热电厂可行性研究报告

'某xxx热电厂可行性研究报告 1概述1.1设计依据(1)《工程勘测设计任务委托》xxx发展和改革委员会(2)《技术咨询合同》xxx发展和改革委员会(3)《xxx热电厂初步可行性研究报告》xxx电力设计院(4)《xxx热电厂一期工程初步可行性研究报告审查意见》(5)《xxx城市总体规划》xxx城市规划设计研究院(6)《火电厂可行性研究内容深度规定》xxx电力规划院(7)《火力发电厂前期工程设计守则》(8)《火力发电厂设计技术规程》(9)《接入系统设计》xxx电力设计院(10)《环境影响报告书》xxx电力设计院(11)《水土保持方案》xxx电力设计院(12)《水资源论证报告》xxx水利水电勘测设计研究院(13)《工程场地地震安全性评价报告》xxx防御自然灾害研究所(14)《地质灾害危险性评估说明书》xxx地质工程勘察院(15)《水文气象勘测报告》xxx电力设计院(16)《岩土工程勘察报告》xxx电力设计院(17)《供热可研》xxx热力工程设计研究院(18)《热电联产规划》xxx电力设计院(19)《xxx县煤炭工业“十一五”规划》(20)《关于xxx县榆树沟煤矿改扩建初步设计的审查意见》(21)《xxx煤矿可行性研究报告》(22)《xxx煤矿改扩建工程计划》1.2项目建设地点、规模、性质(1)建设地点：xxx市行政所属区域。(2)建设规模：2×50MW抽凝式发电机组+2×240t/h煤粉炉，预留扩建余地。(3)建设性质：新建城市区域热电厂，是xxx的公益电厂。(4)项目计划建设进度2007年2月28日完成可行性研究报告（送审稿）2007年10月30日完成九个支持性专项报告的审查及批复2007年12月31日可行性研究报告的审查及批复2008年2月15日完成初步设计的审查及批复2008年4月1日一期工程（2×50MW）开工2009年6月15日一期工程1号机组投运2009年10月15日一期工程2号机组投运1.3项目背景(1)国家西部大开发战略的实施西部大开发是推动经济发展的重要国策，实施西部大开发，必将进一步促进西部地区与东部地区多层次、多渠道的经济、技术合作，必将充分发挥蕴藏在西部地区的巨大资源优势。实施国家西部大开发战略，加快中西部地区发展，是我国现代化战略的重要组成部分，是国家面向新世纪的重大决策。加快西部城市化进程，是拉动西部经济增长，促进西部发展的重要措施。在国家西部大开发战略实施过程中的政策资金支持下，xxx 市将获得良好的发展机遇。随着基础设施的建设、人口的集聚和xxx市城市化进程的推进，xxx市将成为南疆经济发展的增长极核之一。(2)图木舒克建市与发展xxx市是根据中发〔1997〕17号文件要求“参照xxx市的管理模式，在xxx生产建设兵团农一师、农三师、农六师和农十师所在地的xxx、xxx、xxx和xxx设立自治区直辖县级市”的精神，于2002年10月23日由国务院正式批准设立。xxx市地处塔里木盆地西北缘城镇密集区，位于xxx、xxx之间，紧邻南疆重镇xxx县，目前以农业为主。随着国家西部大开发战略的进一步实施和当地国民经济的发展需要，随着国家环保事业的发展，xxx市的工业产业规划和城市集中供热被列入地区“十一五”规划中，发展城市热电厂成为该市重要的基础设施之一，也是实现招商引资、将xxx市发展成为新型工业、农业协调发展的新兴城市的重要举措。(3)xxx市的反恐战略意义重大xxx市所在的喀什地区毗邻中亚五国，与xxx、xxx、xxx等国接壤，尽管具有相对的地缘优势，但由于近年来国际形势的变化，国际恐怖组织的威胁越来越大，日益成为掣肘我国边境政治、经济和社会发展的不稳定因素。从国家战略层面来看，xxx市的设立有助于理顺兵地关系，在充分发挥农三师在经济和社会中积极作用的同时，可以打通南疆“xxx-xxx”（农三师与农一师之间）战略大通道，提高应对突发事件的能力，对于保持xxx乃至xxx全区的社会经济长期稳定和发展，以及巩固xxx生产建设兵团军垦事业意义重大。为加快xxx市工业基础产业的发展，实现招商引资、保持当地良好的环境质量，客观上需要在xxx市建设城市区域热电厂。1.4项目建设的必要性1.4.1符合国家产业政策和环保总体目标热电联产的项目建设符合国家经贸委关于发展热电联产、能源综合利用产业政策的要求。本工程的建设既符合国家有关的能源政策，也符合xxx市政府制定的环境保护总体目标的政策和精神，该项目建成后将有力减少新污染源的产生。xxx市是座新建城市，规划期内避免粉尘、烟尘较大的工业在中心城区建设。城区规划采取集中供热、供电的原则。由于是新建城市，虽然目前环境问题并不突出，但为了避免重复走以往先污染后治理的老路，达到城市总体规划对城市环境保护的要求，建设本项目非常必要。1.4.2实现热电联产，满足区域供热需要随着xxx市的迅速发展，民用采暖负荷将会大幅度增长，目前农三师xxx市电力、供热和工业生产用汽需求均有较大缺口，该工程建成后，可实现热电联产，能有效解决电力和供热、供汽的供需矛盾，对地区的工农业经济发展起到积极的推动作用。1.4.3提高人民生活水平、促进社会稳定和发展本项目是xxx市发展工业的基础，为区域发展和建设创造了一个良好的开端，也为招商引资和工业化发展奠定了坚实的基础。该电厂建成后，由于电厂用煤主要来自xxx煤矿，一定程度上将带动xxx市运输业及其他服务业的发展，增加当地就业岗位，对提高人民生活水平，促进社会稳定和发展都有着重要的意义。1.4.4良好的经济和社会效益 本项目的建成，能使投资方取得很好的经济效益，有利于企业的经济发展，同时对发展当地工农业生产、提高人民生活水平、促进地区经济发展起到一定的促进作用，本项目具有良好的经济和社会效益，从经济效益角度看本项目是可行的。1.4.5满足城市供电需要xxx市建市以来电力供应不足一直阻碍城市的发展，电力建设的滞后已经成为制约城市发展的瓶颈问题，xxx市热电厂的建设将彻底改变目前的电力供应现状，为xxx市的经济发展、提高人民生活质量奠定坚实的基础。1.4.6可支撑受端电网，改善xxx市供电质量由于xxx市所处的位置既是疆南电网的末端也是xxx电网的末端，在金鹿220kV变电所未建成时，xxx市的供电质量一直较差，金鹿变建成后得到一定程度的改善，xxx市热电厂建成后将彻底解决xxx市供电质量差的问题。xxx市热电厂建成后主要担负农三师xxx市的供电和供热，随着农三师小海子垦区电网与xxx垦区电网的联网，本电厂还可为xxx垦区供电，本电厂初期富余的电力送往疆南主电网，补充疆南电网的电力缺口。1.5工作经过2006年7月18日，xxx生产建设兵团农三师发展和改革委员会组织在xxx市召开了“xxx市热电厂一期工程初可审查会”。2006年8月1日，xxx电力设计院收到xxx生产建设兵团农三师发展和改革委员会关于xxx市热电联产工程的《工程勘测设计任务委托书》。为了进一步落实电厂建设的可行性，xxx电力设计院工程组一行，于2006年8月10日到达xxx市，在当地政府领导和专业人员的帮助和配合下，与建设方共同对拟选的三个厂址：图巴公路厂址、永安坝厂址、工业园厂址进行了现场踏勘，对拟选厂址的主要建厂条件进行了复核。根据可研阶段设计的内容深度要求，以及火电项目核准文件的要求，xxx电力设计院与专项研究报告编制单位协调配合，对本项目建设的建厂条件进行深入分析研究。2007年2月28日，按照项目建设的计划进度，xxx电力设计院完成《可行性研究报告》。1.6研究范围(1)研究xxx市热负荷现状，通过对热负荷需求的预测与规划，论述一期工程建设规模与机组选型，提出机组供热方式及供热指标。(2)调研xxx电力系统的现状，通过对电力市场需求的预测与电力规划，进行电力平衡分析，提出机组运行方式。论证电厂接入系统方案，提出一期工程的出线电压等级和出线回路数。(3)论证电厂燃料资源与供应，通过对电厂煤源的进一步调查、分析，论证燃料供应的可靠性，确定燃料运输方式。(4)研究厂址环境、交通运输、供水水源、灰场、工程地质、水文气象等建厂条件，并就与上述建厂条件密切相关的电厂总体布置、装机方案和输煤、供水、除灰、化学水处理、电气、热工自动化等技术方案提出工程设想，对主要技术方案进行技术经济比较，充分论证项目建设的可行性。(5)提出工程建设项目对环境的影响及防治措施原则。(6)提出节约能源、消防、电厂定员、劳动安全与工业卫生配置原则。(7)估算工程项目投资并分析经济效益，提出综合经济评价结论。(8)综合以上各方面的研究成果，对本项目的可行性提出主要结论意见，并对下一步工作提出建议。1.7主要设计原则 (1)供热负荷：根据《xxx市供热分项规划》和《城市热网可研》的结论，对xxx市采暖供热负荷进行分析、研究。(2)电力系统：本期工程2×50MW机组，采用发电机-变压器组单元接线直接接入110kV母线。主变容量均为63MVA。电厂110kV电气原则主接线为双母线接线，规划出线4回，本期一次建成4回，其中2回至唐王城变，2回至金鹿220kV变电所。(3)电厂煤源：xxx煤矿、xxx煤矿。(4)厂址方案：图巴公路厂址、永安坝厂址、工业园厂址。图巴公路厂址和永安坝厂址为山前灰场；工业园厂址为平原灰场。(5)电厂水源：永安坝水库水。(6)装机方案：本期建设装机容量为2×240t/h高温高压煤粉锅炉配2×50MW双抽凝汽式机组。要求机组年平均总热效率大于45%、年均热电比大于50%。(7)交通运输：燃料运输采用全公路运输和铁路＋公路运输综合比较，灰渣运输利用公路。大件通过xxx铁路和南疆铁路运至xxx货运站卸车，然后用平板车运至厂区。(6)除灰渣系统：除渣系统采用灰渣分除，机械除渣，汽车外运方式。电除尘器排出的干灰采用正压浓相输送系统集中到灰库。(7)地区地震基本烈度：地震动峰值加速度a=0.137～0.145g，地震基本烈度Ⅶ度，属于建筑抗震有利地段。(8)电厂年利用小时数：4000小时。(9)职工定员：196人。(10)投资来源：业主自筹20%作资本金，其余80%为融资。2热负荷2.1热负荷现状2.1.1热负荷调查范围根据《xxx市城市总体规划》的要求，城区规划采取集中供暖的原则。考虑2020年中心城区规划用地布局，将规划建成区划分为4个供热分区，其中3个采暖负荷区和1个工业负荷区，建设3座民用集中高温热水供暖锅炉房和1座工业集中蒸汽供热站。目前已建设1座民用集中高温热水供暖锅炉房，供暖面积约48.9万m2，其余3个供热分区尚未建设。《xxx市城市总体规划》中的xxx市供热分项规划将xxx市的供热区域分为Ⅰ区、Ⅱ区、Ⅲ区、Ⅳ区,区域划分见《农三师xxx市热电厂配套热网工程可行性研究报告说明书》中的xxx市集中供热区域分布图。目前只有Ⅱ区进行了部分集中供热工程的建设，因此热负荷调查范围为Ⅱ区。现状热负荷表 xxx市现状建筑综合采暖热指标参考xxx市进行推算。据调查xxx市现状建筑多为砖混结构，墙厚为370mm，建筑结构均未达到国家颁布的建筑节能设计标准，因此现状建筑的综合热指标偏高。为了确定xxx市现状建筑的综合热指标，对xxx市热力公司管辖的幸福路和光明路锅炉房6年运行情况的资料进行了统计和分析，测算了2座锅炉房每年采暖季的综合热指标。幸福路和光明路锅炉房的供热范围为市中心区，供热范围内的建筑包括了居住、商业、行政办公等多种类型，测算出的综合热指标具有代表性。综合热指标的测算结果如下：6个采暖季的平均热指标为76.65W/m2，取77W/m2，指标中包括管网损失。xxx市采暖期室外设计温度为-22℃，xxx市采暖期室外设计温度为-11℃。xxx市现状采暖建筑热指标为：，取56W/m2。2.1.2现状锅炉房调查本项目供热范围内在Ⅱ区已建有1座3×14MW高温热水锅炉房及11座换热站。目前只能承担少量供热量，远远达不到规划热负荷的需求。工业园区内的油脂化工厂有两台容量分别为10t/h和6t/h的锅炉，供厂内工业和采暖用。2.2热负荷预测2.2.1供热规划的范围和年限根据《xxx市城市总体规划》中的xxx市供热分项规划，确定本项目的供热范围为Ⅰ区、Ⅱ区及Ⅲ区的一部分（24#、25#、27#换热站供热区），详见《农三师xxx市热电厂配套热网工程可行性研究报告说明书》中的xxx市集中供热区域分布图。供热规划的年限近期按2010年，远期按2020年考虑。2.2.2采暖热负荷由于xxx市是座新建城市，现状热负荷很小，xxx热力工程设计研究院编制的《农三师xxx市热电厂配套热网工程可行性研究报告说明书》也是按照规划热负荷作为设计依据。根据《农三师xxx市热电厂配套热网工程可行性研究报告说明书》可知，规划中的城中区域供热范围分为4个供热区域，分别设3个用户热力站，3个用户热力站负担的供热面积和供热负荷统计如下（用户热力站编号与《农三师xxx市热电厂配套热网工程可行性研究报告说明书》相同）：根据《农三师xxx市热电厂配套热网工程可行性研究报告说明书》，对本项目供热范围内规划热负荷进行预测。近期规划供热面积和供热负荷 本项目供热范围内，现状供热面积48.86万m2,现状热负荷为27.36MW；近期规划增加供热面积237.87.62万m2，增加热负荷为106.96MW；远期规划增加供热面积255.84万m2，增加热负荷为159.04MW。近期规划（2010年）供热面积为286.73万m2，供热负荷按照134.32MW考虑。远期规划（2020年）供热面积为542.57万m2，供热负荷按照293.36MW考虑。2.2.3工业热负荷在本工程近期规划期内，xxx万鑫生化有限公司计划入驻xxx市工业园区。xxx万鑫生化有限公司计划投资20亿元，建设40万锭棉纺项目，形成轧花、纺纱到织布的完整棉花产业链，加快棉花农副产品向工业产品的转化升值，有利于农三师将资源优势转化为产业优势。该项目一期工程生产能力为15万锭，计划于2007年9月开工建设，2009年达到15万锭的生产能力。二期工程生产能力为25万锭，计划于2008年开工建设，2010年达到40万锭的总生产能力。40万锭棉纺项目建成达产后，全厂共需热负荷25t/h，要求连续、稳定供汽（热负荷曲线平直），可回收凝结水15t/h。项目全年生产天数为300天（7200h），实行三班制24h工作制度，全厂年需蒸汽18万吨。工业热负荷统计表2.3本热源项目建设必要性2.3.1城市环境保护的要求 规划期内中心城区绝大部分地区大气环境质量控制在国家二级标准内。具体如下：表2-5中心城区大气质量控制指标保护区范围国家大气环境质量标准Ⅱ类环境保护区居住区二级Ⅲ类环境保护区中心区及混合区二级Ⅳ类环境保护区轻污染及无污染工业区二级Ⅴ类环境保护区重污染工业区三级Ⅵ类环境保护区交通干线两侧三级为了达到城市总体规划对城市环境保护的要求，做到目前城市基础设施建设适应未来城市发展对环保的要求，建设热电联产项目非常必要。2.3.2集中供热的需求目前xxx市仅建有1座3×14MW高温热水锅炉房及12座换热站，只能承担少量供热量，远远达不到xxx市规划热负荷的需求，按照xxx市市区规划和环保要求，城市集中供热迫在眉睫。2.3.3城市发展、环境保护、降低供热成本的需要xxx市是座新建城市，《图木舒克市整体规划》中说明规划期内避免粉尘、烟尘较大的工业在中心城区建设，城区规划采取集中供热、供电的原则。由于是新建城市，虽然目前环境问题并不突出，但为了避免重复走以往先污染后治理的老路，达到城市总体规划对城市环境保护的要求，建设本热源项目非常必要。热电联产工程的烟尘排放量符合国家关于火电厂大气污染物排放的标准，煤炭耗量比集中锅炉房低，可降低供热成本。本工程建成后不仅能够满足xxx市居民供热的要求，也能满足xxx市生产及居民生活用电。2.3.4城区采暖用热、生产及居民生活取暖、用电的需要根据以热定电，热电联产，节约能源，改善环境的电厂建设原则，对规划热源点规模及参数选择时，应遵循选择高参数、大容量、效率高机组的原则，本热源项目拟在xxx市新建设一座热电厂，考虑到xxx市是座新建城市，其发展是一个动态连续过程，具有连续性和弹性，电厂建设随城市建设应具有一定的适应性，故本工程拟建设装机容量为2×240t/h高温高压煤粉锅炉配2×50MW双抽凝汽式机组，以满足城区采暖用热、生产及居民生活取暖、用电的需要。2.4采暖热负荷计算2.4.1供热规模为兼顾城市远期发展的需要，确定本工程供热面积286.73万m2，供热负荷134.32MW。工业热负荷30t/h。远期规划（2020年）供热面积为542.57万m2，供热负荷293.36MW。工业热负荷30t/h。2.4.2当地气象条件xxx市地处欧亚大陆腹地，属温带极端干旱的荒漠气候，具有干旱少雨、光照充足、热量丰富、降水稀少、蒸发强烈、无霜期长和昼夜温差大等特点。由于无xxx市采暖期气象资料，因此参考xxx县采暖期气象资料进行本阶段设计。气象数据详见本报告§2.4.2当地气象条件。2.4.3采暖热负荷指标(1)采暖天数根据气象资料，确定年供热天数为120天，采暖小时数为2880小时。(2)采暖热指标 xxx市采暖设计室外温度取-11℃，室内温度取18℃，采暖期室外平均温度-3.2℃。a.规划民用建筑采暖热指标由于根据xxx维吾尔自治区工程建设标准《民用建筑节能设计标准（采暖居住建筑部分）》（XJJ001-1999），xxx县所建建筑在采暖期室外平均-3.2℃条件下单位居住建筑采暖耗热量指标为20.8W/m2，折算至采暖期室外设计温度-11℃单位面积采暖耗热量指标为20.8×[18-(-11)]/[18-(-3.2)]=28.5W/m2。由于室外管网不平衡度(取0.8)及散热器散热效率(取0.9)等因素的影响，新建民用建筑采暖热指标应为：28.5/（0.8×0.9）=39.6W/m2。b.规划公用建筑采暖热指标根据《城市热力网设计规范》中采暖热指标推荐值，公用建筑的采暖热指标约为居住建筑的1.5倍，其数值为39.6×1.5=59.4W/m2。c.规划供热面积和供热负荷表中的供热面积包括民用居住建筑面积和公共建筑面积，供热负荷计算方法如下：供热负荷=(民用居住建筑面积×民用居住建筑采暖热指标+公共建筑面积×公共建筑采暖热指标)2.4.4近期规划采暖热负荷计算（1）供热最大热负荷：Qyh=134.32MW=483552000kJ/h折合成0.294MPa，159℃的抽汽量为：Dch=Qyh/η×(hch-hw)=483552000/0.95×(2780-558.01)=229t/h式中：Dch----热电站出口蒸汽量，t/hQyh----热用户耗热量，kJ/hηw----热网效率，一般取0.95hch----热电站出口蒸汽焓，kJ/kghw----热电站回水焓，kJ/kg（2）供热平均热负荷：134.32×[18-（-3.2）]/[18-（-11）]=134.32×0.73=98.1MW=353160000kJ/h折合成0.294MPa，159℃的抽汽量为：Dch=Qyh/η×(hch-hw)=353160000/0.95×(2780-558.01)=168t/h（3）供热最小热负荷：134.32×[18-5]/[18-（-11）]=134.32×0.448=60.2MW=216720000kJ/h折合成0.294MPa，159℃的抽汽量为：Dch=Qyh/η×(hch-hw)=216720000/0.95×(2780-558.01)=103t/h（4）年采暖最大负荷利用小时数：12024×[18-5]/[18-（-11）]=2880×0.448=1291小时（5）年采暖平均负荷利用小时数：12024×[18-（-3.2）]/[18-（-11）]=2880×0.73=2105小时（6）年采暖最小负荷利用小时数：120×24=2880小时（7）年采暖供热量：353160000×2880=101.7万GJ结论：采暖计算热负荷为134.32MW（229t/h蒸汽），平均热负荷为98.1MW（168 t/h蒸汽），最小热负荷为60.2MW（103t/h蒸汽）。通过以上计算，绘制年采暖负荷曲线图如下：2.4.5远期规划采暖热负荷计算（1）供热最大热负荷：Qyh=293.36MW=1056096000kJ/h折合成0.294MPa，159℃的抽汽量为：Dch=Qyh/η×(hch-hw)=1056096000/0.95×(2780-558.01)=500t/h式中：Dch----热电站出口蒸汽量，t/hQyh----热用户耗热量，kJ/hηw----热网效率，一般取0.95hch----热电站出口蒸汽焓，kJ/kghw----热电站回水焓，kJ/kg（2）供热平均热负荷：293.36×0.731=214.5MW=772020000kJ/h折合成0.294MPa，159℃的抽汽量为：Dch=Qyh/η×(hch-hw)=772020000/0.95×(2780-558.01)=366t/h（3）供热最小热负荷：293.36×0.4483=131.6MW=473760000kJ/h折合成0.294MPa，159℃的抽汽量为：Dch=Qyh/η×(hch-hw)=473760000/0.95×(2780-558.01)=224t/h（4）年采暖供热量：772020000×2880=222.3万GJ结论：采暖计算热负荷为293.36MW（500t/h蒸汽），平均热负荷为214.45MW（366t/h蒸汽），最小热负荷为131.6MW（224t/h蒸汽）2.5供热管网设计方案供热首站布置在主厂房内，将热电厂的抽汽与城市供热一次热水网进行汽水交换，然后向城市供热。根据xxx热力工程设计研究院编制的《农三师xxx市热电厂配套热网工程可行性研究报告说明书》，确定本工程一次热网热媒为130/80℃热水。采用一级“汽--水”换热，将热网回水由80oC加热到约130oC，加热蒸汽为汽机的三段抽汽。热网补充水为化水专业提供的软化水，通过热网补充水泵向系统补水，并维持系统定压运行。对于热水管网，提高供、回水温差可明显的节省管网投资和循环水泵的电耗。经验表明，50℃～60℃供、回水温差能明显节省投资，从国内情况看，由国内生产的水－水热交换器的加热器最适宜的水温度是供水130℃,回水80℃。本工程拟定的采暖供热方式为：由汽轮机抽出的三段抽汽送至厂内的热网首站，经热交换后，将130℃高温水经厂外热网送至各小区的换热站，经热交换后，将95℃的低温水经小区内热网送至热用户。130℃高温水通过换热后成为80℃热水经厂外热网回至热网首站，经热网循环泵加压后通过热网加热器使之达到130℃供出，热网加热器疏水通过热网加热器疏水泵打入主凝结水系统。热网补充水由电厂制备的软化水通过热网补充水泵补入一次供热管网，热网补充水泵兼作定压系统。本工程拟采用下图所示的供热参数及供暖方式，即全部用热单位都采用间接连结方式。本工程供水温度为130℃，回水温度为80℃，经热交换后，保证进用户温度达95℃。供热管网设计方案见下图所示： 供热管网设计方案通过对采暖期和非采暖期的汽水平衡计算可初步确定如下运行方式：当室外气温为+5℃～-3.2℃时，供热负荷由60.2MW增长至98.1MW，在此室外气温区间段，供热负荷全部由热网首站供，热网首站供水温度随着室外温度的降低逐渐升高，采用质调节，当室外温度达到-3.2℃时，热网首站的供水温度达到130℃。当室外气温为-3.2℃～-11℃时，采用量调节，热网首站的循环水泵随着室外温度的降低，逐步提高扬程和流量，供热负荷由98.1MW增长至134.32MW，全部由热网首站供。此时Ⅱ区已建的314MW高温热水锅炉作为事故备用锅炉。当一台机组停机，另一台机组仍能够提供全部热负荷的55%，此时启动三台14MW高温热水锅炉，可维持供热区域正常供热。在夏季非采暖期时，两台机组共抽出30t/h工业抽汽供给工业园区内工业热用户。根据热电联产项目可行性研究技术规定“热电联产规划必须按照‘统一规划、分步实施、以热定电和适度规模’的原则进行，以供热为主要任务，并符合环境改善、节约能源和提高供热质量的要求。”根据上述原则，结合目前供热的实际情况以及近、远期规划的热负荷，本期上两台抽凝式机组。在近期规划期内，当其中一台机组停机时，另一台机组至少能够提供总最大热负荷的60%，可维持供热区域供热。此种情况若发生在最冷季节，辅以保留的事故备用锅炉，将不影响市区正常供热。由于xxx市是新建城市，采暖和工业热负荷只是预测，可根据实际情况考虑是否需要扩建机组或者扩建集中供热锅炉房以满足远期热负荷增加的需求。2.7全厂热经济指标 通过以上计算表明热电厂主要经济指标已经完全符合《热电联产项目可行性研究技术规定》中的下列指标：(1)总热效率年平均大于45%；(2)单机容量50、100、125MW的供热机组，其年均热电比应大于50%。综上所述，本项目采取上述模式是经济合理的，符合有关热电厂规定。3电力系统3.1电力系统概况3.1.1xxx电网（疆南电网）概况xxx电网又称疆南电网，主要供电范围为xxx地区、xxx自治州和兵团农三师各团场。现已形成以xxx市和xxx市为中心，向东约300公里至农三师xxx市，向西约100公里至康苏镇，向南约350公里至和田地区皮山县，供电面积覆盖两地州大部分地区，xxx克州16个县市中除地处偏远的xxx、xxx干外，其他县域电网均与疆南电网联网。疆南电网最高运行电压等级220kV，正常运行方式下，220kV与110kV电磁环网合环运行。截止2006年底，xxx克州电网内共有电源42个，总装机容量334.87MW，其中水电站36座，装机容量145.87MW，占总装机容量的43.6%；火电厂2座，装机容量162MW，占总装机容量的48.4%；燃气电厂3座，装机容量27MW，占总装机容量的8%。统调电源6座，装机容量236.9MW，占网内总装机容量的70.7%。喀什克州电网直接接入110kV电压等级电网的发电厂有喀什一级水电站、喀什二级水电站、喀群一级水电站和喀什发电厂，总装机容量216.9MW。截止2006年底，疆南电网已建成220kV变电所3座，220kV主变压器2台，总容量273MVA；110kV变电所17座，23台主变总容量490.9MVA，其中图木休克变（2×12.5MVA），唐王城（1×63MVA）属农三师电力公司管理；35kV变电所92座，129台主变总容量385.375MVA（不含兵团所属变电所），另有独立运行的xxx和xxx县电网35kV变电所8座，主变8台，变电容量为8.6MVA。目前已建成220kV线路3条，长度为191.694公里；110kV线路30条，长度1078.972公里；35kV线路124条，长度为2567.86公里,另有独立运行的xxx和xxx县电网35kV输电线路7条，长度为264公里。2006年年初xxx220kV主电网延伸至xxx地区xxx县，在xxx县新建220kV金鹿变电所投入运行，该变电所是通过xxx220kV变电所出1回220kV线路接入系统的，220kV苏—鹿线导线型号为LGJ-2×300，线路长度为235公里。3.1.2农三师xxx市电网概况农三师下辖三个垦区和四个牧场，农三师电网目前没有自己的电源，各垦区和团场电力主要由疆南电力公司趸售供应，各垦区之间相距较远，电网网架比较分散。农三师电力公司主要为xxx垦区和麦盖提垦区供电,负责对这两个垦区的电网统一调度和统一管理。截至2006年底农三师电力公司拥有110kV变电所2座，分别为xxx城变和xxx变，总变电容量88MVA，110kV线路总长度182公里；35kV变电所13座，变电总容量59.5MVA,35kV线路总长度245km。2006年农三师电力公司完成供电量1.347亿kW.h，农三师全网出现的最大负荷为40MW。其中xxx垦区完成供电量9291万kW.h,xxx垦区完成供电量4179万kW.h,xxx垦区最大用电负荷28MW；xxx垦区最大负荷为12MW 。通过近几年农三师全网年最大负荷利用小时数的统计，农三师电网年最大负荷利用小时数约为3500～4200小时，低谷负荷一般出现在2月，4月，9月，负荷高峰出现在6、7月份。xxx城110kV变电所于2005年2月17日开工建设，2005年6月6日正式投运。本变电所规划总容量为2×63MVA，一期建成1台主变，110kV进出线规划4回，110kV电气原则主接线为单母线分段带旁路，截至2006年底已经建成110kV进线3回，其中至金鹿220kV变电所2回，至xxx110kV变电所1回；35kV规划出线4回，35kV电气原则主接线为单母线分段接线，目前35kV设备已经上齐，35kV已经出线3回；本变电所10kV规划出线20回，10kV出线柜均已上齐。xxx城110kV变电所35kV及10kV均为户内配电装置，110kV出线方向向北，35kV向西出线，10kV向东及向南各出10回。目前正在建设金鹿220kV变至49团110kV变的110kV线路，计划2007年年内建成投运。3.2电力市场发展预测及电力电量平衡3.2.1xxx克州电力市场预测根据xxx克州两地国民经济发展情况和电力工业固有特点，参考xxx两地州“十一五”电力发展规划报告中的预测结果，提出xxx两地州市场预测结果见下表3-1，xxx克州电网电力、电量需求预测推荐中方案。电力电量需求预测结果以上电力市场预测结果推荐中方案，预计xxx克州两地2010年需电量34.7亿kWh，2006-2010年年均增长15%，2015年需电量64亿kWh，2010-2015年年均增长13%；xxx克州（不含xxx石油基地）电网2010年高方案需电量31.8亿 kWh，2006-2010年年均增长18.0%，2015年高方案需电量66.8亿kWh，2010-2015年年均增长15.0%。3.2.2农三师xxx市电力市场需求预测2005年xxx市国内生产总值7.41345亿元，占全师总产值的52%。第一、第二和第三产业比例为59：20：21。第一产业占主导地位,主要经济作物为棉花。特色农产品有贡梨（包括香梨）、木纳格葡萄、巴旦杏、昆仑雪蟹以及各种畜产品。职均收入15072元，增长9%；人均收入5023元，增长12%。预计各项税收总额1500余万元。根据农三师经济发展规划，利用xxx建市、南疆铁路延伸、独联体及中亚市场的开拓、xxx国家二类口岸建设等机遇，把发展作为主题，把产业结构调整作为主线，把改革开放和科技进步作为动力，把提高人民生活水平作为根本出发点，加强农业基础地位，加快农业现代化进程，调优调高农业，加快工业改组改造和结构优化升级，做大做强第二产业；扩大总量，优化结构，拓宽搞活以服务业为主的第三产业，实现社会生产力快速发展。根据农三师xxx市国民经济和社会发展“十一五”规划实施纲要，到2010年xxx市国民生产总值将达到14.91亿元，“十一五”期间国内生产总值年均增长率为15%。“十一五”xxx市主用电项目有以下几项:(1)“十一五”期间完成棉纺织厂一期5万锭建设，一期总投资2.5亿元，年耗原棉9923吨，目前项目建议书已经完成。该项目预计年用电量2500万kW.h,用电负荷约4MW。(2)水泥厂扩建工程，扩建后年生产规模可增加15万吨，扩建总投资3000万元，目前正在进行前期工作，该项目扩建完成后年新增用电量1500万kW.h,用电负荷约3MW。(3)“十一五”期间xxx市计划新建20万锭环锭纺棉纺织厂项目，该项目总投资6亿元，年用电量约1亿kW.h,用电负荷约为15MW。(4)“十一五”期间xxx垦区耕地面积计划达到100万亩,xxx垦区耕地面积计划达到40万亩,采用节水灌溉的面积计划达到总的耕地面积的60%～70%。新增农灌负荷约10～15MW。除上述主用电项目外,“十一五”期间xxx市计划新建的项目还有：(1)xxx石榴酒加工项目，年产1.5万吨石榴酒，该项目总投资5880万元，目前可研已经完成，预计2006年能够投产。(2)xxx市畜产品冷冻分割肉加工厂建设项目，该厂日屠宰量1500只，日产分割肉2100吨，该项目总投资2672万元，可研已经通过兵团评审。(3)农三师种子加工厂轧花技改项目，年加工棉籽1.5万吨，棉种毛籽8000吨，破损小于3%，项目投资757.2万元，目前可研已经上报审批。(4)xxx市皮革加工厂，计划投资1000万元建成年加工20万张皮革精加工生产线，生产中高档皮衣、皮带等产品。(5)秸杆综合利用项目，计划投资3000万元，年生产各类用纸2万吨，纸箱100万个。(6)昆神公司甘草资源产业化综合开发项目建设，年处理甘草7800吨，野生甘草管护36.6万亩，项目总投资8147万元，目前已进入实施阶段。“十一五”期间xxx市还要建设农机具制造厂、小家电生产厂、小麦综合加工厂、水果深加工等农副产品加工企业，以上项目累计新增用电约10MW。 通过对上述所有用电项目的初步统计，“十一五”期间农三师新增用电负荷约45～50MW。下表为农三师用电量和用电负荷的历史情况：农三师电力公司历年供电量及用电负荷情况表据农三师电力公司以及xxx垦区历年的供售电量以及最大负荷增长情况可以看出，农三师电力公司2000～2005年用电量的平均增长水平在22%左右，最大负荷平均增长率为23.7%，而xxx垦区负荷增长平均速度为26%，相对较高，这主要是因为xxx市位于小海子垦区，工业企业相对较为集中。根据历史数据统计表还可看出，农三师目前最大负荷利用小时平均水平约在3500～3600小时左右，最大负荷利用小时数不高，这主要是因为目前农三师农业用电比重比较大，工业用电还未形成规模，2005年农业用电占全公司用电量的39.36%，工业用电占37.18%，照明用电占19.59%，商业用电占3.56%。下表为相关报告中对农三师今后用电水平的预测：不同报告中对农三师负荷水平预测结果 根据上表中负荷预测结果，由于兵团电网规划2004版完成的相对较早，预测水平偏低，而兵团电网规划2005版中考虑了限负荷因素，故预测结果也偏保守，一师、三师联网报告将限电负荷及除xxx垦区和麦盖提垦区之外的其他垦区和农牧团场用电均考虑在内，因此预测水平略高，考虑到农三师电网负荷中心就在xxx及xxx垦区，且xxx热电厂建成后基本可使限电因素消除，下面结合农三师电力公司历年用电情况，对农三师电力负荷预测结果进行修正，并对xxx垦区负荷进行预测：农三师（xxx及xxx）及xxx垦区负荷水平预测结果平衡年限：根据本工程规划年限，选择2005～2010年进行逐年平衡，展望2015年。电力平衡季节：选择喀什地区电网最高负荷出现的冬季进行电力平衡。平衡范围：本次平衡分别作xxx克州电力平衡和xxx以及xxx垦区的电力、电量平衡。备用容量：xxx电网以往的实际备用率在22～30% ，参考这一数据，本平衡中备用容量按最高负荷的22%考虑。电源出力指标分析：径流式水电站由于受季节水量变化的影响，夏季丰水期水电站可达到满出力，冬季枯水期按实际出力水平考虑，下坂地水电站和布伦口水电站均具备多年调节能力，冬季大方式下出力按80%考虑。火电厂最大出力按装机容量考虑，燃气电厂受运行工况的影响，最大出力约为装机容量的90%，受阻容量约为装机容量的10%。热电厂出力按供热期间实际出力计算。据喀什克州电源发展规划，水平年内电源建设进度见下表电源建设逐年新增装机容量表单位：MW二火电1喀什发电厂二期扩建注：水电机组接入系统后第二年参与平衡xxx热电厂目前的装机方案初步确定为2×50MW热电联产的热电厂，主要解决农三师xxx市电力供应和供热问题。以下通过xxx克州电力平衡和农三师xxx及xxx垦区电力电量平衡来验证此装机方案是否合理。参考同类工程建设工期，径流式水电机组发电设备利用小时数按2000小时估算,具有调节能力的水电站发电量按实际可能发电量计算；火电厂发电设备利用小时数按5000～5500小时估算,机组投运当年设备利用小时数适当减小。 3.2.3.2电力平衡3.2.3.7电力电量平衡结果分析(1)在不考虑大电网的电力支持的情况下，根据xxx克州冬季电力平衡结果来看，xxx热电厂未建成之前全网电力缺口在140MW左右,且有逐年增大的趋势，由于xxx克州水电装机比重较大，冬季水电机组出力不足，造成电力缺额也较大，在xxx新建2×50MW热电厂一定程度上可以缓解该地区冬季电力供应的压力，起到水火互补调节的作用。(2)根据农三师xxx及xxx垦区电力电量平衡结果，以及仅xxx垦区电力电量平衡结果来看，在xxx市建设一座2×50MW热电联产的电厂，在建设初期电力电量均有盈余，从远景年来看，2×50MW装机能够满足xxx垦区和xxx垦区的用电，从农三师发展的角度来xxx热电厂装机规模选择2×50MW是较为合适的。(3)由于农三师及xxx克州工业基础较薄弱，负荷较为稳定的规模型工业耗电项目占总用电项目的比重小，造成农三师电网及疆南电网负荷峰谷差大，且这以因素在今后较长时间内还将影响农三师以及疆南电网的负荷特性，因此建议xxx热电厂需有50%的调峰运行能力。(4)目前xxx220kV主电网已经延伸至xxx县，但是从疆南电网电力缺口以及主电网网架加强前对疆南电网提供电力支持的能力来看，在xxx 克州水电建设过渡期仍然存在较大电力缺口，xxx热电厂的建设不仅可起到填补电力缺口的作用而且在一定程度上还起到支撑主网架的作用。3.3建设的必要性3.3.1可以实现热电联产，满足图木舒克市供电及供热的需求目前农三师xxx市电力、供热和工业生产用汽需求均有较大缺口，该工程建成后，可实现热电联产，能有效的解决电力和供热、供汽的供需矛盾，随农三师工农业经济的发展起到很好的保障作用。热电联产是在汽机发电的同时还可供热，其热、电均是所经营的产品。3.3.2对xxx市经济发展具有推动作用xxx市建市以来电力供应不足一直阻碍图市的发展，电力建设的滞后已经成为制约xxx市发展的瓶颈问题，xxx热电厂的建设将改变目前的电力供应现状，对xxx市的经济发展有着积极的推动作用。3.3.3可支撑受端电网，改善农三师xxx供电质量由于xxx市所处的位置既是疆南电网的末端也是阿克苏电网的末端，在金鹿220kV变电所未建成时，xxx市的供电质量一直较差，金鹿变建成后的到一定程度的改善，xxx热电厂建成后可以改善农三师xxx供电质量。3.3.4可获得一定的社会效益该电厂建成后，由于电厂用煤主要来自xxx煤矿，一定程度上带动xxx市运输业及其他服务业的发展，增加当地就业岗位，对提高人民生活水平，促进社会稳定和发展都有着重要的意义。3.3.5xxx热电厂的建设具有极其深远的战略意义xxx市地理位置特殊，是xxx克州以及和田地区与xxx其他地区乃至全国各地陆路交通的咽喉，同时xxx克州拥有绵长的边境线，又是少数民族聚居的地区，社会经济发展水平较低，容易受到外国敌对和分裂势力的影响，危及到社会稳定和国家安全，国家在xxx建市，目的就是通过建市来拉动当地的经济发展，维持社会的政治稳定。然而由于xxx市位于塔克拉玛干沙漠边缘，自然地理条件较为恶劣，资源相对匮乏，xxx市要发展必须先创造出良好的发展条件，xxx热电厂的建设不仅可解决目前xxx市电力供应瓶颈问题，同时也为xxx市招商引资创造了优越的条件。3.4电厂在系统中的地位及作用xxx热电厂建成后主要担负农三师xxx市的供电和供热，随着农三师xxx垦区电网与xxx垦区电网的联网，本电厂还可为xxx垦区供电，本电厂初期富余的电力送往疆南主电网，补充疆南电网的电力缺口。3.5电厂与系统连接方案xxx热电厂本期为2台50MW机组，为保证电厂电力可靠送出，同时避免因送出线路故障而造成火电厂停机，xxx热电厂宜考虑通过双回110kV线路送出，结合电网现状情况，提出以下几个较为可行的110kV接入系统方案：方案一：xxx热电厂本期采用双回110kV线路接入唐王城110kV变电所。方案二：将目前正在建设的xxx城110kV变电所至金鹿220kV变电所的第Ⅱ回110kV线路破口接入xxx热电厂。方案三：图木舒克热电厂本期出2回110kV线路，1回至唐王城110kV变电所，另一回至农三师图木休克110kV变电所。方案四：将鹿—唐I、II线双破，接入xxx热电厂，其中鹿—唐I线破口线路单回长约3公里，鹿—唐II线破口线路单回长约4公里，鹿—唐I 线破口段线路导线型号建议选用LGJ-240，鹿—唐II线导线型号与原线路保持一致，选用LGJ-400型。综合考虑方案四具有送出工程投资相对较低，送出可靠性较高，无需对唐王城变电所进行扩建改造的优点，电厂接入系统方案最终采用方案四。3.6电厂电气原则主接线本电厂一期工程2×50MW机组，采用发电机-变压器组单元接线直接接入110kV母线。主变容量均为63MVA。电厂110kV电气原则主接线为双母线接线，规划出线4回，本期一次建成4回，其中2回至唐王城变，2回至金鹿220kV变电所。3.7配套送出工程根据推荐的接入系统方式，配套送出工程项目如下：(1)鹿—唐I、II回110kV线路破口接入拟建的xxx热电厂，其中鹿—唐I线破口段线路一进一出共6公里，导线选用LGJ-240，鹿—唐II线破口段一进一出8公里，导线选用LGJ-400。；(2)对原鹿—唐I线xxx热电厂至唐王城变段线路进行换线改造，将原LGJ-120型导线更换为LGJ-240型，换线改造部分长度13公里。4燃料供应4.1煤源概况xxx县煤炭资源丰富，属库拜煤田，已探明储量14亿吨，约占xxx地区探明储量的80%以上，xxx县煤田储量见下表。xxx县煤田储量表单位：万吨xxx矿区含煤地层在侏罗系塔里奇克组（J1c）含煤357.63m。阿合组（J1a）地层厚度300m左右，含薄煤层，与下伏的层冲刷接触。可孜努尔组（J2k）按每层相互组合关系可分为下含煤段和上含煤段。下含煤段地层厚度545m，含煤3 层，上含煤段地层厚度780.75m，含煤12层。xxx县煤炭资源煤种为气煤、肥煤、焦煤等，适合工业、民用，煤气化、煤制油、煤焦化和发电用煤。xxx矿区交通运输条件非常便利，有xxx—xxx南疆铁路，314国道贯穿库车县东西，217国道贯穿库车县南北，各煤矿均有简易公路与217国道相通。4.1.1xxx矿xxx矿位于xxx煤田东部，xxx县城北69km处，公路距离为110km，井田东部16km处有217国道（xxx-xxx公路）通过，公路至井田间有简易4级公路相接，矿区东西走向长平均8.63km，南北倾斜宽平均3.83km，井田面积约33.05km2，地理坐标东经82°57’30”至83°3’45”，北纬42°12’30”至42°14’30”。xxx矿属新开发矿区，煤炭资源丰富，储量可靠，平均总厚度35.41m，其中下1、下2、下3-1、下5下6下7-2、下8全区可采，下3-2、下4、下7-1、下10、下12局部可采，可采与局部可采煤层平均总厚度33.73m。其余为不可采煤层。下1、下5、下7-2、下8煤层稳定，为井田内主要可采煤层，储量占矿井总储量的77.0%。现已探明井田内工业储量为9.93亿吨，可采储量为6.73亿吨，经济可采储量5.20亿吨。xxx矿设计产量为90万吨/年，它于2002年9月动工，经过3年多的基本建设，于2005年12月全面竣工，2006年提高到140万吨/年，现有设备生产能力（综合采煤机械）700～800万吨/年，随着南疆地区经济的快速发展，对煤炭的需求日益增长，为了满足南疆地区经济的快速发展，徐矿集团决定对俄矿进行改扩建，“十一五”期间将煤炭生产能力提高到400万吨/年，该矿已是以销定产，矿井属徐州矿务集团大型国有煤矿，斜井开拓，采用综采机械化洁净采煤方法。煤由井下胶带机输送至地面煤仓，一期工程为3×1000吨容量，二期扩建3×2000吨容量，工业场地很大。xxx矿煤质属高发热量、低灰份、低硫、低磷、弱粘结性动力用煤。4.1.2xxx县煤炭公司榆树沟煤矿xxx煤矿位于xxx褶皱带南麓、塔里木地块北缘的xxx山前凹陷地带的库一拜煤田东部。矿区东西长2.10公里，南北宽1公里，井田面积约2.10平方公里，地质储量2500万吨，可采储量2000万吨，煤矿现生产能力为9万吨/年，稍加技改，可达年产15万吨/年，服务年限120年，煤矿隶属xxx县xxx煤炭有限责任公司。矿井为斜井多水平分区式开拓，采煤方法为倾向短壁式采煤方法，矿区工业场地最为平坦，有装载机装煤。4.2煤质本期工程设计煤种为xxx地区的xx煤矿所产燃煤，校核煤种为xxx县煤炭公司xxx煤矿。设计煤种及校核煤种均为低灰份、低硫、高挥发份、高热值烟煤。煤质检测数据见下表 4.4燃料运输就推荐的xxx公路厂址的厂外燃料运输提出以下两个方案。4.4.1方案一（公路－铁路－公路联合运输方案）(1)运输路径（全程总计622公里）a.公路路段一:xxx矿→煤矿道路（四级公路）→217国道→xxx火车站华隆煤业煤场，运输里程110km；b.铁路路段：xxx火车站xxx煤业煤场→xxx火车站华隆煤业煤场，运输里程462km；c.公路路段二:xxx火车站xxx煤业煤场→xxx热电厂煤场，运输里程50km；(2)火车煤场调查xxx煤业属南疆铁路多经实体，总部在xxx，xxx煤业库车场占地172亩左右，可储煤45万吨，计划发运量120万吨/年。2006年1～8月实际发煤47万吨。xxx煤业巴楚煤场，可储煤25万吨，2006年实际储煤28万吨。(3)燃料运输市场调查经过社会调查，提供从xxx矿到xxx火车站xxx公司铁路煤场110公里（公路运输），经xxx公司铁路煤场转运至xxx华隆公司铁路煤场467公里（铁路运输），再由xxx铁路煤场运至xxx热电厂50公里（公路运输）全长467公里总价80元/吨（包括运价、公路、铁路、公路转运费用），xxx矿煤出厂价130元/吨，原煤到厂价约130＋80＝210元/吨。4.4.1方案二（全程公路运输方案）(1)运输路径（全程总计578公里）燃煤运输自xxx煤矿（煤矿道路16km）—217国道452km处（217国道94km）—xxx（314国道246km）—xxx（314国道177km）—大山口（团场公路45km）—热电厂，运煤输送里程约578km。需新建电厂运煤道路0.9km。(2)燃料运输市场调查2006年xxx道路运输协会在进行了大量调查研究的基础上，制定了货运指导价，见xxx道路运输协会[新道秘[2006]12号文]，根据文件精神，长途运输（40公里以上）运价率为0.5元/吨公里，允许上下浮动10%。由于社会运输潜力巨大，根据调查，运价变动很大，例如：a.调查xxx电厂汽车运煤，从xxx矿到库车电厂运距110公里，运价在33元/吨。b.xxx煤炭公司调查，2005年出现过xxx矿煤运至xxx电厂运价150元/吨的极端价。c.利用运棉返南疆空车运价在0.1～0.2元/吨公里。 综上所述，公路运输潜力很大，如果能够做好调查，市场信息灵通，公路运价降低到0.3元/吨公里左右是有可能的，根据调查，以下提出运输价格。xxx矿运至农三师xxx电厂运距573公里，运价率0.3元/吨公里，运费共计171.9元/吨，厂外运输车辆依靠社会运力，到厂煤价约为130＋171.9＝301.9元/吨。4.4.1燃料运输分析根据上述煤炭运输数据，可以看出两种运输方案中的运输道路级别符合电厂燃料运输要求，因此运输价格是两个运输方案对比的主要因素，考虑公路运输比铁路运输运价高，故本工程的燃料运输推荐方案一，即：公路--铁路--公路联合运输方案。4.5煤炭产销平衡xxx县十一五”期间，计划新建三口60万吨/年新井，主要用以外调到xxx、克州等地。xxx县煤炭产销平衡规划见下表:xxx县产煤平衡规划表万吨/年4.6燃料供应结论xxx矿目前设计生产能力90万吨/年，现生产能力已提高到140万吨/年，“十一五”报改扩建成400万吨/年，榆树沟煤矿已批复由3万吨/年改扩建为9万吨/年。农三师xxx2×50MW热电厂，年耗煤量约22万吨/年。计划由xxx矿、xxx煤矿供给，煤质属高发热量、低灰份、低硫、低磷、弱粘结性动力用煤。燃料运输采用公路--铁路--公路联合运输方案。5建厂条件 5.1厂址概述5.1.1地区概况xxx语寓意是鹰面部突出的地方。xxx市位于xxx自治区西南，地处xxx、xxx中心地带，xxx盆地西北边缘，xxx西段南麓，xxx沙漠西缘，叶尔羌河下游冲积平原。地势由西北向东南微倾斜，地理坐标位于东经78°38′～79°50′、北纬40°04′～39°36′之间。北依阿克苏（相距235km），与314国道相连；西邻喀什（相距328km），和省道巴莎公路相接；东面松阿公路已全面贯通。周边有五个可利用的国家一类通商口岸和两个机场，是我国对中亚、西亚各国开放的前沿，具有向中西亚、中东及西欧区域发展的机遇和巨大潜力。xxx历史悠久，早在公元75年，东汉政府派班超率吏士36人赴西域，曾在xxx山麓磬襄城（即托库孜萨来古城，汉语称为九宫殿，后称为唐王城）驻守17年，是历史兵家常争之地，也是从北向南古“丝绸之路”必经要道。1950年5月，xxx县第一届人民代表大会设立xxx区为三区，后改为xxx公社并入xxx总场。1969年2月划归农三师建制。1997年中央为进一步加强xxx生产建设兵团工作，下发中发【1997】17号文件，批准在农三师xxx垦区（即xxx灌区）设立自治区直辖县级市—xxx市。2002年9月17日，国务院国函【2002】82号文件正式批复设立xxx自治区直辖县级xxx市。xxx市地处农三师xxx垦区，行政区划包括农三师的44、49、50、51、52、53等六个农牧团场，以及工程团、小海子水管处、原种场、监狱管理局、永达水泥厂和电力公司等19个单位。全市东西长100km，南北宽54km，市行政区域总面积1901km2。2004年市域总人口125669人，其中非农业人口115162人，是一个以xxx为主的多民族聚居区。xxx市发展的指导思想是以农业产业化立市，城镇工业化强市，流通服务业活市，生态园林靓市，历史文化扬市；立足南疆，东联内地，面向中亚、南亚，努力打造xxx核心圈内陆港。xxx市的定位是以历史文化为底蕴，以生态园林、引水入市为亮点，以区域间农业产业化为依托，以城镇新兴工业化为重点，拓展旅游、商贸和新兴产业，建设具有浓郁大漠民族风情、军垦特色和最佳人居环境的山水园林城市，成为xxx市政治、经济、文化中心。xxx市地处于叶尔羌河下游冲积平原，地势由西北向东南微微倾斜，地表总坡度在1/3000～1/4000之间。地貌特征表现为平原、沙丘等。由于平原基底受不均匀的升降运动，产生断块上升的隆起，形成xxx县城与xxx市之间一系列平斜构造山脊和孤岛形山地。市内如麻扎塔格、图木舒克等山，呈西北-北走向，突起在此平原上。由于麻扎塔格横断了下游冲积平原，使其东西两侧的地形地貌产生差异，麻扎塔格以东xxx市所在区域称为xxx平原，麻扎塔格以西称为xxx平原。在地质构造上处于塔里木台地次一级构造单元巴楚突起的高地上。地层主要是第四系的冲洪积层，地层岩性多为细颗粒的砂土、粉土、粘性土。地基承载力标准值在100kPa～120kPa之间。地震烈度为7度。xxx市地处欧亚大陆腹地，属温带极端干旱的荒漠气候，具有干旱少雨、光照充足、热量丰富、降水稀少、蒸发强烈、无霜期长和昼夜温差较大的特点，由于极端干旱的气候特点，农业生产完全依赖灌溉。5.1.2厂址概况(1)xxx公路厂址厂址地处xxx市市域，位于市区西北8.9km，图巴公路北侧2km 处。地处北纬39°53′44″，东经78°57′55″。厂址地表为山前倾斜戈壁荒滩景观，西北低东南高，地势相对平坦，地面自然坡度约3.0%，厂址地面高程为1116m（1985年国家高程系）。厂址占地为戈壁砂石地，无拆迁工程。(2)永安坝厂址厂址地处xxx市市域，位于市区西南7.0km，永达水泥厂东南1km处。地处北纬39°48′33″，东经79°02′19″。厂址地表为山前倾斜戈壁荒滩景观，西高东低，地势相对平坦，地面自然坡度约2.0%，厂址地面高程为1100m（1985年国家高程系）。厂址占地为戈壁砂石地，无拆迁工程。(3)工业园厂址厂址地处xxx市市域，位于市区东南4.5km处。地处北纬39°50′48″，东经79°06′54″。厂址地表为平原沙化劣地景观，西北高东南低，地势平坦，地面自然坡度约1.0%，厂址地面高程为1095m（1985年国家高程系）。厂址占有少量耕地和荒漠沙滩，无拆迁工程。5.2交通运输5.2.1建厂地区交通运输条件(1)铁路南疆铁路由市域北部边缘通过，该线路主要技术标准如下：xxx市西北47km设有xxx客运站和xxx煤业场。xxx煤业库车煤场占地172亩左右，可储煤45万吨；华隆煤业巴楚煤场，可储煤25万吨。本工程运煤依托南疆铁路及上述货场，铁路交通运输条件基本具备。(2)公路 xxx市交通较为发达，北依xxx（相距235km），和314国道（相距45km）相连；西邻xxx（相距328km），和省道巴莎（xxx县至xxx县）公路（相距50km）相接；东面松阿公路已全面贯通，xxx公路（xxx市至xxx县）、永盖公路（永安坝镇至盖米里克镇）和各团场公路全线贯通。全市城乡道路建设快速推进，新建、改建辖区柏油路219km。本工程拟选厂址依托公路为以上公路，公路交通运输条件基本具备。本工程依托公路情况如下：217国道（xxx至xxx），该国道为国家三级公路标准，路基宽8.5米，路面宽6.5米，最大纵坡7%，最小曲半径20米。桥涵载重汽-15级，挂-80级。每年5月至10月通车，其余月份雪封。217国道452公里处至xxx矿区道路为四级道路，全长16公里。314国道，该国道为国家二级公路标准，路基宽10米，路面宽7米，最大纵坡6%，桥涵载重汽-15级，挂-60级。xxx公路，为xxx市至xxx县的国家三级公路标准，路基宽8.5米，路面宽6.5米，最大纵坡5%，桥涵载重汽-15级。全长45km。xxx公路和团场公路，国家三级公路标准，路基宽8.5米，路面宽6.5米。最大纵坡5%，桥涵载重汽-15级。5.2.2燃料运输本工程建设规模为2×50MW，工程建成后年耗煤量约22万吨。燃煤设计煤种为xxx煤矿，校核煤种为xxx煤矿。本工程燃料运输方式分公路—铁路—公路联合运输和全公路运输两个运输方案。(1)xxx公路厂址公路—铁路—公路联合运输方案：燃煤由汽车运输自煤矿道路和217国道(110km)运至xxx公司货运站，再经火车运输自南疆铁路(462km)运至xxx煤炭公司货运站，最后通过汽车运输由xxx公路、团场公路和电厂运煤道路(50km)运至厂区，运煤输送里程约622km。需新建电厂运煤道路0.3km。全公路运输方案：燃煤运输自xxx煤矿（煤矿道路16km）—217国道452km处（217国道94km）—xxx（314国道246km）—xxx（314国道177km）—大山口（团场公路40km）—热电厂，运煤输送里程约573km。需新建电厂运煤道路0.3km。(2)永安坝厂址公路—铁路—公路联合运输方案：燃煤由汽车运输自煤矿道路和217国道(110km)运至xxx公司货运站，再经火车运输自南疆铁路(462km)运至xxx煤炭公司货运站，最后通过汽车运输由图巴公路、团场公路、永盖公路和电厂运煤道路(60km)运至厂区，运煤输送里程约632km。需新建电厂运煤道路0.3km。全公路运输方案：燃煤运输自俄霍布拉克煤矿（煤矿道路16km）—217国道452km处（217国道94km）—库车（314国道246km）—阿克苏（314国道177km）—大山口（团场公路50km）—热电厂，运煤输送里程约583km。需新建电厂运煤道路0.05km。(3)工业园厂址公路—铁路—公路联合运输方案：燃煤由汽车运输自煤矿道路和217国道(110km)运至xxx煤炭公司货运站，再经火车运输自南疆铁路(462km)运至xxx煤炭公司货运站，最后通过汽车运输由xxx公路、团场公路和电厂运煤道路(60km)运至厂区，运煤输送里程约632km。需新建电厂运煤道路0.9km。全公路运输方案：燃煤运输自xxx煤矿（煤矿道路16km）—217国道452km 处（217国道94km）—xxx（314国道246km）—xxx（314国道177km）—大山口（团场公路45km）—热电厂，运煤输送里程约578km。需新建电厂运煤道路0.9km。5.2.3灰渣运输采用汽车运输方式通过现有公路及热电厂自行修建的运灰道路将灰渣运至灰场。新建运灰道路为三级道路，路面宽4.5m（与运煤道路共用部分采用运煤道路标准，不重复计列）。(1)xxx公路厂址对应灰场位于厂址西北1.3km处，地处北纬39°53′54″，东经78°57′09″，是三面环山的山前戈壁荒地。灰渣由运灰道路运至灰场，运距约1.5km，新建运灰道路（从电厂至灰场）1.5km。(2)永安坝厂址对应灰场位于厂址西南1.9km处，地处北纬39°48′33″，东经78°02′19″,是山前平原灰场，灰渣由运灰道路运至灰场，运距约2.0km，新建运灰道路（从电厂至灰场）2.0km。(3)工业园厂址对应灰场与永安坝厂址为同一灰场。灰渣由运灰道路和团场公路运至灰场，运距约15.0km，新建运灰道路（从电厂－团场公路－灰场）5.5km。5.2.4进厂道路本工程拟选三个厂址均位于团场公路附近，进厂道路引接较便利，进厂道路均为三级道路，路面宽9.0m。(1)xxx公路厂址：进厂道路引接厂址北侧的团场公路，新建进厂道路50m，侧入式进厂。(2)永安坝厂址：进厂道路引接厂址北侧的团场公路，新建进厂道路1.7km，端入式进厂。(3)工业园厂址：进厂道路引接厂址东侧的团场公路，新建进厂道路0.9km，端入式进厂。5.2.5大件运输本工程50MW机组大件尺寸及重量参考数据如下：锅炉汽包：长14.0米，宽3.0米，高2.1米。运输重量70吨。汽机转子：长6.484米，宽2.315米，高2.315米。运输重量17吨。汽缸上部：长6.68米，宽2.875米，高1.5米。运输重量18吨。汽缸下部：长7.103米，宽2.875米，高1.6米。运输重量13.7吨。主变压器：长5.2米，宽4.6米，高3.5米。运输重量72吨。本工程大件可通过xxx铁路和南疆铁路运至xxx货运站卸车，然后用平板车经xxx公路、团场公路和电厂道路运至厂区。本工程大件运输条件基本具备。公路运距约50km（至图巴公路厂址运距）。5.2.6.厂址总的土（石）方量估算及各项改造工程(1)xxx公路厂址厂址本期工程土石方总量填方为6.1万m3，挖方6.77万m3。其中厂区土石方总量填方为5.5万m3，挖方4.0万m3，考虑建构筑物基槽余土约2万m3，厂址土石方量基本平衡，厂址无改造工程。(2)永安坝厂址厂址本期工程土石方总量填方为6.6万m3，挖方7.07万m3 。其中厂区土石方总量填方为5.0万m3，挖方4.0万m3，考虑建构筑物基槽余土约2万m3，厂址土石方量基本平衡，厂址无改造工程。(3)工业园厂址厂址本期工程土石方总量填方为7.1万m3，挖方7.4万m3。其中厂区土石方总量填方为5.0万m3，挖方4.0万m3，考虑建构筑物基槽余土约2万m3，厂址土石方量基本平衡，厂址无改造工程。5.3电厂水源根据《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》（发改能源[2004]864号）中要求“在北方缺水地区，新建、扩建电厂禁止取用地下水，严格控制使用地表水，鼓励利用城市污水处理厂的中水或其它废水”，优先考虑空冷电厂，以及“坑口电站项目首先考虑使用矿井疏干水”的精神。本工程项目针对中水水源、矿井疏干水水源及地表水等各种水源，进行充分地论证，以体现节能、高效、经济、适用、环保。以下对图木舒克市各种水源的分析和论证：5.3.1城市中水水源xxx市污水处理厂占地面积40公顷，污水日处理能力4000m3，污水处理采用“一级沉淀+氧化塘”的氧化塘处理工艺。目前城区总排污量400m3/日，污水处理厂运行负荷率为10%左右。根据污水处理厂处理工艺可知，处理水量和水质均不是很稳定，难以满足电厂用水质及供水可靠性的要求。因此本期工程不以污水处理厂做为本期工程的供水水源。从节约用水的角度，当污水处理厂远期水量和水质达到要求后，再考虑更换水源。5.3.2矿井疏干水本工程的煤源主要是通过火车调运，附近也没有矿区，没有矿井疏干水可使用，因此电厂不考虑使用矿井疏干水。5.3.3地表水xxx市处于叶尔羌河下游冲积平原，地势由西北向东南微微倾斜，地表总坡度在1/3000～1/4000之间。地貌特征表现为平原、沙丘等。由于平原基底受不均匀的升降运动，产生断块上升的隆起，形成xxx县城与xxx市之间一系列平斜构造山脊和孤岛形山地。室内如xxx、xxx等山，呈西北-北走向，突起在此平原上，由于xxx横断了下游的冲积平原，使其东西两侧的地形地貌产生差异，xxx以东xxx市所在区域称为图木舒克平原，xxx以西称为巴楚平原。xxx市位于叶尔羌河、提兹那甫河、喀什噶尔河下游地段，属冲积湖积平原的中下部。叶尔羌河、提兹那甫河均发源于昆仑山系，其中xxx河年均径流量63.76×108m3。市域内有小海子水库（库容5×108m3）和永安坝南北水库（库容2×108m3），水量充沛，属引入式水库，蓄水量可以调控。市域水系相对集中分布在城市的西部及西南部，径流量丰富但不平衡，多集中于7、8、9三个月。市区南北分别有夏可河和突来买提河自西向东流过。平时仅作为排碱渠，洪水期水量特别大时用作泄洪。泄洪时河道的最大过水流量，突来买提河为85m3/s,夏可河为200m3/s，正常年枯水期为10个月。地下水的主要补给源为渠系、田间、水库及河道入渗。xxx水库位于喀什地区xxx县城东南方25km处的麻扎山下。水库利用东南走向的麻扎山挡水，在山体的南、北面各修建一条土坝而形成。水库库区范围为东经78°35′～78°40′，北纬39°33′～39°48′。西临巴楚县县城，北面与巴楚县胜利乡、恰瓦克乡接壤。xxx水库是xxx 河下游的一座大型注入式平原水库，主要依靠叶河末级引水枢纽艾里克塔木枢纽拦蓄叶河7～9月渲泄的洪水。水库设计库容5.0亿m3，库盘面积147km2，设计灌溉面积8.33万公顷（125万亩），该库是“xxx河流域规划”中予以保留的平原水库。该水库主要承担蓄洪、农业灌溉、水产养殖、工业供水、人畜供水地方任务，因水库距离拟建的xxx热电厂较远，距离约40km，经初步经济分析，管线投资太大，本次不考虑从小海子水库直接取水。xxx水库是xxx水库的调节水库，位于叶尔羌河下游，xxx水库以下30km处，其地理坐标为78°54′～79°01′，北纬39°41′～39°51′。南库始建于1981年，坝体东边依托达阪上形成天然坝体，南面垂直达阪山走向作一土坝，连接西边沙包高地，北面以库中公路与北库相隔。水库设计库容2亿立方米，分为南、北两库，南库容1.1亿m3，北库容0.9亿m3。是一座以灌溉为主，兼有水产养殖的平原水库。水库南坝东端建有泄洪闸3孔及南干放水闸1孔，库中公路东端先后修建调节闸两座，共8孔，是南北库水量调节的惟一通道。现有水厂于2004年已建成，水源地为永安坝北库，水厂日供水能力18000m3/d。水厂现有水处理工艺在原水水质较差时期，很难达到生活用水标准。在最近几年中由于进行库容调整，出现取水点处淤泥淤积现象，取水口处原水浊度偏高，同时，永安坝水库是小海子水库的调节水库，基本功能为下游农业灌溉。储量变化大，枯水期长。根据实际调查，永安坝水库每年4～6月份为枯水期，个别月份原水难以保证图木舒克的城市供水。根据已有永安坝水库原水取水点水质化验资料可知，每年1～6月份水质较差，含盐量较高。本电厂建设地点距离水库较近，且用水量较少，可以考虑将永安坝水库的水作为图木舒克电厂的水源。5.3.4地下水xxx市大部分地段地下水属富水，有一定的地下水开采量，无明显的丰、枯水期地下水位的动态变化。地下水位年变幅属小变幅区（小于0.5m），潜水位埋深受地形及水力坡度控制一般在2.0～5.0m。由于含水量岩性以粉细砂为主，水力坡度较大，为1.36‰，单井涌水量2000～3000m3/d，渗透系数8.29m/d，影响半径280.94m。水质大部分较差，矿化度普遍为1.5～2.0g/L，不适宜作为生活饮用水。根据《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》（发改能源[2004]864号）的有关规定，本项目不取用地下水。5.3.5水源选择综上所述，本次规划建设的xxx热电厂拟采用永安坝水库水为供水水源，电厂位于xxx市。5.3.6可供水量分析5.3.6.1地表水可利用量规划水平年平原水库的除险加固已完成，渠系基本配套，不存在工程制约引水的问题，本次计算，确定地表水可利用量与引输水工程的供水能力及需水的小值为地表水可供水量。根据分水协议，本灌区分到的水量即为灌区可供本流域地表水资源可利用量。多年来叶尔羌河流域已形成了一套较成熟的水资源分配体系。根据叶尔羌河流域管理处制定的分水制度，流域地表水可利用量预先扣除一部分机动水和部分平原水库冬季补蓄水后，再按分水制度分配。2010年小海子灌区可利用水量P=75%为45780万m3，97%为32676万m3。灌区输水工程供水能力很大，可供水量为来水与用水的小值。5.3.6.2地下水可利用量 根据《xxx河流域地下水资源评价报告》成果，xxx灌区地下水补给资源量为35889.2万m3，地下水可开采量为9000万m3。5.3.6.3水资源供需分析在各水资源区供需水量预测的基础上，以月为时段对2010年和P=75%和97%来水频率下的水资源供需计算；2010年根据本区地下水的开采量，使地下水的开采量控制在可开采量范围内。xxx水库和xxx水库2010年前已进行了除险加固，本次计算以上述水库作为调节水库，水库水量损失率按35%计算。根据以上所确定的计算原则及方法，并结合2010年的来、需水情况，进行供需分析计算。2010年小海子灌区P=75%和P=97%来水频率的水资源供需分析计算见表5.3.7水资源质量评价5.3.7.1地表水水质目前xxx水库库水水质较好，水量充沛；xxx坝北库水质在库水位较高时可作为灌溉及生活饮用水源，库水位在死水位附近时（每年4月～6月）水质较差，水中硫酸盐含量264.2mg/L，氯化物含量296mg/L，可溶解总固体多在900mg/L之间；总硬度310.2mg/L，总碱度67.6mg/L，总固体916.7mg/L，水体PH值在8.2，呈碱性，水化学类型以重碳酸盐类、钙组、Ⅱ型或Ⅲ型为主，有硫酸盐类、钠盐出现，水体矿化度不大。5.3.7.2地下水水质灌区地下水均为潜水，地下水埋深一般在2.5～5.0m 之间，含水层岩性均为细砂及粉细砂，地下水的的主要补给来源为：河、渠、库渗漏、灌溉回归和上游排水，故水量稀少，地下水径流量缓慢，矿化度大都在3～5g/L，水质较差。5.3.8取水口位置合理性分析xxx热电厂自永安坝北库取水，取水口设置在现有的自来水厂自永安坝水库取水的水泵房处，考虑到自来水厂改由小海子水库取水，电厂可以利用自来水厂原有的取水水泵设施自水库取水。利用已有的取水设施自水库取水，未新增取水口，不会改变水库取水口现状，现有的取水泵房完全可以满足电厂取水水量要求。取水口不会对其他自水库取水的用水户产生影响，水库水经电厂水处理设施处理后可满足发电用水要求。电厂用水直接取自永安坝水库，属于水库取水，但由于其年取水量仅占水库总库容0.68%，取水对水库水位变幅影响甚微，水库水位不会因电厂取水出现大的波动。综合分析，xxx热电厂取水口位置设置合理。5.3.9取水可靠性与可行性分析由于xxx水库与xxx坝南、北库联合调度给小海子灌区供水，水库承担着灌溉、生活、工业供水任务，每年汛期，当小海子水库蓄满后，通过南北泄洪闸向北库泄洪，待北库蓄水位达到1101.0m时，开启库中公路调节闸向南库输水。南库每年汛期蓄满，来年又从调节闸调水入北库，为工农业用水服务，每年南库向北库调水4000万m3。小海子水库的调节库容较大，通过联合调度，使永安坝水库的供水保证率很高，本电厂建成后，通过加强联合调度，可进一步提高永安坝水库的供水保证率。永安坝水库死水位1098m，现状埋设的取水管道有三根，垂直布置，最下面的管底高程1097m，既可以保证在枯水期引到水量，也可以在汛期泥沙较大时，取到水库上层的清水。从取水量和水质上均可得到保证。并且纵观本取水口多年运行使用情况，运行情况良好，供水保证率很高。电厂2×50MW机组年取水水量150万m3，现有取水泵房取水能力为728m3/h，电厂最大取水量为359m3/h，可以满足电厂取水要求。从以上分析可看出：2010年永安坝水库的水量和水质均可以满足电厂取水水量、流量、水质要求。5.3.10各厂址的供水水源本项目共提出三个厂址分别为：xxx公路厂址、永安坝厂址和工业园厂址。三个厂址供热机组的规模、冷却方式和冷却水量均相同，所以其补充水量也相同。通过以上章节对xxx市各种水源的分析和论证可知，电厂水源采用永安坝水库水，三个厂址为同一水源，其不同之处为各厂址补给水管线长短不同。xxx公路厂址补给水管线长9.0公里，永安坝厂址补给水管线长4.5公里，工业园厂址补给水管线长10.7公里。5.3.10水库对厂址的影响xxx市地处于叶尔羌河下游冲积平原，地势由西北向东南微微倾斜，地表总坡度在1/3000～1/4000之间。地貌特征表现为平原、沙丘等。本工程推荐厂址为xxx公路厂址，该厂址位于永安坝西北约4.5公里，厂址地面高程为1116m（1985年国家高程系），永安坝水库最高水位控制在1101米，厂址地势较水库最高水位高5米，因此推荐厂址不受水库洪水和泄洪的影响。5.4灰场本工程为热电厂，根据国家计委、经贸委、建设部2001年发布的《热电联产项目可行性研究技术规定》中4.5 条规定“热电厂的灰渣应综合利用。城市热电厂不能解决灰渣综合利用或提不出合理的处理方案时，不宜建设燃煤热电厂。热电厂应按综合利用可能中断的最长持续时间内所排出的灰渣量选定周转或事故用备用灰渣堆场，其存量不宜超过6个月的热电厂最大排灰渣量”。因此，本项目应建设能够贮存6个月灰渣量的的临时周转灰渣场，本工程6个月灰渣总容积为3.06万m3（其中包括电厂脱硫产生的灰渣量），灰渣量概述如下：本工程除灰渣系统推荐采用灰渣分除，机械除渣外运，干灰气力集中后以干湿两路方式汽车外运。按照设计煤种计算，电厂年产生灰2.93万吨，年渣量0.33万吨，合计3.26万吨，折合约3.91万m3。按照设计煤种计算，电厂脱硫项目年产消耗生石灰0.291万吨，年灰渣量1.84万吨，折合约2.21万m3。以上两项合计年灰渣量5.10万吨，折合约6.12万m3。6个月灰渣总容积即为3.06万m3。5.4.1各厂址灰场概述本工程根据现场踏勘调查，针对三个厂址，分别选择了三个灰场。(1)xxx公路厂址对应灰场：灰场位于厂区西北1.3km，是山前平原灰场，灰场占地约1.8公顷。灰场一面环山，只需三面修建挡灰堤，灰场平均堆灰高度2.0m，库容约为3.2万立方米，可堆积本期2×50MW机组约0.6年的灰渣量，满足供热电厂中转灰渣场库容堆放要求。需新建运灰道路1.5km。(2)永安坝厂址对应灰场：灰场位于厂区西南1.9km处，是山前平原灰场，灰场占地约1.8公顷。灰场一面环山，只需三面修建挡灰堤，灰场平均堆灰高度2.0m，库容约为3.2万立方米，可堆积本期2×50MW机组约0.6年的灰渣量，满足供热电厂中转灰渣场库容堆放要求。在挡灰堤内从一侧起自然堆放。挡灰坝断面为梯形，顶宽1.5m，上下游边坡均为1:2。灰渣由运灰道路运至灰场，运距约2.0km，新建运灰道路2.0km。(3)工业园厂址对应灰场：与工业园厂址的灰场相同。灰渣由运灰道路和团场公路运至灰场，运距约15.0km，新建运灰道路（从电厂－团场公路－灰场）5.5km。5.4.2xxx公路厂址灰场（推荐方案）xxx公路厂址的灰场位于农三师乌库麻扎塔格山东北侧山脚下，为山前平原灰场。乌库麻扎塔格山为孤岛型山，呈东西走向，山脊南北两侧分水均匀，且整个山体汇水面积较小，灰场不受洪水影响。灰场性质为周转灰场，距电厂图巴公路厂址以西北约1.3km，新建运灰道路约1.5km，由于距离厂区较近，故不设置灰场管理站，周转灰场只配置铲车和碾压机各1台。为满足供热电厂能够贮存6个月灰渣量的周转灰渣场的需要，周转灰渣场库容堆按6个月灰渣量设计。电厂本期灰场利用山体北侧的一面，其他三面修筑灰坝而围成的灰场，本期周转灰场用地面积约为1.84万平方米。灰坝断面为梯形，上底边长为1.5米，下底边长为11.5米，坝高2.5米，上下游边坡均为1:2，坝内坝内堆灰高度为2.0米。根据岩土初勘报告，灰场地段地质条件好，地层岩性主要以角砾土为主，它们均呈中密至密实状，地基承载力较高，抗变形能力较强，是良好的天然地基持力层，可以作为灰坝天然地基。筑坝材料就近取材，可从坝内靠近山脚地势较高侧取土，筑坝土石方约0.5万立方米。筑坝完成后坝内有效容积约为3.2万立方米，完全可以满足本期电厂6 个月灰渣量（含脱硫抛弃物）。坝内堆灰可分区堆灰，脱硫抛弃物和锅炉灰渣分区堆放，以利于废弃物的综合利用。为满足灰场运行、维护、管理及环保要求，灰场设置灰场喷洒系统并配备铲车、推土机各一辆。为防止扬灰，应经常用喷洒系统对风干的灰渣洒水，使其保持潮湿，灰场周围设置绿化带。灰场喷洒、绿化用水采用电厂的清水池内的排污水，用水泵提升至灰场，供喷洒系统和绿化，在灰场灰坝外设有供灰场喷洒和绿化的阀门井，输送至灰场的管道采用DN200的PE管，长约1.5公里，管道在灰场分成绿化和灰场喷洒管道。由于灰场地层渗透系数较大，根据《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》GB18599-2001规定，为防止雨水及喷洒水等渗滤液下渗对灰场及其附近的地下水造成污染，因此灰场下部采用规格为250g/m2的复合土工膜进行库底防渗。乌库麻扎塔格山呈东西走向，整体地势西北向东南倾斜，地下水水流方向也顺地势走向，因此在本期灰场灰坝外侧（西侧、北侧和东侧）设有3口水质检测井，分别为对照井、扩散检测井和检测井，即对照井在地下水水流上游，检测井在地下水水流下游，扩散检测井在灰场北侧，以便环保随时掌握地下水水质变化情况。5.5厂址区域稳定与工程地质5.5.1厂址区域稳定性评价5.5.1.1　地震活动性分析区域北部位于南天山地震带西段、南部地区深入塔里木盆地。西南角跨入西昆仑地震带，区域有地震记录以来共发生M≥4.7地震138次，其中7～7.9级2次，6～6.9级地震17次，5～5.9级地震80次，4.7～4.9级地震39次。最大地震为1786年6月18日阿图什东7.5级地震。地震主要分布在场地的西部和西北部地区，南部塔里木盆地地震相对较少，区域未来有发生6级以上地震的可能。1970年—2006年6月区域台网共记录到M≥3.0地震1292次,其中5.0～5.9级地震30次，4.0～4.9级地震234次，3.0～3.9级地震1018次，地震分布与区域M≥4.7地震分布具有明显一致性。区域属中、小地震活动较频繁地区，场地曾遭受多次破坏性地震的影响，破坏性地震对场地的最大影响烈度为Ⅶ度。区域现代构造应力场主要受南北向水平挤压作用力控制,最大主应力方向基本与构造线方向垂直，其错动方式主要以走滑逆断和倾滑逆冲为主。近厂区为地震相对活跃地区。1970年以来发生M≥2.0地震42次,厂区范围内（场地及其外延5km范围内），没有发生过2级以上地震，厂区地震活动相对较弱。5.5.1.2　地震构造评价区域范围内区域构造属塔里木-华北地块，二级单元涉及伊犁微地块-伊塞克湖微板块、塔里木北缘活动带、塔里木地块三个大地构造单元，场地位于三级构造单元的塔里木中间地块。区域北部为天山山区，构造较为复杂；南部为塔里木盆地，以隐伏构造为主。区域内共发育10条活动断裂，其中全新世活动断裂3条。区域内具备发生7级地震的发震构造为柯坪断裂；具备发生6级地震的发震构造有7条：阔克萨勒、皮羌断裂、迈单沙依拉姆断裂、库齐断裂、阿合齐断裂、布群卡拉塔格断裂、卡拉铁克断裂。近场区位于塔里木盆地边缘，北部跨柯坪断块边缘，主要部分涉及巴楚隆起构造，买盖提斜坡、阿瓦提凹陷等塔里木地块中的构造，近厂区现代构造较为稳定。主要活动断层有3条，其中2条为隐伏断裂。柯坪是具备发生7 级地震的地震构造。5.5.1.3　地震危险性分析采用西部地区地震衰减规律，依据某地区地震活动性参数计算得到场地地震危险性初步结果。场地50年超越概率分别为63%、10%和2%的基岩峰值加速度结果见表5-5-1。表5-5-1　场地不同概率水准基岩峰值加速度计算结果50年超越概率P=63%P=10%P=2%加速度(gal)50.1126.0201.05.5.1.4　场地工程地震条件评价经场地波速测试得出等效剪切波速在395～437m/s之间,依据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）第4.1.3～4.1.6，该场区覆盖层厚度在14.5～18.0m之间，综合判定该场地类别为Ⅱ类，场地土类型属中硬场地土。厂区区域地貌形态单一，地质构造相对简单，评估区内无活动断裂通过，近场区内构造活动较稳定，地壳稳定性属基本稳定区。详细结果见某自然灾害研究所《某图木舒克市2×50MW热电厂建设工程场地地震安全性评价报告》中相关内容。5.5.1.5　场地设计地震动参数场地设计地震动参数及反应谱参数如下(表5-5-2)：表5-5-2场地设计地震动及反应谱参数一览表概率P=63%P=10%P=2%参数PGA（g）TgPGA（g）TgPGA（g）Tg0.055～0.060.4～0.550.137～0.1450.4～0.520.225～0.240.40～0.47对应场地基本烈度是Ⅶ度。其余内容、图表等详见《地震安全性评价报告》。5.5.2厂址区岩土工程条件5.5.2.1地形地貌拟定厂址地处xxx市辖区，xxx麻扎山东北侧（当地人称“两峰山或马蹄山”）山前小型冲洪积扇之上，距xxx市区西北约10km，xxx市至唐王城公路西侧800米处,近长方形展部。厂址地势平坦开阔，西南高东北低，地面自然坡度约3～4%，地表疏松、植被发育一般，为山前倾斜戈壁荒滩景观，厂区地面高程在1099.7～1116.7米（1956年黄海高程系）之间，由于开采砂石料的影响，厂区地形地貌遭受较大破坏，厂区东侧区域内存在大小和规模不一的多个采石坑，最大深度达5.0米左右，据现场调查，厂址区域及附近目前仍有砂料厂人员在挖掘砂料石，建议业主尽快协调此事,避免砂料石坑对电厂建设产生更大的不利影响。厂区与图木舒克市至唐王城公路之间有便道相通，交通运输条件较为便利。另外拟选厂区南侧靠近乌库麻扎山有发育2条冲沟，沟宽5～7米，深约1.0m，坡降约2%，冲沟宽而平，无植被覆盖，沟内可见最高洪水迹线0.3m，雨季在山坡坡面上形成小型的坡面流。5.5.2.2地基岩土条件根据勘测报告，场地地层岩性与乌库麻扎山山体岩性基本一致，颗粒粒径由西南向东北逐渐变细，在勘探深度25 米范围内的岩土地层主要以角砾层和基岩为主，个别勘探点见粉细砂层、砾砂的夹层及透镜体。现将25米深度内的主要地层分述如下：角砾：灰白色、灰青色为主，干至稍湿至湿，中密至密实，局部有微胶结现象见白色盐霜，人工挖掘较为困难，岩性主要以灰岩等为主，颗粒一般粒径2～20毫米，最大可见10厘米左右的大颗粒，夹少量薄层碎石，形状多呈次棱角状或片状，充填物主要为中粗砂。从现场挖掘剖面观察,局部可见不稳定的砾砂透镜体出现。该层为场地分布连续，较为稳定，厚度大，力学性质优良，本次勘探最大揭露厚度25.0米左右，是良好的天然地基土。基岩：灰白色，岩性以泥盆系灰岩为主，厚层状结构，块状构造，强风化厚度2左右，组织结构部分破坏，节理裂隙发育一般，力学强度较高（该层与乌库麻扎山山体岩性基本一致），岩层走向N∠110○E。该层仅在K8中出现，揭露厚度约9.3米。粉细砂：灰黄色，稍湿～湿，稍密至中密，手压易碎，局部含少量粉土团块，该层在场区内分布不连续，厚度2.4米，仅在K2中以透镜体出现，级配良好。砾砂：以灰青色为主，稍密至中密，岩性主要以灰岩为主，颗粒一般粒径在0.5～2毫米之间，最大可见5厘米左右，形状多呈片状、棱角状，充填物主要为砂土。局部夹有薄层粉细砂，厚度约10厘米左右。该层在场地分布不均匀，本次勘探点所见最小厚度为1.9米（K2中出现），最大厚度3.4米（TJ1中出现）。以上四种地基岩土的结构、埋藏条件、分布特征等详见厂区建筑物及勘探点平面布置图（65—F1531K—G01—01）、工程地质剖面图（65—F1531K—G01—02～09）、钻孔柱状图等。其主要岩土各层物理力学指标根据本次原位测试、室内土工试验、地区经验综合确定范围建议值见下表：岩土各层物理力学指标范围建议值指标地层fak（kPa）γ（kN/m3）Фk（o）ESMPa粉细砂150172510砾砂300183525角砾400204040基岩60022～2455～60505.5.2.3场地地下水条件根据勘测结果，结合厂区安评资料、地质灾害危险性评估说明书判定，由于受场地地形西南高东北低的影响，勘测期间厂区地下水位埋深有一定变化，具体表现在：靠近山前地下水埋深较深，本次勘测未发现地下水出露；厂区中部地下水埋深在在-8.0～-14.0米左右；厂区北侧附近为新开垦的农田地，并有一条季节性排水渠由西向东通过，地下水埋深在在-3.2～-5.3 米左右；初步调查，季节性水渠排水时间主要为春、夏、秋三个季节，因此在此期间厂址区附近地下水位会有一定的上升变幅，下阶段对地下水的变幅情况进行进一步查明。厂区地下水属于潜水，在不考虑厂区整平标高的前提下，初步判定对一般性建筑物基础影响不大，但对于厂区北侧基础埋深相对较大的建筑物，需考虑地下水变幅对建筑物基础的影响。5.5.2.4场地不良地质现象根据本次勘测结果，厂址区无岩溶、和崩塌、泥石流、采空区、砂土液化、地面沉降等不良地质作用，可能存在的不良地质作用主要有二种：①场地土及地下水的腐蚀性；②场地南侧山体上危岩孤石的影响。具体内容论述如下：(1)场地土及地下水的腐蚀性厂址区位于大陆性干旱与半干旱气候环境内，地层中水平向、垂直向广泛分布着不同成份、不同含量的盐类。据厂区5个探井内所取5组46件盐渍土样化验分析结果表明：场地土中0至5.0米之间易溶盐含量平均值多大于0.3%，属盐渍土。根据《岩土工程勘查规范》（GB50021-2001）判定其类型主要以弱氯盐渍土和中亚硫酸盐渍土为主。根据化验结果，依据《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）第12.2节有关规定判定，环境类别为Ⅰ类，场地土对混凝土结构具中等～强腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有中腐蚀性。考虑本阶段为可研阶段，受取样点的制约，因此建议下阶段进一步取样分析，查明场地盐渍土的类型、等级、分布规律及危害。据厂区3个探井内所取得3件水样简分析结果可知，地下水对混凝土结构具强腐蚀性，对混凝土中钢筋具有中腐蚀性。设计时应采取相应的防护措施。(2)场地南侧山体上危岩孤石的影响拟选厂区位于乌库麻扎山东北侧，岩体由于风化及受其它地质应力的影响，设计时须考虑山体危岩孤石对厂区建筑物及施工人员安全可能存在的影响，建议厂区建构筑物布置离开山角下一定距离，详细结果见地质灾害危险性评估专题报告相关内容。5.5.3厂区岩土工程条件初步分析及意见5.5.3.1地基岩土的工程性状粉细砂：该层只在厂区的东北角以透镜体出现，根据现场K1钻探揭露，该层层厚2.4米。稍密～中密状，根据原位测试和经验，初步确定本层粉土承载力特征建议值为fak=150kPa，压缩模量Es=10.0MPa，该层在水平方向上、垂直方向上分布不均，不宜直接作为重要或荷载较大建（构）筑物的持力层。砾砂：该层在水平方向上分布不连续，垂直方向上分布不均，局部地段较薄为夹薄层或透镜体形式出现，本次勘测仅在TJ1、ZK1中出现厚度较大，该层层厚1.9～3.4米，稍密至中密，重型动力触探击数为11～25击，承载力特征值为fak=300kPa，压缩模量Es=25.0MPa，在满足变形和承载力的前提下，可作为建（构）筑物的持力层。角砾：该层为厂区主要地层，在整个厂区广泛分布，层位稳定，压缩性低，力学性质优良，中密至密实状态，详见工程地质剖面图，本次勘测揭露厚度6.6～25.0米，重型动力触探击数为12～30击，承载力特征值为fak=400kPa，压缩模量Es=40.0MPa，为良好的天然地基持力层。基岩层：该层在场区内分布不连续，受岩层产状的影响，层顶埋深不稳定，本次勘测仅在K8中出现，揭露厚度9.3米，厚层状结构，块状构造，强风化厚度2左右，节理裂隙发育一般，力学性质优良，根据重型动力触探试验和经验，初步确定承载力特征值建议值为fak=600kPa，压缩模量Es=50.0MPa。5.5.3.2场地土的类型及建筑场地类别 根据厂址区地基岩土的性状特征，参照某防御自然灾害研究所针对本工程场地所做专题报告《某图木舒克市2×50MW热电厂工程场地地震安全性评价报告》中有关结论，场地等效剪切波速在395～437m/s之间,依据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）第4.1.3～4.1.6，该场区覆盖层厚度在14.5～18.0m之间，综合判定该场地类别为Ⅱ类，场地土类型属中硬场地土。目前研究成果表明，场地内无活动断裂分布。5.5.3.3地基方案初步分析针对类似本工程的结构类型、特点、荷载分布及对变形的要求，考虑场地的岩土工程条件、地下水条件、岩土参数的不确定性等因素，对本工程主要和附属建筑物的地基方案初步分析如下：(1)主要建（构）筑物地基方案初步分析根据本次勘察结果，在勘探深度25米范围内的岩土地层主要以稳定的角砾为主，据原位测试成果判定，角砾层可满足主要建筑物对地基土的要求，可采用天然地基，对于建筑物基础埋深范围内局部可能存在的不稳定的砾砂透镜体，在满足变形和承载力要求的前提下，可采用天然地基，对局部存在的粉细砂透镜体，建议施工时全部清除，对于基础超深部分可采用换填垫层法处理，并满足设计及施工规范要求。另外建议设计上对主要建筑物布置尽量选择在厂区中部位置，以减少地下水可能对建筑物基础产生的影响。(2)辅助与附属建筑物根据本次勘测结果，角砾层和砾砂夹层可直接作为电厂辅助与附属建（构）筑物的天然地基持力层，对于厂区北侧局部地段存在的粉细砂透镜体，如果作为建筑物基础的地基持力层，建议设计依据不同建筑物荷载及变形等方面的要求，对建筑物基础和上部结构进行处理。5.5.3.4环境岩土工程问题根据现场调查了解，本工程存在的环境岩土工程问题主要有：①场地南侧山体上危岩孤石的影响；②目前砂料石厂对电厂建设产生的不利影响；③厂区北侧季节性排水渠对厂区建设的影响；④深基坑开挖可能存在的边坡稳定性的影响。5.5.4厂区供水管线岩土工程条件5.5.4.1供水管线岩土工程条件(1)沿线地形、地貌本电厂供水水源拟定为永安坝水库，根据拟定输水管线方案，管线走向为永安坝水库取水口（位于自来水厂取水口附近）由南向北延伸，沿线穿越盐碱地、简易公路、图巴公路、水渠等，全长约9公里左右，沿线地貌较为单一，主要为冲洪积平原。(2)沿线地层条件根据沿线踏勘、调查，沿线地层主要与地貌单元的成因有直接关系，地层以粉土、粉质粘土、粉细砂为主。在局部特殊地段如公路边缘及附近还可见杂填土等地层分布，接近厂区附近地段以砂砾石土为主，可以满足管线对地基土的要求，建议下阶段根据最终管线路径方案进一步查明。(3)沿线地下水条件从取水口至厂址区，取水口至图巴公路附近地段地下水位的埋深1.0 米左右，小于管线埋深，局部低洼地段受到水库蓄水及渠水的影响，水位较高，可见地表水出露，图巴公路附近至厂址区地下水位较深，大于管线埋深。因此建议设计上考虑前半段地下水位较高对施工的影响，采取相应的降排水措施。(4)沿线不良地质作用根据目前初步勘察结果，沿线不良地质作用主要为：（a）场地土对混凝土结构具有中强腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有中强腐蚀性。（b）场地水对混凝土结构具有中强腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有中强腐蚀性。（c）供水管线在穿越水渠附近地段会受到渠水的影响，水位较高，对管线施工有一定的不良影响，请设计上给予考虑。5.5.5灰场岩土工程条件本期勘测选定的灰场距厂区中心位置约1.4公里，三面低山环绕，开口向北呈“马蹄”状。灰场中心地理坐标为：北纬39°53′51.4”，东经78°57′06.3”。与厂区有便道相通，交通运输条件较为便利，属山谷型灰场。灰场成库条件较为理想，可以满足设计要求。5.5.5.1灰场地形地貌拟选灰场地貌属于山谷地貌，三面低山环绕，坝肩稳定，岩层走向N∠110○E，倾角25～32○左右，谷地地形平坦、开阔，地势南高北低，有小型冲沟发育，根据现场踏勘，该灰场应考虑场地内冰雪融水、暴雨水流汇集的影响。5.5.5.2灰场地层结构及特征为了初步了解灰场内的岩土构成，我们在灰场内共布置4个探井，探井资料揭示：库区内的地层主要由角砾和基岩组成。角砾层厚大于4米，黄褐色、灰青色，中密至密实，干至稍湿，由于灰场离山较近，基岩埋深约5～10米。库区角砾层为强透水层，渗透系数经验值为6.0×10-2cm/s左右，建议设计上考虑必要的坝体防渗措施。库区角砾土储量满足灰坝施工对建筑材料的要求，可就地取材。5.5.5.3灰场地下水条件据本次勘测4个探井揭示，最大勘测深度4.0m内未见有地下水出现，在可不考虑地下水的影响。5.5.5.4灰场不良地质现象根据本次勘测结果，灰场区无岩溶、崩塌、泥石流、采空区、地面沉降等不良地质作用，不良地质作用主要表现在：①场地土的腐蚀性；②库区可能存在的危岩的影响；③库区内冰雪融水、暴雨水流汇集的影响。据本次勘测现场采取2组8件扰动样进行化验分析，灰场场地土中含有一定量的氯盐和亚硫酸盐，总含盐量在0.389%～1.407%之间，经判定：对混凝土结构具中等腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有弱～中等腐蚀性。5.5.6工程地质结论及建议(1)拟定厂址地处xxx市辖区，乌库麻扎山东北侧山前小型冲洪积扇之上，距xxx市区西北约10km，近长方形展部。地面自然坡度约3～4%，地表疏松、植被发育一般，为山前倾斜戈壁荒滩景观，厂区地面高程在1099.7～1116.7米（1956年黄海高程系）之间，由于开采砂石料的影响，厂区地形地貌遭受较大破坏，厂区东侧区域内存在大小和规模不一的多个采石坑，最大深度达5.0米左右，据现场调查，厂址区域及附近目前仍有砂料厂人员在挖掘砂料石，建议业主尽快协调此事,避免砂料石坑对电厂建设产生更大的不利影响。(2)依据《岩土工程勘察规范》（GB50021—2001 ），本工程重要性等级按一级考虑，场地为中等复杂场地，地基为中等复杂地基，综合以上因素确定本工程岩土勘察等级为甲级。(3)根据xxx防御自然灾害研究所针对本工程场地所做专题报告《xxx市热电厂（2×50MW）工程场地地震安全性评价报告》中有关结论，近厂区现代构造运动较为稳定，无全新世活动断裂通过，符合火力发电厂相关技术规定对地震震中距离的要求，可不考虑其影响。(4)根据场地土层岩性剖面计算出场地地表加速度峰值和时程，得出场地设计地震动参数，场地设计地震动参数及反应谱参数如下表：场地设计地震动及反应谱参数一览表概率P=63%P=10%P=2%参数PGA（g）TgPGA（g）TgPGA（g）Tg0.055～0.060.4～0.550.137～0.1450.4～0.520.225～0.240.40～0.47对应场地基本烈度是Ⅶ度。(5)根据《建筑抗震设计规范》（GB50011—2001）的规定，从地形、地貌、地震构造、地质条件等特征综合考虑，场地土类型为中硬场地土，建筑场地类别为Ⅱ类。(6)在本次勘探深度25米范围内的地层岩性主要以稳定的角砾、基岩为主，可以满足本工程对天然地基的要求。(7)在工程建设前，对乌库麻扎塔格局部斜坡上存在的孤石进行清除或在坡脚处修建拦石坝或拟建场地与山坡之间预留一定的距离，以防止孤石滚落对建设工程及人员造成威胁。(8)对于厂址区存在的两条小型冲沟，需修建相应的导流堤工程，将山体斜坡形成的坡面流引导至厂址区外，以确保在遇强降雨时对雨水的有效疏导，从而最大限度地减少给建设工程带来的危害。(9)根据厂区内5组46件盐渍土样及3件水样化验分析结果初步得出：盐渍土等级和类型可按中等亚硫酸盐渍土、弱氯盐渍土来考虑。经判定场地土对混凝土结构具有中等～强腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有中等腐蚀性。厂区地下水混凝土结构具有强腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有中等腐蚀性。根据灰场内2组8件盐渍土样进行化验分析，灰场场地土中含有一定量的氯盐和亚硫酸盐。经判定：对混凝土结构具中等腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有弱～中等腐蚀性。建议设计上进行考虑并采取相应措施。(10)由于受场地地形西南高东北低的影响，勘测期间厂区地下水位埋深有一定变化，具体表现在：靠近山前地下水埋深较深，本次勘测未发现地下水出露；厂区中部地下水埋深在在-8.0～-14.0米左右；厂区北侧附近为新开垦的农田地，并有一条季节性排水渠由西向东通过，地下水埋深在在-3.2～-5.3米左右；初步调查，季节性水渠排水时间主要为春、夏、秋三个季节，因此在此期间厂址区附近地下水位会有一定的上升变幅，下阶段对地下水的变幅情况进行进一步查明。厂区地下水属于潜水，在不考虑厂区整平标高的前提下，初步判定对一般性建筑物基础影响不大，但对于厂区北侧基础埋深相对较大的建筑物，需考虑地下水变幅对建筑物基础的影响。(11)厂址区无矿产、文物等埋藏。(12) 就厂址地区的地震地质和岩土工程条件而言，不存在影响电厂建设的颠覆性问题，适宜建设大中型火力发电厂。(13)本电厂灰场拟定为山谷型灰场。(14)灰场场地内有少量的冰雪融水和暴雨洪水。(15)由于库区内底部广泛分布有强透水性的角砾土分布，渗透系数经验值为6.0×10-2cm/s。当灰场运行后灰水会向灰场外和灰场底部渗漏，污染相通水源，因此建议采取防渗措施。(16)根据初步勘察结果，灰场库区内的建材储量能满足筑坝所需要求，因此筑坝材料可从灰场坝轴线附近就地取材，建议下阶段做进一步工作。(17)本电厂供水水源拟定为永安坝水库，管线全10.0公里左右，沿线地貌较为单一，为冲洪积平原。(18)最大冻土深度为0.60米。5.6水文气象5.6.1工程气象5.6.1.1区域气候特征农三师xxx市热电联产工程拟定厂址地处xxx市辖区，乌库麻扎山东北侧（当地人称“两峰山或马蹄山”），位于图木舒克市区西北约10km，xxx市至唐王城公路西侧500米处。地处欧亚大陆腹地，属温带极端干旱的荒漠气候。具有干旱少雨、光照充足、热量丰富、降水稀少、蒸发强烈、无霜期长和昼夜温差较大的特点。平均年蒸发量2173.7mm，超过降水量数十倍，区内平均相对湿度一般为42～60%。图木舒克市常年风向为东北风，多发生在3～9月份。5.6.1.2厂区与气象台的相对关系拟选厂址地处地处图木舒克市辖区，距图木舒克市西北约10km，该场地南北长约420米，东西宽约400米。场地中心地理坐标为：北纬39°53′43.4”，东经78°58′04.2”。巴楚气象站地理坐标：北纬39°48’ˊ，东经87°34’，海拔高度1116.5米,气象站位于位于巴楚县东郊，地形平坦，地势较高，周边无障碍物。拟选厂区与巴楚气象站处同一气候区，气候要素基本一致，气象条件有一定的相似性。本次勘测收集了巴楚气象站2000～2004年共5年最热月（6、7、8月）的日平均湿球温度共460个数据，根据本院水文气象计算程序(EHP，V1.1版本)计算得出，频率10%的湿球温度18.9±0.20C，其出现日期及对应的其他数据详见下表。 根据《电力工程气象勘测技术规程（DL/T5158-2002）》中的“因出现日期不同，相应的气象要素不同者，宜选用其中相对湿度最大一日的气象要素。”的规定，得出频率为10%的气象条件见下表：序号时间日平均干球温度（℃）平均相对湿度（%）日平均风速（m/s）日平均本站气压（hPa）12000年7月20日21.4813.0884.85.6.1.5设计风速的计算通过将巴楚气象台有风速记录的(1961～2005)年两分钟定时平均最大风速通过西北公式转化为十分钟平均最大风速进行计算统计。用P-III型分布曲线法计算得到巴楚气象台观测场距地10.0米高，各频率十分钟平均最大风速值如下：十分钟平均最大风速频率计算成果表项目P-III型50年一遇十分钟平均最大风速（m/s）21.67100年一遇十分钟平均最大风速（m/s）23.47由于图木舒克市无气象观测站，本阶段采用巴楚气象站实际观测资料进行统计，考虑到拟建厂区与巴楚气象站在地形及地貌条件等方面存在一定差异，结合已有工程资料，综合分析本工程采用下列风速值比较合理：50年一遇十分钟平均最大风速为28.0m/s；100年一遇十分钟平均最大风速为30.0m/s;5.6.1.6五十年一遇最大积雪深度根据巴楚气象站1961～2005年45历年最大积雪深度资料,采用Gumbel极值Ⅰ型法统计计算,求得五十年一遇最大积雪深度为9.31cm。5.6.1.7三十年一遇极端最低气温及相应风速根据巴楚气象站1961～2005年45历年极端最低气温资料,采用Gumbel极值Ⅰ型法统计计算,求得三十年一遇极端最低气温为-23.51℃，相应风速为14.0m/s。5.6.2工程水文5.6.2.1厂址供水水源本期工程拟定永安坝水库作为电厂的供水水源，永安坝水库位于拟选厂址南侧，地理坐标为：北纬39°41"～39°51"，东经78°54"～79°01"。关于永安坝水库水质、水量、及供水保证率等相关资料，业主已委托具有相应资质的有关单位进行专项论证，建议有关电厂供水水源的详细资料请参阅《水资源论证报告》。5.6.2.2厂址洪水拟选厂区南侧靠近乌库麻扎山有发育2条冲沟，沟宽5～7米，深约1.0m，坡降约2%，沟内可见最高洪水迹线0.3m，雨季在山坡坡面上形成小型的坡面流，建议修建相应的导流堤工程，将山体斜坡形成的坡面流引导至厂址区外，以确保在遇强降雨时对雨水的有效疏导，从而最大限度地减少给建设工程带来的危害。5.6.2.3灰场洪水本期勘测选定的灰场距厂区中心位置约1.4公里，三面低山环绕，开口向北呈“马蹄”状。灰场中心地理坐标为：北纬39°53′51.4”，东经78°57′06.3”。与厂区有便道相通，交通运输条件较为便利，库区中部有小型冲沟发育，建议设计上考虑场地内少量冰雪融水和暴雨水流汇集的影响。5.6.3结论及建议(1) 巴楚气象站与厂址同属一个气象区，影响两地的气象要素条件相似，其代表性较强，工程点气象条件可以直接引用该气象台资料，只是要对个别受地形地物影响的参数取值进行适当调整。(2)厂区及灰场不受洪水威胁，但需考虑的少量坡面流的影响。(3)本工程采用距地10米高，各频率十分钟平均最大风速值如下：50年一遇十分钟平均最大风速为28.0m/s；100年一遇十分钟平均最大风速为30.0m/s;(4)厂址区五十年一遇最大积雪深度为9.31cm。(5)厂址区三十年一遇极端最低气温为-23.51℃，相应风速为14.0m/s。(6)厂址区最大冻土深度为0.6米。(7)厂址区主导风向为NE。6工程设想6.1装机方案根据以热定电，热电联产，节约投资的原则，力求热电厂投产后有较好的经济效益。由于xxx正在发展阶段，采暖热负荷还有较大的发展空间，在机组选型上要有一定的采暖抽汽裕量。依据上述原则和热负荷情况，通过汽水平衡表和燃煤量的比较，2×50MW高温高压抽汽供热机组配2×240t/h高压煤粉炉方案可满足本工程热负荷情况，运行经济性较高，年平均总热效率和年平均热电比也能满足规定。下面对2×50MW高温高压抽汽供热机组配2×240t/h高压煤粉炉方案进行详细论述。6.1.1锅炉选型本期工程设计煤质和校核煤质均为高挥发份烟煤，其着火特性、着火稳定性和燃尽特性均比较好。针对此类煤质，本期工程锅炉拟采用我国电站锅炉传统的燃烧方式—四角喷燃切圆燃烧。根据汽机进汽量要求，选择2台240t/h高温高压，固态排渣，自然循环汽包式煤粉炉。锅炉参数:锅炉型式:高温高压，固态排渣，自然循环汽包式煤粉炉锅炉最大连续蒸发量240t/h型号:240/9.8-540主蒸汽温度540℃压力:9.8MPa(g)排渣方式:固态排渣6.1.2汽机选型选择抽汽凝汽式供热机组，该机型为标准产品，成本较低，无论在设计技术、制造质量、运行安全、维护管理的方便性等方面都比较成熟可靠。本工程选用2台50MW高温高压抽汽凝汽式供热机组，供热期用汽由2台50MW机组同时供给，非供热期2×50MW机组在纯凝工况下运行，效益好。汽轮机参数:汽轮机:50MW双抽供热式汽轮机型号:CC50-8.83/0.981/0.294额定功率:50MW进汽压力:8.83MPa(a)进汽温度:535℃ 额定工业抽汽压力:0.981MPa(a)额定工业抽汽量:15t/h最大工业抽汽量:30t/h额定采暖抽汽压力:0.294MPa(a)额定采暖抽汽量:80t/h最大采暖抽汽量:120t/h6.1.3发电机选型为满足CC50-8.83/0.981/0.294型抽汽凝汽式汽轮机的出力要求，本工程选用额定功率60MW的发电机，其发电机有空冷、水冷形式，本工程拟选用空冷，主要原因如下：(1)国内100MW容量以下的发电机的冷却方式以空冷为主。(2)总投资小，系统简单，运行维护方便，发电机可靠性高。发电机参数:型号:QF-50-2型额定功率:50MW额定电压:10500V额定转速:3000r/min冷却方式:空冷6.2电厂总体布置及土地利用方案6.2.1电厂总体规划电厂总体规划按2×50MW机组设计，并留有再扩建的可能。(1)xxx公路厂址a.厂区方位：厂区位于图木舒克市市区西北约8.9km，图巴公路北侧2km处。厂区固定端朝东，向西扩建，出线向北，采用侧入式进厂，厂区主出入口布置在厂区北围墙上，货流出入口布置在厂区东围墙上。b.出线：电厂以110kV一级电压接入系统，规划出线四回，本期出线四回，出线走廊开阔。c.水源地：补给水源为电厂东南的永安坝水库处的电厂取水口,供水管线长约9.0km。d.电厂排水：电厂生产、生活污水经处理达到排放标准后排至就近排碱渠。e.防排洪：厂区无洪水影响。f.灰场：位于厂区西北1.3km处，是山前平原灰场，占地2hm2，满足电厂规划容量储灰。运距约1.5km。g.电厂生活福利设施区：依托图木舒克市，与电厂相距约8.9km。h.施工区：施工生产及生活区布置在厂区扩建端外，占地2hm2。(2)永安坝厂址a.厂区方位：厂区位于xxx市市区西南7.0km处。厂区固定端朝北，向南扩建，出线向东，采用端入式进厂，厂区主出入口和货流出入口布置在厂区北围墙上。b.出线：电厂以110kV一级电压接入系统，规划出线四回，本期出线四回，出线走廊开阔。c.水源地：补给水源为电厂西北的永安坝水库处的电厂取水口，供水管线长约4.5km。d.电厂排水：电厂生产、生活污水经处理达到排放标准后排至就近排碱渠。 e.防排洪：厂区无洪水影响。f.灰场：位于厂区西南1.9km处，是山前平原灰场，占地2hm2，满足电厂规划容量储灰。运距约2.0km。g.电厂生活福利设施区：依托图木舒克市，与电厂相距约7.0km。h.施工区：施工生产及生活区布置在厂区扩建端外，占地2hm2。(3)工业园厂址a.厂区方位：厂区位于xxx市规划的工业园东南2.3km处。厂区固定端朝西，向东扩建，出线向北，采用端入式进厂，厂区主出入口和货流出入口布置在厂区西围墙上。b.出线：电厂以110kV一级电压接入系统，规划出线四回，本期出线四回，出线走廊开阔。c.水源地：补给水源为电厂西侧的永安坝水库中的电厂取水口，供水管线长约10.7km。d.电厂排水：电厂生产、生活污水经处理达到排放标准后排至市污水处理厂。e.防排洪：厂区有洪水影响，需考虑防洪设施。f.灰场：位于厂区西南8.9km处，是戈壁荒滩灰场，占地2hm2，运灰公路里程约15.0km。g.电厂生活福利设施区：依托图木舒克市，与电厂相距约4.0km。h.施工区：施工生产及生活区布置在厂区扩建端外，占地2hm2。6.2.2厂区总平面布置方案设想厂区总平面布置方案按2×50MW机组进行设计，并留有再扩建条件。厂区相关数据指标按一期工程计列。(1)xxx公路厂址该厂址为推荐厂址，根据电厂生产工艺流程要求和厂址周围环境条件及场地特点，针对本期工程厂区总平面布置规划考虑了下述三个方案。方案一：厂区主出入口位于厂区北围墙，货流出入口位于厂区东围墙，固定端朝东，向西扩建。厂区东西总长310m，南北总宽380m，占地面积10.12hm2。厂区主要生产设施采用三列式布置格局，由北向南依次为：配电装置区、主厂房区、燃料设施区。主厂房区按照常规布置，汽机房北侧布置由主变、高备变、高厂变及汽机事故油池、变压器事故油池和升压站区，汽机房南侧的炉后依次布置了静电除尘器（电除尘配电室）、引风机、烟囱、脱硫设施区、启动锅炉房；两座自然通风冷却塔和水工设施区按南北方向布置在主厂房区的东侧；行政管理区和生活服务设施建筑区、化水设施区、车库区、检修区布置在主厂房东北侧；燃料设施区、除灰区和油罐区布置在主厂房区东南侧；主厂房区固定端西侧为预留扩建场地。厂区南高北低，自然坡度约3%，竖向设计为平坡式布置。厂区纵轴顺着自然等高线布置，全厂纵、横向排水设计坡度为0.5%。厂区场地排水采用道路路面排水方式。依照自然地形，估算厂区填方为5.5万m3，挖方4.0万m3，考虑建构筑物基槽余土约2.0万m3。该方案布置紧凑合理，厂前区充分利用地形特点布置开阔而美观，办公楼距主厂房近，循环水管线距离较短，各工艺流程走向顺畅短捷。厂址扩建预留地开阔。该方案为推荐方案。 方案二：厂区主出入口位于厂区北围墙，货流出入口位于厂区东围墙，固定端朝东，向西扩建。厂区东西总长310m，南北总宽380m，占地面积10.12hm2。厂区主要生产设施采用三列式布置格局，由北向南依次为：配电装置区、主厂房区、燃料设施区。主厂房区按照常规布置，汽机房北侧布置由主变、高备变、高厂变及汽机事故油池、变压器事故油池和升压站区，汽机房南侧的炉后依次布置了静电除尘器（电除尘配电室）、引风机、烟囱、脱硫设施区、启动锅炉房；自然通风冷却塔和行政管理区和生活服务设施建筑区布置在主厂房东北侧；厂区附属设施主要布置在主厂房区固定端东侧，由北向南依次为：水工设施区、化水设施区、检修区、油罐区；除灰区和燃料设施区布置在主厂房区东南侧；主厂房区固定端西侧为预留扩建场地。厂区南高北低，自然坡度约3%，竖向设计为平坡式布置。厂区纵轴顺着自然等高线布置，全厂纵、横向排水设计坡度为0.5%。厂区场地排水采用道路路面排水方式。依照自然地形，估算厂区填方为5.5万m3，挖方4.0万m3，考虑建构筑物基槽余土约2.0万m3。该方案布置较紧凑，循环水管线距离短，各工艺流程走向顺畅短，但厂前区布置狭小，办公楼离主厂房较远，除灰区、化水区用地狭小。厂址扩建预留地开阔。方案三：厂区主出入口位于厂区北围墙，货流出入口位于厂区东围墙，固定端朝东，向西扩建。厂区东西总长310m，南北总宽380m，占地面积10.12hm2。厂区主要生产设施采用三列式布置格局，由北向南依次为：配电装置区、主厂房区、燃料设施区。主厂房区按照常规布置，汽机房北侧布置由主变、高备变、高厂变及汽机事故油池、变压器事故油池和升压站区，汽机房南侧的炉后依次布置了静电除尘器（电除尘配电室）、引风机、烟囱、脱硫设施区、启动锅炉房；自然通风冷却塔和水工设施区布置在主厂房固定端东侧；行政管理区和生活服务设施建筑区、化水设施区布置在主厂房东北侧；检修区、油罐区；除灰区和燃料设施区布置在主厂房区东南侧；主厂房区固定端西侧为预留扩建场地。厂区南高北低，自然坡度约3%，竖向设计为平坡式布置。厂区纵轴顺着自然等高线布置，全厂纵、横向排水设计坡度为0.5%。厂区场地排水采用道路路面排水方式。依照自然地形，估算厂区填方为5.5万m3，挖方4.0万m3，考虑建构筑物基槽余土约2.0万m3。该方案布置较紧凑，厂前区利用地形布置较合理，办公楼距主厂房较近，循环水管线距离较短，但厂区利用系率较低，除灰区较狭小。厂址扩建预留地开阔。(2)永安坝厂址厂区主出入口和货流出入口布置在厂区北围墙上，固定端朝北，向南扩建。厂区东西总长310m，南北总宽380m，占地面积10.12hm2。 厂区主要生产设施采用三列式布置格局，由东向西依次为：配电装置区、主厂房区、燃料设施区。主厂房区按照常规布置，汽机房东侧布置由主变、高备变、高厂变及汽机事故油池、变压器事故油池和升压站区，汽机房西侧的炉后依次布置了静电除尘器（电除尘配电室）、引风机、烟囱、脱硫设施区、启动锅炉房；两座自然通风冷却塔和水工设施区按东西方向布置在主厂房区的北侧；行政管理区和生活服务设施建筑区、化水设施区、车库区、检修区布置在主厂房东北侧；燃料设施区、除灰区和油罐区布置在主厂房区西北侧；主厂房区固定端南侧为预留扩建场地。厂区西高东低，自然坡度约2%，竖向设计为平坡式布置。厂区纵轴顺着自然等高线布置，全厂纵、横向排水设计坡度为0.5%。厂区场地排水采用道路路面排水方式。依照自然地形，估算厂区填方为5.0万m3，挖方4.0万m3，考虑建构筑物基槽余土约2.0万m3。(3)工业园厂址厂区主出入口和货流出入口布置在厂区西围墙上，固定端朝西，向北扩建。厂区东西总长310m，南北总宽380m，占地面积10.12hm2。厂区主要生产设施采用三列式布置格局，由北向南依次为：配电装置区、主厂房区、燃料设施区。主厂房区按照常规布置，汽机房北侧布置由主变、高备变、高厂变及汽机事故油池、变压器事故油池和升压站区，汽机房南侧的炉后依次布置了静电除尘器（电除尘配电室）、引风机、烟囱、脱硫设施区、启动锅炉房；两座自然通风冷却塔和水工设施区按南北方向布置在主厂房的东侧；行政管理区和生活服务设施建筑区、化水设施区、车库区、检修区布置在主厂房西北侧；燃料设施区、除灰区和油罐区布置在主厂房区西南侧；主厂房区固定端南侧为预留扩建场地。厂区西北高东南低，自然坡度约1%，竖向设计为平坡式布置。厂区纵轴顺着自然等高线布置，全厂纵、横向排水设计坡度为0.5%。厂区场地排水采用道路路面排水方式。依照自然地形，估算厂区填方为5.0万m3，挖方4.0万m3，考虑建构筑物基槽余土约2.0万m3。6.2.3厂区道路布置厂区道路分主要道路、次要道路和二级。主厂房区环形道路和煤场区环行道路为厂区主要道路，路宽7.0米，其余为次要道路，路面宽4.0米。对厂区重点防火区域如主厂房区、110kV屋外配电装置区、贮煤场区、点火油库区等均构成了环形道路。道路转弯半径主要道路为9～12米，次要道路为6米。6.2.4厂区管线布置按照厂区各类工艺管线统筹安排，布置适当集中，选择合理、经济的敷设方式和路径，尽量避免主要管线穿越施工场地。各种管线在平面及竖向上相互协调，避免碰撞。在确保安全生产的前提下压缩管线间距，减少管线走廊宽度，节约用地的原则。厂区管线采用直埋（循环水供排水管、消防水管、上、下水等）、架空管架（除灰管等）、沟道（电缆、暖通、化学水管、供热、供油管等）三种敷设方式。6.2.5厂址技术经济指标（按一期工程计列）序号项目单位数量图巴公路厂址永安坝厂址工业园厂址1厂址总征（用）地面积hm215.35（26.45）18.37(25.37)19.35(30.45)1.1厂区征地面积hm212.0012.0012.00 1.2灰场征地面积hm22.002.002.001.3厂外道路征地面积hm21.354.375.351.4厂外管线用地面积hm29.105.0011.101.5施工区用地面积hm22.002.002.002厂外道路长度km2.503.805.903厂外供排水管线长度供水管km9.004.5010.70排水管km0.100.500.404厂址土石方工程总量挖方万m36.777.077.40填方万m36.106.607.104.1厂区土石方量挖方万m34.00（含基槽余土2万m3）4.00（含基槽余土2万m3）4.00（含基槽余土2万m3）填方万m35.505.005.004.3厂外道路土石方量挖方万m30.270.871.20填方万m30.101.301.804.4灰场灰坝土石方量挖方万m30.500.200.20填方万m30.500.300.306.2.6厂区技术经济指标序号项目单位图巴公路厂址永安坝厂址工业园厂址2×50MW2×50MW2×50MW1厂区围墙内用地面积hm210.1210.1210.122单位容量用地面积m2/kW1.0121.0121.0123厂区建构筑物用地面积m234255.25334255.25334255.2534建筑系数%33.933.933.95厂区内场地用地面积m251036.2251036.2251036.226利用系数%50.450.450.47厂区道路及广场地坪面积m213626.3513626.3513626.358道路广场系数%13.513.513.59厂区土石方工程量挖方万m34.0（基槽余土2.0）4.0（基槽余土2.0）4.0（基槽余土2.0）填方万m35.55.05.010厂区围墙长度m1380.31380.31380.311厂区绿化用地面积m225300.0025300.0025300.0012绿地率%25.0025.0025.006.3电气部分 6.3.1电气主接线及布置本期工程建设2×50MW抽凝式汽轮机发电机组+2×240t/h高温高压煤粉锅炉，电气主接线采用发电机-变压器组单元接线直接接入110kV母线。主变容量为63MVA，电厂110kV系统为双母线接线，规划出线4回，本期一次建成4回，其中2回至唐王城变，2回至金鹿220kV变电所。本工程设一台#0起动/备用变压器，电源取自本期的110kV母线，容量为6300kVA。6.3.2各级电压中性点接地方式110kV系统为直接接地系统，发电机出口10.5kV和厂用高压6kV为中性点不接地系统；低压厂用电采用380/220V中性点直接接地系统。6.3.3厂用电接线及布置高压厂用电采用6kV单母线接线，中性点为不接地方式。根据按炉分段原则，一台机炉设一段母线，工作电源从发电机出口经高压厂用变压器引至相应的6kV母线上。备用电源从起/备用变低压侧引至相应的6kV母线上，备用电源采用快速投切方式。低压厂用电为380/220V中性点直接接地系统，采用单母线接线，按炉分段，一台机炉设一段母线。低压厂用电工作电源由本期新增的厂低变引接，厂低变高压侧由本期新建的高压厂用段引接。并设一台低压备用变压器，低压备用分支采用辐射供电方式。主厂房及辅助厂房供电采用PC--MCC方式供电。厂用6kV及380V中央屏布置在主厂房B-C框架0m。低压厂用变压器选用干式变压器。6kV开关柜选用中置式高压开关柜，断路器选用真空断路器；380V低压厂用中央PC柜选用MNS抽屉式开关柜，380V低压MCC配电屏选用GCS抽屉式开关柜。6.3.4直流系统及励磁系统本期工程采用220V直流系统，根据规程每台机组单控室设置一组蓄电池，采用单母线分段，双组电池，双组充电模块，控制与动力母线合二为一，供给控制、信号、保护装置、直流油泵、事故照明、热工控制及断路器合闸等用。两组蓄电池布置在锅炉房0米层蓄电池室。根据直流负荷统计及计算，选用两组GFM-800Ah阀控铅酸免维护蓄电池。本期在网络继电器室设一套220V，200Ah蓄电池组，单母线分段接线，用于110kV升压站断路器合闸、测量保护以及事故照明电源。充电设备均采用高频开关模块电源。同步发电机的励磁方式暂按机端自并激静态励磁系统考虑。6.3.5控制、继电保护及自动装置(1)控制室布置本期2台机组采用机、炉、电单元控制方式。控制采用分散控制系统，单元机组的电气系统纳入DCS监控。设置电气和热工合用的紧急停机台，不设辅屏，在紧急停机台上设置以下硬手操：发变组断路器紧急跳闸按钮、灭磁开关紧急跳闸按钮，不设置电气专用的后备盘。单元控制室内布置有电气操作员工作站、电气工程师工作站。本工程采用网络微机监控系统，在单元控制室设置网控操作员站。监控系统为分层分布式结构，分为站控层和间隔层，站控层主机/工作站系统布置在主厂房单元集中控制室，间隔层布置在网络继电器室，网络控制在单元集中控制室实现。 在110kV配电装置旁设一个网络继电器室，继电器室内布置有系统保护、安全自动装置、故障录波器、电能计量柜、前置机柜及网络计算机监控I/O柜、通讯等。(2)控制、信号、测量及同期方式在集中控制室内控制的电气设备全部由DCS实现监控，除了设置极少的紧急停机开关外，不再保留常规一对一控制的硬手操手段。同期采用专用的微机自动准同期装置，与ECS之间以硬接线进行信息交换，不设手动准同期。发电机保护装置、厂用电系统的继电保护装置、发变组故障录波装置、发电机自动电压调节装置（AVR）、厂用电源自动快切装置、断路器防跳回路、断路器跳闸及合闸线圈回路监视等均独立于DCS，与DCS之间通过硬接线进行信息交换。(3)继电保护发电机变压器组（包括高厂变等）、高压启动/备用变采用数字式微机保护。高压备用分支保护列入综保。6.3.6过电压保护及接地电气设备防止过电压的保护措施和主厂房、辅助建（构）筑物的直击雷保护装置按照《电力设备过电压保护设计技术规程》设置如下：主厂房A列、升压站内及冷却塔等建（构）筑物根据保护需要装设避雷针，在发电机出口处设氧化锌避雷器。为保护人身和设备安全，按照《电力设备接地设计技术规程》，主厂房内外均设接地网，接地网与前期主接地网相连，并在连接处加装集中接地装置。厂区新增辅助厂房亦设有接地网并与厂区主接地网相连。采用以垂直/水平接地体为主的复合接线装置，并尽可能利用自然接地体，以降低接地电阻，接地电阻不大于0.5欧姆。接地装置应满足接触电压及跨步电压的要求。6.3.8照明和检修网络本工程采用动力与照明合并供电方式，低压380/220V三相四线制中性点直接接地系统。主厂房照明由中央配电屏供电，其它辅助车间照明由就近的车间动力箱供电。在主厂房及主要生产场所设有事故照明，在正常情况由交流供电，当交流消失时，通过事故照明切换屏自动切换到直流电源上。电缆隧道设照明变压器，安全照明电压为24V，集控室采用发光天棚。检修电源由各电动机控制中心引出，在汽机房、锅炉房等处设检修电源箱。6.3.9辅助车间本期设电气检修间及电气试验室。其中电气实验室设备按发电厂II类定额列估算。电气检修间放在检修工房。不设高压试验室，其功能在需要时由用户委托金鹿220kV变电所或图木舒克110kV变电所完成。主变压器及高压备用变压器用吊车吊装；低压变压器就地检修；绝缘油处理由化水专业统一考虑；事故油的排放由电气专业配合水工专业设计。6.3.10电缆设施本期工程厂区及辅助车间采用电缆沟，主厂房内设电缆竖井、电缆遂道、电缆沟；架空的电缆通道采用电缆吊架及电缆桥架。供电设备均由电缆保护管接入电缆通道。全厂电缆选用阻燃电缆。在所有厂房入口处、电缆岔道及汽机锅炉连接处均设无机阻火墙；所有盘、柜的孔洞及保护管口均用有机堵料封堵；无机阻火墙两侧及电缆头处刷防火涂料。 微机保护用电缆选用屏蔽电缆，其它电缆以铠装电缆为主，电缆布线时从上到下排列顺序为从高压到低压、从强电到弱电、由主到次、由近到远。消防系统等重要电缆选用防火电缆以满足消防标准。电缆与高压线、耦合电容器、避雷针及避雷器保持规定距离。6.4热力系统6.4.1主蒸汽系统主蒸汽系统采用母管制。6.4.2主给水系统主给水系统采用母管制，配置3台100%容量的电动定速给水泵，两台运行一台备用。给水泵出口设冷母管，高压加热器出口设热母管，给水泵出口设有给水再循环管至除氧器。2台高压加热器采用大旁路系统，锅炉过热器减温水由高压给水供给。6.4.3抽汽系统汽轮机设有六段非调整抽汽，给水回热系统采用两高三低一除氧回热系统，其中一、二段抽汽供两台高压加热器，三段抽汽供除氧器以及工业热用户；四、五、六段抽汽供三台低压加热器；四段抽汽供热网加热站。为防止蒸汽和水进入汽轮机，在一到五段抽汽管道上设置有快速关闭的液压止回阀和电动隔离阀。6.4.4辅助蒸汽系统本工程三段抽汽作为厂用蒸汽联箱的高压段汽源，此高压段蒸汽可用于锅炉启动邻炉加热、锅炉吹灰及经过减温减压后作为厂用蒸汽联箱的低压汽源，厂用蒸汽联箱的低压段蒸汽可用于热网补充水用除氧器加热汽源、生水加热器加热汽源，采暖用汽汽源、均压箱用汽汽源、燃油伴热汽源、粉仓蒸汽灭火汽源、电除尘灰斗加热汽源等。6.4.5凝结水系统主凝结水系统的管路设计为低加小旁路系统，进入凝结水母管后再分配至高压除氧器中，设置三台55%容量凝结水泵，两台运行，一台备用。6.4.6加热器疏水系统高加疏水逐级自流至高压除氧器，低负荷时由于抽汽压力降低，2#高加疏水切换至3#低加。低加疏水逐级自流，3#低加疏水流至4#低加，4#低加疏水流至5#低加，5#低加疏水回流至凝汽器。6.4.7凝汽器真空系统由于本工程使用永安坝水库的水，水质较差，其中Cl-含量较高，故凝汽器管材选用不锈钢TP316材质。本工程设置两台射水抽气器，两台射水泵，一台运行，一台备用。6.4.8疏放水系统本工程设置两个容量为15m3的疏水箱，设两台疏水泵和一台疏水扩容器，每台泵的容量按照0.5h内将一个疏水箱的存水全部打出的要求选择。6.4.9锅炉排污系统两台炉设两台连续排污扩容器和一台定期排污扩容器，为充分回收热量将连续排污扩容器二次蒸汽接入高压除氧器。连续排污水经水位调节阀接至定期排污扩容器。锅炉紧急放水也排入定排。定排汽侧排入大气，水侧接入定排排污井，与水工提供的废水混合降温后小于50℃，排至下水道。6.4.10软化水系统 本工程软化水系统设置一台软化水除氧器，两台热网补充水泵，由化水来的软化水经过软化水除氧器除氧后，由热网补充水泵升压补充至热网循环水母管，并维持系统定压运行。6.4.11工业水系统本期工程两台机组工业水系统采用母管制系统,工业水系统从循环水进水母管取水，三台工业水升压泵布置在主厂房内。主厂房内工业水系统采用开式系统，两台机组设一环形母管。夏季当循环水温高时，从水工引一路备用水源给工业水系统供水。工业水的排水采用有压排水方式，排水排至循环水回水母管。汽机房内冷却水耗量很大的设备如发电机空气冷却器、汽轮机冷油器、给水泵电机空冷器、给水泵润滑油冷却器等直接使用凝汽器前的循环水压力供水，排水接至循环水回水。6.4.12锅炉点火油系统本工程点火及助燃油用0号轻柴油，锅炉每角燃烧器均设有一支点火油枪和一只小油量气化油枪。点火油枪采用不回油式机械压力雾化喷嘴。采用高能点火器点燃轻柴油，轻柴油再点燃煤粉的方式。锅炉启动点火需要燃油，在低负荷时稳燃亦需要点燃油枪助燃。当锅炉负荷低于不投油最低稳燃负荷时，需要投入助燃油枪。为了节省燃油，锅炉助燃采用小油量气化油枪。小油量气化油枪单只油枪的耗油量低于点火油枪。本工程点火及助燃油用0号轻柴油，燃油特性如下:运动粘度(20℃)3.0～8.0厘沱恩氏粘度(20℃)1.2～1.67°E10%蒸发物残碳≯0.4%硫份≯0.2%灰份≯0.025%水份无痕迹机械杂质无闪点(闭口)不低于65℃凝固点不高于0℃低位发热量约41868kJ/kg(10000kcal/kg)胶质不大于70mg/100ml酸度不大于10mg/100ml6.4.13供热首站系统供热首站布置在主厂房内，设备包括一台软化水除氧器，三台热网换热器，三台热网加热器疏水泵，三台热网循环泵，两台热网补充水泵。供热首站采用一级“汽--水”换热器，热网循环水回水由热网循环泵升压后，通过热网换热器进行换热，将热网循环水由80℃加热到约130℃，加热蒸汽为汽机三段抽汽。加热蒸汽疏水经过热网加热器疏水泵升压后，进入高压除氧器。热网补充水为化水专业提供的软化水，经过软化水除氧器除氧后，通过热网补充水泵向系统补水，以维持系统定压运行。6.4.14启动锅炉房本工程建设一台8t/h燃煤锅炉作为启动锅炉，提供热电厂启动汽源。6.4.15其它辅助设备本工程设置两座100m3露天油罐，两台供油泵、一台卸油泵，供油泵、卸油泵布置在油泵房内。本工程检修用空压机由除灰专业统一考虑设置。6.5燃烧制粉系统 根据业主提供的煤质资料：干燥无灰基挥发份Vdaf=42.18%，收到基低位发热量Qnet.ar=25320kJ/kg，根据《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》DL/T5145-2002中的规定，判断为易燃的褐煤，应采用中速磨煤机直吹式制粉系统。锅炉燃烧方式为四角喷燃切圆燃烧。每台锅炉配置三台中速磨煤机，每台锅炉设置三个原煤仓，保证锅炉8~12小时以上的用煤量。每台锅炉配置两台送风机。冷二次风经室内或室外吸风口吸入送风机，经送风机升压后送至二次风空预器，加热后送入炉膛。每台锅炉配置两台一次风机。冷一次风经室内或室外吸风口吸入一次风机，升压后送至一次风空预器，加热后供磨煤机干燥及输送煤粉用风。每台锅炉配置两台引风机。烟气由锅炉尾部烟道排出后进入电除尘器，除尘后的烟气经过引风机送至脱硫装置，经过脱硫装置脱硫后经烟囱排入大气。在锅炉启动过程中或脱硫系统解列、检修时，脱硫烟气系统入、出口挡板门关闭，旁路烟道挡板门打开，机组烟气经引风机和旁路烟道进入烟囱排出。根据环保要求，每台锅炉选用一台双室三电场除尘效率为99.2%的静电除尘器。本工程两台炉合用一座高150m，出口直径为3.5m的单筒钢筋混凝土烟囱。6.6燃料运输系统本期工程容量为2×50MW，本期采用公路运输进厂，汽车来煤。6.6.1输煤系统本期输煤系统容量按2×50MW，拟定系统出力为120t/h，采用带宽为650mm，带速为1.25m/s的双路胶带机系统，胶带机出力为120t/h。系统破碎设备采用环锤式碎煤机，碎煤机采用出力为160～200t/h的PCH-1010型环锤式碎煤机。6.6.2受卸与存储农三师图木舒克热电厂一期工程日进厂煤量为775t/d，考虑来煤不均衡系数1.3，则本期工程电厂日进厂受煤量共约为1007t/d，采用地下煤坑配振动给煤机受卸系统，设地下煤坑2个，振动给煤机4台，出力140～200t/h。本工程煤场设计为矩形推煤机煤场，本期煤场面积为4800m2，堆高按4.5m计，储量约为2万吨，可储存约20天的煤。煤场还配备了1台装载机和3台推煤机，用以地下煤坑受煤和整理煤场，并设推煤机库。6.6.3输煤系统控制方式及辅助设备本工程输煤系统采用程序控制和就地控制两种方式，主要设备联锁，并设胶带机保护装置、输煤综合楼。输煤系统采用三级除铁方式，除铁器分别采用带式及盘式。为确保入厂煤计量的准确性，系统入厂煤的计量采用100吨重车电子汽车衡1台，60吨轻车衡1台，设入厂煤采样装置一套。入炉煤的计量采用ICS型电子皮带秤并设动态校验装置对皮带秤进行动态校验。在输煤系统中部还设置了原煤取样装置，以对入炉煤质进行分析化验。为降低煤尘，减少污染，煤场设5.5米挡煤墙，喷洒水装置，并在栈桥设水冲洗装置和喷水防尘点。6.7除灰渣系统6.7.1设计依据(1) 煤源：采用俄霍布拉克煤矿所产的煤作为设计煤种，榆树沟煤矿所产的煤作为校核煤种。(2)燃煤特性：详见本报告§4.2煤质(3)燃煤量：详见本报告§4.3本期工程锅炉燃煤量(4)锅炉形式：2×240t/h高温高压自然循环煤粉锅炉，固态连续排渣。(5)除尘形式：双室三电场静电除尘器。(6)环保要求：为了满足粉煤灰综合利用的要求，本工程除灰渣系统采用灰渣分除，粗细分排和灰渣分除的设计原则。每座灰库设干、湿两个排灰口为粉煤灰综合利用提供条件。(7)灰场：详见本报告§5.4灰场。6.7.2锅炉排灰渣量锅炉排灰渣量计算结果见下表6-7-1。表6-7-1锅炉排灰渣量灰渣量容量小时排灰渣量(t/h)日排灰渣量(t/d)年排灰渣量(kt/a)灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣设计煤种1×240t/h锅炉3.6780.414.08973.578.2181.7814.7141.64116.362×240t/h锅炉7.3570.8218.178147.1416.41163.5529.4283.28332.71校核煤种1×240t/h锅炉1.6360.1831.81932.733.6536.3865.467.3014.602×240t/h锅炉3.2730.3653.63865.467.3072.7613.091.4614.552其中:锅炉排灰渣量分配比为9:1机组年利用小时数为4000h，日运行小时为20h锅炉机械未完全燃烧热损失1.5%6.7.3除灰渣系统的设想本工程为新建电厂,设计容量为2×50MW抽凝式汽轮机发电机组配套2×240t/h高温高压煤粉炉。本期除灰渣系统按2×240t/h锅炉容量设计。粉煤灰可作为建筑材料的生产原料得以广泛应用，综合利用的可能性极大，目前，综合利用协议已落实，具体内容见附件。根据地区经济条件和发展规划，本工程排灰渣系统考虑既能综合利用又可以往灰场堆放。根据扩建厂址的建设规模、机组配置、煤质资料、环保要求、综合利用条件、灰场条件及其特点；并按照力求系统安全可靠，节约用水，拟定本期工程除灰渣系统的方案如下：6.7.7.1除渣系统 除渣系统采用灰渣分除，机械除渣，汽车外运方式。即每台锅炉排出的渣分别进入两台刮板捞渣机装置进行裂化冷却，脱水后捞至小型翻斗车运送到厂区内的临时堆渣场，人工装自卸汽车运至灰场存放。刮板捞渣机的溢流水的处理方式有两种:方式一：先流入刮板机旁的过滤池，经沉淀后由立式渣浆泵送入厂区煤泥沉淀池，然后由水工专业处理后用作煤场喷洒、灰库加湿搅拌以及其他。渣浆泵由液位控制装置自动控制启停。渣池底淤积的灰浆采用移动式潜水渣浆泵回到刮板捞渣机的上箱体中。方式二：先流入刮板机旁的溢流水池，溢流水池分为前后两格，大于1.5mm粒径的灰渣颗粒在溢流水池前格中沉淀，后经排浆水泵输送到刮板机上箱体。设置在后格回收水泵再将溢流水送至自动排污滤水器，滤水器的过滤精度为1.5mm，过滤后的溢流水进入壳管式耐磨蚀水-水冷却器，冷却后的水又重新作为除渣冷却水。溢流水的重复利用过程采用闭路循环的方式，闭路循环系统的设施和设备均为一运一备，并在溢流池的前端适时加入工业酸剂和阻垢剂。经过对比，方式一的溢流水处理方式工艺系统比较简单，运行水平要求较低，投资比较低；溢流水排入厂区煤泥沉淀池，经过水工专业处理后用于厂区道路浇洒、绿化、灰场喷洒等，方式二工艺系统复杂，运行水平要求较高，对于工艺设备也要求较高，但可以实现除渣用水的直接循环利用。本工程推荐采用第一种溢流水的处理方式。除渣系统工艺流程框图：小型翻斗车锅炉渣井————————————→刮板捞渣机—————→临时渣场综合利用←———厂区煤泥沉淀池←————溢流水池灰场或综合利用渣井的水封水、刮板捞渣机的链轮冲洗水由循环水供给，输送用空压机冷却水由工业水连续供给，刮板捞渣机冷却用水及湿式搅拌机耗水由工业水回收水加压连续供给。刮板捞渣机为连续运行，与锅炉运行制相同。除灰渣系统采用集中程序控制，PLT+LCD模式，除灰渣集中控制室位于电除尘器配电室的底层。6.7.7.2除灰系统电除尘器排出的干灰采用正压浓相输送系统集中到灰库。飞灰输送分两个组，电除尘器一电场设为一组，一电场发送器容积为0.35m3，由一根输灰管道输送；二电场、三电场设为一组，二电场发送器容积0.27m3，三电场发送器容积0.1m3，共用一根输灰管道输送。每台炉的飞灰输送按照程序依次进料输送，同一时间内只允许一组输送，另外一组或在进料或在等待。输送用空压机选用3台Q=15m3/min，P=0.8MPa螺杆式空气压缩机，与热机专业共用，2运1备。飞灰输送系统的设备均满足锅炉MCR时的最大排灰量且留有足够的裕量，系统出力按燃用设计煤种时排灰量的150%，同时满足燃用校核煤种时排灰量的120%。正常时系统连续运行，留出检修设备的时间。本工程设两座灰库，其每座灰库有效容积为300m3的粗、细转运灰库，两座灰库的总容量可满足两台炉48h的灰量。每座灰库顶部安装一台袋式收尘器，收尘效率为99.9%。每座灰库设有两个排出口，一路经干灰散装机直接装密封罐车，干灰散装机的出力为100t/h。另一路至湿式搅拌机，加水搅拌制成含水量为15%～30%的灰浆，搅拌机的出力为100t/h。除灰系统工艺流程框图： 除尘器灰斗压力仓输灰管道灰库搅拌机输送空压机综合利用干灰散装机灰场综上所述，本工程推荐的除灰渣系统为成熟工艺系统，除渣系统溢流水处理方式简单可靠，运行检修方便；厂区除灰渣建构筑物少；系统电力消耗较低；炉渣进入刮板捞渣机裂化冷却、除渣脱水后捞至小型翻斗车运送到厂区内的临时堆渣场，人工装自卸汽车运至灰场存放。减少了系统环节，也有利于厂区卫生环境的保持。6.8供水系统6.8.1全厂水务管理概述电厂水务管理的目的，是按照各工艺系统对用水量及水质的要求，结合水源条件，设计合理的各供水系统。根据电厂各排水点的水量及水质和环保要求，合理确定各排水系统及污、废水处理方案。通过研究电厂供、排水的水量平衡以及水的重复使用和节约用水措施，求得合理利用水源，保护环境，保证电厂长期、安全、经济地运行。本期2×50MW供热机组水源采用永安坝水库地表水，供水保证率不小于97%。取水口位置经业主与农三师水利局协商后确定为图木舒克市自来水厂现有取水口。根据水库水质及水资源论证报告确定补充水系统的设计方案，并作补充水系统优化设计。循环冷却采用带冷却塔二次循环供水系统。工业、生活和消防等用水采用地表水经预处理后使用。6.8.2电厂循环冷却水量电厂本期按2×50MW供热机组建设，供水系统采用带自然通风冷却塔的二次循环供水系统。供热工况下一台机额定凝汽量92.84t/h，纯凝工况下一台机额定凝汽量145.3t/h。循环冷却水包括凝汽器循环冷却水、冷油器冷却水、空气冷却器冷却水和其它附属设备冷却水，冷却倍率夏季按55计，冬季按45计。夏季纯凝工况和冬季供热工况两台机所需的循环水量见表6-8-1。表6-8-1循环冷却水量单位：t/h序号项目夏季纯凝工况冬季供热工况1凝汽器冷却水1598383562冷油器、空气冷却器冷却水104010403其它附属设备冷却水5706354合计17593100316.8.3电厂用水量循环补给水采用净化站处理水，化学补给水根据夏季和冬季水量平衡图来确定，夏季化学补给水由循环水排污水补给，冬季化学补给水由循环水排污水和净化站处理水同时补给。本期2×50MW湿冷机组夏季耗水量为359m3/h（0.997m3/GW?S ），夏季脱硫工况时耗水量为379m3/h（1.05m3/GW?S），详见表6-8-2；冬季的耗水量为：238m3/h（0.66m3/GW?S），冬季脱硫工况时耗水量为258m3/h（0.72m3/GW?S），详见表6-8-3。表6-8-22×50MW机组二次循环夏季补充水量单位：m3/h序号项目需水量回收水量实耗水量备注1冷却塔蒸发损失2352352冷却塔风吹损失17173冷却塔排污损失96960回收水用于4～8项4化学补给水3737采用排污水5灰库搅拌机用水66采用排污水6煤场喷洒除尘用水22采用排污水7输煤系统冲洗用水33采用排污水8厂内外绿化用水2828采用排污水9脱硫用水（20）（20）10未预见水量4411生活用水5512净化站自用水20213合计用水量435（455）96359（379）14耗水指标（m3/s?GW）0.997　（1.05）注：表中括号内数字为脱硫工况时的数字。表6-8-32×50MW机组二次循环冬季补充水量单位：m3/h序号项目需水量回收水量实耗水量备注1冷却塔蒸发损失1191192冷却塔风吹损失10103冷却塔排污损失49490回收水用于5～9项目4化学补给水49495化学补给水3838采用排污水6灰库搅拌机用水66采用排污水7煤场喷洒除尘用水22采用排污水8输煤系统冲洗用水33采用排污水9厂内外绿化用水00采用排污水10脱硫用水（20）（20）11未预见水量4412生活用水5513净化站自用水2214合计用水量287（307）49238（258）15耗水指标（m3/s?GW）0.66（0.72）注：表中括号内数字为脱硫工况时的数字。6.8.4循环水系统选择及布置 6.8.4.1循环水系统原则电厂本期按2×50MW供热机组建设，供水系统采用带逆流式双曲线自然通风冷却塔的扩大单元制循环供水系统。每台机组配二台各占夏季循环水量50%循环水泵。2台机组夏季每台机组2台循环水泵运行，春秋季2台机组3台循环水泵运行，冬季2台机组2台循环水泵运行。运行时也可根据各季节的实际情况调节循环水量，可以更加灵活的适应机组的正常运行。6.8.4.2冷却塔方案根据水文气象勘测报告，夏季最炎热6、7、8三个月频率为10%的气象特征值见下表，其他相关气象条件详见§2.4.2当地气象条件。序号气象特征数值备注1湿球温度18.9±0.2℃2对应的干球温度21.4℃3相对湿度81%4气压884.8hPa5风速3m/s本期电厂可研冷却塔布置采用双塔和单塔布置方案，双塔方案为一机配一塔，单塔方案为二机配一塔，以下就上述方案进行比较和论证。(1)方案一（双塔方案）的选型在保证冷却塔出水温度≤33℃的条件下，按夏季纯凝工况下的循环冷却水水量，夏季最炎热6、7、8三个月频率10%的气象条件进行供水系统热力计算，计算结果见下表：表6-8-5冷却塔出塔水温序号冷却塔淋水面积（m2）冷却塔出塔水温(℃)1100032.782125031.28从表中的计算结果可见，在夏季纯凝工况下，冷却塔淋水面积为1000m2时出塔水温较高，虽然低于凝汽器的进水水温33℃的上限值，但因昼夜温差大、运行、管理等因素往往使出塔水温超出凝汽器的进水水温要求，因此本期工程冷却塔的双塔方案选择冷却塔淋水面积为1250m2。(2)方案二（单塔方案）的单塔的选型同样，根据上述条件，当采用单塔时，分别选用冷却塔淋水面积2000m2、2500m2、3000m2进行计算，计算结果为本期冷却塔的单塔方案选择冷却塔淋水面积为2500m2。(3)方案比较双塔方案和单塔方案循环水泵房设备和结构布置均相同。(a)双塔方案的优缺点双塔方案的优点是一机配一塔，每座可以单独进行，循环水系统可一机一塔形成独立系统，同时两个循环水系统又通过阀门联络，形成扩大单元制循环供水系统运行，以确保机组在不同工况下经济、安全可靠性的运行。即使一座冷却塔或循环管道进行检修时，只停一台机组，另一台机组仍能正常运行，不至于全厂停电。双塔方案的缺点是占地面积相对单塔方案来说相对大些，但在总图布置的两个方案来看，厂区整体占地面积不受影响。(b)单塔方案的优缺点 单塔方案优点是二机配一塔，两台机共用一座冷却塔，与双塔方案比较，场地占用面积略小，循环水管道和循环水沟道略短。为了提高机组运行的安全可靠性，单塔应采用双母管制，当一条母管出现故障或检修时，另一台机组仍能正常运行，若采用单母管时，若一条母管出现故障或检修时，则整个电厂机组全部运行，造成全厂停电或停止供热。因此循环水管道的布置形式与双塔的布置形式是一样的。单塔方案缺点：在单座冷却塔或循环沟道进行检修时，全厂机组必须全部停止运行，造成全厂停电或停止供热。单塔在冬季供热工况时由于循环水量较小，单座冷却塔淋水构架靠近塔筒附近区域冬季容易结冰，增加塔淋水构架负荷。特别在热电厂建设投产初期，供热和供电负荷均不能达到满负荷运行，在一定阶段有可能单机运行，因此，单座冷却塔淋水构架靠近塔筒附近区域冬季结冰现象就更加明显。(c)从冷却塔单塔和双塔的造价进行比较：一座淋水面积为2500m2冷却塔造价在1300～1400万元之间，2座淋水面积为1250m2冷却塔造价约为1200～1300万元，对冷却塔造价进行比较发现，单塔比双塔单价高。考虑单塔方案所节约的部分循环水管道和循环水沟道的这部分约42万元，冷却塔双塔仍比单塔经济。以上方案主要比较内容见下表6-8-6。表6-8-6单塔和双塔对比分析表序号对比项目单塔双塔1占地相对小大2运行可靠性不可靠可靠3灵活性不灵活灵活4经济性不经济经济通过以上分析可知，从提高机组运行的安全可靠性和机组的灵活运行方式来看，双塔方案较符合电厂实际情况，为推荐方案。以下叙述有关冷却塔塔筒塔基和淋水装置的内容均为双塔方案的内容，即冷却塔淋水面积为1250m2，共2座。(4)塔筒塔基冷却塔塔筒采用双曲线旋转薄壳结构，塔高55m，喉部标高45.65m，喉部半径11.77m，进风口高度4.45m，筒壁最小壁厚140mm，最大壁厚450mm。支柱采用人字形支柱，柱断面为正八边形，边长166mm，人字柱共32对。基础为钢筋砼倒T形基础，基础中心半径为23.456m。基础顶面标高-1.6m，底面标高-2.8m，宽度3.6m。(5)淋水装置塔内淋水装置按放射形布置，淋水构架采用预制钢筋混凝土结构，水槽及中央竖井采用现浇钢筋混凝土结构，淋水填料采用PVC填料，对于填料的支承，设计中考虑在次梁顶加设玻璃钢托架。配水采用塑料喷溅装置，除水器采用PVC除水器。冷却塔配水槽采用内外水槽分别配水系统，以便冬季加大外围配水的流量防止结冰。淋水构架柱列和柱顶次梁系，为装配式钢筋砼结构，中央竖井和水池底板为现浇钢筋砼结构。(6)冷却塔冬季防冰冻措施 a)设置化冰管在冷却塔外围进风口上缘设置化冰管向塔内喷洒热水，减轻外围混凝土构架和下部填料的结冰现象。b)在冷却塔进风口设置挡风板为了减少进入塔内的冷空气，缓解冰冻现象，在冷却塔进风口设置挡风板，冬季运行时电厂可根据环境温度和冷却塔的挂冰状况调整挡风板的悬挂数量，控制冷却塔进风口面积。c)在塔内设置隔风板在塔内呈90度设置两道隔风板可以防止“穿堂风”，阻止冬季刮风将塔内水滴吹出塔外，减少对冷却塔在塔周围建（构）筑物的影响。d）设置循环水旁通管为了在冬季适当提高冷却塔水池内水温，电厂运行时应开启塔外阀门井内的循环水旁通管阀门。(7)冷却塔抗震设计标准冷却塔应按照相关规范规定进行抗震结构验算和设防。(8)冷却塔地基根据岩土勘测报告，冷却塔地段地质条件好，地层岩性主要以角砾土为主，见砾砂层分布，它们均呈中密至密实状，地基承载力较高，抗变形能力较强，是良好的天然地基持力层，可以作为冷却塔天然地基。6.8.4.3循环水泵根据循环水系统比较，冷却倍数：夏季按55，冬季按45倍。夏季二台发电机组的循环总水量为17593m3/h，加上排污水量，循环水泵总水量为17689m3/h（4.91m3/s），共4台循环水泵运行，循环水泵布置于循环水泵房内，循环水泵采用单级双吸水平中开式离心泵，单台循环水泵参数：Q=1.45～1.015m3/s，H=17～23.7m，配电机N=355kW，电压：6000V。循环水泵房一次建成。6.8.4.4循环水泵房（含进水间）(1)循环水泵房安装布置本期工程两座双曲线自然通风冷却塔布置在主厂房东侧，循环水泵房布置在主厂房与冷却塔间。本期工程2×50MW机组4台循环水泵集中布置在一座泵房中，循环水泵房内设置配电及检修场地。每2台水泵自成一个单元，以利于检修。每个单元顺水流布置为钢闸板门→平板滤网→进水间→循环水泵→蝶阀→循环水压力进水管。泵房内设1台10t电动单梁桥式起重机及2台排水泵。循环水泵房按照无人值守设计。(2)循环水泵房结构型式循环水泵房平面尺寸为27.0m×12.0m，屋面梁下弦标高8.5m。循环水泵房下部结构采用现浇钢筋混凝土结构，平面尺寸12×22.5m，底板顶标高-4.3m。每2台水泵对应1台50MW机组，每两台循环水泵流道通过独立的前池与钢筋混凝土回水沟道和1座1250m2冷却塔水池连通。循环水泵房上部结构采用钢筋混凝土排架结构，370mm砖墙填充围护，泵房跨度为12m，柱距4.5m，屋面结构采用12m跨度的钢筋混凝土屋架，屋面板采用钢筋混凝土大型屋面板。除控制室排架柱采用独立基础外，其它排架柱底部与泵房下部结构相连。泵房按照地震烈度7 度设防，根据抗震构造的要求布置柱间钢支撑以及其它抗震措施。泵房基础根据岩土初勘报告可采用天然地基。6.8.4.5循环水管沟布置本工程循环水系统采用扩大单元制供水方式。从冷却塔至循环水泵房前池的回水沟每台机组为一条1.6×1.6m钢筋混凝土暗沟，共2条回水沟。循环水泵房至主厂房、主厂房至冷却塔的循环水压力干管各为一条D1420×10焊接钢管，即每台机组对应循环水干管进水管（进主厂房）和回水管（回冷却塔）各为一条D1420×10焊接钢管。两条循环水进水管之间设联络阀门，扩大单元制运行时打开联络阀门。顺水流方向循环水管沟依次布置为：冷却塔水池→滤网井→1.6×1.6m方形自流沟道→循环水泵房→D1420×10压力钢管→主厂房→D1420×10压力钢管→冷却塔塔前阀门井→冷却塔。6.8.4.6循环水回水沟循环水回水沟道断面尺寸为1.6×1.6m，采用地下现浇钢筋混凝土结构，壁厚为0.25m。每条循环水回水沟道设有1座滤网井，滤网井采用地下现浇钢筋混凝土结构，每座滤网井各配有2块滤网和2块钢闸板，滤网和钢闸板尺寸均为2×2米，机组运行时钢闸板均取出，更换滤网时将钢闸板放入闸板槽内，换完后取出钢闸板。6.8.5补给水系统永安坝水库是小海子水库的调节水库，位于叶尔羌河下游，小海子水库以下30km处。水库设计库容2亿立方米，分为南、北两库，南库容1.1亿m3，北库容0.9亿m3。现有水厂于2004年已建成，水源地为永安坝北库，水厂日供水能力18000m3/d。水厂现有水处理工艺在原水水质较差时期，很难达到生活用水标准。目前xxx市正在进行从小海子水库引水工程的设计工作，将小海子水库作为xxx市的供水水源。供水规模：近期2010年供水规模为28000m3/d；单管，供水可靠率70%，远期2020年供水规模为50000m3/d。该工程目前可研工作已完成，近期供水规模将于2008年前实施，原有永安坝水库供水取水口设施将停用。本期工程的水源取自永安坝水库，可利用xxx市自来水厂现有取水口设施，以节约投资成本。经农三师和xxx市相关领导会议决定，同意本期热电联产工程利用xxx市自来水厂现有取水口设施，把小海子水库引水工程作为电厂备用水源。6.8.5.1厂外补给水系统布置电厂取水利用永安坝北库的xxx市自来水厂现有取水口的取水泵房，升压后，通过2根DN350玻璃钢补给水管将水库内的水输送到厂区净化站。补给水管道长约9.0km。沿途经突来买提河采用管桥架设过河或采用渠底倒虹吸翻越，相应设置排气井和排泥井。其他地势起伏较大处也相应设置排气井和排泥井。补给水管在穿越道路地段，采用球墨铸铁管；或对过道路地段的玻璃钢管采用全包钢筋混凝土护管。根据现场踏勘调查资料可知，现有取水口的取水泵房为图木舒克市自来水厂现有取水泵房，泵房为圆形，下部结构为钢筋混凝土结构，上部为砖混结构，上部结构中布置有配电室和值班室。取水泵房设计取水能力为728m3/h，取水泵房内设有提升泵3台，单泵流量为364m3/h，扬程H=24m，功率37kW。而本期热电联产工程最大补给水量359m3/h，完全可以利用现有取水口的取水泵房设施，运行方式为一运一备。6.8.5.2厂区内补给水系统布置 厂区内补给水需要经过净化站预处理后供电厂使用，补给水净化流程：厂区外补给水→澄清→过滤→生活水消毒→蓄水池。采用360m3/h澄清池二座，直径14米。过滤间内拟设置2座重力式无阀滤罐，每座处理水量180t/h，正常工况下一运一备，机加池及过滤间的反洗排水汇入泥水浓缩间。泥水浓缩间内设置集水池，池内安装2台污水提升水泵（互为备用），浓缩的泥水通过升压泵送至污泥带式压滤机，脱水后污泥运至灰场。过滤间内设生活水加药消毒装置一套，过滤间和泥水浓缩间合建，为排架结构，平面尺寸12m×42m，高5.5m。在机械加速澄清池旁设污泥调节池一座，平面尺寸10m×8m，地下式钢筋混凝土结构。6.8.5.3.工业、化学及生活给排水系统(1)工业、化学及生活给水系统本期厂区工业生活给排水系统按2×50MW供热机组设计，厂区内设500m3工业及生活和消防水池各一座，综合水泵房一座。综合水泵房尺寸21m（长）×6m（宽）×8.0m（高）（其中地下部分3m）。泵房内设工业杂用水泵2台，生生活供水装置1套。工业水泵两台，一运一备，参数为Q=69m3/h，H=50m，配电机N=22kW，V=380V，互为备用。变频式生活给水装置一套，设备最大流量Q=20m3/h，供水压力0.6MPa，功率7.5kW，电压380V。泵房内设设备安装与维修用电动单梁悬挂式起重机1台，起重量2t，起升高度6m。(2)工业、化学及生活排水系统本期工程下水道系统采用生活污水、工业废水、含煤废水各自独立的分流制系统。生活污水经生活污水下水道汇集后进入生活污水处理站，处理后回用，本工程选用生活污水处理装置，采用二级生物接触氧化处理，处理能力5m3/h。含煤废水下水道汇集输煤栈桥冲洗水输送至煤水处理，输煤系统冲洗废水选用一套煤水处理装置，输煤栈桥的冲洗水和除尘水先进入煤泥水处理间内的初沉池，经沉淀粗分离后进入煤水处理装置进行处理，处理后水中悬浮物浓度小于50mg/L，处理后进入废水站清水池回用。油罐区产生含油废水进入含油废水处理系统处理；工业废水主要包括各生产建筑物产生的符合排放标准的废水和厂区沟道的积水，经工业废水下水道汇集后进入废水站清水池回用，通过水泵升压后用于灰场喷洒系统和灰场绿化。本工程的化水车间的化学补给水采用循环水系统排污水，其反冲洗水以及经过处理的酸、碱性中和废水排至废水站清水池回用，多余水就排入厂区外排水系统。6.8.5.4.各厂址厂区外排水系统针对本项目提出三个厂址（分别为：图巴公路厂址、永安坝厂址和工业园厂址）地理位置特点，厂区外排水的长度、排水口位置也不同，其分别如下：(1)图巴公路厂址，本期电厂排水量较小，且生活污水和工业废水均为达标后排放，其水质均优于附近排碱渠水质，因此可就近排入附近排碱渠。DN300排水管道长度0.1公里。(2)永安坝厂址,距图木舒克市7.0公里，其沿途穿越排碱渠较多，并穿越夏可河，排水管道敷设至市污水处理厂有一定困难，因此可就近排入附近排碱渠， DN300排水管道长度0.5公里。(3)工业园厂址，距图木舒克市2.3公里，距市污水处理厂约0.4公里，因此厂区外排水可就近排入市污水处理厂。6.9电厂化学6.9.1设计依据本工程为2×50MW抽凝汽式汽轮发电机组配2×240t/h高温高压自然循环煤粉炉。6.9.2水源水质本电厂水工用水采用永安坝水库水。根据现有水质报告经计算，该水可作为本电厂的循环冷却水水源（水质报告见附表）。该结论基于全年份水质分析报告。根据《火力发电厂化学设计技术规程》要求，建设单位已提供了全年12个月份的逐月取样进行水质全分析化验，设计院已将水质化验结果进行分析，并对锅炉补给处理系统及循环冷却水处理系统进行校核和修正。6.9.3锅炉补给水及热网软化水处理系统电厂工艺相关用水量是锅炉补给水处理系统的依据，详见下表：序号项目计算过程合计1厂内正常汽水损失240×2×2%9.6t/h2锅炉排污损失240×2×2%9.6t/h3各项用气损失18t/h4启动事故损失240×10%24t/h5本期锅炉正常补给水量39.2t/h6本期锅炉补给水量63.2t/h根据附表一数据，经计算，锅炉补给水处理系统出力按50t/h设计。锅炉补给水处理系统用水水源采用循环水排污水。参考现有水质报告，根据机组参数及对炉水品质的要求，锅炉补给水处理系统设计考虑采用过滤＋超滤+反渗透+一级除盐＋混床系统。系统流程为：水工来循环水排污水→生水箱→生水泵→多介质过滤器→超滤组件→超滤水箱→升压泵→保安过滤器→高压泵→反渗透装置→淡水箱→淡水泵→阳床→除碳器→中间水箱→中间水泵→阴床→混床→除盐水箱→除盐水泵→主厂房凝汽器。水处理系统的设备连接方式为过滤、超滤、反渗透和混床为母管制连接。阳床、除碳器、中间水箱、阴床为单元制连接。锅炉补给水处理系统运行及再生采用程序控制。本期冬季供热工况正常需热网补软化水20t/h,系统设计出力为22t/h,系统连接方式为母管制连接，运行及再生采用手动控制。锅炉补给水处理系统及热网补给水处理系统设备布置在水处理室内，并考虑预留扩建位置。水处理室长×宽＝60m×18.8m，其中除盐软化水间长60m跨距12m，毗间跨距6.8m，设有水泵间、反渗透清洗加药间、酸碱计量间、食盐贮存间等。水处理室外侧设有水箱间、中和水泵房、酸碱贮存间等、水处理室固定端设有二层化验办公楼，长×宽＝32.1m×14.4m。6.9.4电厂油务管理油处理系统设置绝缘油的净油机一台。6.9.5循环水处理系统 循环冷却水系统采用二次循环冷却水系统，循环水处理系统采用循环水加稳定剂的处理方式，循环水控制杀菌灭藻设计采用加杀菌剂方式。加稳定剂采用两箱三泵组合加药装置，布置在主厂房零米。加杀菌剂采用人工投加方式。6.9.6给水、炉水校正处理及汽水取样系统为满足机组对给水、炉水的水质要求，两台机组设置给水加氨及给水加联氨、炉内加磷酸盐处理系统各一套，每台机组设置一套汽水取样分析装置，设备均布置在主厂房锅炉运转层，并设现场汽水分析室。6.10热工控制6.10.1机组控制方式本工程为新建项目，规模为2×240t/h高温高压自然循环煤粉炉+2×50MW高温高压抽汽凝汽式供热机组，采用母管制运行方式，两炉和两机共用一套分散控制系统（DCS），热网首站，循环水泵房等公用系统均纳入DCS，采用集中控制方式，为便于管理，两台机组合设集中控制室。集中控制室设在两台机组之间的8米框架间内，其下面设有电缆夹层，两台机组的所有测量控制电缆通过电缆夹层进入电子设备间和集中控制室。集中控制室内表盘均按炉机电顺序布置，表盘采用盘、台分离方式。操作台主要由分散控制系统（DCS）的操作员站组成。操作人员对锅炉，汽轮发电机组的运行进行监视和控制是通过5台LCD及操作键盘进行。辅助控制盘位于操作台后面，盘上设有炉膛火焰电视、汽包水位电视和随主设备供货的控制监视设备。全厂辅助车间按水、煤、灰三个监控点，其中水网包括：锅炉补给水处理系统、汽水取样装置控制系统、锅炉加药控制系统；灰网包括：除灰控制系统、除渣控制系统；煤网的相关控制及描述见电气部分；循环水泵房、燃油泵房的控制纳入到DCS，热网首站布置在主厂房里，其监视控制也纳入到DCS；综合水泵房及生活污水处理系统的控制纳入到水网的锅炉补给水处理系统，除渣系统拟纳入到除灰控制系统中，煤水控制采用程控方式，启动锅炉房采用就地控制方式；烟气脱硫系统采用DCS或PLC控制，其控制系统随脱硫岛主设备配供，当脱硫系统采用DCS控制系统时，其硬件要求采用与主厂房DCS系统一致的产品。机组电子设备间布置DCS系统机柜、DEH系统机柜、ETS系统机柜、TSI系统机柜、～380AC电源配电柜、～220VAC电源柜等。6.10.2控制水平6.10.2.1MIS系统本期工程设置信息管理系统（MIS），MIS系统以实时数据库为核心，以电厂生产过程控制系统的实时信息为基础，配置厂级性能计算、全厂负荷经济分配调度等相关应用软件，组成现阶段实用的厂级实时监控信息系统。本期工程MIS以生产期电厂厂级管理信息为主主要功能包括：运行管理设备检修管理燃料管理计划统计管理安监管理物资管理人力资源管理综合查询系统维护 为加强电厂信息化，保证今后电厂管理系统内信息流程的整体性，本工程各控制系统通过网关（接口机）将有关信息送至电厂管理信息系统（MIS）。6.10.2.2分散控制系统（DCS）的主要功能a)数据采集和处理功能（DAS）b)模拟量控制系统（MCS）c)顺序控制系统（SCS）d)炉膛安全监视保护系统（FSSS）e)人-机接口它作为主要的人-机联系手段，对炉、机、电及辅机设备实现监视、控制、参数设定、M/A站切换、系统故障自诊断功能。汽机配置数字电液调节系统（DEH）、汽机监视系统（TSI）、汽机紧急跳闸保护系统（ETS）。6.10.2.3汽机数字电液控制系统（DEH）的功能基本的控制功能：a)转速控制b)负荷控制c)阀门管理d)阀门试验6.10.2.3.1汽机起停和运行中的监视功能a)基本监视功能：连续采集和处理所有与汽轮机组的控制和保护系统有关的测量信号及设备状态信号。b)显示、报警功能：操作员站LCD能综合显示字符和图象信息以反映机组当前的状态和故障信息。机组运行人员通过LCD/键盘实现对机组运行过程的监视和操作。c)制表记录：由程序指令或操作人员指令控制。系统数据库中所具有的所有过程点均可制表记录。d)操作指导：在LCD上用图象和文字显示出机组正常起动、停运及事故跳闸工况下的操作指导，包括提供当前的过程变量值和设备状态、目标值、不能超越的限值、异常情况、运行人员应进行的操作步骤、对故障情况的分析和应采用的对策等。e)甩负荷控制功能：为改善电力系统故障时的动态稳定性能或抑制汽轮发电机组超速，汽机的DEH系统设置有超速保护控制（OPC）的甩负荷控制功能。f)热应力计算功能。汽机自起动及负荷自动控制(简称ATC)功能：ATC功能是指具有以最少的人工干预，实现将汽机从盘车转速带到同步转速并网，直至带满负荷的能力。g)主汽压力控制功能：由DEH系统来实现机组协调控制和汽机跟随方式下的汽压调节，系统中设置主汽压力控制回路。根据主汽门前主汽压力与定值的偏差，控制调节门开度，以保持主汽压力在设定值。h)DEH系统提供与电厂DCS系统的各种接口，并能接受和发送为综合整个机组运行工况所要求的信息和指令。对于汽机的一般信息，DEH系统能与DCS系统通过数据通讯线路连接、实现信息共享。对于控制信号，采用硬接线连接。6.10.2.3.2汽机安全监视系统（TSI）为保证汽机的安全稳定运行，汽机设置安全监视系统，TSI 装置由汽机厂配供。主要监视项目有：a）转速b）轴向位移c）相对膨胀d）大轴振动（X、Y方向，含发电机）e）轴承振震动（X、Y方向，含发电机）f）偏心g）零转速h）绝对膨胀i）油箱油位TSI系统提供了与电厂其它系统的各种接口，并能发送为综合整个机组运行工况所要求的信息和指令。TSI与DCS系统通过数据通讯线路连接、实现信息共享。TSI与ETS、DEH系统通过硬接线连接。6.10.2.3.3汽机紧急跳闸系统(ETS)主要跳闸条件最终将按汽机厂技术要求确定,原则上对所有的跳闸条件均要求具有在线试验功能。汽轮机紧急跳闸系统（ETS）独立设置，采用系统冗余的PLC实现其功能。ETS监视所有引起汽机跳闸的输入信号，一旦有异常讯号发生，ETS立即动作发出汽机跳闸指令。汽机紧急跳闸系统（ETS）的保护内容如下：转速超限凝汽器真空低润滑油压低轴向位移超限大轴振动超限相对膨胀超限轴承座振动超限发变组主保护动作锅炉发生MFTEH油压低DEH失电DEH跳闸指令其它汽机本体要求跳闸信号汽机的防进水保护、低压缸喷水保护等其它保护项目由DCS完成。6.10.2.3.4热工信号报警系统不设置常规热工信号报警光字牌。过程参数越限或控制装置故障，均通过分散控制系统的LCD画面报警；对重要参数以及需要引起运行人员特别注意的预告报警信号，拟在分散控制系统的LCD设置专用的报警画面，与此同时按锅炉、汽机、发电机划分区域，由DCS引出报警接点鸣放故障音响报警信号及语音报警。重要报警接点进入DCS系统时可重复设置，并由不同的检测通道及控制器实施其报警功能6.10.3主要热工控制设备选型主要热控设备将选择技术先进成熟的具有成功运行经验的产品。a)分散控制系统（DCS）选用电站优选机型。 b)汽机控制系统采用数字电液控制系统（DEH），由汽机厂配供，在允许的条件下，与DCS采用同类产品，以保证控制系统在硬件、软件上实现一体化。c)汽机监视仪表（TSI）选用进口仪表，由汽机厂配供。d)汽机紧急跳闸（ETS）采用PLC控制，由汽机厂配供。e)变送器选用进口或引进型产品。f)压力开关及液位开关采用进口产品。g)热工实验室设备按标准配置。h)火灾报警探测系统的设备拟选用国外进口先进设备。i)炉膛火焰电视采用国产产品。j)汽包水位电视采用国产产品。6.10.4电源以下各种电源均采用放射形式供电。6.10.4.1交流380V电源热力控制配电箱采用交流380V三相四线制电源。每台机组的锅炉配电箱、汽机配电箱（包括除氧给水配电箱）各有两路交流380V电源进线，分别接自相应低压厂用母线的不同半段或不同段。对于辅助车间如除灰、除渣车间,循环水泵房、综合水泵房及燃油泵房等热控配电箱的380V电源，采用三相四线制一路进线，引自相应车间的低压配电盘。6.10.4.2交流220V电源每台单元机组控制盘作为一个供电对象，设置总电源柜。总电源进线分两路，分别接自相应低压厂用母线的不同半段或不同段。交流220V电源应是有一线直接接地的两线制系统。互为备用的交流220V电源应当属于同一相（一般为Ａ相）。6.10.4.3交流220V不间断电源每台单元机组DCS系统的交流220V电源由在线式不间断电源（UPS装置）供电，切换时间不大于5ms。在厂用交流电源中断的情况下，UPS装置可以保证连续供电半小时。6.10.4.4直流220V电源机组控制及保护用直流220V电源，采用两路进线，接自蓄电池直流盘。6.10.5火灾报警控制系统6.10.5.1系统功能本期工程按火灾自动报警系统原则，依照《火力发电厂与变电所设计防火规范》中单机5～125MW级设置，火灾探测报警系统是一个独立的系统，该系统包括消防报警主机、火灾应急广播、消防专用电话、火灾探测设备、及电源装置等。本工程两台机组的火灾报警系统共用一台主机，主机箱安装于单元控制室火灾探测报警控制屏上，远程控制显示器箱安装于各区域有人值班的房间或场所。主机与远程控制显示器之间通过RS485串口进行网络通讯。6.10.5.2火灾探测报警区域的划分本工程火灾探测报警系统划分为以下五个区域：1#、2#机主厂房分别为一区、二区；集中控制室、电子设备间、电气设备间、主厂房高、低压厂用配电间及电缆夹层为三区；网络继电器室为四区；五区为燃油泵房及罐区。一区、二区的探测范围主要有：电缆桥架（包括：竖井、隧道）。三区探测范围主要有：电气设备间、集中控制室、工程师室、DCS机房、电子设备间、电气设备间、主厂房高、低压厂用配电间及电缆夹层等。四 区探测范围主要有：网络继电器室、蓄电池室、通讯间、UPS配电间、电缆隧道及其它安装有电气设备的房间。五区探测范围主要有：燃油泵房及罐区。其中四区和五区设置区域显示屏分机。6.10.6热工自动化试验室6.10.6.1热工自动化试验室布置热工自动化试验室布置在办公楼内与天桥标高相同的楼层，总面积约200㎡（其中不包括热工现场维护间、夜班人员休息室和更衣室等），按规划容量2×50MW系列机组考虑。热工自动化试验室设置有：计算机维护间：2×20㎡；计量检定室：2×20㎡；仪表及保护装置检修间:2×20㎡；标准仪表间：1×20㎡；备品备件保管间:1×20㎡。钳工间:1×20㎡。热工现场维护间设于主厂房运转层，面积为：1×20㎡。以上试验室面积为暂定面积，每个房间的具体面积将在施工图设计中详细规划。热工试验室各工作间根据需要设有交、直流电源。6.10.6.2热工自动化试验室设备配置原则热工自动化试验室根据《火力发电厂热工自动化试验室设计标准》按两台50MW系列机组容量配置设备。本工程热控定员列4人，热工自动化试验室按“不承担检修任务”性质相关标准设置。各控制系统调试、试验的专用设备，随系统成套供货。6.11主厂房布置6.11.1主厂房布置的主要原则（1）本工程建设2×50MW机组。（2）主厂房布置充分考虑节约用地、降低投资、减轻运行人员的劳动强度和运行、维护、检修的便利。（3）根据某冬季气温较低的特点，本工程锅炉房采用室内布置。（4）从汽机房看，左为主厂房固定端，右为扩建端，即本工程主厂房为右扩建型式。（5）可行性研究阶段，主厂房布置按设置3台电动给水泵考虑，汽轮发电机按横摆布置。6.11.2主厂房布置方案（1）主厂房布置为典型的三列式布置，即从固定端看，从左到右依次为：汽机房、除氧煤仓间、锅炉房、除尘器、烟囱顺序排列，烟囱后设有脱硫区及启动锅炉房。除氧煤仓间为单框架结构。主厂房主要结构尺寸见表6-11-1。表6-11-1主厂房主要结构尺寸项目数据汽机房跨距（m）30.00长度（m）73.00运转层标高（m）8.00行车轨面标高（m）17.500屋架下弦标高（m）20.305体积（万m3）4.00除氧煤仓框架跨距（m）11.50长度（m）73.00 加热器平台标高（m）4.50；8.00运转层标高（m）8.00除氧煤仓层标高（m）18.00皮带层标高（m）26.50屋面梁标高（m）32.50体积（万m3）2.30锅炉房跨距（m）41.46长度（m）2×21.00=42.00运转层标高（m）8.00锅炉顶棚标高（m）43.60体积（万m3）5.10从A列柱到烟囱中心线距离（m）142.01主厂房合计体积（万m3）12.30（2）汽轮发电机组横向对称布置，机头朝向B排柱，发电机尾部靠A排柱侧墙开门，以便于发电机抽转子。（3）锅炉房设置8米层运转大平台，运转层以上采用紧身封闭。6.11.3汽机房布置说明（1）汽机房跨度为30米，9档，汽机房总长为73米，其中包含固定端热网首站一档9米。（2）两台机组设一部50/10t电动双梁双钩桥式起重机（行车），其轨面标高为17.5米。汽机房固定端和扩建端零米层为检修场地。（3）汽机房固/扩端靠B排柱侧开有大门，用于运行维护及检修运输之用。（4）两台机组共设3台110%容量的电动调速给水泵，3台给水泵组均纵向布置于汽机房靠B排柱侧。（5）两台机对称布置，其加热器平台位于两机之间。高压加热器为落地式布置，低压加热器为腰部支撑方式，布置于加热器平台4.5米层。（6）每台机装设两台射水泵，两台机合用一座钢筋混凝土地上式射水箱，布置于汽机房零米靠A排处。（7）汽轮发电机组主油箱支撑于4.5米层混凝土楼板上。油净化装置，高压调速油泵，交、直流润滑油泵均布置于附近的零米地坪上。这种布置方式可使油系统设备及管道远离高温区域，对机组的安全运行十分有利。（8）每台机组的凝结水泵布置于位于零米层的凝结水泵坑内，这样的布置便于凝结水泵的检修起吊。（9）汽机房靠B排柱侧纵向通道畅通，运转层为岛式布置。在B排、A排及固定端墙柱侧运转层高度均挑出一定宽度的平台以利于运行维护人员巡视通行。（10）循环水泵设置在厂区循环水泵房内。6.11.4除氧煤仓框架布置说明（1）本工程除氧间与煤仓间合并成为单框架结构，跨度为11.5m，共9档，总长73米。（2）除氧煤仓间固定端第一档为输煤栈桥。固定端布置有楼梯间，在扩建端头设一部室外消防梯。（3）除氧煤仓间零米共布置有6台中速磨煤机，中速磨煤机设有专用的电动小车式电葫芦。（4）运转层8.0米，布置有送粉系统的管道和机炉集控室。给煤机层10.5米。 两台机设一个机炉电集中控制室，布置于除氧煤仓间框架两炉之间,标高为8.0米。（5）除氧煤仓层18.00米，布置了三座原煤仓以及两台高压除氧器和两台连排扩容器。（6）输煤皮带层标高为26.5米。（7）煤仓框架屋面标高32.5米。（8）煤仓框架固定端设有一吊物孔,并设置有一个3t的电动葫芦。6.11.5锅炉房布置说明（1）锅炉房设置8米层运转大平台,运转层以上采用紧身封闭，锅炉构架为全钢结构，锅炉房设有专用的电动小车式电葫芦。（2）K1柱距框架C排柱距离6米。（3）每台锅炉房底层布置两台送风机，两台一次风机，分别设有专用的电动双钩小车式电葫芦。（4）在锅炉房固定端外侧布置一台定期排污扩容器。（5）两炉间底层布置电气专业设备，运转层布置热控的电子设备间。（6）化水专业设备，疏水箱、疏水泵以及采暖换热间布置在锅炉房固定端。6.11.6炉后布置说明（1）本工程选用双室三电场静电除尘器，每炉一台。（2）引风机房布置于电除尘器之后，两台炉的引风机房为合并布置，其内共布置4台离心式引风机，中间为检修场地，设有专用的电动双钩小车式电葫芦。（3）本工程两台炉合用一座高150m，出口直径为3.5m的单筒钢筋混凝土烟囱。（4）本工程烟囱后布置脱硫区及启动锅炉房。6.12主要生产建筑物的建筑布置及结构选型按照审查意见主要建(构)筑物的抗震措施按提高1度，即按8度考虑。6.12.1主厂房6.12.1.1建筑布置主厂房为汽机房、除氧煤仓框架、锅炉房三列布置，挡距为7m。汽机房为岛式布置，跨度30.0m，汽机房网架下弦标高为20.305m，吊车梁轨顶标高为17.50m共9挡，除氧煤仓间框架跨度间11.5m。B、C轴之间共9挡，各层标高：电缆夹层4.2m，运转层为8.0m，除氧器煤仓层为14.5m,皮带层为24.0m。6.12.1.2结构选型横向为汽机房外侧柱—汽机房屋盖—除氧煤仓框架组成的钢筋混凝土框排架现浇结构，纵向为框架剪力墙或框架支撑结构。汽机房屋盖采用钢屋架结构，屋面采用钢屋架+钢支撑有檩体系，上铺压型钢板、现浇配筋轻质混凝土、保温找平层等组成的卷材防水屋面。汽机基础采用钢筋混凝土框架结构。加热器平台采用钢筋混凝土框架结构。各层楼板均为现浇钢筋混凝土板结构，锅炉运转层采用钢梁混凝土板组合结构。煤斗采用焊结钢结构。吊车梁采用钢筋混凝土吊车梁或钢吊车梁。外围护结构采用加气混凝土砌块围护。汽机房固扩端墙采用抗风柱，三角型抗风桁架外挂金属夹芯板围护。汽机房A列锅炉房C列金属夹芯板封闭。炉架为钢结构由制造厂家设计，锅炉采用紧身封闭（金属夹芯板）。6.12.1.3基础型式采用钢筋混凝土筏板基础或柱下独基和条基。6.12.2炉后建筑烟囱上部结构为150米高，出口直径3.5 米钢筋混凝土烟囱，基础为钢筋混凝土圆板结构。烟道为钢筋混凝土框架结构，基础为钢筋混凝土筏板基础。引风机房为钢筋混凝土框架结构，基础为钢筋混凝土筏板基础或柱下独基和条基。6.12.3电气建构筑物屋外配电装置架构及设备支架采用Φ300的钢筋混凝土环形等径杆以及镀锌钢桁架梁。电除尘配电室，继电器室为单层框架结构，基础为钢筋混凝土独立基础。6.12.4燃料运输系统建筑栈桥纵向为钢桁架与钢筋混凝土柱组成的排架结构，基础为钢筋混凝土柱下条基。栈桥屋面及两侧采用金属压型钢板加保温围护。转运站，碎煤机楼，输煤综合楼，推煤机库，除尘采光间均采用现浇钢筋混凝土框架结构。基础为柱下钢筋混凝土筏板基础或柱下条基。地下输煤隧道及地下煤坑均为现浇钢筋混凝土地下结构。煤厂挡煤墙为钢筋混凝土基础，其上立柱，柱外挂钢筋混凝土预制墙板，即可档煤也可。6.12.5化水建筑酸碱贮存及中和池为箱形基础上部为排架结构。水箱间采用钢筋混凝土环形基础，化学水处理室、化验楼、循环水处理室均为采用现浇钢筋混凝土框架结构，基础采用筏板基础或柱下条基。6.12.6除灰渣系统建筑输送空压机房，与热机共用，尽量靠近电除尘器布置。灰库气化风机房，尽量靠近灰库布置。两座灰库为钢筋混凝土筒仓结构，细灰库一座，粗灰库一座，尽量靠近电除尘布置。6.12.7辅助及附属建筑材料库房及检修工房采用砖混结构。基础为墙下条型基础。办公楼，宿舍搂采用现浇钢筋混凝土框架结构。基础为柱下钢筋混凝土独立基础。6.12.8地基处理根据各厂址区地层条件分析，拟选图巴公路厂址（推荐厂址）、永安坝厂址小区域地层岩性主要以角砾土为主，见砾砂层分布，它们均呈中密至密实状，地基承载力较高，抗变形能力较强，是良好的天然地基持力层，建议采用天然地基。工业园厂址区域地层主要为细颗粒的砂土、粉土、粘性土，根据收资分析，它们均为一般性土和软弱土，承载力低，变形大，并考虑场地土的地震液化等问题，因此综合考虑电厂主要建筑物需采用人工地基，附属建筑物视下阶段场地岩土工程条件进一步优化处理方案。6.13空调、采暖、通风及除尘6.13.1采暖系统主厂房、输煤系统建筑采暖热媒采用压力0.4MPa饱和蒸汽;其他生产附属辅助建筑采暖热媒采用95～70℃热水。6.13.2通风、除尘系统为保证主厂房夏季室内温度，顺利排除的锅炉、汽轮机、热管道及大型电动机的散热量，锅炉房采用自然机械相结合通风方式，即由设置在锅炉紧身封闭电动铝合金百叶窗进风，带走锅炉等设备余热后，由设置于锅炉房屋面的屋顶风机排出；汽机房及除氧间采用自然通风方式，由汽机房0.00m和运转层低侧窗自然进风，经消除汽轮机等设备的余热后，由汽机房屋顶通风器自然排出。 厂区高、低压配电室、厂用变等电气间及水泵房设置降温通风系统，并设事故排风。化水车间的酸碱贮存间、酸碱计量室通风采用自然进风、机械排风的通风方式排除室内有害气体。煤仓层、输煤转运站等各落煤点设置机械通风除尘加喷雾除尘装置，以降低粉尘的飞扬，保证生产运行人员的工作环境。6.13.3空调系统主厂房控制室、电子设备间采用相对独立的空调机组集中送回风系统,以保证电子设备的正常运行。其他建筑的控制室采用分体式风冷空调机。6.13.4锅炉房真空清扫系统锅炉房设置真空清扫系统，并兼煤仓皮带层、给煤机层的真空吸尘以及煤仓间内不宜用水冲洗的设备、管道表面积尘等清扫。每台锅炉设计一套固定吸尘管路，由吸尘母管、干管、管道连接件、吸尘口组成，两台锅炉共用一台真空吸尘车。7烟气脱硫7.1设计依据7.1.1国家政策法规(1)《中华人民共和国大气污染防治法》(2000年4月29日第九届人民代表大会常务委员会第十五次会议通过)；(2)《火力电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》(国经贸资源(2000)156号)；(3)《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》发改能源[2004]864号；(4)关于发布《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》的通知(国家环境保护总局?环发[2002]26号)；(5)《排污费征收使用管理条例》(中华人民共和国国务院令第369号(2003))；(6)《排污费征收标准管理办法》（国家发展计划委员会、财政部、国家环境保护总局、国家经济贸易委员会第31号令(2003)；(7)国家发改委《关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展若干意见》2005年5月23日。7.1.2国家环保标准(1)《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)中第3时段；(2)《工业企业厂界噪声标准》(GB12348—90)中Ⅲ类标准；(3)《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中二类一级标准(1998年1月1日后建设的单位)；(4)《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000；(5)《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》DL/T5-2004；(6)《火力发电厂可研报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定》DLGJ138-1997。7.1.3设计原则(1)符合我国电力建设的方针和政策，贯彻安全可靠适用符合国情的原则，满足排放达标，并促进电力环保的发展。(2)烟气脱硫工艺应遵循经济有效、安全可靠、资源节约、综合利用、因地制宜的选取最优工艺。 (3)推荐烟气脱硫工艺应是技术成熟、先进适用、经济合理（造价和运行费用低），并在国内外有工业化业绩的工艺系统。(4)为降低工程投资，在确保安全可靠、高效的原则下，除主要设备需要进口外，原则上选用国产设备。(5)脱硫工艺应尽最大可能节约资源和能源，使其对环境的负面影响最小。(6)采用在线监测系统对脱硫前后烟气进行实时连续监控。7.2脱硫工艺系统的选择7.2.1几种脱硫工艺简介目前，世界上燃煤或燃油电站所采用的脱硫工艺多种多样。在这些脱硫工艺中，有的技术较为成熟，已经达到工业应用的水平，有的尚处于试验研究阶段。经过初步筛选，对目前技术较为成熟、对本工程可资参考的几种典型脱硫工艺进行简单介绍。7.2.1.1石灰石--石膏湿法脱硫工艺石灰石—石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎、磨细成粉状，与水混合搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率高。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95%以上。按脱硫副产物石膏的处置方式划分，一般有抛弃和回收利用两种方法，脱硫石膏处置方式的选择主要取决于市场对脱硫石膏的需求、脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地等因素。石灰石—石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺，目前，我国300MW以上机组脱硫主要采用应用石灰石—石膏湿法工艺，应用的单机容量已达1000MW。7.2.1.2喷雾干燥法脱硫工艺喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化加水制成消石灰乳，消石灰乳在吸收塔内被雾化成细小液滴，与烟气中的S02发生化学反应生成CaS03和CaS04，达到脱除烟气中的SO2的目的。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。除尘后的烟气经烟囱排放。喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。目前，该工艺在我国多用于中小机组的脱硫改造上，当钙硫比为1.4时脱硫率可达到80%以上。7.2.1.3炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺(LIFAC)该工艺以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。增湿水以雾状喷入尾部增湿活化反应器内，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.5及以上时，系统脱硫率可达到65～80%。未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。由于脱硫过程吸收剂的利用率较低，脱硫副产物中亚硫酸钙含量较高，其综合利用受到一定的限制。7.2.1.4电子束法脱硫工艺 本工艺流程由排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉烟气经过除尘器粗滤处理之后进入冷却塔，冷却塔内喷射冷却水将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度(约70℃)。在反应器进口处将一定的氨气、压缩空气和软水混合喷入，冷却后的烟气流进反应器经电子束照射，SO2和NOx在自由基作用下生成粉状微粒(硫酸铵(NH4)2S04与硝酸铵NH4N03的混合粉体)。生成的粉体微粒一部分沉淀到反应器底部，其余被副产品除尘器所分离和捕集。净化后的烟气经烟囱向大气排放。目前，电子束法脱硫工艺工业化装置试验在成都热电厂1台20OMW机组的部分烟气进行，处理烟气量为3O万Nm3/h，该装置已投入运行。7.2.1.5氨法脱硫工艺该脱硫工艺是以氨水为吸收剂，其副产品为硫酸铵化肥。锅炉烟气经烟气换热器冷却至90～100℃，进入预洗涤器除去HC1和HF，洗涤后的烟气经液滴分离器除去水滴，再进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的S02被洗涤吸收除去，经洗涤后的烟气排出后经液滴分离器除去水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶部的除雾器除去雾滴，再经烟气换热器加热后由烟囱排放。洗涤工艺中产生的约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步加工或直接作为液体氮肥出售。氨法脱硫属较为成熟的一种脱硫工艺。目前，在有条件的地区已在使用。7.2.1.6烟气循环流化床技术循环流化床烟气脱硫属于干法脱硫工艺，利用石灰或消石灰粉作脱硫剂，烟气经预除尘器，从吸收塔底部的布气管进入，加速的烟气与脱硫剂粉反应而除去SO2，烟气从顶部排出，进入除尘器，引风机排入烟囱。除尘器除下的大部分颗粒，经再循环系统返回吸收塔，部分进除灰系统。据资料介绍，该技术可配锅炉容量为5～300MW，脱硫效率为80～90%，国外有在270MW燃油机组上使用的业绩，国内广州恒运电厂210MW燃煤机组采用的这种脱硫装置已投运，彭城电厂二期2×300MW机组、榆社电厂二期2×300MW机组脱硫装置也采用该工艺。7.2.2脱硫工艺方案选择几种脱硫工艺的比较，见表7-1。表7-1脱硫工艺比较表工艺方案项目石灰石/石膏湿法喷雾干燥法炉内喷钙尾部增湿活化电子束法氨法烟气循环流化床技术成熟程度成熟成熟成熟工业试验成熟较成熟工艺难易程度较复杂较简单简单复杂复杂较简单应用业绩达80%以上较多较少较少较少一般使用煤种不受含硫量限制适用于中、低硫煤适用于中、低硫煤适用于中、高硫煤不受含硫量限制适用于中、高硫煤应用单机规模没有限制多为中小机组多为中小机组中小机组中小机组中小机组能达到脱硫率95%以上70～85%75%左右75%左右90%左右90%左右 吸收剂种类石灰石/石灰消石灰石灰石氨氨水石灰石吸收剂来源来源较广泛高质量石灰或消石灰，来源较困难来源较广泛受条件限制受条件限制来源较广泛废水处理多数情况下需处理无废水无废水无废水需处理无废水Ca/s(一般)低于1.11.3～1.4>21.2～1.5占地面积较大较小较大较大大较小机组负荷影响一般一般一般一般一般一般防腐要求较高不需要不需要较高较高不需要投资较高较低低较高高较低运行成本较低较高高较高高较高副产品种类石膏脱硫废渣（亚硫酸钙）脱硫废渣（亚硫酸钙）硫酸铵/硝酸铵硫酸铵溶液脱硫废渣副产品出路用作水泥缓凝剂、石膏制品原料难以综合利用难以综合利用可用作化肥可用作化肥难以综合利用根据国家环保总局、国家经贸委、科技部?环发[2002]26号《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》要求，对燃用中、低硫煤(含硫＜2%)的中小电厂锅炉(＜200MW)，或是剩余寿命低于10年的老机组建设烟气脱硫时，宜优先采用半干法、干法或其它费用较低的成熟技术，所用技术应在国内已进行过100MW或以上规模的应用或示范，脱硫效率应保证在75%以上，投运率应保证在热电厂正常运行时间的95%以上。烟气循环流化床(CFB)脱硫工艺是德国能捷斯比晓夫公司在80年代中期开发的适用于燃煤电厂的一种新的干法脱硫工艺。它以循环流化床为原理，通过物料在床内的内循环和高倍率的外循环，使得吸收剂与SO2间的传热传质交换强烈，吸收剂内的传质过程强烈，固体物料在床内的停留时间长达30～60分钟，且运行温度可降至露点附近，从而大大提高了吸收剂的利用率和脱硫率。在较低的Ca/S比(Ca/S＝1.2～1.5)情况下，脱硫效率可与石灰石湿法工艺媲美。故本工程推荐采用烟气循环流化床(CFB)脱硫工艺，并选用生石灰粉作为脱硫吸收剂。7.3脱硫吸收剂供应本工程采用烟气循环流化床(CFB)脱硫工艺，根据脱硫工程对生石灰粉的要求，生石灰加水后4min内温度达到60℃(石灰检验标准为DIN1060)，石灰粒径小于等于200目，CaO含量为80%±15%(质量)，CaCO3含量小于3%(质量)，本工程采用当地某兵团农三师永达水泥厂生产的生石灰粉。目前，业主已与某兵团农三师永达水泥厂签订提供灰生石灰粉协议，但需进一步落实生石灰粉成分分析报告。7.4原则性脱硫工艺系统7.4.1脱硫工艺及主要技术参数7.4.1.1脱硫工艺烟气循环流化床脱硫工程主要由吸收剂制备系统、二氧化硫吸收系统、除尘系统、吸收剂再循环系统、自控和在线监测系统等组成。(1)脱硫吸收剂制备系统本烟气脱硫工程以石灰粉作为脱硫吸收剂。吸收剂制备与供应系统采用成品石灰粉，成品石灰粉由粉罐车运至厂内→消化器→气力输送→吸收塔。 本脱硫系统生石灰粉用密封罐车运输到脱硫岛内的生石灰仓内储存。生石灰粉在脱硫岛内现场消化，消化好的消石灰粉储存在消石灰仓内，供脱硫系统使用。由自卸式密封罐车运来的生石灰粉经罐车自带的输送装置输送进入生石灰仓，生石灰仓仓底设有排放口，通过插板阀、旋转阀、皮带称重机进入干式消化器进行生石灰粉的消化，生成干态消石灰。消化器排出的消石灰含水量＜1.5%，通过仓泵输送到消石灰仓。消石灰仓仓底设有手动插板阀和旋转阀，消石灰通过仓泵输送至中继仓。中继仓底设置气力输送装置，消石灰以罗茨鼓风机提供压缩空气为动力通过喷射装置喷入脱硫塔内参加脱硫反应。生石灰粉和消石灰流动性较差，为了防止生石灰仓和消石灰仓板结、下灰不畅，生石灰仓、消石灰仓壁尽可能光滑，不允许有突出物限制生石灰粉和消石灰的流动，形成堆积点。同时为了防止吸收剂带水引起板结，生石灰粉由密闭罐车运输而来，生石灰仓和消石灰仓密封仅在顶部加装除尘设备。生石灰粉的消化采用干式消化，采用原装进口的干式消化器。采用干式消化器消化，可得到比表面积大于15m2/g的消石灰，满足循环流化床干法脱硫的正常需要。消化系统的容量能够满足一套脱硫系统正常运行时的消石灰用量。生石灰仓的有效贮粉量宜满足锅炉最大连续出力时2～4天的消耗量；消石灰仓的有效贮粉量宜满足锅炉最大连续出力时1～2天消耗量。吸收剂制备与供应系统由生石灰仓、消石灰仓、中继仓、干式消化器和气力输送系统组成。给料量由进口烟道SO2量控制。进入吸收塔的新鲜消石灰与再循环脱硫灰一起加入吸收塔，参与反应。(2)SO2吸收系统SO2吸收系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括吸收塔、增湿水供应、物料再循环装置等设备。吸收塔自下而上依次为底渣灰斗、进口烟道、文丘里管、反应段、出口烟道、再循环装置。本工程2台炉引风机的原烟气从吸收塔底部进入，吸收塔底部为多个文丘里装置。烟气流经文丘里装置后速度加快，并在吸收塔内与很细的吸收剂粉末充分混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈摩擦，形成流化床，在喷入均匀水雾调质的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫等酸性气体反应，生成亚硫酸钙和少量硫酸钙等副产品。脱硫后携有大量固体颗粒的烟气由吸收塔顶部排出，经除尘器除尘后排入烟囱。被除尘器除下的固体颗粒经再循环装置返回到吸收塔。由于大部分颗粒都被反复循环达百次之多，吸收剂在脱硫系统中滞留时间一般可达30分钟以上，故吸收剂的利用率较高。(3)烟气及除尘系统本工程二台炉排出的烟气经除尘器、引风机、脱硫系统入口挡板门后，与加入烟道的脱硫吸收剂、再循环物料混合，进入吸收塔。在塔内烟气增湿降温、脱除SO2后，从塔顶部排出。排出的烟气中携带大量脱硫副产物，经袋式除尘器除尘。处理后的烟尘含量降低至50mg/Nm3以下。吸收塔后配一套除尘系统，除尘系统由袋式除尘器组成，除尘器的外壁必需保温。除尘后的净烟气由脱硫风机增压，经原有烟囱排入大气。如果由于锅炉负荷的波动影响到循环流化床中的流化态的形成，在引风机后引一股干净的烟气补充到吸收塔的底部，以保证形成流化床必须的气量，使文丘里喷嘴的流速保持相对的稳定。在锅炉启动过程中或脱硫系统解列、检修时，脱硫系统入、出口挡板门关闭，旁路挡板门打开，机组烟气经引风机和旁路烟道进入烟囱排出。7.4.1.2主要技术参数 本期工程两台50MW燃煤供热机组脱硫装置的设计基础参数，见表7-2。表7-2脱硫装置的设计基础参数序号项目单位数值设计煤质校核煤质1机组容量MW2×50锅炉容量t/h2×2402脱硫装置处理烟气量(干态)Nm3/s148.45143.383脱硫装置处理烟气量(湿态)Nm3/s159.61153.044机组耗煤量t/h54.2446.425煤质含硫量(应用基)%0.460.466脱硫装置进口烟气温度℃1301307脱硫装置排烟温度℃80808脱硫装置进口SO2浓度mg/Nm3898.7796.39脱硫装置进口烟尘浓度mg/Nm3120.055.310脱硫装置的脱硫效率%85857.4.2主要设备选择按《火电发电厂设计技术规程》的规定，根据本工程煤质中含硫量，脱硫系统按二台机组设一套脱硫装置考虑。脱硫系统主要设备，见表7-3。表7-3主要设备一览表序号名称规格型号单位数量（一）烟气系统　1脱硫除尘装置(布袋除尘器)632000Nm3/h,除尘效率≥99.99%套12脱硫塔套13原烟气入口挡板门套24旁路挡板门套25　净烟气出口挡板门套26密封风机由挡板门配套供货套27脱硫风机Q=598720m3/h,P=4500Pa,N=450kW套2（二）工艺水系统　1消化水泵　　　2工艺水泵　　　3吸收塔喷嘴入口水流量1.5m3/h,入口水压：0.5MPa,入口空气流量：120Nm3/h，入口空气压力：0.6MPa套18（三）脱硫灰再循环系统　1　灰斗　套12　流化板　套13　进气支管　套14　空气斜槽给料：220t/h条25空气斜槽电动流量控制阀　个26　反料量计量装置0～220t/h个2（四）气力输送、流化系统　1空气斜槽风机流量45m3/min,升压6.243kPa,功率15kW（两运一备）台32筒仓流化风加热器　台2 3空气斜槽流化风加热器　台2（五）脱硫灰渣系统1仓泵　个32灰渣输送风机　台23手动插板阀　台34旋转卸料阀　台1(六)吸收剂制备系统1消石灰(吸收剂)气力输送系统套12干式消化器套13干式消化器排汽风机套14生(消)石灰仓顶除尘器套25生石灰仓套16消石灰仓套17生石灰下料阀套18生石灰电动旋转卸料阀套19生石灰手动插板门套110喷射器套111生石灰旋转卸料阀套112生石灰手动插板门套113仓泵套214生石灰计量装置套115吸收塔中储仓吸收塔1天的消石灰耗量套116　吸收塔中储仓仓顶袋式除尘器　套117中储仓旋转卸料阀　套118　中储仓手动插板门　套1（七）气力输送、流化系统1气力输送空压机流量8m/min,升压0.70MPa，功率45kW（一运一备）台22筒仓流化风机流量20m/min,升压53.9kPa,功率25kW（一运一备）台23雾化空压机流量18m3/min,升压0.35MPa，功率75kW（一运一备）台27.5脱硫场地及平面布置本工程的脱硫区拟布置在本工程烟囱尾部，占地面积约35×60m。吸收剂制备系统、工艺水系统、控制系统等一次建成，水系统、物料循环系统、流化风系统等工艺设备布置在吸收塔、袋式除尘器底部，使吸收塔和除尘器下部的空间得到充分利用。脱硫用增压风机布置在脱硫除尘器下游，脱硫系统控制楼布置在两台炉之间。脱硫除尘岛与热厂主机相对独立，自成体系。现有烟道可以作为100%烟气旁路，脱硫系统引起的烟气压力损失则由脱硫引风机补偿。在接近烟囱的位置布置循环硫化床吸收塔，紧接吸收塔布置袋式除尘器。石灰粉仓、消石灰粉仓和脱硫灰库布置在脱硫岛侧。7.6脱硫吸收剂根据脱硫工程对生石灰粉的要求，按脱硫效率85%、Ca/S=1.3计,本期新建2×240t/h锅炉所需生石灰量，见表7-4。 表7-4生石灰耗量表煤质小时耗量（t/h）日耗量(t)年耗量(104t/a)设计煤质0.7314.600.292校核煤质0.6112.200.2447.7脱硫副产品处理7.7.1脱硫副产品处理系统本工程脱硫副产品生产量，见表7-5。表7-5脱硫工程脱硫副产品的生产量煤质小时产生量（t/h）日产生量(t/d)年产生量(104t)设计煤质4.5991.801.84校核煤质3.9078.001.56注：运行按20小时，年运行按4000小时。脱硫副产品由袋式除尘器捕集，捕集后脱硫副产品采用气力输送的方式先输送到再循环中间仓，部分脱硫副产品进行再循环，其余部分由气力输送装置输送到新建的副产品库，副产品库有效容积按2天,24小时考虑。CFB工艺在烟气系统中不同的布置会产生不同组分的副产品。不预先除尘的工艺产生的副产品中含有较多粉煤灰，而预先除尘的粉煤灰含量将较少。在CFB系统中，为了保持原有的粉煤灰综合利用的良好途径和经济效益，利用原有电除尘器将粉煤灰预先除尘。因此，脱硫产生的副产品的主要成分为半水亚硫酸钙、二水硫酸钙、碳酸钙等。CFB-FGD脱硫系统的副产物只有干态的脱硫灰，没有其它副产物产生。脱硫灰是一种干态的粉末状混合物，主要由过量的消石灰粉、脱硫反应产生的CaSO3.1/2H2O、CaSO4.1/2H2O等钙基化合物，以及未完全反应的吸收剂CaO和Ca(OH)2及部分飞灰等组成。它是一种干燥的非常细的粒状物，平均粒径20μm或更细，粒径分布与普通飞灰大致相同。CFB-FGD脱硫灰的处置可以分为抛弃法和综合利用法两种。综合利用主要是作为建筑和筑路材料，抛弃法则将脱硫灰运至灰场贮存。本工程烟气CFB脱硫系统按机组年利用4000小时计算，每年产生的脱硫副产品约2万吨，其典型的化学组成，见表7-6。表7-6烟气CFB脱硫副产品的典型化学组成序号组分含量1CaSO3.1/2H2O72%2CaSO4.1/2H2O5%3CaCO315%4CaCl24.5%5Ca(OH)2<1%6H2O<1%7杂质1.5%8平均粒径5?m由于CFB 系统采用粉煤灰与脱硫副产品分开排放的方式，所以这两种物料的综合利用具有较大地灵活性，能够根据市场的需要能分能合。但是，这种副产品在我国仍是一种新的工业废料，从技术和运销角度分析，均需要一个认同的过程。因此，本工程暂按抛弃处理，必须考虑副产品的储存场地。为了减少灰场灰渣堆放量，降低灰场二次扬尘对区域环境的影响，业主应根据本工程提出的干法脱硫灰渣的处置及综合利用途径，积极落实预除灰和脱硫副产物综合利用的途径，开拓综合利用的渠道，变废为宝，提高资源利用率，减少预除灰、脱硫灰抛弃。7.7.2脱硫副产品综合利用前景分析干法烟气脱硫只产生干的脱硫渣，没有废水产生。干法烟气脱硫技术吸收剂为钙基化合物，脱硫渣中的主要成分为CaSO4、CaSO3等。干法烟气脱硫脱硫渣是一种灰白色干燥的微粒状粉末,其流动性与易流化性与飞灰相似。在国外，干法脱硫渣已在不同的领域中得到利用。(1)建筑业对脱硫渣，飞灰，水泥和水进行混合，通过固化可以制造建筑材料。一般来说，固化是通过自身硬化而实现的。用脱硫渣制造的建筑材料，脱硫渣含量最大为35%，一般情况下加入含量5～20%脱硫渣。经过一定时间以后，该材料的抗压强度可达到40N/mm2，渗透性小于5.1～8m/s。在基建项目上、道路和堤坝建设中可以使用这种建筑材料。此材料还可作墙体和空腔填充物。在欧洲，脱硫渣掺加飞灰或水泥的混合物由于优质廉价，销量很好。(2)墙体建筑材料基础研究表明，在加入高炉水泥的墙体混合物中，用此脱硫渣取代40～50%的石灰石料，可以改善抗压性，并可减小透水性。这种建筑材料现在已经可以达到用户要求的渗透性值9～10m/s。(3)垃圾场建设脱硫渣和飞灰的混合物(其中飞灰含量约为70%)，在与20～30%的水混合后，经过约半年的固化期后，抗压性达到40N/mm2。脱硫渣作为“防气味外溢”材料在国外已被用于垃圾堆放场。脱硫渣密封层的透气性小于传统性密封物(前者K=1×10-10m/s，后者以粘土为例K=1×10-6～1×10-7m/s)。(4)地面及地下矿山建设脱硫渣、飞灰、水泥和附加物混合构成的混浆可作为后期承重的矿山建筑泥浆和灌注泥浆在地下矿山建设中使用。(5)水泥粉从凝固的角度来看，水泥一般归于硫酸盐类。通常在研磨粉碎过程中，它以硫酸钙化合物(硬石膏)的形式被混在一起。据国外有关大学的研究，硫酸盐的一部分可以被亚硫酸盐取代，而且不会对水泥的凝固和其它技术特性产生消极影响。在一年内亚硫酸盐的一部分会氧化，不会产生体积膨胀或不稳定性问题。(6)石灰砂石根据研究，在生产石灰砂石时使用脱硫渣作为添加剂是可行的。只要密切注意加入数量和脱硫渣中碱的含量及它们的特定边界条件，可用脱硫渣替代高达50%的石灰砂石，脱硫渣中飞灰含量为70%。(7)道路建筑的建筑材料及混凝土骨料 由于脱硫渣产品以细小粉末状产生，并且由于含有飞灰及游离石灰成分，为获得足够坚固的混凝土骨料，水泥附加物是必不可少的。脱硫渣可以作为水泥合成的砌墙方石及水泥或沥青合成的道路建筑的承重层，材料不会由于温度变化而容积发生变化。(8)淤泥处理由于脱硫渣浓度极高，特别是在含微量飞灰的情况下具有极高的吸水能力，这可以利用来使阴沟、河流、港口内的淤泥变稠。国内的干法脱硫渣应用也取得了较大发展。浙江钱清电厂目前将脱硫灰用于公路建设；南京下关电厂的脱硫渣90%以上均得到利用；还有的公司正在进行脱硫渣用作水泥混合材及缓凝剂的研究。7.8脱硫系统用水、用汽、用电及控制系统7.8.1脱硫系统用水、用汽(1)脱硫装置的用水主要为吸收剂制备系统等引起的补充水，补水水源来厂区工业用水管网，用水量约20t/h。(2)本工程脱硫装置的用汽量不大，主要是脱硫灰气力输送、吸收塔吹扫、检修杂用、布袋除尘器吹扫及岛内仪表用。7.8.2脱硫系统用电脱硫系统电负荷范围包括：烟气系统、吸收剂制备系统、工艺水系统电气负荷，事故保安系统及电气控制与保护、照明及检修系统、热控仪表电源系统负荷。经初步负荷统计，一套脱硫系统同时运行时的最大电负荷为3500kW。脱硫系统的6kV母线工作电源引自发电机出口新增的高压脱硫变低压侧，备用电源引自启备变的6kV各段原有备用柜位置增加6kV开关柜回路。7.8.3脱硫系统仪表和控制7.8.3.1控制方式及水平在《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）中，对烟气脱硫技术有关热工控制的内容有以下具体的规定：脱硫系统的控制水平不应低于机组控制水平。脱硫控制室宜与其它控制室合并设置，当与主体工程不能同步建设时，也可设独立控制室。根据上述原则，对本工程烟气脱硫装置的控制系统有以下设想：(1)控制方式和控制室本工程脱硫控制拟采用集中控制的方式，即在脱硫控制室内，可完成对脱硫设备和辅助系统，以及电气设备的监控。(2)控制水平本工程主厂房机组设备采用分散控制系统（DCS）进行控制，为与机组控制水平相适应，脱硫系统也采用分散控制系统（DCS）进行监控，即在炉后烟气脱硫系统控制室内设置一套单独的DCS。控制室不设常规的控制表盘，仅设少量的紧急操作开关或按钮，运行人员通过CRT和鼠标可完成整个脱硫系统的监控。(3)脱硫控制系统的硬件构成在脱硫控制室内，以OIS(操作员站)1套作为监控中心，实现对脱硫工艺系统全过程的正常运行工况监视、控制及调整，异常工况的报警及紧急事故的处理。同时设有EWS(工程师站)1套。(4）通讯控制系统能与主厂房单元机组的控制系统进行通讯。并预留与全厂MIS的通讯接口。7.8.3.2烟气连续监测系统（CEMS） 本工程二台炉设置一套烟气连续监测系统（CEMS），监测项目包括脱硫装置进口的烟气流量和SO2浓度；出口的SO2、NOx、O2、烟尘等指标的含量。烟气连续监测系统（CEMS）的测量结果送入DCS，作为数据采集、自动调节、历史记录、联锁保护等的输入信号。烟气连续监测系统（CEMS）是脱硫系统监测的重要设备，主要设备考虑采用进口产品。7.8.3.3烟气脱硫分散控制系统（DCS）目前，分散控制系统（DCS）在国内已得到普遍的应用，并有较多的供货商，在工程实施阶段可通过招标方式择优选取也可考虑随工艺设备成套供货。有条件时，采用和主厂房DCS相同的设备。烟气脱硫系统运行指标，见表7-7。表7-7脱硫系统运行指标项目指标单位(1)脱硫工程静态总投资2560万元(2)单位千瓦投资（按100MW计）256元/kW(3)年利用小时4000h(4)处理烟气量57.46万Nm3/h(5)脱硫率≥85%(6)生石灰耗量0.73t/h(7)平均耗水量20t/h(8)年SO2脱除量（按含硫0.46%计）1505t/a(9)脱硫厂用电率0.8%(10)脱硫装置占地面积0.21hm2(11)生产运行人员数10人注：以上数据设计煤质计算。8环境保护8.1工程拟选厂址分析详见本报告§5.1厂址概述。8.2厂址所在地区的环境现状8.2.1自然环境厂址地区概况详见§5.1厂址概述；气象详见§2.4.2当地气象条件。8.2.2环境质量现状8.2.2.1主要污染源概况xxx市地域相对辽阔，人口密度较小，境内大中型企业较少，大气环境现状质量较好。xxx市冬季大气质量稍差，大气环境污染主要来自采暖锅炉、窑炉等燃煤设备排放的烟气，其次是由于干旱，多风季节沙尘较多。8.2.2.2大气环境质量现状xxx市是一座新兴规划建设的县级市,由老城、新城区及工业区三部分组成。目前老城区为52团团部所在地,新城区及工业区基本为戈壁荒漠。目前，该区域无集中的大气污染源存在,加之区域地形平坦开阔,大气扩散条件好，所以环境空气质量良好。 本工程所在区域内影响环境质量的主要因素为地面扬尘，产生原因来自三个方面：一是每年3～9月大风引起的扬尘，最大风速可达28m/s；二是绿州内有零星的沙丘分布，东南部有塔克拉拉玛干大沙漠，农田土壤质地较轻，失水后遇风易被吹浮；三是空气干燥，降水量少，受地面扬尘的影响，浮尘时有发生。在大风浮尘天气下，空气中的TSP会出现超标，这是南疆地区普遍存在的空气质量问题。一般情况下TSP的含量仍可满足《环境空气质量标准》中的二级标准要求。总体来看，该地区的环境空气质量较好，环境容量大。8.2.2.3水环境质量现状本地区主要河流有叶尔羌河、提兹那甫河及喀什噶尔河水系，相对集中在城区以西及西南部。附近地表水体主要为小海子水库、永安坝水库及夏可河。评价区的水质监测结果，见表8-1。表8-1地表水水质监测结果单位：mg/l(pH除外)监测项目项目K++Na+Ca2+Mg2+Cl-SO42-监测结果永安坝水库27.379.1小海子水库9.10195.4312.85177.30249.76夏可河230.80410.17100.2460.98708.92地表水标准Ⅲ类250250监测项目项目CO32-总硬度pH溶解性总固体HCO3-监测结果永安坝术库1798.O335小海子水库13.44303.177.7980232.36夏可河20.17642.007.92206255.53地表水标准Ⅲ类4506～91000由表8-1可知,小海子水库水质及永安堤水库水质符合地表水Ⅲ类水质标准要求,也符合生活饮用水水质标准要求。夏可河水质多项指标超过Ⅲ类水质标准。从分析结果表明,小海子及永安堤两水库水均可作饮用水源,夏可河水则不宜饮用。小海子水库是拟定图木舒克市远期的供水水源,永安坝水库除了供农业灌溉外,目前南库是农三师的重要养殖场,北库是拟定的图木舒克市近期供水水源及现永安坝镇及附近团场的生活供水水源。夏可河水由于矿化度及总硬度高,水质较差,不宜饮用,仅供沿途作为农业补充水源被引用。地下水监测及评价结果，见下表8-2。表8-2地下水监测结果表单位：mg/l(pH除外)监测项目K++Na+Ca2+Mg2+Cl-SO42-HCO3-CO32-全盐量总硬度pH监测结果330.10276.1582.22489.35668.58369.0502264576.617.6质量等级ⅤⅤⅤⅤⅠ～Ⅲ由表8-2可知，该区域地下水pH能满足Ⅲ类要求，Cl-、SO42-、全盐量、总硬度则只能满足Ⅴ类要求，该区域地下水不宜饮用。目前是作为农业补充水源进行开发。8.2.2.4噪声现状xxx市人口少，无大型工矿企业，车辆较少，区域声学环境较好。厂址区域环境现状监测结果，详见《本工程环境影响报告》。8.2.2.5固体废弃物由于xxx市人口少，无大型工矿企业，固体废物的产生量较少。主要为城市生活垃圾及少量工业固体废弃物。 8.3本工程的主要污染源及污染物8.3.1大气污染源及其污染物本期工程锅炉为2×240t/h锅炉，燃煤设计煤种Aar=14.01%、Sar=0.46%、Qnet.ar=25320kJ/kg;校核煤种Aar=6.57%、Sar=0.46%、Qdw=29250kJ/kg。本期工程烟气中主要污染物排放情况，见表8-3。表8-3本工程烟气中污染物排放情况项目单位设计煤质校核煤质二氧化硫排放量kg/h66.3656.79排放浓度mg/m3134.8119.5二氧化氮排放量kg/h196.89190.17排放浓度mg/m3400400烟尘(除尘器出口处)排放量kg/h9.187.80排放浓度mg/m318.716.4注：日运行按20小时计，年运行按4000小时计。本期工程(2×240t/h)大气污染物总量排放按设计(校核)煤质计算：SO2约265.4(227.2)t/a；NO2约787.6(760.7)t/a；烟尘约36.7(31.2)t/a。8.3.2水污染源及其污染物本期工程(2×240t/h)废水排放量，见表8-4。表8-4本期工程废水排放量项目单位排放量备注夏季冬季冷却塔排污水m3/h9649复用，排入清水池酸碱废水m3/h1327采用循环排污水，排入清水池生活污水m3/h3排入清水池复用清水池排水m3/h3630复用后外排外排水总量m3/h2428排入厂址附近排碱渠8.3.3固体污染源及其污染物本期工程拟采用灰渣分除系统，干灰可用于生产水泥或其它建材。在综合利用暂时中断时，电厂排放的干灰经湿式搅拌后，用密封罐车送往灰渣场贮存。本期工程灰渣排放量，见表8-5。表8-5灰渣排放量及排放方式锅炉容量(t/h)煤种排渣量排灰量t/ht/d104t/at/ht/d104t/a2×240设计煤种0.8216.400.337.33146.602.93校核煤种0.377.400.153.2665.201.30输送及处置方式输送方式自卸汽车运渣专业运灰车运送贮存方式贮灰渣场堆存灰库或灰场堆存综合利用方式混凝土砖生产水泥、加气砖注：日运行按20小时计，年运行按4000小时计。 本工程脱硫灰渣为混合物，目前国内综合利用尚不普及，主要采取抛弃法贮存。脱硫灰渣排放量，见表8-6。表8-6脱硫灰渣排放量及排放方式锅炉容量(t/h)煤种脱硫灰渣排放量t/ht/d104t/a2×240设计煤种4.5991.801.84校核煤种3.9078.001.56输送及处置方式输送方式运灰渣车运送贮存方式灰库或灰场堆存综合利用方式筑路、回填注：日运行按20小时计，年运行按4000小时计。8.3.4噪声经类比调查分析，本期工程主要设备噪声源及噪声值，见表8-7。表8-7本期工程主要设备噪声源情况设备名称台数噪声值dB(A)备注汽轮发电机295～98锅炉282～85碎煤机290～95钢球磨495～105送风机492～95引风机492～95循环水泵385～90冷却塔178～82锅炉排汽口2110脱硫系统风机约1092～958.4设计依据及采用的环境保护标准8.4.1设计依据(1)某维吾尔治区环境保护局《关于对某图木舒克热电厂工程环境影响评价适用标准的批复》(详见本期工程环境影响报告书)；(2)《关于某图木舒克热电厂大气污染物排放总量的批复》(详见本期工程环境影响报告书)；(3)《火力发电厂环境保护设计规定》(试行)(DLGJ102-91)；(4)《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DLGJ118-97)；(5)《火力发电厂前期工程设计守则可研篇》。8.4.2环境保护标准本期工程采用的大气、水体、噪声标准如下：(1)大气环境保护标准本期工程设计中采用的大气环境标准，见表8-8。表8-8大气环境标准标准名称内容《环境空气质量标准》(GB3095-1996)及修改单通知 中的二级标准项目SO2TSPNO2PM101小时平均0.50/0.24/日平均0.150.300.120.15年平均0.060.200.080.10内容排放标准SO2允许排放烟尘允许排放浓度(mg/Nm3)NO2允许排放浓度(mg/Nm3)(kg/h)(mg/Nm3)《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)中第3时段标准6484设计6283校核40050(Ⅲ时段)450(2)水环境保护标准本期工程设计采用的水环境标准，见表8-9。表8-9水环境标准评价水体评价范围执行的环境质量标准与级别地表水永安坝水库《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅲ类标准地下水灰场附近《地下水质量标准》(GB/T14848-93)中的Ⅲ级标准(3)噪声环境保护标准表8-10噪声环境标准功能区名称评价范围执行的标准与级别厂界噪声厂界外1m《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90)中的Ⅲ类标准施工噪声厂址周围环境《建筑施工场界噪声限值》(GB12523-90)(4)固体废弃物环境保护标准本期工程设计中采用的固体废弃物环境标准执行《一般工业固体废弃物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)Ⅱ类场标准。8.5控制污染的设想与影响分析8.5.1烟气治理、排放及影响分析8.5.1.1烟气治理措施(1)烟尘治理措施本期工程拟选用二台50MW供热机组，配二台240t/h的煤粉锅炉。根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)中的有关要求，本期工程除尘器出口处最高允许烟尘排放浓度为50mg/Nm3。本期工程一级除尘拟采用双室三电场静电除尘器，除尘效率为99.2%，采用烟气循环流化床脱硫工艺，除尘采用布袋除尘器，除尘效率为99.8%以上，按工程提供设计(校核)煤质计算，烟尘的排放浓度分别为18.7mg/m3、16.4mg/m3，完全可满足环境保护的要求。(2)SO2防治措施本期工程采用烟气循环流化床脱硫工艺，脱硫效率达85%以上，并用高烟囱排放烟气，以降低烟气中大气污染物(SO2、NO2、烟尘)的落地浓度。本期工程拟建一座高150m，出口内径3.5m的砼烟囱排放烟气，因拟建电厂厂址及周围区域地势开阔平坦，有利于SO2等污染物的稀释扩散。电厂建成投运后，烟气排放不会对该区域环境空气质量产生较大影响。根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)中的有关要求，烟气中SO2的最高允许排放浓度为400mg/Nm3。按本期工程设计(校核)煤质计算，烟气中SO2的排放浓度为134.8mg/Nm3(119.5mg/Nm3)，低于规定限值400mg/Nm3的要求。 (3)NO2防治措施为了减少NO2的形成，本期工程采用低氮燃烧技术，改变锅炉内的燃烧状态，以降低锅炉燃烧时NO2的产生量。根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)中的有关要求，烟气中NO2的最高允许排放浓度为450mg/Nm3。据类比调查，本期工程建成投运后，烟气中NO2的排放浓度可控制在400mg/Nm3以下，可满足环保规定对本期工程建设的要求。根据国家有关标准及设计规范要求，在烟道上安装烟气连续自动监测系统，对锅炉排放的烟气进行连续监测。预留烟气脱除氮氧化物装置空间。输煤系统采用高效除尘器，降低煤尘排放量，减少环境污染。8.5.1.2大气污染物的排放及影响分析(1)烟尘、SO2、NO2的允许排放与实际排放情况根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)计算，烟尘、SO2、NO2的允许排放与实际排放情况，见表8-11。表8-11烟尘、SO2、NO2的允许排放与实际排放情况煤质种类烟尘排放SO2排放NO2排放实际排放量(kg/h)允许排放浓度(mg/Nm3)实际排放浓度(mg/Nm3)允许排放量(kg/h)实际排放量(kg/h)允许排放浓度(mg/Nm3)实际排放浓度(mg/Nm3)实际排放量(kg/h)允许排放浓度(mg/Nm3)实际排放浓度(mg/Nm3)设计煤质9.185018.7648266.36400134.8196.89450400校核煤质7.8016.4628356.79119.5190.17由表8-11可知：本期工程烟尘、SO2的实际排放量、实际排放浓，均符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)的要求，除尘器、脱硫及烟囱高度的选择符合环保要求。(2)本期工程大气污染物落地浓度的计算及影响分析根据当地的气象资料，结合本期工程设计参数经计算，电厂投运后在各稳定度下 SO2、NO2、烟尘的最大落地浓度及出现的距离，见表8-12。表8-12SO2、NO2、烟尘的最大落地浓度及出现距离稳定度项目BCDE主导风向U=1.8m/s设计煤种Csmax0.00920.00610.00360.0009Cnmax0.02740.01810.01070.0027Xmax2950636099909990注：Csmax—SO2最大落地浓度(mg/Nm3);Cnmax—NO2最大落地浓度(mg/Nm3)；Camax—烟尘最大落地浓度(mg/Nm3)；Xmax—SO2、NO2、烟尘的最大落地浓度出现的距离(m)。由表8-12可以看出：本期工程建成投运后，设计煤质烟气中SO2、NO2最大一次落地浓度贡献值均出现在B类稳定度下，占《环境空气质量标准》(GB3095-1996)及修改单通知中二级标准(0.50、0.24mg/Nm3)的1.8%(11.4%)。由于拟建电厂区域环境空气质量较好，SO2、NO2的本底值较低，故本期工程建成投运后不会对评价区域的环境空气质量产生明显的影响。因本期工程采用双室三电场静电除尘器，脱硫采用烟气循环流化床脱硫工艺，烟尘的排放量及浓度极低，经高烟囱排放，大气的稀释扩散后，烟尘的落地浓度极低，对本期工程评价区域的环境空气质量产生的影响很小。具体影响预测结果，详见《xxx热电厂一期工程环境影响报告书》。8.5.2废水治理、排放及影响分析8.5.2.1废水治理措施及排放量(1)循环排污水:本期工程循环排污水除含盐量稍高外无其它有害成分，该排水用于锅炉补给水、热网、灰库搅拌用水、煤场喷洒用水、栈桥冲洗用水、厂内外绿化用水，未利用部分排入清水池复用。(2)酸碱废水:本系统用水采用循环排污水。化学处理系统排出的酸碱废水，经中和池中和处理达标后（pH=6～9），排入清水池复用。(3)锅炉酸洗水:新锅炉投产前和锅炉大修后需进行酸洗，大修周期为每炉五年左右一次，每次排水量约2000t，为非经常性排水。用无机酸洗炉时，排水经临时酸碱处理达标后可重复利用。如采用有机酸洗炉时，排放的废酸液可焚烧处理。(4)工业废水:各类轴承冷却用水水质较清洁，排水经回收后，可供循环冷却水系统重复使用。(5)含油污水:含油污水主要来自地面冲洗及油罐区的含油雨水。含油污水排放量较小，采用隔油处理系统处理，经过处理后的污水含油量小于10mg/L。(6)除灰渣水:本系统刮板捞渣机补充水、干灰加湿用水主要采用循环排污水。本期工程采用灰渣分除系统，循环冷却除渣水系统为闭式循环，无外排水。(7)脱硫废水:本工程采用烟气循环流化床脱硫工艺，无脱硫废水外排。(8)生活污水:本期工程生活污水拟采用地埋式生化污水处理系统，生活污水处理达标后直接排入清水池复用。本期工程废污水经上述系统处理复用后排入清水池再复用，主要用于灰场喷洒和绿化，未利用废水排入厂址附近排碱渠，夏季排放量为24m3/h，冬季排放量28m3/h。 8.5.2.2水环境影响分析(1)电厂排水水质本期工程投运后，主要外排水有化学废水、输煤系统排水、含油废水，及生活污水。主要污染物为pH、SS、COD等。根据同类电厂水质监测资料及废污水治理措施分析，本期工程在采用各类行之有效的废污水治理措施后，电厂所排废污水均能满足《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中二类一级标准(1998年1月1日后建设的单位)的要求。(2)电厂外排废污水影响分析本期工程在采取了有效地废污水治理及复用措施后，大部分废水复用于各系统，未利用部分排水排至厂址附近排碱渠，而该水质优于排碱渠水质。因此，电厂废污水的排放不会给该区域的水环境造成不良影响。8.5.3灰渣治理及其排放与影响分析8.5.3.1灰渣治理本期工程灰渣治理方案为灰渣分除系统。该系统为粉煤灰及炉渣的综合利用创造条件。各系统方案如下：(1)除灰系统：锅炉燃烧产生的大量飞灰(烟尘)，被电除尘器捕集，干灰经发送器→贮灰库→干灰卸料器(或湿式搅拌机)→密封罐车(或湿灰密封罐车)→综合利用(灰场)。本系统可避免粉煤灰在运输中干灰的飞扬对运灰道路沿途的污染。(2)除渣系统：锅炉燃烧产生的渣落入炉底渣→刮板捞渣机→高位渣斗→装车→综合利用(灰场)。刮板捞渣机溢流水经过滤和冷却处理后重复使用。本系统为闭式循环，无废污水外排。(3)灰场：灰场位于农三师乌库麻扎塔格山东北侧山脚下，距厂址以西1.5km，为三面环山的山前戈壁荒地，属山前平原灰场。灰场周围数公里内无居民点、地下水补给区、饮用水源含水层等敏感目标。电厂本期灰场一面利用山体，其他三面修筑灰坝，周转灰场用地面积约为1.84×104m2。灰坝断面为梯形，上底边长为1.5m，下底边长为11.5m，坝高2.5m，上下游边坡均为1:2，筑坝完成后坝内有效容积约为3.2×104m2，完全可以满足本期电厂6个月灰渣量。由于灰场地层渗透系数较大，根据《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》GB18599-2001规定，为防止雨水及喷洒水等渗滤液下渗对灰场及其附近的地下水造成污染。因此，灰场下部采用规格为350g/m2的复合土工膜进行库底防渗。由于距离厂区较近，故不设置灰场管理站，周转灰场只配置铲车和碾压机各1台。灰运至灰场后，先由推土机将湿灰推平，后由碾压机将灰压密实。为防止扬灰，应经常对风干的灰渣洒水，使其保持潮湿，灰场周围设置绿化带。喷洒、绿化用水采用电厂的清水池废水，用管道从厂区取水。在灰场边缘设置对照井，监视监测井，扩散监测井。灰场及脱硫灰渣分区、分格堆放，及时覆土绿化，以减少大风天气对灰场运行的影响，降低灰场扬尘对附近区域环境的影响。8.5.3.2脱硫灰渣的治理CFB-FGD脱硫系统的副产物只有干态的脱硫灰，没有其它副产物产生。脱硫灰是一种干态的粉末状混合物，主要由过量的消石灰粉、脱硫反应产生的CaSO3.1/2H2O、CaSO4.1/2H2O等钙基化合物，以及未完全反应的吸收剂CaO和Ca(OH)2及部分飞灰等组成。 CFB-FGD脱硫灰的处置可以分为抛弃法和综合利用法两种。综合利用主要是作为建筑和筑路材料，抛弃法则将脱硫灰运至灰场贮存。本工程即采用综合利用法，事故工况考虑抛弃法。8.5.3.3固废物影响分析本期工程设计煤质灰渣约3.26×104t/a，脱硫灰渣约1.84×104t/a，电厂已落实粉煤灰综合利用的途径。因此，本期扩建工程在灰渣综合利用出现暂时中断时，灰库排出的干灰经湿式搅拌后，用湿式密封罐车运往拟建工程灰场分格保湿碾压堆存，锅炉排放的炉渣和脱硫排出的灰渣由自卸汽车运往干灰场保湿碾压贮存。本期工程采用干灰场贮存固废物，为防止灰场运行初期灰场内积水下渗污染地下水，考虑在灰场库底铺设复合土工膜防渗，上覆0.5m厚碾压黄土防护；灰场无灰水排放。对环境可能产生的影响主要是二次扬尘污染。据国内干灰场运行经验，调湿灰运往灰场后只要是及时洒水、碾压，在一般气象条件下，灰场周围TSP一次浓度可以满足《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中新增污染源的无组织排放监控浓度值1.0mg/Nm3的要求。在大风情况下，且洒水、碾压不到位时，将会对周围环境产生一定的影响。因此，本期工程在灰场表面喷洒化学药剂固化灰体表面，可降低大风对灰场表面的侵蚀，同时，积极落实灰渣的综合利用，减少灰渣的堆放贮存。灰场按上述要求运行，可避免二次扬尘对灰场附近及其他区域的影响。本期工程采用专用车辆运送灰渣，在运输途中扬尘对运灰道路两侧的环境影响较小。为了降低灰场对周围环境的影响，电厂必须加强对干灰场的运行管理，避免大风天气将灰场灰渣扬尘，对灰场附近区域造成不良的影响。8.5.4煤场扬尘及粉尘、气体的影响分析8.5.4.1煤场扬尘及粉尘、气体的防治(1)煤场:本期工程拟在储煤场周围建防风抑尘网或挡风墙，并在煤场设置喷水设施，禁止大风天气给煤场运煤、卸煤，在煤场运行时及时喷洒，确保煤场的降尘、降温。在煤场周围建防风林带，种植高低错落的树木，防止煤尘四处飞扬。(2)输煤系统：在地下煤斗，胶带机导料槽处、碎煤机和煤仓间原煤仓等接口处布设喷水口或布袋式除尘器，用于降尘吸尘。在输煤栈桥内铺设水管线便于运行人员对栈桥进行水力清扫，以降低输煤系统的扬尘，改善工作环境。(3)化学水系统：在化学水系统中有除炭器排出CO2气体，经过除炭间屋顶的排气筒排向大气。酸贮罐会有酸雾产生，在酸贮罐内安置塑料覆盖球，并用酸雾吸收器吸收，以防酸雾溢出。8.5.4.2煤场扬尘及粉尘、气体的影响分析(1)煤场：煤场在采取较有效的防尘措施后，在一般情况下，只要运行人员严格按规定操作，加强管理，煤场运行时的扬尘仅对煤场附近区域有一定的污染。在大风天气，煤场运行对周围环境影响很大，在煤场各项治理措施及运行规定落实后，可减少大风天气对煤场运行及堆煤的不利影响，降低煤场扬尘对周围环境的影响程度。(2)输煤系统：输煤系统在各项污染治理措施落实后，并按规定操作，输煤系统各工作场所的环境可满足有关规定的要求。(3)化学水系统: 只要各项治理措施落实，运行人员按规定操作，并保证设备的正常运行，各类废气不会对工作场所的环境产生不良的影响。8.5.5噪声治理及其影响分析8.5.5.1噪声污染源防治措施本期工程考虑采取如下噪声防治措施：(1)由于拟建厂址区域周围1km范围内无任何噪声敏感点，噪声影响不大。(2)对声源进行控制，是降低电厂噪声最有效的方法。在设备选型中，同类设备中选择噪声较低的设备，在签订设备供货技术协议时，向制造厂提出设备噪声限值，并作为设备考核的一项重要因素。一般主机设备噪声不得超过90dB(A)，辅机设备噪声不得超过85dB(A)。(3)在锅炉排汽口安装高效排汽消声器，将排汽噪声控制在110dB(A)以下。另外，电厂运行中加强管理，尽可能减少锅炉排汽次数，在排汽时要尽量避免夜间排汽，以减少排汽噪声对周围环境影响。(4)在送风机吸风口处安装消声器，以减少空气动力性噪声。(5)烟道设计时，合理布置，流道顺畅，以减少空气动力噪声。管道设计中考虑防振措施。合理选择各支吊架型式，布置合理、降低气流和振动噪声。(6)在厂房建筑设计中，尽量使工作和休息场所远离强噪声源，并设置必要的值班室，对工作人员进行噪声防护隔离。本期工程主要噪声污染源的防治措施，见表8-13。表8-13主要噪声污染防治措施噪声源噪声限值dB(A)防治措施汽轮机90装隔音罩、基础减震发电机及励磁机90～95装隔音罩、基础减震中速磨98基础减震送风机90在吸风口处加装消声器引风机90基础减震循环水泵85隔音罩、基础减震碎煤机90装隔音罩、基础减震冷却塔80局部加高围墙、锅炉排汽口110加装高效排汽消声器脱硫系统风机90在吸风口处加装消声器在采取上述噪声污染防治措施的同时，厂区内要统一规划，合理布局，加强厂区内外的绿化，以减少厂区噪声对周围环境的影响。8.5.5.2噪声影响分析本工程为新建工程，电厂的噪声源主要集中在主厂房内。本期工程在采取了有效的减震、防噪、绿化等措施后，电厂厂界噪声能满足《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90)中Ⅲ类标准的要求。锅炉排汽产生的噪声属偶发性噪声，且每次排汽时间短。虽然在锅炉排汽口安装了高效消声器，但在锅炉排汽时该噪声的影响范围仍很大。因此，在电厂附近200m左右的范围内，不宜建对噪声敏感的单位(如：养禽厂)及居民区，避免因电厂排汽噪声所产生不良后果。本工程各类污染影响预测，详见《某图木舒克热电厂一期工程环境影响报告书》。8.6粉煤灰的综合利用 灰渣的物理化学特性决定了灰渣有着广泛的用途，搞好灰渣的综合利用符合国家关于新建电厂的能源政策，也可减少灰渣的堆存量。例如，炉底渣可作为路堤填料、路面基层材料、沥青混凝土路面填料和水泥混凝土路面掺和料；电除尘器飞灰是筑坝和修筑高速公路很好的掺和料，在混凝土中掺入一定比例的干灰，可降低成本和改善混凝土的性能。磨细的粉煤灰可用作生产水泥的骨料或直接掺入水泥使用。利用粉煤灰生产的轻质建筑砌块，具有保温、隔热和吸音的特点，是一种很好的建筑材料。另外，粉煤灰含有农作物所需要的各种微量元素，所以也可用来改善农田土壤，防止土壤板结等。总之，灰渣综合利用前景广阔。电厂燃煤产生的固体废弃物为粉煤灰、炉渣及脱硫灰渣，某图木舒克热电厂项目筹建处与某兵团农三师永达水泥厂就本工程灰渣综合利用签定了意向性协议。根据水泥生产各成分的比例需求，每生产一吨水泥可加粉煤灰20～30%，水泥厂在水泥生产中可使用少量粉煤灰。因此，电厂应积极落实灰渣综合利用途径，变废为宝，提高资源的利用率，减少电厂灰场的堆存，以降低灰场对区域环境的污染。脱硫灰渣综合利用分析，见7烟气脱硫。8.7绿化及水土保持8.7.1水土保持本工程为新建工程，厂区占地为荒漠戈壁，厂址周围无任何单位及居民住宅，灰场占地为荒漠戈壁，渺无人烟。项目区区域生态环境脆弱，土壤风力侵蚀较为严重。随着电厂工程的建设与运行，如厂区基坑开挖与回填，供排水管线开挖与敷设、贮灰坝建设与灰场堆灰，不可避免地占压土地，破坏原有植被，造成土体结构疏松，水土保持功能降低或丧失，产生新的人为水土流失，加剧原地貌水土流失的发生和发展。因此，在本期工程建设施工时，在厂区内尽量做到挖方、填方基本平衡，并将工程弃土运往灰场筑坝，或运往厂区附近低洼处填坑，及时平整弃土场地，减少地表大量堆放弃土，降低风蚀的影响，保护该区域的生态环境，避免因工程建设造成大量新的水土流失。在工程建设中，加强厂区及灰场的绿化，最大限度地降低对生态环境的影响。水土保持论证有关内容，详见《某图木舒克热电厂一期工程水土保持方案报告书》。8.7.2绿化电厂在设计时按全厂绿化规划总体布局，本期工程的绿化重点放在厂前区、主厂房固定端、储煤场等区域，以及厂区迎风面。电厂厂区绿化以不影响生产、不防碍交通，采光通风为原则，综合考虑生产工艺和建筑布局，以实用为主，使电厂的绿化工作达到美化环境，改善局部生态环境的目的。本期工程厂区绿化面积2.56hm2，绿化系数25%。灰场贮满灰渣后应覆土约30cm厚的戈壁土壤,自然恢复植被。8.8环境监测机构的设置及仪器、设备的配置根据《火电厂环境监测技术规范》(DL/T414-2004)的要求，火电厂应建环境监测站，设专人进行全厂环保设施运行的监督管理，并配置相应的仪器及设备。本期工程考虑设环境保护专职管理人员，并购置部分环境监测仪器设备，以满足电厂本期工程机组运行的监测工作。电厂环境监测站的建设，以及人员、仪器和设备的购置，具体内容，详见《某图木舒克热电厂一期工程环境影响报告书》。8.9环境保护投资估算 本期扩建工程在建设时要对辅助建筑及设施进行严格控制，从而达到降低工程总造价。环保投资主要有主体与本期扩建工程有关的设施、厂区的绿化，以及灰场的污染防治、绿化等方面。本期工程经估算，工程总投资为56574万元，其中环保投资约为7609万元，占工程总投资的13.45%。电厂一期工程环保投资估算，见表8-14。表8-14本期工程环保投资估算表序号项目名称费用(万元)备注1除尘系统(除尘器设备、支架、基础)17792烟囱(含基础)及烟道6283脱硫系统25603废污水处理系统4654除灰渣系统10045灰场及设施2496煤场喷洒设施1617煤场防风抑尘网或挡风墙3638降噪隔声及消音器509绿化(含灰场)10010电厂环境监测设备仪器5011烟气连续监测系统10012施工期环境监理费6013环境保护设施竣工验收测试费4014合计76098.10环保结论与建议8.10.1环保结论(1)本期工程厂址区域基本无工业企业，经初步调查环境空气质量现状较好。该区域地表水、地下水未受明显污染，水质较好。拟建厂址区域无任何单位，声学环境较好，属自然状态。(2)本期工程对排放烟气采取了有效地治理措施后，电厂SO2、NO2及烟尘的排放量和排放浓度均能满足有关标准的要求。经估算预测，电厂SO2、NO2的一次最大落地浓度贡献值较小，烟尘的最大落地浓度极低，对评价区域的环境空气质量不会产生明显影响。(3)电厂的各类废污水经过处理，废污水均能达标排放，电厂的外排废水对区域水环境影响不大。(4)电厂厂界噪声除冷却塔有可能超标外，基本可达标，对厂区周围环境不会产生不良的影响。在锅炉排汽时，瞬时噪声对电厂周围区域影响较大，因此，在电厂附近200m左右的范围内，不宜建对噪声敏感的单位(如：养禽厂)及居民区，避免因电厂排汽噪声所产生不良后果。(5)电厂灰场在加强运行管理后，在一般情况下灰场扬尘对附近环境影响较小；在大风天气，灰场扬尘将对附近环境产生一定地影响。综上所述，本期工程采取的各类污染防治措施是积极合理的，能满足当前及未来环境保护发展的要求。因此，本期工程的建设从环境保护的角度分析是可行的。8.10.2环保建议(1)为确保热电厂建成后安全正常运行，电厂应在一期工程建设初期即开展电厂厂区的绿化工作，以保证污染治理措施，在电厂开始运行时发挥作用。(2) 进一步落实电厂粉煤灰及脱硫灰渣综合利用的量，以便减少灰场的堆灰，降低灰场扬尘对该区域造成不良影响。9节约能源9.1节约及合理利用能源的措施各工艺系统充分论证，作到简单、实用，减少工质流失和热量损失。合理确定设备余量，选用高效节能产品，禁用淘汰产品。9.2节能措施综述9.2.1热机部分9.2.1.1燃烧制粉系统燃烧制粉系统采用中速磨煤机直吹式制粉系统。锅炉燃烧方式为四角喷燃切圆燃烧，燃烧效率高。锅炉采用稳燃效果较好的水平浓淡燃烧器，提高燃烧效率，节约稳燃用油。减少燃油消耗及氮氧化物产生，减少环境污染。点火油枪采用不回油式机械压力雾化喷嘴，采用高能点火器点燃轻柴油，轻柴油再点燃煤粉的方式，节油效果较好。主要辅机电动机选用Y系列节能式，节约厂用电。9.2.1.2热力系统采用热效率较高的旋膜除氧器。采用胶球清洗系统保证凝汽器的清洁度，提高汽机背压真空度。主要辅机电动机选用Y系列节能式，节约厂用电。9.2.2除灰部分除灰渣系统为成熟工艺系统，除渣系统溢流水处理方式简单可靠，运行检修方便；厂区除灰渣建构筑物少；系统电力消耗较低；炉渣进入刮板捞渣机裂化冷却、除渣脱水后捞至小型翻斗车运送到厂区内的临时堆渣场，人工装自卸汽车运至灰场存放。系统简单、可靠、节电、节水。9.2.3暖通部分厂区采暖采用热水采暖，设置汽水换热器。蒸汽来自汽轮机抽汽，节约能耗。9.2.4总图部分厂区总平面布置在作到分区明确、合理紧凑、生产方便、整体性好的前提下，尽量压缩建筑物间距，以节约用地，减少厂区各类管线长度。按照厂区各类工艺管线统筹安排，布置适当集中，选择合理、经济的敷设方式和路径，尽量避免主要管线穿越施工场地。各种管线在平面及竖向上相互协调，避免碰撞。在确保安全生产的前提下压缩管线间距，减少管线走廊宽度，节约用地。9.2.5电气部分6kV配电装置布置靠近负荷中心，减少高压电缆长度，减少电能损耗。选用低损耗节能变压器，减少电能损耗。9.2.6保温设计保温设计中，选用性能价格比优越的保温材料，通过电算确定经济合理的保温厚度。通过方案比较选用性能良好，保温效果好的主保温材料。9.3节水措施综述9.3.1节水措施(1)冷却水采用带冷却塔的循环供水系统，做到了循环水的重复利用。根据不同季节选择合适的冷却倍率，夏季设计冷却倍率为55冬季为45。(2) 主厂房内大部分工业水采用循环冷却水，以减少工业水补给水量。辅机的冷却水使用后回收至循环水系统，做到了循环水的重复利用。(3)冷却塔内加装除水器，使冷却塔的风吹损失仅为0.1%。(4)循环水排污水回收用于输煤煤场降尘、输煤系统水力清扫、除灰渣系统等。(5)循环水处理采用加酸加稳定剂和杀菌剂处理方式，由于采用水库水，其循环环水浓缩倍率3，排污量较大，故化学补给水、脱硫和厂区绿化采用循环水排污水，以节约大量用水。(6)提高冷却塔溢流口标高，在冷却塔补水管设置定水位水力控制阀，尽量避免循环水溢流，以节约用水。(7)工业水池、消防水池和生活水池的补水管设置定水位水力控制阀和流量计，以节约用水。(8)采用干灰系统，灰渣综合利用，耗水大大减少。(9)循环水补水管、化学水补水管、循环水排污水管、工业废水处理站出水管以及需要检测的各用水点均装设计量装置，以加强电厂用水的监测管理。9.4节约原材料措施合理确定建筑物数量及面积，结构选型恰当，用材准确。建筑材料如沙石、水泥、砖瓦等宜就地取材，减少运输费用。灰场灰坝采用厂区弃土，节省材料。10消防、劳动安全卫生厂区总平面布置严格执行《火力发电厂设计技术规程》、《火力发电厂与变电所设计防火规范》、《建筑设计防火规范》等有关规程规范，保证建构筑物之间的防火间距，特别是易燃、易爆建构筑物的防火、消防要求。厂区建构筑物的布置均按满足最小防火间距进行布置，对易燃、易爆设施皆沿厂区边缘地带布置，以确保运行安全，减少火灾影响。10.1消防10.1.1建构筑物的防火间距厂区总平面布置严格执行《火力发电厂设计技术规程》、《火力发电厂与变电所设计防火规范》、《建筑设计防火规范》等有关规程规范，保证建构筑物之间的防火间距，特别是易燃、易爆建构筑物的防火、消防要求。厂区建构筑物的布置均按满足最小防火间距进行布置，对易燃、易爆设施皆沿厂区边缘地带布置，以确保运行安全，减少火灾影响.10.1.2交通要求厂区内道路采用混凝土路面，路宽分为6m双坡、4m单坡两种，均为城市型道路。炉后场地按照规程要求均做成混凝土地坪。煤场、燃油区周围设环形消防通道。10.1.3主建筑物消防措施主厂房设有室内消防系统装置等。主厂房内各防火分区及各车间墙体均采用非燃烧体材料，配电室、电缆竖井、电缆夹层、出线小室等车间门均采用防火门，防火分区隔墙门亦采用防火门，变压器室采用防爆门。压缩空气车间采用塑钢门窗，屋面做金属压型钢板做为泄爆面积。汽机房、汽轮机主油箱上方及相邻跨的钢屋架及支撑系统均涂刷防火涂料，耐火极限≥0.5h。 主厂房内电缆隧道及电缆沟道均设置防火隔断，与室外相接的电缆沟道、隧道亦设置防火隔断以防止火势蔓延。10.1.4主建筑物防火安全疏散措施主厂房内在固定端设置能与主厂房内各层联系且封闭的钢筋混凝土楼梯，在扩建端设置能通向各层及屋面的室外钢梯，作为消防及安全疏散通道，主厂房内各车间均设有两个出口通向室外或相邻车间，至疏散通道口的距离均≤50m，以利安全疏散。疏散通道处按消防规范设置疏散指示灯。10.1.5电厂各系统的消防措施10.1.5.1汽轮发电机及润滑油箱油箱底部设置事故放油管，当有火情时，事故放油阀打开，放油至事故放油池。汽轮发电机组轴承部分和汽机头部、主油箱、溢油装置处设置固定式粉末灭火消防设施。汽机房各层设室内消火拴。10.1.5.2锅炉房、除氧煤仓间消防措施锅炉房底层、运转层、除氧煤仓间各层及楼梯间设室内消火拴。10.1.5.3电气设施的消防措施(1)变压器消防变压器容油量1000kg及以上的充油电气设备的下部，设贮油坑，坑内铺厚度不小于250mm的卵石层，并有将油在事故状态下排至事故放油池的设施。(2)电缆防火对易遭受外部着火影响的架空电缆，采取防护措施，如涂刷防火涂料、采用耐火隔板及槽盒等，减少电缆着火率.对电缆着火后易造成延烧的区段，采取分段隔离措施，尽可能缩小事故范围，减少损失，如电缆隧道通往竖井出设防火门，电缆竖井、电缆贯穿楼板、墙洞及车间配电屏的电缆孔洞均用耐火隔板与软性耐火材料严实封堵，电缆隧道引向分隧道处及隧道与电缆沟交接处设阻火隔墙，厂区电缆沟道进入建筑物入口处设阻火隔墙等。主厂房及进出主厂房的电缆采用护套阻燃电缆。(3)其它其他重点防火区域设化学灭火装置。电气装置选用绝缘良好的电气设备。10.1.5.4主厂房内消防栓水消防系统主厂房内设有消防栓水消防系统与消防水环形管道，室外消防管网有两路接入主厂房，当一条发生故障时，另一条进水管能供给全部消防水量。室内消火栓给水管道用阀门分为若干独立的段，各段检修时，同时停止使用的消火栓一层不超过5个，并设试验用消火栓。10.1.5.5火灾检测及报警系统火灾探测报警系统包括消防报警主机、火灾应急广播、消防专用电话、火灾探测设备、及电源装置等。本工程火灾探测报警系统划分为以下五个区域：1#、2#机主厂房分别为一区、二区；单元控制室、电子设备间、电气设备间、主厂房高、低压厂用配电间及电缆夹层为三区；网络继电器室为四区；五区为燃油泵房及罐区。10.1.5.6油罐区泡沫灭火消防系统 油罐区泡沫灭火消防系统设低倍数泡沫混合器室。10.1.5.6消防给水系统本期工程消防给水系统包括：一座500m3消防水池、消防水泵和消防稳压设备、厂区设消防水管网、室内外消火栓。配备1辆消防车，并在厂区设置消防车库。本期电厂厂区消防水管网为独立系统，供消防专用。本期工程按同一时间火灾次数为一次设计。电厂采用的主要灭火手段是以水为主要灭火剂的室内、外消火栓和固定式灭火系统，消防时由固定的消防水泵供给所需的水量与水压。消防水泵设于综合水泵房内，消防水池留有一次消防用水量，在综合水泵房内安装2台电动消防水泵，消防水泵参数如下：Q=240m3/h，H=80m，配电动机90kW，U=380V。为维持消防水管网内的水压力，本期工程设2台电动消防稳压泵，参数为Q=3.6m3/h，H=90m，N=4kW。厂区设消防水管网布置上，主厂房、油罐区和煤场等重要建（构筑物）消防主管布置为环状管网。其他部位沿道路布置为支状管网。10.1.5.7通风空调设施的防火主厂房采用自然加机械通风。屋顶通风机排风，既能满足自然通风要求同时能满足排烟的需要.空调系统的设备、管道材质、保温材料均为不可燃材料。10.2劳动安全10.2.1职业危害以及造成危害的因素生产中可能产生职业危害以及造成危害的因素主要有以下几点：(1)机械事故机械设备在运行和没有安全防护设施时易发生伤人事故，易发生机械事故的地点：汽轮发电机组、风机、水泵、皮带运输机等设备。(2)漏电事故输电线路、电器设备、各种开关等管理不善及违章操作等，都会造成漏电、跑电伤人事故。(3)火灾事故违章乱接电线、电缆，随意增大用电设备负荷都会造成火灾事故，伪劣电气产品也可引起火灾事故，由于油路系统漏油，当油漏到高温管道或设备上，以及漏到电线、电缆、电气设备上时，也可造成油系统火灾事故。机械摩擦也可引起火灾，如皮带运输机，还有人为火灾等。(4)烫伤事故有些管道或设备保温材料脱落，或漏汽漏水（高温水）也会造成烫伤事故。10.2.2防范措施转动机械联轴器等外露部分，均设安全防护罩和安全围栏。吊物孔、扶梯等处均设防护栏杆。阀门、孔板、防爆门等处有维护操作部位，均设有检修平台，其平台扶梯均设有防护栏杆。检修作业中的起重伤害和机械卷入伤害，是电厂人身事故中较多的一种，必须引起重视。值班巡视人员所到处设有照度充足的照明，以防值班人员受机械伤害。 全厂对低压配电线路均采用绝缘性能高的胶皮或铠装电缆，对所有电气设备均设有保安接地，选用的高压开关柜满足“五防”要求，杜绝乱拉，乱接电线、电缆的现象。对于设备和管道的保温没有按规程施工的地方，或保温材料脱落的地方，要及时按要求返工或修补，对于漏汽、漏水或有隐患的管道及管道零件及时修理或更换。登高作业处均设置防护栏杆，平台设踢脚板。所有管沟均设盖板。烟囱顶部按航空要求设置标志。10.3工业卫生本设计充分考虑电厂在生产过程中对人体健康不利因素，并根据设计规范和劳保有关规定，采取相应的防范措施。(1)防尘煤仓层及碎煤机室设置通风除尘喷雾洒水设施，在皮带机露出部分加密封防护罩，以减少煤尘飞扬。保温材料层可用成型制品，尽量少用或不用石棉制品，以减少拆卸及施工过程中的粉尘飞扬。(2)防腐蚀在化水间和化验间设置换气扇通风机，加强通风换气，化水间设置中和池，排出的酸性污水经中和后再外排。(3)噪声防治根据我国电力部门的实测资料，汽轮发电机噪声在空气中向外传遍衰减至60dB（A）的距离为90～110m，这样汽轮发电机附近监控及运行人员必受噪音危害，本工程在主厂房内设置集中控制室，集中控制室采用隔音材料，运行人员大部分时间在控制室内值班，使控制室隔音值控制在65dB（A）以内，在风机上加装消音器，在锅炉排汽口均设置消音器，加强厂内绿化，也可吸收一部分噪音，还可绿化环境。(4)防暑降温电厂中热源如炉膛燃烧室、蒸汽管道、烟道及高温热力设备保温均按《电力建设施工及验收技术规范》DTJ52-SI中规定进行。主厂房降温设置机械通风或空调机。在锅炉间设有送风机炉顶吸风口，在夏季采用室内吸风，即起到了调节室内温度的作用，又起到了节能的作用。(5)医疗卫生设施本电厂踞城镇较近，可完全依托城镇医疗卫生设施。10.4电厂定员本电厂为新建电厂，参考《火力发电厂劳动定员标准》及本工程实际控制水平，本电厂定员拟订196人，详细配置如下表10-1：表10-1电厂一期（2×50MW）人员配置表单位：人岗位定员备注一.生产人员164（一）机组运行1001.机炉电72集中控制2.除灰、除尘123.化学12（二）机组维修24 1.热机122.电气83热控4（三）燃料系统441.运行362.检修43.燃料管理4二.管理人员30三.党群工作人员2本电厂定员总计19611工程项目实施的条件和轮廓进度11.1工程项目实施的条件11.1.1工程项目施工场地条件厂址占地为荒漠草地，地形平坦开阔无拆迁，完全满足施工安装要求。施工生产及生活区布置在厂区扩建端外，占地2公顷。11.1.2施工道路、水源、电源施工道路可由和团场公路引接；施工电源可从唐王城110kV变电所引接；施工水源取从自来水厂。11.1.3大件设备运输条件大件可通过兰新铁路和南疆铁路运至巴楚货运站卸车，然后用平板车经图巴公路、团场公路和电厂道路运至厂区。11.1.4设备及材料供应状况主机设备及其配套辅机设备，国内有多家技术成熟的生产厂家，选型时可通过考察各厂运行业绩，并参考电力部推荐名录的定点生产厂家择优选择。碳钢钢材、合金钢材、管件、主要电缆均由内地省区、市供应，普通建筑钢筋、水泥砖、砂石、建筑材料等由当地或周边城市供应，一些关键设备和阀门考虑选用进口产品或国内的合资厂家产品。11.1.5施工安装单位选择施工安装以招标方式选择具有相应资质的单位承担，为确保工程顺利施工，施工安装单位应有较好的施工组织设计及丰富电厂施工安装经验。11.1.6资金筹措本工程为新建工程，资金来源由业主自筹20%作资本金，融资80%。11.2工程项目实施轮廓进度参照有关规定，同时考虑设计、工程地质勘测、设备制造、项目审查、工程施工安排、季节气候变化等因素，本期工程实施轮廓进度可安排如下表11-1。表11-1项目实施轮廓进度表序号项目建设进度起止日期工期(月)备注1初步设计、审查及批复2007.12.15～2008.2,1522施工图总图设计、评审2008.2.15～2008.3.113施工图详图设计2008.3.1～2008.8.3164一期工程(2×50MW)破土动工2008.4.1 5一号机组投产2009.6.15146二号机组投产2009.10.151812投资估算及经济效益分析12.1投资概述（推荐的图巴公路厂址）工程静态投资为2006年价格水平。工程项目计划总投资58618万元，单位造价5862元/千瓦，其中：工程静态投资56574万元，单位造价5655元/千瓦建设期贷款利息1825万元工程动态投资58399万元，单位造价5840元/千瓦铺底流动资金219万元三大主机询价（含铁路运输费）:锅炉1990万元/台汽轮机2150万元/台发电机980万元/台图巴公路厂址投资估算详见表一甲“总估算表”、表二甲“建筑安装其他费用部分汇总估算表”、表四“其他费用估算表”；永安坝、工业园厂址投资估算详见表一甲“总估算表”。12.2投资估算编制依据1、项目及费用性质划分:按国家经贸委2002年颁发的“电力工业基本建设预算管理制度及规定”执行。2、工程量:由设计人员提供，不足部分参考类似工程估概算。3、定额、文件(1)国家经贸委2002年颁发《电力建设工程概算定额》（2001年修订本）；(2)根据xxx电力建设定额站新电定（2002）16号文《关于xxx地区执行电力建设工程概算定额（2001年修订本）和费用标准（2002年版）有关问题的通知》进行地区人工单价调整并计入基本直接费；对工资性津贴、机械台班费、建筑材料费进行调整并作为编制年价差计入总估算；(3)根据xxx电力建设定额站新电定（2002）17号文，关于转发《调整电力工程建设火电、送变电工程定额人工工日单价的通知》的通知，对定额人工费进行调整并作为编制年价差计入总估算；(3)国家电力公司及xxx电力公司现行有关文件规定；(4)国家计委、建设部计价格[2002]10号文关于发布《工程勘察设计收费管理规定》的通知。4、材料价格(1)建筑工程：建筑材料按xxx电力建设定额站新电定（2002）16号文《关于xxx地区执行电力建设工程概算定额（2001年修订本）和费用标准（2002年版）有关问题的通知》执行。地产材料与定额材料之材差作为编制年价差计入总估算，地产材料执行喀什地区2006年下半年信息价格。(2)安装工程：装置性材料执行xxx电力工业局新电定（1999）520号文《关于颁发xxx自治区电力建设装置性材料综合预算价格(九八价)的通知》，并根据新电定（2002）15号文进行调整计入基本直接费，综合调整系数为6.65%。 5、设备购置费(1)设备原价：三大主机设备采用2006年下半年询价（含铁路运杂费）；其余设备参考类似工程设备合同或招标价（调整至2006年价格水平）。(2)设备运杂费：三大主机设备只计公路运杂费，运杂率费为1.06%；其他设备运杂率费为8.56%。12.3各厂址投资概况详见《投资估算构成表》、《静态投资构成表》及附表。投资估算构成表厂址图巴公路厂址永安坝厂址工业园厂址投资构成项目投资(万元)单位投资(元)投资(万元)单位投资(元)投资(万元)单位投资(元)静态投资565745657557165572617946179建设期贷款利息182518317971781993199动态投资583995840575135751637876379铺底流动资金219222182222322项目计划总资金58618586257731577364010640112.4财务评价计算依据1、执行国家发展计划委员会文件：计价格[2001]701号《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》，2、财务评价软件：采用中国电力工程顾问有限公司2000年颁发的《电力建设项目经济评价软件》DLPJ-2.0版本，3、原始数据经济效益计算中使用的原始数据来源于国家有关规定、业主和设计提供。主要原始数据如下：设备年利用小时4000h年发电量400GW.h年供热量138.83万GJ上网含税热价15元/GJ出矿标准煤价150.23元/t标煤运费：各厂址均为92.45元/t年发电标准煤耗305.5kg/MW.h年供热标准煤耗40.01kg/GJ材料费7元/MW.h其它费用14元/MW.h水费1.06元/MW.h（年耗水140万方,水价0.3元/方，年水费42万元）大修理提存2.5%综合厂用电率11.5%职工定员196人年人均工资20000元年石灰粉费58.16万元年排污费54.01万元贷款期限15年（含建设期） 资本金占静态投资20%基准收益率8%12.5财务评价计算本工程2008年4月开工，2009年6月第一台机组投产，2009年10月第二台机组投产。投产期1年。1、资金筹措及利息资本金：资本金占动态投资比例为20%。融资部分：融资部分占动态投资比例为80%，由银行贷款，利率7.83%。2、财务评价计算结果当上网含税热价取定15元/GJ、资本金内部收益率取10%时，各厂址财务评价指标详见“各厂址财务评价指标一览表”各厂址财务评价指标一览表厂址图巴公路厂址永安坝厂址工业园厂址不含税电价（元/MW.h）370.89367.07394.12含税电价（元/MW.h）433.15428.69460.27全部投资：内部收益率（%）10.5210.5210.52净现值（万元）9513937010387投资回收期（年）9.559.559.55自有资金：内部收益率（%）14.3214.3214.33净现值（万元）772476078435投资回收期（年）11.1511.1511.15资本金：内部收益率（%）101010净现值（万元）342433733734投资回收期(年)15.3715.3715.38静态指标:投资利润率(%)4.674.674.67投资利税率(%)7.707.717.64资本金净利润率(%)18.2518.2518.23供电单位成本（元/MW）240238250供热单位成本（元/GJ）131313推荐的图巴公路厂址财务评价详见各附表。12.6敏感性分析（推荐的图巴公路厂址）我们对热价、静态投资、发电量、供热量、标煤价五个单因素在一定范围内的变化进行计算，分析对上网不含税电价的影响(上网含税热价取定15元/GJ)，当资本金内部收益率取10.0%时：(1)发电量增加5%（即420GW.h），上网不含税电价为358.49元/MW.h；发电量减少5%（即380GW.h），上网不含税电价为384.62元/MW.h；(2)供热量增加5%(即83.79万GJ)时,上网不含税电价370.20元/MW.h；供热量减少5%(即75.81万GJ)时，上网不含税电价为371.59元/MW.h。(3)静态投资增加5%(即59403万元)，上网不含税电价为378.62元/MW.h；静态投资减少5%(即53745万元)，上网不含税电价为363.17元/MW.h。(4)标煤价上调5%（即157.74元/t），上网不含税电价为374.68元/MW.h；标煤价下调5%（即142.72元/t），上网不含税电价为367.12元/MW.h；(5)上网含税热价上调5%(即14.7元/GJ)，上网不含税电价368.26元/MW.h； 上网含税热价下调5%(即13.3元/GJ)，上网不含税电价为373.48元/MW.h从分析结果可以看出,影响上网电价大小的因素依次是发电量、静态投资、标煤价、上网热价、供热量。详细结果见“敏感性分析汇总表”。12.7综合财务评价（推荐的图巴公路厂址）从财务评价看，上网含税热价为15元/GJ、上网含税电价为433.15元/MW.h时，本工程各项技术经济指标均符合国家有关规定及行业标准。以图巴公路厂址为例，本工程项目投产后，达产期平均每年可向电网供电3.54亿kW.h；向热网供热138.83万GJ；实现销售收入14975万元；可上缴销售税金及附加1877万元；实现利润总额2914万元；上缴所得税963万元。本项目的建成，均能使投资方取得较好的经济效益，同时对发展当地工、农业生产、提高人民生活水平，促进地区发展起到良好的经济和社会效益，从经济角度看本项目是可行的。13结论及存在的主要问题和建议13.1结论13.1.1供热负荷本项目供热范围内，现状供热面积48.86万m2,现状热负荷为27.36MW；近期规划增加供热面积237.87.62万m2，增加热负荷为106.96MW；远期规划增加供热面积255.84万m2，增加热负荷为159.04MW。近期(2010年)规划供热面积286.73万m2，供热负荷按134.32MW考虑。远期(2020年)规划供热面积542.57万m2，供热负荷按293.36MW考虑。13.1.2电力系统在xxx新建2×50MW热电厂一定程度上可以缓解该地区冬季电力供应的压力，起到水火互补调节的作用。在建设初期电力电量均有盈余，从远景年来看，2×50MW装机能够满足小海子垦区和麦盖提垦区的用电，从农三师发展的角度来看xxx热电厂装机规模选择2×50MW是较为合适的。建议xxx热电厂需有50%的调峰运行能力。xxx热电厂的建设不仅可起到填补在xxx克州水电建设过渡期仍然存在较大电力缺口,而且在一定程度上还起到支撑主网架的作用。本期工程2×50MW机组，采用发电机-变压器组单元接线直接接入110kV母线。主变容量均为63MVA。电厂110kV电气原则主接线为双母线接线，规划出线4回，本期一次建成4回，其中2回至唐王城变，2回至金鹿220kV变电所。13.1.3燃料供应xxx矿于2005年12月全面竣工，现年产量由原先的90万吨/年提高到140万吨/年，“十一五”报改扩建成400万吨/年。榆树沟煤矿由3万吨/年改已批复扩建为9万吨/年。俄矿、榆树沟煤矿煤质属高发热量、低灰份、低硫、弱粘结性动力用煤。燃料运输采用公路--铁路--公路联合运输方案。本期工程燃料用煤为xxx地区的xxx煤矿所产燃煤，在xxx市建设2×50MW发电厂所需煤量约22万吨/年。本期工程燃料供应是有保证的。13.1.4建厂条件根据热、电负荷的现状、规划及分析，结合电厂供水、燃料及运输、地质条件、水文气象、灰场条件、环境影响等因素，本报告认为xxx市热电厂一期工程2×50MW供热机组的建厂条件基本具备。 (1)交通运输xxx市交通较为发达，距314国道45km；距省道巴莎公路50km；东面松阿公路已全面贯通，离南疆铁路较近，图巴公路（图木舒克市至巴楚县）、永盖公路（永安坝镇至盖米里克镇）全线贯通。本工程拟选厂址依托道路为以上道路，交通运输条件基本具备。本工程燃料运输考虑以铁路＋公路运输。通过现有公路及热电厂自行修建的运灰道路将灰渣运至灰场。本工程大件通过兰新铁路和南疆铁路运至巴楚货运站卸车，然后用平板车运至厂区。(2)电厂水源小海子水库是xxx河下游的一座大型旁引屯蓄式平原小库，水库设计库容5.0亿m3，水质较好；永安坝水库是小海子水库的调节水库，库容库容2×108m3，蓄水量可以调控。因此将永安坝水库作为电厂水源在水质及水量上都是十分有利和可行的。电厂2×50MW机组年取水水量150万m3，从以水资源分析可以看出，2010年永安坝水库的水量和水质均可以满足电厂取水水量、流量、水质要求。(3)灰场xxx公路厂址对应的灰场位于厂区西北1.3km，是山前平原灰场，灰场占地约1.8公顷。灰场一面环山，只需三面修建挡灰堤，灰场平均堆灰高度2.0m，库容约为3.2万立方米，可堆积本期2×50MW机组约0.6年的灰渣量，满足供热电厂中转灰渣场库容堆放要求。(4)工程地质(a)近厂区现代构造运动较为稳定，无全新世活动断裂通过，符合火力发电厂相关技术规定对地震震中距离的要求，可不考虑其影响。(b)地震动峰值加速度a=0.137～0.145g，地震基本烈度7度，属于建筑抗震有利地段。(c)场地土类型为中硬场地土，建筑场地类别为Ⅱ类。(d)图巴公路厂址区的地层岩性主要以稳定的角砾、基岩为主，可以满足本工程对天然地基的要求。(e)在工程建设前，对乌库麻扎塔格局部斜坡上存在的孤石进行清除或在坡脚处修建拦石坝或拟建场地与山坡之间预留一定的距离，以防止孤石滚落对建设工程及人员造成威胁。(f)对于厂址区存在的两条小型冲沟，需修建相应的导流堤工程，将山体斜坡形成的坡面流引导至厂址区外，以确保在遇强降雨时对雨水的有效疏导，从而最大限度地减少给建设工程带来的危害。(g)场地土对混凝土结构具有中等～强腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有中等腐蚀性。厂区地下水混凝土结构具有强腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有中等腐蚀性。(h)厂区地下水属于潜水，在不考虑厂区整平标高的前提下，初步判定对一般性建筑物基础影响不大，但对于厂区北侧基础埋深相对较大的建筑物，需考虑地下水变幅对建筑物基础的影响。(i)厂址区无矿产、文物等埋藏。(j)厂址地区的地震地质和岩土工程条件不存在影响电厂建设的颠覆性问题，适宜建设大中型火力发电厂。 (5)水文气象(a)厂区及灰场不受洪水威胁，但需考虑的少量坡面流的影响。(b)本工程采用距地10米高，各频率十分钟平均最大风速值如下：50年一遇十分钟平均最大风速为28.0m/s；100年一遇十分钟平均最大风速为30.0m/s;(c)厂址区五十年一遇最大积雪深度为9.31cm。(d)厂址区三十年一遇极端最低气温为-23.51℃，相应风速为14.0m/s。(e)厂址区最大冻土深度为0.6米。(f)厂址区主导风向为NE。13.1.5电厂建设规模根据热负荷情况，通过汽水平衡表和燃煤量的比较，本期工程拟建2×50MW高温高压双抽凝汽式供热机组配2×240t/h高温高压、固态排渣、自然循环汽包式煤粉炉。运行经济性较高，年平均总热效率和年平均热电比也能满足规定。13.1.5脱硫工艺故本工程推荐采用烟气循环流化床(CFB)脱硫工艺，并选用生石灰粉作为脱硫吸收剂。脱硫效率可与石灰石湿法工艺媲美。13.1.6环境保护本工程拟选各机组环境空气污染物排放量（浓度）均低于相应的允许排放量(浓度)，满足有关排放标准的要求；在废污水、灰渣、噪声等方面，采取了各种有效的污染防治措施后，均满足相应的排放标准要求。因此，三个拟选厂址通过采取有效的防治措施均具备建厂的条件。13.1.7经济效益以图巴公路厂址为例，从财务评价看，上网含税热价为15元/GJ、上网含税电价为433.15元/MW.h时，本工程各项技术经济指标均符合国家有关规定及行业标准。以图巴公路厂址为例，本工程项目投产后，达产期平均每年可向电网供电3.54亿kW.h；向热网供热138.83万GJ；实现销售收入14975万元；可上缴销售税金及附加1877万元；实现利润总额2914万元；上缴所得税963万元。本项目的建成，均能使投资方取得较好的经济效益，同时对发展当地工、农业生产、提高人民生活水平，促进地区发展起到良好的经济和社会效益，从经济角度看本项目是可行的。13.1.8厂址方案综述从总体规划、热力供应、系统接入、交通运输、电厂供水、燃料供应、地质条件、水文气象、灰场条件、环境影响、文物保护以及工程投资等方面，对拟选的三个厂址进行综合对比分析。图巴公路厂址和永安坝厂址的地质条件好可作天然地基，因而总投资较低；图巴公路厂址地势平坦开阔，扩建、取水和供热路径条件好；永安坝厂址和工业园厂址地势平坦但较狭小，不利于扩建、取水和供热路径；工业园厂址地质条件较差、地基处理费用较高；永安坝厂址的取水管线最短、投资最低。因此，本报告的厂址推荐排序为：图巴公路厂址、永安坝厂址、工业园厂址。13.2存在的主要问题和建议永安坝水库在最近几年中由于进行库容调整，出现取水点处淤泥淤积现象，取水口处原水浊度偏高，考虑到永安坝水库在枯水期库容水位降到死库容水位以下的情况时有存在，因此建议永安坝水库、小海子水库在用水调配上提前预留电厂需水量，保证水源枯水期保证率达到97%以上。 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