2×12mw背压式热电联产机组新建工程施工方案

'2×12MW背压式热电联产机组新建工程施工方案1概述1.1工程概况1.1.1基本情况XXXXXX2×12MW背压式热电联产机组新建工程〔以下简称“本工程”〕是XXXXXX热电股份有限公司（以下简称XX公司）投资建设的背压式热电联产机组，厂址位于XX省XX朝鲜族自治州和XX北部清湖村，本期建设规模为2×12MW背压式供热机组，规划总容量为48MW，主要为和XX市区提供采暖供热。2010年5月11日，XX公司的领导同志带领XX公司新能源办公室、龙井热电厂的工作人员及XX省电力勘测设计院（以下简称XX院）的工程设计人员赴和XX进行了实地的调研，同和XX政府、发改局的领导进行了接触，并进行了初步的资料收集工作。而后，XX院编制了本工程的项目建议书并由XX公司报送上级公司。2010年8月，XX院两次深入和龙现场，对厂址、水源、灰场等外部条件进行了深入细致的调研，在此基础上经过多次评审，论证，于2010年9月完成了本工程可行性研究报告的编制工作。1.1.2XX公司概况XX公司成立于1993年3月，是XX省政府批准成立的定向募集股份公司，主营发电、供热业务。2005年至2007年XX集团东北公司逐步控股，目前占公司全部股份的52%，名门集团公司占25.27%，职工股占21.65%，其它法人股占1.08%。公司直属企业有白城热电厂、龙井热电厂、蛟河热电厂、长春热电一厂和XX热电厂，参股双辽发电有限责任公司40%的股权和长春第二热电有限责任公司25.8%的股权。拥有权益发电机组容量162.2×104KW，其中全资发电机组容量112.4×104KW，参股发电机组容量49.8×104KW。全资机组年发电量65×108KW·h左右，约占XX省火电发电量的16%，年供热量1500×104GJ左右，占XX省供热量的32%。截止2008年末，公司资产总额约为25.95×108元，净资产约5.67×108元。1.1.3各级政府的要求及政策需求XX省内的县级城市除个别规模较大的城市外，绝大多数县市城区人口少于40×104人，建筑面积小于1800×104㎡，不具备建设300MW级别抽汽供热机组的条件。如果盲目建设大型抽汽供热机组，则按照“以热定电”-14- 的原则，机组在热负荷不足等情况下无法满发，造成机组效率降低、煤耗增加，从而浪费能源、影响电厂效益；若按照纯凝工况运行，则在省内发电容量超出负荷要求的现状下，造成了而电网调度的极大困难；从能源利用角度，国家产业政策限制300MW以下抽汽供热机组的建设，在这种情况下，建设背压供热机组几乎成为了XX省内规模较小的县级城市热电联产建设的唯一选择。针对目前地方供热需求与投资主体投资回报期望的巨大矛盾，为推动省内背压供热机组的建设，XX省发改委、XX省能源局召集相关省直业务部门、部分县市地方政府、驻省各大发电集团及省电网公司于2010年4月14四日召开了全省背压供热机组建设的推进会。大会要求由XX省能源局组织编制背压式热电联产机组建设规划（目前正由XX省电力勘测设计院进行编制），并由驻省发电集团选择一至二个县级城市进行背压供热机组的试点性建设。近几年随着和XX城市建设的快速发展、城市边缘地区的迅速扩建、棚户区改造的迅速推进以及和龙林业局向城市迁移，城市用地规模增长迅速。与此同时，供热水平却愈加无法满足和XX生活采暖的需要。目前，和XX城区总建筑面积为360×104㎡，较大型锅炉（≥14MW）仅有3台。市区内分散的中小锅炉房随处可见，这些小锅炉不仅效率低，供热质量差，而且浪费能源，污染环境，极大地阻碍了和XX的城市发展。急需在和XX建设环保、高效的热电联产项目以保证采暖负荷大幅增长的需求。和XX市委市政府非常重视本工程的建设。2010年8月19日，在XX公司四楼第一会议室，XX公司与XX州和XX政府召开了和XX背压式热电联产机组项目建设对接会，成立专门机构协调此项工程建设，并保证该项目施工期间的建设环境安全、可靠、畅通。1.2设计依据1.2.1XX公司发给XX院的《关于委托开展XXXX热电厂可行性研究设计的函》1.2.2由XX公司另行委托的环境影响评价、水土保持评价、水资源论证、地震安全性评价、职业病评价、压覆矿产评价、地质灾害危险性评价等报告。1.2.3和XX供热规划、热电联产规划。1.2.4由XX公司提供的本工程燃料试验报告。1.2.5由XX公司提供的其他资料1.2.6火力发电厂可行性研究报告内容深度规定1.2.7国家、行业及地方的有关法律、法规和规程、规范。勘测设计中使用的国家标准、规程、规范及行业和工程所在地省级地方的标准、规范为：(但不限于此)(1)火力发电厂设计技术规程DL5000-2000(2)火力发电厂保温油漆设计规程DL/T5072-1997(3)火力发电厂金属技术监督规程DL438-2000-14- (4)火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程DL435-91(5)火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-96(6)火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程DL5053-1996(7)火力发电厂汽水管道设计技术规定DL/T5054-1996(8)火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程DL/T5121-2000(9)电站压力式除氧器安全技术规定能源安保[1991]709号(10)火力发电厂运煤设计技术规程第一部分：运煤系统DL/T5187.1-2004(11)火力发电厂运煤设计技术规程第二部分：煤尘防治DL/T5187.2-2004(12)火力发电厂除灰设计技术规程DL/T5142-2002(13)火力发电厂厂用电设计技术规定DL/T5153-2002(14)火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5136-2001(15)火力发电厂煤和制粉系统防爆设计技术规程DL/T5203-2005(16)3～110kV高压配电装置设计规范GB50060-92(17)高压配电装置设计技术规程SDJ5-85(18)交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620-1997(19)导体和电器选择设计技术规定SDGJ14-86(20)电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-92(21)继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-93(22)火力发电厂厂内通信设计技术规定DL/T5041-95(23)电力设施抗震设计规范GB50260-96(24)岩土工程勘察规范GB50021-94(25)建筑物防雷设计规范GB50217-94(26)电力工程电缆设计规范GB50217-94(27)火灾自动报警系统设计规范GBJ50116-98(28)火力发电厂总图运输设计技术规程DL/T5032-2005(29)火力发电厂土建结构设计技术规定DL5022-93(30)火力发电厂地基处理技术规定DL5024-93(31)建筑结构荷载规范GB50009-2001(32)混凝土结构设计规范GB50010-2002(33)钢结构设计规范GB50017-2003(34)砌体结构设计规范GB50003-2001(35)建筑地基基础设计规范GBS0007-2002(36)建筑抗震设计规范GB50011-2001(37)构筑物抗震设计规范GBJ50191-93-14- (38)高耸结构设计规范GBJl35-90(39)钢筋混凝土筒仓设计规范GBJ77-85(40)建筑地基处理技术规范(1998年版)JGJ79-2002(41)烟囱设计规范GB50051-2002(42)动力机器基础设计规范GB50040-96(43)火力发电厂建筑装修设计标准DL/T5029-94(44)建筑内部装修设计防火规范GB50222-95(45)建筑设计防火规范及条文说明(修订本)(2001年版)GBJ16-87(46)采暖通风与空气调节设计规范(2001年版)GBJ19-87(47)火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定DL/T5039-94(48)工业设备及管道绝热工程设计规范GB50264-97(49)火力发电厂水工设计技术规定NDGJ5-88(50)火力发电厂生活消防给水和排水设计技术规定DLGJ24-9l(51)工业循环冷却水设计规范GB/T50102-2003(52)卤代烷1301灭火系统设计规范GB50163-92(53)二氧化碳灭火系统设计规范0B50193-93(54)低倍数泡沫灭火系统设计规范(2002年版)GB50151-92(55)水唢雾灭火系统设计规范GB50219-95(56)室外排水设计规范(1997年修订版)GBJ14-87(57)室外给水设计规范(1997年修汀版)GBJ13-86(58)建筑给水排水设计规范GB50015-2003(59)火力发电厂废水治理设计技术规程DL/T5046-95(60)火力发电厂灰渣筑坝设计技术规程DL/T5045-1995(61)给水排水工程结构设计规范GBJ69-84(62)碾压式土石坝设计规范SDJ218-84(63)水工混凝上结构设计规范SL/191-96(64)水工建筑物抗震设计规范DL5073-2000(65)混凝上重力坝设计规范SDJ21-78(66)水工建筑物抗水冻设计规范DL/T5082-1998(67)火力发电厂储灰场工程地质勘测规定SDGJ77-86(68)火力发电厂化学设计技术规程DL/T5068-1996(69)工业用水软化除盐设计规范GBJ109-87(70)火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB/T12145-1999(71)电力系统设计技术规程SDJl61-85-14- (72)电力系统技术导则(试行)SD131-84(73)电力装置过电压保护设计规范GB50064-92(74)电力系统通信自动交换网技术规范DL/T598-1996(75)电力系统微波通信工程设计技术规程DL5025-93(76)电力系统调度自动化设计技术规程DL5003-9l(77)电力工业基本建设预算管理制度及规定国家经贸委[2002)16号(78)锅炉大气污染物排放标准GB13271-2001(79)火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003(80)环境空气质量标准GB3095-1996(81)环境影响评价技术导则HJ/T2.1-2.3-93，HJ/T2.4-1995(82)污水综合排放标准GB8978-1996(83)工业企业厂界噪声标准GB12348-90(84)城市热力网设计规范CJJ34-2002(85)城镇直埋供热管道工程技术规程CJJ/T81-98(86)原国家电力公司发输电部关于《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》应遵循的主要管理规定和制度：(1)关于进一步加强火电建设工程优化工作的通知及火电建设工程优化的基本要求。电建[1994]193号(2)国家电力公司火电机组达标投产考核标准(2001年版)及相关规定(3)关于颁发九项电力勘测设计技术管理制度的通知电规技[1993]12号(4)火力发电厂可行性研究报告内容深度规定DL/T5375-2008(5)电力工程制图标准DL5028-93(6)电力工程勘测设计图纸管理办法DLGJ28-94(7)电力工程勘测设计图纸科技挡案分类编号办法DLGJ86-96(8)电力勘测设计科学技术档案案卷质量标准DLGJ70-1999(9)电力勘测设计科技文件材料立卷归档办法DLGJl05-2000(10)电力工程标准设计分类编号及图纸管理办法DLGJl23-951.3研究范围落实建设条件，论证装机方案和机组选型，提出各项工艺系统的工程设想。进行厂址总平面布置及主厂房布置，编制工程投资估算及经济评价，从而对本期工程建设的可行性做出结论性评价。1.3.1根据热负荷现状、供热规划及热电联产规划，进行机组选型论证。1.3.2-14- 进一步落实煤、水、灰、运、环保、建设用地、接入系统等建设条件，并对建设条件进行技术经济论证。1.3.3对主机和主要辅机选型、热电厂总体布置、输煤、供水、除灰、补给水处理、控制方式、电气主接线、厂房建筑结构进行论证，提出工程设想。1.3.4分析工程对环境及水土保持的影响。1.3.5针对本工程，进行劳动安全、节能、职业卫生及资源综合利用分析。1.3.6厂区围墙以外1米以内的全部工艺系统及土建工程及厂外贮灰场的方案设计。1.3.7编制投资估算及经济评价。1.4城市概况1.4.1地理位置及自然条件和XX位于XX省东南部，XX州南部，长白山东麓，图们江上游北岸，东部、东南部与龙井市相连，西部、西北部与安图县接壤，南部与朝鲜咸镜北道和两江道隔图们江相望。和XX地处东经128°22′42″至129°24′17″，北纬41°59′44″至42°57′15″，国土总面积5069km2。气候类型属于中温带季风半湿润气候。年平均降水量556.4㎜，年平均气温5.5℃,年平均日照时数2494.1h,无霜期138天左右,山地面积占全市国土面积的83.6%。境内大小河流17条，水资源总量为10.91×108m3。支流繁多的海兰江，由西向东经县中心流入龙井盆地。西北部的古洞河，由南向北经茂密的森林地区流入安图县。南部的红旗河，由北向南流入图们江。森林覆盖率81.5%，活立木蓄积量达5023×104m3。现查明的金属和非金属矿有21种，蕴藏量较大的有大理石、硅灰石、麦饭石、白金等，原煤储量达3000×104t以上，年产原煤100×104t以上。1.4.2社会经济状况和XX辖8个镇、3个街道、79个行政村、23个社区。2006年末，全市总人口210719人，其中，农业人口81333人，占总人口的38.6%；非农业人口129386人，占总人口的61.4%；现有朝、汉、满、蒙、回、壮等11个民族，朝鲜族人口112783人，占总人口的53.5%。和XX坚持实施“以新型工业化为核心、以对外开放为主导、以项目建设为突破口、以环境建设为保障”的经济发展战略。预计2009年，可以实现全市生产总值28.11×108元，增长21.1%，财政收入3.58×108元，增长11.9%，固定资产投资完成54.2×108元，增长38.8%，社会消费品零售总额达到7.9×108元，增长20.7%。1.5建设必要性1.5.1对发展XX省中小城市热电联产具有较大的指导意义和示范作用XX省地处严寒地区，冬季寒冷、漫长，各地市采暖期均在180天左右，解决好居民冬季采暖供热是重要的民生问题，受到各级政府的广泛关注。在XX省人民政府于2010年3月29日发布的《XX省人民政府关于“暖房子工程”-14- 的实施意见》（吉政发【2010】13号）中，将加强热源能力建设作为首要的工作目标和任务。省内城镇供热方式主要有热电联产集中供热（包括大型抽凝机组及背压机组两种形式）、区域锅炉集中供热、中小锅炉分散供热等三种形式，其中热电联产集中供热的燃料消耗最低、供热效果最好、污染物排放最少，是供热发展的方向。截至2009年，XX省在役热电联产机组总容量为776×104kW，绝大多数为大型抽凝机组，且集中于长春、XX等地级城市，其他县级城市基本尚未建设热电联产机组。省内的县级城市除个别规模较大的城市外，绝大多数城区人口少于40×104人，建筑面积小于1800×104㎡，不具备建设300MW级别抽凝机组的条件，而国家产业政策又限制300MW以下抽汽供热机组的建设。同时，近年来及今后的一段时期内，XX省一直处于多电的状态，装机容量超出了社会的用电负荷需求，在大型抽凝式热电联产机组占全省总装机比率不断提高的情况下，冬季的电网调度异常困难。因此，建设背压供热机组几乎成为了XX省内大多数县级城市热电联产建设的唯一选择。为推动省内背压供热机组的建设，XX省发改委、XX省能源局召集相关省直业务部门、部分县市地方政府、驻吉各大发电集团及省电网公司于2010年4月14日召开了全省背压供热机组建设的推进会，并要求驻吉各国有发电集团选择一至两个城市进行背压机供热机组项目的建设，其中XX公司初步选择了和龙、图们两个城市开展项目调研工作。2010年5月11日，XX公司会同XX院赴和龙、图们两市进行了初步的调研，通过对两市煤源、水源、交通、热负荷、热网运营现状及未来发展、地方政府支持力度等各方面的分析、比较，决定选择和XX建设背压机供热项目。2010年7月28日，XX省能源局召集XX公司及和XX政府召开了本工程的项目推进会，要求尽快奠基、力争年内开工建设，并承诺在风电份额等方面给予补贴，同时协调国家能源局争取其他政策扶植。从目前各驻吉发电集团的情况来看，本工程的进展一直遥遥领先，XX省能源局也将本工程作为XX省开展背压式供热机组建设的示范项目和试点工程。可以预见，本工程将成为XX省内首个建成投产的背压式供热机组，将在政策、技术、运营组织等各方面对XX省的热电联产发展起到至关重要的示范和推动作用。1.5.2有利于维护民族地区稳定，促进民族地区经济发展大力发展民族地区经济是我国一项长期的政策。和XX隶属XX朝鲜族自治州，与朝鲜民主主义共和国隔图们江相望，朝鲜族等少数民族在总人口中占有较大比重，是古“渤海国”的首都，是东北地区开展抗日斗争的“革命老区”，同时又是“国家贫困县”，地理位置和社会构成都非常复杂和敏感，其平稳发展对维护XX省边疆少数民族地区的安全稳定有着重要意义。由于财政开支有限，目前和XX内的城市供热基本由-14- 私人公司运营，由于种种原因，多年来供热质量一直不佳，居民与供热企业间的矛盾日趋尖锐，每年因供热问题造成的居民上访成为影响当地社会稳定和政府形象的主要问题。本期工程投产后，将为和XX提供稳定高效的采暖供热热源；再考虑到项目建设期及投产后对地方工业、服务业的拉动作用及对当地劳动力就业的促进作用，本工程将对促进民族地区的经济社会全面协调发展和维护民族地区稳定作出巨大贡献。1.5.3有利于改善和XX城市供热质量《东北地区电力工业中长期发展规划(2004-2020年)》中明确指出“东北地区采暖期长，结合工业用汽及城市采暖规划，鼓励建设大型热电机组”。和XX目前主力供热热源为中小锅炉房，锅炉最大容量仅为14MW，且管理分散、混乱，供热质量不佳。集中供热需要一个长期、可靠、安全的热源中心。作为XX省内有一定影响的边疆少数民族聚居城市，和XX需要建设以区域供热为主的热电联产项目，本期工程投产后，可承担采暖负荷280×104m2，对该地区的供热稳定、优质将提供有力保证。1.5.4节能减排及环境保护十分需要本项目的建设国家发改委下发的《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》中明确规定“在严寒、寒冷地区（包括秦岭淮河以北、新疆、青海和西藏）且具备集中供热条件的城市，应优先规划建设以采暖为主的热电联产项目，取代分散供热的锅炉，以改善环境质量，节约能耗。”目前和XX区内分散的中小锅炉房随处可见，这些小锅炉不仅效率低，供热质量差，而且浪费能源，污染环境，极大地阻碍了和XX的城市发展。本工程选用热效率较高、煤耗较低的背压式供热机组，并通过采用高效除尘、灰渣利用、循环流化床锅炉炉内脱硫等措施，建成后可有效减少环境污染，提高供热效率，同时可以替代小区供热锅炉，从而降低本地区的污染物排放总量。1.6主要设计原则1.6.1总的设计原则全面贯彻“安全可靠、符合国情、先进适用”的电力建设方针，按照2000年示范电站的设计新思路，积极采用新工艺、新布置、新方案、新材料、新结构，对各种技术方案进行充分论证分析，降低工程造价。实现本工程达标投产、创优质工程的目标，将本工程建设成为环境友好型、资源节约型、综合利用型的全新发电项目。1.6.1.1设计要充分借鉴国内外的先进设计思想，采用先进的设计手段和方法，对工程设计进行创新和优化，争取做出一个高质量、低造价的优秀设计方案。1.6.1.2按照示范性电厂的思路，进行模块化设计和优化。1.6.1.3拟定合理的工艺系统，优化设备选型和配置，工艺系统的配置应力求简单实用，合理减少备用设备和备用容量。1.6.1.4全面优化厂区总平面布置，做到功能分区明确、工艺流程顺畅、远近结合得当。根据建设场地的地形特点，-14- 做到总平面布置紧凑，土方少，征地少，土地利用率最高。优化主厂房平面和结构，做到厂房最小，最大程度地利用厂房的空间。附属系统应根据设备和系统的功能要求合理设置，有条件尽可能集中、合并布置。优化输煤系统设备选型、结构布置，尽量减少建筑面积和建筑空间。1.6.1.5根据地形条件和主要建构筑物地基情况合理选择竖向布置方式，做到厂区满足防排洪要求、排水顺畅，做到厂区、施工区和建构筑物挖填方、基槽余土土方综合平衡，并根据地质条件合理选用地基处理方式，厂内外设施标高衔接适当。1.6.1.6建筑物的装修要因地制宜。外装修要美观大方并与当地环境和景观相协调；无人值班的建筑内装修以简单实用为原则，有人值班的场所，要充分考虑人性化设计，适当提高标准。1.6.1.7优化主厂房布置，在方便生产、安全运行、缩短施工周期和满足检修维护的条件下，压缩厂房体积、减少钢材、混凝土、管道和电缆工程量。严格控制主厂房的占地尺寸、面积、体积、检修面积、工程量(钢筋混凝土、钢筋、型钢)、电缆(动力、控制)、管道、烟风道等指标，以减少工程投资。1.6.1.8优化燃煤运输、卸煤、储煤、上煤系统及设施。1.6.1.9优化厂内外除灰、渣系统。1.6.1.10根据水源状况，拟订合理的取水方案。贯彻节约用水的原则，积极采取各种节水措施，研究少耗水的工艺系统，做到一水多用、阶梯使用。1.6.1.11优化电气系统，重点为66kV电气主接线及厂内配电装置的选型。1.6.1.12仪表与控制采用新的设计思路，为提高全厂综合自动化水平，实现全厂监控和信息系统网络化，提高电厂运行的安全性、经济性、减员增效、缩小主控室面积、节约投资和为实现现代化企业管理创造条件。1.6.1.13重视环境保护，减少三废污染，三废排放标准应符合国家环保排放标准或地方环保行政机关分配的排放指标。废弃物应有相应的处理措施，充分考虑综合利用的可能。1.6.1.14严格执行电规总院关于降低工程造价的各项要求和措施，结合本工程的特点，各专业优化工艺系统方案，优化设备选型和配置，提出降低工程造价的措施，以最少的投资，为业主创造最大的经济效益。1.6.2各专业具体设计原则1.6.2.1本期工程建设规模为2×12MW国产中温次高压背压式供热汽轮发电机组，并留有扩建2×12MW机组的条件，电厂于2011年3月开工建设,2台机组投产时间为2011年10月末。1.6.2.2对清湖村厂址、污水厂厂址进一步进行综合技术经济比较并提出推荐意见；厂区按三列式布置；本期暂不考虑脱硫、脱硝设施的建设；土方平衡要对厂区内、厂区外统一考虑；要考虑内涝水位对厂平的影响，并考虑对场地汇水进行有效的疏导。-14- 1.6.2.3本期工程2×12MW背压式供热汽轮发电机组配3×75t/h循环流化床锅炉，锅炉、汽轮发电机暂按国产机组考虑，机组年利用小时数根据以热定电原则计算确定，燃料按照和XX地产煤炭设计；根据主设备选型情况，做好全面辅助设备选型及比较工作；锅炉点火按小油枪少油点火设计。因国内尚无成型的12MW采暖背压机组的设备资料，可按照目前收集的初步资料开展设计，待建设单位明确汽轮机生产厂家后，与厂家配合，进一步修改主机参数。1.6.2.4本期工程电厂接入系统电压等级为66KV，出线暂按2回考虑；根据接入系统报告建议，对主结线方式进行多方案比选后最终提出推荐方案。1.6.2.5燃料运输方式为公路运输，卸煤采用地下煤斗方案，煤场采用露天煤场方案，皮带带宽按照本期燃煤量考虑。1.6.2.6进一步论述电厂循环水水源采用和XX污水处理深度处理后达到I级A标准中水；以和XX净水厂前干管引入的地表水作为工业水及锅炉补给水水源的可行性。各专业要全面采取节水措施，水工专业做好水平衡，尽量一水多用，降低耗水指标；厂内的排水、污水及消防泵房等水工建构筑物尽量布置在一起以利于管理。1.6.2.7采用DCS控制，机、炉、电集中控制，两机一控。1.6.2.8电厂采用气力除灰，除渣方式采用干式除渣，灰渣全部综合利用。周转备用灰场选用垃圾填埋场灰场，存灰量按照一个采暖期的灰渣量考虑。1.6.2.9主厂房结构采用钢筋混凝土结构；主厂房及主要建筑物基础型式根据地质报告确定，地基处理方案要进行多方案比选后确定。1.6.2.10　化学系统根据水质报告进行系统拟定及设备选型，经比较后确定。1.6.2.11在各专业进行充分优化的基础上，进行可研估算的编制工作，要尽量降低工程造价，以获得最大的投资效益；在做出投资估算的基础上要与限额指标及相关工程进行比较，并提出调整意见。1.7主要优化措施1.7.1尽量精简厂区内建构筑物将化学水处理室布置于主厂房固定端，取消独立的化学水车间；取消高厂变、高备变小间，将盘柜布置于汽机房内；取消生活污水泵房、雨水泵房、工业废水泵房；将次入口警卫收发室与汽车衡控制室合并布置；将材料库、生产办公楼、行政办公楼、汽车库、食堂及倒班宿舍合并为综合楼；将A排至烟囱中心线距离比照类似工程压缩8m；三台锅炉共用一座80m高钢筋混凝土烟囱，并考虑满足扩建一台锅炉的条件。1.7.2将化学水系统及输煤系统纳入DCS集中控制。1.7.3根据本工程仅在冬季运行的具体情况，取消煤场喷洒系统。-14- 1.7.4各工艺专业采用封闭水循环系统，减少用水量，做到“零排放”。1.8附图及目录编号图号图名张数1F431K-Z-01厂区地理位置图12F431K-Z-02厂址总体规划图13F431K-Z-03厂区总平面及竖向布置（方案一）14F431K-Z-04厂区总平面及竖向布置（方案二）15F431K-Z-05厂区施工总平面布置图16F431K-J-01原则性燃烧系统图17F431K-J-02原则性热力系统图18F431K-J-03主厂房平面布置图19F431K-J-04主厂房断面布置图110F431K-J-05采暖热负荷持续曲线图111F431K-D-01电气主接线（一）112F431K-D-02电气主接线（二）113F431K-K-01全厂自动化系统网络规划图114F431K-C-01除渣系统图115F431K-C-02除灰系统图116F431K-M-01输煤系统图117F431K-S-01供水系统图118F431K-S-02水量平衡图119F431K-H-01化学水处理原则性系统图12电力系统概况及热电厂接入系统2.1电力系统概况2.1.1XX地区电网概况XX地区电网位于XX省电网的东部，是XX省“井”字型主干网架分支电网的末梢，西经500kV平包线和220kV蛟敦线与XX省网相连，北经500kV林平线与黑龙江省东部电网相-14- 连。延东变经一回220kV线路和500kV平安变相连，延西变经两回220kV线路与敦化变相连；XX西南部的两江水电站以单回220kV线路接入敦化变；汪清变电站和和龙变电站分别以单回220kV线路接入图们变和延西变。敦化、延西、延东、图们、汪清、和龙变和珲春发电厂以66kV放射型网架线向地区负荷供电。XX地区电网220kV主干部分由珲春发电厂、两江水电站和220kV汪清、图们、延东、延西、敦化、和龙六座变电站组成。截止2009年底，220kV变电总容量966MVA。其中敦化变变电容量为180MVA，延西变变电容量为240MVA，延东变变电容量为180MVA，图们变变电容量为126MVA，汪清变变电容量为120MVA，和龙变变电容量为120MVA。XX地区220kV变电站现况详见表2-1。XX地区220kV变电站现况统计表表2-1序号变电站名称台数容量（MVA）总容量（MVA）1敦化变22×901802延西变22×1202403延东变22×901804图们变22×631265汪清变11×1201206和龙变11×120120合计10966截止2009年底，XX地区发电装机总容量为929MW，包括火电装机742.5MW，水电装机186.5MW，其它3MW。其中省调管辖发电厂4座：珲春发电厂装机容量660（2×330）MW、两江水电站装机容量60（3×20）MW、龙井发电厂装机容量15（1×3.0+2×6.0）MW，满台城电站24.9（4+10+10+0.9）MW。2009年XX地区最大负荷为564.0MW，全社会用电量为35.9×108kWh。XX地区全社会用电量和最大供电负荷历史数据详见表2-2。XX地区电力负荷实际数据表表2-2单位：MW、×108kWh2000年2005年2006年2007年2008年2009年XX地区最大负荷418453470505505564.0-14- XX地区全社会用电量24.8627.5529.9634.6234.7435.92009年XX地区220kV及以上电网地理位置现状图见图2-1。-14- -14- 2.1.2和龙供电区现况220kV和龙变位于XX电网南部，现安装1台120MVA主变压器，变压器抽头为230±8×1.25%/69（kV），220kV开关遮断电流50kA，220kV出线1回，220kV侧目前采用线路变压器组接线方式。66kV出线6回，66kV侧目前采用双母线接线方式，现有66kV电容器20Mvar（12Mvar+8Mvar）。2009年和龙变最大供电负荷为43.1MW。2009年和龙供电区66kV及以上电网地理位置现状详见图2-2。图2-22009年和龙供电区66kV及以上电网地理位置现状图-18- 2.2电网存在的主要问题①XX地区电网结构较为薄弱延吉市外送断面为3回LGJ-400，需要输送珲春电厂以及规划建设的延吉热电厂、珲春新厂电力，电气距离长，联系较弱，存在热稳定河暂态稳定问题。随着将来XX地区和延吉地区间的电磁环网解环，XX地区将通过500kV平安变与主网架相连，平安变为1台750MVA主变，制约了XX地区电力的外送。此外，XX地区总面积4.27万km2，约占XX省总面积的四分之一，截至2008年底，全区八个市、县中，尚有珲春、龙井、安图3个县市无220kV变电站，个别县市只有单回66kV线路为其供电，造成66kV供电网络面广、线长；同时，各一次变之间的联络线也只是单回66kV线路，距离长，传输容量不足，负荷互带能力差，网架结构松散,网损大，严重影响供电质量和供电可靠性。②66kV城网网架不够完善，部分设备老化严重。除延吉城网已形成以220kV延东变和220kV延西变为电源支撑点的66kV双环供电网络外，其它各县、市城网网架不够完善，尤其是为用户供电的线路多为单回线路，无法为煤矿、油母页岩矿等对供电可靠性要求较高的用户提供备用电源，且66kV线路供电距离长，设备陈旧，严重影响供电质量和供电可靠性，已不能满足地区经济发展供电需求。因此有待于在今后电网新建、改造过程中以双侧电源、双回路环网结构与以单侧电源双回路放射状供电相结合的方式进一步完善。③电源支撑较差。随着国家制定的“多家办电、一家管网”产业政策的有效实施，XX地区目前已经形成了水火并举，产权多元的电源格局，然其中多为星罗棋布的小水电站，220kV电压等级接入系统的火电站仅有珲春发电厂一座，电网结构弱，电源支撑也较差。2.3电网发展规划2.3.1延吉地区电源装机规划2.3.1.1电源规划根据XX供电公司提供资料，“十二五”期间，XX地区规划投运的电厂（风电场）有：①延吉热电厂2台200MW机组，预计2010年投运；②和龙甄峰、安图古洞河风电场共300MW风电机组，预计2011年投运49.5MW，至2015年规模达到300MW；③敦化和平、敦化红石风电场共250MW风电机组，预计2011年投运49.5MW，至2015年规模达到250MW；④珲春新厂1台600MW机组，预计2013年投运；2.3.1.2输变电工程规划-18- 根据XX省电力运行公司最新电网及电源规划和XX供电公司提供资料，“十二五”期间，与XX电网相关的规划建设项目有：2010年，平安变～包家变挂第二回线路工程，平安变增容上第二台750MVA主变；2010年，和龙变～延西变挂第二回线路工程，和龙变增容上第二台120MVA主变；2010年，汪清变～图们变挂第二回线路工程，汪清变增容上第二台120MVA主变；2010年～2011年，建成220kV靖边输变电工程；2010年，建成220kV塔东输变电工程；2012年，建成220kV安图输变电工程；2012年～2013年，建成220kV敦化北牵引站输变电工程；2012年～2013年，建成220kV安图西牵引站输变电工程；2012年～2013年，建成220kV延吉北牵引站输变电工程；2012年～2013年，建成220kV凉水牵引站输变电工程；2012年～2013年，XX地区与XX地区电磁环网解环，断开蛟敦线；2012年，建成500kV延吉输变电工程；2013年，建成220kV朝阳川输变电工程；2015年，建成220kV水田牵引站输变电工程；2015年，建成220kV王福岭牵引站输变电工程；2015年，建成220kV长寿牵引站输变电工程；2015年，建成220kV林胜牵引站输变电工程；2015年，建成220kV曙光输变电工程；2011年和龙供电区66kV及以上电网地理位置规划图详见图2-3。-18- 图2-32011年和龙供电区66kV及以上电网地理位置规划图-18- 2.4电网电力负荷预测2.4.1XX电网负荷预测XX朝鲜族自治州位于XX省的东南部，其森林、矿产及水资源丰富，农业、养殖业和地方工业比较发达。“九五”及“十五”期间，XX州相继建立了造纸、煤炭、木材加工、能源、冶金、化学、建材、医药、卷烟、纺织、食品等行业，形成了具有XX特色，门类齐全，成龙配套的行业体系。较具规模的电力大用户有：开山屯化学纤维浆厂、石砚造纸厂、图们炼油厂、延吉铝厂、珲春矿务局英安矿、城西矿、八连城矿、板石矿、延吉卷烟厂、啤酒厂、亚麻厂、纺织厂及十个林业局。全州国民经济和社会发展第十一个五年计划纲要的预期目标是：“十一五”期间，国民经济保持较快的增长速度，经济增长质量和效益大幅度提高，综合实力明显增强，为到2010年人均国内生产总值比2000年翻一番创造条件。“十一五”期间，国内生产总值年均增长12%左右；人均国内生产总值年均增长9%左右。2008年XX地区最大供电负荷为505.0MW、全社会用电量为34.74×108kWh，2009年XX地区最大供电负荷为564.0MW、全社会用电量为35.9×108kWh，同比增长了11.68%、3.34%。随着地区重点建设项目的陆续建设，XX地区“十一五”期间经济的持续增长得到了有力保证，预计到2010年最大供电负荷为612.0MW、全社会用电量为37.7×108kWh，2015年最大供电负荷为972.0MW、全社会用电量为52.4×108kWh，“十一五”期间最大供电负荷和全社会用电量年均递增率分别为5.59％和6.62％。“十二五”期间最大供电负荷和全社会用电量年均递增率分别为9.7％和6.78％。XX地区电力电量预测结果详见表2-3，分变电站负荷预测详见表2-4。XX地区电力电量预测结果表表2-3单位：MW、×108kWh2009年（实际）2010年2011年2012年2013年2015年2020年1最大负荷564.0612.0669.0732.0806.0972.013132全社会用电量35.937.740.242.845.7052.466.0-97- XX地区分变电站负荷预测表表2-4单位：MW序号名称2010年2011年2012年2013年2015年(预测)(预测)(预测)(预测)(预测)一最大供电负荷612669732806972二同时率0.910.910.910.910.91三合计676.1731.8807.8882.81069.191敦化变849395751002延西变12313113875933延东变1191261311361524图们变54606368755珲春电厂直供000006小水电及电厂直供65707479857汪清变65.3727885938和龙变47515561689塔东变23.823.823.823.836.1910靖边变951051101177011安图变40536112朝阳川708613敦化北牵引站101014安图西牵引站101015延吉北牵引站101016凉水牵引站101017水田牵引站1018王福岭牵引站1019长寿牵引站1020林胜牵引站1021曙光70-97- 2.5和龙供电区66kV电力平衡根据和龙供电区66kV层负荷预测和电源结构，对和龙变66kV层冬大、冬小两种运行方式进行电力平衡。电力平衡中，负荷方面，冬小负荷为冬大负荷的50%；电源出力方面，热电厂冬大方式满出力，冬小方式留20％备用，根据以上原则做出和龙供电区66kV层电力平衡结果，见表2-5。由表2-5可知，2010年运行方式下，和龙供电区66kV层缺电23.5～47MW；2011年在热电厂投运年，由于电厂容量比较小，仍缺电8.6～29.88MW；到2015年，和龙供电区66kV层缺电17.1～46.88MW。和龙供电区66kV层电力平衡表2-5单位：MW　2010年2011年2012年2015年冬大冬小冬大冬小冬大冬小冬大冬小一、负荷4723.55125.55527.56834二、装机容量242424和龙热电厂242424三、电厂出力风电出力0%21.1216.9021.1216.9021.1216.90四、电力盈(+)亏(-)-47-23.5-29.88-8.60-33.88-10.60-46.88-17.102.6电厂在系统中的作用由于该电厂装机容量小，在系统中只能作为小型区域电厂运行。2.7电厂与系统的连接本工程装机容量为2×12MW，根据《城市电力网规划设计导则》8.2条规定的“分布式电源并网的电压等级”，分布式电源总容量在8MW～30MW时，并网电压等级应为35kV或66kV。根据和XX电网的实际情况，本工程接入系统的电压等级确定为66kV。热电厂出2回66kV线路接入220kV和龙变，线路长约为1.4km，选用LGJ-150型号导线。2.8电气主接线本工程2回66kV线路接入系统，电厂建设规模为2×12MW，电气主接线建议选用双母线接线方式。-97- 3热负荷3.1供热现状3.1.1热源现状和XX自2000年逐步开始实施集中供热，至2009年底，和XX中心城区现有建筑面积约为360×104㎡，总供热面积约326.62×104㎡。目前中心城区现有小型集中供热锅炉房17个，烟囱共17座，锅炉共24台（全部为热水锅炉），总容量为165.2MW，总供热面积140.77×104㎡；各单位分散的小锅炉房44个，烟囱共44座，锅炉共52台，总供热面积25.85×104㎡，其中热水锅炉26台，总容量共计44.1MW，蒸汽锅炉26台，总容量为76t/h。此外，尚有约160×104㎡的建筑面积采用落后的炉灶、小火炉采暖。表3-1集中供热锅炉房统计表热源名称锅炉房容量（吨×台数）供热面积（万m²）春秀供热14MW×17MW×116.6林松供热政府站7MW×28.327林松供热民安站7MW×29.473林机供热7MW×16.8亿隆供热民居站7MW×14.2MW×111.78亿隆供热政府站7MW×15.6MW×19.22和立供热14MW×113.23恒宇供热5.6MW×16.9暖东供热7MW×18.3吉园供热7MW×14.2MW×19.7青山供热4.2MW×15.0热力供热粮食局站4.2MW×13.61热力供热建设局站4.2MW×11.83学府园供热4.2MW×13.2江边供热5.6MW×13.8金山供热14MW×14.2MW×114.6德龙供热7MW×18.4合计140.77-97- 表3-2分散小锅炉房内小锅炉数量统计表项目T≤2t/h（1.4MW）2t/h(1.4MW)140m/s，建筑场地类型为Ⅱ类。属中软土，场地为建筑抗震有利地段。6.6.4地基基础方案粉质粘土、有机质粉质粘土及圆砾层均可做为荷载较小建（构）筑物的基础持力层，但对于荷载较大的建（构）筑物，当上层粉质粘土及有机质粉质粘土无法满足强度要求时，可考虑采用地基处理或桩基础等适宜的基础型式。6.7厂址方案比较6.7.1厂址比较-97- 厂址方案技术条件比较表清湖村厂址污水厂厂址地形、地貌厂址区域地形坡度不大，自然地面标高约为422.50m～429.00m。厂址区域地形坡度不大，自然地面标高约为409.10m～415.00m。是否受洪水威胁场地自然标高在422.50m～429.00m，厂址不受50年一遇洪水位影响，但须对厂内的排洪渠进行改道处理。场地自然标高在409.10m～415.00m之间，海兰河对应厂址50年一遇洪水位为412.00m，厂址大部分位于洪水位下，需对场地进行处理，满足防洪要求。厂址土地性质规划工业用地规划工业用地厂区土石方量填方3.81×104m3。挖方2.65×104m3。填方5.32×104m3。挖方1.80×104m3。供热距离距供热中心距离约3.35km。距供热中心距离约4.65km。与地下矿藏的关系厂址及附近不压矿，没有文物埋藏。厂址及附近不压矿，没有文物埋藏。与军事设施的关系厂址附近无军事设施厂址附近无军事设施公路接引条件进厂公路从人民大街接引，长度约0.10km。运灰道路长度3.60km。进厂道路从人民大街接引，进厂道路长度0.1km。运灰道路长度4.46km。电气出线本期66kV出线2回，接入220kV和龙变电所，直线距离约1.40km。本期66kV出线2回，接入220kV和龙变电所，直线距离约2.80km。补给水源采用和XX自来水公司净水厂前干管取水，直线距离约5.55km采用和XX自来水公司净水厂前干管取水，直线距离约6.60km除灰条件灰渣全部综合利用，厂址距备用贮灰场公路距离约3.6km。灰渣全部综合利用，厂址距备用贮灰场公路距离约4.46km。施工条件施工场地开阔。施工场地开阔。-97- 厂址方案经济条件比较表清湖村厂址污水处理厂厂址厂区用地征地4.40hm2。投资220万元征地4.40hm2。投资220万元土石方工程量填方3.81×104m3。挖方2.65×104m3。投资72.39万元。填方5.32×104m3。挖方1.80×104m3。投资101.08万元。拆迁工程量无无厂外道路厂外道路长0.10km。投资20万元。厂外道路长0.10km。投资20万元。除灰条件厂址距贮灰场距离约3.6km，需新建公路1.3km。投资260万元。厂址距贮灰场距离约4.46km，需新建公路1.3km。投资260万元。电气出线66kV出线2回，接入220kV和龙变电所，距离1.40km投资56.00万元66kV出线2回，接入220kV和龙变电所，距离2.80km投资112.00万元供热距离距供热中心距离约3.35km。投资2680万元。距供热中心距离约4.65km。投资3720万元。合计3308.39万元4433.08万元差值0.00万元+1124.69万元厂址方案比较结论本工程可研阶段的两个厂址都在和XX规划工业区内。清湖村厂址地势平坦开阔；土石方工程量小；电气出线距离短；供热管网短，距离水源地及灰场近，建厂条件优于污水厂厂址。因此，本工程可研阶段推荐清湖村厂址作为建厂厂址。7工程设想7.1全厂总体规划及总平面规划布置7．1．1全厂总体规划本工程全厂总体规划依据电厂容量、结合当地的自然、资源条件及电力系统的发展远景、贯彻节约用地的原则，对全厂做总体规划如下：1）建设规模及用地范围电厂本期建设3×75t/h锅炉配2×12MW背压机组，厂区围墙内用地约为4.40hm2。规划容量为4×12MW背压机组，围墙内用地面积约为5.10hm2。-97- 2）厂区方位电厂平行人民大街布置。厂区布置在人民大街东侧。厂内采用三列式格局，即卸贮煤场—主厂房—配电装置。主厂房A排朝南，固定端朝西。3）防排洪规划场地自然标高在422.50m～429.00m，厂址不受50年一遇洪水位影响，但须对厂内的排洪渠进行改道处理。4）电厂水源电厂冷却水系统拟采用以机力通风冷却塔为冷却设备的二次循环冷却水系统。电厂距水源地—和XX自来水公司净水厂（直线距离）约5.55km。5）电厂排水本期工程的电厂排水系统采用分流制，厂区雨水通过雨水管网汇集后排入厂址附近城市下水管网，厂区生活污水经化粪池处理后，排至电厂西北侧的和XX污水处理厂统一处理。6）贮灰场本期工程采用干式除灰渣系统系统，年排灰渣量为9.57×104t，灰渣全部综合利用，当受季节等因素影响综合利用临时中断时，灰渣运至灰场，贮灰场位于厂址东北侧（直线距离）约1.80km处。7）厂外道路电厂进厂道路及运灰道路从人民大街接引，进厂道路长约0.10km。运灰道路总运距约3.60km。其中，改建2.3km水泥混凝土路面，新建1.3km水泥混凝土路面，路面宽度6.5m。8）电气出线本期66kV出线2回，接入220kV和龙变电所，站址位于厂址东南方向1.40km；远期66kV出线2回，接入220kV和龙变电所。9）施工区规划本工程施工场地布置在厂区扩建端，施工生产区占地总计约4.00hm2。7．1．2厂区总平面规划布置本期工程为新建工程，按照全厂总体规划既定原则和有关规程、规范的规定，结合厂址的自然条件，力求规划合理，布置紧凑，功能分区明确，工艺流程顺畅短捷，节约用地，减少地基处理量，方便管理。厂区总平面规划布置方案一：厂区固定端朝西，扩建端向东，主厂房A排朝南。本方案采用三列式布置格局，厂区由北向南依次为贮煤设施、主厂房、66kV屋外配电装置。-97- 本工程采用公路运煤，贮煤场地布置在厂区北侧。输煤栈桥由贮煤场引出，经过转运站及碎煤机室后，由主厂房固定端进入煤仓间。主厂房A排外布置变压器，66kV配电装置布置在主厂房南侧。生产辅助及附属设施布置在厂区的固定端。厂区固定端由北到南依次为汽车衡及控制室、煤水处理站、启动锅炉房及空压机室、机力通风冷却塔、消防水池及消防水泵房、综合楼。电厂共设置两个出入口，主入口位于厂区南侧，物流入口位于厂区西侧。电气出线从南引出厂外。具体布置详见F431K-Z-03。厂区总平面规划布置方案二：厂区固定端朝南，扩建端向北，主厂房A排朝东。本方案采用三列式布置格局，厂区由西向东依次为贮煤设施、主厂房、66kV屋外配电装置。本工程采用公路运煤，贮煤场地布置在厂区西侧。输煤栈桥由贮煤场引出，经过转运站及碎煤机室后，由主厂房固定端进入煤仓间。主厂房A排外布置变压器，66kV配电装置布置在主厂房东侧。生产辅助及附属设施布置在厂区的固定端。厂区固定端由西到东依次为汽车衡及控制室、煤水处理站、启动锅炉房及空压机室、机力通风冷却塔、消防水池及消防水泵房、综合楼。电厂共设置两个出入口，两出入口均位于厂区南侧。电气出线从东引出厂外。具体布置详见F431K-Z-04。7.1.3方案比选总平面布置方案技术经济比较表方案一方案二厂区用地4.40hm24.55hm2总体布局采用固定端朝西、扩建端向东、出线向南的三列式布置方案，厂区形状规整，功能分区明确，各工艺系统均围绕主厂房布置，运行管理方便。采用固定端朝南、扩建端朝北、出线向东的布置方案，厂区形状规整，功能分区明确，各工艺系统均围绕主厂房布置，运行管理方便。公路接引条件人流及物流入口由厂址西侧人民大街接引。进厂道路长度100m。人流及物流入口由人民大街及颖文街接引。进厂道路长度222m。建、构筑物朝向电厂入口朝南，对景较好。厂内主要建、构筑物多为南北朝向，采光较好。电厂入口朝南，对景较好。厂内主要建、构筑物多为南北朝向，采光较好。拆迁情况无无输煤设施输煤栈桥长度196.65m输煤栈桥长度217.40m-97- 转运站一座转运站一座土石方工程量厂区填方3.81×104m3，厂区挖方2.65×104m3。厂区填方4.20×104m3，厂区挖方2.95×104m3。施工、扩建条件施工、扩建条件理想施工、扩建条件较理想通过以上两个方案的技术经济比较，能够看出两个方案的优缺点比较明显。方案一在总体布置上紧凑合理，占地较小；进厂道路方便顺畅；循环水管线及输煤栈桥长度较短；电厂扩建条件好；电厂固定端紧靠人民大街，人民大街为和XX中轴线，景观效果明显优于方案二。因此，本工程可研阶段推厂区总平面竖向布置方案一。7.1.4厂区竖向布置厂区竖向布置结合场地条件及城市规划要求，本着尽可能减少土方工程量、有利于场地排水、降低建构筑物基础埋深的原则进行规划设计，结合道路接引条件、场地坡度条件等初步确定主厂房零米标高为426.00m，机力通风冷却塔零米标高为425.80m，贮煤场零米标高为425.70m。方案一技术经济指标如下：序号项目单位数量备注1厂区围墙内用地面积hm24.402单位容量用地面积m2/kw1.833建筑系数%33.784利用系数%59.555道路及广场面积m28958.006道路及广场系数%20.367厂区土石方工程量填方104m33.81挖方104m32.65基槽余土104m31.408循环水供水管线长度m137.509循环水排水管长度m148.5010厂区围墙长度m988.8011绿化用地面积m28000.0012绿化系数%18．187.2热力系统7.2.1主蒸汽系统：采用母管制，母管扩建端处留有封头，以便扩建。-97- 7.2.2给水系统：采用母管制，锅炉给水泵采用4台全容量电动给水泵，其中3台运行1台备用。7.2.3除氧系统：采用母管系统，设置2台130t/h高压除氧器用于给水的除氧，加热蒸汽来自汽轮机抽汽。设置1台50t/h低压除氧器，用于热网补水的除氧。7.2.4热网系统：2台背压机的共设置4台热网加热器、3台热网循环水泵和3台热网疏水泵。热网加热蒸汽管道采用分段母管制，热网疏水管道采用母管制。热网疏水通过疏水泵进入热网疏水母管，然后分别进入2台除氧器。为了提高供热可靠性，装设2台减温减压器,其容量为汽轮机最大排汽的50%。7.2.5冷却水系统：冷却水系统采用母管制，负责发电机空冷器、汽轮机油冷却器、空压机、冷渣器及各辅机的冷却。冷却水由水工供给，并回到主厂房外设置机力通风塔进行冷却后循环利用。7.3燃烧系统7.3.1给煤系统:循环流化床锅炉要求燃料粒径不大于10mm，原煤通过破碎，进行筛选后进入主厂房煤仓。每台炉设置一个煤仓，煤仓有效容积能够保证锅炉在额定负荷下运行10小时。每台炉设有三台给煤机，每个煤仓对应三台，并具有一定的裕量。燃料供给系统采用正压给料，二次风机将密封空气送至落煤口，既能防止烟气反窜，又为燃料提供一个水平动量，帮助燃料播撒入炉膛。7.3.2送风系统:每台炉各设一台一次风机，从一次风机出来的风，经空气预热器后分两路,一路进入炉膛底部风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化，此风又称流化风,另一路进入锅炉启动燃烧器。每台炉各设一台二次风机，从二次风机出来的风分二路进入炉膛。第一路为二次风，经空气预热器后，通过炉膛上部二次风箱进入炉膛，此风又称燃烧风。第二路作为给煤机的密封冷却风，从二次风联箱引出。锅炉在正常运行时，炉膛温度为850℃～900℃，一次风量约占总风量55%，一、二次风量的比例是可以调节的，炉膛温度的控制就是通过调节一、二次风的比例来实现。从一次风机出来的风进入分离器回落管，通过分离器下部回落管将落下来的灰返回炉膛实现循环燃烧。每台炉的一、二次风机均无备用，一、二次风机扬程很高，要求风机性能满足要求且运行稳定可靠。7.3.3烟气系统:每台炉选用一台高效布袋除尘器，一台引风机，拟采用2台锅炉合用一座高为80米、直径为3米的烟囱。7.3.4石灰石系统循环流化床锅炉要求在运行要加入石灰石粉，来控制燃烧过程中SO2-97- 的生成量。本期石灰石系统设在地下煤斗和碎煤机室之间,将石灰石添加到输煤皮带上，同时本期在主厂房内煤仓间予留石灰石仓的位置。7.3.5点火系统采用床下点火启动的方式。床下布置2只启动点火油枪，具有加热效率高、加热均匀、启动速度快且点火可靠性高等优点，每支启动点火油枪耗油量约为0.2t/h，每只启动燃烧器均配有火焰检测器，确保启动过程的安全性。7.3.6启动锅炉系统设置1台2t/h快装油炉作为启动锅炉。额定压力1.0MPa,额定出力2t/h,给水温20℃，过热蒸汽额定温度300℃,锅炉设计效率≥88%。燃料为0号轻柴油（GB252-64）,给水采用化学来除盐水。7.4燃料运输系统电厂燃料运输全部采用公路汽车运输，燃煤主要来自和龙地方煤。3×75t/h循环流化床锅炉小时燃煤量为54.69t/h，日燃煤量为1203.18t/h，年燃煤量为19.0759万吨。锅炉日运行小时按22小时，年利用小时数按3488小时。本期工程来煤方式为公路汽车运煤，汽车来煤可送至贮煤场。运煤车辆为自卸车，载重量为5～50吨。本工程日最大来煤量为1400t。煤场设施采用一台推土机及一台装载机进行堆贮煤及上煤作业。贮煤场的总贮量为13000t，可满足本期3×75t/h循环硫化床炉用煤10天。本期工程新建运煤系统共3段4条胶带机，进入主厂房前的胶带机均为带宽650mm，带速1.6m/s，托辊槽角为35°，出力为140t/h的单路系统；主厂房煤仓间的胶带机为带宽650mm，带速1.6m/s，托辊槽角为35°，出力为140t/h的双路系统。筛碎设备采用一级单路破碎设备，采用先筛分后破碎的布置方式。本工程采用最大入料粒度为100mm，筛下物的出料粒度为10mm，出力为140t/h的振动筛。碎煤机采用最大入料粒度为100mm，最大出料粒度为10mm，最大出力为140t/h的细粒碎煤机。在厂区入口装有电子汽车衡一台；在输送系统中还设有计量、除铁及检修设施。燃料系统采用就地手动控制方式，输煤系统采用三班制运行。本期工程在带式输送机的各转运点均设有除尘装置及喷雾抑尘装置,以减少转运站的粉尘浓度。为了保护环境，煤场四周设有防风抑尘网。输煤栈桥、碎煤机室、转运站及煤仓间楼板采用水冲洗，冲洗下的煤泥送到输煤沉淀池。为防止输煤系统冲洗水进入煤仓间煤斗,煤仓间的设备孔洞四周加防水沿。输煤系统煤灰冲洗水送到电厂新建输煤沉淀池,沉淀后的煤泥用抓斗捞出后运走,输煤系统煤灰冲洗水经处理后送至煤场喷雾抑尘设备循环使用。7.5除灰渣系统-97- 本工程锅炉排灰渣量包括锅炉炉膛排渣、除尘器排灰两部分，其分配比例暂按如下考虑：锅炉炉膛排渣为其灰渣量的40%、除尘器排灰为其灰渣量的60%。7.5.1锅炉排灰渣量锅炉排灰渣量灰渣量小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/d)年灰渣量（104t/a）燃用设计煤质3×75t/h循环流化床锅炉渣量8.3229183.10382.903灰量12.4719274.38184.3502灰渣量20.7948457.48567.2532燃用校核煤质3×75t/h循环流化床锅炉渣量8.5689188.51582.9888灰量12.8403282.48664.4787灰渣量21.4092471.00247.4675注：a）日灰渣量按锅炉日运行22小时计算；b）年灰渣量按锅炉年运行3488小时计算。7.5.2除灰渣系统的拟定本工程除灰渣系统拟采用灰渣分除的干式除灰渣系统。除渣系统按干式除渣系统考虑，除灰系统采用正压浓相气力输送系统。7.5.2.1除渣系统炉渣从锅炉排渣管落入冷渣器冷却至约为100℃以下后，进入水平刮板输渣机→倾斜刮板输渣机→斗式提升机，经斗式提升机将炉渣输送至储渣仓。本期共设二座直径φ8m钢结构储渣仓，容积为320m3，每座渣仓可满足3台锅炉24小时储渣量。储渣仓下设两个排渣口，分别安装出力100t/h干湿两种排渣装置。干渣可经干灰卸料器装入密封罐车送至综合利用用户，也可经加湿搅拌机将干渣加湿搅拌后装入自卸汽车送至综合利用用户或灰场。除渣系统流程参见F431K-C-01图。7.5.2.2除灰系统除灰系统拟采用正压浓相气力输送系统，每台除尘器的每个灰斗下设一台气力输送泵。干灰经手动插板门、气动进料阀进入气力输送泵，用压缩空气将干灰输送至灰库。本期工程三台炉共设一座直径φ10m钢结构灰库，灰库容积为720m3。除灰系统可将三台炉干灰输送至灰库。灰库设二个排灰口，在5.500m设备平台上分别安装出力100t/h-97- 干灰卸料器、加湿搅拌机各一台。干灰可经干灰卸料器装入密封罐车送至综合利用用户，也可经加湿搅拌机将干灰加湿搅拌后装入自卸汽车送至综合利用用户或贮灰场贮存。为防止除尘器灰斗内的干灰结露或板结，使灰能够顺利排出，在灰斗上设有加热装置（采用蒸汽加热方式），使灰斗保持在一定温度以上；灰斗上同时设有气化装置，经加热后的气化风由气化风机供给。共设三台Q=2.26m3/minP=68.6KPa灰斗气化风机，全部运行，不设备用。灰库设有一台Q=6.8m3/minP=98KPa气化风机,用于灰库底部气化，防止灰库底部的干灰固化，使灰能够顺利排出。除灰系统用输送气源、控制气源由除灰专用空压机室供给。空压机房内暂设3台Q=20m3/minP=0.75MPa螺杆式空压机，其中二台运行，一台备用。根据应用空气品质的不同，每台空压机设置必要的空气干燥和净化设备。为减少占地及便于运行管理，全厂用空压机布置在一座空压机室内。除灰系统流程参见F431K-C-02图。7.5.2.3灰渣输送系统拟采用汽车运输方案。运灰渣汽车按利用社会运力考虑，本工程未开列。7.6电厂化学部分7.6.1概述本期建设规模为3x75t/h循环硫化床锅炉，配备2×12MW背压机。电厂锅炉补给水系统按本期建设2×12MW机组用水量设计，并留有扩建余地。7.6.2水源及水质XXXXXX2×12MW背压式热电联产机组新建工程为松月水库的地表水。该阶段没有水质资料，参考附近河龙水库水质。-97- 附表一水质全分析报告单位项目mg/Lmmol/L单位项目mg/Lmmol/L阳离子K++Na+11．26总固体164.2/1/2Ca2+1.32溶解性固体147.1/1/2Mg2+0.44悬浮性固体17.1/Fe2++Fe3+0.053电导率(25℃,μS/cm)214.0Cu2+0.0221/3Al3+/总硬度1/2Ca2++1/2Mg2+1.76NH4+/碳酸盐硬度1.32非碳酸盐硬度0.44∑阴离子Cl-9.1酚酞碱度SO42-28.2甲基橙碱度HCO3-1.32总碱度1.321/2CO32-PH值7.65NO3-游离二氧化碳NO2-50.83全硅(SiO2)8.78OH--0.00非活性硅(SiO2)7.12CODMn2.8大肠杆菌∑细菌-97- 7.6.3锅炉补给水处理系统选择根据锅炉补给水质量要求，确定本期锅炉补给水处理系统为:生水(经加热)→盘式过滤器→浸没式超滤装置→超滤水箱→超滤水泵→一级反渗透装置→中间水箱→二级反渗透装置→淡水箱→EDI装置→除盐水箱→除盐水泵→主厂房经上述处理后，除盐水品质为：电导率<0.2μs/cm(250C)二氧化硅<0.02mg/L7.6.4本工程锅炉补给水及热网补充水处理出力的确定1）锅炉补充水处理出力的确定本期锅炉补给水处理系统出力是按补充电厂正常运行时的汽水损失、锅炉排污损失、对外供汽损失、其他用汽损失及启动或事故增加的损失之和设计的。序号项目计算过程计算结果1厂内正常运行汽水损失:按锅炉额定蒸发量5%3X75X5%11.25t/h2锅炉排污损失:供热机组按锅炉额定蒸发量2%3X75X2%4.5t/h3其他用汽及用除盐水损失:4t/h4t/h4对外供汽损失:无无5启动或事故增加的损失:75X10%7.5t/h6正常补给水量(1)+(2)+(3)+(4)19.75t/h(取20t/h)7启动或事故时锅炉补给水量(5)+(6)28.25t/h(取28t/h)本期锅炉补给水处理系统出力确定为20t/h。2）热网补充水处理出力的确定本工程采暖热负荷、冬季最大循环水量约为2600t/h，其补充软化水量按0.5%考虑为13t/h。采用一级反渗透出水。7.6.5其它系统为了保证机炉安全运行,主厂房内设给水加氨、加联氨,防止热力系统的腐蚀。炉水采用磷酸盐处理系统，以提高炉水PH值,防止锅炉结垢。同时设置集中汽水取样装置,对给水.炉水及蒸汽进行监督,并予留分析仪表位置。7.7供排水系统7.7.1供水系统-97- 7.7.1.1冷却水系统根据水源及电厂用水情况，本期工程冷却水系统采用机力通风冷却塔的二次循环供水系统。两台机组采用一座600m3机力通风冷却塔，三台冷却水泵。供水系统图详见F431K-S-01图。7.7.1.2冷却水量全厂循环水量见下表7.7-1：表7.7-1循环水量表项目季节空冷m3/h油冷m3/h闭式冷却用水m3/h总循环水量冬季2×12MW供热机2001102906007.7.1.3冷却设备的选择本工程两台机组采用一座600m3机力通风冷却塔（冷幅20℃）,塔高6.1m,风筒高8.0m。水池6.4x6.4x2.5m。采用三台冷却水泵（KQSN200-M19Q=168~280~342m3/h，H=0.31~0.26~0.19MPa），冷却水泵安装在主厂房内。冷却水泵出口至冷却塔采用DN400焊接钢管连接，冷却塔至冷却水泵吸水井采用DN600焊接钢管连接。7.7.2补给水系统7.7.2.1补给水量电厂化学水处理、热网补水利用松月水库地表水，冷却水补水利用工业废水回收水，除灰用水等利用循环水排污回收水。电厂生活及消防用水采用电厂附近城市自来水。电厂本期补水量见表7.7-2:表7.7-2电厂补充水量表（单位:m3/h）序号项目冬季（10-4月）用水量回收量实耗量1冷却塔蒸发损失4.804.82冷却塔风吹损失0.600.63冷却塔排污损失17170-97- 4热网补水390395锅炉补水196136气化风机冷却水2027干渣加湿水4048干灰加湿水8089输煤冲洗用水50510生活用水30311未预见用水1001012合计112．42389．4补给水量89.4m3/h，回收水量为23m3/h。全年用水量为37.5×104m3。耗水指标为0.58m3/sGW。全厂水量平衡详见F431K-S-02图。7.7.2.3补给水系统设计松月水库距和XX净水厂约为7km，采用两根DN500供水管引至净水厂。净水厂距本工程厂址约为6km，本工程补给水管从净水厂前DN500供水管上引接。新建补给水泵房一座9x6m，安装三台（KQDL80-2，Q=50m3/h，H=0.4MpaP=11kW）补给水泵。采用一根DN200供水管引至电厂。7.7.3节约用水的初步设想为最大限度地节约用水，降低电厂耗水量，本工程设计中采用以下节水原则：加强水务管理设计，降低用水指标；加强废水梯级利用，重复利用等。具体节水措施如下：1，采用机力通风冷却塔的二次循环供水系统，冷却水循环使用；2，冷却塔内装设轻型高效除水器，降低冷却塔风吹损失；3，电厂采用干除灰系统；4，冷却水排污水回收作为灰渣加湿及输煤冲洗补充水；5，工业水采用闭式循环；6-97- ，各主要工艺系统的进水管如补给水进厂总管、进主厂房工业水管上安装流量计，以便于对各主要工艺系统进行统一监督管理。7.7.4给水排水系统7.7.4.1给水系统厂区内生活、生产给水系统均为独立管网，分别送至各用水点，在各用水主干管上设有计量装置和水量调节装置，确保节水效果。1）生产用水由补给水管道送至厂区各用水点。2）生活消防给水由市政自来水公司供给。从市政管网引接至电厂生活消防泵房贮水池，经压力提升实行二次生活供水。7.7.4.2排水系统电厂本期工程排水系统为分流制系统，即生活污水、生产废水及雨水排水系统。本期工程生活污水经化粪池处理后，排至电厂附近的和XX污水处理厂统一处理。工业废水自流排至工业废水回收泵房（炉后降温池上），经工业废水回收泵提升供循环水补充水。本期新建工业废水回收泵房，内设2台工业废水回收水泵，1台运行，1台备用。本期新建煤水处理站1座，装设2套Q=5m3/h高效污水净化器处理设备。对输煤冲洗及除尘排水进行处理，处理后作为冲洗除尘水及灰渣加湿用水重复利用。厂区雨水排水自流排至市政排水管网。7.8电气部分7.8.1电气主接线本期工程新建2X12MW汽轮发电机配3X75t/h循环流化床炉，2台机组分别以发电机－变压器组单元接线接入本厂新建的66kV配电装置。本期66kV配电装置采用屋外敞开式中型布置，66kV出线共2回，66kV配电装置采用SF6断路器。本期工程两台机组设置一台高压起动/备用变压器，高压起动/备用电源由本期66kV配电装置引接。发电机出口电压为6.3kV。以下对2种66kV配电装置接线方案进行技术和经济比较：方案一：本期工程66kV配电装置采用双母线接线。具体接线见图F431K-D01。方案二：本期工程66kV配电装置采用单母线接线。具体接线见图F431K-D02。方案比较:方案比较经济比较运行方式综合比较方案一增加75万元左右灵活可靠性高推荐采用方案二省投资不灵活可靠不推荐采用-97- 7.8.2厂用电接线及布置本期工程厂用电采用6kV和380/220V两种电压等级，6kV采用中性点不接地系统，380/220V采用中性点直接接地系统。高压厂用电采用单母线接线方式，按炉分段，每台锅炉设1段母线供电，共分为6.3kV厂用I段、II段、III段。#1、#2发电机出口各接1台800A电抗器，给6.3kV厂用I段、III段供电。6.3kV厂用II段分别由6.3kV厂用I段、III段供电，两路电源互为闭锁。6.3kV厂用I段、III段的备用电源取自高压起动/备用变低压侧，高压起动/备用变为6.3MVA，高压侧带有载调压开关，由66kV配电装置引接。主厂房内380/220V厂用电采用单母线接线方式，按炉分段，每台锅炉设1段母线供电，公用负荷由380/220V厂用II段供电。三台变压器设置1台低压厂用备用变备用。主厂房低压电动机采用动力中心(PC)－电动机控制中心(MCC)供电方式。厂用配电装置及电抗器主要布置在主厂房B-C排，高压开关柜和低压配电屏采用双列布置，6KV厂用配电装置室与380/220V厂用配电装置室相邻。6kV厂用配电装置采用金属铠装高压开关柜，柜内配置真空断路器和F-C回路，真空断路器额定开断电流为31.5kA。主厂房380/220V厂用配电装置采用GCS型低压抽出式开关柜，电源进线柜内配置智能型万能式低压断路器。馈电柜内主要配置塑料外壳式断路器。7.8.3不停电电源本期工程设1套40kVA交流不停电电源系统(UPS)，为DCS系统、电气、热控、通讯等重要负荷提供安全、不间断的交流电源，不停电电源装置布置在主厂房内。7.8.4直流电系统直流电系统采用一组蓄电池给机组的控制和动力负荷合并供电，采用单母线分段接线方式，电压为220V。蓄电池选用GFM-600，600Ah，220V阀控式密封铅酸免维护蓄电池。系统采用无端电池接线方式，配充电和浮充电兼用的智能型高频开关充电装置。直流屏、蓄电池均布置在主厂房内。7.8.5励磁系统发电机励磁系统采用自并励静止励磁系统，系统主要由励磁变压器、可控硅整流装置、自动电压调节器、灭磁和过电压保护装置、起励装置、必要的监测、保护、报警辅助装置组成。7.8.6二次线、继电保护及自动装置本工程采用机、炉、电集中控制方式。电气控制全部纳入机组DCS系统，实现机炉电一体化控制。以CRT和键盘为主要监控手段，对电气系统的发电机变压器主回路及厂用电系统进行数据采集、监视及控制。-97- 继电保护和自动装置按《继电保护和安全自动装置技术规程》要求配置。发变组保护采用微机型发电机变压器组保护；低厂变及高低压电动机采用微机型综合保护；发电机同期采用自动准同期方式，采用智能型同期装置。6kV厂用母线备用电源配置备用电源快速自动投入装置。电气测量仪表按《电气测量仪表装置设计技术规程》要求配置。其中在控制室内监控的设备，其电流、电压、电度量等均进入相应的DCS系统，在CRT上可调出监视，打印输出。输煤系统进DCS控制。7.8.7过电压保护及接地主厂房等厂用配电装置均为户内式，建筑物为框架结构，防雷保护根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T620-1997)进行设计。全厂接地保护采用以水平接地体为主，垂直接地体为辅助接地网。7.8.8照明和检修网络全厂采用动力和照明混合供电方式，因此照明和检修网络电源分别由厂用段及负责厂房MCC供电，事故照明由交直流事故照明切换屏供电。全厂各厂房及车间照明按《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》(DL/T5390-2007)进行设计。7.8.9电缆设施及防火本工程电缆按《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》进行设计。主厂房内厂用配电装置、汽机房与锅炉房采用电缆沟道，架空电缆桥架及竖井互相连接。其它辅助车间及厂区采用电缆桥架、电缆支吊架、电缆沟道、直埋及穿管敷设方式。对电缆及其构筑物的防火封堵，按规程要求设置防火门、防火隔墙，在必要的地方设置防火隔板、堵料等封堵措施，加装电缆槽盒，耐火隔板，对电缆刷防火涂料等。7.8.10火灾监测及控制系统火灾报警及控制系统由集中报警控制器和探测器组成。根据《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50229-2006)规定，不同的保护对象采用不同的报警探测器，火灾发生时探测器探测到火灾后由集中报警控制器发出声光报警并记录火灾时间。7.9热工自动化部分7.9.1本工程设计范围依据主机装机方案及辅助系统和辅属车间配置要求，本期工程热工自动化设计范围包括以下内容：3台75t/h循环流化床锅炉；2台12MW抽汽背压式汽轮发电机组及相关辅助系统和全厂辅属车间（启动锅炉房、除灰渣系统、化学水处理车间、消防水泵房、补给水泵房、循环水泵房等）以及热工自动化试验室等内容。-97- 7.9.2.机组的控制方式本期工程三炉二机按合设一个控制室设计,采用机、炉、电集中控制方式。集中控制室及电子设备间均布置于主厂房内的B-C排之间的运转层上，机组主要机柜设备布置在机炉电子设备间内，就地监控设备采用就地分散布置。机组控制采用分散控制系统（DCS），人-机接口主要由DCS操作员站（LCD+KB）实现，采用全LCD监视和操作并以此作为机组的监视和控制中心。循环流化床锅炉的石灰石加料系统、化学水处理系统、输煤控制系统均纳入机组DCS，在机组控制室内集中监控。就地不再设值班室。电气网控（NCS）纳入集控室监控。机组的运行人员在机、炉、电集控室内，对机组的监视控制满足下列基本要求：一、在就地运行人员配合下，实现机组的起停；二、实现正常运行工况的监视和调整；三、实现异常工况的报警和紧急事故处理。7.9.3.机组的控制水平7.9.3.1本期工程热工自动化系统主要采用分散控制系统（DCS）来实现机组的监视和控制。分散控制系统（DCS）的功能覆盖范围包括：数据采集与处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监控系统（FSSS）和发变组-厂用电监控系统（ECS）等。7.9.3.2在不同的运行方式中，顺序控制可对顺控对象进行有效控制，以实现机组子功能组级的启动、停止和正常运行。机组的自动控制、参数监视和远方操作均能在DCS内实现，并在集控室内能实现各种运行方式的所有需求。7.9.3.3对专业性、技术性要求较强的重要电气控制系统，如发电机励磁系统的自动电压调整器（AVR）、自动准同期装置（ASS）等，采用成熟技术的专用装置，独立于DCS系统。其人-机接口功能可在DCS中实现。与DCS关联密切的重要信号采用硬接线连接，非控制用的信号拟用通讯方式连接。7.9.3.4对那些与主设备密切关系的控制系统，如汽轮机数字电液调节系统（DEH），技术上由主设备制造厂家总负责，控制系统硬件与DCS系统选型一致，实现DCS与DEH一体化监控。汽机危急跳闸保护系统（ETS），技术上由主设备制造厂家总负责，采用独立、冗余配置的PLC实现。7.9.3.5每台炉设有炉膛火焰及汽包水位的工业电视监视系统，每台锅炉通过画面分割器共用一个42”液晶显示器。7.9.3-97- .6机组的生产工艺过程主要依靠DCS控制站的LCD及功能键盘和鼠标实现机组的运行操作。控制台为分散控制系统的专用操作员站，其上布置有LCD+KB和停炉、停机以及紧急事故处理的操作按钮。石灰石加料系统、除渣系统和电气公用系统的控制均纳入DCS。7.9.4.辅助车间热工自动化系统根据本工程的实际情况和辅助车间控制要求，本着满足运行可靠、降低投资、经济实用和实现实时有效运行管理的原则，将全厂辅助车间进行精减和优化配置。化学水处理车间不上程序控制，主要检测、监视信号进机组DCS。与机组运行密切相关的循环水泵房、除渣等系统均纳入机组DCS，实现集控室远方监控和就地无人值班。气力除灰系统设有就地控制室，位置在空压机房建筑内。由气力除灰主设备配套供货的PLC+IPC（可编程控制器+上位机）实现除灰系统的就地程序控制和监控操作。气力除灰系统的全套控制设备、材料均随主设备厂配套供货。布袋除尘控制设备随主设备配套，监控、操作设备布置于气力除灰控制室内。主要运行状态及参数进机组DCS。对启动锅炉房等厂内一些相对独立的辅助系统，由主设备厂负责成套提供控制设备、材料及安装、调试，在就地设有独立的控制设备和人机操作接口，用于正常的程序控制和监控操作。消防水泵房、补给水泵房等各类水泵房及其它辅助系统设置有就地常规仪表，实现就地指示和联锁。7.9.5热工自动化设备选型热工自动化设备主要选用技术先进、质量可靠的设备和元件，选用有成熟经验的系统、装置和产品。7.9.5.1温度检测一次元件热电偶、热电阻的分度号应符合国际标准，选用国内优质产品；中温中压主蒸汽管管路测温一次元件选用焊接式热电偶。床温及炉膛温度元件选用耐高温、耐磨型、高寿命产品。7.9.5.2压力、差压变送器主要选用质量稳定、精度高、量程可调比适中、维护量少的国产电容式变送器产品（4～20mA二线制）。7.9.5.3压力、差压、温度开关等保护、联锁设备选用可靠性高、动作准确、回差小的进口产品。7.9.5.4电动执行机构选用信号制为4–20mA，精度≤±1.5%、回差≤1%、死区≤1%，防护等级为IP65的产品。7.9.5.5分散控制系统（DCS）选用质量可靠，火电厂运行业绩好、性能/价格比高的国产装置（通过招标确定）。本期机组DCS系统预留三台CFB锅炉的脱硝、脱硫系统（未来的预留）的数据通信接口（与DCS软、硬件一体化）。7.9.6.随机炉主设备本体配套供货的控制装置及设备包括：7.9.6.1汽轮机保护监视仪表（TSI）-97- 7.9.6.2汽轮机危机保护装置（ETS）7.9.6.3汽轮机数字电液调节系统（DEH）（硬件与DCS一致）7.9.6.4锅炉炉前就地点火控制装置；7.9.6.5锅炉吹灰程控系统；7.9.6.6启动锅炉房仪表及盘台控制系统（包括设备、材料、安装、调试等）。7.9.6.7气力除灰系统仪表及控制装置（包括PLC控制柜、操作员站及台、工程师站及台、打印机及台、网络交换机、就地一次仪表及安装材料等全套设备。）7.9.6.8布袋除尘控制装置及就地仪表、设备等。7.9.7.热工自动化试验室本工程为新建工程，根据本工程机组规划容量并依据火力发电厂热工自动化试验室设计标准（DL/T5004-2004），热工自动化试验室面积配置为150m2，设置在生产综合办公楼内。本期配置热工自动化试验室标准计量仪器设备一套，设备投资总概算估列30万元。机组各类检测控制系统专用的特殊测试仪器和设备随仪表配套供货。7.10主厂房布置7.10.1布置原则：（1）模块化设计、便于方案组合，节约工程量、节约用地。（2）合理布置设备、流程顺畅，便于运行维护。（3）取消集中控制楼、大大减少控制室面积。（4）功能区明确、布置紧凑、检修合理。7.10.2汽机房汽机房跨度为15m,共10个柱距，其中6m柱距8个，8m柱距1个，9.5m柱距1个（其中固定端0～1轴为8m柱距，扩建端9～10轴为9.5m柱距，其余为6m柱距），总长度为6×8+8＋9.5=65.5m。汽机房内两台机组纵向头对头布置。固定端0轴至1轴柱距为8m，布置化学水设备；1～5轴布置1号汽轮发电机组及本体设备，7～10轴布置2号汽轮发电机组及本体设备。在两台机组中间，5～6轴为检修场地，6～7轴运转层布置热网加热器，零米布置热网循环泵，热网水丛A排引出接至厂外。A排5～6轴有供大车进出的大门。汽机房设有1台32/5t桥式双梁起重机，起重机轨顶标高为13.8m。7.10.3除氧煤仓间除氧煤仓间（BC排）跨度为9.5m，长度及柱距和汽机房一致，总长65.5m。除氧煤仓间屋架下弦标高为28m，共设置四层：0m底层、7m层、12m层、23m层。底层主要布置电气配电装置间；7m为运转层，中部3～5轴布置机炉电集中控制室，7～9轴为电子设备间，正对着每台锅炉的位置布置三台给煤机；12m-97- 层为除氧层，布置3台除氧器；23m层为皮带层，炉正前的一个柱距内是原煤仓和石灰石斗。。7.10.4锅炉房锅炉房采用大屋架形式，跨度为21m，长度与汽机房一致，为65.5m，7m层为运转层，设置大平台。全厂疏水箱、疏水扩容器、疏水泵布置在底层靠近固定端，每台炉的两台一、二次风机布置于底层的左右侧后部。锅炉房尾部依次布置脱硝装置（预留位置）、布袋除尘器、引风机室、烟囱。锅炉房最后一排柱到引风机第一排柱长度为38.4m。引风机室跨度为7.5m，长度为54m、屋架下弦标高为9m，引风机室内布置每台炉的引风机以除尘器中心线为中心对称布置，并在扩建端留有扩建余地。引风机室内设有一台起重量为3t的电动葫芦。烟囱布置在引风机室后，2、3号引风机之间，3台炉的烟气通过引风机室后部的砖烟道，分别进入高80m出口直径3m烟囱的两侧。7.11建筑结构部分7.11.1主厂房建筑7.11.1.1主厂房建筑布置依次为汽机房、除氧煤仓间及锅炉房。主厂房纵向柱距为8.00米，6.00米，9.50米，全长8+6x8+9.5=65.50米，汽机房横向跨度15.00米，各层标高为±0.00米，7.00米，屋架下弦标高17.00米,轨顶标高为13.8米，吊车采用电动双梁桥式起重机（Q=32/5T）。汽机房偏屋位于0轴与1轴间，跨度15.00米，布置为化学水处理间，单层，屋面标高7.00米。除氧煤仓间纵向柱距为8.00米，6.00米，9.50米，全长8+6x8+9.5=65.50米，横向跨度9.50米，各层标高为±0.00米，4.00米，7.00米，12.00米，23.00米，屋面标高28.00米。锅炉房柱距为8.00米，6.00米，9.50米，全长8+6x8+9.5=65.50米，跨度21.00米，各层标高分别为±0.0米、7.00米；炉前通道跨度3.50米.锅炉房偏屋位于0轴与1轴间，跨度21.00米，布置为化学房间，各层标高为±0.00米，7.00米，屋面标高12.00米；7.11.1.2主厂房内的交通:水平交通：汽机房6.7轴间B排处设有一条检修通道,锅炉房炉前设一条3.50m宽(轴线宽度)检修通道,所有纵横向通道线路清晰、明确，每条通道均有直接对外的门。垂直交通：1）在除氧煤仓间固定端设一部钢筋混凝土楼梯间,通至各层楼面及除氧煤仓间屋面。-97- 2）主厂房各车间屋面设有垂直爬梯连通。7.11.1.3通风与采光：主厂房通风采用自然通风,室外空气从底层和运转层侧窗进风,由除氧间侧窗排风，锅炉房的热空气通过多边形天窗排至室外。主厂房为混合采光方式，汽机房为通长条形窗。汽机房运转层采光标准为Ⅴ级。锅炉房运转层以下采用自然采光和人工采光相结合。7.11.1.4防火防爆及安全运行错施:根据《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-2006）建筑物的火灾危险性分类及耐火等级的规定，主厂房的火灾危险性为丁类，耐火等级二级。主厂房的防火分区：汽机房及除氧煤仓间之间采用耐火极限不小于1h的隔墙分隔，隔墙上的门均为甲级防火门。安全疏散和建筑构造：电气配电间的门均为乙级防火门,向疏散方向开启。电缆竖井之间的各围护构件上的孔洞，其孔隙采用非燃烧材料堵塞严密。汽机房头部油箱及油管道附近的钢质构件及主油箱上方的钢屋架应采取防火涂料措施,以增加钢结构的耐火极限。主厂房封闭式楼梯间采用砖墙封闭。楼梯、通道布置适中，能满足主厂房的防火要求。建筑防火防爆设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》及《火力发电厂与变电所设计防火规范》的有关规定。为检修、运行安全，凡楼地面人孔、吊装孔等均加设活动盖板或栏杆。煤仓作密封处理，并考虑防爆要求。7.11.1.5屋面采用有组织排水方式，屋面防水材料采用SBS防水卷材，汽机房、锅炉房为自防水金属复合屋面板；煤仓间设双层防水。保温材料采用树脂珍珠岩。7.11.1.6主厂房各房间采用自然采光和人工照明相结合方式。7.11.1.7厂房的水冲洗，防排水及生活设施主厂房±0.000m考虑水冲洗,地面找坡(坡向地漏)，考虑防水、排水。输煤皮带层考虑有组织排水。有防水、排水要求的楼面做一道柔性防水层，主厂房屋面为有组织内、外排水。在楼面的所有洞口处，楼梯平台以及不伸至墙壁的楼板及平台四周均设置带100mm高挡水沿的栏杆。为保证安全，在检修孔及起吊孔四周设置活动栏杆，栏杆高度1.2m。主厂房±0.000m、7.00m运转层、输煤皮带层设有卫生间和清洗池。7.11.1.8主厂房的门和窗主厂房的门：汽机房检修大门为电动平开门，其它外门为彩钢板平开门。主厂房的窗：全部采用单框双层玻璃塑钢窗。-97- 7.11.1.9建筑构造及设求主厂房建筑中锅炉房运转层以下为370厚空心砖墙，运转层以上为金属压型保温(复合)夹芯墙板，其他均采用空心砖墙。内墙为240厚空心砖墙。7.11.1.10建筑造型及立面处理:主厂房是电厂的核心建筑，对整个电厂的群体效果起着举足轻重的作用。电厂的厂前区更是整个电厂的门面、中心。本工程厂前区按庭院式布置，布置绿化及小品，形成一个即环保又有生活气息的环境。主厂房外墙采用主色调乳白色的复合保温压型钢板外墙板，其外表面充分利用建筑材料本身的色彩及材料特性来显示工业建筑强烈的韵律感，外墙板基本颜色相统一的基础上，局部加XX兰色和绿色的墙板色带，避免了单调感，同时形成XX特有的色彩标志。这样主厂房立面兰白相间，不失以简洁明快的特点。7.11.2主厂房结构本工程主厂房结构的重要性系数为1.0，丙类建筑，框架的抗震等级为三级。7.11.2.1结构体系及选型主厂房采用现浇钢筋混凝土框排架结构。受力体系为：横向由A排柱和锅炉房外侧柱分别通过汽机房屋面和锅炉房屋面与除氧煤仓间框架组成框排架受力体系，纵向由各列柱与纵梁组成框架受力体系。除氧煤仓间框架采用现浇钢筋混凝土结构，各层平台采用现浇钢筋混凝土梁板结构。化学水处理室布置在汽机房和锅炉房固定端。锅炉炉架采用钢结构，自成受力体系，由锅炉厂设计。锅炉房运转层平台采用钢梁现浇板结构，与锅炉钢柱采用滑动铰接连接。汽机房屋面采用15m跨度梯形钢屋架，屋面板采用复合保温压型钢板。固定端山墙与相邻的化学水处理室组成钢筋混凝土框架结构，扩建端山墙采用钢筋混凝土结构。汽机房吊车梁采用预制钢筋混凝土结构。煤斗和石灰石仓均采用钢结构。汽机基础采用构架式现浇钢筋混凝土结构。加热器平台采用钢梁现浇钢筋混凝土板、柱结构。7.11.2.2地基及基础由于本阶段没有做地质钻探，参考收集到的临近建筑物的地质勘测报告，主厂房基础暂按天然地基基础设计，待下一阶段地质钻探后再进一步论证基础型式。7.11.2.3抗震设计本工程地震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第一组。建筑场地类型为Ⅱ类，属中软土。依据现行抗震规范和火力发电厂土建设计技术规定的要求对主厂房进行抗震计算和采取抗震构造措施。-97- 7.11.2.3.1抗震计算分别对纵横向受力结构进行抗震强度验算，不考虑非抗震墙体的刚度，仅列入其重量。主厂房的框架结构抗震等级根据设防烈度﹑结构类型和框架高度按火力发电厂土建结构设计技术规定表9.1.5划分。不考虑地基变形的影响。7.11.2.3.2抗震构造屋面结构按抗震规范采用相应支撑系统。主厂房和锅炉房采用金属墙板封闭，墙板与柱采用柔性连接。其余抗震构造措施按《建筑抗震设计规范（2008年版）》GB50011-2001执行。7.11.3其它主要生产建（构）筑物7.11.3.1热机炉后部分烟囱：新建80m高钢筋混凝土单筒烟囱一座，出口内直径为3m，防腐内衬，钢筋混凝土圆板或环板基础。吸风机室：单层钢筋混凝土框架结构，跨度7.5m，长54m,屋面梁下弦标高9m，钢筋混凝土独立或联合基础。烟气监测小间：砖混结构，毛石条形基础，长4m，宽3m，高3m。7.11.3.2除灰部分空压机室：单层钢筋混凝土框架结构，跨度10.5m，长18m,屋面梁下弦标高8.5m，钢筋混凝土独立或联合基础。灰库：钢灰库及支架由设备厂家设计供货，直径10m，高23m，四周封闭至16m，一座，钢筋混凝土独立或联合基础。渣库：钢渣库及支架由设备厂家设计供货，直径8m，高19m，四周封闭至15m，二座，钢筋混凝土独立或联合基础。除尘器室：支架为钢结构，由除尘器厂家提供,采用砖墙封闭，跨度10.8m，长9.8m，四周封闭至10m，三座，钢筋混凝土独立或联合基础。输灰管道支架：输灰管道支架采用钢筋混凝土框架结构或钢筋混凝土独立支架，钢筋混凝土独立或联合基础。7.11.3.3电气部分构支架采用环形杆人字柱、格构式钢梁结构，基础为钢筋混凝土独立基础；变压器基础采用钢筋混凝土大块式基础。7.11.3.4输煤部分地下煤斗：现浇钢筋混凝土箱形结构，共两座。长5.6m，宽5m，高5.4m；长6.9m，宽5.6m，高5.4m。1#地道及栈桥：地道采用现浇钢筋混凝土箱形结构，长32m，宽3.2m，高2.5m-97- ；栈桥采用钢桁架和预制槽形钢筋混凝土底板结构，金属墙板封闭，钢筋混凝土支架，长39m，宽3.2m，高2.2m，钢筋混凝土独立或联合基础。2#地道及栈桥：地道采用现浇钢筋混凝土箱形结构，长14m，宽3.2m，高2.5m；栈桥采用钢桁架和预制槽形钢筋混凝土底板结构，金属墙板封闭，钢筋混凝土支架，长110m，宽3.2m，高2.2m，钢筋混凝土独立或联合基础。碎煤机室：地下部分采用现浇钢筋混凝土箱形结构，地上部分采用现浇钢筋混凝土框架结构，长12m，宽8m，地上16m，地下4m，共4层。汽车衡及值班室：汽车衡基础采用钢筋混凝土基础。值班室采用砖混结构，毛石条形基础。推煤机库：采用钢筋混凝土框架结构，钢筋混凝土独立或联合基础，共两座。采光间：采用砖混结构，毛石条形基础，长4.2m，宽3.6m，高4m。7.11.3.5化学部分水箱采用钢筋混凝土基础，直径6.6m水箱三座，直径4.1m水箱三座。7.11.3.6其他附属建筑综合办公楼:长48m，宽15m，2500m2，采用框架结构，钢筋混凝土独立或联合基础。主入口收发室：长7.2m，宽5.4m，38m2，采用砖混结构，毛石条形基础。本期暂不考虑材料库及大车库，精密仪器室及小车库设在综合办公楼内，其他施工用材料设备存储至临建。7.11.4辅助建筑地基基础由于本阶段没有做地质钻探，参考收集到的临近建筑物的地质勘测报告，暂按天然地基基础设计，待下一阶段地质钻探后再进一步论证基础型式。7.11.5辅助建筑建筑处理室内外装修：生产建筑采用彩色中级外墙涂料饰面，做到群体造型及色彩协调一致。内墙面及天棚均为刮大白。输煤部分侧墙均采用耐冲洗树脂涂料饰面，底板做彩色耐磨混凝土面层，并做防水处理。门窗：一般采用成品钢制门，特殊部位采用钢木大门，防火门。辅助生产建筑采用塑钢窗。楼﹑地面：其他生产建筑，采用地砖地面，其它生产建筑采用水泥砂浆饰面，凡有酸﹑碱侵蚀的房间采用花岗岩地面，耐酸瓷板墙面饰面，环氧胶泥嵌缝。屋面：全部采用SBS防水卷材，保温材料采用树脂珍珠岩。室内装修表序号房间名称楼、地面墙面墙裙天棚1汽机房(1)±0.000米层耐磨混凝土地面白色涂料瓷砖墙裙白色涂料-97- (2)7.000米层耐磨混凝土楼面白色涂料2除氧煤仓间(1)±0.000米层水泥砂浆地面白色涂料瓷砖墙裙白色涂料(2)4.000米层耐磨混凝土楼面瓷砖墙裙白色涂料(3)7.000米层耐磨混凝土楼面白色涂料瓷砖墙裙白色涂料(4)12.000米层耐磨混凝土楼面白色涂料瓷砖墙裙白色涂料（5）23.000米层耐磨混凝土楼面白色涂料瓷砖墙裙白色涂料4其它(1)控制室普通花岗岩高级内墙涂料矿棉吸音板吊顶(2)电子设备间普通花岗岩高级内墙涂料矿棉吸音板吊顶(3)空调机房水泥砂浆地面白色涂料涂料(4)化学加药间防酸碱瓷砖防腐涂料防酸碱瓷砖防腐涂料(5)走廊防滑地面砖白色涂料矿棉吸音板吊(6)其他房间防滑地面砖白色涂料涂料(7)蓄电池室防酸碱瓷砖防腐涂料防酸碱瓷砖防腐涂料(8)楼梯防滑地面砖白色涂料瓷砖墙裙涂料(9)厕所防滑地面砖瓷砖PVC吊顶4锅炉房(1)±0.000层水泥砂浆地面白色涂料瓷砖墙裙白色涂料(2)7.000米层水泥砂浆地面7.12消防部分7.12.1消防设计依据的规范及主要原则根据《建筑设计防火规范》GB50016-2006（2006年版）、《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-98、《火力发电厂与变电站设计防火规范》GB50229-2006规定，本期工程消防设计的总的原则是预防为主、防消结合，并积极采用行之有效的先进防火技术，保障电厂的安全生产。7.12.2消防给水7.12.2.1消防给水系统本期工程设独立的消防给水系统，消防水泵布置在新建的消防泵房内。新建1座生活消防水泵房，安装两台（Q=180m3/hH=0.76MPaN=75kW）消防水泵、两台（Q=18m3/h-97- H=0.80MPaN=18.5kW）稳压泵。2台消防水泵互为备用。系统配有2台稳压泵及调节稳压罐，稳压泵均为1台运行，1台备用。新建1座500m3消防蓄水池，满足电厂消防系统最大一次消防用水量。本期工程消防给水管网为环状消防管网，主厂房周围消火栓间距约为80m，其他建筑物消火栓间距约为120m，管网采用闸门分成若干独立段。主要环状管网管径为DN200，枝状管网管径为DN150。消防水泵均设独立吸水管，出水管均以2条管道接至各自消防水管网，确保当其中1条管道检修时。另一条仍能供给全部消防用水量。7.12.3灭火器的配置根据《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005及《电力设备典型消防规程》DL5027-93（1994年版）要求，主厂房及附属、辅助建筑物室内合理设置推车式或手提式干粉灭火器。7.12.4消防车的设置与管理根据《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-96）要求，本期工程设置1台消防车，交给当地消防部门统一管理。7.12.5电气设施的消防措施电缆通道设计原则：电缆通道尽可能离开蒸汽及油管，并保持最小安全距离；有爆炸和易着火场所不架空明隔离的办法，采用设置防火门、防窜板、防火墙及阻火段，涂敷防火涂料等；对屏柜电缆孔洞用耐火材料进行封堵，防止蔓延，缩小火灾范围。汽机房电缆沟，锅炉房电缆沟及电缆夹层，均设火灾探测系统、自动报警、消火栓或手提式灭火器灭火。通向控制室、继电器保护室电缆夹层的竖井或墙洞及盘柜底部开孔处采用电缆防火堵料、填料或防火包等材料封堵，其耐火极限不小于1小时。7.12.6火灾报警及控制系统全厂设一套火灾报警系统。火灾报警系统由集中控制报警屏、探头、感温电缆等组成，火灾报警系统采用智能型。集中控制报警屏布置在集中控制室内。7.12.7消防供电7.12.7.1消防供电的等级及可靠性负荷等级按二级负荷考虑，电源为双回路，即一个工作电源，一个备用电源。7.12.7.2事故照明-97- 集中控制室常明灯由蓄电池组供电。主厂房及其它车间的事故照明由事故照明切换盘供电，正常时由交流供电，当交流电源事故时自动投入直流供电。主厂房重要出入口指示灯采用应急灯方式。7.13贮灰场7.13.1灰场贮灰年限按照国家《热电联产项目可行性研究技术规定》的要求，“热电厂的灰渣应综合利用”，“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”。由于本工程地处严寒地区，冬季灰渣综合利用条件差，利用量小，同时本工程为背压式机组，每年仅在采暖期运行，故贮灰场容量按照1年的灰渣量设计。灰渣采用干式除灰方式，通过汽车运输送至灰场。经调查该厂址不压矿，地上、地下均未发现有文物古迹，俯近无重要的军事、通讯设施。7.13.2灰坝设计总有效库容为7.5Χ104m3，可以满足本期机组运行贮灰一年的要求。初期堆石棱体坝体可与附近采石场外购。后期加坝采用本厂生产的灰渣筑坝。7.13.3灰场运行管理站：灰场管理站占地面积为：20х28=560m2，四周设置围墙大门，站内设有机具库与贮灰场运行值班室。配备专责运行值班人员。机具设备表设备名称单位数量备注推土机台1振动压路机台1装载机台1洒水车台17.13.3灰场运行管理-97- 干除灰运行过程中，堆灰应分区分块实施。经调湿后的灰渣由汽车运至干灰池，卸后由推土机进行疏散整平，然后用洒水车洒水，用振动式压路机进行碾压。喷洒设备一般采用洒水车，喷洒的目的一是为了在最优含水量下保证碾压灰渣达到设计要求干密度。一般根据卸到灰场灰渣含水量的大小，决定是否需要洒水及洒水量大小。经喷洒后的灰渣含水率一般保持在20～25%左右，可达到最佳碾压效果；二是运行过程中暴露时间较长的灰面进行喷洒，可防止飞灰污染环境。碾压要求以保证灰场作业机械能够正常运行，不至于陷入灰内且不易飞灰扬尘为目的。单体干灰碾压区域达到设计标高后，其上覆盖编制草席，可防止灰面暴露时间长扬灰，污染环境。7.13.4灰场环保措施干灰场的环保是干除灰设计的成败关键。干灰场对环境的污染主要表现在飞灰污染、表面径流污染和灰水下渗污染三个方面，针对这三种污染类型，采取以下环保措施：1)运到灰场的调湿灰要及时摊铺和碾压，保证灰面平整，增强灰面抗风能力。2)设置洒水系统，根据现场实际情况进行洒水，保证灰面含水量，增大灰粒间的凝聚力。3)压实喷洒后的灰面，避免人为扰动。进入堆灰区的运灰车辆按指定的路线行驶，转弯、调头时应低速行驶。4)暴露时间稍长的临时灰面可采用覆盖草席遮蔽物，防止飞灰。5)根据环评报告审查意见决定在灰场底层是否设置防渗层，防止地下水的污染。6)为防止灰尘污染运灰道路，在灰场管理站应设置冲洗车辆的设备，当车辆从灰场作业区卸灰后，返回进入运灰道路前进行冲洗，使车辆保持在干净状态下运行。7)运灰道路应定期进行洒水和清扫，保证路面清洁。8)设置环保监测系统，定期测定飞灰污染和排渗水质的有关数据，便于进行有效控制。7.14采暖通风及空气调节部分7.14.1采暖热源及热媒全厂建筑物均采用热水采暖，采暖供/回水温度为110/700C。在主厂房设置全自动汽-水采暖换热机组，换热机组的双波纹管换热器、循环水泵和补给水泵均为一台运行，一台备用；补给水泵采用变频控制，并设有补水定压装置。全自动汽-水采暖换热机组设在主厂房的固定端，并向厂区各建筑物提供采暖热源。7.14.2主厂房采暖通风及空气调节7.14.2.1主厂房采暖厂房采暖系统分散热器采暖系统和热风采暖系统。散热器采暖系统正常情况下满负荷运行；热风采暖系统中的暖风机布置在底层靠窗处，主要大门上部设置工业厂房热空气幕，该系统可通过调整设备运行台数来控制散热量。7.14.2.2主厂房自然通风汽轮机房夏季采用自然通风。利用汽轮机房底层和运转层侧窗进风，消除汽轮机设备余热和余湿后，由高侧窗排至室外。锅炉房夏季采用自然通风。利用锅炉房底层和运转层侧窗进风，消除锅炉设备余热后,由高侧窗排至室外。-97- 冬季，关闭汽轮机房高侧窗、锅炉房高侧窗和各层进风窗，以保证室内温度。为排除垃圾存储池内产生的大量的有害气味并保证室内为负压，夏季允许锅炉送风机全部在室内吸风；冬季允许锅炉送风机在室内吸风占总送风量的25%。7.14.2.3主厂房电气设备间通风配电装置室和发电机出线小室夏季室内环境温度不超过35℃。按不少于每小时12次换气设置自然进风、机械排风装置。设置的事故排风轴流通风机兼作正常运行时排除余热用风机。蓄电池室室内环境温度不超过30℃。按不少于每小时6次换气设置自然进风、机械排风装置。设置的事故排风轴流通风机兼作正常运行时通风用。风机及电动机采用防爆型并直接连接。发生火灾时，上述通风设备的电源能自动切断。7.14.2.4主厂房化学设备通风化验室、化学水处理间、加药间等化学房间都程度不同地产生有毒或有害气体，针对这类房间按每小时不小于6-15次换气计算，设置机械排风装置，依靠门窗自然进风。7.14.2.5空气调节及防火排烟在集中控制室、电子设备间和电气继电器保护室设置风冷恒温恒湿型空调，用以控制室内的温度、湿度和洁净度，满足这些房间对空气参数的要求，确保各种仪器仪表及控制元器件安全可靠运行。工程师站、垃圾吊机控制室、化验室等房间，均采用分散式空调系统，即采用风冷分体挂式空调机。集中控制室及电子设备间的空调机与消防系统连锁，当发生火灾时空调机停运。经专业人员采用专用仪器检测确认房间内火已被扑灭且不能复燃的情况下,打开排烟阀并启动排烟风机排烟，烟气消除后，排烟风机及排烟阀关闭，手动使排烟阀复位。7.14.3生产辅助及附属建筑采暖通风及空气调节生产辅助建筑与附属建筑均采用热水采暖，热媒为110/70℃热水。化学房间都程度不同地散发有害气体，这类房间按不小于每小时15次换气设置自然进风，机械排风装置。各车间的配电装置室夏季按不少于每小时12次换气设置自然进风，机械排风装置。设置的事故排风轴流通风机兼作正常运行时排除余热用。含煤废水处理站等设置自然进风，机械排风装置。各种分散布置的控制室设置壁挂式空调机。7.14.4输煤系统采暖通风及除尘输煤系统采用热水采暖，热媒为110/70℃热水。-97- 汽车衡控制室设风冷柜式空调机。为保证给输煤系统的运行人员创造一个符合卫生规定要求的工作环境，实现输煤系统安全、文明生产，在工艺专业对输煤设备和导料槽采取密封措施的基础上，对煤仓间原煤斗、碎煤机室、等主要扬尘地点设有机械除尘和喷水抑尘设施。煤仓间每个原煤斗各设置1台多管冲击式除尘器。碎煤机室设置多管冲击式除尘器。除尘器（包括整个输煤系统所设置的除尘器）在输煤控制室集中控制，并在就地设有就地控制柜。胶带机运行前3分钟除尘器投入运行，胶带机停止后除尘器继续运行3分钟。7.14.5负压吸尘在锅炉房设一台拖曳式真空吸尘装置及一套真空清扫管网系统，真空清扫系统兼管料仓间不宜水冲洗部位积尘的的清扫，以减轻运行人员的劳动强度，为运行、检修人员创造良好的工作环境。同时有助于设备的安全可靠运行，防止粉尘二次污染。真空负压吸尘工作点：在锅炉零米层、运转层、锅炉本体的检修门附近、炉顶、料仓间的设备、管道表面、地面等处的积尘。7.14.6厂区采暖热网厂区采暖热网管道采用无补偿直埋敷设，直埋管道采用无缝钢管，外包聚氨酯泡沫塑料保温层、高密度聚氯乙烯外护管。对于有再建建筑物的区域，热网管道考虑了一定的余量。8环境保护与水土保持8.1环境保护8.1.1主要设计依据8.1.1.1设计依据1）《中华人民共和国环境保护法》；2）《建设项目环境保护管理条例》1998年国务院第253号；3）《中华人民共和国水土保持法》；4）《中华人民共和国水土保持法实施条例》（国务院（1993）第120号令）；5）《火电厂烟气排放连续监测技术规范》（HJ/T75-2001）；6）《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）；7）《火力发电厂环境保护设计规定（试行）》（DLGJ102—91）；8）《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》（DL/T5375-2008）。8.1.1.2环境保护执行标准1)《环境空气质量标准》(GB3095─1996)中二级标准；2)《地表水环境质量标准》(GB3838─2002)中的Ⅲ类水质标准；3)《声环境质量标准》(GB3096─2008)中的2类标准；-97- 4)《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)中的第3时段标准；5)《污水综合排放标准》GB8978-1996中的一级标准；6)《工业企业厂界噪声标准》(GB12348─90)中Ⅱ类标准；7)《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599—2001)Ⅱ类场标准。8.1.2项目建设区环境质量现状8.1.2.1环境空气质量现状据和XX环境监测站的监测报告显示，本项目所在区域环境空气的监测因子为TSP、SO2和NO2。该区域TSP各监测点的日平均浓度值范围在0.056～0.061mg/m3之间，SO2各监测点的日平均浓度值范围在0.001～0.002mg/m3之间，NO2各监测点的日平均浓度值范围在0.014～0.019mg/m3之间，各监测点的日平均浓度值均小于《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中二级标准值（TSP：0.30mg/m3，SO2：0.15mg/m3，PM10：0.15mg/m3，NO2：0.12mg/m3）。该区域环境空气污染较轻，有一定的环境容量。8.1.2.2地表水环境质量现状本项目所在区域的地表水环境的监测因子为PH值、氨氮、化学需氧量、溶解氧、生化需氧量、悬浮物。依据环保部门的监测结果：海兰江桥下面、关门断面各监测因子均满足≪地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中Ⅲ类水质标准要求。（PH：6～9，氨氮：≤1.0mg/m3，COD：≤20mg/m3，DO：≥5mg/m3，BOD5：≤4mg/m3）。8.1.2.3噪声环境现状厂址所在区域声环境质量较好，区域噪声水平均不超过《声环境质量标准》(GB3096-2008)中2类标准。（昼间60dB(A)，夜间50dB(A)）8.1.3电厂污染防治措施8.1.3.1环境空气防治措施1）SO2污染防治措施采用循环流化床炉炉内添加石灰石的方法来脱除二氧化硫，脱硫效率≥80%，减少SO2排放量。高烟囱排放。拟采用80m高的烟囱来降低SO2等大气污染物的落地浓度。2）烟尘污染防治措施本期工程选用高效布袋除尘器，除尘效率≥99.9%，烟尘排放浓度满足国家排放标准的要求。3）NO×污染防治措施循环流化床炉炉内燃烧温度较低，可有效抑制NOx的生成，NOx-97- 排放浓度低于400mg/Nm3。4）煤尘系统的防治措施煤场至主厂房的输煤皮带采用全封闭的栈桥，不会引起二次扬尘，且运煤系统建筑物定期用水冲洗。在煤场设置防风抑尘网，并在煤场四周种植高大树木及低矮灌木，减小煤尘的扩散，根据电厂的运行经验，上述煤尘防治措施是可行的。8.1.3.2废水防治措施本期工程在生产运行过程中产生的废（污）水主要有以下几种：1)生活污水生活污水主要来自生产车间、办公楼、辅助车间的卫生间排水及洗涤排水等。本期生活污水自流排至和XX污水处理厂，经处理达标后排放。2)生产废水生产废水来源于主厂房设备管道放水、地面冲洗水、辅机冷却水排水、化学水处理设备反冲洗排水、取样间排水及其他排水。a）工业废水本期新建废水回收泵房一座，锅炉排污水在废水回收泵房内经地表水冷却，提升后用于冷却塔补水。b）循环水排污水循环水排污水一部分作为输煤系统冲洗用水。另一部分用于灰渣加湿。c)输煤系统废水输煤系统排水包括室内输煤栈桥地面冲洗水和煤场雨水，排水中的主要污染物为煤尘。本期新建煤水处理站1座，对输煤冲洗及除尘排水进行处理，处理后冲洗水重复利用。d）化学废水化学水经过反渗透处理后，用于锅炉补水，热网补水。e)锅炉清洗废水新锅炉投产前和锅炉大修后需要进行清洗，锅炉一般5～10年大修一次，所以锅炉酸洗水属临时性排水，可根据酸洗方式及药液性质采取相应治理措施。8.1.3.3噪声防治措施对噪声进行治理（即防噪降噪），主要从噪声声源上、噪声的传播途径、受声体等三方面采取措施：1）从声源设备上进行噪声控制，设备订货时，向厂家提出设备噪声限值。主机设备允许噪声级不大于90dB(A)，辅机设备允许噪声级不大于85dB(A)。2）对一些制造厂家达不到噪声要求的设备，根据实际情况采取基础减震，安装隔声罩等措施，可取得10dB(A)以上降噪效果。-97- 本工程主要设备噪声限值及防噪措施见表8-1主要设备噪声限值及防噪措施表8-1序号噪声源噪声限值dB（A）防噪措施1汽轮机90拟装隔声罩，基础减震2发电机及励磁机90拟装隔声罩，基础减震3送风机85吸风口处加装消声器4引风机85基础减震5锅炉排汽＜110排汽口处加装消声器3）对管道采用支架减振，包扎阻尼材料。4）主厂房集控室设计为隔声控制间，室内噪声控制在55dB(A)以下。5）对噪声较强，而声源不好控制的车间，如锅炉房零米层，设隔声值班室；空压机房、检修车间，在设计中应考虑利用厂房的屏蔽作用进行隔声，采用密封式双层玻璃门窗。增加围护结构的隔声量，合理确定开窗率，减少噪声的对外传播。6）在总体布置中统筹规划，合理布置，注意防噪间距，尽量使工作和休息场所远离强噪声源。7）加强电厂绿化，特别是厂界与生活区之间设绿化带相隔，吸声降噪，改善环境。8.1.3.4灰渣治理措施本工程除灰渣系统拟采用灰渣分除的干式除灰渣系统。除渣系统按干式除渣系统考虑，除灰系统采用正压浓相气力输送系统。除渣系统。炉渣从锅炉排渣管落入冷渣器冷却后，进入水平刮板输渣机，至倾斜刮板输渣机，再至斗式提升机，经斗式提升机将炉渣输送至储渣仓。干渣可经干灰卸料器装入密封罐车送至综合利用用户，也可经加湿搅拌机将干渣加湿搅拌后装入自卸汽车送至综合利用用户或灰场。除灰系统。拟采用正压浓相气力输送系统，每台除尘器的每个灰斗下设一台气力输送泵。干灰经手动插板门、气动进料阀进入气力输送泵，用压缩空气将干灰输送至灰库。干灰可经干灰卸料器装入密封罐车送至综合利用用户，也可经加湿搅拌机将干灰加湿搅拌后装入自卸汽车送至综合利用用户或贮灰场贮存。-97- 8.1.3.5灰场治理措施1)运到灰场的调湿灰要及时摊铺和碾压，保证灰面平整，增强灰面抗风能力。2)设置洒水系统，根据现场实际情况进行洒水，保证灰面含水量，增大灰粒间的凝聚力。3)压实喷洒后的灰面，避免人为扰动。进入堆灰区的运灰车辆按指定的路线行驶，转弯、调头时应低速行驶。4)暴露时间稍长的临时灰面可采用覆盖草席遮蔽物，防止飞灰。5)为防止灰尘污染运灰道路，在灰场管理站应设置冲洗车辆的设备，当车辆从灰场作业区卸灰后，返回进入运灰道路前进行冲洗，使车辆保持在干净状态下运行。6)运灰道路应定期进行洒水和清扫，保证路面清洁。7)设置环保监测系统，定期测定飞灰污染和排渗水质的有关数据，便于进行有效控制。8.1.4总量控制根据本工程的具体特点，对环境产生影响的主要是烟气污染物，其主要污染物为SO2。由此确定本工程的总量控制因子为SO2。本工程排放污染物主要为SO2，其排放量见表8-5。污染物排放量表表8-5项目单位设计煤质校核煤质SO2t/a135.8127.4请业主单位根据上述污染物排放总量向环保部门申请总量指标。8.1.5绿化a）绿化布置原则绿化不仅可以美化环境，净化空气，还可以起到防尘、去毒、减轻噪声、改良局部气候等作用。绿化布置以不影响生产、不妨碍交通运输和采光通风为原则，综合考虑生产工艺，建筑物布置，有害气体的扩散和地下管线布置，以及当地气候特点、土壤条件等多种因素，力争做到四季常青，三季花开。b）重点区域绿化设计（1）主厂房周围由于地下管线密集，以种植草坪为主，道路两旁种植绿篱。（2）煤场与厂区之间种植绿化带，选择抗污染、吸尘性较强的乔木和灌木相结合，形成天然屏障，减少煤尘的污染。（3）-97- 厂区主要道路两旁宜以高大乔木和矮小绿篱相间种植，其它房屋前后、道路两旁，只要有条件的地方，均应种树栽花，美化环境。c）厂前区绿化厂前区是全厂绿化的重点，道路两旁花圃以观赏性植物和花卉为主，办公楼周围以乔木、灌木相结合，广植草皮，为职工提供一个舒适的环境。本工程绿化面积为8000m2，绿化系数18.18%。8.1.6环境影响分析8.1.6.1环境空气影响分析（1）污染物排放情况本项目对污染物的排放情况分析按本期3×75t/h炉进行。按《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003），本期工程属3时段电厂。除尘器实际效率按99.9%考虑，炉内添加石灰石脱硫效率按80%考虑。烟囱型式考虑：本期为三台炉合用一座高80m的烟囱。计算的设计煤质、校核煤质电厂环境空气污染物排放情况详见表7-2。(排放浓度均指过量空气系数α=1.4干烟气标态时的数值)。环境空气污染物排放量(浓度)表8-2污染物排放量和排放浓度设计煤质3×75t/h炉校核煤质3×75t/h炉SO2实际小时排放量(t/h)0.0390.037实际年排放量(t/a)135.8127.4实际排放浓度(mg/Nm3)153.9140.9允许排放浓度(mg/Nm3)400NO×实际小时排放量(t/h)0.1010.104实际年排放量(t/a)352.9361.5实际排放浓度(mg/Nm3)400允许排放浓度(mg/Nm3)450烟尘实际小时排放量(t/h)0.0130.013实际年排放量(t/a)43.744.8实际排放浓度(mg/Nm3)49.549.6允许排放浓度(mg/Nm3)50-97- 注：锅炉设备年运行3488小时计算。（2）环境空气影响分析由表7-2可以看出，本期工程采用循环流化床炉炉内添加石灰石的方法进行脱硫，效率不小于80%，SO2实际排放浓度满足3时段400mg/m3标准的要求；采用除尘效率为99.9%的布袋除尘器除尘，烟尘排放浓度满足3时段50mg/m3标准的要求；循环流化床炉炉内燃烧温度较低，可有效抑制NOx的生成，满足3时段450mg/m3标准的要求。本工程建成投产后可替代热效率低、污染严重的工业锅炉和采暖锅炉及民用炉灶，可使区域的烟气污染物大幅度的降低，削减区域大气污染物SO2、烟尘排放量分别为483t/a、4970t/a，使环境空气质量有较大的改善。综上所述，电厂经采取一系列大气污染防治措施，如炉内添加石灰石脱硫，采用高效布袋除尘器和高烟囱排放后，电厂排放的大气污染物满足国家标准，对环境的影响很小。8.1.6.2水环境影响分析本期工程设计中考虑节约用水，一水多用，循环利用，使电厂产生的废污水都可以得到利用。全厂废污水按清污分流、雨污分流的原则设计和建设厂区排水系统。生活污水自流排至和XX污水处理厂，经处理达标后排放。生产废水经处理全部回收利用，在正常工况下，全厂废污水回收利用，无废水排放。因此电厂产生的废污水对周围环境的影响较小。8.1.6.3灰渣环境影响分析本期工程贮灰场采用干贮灰方式，灰渣除开展综合利用外，以灰渣场贮存为主。贮灰场设管理站，配备专人进行管理。灰场分块使用，当其堆放到设计标高后覆土恢复植被。灰渣场的灰渣经碾压后一般情况下不会造成二次扬尘污染。为了防止大风及干燥天气条件下扬尘对周围环境的影响，灰渣场表面及时铺平碾压、定时洒水，保持灰表面的湿度，并在灰渣场周围植树，设置绿化林带。8.1.6.4噪声环境影响分析电厂的声源设备主要集中在主厂房内，主厂房周围的噪声值一般较高。由于噪声随距离的增加衰减很快，设计中采取隔声、绿化等措施，可减少噪声对周围环境的影响，使厂界噪声符合Ⅱ类昼、夜间标准。锅炉排汽噪声通过采用高效消音器等措施后，对周围环境的影响也大大减小。8.1.7环境管理及监测本工程新建环保监测站，并设有环境管理机构，配备环保人员及环保监测仪器设备。为电厂环境管理和污染防治提供科学依据，本工程在三台炉引风机出口的水平烟道上分别装设一套烟气排放连续监测装置，并留有与环保局远程输送的端口。电厂有关监测按《火电行业环境监测技术规范》开展工作。-97- 8.1.8环保投资估算本工程静态总投资22559×104元，环保投资为1837×104元，环保投资占总投资8.14%。本工程环保投资估算见表8-3。环保投资估算表表8-3序号项目金额（104元）1除灰渣系统7732除尘设施（包括设备、支架、基础）5623烟气监测系统944烟囱（含烟道、支架）1905贮灰场2146废水处理系统157厂区绿化38排水计量装置59环评报告书和水保方案编制费用510环保、水保竣工验收费186111环保总费用1955912工程静态总投资9.518.1.9结论本工程SO2、NO×和烟尘排放量、排放浓度均低于国家标准（GB13223-2003）的第3时段标准限值；各种废（污）水均处理后全部回收重复利用；对噪声较大的噪声源采取减噪，隔声措施，因此，噪声不会对环境造成影响。本工程投产运行后可取代采用低矮烟囱排放、污染严重的工矿企业锅炉、集中供热小锅炉、民用炉灶等，削减大量烟气污染物，减轻环境污染。综上所述，本工程“三废”排放满足国家有关排放标准。为严格控制污染，保护和改善生态环境，本工程建设环保治理设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。从环境保护方面来看，本工程新建2台12MW背压机组是可行的。本工程业主单位已委托开展环境影响评价，现正在进行。如果上述分析与环评结论不一，以环评为准。8.2水土保持（1）水土流失因素分析-97- 电厂工程造成的新增水土流失因素包括自然和人为因素。自然因素主要有气候、地质、地形、地貌、土壤和植被条件等；人为因素如厂区平整、建（构）筑物基础开挖、各类管沟开挖等施工活动，改变了外营力与土体抵抗力之间形成的自然相对平衡，导致土壤加速侵蚀，形成新增水土流失。（2）水土保持防治措施本期工程水土保持方面将采取厂区绿化、道路、铁路防护林、贮灰场覆土种草、供水管线施工区及施工生产生活区种草恢复植被等防护措施。建议业主方尽快委托水土保持单位进行水土保持报告书的编制工作，以便更好的制定切实可行的水土保持防治措施。9综合利用9.1灰渣量表9-1灰渣量灰渣量小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/d)年灰渣量（104t/a）燃用设计煤质3×75t/h循环流化床锅炉渣量8.3229183.10382.903灰量12.4719274.38184.3502灰渣量20.7948457.48567.2532燃用校核煤质3×75t/h循环流化床锅炉渣量8.5689188.51582.9888灰量12.8403282.48664.4787灰渣量21.4092471.00247.4675注：a）日灰渣量按锅炉日运行22小时计算；b）年灰渣量按三台锅炉设备年运行3488小时计算。9.2灰渣综合利用根据我国粉煤灰综合利用各种途径的分析，粉煤灰的主要应用途径为烧制粉煤灰砖。目前，高掺量粉煤灰烧结多孔砖技术已有了突破，不需要粘土，直接在干灰中掺入少量的添加剂就可以烧制出强度满足国家标准要求的建筑墙体砖。另外，用粉煤灰代土填筑高路基也是粉煤灰大量利用的重要途径，用粉煤灰筑路不仅用量大，而且对粉煤灰品质要求较低，其优点是对粉煤灰进行了综合利用，并节约大量土石方，不破坏土地资源和生态环境。建议业主尽快落实灰渣综合利用协议。10劳动安全10.1设计依据-97- 《中华人民共和国安全生产法》（2002年11月1日实施）；《中华人民共和国劳动法》（1995年1月1日实施）；《中华人民共和国防洪法》（1998年1月1日实施）；《中华人民共和国消防法》（1998年9月1日实施）；国务院第373号令《特种设备安全监察条例》（2003年6月1日实施）；国务院第393号令《建设工程安全生产管理条例》（2004年2月1日）；国家质量技术监督局质技监局（1999）154号《压力容器安全技术监察规程》；国家安全生产监督管理局《特种设备质量监督与安全监察规定》（2000年10月1日实行）；《自动喷水灭火系统设计规范》GB50084-2001；《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-98；《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005；《气体灭火系统设计规范》GB50370--2005；《二氧化碳灭火系统设计规范》GB50193-1993；《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》GB50196-93（2002版）；《防洪标准》GB50201-94；《工作场所安全使用化学品规定》（原劳动部、化工部[1996]423号）；《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003；《生产设备安全卫生设计总则》GB5083-1999；《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》(GB50058—1992)；《建筑设计防火规范》(GB50016—2006)；《建筑照明设计标准》(GB50034—2004)；《建筑物防雷设计规范》(GB50057—94)(2000版)；《机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》(GB/T8196—2003)；《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T620—1997)。《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264-97；《工业金属管道设计规范》GB50316-2000（2008版）；《储罐区防火堤设计规范》GB50351-2005；《钢制压力容器》GB150-1998；《管壳式换热器》GB151-1999；《安全色》GB2893-2001；《安全标志》GB2894-1996；《固定式钢直梯安全技术条件》GB4053.1-93；-97- 《固定式钢斜梯安全技术条件》GB4053.2-93；《固定式工业防护栏杆安全技术条件》GB4053.3-93；《固定式工业钢平台》GB4053.4-83；《工业企业厂内运输安全规程》GB4387-94；《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50229—2006)；《火力发电厂设计技术规程》(DL5000—2000)；《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》(DL5053—1996)；《火力发电厂总图运输设计规程》(DL/T5032—2005)；《火力发电厂建筑设计技术规程》(DL5094—1999)；《火力发电厂运煤设计技术规程第2部分：煤尘防治》(DL/T5187.2－2004)；《火力发电厂化学设计技术规程》(DL/T5068—2006)；10.2厂址安全和龙背压机项目厂址周围无易燃易爆危险场所；同时电厂厂址不受当地五十年一遇洪水位的威胁，但存在内涝问题，厂外设置防洪沟。厂址处于稳定的地质结构上，因此，电厂厂址是安全的。10.3电厂易发生安全事故的场所a)易燃易爆系统及设备主要有锅炉、制粉系统、烟气系统等；b)易产生电气伤害的部位有配电装置和所有带电的设备等；c)易产生机械伤害的部位及场所有各转动机械设备外露部分和运输煤胶带机等；d)易发生坠落伤害的部位有登高平台、楼梯及上人的屋面等；e)易产生噪声的设备及场所有锅炉点火排汽、安全门的排气、各类泵体、送、引风机等；f)高温场所，主要是主厂房。10.4劳动安全防护设计10.4.1防火、防爆a)防火消防设计贯彻“以防为主，防消结合”的方针，针对工程的具体情况，积极采用行之有效的措施，做到保障安全，使用方便，经济合理。各建(构)筑物之间的最小距离均按《火力发电厂设计技术规程》(DL5000—2000)及《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50229—2006)设计，并确定建(构)筑物的耐火等级。防火以固定式消火栓为主，移动式灭火器为辅。b)防爆对不同类型的易爆场所分别采取相应的防爆措施。锅炉及烟气系统均设置防爆门，并考虑朝向。-97- c)防电伤为保证电气运行人员的安全，各种电压等级的电气设备的对地距离、操作走廊尺寸，严格按《高压配电装置设计技术规程》要求进行设计。在户外高压电气设备的周围，均按规程规定设置围栏或遮栏，所有电力设备均采用接地防护措施。另外，电气控制的控制盘上均设有保护、信号、监视、声光报警及事故跳闸等保护措施。10.4.2防机械伤害及防坠落伤害a）防机械伤害电厂运行过程中，机械转动设备比较多，为防止机械伤害，对各种机械的转动部分均装有防护罩或其他防护设施，对关键环节设置紧急制动开关。b）防坠落伤害电厂的平台、步道、升降口和坑池边等有坠落危险处，设计中设置栏杆或盖板，上人屋面设置女儿墙或栏杆。需登高检查和维修设备处，设置防护设施。10.5劳动安全机构与设施10.5.1安全管理机构与设施设置建设指挥部设有安全领导小组，负责决策、协调、指导指挥部的安全工作。安全领导小组组长由指挥担任，副组长由各职能部门主管副指挥担任，职能部门行政一把手为安全领导小组成员。安全领导小组下设办公室，办公室设在环保安全管理部门。各个职能部门均配有安全技术人员，对本部门日常安全工作起到监管作用。根据电力工业部电综〔1998〕126号文件关于颁发《电力行业劳动环境检测监督管理规定》的通知，本工程新建劳保基层检督站和安全教育室，并配备相应的仪器设备。10.5.2安全保障体系由综合管理部门、环保安全管理部门负责教育和考核体系；由技术科、质量管理部门负责安全工程技术、质量管理体系；由环保安全管理部门及有关部门负责施工现场安全预防监察体系；由综合管理部门、财务预算部门、供应部门负责安全项目、计划管理体系；专职安全监察员的配备比例是指挥部总人数的百分之十其中技术人员占百分之五。10.6自然危害安全措施10.6.1地震所有建构筑物、设备基础，大型装置钢结构设计按六度设防。10.6.2风、雪所有建构筑物、设备基础，大型装置钢结构设计考虑凤、雪荷载。-97- 10.6.3洪水本工程厂址地形开阔，出现的可能性较小，设计中根据厂址地形条件，有组织排水。10.6.4雷击设置良好的防雷设施，主厂房设置良好的防雷接地。10.7结论及建议本工程劳动安全的设计，针对电厂危害及危险因素，采取各种相应技术措施防范设施，以期有效地改善职工的生产劳动条件，做到安全清洁生产。11职业卫生11.1设计依据《中华人民共和国职业病防治法》；《中华人民共和国尘肺病防治条例》；《国务院关于加强防尘防毒工作的决定》国发(1984)97号；《使用有毒物品作业场所劳动保护条例》（国务院令第352号）；《女职工劳动保护规定》国务院第9号令；《工作场所安全使用化学品规定》（原劳动部、化工部[1996]423号）；《使用有毒物品作业场所劳动保护条例》；《建设项目职业病危害分类管理办法》；《工作场所职业病危害警示标识》；《国务院关于加强防尘防毒工作的决定》国发(1984)97号；《采暖通风与空气调节设计规范》(GBJ19—2001)；《生产设备安全卫生设计总则》(GB5083—1999)；《生产过程安全卫生要求总则》(GB12801—1991)；《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）；《工作场所有害因素职业接触限值》(GBZ2—2002)；《建筑采光设计标准》(GB50033－2001)；《建筑照明设计标准》(GB50034－2004)；《工业企业噪声控制设计规范》(GBJ87—85)；《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》(DL5053—1996)；《火力发电厂总图运输设计规程》(DL/T5032－2005)；《火力发电厂运煤设计技术规程第2部分：煤尘防治》(DL/T5187.2－2004)；《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》(DL/T5035－2004)；《火力发电厂照明设计技术规范》(DL/T5140－2001)；《电力行业劳动环境监测技术规范》(DL/T799.1～7－2002)。-97- 11.2防尘、防毒及防化学伤害a)防尘对易产生扬尘的场所，均按照《工业企业设计卫生标准》(GBZ1-2002)和《火力发电厂运煤设计技术规程第二部分：煤尘防治》(DL/T5187.2—2004)等有关标准、规定进行设计，使含尘浓度控制在允许范围内。b)防毒及防化学伤害为使车间有毒有害物质的浓度低于《工业企业设计卫生标准》规定的最高允许浓度，运行中将采取综合防治措施，根据《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》的要求，本工程对电源室、配电间等设置事故风机，通风量按规定进行计算。排风机均为防腐型，电机均为防爆型。11.3防噪声及防振动噪声和振动主要来源于各种机械设备的运转，主要声源和振源为汽轮发电机及各类泵体和各类风机等，它们发出的噪声强度较高，为保证运行安全和职工的身心健康，在设计上采取有效措施，以降低噪声。首先，对设备制造厂提出设备噪声限值的要求；其次，做好消声和隔振的设计；设置运行值班室，并考虑封闭式结构，使电厂各建筑物的室内和工作场所的连续噪声级符合《工业企业噪声控制设计规范》的要求。为防振动，对设备的基础采取消振、隔振措施。11.4防暑与防寒电厂主厂房属于高温车间，设计中将采取防暑、降温措施。单元控制室等设空调，使工作人员有较好的工作环境。采暖采用热水供暖系统。对温度超过50℃的高温管道设计采取保温措施。11.5职业卫生检测机构的设置本工程根据原电力部电综[1998]126号文关于颁发《电力行业劳动环境检测监督管理规定》通知的规定，设置劳保基层检督站及安全教育室并配备相应的仪器设备。11.6结论及建议本工程职业卫生的设计中，针对电厂危害及危险因素，采取各种相应技术措施防范设施，以期有效地保护职工的身心健康，做到安全清洁生产。12资源利用12.1原则要求本工程设计中应遵循落实科学发展观、建设资源节约型和环境友好型社会的国策，认真贯彻开发与节约并重、合理利用和优化配置资源的方针，在主要工艺系统设计、主辅机选型及材料选择中，严格执行国家有关规定。提高能源利用率，合理利用土地，合理利用水资源，节约建筑材料等。12.2能源利用-97- XX省一次能源种类齐全，但储量不足。目前，我省已形成了比较完整的能源工业体系，对国民经济的发展提供了一定的保障。但总的看来，XX省一次能源紧张，能源对外依存度逐年上升，煤炭、石油调入量逐年增加，电力供应体现为低水平的平衡，一次能源短缺将有可能成为限制我省经济发展的主要原因。XX省是全国煤炭资源特别短缺的省份之一。到2006年底，XX省探明煤炭保有地质储量21.15×108t，可采储量10.74×108t，根据近几年的地质工作成果，远景地质储量为35×108t。XX省煤炭资源分布不均，大部分资源位于东部的白山市、XX州等地区。2006年，XX省原煤产量2658×104t，原煤消费量5500×104t，净调入2932×104t原煤，煤炭自给率为48%。XX省油气资源较为丰富，经全国油汽资源评价，预测XX省石油资源量为40×108t，占全国石油资源量的6%，天然气资源量为8300×108m3，至2006年底，全省累计探明石油地质储量为11.3×108t，探明含油面积1399×104km2，累计探明天然气地质储量250.6×108m3，区带可探明天然气资源量8719.5×108m3，目前全省共有炼油厂5家，原油加工能力860×104t/a。合理利用能源，使有限的能源得到最合理充分的利用，这是我国国情的需要，而对于消耗一次能源的大户——火力发电厂如何合理地利用能源是设计、制造、运行中要解决的课题。本工程是热电联产项目，发展热电联产，扩大集中供热能力，用高效的热电联产机组集中供热来代替分散的小锅炉房的分散供热，不仅能大量节约燃料，而且大大改善城市的环境质量。可见，本工程是一个合理利用能源项目。12.3土地利用本工程推荐厂址用地类别为规划工业用地，用地现状为农田。电厂永久用地为8.70hm2。其中，围墙内占地为4.40hm2，进厂道路（运灰道路及进场道路）用地1.42hm2，厂外边坡及截洪沟用地0.57，贮灰场用地2.28hm2，补给水源地用地0.03hm2。电厂临时用地为13.00hm2。其中，厂外工程管线用地9.00hm2，施工区用地4.00hm2。根据《电力工程项目建设用地指标》规定，2×12MW机组循环供水、燃煤公路运输、35kV屋外配电装置等技术条件下的供热电厂厂区建设用地基本指标（围墙内占地）应为6.65hm2，按照工程技术条件调整后用地应为6.40hm2，本工程实际用地4.40hm2，节约了2.00hm2的用地，符合国家节约用地的政策。13节能分析13.1节能标准及规范本项目实施过程中，所应遵循的主要用能标准以及节能设计规范如下：-97- a)《中华人民共和国节约能源法》（主席令[第90号]）；b)国家发改委《关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》（发改能源[864]号）c)国家发改委令第40号《产业结构调整指导目录（2005年本）》d)国家发展和改革委员会文件《国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工件的通知》发改投资[2006]2787号；e)《国务院关于加强节能工作的决定》，国发［2006]28号文；f)《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）；g)《中华人民共和国建筑法》；h)《公共建筑节能设计标准》，GB50189-2005；i)《采暖通风与空气调节设计规范》，GB50019-2003；j)《火力发电厂节水导则》DL/T783-2001；k)其它国家、行业有关节能设计标准及控制指标。13.2工程设计所采取的节能措施及效果本工程的能源消耗主要是燃煤、燃油、电力和水资源。为降低这些资源的消耗水平，本工程在主辅机选型、优化设计和采用新工艺、新技术、新材料等方面采取了相应的节能措施。13.2.1节约燃料本期工程装机容量为2×12MW，2台机组年耗设计煤量约19×104t。本工程选用3×75t/h循环流化床锅炉配2×12MW背压式汽轮机，机组效率较高。在发电方面，相同供电区域内同期建设的大容量、高参数超临界凝汽机组发电煤耗为286g/kWh，本工程发电煤耗198.63g/kWh，年发电量0.105×109kWh，发电一项年节约标准煤9174t。在供热方面，集中供热锅炉按单台10t/h、7MW，锅炉效率取80%考虑，集中供热锅炉生产单位吉焦的标准煤耗率为44.43kg/GJ。本工程供热标准煤耗40.75kg/GJ，年供热量1.43×106GJ，供热一项全年节约标准煤约5262t。上述两项合计，实施热电联产后该项目每年节约标准煤1.44×104t。13.2.2节约用油合理设计锅炉点火及助燃油系统和锅炉燃烧系统，以减少燃油量。13.2.3节约用电在设计中选用低损耗的主变压器和厂用变压器；根据设计规程的规定，装设足够数量的电度表和各种测量表计，以便合理计算电量及监督考核运行指标。13.2.4节约用水本期工程-97- 采用机力通风冷却塔的二次循环供水系统，冷却水循环使用；冷却塔内装设轻型高效除水器，降低冷却塔风吹损失；电厂采用干除灰系统；冷却水排污水回收作为灰渣加湿及输煤冲洗补充水；工业水采用闭式循环；各主要工艺系统的进水管如补给水进厂总管、进主厂房工业水管上安装流量计，以便于对各主要工艺系统进行统一监督管理。13.2.5建筑节能降耗措施根据国家建设部的统计，建筑能耗（指房屋建筑使用过程中的能耗）占全社会能耗的26.7%，与工业、交通并列为国民经济三大能耗部门。随着社会的发展与进步，人们对建筑热冷舒适性要求的提高、使用电器数量的增加，建筑能耗将快速上升到33%。为达到节能，本工程在建筑节能上采取了积极有效的措施。a)根据地方气候特点，厂内建筑物规划布局合理。b)设计中推广使用建筑节能产品和新技术、新材料。严格遵守现行的建筑节能设计标准。具体包括严格控制建筑窗（包括透明幕墙）墙面积比；外窗的可开启面积不应小于窗面积的30%，透明幕墙应具有可开启部分或设有通风换气装置；严寒地区的外门应设门斗，寒冷地区建筑的外门宜设门斗或采取其他减少冷空气渗透的措施；外窗的气密性不应低于《建筑外窗气密性能分级及其检测方法》GB7107规定的4级；透明幕墙的气密性不应低于《建筑幕墙物理性能分级》GB/T15225规定的3级；采暖或设空调的房间或建筑的外维护结构的热工计算可按《民用建筑热工设计规范》(GB50176-93)执行，若建筑体形系数大于0.40，则屋顶和外墙应加强保温。建筑围护结构采用新型节能墙体、屋面的保温、隔热采用新型节能技术与材料。汽机房屋面采用15m跨度轻型屋面梯形钢屋架，屋面板采用复合保温压型钢板。13.3工程项目主要耗能种类和数量本工程的能源消耗主要是燃煤和电力消耗。13.3.1工程项目燃料耗量表13-1锅炉燃料消耗量燃料消耗量设计煤种校核煤种3台炉3台炉小时消耗量(t)54.6962.7全厂日消耗量(t)12031379全厂年消耗量(t)190759218698说明：日利用小时数按照22h计算，锅炉利用小时数3488h。-97- 13.3.2主要能耗指标由于在本工程设计中按照《节能法》的有关要求采取了一系列的节能措施，所达到的主要能耗指标见表12-2。表13-2主要能耗指标表序号内容单位本工程技术规定值当地平均1全厂能源利用率%75.5＞5020～302发电标煤耗率g/kW·h198.63——382注：技术规定值取用《热电联产项目可行性研究技术规定》由上表可见，本工程的主要能耗指标符合技术规定值且明显优于XX省当地电网的平均指标。13.4结论及建议13.4.1主要结论1）本工程为热电联产项目，与集中采暖锅炉房供同样热量的情况下相比较，全年节约标准煤1.44×104。符合国家产业政策。2）本工程采取一系列节水措施，加强废水梯级利用，节水效果明显3）建筑节能效果通过改善建筑围护结构保温、隔热性能，提高供暖、通风、空调设备、系统的能效比，采取增进照明设备效率等措施，在保证相同的室内热环境舒适参数条件下，与上世纪80年代初设计建成的办公和生活建筑相比，全年采暖、通风、空调和照明的总能耗可减少50%左右。13.4.2对于节能降耗的建议1）设计在下阶段的初步设计和施工图设计中应对本节能分析篇所论述的节能措施进行全面研究和落实。在主辅机编写技术规范时，明确提出节能的技术要求和具体的节能指标要求。2）施工安装设备和材料的采购要按设计的节能要求进行招标，按指标验收，保证节能指标的落实。-97- 严格按设计施工，确保节能措施的实施，包括保证主辅机的安装质量，保证消除漏汽、漏水、漏油、漏风、漏灰、漏煤、漏热，保证热力设备、管道及阀门的保温质量。特别注意消除锅炉和回转式空气预热器漏风及锅炉本体的保温。制定合理的调试程序，包括锅炉分部试运和联合试运转，减少调试次数和持续时间，尽量减少现场的吹管次数，从而减少调试期间的油耗，降低安装期间的电耗。3）运行管理充分发挥DCS控制系统的优势，根据煤质和燃烧工况，及时调整燃烧，根据负荷变化及时调整各辅机的运行工况，使辅机设备运行处于效率最优工况，节约燃煤和降低辅机能耗。加强设备检修和维护，及时消除设备缺陷，努力维持设备的设计效率，使设备长期保持最佳状态，提高整个机组的可用率，减少事故停机次数。重点设备检修和维护，包括结合设备检修，定期对锅炉受热面、汽轮机通流部分、凝汽器和加热器等设备进行彻底清洗以提高热效率；通过检修消除七漏（漏汽、漏水、漏油、漏风、漏灰、漏煤、漏热），建立查漏堵漏制度，及时检查和消除锅炉和回转式空气预热器漏风；保持热力设备、管道及阀门的保温完好。加强管理，实行厂级、车间、班组三级管理制度，对煤、油、水、电的消耗进行监控，将设计意图充分体现在生产运行中，达到节能降耗的目的。14电厂定员根据国家电力公司1998年《火力发电厂劳动定员标准》（试行）的有关规定，结合本期工程的特点，由于主机实现了计算机集中控制系统，各辅助生产系统实现了集中监控，考虑运行岗位的值班人员经过培训能达到一岗多责和一专多能的水平，套用常规火力发电厂标准，确定电厂各部门人员配置，具体汇总见下表：项目2×12MW人员备注合计108一、生产人员91（一）机组运行32（二）机组维修301.热机182.电气93.热控3-97- （三）燃料系统201.运行62.检修103.燃料管理4（四）其他91.仓库62.车辆3二、管理人员10三、党群工作人员4四、服务性管理人员315电厂工程项目实施的条件和轮廓进度15.1电厂工程项目实施的条件施工场地条件施工区及施工生活区位于厂区扩建端，占地约4.0hm2，场地开阔，具备满足电厂本期工程施工的条件。设备及材料运输条件电厂建设所需大件设备暂定为公路汽车运输至厂内。电厂依托和XX，地方建材种类比较齐全，基本能够满足电厂施工的需要，建材不足的可以依托延吉市进行采购。电厂所需地方建材均通过公路运输进厂。力能供应施工用电：本工程施工用电按变压器容量500kVA申请指标，由建设单位负责接引，施工现场设开关站一座，施工用水：本工程电厂施工用水量初步定为80t/h，可将电厂本期生产用水提前施工作为施工用水。在施工现场设一座蓄水池，作为临时备用。施工通信：由建设单位协调相关部门确定接引地点，至施工现场，与施工总机连接，满足施工期间通信需求。-97- 地方材料供应：工程建设所需要的砖、石、砂等地方材料，本地区均有且质量和数量均能满足要求。15.2电厂工程项目实施的轮廓进度：根据业主的安排，结合本工程的具体情况安排电厂工程项目实施的轮廓进度如下：可行性研究报告2010年8月——2010年9月可行性研究报告确认2010年10月——2010年11月初勘2010年11月主机招标2010年10月——2010年11月初步设计及确认2010年11月——2010年12月详勘2010年12月——2011年01月施工图设计2011年01月——2011年06月施工准备2011年01月——2011年03月主厂房土建施工2011年04月——2011年07月机组安装至水压实验2011年05月——2011年8月水压实验至点火吹管2011年8月——2012年9月点火吹管至1号机组投产2011年9月——2011年10月1号机组投产至2号机组投产2011年10月——2011年11月16投资估算及经济评价16.1投资估算16.1.1投资估算的静态价格水平年为2009年。16.1.2编制原则及依据1）估算编制办法、费用构成及计算标准执行中电联技经[2007]139号文“关于发布《电网工程建设预算编制与计算标准》《火力发电工程建设预算编制与计算标准》的通知”。2）电定总造【2009】3号文“关于调整电力工业建设预算费用项目及计算标准的通知”。3）概算定额执行中电联技经[2007]138号“关于发布《电力工程建设概算定额（2006年版）》，不足部分参考相关定额。4）材料价格安装工程装置性材料价格执行中电联技经[2007]140号关于颁发《电力建设工程装置性材料预算价格（2006年版）》的通知”和中电联技经[2007]141号关于颁发《发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）》的通知”，建筑工程材料价格执行2006年北京地区材料预算价格，并按2010年三季度和龙地区材料价格计列材料价差。5）设备价格-97- 三大主设备价格参照类似工程订货价计列，分别为：75t/h循环流化床锅炉：450万元/台B12汽轮发电机组：640万元/套其它设备价格按类似工程设备招标价格计列。6）工资性津贴补差执行电定字[2007]12号“关于公布各地区工资性补贴的通知”,工资性津贴超出2.4元/工日的部分按1.46元/工日标准执行。7）调试费执行中XX力企业联合会文件中电联技经[2007]15号“关于发布《电力建设工程预算定额（2006年版）》的通知”。8）勘测设计费按国家计委、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”执行。9）电定总造[2010]8号文“关于颁布东北地区发电安装工程概预算定额价格水平调整系数的通知”。10)贷款利率执行中国人民银行2010年10月20日发布的贷款利率,长期贷款利率为6.14%，短期贷款利率为5.56%，按季计息。11)土地征用费、临时征地费用、地上物赔偿费等按业主提供资料计列。13）建设单位提供的有关资料、设计专业拟定的设计方案和设计有关的法令、法规、标准及专业设计技术规程等。16.1.3投资估算工程静态投资19559万元，发电工程静态单位投资为8149元/kw；建设期贷款利息633万元,单位投资为264元/kw；工程动态投资为20192万元,发电工程动态单位投资为8413元/kw。工程投资详细构成见各投资估算表（见附件“和龙可研估算”）。-97- 16.2经济评价16.2.1编制依据1）国家发展改革委员和建设部发改投资（2006）1325号发布的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）；2）原电力工业部电力规划设计总院电规经(1994)2号“关于印发《电力建设项目经济评价方法实施细则(试行)》等文件的通知”；3）国务院文件国发[1996]35号“关于固定资产投资项目试行资本金的通知”；4）贷款利率执行中国人民银行2010年10月20日发布的贷款利率,长期贷款利率为6.14%，短期贷款利率为5.56%；5）业主提供的有关财务评价资料。16.2.2资金来源本工程拟定于2011年4月开工建设，2011年10月末投产。注册资本金为20%，其余80%的投资按银行贷款考虑，其贷款利率按6.14%计算。贷款偿还期为12年，其中宽限期2年，按本息等额方式还款。16.2.3原始数据：主要原始数据表序号名称单位2x12MW机组1机组容量兆瓦242发电厂用电率%9.43年发电量千瓦时/年104.63×1064发电标准煤耗克/千瓦·时198.635综合厂用电率%14.66年供热总量吉焦/年142.6×1047供热年均标准煤耗千克/吉焦40.758贷款偿还期年109机组服役年限年20.010折旧年限年15.011固定资产形成比例%95.012还贷折旧比例%10013残值率%5.014标煤单价(不含税价)元/吨55515大修理费率固定资产的%2.516电厂定员人108-104- 17工资（不含三金）元/人·年2500018福利费系数%6019水费元/吨0.1720平均材料费元/千千瓦·时8.021平均其他费用元/千千瓦·时1222长期贷款利率%6.1423流动资金贷款及短贷利率%5.5624所得税率%25.025城市维护建设税%7.026教育税附加%3.027售电增值税率%17.028注册资本金比例%20.029法定公积金%10.030排污费元/年8031不含税供热价格元/吉焦26.7716.2.4经济评价指标结果在分别满足注册资本金基准内部收益率8%、贷款偿还年限12年(含宽限期2年)、标准煤价格555元/吨(不含税)的条件下分别反算出上网电价，其经济评价指标结果如下：财务分析指标结果一览表序号名称单位经济指标1发电工程动态投资万元201922发电工程动态单位投资元/千瓦84133生产流动资金万元5814项目投资内部收益率（融资前分析所得税前）%8.075项目投资投资回收期（融资前分析所得税前）年11.29-104- 6项目投资净现值（融资前分析所得税前）万元38857项目投资内部收益率（融资前分析所得税后）%6.308项目投资投资回收期（融资前分析所得税后）年12.539项目投资净现值（融资前分析所得税后）万元53910内部收益率（融资后分析资本金）%7.6611内部收益率（融资后分析注资）%812总投资收益率%6.713资本金净利润率%15.9114不含税电价元/千瓦·时0.479815含税电价元/千瓦·时0.560216发电单位成本（平均）元/千瓦·时0.26017供热单位成本（平均）元/吉焦3016.2.5财务报表a基本财务报表基本报表1.1现金流量表(全部投资)基本报表1.2现金流量表(自有资金)基本报表1.3现金流量表(注册资本金)基本报表3损益类明细表基本报表4资产负债表基本报表5财务计划现金流量表b辅助财务报表辅助报表1流动资金估算表辅助报表2投资计划与资金筹措表辅助报表3借款还本付息计划表辅助报表4固定资产折旧、无形及递延产摊销估算表辅助报表5总成本费用估算表以上报表见附件“和龙经济评价”文件夹16.2.6敏感性分析-104- 电力项目的经济效益与其他工程项目一样主要取决于收益和成本费用两大方面。影响火电项目经济效益的因素很多，例如收益中的发电量、上网电价、各种税收等及成本费用中的发电标准煤耗率、发电标准煤价格、人员数量、工资、材料费、固定资产折旧费、大修理费、其他费用等，但是影响收益（销售收入）的主要因素有发电设备利用小时数和上网电价，影响成本费用的主要因素有固定资产投资和发电标准煤价格。本工程项目仅以固定资产投资、发电设备利用小时数、供热价格和发电标准煤价格四个要素作为经济评价的敏感性分析因素，测算出当资本金内部收益率为8%时的上网电价。其计算结果见〈敏感性分析汇总表〉。敏感性分析表不确定因素变化率（%）电价电价变化率敏感度系数基本方案0560.2500总投资-10494.26-11.781.18总投资-5511.92-8.631.73总投资5547.05-2.36-0.47总投资10564.610.780.08电量-10605.638.1-0.81电量-5581.623.81-0.76电量5541-3.44-0.69电量10523.59-6.54-0.65煤价-10471.04-15.921.59煤价-5500.24-10.712.14煤价5558.48-0.32-0.06煤价10587.714.90.49热价-10580.313.58-0.36热价-5554.99-0.940.19热价5503.96-10.05-2.01热价10478.52-14.59-1.46上述计算分析结果表明，含税560.25元/MWh、不含税479.8元/MWh左右的上网电价，高于XX省标杆上网含税电价375.7元/MWh（含脱硫）。-104- 17结论和建议17.1结论17.1.1本工程建设的必要性和市场竞争力本工程为省内首个完全用于居民采暖供热的背压式热电联产机组，对发展XX省中小城市热电联产具有较大的指导意义和示范作用。本工程将对促进民族地区的经济社会全面协调发展和维护民族地区稳定作出巨大贡献。本工程通过采用高效除尘、循环流化床锅炉炉内脱硫、灰渣综合利用等措施，建成后可有效减少环境污染，提高供热效率，同时可以替代小区供热锅炉，从而降低本地区的污染物排放总量。17.1.2电厂规模、机组选型与工程进度根据热负荷和电负荷的增长和建设场地条件，本期建设规模按24MW，机组单机容量采用12MW供热机组，留有扩建余地是合适的。从供热需求的角度，本工程定于“十二五”期间，即2011年投产是合适的。17.1.3建厂外部条件基本落实本工程建厂外部条件，接入系统、热负荷、煤源、水源、贮灰场、以及交通运输、建设场地、环境保护等基本落实。17.1.4厂址排序根据备选厂址的技术经济比较，本阶段初步确定厂址排序为：清湖村厂址为首选厂址，以下为污水厂厂址。17.1.5电压等级与系统连接的意见本期2×12MW机组与系统连接暂按66kV电压考虑，电厂出2回66kV线路，接入220kV和龙变电所。17.1.6热电比及热效率指标满足要求根据热负荷和装机方案，初步测算，本工程年平均全厂热效率77.97%，满足热联产项目规定的指标。17.1.7工程投资和经济评价指标合理本工程静态投资19559万元，单位造价8413元/kw，与相近工程相比，投资基本上是合理的。计算分析结果表明，虽然含税560.25元/MWh、不含税479.8元/MWh左右的上网电价，高于XX省标杆上网电价375.7元/MWh（含脱硫），但是在对本工程经济效益进行长远分析的时候应当对以下因素加以考虑：考虑到目前的装机容量在基本不增加投资的情况下能够满足和XX到2013年供热面积达到300×104㎡的热负荷需求，届时发电量及供热量将大幅增加，经济效益将进一步转好；为支持本工程建设，XX省能源局承诺分配给XX公司以相当的风电份额-104- ；为推进背压机组热电联产项目的建设，国家能源局正在对相应的扶植政策进行调研，有可能推出相关电价补贴。从发展的角度来看，本工程未来的发展前景良好，完全具备盈利的条件，该项目的建设在经济上是可行的。17.1.8主要技术经济指标：推荐方案的主要技术经济指标见表17-1。表17-1主要技术经济指标表序号项目单位指标备注1项目动态总投资万元201922项目静态总投资万元195593年发电量万kw.h104634发电设备年利用小时数h43605年供热量万GJ142.66总占地面积1）厂区占地面积hm24.40单位kW占地面积m2/kW1.832）灰场占地面积hm22.283）厂外公路占地面积hm21.424）施工区占地面积hm24.07总土石方量（挖方/填方）1）厂区104m32.65/3.812）贮灰场灰坝104m30.31/0.328全厂热效率%77.979采暖期热电比3.7910发电厂用电率%9.412综合厂用电率%14.613供电标准煤耗率g/kw.h233.1714上网电价不含税元/Mw.h479.8含税元/Mw.h560.2515供热标准煤耗率kg/GJ40.7516热价（不含税）元/GJ26.7717融资前所得税后投资回收期年12.5318总投资收益率%6.7019资本金净利润率%15.9120融资前内部收益率所得税前%8.07所得税后%6.3021融资前财务净现值所得税前万元3885所得税后万元53922内部收益率（融资后分析注资）%8-104- 17.2建议17.2.1建议尽快开展接入系统可行性研究、地质灾害评价、地震灾害评价、压覆矿产、压覆文物、环境评价、水资源利用、水土保持评价等专项报告的编制工作。17.2.2建议尽快编制完成供热规划、热电联产规划，并审查通过。17.2.3建议尽快取得各项支撑性文件及协议。17.2.4建议尽快开展初步设计深度的地质勘察工作。-104-'