广西火力发电厂新建工程可行性研究报告 78页

'广西火力发电厂新建工程第一章项目概述一、项目概况（一）项目名称广西合力发电有限公司（2×600MW）火力发电厂新建工程（二）建设地点广西省钦州市钦北区皇马工业集中区（三）业主单位概况广西合力发电有限公司。该公司成立于2007年。2007年1月19日经广西壮族自治区工商行政管理局核名、颁发企业法人营业执照，（四）建设规模与目标建设规模为2×600MW火力发电机组，一期工程建设1×600MW火力发电机组，发电量为300000万kwh,供电量为282000万kwh。预留二期可再扩建1×600MW火力发电机组。（五）项目总投资及资金筹措一期工程总投资为270256万元，其中固定资产投资258000万元，建设期利息10774万元，铺底流动资金1482万元。本项目所需投资全部由广西合力发电有限公司通过招商引资进行筹措解决。77 （六）项目性质新建项目（七）建设工期从2009年3月份厂区三通一平开始到2011年3月份投产并网发电，建设工期24个月。（八）主要指标基本数据表序号名称单位数据备注1年发电量108kwh30　2发电厂用电率%6　3发电标准煤耗率g/kwh312　4发电实物煤耗率g/kwh381.3实物煤发热量4500大卡5设备年利用小时数h5000　6建设周期年2　7贷款偿还期年12　8电价（含税）元/MWh0.3　9发电综合成本元/kwh0.183　10电厂定员人421　11工资标准元/年22000　12基准收益率%7　13全投资财务内部收益率（税后）%9.15　14投资回收期（税后）年11.2　15借款偿还期（含建设期）年12　77 二、项目背景钦州电厂的前身是钦州地区火电厂，是钦州市燃煤发电企业（国有），始建于五十年代末期，于1964年建成投产，现有发电机组2台，装机容量1.8万千瓦，主要以钦州矿务局生产泥煤以及钦州邻近的广东茂名的油页岩为燃料。2000年、2002年，经自治区经贸委资源综合利用处认定为综合利用发电机组（企业）。企业有职工327人，其中在职职工315人，中高级技术员87人。钦州电厂建厂三十多年来，经过多年的运行、改革和整顿，企业的经营规模、管理水平、职工素质都有了新的提升，特别是近年来，开辟了电业安装、IT、地温空调、饮用水等行业，使钦州电厂具有一定的行业配套设施和专业管理基础，同时电厂更有一批高中级电业工程技术专业管理人才。钦州电厂位于钦州市区，随着钦州市城区建设的发展与钦州市提出的“一江两岸”城市规划，钦州电厂实际上已经处于城区中心（子材西大街、新华路、河堤路交汇处），厂方用地现更适宜作为商住用地。且环保及运输等对企业提出了新的要求，现有厂区已经不利于企业和城区规划建设协调发展。所以钦州电厂拟定搬迁以寻求企业的出路和发展。2006年6月，广西金海岸信用担保有限公司与钦州电厂、钦北区政府、市招商局、林业局、建设局等部门领导，现场踏勘选址，确定了电厂新址选定位置。2006年6月14日，广西金海岸信用担保有限公司与钦北区政府正式签订了电厂用地603亩的合同书，并出具了电厂用地红线图和位置图。2007年元月，广西合力发电有限公司在钦北区广西区工商局正式注册成立，2007年3月12日，获得钦州市钦北区同意电厂新建项目前期工作复函。经过反复论证，根据国家产业政策的要求和市场的需要，广西合力发电有限公司决定投资建设规模为2×600MW火力发电机组，一期工程建设177 ×600MW火力发电机组，发电量为300000万kwh,供电量为282000万kwh。预留二期可再扩建1×600MW火力发电机组。达华工程管理集团公司受广西合力发电有限公司的委托，先后派了多名技术专家赴现场考察和到当地有关部门进行专门走访，根据有关规定，并参考同规模项目的实际，编制了本项目可行性研究报告。77 第二章项目建设的必要性一、是中长期能源发展规划的迫切要求目前，从总体上说，我国平均的电力供应水平低，到1999年我国人均发电量979kWh，只为世界平均水平2479kWh的39%，为OECD发达国家8348kWh的12%；我国民用电比例更低，2000年我国人均生活用电为132kWh，只占总消费电量的13.7%，而发达国家达30%以上，按此推算，则相差近20倍；从电力占终端能源消费比例来看，1999年我国占10.9%，而OECD国家为19.2%，相差近1倍。从上述人均占有电量，人均生活电量和电力占终端能源消费比例3个指标，可以明显看出我国电气化处于较低水平。而电力是人类社会可持续发展的桥梁，电气化水平低也就意味着社会总体的能源转换效率低，也是造成森林砍伐、水土流失，生态破坏的重要原因之一。因此，为实现人类社会的可持续发展，加快电力的发展，提高电气化程度是一个重要的途径。国务院讨论通过的2004—2020年能源发展规化，“0十一五”期间随着产业结构的调整优化，电力弹性系数将逐步降到1以下，可能降到0.8～0.9。按“十一五”77 GDP年均增长7.5％左右和电力弹性系数0.8～0.9测算，发电量年均增长6％～6.75％，2010年发电量将达3.2万亿～3.3万亿千瓦时，相应需要发电装机7亿～7.3亿千瓦。5年新增发电装机2.15亿～2.45亿千瓦，年均增加4300万～5000万千瓦。2020年GDP52020年发电量将达5万亿～5.4万亿千瓦时，相应需要装机11亿～12亿千瓦。而根据我国能源资源特点，燃煤火电仍是发电装机容量的主要组成部分。我国电源结构在相当长的时期内，直到2020年都将以煤电为主，这是难以改变的。2020年煤电约占总电量的60%。根据上述预测，今后20年内，中国电力发展的任务将是十分艰巨的。如再考虑期间还有大量寿命期已到需要更新改造的设备，其建设规模将更为巨大。广西合力发电有限公司﹙2×600MW﹚发电厂的建设是贯彻国务院关于“上大压小，节能减排”的决策部署，积极推进小机组关仃的重要措施。因此广西合力发电有限公司（2×600MW）火力发电厂的建设是符合国家对电力资源的发展需求的。二、是钦州经济发展及广西煤炭资源综合利用的迫切需要随着钦州市城区建设的发展，钦州电厂实际上处于城区中心，同时根据城市规划，钦州市提出“一江两岸”生态环境工程的建设，所以处在市区中心及钦江边的原钦州电厂，厂方用地只适宜作为商住用地。而且处在市区中心，按照环保及运输等部门对企业提出新的要求，企业发展受到了限制。现有厂区已经不利于企业和城区规划建设协调发展。而通过新建，则可以最大限度发挥本地及邻近的泥煤和油页岩资源优势，提高资源综合利用水平，还能利于企业发展，为确保地区正常供电发挥更大作用。广西虽然缺乏优质煤炭，但4000大卡以下的煤炭资源还相当丰富，在钦州和邻近周边的上思、南宁等地的煤田储量达2.5亿吨以上。广西地方政府根据国务院对煤炭生产和开发的总体规划，已经指导积极挖掘和有效利用当地煤炭资源，开发后将有大量的泥煤产量需要进行综合利用。钦州电厂进行技改扩建，是为了适应国家开发煤炭政策及更好地综合利用好钦州和邻近周边的泥煤资源。钦州电厂新建选址在钦州皇马工业园区后，对广西沿海“十一五”77 目标计划的实施，对改善本地区经济环境，完善供、用电条件，拉动其他产业的发展，可产生巨大的影响。用全局或长远的眼光来分析，工业园区的综合利用发电厂的投运，对广西电网实现“西电东送”目标，保证港口其他能源的特大机组正常、安全运行，将会起到不可替代的、灵活机动的辅助作用。因此，立足于钦州电厂原先具有的一定的发电技术基础和专业配套设施，进行电厂新建工程，是为了综合利用本地煤炭煤泥、煤矸石资源，平衡和稳定电网正常运行，缓解区域供电紧张局面，推动钦州工业园区建设进程，具有积极的作用，社会效益十分明显。77 第三章电力需求分析一、电网现状钦州所在的广西北部湾电网最高电压等级为500千伏，西电东送天广三、四回贯穿境内。截至2007年底，广西北部湾电网内拥有500千伏变电站4座，变压器5台，总变电容量400万千伏安；500千伏交流线路14回，线路总长1845公里。220千伏变电站28座，总容量554.3万千伏安，其中，公用变电站26座，变压器41台，变电容量543万千伏安；企业专用变电站2座，变电容量11.3万千伏安；220千伏线路59回，线路总长2887公里。110千伏变电站108座，其中，公用变电站98座，变压器160台，变电容量5478.5万千伏安；企业专用变电站10座，变电容量543.85万千伏安；110千伏线路长度3180公里。广西北部湾电网初步形成三横三纵500千伏网架，依托南宁、邕州、玉林500千伏变电站，南宁、玉林市网区220千伏系统已形成环网供电。截至2007年底，广西北部湾电网总装机约440万千瓦，占全广西装机22％。已建成投产大中型电源包括西津电站（24.22万千瓦）、大化电站（45.6万千瓦）、北海电厂（60万千瓦）、钦州电厂（126万千瓦）和防城港电厂（120万千瓦）共5个电厂（站），装机容量375.82万千瓦。按全部机组投入满负荷运行，5000小时/年，全年发电量为188亿度。而北部湾经济区2007年全社会用电量已达235.1亿度，折合装机容量为552万千瓦。不考虑机组故障检修至少也得有470.2万千瓦的装机容量，同比增长20%。2008年将达到年用电量282.12亿度，折合装机容量为564万千瓦。2009年全社会用电量已达329亿度，折合装机容量为658万千瓦。77 可见，广西北部湾电网供应情况仍然不足，还具有一定的缺口。二、电力市场需求预测广西近两年随着经济逐渐好转，电负荷增长也出现稳步上升的势头。2002至2005年广西全社会用电量增长分别达到7.5%、16.5%、9.8%和11.66%。广西电网受泛北部湾经济区投资热潮以及自治区发展铝工业、蔗糖产业等决策的影响，07年上半年广西全社会用电量保持快速增长，其中作为发展龙头的第二产业用电量更是达到240.21亿千瓦时，增长17.3%。崇左、钦州、百色、防城港、贵港5地市用电量均超过20%，分别达到39.16%、27.6%、23.89%、23.53%、22.01%。在全区29个工业行业中，有26个行业用电量保持增长，其中铁合金、电解铝、蔗糖产销两旺，黑色金属、有色金属冶炼、压延等行业用电量增长迅速，拉动了全区社会用电量增长。可见，广西北部湾经济区处于广西经济发展的中心位置，主要包括南宁市、北海市、钦州市、防城港市所辖区域范围。广西北部湾经济区是西部唯一沿海的地区,处于中国－东盟自贸区、泛北部湾经济合作区、大湄公河次区域、中越“两廊一圈”、泛珠三角经济区、西南六省（区、市）协作等多个区域合作交汇点，南拥北部湾，背靠大西南，东连珠三角，面向东南亚，西南与越南接壤,是中国沿海与东盟国家进行陆上交往的枢纽，是促进中国与东盟全面合作的重要桥梁和基地，区位优越，战略地位突出，发展潜力巨大，对广西电力需求的增长起决定性作用。以电解铝为例，能耗高达15000千瓦时/吨，单位产值能耗是全区工业平均的8倍。预计2010年广西电解铝产量将达70万吨左右，比2002年新增50万吨，仅此一项就新增电力用量75亿千瓦时。77 这些行业的发展，必然推动广西电力需求的快速增长。根据对国民经济、社会发展和用电的趋势分析，到2010年全社会用电量达到790亿千瓦时，折合装机容量为1580万千瓦。年均增长9.14%；2011年至2020年需要新增用电量约1000亿千瓦时，到2020年全社会用电量达到1800亿千瓦时，年均增长8.58%。而火电机组的建设工期20月-24月,现在开工建设也得两年以后投产,形势是严峻的。建设电源点在北部湾是十分需要的。三、广西电价现状2004年7月广西物价局发出《关于疏导广西电价矛盾有关问题的通知》，对电价进行调整。在原电价基础上，平均每千瓦时提高2分钱。其中非居民照明、非工业、普通工业等电价平均每千瓦时提高4分，商业电价每千瓦时提高2分，一般大工业电价提高1.5分。2006年6月根据国家发改委统一部署和安排，广西电网的销售电价平均每千瓦时提高3.33分，其中城乡居民生活电价每度提高0.63分。涨得较多的是非居民照明电价（办公用电等）和非工业、普通工业电价等，其中非居民照明电价（1～10千伏）每千瓦时上调8.93分。此次调整后的广西电价为：城乡居民生活电价0.5283元，非居民照明电价0.7083元，商业电价0.9728元，非工业、普通工业电价0.6763元，农业灌溉电价0.2060元。77 第四章建设规模和产品方案一、建设规模建设规模为（一期）1×600MW火力发电机组，发电量为300000万kwh,供电量为282000万kwh。预留二期可再扩建1×600MW火力发电机组。远景规划总发电量为600000万kwh,供电量为564000万kwh。二、电力产品流向电厂所生产的电量除供应当地电量消耗外，剩余的生产电量全部并入广西电网销往各用电地区。三、主要建设内容1．建设规模为2×600MW火力发电机组，一期工程建设1×600MW火力发电机组。2．一套“石灰石/石灰－石膏湿法”脱硫装置。3．事故贮灰场工程。4．铁路专用线工程（地方铁路至厂址的铁路专用线建设、厂区内铁路专用线、设施和调度机车投资纳入本项目投资）。5．其他工程。77 第五章建设厂址、外部条件和原燃料材料供应一、建设厂址（一）厂址广西合力（2×600MW）火力发电厂拟选址钦州市钦北区皇马工业集中区，该厂址位于钦江西岸，距岸边为约3km。西侧紧邻皇马编组站及南北二级公路边上，北距钦州市6公里，距捻子评煤矿3km，据港口码头30km。厂址区域贴邻公路、铁路，交通十分便利。据现场实际调查该厂址处现为山地（林场）及成片次生林地，厂址开阔。厂址区域的自然地面标高在15.10m～75.50m之间，地势起伏变化较大，厂区内的填、挖方量较大。该厂址北侧有鱼塘及水库的一小角在规划厂区内，厂址内再无其它建构筑物。贮灰场位于电厂厂址西南侧约3km的山凹处，该灰场为山地灰场，本着节省资金，减少占地的原则,可利用其自然高低贮灰。贮灰场占地面积约6公顷。电厂厂址及贮灰场均为山地，地势较高，根据该地区的百年一遇洪水位标高区定厂区标高不会受洪水淹发生。上述两厂址所在区域均没有名胜古迹、文物保护区。厂址位于城市的西南角处，鉴于该地区常年的主导风向为北风，因此，该电厂的建设对城市及邻近的工矿企业无不利影响，符合城市规划要求。（二）建设用地面积1.政策规范2008年1月31日国土资源部关于发布和实施《工业项目建设用地控制指标》的通知，规定77 控制指标由投资强度、容积率、建筑系数、行政办公及生活服务设施用地所占比重、绿地率五项指标构成。工业项目建设用地必须同时符合以下五项指标：①工业项目投资强度控制指标应符合投资强度表的规定；②容积率控制指标应符合容积率表的规定；③工业项目的建筑系数应不低于30%；④工业项目所需行政办公及生活服务设施用地面积不得超过工业项目总用地面积的7%。严禁在工业项目用地范围内建造成套住宅、专家楼、宾馆、招待所和培训中心等非生产性配套设施；⑤工业企业内部一般不得安排绿地。但因生产工艺等特殊要求需要安排一定比例绿地的，绿地率不得超过20%。工业项目建设应采用先进的生产工艺、生产设备，缩短工艺流程，节约使用土地。对适合多层标准厂房生产的工业项目，应建设或进入多层标准厂房。建设项目竣工验收时，没有达到本控制指标要求的，应依照合同约定及有关规定追究违约责任。2.本项目建设用地根据国家有关政策指标，参考国内同规模火力发电厂通常情况，结合本项目的生产工艺布局，本项目建设用地40.2公顷，约402002平方米（另有贮灰场约6公顷）符合国家有关规定。从电力行业的情况分析，本项目的建设用地是合理的，建构筑物占地面积、建筑物建筑面积（含二期预留）、行政办公及生活服务设施用地面积等能满足规定要求，具体内容在可研报告阶段确定。（三）厂址自然条件1.地形地貌77 钦州市地形北枕山地，南濒海洋，地势北高南低。地貌类型由西北向东南依次为山地、丘陵、台地平原、沿海滩涂，呈有规律的分布。地带性土壤有砖红壤、赤红壤、黄壤，非地带性土壤有水稻土、紫色土、潮土、沼泽土等土壤类型。成土岩及母质有砂页岩、花岗岩、紫色岩土、滨海沉积物、河流冲积物和第四纪红土，土层深厚，绝大部分土层在80cm以上，表土有机质含量丰富。2.水文气象资料年平均气温:22℃极端最高温度:37.5℃极端最低温度:-1.8℃一月平均气温:13℃七月平均气温:28℃年平均总积温：8000℃年均相对湿度:82%年平均总日照：1800小时1月平均日照时数：93.7小时7月平均日照时数：216.7小时主导风行向：北风年平均风速:2.6m/s最大风速:30m/s基本风压值:600Pa历年平均无霜期:354天平均年降水量:2135mm77 3.岩土工程①地层划分震旦系、寒武系地层少或无；奥陶系在钦州地区的划分为：六陈组（早奥陶系早期）：岩性为灰、浅红、紫红色砂岩为主；黄隘组（早奥陶系晚期）：岩性上同。志留系：在钦州地区广泛分布，下、中、上统均有出露。灵山群（早志留系）：岩性为灰绿、青灰色砂岩和页岩；合浦群（中志留系）：岩性基本上同。防城群（晚志留系）：岩性为灰白、黑灰、灰绿色粉砂岩夹页岩等。泥盆系：钦州群（早泥盆系）：岩性为黑灰、黑色泥岩和粉砂泥岩；小董群（早泥盆系早中期）：岩性基本上同。榴江组（晚泥盆系）：岩性为浅灰-黑色硅质页岩。石炭系于钦州地区未见分布。在合浦公馆闸口一带有岩关阶（早石炭系早期）和大塘阶（早石炭系晚期）分布。岩性为灰岩和泥质灰岩。二叠系与三叠系仅在钦州地区有零星出露分布。侏罗系与白垩系也未在钦州地区分布，少或无。②区域构造稳定性评价钦州市属粤桂琼交界地区地震重点监视防御区，地质构造条件较复杂。有两条断裂带：防城——灵山断裂带：该断裂带位于十万大山与六万大山之间，是斜贯桂东南地区的一条巨型的北东向断裂带。西南起自越南境内，往东北经防城、钦州、灵山至藤县西，中国境内长350Km以上，宽度20—60Km。自有记载以来该断裂带发生MS≥5.0级地震5次，最大震级6.8级。钦州湾——涠洲岛断裂：该断裂是一条沿钦州77 深水港线约320°走向的断裂。向东南经涠洲岛、斜阳岛延伸至雷州半岛西部海域一带，往北西向茅岭方向延伸。断裂在第四纪以来有明显的活动，钦州港深水槽的存在也与它的活动有关。1954年钦州湾4级地震是其活动的结果。1994年末、1995年初北部湾海域6.1.6.2级地震的发生也与它的活动有关。厂区选址无区域性断裂带通过，上述断裂带距离厂址10km以上。区域稳定，厂区没发现不良地质现象。本区孔隙地下水对混凝土没有结晶性侵蚀，因为离海岸有2km，根据《中国地震区划分图（1999）》划分，本区在未来50年内，一般场地条件下，超越概率为10%的地震基本烈度为VI度。二、外部条件（一）交通运输1.铁路南(南宁)北(北海)铁路、南(南宁)防(防城)铁路、黎(黎塘)钦(钦州)铁路在钦州交汇，钦州至钦州港铁路、勒沟铁路专用线和鹰岭铁路专用线已建成。黎钦、南钦、钦防、钦北、钦州进港及“十一五”规划建设的崇钦等6条铁路在此相接。厂址紧靠广西地方铁路最大编组站马皇站，铁路接轨及运输十分优越。2.公路该集中区处钦州市北部的交通咽喉地带，南北高速公路、钦防高速公路、南北二级公路等在钦交汇，贯通整个西南、华南公路网，形成了以高等级公路为主的公路网络。该区距离钦州港30多公里，距离防城港60多公里，距离南宁市80公里，从南宁～北海高速公路的钦州港出口可从一级公路相连到达港区，是目前主要的公路运输通道。公路运输方便、快捷，交通极为便利。77 3.海路运输钦州处在北部湾的顶端，钦州港有港池宽阔、水深条件极好、港湾隐蔽、风浪小、泥沙淤积少。是条件优越的深水良港。目前已建成四个万吨级码头及三万吨级码头，大型货轮可以乘潮进出。（二）水源钦州市水利资源丰富，钦江贯穿钦州市。原发电厂水源就采用钦江水。该项目厂址距钦江约3km；，根据钦州水利部门所提供的水资源情况，距火力发电厂约3km的钦江，其江段多年平均水资源量为169.3×108m3，P=97%的设计年平均流量为176m3/s,水量充沛，水质能够满足火力发电厂用水要求。（三）燃料供应1.燃料用量广西合力发电有限公司（2×600MW）火力发电厂一期1×600MW机组年耗煤量115×104t。2.燃料采用及来源本项目建设地点非煤炭主产区。近几年钦州市整体的工业用煤情况表明：动力用煤煤源复杂，平均发热量在17584-20096kJ/kg（4200-4800Kcal/kg）。因此，本期工程不宜选择单一煤源煤质作为设计煤种，燃煤采用钦州稔子坪、钦州上思、南宁吴圩煤矿等及越南进口煤。电厂正在进行与上述企业签定供煤协议书。3.煤源概况77 钦州稔子坪、钦州上思、南宁吴圩煤矿可采储量为2.5亿吨以上。稔子坪煤矿年生产能力35万吨，可供给电厂30万吨/年；钦州上思煤矿开发后年生产能力70万吨，可供给电厂50万吨/年；南宁吴圩煤矿年生产能力30万吨，可供给电厂10万吨/年。上述矿区煤矿储量和现有开采量可满足本工程80年以上的用煤，煤质也可以满足发电生产要求。省内各煤矿每年约有30万吨煤泥，这部分资源发热量不高（约2000大卡）污染环境弃之又可惜，拟将这部分可燃物质掺入燃煤中利用。省内各煤矿的煤能铁路运输的以铁路运输到煤场，煤泥以汽车运输方式进厂。另外，通过国际贸易从越南进口煤120万吨/年是可行的。钦州市是距上述各煤矿较近的大城市，运输距离较近，运输成本相对较低，最有可能成为各矿的市场开发对象。因此，电厂用煤能够得到充分的保证。77 第六章主要技术原则及技术方案一、主要技术原则经现场踏勘及结合本工程的特点，拟定以下主要技术原则：（一）规模及建设地点1.本工程性质为新建火力发电厂，本期工程建设规模为1×600MW火力发电机组。本期工程实施后，随着电负荷及城市地区经济的发展需要，可再扩建1×600MW机组。2.电厂厂址依据钦州市钦北区人民政府与广西金海信用担保有限公司2006年6月14签订的土地出让合同书，确定拟新建电厂厂址为钦州市钦北区马皇工业集中区。（二）接入电力系统该项目投产后的电厂所发电量全部出售及接入广西电网公司。电网接入系统相关协议正在商谈办理中。初步拟以2回500kV电压等级线路接入电力系统。接入系统详细方案待可研报告阶段确定提出。（三）机组选型及利用小时机组选型拟采用国内具有成熟先进技术制造厂生产的机组。机组设备年利用小时数按5000h计算；（四）水源及冷却本期工程年用淡水量为140×104m3，循环冷却水采自然通风冷却塔、二次循环供水系统。水源就近取用钦州江水。（五）燃料来源及运输77 本期工程不宜选择单一煤源煤质作为设计煤种，燃料采用国内及越南进口煤，铁路运输。平均发热量4500Kcal/kg。（六）贮灰场厂址本期工程贮灰场拟选在电厂厂址西南方向山区自然山凹处，浅处深1m,最深处40m，贮灰场距电厂约3.0km。电厂排到灰场的灰渣，可供其中周边企业进行部分综合利用。本期工程年排灰渣量约30×104t，采用厂内干灰集中方式。（七）除尘及脱硫根据环保部门对电厂主要污染物的排放总量的控制指标，对除尘器及烟气脱硫设施的设计要求均按控制指标执行。钦洲地处我国旅游潜力非常大的地区，烟尘排放只采用电除尘及脱硫方法，难以满足越来越高的环保标准。采用对含重金属Pm10～2.5的微粒子的捕捉能力更强的布袋除尘器代替电除尘器更为有力。脱硫的同时也必须脱硝，这才能满足环保的要求。这个问题待初设时进一步论证。（八）地震设防厂址区域地震基本烈度为6度。结合《火力发电厂土建结构设计技术规定》的有关规定，本工程主厂房、烟囱、碎煤机室、栈桥等主要建(构)筑物相当于乙类建筑，地震作用均按抗震设防烈度6度计算，按7度抗震设防烈度的要求采取抗震措施。其余建(构)筑物按6度计算、设防。二、技术方案（一）接入系统方案广西合力发电有限公司（2×600MW）火力发电厂一期工程建设1×600MW火电机组，2011年投入运行，并预留再扩建1×600MW火电机组的条件。根据广西钦州地区的负荷发展及电力平衡分析表明，77 广西合力发电有限公司（2×600MW）火力发电厂主要向本地区及广西电网送电，考虑利用现有的网络条件及电厂的发展情况，广西合力发电有限公司（2×600MW）火力发电厂接入系统方案考虑采用500kV电压等级的方案。广西合力发电有限公司（2×600MW）火力发电厂出500kV电压，两台发电机分别经升压变压器接入电厂的500kV母线；建设广西合力发电有限公司（2×600MW）火力发电厂至就近变电所的两回500kV线路，导线型号按LGJ-400×2考虑。（二）煤质分析本期工程年耗煤量约115×104t，不选择单一煤源煤质作为设计煤种。根据采用的煤源煤质分析资料，采用国产煤与进口煤各占50%的混煤作为设计煤种具有代表性，本期工程煤种煤质平均发热量为18840kJ/kg（4500Kcal/kg）。（三）点火及助燃用燃料本工程采用等离子点火系统。油料运输采用汽车运输。启动锅炉用燃料，本工程“1×600MW“火力发电机组设置1台20t/h中压参数链条锅炉作为全厂启动锅炉房。启动锅炉用燃料与主设备锅炉相同，燃料运输采用铁路及厂内汽运方式运输。启动锅炉点火用油料运输采用汽车运输。（四）机组选型主机选型：遵循装机方案选择原则，为了符合国家能源产业政策要求，装机方案选择以下：CLN600-24.2/566/566型超临界汽轮机，QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机，DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界直流变压本生型锅炉。77 1.锅炉锅炉设备为国产超临界直流变压本生型锅炉，型号为DG1900/25.4-Ⅱ1型，单炉膛、一次中间再热、尾部双烟道结构，采用固态排渣、全钢构架、悬吊露天布置。配置BHDB公司生产的HT-NR3型旋流煤粉燃烧器和沈阳重型机械厂生产的BBD4060双进双出磨煤机。采用两台动叶可调式轴流送风机和两台入口导叶可调式轴流引风机进行平衡通风。锅炉主要技术参数表名称单位BMCRECRBRL过热蒸汽流量t/h19001660.81807.9过热器出口蒸汽压力MPa25.425.125.3过热器出口蒸汽温度℃571571571再热蒸汽流量t/h1607.61414.11525.5再热器进口蒸汽压力MPa4.714.154.47再热器出口蒸汽压力MPa4.523.984.29再热器进口蒸汽温度℃322307316再热器出口蒸汽温度℃569569569省煤器进口给水温度℃2842752802.汽轮机汽轮机选用国产CLN600-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽反动式汽轮机。高、中压缸采用三菱公司的成熟设计，低压缸以哈汽成熟的600MW机组积木块为母型，与三菱公司一起进行改进设计，使之适应三菱公司的1029mm77 末级叶片。汽机旁路系统由高压旁路和低压旁路组成两级旁路系统，以满足机组冷态、温态、热态、极热态快速启动的要求。给水系统配置选用北京电力设备总厂的HPTmk300-330-5s型给水泵。汽轮机主要技术参数表名称单位数据汽轮机型式/超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴连续出力KW600，000主蒸汽压力MPa24.1主蒸汽温度℃566再热蒸汽温度℃566回热级数/8级调节控制系统型式/DEH通流级数/44末级动叶片长度mm1029盘车转速r/min3.35给水泵主要技术参数表名称单位数据机组负荷MW600泵负荷率%50转速r/min5442介质温度℃17077 密度kg/m3897.3进口流量m3/h1239抽头流量m3/h72.7出口流量m3/h1167扬程m2140必需汽蚀余量m84.3抽头压力MPa90.7效率%84.1泵轴功率kw7422最小流量m3/h2953.发电机发电机选用国产的QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机，冷却方式采用水-氢-氢。发电机主要技术参数表名称单位数据额定容量MVA667额定功率MW600最大连续功率MW654额定功率因数COSΦ0.9（滞后）额定定子电压V20000额定定子电流A19245额定励磁电压V421.877 额定励磁电流A4128额定氢压Mpa0.4励磁方式/静止励磁绝缘等级/F励磁系统选用ABB公司UNITROL5000型励磁系统，型号为Q5S-0/U251-S6000，正常运行期间，由机端电压经励磁变供电，启动期间，由220V直流系统的起励装置供电，建立10%额定定子电压后，可控硅桥投入工作。励磁调节器为双自动通道加独立的备用控制器(EGC)控制。4.全年主要发电经济指标按近年电网内相同规模机组平均年利用小时数为5000小时。全年主要发电经济指标见下表：全年主要发电经济指标序号项目单位(1×600MW机组)1全年发电量kw.h3×1093机组发电利用小时数h50004全年总耗标煤量t9360005全年总耗自然煤量t11500006锅炉年利用小时数h48547发电标煤耗率g/kw.h312（五）厂区总平面规划布置1.全厂总体规划全厂总体规划是按选定的厂址方案，结合本期装机方案（1×600MW机组）及规划容量1200MW规划布置。77 电厂总体规划布置设计是在结合厂址地形地貌的特点，充分合理地利用场地条件，同时考虑与周边环境一体性的原则下进行的。结合铁路专用线及钦江水源进场合理性，电厂总体规划采取了东、西向纵向布置的方案。厂区主要出入口设在厂区的北面，进厂道路正对厂办公楼与厂区北侧的公路连接。铁路专用线由厂区东侧进厂，贮煤场东西向布置在厂区南侧的西端，以尽量减少对厂区主要部分的污染影响。主厂房朝向厂区的南侧，主厂房的扩建端朝向厂区的北侧，使电厂出线比较顺畅。补给水管线由厂区北侧入厂；除灰管线由厂址西侧出厂至灰场；电厂出线方向布置在厂址南侧，出厂后接至变电所。厂区扩建端位于电厂北侧，该区域预留出了较开阔的扩建场地，对电厂今后的发展非常有利。其它扩建条件均留有较充分的扩建余地。本着最大可能降低工程投资和节约土地资源的原则，贯彻二十一世纪示范电厂的设计思路，对于厂内布置，在满足电厂基本功能的前提下，厂区规划应使区域场地得到最大限度的合理利用，尽量压缩辅助、附属建筑的占地面积和建筑物的数量及联合紧凑布置，以减少厂区用地。2.厂区总平面规划布置电厂总平面布置呈“三列式”格局，由北向南依次布置有屋外配电装置区--主厂房区—煤场及厂内铁路。厂区固定端朝东，向西扩建，由北向南依此布置：附属、辅助设施—施工区—77 主厂房区。本期工程自然通风冷却塔布置于厂区固定端侧东南角处，并规划留有扩建条件。本方案厂内铁路和卸煤设施按卸煤沟方案，远期采用翻车机方案；除灰系统按干灰集中方案设干灰贮存灰缶；开关场按500kV出线方案规划布置。3.厂区竖向规划布置厂区自然地面标高在15.10～75.50m之间，其中大部分在45.00m以上，自然地面坡度较大，为减少厂区土方工程量，考虑到该厂址位于钦江流域钦州市区的江堤防护范围内，钦江流域钦州市区段的江堤为百年一遇洪水位的防护标准。厂区采用阶梯式布置。各类竖向标高待下一阶段确定。厂区内场地排水坡度控制在3‰至10‰之间。厂区场地排水坡向道路，通过设在道路上的雨水口集中接至排水管道，厂区内设有雨排水泵房，经雨水泵房将厂区内的雨水排出厂外。（六）燃料运输1.铁路广西合力发电有限公司（2×600MW）火力发电厂厂址的电厂燃煤采用铁路运输方式。厂址的铁路专用线接自马皇编组站接轨，铁路专用线走行长度约3.5km。与铁路之间为车辆交接，作业方式为取重送空，每次整列进厂。由电厂自备调车机车担当车站与电厂间车辆的取重送空调车作业。2.卸煤设施①卸煤设施采用卸煤沟方案，卸煤装置设有4台螺旋卸车机，卸车机跨距6.7m，其中2台为JLX—6.7型截齿螺旋卸车机，另2台为QLX—6.7型普通螺旋卸车机。每台卸车机平均卸车出力取为300t/h时。缝隙式煤槽排料采用QYG—600型叶轮给煤机，每路输送机各设2台，共设置4台，每台出力200～600t/h。二台机日耗煤量约一万多吨（0.35×1200MA×24=10080t/d）2台为JLX—6.7型截齿螺旋卸车机每台需工作16.8h/d,10080/60=168，即每天约77 168节车皮进入，电厂内铁路卸车线线路有效长按450米设计，相当于每天六列煤车卸车，平均卸车速度基本可满足卸车要求，但考虑到不均衡来车时，恐怕要压车，造成赔偿。②C型翻车机卸煤方案，其卸煤速度一分多钟一节。即使全部来煤经铁路运输也不会造成列车积压、被罚款。上述两方案比较，翻车机卸煤方案好，因此远期采用翻车机方案。3.煤场设施因钦州地处沿海，雨量＞2000㎜／年。必须设干煤棚，保证锅炉燃烧用煤不受含水量大的影响。一期工程设一座条形代棚的贮煤场，贮煤场长340m，宽50m，堆高10m，贮煤量8.4×104t。贮煤场内设一台MDQ1500/1000•50型门式斗轮堆取料机，堆料出力1500t/h，取料出力1000t/h；煤场带式输送机带宽1200mm，出力1000t/h，双路布置，可逆运行。贮煤场内设有二台推煤机和一台装载机，，贮煤场内还设有一个地下落煤斗，作为贮煤场的备用设备。4.筛、碎系统系统设一级筛、碎系统。滚轴筛煤机出力为1000t/h，环锤式碎煤机出力为800t/h。5.厂内带式输送机系统厂内输送系统可分为卸煤系统和上煤系统，卸煤装置到煤场为卸煤系统，煤场到煤仓间为上煤系统。卸煤系统带式输送机按B=1200mm，V=2.5m/s，Q=1000t/h双路布置，以提高卸车效率。上煤系统按B=1200mm，V=2.5m/s，Q=1000t/h设计，带式输送机均为双路布置。一路运行一路备用，在紧急情况下也可以双路同时运行。77 6.系统控制运煤系统采用程序控制方式，可实现程序控制、就地控制功能。运煤设施和设备均纳入工业电视监控系统。（七）燃烧系统1.燃烧系统1×600MW机组采用正压直吹式燃烧系统。燃烧设备为前后墙布置，对冲燃烧，旋流式燃烧器。前、后墙各布置3层HT－NR3燃烧器，每层4只；同时在前、后墙各布置一层燃烬风喷口，其中每层2只侧燃烬风（SAP）喷口，4只燃烬风（AAP）喷口。鉴于国际石油价格飞涨我国又是石油产品求大于供的石油进口国，因此，很多新建的火力发电厂采用了等离子点火系统，这是一项成熟的技术。本工程建议采用等离子点火系统。虽然一次性投资大些，但比起一台机的吹管、整套试运的燃油费用来还是经济的。煤粉燃烧器主要由一次风弯头前冷却空气阀，一次风弯头，文丘里管，二次风装置，外二次风装置（含调风器，调节机构），煤粉浓缩器，稳燃环，外二次风执行器（也叫外二次风执行器）及燃烧器壳体等零部件组成。直流一次风：一次风由一次风机提供。一次风管内靠近炉膛端部布置有一个锥形煤粉浓缩器。直流二次风、旋流外二次风：燃烧器风箱为每个HT-NR3燃烧器提供二次风和外二次风。每个燃烧器设有一个风量均衡挡板，该挡板的调节杆穿过燃烧器面板，能够在燃烧器和风箱外方便地对该挡板的位置进行调整。外二次风旋流装置设计成可调节的型式，并设有执行器，可实现程控调节。调整旋流装置的调节导轴即可调节外二次风的旋流强度。77 燃尽风(OFA)：燃尽风风口包含两股独立的气流：中央部位为非旋转的气流，它直接穿透进入炉膛中心；外圈气流是旋转气流，用于和靠近炉膛水冷壁的上升烟气进行混合。各层燃烧器总风量的调节通过风箱入口风门执行器来实现调节。2.制粉系统本工程的磨煤机在技术上除适用中速磨煤机(MPS、HP)外，还适用双进双出钢球磨直吹式制粉系统，但从经济上看，双进双出钢球磨煤机初投资大，运行中厂用电较高，业绩在600MW机组也较钢球磨煤机少。中速磨煤机MPS型和HP型本工程均可以采用，从性能上比较，MPS型的磨煤机磨辊使用寿命更长，且磨损后期出力降低很小。尽管两种磨煤机的研磨原理有一定的差别，双进双出钢球磨对煤种的适应范围较中速磨煤机对煤质的适应性广些。MPS型的磨磨辊为液压变加载，对煤种的适应性也较强，风煤比较小，一次风率低，分离器出口温度可达到110℃，且对煤中的“三块”不敏感；HP型磨煤机对煤质有一定的要求，对煤种的适应性稍差。MPS型中速磨煤机和HP型中速磨煤机都能适应本工程，根据本工程煤质特点，推荐采用MPS型中速磨煤机。每台锅炉配6台MPS型中速磨煤机，5台运行，一台以保证锅炉最大连续负荷下运行。每台锅炉配2台100%容量的磨煤机密封风机，1台运行，1台备用。（八）给水系统给水系统为单元制，设有一台卧式滑压运行除氧器，处理1050t/h，除氧水箱有效容积160m3，可满足凝结水中断时约9分钟的锅炉最大蒸发量时所需给水。77 1.给水泵配置拟定为100%汽动泵一台及50%电动给水泵一台。2.凝结水系统采用单元制，系统采用100%容量的中压凝结水精处理装置，装设3台50%容量的凝结水泵，一台270m3的凝结水补充水箱和2台输送水泵，为凝结水系统提供补水和启动注水。（九）除灰系统本工程装机方案为：1×600MW火力发电机组。锅炉烟气除尘均采用四电场电除尘器。配合且满足电厂所在地区灰渣综合利用的要求，拟定采用技术成熟、安全可靠、经济合理的干除灰系统。考虑到为以后干灰综合利用创造有利条件，在电除尘器等排灰处增设有气力除灰系统及干灰贮运设施，尽而可满足干灰综合利用的要求，又具有将干灰全部输送到贮灰场的能力。除灰渣工艺系统主要设备选择技术先进、成熟、节能型产品，保证电厂安全可靠运行。除灰渣系统控制采用自动程序控制及就地操作方式，集中控制监测系统各设备等运行工况。除灰渣系统为连续运行方式。（十）供、排水系统及消防1.水务管理和水量平衡本工程冷却水系统采用带自然通风冷却塔、二次循环供水系统。2.供水系统的选择本期工程1×600MW机组，循环水系统均为再循环扩大单元制系统。根据机组设计THA工况和TRL77 工况特性参数，进行循环水系统优化设计。循环水系统优化设计采用年费用最小法，即结合工程实际，采用多种的组合方案进行主冷却水系统的冷端优化，从而提出技术合理、年费用最小的设计方案。装机1×600MW机组，配淋水面积F=7600m2钢筋混凝土双曲线自然通风冷却塔。3.补给水系统设计本期工程拟在钦江市建一座取水泵站，取水泵站设在钦江岸边，取江水做为电厂工业用水水源。共二种方案①在江岸取水泵房内装4台400RJC550型补给水泵。其特征值为Q=570t/h；H=105m；N=220KW，3台运行1台备用（如下期再扩建考虑可更换大泵方案）。②直接采用大泵20SH-91543,2448t/h方案，一号机建设期间将两台机组的水泵基础一次建成，共三台。待二号机建设时只增加一台水泵的安装任务。“②”方案更好些，推荐此方案。采用2×D478×6补给水管至厂区，全长约为4.0km。4.生活、消防系统设计消防系统包括厂区室内外消防和火灾报警系统，根据消防对象不同，采取不同的消防设施。厂内按同一时间火灾次数为一次设计。同时，设立完善的消防系统和火灾探测报警系统，发生火灾时能及时报警，并采取有效的扑救措施。根据现行消防设计规范要求设置独立的消防给水系统，其消防水量和水压均能满足以上各部位最不利点的用水量要求。对于可能产生的超压问题通过设置减压措施予以解决。在消防水管在主厂房、煤场、油罐区等主要建（构）筑物四周围布置成环网，在主厂房、办公楼等必要建筑物室内设消火栓系统。77 在汽机主油箱、汽机储油箱、油净化油箱装置、氢密封油装置、锅炉本体燃烧器、磨煤机润滑油站、主厂房电缆夹层、主变压器采用水喷雾灭火系统。在汽机润滑油管道、汽动给水泵润滑油箱、空气预热器、柴油发电机室、输煤栈桥、煤仓间、转运站采用自动喷水灭火系统。在输煤栈桥与煤仓间等连接处设水幕消防设施。新建生活、消防水泵房1座，在泵房内设2台消火栓给水系统消防水泵（其中1台为柴油机驱动消防泵），1套消防系统稳压设备。设2台自动喷水灭火系统和水喷雾灭火系统消防水泵（其中1台为柴油机驱动消防泵），1套自喷系统稳压消防设备。设1套微机变频生活给水设备，来满足全厂生活用水需要。消防泵房旁建2座容积800m3地下生活、消防蓄水池，水池内设有消防水不被它用的措施。消防水源为澄清处理后的钦江水。在油罐区采用泡沫灭火系统、消火栓水冷却系统。按规范要求配备2辆消防车，能够满足全厂机动消防要求。5.厂区排水系统设计①厂区排水系统本期工程的排水系统采用工业废水、生活污水、雨水排水分流制排水系统。厂区工业废水和生活污水经处理后回收再利用。雨水排水经雨水泵和压力雨水管道排至钦江。②其它废水处理系统输煤冲洗水处理系统：此系统负责处理输煤栈桥和转运站等地面冲洗所产生的废水，处理后的水进入清水池重复使用。77 （十一）电气部分1.电气主接线本工程采用500kV接入系统，500kV配电装置出线2回至区域变电站。由于本期工程有两回出线，本期主接线方案采用双母线接线，能满足供电的可靠性和扩建需要。500kV配电装置选用SF6断路器。鉴于钦洲地处沿海，空气盐份较浓，雨量≥2000㎜／年，对变电站运行不利。建议500kV开关场建在室内，选用SF6全封闭组合电器。启动电源由系统220kV提供。2.主要设备选择本期工程主变压器选用节能型三相风冷强迫油循环油浸式变压器。主变压器的容量根据《火力发电厂设计技术规程》中有关主变压器容量与发电机出力配合的规定选择。本期工程发电机出线采用离相封闭母线。6kV厂用电系统选用中置式开关柜，真空断路器柜及高压限流熔断器串真空接触器（F-C回路）柜的组合方式。380V厂用电系统选用抽屉式配电屏。全厂低压厂用变压器均选用干式变压器。3.厂用电系统高压厂用电采用6KV。6KV厂用母线采用单母线接线，机组设2段，分别为两段母线供电，锅炉的双套辅机由两个高压段分别供电。本期设置1台容量为SFF2-220/40MVA有载调压高压启动/备用变压器，电源由厂内220KV配电装置母线引接。77 主厂房内低压厂用电采用380/220V三相四线制系统，采用单母线接线方式，机组设两段。低压电动机供电方式采用PC和MCC的供电方式。其他辅助车间采用380/220V三相四线制系统。4.电气设备布置220KV屋外配电装置布置在主厂房汽机房外侧，采用管母线中型布置。主变压器，高压厂用变压器和高压启动/备用变压器布置在220KV屋外配电装置与主厂房之间。6KV厂用配电装置拟布置在汽机房中间层。主厂房380V厂用配电装置拟布置在除氧间及集控楼中间层。5.直流系统为保证向控制负荷和动力负荷以及直流事故照明负荷供电，本工程单元控制室设置三组蓄电池组。其中，两组电压为110V蓄电池组对控制负荷供电，另一组电压为220V蓄电池组对动力负荷供电。蓄电池组采用高频开关型式的充电装置对蓄电池进行充电及浮充电。6.本工程保护装置形式采用微机型。7.为保证对计算机及自动化装置可靠供电，每台机组装设一组单相交流不停电电源装置(UPS)UPS为静态逆变装置。77 第七章建筑结构本工程以600MW引进型机组为基础，按照二十一世纪示范电厂设计思路确定主厂房布置的基本原则，在保证电厂运行维护和检修条件的前提下，尽量压缩主厂房(含集控楼)体积，适当安排电气和热控设备的物理分散，从而节省管道、电缆和土建投资，保证电厂在整个寿命期内有良好的经济性。一、主厂房布置的基本原则：1.汽机房和除氧间布置方案为：汽机房跨度采用30.6米，除氧间跨度为10米；给水泵汽轮机采用弹簧基座。2.锅炉房配六台中速磨直吹式制粉系统；3.主厂房采用钢筋混凝土结构；4.汽轮发电机组采用纵向顺列布置，机头朝向固定端，汽机房运转层和夹层采用大平台布置；5.四列式布置除氧煤仓间采用内煤仓双框架，除氧间和煤仓间之间设置有隔墙；6.锅炉房为半露天岛式布置，锅炉本体内设有与给煤机层标高一致的运转层。二、主厂房布置优化措施依据二十一世纪燃煤示范电站设计思路及2000年版《火力发电厂设计技术规程》，在主厂房布置方案中，考虑了以下优化措施：1.采用新型行车，降低汽机房屋架下弦标高；77 2.适当提高低压给水管道流速，通过除氧器瞬态计算，在满足给水泵必需汽蚀裕量情况下，降低除氧器层标高，采用内置式无头除氧器，降低了除氧器屋顶层标高，除氧间只有除氧器所占四档设轻型封闭屋顶，其余档只到除氧器层，以降低除氧间的建筑体积。3.汽机房布置了汽机电子设备间、电气380V汽机工作段及6kV工作段，做到了有效的物理分散，有利于节省电缆；同时采用功能与物理分散控制系统，将控制室面积和体积压缩，在主控楼面积大幅度减少后，将其布置在煤仓间内，不再是独立于主厂房外的集中控制楼；有效减少了主厂房体积。4.在保证烟风道合理布置和进入各除尘器的烟气均匀分布及必要的通道的情况下，为减少炉后占地，压缩了炉后距离。三、主厂房布置1.汽机房本方案的特点是：将高、低压加热器和除氧器全部布置在除氧间内。主厂房柱距采用10米;汽机房纵向共10档，1号机组占9档，其余一档为检修场地。汽机房运转层采用大平台结构。设有0米(底层)、6.40米(中间层)和13.70米(运转层)三层。1－9号柱之间放置汽轮发电机组。9-10号柱之间设有零米检修场地。汽机房跨度采用30.6米，汽轮发电机组采用纵向顺列布置、机头朝向固定端。汽轮发电机组中心线距A排15.30米。77 底层布置凝汽器、凝结水泵、闭式循环热交换器、闭式循环冷却水泵、水环式真空泵以及发电机氢油水系统等辅助设备。中间层布置油系统设备和6kV配电间等。每台机组的汽动给水泵及驱动给水泵汽轮机、电动给水泵均与主汽轮机平行布置在B列柱侧的运转层上，排汽向下直接排入主凝汽器，7.8号低加合体布置在凝汽器喉部。汽动给水泵采用弹簧基座，能够消除汽动给水泵组的动荷载，减少其机座立柱和基础的尺寸，从而留出更大的空间便于运行维修。汽机房内设有2台80/20吨桥式起重机，大件可利用桥式起重机吊至零米检修场，零米检修场地的大小可满足汽轮机翻缸的需要。2.除氧间除氧间跨度为10米，柱距和纵向长度与汽机房一致。除氧间共分为四层。底层布置电动调速给水泵组及2台汽动给水泵的前置泵；6.40米层布置有6号低压加热器和2号高压加热器等；13.70米层布置有5号低压加热器和1号高压加热器；19.8米布置3号高压加热器；除氧层29.00米，该层布置有除氧器、连续排污扩容器等。为了改善除氧器运行、维护环境，除氧器采用室内布置。3.煤仓间煤仓间跨度12m，纵向共10档，其中固定端一档12m，煤仓间总长度102m。零米层布置6台中速磨煤机，运转层布置6台皮带给煤机，运转层和43米之间布置6个钢制原煤斗，43米层布置输煤皮带。4.锅炉房锅炉采用露天岛式布置。77 锅炉尾部布置两台动叶可调轴流式送风机，两台轴流式一次风机，锅炉下部设有捞渣设备，炉前设有一条运行维护、检修通道。锅炉汽包层制造厂设有司水小室，轻形封闭。锅炉固定端设有空压机房，本工程设有3台螺杆式空压机，供全厂的仪表及检修用气。5.锅炉房尾部锅炉尾部布置有高效静电除尘器、静叶可调轴流式引风机和烟囱。尾部之间还布置除尘器控制室、除灰输送风机室等。四、结构选型为实现工程项目“安全经济、技术进步、控制工程造价、提高经济效益”的目标，在本工程土建结构设计中，在满足工艺布置的基础上採用优化设计。1.主厂房主厂房采用现浇钢筋混凝土结构，横向采用现浇钢筋混凝土框（排）架结构，纵向采用框架结构。为减小梁、柱断面，可采用高强混凝土。汽机房屋面采用钢网架及压型钢板做底模，现浇钢筋混凝土板结构。钢网架空间刚度大，整体性好、自重轻、可降低厂房的高度、工厂加工质量易于保证，建筑造型轻巧美观、防锈性好。据比较，屋面采用钢网架做法比传统的屋架做法造价低。楼层刚度靠楼面梁和楼板刚度来保证。为减少结构自重，加快施工进度，减少板下预埋件，次梁采用钢次梁。为节省钢材，梁按钢-混凝土的组合截面计算。施工楼板时可用钢梁做支撑，而免去满堂红的脚手架，降低施工费用，同时加快了土建施工的整体进度。77 主厂房结构体系是由纵、横向架构和各层楼面及屋面联合组成的空间结构体系。2.锅炉房结构锅炉构架为全钢结构，由设备生产厂随锅炉设备一起供货（包括锅炉紧身封闭部分的屋盖钢结构）。锅炉房采用复合保温压型板紧身封闭，锅炉电梯井采用钢结构。3.集中控制室设计推荐采用钢筋混凝土框架结构，各楼层现浇钢筋混凝土梁、板结构。4.烟囱选型由于本工程考虑脱硫，脱硫后的烟气温度降低到接近露点，导致出现酸结露现象。因此，对烟囱的形式及防腐提出了更高的要求。普通钢筋混凝土单筒烟囱造价虽低，因不易保证全程负压运行，且钢筋混凝土外筒承重结构可能受烟气高温作用和腐蚀，运行和维护困难。为适应脱硫后的防腐要求，一般的防腐做法已不易保证其耐腐蚀性。根据以往工程经验，拟采用耐酸胶泥砌筑耐酸砖内套筒烟囱，以确保烟囱的使用寿命。耐酸砖内套筒壁作耐酸防护层，使外部钢筋混凝土外筒承重结构不受烟气高温作用和腐蚀。内筒虽受烟气影响，但它不是承重结构，即使发生了裂缝或腐蚀等问题，也能够及时发现并易于维修，具有很好的耐久性。套筒型烟囱从设计、施工等方面均能保证烟囱的安全运行。采用耐酸砖内套筒式烟囱具有易于维修，施工工期短及耐久性好等优点。因此，本工程的一座210/7.5m的烟囱设计推荐采用耐酸胶泥砌筑耐酸砖内套筒式钢筋混凝土烟囱。5.运煤系统建（构）筑物77 运煤系统建筑包括输煤综合楼、推煤机库、运煤栈桥、运煤皮带拉紧间、输煤转运站、碎煤机室、翻车机室或卸煤沟、地下运煤廊道、煤场构筑物（斗轮堆取料机）等建（构）筑物。转运站、碎煤机室、卸煤沟、地下运煤廊道等地下部分采用钢筋混凝土箱形结构，地上部分采用钢筋混凝土框（排）架结构或砌体结构。运煤栈桥结构形式采用钢桁架、钢筋混凝土柱、钢筋混凝土预制楼板和轻型维护结构。栈桥内部考虑水冲洗，钢结构考虑防火和防腐。6.碎煤机基础在大型火力发电厂的运煤系统中，随着隔振技术的发展，对碎煤机采用隔振技术已日渐成熟，并在不少电厂中得到运用。因此，本期工程拟采用减振基础。7.化学水系统、除灰系统建（构）筑物根据建筑物房间的布置分别采用钢筋混凝土框（排）架、砌体、钢筋混凝土箱形池体等结构形式。灰渣泵房采用钢筋混凝土框（排）架结构。8.电气系统建（构）筑物外主变、启/备变、高厂变基础采用大块式钢筋混凝土基础。配电装置架构采用钢管柱、格构式钢梁，钢筋混凝土独立基础。9.生活福利及其它建筑物本工程生活福利建筑有办公建筑，值班宿舍建筑，公共福利建筑。根据建筑物房间的布置分别采用钢筋混凝土框架、砌体结构等形式。五、建﹙构﹚筑物及设备基础主厂房、锅炉房、77 集中控制室、运煤系统、除灰系统等主要建（构）筑物的基础采用钢筋混凝土独立基础，局部采用联合或条形基础。烟囱采用钢筋混凝土环板基础。主厂房内主要辅机基础为动力设备基础，因设备重要求其体积很大（一般基础的配重为5倍的设备重量），动力设备的振动对厂房有影响。根据《火力发电厂土建结构设计技术规定》（DL5022-93）有关的规定。总结以往工程经验，建议本工程主要辅机基础采用弹簧隔振基础。如采用弹簧隔振基础，混凝土基础配重可降为2～2.5倍，虽相应要增加检修隔振元件的通道，但总工程量仍有所下降。虽然一台磨煤机隔振元件造价约需16万元左右，但可大大降低了对主厂房特别是对集中控制室的振动影响，并可延长设备的使用寿命。因此，本工程主厂房内主要辅机基础采取隔振措施。其它辅助及附属建筑物的框（排）架结构可采用柱下钢筋混凝土独立基础，运煤转运站当有地下部分时采用钢筋混凝土箱形结构，砌体结构采用墙下条形混凝土基础。六、主要检修起吊设施1汽机房汽机房内设有两台80/20t电动双梁桥式起重机，用于汽机发电机检修及给水泵汽轮机、冷油器、凝结水泵、汽机高、低压旁路阀的检修。布置在运转层以下的设备需用天车起吊时，在其相应的楼层部位留有起吊孔。检修时，主机、汽动给水泵及其驱动用汽轮机的零部件可就近放置在汽机房运转层平台上。运转层土建设计考虑检修荷载划分为不同的载荷区。主机房扩建端设有零米检修场，汽机较大较重部件在此检修。零米检修场向A列外开门，供进出料使用。77 高、低压加热器检修均采用抽壳体方式。检修时，在枕木上放临时工字钢轨，调整枕木高度使轨面稍低于加热器滚轮低面且有一定倾斜度，用卷扬机将加热器壳体拖走。电动给水泵、汽动给水泵前置泵、真空泵、冷却水系统水泵、大型阀门等，均按需要设有专用起吊设施，一般为电动葫芦。除氧器及水箱设有运行维护检修平台。2煤仓间及锅炉房炉前留有磨煤机检修运输通道。磨煤机上方设置专用悬挂式起吊装置，供检修起吊用。炉侧设一座1.6t客货两用电梯，供运行维护检修用。电除尘器顶部随设备配带1t的电动葫芦，用于除尘器电气设备的检修起吊。一次风机、送风机、引风机均设有起吊叶轮及电机的起吊设施。除尘器、风机的布置上考虑了检修运输通道。3露天防护锅炉运转层以上为露天布置，锅炉设有顶罩和汽包小室；一次风机送风机要求为IP54防护等级；其他露天布置的设备采用户外型。七、通风和空气调节1．通风①77 主厂房通风采用自然进风、自然排风的全面通风方式。室外空气由底层和运转层下部侧窗进入室内，汽机房的热空气通过除氧间屋面上的屋顶通风器排至室外，锅炉房的热空气通过锅炉房屋面上的屋顶通风器排至室外。同时，在汽机房屋面最高点设有排氢风帽。②厂用配电室﹑蓄电池室﹑柴油发电机房均采用机械通风。③化学加药间及汽水取样高温架间均设有自然进风、机械排风系统。④据《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000的要求，在锅炉房设有真空吸尘装置。即，考虑设有一台真空吸尘车，锅炉房设有一套负压吸尘管路系统。2．空气调节②集中控制室及电子设备间均采用集中式空气调节系统。冷源采用集中制冷方式，在主厂房内设置集中制冷站，制备产生7～12℃冷水送至空调机房的组合式空调机表冷器。处理后的空气经送风管及设置在吊顶内的散流器送入室内,室内回风再由回风口经回风管与新风混合后回至空调机。②其他空调房间均设置风冷分体柜式空调机或壁挂式空调机。3．运煤系统通风﹑除尘①输煤系统的地下建筑均设有自然进风，机械排风系统。②输煤系统的各转运站、碎煤机室及煤仓间等局部扬尘点，均设有通风除尘系统，除尘器采用水冲击式除尘机组。并在各转运点的皮带头部和尾部设有喷水降尘装置。③化学等其它附属生产建筑的通风均按《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》DL/T5035-94的有关规定执行。八、主厂房交通组织厂房内部交通及检修通道规划如下：水平纵向通道：除氧间靠近B列柱留有运行和维护通道，炉前钢架至D77 列柱间设有主要检修通道，固定端、扩建端均设有出入口。水平横向通道：在厂房中部设置由汽机房至除氧间、煤仓间及锅炉房的横向通道。垂直交通布置：汽机房内中部及扩建端各布置1部工作钢梯，通至汽机大平台各层；除氧间固定端、扩建端和除氧间中部设置楼梯通往主厂房各层。锅炉内侧设一部客货两用电梯，电梯可以到达锅炉房各层平台和炉顶，并设通道与煤仓间皮带层相通。通过上述的交通组织，使主厂房满足运行、检修及消防疏散等功能的要求。九、主厂房外围护结构结合本工程混凝土结构厂房的特点，主厂房外墙采用双层镀铝锌高强度彩色压型钢板为围护结构，内设保温层。1.20m以下采用砌体砖封闭，内墙采用砌体。门窗一般均采用铝合金门窗及钢制门。十、主厂房防火防爆主厂房防火按照丁类火灾危险性和二级耐火等级考虑。汽机房和除氧间作为一个防火区域，在C列柱设防火隔墙，运转层以下防火隔墙达到耐火极限4小时，运转层以上防火隔墙达到耐火极限1小时。电梯井和电梯机房的墙室内部分耐火极限不小于1小时。汽机房主油箱及油管路附近的钢结构刷防火涂料，承重与非承重构件的耐火极限分别为1小时和0.5小时。防火隔墙上的门为甲级防火门，疏散楼梯间的门为乙级防火门，防火门一律向疏散方向开启。电缆夹层、配电装置室的门为丙级防火门。77 防火隔墙的孔洞缝隙以防火填料填堵。厂房内任意工作点到安全出口的距离控制在50m内。疏散楼梯梯段宽度不小于1.1m，并且不大于45度。集中控制室、电缆夹层、配电装置室均设两个安全出口。十一、主厂房采光、通风、防噪音及其它主厂房采用自然采光为主，人工采光为辅的采光方式。主厂房采用自通风，机械排风，保证厂房内的空气质量。汽机房的噪音控制主要依赖于设备本身的消音和隔声罩壳的处理，而控室的噪音控制则主要依赖于建筑隔声和吸音的设计。内装修标准执行《火力发电厂建筑装修设计标准DL/T5029-94》。在主厂房零米、运转层及皮带层设卫生间，在各车间适当位置设清洗方便就近使用。在主厂房的底层、除氧器层、输煤皮带层的楼地面考虑防排水。室内沟道、地坑设置排水设施77 第八章烟气脱硫、脱硝自20世纪70年代世界上开始安装第一套大容量火电厂烟气脱硫〔FGD〕装置以来，烟气脱硫技术已经历了30多年的发展过程，已经投入应用的烟气脱硫技术有十余种，进行试验的方法有上百种。随着世界各国对能源生产过程中环境保护问题的重视，烟气脱硫、脱硝已经作为一项新兴的洁净煤发电产业而得到迅速的发展。目前应用最广泛、技术最成熟的脱硫工艺为：“石灰石/石灰－石膏湿法”脱硫工艺，具有脱硫效率高、吸收剂利用率高、技术成熟、运行稳定等优点。NOx的处理多采用氨液（NH3）进行中和处理，国内已有成熟运行经验。建议烟气脱硫、脱硝工程与主体工程同步进行。“石灰石/石灰－石膏湿法”脱硫装置的核心是喷淋式吸收塔。烟气从吸收塔中部进入，入口在吸收塔浆池最高液位上部和最低一层喷淋层下部之间。在吸收塔内，烟气与顶部喷淋下来的石灰石/石膏浆液逆流接触，被冷却到绝热饱和温度，烟气中的SO2和SO3与浆液中的石灰石反应，形成亚硫酸钙和硫酸钙，亚硫酸钙在吸收塔浆池中被氧化空气氧化成硫酸钙，过饱和溶液结晶生成石膏(CaSO4·2H2O)。烟气中的HCl、HF也与浆液中的石灰石反应而被吸收。在吸收塔顶部的除雾器除去烟气中带入的水滴，净烟气在吸收塔顶部以饱和温度离开吸收塔。烟气脱硫装置主要由以下子系统组成：一、石灰石浆液制备与输送系统脱硫装置吸收剂的供应采用购买成品石灰石粉〔石灰石粉的粒度≤44μ77 m〕，由密封罐车运送到脱硫的制浆及石膏脱水区，泵送至石灰石粉仓贮存，再通过给料阀进入石灰石浆液池配置成合格的浆液，再泵送至吸收塔补充与SO2反应消耗了的吸收剂。1．石灰石粉仓：石灰石粉贮仓为钢制、高位布置、混凝土支架。全套包括：仓底部气化系统〔流化风机、管道、阀门、电加热器等〕、粉仓连续料位计、粉仓高低料位报警装置、顶部布袋除尘设备、安全〔真空〕压力释放门、检修门、地面清洗及排污系统。2．浆液制备及输送系统：应包括有石灰石浆液池和石灰石浆液输送泵。二、烟气系统烟气系统将未脱硫的烟气引入脱硫装置，将脱硫后的洁净烟气送入烟囱。每套脱硫装置烟气系统包括：1．增压风机：包括风机本体、配套的电机完整的调节控制系统、风道、进出口膨胀节、法兰和配件、必要的人孔、隔板、检修通道、电机和风机的共用基础底座等。2．烟气再热器：包括进出口烟道级换热器外壳、驱动机构、可更换的换热组件、密封及低泄漏装置、清扫装置、加热元件和结构的防腐、功能控制所必需的测试组件等。3．挡板门：包括有框架、阀盖、电机、安全极限开关、以及挡板密封系统全部必需的密封件和控制件。4．烟道：提供的烟道和附属设备是完整的相互连接的烟道段，包括原烟气的接入到净烟气的排出。三、吸收塔系统包括：77 1．吸收塔：玻璃鳞片的钢制塔，并具备烟气进出口烟道、人孔门、检查门、法兰、液位控制、溢流管及所有需要的连接件等。2．浆液喷淋系统：包括吸收塔氧化浆池〔位于吸收塔下部〕、搅拌器、循环泵、管线、喷咀、支撑、加强件和配件等。提供三层喷嘴喷淋系统，及设备用喷淋层。循环泵按照单元制设置。3．吸收塔氧化风机系统：包括有氧化风机及辅助设备。4．除雾器：包括进出口罩、两级除雾器，冲洗水和喷淋系统的管道和附件。四、排空、浆液抛弃与集水系统来自吸收塔的石膏浆液经吸收塔排浆泵后进入石膏旋流器，浓缩后的浆液再经过真空皮带脱水机脱水，脱水的同时对石膏进行冲洗，以满足石膏综合利用的品质要求，脱水后石膏含水量小于10%〔wt〕，送入石膏库贮存。滤出液返回吸收塔作为补充水，以维持吸收塔内的液面平衡，或者进入石灰石制浆系统。旋流器的上清液一部分返回吸收塔，一部分进入废水旋流器，废水旋流器上清液泵送至电厂废水处理系统集中处理。其中包括：1.石膏排浆泵:包括泵本体、配套电机、联轴器、泵和电机的共用基础底座、法兰、配件以及内衬、冲洗装置等。2.石膏脱水系统：包括石膏旋流器、石膏浆缓冲箱、石膏旋流器溢流箱、废水旋流器、废水旋流器底流箱、废水旋流器给料泵及废水输送泵。五、工艺水系统由循环水排水来的脱硫系统工艺水接入工艺水箱，然后由工艺水泵分别送至FGD装置中需用水的设备。工艺水系统满足FGD装置正常运行和事故工况下脱硫工艺系统的用水。包括有：工艺水箱和工艺水泵。77 六、仪用空气系统检修用压缩空气和仪表用压缩空气均来自电厂压缩空气系统，用于：1．杂用空气用于机械设备、风动工具、板手等操作，用于脱硫装置各种运行方式中，以及用于脱硫装置的维修。2．高纯度，无油，无水的仪用压缩空气，用于脱硫装置所有气动操作的仪表和控制装置。77 第九章环境保护一、环境现状社会环境与工程厂址自然概况：钦州位于南北钦防城市群的中心位置，背靠南宁市，南向北部湾和东盟，地处中国大陆东、中、西三大地带的交汇点，是华南经济圈、西南经济圈与东盟经济圈的结合部，是西南地区最近的出海通道。钦州市属南亚热带季风气候，具有亚热带向热带过渡性质的海洋季风气候特点。太阳年辐射量104.6～108.8千卡每平方厘米，年日照时数为1633.6～1801.4小时，年平均气温21.4～22℃，年总积温7800～8200℃。历年平均无霜期329～354天。年平均降雨量1649.1～2055.7毫米。皇马工业集中区起于钦北区行政信息中心以北1.5公里的原三十六曲木片厂，沿南北二级公路二侧，上至钦北区大垌镇旧钦师的一带区域，该集中区规划用地范围内主要为小丘陵地貌，地势起伏不大，坡度都在25°以下，地质稳定，东南为钦江冲积台地。西南面为国有三十六曲林场，占用耕地少，开发成本较低。二、环境影响评述1．设计依据及环保标准①«火力发电厂环境保护设计规定»（DLGJ102-91）（试行）②国家有关环境保护、粉煤灰综合利用的规定。③«火电厂大气污染物排放标准»(GB13223-2003)三时段标准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»（GB12348-90）三类标准77 2．污染物排放量估算①大气污染物排放量估算本工程新建规模为1×600MW机组，CLN600-24.2/566/566型超临界汽轮机，QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机，DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界直流变压本生型锅炉。燃料采用混煤，混煤各占50%。设计煤质收到基灰分Aar=19.09%；硫分Sar=1.01%；Qnet,ar=20690kJ/kg，随烟气排放的主要大气污染物为烟尘和二氧化硫。两种主要大气污染物排放量见下表:排放量污染物1×600MW机组kg/ht/a烟尘52.4262二氧化硫248.21241注：表格中为经过静电除尘器和湿法脱硫系统处理后的数值，其中静电除尘器除尘效率为99.75%，脱硫系统除尘效率为60%，两级串联后总除尘效率为99.9%。脱硫率为90%。锅炉年运行小时数按5000计。②废渣排放量废渣主要包括锅炉燃烧产生的灰渣和脱硫副产品石膏。锅炉燃烧产生的灰渣比为90%:10%。灰渣采用干灰集中的水力除灰渣系统，废渣生成量见下表：排放量污染物1×600MW机组t/ht/a灰量49.734248670渣量5.52627630灰渣量55.267630077 石膏19.2296100注：表中锅炉年运行5000小时。③废水排放量本工程采用冷却塔二次循环供水系统。电厂排水主要为生活污水、工业废水和雨水。其中，工业废水包括循环冷却排污水、化学酸碱中和废水、各种轴承冷却水和取样冷取水、输煤系统除尘和地面冲洗、主厂房地面冲洗水、含油污水及脱硫系统排水等。废水中主要污染物指标分别为COD、SS、PH值和油分。两种方案废水排放情况见下表：1×600MW机组废水排放情况序号名称主要污染因子排放量（t/h）排放去向1生活污水COD、BOD5.SS45处理后回用2循环冷却排污水温升332/207处理后回用3化学酸碱中和水PH8/36处理后回用4煤系统除尘和地面冲洗SS5处理后回用5含油污水油分20处理后回用6雨水SS外排7脱硫系统排水重金属及氟处理后回用④噪声77 本工程产生噪声污染的主要部位为送、引风机、发电机、励磁机、磨煤机、各类泵体、空压机和冷却塔淋流水声等，这些噪声源一般噪声水平如下表：噪声水平表设备名称单位噪声值引风机分贝86一次风机分贝90二次风机分贝96磨煤机分贝104给水泵分贝94汽轮发电机分贝93励磁机分贝97空压机分贝86三、污染防治措施1．大气污染治理燃煤锅炉随烟气排放进入大气的主要污染物为烟尘和二氧化硫,针对两种污染物采取如下治理措施:依据«火电厂大气污染物排放标准»(GB13223-2003)中Ⅲ时段规定,排放浓度按50mg/Nm3.干控制，除尘效率不小于99.9%（其中静电除尘器除尘效率为99.75%，脱硫系统除尘效率为60%）。锅炉拟配置两台单室四电场静电除尘器。77 烟气脱硫采用石灰石/石灰-石膏湿法脱硫系统，脱硫效率90%。新建一座钢筋混凝土烟囱，高度210m，出口直径7.5m。烟气通过高烟囱排放稀释，可以减小近地面大气污染物的落地浓度，减轻区域大气环境的污染程度。大气污染物的排放能够满足«火电厂大气污染物排放标准»(GB13223-2003)的要求。在烟道上安装烟气连续监测系统，自动连续监测烟气中烟尘、SO2浓度和烟气流量、温湿度、压力和氧等烟气参数，以随时对电厂污染物排放的情况进行监控。2．污水排放治理生活污水先由化粪池进行予处理后，然后再统一排入综合污水处理站进行再处理。处理方式为生物接触氧化法，采用两套一体化生物接触氧化设备，每套处理能力30t/h，处理效果：BOD5<20mg/L，SS<15mg/L，处理达标后的生活污水作为循环水系统补充水。循环水排污水不含水体污染物，全部打入水力除灰系统作为除灰系统补充水。化学水处理再生酸碱废水经2个V=200m3中和池中和处理至PH=6-9，排入除灰系统，一天排放一次，每次180t。含煤污水经含煤污水处理间沉淀、过滤处理后作为输煤系统冲洗水循环使用。含油污水通过油水分离器处理达标后排入除灰系统。脱硫系统废水在废水池内经凝聚、沉淀达标后排入冲灰系统。77 由于各项废水采取了有效的治理措施，都能满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）要求，正常工况不向水环境排放废水,基本达到零排放。3．废渣治理及综合利用锅炉燃烧产生灰渣采用分除干灰集中的水力除灰渣方式，通过两条除灰管路将灰渣由厂内输送至贮灰场，水力除灰的灰水比为1：9。贮灰场位于厂址西南侧，距电厂3.0km的山凹处。该贮灰场为山地灰场，贮灰场蓄水水封运行，防止干灰飞扬；在不破坏灰场底部防水层和将回填粘土压实以及随着灰层的不断增加，可防止灰水对地下水的渗漏影响。脱硫石膏含水量＜10%，临时堆放在厂区内，定期由汽车运送至综合利用灰场贮存。只要灰渣取贮运过程中加强管理可以控制和减轻二次扬尘污染。粉煤灰综合利用的灰渣和石膏综合利用率约为60%。4．噪声防治为了削减噪声,采用低噪声设备，对噪声大的设备加装隔音罩，采用封闭式控制室，门窗、顶棚和墙壁采用隔声或吸声性能良好的材料，使控制室内噪声在60dB（A）以下。只要在施工、运行中加强管理，严格控制噪声等级，本期工程所产生的噪声至厂界不会超过55分贝（A），满足《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）中Ⅱ类标准限值。5．绿化设计为使采取防尘降噪的措施更加有效，采取适当的绿化措施，绿化主要分布在厂区道路两侧和车间周围。77 四、环境管理机构根据《建设项目环境保护设计规定》，广西合力发电有限公司设有环保机构，负责全厂的环保教育及管理工作，并协同环保工段对全厂环保设施进行维护、改造和更新，以保证除尘系统等环保设施发挥正常功能。环境监测可委托当地环保监测站进行监测，定期对厂区排放的污染物进行测定，并建立环保档案，为环保设施的管理、修缮和更新提供依据。五、环境影响分析厂址远离城镇，电厂产生有害因素的部门（车间或工程）的边界均远离居民区符合电厂卫生防护距离要求。针对电厂生产过程中产生的主要污染物采取了综合性的防治措施，环保设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产，各种污染物的排放均能达到或低于所执行的国家标准限值。本项目所在地和影响区属于村屯生态系统。在厂址周边范围内无国家及省级自然保护区、水源保护区（一、二级）等特殊保护地区，没有重要湿地、珍稀动物栖息地等生态敏感区和脆弱区，也没有具历史、文化、科学意义的保护地、医院、文教等社会关注区。本项目影响区空气环境属一般农村区和工业区，为二类区。声环境属工业区，为3类区，受纳水体水环境属水源地非必须设置的准保护区，按国家《饮用水水源保护区污染防治规定》，其功能应为III类标准。综上分析，本项目选址基本地处环境非敏感区。现代化的电厂给环境带来的污染相对来说是较小的，本工程设计针对电厂几种主要的环境污染物，采取了综合性的防治措施，环保设计与工程设计同时进行，全厂环保设施配套齐全。本工程建成后在正常生产情况下各种污染物的排放均能达到国家标准，并低于国家标准的限值。77 第十章劳动安全与工业卫生一、主要职业危害及因素工程生产工艺流程中引起不安全和不利因素的部位主要有输煤系统、电缆设施、电器设备、主厂房高温及噪声等。二、遵循的规程和标准本章节的编制是依据劳动部令第3号《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》设计中主要执行的标准《火力发电厂设计技术规程》　DL5000-2000；《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》　DL5053-1996；《建筑设计防火规范》　GBJ16-87；《火力发电厂和变电所设计防火规范》GB50229-96；《电力设备典型消防规程》　DL5027-93；《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》　GB50058-92；《高压配电装置设计技术规程》　SDJ5-85；《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》　DLGJ50-95；《火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定》　NDGJ93-89；《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》　DL/T5035-94；《工业企业噪声控制设计规范》　GBJ87-85；《火力发电厂总图运输设计技术规程》　DL/T5032-94；《工业企业设计卫生标准》　GBZ1-2002；《固定式钢直梯安全技术条件》　GB4053.1-93；《固定式钢斜梯安全技术条件》　GB4053.2-93；77 《固定式工业防护栏杆安全技术条件》　GB4053.3-93；《固定式工业钢平台》　GB4053.4-83。三、主要防范措施1．防尘输煤系统的各转运站、碎煤机室及煤仓间等局部扬尘点均设有通风除尘系统，除尘器采用水冲击式除尘机组。并在各转运点的皮带头部和尾部设有喷水降尘装置。输煤系统、主厂房地面采用水冲洗。贮煤场采用喷淋装置，定期喷淋，避免煤尘飞扬。在锅炉房设有一台真空吸尘车，每台炉分别设有一套负压吸尘管路系统。定期对锅炉顶部等不易清扫的部位进行吸尘。2．防火电缆设施防火：在重要回路的电缆沟中重要部位采取电缆阻燃措施。在主厂房内易受外部火灾影响的区域，设有防火阻燃封堵措施。开关柜、控制屏底部开孔处及各建筑物电缆沟入口处、电缆竖井、电缆穿墙孔洞均用防火堵料封堵。3．防电伤屋内电气设备外绝缘最低部位距地面小于2.3m的设有固定遮拦。4．防爆锅炉炉膛设安全监视保护装置，以防内爆。锅炉本体及原煤系统、压力容器设置必要的防爆门、安全门。5．防坠落77 需登高检修设备处设有钢平台、扶梯或设有上下直爬梯。上人屋面都设有大于1.05m的女儿墙或栏杆。离地面或楼面1m以上的高架平台，周围设有栏杆。楼梯、平台、坑池和孔洞等周围，均设栏杆或盖板。楼梯、平台、坑池和孔洞等周围，均设栏杆或盖板。楼梯、平台均采取防滑措施，如室内和经常走人的平台采用花纹钢板平台，室外和经常走人的平台采用栅格板平台。需登高检查和维修设备处设钢平台、扶梯、栏杆。离地面或楼面高1米以上的高架平台均设栏杆。离地高小于20m的平台、通道等的防护栏杆高度不低于1000mm，离地高大于20m的平台、通道等的防护栏杆高度不低于1200mm。梯段高度超过3m的钢直梯设置护圈。梯高大于9m的钢直梯、大于5m的钢斜梯，均设置梯间平台，分段设梯。6．防暑降温主厂房通风采用自然进风、自然排风的全面通风方式。室外空气由底层和运转层下部侧窗进入室内，汽机房的热空气通过除氧间屋面上的屋顶通风器排至室外。锅炉房的热空气通过锅炉房屋面上的屋顶通风器排至室外。集中控制室及电子设备间均采用集中式空气调节系统，其他空调房间均设置风冷分体柜式空调机或壁挂式空调机7．防潮输煤系统的地下建筑均设有自然进风，机械排风系统。8．防毒防化学伤害厂用配电室﹑蓄电池室﹑柴油发电机房均采用机械通风。化学加药间及汽水取样高温架间均设有自然进风、机械排风系统。9．防噪声77 人员值班室和控制室采用相应的隔音、降噪措施等。77 第十一章水土保持工程新增水土流失主要集中在工程建设期，引起水土流失的活动主要是工程建设过程中建筑物的基础清理及开挖、场地平整回填等，流失区域为工程厂区、施工区、厂外管路区、贮灰场及水源地，其中厂区及施工区为重点流失区域。工程建设期厂区及施工区新增水土流失量为50545t。根据流失预测结果与分区防治原则，本工程的建设区为电厂厂区、贮灰场、水源地及施工场地。直接影响区为除灰及灰水回收管路区、补给水管路区，其为临时性征地。本防治方案设计以厂区及施工区为主，由于地势为山地，因此，防治措施以植物措施为主；在取水泵站上下游处布设浆砌块石护岸；在贮灰场隔堤布设混凝土预制板砌；施工期间，在工程临时堆渣区布设弃渣整形、编制袋装土铺盖等临时措施；施工结束后，将临时占地区域进行土地平整，恢复其原地貌，对于土料场则种植植被。并将主体工程设计中具有水土保持功能的措施纳入本水土保持方案，形成一个完整统一的体系。水土保持方案实施后，电厂建成后厂区可绿化面积的绿化覆盖率达到15%。总之，按本水土保持方案实施后，本工程能够达到防治水土流失、保护环境的目标。77 第十二章节约土地和合理利用能源一、节约土地措施为了节约宝贵的土地资源，降低工程造价，本工程采取了以下节约用地的措施：1．根据二十一世纪示范电厂的设计思路，对于厂内布置，在满足电厂基本功能的前提下，尽量压缩辅助、附属建筑的面积和建筑物的数量以及采取联合建筑紧凑布置，减少厂区用地。2．精心设计、策划管线走廊，压缩厂区用地。3．厂房固定端大部分管线采用综合管架布置，在满足规范要求的前提下，尽量压缩主厂房A列外和固定端的管道走廊宽度。4．建筑物、构筑物之间的距离在条件允许的情况下均按《火力发电厂设计技术规程》规定的最小距离控制。二、节能措施1．主设备采用的节能措施①锅炉采用先进的技术设计制造，额定负荷保证效率高，变负荷调峰及煤种适应能力强，可以节约电厂燃煤量。采用新型燃烧器，具有优异的火焰稳定能力和煤种适应能力，可减少助燃油用量，并能够减少NOx的排放量，节能效果和社会效益明显。②汽轮机通流部分运用三元流理论、可控涡技术、有限元分析等先进的现代工程设计方法设计制造，提高了机组效率。77 ③发电机采用先进的技术设计制造，内部功率损耗小，效率高。2．辅助设备采用的节能措施①采用汽动给水泵，使得热力循环效率大大提高。②送风机、引风机分别采用动、静叶可调型式，风机始终在较高效率区域运行，可节约大量厂用电。③除氧器采用旋膜式除氧器，减少蒸汽损失，节约能源。④采用双进双出钢球磨煤机或中速磨煤机冷一次风正压直吹系统，并选择了合理的储备系数，降低了磨煤电耗。⑤采用了低损耗的主变压器、厂用变压器和Y系列节能型电动机。⑥全厂增设疏水箱，不仅可以回收工质，还可利用废热。3．节约用水的措施①冷却塔安装除水器,减少蒸发损失。②循环水排污水用于水力除灰，水力除灰的冲灰水回收重复利用。③输煤系统冲洗除尘水回收处理后循环使用。④生活污水和工业废水经处理后，回收作为循环冷却水的补充水。⑤在主要用户安装流量表，合理分配和调节各用户的水量。⑥脱硫用石灰石粉采用厂外干法磨制，可减少常规方案中厂内湿法细碎的用水量。4．节约原材料的措施①工艺系统管道设计中，按经济合理的介质流速选择管径、壁厚，并尽量布置简捷，以达到降低管损、节约管材的目的。②77 设备、管道的保温材料严格按照介质参数、使用场合分档次选择；保温层厚度按经济厚度法计算，经性能和价格综合比较后确定；设计方参加保温工程的全过程管理，提高保温工程质量，以达减少散热损失〔节能〕，节约保温材料的目的。③主要电缆的截面均通过计算比较后选择，以节省材料。④水处理系统中选择了阴阳双室沸腾浮床，提高了树脂的工作交换容量，降低了酸、碱耗量。⑤本工程推荐采用现浇钢筋混凝土结构方案，模板量大，因此，应尽量采用钢模板。设计中尽量减少非标构件，保证最大程度地应用标准模板，以增加周转，减少模板消耗量。⑥对于主厂房各层楼面，采用钢筋混凝土组合梁结构，充分发挥钢材受拉和混凝土受压的材料特性优势，进行优化设计，以节约钢材和水泥。⑦厂址地理条件好，可以就近采购建筑材料。77 第十三章劳动组织及定员一、组织机构电厂（广西合力发电有限公司）为自然人独资企业，工程竣工投产后实行公司董事会领导下的总经理负责制管理模式，日常运行管理由总经理行使公司职权。总经理下设部门经理负责制管理系统。公司生产系统组织机构根据本项目的具体情况建立健全完整的企业组织机构。二、人员编制及指标设计定员按照本期工程装机容量，参照原国家电力公司1998年4月以“国电人劳[1998]94号”文件颁布的《火力发电厂劳动定员标准》〔试行〕“A类机组”编制，并按照“新厂新办法”进行电厂定员设计。全厂总定员421人，其中生产人员328人，管理及服务人员93人。全厂劳动生产定员汇总表项目定员备注合计421人员指标0.702人/MW1.生产人员3281.1机组运行100集控室55脱硫15除灰、除尘11化学19〔包括化验8人〕1.2机组检修13177 热机69电气30热控321.3燃料系统83运行44检修24燃料管理151.4其他14仓库6车辆82.管理及服务人员93三、员工来源和技术培训广西合力发电有限公司注意当地人才的使用和培养，主要岗位上的技术工人招收对象，要求具备一定专业学历和生产技能，上岗前在本企业在员工培训方面注意对生产人员专业知识的培训，生产过程中加强对员工进行专业知识培训或继续教育，通过招聘和培养部分大、中专毕业生成为技术骨干。77 第十四章投资估算及资金来源一、编制依据1．建筑及安装工程：套用类似工程估算指标，并结合当地的市场价格水平进行适当调整。2．设备购置：国内设备价格按现行的机电产品出厂价格，进口设备参照其他同规模类似工程订货合同价格或到厂价格，并根据工厂实际情况进行适当调整。3．其它工程及费用，按照国家及广西自治区有关规定，并根据实际情况适当调整。4．材料价格：执行当地近期材料市场价格。5．工程预备费：按工程建设建筑及安装工程和部分费用合计的8%计取。6．建设期贷款利息：本项目建设资金来源按国内常规比例计算，即自有资金占33.3%。并按国内银行现行贷款利率计算建设期贷款利息。7．铺底流动资金：按工程造价有关规定计算。二、估算包括的工程范围1．建设规模为2×600MW火力发电机组，一期工程建设1×600MW火力发电机组。2．一套“石灰石/石灰－石膏湿法”脱硫装置。3．事故贮灰场工程。4．及铁路专用线工程（地方铁路至厂址的铁路专用线建设、厂区内铁路专用线、设施和调度机车投资纳入本项目投资）。5．及以上工程的建设其他费用。77 三、投资总估算一期工程总投资为270256万元，其中固定资产投资258000万元，建设期利息10774万元，铺底流动资金1482万元。总投资表序号名称单位数据备注　总投资万元270256　1固定资产投资万元258000建设期第一年投入30%,第二年70%1.1自有资金万元86000自有资金占1/31.2贷款万元172000贷款占2/3,利率7.832建设期贷款利息万元10774建设期第一年贷款30%,第二年70%3流动资金万元4446　3.1铺底流动资金万元1482铺底流动资金占流动资金总额的30%3.2流动资金贷款万元2964不纳入总投资固定资产投资构成表序号名称%金额备注1固定资产投资1002580002建筑工程费26670803设备购置费451161004安装工程费164128077 5其他费用1333540四、资金来源本项目所需自有投资由广西合力发电有限公司通过招商引资进行筹措解决，其他建设资金商银行贷款解决。77 第十五章经济分析一、分析依据、原则及方法1．分析依据国家计委1993年颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第二版）以及行业有关规定。2．分析原则经济评价力求全面、详细、具体、准确，在计算和分析上符合国家有关产业政策、技术政策、投资方针及经济法规。定量分析与定性分析相结合，动态分析与静态分析相结合。3．分析方法本项目按照国家计委颁发的《建设项目经济评价方法与参数》有关建设项目财务评价方法的规定，按新建项目进行财务评价。财务评价的有关价格、费用均不含税。二、项目投资与资金筹措1．总投资总投资表序号名称单位数据备注　总投资万元270256　1固定资产投资万元258000建设期第一年投入30%,第二年70%1.1自有资金万元86000自有资金占1/31.2贷款万元172000贷款占2/3,利率7.8377 2建设期贷款利息万元10774建设期第一年贷款30%,第二年70%3流动资金万元4446　3.1铺底流动资金万元1482铺底流动资金占流动资金总额的30%3.2流动资金贷款万元2964不纳入总投资2．资金筹措①本项目总投资为270256万元。②自有资金（评价中作为资本金处理）87482万元，占项目总投资的32.37%。自有资金中用于铺底流动资金1482万元、用于建设投资86000万元。③商请银行固定资产贷款172000万元，年利率按7.83%估算。④建设期利息为10774万元。⑤项目正常生产年份流动资金需要额为4446万元，其中1482万元铺底流动资金，由自有资金解决；其余2964万元按申请银行流动资金借款考虑，借款年利率为7.47%。3．投资计划项目建设期为24个月，建设资金（不含建设期利息）第一年投入30%，第二年投入70%。流动资金第三年投产时投入。三、成本费用1．为计算方便，某些成本项目作了适当移动和合并。77 2．原燃材料及动力价格参考当地现行价格，原燃材料及动力消耗量按有关专业提供的数据计算。3．项目劳动定员421人，平均工资按22000元/人.年计算，职工福利费按工资总额的14%计提。4．固定资产折旧按直线法计算，残值率为4%。平均折旧年限20年。5．流动资金借款利息计入财务费用。建设期长期借款利息计入项目投资，生产期长期借款利息计入财务费用。6．总成本费用中的其它费用是制造费用、管理费用、销售费用中扣除职工工资及福利、修理费、折旧费、摊销费以后的费用。上述其它费用根据有关规定并结合项目具体情况综合考虑。成本费用估算结果：生产期发电成本费用0.183元/kwh，较行业平均水平相当。四、财务评价1．基础数据①生产规模及产品品种建设规模为（一期）1×600MW火力发电机组，发电量为300000万kwh,供电量为282000万kwh。②计算期及投、达产计划项目计算期设定为20年，其中建设期2年，生产期18年。投产期1年，达产系数80%，第2年开始达产100%。③产品销售收入及税金据初步统计本项目电力产品售价按如下考虑：上网电价（含税）：0.30元/kwh77 发电量为300000万kwh,供电量为282000万kwh。销售税金及附加：6%④利润总额及分配项目所得税税率15%。企业提留法定盈余公积金10%，公益金5%。在还款期间，扣除公积金、公益金后的未分配利润及折摊用于偿还借款。⑤盈利能力和清偿能力a.年销售收入（含税）：84600万元b.年均利润总额：18147万元c.发电综合成本：0.183元/kwhd.全投资财务内部收益率（税后）：9.15%e.投资回收期（税后）：11.2年(含2年建设期)f.借款偿还期（含建设期）：12年(含2年建设期)五、财务评价结论本项目的投资与国内多数同类项目相当，投资效益较好，其全投资财务内部收益率高于行业的基准收益率（7%）,也高于银行贷款利率，盈利能力较强。本项目投资经济效益较好；项目动态投资回收期为11.2年，优于行业基准投资回收期（p0=13年），贷款偿还期为12年，说明项目具有较强的盈利能力和还款能力。本项目年均利润总额18147万元。财务评价的结果表明：项目在生产经营期间盈利能力较强，资金投入项目后回收较快，债务风险小，偿还长期借款能力强，并且有较强的实现自身盈亏平衡的能力，适应各种因素变化的能力也是比较强的。77 六、社会效果分析1.本项目符合国家的产业政策，对优化当地企业结构，对于充分改善社会和生产环境，具有非常重要的现实意义。2.本项目投产后，经济效益突出，社会效益明显。不仅给当地政府带来税收，更重要的是给当地人民群众带来相关产业发展和就业机会的机会。3.本工程的实施，符合国家产业政策，本项目建设条件优越，技术方案先进成熟，环保效果明显，建成投产后可以缓解电力产品的市场供需矛盾，具有明显的经济效益和社会效益。77 第十六章结论与建议一、结论1.本项目立足于钦州电厂原先具有的一定的发电技术基础和专业配套设施，进行电厂新建工程，可以综合利用本地煤炭资源，平衡和稳定电网正常运行，缓解区域供电紧张局面，推动钦州工业园区建设进程，具有积极的作用，社会效益十分明显。2.建设规模为（一期）1×600MW火力发电机组，发电量为300000万kwh,供电量为282000万kwh。预留二期可再扩建1×600MW火力发电机组。远景规划总发电量为600000万kwh,供电量为564000万kwh。从长远发展来看，大型发电企业潜力较大，竞争能力强。3.厂址选择建设用地为山坡地，适宜建厂，建议尽快进行厂址工程勘察。电厂铁路专用线可以从地方铁路接轨，接轨条件较好。厂区建设用地40.2公顷，贮灰场约6公顷，合计约46.2公顷，符合国家关于工业用地最新的五项要求。4.本项目总投资为277008万元，单位发电固定资产投资4300元。与其他同规模新建发电工程相当。5.本项目采用600MW火力发电机组，技术装备成熟，生产操作熟练，环保措施完整有效，各项指标符合国家环保要求。6.本项目有一定外部条件，建议在进一步加以落实有关协议。7.本项目经济效益较好，投产后给投资商带来利润，给钦州市政府带来税收，给当地人民群众带来相关产业发展和就业机会的机会，实现利益多赢，符合国家产业政策。77 二、建议在此可研报告基础上请项目单位尽快办理落实以下相关事项：1.电厂、灰场建设用地预审规划意见书（国土资源局）；2.电厂、灰场选址的厂址规划意见书（规划局）；3.环境影响评价批复文件（环保局）；4.统一取用水供水协议书（水利局）；5.铁路部门同意承担运输的承诺函（铁路局）；6.煤炭生产企业同意供应煤炭的承诺函或越南进口煤炭供应协议（煤矿企业）；7.同意统一并网的协议书（电管局）。三、附图电厂厂区规划布置图四、附件1.企业法人营业执照（正、副本）。2.广西合力发电有限公司组织机构代码证（正、副本）。3.税务登记证（地、国税）。4.场地证明。5.项目授权申请书。6.合同书。7.联合建设火电厂协议书。8.补充协议。9.广西金海信用担保有限公司。77 10.关于钦州电厂2*135MW综合利用机组异地改造项目请示的批复。11.关于钦州电厂综合利用余热和煤泥异地改造项目前期工作的批复。12.钦州市钦北区人民政府关于同意开展钦州电厂异地搬迁扩建项目前期工作的复函。13.第三届中国---东盟博览会（钦州专场项目签约仪式）。77'