发电厂中央电站锅炉改造工程可行性研究报告 74页

'****第一发电厂中央电站锅炉改造工程可行性研究报告电力工程勘察设计甲级证书证书编号：********勘测设计院二○○二年八月 ****第一发电厂中央电站锅炉改造工程可行性研究报告院长：总工程师：项目经理： 参加本报告编写专业人员名单序号专业主设人专业工程师主任工程师1总图2热机3输煤4除灰5化学6环保、劳卫7电气一次8电气二次9热控10土建11水工工艺12水工结构13暖通14技经 目录1概述---------------------------------------------------------------------11.1项目概况1.2设计依据1.3设计范围1.4项目建设的必要性1.5主要设计原则1.6工作简要过程1.7工程项目投资估算2燃料----------------------------------------------------------------------42.1燃料来源2.2燃料品质3厂址条件----------------------------------------------------------------53.1厂址概述3.2交通运输3.3水源3.4水文气象3.5贮灰场4工程设想-------------------------------------------------------------------84.1总平面布置4.2装机方案4.3热力系统4.4燃烧系统4.5燃料运输系统4.6除灰系统及烟气脱硫设施 4.7化学水处理系统4.8电气部分4.9热工控制系统4.10供水系统4.11主厂房布置4.12土建建筑结构4.13采暖、通风及空调5环境保护--------------------------------------------------------------465.1概述5.2本期工程污染物防治5.3灰渣综合利用6劳动安全与工业卫生------------------------------------------------496.1危害因素分析6.2设计依据6.3防护措施7电厂消防---------------------------------------------------------------537.1概述7.2总平面布置及交通防火要求7.3建筑物及构筑物防火要求7.4消防给水系统电厂各系统的消防设施7.5火灾报警及控制系统7.6消防照明7.7消防供电7.8采暖通风与空气调节设施防火7.9存在问题 8节约和合理利用能源------------------------------------------------588.1节煤节电8.2节约用水8.3采用高效节能设备8.4加强计量监视仪表管理9电厂定员---------------------------------------------------------------5910电厂工程项目的实施条件及轮廓进度--------------------------6010.1工程项目实施条件10.2工程项目的轮廓进度11投资估算及财务评价-----------------------------------------------6211.1投资估算11.2财务评价12结论-------------------------------------------------------------------6513需要说明的问题----------------------------------------------------66 可行性研究报告附件1****公司文件，钢规发[2002]38号《关于将****第一发电厂中央电站锅炉改造项目列入国家国债专项技术改造计划的请示》。（2002年3月21日）1国家经济贸易委员会、国家发展计划委员会文件，国经贸投资[2002]548号《关于下达2002年国家重点技术改造项目计划（第八批国债专项资金项目）的通知》。（2002年7月30日）2****集团新钢铁生产部《关于燃料供应情况说明》。（2002年8月20日）3****公司企业管理部《关于****第一发电厂中央电站锅炉改造工程灰渣综合利用情况说明》。（2002年8月20日）4****公司规划发展部《关于****第一发电厂中央电站锅炉改造工程用地情况说明》。（2002年8月20日）5****公司新钢铁生产部《关于****第一发电厂中央电站锅炉改造工程工排水情况说明》。（2002年8月20日）6****公司新钢铁财务部《关于****集团公司内部能源价格的函》。（2002年8月20日） 可行性研究报告附图1厂区总平面、竖向布置图（方案一）F156K1—A—022厂区总平面、竖向布置图（方案二）F156K1—A—033原则性热力系统图F156K1—A—044原则性燃烧系统图（煤气炉）F156K1—A—055原则性燃烧系统图（煤粉炉）F156K1—A—066原则性输煤系统图（方案一）F156K1—A—077原则性输煤系统图（方案二）F156K1—A—088原则性除灰渣系统图F156K1—A—099原则性化学水处理系统图F156K1—A—1010电气主接线F156K1—A—1111主厂房底层平面布置图（一期）F156K1—A—1212主厂房运转层平面布置图（一期）F156K1—A—1313主厂房横断面布置图（一期）F156K1—A—1414主厂房底层平面布置图（二期）F156K1—A—1515主厂房横断面布置图（二期）F156K1—A—1616供水系统图F156K1—A—1717水量平衡图F156K1—A—1818消防给水系统图F156K1—A—1919厂区内施工平面布置图F156K1—A—20 1概述1.1项目概况****第一发电厂中央电站位于****公司厂区的中央，南接炼铁厂，北靠第一炼钢厂，东临化工总厂，西与供电厂01变电所接壤，全厂占地面积22.3万平方米。主要担负着****各生产厂生产、生活用蒸汽、软水、风、保安电力、鞍山市部分居民住宅冬季采暖用热的供应，对****生产和市区居民生活起着举足轻重的作用。该厂始建于1917年，随着****生产规模的不断扩大，其生产规模也随之不断扩大。电站锅炉房内安装7台130吨/时掺烧高炉煤气的煤粉锅炉，2台130吨/时掺烧高炉煤气的燃油锅炉，2台100吨/时掺烧高炉煤气的燃油锅炉，锅炉总蒸发量1370吨/时。锅炉额定蒸汽参数为：过热器出口压力3.2兆帕，过热蒸汽温度410℃。发电机室内安装25兆瓦、16兆瓦、12兆瓦汽轮发电机组各1台，总装机容量53兆瓦。发电机出口电压10.5千伏，出线直接接到10.5千伏机压母线上，通过2回10千伏电缆联络线与****01变电所相连，由****供电站同一调配到****用电企业。电站鼓风机室内安装1台7000米3/分、3台6000米3/分、4台4250米3/分、1台3000米3/分、5台2700米3/分共计14台鼓风机。总装机容量58500米3/分，全部采用汽轮机驱动。电站现有一级除盐水站一座，设计容量700吨/时，供本站锅炉用水。电站现有10座冷却塔，供全站3台机组、13台鼓风机使用，冷却塔总冷却水量为60000吨/时。本工程利用****高炉煤气资源优势，“以大代小”，将****第一发电厂现有的中央电站进行改造，拟将中央电站锅炉更换成2台220吨/时纯烧高炉煤气锅炉和2台220吨/时掺烧高炉煤气的燃煤锅炉，并配2台25兆瓦背压式前置汽轮发电机组，以降低生产成本，提高经济效益，改善生产环境。工程计划分两期实施，一期利用现有7#、8#冷却塔位置，新建2台220吨/时纯烧高炉煤气锅炉配1台25兆瓦背压式前置汽轮发电机组以及相应的配套设施；二期利用中央电站现有的厂房和煤场位置，新建2台220吨/时掺烧高炉煤气燃煤锅炉配1台25兆瓦背压式前置汽轮发电机组以及相应的配套设施。1.2设计依据-65- 1）****公司文件，钢规发[2002]38号《关于将****第一发电厂中央电站锅炉改造项目列入国家国债专项技术改造计划的请示》。（2002年3月21日）2）国家经济贸易委员会、国家发展计划委员会文件，国经贸投资[2002]548号《关于下达2002年国家重点技术改造项目计划（第八批国债专项资金项目）的通知》。（2002年7月30日）3）****集团公司规划发展部与****勘测设计院签订的《****第一发电厂中央电站锅炉改造工程设计合同》（2002年5月30日）及****第一发电厂中央电站提供的有关设计资料。1.3设计范围1.3.1本工程设计范围包括：a）新建2机4炉的工艺及土建设计、投资估算、经济评价；b)原有水塔及各种管道的拆迁过渡；c)新建系统与原有系统的衔接改造；d)原有输煤系统改造；e)厂内外高炉煤气管道；f)厂区内热力管道；g)原化学水处理系统增加一级除盐，水处理能力600吨/时的工艺及土建设计；h)新建电气主控楼及厂用电气配电室。m)原有保留机炉系统的拆迁过渡；n)原有保留电气系统的拆迁过渡。1.3.2下列内容不在本报告设计范围内。a）环境保护评价；b）劳动安全及工业卫生评价；c）接入电力系统；d）厂内外铁路；e）贮灰场；-65- a）水源。1.4项目建设的必要性根据****第一发电厂中央电站现有设备情况，已有一部分设备严重老化，威胁着****公司的安全生产，使成本居高不下，严重污染周围环境。目前，****高炉煤气放散量每小时20万～40万立方米，既造成资源浪费，又造成大气环境的破坏。本工程是利用****高炉煤气资源优势，利用现有厂区新建2台220吨/时纯烧高炉煤气锅炉和2台220吨/时掺烧高炉煤气燃煤锅炉，配置2台25兆瓦高背压前置汽轮发电机组，替代一发电厂中央电站现有燃油和燃煤锅炉及中压机组，对降低生产成本，提高经济效益，实现高炉煤气放散为零，清洁生产，改善生产环境，减轻大气污染起到十分重要的作用。1.5主要设计原则1.5.1工艺系统设计应在保证电厂安全生产的条件下尽可能的利用现有条件，减少拆迁量，以减少投资。1.5.2主厂房布置要求紧凑，尽量减少占地面积。1.5.3本工程以安全生产、降低生产成本、改善生产环境、提高经济效益、减少周围大气环境污染为主要目的，各系统设计均应严格遵守相关的规程规定，以求得到最佳回报。1.5.4汽轮发电机年利用小时数按7000小时设计。1.6工作简要过程根据****集团公司规划发展部与****勘测设计院签订的《****第一发电厂中央电站锅炉改造工程设计合同》，经过我院设计人员到现场实地勘察收集资料，以及中央电站的工程技术人员大力协助配合提供资料，通过双方设计联络及****公司有关部门的同意，最终确定该工程的设计规模。1.7工程项目投资估算本工程计划总投资为59934万元，工程动态投资为54336万元，工程静态投资为53205万元，高炉煤气柜工程5000万元。-65- 资金筹措根据国经贸投资[2002]548号文件，该工程列为2002年国家重点技术改造项目计划，批准利用第八批国债专项资金银行贷款3亿元，3年财政贴息5400万元；其余为自有资金，计24543万元。为保证机组安全可靠运行，设计采用部分进口设备，利用外资约60万美元，折合人民币498万元（汇率按1：8.30计），由自有资金解决。本工程投产运行后的内部收益率为29.06%，投资利润率为34.55%，投资回收期5.89年。2燃料2.1燃料来源本工程为新建2台纯烧高炉煤气锅炉和新建2台掺烧高炉煤气燃煤锅炉替代电站原有4台燃油锅炉和5台中压煤粉炉，其所用燃料来源为：a）高炉煤气及锅炉点火用焦炉煤气：来自****燃气厂通过管道输送到中央电站，送至锅炉作为燃料。b）劣质烟煤：来自辽西铁法煤矿，由****煤场通过铁路运至电厂煤场。2.2燃料品质2.2.1铁法劣质烟煤燃煤成分分析见表2-1。燃煤成分分析表表2-1序号名称符号单位设计煤种1收到基碳分Car%42.242收到基氢分Har%2.613收到基氧分Oar%10.04收到基氮分Nar%0.615收到基硫分Sar%0.396收到基灰分Aar%30.587收到基水分Mar%13.578空气干燥基水分Mad%7.429干燥无灰基挥发分Vdaf%42.4710收到基低位发热量Qnet,arKJ/kg1598611哈氏可磨系数HGI----70.53-65- 12灰变形温度T1℃128013灰软化温度T2℃130014灰熔化温度T3℃13202.2.2高炉煤气成分分析见表2-2。高炉煤气成分分析表表2-2序号名称符号单位数值1一氧化碳CO%23.92氢H2%2.183氮N2%56.894二氧化碳CO2%17.035燃料低位发热量Qnet,arKJ/m332606燃料含水量dg/m352.2.3焦炉煤气成分分析见表2-3。焦炉煤气成分分析表表2-3序号名称符号单位数值1一氧化碳CO%6.662氢H2%58.463氮N2%2.794二氧化碳CO2%2.395乙烯%2.226氧O2%0.117甲烷%25.938乙烷%0.729丙烯%0.1610丙烷%0.0211燃料低位发热量Qnet,arKJ/m3183763厂址条件-65- 3.1厂址概述****第一发电厂中央电站位于****厂区的中央，南接炼铁厂，北靠第一炼钢厂，东临化工总厂，西部与供电厂01变电所接壤，全厂占地约22.3公顷。本工程建设规模为2台25兆瓦前置背压机组配4台220吨/时高温高压锅炉。结合****高炉的改造规划，中央电站锅炉改造工程分两期实施，一期工程为新建两台220吨/时纯烧高炉煤气锅炉配置一台背压25兆瓦前置汽轮发电机组，布置在中央电站7#、8#冷却塔位置；二期工程为新建两台220吨/时掺烧高炉煤气燃煤锅炉配置一台背压25兆瓦前置汽轮发电机组，布置在电厂原有燃油锅炉厂房的位置。一期工程拟建场地为东西长，南北窄，呈长方形；占地面积约为1.5公顷，有效占地面积仅有约1.0公顷。一期工程厂址位于****炼铁、炼钢生产区域，****厂区中心地带，北靠一炼钢连铸车间，南侧为中央电站锅炉车间，西临供电厂1#变电所，东侧为电站6#冷却塔。该厂址地块地势比较平坦，自然地面标高在33.2～33.4米（渤海高程系统）之间，低于南侧地块约0.6米，高于北侧地块约0.3米。该厂址地上管网纵横交错，地下管线密集，走向复杂，北侧管廊距道路边约10米，西侧管廊距道路边约25米，管廊上布置有煤气管、蒸汽管、电缆等多种管道。二期工程拟建场地为占用电厂原有厂房和原煤场区域，原主厂房除保留电厂原有1#和2#炉及相应的配套设施外，拆除3#~11#炉及相应的配套设施，利用该场地布置二期工程主厂房。二期工程拟建场地东西长，南北窄，该厂址地块地势南部略高，自然地面标高在33.4～34.3米（渤海高程系统）之间，该厂址原有建构筑物较多，并且地上管网纵横交错，地下管线密集，走向复杂，需拆迁过渡的设施较多。本期工程拟建场地位于****公司厂区的中央，本工程设计没有考虑新建厂房的防洪问题。3.2交通运输-65- 一期工程拟建场地的北、西、南三面均与厂区道路相邻，但在拟建场地的北侧和西侧均布置有电厂原有管廊，管廊高度不足以车辆通过，只有场地的南侧与厂区道路相通，故新建电厂的施工及运行只能依靠南侧道路。该道路宽度为6米，施工期间的材料及设备可通过该道路运至现场，可以满足新建电厂施工运输的需要。二期工程新建主厂房的北侧和西侧为厂区主干道，道路宽度为7.0米，二期工程的施工及生产可利用该段道路，以满足二期工程施工期间材料及设备的运输和今后生产的要求。另外，在电厂的西部和南部有分属于****的铁路，在厂区内有电厂运煤铁路，施工期间的大件运输也可以考虑铁路运输。3.3水源****一发电厂中央电站用水由****首山水源地供给。由于电站原有的3#汽轮机已经停运，使全厂工业用水量减少，减少的水量超过本工程新增的工业用水量（本工程用水量为121.9吨／时）。因此，电厂供水量能够满足本期工程建成后全厂用水量的需要，不必再新建水源。本工程用水可直接从厂外水源供水管网供水干管（新水）直径DN600引接，不再新建供水管网。电厂生活用水管网也已经形成，供水干管直径DN300。本期生活用水量增加的很少，为1.20吨／时，现有供水系统能够满足本期工程生活用水需要，不再新建。3.4水文气象本工程厂址自然条件如下：多平均气温+8.7℃历年最高气温+38.4℃历年最低气温-30.4℃年平均降水量715.2mm最大风速25.8m/s常年主导风向西南风冬季主导风向及频率S（24%）夏季主导风向及频率S（35%）地表冻层深度1.18m-65- 最大积雪深度27cm月平均温度低于5℃的天数150天多年平均气压101.4kPa地下水位0.4～1.0m厂区基本地震烈度：Ⅶ度3.5贮灰场本工程采用干式除渣、气力除灰系统，灰渣全部综合利用，供给****新建的冀东水泥厂生产水泥。电厂原有贮灰场供原有2台130吨/时锅炉（水力除灰系统）使用，也可作为新建锅炉的事故灰场。4工程设想4.1总平面布置4.1.1总平面布置原则本工程根据****公司生产的需求和场地情况分为两期建设，一期工程为新建两台220吨/时纯烧高炉煤气锅炉配置一台背压25兆瓦前置汽轮发电机组，布置在中央电站7#、8#冷却塔位置；二期工程为新建两台220吨/时掺烧高炉煤气燃煤锅炉配置一台背压25兆瓦前置汽轮发电机组，布置在电厂原有主厂房3#～11#炉的位置。一期工程拟建场地的北侧及西侧均有管廊，东侧有泵房一座，西南侧有循环水泵房，以上的建构筑物均在使用，不能拆除，对本期工程的平面布置有较大的限制；二期工程拟建场地上布置有较多原有生产和生活设施以及相关的管线，由于本期工程的占用将被拆除，但为保证保留的原1#、2#炉运行，对与1#、2#炉生产运行有关的设施需进行过渡，故本期新建工程总平面布置应在符合总体规划和工艺流程的前提下，结合自然条件和工程特点，根据节省投资，节约用地，环境保护，交通运输，满足防火、安全、卫生、检修以及建筑群体、建筑造型统一协调等各方面的要求，努力做到因地制宜，统筹安排，远近结合，合理紧凑。其平面布置按以下几方面进行考虑：1）重视外部条件，完善总体规划；2）满足使用要求，工艺流程合理；-65- 1）远近规划结合，留有发展余地；2）布置紧凑经济，注意节约用地；3）结合地形地质，因地制宜布置；4）符合防火规定，确保安全生产；5）注意风象朝向，有利环境保护；6）交通运输方便，避免迂回重复；7）建筑群体组合，整齐美观协调；8）有利检修活动，方便生活管理。另外，根据国家“21世纪电厂设计模式会议”的精神，针对本电厂的特点，采用新的总体设计思路，通过模块化设计，提高自动化控制、管理水平，达到减少占地、降低造价、缩短工期的目的。综合各工艺专业的布置方案，一期工程厂区平面布置大致分为3个模块（功能分区），即：主厂房模块（汽机房、除氧间、锅炉房、煤气加热器、引风机室和烟囱）、电气模块（电气综合控制搂、10千伏配电装置）、化水模块（水处理室、酸碱计量间、化学泵间、空压机室及化学水箱）；二期工程厂区平面布置大致分为4个模块（功能分区），即：主厂房模块（汽机房、除氧间、锅炉房、煤仓间、电除尘器、电除尘器控制室、空压机室、引风机室和烟囱等）、电气模块（利用电厂原有电气系统）、化水模块（利用一期工程化水模块）、输煤模块（储煤筒仓、转运站、碎煤机室、卸煤沟、输煤栈桥、输煤隧道、推煤机库、输煤综合楼、输煤沉淀池等），各模块之间用道路有机连接。4.1.2一期工程总平面布置由于一期工程的平面布置方案在招标过程中已进行优化设计，故本期工程一期仅布置了一个经过优化设计的平面方案。主要特点：1×25兆瓦高背压前置汽轮发电机组配2×220吨/时纯烧高炉煤气锅炉、三列式、主厂房朝东布置、固定端朝南。主厂房模块布置在厂区的中部，主厂房固定端朝南，同时预留再建一台25兆瓦前置汽轮发电机组的条件；电气模块布置在新建锅炉房的北部，同时新建10千伏配电装置；化水模块布置在主厂房的西部，在原化学区扩建。-65- 各模块的标高根据《火力发电厂总图运输设计技术规程》的规定，结合本工程的地形情况，本工程的竖向布置采用平坡式布置方式，所有模块标高均为33.60米。方案分析：1)主厂房模块的布置充分利用拟建场地的有效面积，扩建端朝北恰好避开了东侧的泵房，有利于电气出线和热网出线，使电气出线和热网出线更为通畅，高炉煤气管道的走向比较顺畅；2)电气模块与主厂房模块的合并，解决了两模块之间由于场地狭小而存在的消防问题，布置合理紧凑，节约用地；3)烟囱是高耸的构筑物，其基础底盘较大，布置上充分考虑了在施工其基础时，不能对附近的管廊产生影响及危害，布置紧凑；4)化水模块在原化学区扩建，使功能分区更合理、更便于运行的管理及维护；5)主厂房模块周围的环形消防通道，不仅满足《火力发电厂总图运输设计技术规程》中对消防的要求，而且使交通运输更为流畅；6)厂区的平坡式竖向布置不仅满足场地的排水要求，更减少了场地的土石方量，节省投资；7)虽然拟建场地狭小，但总平面的布置完全可以满足本期工程二炉一机的建设和施工的需要，同时在汽机房扩建端留有扩建的条件。4.1.3二期工程总平面布置二期工程厂区平面布置进行二个方案的布置，同时在二个方案中的同一模块可以互换，由于电气模块是利用原有电气系统，化水模块是利用一期工程化水模块，故二期工程的平面布置主要是围绕主厂房模块和输煤模块的变化去布置，现将二个布置方案分别论述如下：方案一主要特点：1×25兆瓦高背压前置汽轮发电机组、2×220吨/时掺烧高炉煤气燃煤锅炉，、主厂房四列式外煤仓布置，煤场贮煤。主厂房模块布置在被拆除的原主厂房区域，距原有主厂房西侧9.0米，方便新建主厂房施工。主厂房固定端朝西，A排朝北，外煤仓布置，同时预留再建一台发电机组的条件。-65- 输煤模块布置在厂区的西部，采用煤常贮煤。考虑新老厂房分别上煤，新建一段输煤栈桥从老主厂房的东侧进入原有煤仓间给煤；运煤铁路考虑二条铁路运煤，一条将原有卸煤沟上的卸煤铁路延长，另一条从该铁路干线上引接，新建一条铁路作为作为南区输煤的卸煤线，有利于运煤的组织管理。各模块的标高确定，根据《火力发电厂总图运输设计技术规程》的规定，结合本工程的地形情况，本工程的竖向布置主要采用平坡式布置方式，局部有小的阶梯布置方式；主厂房模块标高均为33.60米，输煤模块标高为34.10米。方案分析：1）主厂房模块的布置充分利用拆除场地并考虑留有扩建的条件，新建主厂房与原有主厂房西侧脱开9.0米布置既满足了新建主厂房基础与原有管廊基础的碰撞又有利于新建主厂房的施工；A排朝北，有利于电气出线和热网出线，使电气出线和热网出线更为通畅，且建筑角度上与原有厂房更协调统一；另外，外煤仓的布置使输煤栈桥更为短捷；2）考虑新老厂房分别上煤，新建一段输煤栈桥从老主厂房的南侧进入原有煤仓间给煤，可以保证新老厂房上煤互不影响，且有利于过渡。3）化水模块利用一期工程已建成的设施，减少占地和重复建设，节省投资；4）厂区的主体平坡式竖向布置和局部小阶梯布置的结合，不同模块的标高不同，不仅满足场地的排水要求，更减少了场地的土石方量，节省投资；5）输煤模块采用煤场贮煤，充分利用原有设施，可节省投资；6）虽然拟建场地狭小，但总平面的布置完全可以满足二期工程2炉1机的建设和施工的需要，同时还留有继续扩建1机的条件。方案二：1×25兆瓦高背压前置汽轮发电机组、2×220吨/时掺烧高炉煤气燃煤锅炉，主厂房四列式外煤仓布置、输煤筒仓贮煤。该方案主厂房布置与方案一相同，只是由于输煤模块采用储煤筒仓，可以减少储煤用地，有利于周围生产环境的改善，但投资会相应有所增加。另外，由于输煤地下卸煤沟的运煤铁路从东至西要穿越新建炉后，对炉后布置有很大影响，在布置上考虑拉开电除尘器与引风机室之间的距离，利用烟道的净空（大于6.0米），使运煤铁路安全通过；-65- 从以上二个方案的布置来看，方案一的布置在电气和热网出线、工艺流程、厂区布置的整体美观、扩建条件等方面与二方案基本相同，但方案一在输煤系统及其施工条件和投资方面优于方案二，故本期工程推荐方案一。4.2装机方案4.2.1现有机组概况****第一发电厂中央电站始建于1917年，建国后历经数次扩建和改造，现有装机规模为11台中温中压锅炉，3台汽轮发电机组，14台汽动鼓风机。1)锅炉中央电站锅炉房内现有7台130吨/时掺烧高炉煤气的中压煤粉锅炉，2台130吨/时掺烧高炉煤气的中压燃油锅炉，2台100吨/时掺烧高炉煤气的中压燃油锅炉，共计11台，锅炉总蒸发量1370吨/时。锅炉参数见表4-1。中央电站现有锅炉设备一览表表4-1锅炉编号锅炉型式蒸发量(吨/时)蒸汽压力(兆帕)蒸汽温度(℃)燃料投产时间1煤粉炉1303.6425煤1976.042煤粉炉1303.2410煤1967.023煤粉炉1303.1410煤1959.064煤粉炉1303.1410煤1958.105煤粉炉1303.1410煤1956.106煤粉炉1303.1410煤1955.117煤粉炉1303.1410煤1954.118油炉1303.4410重油1978.129油炉1303.4410重油1978.0510油炉1003.4410重油1974.0911油炉1003.4410重油1973.052)汽轮发电机组中央电站发电机室内现有1台25兆瓦单抽式汽轮发电机组，抽汽压力为0.5-65- 兆帕；1台16兆瓦凝汽式汽轮发电机组；1台12兆瓦双抽式汽轮发电机组，抽汽压力分别为0.98兆帕和0.118兆帕。汽轮发电机组参数见表4-2。中央电站现有汽轮发电机设备一览表表4-2机组编号134汽轮机型号Aп-25-2310-18-1CC12-35/10/1.2额定功率(兆瓦)251612最大功率(兆瓦)301815进汽压力(兆帕)2.82.82.8进汽温度(℃)400400400最大进汽量(吨/时)26082.5130凝汽量(吨/时)1107050投产时间1956.41965.71984.23)汽动鼓风机中央电站鼓风机室内现有5台2700米3/分、1台3000米3/分、4台4250米3/分、3台6000米3/分、1台7000米3/分汽动鼓风机，共计14台。汽动鼓风机参数见表4-3。中央电站现有汽动鼓风机设备一览表表4-3机组编号鼓风量(米3/分)额定进汽量(吨/时)进汽压力(兆帕)进汽温度(℃)凝汽量(吨/时)投产时间22700362.840030195644250632.8400551959.754250632.8400551960.264250632.8400551970.373000472.8371402000.582700362.8400301954.192700362.8400301954.1102700362.8400301954.4112700362.8400301955.7124250632.8400551971.111360001053.0410901976.91460001053.0410901977.71560001053.0410901981.8-65- 1670001553.14101351996.64.2.2现有机组汽平衡根据现有蒸汽负荷情况，全厂现有机组汽平衡见表4-4。全厂现有机组汽平衡表表4-4类别项目单位数值锅炉新蒸汽3.2MPa410℃1～7号煤粉炉蒸发量7×130t/h9108～9号油炉蒸发量2×130t/h26010～11号油炉蒸发量2×100t/h100合计t/h1370机组用汽2.8MPa400℃1号汽轮机进汽量t/h2603号汽轮机进汽量t/h52.54号汽轮机进汽量t/h555台2700汽动鼓风机进汽量5×36t/h1801台3000汽动鼓风机进汽量1×47t/h474台4250汽动鼓风机进汽量4×63t/h252机组用汽2.8MPa400℃3台6000汽动鼓风机进汽量3×105t/h3151台7000汽动鼓风机进汽量1×155t/h1553.82/0.5MPa减温减压器用汽量t/h47.5新汽损失t/h6合计t/h1370外供****生产生活用汽0.5MPa250℃1号汽轮机抽汽量t/h1503.82/0.5MPa减温减压器供汽量t/h53合计t/h203外供****生产生活用汽量t/h200汽水损失t/h3合计t/h203从表中可以看出，目前****第一发电厂中央电站机炉运行匹配，全厂蒸汽基本平衡。4.2.3改造方案-65- 中央电站现有机组大部分为五、六十年代产品，现已超期服役，设备严重老化。部分锅炉汽包裂纹严重，出力不能达到额定负荷。汽轮机设备陈旧，效率低，且进汽压力和温度不能达到额定值，能耗指标高，发电煤耗高达0.477千克/千瓦·时，鼓风能耗高达0.0281千克/千米3。中央电站现有4台燃油锅炉，每年消耗大量重油。重油作为重要的石油化工原料，如此白白的燃烧掉，既不符合我国的能源利用政策，也增加了运行成本。目前，****正实施大规模的高炉改造，改造后高炉产生的高炉煤气将大量增加，电厂现有锅炉仅能掺烧一小部分高炉煤气。如不对中央电站实施技术改造，大部分的高炉煤气向大气排放，浪费了能源，严重污染了环境。综上所述，为适应****现代化发展的需要，对中央电站进行技术改造势在必行。通过技术改造，达到如下目的：1)改善设备状况，提高安全性和可靠性，减少能耗，提高经济性。2)全厂不烧油。3)将高炉煤气全部用作锅炉燃料，实现零排放，有效利用洁净能源，减少对环境的污染。根据****第一发电厂现有机组的情况，为满足****高炉总体改造规划的需要，中央电站锅炉改造工程分两期实施：一期工程利用低热值高炉煤气实现全厂不烧油；二期工程对现有设备进行改造，“以大代小”，降低能耗，改善环境质量。4.2.4装机方案根据****生产需要，以及中央电站锅炉改造工程的建设规模，选用如下两个装机方案进行比较：方案一：采用2台B25—8.83/3.2型背压式汽轮发电机组配2台220吨/时煤气锅炉和2台220吨/时掺烧煤气燃煤锅炉。方案二：采用4台B12—8.83/3.2型背压式汽轮发电机组配2台220吨/时煤气锅炉和2台220吨/时掺烧煤气燃煤锅炉。所选汽轮机运行参数见表4-5。-65- 两种装机方案汽轮机主要参数表表4-5汽轮机型号B25-8.83/3.2B12-8.83/3.2额定功率(兆瓦)2512进汽压力(兆帕)8.838.83进汽温度(℃)535535额定进汽量(吨/时)420225排汽压力(兆帕)3.23.2排汽温度(℃)410410额定排汽量(吨/时)415210两种装机方案比较如下：1)两种机型均能满足中压参数蒸汽流量要求，按分期建设，2台220吨/时锅炉蒸发量能够满足25兆瓦高背压机组的进汽需要，但不能满足2台12兆瓦高背压机组的进汽需要。2)方案二新上2台12兆瓦高背压机组，工程投资比方案一大，并且2台机的母管需相互连接，汽水系统也比方案一要复杂。3)方案一汽机房占地需4～5个柱距，而方案二汽机房占地需7～8个柱距，工程占地方案二比方案一大。综上所述，结合工程建设场地情况本工程选用装机方案一。4.2.5一期工程装机方案本期新建二台220吨/时燃高炉煤气锅炉，配置一台25兆瓦高背压式汽轮发电机组，背压排汽作为现有机组新蒸汽，取代现有4台130吨/时燃油锅炉和3号汽轮发电机组。建成后，全厂彻底实现不烧油，****高炉产生的高炉煤气全部作为锅炉燃料。锅炉改造工程一期建成后全厂汽平衡见表4-6。-65- 一期工程建成后全厂汽平衡表表4-6类别项目单位数值高压锅炉新蒸汽9.81MPa540℃2台煤气炉蒸发量2×220t/h440高压机组用汽8.83MPa535℃1台25兆瓦背压机进汽量t/h438新汽损失t/h2合计t/h440中压蒸汽3.2MPa410℃1～7号煤粉炉蒸发量7×130t/h9101台25兆瓦背压机排汽量t/h438合计t/h1348中压机组用汽2.8MPa400℃1号汽轮机进汽量t/h2604号汽轮机进汽量t/h85.55台2700汽动鼓风机进汽量5×36t/h1801台3000汽动鼓风机进汽量1×47t/h474台4250汽动鼓风机进汽量4×63t/h2523台6000汽动鼓风机进汽量3×105t/h3151台7000汽动鼓风机进汽量1×155t/h1553.82/0.5MPa减温减压器用汽量t/h47.5汽水损失t/h6合计t/h1348低压蒸汽0.5MPa250℃1号汽轮机抽汽量t/h1503.82/0.5MPa减温减压器供汽量t/h53合计t/h203外供****生产生活用汽0.5MPa250℃外供****生产生活用汽量t/h200汽水损失t/h3合计t/h203从汽平衡表中可以看出：1)电厂机炉运行匹配，蒸汽保持平衡；2)新建25兆瓦背压机组，排汽作为现有中压机组新蒸气，同时3号机即18兆瓦凝汽机组停运；3)8～11号燃油锅炉全部停运，实现全厂不烧油。-65- 锅炉改造工程一期主要设备技术规范如下：1)锅炉（杭州锅炉厂）额定蒸发量：220吨/时过热蒸汽压力：9.81兆帕过热蒸汽温度：540℃锅筒工作压力：11.18兆帕给水温度：158℃热风温度：286℃排烟温度：160℃（煤气加热器出口烟气温度）锅炉设计热效率：88%2)汽轮机型号：B25—8.83/3.2型转速：3000转/分额定功率：25兆瓦进汽参数：8.83兆帕535℃额定进汽量：420吨/时排汽参数：3.2兆帕410℃额定排汽量：415吨/时3)发电机型号：QF-30-2型额定功率：30兆瓦额定电压：10500伏额定转速：3000转/分额定功率因数：0.8冷却方式：空气冷却4.2.6二期工程装机方案-65- 按照****高炉改造规划的要求，中央电站锅炉改造工程一期建成后，下一步实施中央电站锅炉改造工程二期的建设，即：拆除4台燃油锅炉，3～7号煤粉锅炉，3、4号汽轮发电机组，利用中央电站原有主厂房位置，新建2台220吨/时掺烧高炉煤气(10%)的高温高压燃煤锅炉，配置一台25兆瓦背压式汽轮发电机组，背压排汽作为中压机组的新蒸气。并根据****生产的需要，仅保留部分汽动鼓风机。根据****生产需要，锅炉改造工程二期拟定如下二个装机方案：方案一：2台220吨/时高温高压掺烧高炉煤气煤粉锅炉配1台B25—8.83/3.2型背压式汽轮发电机组。方案二：2台220吨/时高温高压掺烧高炉煤气循环流化床锅炉配1台B25—8.83/3.2型背压式汽轮发电机组。二种装机方案比较见表4-7。装机方案比较表表4-7序号比较项目方案一煤粉锅炉方案方案二循环流化床锅炉方案1锅炉效率较高，为91%左右。较低，一般<90%。2锅炉运行特点锅炉设备制造成熟，运行可靠。在国内有良好的运行业绩，尤其是完全能满足掺烧高炉煤气的要求。锅炉设备制造比较成熟，但在国内运行业绩不如煤粉炉。目前，能够掺烧高炉煤气的循环流化床锅炉国内尚未开发，需要与锅炉厂进一步配合。3燃烧系统燃烧系统复杂。采用钢球磨中间储仓式制粉系统，热风送粉系统。燃烧系统简单。没有制粉系统、送粉系统，因此没有粉仓。燃煤经炉前给煤机直接送入炉膛。4烟气脱硫需上专门的脱硫设施，工艺系统复杂，占地面积大，投资大。不需上脱硫设施。5灰渣综合利用不利于灰渣综合利用。掺烧石灰石后的灰渣有利于综合利用。-65- 6工程占地锅炉本体尺寸相差不大，但炉后需增加一套脱硫系统以满足环保要求，增加占地。锅炉本体尺寸相差不大，不需脱硫系统。但需设置一套石灰石物料及输送系统，较煤粉炉脱硫占地节省。7工程投资锅炉本体设备造价较低，但有制粉系统、送粉系统、脱硫系统的投资，最终要高于循环流化床锅炉投资。锅炉本体设备造价较高，石灰石物料及输送系统亦增加投资，但没有制粉系统、送粉系统、脱硫系统的投资。另外，由于循环流化床锅炉对原煤颗粒直径要求较高，输煤系统的投资比煤粉炉高。考虑设备实际运行情况以及****生产厂对中央电站的安全稳定要求，锅炉改造工程二期按装机方案一考虑，并增设脱硫设施。锅炉改造工程二期建成后全厂汽平衡见表4-8。-65- 锅炉改造工程二期建成后全厂汽平衡表表4-8类别项目单位数值高压锅炉新蒸汽9.81MPa540℃2台煤气炉蒸发量2×195.5t/h3912台煤粉炉蒸发量2×195.5t/h391合计t/h782高压机组用汽8.83MPa535℃2台25兆瓦背压机进汽量2×389t/h778新汽损失t/h4合计t/h782中压蒸汽3.2MPa410℃1、2号煤粉炉蒸发量130t/h1302台25兆瓦背压机排汽量2×389t/h778合计t/h908中压机组用汽2.8MPa400℃1号汽轮机进汽量t/h2601台7000汽动鼓风机进汽量1×155t/h1553台6000汽动鼓风机进汽量3×105t/h3152台4250汽动鼓风机进汽量2×63t/h1263.82/0.5MPa减温减压器用汽量t/h47.5汽水损失t/h4.5合计t/h908低压蒸汽0.5MPa250℃1号汽轮机抽汽量t/h1503.82/0.5MPa减温减压器供汽量t/h53合计t/h203外供****生产生活用汽0.5MPa250℃外供****生产生活用汽量t/h200汽水损失t/h3合计t/h203中央电站一、二期锅炉改造工程完成后，从汽平衡表中可以看出：1)电厂机炉运行匹配，蒸汽保持平衡；1)保留1、2号130吨/时中压煤粉锅炉，其中一台作为电厂事故、检修备用锅炉；3)新建25兆瓦背压机组排汽作为中压机组新蒸汽，同时拆除3、4号机组；4)保留1台7000米3/分、3台6000米3/分、2台4250米3-65- /分汽动鼓风机，其余汽动鼓风机全部拆除。锅炉改造工程二期主要设备技术规范如下：1)锅炉额定蒸发量：220吨/时过热蒸汽压力：9.81兆帕过热蒸汽温度：540℃锅筒工作压力：11.18兆帕给水温度：158℃排烟温度：150℃锅炉设计热效率：91%2)汽轮机型号：B25—8.83/3.2型转速：3000转/分额定功率：25兆瓦进汽参数：8.83兆帕535℃额定进汽量：420吨/时排汽参数：3.2兆帕410℃额定排汽量：415吨/时3)发电机型号：QF-30-2型额定功率：30兆瓦额定电压：10500伏额定转速：3000转/分额定功率因数：0.8冷却方式：空气冷却4.2.3主要技术经济指标-65- 主要技术经济指标表4-9名称单位数值一期二期（全厂）年发电量kwh1.75×1084.375×108发电标准煤耗率kg/kwh0.2400.313综合厂用电率%1318供电标准煤耗率kg/kwh0.2430.323年标准煤耗量t405309768038年实际燃煤量（高炉煤气耗量）t（Nm3）3.64×109Nm3737000t3.29×109Nm3汽轮机年利用小时数h70007000锅炉年利用小时数h70006762全厂热效率%82.679.34.3热力系统4.3.1主蒸汽系统主蒸汽系统采用母管制系统。锅炉出口的主蒸汽管道规格为φ273×20，主蒸汽母管规格为φ377×28，材质选用12Cr1MoV无缝合金钢管。4.3.2中压蒸汽系统每台汽轮机排汽由2根φ377×15的排汽管道供出，2台机共4根φ377×15的排汽管道，接至老厂中压参数锅炉的主蒸汽母管系统连接。为保证中压供汽的可靠性，锅炉改造工程一期设置2台220吨/时的减温减压器，作为汽轮机的事故备用。减温减压器参数为9.81/3.2兆帕，540/410℃。4.3.3除氧给水系统主给水系统采用母管制系统，新建机组配置5台（一期3台，二期2台）DG230-140型给水泵，4台运行，1台备用。本期工程设置4台高压除氧器，采用定压运行方式，出力为230吨/时，工作压力为0.588兆帕。除氧器的加热用汽源引自老厂的0.98兆帕厂用蒸汽母管。-65- 除氧器补水系统设置5台（一期3台，二期2台）中继水泵，4台运行，1台备用。中继水泵将老厂的低压给水送至本期的高压除氧器4.3.4疏水系统一、二期锅炉房设有1台30米3疏水箱，1台1.0米3疏水扩容器，2台疏水泵。4.3.5排污系统一、二期工程锅炉设有1台7.5米3定期排污扩容器，工作压力为0.15兆帕；1台3.5米3连续排污扩容器，工作压力为0.59兆帕。4.4燃烧系统4.4.1锅炉改造一期工程本期选用2台220吨/时的燃高炉煤气高温高压锅炉，锅炉型式为单锅筒、自然循环、集中下降管、双漩涡流式燃烧器、前后墙对冲。为提高锅炉的热效率，进入炉膛前的高炉煤气经过煤气加热器由20℃预热至180℃。锅炉尾部排出的烟气经过煤气加热器后，温度由250℃降至150℃，然后经过引风机送至烟囱。烟风系统按平衡通风设计，采用双风机系统，即锅炉配置二台送风机，二台引风机。风机可单侧运行，单侧运行时可满足锅炉最低稳燃负荷要求，运行稳定可靠。锅炉点火采用焦炉煤气点火系统，点火方式采用电火花-焦炉煤气-高炉煤气二级程控点火。高炉煤气管道根据锅炉煤气的燃用量，拟建一条DN2800的高炉煤气管道，由炼铁厂架空敷设至2个新建锅炉房。4.4.2锅炉改造二期工程本期选用2台220吨/时的高温高压煤粉锅炉，锅炉型式为倒U型、单炉膛、单锅筒、自然循环、集中下降管、浓淡燃烧器、四角切圆布置、固态排渣。燃烧系统采用钢球磨煤机中间仓储式热风送粉系统，并可掺烧10%的高炉煤气。每台锅炉设置两个原煤斗，对应2台埋刮板给煤机，每个原煤斗有效容积为135米3-65- ；设置一个煤粉仓，对应8台埋叶轮给粉机，煤粉仓有效容积为127米3。烟风系统按平衡通风设计，采用双风机系统，即每台锅炉配置二台送风机，二台引风机、二台排粉风机。风机可单侧运行，单侧运行时可满足锅炉最低稳燃负荷要求，运行稳定可靠。锅炉点火采用焦炉煤气点火系统，点火方式采用电火花-焦炉煤气-煤粉二级程控点火。4.4.3高炉煤气燃料平衡a）锅炉额定负荷时，每台炉高炉煤气消耗量为20.43×104标米3/时；b）锅炉最低稳燃负荷时，每台炉高炉煤气消耗量为10×104标米3/时；c）****公司新增高炉煤气放散量：夏季35×104标米3/时；冬季20×104标米3/时。根据****公司实现1200万吨生产水平规划产量新增高炉煤气放散量和目前一发电中央电站高炉煤气消耗量，可供本工程燃用的高炉煤气总量为46×104标米3/时。4.4.4高炉煤气管道根据锅炉燃用高炉煤气量，拟建一条DN2800的高炉煤气管道，由炼铁场架空敷设到新建主厂房，管道长度约1千米。考虑煤气系统的安全可靠运行，减少放散，稳定管网压力，新增设高炉煤气柜；并在电厂内的高炉煤气管道上选用国外进口快速关断阀门。4.5燃料运输系统4.5.1概述电厂现有1～7号130吨/时掺烧高炉煤气的煤粉锅炉7台。随着电厂锅炉改造工程的实施，现有3～7号锅炉将退役并拆除，只留下1～2号锅炉；同时，电厂现有#1、#2运煤系统也将全部拆除。电厂锅炉改造工程设计安装2台220吨/时高温高压煤粉锅炉，1台25兆瓦高背压前置汽轮发电机组。运煤系统按改造后保留的锅炉及新建的煤粉锅炉容量设计并一次建成。其运煤系统包括卸煤、贮煤、筛碎煤、输送煤系统及辅助系统和设施。4.5.2锅炉耗煤量本工程及规划容量时全厂燃煤锅炉耗煤量见表4-10。-65- 全厂燃煤锅炉耗煤量表表4-10耗煤量锅炉容量小时耗煤量(吨/时)日耗煤量(吨/日)年耗煤量(万吨/年)现有130×2（吨/时）47.851052.716.18新建220×2（吨/时）85.061871.357.52合计(130+220)×2（吨/时）132.91292473.7注：a、日运行小时数按22小时计；b、锅炉年运行小时数：220吨/时按6762小时计；130吨/时按3381小时计。4.5.3运煤系统设计方案运煤系统按全厂燃煤锅炉容量设计，其运煤系统包括卸煤、贮煤、筛碎煤、输送煤系统及辅助系统和设施。根据目前电厂总平面布置实际情况，本工程卸煤、贮煤拟选用两个设计方案。方案一：铁路专用线仍利用原贮煤场处2条铁路线作为卸车线，每条线可停放8节车，共16节车。其它如重车存车线、空车存车线等可利用厂内现有铁路专用线。卸车装置采用跨度为40米的装卸桥，其卸车出力可达300吨/时。贮煤设施采用露天贮煤场贮煤，装卸桥卸煤、堆煤、取煤，另有推煤机用于辅助堆、取煤及煤场整理。贮煤场共两块：一块为常用煤场，长120米、宽32米，有效面积3840平方米，可贮煤2.5万吨；另一块为干煤棚煤场，长81米，宽30米，有效面积2430平方米，贮煤约1万吨。两块煤场共贮煤3.5万吨，可供全厂锅炉燃用12天，其中干煤棚煤场贮量可供全厂锅炉燃用3.5天。方案二：铁路专用线从原#1运煤系统贮煤槽的铁路线引出1条卸车线，可停放8节车。其它如重车存车线、空车存车线等可利用厂内现有铁路专用线。卸车装置采用单线双路8卸位缝隙煤槽卸煤沟，螺旋卸车机卸煤、叶轮给煤机给煤，并考虑了用截齿螺旋卸车机卸冻煤的方式。-65- 贮煤设施采用贮煤筒仓，共3座，每座筒仓存煤1万吨共3万吨，可供全厂锅炉燃用10天。筒仓下采用环式给煤机给煤，胶带机受煤。方案比较：方案二采用卸煤沟螺旋卸车机卸煤，贮煤筒仓贮煤，较之方案一具有卸车能力强，自动化程度高，贮存干煤并可混煤，生产运行费用低，无二次搬运，对环境污染小，占地面积及煤的损耗小，设备检修维护量小，便于实现自动化。其缺点是卸煤沟、筒仓的前期土建费用较大。方案一采用露天贮煤场配装卸桥卸煤、堆煤、取煤及混煤，其优点前期土建费用相对较小，贮煤场扩建灵活方便。根据上述方案比较可知方案二比方案一工艺系统先进，但由于本工程资金较紧，运煤系统设计选用方案一。若资金条件充裕，建议采用方案二即卸煤沟、贮煤筒仓方案。本工程输送煤系统为双路带式输送机系统，一路运行、一路备用。方案一从贮煤场地下煤斗始至新旧主厂房的带式输送机带宽为800毫米、带速2.0米/秒、出力300吨/时。方案二从缝隙煤槽至贮煤筒仓的输入部分带式输送机带宽为1000毫米、带速2.0米/秒、出力500吨/时，从贮煤筒仓至主厂房的输出部分带式输送机带宽为800毫米、带速2.0米/秒、出力300吨/时。筛碎煤系统采用一级筛碎，筛碎煤设备布置在碎煤机室内。碎煤机室内装有2台DHGZS1006型等厚滚轴筛，出力为400吨/时，出料粒度小于30毫米；同时安装2台HSZ型环锤式碎煤机，出力为300吨/时，出料粒度小于30毫米。此外,还设有旁路系统,以备筛碎设备故障时仍能给系统供煤。运煤辅助系统还设有除铁设备、入炉煤计量装置、入炉煤取样装置及检修设备。此外，还设有推煤机库（方案一）、煤泥沉淀池、运煤系统控制室、燃料分厂办公楼、浴池等生产生活设施。本工程运煤系统采用集中控制方式，为方便设备安装调试及现场检修试车，保留就地控制方式。4.5.4运煤系统过渡由于本工程二期新建主厂房将电厂原有1、2号运煤系统建筑物占用并拆除，而原有1～2号锅炉要保证正常运行，为此，在拆除原3～7号煤粉锅炉前需建一套运煤系统进行生产过渡。过渡方案如下：-65- 在原贮煤场处拆除6跨原桥抓支柱，保留大部分桥抓煤场并可继续使用。在此位置上建装卸桥煤场、输煤栈台、露天皮带机、地下受煤斗及输送煤系统，输送煤系统采用带宽B=800毫米、出力Q=300吨/时双路系统，并新建碎煤机室一座。从新建碎煤机室引出的输煤栈桥与原2号炉煤仓间相接。待过渡方案实施完再建本阶段运煤系统。4.6除灰系统及烟气脱硫设施4.6.1现有除灰渣系统简介电厂现有7台130吨/时煤粉锅炉，除灰系统采用水力除灰、灰渣混除方式。4.6.2锅炉改造工程除灰渣系统锅炉改造工程拟安装两台220吨/时燃煤锅炉。除灰渣系统采用干式排渣系统、干式除灰系统。锅炉排灰渣量见表4-11。锅炉排灰渣量表表4-11容量小时灰渣量(吨/小时)年灰渣量(万吨/年)灰渣灰渣原有2台130t/h18.292.036.180.69新建2台220t/h32.513.6121.982.44注：a）锅炉排渣率按10%；b）锅炉年运行小时数：220吨/时按6762小时计；130吨/时按3381小时计；c）除尘器效率为99.8%。原有锅炉除灰渣系统仍利用原有水力除灰系统，送至贮灰场。本期工程除渣系统采用干式机械排渣方式，炉底渣直接落入干式风冷的排渣机、碎渣机、再进入链斗输渣机送至渣仓，用专用汽罐车送至综合利用厂家（****冀东水泥厂）生产水泥。此方式有利于节约用水和灰渣的综合利用。本期工程的除尘器选用单室四电场静电除尘器，除尘效率为99.8%-65- 。除灰系统采用浓相气力输送，除尘器灰斗排下来的灰直接落入仓泵内，当仓泵内料位计发出料满信号后，自动关闭进料阀，同时开启进气阀，使泵体内飞灰充分流化。当泵体内压力上升到一设定值时，压力传感器发出信号，自动开启出料阀，飞灰边流化边输入管路中。进入管路的灰随气流进入灰库，气灰混合物在库内分离，灰落入灰库中，空气经库顶布袋除尘器过滤后排入大气。灰库排灰口设有双轴搅拌机和干灰卸料机，以便根据不同情况运出厂外。为保证除灰系统的正常、安全运行，系统的出力按不小于设计煤质排灰量的200%进行设计。4.6.3烟气脱硫设施本工程煤粉锅炉烟气处理设置脱硫设施布置在炉后，按湿法脱硫考虑。详细脱硫方式及具体布置在下阶段设计中确定。4.7化学水处理系统4.7.1设计依据及原始资料本工程为新建2台25兆瓦高背压前置式汽轮发电机组配2台220吨/时高温高压纯燃高炉煤气锅炉和2台220吨/时高温高压掺烧高炉煤气燃煤锅炉。全厂锅炉补给水量：600吨/时。本工程水源为****首山水源地供给的地下水，其水质见表4-12。水质分析表表4-12项目数量（mg/l）名称数量（mg/l）Ca2+70.14CLˉ22.0Mg2+19.97SO42ˉ95.88Fe2+0.38HCO3-183.0Na+17.08NO3-12.0全硅25.32胶硅3.17全固形物378.8耗氧量0.32溶解固形物371.6悬浮物7.2-65--65- 锅炉给水质量标准如下：硬度：≤2.0μmol/LPH(25℃)：8.8-9.3溶氧：≤7μg/L联氨：10-50μg/L铁：≤30μg/L油（mg/L）：≤0.3铜：≤5μg/L4.7.2锅炉补给水处理电厂现有水处理系统为一级除盐系统，其系统出力为700吨/时。其水处理系统流程为：生水→过滤器→阳床→除二氧化碳器→中间水箱→中间水泵→阴床→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。本期建成后全厂锅炉总补给水量：600吨/时。现有一级除盐系统出力能够满足本期建成后补给水量的要求故不需扩建。但是由于本期工程采用高压机组,其背压排汽作为中压机组的进汽，中压机组的凝结水与化学补给水共同作为高压机组的给水，而一级除盐水不能满足高压机组对补给水的质量要求。为满足高压锅炉对水汽质量的要求，锅炉补给水处理须采用一级除盐加混床系统。故水处理系统需扩建混床系统，加之原有除盐水箱等设备已陈旧也须改造。扩建后系统流程为：生水→过滤器→阳床→除二氧化碳器→中间水箱→中间水泵→阴床→混床→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。经混床处理后，除盐水品质如下：硬度：≈0μmol/L电导率（25℃）：≤0.2μs/cm二氧化硅：≤20μg/L本厂原水处理系统的连接方式为并联母管制，操作方式为手动操作。本期混床系统的连接方式也选用并联母管制。操作方式为就地气动操作。本期工程水处理设备布置在原西软水旧站南侧新建水处理车间内，房间尺寸为7.5米×31-65- .0米，室内布置混床及其再生设备；空压机和除盐水泵设在原有的协力检修间内；原有的协力检修楼拆除，在原址新建两座1000立方米除盐水箱；酸碱库和中和池等设备利用原有设备，不再扩建。4.7.3压缩空气系统本期工程增设一座空压站，压缩空气主要用于气动阀门的操作及混床树脂擦洗与混脂。4.7.4给水、炉水校正处理4.7.4.1为提高PH值，防止除盐水及给水系统的CO2腐蚀，增设除盐水自动加氨系统。加氨设备布置在原水处理车间加氨间内，加氨点设在除盐水泵出口母管处。4.7.4.2为防止锅炉水管系统结垢，增加磷酸盐加药装置一套（二期再增加两台加药泵）。磷酸盐加药装置布置在新建主厂房锅炉房运转层加药间内。4.7.4.3为了进一步除氧，防止氧腐蚀及炉内金属氧化物的沉积，向除氧器出水管中加入丙酮肟。丙酮肟加药装置布置在新建主厂房锅炉房运转层加药间内。4.7.5汽水取样为保证电厂的安全运行，必须对汽水质量进行监督，保证汽水质量符合要求。本工程汽水取样采用机组综合取样，每台炉设有八个取样点，设有氧表、导电度表、PH计、磷表、硅表等在线仪表。取样装置布置在新建锅炉房运转层取样间内。4.7.6化学试验室仪器设备的配置化验室利用现有建筑，增设部分高压机组必备的化验仪器。4.8电气部分4.8.1电气系统现状****第一发电厂中央电站现有3台汽轮发电机组，总装机容量53兆瓦。其中1#机组容量为25兆瓦、3#机组容量为16兆瓦、4#机组容量为12兆瓦（2#机组已拆除）。机组接线型式为每台机组直接接入10.5千伏机压母线，由机压母线引接两回线路经电抗器接入厂内10.5千伏主母线。主母线上连接着两台主变压器和一台备用变压器。两台主变压器分别接至****第二发电厂及红一变电所，备用变压器接至未一变电所。电厂内现有10.5-65- 千伏屋内配电装置一座。厂用电现有3千伏及380/220伏两个电压等级。4.8.2电气主接线方案本工程第一期安装1台25兆瓦背压式汽轮发电机组及2台220吨/时纯烧高炉煤气锅炉，发电机额定功率30兆瓦，发电机额定电压选择为10.5千伏。本工程第二期安装1台同型号汽轮发电组及2台220吨/时掺烧高炉煤气燃煤锅炉。根据电站目前电气配电装置情况，对现有机压母线配电装置考虑迁移过渡。在新建电气配电室内，预留1台30兆瓦发电机、8回直配线及2路高压厂用电源等回路。本工程根据机、炉的第一、二期装机方案及原电气系统的迁移过渡规模确定电气主接线方案如下：新建10.5千伏机压母线配电装置，母线接线方式为双母线三分段，每段母线连接1台发电机，考虑到工程不同期过渡的需要，一期工程安装一、二段机压母线配电装置，第三段待二期工程建设时安装。此外，一期工程新建2回至10千伏01变电所的电缆联络线，原有机压母线配电装置在本期工程建成之前继续运行，一期工程建成后，需保留的回路逐步向新建机压母线配电装置过渡，过渡完成后，原有机压母线配电装置包括2回电缆联络线将取消。新增发电机组定子接线方式选择同现有25兆瓦发电机组，既单星形接线。其中性点采用非直接接地运行方式。为限制发电机电压系统单相接地电容电流超过发电机接地电流允许值，设计考虑在发电机中性点安装消弧线圈。上述电气主接线方案接线清晰，操作简单灵活，过渡方便，可以满足供电可靠性要求。4.8.3启动/备用电源本工程设置1台高压厂用启动/备用变压器，变比为10.5/6.3千伏，电源引自厂内新建10.5千伏机压母线。考虑到第二期工程及油改煤过渡工程的高压厂用段负荷较第一期工程大许多，高压厂用启动/备用变压器的容量选择为8000千伏安，以避免将来因容量不足更换变压器所造成的整个工程投资过大。4.8.4厂用电接线-65- 本工程第一期高压厂用工作母线按炉设置为2段，接线方式为单母线，电压等级采用6千伏，工作电源经各自高厂变引至新建10.5千伏机压母线。本工程第二期的高压厂用工作母线设置原则同上。为配合现有2台油炉向煤炉过渡，在工程第一期新建的机压母线配电装置中考虑配置了2台供2段高压厂用段工作的电源开关柜。本工程设置高压厂用备用段，接线方式为单母线，电源通过新增高压厂用启动/备用变压器引至新建10.5千伏机压母线。一期、二期及油改煤过渡工程共6段（每期2段）高压厂用工作母线的备用电源均考虑由该备用段引接。本工程第一期主厂房低压厂用工作母线按炉设置为2段，接线方式为单母线并经隔离刀闸分成两个半段。采用380/220伏中性点直接接地运行方式，设置2台低压厂用工作变压器，另设1台低压厂用备用变压器作为一期及油改煤过渡工程低压厂用各工作段的备用电源。第二期主厂房低压厂用工作及备用母线设置原则同一期工程。由于一期辅助车间电气负荷较小，故不考虑设置专用辅助车间配电装置。二期或油改煤过渡工程时考虑设置专用输煤、电除尘、脱流等辅助车间配电装置，其接线方式为单母线并经隔离刀闸分成两个半段，采用380/220伏中性点直接接地运行方式，设置专用工作变压器。4.8.5直流系统根据《小型电力工程直流系统设计规程》规定，本期工程直流系统采用动力和控制负荷合并供电，接线方式为单母线分段，额定电压为220伏。按3机6炉规模计算，电池选用GFM型免维护铅酸蓄电池两组，每组电池容量为1000安时，运行方式为全浮充电运行、充电装置采用高频开关电源。充电屏及馈线屏布置在主控室内，蓄电池布置在主控室隔壁的电池室。4.8.6主要设备选型及配电装置布置主要电气设备选择如下：1）高压厂用工作及备用变压器：SF9型2）高压开关柜：-65- KGN-12系列双母线手车柜式开关柜（配真空断路器）KYN-12系列单母线手车柜式开关柜（配真空断路器）3)厂用低压配电屏：GCS型抽屉柜4)低压厂用工作及备用变压器：SCB9型干式变本工程一期新建10.5千伏机压母线配电装置，室内布置。一层布置高压厂用变压器、出线电抗器，二层为电缆夹层，三层布置高压开关柜、分段及联络线电抗器，四层为电缆夹层，五层为主控制室及办公室等。本工程一期对二期安装的设备及老厂保留机组电气配电装置过渡时安装的高压厂用变、出线电抗器等考虑在新建机压母线配电室内予留位置。主厂房高、低压厂用配电装置布置在除氧煤仓间底层，双列布置，低压厂用变压器（干式）布置在低压厂用配电装置室内。发电机引出线设备及中性点设备布置在发电机出线小室内，消弧线圈单独布置在1个房间，其它设备分两层布置。4.8.7主控室布置新建控制室面积按3台发电机布置控制设备，面积为13×30平方米，∏型布置。布置在主控室内的设备有：发电机、主变压器、高低压厂用变压器、厂用电源线及配出线等的元件的控制及保护、电度计量、远动屏台。4.8.8控制、信号、继电保护及安全自动装置a)电气控制方式采用强电一对一集中控制；b)中央信号系统采用声光报警装置；c)同期装置采用微机式自动准同期装置，备用电源自投装置采用专用的微机式备自投装置；d)保护包括发电机保护、变压器保护、高低压厂用电源保护、母线保护、配出线保护及联络电源线保护；采用微机保护装置，其中低压厂用电源保护装置下放布置于就地开关柜，其它保护装置集中布置在主控室内。-65- 4.9热工控制系统4.9.1控制方式4.9.1.1根据机组容量，主系统特点，主厂房布置等条件，机组采取就地集中控制方式。4.9.1.2本工程一期安装2台纯烧高炉煤气锅炉配一台汽机及部分辅助系统合用一个控制室，其面积约为160平方米；二期安装2台掺烧高炉煤气燃煤锅炉配一台汽机及部分辅助系统合用一个控制室，其面积约为180平方米。每个控制室分为两个区域：一个区域为运行监控区，布置控制盘台，操作员站，打印机等。另一个区域为计算机设备安放区，布置计算机装置柜，工程师站等。4.9.1.3化学水系统采用就地控制方式。4.9.2热工自动化水平机组的控制采用DCS分散式控制系统。在集中控制室内以CRT/KB为监控中心。并设有少量重要参数的常规仪表及后备手操。能在就地人员的巡回检查和少量操作下，实现机组启停、运行工况监视和调整以及事故处理等。4.9.3热工自动化功能DCS控制系统的设计原则和功能包括：1）DCS控制系统由冗余配置的中央处理单元、数据通讯系统、人机接口和电源组成。2）DCS控制系统功能的覆盖范围包括：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监视系统（FSSS）。4.9.4DCS控制系统的组成根据本期工程的控制方式，DCS控制系统的硬件主要有锅炉操作员站、汽机操作员站、除氧给水和减温减压操作员站、工程师站等组成。4.9.5主要设备选型1）DCS控制系统：选用安全、可靠、经济、实用的分散式控制系统（国产）。该分散控制系统应在同类机组中有良好的应用业绩。2）变送器：选用扩散硅式和电容式变送器。-65- 3）电动执行器：重要参数调节（送风、引风、给水、煤气供给）选用引进型电动执行器，其余参数调节，选用DKJ电动执行器。4）热工配电箱：选用抽屉式配电箱。5）其它一次元件及控制设备均选用有成熟运行经验，能满足技术要求和现场使用环境要求的设备。4.10供水系统4.10.1循环水系统本期工程规模为2台25兆瓦高背压式汽轮发电机组，配2台220吨/时高温高压纯烧高炉煤气锅炉和2台220吨/时高温高压掺烧高炉煤气燃煤锅炉。机组循环冷却用水量见表4-13。机组循环冷却用水量表表4-13单位：吨/时空气冷器冷却用水量冷油器冷却用水量合计2×3002×150＋30930电厂本期工程在主厂房内每台汽轮机组配2台循环水冷却水泵。机组冷却水利用循环水泵将循环水从吸水井内提升后，进入冷却器，进行热交换，循环水吸热后，排水通过的循环水管送入原有冷却塔水池，循环水由冷却塔水池冷却后，再流回吸水井内，由循环水泵提升，进行再循环。4.10.2补给水系统本期工程补给水量见表4-14。补给水量表表4-14单位：吨/时序号用水项目夏季补给水量冬季补给水量备注1工业用水量30.0＋4030.0＋402化学用水量9.0＋9.09.0+9.03除渣用水10.010.0-65- 4除尘用水4.04.03冲洗及杂用水1.0+3.01.0+3.04未预见用水量6.0+9.96.0+9.9按总量的15%计5合计121.9121.9电厂原有给水管线，可以满足本期及前期用水量要求，只是从原有的给水管线接入本工程各用水点即可。4.10.3生活给水系统本工程由于厂内不新增生产定员，生活用水量仅为1.20吨／时，原有生活给水管道能够满足本期工程用水要求，只是从原有的给水管线上就近引接至各用水点即可。4.10.4排水系统本期工程主厂房排水量见表4-15。主厂房排水量表表4-15序号排水项目排水量（吨/时）备注经常定期偶然1一期主厂房排水2.19.06.02二期主厂房排水2.59.06.0合计4.618.012.0原有厂区排水系统已经形成，考虑本工程新增排水量很少，本工程排水仍接入原有排水系统。对于生活排水和工业废水经处理后排放。1）生活排水经化粪池处理；2）化学水经中和池处理；3）锅炉排水经降温池处理，水温不超过40℃；4）道路雨水排入原有雨水管道内；-65- 所有污水经过处理达到排放标准后，排入排水管网内，排水管网排至原有排水系统内。对于输煤系统的冲洗水排水，新建一座输煤冲洗沉淀池，包括污水的沉淀、加药处理、回收重复利用设施。输煤系统冲洗后的污水用污水泵排入输煤冲洗沉淀池内，污水经过沉淀、加药处理，处理后的水贮存在清水池内，在通过微机给水装置、冲洗水泵打回输煤系统内，供重复冲洗用，沉淀后的煤泥用抓斗起重机及污水泵送入煤场内。4.11主厂房布置本工程分两期实施，主厂房布置如下：4.11.1一期工程主厂房布置一期工程新建主厂房位于中央电站现有7#、8#冷却塔位置。主厂房采用三列式布置。从主厂房A排至烟囱中心线，依次为汽机房、除氧间、锅炉房、煤气加热器、引风机室、烟囱。主厂房A排中心线至烟囱中心线距离为78.5米。主厂房柱距为8米，运转层标高为8米。汽机房跨度为18米，新建4个柱距，屋架下弦标高为20.8米。汽轮机采用纵向布置，机头朝向扩建端。汽机房内设置一台32/5吨电动双钩桥式起重机，轨顶标高为17.6米。三台给水泵布置在零米，靠近B排侧。除氧间跨度为8米，新建6个柱距。零米布置电气厂用配电装置；4.20米层为管道层；8米运转层布置机炉控制室；15米层布置2台高压除氧器，2台两台减温减压器，1台连续排污扩容器。除氧间屋顶标高为26.5米。锅炉房跨度为29.5米，采用紧身封闭。屋架下弦标高为42.5米。零米布置四台送风机，炉顶布置一台起重量为2吨的电动葫芦。疏水系统布置在两炉之间零米。引风机室跨度为8米，屋架下弦标高为10米。烟囱高度为100米，出口直径为4.0米。4.11.2二期工程主厂房布置本期工程新建主厂房位于中央电站现有主厂房位置，考虑与原有锅炉房煤仓间的连接过渡，主厂房采用四列式外煤仓布置。从主厂房A-65- 排至烟囱中心线，依次为汽机房、除氧间、锅炉房、煤仓间、电气除尘器、引风机室、烟囱。除尘器后留有脱硫场地。主厂房柱距为8米，运转层标高为8米。汽机房跨度为18米，新建4个柱距，屋架下弦标高为20.8米。汽轮机纵向布置，机头朝向扩建端。汽机房内设置一台32/5吨电动双钩桥式起重机，轨顶标高为17.6米。三台给水泵布置在零米，靠近B排侧。除氧间跨度为8米，新建7个柱距。零米布置电气配电装置；4.2米层为管道层；8米运转层布置汽机控制室；15米层布置二台高压除氧器，一台连续排污扩容器。除氧间屋顶标高为26.5米。锅炉房跨度为34.5米，采用紧身封闭，屋架下弦标高为41.85米。零米层布置四台送风机，炉顶布置一台起重量为2吨的电动葫芦。疏水系统布置在两炉之间零米。煤仓间跨度为9米，新建7个柱距。底层布置钢球磨煤机、排粉风机；8米运转层布置锅炉控制室和埋刮板给煤机；24.5米层布置布置两条宽度为800毫米的输煤皮带；34.95米屋面布置粗粉分离器和细粉分离器。引风机室跨度为8米，屋架下弦标高为10米。烟囱高度为180米，出口直径为4米。4.12土建建筑结构4.12.1气象、水文、地质资料基本风压：0.50kN/m2基本雪压：0.2kN/m2最大冻土深度：1.18m地下水水位：–0.40～1.0m抗震设防烈度7度根据****院提供的工程地质资料，拟建场区地层由杂填土、粉质粘土、粘土等地层组成，除人工填土层外，土层在垂直和水平方向上变化不大，土层结构均匀，属一般粘性土地基，因此，可考虑采用天然地基。地基承载力fk=180千帕。-65- 4.12.2主厂房布置本工程计划分两期实施，一期工程主厂房拟布置在中央电站7#、8#水塔位置，主厂房为三列布置，即汽机房、除氧间、锅炉房。采用钢筋混凝土框排架结构，总长度48米。汽机房跨度18米，平面尺寸为18米×32米，钢网架屋面，上铺彩色复合钢板，网架下弦标高20.8米，运转层标高为8.0米。内设32/5吨桥式吊车一台，轨顶标高17.6米。8.00米运转层以下采用粘土空心砖墙围护，8.00米以上采用金属彩色复合板。除氧间跨度为8.0米，平面尺寸8.0米×48米，共6个8.0米柱距，屋面标高26.5米。同汽机房相同，8.00米以下采用粘土空心砖墙围护，8.00米以上山墙部分采用金属彩色复合板围护。固定端设消防垂直通道，通至屋面。锅炉房利用锅炉钢架紧身封闭。跨度为29.5米，平面尺寸29.5米×48米，共6个8.0米柱距，紧身封闭围护结构采用金属彩色复合板，运转层以下采用粘土空心砖墙围护。炉顶采用轻型结构，上铺彩色复合钢板，屋架下弦标高42.5米。二期工程主厂房布置在中央电站原3#～11#炉厂房位置，新建主厂房为四列布置，即汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房。采用钢筋混凝土框排架结构，总长度56米。汽机房跨度18米，平面尺寸为18米×32米，钢网架屋面，上铺彩色复合钢板，网架下弦标高20.8米，运转层标高为8.0米。内设32/5吨桥式吊车一台，轨顶标高17.6米。8.00米运转层以下采用粘土空心砖墙围护，8.00米以上采用金属彩色复合板。除氧间跨度为8.0米，平面尺寸8.0米×56米，共7个8.0米柱距，屋面标高26.5米。同汽机房相同，8.0米以下采用粘土空心砖墙围护，8.0米以上山墙部分采用金属彩色复合板围护。固定端设消防垂直通道，通至屋面。煤仓间跨度为9.0米，平面尺寸9.0米×56米，共7个8.0米柱距，屋面标高34.95米。同汽机房相同，8.00米以下采用粘土空心砖墙围护，8.00米以上山墙部分采用金属彩色复合板围护。锅炉房利用锅炉钢架紧身封闭。跨度为34.5米，平面尺寸34.5米×56米，共7个8.0米柱距。紧身封闭围护结构采用金属彩色复合板，8.0米运转层-65- 以下采用粘土空心砖墙围护。炉顶采用轻型结构，上铺彩色复合钢板，屋架下弦标高41.85米。4.12.3主厂房结构选型主厂房横向为钢筋混凝土框、排架结构，除氧、煤仓间为多层钢筋混凝土框架结构。一期工程由汽机房边柱、锅炉房边柱通过汽机房、锅炉房屋面系统与除氧煤仓间铰接共同组成框、排架受力体系。二期工程汽机房与除氧间组成一横向框排架受力体系，锅炉房依靠锅炉钢架进行紧身封闭，受力均传至锅炉钢架，外煤仓为单跨横向框架受力体系。各体系之间只传递垂直荷载，不传递水平力，侧向刚度由各自受力体系保证。主厂房纵向为钢筋混凝土框架结构，主厂房柱均为矩形断面。汽机加热器平台、锅炉运转层平台采用钢梁—混凝土板结构形式。本工程根据****院提供的地质资料，主厂房基础、锅炉基础、汽轮机基础采用钢筋混凝土独立基础和片筏基础；其它附属建、构筑物基础根据地质资料的变化情况采用钢筋混凝土独立基础或毛石基础；大型辅机基础（送、引风机等）及其它小型辅机设备基础采用大块混凝土基础；烟囱基础及贮煤筒仓基础根据地下物探情况拟采用钢筋混凝土片筏基础或钢筋混凝土灌注桩形式；厂区内管道支架暂定为采用钢结构型式，基础采用钢筋混凝土独立基础。4.12.4其他建筑引风机室：钢筋混凝土框架结构，50米长，跨度8米，屋面梁下弦标高为10米,金属彩色复合板围护，基础采用钢筋混凝土独立基础。风机基础采用大块钢筋混凝土基础。空压机室及化学水泵间：砖混结构，长×宽×高=24米×6米×3.9米。基础型式为毛石混凝土条形基础。电气控制楼：钢筋混凝土框架结构，粘土空心砖墙围护。共设五层，宽×长×高为13米×60米×23米，采用钢筋混凝土独立基础。化学水处理车间：钢筋混凝土框架结构，长×宽×高=31×7.5×9米，共一层，粘土空心砖墙围护，采用钢筋混凝土独立基础。烟囱：一期工程高100米，出口直径4米；二期工程高180米，出口直径4米。现浇钢筋混凝土结构，烟囱内衬YBSJ耐酸浇注料，-65- 基础为钢筋混凝土片筏基础或钢筋混凝土灌注桩形式桩基。灰库：高20米，直径8米，现浇钢筋混凝土结构，基础为钢筋混凝土片筏基础或钢筋混凝土灌注桩形式桩基。空压机房：长×宽×高＝16米×8米×6米，一层砖混结构。基础为毛石混凝土条基。输煤配电室：长×宽×高＝15米×7.2米×10米，三层砖混结构。基础为毛石混凝土条基。电除尘配电室：长×宽×高=21米×9米×10米，三层砖混结构。基础为毛石混凝土条基。输煤系统：按工艺提出的两个方案，土建具体做法如下：a）方案一（贮煤场方案）：1）地下受煤斗：采用现浇钢筋混凝土箱形结构，占地面积86.4米2（12米×7.2米），共两个。2）一号转运站：采用现浇钢筋混凝土箱形结构，占地面积203米2（14.5米×14米），共两层。采用C30抗渗漏钢筋混凝土，内壁做防水砂浆面层。3）二号转运站：采用砖混结构，带地下室，占地面积150米2（15米×10米），共二层，粘土空心砖砌块围护。4）三号转运站（联合转运站）：采用现浇钢筋混凝土框架结构，钢筋混凝土独立基础，占地面积175.5米2（9米×19.5米），共三层，粘土空心砖砌块围护。5）碎煤机室：采用钢筋砼框架结构，钢筋混凝土独立基础，占地面积225米2（15米×15米），共4层，粘土空心砖砌块围护。6）四、五号转运站：采用钢筋砼框架结构，钢筋混凝土独立基础，各占地面积108米2（12米×9米），共2层，粘土空心砖砌块围护。7）输煤栈桥：零、一、二、三、四、五号输煤栈桥新建。水平投影总长420米，栈桥宽5.70米。钢筋混凝土框架栈桥柱，钢筋混凝土独立基础。纵向为钢桁架梁，钢筋砼楼面板，维护结构及屋面采取金属保温防水墙板、屋面板。b）方案二（贮煤筒仓方案）：-65- 1)地下受煤斗：同方案一。2）一号转运站：同方案一。3）二号转运站：同方案一。4）三号转运站：采用现浇钢筋混凝土框架结构，钢筋混凝土独立基础，占地面积108米2（9米×12米），共二层，粘土空心砖砌块围护。5）四号转运站：采用现浇钢筋混凝土框架结构，钢筋混凝土独立基础，占地面积230.55米2（14.5米×15.9米），共二层，粘土空心砖砌块围护。6）地下转运站：采用现浇钢筋混凝土结构，占地面积108米2（15米×7.2米），共三层。7）碎煤机室：同方案一。8）五、六号转运站：采用钢筋砼框架结构，钢筋混凝土独立基础，各占地面积108米2（12米×9米），共2层，粘土空心砖砌块围护。9）输煤栈桥：一至七号输煤栈桥新建。水平投影总长585米，栈桥宽5.70米。钢筋混凝土框架栈桥柱，钢筋混凝土独立基础。纵向为钢桁架梁，钢筋砼楼面板，维护结构及屋面采取金属保温防水墙板、屋面板。10）贮煤筒仓：直径22米，高40米，共3个。采用钢筋混凝土现浇结构，基础采用桩基。4.12.5围护结构及施工建议厂区中主厂房的围护结构主要采用彩色复合板，其余建（构）筑物的围护结构（有特殊要求的除外）均采用粘土空心砖，利用其轻质、保温、隔音、节约土地的特点，达到节约能源的目的。本工程土建建（构）筑物虽然布置比较紧凑，但现场施工场地有限，并且周围的管线也正运行，无法停止，而本期施工势必对其将产生影响。为保证安全生产，需在施工前对周围设施及其基础采取保护措施，或采取相应的过渡措施。-65- 4.12.6土建建（构）筑物主要建（构）筑物一览表（一期工程）表4-15编号建（构）筑物名称结构尺寸结构形式备注1主厂房汽机间18×32米，网架下弦20.8米钢筋混凝土排架结构2主厂房除氧间8×48米，屋面板顶标高26.5米.多层钢筋混凝土框架结构多层3主厂房锅炉间29.5×48米,炉架板顶下弦42.5米复合彩板紧身封闭结构4引风机室8×50米,屋面板底标高11.5米。钢筋混凝土框架结构单层5空压机房及化学水泵间24×6米,屋面板底标高3.9米。砖混结构单层6电器控制楼60×13米,屋面板底标高23米。钢筋混凝土框架结构五层7烟囱高100米，口直径4米钢筋混凝土筒仓10化学水车处理室31x7.5米，屋面板底标高9米钢筋混凝土排架结构单层主要建（构）筑物一览表（二期工程）表4-16编号建（构）筑物名称结构尺寸结构形式备注1主厂房汽机间18×32米，网架下弦20.8米钢筋混凝土排架结构2主厂房除氧间8×56屋面板顶标高26.5米.多层钢筋混凝土框架结构多层3主厂房锅炉间34.5×56米,炉架板顶下弦41.85米复合彩板紧身封闭结构4主厂房煤仓间9×56米,屋面板顶标高34.95米多层钢筋混凝土框架结构多层5引风机室8×50米,屋面板底标高11.5米钢筋混凝土框架结构单层6烟囱出直径4米，高180米钢筋混凝土筒仓7渣仓7.2x7.2x8.7米钢筋混凝土框架结构单层8灰库直径8米，高20米钢筋混凝土筒仓-65- 8除尘器室17.48x10.85米，钢框架（厂家自带）。钢筋混凝土独立基础,彩色复合钢板封闭土建作基础及围护结构9输煤配电间15×7.2米，顶板底标高10米。砖混结构三层10空压机房16x8米，顶板底标高6米。钢框架单层11电除尘配电室21×9米，板底标高10米。砖混结构三层12贮煤筒仓直径22米，高43米。钢筋混凝土筒仓（运煤系统方案二）13一号转运站14x14.5x11米钢筋混凝土箱形结构14二号转运站15x10x10米砖混结构带地下室15三号转运站12x12.6x52米钢筋混凝土框架高架转运站16四号转运站14.5x15.9x10米砖混结构带地下室17地下转运站15x7.2x7.5米钢筋混凝土箱形结构18碎煤机室15x15x21米钢筋混凝土框架四层19五号转运站12x9x30米钢筋混凝土框架高架转运站20六号转运站12x9x37米钢筋混凝土框架高架转运站21地下落煤斗12x7.2x6.5米钢筋混凝土箱形结构22输煤栈桥5.7x2.5x585米钢筋混凝土排架4.13采暖、通风及空调4.13.1采暖热源及热媒参数主厂房和输煤系统及电除尘器室采用蒸汽采暖。汽源来至老厂，参数为0.294兆帕、145℃。蒸汽采暖系统的凝结水集中回至主厂房凝结水箱。其余建筑物均采用热水采暖。热源由老厂厂区采暖地沟中引出，热水温度为95/70℃。4.13.2主厂房采暖通风空调主厂房采暖均按机、炉停运时维持室内+5℃设计，采暖设备采用散热器、暖风机和热风幕。主厂房采用自然通风方式排出室内余热。室外空气从底层、运转层外窗进入，汽机房的热空气通过高侧窗排至室外；锅炉房的热空气从屋顶通风器排至室外。-65- 厂用变压器室、厂用配电装置室及电缆沟均采用自然进风机械排风系统排出余热。蓄电池室采用机械进风机械排风系统，进风系统设新风机组进行过滤及冬季加热等处理。集中控制室设水冷恒温恒湿空调机组调节室内温湿度。在主厂房8.0米层设一空调机房，内布置二台H60水冷恒温恒湿空调机组和一台排烟风机。用风道向集中控制室送、排风。4.13.3输煤系统采暖通风除尘锅炉改造工程二期安装2台220吨/时掺烧高炉煤气燃煤锅炉，输煤系统采用蒸汽采暖，压力0.294兆帕；温度145℃。散热器选用易清扫的排管散热器。输煤筒仓、碎煤机室、转运站和煤仓间设置通风除尘系统，碎煤机室、转运站选用多管冲击JJDCC-7-Ⅱ除尘器，输煤筒仓、煤仓间选用选用扁布袋LLGSH-36-A除尘器。输煤筒仓除尘器兼作筒仓事故通风风机。4.13.5其它建筑物通风空调电除尘控制室、输煤控制室设置分体柜式或分体壁挂式空调器来调节室内温度。4.13.6厂区采暖管道新建附助、附属建筑物采暖均分从附近采暖干管上引出，厂区采暖管道采用直埋敷设方式。5环境保护5.1概述5.1.1采用标准及依据1）《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）的Ⅲ级标准；2）《污水排入城市下水道水质标准》（CJ3082-1999）；3）《环境空气质量标准》（GB3095-96）的二级标准；4）《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-96）；5）《辽宁省污水与废气排放标准》废水部分（DB21-60-89）二级。5.1.2电厂地区环境概况-65- 电厂位于鞍山市西北部，厂址地区属北温带季风气候，常年主导风向为西南风，平均风速为3.7米/秒，年平均气温8.7℃。电厂现状烟气排放情况见表5-1。电厂现状烟气排放情况表5-1名称单位2×130t/h煤粉锅炉5×130t/h煤粉锅炉除尘器型式水膜除尘器水膜除尘器除尘器效率%9898脱硫效率%1010烟囱高度M12080二氧化硫排放量t/a7259烟、尘排放量t/a6654中央电站水污染源排放的各种污染物均未超过国家污水排放标准。现有锅炉点火排汽管道及安全阀排汽口已经安装消声器。中央电站现无环境监测站，设有专责工程师负责环保管理工作。5.2本期工程污染防治5.2.1烟气治理及排放一期工程2×220吨/时锅炉的燃料采用高炉煤气（清洁燃料），替代原有燃油锅炉，烟气中主要污染物为烟尘，利用1座高100米、上口直径为4米烟囱排放烟气，通过高架源的稀释扩散可满足《火电厂大气污染物排放标准》要求。电厂烟气排放情况见表5-2。一期工程投产后污染物排放情况表5-2项目烟尘浓度mg/m3实际值允许值本期2×220t/h燃气锅炉20200二期工程安装2×220吨/时掺烧高炉煤气的煤粉锅炉所排放的烟气中主要污染物为烟尘和二氧化硫。烟气处理采用除尘效率≥99.8%静电除尘器，脱硫效率≥80%-65- 的湿法脱硫装置与电站保留的原有2×130吨/时煤粉锅炉利用新建一座高180米、上口直径为4米的烟囱排放烟气，通过高架源的稀释扩散，电厂烟气排放情况见表5-3。二期工程投产后污染物排放情况表表5-3项目二氧化硫排放量kg/h二氧化硫浓度mg/m3烟尘浓度mg/m3实际值允许值实际值允许值实际值允许值现有2×130t/h锅炉296.4643600本期2×220t/h燃气锅炉20200本期2×220t/h煤粉锅炉118223210090200全厂414.43084753从表中可以看出，全厂二氧化硫排放量占标准值的13%，现有2×130吨/时锅炉烟尘排放浓度占标准值的107%，本期2×220吨/时锅炉烟尘排放浓度占标准值的38%，满足《火电厂大气污染物排放标准》要求，建议电厂对现有的2台130吨/时锅炉进行除尘器改造。综上所述，本期工程通过“以大代小”，并采取清洁能源、高效除尘，使改造后的中央电站每年SO2排放量减少4457吨、烟尘减少5414吨。降低了污染物的排放量，改善了周围空气质量做到节约能源，达标排放。5.2.2污水治理及排放工业废水和生活污水处理措施根据废水所含有不同性质的污染物分别进行处理，并充分利用原有设施：a）锅炉排污水经降温池处理后排放，每小时排水量9吨。b）酸碱废水经中和池（依托原有的）处理，每小时排水量5吨。c）生活污水经化粪池处理，每小时排水量0.48吨。-65- 上述排水经汇总后，由（污水泵房）总排放口排入****废水排水明渠，进入****污水处理场统一处理。电厂排放的废水经处理后可满足国家《污水排入城市下水道水质标准》和《辽宁省污水与废气排放标准》废水部分（DB21-60-89）二级标准。5.2.3噪声治理噪声必须先从声源上控制，设备选择必须符合国家噪声标准要求。对声源上无法根治的噪声在设计上对噪声源较强的设备加装消声器或隔声罩，如安全阀排汽、锅炉点火排汽设置小孔消音器；对汽轮机、发电机等大型转动机械设备采取加隔声罩、地基基础减振等综合措施。对运行及管理人员集中且噪声较强烈的厂房设置值班室，对门窗用隔、吸声（如密封）门窗，室内选用有较好的吸声性能的墙壁材料。采取上述有效的治理措施后，噪声对外界不会产生较大的影响，满足《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）的Ⅲ级标准要求。5.2.4绿化本期工程新增绿化面积9900平方米，保证绿化系数在20%以上。5.2.5环境管理及监测按《火电厂环境保护监测条例》要求，在新建的2×220吨/时燃煤锅炉烟道处设置一套烟气连续监测系统，新建环保监测站（与劳动保护基层站监测站合为一个机构）配备有关的仪器设备。5.3灰渣综合利用本工程二期新建的2×220吨/时燃煤锅炉小时灰渣量36.12吨，采用干式除渣、气力除灰系统，灰、渣以综合利用为主，事故灰场贮灰为辅，生产过程中的全部灰渣供给****冀东水泥厂，用于生产水泥。6劳动安全与工业卫生6.1危害因素分析本工程生产中可能产生的职业危害以及造成危害的因素有：a)易燃易爆的部位有锅炉系统、烟气系统等；b)易危及人身安全的场所有屋内、屋外的配电装置和电厂内所有带电的设备；c)易产生机械伤害的部位及场所有各类转动机械设备外露部分和运输胶带机等；d)易发生坠落伤害的部位有需登高处的平台、楼梯及上人的屋面等；-65- e)易产生粉尘的部位及场所主要是输煤系统部分；f)易产生噪声的设备及场所有锅炉的点火排汽、安全门的排汽、各种水泵、风机等；g)易产生振动的设备及场所有各种风机、水泵等；h)属于高温场所主要是主厂房。6.2设计依据本工程劳动安全及工业卫生主要设计依据如下：a)《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053-96）；b)《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》；c)辽宁省工程建设项目设计《工业卫生篇》编写提要（辽卫字[1994]77号）；d)《工业企业建设项目卫生预评价规范》（卫监发[1994]第28号）；e)《作业场所空气中呼吸性煤尘卫生标准》（GB16248-1996）；f)《职业病防治法》。本工程劳动安全与工业卫生设计贯彻“安全第一，预防为主”的方针，并严格执行有关的国家现行标准与规程。6.3防护措施为了改善劳动条件,保护劳动者在生产过程中的安全和健康,本工程设计将结合生产工艺的具体特点,重点针对防火防爆、防机械伤害、防尘、防坠落伤害、防毒、防化学伤害、防噪声、防振动、防暑、防寒、防潮及其它劳动安全和工业卫生等内容，对生产运行和劳动条件的安全卫生予以充分的考虑，并采取相应措施及防范设施：a)防火、防爆为防止锅炉的爆炸伤人，锅炉本体设有相应的防爆门引出管。系统中设有锅炉安全监控及灭火保护等。 b)防坠落锅炉汽轮机运转层及检修起吊孔周围设置栏杆，护板等。各钢爬梯设扶手，对经常需要运行维护、检修的大型转动机械,如送、引风机等,均设有维护平台，以保证运行、检修人员的安全。-65- 所有承压的汽、水、油等设备及管道，都严格按照有关法规、规程进行设计，以防漏泄和爆炸伤人。c)防电伤为了保证电气运行、检修人员安全，按照高压配电装置设计规程，确定电气距离和带电体对地距离。电气设备采取双接地引线，采用五防式封闭式开关柜，户外隔离开关采用联锁装置，以防误操作。在有爆炸危险的场所采用防爆电气设备。对穿墙电缆和电缆隧道，采用防火隔断、与易燃易爆隔离等措施。锅炉本体附近电缆采用阻燃电缆。d)建筑防火建筑设计满足防火规范要求，严格执行防火间距的规定，构造上考虑防火和防爆泄压的需要。本期工程主要生产建筑物的火灾危险性及其最低耐火等级见表6-1、表6-2。e)噪声及振动防治对于大型转动机械设计时向制造厂家提出噪声标准要求（达到85分贝以下）。在转动机械较多之处，如主厂房零米设隔音值班室。高速汽流及两相流动的管道、减压阀、减温减压器等处做保温层设计，抑制噪声扩散。排汽管道、防爆门排汽口设有消音器。在建筑设施布置上尽量使主要工作场所和生活场所分开避免强噪声源，减轻噪声危害。对运行人员集中的控制室，采用隔音结构。f)防尘在生产车间采取防止灰、煤尘的跑、冒、滴、漏措施，根治粉尘源，消灭尘肺病。采用筒仓储煤，输煤、除尘管道采取负压输送，运煤系统采用湿式多管除尘器和扁布袋除尘器，并采取机械通风措施。工作地点空气中的含尘浓度不应大于10毫克/立方米，呼吸性煤尘不应大于3.5毫克/立方米，并配备个人防护用具。除尘系统向室外排放浓度不应大于120毫克/立方米。g)高温防护主厂房属于高温车间，为排除余热，主厂房采用自然通风，保证作业区适当温度。单元控制室采用集中空调，以保证良好的设备运行条件和工作环境。对高温设备及管道，设计保温层。h)生活饮用水处理-65- 电厂现有生活用水水源由市自来水公司供给，符合国家有关卫生标准要求。本期工程生活也饮用水仍采用自来水。i)其它预防措施对转动机械加装防护罩等防机械伤害，对危害人身健康的场合，均设立栏杆，标志牌。各种通道、工作场所均设置照明设备。易燃易爆部位设置有自动报警装置及防护用具。建（构）筑物在生产过程中的火灾危险性及其最低耐火等级表6-1序号主要生产建（构）筑物生产过程中的火灾危险性最低耐火等级1主厂房丁二级2烟囱丁二级3引风机室丁二级4空压机室丁二级5主控制楼戊二级6室内配电装置丙二级7电气综合控制楼戊二级8化学水处理室戊三级9酸碱计量间戊三级10电除尘器室丁二级11转运站丙二级12输煤栈桥丙二级13碎煤机室丙二级14输煤综合楼丙二级15采光间丙二级16输煤隧道丙二级17地下卸煤沟丙二级18储煤筒仓丙二级19输煤沉淀池戊二级16推煤机库丁二级17除尘器控制室戊二级18灰库丁二级19渣库丁二级20空压机室丁二级-65- 7电厂消防7.1概述7.1.1主要设计原则1）贯彻“预防为主，消、防结合”的方针。2）按消防设计规范，火警以“同一时间内的火灾次数为1次”为准则的有关规定配备消防水的水源设备。3）所采用的探测、报警和灭火设施，要求达到满足火灾初期就能发出报警之功能，并能进行探测。7.1.2设计范围电厂本期新建部分的消防设计。由于电厂位于****厂区，在****区消防范围内，因此电厂内不考虑自行设置消防站。7.1.3消防系统组成部分电厂本期工程消防系统由以下三部分组成：1）消防给水系统；2）移动式灭火系统；3）火灾探测报警系统。7.1.4本工程依据的主要规范、规定如下：1）《建筑设计防火规范》(GBJ16-89)（2001年版）；2）《建筑灭火器配置设计规范》(GBJ140-90)（1997年版）；3）《火力发电厂生活、消防给水和排水设计规定》(DLGJ24-91)；4）《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229-96)；5）《火灾自动报警系统设计规范》(GB50116-1998)。6）《石油化工企业设计防火规范》(GB50160-1992)；7）《原油和天然气工程设计防火规范》(GB50183-1993)。7.2总平面布置与交通防火要求-65- 7.2.1总平面布置本工程新建2台220吨/时纯烧高炉煤气锅炉及1台25兆瓦高背压前置发电机组，主厂房布置在中央电站7#、8#水塔位置；新建2台220吨/时掺烧高炉煤气燃煤锅炉及1台25兆瓦高背压前置发电机组，主厂房布置在中央电站现有主厂房3#～11#炉位置。该厂址位于****公司厂区的中央，南接炼铁厂，北靠第一炼钢厂，东临化工总厂，西与供电厂01变电所接壤。7.2.2建筑物的防火间距及消防车道本期工程总平面布置根据《火力发电厂设计技术规程》《火力发电厂总平面布置及交通运输设计技术规定》及有关消防规范进行设计。由于该工程在原厂址建设，故部分建构筑物间距不满足消防要求，但均考虑采取防火措施来解决间距不足的问题。电厂原厂区内的消防通道网已经形成，在厂区四周均有****公司厂区道路，公路交通十分方便。厂内道路与市区道路连接，厂区内形成环道，道路宽度为6米，路面为沥青路面，道路转弯半径为9米，满足厂内外交通运输和消防的要求。同时，仍然维持电厂原有工程设置的出入口，做到人车分流，保证消防车辆出入的顺畅。7.3建筑物与构筑物防火要求7.3.1主厂房火灾危险分类为“丁”类,耐火等级为二级。7.3.2主厂房的围护结构采用非燃烧材料，并满足《建筑设计防火规范》中有关的耐火极限要求。7.3.3汽机房屋面对应于汽轮机头部油箱上部的钢网架刷防火涂料。7.3.4主厂房扩建端山墙设有通至各层的室外消防钢梯。7.4消防给水系统和电厂各系统的消防措施7.4.1消防给水系统7.4.1.1消防流量本期工程消防用水流量（火灾延续时间按2小时计）：-65- 1）室内消防用水量40升/秒；2）室外消防用水量25升/秒；3）室内、外消防用水总量为65升/秒，即234吨／时。7.4.1.2消防给水系统本期工程在主厂房室外等重要建筑物周围设置环状消防水管网，室外安装地下式消火栓，消火栓间距不超过120米。在主厂房内敷设环状消防给水管网，主厂房的零米层和运转层等处均设有消火栓，消火栓的布置满足消防时同层相邻两消火栓的水枪充实水柱同时到达室内任何部位的要求，消火栓为SN65型直角出口消火栓。在室内消防给水管道上设置阀门用于检修管道，阀门设明显启闭标志。主厂房设2根消防进水管，在主厂房室外设置消防水泵结合器，与至室内消防给水管网相连接，在主厂房室内消火栓及主要通道处设置直接启动消防水泵的消防按钮，并在主厂房屋面上设置消防水箱，满足室内10分钟消防流量要求，屋顶设有试验用消火栓。7.4.1.3消防水泵房本期工程新建一座消防水泵房，泵房内安装2台消防水泵、2台稳压水泵和1个气压罐。泵房内设有值班室，并设有通讯、采暖等设施，消防水管道上设有压力表、安全阀等，水泵吸水方式采用正压进水，每台水泵都设有单独的进水管。消防水泵直接从厂内已有的工业水管网上吸水。7.4.2电气设施的消防系统7.4.2.1防止电缆发生火灾的措施在电缆选型中，对长期经受高温作用的场所避免选用普通塑料电缆；对高压重要回路避免选用充油电缆，对6千伏厂用回路电缆选用交联聚乙烯电缆和难燃电缆。在电缆敷设中，在易燃易爆场所不采用架空敷设方式。为了防止沟、隧道中的电缆因泡水而导致绝缘被破坏引起火灾，做好沟、隧道等排水系统的设计。在电缆敷设的路径选择上,尽量避开火灾易发生区,如汽机头部,油箱附近等。-65- 7.4.2.2防止电缆火灾蔓延措施在沟、隧道中设置防火门，阻火隔墙或阻火段，主要有以下部位：长距离沟道每隔100米处；通向控制室，配电装置室和厂区等场所的沟道入口处或分枝通道处；厂用配电装置室内；厂用母线段分界处。通道中的阻火墙采用防火阻燃材料涂料，当不设置防火门时，在靠近阻火墙两侧区段上涂阻燃涂料，设阻燃区带或采取其它防止火焰由门洞窜燃的措施，通道中的阻火段由耐火槽盒或耐火托架构成，阻火段的长度应能防止火焰延燃或窜燃。7.4.3汽轮发电机的消防措施7.4.3.1汽轮机主油箱上设置排油烟机，排油烟管道引至主厂房外无火源处。7.4.3.2汽轮机主油箱、油泵及冷油器设备，尽量集中布置在汽机房底层靠外墙一侧。7.4.3.3在汽机房外设置密封的事故排油箱（坑），其布置高程和排油管道满足事故时排油通畅的需要。其油箱（坑）容积满足一台最大机组油系统的量。7.4.4运煤系统的消防措施7.4.4.1卸煤装置及主厂房落煤斗斗壁光滑耐磨、交角呈圆角状,避免有突出或凹陷部位；壁面与水平面的交角不小于600，料口部位为等截面收缩或双曲线型。7.4.4.2运煤系统中的金属煤斗及落煤管的转运部位,采取有防撒和防积措施。7.4.4.3运煤系统中设置除尘设备，除尘设备的风道及部件均采用不燃烧材料制作。7.4.4.4运煤系统的室内机械设备,其电动机外壳防护等级采用IP54级。7.4.5锅炉制粉系统的消防措施7.4.5.1煤粉仓及其盖板具有整体坚固性和严密性。煤粉仓按承受9.8千帕的爆炸内压设计。7.4.5.2煤粉仓设有测量煤粉温度、煤粉位置和灭火、吸潮、放粉及防爆设施，灭火介质为蒸汽。7.4.5.3煤粉系统的设备、管道以及在制粉间穿过的汽、水、油管道的保温材料均采用不燃烧材料。7.4.5.4-65- 锅炉及煤粉系统的维护平台和扶梯踏步,采用网眼或栅格钢板制作。位于煤粉系统、炉膛及烟道处的防爆门排出口之上及油嘴之下的维护平台,采用花纹钢板制作。7.4.6移动式灭火器的设置在主厂房等建筑物室内外，分别根据火灾种类的不同设置不同类型移动式灭火器：1）扑救A类型的火灾选用水型、泡沫、磷酸铵盐干粉灭火器；2）扑救B类型的火灾选用干粉、泡沫、二氧化碳灭火器；3）扑救C类型的火灾选用干粉或二氧化碳灭火器；4）扑救带电火灾选用磷酸胺盐干粉或二氧化碳灭火器；5）扑救A、B、C类型的火灾和带电火灾选用磷酸胺盐干粉灭火器。在同一灭火器配置场所，尽量选用同一类型、操作方法相同的灭火器；当必须选用不同类型的灭火器时，要选用灭火剂相容的灭火器。灭火器的配置根据《建筑灭火器配置设计规范》中的有关要求进行设置。7.5火灾报警及控制系统本期设置消防报警系统一套，集中报警装置布置在本期主控室内，火灾探测将在新建主厂房各层、热工控制室、办公楼等建筑物及构筑物电缆沟、电缆桥架等区域装设，报警信号发至主控室集中报警。7.6消防照明应急照明采用蓄电池直流供电。应急照明与正常照明同时运行，正常时由厂用电源供电，事故时能自动切换到蓄电池直流母线供电；主控制室的应急照明，正常时不运行。远离主厂房的重要工作场所的应急照明，采用应急灯。采用双电源供电的消防设备，在最末一级配电箱切换。7.7消防供电本期工程需新建消防水泵防，新增两台消防水泵。消防水泵供电负荷按Ⅰ类负荷设计，直接从电气厂用配电室供电。7.8采暖通风与空气调节设施防火7.8.1输煤建筑采暖采用光面管散热器，采暖热媒温度不超过160℃。-65- 7.8.2屋内配电装置通风系统的排风风机兼做事故排烟风机，火灾时切断通风机电源。7.8.3蓄电池室采用自然进风、轴流风机排风的通风方式，室内空气不进行再循环，风机电机采用防爆电机。7.8.4电缆隧道采用机械通风方式，火灾时立即切断电源，通风系统的风机与火灾探测器连锁。7.8.5主厂房采用自然进风，自然排风的通风方式，进风窗设在底层和运转层。锅炉排风设置通风天窗排风，排风窗面积满足要求。7.8.6输煤系统落煤点设置除尘器，除尘器排风满足排放标准。除尘风管采用钢板制作。7.8.2采暖管道采用焊接钢管，散热器采用钢制散热器，且采暖管道不穿越变压器室、配电室等电气设备间。7.8.5室内外采暖供热管道，保温材料采用不燃烧材料。7.9存在的问题作为消防水的供水水源，应为环状管网或两路供水，供水保证率应为100％。****公司明确一发电中央电站的供水管网能够作消防水的供水水源，希望初步设计阶段电厂提出有关消防水源方面的文字资料。8节约和合理利用能源8.1节煤节电本工程新建锅炉可增加消耗****放散的高炉煤气28×104标米3/时，每年可节约标准煤约23万吨，降低了生产成本，改善了周围环境污染程度。一期工程替代燃油锅炉，电厂每年可节省燃油约16万吨。设计选用高背压机组，改造后中央电站供电煤耗0.323千克/千瓦时，比改造前0.452千克/千瓦时低近0.129千克/千瓦时，年供电可节省标煤4.63万吨。8.2节约用水设计考虑工业水回收，所有设备及转动机械的冷却水尽量重复使用。8.3采用高效节能设备-65- 优先选用低损耗的主变压器和厂用高压变压器，辅机设备采用优质低耗、节能设备，电动机采用Y系列电机，以节约电能。8.4加强计量监视仪表管理燃煤锅炉炉前采用称重式计量给煤机，便于电厂经济核算；在电气系统和厂用电系统，装设足够数量的电度表和各种测量表计，以便合理计算电量和监视考核运行指标。9电厂定员9.1电厂定员参照水利电力部1983年6月颁发的《火力发电厂机构定员标准》（试行）编制。9.2本工程为锅炉改造工程，新建机组将替代原有老机组。本工程建成后利用电站原有人员指标，不增加新的人员指标。9.3电厂管理按现有机构不变，实行厂、车间（科室）、班（组）三级管理，运行人员按四班编制，检修人员依托老厂。9.4本工程设计定员如下：一期工程：机、炉、电运行63人机、炉、电维护18人化学运行及维护29人热工自动化13人值长4人总定员127人二期工程：机、炉、电运行63人燃料运行及维护104人除灰运行及检修18人热工自动化11人-65- 车辆运输（灰罐车）9人总定员205人10工程项目实施条件和轮廓进度10.1工程项目实施条件本工程分为两期建设，一期工程为新建两台220吨/时纯烧高炉煤气锅炉配置一台25兆瓦高背压前置汽轮发电机组；二期工程新建两台220吨/时掺烧高炉煤气燃煤锅炉配置一台25兆瓦高背压前置汽轮发电机组。本工程拟建场地在电厂厂区内，厂区范围内地势较为平坦，但厂区布置紧密，交通稍有不便，可供本期工程施工使用的场地少且分散。根据《火力发电工程施工组织设计导则》中对地区的划分，鞍山属于Ⅲ类地区，冬季气候比较寒冷，都给施工增加了许多困难。根据《火力发电工程施工组织设计导则》的规定，Ⅲ类地区，建设规模2×5万千瓦机组的施工用地为13.0～15.0公顷，随着施工机械和施工工艺的改进和提高，施工用地指标可以大大的降低，本期工程分期建设，部分施工场地可以随时间重复使用，根据本工程的具体情况，本期工程的施工用地4.0公顷可满足施工的需要。一期工程施工场地主要分三块，主要施工场地为拟建主厂房扩建端有约0.3公顷，可作为土建及设备安装用地；另在拟建化水模块的东侧有约1.25公顷，作为材料及设备堆放场地；合计1.55公顷，其余不足部分可利用厂区内的空地，见缝插针予以解决。施工临建、设备堆放、钢筋加工以及生产、生活临建均可布置在化水模块的东侧及电厂的空地中。二期工程施工场地主要分三块，主要施工场地为拟建主厂房扩建端有约0.7公顷，可作为土建及设备安装用地；另在拟建化水模块的东侧有约1.25公顷，作为材料及设备堆放场地；合计1.95公顷，其余不足部分可利用厂区内的空地，见缝插针予以解决。施工临建、设备堆放、钢筋加工以及生产、生活临建均可布置在化水模块的东侧及电厂的空地中。-65- 由于本期工程施工场地面积较少，设备及材料堆放场地比较分散，施工期间大部分设备和材料需要二次倒运。本期工程设备可采用分批运输，现场组装。大型设备或构件可通过铁路运输至厂外临时货场，然后用汽车运至施工现场。另外，本期工程所需力能供应及来源均由中央电站自身解决。根据本期工程的装机容量和主厂房的结构类型及施工现场的实际情况，主厂房大型起吊设备布置如下：在汽机房布置一台60吨塔吊，负责汽机房A排柱、吊车梁及汽机房屋架的吊装；锅炉房同样布置一台60吨塔吊，负责除氧间设备、锅炉大板梁、锅炉钢架和屋面的吊装。10.2工程项目的轮廓进度为提高综合进度应考虑以下措施：1)对影响工程施工的原有建构筑物和管线，提前进行拆除和过渡，以免对工程工期和生产造成影响。2)设备供应计划应能配合工程进度要求，能使制造厂发货日期，运输时间计划的制定符合工程要求，尽量做到设备随到货，随安装。这样既可以节省堆放设备的场地，又可以减少设备的二次搬运费用。3)施工主吊机械应尽早落实，并能按要求时间运抵现场，进行组装。4)土方开挖与厂内重要沟道最好能一次施工，避免二次开挖。这样，可以较快腾出施工场地，避免地下工程施工对交通运输的影响。综合进度应考虑以下因素的影响：1）施工场地狭小及土建、安装交叉作业对施工工期的影响；2）原有建构筑物的拆除、过渡对施工工期的影响；3）基坑采用人工挖土以及基坑降水对土建施工的影响；4）材料及设备的二次倒运对施工的影响。本工程的施工轮廓进度如下：施工图设计7个月施工准备2个月-65- 主厂房开挖至安装进入10个月主厂房开挖至一号机组投产15个月施工综合进度安排表项目Ⅰ（年）Ⅱ（年）12341234施工图设计施工准备土建施工设备安装及调试11投资估算及财务评价11.1投资估算11.1.1原则及依据1）工程量本工程可研阶段设计各专业提供的技经估算及评价资料。2）费用组成及计算标准执行国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部2001年颁发的计基础[2001]26号文关于《热电联产项目可行性研究技术规定》。国家电力公司1999年颁发的国电火[1999]677号文《关于印发电力建设工程监理费和建设项目法人管理费调整办法的通知》。3）定额执行原电力工业部1996年颁发的电建[1996]739号文关于《电力建设工程概算定额》及1996年北京地区价目本（建筑、热力、电气）篇。国家电力公司电力建设定额站1999年颁发的电定定[1999]36号文关于《电力建设建筑工程概算定额----上下水、采暖、通风、除尘、照明综合指标》。-65- 国家电力公司电力建设定额站2000年颁发的电定定[2000]19号文关于《电力建设建筑工程概算定额----有关问题的解释及定额子目调整、补充的通知》。原电力工业部1997年颁发的《电力建设工程调试定额》。4）材料价格安装工程执行原电力工业部东北电管局1999年颁发的《东北电力建设安装工程装置性材料预算价格》。建筑工程材料找差依据辽宁省工程造价信息2001年第四期找差。5）设备价格主设备采用当前询价，其余设备采用原电力工业部2000年颁发的《全国电力工程建设常用设备1999年价格汇编》。6）建设期贷款利息按5.76%利率计列。11.1.2投资概况本工程计划总投资为59934万元，单位投资为11987元/千瓦·时。其中发电工程动态投资为54336万元，单位投资为10867元/千瓦·时。发电工程静态投资为53205万元，单位投资为10641元/千瓦·时。11.1.3投资估算表1）总估算表2）安装工程部分汇总估算表3）建筑工程部分汇总估算表11.2财务评价11.2.1原则及依据依据原电力部电力规划总院电规经（1994）2号文关于《电力建设项目经济评价方法实施细则（试行）》等文件的通知进行编制，评价采用原电力部电力规划总院2000年推荐发行的《热电工程经济评价软件》。11.2.2资金筹措及偿还-65- 本工程计划总投资为59934万元，根据****高炉的总体改造规划，计划分两期实施，一期工程总投资为20077万元。其中静态投资为19610万元，流动资本金41万元。二期工程总投资为39857万元。其中静态投资为33595万元，配套高炉煤气柜工程5000万元，流动资本金557万元。资金筹措根据国经贸投资[2002]548号文件，该工程列为2002年国家重点技术改造项目计划，批准利用第八批国债专项资金银行贷款3亿元，3年贴息5400万元；其余为自有资金，计24534万元。贷款利率按5.76%，宽限期为1年，偿还期按10年。为保证锅炉改造一期工程高炉煤气系统安全、稳定运行，设计要求采用国外进口高炉煤气快速关断阀，列资60万美元，合人民币498万元（汇率按1：8.30计算），由自有资金解决。11.2.3投资使用计划一期工程建设期15个月，2002年9月15日开工，第2年12月，机组投产。资金第一年投入30%，第二年投入70%。二期工程建设期15个月，2004年9月15日开工，第2年12月，机组投产。资金第一年投入30%，第二年投入70%。-65- 11.2.4其他参数详见原始数据表11.2.5主要财务评价指标财务评价效益一览表表11-1序号项目指标备注改造工程其中一期工程1机组容量(万千瓦)5.02.52固定资产总投资(万元)59934200773单位投资(元/千瓦)1198780314流动资金(万元)1991.83134.095投资回收期(年)5.892.966投资利润率(%)34.55121.207投资税利率(%)41.04140.658财务内部收益率(%)29.0679.739售电价格(元/千度)350.0350.0不含税10售热价格(元/吉焦)25.025.0不含税11.2.6敏感性分析通过对电价、热价、煤价、投资的敏感性分析计算，该项目的抗风险能力较强。详见敏感性分析评价指标表。11.2.7经济效益评价结论本项目财务评价各项指标较好。财务内部收益率高于基准收益率10%，财务净现值大于零。因此，本项目的建设从财务评价看是可行的。12结论-65- 12.1****第一发电厂中央电站锅炉改造工程安装2台纯烧高炉煤气锅炉配1台25兆瓦高背压前置汽轮发电机组，可以充分利用****公司生产中排放的高炉煤气作为锅炉燃料，替代现有中压燃油，年可节省标煤23万吨，折合燃油16万吨。改善了空气质量，降低了生产成本，用汽轮机背压排汽替代原有部分中压锅炉，满足现有汽轮发电机组和汽动鼓风机运行。安装2台高压掺烧高炉煤气燃煤锅炉配1台25兆瓦高背压前置汽轮发电机组替代原有中压煤粉炉，工程投产后中央电站每年SO2排放量减少4457吨、烟尘排放量减少5414吨，并可实现安全生产，降低生产成本，灰渣综合利用，提高经济效益，改善环境状况，节约能源。12.2****第一发电厂中央电站锅炉改造工程是在电站原有厂房位置进行改造的“以大代小”项目，利用2台25兆瓦高背压前置汽轮发电机组背压排汽替代原有部分中压锅炉，满足现有汽轮发电机组和汽动鼓风机运行。进一步实现了安全生产，降低生产成本，提高经济效益，改善环境状况以及职工的作业环境。12.3中央电站锅炉改造工程计划总投资59934万元，按两期实施，一期工程计划总投资20077万元，二期工程计划总投资39857万元。根据经济效益分析（按动态投资），本工程投产运行后的内部收益率为29.06%，投资利润率为34.55%，投资回收期5.89年；其中一期工程锅炉燃料为****公司放散的高炉煤气，生产成本降低，内部收益率为79.73%，投资利润率为121.20%，投资回收期2.96年。13需要说明的问题1）由于建设单位提供工程建设场地的地质资料没有进行实测，有关土建建（构）筑物基础型式待工程地质资料落实后进一步核实。2）本工程设计的拆迁、过渡、厂外高炉煤气管道等工程量，由于没有原设计图纸，部分依据中央电站的提资，投资为估列。-65-'