煤层气热电联产项目可行性研究报告 49页

'煤层气热电联产项目1.1项目背景煤层气(煤矿瓦斯)是优质清洁能源，我国埋深2000米以浅煤层气地质资源量约36.81万亿立方米，居世界第三位。国家发展和改革委员会、国家能源局在2011年12月发布了《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划》，明确指出要进一步加大能源结构调整力度，大力推进煤层气(煤矿瓦斯)开发利用。根据该规划到2015年沁水盆地将形成产能130亿立方米，产量104亿立方米，规划中明确XX为重点开发地区之一。XX省制定了《XX省煤层气（天然气）产业“十一五”发展规划》，确定了在2020年左右完成的战略目标，出台了推进煤层气产业发展的若干优惠政策，把发展煤层气产业摆在了突出位置。1.2投资方及项目单位概况XXXX有限公司由XXXX集团，经XX省人民政府批准设立，授权经营XX省范围内国家天然气资源项目的国有专业化公司。公司以国家级天然气资源为依托，从事省内天然气资源项目的勘探、开发和利用，负责全省长输管网的规划建设和经营管理，承担着全省各市和省级天然气干线沿途县（市、区）的天然气供给任务。公司已累计投资26亿元，建成了北起大同，南至运城，贯通全省南北，沟通国家级气源的省级天然气管网1374余公里，管输能力超过年65亿立方米，实现了国家级气源在省内的联通，全省的天然气管网架构基本成型，为全省最终形成“五横三纵”的天然气管网布局奠定了基础。XX煤层气热电厂由XXXX有限公司独资建设，注册资本金为20%，其余80%由银行融资。1.3研究范围及分工根据《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》，对本工程的建厂条件进行研究，包括接入系统、热负荷、气源、水源、交通运输、区域稳定性以及岩土工程、环境保护等主要建厂条件，投资估算、经济效益分析以及对本工程项目在技术上是否可行，经济上是否合理进行综合论证，提出可行性研究结论性意见。49 本可研报告对机组选型、总平面布置、主厂房布置、供水、化学水处理、电气、自动控制水平等工程方案提出设想，对主机选型、机组配置及提高供热能力的措施，进行较为详细的论证。由于XXXX液化煤层气公司(简称LCBM)与电厂紧邻，根据XXXX集团总体安排，经两家业主协商，将两厂的厂前区及附属设施区集中设置，两厂总平面统一规划。厂址区域将建成：煤层气集输站(已建)、煤层气联合循环热电厂、液化煤层气公司（LCBM）、压缩天然气加气站（CNG）和液化天然气加气站（LNG）。国核电力规划设计研究院负责上述项目总体规划及电厂具体设计工作，陕西燃气设计院负责其他项目具体设计工作。LCBM厂所需的除盐水、循环冷却水和电力，由电厂提供。电厂需的消防水和压缩空气由LCBM厂提供。1.5项目概况1.5.1项目所在地概况天气情况；气象资料需补充1.5.2报告编制依据1.5.3电厂规划容量及本期建设规模本期工程建设一套120MW级煤层气联合循环二拖一供热机组，暂不考虑再扩建的条件。1.5.4建厂外部条件电厂用地已经征用。水源、气源、交通运输等均具备本期建设6B级燃气蒸汽联合循环供热机组的条件。1.5.5主要设计原则1)贯彻执行国家有关基本建设方针和规范规程，方案经济合理，节约能源，节省投资，减少环境污染。2)严格执行环保政策，满足污染物排放总量控制要求，各项废弃物达标排放。3)贯彻节约用地、节约用水的原则。4)根据“以热定电”的原则确定热电厂的装机容量。49 1.5.6主要技术原则1)建设规模:本期工程建设一套120MW级煤层气联合循环二拖一供热机组，工业热负荷为31.2t/h，采暖热负荷为47.5MW：。2)燃料:采用煤层气，备用燃料天然气。3)电力系统:接入系统暂按电压为220kV。初步考虑从电厂以东1.8公里处的XX220kV变电站接入。4)水源:采用空冷机组，补充水源暂按蔡庄水库水。5)加强供热机组可靠性研究,工艺系统布置合理,优化设备选型和配置。积极推广采用新工艺、新设备、新结构和新材料的技术方案，努力提高工程设计技术水平。6)优化设计方案，控制工程造价。认真核定工程量，各项费用合理。在保证安全生产、方便维护检修的条件下，压缩建筑体积，减少钢材、管道、混凝土和电缆工程量。7)全年发电设备利用小时数为6500小时。8)冬季采暖期运行方式：按照“以热定电”的方式运行，汽轮机为抽凝运行。9)非采暖期运行方式：结合气源情况，采用供电调峰方式运行。10)严格执行国家颁布的电力标准、规程、规定及相关法律、法规。11)电厂总平面规划充分注意到厂址地形特点和外部关系，本着节约用地，减少工程量，优化布置的原则进行规划。总平面布置按功能分区明确，工艺流程合理，各建筑物整齐、美观、协调，以达到最佳效果。12)在编制本可行性研究报告时严格按照国家有关规定，采取各种保护防治措施，防止电厂建设对大气环境和水环境造成新的污染。电厂设计中严格执行国家环保标准，严格控制电厂大气污染物排放和废水排放。13)主要技术经济指标：14)发电工程静态投资：万元单位造价：元/千瓦15)发电工程动态投资：万元单位造价：元/千瓦待补充1.6主要结论及问题和建议1.6.1主要结论49 本工程工业热负荷稳定可靠，具有良好的建设条件。每利用1亿立方米煤层气相当于减排二氧化碳150万吨。本工程建设一套120MW级煤层气联合循环二拖一供热机组，符合国家节能、高效、环保政策，可大幅度降低温室气体排放，保护生态环境。本项目的建设解决了XX地区对集中供热的要求，改善环境质量，保障城市集中供热安全运行和可持续发展。本工程不仅可以替代燃煤锅炉，有利于实现节能减排，还可以增强电网的稳定性和可靠性，提高电网的应急和调峰能力。本项目在技术上是可行的，工程的建设是完全必要的。1.6.2主要存在问题建厂外部条件还需要进一步落实，主要包括供热规划、接入系统专题、地质地震、水资源论证和环境评价等。1.6.3主要建议1、建议项目建设单位加紧接入系统、热负荷、水资源论证和环境评价等专项论证工作，推进本工程的进展。2、本项目要求在20XX年X月投运，工期非常紧张，需要尽快开展主机的招评标工作。2电力系统（最终以接入系统报告为准）2.1电力系统概况XX电网位于XX电网东部，通过XX—XX双回220kV线路、XX—娘店、XX—海落湾220kV线路与主网相连。目前形成以XX220kV变电站为中心电源的辐射状供电网络结构。截至2010年底，XX电网有220kV变电站1座，即XX站，变电容量270MVA，110kV公用变电站4座，变电总容量286.5MVA，用户110kV变电站1座，变电容量63MVA。35kV公用变电站7座，变电总容量92.15MVA；用户35kV变电站1座，变电总容量5.15MVA。截至2010年底，XX电网有110kV公用线路11条151km；220kV用户线路2条2.0km；35kV线路16条192.68km。截至2010年底，XX电网没有统调公用电厂。49 2010年XX县全社会用电量8.9亿kWh，网供最高负荷62.2MW。2010年底XX电网地理接线示意图详见附图100-FA04661K-X-01。2.2电力需求预测XX县位于XX省中部，全县总面积2100平方公里，所辖14个乡镇，206个行政村，总人口23.6万。XX土地广阔，资源丰富。XX县发展农业有着得天独厚的优势，是国家商品粮基地县。XX县矿产资源丰富，已探明煤炭总储量200亿吨，为全国重点产煤县，年生产能力500万吨。境内铝矾土、石膏、石料、紫砂等矿产资源也十分丰富。近年来，XX县加大项目融资力度，优先安排民生、重大基础设施建设项目的地方配套资金，以政府投资引导和带动社会资金投入，特别是带动企业投资。以创新方式招商引资，加快提升农业产业化水平，发展现代农业，打造生态农业大县。2010年XX县完成国民生产总值64.6亿元，增长23.7%。随着经济的快速发展，XX县用电量和用电负荷也实现快速增长。2010年XX全社会用电量8.9亿kWh，网供最高负荷62.2MW。预计2013年XX县全社会用电量和网供最高负荷分别为16.5亿kWh、133MW，2015年分别达到25.0亿kWh、225MW，“十二五”递增率分别为22.9%、29.3%。XX电力需求预测表详见表2.2-1。表2.2-1XX县电力需求预测表单位：亿kWh、MW　2010年2011年2012年2013年2014年2015年十二五递增全社会用电量8.910.913.416.520.325.022.9%网供最大负荷62.278.810313317322529.3%2.3电力平衡及分析2010年底，XX电网没有统调公用电厂。2010年网供最大负荷为62.2MW,预计2013年、2015年XX电网网供最大负荷分别为133MW、255MW。“十二五”期间，XX县所需电力主要通过XX220kV变电站下负荷满足，2013年、2015年XX电网需从主网受电分别为133MW、255MW。因此，本工程2×60MW煤层气联合循环热电联产机组投产后，所发电力主要满足XX电网的电力需求。2.4项目建设必要性49 2.4.1建设必要性2.4.1.1、满足XX县用电增长的需要，有利于提高电网安全稳定运行水平XX县目前所需电力通过XX220kV变电站从主网受电来满足。“十二五”期间，XX县网供最大负荷不断增长，预计2013年达到133MW、2015年为255MW。本工程位于XX县南燕竹镇，该工程投产后所发电力可满足XX县对电力的需求。2.4.2.2节约能源和环境保护的需要热电联产项目既能生产电能又能生产热能，是一种高效率的能源利用形式，具有节约能源、改善环境的综合效益。因此XXXX煤层气联合循环热电联产工程的建设，可满足XXXX电网负荷发展的需要，具有节约能源、改善环境的综合效益，是国家支持发展的项目。2.4.2在系统中的地位和作用本工程属于煤层气联合循环热电联产工程，在系统中为环保节能性电源。对加强电网方面呢2.5接入系统方案本工程位于XX县城西北约7公里处，距离南燕竹镇约2公里，位于龙门河的河滩地带。两台机组计划2013年底全部投产，最大出力合计120MW。根据本期机组单机容量及供电范围，结合XX电网情况，暂考虑本期机组接入系统方案如下：经双绕组变压器接入电厂新建的220kV配电装置，电厂新建220kV出线2回，至XX220kV变电站，本期新建线路长度约2×2km，采用LGJ－300导线。220kV电气主接线采用双母线接线。最终接入系统方案以审定的接入系统方案为准。接入系统方案示意图见图100-FA04661K-X-02。49 3热负荷分析3.1供热现状3.1.1采暖热负荷现状根据2009年年底XX县统计数据调查，县城现有常住人口11.50万人，人均综合采暖建筑面积35m2，采暖建筑面积402.50万m2，城市集中供热普及率58.63%，实现集中供热面积236.00万m2。根据《XX县热电联产专项规划》，目前XX县城供热主要有以下三种形式构成：一、区域集中锅炉房4座，供热面积为236万m2；二、分散锅炉房86余座，实现供热面积48.90万m2，分散中小型锅炉房及其供热管网在各自供热范围内自成系统，可改造为热力站和二次管网；三、家用小炉具供热，实现供热面积117.60万m2。3.1.2工业热负荷现状工业热负荷包括生产工艺热负荷和工业建筑的采暖、通风、制冷热负荷。XX县现共有工业热负荷用户3家，采暖期最大热负荷流量330t/h，平均热负荷流量280t/h。非采暖期最大热负荷流量290t/h，平均热负荷流量235t/h；热负荷用户基本以盘湾底工业园区为主。3.1.3工程建设的必要性由于大型集中供热没有形成规模，供热主要依靠分散的小锅炉与家用小炉具，布局散乱、热效率低，既浪费能源，又加剧环境污染。近年来，随着社会经济的快速发展，建筑面积增加，给城市热源和管网增加了很大的负担，现有热源和管网无法满足今后增加的建筑面积，严重制约了城市的发展。XX县未来的供热规划发展目标为：进行热电联产，建设集中供热系统，满足县城供热需要。煤层气是一种高效清洁燃料，燃烧污染物排放较少，开发利用煤层气可有效减少温室气体排放，同时能提高瓦斯事故防范水平，具有良好的经济、环保、安全效益。因此，本工程通过合理开发煤层气资源，建设热电联产机组为县城提供集中供热，是非常及时且必要的。3.2设计热负荷3.2.1热负荷规划49 3.2.1.1采暖热负荷规划根据《XX县热电联产专项规划》，XX县近期预测常住人口12.70万人，县城近期总采暖建筑面积515.17万m2，集中供热普及率80%，集中供热面积412.14万m2，集中供热热负荷206.07MW；远期总采暖建筑面积659.39万m2，集中供热普及率85%，集中供热面积560.48万m2，集中供热热负荷280.24MW。XX县各供热分区采暖热负荷汇总如下表所示。XX县城供热规划期限供热区域总热负荷（MW）集中供热普及率（%）集中供热热负荷（MW）近期城区257.5980206.07合计257.59206.07远期城区329.6985280.24合计329.69280.24根据规划，热力站暂时只考虑负责采暖期热负荷的交换和分配。供热系统综合热指标为50W/m2。供热采用两级管网，热网首站通过一级管网将热网循环水输送至热力站，在热力站进行热交换后，通过二级管网送至用户。3.2.1.2工业热负荷规划XXXX液化煤层气有限公司制冷剂压缩机的输入功率为8000kW，需要采用工业汽轮机驱动，所需蒸汽由电厂提供。3.2.2设计热负荷3.2.2.1采暖热负荷暂按最大供热能力考虑。在厂内设置供热首站，采用热水管网，供暖建筑面积为：94.99万m2，供暖热负荷为47.497MW。设计采暖天数为149天，设备年利用小时数6500h。3.2.2.2工业热负荷为XXXX液化煤层气有限公司（LCBM）园区内的LNG压缩机的用汽。LNG压缩机（轴功率为8000kW）拟采用小型工业汽轮机驱动，为了满足工业用汽汽源品质的需求，本部分用汽拟从余热锅炉新蒸汽供给，设计参数暂定为：6.77MPa，465℃,进汽流量31.2t/h，压缩机转速暂定7000r/min。49 3.3供热参数和介质根据与主机厂初步配合，采暖供汽暂定为：压力0.294MPa，温度143℃，热网疏水温度为110℃。热网循环水供、回水温度暂定为：110℃/70℃，循环水泵扬程暂定为120mH2O（供热半径暂按8公里考虑），供水压力：1.8MPa，回水压力：0.6MPa。工业用汽参数：由于陕西燃气院未正式提资，进汽参数暂定为：6.77MPa，465℃。3.4调峰方式本期工程厂内不考虑调峰措施，由XX县热力网统一在二级网进行调峰。3.5供热管网和工业用汽管网本工程供热首站设置在电厂汽机房固定端，采用汽水换热，将联合循环蒸汽轮机中间抽出的蒸汽以及余热锅炉低压蒸汽，送至热网加热器，热网参数暂定110℃/70℃，采用间接连接方式，一、二次热媒在各热力站经过换热后，二次网热水送至各采暖用户。本工程仅涉及热网首站部分。本期工程热网系统按最大供热负荷47.497MW设计，总循环水量：1300t/h,管径为Ф630x11，PN2.5，材质Q235-B。本工程紧邻XXXX液化煤层气有限公司（LCBM），其LNG压缩机用汽，拟从余热锅炉新蒸汽供给，蒸汽进入工业汽轮机做功，驱动压缩机工作，乏汽经冷凝后回余热锅炉循环加热。蒸汽管径为Ф133x10，材质12Cr1MoVG。4燃料供应4.1气源本工程采用煤层气作为燃气轮机的燃料。煤层气是指赋存在煤层中以甲烷（CH449 ）为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源，属于非常规天然气，其热值与天然气相当，可以与天然气混用，而且燃烧后很洁净，几乎不产生任何废气，是优质能源。煤层气空气浓度达到5%~16%时，遇明火就会爆炸，这是煤矿瓦斯爆炸事故的根源。煤层气直接排放到大气中，其温室效应约为二氧化碳的21倍，对生态环境破坏性极强。在采煤之前如果先开采煤层气，煤矿瓦斯爆炸率将减低70%~85%。煤层气的开发利用具有一举多得的功效：提高瓦斯事故防范水平，具有安全效应；有效减排温室气体，产生良好的环保效应；作为高效、洁净能源，商业化能产生巨大的经济效益。根据国家发改委发布的《煤层气开发利用十二五规划》，沁水盆地埋深2000米以浅煤层气资源量3.7万亿立方米，探明地质储量1834亿立方米，已建成产能25亿立方米，初步形成勘探、开发、生产、输送、销售和利用等一体化产业基地。“十二五”期间，将新建马必、XX、和顺等项目。到2015年形成产能130亿立方米，产量104亿立方米。本项目煤层气由中石油煤层气有限责任公司提供，备用燃料为天然气，经过调压站调压后进入燃机轮机燃烧做功。4.2煤层气成份根据业主提供的煤层气成份分析数据传真（文件编号：SY-SX-SNPD-0001），本工程燃料成分及参数见下表。气体成份(摩尔百分比)及参数序号项目单位数据1CH4%92.67192C2H6%4.0883C3H8%0.73854i-C4%0.11965N-C4%0.13216i-C5%0.05677N-C5%0.02068C6+%0.110749 9CO2%1.395310N2%0.66711低位发热量(LHV)kJ/Nm33250012高位发热量(HHV)kJ/Nm336088注：其余参数参照GB17820-1999二类气质标准。供气压力：2.5—3.2MPa。4.3燃料消耗量经与主机厂初步配合，联合循环机组正常运行时，煤层气耗量见下表所示。煤层气耗量指标每台燃机耗量Nm3/h）年运行小时数(h)2台燃机耗气量(×108Nm3)数值1261974911.89注:1.表中耗量是指在1atm，0℃状态下的体积流量。2.燃料低位发热量为32.5MJ/Nm3。3.机组设备利用小时数为6500小时。5厂址条件5.1厂址概况5.1.5.1.2厂址地理位置5.1.3场地条件厂址场地现为河滩地，地形属一级阶地地貌，地势平坦，自然地面标高在1047.8～1052.2m（1985国家高程基准，下同）之间。场地呈西北-东南向长条状，长约1200m，宽约220m。根据XXXX集团的统一安排，该场地南侧为本工程用地，北侧为液化煤层气项目用地。49 5.2交通运输5.2.1公路本工程公路交通条件便利。厂址东侧即为307国道，南侧即为216省道，南侧约1km为太旧高速，交通运输条件便利。5.2.2铁路厂址东北侧约0.5km即为地方铁路，厂址西南约5km处为石太（太原-石家庄）铁路，最近的铁路站是厂址东南约5km的XX站。5.2.3水路厂址附近无水路运输条件。5.2.4航空距厂址最近的机场为西偏南方向约40km的太原武宿机场请总交补充煤层气的运输方式和接卸设施。。5.2.5大件运输对于燃机电厂，其大件设备均可通过铁路、公路运输。本工程大件设备初步考虑由产地经铁路运输至XX站，再由平板车经307国道运输至厂址。初步路线如下：设备产地-国铁-石太铁路-XX站-307国道-厂址。公路运输里程约7km。具体运输方案以《大件运输专题报告》为准，还请业主尽快委托有资质的单位编写本工程《大件运输专题报告》。5.3水文气象（等待资料）5.4电厂水源5.4.1-5.4.3由水文编写5.4.4电厂用水及水源综合评价1）本期工程生产用水水源为地表水，生活用水接自市政生活给水管网，本工程水资源论证正在进行中，暂认为地表水作为生产用水水源是可靠的，也是可行的。2）随着城市及周边地区的发展，其供排水管网将逐步完善，电厂水源将更可靠。49 3）建议尽快完成水资源论证，并申办相关用水协议。5.5地震、地质及岩土工程5.5.1场地地震效应5.5.1.1场地土类型根据本次勘测成果和当地建筑经验，按《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）表4.1.3判定：拟建厂址区场地土类型为中软土。5.5.1.2地震动参数根据《中国地震动参数区划图（GB18306—2001）》、《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），本场地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g，设计地震第二组。5.5.1.3地震液化拟建厂址区20m深度范围内存在饱和③粗砂、③-1细砂和⑤细砂地层，根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）4.3节，对场地进行进行液化判别，并结合场地地层分布特点判断，该场地为非液化场地，本工程场地可不考虑地震液化的影响。5.5.1.4建筑场地地段划分根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）4.1.1条及表4.1.1，并结合拟建厂址区的地质、地形、地貌条件判定，建筑场地属于建筑抗震一般地段。5.5.2区域地质构造地震安全性评价工作的外委专题正在进行，尚无法评价。5.5.3工程地质条件5.5.3.1地形地貌拟建厂址区地形总体较为平坦，地面高程一般为1047.96～1050.73m(1985国家高程基准)。地貌单元属河谷冲洪积地貌。见照片2.1-1～照片2.1-3。照片2.1-1拟建场地地貌（镜向125°）照片2.1-2拟建场地地貌（镜向300°）照片2.1-3拟建场地外西南侧的龙门河（镜向330°）49 5.5.3.2地层岩性本次勘测勘探深度内揭露地层主要为第四系沉积层，成因以冲洪积为主。根据地质时代、成因类型、岩性及分布埋藏特征，场地地层由新到老描述如下：①耕植土：黄褐色，稍湿、松散，土质不均匀。主要成分为粉质粘土，含植物根系，尤其在厂区主要建构筑物地段有大量树桩，在进行场地平整之前应挖除，以便有利于后期的基坑开挖及地基处理。该层分布于整个工程场地，揭露厚度0.50m，相应层底高程1047.46～1050.23m。②黄土状粉土：褐黄色，稍湿，稍密。土质松软不均，虫孔较多，孔径一般小于5mm，最大孔径大于13mm，孔壁较多虫屎，多植物根孔，含少量煤屑或小砾石，少量钙质结核，具湿陷性，高压缩性，该层分布于整个工程场地，在地形高的地方黄土状粉土较厚（即场地的东北地段）。层厚0.30～3.20米，平均厚度1.64m，层底埋深0.8～3.7m，相应层底高程1045.46～1049.38m。推荐地基承载力特征值fak=90～110kPa。③粗砂：黄褐色～褐灰色，湿～饱和，松散～稍密，主要以中粗砂为主，矿物成分为石英、长石及少量云母，含圆砾或卵石，园状，母岩主要为砂岩，直径径4～60mm,含量约为10～30﹪，夹粉土团块或薄层，均匀性较差。该层在场地均有分布，厚度0.70～4.00m，平均厚度1.97m，层底埋深2.60～6.90m，相应层底高程1043.08～1046.73m。推荐地基承载力特征值fak=100～120kPa。③-1细砂：黄褐色，湿～饱和，松散，矿物成分主要为石英、长石，颗粒较均匀，夹粉土团块或薄层。该层在场地局部地段有分布，厚度0.70～1.70m，平均厚度1.26m，层底埋深2.50～4.00m，相应层底高程1045.98～1047.88m。推荐地基承载力特征值fak=140～160kPa。④粉质粘土：褐黄色，可塑～硬塑，含粉土团块，局部夹薄层中砂或粉土层。干强度高，高韧性，摇振反应无，切面光滑。该层分布于大部分工程场地，揭露厚度0.60～3.30m，平均厚度2.03，层底埋深5.10～7.60m，相应层底高程1042.16～1043.97m。推荐地基承载力特征值fak=150～170kPa。⑤细砂：黄褐色，饱和，稍密～中密，矿物成分主要为石英、长石，颗粒较均匀，夹粉土团块，局部为中粗砂薄层。49 该层在场地均有分布，厚度0.40～4.00m，平均厚度2.09m，层底埋深6.20～10.50m，相应层底高程1039.97～1042.63m。推荐地基承载力特征值fak=180～200kPa。⑥粉质粘土：褐红色，可塑～硬塑，含粉土团块，局部夹薄层砂。干强度高，高韧性，摇振反应无，切面光滑。该层分布于大部分工程场地，揭露厚度0.90～5.40m，平均厚度3.12，层底埋深8.50～12.00m，相应层底高程1035.91～1041.43m。推荐地基承载力特征值fak=200～220kPa。⑦细砂：黄褐色，饱和，中密～密实，矿物成分主要为石英、长石，颗粒较均匀，夹粉土团块，局部为中粗砂。该层在场地大部分地段有分布，厚度0.40～3.00m，平均厚度1.53m，层底埋深10.50～13.80m，相应层底高程1034.61～1040.23m。推荐地基承载力特征值fak=200～220kPa。⑧粉质粘土：褐红色，硬塑～坚硬，含粉土团块，局部夹薄层砂。干强度高，高韧性，摇振反应无，切面光滑。该层在工程场地均有分布，揭露厚度0.95～10.00m，平均厚度4.94，层底埋深12.45～20.50m，相应层底高程1027.63～1038.27m。推荐地基承载力特征值fak=250～270kPa。⑨中砂：黄褐色，饱和，中密～密实，矿物成分主要为石英、长石，颗粒较均匀，夹粉土团块，偶含圆砾。该层在场地大部分地段有分布，揭露厚度2.00～3.60m，孔底埋深19.70～20.50m，相应孔底高程1027.98～1029.97m。推荐地基承载力特征值fak=260～280kPa。根据本次勘察结果，根据已有资料及当地建筑经验，综合推荐各层土的物理力学指标及钻孔灌注桩设计参数如下表：到哪里了？5.5.3.3水文地质条件（1）地下水类型及赋存条件场地勘探深度内地下水类型为上部潜水，上部潜水主要受大气降水和地表径流补给的影响而变化。勘测期间，场地地下水实测稳定水位埋深0.83～3.57m，平均埋深2.17m，相应高程为1046.92～1047.33m，地下水位变化幅度随季节变化，据区域地质资料，场地历史最高地下水位近地表。49 （2）地下水土腐蚀性评价本次勘测分别在2#、17#、18#勘探点中各取水样1件进行水质腐蚀性分析试验，根据《岩土工程勘察规范（2009年版）》（GB50021-2001）第12.2.1、12.2.2、12.2.3、12.2.4条和附录G的有关规定与说明，场地环境类型为Ⅱ类，地层渗透性按A类考虑。根据水质腐蚀性分析试验成果，地下水中各离子含量变化范围及腐蚀性评价等级见表5.5.3.3-1。表5.5.3.3-1地下水腐蚀性分析评价成果表评价对象指标条件与离子类型各采样点分析结果范围值（mg/L）判定标准(mg/L）腐蚀性评价混凝土结构环境类型（Ⅱ）SO42-97.17~171.68＜300微腐蚀性微腐蚀性Mg2+10.90~34.42＜2000微腐蚀性OH-0＜43000微腐蚀性地层渗透性（A）pH值7.20~7.40>6.5微腐蚀性微腐蚀性HCO3-1.39~7.94>1.0mmol/l微腐蚀性钢筋混凝土结构中的钢筋Cl-（干湿交替）26.00~57.00100~500微腐蚀性Cl-（长期浸水）26.00~57.00＜10000微腐蚀性综合评价：场地地下水对混凝土结构和钢筋混凝土结构中的钢筋均为微腐蚀性。根据附近煤气分输站资料，场地土对混凝土结构有微腐蚀性。5.5.3.4地基评价（1）天然地基评价①耕植土：场地分布较为普遍，该层均匀性差，松散，含植物根系，工程性质较差，不可作建（构）筑物天然地基持力层。由于该层厚度较小，建议施工时予以挖除。②黄土状粉土：褐黄色，稍湿，稍密，具湿陷性，高压缩性。根据场地附近的煤层气分输站资料，该层黄土状粉土为非自重湿陷黄土，湿陷量165.8mm,湿陷等级为Ⅰ49 级，轻微（具体湿陷性数据最终以本工程的试验数据为准）。地基土承载力特征值建议采用fak＝90～110kPa。当其强度、变形、厚度及均匀性等满足设计要求时，可作为一般建（构）筑物天然地基持力层。③－1细砂：湿～饱和，松散～稍密，地基土承载力特征值建议采用fak＝100～120kPa，中等压缩性。当其强度、变形、厚度及均匀性等满足设计要求时，可作为一般建（构）筑物天然地基持力层。③粗砂：湿～饱和，稍密，地基土承载力特征值建议采用fak＝140～160kPa，中等偏低压缩性。当其强度、变形、厚度及均匀性等满足设计要求时，可作为建（构）筑物天然地基持力层。④粉质粘土：可塑～硬塑，地基土承载力特征值建议采用fak＝150～170kPa，中等偏低压缩性。当其强度、变形、厚度及均匀性等满足设计要求时，可作为建（构）筑物天然地基持力层。其它地层埋深较深不宜做为天然地基持力层。（2）人工地基评价当上部地层不能满足工程主要建(构)筑物对地基条件，或者需要消除黄土湿陷性时，需采用人工地基。消除黄土湿陷性可采用换填垫层法、碎石挤密桩。消除砂土液化采用碎石挤密桩等处理方法。根据勘测任务书要求，厂区主要建筑物单柱底部荷载初估6000kN，要求天然地基承载力特征值初估200kPa；余热锅炉及烟囱基础要求天然地基承载力特征值初估200kPa，空冷器钢平台基础要求天然地基承载力特征值初估250kPa，机力通风冷却塔基础要求天然地基承载力特征值初估200kPa。结合场地的的地层条件，采用天然地基不能满足厂区主要建（构）筑物对承载力的要求。本场地地下水位较浅，浅层地层承载力较低，可以考虑采用碎石挤密桩或CFG桩复合地基处理方法，也可考虑采用桩基础。碎石挤密桩、CFG桩可考虑以⑥粉质粘土或⑧粉质粘土作为桩端持力层。有关复合地基的施工参数以现场原体试验数据为依据。设计时也可结合建（构）筑物的上部结构形式和柱列线间距，采用混凝土预制桩或钻孔灌注桩，可考虑以⑧粉质粘土作为桩端持力层。当采用混凝土预制桩，施工时在部分地段的③粗砂和⑥粉质粘土可能沉桩困难。根据地基土（岩）的物理力学性质，按《建筑桩基技术规范》（JGJ94-200849 ）表5.3.5-1、表5.3.5-2，将桩的极限侧阻力标准值qsik和极限端阻力标准值qpk见表5.5.3.4-1（其中，钻孔灌注桩参数按泥浆护壁钻（冲）孔桩取值）。49 表5.5.3.4-1桩的极限侧阻力及极限端阻力标准值岩性名称桩的极限侧阻力标准值qsik（kPa）桩的极限端阻力标准值qpk（kPa）混凝土预制桩钻孔灌注桩混凝土预制桩钻孔灌注桩①耕植土————②黄土状粉土4038——③粗砂7575——③-1细砂2522——④粉质粘土7570——⑤细砂5550——⑥粉质粘土90852800900⑦细砂60552500800⑧粉质粘土959035001000注：表中混凝土预制桩桩长按9～16m考虑；钻孔灌注桩桩长按10～15m考虑。上述推荐值供参考，有关桩基的设计和施工参数、施工工艺等，应以试桩结果为准。6工程设想6.1全厂总体规划及厂区总平面规划布置6.1.1全厂总体规划6.1.1.1厂址周边环境及电厂与周围工业企业的关系厂址距XX县城约7.5km，除厂址南侧已建成的XX煤层气集输站，厂址周边无其他工矿企业。49 根据XXXX集团的总体安排，电厂原位于龙门河西侧，LCBM厂位于河东侧，后考虑到电厂和LCBM厂的厂前区及附属设施可共用，具有工艺流程互补、用地紧凑等优势，并能够有效的节省投资，故将两厂的厂前区及附属设施区集中设置在一处,两厂总平面统一规划。厂址区域将建成：煤层气集输站、煤层气联合循环热电厂、煤层气液化厂（LCBM）、压缩天然气加气站（CNG）、液化天然气加气站（LNG）。国核电力规划设计研究院负责所有项目总体规划及电厂具体设计工作，陕西燃气设计院负责其他项目具体设计工作。其用地规划布置格局如下图所示：本工程总体规划及总平面方案，按照电厂用地位于河东方案论述，位于河西的用地方案，仅做总平面布置。6.1.1.2气源电厂气源来自厂址南侧的XX县煤层气集输站。6.1.1.3电力出线本工程暂以220kV等级向东接至厂址东侧约1km的XX变电站，最终接入系统方案待接入系统方案审查后确定。6.1.1.4水源本期工程生产用水水源为地表水，生活用水接自市政生活给水管网，本工程水资源论证正在进行中，暂认为地表水作为生产用水水源是可靠的，也是可行的。49 6.1.1.5电厂防洪厂址区域五十年一遇内涝水位尚未给出，目前厂区防洪暂按比河堤高3m考虑，即厂区室外地坪为1051.5m，可避免河流洪水位影响。最终方案待防洪评价专题报告审查后确定。6.1.1.6电厂排水厂区排水系统分为雨水排水、生活污水和生产废水排水。厂区排水采用分流制，即生活污水管道系统，生产废水管道系统和雨水管道系统。厂区生活污水处理后用于厂区绿化用水。厂区生产废水由管道汇集后自流至生产废水调节池，处理为满足排放标准的工业废水后排至厂西侧河道。雨水管暂按自流排放考虑。厂区雨水经管道收集后多点排至厂区西侧的河流中。6.1.1.7对外交通厂址东侧紧邻307国道，主要进厂道路及货运道路，均接自307国道。6.1.1.8施工规划本工程施工区生产及生活区均位于厂址西南侧，即原电厂用地区，用地面积分别为4.4hm2和0.6hm2。6.1.2厂区总平面规划6.1.2.1厂区规划格局1）建设规模本工程建设120MW等级煤层气联合循环热电机组，采用6B燃机+双压卧式余热锅炉+抽凝汽轮机，不考虑再扩建的条件。2）厂区总体布置格局本工程厂区总体布置格局主要根据以下条件确定：a）气源在厂区东南侧，紧邻厂区，中间由30m宽绿化隔离带分开。b）厂区可利用场地为东南-西北向，长约240m，宽约220m，基本为方形。c）厂区东侧紧邻307国道，对外交通均从该路引接。d）电厂与LCBM厂仅一墙之隔，LCBM厂位于电厂西北侧，两个厂共用厂前区。49 e）电厂采用直接空冷系统，风向对空冷平台朝向至关重要，目前厂址区域的气象资料尚未落实。如根据XX地区风玫瑰图，空冷平台可朝向南或东南方向较优；而考虑到厂区位于河谷区域，空冷平台布置宜平行于河谷方向，即空冷平台朝向东北或西南方向较优。f）厂区位于河西用地时，仅做总平面方案，不参与厂址位于河东用地总平面方案比较。根据以上分析，可确定厂区最优总体布置格局为：厂前区、辅助设施区靠近LCBM厂布置、出入口靠近307国道布置、空冷平台朝向东北或东南、调压站靠近南侧集输站布置。根据以上总图规划布置格局，确定了以下三个方案，分别论述如下：厂区总平面规划布置方案一详见FA04661K-Z-031）厂区主要建构筑物布置厂区建构筑物依厂区中部东北-西南向主干道分为两排布置：北侧一排主要为附属、辅助生产设施，自东北向西南依次为：办公楼、综合楼、生活楼、水处理中心、综合水泵房、净水站、机力冷却塔。南侧一排主要为主生产区，自东北向西南依次为：220kV屋内配电装置及网络继电通讯室、空冷平台、A列外变压器区、燃机-汽机主厂房、余热锅炉及烟囱、污水处理设施、材料库及检修间、调压站。2）厂前区布置本工程厂前区与LCBM厂厂前区按照集中办公、统一规划布置考虑，厂前区布置在厂区北侧靠近LCBM厂及307国道，方便出入和集中办公的需求，该区分别布置了办公楼、综合楼、生活楼，三个建筑围合成一个小广场，办公楼位于广场前，正对主入口，形成良好的空间及景观效果。3）厂区出入口设置根据人货分流的原则，厂区设置两个出入口，均接至307国道：电厂主入口位于厂区东北侧，货运出入口设在厂区东南侧。厂区总平面规划布置方案二详见详见FA04661K-Z-04方案二与方案一的主要区别在于：空冷平台朝向东南，燃机、汽机厂房、空冷平台、配电装置等主要生产设施旋转90°后布置在厂区西侧，辅助生产设施相应布置在主要生产设施东侧，厂前区布置在厂区最东侧。厂区总平面规划布置方案三详见详见FA04661K-Z-0549 方案三厂区布置在河西的位置，其主要生产设施靠近东侧河流侧布置，远离村庄，噪音影响最小，辅助生产设施布置在西侧，厂前区布置在最南侧，主要出入口向南接至216省道，货运出入口向东接至307国道，需要新建桥梁一座。6.1.2.2厂区总平面布置方案比较及推荐意见总平面方案优劣对比如下：a）方案一、二用地一样，技术指标相同。b）方案一主要生产设施远离LCBM厂，互相影响较小。c）方案一采用架空出线，方案二采用地下电缆出线，方案一投资较省。d）方案一、二空冷平台朝向，待气象资料更加明确后确定。f）方案三较方案一、二相比，在厂区位置上具有明显的劣势，在此不多做对比。综上所述，以上三个方案均是合理、可行的。本阶段结合业主意见，暂将厂区总平面布置方案一作为推荐方案。最终总平面布置将根据空冷气象观察数据进行相应调整。以下论述，均以方案一为基础。6.1.2.3厂区竖向规划厂址区地势较为平坦，自然地面标高在1047.8～1052.2m之间。综合考虑厂区地形及工艺条件，厂区竖向采用“平坡式”布置方案。由于目前厂址处50年一遇洪水位尚未给出，暂考虑厂址设计地坪标高为1051.5m。经计算本工程厂区填方量为9.82×104m3，挖方量0.4×104m3，，护坡填方量为0.15×104m3，总填方量为9.97×104m3，挖方量0.4×104m3。本期工程建（构）筑物基槽余土4.26×104m3，可待基槽开挖后回填至厂区，用于厂区二次平整。本工程需外购土，按照最初松散系数为1.1考虑，需购土量约为5.84×104m3。主要建（构）筑物标高如下：主厂房室内地坪标高：1052.0m办公楼楼室内地坪标高：1052.15m49 除办公楼室内外高差为0.45m外，其余建（构）筑物室内外高差均为0.3m。6.2装机方案6.2.1机组选型原则为了鼓励和促进热电事业的健康发展，2000年1月原国家计委、经贸委、建设部和环境保护总局发布了新的关于热电联产的文件—关于印发《关于发展热电联产的规定》的通知(急计基础［2000］1268号)。《规定》中明确指出：“热电联产具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益”，“各地区应结合当地的实际情况，因地制宜地制定发展和推广热电联产、集中供热的措施”，还进一步明确了“鼓励使用清洁能源，鼓励发展热、电、冷联产技术和热、电、煤气联产，以提高热能综合利用效率”。针对燃气－蒸汽联合循环热电联产，文件中第十四条明确指出“积极支持发展燃气－蒸汽联合循环热电联产”，而“以小型燃气发电机组和余热锅炉等设备组成的小型热电联产系统”，“具有效率高、占地小、保护环境、减少供电线损和应急突发事件等综合功能，在有条件的地区应逐步推广”。随着燃机技术的发展，以及国家能源结构的变化和对环保要求的提高，燃机电厂的发展势必会大大加速。燃气－蒸汽联合循环装置以其建设周期短、启停速度快、污染物排放少和热效率高等诸多特点已成为目前电力调峰的主要手段之一，也是当前高速发展经济、加强环境保护和提高热能综合利用效率的措施之一。由于XX地区有充足的煤层气资源，因此本期工程优先考虑装设燃气－蒸汽联合循环热电联产机组。选择机组型式及容量时要首先考虑满足热负荷的需求，其次要考虑煤层气的供应情况。为了提高机组热效率，达到提高能源综合利用率的目的，机组选型应根据热负荷需求进行。6.2.2燃气轮机比选49 燃气轮机分为工业重型燃气轮机和轻型燃气轮机。工业重型燃气轮机是专门为陆用发电而开发设计的，其特点是设备体积和重量较大，对燃料的适应性较强，既可燃用轻质油，也可燃用重油。机组启停也很快。工业重型燃气轮机的排气温度较高，当采用燃气－蒸汽联合循环时，其配置的余热锅炉产汽量较大，故汽轮机的发电出力和供汽量均较大，虽然该型燃气轮机单循环效率略低于轻型燃气轮机，但联合循环热效率略高。另外其设备的检修周期较长。工业重型燃气轮机既可带基本电负荷也可作调峰运行，如若两班制运行，则因启停次数多其寿命耗损将会比较严重。轻型燃气轮机系由航空燃气轮机派生，体积小，重量轻，设备部件精度高，对机组运行的环境条件要求也较苛刻。轻型燃气轮机启停迅速，单循环热效率较高，非常适宜于作调峰发电机组。轻型燃气轮机排气温度较低，当采用燃气－蒸汽联合循环时，其配置的余热锅炉产汽量较少，故汽轮机的发电出力和供热汽量均较小。另一方面，该型燃机初投资较高，而且燃气轮机的检修周期短，维修工作难度大，主要部件一般要返厂才能修理，运行维护费用较高。因此本工程考虑采用重型燃气轮机。根据机组容量，工程需配置2台40MW级重型燃气轮机组，主要机型有美国GE公司的PG6581B型燃气轮机，ABB公司的GT8型和西屋公司的251B10A型，性能参数详见下表。燃气轮机的型号与ISO性能参数厂家型号转速（r/min）ISO功率(kW)热耗率(kJ/kWh)热效率(%)千瓦造格($/kW)GEPG6581B3000416001114232.31267.01ABBGT-86300485001134231.74321.66西屋251B10A5420423001118432.19260.05从上表中数据可以看出，GE的PG6581B型燃机其热耗率较低，热效率较高，其次为西屋的型251B10A和ABB的GT-8型。GE的PG6581B型、ABB的GT-8型和西屋的251B10A型的比价依次为267.01USD/kW、321.66USD/kW和260.05USD/kW，可以发现，GE和西屋的两种型号比较接近，且比ABB的都要低。另外，在转速上，GE的是3000r/min，这与我国的50HZ用电要求是一致；而ABB和西屋公司的产品就需要进行速度转换。PG6581B型燃机已在南京汽轮电机有限公司实现了国产化，因此本阶段暂按南京汽轮电机有限公司生产的PG6581B型燃机考虑，下阶段主机将通过招标最终确定。49 6.2.3余热锅炉选型比较为了充分利用燃机烟气余热，提高热效率，热电联产工程配置余热锅炉及蒸汽轮机发电机组，配备的余热锅炉形式主要有单压余热锅炉，双压余热锅炉和三压余热锅炉。对于含灰、含硫量较高、价格并不昂贵的燃料，可以考虑采用单压无再热系统，这是由于在基本负荷下的燃气轮机排气温度一般在538℃以下，为防止低温腐蚀，锅炉排烟温度在160℃~165℃，甚至更高，联合循环电厂的效率虽然不高，但设备投资费较低，多应用于化工、钢铁和冶金行业。如果燃料价格较贵或需承担较高的负荷，可以考虑采用多压系统，该系统具有较高的效率，其投资费也较高，余热锅炉的排烟温度一般在110℃～140℃。燃用天然气等昂贵燃料和环保要求比较高的燃机电厂，宜采用三压再热系统，而锅炉排烟温度可选的很低，一般在90℃～110℃。本工程燃用煤层气，气源较为清洁，采用双压锅炉可将排烟温度进一步降低到110℃左右，燃机和联合循环汽轮机容量较小，设置三压锅炉型投资不经济。因此，本阶段暂按装设双压余热锅炉考虑。6.2.4装机方案比较6.2.4.1装机配置燃气－蒸汽联合循环机组中，燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机的匹配原则一般是，余热锅炉的进气参数与燃气轮机排气参数相匹配，汽轮机的进汽量与余热锅炉的蒸发量相匹配，以使能源的利用效率最大化。燃机、余热锅炉和蒸汽轮机的配置有一拖一、二拖一的系统方案，一拖一联合循环系统运行灵活，但汽机设备数量较多；二拖一联合循环系统汽机容量较大，机组效率较高。PG6581B燃机联合循环的常规配置是二拖一方案汽轮机采用双压进汽，一拖一方案采用单压进汽，根据已确定的工业负荷和采暖负荷需求，本工程机组选型有以下两个方案：方案一：采用一套“二拖一”燃气－蒸汽联合循环直接空冷供热机组；方案二：采用二套“一拖一”燃气－蒸汽联合循环直接空冷供热机组；（1）方案一：采用一套“二拖一”燃气－蒸汽联合循环直接空冷供热机组；49 由2套燃气轮机发电机组（含2发电机）+2台双压余热锅炉+1套40MW级直接空冷抽汽凝汽式蒸汽轮发电机组（含1台发电机）+1套空冷凝汽器构成。联合循环汽轮机为次高压机组，余热锅炉为双压锅炉，余热锅炉低压蒸汽在非采暖期作为联合循环汽轮机补汽，进入汽轮机发电；在采暖期作为采暖抽汽补汽供热网首站。在汽轮机故障工况下，为保证采暖负荷需求，高压蒸汽经减温减压后供采暖用汽。汽动压缩汽轮机采用余热锅炉高压蒸汽。如下图所示。方案一原则性系统图方案一的优点在于：·两台燃气轮机带动一台蒸汽轮机，设备少，系统相对简单。·机组效率较“一拖一”方案高。·燃机、余热锅炉可以独立运行，通过减温减压或者旁路的方式保证供热稳定。·空冷岛设计较为简便。方案一的缺点在于：·机组运行不灵活，由于2台燃机共用一台汽轮机，在汽轮机故障或检修停机期间，联合循环经济性稍差。（2）方案二：两套一拖一方案本方案由2台燃气轮机（含2台发电机）+2台单压余热锅炉+2台小功率抽凝式汽轮机（含2台发电机）+2套空冷凝汽器装置构成。方案二的提出主要是考虑到系统采用完全单元制配置，运行灵活，同时对供热可靠性的保证率较高，如下图所示。49 方案二原则性系统图方案二的优点在于：·采用单元机组，系统相对简单独立，运行控制方便。·汽轮机分别供热，在一台汽轮机故障时，联合循环经济性较高。方案二的缺点在于：·热效率相对于方案一略低，运行成本高。·动力岛占地较大。机组配置情况如下表所示。机组配置情况方案方案一（二拖一）方案二（一拖一）汽轮机抽凝机抽凝机燃气轮机数量22余热锅炉数量22蒸汽轮机数量12发电机2+12+249 主变压器2+12+2空冷凝汽器126.2.4.2联合循环出力比较经过与主机厂进行技术交流，2台PG6581B型燃机组成的联合循环机组各方案出力及供热参数如下表所示。联合循环出力比较参数单位方案一（二拖一）方案二（一拖一）ISO纯凝工况ISO供热工况ISO纯凝工况ISO供热工况燃料耗量m3/h27565275652756527565与下表不对应总电功率kW121443103983117452101392供热出力kW078247065966发电热耗率kJ/kWh7682.88972.87943.79202.0总热耗率kJ/kWh7682.85120.07943.75574.9可以看出，在相同燃料耗量的情况下，二拖一方案在总电功率、总供热出力、发电热耗率、总热耗率等各项经济指标都要优于一拖一方案。主要是两方面的原因：首先二拖一采用的是次高压参数的发电机组，自身发电效率比较高，而一拖一是中温中压参数，发电效率较低；其次二拖一使用的是双压余热锅炉，而一拖一使用的是单压余热锅炉，双压锅炉的热效率比单压锅炉要高，能源利用较为充分。综上分析，无论从设备投资还是发电和供热效益来看，二拖一方案都优于一拖一方案。因此本阶段推荐考虑采用二拖一方案进行。6.2.4.3机组运行小时数本工程燃气-蒸汽联合循环供热机组的运行小时数如下：1)冬季采暖期运行小时数：冬季采暖期149天，机组冬季运行小时数3576h。2)非采暖期运行小时数：机组全年设备利用小时数6500h，根据以热定电的原则，非采暖期运行小时数为3911h，全年运行小时数为7487h。不理解3)LNG工业用汽常年稳定供应，年设备利用小时数8000h。设计工况（平均温度7.6℃、大气压力896.7mbar、请用国际单位平均相对湿度6149 %)下主要设备规范如下：1)燃气轮机型式：PG6581B型(或同类机型)制造厂：南京汽轮电机(集团)有限责任公司(或同类厂家)数量：2台燃料：煤层气功率：37.228MW热耗率：11433kJ/kWh排烟温度：545.5℃排烟流量：133.39kg/s耗气量：11472Nm3/h2)余热锅炉型式：卧式双压锅炉制造厂：杭州锅炉集团有限公司(或同类厂家)数量：2台高压蒸汽参数：7.07MPa.a，468℃，64t/h低压蒸汽参数：0.318MPa.a，146℃，29.2t/h排烟温度：97.9℃3)汽轮机型式：LCZZK-30-6.77/0.294-0.3，背压15kPa抽凝汽式，直接空冷制造厂：南京汽轮电机(集团)有限责任公司(或同类厂家)数量：1台功率：26.84MW（纯凝工况）高压进汽参数：5.88MPa(a)，465℃，96.8t/h采暖抽汽参数：0.294MPa，149.89℃，56.02t/h4）全厂技术指标“二拖一”燃气-蒸汽联合循环机组方案技术经济指标如下表所示。二拖一方案全厂技术经济指标序项目单位工况49 号非采暖期采暖期全年1ISO工况额定出力MW111.23100.81—2煤层气低位发热量kJ/Nm332500325003燃气轮机出力MW37.22837.2284燃气轮机热耗率kJ/kWh11433114335汽轮机出力MW26.41017.287—6联合循环总出力MW100.86691.743—7年运行小时数h/a3915357674918年发电量×106kWh394.9328.17239单位供热量（MW）047.49747.49710年采暖供热量×104GJ061.14761.14711小时煤层气耗量Nm3/h22944—12年煤层气耗量×108Nm30.89830.82051.718813发电气耗Nm3/kWh0.19270.14640.179214供热气耗Nm3/GJ35.12735.12735.12715全厂热效率%69.4969.4916全年平均热电比%56.9956.99注:1.表中耗量是指在1atm，0℃状态下的体积流量。2.燃料低位发热量为32.5MJ/Nm3。由上可知，全厂热效率为69.49%，热电比为56.99%，均符合《热电联产项目可行性研究技术规定》中“常规燃气轮机热电厂”：“全厂年平均总热效率应大于55%”、“各容量等级燃气轮机热电联产的热电比年平均应大于30%”的要求。49 6.4热力系统6.4.1燃气—蒸汽联合循环机组燃气—蒸汽联合循环机组包括燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机等设备。燃气轮机排气排入余热锅炉，余热锅炉产生蒸汽驱动联合循环汽轮机发电，同时余热锅炉高压蒸汽提供LCBM用工业用汽。原则性联合循环系统流程图详见100-FA04461K-J-01。非采暖期，蒸汽轮机纯凝运行，经空冷凝汽器冷却后的凝结水依次经过凝结水泵、轴封加热器，与工业汽轮机凝结水一并送入余热锅炉，低压饱和蒸汽进入低压过热器，产生余热锅炉低压蒸汽；低压汽包中除过氧的给水经过给水泵，依次进入高压省煤器、高压汽包、高压过热器产生余热锅炉高压蒸汽。高压蒸汽和低压蒸汽进入汽轮机做功后，乏汽排入空冷凝汽器排气装置。采暖期，蒸汽轮机抽凝运行，经空冷凝汽器冷却后的凝结水依次经过凝结水泵、轴封加热器后与工业汽轮机凝结水、热网加热器疏水一并送入余热锅炉。高压蒸汽进入汽轮机做功后，乏汽排入空冷凝汽器排气装置，汽轮机抽汽和余热锅炉低压蒸汽进入热网加热器。1)高压蒸汽系统及旁路系统高压蒸汽系统采用母管制。高压蒸汽从余热锅炉高压过热器出口经过高压蒸汽母管输送至汽轮机主汽阀。本工程设置100%容量的旁路系统，旁路系统采用单元制，每台余热锅炉分别设置各自对应的蒸汽旁路系统。高压蒸汽经减温减压后，接至空冷凝汽器二级减温减压器，以满足机组启动和甩负荷时及时向凝汽器排除多余蒸汽，保证锅炉及汽轮机的安全。2)给水系统给水系统把低压汽包的出水升压后输送至高压省煤器。两台余热锅炉共设置3台容量100%的电动给水泵，2台运行，1台备用。3)凝结水系统XX处干旱地区，故采用直接空冷。凝结水系统将排汽装置热井中的凝结水输送至余热锅炉低温省煤器再进入低压汽包，在此过程中，凝结水被加热和除氧。系统设3台50%容量的凝结水泵和一台轴封加热器。凝结水泵2台运行，149 台备用。4）空冷凝汽器系统汽轮机低压缸排汽，接至带除氧功能的排汽装置，再经排汽管道进入空冷凝汽器。凝结水在空冷凝汽器中汇集后通过母管再进入排汽装置热井。5)抽汽系统汽轮机设置1级采暖抽汽，蒸汽送至厂内热网首站加热热网循环水。6）开闭式冷却水系统开式水系统的介质为处理后的水库地表水，为发电机空气冷却器、汽轮机冷油器、电动给水泵等冷却设备提供冷却水。闭式水系统的介质为化学除盐水，为燃机油冷却器提供冷却水。系统设2台闭式水板式换热器，1台运行1台备用；2台闭式水循环泵，1台运行1台备用；1台闭式水膨胀水箱。需要落实7）除盐水系统除盐水系统提供凝结水补水、闭式冷却水系统补水和余热锅炉的上水等，除盐水来自化学车间。8）空冷凝汽器抽真空系统在机组启动初期将空冷凝汽器内空气、附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求；在正常运行中除去空冷凝汽器空气区积聚的非凝结气体，维持汽轮机背压。汽轮机设2台100%容量水环式真空泵组，机组正常运行时，1台运行，1台备用。9）润滑油系统2台燃机和1台汽机各设1套润滑油系统。润滑油系统设备由主油箱、电动交流润滑油泵、直流润滑油泵、事故油泵、顶轴油泵和冷油器组成。系统向燃气轮机及其发电机、汽轮机及其发电机轴承提供润滑油，保证机组的正常运转。交流主油泵用于机组启动时向机组供油，直流事故备用油泵用于交流油泵事故情况下机组的正常停机。10)供热系统主厂房内设置热网首站，正常工况下采暖蒸汽来自汽轮机抽汽（0.29449 MPa，146℃）及余热锅炉低压蒸汽（0.318MPa，146℃）。采暖抽汽与低压蒸汽分别接至热网加热蒸汽母管，全厂共设3台管式（卧式）热网加热器。热网加热器的疏水经热网疏水箱，通过热网疏水泵加压，送入轴封加热器后凝结水母管。热网循环水系统采用母管制，供、回水母管均由汽机房A排前接入热网首站。热网循环水泵的作用就是将一次网的回水（水温70℃），送到热网加热器，加热至110℃，再将热水送往网内各热力站。热网循环水管道设计界限是厂区围墙外1米，本阶段热网管道暂按2根热网水管道考虑，1根供水，1根回水。此管道从汽机房A排前引出至厂区围墙外1米，与外网水管道相接。2根热网水管道在厂区内采用并排架空敷设方式。热网首站内设3台50%容量的热网循环水泵，2台运行1台备用。热网疏水系统采用母管制，共设3台50%容量热网疏水泵，2台运行1台备用。原则性供热系统流程图详见100-FA04461K-J-04。11）辅助系统本期工程厂内不设空压机房和氮气站，气源由LCBM统一设置的压气机提供。6.5燃烧系统由于煤层气成份与天然气基本相当，燃气轮机燃烧器为单燃料系统。燃烧系统相对简单，主要部分是燃气轮机本体范围的供气模块和燃烧器。烟气循环系统主要由燃气轮机、余热锅炉构成。空气由燃气轮机的进气装置经过滤后，引入压气机压缩后升压，然后进入燃气轮机燃烧室，燃烧后的高温烟气进入燃气轮机作功，带动发电机发电。燃气轮机排气经排气扩散管进入余热锅炉，余热锅炉与扩散管之间用金属膨胀节联接，吸收热膨胀并阻隔振动。燃机的高温烟气先在余热锅炉入口喇叭段继续扩散，至受热面前已均匀分布。再经过余热锅炉的过热器和各压力蒸发器，加热炉水生成过热蒸汽，送入蒸汽轮机作功。最后烟气温度降至约100℃左右，再依次通过钢制烟囱排入大气。每台余热锅炉配一根烟囱。机组首要任务是向XX县内的热用户供热，可不考虑单循环运行(即燃气轮机单独运行)，燃气轮机的排气口和余热锅炉的入口烟道之间不设旁路烟囱。由于煤层气为清洁能源，烟囱高度暂按60m49 考虑。烟囱高度的最终确定由环评审查意见和实际确定的锅炉型式来决定。燃机暂拟采用低氮燃烧技术，出口排烟中NOx排放可以控制在50mg/m3，满足氮氧化物的排污要求。具体需以环评报告批复为准。本工程两套燃气—蒸汽联合循环机组的燃烧系统按不补燃设计。6.6电气部分6.6.1概述本项目拟建设6B燃气－蒸汽联合循环机组。机组采用“二拖一”，由两台燃气轮发电机和一台蒸汽轮发电机组成。本项目包含液化煤层气项目的电源供应。本期暂按220kV一级电压接入系统，厂内设220kV配电装置。最终接入系统方案待接入系统方案审查后确定。待定6.6.2电气主接线发电机－变压器主回路接线6.6.2.1概述两台燃气轮发电机和一台蒸汽轮发电机均采用发电机变压器组单元接线。在每台燃气轮发电机出口支接厂用限流电抗器。发电机与主变压器之间，主变压器与厂用电抗器之间均采用电缆连接方式。每台燃气轮发电机经一台63MVA双卷有载调压升压变压器接入220kV电压系统，汽轮发电机经一台63MVA双卷无激磁有载调压升压变压器接入220kV电压系统。220kV为双母线接线，三进两出。6.6.2.2发电机出口断路器的设计方案考虑到汽轮发电机出口不装设断路器可提高供电可靠性，故在汽轮发电机出口不装设断路器。考虑到燃气轮发电机出口装设断路器避免了厂用电源切换的复杂性，更有利于机组的快速启动，可满足电网调峰要求时频繁起停，故在燃气轮发电机出口装设断路器。。6.6.2.3备用电源引接方案方案一：不设起动备用变压器，由厂内220kV配电装置经主变倒送厂用电。方案二：设起动备用变压器，由附近35kV变电站专线引接供电。49 比较以上两个方案，方案二比方案一增加一台35kV备用变压器及一条35kV线路，将相应增加35kV线路占地、配电装置及电缆等设备的投资。另外电厂还需要向供电部门缴纳备用变的容量电费。且方案一有利于机组快速启动，厂用电源直接由厂内220kV配电装置经两台燃机主变倒送，可靠性高，厂用电源无需切换。方案二经济性差，厂用电源切换复杂。综上所述，本项目推荐备用电源由厂内220kV配电装置经主变倒送的方案。6.6.3主要设备选择6.6.3.1燃气轮发电机额定功率：42MW额定电压：10.5kV额定频率：50Hz额定功率因数：0.8冷却方式：空冷6.6.3.2燃机主变压器额定容量：63MVA变比：242±8×1.25%/10.5KV形式：油浸、三相接线组别：YN，d11调压方式：双卷有载调压升压变压器6.6.3.3汽机主变压器额定容量：63MVA变比：242±2×2.5%/10.5KV形式：油浸、三相接线组别：YN，d11调压方式：双卷无激磁调压升压变压器6.6.3.4220kV设备由于受总平面布置的影响，220kV配电装置采用户内GIS，采用双母线接线方式，短路水平按50kA考虑。包括以下7个间隔：1)2个燃机主变进线间隔；2)1个汽机主变进线间隔；49 3)1个母联间隔；4)1个PT间隔；5)2个220kV架空出线间隔6.6.4厂用电系统厂用电压采用10kV和0.4kV两个电压等级。在每台燃气轮发电机出口支接厂用限流电抗器，接至10.5kV厂用母线，每台燃机设一段10.5kV厂用母线，分别带各自厂用负荷和汽轮发电机厂用负荷。本期工程共设两台工作变、两台水工变、一台空冷变及两台燃机启动变压器为低压厂用负荷供电。低压厂用电系统采用暗备用供电方式。LCBM的电源分别引自两段10.5kV母线段。6.6.5主要电气设备形式与布置6.6.5.1220kV配电装置目前采用较多的为屋内GIS和屋外敞开式两种方案。屋内GIS占地面积小，设备可靠性高，运行维护量小，安装施工量小，对外界电磁、噪音污染小。屋外敞开式设备造价低，但占地面积大、安装施工量较大、维护工作量大。随着近几年国内GIS制造技术的成熟，元件国产化率的提高，GIS价格大大降低，220kVGIS与屋外敞开式比总投资费用（包括设备费、土建安装、施工费）已很接近。对本工程而言，厂区面积紧张，屋外敞开式布置无法实现。故综合可靠性、安全性、经济性及环境保护等方面，选择采用屋内GIS方案。6.6.5.2主变压器布置本期工程燃机主变压器、汽机主变压器布置在汽机房外，厂用限流电抗器布置在汽机房内。6.6.6二次线、继电保护和自动装置6.6.6.1二次线控制部分（1）机组控制方式：本工程汽轮发电机及其辅助配电设施的控制保护设备布置在集控楼8.0m层的汽机电子设备间内。49 汽轮发电机电气部分具有完善的控制保护功能，设有励磁系统、同期装置、高压厂用电源快切装置、发电机保护及测量装置等，纳入全厂DCS系统，通过硬接线方式，对发变组、高压厂用电源系统及低压厂用电源系统的设备进行操作与监视。燃气轮发电机设置一个余热锅炉电气配电室，位于余热锅炉综合楼4.0m层。燃气轮发电机及其辅助配电设施采用厂家成套的控制、保护系统，电气设备的监控纳入DCS系统。（2）网络控制方式：设置网络微机监控系统（NCS），分为站控层和间隔层。站控层和间隔层通过光纤通讯。NCS留有与MIS系统的通讯接口。站控层设备设置两个主机兼操作员工作站、一个工程师工作站、一个五防工作站等。采用双以太网结构、双主机冗余配置。NCS站控层设备布置在集控楼8.0m层。间隔层设置保护管理机及其间隔设置的若干测控单元等。？？在220kVGIS装置内设置一个网络继电通讯室，网络监控系统的间隔层设备、系统保护和自动装置等均安装在该网络继电通讯室内。6.6.6.2直流及交流不停电电源系统（1）直流电源系统a）主厂房直流电源系统根据《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》的要求，本工程汽轮发电机组设置一组220V阀控式密封铅酸蓄电池，容量暂定为400Ah。燃气轮发电机设置一组220V（电压等级最终以燃机订货后的资料确定）阀控式密封铅酸蓄电池。正常以浮充电方式运行，动力及控制负荷合并供电，容量暂定为600Ah。蓄电池充电设备采用高频开关型，具有稳压、稳流及限流性能，满足蓄电池充放电的要求，每组蓄电池设置一组充电装置，高频模块按照N+1原则配置。直流系统采用单母线接线。直流馈线采用辐射状供电方式，每段母线设置一套微机直流绝缘监察装置。b）网络控制直流系统在220kVGIS网络继电通讯室内设置一个蓄电池室，装设一组220V阀控密封铅酸蓄电池，对网络部分控制、信号、继电保护、自动装置等负荷供电。正常以浮充电方式运行，容量暂定为300Ah。蓄电池设一组高频开关型充电装置。49 直流系统采用单母线接线方式。直流馈线采用辐射状供电方式，设置一套微机直流绝缘监察装置。（2）交流不停电电源系统本工程设置交流不停电电源装置作为微机监控、变送器和火灾报警等设备的220V交流电源。本工程全厂设置一套交流不停电电源（UPS）装置，容量暂定为40kVA，向分散控制系统、变送器、火灾报警及其他不能中断供电的负荷供电。布置在集控楼8.0m层汽机电子设备间内。6.6.6.3继电保护和自动装置（1）发变组保护发变组保护采用数字微机型保护设备。配置一套燃气主变压器保护。配置一套汽机发变组保护。燃机发电机保护由燃机厂成套提供。（2）自动装置本期设置一面发变组故障录波屏。本期共设置三套独立的数字式自动准同期装置。每台燃气轮机组设置一套数字式自动电压调节装置（AVR）。每段10kV厂用母线设置一套微机型厂用电源快切装置。6.6.6.4火灾报警系统本期工程设置一套全厂火灾报警系统，火灾报警设备采用智能型，实现三级控制和报警，即就地报警控制、区域报警控制和集中控制室集中报警控制。在集中控制室内布置集中火灾报警控制盘。在燃机主厂房和汽机主厂房、网络继电通讯室等区域分别设置区域报警屏。区域报警屏与集中报警屏之间采用通讯连接。燃机罩壳内的火灾报警系统由燃机供货商成套设计供货，联入全厂火灾报警及探测集中屏。49 6.7燃气输送系统根据业主提供的资料，本项目煤层气通过高压管线提供品质参数合格的煤层气。由于不同燃机厂对燃机入口压力要求不同，PG6581B燃机入口压力要求为2.4MPa.g，而供给的煤层气的压力为2.5~3.2MPa.g，需设置调压站。煤层气调压站内设有入口单元、粗过滤分离单元、精过滤分离单元、加热单元、调压单元和计量单元。之后进入燃气轮机的前置模块和DLN模块，再进入燃气轮机的燃烧室。入口单元包括入口绝缘接头、紧急关断阀。过滤单元分为粗过滤和精过滤两个单元，粗过滤单元设有一台100%容量的粗过滤器和100%容量的旁路；精过滤单元设有两台100%容量的精过滤器。调压单元按3组50%容量调节阀组考虑。煤层气接收处理站和燃气轮机前置模块均设置对空放散管和煤层气凝析液收集装置。煤层气接收处理站所有设备、管路及附件系统均按两台燃气轮机容量选择。考虑到煤层气可足量稳定供应，厂内不再设置燃气储罐。原则性燃机调压站系统流程图详见：100-FA04461K-J-03。6.8化学部分6.8.1设计范围锅炉补给水、热网补充水、LCBM系统闭式循环水补充水，循环冷却水处理，热力系统化学加药，汽水取样，化学实验室等。6.8.2水源及水质因现阶段水资源论证报告尚未完成，也无水源水质全分析资料，本工程锅炉补给水处理系统暂以地表水作为设计水源，并以参考水质资料（娘子关供水工程水质全分析）作为设计依据，请建设单位补充符合规程（小型火力发电厂设计规程）规定的全年逐月水质全分析资料以便于开展下阶段的设计工作。娘子关供水工程水质全分析报告见下表：参考水质资料工程名称：取样深度：　米取样日期：2006年11月07日取样位置：样品外观：报告日期：2006年11月14日取样水温：　℃水样编号：49 数量单位项目mg/lmmol/l数量单位项目mg/lmmol/l阳离子K＋＋Na＋72.273.14总固体689.00Ca2＋32.061.6溶解性固体663.00Mg2＋85.097.00悬浮性固体26.00Fe2+0.060.00电导率（25℃，μs/cm）869Fe3+0.040.00总硬度8.60Al3+0.040.00碳酸盐硬度4.40NH4+非碳酸盐硬度4.20Ba2+酚酞碱度0.10Sr2+甲基橙碱度4.30∑阳189.5711.75总碱度2.43阴离子Cl－53.181.50pH值8.20SO42－278.585.80游离二氧化碳HCO3－256.284.20可溶性硅（SiO2）8.00CO32-6.000.20非活性硅（SiO2）NO3-3.200.05（COD）Mn4.16NO2-0.030.001(BOD)2HSiO3耗氧量2.24∑阴597.2711.752酸度6.8.3锅炉补给水处理系统6.8.3.1锅炉补给水处理系统出力的确定水处理设备的出力，应按热电厂全部正常水汽损失之和确定。各项损失具体见下表：发电厂各项正常汽水损失表序号损失类别数量（t/h）备注1厂内水汽循环损失3.5锅炉额定蒸发量的2%49 2锅炉排污损失0.9锅炉额定蒸发量的0.5%3闭式冷却水损失1闭式冷却水量的0.3%4LCBM系统所需除盐水3锅炉补给水量合计8.41闭式热水网损失6.5热水网水量的0.5%（预脱盐水）由上表可知，本期锅炉补给水处理系统的出力按9t/h设计。6.8.2.2锅炉补给水处理系统的选择根据参考水质及机组对给水品质的要求，锅炉补给水处理系统工艺选择为过滤、反渗透、EDI，具体流程如下：水工净水设备来水→双介质过滤器→细砂过滤器→一级反渗透→二级反渗透→EDI→除盐水箱→除盐水泵→主厂房、LCBM系统补水。热网补水原则性锅炉补给水处理系统图见100-FA04661K-H-01图，处理后的水质满足机组水汽质量要求。6.8.3.3系统的运行控制除正常巡视和药剂补充外，系统全部程序化运行。6.8.4循环水处理系统本工程循环冷却补充水采用地表水，循环水采用加酸加阻垢剂处理，并定期投加杀菌剂作杀菌灭藻处理，循环水设计浓缩倍率为4.根据《火力发电厂凝汽器管选材导则》，结合参考水质资料及循环水浓缩倍率，推荐换热器材质为TP316不锈钢。请与机务协商。6.8.4废水收集双介质过滤器和细砂过滤器反洗排水收集后送至全厂原水处理系统回收利用。锅炉补给水处理系统一级反渗透浓水满足排放要求，可以直接排放，锅炉酸洗废水及其他废水均排至250m3的锅炉酸洗废水池中和合格后排放。6.8.5热力系统加药系统为减轻热力系统腐蚀，给水设1套加氨装置和1套加联氨装置；为防止锅炉结垢、腐蚀爆管，炉水设1套加磷酸盐装置。49 6.8.6汽水取样系统为了监督机组水、汽系统的水汽品质，每台机组设1套水汽集中取样分析装置。6.8.7绝缘油处理设一套Q=600L/hP=0.5MPa的移动式真空滤油机用于绝缘油处理。6.8.8化验室及化验仪器本工程设有水、油化验室，并配备与高压机组相应的化验仪器。6.9热工自动化部分6.9.1设计范围本期燃气-蒸汽联合循环机组及其辅助系统安装一整套检测、控制、自动化系统，以保证机组的安全、可靠、经济运行。设计范围包括：1）燃气轮机发电机组及其辅助系统的热工自动化控制2）余热锅炉（HRSG）系统的热工自动化控制3）汽轮发电机及其辅助系统的热工自动化控制4）辅助车间/系统的热工自动化控制，主要包括：a.化学水处理系统：包括化学补给水处理系统、汽水取样、化学加药系统和辅机循环水处理系统等；b.供排水系统：包括综合水泵房、补充水泵房、排水泵房系统等；c.其它辅助生产系统：烟气检测装置（CEMS）、热网首站和空冷系统等；d.空调及采暖加热系统；e.煤层气调压站系统；5）水网集中监控系统的热工自动化控制。6）全厂闭路电视监视系统（CCTV）的热工自动化控制6.9.2控制方式本工程采用燃机、余热锅炉、汽轮发电机及辅助系统、电气系统集中控制方式，设一个集中控制室。采用一套分散控制系统（DCS）实现，配合必要的专用自动化装置实现对燃气-蒸汽联合循环机组的集控运行。DCS系统除了完成机组的监控功能外，还完成空冷系统、空压站、辅机循环水泵房和热网首站等的监控。49 6.9.3机组运行方式本工程安装2台6B级二拖一燃气-蒸汽联合循环供热机组，机组可按冷态、温态、热态、极热态几种方式启动和升降负荷，蒸汽轮机可采用定压和滑压方式运行。6.9.4自动化水平（1）联合循环机组自动化水平a.机组采用机、炉、电集中控制。网控控制设在机组集中控制室内，不再设置单独的网控控制室。全厂BOP辅助系统也在集控室监控。b.机组以分散控制系统（DCS）作为机组监视和控制的中心，由分散控制系统（DCS）实现机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、发电机-变压器组及厂用电控制（ECS）、燃机控制（TCS）、汽机数字电液调节系统（DEH），汽机紧急跳闸系统（ETS）、汽机本体监视系统（TSI）、旁路控制（TPC）等功能。燃机及汽轮机控制系统随主设备供货，系统与DCS通过通讯和硬接线的方式交换数据，在条件允许的情况下采用与DCS硬件设备一体化，以共享操作员站、工程师站和就地测量仪表的信号。在集中控制室实现对燃机--汽机--发电机、余热锅炉、发电机-变压器组、厂用电系统及辅助系统集中监视与控制。从适用、可靠、先进的原则出发，本工程顺控设计以功能组级和子组级为主，以达到机组能以较高的自动化水平实现启动、监视、控制、停机和事故处理。顺序控制的设计应符合保护、联锁操作优先的原则。在顺序控制过程中出现保护、联锁指令时，应将控制过程中断，并应使工艺系统按保护、联锁指令执行。顺序控制在自动运行期间发生任何故障或运行人员中断时，应使正在进行的程序中断，并应使工艺系统处于安全状态。热工自动化水平可达到：■在少量就地巡检人员配合下，在集控室内以操作员站LCD和键盘（鼠标）为监控中心，实现机组启动、运行工况的监视和调整、停机及事故处理。■采用协调控制策略，将燃气轮机－余热锅炉－蒸汽轮机作为一个被控整体实施自动控制，适应机组在启动过程和不同负荷下安全运行，并考虑在机组事故和异常工况下相应的联锁保护。49 ■当机组发生异常或事故时，联锁保护系统自动切投相应的系统或设备，使机组能在安全工况下运行或停机。同时在DCS操作台上配置联合循环机组硬接线紧急停止按钮及重要辅机的硬接线操作按钮，以确保机组在紧急情况下安全停机。(2)辅助车间级自动化水平：采用与机组DCS一致的硬件，即全厂采用一套分散控制系统（DCS），外围工艺辅助系统均纳入DCS控制系统，其他少量较为独立的工艺系统由厂家成套配供独立PLC控制系统，采用通讯的方式接入DCS进行统一的监控。也可采用可编程控制器PLC＋上位机，设置辅助车间（BOP）网，在集中控制室设置辅网操作员站集中监控。各辅助车间作为独立的控制系统，采用可编程控制器（PLC）进行控制，PLC系统设置就地临时操作员站，以便于投运初期的调试。辅助车间除锅炉补给水设就地控制室，其他系统均不再设置就地控制室，只保留电子设备间，不设置固定值班人员。辅助车间包括汽水取样系统、锅炉补给水处理系统、化学加药系统、辅机循环冷却水处理系统、综合水泵房系统、补充水系统、排水系统、采暖通风系统等。热工自动化水平可达到：■在少量就地巡检人员配合下，在集中控制室或辅助车间控制室内，通过操作员站实现辅助车间工艺系统的启停、运行工况监视和调整、事故处理等。(3)厂级管理信息系统（MIS）：全厂设置一套厂级管理信息系统（MIS），以提高整个电厂的自动化控制与管理水平，MIS与分散控制系统（DCS）、电气网络监控系统（NCS）、暖通空调等控制系统之间实行通讯联系，使全厂的信息资源共享，将全厂的监控、管理水平由机组级提高到全厂级。6.9.5全厂工业电视监视系统（CCTV）设置全厂工业电视监视系统（CCTV），对无人值班的辅助车间运行状况、一些重要辅助设备的运行状态及一些危险区域，通过就地摄像头、传输电缆把现场的视频信号传到集中控制室、生产厂长办公室等，在LCD终端上实时显示，以便对全厂的各个生产及辅助生产场所进行直观的视频监视。6.9.6随主设备供货的控制设备1)燃机控制系统49 1)汽机数字电液调节系统（DEH）2)汽机紧急跳闸系统（ETS）3)汽机安全监视系统（TSI）6.9.7热工试验室本期工程新建热工试验室，热工试验室设备数量按新建机组容量考虑。6.10动力岛布置动力岛主要包括2台PG6581B型燃气轮机(各带1台发电机)、2台余热锅炉和1台抽凝式汽轮机（带1台发电机）及其辅助设备。燃气轮机与余热锅炉均采用露天布置（考虑防护），汽机及其发电机、热网首站所需设备为室内布置。双压卧式余热锅炉和燃气轮机呈T形布置。除氧器、高压汽包和低压汽包布置在余热锅炉上，给水泵、省煤器再循环泵和闭式水装置，均布置于两台余热锅炉之间的余热锅炉综合楼0m层，余热锅炉综合楼4m布置化学取样、加药间、余热锅电气配电室和蓄电池室。汽机房和燃气轮机平行布置，和余热锅炉呈T型布置于烟囱侧。发电机出线平行于汽轮机轴线引出。汽机房靠发电机端预留了检修场地。汽机房机头侧布置热网首站。主厂房的主要尺寸见下表：序号项目单位数据1汽机房长度m512汽机房跨距m183汽机房柱距/热网首站柱距m6/94汽机房运转层标高m85汽机房行车轨顶标高m16.36汽机房屋架下弦标高m19.47汽机房屋面标高m22.38辅助间（电气控制单元）长度m5149 9辅助间（电气控制单元）跨距m910辅助间（电气控制单元）m6/911汽机房A排距燃气轮机中心线距离m75.1512余热锅炉烟囱中心线距燃气轮机中心线距离m31.6513余热锅炉中心线之间距离m33主厂房布置详见图纸100-FA04661K-J-05主厂房区域平面布置图、100-FA04661K-J-06主厂房区域断面布置图。6.11建筑结构部分6.11.1建筑设计6.11.1.1汽机房及辅助间布置本期汽机房柱距为7m及9m，共7跨，其中7m柱距一台机共6跨；9m柱距一台机共1跨。纵向总长度为51m。汽机房：布置于A、B轴之间，跨度为18m，共分三层，标高分别为±0.00m、4.00m及8.00m。其中8.00m层为汽机房运转层。吊车轨顶标高暂定为16.30m，屋面钢屋架下弦标高暂定为19.40m。汽机房辅助间：布置于B、C轴之间，跨度为9m，共分三层，标高分别为±0.00m、4.00m及8.00m。±0.00层布置电抗器室、配电室及空压机室等，在靠近1轴楼梯处布置卫生间。4.00m层布置蓄电池室、配电室及电缆夹层。8.00m层布置集中控制室、电子设备间、工程师室、交接班室、空调机房及卫生间。主厂房防火按丁类二级考虑,疏散及防火严格按照《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）、《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-2006）执行。汽机房的屋面利用屋顶通风器排风。蓄电池室布置通风设施，主厂房无特殊防爆要求。6.11.1.2其他主要生产建筑49 首先满足工艺流程和使用功能的要求，根据功能特点确定建筑的布局，解决好建筑疏散、防火防爆、防水、耐腐蚀、抗震、保温节能、采光、通风和生活设施等问题。6.11.1.3附属生产及厂前公共建筑面积标准附属生产及厂前公共建筑面积统计表序号建筑物名称面积标准（m2）备注1办公生活楼10000办公5000，生活楼50002材料库检修间13003警卫传达室504警卫室406.11.2结构部分6.11.2.1设计参数地震参数：根据《中国地震动参数区划图（GB18306—2001）》，《建筑抗震设计规范》（GB50011—2010），本场地抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.10g，属设计地震第二组。6.11.2.2地基处理与基础与水工结构保持一致根据现有的地质资料以及燃气机组的荷载工况要求，本工程厂址场地工程性质不能满足电厂建、构筑物的使用要求，需进行地基处理。热机动力岛区域（主厂房、余热锅炉及烟囱、汽机基础、燃机基础）、220kVGIS及继电器室、办公楼、生活楼、材料库及检修间以及A列外构筑物的地基处理方式拟采用水泥粉煤灰碎石桩（CFG桩），桩径暂定Φ350mm，其他辅助建构筑物拟采用天然地基（局部毛石混凝土换填）。6.11.2.3基础选型主厂房基础采用柱下独立基础；基础埋深为-4.00～4.50。燃机基础为现浇钢筋混凝土大块式基础；余热锅炉及烟囱基础采用现浇钢筋混凝土板式基础；220kVGIS及继电器室、化学建筑物、厂前区等建筑物基础均采用现浇钢筋混凝土独立基础。6.11.2.4结构选型6.11.2.4.1主厂房结构49 主厂房采用现浇钢筋混凝土框排架结构，汽机房屋面采用梯形钢屋架，屋面采用大型预应力混凝土屋面板。汽机基座采用现浇钢筋混凝土框架结构，基座与主厂房结构之间从上至下设缝完全脱开。余热锅炉综合楼：二层现浇钢筋混凝土框架结构。余热锅炉及烟囱本体为钢结构，由制造厂家负责设计并供货。6.11.2.4.2电气建构筑物220kVGIS及继电器室为单层框排架结构。变压器基础为现浇钢筋混凝土结构；防火墙为砌体结构；架构柱采用钢筋混凝土离心杆构架柱，架构梁采用三角形桁架，采用热喷锌防腐。汽机事故油池、燃机事故油池：地下钢筋混凝土箱型结构6.11.2.4.3化学建（构）筑物水处理中心及化验室,为单层现浇钢筋混凝土框排架结构。循环水加药间,为单层现浇钢筋混凝土框架结构。水处理中心及化验室室外设施,为地下钢筋混凝土箱型结构或现浇钢筋混凝土大块式基础。6.11.2.4.4其他辅助、附属建（构）筑物办公楼、生活楼、检修材料库、警卫传达室及警卫室均为现浇钢筋混凝土结构，砌体围护。热网管架、综合管架：钢筋混凝土支架，纵梁为H型钢梁。6.11.2.5抗震设计根据《火力发电厂土建结构设计技术规定》（DL5022-93）及《电力设施抗震设计规范》（GB50260-96），本电厂所有建构筑物按7度抗震设计。49'