坑口煤矸石综合利用电厂内实施1×55MW综合利用技改工程可行性研究报告 124页

'坑口煤矸石综合利用电厂内实施1×55MW综合利用技改工程可行性研究报告 第一章概述1.1项目概况XX有限责任公司（以下简称公司），是由国有企业改制而成，该公司地处内江市资中县楠木寺，是内江地区深层煤采矿区，距资中县城10公里，距内江市45公里，交通方便。公司自1982年开工建设以来，经过22年的开发建设，现在拥有年生产能力45万吨煤矿一座，2×6MW坑口矸石综合利用发电厂一座，建筑材料厂一座，是一个集煤炭开采、矸石发电和建筑材料于一身的综合性企业。公司现有职工2000多名，占地面积630多亩，资产9800多万元。是“四川省综合成长型企业”、“四川省95户扭亏脱困大中型企业”、“四川省煤炭采选业工业企业最大规模20强”企业。随着国家资源综合利用政策、环保政策、市场需求和企业生存发展需要，拟在现有坑口煤矸石综合利用电厂内实施1×55MW综合利用技改工程，燃用矿井生产的煤矸石和劣质煤，节约能源，改善矿区环境。1.2设计依据1.2.1XX有限责任公司签订的《建设工程设计合同》；1.2.2四川XX1×55MW综合利用技改工程可行性研究委托书。1.3建设规模及投产时间本工程规模为1×220t/h循环床锅炉＋1×55MW汽轮发电机组，由于厂址条件限制，本工程不再考虑扩建。根据本工程的实际情况，拟于2006年10月并网发电。1.4研究范围1.4.1根据“火力发电厂可行性研究报告内容深度规定”（DLGJ118-1997 ），本可研的研究范围：对煤矸石综合利用、电力需求、建厂条件、电厂规模、燃料资源、供应与运输、主要设备选型与工艺流程、建（构）筑物选型、工程进度、投资估算及经济效益分析、资金来源等进行研究，并作出技术上、经济上的多方案论证，加以优选，达到一定的可靠性、准确性，评价工程的技术经济效益，为业主决策提供依据。1.4.2业主另行委托有关单位进行的项目：1环境影响评价报告1水土保持评价报告2地形测量、水文地质及地质勘察报告3电厂接入系统1.5项目建设的必要性1.5.1进一步开展煤矸石资源综合利用楠木寺是资中县的采煤区，煤炭硫分低，但发热量也低，属低热值低硫煤炭。每年产煤110万吨左右，其煤炭生产的排矸石量和选矸及劣质煤高达60多万吨。虽然该公司现有的煤矸石资源综合利用电厂每年利用了15万吨煤矸石，但尚有30余万吨煤矸石留在矿区。如不加大煤矸石综合利用力度，有效消耗煤矸石，煤矸石堆积量将越来越多不仅会引发自燃造成矿区环境恶化，而且将造成有限的资源白白浪费。在原有煤矸石坑口电厂增建循环流化床锅炉燃用煤矸石发电，灰渣作为水泥的掺合料，是煤矸石源综合利用的最有效途径。1.5.2改善矿区的环境矿区目前已堆积的煤矸石达200多万吨，煤矸石堆积占地高达110余亩，每年还将新增煤矸石及劣质煤40多万吨，需增加近10亩土地堆放，造成了严重的土地资源浪费和生态环境的破坏。公司现有煤矿有三对矿井，周围都是农田。每对矿井产煤都形成了煤矸石山，存在自燃的可能。下雨后，淋滤出的酸性黑色水溶液，污染了大面积的农田，还对附近的水体以及地下水产生污染。因此，治理煤矸石堆积造成的环境污染必须从煤矸石综合利用这个源头着手。1.5.3促进矿区稳定和地方经济发展公司现有在职从业人员2000余人，加上退休职工和家属总人数达5000多人。楠木寺是资中县的工业区，在原有煤矸石坑口电厂技改建设1×55MW煤矸石发电机组，不仅能充分利用煤炭生产所排煤矸石资源，变废为宝，同时可缓解企业就业压力，维护矿区的稳定，促进内江地区经济发展。1.5.4促进内江电网更趋合理 资中县水资源比较贫乏，总装容量小，电力主要从外地输入，相邻的威远县也主要从外地输入电力，两地电力供、需矛盾相当突出，在供、需矛盾比较突出的负荷中心，建设1×55MW煤矸石发电机组，既可解决电力供、需矛盾，也可优化电网结构。1.5.5调整企业产业结构促进企业和地方可持续发展发展多种经营，形成煤炭——电力——建材多元化经营体系，是煤炭产业结构调整的新路子。煤矸石综合利用有着良好的经济效益和社会效益。建设1×55MW燃用煤矸石的发电机组，则每年可消耗煤矸石约39万吨，发电3亿kWh以上，并可安置100多人就业。这不仅可促进公司产业结构的调整，最大限度利用有限的低硫煤矸石，变废为宝，真正做到产业结构良性发展，给企业带来较好的经济效益，增加国家和地方税收，促进地区经济发展。由上可知，该项目完全符号国家能源政策和环保政策，无论从资源的综合利用、环境保护、企业产业结构调整、矿区资源配置方面论证，还是从电力需求、地方经济发展方面分析，建设该项目都是完全可行的和十分必要的。1.6项目性质及特点1.6.1本工程采用先进的洁净煤燃烧技术，选用国产循环流化床锅炉，燃用煤矸石、劣质煤发电，使本工程二氧化硫和氮氧化物的排放量远低于常规电厂的污染物排放指标。并能达到国家规定的排放标准和要求。1.6.2电力自发自用，裕电上网。1.7设计指导思想和主要技术原则本工程设计指导思想是，严格执行“安全、可靠、经济、适用、符合国情”的电力建设方针，适应火力发电厂工程需要，结合本工程建设项目特点，对厂址选择和各工艺系统的确定，将以上述条件为前提，着重考虑投资省、效益高、技术先进，并符合现行有关设计规程、规范及规定的要求。主要技术原则：1.7.1建设规模和装机方案：本期建设规模为1×55MW机组。装机方案为：1×55MW汽轮发电机组+220t/h循环流化床锅炉（CFB）。1.7.2 本工程为技改项目，厂内设置必要的生产设施，辅助设施－机修间和附属设施－材料库，在总平面图上已规划，办公利用南光坑口电厂现有的公用设施。1.7.3本电厂燃料供应是利用南光公司生产的劣质煤、煤矸石。厂外运煤利用汽车运输，由矿井运至电厂储煤场。1.7.4本电厂水源为沱江河水。电厂供水采用自然通风冷却塔循环供水系统。冷却塔淋水面积按12MW＋55MW考虑。1.7.5电厂灰渣：主要考虑灰渣综合利用，但仍设置事故灰场。细灰采用气力输送至事故灰场；锅炉设置冷渣器、渣仓，炉渣用汽车外运至用户或事故灰场。1.7.6三大主机选型：（1）锅炉：选用高温、高压220t/h循环流化床锅炉（CFB），本工程燃煤为劣质煤、煤矸石。因煤质差，选用循环流化床锅炉最为适合。（2）汽轮机：选用高温、高压55MW凝汽式汽轮机，暂按N55-8.83型考虑。（3）发电机：选用55MW机组，暂按空冷发电机考虑。1.7.7电气主接线：发电机端电压为6.3kV，出线电压为110kV，采用发电机—变压器组单元接线，本期工程一回110kV出线。1.7.8设机、炉、电集控室。热工控制，采用微机控制（DCS），汽机采用电调（DEH），电气不设网控室，出线均纳入集控室控制。1.7.9当地地震基本烈度为6度。1.7.10化学水处理，采用一级除盐加混床系统。1.7.11锅炉采用石灰石粉炉内燃烧脱硫工艺。1.7.12锅炉烟气除尘，采用四电场静电除尘器。1.7.13电厂年利用小时数为6500h，日利用小时数为22h。1.8工作经过 该工程经过可研招投标工作，本公司中标后，于9月14日我公司组织各有关专业工程师，一行10人赶赴现场，在南光坑口煤矸石电厂张厂长等有关人员的引导下，进行了厂址踏勘、调研和收集资料等工作，并就有关问题广泛地交换了意见。10月12日本公司又组织主要技术人员到现场收集资料，对本设计重大原则性问题，作了充分的研究讨论，双方交换了意见、统一了认识、确定了原则。10月15日，业主对可行性研究编制原则进行了确认。11月8日公司再次组织主要技术人员到南光坑口煤矸石电厂，征询业主对总平面布置初稿的意见，经修改后定稿。第二章电力系统2.1电力系统概况资中县位于内江市西北部，境内有220kV变电站一座，110kV变电站三座，35kV变电站十七座，变电站数量较多，输电线路也较长，但境内自身电源数量和装机容量都较小，南光坑口煤矸石电厂及所有地方小水电都纳入电力部门调度管理，无地方小电网。南光坑口煤矸石电厂距离资中县110kV变电站约11km，距宋家110kV变电站约10km。2.2电力负荷预测2.2.1资中电力需求现状2002年资中县供电量34218万千瓦时，占内江市总用电量的16.6%，最大供电负荷68兆瓦。资中电力需求现状见表2－1。1996～2002年资中县用电情况表见表2－1单位：万千瓦时、兆瓦1999年2000年2001年2002年平均增长率1、供电量31644328613438634218增长率-0.1%3.8%4.6%-0.5%2.03% 2、售电量27420284252958929961增长率1.4%3.7%4.1%1.3%3、线损13.35%13.50%13.95%12.44%4、供电负荷62646968增长率3.1%2.1%8.4%-1.6%2.4%2.2.2资中电力需求预测工业是资中县经济发展的薄弱环节，需加快工业结构优化升级，提高工业的整体素质和市场竞争能力。“十五期”重点发展培育的产业有：化学原料及制品业，重点发展以银山化工为代表的化工原料及制品业；建材及制品业，重点发展以重龙集团为龙头的水泥制造业，将扩建年产水泥150万吨的生产线；冶炼及采矿业，扶持高耗能比的冶金冶炼企业，支持采煤及煤制品加工业的发展；丝绸及纺织业，培育和支持丝绸及纺织业的发展，开发新产品，提高产品的产量和质量。根据资中现有经济发展情况，随着国家宏观经济的复苏和国有企业的深化改革，通过资产重组、改组、联合、兼并、租赁等多种形式，逐步走出了低谷，重现了企业活力。随着国家西部大开发号角的吹响，资中在内江地区以及在全省经济格局的地位日益凸现，新的企业将不断落户于境内，这将形成新的电力负荷增长点，随着地区地方工业发展，城乡居民生活质量的改善，城市规模的不断扩张，第三产业将更迅速发展，届时，社会服务行业也将成为新的电力负荷增长点。根据电力部门提供的预测资料显示，预计2002～2005该县的工业总产值平均以11%左右的速度递增。2002～2005年供电量平均以7.6%的速度递增；2005～2010年供电量平均以5.8%的速度递增；2010～2015年供电量平均以4.5%的速度递增。2005年，资中地区最大供电负荷将达到85MW，需供电量4.26亿千瓦时； 2010年，资中地区最大供电负荷将达到114MW，需供电量5.66亿千瓦时；2015年，资中地区最大供电负荷将达到142MW，需供电量7.04亿千瓦时。资中县电力需求预测结果见表2－2。2003～2010年资中县用电预测表表2－2单位：万千瓦时、兆瓦2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年2015年1、供电量3688939727426334454747530505675357456559703692、供电负荷74798589951011071141422.3电力平衡电力平衡按资中县电力需求进行平衡，没有考虑大网供电需求。2.3.1资中电力资源资中县境内水力资源贫乏，煤炭资源也比较有限，无建设大中型水电和大型火电站（厂）的可能。截至2002年底，境内上网小水电5座，机组台数10台，装机容量14.4兆瓦，年发电量约5000万千瓦时。火电厂一座，装机12兆瓦。电源现状参见表2－3。表2－3资中县现有电厂（站）装机统计表序号电站名称装机规模上网电压等级台数单机容量（kW）总容量1南光电厂260001200035kV2五里店电站36000，15001350035kV 3凉水电站110010010kV4板栗电站216032010kV5艾家湾电站2125、20032510kV6加担桥电站27515010kV合计12263952.3.2电力平衡根据当地电源装机容量、发电能力、1999年～2002年用电实际和2005年～2010年电力需求预测，电力平衡参见表2－4。由电力电量平衡可知，由于地方电源装机有限，当地电力缺额一直较大，2005年丰水期电力缺额61MW，枯水期电力缺额70MW。南光1×55MW机组于2006年底投产后，2007年丰水期电力缺额仍达21MW，枯水期电力缺额30MW，电力缺额逐年增加，需要长期从外地购进大量的电力，才能适应当地经济发展和人民生活需要。近年来，电力供应更是严重不足，常出现大面积拉闸限电，供需矛盾突出，这种缺电状况，将会越来越严重。因此，南光煤矸石坑口火电厂技改项目，有利于缓解当地电力供需矛盾，以满足国民经济发展和人民生活用电需求，建设该项目也是十分必要的、紧迫的。资中电力平衡表见表2－4单位:MW2005年2006年2007年2008年2009年2010年2015年丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯一、综合供电负荷858589899595101101107107114114142142二、电源装机容量26.426.426.426.481.481.481.481.481.481.481.481.481.481.41南光电厂12121212676767676767676767672、五里店电站13.513.513.513.513.513.513.513.513.513.513.513.513.513.53、小水电0.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.9 三、电源装机出力24.515.224.515.2746574657465746574651、南光电厂10.810.810.810.860.360.360.360.360.360.360.360.360.360.32、五里店电站12.84.112.84.112.84.112.84.112.84.112.84.112.84.13、小水电0.850.270.850.270.850.270.850.270.850.270.850.270.850.27四、电力盈(＋)亏(－)-61-70-65-74-21-30.-27.-36-33-42-40-49-68-772.4电厂接入系统本工程计划2006年底投产发电，根据工程容量、供电范围及近区可接入点的情况，1×55MW机组以发电机－变压器－线路组接入资阳110kV变电站，机组最大出力57.5MW，电厂电力送出导线按经济电流密度选择，导线型号为LGJ－300，线路长度11km。2.5电气主接线建议南光坑口煤矸石电厂原2×6MW机组，6kV和35kV均为单母线分段，以一回35kV架空输电线路与资中110kV变电站并网，另一回35kV架空输电线路至熊桥35kV变电站。建议本工程电气主接线采用发电机-变压器-线路组接线方式，选用三绕组主变压器，35kV侧与现有35kV母线相连，以110kV线路接入资中110kV变电站。第三章燃料供应3.1燃料供应本工程拟建155MW汽轮发电机组配1220t/h循环流化床锅炉，锅炉参数：过热蒸汽压力P=9.82MPa，过热蒸汽温度540℃，额定蒸发量D=220t/h。年利用小时数6500小时，燃煤设计热值Qnet.v.ar=10.61MJ/kg，年耗煤39万吨折合标煤14.12万吨，燃料源自本地区无销售价值的非商品劣质燃料。3.1.1本地区燃料资源概况：（业主提供）(1)楠木寺煤矿、刘家洞煤矿3#井可采储量2100万吨。(2)刘家洞煤矿4#井、双合煤业葫芦寺煤矿可采储量3200万吨。以上煤矿目前已形成生产能力100万吨/年。3.1.2可供利用劣质燃料：（业主提供）(1)半煤巷掘进混煤总量为18万吨/年。(2)采煤过程中产生的煤矸石约30万吨/年，其中19.5万吨/年可供电厂用 (3)楠木寺煤矿风选过程产生的劣质煤约15万吨/年。(4)双合煤业洗煤厂年入洗50万吨，产生的洗中煤、洗矸20万吨/年。以上各项合计为72.5万吨/年，混合热值10.61MJ/kg，（2534kcal/kg）减去已建235t/h,沸腾炉需燃煤量12.23万吨/年尚余60.27万吨/年，足够本工程39万吨/年之需。3.1.3本工程要求的燃料条件：(1)业主提供的劣质燃料及石灰石综合分析资料；a、劣质燃料：Mt=4%Car=29%Har=2.36%Sar=0.54%Aar=57%Vdaf=40.7%Qnet.v.ar=10.61MJ/kg(2534kcal/kg)b、石灰石：CaO=51.1%MgO=0.6%Loss=43%C、钙硫比选取值：Ca/s=2（摩尔比）d、石灰石耗量：小时耗量=1.94吨/时日耗量（22小时）=42.68吨/时年耗量=1.261万吨/年(2)根据燃煤分析资料，选用一台220t/h 循环流化床锅炉，该炉型是目前我国燃用低热值发电的主要炉型，锅炉效率可达89%左右，对于低硫燃料更有炉内脱硫的优势，该炉型要求燃料颗粒0～8mm，其中1mm以下粒径不大于30%，这些条件都是本煤种经加工后可以满足的。3.1.4燃料的运输条件：四川XX155MW综合利用工程选址于距楠木寺煤矿主井南侧100米处一冲积地带，煤矿的掘进混煤及煤矸石可通过轻轨翻笼直送电厂，另外葫芦寺煤矿距电厂仅4公里，最远煤源双合煤业也只有11公里。以上煤源均可通过公路运抵电厂，交通十分方便，运费低廉。3.1.5本工程采用石灰石炉内脱硫，厂内不设石灰石加工设备，所需0～2mm颗粒的石灰石，由厂外采购汽车运输入厂。3.1.6锅炉点火燃料选用问题：由于循环流化床锅炉可采用有热值和无热值两种底料点火方式，因此，对于燃用烟煤煤种的电厂不存在点火燃料的选用问题。3.1.7燃料供应存在问题及解决办法：由于煤种较多热值参差不齐，给煤炭加工及储存带来一些不便，必须采取分储及配煤加工。考虑到各煤种热值差距不大，不会给锅炉安全运行造成影响。第四章厂址条件4.1厂址概述4.1.1厂址地理位置 内江市地处成渝两地中部，北临资阳市，南临自贡市和泸州市，西临乐山市，东面接壤重庆市的荣昌县和大足县。资中县位于内江市西北部，沱江中游，成渝铁路和成渝高速公路中段，幅员面积1734km2，人口134万，是内江地区的能源基地。厂址在资中县中南部楠木寺，高程450～462m，东西长约396m，平均宽约150m左右，在已建南光坑口煤矸石电厂内。事故灰场位于厂区西面500m处。厂址位于资中县境内工矿集中地带，厂矿集中，用电量大，靠近电力负荷中心，距资中县城10km。4.1.2厂址自然条件（1）地形地貌南光坑口煤矸石电厂地处内江市资中县中南部，属丘陵地带，在沟谷的边缘，海拔高程（吴淞）在450～462m之间，东西长约400m，平均宽约150m。（2）工程水文地质及地震概况楠木寺煤田处于资威窿穹北斜之东南翼，单斜岩层。岩层的节理裂隙不发育，为闭合裂隙，少数张开裂隙已有泥质及钙质充填。厂址位于煤矿竖井南侧，在煤矿预留保安煤柱范围内，既不影响煤矿的开采，又不涉及厂址的稳定。原有主厂房等主要建（构）筑物布置在456m台地，扩建场地标高451～452米，地势平坦开阔，不受洪水威胁。本区域内地下水不丰富，属贫水区，仅在第四系全新统堆积层中有少量孔隙水，由大气降雨补充。侏罗系自流井地层为泥岩与沙层互层，节理裂隙不发育，一般不含地下水，而自流井统的第四层为石灰岩，存在岩溶裂隙水，但受构造控制。本区域内之石灰岩层均出露较高，蓄水条件差，故地下水也不丰富，经钻孔取水试验，地下水量甚小，且对各类水泥均无腐蚀性。综合以上工程地质和水文地质条件，厂址所处部位是稳定的，场地内无断裂层通过，亦无不良地质现象，岩层的节理裂隙亦不甚发育，地下水不丰富，对各类水泥无腐蚀性，属较稳定的工业场地。根据“中国地震烈度区划图”，本区地震基本烈度为6度。 （3）水文气象条件温度：极端最高气温：39.9℃极端最低气温：－3℃累计年平均气温：16～18℃气压：累计年平均气压：97.1kPa风速：主导风向：NWN累计年平均风速：2.1m/s最大风速：19m/s（1973年7月19日）湿度：相对湿度：80%其他：日最大降雨量：247.8mm累计年平均降雨量：996.8mm累计年平均日照时数：1306.9h厂址历年最高洪水水位，450m（1973年）4.2交通运输内江地区及资中县交通十分发达，成渝铁路和成渝高速公路都经过内江市和资中县。厂址距成渝高速公路10km；距国铁成渝线资（中）黄（荆沟）支线双河车站3km；省道资（中）－威（远）公路从厂侧面经过，交通运输十分方便。本工程所需设备、材料可通过铁路运至资中火车站或双河车站，再由汽车运至工地现场，也可由汽车经高速公路直接运至工地现场。 本工程燃料为煤矿生产过程中产生的煤矸石和劣质煤，煤矸石电厂与矿井较近，燃料运输由矿车和输煤皮带即可送入电厂储煤场，路径稍远的煤矸石，使用汽车运至电厂储煤场。4.3电厂水源4.3.1供水水源南光公司供水系统业已形成，主水源为沱江河水，以附近的水库作为备用水源。本工程主供水源沱江河水，流量充足，供水管线长12km。机组冷却水采用闭路循环，最大补充水量400多m3/h，只需将原有供水系统作适当改造，适当提高供水能力，即可满足新增补充水量要求。4.4贮灰场本工程装机为1×55MW机组，选用1×220t/h流化床锅炉，年排放灰渣量为24万t/年。电厂周围水泥厂较多，原有灰渣已全部综合利用，本项目现与水泥厂签订灰渣供销协议已达39万t/年，因此，本电厂所排灰渣，主要销售水泥厂综合利用，而贮灰场仅为事故灰场。经过现场踏勘，将事故灰场选择在矿区用地范围内。该事故灰场位于厂址西面约500m处，占地面积约90亩。灰场东南侧缺口地段，需修建长约280m堤坝，坝底标高为456m，初期坝高462m，后期坝顶标高为468m，形成事故灰场。最终堆高度为467m，其存贮容积为60～70万m3，可满足存贮一台机组10年左右的排放灰渣量，待事故灰场贮满后，还可复土还耕。该事故灰场内的排洪方式，采用钢筋砼竖井、卧管排洪。4.5岩土工程原有厂址前期工程所进行的施工图阶段地质详勘资料可兹借鉴。4.5.1地层 厂区地层分布：杂填土、素填土、残坡积层、基岩。根据基岩的风化程度，又分为强风化带、中风化带和微风化带。其持力层分析，地基容许承载力如下：杂填土：属近期堆填所致，力学性较差，不能选为建（构）筑物基础特力层。素填土：此层也系新近堆填，尚未充分固结，也不宜作建（构）筑物持力层使用。残坡积层：标准为110～130kPa基岩：强风化带：标准为170～220kPa中风化带：标准为220～260kPa微风化带：标准为260～399kPa4.5.2水文地质本区域内地下水不丰富，属贫水区，仅在第四系全新统堆积层中有少量孔隙水，由大气降雨补充。本区域内之石灰岩层均出露较高，蓄水条件差，故地下水也不丰富，经钻孔取水试验，地下水量甚小，且对各类水泥均无腐蚀性。4.5.3厂区场地地质结论和建议（1）厂区地势开扩平坦，区内无断裂构造，无不良地质构造现象，属较稳定的工业场地，适宜建筑。（2）建议：基础荷载较大的建（构）筑物，采用人工地基。选用挖孔桩或冲击孔灌桩地基。4.6厂址选择意见本工程为技改工程，原有厂区内留有扩建余地，场地平坦、稳定，无不良地质现象，燃料近，供水系统已形成，交通方便，利用现有厂区闲置场地，不需要另行选择厂址和另行征用土地，具备建设1X55MW综合利用技改项目的各种条件， 第五章工程设想5.1全厂总体规划及厂区总平面规划布置1、概述本工程为技改扩建，利用原厂区红线界内预留扩建场地。该场地呈L形条、块状，东西长396m，条带部宽61m，西部块平均宽185m，可供本期工程规划用地面积约4hm2。地形南高北低，按两个水平阶梯布置，原生产系统布置在上水平，贮煤场及办公生活区布置在下水平，两者高差3m。厂区内地形平坦，只有南侧围墙与生产系统的建物间有局部陡坡；北面与楠木寺矿井紧邻，是本厂主要燃煤供应点，运输极为方便；西面500m处为规划的事故灰渣场，东面为本厂的出入口，经400m矿区公路与省道资威公路相接，交通方便。2、方案一总布置规划（1）厂区总布置根据原厂已形成阶梯布置的格局，本期扩建部分的主厂房、锅炉岛、电除尘器、烟囱、露天煤场以及老厂技改和新厂共用的供水系统布置在下水平，机修试验楼、材料库、原水预处理沉清池布置在上水平西延线缓坡带，化学水处理系统与老系统毗邻，也布置在上水平。拆除原有单身职工宿舍和浴室，保留生产行政综合办公楼，并以此办公楼为中心，规划布置如下：主厂房南北向布置，即主入口楼梯间向北，汽机间朝西，锅炉岛朝东，依次向东为电除尘器，引风房及烟囱，2500m2露天贮煤场（如果煤矿机修车间能易地，贮煤场可扩大到5000m2）,与原有干煤棚毗邻衔接，以构成完整的运煤系统体系。汽机间A列西为主变压器和110kV室外配电装置，110kV出线向北折转西。运煤设施的布置，按新老系统分列的原则。老系统不变，仅在原有干煤棚北侧中段设受煤斗和石灰石粉存储加料装置，经斗提机进入1#皮带机，提升后进入煤加工楼，再经2#皮带机进入出主厂房C列侧，由3#皮带进入炉前煤仓。运煤系统直线布置，地上式栈桥结构，运程较短。本方案还顾及新老系连接的可能，将两主厂房的C列对齐，为运煤系统的对接准备了条件。供水系统布置在厂区西端，主要有新老系统共用的2500m2淋水面积的自燃通风冷却塔、综合水泵房等，与主厂房平行相对，这样下水平建筑群将在办公楼前形成较为宽阔的厂前区。 化学水处理室布置在办公楼西南侧上水平台地上，与老系统紧邻，这样便于统一运行管理。化水系统主要包括化学水处理室、化学试验室及室外罐区和酸碱中和池。本工程灰渣要综合利用，除灰除渣方式均考虑为干式，在锅炉岛北侧设渣仓一座，作为缓冲储存，以便外运。（2）电厂交通运输及消防通道电厂交通运输布置主要考虑人流、货流和厂区内的交通运输组织设计。根据原厂内已形成阶梯布置的特点，本方案新厂生产系统布置在下水平，主干道行车部分的宽度按7m设计，老厂区已有6m宽的环形车道，只需将上水的主干道向西延伸，缓坡下行，与新规划的主干道合环，还须将新老厂区的主干道东端在厂区围墙外合环，以便消防车顺利通行，达到厂区内所有建（构）筑物都在消防车扑救的范围之内。本方案共规划有三个出入口，以期人、货分流。北干道东端为主入口，以人流为主，兼作补充煤源入口和新厂灰渣外运综合利用的出口，并通过矿区公路与省道资威公路相接。南干道东端为老厂灰渣外运出口。中干道西端为全厂灰渣运至事故灰渣场的备用出口。（3）方案一布置特点本方案根据厂区地形特点和预留扩建场地的位置，进行合理规划，分区布置，其主要特点如下：a、输煤栈桥简捷；b、占地面积较少，厂区总平面布置中功能区划分明显，新老厂分布在各自的台阶；c、建筑基础持力层较深；d、电气出线须转拆，厂内两主干道中部不能联系沟通。3、方案二总布置规划（1）厂区总布置本期扩建部分的主厂房、锅炉岛、电除尘器、烟囱等布置在厂区西南角，与老厂同处于上水平，其余生产系统如化水、供水等及附属建筑如机修试验楼、材料库等布置在下水平。仍需拆除单身职工宿舍和浴室，保留生产行政综合办公楼。厂区规划布置如下：主厂房东西向布置，即主入口楼梯间向东，汽机朝北，锅炉岛朝南。电除尘器在锅炉岛的西南侧，其轴线向西，汽机间A列北为主变压器和110kV室外配电装置，110kV出线向北（或西）。运煤设施的布置，按新老系统分列，充分利用原有干煤棚，仅在其北侧毗邻建5000m2露天贮煤场，主燃料由楠木寺煤矿井口经1# 皮带机直达煤加工楼，中途可由斗子提升机受入干煤棚的来煤。加工后的成品煤由2#皮带机直接运至炉前煤仓。在2#皮带机中途与老厂煤仓间对应处，设联络平台，使新老系统有连接的可能。运煤系统呈L形布置，全地上式栈桥结构，运程虽长，燃料可从井口直运炉前，是典型的坑口电站。化学水处理室和化学试验室，布置在下水平生产行政综合办公楼西端，向北依次为化水室外罐区和净水站等。在综合办公楼东面布置机修试验楼和材料库，该建筑群在综合办公楼前形成绿化面积较大的厂前区。供水系统的2500m2淋水面积自燃通风冷却塔仍布置在厂区西北角，向南为综合水泵房这两者紧邻主厂房，便于向凝结器供水。除灰除渣方式与方案一同，在锅炉岛西侧建园筒形渣仓，这比方案一的运灰渣的行车路线更为流畅。（2）电厂交通运输及消防通道本方案的交通道路和消防通道格局与方案一基本相同，不再赘述。只是在厂区中部，北干道和中干道间，能有联系沟通道路。（3）方案二布置特点本方案仍根据厂区地形特点和预留扩建场地的位置进行分区规划布置，其主要特点如下：a、输煤栈桥相对较长，但充分体现煤从矿井口直抵炉前的坑口电站特征；b、占地面积相对较多，但有较大的贮煤场，除灰场的行车路线更为流畅；c、主厂房建筑基础持力层较浅；d、110kV出线较方便；4、厂区绿化为创造良好的工作环境，电厂应进行绿化，按照实用、经济、美观的原则，以植物造景为主，适当点缀少量建筑小品。发电厂的主干道、出入口、厂前区、主要建筑入口附近、主厂房区、贮煤场周围等，进行重点绿，充分利用空余场地种植花草树木，厂前区应以大树寇乔木为主，兼植灌木绿篱和花卉草坪，冷却塔周围应以常青草坪为主，兼以灌木绿篱使与道路分隔，避免落叶飘入冷却水池。本工程只作规划，投资列入估算内。5、厂区总平面布置方案比较3主要技术经济指标比较主要技术经济指标单位方案一方案二备注 序号1拆除建（构）筑物面积m25052本期工程用地面积hm23.484.133单位容量用地面积m2/kW0.6330.754建（构）筑物用地面积m212202162465厂区道路及广场用地面积m27003100586场地利用面积m219205263047厂区土石方量m3（厂区场地已经平整）8厂区绿化面积m2815086009本期工程厂区围墙长度m75010厂外引入道路改造长度km≈111建筑系数%3539.312利用系数%55.263.713绿化系数%23.420.814皮带运输机路径长m15441015循环水管路径长m271179（2）综合比较方案一占地面积小，扩建施工对原有建筑无干扰，贮煤场和灰渣系统统一布置在主厂房东面靠近出入口，对环境较为有利，输煤栈桥短捷。方案二的主要优点在于主厂房及烟囱荷重较大的主要建构筑物，所在位置的地质条好。方案一的各项经济指标略优于方案二，如方案一的地基工程不需要特殊处理，经综合比较作为推荐方案。5.2土建部分5.2.1基本设计参数厂区基本风压值根据气象站资料及全国基本风压值颁布图对比后定为：Wo=0.40kN/m2。地震基本烈度为六度。5.2.2主厂房布置及建筑结构选型（1）主厂房布置按工艺要求主厂房按汽机房、除氧煤仓间、锅炉房三列式布置。 汽机房：跨度24m，运行转层标高8m，屋架下弦标高20.5m，设天窗自然通风，汽机为岛式布置。除氧煤仓间：跨度10.5m，分别设4.5m、8m、12.5m、15.0m、27.0m、顶层31.0m。锅炉岛：露天布置。主厂房柱距均为7.5m，6挡总长45.0m。(2）主厂房建筑物结构形式主厂房框架及各层梁板采用现浇钢筋砼结构；汽机房外侧柱采用现浇钢筋砼排架柱；汽机房屋面采用钢屋架，镀膜彩色压型钢板，钢天窗架，设挡雨板；主厂房围护结构采用砖墙。5.2.3附属建筑及辅助建筑结构形式干煤棚与原系统共用，不新建干煤棚。为确保满足规程规定的储煤量，在原干煤棚外新设一面积为5050m2的露天堆场。输煤栈桥宜优先采用大跨度钢桁架，从煤、石灰石转运站至碎煤机室钢桁架跨度为25m；从碎煤机室至主厂房75m为三跨25m钢桁架。碎煤机室采用现浇钢筋混凝土框架结构，砌体填充墙，柱距10×12，高19m。除尘器控制室、输煤集控室分别为8.7×15和7.5×15均为现浇钢筋混凝土框架结构，高5.4m。110kV配电装置设于主厂房A轴线外侧，为露天布置。化学水处理室采用现浇钢筋砼排架柱，屋面采用预应力混凝土薄腹梁和预应力板，23.417.4+19.510.8m，高7.8m，及其它附属和辅助生产建筑根据工艺特点和抗震要求采用现浇钢筋砼框架结构。烟囱为120m钢筋混凝土烟囱，出口内直径为2.5m。自然通风冷却塔淋水面积为2500m2，底部直径57m，高72m。5.2.4地基与基础 由于业主提供地质勘测资料为原电厂的施勘报告（本工程厂址紧邻原电厂），本工程地基与基础部分仅能参考该报告作如下说明：根据该报告，厂区地质变化较大，基岩深度较大。主厂房、烟囱、汽机及锅炉基础等重要建筑物可根据实际位置采用桩基基础下至基岩；其它附属和辅助生产建筑可根据实际情况采用天然地基（素填层为持力层），拟用独立基础加基础梁或桩基基础。设备基础采用天然地基基础（素填层为持力层）。5.3装机方案5.3.1装机方案及比较本技改项目拟建规模为1×55MW，根据设计委托、建设规模、优化设计及目前设备制造厂家技术改进等情况，现提出二个装机方案进行比较。第一方案：1×55MW凝汽式汽轮发电机组+1×220t/h高温高压循环流化床锅炉。第二方案：1×50MW凝汽式汽轮发电机组+1×220t/h高温高压循环流化床锅炉。两个方案锅炉压力、温度蒸汽产量均相同，分别为9.8Mpa、540℃、220t/h；汽机进汽压力、温度均相同，分别为8.83Mpa、535℃；锅炉、汽机辅机基本相同；两个方案的输煤、除灰系统、化学水处理系统、热工控制、电气部份基本相同。所不同之处如下表（表5-1）。表5-1装机方案比较表序号比较项目方案一方案二1X55MW机+1X220t/h炉1X50MW机+1X220t/h炉1汽机额定进汽量(t/h)207.51872汽机最大进汽量(t/h)2182103额定/最大功率(MW)55/57.550/≈544汽机冷凝器冷却面积4000m23500m2 5主变压器容量(MVA)75636年发电量(MW)35.75×10432.5×1047工程投资差额(万元)+150由以上比较可知：55MW方案与50MW方案相比，前者有更高的能源利用率。虽然前者的投资比后者要多约150万元左右，但它只相当于用150万元建了一个高温高压、不占地、无人值班的约5MW凝汽式汽轮发电机组。因此，第一装机方案的经济效益比第二方案要好。设计推荐第一方案。5.3.2主机规范（1）锅炉型号：G--220/9.8--MX炉型：单汽包，自然循环、高温、高压循环流化床锅炉（露天布置）锅炉额定蒸发量：220t/h过热器出口压力：9.81MPa过热器出口温度：540℃给水温度：215℃排烟温度：130℃锅炉设计效率：89.8%（暂定、按排渣温度150℃）锅炉最大连续出力：240t/h设计床温：900℃脱硫效率：75%Ca/S：2(摩尔比)（2）汽轮机型号：N55—8.83/535型式：高温、高压凝汽式汽轮机额定功率；55MW额定转速：3000rmp主蒸汽压力；8.83MPa 主蒸汽温度：535℃主蒸汽流量：207.5t/h（额定工况）额定工况时汽耗：3.768kg/kwh额定工况时背压：0.0052MPa最大进汽量：218t/h（3）发电机型号：QF--60--2额定功率：60MW额定电压：6.3kV功率因数：0.85额定转速：3000rpm冷却方式：空冷励磁方式：无刷励磁5.4热力系统5.4.1热力系统拟定原则及特点本工程为一炉一机，单元制系统，不考虑扩建。热力系统的拟定主要考虑了系统运行安全性、经济性和灵活性，尽可能的简化系统，节省投资。系统不设启动锅炉，启动时用原有2×35t/h锅炉供汽。（1）主蒸汽系统主蒸汽为单元制系统，并从主蒸汽主管接一路过热蒸汽经减温减压器接至凝汽器，以减少锅炉启动时蒸汽损失。（2）给水系统给水系统采用单元制，设一台230t/h高压除氧器和一台70m3 高压储水箱，由除氧器来的给水经给水泵和高加后送至锅炉给水管，给水泵出口设再循环管到除氧器，以提高给水泵低流量运行的灵活性。同时，高压加热器设有自动旁路系统，以便高加故障时，直接向锅炉供水，提高了系统的可靠性。给水系统设两台100%容量的液力偶合调速电动给水泵，一台运行一台备用。（3）抽汽系统汽机共有七级不调整回热抽汽。回热系统设有两台高压加热器、一台高压除氧器、四台低压加热器。第一级抽汽供2#高加，第二级抽汽供1#高加，第三级抽汽供高压除氧器，第四、五、六、七级抽汽分别供4#、3#、2#、1#低压加热器。（4）凝结水系统汽机凝结水及补给水进入凝汽器后，由凝结水泵打出，经轴封加热器、4台低压加热器后进入高压除氧器。系统设2台110%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。（5）补水系统正常运行工况下，补水补入凝汽器，启动时可补至疏水箱，而由疏水泵补至除氧器。（6）高、低加疏水系统加热器疏水采用逐级疏水方式，2#高加疏水进1#高压加热器，1#高加疏水正常进入高压除氧器，当汽机负荷较低1#高加疏水不能进入高压除氧器时由电动门自动切换进入4#低压加热器，4#低加疏水逐级自流到3#、2#、1#低压加热器，1#低加疏水经低加疏水泵升压后进入1#低加出口主凝结水管道。高加事故疏水至疏水扩容器，低加事故疏水至凝汽器。（7）真空系统 为满足凝汽器真空度的要求，本工程设两台射水抽气器及两台射水泵，机组启动时两台射水抽气器同时运行，以加快建立凝汽器真空，正常情况一台射水抽气器投入运行，当凝汽器真空下降到一定值时备用射水泵自动投入运行，确保凝汽器真空达到规定值。（8）疏放水系统本系统设一台2.5m3疏水扩容器,一台30m3疏水箱，两台疏水泵。疏水泵为一台运行，一台备用。本机组设一台本体疏水扩容器，汽机本体范围内管道、设备疏水进入本体疏水扩容器，本体范围以外的管道疏水进入管道疏水扩容器。（9）锅炉排污系统本工程设置一台连续排污扩容器及一台定期排污扩容器，为充分回收热量，连续排污扩容器的排汽接入除氧器，其运行压力为0.6Mpa；而定期排污扩容器排汽排入大气，定期排污扩容器的排水排至定排冷却井。（10）循环冷却水系统循环冷却水取自闭式循环的循环水系统，循环冷却水主要供冷凝器、发电机空冷器，交流励磁机空气冷却器、汽轮机冷油器、电动给水泵润滑油和工作冷油器作冷却用。循环冷却水尚可作射水池的补水。5.4.2主要辅助设备选择(1)凝结水泵机组配二台的凝结水泵，一台运行，一台备用。设计流量：213t/h设计扬程：153m(2)电动给水泵本期设两台电动给水泵，一台运行，一台备用。设计流量：264t/h设计扬程：1460m (3)凝汽器随机配套供给一台N-4000-1型凝汽器，换热面积4000m2。(4)低压加热器回热系统共配置4台低压加热器。分别为：1#低加：JD-100-1型，换热面积100m22#低加：JD-100-1型，换热面积100m23#低加：JD-100-2型，换热面积100m24#低加：JD-100-2型，换热面积100m2(5)高压旋膜除氧器及除氧水箱高压旋膜除氧器：最大出力230t/h,运行压力0.49MPa除氧水箱：有效容积70m3(6)高压加热器回热系统共配置2台立式高压加热器，分别为：1#高加：换热面积240m22#高加：换热面积240m25.4.3汽水平衡（额定工况）如下表：汽水平衡表序号名称单位数值１锅炉额定蒸发量t/h220２汽轮机额定进汽量t/h207.5３汽水损失量t/h6.6４锅炉最大连续蒸发量(汽机最大负荷工况)t/h218５锅炉排污损失t/h2.2６锅炉实际给水量t/h216.3７锅炉富裕量t/h12.55.4.4经济指标在额定工况下，主要经济指标如下： 发电标煤耗率：约380g/kwh全厂热效率：约32.4%约厂用电率：10%5.5燃烧系统5.5.1锅炉燃料消耗量序号名称单位设计煤种1220t/h1煤小时耗量t602煤日耗量t13203煤年耗量104t394石灰石小时耗量t1.945石灰石日耗量t42.686石灰石年耗量104t1.261注：1、日耗量按22小时计算。2、年耗量按6500小时计算。5.5.2系统的拟定1、给煤系统本工程煤的入炉粒度要求小于8mm，煤经双级对辊破碎机破碎后通过皮带送至主厂房煤仓间煤斗，煤斗容量保证锅炉额定负荷下10小时以上耗煤量要求，每台炉设两个煤斗，每个煤斗分别由两台计量式皮带给煤机将煤直接送至炉前给煤装置。给煤装置的给煤量能够满足在两台给煤装置故障时，其余两台给煤装置仍能保证锅炉100%额定出力。2、石灰石系统本工程采用成品石灰石粉，石灰石入炉粒度0～2mm。通过汽车运输送至石灰石粉仓，与煤按Ca/S摩尔比2.0配比一并通过皮带送至主厂房煤仓间煤斗。 3、烟风系统（1）一次风系统一次风通过一次风机及管式空预器，进入锅炉布风板下的一次风室，同时分支一路作为点火用风（仅点火时采用），另在空预器前抽出一股冷风后作为计量式皮带给煤机的密封用风和给煤装置的播煤风。（2）二次风系统二次风通过二次风机及管式空预器，进入布风板之上的上下二次风环形风道，通过二次风口喷入炉内作为燃烧用风。（3）高压流化风系统高压流化风机提供高压流化风至旋风分离器回料密封阀作为流化介质，多余的风送至一次风系统。（4）烟气系统锅炉出口烟气经电除尘器、引风机后进入烟囱排入大气。4、点火油系统锅炉点火油为#0轻柴油，锅炉点火方式为高能点火。来油用油罐车运至油库区，通过卸油泵直接输入油罐,油罐有效容量约30m3,鍋炉一次点火耗油约5～6吨。油泵房内设一台电动离心卸油泵,二台点火电动齿轮油泵。5.5.3主要辅助设备选型(1)一次风机每台炉设一台一次风机，主要技术规范如下：型式：离心式、入口导叶可调风量：175000m3/h风压：20700Pa 电机功率：1250kW(2)二次风机每台炉设一台二次风机，主要技术规范如下：型式：离心式、入口导叶可调风量：120000m3/h风压：10700Pa电机功率：450kW(3)引风机每台炉设一台引风机，主要技术规范如下：型式：离心式、入口导叶可调风量：501000m3/h风压：5550Pa电机功率：1250kW(4)高压流化风机每台炉设两台高压流化风机，一台运行，一台备用。主要技术规范如下：风量：2820m3/h风压：40kPa电机功率：45kW(5)给煤机计量式皮带给煤机：4台/炉出力：0--30t/h长度：L=约12m宽度：B=650mm (6)电除尘器每台炉配一台单室四电场电除尘器，有效流通面积156m2，除尘效率99.8%。5.5.4烟囱采用一座钢筋混凝土烟囱。烟囱高120m，出口内径2.5m（待环评最终确定）。5.6主厂房布置本阶段主厂房布置设计了两个方案。方案一：汽机房机组纵向布置，除氧煤仓间单框架，汽机房跨度24米，除氧煤仓间跨度10.5米。方案二：汽机房机组纵向布置，除氧煤仓间双框架，汽机房跨度24米，除氧间、煤仓间跨度分别为9米。5.6.1主厂房主要尺寸主厂房按汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房三列布置和四列布置两个方案，主要尺寸如下：序号名称单位方案一方案二1主厂房柱距m7.57.52汽机房跨度m24243汽机房长度m45454汽机中心线距A列柱距离m10.510.55汽机房屋架下弦标高m20.520.56汽机房行车轨顶标高m17177除氧间跨度m98煤仓间跨度m99除氧煤仓间长度m454510主厂房运转层标高m8811除氧层标高m1515 12给煤机层标高m151513皮带层标高m313114除氧间屋顶标高m272715煤仓间屋顶标高m35.235.216炉前通道m5517锅炉房及尾部布置m两方案相同23汽机房体积m3221402214024除氧煤仓间体积m316348.52494825方案体积差值m3+8599.526单位综合造价元/m315015027投资差额万元+1295.6.2主厂房两种布置方案之比较方案一：除氧煤仓间框架采用单框架，汽机房跨度24米。汽机房布置较成熟，除氧煤仓间4.5米层和运转层较紧凑，由于该工程为一炉一机不考虑扩建，这两层的主给水管道和主蒸气管道等均为单元制系统，无横向连接母管，对运行维护人员的行走通道无影响；除氧层上的除氧器及水箱虽然与给煤机同层布置，但煤仓间煤斗只占二跨（长度15m），除氧器考虑纵向布置时，除氧器总长度约12m(长度不足二跨)，而除氧煤仓间总长度45m(共计六跨)，剩余空间较大，能够满足设备布置和满足行走通道的要求。除氧煤仓间框架零米、运行层为电气、化水、热控等专业的配电室、加药间、集控室等布置较紧凑，厂房显得更加简洁。方案二：除氧煤仓间框架采用双框架，汽机房跨度24米。汽机房布置方案一相同，除氧间零米层、运转层较宽敞，通道畅通，便于运行维护及阀门操作。将电气、化水、热控等专业的配电室、加药间、控制室等布置于除氧煤仓间零米层和运转层，整体感较好，厂房较为整齐。通过两个方案比较，方案一节省投资，占地面积小，加上该工程建厂厂址小，因此方案一作为推荐方案，厂房布置图按方案一作。 5.7电气部分5.7.1电气主接线本工程拟建1×55MW机组，110KV出线一回，至资中变电站接入系统。发电机端电压6.3kV,与老厂一致。发电机通过主变压器升压至110kV接入电网。主接线考虑两种方案，方案一选用三绕组变压器高压和中压分别接入资中110kV站和就地熊桥35kV站，方案二为双绕组变压器组成单元接线，两方案比较如下表：三绕组变压器组成单元接线（方案一）双绕组变压器组成单元接线（方案二）接线优点1.供电可靠2.就近消化电能，3.传输损耗小4.扩建方便5.运行调度简单1.供电可靠2.扩建方便3.运行调度简单接线缺点1.投资较方案二大1．就近不能消化电能2．资中变电站倒送电到熊桥损耗较大布置比较增设35kV配电装置不增设35kV配电装置运行维护检修简单简单综上比较，熊桥开发区用电量不断增长，本着电能就近消化，减少潮流迂回，损耗较小。方案一的技术经济性比方案二好，故方案一作为推荐方案。电气主接线详见NG-55K-D01图。5.7.2厂用电接线本工程厂用电电压采用6kV和380/220V两种。主厂房设6kV厂用工作母线，机组6kV辅机分别接在该段母线上；机组高压厂用电源经电抗器引接于发电机出口断路器后，起动时电源由110kV系统经主变倒送到6kV厂用段。另由老电厂引一回6kV电缆线路，作为安全备用电源。 380/220V厂用电系统采用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的供电方式。高压厂用电系统采用中性点不接地系统，低压系统采用中性点直接接地系统，并采用动力和照明合一的供电方式。5.7.3主要电气设备选择1主变压器主变压器采用三相三绕组风冷铜芯低损耗变压器。额定容量：75MVA额定电压：121±2×2.5%/38.5±2×2.5%/6.3kV接线组别：Ynynod11阻抗电压：UdI-II=17.5%UdI-III=10.5%UdII-III=6.5%2110kV断路器SF6断路器额定电压：126kV额定电流：3150A额定短路开断电流：40kA3高压厂用电抗器干式空心电抗器额定电压：6.0kV额定电流：1500A电抗率：6%4发电机出口断路器SF6断路器最高电压：18kV额定电流：8000A额定短路开断电流：63kA 5.7.4电气设备布置主变、110kV配电装置布置在汽机房A排外。110kV配电装置采用屋外敞开式布置，与主变连接均采用铝绞线。主变压器低压侧采用槽形母线与发电机引出线相连，高压厂用电源从发电机出线槽形母线下T接，经电抗器、电缆和开关接入主厂房6kV厂用配电装置。6kV、380/220V厂用配电装置、直流屏和交流不停电电源、蓄电池组均布置在主厂房0.00m层B-C排框架内。本工程电除尘配电装置、电除尘本体控制盘、除灰控制盘置于除尘配电室；输煤系统设输煤配电室。5.8热工控制5.8.1概述本工程拟建规模为1×220t／h循环流化床锅炉十1×55MW凝汽式汽轮发电机机组。热工控制范围为：主厂房内锅炉、汽轮发电机、除氧给水的主设备、主系统及其辅助系统；以及主厂房外的运煤、除灰、综合水泵房、复用水泵房、燃油泵房、化学水处理等的热工控制、热工检测及保护联锁，热工信号等。5.8.2热工控制方式及自动化水平1、控制方式（1）本工程机、电、炉采取DCS集中控制方式；（2）辅助车间控制按各自独立的工艺系统采用PLC或就地控制方式。2、控制室布置本工程1炉1机拟采取DCS集中监控方式，机炉电共设一个集控室。集控室设在8m运行层B、C框架内适当位置，集控室内设有工程师室、集中控制室、电子设备间。工程师室内布置工程师操作站及DEH操作站及相关设备；集中控制室内布置有CRT/KB操作台及操作台上少数独立于 DCS而采用硬接线的操作按纽（开关）、后备盘、火灾报警盘等；电子设备间内布置有DCS、DEH、ETS、TSI、厂区闭路电视机柜、热工配电柜以及电气二次保护、变送、检测、监控等设备。3、控制水平随着计算机技术的普及和发展，计算机的可靠性不断提高，计算机硬件的成本不断下降，软件越来越丰富，原来仅在大、中容量机组上采用的计算机监控系统，目前在小容量机组上也越来越多地被采用，功能由单一的数据采集和处理（DAS）发展到闭环控制（CCS），顺序控制（SCS）燃烧器管理（BMS），汽轮机数字电液控制（DEH）等，并且取得了令人满意的效果。故本工程拟采用微机分散控制DCS系统，形成一个以CRT屏幕与键盘为主的监控与操作中心，配合专用的控制装置及必要少量的后备仪表、控制设备、信号报警器等组成的热工监控系统。在集控室内该系统能实现：机组正常运行工况的监视和调整；异常工况下报警和紧急事故处理以及在少量就地运行人员的配合下，实现机组的启停；当DCS系统出现全局性或重大事故（如DCS电源消失、通讯中断……）时，为确保紧急安全停机，在操作台后备盘上布置有少数独立于DCS的必要少量的常规仪表和操作设备作为后备；自动检测运行工况，进行显示、报警、打印、制表、提供信息、积累数据；在机组事故跳闸时，自动检测发生事故的首要原因和主要设备跳闸先后次序，能自动追忆打印跳闸前后一段时间里主要参数，以便分析发生事故的详细原因和事故危害程度。●在正常运行时，适时地投入各闭环控制系统，自动控制各种参数，保证机组在最佳状态下运行。●在机组事故状态时，能自动切投设备或系统，使机组处于有利的工况下运行或安全停机、停炉，保护设备不受损害。● 根据操作员指令，自动完成局部工艺流程的顺序控制、联动操作等。●在计算机系统故障时，可通过控制盘上的显示仪表和操作设备维持机组的运行，或安全停机、停炉，确保电厂设备的安全。4、分散控制系统（DCS）主要功能●数据采集处理系统（DAS）●闭环控制系统（CCS）●顺序控制系统（SCS）●燃烧器管理系统（BMS）●汽轮机数字电液控制系统（DEH）a.数据采集处理系统（DAS）①模拟量与开关量的扫描与处理②报警处理③显示系统●设备系统画面●趋势显示图●各种记录和报表等④记录可以进行详细的历史数据记录,事故追忆记录及设备跳闸记录。⑤程序的开发与诊断功能●控制系统的组态●数据库和图形的编辑与修改●系统设备的故障诊断b.闭环控制系统（CCS）机组控制系统的基本任务是保证机组安全经济稳定运行，使各运行参数保持在允许范围内，使机组能快速而又稳定适应负荷要求，闭环控制系统的控制器按1:1冗余配置。 本工程主要控制系统（包括远方操作）为：●主蒸汽压力控制●主蒸汽温度控制●锅炉给水自动控制●锅筒连续排污控制●燃烧风量控制●床温控制●给煤量控制●炉膛压力控制●点火风量控制●点火油压力控制●轴封压力控制●凝汽器水位控制●凝结水再循环控制●除氧器压力控制●除氧器水位控制c.顺序控制系统（SCS）●SCS是DCS的一部份，其控制器按1:1冗余配置。●SCS用于机组辅助设备子组级的控制。●对于每一个子组项及其相关设备，它们的状态、启动许可条件、操作顺序和运行方式均可在CRT上显示出系统画面。●在手动顺序控制方式下，为操作员提供操作指导，这些操作指导以图形方式显示在CRT上，并根据设备状态变化的反馈信号在CRT上改变相应设备的颜色。●运行人员可在CRT ／键盘上进行子组手／自动方式切换及手动操作每一个被控对象。●SCS可通过联锁、联跳和保护跳闸功能来保证被控制对象的安全。5、DCS的可靠性为确保DCS的可靠运行，在设计中将主要采取如下的可靠性措施。a.冗余配置对通讯总线、控制器、操作员站，电源、某些控制系统的重要参数的测量信号和关键的I／O通道（保护回路）进行冗余配置。b.自诊断DCS系统具有自诊断功能，当检出故障时，一方面发出故障报警信号，指出故障地点或设备代码，另一方面切除故障设备，投入冗余配置的设备，或使系统处于安全状态。c.多级操作除在CRT/键盘上可以进行软操作外，重要系统还设有后备操作站供硬手操。d.测量信号冗余配置重要参数测量信号，采用三取二或三取中的冗余结构，选取正确信号，并对故障信号报警。e.质量可靠的检测与执行元件为保证整个控制系统的可靠运行，对其检测元件、变送器、调节阀、执行器等设备，将选用性能好，质量可靠，性价比高的成熟产品。6、辅助车间控制●底灰控制纳入DCS，在集控室内实现控制；●飞灰处理采用PLC控制与DCS有通讯连接；●水集中处理采用继电器控制；●综合水泵房、燃油泵房在DCS中实现；7、电源和气源 a）电源本工程采用低压交流电源等级为380/220V，直流电源电压为220V，并设置220V交流不停电电源供热工控制系统。b)气源本工程阀门执行机均拟采用电动，不单独建仪用空压机站，极少量仪用气取自本工程输灰系统的空压机站，经除油、除尘、干燥装置处理后洁净压缩空气系统。8、DCS配置本期工程拟设4个操作员站，1个工程师站，1个值长站，1个DEH站，3台打印机（一台激光、两台喷墨），两台置于操作员站，一台置于工程师站。本工程进入DCS的控制点数大约为模拟量输入（AI）：～820点模拟量输出（AO）：～45点开关量输入（DI）：～550点开关量输出（DO）：～420点9、热工自动化试验室本工程设置三等标准热工自动化室，设置相应标准等级的测试计量仪器。5.9燃料运输系统5.9.1厂外运输(1)楠木寺煤矿主井掘进混煤及其矸石可通过井口广场的轻轨翻笼由现在26000kW机组运输线运送进厂，在露天煤场处设一放煤口将煤放入露天煤场。(2)其于各煤矿来煤均可通过汽车直接运入厂内露天煤场。 5.9.2煤加工及厂内运输系统：(1)本工程采用单皮带运输双套破碎系统方案，根据总平面可研布置情况共拟定了二套煤炭加工及厂内运输方案。(2)根据：a：本地区年降雨量达1306.9mm，日最大降雨量247.8mm雨量较充沛。b：劣质燃料在采掘、洗选加工、运输过程有外来水加入，会造成发热量波动。C：按业主提供的燃料水份如增加水份将影响锅炉经济燃烧。因此，厂区设干煤棚及露天煤场各一座，既降低了造价也保证了电厂燃煤的合适水份。5.9.3燃煤加工工艺流程：(1)方案一（与总平面布置方案一配合）由已建成的翻笼——皮带（1#皮带）运输设备将煤送入干煤棚，干煤棚内设有桥式抓斗起重机，煤炭在干煤棚内可以按予先配煤方式将煤混合，也可在进入运输加工系统时进行配煤。进入露天煤场的外来煤由推煤机（或装载机）按不同煤种将煤炭送入干煤棚，干煤棚内煤炭由抓斗抓取进入受煤斗，受煤斗下通过给料机将煤炭给入两台并列的斗式提升机，经提升的煤炭进入2#皮带，再进入并联的双级辊式碎煤机，经破碎机后煤炭被一次性加工至0-8mm进入3#皮带，3#皮带将煤炭提升至+33m高度进入主厂房运煤走廊，主厂房运煤走廊内设有配煤皮带(4#皮带) ，将煤分配给两个总容积约750m3的煤斗，可供锅炉10小时满负荷运行。若欲与原235t/h锅炉运煤系统相连可在3#皮带上设犁式卸料器，将煤截留落入其下部20m平台，通过该平台上皮带运输机将煤炭送入235t/h炉炉前煤斗。煤炭加工楼内并列装设两台双级辊式破碎机，互为备用，从而加强了运煤系统最薄弱环节的运行可靠性。拆除机电车间后，干煤棚加露天煤场总占地面积约5000m2按煤炭平均堆高5m计算（按锥形堆计算）可储煤10～12天。(2)方案二方案二与方案一比较，不同之处在于煤炭经过1#皮带（翻笼下皮带）后即进入转运站，再由2#皮带进入煤加工楼，楼内设两台双级辊式破碎机互为备用，加工后的煤炭由3#皮带运出后直达主厂房标高31m的煤仓间进入煤仓，在煤加工楼中层与老厂房运煤层可设一联络平台相连，将新系统的加工煤运入老厂房。5.9.4两种方案的加工楼旁均设有来厂石灰石的卸料间，卸下的石灰石经斗式提升机提高进入容量约200m3的石灰石仓，该仓可满足新老系统3天石灰石用量，仓出口设有螺旋称重输送机在运煤皮带运行时，将石灰石计量进入2#皮带尾部与加工后煤炭相混入炉前煤仓。5.9.5方案比较：1、由于厂总平面选择了两种不同的布置方案，运煤系统分别配合布置，但煤炭的加工运输工艺流程均无大的变化。 2、两种煤炭加工运输方案既考虑了与老运煤加工系统合而为一也保证了分系统运行的独立性、灵活性。3、两种方案都要从楠矿主井翻笼将煤炭运输入厂，而该输送系统在投入新机后可能超负荷运行，因此，本技改工程应对该系统进行扩容和改建以满足需要。4、方案一，露天煤场规划中拟将楠矿机电间拆除建露天煤场可有约5000m2,以保证10～12天的储煤量（包括干煤棚），如机电车间暂不拆除则露天煤场仅约2500m2,总储煤量将减少约6000吨。5、方案一，共四根运煤皮带（含翻笼后进厂皮带，不包括与老厂房连接皮带）总长约222m，而方案二运煤皮带总长则约385m。6、由于方案二建于老厂房一侧西端，原厂区北侧可留出约155m50m的露天煤场（不含南矿机电车间占地），加上干煤棚总储煤量可达24175吨，可满足新老系统近15天用煤量。7、综上所述一方案皮带总长较二方案短163m，但皮带机台数较二方案多二台，因此，两方案总投资相差不甚悬殊（方案二略高），但方案二却有较大的储煤能力。由于二方案均依附厂区总布置故方案的取舍应在厂区总布置方案中综合考虑。5.9.6燃煤计量1进入翻笼前利用原轻轨计量装置进行计量；1汽车入厂煤在入厂前设置地磅称进行计量；2在斜栈桥皮带上设电子皮带称进行入炉煤计量。5.10除灰渣系统5.10.1除灰渣系统拟定 该厂前期工程共有台35t/h沸腾炉,锅炉飞灰采用多管除尘器除尘，用汽车外运至灰渣利用用户；锅炉底渣直接排入人力斗车，人力运至临时堆场冷却后，再用汽车外运至用户。本工程采用干除灰、干除渣方式，以便综合利用。底渣系统按机械输送系统设计，系统出力按燃用设计煤种锅炉额定工况时底渣量的2.5倍设计；飞灰系统出力按燃用设计煤种锅炉额定工况时飞灰量的2倍设计。5.10.2锅炉灰渣量锅炉排灰渣量表项目锅炉容量小时灰渣量（t/h）日灰渣量（t/d）年排灰渣量（1×104t/a）灰渣合计灰渣合计灰渣合计前期2x35t/h5.85.811.6127.2127.82553.8×1043.8×1047.6×104本期1x220t/h18.718.33741140281312×10412×10424×104注：本期日利用小时数按22计,前期日利用小时数按20计；年利用小时数均按6500计。5.10.3除灰系统本工程静电除尘器为单室四电场，八个灰斗。其中1～2电场灰斗下各设两台仓泵和相应输灰管，3～4电场灰斗下设就地加湿螺旋；省煤器下的集灰也设置两台仓泵和相应输灰管道。运行时，系统采用连续程序控制自动输送，飞灰由输灰器沿管道输送至贮灰场，输送距离约500m。浓相输送系统设计出力为40t/h，在事故贮灰场设置一容积为500m3灰仓，以便用户装载和排入灰场储存。系统输送用气由空压机供给。 电厂老系统多管除尘器已改造为电除尘器，虽基本解决了烟气的粉尘排方问题，但除尘细灰现场污染仍比较严重，建议也改用气力输送系统，将其输送至事故灰场灰仓。厂区内可不再设灰仓，以减少对厂区的污染。除灰系统可采用PLC可编程序控制。5.10.4除渣系统除渣采用刮扳输送机输渣系统锅炉底渣由锅炉排渣口排入四台冷渣器，将炉渣从800℃左右冷却到200℃以下后，经刮板输送机输送渣仓处，再由斗提机和渣仓顶部溜渣管进送入渣仓，炉渣采用连排，DCS控制。刮扳机和斗提机出力均按45t/h,渣仓库容500m3，库容可贮渣24小时，用汽车外运至用户。输送系统采用PLC可编程序控制并与DCS系统接口。5.10.5灰渣综合利用循环流化床锅炉所产生的炉渣和飞灰，其主要成份为氧化钙、氧化铝，具有很好的活性，是国家鼓励使用的综合利用资源。其主要用途有以下几类：水泥参合料；大坝坝基水泥；高速公路路基和建筑物填充材料；砖瓦生产和大型砌块生产；农业酸性土壤改良；化工工业酸性废物中和；胶粘产品的生产等；综上所述，循环流化床锅炉所产生的灰渣综合利用前景广阔，国家早已出台多项优惠政策，调动灰渣综合利用的积极性。本工程灰渣主要用于制作水泥，现与水泥厂签订灰渣供销协议已达39万吨/年，灰渣全部进行综合利用。由于综合利用企业也将受季节性影响，在厂区西面500n处，考虑了事故贮灰场，可满足一台机组10年左右的排放灰渣量。5.11化学水处理系统一、工程概况本工程安装一台220/9.81-MX型高温高压循环流化床锅炉（最大蒸发量230t/h），一台N55-8.38/535型高温高压冲动、凝汽式汽轮机，一台空内冷发电机。锅炉汽包内部分离装置为单段蒸发/旋风分离器以及波形板分离器，排污率≤2%。 二、水源水质本工程用水取至沱江，现建设方提供的沱江水水质资料如下（1987年3月11日资中楠木寺清水池水样。初设时建设方必须提供水质全分析资料作为化学水处理系统工艺计算及设备选型的设计依据）。水质指标单位数量水质指标单位数量PH7.45SiO2(全硅)毫克/升15硬度毫克当量/升3.90Fe毫克/升0.180碱度毫克当量/升2.7NH3毫克/升2.0暂硬毫克当量/升2.7悬浮物毫克/升3Ca++毫克当量/升2.7全固形物毫克/升315.8Mg++毫克当量/升1.27溶解固形物毫克/升312.8Cl-毫克/升10腐植酸盐毫克/升0.138SiO2(非活性硅)毫克/升4.5三、系统出力计算根据DL/T5086-1996《火力发电厂化学设计技术规程》，化学水处理出力根据以下损失确定：1、厂内正常水汽循环损失：1×230t/h3%=6.9t/h2、锅炉排污损失：1×230t/h2%=4.6t/h3、机组启动或事故增加的损失：1×230t/h10%=23t/h4、系统出力：(1)正常：11.5t/h(2)最大：34.5t/h5、系统出力选择：按出力为15t/h选择水处理定型设备，机组启动或事故增加的损失，用增加除盐水箱容量来解决短时大量补水的矛盾。四、原则性系统的拟定及主设备选型根据《火力发电厂化学设计技术规程》，本工程拟采用一级除盐+混床系统，其流程为：净水站来清水→清水箱→清水泵→压力式过滤器→活性碳过滤器→强酸逆流再生阳离子交换器→除二氧化碳器→中间水箱→中间水泵→强碱逆流再生阴离子交换器→混合离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。 系统及主要设备详见原则性化学水处理系统图。五、设备布置及运行操作压力式过滤器、活性碳过滤器、阳、阴离子交换器、除碳器、中间水箱、中间水泵、混合离子交换器置于水处理室内。清水泵、反洗泵、除盐水泵、自用除盐水泵及罗茨风机置于水泵间内。酸计量箱、盐酸喷射器、酸雾吸收器置于酸再生间内。碱计量箱、碱喷射器、电热水罐置于碱再生间内。清水箱、除盐水箱、酸、碱贮存罐、酸、碱中和池、卸酸、卸碱泵、中和池排水泵置于室外。化学水处理系统的操作方式有自动控制和人工操作二种方式，虽然自动控制将增大初投资，但它技术先进、可大大减轻运行工人的劳动强度、减少运行人员、节约运行费用，可与全厂的DCS自动控制系统匹配，因此本工程推荐采用自动控制。六、化学加药系统1、炉水加磷盐系统磷酸盐搅拌溶液箱→磷酸盐计量泵→锅炉汽包2、给水加氨系统氨搅拌溶液箱→氨计量泵→锅炉给水系统3、给水加联氨系统联氨搅拌溶液箱→联氨计量泵→锅炉给水系统4、循环水加药系统稳定剂搅拌溶液箱→稳定剂计量泵→循环冷却水系统5、沉淀池加药系统絮凝剂搅拌溶液箱→絮凝剂计量泵→沉淀池进水管七、汽水集中取样汽水集中取样拟采用成套装置八、绝缘油处理拟设绝缘油箱一台、真空滤油机一台、板式滤油机一台、硅胶过滤器一台（均为移动式）。九、含油废水处理点火油罐区设集油池一个，内置炉底渣用作油吸附剂和空气隔离剂，吸附散失燃油。定期运至煤场掺烧。十、锅炉酸洗处理 当锅炉酸洗时，通过临时管路将酸洗废液排至锅炉补给水处理室外的酸碱中和池进行处理。5.12供水系统一、用水量1、循环冷却水量本工程为1×55MW机组，设计工况下凝汽量为160t/h，循环冷却倍率根据不同地区的推荐值，本工程按70倍计算。原有工程为2×6MW机组，其冷却水量按业主提供的数值为依据。冷却水量见5-12-1表。表5-12-1冷却水量表机组循环水量（t/h）辅机冷却水量(t/h)备注本工程1×55MW11200630Dk=160t/hm=70原2×6MW4500440合计1570010702、补充水量（1）冷却塔各项损失A、蒸发损失：Q1=K1△tQ=0.0015816770=201.2t/h（夏季）Q1′=0.0012816770=161.0t/h（冬季）B、风吹损失：Q2=0.1%Q=0.00116770=16.8t/hC、排污损失：Q3=P3Q=0.0063516770=106.5t/hD、夏季冷却塔循环供水补充水量=Q1+Q2+Q3=324.5t/h冬季冷却塔循环供水补充水量=Q1′+Q2+Q3=284.3t/h（2）其它用水量（原2×6MW为业主提供）见下表：其它用水量表项目工业用水(t/h)化学用水(t/h)除灰渣水(t/h)未预见水量(t/h)小计本工程1×55MW5.412.78.215.041.3原2×6MW35.015.015.022.087.0合计40.427.723.237.0128.3(3)总补充水量：夏季：452.8t/h；冬季：412.6t/h。以上总补充水量为考虑了节水措施（废水复用、一水多用等）后的水量（原2×6MW机组的其它用水量为原有系统）。二、电厂水源1、本工程水源取至沱江，系利用已建《五七钢厂给水工程》供水系统（供生产用的水未经预处理），其系统流程为： 沱江→第一级泵站（取水泵房）→第二级泵站→第三级泵站→水厂→调节池→生产及生活用水（各用一个调节池）根据2004年9月24日《内江市楠木寺坑口电厂》提供的资料，该系统各泵房安装的设备为：取水泵房：8Sh-6型离心水泵二台，Q=180-288t/h（额定流量234t/h），H=100-82.5m,电机功率100kW。S200-95型水泵一台，Q=216-336t/h（额定流量280t/h），H=99-87m,电机功率125kW。取水管三根，DN400铸铁输水管一根。第二级泵站：8Sh-6型水泵三台（流量、扬程同上），DN400铸铁输水管一根。第三级泵站：8Sh-6型水泵二台（流量、扬程同上），并预留有一台水泵的位置，DN400铸铁输水管一根。水厂：供生产用水泵S200-95A型一台，Q=210-314t/h，H=87-74m,电机功率100kW。4BA-6型二台，Q=65-135t/h,H=98-72.5m,电机功率55kW；供生活用水泵IS150-125型水泵一台，8BA-12型水泵三台。DN400铸铁输水管一根。供生活用净水设施一套。调节池：V=2000m3生产、生活调节池各一个，DN300出水管(铸铁)各一根。2、原《五七钢厂给水工程》供水能力的核定本工程建成后其最大补充水量为452.8t/h，加上煤矿生活用水(2003年平均用量为54t/h、本工程用量为6t/h)60t/h，总用水量为512.8t/h。由上可以看出，本工程建成后，原《五七钢厂给水工程》各级泵站的供水能力基本上能满足需要，结论为：（1）第一、第二级泵站原已安装的水泵基本上能满足需要，本工程建成后，水泵的运行方式应各为二用一备。（2）第三级泵站已安装8Sh-6型水泵二台，需在原预留位置上增加一台同型号水泵，运行方式亦应为二用一备。（3）水厂供生产用的原S200-95A型一台可保留。但原4BA-6型水泵二台流量不能满足需要，需改换为S200-95A型水泵二台，运行方式亦应为二用一备。（4）初设时请建设方对各级泵站作流量、压力试验，以确定各泵站水泵型号。（5）DN400铸铁输水管按需求水量512.8t/h计，其流速为1.13m/s，低于规范推荐值，能满足要求。一级至二级泵站间距离最远， L=4170m，管道阻力19.22m，二泵站间水泵中心净高差为60.1m，总扬程为79.32m，低于水泵扬程范围。（6）调节池DN300出水管亦按需求水量452.8t/h计，其流速为1.78m/s，低于《火力发电厂汽水管道设计规定》推荐的流速（2-3m/s），且调节池至用水点为利用高差（净高差～70m）自流，管道阻力11.68m,<70m(净高差)，尚可使用。三、循环冷却水供水系统方案的拟定冷却水供水系统有直流供水和冷却塔循环供水两种方式，直流供水水量大（16770t/h），且取水高程大、输水距离远（～12km），投资大，显然不合理，故本工程拟采用冷却塔循环供水系统，其流程为：系统所需设施、设备及管道1、新建处理能力为320t/h穿孔旋流沉淀池二段。在沉淀池出水至化水系统的清水池间的支管道上设二台管道泵，型号为ISG65-100，Q=17.6-32.5t/h,H=13.7-10.5m，电机功率1.5kW。2、新建综合水泵房一座，长×宽=33.69.0(m),内设循环水泵二台，型号为32SA-19，Q=6624t/h,H=0.22MPa，电机功率560kW；工业水泵二台，型号为SLS150-400A，Q=187t/h，H=0.4PMPa,电机功率37kW。3、新建淋水面积为2500m2双曲线自然通风冷却塔一座。4、D1420×12循环水管～300m、D1020×10循环水管～60m。5、D325×8补充水管～100m。四、生活及消防用水厂区生活、消防采用分流制供水系统1、生活用水由原《五七钢厂给水工程》的2000m3生活调节池供给。2、消防用水原《五七钢厂给水工程》有一座供生产用的2000m3调节水池，距电厂～700m，净高差～70m。针对本工程有这一有利条件，消防给水系统有“高位水池常压供水消防给水系统”和“临时高压加压消防给水系统”二个方案。现比较如下：（1）、方案Ⅰ—高压水池常压供水消防给水系统： 由于调节池至电厂需敷设D219×6管道700m，加上电厂厂区环形管道（D219×6）200m,共900m。管道材料费16.875万元，安装费9.35万元，合计26.225万元。该系统可省去消防水泵、消防稳压泵及消防稳压罐等设备。L=900m、DN200的管道总阻力损失为16m，厂区最不利点建筑物高度35m，调节水池与电厂净高差70m，还有剩余水压19m，能满足消防给水水压的要求。（2）、方案Ⅱ—临时高压加压消防给水系统：需安装消防水泵二台，型号为SLS125-250A，Q=150t/h,H=0.7MPa，电机功率45kW；消防稳压泵一台，型号为SLS50-250，Q=12.5t/h,H=0.8MPa，电机功率11kW；消防稳压罐一台及电动阀、止回阀等。设备、阀门费9.665万元，安装费1.933万元，合计11.598万元。厂区D219×6环形管道～200m，管道材料费3.75万元，安装费2.08万元，合计5.83万元。设备费、管道材料费及设备、管道安装费合计17.428万元。再加设备建筑费～2万元，总计19.428万元。另外，采用该系统消防稳压泵需长期运行，按一年8760小时、水泵电耗按6kWh计，每年用电约5.256万kWh，当地不含税上网电价为0.2573元/kWh，则每年运行电费为1.4218万元。（3）、推荐方案：由方案Ⅰ、方案Ⅱ可知，虽然方案Ⅰ较方案Ⅱ总费用多6.797万元，但消防稳压泵年运行费为1.4218万元，五年内即可收回该费用。因此，本工程推荐采用方案Ⅰ，即“高压水池常压供水消防给水系统”。在主厂房、贮煤仓、输煤系统等建筑物周围，设室外地上式消火栓，型号为SS100-16 ；主厂房、办公试验综合楼及化水综合楼等建筑物内，设室内消火栓，型号为SG24/S65。五、厂区排水系统厂区排水系统采用工业、生活合流制排水系统。1、生活污水经XHS-3型生活污水一元化处理装置处理后排入厂区排水道。2、雨水直接排入厂区排水道。3、化水处理所排的酸、碱废水排入中和池，经处理达标后排入复用水池复用。4、含煤废水、汽车冲洗排污水、除尘排污水排入复用水池处理后复用。5、工业废水排入复用水池复用。6、闭式循环供水系统蒸发浓缩，只是硬度增加，106.5t/h浓水直接排放。第六章烟气脱硫电厂燃煤中含硫量虽然较低，但由于国家环保标准越来越高，本工程利用循环流化床低温燃烧的特点，拟采用炉内掺烧石灰石粉燃烧脱硫工艺，石灰石粉外购，在订锅炉时要求按炉内掺烧石灰石粉进行锅炉设计，使烟气排放浓度满足环保要求。烟气在线监测系统强化环境监测管理，安装烟气在线监测系统，对电厂投运后烟气中SO2、烟尘实施实时监测，随时掌握烟气中污染物排物排放情况，及时发现异常现象，并采取必要的处理措施（如调整Ca/S摩尔比）。 烟气连续监测装置采用自动取样分析，分析结果采用信号方式自动输入计算机统计存档，并可以实时显示。电厂总控制室均设有终端显示设备。第七章环境保护7.1环境保护7.1.1概述1、环境设计依据⑴《火力发电厂设计技术规程》DL5000—2000；⑵《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》DLGJ118—1997；⑶《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；⑷《火力发电厂环境设计技术规定》DLGJ102—91；⑸《火电厂大气污染物排放标准》GB13223—2003⑹《城市区域环境噪声标准》GB3096—93；⑺《工业企业噪声控制设计规定》GBJ87—85；⑻《工业企业厂界噪声标准》GB12348—90；⑼《火力发电厂废水治理设计技术规程》DL/T5046—95；⑽《四川XX1×55MW综合利用技改工程环境影响报告书》及其审批意见；⑾《四川XX1×55MW综合利用技改工程水土保持方案》及其审批意见；⑿内江市环保局：“关于四川XX1×55MW综合利用技改工程环境排放标准的函”。2、工程概述⑴电厂规模本工程属技改项目，技改容量为155MW发电机组，锅炉采用220t/h循环流化床锅炉。 ⑵老厂情况老厂规模为2×6MW机组+2×35t/h锅炉。电厂燃煤废气中SO2与烟尘均满足老排放标准的要求。为了进一步削减烟尘及SO2排放量，为该次技改工程腾出总量和容量，去年分别对原有两台锅炉的多管除尘器进行了改造，用单室三电场静电除尘器(40m2)替换原有多管除尘器，使除尘效率进一步提高到99.5%及以上，同时拟对现有2台锅炉实施炉内简易燃烧脱硫措施，脱硫率可分别达50%(Ca/S摩尔比2)，使SO2排放有较大的削减。老厂现有一座80m高、出口内径2.4m的烟囱。燃料燃用本地区的低热值煤（煤矸石），按锅炉效率78%，除尘效率99.5%，锅炉出力2×30t/h计算，耗煤量见表7-1，排放的烟尘，二氧化硫见表7-2，7-3，灰渣量见表7-4。表7-1老厂耗煤量（运行小时22h/d、6500h/a）小时耗煤量（t/h）日耗煤量(t/d)年耗煤量（×104t/a）19.62431.6412.7530.63(石灰石耗量)13．86(石灰石耗量)0.41(石灰石耗量)表7-2老厂排放的烟尘和二氧化硫（运行小时22h/d、6500h/a）烟尘排放量二氧化硫排放量kg/hkg/dt/akg/hkg/dt/a29.05639.1188.85177.3(脱硫前)3900.61152.588.65(脱硫后)1950576.2表7—3烟尘、二氧化硫排放浓度污染物烟尘(mg/Nm3)二氧化硫(mg/Nm3)允许排放量（浓度）6002100实际排放量（浓度）3802321(脱硫前)1160.5(脱硫后) 实际排放量（浓度）/允许排放量（浓度）%63.3110.5(脱硫前)55.25(脱硫后)表7-4老厂灰渣排放量（运行小时22h/d、6500h/a）小时排放量（t）日排放量（t）年排放量（万t）渣飞灰合计渣飞灰合计渣飞灰合计5.815.7811.59127.82127.16254.983.77653.7577.5335（3）燃料分析资料煤质分析资料见表7—5。表7—5煤质分析表项目单位分析值Car%29Har%2.36Sar%0.54Aar%57Mt%4Vdaf%40.7Qnet.v.arMj/kg10.61（2534kcal/kg）石灰石分析资料见表7—6。表7—6石灰石分析表项目单位分析值CaO%51.1MgO%0.6LOSS%43(4)锅炉燃料消耗量表7—7燃料消耗量表 序号名称单位设计煤种1220t/h1煤小时耗量t602煤日耗量t13203煤年耗量104t394石灰石小时耗量t1.945石灰石日耗量t42.686石灰石年耗量104t1.261注：1、日耗量按22小时计算。2、年耗量按6500小时计算。（5）灰份分析资料（暂缺）（6）本工程大气污染物的排放量火力发电厂的大气污染物主要是烟尘、二氧化硫、氮氧化物等，经计算，本工程锅炉带满负荷运行时，其烟尘、二氧化硫的实际排放浓度见表7—8。表7—8烟尘、二氧化硫排放量表污染物烟尘(mg/Nm3)二氧化硫(mg/Nm3)实际排放量（浓度）154581注：1、过量空气系数α=1.4。2、除尘效率η=99.8%。3、脱硫效率η=75%。（7）废水排放量 火力发电厂的废水主要有循环排污水、化学水处理室的酸碱废水、冲灰水、各冷却排水、各种地面冲洗水等各种废水和生活污水。排水量见表7—9。表7-91×55MW工程废水产生、治理、排放情况序号废水名称产生量(m3/h)污染物名称（指标）排放方式排放去向1酸碱废水5.4pH、SS经常/2输煤系统冲洗水0.5SS经常/3循环水排污水70.9SS连续/4厂区生活污水*0.83SS、COD连续/5汽车冲洗水1.5SS、石油类经常/经计算：厂区生活污水排放量为0.54万t/a，通过生化处理达标后污染物排放量为COD0.33t/a；SS0.24t/a。（8）灰渣排放量电厂灰渣排放量按锅炉额定负荷运行时燃用设计煤种计算，见表7-10。表7-10固体废物产生量（22h/d、6500h/a）规模灰量渣量总量t/h×104t/at/h×104t/a×104t/a1×55MW18.71218.31224生活与办公垃圾：12.5t/a（100人→0.5kg/人→250d/a）*表中灰渣量含因加石灰石脱硫增加的灰渣量各2.172t/h。（9）电厂各类噪声的声源本工程主要设备噪声源强水平见表7-11。表7—11各主要设备噪声水平表dB（A）设备名称噪声值频谱特征备注锅炉对空排汽100～110高频临时排放汽轮发电机组85中高频主厂房碎煤机95中高频碎煤机室引风机85中低频主厂房一次风机90中低频主厂房 二次风机90中低频主厂房流化风机90中低频主厂房冷却塔80中低频3、工程区环境概述（1）地理位置楠木寺地处四川内江资中县公民区，厂址位于资中城南10公里，距熊桥12公里，有资（中）—威（远）公路（国家二级公路）穿过厂址北侧；距国铁成渝线资（中）黄（荆沟）支线双河车站3公里，交通方便。（2）水文、气象条件a.水文工程用水取自沱江，距电厂管线长约12公里，水量有保证。厂区内历年（1973年）最高洪水位450.6m（吴松高程）。b.气象工程区属亚热带湿润气候。气候温和，雨量充沛，相对湿度较大。具体的气象资料见表7—12。表7—12气象资料项目项目累年平均气温16～18℃相对湿度80%累极端最高温度39.9℃年平均降雨量996.8mm累极端最低气温－3℃日最大降雨量247.8mm累年平均气压97.1kPa年降雪天数1.3d平均风速2.1m/s最大风速19m/s主导风向WNW(13%)（3）工程地质条件概况a.地形地貌地貌 形态属于台盆穹窿构造被风化及地表迳流切割而成的老年浅丘地带，拟建场地处于北东南西走向两丘顶之间的河谷中段（张家湾），地势北西高南东低。b.地质构造本区地质构造属四川台盆中部一短轴背斜倾没端的南东侧。场区岩层呈单斜状产出，产状平缓，倾向1200—1300，倾角50—80（参见第四章）。c.水文地质厂区地下水不甚丰富，地下、地表水体均由大气降水补给，水量直接受季节气候所控制（参见第四章）。d.地震该区地震基本烈度为6度。（4）环境现状及环境影响评价详见该工程的环境影响报告书及主管部门对此报告书的审批意见。（5）水土保持方案详见本工程的水土保持方案报告书及主管部门对此方案的审批意见。（6）水资源论证详见本工程的水资源论证报告书及其主管部门对此方案的审批意见。7.1.2大气污染防治火力发电厂锅炉燃烧后排出的烟气中含有的污染物主要是烟尘、二氧化硫和氮氧化物等。根据《火电厂大气污染物排放标准》GB13233-2003和其他有关环境保护的规程规定的要求，本工程必须对火电厂排出的污染物（如烟尘和二氧化硫）进行控制。为使本工程排放的烟尘和二氧化硫达到排放标准和总量控制的要求，采取的主要措施有：（1）选用高效单室四电场静电除尘器，其除尘效率不小于99.8%。（2）采用循环硫化床锅炉进行脱硫，脱硫效率不低于75%。（3）循环硫化床锅炉其固有的低温燃烧技术能有效控制NOx的生存。 （4）采用高度为120m的烟尘，出口直径2.5m，有利于污染物的扩散。表7—11烟尘、二氧化硫排放量表污染物烟尘(mg/Nm3)二氧化硫(mg/Nm3)允许排放量（浓度）200800实际排放量（浓度）154581实际排放量（浓度）/允许排放量（浓度）%7772.6注：1、排放浓度为α=1.4时的值。由表7—6可见，本工程烟尘排放浓度，二氧化硫排放量均满足《火电厂大气污染物排放标准》第Ⅲ时段的要求。烟尘、二氧化硫地面浓度本工程烟尘、二氧化硫地面浓度详见环境影响报告书。该工程采用四电场静电除尘器（ηc≥99.8%）进行除尘，循环流化床锅炉进行炉内脱硫（ηS02≥75%），并通过采用120m高的烟囱排放，使得本工程排放的烟尘和二氧化硫落地浓度满足国家标准要求，本工程采用的大气污染治理措施是有效和可行的。7.1.3生活污水处理及工业废水处理(1)生活污水处理本工程生活污水主要来源于生产区的各公共设施，包括浴室和卫生间等，各产污点的污水经生活污水下水道排入生活污水处理站处理。本工程设专用生活污水处理站(成套污水处理设备)，采用生化处理系统，处理能力2m3/h，可满足本工程厂区生活污水1t/h的处理要求。处理后的生活污水满足GB8978—1996《污水综合排放标准》中第二类污染物一级标准。处理后的废水进行复用。(2)工业废水处理本工程所排工业废水包括：酸碱废水、含油废水、含煤废水、循环冷却水排污水及锅炉酸洗废水。循环水排污水除含盐量有所增加外，其它指标与原水水质相同，无需处理即可达标排放；酸碱废水、含煤废水经处理后全部重复利用，不外排；含油废水、锅炉酸洗废水处理达标后，经工业废水排放口排放。a.酸碱废水本工程酸碱废水排出量5.4t/h，该部分废水排至中和池内，加酸碱调节PH6—9后，排入复用水池，用于煤场喷洒及输煤系统冲洗，不外排。 b.含油废水本工程含油废水排放量0.5t/h，为间断排放，在油罐区设一座2m3隔油池及含油废水处理设施。处理达标后的废水，经工业废水排放口排放。c.煤废水本工程含煤废水排放量0.5t/h，为间断排放，电厂设有含煤废水沉煤池，沉煤池澄清后，煤回用，水循环利用。d.循环冷却水排污水本工程冷却塔循环水排污水水量为106.5t/h，其中2.7t/h用于煤场、灰场喷洒用水，汽车冲洗及输煤系统冲选，该部分喷洒及冲洗水重复利用不外排，剩余的103.8t/h全部经工业废水排放口排出。该水质在采用了低磷或无磷阻垢剂后，其进出口水质基本无变化，仅因蒸发浓缩，硬度有所增加，排放水质完全满足《污水综合排放标准》（GB8978—1996）第二时段一级标准。e.锅炉酸洗废水本工程锅炉投运前进行一次盐酸酸洗，以后必要时多年进行一次，每次排放约50t/h。该部分废水排入酸洗废液池，经氧化、凝聚澄清、调节PH值，排放水质完全满足《污水综合排放标准》（GB8978—1996）第二时段一级标准后，排入复用水池。(3)电厂排水口设置本工程设雨水排水口一个，工业废水排水口各一个。(4)电厂排水影响分析本工程排放废水包括冷却塔循环水排污水、含油废水，其排放水质完全满足《污水综合排放标准》（GB8978—1996）第二时段一级标准，对水环境影响较小。7.1.4灰渣治理及综合利用(1)灰渣综合利用本工程采用干除灰、干除渣系统，灰渣全部综合利用（详见灰渣销售协议）。粗渣含碳量一般为0.5～0.8%，内含丰富的氧化钙、氧化铝，是生产水泥的优质掺合料。细灰含碳量一般为3～5%，是生产高标号粉煤灰水泥、钙美磷肥及建筑用砌块的上等原料。由于国家出台了建材企业使用灰渣量大于30%可享受减、免税优惠政策，极大地调动了用渣（灰）企业的积极性。灰渣利用事故时，可送往距离电厂约0.5km的事故贮灰场堆放。(2)治理措施 为了防止灰渣影响环境，本工程将采取如下措施：a.灰渣调湿后再运输，以防杨尘；b.考虑到市场需求不平衡影响，在距电厂约0.5km设一事故贮灰场；c.灰渣运到灰场及时碾压，以防水蒸发后扬尘；d.灰场设置洒水及碾压设施；e.灰场两侧是树林，可防止扬尘对周围的影响。7.1.5噪声防治1、噪声防治措施对于噪声的防治应采用综合治理的方式，首先应当从根治设备噪声着手，即减低噪声源的噪声水平，然后，再从建筑布置上，在建筑构造处理上采取必要的措施，辅以必要的降噪设备，使车间的环境噪声值达到国家允许的标准。本工程设计中建议采取以下一些具体措施。(1)设备和工艺系统设计中应采取的措施a.对于噪声大的转动机械，设计中选择按环保要求生产的产品，以便从根本上控制设备噪音。b.对主要产生噪声源的设备，装设防噪声罩或消音器。如汽轮发电机装设隔音罩，风机吸风和锅炉点火排汽管道上使用效果好的消声器。c.管道设计中合理选择支架式，降低气流振动噪声。(2)建筑设计对噪声采取的防治措施a.对防噪声要求高的集控室，为降低其室内混响声，顶棚采用穿孔吸声矿棉板，上衬矿棉毡作为吊顶，入口还设有门斗，以减轻开门时产生的噪声。b.集控室、通信机房、化水取样间等采用空调的房间，其门窗密闭已有足够的隔声性能。(3)厂区总布置中的防噪措施厂区总布置中在建（构）筑物的间距布置上均考虑了防噪。2、采取噪声治理措施后的噪声预测本工程在采取以上噪声控制措施后，电厂厂界噪声基本达到《工业企业厂界噪声标准》GB12348—90Ⅲ类标准，该厂址远离城市，附近人烟稀少，地势开阔。故本工程建成投产后，不会出现噪声扰民。绿化地有吸滞灰尘、净化空气、防治噪声、美化厂区环境和改善劳动条件等作用，本工程进行了厂区绿化规划。7.1.6厂区绿化 绿化有吸滞灰尘、净化空气、降低噪声、美化环境和改善职工劳动条件等作用。本工程在总平面布置中进行了厂区绿化规划，全厂绿化面积为0.815hm2，占全厂占地面积3.48hm2，绿化系数为23.4%，绿化费用约为197万元。7.1.7环保管理及监测本工程不设环保科和环境监测站，但设环保专责工程师。电厂环境保护工作由环保专责工程师负责。电厂环境监测工作委托当地环保局进行。7.1.8环保投资环保投资包括：除尘系统设备、电除尘器、脱硫设施、烟气连续监测系统设备、灰场、除灰系统、污水站及含油污水处理系统、烟囱、消声器、绿化费用、环境影响评价费、环保设施竣工验收测试费等投资，共计约1970万元，占总投资约8.5%。第八章节能和合理利用能源8.1能耗指标与分析本工程能耗指标为：发电标煤耗：380g/kwh全厂热效率：32.4%厂用电率：10%从发电标煤耗和全厂热效率数据表明，竟管选用55MW汽轮发电机组，比根据二维理论设计的50MW汽机要好，但与同容量的燃用优质煤的煤粉炉电厂相比仍有所不及，其最大的优势是能利用废弃的煤矸石发电。厂用电率却与同容量煤粉炉略高，其主要原因如下：（1）流化床锅炉风机多、压头高，故自身用电多（与煤粉炉之比）；（2）新的“火力发电厂设计规程”，对风机选用风量和压头，比以前的设计规程要大； （3）在本可研阶段中，因主要设备未取得厂家资料，有些参数取值可能有些出入，特别是锅炉，由于循环流化床锅炉流派较多，不同流派有不同要求，如有的锅炉厂所用的风机较多，而有的锅炉厂用的风机就少。因此，初设时，落实了具体厂家后，厂用电可能会有所变化。8.2节能措施为电厂达到最佳的节能效果，设计时采取如下措施：8.2.1选用高效的流化床锅炉（CFB），并要求生产厂家按劣质煤进行计算，汽机选用按三维理论设计（通流部分）的汽机。8.2.2所有电动机均选用高效节能电机。8.2.3所有变压器均选用低损耗节能变压器。8.2.4根据规程规定，结合本工程实际情况，合理选用设备的富裕度，使设备尽可能在高效区运行。8.2.5在安全可靠的前提下，合理拟定各工艺系统，尽量减少工质和能量损失。8.2.6对需要保温的设备和管道，拟选用高效节能型保温材料（如复合硅酸盐保温材料）。保温厚度，按经济厚度计算确定。8.3节约用水根据本工程实际情况，拟用如下节水措施：8.3.1一水多用，如循环水排水作为冲灰用水。8.3.2电厂投产后，希望管理、运行人员加强运行管理、维护工作，提高各设备、阀门的完好率，尽量减少水、汽的跑、冒、滴、漏等现象。第九章消防9.1概述根据《建筑设计防火规范》（GBJ16-87）2001 年版、《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-96）、《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）等有关规定按“预防为主，防消结合”原则进行设计消防设施。设计中考虑了相应的防火措施及必要的灭火设施，并进行火灾探测报警及控制系统的设计，以保障人身和设备安全，确保电厂安全运行。本工程各车间生产过程中火灾的危险性多属丙、丁类，建、构筑物结构能达到一、二级耐火等级要求。按规定设计防火间距、消防车道、人员疏散通道和消防水系统。9.2消防组织本工程位于资中县城南11公里，县城内设有完整建制的专职消防队，并配备消防车等良好的消防设施设备，能满足该电站的消防外援，故本工程不设消防车，只在该厂区内设置兼职消防管理人员1名和义务消防队。9.3消防设施9.3.1消防给水系统室外消防按一次灭火用水量30L/s计，室内消防用水量按主厂房最大小时需水量25L/s计，电厂最大小时消防用水量为198m3/h，最大一次消防用水量为396m3。消防水压=Zc+Hf+hn=35+10+16=61(米)式中：Zc——最高控制点距地面高差Hf——消防时允许的最低水压hn——管网中的水头损失本工程厂区内消防水取至原《五七钢厂给水工程》的一座供生产用的2000m3调节水池，距电厂～700m，净高差～70m 。采用高位水池常高压给水系统。敷设一条D219×6消防管道直接取至2000m3的高位生产储水池，能够满足整个厂区消防总用水量最不利点的消防水压。该系统可省去消防水泵、消防稳压泵、消防稳压罐等设备以及消防稳压泵常年运行电费。本工程在主厂房、储煤场、输煤系统及油罐区周围，布置呈环状的定外消防水管道，并在上述建筑物等处设地上式室外消火栓。在主厂房区的锅炉岛、汽机房、运煤建筑物及办公楼、机修房等处设室内消火栓，并在主厂房房顶最高处设检验用消火栓。在主厂房、集控室、办公楼等有不允许用水灭火的部位，相应设移动式磷酸铵盐干粉灭火器、“1211”灭火器以及二氧化碳灭火器；在点火油库、然油泵房以及汽机房事故油箱处，设移动式泡沫灭火器。9.3.2火灾报警及控制系统在主厂房及变压器区、输煤区域、燃油罐区设置区域报警控制器及手动报警器。9.3.3消防通道原电厂内已形成阶梯布置的特点，本工程新电厂生产系统布置在下水平，主干道行车部分的宽度按7m设计，原厂区已有6m宽的环形车道，只需将上水平的主干道向西延伸，缓坡下行，与新规划的主干道合环，还须将新老厂区的主干道东端在厂区围墙外合环，以便消防车顺利通行，达到厂区内所有建（构）筑物都在消防车扑救的范围之内。厂区主干公路与资（中）威（远）国家二级公路相通。9.3.4消防通讯 本工程厂内设有程控调度通讯系统，设有中继与外联系，能满足消防通讯要求。10劳动安全与工业卫生为了保证电厂安全、稳定、连续运行，保障职工在生产中的安全健康，严格按照国家、地方政府和主管部门有关职业安全卫生的法规、通知和标准设计，做到建设项目的职业安全卫生设施和主体工程“三同时”。10.1遵循的法规和采用标10.2准10.1.1劳动部第3号令“建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定”；10.1.2国家安全生产监督管理局安监管办字（2002）22号文《关于加强重大建设工程项目安全生产监督管理预防重大事故发生的通知》；10.1.3电力工业部电综（1998）126号“关于颁发《电力行业劳动环境检测监督管理规定》的通知”；10.1.4《电业安全工作规程》；10.1.5《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053-1996）；10.1.6《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）；10.1.7《火力发电厂及变电所设计防火规范》（GB50229-96）；10.1.8《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）；10.1.9《建筑设计防火规范》（GBJ16-87）（2001年版）；10.1.10《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-98）；10.1.11《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140-90）（1997年版）；10.1.12《火力发电厂采暖通风及空气调节设计技术规定》（DL/T5035-94）；10.1.13《火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定》（SDGJ93-89）；10.1.14《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）；10.1.15《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）；10.2生产过程中主要危害分析在生产过程中，主机、辅机及各种设备装置将产生、散发、排出：炉渣、粉尘、烟气、噪声及热量等污染和不安全因素，见下表分析：生产过程主要危害分析表序号工艺设备主要危害因素分析 1燃料加工及运输粉尘、机械伤害2锅炉噪声、高温辐射、烫伤、烟气、排渣、机械伤害3汽轮机噪声、机械伤害、高温辐射4发电机噪声、电气安全5配电雷害、人身触电10.3劳动安全10.3.1电气方面的安全措施（1）选用电气设备和电缆、电线符合安全要求。高压成套开关柜具有防误操作功能。（2）对电气设备和配电线路均按规程设置继电保护和自动装置。（3）过电压保护和接地的设计严格按规程进行，设置主厂房接地网，高压电气设备正常不带电的金属外壳接至主接地网，低压设备金属外壳接零，零线作重复接地。（4）根据使用环境条件选择安全照明器具，在正常照明因故障熄灭，将影响正常生产，造成爆炸和人身伤亡等重要场所，装设供继续工作或人员疏散用的事故照明。（5）电气试验室，配备必要的对电气设备进行检测、检验的设备。10.3.2机械方面的安全措施（1）对旋转机械联轴器等回转外露部分，均设计有安全防护罩、安全围栏、设备安全警界线。（2）对锅炉、汽机等压力容器或高速旋转设备，除制造厂家已配置必要的安全保险装置外，设计时还对重要参数设置2—3套检测。显示装置，设声光报警和自动联锁停机、停炉保护装置。（3）所有热力设备和热力管道均采用高效绝热材料保温隔热。（4）为保证热力设备安全运行，按三级标准建立热工试验室、配置必要的仪器、仪表等校验设备。10.3.3措施(1)在锅炉本体设计中要求有足够的防爆能力，并设有锅炉灭火保护系统，防止锅炉灭火打炮。(2)锅炉汽包、过热器、除氧器、水箱均设置安全阀，以防发生爆炸。对于压力容器及管道作定期检查及水压试验。10.3.4建筑和平面布置的安全措施(1)建（构）筑物按六度设防。(2) 总体布置严格按照建（构）筑物的耐火等级保证足够的安全防火距离，布置消防通道。(3)在人员较集中的生产场所，如主厂房等考虑了水平和垂直安全通道和双出口。(4)按“预防为主，防消结合”原则进行消防设施设计。(5)对孔、洞、通道、楼梯、平台等凡有可能影响工人操作、巡视、检修安全的地方均设防滑、栏杆加盖板等保护措施。(6)厂区设置围墙，保证厂区正常的生产秩序和安全生产。10.4工业卫生10.1.1输煤系统在煤的输送、转运、破碎及煤斗装煤过程中均产生一定的粉尘，既影响人员的身体健康，又不利于安全文明生产，为防止煤尘飞扬，改善职工劳动条件，工程设计采取如下措施：(1)锅炉除尘采用电除尘器(2)各输煤栈桥、转运站用水冲洗。(3)在煤斗顶部、碎煤机室、输煤转运站等各落煤点煤尘飞扬严重处，均设置布袋除尘器，为了解决煤尘的二次飞扬，尽可能加装湿式搅拌机。10.4.2在设计中选用低噪声设备，对超限的噪声源，采取降噪措施。（1）对锅炉排汽降噪，采取在排汽管口安装消声器，使噪声低于100dB（A）。（2）对锅炉送风降噪，采取在进风口安装消声器，使噪声降到90dB（A）以下。（3）对汽轮机、发电机噪声，采取人机隔离方式，值班人员在控制室内监视和操作。控制室进行隔声处理，采用双层玻璃窗隔噪，使室内噪声低于85dB（A），定期巡视人员配戴防护耳塞。10.4.3对产生热的设备及有热源的场所采取如下措施：(1)锅炉露天布置，汽机房采用有组织的机械通风方式，利用“A”列侧窗进风，扩建端山墙排风，将汽机房大量余温排至室外。(2)集控室及输煤、化水等控制室均设置空调设施，保持室内温湿度在所要求的范围之内。(3)厂用配电室、厂用变压器室、发电机出线小室等房间均设排出室内余热的通风设施。(4)电缆隧道的通风采用自然通风。(5)输煤系统地下部分采用自然进风，机械排风的通风系统。10.4.4对有毒物质及酸碱介质的防护措施： 电厂的毒气和腐蚀性气体或物质，主要是蓄电池室和化学系统所产生的如酸、碱、联胺、氯气等，其中有些气体还属爆炸性的，如氨气、氢气等，为了运行人员及设备的安全，对这些场所采取如下防护措施：蓄电池选用全封闭免维护型、不产生有害气体。蓄电池室及化学水处理车间，化验室及其它产生有害气体的房间均设置机械排风装置。10.4.5平面布置按生产功能分区，10.4.6尽可能地进行绿化和美化。10.4.7厂区拟建浴室、休息室、卫生间和女工保健室等。第十一章项目定员11.1.1组织机构及人员编制原则（1）本工程是技术改造项目，该厂管理机构原已形成，不再增加管理人员和检修人员，厂内设备大修进行外委，只增加本机组运行人员、必要工程技术人员和维修人员。（2）本工程自动化水平较高，应按较先进的管理机构和现代化的管理方式组织生产，参考当前同类工程自动化水平和管理水平进行定员配置，改变电厂过去那种运行、管理人员多、效率低的落后局面，提高劳动生产率和经济效益，使电厂管理达到新的水平。11.1.2人员编制（1）机组运行：73人·机炉电：30人·输煤：16人·除灰、除尘：8人·化学：14人·值长5人（2）燃料储运：7人（3）维修人员：12人·机械：5人·电气：3人·热控：2人·焊工：2人（4）专职工程师：3人11.2新增人员指标 11.2.1定员总数：95人（1）运行人员：73人（2）燃料储运人员7人（3）维修人员：12人（4）专职工程师：3人11.2.2定员指标：19.1人/MW第十二章施工组织和综合进度12.1工程实施条件12.1.1当地施工条件（1）施工场地：场地开阔平坦，可将建设场地稍加整治，就可进行各种预制构件制作，大型组装件也可就地组装、校验，也可设置设备、材料堆棚或临时仓库等。（2）地方建材：水泥、砂石、石灰和煤矸石砖等该地区均有大量生产，数量和质量均可满足建设需要。（3）施工临时设施：施工临时设施可新建，或就近租用闲置厂房及农舍。（4）施工力能供应·施工用水：施工生产用水采用原场区内供水管网；施工生活用水采用原厂区生活供水管网；·施工用电：施工电源从原厂区变压器室引接；·施工通讯：接入现有话网；·施工用气：可就地就近解决。12.1.2大件运输条件本工程大件设备运输可通过铁路运至资阳火车站，再用拖车经公路直接运至厂内。12.2施工控制进度依据《凝汽机组工程项目建设工期定额》规定和同类工程实际工期，编制设计和施工进度计划如下：12.2.1设计进度·初步设计及审查：3.5个月，2005年1月1日～2005年3月15日。·施工图设计：8个月，2005年3月15日～2005年11月15日。12.2.2施工进度 ·四通一平及施工准备：4个月，2005年2月1日～2005年5月30日。·主厂房开挖～主厂房完工：7个月，2005年5月30日～2005年12月30日。·锅炉安装～点火烘炉：8个月，2005年10月1日～2006年6月30日。·主厂房开挖～机组投产：14个月，2005年5月30日～2006年7月30日。第十三章投资估算及经济评价13.1编制依据：13.1.1本工程采用《工程建设概算定额》—建筑工程；—热力设备安装工程；—电气设备安装工程。（2001年修订本）。调试定额采用2002修订本。13.1.2项目划分及费用计算执行国家经贸委2002年第16号文，《火电送变电工程建设预算费用构成及计算标准》。费用计算程序，设备购置费及其他费用执行川电定[2002]9号文，《四川省电力建设工程送变电概预算编制计算程序及其它费用，设备购置费计算程序》。13.1.3建筑材料价格执行川电定造[2002]15号文及地方材料价格，安装工程装置性材料执行川电定[2002]17号文，价格采用2002年四川省电力建设定额站发面的《四川省电力建设工程装置性材料综合信息价格》。设备价格采用厂家询价及类似工程设备到货价。13.1.4工程量依据各专业提供资料计取，不足部分参照类似工程计取。13.1.5经济分析及评价根据国家计委、国家经贸委、建设部颁发计基础[2001]26号文“关于印发《热电联产项目可行性研究技术规定》的通知”和原电力规划总院电规经（1994）2号文“关于印发《电力建设项目经济评价实施细则》的通知”等文件进行编制。13.2基本数据13.2.1投资估算：工程动态投资：23294成元；其中静态投资：22583成元；单位投资：4106元/kW。其中设备购置费：9020万元；建设期贷款利息712万元。接入系统工程385万元，建设项目计划总投资23394万元。13.2.2资金筹措及投资使用计划建设项目总投资23394万元，按工程建设需要分期投入，其中：30%为注册资本金，其余由银行贷款，贷款利率为5.76%，流动资金贷款利率为4.5%。按年结息，以本息等额方式偿还。13.2.3成本费用计算主要参数 年利用小时：6500小时；售电价：0.265元/kWh；发电标煤耗：380kg/MWh；发电标煤价：201元/t；发电厂用电率：10%；水费：0.5元/m3；煤进厂价：73元/t；石灰石价格：40元/t；人员工资：12000元/人年。13.3发电厂财务评价13.3.1财务盈利能力分析本项目在达到设计运行年限后，年销售收入8856万元，年平均销售利润3639.65万元。经测算，财务评价指标如下：发电厂全部投资财务内部收益率：14.59%盈利能力较好。发电厂财务净现值：1695万元该项目财务上可行。发电厂投资回收期：7.85年能按时回收。13.3.2清偿能力分析通过“借款还本付息表”可以看出，以折旧、摊销及还贷利润对贷款偿还能在9年还清。通过“资金来源与运用”可以看出，经营期内各年收支平衡并有盈余。通过“资产负债表”可以看出，资产负债率在投产初期略高于0.6，在第4年后降为0.6以下，并逐年下降。流动比率和速动比率各年均大于1。以上说明，本工程有较强的清偿各种债务有能力。13.4发电厂不确定性分析13.4.1敏感性分析本工程对投资、电价、煤价、发电量的单因素变化进行分析，从“敏感性分析”表中可看出，上素因素在-20%～+20%范围波动时，总体效益是好的，有较强的抗风险能力。13.4.2盈亏平衡分析年总固定成本CF=2089万元年总可变成本Cv=2948.5万元年销售收入S=8856万元年销售税金T=1110万元BEP=CF/(S-Cv-T)=2089/(8856-2948.5-1110)=43.55%盈亏分析即保本生产能力利用率为43.55%，此时电力盈余项目在经济上具有抗风险能力 100008000销售收入6000盈利区总成本4000盈亏点固定成本200043.55发电量（%）13.5综合经济评价各项经济指标符合国家规定及投资方要求，有较高的内部收益率，能按期归还贷款，企业具有较强的盈利能力、清偿能力及抗风险能力，有好的经济效益，该项目在经济上可行。 第十四章结论14.1主要结论14.1.1南光公司具有比较充足的煤矸石和劣质煤资源，每年排矸石量及低热值煤高达60多万吨，开采年限在30年以上；具有良好的技改环境和电力市场需求；具有充足的闲置场地不需要征用土地；具有进行技改工程的各项条件；同时还具有建设和运行管理坑口煤矸石电厂的经验。煤矸石是煤炭生产和加工过程中产生的固体废弃物，南光1×55MW综合利用工程，利用煤矸石发电，灰渣全部综合利用，形成资源综合利用链，充分、合理地利用煤矸石资源和人力资源，是变废为宝、减少占用土地、改善矿区环境、提高资源综合利用的最佳途径。该项目既有较好的经济效益，也有显著的社会效益，完全符合国家能源政策、环保政策和科学发展观。因此兴建本技改工程是十分必要的。14.1.2经过对本项目可行性分析论证，本电厂燃料供应采用南光公司所属煤矿生产过程中产生的煤矸石低热值煤发电，选用循环流化床锅炉、锅炉除尘选用高压静电除尘器，灰渣干除干运并全部综合利用，机电炉采用DCS控制，充分利用现有闲置场地和现有设施，电能就地销售，裕电上网，资源综合利用，节约能源，改善矿区环境，实现煤电联营是合理可行的，也是需要的。14.1.3通过投资估算和经济效益分析，本工程项目：静态总投资为22583万元，动态总投资为23295万元，静态单位投资为4106元/kW，动态单位投资为4235元/kW，内部收益率为14.59%，投资回收期为 7.85年。从上述经济指标评价，符合国家规定及投资方要求，有较高的内部收益率。该项目具有较强的盈利能力，清偿能力及抗风险能力，有较好的经济效益。本工程在经济上也是可行的。14.2存在问题及建议14.2.1业主提供的煤质分析资料不完整，未提供灰成份分析资料。这将影响静电除尘器的选择和燃烧系统计算的准确性。因此，要求业主在初设前必须采样分析。分析内容包括：煤的工业分析、元素分析、低位发热量测试、可磨系数测试；灰成分、灰比电阻、灰软化温度、变形温度、半球温度和融化温度等测试。14.2.2建议1)在可研时，循环流化床锅炉、汽机、发电机等主要设备均未定厂家，希望业主在初设前进行考察，对有关生产厂家进行比较，确定生产厂家，便于下阶段开展设计工作。2）沱江河水的物理化学性质分析。3）可研阶段应由业主外委的配套工作，如环境评价等，最好与本可研同步进行，以便上报评审，为下一步工作创造条件。14.3主要技术经济指标（1）投资：静态总投资：22583万元动态总投资：23295万元静态单位千瓦投资：4106元/kW 动态单位千瓦投资：4235元/kW接入系统工程投资：385万元（2）年售电量：315GW.h（3）年利用小时数：6500h（4）平均电价：0.265元/kW.h（5）占地面积：厂区占地面积：3.48hm2事故灰场可利用面积：6hm2（6）土石方量厂区挖方量/填方量：厂区场地已平整（7）全厂热效率：32.4%（8）发电标煤耗：380g/kW.h（9）供电标煤耗：418g/kW.h（10）厂用电率：10%（11）发电成本：0.157元/kW.h（12）投资回收年限：7.85a（13）内部收益率：14.59%（14）净现值：16952.42万元（15）定员：95人'