西梁热电厂200MW热电工程可行性研究报告 91页

'西梁热电厂200MW热电工程1、概述1.1任务依据西梁热电厂200MW热电工程可研设计依据下列文件1.1.1甘肃省发展计划委员会文件，西计基础[2003]1335号文《甘肃省计委关于呈批西梁热电厂2×200MW热电工程项目建议书的请示》见附件11.1.2甘肃省工程咨询院文件，西工咨能字[2003]96号《关于<西梁（丰收）热电厂初步可行性研究报告>的评估报告》见附件21.1.3西梁东城热电有限公司关于热电厂的可研设计委托书。1.2项目概况甘肃省地处中国东部沿海，是我国经济比较发达的地区之一，根据甘肃省十届人大一次会议审议通过的甘肃省国民经济和社会发展规划目标，“十五”期间，全省国民经济年均增长10%，到2005年国内生产总值达到14000亿元，到2010年，国内生产总值达到21000亿元，年均增长9%。为满足未来10年甘肃省国民经济发展和人民生活水平提高对电力的需求，初步测算，“十五”全省电量预计年均递增12%，装机平均增长10%，至2005年发电量和装机分别达到1750亿千瓦时和32000MW。根据甘肃省目前在建项目和后续项目前期工作进展情况分析，甘肃省在“十一五”初的电力平衡。按照目前国家的安排方案甘肃省在2004、2005、2006年只能投产2000MW左右的容量，尚有4000MW以上的缺口，如果不采取积极措施，尽快安排开工新的发电项目，“十一五”又将出现电力供应紧张局面。为此，西梁热电厂200MW热电联产工程，在“十五”期间开工建设，“十一五”初期投产是完全必要的。目前，西梁市没有集中供热，工业、企事业单位、宾馆、医院、学校等用热单位全部是采用自备锅炉。居民家庭取暖采用小煤炉、土暖器炉。在本项目供热区域范围内共有大小锅炉88台，其中工业用锅炉33台，采暖用锅炉55台。年耗煤量22.0万吨，年排灰渣量5.0万吨，并且没有完善的脱硫除尘设施，灰渣得不到很好的利用。根据2003年统计，市区年废气排放量SO2为1270.65吨，烟尘为1562.6691 吨，工业粉尘为1444.4吨，污水289.7万吨，严重污染了城市环境据计算SO2平均浓度超标2.5倍，TSP超标4.7倍，尤以每年1、2、12月污染最重。这些排放物不但影响市区大气环境质量，而且影响着国际历史文化名城形象。西梁热电厂建设投运，可向城市热网及工业热用户提供热源，替代现有大批能耗高、污染严重的小锅炉，有效改善城市环境，减小污染，提升旅游城市的环境水平，加快城市建设发展，提高人民生活水平质量。项目建成后，不但能满足当地用热用电的需求，剩余的电量还可以送至甘肃东部缺电地区，提高甘肃电网的安全稳定运行水平。西梁热电厂位于甘肃省西南部的西梁市，东风煤矿的北部，西梁市西部城市规划的工业区内，距西梁东城热电有限公司所属单家村煤矿约5km，该厂是由西梁东城热电有限公司投资建设的热电联产项目，也是与裕隆矿业集团有限公司实行煤电联营的坑口电厂。本期工程建设规模为2×200MW燃煤凝汽式汽轮发电机组，在统筹考虑远期热负荷情况下，设备选型时采用了2×220MW汽轮发电机组由冷段排汽向外供热并配套建设脱硫装置。该项目列入甘肃省“十五”电力发展规划的重点项目之一。该工程建成后，年发电量为23.4303552亿度，年供热量为3456991.2GJ。1.3可研设计范围1.3.1落实建厂外部条件，对拟建厂址进行全面技术经济比较，提出推荐意见。1.3.2电厂总体规划1.3.3电厂围墙范围内全部生产及辅助生产系统，附属设施。1.3.4供热热源以电厂围墙中心线外1.0m为界。1.3.5220KV配电装置，以出线绝缘子串为界。1.3.6电厂灰场，水源地及相应道路、管道的规划。1.3.7补给水系统、循环水系统、生活、消防水系统、工业废水处理系统。1.3.8除灰渣系统1.3.9锅炉补给水系统及循环水处理系统。1.3.10电厂厂区内燃油输送、储存系统。1.3.11锅炉点火设施1.3.12全厂总体布置、厂区道路、厂区绿化规划。1.3.13电厂环境保护91 1.3.14电厂投资估算及经济效益分析。1.4城市概况西梁市位于甘肃省的西南部，是一座历史悠久、文物古迹众多的文化旅游胜地，最为著名的文物古迹“四城”，被列入文化遗产。距西海市120km，距文峰市45km，市区总面积813.6平方公里，全市辖六镇四乡两个办事处，总人口62.9万。西梁市地处交通要地，铁路纵横交错，公路四通八达，西梁铁路斜穿西北，河东铁路复线和高速客运铁路的建设，西梁市的交通条件将会更加方便。经过改革开放二十年的发展，西梁已形成一定规模的工业体系，全市工业门类齐全，基本形成了仪表、饮料、纺织、建材、化工橡胶、机械、电子、煤碳等八大行业，2002年全市工业总产值达6亿元。丰富的旅游资源，不仅带动了第三产业，同时极大地促进了西梁经济和西梁大市的全面发展。西梁属温带亚湿润气候，春秋短，冬夏长，夏季多雨，冬寒少雪，四季分明，多年平均气温14℃，历年平均最高气温19.4℃，极端最低气温-23.3℃，冬季室外采暖温度-7℃，室外平均风速3.1m/s，最大冻土深度37cm，采暖天数120天。1.5主要设计原则1.5.1本工程属新建电厂，规划容量按2×220+2×300MW考虑，本期建设规模的机组选用2×220MW凝汽式机组，冷段抽汽向外供汽,使其成为2×220MW供热机组。1.5.2厂区总平面采用“三列式”布置并留有再扩建余地1.5.3设计及校核煤种按业主提供的煤质资料1.5.4锅炉点火及助燃采用0号轻柴油、卸油方式采用汽车卸油。1.5.5磨煤机采用380/720低速球磨机。1.5.6热力系统除工业用汽、辅助蒸汽系统采用母管制外，其他系统均采用单元制。1.5.7燃煤采用汽车运输进厂，机械卸煤。输送能力只考虑本期工程燃煤量。1.5.8除灰渣系统采用灰渣分除，正压密相气力输送系统、飞灰汽车运输。除渣系统为机械出渣方式。灰渣综合利用。1.5.9锅炉补给水采用地表水，处理系统采用高效纤维过滤加逆流再生阴阳离子交换器系统。1.5.10循环补充水本期采用城市污水处理厂的中水经深度处理后的水源，处理系统用流动床生物膜加石灰石处理。91 1.5.11循环水采用带双飞达线自然通风冷却塔的再循环扩大单元制供水系统。一机配一座冷却塔，三台循环水泵冷却倍率夏季60倍，冬季45倍。冷却塔淋水面积4500m2。1.5.12本厂采用水消防，设计水泵二台、布置在综合泵房内。并配制一定数量的移动式灭火设施，采用火灾探测与报警。1.5.13接入系统以220KV电压方案进行设计，接入甘肃电网。1.5.14本期工程2×220MW机组分别与一台260MVA双卷变压器组成单元接于220KV母线、220KV选用SF6断路器，采用双母线不带旁路接线。1.5.15采用机、炉、电集中控制方式，两台机组设一个集中控制室，网控室设于集中控制外侧。1.5.16本工程机组自动化水平，采用分散控制系统（DCS）对单元机组，发电机一变压器组及厂用电系统进行集中监控。1.5.17主厂房汽机房与除氧煤仓间横向采用框排架体系，外侧柱纵向为框架钢支撑体系，主框架纵向为框架剪力墙体系，锅炉房两侧为单跨及双跨框架结构，集中控制楼与两侧的送风机房形成五跨双层框架结构。厂房内均采用现浇钢筋砼结构。汽轮发电机基座采用现浇钢筋砼结构，加热器平台系小岛式布置采用钢柱、钢梁钢筋砼现浇楼板。1.5.18主厂房及辅助、附属建筑均采用热水采暖、输煤栈桥及转运站采用饱和蒸汽采暖。1.5.19汽机房采用自然通风方式，屋顶内侧设屋顶通风器；锅炉运转层以下封闭，以上为露天，采用自然通风方式。1.5.20电气等工艺专业房间的通风、采用自然进风机械排风的通风方式。集控室及电子设备间采用全年性中央集中空调系统。1.5.21对外供热采用再热冷段蒸汽经减压送至热用户，回水率为0。电厂供汽出口设计压力0.98MPa，设计温度295℃。采暖总面积按197.6万平方米。采暖热负荷按单位面积220KJ/m2·h1.6工作简要过程：2004年3月，辛集省电力勘测设计院、达州达华电力工程设计咨询有限公司受甘肃西梁东城热电有限公司的委托进行西梁热电厂可行性研究设计。我院和达华公司即组织设计人员于2003年12月25日赴甘肃西梁市，由西梁东城91 热电有限公司主持召开项目启动会，会上听取了热电公司领导对该项目情况介绍和对该项目的设计要求，会议期间踏勘了现场，并了解有关气象、环境、接入系统、水源、地质等有关资料。还就设计原则与业主进行了充分讨论并取得了共识。回院后向唐院长进行了汇报。随后即组织成立东城工程组、开展设计。参加本工程项目的主要人员如下：西梁东城热电有限公司：西梁市政府辛集电力勘测设计院、达州达华电力工程设计咨询有限公司2、热负荷2.1供热现状如前所述，西梁市目前没有城市集中供热管网，所有工业及采暖用热全部采用自备锅炉房，城区分散建设的锅炉计259台，其中工业锅炉33台，采暖锅炉226台这些锅炉均属小型低参数其容量在0.5~20t/h，压力在0.5~1.27MPa之间，温度＜300℃，而且大部分居民取暖仍采用落后的小煤炉，锅炉容量小，能耗高污染严重。为加快西梁市的经济建设，发展旅游事业、提高市民的生活质量，根据城市统一规划，在以近期城市建设为中心，把城区划分为五大供热区，即老城供热区、东北供热区、东南供热区、西南供热区、西北供热区。逐步实现集中供热。2.2热负荷调查与核实2.2.1现状热负荷西梁市的热负荷分工业热负荷和采暖热负荷，根据西梁市热力公司和飞达市热力设计院2003年的调查，在热电厂供热范围内主要工业热负荷见表2-1。西梁工业热负荷现状表序号单位名称产品名称及产量锅炉型号台数用气压力年生产天数生产班制现有热负荷（t/h）采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小西梁三林啤酒万吨年SLD10-B291 啤酒公司SHL20-B1西梁纸业有限公司造纸万吨年DZL10-132SZL10-101DZLZ-101林府家酒厂白酒万吨年DHL10-B3SHL6-1324甘肃林府药厂牛黄蛇胆川贝液1.6万箱/年SZL2-1020.633033.632.52.92.51.75神力橡塑公司三角带1000万米/年XHL6-1310.630035.54.945.34.63.86电缆公司橡套1500电缆km/年SZL-1-810.535033.83.32.83.5327锦绣纺织公司纱布1234万米/年DZL4-820.535036.55.84.53.83.12.68慧迪化工公司白乳胶6000吨/年DZL2-820.630033.32.72.32.92.11.69圣旺集团中药50万DZL2-820.530032.92.11.62.11.81.410合计22102.682.858.7104.581.157.1采暖热负荷除工厂生产采暖外，主要是企事业单位、宾馆、学校、医院、居民等冬季采暖，面积共计43.47万m2。由各单位的1~5t/h自备锅炉提供汽源，见表2-291 采暖热负荷现状一览表序号名称采暖面积m2现有锅炉1西梁技校38001×1t2西梁中学60001×2t3西梁市中行20004西梁市中行宿舍64005西梁林业局招待所15001×1t6老干部局西梁接待处14001×2t7西梁敬老院30001×1t8西梁邮电局宿舍57001×0.5t9西梁实验小学62001×1+1×2t10西梁宾馆36001×2t11甘肃水利学校200001×2t12西梁供电局及宿舍360001×4t+1×2t13西梁市农行18001×1t+1×2t14西梁烟草专卖公司80001×4t15交通局100001×1t16公安局40001×1t17西梁师范中学440001×2t+1×4t+2×5t18西梁大酒店120002×2t19西梁检察院30001×1t20西梁农业局招待所30001×1t21西梁市法院50001×2t22西梁妇幼保健院60001×1t23西梁市地税局28001×1t24西梁小军宾馆197001×4t91 25西梁卫生局24001×0.5t26西梁南方宾馆25001×0.5t27西梁长城宾馆100001×2t28西梁旅游宾馆120001×2t+1×2t29西梁医药公司230001×2t30西梁龙喜宾馆100001×2t31西梁乐力宾舍200001×4t+1×2t32西梁西府饭店53001×0.5t33西梁国道宾馆82001×0.5t34西梁建行20001×1t35西梁市政府370001×4t36西梁自来水公司30001×1t37西梁保险公司30001×0.5t38老干部接待处16001×1t39西梁市中医院200001×1t40西梁市公路局60001×1t41西梁远方宾馆18001×1t+1×2t42城市信用社20001×0.5t43机关招待所80001×2t44西梁市委宿舍310001×4t45西师大附中110001×2t合计43470054台100t/h2.2.2规划热负荷2.2.2.1工业热负荷根据西梁市工业现状及近期远期发展，工业热负荷也呈稳步逆增趋势，近期主要是三林啤酒厂、西梁纸业有限公司、府家酒厂、神力橡塑公司、锦绣纺织公司等单位用汽量的增加。远期将有一些新企业建立。按推算近期及远期用汽需求量，并按用户要求的蒸汽参数压力0.5~0.7MPa，温度≤260℃，工业热负荷汇总表2-391 西梁市工业热负荷汇总表名称用汽压力用汽温度℃热负荷（t/h）采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小近期工业热负荷0.5~0.7260145.44123.83103.4146.5126.1112远期工业热负荷0.5~0.7260182.1168.7153182.8170155.12.2.2.2采暖热负荷按西梁市总体规划要求，城区集中供热管网将按五大供热区分期分批实施，由西梁市热力公司铺设、经营、管理。根据热力公司调查，西梁市近期将建设许多办公楼和居民小区，采暖负荷逐年增加，见表2-4西梁市采暖面积逐年增长一览表表2-4时间(年)200420052062007200820092010采暖面积88万m299.6万m2118.4万万m2130.6万万m2147万万m2165.6万万m2179.6万万m22.2.3热负荷核实2.2.3.1工业热负荷根据调查，西梁市的工业热负荷，从热负荷现状到远期发展，采暖期最大在102.6~178.6t/h，平均在82.8~165.46t/h之间，非采暖期最大在104.5~179.3t/h平均在81.1~166.7t/h之间，要求用汽压力0.7~0.5MPa，用汽温度约260℃左右。蒸汽管道直接送至工业用户围墙外1.0m，全年生产天数在300~360天。2.2.3.2采暖热负荷按西梁市圣华热力有限公司的规划，城区热网分三条线敷设，蒸汽主管由电厂引出向东沿327国道，分为南、中、北三线布网，送至生活小区换热站经汽水交换后，向用户提供95℃采暖热水。根据业主提供的资料并参照有关规定，西梁市采暖延续时间为120天，采暖设计室外温度为-7℃，采暖室外平均温度-0.9℃，户内温度平均18±2℃，设计采暖综合热指标平均值为91 220KJ/h·m2（包括管网热损5%），采暖期热负荷如下：1)近期最大热负荷及规划最大热负荷按业主提供的资料，2006年西梁热电厂建成投产的采暖面积为118.4万m2，2010年规划采暖面积179.6万m2计算。2006年的最大热负荷为260.48GJ/h。2010年的最大热负荷为395.12GJ/h.2)平均热负荷按西梁市采暖室外平均温度-0.9℃计算。2006年的平均热负荷为196.7GJ/h。2010年的平均热负荷为298.71GJ/h.3)最小热负荷在采暖设计室外温度5℃时的热负荷为最小热负荷2006年的最小热负荷为135.28GJ/h。2010年的最小热负荷为205.453GJ/h.2.3设计热负荷2.3.1工业热负荷根据西梁市工业、采暖热负荷的现状及近期远期的发展，由于部分企业发展规划不落实。工业热负荷按远期需求量，并按用户要求的蒸汽参数，同时考虑最大热负荷同时率0.88，平均热负荷折算系数0.9，最小热负荷折算系数0.88后，折算到供汽参数，工业热负荷汇总表见2-5西梁市工业热负荷汇总表名称供汽压力供汽温度℃热负荷（t/h）采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小近期工业热负荷0.98295142.66121.46101.4143.67123.7109.8近期工业热负荷0.98295178.6165.46150.12179.29166.7152.12.3.2采暖热负荷采暖热负荷按2004年至2010年采暖面积计算，采暖热指标220KJ/h·m291 计算。设计年供热量见表2-6设计年供热量时间(年)采暖面积(万m2)单位面积热负荷（KJ/h·m2）年采暖天数（d）年采暖小时数（h）小时供热量（GJ/h）最大年供热量（GJ/a）平均年供热量（GJ/a）2004882201202880193.6557568421521.41200599.62201202880219.12631065.6477085.62006118.42201202880260.48750182.4567137.92007130.62201202880287.32827481.6625576.120081472201202880323.4931392704132.352009165.62201202880364.32104924.16793226.652010179.62201202880395.121137945.6860286.87按室外气温延续时间的年供热量见表2-7按室外气温延续时间的年供热量室外气温℃室外气温延续时间h累计时间h对应汽温下单位热负荷KJ/hm2采暖面积万m2小时供热量GJ/h年供热量GJ/a-7120120220179.6395.1247414.4-545165202.4179.6363.5116357.95-3228393184.8179.6331.975673.2-1313706167.2179.6300.2993990.7714351141149.6179.6268.68116875.837321837132179.6237.07173535.24510072880114.4179.6205.46206898.22合计2880730745.58按2010年采暖热负荷及上述参数计算，采暖用汽量见表2-891 采暖热负荷蒸汽消耗量热负荷（GJ/h）蒸汽量（t/h）最大平均最小最大平均最小359.12298.71205.45151.71114.778.892.3.3设计热负荷及蒸汽量工业热负荷按远期热负荷需用蒸汽量作为设计值。采暖热负荷按2010年时采暖面积179.6万m2所需供热量作为设计依据。供热汽源来自汽轮机组的高压缸排汽，由2.16MPa经减压到0.98MPa295℃。将蒸汽直接送至工业用户，采暖经小区内设立的汽水换热站，将低温二次循环水加热到95℃送至热用户。设计热负荷及蒸汽量见表2-9设计热负荷及蒸汽量负荷压力温度℃单位采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小工业0.98295t/hGJ/h178.6465.34165.46431.11150.12391.13179.29467.14166.7434.33152.1396.29采暖0.98295t/hGJ/h151.71395.12114.7298.7178.89205.45///合计0.98295t/hGJ/h330.31860.46280.16729.82229.01596.58179.29467.14166.7434.33152.1396.293、电力系统本工程接入电力系统设计已由甘肃电力工程咨询院进行。根据该院的接入系统设计报告，本工程2×220MW机组的建设，适应甘肃省经济快速发展和电力负荷不断增长的需要。该报告中接入系统方案考虑如下：91 方案一：本期2×220MW机组以2回220KV线路接入泰安电网，其中一回至金阳变，一回至汶口变。方案二：本期2×220MW机组分别以发电机一变压器一线路组单元接线直接接入西梁变。从电厂设计的角度看，因电厂还要从220KV系统接入启/备变，以及考虑到电厂的扩建，希望采用方案一。接入系统的详细分析报告见甘肃电力工程咨询院编制的西梁东城热电有限公司可行性研究专题报告“电力系统”4、燃料供应4.1煤源概况西梁热电厂位于益州煤矿北部与林海矿区相邻，煤的来源渠道较多，有西城煤田、函庄煤田、新来煤田等，这些煤田储量丰富、煤质较好距离较近。特别是西梁东城热电有限公司所属的于家村煤矿及御物矿业集团有限公司所属唐天煤矿距电厂较近，于家村矿位于西梁市西，距电厂约5km，该矿于1990年建成投产，目前可采储量约6500万吨，该矿年生产能力90万吨，服务年限约51.6年。唐天煤矿距西梁市约32.5km，于2001年建成投产，可采储量11600万吨，实际年开采能力150万吨，服务年限55年。两矿合计年生产能力在240~260万吨之间，且在筹建新矿井的建设，提高煤碳的产量。单家村煤矿全部产煤用于热电厂，不足部分由矿业集团唐阳煤矿供应。上述两矿均开采二迭系山西组3煤层，煤质特征为低灰、低硫、低磷、高挥发份，高灰溶点、高发热量的优质动力煤。西梁热电厂一期工程拟装2×670t/h锅炉，年耗煤量106.3万吨，御龙矿业集团有限公司所属煤矿的产量完全能满足电厂对燃料的需要。且运输距离较近，有利发挥煤电联营的优势。根据裕隆公司提供的煤质资料，电厂用煤煤质分析见表4-1、表4-2。煤质分析项目符号及单位设计煤种校核煤种收到基碳份Car%59.2451.19收到基氢份Har%4.114.23收到基氧份Oar%7.377.71收到基氮份Nar%1.051.2691 收到基硫份Sar%0.750.75收到基灰份Aar%24.1628.03收到基水份War%3.326.83收到基低位发热量Qnet,arMJ/kg23.2620.32干燥无灰基挥发份Vdaf%39.8740.59内在水份Wad%3.323.32灰溶点DT℃1200ST℃1350FT℃1400灰成份分析项目单位设计煤种校核煤种灰分析Sio2%53.1850.58AL2O3%33.0330.05Fe2O3%5.078.07灰分析CaO%1.962.48MgO%0.680.40SO3%1.002.20TiO2%1.140.38K2O%1.040.36Na2O%0.650.48锅炉点火及助燃采用0号轻柴油，其油质分析见表4-3油质分析项目单位数据恩氏粘度OE1.2~1.67运动粘度Cm2/s3.0~8.0硫%≤0.2灰分%≤0.025水分%≤痕迹机械杂质%无闭口闪点℃≥65凝点℃≤0低位发热量KJ/Kg418004.2燃料消耗量锅炉的燃料消耗量见表4-491 燃料消耗量项目1×670t/h炉2×670t/h炉设计煤校核煤设计煤校核煤每小时耗煤量t/h88.58101.39177.16202.78每日耗煤量t/d1771.62027.983543.24055.6每年耗煤量万t/a53.14860.834106.295121.668注：日利用小时数20小时；年利用小时数6000小时。4.3燃料运输西梁热电厂2×220MW机组年耗煤量设计煤106.3万吨，校核煤121.7万吨左右，根据业主方与甘肃矿业集团有限公司签订的煤电联营协议，由其下属的西梁市家村煤矿和煤矿负责供给。均利用社会运力采用汽车运输，运煤车辆按载重≥20t自卸汽车考虑。家村煤矿位于热电厂厂区以西不到5km，可沿327国道并经由西梁市规划区已建工一路，从推荐厂址西北角运煤专用道路，进入厂区汽车卸煤沟，唐阳煤矿位于推荐厂址西约30余公里，利用煤矿现有专用道路、地方公路和327国道运输，此后亦经工一路运至电厂厂区。5、机组选型及供电方案5.1装机方案5.1.1锅炉型式的确定西梁热电厂一期工程拟选用2台最大连续出力为670t/h的煤粉锅炉。采用单汽包超高压、一次中间再热，自然循环、平衡通风，全钢架悬吊结构、固态排渣、灰渣分除。锅炉主要参数：最大过热蒸汽流量670t/h过热蒸汽压力13.7MPa过热蒸汽温度540℃再热蒸汽流量585.9t/h再热蒸汽压力（进口/出口）2.55/2.36MPa再热蒸汽温度（进口/出口）320/540℃给水温度246.4℃空预器出口热风温度365℃空预器进风温度30℃91 排烟温度140℃锅炉效率90.57%生产厂四川锅炉厂5.1.2汽轮机型式的确定汽轮机拟选用2台，220MW一次中间再热三缸三排汽，凝汽式汽轮发电机机组。汽轮机主要技术参数铭牌功率220MW最大连续功率229MW额定抽汽工况功率200MW最大抽汽工况功率189.248MW额定转速3000r/min主蒸汽压力12.75MPa(a)主蒸汽温度535℃再热蒸汽温度535℃额定进汽量626t/h最大进汽量670t/h额定工业抽汽量65t/h最大工业抽汽量140t/h额定工业抽汽压力2.16±0.2MPa(a)额定工业抽汽温度294.9℃额定给水温度236.6℃设计冷却水温20℃最高冷却水温33℃抽汽级数8级排汽压力0.0053MPa(a)生产厂北重汽轮电机有限公司5.1.3发电机型式的确定汽轮发电机拟选用2台220MW氢水冷机组91 额定功率220MW额定电压15750V额定电流9487A额定氢压0.3MPa相数3频率50HZ额定转速3000r/min功率因素0.85定子绕组接法YY额定励磁电压476V额定励磁电流1862A旋转方向从机头看顺时针生产厂家北重汽轮发电机有限公司5.1.4热经济指标见表5-1热经济指标（平均）序号项目单位2×670t/h炉+2×220MW机采暖期非采暖期热负荷热量GJ/h729.82434.33汽量t/h280.16166.72汽机进汽量t/h2×6702×6703汽机抽汽量t/h1402×904发电机功率KW2×1892482×2069025对外供热量t/h280.16166.76锅炉蒸发量t/h2×6702×6707发电年平均标准煤耗g/kw·h0.2538综合厂用电率%7.8459供单位热量耗厂用电量kw·h/GJ5.7310发电厂厂用电率%711供电年均煤耗率Kg/kw·h0.27412供热年均标准煤耗率kg/GJ39.7113汽机年供热量GJ/a3456991.214年发电量kw·h/a23.43035520×10815年供电量kw·h/a21.45049019×10816机组年发电利用小时数h600017年耗标准煤量t/a725018.9718热化系数＞119年均全厂热效率%55.9691 20采暖期平均热电比%53.565.2供热方案5.2.1供热汽量平衡见表5-2西梁2×220MW热电联产工程汽量平衡表序号项目采暖期（t/h）非采暖期（t/h）最大平均最小最大平均最小一主蒸汽量平衡1锅炉蒸发量2×6702×6702×6702×6702×670670+6252汽机进汽量2×6702×6702×6702×6702×670670+6253汽机动率MW2×189.2482×189.248189.248+2069022×2069022×206902206902+2007964余量000000二0.98MPa汽平衡1热负荷330.31280.16229.01179.29166.7152.12汽机抽汽量2×1402×140140+902×902×9090+653余量-50.31-0.160.990.7113.32.9从汽量平衡表可见，无论机组在非采暖或采暖期的平均热负荷以下工况运行时两台机的抽汽量均能满足要求。只是在采暖期最大热负荷下，两台机组都按最大抽汽工况运行，抽汽量尚缺汽量50.31t/h。此时在保证供应工业热负荷前提下,可通过适当调整采暖室内温度或临时投运热网内部容量较大的锅炉加以解决，但这种情况仅出现在室外温度低于-5℃时，从室外汽温延续时间看，只有5天，占全部采暖时间的4.17%。可以认为汽量平衡是可行的，机组选择是合理的。5.2.2供热系统关于热电厂的向外供热系统，由于本汽轮机系在原三缸三排汽200MW91 再热凝汽式机组上，向外提供部分工业及采暖用汽，无单独的调整抽汽接口。考虑到用户要求的蒸汽参数，经与制造厂协商，同意在本机的高压缸排汽管上接出一路向外供汽管路，经减压后，送至电厂围墙外1.0m接至热网管道。满足热力公司要求的0.98MPa，295℃蒸汽品质。送往用户，由用户再次减温达到要求的参数，工业用户直接采用蒸汽。采暖用户是将蒸汽送至小区，经小区汽水交换热站将70℃回水加热到95℃后使用。在热电厂内不设热网首站。每台机额定抽汽量65t/h，最大抽汽量140t/h。6、厂址条件6.1厂址概述根据西梁市城市规划，结合火电厂所需的场地、交通、煤源及燃煤运输、出线、灰场、供排水、供热、环保等外部建厂条件，本次可研对位于马河与义河之间、327国道南北两侧工业园区内的四个厂址进行了踏堪，其中327国道南侧的安琪庄厂址因城市规划已作为居住区用地予以淘汰外，其余327国道以北的村三个厂址均具备建厂条件，本报告拟对上述三个侯选厂址进行比选，现分述如下：和尚村厂址：厂址位于和尚村以南，东为城市规划道路和西梁师范中学、南距327国道500~600m，距义河约2.2km、西靠现有的西外环路、北临和尚村及甘肃省水利机电学校农场，距马河约3.2km，厂址场地平坦，自然地形标高自59.2~60.2m，可供建厂场地的有效面积为东西长约900m，南北宽约700m，可以满足本工程规划容量建设用地要求，厂址内为农田，无拆迁工程。厂址西至单家村煤矿约7.4Km（直线距离，下同），可就近利用煤矿塌陷区作为灰场，距离约6.5km，向西出线，走廊开阔。王西庄厂址：厂址位于王西庄以东的农田，东为规划道路，距现有的西外环路约140m，南靠规划的校场路，距327国道约2.0km，西为规划的工业一路，北为御碑楼路，距马河约2.0km。厂址场地平坦系农田，无拆迁工程，厂区场地自然标高自59.5~60.5m，厂址西至单家村煤矿6.0km，距塌陷区灰场约4.5km，东、西、南三面均具备出线条件，走廊开阔。可供建厂的场地呈方形有效面积约为800×800m，可以满足电厂规划容量建设用地要求。张村厂址：厂址东北距张村约200m，厂区用地处于市开发区西北角，东、南两面为规划的工业用地，南距327国道约2.7km，西靠现有公路，北侧开发区道路穿越厂区，必须北移改道至厂外。厂址北距马河约400m，东南距单家村煤矿约4.2km，距塌陷区灰场约2.9km，东南距市区较91 王西庄厂址远约1000m。厂区地形平坦，现为农田，有一定数量的拆迁工程，场地自然地形标高自59.8~60.4m，道路北移改道后可为电厂提供的场地有效面积为：东西长约1000m，南北宽约660m，可以满足电厂规划容量建设的用地要求。6.2交通运输铁路：国铁京沪铁路从西梁市区西北穿过，设有姚村站，该站南距三个候选厂址5.3~7.4km；卓石铁路从市区东西通过，设有西梁站，西距三个候选厂址7.0~9.8km。电厂建设期间所有经铁路运输的物资均可从以上铁路车站卸车，再由公路转运进厂，铁路运输较为方便。公路：327国道东西向横穿西梁市区，104国道由南至北通过市区，目前已形成以国道为骨架，以地方公路连网的完善四通八达的道路系统，公路运输十分方便。厂址交通运输条件：本次所选三个候选厂址均处于开发区，根据西梁市开发区道路规划，开发区内道路呈方格式布置并与327国道相连，三个候选厂址四周均有道路（已有或规划）环绕厂区，无论是人员进出还是燃煤、灰渣运输均十分方便。6.3电厂水源6.3.1概况：厂址位于甘肃省西南部，西梁西郊城市开发区内，地貌类型属山前冲洪积微倾斜平原区，区内广泛堆积冲洪积物。在迈山前地带有大量冲沟。沿小义河和马河漫滩、阶地等地貌。6.3.2地表水水源6.3.2.1本区域属淮河流域运河水系，进入区内主要河流有马河和小义河，均属季节性河流，马河多年平均流量为2.98亿立方米，小义河多年平均流量为0.76亿立方米，近十年来因降雨量减少和上游水库蓄水，两河长时断流，仅丰水年有短时水库放水时形成河道内有水，故不能作为电厂水源。6.3.2.2在马河支流小义河上游，西梁市骊山乡东经117°14″，北纬35°28′35°21′，流域面积264平方公里，总库容1.186亿立方米，兴利库容0.685亿立方米，为林海市大型水库之一。大坝下游25公里为历史名城西梁市城区，下游40公里为益州市和益州煤田及京沪、卓石铁路。该工程是以防洪为主，结合灌溉、发电、养鱼等综合利用的大型水库。本流域属大陆性气候，四季界线分明，温差变化大，最高气温40°，最低气温-11°降雨年际分布不均匀，多年平均降水量727.1mm，最大年降雨发生在1964年，降水量达1191mm，最小年降水量为305.1mm，发生在1988年，年最大降水量为最小降水量3.991 倍，降水年内分配变化较大，降水多集中在于汛期，占年降水量的75%左右，水库上游建有八里碑、高桥两座小型水库，控制流域面积18.2km2，总库容485.0万m3。里山水库1960年基本建成后，陆续进行了续建和加固工程。1966年建溢洪闸一座，1976～77年开挖新溢洪道一条，1995年老溢洪道进行了闸底加高。1992～2002年进行了里山水库保安全工程。根据骊山水库长系列水位、蓄水量、出库流量及蒸发、渗漏等资料，对水库入库径流系列进行了还原，还原后多年平均入库径流量扣除蒸发、渗漏及弃水量后，为1820万立方米/年。骊山水库灌区现状实灌面积5000亩，参考临近水库灌区——西苇水库灌区的灌溉定额，每亩综合毛灌溉定额取值为240立方米/年，则灌溉需水量120万立方米/年。骊山水库多年平均入库径流量再扣除灌溉用水量后，剩余径流量1700万立方米/年，可以满足西梁热电厂322万立方米/年的补充用水需要。该水库的特征条件：水库上游流域面积264.0km2地区多年平均降雨量727.1mm多年平均迳流量1820万m3骊山水库最大坝高22.2m设计水位125.98m相应库容11860万m3兴利水位124.59m相应库容6850万m3死水位116.19m相应库容747万m36.3.3中水水源为做好节水和废水资源化，西梁热电厂考虑利用西梁市污水处理厂处理后的再生水作为电厂循环水补给水。西梁市污水处理厂位于电厂厂址南约3km，日处理能力为4万立方米，能够确保日供水量3万立方米，中水经电厂厂区深度处理后可以作为电厂的循环水补充水。西梁污水处理厂同意暂按0.5元/m3收费。按GB50335—2002“污水再生利用工程设计规范”第4.2.2条对再生水用于工业冷却用水的水质控制指标要求，见下表：91 序号直流冷却水循环冷却系统补充水1PH6.0～9.06.5～9.02SS（mg/L）≤30——3浊度（NTU）≤——54BOD5（mg/L）≤30105CODcr（mg/L）≤——606铁（mg/L）≤——0.37锰（mg/L）≤——0.28Cl-（mg/L）≤3002509总硬度（以CaCO3计mg/L）≤85045010总碱度（以CaCO3计mg/L）≤50035011氨氮（mg/L）≤——1012总磷（以P计mg/L）≤——1①13溶解性总固体（mg/L）≤1000100014游离余氯（mg/L）≤末端0.1～0.2末端0.1～0.215粪大肠菌群（mg/L）≤20002000①当循环冷却系统为铜材换热器时，循环冷却系统水中的氨氮指标应小于1mg/L污水处理厂对城市污水虽经处理，但不能满足循环冷却系统补充水的水质要求，故进入电厂后需经深度处理才能作为冷却系统的补充水。该处理系统见化学水处理部份。因再生水有较强腐蚀性，凝汽器及有关冷却器管材需采用不锈钢，循环水管内壁除涂防腐漆外需加阴极保护。6.3.4水资源的利用根据上述三种水源条件，为保护合理利用现有水资源，并使废水资源化，本电厂确定不采用地下水，地表水也只作为锅炉补充水和污水处理厂在出力不足或故障条件时的补充用水。2×200MW机组每小时需补水量最大为1287m3，日补水量为25740m3/d，考虑目前污水处理厂投运时间不长，尚未达到设计出力，需取水库地表水每小时365m391 ，待到污水处理厂出力达到4万吨/d设计值后，中水将全部用作循环补充水。只有锅炉补充水和生活用水采用地表水，日补水量约5200m3。6.4岩土工程6.4.1工程地质本工程拟建场地的地层为第四系全新统冲积层（Q），上更新统冲积层（Q）其岩性主要由粉土、粉质粘土、细砂、中粗砂构成。根据本次勘测厂区地层自上而下分别为：6.4.1.1粉质粘土（1）Q：黄褐色，可塑、含少量铁锰质结核，局部夹粉土薄层，切面较光滑，韧性、干强度一般。该层整个场地均有分布，层厚1.00~4.70m，平均2.85m，在该层顶部有厚0.3—0.4m的耕土，呈褐黄色、松散~稍密、稍湿、主要由粉土、粉质粘土组成，含较多的植物根系。在鱼塘处地表有厚0.1~0.2m的三合土层。6.4.1.2细砂（2-1）Q：黄褐色，稍密~中密，很湿—饱和，主要成分为长石、石英和少量云母，分选性和磨园差，颗粒多呈次棱角状，粘粒含量＜3%，局部混较多中、粗砂粒。该层层位不稳定，呈小透镜体状产出。厚度0.50—3.80m，平均1.51m。6.4.1.3粉质粘土（2）Q：黄褐色，可塑、局部为硬塑、切面较光滑，韧性、干强度一般，含少量铁锰氧化物。层厚0.40~6.20m，平均2.96m。6.4.1.4中细砂（2-2）Q：黄褐色、稍密~中密，饱和，主要成分为长石、石英，分选性差，颗粒多呈次棱角状，粘粒含量＜3%，局部混较多中粒砂粒。该层层位不稳定，分布于粉质粘土的中部，呈透镜体状零星产出。厚度0.70~1.80m，平均1.13m。6.4.1.5粉土（2-3）Q：黄褐色，很湿，中密、土质不均匀，含较多粉粒，局部夹粉砂薄层。该层层位不稳定，呈透镜体状产出，厚度0.5~2.0m，平均1.15m。6.4.1.6细砂（3-1）Q：黄褐色、稍密~中密，饱和，主要成分为长石、石英、分选性差，颗粒多呈次棱角状，粘粒含量＜3%。层位不稳定，呈透镜体状产出。厚度0.60~4.00m，平均2.28m。6.4.1.7中砂（3）Q：褐黄色~黄褐色，中密~密实，饱和，主要成分为长石、石英、分选性差，颗粒多呈次棱角状，夹细砂、粗砂、砾砂薄层。该层位较稳定，仅个别地段缺失。厚度0.60~5.50m，平均2.31m。6.4.1.8粉质粘土（4）Q：黄褐色~黄褐色，可塑、局部为硬塑，局部含较多径2~3cm的姜石，铁质条痕明显，局部夹粉土薄层。该层厚度变化较大，部分地段缺失。厚度91 0.90~5.00m，平均2.23m。6.4.1.9中粗砂（5）Q：黄褐色，中密—密实，饱和主要成分为长石、石英、局部混细角砾，夹粉细砂薄层，该层厚度较大，整个场地均有分布。厚度0.45~15.4m，平均9.14m。6.4.1.10粉质粘土（6）Q：黄褐—褐黄色，硬塑，土质较为均匀，切面具较强光泽，韧性、干强度较强，含少量铁锰结核，局部夹粘土薄层，整个场地均有颁布，厚度较大，层厚2.90~10.3m，平均6.10m6.4.1.11中粗砂（7）Q：黄褐~褐黄色，密实，饱和，主要成份为长石、石英、质较纯，分选性和磨圆度一般，夹细砂、砾砂薄层。整个场地均有分布，该层厚度大，仅烟囱地段穿透该层，层最15.10~17.10m。6.4.1.12粗砂（8）Q：黄褐色、饱和、密实、主要成分为长石、石英、分选性差，含较多细角砾，局部夹砾砂和径2-5cm的透镜体。该层各林均未穿透，最大揭露厚度10m.6.4.2地下水拟建场区在钻探揭露深度内的地下水类型为第四系林隙水，具弱承压性，主要赋存于第四系堆积物之林隙中，以大气降水入渗为其主要补给来源，以灌溉和地下径流为主要排泄方式。勘察期间，地下水位埋深为0.05~5.25m，年变幅约1.5m。地下水对混凝土及混凝土中钢筋无腐蚀。对钢结构有弱腐蚀性。6.4.3场地土类别及场地土类型场地20.00m深度范围内土层等效剪刀波速值Vse为206m/s~219m/s。场地土类型为中型场地土。拟建场地的覆盖层厚度大于50m，小于80m，建筑场地类别为Ⅲ类。6.5气象条件西梁热电厂所处地区属暖温带亚湿润气候区，气候特点是春秋短、冬夏长、夏季多雨、冬寒少雪、四季分明。6.5.1气温历年最高气温43.1℃历年平均最高气温19.4℃历年平均最低气温8.8℃历年最低气温-23.3℃6.5.2除水量与蒸发量91 历年最大降水量1180.0mm历年最小降水量670.0mm最大一日降水量186.7mm多年平均降水量698.9mm多年平均陆地蒸发量600.00mm6.5.3风速历年最大风速24m/s多年平均风速3.0m/s30年一遇10分钟平均最大风速30.0m/s一年最多大风日数49天6.5.4气压平均气压101.3MPa冬季Pd765mmH2OPx749mmH2O6.5.5其他气象参数最大积雪深度15mm一般积雪深度3.8mm最大冻土深度37mm一般冻土深度11.5mm最多雷暴日数47天最多雾日数26天平均结冻日数97天6.5.6湿度冬季室外相对湿度65%6.5.7地震基本裂度6度6.6对候选厂址的意见各候选厂址的外部建厂条件汇列于下：见表6-1候选厂址技术条件比较表91 序号项目名称和尚村厂址王西庄厂址张村厂址备注1厂址位置位于和尚村以南，东南距市政府约3.2Km，位于开发区内，东临规划道路，南距327国道500—600m西靠现有的西外环路，北距马河约3.2Km。位于王西庄以东，东为规划道路，距现有的西外环路约140m，西为规划的工业一路，南临规划的校场路，北为御碑楼路，距马河约2.0Km，南距327国道约2.0km，东南距市政府约4.5Km。位于张村西南约200m，地处开发区西北，东、南两面为规划的工业用地，南距327国道约2.7Km，西靠现有公路，北有开发区的道路穿越厂区，厂址北距马河约400m，东南距市政府约6.4Km。2厂区场地条件厂区地形平坦，现为耕地，场地内无拆迁工程，自然标高为59.2～60.2m有效面积900×700m，可以满足电厂规划容量建设用地要求。厂区地形平坦，场地范围多为贫劣耕地和废弃窑坑地，无拆迁工程，场地自然地形标高为59.5～60.5m有效面积800×800m，可以满足电厂规划容量建设用地要求。厂区地形平坦，现为耕地，有一定数量的拆迁工程，场地自然地形标高为59.8～60.4m，道路改道后可供电厂使用之有效面积约1000×660m，可以满电厂规划容量建设用地要求。3厂址洪水位标高及厂区防排洪厂址1%洪水位为60.75m，内涝水位为59.95m，厂区场地设计标高低于上述标高，必须考虑防洪、排涝措施。同和尚村厂址同和尚村厂址4交通运输铁路：国铁京沪、卓铁路：国铁京沪、卓铁路：国铁京沪、卓91 石线从市境通过，厂址距姚村站约7.4Km；距西梁站7Km。公路：国道327、104分别从东西、南北十字交叉穿越市境，以此为骨架已形成公路网。厂址交通运输条件：开发区道路布置为方格式，与327国道相连交通运输十分方便。石线从市境通过，厂址距姚村站约5.5km；距西梁站8.5km。公路：厂址交通运输条件同和尚村厂址。厂址交通运输条件：同和尚村厂址。石线从市境通过，厂址距姚村站约5.3Km；距西梁站9.8Km。公路：厂址交通运输条件同和尚村厂址。厂址交通运输条件：同和尚村厂址。5厂址地质条件区域构造稳定，厂区内无不良地质现象，适宜建厂同和尚村厂址同和尚村厂址6燃煤运输厂址距单家村煤矿7.4km，燃煤由汽车运输，自西向东横穿开发区，进入西二环路进厂。厂址距单家村煤矿6.0Km，煤车横穿开发区，进入工业一路，开发区道路已速成由厂区北侧进厂。厂址距单家村煤矿5.1km，煤车经北侧开发区规划道路进厂。7灰渣运输电厂灰渣由汽车运至塌陷区灰场，距厂址约6.5km，运灰渣汽车将横穿开发区。电厂灰渣由汽车运至塌陷区灰场，距厂址约4.5km。电厂灰渣由汽车运至塌陷区灰场，距厂址约3.8km。8锅炉补给水水源—骊山水库循环水补充水水源地—西梁最远最近适中最近最远91 市污水处理场中心9高压出线条件220KV只能向西出线，出线走廊应纳入城市规划220KV可向南、东、西三个方向出线，选择余地大，走廊开阔，但应纳入城市规划220KV只能向东出线，走廊应纳入城市规划10厂区雨水、污水、废水排放条件厂区雨水、生活污水、生产废水均就近排入相关城市管网同和尚村厂址同和尚村厂址11厂址距林府、林庙距离3.551km4.9km6.5km为电厂烟囱至林府、林庙、林林的中心直线距离12厂址距林林距离3.8km5.1km6.5km13供热条件以和尚村厂址的供热距离为基准，假设为0供热距离比和尚村厂址远约0.42km供热距离比和尚村厂址远约2.4km；比王西庄厂址远约1.1km14环保效应厂址位于西梁厂址位于西梁厂址位于西梁91 市盛行风向的下风侧，但位于开发区盛行风向的上风侧，对开发区有一定的影响。厂址距林府、林庙3.551km，距林林3.84km，对保护“三林”与其另外两个厂址比较相对不利。运煤、运灰渣汽车横穿整个开发区，对开发区环境有一定污染。市盛行风向的下风侧，但处于开发区西南部之上风侧，对西南部有一定的影响。厂址距林府、林庙4.9km，距林林5.1km，比和尚村厂址稍远。运煤、运灰渣汽车需局部穿越开发区。市盛行风向的下风侧，位于开发区西北角，故电厂对城市和开发区不构成污染。厂址距林府、林庙和林林6.5km。运煤、运灰渣汽车局部穿越开发区。15施工条件施工期间设备、材料的铁路、公路运输条件好；施工用地位于厂区扩建端，面积可以满足使用要求。同和尚村厂址同和尚村厂址以上比较表明：和尚村、张村厂址的主要建厂条件所具有优势的同时也相应带来较大的缺陷，这些缺陷对于厂址的成立与否至关重要，如和尚村厂址虽供热及中水管线最短，但距城市则过近、燃煤运距亦长且横穿开发区、不能满足环保要求；张村厂址虽克服了距城市过近的缺点，却又带来了供热、中水管线过长，投资大且长期运行不经济等问题。相对而言，惟王西庄厂址的建厂条件介于和尚村及张村厂址之间，各方面条件均较适中，基本无大的缺陷，具有建厂的良好条件，本设计在权衡以上各种因素和利弊后，确定以王西庄厂址为推荐方案7、工程设想7.1全厂总体规划及电厂总平面布置7.1.1全厂总体规划本次可研以王西庄厂址进行总体规划如下：燃煤运输：燃煤全部由汽车运输，从御碑楼路转工业一路进厂。出线：电厂以220KV电压等级向南出线。走廊宽阔，但应纳入西梁市规划。供水：电厂以西梁污水处理厂中水为循环水冷却水源，采用带自然通风冷却塔的二次循环系统运行，一机配一塔。除灰：电厂全部为干除灰，厂区设干灰库，用汽车运至厂区西南的塌陷区灰场或至综合利用厂。91 交通运输：采用人、货分流，各行其道，主入口设在南侧，由规划的校场路接入厂区，供人员出入。另在厂区西围墙北端设运煤、运灰专用出入口，供车辆出入。排水：厂区雨水排入城市规划的雨水下水道。生产废水、生活污水集中并经处理后重复使用。厂区防洪：为减少厂区场地填方，厂区场地设计标高略低于1%洪水位，拟将围墙下部基础加固处理兼作防洪墙，并在围墙厂内地表处留设排水林，供正常降雨时排水之用，当遇1%洪水时，排水林应予封堵。7.1.2电厂总平面布置根据王西庄厂址的外部建厂条件、地形、城市规划以及考虑业主的要求，结合火电厂的特定工艺流程，本着布置合理、流程顺捷、节约用地的原则，经多方案优化后电厂总平面布置归纳为以下两方案。方案一：取主厂房纵轴呈东西向，固定端朝西，向东扩建，由南至北依次为：汽机房、除氧煤仓间、锅炉、脱硫设施、电除尘、引风机、烟囱，煤场设施位于烟囱以北，设斗轮机煤场、干煤棚、汽车卸煤沟；电气设施居汽机房以南，A排柱外侧为变压器区，其南面为220KV配电装置，向南出线；两座自然通风冷却塔布置在固定端西侧；冷却塔以北为中水深度处理及工业废水处理区以及材料库、检修间、除灰车库、推煤机库等辅助生产设施。厂前区设在厂区西南角，面向校场路，进厂道路从校场路引接，取侧入式以生产办公试验综合楼为对景，西侧布置生活综合服务楼（包括值班休息、单身公寓、食堂、车库等用房），厂前设中心花坛、喷水池、雕塑等绿化美化设施。本方案厂区西围墙至工业一路中心按城市规划要求，其距离为36m，将来电厂运煤、除灰拟在西围墙北端设专用出入口与工业一路相通。根据场地条件主厂房室内地坪0.00m标高，冷却塔水面标高暂定60.6m，煤场地面标高60.30m方案二：取主厂房纵轴呈南北向，固定端朝南，向北扩建，由东自西依次布置：汽机房、除氧煤仓间、锅炉、脱硫设施、电除尘、引风机、烟囱，煤场设施区位于烟囱以西，设施内容同方案一。电气设施在汽机房以东，220KV91 向东出线；两座自然通风冷却塔以西为中水深度处理及工业废水处理区以及材料库、检修间、除灰车库、推煤机库等辅助生产设施区；厂前区设在厂区东南角，面向城市规划道路，进厂道路从城市规划道路引接，仍取侧入式，以化学水车间及化验楼为对景，北侧布置生产办公试验楼，南侧为生活服务综合楼（内容同方案一）中心设庭院式花坛，喷水池及雕塑。将来电厂运煤、除灰仍以工业一路为通道（因煤源、灰场均在厂址西北方向），运煤、除灰专用道路仍从工业一路引接，但由于某种原因厂区紧靠东侧规划路因而西侧运煤、除灰道路较方案一长。厂区东移后因地形变化不大，主厂房0.00标高，冷却塔水面标高及煤场标高仍同方案一。两个总平面方案的技术条件比较见表7-1。总平面方案技术条件比较表序号项目名称单位方案一方案二备注1厂区围墙内用地面积hm226.1526.152单位容量占地面积m2/kw0.5940.594厂区场地平整：挖方m383000.0填方m31668001800004厂区道路及广场面积m235280352805厂区围墙长m232423246厂外道路长m722237电厂烟囱至”三林”的距离差值m0较方案一近120m8厂外补给水管长度差值m0较方案一近780m9厂外供热管道长度差值m较方案二长约350m010电厂主入口引接道路条件m引接自开发区主干道,人员出入条件好,电厂主入口突出、明显引接自开发区辅助道路，出入条件差，主入口不突出总平面方案推荐意见：从以上比较表明总平面方案一在厂区填方、距“三林”的距离、厂外道路长度、厂外补给水管主入口条件等多项均优于方案二，本设计推荐方案一。7.1.3厂区用地分析说明根据《电力工程项目建设用地指标》规定：当电厂的规划容量为2×220+2×300MW时，其用地基本指标为：生产区：29.55hm2+厂前区：2.0hm2=31.55hm2结合本工程具体情况，按《用地指标》规定需进行调整增加用地的项目如下表：序号增加用地项目名称单位一期2×220二期2×300合计1自然通风冷却塔hm23.3254.057.3752供热机组hm22.702.791 3采暖地区hm20.350.4250.7754脱硫（按实际用地计）hm20.380.91.285中水深度处理区hm21.113.23调整后的规划容量用地面积为：31.55+13.23=44.78hm2,实际用地面积为42.04hm2，小于用地指标规定值。7.2燃料运输系统7.2.1输煤系统设计原则及设计范围7.2.1.1甘肃西梁热电厂规划容量为（2×220MW）+（2×300MW）燃煤机组，本期拟建设（2×220MW）机组，由于本期和将来扩建机组容量差别较大，主厂房煤仓间布置难以将带式输送机保持在同一中心线上延伸，再加之一、二期工程建设的间隔时间难以预计，因此为节省初期工程投资，本期输煤系统按（2×220MW）机组设置一套独立单元系统。7.2.1.2鉴于本期所有燃煤的煤源距电厂仅5km左右，故厂外燃煤运输方式均采用汽车运输，年运量为106.3×104t锅炉耗煤量见4.2节燃煤消耗量表4-4：7.2.1.3输煤系统设计范围包括从汽车运煤进厂开始的计量、接卸、煤场贮存和取用、筛碎直至将燃煤输送到主厂房卸原煤斗的整个工艺系统设计。7.2.2输煤系统方案设想7.2.2.1卸煤装置本期卸煤装置全部采用自卸汽车的叶轮卸煤沟，不配备机械卸煤装置，卸煤沟按8个车位设计，每个车位的年卸煤能力为20万吨，卸煤沟底部出口配4台叶轮给煤机。7.2.2.2贮煤场贮煤场容量按（2×220MW）机组燃用7天耗煤量考虑，其中露天煤场为4天贮量，干煤棚为3天贮量，煤场设置1台悬臂斗轮机堆取料机，型号为DQL600/600·25型折返布置，并配备2台推煤机作为辅助设备。煤场干煤棚内设有1个地下煤斗配双路带式输送机，以作为斗轮堆取料机的备用设施，既可取用干煤，也可将露天煤场的煤通过地下煤斗送入锅炉房原煤斗。7.2.2.3筛碎设备碎煤机室内设2台出力为Q=600t/h的正弦筛和2台破碎能力为Q=400t/h的环锤式破碎机。91 7.2.2.4带式输送机系统本期输煤系统从汽车卸煤沟到主厂房煤仓层的带式输送机均采用双路带式输送机,其规格为B=1000mm，V=2.0m/s、Q=600t/h，并在卸煤沟带式输送机头部、煤场取煤的带式输送机头部和进入主厂房带式输送机的头部设有交叉点，以方便系统切换运行。7.2.2.5输煤系统的控制方式采用程序控制7.2.2.6输煤系统辅助设备在输煤系统中配有二级除铁器、计量装置、取煤样装置、循环链码校验装置等；在碎煤机室、各转运站和经常需要进行设备检修的场所均设置起吊设施；在输煤栈桥、各转运站及碎煤机室均采用水力清扫方式并配备相关的设备。7.2.2.7附属建筑输煤系统设有输煤系统综合楼、控制室、推煤机库、煤尘水沉淀池等。7.3燃烧制粉系统本工程煤质为高挥发份，易燃易爆煤种。煤的哈氏可磨系数HGI设计煤为1.15，校核煤为1.0。煤的含硫设计煤和校核煤都达到0.75%。7.3.1制粉系统根据煤质特征，选择钢球磨中间储仓式温风送粉系统。每台锅炉设置两台钢球磨煤机，每台磨煤机的碾磨出力为63.67t/h，出力储备系数为1.29，在磨制校核煤种时，出力储备系数也能达到1.06。每台锅炉设两座原煤仓，每座原煤仓的几何容积为465m3，二座原煤仓的容积可满足锅炉6小时的燃煤量。每台锅炉设两座煤粉仓，每座煤粉仓的几何容积293m3，两座煤粉仓的容积可满足锅炉4.2小时的燃煤量。原煤仓和煤粉仓总的有效贮煤量按设计煤种能满足锅炉最大连续蒸发量时10.2小时的耗煤量。每台锅炉设两台给煤机，出力为14~94t/h，最大出力120t/h。每台炉设置满足磨煤机容量的排粉风机两台。每台炉设16台叶轮给粉机，利用温风加压力冷风调温将煤粉送入炉膛。7.3.2烟风系统每台锅炉设两台50%送风机每台炉设两台双室一电场静电除尘器加两台双室491 电场静电除尘器，在燃用设计煤种额定工况下除尘器的保证效率大于99.85%，满足环保要求。每台炉设两台各50%容量的吸风机，两台锅炉合用一座高210m，出口内径φ6.5m钢筋混凝土单筒烟囱。7.3.3点火油系统点火及低负稳燃采用0号轻柴油。本期工程设两座1000m3钢制油罐，因当地油源丰富，运距近，采用汽车卸油。油泵房设三台供油泵及相应的辅助设备、油水分离器一台及污油池一座。7.3.4锅炉主要辅机技术规范每台锅炉的主要辅机如下：7.3.4.1钢球磨煤机型号DTM380/720台数2台碾磨出力63.67t/h电动机功率1400KW7.3.4.2给煤机型式称重式台数2台出力14~94t/h，最大120t/h电动机功率11KW7.3.4.3排粉风机型式离心式台数2台风量208740m3/h风压1247pa电动机功率1250KW7.3.4.4送风机型式单吸离心式台数2台91 风量488545m3/h风压7201pa电动机功率1400KW7.3.4.5吸风机型式双吸离心式台数2台风量830000m3/h风压6500pa电动机功率2240KW7.3.4.6静电除尘器型式双室5电场(预除尘双室1电场+双室4电场)台数2台烟气量1660000m3/h7.4热力系统本工程热力系统是在国产200MW机组的成功运行基础之上，结合本工程拟定的。现将各系统概述介绍如下：7.4.1主蒸汽、再蒸汽和旁路系统主蒸汽管道按单元制考虑。由锅炉过热器出口集汽箱分左右两侧用两根管材为10CrMo910，φ355.6×50管道，分别经电动主闸阀进入汽机高压自动主汽门。再热蒸汽冷段由汽轮机高压缸排出，用两根管材为St45.8/Ⅲ，φ558.8×14.2管道送入锅炉再热器，再热器入口的再热蒸汽冷段管道上设有喷水减温器。作为事故处理调节再热冷段汽温用。在再热冷段管上再接出一根管道经减压后送至热用户。再热蒸汽热段由锅炉再热器出口联箱，用两根管10CrMo910，φ508×16管道通往汽轮机中压缸左右侧主汽门。机组设有电动高低压串联二级旁路系统，其容量为锅炉额定蒸发量的30%。7.4.2给水系统本工程给水系统采用两台100%锅炉最大容量的电动调速给水泵组成，一台运行，一台备用。给水泵出口连接成一根母管，给水经391 台高压加热器加热后，经给水操作台送入锅炉省煤器进口联箱。给水泵选用CHTC5/5SP-2型筒形泵，前置泵选用YNKn400/300J型泵，液力偶合选用R15K51.1型。这些产品均为国外引进技术，国内生产，现已有20多年的生产和运行经验，属于成熟的先进产品。高压给水还向锅炉过热器减温器和高压旁路减温器提供减温水。给水泵中间抽头供再热器事故和备用喷水。由于采用了调速给水泵，不设复杂的给水操作台，在给水主管上不设调节阀，为启动和低负荷的调节方便，在给水主路侧设一小旁路，装设调节阀。7.4.3抽汽系统汽轮机的抽汽除用作回热系统的加热除氧外，还供给有关辅助蒸汽，共有8段抽汽。为防止汽轮机甩负荷后因连接到抽汽管上的任何原因造成蒸汽倒流入汽机。引起汽机超速，在1~7段抽汽管上均设有快速关闭的气压逆止阀，作为超速保护。为防止有关水源在非常情况下通过抽汽管进入汽轮机，在1~7段抽汽管道上除设置了上述逆止阀外，还设置有电动隔离阀，作为防止进水措施。7.4.4辅助汽系统本工程为新建工程为满足首台机组以及当一台机组停用，另一台机组启动用汽的需要，设置了3台10t/h燃油快装锅炉，接入辅助蒸汽母管，再利用汽轮机的4段抽汽和高压缸排汽经减压减温后也接入辅助蒸汽母管，共同作为辅助汽系统的汽源，以保证在不同工况条件下，有可靠的蒸汽供应。辅助蒸汽母管压力初定为0.785MPa，300℃，管径φ219×6。辅助蒸汽向除氧器、生活用汽、燃油加热、炉底加热、生水加热器提供汽源，此外还有5段抽汽母管，供采暖加热。7.4.5凝结水系统主凝结水系统是把凝汽器热井的凝结水用凝结水泵经轴封抽气器、#5低加、轴封加热器，#6、#7、#8低加打入除氧器加热除氧。该系统的管路设计为大小旁路相结合的方式，#6、#7低加为大旁路，其余为小旁路。主凝结水还供给低压旁路减温器、自动主汽门、猫爪等的冷却水，还供给高加进口联成阀动作用水，杂项用水及真空阀门，设备的水封用水等。系统设2台100%容量的凝结水泵，1台运行，1台备用。泵的压头考虑除氧器滑压运行。91 7.4.6加热器疏水和放气系统回热系统采用三高一除四低，高加疏水按逐级回流设计，最后流入除氧器，低负荷时，#3高加疏水流入#5低加，#1和#2高加疏水仍流入除氧器；#6和#7低加疏水采用逐级回流，经#7低加疏水泵（一台运行一台备用）打入主凝结水管道，#8低加疏水经#8低加疏水泵打入主凝结水管道，当#8低加疏水泵事故时，疏水流入凝汽器热井。放气是为提高传热效率，防止腐蚀。放气分两种，一种是水压试验和启动放气，一种是连续放气。高加连续放气和低加启动与连续放气，排入凝汽器；高加启动放气和所有水室放气排入大气。7.4.7凝汽器抽真空和疏水扩容系统本系统主要用于建立和维持或破坏凝汽器内真空，收集汽机本体管道的疏水，以及为真空泵提供水源。本工程抽真空设备采用水环式真空泵，每台机设两台真空泵，正常运行时一台运行一台备用，启动时2台同时运行。本体疏水扩容器设置2台，容量为0.8m3。7.4.8锅炉本体有关系统该系统用于锅炉有关部分的疏放水、排气（汽）、排污、清洗、停炉防腐保护和冷态启动时预热。过热器联箱、再热器联箱、过热蒸汽和再热蒸汽的减温器、水冷壁下联箱等，都设疏放水点，锅炉紧急放水也设有放水点，所有这些都放入定期排污扩容器。为保证炉水符合规定值。正常运行时的连续排污，排入连续排污扩容器，连排的排汽排入除氧器。锅炉上水和启动期间，锅内的不凝结气体或空气，按厂家规定的排气林排入大气。启动时，按启动运行方式不同，汽包排汽可排入大气，超压时安全阀排汽排入大气。当需要较长时间停炉时，需采用必要的保护措施，如采用湿保护或用辅助蒸汽烘干热保护。7.4.9工业水系统本工程的工业冷却水采用开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统。开式循环冷却水系统采用中水。主要用于发电机油冷却器、除灰及空压机等冷却用水。91 闭式循环冷却水系统采用凝结水，用于各轴承冷却油器的冷却水。设闭式循环冷却器，用开式水冷却凝结水，闭式水循环使用。7.4.10向外供热系统由汽机高压缸排汽管上接出一根管道经减压后，再将两台机的供汽管连接成一根总管，送至厂外热网、供热用户。7.4.11补给水系统来自化学除盐水直接补入凝汽器喉部，化学补系统采用双母管供水，在主厂房内合成一根母管。对外供热蒸汽不考虑凝结水回水。7.4.12热力系统主要辅机规范7.4.12.1给水泵主给水泵型号CHTC5/5sp-2流量731t/h扬程1875mH2O中间抽头流量~30t/h中间抽头压力~5.2MPa最小再循环流量~180t/h效率≥82.5%前置泵型号YNKn400/300流量761t/h扬程79mH2O效率≥82%电动机型号Y900-4/5800KW功率5800KW转速1500rpm电压6KV91 液力偶合器型号R15K51.1功率5100KW转速1492~6050rpm7.4.12.2凝结水泵每台机组配备2台NLT300-400×5型立式凝结水泵，流量为575m3/h扬程192mH2O，一台运行，一台备用，电动机功率450KW。7.4.12.3除氧器及水箱每台机组选用一台YGXC-710型卧式旋膜式除氧器，一台YGXC-710型给水箱，给水箱有效容积为140m37.4.12.4真空泵每机选用两台北重提供的水环式真空泵，抽干空气量31kg/h。7.4.12.5低加疏水泵#8低加疏水泵选用80NWG-43×4型，流量38m3/h，扬程170mH2O，每台机组设一台，不设备用。#7低加疏水泵选用150NW-78×2型，流量69m3/h，扬程156mH2O，每台机组设二台，一台运行，一台备用。7.4.12.6凝汽器凝汽器冷却面积为10568m2，北京重型汽轮电机厂生产，由于本工程循环冷却水采用中水，冷却管宜选用不锈钢管。7.4.12.7胶球清洗装置每台机有三组凝汽器，选用三台125SS-9型胶球清洗泵，流量71.4m3/h，扬程9.8mH2O，三台S-1200-I型收球网及装球室内。本工程不设二次滤网。7.4.12.8轴封风机汽封排汽采用风机抽吸，每台机组选用二台5-10-11NO8D型风机，流量1500m3/h，扬程800mmH2O，一台运行，一台备用。由北重厂配套供货。7.4.12.9疏水箱及疏水泵#1、#2机组合用二台40m3疏水箱和二台4N6×2型疏水泵，流量50m3/h，扬程120mH2O，疏水泵一台运行，一台备用。91 7.4.12.10生水加热器及生水泵由工业水泵房来水，经生水加热器加热后送入化学水处理车间，生水加热器选用两台，每台加热器180t/h，夏季两台同时运行，其他季节一台运行，一台备用，选用BEM400-15-1型。生水泵选用两台6DA-8×3型。7.4.12.11供热减压阀由于地区工业用汽量的需要，本工程汽机2段抽汽经减压到0.98MPa295℃送至用户，根据供汽量要求选用一台减压阀，流量为140t/h。7.5除灰渣系统7.5.1主要设计原则7.5.1.1除灰渣系统为灰渣分除方式。拟采用正压密相气力除灰系统和机械除渣系统。7.5.1.2飞灰处理系统拟采用正压密相气力输送系统，每座干灰库下设排干、湿灰装置，专用干、湿灰密封型汽车外运。7.5.1.3除渣系统拟采用机械除渣系统。即捞渣机、活动渣斗方案，专用灰渣密封型汽车外运。7.5.1.4除渣水系统为闭式循环，重复利用方式。7.5.1.5除灰渣系统以每台炉为一个设计单元，灰库区和气化风机房为两台炉一个设计单元。7.5.1.6预除尘器灰与脱硫设备后电除尘器的灰分别输送，并设粗、细灰分选系统。7.5.2除灰渣量锅炉各部分灰渣量分配比例为炉底渣量10~15%，飞灰量（除尘器）90~85%，省煤器灰量5%。灰渣量计算见表7-2。预收尘电场效率按85%计，脱硫灰处理系统拟设4个电场，保证效率为≥99.85%。机组数灰渣量1×670t/h2×670t/h每小时灰渣量（）灰量26.452.8渣量2.945.88灰渣量29.3458.68每日灰渣量灰量528105691 （）渣量58.8117.6灰渣量586.81173.6每年灰渣量（万）灰量15.8431.68渣量1.763.52灰渣量17.635.2注：日利用按20h计，年利用按6000h计，q4=2%。7.5.3飞灰处理系统飞灰处理系统包括省煤器和预收尘电场的飞灰输送以及脱硫灰的输送。省煤器、预收尘电场飞灰处理系统拟采用正压密相气力输送系统。其工艺流程图如下：每台炉设置二台双室五电场静电除尘器（即预除尘双室1电场+双室4电场），每个电场设2×4个灰斗，共40个灰斗，每个灰斗下设一台输送罐，每台炉省煤器灰和预收尘电除尘器的灰共用一条输送管道至灰库。每台电除尘器的飞灰用一条输送管道至脱硫灰库。飞灰输送系统设计能力≧120%。脱硫灰处理系统工艺流程如下：91 电除尘器飞灰斗设有气化装置，确保灰的流态化。本期工程共设置2×3台灰斗气化风机，分别为2台运行，1台公共备用，并各配置有2台电加热器，其出口风温≧150℃；管道输灰的气源由专用空气压缩机供给。拟设置2×3台空气压缩机，分别为2台运行，1台备用。灰斗气化风机和空气压缩机均布置在风机房内，其位于两炉电除尘器之间朝后处，与除尘器、除灰控制室内毗邻，为本期工程的共用设备。本工程灰量很多，按综合利用的要求设三座灰库，其中有原灰库、粗灰库、细灰库各一座，每座灰库的有效容积为1350m3,可储存1台炉在BMCR工况下36h的灰量。三座灰库可储存二台炉54小时的灰量。设分选系统后可根据市场需要售灰。另，脱硫灰设一座钢灰库，有效容积450m3，可储存2台炉41h的灰量。灰库顶均设有排气过滤器和压力真空释放阀等设备，6.5m层为灰库转运层。原灰库设二台调湿灰设备和一台装干灰设备。另设一个分选口。粗灰库设一台装干灰设备和二台调湿灰设备，细灰库设二台装干灰设备和一台调湿灰设备。脱硫灰库各设一台干、湿灰设备。灰库旁设有气化风机房，内设六台气化风机，其中四台运行，二台公共备用，还设有四台电加热器以保证灰库内的燃料流态化。灰库区位于烟囱后方扩建端处，设有清洗排污设施。运行控制：飞灰输送系统程序控制，有手动，自动两种方式，控制室内设PLC和CRT91 。就地设有起停按钮。灰库区卸、装灰时一般采用就地操作方式。脱硫灰处理系统宜由脱硫系统DCS控制。通常情况下，每炉一套飞灰处理系统单独运行，必要时亦可二套系统同时运行。7.5.4炉底渣处理系统采用机械除渣方式。即炉底渣经锅炉竖井落入刮板捞渣机水槽中，冷却淬化后的炉渣经刮板捞渣机至活动渣斗内储存。定期用专用灰渣运输车外运。除灰渣水系统为闭式循环重复利用的方式。其工艺流程图如下：每台炉各设一台水浸式刮板牢渣机和活动渣斗一套。活动渣斗总有效容积为31m3，可储存1台炉BMCR工况下6h的渣量。#1炉活动渣斗位于固定端，#2炉活动渣斗位于扩建端。捞渣机溢流水处理回收系统：采用澄清式溢流水箱、冷却器等设备设施。经处理后的除渣水重复回收利用，每台设置一套。运行控制方式：两台炉的两套除渣系统可以同时运行。捞渣机为连续运行，运行方式为就地操作和远方手动操作两种方式。汽车外运炉渣为二班运行制，就地手操作的控制方式。7.5.5灰渣综合利用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方面的问题，又符合国家关于新建电厂的能源环保政策。灰渣的物理化学特性决定了灰渣有广泛的用途。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掺和料；电除尘器飞灰是筑坝和制作砌块的良好材料。具有保温、隔热和吸音的特点。另外，粉煤灰含有农作物所需的各种微量元素，所以也可以用来改良农田土壤，防止土壤板结等。91 本期工程灰渣综合利用具有广阔的前景，在距热电厂15Km处，甘肃金西城有限公司，年产水泥200万吨，可使用电厂灰渣配比约占30%以上，即年用灰渣约60万吨，对电厂灰渣利用主要有下列两种方式：做水泥原料，配比为8%左右，做水泥熟料混合材使用，配比可占15～25%，该公司承诺，西梁热电厂建成后，产出的灰渣可以全部消化使用。见附件。由于本期两台炉的灰渣能全部综合利用，切实做到粉煤灰的零排放，并创造社会和经济效益，满足现代电厂的环保要求。7.6贮灰场电厂本期工程2×670t/h锅炉，年灰渣量为：粉煤灰31.68万t，年产灰渣总量为35.20t，按容重1.0t/m3,年需贮灰场容积35.20万m3。厂址西约4Km的单家村煤矿塌陷区作为电厂贮灰场。单家村煤矿主要采用山西西组3煤层，煤层厚度6.0~8.0m。地表塌陷平均深度5.18m，已塌陷面积83hm2，库容347×104m3，其中实际使用塌陷区面积6.67hm2，作为备用灰场并按留有覆土还田厚度1.0m计，可满足本期工程存储灰渣需要。目前塌陷区内坑洼多处，面积深浅各不相同，无需筑坝即可分区分块存贮灰渣，为防止灰水下渗，灰场底部及内边坡尚需设防渗构造。拟用专用塑料防渗膜上复粘土防渗层处理。本工程灰渣全部综合利用。塌陷区贮灰场仅作为备用灰场。分期分块使用最为合理。电厂至塌陷区现有简易公路相建，作为运灰道路亦需整修。随着煤矿开采范围，产量的逐步扩大，地面塌陷区亦随之增加，另外电厂灰渣分除，汽车运输，为灰渣的综合利用（如粉煤灰水泥、筑路建材等方向）创造了条件，因此电厂日后排灰渣亦不存在问题，是该电厂建设的有利条件。7.7供水系统7.7.1循环水系统本工程2×220MW机组采用带双飞达线自然通风冷却塔的再循环供水系统。7.7.1.1循环水需水量循环水需水量见下表7-3循环水需水量表机组凝汽器总计水量m3/h91 容量辅机冷却水量夏季纯凝汽工况额定抽汽工况夏季纯凝汽工况夏季额定抽汽工况冬季额定抽汽工况凝汽量t/h循环水量m3/h凝汽量t/h夏季循环水量m3/h冬季循环水量m3/h1×2202×220468.8937.62818256256373.2746.42239244784167943358819003800300826005624292485841859437388注：1）冷却倍数夏季60倍冬季45倍2）纯凝汽工况为校核冷却塔夏季运行水温。7.7.1.2补给水量补给水需水量见下表7-4：补给水需水量表序号项目补给水量m3/h备注夏季冬季1蒸发损失（夏季1.30%冬季1.25%）5824202风吹损失0.1%45343排污损失2251754化学水处理用水2502505灰渣加湿用水（50）（50）采用循环水排污水（火灾时冷却水量）6输煤除尘（10）（10）7输煤冲洗用水（15）（15）8油库夏季非火灾时冷却用水（50）9脱硫用水（100）（100）10生活用水101091 总计128710277.7.1.3节约用水措施（1）冷却塔内装有除水器，可减少风吹损失0.3%，可节约水量180m3/h。（2）利用中水作为循环水的补充水，以减少日用地表水量。（3）输煤系统的冲洗、除灰系统的调湿、脱硫用水、油罐冷却等用水均采用循环水排污水。（4）输煤系统冲洗用水其排水，经沉煤池沉淀后其上部清水作为煤场喷洒用水。（5）化学水处理排水、生活污水经处理后进中水系统深度处理后作循环水补充水7.7.1.4供水系统的选择及布置（1）本工程装二台220MW抽凝式机组，采用带冷却塔的扩大单元制再循环供水系统，每台机配一座冷却塔，三台循环水泵，循环水泵设在主厂房披屋内。（2）循环水泵房泵房内设三台卧式离心泵，二台大泵、一台小泵，订货设备规范如下：型号大泵G48sh-26型；小泵G40sh-26流量12000/10300m3/h6000m3/h扬程26/19.3m26m转速485/420转/分730转/分功率1250kw/800kw560kw（3）自然通风冷却塔a)西梁地区夏季3个月频率为10%的日平均气象参数干球球温度28.76℃湿球温度25.8℃相对湿度79%气压1000hpab)冷却塔主要尺寸冷却塔淋水面积4500m2冷却塔高度102.6m冷却塔进风口高度7.185m91 冷却塔喉部直径45.41m冷却塔底部直径88.092m冷却塔竖井高度13.5mc)冷却后水温按上述气象条件及冷却塔主要尺寸，冷却塔淋水密度6.25m3/m2-h，冷却塔出水温度31.9℃，满足规范要求。冷却塔冬季运行时，可停运中间部分，增大外围淋水密度，以改善冷却塔内结冰情况。d)循环水管沟每座冷却塔出水为宽11m明渠，在明渠内设有二台宽4.5m的网篦式清污机，以清除进入循环水系统的漂浮物。清污机后每台机各以一根φ2800钢管与其联结，将循环水送至循环水泵房。从主厂房至冷却塔每台机各设一根DN2200循环水管。辅机冷却水排水排入循环水泵吸水井内。7.7.2补给水系统按计算2×220MW需补给水量夏季每小时为1287m3/h，每天为25740m3，冬季每小时为1027m3/h，每天为20540m3，其中冷却塔补充水量夏季每小时为852m3/h，每天为17040m3，冬季每小时为629m3/h，每天为12580m3。中水供电厂作循环水使用后，不足部分可由地表水供化学水处理后作锅炉补充水等用水。水量能满足电厂所需用水。污水处理厂至电厂管线由业主负责送至厂区围墙外1m，接管处位置下阶段协商后确定，至厂围墙处管内维持水压不小于0.05MPa。厂外进入厂区中水经处理后接入2×4500m2冷却塔作为循环水补充水，地表水进厂区后一路接入2×4500m2冷却塔，也作为循环水备用补充水，以弥补中水补给水量的不足，另一路进入进净水处理室，经沉淀，过滤后进入蓄水池作为厂区化学水处理后的补充水。厂区外部水库取水泵房，补给水管路及污水处理厂至电厂水管线由业主负责送至厂区围墙处1m，至接点处管内水压不小于0.05MPa，接管处位置下阶段商定。厂区生活用水水源由净水处理后经消毒处理作为厂区生活用水。7.7.3消防水系统91 按GB50229-96“火力发电厂与变电所设计防火规范”对单机容量为200MW机组的发电厂主要建（构）筑物和设备，火灾探测报警系统应符合该规范表5.8.5条的规定。其灭火设施采用移动式灭火器及消火栓，运煤系统设置水幕，并采用自动报警。7.7.3.1水消防系统按规范要求对本电厂采用水消防，并配制一定数量移动灭火设施。本系统是供给室内外消火栓所需水量，按220MW所需水量及扬程要求，选择消防水泵规范如下：型号S200—95；流量183~294m3/h扬程103~85m功率125KW设消防水泵二台、一台运行，一台备用。7.7.3.2水幕消防水系统运煤系统设置的水幕及变压器水喷雾灭火所需水量由水幕消防水泵供给其水泵型号同消防水泵。7.7.3.3消防水系统的水源消防水泵设置在综合泵房内，综合泵房毗邻冷却塔，每只冷却塔水池容积达1万m3，消防水泵水源取自二个冷却塔，这样可减少厂区蓄水池的容积，节约了投资，增大了消防储备水量。7.7.3.4消防水系统的稳压设施水消防与水幕消防水系统，在平时应保证系统维持正常压力，其稳压水源由综合泵房内杂用水系统供给，电厂内杂用水泵为连续运行，并有备用水泵，从杂用水系统各接一根水管于水消防及水幕消防系统以补充两系统渗漏的水量。并设有节流林板以提供一定流量。当需灭火开启消火栓或自动喷淋动作喷水，消防系统压力下降，该系统消防水泵自动启动。7.7.3.5泡沫灭火系统电厂点火油罐灭火采用低倍数泡沫灭火系统，泡沫灭火系统所需的用水由消防水系统供给，消防时冷却水也由消防水系统供给。7.7.4杂用水系统91 杂用水是用作输煤系统除尘及冲洗用水，除灰系统的调湿用水，为节约用水充分利用循环水排污水，杂用水水源取自冷却塔水池，杂用水泵也设在综合水泵房内，因杂用水有一部分是间断供水，故设水泵三台，一台为连续运行，一台按系统水压间断运行，一台备用，初选水泵为：型号KQL150/435-75/4型；流量131~224m3/h扬程74~65m功率75KW7.7.5生水给水系统本系统是供化学水处理用水，生水泵设在综合泵房内，生水泵从1×2000m3蓄水池取水。设生水泵三台，二台运行，一台备用，初选水泵规范为型号KQL200/345-45/4（z）；流量182—312m3/h扬程41.4—29.6m功率45KW7.7.6生活给水系统由净化水系统来水经消毒后进入蓄水池，由SQL1600—1.0型立式隔膜气压水罐供全厂生活用水。7.7.7厂区排水7.7.7.1厂区雨水的排放采用场地散流至厂区外及雨水管相结合的方式，雨水管排放是指厂区一部分无法散排地区，采用雨水管排至厂外开发区雨水下水系统。7.7.7.2工业废水下水道电厂循环水排污水大部分重复使用已消耗，少量排入工业废水下水道，化学水处理的排污水经中和后排入工业废水下水道。7.7.7.3生活污水下水道生活污水经化粪池一级处理后经二级生化处理后排入工业废水下水道。7.7.7.4输煤冲洗排水91 输煤系统冲洗用水及煤场雨水，经沉煤池沉淀后其上部清水作为煤场喷洒用水，以减少煤灰飞扬。多余废水排入工业废水下水道。7.7.7.5事故排油下水道1）变压器的集油坑排出的含油废水经油水分离池后，油排入事故油池，废水排入工业废水下水道。2）主厂房内油箱的事故排油经油水分离后，油排入事故油池。废水排入工业废水下水道。3）事故油池容积大于接纳一台最大油量设备的事故排油量。7.7.7.6工业废水集中后经混凝沉淀，过滤后进入中水精处理系统，处理后也作为循环水补充水。7.8化学水处理系统7.8.1水源及水质水源为骊山水库水，根据林海市水环境监测中心水质分析报告，作为锅炉补给水处理系统设计依据。水质分析报告表7-5工程名称西梁东城取样日期2004.7.10取样地点骊山水库报告日期2004.12.28项目数量项目数量mg/Lmmol/Lmg/Lmmol/L阳离子K++Na+24.50.789全固形物Na+溶解性固形物Ca2+47.32.365悬浮性固形物0.5Mg2+11.70.98电导率（25℃）μs/cm3.80Fe2+Fe3+总硬度166Al3+碳酸盐硬度114NH4+<0.05非碳酸盐硬度52Ba2+Sr2+酚酞碱度总计83.554.134甲基橙碱度114Cl－22.00.62总碱度11491 阴离子SO42－59.51.24PH值8.4HCO3－1272.082游离二氧化碳CO32－6.00.20SiO2（全硅）NO3－BOD5（生化需氧量）1.4NO2－CODcr(化学需氧量)<10.0OH－PO43－F－总计214.54.1427.8.2锅炉补给水处理系统出力确定锅炉总蒸发量2×670t/h＝1340t/h锅炉排污1340t/h×1％＝13.4t/h厂内汽水损失1340t/h×2％＝26.8t/h厂内其他用汽20t/h厂外供热（不回收）185t/h锅炉正常补水量~250t/h闭式冷却水系统补充水20t/h暖通热交换补充水10t/h水处理系统运行出力310t/h（包括系统10％自用水）7.8.3锅炉补给水处理系统根据水库水质情况，总含盐量为300mg/L左右，属中等含盐量水，锅炉补给水处理系统选择过滤、一级除盐、混床系统。生水（经供水净化系统）——高效纤维过滤器——逆流再生阳离子交换器——除二氧化碳、水箱、水泵——逆流再生阴离子交换器——混合离子交换器——除盐水箱、水泵——主厂房。7.8.3.1系统出力除盐水出力310t/h,生水流量330～350t/h。7.8.3.2运行控制系统再用CRT程序控制再生、投运、反洗。91 7.8.3.3辅属系统设有酸、碱贮存、计量系统。压缩空气由全厂空压站供给，水处理车间设有贮气罐。7.8.3.4废水排放系统水处理系统酸、碱废水排入废水池。系统中设有废水池及废水泵，废水经废水泵打到中水处理系统。7.8.3.5水处理室布置水处理室为一独立建筑，设有过滤除盐间、酸碱贮存计量间、水泵间等，室外布置生水箱、除盐水箱，水处理室固定端设有化验室等。7.8.4循环水处理7.8.4.1循环水补充水采用中水，2×220MW机组循环补充水量约为900t/h左右。西梁市污水处理厂出水水质表2序号项目单位指标备注1浊度度≤202SSmg/L≤103色度度≤304pH6.5～9.05嗅味无不愉快感觉6BOD5mg/L≤107CODcrmg/L≤508NH3－Nmg/L≤89TPmg/L≤1.010TDS（全盐量）mg/L500～100011总硬度（CaCO3计）mg/L≤30012Clmg/L≤30013Femg/L≤0.314Mnmg/L≤0.115阴离子合成洗涤剂mg/L≤0.516游离余氯mg/L管网末端不小于0.217石油类mg/L≤591 18总大肠菌类个/L≤37.8.4.2中水处理系统1）处理水量：按1100m3/h。2）处理系统中水生物部分采用流动床生物膜处理，处理出水再进一步采用石灰处理。处理后水质：pH7～8.5CODcr≤30mg/LBOD5≤5mg/LSS——氨氮≤2.0mg/L总磷（以P计）≤0.5mg浊度≤5.0NTU粪大肠细菌群＜1000个流程：中水进入流动床生物反应器内进行生物降解，处理后水进入沉淀池进行泥水分离，部分污泥回流至生物反应器维持污泥浓度，剩余污泥排入污泥储池。生物出水进入出水池，然后利用清水泵打入机械加速澄清池进行混凝澄清，出水再进入变空隙滤池，最后进入循环水补水系统。生物排泥和机械加速澄清池排泥进入污泥储池进行浓缩，用泥浆泵打入脱水机房脱水分离，泥饼外运，分离水再进入缓冲水池或混凝澄清系统。3）系统控制本工程中水回用采用程序控制。在控制系统故障时，也可以就地手动控制。4）设备布置总占地为150×80m，其中生物系统占地面积为50×80m。设有控制室、泵房、罗茨风机房、综合运行车间、加药设备间、污泥泵房及污泥脱水间等。澄清池及各种池类布置于室外。7.9废水处理系统锅炉补给水系统酸、碱废水排入废水池。系统中有V=200m3废水池及废水泵各二台。废水泵出口循环管路上装有PH表计。用以监测废水中和情况，废水经中和、搅拌PH值后进入中水处理系统。锅炉酸洗废水可采用蒸发方法处置。91 循环水排污少量用于排水加湿，其余与中和处理后的化水车间酸碱废水均排入厂区污水管网；生活污水经化粪池后排入厂区污水管网区，污水管网的水再排入市政污水管道，进入市政污水处理厂处理。排放标准拟采用《污水综合排放标准》中的三级标准值。7.10电气部分7.10.1电气主接线一期工程2×220MW机组分别与一台260MVA双卷变压器组成单元接于220KV母线。220KV采用双母线不带旁母接线，选用SF6断路器，根据本工程接入系统设计，一期工程有两回220KV线接入泰安电网。远景再扩建2×300MW机组时，考虑再增加3～4回220KV出线。#1、#2机组共用1台起动/备用变压器接于220KV母线上。根据业主方的意向，本厂有出110KV的需要，其理由有二：（1）考虑在附近建年产10万吨铝的用电项目；（2）本厂附近有薛家村和苗林两座110KV变电所，便于就近接入110KV电网。接入系统设计确定本厂电力送入220KV系统，不考虑与110KV电网相连。至于向铝厂供电，也可以用220KV，且铝厂项目尚未落实，所以本工程设计中可不考虑出110KV出线，预留将来向铝厂供电的220KV出线间隔。7.10.2厂用电及直流系统7.10.2.16KV厂用电系统6KV厂用采用中性点不接地系统，每炉设两段母线，其电源可接于发电机出口的1台40MVA分裂变压器，两台炉共用1台接于220KV母线的40MVA带负荷调压分裂变作起动/备用电源。7.10.2.2主厂房380/220V厂用电系统低压厂用系统采用中性点直接地动力照明分供系统。每台炉设两段380/220V母线，每段由1台1250KVA，6%的干式变供电，采取互为备用方式。两台炉共设两段380/220V公用段，分别由1台1250KVA的干式变供电，亦采取互为备用方式。每台炉1台照明检修变，两炉照明、检修变互为备用。另输煤、除尘、除灰、化水亦分别设置成双成对互为备用的油浸变，供相应车间负荷用电。7.10.2.3直流系统91 本期工程为两机一集控，共设两组动力、控制合用的220V、1200Ah免维护阀式密封蓄电池。直流系统采用单母线分段，每段接入1组蓄电池，设1套浮充电装置，两组蓄电池合用1套主充电装置，选用微机高频开关电源充电装置。7.10.3主设备选择及布置方案7.10.3.1断路器及隔离开关选择根据接入系统提供的短路水平，分别选用以下设备220KV断路器LW-2522000A/40KA；220KV隔离开关GW4-2521250A；220KV隔离开关GW6-2522000A；6KV厂用断路器ZN-1240KA；7.10.3.2电气布置方案220KV为双母线不带旁路，采用屋外中型分相单列式布置，其中靠断路器侧1组母线隔开关采用单柱隔离开关分相式布置，间隔宽15m，纵向总尺寸为75m，本期为两进两出，加上母联及备变共6个间隔，总宽为6×15=90m。主变、厂高变均布置在主厂房A排外，发电机至主变及厂用分支均采用离相封闭母线。6KV厂用电布置在BC框架零米层，380/220V厂用电布置两炉之间综合楼6m标高处。本工程为两机一集控，取消网控楼，机、炉、电采用DCS集中控制，220KV升压站采用一套微机型NCS进行监控。均布置在BC框架两炉之间10m运转层的集控室。7.11热工自动化部分7.11.1控制方式初步考虑采用炉、机、电集中控制方式两台机组设一个集中控制室。集控室内两台机组的辅助盘、大屏幕显示器盘并列呈“一”字型布置，操作员站分开布置在辅盘前面。集控室内左侧设有工程师室，右侧布置有网控室。7.11.2自动化水平本工程机组的自动化水平将按照“技术先进、经济适用、符合国情、厂情”的原则进行设计。初步考虑采用分散控制系统（DCS），对单元机组、发电机——变压器组及厂用电系统进行集中监控。91 在集控室内以CRT和键盘为中心进行监视和控制，机组的启、停、正常运行和异常工况的处理能在值班员监视下或少量干预下完成，同时值班人员也可在集控室按CRT的操作指导，进行远方手操作完成上述工作，但机组启动前的部分检查和准备工作，仍需在就地进行。对于辅助车间，如化学水处理除灰渣等系统将采用PLC+上位机的监控方式，辅助车间的监控点可适当集中。7.12主厂房布置本工程主厂房布置采用汽机房——除氧煤仓合并框架——锅炉房——静电除尘器——引风机——烟囱的布置格局。汽机房纵向顺列布置，机头朝向扩建端，依次向右扩建。主厂房主要尺寸如下：柱距：9m汽机房跨度：27m除氧煤仓间框架：15mC排至锅炉K1柱：9m主厂房运转层标高：10m汽机房行车轨面标高：20m汽机房屋架下弦标高：23.6m除氧器层标高：21.0m输煤皮带层标高：32.15m框架层顶标高：46.0m锅炉汽包中心线标高：52.70m锅炉中心线距汽机中凝汽器中心线：20m7.12.1汽机房汽机房跨度27米，共19档，长173.4米。每台机占9档，两台机组布置格局完全相同。扩建端增加一档。汽机纵向顺列布置，汽机中心线距A排柱为12米，距B排柱15米，两台机组中凝汽器中心线距离82.2米。为了满足凝汽器抽铜管的需要，1、2号机间凝汽器中心线各距6号柱和15号柱2米，同时在4～8号柱间和13～17号柱间A排外设置有循环水泵毗间，用来布置循环水泵、循环水管。91 汽机房的检修面积,零米整块检修场地共有:固定端2～3号柱间0m和#1～#2机之间的0m。每台机运转层检修场地还有约200平方米,检修面积是足够的。本期设一台75/20吨行车。每台机组装有二台50CHTC5/5SP-2型号电动调速给水泵，纵向布置在本机组发电机端靠B排柱侧。每台机组装有两台北重供货的水环式真空泵，横向顺列布置在本机组机座A排侧。本工程为北京重型电机厂生产的220MW机组，该机组油系统采用集装油箱和套装油管。集装油箱布置在靠A排加热器平台5米层下，四只冷油器布置在两侧。5米层及10米层预留吊装冷油器检修林。套装油管全部由制造厂设计供货。高低压加热器纵向布置在汽机房B排柱侧，设有加热器平台，标高5m和主机的机座相邻，利用汽机房内的行车可以方便起吊进行检修。每台机组装有三台循环水泵，布置在A排外循环水泵房内。汽机房零米A排柱侧通道宽3米，B排柱侧通道宽2米，运转层A排及B排柱侧通道分别为1.5米和2米。考虑汽机房大件运输方便，在A排2～3柱间，10A～11号柱间设有卷帘大门，汽车可开进汽机房。7.12.2除氧煤仓框架7.12.2.1框架长度与汽机房相同，本期共建19档，在第1档和第10档布置楼梯间。7.12.2.2零米锅炉中心线相邻的两档，布置两台排粉风机，排粉机左右相邻的两档各布置一台钢球磨煤机。零米层还布置有6KV厂用配电装置和厂用变压器。6米层布置单元控制室电缆夹层和380V配电装置。7.12.2.3运转层两台机组之间布置机炉电集中控制室、网控室、电子设备间等。7.12.2.4除氧器，除氧水箱，均布置在框架21.0m层上。7.12.2.5输煤皮带在32.15米层，在两条皮带之间布置一台埋刮板输粉机，输粉机安装在40米层的悬吊钢平台上。7.12.2.6每台炉设置两个原煤仓，原煤仓上部为钢制圆筒仓，下部为双飞达线小煤仓，每个煤仓有效容积441m37.12.2.7每台炉设置两个粉煤仓，粉煤仓也为圆筒形，钢结构的。每个粉煤仓有效容积为293m3。91 原煤及粉煤的贮存量可满足锅炉连续蒸发量时10个小时以上的耗煤量。7.12.2.8框架屋顶布置粗细粉分离器，每台炉各二台。7.12.3锅炉房锅炉房露天布置，在锅炉0m锅炉两侧炉后布置有送风机，在每台炉的固定端K1-K2柱设有起吊重量为1.0吨客货两用电梯。在1号炉固定端处布置有两台疏水箱、疏水泵和生水加热器等。在两台炉之间设有综合控制楼，0m布置化学加药间、锅炉MCC、蓄电池、锅炉汽机电气检修间、采暖加热设备、柴油发电机室等。6m层为控制电缆夹层。10m层为集中控制室、网控室、电子设备间、热工试验室、厂用通讯间等。7.12.4炉后在锅炉炉后K4柱外侧每台炉设一台定期排污扩容器。每炉选用两台双室五电场静电除尘器，即脱硫装置前设一电场预除尘器、脱硫装置后设四电场除尘器。在两台机组的除尘器之间设有除尘器配电室和值班室，除尘器支架采用钢结构，除尘器灰斗下布置干除灰设备。每台炉设两台引风机，露天布置在除尘器后，1、2号炉合用一座高210m,出口内径φ6.5m烟囱一座。脱硫塔布置在预除尘和四电场除尘器之间。7.12.5检修设施7.12.5.1汽机房设一台75/20吨桥式起重机，起吊高度20m，能起吊机房内的高低加、给水泵等。7.12.5.2循环水泵房设一台20吨单梁电动桥式起重机，起吊高度9m。7.12.5.3磨煤机及电动机的检修均设有电动单梁吊车，起重量分别为12.5吨和5吨。7.12.5.4送风机上设10吨单轨电动吊车。7.12.5.5引风机设有20/5吨，跨度10m，起吊高度12m的电动双梁桥式起重机。7.12.5.6锅炉房运转层设有2m×2m的吊物林，炉顶设2吨电动葫芦。7.12.5.7每台锅炉设一台起重量为1吨的客货两用电梯。7.12.5.8其他凡需起吊设备处均考虑有起吊措施。7.12.6辅助及附属设施91 7.12.6.1启动锅炉房启动锅炉选用三台燃油快装锅炉。型号为SZS10-13/300-Y型，蒸发量10t/h，压力12.75MPa，300℃。新蒸汽接入主厂房厂用蒸汽联箱作为机组启动汽源。启动锅炉房布置在主厂房尾部烟道附近，烟气进入主烟道。启动锅炉设3台21/2GC-6型，1.5m3/h，1800Pa的给水泵和15m3的给水箱一台。设3台9-26NO9D送风机一台。7.12.6.2油库油泵房燃油通过汽车运输至油罐，设两座1000m3钢质拱顶油罐，2台电动往复式卸油泵，3台H=3.68-4.48MPa，Q=30m3/h的供油泵。在卸油泵及供油泵前分别设粗滤油器和细滤油器。油罐区设一台油水分离器和1座污油水池，以分离污油中的油和水。为防止油罐着火，每座罐上设泡沫灭火器和罐顶喷淋装置，油泵房设消防栓和灭火器。罐内设蒸汽加热器，所有油管道都设伴热，以保证锅炉油喷嘴要求的油粘度并防止冬季油管道受冻。7.13土建部分7.13.1地基与基础7.13.1.1地基处理主厂房及烟囱基础埋深为-5.0m，对应地层为②粉质粘土，不能满足承载力要求，③中砂层厚部分地段太薄或缺失，⑤中粗砂厚度较大，整个场地均有分布，可以作为主厂房的桩端持力层。烟囱则采用⑦中粗砂作为桩端持力层。主厂房及烟囱地基处理采用当地成熟施工经验的超流态钻林灌注桩，桩径600mm,桩长17~23m。输煤栈桥、碎煤机室、输煤综合楼、电除尘器基础、灰库、生产办公楼等均宜采用钻林灌注桩或CFG桩复合地基。其他单层建筑物可采用天然地基。7.13.1.2.主要建（构）筑物基础选型主厂房基础埋深-5.0m，A排外侧柱、除氧煤仓间、及锅炉房、集中控制楼均采用单独基础，汽轮发电机基座采用肋板式基础，电动给水泵、送风机、磨煤机基础采用大块式基础。电除尘支架、引风机、烟道等基础采用单独基础，基础埋深-3.0~-3.50m：烟囱采用整板式基础，基础埋深-5.0M，灰库采用板式基础，基础埋深-3.0m。91 其他辅助生产、附属建筑的基础主要采用单独基础或条形基础。7.13.2主厂房结构设计7.13.2.1结构体系及结构选型主厂房承重结构为现浇钢筋混凝土结构。汽机房与除氧煤仓间横向组成框排架体系，炉前低封与锅炉房形成整体结构体系与除氧煤仓间框架用防震缝分开。A排外侧柱纵向为框架、钢支撑体系，B、C列纵向为框架、剪力墙体系、锅炉房两端为单跨及双跨框架结构，集中控制楼与两侧的送风机间形成单层及多层五跨框架结构。汽机房采用单坡钢屋架，跨度27m，采用由钢檩条及单层压型钢板做底模上浇钢筋混凝土板。吊车梁为先张法予应力钢筋砼梁。汽轮发电机基座为钢筋混凝土框架结构。加热器平台为小岛式布置，采用梁柱钢结构和现浇钢筋砼楼板。除氧煤仓间各层楼板、屋面板采用钢梁、现浇板。原煤斗及粉煤斗均采用支承式钢结构。主厂房不考虑连续扩建，汽机房扩建端做法同固定端，除氧煤仓间端部基础也不留双柱。锅炉房运转层以下为全封闭，运转层以上露天，锅炉钢结构梁、柱、支撑及扶梯等均由锅炉厂设计供货。锅炉房及集中控制楼各层楼盖为现浇钢筋混凝土梁板。7.13.2.2本工程主厂房钢筋混凝土框架结构纵向温度伸缩缝已经超长，并按照《火力发电厂土建结构设计技术规定》DL5022－93的规定通过温度作用计算以满足对设计的要求。7.13.3主要生产建（构）筑物及附属建筑7.13.3.1炉后建（构）筑物电除尘支架为钢结构，由制造厂厂家供货，其基础为现浇钢筋混凝土单独基础。烟道为现浇钢筋混凝土框架结构，砖墙封闭，烟道内设耐酸、耐高温、隔热内衬烟囱高210m，出口内径6.5m，采用单筒式钢筋混凝土外壁，内衬采用耐酸陶砖及耐酸胶泥砌筑而成。灰库采用框架支承式钢筋混凝土结构。电除尘控制室及空压机室、气化风机房均为单层钢筋混凝土排架结构，砖墙围护。7.13.3.2.　输煤建（构）筑物汽车卸煤沟地下部分采用现浇钢筋混凝土挡墙结构，上部为钢筋混凝土排架结构。干煤棚跨度33米采用钢结构。碎煤机室、转运站、地下煤斗、轮斗机基础、地下输煤道均采用现浇钢筋混凝土结构。91 输煤栈桥采用横向框架、纵向排架结构、大跨栈桥采用钢桁架，用保温压型钢板围护。输煤综合楼、推煤机库为单层或多层砖混结构。7.13.3.3化学水建筑化学水处理室为单层钢筋混凝土排架结构，屋面采用薄腹梁及大型屋面板。化学水试验楼为三层砖混结构。制氢站为砖混结构。7.13.3.4其他附属建筑厂前区生产办公楼为五层框架结构，砖墙围护。职工公寓、食堂等为一联合建筑采用框排架结构、砖墙围护。7.13.4厂房建筑设计7.13.4.1主厂房建筑设计1）主厂房布置主厂房柱距为9.0m；跨度：汽机房27.0m、除氧煤仓间15.0m，炉前9.0m。两炉间集中控制楼为3×9.0m共27.0m，锅炉房长9+3×10+6.5+8.5共54m。其柱距及跨度均采用统一模数制，符合《火力发电厂建筑设计规程》主厂房模数列表。汽机房，除氧煤仓间1号机共9档，2号机汽机房9档，除氧煤仓间10档，两机间设一插入距，插入距为1.20m。在汽机房每台机组的头部布置了检修场地。每台炉配备磨煤机2台，排粉机2台。B~C框架内每台机组设置了卫生间、主楼梯及6KV配电装置。主厂房标高：汽机运转层标高为10m，加热器平台间层标高为5m，屋架下弦标高为24.3m，吊车轨顶标高为20m。除氧煤仓间标高：电缆夹层标高为6m；机炉电集中控制室标高为10m；除氧煤仓间标高为21m；输煤皮带层为32.0m~32.15m；煤斗皮带机头部标高为39m；皮带拉紧装置层为26.5m。详见表7-6主厂房尺寸及标高一览表名　称项　　目尺寸(m)标高(m)备　注汽机房柱距9.00跨度27.00总长度163.20屋架下弦24.391 行车轨顶20.0075/20t运转层10.00除氧煤仓间柱距9.00跨度15.00总长度172.20运转层10.00除氧煤仓层21.00电缆夹层6.00输煤皮带层32.00－32.15集中控制室10.00输煤皮带机头部39.00皮带拉紧装置层26.5屋顶46.00－46.50锅炉部分炉顶57.70运转层10.00炉前平台柱距9.00炉前底封高度炉前底封长度2×32＝64炉架纵向长度32炉架横向跨度45集中控制楼柱距9.00共3档跨度53.82机炉电集中控制楼布置在两炉间。+0.00m层有柴油机室、蓄电池室、锅炉检修间、MCC配电间。6m层布置有380/220V厂用配电装置室及电缆夹层（电缆夹层在C~K1间考虑其下部的汽车通道抬至7m）。10m层布置电子设备间、蓄电保护室、UPS室、直流屏室、热工检修间等。2）交通与运输主厂房底层A列、B列及C~K1列侧，均设有纵向通道，其中炉前C~K1列间的纵向通道可通汽车：运转层A列、B列、K~K5间均设有纵向通道。汽机房横向通道设在固定端及两机两炉间。每台汽机头部设置检修场，在A排设置可通汽车的大门。在除氧煤仓间靠①、⑩91 轴布置了一部能通至各层并能直达屋面的楼梯，每机各一部，共两部楼梯。扩建端设置一消防钢梯，可直达框架各层及屋面。每台锅炉各设一台1.0吨的客货两用电梯。在除氧煤仓框架内每台机单元头部各设一吊物林，直达皮带层及各层。汽机房运转层靠A侧面设置上行车操作室的钢梯。机炉电集中控制楼端设置一部直达各楼层的封闭式楼梯。每台锅炉均与除氧煤仓、输煤皮带层相连。3）生活及卫生设施主厂房入口设在除氧煤仓间固定端，布置了楼梯间，楼梯间东侧零米层及运转层布置了卫生间，在两机间的第一档，机炉电集中控制楼内增设一卫生间。另外，在每台机炉的底层分别设置了两个污水池。在煤仓皮带层也布置了值班室、污水池及卫生间、地漏等。输煤皮带层考虑水冲洗楼面，以减少对工作人员及周围环境的污染。4）建筑构造及室外装饰本工程的围护结构，内外墙均采用240厚砖及加气砼砌体砌筑。电梯井道、炉前底封端墙均采用压型钢板（内侧加防火保温材料）。外墙均采用高级防水涂料。色彩：主外墙为灰白色。海灰色压型钢板锅炉顶盖及输煤栈桥。电梯井、屋顶通风器为白色压型钢。5）通风、采光、保温、隔热、防晒、防水、排水、隔振和噪音控制等。主厂房通风基本为自然风，汽机房零米层和汽机房A排运转层下百页窗进风，屋顶通风器排风。对集中控制室和电子设备间等设集中空调，厂用配电室设机械通风。汽机房采用侧面采光，运转层以下补充人工照明。集中控制室和电子设备间等全部采用人工照明。凡有防、排水要求的房间，如空调机房、皮带层、除氧层、卫生间的楼地面均增加防水级卷材上做刚性层面层。输煤皮带层考虑地面冲洗；地面找坡做地沟地漏。汽机房、锅炉房零米层设置地漏，以便水冲洗，且全部采用有组织排水。6）防火与防爆91 本工程的防火防爆设计按DL/T5094-1999《火力发电厂建筑设计规程》、《火力发电厂和变电所防火规程》、《建筑设计防火规范》和《建筑内部装修设计防火规程》执行。在汽机房机头部主油箱及油管道上方及相邻跨度的钢梁、钢屋架均涂刷防火涂料。非承重构件的耐火极限为0.5h，承重构件的耐火极限为1.0h。集控室通往电缆和桥架的电缆林洞及盘面之间的缝隙采用非燃烧材料堵严实。通向电缆夹层、电缆竖井、电缆沟的林洞也采用非燃烧材料堵严。主厂房设有两个封闭室内楼梯间，每部楼梯净宽为1.45m，在扩建端设有一部消防钢梯，可通至除氧煤仓屋面。每台锅炉右侧均设有一部电梯，并在锅炉左右侧各有一个钢梯从底层直达屋面的垂直通道通向各层平台。除锅炉底层、运转层外，在皮带层亦有步道与锅炉相连。汽机房、锅炉房、集中控制室、厂用配电装置室等和电缆夹层均有两个出口，以利安全疏散。B列墙32m以下为防火墙，且B列墙运转层以下防火墙上的门为甲级防火门，耐火极限不低于1.2h；运转层以上的门及主厂房厂内配电装置室、发电机出线小室、电缆夹层、电缆竖井及蓄电池室等的门均为丙级防火门，耐火极限不低于0.6h。除氧间和锅炉底层设置了大于3.50m通道且与室外相连结。在运转层　亦设有中间横向通道。厂用配电室、蓄电池室、酸碱间、直流屏室等均要求采用机械通风。主厂房电缆隧道通向室内地面的人林间距小于75m，并每隔一段距离设一道防火门。7.13.4.2其他建筑1）燃料建筑汽车卸煤沟地下部分加强墙及地面的防水措施，地面设有水冲洗用的排水沟及集水坑。碎煤机室、转运站均考虑水冲洗用的磁砖墙裙及地面排水坡、排水沟及集水坑。2）化学建筑化学水处理室及酸碱计量间采用耐腐蚀的花岗岩地面，地面设排水坡及排水沟，沟盖板采用玻璃钢格栅，沟道内铺设花岗岩面层。3）生产办公楼生产办公楼内的仪表校验室、金属物理试验室的地面采用高级瓷砖、墙面平整光洁、设吊顶。7.13.5建筑物抗震设计91 本地区地震基本烈度为6度；主厂房提高一度采用相应抗震构造措施。其他建(构)筑物，除进行必要的抗震计算外，按规范要求对墙体及女儿墙采用抗震构造措施。7.14采暖通风、空调及运煤系统除尘7.14.1设计气象参数该建厂地靠近益州，故采用益州气象站的气象资料。7.14.1.1大气压力：冬季Pd=765mmwgPx=749mmwg7.14.1.2室外计算干球温度：冬季采暖twm=-7℃冬季空调twk=-10℃冬季通风twf=-2℃夏季空调twg=34.8℃夏季通风twf=31℃7.14.1.3夏季空调室外计算湿球温度tws=27.4℃7.14.1.4冬季空调室外计算相对湿度65%7.14.1.5冬季最多风向及其频率NE10%7.14.1.6冬季室外平均风速2.9m/s7.14.1.7最大冻土深度45cm7.14.1.8日平均温度低于5℃的天数102d7.14.2采暖及热源根据气象参数，本厂处于集中采暖地区，按规定设计集中采暖。主厂房及辅助、附属建筑均采用110/70℃热水采暖。输煤转运站及栈桥采用P=0.4MPt=143℃饱和蒸汽采暖。在主厂房两炉之间综合楼底层设置采暖加热站，作为热水采暖的热源。加热站蒸汽凝结水原则回收。7.14.3主厂房通风7.14.3.1主厂房全面通风91 汽机房采用自然通风方式。汽机房屋顶内侧设置屋顶通风器。室外空气通过汽机房下部百叶窗及侧窗进入室内，经屋顶通风器排出室外。在汽机房运转层以下并考虑局部通风措施。锅炉房运转层以上为露天，运转层以下为封闭。运转层以下采用下部外侧窗进风，上部外侧窗排风的自然通风方式。7.14.3.2电气等工艺专业房间的通风，按《火力发电厂设计技术规程》的要求，采用自然进风械排风的通风方式。7.14.4空气调节7.14.4.1集控室及电子设备间采用全年性中央集中空调系统。该系统由屋顶式恒温湿型空调机组成。空调机组将处理后空气直接送至集控室及电子设备间。空调系统按国家及其他防火规范的有关规定，采用防火排烟措施并与消防系统联锁。7.14.4.2试验办公楼、化验办公楼、输煤综合楼、食堂及多功能厅分别设置MRV变频一拖多空调系统。其他有空调要求的各分散式控制室，分别设计空调装置。7.14.5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、煤仓间进煤斗等处，均设有除尘设备、选用布袋式除尘器。并辅以喷水降尘措施。输煤系统地下设施部分设计通风设施。7.14.6厂区采暖管网厂区采暖管网的布置敷设根据工程具体情况和技术经济比较，采用架空、地沟或直埋方式。8.0环境保护8.1环境现状8.1.1环境概况西梁热电厂厂址距西梁市西南6公里，交通运输十分便利。厂址附近需要环境保护的对象是西梁市市区，它是国际著名的旅游城市之一。其中国家、地、县级重点文物保护单位111处。“林庙”、“林府”和“林林”已被联合国教科文组织正式列入《世界文化遗产名录》，是本工程的重点环境保护对象。根据甘肃省环境保护科学研究设计院于2003年对西梁91 （嘉丰）热电厂项目厂址环境空气污染源进行调查，主要废气污染源有13个，年排放废气量4.8×108标m3。年排放SO2217.399吨，烟尘30.923吨。其中污染负荷的最大污染源为三林啤酒公司，其等标污染负荷比约占30.65%，其次为林府家集团，其等标污染负荷比约占29%。评价区烟尘等标污染负荷比占6.64%，SO2为93.36%，确定SO2为厂址区域内排放的主要污染物。8.1.2环境质量现状8.1.2.1环境空气质量现状根据西梁市环境监测站提供的监测资料，2002年城区三个例行监测点（保安公司、观圣阁、环保局）中SO2、NO2、TSP年平均浓度分别为0.019mg/Nm3、0.038mg/Nm3和0.077mg/Nm3，均能达到《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中的一级标准。省环科院为了解本工程对西梁市区的影响，于2003年9月在环境功能区布设10个现状监测点，监测结果统计见表8-1。环境空气现状监测结果统计表单位：mg/m3表8-1监测点监测项目SO2NO2TSP取值时间浓度范围超标率%浓度范围超标率%浓度范围超标率%1小时平均未检出～0.0630未检出～0.0490日平均0.005～0.01500.018～0.03600.235～0.5011001小时平均未检出～0.0400未检出～0.0540日平均0.003～0.01600.025～0.03300.315～0.4611001小时平均未检出～0.09500.016～0.0720日平均0.018～0.04100.021～0.08250.238～0.5191001小时平均未检出～0.05300.020～0.09200日平均0.013～0.02700.025～0.04200.190～0.4441001小时平均未检出～0.0360未检出～0.0570日平均0.010～0.02900.032～0.06000.231～0.4111001小时平均未检出～0.09100.020～0.1265日平均0.002～0.05450.040～0.07100.319～0.5501001小时平均未检出～0.0530未检出～0.0680日平均0.003～0.03500.038～0.05400.203～0.4221001小时平均未检出～0.07700.026～0.0920日平均0.008～0.04800.028～0.05700.289～0.3501001小时平均未检出～0.0430未检出～0.0480日平均0.011～0.01600.018～0.03400.296～0.5061001小时平均未检出～0.0780未检出～0.0770日平均0.004～0.02100.020～0.04400.349～0.467100由表可见监测点3（时庄镇）的NO2、和监测点6（保安公司）的NO2、SO2略微超标外，其他各监测点均符合标准。各监测点TSP91 均严重超标，一方面是因为各监测点均采用了环境空气质量一级标准进行评价，另一方面是由于在监测期内，市区多处交通干道路面施工造成扬尘，加之附近农村焚烧秸杆现象十分严重。另外，从工业污染源调查与评价的结果来看，评价区内无PM10或排放量大的污染源，SO2是评价区的首要污染物，因此也可以推断PM10和TSP超标严重不是工业污染源造成的。8.2.1.2水环境质量现状1)地下水由于当地以往环评中对犁铧店村浅层地下水进行过监测，而且该村距拟建厂址较近，所以可选择此监测点监测结果代表目前厂址处的地下水水质情况。犁铧店村测点PH值、高锰酸钾指数、氯化物、氟化物、硫酸盐均符合《地下水质量标准》（GB/T14848/93）Ⅲ类标准。As、Pb未检出，但总硬度、大肠菌群超标，总硬度最大超标倍数为0.40倍，大肠菌群最大超标倍数为1.67倍。说明拟建厂址附近浅层地下水已受到人为活动污染的影响。2)地表水厂址附近地表水主要为厂址南约4km处义河和厂址西约十几公里的泗水河及农田排灌渠，均为季节性河流，雨季水质能够满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类标准。由于义河是西梁市的纳污河道，枯水期污染严重，根据西梁市环境监测站2003年3月对义河官寨闸监测点（西梁市污水处理厂排放口下游）监测结果，义河水质已不符合GB3838-2002《地表水环境质量标准》Ⅲ类标准，氨氮超标4.3倍，COD超标0.8倍，BOD超标2.3倍。8.1.2.3噪声环境质量现状厂址附近除了交通噪声外，无其他工业噪声源，噪声环境质量良好。8.2环境影响评述8.2.1设计中执行的环境保护标准根据甘肃省环保局关于该项目环境评价执行标准的函，本工程设计执行的环境保护标准如下：8.2.1.1环境质量标准（1）《环境空气质量标（2）准》（GB3095-1996）西梁市区一级标（3）准，（4）其他区域二级；（5）《地表水环境质量标（6）准》（GB3838-2002）Ⅳ类标（7）准；（8）《地下水质量标（9）准》（GB/T14848-93）中的Ⅲ类标（10）准；（11）《城市区域环境噪声标（12）准》（GB3096-93）2类标（13）准；8.2.1.2污染物的排放标准：91 3《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）第3时段标准；4《污水综合排放标准》（GB8978-1996）二级标准；5《工业企业厂界噪声标准》（GB132348-90）Ⅱ类标准；6《一般工业废物储存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001)8.2.2热电厂污染源及污染物排放情况8.2.2.1环境空气污染物排放情况电厂环境空气污染物主要为SO2、烟尘、NOX等。本期工程2×670t/h煤粉炉在选用设计煤种时，全厂年耗煤量为106.3万吨，选用校核煤种时，年耗煤量为121.67万吨。设计煤种煤质主要指标为：Aar=24.16%，Sar=0.75%，Nar=1.05%，War=3.32％，Qnet.v.ar=23.26MJ/Kg。校核煤种煤质主要指标为：Aar=28.03%，Sar=0.75%，Nar=1.26%，War=6.83％，Qnet.v.ar=20.32MJ/Kg。表8-2中列出了本工程环境空气污染物排放状况。环境空气污染物排放状况表（2670t/h）表8-2结果污染物设计煤质校核煤质排放浓度（mg/m3）113127排放量(t/h)0.220.25烟尘排放浓度（mg/m3）37.347.5排放量(t/h)0.0720.093排放浓度（mg/m3）300排放量(t/h)0.588注：除尘效率按99.85%考虑，脱硫效率按90%考虑，a=1.4。8.2.2.2废水排放情况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。主要污染物为pH、COD、BOD5、SS和石油类。热电厂各类废水除了回收复用以外，剩余部分排入厂内中水深度处理系统进一步处理后再利用。8.2.2.3固体废弃物排放情况电厂的固体废弃物主要是燃煤所产生的灰渣，2×91 670t/h锅炉每年所排出的灰渣量43.20万吨左右，大部分运往水泥厂、制砖厂等单位原则上全部资源化综合利用，不设永久性灰渣场，在厂址西侧5公里的单家村煤矿塌陷区设一备用灰渣场以备临时应急堆存。8.2.2.4噪声电厂噪声源集中在主厂房，主要有机械动力性噪声、空气动力性噪声、电磁性噪声等。主要污染因子为高、中、低频噪声。类比国内同类机组，本工程主要设备噪声水平见表8-3。2×200MW主要设备噪声水平单位:dB(A)表8-3声源位置噪声级拟采取措施鼓、引风机锅炉房86厂房隔声发电机汽机房90隔声罩汽轮机汽机房90隔声罩磨煤机锅炉房92～96隔声罩空压机炉后85消声器、主变压器主厂房外80—碎煤机85厂房隔声给水泵汽机房85厂房隔声冷却塔冷却塔85距离衰减锅炉排气（偶发性）锅炉顶部110高效消声器、8.2.3污染防治措施8.2.3.1大气污染防治措施1）锅炉烟气a)采用高效静电除尘器，保证除尘效率≥99.85%。b)采用“双循环流化床半干法烟气悬浮脱硫工艺”简称FGD装置。脱硫效率设计值大于90%。c)拟在炉内安装低氮燃烧控制装置，本工程按NOX减排率30％考虑。d)两炉合用一座高210米，出口内径6.5米的烟囱排放烟气，利用高烟囱出口的大气扩散稀释输运作用，降低污染物的落地浓度；e)在烟道上安装烟气连续监测系统，以加强运行后的环境保护工作。2）煤尘防治措施91 在筛分机、碎煤机室及脱带机落料点处，均设有集尘罩和除尘器车间地面粉尘定期用水冲洗，输煤系统采取密封输送结构，灰渣运输全部采用密封接口和罐车。8.2.3.2废污水污染防治措施1)锅炉补给水处理室设有2×200m3的中和池，酸碱废水排放量约为70t/h，排入中水处理装置，处理后作为循环水补充水。2)循环水排污水排放量为225（175）m3/h，全部综合利用，作为输煤系统除尘和输煤栈桥的冲洗水、除灰系统灰渣加湿用水、辅机冷却水和厂区绿化。3)其余工业废水如脱硫系统冲洗水、输煤系统冲洗水、含油污水等，采取澄清、油水分离等分别处理后，分别送入废水处理系统和煤场喷洒，只有极少量油水分离水达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中二级标准排入厂区工业废水下水道。4)生活污水排放量为10m3/h。生活污水经一级二级生化、排入中水处理系统处理后回收利用。5）拟用西梁市污水处理厂的中水作为电厂循环水冷却水水源。本工程设置中水处理系统，采用流动床生物膜处理工艺和石灰水深度净化处理中水，以满足热电厂冷却循环水补充水的水质要求。8.2.3.3固体废弃物治理及综合利用本工程除灰系统为气力输送系统，厂区设有密闭周转灰库。除渣系统为机械除渣，用捞渣机送往渣仓，冲渣水经沉淀后重复使用。热电厂的灰渣具有良好的物理化学活性，是建材工业的优良原料之一。甘肃金西城有限公司是西梁市最大的建材生产企业，可年利用粉煤灰50～60万吨。本工程年产灰渣40万吨左右，可以保证全部综合利用（见附件）。8.2.3.4噪声防治措施1)采取直接对噪声源的噪声控制，是降低电厂噪声最有效的方法。在设备选型、订货时提出对设备的噪声要求。主设备噪声不超过90dB(A)，辅机设备噪声不超过85dB(A)，某些设备达不到要求时，应采取隔声、吸声、消声等措施。2)在锅炉排气口安装高效消声器，将排气噪声控制在110dB(A)以下。3)在送风机吸风口安装高效消声器，以降低空气动力性噪声。4)91 管道设计中注意防振、防冲击，以减轻振动噪声。风管及流体输送应注意改善其流畅状况，减少空气动力性噪声。5)厂区总平面按功能分区布置。6)在厂房建筑设计中，尽量使工作和休息场所远离噪声源，并设置必要的防噪值班室。7)搞好厂区绿化，在厂界周围种植高大乔木，降低噪声传播。8.2.3.5绿化本工程厂区绿化面积6.9公顷，绿化系数22%。8.2.4环境影响分析8.2.4.1环境空气影响分析根据燃煤煤质和燃煤量等资料进行大气污染物排放量的计算和环境空气影响分析如下：本工程拟建2×670t/h锅炉，两炉共用一座烟囱。经计算环境空气污染物排放量及排放浓度列于表8-4。电厂环境空气污染物排放状况一览表表8-4项目单位电厂规模（2×220MW）烟囱烟囱方式两台炉合用一座烟囱几何高度m210出口内径m6.5环境空气污染物排放状况实际排放速率217（248）最高允许排放速率4782实际排放浓度113（127）允许排放浓度400烟尘实际排放浓度mg/m337.3（47.5）允许排放浓度mg/m350实际排放量t/h0.072（0.093）实际排放浓度mg/m3300实际排放量t/h0.588注：①（）内数值为校核煤种。②烟尘排放浓度是指干烟气标态时并折算到α=1.4的状况。③除尘器效率按99.85%计；④脱硫效率按90%计；⑤年利用小时为6000小时。由表可见，热电厂燃煤的大气污染物排放浓度能满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）第3时段标准的要求.91 热电厂烟气在采取严格的除尘、脱硫治理措施后，大气污染物排放浓度显著降低，加上采取高烟囱排放，利用大气扩散、稀释、远距离输送作用来削弱大气污染物的污染影响，预测结果对西梁市区的环境空气质量影响很小。而且工程投运后将替代西梁城区一部分工业和民用采暖污染源，预计西梁市区的环境空气质量将有明显地改善，所以，从环境空气影响角度考虑，该工程建设是可行的。鉴于拟建厂址在西梁市主导风向E和ENE的下风向,对市区的不利影响几率最小，符合环境保护基本原则。另外，甘肃环境科学研究设计院，在2003年10月对西梁热电厂进行了环境空气影响预测工作，认为该工程建设是可行的并且在2004年12月编制的《环境影响报告书》中对厂址选择合理性及本工程对环境空气质量影响作了进一步分析论证。8.2.4.2水环境影响分析电厂各项废污水回收经中水深度处理后回收利用，作为循环冷却水补充水，基本实现了污水“零”排放。不会直接影响泗水河和义河的水质，而且节约水资源。由于灰渣全部综合利用，也不会对地下水环境产生影响。8.2.4.3噪声环境影响分析本工程采取各项噪声防治措施后，可满足《工业企业厂界噪声标准》（GB132348-90）Ⅱ类标准；预测距电厂最近的王西庄噪声满足《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）2类标准要求。8.2.4.4灰渣综合利用及环境影响分析本工程灰渣原则上全部综合利用。在事故情况下灰渣运往塌陷区备用灰场，采取干灰碾压工艺和防治二次扬尘措施，可以满足《一般工业废物储存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）要求。8.3热电厂的环境效益西梁热电厂建成投产后，将替代热力供应范围内的9家企业33台工业锅炉和55台采暖锅炉。供热区域环境空气质量将明显改善，大气污染物排放量变化情况见表8-5。热电厂投产后区域大气污染物排放量变化情况表8-5项目SO2（t/a）烟尘（t/h）燃煤量（万t/a）热电厂新增1302432106.3替代锅炉削减157956317.391 区域变化量-277-131+89由表可见，热电厂建成投产后，在燃煤量骤增的情况下，区域大气污染物排放量仍为减少趋势，SO2排放量减少17.5％，烟尘排放量减少23.3％。集中供热后环境效益显著。另一个潜在效益是高架源集中排放，污染物落地浓度减少有利于本地区环境质量的改善。从长远来看，本工程的投产能够减少后续新增小的污染源，可以减少分散锅炉占地，节约大量的分散建设资金，同时营造良好的投资环境，作到经济与环境的持续发展。关于本工程污染物排放总量控制和环境损益分析在环评报告中作了详细地说明。8.4环境管理8.4.1监测机构及规模新建电厂需设环保领导小组，厂长担任组长，副厂长及生产副厂长担任副组长,专职环保人员3～5人。设置环境监测站，建筑面积约250m2。配置环境监测仪器设备和烟气连续自动监测系统。8.4.2监测内容8.4.2.1锅炉烟气监测采用烟气连续监测系统监测烟道气中的SO2、烟尘、Nox的排放浓度及烟气流量、温度、含氧量、除尘效率等。8.4.2.2排水水质和排放量监测按《火电行业环境监测管理规定》和《火电厂环境监测技术规范》（DL414-91），对各项外排废污水的水质和排放量进行监测。8.4.2.3噪声监测生产区噪声和厂界噪声定期进行监测9、烟气脱硫拟建工程脱硫系统拟采用甘肃大学热能与环保工程技术研究中心“循环流化床半干法烟气悬浮脱硫工艺”。循环流化床半干法烟气脱硫工艺是八十年代初德国西奇能源环保公司（LEE）首先发展的一种高效、低耗、成熟可靠的脱硫工艺。甘肃大学热能与环保工程技术研究中心是在美国环境技术公司(EEC)CDS循环流化床干式脱硫系统和丹麦的FLSmiljo公司GSA气悬浮吸收脱硫工艺的基础上，研制开发出的双循环流化床半干法烟气悬浮脱硫工艺，并在青岛热电1×12.5MW机组（2001年7月投运）、青岛热电2×12.5MW机组（2004年1091 月投运）和甘肃里彦电厂4号炉135MW机组（2004年10月投运）上得到了应用。本拟建工程为2×200MW机组，由于燃用煤种含硫量较低（0.75%），灰的含氯（Cl—）量高（3.285g/kg），加上当地石灰资源丰富，因此从技术上考虑，采用半干法烟气脱硫工艺，也较为合适。9.1循环流化床半干法烟气脱硫技术原理本工艺是一种两级分离、内外双重循环的循环流化床烟气悬浮脱硫技术装置，其工艺系统主要构成：脱硫塔本体(本项目以双塔布置、多旋风低阻分离器、两级分离双重循环为特征、以多点喷雾的非均相反应为机制)、塔底灰处理系统(破碎、干燥、输送的多种选择与机组灰渣处理相配合)、消石灰制备系统(适应国内土窑烧制石灰的消化方式)、控制系统等四部分。其工作原理是烟气流经文丘里，把脱硫剂（消石灰）及脱硫灰流化并进入脱硫反应塔，同时喷水雾增湿降温，进行脱硫半干式洗涤反应。流化方式采用多管文丘里，有较强的防结垢能力及较快的自趋均匀特性。在脱硫反应塔顶部的一级惯性分离器对高含灰烟气进行初步分离，分离出的大颗粒脱硫灰靠重力直接进入脱硫反应塔，形成内循环方式。初步分离后的烟气经下排气旋风分离器进行气固分离，烟气进入静电除尘器，除尘后由引风机排出；下排气旋风分离器分离出的脱硫灰由灰料输送装置口送到文丘里，形成脱硫灰的外循环方式。在脱硫反应器中的化学反应是CaO与水生成具有高反应性的Ca(OH)2：CaO+H2O→Ca(OH)2以后就会发生反应速率很高的下列脱硫反应：SO2+H2O→H2SO3Ca(OH)2+H2SO3→CaSO3+2H2OCa(OH)2+2HCl=CaCl2·2H2OCa(OH)2+2HF=CaF2+2H2O如有氧时，则CaSO3就会转化成CaSO4：CaSO3+1/2O2→CaSO49.2技术方案9.2.1脱硫灰分离系统采用了两级惯性分离器组成的双循环结构91 烟气流经文丘里流化，把脱硫剂及脱硫灰流化并进入脱硫反应塔，进行脱硫半干式洗涤；在脱硫反应塔顶部的一级惯性分离器对高含灰烟气进行初步分离，分离出的脱硫灰靠重力直接进入脱硫反应塔，形成内循环方式。初步分离后的烟气进入二级分离器进行二级气固分离，二级分离出的脱硫灰由灰料输送装置回送，形成脱硫灰的外循环方式。9.2.2二级分离器采用入口带浓缩装置的下排气旋风分离器在本技术中，在二级旋风分离器的入口设置了百叶窗结构，使得烟尘在靠近旋风筒壁面处烟尘浓度大大提高，从而解决了随烟气量增加除尘效率下降的缺陷。其次，采用下排气旋风除尘器，有效地降低了除尘器阻力，同时使脱硫系统整体呈“兀”型布置，可以有效降低脱硫系统占地面积，使结构紧凑。9.2.3基于非均相反应的“过湿区”浆液雾化方式充分利用过湿区的脱硫性能以及延长过湿区，对提高系统的脱硫效率是至关重要的。为此，本工艺采用多层喷水雾方式，增加了多个过湿区域，延长了过湿区域，整个塔内温度比较均匀，有效的提高了系统脱硫效率。9.2.4脱硫塔主体采用“兀”型布置脱硫塔主体包含：文丘里、悬浮脱硫反应塔、一级惯性分离装置、入口带浓缩装置的下排气旋风分离器、脱硫灰回送装置等。采用“π”型布置使得结构紧凑，占地面积少，支撑方便，钢耗少。9.2.5采用可靠、稳定的控制系统为了保障正常运行，系统设置三个主要的自动控制回路：A、根据烟气出口的S02浓度及烟气量控制石灰给料量，保证达到脱硫效率必须的钙硫比。B、根据烟气出口的烟气露点(温度)直接调节喷水量，使系统反应温度接近露点达到最佳反应状态。C、根据脱硫塔的压差，通过控制脱硫灰的回送量(或排走量)来调节脱硫塔内的脱硫灰量(或脱硫灰浓度)。9.2.6脱硫剂制备、输送采用干态消石灰（含1.5%水份）作为脱硫剂，其制备、储藏、输运方便，制备及储藏可选在离脱硫塔较远的地方，使其布置方便、灵活。消石灰由外购生石灰消化而得。作为烟气脱硫吸收剂所使用的石灰，要求CaO含量≥85％。最好是块状石灰进厂直接消化，尽量减少粉状石灰份额。91 本项目石灰供应拟来自西梁圣地石灰厂，该厂位于西梁市东郊，年生产能力10万吨，烧后石灰氧化钙纯度85％以上，烧制后块状、粉状物料可以采用罐车运输进入热电厂。9.2.7接近烟气绝热饱和温度下运行当烟气接近绝热饱和温度时，脱硫效率及钙利用率提高。在悬浮反应塔内，传质与传热得到加强，使喷入的水份得到彻底的干燥，从而可在烟气过饱和温度较低的条件下安全运行。同时在绝热饱和温度以上运行不设烟气再热系统，可降低成本。9.3工艺优点采用烟气双循环流化半干法悬浮脱硫工艺具有以下优势：没有腐蚀、带水等难对付的问题，废水产生量少，二次污染轻。不用单独进行废水处理，系统简单而具有较低的投资。脱硫效率高，可达90％以上；在接近烟气绝热饱和温度下运行；吸收剂利用率高，钙硫比低，石灰耗量少；运行负荷适应性强。9.4脱硫灰渣处理半干法脱硫产生的脱硫灰80％进入脱硫塔后电除尘器由电除尘收集。另外小部分是脱硫塔底部直接排出的脱硫渣及因粘壁引起的灰块拟采用干排方案。排出脱硫灰混入炉渣一并外运综合利用。锅炉灰渣可以综合利用，脱硫灰同样可以考虑综合利用。脱硫灰是一种灰白色的微粒状粉末，流动性和液化性和粉煤灰相似，密度600-900kg/m3,粒径小于0.06mm的分额一般大于90％，可以作为水泥的添加剂或混凝土添加剂，用作路基材料等非结构性场合，如井下坑道、道路、堤坝建设及制造砌块砖。西梁热电厂各机组设计采用干灰系统，具备脱硫灰综合利用的条件。所有脱硫灰渣原则上全部混入锅炉灰渣一并外售水泥厂综合利用。据调查，南京下关发电厂相似的脱硫粉煤灰多年用于硅酸盐水泥配料，没有出现过质量问题。10、劳动安全与工业卫生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有关劳动安全和工业卫生法令、政策，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设计中，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。劳动安全和工业卫生防护设施应安全可靠，保护劳动者在劳动过程中的人身安全和身体健康。91 在本工程劳动安全和工业卫生工程设计中，除应执行DL5053-1996《火力发电厂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、规定。10.1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和隔热情况不好时发生燃烧或因其他原因导致火灾。主厂房内发生爆炸的潜在危险主要是炉膛爆炸、蓄电池室和压力容器超压爆炸等。防火防爆措施：10.1.1本工程主要建筑物、辅助厂房和构筑物的最小间距，要符合现行的《火力发电厂设计技术规程》、《发电厂与变电所防火规范》及《建筑设计防火规范》的规定，保持安全防火距离。10.1.2对于危险品、易燃易爆品要限量贮存，不能超限贮存，更不能与其他物品混合贮存，要求存放在专用仓库内。10.1.3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。设置足够的消火栓和消防龙头。见7.13.410.1.4加强油系统的防火和输煤系统防火措施，电气设备及电缆的防火措施等。10.1.5加强锅炉及其他压力容器的防爆措施，包括设置各种安全门、压力调节阀，并应定期检查压力容器和高压管道等。10.2防电伤、防机械损伤、防坠落10.2.1防电伤按现行的《电力设备过电压保护设计技术规程》及《电气设备接地设计技术规程》等规定进行设计，所以带电设备的安全净距不小于有规定的最小值，为保证人身与设备与安全，电气设备考虑接地、接零和隔离措施。10.2.2防机械操作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；吊物林、扶梯林91 等处均设置防护栏杆，有高空作业处设有检修维护平台等。10.3防尘、防毒、防化学伤害10.3.1加强输送系统的通风、防尘、采用水力清扫设施。10.3.2在主厂房运转层及底层设置清扫装置及水冲洗设施，以降低工作环境的粉尘量。10.3.3化学水处理室内、酸碱计量间及贮存罐、加药间、储电池室等设置机械通风，加强室内换气，化验室内有些试剂带有一定的毒性，加强通风并采取有效的防腐防毒设施。10.3.4重视厂区绿化工作，是防尘美化环境的有效措施。10.4防噪声、防振动有关防噪声内容，在第8章“环境保护”内已叙述，不重复。主设备和辅助设备及平台的防振设计，应符合《作业场所局部振动卫生标准》和《动力机械基础设计规范》的规定。主厂房建筑设计的防爆防振措施见7.13.4。10.5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程》及《采暖通风和空气调节设计规范》的规定和要求，做好隔热、通风、降温等主要防暑降温措施。11、节约和合理利用能源11.1能耗分析11.1.1在项目能耗指标的关键因素中，主要工序能耗指标，如锅炉效率和管道效率均已达到国内同行业的先进水平。11.1.2对外抽汽供热量越大，发电标准煤耗率就越小；本项目具有一定的对外供热能力，故发电标准煤耗率和全厂热效率较高。11.2节能措施综述11.2.1辅助设备选型节能11.2.1.1设计中正确选择辅机所配套的电动机，避免“大马拉小车”。11.2.1.2各工艺系统选择节能型电动机，提高电动机效率，节约能源。11.2.1.3设计中选用成熟、可靠和高效的辅机，以辅机的最佳效率点作为辅机的经常运行工况点，以提高辅机运行的经济性。11.2.1.4根据机组运行的特点选择辅机的台数，使单台辅机的运行效率达到最佳状况。11.2.1.5选用低损耗变压器、高效光源、高效整流器等。91 11.2.2系统设计节能11.2.2.1循环水系统设置胶球清洗装置，保证凝汽器真空，提高机组热经济性。11.2.2.2热力系统中设置本体疏水扩容器、连续排污扩容器、定期排污扩容器及排污冷却器，回收工质充分利用热源达到节能目的。11.2.2.3在汽水管道设计中，介质的流速选择范围符合现行规范，使压降小于允许值。11.2.2.4在烟风管道设计中，采用空气动力特性良好的气流分布均匀的管件及布置方式。11.2.2.5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。11.2.2.6电缆敷设，管道布置进行优化以减少能耗和压降。11.2.2.7对循环水倍率进行优化，降低水泵电耗。11.2.3节约用水措施11.2.3.1全部循环水采用城市污水处理厂中水经深度处理后作为补充水。11.2.3.2电厂废水全部回收打入中水处理系统处理后再利用11.2.3.3采用机械除灰渣系统，可节约用水。11.2.3.4采用二次循环供水系统，输煤系统冲洗用水、除灰用水，由循环水排污水供给。11.2.3.5全部辅机冷却水有压排水回收。11.2.3.6控制用水指标，加强运行中的监视，在主要供水管线上安装电磁流量计，加强节约用水的管理。11.3建筑节能11.3.1主厂房外墙采用370厚空心砖墙。11.3.2管网保温隔热措施11.3.2.1温度大于350℃的汽水管道、热风管道及设备采用硅酸铝岩棉复合保温材料。11.3.2.2温度≤350℃的汽水管道，烟风管道及设备采用岩棉保温材料。11.3.2.3管径≤φ57mm的汽水管道采用硅酸铝纤维绳保温材料。11.3.2.4厂区供热管道，保温按控制压降温降法计算。12、电厂定员：12.1人员编制原则参照国家电力公司文件，国电人劳[1998]94号文“91 关于颁发《火力发电厂劳动定员标准（试行）的通知》”，“今后新建的火力发电厂，必须实行新的管理体制”。本工程按通知中B类机组定员指标，2×220MW机组为410人12.2定员410人12.2.1生产人员317人1）机组运行102人集控室66人除灰、除尘11人脱硫—（人员编制由脱硫设计单位另行编制）化学25人化学运行17人化验8人2）机组维修118人热机55人电气32人热控31人3）燃料系统83人运行44人检修24人燃料管理15人4）其他14人仓库6人车辆8人12.2.2管理人员80人12.2.3党群工作人员7人12.2.4服务性管理人员6人13、热力网西梁市目前没有热网，工业用汽，采暖均由各单位自行解决，按城市发展总体要求已由飞达市热力设计研究院进行了规划，详见该院的热网可研报告。91 本工程设计不包括热网。14、工程项目实施的条件和轮廓进度14.1工程项目的实施条件14.1.1主要工程量14.1.1.1主要建筑工程整个工程建筑物大部分为钢筋砼结构，主要有现浇钢筋砼结构的主厂房，高210m的钢筋砼结构烟囱及两座淋水面积为4500m2的钢筋砼双飞达线冷却塔，整套输煤除灰渣系统建、构筑物、屋外升压站、水处理建构筑物和综合办公楼、综合服务楼等主厂房、烟囱、冷却塔等主要建、构筑物的地基处理均采用桩径为600mm的超流态钻林灌注桩。主厂房柱距为9m，汽机房采用钢屋架和压型钢板轻型屋面，汽机房纵向布置。锅炉房采用露天布置，10.0m运转层以下为砖墙封闭，锅炉运转层加设现浇钢筋混凝土板，炉顶设轻型屋盖，锅炉炉架全部为钢结构，由锅炉厂家供货。汽机房跨度为27.0m，除氧煤仓间采用单框架结构，跨度为15m，锅炉房跨度为54m，主厂房总长为172.2m，宽96.0m，除氧层标高21.0m,输煤皮带层标高为32.0m，除氧煤仓间屋面标高46.0m，汽机房桥吊轨顶标高为20.0m，汽机房屋架下弦标高为24.3m，汽机房屋顶不设天窗改设通风器，锅炉大板梁顶面标高为57.7m。厂区工程项目详见《施工组织总平面规划图》中建、构筑物一览表。14.1.1.2安装工程量主要设备：1锅炉:超高压、一次中间再热自然循环汽包炉,额定蒸发量：670t/h2台2）汽轮机N220—130/535/535超高压中间再热，单轴三缸三排汽、单抽汽、凝汽式2台3）发电机QFQS-220-2型2台4）主变压器SFP7-240000/220型2台14.1.2施工场地及施工用电、用水、用汽解决措施14.1.2.1施工场地按西梁热电厂所处地理位置根据《火力发电工程施工组织设计导则》本工程属Ⅱ91 类寒冷地区。按《火力发电厂施工组织大纲设计规定》（试行）中施工生产、生活用地指标，本工程生产、生活用地分别为19hm²（系土建施工和设备安装的总和）和7.0hm²。本着节约用地和近几年来建设火电厂的施工安装经验，以及推荐厂址可依托的条件，施工生产、生活用地规划18.3hm2（厂区东围墙外租地），另在厂区围墙内利用空地3.3hm2作为施工用地，合计21.66hm2。将由土建施工和安装单位统筹规划使用。规划用地21.6hm²中，除部分场地供必要的专用生活用地、设备堆置区和安装作业区外，尚可利用设备堆置区地近2.5hm2，总计约有12.5hm²可作为土建施工用地。本工程土建结构和水工结构几乎全部都是现浇混凝土，无大型预制构件，我们认为利用12.5hm²场地和提高机械化施工水平，实现建设工期的要求是可能的。同时要求土建施工单位在交付安装前必须退出5.0hm²场地作为安装使用。1）施工场地总平面布置施工场地布置在厂区扩建端东面，施工安装场地分区布置如下：a)安装设备组合场组合场布置在主厂房以东扩建端，组合场长度为220m，面积为2.3hm²，是以670t/h锅炉组合条件按《导则》确定的。组合场由南向北依次布置了30t/32m龙门吊一台、DBQ3000塔吊、DLQ5042型龙门吊2台、540/30高架门座吊一台。这些吊车主要服务于主厂房设备的组装和安装。部分设备堆置区在施工前期为土建施工区,后期为锅炉汽机和管道组合场地。在安装进入施工之前,土建施工必须基本完成和封顶,腾出场地,为下道工序创造施工条件。b)机动场地在主厂房扩建端和组合场之间,留有30m宽的土建和安装公用的机动场地,并且布置了一条7m宽的道路用以沟通南北向施工场地。c)土建安装施工作业区主厂房作业区主要在组合场北侧。烟囱施工和输煤系统的土建施工作业区主要集中布置在施工区西部地区。d)冷却塔周围空地可作为水塔施工作业区。冷却塔和烟囱均应创造条件尽早施工,为运行投产和附近建筑的施工创造条件。2）施工区竖向布置91 厂区和施工部分场地为废弃的窑坑，必须认真分层填压。其余地形十分平坦，由西北向东南稍有倾斜，整个场地几无挖方，按厂区竖向设计填方量较大，但在施工初期只作局部整平和注意做好场地排水，随着施工进程，可利用各建构筑物基槽余土，适当填高场地，初填方标高应低于60.0m（1985年黄海高程系统）。14.1.2.2施工用电、用水、用汽及道路解决措施1）电源、水源和通讯a)施工电源根据《导则》2×200MW机组施工用电参考指标,高峰用电负荷为2000～2700KW,变压器装设容量为2300～3000KVA.结合本工程和近年来施工动力机械增多的特点,变压器选择容量宜按3000KVA考虑,施工安装区范围内各变压器的分配和布置，由土建施工和设备安装单位具体确定。施工电源拟由本工程附近变电所架设35KV线路供给,应采取必要的安全措施和独立的计费办法。b)施工用水根据《导则》2×200MW机组施工总用水量为250～350t/h,贮水设施容积为75～100m3,拟在施工区的中心地带建一座100m3贮水池,且采用铸铁管供水,规格为200(8″)×6，采用直埋敷设,并形成环路。施工用水水源拟由电厂工业水系统引接或接自城市自来水，供水井管线布置和管径的确定尽可能实现永临结合。所有管线应埋设在冰冻线以下，否则应采取防冻措施，地上其他管线也应有防冻保温措施。C）通讯施工通信中继线按15～20对外线考虑。2）蒸汽为了保证冬季现场施工时的质量及安全,生产临建及主厂房等应采用供热取暖措施。冬季进行砼作业在选择养生法时,应优先选择蒸汽养生法,热源可考虑利用电厂启动汽源或由施工单位自行解决。3）氧气、乙炔、氩气、及压缩空气根据《导则》规定2×200MW机组需要用氧气25000～30000瓶,电石220～300t,氩气600～800瓶,高峰时日需要量按《导则》最大消耗量参考上限值为:91 氧气140瓶,电石1400公斤,氩气10瓶。氩气可由就近城市购买。氧气、乙炔、压缩空气可由施工单位现场自制。14.1.2.3当地主要建筑材料供应钢材、木料、水泥三大主材可由国家调拨或市场采购，地方材料可在当地组织生产供应，设备材料运输采用铁路与公路运输相结合。14.2施工组织构想14.2.1施工能力供应及交通运输甘肃省电力建设专业施工安装单位都具较强的技术队伍和装备力量，业主在确定施工安装单位方面有较大的选择余地。14.2.1.1施工能力施工单位应具备一定的技术力量和施工机具。1）技术力量现场施工人员控制指标见表13-1：现场施工人员控制表高峰平均人数专业高峰人数可调范围合计（人）土建（人）安装（人）土建（人）安装（人）4095252015752860～29701590～1850高峰系数按1.2考虑则现场施工人员平均人数如表13-2：表13-2合计土建（人）安装（人）3413210013132）施工机具主要起重运输施工机具见表13-3，表中未列土方施工机具，因为目前土方工程多由专业公司施工。主要起重运输机械配备表序号机械名称规格单位数量备注1门座吊DTQ540/30台1炉外侧用于除尘器炉后吊装2塔吊DBQ3000台191 布置在炉前，主要用于起吊锅炉3履带吊140t台1用于汽机房屋架等4汽车吊NK300-30t台5现场机动使用5龙门吊2DLQ5042台2锅炉组合场6汽车大拖板40t台3水平运输（设备转运）7龙门吊30t/32m台1汽机组合场8自升吊10t台2主厂房工程14.2.1.2施工道路1）施工进厂道路本着充分利用现有道路和永临结合的原则进行布置。施工进厂道路主要有两条:a）由厂区东侧的西梁市西外环路经校场路自南向北进入施工区。b）利用电厂厂区北侧的运煤、运灰专用道路，后沿围墙内直接向东至施工区。2）施工场区道路布置施工区新建道路原则上沿施工租地边界线布置,并利用厂区北围墙内新设计的永久道路(施工期间先做好垫层和基层,路面暂不修建),另在设备组合场南北各修一条东西向道路，形成施工安装区内大小环状路网,确保施工期间物流和消防的需求。新建施工道路宽度7.0m。施工区内部道路支线在下阶段施工总设计中确定。14.2.2大件运输及吊装方案14.2.2.1锅炉汽包运输及锅炉本体的吊装汽包经铁路转公路采用大型平板车运入厂区内，由两台龙门吊卸车并吊运至DBQ3000型塔吊工作范围之内，在大板梁就位之前倒运至锅炉零米等待就位。汽包考虑采用塔吊辅以悬吊于大板梁上的滑轮组联合起吊就位。汽包参考数据为：外径1790mm,总长22000mm，总重量（包括汽包内件）118t，运输重量130t，运输尺寸22mm3m3.3m。锅炉本体在锅炉组合场地组合，按照锅炉本体结构和DBQ3000型塔吊的起吊能力分件，组合件由两台50t龙门吊运至DBQ3000塔吊工作范围之内吊装就位。组合安装时注意其顺序。14.2.2.2除氧水箱吊装方案在组合场组合，由龙门吊水平吊运，利用DBQ3000型塔吊随B、C91 列框架穿插进行，临时放在相应位置，最好能预先制好除氧水箱支墩一次就位，若设备未能按时到达现场，则由临时端单件拖进厂房就位，水箱参考尺寸ф3.44m20m。14.2.2.3凝汽器运输组合施工方案凝汽器经大型平板汽车运入汽机房由75/20t桥吊卸车，在厂房内检修穿胀铜管，由桥吊起吊。卷扬机牵引顺滑道就位方案，凝汽器外形参考尺寸为11.5m3.4m9.3m。14.2.2.4发电机静子运输及吊装方案由安装单位利用单台75/20t经加固横梁的桥吊并采用其他起吊设备共同起吊就位方案。发电机静子的运输考虑用铁路转公路运输进厂，然后用平板车运至汽机房，发电定子重约150t。14.2.2.5主变压器运输安装方案主变压器经铁路转公路运至汽机房临时端，采用枕木台滚筒卷扬机卸车并拖运安装就位。参考运输重170t。14.2.2.6大型施工机械1）将DBQ3000塔式起重机布置在炉前，主要承担锅炉、锅炉本体、锅炉房结构的吊装工程。2）将MQ540/30高架门座吊布置在锅炉房外侧，距锅炉房外侧柱9m，承担下列工程。a）设备卸车及水平运输。b）除尘架构的吊装。C）除尘器、烟道水平运输及吊装。3）140t覆带吊主要用于：a）汽机房山墙结构吊装。b）汽机房钢屋架的吊装。c）循环水泵房屋面、干煤棚的吊装。d）为了加快施工进度，缩短工期，锅炉组合场布置2台DLQ5042型（简称50t龙门吊）龙门吊车，主要任务如下：锅炉本体、锅炉六道等设备组合件的水平运输。设备卸车及水平运输。91 14.2.2.7汽机设备组合场（简称汽机组合场）布置1台30t/32m龙门吊车，主要任务是：1)汽机辅机、管道组合及组件水平运输。2)设备卸车。14.3工程建设轮廓进度本工程为钢筋砼主厂房，钢炉架，属于Ⅱ型结构，参照《工期定额》2×200MW（Ⅱ型结构）控制建设总工期需24个月。建设总工期不包括“五通一平”、施工准备和地基处理工期，主厂房、烟囱和冷却塔地基处理（按灌柱桩考虑）约3个月。业主拟定第一台220MW机组于2006年内投产，据此编制本工程计划网络见下表。甘肃西梁热电厂2×220MW热电工程计划网络15、投资估算与财务评价15.1投资估算根据国家经济贸易委员会2002年第16号文颁发的《电力工业基本建设预算项目划分及费用性质划分办法》，本工程执行国家经济贸易委员会2002年第15号文颁发的《电力工程概算定额》（2001年修订本），中国电力企业联合会中电联技经[2002]48号文颁发的《电力建设工程预算定额第六册调试》（2002年修订本）的规定，结合其他有关规定，本工程静态总投资188880万元（2003年价格水平），动态总投资195646万元，单位静态投资4292.73元/kw，单位动态投资4469.95元/kw。15.2财务评价根据计算在保证企业成本费用、税金、盈余公积金，股利、企业用于还贷的利润以及资本金内部收益率分别采用8.0%和10.0%的前提下，财务评价列表如下：序号指标名称单位财务资本金内部收益率8%10%1财务内部收益率91 全部投资%9.1910.66自有资金%11.0113.26资本金%8.0010.002投资回收期全部投资年10.629.8自有资金年12.8311.87资本金年18.9816.093财务净现值全部投资万元29936.2120038.6自有资金万元29801.2428525.51资本金万元8864.507513.374投资利润率%6.388.365投资利税率%9.4611.786资本金净利润率%16.5621.707含税上网电价元/MWh262.70281.758含税热价元/GJ43.4543.45按上表说明：全部投资，自有资金，注资的财务内部收益率均大于电力行业基准收益率，财务净现值均大于零，盈利能满足要求，投资回收期均在还款年限内，表明该项目投资能按时收回，具有较强的财务盈利能力和较强的抗风险能力，因此，本项目可行。16、结论16.1主要结论16.1.1西梁热电厂距西梁东城热电有限公司所属煤矿最近距离仅5公里，是实行煤电联营的坑口电厂，同时是西梁市集中供热的定点热源，也是一个热电联产项目，因此该工程建成后有利能源的充分利用，减少城市污染，改善城市环境，不但可满足当地用电用热需要，剩余电量还能送入甘肃东部缺电地区，提高甘肃电网的安全稳定运行。16.1.2通过技术经济比较，西梁热电厂工程在技术上是可行的，经济上是合理的。该项目的自身效率，环境效益以及投资方的效益是好的。望尽快审批并抓紧投资建设。16.2主要技术经济指标91 16.2.1总投资：静态188880万元RMB，动态195646万元RMB单位投资：静态4292.73元/kw，动态4446.95元/kw16.2.2年供电量21.45049019×108kw·h/a年供热量3456991.2GJ/a年平均热效率55.96%采暖期平均热电比53.56%16.2.3年利用小时数6000h16.2.4厂区围墙内用地面积26.15hm2单位容量占地面积0.594m2/kw厂区场地平整填方工程量1.8×105m316.2.5发电标准煤耗253g/kw·h供电标准煤耗274g/kw·h供热标准煤耗率39.71kg/GJ16.2.6发电厂用电率7%综合厂用电率7.845%供单位热耗厂用电量5.73kw·h/GJ16.2.7单位成本售电174元/mw·h售热23元/GJ销售价格电价262.70元/MW·h热价43.45元/GJ16.2.8内部收益率(基准收益率)8%财务净现值全部投资9.19%全部投资29936.21万元自有资金11.01%自有资金29801.24万元91 注资8%注资8864.50万元投资回收期全部投资10.62年投资利润率6.38%自有资金12.83年投资利税率9.46%注资18.98年资本金净利润率16.56%16.2.9全厂定员410人16.3存在问题及建议西梁市城市污水厂目前尚未达到设计出力。暂不能满足电厂全部循环水补充水使用中水的要求，建议加快加大污水处理厂的投产使用能力，以满足电厂2号机组投产时全部使用中水的要求。91'