染周围土壤和地下水源。因填埋物基本不含有机成份，故浸出液无特殊气味，BoD5、COD、氮化物、总P、重金属等值极低，PH、SS、溶解固体的值较高，一般不会超过环保标准。本工程为进一步确保地下水资源，不受污染，灰场采取密封型结构，场底部和四周采用天然粘土衬里，将灰渣屏蔽隔离，渗透系数小于10-8cm/s。因本工程填埋物单一，且无外部渗入水源，故浸出液的量极小，不需设积水坑和浸出液监测处理系统。第四节环境效益分析本项目实行热电联产，污染源集中排放，将使本功能区的TSP、SO2、废水、灰渣、噪声等各项环境污染因子得到很好的控制。从发展的角度来看，环境状况将明显改善，并产生可观的经济效益。1、热电厂投产后集中供热，将进一步明显提高能源利用率。2、替代部分现有分散小锅炉，每年少向大气环境排放烟尘约1450吨/年，SO21400吨/年，CO24700吨/年，NOx313吨/年。137 3、热电厂产生的灰渣可进行综合利用，化害为利，变废为宝。4、废水、噪声等各类污染源集中排放，便于管理和治理。总之，热电厂的建成投产将大大提高本地区的环境质量，节约大量能源，进一步改善当地人民的生活条件。第五节结论与建议本工程设计中，对电厂排放的废气、废水、灰渣及噪声均采取了相应的治理措施，从而使电厂排放的各种污染物基本上满足国家排放标准。建议在热电厂内设置环境监测站，配置空气采样器，光吸收分析仪、光电分析天平、气相色谱仪及各类常规化验仪器和化学试剂，在烟道设置采样孔，安装M-WSO2在线监测系统和P-5A型烟尘监测器，定期对热电厂主要污染物采样进行监测，并就烟尘、SO2、PH、粉煤灰、噪声等主污染物进行排放量综合指数和排放达标率进行考核，完全按照《工业企业环境保护考核制度实施办法》执行，实行双日报（每月15次）监测制度，直接向主管生产副厂长负责。137 在完成监测工作的同时还要监督检查全厂环保设施的运行，拟定本厂环保制度及综合防治的技术经济原则；进行企业环境管理的统计工作，建立环保档案；定期组织环保法规、标准等的宣传与学习，并与合当地环境监测部门进行地区环境监理，为地区环保提供依据。137 第九章消防、劳动安全及工业卫生第一节消防9.1.1工程消防设计的范围为热电站围墙以内。热电站处于城区消防队的服务半径内，电站内不设消防站和消防车，主要利用城区的消防力量，电厂内设有消防水泵和必要的消防设施。9.1.2消防设计的主要原则热电厂的消防设计执行GBJ16-86《建筑设计防火规范》和DLGJ24-81《火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》。全厂设完善的水消防系统，例如：设有专用消防水泵，消防储水池，在主厂房的四周设环行管网，输煤系统，主厂房内等均设室内消防设施，点火油罐的防水距离均按国家标准考虑。厂内道路的布置按规范要求，在主厂房和煤场周围都设有环形通道，主干道考虑会车要求。9.1.3消防措施汽机间内配有一定数量的消防栓。汽机主油箱设有事故排油箱，并设置干粉灭火器材，所有油泵配电机均采用防爆电机。点火油罐区设移动式泡沫灭火装置，周围设一定数量的地上式消防栓。在主厂房、输煤系统建筑物内均设消防栓。在煤场、主厂房附近及道路两旁，十字路口处均布置有室外地上式消防栓。137 9.1.4消防给水系统全厂消防用水量45升/秒，水源取自厂内1000m3储水池。考虑有调节水量，可满足3小时消防灭火用水量需要。厂区内消防管网采用低压消防与高压消防合并系统，在主厂房四周和煤场周围成环状布置。第二节劳动安全与工业卫生9.2.1简述根据劳字（1998）48号文《关于生产性建筑工程项目职业安全卫生监督暂行规定》和TJ36-79《工业企业设计卫生标准》的规定，本工程在各个生产环节设置了有关防水、防爆、防尘、消毒、防腐蚀、防机械损失、防雷电、采暖通风、采光照明，安全以及卫生等措施，以减少职业病的产生，保障劳动者身心健康。9.2.2劳动安全和工业卫生措施（1）建、构筑物防火设计原则137 根据《建筑设计防火规范》，主厂房最高32-35米列入高层建筑。建、构筑物均为一、二级耐火等级。主厂房运转层集中控制室的墙体及吊顶材料均采用非燃烧材料。所有建筑物内不少于两个出入口。主厂房护建端设消防楼梯。在主控楼内，主控制室的吊顶采用难燃烧材料，其中一个出口与消防梯平台连通。其他建筑按有关规程要求等级进行设计以满足防火要求。（2）防火、防爆电厂内建筑内均为一、二级耐火等级。另外，在变压器、汽轮机油箱、储油罐处，设置“严禁烟火”的警告牌，并按要求设置灭火器。电厂所有压力容器高压锅炉设备等，均设有安全阀，以防超压爆炸。主设备锅炉按安全监测规程要求设置安全门，主蒸汽管道设安全监测点。全厂设置必要的火灾自动报警系统。（3）防尘在输煤系统中，碎煤机室设水溶性除尘器除尘；煤场装压力喷嘴，对煤堆喷雾防尘；运煤系统采用水冲洗进行清扫。除尘系统也采用水力冲洗地面，以改善运行环境；干灰、干渣罐装运输。（4）防毒、防腐蚀热电生产中使用的有害物质的盐酸、氢氧化钠和氯气等，在使用氯气的车间采取了强制通风措施，在盐酸储槽上安装上酸雾吸收器，锅炉加药设施，采取密闭溶解方式，以减少有害气体的外溢，并设有通风设施。电厂内所有储、输送腐蚀性介质的容器、管道均采用防腐材料。在配制和使用腐蚀性、刺激性物质的岗位和场所设置水冲洗龙头和洗眼睛器，同时加强了个人防护，配备橡胶手套操作服、眼镜等劳保用品。137 （5）防噪音热电厂的噪音主要有风机、水泵、碎煤机、发电机、机炉排汽管道的瞬时排汽等工艺设备。在总图布置和工艺设计上，采取闹静分区的办法，将高噪音设备集中布置，以便采取噪声控制措施，并在厂区适当植树，以减弱噪声对环境的影响。对建筑物采用合理的消声、吸声、隔声措施。汽机间室内吊挂空间吸声板、化学水处理间围护结构采用隔声门、密闭隔声窗、进风消声百页窗和排风消声装置；控制室均做成隔声控制室，采用隔声门，双层隔声观察和吸声处理，露天高噪声设备设计隔声罩及采用隔声包扎等措施。风机设隔声罩，一、二次风机安装消声器，引风机安装隔声罩并采取隔声包扎，锅炉排汽放空和排汽排污分别设排气放空消声器和定期排污扩容器排汽消声器。通过上述一系列综合降噪措施，噪声大降低，满足劳动保护要求。（6）采暖、通风除氧煤仓间设有高侧窗，主厂房立面采用大面积玻璃窗，自然通风排除余热及余湿，采光通风良好。对按要求需要采暖的建筑物，采用蒸汽采暖，热源接自主厂房，集中控制分别设置窗式空调器和立柜式空调器，进行防暑降温。137 在主厂房、辅助厂房内设置了必要的通风设施。例如，生产厂房内的变压器间，配电间为排除余热设置了机械送风和排风系统；分析室、化验室设置化验柜，局部排风，高压配电装置设置事故通风。（7）其他安全和卫生措施电厂内所有机械设施转动部分，均加装防护罩。输煤系统各路皮带沿线设置事故开关，随时可就地事故停车。对运行维护人员可能接触的热力设备、管道和附件，其保温层表面温度不大于50℃以防烫伤。电厂所有电气设备的安全距离，继电保护设施的设计均符合规程。检修照明、电缆敷设隧道照明采用36V电压给电，在最高建筑物120米高烟囱上，设避雷针。137 第十章节约和合理利用能源第一节节能措施1、根据2003年热负荷，热电厂每年对外供汽，发电与分散小锅炉相比，每年可节约标煤91294吨。2、选用节能型机电产品，电动机选用新型系列电机。3、选用高效节能泵减少电耗。4、选用节能型变压器，如主变压器全年可节电232280KWh。5、采用高效节能灯具及低能耗光源配套设备。6、集中控室、程控交换机室等夏季空调以风机盘管空调器为主，与采用机械式空调器相比，可大量节电。7、循环流化床锅炉烧出的灰渣可直接用于生产水泥和砖，大大节约了当地水泥、砖制品的燃料消耗量。第二节节水措施1、启动疏水进疏水箱，以提高除盐水的利用率。2、采用布袋除尘取代水膜除尘器，每年要节水12万吨左右。3、冷却塔内安装波型收水器，减少冷却塔的风吹损失，每年节水6万吨。137 第三节节约原材料措施主厂房采用钢筋混凝土结构以节约钢材，采用当地砂石、砖瓦、部分保温、酸碱等材料。主控室与锅炉、汽机控制室集中布置在主厂房内，可节省木材、水泥、钢材的三材消耗量。锅炉采用露天布置，大大节约三材消耗量。第四节经济指标本期工程的发电标准煤耗0.335kg/Kwh，供热标准煤耗44.01Kg/GJ，全厂厂用电率为15%。137 第十一章劳动组织及定员第一节劳动组织及管理根据本期工程的建设规模、工艺流程及特点，参照最新颁发的火力发电厂定员标准的有关规定，本工程的生产组织及定员按如下原则进行编制。1、热电厂运行人员按四班三运转配备。2、生产人员的补缺勤人数按4%进行考虑。3、控制非生产人员不超过职工总数的18%。本期热电厂设计职工定员详见下表。第二节人员配置职工定员汇总表序号工作或工程名称昼夜出勤人员备注一班二班三班四班合计1生产人员1.1汽轮机房121.1.1班长11111.1.2司机11111.1.3副司机11111.2锅炉房161.2.1班长11111.2.2司炉22221.2.3副司炉1111137 1.3供配电121.3.1班长11111.3.2主值班员11111.3.3副值班员11111.4燃料系统3333121.5通风除尘111141.6循环水系统111141.7水处理系统222281.8化验室111141.9除灰除渣3333121.10检修工段161.11热工控制222281.12热力网81.13补缺勤人数222282非生产人员63管理人员64服务人员4合计140137 第十二章工程项目实施的条件和轮廓进度第一节工程项目实施的条件13.1.1施工场地及施工用电、用水及通讯设施（1）施工场地可充分利用*****///制药西厂区空余的场地。（2）施工电源由附近电源上引接，设置二台400KVA变压器供施工生产用，一台100KVA变压器供施工人员生活用电，具体情况在可研中进一步确定。（3）施工用水施工生产及消防用水，可使用消防管网，生活用水就近采用自来水。（4）临时通讯施工时由当地电话局接商用电话。13.1.2当地主要建材的供应施工生产用三大主材，均在当地购买，由汽车运输进厂。第二节施工组织构想13.2.1施工能力供应及交通运输137 （1）土建施工需配合一台20t履带吊车一台，作为起重设备，设备由汽车拖运至厂内。（2）施工施工时若有条件要将厂内道路先行施工，无条件时可采用碎石铺路或土路作为施工道路。（3）设备和材料的供应和运输三大主材均由汽车运至厂内，应在当地采购，由汽车运到厂内，外埠设备及材料可由铁路或公路运至厂内。第三节工程建设的轮廓进度本工程拟定总工期为十五个月，轮廓进度如下：1、在项目建议书审批后进行可行性研究报告的编制工作，工期为一个月。2、可行性研究报告审批后进行初步设计工作，设计工期为一个月。3、前期工作结束后，开展施工图设计，设计工期为三个月。4、设计完成后开工，预计土建完成主体时间为五个月。5、设备安装时间为四个月。6、安装调试为一个月，投入运行。137 第十四章结论第一节主要结论综合上述章节所述，可作结论如下：1、本项目位于X公司工业热负荷中心，适应企业经济发展需要。2、所供的热负荷主要是工业热负荷，热电厂投产时，热负荷将达到采暖期最大689.4GJ/h,平均542.83GJ/h，非采暖期平均329.31GJ/h，最小279.02GJ/h。3、*****///制药对能源供应，特别是集中供热的需要，十分迫切，不仅从提高当地环保水平角度考虑，而且为企业下一步快速健康发展考虑，建设热电厂也有其必要性。4、本工程建厂条件较好，地势平坦，无拆迁工作量，电气出线方便，到主要热用户的距离较近，交通方便，具有充分的可行性。5、从综合技术经济指标可以看出，各项指标均满足小型节能热电项目技术规定的要求，并有较大的裕度。从以上几条可以看出，建设本项目是必要的、可行的、经济效益是好的。第二节综合技术经济指标1、总投资（动态投资）7731万元137 其中：热电厂投资6779万元接入电力系统投资260万元2、工程单位造价（基础价）热电厂5649.25元/千瓦全部工程6442.73元/千瓦3、年供电量25500万度4、年供热量3460176GJ5、全厂热效率59.10%6、标准煤耗率（1）年平均供热标准煤耗率44.01kg/GJ（2）年平均供电标准煤耗率0.335kg/kwh（3）年平均发电标准煤耗率0.353kg/kwh7、厂用电率（1）发电厂用电率5.0%（2）供热厂用电率6.0738kwh/GJ8、全厂定员人数140人9、销售单价电（不含税）324.79元/千度热（不含税）19.26元/吉焦10、投资回收年限7.47年11、内部收益率14.19%12、投资利税率16.82%137 13、投资利润率13.84%第三节存在问题及建议1、本项目建设资金由*****///制药自筹，存在一定风险，需要政府、财政、银行等部门的全力支持。2、厂址所在地目前尚不具备并网条件，因此投产初期只能脱离电网运行，发电、用电安全性不足，需要当地有关部门尽快落实并网问题，保障企业用电安全。137'