低热值煤发电工程可行性研究报告 283页

'1总论1.1项目背景钱营孜井田位于安徽省宿州市西南，北距宿州市约15km，行政区划隶属宿州市和淮北市濉溪县管辖。宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电厂位于钱营孜井田工业广场北侧。本工程建设2×350MW超临界燃煤机组，并留有扩建条件。本工程主要依托钱营孜矿及附近30公里范围内任楼、祁东、五沟、界沟等各矿井洗煤厂产生的低热值煤为燃料，节约能源、保护环境，符合国家能源及环保政策，有利于推动地方经济建设，有利于煤炭产业的可持续发展，属于国家鼓励发展的低热值煤发电项目。宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电厂的燃料来源于淮北矿区的宿县区与临涣区。根据《安徽省淮北矿区总体规划》(2005.6)，宿县区煤炭资源/储量2678.92Mt，临涣区煤炭资源/储量3754.10Mt。《国家能源局关于促进低热值煤发电产业健康发展的通知》把主要煤炭生产省区和大型矿区作为发展低热值煤发电的重点区域，要求科学编制低热值煤发电专项规划，做好与所在省区电力发展规划的衔接，统筹推进低热值煤发电项目建设。2012年8月17日，安徽省电力公司在合肥主持召开了宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程初步可行性研究报告评审会，2012年8月31日以皖电函[2012]120号《关于钱营孜资源综合利用电站(2×350兆瓦)工程初步可行性研究报告评审意见的函》原则同意本工程的初步可行性研究报告。1.2投资方及项目单位概况1.2.1投资方概况本工程由安徽恒源煤电股份有限公司和皖能股份有限公司共同出资建设，出资比例为50%与50%，资本金占动态投资的20%，其余资金由银行贷款。(1)安徽恒源煤电股份有限公司安徽恒源煤电股份有限公司由安徽省皖北煤电集团有限责任公司作为主发起人，于2000年12月29日第283页 发起设立。公司主要从事煤炭开采、洗选加工、销售等业务。2004年8月，公司首次成功向社会公开发行A股股票4,400万股，并在上海证券交易所上市交易，成为安徽省第一家上市的煤炭企业。安徽恒源煤电股份有限公司坐落在全国13个亿吨级煤炭基地之一的两淮基地，目前下辖7对矿井、6座配套选煤厂，年生产能力1445万吨、年洗选能力1345万吨。公司煤种齐全，主要有贫瘦煤、1/3焦煤、气肥煤、无烟煤、主焦煤等；煤炭产品主要有混煤、洗末煤、冶炼精煤等。(2)安徽省皖能股份有限公司安徽省皖能股份有限公司是安徽省第一批规范化改制的上市公司，由安徽省能源集团有限公司(原安徽省电力开发总公司)作为唯一发起人，于1993年12月13日成立，1993年12月20日在深圳证券交易所挂牌上市，股票简称"皖能电力"，股票代码“000543”。公司主营电力、节能及相关项目投资、经营。1.2.2项目单位概况本工程项目已成立钱营孜综合利用电站筹备处，公司由由安徽恒源煤电有限公司和皖能股份有限公司合资成立，出资比例分别为50%、50%。1.3研究范围与分工1.3.1研究范围根据《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DL/T5375-2008)，对本工程2×350MW燃煤机组的建厂条件进行分析和论证，重点研究：电力系统、建设场地、燃料供应、交通运输、电厂水源、工程地质、水文地质、水文气象、贮灰场等主要的建厂条件。通过建厂条件的分析和论证，提出本工程的建设设想和总体规划，对环境质量做出分析和评价，并进行投资估算及财务分析。1.3.2委托其他单位完成的专题报告1)水资源论证报告2)接入系统专题报告3)环境影响评价报告4)项目选址报告第283页 1)水土保持方案报告2)防洪评价、厂区洪水及内涝水位分析报告3)安全预评价专题报告4)职业病危害预评价报告节能评估报告5)地质灾害危险性评估报告6)地震安全性评价报告7)大件运输可行性研究报告8)节能评估专题报告9)社会稳定风险评估报告1.4设计依据及工作简要过程1.4.1设计依据(1)安徽恒源煤电股份有限有限公司《委托书》(004)；(2)安徽省电力设计院编制的《宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程初步可行性研究报告》；(3)安徽省电力公司《关于钱营孜资源综合利用电站(2×350兆瓦)工程初步可行性研究报告评审意见的函》(皖电函[2012]120号)；(4)《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》(DL/T5375-2008)；(5)《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660-2011)；(6)项目建设单位提供的有关设计基础资料和支持性文件。1.4.2工作简要过程受安徽恒源煤电股份有限公司委托，我院于2012年9月开始进行宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程可行性研究工作，该工程初步可行性研究报告已于2012年8月17日通过了安徽省电力公司组织的评审。第283页 我院接受建设单位委托后随即选派各专业技术骨干成立项目组，制定详细的可行性研究设计计划，在初步可行性研究报告的基础上，结合国内超临界机组设计、运行经验，进行多方案比较，以造价合理、指标先进、系统可靠、节能环保为设计前提，以打造国际一流电厂为努力目标。在设计过程中利用各种方式多次与建设单位就有关原则性方案进行了交流，共同完成了本工程2×350MW机组工程可行性研究报告。1.4.3人员组成1.4.3.1工程管理人员序号职务姓名1总工程师朱滨2项目总监王振海3项目管理部部长张松4项目设总唐筱辉第283页 1.4.3.2项目人员组成序号专业姓名主设人审核人1汽机张巍李伟2锅炉许成交李杰3电气徐德锋方学霞4热控蔡宾宏钱丹阳5土建赵欣汤镇宗康传芳6水工工艺邬登林何宁7水工结构尤娟张晓勇8输煤胡发祥吴兆柱9除灰张靓汪莉萍10化学李琴朱宇军11暖通张大鹏聂小斌12总图段应超应明芝13环保马涛黄和14施工组织欧阳荣金郑飞李遥15地质何礼秋黄兴怀16水文陈静黄兴怀17测量张亮张士武18技经沈克辛孙红瑾19系统柴敏修陈晓峰第283页 1.5项目概况1.5.1厂址地理位置宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电厂位于钱营孜井田工业广场北侧。位于宿州市西南，北距宿州市约15km，行政区划隶属宿州市和淮北市濉溪县管辖。宿州位于安徽省最北部，是淮海经济协作区的核心城市之一。1999年撤地建市，辖砀山县、萧县、灵璧县、泗县、埇桥区和一个省级经济技术开发区。全市总面积9787平方公里，总人口626万人，境内平原广袤、沃野千里，气候适宜，生物繁茂。宿州是两淮煤田的重要组成部分，现已探明煤储量约60亿吨，石油达20亿吨，煤层气3000多亿立方米。2011年宿州市地区生产总值780亿元，增长13.8%；财政收入64.1亿元，增长48.5%，增速居全省第一；固定资产投资460亿元，增长30%以上；通过全面实施“7233”工程，全市规模以上工业增加值280亿元，增长25%；工业投资250亿元，增长40%；工业用电量增长19.3%，高于全省平均水平6.3个百分点。宿州市将继续推进工业扩张、农业提升、城镇扩容三大战略，联动谋划建设煤炭循环经济园，培育壮大以煤电能源工业为龙头的主导产业，加快推进煤炭资源综合利用，带动煤电化产业集群发展。本工程可行性研究阶段对比选择了两个厂址：厂址一位于钱营孜煤矿工业广场北部，宿州市西南方向，西与任楼矿井田、东与桃园矿井田毗邻。矿井场外道路由场外道路及南段、联络道路、货运道路及地销煤道路组成，进场道路与场地东侧合肥-徐州高速公路连接，货运道路及地销煤道路与场地西侧宿县-蒙城公路接通。厂址二行宫铺厂址位于宿州市经济开发区内，位于宿州南部工业开发区的西外沿处，S305西边，距离宿州市区约3.5公里。1.5.2建设项目的规模、进度及资金来源项目名称：宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程项目性质：新建建设规模：本工程建设2×350MW超临界燃煤机组，预留扩建条件。第283页 建设进度：项目计划于2013年5月开工建设，2015年3月第一台机组投产；2015年6月第二台机组投产。资金来源：本工程项目的建设资金拟全部采用内资。其中注册资本金暂按本工程动态总投资的20%考虑，资本金以外的资金采用按商业贷款考虑。1.5.3主要设计原则(1)充分体现“安全可靠、经济适用、符合国情”的电力建设原则。以保证电厂安全、可靠、经济运行为前提，采用国内外成熟先进的设计思路、设计手段、在电厂总体方案设计和各子系统设计当中充分体现先进性、合理性和经济性。(2)对工艺系统方案进行多方案比选，在确保电厂安全可靠的前提下，为有利于施工、方便运行和检修，尽可能减小建筑体积、缩短高压管道和电缆长度、减少不必要的设备备用裕度。(3)电力系统：根据电厂所在电力系统负荷状况，电源、电网结构情况及电力系统规划，参照有关主管部门提供的相应水平年的负荷预测资料，在充分的电力市场分析研究的基础上，提出负荷预测方案、负荷特性分析意见，校核本工程的合理装机规模和建设进度。通过必要的计算，提出电厂电力送出初步方案，确定本工程机组出线电压等级及回路数。对电气主接线及出线走廊提出要求。(4)厂区总体布置按2´350MW机组进行规划设计，留有扩建条件。(5)机组型式：按2´350MW机组按超临界燃煤机组考虑。在工艺技术路线的选择上，既要采用世界上的先进可靠技术，又要做到经济合理，技术的先进性要服从于经济的合理性和国家的政策，对于国内已经成熟和过关的产品则尽量以国产设备为主。(6)输煤系统：电厂煤源以钱营孜煤矿低热值煤为主、任楼矿选煤厂、祁东矿选煤厂、五沟矿选煤厂和界沟矿选煤厂的低热值煤为补充，钱营孜工广厂址采用管状皮带由钱营孜矿直接输送至电厂主厂房，不足部分低热值煤由其余各矿火车或汽车运至厂区。行宫铺厂址燃料来自钱营孜矿的洗中煤、煤泥采用管状皮带机运输进厂，其它矿煤泥采用汽车直接运输进厂。第283页 (7)灰渣系统、灰渣场：除灰渣系统采用灰、渣分除；祁东矿塌陷区为灰场。(8)供排水系统：以宿州城南污水处理厂中水作为电厂补给水水源，也以新汴河地表水作为电厂的备用水源。厂内采用带冷却塔的二次循环供水系统。(9)化水部分：锅炉补给水处理采用石灰预处理+超滤+反渗透+一级除盐+混床方案；凝结水精处理采用前置除铁过滤器加高速混床的工艺系统。(10)热控部分：本期工程拟将发电机/变压器组和厂用电系统的控制纳入分散控制系统，实现炉、机、电单元统一值班，在集中控制室内对单元机组的运行管理；每台机组设一套分散控制系统，单元控制室内每台机组将设置分散控制系统(DCS)和汽轮机数字式电液控制系统(DEH)的运行员操作站。(11)电气部分：2台机组均以发电机--变压器组单元接线接入厂内220kV屋外配电装置，屋外配电装置采用双母线接线。起/备变电源从220kV屋外配电装置母线引接。发电机出口本期设计按不设断路器或负荷开关考虑。(12)土建部分：根据工程地质资料，对于基础埋深较大的主厂房、烟囱及冷却塔等重要建筑物，荷重较大附属建构筑物，浅层地基土的承载力满足不了要求，需采用桩基础，桩基可采用钻孔灌注桩。汽机房、除氧间和煤仓间为独立的全现浇钢筋混凝土框、排架结构体系：横向为框排架结构，纵向为框架结构。(13)暖通部分：汽机房采用自然进风自然排风的通风方式；集控楼设置集中空调系统，辅助生产建筑采用分体空调；输煤系统设置负压除尘系统。(14)环境保护：认真执行环境保护政策。根据建设方提供的煤质资料和省市环保部门对电厂的环境保护排放要求，进行环保分析计算。确保电厂的烟尘、二氧化硫、氮氧化物、废水及废弃物的排放满足国家有关规定。落实石灰石来源。(15)厂址区域稳定与工程地质第283页 通过现场勘探，了解地质构造，地基土的性质，不良地质现象，地下水情况，压矿及压文物古迹的可能性。分析区域构造断裂与历史地震资料以及场地的不良地质现象，对场地稳定性和厂址的工程地质条件作出初步评价，并提出在下阶段尚应查清和解决的问题。(16)水文气象：对影响建厂的水文、气象条件，作出判断，提出建厂的可能性。提出厂址区域的洪水位、内涝水位及防治措施。(17)机组年利用小时数各工艺系统按5500小时考虑，技经分析按5000小时计算。1.6项目建设的优势和特点1.6.1项目建设是发展经济、建设环保节能型社会的要求本工程采用目前国际先进的“高参数、大容量、高效率、低排放”三十五万超临界循环流化床发电机组，有效地提高了机组热效率、降低了发电煤耗，在煤价上涨、环保要求不断提高的情况下，具有较强的市场竞争力。1.6.2项目建设符合国家电源结构调整产业政策和节能减排政策本工程符合国家电源结构调整产业政策和节能减排政策，项目建设具备良好的经济效益，环保效益和社会效益，该项目燃用洗煤产生的低热值煤，建成后将成为资源利用最大化、废弃物排放最小化、经济效益最优化，符合科学发展观和节能减排要求的项目。1.6.3优化资源配置，降低企业运营成本，增强企业竞争力本项目推荐厂址位于钱营孜矿井的工业广场附近，避免了低热值煤的长途运输和就地堆放，对煤矿和电厂进行统一规划，合理优化配置企业拥有的生产要素，使资源得到充分利用。(1)电厂和煤矿建在一起，避免煤炭的远距离运输，并可以节省电厂燃料系统的一部分投资。(2)公用设施及生活福利设施等统一建设，共同使用，避免重复。(3)统一对煤炭进行计量和煤质化验，节省人力，减少折腾。1.6.4采用高标准的环保措施环保优势明显本工程采用目前国家标准要求的除尘和脱硫脱硝装置，各项环保指标均高于国家标准，废弃物全部资源化再利用和全面的零排放，环保优势明显。1.7建设的必要性和主要结论1.7.1建设的必要性第283页 宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程是恒源煤电股份有限公司与皖能股份公司共同投资建设的项目，发挥自身资源优势，顺应国家促进低热值煤发电的产业政策，顺应安徽省加快皖北振兴、发展能源产业的战略部署。宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程属于国家鼓励的资源综合利用项目，充分利用资源，减少土地占用，降低环境污染，符合国家产业政策，开展资源综合利用，发展绿色经济和循环经济，对实现经济和社会可持续发展具有重要意义。项目的建设符合国家能源局《关于促进低热值煤发电产业健康发展的通知》精神、符合《安徽省低热值煤发电中长期专项规划(2012-2020)》要求。1.7.1.1低热值煤发电符合安徽省产业和能源发展要求，有利于促进宿州市加速崛起《安徽省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中提出“增强能源保障能力，推进传统能源生产和利用方式变革，加快新能源和可再生能源开发利用”，“高标准建设一批大容量、高参数、环保型煤电机组，满足‘十二五’用电增长需求”。宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程属于低热值煤发电范畴，是安徽省产业和能源发展中需要推进发展的项目。宿州市是全国重要的粮棉主产区和重要的煤电能源供应基地之一。振兴皖北经济战略的提出，宿州市在政策、财政等方面将获得到更大得扶持力度，提出了“三大战略”、“双千亿、双翻番”的发展目标，重点发展以煤电化产业、轻纺加工、食品加工等为主体的特色型产业。宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程符合宿州市产业发展定位，有利于提升资源利用效率，促进煤电一体化发展，已经列入《宿州市国民经济和社会发展第十二个五年规划》，属于宿州市十二五期间重点发展的煤电化产业重点项目和省政府861行动计划重点项目。1.7.1.2低热值煤发电有利于提高能源利用效率，有利于节约土地和运力资源，减轻环境污染。第283页 加快发展低热值煤发电产业，对实现低热值煤资源就近高效转化，提高煤炭资源利用效率具有重要意义。部分煤泥、洗中煤掺混在优质煤中长距离运输，增加运输能耗，加剧运力紧张矛盾。加快发展低热值煤发电产业，对保护宝贵的土地资源、避免运力浪费具有积极作用。煤泥、洗中煤等长期在矿区堆存，易自燃并释放有害气体，污染大气环境；同时经雨水淋溶，也会污染水体和土壤。加快发展低热值煤发电产业，对多途径利用废弃资源，减少煤泥、洗中煤等低热值煤堆存，保护矿区生态环境具有重要作用。1.7.1.3本工程建成后，有利于提高淮宿亳电网的供电能力，以满足负荷快速增长的供电需求。本工程所发电力不但可以供给当地用电需求，减少当地用电量迅速增长的压力，有力保障当地的工业发展，还可以支援华东电网用电，增强华东电网电力供应的可靠性。综上所述，本工程对皖北煤电基地的建设，满足安徽省电力发展需求，促进电源布局更加合理化，调整皖北经济发展的产业结构，对推动当地的经济发展将有重要的作用。1.7.2主要结论与建厂条件相关的用地、煤源、水源、煤炭运输、接入系统、灰场、环境保护、工程地质状况等基本落实并已经取得有关方面的意向、协议和支持性文件。根据已经初步落实的建设场地、水源、煤源、运输、环保、贮灰、接入系统等建厂条件，本工程装机方案按2×350MW国产超临界燃煤循环流化床汽轮发电机组考虑。本工程的静态投资静态投资为269338万元，单位投资3847元/千瓦。当设备年利用为5000小时，按投资方内部收益率10%测算，不含税上网电价为350.94元/MWh，含税上网电价为410.09元/MWh，该电价水平低于安徽省电网标杆电价444元/MWh，较强竞争力，因此本工程在技术上是可行的，在经济上是合理的。第283页 2电力系统2.1系统概述2.1.1安徽电网现状安徽电网是华东电网的一部分，省内电网习惯上依地理位置分为三大片：即皖北(含淮南、淮北两片)、皖中和皖南电网，三片电网通过500kV和220kV主干线路相联。截至2011年底，全省统调电厂45座，机组110台，总装机容量29453MW，其中省调电厂38座，机组93台，总装机容量21023MW(其中火电机组64台，容量20271MW，常规水电机组26台，474MW，抽水蓄能机组2台，80MW，风电场1座，容量198MW)；华东网调电厂7座，总装机容量8430MW，其中火电机组12台，容量7580MW，抽蓄机组5台(琅琊山、响水涧)，容量850MW。2011年底，安徽电网通过7回500kV线路(即当涂~江苏东善桥线路，繁昌~江苏东善桥线路，当涂~江苏惠泉双线，敬亭~浙江瓶窑线，河沥~浙江富阳双线)与华东电网相联。全省500kV变电站合计17座(其中开关站1座、电厂联络变1座)，降压变压器23台，总容量17600MVA。500kV线路62条，线路总长度4046.02km(含省际联络线，不包括境外线路长度)。220kV变电站150座(包括2座开关站)，变压器258台，总变电容量39450MVA，线路424条，总长度11324km。2011年，全省统调发电量1576.2亿kWh，较2010年增加180.5亿kWh，同比增长12.9%。全省统调用电量1109.9亿kWh，比去年增加132亿kWh，同比增长13.4%。全省统调最大用电负荷达到19920MW(7月29日)，同比增长6.5%。由于2011年夏季为“凉夏”，持续高温天气很短，用电负荷需求未得到有效释放，导致全省平均最大负荷增长率略低于平均最低负荷增长率，而低谷用电量相对增长较快，使我省用电负荷特性有所改善。第283页 安徽电网省间交换电量较多，主要为“皖电东送”机组的送出电量，另外还有少量的省间双边交易电量，以及区外和网内的计划受进电量。2011年，“皖电东送”机组发电量增加较多，全年发电量480.9亿kWh，同比增长12.7%；2011年，双边交易电量有所减少，计划受进电量和往年基本持平，不含“皖电东送”机组的省间交换电量预计受进16.9亿kWh，同比增长46.7%；年统调送网电量433.7亿kWh，同比增加12.6%。2011年安徽省220kV及以上电网现状接线图见下图2.1.1-1。图2.1.1-12011年安徽省220kV及以上电网现状接线图第283页 2.1.2淮宿亳电网现状及近期发展淮宿亳电网包含淮北市和宿州市、亳州市等三市的电网。截至2011年底，淮宿亳电网500kV变电站仅有濉溪变1座，变电容量750MVA。220kV变电站18座，主变32台，总变电容量4890MVA。该片电网通过500kV濉溪~禹会双回线路与皖中电网相连，另通过淮北二厂~蒋南双线、蒙城~丁集、涡阳~颍州单线、茨淮~阜阳等6回220kV线路与邻近蚌埠、淮南、阜阳等3个地区电网相联。至2011年底，淮宿亳220kV电网有省调电厂4座，分别为淮北电厂(210MW)、淮北二电厂(2×320MW)、临涣煤泥矸石电厂(2×300MW)、国电宿州电厂(135+137.5MW)，装机总容量为1722.5MW，均是以220kV电压等级接入地区电网；另有“皖电东送”一期电厂之一的华电宿州电厂(2×630MW)，装机容量为1260MW，以500kV电压接入500kV濉溪变。2011年淮宿亳电网统调用电量约为115亿kWh，同比增长16.2%；统调最大用电负荷达2290MW(未计同时率)，同比增长11.7%。淮宿亳地区2011年220kV及以上电网现状接线示意图见图2.1.2-1。第283页 图2.1.2-12011年淮宿亳220kV及以上电网现状接线示意图第283页 根据淮宿亳电网2012-2016年滚动调整规划，2012-2016年左右淮北电网将新建220kV铚城变(180MVA)、碱河变(2240MVA)、况楼变(180MVA)、杜庄变(180MVA)、龙湖变(180MVA)、电厂变(180MVA)、段园变(180MVA)，扩建铚城变(180MVA)等一批输变电工程；宿州电网将新建宿南变(180MVA)、曹村变(180MVA)、官桥变(180MVA)、汴河变(180MVA)、沱东变(180MVA)，扩建虹乡变(180MVA)等一批输变电工程；亳州电网将新建赵桥变(180MVA)、漆园变(180MVA)、夏湖变(180MVA)、武集变(180MVA)、木兰变(180MVA)、乐土变(180MVA)等一批输变电工程，以满足淮宿亳电网的供电需求。淮宿亳地区2014年220kV及以上电网规划接线示意图见图2.1.2-2。第283页 图2.1.2-22014年淮宿亳地区220kV及以上电网规划接线示意图第283页 2.1.3宿州电网现状及近期发展宿州市位于安徽省最北部，与苏、鲁、豫3省11个市县接壤，是淮海经济协作区的核心城市之一，也是安徽省距离出海口最近的城市。宿州市下辖1区4县，及埇桥区、萧县、砀山、灵璧、泗县，总面积9787平方公里，总人口为626万人。宿州电网属于典型的末端电网，受地理和经济条件限制，其电网分成南部电网(埇桥区、灵璧县和泗县)和北部电网(萧县和砀山县)，南北网均未形成环网。宿州电网内电源装机较少，需要从淮北电网受进电力。宿州南部220kV电网形成淮北国安电厂-双庆双线、濉溪-埇桥开关站双线(按500kV线路设计，降压运行)、南坪-沱河线的受电渠道，北部220kV电网形成纵楼-陇海线、显通-马井双线的受电渠道。2011年底，宿州电网统调电源装机规模达到1532.5MW，其中华电宿州电厂2×630MW，以500kV接入500kV淮北濉溪变；国电宿州电厂#3机135MW，以110kV接入电网；国电宿州电厂#4机137.5MW，以220kV接入电网。另有华电宿州生物质电厂(2×12.5MW)、祁东电厂(2×15MW)、砀山光大电厂(1×30MW)接入地区电网。2011年底，宿州电网共有220kV变电站8座(含埇桥开关站)，变电容量1560MVA，分别为姬村变(2×120MVA)、沱河变(150MVA+180MVA)、双庆变(180MVA)、刘尧变(2×120MVA)、虹乡变(150MVA)、马井变(2×150MVA)、陇海变(120MVA)；110kV变电站20座，变电容量1408MVA。220kV线路19条，共748km；110线路56条，共959km。2011年宿州电网统调最大负荷843MW，同比增长10.5%，统调用电量45亿kWh，同比增长21.3%。宿州电网目前存在的主要问题：(1)开发区供电规划问题近年来，随着开发区园区面积的不断扩大和招商引资企业的不断入驻，开发区电力负荷出现高速增长的局面，特别是化工园区的快速推进，使得220kV沱河变和110kV金海变将无法满足负荷增长的需要。第283页 (2)宿南矿区供电问题目前，宿南矿区已由宿州电网供电的煤矿有芦岭、朱仙庄、祁东等矿井，原由淮北供电的桃园煤矿、祁南煤矿、钱郢子煤矿也将逐步转由宿州电网供电。基于煤矿供电的安全可靠性要求较高，以上每座煤矿均需从两个不同的变电站各出1回专线供电，因此急需增加新的电源点才能满足煤矿用电接入需求。(3)西南片区供电问题近年来，西南片区供电负荷增长较快，向该区域供电的的110kV城南、六里两座变电站2010年夏季均出现满载情况，同时淮北矿务局和皖北煤电集团等出现供电紧张情况，急需规划新的变电站满足负荷的要求。(4)市区110kV变电能力不足市区4座110kV变电站均分布在城市周围，距城市中心区较远，向城市中心区供电的多条10kV线路出现满载或过载，急需在市区建设新的电源点加强110kV供电能力才能解决问题。宿州地区2011年和2014年220kV及以上电网现状接线示意图参见图2.1.2-1和2.1.2-2。2.2电力负荷预测与电力电量平衡2.2.1负荷预测2.2.1.1安徽电网负荷预测根据省电力公司最新预测结果得出的安徽电网2012~2017年推荐的电量负荷预测值见下表2.2.1.1-1。表2.2.1.1-1安徽省电网2012-2017年电量负荷预测推荐方案表单位：亿kWh、MW安徽省2011(实绩)2012201320142015“十二五”增长率20162017统调电量1144116714291614176011.9%20532187统调最大负荷199202271025210285403300012.0%37000410002.2.1.2淮宿亳电网负荷预测第283页 根据对淮北、宿州、亳州(简称，淮宿亳)三个地市社会经济发展和历年负荷增长情况进行的分析，结合安徽省电力公司最新负荷预测资料和淮宿亳电网2012-2017滚动调整规划，淮宿亳电网2012~2017年的电量负荷预测的推荐方案见表2.2.1.2-1。表2.2.1.2-1淮宿亳电网2012-2017年电力电量预测表单位：亿kWh、MW淮宿亳电网2011(实绩)2012201320142015“十二五”增长率20162017统调电量11513615116818813.66%204223其中：淮北市414448535810.10%6573亳州市313843495516.20%6270宿州市435460677415.01%7780统调最大负荷2256270129753408396914.47%44494969其中：淮北市720799860960111010.96%12701440亳州市73090310401200142017.65%16301860宿州市840104011201300152014.87%164017702.2.2安徽电网近期电源规划和省外协议分电情况截至2011年底，我省统调装机总容量为29453MW。根据安徽省电力公司最新机组投产计划进度表及2012年初部分新电源前期工作进展，列出2012~2015年安徽省内在建、核准及取得路条的电源装机建设初步方案，见表2.2.2-1。第283页 表2.2.2-12012~2015年安徽电源建设初步方案(在建、核准及取得路条)单位：MW年份2012上半年2012下半年2013上半年2013下半年2014年2015年净新增容量合计25005001885132079003862水电当年投产容量250500001600佛磨抽蓄160响水涧抽蓄250500火电当年投产容量225002020132079404000新庄孜电厂270合肥电厂#6号机660淮南顾桥煤矸石电厂660马鞍山电厂“上大压小”扩建1320淮北虎山电厂660660国电宿州电厂“上大压小”扩建700华电六安电厂二期660660宣城电厂二期660临涣电厂二期660板集电厂2000安庆电厂二期2000*田集电厂二期1320*凤台电厂二期1320*平圩电厂三期2000*平山电厂1320退役机组-135-200-138宿州汇源厂-135-138安庆热电厂-200注：(1)标*号的为皖电东送二期机组；(2)华塑热电厂(炉桥盐化)为企业自发自用自平衡的电源项目，上表未计入；(3)响水涧抽蓄电站为华东项目，协议分给我省电力500MW。第283页 根据上表电源初步建设方案，在2011年底装机规模(29453MW)的基础上，安徽电网至2015年总装机容量净增加17967MW，达到47420MW，以满足我省电力负荷快速增长的供电需求和国民经济增长的需要，同时为华东电网提供一定的电力支撑。安徽电网作为华东电网的送电省份，在2011年及以后接纳的华东以外的区外来电仅包括三峡分电以及华东电网已确定的区内直属直调电力，2011年华东直属直调电力分给安徽的容量为768MW(其中新富水电200MW，天荒坪抽蓄200MW，琅岈山抽蓄300MW，秦山核电68MW)；2012年至2015年，安徽新接纳的华东区内电力仅有响水涧抽蓄机组。具体见表2.2.2-2。表2.2.2-22011~2015年安徽接受区外电力统计单位：MW　2011年2012年2013年2014年2015年电力流合计-6162-5649-5379-11339-11339一、送入电力141819312201220122011、区外合计650650920920920三峡650650920920920特高压交流00000呼盟直流000002、直属合计7681281128112811281秦山核电6881818181新富水电200200200200200天荒坪抽蓄200200200200200琅琊山抽蓄300300300300300响水涧抽蓄0500500500500绩溪抽蓄00000二、送出电力-7580-7580-7580-13540-135401、皖电东送一期-7580-7580-7580-7580-75802、皖电东送二期-5960-5960第283页 2.2.3电力电量平衡根据供电区域划分及本工程的地理位置，为研究本工程所发电力消纳方向，分别从安徽电网、淮宿亳电网和淮宿电网三个层次进行电力平衡。其中，淮宿亳电网包括淮北、宿州、亳州等3个地市电网。2.2.3.1安徽电网电力电量平衡根据前述的安徽省电力需求预测和省内核准及取得路条的电源装机建设初步方案，在下半年投产机组不参加平衡的原则下，作出2012-2017年全省电网电力电量平衡，分别见表2.2.3.1-1、2.2.3.1-2。表2.2.3.1-1安徽电网2012~2017年电力平衡表(统调)单位：MW序号年份2012年2013年2014年2015年2016年2017年1全省最大负荷2271025210285403300037000410002需要备用容量(15%)3407378242814950555061503按15%需要装机容量(1)+(2)2611728992328213795042550471504年底装机容量3065533860417604562245622456225当年新增装机容量225032057900386200其中：新庄孜电厂270淮南顾桥煤矸石电厂660国电宿州“上大压小”700马鞍山电厂“上大压小”1320合肥电厂6#机660虎山电厂660660华电六安电厂二期660660宣城电厂二期660临涣电厂二期660国电宿州停役-135-138安庆热电厂停役-200*田集电厂二期1320第283页 *凤台电厂二期1320*平圩电厂三期2000*平山电厂1320佛磨抽蓄160板集电厂2000安庆电厂二期20006年高峰期实际装机容量3009031880417604562245622456227水电、火电受阻容量2342342342342342348实际可用容量2985631646415264538845388453889电力盈亏：(8)-(3)37402655870574382838-176210按省外电源协议分得容量19312201220122012201220111皖电东送758075801354013540135401354012电力盈亏：(9)+(10)-(11)-1910-2725-2634-3901-8501-13101注：(1)水电受阻除陈村、港口湾水电站、响洪甸、佛磨抽水蓄能电站外，其它常规水电列为受阻容量；安庆热电厂因以热定电，最大发电出力150MW，故有50MW机组为受阻容量；(2)风电不计入电力平衡表；(3)年底全省装机容量中不计琅琊山抽蓄和响水涧抽蓄，暂按省外电源协议分得一半容量参加平衡；(4)2015年后未考虑新增电源装机，以判断电源装机建设空间，供参考。第283页 表2.2.3.1-2安徽电网2012~2017年电量平衡表(统调)单位：亿kWh序号年份201220132014201520162017年1最高负荷227102521028540330003700041002年需电量1161129914501615176318973年初装机容量322553414043360472224722247222　其中：常规水电474474474474474474抽水蓄能168016801840184018401840火电3010131986410464490844908449084电网发电量152816272083227622762276　其中：常规水电发电量11.911.911.911.911.911.9抽蓄发电量11.2915.6518.6518.6518.6518.65其中：响洪甸发电量1.71.71.71.71.71.7琅琊山发电量4.284.284.284.284.284.28佛磨发电量　　3333响水涧发电量4.368.728.728.728.728.72绩溪抽蓄000000天荒坪0.950.950.950.950.950.95火电发电量(按5000小时)1505159920522245224522455外送电量3793796776776776776协议分电电量3838383838387电量盈亏：4+6-2-526-13-622-126-260说明：(1)华东区内省外来电根据分配容量，水电按3200小时，核电按7000小时，抽蓄按75%的效率1800小时；(2)火电装机参与电量平衡容量做如下考虑：皖电东送机组不计入平衡火电按5000小时测算发电量。(3)省内水电和抽蓄电站按设计资料和运行实绩测算发电量。第283页 由全省电力电量平衡可知，安徽电网仅考虑在建、新增核准和路条机组情况下，在除去皖电东送机组以后，安徽省内用电有一定亏缺。自2012年起，电力亏缺一直维持在1910MW以上，2015年安徽电网电力亏缺为3901MW。2016年至2017年，由于未安排新建电源装机，电力亏缺逐步增大，2017年电力亏缺达到13101MW。若上述结果不考虑省外协议分电，亏缺电力还将更大。这种情况下，省内负荷的电力需求和“皖电东送”的需要将会受到影响。因此，随着负荷的增长，在保持现有皖电东送规模及规划的电源装机基础上，“十二五”期间安徽还需要规划部分新建机组以满足省内负荷需要。2.2.3.2淮宿亳电网电力平衡根据前述的安徽省电力需求预测和省内核准及取得路条的电源装机建设初步方案，在下半年投产机组不参加平衡的原则下，作出2012-2017年淮宿亳电网电力平衡，如表2.2.3.2-1所示。表2.2.3.2-1淮宿亳电网2012~2017年电力平衡表(统调)单位：MW序号年份2012年2013年2014年2015年2016年2017年1统调最大负荷2701297534083969444949692需要备用容量(15%)4054465115956677453按15%需要装机容量(1)+(2)3106342139194564511657144年底装机容量1723360842684130413041305当年新增装机容量01885660-13800其中：虎山电厂660660国电宿州“上大压小”700临涣电厂二期660国电宿州停役-135-1386年高峰期实际装机容量1723294842684130413041307电厂满发供电能力1585271239273800380038008电力盈亏：(7)-(3)-1521-7097-765-1317-1915注：(1)火电厂厂用电率按8%考虑；第283页 (2)国电宿州“上大压小”工程已于2012年年底投运，不参加2012年电力平衡；虎山电厂1#机计划于2013年下半年投运，暂不参加2013年平衡，2#机计划于2014年上半年投运，参加2014年平衡；临涣电厂二期2´330MW机组计划于2012年底建成1台、2013年上半年建成另1台，参加2013年平衡；(3)本工程暂不参加上表平衡；(4)上表仅考虑并入地区220kV电网的电源。由淮宿亳电网电力平衡表可见，在仅考虑省内核准及取得路条的电源装机建设规划的情况下，2012-2017年淮宿亳电网在高峰负荷方式下处于亏缺电力状态，2013年亏缺约709MW电力，2013年底或2014年初淮北虎山电厂投运后，2014年淮宿亳电网发、用基本平衡。随着地区负荷的增长，2015年淮宿亳电网电力出现亏缺，约765MW，2017年达到1915MW，亏缺电力需从系统受进。因此，在已确定的电源装机建设规划基础下，淮宿亳电网仍需规划部分新建机组以满足本地区的负荷需求和区外送电需要，而本工程的投产将在淮宿亳220kV电网内消纳，可提高淮宿亳220kV电网的电力供应能力，有利于淮宿地区发挥能源基地的作用。2.2.3.3淮宿电网电力平衡为研究本工程的投运对淮宿电网电力外送的影响，考虑本工程投运的情况下，作出淮宿电网2012-2017年电力平衡表，如下表。第283页 表2.2.3.3-1淮宿电网2012~2017年电力平衡表(统调)单位：MW年份2012年2013年2014年2015年2016年2017年(1)统调高峰负荷181719562233259828753171(2)平均高峰负荷：(1)×0.8145415651786207823002537(3)年底装机容量172336084268483048304830(4)当年新增装机容量0188566056200其中：虎山电厂　660660　　　国电宿州“上大压小”　700　　　　临涣电厂二期　660　　　　钱营孜煤泥矸石电厂　　　700　　国电宿州停役　-135　-138　　(5)年高峰期实际装机容量172329484268448048304830(6)电厂满发供电能力158527123927412244444444(7)高峰负荷电力盈亏：(6)-(1)-2327561694152415691273(8)平均高峰负荷电力盈亏：(6)-(2)13211472140204321441907注：(1)本工程计划2015年3月份投运第一台机，2015年12月份投运第二台机；(2)其余同上表。由淮宿电网电力平衡表可见，在不考虑备用容量的情况下，2013-2017年淮宿电网有一定富余电力。考虑本工程分别于2015年3月份和6月份双投后，2015年正常高峰负荷时富余1524MW(平均高峰负荷时约2043MW)，2016年正常高峰负荷时富余1569MW(平均高峰负荷时约2144MW)，需要通过500kV濉溪变主变上送及220kV地区电网之间联络线外送第283页 。目前，淮宿电网共有7回220kV线路与亳州、蚌埠等地区电网相连。根据规划，2015年淮宿电网与亳州、蚌埠等地区电网相联络的220kV线路达到10回。因此，本工程投运后，2016年淮宿电网平均高峰盈余电力与2014年基本持平，外送电力压力基本相当，但考虑到潮流分布的不均匀性，淮二厂~蒋南220kV双回线路送电存在一定压力，需在下一步潮流计算中进一步论证。2.3本工程建设必要性和在系统中的作用及地位2.3.1本工程建设的必要性该项目属国家鼓励的资源综合利用的节能项目，充分利用资源，减少土地占用，降低环境污染，符合国家产业政策，开展资源综合利用，发展绿色经济和循环经济，对实现经济和社会可持续发展具有重要意义。(1)低热值煤发电有利于减轻环境污染。煤泥、洗中煤经雨水冲刷产生的泥沙污染附近的河水、淤塞河道，造成周围的树木落叶、庄稼减产、人群易患呼吸道疾病。低热值煤被利用后，上述情况就可以被极大改观。低热值煤发电燃烧过程中产生的氮氧化物、二氧化硫等废气排放可以通过脱硝、脱硫等成熟技术加以严格控制。产生的灰渣等可以用作建筑材料制砖等，减少了黄土用量，保护耕地，改善了矿区环境。(2)低热值煤发电有利于节省能源。低热值煤发电，这部分能源全是变废为宝得来，可以节省可观的能源。(3)低热值煤发电有利于促进产业转移和劳动力再就业。皖北矿区有50多年的开采历史，部分老矿井由于煤炭资源的枯竭，使矿井产量递减以至最终报废关闭，导致工人失业。低热值煤综合利用促进了产业转移、劳动力再就业，还为刚刚步入社会的新一代劳动力提供了就业机会。(4)低热值煤发电有利于促进煤炭行业的结构调整。煤炭作为我国的基础产业和主要能源产业，由于受长期计划经济的影响，产业结构矛盾突出。低热值煤发电由于有较好的社会、经济和环境效益，也符合国家的产业政策，是煤炭行业产业产品结构调整的有效途径之一。(5)第283页 本工程建成后，有利于提高淮宿亳电网的供电能力，以满足负荷快速增长的供电需求。本工程所发电力不但可以供给当地用电需求，减少当地用电量迅速增长的压力，有力保障当地的工业发展，还可以支援华东电网用电，增强华东电网电力供应的可靠性。经初步测算，本工程钱营孜煤泥矸石电厂2×350MW建成投产后，按年运行5500h计算，年发电量3850GWh。综上所述，本工程是集资源综合利用、节约能源、环境保护为一体的工程，具有良好的节能效益、环保效益、经济效益和社会效益。因此，本工程的建设是必要的。2.3.2在系统中的作用及地位本工程定位应是安徽电网重要的地区主力电厂，所发电力可在淮宿亳电网消纳，淮宿亳电网供电能力得到进一步提高。本工程建成后，不仅满足淮宿亳电力负荷的需要，而且减轻了电网受电压力，对电网和其他地区供电也起到积极的支持作用。2.3.3建设规模及投产期本工程为新建工程，根据厂址条件及燃料供应等因素，本期工程规划建设2×350MW低热值煤燃煤机组。本工程拟于2013年5月开工。2015年3月第一台机组投产发电，2015年6月第二台机组投产发电。2.4接入系统方案设想2.4.1淮宿地区电网发展规划根据淮北电网、宿州电网2012-2016年滚动调整规划，2012-2016年期间淮北电网规划新建220kV铚城变(180MVA)、碱河变(2240MVA)、况楼变(180MVA)等，宿州电网规划新建220kV宿南变(180MVA)、曹村变(180MVA)、汴河变(180MVA)、沱东变(180MVA)等一批220kV输变电工程。2016年淮宿电网220kV及以上规划接线示意图见图2.4.1-1。第283页 图2.4.1-1淮宿电网2016年220kV及以上规划接线示意图第283页 2.4.2本工程周边电网情况本工程拟选厂址有两处，分别是工业广场厂址和行宫铺厂址，两个厂址距离宿州市区分别约为15km和3.5km，两个厂址虽然相距约10km，但其周边电网情况基本相同。因此，本报告接入系统方案设想同时适用于两个厂址。根据初可审查意见，本工程推荐厂址为工业广场厂址，厂址紧贴钱营孜矿工广北围墙布置。钱营孜井田位于安徽省宿州市西南，北距宿州市约15km，行政区划隶属宿州市和淮北市濉溪县管辖。本工程周边220kV及以上公用变电站较少，仅有220kV南坪变(淮北市)和220kV宿南变。220kV南坪变现有主变总容量270MVA(150MVA+120MVA)，220kV出线5回(至濉溪2回、蒙城2回、沱河1回)，均为400mm2导线，终期规划出线6回，采用双母线带旁母接线。220kV宿南变为新建变电站，已于2012年下半年投运，站址位于宿州市南侧，距离骑路杨家向北约0.8公里，206国道西侧，从206国道道路控制线向西约200m。宿南变一期新建1台180MVA的主变，通过开断南坪-沱河线路接入系统。目前，宿南-沱河单回400mm2线路已在国电宿州电厂“上大压小”项目的配套220kV工程中改造为双回2×400mm2线路。2.4.3接入系统方案根据淮宿亳电网现状及近期发展规划，结合本工程装机容量、地理位置，周边系统条件等情况，本报告初步考虑本工程(2´350MW)以220kV电压等级接入系统，接入系统方案设想如下：方案一：本工程机组(2´350MW)各通过1台主变升压至220kV后，以2回架空线路接入宿南变，并新建1回宿南-南坪线路。方案二：本工程机组(2´350MW)各通过1台主变升压至220kV后，以2回架空线路接入南坪变。方案三：本工程机组(2´350MW)各通过1台主变升压至220kV后，开断环入宿南-南坪线路，并新建1回电厂-南坪的线路。各接入系统初步方案接线示意图见图2.4.3-1。第283页 图2.4.3-1本工程接入系统初步方案示意图2.4.4方案初步比较2.4.4.1技术比较根据钱营孜电厂3个接入系统初步方案，初步技术比较如下：第283页 方案一接入规划新建的220kV宿南变，新建线路较短，施工较方便。宿南变已于2012年下半年投运，接入条件好。考虑到国电宿州“上大压小”2×350MW机组工程接入220kV沱河变，并已于2012年12月份中旬实现双投，则本工程接入宿南变后，会使得沱河变和宿南变的220kV出线送出压力较大，宿南-南坪220kV线路送电通道需要加强，将在下一步潮流计算中进行详细论证。方案二就近接入220kV南坪变，新建线路短，钱营孜电厂所发电力送往亳州220kV蒙城变、淮北500kV濉溪变和宿州220kV宿南变，在淮宿亳地区电网消纳。考虑到220kV南坪变已有220kV出线5回，终期6回，采用双母线带旁母接线，则本工程若以2回220kV线路接入南坪变，需对南坪变的220kV旁母间隔进行改造。同时若本工程接入南坪变，将会进一步提高500kV濉溪变的短路电流水平。方案三本工程开断宿南-南坪220kV线路环入电网，新建线路较短，施工方便，本工程所发电力将主要送往南坪变方向消纳。但本方案下，钱营孜电厂环入地区220kV主网，在某些运行方式下，将会出现潮流分布不均匀的情况。从技术上初步分析可知，钱营孜电厂的各接入系统方案均有优缺点，正常均能满足电厂的送出要求。2.4.4.2潮流计算根据2015年淮宿亳的电源建设进度以及电网发展情况，对本工程投产初期进行了2016年的潮流计算。2016年淮北电网的正常高峰负荷为1270MW，宿州电网正常高峰负荷为1640MW，亳州电网正常高峰负荷为1630MW。计算方式：(1)淮宿亳电网正常高峰方式，地区电源大发；(2)淮宿亳电网平均高峰方式，地区电源大发。钱营孜电厂2×350MW机组的三个接入系统方案的潮流分布情况分别见图2.4.4.2-1~6。第283页 图2.4.4.2-12016年淮宿亳电网正常高峰方式(方案一，钱营孜电厂满发)第283页 图2.4.4.2-22016年淮宿亳电网正常高峰方式(方案二，钱营孜电厂满发)第283页 图2.4.4.2-32016年淮宿亳电网正常高峰方式(方案三，钱营孜电厂满发)第283页 图2.4.4.2-42016年淮宿亳电网平均高峰方式(方案一，钱营孜电厂满发)第283页 图2.4.4.2-52016年淮宿亳电网平均高峰方式(方案二，钱营孜电厂满发)第283页 图2.4.4.2-62016年淮宿亳电网平均高峰方式(方案三，钱营孜电厂满发)由2016年潮流计算可见，在正常高峰和平均高峰两种方式下，3个接入系统正常均能满足本工程所发电力的送出要求，淮宿亳电网潮流分布比较均匀，无线路过载情况。2.4.4.3经济比较分别对钱营孜电厂3个接入系统初步方案的厂外投资进行初步相对比较，见下表2.4.4.3-1。第283页 表2.4.4.3-1方案投资相对比较表单位：万元方案一方案二方案三规模投资规模投资规模投资电厂~对侧变电站220kV线路(暂按2×400mm2截面考虑)2×11km19582×5km890南坪-宿南线路改造(暂按2×400mm2截面考虑)2×16km2848电厂-南坪双回线路(暂按2×400mm2截面考虑)2×6km1068电厂-宿南线路新建段(暂按400mm2截面考虑)3.5km280扩建对侧变电站220kV间隔2个6002个6002个600合计540614901948投资差额39160458说明：输变电项目的投资估算投资参照2011年静态价，其中：(1)220kV间隔按300万元/个；(2)220kVLGJ-400mm2单回线路按80万元/km计；220kVLGJ-2×400mm2单回线路按100万元/km计，双回线乘以系数1.78；(3)厂内投资相同，不作比较。从上表可见，钱营孜电厂3个接入初步方案中，方案二投资最小，方案三次之，方案一最大。2.4.5推荐方案经以上各接入系统方案的技术及经济比较，各方案均有优缺点，三个接入系统方案正常均能满足本工程2×350MW机组的电力送出。根据电网具体条件以及本工程建设条件，方案一具有接入条件好、适应未来发展和改善地区220kV网架的优点，本报告暂推荐方案一为接入系统方案，即本工程2×350MW机组以2回220kV线路接入220kV宿南变电站，并新建1回宿南-南坪220kV线路。具体系统方案在下一阶段的接入系统设计阶段进一步详细论证。2.4.6短路电流计算第283页 本工程2´350MW机组以2回220kV线路接入220kV宿南变电站，并新建1回宿南-南坪220kV线路。经过计算，远景电厂的220kV侧的系统短路电流小于27kA。2.5电气主接线、主变压器和导线截面的选择2.5.1电气主接线本工程建设2×350MW机组，推荐其通过2回220kV线路接入系统，根据潮流计算和电网安全稳定运行的要求，建议2×350MW机组通过发电机变压器组升压至220kV接入厂内升压站，升压站采用双母线电气主接线。2.5.2主变压器根据本工程的装机规模和接入系统初步推荐方案，考虑到本工程采用的发电机的功率为350MW，因此建议主变选用额定容量为420MVA的变压器。主变压器主要技术参数暂建议为：型式为无载调压双绕组升压变，额定电压为242±2×2.5%/20kV，阻抗电压为16%。2.5.3导线截面的选择根据本工程的装机规模和电网具体条件，建议推荐方案新建线路导线截面均采用2×400mm2。3燃料供应本工程燃料为恒源煤电公司的矿区选煤厂产生的低热值煤。选煤厂筛选产生的低热值煤主要为煤泥、洗中煤和煤矸石，其中煤矸石由于热值太低，综合经济考虑后不推荐通过燃烧方式综合利用，因此本综合利用电厂燃料主要是按一定比例掺烧的煤泥和洗中煤。锅炉点火采用0号轻柴油。3.1燃料来源本工程燃料由两部分组成：煤泥和洗中煤。矿区内符合运输距离条件(半径≤30km)且隶属于恒源煤电公司的选煤厂有四座，分别是任楼矿选煤厂、祁东矿选煤厂、五沟矿选煤厂和钱营孜矿选煤厂。界沟矿选煤厂距钱营孜电厂拟选厂址直线距离约25km，恒源公司已与界沟矿达成利用其低热值煤的互利合作协议。第283页 煤泥：煤泥的收到基低位发热量约为11.88MJ/kg，四座选煤厂年产生煤泥总量约144万吨，其中钱营孜选煤厂年产生煤泥总量约49.2万吨。洗中煤：洗中煤的收到基低位发热量约为13.73MJ/kg，四座选煤厂年产生洗中煤总量约484万吨，其中钱营孜选煤厂年产生洗中煤总量约198万吨。钱营孜矿低价热值煤发电厂的燃料来源于淮北矿区的宿县区与临涣区。根据《安徽省淮北矿区总体规划》(2005.6)，宿县区煤炭资源/储量2678.92Mt，临涣区煤炭资源/储量3754.10Mt。煤泥由于水分高、发热值低，短距离可以考虑采用底流泵管路运输，末端压滤，也可采用皮带运输。长距离运输时，由于煤泥粘性大，缷车困难，一般不采用铁路车皮，而是采用自缷车方式公路运输。洗中煤水分较低、发热值较高，短距离可以考虑采用皮带运输，长距离运输一般采用公路或铁路方式运输。拟建的钱营孜低热值煤发电工程燃料可来源于五处选煤厂，分别为任楼、祁东、五沟、钱营孜和界沟。根据地理位置条件，若电厂厂址紧邻铁路，钱营孜选煤厂煤泥可采用煤泥自卸车公路运输至电厂，或考虑采用底流泵管路运输；钱营孜选煤厂洗中煤可采用皮带或矿区铁路运输至电厂；其它各矿选煤厂煤泥采用煤泥自卸车公路运输至电厂，洗中煤采用矿区铁路运输。若电厂厂址紧邻公路但不靠近铁路，则各矿选煤厂的煤泥、洗中煤均需通过公路运输。3.2脱硫剂来源煤泥燃料的含硫量为0.7%，洗中煤含硫量为0.86%，所有入炉燃料折算后的含硫量设计煤种为0.831%，校核煤种为0.817%。为使烟气达标排放，改善当地环境质量，本工程拟采用炉内加石灰石+炉外石灰石-石膏湿法脱硫工艺，炉内炉外脱硫剂均采用外购石灰石粉，通过罐车运输至厂内生石灰粉仓储存。3.3燃料特性3.3.1燃料特性经过配比后的燃煤的燃料特性见下表：第283页 名称及符号单位设计煤种校核煤种收到基低位发热量Qnet,arkJ/kg1339713231哈氏可磨系数HGI6565煤的冲刷磨损指数Ke2.72.7工业分析收到基全水分Mt%15.78016.869空干基水分Mad%2.0252.028收到基灰分Aar%38.84138.242干燥无灰基挥发分Vdaf%44.22244.194煤中游离二氧化硅SiO2(F)%11.32111.137元素分析收到基碳Car%36.31535.727收到基氢Har%2.6572.616收到基氧Oar%5.0125.173收到基氮Nar%0.5640.556收到基全硫St,ar%0.8310.817煤中汞Hgarµg/g0.1260.125灰熔融性变形温度DT℃13601360软化温度ST℃15001500半球温度HT℃15001500流动温度FT℃15001500灰分分析二氧化硅SiO2%59.96559.978三氧化二铝Al2O3%28.58328.515三氧化二铁Fe2O3%4.6574.651氧化钙CaO%1.4311.436氧化镁MgO%0.7350.732三氧化硫SO3%0.550.55灰分分析二氧化钛TiO2%0.9560.964第283页 氧化钾矿K2O%0.8960.895氧化钠Na2O%0.4980.497五氧化二磷P2O5%0.4960.495灰比电阻(测量电压500V)测试温度19℃时Ω·cm1.715×10102.250×1010测试温度80℃时Ω·cm4.938×10104.947×1010测试温度100℃时Ω·cm8.987×10108.965×1010测试温度120℃时Ω·cm2.822×10112.823×1011测试温度150℃时Ω·cm5.682×10115.692×1011测试温度180℃时Ω·cm9.936×10109.928×1010说明：煤泥收到基水分25.7，低位发热量11880kJ/kg；洗中煤收到基水分13.6，低位发热量13730kJ/kg。设计煤种煤泥和洗中煤混烧比例约为：煤泥/洗中煤＝18/82(质量比)。校核煤种煤泥和洗中煤混烧比例约为：煤泥/洗中煤＝27/73(质量比)。洗中煤通过输煤皮带送入原煤仓，再通过称重给煤机给炉膛；煤泥通过煤泥泵加压后由炉膛中部给料。第283页 3.3.2燃料消耗量燃料消耗量项目设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)一台炉两台炉一台炉两台炉小时燃煤量(t/h)244.11488.22247.18494.36日燃煤量(t/d)4882.29764.44943.69887.2年燃煤量(×104t/a)134.26268.52135.95271.90注：a)锅炉的年利用小时数按5500小时计算；b)锅炉日利用小时数按20小时计算；c)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。3.3.3脱硫剂特性3.3.3.1外购石灰石粉特性见下表：序号项目单位标准设计值1CaC03W-%＞92%(可利用率)2Mg0W-%≦0.433Si02W-%≦14含水率W-%≦15Fe203W-%≦0.286AL203W-%≦0.237S03W-%≦0.158进料粒度250um95%通过3.4燃料运输及耗煤量第283页 安徽恒源煤电股份有限公司距本工程厂址运输半径30km内的选煤厂有四座，分别是五沟矿选煤厂、任楼矿选煤厂、祁东矿选煤厂、钱营孜矿选煤厂。其中钱营孜矿距各厂址均较近约0~10Km，祁东矿、任楼矿、五沟矿距厂址距离较远近约20~30Km，矿间有矿区铁路相连。本工程地处淮北平原，厂址周边数十公里内地形平坦，各矿均有矿区公路连接，五沟矿、任楼矿、钱营孜矿有矿区公路连接S305，祁东矿有矿区公路连接G206。由于煤泥水分较高、易沾粘，不适合铁路运输，故本工程拟采用汽车公路运输进厂或管状皮带机运输进厂。又因为钱营孜矿洗煤厂年产洗中煤198×104t、煤泥49.20×104t，可满足本工程2×350MW机组设计煤种90%洗中煤及100%的煤泥燃煤需求。所以本工程两个厂址燃料以钱营孜矿洗煤厂为主要的供应源，优先采用，并以此为基础制定两厂址厂外运输方案如下：(1)钱营孜矿工业广场厂址由于厂址位于钱营孜矿工业广场外侧，距钱营孜矿洗煤厂不足1公里，所以，钱营孜洗中煤由皮带机运输进厂，不足部分的洗中煤由祁东矿经集团自有铁路运输至钱营孜矿铁路专用线，采用液压挖掘机卸下，装载机转运至#2AB皮带机煤斗；钱营孜煤泥由煤泥沉淀池采用煤泥水泵经管道进厂。(2)行宫铺厂址由于洗中煤主要采用钱营孜洗中煤、煤泥(设计煤种90%洗中煤及100%煤泥、校核煤种100%洗中煤及67%煤泥)，而且因为政府规划的原因不能建设钱营孜矿至厂址的铁路。省道S305超载严重，运输能力有限，如果本工程每年近270×104t的燃料全部采用汽车运输，日最大汽车量将超过400辆，折算中型车辆800辆，占S305设计能力1000~3000辆比例过大，将严重影响S305的运输秩序，而且，燃料采用汽车运输的吨煤运输成本较高，环境污染较大，，故本工程行宫铺厂址不采用汽车运输，钱营孜洗中煤、煤泥选用管状皮带机运输进厂，其它矿洗中煤、煤泥采用汽车直接运输进厂：任楼经S305、祁东经G206及S305、五沟经X016、界沟煤泥经X037、S305汽车运抵至电厂。本工程根据业主提供的煤质资料，经计算本工程耗煤量如下表所示：第283页 装机容量小时耗煤量(t/h)日耗煤量(t/d)年耗煤量(104t/a)设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种1´350MW244.11247.184882.24943.6134.2605135.949其中洗中煤200.1702180.44144003.4043608.828110.0936199.24277其中煤泥43.939866.7386878.7961334.77224.1668936.706232×350MW488.22494.369764.49887.2268.521271.898其中洗中煤400.3404360.88288006.8087217.656220.18722198.48554其中煤泥87.8796133.47721757.5922669.54448.3337873.41246注：机组日利用小时数按20小时计；机组年利用小时数按5500小时计。3.5燃油特性锅炉点火采用0号轻柴油，油质特性如下：序号项目单位数值备注1运动粘度(20℃)不大于mm2/s3.0~8.02灰份不大于%0.013含硫量不大于%0.24机械杂质不大于%无5水分不大于%痕迹6闪点(闭口)不低于℃557低位发热量kJ/kg418008凝点不高于℃0第283页 油质特性表序号项目符号单位数值1油品//0号轻柴油2恩氏粘度/°E0.96(100)3比重//0.8174水份/%~0(无痕迹)5硫份/%0.2~0.236开口闪点/℃不小于557低位发热量/kJ/kgkcal/kg41033~418709800~100004厂址条件4.1厂址概述宿州位于安徽省最北部，与苏、鲁、豫3省11个市县接壤，是淮海经济协作区的核心城市之一，也是安徽省距离出海口最近的城市。1999年撤地建市，辖砀山县、萧县、灵璧县、泗县、埇桥区和一个省级经济技术开发区。全市总面积9787平方公里，总人口626万人。宿州市自然资源丰富，名特产品众多。境内平原广袤、沃野千里，气候适宜，生物繁茂。平原面积8897平方公里，占全市总面积的91%，耕地997.79万亩，占地总面积的67.97%。区内盛产小麦、玉米、大豆、山芋、棉花、花生、蔬菜以及苹果、梨、桃、葡萄、湖桑等。改革开放以后，宿州市综合经济实力不断增强，2011年全市生产总值完成804亿元，较上年净增150亿元，同比增长13.5%。连续六年保持两位数增长,，财政收入64.1亿元，增长48.5%，连跨两个十亿元台阶,增速居全省第一，主要经济指标增速进入全省前八位。规模以上工业增加值完成280亿元，增长25%。增速保持全省领先；工工业用电量增长19.3%，高于全省平均水平6.3个百分点。工业经济效益综合指数306%，创历史新高。第283页 宿州是两淮煤田的重要组成部分，现已探明煤储量约60亿吨，石油达20亿吨，煤气层3000多亿立方米。皖北煤电集团有限责任公司地处安徽省宿州市，是以采掘业为基础，以煤电化、煤炭物流、非金属材料开发为支撑的大型国有能源企业，是中国企业500强，省属12户重点企业集团之一。皖北矿区位于安徽省西北部，地跨淮北、宿县、阜阳、亳州和淮南五市的砀山、肖县、濉溪、固镇、涡阳、蒙城和凤台等县。其主体部分位于淮北煤田，淮南煤田的朱集勘查区也在其中。淮北煤田内本矿区的实际含煤面积约967.6km²，淮南煤田内本矿区仅含朱集勘查区，其东西长16~20km，南北宽6km，实际含煤面积约75.0km²。综合本矿区的实际含煤面积约1042.6km²。本矿区共有资源/储量4388.72Mt，预测量1917.33Mt。主要有贫瘦煤、1/3焦煤、气肥煤、无烟煤、主焦煤等；煤炭产品主要有混煤、洗末煤、冶炼精煤等；煤炭质量优良，低硫、低磷、低灰、高发热量，有“绿色环保”能源的美称，广泛应用于电力、冶金、石化、建材、炼焦、高炉喷吹、民用等领域，是理想的动力用煤和生活用煤。皖北煤电集团公司目前下辖16对矿井，其中安徽矿区朱集西矿和内蒙古矿区麻地梁矿分别为在建和筹建矿井，配套大型选煤厂6座，赵集煤矿筹建，山西矿区昌恒矿、新生一矿和新生二矿整合在建。截至2010年末，公司煤炭资源储量52.8亿t(已探明)，原煤年生产能力1,500万t，年洗选能力510万t。在原煤洗选过程中会产生大量的煤泥、洗中煤。煤泥等低热值煤作为矿山固体废弃物堆存，一是占用耕地，二是会产生扬尘、废气、废水等污染，长期以来给人类带来不可忽视的公害。从保护环境、促进可持续发展出发，煤泥煤矸石的消极影响，必须予以消除。皖北煤电集团公司拟选址在钱营孜矿选煤厂附近建设2×350MW大型循环流化床低热值煤电厂，大量燃用消耗低热值煤，节约能源、减少土地占用，保护环境，符合国家能源及环保政策，有利于采用推动地方经济建设，有利于煤炭产业的可持续发展。第283页 电力工业“十二五”规划强调优化发展煤电，指出推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地，在煤电基地推广煤电一体化开发，在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目。安徽省两淮矿区有大量的煤炭，是安徽乃至华东地区的主要能源基地，两淮矿区中的淮南矿区是国家十二五规划重点建设16个大型煤电基地之一。皖北煤电集团公司下辖的安徽矿区地跨两淮，在此建设低热值煤电厂，紧邻长三角负荷中心，减少能源输送损失，符合国家产业政策及总体规划的要求。钱营孜井田地处淮北平原中部，地形平坦，地面标高介于+19.68~+24.72m之间，一般在+23m左右，总体地势为西北高，东南低。钱营孜井田东跨京台高速(G3)，西邻S305省道，南越浍河与邹庄矿区连成一片，北近骑路孙矿。地理坐标介于东经116°51′00″~117°00′00″和北纬33°27′00″~33°32′30″之间。行政区划隶属宿州市和淮北市濉溪县管辖。井田内共有煤炭资源/储量544676.3kt，其中查明资源/储量(121b+122b+333)459313.6kt，设计资源/储量287730.7kt,可采储量217814.0kt；矿井建设规模为2.4Mt/a，浍河从井田的中部流过，为井田附近的主要河流，年均水位：祁县闸上游为+17.22m，下游为+16.07m，年均流量：上游的临涣为7.85m3/s，下游的固镇为23.2m3/s。此外，井田内尚有纵横交错的人工沟渠。钱营孜矿(工业广场)位于安徽省宿州市西南，浍河北岸。南面距浍河约1.5km，北距宿州市约15km，东北距京台高速(G3)南坪、桃园出口约4km。行政区划隶属宿州市、埇桥区、桃园镇管辖。矿井铁路专用线从位于工广南面、井田中北部自西向东至淮北矿区铁路青(疃)~芦(岭)线接轨，进而与东侧的京沪线相连。根据《建筑抗震设计规范(GB50011-2001)》的有关规定，本矿井所在地的抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度为0.05g。所选厂址地区常年主导风向NE，风向频率12%。本次可研，对初可审定的两处厂址进行进一步的比选论证工作。两处厂址为：钱营孜矿工业广场北边的工广厂址和宿州市西南约3.5km处的行宫铺厂址。(一)工广厂址：该厂址位于钱营孜矿工业广场北围墙外侧。第283页 在钱营孜矿工业广场北围墙外地形平坦开阔。除东北方向约150m外有后湖王家村外，距其它居民村均较远。钱营孜矿工广保护煤柱按现设计往东、往南、往北均为430m左右。拟建电厂的新征地块在工广北侧原设计保护煤柱范围内，大约需要650×310m2的建设场地。若电厂在此位置新建，则需要对工广保护煤柱范围适当向北外移扩大。该地块区域内地形平坦，现为旱地。自然地面高程为23.2~23.6m。厂区内分布一些干涸的沟渠，局部有池塘和坟地。场地中西部有两条110kV、两条10kV矿区供电线路；西北约850m处是钱营孜村，场地东侧约600m处有钱营孜矿南北向的进矿公路(X057县道)，北侧及西侧约700m处有钱营孜矿的货运公路。该厂址南面约2km处有浍河，北面约18km处有新汴河。厂址处百年一遇洪水位24.60m。(二)行宫铺厂址：行宫铺厂址位于宿州南部工业开发区的西外沿处，S305省道西边。东北距离宿州市区约3.5公里。厂址东南侧紧邻宿蒙河、S305省道及行宫铺村，西北角处有南陈、松林、新周圩孜等村庄。东西两侧现为农田。拟选厂址区为宿州市2010~2030规划的工业建设用地，按宿州市城市总体规划：该厂址区北侧为纬五路，东侧为经二路，南侧为宿蒙河、S305省道及南外环路，西侧为经一路(蒙城—永城公路)。该区块为梯形状，南北向约400~750m，东西向约360~450m。该区块面积约25.4hm2,其中约75%为有条件建设用地，25%为一般农田。场地中央有一条110kV输电线路。区域内地形平坦，自然地面高程为26.2~26.3m。该厂址南面约10km处有浍河，北面约9.5km处有新汴河。厂址处历史最高内涝水位：26.5m。两个拟选厂址都位于平原地区，地形平坦、开阔。厂区内分布一些干涸的沟渠和坟地。第283页 两个厂区内均无无居民房屋拆迁，但均有110kV高压线路需要移位改道。4.2交通运输4.2.1区域交通运输(1)铁路宿州地处安徽的北部，交通便利，京沪线、陇海线、京沪高铁以及在建中郑徐客运专线(高铁)穿境而过，符夹、青芦铁路迂回其中。还有在建的宿淮铁路与规划中的亳宿铁路。(2)公路宿州境内公路网四通八达，为省内重要的公路交通枢纽。宿州位于京台高速(G3)、泗许高速和连霍高速(G30)交汇处，市区内有宿州、宿州北、宿州东等多个高速出入口，济祁高速、徐明高速等多条高速正在规划建设中。宿州境内另有国道4条266公里(G104北京-福州、G206烟台-汕头、G310连云港-天水、G311徐州-三门峡)。省道9条524公里。4.2.2厂址交通运输工广厂址南侧紧贴钱营孜矿工业广场，钱营孜矿的南侧有青芦铁路通过，钱营孜、任楼、祁东等煤矿均通过矿区铁路与青芦线连接；行宫铺厂址靠近宿州市。因此电厂大/重件设备及各种建设物资均可通过铁路或铁路转公路运输的方式运输至厂。厂址处公路交通运输也十分方便。两个厂址的附近有京台高速(G3)、G206国道和S305省道。工广厂址东北距京台高速(G3)南坪、桃园出口约4km。厂址东侧约600m处有钱营孜矿南北向的进矿公路(X057县道)，北侧及西侧约600~700m处有钱营孜矿的货运公路，现状路面宽度为6.5~9m，砼路面。进厂主干道可从钱营孜矿东侧的进矿公路(X057县道)上引接，运煤、灰道路可从北侧的钱营孜矿货运公路上引接。行宫铺厂址东北距京台高速(G3)宿州出口约4km，南面紧邻S305省道，进厂主干道及运煤、灰道路均可从S305省道引接。第283页 4.3水文及气象4.3.1工程水文4.3.1.1河流水系根据安徽淮河水资源科技有限公司承担的《宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程水资源论证报告书》内容：经过分析电厂可用水有新汴河地表水、城市中水、采煤塌陷区蓄水、浍河地表水，随着区域水资源规划与水资源配置工程实施，规划水平年，除了现状水源外，还有淮水北调工程、引江济淮工程水源。根据生产用水优先使用中水的原则，结合当地水资源条件及其开发利用状况，本工程的生产用水拟采用宿州市污水处理厂中水，中水的备用水源考虑为新汴河宿县闸上地表水及梯级翻水水源，厂区生活用水直接取用矿区自来水。根据厂址附近水系河道情势情况，并考虑到所选厂址的位置,电厂取水拟设置取水点，电厂附近适宜的水源地是：中水取水口为宿州市污水处理厂出水口，通过埋设管线直通厂区，备用水源新汴河地表水取水口拟设置于宿县闸位于新汴河宿县闸上约15公里处，西距合徐高速约400米，北距钱营孜电厂厂址直线距离约18公里，自然地坪标高34m。拟设岸边取水泵房，通过压力管道输送往厂区。1.新汴河宿县闸上地表水源新汴河：新汴河的主要支流有沱河上段、王引河及肖濉新河，新汴河截引濉河上游来水面积2626km2；沱河及新北沱河上游来水3936km2，合计流域面积6562km2，自成水系，直接向东注入洪泽湖，为淮北涡东地区增加一条排水入湖的河道。河道自宿县西北的七岭子开始，上承沱河上游(包括新北沱河上游)来水，向东穿过津浦铁路、宿县地下涵，至小吴家左纳濉河引河；过宿县闸后，经蒿沟、芦湾，折东南流；穿过隋堤公路，经灵西闸，至南李家折东流；至小余家过唐河地下涵，至泗县南过石梁河地下涵，至徐岗切岭进入江苏省泗洪县境；至桑园过团结闸，折东南流，于洪泽湖西缘注入溧河洼。河道全长127.2km。第283页 新汴河地面高程：七岭子26.5m，濉河引河口26.0m，宿县闸26.0m，芦湾23.0m，灵西闸22.5m，唐河地下涵20.5m，石梁河地下涵19.5m，徐岗切岭22.0~30.0m，团结闸18.5m；河底高程：七岭子21.0m，濉河引河口20.6m，芦湾19.0m，灵西闸18.5m，团结闸13.44m，溧河洼11.5m。河宽138~132m，深5.5~3.0m，底宽105~95~115m；两岸有堤防，堤距350~560m。新汴河宿县闸：(见实景图3.1-1)实测多年平均径流量为2.93亿m3，丰水年径流量为8.95亿m3、枯水年径流量为0.95亿m3，宿县闸上正常蓄水库容约2000万m3。根据《安徽省淮水北调工程规划报告》和新汴河灌区用水情况分析和安徽省政府批文，近期2010年宿县闸按15m3/s扩建，灵西翻水站按原规模重建，设计流量为415m3/s；为恢复新汴河排洪排涝能力，使新汴河达到原设计的排涝5年一遇标准，对新汴河全线进行疏浚，疏浚长度111.2km，工程竣工后库容将增加约700万m3。目前，新汴河上已经建成梯级翻水工程，洪泽湖水可以通过新汴河上的团结闸、灵西闸、宿县闸逐级翻到宿县闸上，供建设项目用水；当新汴河宿县闸上蓄水不能满足本项目供水时，视新汴河闸上水源和用水状况，从洪泽湖翻水补充宿县闸上，以供建设项目用水。2.洪泽湖及梯级翻水水源2.1.洪泽湖洪泽湖位于江苏省淮安、宿迁市境内，是我国五大淡水湖之一，也是淮河流域最大的平原水库，注入的河流有淮河、淙潼河、濉河、安河、池河、浍河、沱河等，分布于湖西，集水面积15.94万km2，其中淮河为最大的入湖河流，入湖水量占总入湖径流量的70%以上，是洪泽湖水量的主要补给源。洪泽湖的排水河道主要有入江水道、淮沭新河、苏北灌溉总渠、入海水道等，分布于洪泽湖的东部，其中入江水道是主要的排水河道，其下泄水量约占洪泽湖总出水量的60%~70%。洪泽湖的水资源主要由入湖地表径流、湖区地表径流和少量的地下径流组成，多年平均入湖水量303.4亿m3，区间当地径流和湖面产水量为19.0亿m3，浅层地下水量3.89亿m3。扣除河川径流量和地下径流的重复水量，洪泽湖区的水资源总量约有307亿m3。第283页 洪泽湖是苏北地区最大的灌溉水源，担负着下游近1.33万km2耕地的灌溉，并通过江水北调工程体系，输送洪泽湖水。洪泽湖也是我国南水北调东线调水线路上的巨型调蓄水库。水功能区划为调水保护区，水质目标为Ⅲ类。洪泽湖湖底高程10m，现状正常蓄水位13m，面积2152km2，库容30.11亿m3；洪泽湖设计洪水位16m，高出下游地面12~14m，相应库容82.45亿m3，面积2393km2；洪泽湖历史上最高蓄水位是15.23m。南水北调工程运用后，洪泽湖的正常蓄水位将提高到13.31m，这将为沿淮城镇生活和工业用水提供可靠的水源。2.2.新汴河翻水工程新汴河是上世纪70年代初期建成的一条大型人工河道，自七岭子经宿州、灵西、团结三级枢纽于江苏省泗洪县付圩子入溧河洼，河底高程：七岭子21.0m，濉河引河口20.6m，芦湾19.0m，灵西闸18.5m，团结闸13.44m，溧河洼11.2m。五年一遇排涝流量900m3/s，二十年一遇排洪流量1460m3/s。上承豫东夏邑、虞城、永城及皖北萧县、砀山、濉溪等地的来水，94.3%为平原坡水，只有濉溪境内有少数山区，约381km2，通过闸河以肖濉新河入汇于新汴河。新汴河横穿豫、皖、苏三省，以防洪排涝为主，兼顾水资源综合利用。干流河道已建有团结闸、灵西闸、宿县闸大型综合利用枢纽三处，可自下游抽引洪泽湖水源，是宿州市引用洪泽湖水源的输水干道。三级枢纽工程主要用于拦蓄当地径流，节制闸与河槽共同构成抽引洪泽湖水的反调节库容。宿县节制闸为10孔，单孔宽10m；灵西闸是橡胶坝4孔，单孔宽31.50m；团结闸18孔，单孔宽度6.0m；三级枢纽船闸均为六级航道，闸室长100m，宽7m。各级枢纽均建有翻水站，三级翻水站主要自下而上抽引洪泽湖水源，逐级向上游翻水。团结闸翻水站装机为10×155KW，抽水能力10m3/s，灵西闸翻水站装机为4×155KW，抽水能力4m3/s，宿县闸翻水站装机为3×155KW，设计抽水能力15m3/s。目前，新汴河干流已建成水资源综合利用工程，洪泽湖蓄水可以通过新汴河上的团结闸、灵西闸、宿县闸逐级翻到宿县闸上，当上游来水、区间来水以及闸上蓄水难以满足要求时，从洪泽湖翻水。第283页 3.浍河祁县闸上蓄水浍河祁县闸：浍河是怀洪新河水系最大支流，发源于河南省商丘市境内，经安徽省淮北市濉溪县、宿州市埇桥区汇入蚌埠市固镇县九湾香涧湖，安徽省流域面积2930km2，宿州市境内集水面积583km2，境内长30km。其上建有祁县闸，蓄水量为451万m3，泄洪流量1258m3/s。浍河皖境内建有南坪、祁县、固镇三座节制闸，设有临涣集(控制面积2470km2)、固镇闸(控制面积4541km2)两个水文站。祁县闸位于宿县以南25km祁县集东浍河干流上，控制流域面积3976km2,工程主要作用是灌溉，其次是防洪除涝。祁县闸过水总宽63m，闸底高程新闸(9孔)15.0m，老闸(7孔)15.8m，设计闸上正常蓄水位21.0m，闸上水位20m时，库容672.3万m3。祁县闸水位~库容关系见表3.3-1。表3.3-1祁县闸水位~库容关系水位(m)1515.5161718192021库容(万m3)224068150280452672.39004.沱河宿东闸上地表水源沱河原是漴潼河流域的一条主要支流，为跨豫皖两省的省际河道，发源于河南永城。1966年开挖新汴河时将宿州市埇桥七岭子以上沱河上游的流域面积截入新汴河。截流后，七岭子以上称为沱河上段，七岭子以下称为沱河下段。沱河下段纳新汴河以北来水经沱河地下涵与濉溪县戚家沟来水交汇于宿东闸上，流经埇桥、灵壁、固镇、五河、泗县于樊集入沱湖。宿县沱河闸又叫宿东闸，位于宿州市区东3km，宿灵公路与沱河交叉处，1959年建成。该闸距上游沱河进水闸8km，主要功能是节制蓄水，保证城乡工农业用水和宿灵公路交通。上游来水控制面积361.7km2，主要有濉溪县的戚家沟来水面积155.7km2和新汴河宿县地下涵上来水面积206km2。沱河闸正常蓄水位25.7m，相应库容320万m3。多年平均来水量7270万m3，50%、75%、97%保证率来水量分别为6149万m3、3436万m3、957万m3。5.宿州市污水处理厂中水水源第283页 宿州市污水处理厂是世行贷款的安徽省环保工程重点投资项目，1998年经省计委批准立项，2000年开工建设，2002年初建成试运行；厂址位于宿州市运粮河以东，宿怀路以西，小杨家以南位置，总占地12.74ha(包括二期预留用地)。污水处理厂的收水范围包括：老城区、城西区、河西区、道西区和西北新区，覆盖的城区面积23.33km2，近期服务人口23万，规划服务人口38万。宿州市污水处理厂工程设计总规模为16.0万m³/d，污水处理工程采取一次设计、分两期实施的建设方案，其中一期工程处理规模为8万m³/d，年处理污废水量2920万m³，已投入运行，日均污水收集量为7.58万m³，日均出水量为6.09万m³，即使是在发生频率97%的特枯水年份或连续干旱时，城区污废水排放量2010年为5256万m³，2015年为6895万m³，可以满足不同水平年宿州市区污废水处理厂污水处理量的要求。处理工艺采用改良型氧化沟处理工艺，出水水质执行《城镇污水处理厂污染物排放标准》(GB18918-2002)中的二级标准(目前准备对一期升级改造提升为一级A标准)。从运行情况看，水处理系统和污泥脱水系统运行稳定、可靠，设备、仪表性能良好，各项工艺运行指标基本符合设计要求。经宿州市环境检测站的采样和监测分析，污水处理厂两个总排口的外排污染物、pH、CODcr、BOD5、氨氮等指标符合GB18918-2002二级标准。二期工程已于2009年7月10日正式开工，至2010年6月，已完成工程项目：化验综合楼、生化池的土建及设备、二沉池土建及设备，厂区内的工艺管线已安装完毕，目前已完成投资5000万元，计划二期工程投产运行后处理规模达到16万m³/d，年处理污废水量5840万m³。处理工艺采用改良型氧化沟处理+滤池+消毒工艺，出水水质执行《城镇污水处理厂污染物排放标准》(GB18918-2002)中的一级A标准。根据安徽恒源煤电股份有限公司与宿州市污水处理厂签定的供水协议，该污水处理厂2015年为电厂提供3.2万m³/d的中水是完全可行的，宿州市污水处理厂可用作本工程的取水水源。一期工程目前污水处理能力为8万m3/d，采用改良型氧化沟处理工艺。第283页 6.备用水源概况外调水水源主要指“淮水北调”工程。“淮水北调”工程近期是以怀洪新河过境水、蚌埠闸上过境弃水、蚌埠闸下淮干河槽蓄水和南水北调东线为水源，远期增加引江济淮为补充水源，其线路经怀洪新河向北利用现有河道向宿州市和淮北市送水。根据以上各水源的可供水量及供水保证程度分析，主要得出如下结论：(1)经分析，宿州市污水处理厂的中水，设计频率97%的特枯年份，现状年、2015年及2020年宿州市污水处理厂再生水可利用量分别为6.09万m3/d、12.0万m3/d、12.0万m3/d。目前宿州市污水处理厂二期工程二级处理水无用水户，可向本建设项目供水，完全满足本项目年设计总取水780万m³的用水要求。宿州市污水处理厂的出水经市环境保护监测站检测，符合国家标准《城镇污水处理厂污染物排放标准》(GB18918-2002)中的二级标准。中水进入厂区后拟采用“石灰澄清过滤+杀菌加酸稳定剂”的处理方式处理后可以满足循环水补充水水质要求。综上所述，本工程采用宿州市污水处理厂再生水作为生产用水水源是可靠地，也是可行的。(2)备用水源方案充分利用新汴河流域当地的地表水资源，以洪泽湖蓄水作为补充水源，符合区域水资源规划、配置格局。新汴河已有完整的梯级控制工程，本项目取水方案利用已有的梯级蓄水、翻水工程，依托供水保证程度较高的洪泽湖蓄水作为翻水的水源，在满足农业基本用水需求的前提下将水资源配置高效工业，有利于促进区域水资源的优化配置和高效利用。建设项目采取翻水措施后，同时科学调度和管理用水，可以满足设计用水要求。南水北调东线一期及安徽淮水北调工程实施后，取水更加可靠。综上分析，新汴河宿县闸上地表水作为本项目的备用水源是可靠、可行的。(3)第283页 综上所述，推荐宿州市污水处理厂再生水作为生产用水水源作为本项目的取水水源，新汴河宿县闸上蓄水+梯级翻水作为本项目供水水源的备选方案。随着南水北调东线一期及淮水北调工程的逐渐投入使用，在99%的典型干旱年，采取南水北调东线一期及淮水北调水源来提高本项目的供水保证程度。4.3.1.2厂址防洪、防涝拟选的宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程共拟选了两个厂址，根据安徽省水利水电勘测设计院编制的《宿州钱营孜电厂100年一遇洪涝水位专题报告》：厂址一(工广厂址)，对本厂址有威胁河流是浍河，厂址以上，浍河现状基本无堤防，浍河规划防洪标准为20年一遇，未来可能形成防洪标准20年一遇的实际堤防，从地形和工程角度看，当浍河发生超标准洪水的时候，浍河堤防可能最先溃决的地点是临涣~韩村段右岸堤防，因为那段地势较低，存在大量采煤沉陷区。本段堤防如果溃破，右岸堤防溃破概率也高于左岸，但从安全因素考虑，本计算设定的溃破是本段左右岸堤防一起溃破，其超额溃堤洪量在左右岸各分摊一半，左岸0.65亿m3超额洪量主要滞蓄于由厂房所在的位置划定库容范围，东面以京台高速为界，南面以浍河堤防为界，南面为来水方向，地面高程逐步抬高的滞蓄库容内。由超额洪量及该区的高程~面积~容积关系曲线，得本厂址的100年一遇洪水位为24.6m，由于厂址处的100年一遇洪水位高于厂址地面标高，建议通过垫高厂址标高来防洪。厂址二(行宫铺厂址)，由于本厂址位于流域分水岭上游，地势较高，上游来水面积较小，洪水不构成影响。拟选的宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程发电厂厂址：厂址一(工广厂址)地处平原，由厂址所在的位置划定库容范围，东面以京台高速为界，南面以浍河堤防为界，西面西牛沟分水岭为界。通过计算厂址一区域百年一遇内涝水位约为23.0m，现状厂址地面标高高于厂址一区域百年一遇内涝水位故无涝水影响。厂址二(行宫铺厂址)，根据现场调查虽然由于本厂址位于流域分水岭上游，地势较高，上游来水面积较小，无长期涝水影响，但遇大暴雨时由于排水不及时，短时间有积水存在，最高内涝水位26.5m。第283页 结论：厂址一(工广厂址)：由于本厂址处无内涝影响，厂址地面标高建议按洪水(100年一遇洪水位为24.6m)影响程度考虑。厂址二(行宫铺厂址)：本厂址处无洪水影响，考虑到但遇大暴雨时由于排水不及时，短时间有积水存在，厂址标高建议按厂址处的最高内涝水位26.5m作为厂址处100年一遇洪涝水位设防。4.3.2工程气象厂址附近有宿州市气象站，与厂址相距较近。该站具有多年连续观测资料，是该厂址气象原始资料的主要来源。4.3.2.1气象站及气候概况宿州市气象台原站址在宿州市城南关万里桥，北纬33°39′，东经116°39′，后于1995年8月搬至宿州市南郊外，北纬33°39′东经116°58′。一直沿用至今，由于两处相距较近，气象部门在统计资料时，作了统一处理。本区属于北温带,半湿润季风气候区,为湿润和干旱区的过渡地带,该区域气候特点是:一是气候温和,雨量适中,日照充足,无霜期长。二是季风气候明显,冬季干寒,春秋气温升降快,夏热多雨、光、热、水同季,对农作物生长有利，但降水集中，常造成洪涝灾害。4.3.2.2主导风向统计宿州市气象站1971~2000年历年各月各风向频率，绘制夏季(6、7、8月)、冬季(12、1、2月)及全年风向频率玫瑰图，得主导风向如下(见图1、2、3)：夏季(6、7、8月)：主导风向NE、E，风向频率11%冬季(12、1、2月)：主导风向NE，风向频率14%全年：主导风向NE，风向频率12%4.2.2.310%气象条件统计宿州市最近五年(2001~2005年)最炎热时期6、7、8三个月的日平均湿球温度资料，再按分析统计法，累积频率曲线法，进行统计计算,求出10%湿球温度为27.2℃。再查出当10%湿球温度为27.2℃时与之相应的气象要素。第283页 表4.3-110%湿球温度对应数值10%湿球温度(℃)平均干球温度(℃)平均气压(hpa)平均相对湿度(%)平均风速(m/s)27.133.4999.3632.827.230.7997.5772.027.329.41004.7851.227.229.5997.2843.227.229.0998.2871.727.131.41007.9721.927.230.21003.6791.927.130.21003.5791.327.129.11001.0853.027.129.81001.9842.527.330.61002.9792.727.330.01002.0822.927.231.01001.1762.3最大值33.41004.7873.2最小值29.0997.2631.2平均值30.31001.6792.3通过分析，将13组值平均后的值作为10%气象条件，认为较为合理。第283页 4.2.2.4最近五年平均气温、风速、气压、相对湿度(2001~2005年)平均气温：15.8℃平均风速：2.0m/s平均气压：1013.4hpa平均相对湿度70.2%4.2.2.5电厂所在地区暴雨强度公式厂区距有暴雨公式最近的城市为徐州市，徐州市与厂址同处于淮北平原，气候特征基本相似，经对徐州市气象站与宿州市气象站气象特征值对照比较也都很接近，所以电厂厂区的暴雨强度公式可参考徐州市暴雨公式使用，公式如下：i=式中：P——设计重现期(a)t——设计降雨历时(min)i——暴雨强度(mm/min)4.2.2.6主要气象要素根据宿州市气象站历年统计资料，主要气象要素如下：(1)气压多年极端最高气压：1045.8hpa(1970年1月5日)多年极端最低气压：979.4hpa(1956年8月3日)多年平均气压；1013.4hpa多年月平均最高气压：1023.hpa多年月平均最低气压：999.7hpa(2)气温多年极端最高气温：40.3℃(1988年7月8日、1972年6月11日、1978年7月9日)多年极端最低气温：-23.2℃(1955年1月6日)多年年平均气温：14.4℃第283页 多年最热月平均气温：32.4℃(7月份)多年最冷月平均气温；-6.2℃(1月份)(3)降水多年年最大降雨量：1481.30mm(1954年)多年年最小降雨量：560.40mm(1968年)多年年平均降雨量：890.10mm多年月最大降雨量：960.80mm多年日最大降雨量：218.40mm一小时最大降水量(mm)：77.4mm十分钟最大降水量(mm)：24.0mm(4)湿度多年年平均相对湿度：71%多年月平均最高相对湿度：81%历年最小相对湿度：2%(1956年2月6日)多年月平均最低相对湿度：66%历年最大绝对湿度：40.4hpa(1953年7月12日)历年最小绝对湿度：0.2hpa(1977年2月21日)(5)其它多年最大积雪深度：22cm多年最大冻土深度：15cm多年最大风速：20m/s(1967年11月25日)第283页 第283页 第283页 第283页 4.4电厂水源根据本期工程的目前所选的二个厂址，可初步选择宿州城南污水处理厂中水、新汴河地表水或浍河地表水作为电厂的水源。(1)城市中水水源宿州市城南污水处理厂位于宿州市运粮河以东，宿怀路以西，小杨家以南位置，总占地12.74ha。工程始建于1998年，设计建设规模为日处理污水16万吨，其中一期工程日处理污水8万吨。该项目于2001年建成，2004年4月28日正式投入运行。宿州市城南污水处理厂二期，工程设计建设规模为日处理污水8万吨。该项目于2009年5月15日举行开工典礼，于2009年7月10日正式开工。至2011年6月，已完成工程项目：化验综合楼、生化池的土建及设备、二沉池土建及设备。厂区内的工艺管线已安装完毕。宿州污水处理厂于2006年投资建设深度处理回用工程和配套送出管线，中水处理能力为8万m3/d，年处理污水2920万m3。该污水处理厂可作为本项目的主要供水水源。(2)新汴河宿县闸上地表水+梯级翻水。在河道未整治前90%以下的年份，基本满足本项目用水，97%年份需要启用新汴河翻水工程补水，才能满足。目前，新汴河综合治理工程正在实施，其中河道疏浚工程实施后，宿县闸上增加蓄水库容约700万m3，基本满足本项目97%的设计取水要求；另外，新汴河翻水工程改造，翻水能力增加，总体有利本项目和宿县闸上取水户取水。但是在95%保证率下，新汴河宿县闸上需翻水2100万m3才能满足项目取水要求，而在99%保证率下，需翻水量达5100万m3。因此，将新汴河地表水作为近期单独供水水源存在较大风险，该水源可以作为本项目备用取水水源。(3)浍河祁县闸蓄水水源。浍河祁县闸蓄水水源不能满足本项目设计取水要求，且与农业用水矛盾较多、用水管理难度大，取水风险大，不能作为本项目取水水源。第283页 综上所述，现状年推荐城南污水处理厂中水作为本项目现状年取水水源，新汴河宿县闸上蓄水+梯级翻水作为本项目供水水源的备用水源。4.5贮灰渣场本工程除灰渣系统采用灰、渣分除方式。其中，除灰系统设计为干式除灰,除尘器灰斗下灰以正压气力输送的方式集中到干灰库。每座灰库库底设3个放灰口,一为干灰外运供综合利用,一为调湿后外运至灰场,还有一路接口预留备用.除渣系统采用机械式除渣,用链斗机或刮板式输送机输送至斗式提升机,再由斗式提升机提升至渣仓储存.渣仓下设汽车散装机和加湿搅拌机,可用卡车将干渣运出供综合利用或调湿后外运到干灰场碾压堆放。本工程2×350MW机组灰量约为65.55万吨/年,渣量约为53.63万吨/年，年产灰渣总量约119.18万吨/年，脱硫石膏量约为3.28万吨/年。灰和渣是均是可以利用的资源，粉煤灰的综合利用是我国的一项基本国策。粉煤灰具有生产建材、筑坝、筑路、回填、改良土壤、生产复合肥料等多种用途。按照贮用结合，积极利用的方针，本期拟采用干灰碾压贮灰场，为煤灰的更有效利用创造条件。宿州地区灰渣综合利用条件良好，该项目已与宿州海螺水泥有限责任公司签订了灰渣综合利用协议。为满足综合利用不畅时灰渣的堆放，拟选择位于宿州市南部的祁东矿塌陷区作为本期灰渣堆场。祁东矿塌陷区目前已经形成，塌陷区面积较大，塌陷深度高低不一，可选择塌陷深度较大的区域作为灰场。灰场的堆灰库容初期按2年左右建设，本期灰场及管理站占地约40公顷，灰坝平均高度约3m，总长约2600m，堆灰库容约240万m3。紧邻本期灰场北侧塌陷区可作为电厂的规划灰场。另外，钱营孜矿于2009年开采，至2015年塌陷区能够形成，到时，钱营孜矿塌陷区也可作为电厂的灰场或规划灰场。灰场内主要设施有：灰场外围灰坝兼场内运灰道路、蓄水池及喷洒泵房、防护林带、库底防渗层、边坡压实堆灰体及其作业机具、灰场管理站等。第283页 灰场外围灰坝兼场内运灰道路(与防护林带一起)既作为灰渣坝坡的支托，增强灰渣坝永久边坡的稳定性，又可防止初期灰面在雨水冲刷下流入下游外水体污染环境，还作为灰场内主要环形运灰道路；围堤平均高度约3m左右，采用粘土筑坝，坡率为1:2，坝顶宽6m，兼做灰场内运灰道路使用。蓄水池及喷洒泵房主要功能为收集库区地面汇积的雨水及灰体渗水，用于灰面喷洒用水；为防止灰场飞灰污染周围环境，沿灰场围堤一周种植约10m宽的防护林。根据现阶段地质勘测，库底土体渗透性能基本可满足环保要求，故库底防渗采用500厚粘土碾压防渗即可。干灰场的运行是分区分块使用，施工作业区面积较小，每一块达到堆灰标高就马上覆土还草，即当贮灰达到设计标高时，其上覆土0.5m，可防止灰面暴露时间长扬灰，污染环境。为防止灰尘污染运灰道路，在厂内灰库下增加冲洗车辆的设备和人员，及时冲洗车身和车轮，使车辆干净离开灰库区，并使车辆运行沿线不落灰。灰库下落灰也配备专人清理和冲洗，保证干灰库区有一个良好的环境。当车辆从灰场作业区卸灰后返回进入运灰道路前，首先进入洗车池，并有专人冲洗车辆。(1)行宫铺厂址该厂址位于宿州市区以南，钱营孜矿以北，利用现有道路，该厂址运灰距离约31km，主要利用206国道，部分利用209乡道。乡道等级不高，需要扩建为宽6m的三级混凝土路面，扩建长度约6km(2)工业广场厂址该厂址位于钱营孜矿工业广场北侧，利用现有道路，该厂址运灰距离约23km，运灰道路与行宫铺厂址部分相同，也主要利用206国道，部分利用X057县道，部分乡道需要改扩建为宽6m的三级混凝土路面,扩建长度约6km，其中一座桥梁需要拓宽和加固。煤灰在厂区内调湿后由深斗自卸汽车运送至灰场，或由密封罐车拉干灰至水泥厂等综合利用场所。调湿灰拉至灰场后，由灰场内的铲运、碾压机械分层碾振压实。为防止灰尘飞扬污染周边环境，需配备洒水车等喷洒设施喷洒灰面，以使灰面保持湿润。在灰场内设集水坑，灰场内的雨水汇集至集水坑，平时作为灰场的喷洒水源。第283页 干灰场重在管理，关键在环保，灰场管理机构设置要完备，要加强灰场的日常运行管理措施，避免因管理不善而造成的环境污染。在工程措施上,首先拟在灰场周围设10~20m宽的防护林带，吸纳灰场的飞灰；另外设完备的喷洒设施，防止飞灰。为加强灰场管理，拟在灰场附近建设1座灰场管理站，管理站的占地面积初步定为600m2，站内设停车场、车库、办公室和生活间等设施。灰场内考虑配置洒水车、推土机、履带式压路机、手扶振动压路机、工具车等。所配机具可根据以后灰场的运行情况进行适当调整。4.6地震、地质及岩土工程4.6.1区域地质与地震概况4.6.1.1大地构造轮廓及其所处大地构造位置两厂址所在区域位于我国大陆的东部，根据《中国及邻区海陆大地构造图》(张文佑主编，1983)，本区域地跨3个一级大地构造单元(图2.1-1)，工程场地处于华北断块区，南邻秦岭~大别山断褶带，东南部与下扬子断块区相截接。第283页 图2.1-1区域大地构造图4.6.1.2区域主要断裂及其活动性区域范围内断裂构造发育，不同地区断裂分布格局不同。以郯庐断裂为界，其西地区断裂以北西西走向为主，其次为北东走向；其东地区以北东走向为主，其次有北北东、北东东走向断裂见附图1宿州钱营孜2×350MW低热质煤发电工程区域地震构造图。现将本区主要断裂及其活动性分别叙述如下：北东向(含北北东向)断裂(1)聊城~兰考断裂(附图1中断裂编号F2，以下同)第283页 该断裂南起兰考县，向北经范县、聊城至韩屯转向北东，全长约360km，工作区内仅是该断裂的南段，长140km。断裂走向20~30°，倾向北西，倾角50~70°，为一上陡下缓的铲形滑脱正断层。该断裂是华北盆地与鲁西隆起的分界断裂，在中、北段控制西侧的莘县凹陷和东濮凹陷的发育。断裂下盘的鄄1孔孔深826m穿过新生界见石炭系，而上盘东参1孔深达3335m尚未穿过新生界。从断裂两盘第四系厚度对比表明该断裂仍在持续活动，下降盘的东参1孔第四系厚度可达329m，而断层东侧的上升盘，第四系仅170~200m。人工地震结果表明(石油部门)，该断裂为一断面倾向北西形成窄且密集的陡变带，陡变的带宽约5~10km，最大的变化梯度达4.2×10-5ms-2/km。航磁异常沿断裂也有明显的显示。地壳厚度和上地幔高导层埋深也形成较明显的梯度带。水准测量(1980~1988)表明上盘仍在下沉，速度为0.73mm/a。沿断裂及其两侧发生过多次中强地震。1937年断裂附近还发生过菏泽Ms7级地震。可见，聊城-兰考断裂是一条晚第四纪活动断裂。(2)郯庐断裂带(F24)该断裂带分布于我国东部，北起中俄边境的黑龙江鹤岗市、萝北一带，沿北北东—北东向往南直至长江岸边的湖北广济。它是一条规模巨大的岩石圈断裂带，为不同构造单元的分界线，控制了两侧地震地质环境的差异性发展，第四纪以来，具有多期及分段活动的特征。狭义的郯庐断裂带，即发育在鲁苏皖三省的断裂段，从地震活动以及地球物理、地貌特征和次级断裂组成等标志，可以分成三个明显的不同段落，从北向南分别为安丘~郯城段、宿迁~泗洪段(泗县段)、明光~广济段。区域范围内郯庐断裂带分别涉及安丘~郯城段、宿迁~泗洪段(泗县段)及明光~广济段。安丘~郯城段部分中生代晚期以来形成以强烈断陷、巨厚沉积为特征的裂谷。新生代早期消亡，转化为侧向挤压，形成强烈的断褶带。莒县~郯城一带多处见晚白垩世砂砾岩逆冲在全新世坡积物之上，并右旋错断冲沟水系。在中部有狭长的板泉拉分盆地，盆地南北两侧的活动断裂以右旋平移为主，全新世水平位移量达32m，平均水平位移速率为3.2mm/a。从地震活动角度看，该段基本上反映出低频强震的特征，发生过1668年郯城Ms8.5第283页 级地震。该段中生代晚期以来形成以强烈断陷、巨厚沉积为特征的裂谷。新生代早期消亡，转化为侧向挤压，形成强烈的断褶带。明光~广济段经安徽明光、肥东、庐江、桐城、潜山等地抵湖北广济。该段在中生代晚期活动强烈，第四世晚期新构造活动同样存在着很大程度的差异。在地震活动方面，据史料记载，在区域范围内发生过1829年11月五河Ms5.5级地震、1868年10月定远南Ms5.5级地震、1673年3月合肥Ms5级地震，1497年6月潜山西南Ms4.75级地震。综上所述，郯庐断裂带有过多期不同性质的活动，其不同段有不同的活动特征。在区域范围内，该断裂的安丘~郯城段、宿迁~泗洪段(泗县段)晚第四世以来具备较强的活动性，明光~广济段晚第四世以来具有一定程度的新活动。(3)王老人集断裂(F19)该断裂北自河南夏邑向南经安徽涡阳西侧、阜阳东侧延至河南固始并向南延伸，总体作北北东向延伸，倾向北北西，倾角60°~70°。该断裂在布格重力异常图上，异常梯度带明显，阜阳三十铺以北断裂两侧重力高和重力低均被左旋错移。在涡阳龙山见与王老人集断裂走向一致的压性断裂出露，寒武系灰岩与页岩互层被强烈挤压，形成规模较大的破裂带。该断层走向210°，倾向115°，宽度达6m以上，该断层沿线地貌线性不明显。安徽省地震局也曾对阜阳闸~张庄~草庙~袁寨~洄溜集一线颍河两岸进行野外观测，对断裂可能延伸的部位进行浅坑、槽探，结果发现Q3及更新沉积物标志层稳定延伸，未见任何构造扰动等变形现象。另据安徽省地矿局第一水文队在1991年对该断裂进行的浅层地震勘探，结果表明该断裂断面倾向北西西，倾角70°，断裂断在中更新统底界，垂向断距5-10m。综合分析认为，该断裂为第四世以来活动断裂，其最新活动时间为中更新世早期，未见晚第四世以来活动的迹象。(4)固镇~怀远断裂(F21)自北向南依次通过固镇县城城西、怀远魏庄、姚山至淮南常家坟附近，走向20°左右，倾向SE，倾角50°第283页 左右。重力布伽异常图上反映为迭加在东西向正负重力场上的近SE向重力低带，以东为东西向正异常带。固镇~怀远断裂在地貌上控制了淮河的流向，并构成东为丘陵山地，西为冲积平原的分界线。据钻探资料揭示，尹集~怀远一带，前震旦系、震旦系、侏罗~白垩系地层走向不连续，前震旦系地层西延受控制，为蚌埠块隆的西界断裂，并控制着新第三系和第四系的沉积。在姚山，晚元古代庄子里组地层中发育强烈挤压揉皱现象，并发现30°/SE∠42°断层面,穿切以前所有杂乱无章变形带，见黄褐色断层泥带，宽1~5cm不等，属固镇~怀远断裂的平行构造。综合分析认为，该断裂最新活动时间为早、中更新世，活动性质为压剪性。(5)口孜集~南照断裂(F20)该断裂北起淮北百善集，向南经利辛、颍上和霍邱县周集西，在沈老庄南同肥中断裂相交，长约200km。断裂西侧由霍邱群~寒武系组成走向南北、向西倾斜的单斜构造，构成四十里长山。岩石破碎、硅化强烈、裂隙发育，中酸性岩岩脉密集成带。东侧周集一带为霍邱群，钻孔揭示岩石破碎；在吴集南侧一带，400m以下见上侏罗统及下白垩统，推测断距为数百米。断裂带的重磁异常交变特征清晰，断裂西侧为重高磁低，断裂东侧为磁高重低，反映两侧地质体的性质不同。根据断裂对沉积作用的控制来分析，该断裂形成于晚侏罗世，在燕山晚期仍有活动，但未发现该断裂晚第四世以来活动迹象。北西向、北西西向、近东西向断裂(1)涡河断裂(F8)该断裂北起亳州，经涡阳、蒙城，沿涡河呈线状延伸，总体走向约310°，向南西中~陡倾，全长约190km。该断裂属隐伏断裂，在重力、地磁等物探图上均有明显显示。断裂深度较大，断裂南西盘落差达300m以上。从亳县、蒙城地区东汉墓、地下运兵道和砖塔等断裂错位情况分析，自东汉以来该断裂曾有过活动。据史料记载，沿断裂曾发生过较频繁的有感地震，1481年涡阳Ms6级地震和1525年亳州Ms5.5级地震，都发生在该断裂与北东向断裂的交汇部位。分析认为，该断裂为晚第四世活动断裂。(2)梅山~龙河口断裂(F17)第283页 该断裂走向北西西，北西起自梅山，大致沿响洪甸、下符桥、复南山南侧再向南东延至龙河口。断面向南西陡倾，性质先张后压。断裂沿线呈现强烈的动力变质作用，发育糜棱岩、碎裂岩和断层泥。如自西向东，在汞湾附近，岩石产生糜棱岩化；在杨泗岭发现未固结的断层泥；鲜花岭至胶冲一带发育层间滑动及各种形态的微构造；下符桥以东断裂形成宽阔的碎裂岩带。复南山一带见碎裂岩与挤压扁豆体逆覆于中生代红层之上。该断裂在布格重力方向(0°)导数图上显示为延伸极好的线性异常带。在地貌上，自响洪甸~龙门冲~复南山南侧可见断续延伸的线状沟。综上所述，梅山~龙河口断裂是一条形成早，具多期活动的断裂，其最新活动时间在早、中更新世。(3)宿北断裂(F7)断裂总体走向约290°，该断裂大部分隐伏于地下。在重力图上该断裂两侧表现出明显的差异异常。区域地质调查资料表明，该断裂对基底隆起与褶皱、中生代凸起与凹陷有一定的控制作用，是一条切割较深，多期活动的区域控制性大断裂。在齐山(经纬度：33°45′N，116°24′E)见该断裂剖面，倾向南东，倾角84°，断层破碎带宽约50cm，带中岩石片理化、角砾化，两侧寒武系灰岩中发育近东西向节理，由基岩面上发育的两组裂缝，发现东西向裂缝规模较南北向大，分析认为受断裂控制造成，但未见该断裂晚第四世以来存在活动迹象。(4)湖熟~溧阳断裂(F32)断裂总体走向北西310°~320°，推测倾向南西，倾角陡，全段基本为第四系覆盖。在卫片上，断裂表现为一条暗色线性影纹。在地球物理方面，沿断裂存在一条明显的北西向布格重力异常梯度带，梯度带南西侧为重力负异常和高航磁负异常，北东侧重、磁场都表现正异常。该断裂控制宁芜一带断陷盆地的东北边界。长江南岸东北侧构成宁镇山脉的古生代地层在断裂南西侧未见出露；断裂西南侧发育巨厚的上侏罗统~上白垩统在北东侧零星分布。在长江北岸，断裂南西侧广泛发育前寒武系，构成了北东向复式褶皱，东北侧发育巨厚的白垩系~老第三系。在江宁上坊、马鞍山采石坑内采集断层泥样品，经热释光测龄，结果为距今13.8±1.0第283页 万年，说明该断裂最新活动时间在中更新世晚期。4.6.1.3区域地震的空间分布特征区域历史地震活动空间分布不均匀，地震主要发生在安徽凤台~五河、河南太康附近以及山东菏泽~曹县、临沂~郯城一带。区域内的最大地震为1868年山东郯城Ms8.5级地震(图2.6-1)。另外，在区域邻区范围内2011年1月19日安徽省安庆市发生Ms4.8级地震，该次地震是自1979年3月固镇Ms5.0级地震以来安徽省内发生的最大一次破坏性地震。图4.6-1区域Ms≥43/4级地震震中分布图(公元前280年~2012年11月)第283页 根据我省及邻省地震台网记录，对自1970年以来现代小震活动进行统计，区域内共发生ML2.0级以上地震1431次(图2.6-2)，其现代地震活动具有以下特征：(1)小震活动呈带分布明显，区域内多处呈现北东向小震密集发生条带。其中地震密集发生条带位于郯庐断裂带附近，近年来地震活动有逐步增强的趋势，曾发生2006年7月26日定远Ms4.2级地震、2009年4月6日肥东Ms3.5级地震。(2)仪器记录地震与历史中强地震活动的空间分布特征基本一致，郯城、菏泽等地地震分布相对集中。(3)近年来在安徽中西部和北部、南部相继发生Ms3.0级及以上地震，如1999年12月利辛Ms4.1级地震，2005年7月寿县发生Ms3.6级地震。4.6.1.4区域地震时间分布特征及未来地震活动趋势分析根据大地构造背景和地震活动特征，我国东部地区以黄石~九江~屯溪~宁波一线为界划分为华北和华南两大地震区。华北地震区是我国主要强震活动区，历史上多次发生7级以上强震。华北地震区的地震活动具有北强南弱的特征，大约以北纬34度40分为界，北部为强震活动区，南部是中强地震活动区。根据地震区内地震构造、地球物理场及地震活动性相一致的原则，地震区又可划分为若干地震带。工程研究区域处于华北地震区的南部，主要跨越郯庐地震带、长江下游~黄海地震带和华北平原地震带(图2.4-1，图中虚框为区域范围)，工程场地位于郯庐地震带内。(1)长江下游~黄海地震带本带为一向东敞开的喇叭形，包括苏北平原和南黄海等区域。本带为明显的中强地震活动带。地震活动在空间上表现为由北东向南西减弱的趋势，并显示出北东、北西带状分布特点。带内最大地震震级为7级。第283页 图4.6-2华北地震区分布范围示意图(据中国地震局，2001)(2)郯庐地震带郯庐地震带是我国东部规模最大的地震带。该带沿郯庐深大断裂展布并包括郯庐断裂带两侧及其邻近地区与之平行或斜交的次级断裂。该带呈北北东走向，贯穿整个中朝断块区和华北地台区的东部。该断裂带是一条巨大的重力梯度带，深部重力异常表现为东高西低，东部为重力高区，异常值为几到几十毫伽；西侧为重力低区，异常值为-10~-45毫伽。本断裂带也是一条航磁异常梯度带，在上延10公里磁异常图上，该带也是一条正负异常区的分界带。本地震带上的地震活动具有分段性，中段强度较大，频度较高；南段强度较小，频度较低。第283页 (3)华北平原地震带华北平原地震带总体呈北北东向展布，地震活动比较强烈，历史上共记录到Ms≥4.75级地震140余次，其中7级以上地震达到6次，Ms≥8级地震1次。(1)根据历史记载，Ms≥4.75级地震45次，其中Ms≥6级地震5次5≤Ms＜6级地震29次，4.75≤Ms＜5级地震11次最大地震为1868年山东郯城Ms8.5级地震级。另外，邻近区域范围内2011年1月19日安徽省安庆市发生Ms4.8级地震，该次地震是自1979年3月固镇Ms5.0级地震以来安徽省内发生的最大一次破坏性地震。(2)工程研究区域处于华北地震区的南部，跨越郯庐地震带、长江下游~黄海地震带和华北平原地震带，工程场地位于郯庐地震带内。郯庐地震带、长江下游~黄海地震带和华北平原地震带的未来100年地震活动趋势应以地震带自身的活跃期水平估计为宜。(3)区域范围内历史地震活动空间分布不均匀，地震主要发生在安徽凤台~五河、河南太康附近以及山东菏泽~曹县、临沂~郯城一带。(4)通过对区域范围内有震源深度的地震进行统计，在整个工作区内地震震源深度94%以上都在25km以内，其中又以5~14km范围居多，研究区域所发生的地震绝大部分属于地壳中上层的浅源构造地震。(5)区域及邻区地震构造应力处在以水平挤压为主，在华北构造块体内，构造应力的主压力方向为北东、北东东；下扬子构造块体的主压应力方向为南东、南东东。4.6.1.5近场构造特征、地震活动及其影响4.6.1.5.1近场区主要断裂及其活动性近场区域内断裂构造不发育，共有三条断裂见附图2：宿州钱营孜2×350MW低热质煤发电工程近场地震构造图。现将近场区主要断裂及其活动性分别叙述如下：(1)西寺坡断裂(附图2中编号F3，下同)第283页 为一北西向断裂，分布于西寺坡向斜和芦岭向斜之间，断层性质为压性逆冲断层，断层面倾向北东，倾角80º，断距20~330m，奥陶系地层逆冲于石炭、二叠系等不同地层之上。钻孔资料表明，断裂北端被第三系所覆盖，断裂没有切穿进入第三系地层。表明该断层第四世以来没有明显新活动迹象。(2)芦岭断裂(F1)位于芦岭向斜北东翼，走向北西，倾向北东，倾角陡，逆冲性质。钻孔揭露的控制断距大于1000m，发育在古生界地层中，而上覆地层末受构造扰动，第四世以来该断裂未发现活动的迹象。4.6.1.5.2历史地震对工程场地的影响分析历史地震对工程场地的影响，是地震安全性评价的一项重要工作。区域及邻区发生过中强地震，应当考虑这些地震对工程场地的影响烈度值。本报告根据历史地震资料，分析工程场地所遭受的地震影响。(1)1481年3月涡阳Ms6级地震该次地震震中烈度Ⅶ~Ⅷ度，其距离工程场地约70km，对工程场地造成Ⅴ度影响。(2)1525年9月河南柘城东Ms53/4级地震该次地震震中距场地约145km，波及工程场地达Ⅳ度影响。(3)1525年10月安徽亳州附近Ms51/2级地震该次地震震中距场距场地约122km，对工程场地产生Ⅳ度影响。(4)1668年7月山东郯城~莒县Ms8.5级地震该次地震是我国东部地区最大的一次地震，此次地震波及到安徽，全省烈度均达到Ⅵ度以上，其中，长江以北的巢湖、六安、阜阳等地区达到Ⅶ度，宿县、滁县地区达到Ⅷ度。工程场地距震中约250km，波及工程场地达Ⅷ度影响。(5)1831年9月凤台东北Ms6.25级地震该次地震震中烈度为Ⅷ度，其距离工程场地约80km，对工程场地造成Ⅴ度影响。(6)1937年山东菏泽附近Ms7级地震地震震中烈度为Ⅸ度，有感面积很大，包括山东大部、河南东部、江苏省北部以及我省合肥以北的阜阳、宿县、亳县和滁县地区。第283页 该次地震震中距场地约240km，波及工程场地达Ⅴ度影响。(7)1973年9月安徽濉溪Ms4.0级地震该次地震震中距工程场地约50km，该次地震波及工程场地达Ⅳ度影响。4.6.1.5.3近场区地震活动性近场区范围内，历史上曾发生1819年4月宿县Ms3.5级地震，该地震是近场范围内影响较大的一次地震，其距离工程场地约12km，工程场地处于有感范围内。自1970年安徽省测震台网建立以来，近场区共记录到ML≥1.0级地震38次其中ML1.0~1.9级地震16次，ML2.0~2.9级地震17次，ML≥3.0级地震5次(图2.5.3-1)，近场区地震分布比较分散，最大地震为2001年11月30日发生的ML3.9级地震。图4.6.3近场范围内ML≥1.0级地震震中分布图(1970年~2012年11月)第283页 4.6.1.6区域稳定性评价区域内断裂构造发育，以郯庐断裂为界，以东以北东向为主，以西以北西向及近东西向为主；区域断裂活动时代多为早、中更新世及前第四世，其中郯庐断裂带安丘~郯城段、宿迁~泗洪段(泗县段)、北东向的聊城~兰考断裂以及北西向的涡河断裂为晚第四世活动断裂，活动时代较新。工程场地位于郯庐地震带内。郯庐地震带是我国东部规模最大的地震带。本地震带上的地震活动具有分段性，中段强度较大，频度较高；南段强度较小，频度较低。区域历史地震活动空间分布不均匀，地震主要发生在安徽凤台~五河、河南太康附近以及山东菏泽~曹县、临沂~郯城一带。区域内的最大地震为1868年山东郯城Ms8.5级地震。另外，在区域邻区范围内2011年1月19日安徽省安庆市发生Ms4.8级地震，该次地震是自1979年3月固镇Ms5.0级地震以来安徽省内发生的最大一次破坏性地震。现代地震活动具有：小震活动呈带分布明显，地震密集发生条带位于郯庐断裂带附近，近年来地震活动有逐步增强的趋势，曾发生2006年7月26日定远Ms4.2级地震、2009年4月6日肥东Ms3.5级地震。仪器记录地震与历史中强地震活动的空间分布特征基本一致，郯城、菏泽等地地震分布相对集中。近年来在安徽中西部和北部、南部相继发生Ms3.0级及以上地震，如1999年12月利辛Ms4.1级地震，2005年7月寿县发生Ms3.6级地震。近场区断裂形成时间较老，未见第四世以来有新活动的迹象。工程场地遭受的最大地震烈度为Ⅷ度，为1668年山东郯城~莒县Ms8.5级地震等引起。近场区范围内，历史上曾发生1819年4月宿县Ms3.5级地震，其距离工程场地约12km，工程场地处于有感范围内。近场区断裂构造不发育，历史上近场区未有破坏性地震的发生，现代地震活动的强度和频度相对较低。近场区新生代以来虽有所活动，但相对较弱，近场区基本处于稳定状态。详见《宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程场地地震安全性评价报告》。第283页 4.6.2厂址区岩土工程条件4.6.2.1工业广场厂址区岩土工程条件4.6.2.1.1地形地貌宿州钱营孜2×350MW低热质煤发电工程拟选的工业广场厂址，地貌单元淮北平原，微地貌为河间地块，厂址区内地形平坦，为旱地，区内有4条沟渠，沟渠宽约2.0~3.0米深约1.5~2.0米，植物多为冬小麦、油菜、局部坟地等。自然地面高程为23.00~24.10m(不含沟渠底)。4.6.2.1.2地层结构本阶段根据地质勘探资料，依据岩土层形成时代、成因和力学性质，将岩土层自上而下可划分为：①层粉质粘土(Q4al)，灰褐色，灰黄色，可塑偏软--可塑状态，稍湿，等级中，韧性中，干强度中，稍有光泽，无摇震反应，混有少量姜石，粒径一般在5~50mm之间，表层约0.50米为耕植土，该层分布均匀，一般层厚约1.00—2.60米，平均厚度1.71米。层顶高程23.04~24.10米之间，层底高程20.97~22.28米之间。①1层粉质粘土(Q4al)，灰褐色，灰黄色，软塑--可塑偏软，湿，等级中，韧性中，干强度中，稍有光泽，无摇震反应，混少量砂姜，该层零星分布，一般层厚约0.50—0.70米，平均厚度0.60米。层顶高程21.70~22.28米之间，层底高程21.00~21.78米之间。②层粉土(Q4al)，粉土，灰黄色，等级中，韧性低，干强度低，无光泽，摇震反应快，很湿，稍密—中实状态；该层分布均匀，一般厚度约0.90-3.90米，平均厚度1.75米。层顶高程20.97~22.28米之间，层底高程18.06~21.22米之间。③层粉质粘土(Q4al)，棕黄色，灰黄色，可塑--可塑偏硬状态，湿，等级中，局部为轻，韧性高，干强度高，有光泽，无摇震反应，混有少量姜石，粒径一般在5~50mm之间，该层局部分布，一般层厚约0.50—2.90米，平均厚度1.45米。层顶高程18.06~21.22米之间，层底高程17.16~19.92米之间。③1层粉质粘土(Q4al)第283页 ，灰黄色，流塑，湿，等级中，韧性高，干强度高，稍有光泽，无摇震反应，该层零星分布，仅见于1K13孔，一般层厚约0.80米。层顶高程17.98米，层底高程17.18米。④1层粉砂(Q4al)：灰黄、黄色，中密局部密实，饱和。主要成分为石英、长石，含有少量云母片，颗粒组成良好，磨圆度一般，摇振反应迅速。局部地段顶部夹有中~厚层状粉土或粉质粘土，该层分布均匀，一般厚度约0.40-2.60米，平均厚度1.49米。层顶高程17.16~21.55米之间，层底高程16.28~19.85米之间。④2层粉质粘土(Q4al)，棕黄色，灰黄色，可塑--可塑偏硬状态，湿，等级中，局部为轻，韧性高，干强度中，有光泽，混砂姜，该层分布较均匀，一般厚度约1.00-5.40米，平均厚度2.13米。层顶高程17.16~21.55米之间，层底高程16.28~19.85米之间。④3层细砂(Q4al)：灰黄、黄色，密实，饱和。主要成分为石英、长石，含有少量云母片，颗粒组成良好，磨圆度一般，摇振反应迅速；层顶以下2m厚度范围内，多夹有薄层状粉土或粉质粘土。该层分布较均匀，一般厚度约2.00-16.30米，平均厚度6.38米。层顶高程12.88~18.65米之间，层底高程1.69~13.20米之间。⑤层粉土夹粉质粘土(Q4al)：粉土：灰黄、棕黄色，中密~密实，饱和，混有少量铁锰质氧化物和姜石，局部夹有薄层粉砂或为粉砂，具有水平层理，摇振反应迅速；粉质粘土：灰黄、棕黄、褐黄色，可塑~可塑偏硬，局部硬塑，混有少量姜石，局部富集，粒径一般在5~50mm之间，等级中~轻，韧性中，干强度高，有光泽，该层分布较均匀，一般厚度约7.30-18.00米，平均厚度13.89米。层顶高程1.69~11.87米之间，层底高程-8.46~1.67米之间。⑥层粉质粘土(Q3al)：灰黑、灰黄、灰绿色，稍湿，硬塑，局部可塑或可塑偏硬，含有少量铁锰质结核、灰绿色高岭土条纹，含有少量姜石，中下部含有多量姜石，姜石粒径一般在5~50mm之间，局部夹有薄层粉土层；该层分布较均匀，一般厚度约8.600-15.50米，平均厚度11.54米。层顶高程-12.98~1.67米之间。该层未揭穿。⑥1层粉土(Q3al)：灰黄、棕黄色，湿，密室，局部含少量铁锰质氧化物，第283页 局部夹有薄~中厚层粉砂，摇振反应迅速；该层呈透镜体状夹于⑥层粉质粘土层中，零星分布。一般厚度约0.40-2.00米，平均厚度1.01米。层顶高程-13.43~-10.81米之间，层底高程-14.03~-11.93米之间。4.6.2.1.3地基岩土主要物理力学指标由于场地内地基土中含有姜石(钙质结核)，局部富集，且夹层和互层现象普遍，导致土层的原位测试数据偏大，在结合了当地工程禁经验的前提下，推荐地基岩土层主要物理力学性质指标值见表4.6-1：表4.6-1拟选厂址地基岩(土)的主要物理力学性质指标项目层号重力密度(KN/m3)天然含水量W(%)天然孔隙比e压缩模量Es1-2(MPa)粘聚力Ｃ(kPa)内摩擦角j(°)承载力特征值fak(kPa)①层粉质粘土18.5~19.025.9~29.30.768~0.8124~630~4010~13120~140①1层粉质粘土18.2~18.627.9~30.50.778~0.8523~525~358~10100~120②层粉土18.5~19.024.9~28.00.678~0.7835~720~3016~19120~140③层粉质粘土19.0~19.2027.0~30.00.676~0.8636~840~5012~15140~160④1层粉砂19.2~19.507~100.020~25130~160④2层粉质粘土19.0~19.2026.0~30.00.676~0.8636~840~5012~15150~170④3层粉砂19.2~19.5010~150.025~30200~250⑤层粉土与粉质粘土互层19.0~19.2027.0~30.00.676~0.80310~1230~4018~22210~240⑥层粉质粘土19.0~19.3025.0~28.00.670~0.7638~1040~5012~15220~260⑥1层粉土19.0~19.2026.0~29.00.676~0.73012~1820~3022~25220~260注C、f值为快剪值。4.6.2.1.4地下水拟建场地地下水主要为孔隙潜水、少量上层滞水，浅层潜水含水层主要为②、④1和④3粉土粉砂，上层滞水含水层为①、③和④2粉质粘土；浅层地下水主要接受大气降水、地表水的垂直入渗补给。上层滞水型的地下水位埋藏浅，地下水位埋深在1.10~2.1米之间；潜水型的地下水位埋藏较浅，地下水位埋深在2.00~3.0第283页 米之间；水位的变化幅度约0.5m。地下水对混凝土结构具有微腐蚀性。对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。地下水位以上的场地土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。对钢结构具有弱腐蚀性。4.6.2.1.5不良地质作用和特殊性土厂址区①1粉质粘土和②层粉土为高压缩性土，④1、④3和⑤层为砂(粉)土，地下水位浅，易产生流砂和涌土等不利施工现象；少量建(构)筑物如循环水泵房、卸煤沟、转运站等基础埋深在8.0~15.0m之间，甚致会产生滑坡、崩塌等不良地质作用。需进行基坑降水、支护和必要的隔水处理。拟选厂址位于为煤矿采空区附近，抽排深层地下水会引发地面沉降地质灾害，其地质灾害危险性为中等，工程设计中应根据《地质灾害危险性评估报告》的结论和意见，采取种针对性措施，可有效消除地质灾害对本工程的不良影响。拟选厂址场地无特殊性土。4.6.2.1.6场地与地基地震效应根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)，在50年超越概率为10％的条件下，地震动峰值加速度为0.05g，地震基本烈度为6.0度，根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)，抗震设防烈度值为6度(第三组)。根据《宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程场地地震安全性评价报告》得出50年超越概率为10%的条件下，场地基岩面水平峰值加速度分别为0.0745g(73gal)。根据拟选厂址区的地基岩土特性资料分析，判定场地土类型属中软土；场地覆盖层厚度大于50米，判定建筑场地类别为Ⅲ类。属于可进行工程建设的一般场地。场地范围内未发现软弱土层，可以不考虑软土震陷影响。4.6.2.1.7砂土液化场地地基岩土层中，埋深在20.0米深度内的②层饱和粉土层和④1、④3层饱和粉砂，在抗震设防烈度7度进行液化判别为不液化土。第283页 4.6.2.1.8岩土工程条件初步评价①层粉质粘土呈可塑偏软--可塑状态，承载力特征值fak=120~140KPa，且埋藏浅，工程性质一般，但层厚变化较大，可作为一般建构筑物天然地基持力层。①1层粉质粘土呈可塑偏软，承载力特征值fak=100~120KPa，且埋藏浅，工程性质一般，但层厚变化较大，可作为一般建构筑物天然地基持力层和下卧层。②层粉土稍密—中实状态；承载力特征值fak=120~140KPa，且埋藏浅，工程性质一般，但层厚变化较大，可作为一般建构筑物天然地基持力层和下卧层。③层粉质粘土可塑--可塑偏硬状态，承载力特征值fak=140~160KPa，且埋藏浅，工程性质较好，但层厚变化较大，可作为一般建构筑物天然地基持力层和下卧层。④1层粉砂中密，承载力特征值fak=130~160KPa，且埋藏较深，工程性质一般，但层厚变化较大，可作为一般建构筑物天然地基下卧层。④2层粉质粘土可塑--可塑偏硬状态，承载力特征值fak=150~170KPa，且埋藏较深，工程性质较好，但层厚变化较大，埋藏较深，可作为一般建构筑物天然地基下卧层。④3层细砂密实，承载力特征值fak=200~250KPa，且埋藏较深，工程性质较好，但层厚变化较大，可作为一般建构筑物天然地基下卧层。⑤层粉土夹粉质粘土，承载力特征值fak=210~240KPa，且埋藏较深，工程性质较好，层厚变化较大但稳定，可作为一般建构筑物桩基持力层。⑥层粉质粘土硬塑局部可塑偏硬，承载力特征值fak=220~260KPa，且埋藏较深，工程性质较好，层厚变化较大但稳定，可作为主厂房等建构筑物桩基持力层。⑥1层粉土中密~密实，承载力特征值fak=220~260KPa，且埋藏较深，工程性质较好，层薄，可作为主厂房等建构筑物桩基下卧层。4.6.2.1.9建筑地基方案初步评价第283页 对于基础埋深较大的主厂房、烟囱及冷却塔等重要建筑物，荷重较大附属建构筑物，采用天然地基不能满足设计的要求，需进行地基处理。主厂房、烟囱、冷却塔等重要建筑物宜采用桩基进行地基处理，桩端持力层宜选择⑥层粉质粘土。荷重较大附属建构筑物，宜选⑤层粉土与粉质粘土互层为桩端持力层。小型建筑物可采用天然地基，持力层宜选择①层粉质粘土，必要时需对软弱下卧层①1和②层进行强度和变形验算。4.6.2.1.10地基处理初步方案根据建筑物重要性、荷载特点，主厂房、烟囱、冷却塔等重要建筑物的桩端持力层宜选择⑥层粉质粘土。荷重较大附属建构筑物，宜选⑤层粉土与粉质粘土互层为桩端持力层。对此相应采用桩基处理方法较多，如可选择打入式钢筋混凝土预应力管桩、灌注桩等桩基处理方法。现将初选的几种桩型的主要特点列于表4.6.2.1.10-1。表4.6.2.1.10-1初选桩型主要特点比较表桩型主要优点主要缺点打入式钢筋混凝土预应力管桩1施工质量易于保证。2施工机械化程度高，工期短。3桩体强度比预制方桩高4穿过④1层能力强(待试桩确定)。1存在部分挤土效应。2桩长受限制，难以穿过④3层。3振动、噪声影响环境。4造价高。5可能有截桩，有接头。钻孔灌注桩桩身质量易于保证，桩长不受限制，依持力层起伏调节。持力层可自由选择。施工机械化程度高，但工期稍长。无挤土效应。无截桩，无接头。1较易产生夹泥、离析、缩颈、断桩现象。2桩底虚土、沉渣、孔壁泥皮太厚。3泥浆污染环境。4造价相对较高。循挖灌注桩1桩身质量较易于保证，桩长不受限制，依持力层起伏调节。2持力层可自由选择。3施工机械化程度高，但工期稍长。4无挤土效应。5无截桩，无接头。6无泥浆污染环境。1易产生夹泥、离析、缩颈、断桩等现象。2桩底虚土、沉渣、孔壁泥皮太厚。3造价相对较高。4粉土粉砂可能塌孔。第283页 主厂房、烟囱、冷却塔等重要建筑物的桩端持力层宜选择⑥层粉质粘土，荷重较大附属建构筑物，宜选⑤层粉土与粉质粘土互层为桩端持力层，宜采用钻孔灌注桩或循挖灌注桩进行地基处理。地基处理方案待下一阶段进一步确定。4.6.2.1.12基坑支护与排水由于场地内上部土层的工程性质相对较差,故基础开挖时需要放坡(或进行支护)。对于深基坑必要时应采取有效措施进行支护。场地内地下水位埋藏较浅，地基为粉(砂)土，因此，基坑开挖时应充分考虑基坑降排水问题，对于基础埋深较大的主厂房、烟囱及冷却塔等重要建筑物，需基坑降水。4.6.2.2行宫铺厂址区岩土工程条件4.6.2.2.1地形地貌宿州钱营孜2×350MW低热质煤发电工程拟选的行宫铺厂址，地貌单元淮北平原，微地貌为河间地块，厂址区内地形平坦，为旱地，区内有7条沟渠，沟渠宽约2.0~3.0米深约1.5~2.0米，植物多为冬小麦、油菜等。自然地面高程为25.30~25.88m(不含沟渠底)。4.6.2.2.2地层结构本阶段根据地质勘探资料，依据岩土层形成时代、成因和力学性质，将岩土层自上而下可划分为：①层粉质粘土(Q4al)，灰褐色，灰黄色，可塑偏软--可塑状态，稍湿，等级中，韧性中，干强度中，稍有光泽，无摇震反应，混有少量姜石，粒径一般在5~50mm之间，表层约0.50米为耕植土，该层分布均匀，一般层厚约0.50—2.80米，平均厚度1.69米。层顶高程25.34~25.88米之间，层底高程22.82~24.84米之间。②层粉土(Q4al)，粉土，灰黄色，等级中，韧性低，干强度低，无光泽，摇震反应快，很湿，稍密—中实状态；该层分布均匀，一般厚度约1.10-2.50米，平均厚度1.86米。层顶高程22.82~24.84米之间，层底高程20.62~23.74米之间。第283页 ③层粉质粘土(Q4al)，棕黄色，灰黄色，可塑--可塑偏硬状态，湿，等级中，局部为轻，韧性高，干强度高，有光泽，无摇震反应，混有少量姜石，粒径一般在5~50mm之间，该层局部分布，一般层厚约1.00—1.70米，平均厚度1.32米。层顶高程20.62~24.04米之间，层底高程19.62~22.36米之间。④1层粉砂(Q4al)：灰黄、黄色，中密局部密实，饱和。主要成分为石英、长石，含有少量云母片，颗粒组成良好，磨圆度一般，摇振反应迅速。局部地段顶部夹有中~厚层状粉土或粉质粘土，该层分布均匀，一般厚度约0.50-4.400米，平均厚度1.24米。层顶高程19.62~22.40米之间，层底高程17.80~21.70米之间。④2层粉质粘土(Q4al)，棕黄色，灰黄色，可塑--可塑偏硬状态，湿，等级中，局部为轻，韧性高，干强度中，有光泽，混砂姜，该层分布均匀，一般厚度约0.50-4.80米，平均厚度2.79米。层顶高程17.80~21.70米之间，层底高程16.90~17.48米之间。④3层细砂(Q4al)：灰黄、黄色，密实，饱和。主要成分为石英、长石，含有少量云母片，颗粒组成良好，磨圆度一般，摇振反应迅速；层顶以下2m厚度范围内，多夹有薄层状粉土或粉质粘土。该层分布均匀，一般厚度约1.40~9.90米，平均厚度5.21米。层顶高程16.90~17.48米之间，层底高程7.01~16.08米之间。⑤层粉土夹粉质粘土(Q4al)：粉土：灰黄、棕黄色，中密~密实，饱和，混有少量铁锰质氧化物和姜石，局部夹有薄层粉砂或为粉砂，具有水平层理，摇振反应迅速；粉质粘土：灰黄、棕黄、褐黄色，可塑~可塑偏硬，局部硬塑，混有少量姜石，局部富集，粒径一般在5~50mm之间，等级中~轻，韧性中，干强度高，有光泽，该层分布均匀，一般厚度约12.00-20.30米，平均厚度15.94米。层顶高程7.02~15.76米之间，层底高程-5.56~-0.32米之间。⑥层粉质粘土(Q3al)：灰黑、灰黄、灰绿色，稍湿，硬塑，局部可塑或可塑偏硬，含有少量铁锰质结核、灰绿色高岭土条纹，含有少量姜石，中下部含有多量姜石，姜石粒径一般在5~50mm之间，局部夹有薄层粉土层；该层分布均匀，一般厚度约6.30-11.20米，平均厚度7.69米。层顶高程-5.56~-3.84第283页 米之间。该层未揭穿。4.6.2.2.3地基岩土主要物理力学指标由于场地内地基土中含有姜石(钙质结核)，局部富集，且夹层和互层现象普遍，导致土层的原位测试数据偏大，在结合了当地工程禁经验的前提下，推荐地基岩土层主要物理力学性质指标值见表4.6.2.2.3-1：表4.6.2.2.3-1拟选厂址地基岩(土)的主要物理力学性质指标项目层号重力密度(KN/m3)天然含水量W(%)天然孔隙比e压缩模量Es1-2(MPa)粘聚力Ｃ(kPa)内摩擦角j(°)承载力特征值fak(kPa)①层粉质粘土18.5~19.025.9~29.30.768~0.8124~630~4010~13135~155②层粉土18.5~19.024.9~28.00.678~0.7834~620~3013~1690~110③层粉质粘土19.0~19.2024.0~30.00.676~0.8636~840~5012~15130~150④1层粉砂19.2~19.507~100.020~25120~140④2层粉质粘土19.0~19.2024.0~30.00.676~0.8636~840~5012~15150~170④3层粉砂19.2~19.5010~150.025~30180~220⑤层粉土与粉质粘土互层19.0~19.2024.0~30.00.676~0.80310~1230~4018~22200~230⑥层粉质粘土19.0~19.3024.0~30.00.670~0.7638~1040~5012~15220~260注C、f值为快剪值。4.6.2.2.4地下水拟建场地地下水主要为孔隙潜水、少量上层滞水，浅层潜水含水层主要为②、④1和④3粉土粉砂，上层滞水含水层为①、③和④2粉质粘土；浅层地下水主要接受大气降水、地表水的垂直入渗补给。上层滞水型的地下水位埋藏浅，地下水位埋深在1.20~1.5米之间；潜水型的地下水位埋藏较浅，地下水位埋深在2.00~3.0米之间；水位的变化幅度约0.5m。厂址区地下水对混凝土结构具有微腐蚀性。对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。第283页 地下水位以上的场地土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。对钢结构具有弱腐蚀性。4.6.2.2.5不良地质作用和特殊性土厂址区上部②层粉土为高压缩性土，④1、④3和⑤层为砂(粉)土，地下水位浅，易产生流砂和涌土等不利施工现象；少量建(构)筑物如循环水泵房、卸煤沟、转运站等深基础，甚致会产生滑坡、崩塌等不良地质作用。需进行基坑降水、支护和必要的隔水处理。场地无特殊性土。4.6.2.2.6场地与地基地震效应根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)，在50年超越概率为10％的条件下，地震动峰值加速度为0.05g，地震基本烈度为6.0度，根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)，抗震设防烈度值为6度(第三组)。场地土类型属中软土；建筑场地类别为Ⅲ类。属于可进行工程建设的一般场地。场地范围内未发现软弱土层，可以不考虑软土震陷影响。4.6.2.2.7砂土液化场地地基岩土层中，埋深在20.0米深度内的②层饱和粉土层和④1、④3层饱和粉砂，在抗震设防烈度7度进行液化判别为不液化土。4.6.2.2.8岩土工程条件初步评价①层粉质粘土呈可塑偏软--可塑状态，承载力特征值fak=135~155KPa，且埋藏浅，工程性质一般，但层厚变化较大，可作为一般建构筑物天然地基持力层。②层粉土稍密状态；承载力特征值fak=90~110KPa，且埋藏浅，工程性质一般，但层厚变化较大，可作为一般建构筑物天然地基持力层和下卧层。③层粉质粘土可塑--可塑偏硬状态，承载力特征值fak=130~150KPa，且埋藏浅，工程性质较好，但层厚变化较大，可作为一般建构筑物天然地基持力层和下卧层。④1层粉砂中密，承载力特征值fak=120~140KPa，且埋藏较深，工程性质一般，但层厚变化较大，可作为一般建构筑物天然地基下卧层。④2层粉质粘土可塑--可塑偏硬状态，承载力特征值fak=150~170KPa第283页 ，且埋藏较深，工程性质较好，但层厚变化较大，埋藏较深，可作为一般建构筑物天然地基下卧层。④3层粉砂中密--密实，承载力特征值fak=180~220KPa，且埋藏较深，工程性质较好，但层厚变化较大，可作为一般建构筑物天然地基下卧层。⑤层粉土夹粉质粘土，承载力特征值fak=200~230KPa，且埋藏较深，工程性质较好，层厚变化较大但稳定，可作为一般建构筑物桩基持力层。⑥层粉质粘土硬塑局部可塑偏硬，承载力特征值fak=220~260KPa，且埋藏较深，工程性质较好，层厚变化较大但稳定，可作为主厂房等建构筑物桩基持力层。4.6.2.2.9建筑地基方案初步评价对于基础埋深较大的主厂房、烟囱及冷却塔等重要建筑物，荷重较大附属建构筑物，采用天然地基不能满足设计的要求，需进行地基处理。主厂房、烟囱、冷却塔等重要建筑物宜采用桩基进行地基处理，桩端持力层宜选择⑥层粉质粘土。荷重较大附属建构筑物，宜选⑤层粉土与粉质粘土互层为桩端持力层。小型建筑物可采用天然地基，持力层宜选择①层粉质粘土，必要时需对软弱下卧层②层进行强度和变形验算。4.6.2.2.9.1地基处理初步方案根据建筑物重要性、荷载特点，主厂房、烟囱、冷却塔等重要建筑物的桩端持力层宜选择⑥层粉质粘土。荷重较大附属建构筑物，宜选⑤层粉土与粉质粘土互层为桩端持力层。宜采用钻孔灌注桩或循挖灌注桩进行地基处理。地基处理方案待下一阶段进一步确定。4.6.2.2.10基坑支护与排水主厂房基础埋深约为3.5米,由于场地内上部土层的工程性质相对较差,故基础开挖时需要放坡(或进行支护)。根据《工程地质手册》有关资料，当基坑深度为4米时，放坡坡度约为45o,坡比约为1:1(基坑周边无堆载时)。对于深基坑必要时应采取有效措施进行支护。场地内地下水位埋藏较浅，上步地基为粉(砂)第283页 土，因此，基坑开挖时应充分考虑基坑降排水问题，对于基础埋深较大的主厂房、烟囱及冷却塔等重要建筑物，需基坑降水。4.6.3补给水泵房场地岩土工程条件4.6.3.1地层结构本阶段根据地质勘探资料，依据岩土层形成时代、成因和力学性质，将岩土层自上而下可划分为：①层粉质粘土(Q4al)，灰褐色，灰黄色，可塑状态，稍湿，等级中，韧性中，干强度中，稍有光泽，无摇震反应，混有少量姜石，粒径一般在5~50mm之间，表层约0.50米为耕植土，该层分布均匀，一般层厚约1.40—1.60米，平均厚度1.50米。②层粉土(Q4al)，粉土，灰黄色，等级中，韧性低，干强度低，无光泽，摇震反应快，很湿，稍密—中实状态；该层分布均匀，一般厚度约2.50-2.80米，平均厚度2.65米。③层粉砂(Q4al)：灰黄、黄色，密实，饱和。主要成分为石英、长石，含有少量云母片，颗粒组成良好，磨圆度一般，摇振反应迅速；层顶以下2m厚度范围内，多夹有薄层状粉土或粉质粘土。该层分布较均匀，一般厚度约8.10-9.50米，平均厚度8.80米。④层粉土夹粉质粘土(Q4al)：粉土：灰黄、棕黄色，中密~密实，饱和，混有少量铁锰质氧化物和姜石，局部夹有薄层粉砂或为粉砂，具有水平层理，摇振反应迅速；粉质粘土：灰黄、棕黄、褐黄色，可塑~可塑偏硬，局部硬塑，混有少量姜石，局部富集，粒径一般在5~50mm之间，等级中~轻，韧性中，干强度高，有光泽，该层分布较均匀，一般厚度约11.10-13.50米，该层未揭穿。第283页 4.6.3.2地基岩土主要物理力学指标各岩土层的指标结合当地工程经验综合确定见表4.6.3.2-1。表4.6.3.2-1拟选厂址地基岩(土)的主要物理力学性质指标项目层号重力密度(KN/m3)天然含水量W(%)天然孔隙比e压缩模量Es1-2(MPa)粘聚力Ｃ(kPa)内摩擦角j(°)承载力特征值fak(kPa)①层粉质粘土18.5~19.025.9~28.30.768~0.8105~730~4010~13140~160②层粉土18.5~19.024.9~28.00.678~0.7835~710~2016~19130~150③层粉砂19.2~19.5010~150.025~30200~250④粉土与粉质粘土互层19.0~19.2024.0~30.00.676~0.76010~1230~4018~22210~240注C、f值为快剪值。4.6.3.3地下水拟建补给水泵房场地地下水主要为孔隙潜水、少量上层滞水，浅层潜水含水层主要为②粉土和③粉砂，上层滞水含水层为①粉质粘土；浅层地下水主要接受大气降水、地表水的垂直入渗补给。上层滞水型的地下水位埋藏浅，地下水位埋深在1.20~1.5米之间；潜水型的地下水位埋藏较浅，地下水位埋深在2.00~3.0米之间；水位的变化幅度约0.5m。地下水对混凝土结构具有微腐蚀性。对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。地下水位以上的场地土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。对钢结构具有弱腐蚀性。4.6.3.4不良地质作用和特殊性土补给水泵房建筑物基础埋深在6.0~8.0m之间，②和③层为砂(粉)土，地下水位浅，易产生流砂和涌土等不利施工现象；甚致会产生滑坡、崩塌等不良地质作用。需进行基坑降水、支护和必要的隔水处理。场地无特殊性土。4.6.3.5场地与地基地震效应根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)，在50年超越概率为10第283页 ％的条件下，地震动峰值加速度为0.05g，地震基本烈度为6.0度，根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)，抗震设防烈度值为6度(第三组)。根据地基岩土特性资料分析，判定场地土类型属中软土；场地覆盖层厚度大于50米，判定建筑场地类别为Ⅲ类。属于可进行工程建设的一般场地。场地范围内未发现软弱土层，可以不考虑软土震陷影响。4.6.3.6建筑地基方案初步评价补给水泵房建筑物基础埋置较深，约为6~8米,根据地基土层特性，采用天然地基，宜选择③层粉砂为持力层。宜采用沉井法施工。应充分考虑基坑外降水问题。4.6.4灰场岩土工程条件4.6.4.1地形地貌宿州钱营孜2×350MW低热质煤发电工程拟选的祁东煤矿塌陷区灰场场地，地貌单元淮北平原，微地貌为河间地块，塌陷区深度为1.50~1.70m。灰场内地形平坦，为慌地。自然地面高程为18.3~19.10m。4.6.4.2地层岩性拟选的灰场场地勘探深度内地层主要由第四系上更新统冲积形成的粘性土和粉土组成。本阶段根据地质勘探资料，依据岩土层形成时代、成因和力学性质，将岩土层自上而下可划分为：①层：素填土(Q4ml)，主要由粉质粘土组成，稍密。分布于灰场周边道路和沟边。该层分布均匀，一般层厚约0.70—1.70米，平均厚度1.50米。层顶高程20.05~20.40米之间，层底高程18.70~19.35米之间。②层粘土(Q4al)，棕黄色，灰绿色，硬塑~可塑偏硬，稍湿，等级中，韧性中，干强度中，稍有光泽，无摇震反应，局部混有少量姜石，粒径一般在5~50mm之间，表层约0.50米为耕植土，该层分布均匀，该层未揭穿，一般层厚约6.30—7.30米，平均厚度6.80米。该层大部分未揭穿，层顶高程18.36~19.35米之间。③层粉土(Q4al)，粉土，灰黄色，等级中，韧性低，干强度低，无光泽，摇震反应快，很湿，中实状态；该层分布均匀，该层未揭穿，揭示厚度约0.50米。第283页 4.6.4.3地基岩土主要物理力学指标根据标准贯入测试击数结果并结合经验综合推荐各岩土层主要物理力指值见表4.6.4.3-1：表4.6.4.3-1各岩土层主要物理力学指标推荐值地层编号岩土名称含水量W(%)重力密度g(kN/m3)天然孔隙比e压缩模量Es1-2(MPa)粘聚力C(kPa)内摩擦角f(°)承载力特征值fak(kPa)①素填土25~2817.5~18.01.00~1.203~510~156~870~90②粘土26~2819.0~19.20.68~0.7308~1045~5512~14200~230③粉土28~3018.8~19.20.70~0.759~1220~3018~23150~180注C、f值为快剪值。4.6.4.4地下水拟建灰场场地地下水主要为上层滞水，上层滞水含水层为②粘土；浅层地下水主要接受大气降水、地表水的垂直入渗补给。上层滞水型的地下水位埋藏较深，地下水位埋深在4.10~5.20米之间；水位的变化幅度约1.00~1.50m。地下水对混凝土结构具有微腐蚀性。对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。地下水位以上的场地土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。对钢结构具有弱腐蚀性。4.6.4.5场地与地基地震效应根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)，在50年超越概率为10％的条件下，地震动峰值加速度为0.05g，地震基本烈度为6.0度，根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)，抗震设防烈度值为6度(第三组)。根据地基岩土特性资料分析，判定场地土类型属中硬土；场地覆盖层厚度大于50米，判定建筑场地类别为Ⅲ类。对建筑抗震有利。4.6.4.6坝基稳定性分析及不良地质作用拟选的灰场为祁东煤矿塌陷区，目前塌陷区深度为1.50~1.70m第283页 ，将来有可能进一步塌陷，已有堤(坝)或道路可能进一步塌陷下沉，是不稳定的，待塌陷稳定后灰坝坝基也就稳定。灰场除塌陷外，无其它不良地质作用。4.6.4.7渗透性分析及对环境的影响灰场内外地基土主要为粘土，为隔水层，对灰坝和灰场防渗有利。4.6.5结论与建议4.6.5.1区域内断裂构造发育，以郯庐断裂为界，以东以北东向为主，以西以北西向及近东西向为主；区域断裂活动时代多为早、中更新世及前第四世，其中郯庐断裂带安丘~郯城段、宿迁~泗洪段(泗县段)、北东向的聊城~兰考断裂以及北西向的涡河断裂为晚第四世活动断裂，活动时代较新。工程场地位于郯庐地震带内。郯庐地震带是我国东部规模最大的地震带。本地震带上的地震活动具有分段性，中段强度较大，频度较高；南段强度较小，频度较低。区域历史地震活动空间分布不均匀，地震主要发生在安徽凤台~五河、河南太康附近以及山东菏泽~曹县、临沂~郯城一带。区域内的最大地震为1868年山东郯城Ms8.5级地震。另外，在区域邻区范围内2011年1月19日安徽省安庆市发生Ms4.8级地震，该次地震是自1979年3月固镇Ms5.0级地震以来安徽省内发生的最大一次破坏性地震。现代地震活动具有：小震活动呈带分布明显，地震密集发生条带位于郯庐断裂带附近，近年来地震活动有逐步增强的趋势，曾发生2006年7月26日定远Ms4.2级地震、2009年4月6日肥东Ms3.5级地震。仪器记录地震与历史中强地震活动的空间分布特征基本一致，郯城、菏泽等地地震分布相对集中。近年来在安徽中西部和北部、南部相继发生Ms3.0级及以上地震，如1999年12月利辛Ms4.1级地震，2005年7月寿县发生Ms3.6级地震。近场区断裂形成时间较老，未见第四世以来有新活动的迹象。工程场地遭受的最大地震烈度为Ⅷ度，为1668年山东郯城~莒县Ms8.5级地震等引起。近场区范围内，历史上曾发生1819年4月宿县Ms3.5级地震，其距离工程场地约12km，工程场地处于有感范围内。第283页 近场区断裂构造不发育，历史上近场区未有破坏性地震的发生，现代地震活动的强度和频度相对较低。近场区新生代以来虽有所活动，但相对较弱，近场区基本处于稳定状态。详见《宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程场地地震安全性评价报告》。4.6.5.2两厂址、补给水泵房和灰场在50年超越概率为10％的条件下，地震动峰值加速度为0.05g，地震基本烈度为6.0度，根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)，抗震设防烈度值为6度(第三组)。两厂址主厂房、烟囱和冷却塔等场地基岩面水平峰值加速度为0.0745g(73gal)。场地土类型属中软土；场地覆盖层厚度大于50米，判定建筑场地类别为Ⅲ类。属于可进行工程建设的一般场地。4.6.5.3两厂址上部地基土工程性质较差，下部地基土工程性质较好，对于基础埋深较大的主厂房、烟囱及冷却塔等重要建筑物，荷重较大附属建构筑物，采用天然地基不能满足设计的要求，需进行地基处理。宜采用钻孔灌注桩或循挖灌注桩进行地基处理。地基处理方案待下一阶段进一步确定。小型建筑物可采用天然地基，持力层宜选择①层粉质粘土，必要时需对软弱下卧层①1和②层进行强度和变形验算。工业广场厂址主厂房、烟囱、冷却塔等重要建筑物的桩端持力层宜选择⑥层粉质粘土，桩长约25.00~32.00m(按地面起算，下同)。荷重较大附属建构筑物，宜选⑤层粉土与粉质粘土互层为桩端持力层，长约13.00~23.00m。行宫铺厂址主厂房、烟囱、冷却塔等重要建筑物的桩端持力层宜选择⑥层粉质粘土，桩长约30.50~32.00m。荷重较大附属建构筑物，宜选⑤层粉土与粉质粘土互层为桩端持力层，长约14.50~20.00m(按地面起算)。4.6.5.4拟建两厂址场地地下水主要为孔隙潜水、少量上层滞水，浅层潜水含水层主要为②、④1和④3粉土粉砂，上层滞水含水层为①、③和④2粉质粘土；浅层地下水主要接受大气降水、地表水的垂直入渗补给。上层滞水型的地下水位埋藏浅，地下水位埋深在1.20~1.5米之间；潜水型的地下水位埋藏较浅，地下水位埋深在2.00~3.0第283页 米之间；水位的变化幅度约0.5m。地下水对混凝土结构具有微腐蚀性。对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。地下水位以上的场地土对混凝土结构具有微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性。对钢结构具有弱腐蚀性。4.6.5.5两厂址场地土层中①1粉质粘土和②层粉土为高压缩性土，④1、④3和⑤层为砂(粉)土，地下水位浅，易产生流砂和涌土等不利施工现象；对深基础甚致会产生滑坡、崩塌等不良地质作用。需进行基坑降水、支护和必要的隔水处理。工业广场厂址位于为煤矿采空区附近，抽排深层地下水会引发地面沉降地质灾害，其地质灾害危险性为中等，工程设计中应根据《地质灾害危险性评估报告》的结论和意见，采取种针对性措施，可有效消除地质灾害对本工程的不良影响。拟选两厂址场地无特殊性土。4.6.5.6工业广场厂址场地地势较低，需回填土1.50m左右。回填土需分层夯(压)实，回填土工程量大，同时周围需作挡土墙，挡土墙工程量大。4.6.5.7补给水泵房建筑物基础埋置较深，约为6~8米,根据地基土层特性，采用天然地基，宜选择③层粉砂为持力层。宜采用沉井法施工。②和③层为砂(粉)土，地下水位浅，易产生流砂和涌土等不利施工现象；甚致会产生滑坡、崩塌等不良地质作用。需进行基坑降水、支护和必要的隔水处理。场地无特殊性土。4.6.5.8拟选的灰场为祁东煤矿塌陷区，目前塌陷区深度为1.50~1.70m，将来有可能进一步塌陷，已有堤(坝)或道路可能进一步塌陷下沉，是不稳定的，待塌陷稳定后灰坝坝基也就稳定。灰场除塌陷外，无其它不良地质作用。灰场内外地基土主要为粘土，为隔水层，对灰坝和灰场防渗有利。②粘土层渗透系数为4.6.5.9宿州钱营孜2×350MW低热质煤发电工程拟选的工业广场厂址和行宫铺厂址区域地质具有稳定性，如采取适当的抗震措施，均宜建厂；从岩土工程条件看，工业广场厂址陈庄厂略优于行宫铺厂址，因此经综合分析推荐工业广场厂址为本工程厂址。第283页 4.6.5.10下一阶段工作建议：进一步查明工程各场地的岩土工程条件，为基础和桩基选型优化设计提供更为准确的岩土参数。4.7厂址比较与推荐意见4.7.1各厂址方案的主要特征表4.7-1厂址方案比较表厂址项目工广厂址行宫铺厂址与周围城镇及厂矿的关系南靠钱营孜煤矿工业广场。北距宿州市区约15公里，东距桃园镇约8公里。西南距南坪镇约5公里。位于宿州西南部规划工业园区内，东北距市区约3.5km。土地性质大部分为一般农田。约75%为有条件建设用地，25%为一般农田。厂区用地面积(运煤方式：皮带运煤+公路)(hm2)17.7620.72贮灰场用地4040厂外输煤栈桥长度(km)0.611厂外输煤栈桥用地面积(hm2)0.43211厂外公路运输条件厂址东距钱营孜矿南北向的进矿公路约600m，北侧及西侧约600~700m处有钱营孜矿的货运公路。西距S305省道约3.5km。厂址东南侧紧邻S305省道，距交通主干道较近。进厂道路长度(km)0.6+0.70.3+1进厂道路用地面积(hm2)1.951.95厂外补给水管总长度(km)15(中水)+21(新汴河)7.5(中水)+11(新汴河)厂外补给水总用地(hm2)0.12(征)+21.6(租)0.12(征)+11.1(租)出灰条件与灰场距稍近与灰场距离远厂外运灰道路长度(km)23(扩建乡道约7km)31(扩建乡道约7km)拆迁情况场地中部有两条110kV、两条10kV矿区供电线路；无民房。场地中央有一条110kV输电线路。无民房。厂区整平土石方工程量(104m3)挖00填248.5进厂道路土石方工程量(104m3)挖00填1.60.7施工区土石方工程量(104m3)挖00填42第283页 4.7.2厂址推荐意见工业广场和行宫铺两个厂址方案在技术上均初步可行，本项目属低热值煤发电电厂，厂址方案距矿区远近条件成为优选厂址方案的重要因素。从上表中分析可看出，两个厂址的工程地质、出线等这些外围条件基本相似，工业广场厂址的用地面积、厂外栈桥长度等方面优于行宫铺厂址，因此工业广场厂址的综合技术经济条件优于行宫铺厂址。综合比较后，选定工业广场厂址为推荐厂址。5工程设想5.1全厂总体规划及厂区总平面布置规划5.1.1全厂总体规划5.1.1.1电厂厂址拟选厂址有两处。工广厂址：该厂址位于钱营孜矿工业广场北围墙外侧。在钱营孜矿工业广场北围墙外地形平坦开阔。除东北方向约150m外有后湖王家村外，距其它居民村均较远。钱营孜矿工广保护煤柱按现设计往东、往南、往北均为430m左右。拟建电厂的新征地块在工广北侧原设计保护煤柱范围内，大约需要650×310m2的建设场地。若电厂在此位置新建，则需要对工广保护煤柱范围适当向北外移扩大。该地块区域内地形平坦，现为旱地。自然地面高程为23.2~23.6m。厂区内分布一些干涸的沟渠，局部有池塘和坟地。场地中西部有两条110kV、两条10kV矿区供电线路；西北约850m处是钱营孜村，场地东侧约600m处有钱营孜矿南北向的进矿公路(X057县道)，北侧及西侧约700m处有钱营孜矿的货运公路。（矿供电线路如何改造？什么时候改？矿供电图）该厂址南面约2km处有浍河，北面约18km处有新汴河。第283页 厂址处百年一遇洪水位24.60m。行宫铺厂址：行宫铺厂址位于宿州南部工业开发区的西外沿处，S305省道西边。东北距离宿州市区约3.5公里。厂址东南侧紧邻宿蒙河、S305省道及行宫铺村，西北角处有南陈、松林、新周圩孜等村庄。东西两侧现为农田。拟选厂址区为宿州市2010~2030规划的工业建设用地，按宿州市城市总体规划：该厂址区北侧为纬五路，东侧为经二路，南侧为宿蒙河、S305省道及南外环路，西侧为经一路(蒙城—永城公路)。该区块为梯形状，南北向约400~750m，东西向约360~450m。该区块面积约25.4hm2,其中约75%为有条件建设用地，25%为一般农田。场地中央有一条110kV输电线路。区域内地形平坦，自然地面高程为26.2~26.3m。该厂址南面约10km处有浍河，北面约9.5km处有新汴河。厂址处历史最高内涝水位：26.5m。5.1.1.2供水系统及电厂水源电厂供水系统拟采用带冷却塔的二次循环供水系统。电厂水源：采用宿州市城南污水处理厂的中水作为主要补给水源，新汴河宿县闸上蓄水+梯级翻水作为本项目供水水源的备用水源。工广厂址与城南污水处理厂的距离约15km，与新汴河取水口的距离约21km。行宫铺厂址与城南污水处理厂的距离约7.5km，与新汴河取水口的距离约10km。两厂址的地表水补给水泵房均设在新汴河南岸，合徐高速公路西侧约300m处。补给水泵房区域另设有配电房和职工生活间等辅助设施，占地初定1200m2。5.1.1.3燃料系统工业广场厂址：第283页 由于厂址位于钱营孜矿工业广场外侧，距钱营孜矿洗煤厂不足1公里，所以，钱营孜洗中煤由皮带机运输进厂，皮带输送距离约700m。煤泥由煤泥水泵经管道进厂。（矿煤泥水用途？环评需要）其它矿煤泥均由汽车运抵至电厂。行宫铺厂址：钱营孜洗中煤、煤泥选用管状皮带机运输进厂，管状皮带输送距离为11km，其它矿煤泥采用汽车直接运输进电厂。5.1.1.4除灰渣系统及灰场本工程除灰渣系统采用灰、渣分除，粗、细灰分排方式。除渣系统采用机械输送方式，集中至渣仓，除灰系统采用正压浓相气力除灰方式，集中至灰库，然后都由汽车干式运至综合利用场所或加湿运到灰场碾压。宿州地区灰渣综合利用条件良好，为满足综合利用不畅时灰渣的堆放，拟选择位于宿州市南部的祁东矿塌陷区作为本期灰渣堆场。祁东矿塌陷区目前已经形成，塌陷区面积较大，塌陷深度高低不一，可选择塌陷深度较大的区域作为灰场。灰场的堆灰库容初期按2年左右建设，本期灰场占地约40hm2，灰坝平均高度约3m，总长约2600m，堆灰库容约240万m3。祁东矿塌陷区灰场距离两个厂址的运灰距离分别为：23km、31km。工广场厂址运灰距离约23km，主要利用206国道，部分利用X057县道，部分乡道需要改扩建,扩建长度约7km，其中一座桥梁需要拓宽和加固。行宫铺厂址运灰距离约31km，运灰道路与工广场厂址部分相同，也主要利用206国道，部分利用209乡道。乡道等级不高，需要扩建，扩建长度约7km。5.1.1.5电气出线本工程初步考虑以2回220kV架空线路接入规划在建的宿南变或已建成的220kV南坪变。根据厂区总平面初步规划设想，工广厂址拟向东或向北出线，行宫铺厂址拟向南出线，根据目前厂址周围的环境，两个厂址的出线条件均较好。5.1.1.6厂外道路第283页 工广厂址西距S305省道约3.5km。东距钱营孜矿南北向的进矿公路约600m，北距(通往京台高速南坪、桃园出口处的)东西向X057县道向西延伸段(现为钱营孜矿货运公路)约700m，目前这两条道路现状路面宽度为6.5~9m，砼路面。该厂址可从东面的进矿公路或北侧的钱营孜矿货运公路这两条道路上引接。行宫铺厂址的东南侧紧邻S305省道，电厂的主、次出入口近期均可直接与S305省道连接。远期待城市规划道路建成后可直接与城市规划道路连接。5.1.1.7电厂生活区拟建电厂两个预选厂址距离宿州市区分别为15km和3.5km，电厂生活区安排在宿州市区。5.1.1.8施工区及施工生活区施工区及施工生活区布置在厂区扩建端位置，用地约13.445hm2。5.1.1.9拆迁及改造因为钱营孜矿工广区变电所位于靠近工广区北围墙处，因此本项目的建设将会造成拟建厂区范围内、与工广区变电所相连的两条110kV及两条10kV线路的拆除改造。在拟建电厂厂区和煤矿工广区之间，我们预留了约6m宽的廊道，拟作为改道后的同杆多回架空线路或敷设电缆的通道。行宫铺厂址也有一条高压线路需要改道。两个厂址均有一些坟墓需要搬迁。5.1.2厂区总平面规划布置5.1.2.1厂区总平面布置原则(1)厂区总平面按2×350MW燃煤机组规划布置，并留有扩建余地。(2)厂区总平面布置按照示范性电厂的思路，贯彻模块化设计理念，进行模块化设计和优化，通过不同的模块组合，满足建设单位对电厂各功能的个性化需求。(3)厂区总平面布置充分体现征地最少特点，尽可能少占用村庄，少拆迁，低造价。(4)各类工艺设施按功能分区相对集中，尽量采用联合建筑成组布置，力求生产工艺流程合理顺捷，分区明确，互不干扰，便于生产运行管理。厂区总平面布置做到布置最紧凑，土地利用率最高。第283页 (5)厂区总平面布置因地制宜，合理利用地形地质条件，避免深挖高填，做到厂区、施工区土方和基槽余土土方综合平衡，方便厂内外设施标高衔接。5.1.2.2厂区总平面方案(工业广场厂址)首先，由于该厂址电厂厂区和钱营孜矿工广贴临布置，所以我们要考虑两者之间的相互影响。钱营孜煤矿工广区主出入口朝东，职工生活区及办公区位于工广的东北角，东南角为预留的场地，生产区位于工广的中部，西北角为矸石山，西南角为预留场地。在现矸石山的东北侧，钱营孜煤矿规划有另一个矸石堆场。厂址处的主导风向为东北风。因此从视觉美观和两者之间的环境相互影响角度，以及场地条件考虑，初步考虑电厂的固定端朝南，朝向工广区，汽机房朝东，扩建端朝北。其次，由于该厂址和工业广场贴临布置，拟建电厂厂区位于钱营孜煤矿工广区保护煤柱的范围内，若电厂在此位置新建，则需要对工广保护煤柱范围适当向北外移扩大。因此尽量减小保护煤柱的扩大范围也是我们总平面布置时考虑的重要因素。第三方面，根据两个拟选厂址燃料、水源的进厂方位及厂址周围的道路状况、主导风向、出线条件等，如何布置才能使工艺流程顺捷、道路交通方便、厂内环境良好是我们努力追求的方向。基于上述原则，我们对工广厂址的厂区总平面规划布置考虑过多种可能的布置方案，最终提出了如下两个厂区总平面规划布置初步设想方案。方案一：电厂布置为四列式，自东向西依次为200kV配电装置-冷却塔--主厂房区—煤、灰贮存区。主厂房固定端朝南，汽机房朝东，向东出线。生产办公及其它辅助、附属生产区均布置在主厂房的固定端、靠近工广这一侧。烟气脱硫区、煤灰贮存区、点火油库区、贮氨区、废水处理区等生产中易产生粉尘、气体污染的区域均布置在厂址常年主导风向的下风向，力求避免对厂、矿职工生活环境造成不利影响。第283页 由于该厂址紧邻钱营孜矿工广布置，属典型的坑口电站，因此厂区内不按常规设置贮煤场，仅设一煤泥泵房。（煤泥棚、矸石鹏、石膏库？）电厂主出入口拟向东，与厂址东侧的钱营孜矿进矿公路连接。次出入口拟向北，与厂址北侧的钱营孜矿货运公路连接。主入口、物流入口分开设置，有效实现人车分流。本期工程厂区围墙内用地约17.76hm2。方案二：电厂布置为二列式，自北向南依次为200kV配电装置--主厂房区。主厂房固定端朝西，汽机房朝北，向北出线。冷却塔及水处理区布置在主厂房固定端西侧，灰渣、废水、油库、储氢区等均布置在厂区的西部边缘处，生产办公区布置在厂区的东南角、与矿区生活设施毗邻处。电厂主出入口拟向东，与厂址东侧的钱营孜矿进矿公路连接。次出入口拟向北，与厂址北侧的钱营孜矿货运公路连接。主入口、物流入口分开设置，有效实现人车分流。本期工程厂区围墙内用地约18.35hm2。5.1.2.3厂区总平面方案(行宫铺厂址)初步设想汽机房朝南，面向S305省道布置，向南或向西出线。固定端朝东，面向宿州市区。厂区分东、西两个大区域：西部自南向北依次布置220kV屋外配电装置—冷却塔—主厂房—卸、储煤区，灰库布置在靠炉后的位置；东部自南向北依次布置电厂厂前建筑—锅炉补给水处理、净水站、废水处理区、点火油、储氢区等生产及辅助生产设施。综合办公楼、综合服务楼、综合维修楼和材料库等集中布置在厂前电厂主出入口处。电厂主出入口布置在厂区东南角，直接与S305省道相连。次出入口或燃料、灰渣运输出入口布置在厂区西面，向南直接与S305省道相连。本期工程厂区围墙内用地约20.72hm2。5.1.3厂区竖向规划工广厂址：厂址处百年一遇洪水位24.6m。第283页 厂址处自然地面高程为23.2~23.6m。根据规程：主厂房区需高于百年一遇洪水位0.5m，其它区域需高于百年一遇洪水位。因此，厂区范围内需适当填土垫高，平均垫高约1.2m，填方量约240000m3。行宫铺厂址：厂址处历史最高内涝水位：26.5m。厂址处自然地面高程为26.2~26.3m。厂区范围内需适当填土垫高，平均垫高约0.3m，填方量约85000m3。5.2装机方案5.2.1概述宿州钱营孜矿，在煤炭洗选过程中所伴生出来的大量煤泥、洗中煤，因得不到有效的利用，目前处理的方式是弃置在排土场内，不仅浪费能源，同时对周围环境污染严重。本工程配套建设燃用煤泥、洗中煤的循环流化床水冷发电机组，不仅可以降低煤炭生产成本、取得较好的经济效益，促进地方经济的发展，而且受到国家产业结构调整政策的支持。循环流化床锅炉属于煤的清洁燃烧技术，它具有燃料适应性广、不投油稳燃负荷范围大、可以实现炉内直接脱硫等特点：(1)燃料适用性好，燃烧效率高。循环流化床(CFB)锅炉燃烧方式的基本原理是劣质燃料中未燃尽的颗粒被烟气带出炉膛经分离后再返回炉床反复燃烧，物料可多次循环，从而提高了锅炉的燃烧效率和脱硫剂的利用率。借助其独特的燃烧方式，对一些特低劣质煤、难燃型煤特别适用，如煤矸石、石油焦、煤泥、无烟煤、油页岩等。(2)低污染的洁净煤燃烧。燃料及吸附剂分别经破碎到一定细度后输入燃烧室被流化并在840~950℃范围内燃烧，吸附剂为经磨细的石灰石(CaCO3)与燃料燃烧时释放出来的SO2发生化学反应，生成硫酸钙(石膏CaSO4)，其化学反应式为CaCO3→CaO+CO2，SO2+CaO+1/2O2→CaSO4。由于循环流化床(CFB)锅炉炉膛温度一般控制在840~950℃，而使进入锅炉炉膛的石灰石(CaCO3)粉既不会过烧又不至于欠烧的适宜温度区为850~1150℃。在此温度条件生成的CaO晶体小、比表面积大、气孔率高，因此活性强。同时，反应生成的CaSO4第283页 也不会再分解。因此其炉膛温度为最佳的脱硫温度，只要选择适当的Ca/S比，就能得到较高的脱硫效率，其脱硫效率可达90%左右。同样，其炉膛温度也是控制NOX产生的最佳温度，NOX排放浓度不超过400mg/Nm3。(3)不宜结焦。由于烟气和颗粒间存在大的速度偏差，颗粒以低于烟气的速度流经燃烧室，长时间的滞留并和微小颗粒的接触，抑制了高的烟气温度，使之有高的燃烧效率，并且不发生结焦。(4)负荷调节范围广，燃烧稳定。由于循环流化床(CFB)锅炉燃烧方式的独特性，其不投油最低稳燃负荷可达到30%BMCR（锅炉最大连续蒸发量），在30~100%BMCR负荷范围内，燃烧非常稳定。因此，特别适合调峰发电机组。(5)燃料制备系统简单。循环流化床(CFB)锅炉的燃料制备系统简单，只有一套简单的给煤系统，无需如煤粉锅炉那样复杂的制粉系统，只要给煤颗粒度满足其燃烧要求即可。由于是低温燃烧，NOx排放量低、易于实现灰渣综合利用。所以，特别适合于燃用劣质燃料。本工程燃煤的突出特点是热值低、灰分高，设计煤种、校核煤种的低位发热量分别为13.019MJ/kg和12.859MJ/kg（1MJ=239kcal/kg），且燃料中需要掺烧部分煤泥，采用管道输送煤泥的方式更不易堵煤，所以本工程更加适合于采用循环流化床锅炉。目前，国内外循环流化床燃烧技术发展较快，机组容量也已经达到了300MW，国内三大锅炉厂通过技术引进已经具备了300MW级循环流化床锅炉系统的设计、制造能力。因此，本期工程锅炉将采用国产350MW超临界循环流化床锅炉。350MW机组在国外是区域电网的主力机组，现以亚临界机组(参数16.7MPa/538℃/538℃)为比较基础，超临界机组(参数24.2MPa/538℃/566℃)的效率提高2.4%；超临界机组(参数24.2MPa/566℃/566℃)的效率提高3.2%；超超临界机组(参数25MPa/600℃/600℃)的效率高5.6%。鉴于国内制造行业已能够设计制造参数24.2MPa/538℃/566℃及24.2MPa/566℃/566℃的600MW第283页 超临界机组，二者选材基本相同，造价基本持平；而参数24.2MPa/566℃/566℃的600MW超临界机组的效率比参数24.2MPa/538℃/566℃的同容量超临界机组要高0.8%。因此，从设计、选材、造价及电厂热效率各方面考虑，对300MW级超临界机组选择24.2MPa/566℃/566℃参数是合适的。当蒸汽初参数继续提高，若单机容量较小，势必导致汽机高压部分的通流尺寸很小，二次流和轴封漏汽损失加大，将会部分抵消由于蒸汽初参数提高带来的效益；同时三大主机厂，尤其是汽轮机厂的实际情况，即成熟定型机组都是350MW。超临界机组由于其温度、压力参数的提高，其效率和煤耗等技术经济指标普遍优于亚临界机组，目前已有较多投产的电厂采用超临界机组，且设备的可靠性与压临界机组相当，故本工程从主机、辅机配套以及技术经济等方面来说明选用超临界参数机组是完全可行的。5.3主机技术条件5.3.1锅炉主要设计参数型式：超临界，单炉膛，中间再热自然循环，全钢架悬吊结构，π型布置，循环流化床锅炉。锅炉最大连续蒸发量：1121t/h过热蒸汽压力：25.4MPa(g)过热蒸汽温度：571℃低温再热蒸汽压力：4.886MPa(g)低温再热蒸汽温度：330℃高温再热蒸汽流量：905t/h高温再热蒸汽压力：4.523MPa(g)高温再热蒸汽温度：569℃省煤器入口给水温度：286℃锅炉效率：89.5%锅炉构架：钢构架空气预热器：管式或回转式空预器出口排烟温度：140℃第283页 锅炉飞灰份额：暂按60%；炉膛出口过剩空气系数：αl=1.2；（也就是说炉膛出口氧量3.5%左右）机械未完全燃烧损失：q4=3.42%；（飞灰、落灰、灰渣、溢流灰和冷灰中未燃尽的可燃物所造成的热损失）5.3.2汽轮机型式：超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、纯凝汽式。功率：350MW(额定、THA)THA工况（热耗率验收工况）是指：汽轮机在额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，补给水率为0%，能连续运行发电机输出额定功率。也有的叫额定出力工况参数：主蒸汽额定压力：24.2MPa(a)主蒸汽额定温度：566℃主蒸汽额定流量：1007.5t/h再热汽阀前额定压力：3.979MPa(a)再热汽阀前额定温度：566℃再热汽阀前额定流量：818.418t/h额定背压(冷却水温20℃)：4.9kPa(a)回热抽汽级数：8级(3高+1除+4低)额定给水温度：278.1℃额定转速：3000r/min机组净热耗(额定抽汽工况)：7657kJ/kW.h=1829kcal/kW.h（1kcal=4.186kj）外形尺寸(长×宽×高)17.4×10.4×6.95m5.3.3发电机型号QFSN-350-2考核容量与汽机配套第283页 考核功率369MW额定转速3000r/min额定功率因数0.85额定电压20000V额定电流11887A周波50Hz相数3冷却方式水-氢-氢额定氢压0.31Mpa(a)效率不低于98.9%励磁方式无刷机端励磁主机参数暂定，最终以主机招标后确定的参数为准。5.4热力系统本工程热力系统的拟定充分考虑了系统运行的安全性、经济性和灵活性，在能适应一定调峰能力的基础上，尽可能的简化系统。除辅助蒸汽系统外，主汽、再热、主给水、凝结水等系统均采用单元制系统。热力循环采用八级回热抽汽系统，设有三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。5.4.1主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统主蒸汽、低温再热、高温再热和汽轮机高、低压旁路系统在机组主循环设备间输送蒸汽。主蒸汽系统从锅炉过热器出口输送主蒸汽至汽机主汽阀。低温再热系统把汽机高压缸排汽输送至锅炉再热器入口，并且为2号高加提供加热汽源，为辅助蒸汽系统提供备用汽源。高温再热系统从锅炉再热器出口输送高温再热蒸汽至汽机中压联合汽门。汽机高、低压旁路系统可按各种需要的方式输送蒸汽，使机组能方便，灵活地启动和停机。5.4.1.1主蒸汽系统和再热蒸汽系统：主蒸汽和再热蒸汽管道，均采用2-1-2第283页 连接方式，锅炉和汽机接口均为2个。主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧引出，然后汇成一根母管，到汽轮机前再分成两根支管分别接入高压缸和中压缸左右两侧主汽关断阀和再热关断阀。低温再热蒸汽管道从高压缸的两个排汽口引出，在高排止回阀的上游汇成一根母管，到锅炉前再分成两根支管分别接入再热器入口联箱。低温再热蒸汽管道上还引出两路蒸汽分别接至二号高压加热器和辅助蒸汽系统，作为二段抽汽用汽及辅助蒸汽系统的备用汽源。5.4.1.2旁路蒸汽系统为缩短启动时间，机组采用二级串联旁路系统，高压旁路阀选用35%BMCR容量的气动旁路阀。高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出，经减压、减温后接至低温再热蒸汽管道，高压旁路的减温水取自省煤器进口隔离门前的给水系统。低压旁路从汽轮机中压缸入口前高温再热蒸汽主管接出，经减压、减温后接入凝汽器。低压减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。5.4.1.3主蒸汽和再热蒸汽管道的材料本工程的主蒸汽管道和再热热段管道采用A335P91(合金钢材料，金相组织为回火马氏体)，再热冷段管道采用A672B70CL32（高温高压碳素钢）。5.4.1.4管道压降按照《火力发电厂设计技术规程》中的取值要求，主蒸汽管道的压降取汽轮机额定进汽压力的5%，再热系统的压降取高压缸排汽压力10%。根据上述管道规格和初步的布置方案，经计算,主蒸汽管道和再热系统总的压降均在允许范围内。5.4.2抽汽系统第283页 汽轮机采用八级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，二级抽汽还作为辅助蒸汽系统和给水泵汽轮机的备用汽源。四级抽汽除供除氧器外，还向给水泵汽轮机、辅助蒸汽系统供汽。五、六、七、八级抽汽供汽至四台低压加热器。为防止汽轮机超速和进水，除七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。前者作为防止汽轮机超速的一级保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。在四级抽汽管道上所接设备较多，且有的设备还接有其他辅助汽源，为防止汽轮机甩负荷及其它事故状态时蒸汽倒流进入汽机，故多加一个气动止回阀，且在四段抽汽各用汽点的管道上亦均设置了一个电动隔离阀和止回阀。为防止汽轮机进水，本系统设计有完善的疏水系统，每个疏水点均设有自动疏水阀。5.4.3辅助蒸汽系统辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。本期工程每台机设一台压力为0.8~1.37MPa(a)，温度为360~380℃的辅助蒸汽联箱。两台机组的辅助蒸汽联箱用一根辅助蒸汽母管连接，之间设隔离门，以便实现各机之间的辅汽互用。机组正常运行时由本机四级抽汽向辅助蒸汽系统供汽，机组启动时辅助蒸汽由启动锅炉或邻机提供辅助汽源，低负荷时由本机低温再热蒸汽供汽。辅助蒸汽系统提供除氧器启动用汽、给水泵汽轮机调试用汽、机组低负荷时给水泵汽轮机备用汽源、汽机轴封用汽、空预器启动吹灰和脱硝系统用汽等。本期工程设置一台启动锅炉，参数为1.37MPa(a)、380℃，为首台机组启动或两台机组停运后的一台机组启动提供必需的启动汽源。5.4.4凝结水系统凝结水系统的功能是将凝结水从凝汽器的热井抽出，经凝结水泵升压后，流经连续运行的全容量凝结水精处理装置，汽封冷却器和低压加热器，送到除氧器进行加热除氧。凝结水在输送过程中，进行除盐和加热，并对凝结水量进行控制，以调节除氧器给水箱的水位。凝结水系统采用中压凝结水处理系统，设置两台100%容量的凝结水泵，其中一台运行，一台备用。低压加热器采用全容量卧式加热器，七、八号低加设在凝汽器的颈部。5.4.5主给水系统主给水系统采用单元制。本工程每台机组设置两台50%BMCR容量的汽动给水泵(包括两台与主泵分离的50%BMCR容量的电动前置泵)（有前置泵是不是意思是一拖二的汽动给水泵？）第283页 和一台30%BMCR容量的电动调速启动/备用给水泵。过热器的减温水来自主给水泵后高压加热器之前的母管，锅炉再热器减温水来自给水泵的中间抽头。给水操作台主路仅设置一个电动闸阀。旁路上设置一个小流量调节阀，以补充低负荷时，给水泵汽轮机调速范围的不足。锅炉的减温水管道从给水泵出口母管上接出，在至各减温器的支管上均配备了减温水调节阀。三台卧式高压加热器采用电动大旁路。每台机组配置一台高压除氧器，热力系统的补水补入凝汽器。5.4.6闭式循环冷却水系统本工程闭式水采用单元制闭合大回路系统，由两台100%容量的闭式循环冷却水泵、两台65%容量的闭式水板式热交换器，一台5m3闭式循环冷却水膨胀水箱组成，向各冷却设备提供冷却水。除真空泵外，所有主厂房内的主、辅机设备的冷却水均由本系统提供。每台机组的2台闭式循环冷却水泵配1套公用高压变频器，运行时一台闭式水泵变频运行，一台备用，可适应各种运行工况。闭式循环冷却水先经闭式循环冷却水泵升压后，送至闭式水热交换器，经开式循环冷却水冷却之后，至各冷却设备，从冷却设备排出的冷却水汇至回水母管后引回闭式循环冷却水泵入口。系统的一次水源为化学除盐水，系统初始充水由化学除盐水管向膨胀水箱注水。闭式循环冷却器的冷却水为开式循环水，闭式循环水压力大于开式循环水压，以免闭式水污染。5.4.7开式循环冷却水系统本系统为单元制，水源是循环水。开式循环冷却水系统主要为闭式水热交换器和真空泵提供冷却水。冷却水从主厂房外循环水进水管接出，经开式循环冷却水泵升压后，通过闭式水板式换热器、真空泵冷却器和主机冷油器换热后排至主厂房外循环水回水管。5.4.8凝汽器循环水系统第283页 本期工程采用带冷却塔的循环供水系统。凝汽器管侧设有两套胶球清洗装置，循环水进口管道上不设二次滤网。凝汽器冷却水管采用TP316不锈钢管。5.4.9抽真空系统及凝汽器有关管道凝汽器抽真空系统中，每台机组设置2台水环式真空泵。用以抽取凝汽器内不凝结气体，以维持凝汽器所要求的真空度。机组正常运行时，水环式真空泵一台运行，一台备用。当机组启动时，为了尽快建立起真空，可同时启动两台真空泵。凝汽器壳体上设有真空破坏阀，当机组事故时，用以迅速破坏真空，缩短转子惰走时间。在真空破坏阀入口，需注满凝结水，以防正常运行时空气漏入凝汽器而影响凝汽器真空。5.4.10加热器疏水及放气系统各加热器均设有正常疏水管路和事故放(疏)水管路。正常运行时，高加疏水逐级回流入除氧器，低加疏水逐级回流入凝汽器，机组启停及低负荷工况下，由于疏水压力较低，高加疏水改由3号高加事故疏放水管回流入凝汽器。非正常运行时，即一旦加热器出现高水位或下一级加热器因故切除，该加热器的疏水可经事故疏放水管路回入凝汽器。除氧水箱设有放水管设有电动门，在水箱水位失控而突升至高-高水位时，打开水位控制阀迅速放水至凝汽器。轴封蒸汽冷却器疏水单独回流入凝汽器，疏水管路上设置有汽液两相流控制器。5.4.11汽机润滑油和油处理系统每台机组的主机和给水泵汽机的润滑油和调速油系统均为独立系统，调速油采用抗燃油。如果设备可靠，价格合理，小汽机的润滑油和调速油可以考虑合并。每台机组设汽机润滑油处理系统一套，每小时出力按系统内总油量的20%考虑。每台机组共设一个储油箱。5.4.12大宗气体系统该系统包括发电机用的氢气和二氧化碳系统，以及设备停机保养用的氮气系统。两台机组设一套供应站。第283页 5.4.13主要辅助设备5.4.13.1汽动给水泵及汽轮机选用两台50%容量的汽动给水泵和一台30%的电动给水泵。汽动给水泵额定流量约600t/h，扬程3290mH2O。每台汽动给水泵配备电动前置泵，额定流量约615t/h，扬程约241mH2O。配用的汽轮机型式为下排汽，冷凝式。排汽排入主机凝汽器。（两汽动一电动）(1)给水泵汽轮机型式：单缸、冲动、单流程、纯凝汽式向下排汽功率：14MW(最大功率)转速范围：3000~6000r/min调速型式:电调超速保护型式：机械+电气进汽参数：0.9MPa(a)，358.1℃排汽压力：6.9kPa(a)(2)汽动主给水泵型式：卧式双壳体筒形全抽芯、多级离心泵流量：600m3/h扬程：3290mH2O转速：5903r/min效率：82.5%(3)电动给水泵型式：卧式双壳体筒形全抽芯、多级离心泵流量：360m3/h扬程：3290mH2O转速：5903r/min效率：79.5%5.4.13.2高压加热器选用三台全容量卧式高压加热器。根据参考工程其型号及规范见表。第283页 高压加热器型号及规范加热器编号单位1号高加2号高加3号高加1加热器型式卧式、U形管、双流程2加热器型号JG-1250-1JG-1300-2JG-900-33加热器数量1114流量t/h1110111011105最大允许压降MPa＜0.1＜0.1＜0.16最大允许流速m/s3337设计温度℃3152902508有效表面积m2125013009005.2.13.3内置式除氧器及给水箱除氧器出力1200t/h，水箱有效容积130m3。可满足机组在定压、滑压方式下运行。本工程采用无头除氧器。无头除氧器其特点如下：·除氧效果好，可靠性高。除氧后给水中的氧含量小于0.005mg/l。（5μg/l）·建筑、结构造价低。取消除氧头后，设备高度降低，要求的建筑空间小，同时由于重量减轻，作用在土建结构上的荷载减小，降低了造价。·变负荷运行适应性强。能适应机组定滑压的运行方式，在机组10%~110%的负荷范围内，均能保证上述除氧效果。·检修、维护工作量小。由于无填料等其它活动部件，设备的运行可靠性高，喷嘴性能稳定，正常情况下不需更换喷嘴，设备维护及备件费用低。·安装简单，费用低。有头除氧器需要在现场将除氧器和水箱焊接在一起，而无头除氧器没有这部分焊接工作，安装费用相对较低。除氧器出力按机组最大连续出力工况(TMCR)设计，能够满足汽轮机阀门全开工况(VWO)的运行要求。除氧器的设计标准采用HEI(除氧器)和ASME第Ⅷ篇第1分篇。第283页 除氧器采用滑压运行方式，即除氧器的工作压力随汽轮机4段抽汽压力的变化而变化。当4段抽汽的压力低至一定数值时，自动切换至辅助蒸汽。除氧器出口给水含氧量满足有关标准，不大于7μg/l。除氧器水箱正常水位时的有效容积满足机组TMCR工况7min的给水需要量。（时间是否太短了？）为了保证除氧器水箱内的正常水位和一定的蒸汽空间，无头除氧器的水箱容积略大，所以占用的平面空间略大。5.4.13.4凝汽器每台机组配1台凝汽器，卧式、双流程、单壳体。其技术数据见表。凝汽器技术数据表编号名称单位技术数据1型式单壳体，对分双流程，表面式2凝汽器总的冷却面积m2170003管子材料不锈钢4流程数双流程5冷却水质淡水6冷却水进口额定温度/最高允许温度℃20.9/33.57清洁系数0.88冷却水量t/h~400009管内冷却水平均流速m/s210冷却水通过凝汽器阻力kPa≤5811冷却管有效长度m10.8412冷却水温升℃12.95.4.13.5低压加热器低压加热器采用卧式表面式加热器，加热器设蒸汽冷却段和疏水冷却段。7、8号低压加热器采用组合一体型式，布置于凝汽器接颈部。各加热器根据机组VWO工况参数设计，包括：a)管侧设计压力应按凝结水泵特性曲线最高点扬程对应的压力；第283页 b)管侧设计温度按壳侧设计压力的饱和蒸汽温度；c)壳侧设计压力按VWO工况汽机抽汽压力的110%确定；d)壳侧的设计温度按VWO工况中汽机抽汽参数，等熵求取在设计压力下的相应温度e)给水侧通流能力按VWO工况给水流量的120%，水侧流速需满足HEI标准。主要技术数据为：(参考)序号名称单位5号低加6号低加7号低加/8号低加(组合式)1加热器编号LP5LP6LP7LP82型式管壳式、U形管管壳式、U形管管壳式、U形管3总传热面积m270070079510304流程数(管程/壳侧)22225给水端差(上端差)℃2.82.82.82.86疏水端差(下端差)℃5.65.65.65.67传热管外径×壁厚mmф16×0.8ф16×0.8ф16×0.8ф16×0.88供热管数根7417327187089管内流速m/s2.12.12.12.110壳侧压力降MPa0.0350.0350.0200.01511管侧压力降MPa0.080.080.080.0812加热器净重kg19550211005680013设计压力管侧MPa3.453.453.453.45壳侧0.60.60.60.614设计温度管侧℃300200100100壳侧18015010010015设计流量管侧t/h843.43843.43843.43843.43壳侧38.7946.6134.1937.87第283页 5.4.13.6凝结水泵每台机组选用2台凝结水泵，采用“一拖二”变频控制方式。立式筒袋型多级离心泵流量：985m3/h扬程：3.21MPa转速：1500r/min电动机：立式1250kW,6kV5.4.13.7水环式真空泵每台机组选用2台水环式真空泵，一台运行，一台备用。抽干空气量：51kg/h电动机：160kW，380V5.4.13.8汽机房内桥式起重机本工程汽机房设有2台起重量为80/20吨大梁加固到承载100吨的桥式起重机，供全厂汽轮发电机组及辅助设备检修用。5.5燃烧制粉系统（流化床不需制粉）5.5.1燃料消耗量本工程以煤泥和洗中煤混合燃料为主要燃料，设计煤种混烧比例约为：煤泥/洗中煤＝38/62。校核煤种混烧比例约为：煤泥/洗中煤＝17/83。燃料消耗量见下表：燃料消耗量项目设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)一台炉两台炉一台炉两台炉小时燃煤量(t/h)251.20502.40254.31508.62日燃煤量(t/d)5024100485086.210172.4年燃煤量(×104t/a)138.16276.32139.87279.74注：a)锅炉的年利用小时数按5500小时计算；b)锅炉日利用小时数按20小时计算；c)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。第283页 5.5.2燃料系统锅炉洗中煤给煤口位于炉前，设置一套给煤系统。煤泥给料口位于炉膛中部，由管道直接给入炉膛。每台锅炉设置四个煤仓，破碎后的燃煤(粒径不大于10mm)经皮带输送至炉前煤仓，下落至下方的称重式皮带给煤机，送至锅炉前墙中间部位的落煤管，进入炉膛燃烧。落煤管上设置播煤风。锅炉煤泥进料口位于密相区上方，煤泥在煤场（设计是在电厂进行压滤后经煤泥泵进入炉膛）由煤泥泵加压后通过管道系统送入炉膛中部，并在下落过程中被炽热的烟气加热，迅速将水分蒸发，并气化、着火燃烧。5.5.3烟风系统5.5.3.1一次风系统(1)系统功能：一次风主要是作为炉膛的物料流化风，使循环物料在不同负荷下维持预期的流化速度。一次冷风还用于外置床热交换器出口管道流化风。(2)系统描述：一次风系统设置两台50%容量、带入口导叶的离心式一次风机。风量裕量不小于进入炉膛一次风量的20%，另加制造厂保证的空预器一次风侧漏风量及其裕量。压头裕量按《大中型火力发电厂设计规范》选取。一次风经过一次风机、一次风暖风器、四分仓回转式空预器后进入炉膛下部的风箱。风道燃烧器用于在锅炉启动时加热床料。(3)主要设备参数：一次风机：离心式，变频调节。5.5.3.2二次风系统(1)系统功能：二次风主要是作为燃料燃烧的助燃风。部份二次冷风作为给煤机的密封风。(2)第283页 系统描述：二次风系统设置两台50%容量、带入口导叶的离心式二次风机。风量裕量不小于进入炉膛二次风量的20%，另加制造厂保证的空预器二次风侧漏风量及其裕量。压头裕量按《大中型火力发电厂设计规范》选取。二次风经过二次风机、二次风暖风器和空预器后进入炉膛。空预器设有两个二次风进口和两个二次风出口，每个出口供应一侧炉膛的二次风。为减少NOx的排放，二次风分上下两层喷入炉膛，形成分级燃烧。(3)主要设备参数：二次风机：离心式，变频调节。5.5.3.3流化风系统(1)系统功能：流化风系统是向外置床热交换器、回料器以及冷渣器提供稳定流量的流化空气。(2)系统描述：该系统由五台带入口导叶的多级离心式风机并联组成，其中四台运行，一台备用。风机的风量裕量按10%和20%两个工况点选取，压头裕量按《大中型火力发电厂设计规范》选取。(3)主要设备参数：流化风机：多级离心式，变频调节。5.5.3.4烟气系统本工程烟气系统每台锅炉设置2台双室四电场电袋复合除尘器，每台炉引风机2台50%容量的静叶可调轴流风机，风量裕量不小于10%(另加不低于10℃的温度裕量)，压头裕量不小于20%。炉膛出口的高温烟气经4个旋风分离器分离后，粗颗粒被分离出来返回炉膛，飞灰随烟气通过尾部受热面，经除尘器除尘后，由引风机送入脱硫塔，经过石灰石-石膏湿法脱硫后的烟气由烟囱排至大气。5.5.4点火及助燃油系统点火及助燃油采用0号轻柴油。锅炉点火及助燃油设备包括点火燃烧器和助燃燃烧器。每台锅炉提供2套点火燃烧器及8套助燃燃烧器。每套点火燃烧器燃油量约4000kg/h，每套助燃燃烧器的燃油量约1000kg/h。油燃烧器的总输入热量按30%BMCR计算。燃烧器采用电火花点火，蒸汽雾化，保证在各种工况下雾化良好。本期工程需建两个1500m3的轻油罐、设置两台100%容量的卸油泵和三台50%容量的供油泵。供油泵的扬程将在初步设计阶段确定。整个油泵房大小约为36m×9m。第283页 5.5.5启动床料系统(1)系统功能：1)在锅炉首次启动前或放空全部或部分床料检修以后再次启动前，向炉膛和外置床内加入启动床料，使锅炉的物料循环能够形成；2)在启动过程中，在投入煤和石灰石前，为了弥补床料损失，加入启动床料，维持料位的稳定。(2)系统描述：启动床料是通过气力输送至锅炉的，气源为压缩空气，启动床料贮存在底渣仓里，首次启动时在底渣仓里装入河砂，以后启动时可采用底渣作为启动床料。炉膛两侧布风板上和各外置式热交换器内应一个接一个分别加入启动床料。5.5.6石灰石粉输送系统(1)系统功能：石灰石粉输送系统的功能是将石灰石粉仓内的石灰石粉经称重后通过气力输送至密封槽回料腿进入炉膛，参与脱硫反应。(2)系统描述：石灰石粉输送系统的容量按2×100%设置。石灰石粉仓有2个出口，每个出口配置1套的石灰石粉给料系统。每套石灰石给料系统包括：2台落料小斗(给料斗和计量斗)，1台旋转式给料机，1台石灰石送粉风机。从粉仓来的石灰石粉经落料小斗计量后通过旋转式给料机进入气力输粉管线，输粉空气由石灰石送粉风机提供，输粉管线将石灰石粉送至锅炉的四个密封槽回料腿上。每个回料腿上有2个石灰石粉给料点。(3)主要设备参数：石灰石送粉风机：罗茨风机。5.5.7压缩空气系统压缩空气系统分仪用和厂用两个系统，母管分别从全厂空压机房引出，具体配置见除灰专业相关章节。第283页 5.5.8燃烧系统设备燃烧系统主要设备及选型见下表：编号名称型号及规格数量备注#1炉#2炉1一次风机离心式风机,P=21.27kPa,Q=332090m3/h22变频控制2二次风机离心式风机,P=16.74kPa,Q=428851m3/h22变频控制3引风机静叶可调轴流式,P=8.71kPa,Q=1086563m3/h22变频控制4高压流化风机单吸多级离心式风机,P=64.00kPa,Q=15120m3/h33两运一备，变频控制5播煤增压风机离心式风机,P=21.00kPa,Q=147600m3/h116湿法脱硫岛脱硫效率90%11整岛供货7SNCR脱硝系统脱硝效率不小于55%11整岛供货8电袋复合除尘器除尘效率≥99.91%119煤仓钢制内衬不锈钢、有效容积V=700m34410原煤仓疏松装置4411电子称重皮带式给煤机输送能力5-30t/h8812体化疏水扩容器500m3，设计压力1.41MPa,设计温度120℃1113疏水泵流量200，扬程200t/h，扬程30MH2O2214电梯1.6吨客货两用1115一次风机检修电动葫芦起吊重量/起吊高度：8t/10m2216二次风机检修电动葫芦起吊重量/起吊高度：8t/10m2217引风机叶轮检修电动葫芦起吊重量/起吊高度：10t/12m2218引风机叶轮检修电动葫芦起吊重量/起吊高度：20t/12m2219流化风机检修电动葫芦起吊重量/起吊高度：5t/10m1120播煤增压风机检修电动葫芦起吊重量/起吊高度：8t/10m1121启动锅炉房额定蒸发量50t/h,1.27MPa.g,350℃1两炉共用第283页 22油罐500m32两炉共用23供油泵多级单吸离心泵，流量25(m3/h)；扬程500(mH2O)3两炉共用两运一备24卸油泵螺杆泵，流量24(m3/h)；扬程40(mH2O)2两炉共用25轻油卸油泵滤油器60目2两炉共用26轻油供油泵滤油器100目3两炉共用27污油处理装置处理能力5m3/h1两炉共用5.6电气部分5.6.1电气主接线本期2×350MW循环流化床燃煤机组采用220kV接入系统，以2回220kV线路接入220kV宿南变。2台机组均以发电机--变压器组单元接线接入厂内220kV屋外配电装置，屋外配电装置采用双母线接线。起/备变电源从220kV屋外配电装置母线引接。发电机出口电压为20kV。发电机出口本期设计按不设断路器或负荷开关考虑，为降低故障几率，提高机组安全性、可靠性，发电机与主变压器之间采用全连式自冷离相封闭母线连接。主变压器至220kV屋外配电装置采用架空软导线连接。本期设一台高厂变，高厂变的电源取自本期主变低压侧。发电机中性点采用经二次侧串电阻的单相配电变压器接地方式，以便减少发电机定子绕组发生单相接地时电容电流对发电机造成的损害，并限制发电机单相接地故障时健全（？）相瞬时过电压不超过2.6倍额定相电压。主变压器220kV侧中性点采用经隔离开关接地，启/备变220kV侧中性点采用直接接地。5.6.2主要电气设备选择5.6.2.1发电机第283页 发电机采用水、氢、氢冷却方式，发电机容量与汽轮机最大连续出力匹配，发电机额定功率因数为COSφ＝0.85(滞后)，并具备满负荷0.85(滞后)~0.95(超前)的运行能力，发电机出口电压为20kV。发电机励磁系统采用自并励静止励磁系统。5.6.2.2主变压器(1)主变压器容量选择按《火力发电厂设计技术规程》DL/5000-2000第13.1.5条：“容量为200MW及以上的发电机与主变压器为单元连接时，该变压器的容量可按发电机的最大连续容量扣除一台厂用工作变压器的计算负荷和变压器绕组的平均温升在标准环境温度或冷却水温度下不超过65℃的条件进行选择”。经过计算本工程主变容量暂定为420MVA。(2)主变型式选择主变的运输与电厂厂址及主变压器制造厂的地理位置有着极其密切的关系。根据业主委托相关单位所做的大件设备运输报告，采用三相变压器运输没有问题，因此，本工程推荐采用三相变压器。(3)主变压器参数综上所述，本期主变压器推荐采用三相双绕组强油风冷无励磁调压变压器，额定容量为420MVA，242±2×2.5%/20kV，组合连接组别为YNd11，阻抗为Ud=16%。5.6.2.3高厂变、起动/备用变压器本期每台机组设置一台三相油浸风冷低损耗无载调压分裂绕组变压器为高压厂用工作变压器，型号及参数如下：额定容量42/24-24MVA，20±2×2.5%/6.3－6.3kV，Ud%=10.5(半穿越)，无载调压，Dyn1yn1，风冷式(ONAN/ONAF)。本期两台机组设置一台三相油浸风冷低损耗有载调压分裂绕组变压器为高压起动/备用变压器，参数如下：额定容量42/24-24MVA，230±8×1.25%/6.3-6.3kV，Ud%=10.5(半穿越)，有载调压，YN,yn0-yn0，风冷式(ONAN/ONAF)。第283页 5.6.2.4高、低压配电装置根据短路电流计算，220kV高压配电装置开断电流(热稳定电流)选择40kA，动稳定电流选择100kA；6kV厂用配电装置开断电流选择40kA，动稳定电流选择100kA。6kV厂用配电装置采用成套手车式金属铠装开关柜。6kV容量小于1000kW的电动机回路与容量小于1250kVA的变压器回路采用F-C回路供电，其他电动机馈线回路、工作电源进线及低压厂用变压器回路均采用真空断路器供电。380V厂用配电装置采用抽出式组合配电屏。75kW及以上电动机采用框架式断路器供电，75kW以下电动机采用塑壳断路器供电。低压厂用变压器选用干式变压器。5.6.3厂用电系统5.6.3.1高压厂用电系统根据可靠性、经济性和灵活性的原则，结合工艺系统的配置，负荷的运行特点，以及厂房布置等综合考虑，对厂用电系统进行优化设计。高压厂用电电压采用6kV一级电压(母线电压6.3kV)，变压器中性点经电阻接地。本期每机组设置一台容量为42/24-24MVA的高压厂用工作变压器(采用分裂绕组变压器)，变压器高压侧接于本机组发电机出口，在主厂房设置低压厂用工作甲、乙两段母线，分别由高厂变两个低压绕组供电。辅助厂房设6KV公用甲、乙段，带全厂性公用负荷，6kV公用甲、乙段母线分别接于＃1、2机组6kV乙段，两段之间加联络开关，每一回电源进线的容量可满足输煤系统最大运行方式时的全部负荷量，其供电范围为输煤、灰库、循环水泵房、化水、水工、油泵房等负荷,在#1机投产，#2机建设期间或两台机组中1台检修时，#1、2机组6kV工作乙段均可带全部的全厂公用负荷。两台机组设1台42/24-24MVA分裂绕组高压起动/备用变压器，高压起动/备用变不设6KV备用段，高压起动/备用变从厂内220kV配电装置引接。5.6.3.2低压厂用电系统1)主厂房低压厂用电接线第283页 按2000年示范电厂的设计思路，主厂房内低压厂用变压器按机、炉、共用分开的原则设置，便于实现“物理分散”，节省电缆费用。每台机组设置一个380V工作PC，每个380VPC设置两台2000kVA、6.3/0.4kV变压器，电源分别从本机组6KV工作甲、乙段引接。每个380VPC均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开关。两台机组设置一个380V公用PC，每个380VPC设置两台1250kVA、6.3/0.4kV变压器，电源分别从6kV公用甲、乙段引接。每个380VPC均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开关。每台机组设照明检修380VPC，每台机组设一台800KVA，6.3kV/0.4kV照明检修变，照明检修段为单母线接线，正常运行时每台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开关。主厂房低压厂用电系统采用暗备用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的供电方式。动力中心和电动机控制中心成对设置，建立相应的单电源通道。2)辅助厂房低压厂用电接线辅助厂房供电按工艺系统和区域相对集中的原则成对设置变压器，互为备用。输煤设一个380V工作PC，每个380VPC设置两台2000KVA、6.3/0.4kV干式变压器，电源分别从6kV公用甲、乙段引接。每个380VPC均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开关。每台炉电袋除尘设置一个380VPC，每个380VPC设2台800KVA、6.3/0.4KV干式变压器，电源分别取自本机组6KV工作甲、乙段，每个380VPC接线均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开关。380V系统采用中性点直接接地方式。第283页 全厂设置一个化水380VPC，设两台1600KVA、6.3/0.4KV干式变压器，电源分别从6kV公用甲、乙段引接。每个380VPC均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开关。厂前区设置一个380VPC，设两台630KVA、6.3/0.4KV干式变压器，，电源分别从6KV工作Ⅰ甲、Ⅱ甲段引接。每个380VPC均为两段单母线，正常运行时两台变压器各带一段母线，两段单母线之间设联络开关，当其中一台变压器故障退出运行时，可手动投入母线联络开关。灰场区域所需电源原则考虑就近供电。2)保安电源接线为保证机组安全停机和运行人员安全，每台机组设置一台640kW空冷型柴油发电机组的应急保安电源。与柴油发电机组配套的附属设备应保包括控制、保护设备、起动蓄电池、日用油箱等。日用油箱的容量满足8小时满负荷运行的需要油量。柴油发电机容量为640kW。能满足各保安负荷的需要。柴油发电机组可远方或就地，可手动或自动予以起动在10s以内达到全速并准备带负荷，自收到起动信号到带满负荷的时间小于20s。柴油发电机为三相，50Hz，Y接法，中性点直接接地，励磁方式为静态励磁。每台机组设一段保安380VPC，每段保安380VPC带一段锅炉保安MCC和一段汽机保安MCC，锅炉、汽机保安MCC正常运行时由相应的工作380VPC供电，当两个正常电源都消失时，柴油发电机机组将会自动起动，提供保安电源。本工程厂用电率约为6.2%(含脱硫部分)。5.6.4主要设备布置5.6.4.1汽机房A排外布置第283页 在汽机房A列外布置有主变压器、高压厂用变压器、高压起动/备用变压器。本期工程两台主变布置在同一水平轴线上，主变构架中心距A排柱25米；高厂变同高起/备变布置在同一水平轴线上，位于主变与A列之间，变压器中心距A排柱15米。5.6.4.2220kV屋外配电装置布置220kV屋外配电装置为支持式管型母线分相中型布置，两段母线平行布置，管母相间距离为3米，配电装置母线两端安装管母接地器，共7个间隔：#1主变、#2主变、#01高压起动/备用变、母联、母线设备、220kV#1线、220kV#2线。每个间隔宽度为14米，整个配电装置占地118米×54米。由于本期工程冷却塔布置在A排外变压器与220kV屋外配电装置之间，连接架空软导线没有空间采用门形架布置，故采用线路用铁塔跳线。铁塔上软导线采用上下布置。5.6.4.3厂用电配电装置6kV工作段分别集中布置在汽机房6.9米层的#7~#8柱及#15~#16柱之间。380V工作、检修及照明、公用PC的开关柜及干式变压器布置在电控楼6.3米层。电袋除尘380VPC的开关柜及干式变压器布置在两炉电除尘之间的除尘控制楼内。汽机MCC布置在汽机房B排柱零米，锅炉MCC布置在煤仓间12.6米层锅炉MCC配电间内。蓄电池布置在电控楼零米层，UPS及直流屏布置在电控楼6.3米层。柴油发电机组布置在电控楼零米层靠烟囱侧。5.6.5电气设备监控及直流、UPS系统本工程采用机、炉、电集中控制方式，在单元控制室内不设电气控制屏，单元机组电气设备进入机组DCS中实现顺控和实时监控。为满足电气运行人员需要，加强电气信息的收集和处理，本工程设厂用电监控系统(ECMS)，该系统与DCS系统采用硬接线和通讯方式进行联系。本期220kV屋外配电装置设备的进入网络计算机监控系统内(NCS)。根据《电力工程直流系统设计技术规程》，本期工程设置三组蓄电池。其中一组对动力负荷和直流事故照明负荷供电，另两组对控制负荷供电。动力用直流系统电压采用220V，控制用直流系统电压为110V。第283页 为满足热工专业计算机系统对220V交流电源的特殊要求，本机组设置二套交流不停电电源(UPS)系统，容量暂定为60kVA。本期工程输煤采用输煤DCS控制系统。本期工程设全厂生产行政管理通讯一套，生产调度通讯一套，输煤扩音呼叫系统一套。5.6.6其它全厂电缆敷设采用以电缆桥架为主，结合实际使用电缆沟及电缆埋管。根据电力系统相关规程做好电缆防火措施。照明按相关规程配置使用。5.7运煤部分本工程拟建设2台1120t循环流化床锅炉+2×350MW凝汽式汽轮发电机组，燃料以钱营孜矿洗煤厂为主要的供应源。工业广场厂址：煤炭接收系统：钱营孜洗中煤由#2转载点至干煤棚皮带机运输进原有干煤棚，祁东洗中煤经集团自有铁路运输至钱营孜矿铁路专用线，采用液压挖掘机卸车。钱营孜矿洗煤厂年产洗中煤198×104t/a，约需祁东矿洗煤厂通过铁路补充22×104t/a折合每天铁路来煤不到1000t/d，加上钱营孜矿铁路为煤炭输出设计，没有卸煤设施及建设卸煤设施的空间，故本工程采用3台经过挖掘斗改造的液压挖掘机将列车上的煤扒下来，然后由装载机转运至#2AB皮带机煤斗。钱营孜煤泥由布置于煤泥沉淀池的煤泥水泵经煤泥水管道打入布置于锅炉尾部煤泥泵房内的压滤机，经压滤机压滤直接进入煤泥系统，压滤机排水返回煤泥沉淀池。第283页 煤炭储存系统：本工程利用钱营孜矿原有圆形料场作为洗中煤干煤棚，圆形料场储煤量5×104t，可供本工程2×350MW机组约6天(按设计煤种)洗中煤消耗量。由于原有圆形料场采用中心柱自然落煤的堆料、推煤机、地下煤斗取料的作业方式，没有设置煤场堆取料设备，故本工程仍沿用此作业方式，#1皮带机利用原有干煤棚至#2转载点皮带机地道向西穿越干煤棚基础，但新增推煤机2台、装载机6台、液压挖掘机3台作为火车卸煤、转运、干煤棚取煤作业之用，以及提高取煤可靠性。煤炭输送系统：由于钱营孜矿洗煤厂至煤棚及煤棚下地道内的原煤棚至#2转载点皮带机均为B=1200mmV=2.5m/s，Q=700t/h，且煤棚内给煤机也为Q=700t/h，而本工程两台锅炉洗中煤消耗量为400t/h，按135%系数的计算上煤出力为540t/h,。故本工程将建设700t/h的既有圆形料场至原煤仓的输送系统，双路，B=1200mmV=2.5m/s，电动机将采用IP54，并有程序控制的顺序启停系统。当煤泥系统均因故退出，皮带机系统输送洗中煤作为唯一燃料时，其出力可满足锅炉燃煤量的146%。第283页 本工程还同时建设2套出力80t/h的煤泥泵房至锅炉的煤泥泵输送系统，将约30%水分的煤泥浆体直接泵入锅炉中部喷出、燃烧，单套煤泥系统出力按其燃料比例可满足一台锅炉燃煤量的182%，当皮带机系统或细碎机系统因故不能运行，由2套煤泥系统提供的煤泥作为唯一燃料时，其出力可满足2台锅炉燃煤量的29%。煤炭筛碎系统：由于钱营孜矿洗煤厂的洗中煤已经被控制在不大于50mm，所以本工程不设粗碎系统，建设系统出力500t/h的细粒筛碎系统及筛分破碎楼，筛分采用振动筛、细碎采用可逆锤式细粒破碎机，处理后煤炭粒度<10mm。煤炭称重及取样系统：将在筛分破碎楼内、碎煤机下的皮带机上设置1000t/h的电子皮带秤及皮带秤的链码校验装置、煤炭取样装置。安全、监控与环境控制：本工程将建设安全与监控系统，确保整个运煤系统都要有视频监控装置，所有外部设施都在监视器的监控范围之内，监控信号将会传输到监控室。在整个煤炭处理系统中设置了合理的环境控制设施，煤场设置煤堆喷洒系统、各转运站及筛分破碎楼设置除尘器、喷雾系统及地面、墙面水冲洗，栈桥设置水冲洗。上述系统喷雾及煤场喷洒系统将根据低热值煤的含水率人工选择是否工作。行宫铺厂址：厂外来煤单路采用管状皮带机(钱营孜煤泥、洗中煤)+汽车(其它矿煤泥)运输进厂，厂内设一个可供本工程2×350MW机组约6天(按校核煤种)洗中煤消耗量的4400t露天斗轮堆取料机煤场(按校核煤种)。由于管状皮带机较长并造价较高，故本工程采用单路管状皮带机，皮带机为φ=400mmQ=1000t/h，相应的厂内输送及筛碎系统出力也调整为输送及筛碎系统1000t/h，以便厂外来煤可以直接进入原煤仓，减少管状皮带机及煤场机械的运行时间。管状皮带机采用分时运行方式运输洗中煤和煤泥两种来自钱营孜的不同的燃料。其它厂内系统与行宫铺厂址厂内方案相同，不再赘述。第283页 由于钱营孜矿工业广场厂址位于本工程主要低热值煤提供者钱营孜矿工业广场内，燃料运输路径较短，运输成本低，可靠性高，加上可以利用钱营孜矿已经建成的圆形料场，故本工程推荐钱营孜矿工业广场厂址。5.8除灰渣系统5.8.1设计原始资料5.8.1.1锅炉排渣方式循环流化床锅炉固态排渣。5.8.1.2除尘器型式、脱硫方式及效率双室2级电场+2级袋场电袋除尘器，除尘效率≥99.91%。（是不是三电一袋？）脱硫方式为炉内脱硫+炉后湿法脱硫，其中炉内脱硫效率70%，炉外脱硫效率90%，综合脱硫效率≥97%；脱硝采用SNCR工艺，脱硝效率≥55%。5.8.1.3灰渣量及灰成分分析根据煤质分析资料及计算灰渣量见表5.8.1-1。灰成分分析表见表5.8.1-2。表5.8.1-1计算灰渣量表数据项目设计煤种校核煤种小时(t/h)日(t/d)年(104t/a)小时(t/h)日(t/d)年(104t/a)1台炉灰渣总量108.3512167.0259.593108.0112160.2259.406渣量48.758975.1626.81748.605972.126.733灰量59.5931191.8632.77659.4061188.1232.6732台炉灰渣总量216.7024334.04119.186216.0224320.44118.812渣量97.5161950.3253.63497.211944.253.466灰量119.1862383.7265.552118.8122376.2465.346注:1.日运行小时数按20h计，锅炉年运行小时数按5500h计；2.灰渣比按0.55:0.45考虑；3.锅炉排灰渣量已考虑因炉内脱硫引起的增加量。第283页 表5.8.1-2灰成分分析名称及符号单位设计煤种校核煤种灰熔融性变形温度DT℃15001500软化温度ST℃15001500半球温度HT℃15001500流动温度FT℃15001500灰分分析二氧化硅SiO2%62.2061.61三氧化二铝Al2O3%23.5723.76三氧化二铁Fe2O3%8.558.93氧化钙CaO%1.1271.211氧化镁MgO%0.66280.6592三氧化硫SO3%0.4480.457二氧化钛TiO2%1.12781.1017氧化钾矿K2O%1.12441.0866氧化钠Na2O%0.3690.3735二氧化锰MnO2%0.003640.00346灰比电阻(测量电压500V)测试温度19℃时Ω·cm10.238×1098.117×109测试温度80℃时Ω·cm12.158×10108.147×1010测试温度100℃时Ω·cm4.168×10112.362×1011测试温度120℃时Ω·cm8.576×10115.384×1011测试温度150℃时Ω·cm1.6772×10121.0598×1012测试温度180℃时Ω·cm4.721×10112.662×10115.8.1主要设计原则本工程灰渣考虑全部综合利用，灰渣分排：除尘器区域飞灰采用正压浓相气力输送至干灰库；炉底粗渣采用机械输送至渣仓。事故灰场距两个厂址分别为31km(行宫铺厂址)和24km(工业广场厂址)。当干灰渣不能被全部综合利用时，用汽车运至事故灰场堆放贮存。第283页 除灰渣系统均按每台炉采用单元制，即每台炉为一套系统设计，局部设施两炉共用。石灰石粉由社会运力运至厂内石灰石粉仓。粉仓至锅炉炉膛采用正压气力输送。压缩空气系统考虑全厂统一设置一座空压机站，为除灰输送、热机、热控、化水等专业提供压缩空气。炉底渣处理系统、气力除灰系统均由DCS控制。5.8.2除灰渣系统工艺拟定说明5.8.2.1除灰系统除尘器灰斗下灰采用正压浓相气力输送方式运至干灰库。气力除灰系统以每台炉为一单元，系统出力为90t/h。每台炉除尘器电场区16个灰斗下各设置1台3.0m3仓泵，布袋区16个灰斗下各设置1台1.5m3仓泵，每台仓泵均配有气动进料阀、出料阀及一套压缩空气流量调节阀和阀门控制箱。除灰系统为连续运行，其运行状态由DCS集中控制，根据压力、料位、时间等因素由系统全自动控制。除灰系统输送气源来自全厂空压机，详见6.4.3.4节叙述。本工程拟建设3座直径12m的干灰库。单座灰库容积约为1250m3，3座灰库总容积可贮存两台机组约24小时的排灰量。为防止干灰受潮起拱，保证排灰出口畅通，灰库底部设有气化斜槽，配备有独立的气化加热系统，三座灰库共设有气化风机4台、空气电加热器3台。每座灰库库底设3个放灰口，一为干灰外运供综合利用，一为调湿后外运，还有一路接口预留备用。每座下各设有一台出力Q=150t/h的汽车散装机和一台出力Q=200t/h的加湿搅拌机。5.8.2.2除渣系统循环流化床锅炉为干式排渣，渣温高达800℃以上，故每台锅炉炉底安装3台滚筒式冷渣器，冷渣器出口出渣温不高于200℃。从冷渣器排出的渣经链斗输送机(或刮板输送机)、斗式提升机运至渣仓贮存。渣仓下设汽车散装机和加湿搅拌机，可用卡车将干渣运出供综合利用或调湿后外运。第283页 每台炉冷渣器选用3台出力Q=30t/h的滚筒式冷渣器；链斗输送机及斗式提升机均为双路布置，每路出力Q=125t/h，为燃用设计燃料时排渣量的250%；单台渣仓直径10m，容积约为800m3，可贮存锅炉14小时排渣量。渣仓下设有汽车散装机和加湿搅拌机各1台，出力均为Q=150t/h。5.8.2.3石灰石粉输送系统循环流化床炉内脱硫所需石灰石粉主要由社会运力输运至电厂石灰石粉仓。本期为2台炉设置1座有效容积V=500m3的石灰石粉仓，粉仓下设2套石灰石气力输送系统，分别为2台锅炉输送石灰石粉，每套系统的出力为20t/h。石灰石输送系统动力气源由气化风机提供，2套系统共设置3台气化风机和2台电加热器，其中气化风机为2用1备。石灰石气力输送系统主要由喷射泵、旋转给料阀、分配器组成。5.8.2.4全厂压缩空气系统本工程全厂统一设置一座压缩空气站，结构尺寸为30m´15.5m´6.5m(高)，内部留有检修场地和检修起吊设备。全厂空压机站为除灰、热机、热控、脱硫、化水等专业提供压缩空气。空压机站内布置5台螺杆式空压机，参数为：Q=60Nm3、P=0.85MPa；5台组合式空气净化装置。空压机的运行采用中控单元智能控制模块进行控制，从而可以从空压机的数量、参数、运行方式上进行自动优化配置，同时降低初投资及运行费用。除灰用气量最终随确定的气力输送系统类别而定，因而空压机的准确参数需待除灰、脱硫等系统招标后，得到准确用气量后，才能最终确定。空压机站外设置除灰输送用储气罐2只，容量V=20m3；仪用储气罐1只，容量V=30m3。5.8.3灰渣厂外运输灰渣采用汽车运输，加湿后用卡车运输至灰渣场或用罐车直接外运供综合利用。第283页 本工程年产灰、渣量约120万吨，恒源煤电有限公司己与宿州海螺水泥有限公司签订了本工程灰、渣综合利用协议，电厂灰渣可全部综合利用。当遇灰渣综合利用不畅时，可用汽车将灰、渣运至祁东矿塌陷区灰场。祁东矿塌陷区灰场距离两个厂址的运灰距离分别为31公里(行宫铺)、24公里(工业广场)。灰场的容积初期按2年建设，详见水工部分相关描述。5.9电厂化学部分5.9.1概述本工程建设2×350MW超临界CFB锅炉，由于当地水资源匮乏，采用循环水排污水作为锅炉补给水原水．5.9.2水源、水质本工程以宿州市城南污水处理厂经处理后的中水为主水源，以宿州市新汴河为备用水源。现有可供参考中水水质报告见下表：第283页 表5.9.2中水水质全分析报告第283页 第283页 上述水质资料反映水中水含盐量、碱度、硬度均较高，重碳酸盐为溶解盐类主要成分，符合该地区天然水水质的一般特征。5.9.3锅炉补给水处理(1)本期锅炉补给水处理系统方案选择为节约用水，实现无废污水排放，确定采用本期循环水排污水作为锅炉补给水处理系统原水（实际不可行，排污水浓缩倍率高，增加反渗透负担，减少使用寿命），根据原水水质及机组给水品质要求，选择如下水处理工艺：石灰预处理+超滤+反渗透+一级除盐+混床方案；其中石灰预处理及超滤、反渗透系统与循环水处理共用一个系统，循环水排污水经石灰处理后，除去了大部分的悬浮物、碳酸盐硬度及一部分有机物等水中杂质，大大改善了超滤进水水质，使后续水处理系统的可靠性提高，运行费用降低。完整的工艺流程如下：本期循环水泵来水→循环水石灰处理系统→超滤给水泵→自清洗过滤器→超滤装置→超滤水箱®反渗透给水泵®保安过滤器®高压泵®反渗透装置®淡水箱®淡水泵®阳离子交换器®阴离子交换器®混合离子交换器®除盐水箱®除盐水泵®本期主厂房。系统出水水质控制如下：二氧化硅：≤10mg/L导电度：≤0.15ms/cm(25℃)锅炉补给水处理系统详见“原则性锅炉补给水处理系统图”。(2)系统出力本工程锅炉最大连续蒸发量为2×1121t/h,计算本工程全厂各项水汽损失量见下表第283页 表5.9.32×350MW组水汽平衡量表序号项目数量(t/h)1厂内水汽循环损失33.62凝结水精处理再生用水损失63闭式循环冷却水损失144锅炉吹灰、生活、取样等其它用水、用汽损失105合计补水量63.6本期锅炉补给水处理系统出力确定为63.6t/h，并设检修备用。(3)系统设置予（预）脱盐系统与循环水处理系统统一设置，设3套65t/h反渗透装置，1套用于锅炉补给水处理，1套用于循环水旁路处理，1套备用。设2×φ2000阳、阴床，2×φ1600混床，1用1备。另设2×1500m³除盐水箱与备用水处理设备一同满足酸洗及启动用水要求。本期锅炉补给水处理系统与循环水处理系统、工业废水处理系统及工业水泵、消防水泵房，采用联合布置，共用压缩空气系统、废水池、药品库及部分加药系统等设施，节省占地和投资，方便运行。(4)系统控制操作方式整个水处理系统(包括锅炉补给水处理系统、循环水处理系统、工业废水处理系统)采用DCS控制系统，纳入辅控网，配备临时上位机供系统调试时使用，水处理系统正常运行时按无人值班考虑。在主控室通过LCD监视器以实现系统及泵、气动阀门的软手操控制。(5)化验室在水处理车间附近配备专门的水、煤、油化验室，并按照机组容量等级增配相应的化学实验室设施及仪器仪表。5.9.3凝结水精处理第283页 凝结水精处理系统主要用于连续地除去水汽系统内的金属腐蚀产物和机组启停时所产生的污染产物；连续地去除凝汽器冷却水微量渗漏所漏入的二氧化硅和其它盐类，防止蒸气污染及汽机积盐，在凝汽器微量渗漏时也能使机组连续地运行；即使在凝汽器严重泄漏时，也可有步骤地停机或有足够的时间以进行凝汽器部分堵管等工作。本期工程两台机组为350MW超临界循环流化床炉，根据《火力发电厂化学设计技术规程》，对锅炉供汽的汽轮机组，全部凝结水应进行精处理，同时应设置除铁设施，除铁设施可不设备用，但不应少于2台，精处理除盐装置应设置备用设备。因此本工程凝结水精处理需设置凝结水除铁和除盐设备。本期工程每台机设一套全流量的中压凝结水精处理系统，采用“前置除铁过滤器+体外再生高速混床”处理工艺，其原则性流程为：自主凝结水泵来的凝结水→前置除铁过滤器→体外再生高速混床→树脂捕捉器→热力系统。凝结水精处理系统详见“原则性凝结水精处理系统图”。每套凝结水精处理装置设置2×50%前置过滤器(无备用)及50%反冲洗旁路和100%超压差旁路；3×50%高速混床(2用1备)及100%超压差、超温旁路。两台机组设置一套失效树脂再生装置。凝结水精处理装置和再生装置及控制室均布置在汽机房零米层。采用DCS控制系统，纳入辅控网，对整套系统的运行及再生进行全过程的程序控制。5.9.5循环冷却水处理(1)工艺选择本工程循环冷却水采用二次循环，补充水以城市中水为主水源，以宿州市新汴河水为备用水源。该中水水源取自宿州市城南污水处理厂处理达到“(预计本期用水时能达到“一级A标准”)后，送至电厂，因此可直接补入循环水系统。备用水源地表水的悬浮物含量存在不确定性，为保证工业水水质，厂内应有补给水澄清措施。无论中水还是地表水，硬度高、碱度高、含盐量高都是其共同特征。由于当地水资源匮乏，为节约用水，实现全厂无废污水排放，除了采用循环水排污水作为锅炉补给水原水外，还需根据全厂水量平衡对部分循环水排污水进行处理并回用。第283页 根据上述条件分析，结合锅炉补给水处理系统的方案选择，确定本工程循环水处理采用“石灰及反渗透旁路处理”系统，同时加水质稳定剂、杀菌剂，主要工艺流程如下：循环水泵(或原地表水补水泵)→机械加速澄清池→配水沟→变孔隙滤池→清水池→工业水泵→冷却塔回水沟↓↑化学水泵→超滤、反渗透→淡水箱→淡水泵→锅炉补给水处理除盐系统循环水石灰处理系统详见“循环水石灰处理系统图”。(2)循环水石灰处理系统处理水量的确定循环水石灰处理水量是根据锅炉补给水处理系统取水量、工业水用量，循环水水质控制要求，和全厂无废污水排放为条件确定的。表5.9.5循环水石灰旁路处理水量工况循环水排污水石灰处理水量(t/h)浓缩倍率工业水泵抽取化学水泵抽取合计纯凝工况1272192*14644.5*其中65t/h经膜脱盐处理后返回循环水。当使用备用水源地表水且悬浮物高时，石灰处理系统将用于处理补充水，锅炉补给水原水仍取石灰处理系统出水，即不采用循环水排污水，为减少排污，可将浓缩倍率暂时提高至5~6倍运行。根据上述各种情况下的石灰处理水量，确定本工程循环水石灰处理系统的额定出力为1600t/h。(3)循环水处理系统设置石灰处理系统设2座Φ22m机械加速澄清池，6座过滤面积为22㎡的变孔隙滤池，2座1100m³的清水池。辅助系统包括消石灰贮存、计量及制乳系统、加药系统、泥渣处理、压缩空气系统等。杀菌采用加二氧化氯，设3台2kg/h的二氧化氯发生器和2台20kg/h的二氧化氯发生器，分别用于澄清池出水的连续加氯及循环水的间断加氯。第283页 设一套水质稳定剂加药装置。循环水处理系统与锅炉补给水处理系统、工业废水处理系统联合布置，结构紧凑，共用泥渣脱水系统，压缩空气系统及加药系统等共用设施。5.9.6供氢站本工程氢气站拟设40L,压力15MPa氢气瓶160个，共分为8个氢瓶集装格，每个氢瓶集装格由20个氢气瓶组成；氢瓶补氢系统共设两组氢气汇流排，每组汇流排负责4个氢瓶集装格氢气的减压输送，可满足本期工程2×350MW机组的补氢要求，同时预留有机组扩建时氢瓶集装格的布置位置。氢气瓶组采用专用防爆铲车和防爆单轨吊运输。氢气供应贮存方式：由供氢厂家每次以汽车运输方式一次运送2~4组氢瓶组至电厂，再通过补氢汇流排经二级减压后补氢至发电机。供氢站运行方式：由氢瓶组经补氢汇流排供氢，系统氢气纯度仪、氢气浓度检测仪、主厂供氢压力等检测信号则送至DCS控制系统，通过简单的系统监控即可实现现场无人值守，系统运行安全可靠，基本实现免维护。5.9.7化学加药系统为了提高机组运行的水汽工况质量，减少腐蚀，本工程按联合水处理工况设计。在机组启时，采用还原性全挥发处理，当机组运行稳定、给水的氢电导率达到0.15ms/cm并呈下降趋势时，转为加氧工况。为了抑制闭式循环冷却水系统腐蚀，采用加氨处理。加氨及加联氨系统两台机组共用一套，加氧系统每台机组一套。给水加药装置可按设定工况自动运行，根据给水、凝结水流量和来自水汽取样系统的给水、凝结水PH、电导率、溶氧信号控制加药量。5.9.8水汽取样系统为了对汽、水品质进行连续、可靠的自动监督，每台机组设置一套汽水取样装置，每套取样装置包括高温盘和仪表盘(低温盘)，取样系统的仪表信号送入凝结水控制室监控。 冷却水由全厂闭式循环除盐水冷却水系统供给。 第283页 水汽取样系统全自动运行，无人值班并配有故障自动诊断系统。所有信号送至凝结水处理控制室集中控制。 5.9.9工业废水处理系统 (1)工业废水处理系统本工程工业废水按经常性废水、非经常性废水分两类进行处理。处理后的水质符合国家污水综合排放标准一级标准的要求，废水处理合格后排入水工复用水池重复利用。经常性废水：主要包括补给水系统再生废水、实验室排水和凝结水系统再生废水等。这类废水通常仅PH值不合格，只需加酸或碱中和后就能达到排放标准。系统中处理该类废水的流程为：经常性废水®中和池或机组排水槽(空气搅拌、加酸、加碱调PH值达到6~9)®水工专业复用水池。如果经常性废水中的悬浮物或重金属离子超标，可以进入非经常性废水处理系统处理。非经常性废水：主要包括锅炉酸洗废水、空气预热器冲洗水、除尘器冲洗水和主厂房内杂排水等。该类废水不仅PH值不合格，而且悬浮物、Fe、Cu等金属离子也不合格，因此仅进行PH调整不能满足要求，还需要进行凝聚、澄清和去除悬浮物、重金属离子才能达标排放。该类废水的发生源在主厂房，因此在主厂房区域设置了机组排水槽，其处理流程为：非经常性废水®机组排水槽®废水贮存池(加碱除重金属，曝气)®PH调整槽®反应槽(加凝聚剂)®絮凝槽(加凝聚助剂)®斜板澄清器®中和池(空气搅拌、加酸、加碱调PH值达到6~9)®水工专业复用水池。第283页 表5.9.9废水水质和水量序号名称水量单位水质(mg/L，pH除外)备注pHFeSSCOD1反渗透浓水≤43m3/h630含盐量较高，直接送至复用水池。2锅炉补给水处理再生废水1~2m3/h2-122010水外观清澈，含盐量较高，调PH回用。3凝结水精处理再生排水6m3/h2-6/50/酸碱中和后回用。4主厂房排水500m3/d6-1010不定时5脱硫废水10m3/h2-610000处理后回用于灰渣调湿6空气预热器清洗排水3000m3/次2-6300040001000约1次~2次/每台炉/年，按最大一次7锅炉化学清洗排水4800m3/次2-12100030003000按最大一台锅炉，约6年1次/每台炉，化学清洗方案按EDTA。本工程设置2×2000m³废水贮及曝气设备，设一套处理能力为100t/h工业废水处理装置，其它辅助系统如泥渣处理系统、加药装置已由循环水处理系统或锅炉补给水处理系统统一设置。本期炉后部位将设置一座500m³机组排水槽，用于收集主厂房内排出的废水，然后由泵输送至工业废水集中处理系统。(2)烟气脱硫废水处理本期工程2×350MW机组湿法脱硫工艺。脱硫系统产生的废水因其氯离子含量较高，将不进入全厂的工业废水处理系统，由本期脱硫岛单独设置脱硫废水处理系统进行处理。5.9.10电厂油务管理本期将不设滤油设备，绝缘油处理考虑利用电厂现有设备或采用外委方式解决。5.10热工自动化5.10.1电厂热工自动化水平5.10.1.1本期工程拟设全厂自动化系统，包括电厂管理信息系统(MIS)，厂级监控信息系统(SIS)和全厂工业电视系统。5.10.1.2第283页 本期工程拟将发电机/变压器组和厂用电系统的控制纳入分散控制系统，实现炉、机、电单元统一值班，在集中控制室内对单元机组的运行管理由一名值班操作员和两名辅助值班操作员来完成。5.10.1.3每台机组设一套分散控制系统，单元控制室内每台机组将设置分散控制系统(DCS)和汽轮机数字式电液控制系统(DEH)的运行员操作站，运行员通过大屏幕显示器、LCD、键盘和鼠标实现单元机组的炉、机、电集中监控。同时在DCS操作台上配置了锅炉、汽机、发电机的硬接线紧急停止按钮及重要辅机的硬接线操作按钮，以保证机组在紧急情况下安全停机。本工程设计将不考虑设置常规显示仪表和报警光字牌，全厂工业电视、汽包水位、炉膛火焰进大屏幕显示器。5.10.1.4除启停阶段的部分准备工作需由辅助运行人员协助检查外，机组的启动、停止、正常运行和异常工况处理均可在集中控制室内完成。5.10.1.5除燃烧调节在最低稳燃负荷以上投入自动外，其他自动调节系统按全程调节或程序自动投入调节系统设计。5.10.1.6保护联锁逻辑能自动完成主辅机在各种运行工况和状态下的各种事故处理。5.10.1.7采用技术先进且经济实用、符合国情的优化控制和分析软件，特别是机组性能分析、优化运行软件，以使机组始终处于最优运行状态。5.10.1.8设置辅助车间集中控制网(简称辅控网)，辅控网的操作员站设在集中控制室内，与主厂房DCS系统构建成本期工程范围的集中监控中心。为方便调试、初期运行过渡在各辅助车间控制系统均设有后备操作员站，随着各辅助车间正常运行后，逐步由就地车间监控转移为辅控网集中监控。5.10.2控制方式及集中控制室布置5.10.2.1控制方式(1)本期工程主机系统采用两机一控，炉、机、电集中控制方式，两台机组合用一个集中控制室。(2)第283页 输煤系统、水处理、除灰渣等采用就地临时操作员站，集控室集中控制方式，在输煤、化学水处理车间、电除尘控制楼分别设置控制室。为逐步过渡到辅助车间集中监控、实现电厂全能值班，还将设置辅助车间集中监控网，即在输煤控制系统、水网、灰网的上层设集中控制网络，该网络的操作员站布置在机组集中控制室内。在集控室内通过辅助车间集中监控操作员站，以LCD/KB监控方式，即可实现对水处理系统、输煤系统、除灰渣系统等各辅助系统的监控。水、煤、灰三个辅助监控点作为电厂启动运行过渡期及辅助车间控制网络故障时使用，并可作为平时运行时维护、巡检使用。5.10.2.2集中控制室布置本工程两台机组设置一座集控楼，位于两炉之间。两台机组共用一个单元集中控制室。集中控制室和锅炉、汽机、公共电子设备间、工程师站、SIS系统机房、交接班室、更衣室、电气继电器室及其他辅助房间都布置在集控楼的12.6米层。集中控制室净空高度为3.6米。控制室内设置有操作员站、单元值长管理站、全厂火灾报警盘等。锅炉电子设备间位于集控室后部，为两台锅炉公用。室内布置有分散控制系统(DCS)机柜、锅炉热力配电箱、吹灰动力柜、FSSS火检柜等控制设备。汽机电子设备间位于集控室前部，室内布置有分散控制系统(DCS)机柜、汽机数字电液控制系统机柜、TSI机柜、ETS机柜、电源柜等设备。公用电子设备间位于集控室前部，室内布置有分散控制系统(DCS)机柜、全厂工业电视机柜、电源柜等设备。下面设有同等面积的电缆夹层。在单元控制室内布置有电气网控操作员站，不再单独设置电气网络控制室。5.10.3控制系统5.10.3.1厂级自动化系统厂级自动化系统包括电厂管理信息系统(MIS)，厂级监控信息系统(SIS)和全厂工业电视系统。它们的任务是监视、协调和管理全厂各单元机组，辅助车间的生产运行以及为职能部门的管理工作服务。(1)电厂管理信息系统(MIS)第283页 当前，我国电力行业已全面步入市场经济的轨道，作为电厂，面临竞价上网等严峻的竞争形势。要在竞争中求得生存和发展，就必须加强企业管理，使企业人、财、物及信息流处于最佳结合状态，以实现企业的整体优化，达到以最佳投入、最佳转换获得最大产出，从而提高劳动生产率，提高综合经济效益和提高市场竞争力的目的。建立电厂管理信息系统就是给电厂的管理人员提供大量实时和非实时的、准确的、完整的、可靠的信息和进行加工、运算分析后的信息，以提高电厂管理的效率和决策的正确性，使电厂能够在优化控制和优化管理软件的支持下，实现全厂管理控制一体化。根据上述理由，本期工程全厂将设置一套MIS系统。(2)全厂工业电视系统为了减少电厂的巡检人员和巡检次数，提高电厂运行人员对运行设备的监视和管理水平，使运行设备的故障隐患被及早发现、排除，拟设全厂工业电视系统。主要对主厂房、辅助车间、脱硫区域、变压器区域、安全防卫区域等地点装设探头，在集中控制室、凝结水精处理控制室、输煤控制室、除灰控制室等处设置彩色显示器。全厂工业电视系统的区域划分主要分为：需要在运行中连续监视的区域(汽包水位、火焰电视)。主厂房内的危险区域(油系统、制粉系统)，主厂房外的重要区域(开关站、变压器室)，无人值班的辅助车间、厂区大门等。(3)厂级监控信息系统(SIS)为了提高电厂的整体管理水平和运行效率，增强电厂的市场竞争力，拟建立厂级监控信息系统。该系统在传统的DCS、辅助车间控制系统与MIS之间形成了一个重要的管理控制一体化层面，对全厂的实时过程进行优化管理。SIS的主要功能是采集DCS、辅助车间控制系统等的实时数据来实现电厂运行优化、负荷调度分配优化、经济性能分析、设备故障诊断及设备寿命管理等功能，对全厂的实时过程进行优化管理，为电厂运行管理人员提供运行指导和决策依据，确保电厂在保证安全生产的基础上通过最优化控制策略使整个电厂的设备潜能得到充分发挥，使整个生产保持在最佳、最稳定、最经济的运行状态，用最少的成本带来最多的效益。第283页 SIS的主要应用软件模块有：过程信息管理、电厂负荷优化调度、设备维护管理、机组寿命管理、设备故障诊断系统等。本工程将本着经济实用、符合国情的原则选择SIS应用软件模块。本工程SIS将采用1000MB以太网，并配有实时服务器、值长站等，留有与DCS、辅助车间控制点、脱硫控制系统、网控、MIS等系统的通讯接口和接口软件。(4)火灾报警控制系统本期设置一套火灾报警系统。火灾报警系统包括探测装置(点式或缆式探测器、手动呼叫器)、区域报警器、集中报警装置、电源装置和联动信号装置、火灾广播等。集中报警装置设置在主厂房集中控制室内，主厂房内的探测点直接汇接至集中报警装置上。主厂房外分若干区域报警器，在区域报警器上报警同时将报警信号通过通讯方式传输到本期集中报警装置，因而火警都可以在集中报警装置上立即发出声光信号，并记录下火警地址和时间。发生火警进行人工确认后，自动或手动启动相应消防设施组织灭火。报警区域的设置执行《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50229-2006)。5.10.3.2编码系统根据GB/T50549《电厂标识系统编码标准》，编制电厂标识系统。5.10.3.3主机自动化技术条件5.10.3.3.1锅炉下列锅炉的自动化系统和设备由锅炉厂成套配供：●FSSS就地设备，包括：油抢、点火器/推进装置、油阀、就地点火箱等。●炉膛火焰工业电视，包括：显示器、摄像头、冷却系统及控制装置等。●吹灰动力柜●炉膛出口烟温探针控制装置●锅炉厂供执行机构●锅炉厂供仪表及仪表阀其中对于重要的控制设备：执行机构、电磁阀、过程开关、高温高压仪表阀/工艺阀等要求采用进口优质产品。第283页 5.10.3.3.2汽轮机下列汽轮机的自动化系统和设备由汽轮机厂成套配供：●汽轮机DEH系统●汽轮机ETS系统●汽轮机TSI系统●汽轮机盘车控制装置●汽轮机厂供仪表及仪表阀其中对于DEH要求采用与单元机组DCS相同的硬件；ETS要求采用经权威机构认证的、SIL3级及以上的安全相关系统；TSI、电磁阀、过程开关、高温高压仪表阀/工艺阀等要求采用进口优质产品。5.10.3.4机组控制系统(1)机组控制系统总体方案本工程锅炉、汽机及发变组、厂用电、循环水泵等主辅系统的监视控制均采用分散控制系统。分散控制系统总体方案为：设置每台单元机组的DCS网络和两台机组的公用DCS网络。a、单元机组DCS网络覆盖的范围如下:锅炉控制汽机控制发/变组及机组的厂用电控制单元机组DCS系统的功能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(B/T)，SCS(G/A)；炉膛安全监控系统FSSS。其中SCS包括电气厂用电-发变组顺控系统的控制、锅炉吹灰系统及定排系统的控制。b、两台机组公用系统DCS网络覆盖的范围如下燃油泵房控制循环水泵房控制电气公用系统控制公用系统DCS网络通过网桥可与任一台单元第283页 机组的DCS网络双向交换数据，由其中一台机组的运行操作人员对进入公用DCS网络的系统进行监控。c、单元机组的控制系统主要由以下系统构成：DCS¾分散控制系统，包括DAS、MCS、SCS、FSSS四功能。DEH¾汽机数字电液控制系统(当条件允许时，纳入DCS)。MEH¾给水泵汽机电液控制系统(当条件允许时，纳入DCS)。ETS¾汽轮机紧急跳闸系统。TSI¾汽轮机本体安全监测仪表。METS¾给水泵汽轮机紧急跳闸系统。MTSI¾给水泵汽轮机本体安全监测仪表。其它辅助控制系统。(2)机组控制系统的总体结构DCS是整个单元机组的主要监视和控制设备，包括集中控制室内的操作员站和电子设备间控制柜以及现场I/O柜，它与作为后备和补充的常规控制仪表(主要包括安装在辅助操作台上的机、炉、电紧急停机按钮等)、就地控制仪表(主要包括就地仪表，以及主设备制造厂配套供货的独立的就地控制系统等)有机结合构成了单元机组整体控制系统，从而实现了对单元机组炉、机、电的集中统一监视和集中控制。a、DCS是以微处理器为基础的、按系统或功能进行分级、分散的控制系统。在系统中，控制功能是分散的，即由多个控制器来完成整个机组的监控功能；而监视和操作是集中的，即由单元控制室内的人一机接口(MMI)来实现机组的监视和操作。b、当分散控制系统发生全局性或重大故障时(如：分散控制系统电源消失，通讯中断，全部操作员站失去功能，以及重要控制站失去控制和保护功能等)，为确保机组紧急安全停机，将设置下列独立于DCS的常规操作手段：总燃料跳闸(MFT)汽机紧急跳闸发变组出口开关跳闸灭磁开关跳闸第283页 交流润滑油泵直流润滑油泵汽机真空破坏门柴油机启动由厂家配套供货的相对独立的控制系统如凝汽器胶球清洗控制系统、暖通控制系统等，均采用可编程序控制器(PLC)进行监控。控制系统通过通讯接口与DCS相连接，由DCS的操作员站完成对其工艺系统的程序启/停、中断控制及单个设备的操作。为加强锅炉烟气中SO2、NOx、CO等有害气体排放的检测和监督，指导改进操作，减少有害气体的排放。将安装锅炉烟气分析装置。并将烟气中SO2、NOx、CO及排烟浓度的监视信号，送进DCS，进行显示报警。(3)分散控制系统的功能特点a、数据采集及处理系统(DAS)DAS是分散控制系统的一部分，通过数据高速公路与DCS其它部分进行通讯。b、自动调节系统(MCS)自动调节系统设计除燃烧调节系统在不投油最低稳燃负荷以上投入自动外，其它调节系统可以满足机组各种运行工况下，自动保持被控参数为需要值，并拟根据DCS供货商的特点和可能提供的优化软件的价格，配置协调控制和汽温调节的优化软件。c、辅机顺序控制系统(SCS)单元机组顺序控制系统的范围将包括锅炉和汽机的辅机顺序控制系统SCS(B/T)及发电机—变压器和厂用电源的顺序控制系统SCS(G/A)。控制方式将考虑设置功能组级、子功能组级和驱动级三级控制方式，并以功能组级、子组级为主。操作员能够通过操作员站对SCS中的单个设备进行启、停或开、关操作，也可以通过操作员站对功能组和子功能组中相关的一组设备进行顺序启、停，同时SCS中还考虑子系统及单个设备的联锁和保护。d、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)第283页 锅炉在各种运行工况(如启动、停止、正常运行)下，对炉膛燃烧和燃烧器等设备的运行进行连续监视，并对有关参数进行逻辑判断，对燃烧器进行安全控制，必要时发出停炉指令(MFT)，以确保锅炉设备的安全。FSSS主要完成以下功能，炉膛吹扫油燃料系统泄漏试验自动点火单个燃烧器火焰监视燃烧器管理主要辅机跳闸自动减负荷(RB)主燃料跳闸(MFT)e、汽轮机数字电液控制系统(DEH)将根据汽机厂供货情况和对DEH的设计经验以及与DCS供货商可能配合的能力，确定其硬件能否与DCS一致。将在施工设计中与汽机厂密切配合，争取实现DEH与DCS硬件一体化。当DEH的硬件与DCS不一致时，DEH将单设操作员站，DEH系统中所有用于监视的信号，将通过数据通讯接口传送至DCS。DEH与DCS之间的控制和保护信号将通过I/O通道，用硬接线连接。汽轮机数字电液控制系统(DEH)可以实现汽机从盘车开始到带满负荷及正常运行的监视与控制，操作人员可以通过操作员站对汽机的目标转速、目标负荷、升速率和升负荷率进行设定，并对阀门进行手动操作。5.10.3.5辅助车间及辅助系统的控制(l)主厂房内辅助系统空调系统、凝汽器胶球清洗等控制系统在集中控制室控制，就地不设运行值班人员，控制机柜布置在主设备附近，控制系统均采用PLC，通过通讯接口或硬接线与DCS相连接，由DCS的操作员站完成对其工艺系统的程序启/停、中断控制及单个设备的操作。(2)辅助车间第283页 本期工程设置辅助车间集中控制网(辅控网)，作为正常运行后的辅助车间监控手段，辅控系统联网后，辅控网设置与厂级监控信息系统(SIS)的通讯接口，以通讯形式向厂级监控信息系统传输必要的运行数据，统一管理辅控系统的运行。水务系统、除灰渣系统、输煤系统接入本期辅控网在主厂房集控室内监控。现场各辅助车间就地将无人值班。为满足检修调试和初期运行过渡需要在各辅助车间设置后备操作员站，作为启动调试期间的监控手段。待各辅助车间正常运行后，由就地车间监控转移为辅控网集中监控。辅助车间均可采用DCS或PLC程控系统。a、水集中控制系统水系统在锅炉补给水处理车间设临时集中控制室，该控制点主要对锅炉补给水处理系统、凝结水精处理系统(含汽水取样装置、炉内化学加药系统)、废水处理系统、循环水加药、制氢站、含煤废水提升泵房等实行统一监控，循环水加药、制氢站、含煤废水提升泵房等就地无人值班。由水集中控制系统的上位操作站完成对各工艺系统的程序启/停、中断控制及单个设备的操作。控制机柜布置在就地主设备附近，同时在就地设置便于运行检修巡视时事故处理和调试时使用的监控设备。水集中控制系统通过辅控网通讯接口与SIS相连接。b、除灰渣和电除尘系统除灰渣和电除尘系统在电除尘控制楼设临时集中控制，控制系统采用DCS或PLC+上位机结构，由上位操作站完成对其工艺系统的程序启/停、中断控制及单个设备的操作。控制系统通过辅控网通讯接口与SIS相连接。c、输煤控制系统系统在输煤综合楼设临时控制室，该控制点主要对输煤系统实行统一监控。控制系统采用DCS或PLC，通过上位操作站完成对其工艺系统的程序启/停、中断控制及单个设备的操作。输煤控制系统的详细论述见电气部分。控制系统通过辅控网通讯接口与SIS相连接。5.10.4烟气脱硫控制系统第283页 根据烟气脱硫系统的工艺特点及规模，脱硫系统拟采用一套分散控制系统(DCS)与冗余上位机组成的控制系统，并预留同厂级监控系统SIS的通讯接口。本工程烟气脱硫系统，包括石灰石浆液制备与供应系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水处理系统、废水处理等主辅系统的监视和控制均由DCS实现。在脱硫控制室完成脱硫主辅系统的启动、停止、正常运行的监视和操作以及异常工况下的监视和操作。脱硫DCS与主机DCS之间的联系信号主要为硬接线方式。脱硫控制系统主要完成以下功能：数据采集与处理(DAS)、模拟量调节(MCS)、顺序控制(SCS)以及联锁保护等功能。脱硫控制室拟布置在脱硫车间电控楼,在集控室预留脱硫系统操作员的位置，待条件成熟后将脱硫控制移至集控室集中监控，脱硫系统电子设备间与其相邻,下设等面积的电缆夹层。5.10.5热工试验室本期工程中热工试验室将根据控制系统、控制设备调试、维护的需要，设置必要的仪器设备和热工试验室。热工试验室与其它试验室合并布置在生产综合楼内。5.11主厂房布置本期工程主厂房布置原则为设备布局合理、工艺流程顺畅、管线连接短捷、整齐、沟道、电缆、检修起吊等设施布置协调，方便运行、维护和检修。主厂房布置应为电厂的安全运行、检修维护、创造良好的条件。5.11.1汽机房本工程机房跨度采用27m，柱距为9m，汽机房长度为136.5m。汽机房分为0m(底层)、6.3m(中间层)和12.6m(运转层)三层。汽轮发电机组采用纵向顺列布置、机头朝向固定端。汽机房运转层采用大平台结构，每台机组的汽动给水泵及驱动给水泵汽轮机头对头与主汽轮机平行布置在B列柱侧的运转层上。另外运转层靠近A列处布置有5号、6号两台卧式低加。第283页 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、水环式真空泵以及汽轮发电机油系统等辅助设备。汽轮机润滑油设施四周设围堤。中间层布置汽封加热器、轴封蒸汽调压站、小汽轮机主油箱以及蒸汽管道。发电机端部6.3m层为电缆夹层，8.2m至12.6m层布置6kV厂用配电装置。检修场主要在运转层，两机之间设有0m检修场。大件可利用桥式起重机吊至0m检修场，0m检修场的大小可满足汽轮机翻缸的需要。5.11.2除氧煤仓间除氧间分为0m(底层)、6.3m(中间层)、12.6m(运转层)和19.2m(除氧层)四层。除氧间的跨度采用10m。底层布置汽动给水泵前置泵和凝结水精处理的化学混床装置等。中间层布置有1号、2号卧式低加。运转层布置3号卧式高加。除氧层布置卧式除氧器和高位水箱。5.11.3锅炉岛及炉后区域布置炉前通道跨度6.5m。锅炉房横向跨度47.6m。集控楼设在两炉之间，插入除氧煤仓间，两台机组合用一个控制楼。炉后底层布置一次风机和二次风机，烟道支架下布置风机变频器室。炉后和除尘器之间留8.5m宽炉后主通道。炉后每台锅炉露天布置二组双室两电两袋厂布袋复合除尘器，除尘器后5m布置引风机，引风机支架顶布置检修单轨吊。两台炉合用一座出口直径7.5米，高210米的烟囱。烟囱中心线距电袋复合除尘器最后一排柱尺寸为22.90米。烟囱位于两炉之间。脱硫系统不设置旁路，吸收塔布置在烟囱两侧，和烟囱在同一中心线上，脱硫综合楼布置在烟囱后方，脱硫岛具体布置方案见脱硫部分相关章节。5.11.4检修起吊设施一次风机、二次风机、流化风机和引风机顶部均设有检修起吊装置。燃油泵房顶部设有检修起吊装置。炉顶设检修单轨吊。空气预热器和除尘器的检修起吊采用手动葫芦。第283页 5.11.5主厂房布置方案主要尺寸序号项目名称单位数据备注1主厂房柱距m92运转层标高m12.63汽机房跨度m27汽机中心到A列中心距m13行车轨顶标高m24.82屋架下弦标高m27.52两机凝汽器中心距m73.5汽机房长度m136.54除氧煤仓间跨度m9除氧间运转层标高m19.20给煤机层标高m28皮带层标高m46屋顶标高m32.15锅炉炉前(C列至K1列柱中心距)m6.5两炉中心距m82.5锅炉深度尺寸(K1至K6列柱中心距)m49.90锅炉宽度m47.66炉后K6列柱至烟囱中心距m63.107A列柱中心至烟囱中心距m156.55.12土建部分5.12.1主厂房建筑布置5.12.1.1主厂房布置主厂房布置为三列布置方式，即汽机房-除氧煤仓间-锅炉房。第283页 主厂房基本尺寸为总长145.5米，总宽(从A排至C排)37.0米，厂房最高层为煤仓间皮带头部屋面标高约57.0米。集控楼位于锅炉房之间，其最高层屋面标高约16.20米。汽机房跨度27米，除氧煤仓间采用单框架，跨度10米，纵向柱间距9米，炉前通道6.5米。厂房纵向变形缝设在两机之间，插入距1.50米。汽机房总长度为136.5m，汽机房屋面采用梯形钢屋架，钢檩条现浇板结构。屋架下弦最低标高27.52米，吊车轨顶标高24.82米，设二台80/20吨吊车。汽机房运转层标高12.6米，两台机组顺列布置，汽轮发电机中心线距离A轴13米。汽机房6.30米标高设中间设备层。除氧煤仓间为六层布置：底层设有电动给水泵；第二层6.30米标高布置低压加热器；第三层12.6米为运转层，设置高压加热器；第四层19.2米标高为除氧器和高压加热器，除氧器室内布置；第五层28.0米布置给煤机；第六层标高46.0米为输煤皮带层。锅炉为岛式布置，锅炉炉顶用压型钢板围护封闭，锅炉运转层与汽机房、除氧煤仓间连通。集控楼分五层布置。底层设有化学水用房、柴油机房、锅炉电气设备间、直流屏室、蓄电池室及消防二氧化碳储存间；第二层3.8米标高为电缆夹层；第三层标高6.3米，布置400kV公用PC室、照明及检修PC和电气配电室；第四层10.1米标高设电缆夹层；第五层12.6米标高布置主控制室、电子设备间、工程师站、交接班室、汽机电子设备间、继电器室、锅炉电子设备间、值班室和更衣室等电气控制配套用房。5.12.1.2交通、出入口、起吊检修、卫生设施5.12.1.2.1水平交通汽机房底层两机之间有横向通道，除氧煤仓间靠B列柱侧设有一条2米宽的贯通除氧间的纵向通道。炉前有一条宽6.50米的纵向通道，可通汽车。12.6米运转层汽机房为大平台布置，靠A排柱和B排柱均有1.8米宽的纵向通道，两机之间有连接汽机房、除氧煤仓间的横向通道。0.0米层和12.6米层纵横向通道相互连接，运行疏散、安装检修均十分方便。第283页 5.12.1.2.2垂直交通固定端、扩建端分别设有钢筋砼楼梯可通至主厂房各层及屋面，两机之间设一钢筋砼楼梯，与主厂房各层相通，并可到达屋面。集控楼尾部设有通向各层的封闭楼梯间，并在中部设钢梯通向电缆夹层，以满足安全疏散和运行要求。除本体自配钢梯之外，每台锅炉配备一台客货两用电梯，通达锅炉各层平台。5.12.1.2.3出入口和检修起吊汽机房A排柱在适当位置设有可拆墙以便检修凝汽器铜管。⑧~⑨轴间设7.2米宽8.1米高的电动钢卷帘门兼做疏散出口，供设备进入检修场地，通过起吊孔到达12.6米层。扩建端在汽机房、炉前通道设有可通行汽车的电动钢卷帘门，除氧煤仓间设安全出入口。固定端在除氧煤仓间、炉前分别设可通行汽车的大门。汽机房零米⑧~⑨轴间为检修场地。5.12.1.2.4卫生设施卫生设施配置，以人为本。除氧煤仓间固定端零米及22.0米设卫生间。集控楼零米和12.6米层设置卫生间。其他生产用厂房均根据使用要求相应配置卫生设施。5.12.1.3建筑处理设计中注意色彩、细部在满足功能要求的前提下，力求做到建筑体形简洁、美观、大方，既体现工业建筑的特点，又具有时代特色，并视建(构)筑物及工艺设备为统一的整体，将高耸的露天锅炉与主厂房高低错落有致的体型很好的展现出来。通过对门窗布置的细节及在体量、虚实、材质等方面的处理，产生良好的视觉效果。汽机房设置水平带形窗，12.6米以下为空心砖封闭，12.6米以上为压型钢板，外墙面色彩选用浅淡柔和的色调，以达到明朗、和谐、大方的效果。5.12.1.4采光第283页 采光以天然采光为主，人工照明为辅。汽机房运转层采用低侧窗，B排柱尽可能开设高侧窗。汽机房及除氧煤仓间零米层和6.3米层采用侧采光，以人工照明为辅。5.12.1.5通风汽机房和除氧煤仓间采用自然通风。汽机房12.6米运转层以下设大面积铝合金百页窗及12.6米层低侧窗，以满足暖通专业对进风面积的要求，6.3米及12.6米层楼面局部设钢格栅，以利组织气流，屋面设屋顶通风器。凡不能利用自然通风及有特殊要求的部位，采用机械通风。5.12.1.6保温、防尘、降噪大型板屋面均设保温层。汽机房、除氧煤仓间外墙采用复合彩色压型钢板，铝合金或塑钢玻璃窗，煤仓间外墙为单层彩色压型钢板，铝合金或塑钢玻璃窗。在满足采光和通风的要求下，尽量减少开窗面积。集控楼为钢筋砼框架结构，采用双层铝合金玻璃窗。除氧煤仓间零米、12.6米以及28.0米层设磁砖墙裙，便于清洁。主厂房内的控制室等用房均采用轻质砌体墙与车间隔开，控制室采用隔声门窗。5.12.1.7防火主厂房、集控楼的楼梯、通道和出入口的设置遵照《火力发电厂与变电所设计防火规范(GB50229-2006)》和《火力发电厂建筑设计技术规范(SBGJ4-87)》的要求。除氧煤仓间或锅炉房间的隔墙材料应满足规范规定的耐火极限要求。汽机房主油箱及油管道阀门外缘水平5m范围内的钢梁钢柱应采取防火隔热措施进行全保护。主油箱正上方钢梁、钢屋架刷防火涂料，电缆夹层内的钢梁外露部分采用防火保护层。集控楼内吊顶和内墙饰面材料满足规范规定的耐火极限要求。5.12.1.8防水、排水主厂房零米作0.5~1%的排水坡坡向排水沟，输煤皮带层考虑水冲洗为防水楼面，作1%的排水坡坡向排水沟。所有屋面均采用有组织排水方式，优先选用卷材防水第283页 5.12.2主厂房结构体系5.12.2.1主厂房结构体系及结构选型主厂房结构由纵横向梁、柱及楼屋面结构组成承重结构体系。横向由汽机房外侧柱、屋盖系统、除氧煤仓间框架组成框排架结构，纵向由纵梁、柱组成框架结构。主厂房采用9m柱距，汽机房、除氧煤仓间跨度分别为27m和10m，运转层设在12.6m层。主厂房全长145.5m，考虑温度作用影响，中间设伸缩缝。汽机房、除氧煤仓间框排架采用现浇钢筋混凝土结构。5.12.2.2除氧煤仓间楼层结构对于9m柱距除氧煤仓间结构楼层通常采用的结构型式有现浇钢筋混凝土梁板结构与钢梁－混凝土现浇板组合结构。现浇钢筋混凝土梁板结构具有结构整体性强、抗震性能好、工艺布置灵活、不占用预制场地、不需要大型起吊运输设备等优点，但高空支模工程量太大，影响工程进度。钢梁－混凝土现浇板组合结构，充分发挥了混凝土与钢材各自的优点，除此之外还有结构自重轻，节省板底埋件等特点。从工程造价及各方因素综合考虑，本工程采用现浇钢筋混凝土梁板结构。5.12.2.3汽机房运转层结构汽机房运转层结构为大平台布置方式，横向由平台柱及主厂房主体结构组成钢筋混凝土框排架结构，纵向由纵梁及柱组成纵向框架结构体系。由于汽机房平台荷重大，开孔埋件多，楼层采用布置灵活的钢梁－混凝土现浇板组合结构。5.12.2.4汽机房屋盖结构汽机房屋面采用梯形钢屋架结构体系，钢檩条现浇板结构。5.12.2.5吊车梁及煤斗汽机房柱距主要为9m，吊车梁采用等截面焊接工字型钢梁。第283页 煤斗采用自重轻、不易堵煤、施工方便的钢煤斗。原煤斗为上部圆筒下挂双曲线形钢煤斗。煤斗中煤重是煤仓间的主要荷重，煤斗内衬采用3mm不锈钢。5.12.2.6汽机房固、扩端山墙结构汽机房山墙采用钢筋混凝土框架结构。山墙柱运转层以下与汽机房运转层结构组成框架结构，顶部与屋盖结构体系相连，水平力传至屋盖系统。5.12.2.7汽轮发电机基座为现浇钢筋混凝土框架式基础，基础底板为平板式。基础独立布置，其顶板四周与其他结构间通过结构缝分开。5.12.2.8锅炉部分锅炉炉架钢结构(包括炉顶结构及司水小室结构)由锅炉厂提供。锅炉为露天岛式布置，锅炉与主厂房之间在运转层设炉前通道，运转层以上，根据工艺要求设置炉前高封及若干走道。主厂房框架、锅炉炉架各自独立布置，自成受力体系。钢结构电梯竖井设在锅炉侧面，水平荷载传至锅炉炉架。5.12.2.9集控楼结构集控楼设在二炉之间，采用现浇钢筋混凝土框架及梁板结构。集控楼框架与主厂房框架、锅炉炉架各自独立布置，自成受力体系。5.12.3其它主要生产建(构)筑物设计其他生产建(构)筑物包括电气建筑、燃料系统、化学系统、除灰系统、脱硫系统等，各建筑均按工艺要求布置，多为钢筋混凝土框架或排架结构，空心砖或砌块封闭。其建筑装修标准：耐磨混凝土地面，内墙、顶棚采用内墙涂料，外墙采用外墙涂料或面砖饰面，金属门窗。5.12.3.1烟囱烟囱高210m，出口内径为7.5m，二炉合用一座烟囱，采用现浇钢筋混凝土(钢内筒)套筒烟囱，普通碳素钢板内衬玻璃砖防腐。基础采用钢筋砼整板基础。5.12.3.2炉后建(构)筑物钢烟道及引风机支架采用钢筋混凝土框架结构，基础采用钢筋混凝土独立基础；电除尘器支架为钢结构，由厂家设计供货，采用独立基础。5.12.3.3电气建(构)筑物第283页 A外场地构筑物：主变构架型式选用人字型，柱采用环形等径杆柱，柱基础采用砼杯口基础，细石砼灌缝。梁采用轻型角钢桁架梁，主变采用钢筋砼板式基础。事故油池为地下箱形结构。220KV屋外配电装置：构架柱选用人字型环形等径杆，柱基础采用砼杯口基础，细石砼灌缝。梁采用轻型角钢桁架梁。设备支架选用环形等径杆，砼杯口基础，细石砼灌缝。5.12.3.4输煤系统输煤建(构)筑物包括转运站，碎煤机室，输煤栈桥及廊道，输煤综合楼等。转运站采用现浇钢筋混凝土框架结构；输煤栈桥采用钢筋混凝土支架、钢桁架结构，桥面为压型钢板底模现浇钢筋混凝土板，侧墙围护为复合压型钢板；输煤廊道为现浇钢筋砼结构；碎煤机室采用现浇钢筋混凝土框架结构，碎煤机机座采用弹簧隔振系统。煤场利用原有已建成封闭式圆型煤场。5.12.3.5除灰系统包括除尘除灰控制楼，干灰库，气化风机房等。除尘除灰控制楼为现浇钢筋混凝土框架结构，砌块围护，基础采用钢筋混凝土独立基础，；干灰库为现浇钢筋混凝土筒仓结构，基础采用板式基础；气化风机房采用单层钢筋砼框架结构，独立基础。5.12.3.6化学水系统包括化学水处理室。其结构型式一般为框、排架结构或砖混结构，基础采用钢筋砼独立基础或条形基础。5.12.3.7辅助及附属建(构)筑物辅助及附属建(构)筑物一般采用钢筋混凝土结构或砖混结构。综合管架采用薄壁离心钢管混凝土柱，梁及支撑为钢结构。5.12.4抗震设计结构布置力求刚度均匀，使结构的刚度中心接近质量中心。第283页 主厂房纵横向的水平地震作用分别由纵横向的结构体系来承担，主厂房与炉架钢柱、集控楼之间的连系采用滑动支座处理，地震计算时，不考虑其相互作用，各自为独立的抗震体系。抗震措施除采用“土规”明确规定的措施外，还采用以下措施：5.12.4.1汽机基础、汽机房运行平台均为独立布置，相互间设抗震缝。5.12.4.2输煤栈桥与主厂房间设抗震缝。5.12.4.3每根桩身主筋宜按规定锚入桩承台内，单桩、双桩承台之间设置连系梁。5.12.4.4加强板与板，板与梁间的连接。本工程地震基本烈度为6度。根据《火力发电厂土建结构设计技术规定》，主要生产建(构)筑物抗震措施提高一度设防，见表5.12.4－1。表5.12.4－1抗震措施设防烈度调整表抗震措施设防烈度建(构)筑物名称7主厂房7锅炉炉架7集控楼7烟囱7烟道7碎煤机室7转运站7运煤栈桥5.12.5全厂地基方案及主要建筑基础选型5.12.5.1厂址岩土工程概况：根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)，拟选厂址区在50年内，一般场地条件下，可能遭遇超越概率为10%的地震动峰值加速度为0.05g；根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)本场地对应的抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计地震分组为第三组。第283页 根据收集的拟选厂址区的地基岩土特性资料分析，判定场地土类型属中软场地土；根据资料，场地覆盖层厚度大于50米，判定建筑场地类别为Ⅲ类。场地土层描述如下：①层粉质粘土(Q4al)，灰褐色，灰黄色，湿，可塑偏软--可塑状态，等级中，韧性中，干强度中，无摇震反应，稍有光泽，含少量铁猛结核，混少量砂姜，表层约0.4米为耕植土，本层一般层厚1.0—2.6米。承载力特征值fak=120~140Kpa。①1层粉质粘土(Q4al)，灰褐色，灰黄色，湿，软塑--可塑偏软，等级中，韧性中，干强度中，无摇震反应，稍有光泽，含少量铁猛结核，混少量砂姜，本层一般层厚0.5—0.7米。承载力特征值fak=100~120KPa。②层粉土(Q4al)，粉土(砂)，灰黄色，等级中，摇震反应快，韧性低，无光泽，干强度低，很湿，稍密—中实状态；本层一般厚度约0.9-3.90米。fak=120~140Kpa。③层粉质粘土(Q3al)，棕黄色，灰黄色，等级中，局部为轻，湿，可塑--可塑偏硬状态，韧性高，有光泽，干强度中，混砂姜，本层一般层厚0.5—2.90米。fak=140~160Kpa。④1层粉砂(Q4al)：灰黄、棕黄，中密~密实，饱和。主要成分为石英、长石，含有少量云母片，颗粒级配良好，磨圆度一般，摇振反应迅速。局部地段顶部夹有中~厚层状粉土，层厚可达0.50-2.60m。fak=130~160Kpa。④2层粉质粘土(Q3al)，棕黄色，灰黄色，等级中，局部为轻，湿，可塑--可塑偏硬状态，韧性高，有光泽，干强度中，混砂姜，本层一般层厚1.00—4.40米。fak=150~170Kpa。④3层细砂(Q4al)：灰黄、棕黄，密实，饱和。主要成分为石英、长石，含有少量云母片，颗粒级配良好，磨圆度一般，摇振反应迅速；层顶以下2m厚度范围内，多夹有薄层状粉土或粉质粘土。该层在场区内广泛分布，揭示层厚2.0—16.30m。fak=200~250Kpa。⑤层粉土夹粉质粘土(Q4al第283页 )：粉土：灰黄、棕黄色，湿，中密，混有少量铁锰质氧化物，局部夹有薄层粉砂，具有水平层理，摇振反应迅速；粉质粘土：灰黄、棕黄、褐黄色，可塑，局部硬塑，混有少量姜石，局部富集，粒径一般在5~10mm之间，偶见大块姜石，粒径可达40mm左右，等级中~轻，韧性中，干强度高，该层广泛分布于场地。本层一般层厚7.30—18.0米。fak=210~240Kpa。⑥层粉质粘土(Q4al)：灰黑、灰黄、灰绿色，稍湿，硬塑，局部可塑或可塑偏硬，局部含有或混有少量铁锰质结核、灰绿色高岭土条纹，含有少量姜石，中下部含有多量姜石，姜石粒径一般在5~10mm之间，最大可达30mm；局部夹有薄层粉土层；该层广泛分布于场地。本层一般层厚8.60—15.50米。fak=220~260Kpa。⑥1层粉土(Q4al)：粉土：灰黄、棕黄色，湿，中密~密室，局部混有少量铁锰质氧化物，局部夹有薄~中厚层粉砂，摇振反应迅速；该层在场区部分分布。本层一般层厚0.60—2.00米。fak=220~260Kpa。5.12.5.2地基处理：对于基础埋深较大的主厂房、烟囱及冷却塔等重要建筑物，荷重较大附属建构筑物，浅层地基土的承载力满足不了要求，需采用桩基础，桩基可采用钻孔灌注桩。根据资料建议荷重较大附属建构筑物，宜选⑤层粉土与粉质粘土互层为桩端持力层，桩长13.0~19.0米，主厂房、烟囱及冷却塔等重要建筑物，宜选⑥层粉质粘土为桩端持力层，桩长30.0~32.0米。5.12.5.3主要建(构)筑物基础型式：主厂房基础采用柱下钢筋混凝土单独基础/联合基础。锅炉基础采用柱下钢筋混凝土单独基础/筏板基础。汽轮发电机基础采用钢筋混凝土板式基础。集控楼采用柱下钢筋混凝土单独基础或联合基础。其它主要生产建(构)筑物根据具体情况采用独立或联合基础等。5.12.6辅助、附属建筑生产附属和生活福利建筑以满足需要、经济适用、面积适中、从严掌握为基本原则，在建筑面积的规划方面，按照现代化电厂的定员标准，依据实际职工人数，确定各建筑物的面积。包括综合办公楼、综合维修楼、材料库、汽车库等。第283页 依据电力行业标准《火力发电厂辅助、附属及生活福利建筑物建筑面积标准》DL/T5052-1996、国家电力公司文件《新型火力发电厂若干设计问题的规定》国电电规(1998)438号文，生产附属及生活福利建筑物建筑面积如下表：辅助、附属及生活福利建筑物建筑面积一览表序号名称建筑面积(m2)建筑面积组成(m2)1综合办公楼2900(14.4×50.4)4层培训楼600，夜班宿舍900，招待所600，浴室300，职工食堂5002综合维修楼2400(14.4×43.2)4层办公(含运行分场)，劳动安全监测，环境监测及安全教育、资料室3材料库2500包括棚库及特种材料库4汽车库500(41.6×12)考虑小车5辆，大车5辆，辅助、附属建筑装修：地面采用地砖/耐磨混凝土，内墙、顶棚采用乳胶漆涂料，外墙采用涂料饰面，塑钢门窗。5.13供排水系统及冷却设施5.13.1供水系统本期工程新建2×350MW级凝汽式发电机组，机组供水系统选用带冷却塔的循环供水系统。根据总图布置方案，本工程厂址一拟采用单元制循环供水系统，厂址二拟采用扩大单元制循环供水系统。厂址一供水系统设2座循环水泵站，每座泵站装设2台循环水泵，厂址二供水系统设1座循环水泵站，泵站内装设4台循环水泵。两个厂址均设2座自然通风冷却塔，循环水进排水管均各2根，回水沟2条，其工艺流程均如下：冷却塔集水池→回水沟→循环水泵房→循环水压力供水管→凝汽器/辅机冷却水系统→循环水压力回水管→冷却塔→冷却塔集水池。第283页 循环水泵采用立式固定叶片混(斜)流泵，转子可抽出式、单基础支承，泵出口在水泵基础层之下，循泵轴向推力由电动机的推力轴承承受，水泵出口反作用力等由水泵机组泵体承受，经支座传给水泵基础。为满足循泵在不同季节的经济运行，对于厂址一的单元制供水系统，循泵拟配双速电机，夏季1机2泵高速运行，冬季1机1泵高速运行，春秋季1机2泵低速运行。单台循泵的流量高速时约为5.44~6.73m3/s，扬程约为25.6~18.4m；低速时的单泵流量为3.11m3/s，扬程约为22.7m；配套电机功率约为2000/1250kW。而对于厂址二的扩大单元供水系统，水泵的运行方式为：夏季2台机组开4台循环水泵；春秋季2台机组开3台循环水泵，2台机组的供水母管上设联络阀门；冬季2台机组开2台循环水泵，单台循泵的流量为5.44~6.21~6.73m3/s，扬程为25.6~22.7~18.4m,循环水泵均配置定速电机，单台功率约2000kW。泵房的布置方式有露天布置和室内布置两种方案。(1)露天布置方案泵站地面以上不设设备间，循泵及电机等主要设备均露天设置，每个泵站设2个流道，每个流道(顺水流方向)设有滤网、循环水泵、可调速电动蝶阀等。泵房内设备的检修起吊可临时租用汽车吊进行。(2)室内布置方案泵房室内布置，进水前池半露天布置。泵房下部布置型式和设备配置同露天布置方案。泵房内设有配电间、控制室、设备检修起吊设施。露天布置方式虽可节省造价，但与室内布置相比，循泵的运行管理和检修均不方便，设备的使用寿命也受影响，另外汽车吊的租用价格也存在不确定因素。因此建议业主可通过充分调研确定最终泵站的布置方式。本阶段暂按室内布置方案推荐。每个泵站循泵出口阀门间内设有2台潜水排污泵，1用1备。排污泵由集水坑水位自动控制启停。循环水泵站配有1台检修用排水泵，移动式安装。当需要排空循环水泵房进水间和吸水室时，可将该排水泵由检修人员从检修人孔放入进水间底板上的集水坑中进行抽水。每个泵房进水前池另设2台长轴深井泵作滤网冲洗泵。根据初步拟定的条件，按推荐的厂址一进行初步的优化计算。循环供水系统采用单元制。优化计算参数包括循环冷却水水量(以冷却倍率表示)、冷却塔面积、凝汽器面积、循环水系供排水管径等。第283页 宿州市最近五年最炎热时期6、7、8三个月，按湿球温度频率统计方法计算的频率为10%的日平均气象特征值为：干球温度30.3℃，湿球温度27.2℃，相对湿度79%，平均气压1001.6hP。参照条件相近的同类机组经验，冷却倍率选m=50、55、60、65四个变量，夏季1机2泵高速运行，水量为基数1，春秋季1机2泵低速运行，水量为0.85倍的冷却水量，冬季1机1泵高速运行，水量为0.6倍冷却水量。冷却塔按照常规逆流式自然通风冷却塔参数进行优化计算，淋水面积的变化范围为：5000㎡、5500㎡、6000㎡、6500㎡。冷却塔的尺寸见下表冷却塔尺寸表冷却塔淋水面积(㎡)5000550060006500进风口高度(m)7.607.607.8287.826塔高(m)110.0115.0120.5132.5塔底部环基直径(m)87.9092.7297.80100.82供水高度(m)12.8013.4014.8015.20凝汽器面积参照350MW机组的常用配置，并按照1000㎡一档设置，凝汽器面积分别选择20000㎡、21000㎡、22000㎡、23000㎡共四档。循环水进、排水管径：循环水支管管径采用DN1800，各方案相同，故支管不参与经济比较。循环水干管管径选取DN2400和DN2600共两种方案，并进行了单位长度造价的测算。根据初步的优化计算结果，推荐的冷端配置方案为：冷却倍率为55倍，冷却塔的淋水面积为6000㎡，凝汽器面积为22000㎡，循环水母管为DN2400。根据以上组合，在夏季频率为10%气象条件下设计冷却水温：32.54℃，凝汽器背压为9.86kPa,未超过最大允许背压11.80kPa。本工程机组循环水母管拟选用带刚性环的焊接钢管，冷却塔水池与循环水泵站之间的回水沟采用封闭式双孔混凝土自流沟道。第283页 每台机组配1座冷却塔。冷却塔的配水采用单竖井管式配水。循环水送至冷却塔竖井，经主水槽、配水管及喷嘴，完成循环水的均匀配置。冷却塔淋水填料采用复合波聚PVC塑料淋水填料，搁置式安装，分二层，上下层正交布置。为消除冷却塔漂滴对周围环境的影响，减少冷却塔的风吹损失水量，冷却塔内设置除水器，PVC材质。本地区冬季时气温较低，根据目前国内冷却塔的设计、运行经验，本工程冷却塔采取扩大外围配水，设置进水旁路管等防冻措施。凝汽器拟选用单背压，双流程，表面式凝汽器，冷却水管为不锈钢管。冷却塔的组成部分：通风通及通风筒的支承结构-人字柱、支墩、环基。人字柱共48对，为f700mm现浇钢筋混凝土结构。冷却塔采用环板基础，为现浇钢筋混凝土结构，宽度5.50m，厚度1.60m，环基中心半径为48.271m。基础下地基处理采用两排Φ800mm钻孔灌注桩，环向桩距平均为3.563米，根据现阶段地质勘测资料，因现阶段没有试桩，未知单桩承载力，故暂按25米有效桩长考虑。配水主水槽及中央竖井采用现浇钢筋混凝土结构，淋水构架梁柱采用预制钢筋混凝土结构，柱基为独立基础，淋水装置标准柱网尺寸为6.0×6.0米。水池底板采用现浇钢筋混凝土结构。中央竖井基础采用桩基，Φ800钻孔灌注桩；其余采用天然地基。5.13.2补给水系统根据电厂厂址附近的水源情况，本热电厂供水系统拟采用带冷却塔的循环供水系统，根据水资源条件报告，行宫铺厂址以宿州城南污水处理厂中水作为电厂补给水水源，新汴河宿县闸上地表水作为电厂的备用水源。工业广场厂址以宿州城南污水处理厂中水作为电厂补给水水源，也以新汴河地表水作为电厂的备用水源。根据初步水量平衡计算，本期电厂2×350MW机组最大补给水量约为1408m3/h。(1)行宫铺厂址该厂址位于宿州市城南污水处理厂西边，距污水厂约7.5km；新汴河位于该厂址北部，与该厂址最近的距离约11km。(2)工业广场厂址该厂址位于宿州市城南污水处理厂西南，距污水厂约15km；新汴河位于该厂址北部，与该厂址最近的距离约21km。第283页 两厂址的补给水泵房均设在新汴河南岸，合徐高速公路西侧约300m处。由于此处新汴河南岸紧邻戚家沟，取水泵房只宜设在戚家沟南堤以南的平地上。取水口与泵房之间设自流引水管，长度约250m，管径DN800,顶管施工，引水管穿河道大堤部分需做防渗处理。取水口设在新汴河河岸滩地上，开设一段明渠引水，明渠采用直壁的钢筋混凝土沟道。取水头部采用钢制喇叭形取水头。补给水泵房内安装3台补给水水泵，2用1备。初定的单台补给水泵的参数:流量Q=750m3/h,扬程H=78m。补给水泵房区域另设有配电房和职工生活间等辅助设施，占地初定1200m2。以上各厂址的厂外补给水管道采用城市中水则采用HDPE（高密度聚乙烯）给水管，采用地表水时均采用焊接钢管，均拟采用1条DN700管道，钢管则内外壁均采取防腐措施。新汴河补给水管道沿线地形平坦，无大的跨越，只须穿越省道三次，可顶管或拖管施工，其余管线均直埋敷设。由于沿线村庄、集镇较多，部分路段管道需绕行，以避开村庄和集镇。5.13.3供水站本工程采用宿州城南污水厂中水作为电厂补给水水源，新汴河宿县闸上地表水或浍河作为电厂的备用水源。城市污水处理厂中水深度处理见化水专业图纸。根据新汴河取水河段水质资料，原水也需要处理,当中水水源出现中断时，须采用地表水作为电厂的补给水水源。原水处理构筑物可利用处理中水的构筑物进行处理。地表水经澄清后用作循环水补充水、工业用水等。考虑到厂区消防供水、工业供水和生活供水的需要，在厂区设置供水站。供水站与化水处理构筑物合并布置。供水站包括消防泵房1座，消防水池2座(单座450m3)，工业水泵设在化水的综合泵房内，水池也利用化水专业的2座综合水池。生活供水拟采用1座一体化的箱式生活供水设施，水箱的总容积按75m3考虑，2台变频供水泵也安装在水箱内。5.13.4厂区排水系统5.13.4.1雨水系统第283页 本工程采用雨水和生活污水分流制。工业广场厂址雨水拟就近自流排入厂区东侧的陈沟，不考虑设置雨水泵房。厂区东围墙距陈沟约1.1km。紧邻行宫铺厂址南侧有宿蒙河，全厂雨水可通过雨水口和雨水管道收集后排此河，也不考虑设置雨水泵房。5.13.4.2生活污水系统两个厂址均拟设置处理能力为2×5m3/h污水处理站一座，采用地埋式一体化污水处理装置把生活污水处理达标后用作厂区绿化和道路喷洒等。5.13.4.3含煤废水系统对于行宫铺厂址，布置有煤场，在煤场周围设集水沟，雨水汇入集水沟后流入煤场附近的煤水沉淀池，输煤系统冲洗水也流入煤水沉淀池。工业广场厂址无煤场，只需设输煤系统冲洗水的调节池。含煤废水经沉淀池或调节池沉淀后，再经泵提升进入煤水处理装置混凝沉淀处理，达标后重复利用，煤水处理装置的处理能力暂按2×5m3/h考虑。5.13.4.4工业废水系统电厂含油废水为非经常性排水，主厂房A排外变压器场地设事故油池，变压器油坑含油雨水或消防水经管道自流流入事故油池，油水在事故油池内静置分离后，水排入下水道，油回收利用；油库区含油废水则经油水分离装置处理后，水排入下水道，油回收利用；油库区含油废水处理设计由机务专业负责。全厂化学酸碱废水均送入工业废水处理站处理，电厂脱硫废水经脱硫废水处理站处理。废水经处理后回用于干灰调湿等。5.14贮灰、渣场本工程除灰渣系统采用灰、渣分除方式。其中，除灰系统设计为干式除灰,除尘器灰斗下灰以正压气力输送的方式集中到干灰库。每座灰库库底设3个放灰口,一为干灰外运供综合利用,一为调湿后外运至灰场,还有一路接口预留备用.除渣系统采用机械式除渣,用链斗机或刮板式输送机输送至斗式提升机,再由斗式提升机提升至渣仓储存.渣仓下设汽车散装机和加湿搅拌机,可用卡车将干渣运出供综合利用或调湿后外运到干灰场碾压堆放。第283页 本工程2×350MW机组灰量约为65.55万吨/年,渣量约为53.63万吨/年，年产灰渣总量约119.18万吨/年，脱硫石膏量约为3.28万吨/年。灰和渣是均是可以利用的资源，粉煤灰的综合利用是我国的一项基本国策。粉煤灰具有生产建材、筑坝、筑路、回填、改良土壤、生产复合肥料等多种用途。按照贮用结合，积极利用的方针，本期拟采用干灰碾压贮灰场，为煤灰的更有效利用创造条件。宿州地区灰渣综合利用条件良好，该项目已与宿州海螺水泥有限责任公司签订了灰渣综合利用协议。为满足综合利用不畅时灰渣的堆放，拟选择位于宿州市南部的祁东矿塌陷区作为本期灰渣堆场。祁东矿塌陷区目前已经形成，塌陷区面积较大，塌陷深度高低不一，可选择塌陷深度较大的区域作为灰场。灰场的堆灰库容初期按2年左右建设，本期灰场及管理站占地约40公顷（600亩），灰坝平均高度约3m，总长约2600m，堆灰库容约240万m3。紧邻本期灰场北侧塌陷区可作为电厂的规划灰场。另外，钱营孜矿于2009年开采，至2015年塌陷区能够形成，到时，钱营孜矿塌陷区也可作为电厂的灰场或规划灰场。灰场内主要设施有：灰场外围灰坝兼场内运灰道路、蓄水池及喷洒泵房、防护林带、库底防渗层、边坡压实堆灰体及其作业机具、灰场管理站等。灰场外围灰坝兼场内运灰道路(与防护林带一起)既作为灰渣坝坡的支托，增强灰渣坝永久边坡的稳定性，又可防止初期灰面在雨水冲刷下流入下游外水体污染环境，还作为灰场内主要环形运灰道路；围堤平均高度约3m左右，采用粘土筑坝，坡率为1:2，坝顶宽6m，兼做灰场内运灰道路使用。蓄水池及喷洒泵房主要功能为收集库区地面汇积的雨水及灰体渗水，用于灰面喷洒用水；为防止灰场飞灰污染周围环境，沿灰场围堤一周种植约10m宽的防护林。根据现阶段地质勘测，库底土体渗透性能基本可满足环保要求，故库底防渗采用500厚粘土碾压防渗即可。第283页 干灰场的运行是分区分块使用，施工作业区面积较小，每一块达到堆灰标高就马上覆土还草，即当贮灰达到设计标高时，其上覆土0.5m，可防止灰面暴露时间长扬灰，污染环境。为防止灰尘污染运灰道路，在厂内灰库下增加冲洗车辆的设备和人员，及时冲洗车身和车轮，使车辆干净离开灰库区，并使车辆运行沿线不落灰。灰库下落灰也配备专人清理和冲洗，保证干灰库区有一个良好的环境。当车辆从灰场作业区卸灰后返回进入运灰道路前，首先进入洗车池，并有专人冲洗车辆。(1)行宫铺厂址该厂址位于宿州市区以南，钱营孜矿以北，利用现有道路，该厂址运灰距离约31km，主要利用206国道，部分利用209乡道。乡道等级不高，需要扩建为宽6m的三级混凝土路面，扩建长度约6km(2)工业广场厂址该厂址位于钱营孜矿工业广场北侧，利用现有道路，该厂址运灰距离约23km，运灰道路与行宫铺厂址部分相同，也主要利用206国道，部分利用X057县道，部分乡道需要改扩建为宽6m的三级混凝土路面,扩建长度约6km，其中一座桥梁需要拓宽和加固。煤灰在厂区内调湿后由深斗自卸汽车运送至灰场，或由密封罐车拉干灰至水泥厂等综合利用场所。调湿灰拉至灰场后，由灰场内的铲运、碾压机械分层碾振压实。为防止灰尘飞扬污染周边环境，需配备洒水车等喷洒设施喷洒灰面，以使灰面保持湿润。在灰场内设集水坑，灰场内的雨水汇集至集水坑，平时作为灰场的喷洒水源。干灰场重在管理，关键在环保，灰场管理机构设置要完备，要加强灰场的日常运行管理措施，避免因管理不善而造成的环境污染。在工程措施上,首先拟在灰场周围设10~20m宽的防护林带，吸纳灰场的飞灰；另外设完备的喷洒设施，防止飞灰。为加强灰场管理，拟在灰场附近建设1座灰场管理站，管理站的占地面积初步定为600m2，站内设停车场、车库、办公室和生活间等设施。灰场内考虑配置洒水车、推土机、履带式压路机、手扶振动压路机、工具车等。所配机具可根据以后灰场的运行情况进行适当调整。第283页 5.15消防系统5.15.1设计原则本工程消防系统设计，遵照我国消防工作“预防为主，防消结合”的方针，结合火力发电厂的特点，并根据本工程的具体情况，力求体现当前的消防设计水平。首先，厂区的总平面布置及生产工艺的布置中按照各防火规范要求，建(构)筑物的建筑构造亦按照各防火规范设计；其次，针对电力生产及生活的各区域的火灾的特点及危险性分别配备不同的防火、灭火设施；另外，全厂设置火灾探测报警及控制系统，能对火灾实现集中、区域、控制中心报警，及时的发现和通报火灾，迅速采取有效措施控制和扑灭火灾，减少或避免火灾损失，保护人身和财产安全，保障电厂的安全运行。全厂消防系统按《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)、《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50229-2006)、《水喷雾灭火系统设计规范》(GB50219-95)、《气体灭火系统设计规范》(GB50370-2005)、《自动喷水灭火系统设计规范》(GB50084－2001)(2005年版)等相关规范进行设计。全厂按同时发生一次火灾设计。按规范要求，本工程电厂需配置2辆消防车。对于行宫铺厂址，由于地处城市开发区，电厂消防可以依托城市消防站，消防车交由当地消防部门管理，电厂内可不设消防站。对于工业广场厂址，消防车可从宿州市区上合徐高速直达厂区，距离只有10公里，故也不考虑在厂区设置消防站，依托城市消防站灭火。5.15.2电厂各系统的消防措施1)消防给水：本期工程拟设1座消防泵房和2座450m3消防水池,消防泵房内设电动消防泵和柴油动力消防泵各1台，另设1套消防供水稳压装置，厂区消防管网由消防稳压装置维持压力。全厂区设环状消防供水管网。2)运煤系统的消防措施：运煤栈桥及廊道、转运站等采用自动喷水灭火系统、水幕系统、室内消火栓系统等消防措施。原煤仓采用低压二氧化碳灭火系统。3)第283页 燃烧系统、油系统的消防措施：燃烧系统、油系统主要采用水喷雾灭火系统。主要消防范围包括锅炉燃烧器、主油箱、氢密封油箱、油管道、磨煤机润滑油等。4)油库区消防措施：油库区采用泡沫消防灭火系统。5)电气设施的消防措施：主变压器、厂用变压器、启动/备用变压器均采用水喷雾灭火系统；电缆夹层采用细水雾、气体或固定悬挂式脉冲超细干粉灭火系统；电缆竖井和电缆隧道采用固定悬挂式脉冲超细干粉灭火系统。6)集中控制室和电子设备间的消防措施：采用洁净气体灭火系统。气体拟选用混合气体IG-541,它是52%氮气,40%氩气,8%二氧化碳三种气体的混合物。7)柴油发电机及油箱、柴油消防泵采用水喷雾灭火系统。8)按规范的规定对所有需要配置灭火器的场所配置灭火器。5.16采暖通风及空气调节部分5.16.1设计规范及规定l《大中型火力发电厂设计规范》GB50660-2011l《火力发电厂设计技术规程》(DL5000－2000)l《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035-2004l《采暖通风与空气调节设计技术规定》GB50019－2003l《建筑设计防火规范》GB50016-2006l《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-2006l《火力发电厂运煤设计技术规程(第2部分：煤尘防治)》DL/T5187.2-2004l《火力发电厂职业卫生设计规程》DL5454-2012l《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010l《工作场所有害因素职业接触限值》GBZ2-2007l《建筑设计防火规范》GB50016-2006l《工厂企业厂界噪声标准》GB12348-90l《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》DL/T5196-2004第283页 5.16.2室外气象资料(摘自《暖通空调气象资料集》宿县室外气象参数)l冬季采暖室外计算干球温度-6℃l冬季空调室外计算干球温度-9℃l冬季通风室外计算干球温度-1℃l夏季通风室外计算干球温度32℃l夏季空调室外计算干球温度36.2℃l夏季室外平均每年不保证50小时的湿球温度27.9℃l冬季空气调节室外计算相对湿度69%l最热月月平均室外计算相对湿度81%l夏季空调日平均温度32℃l冬季平均室外风速2.4m/sl夏季平均室外风速2.2m/sl冬季主导风向及其频率NE15%C11%ENE11%l夏季主导风向及其频率C14%E10%l年主导风向及其频率NE12%l日平均温度≤+5℃90天l大气压力冬季102.4kPal夏季100.1kPa5.16.3设计原则(1)设计范围：主厂房、生产、辅助生产及附属生产建筑的采暖、通风、空气调节、除尘及真空清扫系统。(2)根据气象参数及相关规范，当地属集中采暖区。主厂房及辅助、附属建筑均需设置集中采暖系统。本工程夏季通风室外计算(干球)温度为32℃，夏季最热月月平均室外计算相对湿度为81%。根据《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660－2011)第20.3.3的规定，在主厂房设有干式变压器等散热量较大的电气设备间内采取降温措施。第283页 5.16.4主要房间的室内设计参数房间名称夏季冬季新风率(%)温度(℃)相对湿度(%)温度(℃)相对湿度(%)A、主厂房单元控制室22~2840~6518~2435~6010SIS室26±160±1020±160±1010公用电子设备间26±160±1020±160±1010工程师室22~2840~6518~2435~6010继电器室及锅炉电子设备间26±160±1020±160±1010直流及UPS电源室26~28—18——汽机电子设备间26±160±1020±160±1010仪表盘间26~28—18——取样分析间26~28—18——蓄电池室≤30—18——低压配电间≤35————380V公用配电室≤35————380V/220V厂用配电室≤35————6kV工作段≤35————B、其他建筑电除尘控制室26~28—18——输煤电控室26~28—18——网络继电器室26~28—18——化学实验楼26~28—18——生产办公楼26~28—18——第283页 5.16.5厂区采暖本地区冬季日平均温度≤5℃的天数为90天，根据《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035-2004规定，该地区为集中采暖区，主厂房及辅助、附属建筑均需设置集中采暖系统。采暖热源为蒸汽，热媒为110℃/70℃热水。拟设置采暖换热站一座，供热管道通过管架或地下直埋将采暖热水送至各热用户。5.16.6主厂房通风(1)汽机房采用自然进风自然排风的通风方式。室外空气经汽机房外窗进入室内，由设置于汽机房屋面的屋顶自然通风器排至室外。(2)汽机房6kV工作段、380V厂用配电室降温通风主厂房内6kV工作段和380V厂用配电室，因工作段内设有高压开关柜，380V厂用配电室设有干式变压器，根据该电厂所处地区的室外气象参数及《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660－2011)第20.3.3条的规定，主厂房内所有的6kV工作段和380V厂用配电室均设置变频多联型空调机进行降温，可使室内温度＜35℃。空调室内机采用吊顶式，就地控制。同时还设置了事故排风装置，排风量按换气次数不少于12次计算，排风设备采用轴流风机。(3)蓄电池室降温通风本工程蓄电池为免维护式，根据该电厂所处地区的室外气象参数及《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》(DL/T5035－2004)第6.2.2的规定，采用风冷型柜式防爆空调机进行温度控制，可使夏季室内温度＜30℃，冬季室内温度＞18℃。室内就地布置、就地控制。同时蓄电池室还设置了事故排风装置，排风量按换气次数不少于12次计算，排风设备采用防爆轴流风机。当发生火灾时，空调设备及排风机的电源将被自动切断。(4)化水设备间通风为了排除室内有害气体，加药间、药品贮藏间设计有自然进风，机械排风系统，通风量按换气次数不少于15次/时计算确定，排风设备采用防腐(防爆)轴流风机。第283页 (5)其他1)煤仓间皮带层采用侧窗自然通风。2)煤仓间MCC室设置柜式空调机进行降温。同时设有换气次数不少于每小时12次的事故排风装置，排风设备选用轴流风机。3)根据需要，设计选用了6台DZ－12型6A岗位式轴流通风机，机炉检修时可移动到需要的工作区域通风降温。5.16.7主厂房区空调电子设备间、集中控制室、SIS室和工程师室等，根据《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660－2011)20.2.7条的规定，应按全年性空气调节系统设置。本工程根据建筑分布情况，本着经济适用、系统简单、安全可靠，减少工程的静态投资和减少劳动定员，降低工程造价的指导思想，拟设置全年性空气调节系统，空调设备采用屋顶式恒温恒湿空调机组。5.16.8煤仓间、碎煤机室和转运站通风除尘煤仓间采用自然通风，每个原煤斗上均设置扁布袋除尘器。碎煤机室和转运站落煤点设有多管冲击式除尘器。地下郎道设有机械通风系统。5.16.9锅炉本体和煤仓间真空吸尘系统真空吸尘系统对锅炉底层、运转层、锅炉人孔、管道、设备、煤仓间底层及皮带层和磨煤机室等设置真空吸尘管道系统，以定期进行吸尘清扫。每台锅炉本体和煤仓间设置一套真空吸尘管网系统；两台炉选用一台真空吸尘车。5.16.10生产、辅助生产、附属生产建筑的通风空调根据规程规定及工艺专业的要求，对有室内温湿度要求的房间设置空调装置；对散发有害气体及产生余热余湿的厂房或车间，均设置机械通风装置。(1)通风1)电气设备间通风第283页 全厂生产、辅助生产、附属生产建筑内所设的所有配电装置室及MCC均设置机械通风装置。室内设有干式变压器的配电装置室及MCC的通风量按排除变压器余热所需要的通风量与每小时不少于10次换气次数的风量之和计算，事故排风量按每小时不少于12次计算；其他配电装置室及MCC的通风量仅按每小时不少于12次换气次数的事故排风量计算。配电装置室及MCC的机械通风装置主要用于事故排风，并兼作平时的通风换气。所选用的通风设备均为轴流风机。2)脱硫除尘控制楼配电室通风因室内设有干式变压器，采取冷风降温措施，安装冷风型柜式空调机。事故排风量按每小时不少于12次计算。发生火灾时，通风空调设备的电源将被自动切断。3)供水部分泵房通风量根据设备散热量和夏季电动机排风温度不超过55℃，进、排风温差不超过15℃计算。采用轴流风机排风。4)化水部分锅炉补给水处理室的加药间设有排风量不少于15次/小时排风装置，所选通风机为防腐轴流风机。锅炉补给水处理室的酸碱计量间、油分析室、煤分析室设有不少于15次/小时换气次数的通风装置；运行分析室、水分析室、高温炉加热间则设有不少于10次/小时换气次数的通风装置。以上这些房间排除的有害气体带有腐蚀性，故所选通风机均为具有防腐性能的轴流风机。油分析室、煤分析室、还有防爆要求，故轴流风机均采用防爆直联型。供氢站内设有换气次数不少于12次/小时的事故排风装置。排风机及其电动机均为防爆直联式。5)综合办公楼综合办公楼的配电室，设有换气次数不少于12次的事故排风装置。通风装置主要用于事故排风，并兼作平时的通风换气，通风方式为自然进风、轴流风机排风。(2)空调第283页 1)脱硫除尘控制室、各泵房控制室、输煤控制室等根据《火力发电厂采暖通风及空气调节设计技术规程》(DL/T5035－2004)中的有关条文规定和工艺房间的布置情况，本设计均设置了空气调节装置。由于这些空调房间的空调面积都较小，所需要的冷负荷不大，且又比较分散，故选用小型的风冷柜机、挂壁机或变频多联机，空调室内机直接安装在各空调房间内，就地控制。2)综合办公楼：采用不占用建筑空间、运行方便灵活且无人值守的变频多联机空调系统。3)综合维修楼：办公室安装分体式空调机6烟气脱硫与脱硝6.1烟气脱硫6.1.1常见脱硫工艺简介目前，全世界脱硫工艺共有100多种，按其燃烧的过程可分为：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫(烟气脱硫)。烟气脱硫(FlueGasDesulfurization，FGD)技术，是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫技术，被认为是SO2污染控制最为行之有效的途径。石灰石－石膏湿法脱硫工艺、氨法脱硫工艺和循环流化床干法脱硫工艺是目前商业应用上最具有代表性的烟气脱硫工艺，下面分别对这些工艺进行简单介绍。(1)石灰石－石膏湿法脱硫工艺石灰石－石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石小颗粒经磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去携带的细小液滴，排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收，脱硫废水经处理后供电厂综合利用。根据市场对脱硫石膏的需求情况、脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地等因素，对脱硫副产物石膏可以采用抛弃和回收利用两种方式进行处理。该工艺适用于任何含硫率煤种的烟气脱硫，脱硫效率可以达到95%以上。第283页 石灰石－石膏湿法脱硫工艺由于具有脱硫效率高(Ca/S大于1时，脱硫效率可达95~98%)、吸收剂利用率高、技术成熟、运行稳定等特点，因而是目前世界上应用最多的脱硫工艺。国内目前的1000MW机组基本都采用了石灰石－石膏湿法脱硫工艺。已投运的脱硫装置均达到或超过了设计指标，证明了该种脱硫工艺的可靠性。(2)氨法脱硫工艺氨法脱硫工艺是采用NH3做吸收剂除去烟气中的SO2的工艺。氨的碱性强于钙基吸收剂；氨吸收烟气中的SO2是气—液或气—气反应，反应速率更快、更完全，吸收剂利用率高，可以做到很高的脱硫效率。另外，其脱硫副产物硫酸铵经过加工后是具有商业价值的农业肥料。氨法脱硫工艺于上世纪九十年代开始应用于烟气脱硫。在国外，发展氨法的技术商主要有美国环境系统工程公司(GE氨法)、德国LenjetsBischoff公司、日本钢管公司(NKK氨法)。从动力学原理来说，氨法实质上是以循环的(NH4)2SO3、NH4HSO3水溶液吸收SO2的过程。亚硫酸铵对SO2具有更好的吸收能力，是氨法中的主要吸收剂。随着亚硫酸氢铵比例的增大，吸收能力降低，须补充氨水将亚硫酸氢铵转化成亚硫酸铵。GE氨法的工艺流程主要分为预洗涤、SO2吸收、亚硫酸铵氧化和结晶四个工序。热烟气经除尘后进入预洗涤塔，与硫酸铵饱和溶液并流接触，烟气被冷却，同时，由于硫酸铵饱和溶液中的水蒸发而析出硫酸铵结晶。来自预吸收塔的已被冷却饱和的烟气经过除雾器进入SO2吸收塔，烟气与喷淋而下的稀硫酸铵溶液逆流接触，烟气中的SO2在此被吸收。氨气与压缩空气混合进入吸收塔底部浆池，在添加氨的同时氧化亚硫酸铵。在世界的火电厂烟气脱硫市场上，氨法的比例约1%。当脱硫剂氨的来源充分并且副产物硫酸铵有较好的销售市场时，该工艺在运行上才具有经济可行性。而且，目前氨法脱硫实际投运的最大机组为300MW。(3)循环流化床干法脱硫工艺第283页 循环流化床干法烟气脱硫技术是由德国Lurgi公司在20世纪80年代初开发的，Wulff公司在此基础上开发了回流式循环流化床烟气脱硫技术(RCFB-FGD)，德国的Thysseen公司、美国的Airpol公司、法国的Stein公司及丹麦FLS、Miljo等公司也都在开发和推广该项技术。循环流化床烟气脱硫系统主要由吸收剂制备系统、吸收塔、吸收剂再循环系统、除尘器和控制设备等组成。根据高速烟气与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触原理，在吸收塔内喷入消石灰粉使其与烟气充分接触、反应，然后喷入一定量的水，将烟气温度控制在对反应最有利的温度。塔内出去的烟气进入除尘器，除尘器内收集下来的脱硫灰，小部分排掉，其余的则经循环系统进入吸收塔继续脱硫。吸收塔的底部为一文丘里装置，烟气流过时被加速并与细小的吸收剂颗粒混合，烟气和吸收剂颗粒向上运动时，会有一部分烟气产生回流，形成内部湍流，从而增加烟气与吸收剂颗粒的接触时间，提高吸收剂的利用率和系统的脱硫效率。该种脱硫工艺具有投资少、占地面积小，脱硫效率较高的优点。我国广州恒运电厂的200MW机组就采用了Wulff公司的RCFB-FGD装置，目前300MW以上投运业绩尚不成熟。6.1.2脱硫工艺的确定通过前面对几种典型的烟气脱硫工艺的分析可以看出：氨法脱硫工艺脱硫效率高，运行可靠，但是氨水脱硫剂的成本高，是钙基脱硫剂价格的十倍以上；副产物如果要加工成有商品价值的农用肥料，还需增加昂贵的后处理设备；所以氨法脱硫受到脱硫剂供给源和副产物销售市场的很大限制。循环流化床烟气脱硫工艺目前在300MW等级机组脱硫上应用很少，由于缺乏足够操作经验，因此系统运行可靠性较差；该工艺的脱硫副产物是粉煤灰、消石灰、亚硫酸钙、硫酸钙的混合物，基本没有火山灰活性，商业利用价值很低，通常只能灰场堆放处理。本工程在对多种常用烟气脱硫工艺进行了对比分析的基础上，现阶段推荐采用石灰石─石膏湿法脱硫工艺，它具有其他脱硫工艺不可比的下列突出优点：(1)第283页 发展历史长，技术成熟，运行可靠性高，脱硫装置投入率一般可达95%以上，不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行，适合大容量机组，使用寿命长，在国内外工程中采用最多；(2)脱硫效率高，吸收剂利用率高，脱硫效率可达95%以上，大机组采用该脱硫工艺SO2的脱除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。该脱硫工艺对煤种的适应性也很强，无论是含硫量大于3%的高硫煤还是含硫量低于1%的低硫煤都能适应，当锅炉煤种变化时，可以通过调节钙硫比、液气比等因子来保证脱硫效率。(3)吸收剂的来源广，价格便宜。作为石灰石—石膏湿法脱硫工艺吸收剂的石灰石方便采购。(4)脱硫副产物便于综合利用。石灰石—石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为石膏，主要用途是建筑制品和水泥缓凝剂。脱硫副产物的综合利用，不但可以增加电厂效益，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。(5)符合国家改革和发展委员会2004年制定的《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》中提出的主要技术原则与技术路线。6.2脱硫剂来源及消耗量脱硫使用外购进料粒度95%通过250um筛网的石灰石粉，罐车运输进厂，在浆液制备车间内与工艺水混合配制成合格的石灰石浆液。石灰石粉中CaCO3含量不低于92%，完全能够满足脱硫对石灰石品质的要求。设计煤种2时全厂石灰石消耗总量约15万t/a。燃用设计煤种和校核煤种小时石灰石耗量见下表。石灰石用量表炉内脱硫石灰石粉消耗量项目设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)一台炉两台炉一台炉两台炉小时燃煤量(t/h)11.85323.70611.92223.844年燃煤量(×104t/a)6.51913.0386.55713.114注：a)按CaCO3有效含量93%计算；b)锅炉的年利用小时数按5500小时计算；c)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。第283页 炉外脱硫石灰石粉消耗量项目设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)一台炉两台炉一台炉两台炉小时燃煤量(t/h)1.9563.9121.9463.892年燃煤量(×104t/a)1.0762.1521.0702.141注：a)按CaCO3有效含量93%计算；b)锅炉的年利用小时数按5500小时计算；c)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。6.3烟气脱硫副产物处置石灰石湿法烟气脱硫副产物为二水石膏，脱水后石膏含水量≤10%，纯度≥90%。脱硫石膏的利用途径很广泛，在不少领域如水泥、建材行业、建筑业及农业等都能够应用，尤其在新型建筑材料中，石膏及石膏制品占有特殊地位。石膏作为水泥掺和料，可起到缓凝作用，一般掺加量为3~5%。目前，水泥中石膏掺和料多取自天然石膏矿，耗用了大量资源。中国硅酸盐学会曾对珞璜电厂的脱硫石膏进行全面性能验证试验，试验结果证明脱硫石膏用作水泥缓凝剂完全可行，脱硫石膏的各项性能指标均可以达到有关标准的要求，有些指标甚至还优于天然石膏。只要控制脱硫石膏中有害杂质含量，降低脱硫石膏表面水分，或对石膏造粒以适应水泥厂工艺要求，脱硫石膏完全可以替代天然石膏，因此，水泥行业和建筑行业将成为脱硫石膏综合利用的巨大市场。产生的脱硫石膏以综合利用为主。当石膏市场利用条件不好时，石膏运往灰场单独堆放，保留综合利用的条件。6.4烟气脱硫工程设想6.4.1设计基础参数烟气脱硫系统的设计基础参数见下表设计基础参数(单炉)第283页 序号项目单位设计煤种1设计煤种21FGD入口烟气量Nm3/h137681113738272FGD入口烟气温度℃1361363FGD入口过剩空气系数－1.41601.4166烟气脱硫系统按设计煤种90%脱硫效率设计，脱硫装置可利用率＞95%，并且设计煤种2在BMCR工况烟气脱硫出口浓度满足排放要求。6.4.2脱硫工艺系统及设备6.4.2.1脱硫工艺系统石灰石—石膏湿法脱硫工艺主要由烟气系统、SO2吸收系统、脱硫剂制备系统、石膏处理系统、废水处理等系统组成。锅炉原烟气从主体工程汇流烟道引出，利用引风机的压头升压进入吸收塔。塔内烟气流动上升，与吸收塔上部喷淋层喷淋下来的石灰石浆液逆向接触洗涤，烟气中的SO2与石灰石浆液发生化学反应，生成亚硫酸钙，汇于吸收塔下部的浆池。浆池中搅拌器连续运转，同时氧化风机向浆池送入空气，进行强制氧化，使亚硫酸钙氧化为硫酸钙(石膏)，再用石膏浆液排出泵送入石膏处理系统进行脱水处理。脱硫产生的废水经废水处理间处理达到排放标准后，排出脱硫岛区域。6.4.2.2烟气系统脱硫方案采用的无增压风机、取消旁路烟道的烟气系统方案。经过电袋除尘器除尘后的烟气经过引风机的升压，直接进入吸收塔。烟气在吸收塔内与喷淋浆液逆流接触而脱硫，经除雾器除去水雾后，接入烟道经烟囱排入大气。脱硫系统不采用烟气换热器，要求对吸收塔后烟道和烟囱进行防腐处理，洁净烟气经湿烟囱排放。6.4.2.3二氧化硫吸收系统SO2吸收系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括吸收塔、除雾器、循环浆泵和氧化风机等设备。在吸收塔内，烟气中的SO2被吸收浆液洗涤并与浆液中的CaCO3第283页 发生反应，在吸收塔底部的浆池内被氧化风机鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏晶体，由石膏浆液排出泵送入石膏处理系统。这两个过程的反应方程式如下：2CaCO3＋H2O＋2SO2=2CaSO3·1/2H2O＋2CO22CaSO3·1/2H2O＋O2＋3H2O=2CaSO4·2H2O在吸收塔的出口设有两级除雾器，以除去脱硫后烟气携带的细小液滴，使烟气中的液滴含量低于75mg/Nm3。脱硫系统按每台机组配一座逆流式喷淋吸收塔设计，吸收塔为圆柱体、碳钢结构，橡胶或玻璃鳞片防腐内衬。吸收塔直径约为13m，底部为循环浆池，上部为喷淋层和除雾器两部分；采用4层喷淋层结构，浆液循环泵按照单元制设置，每台循环泵对应一层喷嘴，设仓库备用泵叶轮一套。在脱硫系统解列或出现事故停机需要检修时，吸收塔内的吸收浆液由石膏排出泵排出，存入事故浆罐中，以便对吸收塔进行维修。6.4.2.4吸收剂制备系统两台机组的脱硫装置公用一套吸收剂制备系统。石灰石粉(颗粒≤250um)由自卸罐车送至FGD,卸入卸料斗,料斗上部用钢制格栅防止大粒径的石灰石进入；用提升机及埋刮板机把石灰石粉送入石灰石粉仓。再由称重给料机送到石灰石浆液箱，经浆液搅拌器搅拌后中制成20-30%的石灰石浆液,然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。卸料斗及石灰石粉仓的设计有除尘通风系统，石灰石粉仓的容量按锅炉在BMCR工况运行3天(每天按24小时BMCR计)的吸收剂耗量设计，在适当位置设置金属分离器。石灰石浆液箱入口的给料机应具有称重功能。6.4.2.5石膏处理系统第283页 吸收塔的石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏旋流器站。浓缩后的旋流器底流成分为粗石膏颗粒，直接进入真空皮带脱水机进行二级脱水。为生产无二次污染的石膏，在脱水过程中用新鲜工业水冲洗石膏，使氯含量达到要求的水平。旋流器溢流含有细小的固体颗粒(细石膏粒子、新鲜石灰石、未溶解的石灰石杂质和飞灰)，通过石膏浆液箱返回吸收塔或被废水旋流泵送往废水处理系统。石膏脱水系统为2台机组公用系统，设有2台真空皮带脱水机，每台真空皮带脱水机容量为2台机组在设计工况脱硫时的100%的石膏量。脱水机排出的石膏残余水量不超过10%(wt)，石膏从真空皮带脱水机尾部落到石膏库房。石膏库的有效容积按存放两套FGD装置(设计煤种BMCR状况)运行3天的石膏量设计。6.4.2.6废水处理系统在脱硫过程中FGD系统产生的废水必须通过废水处理装置进行净化处理，才能够将脱硫废水中所含各项污染物指标降低至规定的标准，实现综合利用。由废水旋流器溢流出的废水自流入废水处理系统，此后废水依次经过中和箱、沉降箱、絮凝箱、浓缩澄清池、净水箱进行处理后出水。浓缩澄清池底部产生的污泥达到一定量时由污泥泵周期性地送入离心脱水机进行脱水处理，固化后的泥饼外运。6.4.2.7供水系统脱硫系统平均每小时用水量约190t/h。脱硫岛用水根据所需水质不同分为Ⅰ类工艺水和Ⅱ类工艺水。Ⅰ类工艺水采用本工程的经浓缩后的循环水排污水，主要的耗水地点是除雾器冲洗用水、所有浆液输送设备、输送管路的冲洗水；由工艺水箱和工艺水泵向脱硫岛提供Ⅰ类工艺水约160t/h。Ⅱ类工艺水使用厂用工业水，主要的耗水地点是脱硫岛内设备冷却水、真空泵用水、石膏冲洗水；由工业水箱和工业水泵向脱硫岛提供Ⅱ类工艺水，约30t/h。6.4.2.8主要设备烟气脱硫系统的设备及主要设施有：石灰石粉仓、石灰石浆液箱、石灰石浆液泵、吸收塔、吸收塔循环浆泵、石膏浆液排出泵、除雾器冲洗水泵、真空皮带脱水机、真空泵、石膏浆液旋流器等。第283页 脱硫岛的大部分设备和材料可以采用国产，必要时可由国外供货的设备有：吸收塔喷嘴、除雾器、吸收塔搅拌设备、旋流器、所有接触浆液的调节阀门等。6.4.3脱硫装置总体布置脱硫岛布置方案取消了脱硫增压风机，吸收塔与烟囱平齐布置。循环浆泵房，氧化风机房及电子设备小间靠近脱硫塔布置。烟囱布置事故浆液箱，烟囱后方西侧设置脱硫综合楼，脱硫配电室、吸收剂制备、石膏及脱硫废水处理车间等均位于脱硫综合楼内。6.4.4脱硫工程建设条件6.4.4.1脱硫工艺用水、汽、气脱硫岛用水根据所需水质不同分为工艺水和工业水两类。脱硫系统用压缩空气需用总量为7.5Nm3/min。6.4.4.2脱硫副产物的处置从脱硫吸收塔排出的石膏浆液固体物浓度含量约为10%~15%，经水力旋流器浓缩至固体物含量40~50%后进入真空皮带脱水机，经脱水处理后的石膏固体物含水率小于10%，脱水石膏送入石膏库房中存放待运。厂区内脱硫石膏贮库按存放3天的石膏量考虑。真空皮带脱水机出力按2台机组BMCR状态下燃用设计煤种时脱硫石膏产生量的2×100%设计，同时需满足设计煤种2时石膏处理量。脱硫石膏产量见下表。炉外脱硫石膏产量(含杂质)项目设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)一台炉两台炉一台炉两台炉小时燃煤量(t/h)2.9845.9682.9695.938年燃煤量(×104t/a)1.6413.2821.6333.266注：a)按CaSO4·2H2O有效含量90%计算；b)锅炉的年利用小时数按5500小时计算；c)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。6.4.4.3废水处理第283页 在脱硫过程中FGD系统产生的废水必须通过废水处理装置进行净化处理，才能够将脱硫废水中所含各项污染物指标降低至规定的标准，实现综合利用。由废水旋流器溢流出的废水自流入废水处理系统，此后废水依次经过中和箱、沉降箱、絮凝箱、浓缩澄清池、净水箱进行处理后出水。浓缩澄清池底部产生的污泥达到一定量时由污泥泵周期性地送入离心脱水机进行脱水处理，固化后的泥饼外运。6.5烟气脱硝6.5.1烟气脱硝装置工艺选择NOX是燃煤与空气在高温燃烧时产生的，主要包括NO和NO2，其中NO占有90%以上，NO2占5%~10%。氮氧化物的生成量与燃烧方式，特别是燃烧温度和过量空气系数等燃烧条件有关，其主要生成途径有：热力型NOx、快速型NOx和燃料型NOx。6.5.2脱硝工艺介绍在采用低氮燃烧技术后，循环流化床锅炉产生的NOx浓度已经降低到200mg/Nm3以下，进一步的脱硝只能采取烟气脱硝技术。目前在大型机组上已有商业运行经验的烟气脱硝技术有选择性催化还原法(SCR)和选择性非催化还原法(SNCR)两种。其他脱硝工艺还有电子束照射法和电晕放电等离子同时脱硫脱硝法，但由于部分相关技术的限制以及脉冲电源技术尚不成熟等原因，目前在大型锅炉上尚无应用。6.5.2.1选择性催化还原法(SCR)SCR工艺是向锅炉烟气中喷入氨气(NH3)作为还原剂，使用氧化钛、氧化铁、沸石、活性碳等催化剂，在300~400℃较低的工作温度下，将NOx还原为无害的N2和H2O。主要的化学方程式如下：4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O第283页 上述反应中第一反应是主要的，因为烟气中90%的NOx是以NO的形式出现的，在没有催化剂的条件下，这个反应只是在比较狭窄的温度下进行，通过选用合适的催化剂，降低了反应温度，可以扩展到适合电厂使用的温度范围内。选择性催化还原法，脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率可达到90%。该法的缺点是：烟气中所含的飞灰和SO3均通过催化剂反应器，飞灰对催化剂反应器有磨损，高活性的催化剂会使SO3氧化成SO4，烟气温度降低时，NH3与SO4反应生成硫酸氨，造成阻塞催化剂反应器通道。目前全世界在运行的脱硝装置约80%采用了SCR工艺，该工艺技术成熟，在全世界脱硝方法中占主导地位。6.5.2.2选择性非催化还原法(SNCR)选择性非催化还原法(SNCR)是当前NOx治理采用的技术之一。SNCR通过注入NH3或尿素等还原剂在没有催化剂的情况下发生还原反应。SNCR通过烟道气流中产生的氨自由基与NOx反应，达到去除NOx的目的，反应主要发生在850℃~1000℃的温度范围内，当温度更高时NH3被氧化为NOx，低于反应温度时NOx反应效率降低，因此在SNCR中温度的控制是致关重要的。由于没有催化剂加速反应，故其操作温度高于SCR法。为避免NH3被氧化，温度又不宜过高。以尿素作为还原剂的脱硝工艺主要反应尿素2NO+(NH2)2CO+1/2O2→2N2+2H2O+CO2反应温度应控制在850~1100℃，最佳950℃。温度高，NH3发生氧化，NOx去除率降低；温度低，反应不完全，逃逸NH3增加，NOx去除率降低。停留时间0.5~2s。SNCR法的除硝效率在CFB锅炉为40%~70%，低于SCR法。而SNCR的费用(包括设备费和运行费用)约为SCR的1/5左右。结合本工程特点，脱硝工艺本阶段拟推荐选择性非催化还原法(SNCR)，下阶段具体工艺以环评批复为准。6.5.3还原剂选择及运输第283页 由于本工程所在地离居民区比较近，结合本工程工艺特点，选择尿素作为脱硝还原剂。尿素采用罐车运输，通过卸载站的卸载管线和罐车连接，根据尿素到货方式的不同，尿素要采用堆放储存或储存罐储存。6.5.4烟气脱硝工程设想以尿素为还原剂的SNCR脱硝系统主要包括尿素溶液制备系统、在线稀释系统和尿素溶液喷射系统三部分。(1)尿素溶液制备系统固体尿素和除盐水在溶解罐内混合，制备尿素溶液。为了保证尿素溶液供应的连续性，通常配备两个溶解罐，尿素在第一个罐内溶解后，注入第二个罐内，第二只罐可以起到中间存储和缓冲作用，通过水泵抽出后送往锅炉。除盐水的温度选在30~35℃之间，适合于尿素的溶解。需要配置1套循环和加热系统，以免出现结晶。通过尿素溶液制备系统配制成50%尿素的溶液。本部分设备主要为尿素存储罐活存储车间，1个尿素溶解罐，1个尿素溶液存储罐，2台溶液循环泵(1用1备)，1套电加热器和设备间的连接管道和阀门等。(2)在线稀释系统本系统主要由稀释水控制设备、流量计量设备和静态混合装置组成。通过稀释系统将50%尿素的溶液稀释成5%~10%的尿素溶液。本部分主要设备为1个除盐水箱，2台稀释水泵(1用1备)，1套流量计量装置和1套静态混合装置。(3)尿素溶液喷射系统尿素溶液拟从循环流化床锅炉分离器前烟道喷入，该区域温度合适，不会出现NH3氧化反应问题，反应剂和烟气混合迅速而充分，并且有效的停留时间可以达到1秒以上。这些优点使循环流化床锅炉的SNCR系统可以取得较高脱硝效率。本工程按锅炉产生NOx200mg/Nm3计，脱硝效率55%，尿素利用率取27.5%。尿素消耗量见下表：第283页 尿素消耗量项目设计煤种校核煤种燃煤量(BMCR)一台炉两台炉一台炉两台炉小时燃煤量(t/h)0.4880.9760.4870.974年燃煤量(t/a)268453682678.55357注：a)工业尿素按N含量46.30%计算；b)锅炉的年利用小时数按5500小时计算；c)燃煤量按锅炉B-MCR工况计算。7环境及生态保护与水土保持7.1环境及生态保护7.1.1概述钱营孜2×350MW资源综合利用电站。规划建设2×350MW国产超临界燃煤机组。本项目为区域性的低热值煤发电工程，属于资源综合利用项目，以恒源煤电所属矿区的低热值煤为燃料，所发电能立足本地消化。厂址拟建于钱营孜矿工业广场，位于宿州市城南，钱营孜矿工业广场厂址位于钱营孜矿工业广场北围墙外侧，地形平坦开阔，现为旱地。除东北方向约450m外有后湖王家村外，距其它居民村均较远。自然地面高程为23.2—23.6m。厂区内分布一些干涸的沟渠，局部有池塘和坟地。场地西侧有两条高压线自东北至西南方向通过，约800m处是钱营孜村。场地东侧约600m处有钱营孜矿南北向的进矿公路(X057县道)，北侧及西侧约600—700m处有钱营孜矿的货运公路。该厂址南面约2km处有浍河，北面约18km处有新汴河。宿州市位于安徽省最北部，与苏、鲁、豫3省11个市县接壤，是淮海经济协作区的核心城市之一，也是安徽省距离出海口最近的城市。1999年撤地建市，辖砀山县、萧县、灵璧县、泗县、埇桥区和一个省级经济技术开发区。全市总面积9787平方公里，总人口626万人，境内平原第283页 广袤、沃野千里，气候适宜，生物繁茂。宿州是两淮煤田的重要组成部分，现已探明煤储量约60亿吨，石油达20亿吨，煤层气3000多亿立方米。宿州市属于北温带,半湿润季风气候区,为湿润和干旱区的过渡地带,该区域气候特点是:一是气候温和,雨量适中,日照充足,无霜期长。二是季风气候明显,冬季干寒,春秋气温升降快,夏热多雨、光、热、水同季,对农作物生长有利。7.1.2气象条件(1)气温多年极端最高气温：40.3℃(1988年7月8日、1972年6月11日、1978年7月9日)多年极端最低气温：-23.2℃(1955年1月6日)多年最热月平均气温：32.4℃(7月份)多年最冷月平均气温；-6.2℃(1月份)多年年平均气温：14.4℃近五年平均气温：15.8℃(2)气压多年极端最高气压：1045.8hpa(1970年1月5日)多年极端最低气压：979.4hpa(1956年8月3日)多年月平均最高气压：1023.hpa多年月平均最低气压：999.7hpa多年平均气压；1013.4hpa近五年平均气压：1013.4hpa(3)降雨量多年年最大降雨量：1481.30mm(1954年)多年年最小降雨量：560.40mm(1968年)多年年平均降雨量：890.10mm多年月最大降雨量：960.80mm多年日最大降雨量：218.40mm一小时最大降水量(mm)：77.4mm第283页 十分钟最大降水量(mm)：24.0mm(4)蒸发量年最大蒸发量：2042.7mm年最小蒸发量：1462.4mm多年年平均蒸发量：1745.5mm多年月最大蒸发量：272mm多年日最大蒸发量：52.1mm(5)湿度多年年平均相对湿度：71%多年月平均最高相对湿度：81%历年最小相对湿度：2%(1956年2月6日)多年月平均最低相对湿度：66%历年最大绝对湿度：40.4hpa(1953年7月12日)历年最小绝对湿度：0.2hpa(1977年2月21日)(6)积雪多年最大积雪深度：22cm(7)冻土深度多年最大冻土深度：15cm(8)风速多年最大风速20m/s(1967年11月25日)近五年平均风速：2.3m/s(9)主导风向夏季(6、7、8月)主导风向为：ENE，风向频率为11%。冬季(12、1、2月)主导风向频率为：NE，风向频率为15%。全年(1—12月)主导风向频率为：NE，风向频率为12%。7.1.3厂址区域环境质量概况第283页 本工程厂址位于安徽省宿州市西南，北距宿州市约15km。由于缺少电厂附近区域的环境质量现状监测资料，现将宿州市2011年环境质量报告作为参考。电厂位于农村，厂址地貌属河间平地，厂址区内地形平坦，环境质量应好于宿州市区。下阶段环境影响评价时将做环境现状监测。根据宿州市2011年环境质量报告，宿州市区域环境质量状况如下：7.1.3.1环境空气质量现状2011年，城区空气质量总体良好，空气质量优良天数354天，优良为96.9%，市区空气污染指数为65.8。全市SO2年均值0.017mg/m3，日均值最高浓度为0.058mg/m3。全市及各监测点位的SO2年均浓度值达到国家环境空气质量二级标准，与2010年相比，SO2年均值下降5.5%。全市NO2年均值0.030mg/m3，日均值最高浓度为0.048mg/m3。NO2年平均浓度值达到国家环境空气质量二级标准，与2010年相比，NO2年均值上升15.3%。全市总体PM10年均值为0.081mg/m3，符合国家环境空气质量二级标准0.100mg/m3的浓度限值，与2010年相比，可吸入颗粒物上升8.0%。7.1.3.2水环境质量现状2011年，全市5条国、省控河流中，除奎河、濉河江苏过境污染问题没有得到根本的解决外，新汴河、沱河、浍河水质基本达到功能区标准，本工程厂址南面约2km处有浍河，北面约18km处有新汴河。城区河流监测表明，城区河流主要污染物为氨氮，其他指标能够满足GB3838-2002《地表水环境质量标准》Ⅴ类水质标准要求饮用水源地水质监测中，宿州市城区饮用水源地水质基本能够满足GB/T14848-1993《地下水质量标准》Ⅲ类标准要求，达标率为88.5%，超标项目主要为氟化物等。7.1.3.3声环境质量现状2011年声环境质量与2010年相比，有较大好转，全市声环境质量总体良好。全市区域环境噪声等效声级为54.7dB(A),符合相应标准要求，较2010年下降0.7分贝；道路交通噪声等效声级65.9dB(A)，符合标准值70.0dB(A)要求，较2010年下降5.2分贝；功能区噪声均符合相应功能区标准要求。7.1.4本期工程设计采用的环境保护标准根据本项目厂址所在地区的情况，初步拟定执行的以下环保标准，最终执行标准以当地环保部门的批复为准。第283页 7.1.4.1环境质量标准(1)《环境空气质量标准》(GB3095-1996及修改单)，执行二级标准；(2)《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)，Ⅳ类水质标准；(3)《声环境质量标准》(GB3096-2008)中3类标准。7.1.4.2污染物排放标准(1)《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)；(2)《污水综合排放标准》(GB8978-1996)，执行一级标准；(3)《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)，执行3类标准；(4)施工期噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)；(5)固体废弃物执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)。7.1.5大气污染防治及环境影响分析7.1.5.1本期工程大气污染防治措施本期工程建设2×350MW机组，机组满负荷运行时，本期工程燃煤量为设计煤种2×244.11t/h、校核煤种2×247.18t/h。根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，本工程设计采取的烟气污染治理措施可使SO2、烟尘和NOx能够满足该标准的要求，主要措施如下：(1)本工程将采用电袋除尘器除尘，烟气净化系统对烟气的除尘效率不低于99.91%；(2)本工程采用循环流化床锅炉炉内脱硫+炉后湿法脱硫工艺，其中炉内脱硫效率为70%，炉后湿脱硫效率为90%，综合脱硫效率97%；(3)为了降低NOx的排放，锅炉采用低氮燃烧器，保证脱硝前烟气中NOx浓度不大于200mg/Nm3，并安装SNCR法脱硝装置，脱硝效率不小于55%，使最终NOx排放浓度不高于90mg/Nm3；(4)两炉合用一座210m高烟囱排放烟气；(5)第283页 为了强化环境监测管理，监测本期机组投运后的污染物排放情况，本工程按规定安装烟气在线连续监测装置。烟气连续监测装置以及电厂大气污染物的连续监测符合《固定污染源烟气排放连续监测技术规范(试行)》(HJ/T75-2007)、《固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法(试行)》(HJ/T76-2007)的要求。7.1.5.2大气环境影响分析电厂大气污染物主要为烟尘、二氧化硫、氮氧化物。根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，本工程设计采取以上烟气污染治理措施后，根据计算，机组满负荷运行时，大气污染物排放情况见表7.1-1。表7.1-1本期2×350MW工程大气污染物排放一览表煤种项目设计煤种校核煤种污染源锅炉最大连续蒸发量t/h2×1121耗煤量t/h2×244.112×247.18烟囱高度m210除尘效率%99.91脱硫效率%97脱硝效率%55二氧化硫SO2排放速率t/h0.19980.1989SO2年排放量t/a1099.11094.2SO2排放浓度mg/Nm381.4581.54国标规定SO2浓度限值mg/Nm3100烟尘烟尘排放速率t/h0.0590.063烟尘年排放量t/a326.6348.9烟尘排放浓度mg/Nm324.226.0国标规定烟尘浓度限值mg/Nm330氮氧化物NOx排放速率t/h＜0.221＜0.220NOx年排放量t/a＜1214.7＜1208.4NOx排放浓度mg/Nm3＜90＜90国标规定NOx浓度限值mg/Nm3100注：①表中国标限值为《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)表1规定限值。表中各烟气污染物排放浓度均按标干烟气条件下过量空气系数1.4折算。第283页 ②NOx以NO2计。NOx以控制燃烧及使用低氮燃烧器来降低产生量，使脱硝前NOx排放浓度不大于200mg/Nm3，并采用SNCR法脱硝装置(脱硝效率为55%)来降低最终排放量。③年利用小时数为5500h。从上表中可以看出，本工程安装烟气净化系统对烟气的除尘效率不低于99.91%，最终2×350MW机组烟尘排放速率为0.059t/h(校核煤种为0.063t/h)，设计煤种烟尘排放浓度为24.2mg/Nm3(校核煤种为26mg/Nm3)，满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)表1的限值要求。本工程燃用设计煤种收到基全硫为0.831%，校核煤种为0.817%。拟采用循环流化床锅炉炉内脱硫+炉后湿法脱硫工艺，其中炉内脱硫效率为70%，炉后半干法脱硫效率为90%，综合脱硫效率97%。脱硫后2×350MW机组在燃用设计煤种时，二氧化硫排放速率为0.1998t/h(校核煤种0.1989t/h)，年二氧化硫排放量为1099.1t/a(校核煤种1094.2t/a)，二氧化硫排放浓度为81.45mg/Nm3(校核煤种为81.54mg/Nm3)，满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)表1的限值要求。为了降低NOx的排放量，本工程采用低氮燃烧技术，通过改善炉内空气动力场和燃烧方式，降低氮氧化物的产生量，使脱硝前烟气中NOx含量不大于200mg/Nm3，并同时采用SNCR法烟气脱硝，脱硝效率不小于55%，因此最终NOx排放浓度不高于90mg/Nm3。2×350MW机组NOx排放速率为0.221t/h(校核煤种0.220t/h)，NOx年排放量为1214.7t/a(校核煤种为1208.4t/a)。另外，《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)新增加了对烟气中汞的排放限值要求，标准规定自2015年1月1日起，燃烧锅炉执行表1规定的汞及其化合物排放浓度限值0.03mg/m3第283页 的要求。为此，本工程对设计煤种及校核煤种进行了汞元素的化验，根据煤质资料，本工程设计煤种和校核煤种收到基汞分别为0.126μg/g和0.125μg/g。据此计算，按最不利条件考虑，假设燃煤中汞元素全部进入烟气中，则烟气中汞及其化合物排放浓度约为设计煤种0.0247mg/Nm3、校核煤种0.025mg/Nm3，均小于0.03mg/m3的排放浓度限值。况且，燃煤中的汞元素不会全部进入烟气中而排向大气，部分汞元素会进入粉煤灰和炉渣中，烟气进行脱硫时也会有一定量的汞元素被吸收，因此，经上述分析可知，本工程烟气中的汞及其化合物排放浓度不会超过《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)排放限值的规定。综上所述，由于选用引进低氮燃烧技术的锅炉设备，并采用电袋除尘器、两级脱硫、SNCR法脱硝、高烟囱排放等行之有效的大气污染防治措施，本工程二氧化硫、烟尘和氮氧化物的排放量和排放浓度均能满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)的要求，对大气环境的影响降低到最小的程度。由于本工程燃煤中的汞元素含量极低，烟气中的汞及其化合物排放浓度也不会超过《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)标准限值的要求。7.1.6水污染治理措施及水环境影响分析7.1.6.1本期工程水污染治理措施本工程补给水源拟采用城市中水为主，地表水为辅，以宿州城南污水处理厂中水作为电厂补给水水源，以浍河地表水作为电厂的备用水源。电厂生活用水由来自矿区自来水。经初步计算，本期工程的最大补给水量约为1408m3/h(夏季10%气象条件下THA工况时)。电厂废污水主要有冷却塔循环水排污水、再生废水、反渗透浓水、超滤反洗水、生活污水、主厂房杂排水、脱硫废水、含油污水、含煤废水、锅炉酸洗废液等。(1)雨水系统本工程采用雨水和生活污水分流制。工业广场厂址雨水拟就近排入附近沟渠，也暂不考虑设置雨水泵房。(2)生活污水本期拟设置处理能力为2×5m3/h污水处理站一座，采用地埋式一体化污水处理装置把生活污水处理达标后用作厂区绿化等。(3)工业废水本工程采用自然通风冷却塔，循环水排污水量为149m3第283页 /h，送至复用水池，用于脱硫系统用水、干灰渣调湿用水、煤场喷洒用水、输煤喷雾除尘用水、除灰渣系统冲洗用水、主厂房杂用水和输煤水力清扫用水。除灰渣系统冲洗废水3m3/h和主厂房杂用废水2m3/h经工业废水处理站处理达标后，经工业废水处理站处理后，送至复用水池回用。含煤废水6m3/h经含煤废水处理站处理后，送入复用水池回用。脱硫废水12m3/h，用于干灰渣调湿用水。化学再生酸碱废水约3.6m3/h，经工业废水处理站处理达标后，送入复用水池回用。反渗透浓水43m3/h，送至复用水池回用。超滤反洗排水19m3/h，送入循环水石灰处理系统回用。电厂含油废水为非经常性排水，主厂房A排外变压器场地设事故油池，变压器油坑含油雨水或消防水经管道自流流入事故油池，油水在事故油池内静置分离后，油回收利用；油库区含油废水则经油水分离装置处理后，油回收利用。经处理达标后的清水作为煤场喷洒用水。锅炉化学清洗介质由锅炉制造商或专业清洗公司提供，现阶段暂按EDTA方案考虑，EDTA废液回收由清洗公司负责。7.1.6.2水环境影响分析本期2×350MW工程根据“雨污分流、清污分流、分质处理、一水多用”的原则建设给排水系统。各类废水采用按质分类集中处理的方法进行处理。为节约水资源，保护水环境，本工程还采取各种措施充分进行废水的重复利用，在正常工况下，本工程无生活污水、工业废水外排，循环水排污水149m3/h作为清洁下水送入矿区洗煤厂回收利用，因此，本工程经采取上述水污染治理措施后，对水环境基本无影响。7.1.7灰渣治理7.1.7.1灰渣量第283页 本期2´350MW机组固体废物排放量见表7.1-2。表7.1-2两台炉固体废物排放量表设计煤种校核煤种1小时(t/h)年(104t/a)小时(t/h)年(104t/a)灰渣量216.702119.186216.022118.812渣量97.51653.63497.2153.466灰量119.18665.552118.81265.346注：1.年利用小时数5500h2.灰渣比：0.55:0.453.石膏年产量：3.28万t/a(设计煤种)；3.27万t/a(校核煤种)7.1.7.2除灰渣系统除尘器灰斗下灰采用正压浓相气力输送方式运至干灰库。气力除灰系统以每台炉为一单元。每台炉除尘器电场区16个灰斗下各设置1台仓泵，布袋区16个灰斗下各设置1台仓泵，每台仓泵均配有气动进料阀、出料阀及一套压缩空气流量调节阀和阀门控制箱。除灰系统为连续运行，其运行状态由DCS集中控制，根据压力、料位、时间等因素由系统全自动控制。本工程拟建设3座干灰库，3座灰库总容积可贮存两台机组约24小时的排灰量。为防止干灰受潮起拱，保证排灰出口畅通，灰库底部设有气化斜槽，配备有独立的气化加热系统，每座灰库库底设3个放灰口，一为干灰外运供综合利用，一为调湿后外运，还有一路接口预留备用。每座下各设有一台汽车散装机和一台加湿搅拌机。循环流化床锅炉为干式排渣，每台锅炉炉底安装3台滚筒式冷渣器，从冷渣器排出的渣经链斗输送机、斗式提升机运至渣仓贮存。单台渣仓可贮存锅炉14小时排渣量。渣仓下设汽车散装机和加湿搅拌机，可用卡车将干渣运出供综合利用或调湿后外运。7.1.7.3灰场第283页 本工程拟选择位于宿州市南部的祁东矿塌陷区作为本期灰渣堆场。祁东矿塌陷区目前已经形成，塌陷区面积较大，塌陷深度高低不一，可选择塌陷深度较大的区域作为灰场。灰场的堆灰库容初期按2年左右建设，本期灰场占地约40公顷，灰坝平均高度约3m，总长约2600m，堆灰库容约240万m3。紧邻本期灰场北侧塌陷区可作为电厂的规划灰场。另外，钱营孜矿于2009年开采，至2015年塌陷区能够形成，到时，钱营孜矿塌陷区也可作为电厂的灰场或规划灰场。干灰碾压灰场采取相应的环境保护措施：如筑挡灰坝，周围设排洪沟，防止雨水进入灰场。灰场底面碾压密实，防止污染地下水。灰面永久外边坡及时进行护坡工作，即铺设土工布、碎石垫层及块石护坡。同时灰场周围种植10~15m宽绿化带，以保护环境。灰场贮满后即复土还田，增加土地资源，没有长期的环境污染问题。7.1.8噪声治理措施及影响分析本工程采取的噪声控制措施是：(1)在主要设备订货时，应对噪声水平有明确的要求，尽量在产品的设计制造上采取措施，要求制造厂家降低设备本身的噪声，同时在设备安装调试阶段，严格把关，提高安装精度，做好机器部件的静平衡和动平衡，以减小激发振动的动力。(2)对各大功率设备采用隔声、隔振措施，送风机、一次风机入口装设消声器，锅炉排汽采用小孔消声器，以降低噪声。(3)在有工作人员经常活动的车间内设置隔音值班室，并使隔音室内声级控制在70dB(A)以下，使工作人员能有一个良好的工作环境。(4)在厂区道路旁、空地、办公楼附近合理种植树木以减少噪声对环境的影响。由于采取了积极的噪声防治措施，厂区内的噪声水平预计能达到标准规定的范围内，加上厂区内的绿化措施，将对电厂噪声的传播起到抑制作用。同时，由于噪声的衰减作用，厂界噪声预计能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)3类标准。第283页 7.1.9绿化厂区绿化以减轻生产过程中的灰尘、有害气体和噪声对环境的不利影响、防止水土流失为目的。厂区绿化起到净化空气、保护环境、改善卫生条件、美化厂容的作用，为电厂的文明生产和改善职工工作、生活环境创造条件。厂区绿化应按照实用、经济、美化的原则，以植物造景为主。根据电厂生产工艺要求和地下设施的布置进行绿化，既要考虑环境绿化，又要考虑功能绿化，还要考虑土壤、气候、以及生产过程中产生的废气、粉尘对植物的影响。本期扩建工程后，厂区绿化面积为3.4hm2、绿化系数为18%。本期工程暂列绿化费用80万元。7.1.10污染物总量控制实施污染物总量控制是考核各级政府和企业环境保护目标责任制的重要指标，也是改善环境质量的具体措施之一。目前，国家实施污染物总量控制的基本原则是：由各级政府层层分解、下达区域控制指标，各级政府再根据辖区内企业发展和污染防治规划情况，给企业分解、下达具体控制指标。对扩建和技改项目，必须首先落实现有工程的“三废”达标情况，并以新带老，尽量做到增产不增污。对确实需要增加排污总量的新建或扩建项目，可经企业申请，由当地政府根据环境容量条件，从区域控制指标调剂解决。宿州市不属于“两控区”。本工程燃用设计煤种收到基全硫为0.831%，校核煤种为0.817%，在满足烟囱排放浓度的同时，还需满足地方环保部门的对大气污染物总量控制的要求。因此，本工程考虑实施烟气脱硫，同时采用低氮燃烧技术、安装SCR法脱硝装置并安装烟气在线连续监测装置。本项目总量控制因子初步判断为二氧化硫和氮氧化物，最终以环评批复意见为准。本工程2×350MW机组在燃用设计煤种的条件下二氧化硫年排放量为1099.1t/a(校核煤种为1094.2t/a)，氮氧化物为1214.7t/a(校核煤种为1208.4t/a)，下阶段业主需向地方环保部门申请二氧化硫和氮氧化物总量指标。7.1.11环境监测管理及投资估算第283页 根据原电力工业部电计[1996]280号文发布的《火电行业环境监测管理规定》的要求，各火电厂应设环境监测站及相应的监测管理机构，配备专职的监督管理及监测人员，负责厂内的环境监测、污染调查、环境治理和环保设施运行的监督管理工作及有关环保的日常事务性工作。厂内环境监测站作为电力环境监测网内的三级站，同时也是国家和地方环境监测网的成员，技术上受安徽省电力环境监测中心站指导。另外，根据原电力部电综[1998]126号文“关于颁发《电力行业劳动环境检测监督管理规定》通知”的要求和实际需要，电厂应设置劳动环境检测监督站及安全教育室并被配备相应仪器设备。根据以上要求本期工程暂按环境监测站、劳动安全和职业卫生检测站合并设置考虑，暂列面积共300m2，可布置在化水楼内。安全教育室面积200m2，可与其它会议室等合用，不单列。本工程列监测站、安全教育室仪器设备费共100万元。本工程环保设施按前面所述的项目，投资估算为25336万元，占发电工程静态总投资269338万元的9.41%。7.1.12结论和建议7.1.12.1结论(1)本期扩建工程采用电袋除尘器、炉内脱硫+炉外湿法脱硫、低氮燃烧技术、SNCR法脱硝和210米的高烟囱排放烟气等行之有效的防治烟气污染处理措施，本工程二氧化硫、烟尘和氮氧化物的排放量和排放浓度均能满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)的要求，对大气环境的影响降低到最小的程度。由于本工程燃煤中的汞元素含量极低，烟气中的汞及其化合物排放浓度也不会超过《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)标准限值的要求。(2)本期2×350MW工程根据“雨污分流、清污分流、分质处理、一水多用”的原则建设给排水系统。各类废水采用按质分类集中处理的方法进行处理。为节约水资源，保护水环境，本工程还采取各种措施充分进行废水的重复利用，在正常工况下，本工程无生活污水、工业废水外排，循环水排污水149m3/h作为清洁下水送入复用水池回收利用，因此，本工程经采取上述水污染治理措施后，对水环境基本无影响。第283页 (3)厂内除灰渣系统为灰渣分除、干灰干排、粗细分贮方式，为灰渣综合利用创造有利条件。除渣系统采用干式排渣机将干渣排至渣库，渣库下设卸料设备装车。除灰系统采用正压浓相气力输送集中至灰库方案。本工程拟选择位于宿州市南部的祁东矿塌陷区作为本期灰渣堆场。祁东矿塌陷区目前已经形成，塌陷区面积较大，塌陷深度高低不一，可选择塌陷深度较大的区域作为灰场。灰场的堆灰库容初期按2年左右建设，本期灰场占地约40公顷，灰坝平均高度约3m，总长约2600m，堆灰库容约240万m3。紧邻本期灰场北侧塌陷区可作为电厂的规划灰场。另外，钱营孜矿于2009年开采，至2015年塌陷区能够形成，到时，钱营孜矿塌陷区也可作为电厂的灰场或规划灰场。本期拟采用干灰场。干灰碾压灰场采取相应的环境保护措施：如筑挡灰坝，周围设排洪沟，防止雨水进入灰场。灰场底面碾压密实，采取防渗措施，防止污染地下水。灰面永久外边坡及时进行护坡工作，即铺设土工布、碎石垫层及块石护坡。同时灰场周围种植10~15m宽绿化带，以保护环境。灰场贮满后即复土还田，增加土地资源，没有长期的环境污染问题。(5)由于采取了积极的噪声防治措施，厂区内的噪声水平预计能达到标准规定的范围内，加上厂区内的绿化措施，将对电厂噪声的传播起到抑制作用。同时，由于噪声的衰减作用，厂界噪声预计能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)3类标准。综上所述，本工程在采取相应的治理措施后，对环境的影响均在国标允许的范围内，从环境保护的角度来说，本期工程的建设是可行的。大型的发电项目将为实现地方经济的跨越式发展提供基础保障，为此宿州市政府高度重视本地区大型发电项目的招商引资，本工程受到地方政府的大力支持。宿州市环保局以环建函[2012]21号文件原则同意钱营孜电厂本期工程的建设。7.1.12.2建议(1)严格按环保有关审批程序办理，委托有资质的单位进行本工程的环境影响评价工作，编制环境影响报告书并上报审查，最终结论以及本工程最终采用的各项环保治理措施均将以本工程环境影响报告书及其批文为准。第283页 (2)申请污染物总量控制指标，并据此确定下阶段工程设计中应采用的脱硫、脱硝等环保治理措施。7.2水土保持为全面贯彻《中华人民共和国水土保持法》、《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国水土保持法实施条例》、《开发建设项目水土保持方案管理办法》、水利部1995年5月30日发布的第5号令以及安徽省实施《中华人民共和国水土保持法》办法等有关水土保持的法律、法规，针对本工程实际情况以及项目特点，认真贯彻“预防为主、全面规划、综合防治、因地制宜、加强管理、注重实效”的水土保持预防方针，加强建设期管理，采取切实可行的措施，防止水土流失。本工程的建设对当地水土流失的影响主要表现为施工过程中对地面的扰动，在工程施工中涉及表层剥离、填筑、取土、弃土等工作时，使其工作面的原生地貌和地表植被遭受破坏，地表裸露、土壤结构疏松，表土抗蚀能力减弱，在地表径流的冲刷以及风力侵蚀下，易造成水土流失，在不同程度上对原有水土保持设施造成了一定的破坏，从而增加了一定量的水土流失。厂区和施工区在土建施工期产生水土流失量较大，因此厂区和施工区建设期间是水土流失防治的重点。按照“三同时”原则，坚持预防为主，及时防治；厂区水土保持措施中，拆迁防护、排水系统设置及其它防护措施等要与电厂建设协调进行。永久性占地区工程措施坚持“先防护、后施工”原则，及时控制施工过程中的水土流失；厂区绿化措施根据电厂建设分区不同，分时段进行绿化，主厂房区绿化在投产后完成。工程弃土弃渣坚持“先拦后弃”的原则。土石方临时堆放场地多余的土方及时外运，应在相应区域厂房和设施土建施工前完成。临时占地区使用完毕后需及时拆除并进行场地清理整治。第283页 本工程将进行合理、全面、系统地规划，形成一个以工程措施为先导，植物措施、临时措施相结合的完整的水土流失防治体系。本工程防治措施与主体工程协调同步进行，特别是临时防护措施将及时对因工程建设产生的水土流失进行综合防治，合理利用土地资源，改善生态环境，形成完整的防护体系，消除可能产生水土流失的各个部位和环节，在施工结束后，尽快恢复地表植被或恢复其原来用途，将工程建设期内造成的水土流失降低到最小的程度。根据《开发建设项目水土保持技术规范》，水土保持效益以减轻和控制水土流失为主。本工程采取水土保持措施后，使工程建设区的水土流失和弃渣得到有效治理，损坏的水土保持设施得到恢复和改善，原有的土壤侵蚀也得到一定程度的控制。本方案实施后，各项水土流失防护措施将有效地拦截工程建设过程中的土壤流失量、减轻地表径流的冲刷，使土壤侵蚀强度降低，项目责任范围内的水土流失尽快达到新的稳定状态。扰动的土壤有机质含量提高，持水能力不断增强，使工程建设过程中可能造成的水土流失得到有效地控制。综上所述，本工程采取各项水土保持措施后，各项指标均将达到或超过预期的治理目标，可减少防治责任范围内的水土流失，改善电厂及周边的生态环境，具有一定的生态效益、经济效益和社会效益，可以恢复当地的生态环境，对当地的水土保持工作没有不利影响，从水土保持角度考虑，本期工程建设是可行的。建议业主尽快委托有资质单位编制本工程水土保持方案报告书并上报审查。本工程的建设将严格按照水土保持方案报告书及行政主管部门批文的要求，严格落实各项水土保持治理措施。第283页 8综合利用对于粉煤灰的综合利用，早在20世纪30年代世界各国众多学者就从事研究和开展推广应用工作，至今已取得令人瞩目的成果。概略地说主要是在生产建筑材料、建筑和筑路等四个方面，取得较突出的成效。世界各国粉煤灰的应用领域主要是建筑和建材，这方面用量约占总用量的70%，矿井回填亦近20%。其它方面，主要是用作防渗材料、防水涂料(用粉煤灰的提取物-漂珠)，脱硫、脱硝剂、橡胶塑料，肥料，以及改善农田土壤等。一些粉煤灰综合利用较好的国家如荷兰、意大利、丹麦等，利用率已在90%以上。目前我国对粉煤灰的综合利用，多集中在建材生产、建筑、筑路以及粉煤灰制品等方面。灰渣综合利用，变废为宝，利国利民，前景十分广阔。随着科学进步和经济发展，粉煤灰从过去的“废渣”转变为一种资源，从消极的堆放变成为资源化综合利用，这是历史发展的趋势。电厂灰渣可广泛用于城市、乡间道路建设、建材加工，包括水泥厂、陶粒厂、砖砌块厂及其它新型材料等大量用户。粉煤灰代替部分粘土制成烧结砖，在国内已有成功的实际生产经验，掺灰量最大可达85%左右，粉煤灰还可用于制造砌块、铺路等。灰渣综合利用，变废为宝，利国利民，前景十分广阔。粉煤灰制蒸压砖或加气混凝土砌块，在国内已有成功的实际生产经验，1立方米蒸压砖可用800千克粉煤灰，加气混凝土砌块掺灰量最大可达75%左右。粉煤灰还可用于制造烧结砖、铺路等。干灰综合利用后，大大减少了粉煤灰送到灰场中的贮存量，既可延长灰场的贮存寿命，又可将灰场对环境的影响降到最小。第283页 表8-1本工程两台炉固体废物排放量表设计煤种校核煤种1小时(t/h)年(104t/a)小时(t/h)年(104t/a)灰渣量216.702119.186216.022118.812渣量97.51653.63497.2153.466灰量119.18665.552118.81265.346注：1.年利用小时数5500h2.灰渣比：0.55:0.453.石膏年产量：3.28万t/a(设计煤种)；3.27万t/a(校核煤种)本期工程2×350MW机组年灰渣排放量约为119.2万t/a，石膏年产量为3.28万t/a。除尘器灰斗下灰采用正压浓相气力输送方式运至干灰库。气力除灰系统以每台炉为一单元。每台炉除尘器电场区16个灰斗下各设置1台仓泵，布袋区16个灰斗下各设置1台仓泵，每台仓泵均配有气动进料阀、出料阀及一套压缩空气流量调节阀和阀门控制箱。除灰系统为连续运行，其运行状态由DCS集中控制，根据压力、料位、时间等因素由系统全自动控制。本工程拟建设3座干灰库。3座灰库总容积可贮存两台机组约24小时的排灰量。为防止干灰受潮起拱，保证排灰出口畅通，灰库底部设有气化斜槽，配备有独立的气化加热系统，每座灰库库底设3个放灰口，一为干灰外运供综合利用，一为调湿后外运，还有一路接口预留备用。每座下各设有一台汽车散装机和一台加湿搅拌机。循环流化床锅炉为干式排渣，每台锅炉炉底安装3台滚筒式冷渣器，从冷渣器排出的渣经链斗输送机、斗式提升机运至渣仓贮存。单台渣仓可贮存锅炉14小时排渣量。渣仓下设汽车散装机和加湿搅拌机，可用卡车将干渣运出供综合利用或调湿后外运。第283页 恒源煤电有限公司己与宿州海螺水泥有限公司签订了本工程灰渣综合利用协议，与宿州海螺有限责任有限公司签订了本工程灰渣综合利用协议。根据协议内容，恒源煤电有限公司每年向宿州海螺水泥有限公司提供粉煤灰130万吨，向宿州海螺水泥有限责任公司提供石膏5万吨，故电厂灰渣及石膏可全部综合利用。当遇灰渣综合利用不畅时，可用汽车将灰、渣运至祁东矿塌陷区灰场。本工程拟选择位于宿州市南部的祁东矿塌陷区作为本期灰渣堆场。祁东矿塌陷区目前已经形成，塌陷区面积较大，塌陷深度高低不一，可选择塌陷深度较大的区域作为灰场。灰场的堆灰库容初期按2年左右建设，本期灰场占地约40公顷，灰坝平均高度约3m，总长约2600m，堆灰库容约240万m3。紧邻本期灰场北侧塌陷区可作为电厂的规划灰场。另外，钱营孜矿于2009年开采，至2015年塌陷区能够形成，到时，钱营孜矿塌陷区也可作为电厂的灰场或规划灰场。灰渣综合利用后，大大减少了灰场中粉煤灰的贮存量，既可延长灰场的贮存寿命，又可将灰场对环境的影响降到最小。本工程设计考虑在灰渣综合利用销路不畅时，将灰渣加水调湿后用汽车送至祁东矿塌陷区灰场。灰场贮满后即复土还田，增加土地资源，没有长期的环境污染问题。9劳动安全9.1防火防爆火电厂火灾的主要潜在危险是在可燃物贮存处或可燃物通过的场合，如油库区、变压器区，机组油系统区。煤场有煤炭自燃的可能，电缆夹层、电缆密集区域可能因电缆散热或隔热不良而发生燃烧，引起火灾。电气设备因短路或其它原因也会导致燃烧。此外还有因油系统泄漏，油溅落在附近高温管道上引起火灾。火力发电厂内发生爆炸将导致火灾、设备损坏和人员伤亡，因此防爆是十分重要的。爆炸的主要危险是在煤粉系统、供氢站、发电机氢系统、各类压力容器、蓄电池室等处。上述危险场所需采取相应防范措施。9.1.1防火(1)建(构)筑物的防火等级第283页 本工程设计中对各建(构)筑物的火灾危险性及最低耐火等级严格按照《大中型火力发电厂设计规范》(DL50660-2011)的规定执行。建(构)筑物的基本构件应具有足够的耐火极限，以保证结构的耐火支持能力和分区的隔火能力。(2)合理进行防火分区，主厂房以汽机房和除氧间作为一个防火分区，其与煤仓间之间的隔墙应考虑防火，主厂房运转层以下的隔墙其耐火极限不少于4小时。各类控制室与电缆夹层、电缆井之间的各围护构件上的孔洞，其空隙采用非燃烧材料堵塞严密。(3)保证建(构)筑物之间的安全距离是防止火灾蔓延，方便消防操作，减少火灾损失的措施之一。本工程主要的生产建筑物、辅助厂房和构筑物布置均依据《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)、《大中型火力发电厂设计规范》(DL50660-2011)执行。本工程各建(构)筑物的最小允许间距，也依照以上规定进行。厂内道路的设计按现行的《厂矿道路设计规范》要求，各建筑物之间根据生产、生活和消防的需要设置行车道路、消防车道。厂区主要道路宽7m，次要道路宽4m。主厂房周围环形道路宽7m，煤场周围环形道路宽4~7m。(4)本期工程建(构)筑物的防火设计按《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)规定进行。厂房的建筑构造，如防火墙、梁、柱、楼板、吊顶、屋顶、栈桥等的构造设计、厂房的防爆泄压，通风安全措施及安全疏散等方面的防火要求，均按此建筑设计防火规范执行。(5)锅炉的燃煤或燃油在封闭的炉膛内燃烧，由于支承锅炉的构架系钢结构，属于丁类火灾危险性，为此，除锅炉各层主要平台配有消防系统及消火栓外，每台锅炉设有一台电梯，可供人员从底层通往各层平台和锅炉最高点。在锅炉的左右两侧，各设有一个从底层到炉顶及各层平台的钢梯，锅炉与煤仓框架间各层有连接走道，便于巡回检查及事故处理和人员疏散。(6)集控室、电子室及各类控制室的室内装修和隔断应采用不燃烧材料，办公用具应为用不燃烧或难燃材料制成，控制可燃物的贮放数量，以减少火灾的发生和降低火灾的蔓延速度。(7)第283页 主厂房内设有必要的纵横水平通道，在除氧间两端及中部设有封闭楼梯，从底层通达除氧间、煤仓间各层楼面直至煤仓间屋顶层，一旦发生火灾，可供生产人员及消防人员应急通行。(8)本期工程消防系统的设计，遵照国家“预防为主、防消结合”的方针，并遵照我国有关的规定、标准进行。在主厂房、油罐区、变压器、除尘器进出烟道口等处设有感烟、感温探测器，并能自动报警。做到在火灾初期能发出报警信号，能对火灾进行就地监控和能远方或就地控制消防装置，并具有火灾一旦发生就足以扑灭的设备容量，消防设备的容量按同一时间内发生一次火灾的规定确定。(9)加强油系统防火措施汽机油系统、变压器储油箱、点火油罐区等处加强消防措施及管理。油管道采取严密防渗漏措施,在油、汽管道交汇处的热管道上，在保温层外加白铁皮保护层，以防漏油渗入热体内着火。汽轮机油箱设事故排油箱1只，以满足汽机油系统的事故排油。油库区设防护围堤，并装设泡沫灭火系统及淋水降温管路。(10)电气设备及电缆的防火措施易燃、易爆场所，如制粉系统、燃油泵房、蓄电池室等处的电气装置设计，符合现行的《爆炸和火灾危险场所电力装置设计规范》的有关规定。电缆设计严格按照《电力工程电缆设计规范》(GB50217-2007)、《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50229-2006)以及“(89)电规技字第47号关于发送《防止电缆火灾技术措施经验交流会会议纪要》的通知”等有关文件进行设计，采取可靠的防火及阻燃措施。9.1.2防爆(1)锅炉炉膛设安全监视保护装置,以防锅炉内爆，并设灭火保护设施。锅炉本体及制粉系统、高压容器均按规定设置必要的防爆门、安全门。(2)压力容器制造厂须具备设计和制造的资格证书；高压管道、压力容器、除氧器等易爆设备，定期检查防爆设施。(3)蓄电池室、加药间、加氯间等设通风装置，电气设备选用防爆型。(4)加强供氢站防火防爆措施。第283页 9.2防电伤电厂内有大量驱动机械的电动机和各种高、低压电气设备，为确保设备和运行、检修人员的安全，本期工程设计中拟采用以下措施：(1)本工程过电压保护和接地的设计，按现行的《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T620-1997)和《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)的要求进行。(2)电气设备带电裸露部分与网状遮拦等的最小安全距离按表9.2-1确定。表9.2-1电气设备带电部分最小安全净距电压(kV)距离(mm)1-1020050038002201800(3)照明系统的设计，按现行的《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》(DL5390-2007)要求进行。防爆区的照明设施需要有防爆措施。(4)电气设备的防误操作措施：设计采用电气闭锁的防误操作方案。在机组投产前电厂应按《电业安全工作规程》规定一整套运行、检修规程。按火力发电厂“安全、文明、生产、创水平达标”要求，严格执行“两票工作制，即工作票、操作票合格率达到100%”，可有效地杜绝电气运行操作事故的发生。(5)为防止电缆燃烧蔓延，在电缆沟及电缆隧道进入建筑物或在适当的地段设防火墙，配电室等加设门锁。(6)第283页 电气设备的触电保护可分为直接接触保护和间接接触保护。其中直接接触保护除要求电气设备的供应商确保电气设备的设计和制造符合上述导则及有关规程、标准的规定外，还要制定一些切实可行的安全措施，如规定中压开关柜必须具备五防功能：即防带电误拉刀闸、带电误入间隔等，只有这样，才能有效杜绝发生危及电厂运行、检修和维护人员的人身伤亡事故。为确保电气设备以及运行、维护和检修人员的人身安全，电气设备的选用和设计应符合现行国家标准《电气设备安全设计导则》(GB25295-2010)等有关规程、规定、导则。9.3防机械伤害和其它伤害火电厂发生的人身伤亡事故中，有相当部分是由机械伤害所致，而其中大部分是发生在检修作业中。因此，在运行、检修过程中应加强安全观念，严格遵守安全操作规程。在设计中考虑设置的防护措施主要有：(1)机器的转动部分装有防护罩或其他防护设备(如栅栏)，露出的轴端设有护盖，以防绞卷衣服。(2)转动机械设备设置必要的闭锁装置。(3)需在高空进行维护操作的设备和阀门，均设有平台扶梯。(4)所有沟或孔洞设盖板封闭，对不能封闭的孔洞设栏杆防护。(5)较长输送距离的机械，在其跨越处设置带护栏的人行跨梯。(6)沿带式输送机运行及检修通道两侧均装设有防护栏杆和紧急停车拉线开关。(7)主厂房、生产建筑物、厂内道路、输煤系统、电缆通道等处，应设计有足够亮度的照明，以防夜间维护操作发生伤害事故。(8)高空作业，必须备有可靠的安全带和安全帽。9.4安全培训与制定规程(1)在机组试运行之前，必须制定培训计划并进行培训，保护运行人员能安全、有效地进行操作设备，让机组正常运行。(2)培训一支能安全和正确地进行检修的队伍，制定一个包括日常技术和特殊技术要求的维修规程，各种可能的安全因素均应包括在内，诸如温度、粉尘、污染或缺氧大气，内压以及限制接近或者有限空间要求等。规程必须符合安全要求和设备制造厂商的建议。9.5劳动安全监测站及其它根据原电力部电综[1998]126号文“关于颁发《电力行业劳动环境检测监督管理规定》通知”的要求和实际需要，电厂应设置劳动环境检测监督站及安全教育室并被配备相应仪器设备。第283页 根据以上要求本期工程暂按环境监测站与劳动安全和职业卫生检测站合并设置考虑，暂列面积共300m2。安全教育室面积200m2，可与其它会议室等合用，不单列。本工程列监测站、安全教育室仪器设备费共100万元。建议业主单位严格按照有关审批程序办理，委托有资质的单位进行本工程的安全预评价工作，编制安全预评价报告书并上报审查。经批复的本工程安全预评价报告书及其审批意见，将作为本工程初步设计阶段编制劳动安全专篇的依据，也将作为今后电厂进行设计、施工安装和运行管理各个阶段落实劳动安全防治措施的依据。10职业卫生10.1生产过程中存在的危害因素分析(1)粉尘电厂的燃煤、灰渣，在燃料的装卸、输送、贮存和制备过程及粉煤灰的收集、输送、装卸和贮存过程中，均会产生粉尘，危害劳动者的身体健康及污染周围的环境。本期工程脱硫系统以石灰石为吸收剂，在石灰石卸料、输送的过程中均可能造成粉尘飞扬，对运行工人的健康有一定的危害。同时，脱硫系统的副产品脱硫石膏经过两级脱水后也为粉状，在粉状脱硫石膏的装运过程中也可能会产生粉尘飞扬。易产生粉尘的系统主要有燃料系统、除灰系统和脱硫系统。燃料系统产尘的部位及场所为卸煤装置，燃煤的输送、转运及煤斗装煤环节，煤仓间胶带层等。除灰系统产尘的部位及场所为除尘器灰斗出口。脱硫系统产尘的部位及场所为石灰石粉卸料、输送和脱硫石膏的装运过程。(2)有毒、有害气体电厂的运行过程中产生有毒、有害气体的是化学水系统、SF6气体另外抗燃油等物质对劳动者的健康也有一定程度的危害。易产生有害气体的场所，有酸、碱计量间及加药间等。第283页 (3)高温及潮湿属于高温场所主要是主厂房；易出现潮湿的场所主要是输煤系统的地下建筑，如地下转运站等。10.2防尘防尘设计原则：输煤系统煤尘治理设计原则按照《工业企业设计卫生标准》(GBZ1－2010)、《大中型火力发电厂设计规范》(DL50660-2011)、《火力发电厂采暖通风空气调节设计技术规程》(DL/T5035－2004)及《火力发电厂运煤设计技术规程第2部分：煤尘防治》(DL/T5187.2－2004)中的有关规定执行。(1)输煤系统防尘在输煤系统煤(粉)尘飞扬较为严重的各落煤点均设置喷雾抑尘除尘装置，该机组能较好地处理煤(粉)尘，达到和满足国家的环保要求，创造一个较好的工作环境。煤仓间头部转运站及各原煤斗上均设置有负压抽风除尘装置。本期采用全封闭式贮煤场。所有栈桥面和转运站地面均采用水冲洗。煤仓间皮带层地面设吸尘装置。除尘设计按现行的《工作场所有害因素职业接触限值:化学有害因素》(GBZ2.1-2007)执行。(2)除灰系统防尘静电除尘器的落灰管上，配备有密封良好的卸灰阀和输送设备。气力除灰系统采用管道输送；灰库顶部设置除尘装置；综合利用的干灰用密封罐车送至综合利用用户。灰库放灰后，地面有水冲洗设施。除尘器下部地面为混凝土地坪，四周设堰口、排水沟，以便于冲洗、清扫。综合利用剩余的干灰在干灰库下加水调湿用封闭式汽车送至碾压灰场贮存。保温材料采用成型的微孔硅酸钙、珍珠岩及稀土系列制品，不用石棉和玻璃棉材料，避免检修时拆卸引起粉尘污染。(3)真空清扫系统第283页 本工程二台炉设置一套车载式真空清扫装置，每台炉设一套真空清扫管道系统。真空清扫管道系统服务范围为锅炉房零米层、运转层、锅炉顶部等，并兼管煤仓间不宜水冲洗部位的积尘清扫。除尘设计按现行的《工作场所有害因素职业接触限值:化学有害因素》(GBZ2.1-2007)执行：总尘：4mg/m3(时间加权平均容许浓度)呼尘：2.5mg/m3(时间加权平均容许浓度)粉尘超限倍数按PC-TWA的2倍。若劳动者接触浓度不符合要求时，工作人员应采取个人防护措施。若空气中游离SiO2含量＜10%，则排至室外的空气含尘浓度不大于120mg/m3；若空气中游离SiO2含量＞10%，则排至室外的空气含尘浓度不大于60mg/m3。(4)脱硫系统防尘对石灰石运输采用封闭措施，以防止扬尘的产生。对制粉、制浆过程中产生扬尘的卸料斗加档板，进料口加垂帘挡板措施；石灰石仓和中间粉厂仓加布袋除尘器，排放控制浓度小于10mg/m3措施。综合利用剩余的脱硫石膏用封闭式汽车送至碾压灰场贮存。10.3防毒、防腐电厂中产生有毒有害物质的车间有酸库、碱库、配电间和蓄电池室等，各种有毒物质均应符合《工业企业设计卫生标准》(GBZ1-2010)、《工作场所有害因素职业接触限值:化学有害因素》(GBZ2.1-2007)中规定最高容许浓度的规定。(1)化学处理用的设备、酸、碱存储罐等应采用防腐材料制成或衬涂防腐材料，其它有关管道及附件，也应采用防腐措施。(2)控制室、机房等有一定的防静电、屏蔽要求，对有防酸等要求的地坪、墙面、天棚等应应选用耐酸地砖、瓷砖、吊顶材料，并注意耐酸性能，以符合使用要求。(3)第283页 锅炉在停用时要防止腐蚀，一般在一个月以内应采取联氨保养。所有氨、联氨溶液箱均为密闭容器。(4)废水处理和化学水处理用的设备、管道及蓄电池室的地坪、墙面和管沟等要采取防腐措施。(5)化水车间的废酸碱液排水沟及卸酸碱地坪、酸碱库的地坪以及室外酸碱设备集中布置处的平台、梯子和支架等，均应考虑防腐。为避免泄露等造成人身伤害，现场设有安全淋浴器。(6)设计考虑在锅炉补给水处理的离子交换器车间、化验室、氨、联氨加药间等凡有可能产生化学有毒气体的场所均设有机械排风装置，以保持室内空气新鲜。(7)化学车间的有毒药品，贮存在危险品仓库内，有专人负责保管。10.4噪声防治噪声防治是保护环境和职工劳动保护及工业卫生的重要组成部分。本期工程的噪声防治拟采用综合治理方式：首先从声源上加以控制，对于从声源上无法根治的生产噪声，则采取行之有效的隔声、消声、吸音及防振等措施，根据《工业企业设计卫生标准》(GBZ1-2010)、《工作场所有害因素职业接触限值：物理因素》(GBZ2.2-2007)，工作场所劳动者的工作环境噪声接触限值应控制在低于表12.4-1规定的限值。电厂各场所的噪声标准按照《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》(DL5053-1996)中的标准执行。表10.4-1工业企业噪声卫生标准接触噪声时间(h)接触限值［dB(A)］备注5d/w,=8h85非稳态噪声计算8h等效声级5d/w,≠8h85计算8h等效声级≠5d/w85计算40h等效声级本工程噪声防治措施如下：在主要设备订货时，应对噪声水平有明确的要求，尽量在产品的设计制造上采取措施，降低设备本身的噪声，同时在设备安装调试阶段，严格把关，提高安装精度，做好机器部件的静平衡和动平衡，以减小激发振动的动力。第283页 对各大功率设备采用隔声、隔振措施，送风机、一次风机入口装设消声器，锅炉排汽采用小孔消声器，以降低噪声。在有工作人员经常活动的车间内设置隔音值班室，并使隔音室内声级控制在70dB(A)以下，集控室室内声级控制在60dB(A)以下，使工作人员能有一个良好的工作环境。在厂区道路旁、空地、办公楼附近合理种植树木以减少噪声对环境的影响。10.5防暑降温及空调通风火力发电厂是一个热源比较集中的场所，本期工程应考虑防暑降温，各工作场所的环境温度根据《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2010确定及《大中型火力发电厂设计规范》DL50660-2011的要求，按现行的《采暖通风与空气调节设计规范》执行，在设计中依据规范采取隔热、通风、空调采暖等措施，以保证运行、检修生产人员具有良好的工作环境。(1)防暑：对于生产操作人员，一般在集中控制室内值班，按《工业企业设计卫生标准》的规定，远离热源，以达到防暑的目的。对于在车间进行巡回检查或就地操作的运行人员，在局部的高温区其工作条件比较恶劣，则在设计上除采取隔热措施外，还考虑采用通风的办法来降低工作区的温度，对这些区域内操作比较频繁的阀门，则考虑选择电动阀门，以改善操作人员的工作条件，减轻劳动强度。(2)通风：在设计上除采取设备保温隔热措施外，在各建筑物内还应采取加强通风措施，主要有：汽机房/除氧间的通风方式采用自然进风，空气通过汽机房底层进风，排风由设在汽机房屋顶上的屋顶自然通风器排至室外。本工程汽机房内的发电机组采用水氢氢冷却方式，在发电机所在区域的汽机房最高点考虑排氢措施。其它如煤仓间皮带层采用自然通风。电缆层的进风由墙上电动百叶进风，并经墙上的轴流风机排出室外，以维持室温40℃以下和室内负压。通风系统设置防火挡板及排烟设施。(3)第283页 隔热：设计中，对有热源的管道，将采用保温材料与外界隔开，其目的除了防暑降温和安全生产外，更重要的是为了防止热量散失，提高热效率。(4)空调：汽机房6KV配电室设置降温通风空调机，汽机电子设备间设置组合式恒温恒湿空调机组。锅炉电子设备间设置风冷恒温恒湿空调机组。励磁设备间布置有励磁设备及开关柜，故设置空调机，空调机组与火警信号联锁，火灾发生时，机组自动断电停机，防止火灾蔓延。锅炉MCC间设计空气调节装置。10.6卫生及其它本工程设计将充分注意生活卫生设施，各生产控制室内设有卫生间、更衣室，主厂房设有卫生间、垃圾竖井、污水池。卫生设施的设计符合《工业企业设计卫生标准》(GBZ1-2010)的要求。根据《中华人民共和国职业病防治法》及《火力发电厂职业卫生设计规程》(DL5454-2012)的规定，电厂应按规定设置作业环境检测监测机构，对员工进行职业卫生教育、培训的设施和设备。本工程作业环境检测监督站与环境监测站可合并设置，布置在化水楼内。职业卫生教育培训室与其他会议室合用，不单列。建议业主单位严格按照有关审批程序办理，委托有资质的单位进行本工程的职业病危害预评价工作，编制职业病危害预评价报告并上报审查。在下阶段初步设计时将根据批复的本工程职业病危害预评价报告书及其审批意见，作为电厂进行设计、施工安装和运行管理的依据，编制职业卫生专篇，落实职业病防治措施。第283页 11资源利用11.1原则要求(1)本工程所利用的资源需符合《国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知》(发改投资[2006]2787号)精神要求。(2)本工程设计中遵循落实科学发展观、建设资源节约型和环境友好型社会的国策，认真贯彻开发与节约并重、合理利用和优化配置资源的方针，在主要工艺系统设计、主辅机选型及材料选择中，严格执行国家有关规定。(3)项目厂址与土地利用总体规划方案执行《中华人民共和国土地管理法》以及国务院、国土资源部《建设项目用地预审管理办法》(国土资源部第27号令)等国家颁布的有关土地政策、法令、标准和规定的要求。11.2能源利用11.2.1安徽省能源供应状况分析及开发方案(1)煤炭资源安徽省煤炭资源尤为丰富，保有储量约246.54亿吨，居全国第7位，华东第1位。安徽煤种齐全，煤质优良，用途广泛。现已探明的煤炭储量99%赋存于淮南煤田和淮北煤田，淮南煤田含煤地层面积约5451平方公里，淮北煤田含煤地层面积约9651平方公里。两淮煤炭生产基地已被列入国家13个亿吨级基地之一。2008年，安徽省煤炭年产量超过1亿吨。规划到2020年，全省煤炭产量达到20000万吨/年，其中淮南矿业集团10000万吨/年，淮北矿业集团3000万吨/年，皖北煤电集团1600万吨/年，国投新集能源2900万吨/年，乡镇煤矿500万吨/年。(2)石油资源目前安徽省境内探明的油田仅滁州市天长县内王龙庄和安乐两个油田，面积约10.9平方千米，储量约1051万吨。本着“节约与开发”并重的方针，采取高新技术和先进适用技术改造用油、用气产业，努力降低油耗、气耗。做好石油战略储备工作，改扩建合肥石油储备库，建设完成原油、成品油管道工程，并积极争取国家石油战略储备在我省新增布点。第283页 (3)煤层气主要分布在淮北、淮南煤田。据初步预测，蕴藏煤层气面积约有7191平方千米，预测煤层气含量9087亿立方米，在深度小于1500米以内的煤层气含量6319亿立方米；深度在1500--2000米内的煤层气含量2768亿立方米。沿江江南煤田也含有少量煤层气。全省煤层气的利用主要在民用方面、煤层气发电刚刚起步；建成储气罐1.18万立方米；铺设输气管路13.5万米；利用煤层气1000立方米。目前主要充分利用国家“西气东输”、“川气东送”工程，建成15条天然气省内支线管道。以城市生活用气和“以气代油”为主，逐步使天然气向采暖及空调、汽车燃料等领域渗透，实现开发利用多样化。经济发展公共建设用户和工业用户，力争在天然气发电、天然气化工、天然气工业燃料利用方面取得积极进展。11.2.2燃用燃料的合理性分析本工程燃料由两部分组成：煤泥和洗中煤。目前矿区目煤厂排放的煤泥、矸石等低热值煤，一部分低价出售，一部分堆置在矸石山上，造成了资源的极大浪费，建成资源综合利用电厂后，就为这部分放错位置的资源找到了正确的出路，变废为宝。按照现有低热值燃料来源的数量及质量，钱营孜低热值煤发电工程2×350MW建成投产后，按年运行5500h计算，年发电量3850GWh，上网电价假定计0.444元/kWh，年售电收入即为16.03亿元(厂用电计6.2%)。经济收益十分可观。低热值煤发电有利于减轻环境污染。煤泥黏性大，有的还具有一定的流动性。由于这些特性，导致了煤泥的堆放、贮存和运输都比较困难。尤其在堆存时，其形态极不稳定，遇水即流失，风干即飞扬。结果不但浪费了宝贵的煤炭资源，而且造成了严重的环境污染。洗中煤热值低，掺混在优质煤中长距离运输，加剧运力紧张矛盾，增加运输能耗，也是对环境的一种间接危害。这些低热值燃料被利用后，对环境的危害就可以被极大改观。低热值煤发电燃烧过程中产生的氮氧化物、二氧化硫等废气排放可以通过脱硝、脱硫等成熟技术加以严格控制。产生的灰渣等可以用作建筑材料制砖等，减少了黄土用量，保护耕地，改善了矿区环境。第283页 低热值煤发电有利于节省能源。根据上述章节测算，钱营孜低热值煤发电工程按年运行5500h计，燃用的煤泥洗中煤总量折标煤111.65万t，这部分能源中有相当部分是变废为宝得来，节省了可观的能源。低热值煤发电有利于促进产业转移和劳动力再就业。皖北矿区有50多年的开采历史，部分老矿井由于煤炭资源的枯竭，使矿井产量递减以至最终报废关闭，导致工人失业。煤矸石综合利用促进了产业转移、劳动力再就业，还为刚刚步入社会的新一代劳动力提供了就业机会。低热值煤发电有利于促进煤炭行业的结构调整。煤炭作为我国的基础产业和主要能源产业，由于受长期计划经济的影响，产业结构矛盾突出。低热值煤发电由于有较好的社会、经济和环境效益，也符合国家的产业政策，是煤炭行业产业产品结构调整的有效途径之一。11.3土地利用工广厂址：该厂址位于钱营孜矿工业广场北围墙外侧。在钱营孜矿工业广场北围墙外地形平坦开阔。除东北方向约450m外有后湖王家村外，距其它居民村均较远。钱营孜矿工广保护煤柱按现设计往东、往南、往北均为430m左右。建设电厂的拟新征地块在工广北侧原设计保护煤柱范围内，需要约650×310m2的建设场地。若电厂在此位置新建，则需要对工广保护煤柱范围适当向北外移扩大。该地块区域内地形平坦，现为旱地。自然地面高程为23.2~23.6m。厂区内分布一些干涸的沟渠，局部有池塘和坟地，无居民房屋拆迁工作。建设场地内有两条110kV及两条10kV线路需移位重建。本期工程厂区围墙内用地约17.76hm2。厂址永久用地约60.912hm2，施工临时用地约35.045hm2。厂址区大部分为一般农田。由当地政府根据占补平衡的原则对土地性质进行调整。第283页 行宫铺厂址：行宫铺厂址位于宿州南部工业开发区的西外沿处，S305省道西边。东北距离宿州市区约3.5公里。厂址东南侧紧邻宿蒙河、S305省道及行宫铺村，西北角处有南陈、松林、新周圩孜等村庄。东西两侧现为农田。拟选厂址区为宿州市2010~2030规划的工业建设用地，按宿州市城市总体规划：该厂址区北侧为纬五路，东侧为经二路，南侧为宿蒙河、S305省道及南外环路，西侧为经一路(蒙城—永城公路)。该区块约75%为有条件建设用地，25%为一般农田，占用农田部分由当地政府根据占补平衡的原则对土地性质进行调整。厂址位于平原地区，地形平坦、开阔。厂区内分布一些干涸的沟渠和坟地。厂区内无居民房屋拆迁，厂址场地中央有一条输电线路需改道。本期工程厂区围墙内用地约20.72hm2。该厂址永久用地约74.19hm2，施工临时用地约24.545hm2。本项目两个拟选厂址均已取得土地管理部门的文件。表12.3-1厂址用地一览表厂址项目工广厂址行宫铺厂址厂址用地总面积(hm2)60.912(征)+35.045(租)74.19(征)+24.545(租)厂区用地面积(运煤方式：皮带运煤+公路)(hm2)17.7620.72土地性质大部分为一般农田。约75%为有条件建设用地，25%为一般农田。贮灰场用地(hm2)4040厂外输煤栈桥用地面积(hm2)0.43211进厂道路用地面积(hm2)1.951.95厂外补给水总用地(hm2)0.12(征)+21.6(租)0.12(征)+11.1(租)其它用地(hm2)0.650.4施工生产区及施工生活区用地(hm2)13.445(租)13.445(租)第283页 11.4水资源利用根据本工程的实际情况，为确保电厂长期、经济的安全运行，并达到节约用水、保护环境的目的，在设计中按照各工艺系统对水量及水质的要求，结合水源条件，设计合理的供水系统，尽量做到循环用水、梯级用水，一水多用。根据电厂各排水点的水量及水质情况，合理确定各排水系统及污、废水处理设计方案，尽量做到污、废水收集处理后全部回用。采取节水措施后，在正常工况下，全厂将无废水排放。本工程2×350MW机组采用湿法脱硫方案时，夏季用水量1408m3/h，发电耗水指标为0.563m3/s.GW。机组全年利用小时数按5500h计，全年2×350MW机组总用水量约为683.65×104m3/a。11.5主要建筑材料利用11.5.1在采用钢筋混凝土结构方案的基础上，以下对建筑主材：钢筋的选用加以比较。随着科技的不断提高，各种新的建材不断涌现，高强钢筋是其中的成熟产品，在生产中的运用也日益广泛。本节专题讨论其在本工程中运用的可行性和必要性，以达到节约投资、方便施工、增强美观的目的。11.5.1.1HRB400热轧钢筋的特点目前，热轧HRB400Ⅲ级钢筋是国家重点推广的建筑用钢更新换代产品。近些年来,由于国家政策的引导和市场需求的推动作用以及冶金新技术新理论的出现创造了条件,国内多数钢厂和科研院所纷纷在HRB400上开展了一些试验研究工作,近乎是出现遍地开花的局面。各大钢厂多以微合金化的方法生产HRB400Ⅲ级钢筋,设备采用较先进的半连轧、全连轧生产线。微合金化方法主要采用V和Nb,含量随着钢筋规格的变大而提高。就从加入合金种类看,主要是VN、FeV和FeNb。由于氮在钢中能够明显促进V的析出,提高有效V的数量,采用VN微合金化比采用FeV可节约30%以上的钒。钒微合金化钢筋采用VN合金化时w[V]含量处于0103%~0108%的水平,而用FeV则要高出0101%~0103%;比较来看,用Nb微合金化时用量明显降低,通常在0102%~0105%范围内;在价格方面,第283页 FeNb又较FeV和VN低且稳定,故用FeNb生产HRB400Ⅲ级钢筋具有明显的经济优势和竞争力。但是,Nb微合金化钢易出现连铸坯裂纹和造成屈服点不明显等问题,对轧制工艺要求苛刻。经过近几年的研究,这些问题通过采取微Ti处理、二冷制度调节和控制控冷工艺等措施已得到很好地解决。目前,已呈现Nb代V微合金化生产HRB400Ⅲ级钢筋的趋势。对于通过控轧、控冷工艺形成的细晶粒钢筋,目前还基本上处于实验室研究和工业试验生产阶段。用成分为0118C20122Si20160Mn的低碳碳素钢在850℃或更低温度以较大的变形量可以获得10~20μm的奥氏体晶粒尺寸,随后加以20℃/s或更大的冷却速度冷却时,便可以得到4~6μm或更细小的铁素体,从而使得钢筋的力学性能明显提高。较低的轧制温度和大变形量对轧机提出了更高的要求.如果轧制设备允许,通过控轧控冷生产细晶粒钢筋是一种非常有成本优势和获得良好性能钢筋的生产工艺。这也是在最近的GB14992-1998修订中将细晶粒钢筋纳入国标的一个重要原因,各方应进一步开展工作加快细晶粒钢筋的工业化生产。HRB400的大幅推广因而具有如下优势：(1)强度高、延性好。其设计强度为360MPa,比HRB335可节省用钢10%~18%;可见HRB400级钢筋具有良好的经济效益。(2)性能稳定,应变时效敏感性低.安全储备量比HRB335大;随着我国国民经济快速发展，综合国力增强，相对于结构安全度偏低，特别是钢筋混凝土结构偏低较多的现状，完全具备了适当提高结构安全度的经济承受能力，国家新版规范也按此思路作出反映。(3)焊接性能良好,适应各种焊接方法;方便施工，加快进度。(4)抗震性能好。强屈比大于1125;(5)韧脆性转变温度低。通常在-40℃下断裂仍为塑性断口,冷弯性能合格;(6)具有较高的高应变低周疲劳性能,有利于提高工程结构的抗破坏能力.(7)提高资源利用率，减少能源消耗和环境污染。由于现在热轧带肋钢筋的直径已从6mm直到50mm，规格较为齐全，工程实践中，可采用其中小直径钢筋用作箍筋或墙、板类构件配筋。11.5.2薄壁离心钢管第283页 综合管架由于其贯穿厂区，体量较大，是发电厂标志性的构筑物。管架柱距适当拉开，并减小截面可使厂区显得开阔、壮观。基于以上考虑，工程中经常使用轧制H型钢、钢管或薄壁离心钢管做为管架柱的材料。其中，薄壁离心钢管作为一种复合结构，可以充分发挥钢和混凝土两种材料的物理力学特性，克服两者单独使用的弱点；其相对于轧制H型钢质量分布均匀，抗弯模量对称，整体稳定性好；相对于纯钢管可充分利用混凝土的受压性能，节约用钢量。薄壁离心钢管为成型产品，现场拼装，施工方便、快捷。在技术上电力系统已有了相应的规程作为技术支撑。我院在许多工程中的成功应用也为该材料奠定了实践基础。11.5.3沟道盖板在电厂建设中，室内、外沟道盖板单件虽小，但数量较多，且直接影响厂区美观。工程中传统的做法是采用双面配筋的钢筋混凝土盖板，考虑到边、角易破损，盖板四周用钢板或槽钢包边，另外，在沟道顶部一般包角钢，以使盖板平整。无机复合盖板是以无机物、植物纤维等环保材料制成的新型盖板。它采用新型材料代替钢筋做肋，在节约钢材的同时，解决了异形板的制作问题。该盖板在电力系统已得到一定程度的应用。其主要优点如下：(1)轻质。易搬动，易施工，方便检修。(2)美观。该盖板工厂化生产，一次浇注成型，尺寸统一。可由建设单位选择防滑花纹和颜色。(3)耐久性好。由于材料原因，该盖板韧性、抗老化性均优于钢筋混凝土盖板，且解决了室外盖板钢材、钢筋易锈蚀的问题。(4)防火性能好，达国家A级标准。对于部分要求防腐蚀的沟道盖板，可考虑采用拉挤成型玻璃钢格栅板，室外采用封闭型。过道路沟盖板由于其需承担较大的汽车荷载，仍然采用钢筋混凝土结构11.5.4耐磨地面材料第283页 近几年，建筑地面材料不断发展，涌现出一大批新的地面材料，给地面材料的选用提供了很大的空间。根据火力发电厂建筑使用功能的不同，对地坪材料有不同的要求，如何选用地面材料，我们进行了充分调研，主厂房地面材料，过去一般采用水泥砂浆地面、地砖地面、预制水磨石地面、花岗岩等地面材料，它们都有一个共同特点，即耐击不够，缝隙比较多，有不易清洗的缺点。火力发电厂建筑设计规程要求电厂输煤系统建筑应有水冲洗设施，而水冲洗地面不宜采用块状材料铺装。因为块状材料缝隙比较多，容易积灰，不易冲洗干净。传统的现浇水磨石地面，由于需要现场水磨，工期长、污染周边环境、影响设备安装，现在一般在电厂建筑中都不采用；另一种传统的水泥砂浆地面，不耐磨又容易起尘。水冲洗地面急需一种既耐磨不起尘，又容易清洗，施工方便的地面材料。耐磨地面材料正可以解决这一问题，耐磨地面材料有很多种，在设计中，根据使用功能对地坪材料不同的要求，选择不同的耐磨材料。11.5.4.1耐磨地面材料性能、特点和施工方法(1)环氧树脂耐磨地面涂料环氧树脂耐磨地面涂料是以环氧树脂为基础的高分子合成耐磨材料。环氧树脂耐磨地面涂料特点是附着力强，机械强度高，色彩鲜艳，能满足各种地面不同的要求，具有耐磨、防水、耐酸碱、耐油、防滑等特性。其施工方法如下：①．基面必须要求清洁、干燥、含水率＜8%。②．底涂一遍，一般用环氧树脂。一般在底涂6小时后左右批括腻子，干后用打磨机打磨平整，然后再批括第二便腻子，干后用打磨机打磨平整光洁，合格后进行面涂。面涂涂2~3遍，二次面涂的时间间隔＞12小时。③．该涂料施工性能好，低于零度亦可施工。④．耐磨洁净地坪涂料系双组份，使用时按一定配比混合搅拌均匀后施工。(2)特殊矿物骨料耐磨地面材料第283页 特殊矿物骨料耐磨地面材料，是一种非金属骨料耐磨地面材料，由一定颗粒级配的非金属骨料，特种水泥，其它掺合料和外加剂组成。材料使用方便，开袋即可使用，施工时，按4~6㎏/㎡的用量将其均匀的撒布在初凝阶段的混凝土表面，经专门手段加工﹙主要是机械镘打磨﹚，使其与混凝土地台形成一个整体，从而获得厚度为2~3㎜且有耐磨﹑防尘和美观的耐磨地面。特殊矿物骨料耐磨地面材料主要适用于室内外需要增加表面耐磨性能并着色的混凝土地面。例如：购物中心﹑停车场﹑学校﹑地下车库﹑医院﹑工业厂房﹑仓库﹑码头等。它的特性和优点是能增强混凝土地面的耐磨性和强度；带有色彩的耐磨地面材料能免去因周期性涂装或将表面增厚所带来的费用；形成一个高密度﹑易清洁﹑抗渗透的地面。(1)特殊合金骨料耐磨地面材料特殊合金骨料耐磨地面材料，它与特殊矿物骨料耐磨地面材料组成﹑配方、施工方法基本相同，只不过将合金骨料﹙主要成份金刚砂﹚代替矿物骨料。它具有更好的耐久性﹑防尘性﹑耐腐蚀性；不生锈﹑易清洁等优点，主要适用于磨损耐久性要求更高的场所；承受频繁交通的地面；经常有冰盐的场所等。(2)砂浆型耐磨地面材料砂浆型耐磨地面材料是一种高级无溶剂环氧树脂和精选骨料组成的彩色砂浆工业地面材料，与可抹平的混合砂浆形成一个整体面层。砂浆型耐磨地面材料适用于抗中等化学腐蚀和机械冲击地面。例如：加工和储存区域；车辆通行和装卸区域；湿操作区域。它的特性和优点是色彩丰富，可选择性多；外光平整﹑亮丽﹑无接缝﹑易清洁；对凹凸不平地面有补平效果。施工一般要经过四道工序：①．基面清洁，②．底涂层，③．主涂层，④．封闭层。主涂层应在正确处理和涂有底漆的表面上，最小厚度不宜小于6㎜。11.5.4.2耐磨地面材料拟在本工程中运用的部位火力发电厂建筑各个生产车间对地面材料有着各自不同的要求，我们将根据各种耐磨地面材料的不同性能，合理选用，优化匹配，使性价比达到最佳。(1)环氧树脂耐磨地面涂料，耐磨性能好，颜色众多，色彩鲜艳，防耐酸碱性能优异，拟用在主厂房运转层、化水建筑需要耐酸碱地面。第283页 (1)特殊矿物骨料耐磨地面材料，耐磨性能优良，耐冲击、强度高，有面层与混凝土地台形成一个整体等性能特点，拟用在汽机房、除氧煤仓间、锅炉房底层、中间层地面，以及对地面有耐磨、不起尘、易清洁要求的建筑。(2)特殊合金骨料耐磨地面涂料材料，耐磨性能更加优异，耐冲击强度更高，不起尘、易清洁等特点，拟用在磨损耐久性要求更高的场所，如主厂房零米检修厂地等。(3)砂浆型耐磨地面材料，耐磨、不起尘、抗渗透、易清洁，施工时不需要机械镘打磨等特点，主要适用于耐中等化学腐蚀和抗中等机械冲击地面。砂浆型耐磨地面材料与特殊矿物骨料耐磨地面材料配合使用，面积比较大的部分采用机械镘打磨的特殊矿物骨料耐磨地面材料，面积比较小的部分采用不需要机械镘打磨砂浆型耐磨地面材料，如在封闭栈桥踏步﹑设备基础及孔洞边、墙边做150㎜宽砂浆型耐磨地面材料，其它部位做特殊矿物骨料耐磨地面。这样在墙边﹑柱边﹑设备基础及孔洞边形成150㎜宽镶边，面积较大的地面和镶边可以用不同的颜色，这样既解决边角机械镘打磨不到的问题，又丰富了地面的色彩。以上做法我们拟用在主厂房皮带层、输煤系统转运站及封闭栈桥等部分。11.5.5结语新材料发展速度很快，其应用也是一个不断发展的过程，在本工程不同的阶段，我院将不断积极关注、了解相关的信息，利用并用好新的建材，以达到科技先进、节约投资的目标。第283页 12节能分析12.1节能降耗措施12.1.1认真做好系统设计和设备选择，提高机组运行经济性(1)做好工艺系统流程的优化设计，选择合理、经济的工艺系统。优化布置方案,以节约原材料。(2)选用煤耗低的超临界燃煤机组。主要设备如锅炉、汽轮机、发电机推荐选用引进技术国内制造，关键部件进口的产品，对国内制造厂的技术依托也将提出相应要求，使设备选型在技术方面既有先进性、成熟性，在工程投资和运行方面上又具经济性。(3)选用循环流化床锅炉，具有以下节能优点：①占地面积小，节约电厂总布置场地；②对燃料适应性强，燃烧效率高；③负荷调节性能好，最低稳燃负荷小，可节约住燃油，机组运行更经济；④灰渣可综合利用。(4)做好工艺系统流程的优化设计，选择合理、经济的工艺系统。(5)提高烟道、汽(气)、水及浆液管道的严密性，防止泄漏。(6)对保温将选用绝热性能好的保温材料，对保温结构进行优化设计，减少散热损失。对露天设备及管道加强保温,减少热损失。(7)辅助设备选用节能高效，变负荷运行效率高的产品。如给水泵由汽轮机驱动；风机采用变频调节。凝汽器抽真空系统选用较先进的水环式真空泵。(8)为了保证机组在变动工况或较低负荷运行时有良好的效率，机组将采用纯滑压或复合滑压运行方式；采用滑参数启动方式，缩短机组启动时间。(9)各种辅机设备的参数和容量的选择均依据有关设计规程和规范，不无原则放大容量、多留裕度。选择可靠性高的给水加热器，以确保给水加热系统的高投入率和长期处于最经济的运行状态。(10)设备、系统的布置在满足安全运行、方便检修的前提下，尽可能做到合理紧凑，以减少各种介质的能量损失。(11)在系统设计中，对能够回收利用的汽、水工质都考虑回收或重复利用。第283页 12.1.2精心设计，为电厂在运行中加强节约能源管理创造条件(1)为了加强燃料管理，进行经济核算，在贮煤场前设置一套一定精度等级的计量装置和自动取样设备，以满足燃料检量、检质和取样化验的要求。在燃料进炉前设置第二套计量和取样装置，以便及时提供确切的煤量和煤质资料，便于运行人员及时进行燃料调整。(2)保持炉膛及尾部受热面清洁，提高传热效率，是降低锅炉煤耗的有效措施。为此在锅炉本体的设计中配置了可靠完整的吹灰系统，以便在运行中定期使用吹灰器，保持受热面的清洁。(3)在水系统的关键部位装设水表，以加强用水量的监督和管理。(4)在燃烧控制系统中采用先进的控制算法，使燃烧处于最佳状态，辅机设备运行处于效率最优工况，节约燃煤和辅机能耗。12.1.3节电措施(1)在正常运行中由汽动泵投入，以降低机组厂用电率。(2)主厂房通风系统采用自然进风、机械排风方式，以节约厂用电。(3)在水泵、风机、电动机的选型中优先选择高效率、高可靠性的设备。(4)在厂用电设计中，除合理进行各段厂用母线的负荷分配，选择合适的厂变容量外，对离主厂房较远且负荷又较集中的辅助生产区域，考虑在就地设置专用厂变集中供电，以减少电缆的能耗。同时选用低损耗变压器，以减少能量损失。(5)辅助机械配用节能高效型电机。(6)照明选用节能型灯具，电源及重要回路选用铜芯电缆。12.1.4节水措施从贯彻国家有关节约水资源的政策和电厂运行的经济可靠性上，本工程将采取切实有效的措施，开展一水多用、废水回用等节约用水工程设施研究，以节约用水和保护环境。本工程拟采取下列节水措施：(1)在技术条件允许的前提下，尽可能提高循环水的循环倍率，减少冷却塔的排污水。冷却塔加装除水器,减少蒸发损失。(2)设备冷却水尽可能实施闭环。第283页 (3)采用干灰集中，然后调湿输送至灰场方案，减少除灰用水。(4)脱硫系统的石膏浆液经真空皮带脱水机分离出的水，考虑重复使用，有效的减少了全厂补给水量。(5)所有浆液泵均采用机械密封，减少因泵的密封而造成的水损失。(6)分类收集和处理各类废水，处理后的废水进行重复使用。(7)除飞灰系统采用干除灰方式，飞灰经只经过适量加水调湿后由汽车外运，从而减少耗水量。12.2建筑节能降耗措施12.2.1建筑形体设计在建筑设计中，原则上应减少建筑物外表面积，适当控制建筑体形系数(即建筑外表面给与其所包围的体积之比)，减少建筑面宽，加大进深或增加组合体。建筑外形选用长条型，而体型复杂，凹凸面过多的塔式布置对节能不利。另外，要重视屋檐、挑檐、遮阳板、窗帘、百叶窗等构造措施，对于调节日照节省能源是十分有效的。围护结构采用浅色外表面，可反射夏季太阳辐射热，减少壁面得热。尽可能充分利用自然光；采用高效照明光源及灯具。此外，将功能相近的建筑合理组合也是一种有效的节能手段。通过设计能使建筑之间交通短捷、流畅，方便联系和管理，减少占地面积和相应的室外空间，还因减少了外墙面积，减少了能耗，进而取得节能的效果。在设计中可将各种检修间合为一体；将各种材料库合为等，以大大节约建筑用地及建造使用成本。另一方面在室内，我们与工艺专业紧密配合，优化设计，使设备布置更合理、紧凑，减少不必要的面积和体积，充分利用室内空间。12.2.2墙体材料及节能设计限制使用粘土砖，取代使用各种轻质墙体或空心砖，以节约土地耕地且符合国家和地方出台了有关的政策。另外，实心粘土砖保温性能差，从节能角度看，显然不是理想的墙体材料。12.2.3屋顶节能设计第283页 由于太阳辐射强烈引起顶层房间过热，是一个十分普遍的问题。在设计中可加强隔热层并有架空通风层，还可在空气间层内贴热反射材料。设倒置式屋面并有利于保护防水层使之耐久。选用屋面材料应避免屋面重量、厚度过大；屋面保温层不宜选用吸水率较大的保温材料，以防屋面湿作业时因保温层大量吸水而降低保温效果，如选用，应设置排气孔以排除保温层内不易排除的水分。高效保温材料已经开始应用于屋面，如用膨胀型泡沫聚苯板，上铺防水层的正铺法为多，也可采用倒铺法，使防水层不直接受日光暴晒，以延缓老化。但聚苯板应采用挤出法生产的闭孔型，不与屋面黏结，上用压块固定。12.2.4门窗节能设计建筑门窗是建筑围护结构的组成部分，是建筑物热交换、热传导最活跃、最敏感的部位，是墙体失热损失的5~6倍。门窗和幕墙的节能约占建筑节能的40%左右，具有其重要的地位，门窗玻璃按5mm厚设计。区别不同朝向控制窗墙比，尽量避免东西向开大窗，提高窗户的遮阳性能。窗户大小与空调负载关系较大，窗墙比宜适当控制；安排好门窗相对位置及开启方式，组织穿堂风通过；设置可调节的活动遮阳，如窗帘、百叶、热反射帘或自动卷帘等，以便夏季减少太阳辐射得热，冬季又得到日照，特别对西向、南向窗户要更加重视。12.2.5自然通风、采光随着经济条件的改善，电厂建筑使用空调和机械通风也越来越多，改善了工人的生活环境，提高了工作效率。大大小小的控制室自不必说，一些办公、值班，甚至检修间也用上了空调，是一种进步。但对此建筑设计在这方面应起一定的导向作用：一方面宣传使用空调的利与弊，建议少用空调；另一方面搞好门窗设计以及楼面、屋面通风口设计，控制、组织气流。如在主厂房的设计中，按计算确定汽机房外侧窗的数量和位置，在热源部位(如汽机、除氧器)和死角部位(如汽机房内侧)的楼板上设置通风格栅，在屋顶设置屋顶通风器。夏季，从低侧窗进风，通过格栅带走热量，由屋顶排出。冬季，关闭大部分屋顶通风器，在满足通风量的条件下，保持室内温度。通过精心设计，提高了通风效率和舒适程度，节省了能源。第283页 在建筑设计中避免形式主义：如为追求立面的虚实效果而大面积使用室墙，使室内自然采光不足，通风不畅；大面积使用玻璃幕墙，使空调费用增加，还造成光污染。现行《建规》仍强调：首先考虑天然采光，采光口的设置应充分和有效地利用天然光源。建筑设计应本着接近自然和节能的精神，综合考虑当地气候环境、建筑物使用功能以及建筑艺术等方方面面，不可走向一个极端。12.3能耗指标的对比分析本工程通过采用上述主要节能措施及其他节能措施后，整体指标较为先进，具体如下表：指标水平分析评估表指标名称单位数值参考值结论年平均发电标准煤耗率g/kwh295.3302.1(已投运国电宁夏石咀山350MW超临界机组发电标准煤耗率)先进年平均供电标准煤耗率g/kwh314.8321.65(2012年中电联统计的全国350MW级机组平均供电煤耗)先进12.4节能降耗结论本工程设计中通过选用先进的主辅设备，采用先进的技术，尽可能地提高火电厂的热力循环效率，有效地节约和合理利用能源，同时把节省投资、降低造价和节约、合理利用能源有机地结合起来。通过采取具体的节能、节水、节电措施，各项主要能耗指标均低于国家有关政策要求，并且深入贯彻了节能工作的科学发展观和落实节约资源的基本国策，必将取得较好的社会和经济效益。13人力资源配置13.1人力资源配置的主要原则(1)本工程以两台机组为一个单元，第283页 设置每台机组的DCS网络和两台机组的公用DCS网络。将发/变组和厂用电系统控制纳入机组DCS，将两台机组的公用系统如循环水泵房、燃油泵房、电气公用系统的监控纳入公用DCS，实现全LCD监控。设置辅助车间集中监控网络，将除纳入DCS系统和就地监控的辅助系统外，其它辅助车间和附属生产的控制系统(包括水务系统、除灰渣系统、输煤系统及脱硫)通过计算机网络联网，实现集中监控。上述特点为在人员配备上合理减少运行人员数量创造了条件。(1)定员范围按照建立现代企业制度的要求和先进火力发电企业的成功管理经验，在保证安全生产的基础上，以火力发电企业生产经营必要的环节来制定。包括：l生产部分(含机组运行，机组维修，燃料系统，其他人员四部分)l管理人员l党群工作人员l服务性管理人员定员测算基于职工队伍素质优良，结构合理，专业技能普遍达到一专多能和一岗多责，主要运行岗位的值班人员经过仿真机培训合格达到全能值班水平。因此，电厂应加大职工的培训力度，采取切实可行的措施，提高职工的业务素质和技能水平。(2)机、炉、电大小修、燃料的采购和运输、修配、修缮、服务等应充分利用区域性的检修公司、社会运输力量及社会和市场服务来解决，在电厂定员中相应减少。(3)职能管理部门和党群部分只列出工作范围和相应精干的定员，机构和岗位设置由电厂按精简、高效、统一的原则统筹考虑。(4)本定员测算中运行人员除另加说明外，原则上按5班3运转考虑。运行人员的备员原则上按实际人员的10%考虑。(5)本定员测算作为电厂设计定员，供计算有关指标和有关部门参考，不作为电厂各部门人数的实际划分。电厂可根据实际情况对各部的人数及总定员进行适当的调整。13.2人力资源配置测算第283页 根据国家电力公司所编2002年《发供电企业劳动定员标准及使用说明汇编》的通知，要求一支素质优良、结构合理，专业水平达到一专多能和一岗多责水平的职工队伍。基于上述要求和业主单位的需求，本工程新建2×350MW超临界燃煤机组人员定员234人，其中已经考虑备员10%，下面为具体的各类人员。部门车间工种定员备注生产人员机组运行(10%备员已计入)机炉电集控50脱硫10除尘、除灰渣10化学14(小计)84机组维护热机25电气17热控16(小计)58燃料系统运行35维护10燃料管理4(小计)49其他仓库2必备人员(小计)2(合计)193管理人员41含行政、生产、经营、党群、后勤管理人员全厂总计234本工程电厂定员234人本工程的人员指标数据0.334人/MW说明：全厂最终定员以初设审定为准。第283页 14项目的实施条件和轮廓进度及工期14.1电厂项目实施的条件14.1.1施工占地根据国家电力公司国电电源[2002]849号文关于颁发《火力发电工程施工组织设计导则》的通知中有关规定精神，本工程施工用地拟采用以下面积指标。施工租地面积表序号名称单位数量备注1施工临建区总占地面积hm213.4452安装临建区占地面积hm23.405其中：设备堆场hm21.8锅炉汽机组合场地hm21.6053建筑临建区占地面积hm22.21其中：砼搅拌区hm21.21钢筋木工加工场地hm21.004公用部分hm22.435施工管理区占地面积hm20.86土方中转场地hm22.57施工生活区占地面积hm22.18单位容量占地面积m2/kw0.19214.1.2施工区的规划布置1)施工生产区布置在主厂房扩建端长约692米、宽288米左右范围内，占地11.345公顷。分别布置有行政办公区域、建筑施工用地(钢筋加工、木作系统、砼搅拌系统)、安装施工用地(汽机组合场、锅炉组合场、大五金加工)、设备材料仓库及设备堆场、土方中转场等。第283页 2)施工生活区施工生活区布置在冷却塔北边，长约190米、宽110米左右范围内，占地2.1公顷。施工区的规划布置详见附图3)场地处理①交通运输的布置：根据施工道路的繁忙程度及施工机械，车辆的运行要求，施工区道路定为宽8m、7m、3.5m三个等级。主干道宽8m，建设用大量设备、材料均通过主干道进入施工点。施工区道路为环形布置，8m、7m、3.5m宽道路转弯半径分别不小于20m、15m、6m。厂区区域内道路按主次分级、环形布置，避免因二次开挖而影响施工道路的畅通。②施工区竖向布置：施工区地势稍有起伏，地面标高多在24.65~25.1m左右，厂区主要建筑物有部分土方填工程量(填方：4万立方米)，平整时可采用多部机械分区、分块同时进行。平整后施工场地标高为24.00m。③施工区排水：场地排水采用明沟排水方案，建立排水沟网。组合场及建筑施工场地之间的施工道路旁设立一主排水沟，各施工区设分支次排水沟，与主排水沟相连。明沟通过道路时采用暗涵，龙门吊轨道纵向实行横向截流，设置排水盲沟，经轨道床排至附近排水沟。明沟按3‰坡度施工，雨水及施工废水排至围墙外沟、渠。14.1.3力能供应宿州市近年来经济发展较迅速，基础设施比较完备。本工程的施工用电、施工用水、通讯等条件完全可以满足工程的需要。根据国家电力公司国电电源[2002]849号文关于颁发《火力发电工程施工组织设计导则》的通知中有关规定，本工程施工力能供应采用如下指标。1)施工用电第283页 本工程施工变压器装设容量定为6000千伏安。施工用电方案如下：从可从距离厂址2公里的110KV变电站引出一条10KV线路到电厂供施工用电；2)施工用水施工总用水量200t/h可满足本工程的需要。施工用水拟从新汴河或者矿区取水。新建施工临时取水泵房1座，现场需设1000m3施工生产水池和500m3施工生活水池各1座。水抽取后经沉淀，部分直接作为施工生产用水和生产期间消防用水，其余经过滤加药后作为施工生活用水。3)施工用气氧本工程前期不设氧气、乙炔汇流站，采购瓶装氧、乙炔气供气的方式；安装工程开始后根据现场实际情况再设置氧气、乙炔汇流站。氩气全部采用瓶装分散供气。4)施工通讯电厂建设期间的对外施工通讯中继线15对可从当地邮政支局引接。14.1.4主要施工方案和施工机具的配置14.1.4.1主要施工方案：1)建筑工程施工方案(1)主厂房1.基础开挖开挖直接采用机械大开挖，一次挖至基底，挖至设计底标高上0.3-0.5m时，再清理余土至设计标高。基坑坡暂按1：1留设，施工中再根据地质详勘及实际开挖土层情况进行调整。基础开挖采用挖掘机由固定端处向扩建端方向退挖。为减少倒运土方的工程量及加快施工进度，回填用的土方尽量堆放于场内指定存土场。2.零米以下基础施工零米以下基础施工，遵循先深后浅、先结构基础后设备基础的原则。锅炉基础、A列柱基础、汽机基座底板分片进行。第283页 钢筋全部由设在施工生产区的钢筋加工场加工成型，现场绑扎。受力主筋连接，加工场配筋时使用闪光对焊，现场连接时钢筋使用焊接或机械连接，构造筋以搭接为主。模板采用组合式钢模板配Φ48×3.5脚手管作围檩及支撑系统的常规施工工艺。配制的模板，优先选用通用、大块模板，使其种类和块数最小，木模镶拼最少。基础梁和柱模板安装时的截面尺寸控制采用对拉螺栓。基础混凝土浇筑采用泵车或地泵直接输送入模，分层浇筑，连续进行，不留施工缝。基础为大体积混凝土施工，设置测温触点，采用电子测温仪检测混凝土内部温度，根据当时气温需要进行覆盖养护，严格控制内外温差，防止产生裂缝。3.上部结构施工汽机房上部结构施工主要包括：A列排架结构、汽机大平台结构、屋面结构。A列排架结构施工：A列排架为单排钢筋混凝土结构，支撑结构及操作平台搭设钢管脚手架，在下层的框架柱达到一定强度后，要用柱箍将脚手架和柱子相连，以加强整体刚度。钢筋由设在施工生产区的钢筋加工场加工成型，成品运至现场，20t塔吊垂直运输到位，现场绑扎。模板采用组合钢模板配竹木胶板，钢脚手管及相应的扣件组成支撑系统。连梁采用Φ12对拉螺栓加PVC套管的方法，梁的断面尺寸，最后将对拉螺栓取出。混凝土由搅拌站集中供应，用罐车运输到现场，泵车浇筑。4.屋面结构施工汽机房屋面钢结构包括钢结构支撑及屋面板，框架柱施工到顶且达到设计强度进行，施工采用45t汽车吊在汽机间内吊装就位。吊车梁及轨道利用20t轨道式平臂吊进行吊装就位。第283页 在汽机房A排外布置两台H3/36B建筑塔吊，负责零米以上现浇结构的垂直运输、汽机间吊车梁的安装就位以及屋面结构施工。主厂房混凝土入模浇筑，30m以下直接用泵车输送，30m以上用地泵输送。汽机房屋面钢结构施工采用45t汽车吊在汽机间内吊装就位，吊车梁及轨道利用20t轨道式平臂吊进行吊装。汽机基础上部结构在屋面结构吊装完后再进行施工。(2)锅炉基础施工锅炉基础为钢筋混凝土条形基础，结构分为底板及纵横梁。基础埋深较深，基础柱头较高，锅炉基础整体上分两次施工，第一次施工基础底板、纵横梁，第二次进行柱头施工。钢筋全部由设在施工生产区的钢筋加工场加工成型，现场绑扎。受力主筋连接，加工场配筋时使用闪光对焊，现场连接时钢筋使用焊接或机械连接。由于基础梁与纵横梁交叉，基础柱头位置钢筋密集，因此在纵横梁钢筋绑扎时即插入基础柱头钢筋，使其初就位。待基础梁钢筋绑扎成型后，根据柱头弹线调整柱头钢筋，并使用脚手管进行夹固。模板施工采用组合式钢模板，Φ48×3.5脚手管作围檩及支撑，模板接缝处贴海绵条密封，以防漏浆。基础混凝土浇筑采用泵车或地泵直接输送入模，混凝土一次浇筑，不留施工缝，条形基础浇筑使用两辆泵车从两端相向浇筑，以截面分层法一次浇筑至基础梁底，在混凝土初凝前进行基础梁浇筑，两层混凝土浇筑时间不超过3h。基础梁混凝土浇筑后，再二次浇注基础柱混凝土基础为大体积混凝土施工，设置测温触点，采用电子测温仪检测混凝土内部温度，根据当时气温需要进行覆盖养护，严格控制内外温差，防止产生裂缝。混凝土浇筑完毕后，应在12h以内加以覆盖和浇水进行养护。(3)汽轮发电机基础施工汽轮发电机基础位于汽机间内，底板为钢筋混凝土板式基础，基础埋深较深。上部为钢筋混凝土框架结构，属大体积钢筋混凝土梁板结构。1)基础底板施工第283页 底板结构形式为钢筋混凝土板式基础。基础底板采用普通组合钢模板支设、钢管围护，单头对拉螺栓采用Φ16圆钢。汽机基础零米以下部分亦分二次施工，首先施工基础底板；第二阶段为进一步保证基础柱混凝土外观工艺质量，基础柱头至-0.2m。汽机基础底板钢筋主要为上下层钢筋网及基础柱插筋。钢筋全部由设在施工生产区的钢筋加工场加工成型，现场绑扎。受力主筋连接，加工场配筋时使用闪光对焊，现场连接时钢筋使用焊接或机械连接。汽机基础的混凝土浇筑由混凝土泵罐车来完成。在底板混凝土施工过程中，不允许产生施工冷缝，因此保证底板施工连续浇筑，要采取可靠措施保证混凝土浇筑的连续性。混凝土的浇筑选用分段分层踏步式的浇筑方案。在分段分层的基础上采取分段定点、薄层浇筑、一次到顶的方法。为防止混凝土漏振，每个浇筑带布置三道振捣器，第一道振捣器布置在卸料点，主要解决上部混凝土的捣实，第二、三道布置在下坡处，确保下部混凝土的密实。底板是火电厂工程中形体最大的基础，因此控制基础内外温差过大产生温度裂缝保证底板施工质量的一项重要内容。要设置测温触点，采用电子测温仪检测混凝土内部温度，根据当时气温需要进行覆盖养护，严格控制内外温差，防止产生裂缝。混凝土浇筑完毕后，应在12h以内加以覆盖和浇水进行养护。2)框架柱及梁板施工汽机基础常规设计一般为清水混凝土，因此混凝土外观质量就显得格外重要。为保证汽机基础混凝土外观施工质量，汽机基座模板采用木胶板施工，模板角进行圆角处理。模板加固采用槽钢柱箍、Φ48×3.5脚手管支模方案。柱子模板施工当中采用无对拉螺栓，型钢围檩加固的方案。即先组装成大模板，后现场直接拼缝，最后型钢围檩加固。基座框架梁和纵梁下的持力排架，采用Φ48钢管满堂架搭设方案。上料及施工平台由脚手管搭设，上铺脚手板而成。平台梁模板支护采取钢管围檩、对拉螺栓辅助的加固方案，梁底模、梁侧模亦均使用竹胶模板施工。第283页 汽机基础地脚螺栓为预埋套管式或直埋式。由于汽机设备安装对预埋螺栓的精度要求十分严格。为保证以后安装地脚螺栓的精度，采用特制固定平台来控制全部预埋套管或地脚螺栓的位置和高度。整个基座上部结构分两次施工，在运转层梁底5cm处留设施工缝。混凝土由泵车直接浇灌。汽机基座的混凝土浇灌分二次进行，第一次由0m在首层框架梁底处，第二次施工运转平台梁板。混凝土施工必须连续浇筑，使用两套混凝土浇筑运输机具进行施工，若其中一套机具出现问题，不能正常运转时，可由另一套进行弥补。提前联系确定混凝土搅拌备用站，正常施工混凝土由现场搅拌站提供，如现场搅拌站出现意外故障，可用备用搅拌站继续施工。(4)烟囱本期工程新建1座高210m、出口内直径7.5m的钢筋混凝土烟囱。根据工程特点和工期要求，本工程采用下列方案进行施工：1)施工顺序:测量放线→土方开挖→基础施工→环基施工落灰平台以下施工→倒模设备组装→筒身倒模施工、爬梯信号平台结构安装及内衬保温层施工→避雷及电气安装→拆出设备→落灰平台施工→剩余内衬施工→收尾。2)环基基坑采用2台CAT50反铲挖掘机进行机械开挖，基坑内挖设排水沟和集水井，用潜水泵将坑内积水排至场区排水沟管网。环基支模、基础工程按常规大体积混凝土结构分两次进行施工，施工缝留设在环壁与底板之间；烟道口以下筒身及积灰平台框架采用常规的脚手架翻模施工方法；外筒烟道口以上采用DMST-Ⅲ型电动提模施工，模板采用组合钢模板，以1.5m为一施工节；钢内筒安装与外筒同时施工。筒壁防腐、保温、钢爬梯安装和航标漆涂刷与筒身施工同步进行。烟囱施工所使用的钢筋和筒身烟道口以下的混凝土由设在现场的钢筋及混凝土配送中心集中加工配制，筒身烟道口以上混凝土的拌制由设在烟囱附近的两台JZC350搅拌机拌制。(5)冷却塔本期工程设逆流式自然通风冷却塔2座，淋水面积为6000m2，现浇钢筋混凝土工作量较大，塔筒下的预制构件及材料，可设置1台汽车吊，以解决吊装。第283页 塔筒采用翻模施工，在冷却塔场地内，就近布置1台SCQ120曲线施工升降机，以解决混凝土输送、钢筋、模板等材料吊装，另外，该机为多功能型，可进行垂直材料、人员的输送。(6)冬雨季施工措施1)土方工程：冬期土方施工为防止地基冻结，尽量采用分单元流水施工，即挖完一个单元土方后，随即打钎验槽，打垫层的分段施工方法，若挖槽不能连续施工时，槽底覆盖草包保温。回填土方时，取土表面冻土应剔除，并做到当天回填当天夯实。2)混凝土工程：烟囱筒身应尽量避免冬季严寒施工。冬季施工的混凝土强度等级应提高一级。气温在-5℃左右时，浇筑混凝土应采用热水搅拌，按配合比掺加抗冻剂。混凝土所用骨料必须清洁、不得含有冰、雪等冻结物及易冻裂的矿物质，混凝土浇筑后应及时覆盖草包和塑料布保温。3)分部试运转和整套启动期间，如遇严寒气侯应在主要设备附近设热源或临时暖气管。运行结束后管道内积水应及时放空，以防冻裂，其它阀门管道应有防冻措施。4)雨天应尽量避免浇捣大型混凝土。浇捣混凝土遇到大雨时，应及时采取防雨措施，及时调整砂石含水率和混凝土的水灰比。因大雨被迫停浇的混凝土在恢复施工时，应认真做好施工缝的处理。5)施工场地应保持排水畅通，定期疏通排水沟道，基坑基槽开挖应有排水措施。2)安装工程施工方案①锅炉炉架锅炉施工选用1台FZQ1250型自升式塔吊为主吊机械，并在锅炉与主控楼之间炉后位置布置1台DBQ－4000型塔吊(或400T以上履带式起重机)和250t履带吊，兼顾锅炉炉后部分和电除尘器吊装。FZQ1250型自升式塔吊因附着在锅炉炉架上，在设备订货时应向锅炉制造厂提供塔吊的有关资料，对炉架进行结构验算符合要求方可实施。第283页 从锅炉前侧下段立柱开始吊装，使其形成矩形结构，再向一侧和后侧发展，直至钢结构全部安装完毕，并完成高强螺栓终紧。在首先完成第一个矩形结构的时候，先是完成连接螺栓初紧，待其整个几何尺寸检查合格后，接着进行高强螺栓终紧，再向两侧和后侧逐渐扩展并重复以上程序，直至最后全部完成钢结构的安装。②发电机定子发电机定子采用GYT钢索式液压提升装置吊装就位方案。定子运抵现场后，采用滚杠卸车，由卷扬机拖运进汽机房。将定子按预定位置横向拖入汽机房的准备吊装位置，吊起定子，直至超过运转层适当高度。穿过长滑道，将定子落下，并放置在穿入滑道上的拖板上，以卷扬机牵引拖运定子至基础上。③汽轮机汽轮机本体、其他辅机及附属设备安装均可使用汽机房内配备的80t行车进行吊装就位。④内置式除氧器内置式除氧器运至施工现场后卸车，采用滑移法将内置式除氧器拖至安装位置，然后再采用250t履带吊将内置式除氧器吊装就位。⑤主变压器本工程主变压器可用400t平板拖车运到主变压器基础旁，然后用2台250t履带吊抬吊卸车并吊至基础上就位。施工单位在施工组织总设计中应提出大件设备的具体运输行走路线，以便设计考虑对跨越管沟的加固措施。⑥电除尘器电除尘器支撑梁及壳体组合件，极板及电气设备安装均可由250t履带吊进行吊装。14.1.4.2主要大型机具配备：为了加快施工进度，如期顺利完成工程的建设任务，根据现有350MW机组工程建设的实施情况和一般施工单位的施工机具水平，拟考虑配备下列主要施工机具：第283页 主要施工机械配置种类(名称)数量型号附壁吊2台FZQ-1250塔式起重机3台H3/36B塔式起重机1台DBQ－4000250t履带式起重机2台150t履带式起重机2台45t汽车式起重机1台NK45012t汽车式起重机1台QY128t汽车式起重机1台QY860t/42m龙门式起重机2台MH4040t/32m龙门式起重机2台MH4010t/20m龙门式起重机2台MH101t双笼施工升降机1台SC100/1005t叉式起重机1台FD5010t叉式起重机1台FD100200t液压提升装置4只GYT20032t滑车组2台32t16t滑车组6台16t15t电动卷扬机4台DJ-1510t电动卷扬机6台DJ-105t电动卷扬机5台DJ-52t电动卷扬机4台JK-21t电动卷扬机2台JJK-150t重物移运器10台ZYSH5030t重物移运器8台ZYSH3025t低驾平板车1辆DJ-25040t半挂平板车1辆SH16160t半挂平板车1辆2631S100t半挂平板车1辆奔驰850第283页 14.1.5交通运输条件及大件设备的运输14.1.5.1交通运输条件宿州交通优势明显，京沪、陇海两条铁路大动脉纵横穿越，符夹、青芦铁路迂回其中。青芦铁路通过位于宿州市东南面约25km处的龙王庙站与京沪线接轨，符夹线通过位于宿州市北面约13km处的符离集站与京沪线接轨。区内铁路年通过能力达3亿吨，拥有23个铁路站点，一次性装卸能力16万吨，年货运量3000万吨以上。宿州境内公路网四通八达，有国道4条266公里(G104北京-福州、G206烟台-汕头、G310连云港-天水、G311徐州-三门峡)，省道9条524公里。境内有水运通航里程140km，宿州、灵璧、泗县及浍河码头年吞吐能力达500万吨，货船从新汴河、浍河入洪泽湖，转京杭大运河，入长江达东南沿海各地。市区北距徐州观音机场70km，与国内20多个大城市通航。钱营孜2×350MW资源综合利用电站，厂址位于安徽省宿州市的城南，距市区约十几公里。总之，宿州市的交通运输条件较好，电厂建设期间的大量设备、材料均可通过公路或铁路运至厂区。14.1.5.2大件/重件设备的运输宿州钱营孜2×350MW资源综合利用电站项目,本期安装2´350MW机组，机组类型按国产设备设计。本工程主要大件/重件设备的运输尺寸及重量及我国铁路货物运输限界见表14.1.5-1及表14.1.5-2。大件/重件设备的数量及主要运输参数表(参照国内同类型设备厂家资料)第283页 表14.1.5-1大件/重件设备长×宽×高(m)重量(t)定子7.4×3.8×3.92202主变10.2×3.5×4.0228备变6.4×2.9×3.5353内置式除氧器17.0×Φ4.067大板梁21×3.3×1.526以上设备运输重量及尺寸参考国内同类机组，确切数据待设备招标后确定。表14.1.5-2铁路货物运输限界表铁路货运对货物的尺寸界限界级别正常限界一级超限限界二级超限限界建筑界限高度限制(mm)4800495050005150宽度限制(mm)1700×21900×21940×22100×2以上设备运输尺寸及重量参考国内同类机组，确切数据待设备招标后确定。本报告暂以上述数据为依据。下面就公路、铁路运输方案的可行性进行分析。一、公路运输方案：由于发电机定子、主变压器均属于超高、超重设备，若采用全公路运输方式，设备制造厂至项目施工现场的公路运距较远，沿途有很多高空硬性障碍(立交桥涵、收费站等)和承载力不足的桥梁，如果对此进行改造、加固，费用将是巨大的、不经济的；同时也很难取得沿线省、市公路管理部门的许可。因此：采用全公路运输方式不可行。二、铁路运输方案：第283页 根据上述大件设备运输参数及目前我国铁路状况和特种车辆使用情况来看，有适合装运的铁路长大货车，装后尺寸不超过铁路建筑限界，铁路可以运输。对于发电机定子等大件设备，厂家选用D系列凹底平车承载方式组织专列运输，虽属二级超重、超级超限，复线运行禁止会车，但仍可运输，限速运行。下面就项目施工现场及我国发电设备制造厂家的地理位置，本工程大件/重件设备铁路运输方案及径路分述如下：(1)发电机定子：仅限采用东汽、上汽分体式运输方案(可采用D38型铁路钳夹车运输)，或者哈汽优化方案(可采用DQ45型铁路钳夹车运输)上海电气(集团)公司生产的发电机定子，从上海电机厂由火车经南京—蚌埠—宿州—转矿区铁路专用线运达厂内。哈尔滨电机厂生产的发电机定子，在哈尔滨电机厂装火车经京哈线—天津上京沪线—徐州—宿州—转矿区铁路专用线运达厂内。东方电气(集团)公司生产的发电机定子，电机厂在德阳市，定子装火车经宝成线北上—阳平关沿阳安线至襄樊后沿焦枝线北上至南阳转宁西铁路—六安—合肥转淮南线—蚌埠—宿州，经矿区铁路专用线到达厂内。(2)锅炉大板梁：铁路及公路均能满足运输要求。(3)主变、备变：①保定变压器厂生产的主变由铁路经石家庄经京广线—郑州—徐州—宿州，经矿区铁路专用线到达厂内。②若主变压器为西安变压器厂生产，则可通过宁西铁路—阜阳—宿州，经矿区铁路专用线到达厂内。③若主变压器为沈阳变压器厂生产，在沈阳变压器厂装火车经京哈线—天津上京沪线—德州经石德线—石家庄经京广线—郑州—徐州—宿州，经矿区铁路专用线到达厂内。④若主变压器为常州东芝变压器厂生产，由火车经南京—蚌埠—宿州，经矿区铁路专用线到达厂内。⑤若主变压器为重庆ABB变压器厂生产，从重庆由火车经襄渝线北上—转阳安线至襄樊北沿焦枝线北上至南阳转宁西铁路—阜阳—宿州，经矿区第283页 厂铁路专用线到达厂内。综述，大件基本可以通过铁路运至厂内的卸货站台。推荐采用铁路+公路联运方式大件运输。大件运输措施及估算费用详见《宿州钱营孜2´350MW机组大件运输可行性研究专题报告》。14.2施工综合轮廓进度本期建设2´350MW机组，参照《电力建设工程工期定额》施工工期指标，拟定本期工程的总体轮廓进度如下：⑴设计及前期工作：可行性研究报告编制1个月可行性研究报告审查、评估1个月主机设备的招标、定标2个月初步设计文件的编制1.5个月初步设计审批1个月施工图设计10个月⑵轮廓进度现场施工准备2个月主厂房开工—可浇筑垫层砼3个月主厂房浇筑垫层—安装开始4.5个月安装开始—水压试验10个月水压试验—点火吹管3.5个月点火吹管—一号机组投产2个月一号机组投产—二号机组投产3个月其中：主厂房开工—一号机组投产23个月主厂房开工—二号机组投产26个月第283页 15投资估算、资金来源、融资方案及财务分析15.1概述本工程分别对钱营孜矿工业广场和行宫铺2个厂址进行了投资估算及财务分析。15.2投资估算15.2.1项目划分及费用标准依据《火力发电工程建设预算编制与计算标准》(2006年版)15.2.2编制原则及依据(1)有关规程规范及文件a)《火力发电工程建设预算编制与计算标准》(2006年版)；b)其他与本工程有关的规程规范、文件。(2)定额采用中国电力企业联合会发布的《电力建设工程概算定额》(2006年版)及《电力建设工程预算定额》(2006年版)。(3)设备、材料价格定额材机及人工费a)设备费设备价格根据询价计列。三大主机价格为，锅炉按25000万元/台，汽轮机按8000万元/台，发电机按4700万元/台计列，设备运杂费：主机按设备原价的0.5%计列，辅机按设备原价的0.7%计列。b)材料价格、定额材机费安装工程：安装工程装置性材料执行《发电工程装置性材料综合预算价格(2006年版)》和《电力建设工程装置性材料预算价格(2006年版)》。建筑工程：根据安徽省宿州市建设工程造价管理站颁布的地方材料预算价格[《市场价格信息》(2012年12月)]计算主要建筑材料价差及其他材料价差，列入表一，只计取税金。人工费：第283页 定额综合工日单价建筑工程为26元/工日，安装工程为31.00元/工日。人工费工资性津贴补差部分执行中国电力企业联合会电力工程造价与定额管理总站电定总造(2007)12号文《关于公布各地区工资性补贴的通知》。按电力工程造价与定额管理总站定额[2011]39号文“关于调整电力建设工程人工工日单价标准的通知”。调增标准为：建筑工程14.23元/工日，安装工程15.20元/工日。人工费调整金额只计取税金，直接汇总计入编制年价差。(4)本工程初可估算编制基准时间为2013年1月。15.2.3投资估算结论投资估算一览表2×350MW机组钱营孜矿工业广场厂址行宫铺厂址发电工程静态投资(万元)269338301394单位投资(元/kW)3847.684305.6315.2.4与限额指标的对比分析根据电力规划设计总院2012年颁发的《火电工程限额设计参考造价指标》(2011年水平)，新建2´350MW超临界供热机组的参考造价指标为4152元/kW，模块调整后的参考造价指标为4308元/kW。本工程钱营孜(工业广场场址)2´350MW超临界机组的单位投资小于限额设计参考造价指标，说明本工程投资控制在限额设计范围内。15.3资金来源及融资方案本工程项目资本金占工程动态投资的20%，资本金以外的部分由国内银行贷款解决，国内资金贷款年利率：6.55%，按季计息，贷款年限15年(包括建设期)。15.4财务分析15.4.1财务分析依据本工程项目财务分析计算根据国家发改委、建设部2006第283页 年颁发的《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)，并采用中国电力工程顾问有限公司主编的《电力经济评价软件》进行计算分析。并根据国家发展计划委员会(计价格[2001]701号文)《关于规范电价管理有关问题的通知》的规定，本项目以经营期核定平均上网电价。15.4.2财务分析基础数据如下：⑴标准煤价(含运费，不含税)：行宫铺厂址644元/吨，钱营孜矿工业广场厂址615.58元/吨⑵发电标准煤耗(评价)：309.75kg/MWh。⑶发电厂用电率：6.2%⑷折旧年限：15年⑸修理费预提率：2.5%⑹水费含税(元/t)：0.5⑺材料费用：6元/MWh⑻其他费用：12元/MWh⑼电厂定员：234人⑽职工工资：50000元/人.年⑾基准收益率:7.5%⑿　投资方内部收益率：按10%计算⒀　机组年利用小时数：5000小时⒁　所得税：所得税率：25%⒂　公积金提取率：10%；⒃　福利劳保系数取60%计算。⒄保险费率：0.25%15.4.3财务分析原则本工程财务评价分析根据国家现行法规及政策在满足成本、税金、还本付息及合理利润的条件下按反算电价的方法进行预测计算。15.4.4主要财务分析指标在满足机组年利用小时数为5000小时，投资方内部收益率为10%的条件下，本工程的主要财务分析指标如下：第283页 2×350MW机组钱营孜矿工业广场厂址行宫铺厂址标煤价(元/吨)不含税价615.58644总投资收益率(%)6.796.78资本金净利润率(%)18.7618.75内部收益率(资本金)(%)10.9510.97投资回收期(资本金)(年)14.3814.38利息备付率1.851.85偿债备付率1.141.14资产负债率(%)79.85~079.84~0经营期平均上网不含税电价(元/MWh)350.94369.36经营期平均上网含税电价(元/MWh)410.09431.61投资方内部收益率(%)101015.4.5盈利能力分析从以上财务分析指标可以看出，内部收益率大于基准收益率，盈利能力满足行业要求。财务净现值大于零，该项目在财务上是可以考虑接受的。投资回收期表明本项目投资能按时回收。15.4.6偿债能力分析从以上财务分析指标可以看出，利息备付率、偿债备付率指标接近或达到行业要求。表明本项目具有按期偿还借款的能力。15.4.7财务生存能力分析从财务计划现金流量表可以看出，本项目拥有足够的经营净现金流量，能够实现自身资金平衡，不需要过分依赖短期融资来维持运营，说明项目方案比较合理。同时，各年累计赢余资金均大于零，说明项目能够持续运营。可见本项目同时具备财务可持续的基本条件和财务生存的必要条件，具有财务生存能力。15.4.8敏感性分析分别对发电小时第283页 、煤价、总投资进行单因素敏感性分析，其对电价及投资收益的影响详见敏感性分析表。从敏感性分析中可以看出，在不确定因素变化率相同的情况下，发电小时变化、煤价变化、总投资变化所引起的“上网电价的变化”最敏感的因素应为“煤价”变化因素，其次为“总投资”变化因素及“发电小时”变化因素。敏感性分析表(钱营孜矿工业广场厂址)不确定因素变化率(%)电价电价变化率(%)敏感度系数基本方案0410.0900总投资-10395.57-3.540.35总投资10424.63.540.35发电小时-10425.773.82-0.38发电小时10397.27-3.13-0.31煤价-10386.62-5.720.57煤价10433.655.750.57敏感性分析表(行宫铺厂址)不确定因素变化率(%)电价电价变化率(%)敏感度系数基本方案0431.6100总投资-10415.32-3.770.38总投资10447.923.780.38发电小时-10448.373.88-0.39发电小时10417.93-3.17-0.32煤价-10406.95-5.710.57煤价10456.375.740.57第283页 15.4.9风险分析根据财务分析中的敏感性分析测算，在电厂燃煤价格增加幅度达到10%的情况下，投资各方内部收益率会从10%降低到5.46%，因此会对项目的投资回报产生影响。可见燃料成本价格的提高会给项目带来风险。同本工程目前的贷款利率6.55%对应的基本方案相比，当贷款利率继续下降到6%时，本工程建设期应偿还银行的贷款利息就会减少1347万元，投资各方内部收益率会从10%提高到10.5%；当贷款利率回升到7.05%时，本工程建设期应偿还银行的贷款利息就会增加1230万元，投资各方内部收益率会从10%降低到9.57%，因此会对项目的资金筹措和投资回报产生影响。可见利率的变化也会给项目带来风险。15.4.10综合财务分析结论从财务分析结论来看，在满足机组年利用小时数为5000小时，投资方内部收益率为10%的条件下，本工程经营期平均上网含税电价：钱营孜矿工业广场厂址为410.09元/MWh，行宫铺厂址为431.61元/MWh，均低于444元/MWh的标杆电价。项目投产后，效益分析各项经济指标均符合要求。故本项目经济上可行。16抗灾能力评价拟选厂址区均未发现较大的断裂穿越，区域地质条件比较稳定，小范围内历史上未发现破坏性地震记录，近代小地震活动也少见，外围地震对厂区影响很有限，地震活动水平较低，不会对工程场地稳定性构成威胁，拟选厂址稳定。选址过程中，已充分考虑了尽量避开如活动性断裂带、滑坡、泥石流、岩溶、采空区等地质灾害和不良地质作用发育地段。根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2010)，两个工程场地(宿州市)的地震动峰值加速度为0.05g，抗震设防烈度值均为6度(第三组)。根据《宿州钱营孜2×350MW低热值煤发电工程场地地震安全性评价报告》得出50年超越概率为10%的条件下，场地基岩面水平峰值加速度分别为0.0745g(73gal)。第283页 拟选厂址场地土类型均属于中软土，建筑场地类别均为Ⅲ类。拟选灰场场地土类型均属于中硬场地土，建筑场地类别均Ⅱ类。在地震烈度为6度时，场地内不会产生地震断层、构造地裂缝、地震崩塌、滑坡、泥石流等强破坏地震地质灾害。场地上部地层为第四系全新统地层，可不考虑地震液化效应。拟选厂址及其附属设施场地可能遭受的地质灾害为采空塌陷灾害，其地质灾害危险性为小级，可能遭受的地质灾害为抽排深层地下水引发地面沉降地质灾害，其地质灾害危险性为中等。工程设计中根据《地质灾害危险性评估报告》和《专家审查意见书》及《地质灾害危险性评估报告备案登记表》提出的结论和意见，采取各种针对性措施，可有效消除地质灾害对本工程的不良影响。厂址所在区域宿州市五十年一遇10m高10min平均最大风速为25.3m/s，相应风压为0.40kN/m2；百年一遇10m高10min平均最大风速为28.28m/s，相应风压为0.50kN/m2。本工程烟囱按可抵御百年一遇风荷载考虑，主厂房和冷却塔等其它建构筑物按可抵御50年一遇风荷载考虑，按此设计可满足现行规范对抗风灾能力的要求。厂址所在区域宿州市50年一遇雪压为0.40kN/m2，100年一遇雪压为0.45kN/m2。本工程主厂房和冷却塔等建构筑物按可抵御50年一遇雪荷载考虑，按此设计可满足现行规范对抗雪灾能力的要求。拟选的两个厂址，根据安徽省水利水电勘测设计院编制的《宿州钱营孜电厂100年一遇洪涝水位专题报告》：厂址一(工广厂址)：由于本厂址处无内涝影响，厂址地面标高建议按洪水(100年一遇洪水位为24.6m)影响程度考虑。厂址二(行宫铺厂址)：本厂址处无洪水影响，考虑到但遇大暴雨时由于排水不及时，短时间有积水存在，厂址标高建议按厂址处的最高内涝水位26.5m作为厂址处100年一遇洪涝水位设防。拟选择的灰场位于宿州市南部的祁东矿塌陷区作为本期灰渣堆场，灰场的100年一遇洪水位分别为22.9m，30年一遇洪水位21.7m。综上所述，按照现行设计规范设计，本工程可以满足相应抗灾能力要求。第283页 17风险分析17.1燃料价格风险17.1.1燃料价格变化风险煤炭价格是由其生产成本和市场两个方面决定的。2010年，全国大型煤炭企业原煤单位成本达到600元/吨，比2008年的330元/吨提高了将近两倍。随着社会经济的发展，人们认识水平的提高，煤炭生产成本将在一个较长的时期内呈上升趋势；煤炭市场又包含产能和需求两个因素。目前，全国煤炭年产量约27.5亿吨，随着产业结构的调整，煤炭产量的稳定供应能力将得到进一步提升。煤炭需求总量取决于宏观经济形势和节能降耗的进展情况，随着落后生产力的逐步淘汰，单位GDP能耗加速下降，也使得能源需求总量增长放缓甚至下降。煤炭产能的提升，消费总量增长放缓甚至下降对煤炭价格的影响是负面的，但持续上升的煤炭生产成本又决定了煤炭价格长期呈上升趋势。可以预计，在未来相当长的一段时间内煤炭价格将保持稳中有升，升幅有限的态势。本工程燃用低热值煤，本身价格低于动力煤，且安徽皖能股份有限公司和安徽恒源煤电股份有限公司共同投资建设电厂，有力地降低了煤炭价格波动的风险。项目抗燃料上涨风险较强。17.1.2电力市场需求变化角度进行市场风险分析。根据财务分析中的敏感性分析测算，在电厂燃煤价格增加幅度达到10%的情况下，投资各方内部收益率会从10%降低到5.46%，因此会对项目的投资回报产生影响。可见燃料成本价格的提高会给项目带来风险。同本工程目前的贷款利率6.55%对应的基本方案相比，当贷款利率继续下降到6%时，本工程建设期应偿还银行的贷款利息就会减少1347万元，投资各方内部收益率会从10%提高到10.5%；当贷款利率回升到7.05%时，本工程建设期应偿还银行的贷款利息就会增加1230万元，投资各方内部收益率会从10%降低到9.57%，因此会对项目的资金筹措和投资回报产生影响。可见利率的变化也会给项目带来风险。第283页 17.2技术的先进性、可靠性及适用性方面17.2.1设备可靠性超临界机组的发电效率可达38~42%，比亚临界机组高2~4%，其可靠性与亚临界机组基本相当，技术成熟。本工程锅炉采用超临界锅炉，汽轮机采用超临界、一次中间再热、单轴、凝汽式；发电机采用三相交流同步发电机，额定功率350MW，三大主机采用成熟机组；主要辅机选用成熟并经工程考验的辅机，技术可靠先进。采用石灰石─石膏湿法脱硫工艺和选择性非催化还原法(SNCR)烟气脱除氮氧化物装置，采用电袋除尘技术，主厂房布置采用成熟方案，具有高的可靠性和适应性。17.2.2供电可靠性本工程装机容量为2×350MW机组，目前我国生产的同类发电设备都具有很强的调负荷能力，可以根据电网的需要调节负荷。安徽省电网具有足够的备用容量，当其中任意一台机组检修或故障时，不会造成过大的电网波动。在电网内统调下，供电稳定性、可靠性是完全有保障的。17.3工程风险分析拟选厂址区域未发现较大的断裂穿越，区域地质条件比较稳定，小范围内历史上未发现破坏性地震记录，近代小地震活动也少见，外围地震对厂区影响很有限，地震活动水平较低，不会对电厂场地稳定性构成威胁。拟选厂址及其附属设施场地可能遭受的地质灾害为采空塌陷灾害，其地质灾害危险性为小级，可能遭受的地质灾害为抽排深层地下水引发地面沉降地质灾害，其地质灾害危险性为中等。厂址地面标高按百年一遇洪水位设防。综上所述，本工程不存在洪涝灾害、地震、不良地质等工程风险。17.4资金风险分析17.4.1利率第283页 本工程由安徽省皖能股份有限公司和安徽恒源煤电股份有限公司共同投资建设，资本金占工程动态投资20%，其余资金进行项目融资国内银行贷款，贷款利率按中国银行颁布的现行利率6.55%，贷款偿还年限15年，宽限期3年，本息等额方式偿还。利率风险是指由于利率变动导致资金成本的上升，给工程造成损失的可能性。同本工程目前的贷款利率6.55%对应的基本方案相比，当贷款利率继续下降到6%时，本工程建设期应偿还银行的贷款利息就会减少1347万元，投资各方内部收益率会从10%提高到10.5%；当贷款利率回升到7.05%时，本工程建设期应偿还银行的贷款利息就会增加1230万元，投资各方内部收益率会从10%降低到9.57%，因此会对项目的资金筹措和投资回报产生影响。可见利率的变化也会给项目带来风险。鉴于我国目前贷款利率从2010年开始一直处在上升通道中，目前利率水平已较高，且不排除继续加息的可能，因此到本工程实际贷款时，预期资金成本有一定的上涨压力。17.4.2汇率本工程未采用外汇贷款，且均以人民币作为单一结算币种，即使供应商采购进口设备也就在千万美圆以内，因此本工程可以不考虑汇率风险。17.5政策风险分析我国是一个人口众多，一次能源人均占有量相当低的国家，随着国民经济的迅速发展，能源短缺的矛盾日益突出，节约能源是我国的一项基本国策。本工程建设2×1000MW超超临界燃煤湿冷凝汽式发电机组。同步建设烟气脱硫、脱硝装置，发电设计标煤耗为268.44克标准煤/千瓦时，机组耗水指标0.466立方米/秒•百万千瓦。符合《国民经济和社会发展十二五规划纲要》和国家发展改革委发布的《产业结构调整指导目录》、《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》的精神和要求；同时也符合安徽省的相关规划和要求，可优化安徽省电源结构，促进电力节能降耗减排，满足电力负荷增长的需求，造福惠民。综上所述，本工程不存在能源政策风险。第283页 但随着电力管理体制改革的深化，本工程存在一些不确定的管理政策风险。如竞价上网、节能调度等管理政策变化，有可能导致发电企业的利润空间下降；国家环保政策日趋严格和完善，会导致企业环保成本的增加，这些风险需要国家配套相关政策才能化解。17.6外部协作风险分析皖能股份和恒源煤电的管理人员具有建设同类电厂丰富的管理经验和能力，与工程相关的外部协作文件均已取得。17.6.1建设期间本工程大件/重件设备均可通过水路、公路或铁路运至厂内，建设用水泥、砂、碎石、块石、砖、瓦、空心砖、预制件、各种施工用气等材料当地均可满足本工程的需要。本工程依托板集煤矿建设，施工用水、用电、通讯均可就近解决，故建设期间不存在外部协作的风险。17.6.2运行期间本工程属低热值煤发电电厂，主要煤源来自投资方之一的安徽恒源煤电股份有限公司，煤炭供应和运输协议已经签订，故本工程的用煤是有保障的。本工程以宿州城南污水厂中水为主水源。《水资源论证报告书》分析论证后认为，宿州污水处理厂于2006年投资建设深度处理回用工程和配套送出管线，中水处理能力为8万m3/d，年处理污水2920万m3。该污水处理厂可作为本项目的主要供水水源。故本工程用水是有保障的。此外，本工程灰渣综合利用协议、尿素供运协议、石灰石供运协议等电厂运行期间所需的外部协作协议均已签订，因此本工程运行期不存在外部协作风险。第283页 18经济与社会影响分析18.1经济影响分析18.1.1行业发展影响分析电力行业已由传统的垂直一体化垄断结构向竞争性市场结构转变，发电环节的特点是投资主体多元化，并且初步形成了竞争格局。安徽省电力市场，截至2011年末，全省装机容量29062MW，本工程2×350MW的装机容量，占全省装机容量约2.4%，作为本工程投资主体的安徽省皖能股份有限公司和安徽恒源煤电股份有限公司均不具备在安徽省形成行业垄断的条件。18.1.2区域经济发展影响分析18.1.2.1对当地财政收入的影响分析本工程预计建安工程投资22.78亿元，根据税法规定，建安工程营业税及附加等综合税率为3.35%，并应在施工所在地申报缴纳，所以本工程两年建设期将给地方财政带来约7631万元的税收收入。本工程建成后年平均供电量36.113亿kWh，是地方税收和政府财政收入的重要增长点。经测算，本工程建成投产后，电量年销售收入将达11.27亿元，年缴纳销售税金9584.2万元，年缴纳城建税和教育附加958.4万元。另外，工程运营期间每年还将带来3720.25万元(平均)左右所得税，为地方财政收入贡献可观。销售税和所得税是中央政府和地方政府共享税，销售税按3:1比例分配，所得税按3:2比例分配。椐此可知，本工程运营期间每年将给地方财政带来约3884.15万元的税费收入。18.1.2.2对相关产业的影响分析本工程的建设将带动上、下游产业链中相关行业的联动发展。如运输业、煤炭业及建材业等，有利于促进经济良性发展。本工程除灰系统采用灰渣分除方案，灰渣可综合利用，灰渣可作为混凝土掺合料、水泥混合材料、砖、砌块及新型墙体等的原材料加以利用，是一种良好的资源。灰渣的综合利用，既有利于环保，又可以促进水泥、建材行业、建筑业及农业的发展。第283页 18.2社会影响分析18.2.1与相关规划、国家能源政策及相关产业政策的符合性我国是一个人口众多，一次能源人均占有量相当低的国家，随着国民经济的迅速发展，能源短缺的矛盾日益突出，节约能源是我国的一项基本国策。本工程建设2×350MW超临界燃煤凝汽式发电机组。同步建设烟气脱硫、脱硝装置，安装烟气自动连续监测系统。计算发电设计标煤耗为295.3克标准煤/千瓦时，机组耗水指标0.498立方米/秒·百万千瓦，符合《国民经济和社会发展十二五规划纲要》和国家发展改革委发布的《产业结构调整指导目录》、《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》的精神和要求；符合国家能源政策和产业政策；同时也符合安徽省的相关规划和要求，可优化安徽省电源结构，促进电力节能降耗减排。18.2.2项目建成后对上下游产业链的影响本工程灰渣与脱硫石膏全部综合利用。即可促进煤炭业的发展，亦可带动粉煤灰、脱硫石膏综合利用行业的迅速发展，从而推动产业结构的优化调整和增值。本工程在建设过程中，需要大量的水泥、砖、钢筋、钢材等建筑材料和建筑施工人员。因此对当地交通运输业、建筑业、建材业、饮食业等相关行业起到积极的带动作用，有利于当地经济的发展。本工程建设期间，将在当地增加大量的用工需求；项目投产后，也将从社会增加招聘技术工种人数，可大大缓解当地就业压力。同时，还能为当地居民提供饮食服务、交通运输、建筑施工、商业贸易等相关行业的大量就业机会，增加他们的收入，提高他们的生活水平，有利于当地和谐社会的建设。18.2.3拟建项目潜在的社会影响因素分析第283页 本工程采取有效的环境、生态及水土保持措施，可为当地社会环境、人文条件所接纳；项目建成后促进当地经济发展，带动石灰石、粉煤灰综合利用等建材行业的迅速发展；增加当地居民的就业机会，有利于个体经济的发展，有利于改善当地的财政收入，拉动相关企业的发展；电厂充足的电力，可为当地工业生产提供可靠的电力保障，促进工业产业链的发展，产生良好的社会效益，促进社会和谐发展。本工程大气污染物的排放将对本地区环境空气质量产生一定的影响。工程建设期也将造成一定程度的水土流失，但通过工程措施和生物措施，可最大程度地降低其对环境和生态的影响。本工程的建设应充分调查社会群体对项目建设的意见和建议，将在环评阶段作进一步的工作。18.2.4改善居民生活环境质量，促进清洁生产、环境、资源可持续发展本工程烟气污染物排放满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)标准限值。各类废污水遵循“清污分流、雨污分流”和“分质处理、综合利用”的原则进行设计和厂区排水系统建设。在正常情况下，本工程的生产废水和生活污水经处理后全部回用。按设计规程对电厂设备运行产生的噪声进行控制，使电厂噪声对环境影响降至最低。本工程经济效益比较理想，各项指标均符合国家有关规定，企业具有一定的盈利能力、清偿能力，有较好的经济效益。按照科学发展观的要求，体现循环经济理念，严格执行国家环保政策，最大限度地采取环境保护措施，实现可持续发展。总之，本工程的实施具有良好的社会效益、经济效益和环境效益，对建设环境友好型社会和资源节约型社会有很大的推动作用。第283页 19社会稳定风险评估19.1社会风险分析项目合法性分析：根据《国务院关于投资体制改革的决定》(国发〔2004〕20号)文件中《政府核准的投资项目目录(2004年本)》的要求“火电站：由国务院投资主管部门核准”，本工程属于国家发展和改革委员会核准项目。本项目将严格按照项目前期工作相关规定，经市、省、国家部委各层面的报批程序。目前，项目可行性研究报告所需的各主要支撑性文件已基本取得。详见本可行性研究报告附件。项目合理性分析：电力行业已由传统的垂直一体化垄断结构向竞争性市场结构转变，发电环节的特点是投资主体多元化，并且初步形成了竞争格局。在安徽省电力市场，截至2011年末，全省装机容量29062MW，本项目700MW的装机容量，占全省装机容量约2.4%，作为本工程投资主体的安徽皖能股份有限公司和安徽恒源煤电股份有限公司不具备形成安徽省行业地区垄断的条件。本项目的建设将带动上、下游产业链中相关行业的联动发展。如运输业、煤炭业及建材业等，有利于促进经济良性发展。本工程燃料为低热值煤，符合《国家能源局关于促进低热值煤发电产业健康发展的通知》(国能电力[2011]396号)要求，是国家鼓励发展的能源项目。本项目征地范围内没有民房拆迁工程量，不涉及移民安置问题，本项目的建设不会由于征地拆迁引起群体性事件，造成社会生活不和谐、不稳定。项目可控性分析：本工程主要依托钱营孜煤矿的低热值煤，避免了低热值煤的长途运输，节约了建厂土地。本期工程大气主要污染物排放指标均满足GB13223-2011要求，本工程运营后可使当地环境污染处于可控范围。本工程投产后可为当地工农业发展进一步提供强有力的能源支撑，为当地百姓提升生活质量，从而提高人民群众的幸福指数，创造和谐稳定的社会环境。当地政府对本项目非常支持，在规划选址、土地征用、排放指标承诺等诸多方面积极参与配合，为项目的顺利实施创造了良好的外部环境。根据电厂建设和运营的经验，社会稳定风险可能出现在以下几个方面：第283页 1工程运营期间造成的环境污染包括工程运营期间排放的废气、废水可能造成的环境污染；产生的噪声污染；灰渣外运及在灰场贮灰时可能对周边造成的灰尘污染等，易影响周边的居民的生活，引发争议。2工程建设期间造成的环境污染包括工程建设期间重型施工车辆及施工机械产生的噪声污染，建筑材料运输及土方施工中产生的灰尘，建筑垃圾的清运等，易影响周边的居民的生活，引发争议。3化学危险品引起的风险电厂在运行过程中所需使用的化学品位有毒有害、易燃易爆物质，为危险因数，风险类型主要为这些化学品在运输、卸料、贮存和使用过程中的泄漏、爆炸、火灾。4失地农民的进厂务工问题部分失地农民可能会提出到钱营孜电厂进行力所能及的务工的要求。5其它不可预知风险除以上所列之外，其他不可预知的影响社会稳定的事项。19.2预防化解风险措施19.2.1运营期间环保方面采取措施19.2.1.1大气本项目采用石灰石——石膏湿法烟气脱硫工艺，不设GGH、不设烟气旁路，设计综合脱硫效率不小于97%。采用低氮燃烧技术及SNCR烟气脱硝装置，脱硝效率不小于55%。烟囱采用210米烟囱，安装烟气自动连续监测系统。19.2.1.2废水本工程的厂区排水采用分流制，即雨水和生活污水、工业废水分系统排放。第283页 生活污水送入一期已有生活污水处理站，经接触氧化工艺处理达标的生活污水升压后用于厂区绿化。本期扩建不再新建工业废水处理系统，利用一期工程工业废水处理站处理本期废水，按经常性废水、非经常性废水分类处理，达到《污水综合排放标准》(GB8978-1996)的一级标准后在厂内进行回用。部分冷却塔排水经石灰处理系统处理后回用作循环水系统补充水等。含煤废水经沉淀后循环回用。含油废水经调节池、隔油池和气浮设备处理后复用于煤场喷淋，废油回收利用。脱硫废水单独处理，废水经调解PH值、加药絮凝沉淀处理后复用于干灰调湿。非经常性排水主要是锅炉化学清洗废水和空气预热器清洗废水，这部分废水经中和、沉淀处理后送入回用水池，逐步利用。19.2.1.3噪声选用低噪声设备，控制噪声源水平。对高噪声设备采用隔声减振措施，车间及围墙的隔声量一般可达15—25dBA)，有效地降低噪声源强；送、引风机安装消声器，在锅炉对空排汽管口加装高效排汽放空消声器，可消减噪声30dBA)以上，再加之车间及围墙的隔声量一般可达10—20dBA)，降噪效果明显。在冷却塔西侧、南侧设置隔声屏障。19.2.1.4固体废物本期工程产生的粉煤灰、脱硫石膏将首先进行综合利用，综合利用不畅时将通过自卸式卡车运至灰场分区堆存。灰场采取分区贮灰，并及时碾压密实抑尘；灰渣堆存至设计堆灰标高后及时覆土还田；灰场周围加强绿化工作，种植防护林带，以减轻可能产生的扬尘影响。19.2.1.5水土流失防治措施本工程水土流失防治分区包括厂区、施工图、灰场区。采取的主要防治措施有：厂区在平面布置方案上进行了优化设计，设置了防洪排水系统，堆土区临时防护措施，厂区道路广场采取硬化设计，进行绿化规划设计等；施工区设置了临时排水导流系统，采取了植物绿化措施和土地整治措施；灰场区采取了拦灰渣工程、防洪排水工程、草皮护坡及风林工程。19.2.2建设期污染防治措施第283页 19.2.2.1声环境(1)在施工设备选型上，应选用正规厂家、噪声较低的环保设备；(2)加强施工现场管理，保证现场设备安装质量，确保施工设备正常运行；(3)对于混凝土搅拌机要尽量避开人群易地使用；(4)重型运输车在市区内行驶时禁止鸣笛，并限制行驶速度，严禁在22:00~6:00时间段内施工及运输，特别是噪声较大的基础施工和结构施工阶段。19.2.2.2空气环境(1)施工现场场界修建2m高实体围墙，封闭施工现场，既可以有效防止粉尘及扬尘的污染，又可起到隔声的作用；(2)施工中所用的粉状材料运输时应对车辆加盖篷布，并在村民居住区运输时减速慢行；(3)施工过程中所用的建筑材料，必须设固定堆放场，特别是水泥、白灰等在堆放过程中应用苫布盖好或建封闭库存放，防止二次扬尘污染，不得随意堆放；(4)土方挖掘产生的弃土应及时远离施工现场，运输时应遮盖。施工场地应保持一定的湿度，要定时洒水，防止粉尘及二次扬尘污染施工场地周围环境空气质量。19.2.2.3固体废物建设施工期的固体废弃物主要为施工期弃土及施工人员的少量垃圾等。(1)施工过程中产生的建筑垃圾及施工弃土应及时清运，运出废物应使用苫布遮盖，不得散落泥土，并按照批准的地点倾倒。(2)施工人员产生的生活垃圾量较少，可设置固定垃圾箱存放，由市政部门统一清运，不得随意丢弃。19.2.3应急救援指挥系统、各成员和部门职责(1)组织机构第283页 为有效预防事故，尽量减少事故造成的损失，保证在发生重大事故时，贯彻“统一指挥，分级负责”的原则，公司成立事故应急救援指挥部(当发生重大事故时，要立即启用事故应急预案，指挥部即按本预案自然成立)，其组织机构如下：总指挥：厂长副总指挥：公司分管生产副厂长成员：安全监督部、运行部、生产技术部、人力资源部、党群部、综合部、计划部的第一责任人。如果厂长和分管副厂长不在公司时，由发生重大事故车间主要责任人为临时总指挥、厂安全监督部主任、生产技术部主任、运行部主任和综合部主任为临时副总指挥，全权负责应急救援工作。指挥部办公地点：运行部、安全监督部或根据污染区域情况临时确定。日常工作由安全监察部负责。(2)部门工作职责①应急救援指挥部职责负责公司重大事故应急救援预案的制定、修订；组建应急救援队伍，并组织实施和演练；检查重大事故预防措施的落实情况，督促做好重大事故预防工作；发生事故时，由指挥部发布启动和解除应急救援预案的命令；组织事故调查，总结应急救援工作经验教训。②人力资源部负责抢救受伤、中毒人员的生活必需品供应。负责事故处置时的生产系统的停车、开车调度工作；负责事故现场通讯联络和对外联系工作；必要时代表指挥部对外发布有关信息。④运行部负责有毒有害物质扩散区域的检测，预测工作，并及时上报指挥部。⑤安全监督部第283页 安全环保处是公司设专职负责、全公司安全生产、环境保护、应急救援等活动的职能部门。安全环保处下设急救中心、气体防护站，并配备有救护车，医务室各个岗位，必要时根据事故类别、等级、危害程度将紧急通知有关岗位人员作出应急处置。在厂区生产厂房顶层设置风向标(风袋)。指示事故时的风向，确保发生事故时人员安全撤离。协助总指挥做好事故报警、情况通报及事故处理工作。⑥生产技术部门协助主管副总指挥做好各生产车间的紧急停机和恢复生产工作，确保机组安全停机和开机。⑦综合部负责事故现场周围警戒、治安保卫、人员疏散、厂区道路交通管制工作。⑧计划部负责抢险、抢修、救援物资的供应和采购。⑨党群部做好职工的思想工作，稳定职工情绪。⑩各生产部门负责制定本单位的事故应急预案，组织本单位的事故应急预案演练，并对效果进行验证；负责本单位事故处置时生产系统启停调度和指挥工作；协助总指挥，做好工程抢险、抢修的现场指挥工作；做好其它各项事故应急救援工作。⑶指挥部成员分工①总指挥：组织指挥公司的应急救援工作。②副总指挥：协助总指挥负责应急救援的具体指挥工作。③安全监督部主任协助总指挥做好事故报警、情况通报及事故处置工作；负责指挥事故现场及有害物质扩散区域内的检测工作；具体负责拟定公司的事故应急预案，并对各单位的应急预案进行汇总和审核；负责协调各单位组织火灾或爆炸事故、自然灾害所引发事故的应急抢险和应急演练，并对效果进行评审；第283页 负责对火灾或爆炸事故、自然灾害发生后所采取的措施进行验证；必要时代表指挥部对外发布有关信息。④综合部主任负责拟定火灾事故的灭火作战计划，组织火灾事故的扑救；负责对义务消防队、气防队人员的培训，并对培训效果进行验证；负责协助事故现场人员抢救与移动工作；负责现场警戒、治安保卫，人员疏散、厂区道路交通管制工作。⑤运行部主任负责事故发生时生产系统的协调、指挥，紧急停机和恢复生产工作；负责各部门及人员之间的通讯联络、信息传递工作。19.2.4应急处理方案事故的应急计划是根据工程风险源风险分析，制定的防止事故发生的减少事故发生的损失的计划。⑴对火灾、爆炸等事故，由于其危险性、危害性，平时必须加强管理，消除各种隐患，同时也应建立一套事故发生应急救援行动计划，配备精良的灭火器材。⑵发现跑、冒、滴、漏等现象，应及时通知停泵，并及时采取消除的措施，严格防止污染事故扩大。19.2.5事故情况下撤离、急救的注意事项(1)污染区人员撤离现场的注意事项做好防护再撤离。污染区人员撤离前应戴好合适的防护器具，同时穿好工作服，尽可能少的将皮肤暴露在空气中。迅速判明事故当时风向，可利用风向标、旗帜等辩明风向，向上风向撤离。听从指挥。污染区人员在撤离时，一定不要慌张，要听从指挥部的指令和现场治安队的安排，按指定路线，向指定的集结点撤离。防止继发伤害。尽可能向侧、逆风向转移，并避免横穿污染源中心区域或危险地带。第283页 发扬互帮互助精神，污染区人员在自救的基础上要帮助同伴一起撤离污染区区域，对于己受伤和中毒的人员更是需要他人救助。掌握一起简单的防护方法，如在发生或氢气泄漏而无防护器具时，用湿手巾等物捂住口鼻撤离污染区。(2)救援人员进入污染区域及实施救援时的注意事项救援人员进入污染区域前必须清楚了解污染区域的地形、建筑(设备)分布、有无爆炸及燃烧的危险、大致浓度，做好自身的防护工作，配备好各种防护器材。避免单独行动，应至少2~3人为一组集体行动，以便互相监护照应，在有易燃易爆气体存在的环境中，所用的救援器材应具备防爆功能。进入污染区域的救援人员必须明确一位负责人，指挥协调在污染区域内的救援行动，利用对讲机(防爆型)等随附与指挥部联系，同时所有参加救援人员必须听从指挥部的指挥。(3)开展现场急救工作的注意事项做好自身防护。医疗救护人员在救护过程中要随时注意的变化，及时迅速做好现场急救医疗点的转移及伤员的防护工作。分工合作。当事故现场有大批伤病员的情况下，医护人员应分工合作，作到任务到人，职责明确。团结协作。急救处理程序化。为了避免现场急救工作杂乱无章，医务室应事先设计好不同类型的突发事故所应采取的现场急救程序。注意防护好伤病员眼睛。在为伤病员做医疗处置过程中，应尽可能的保护好伤病员眼睛，切记不要遗漏对眼睛的检查和处理。处理污染物。要注意对伤病员污染衣物的处理，防止发生继发性损害。交接手续要完备。对现场急救处理后的伤病员，要做到一人一卡(急救卡)，将基本情况、初步诊断、处理措施记录在卡上，并别在伤员胸前或挂在手腕上，便于识别及下一步的诊治。移交伤病员时手续要完备。做好登记统计工作。应做好现场急救统计工作，做到资料准确、数据准确、为日后总结经验积累第一手资料。第283页 转送伤病员要合理安排车辆。在救护车辆不够的情况下，对危重伤病员要在医务人员监护的情况下，用安全救护型救护车转送，中度伤病员安排普通型救护车转送，对轻度伤病员可安排中型客车集体转送。19.2.6应急培训及演练计划(1)基础训练主要包括队列训练、体能训练、防护装备和通讯设备的使用训练等内容。目的是使应急人员具备良好的战斗意志和作风，熟练掌握个人防护装备的穿戴，通讯设备的使用等。(2)专业训练主要包括专业常识、堵漏、抢运以及现场急救等技术。通过训练，救援队伍应具有相应的专业救援技术。(3)战术训练战术训练是救援队伍综合训练的重要内容和各项专业技术的综合运用，提高队伍事件能力的必要措施。通过训练，使各级指挥员和救援人员具备良好的组织能力和实际应变能力。(4)自选课目训练自选课目训练可根据各自的实际情况，选择开展如防火、防毒、分析检验、综合演练等项目的训练，进一步提高救援人员的救援水平。19.2.7公众教育与信息公开对厂区临近地区开展公众教育、培训和发布有关信息。编写有关安全环保宣传手册或卡片，以备内部员工和外部人员使用。19.2.8失地农民的进厂务工闯题处理方案对于部分失地农民可能会提出到钱营孜电厂进行力所能及的务工的要求，可以以村镇为单位，成立劳务公司等中介机构，进行必要的培训后，由电厂向外包单位协调，择优录用。19.2.9不可预知风险出力措施钱营孜电厂与当地政府及村委会成立联合小组，针对具体事项及时协商解决。第283页 本工程项目建设符合国家产业政策，符合安徽省能源发展规划和电力发展规划，符合宿州市总体规划。本项目严格按照项目前期工作相关规定，经过严谨科学的论证。综上所述，本项目的建设不会造成社会生活不和谐、不稳定，属于低风险等级。20结论和建议20.1结论(1)本工程符合国家产业政策、行业发展规划、能源战略布局，符合城市总体规划、节能环保，是安徽省宿州市发展迫切需要的项目。本工程积极响应政府“发展循环经济，建设节约型社会”的号召，按照“减量化、再利用、资源化”原则，采取各种有效措施，以尽可能少的资源消耗和尽可能小的环境代价，取得最大的经济产出和最少的废物排放，实现经济、环境和社会效益相统一，建设资源节约型和环境友好型社会。在采用多种环保减排措施的同时，电厂燃煤所产生的粉煤灰和烟气脱硫产生的石膏全部综合利用。本工程全面贯彻循环经济的理念体现在：本工程燃料采用低热值煤，有效提高了资源利用率，有利于减轻矿区生态环境污染。采用多项节水措施减少了对地表水的使用，实现了水资源利用的减量化；灰、渣及脱硫石膏应用于路政、建材、煤矿行业，实现了废弃物的资源化利用；集约化的规划布置，大大减少了工程占地面积，实现了土地资源利用的减量化。(2)本工程各项建厂条件良好，建设场地、燃料供应、交通运输、电厂水源、工程地质、水文地质、水文气象、贮灰场、环境保护等建厂条件初步落实，投资与经济效益合理，适合建设2×350MW大型低热值煤火力发电厂。(4)本工程第283页 选用超临界参数流化床锅炉，并采用高效电袋除尘器、湿法脱硫、SNCR法脱硝、高烟囱排放等行之有效的大气污染防治措施，本工程二氧化硫、烟尘和氮氧化物的排放量和排放浓度均能满足《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)的要求，对大气环境的影响降低到最小的程度。本工程燃煤中的汞元素含量极低，烟气中的汞及其化合物排放浓度不会超过《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)标准限值的要求。(5)本工程的静态投资静态投资为269338万元，单位投资3848元/千瓦。当设备年利用为5000小时，按投资方内部收益率10%测算，不含税上网电价为350.94元/MWh，含税上网电价为410.09元/MWh，该电价水平低于安徽省电网标杆电价444元/MWh，具有较强的市场竞争力，因此本工程在技术上是可行的，在经济上是合理的。20.2主要技术经济指标静态投资269338万元单位投资3848元/千瓦动态投资284879万元单位投资4069.7元/千瓦综合厂用电率6.2(含脱硫、脱硝厂用电)年发电标煤耗(财务分析用)309.75kg/kWh标准煤价格720.03元/吨(含税)上网电价(不含税)350.94元/MWh上网电价(含税)410.09元/MWh总投资收益率6.79%资本金净利润率18.76%融资前分析内部收益率(所得税前)9.98%融资前分析净现值(所得税前)51653.58万元融资前分析投资回收期(所得税前)10.6年融资前分析内部收益率(所得税后)8.17%融资前分析净现值(所得税后)13129万元融资前分析投资回收期(所得税后)11.64年融资后分析项目资本金内部收益率10.95%第283页 融资后分析投资方内部收益率10.00%20.3下阶段工作建议根据国家投资项目核准或审批的有关规定，在编制本项目的“项目申请报告”之前，请建设单位尽快办理并取得以下有关本项目的批复文件。(1)国家环境保护部对本工程环境影响报告书的批复意见。(2)国家水利部对本工程水土保持方案的批复意见。(3)国家电网主管部门对本工程接入系统方案的批复意见。打字：许立娟校核：杨瑞霞复印：卢健第283页'