煤矸石综合利用发电机组技改工程项目可行性研究报告 91页

'煤矸石综合利用发电机组技改工程项目1.项目简介1.1概况煤矸石综合利用发电机组技改工程，是由湖南省资兴焦电股份有限公司承建，电厂规模为1×60MW＋1×240t/h循环流化床锅炉。资兴焦电股份有限公司于2001年3月筹建。公司前身为资兴矿务局煤电焦化总厂。总厂建于1958年，2000年11月享受国家政策性破产重组改制。公司位于资兴市三都镇南端1.4km，距郴州市46km，资兴市8.7km。公司下辖洗煤炼油厂、煤矸石发电厂、焦化厂三大分厂。年产洗精煤60万t、冶金焦42万t、煤焦油1.5万t、发电能力为1亿kw.h。现有职工863人，固定资产原值近1亿元，净值3000万元，年创产值5.6亿元。煤矸石发电厂是根据原煤炭部（85）湘煤科字第385号文转批煤炭部加工利用局（85）煤加利字第44号文批准兴建的，总建设规模为3×35t/h＋3×6MW。一期建设2×35t/h锅炉＋2×6MW汽轮发电机组，并考虑留有扩建1机1炉的位置。电厂锅炉以洗煤炼油厂的洗矸石和三都矿区不能外销的开采煤矸石及废弃煤矸石为主要燃料。资兴煤矸石综合利用发电机组技改工程，原考虑两个厂址方案，一是在原厂址就地扩建改造，二是在东江精细化工厂，经过比选分析，确定采用原厂址方案，此方案可利用原电厂设施投资较少。１３ 厂区交通方便主要有：铁路与京广铁路支线许（家洞）三（都）线终点三都火车站相连，厂区公路与郴州、永兴等地相通。1.2设计依据⑴国家发展和改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知。发改能源[2004]864号⑵国家发展改革委办公厅关于加强煤矸石发电项目规划和建设管理工作的通知。发改办能源[2004]864号⑶能源节约与资源综合利用“十五”规划⑷湖南省经济委员会湘经投资[2004]261号文，关于湖南省资兴焦电股份有限公司60MW煤矸石发电综合利用项目发展规划的批复（附件1）⑸湖南省资兴市国土资源局资国土资函[2004]45号关于资兴焦电股份有限公司6万kw机组技改项目用地选址问题的复函（附件2）⑹湖南省资兴市环境保护局，关于综合利用煤矸石2×60MW发电机技改工程项目立项初步意见。⑺资兴焦电股份有限公司有关文件及所提供的基础资料1.3建厂的必要性1.3.1为了促进地方经济和企业的可持续发展，充分利用当地煤矸石使其变废为宝。资兴市境内含煤地质分布主要集中在三都镇及周边地带，分布甚广，煤炭资源十分丰富。资兴市地方煤业有限公司和宝源煤矿，每年可向电厂提供55万t，发热量小于12600KJ/Kg的煤矸石燃料，由于煤矸石不能供一般民用及工业用的锅炉使用，因此各矿区都积累了大量煤矸石。将这部分煤矸石用来发电，既解决了矿区的堆放场地，又解决了当地的生态环境。根据[能源节约与资源综合利用“十五”规划]１３ 要求：节能降耗，资源综合利用作为技术开发和技术改造的重点。按照国家发展和改革委员会办公厅文件，发改办能源[2004]864号文要求：认真做好煤矸石综合利用及煤矸石发电规划。煤矸石是煤炭生产和加工过程产生的固体废弃物，根据其矿物特性，可用于发电、生产建材和复垦、回填等。要以提高煤矸石资源综合利用率和消除煤矸石的环境污染为目标……制定切实可行的煤矸石综合利用规划，并将煤矸石发电纳入该规划。原电厂2×35t/h锅炉为第一代沸腾炉，后经多次技改，但发电标准煤耗率仍高达760g/KW.h，造成能源的极大浪费。为了提高企业经济效益，改变厂区大气环境。拆除原有厂址的2×6MW机组，改建1×60MW＋1×240t/h循环流化床锅炉机组，并考虑再扩建1台同型号机组的可能。通过国内外运行实践证明，采用循环流化床锅炉燃用煤矸石发电，是消除煤矸石的最好途径，同时采用循环流化床锅炉也是减少污染，保护环境的最好措施之一。在煤矸石中掺烧一定比例的石灰石，可以除去燃料中80％的SO2，炉膛燃烧温度在850～900℃时可减少60％NOX的排放量，采用4电场电除尘器，除尘效率可达99.75％。因此新电厂建成后，厂区大气环境将会有很大的改善。1.3.2资兴市电力是以水电为主，随着近几年经济蓬勃发展，电力需求逐步增大，到2006年全年预计装机容量缺27.5MW，2010年装机容量缺61.1MW。郴州市预计2005年丰水期负荷容量缺132MW，枯水期缺412MW。由以上数据可看出，随着当地经济的迅速发展，需要负荷不断增加，其后电力电量缺额将会越来越大。因此本工程的建成将缓解当地经济发展中缺电的瓶颈问题，并改善和优化郴州市和资兴市的电网电源结构。１３ 1.4设计原则及设计范围1.设计原则⑴本期技改工程为1×60MW凝汽式发电机组和1×240t/h循环流化床锅炉。⑵电厂厂址在原电厂厂区内。⑶电厂用煤矸石，由资兴市地方煤业有限责任公司和资兴矿业集团公司所属各矿供应。⑷电厂供水由周源山矿井排水、南平硐矿井水，宝源河河水供给，采用一机一塔，冷却塔冷却面积为2500㎡。⑸采用四电场电除尘器，除尘效率为99.75％。1台炉选用1座烟囱其高度为150m，出口直径为4m。⑹电厂的灰、渣场仍利用原厂的灰、渣场，其灰渣全部由资兴东江金鑫水泥有限公司、资兴市德兴水泥有限公司、东江金磊水泥有限公司等四家建材公司作为水泥掺和料使用。2.设计范围⑴本工程的可行性研究范围和深度按原电力部颁发的DLGJ118-1997《火力发电厂可行性研究报告内容深度》和《电力工程项目核准暂行办法》的要求进行编制。⑵负责技改电厂机炉选型，厂内燃料输送、贮存系统和供应方案，厂内的各有关工艺系统流程的主要设备配置及相关建筑安装工程，三废排放及治理方案，项目实施规划及电厂劳动组织定员、工程投资估算及经济效益评价等。3.由电厂另行委托设计项目⑴电厂上网接入系统１３ ⑵电厂供水水源的论证⑶电厂厂址区域环境影响评价报告1.5主要技术经济指标⑴总投资：静态总投资：26330万元动态总投资：26905万元⑵单位kw静态投资：4388元/kw单位kw动态投资：4484元/kw⑶年发电量：360000MWh⑷年供电量：324000MWh⑸年利用小时：6000小时⑹发电标准煤耗：0.376kg/kWh⑺投资回收期（所得税后）：7.05年⑻全部投资财务内部收益率（所得税后）：14.7％(9)投资回收期（所得税前）：6.62年(10)全部投资财务内部收益率（所得税前）：17.2％2.电力系统2.1电力系统现况2.1.1湖南省电力系统现况湖南电网是华中电网重要组成部分，处于华中电网的南部。2003年湖南省发电总装机容量为13049.97MW，其中：水电6603.24MW，火电6446.73MW，水火电装机比为50.6：49.4。年发电量539×108kW·h。其中：水电244×108kW·h，火电295×108kW·h。湖南电网拥有500kV变电所5座，主变容量4250MVA，500kV线路1148km；220kV变电所59座，主变容量11970MVA，220kV线路7618km。１３ 截止2003年底湖南省全社会用电量548.5×108kW·h，其中：第一产业用电39.48×108kW·h，占7.2%；第二产业用电370.49×108kW·h，占67.5%；第三产业用电56.29×108kW·h，占10.3%；生活用电82.28×108kW·h，占15.0%。2003年全省统调最大负荷7196MW，平均日负荷率0.85。全省人均用电量823kW·h。目前，全省人均装机容量、人均用电量大大落后于全国平均水平，2003年分别为0.1959kW/人和823kW·h，为全国平均水平的60%左右。随着湖南省工业速度的加快，供需矛盾日益突出，并将日趋严重。必将对湖南经济发展的整体战略的实施产生严重影响。2.1.2资兴地区电网现状及规划目前在资兴地区电网主要依托鲤鱼江电厂和小东江电厂供电。截止2003年底在资兴地区拥有省网直属110kV变电站2座，即秀水变、团山变，主要容量分别为2×31.5MVA和1×31.5MVA。中压配电网络以秀水、团山110kV变电站为枢纽，形成35kV环网和10kV放射网的电网结构。省网与资兴地区电量交换主要通过秀水—瓦家坳的110kV线路完成。同时资兴市电力集团公司拥有一个独立的水电电力网络。截止2003年底，在资兴地区拥有大小水电站60余座，总装机容量65MW。拥有110kV变电站3座，即瓦家坳、凉亭、新区变，主变容量分别为1×16＋1×20MVA，1×8MVA和2×20MVA。中压配电网络以瓦家坳、新区110kV变电站为枢纽，形成35kV环网和10kV放射网的电网结构。资兴市电力集团公司的110kV电网系统通过瓦家坳—秀水的110kV线路实现与省网的联网。在三都附近又有35kV变电站和新建的110kV石鼓村轧钢厂变电站，电源取自瓦家坳110kV变电站。2003年省网在资兴地区售电量为26432万kW·h１３ ，其中售资兴市电力集团公司电量为3775万kW·h；售资兴矿业集团10MW·h，售金磊水泥厂10MW·h，其它2600万kW·h，最大统调负荷为56MW，其中资兴市电力集团最大下网负荷为22MW。2003年资兴市实际用电量高达1.4亿kW·h（不含省网在资兴的售电量）。近几年随着资兴市工业发展和第三产业的快速发展，资兴市用电量增长率高达20%左右，尤其是干旱时期和枯水季节，水电机组实际出力低，缺电现象严重。目前，资兴市最大用电负荷超过55MW，高峰时期需从省网倒电20MW，尖峰时段倒电超过30MW。2006年—2010年期间，省网在资兴市境内将规划新建1座220kV变电站（资兴变），扩建1座110kV变电站（团山变），并完善110kV网络结构，形成2个110kV单环网。近年来，由于高载能负荷的迅速增长，资兴地区电网网架结构薄弱，供电能力不足等问题非常严重，主要存在以下问题：A.电网供电薄弱，供电可靠性低。B.电源结构不合理，水电所占比例过大，枯水期长，调峰能力差。C.有功缺额大，无功容量不足，电压低的问题日益突出。2.1.3资兴矿业集团电网现状资兴矿业集团拥有35kV变电站3座，主变6台，即矸石发电厂，周源山、唐洞变，其主变容量分别为2×8MVA、2×6.3MVA和2×3.2MVA，全部采用一用一备的运行方式。集团公司拥有小火电厂1座，即资兴焦电股份公司煤矸石发电厂，装机容量为2×6MW，另有焦炉煤气发电机组，装机容量为8×0.5MW，即总容量为16MW机组规模。现矸石发电厂两台主变采用并联运行方式。矸石发电厂35kV变电站通过矸石发电厂—团山、矸石发电厂—周源山—唐煤—１３ 秀水两回35kV线路分别接入团山110kV变电站和秀水110kV变电站。2.2资兴地区电力负荷预测因资兴矿业集团内部所需电量与原有发电量基本平衡，因此无需对资兴矿业集团进行负荷预测，只根据资兴目前地方负荷水平及今后的发展情况，对资兴地区进行负荷预测，预测表见附表2.1表2.1　　资兴市地方负荷预测表　　　单位：MW年份负荷2003年（实际）2004年2005年2006年2010年地方负荷50607282.8121.2综合负荷46.856.167.377.4113.3注：最大负荷同时率按0.935计。根据表中数据可以看出，资兴地区的地方电力负荷到2005年将达到72MW，年平均增长率为20%。到2010年将达到121.2MW。电力负荷增长迅速。因此本工程拟建的1×60MW机组，所发电量全部通过1×70000kVA变压器升压至110kV上网。所发电量即可保证本企业用电的安全可靠运行，又可以满足资兴地区的电力需求。2.3电力、电量平衡根据湖南郴州市电业局对资兴地区的电网装机安排和负荷预测，资兴地区的电力平衡表见附表2.2表2.2　资兴市地方电力平衡预测表　　　单位：MW年份项目2003年（实际）2004年2005年2006年2010年１３ 需要负荷46.856.167.377.4113.3水电站供电能力24.624.649.949.952.2需电网供给电力2231.517.427.561.1注：上表中水电按装机容量46%计算。从资兴地区的电力平衡表可以看出，从2003年开始资兴地区电力供应就已出现较大亏缺，2004年其亏缺更大。到2010年，资兴市电力供应一直会存在严重的电力供应紧缺。本项目1×60MW机组预计在2006年投产发电，厂用电率按11%计算，上网负荷为53.4MW，正好能满足此时资兴市用电量的需求。由电力、电量平衡表可知，资兴地区电力负荷发展迅速，从2003年开始资兴地区电力供应就已出现较大亏缺，2004年其亏缺更大。到2010年，资兴地区电力供应一直会存在严重的电力供应紧缺。为满足资兴及周边地区对电力的需求，只能通过两种途径来解决，除了由主电网受电外，就是加快当地的电源建设。而资兴地区是一个煤炭资源非常丰富的地区，由系统向该地区供电，将造成煤电倒流的局面。因而，完全靠从主电网受电来解决资兴地区的缺电问题是不合适的。本电厂的建设能够满足资兴及周边地区电力增长的需求，电力就地消耗，不用远距离输送，在地区增加了电源支撑，保证了地区供电的质量，因此在资兴地区加快电源建设是非常必要的。综上所述，在资兴焦电公司建设1×60MW机组，不仅符合国家“以大代小”的产业政策，而且对满足地区负荷的供电、发展地区经济、改善地区环境质量、充分利用能源具有特别重要的作用。2.4接入系统方案１３ 根据本工程装机规模，所处地理位置及郴州电业局所辖110kV网络和资兴市地方电力集团公司110kV网络，电厂接入系统电压等级采用110kV。综合分析各种因素，筛选二个方案作为本工程1×60MW机组110kV升压站接入系统方案。方案一：由本工程第一期建一个110kV升压站安装一台SFSZ11—70000/110变压器，架设一条110kV线路至团山或秀水110kV变电站，直接上郴州电业局电网。线路长度在11km左右。待机组建成后原2×6MW机组拆除，两台8MVA变压器退出。方案见图D-01。方案二：由本工程110kV升压站架设一条110kV线路至石鼓村110kV降压站（资兴市地方电力集团公司从瓦家坳110kV变电站新建了一条长8.2km的110kV线路至石鼓村轧钢厂），线路长度约为2.5km，直接上资兴市地方电力集团公司水电网。待机组建成后原2×6MW机组拆除，两台原有8MVA变压器不退出，保留原35kV、10kV系统，做到发电和供电分开。投资基本上不增加。方案见图D-02。从经济和技术上的综合考虑，接入系统设计推荐技术上较好、经济上合适的方案一作为资兴焦电1×60MW机组接入系统方案。资兴焦电1×60MW机组接入系统方案见图D-01。2.5对电厂电气主接线的要求资兴焦电1×60MW机组经一台三绕组升压变压器以发电机～10.5kV母线～变压器的形式接入电厂110kV和35kV母线，通过新建的110kV升压站和老厂原有的35kV配电装置接入系统。为了提高供电可靠性，资兴电厂110kV主母线采用双母线接线。原有35kV主母线采用单母线分段接线保持不变。3.燃料供应１３ 资兴焦电公司位于湖南省资兴市三都镇南部，该市境内含煤地质分布主要集中在三都镇及周边地带，分布甚广。南起唐洞，北至七里，长约20km，东起茅岭、罗仙岭，西至许三线铁路的三都段，宽约10km，称之三都煤田，分布国有鲤鱼江煤矿、唐洞煤矿、周源山煤矿、宝源煤矿、宇字煤矿（即祥和公司）现代化矿井七对。煤炭资源十分丰富，煤质从一煤至十一煤品种齐全，是湖南省三大矿务局之一。建矿年代始于1948年，已有近60年开采历史。上述七对矿井仍然蕴藏有丰富的原煤开采伴生物煤矸石（发热量≤3000kcal/kg），其中二煤、三煤、付三煤、九煤、十煤等品种已被列入资兴矿业集团公司十年（2003年~2012年）开采规划中。3.1可供电厂使用的煤矸石资源3.1.1三都煤田各大矿煤矸石表3.1三都煤田高热值煤矸石资源储存量情况表单位：万吨煤层名称蕴藏地区二煤三煤付三煤九煤十煤合计宝源南平峒煤矿152.9879.81032.7宝源北平峒煤矿485.4485.4周源山煤矿1059.61371.7646.63077.9唐洞煤矿1092.81092.8祥和公司761.6761.6鲤鱼江煤矿6060三都煤田煤矸石总储存量为：6510.4万吨列入集团公司十年（2003年~2012年）开采规划中的原煤开采伴生物煤矸石资源可开采量（截止2002年底）已达2377.86万t。届时，每年的煤矸石开采量（不包括其它地方来矸石）将会达到67～83万吨供给电厂。3.1.2废弃煤矸石量１３ 由于三都煤田开发历史长，长期的煤炭开采过程中产生了大量的煤矸石（每开采一吨原煤产生约150－200kg的煤矸石），且随着矿井的老化，煤矸石产生比率将不断上升。截至目前，现废弃堆放的煤矸石不少于10500万吨，热值600－1100kcal/kg，可利用40%折合利用量4800万吨。尤其有几处煤矸石利用价值很高：唐洞煤矿唐井历年废弃煤矸石，可利用量18万吨，发热量近3000kcal/kg；宝源煤矿中平硐历年废弃煤矸石，可利用量10万吨，发热量近3000kcal/kg；祥和公司历年废弃煤矸石，可利用量15万吨，发热量近3000kcal/kg，合计可利用的优质煤矸石量为43万吨。3.1.3泥煤储量资兴焦电公司、周源山煤矿洗煤厂、唐洞煤炭股份有限公司洗煤厂、鲤鱼江煤矿洗煤厂及邻近乡镇、个体小洗煤厂年实际总入洗原煤为164万t，泥煤产生量按10%计时，废弃泥煤约16万t/a。综上所述该地区每年可向电厂提供发热量为3000kcal/kg左右的煤矸石达80万吨左右，加之现已堆放的废弃煤矸石中发热量近3000kcal/kg的已有86万吨。因此该煤量完全能够满足1×60MW机组年限内所需的燃料耗量。3.2煤质电厂拟用的煤矸石燃料均为低硫煤，含硫0.5%左右。三都矿区可用高热值煤矸石性质及测试结果如下表3.2：１３ 表3.2　　　　　　　　　　三都矿区可用高热值煤矸石性质及测试结果矿井名称煤层名称煤层厚度Mad(%)Ad(%)Vdaf(%)CRCSt,d(%)Qgr,ad(MJKg)Qgr,d(MJ/Kg)Qgr,daf(MJ/Kg)Had(%)Mt，ar(%)Qnet,ar(MJ/Kg)唐洞矿唐一窿三煤1.221.74(4)51.14(4)36.44(4)(4)0.47(4)15.56(4)15.83(4)32.41(4)唐一窿三煤1.31.46(5)59.33(5)40.30(5)(5)0.32(5)12.60(5)12.78(5)31.44(5)八一井三煤1.201.55(3)58.22(3)37.94(3)(3)0.32(3)12.88(3)13.08(3)31.31(3)八一井三煤1.201.50(3)60.61(3)39.15(3)(3)0.27(3)12.32(3)12.51(3)31.75(3)宝源矿南平硐三煤1.02.09(2)50.06(2)33.51(2)(2)0.43(2)15.97(2)16.32(2)32.68(2)北平硐三煤1.32.45(2)50.80(2)33.65(2)(2)0.48(2)15.68(2)16.07(2)32.67(2)中平硐三煤1.82(2)61.34(2)34.59(2)(2)0.34(2)11.80(2)12.02(2)31.09(2)祥和公司三煤1.31.82(2)59.99(2)36.84(2)(2)0.34(2)12.04(2)12.27(2)30.66(2)周源山矿三煤2.21.59(7)50.17(7)34.09(7)(7)0.45(7)16.11(7)16.37(7)32.85(7)加权平均值三煤1.698(30)55.109(30)36.478(30)0.386(30)14.153(30)14.398(30)32.01(30)2.316.512.86唐洞矿唐一窿付三煤1.11.70(2)63.43(2)41.90(2)(2)0.36(2)10.47(2)10.65(2)29.13(2)宝源矿北平硐付三煤0.82.19(2)60.60(2)37.92(2)(2)0.69(2)11.98(2)12.25(2)31.07(2)祥和公司付三煤0.91.67(2)53.73(2)36.23(2)(2)0.56(2)14.56(2)14.81(2)32.00(2)加权平均值付三煤1.853(6)59.253(6)38.683(6)0.54(6)12.337(6)12.57(6)30.733(6)2.107.011.12祥和公司九煤1.71.70(8)52.64(8)31.09(8)(8)0.69(8)15.10(8)15.36(8)32.43(8)2.406.613.73祥和公司十煤2.11.75(10)55.85(10)31.16(10)(10)0.41(10)13.82(10)14.06(10)31.86(10)2.306.412.57注：Mad—分析水份；Ad—干燥基灰分；Vdaf—可熔基挥发分；CRC—粘焦性指数；St,d—硫分；Qgr,ad—分析基高位发热量；Qgr,d—干燥基高位发热量；Qgr,daf—可熔基高位发热量；Had—分析基氢含量；Mt,ar—应用基全水分；Qnet,ar—应用基低位发热量。１３ 经建设单位对各种煤矸石的分选，提出设计煤种和校核煤种。煤种发热量如表3.3：表3.3　　　　设计、校核煤种热量表名称符号单位煤矸石收到基低位发热量（设计煤种）Qnet.arKJ/kg12360收到基低位发热量（校核煤种1）Qnet.arKJ/kg10540收到基低位发热量（校核煤种2）Qnet.arKJ/kg136103.3供煤意向资兴焦电股份有限公司与各大煤矿经双方友好协商就机组所需煤矸石量达成了初步的供煤意向。3.4燃料消耗量1×240t/h循环流化床锅炉设计煤种耗量如下表:表3.4　　　　　　　　燃煤矸石耗量估算表锅炉容量小时耗煤量（t/h）日耗煤量（t/d）年耗煤量（104t/a）1×240t/h56.481129.633.88注：日运行小时数按20小时计，年运行小时数按6000小时计4.机组选型根据负荷预测及无生产热负荷，汽轮机发电机组选用国产1x60MW高温高压纯凝汽式机组及相匹配的1x240t/h的高温高压循环流化床锅炉。由于该地区煤矿在开采的同时会产生大量的煤矸石，且该煤种属于高灰份，低热值的劣质煤，因此为合理利用废弃煤矸石资源发电，扩大煤矸石利用量，节约能源，并根据湖南省经济委员会关于《湖南省资兴焦电股份有限公司60MW91 煤矸石发电综合利用项目发展规划的批复》（湘经投资[2004]261号）文件的精神，选用循环流化床锅炉。该炉型的技术特点在于其燃料微粒在燃烧室内滞留的时间较长，并以较低的温度燃烧，同时混入脱硫剂，可以达到良好的脱硫效果，由于采用低温分阶段燃烧形式，可使NOx的排放量降低，同时流化床燃料微粒的混合速度极高，使燃烧室全程基本维持恒定温度，从而保证了优异的燃烧效果和脱硫效率,根据计算NOX、SO2均达到国家排放标准要求。目前，国内有东锅、上锅、哈锅、济锅等锅炉厂家利用国外或自有技术，具有220t以上大型循环流化床锅炉的生产技术。并且该技术均已获得国内的电厂供货合同，并已陆续投运。故本工程选用高压参数的CFB锅炉，无论从技术上还是从实践上都是可行的、恰当的、符合国家的有关规定。4.1汽轮机型号：N60-8.83数量：1台型式：高压、冲动、冷凝式额定出力：kw60000主气门前蒸汽压力：MPa8.83主气门前蒸汽温度：℃5354.2发电机型号：QF—6091 数量：1台额定功率：kw60000额定电压：V63004.3锅炉型号：GL-240/9.8—M型数量：1台型式：循环流化床额定蒸发量：t/h240过热蒸汽压力：MPa9.8过热蒸汽温度：℃540给水温度：℃2155.厂址条件该工程属资兴煤矸石电厂技改工程。原考虑了两个厂址方案，一是在现有厂址上就地扩建改造；二是在东江精细化工厂厂址上异地扩建改造。经初步比选：鉴于东江精细化工厂厂址条件较差，存在问题较多，又不能充分利用现有电厂原有设施，故不考虑第二方案。本次技改工程厂址，按在原厂址内就地扩建改造的厂址方案，进行可行性研究。厂址位于湖南郴州资兴市三都镇南端，张家垅水库西北侧，雷公山丘东南侧坡脚地带，地处东经113°16`，北纬26°91 02`，北距三都镇约1.4Km。西南距资兴市约8.7Km。距郴州市约46Km。厂址三面环水，一面靠山，地形西北高、三侧低，山丘高程180～190m（黄海）。水库水面标高130m左右，厂址场地标高140～160m左右，地形高差20～30m，最大高差50m之多，可利用场地宽约100～150m，长约300m。场地上已建2×6MW凝汽发电机组＋2×35t/h炉规模小型电厂。厂址地处煤田之上，但四周已划定保留不开采安全界限，超越界限部分，需补办压煤相关文件。5.1资兴煤矸石小型电厂概况该电厂1987年立项设计，规划容量3×6MW凝汽发电机组＋3×35t/h炉。一期工程安装2×6MW凝汽发电机组＋2×35t/h炉。1992年建成投产。厂区及主厂房方位呈西南东北向布置，北偏东夹角约48°。主厂房位于厂区中南部，汽机房朝向东南，固定端朝向东北。竖向设计采用台阶式布置，烟囱布置在西北山丘上，主厂房标高140.5m。引风机室标高150.5m。35kv、10kv、主控制室、化学水处理室布置于主厂房固定端，向西北方向出线。冷却塔布置于主厂房扩建端。输煤栈桥由主厂房固定端斜向接入，采用长皮带向东北与煤仓、碎煤机室及洗煤厂皮带系统联接。厂区范围内现占地约3.85ha约合57.75亩。厂前区位于厂区东北部，现有三个入口，向西北为汽车入口，向东北为人流入口，两条道路皆与西侧213国道相接。向东南为去矸石场及灰场入口，该道路与西南侧地方简易道路相接，并与县级高桥公路及国道相联。91 电厂供水：采用宝源河地表水源，二次循环冷却系统，取水泵房位于厂区北侧宝源河北岸，距厂区约800m。并在张家垅水库岸边设有一次直流泵房，作为备用经济水源。锅炉补给水及生活水由自来水供给。电厂燃料：除由洗煤厂皮带供给洗矸外，其余皆由附近煤矿供给，采用汽车运输进厂，运距约5km，最远不超过10km。电厂采用干除渣系统，渣场位于厂区西北角山坳地带，占地约2.77ha，约合51.55亩（原购地为56.55亩，将5亩计入厂区用地）。距厂区仅200多m，采用矿斗车轨道绞车运输。电厂采用水力除灰管道输送系统，灰场位于厂区东南侧水库对岸，小山丘背面山谷，占地约3.39ha，约合50.85亩。距厂区仅400m。电厂生活及办公区：紧靠厂区东北侧，设施齐全，交通便利。现有职工280人。厂区场地狭小，主厂房扩建仅予留有一台6MW机组扩建场地。主厂房至冷却塔空地长不足70m。至岸边围墙也不足100m。由于受冷却塔限制，扩建一台60MW机组也较紧张，扩建两台60MW机组，就必须拆除现有电厂冷却塔，并开拓其宽度。在围墙外库尾部回填后可作为施工场地，厂前区有较大空地可供冷却塔扩建用地，厂区北部矸石堆场可作为煤场扩建用地。5.2交通运输91 资兴市地处湘南矿区及旅游区，铁路、公路交通发达。近邻郴州市有京广铁路、107国道、京珠高速公路通过；境内铁路有许（家洞）资（兴）支线，直通三都矿区，厂址附近有三都车站，距电厂仅1km左右，电厂大件设备及大宗材料拟由该站卸车。公路有322、213、东江湖旅游专线及多条地方公路，厂区现有进厂、进生活及办公区两条混凝土道路，与国道相通，并有两条简易道路与灰场、渣场相联。铁路、公路交通十分方便。本次技改工程拟将以上两条简易道路改建为运煤、运渣及施工专用道路，以改善现厂区的交通及污染问题。采用汽——20郊区型混凝土路面。6.工程设想6.1全厂总体规划6.1.1设计原则根据该厂址的现状、环境特点及内、外部建厂条件，电厂原厂区的既定布置格局，场地、地形等自然条件及存在的主要问题，根据60MW机组布置的工艺要求综合考虑。改建工程量，新增购地、土石方量最少，扩建工程布置紧凑合理、管线短捷、功能分区明确、充分利用已有设施、有利改善环境现状、方便管理、确保安全运行、并在节省投资的前提下，进行了多方案比较，优化全厂总体规划及厂区总平面布置方案。6.1.2全厂总体规划电厂规划容量及本期建设规模：厂址及厂区规划，按扩建1×60MW凝汽机组＋1×240t/h锅炉。厂区主厂房布置格局及方位：基本保持现电厂布置大格局及方位不变。新建主厂房在原2×6MW凝汽机组主厂房的西南方向建设。仅将110kv配电装置、冷却水塔、化学水处理室、煤场等移位建设。91 燃料供应：仍由宇字、宝源、周源、唐洞等煤矿供给，采用汽车运输进厂，运距5km左右，并重新规划了电厂运煤、运渣及施工车辆专用道路走径，以改善厂区污染和交通干扰及施工通道问题。供、排水：锅炉及生活补给水源仍采用矿务局自来水。循环冷却补给水源，由周源山、南平硐矿井排水供给，拟在井口、灰场附近及厂区山头上设蓄水池及一、二级泵房，向电厂供水。管线长约2km。并拟改造宝源河水源供水设施，作为备用经济水源。管线长约1km。电厂雨水及污水、废水经处理合格后，采用明沟就近排入库区。电厂出线：主变拟采用三卷变压器，电压等级分别为10.5、35、110kv，110kv出线1回，方向东南，接团山或秀水110kv变电所，线路长约11km。电厂除灰：拟采用干式气力除灰，管道输送系统。灰场仍利用已有灰场，并拟将干灰罐规划布置在厂外灰场边沿，就近布灰或外运，灰管线沿已有灰管跨库敷设，管线长约500m。电厂除渣：拟采用干渣系统，渣场仍利用已有渣场，机械运输至渣场，运距约200m。并拟利用当地已开通的简易道路，规划建设运渣及施工道路，长约650m，以消除对厂区的污染及干扰。施工场地：拟布置在扩建端水库尾部渣场沟底及矸石堆场，整平后作为施工场地，规划用地约3ha。施工生活区规划用地约1ha。6.1.3厂区总平面布置方案91 本工程规划建设项目有：主厂房、除尘器、引风机、烟囱、主变压器、110kv配电装置、网控制室、油库、蓄水池、化学水处理室、冷却水塔、循环水泵房、煤场、干煤棚、地下煤斗、碎煤机室、输煤栈桥、转运站及贮灰罐等。并对部分输煤皮带进行加宽改造。以及相应的道路、地坪、管线、挡土墙、排水沟、围护设施等厂外配套工程。110kv配电装置及网控制室布置于汽机房道路外侧，以方便进、出线要求。煤场、干煤棚、地下煤斗、碎煤机室布置于厂区东侧煤矸石堆场已购用地，以便输煤站桥就近接入现有煤仓及输煤系统，进主厂房输煤站桥由老厂房皮带层引接，以减少新建皮带及改建工程量。新建冷却塔布置于主厂房固定端，现厂前区空地，循环水管线沿水库岸边敷设，以减少对现有道路及管线的破坏。蓄水池高位布置于现烟囱后山顶上，自流势能供水，以免再设置泵房。油库布置山坳中，化学水处理室由于主厂房附近没有场地，只能布置在新建冷却塔东侧。厂区总平面布置因地制宜、合理紧奏、功能分区明确，最大限度地减少了新增购地及压煤范围。改建1×60MW凝汽机组+1×240t/h锅炉，厂区规划用地约7.24ha其中新增购地约1.474ha。6.1.4厂区竖向设计维持现厂区台阶式布置格局，仅将主厂房平台加宽，档土墙后移，以满足新建主厂房的宽度要求。主厂房标高仍为140.5m。除尘器标高为148.5m，档土墙高差8m，与运转层同高，以适应地形标高，减少土石方工程量，并设栈桥、踏步、坡道，以方便管理及交通联接。场地雨水采用地面、路面、沟道自流排除。并在坡上设截洪沟，以策安全。厂外截洪沟长约350m。厂内排水沟长约800m。6.1.5厂区管线布置91 管线敷设拟采用地下、地上两种方式，结合当地气候及场地条件，能架空的尽量架空敷设，以减少对现有设施的干扰。主要工程量详见全厂总体规划图一览表。6.1.6厂区道路、地坪及围墙厂区道路拟采用汽——15级城市型混凝土路面，主厂房四周及台阶上设道路，以满足运行及消防要求。炉后地坪采用混凝土铺设，煤场地采用炉渣三合土铺设。结合厂区周围地形特点及多有档墙围护，故仅设部分简易网栅围护。厂址主要工程量详见全厂总体规划图一览表。土、石方工程量：本次技改工程厂区，扩建一台60MW机组，厂区挖方55000m3；填方30000m3。厂区浆砌石8000m3。扩建两台60MW机组，厂区挖方80000m3；填方40000m3。厂区浆砌石14000m3。厂址主要工程量详见全厂总体规划图一览表。6.2主厂房布置6.2.1本期工程拟建设1×60MW凝汽式机组，配1×240t/h的循环流化床锅炉。并考虑扩建的可能性。6.2.2由于流化床锅炉无需磨煤机及制粉系统，故采用煤仓间与除氧间合并的单框架布置方式。主厂房布置按传统的三列式布置，即汽机房、除氧煤仓间、锅炉顺序布置（见J-03，J-04）。锅炉采用露天布置，运转层以下采用封闭布置。6.2.3汽机房A柱外设有毗间。6.2.4主厂房布置尺寸见下表：91 表6.2.4主厂房主要尺寸表序号名称单位尺寸1主厂房柱距m72汽机房跨度m243汽机房长度m424汽机中心线距A列柱距离m95汽机放行车轨顶面标高m16.26汽机房屋架下弦标高m19.27除氧煤仓间跨度m128主厂房运转层标高m89除氧层标高m15.510给料机层标高m15.511皮带层标高m3112A列柱距烟囱中心线距离m137.66.2.5设备布置（1）汽机房外侧的毗间内布置循环水泵、阀门、射水泵、射水抽汽器。（2）汽机房A排柱侧布置发电机出线小室及汽机油冷却设备，汽机中心线到A排柱为9m，B排柱侧纵向布置2台电动给水泵。在固定端的零米层和运转层均留有较大的检修场地。（3）91 除氧煤仓框架零米层布置厂用配电间和厂用变压器，除氧给水操作小室，在固定端布置疏水箱和疏水泵。上下扶梯布置在柱0—1之间。在8m运转层布置给水操作台、机炉集控室、给煤机。15.5m层布置除氧器、连续排污扩容器和原煤仓。31m煤仓层布置输煤皮带。（3）锅炉房零米布置一次风机和二次风机。8m运转层很宽敞，检修场地很大，靠近锅炉布置汽水取样间和交接班室。（4）电除尘器布置在D排柱外侧，靠近扩建端的一侧布置有电除尘配电室。（5）吸风机暂为室内布置。6.3燃烧系统6.3.1燃煤煤质本工程锅炉的设计煤种为：采用发热量为12360KJ/kg的煤矸石。燃烧系统及辅助设备选择按6.3.1表中煤质资料进行计算。91 表6.3.1锅炉设计煤质资料煤质名称符号单位设计煤质校核煤种1校核煤种2煤质成分全水份Mt％6.805.906.40空气干燥基水份Mad％2.212.081.65收到基碳Car％32.9226.7835.59收到基氢Har％1.722.042.19收到基氧Oar％5.166.675.02收到基氮Nar％0.460.420.57收到基硫St.ar％0.470.430.49收到基灰份Aar％56.3661.4152.99干燥无灰基挥发份Vdaf％31.635.1230.82收到基低位发热量Qar.netMJ/kg12.3610.5413.61Kcal/kg290025003200灰熔点变形温度DT℃＞1320＞1320＞1450软化温度ST℃＞1450＞1300＞1450熔化温度FT℃＞1450＞1190＞14506.3.2风系统6.3.2.1一次风系统91 一次风系统主要使床料流化并作为燃料的一部分助燃用风，其中一路通过布风板上风帽参与燃烧，另一路至炉前给煤口进行气力播煤，将细煤均匀播撒在床上燃烧。一次风机每炉一台，100%风量：风量156600m3/h风压27600Pa共2台6.3.2.2二次风系统二次风主要为燃料燃烧提供助燃用风。二次风机每炉一台，100％风量。参数如下：风量91200m3/h风压15600pa共1台6.3.2.3返料风返料风是由专用风机提供用风，其作用为将分离器下J阀内的返料形成流化以便顺利返回炉膛。返料风机每炉设三台，其中一台备用，该风机参数为：风量1428m3/h风压58800pa共3台6.3.2.4冷渣器风机91 冷渣器风机是为冷却炉渣的专用设备冷渣器提供冷却用风，其风机参数如下：风量40000m3/h风压30000pa共1台6.3.2.5播煤增压风机播煤增压风机的作用是将一次风机出口冷风道引接出的少量冷风进行加压后做为播煤之用。风量22000m3/h风压18000pa共1台6.3.3烟气系统6.3.3.1引风机每炉两台70％容量离心式引风机，正常运行两台，其参数如下：风量304000m3/h风压5970pa共2台6.3.3.2除尘器每台炉配一套静电除尘器，除尘效率99.75％以上。6.3.3.3烟囱两台炉合用一座烟囱，高度暂定为150m，出口内径4m。6.3.4给煤系统本工程每台锅炉设3个煤仓，总容积为660m391 ,可以保证锅炉稳定工况运行10小时。给煤机每炉设4台，每台出力为5～50t/h，其作用是将已破碎成0－10mm粒度的合格燃料，通过该给煤机（计量式）直接输送至炉前落煤管道中。6.3.5锅炉点火系统本工程锅炉点火采用焦化厂焦炉煤气，暂不考虑点火油路。6.3.6石灰石系统目前，国家对电厂SO2排放控制非常严格，要求新建及扩建项目必须做到“增产减污”，因此，该工程虽然使用的燃料含硫量低，且锅炉燃烧过程中可在炉内脱一部分硫，但为了适应燃料含硫量的变化，考虑在给煤系统加石灰石粉进行炉内烟气脱硫。石灰石耗量估算见下表6.3.6：表6.3.6　石灰石耗量估算表锅炉容量小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（104t/a）1×240t/h4.590.02.7注：日运行小时数按20小时计，年运行小时数按6000小时计该工程脱硫需要的生石灰石耗量5.4万t/a（一二期合计）。6.3.7燃烧系统设备布置锅炉主机采用半露天布置，8m运转层以下底封。一、二次风机分别布置在锅炉房底层尾部烟道左右两侧。两台冷渣机布置在锅炉房底层炉膛左右两侧。返料风机、播煤加压风机等设备的位置详见布置图。电除尘器露天布置在炉后，第一排柱距锅炉D排柱15m。引风机采用室内布置，跨度8.5m，柱距7m，共4档。91 6.4热力系统热力系统按1×60MW机组设计。为使系统安全可靠，运行灵活，并考虑扩建可能，各系统均采用单元制或单母管分段制。6.4.1主蒸汽系统主蒸汽管道系统采用单元制。1台汽轮机与1台锅炉组成1个单元。因考虑扩建的可能性并留有扩建余地。6.4.2低压给水系统低压给水管道采用单母管分段制。除氧器的出力水管都连接在单母管上。给水再分配到2台给水泵中去，1台给水泵运行，另有1台作为备用泵。6.4.3高压给水系统高压给水系统采用单母管制，给水泵出口的压力水接至母管上，再由母管经过高压加热器或旁路管进入锅炉。给水泵的出力应该与锅炉和汽轮机的容量相匹配，这种系统在运行上比较简单灵活。6.4.4回热系统汽轮机回热抽汽系统设2台高压加热器，1台除氧器和3台低压加热器，共6级抽汽。6.4.5补给水系统由化学水处理室来的除盐水分成二路：一路除盐水到凝汽器补给水管。另一路至疏水箱，供锅炉上水用。6.4.6疏放水系统本期工程设1台疏水扩容器、1台40m391 疏水箱，每台机随机供一台本体疏水扩容器，将汽机本体范围内的管道，设备疏水接进本体疏水扩容器，本体范围以外的管道疏水进入疏水扩容器。全厂设高压和低压疏水母管各一根，不同压力等级的疏水分别进入相近压力的高低压母管，高低压母管接入疏水扩容器，扩容水进入疏水箱。全厂设有压、无压放水母管各一根，无压放水母管主要收集管道检修放水，即经过漏斗后的放水，有压的放水主要收集高压给水等压力较高管道停运放水。无压放水母管接至定期排污井，有压放水母管至疏水扩容器。全厂疏放水系统采用母管制，设一套疏放水设备。主蒸汽管道启动疏水与经常疏水，中、低压蒸汽管道疏水，除氧器溢放水，各台锅炉疏水均分别接入疏水扩容器。6.4.7锅炉排污系统：锅炉设1台连续排污扩容器和1台定期排污水扩容器，为充分回收工质及热量，连续排污扩容器二次蒸汽接至汽平衡母管，连排扩容器排污水至定期排污水扩容器。6.4.8工业水系统工业水系统采用开式循环系统，主厂房内采用环形母管。主厂房的工业水由水工专业回收，引风机工业水排至定排冷却井。6.4.9主要辅助设备选型(1)凝结水泵一台机配2台凝结水泵，一台运行，一台备用。91 流量：160m3/h压头：1.323Mpa功率：110KW(2)电动给水泵全厂共设置2台电动给水泵，一台运行，一台备用。流量：260m3/h压头：13.70Mpa功率：160KW(3)除氧器和除氧给水箱除氧器配1台。额定出力：250t/h工作压力：0.49Mpa工作温度：158℃(4)疏水箱、疏水扩容器及疏水泵本工程设置1个40m3疏水箱，1个1.5m3疏水扩容器和2台3N6×2型疏水泵。6.5输煤部分6.5.1概况湖南资兴焦电股份有限公司矸石电厂在现有二台2×6MW发电机组和2×35t/h循环流化沸腾床锅炉的基础上拟建一台（1×60MW）凝汽机组和1×240t/h循环流化床锅炉。6.5.2煤源、厂外运输、煤质及耗煤量91 本厂燃煤由资兴地方煤业公司、唐洞煤矿、周源山煤矿、宝源煤矿、祥和公司供应。本厂燃用较高热值的煤矸石燃料，因此，采用循环流化床锅炉。燃煤的运输由资兴市地方社会力量组织车辆，用汽车由公路运输进电厂。燃煤的运距约10km。根据上述供应电厂的煤质，结合热电厂拟装机容量，经计算混合煤的煤质资料见表6.3.1根据上述煤质资料锅炉耗煤量见表6.5.1表6.5.1锅炉耗煤量锅炉容量(t/h)小时耗煤量(t/h)日耗煤量(t/d)年耗煤量(104t/a)2×3535.1772.221.11×24056.481129.633.89说明：1．年运行小时数按6000小时2．日运行小时数按20小时6.5.3卸煤设施及煤场设备厂外来煤矸石由载重汽车运进电厂经汽车衡检斤后，卸至煤场前端。由地下煤斗下方的计量设备，卸到带式输送机上再送到混合煤场堆放。煤场上设有二台推煤机，一台装载机。在煤场干煤棚内侧中间部位设有二个地下进煤斗，煤斗下方设有1号带式输送机至新建碎煤室，燃煤经二级碎煤机粉碎后由2号带式输送机送至原有燃料储备方仓，利用原有输煤栈桥将91 燃煤输送到新老主厂房原煤斗。储煤场堆高6m，可满足三台锅炉12天的耗煤量。其中干煤棚内的储煤量可满足5天的锅炉耗煤量。6.5.4输煤系统本工程保留原有输煤系统维持生产，在原煤场与原有燃料储备方仓间新建一套碎煤、输煤系统，燃料储备方仓与主厂房间输煤系统利用原有输煤栈桥，仅对输煤设施进行更换。输煤系统采用单路带式输送机，其规格为：带宽800mm，带速1.6m/s,输送360t/h。本输煤系统由煤场地下煤斗，直接将煤送入主厂房煤斗内。由于本期工程采用循环流化床锅炉,因此，输煤系统的破碎设备采用单路双级破碎系统，第一级设一台粗碎机，第二级设一台细碎机，通过地下煤斗和地下1号带式输送机再通过各输煤系统向新老主厂房原煤仓供煤。土建一次建成。附属设施有：进厂燃煤的计量采用汽车衡、入炉煤的计量采用皮带秤，并设循环链码校验装置，输煤系统中设有除铁器，犁式卸料器以及各类带式输送机保护装置等附属设备。为保护环境，改善输煤系统劳动条件，在各转运站落料点处均装有除尘设备，在条件允许的地方，落煤管上装有导流缓冲锁气器。为防止煤尘二次飞扬，栈桥及转运站的清扫采用水力清扫（包括煤仓层），各转运站的最低处设有集水坑，并装有排污泵将污水排入室外沉煤池内。沉煤池的煤泥用抓斗将煤泥抓至电瓶车上运至煤场，沉煤池内的水用泵排至煤场，此水作为煤场加湿使用。附属建筑输煤综合楼利用原有设施，综合楼内设行政办公室、浴室、输煤集控室等，新设三台位的推煤机库一座。6.6除灰渣系统91 根据厂址和灰场条件，结合环保要求，除灰渣系统按照力求系统简单，安全可靠，节约用水，为综合利用创造条件的原则，本阶段采用灰渣分除、机械除渣、正压气力除灰、汽车运输方式。6.6.1除灰渣系统灰渣量CFB锅炉灰渣量见表6.6.1:表6.6.1灰渣量表灰渣量机组小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/d)年灰渣量(万t/a)灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣设计煤种17.1317.1834.31342.60343.60686.2010.2810.3120.59校核煤种121.6121.6643.27432.20433.20865.4012.9713.0025.96校核煤种214.7714.8029.57295.40296.00591.408.868.8817.74注：1）日运行小时20小时，年运行小时6000小时；2）灰渣分配比：灰50%渣50%；3）机械未完全燃烧损失：4%；4)除尘效率为η≥99.75%;5)取Ca/S=2.26.6.2除渣系统的拟定除渣系统采用干式机械除渣方案。从锅炉冷渣器排出来温度小于150℃的渣进入链斗输送机把渣输进渣库。设1台链斗输送机，接收由冷渣器定期排渣口排出的渣，输送出力为55t/h；系统出力按校核煤种1渣量的250%考虑。链斗输送机采用耐磨耐热型。设1座直径φ8m，有效容积为350m3渣库，能满足1台炉MCR91 时燃烧设计煤种条件下24小时的储量，校核煤种1条件下19小时的储量，校核煤种2条件下28小时的储量。渣库下设有出力100t/h的干渣散装机一台，其卸下来的渣由自卸汽车运到综合利用用户或灰渣场贮存。机械除渣系统工艺流程框图如下：排大气排气过滤器冷渣器链斗输送机渣库自卸汽车综合利用场所干灰散装机6.6.3除灰系统的拟定除灰系统拟采用正压气力输送系统：电除尘器的每个灰斗下设一台压力输送罐，灰斗内收集的灰经进料阀进入压力输送罐，由压缩空气通过管道将灰输送至灰库。电除尘器第一、第二电场灰斗下设1.5m3压力输送罐，第三、四电场灰斗下设1.0m3压力输送罐。系统出力按校核煤种1灰量的200%考虑为44t/h，可连续亦可定期运行。设1座直径为9米，有效容积为860m3的灰库，能够储存1台炉燃烧设计煤种时37小时（校核煤种1为29小时，校核煤种2为43小时）的灰量。在灰库顶设有排气过滤器，库内的空气经排气过滤器过滤后经排尘风机直接排向大气。灰库的底部设有2个排出口,一路接至干灰散装机，直接装密封罐车，出力为100t/h；一路接至双轴搅拌机，加水搅拌后的灰含水率为15～25%，可直接装自卸汽车，出力为100t/h。灰库的有效容积均为860m3，设计煤种时37小时（校核煤种1为29小时，校核煤种2为43小时）的灰量。灰库的底部设有291 个排出口，一路接至干灰散装机，直接装密封罐车，出力为100t/h，一路接至双轴搅拌机，加水搅拌后的灰含水率为15～25%，可直接装自卸汽车，出力为100t/h。为保证电除尘灰斗和灰库内灰的流动性，保证卸灰的通畅和均匀，设2台除尘器灰斗气化风机，1台运行，1台备用，气化风经电加热器加热至180℃,进入灰斗流化器。灰库下设2台灰库气化风机，1台运行，1台备用。气化风经电加热器加热至180℃,进入灰库流化槽。设2台Q=32m3/min，P=0.75MPa输送空压机，每台空压机后设1台无热再生吸附式空气干燥净化装置，以保证压缩空气的品质。净化装置出口采用母管制连接供气，气力除灰用气通过母管供气，和各自的贮气罐统一协调供给，1台运行，1台备用。灰系统工艺流程框图如下：排大气排气过滤器除尘器灰斗罐车干灰散装机灰库管道压力输送罐综合利用电加热器双轴搅拌机空气净化装置电加热器自卸汽车灰场灰库气化风机输送空压机灰斗气化风机6.6.4灰渣综合利用91 燃煤电厂排放的灰渣不仅要占用很大的堆放场地，还会对周围环境造成污染。搞好灰渣的综合利用既可以解决这两个方面问题，也符合国家关于新建电厂的能源政策，并满足当地关于灰渣处理的有关规定。灰渣的物理化学特性决定了其有广泛的用途。例如炉底渣可作为路堤填料、路面基层材料、沥青混凝土路面填料和水泥混凝土路面掺和料；电除尘器飞灰是筑坝和修筑高速公路很好的掺和料，在混凝土中掺入一定比例的干灰，可降低成本和改善混凝土的性能。研磨细的粉煤灰，可用作生产水泥的骨料或直接掺入水泥使用。（电厂方已与资兴东江金鑫水泥有限公司签订综合利用意向协议）本期除灰渣系统设计为灰渣分除、气力除灰为灰渣综合利用创造了条件，渣可在渣仓下直接取用，干灰可在灰库下装车送至综合利用用户。6.7电气部分6.7.1电气主接线6.7.1.1方案一根据电厂电气接入系统优先方案一，本期新建一个110kV变电站，选择1台SFSZ11—70000/110有载调压三相三卷升压变压器，电压比及容量分配如下：高压侧为121kV±8×1.25%、容量为70000kVA；中压侧为35kV、容量为10000kVA；低压侧为10.5kV、容量为60000kVA。本期采用110kV和35kV两级电压向外输电。110kV为双母线接线，由于110kV选用SF6断路器，可靠性高，检修周期长，故不设旁路母线，也不设旁路设施。发电机与三绕组升压变压器组成单元接线进110kV和35kV母线。当发电机发生故障时，为了保证35kV负荷由系统经主变连续供电，需在发电机出口装设一台断路器，在发电机故障时，快速切断故障发电机保证35kV负荷的连续供电。91 110kV母线上本期一回出线，并予留一回。35kV母线接入原有35kV系统。在本项目建成投产后，拆除原有2×6MW机组，仅保留原有35kV系统。两台8000kVA变压器退出。原有10kV负荷改由新建10kV段供电。6.7.1.2方案二由本工程110kV升压站架设一条110kV线路至石鼓村110kV降压站（资兴市地方电力集团公司从瓦家坳110kV变电站新建了一条长8.2km的110kV线路至石鼓村轧钢厂），线路长度约为2.5km，直接上资兴市地方电力集团公司水电网。项目建成投产后，拆除原有2×6MW机组，保留原有35kV和10kV系统，两台8000kVA变压器不退出。做到发电与供电分离。6.7.2两个方案技术经济比较从技术方面看，两个方案都能满足要求，但方案一适应性更大一点，运行更灵活。技术经济比较见表6.1:91 表6.1　　接入系统方案配套输变电工程　单位：万元方案项目方案一方案二规模投资规模投资一、输变电工程一次投资135511501、新建本工程110KV升压站70MVA100070MVA10002、新建一条至团山或秀水变电站110KV线路11km3303、新建团山或秀水变电站110KV出线间隔1个254、新建一条至110KV三都变电站110KV线路5、新建110KV三都变电站110KV出线间隔6、新建一条至石鼓村轧钢厂降压站110KV线路2.5km757、新建石鼓村轧钢厂降压站110KV出线间隔1个258、石村至瓦家坳110KV线路改造8.2km50二、相对投资0-205方案一：本方案直接接入省网郴州电业局所辖电网，在矿业集团内部不存在电力平衡问题，电费结算方式简便，但一次投资大。方案二：本方案直接接入资兴市地方电力集团公司水电网，本工程投产后，能在很长一段时期解决资兴市地方电力供应紧缺问题，实现水电、火电优势互补；一次投资较小。根据以上二个方案对比，推荐方案一为优先方案，方案二为后备方案。6.7.3厂用电6.7.3.1厂用电接线厂用电系统电压：应业主要求高压厂用电电压采用10kV中性点不接地系统；低压厂用电电压采用380V/220V中性点直接接地系统，动力与照明共用网络。91 高压厂用电系统采用单母线接线，其工作电源由发电机出口经断路器后由10.5kV母线直接供电。本机组的低压负荷，设一台10/0.4kV低压工作变供给。公用部分设一台10/0.4kV公用变压器。辅助车间的供电：根据负荷大小设置不同容量的低压变压器供电。备用电源从35kV引至(10000kVA35/10.5kV)备用变压器并引接至10kV段，，供机组启动和事故备用。同时设低压厂用备用变压器一台，供低压母线段备用电源。6.7.3.2厂用电布置在主厂房B-C框架内设厂用配电室，分两层布置，4米层布置380/220V动力控制中心，0米层布置10kV厂用配电室。380/220V动力控制中心下设电缆夹层。厂用低压变压器选用干式变，布置在低压屏旁边。根据负荷分布，在主厂房内和辅助厂房内设置380/220V马达控制中心，向低压、小容量的辅机供电。6.7.4电工构筑物布置6.7.4.1主厂房A列外布置主变，备用变压器，110kV配电装置。110kV配电装置采用屋内布置。进线一回；出线一回；母线联络；电压互感器避雷器，共四个间隔，一次建成。主变压器布置在主厂房A列外侧。本工程设110kV网络控制室，机炉在单控室控制。6.7.4.2发电机出线小室发电机出线小室布置在相应的发电机端头及主厂房A列柱内。小室分上下两层，开关柜及励磁变压器、调节器、整流柜等布置在底层。发电机出线断路器，电流互感器等布置在二层。6.7.5二次接线6.7.5.1发电机、变压器、励磁调节系统、厂用变工作电源以及机组的辅机等的控制均进入机组的DCS系统。91 6.7.5.2110kV馈线，公用系统等采用电气综合自动化装置进行控制。单元机组的DCS与电气综合自动化装置间设通讯联系，电气综合自动化装置与电力系统调度间设通讯联系。机组及110kV线路的保护装置采用微机型，分别安装在单元控制室和网络控制室内。其他由综合自动化装置统一供保护测控装置，安装在相应的开关柜或配电屏上，与综合自动化装置通讯联系。机组的综合自动化装置安装在机组的单元控制室内，由热控专业统一安排。6.7.6直流系统直流系统为220V直流电源系统，选用智能高频开关电源模块的整流装置和直流柜，选用1000Ah阀控式密封铝酸蓄电池一组，安装在主厂房内。6.7.7交流不停电电源系统每台机组配置20kVA交流不停电源一套，布置在机组的单元控制室内。6.7.8调度自动化装置在电厂接入系统设计中明确。6.7.9通讯厂内生产管理通信设置200门程控自动电话交换机一套；全厂生产调度指挥通讯设40门调度总机。远动通讯以及载波机的配置等，均由接入系统设计中明确。6.8热力控制部分6.8.1热力控制水平1)本工程采用微处理器为基础的分散控制系统(DCS)91 作为机组的主要控制系统，实现单元机组炉、机、电集中控制。在少量就地操作和巡回检查配合下，在集中控制室实现机组的启/停，并能在集中控制室内实现机组正常运行工况的监视和调整以及异常工况的停机、停炉、报警和紧急事故处理。1)在集中控制室内，分散控制系统(DCS)操作员站的CRT和键盘/鼠标是运行人员对机组进行监视、调整与控制的中心。当分散控制系统(DCS)发生全局性或重大事故时，可通过后备监控设备实现机组的紧急安全停机。2)机组的监视与控制主要由分散控制系统（DCS）来实现。分散控制系统（DCS）包括：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、锅炉安全保护系统（FSSS）、锅炉吹灰程控系统及电气控制系统(ECS)等。3)气力除灰程控系统采用可编程序控制器（PLC），在电除尘控制楼内设置控制室。4)化学水处理系统的程控采用可编程序控制器（PLC），另外净水站、工业废水处理站、生活污水处理站一并纳入化水程控系统，在化水车间内设置控制室进行集中监控。5)本工程循环水泵房布置在主厂房A排外，所以循环水系统的控制一并纳入DCS。6.8.2控制方式及控制室布置1)根据单元制机组的热力系统特点，采用炉、机、电集中控制方式，设一个集中控制室。2)91 以CRT和键盘/鼠标为机组主要监控手段，CRT和键盘/鼠标以及紧急事故处理用的后备监控设备布置在操作台上，机组后备盘上设置少量必要的后备监视仪表、控制设备、热工信号和工业电视等。当分散控制系统（DCS）发生通讯故障或操作员站全部故障时，可通过后备监控设备实现安全停机。安装在操作台上的紧急安全停机、停炉所必需的后备监控设备主要有：交、直流润滑油泵、真空破坏门、事故放水门、手动停机、手动停炉、发电机解列等操作按钮和开关。1)汽机本体监测系统（TSI），监测轴向位移、轴承振动、胀差、零转速等重要参数。汽机紧急跳闸系统（ETS）采用双工PLC实现。2)本工程不设变送器小室。锅炉侧的变送器相对集中于就地设置的保温保护箱内，汽机、除氧给水系统的变送器则视具体情况就地相对集中安装。3)设置独立于分散控制系统（DCS）的常规报警系统。包括重要热工参数越限，重要控制系统和重要电源回路故障，重要联锁项目动作等。4)对某些仅用于机组启停但不经常监视,集中程度比较高的监测点参数，如金属温度、线圈温度、铁芯温度等拟采用远程I/O站(IDAS)完成，并经过网关（Gateway）以通讯方式接入分散控制系统。5)控制室和电子设备间均布置在8.00m运转层，控制室电子设备间相应位置下设电缆夹层。控制室布置按单元值班运行管理模式设计。6)集中控制室内设DCS操作员站、辅助控制盘、打印机、拷贝机、火灾报警及消防控制盘等。电子设备间内设DCS机柜、电源柜、工程师站、打印机等。6.8.3控制功能91 1)热工检测单元机组全部实现CRT监控。对影响机组安全经济的重要参数采用三取二逻辑判断。所有参数在DCS中共享，重要参数在控制室设常规仪表。2)自动调节锅炉主要调节项目有：²燃料调节²风量调节²给水调节²主汽温度调节²炉膛压力调节²床温调节²料床差压调节汽机主要调节项目有：²凝汽器水位调节²高低加水位调节²汽机轴封压力调节²除氧器水位调节²除氧器压力调节3)热工程控91 根据锅炉、汽机、发电机、附属设备及工艺系统的运行要求，设计不同的顺序控制功能组，功能组主要包括：锅炉烟风系统，给煤系统，给水泵组，发电机及变压器组控制等。功能组的范围包括功能组所属系统相关设备、阀门和油站。1)热工保护和报警锅炉主要设有炉膛安全保护，汽包水位保护，过热器压力保护等。其中炉膛安全监视保护系统FSSS包括以下功能：启动燃烧器火焰检测，炉膛自动吹扫，主燃料跳闸（MFT），炉膛压力保护，自动点火控制等。汽机主要设有汽机本体保护（按汽机厂要求设计，包括超速、轴向位移、低真空、轴振动、润滑油压低保护等）；汽机防进水保护；除氧器压力、水位保护；凝汽器及高、低压加热器水位保护等。6.8.4热工自动化设备选型1）分散控制系统分散控制系统应通过技术经济比较，选择性能好，价格合理，适合电站使用，有同等级机组运行业绩的厂家。2）其它主要设备²变送器：对于测量重要、主要参数的变送器，应采用性价比高、有良好运行业绩的进口智能变送器；其余变送器则选用符合国家现行业标准的国内优质产品。²压力、差压、温度开关仪表：宜选用进口产品。²热电偶热电阻：选用符合国家现行标准的国内优质产品。²91 执行机构：重要调节回路的执行机构选用性能好、价格合理进口产品；其余选用符合国家现行标准的、有良好运行业绩的国内优质产品。²电缆：主厂房及油区内各类电缆均选用C级阻燃型；其中高温区域的电缆选用C级阻燃耐高温型，其它辅助车间的电缆均选用普通型。6.9化学水处理系统6.9.1工程概况6.9.1.1资兴焦电煤矸石综合利用2×6MW发电机组技改工程，本期工程扩建1×60MW凝汽式发电机组和1×240t／h循环流化床锅炉。锅炉补给水处理系统的厂房为新建，尚留有扩建余地。6.9.1.2锅炉补给水水源水质资料锅炉补给水水源同一期工程，水源为雷公山顶东江水自来水池，水质分析报告为：固形物：60.12mg/lPH：7.5阳离子：mg/LCu++：0.017Zn++：0.04Mn++：0.07总铁0.013小计：0.14阴离子：mg/LCl：1.391 F-：0.25小计：1.55总计：1.69总硬度：34.77mg当量/l（以CaO计)总碱度：1.1mg当量/l游离子C02：l7.2mg／h电厂所提供的水质分析资料现只有一份，分析项目不完整。按规定要求。对地表水全年逐月一份全分析资料。全年共12份资料。因此请业主方按要求取样分析。设计单位可在下阶段设计中，根据所取得的资料对水处理系统作修正设计。6.9.1.3机炉水质标准l给水标准硬度≤2.0μmol/L铜≤5μg/L电导率≤0.3μs/cmPH:8.8-9.3（25℃）溶解氧≤7μg/L联氨:10-50μg/L铁≤30μg/L油≤0.3mg/L二氧化硅≤20μg/Ll饱和蒸汽和过热蒸汽钠≤10μg/kg电导率≤0.3μs/cm(氢离子交换后,25℃)二氧化硅≤20μg/kg铁≤10μg/kg91 铜≤5μg/kgl炉水标准磷酸根:2-10mg/LPH:9-10.5(25℃)氯离子≤4.0mg/L含盐量≤100mg/L二氧化硅≤2.00mg/L6.9.2工程设想6.9.2.1锅炉补给水处理：(1)系统：根据业主提供的原水水质资料，水的含盐量较低。又由于机组对给水水质的要求。本工程选用一级除盐加混床。该系统较为经济合理。雷公山顶自来水池来水→生水箱（生水泵）→机械过滤器→无顶压逆流再生阳离子交换器→除二氧化碳器→中间水泵(中间水泵)→无顶压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)→除盐水至主厂房。化学水处理系统见H01化学水处理原则系统图本期工程建设两套Q＝30t／h一级除盐加混床设备系统。即能满足锅炉补给水水质要求。(2)电厂汽水平衡量：①电厂水汽损失率2×35×4％+1×240×3％＝10t／h91 ②锅炉排污率1％2×35×2％+1×240×1％＝3.1t／h③杂用汽：5t/h(估计)本期工程建成后正常化学补充水量21t／h，化学水处理系统正常出力25t／h。(3)化学水处理室布置：本期化学水处理厂房36×18m，留扩建余地。水处理室内除盐间布置多介质过滤器，无顶压逆流再生阴、阳离子交换器，除二氧化碳器，混合离子交换器等设备。水处理室毗间布置酸碱计量器，水泵等。(4)水处理室外布置高位酸碱贮罐，中和池，生水箱，除盐水箱，压缩空气贮罐等设备。水处理室固定端设有三层布置的化学试验楼。底层布置有煤样制备间，值班室，卫生间，检修间等。二、三层布置水、煤、油分析室，办公室等。(5)水处理系统控制：本工程拟采用手动控制，不设程控。(6)废水处理：化学水处理系统再生时排出的酸碱废液，排入中和池内。进行中和处理PH=6～9,达标后排放到工业排水沟排放。(7)本工程化学水处理室内不设压缩空气装置，所需压缩空气由机务或除灰专业引来，水处理室外设置压缩空气贮罐。6.9.2.2炉水、给水加药：91 为防止热力系统的腐蚀，提高给水的PH值。在给水泵入口处采用加氨处理。加氨量自动调节控制。加氨装置为组合框架式，采用二箱三泵式。为进一步除去水中的残氧，采用加联氨辅助除氧，联氨加入点设在给水泵入口处。加联氨量自动调节控制。加联氨装置为组合框架式，采用二箱三泵式。炉水校正采用汽包加磷酸盐处理，加药量自动调节控制。加药量装置为组合框架式，采用二箱三泵式。在主厂房内，设置给水加氨，联氨和炉水磷酸盐处理三个独立的加药系统。6.9.2.3循环水处理为了防止循环水系统设备的结垢和水中藻类的生成，循环水处理采用投加稳定剂。加药量自动调节控制。采用二箱二泵式。6.9.2.4机炉汽水取样：锅炉和汽机汽水取样采用自动汽水取样装置（仪表架和高温架分开），一台机组设置一套取样架，每台取样架配置在线的化学仪表。设备布置在厂房内。　　6.10水工部分6.10.1电厂需水量本技改工程为新建1×60MW机组，本厂现有2×6.0MW机组，因老机组已具备完善的供、排水系统，故本次只计算1×60MW机组用水量。考虑节约用水，该工程采用双曲线自然通风冷却塔再循环供水系统。气象资料见6.11.1节，水质分析资料见附件（3）。机组所需循环水量和补给水量见下表：91 表6.10.1.1循环水量机组容量（MW）凝汽量（m3/h）冷却水量（m3/h）总循环水量（m3/h）凝汽器空气冷却器冷油器其它冷却夏季冬季夏季冬季60MW170110508500240180180116509100表6.10.1.2补给水量序号项目补给水量（m3/h）备注1蒸发损失P1=1.35%1492风吹损失P2=0.1%113排污损失P3=1.0%1104化水处理305生活用水106未预见用水507消防用水2168合计360（576）注：括号内为消防时最大补水量。6.10.2循环冷却系统根据该工程项目的水源状况及扩建场地的特殊性，本工程供水系统采用双曲线自然通风冷却塔的再次循环冷却供水方案。循环水泵设在主厂房A排柱披间—4.50平面，配两台循环水泵。凝汽器出水至冷却塔进水循环水压力管采用DN1400钢管，冷却塔出水至循环泵吸水口采用单格钢筋混凝土1.5m×2.0m自流沟。循环水泵型号：32SA—19AQ=5000m3/hH=26mγ=730r/minN=440KWV=6000V6.10.3冷却设备本工程冷却塔选用一座为钢筋混凝土结构，淋水面积2500m2，平均淋水密度5.2m3/h·m291 ,淋水装置采用改性PVC塑料双向波填料，塔高75m，最大直径为62.84m，进风口高5.20m。冷却塔采用单沟、单竖井进水方式与内、外配水系统。全塔水槽成十字形布置，以压力管、槽联合配水。为了减少风吹蒸发损失，冷却塔装设除水器。该冷却塔的冷却水量为1×60MW+1×6.0MW机组的循环水量即13000m3/h.6.10.4电厂水源及输水管路电厂用水包括：生活用水、锅炉补给水、生产用水、消防用水等。根据资兴市水利局（2004）75、77号文件同意该技改工程取用宝源河水及周边矿井排水。生活（消防）水源生活用水、锅炉补给水及消防用水水源由矿务局自来水管网供给。需在厂址北侧山顶新建1000m3生活水池一座，出水利用重力自流至厂区生活供水管网，供给生活、锅炉补水及消防使用。水池补水由矿务局自来水供应。生产水源生产用水主要为循环冷却水补水及输煤冲洗水。经考证生产水源取自以周源山矿井排水为主和宝源河河水为辅两地水源，其供水能力能满足生产用水量需求。周源山矿井排水周源山矿井供水能力为：最大720m3/h，最小360m3/h。在距周源山矿排水井筒约100m的工业广场北侧地段修建100m391 的集水井（做为一级泵站吸水井）一座，蓄积以地沟形式引流付井筒的矿井排水和地表甘龙河水，在吸水井北侧建一级泵站一座。泵站供水能力与矿井排水量相匹配，工作制度与井下泵房运行制度相匹配。一级泵站出水至蓄水池输水管线长度约为1800m（其中上山管段900m，下山段管长900m）。管材选用DN400给水铸铁管。蓄水池修建位于厂址南面600m处的现有山塘（临近灰场）处，矿井排水经蓄水池调节后经沉淀、过滤并由二级泵站加压输送至山塘北岸山丘顶2000m3工业水池。（输送管线长为160m，管材选用DN400给水铸铁管）该2000m3工业水池与厂区标高有38m高差，采取重力自流至厂区工业给水管网（输水管线长度约为500m,管材选用DN400给水铸铁管）。宝源河河水宝源河畔现已建有泵站、沉淀池、清水池各一座。目前是供给厂区2×6.0MW机组的工业用水水源地。供水能力为：丰水期10080m3/d,枯水期8640m3/d。宝源河水经沉淀后流入清水池再经加压后输送至雷公山顶1000m3工业水池（现有）利用重力自流进厂区工业给水管网，此次技改工程还需另建一座1000m3工业水池，建设地点位于厂区油库北侧的山顶处，该处绝对标高为+193.00m，由宝源河水泵站供给。泵站至水池管材选用DN250×7热轧无缝钢管，敷设长度为1000m。6.10.5节约用水措施91 技改工程设计以节约用水、倡导环保为方向原则（见水量平衡图）。具体措施：如输煤栈桥冲洗、煤场喷洒、轴承冷却等用水使用循环系统排污水，再次利用后排放。空冷器、冷油器等设备的冷却水回收循环使用。冷却塔安装先进的除水器等。6.10.6污、废水和雨水排放厂区排水采用污废水、雨水分流方案。厂区总排水量为80m3/h。排水向西南排入张家垅水库。电厂化水车间排水经中和处理后输送至煤场作为喷洒使用。生活粪便污水先经化粪池处理再经生化处理后送至灰场作为喷洒使用。输煤系统冲洗水由循环系统排污水供给，冲洗排水经沉煤池处理后送至煤场作为喷洒使用。主变压器、厂用高压变压器及汽机事故排油流入事故油池，经油水分离后清水重复使用。油另行处理。电厂所排放80m3/h的工业废水为循环系统排污水只是水中含盐量略高，不含有毒、有害物质，已达到工业水排放标准。厂区雨水直接就近排入张家垅水库。6.10.7消防该工程火灾危险性类别为丙类，耐火等级为二级，其中主厂房、输煤栈桥等建筑物火灾危险性类别均为丙类。消防设施及措施91 该工程消防给水采用与生活用水合并的给水系统。消防水量平时储存在1000m3生活（消防）水池内，并保证不被它用。灭火结束后消防补水在48小时内补充完毕。室外消防系统室外消防采用消火栓灭火系统，根据《火力发电厂及变电所设计放火规范》中6.2.2条规定消防用水量为30l/s。同一时间内火灾发生次数为一次，火灾延续时间2小时。室外消防给水系统管道在厂区内布置成环网，设室外地上式消火栓间距为100m，管网压力为0.8MPa。室内消防系统输煤栈桥采用水幕和消火栓灭火系统，其余建筑物均采用消火栓灭火系统。室内消防管网为环状布置。消火栓间距为25m，火灾发生时保证有二股水柱同时到达同一起火点。根据《火力发电厂及变电所设计规范》中6.3.2条规定室内消防最大用水量为30l/s,管网最大压力为0.8MPa。移动式灭火措施根据各建筑物的使用性质及危险类别，均按规定配置足量的手提式干粉灭火器或二氧化碳灭火器。油库区采用移动式泡沫灭火器和消火栓冷却降温相结合灭火。厂内应配置消防车一辆。消防泵消防泵安装于厂区现有灰渣泵房内，水源由生活（消防）水池补给。设消防泵3台，火灾发生时2开1备。消防泵型号：XBD8/30/—125D/4Q=30L/sH=0.80MPγ=1450r/minN=37KW91 6.10.8水工结构地处冲沟回填土处的冷却塔，其塔基回填土估计10m左右，为确保该塔的安全，拟以碎石振冲桩加固地基。桩径1.0m，桩距2.0m，等边三角形布置；桩长以穿透回填土层，到达基岩中等风化层为准，估计桩长10m。其它水工建（构）筑物，基底要求置于原状土层上，基底以下的杂填土予以挖除，超挖部分以夯填碎石回填至设计标高。本着尽量使用当地材料的原则，各水源地的引水沟渠，均采用浆砌块护面。给水管沟沿线的临时施工道路，就地平整土石路面宽按3.5m考虑，洒水压实。厂区压力钢管沿水库边沿布置，估计库边沿水深1.5m左右，考虑到便于压力钢管的施工、敷设和检修，拟沿水边线回填块石至水面，块石顶面铺一定厚度的碎石，以敷设压力钢管。管基宽按3m考虑，近水面边坡取1：1.5。6.11土建部分6.11.1气象资料厂区所处区域属于中亚热带季风湿润气候，具有显著的季风特征，四季分明，雨量充沛。年平均气压：973.1hpa年平均气温：16.8℃极端最高气温：37.6℃91 夏季通风计算温度：34℃夏季空调计算温度：35.4℃极端最低气温：-7.5℃年平均相对湿度：83%最小相对湿度：7%年降雨量：1332.9mm年平均降雨日数：（≥0.1mm）170天一日最大降雨量：231.5mm年日照时数：1503.5h年日照百分率：33%年蒸发量：1346.8mm年平均风速：2.5m/s最大风速：18.0m/s主导风向：东北风6.11.2场地工程地质条件厂址地形起伏较大，且岩土性质不均，但地貌单一，地层结构简单，主要地质单元稳定，不存在岩溶、土洞、老窿、采空等不良地质现象，基岩埋藏较浅，大部分地段没有地下水赋存，场地按复杂程度属于工程地质条件较好的简单场地，适宜建设。但由于第四系残积层之底部（强风化基岩顶部），断续地分布一层厚约0.2—91 0.6m的灰白色高岭土（俗称白膏泥），系长石风化后的亲水性粘土矿物，该土浸水后除具有轻微的胀缩性外，抗剪强度亦有所降低，其表面变得极为滑润，常构成滑动带（面）的主要物质，因此，虽然在场区范围内未见滑坡迹象。但具备了产生滑坡所需的一定条件，如滑动带（面）的高岭土物质，在地形坡度、降水充沛等气候条件一旦在雨季切坡不当的情况下，存在使山坡场地失去相对平衡而产生局部性滑坡的可能性，因此值得注意。厂址下有煤层，五个可采煤层，煤层厚度7.7m，地层厚87m，煤层离地表垂深800m左右。在厂址范围当地矿局已划定为禁采区。6.11.2.1地质构成，土层分布情况1.填矸土:矸石成分以炭质泥岩及粉砂岩为主，次为中细粒砂岩，夹有砖瓦碎块及生活垃圾，矸石粒径一般为2—10cm，大者达20cm，风化易碎，结构松散，孔隙发育，透水性强，其厚度由东及西。自北而南逐渐变薄最大厚度达5.5m。此层不宜作为天然地基。2.素填土:系由黄灰色亚粘土混少量角砾组成，结构疏松为近期人工所填，厚度仅为1.0m左右，零星分布。此层不宜作为天然地基。3.耕表土或植被土:煤仓地段为黄褐色耕土，原系淤泥质稻田泥或耕作土，富含禽殖质，软塑状。植被土多分布于电厂地势较高的丘坡上，以亚粘土组成，含少量角砾，植物根系发育，结构松散，最大厚度1.2m。此层不宜作为天然地基。4.亚粘土混角砾或碎石:颜色以红黄为主，角砾或碎石含量约占10—40%不等，一般为上部含量较少，下部含量增多，角砾成分以强风化泥质粉砂岩为主组成，全层裂缝较发育，土体易沿裂面撕开，顶部可塑状，其下为硬塑，密实状态，很湿，厚度1.0—91 5.0m不等，该层底部继续夹有一层厚度0.2—0.6m的灰白色或浅绿色高岭土，土质细腻，浸水后具滑润感呈可塑状，不浸水时硬塑状，且有轻微缩孔现象，与下伏岩层过渡接触。5.强风化泥质粉砂岩:岩性以黄色、黄灰、灰白、暗紫等色的泥质粉砂岩为主，间夹薄层泥岩及细粒砂岩。由于赋存较浅，岩层已强风化成碎石（2—20cm）混亚粘土状,局部混高岭土及轻亚粘土，碎石约占全层的60%，石质较软用手可以折断，层理不甚明显，但隐约可见，裂缝发育，硬塑—坚硬状，厚度2.0—5.0m。6.中等风化泥质粉砂岩：岩性与上层相同，仍以泥质粉砂岩为主，岩层多成碎裂结构，以块状为主，混少量软质岩石因风化形成的薄层粘土及亚粘土，岩块较硬不易折断，属中等风化程度，层理较清晰，局部含有高岭土矿物，钻孔揭露厚度1.60m。6.11.2.2岩土物理力学性质岩土物理力学性质见表6.11.2：表6.11.2岩土物理力学性质土层天然容量g/cm3压缩模量kg/cm2容许承载力kg/cm2内摩擦角凝聚力kg/cm2亚粘土混角砾或碎石层1.90702.215°0.35强风化泥质粉砂岩1.951002.520°0.4中等风化泥质粉砂岩2.01503.05°0.456.11.3水文地质条件91 场区属丘陵地貌，地形坡度较陡，坡脚有张家垅水库，排洪自然条件良好，大气降水地表形成径流，排入水库，场地地层多由泥质构成隔水层，除靠近水库边缘有上层滞水处，其他地段均无地下水赋存，属于不稳定的暂时的地下水体，无须考虑对建筑物的影响。6.11.4地震烈度按建筑抗震设计规范GB50011—2001附录A我国主要城镇抗震设防烈度设计基本加速度和设计地震分组的规定：郴州（二个市辖区）设防烈度6度设计地震加速值为0.05g设计地震分组为第一组6.11.5土建设计主要数据1.气象条件见：6.11.12.风荷载：0.3KN/m2（50年一遇）3.雪荷载：0.3KN/m24.地震烈变见：6.11.45.地下水位：不考虑6.主导风向：东北风6.11.6主要生产建（构）筑物6.11.6.1主厂房主厂房包括汽机房.除氧煤仓间单框架，露天流化床锅炉及汽机房外毗屋（供布置循环水房用）。91 本期主厂房总长46.5m（汽机房长42m、除氧煤仓间框架长46.5m）建一机一炉，考虑再扩建一机一炉的可能性,在主厂房扩建端基础预留双柱(不设伸缩缝)。主厂房全部采用现浇钢筋混凝土结构，横向为框排架体系，纵向为纯框架体系。汽机房跨度为24m，屋架下弦标为19.2m，汽机房屋盖由梯形钢屋架，钢天窗架、钢支撑及非予应力大型屋面板组成。汽轮发电机基础，加热器平台全部采用现浇钢筋混凝土结构，汽机房吊车梁采用予制钢筋混凝土T型断面，轨顶标高16.50m。基础设在砂岩层上。除氧煤仓间框架跨度12m，零米为长用6KV配电室，4m层为厂用380/220v配电室，8m层为运转层，设机炉集中控制室，15.5m层为除氧器层，31m层为输煤皮带层，煤斗采用钢煤斗，在固定端突出4.5m作为皮带转运站35m标高，楼梯间也设在此为钢筋混凝土结构封闭楼梯间。基础设在砂岩层上。锅炉露天布置，运转层由锅炉厂提供。锅炉基础设在砂岩层上。电除尘器支架为钢结构，由制造厂供货，基础为单独基础。引风机室为单层，单跨，跨度8.5,现浇框架结构，独立基础。烟道为单跨双层现浇框架结构。烟囱为150米高钢筋混凝土筒身，烟囱上口直径4米，基础为圆板式钢筋混凝土基础。6.11.6.2输煤系统煤场处设干煤棚3跨18m，长72m，结构形式，因此于不良地基，故选用钢柱轻钢层盖。地下煤斗间为二个6X691 m深5.0m现浇钢筋混凝土结构。地下煤斗间设有安全通道兼通风道。输煤栈桥宽度4m采用钢桁架、钢支撑，屋顶及围护结构均采用压型钢板，栈桥内为单路皮带。碎煤机事10X11m四层总高21m、结构型式为浇钢筋混凝土，基础位置处于原水库内填有较厚煤矸石需全挖至砂岩层。栈桥基础也同样处理。在老厂贮煤仓顶部加建一层6X7m高5.5m的转运层。在新老厂房之间的输煤，从老厂房皮带层21m标高层处接长至转运站，该转运站平面尺寸4.5X7.5m总高度26m。栈桥总长度22m，结构型式同煤场处，但地基不需处理。6.11.6.3水处理系统水处理系统有化学处理车间，跨度12m，毗屋6m，长度24m，系单层钢筋混凝土排架结构。化验楼跨度12m，三层砖混结构，总高度11.4m。另设有酸碱库及室外构筑物（中和池、箱类基础、沟道等）。循环水处理事为10X20m单层砖混结构，高度6m。6.11.6.4电气房屋电气房屋有110KV屋内配电装置室，跨度12.5m，长度45m，二层总高度16.3m，系钢筋混凝土现浇框架结构。控制室为12.5X8m单层结构与110KV屋内配电装置相接，高度5m系钢筋混凝土现浇框架结构。6.11.6.5除灰系统建二座直径9m高20m的圆形现浇钢钢筋混凝土灰仓。6.12采暖通风及输煤系统除尘6.12.1气象资料见6.11.1节6.12.2主厂房通风主厂房采用自然通风方式。91 汽机房屋面及除氧间屋面设置屋顶通风天窗。室外空气通过汽机房下部外侧窗户进入室内，经屋顶通风天窗排出室外。在汽机房运转层以下考虑局部通风措施。锅炉房底层采用自然通风方式。电气等工艺专业房间的通风，按《火力发电厂设计技术规程》DL500-2000的要求。集控室设置3台柜式空调机组，二台运行，一台备用。输煤系统通风除尘输煤系统的输煤落差较大、煤尘飞扬严重的转运站、碎煤机室、煤仓间落煤点及煤仓等处均设有除尘设备，选用脉冲布袋式（或多管式水膜式）除尘器。输煤系统地下设施部分设计通风设施，设置机械进排风系统。煤仓间为自然通风、机械排风方式。地下卸煤沟冬季通风的耗热量由散热器和热风装置共同补偿。6.12.3辅助建筑、通风及空调辅助建筑、通风及空调按《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》DL/T5035-94执行。7.环境保护7.1环境概况7.1.1地理环境91 本工程厂址位于湖南省资兴市三都镇南端1.4km处，距资兴市区8.7km，距郴州市区46km。厂址地区有铁路与京广铁路支线许（家洞）～三（都）线终点三都火车站相连，厂区公路与郴州等地沟通，交通十分便利。7.1.2自然环境厂址地处南岭北侧的丘陵地区，周围山丘连绵，海拔高度多在200m以下，厂区与四周山丘的相对高差20—50m不等。宝源河在厂址北面由东向西流过，是三都地区唯一的河流，宝源河流入耒水上游程江，平均流量0.75m3/s。厂址南侧有张家垅水库，水库来水为天然降水和矿井排水。水库水面长1km,宽50m。厂址地区为中亚热带季风湿润气候区，据湖南省地面气候资料（1961—1990年），资兴地区主要气象资料见6.11.1节。7.1.3社会环境厂址所在地三都镇为资兴市的工业重镇，为人口密集区，城镇人口约为5万人。该地以盛产煤炭而著称湖南，有许多以煤炭为主的中小型企业。7.1.4生态环境厂址地区属第四系红色粘土。山丘多生长乔木，主要是松、杉树种，中低丘陵区为灌木和油茶混交林，草木植物茂盛。农田以种植水稻为主，间有蔬菜。厂址周围4—5km2范围内无珍稀树种和野生动物。7.1.5环境质量现状7.1.5.1环境空气质量现状据1995年4月18—20日监测资料，厂址及周边地区环境空气质量现状良好，TSP、SO2、NOx91 日平均浓度均低于《环境空气质量标准》（GB3095—1996）中二级标准，监测结果见表7.1：表7.1环境空气质量现状（日均浓度）单位：mg/Nm3项目监测点TSPSO2NOX矿务局招待所0.08—0.200.021—0.0470.011—0.024上茅坪0.08—0.200.017—0.0290.013—0.021半边街0.12—0.160.010—0.0810.018—0.048焦厂食堂0.12—0.140.018—0.0440.012—0.024电厂水泵房0.10—0.220.006—0.0390.007—0.0197.1.5.2地表水质量现状据以往监测资料，宝源河和张家垅水库地表水PH、COD、BOD5等指标满足《地表水环境质量标准》（GB3838—2002）中Ⅲ类标准，说明该地区地表水质量现状基本良好。7.1.5.3声环境质量现状厂址地区声环境质量现状较好，可满足《城市区域环境噪声标准》（GB3095—93）中3类标准要求。7.2设计采用的环境保护标准本工程拟采用下列环境保护标准，最终以当地环保部门批准的标准为准。7.2.1污染物排放标准（1）锅炉烟气排放执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2003）Ⅲ时段标准；（2）煤场、灰场二次扬尘影响执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996）中无组织排放浓度限值；（3）废污水排放执行《污水综合排放标准》（GB8978—91 1996）中二时取一级标准；（1）厂界噪声执行《工业企业厂界噪声标准》（GB12348—90）Ⅲ级标准；（2）固体废弃物的储存执行《一般工业固体废弃物储存、处置场污染物控制标准》（GB18599—2001）中第Ⅱ类一般工业固体废弃物标准。7.2.2环境质量标准（1）环境空气执行《环境空气质量标准》（GB3095—1996）中二级标准；（2）地表水执行《地表水质量标准》（GB3838—2002）中Ⅲ类标准；（3）地下水执行《地下水质量标准》（GB/T14848—93）中Ⅲ类标准；（4）声环境执行《城市区域环境噪声标准》（GB3095—93）中Ⅲ类标准。以上相关环境保护标准值见表7.2、7.3和7.4。7.2大气环境标准单位：mg/Nm391 标准及类别标准值环境空气质量标准（GB3095—1996）中二级标准取值时间SO2PM10NO2TSP1小时平均0.50.24日平均0.150.150.120.30年平均0.060.100.040.20排放标准项目SO2烟尘NOxTSP火电厂大气污染物排放标准（GB13223—2003）Ⅲ时段允许排放浓度8002001100大气污染物综合排放标准（GB16297—1996）中无组织排放周界浓度最高处1.0表7.3水环境标准单位mg/L(PH除外)项目标准及类别PHCODBOD5SS石油类地表水环境质量标准Ⅲ类标准6—9204—0.05地下水质量标准Ⅲ类标准6.5—8.5————污水综合排放标准二时段一级标准6—910020705表7.4声环境标准单位：dB（A）时段标准及类别昼间夜间城市区域环境噪声标准3类6555工业企业标准Ⅲ类65557.3主要污染源和主要污染物燃煤电厂主要污染源为烟气、废水、固体废弃物及噪声。7.3.1大气污染源和主要污染物火电厂燃煤锅炉排放的烟气污染物主要污染因子有SO2、NOX91 和烟尘。烟气污染物排放见表7.5：表7.51×60MW机组烟气污染物排放情况煤种污染因子排放量排放浓度（mg/m3）达标情况小时排放量（t/h）年排放量（t/a）实际排放浓度允许排放浓度设计SO20.0824494.4326800达标烟尘0.0416249.6163200NOX0.0871522.63001100校核SO20.0884530.4347800达标烟尘0.053318198200NOX0.0871522.63001100注：1.设备年利用6000小时2.排放浓度为标态干烟气，α=1.4时。3.NOX排放量按NOX排放浓度反推求得。7.3.2水环境主要污染源和主要污染物。水环境主要污染源为电厂生产过程中产生的工业废水和生活污水，排水量为128.1m3/h，回收利用48.1m3/h，各类废污水的排放量、主要污染物及排放去向见表7.6：表7.6废污水排放量及主要污染物91 废污水名称排放量（m3/h）主要污染物处理方式去向生活污水10BOD5COD、SS二级生化处理灰场喷洒或区域生态用水冷却塔排污水110盐类利用后排入张家垅水库酸碱废水5PH中和处理煤场喷洒锅炉排污水3.1盐类中和处理煤场喷洒或排放输煤系统冲洗水30SS沉淀处理回收利用含油污水少量石油类隔油处理煤场喷洒7.3.3固体废弃物本工程的固体废弃物主要是燃煤及掺烧石灰石后产生的灰渣，灰渣排放量见表6.6.1。7.3.4噪声电厂是一个较大的噪声源，主要有机械动力性噪声、空气动力性噪声和电磁噪声。主要污染因子为高、中、低频噪声。主要设备的噪声水平见表7.7：表7.7主要设备噪声水平91 声源位置噪声级dB（A）备注汽轮机汽机房90发电机汽机房90碎煤机锅炉房90给水泵汽机房85送风机锅炉房85引风机除尘器后85空冷风机炉后80冷却塔冷却塔区85锅炉排汽锅炉顶部＜110消声后7.4污染防治措施7.4.1烟气污染防治措施（1）采用循环流化床锅炉，添加石灰石进行炉内脱硫，脱硫效率≥80%；SO2排放浓度小于800mg/Nm3。（2）采用除尘效率≥99.75%的静电除尘器，除尘器出口烟气排放浓度低于200mg/Nm3。（3）利用循环流化床锅炉低温燃烧（850—900℃）特性，降低NOX排放浓度，使NOX排放浓度控制在300mg/Nm3左右。（4）本工程新建一座150m高、出口内径为4m的钢筋混凝土烟囱，采用高烟囱排放烟气以降低污染物落地浓度。（5）设置烟气污染源在线烟气排放连续监测系统，对污染物排放实时监控。采取上述烟气污染物防治后，电厂污染物排放可满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）Ⅲ时段标准要求。7.4.2废污水治理措施91 本工程厂区排水采用生活污水、工业废水、雨水排水分流制的排水系统。电厂产生的废污水主要为生活污水，酸碱废水和循环水排污水等。（1）生活污水经二级生化处理后用于灰场喷洒或区域绿化用水。（2）酸碱废水经中和处理后用于煤场喷洒。（3）冷却塔排污水回收利用，多余部分排入张家垅水库。（4）锅炉排污水经中和处理后用于煤场喷洒或排放。（5）输煤系统冲洗水经沉淀处理后回收利用。（6）含油污水少量，经隔油处理后用于煤场喷洒。7.4.3固体废弃物治理措施电厂运行期的固体废弃物主要是燃煤所产生的灰渣，灰渣用贮结合，以用为主。本工程采用灰渣分除方式，电除尘下的干灰用气力除灰管路送至灰库。锅炉底渣经机械除渣系统送至渣仓,然后运往灰场或直接运往综合利用用户。当灰渣在贮灰场（老灰场）临时堆贮时，为防止灰场产生扬尘，在场内设有环形喷水管及若干喷洒喷头。喷淋水取自电厂工艺系统回收或生活污水的排水。在灰渣场周围种植树木，以减少扬尘对周边环境的影响。电厂已与灰渣综合利用单位签定有协议，在正常情况下，灰渣可全部综合利用。7.4.4噪声治理措施（1）对噪声较大的转动机械，设计时向制造厂家提出噪声控制要求，以便从声源上控制噪声；91 （2）设计上尽量使汽水、烟、风管道布置合理，使介质流动顺畅，减少噪声；（3）所有转动机械部位加装减振固肋装置，减轻震动引起的噪声；(4)锅炉排汽口安装消声器；(5)厂区总平面按功能分区布置，尽量使工作和休息场所远离高噪声源，并设置必要的防噪声值班室。7.4.5绿化种植花草，树木不仅可以美化环境，还有助于改善工作环境，起到净化空气，降低噪声，防止水土流失，保护生态环境等作用。根据电厂各功能区特点，因地制宜进行绿化。1ⅹ60MW机组绿化面积13400m2，绿化系数20%。7.5环境影响分析7.5.1大气污染影响分析本工程由于采用循环流化床锅炉洁净燃烧技术，经脱硫80%、除尘99.75%等措施后，大气污染物排放量和排放浓度均能满足排放标准要求，大气污染物排放状况见表7.8：表7.81×60MW机组大气污染物排放状况（设计煤种）大气污染物项目SO2烟尘NOX91 允许排放速率（Kg/h）6060实际排放速率（Kg/h）82.441.687.1允许排放浓度（mg/m3）8002001100实际排放浓度（mg/m3）326163300大气污染物浓度将远小于《环境空气质量标准》中二级标准，对环境影响很小。7.5.2水环境影响分析本工程各类废污水经处理后，废水水质均可满足《污水综合排放标准》二时段一级标准要求。达标污废水大部分回收利用，多余部分排入张家垅水库，不进入宝源河，不会对河流水质产生影响。7.5.3声环境影响分析电厂的噪声源大部分集中在主厂房内，经采取隔声、吸声、消声等措施后，厂界噪声一般可以达到《工业企业厂界噪声标准》Ⅲ类标准要求。7.5.4固体废弃物环境影响分析本工程为灰渣分除，干除灰方式，无灰水对水环境产生影响。灰渣全部综合利用后，不存在灰渣对环境的影响问题。当灰渣在灰场临时中转或堆贮时，只要及时喷洒水，在一般气象条件下，灰场周围TSP一次浓度可以满足《大气污染物综合排放标准》中新增污染源的无组织排放监测浓度值1.0mg/m3的要求。在大风时，如洒水不到位时，将会产生一定的影响。7.6总量控制分析本工程位于国务院1998[5]号文件规定的酸雨控制区范围，SO291 排放须严格控制在当地环保部门下达的总量指标内。按年运行小时6000小时计，1ⅹ60MW机组设计煤种和校核煤种SO2排放量分别为494.4t/a和530.4t/a.。7.7监控计划根据《火电行业环境监测管理规定》和《火电厂环境检测技术规范》，电厂设立环境检测站。检测站面积100m2，配置相关的仪器设备，并配备相应的环保管理及检测人员。本工程将装设在线烟气排放连续检测系统，加强电厂大气污染物排放的检测和治理。7.8资源综合利用根据国家发展和改革委员会办公厅文件（2004）864号文《国家发展改革委员会办公厅关于加强煤矸石发电项目和建设管理的通知》和国家经贸委、煤炭部等八部委颁布的《煤矸石综合利用办法》（国经贸资[1198]80号）第十四条：国家鼓励发展煤矸石电厂，并在有条件的地区发展热电联供。发展煤矸石电厂遵循自发自用、多余电量上网的原则。煤矸石电厂必须以燃用煤矸石为主，其燃料的应用基低位发热量应不大于12250千焦/千克，新建煤矸石电厂应采用循环流化床锅炉。煤矸石是目前我国年排放量和累计堆存量最大的工业固体废弃物之一，该项目年利用煤矸石约70万吨，变废为宝，符合国家的资源综合利用政策。91 本工程设计煤种和校核煤种的低位发热量分别为12360kJ/kg和10540kJ/kg,满足国家发改委（2004）864号文要求。7.9环保投资估算本工程环保投资估算见表7.9：表7.9环保投资估算序号项目费用（万元）1除尘系统9222烟囱（含烟道）3303循环流化床锅炉（比煤粉炉增加部分）11004废污水处理设施2505消声及设施806绿化及设施67灰场喷水设施88烟气排放连续监测系统809环境监测站设备2010环境影响评价费2011环保设施竣工验收监测费1012合计28267.10结论（1）建厂地区环境现状基本良好，地形条件简单，适宜技改工程建设。91 （2）本工程为燃用低位发热量小于12550KJ/Kg的煤矸石资源综合利用电厂，符合国家发展和改革委员会办公厅文件（2004）864号文件《国家发展改革委员会办公厅关于加强煤矸石发电项目和建设管理的通知》精神。（3）本工程将采用先进的防治污染措施，循环流化床锅炉为洁净燃烧技术，添加石灰石可进行炉内脱硫，低温燃烧特征可以抑制NOx生成。采用除尘效率为99.75%的静电除尘器，大气污染物达标排放。废污水和噪声经治理后满足排放标准要求。综上分析，本工程采取各项先进的防治污染措施后，环境效益很好，从环保角度分析，本工程建设是可行的。8.劳动安全与工业卫生8.1综述为适应我国电力建设发展的需要，为安全生产和文明生产创造条件，在火力发电厂设计中必须贯彻国家颁布的《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053-1996的要求。提高劳动安全和工业卫生的设计水平。在火力发电厂劳动安全和工业卫生工程中，应贯彻“安全第一，预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件。劳动安全与工业卫生防护设施，必须与主体工程同时设计，同时投产。劳动安全和工业卫生防护措施，应安全可靠，保障劳动者在劳动过程中的人身安全和身体健康。本工程劳动安全与工业卫生的工程设计中，除应执行《劳动安全与工业卫生设计规程》外，尚应符合国家现行的有关标准，规范的规定。91 8.2防火防爆火力发电厂的火灾危险性，主要来自贮存、生产可燃介质的设施或地方：如乙炔站、危险品库、点火油设施、变压器、冷油器等；煤场、贮煤仓则有煤炭自燃的可能；而电缆隧道、架空电缆，则可能在散热或隔热情况下发生燃烧或因其它原因导致火灾。至于主厂房内发生爆炸的潜在危险主要在炉膛爆燃、蓄电池室和压力容器超压爆炸等。防火防爆措施（1）本工程各主要生产建筑物、辅助厂房和构筑物的最小距离，应符合现行的《火力发电厂设计技术规程》、《火力发电厂与变电所防火规程》及《建筑设计防火规范》的规定，保证安全防火距离。（2）对于危险品、易燃易爆品要限量贮存，更不能与其它物品混合贮存，要求存放在专用仓库内。（3）建筑物和构筑物设计，要严格按照国家现行的防火设计规范执行，作好消防设计。在设计中作好防火、防爆、泄压等安全措施，要有畅通无阻的安全疏散通道，在各层设置足够的消火栓和消防龙头。（4）加强油（煤气）系统消防，煤仓电气设备及电缆的防火措施。（5）加强锅炉及其它压力容器的防爆措施，包括设置各种安全阀、压力调节阀，并应定期检查压力容器和高压管道等。8.3防电伤、防机械损伤、防坠落91 （1）按现行的《电力设备过电压保护设计技术规范》及《电气设备接地设计技术规范》等规定进行设计，所有带电设备的安全净距不小于各有关规程的最小值，为保证人身与设备安全，电气设备考虑接地或接零。（2）防机械损伤与防坠落在电厂运行检修中，加强安全观念，严格遵守安全操作规程，并在设计中采取切实可行的安全防护措施，最大限度的防止机械损伤与防坠落。其中包括：；各转动机械联轴器等回转外露部分均设有安全防护罩，重要转动机械设就地停机按钮；吊物孔、扶梯孔等处均设置防护栏杆，有高空作业处设有维护检修平台。8.4防尘、防毒、防化学伤害（1）加强输煤系统的通风、除尘，采用水力清扫设施。（2）重视主厂房运转层及底层的通风，设置清扫装置及水冲洗设施，以降低工作环境的粉尘。（3）化学水处理室、酸碱计量间及贮存罐、蓄电池室、加药间等设置机械通风，增加室内的换气次数，化验室内存放的试剂带有一定的毒性，应加强通风并采取有效的防腐防毒措施。（4）重视厂区绿化工作，是防尘美化环境的有效措施。8.5防噪音、防振动（1）电厂噪音对外影响主要是锅炉排汽，在排汽口加装消音器。（2）汽轮发电机组，风机等在设备选择时按国家规定的噪音标准订货。（3）主设备、辅助设备及平台的防振动设计，应符合《作业场所局部振动卫生标准》和《动力机器基础设计规范》的规定。91 8.6防暑降温在工程设计中，根据《工业企业设计卫生标准》、《火力发电厂设计技术规范》及《采暖通风与空气调节规范》的规定和要求，做好隔热、通风、降温等主要防暑降温措施。9.节约和合理利用能源9.1辅机选型节能（1）在设计中优先采用技术性能先进的经过鉴定的低耗能产品。（2）各辅机所配套电动机应选节能型，对电力驱动设备和辅助匹配要合理，不应出现大马拉小车现象。（3）选用低损耗变压器，高效光源，高效整流器等。（4）选用保温性能良好的保温材料，以减少工质的热能损失。9.2系统设计节能（1）对循环水倍率进行优化，降低水泵电耗。（2）设置全厂疏水扩容器以回收部分工质。（3）设置连续排污扩容器，可回收部分工质。（4）循环水系统设置胶球清洗装置，保护凝汽器内真空，提高机组运行的热经济性。（5）除灰系统采用气力输灰和锅炉捞渣机汽车外运方式，除捞渣机连续运行外，干除灰系统定期运行以节约能源。（6）对电缆敷设，管道布置进行优化，以减少能耗和压降。（7）改进建筑物的围护结构材料，充分考虑自然光源和自然通风，减少人工照明和机械通风。91 9.3节约用水措施（1）锅炉浇渣用水由循环水排污水供给。（2）工业系统的排水采用压力排水至循环水泵入口，并回收利用，也可减少循环水补水量。（3）输煤系统冲洗及喷雾除尘由循环水排污水供给。（4）煤场喷洒用水由沉煤池中清水回复利用。（5）干除灰比水力除灰节约用水14倍。9.4综合利用电厂综合利用途径主要有两个方面，一是进入电厂的原材料（煤、水）的综合利用，二是电厂排出的废弃物（灰、渣）的综合利用。灰、渣综合利用电厂灰渣治理贯彻“贮用结合，以用为主”的原则。除灰系统设计时留有综合利用接口，粉煤灰可汽车运输到综合利用厂，多余的粉煤灰运往灰场贮存。粉煤灰综合利用既变废为宝，又保护环境。根据国家有关规定，新建电厂必须考虑灰渣综合利用的要求。煤矸石电厂已与资兴东江金鑫水泥有限公司签订使用合同，每年供给水泥厂26.5万t/a灰渣及资兴市德兴水泥有限责任公司26.5万t/a的灰渣。10.劳动组织及定员10.1编制电厂定员的原则（1）根据原国家电力公司一九九八年四月颁发的《火力发电厂劳动定员标准》(试行)文件规定。（291 ）按照服务社会化和专业化的原则，对燃料供应和除灰运输以及灰场管理人员宜实行外包方式，不宜占用电厂定员。（3）结合资兴煤矸石电厂实行自动化管理的具体条件，尚应配套一定数量的检修人员和各类服务人员。10.2劳动定员（1）生产人员80人汽机运行15人锅炉运行15人电气运行8人机、电、炉检修人员8人燃料系统5人除灰系统3人循环水系统3人化学水系统5人热工、自动4人修配4人值长、通讯、热效率、金属监督、修善、远动、仓库10人（2）管理人员20人工程技术管理人员12人经营管理人员8人本期工程总计150人11.工程项目实施条件和工程进度安排91 11.1工程项目实施条件厂址地处矿区、城镇附近，交通方便，生活及施工条件较好。当地地方材料丰富，可就地供应，施工用水量约100-150t/h，用电量约1000KVA，通讯线路约8～10对，施工条件良好。本期工程起控制作用的大重件设备。主要为发电机定子和主变压器，运输重量分别为近90t和60t。根据电厂所处地区的交通运输条件，大重件设备不具备采用单一运输方式的条件，只能由制造厂家起运时选择铁路运输，在距电厂最近的铁路火车站卸车后转汽车运至厂区。11.2工程进度安排2004.11月～2004.12月可行性研究报告送审立项2005.1月～2005.3月初步设计送审及辅机订货2005.4月～2005.7月场地土石方开挖、地基处理2005.8月～2005.12月主厂房土建施工完，机组开始安装2006.1月～2006.6月机组试运行12.投资估算及经济评价12.1投资估算本工程为湖南省资兴焦电股份有限公司煤矸石综合利用发电技改工程，拟建规模1×60MW+1×240t/h循环流化床燃煤锅炉。本项目估算工程静态总投资26330万元，考虑银行融资建设期贷款利息，工程动态总投资为26905万元；铺底流动资金115万元，项目计划总资金27020万元。净态单位投资为438891 元/KW，动态单位投资为4484元/KW。投资估算构成详见投资估算表表12-112.1.1主要编制原则1）项目划分：按照国家经济贸易委员会2002年版《电力工业基本建设预算项目及费用性质划分办法》执行。2）费用构成及计算标准：按照国家经济贸易委员会2002年版《电力工业基本建设预算管理制度及规定》。3）工程量：根据工程设计提供的图纸和设备材料清册。4）定额：执行国家经济贸易委员会[2002]第15号文颁发的《电力工程建设概算定额》（2001年修订本）。5）人工工资：安装工程人工工资为21元/工日。建筑工程人工工资为19.5元/工日。根据中电联（2002）74号文，概算定额人工工日单价调增，安装4元/工日，建筑3元/工日，测算为安装按定额人工费的19.05%，建筑按定额人工费的15.38%。这部分的调增工资按价差处理列入总估算表。6）材料预算价格：安装工程装置性材料执行华中电计（2001）167号颁发的《电力建设工程装置性材料综合预算价格》（湖南省地区价格）。建筑工程按《电力建设工程概算定额——建筑工程》（2001年修订本）计列，并执行电定造[2002]27号文关于印发《发送变电工程定额材料与机械费调整办法》的通知。7）91 设备价格：设备价格参照类似工程近期的到货价、招标价。部分主要设备根据生产厂家定货价。其他设备价格参考《全国电力工程建设常用设备2002年价格汇编》以及同类工程价格。12.1.2其他1）根据国家计委计投资[1999]1340号文件规定，不计取价差预备费。2）基本预备费按8%计列。12.2资金来源本工程项目总投资估算为27289万元（包括动态投资26905万元，全部流动资金384万元）。该项目采用融资合作方式，目前湖南省资兴焦电股份有限公司与香港世能企业有限责任公司达成投资合作初步意向，香港世能企业有限责任公司投入股份65%，湖南省资兴焦电股份有限公司投入股份35%。项目资金来源按自有资金8220万元，占总投资的30%；其余部分19069万元，占总投资的70%，为银行贷款。12.3财务评价12.3.1评价基础数据1）流动资金估算中，应收帐款、存货、现金、应付帐款的年周转次数按12次考虑。经计算达产年流动资金需要额为384万元，其中企业自筹资金115万元，申请银行贷款269万元。2）91 固定资产折旧年限采用15年，无形及递延资产摊销年限为10年。1）成本费用计算主要参数为：年利用小时6000小时综合煤价160元/吨（含税）综合煤价137元/吨（不含税）发电厂用电率10%水价0.83元/吨（生活及补给水），0.10元/吨（生产）折旧费6.33%修理费0.5%全厂定员100人年人均工资25000元/人年福利费率14%2）销售税金电力增值税，根据财政部、国家税务总局财税（2001）198号通知：利用煤矸石生产的电力减半征收，实际增值税按销项税减进项税计算。城乡建设税按增值税的7%，教育附加费按增值税的3%所得税按免征5年的优惠政策计算，投产第六年起每年利润按33%的所得税计取。3）盈余公积金按可分配利润的15%。4）售电价：不含税308元/MWh；91 1）售电价：含税360元/MWh。2）基准收益率8%。12.3.2财务评价1)工程经济效益指标一览表工程经济效益指标一览表序号项目名称单位数据和指标1计算期21年2建设期1年3工程静态投资万元263304价差预备费万元05建设期利息万元5756工程动态投资万元269057全部流动资金万元3848铺底流动资金万元1159不含税电价元/MWh30810含税电价元/MWh36011所得税税率　33%12增值税税率　17%13达产年销售收入万元1059714达产年总成本万元770015达产年利润总额万元330216达产年所得税万元109017达产年销售税金及附加万元63318财务内部收益率（全部投资，税前）　17.2%19财务内部收益率（全部投资，税后）　14.7%20投资回收期（全部投资，税前）年6.6221投资回收期（全部投资，税后）年7.0522贷款偿还期年6.0023投资利润率(%)　12.1024投资利税率(%)　14.4291 2)财务盈利能力分析A、经测算全部投资财务内部收益率（所得税前）为:17.2%财务净现值为：19887万元投资回收期为：6.62年B、经测算全部投资财务内部收益率（所得税后）为：14.7%财务净现值为：12726万元投资回收期为：7.05年3)清偿能力分析本项目长期贷款18800万元，贷款年利率6.12%，经过计算，贷款偿还期为6年，偿还贷款的资金为净利润及固定资产折旧费.摊销费。从资金来源与运用表可以看出，经营期内各年收支均有盈余，从资产负债表可以看出资产负债率每年很低，说明本项目清偿能力较强。12.3.3不确定性分析1）敏感性分析本工程对投资、煤价、发电量、电价的单因素变化进行了分析列表如下：敏感性分析表项目变化范围取值单位FIRR（%）Pt（年）基准值　　　17.206.62投资10%29596万元15.507.1491 　-10%24215万元19.306.10煤价10%151元/吨15.407.19　-10%123元/吨19.106.15发电量10%396000MWh21.105.70　-10%324000MWh13.208.00电价10%339元/MWh21.105.70　-10%277元/MWh13.208.00从以上表可以看出，上述因素在10%范围内波动各项指标仍然较好，说明本项目有一定的抗风险能力，但发电量及电价的变化较敏感。1）盈亏平衡分析以投产第10年测算电力盈亏平衡点年。年总固定成本CF=2239万元年总可变成本CV=4999万元年销售收入S=10597万元年销售税金附加T=57万元BEP=CF/(S-CV-T)=2239/（10597-4999-57）=40%经计算有一定的下降空间，说明本项目的抗风险能力一般。13.结论意见91 13.1项目主要技术经济指标（1）总投资：静态总投资26330万元动态总投资26905万元（2）单位千瓦静态投资：4388元/千瓦（3）单位千瓦动态投资：4484元/千瓦（4）年发电量：360000KWh（5）年供电量:324000KWh（6）年利用小时:6000小时（7）厂用电率：10%（8）发电热效率：32.66%（9）供电热效率：29.72%（10）发电标准煤耗：0.376kg/度（11）劳动定员：100人（12）厂区占地：18万平方米（13）发电成本：223.40/MWh（14）投资回收期（税前）：6.62年（15）投资回收期（税后）：7.05年（16）投资利润率：12.10%（17）投资利税率：14.42%（18）全部投资财务内部收益率（税前）：17.2%（19）全部投资财务内部收益率（税后）：14.7%13.2结论意见91 本项目结合当地电网的实际情况和发展规划，以充分利用当地自然资源，有效改善生态环境，保障和促进地区国民经济稳步持续发展为目标，建设以燃煤环保型电力生产为中心的工程项目，将成为地区国民经济发展摆脱瓶颈制约、进入良性循环的重要举措，非常必要且迫在眉睫。该项目将产生良好的企业效益，并为地区国民经济发展提供有利保证。该地区煤炭、石灰石资源丰富。供水水源有保证。交通运输条件优越，投资环境良好。该工程采用先进的循环硫化床锅炉，有效利用当地煤矸石，采用高烟囱、高效电除尘器，灰渣综合利用率高，废水经处理后重复利用，实现全厂零排放等环保措施后，将建成为环保型电厂，有利于地区环境质量的改善，完全符合环保要求。综上所述，本项目投资合理，经济效益指标合理，符合国家有关规定，具有较强的财务盈利能力和抗风险能力，本项目可行。13.3经济评价表格原始数据表投资计划与资金筹措表流动资金估算表固定资产折旧、无形及递延资产摊销估算表总成本费用估算表损益表91 现金流量表（全部投资）现金流量表（自有资金）借款还本付息计算表资金来源与运用表资产负债表财务评价指标一览表敏感性分析汇总表91'