1、循环产业园动力站建设工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月58可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录1 总论11.1 项目背景11.2 投资方及项目单位概况21.3 研究范围与分工31.4 工作简要过程及主要参加人员41.5 项目概况41.6 主要结论及问题2、和建议62 电力系统72.1系统概况72.2接入系统方案72.3主接线和短路电流83 燃料供应93.1 煤源93.2 煤质103.3 燃煤量123.4 点火燃油及助燃用燃料124 建厂条件134.1 厂址概述134.2 交通运输144.3 贮灰场（含脱硫副产品）164.4 电厂水源174.5 工程气象194.6 地震、地质及岩土工程215 工程设想265.1 全厂总体规划及总平面规划布置265.2 装机方案295.3 主机技术条件315.4 热力系统335.5 燃烧制粉系统355.6 电气部分375.7 燃料输送系统405.8 除灰渣系统445.9 化学部分465.10 热工自动化部分505.3、11 主厂房布置535.12 建筑结构部分545.13 供排水系统及冷却设施585.14 贮灰场（含脱硫石膏）645.15 消防系统655.16 采暖通风和空气调节665.17主要水工建（构）筑物设计706 烟气脱硫与脱硝726.1 烟气脱硫726.2 烟气脱硝767 环境及生态保护与水土保持797.1 环境及生态保护797.2 水土保持988 综合利用1008.1 粉煤灰综合利用可能的途径1008.2 电厂粉煤灰及石膏综合利用的条件1018.3 电厂粉煤灰和石膏综合利用1019 劳动安全1029.1 设计依据1029.2 厂址安全1029.3 劳动安全危险因素1039.4 防火、防爆10394、.5防电伤1039.6 防机械伤害及防坠落伤害1049.7 预期效果10410 职业卫生10510.1 设计依据10510.2 职业卫生危害因素10510.3 防尘、防毒及防化学伤害10610.4 防噪声及防振动10610.5 防暑与保温10610.6 安全标志及安全色10710.7 卫生及生活设施10710.8职业卫生机构设置10710.9 预期效果10711 资源利用10911.1能源利用10911.2 土地利用11111.3 水资源利用11211.4 建筑材料利用11212 节能分析11312.1 本工程遵循的节能标准及节能规范11312.2 本工程能源来源11312.3 节约及合理利用5、能源的措施和效果11413 人力资源配置11714 项目实施的条件和轮廓进度11814.1电厂工程项目实施的条件11814.2 电厂工程项目实施的轮廓进度11815 投资估算及财务分析11915.1 投资估算11915.2资金来源及融资方案12315.3 财务分析12316 风险分析12916.1 市场风险和投资风险12916.2 建设风险、工期风险12916.3 运行风险、环境风险、社会风险12917 经济与社会影响分析13117.1 经济影响分析13117.2 社会影响分析13118 抗灾能力评价13218.1 概述13218.2 抗灾措施13218.3 结论及建议13319 结论和建议16、3419.1 结论1341 总论1.1 项目背景新疆是我国能源战略基地，是西部地区经济增长的重要支点，向西开放的重要门户和西北的战略屏障，在全国发展和稳定大局中具有特殊重要的战略地位。国务院32号文件关于进一步促进新疆经济社会发展的若干意见已明确表示，把新疆建成大型油气、煤炭生产加工基地，将加快资源勘探步伐，扩大开采规模，提高产量。自治区规划在吐哈、伊利、XX、库拜地区建设大型煤电煤化工基地，并优先重点发展XX地区，把XX地区定位为大型煤炭、煤电为主，适度发展煤化工基地。随着“500”东延干渠引水工程实施和相应铁路、公路、电网、通讯得到保障，在XX煤电煤化工产业带中，首先将第一个煤电煤电煤化工7、基地选择在吉木萨尔县境内五彩湾地区，命名为XX五彩湾煤电煤化工基地。近年来，XX地区煤炭资源勘探工作进展较快，已探明的煤炭资源具有相当规模，XX煤田东西长220千米，南北宽60千米，面积约20000平方千米。预测资源量3900亿吨，通过已有的地质勘探工作已探明资源量1836亿吨。其中XX五彩湾区域预测资源量1600亿吨，已探明资源量548.87亿吨。为实施XX五彩湾煤电煤化提供了资源保障，以煤电煤化工为主，兼顾其他配套产业的发展。这些产业的发展，能够更好地发挥煤电煤化工对当地经济的带动作用，推动区域内塑料加工、纺织、建材等下游行业的发展。力争在XX五彩湾地区形成各具特色，资源优势互补的现代化工8、产业集群。对于提升该区域煤炭资源转化水平，发展当地工业经济，具有较大的推动作用。同时，以XX五彩湾煤电煤化工产业发展为引擎，从而带动天山北坡经济带的快速发展，对于新疆自治区工业经济的发展具有重要的意义。项目名称：新疆XX有色金属有限公司循环产业园4660MW动力站工程（以下简称动力站工程）项目选址：新疆维吾尔族自治区昌吉州吉木萨尔县XX五彩湾新疆XX有色金属有限公司循环产业园区西南侧建设规模：本期规划容量4660MW国产超超临界空冷汽轮发电机组，一次建成。留有扩建场地条件。项目投运期限：本工程计划一次性建成，安装4台660MW超超临界空冷汽轮发电机组。本工程拟由2017年3月1日开工，20189、年12月31日前2台机组投产，2019年12月31日4台机组全部投产。项目投资方：新疆XX有色金属有限公司项目筹建方：新疆XX有色金属有限公司新疆XX有色金属有限公司循环产业园位于新疆维吾尔族自治区昌吉州吉木萨尔县XX五彩湾煤电煤化工工业园区西南侧，厂址西南距乌鲁木齐市（直线距离）约145km，东南距吉木萨尔县（直线距离）约85km，西距五彩湾镇（直线距离）约25km，西北距离五彩湾综合服务区（直线距离）约9km。区在五彩湾煤电煤化工工业园区内拟建电解铝项目、阳极碳素厂、甲醇转烯烃工业硅、多晶硅水等煤、电、化工多联产项目。整个集团用地区域南北长约7.0km，东西宽约3.2km,均位于产业园区内10、。新疆XX有色金属有限公司动力站一期建设5台350MW国产燃煤亚临界直接空冷机组，已全部投产发电，二期建设5台350MW国产燃煤亚临界直接空冷机组，已投产2台，其他三台机组正在建设中。新疆东明塑胶有限公司动力站一期2135MW机组及二期一期2350MW机组全部投产。园区内目前发电能力与符合需求基本饱和，而后续规划的80万吨电解铝项目及10万吨多晶硅项目正在筹建过程中，为了保证整个园区动力供应，本期建设4台660MW发电机组，可基本满足项目需求。本期动力站向电解铝及多晶硅项目提供电力承担基本负荷，发电设备年利用小时数为7500小时。本工程由新疆XX有色金属有限公司投资建设，注册资本金为全部投资的11、40%，剩余部分采用银行贷款。1.2 投资方及项目单位概况1.3 研究范围与分工 按照火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DL/T 5375-2008）的要求，本工程可行性研究工作对电厂进行机组选型论证、落实各项建厂条件、提出各工艺系统的工程设想、节能和环境保护措施，编制工程投资估算和经济评价并进行工程项目风险分析，从而给出工程建设可行性的结论性意见。1.3.2 设计分界面1）厂区围墙内本期工程的主体工程、辅助系统工程和附属设施工程，以厂区围墙为界；2）电厂电力送出部分的设计界限为出线的第一个门型构架；3）入厂道路以市政道路最近引接处为界；4）厂外供水管设计界限为厂区围墙外1米；5）厂外雨水12、排水管设计界限为厂区围墙外1米； 以下内容不属于本次可研设计范围，由业主另行委托a）厂外运煤系统设计；b）环境影响评价报告；c）大件设备运输可行性研究报告；d）电厂厂区在可行性研究阶段的工程勘测报告，包括岩土、测量和水文气象等（参考新疆XX有色金属有限公司动力站工程资料）；e）地震安全性评价报告；f）地质灾害危险性评估报告；g）水资源论证报告；h）水土保持方案论证报告；i）职业卫生评价报告。本工程可研报告将引用上述报告的有关结论。因目前大部分专题尚未完成，可研报告论述内容如与专题报告最终结论不一致，将以专题论述的结论为准。1.4 工作简要过程及主要参加人员1.4.1 工作简要过程2016年2月13、初，新疆XX有色金属有限公司委托我院开展4600MW超超临界空冷机组可行性研究报告设计工作。同时，我院有关设计人员在项目筹建处的领导和技术人员的协助下，完成了对厂址的踏勘。并开展可研工作。2016年3月出，我院完成了本工程可行性研究报告的首稿编制工作。1.4.2 组织机构主管总工程师：白松项目经理：孙健秋参加本工程可行性研究报告编制的技术人员均为工程师和高级工程师，具体名单详见本报告开头“参加本报告编制人员名单”。1.5 项目概况1.5.1 地理位置及自然条件昌吉回族自治州地处天山北麓，准噶尔盆地东南缘，是新疆实施西部大开发战略率先发展的天山北坡经济带的核心区域。昌吉州成立于1954年，是以回14、族为自治民族的多民族聚居区，州域总面积9.39万平方公里，XX煤田所覆盖区域属昌吉洲管辖。昌吉州有回、汉、维吾尔、哈萨克等42个民族，总人口169.4万人，少数民族41.19万人，占25.7%。行政区下辖昌吉市、米泉市、阜康市、玛纳斯县、呼图壁县、吉木萨尔县、奇台县和木垒哈萨克自治县。州域内驻有新疆生产建设兵团农六师全部和农八师部分共计24个团场及一批中央、自治区企事业单位。昌吉州从东、西、北三面环抱自治区首府乌鲁木齐市，州府城市昌吉市距乌鲁木齐市中心35公里，距乌鲁木齐国际机场18公里。第二座亚欧大陆桥、312国道、216国道、吐乌大高等级公路、乌奎高速公路都从州内通过，已基本形成以首府乌鲁15、木齐市为中心，以昌吉市、阜康市、五家渠市等卫星城市为骨架，以众多小城镇为基点的的城市群发展框架。昌吉州矿产资源丰富，有煤炭、石油、石灰石、芒硝、铁、铀、金、铜等矿产品50多种。煤炭预测储量4300多亿吨（占全疆储量的17%，全国储量的7%），其中，吉木萨尔XX至奇台将军庙一带达3900多亿吨，煤层稳定性好，埋深较浅，煤种为不粘煤和长焰煤，最适于作煤化工原料。区内探明石油储量5.7亿吨以上，天然气储量380亿立方米以上。有天然森林575.7万亩，草场9981.3万亩，可耕地1057万亩。盛产棉花、小麦、大麦、玉米、制酱番茄等50多种高效优质农作物，是全国重要的商品粮、商品棉生产基地。区内水资源丰16、富，年径流量25.1亿立方米，地下可开采量14.5亿立方米。吉木萨尔县位于天山山脉东段北麓，准噶尔盆地东南缘，东同奇台县为邻，西与阜康市接壤，北越卡拉麦里山和富蕴相连，南以博格达山分水岭同吐鲁番市、乌鲁木齐县为界。吉木萨尔县域总面积8848平方公里，行政上隶属昌吉回族自治州，全县辖5乡4镇。境内有新疆生产建设兵团农六师的2个团场，总人口13.2万人，有汉、回、哈萨克、维吾尔、蒙古等13个民族，其中少数民族人口占28。县城西距自治区首府乌鲁木齐市165公里，距昌吉回族自治州首府昌吉市200公里，东离哈密市550公里，吐乌大高等级公路、国道216线及省道303线贯穿全境，交通便利。五彩湾XX煤电煤17、化工基地位于吉木萨尔县北面，距吉木萨尔县直线距离约80公里。XX煤电煤化工产业带将重点发展煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制化肥等煤化工产业、煤电产业和煤炭开采业。1.5.2 可研报告编制依据1）新疆XX有色金属有限公司与吉林省电力勘测设计院签订的开展本工程可行性研究工作的委托函及设计合同；2）项目建设单位确认的主要技术原则；3）国家颁发的有关规程、规定及相应的技术标准；4）项目建设单位提供的外部资料。1.5.3 主要设计原则1.5.2.1 按照火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DL/T 5375-2008）的要求编制本项目可行性研究报告。1.5.2.2 建设规模及主设备按项目建设单位要求18、，本期工程按4660MW考虑，一次建成。1.5.2.3 厂区总体规划电厂本期建设容量为4660MW空冷机组，并留有再扩建的可能。工程预计2017年具备开工条件，4台机组计划2019年全部投产。1.5.2.4 厂址在新疆XX循环产业园区内，原有新疆XX有色金属有限公司动力站一期、二期的基础上向南扩建。1.5.2.7 自然条件可行性研究报告中有关的厂址地理位置、厂址水文、厂址气象、工程及水文地质等勘测方面的资料依据一期、二期资料。1.5.2.8 煤源需燃用设计煤种与新疆XX有色金属有限公司动力站二期一致。考虑皮带结合公路运输。1.5.2.9 电厂水源电厂本期工程水源采用“500水库”东延供水工程供19、给地表水，拟从厂区附近的“五彩湾事故备用水池”引接。1.5.2.10 贮灰场本期工程利用园区现有灰场。1.6 主要结论及问题和建议1.6.1 项目建设的必要性新疆XX有色金属有限公司循环产业园位于新疆吉木萨尔县，园区内基地建设大型电解铝、煤化工、工业硅、多晶硅等项目。自2011年开始建设以来，已形成一定产业规模。园区内项目所采用的技术均符合行业技术发展趋势。公司将新疆丰富的煤炭资源转化为电能，项目建成后，将给地区经济发展带来极大的推动作用。动力站项目作为园区的电力支撑，对保证整个园区的正常运转和创造效益至关重要。1.6.2本项目建设的优势1）本工程煤源来自五彩湾矿区。新疆作为我国后续能源接续地20、，煤炭储量十分丰富。将新疆当地的能源资源优势转化为经济优势，符合国家产业政策。3）新疆XX有色金属有限公司循环产业园区的建设得到当政府的大力支持。4）本工程同步建设脱硫设施，预留脱硝设施的场地和空间，干除灰，灰渣石膏全部综合利用，符合国家环境保护相关法律法规和政策。5）主机采用超超临界单机容量660MW空冷机组，高效节能，符合国家水资源保护的相关法律法规和政策1.6.3 存在问题及建议考虑到产业园区电力需求的迫切性，建议项目建设单位加快本工程相关专题研究工作，使本工程尽快取得相关审批文件，具备开工条件。2 电力系统2.1系统概况新疆XX有色金属有限公司（以下简称为XX）是大型电解铝、煤化工和电21、力一体化生产企业，目前与电解铝和煤化工配套建设大型火电动力站与相关负荷变电站组成的园区内电网运行。动力站包括东明塑胶电厂（装机2125MW+2350MW）、一期电厂（5350MW）和二期电厂（规划装机5350MW，2台已运行，剩余3台2016年投运）。为提高电解铝和多晶硅产量，稳定公司电网局域运行条件，公司计划新建装机为4660MW的三期电厂并配套建设相关负荷变电站。本工程投运前园区内点网如下图所示意。2.2接入系统方案根据局域电网现状及发展规划，本工程电厂出2回220kV架空线路接入新疆希铝电网，导线截面为4400mm2，长度约为0.2km。最终接入系统方案以新疆希铝接入审查意见为准。方案示22、意如下图所示：2.3主接线和短路电流推荐电厂采用双母双分段接线；为将短路电流限制在为30kA左右，配置4台限流电抗器，分别安装在与二期电厂相连的线路和分段开关处。至此，相关设备选择可按短路电流50kA考虑。3 燃料供应3.1 煤源新疆作为我国后续能源接续地，能源资源非常丰富，尤其是煤炭储量十分丰富，预测资源量为2.19万亿吨，占全国的40%以上。目前累计探明储量969亿吨。经过初步勘探，新疆XX地区煤炭预测储量达到约3700亿吨，基本探明但未经国家批准的煤炭储量达到约800亿吨。本工程4660MW机组年用燃煤约936.9104万吨，由煤矿神华五彩湾矿区及新疆希铝片区下属新疆天隆希望能源有限公司23、开采的五彩湾矿区二号露天煤矿联合供给。1）神华五彩湾矿区神华五彩湾矿区含煤面积313.44平方公里，煤炭储量134.4亿吨,其中神华新疆能源有限公司XX煤矿井田面积24平方公里，探明储量15.85亿吨，露天可采储量约10亿吨。该露天煤矿工程年生产能力为1000万吨。神华新疆能源有限公司已同意向本工程供煤。本区地层除露天矿内中南部有大片第四系地层分布外，大部分为白垩系下统吐谷鲁群地层，侏罗系地层分布于露天矿东部边缘。露天矿位于区域性褶曲构造-帐篷沟背斜的西翼，露天矿内的侏罗系地层呈向西北向倾的单斜构造，沿走向和倾向产状变化不大，无断层破坏。露天矿内煤层分为A、B、C三个煤组，分别赋存于八道湾组、24、西山窑组、石树沟群下亚群中。西山窑组地层赋存的B煤组煤层厚度巨大，为主要产煤层。B煤组中Bm、B2、B1、B12四煤层煤类为31号不粘煤，B11煤层以41号长焰煤为主，在北部为31号不粘煤。B煤组原煤水分（Mad）一般变化在3.82%-19.88%之间，属中-高水分煤。灰分（Ad）平均约为7.11%，属低灰煤。挥发分产率（Vdaf）一般在30.36-43.57%之间，属中高高挥发分煤。原煤全硫一般变化在0.231.36%之间，属特低中硫煤。全硫在风氧化带内明显增高，越接近地表含硫越高，渐变成中高硫煤。原煤干燥基高位发热量（Qgrd）在之间，属高热值煤（HQ）。发热量与灰分成反比例关系，发热量在25、浅部风氧化带内明显降低，越接近地表发热量越低，总体显示煤中灰分高则发热量变低，灰分低则发热量高的规律性。B煤组各煤层总体上属于极易磨煤。2）五彩湾露天矿五彩湾附近露天矿现探明储量为43.58亿吨，分为5个矿区。其中2号露天由神东天隆集团有限公司、新疆天隆希望能源有限公司、新疆能源(集团)有限责任公司等共同开采。由以上情况可知，本项目煤源能够满足电厂本期建设需要。新疆XX有色金属有限公司和神华新疆能源有限责任公司、新疆天隆希望能源有限公司已就本工程燃煤供应达成意向性协议，因此本期工程用煤是有保证的。3.2 煤质煤质分析见下表。煤质分析表检测项目符号单位设计煤校核煤 适用标准全水分Mt%22.8226、6.5GB/T211-2007空气干燥基水分Mad%9.298.38GB/T212-2008收到基灰分Aar%11.244.63干燥无灰基挥发分Vdaf%32.6534.43收到基碳Car%52.4452.23DL/T568-1995收到基氢Har%2.211.95收到基氮Nar%0.480.62收到基氧Oar%10.3913.73全硫St,ar%0.440.34ASTM D4239-2008收到基高位发热量Qgr,v,arMJ/kg19.4718.46GB/T 213-2008收到基低位发热量Qnet,v,arMJ/kg18.4917.63哈氏可磨指数HGI/120102GB/T2565-127、998煤中游离二氧化硅SiO2(F)%0.782.53 GB/T5817-1986煤中氟F arg/g3841 GB/T 4633-1997 煤中氯Cl ar%0.0430.031GB/T 3558-1996煤灰熔融特征温度/变形温度DT1031.391.02 GB/T219-2008煤灰熔融特征温度/软化温度ST1031.401.05煤灰熔融特征温度/半球温度HT1031.411.09煤灰熔融特征温度/流动温度FT1031.481.13 煤灰中二氧化硅SiO2%18.5818.12GB/T1574-2007SD 323-1989ASTM D5016-2008煤灰中三氧化二铝Al2O3%3.528、8.34煤灰中三氧化二铁Fe2O3%8.818.44煤灰中氧化钙CaO%38.5637.17煤灰中氧化镁MgO%14.514.21煤灰中氧化钠Na2O%5.004.28煤灰中氧化钾K2O%0.50.41煤灰中二氧化钛TiO2%0.590.41煤灰中三氧化硫SO3%9.2018.4煤灰中二氧化锰MnO2%0.225 0.17灰成份分析见下表。灰成份分析表 样品名称(样品编号)煤灰比电阻适用标准测量电压（V）测试温度（）比电阻（cm）设计煤500205.601010TPRI/T1.4-QC-025-2002A806.5010111001.2010121201.3510121504.3010111829、05.201010校核煤1500204.40108804.501091003.3010101201.8510111502.4010111804.201010校核煤2500205.401011801.2510121001.6510121203.9010121504.8010111805.101010备注：试验用样品由试验室烧制。以下空白。3.3 燃煤量锅炉燃煤量的计算原则如下：1）锅炉的年运行小时数按7500小时计算； 2）锅炉平均日运行小时数按24小时计算； 3）燃煤量计算按锅炉MCR工况。锅炉燃煤量见下表锅炉燃煤量表4x660MW项 目1台锅炉4台锅炉设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种每小时燃30、煤量(t/h)312.3321.21249.21284.8每日燃煤量(t/d)7495.27708.829980.830835.2每年燃煤量(t/a)234.225x104240.9x104936.9x104963.6x1043.4 点火燃油及助燃用燃料区。4 建厂条件4.1 厂址概述4.1.1工程概况本工程为扩建电厂，厂址位于吉木萨尔县XX五彩湾煤电煤化工工业园区新建XX自备电厂扩建端场地，故工程场址为唯一址。厂址距吉木萨尔县城直线距离约90km，公路距离约160km，西距五彩湾镇约35km。厂址可用地范围南北长约1km，宽约东西0.70km，场地面积约70hm2。电厂本期容量为4660MW31、，考虑留有在扩建条件。本工程目前一期及二期均已建成，现共有10台350MW机组。一期工程采用四列式布置方案(自西向东依次为220kV屋外配电装置，空冷岛，主厂房，条形煤场)，固定端朝北扩建端向南，220kV电力出线向西接入铝厂一、二系列。二期工程位于一期工程南侧扩建端，与一期工程之间预留一宽度为30m的出线走廊，厂区总平面布置格局同一期工程。本期工程位于二期南侧扩建端，共建设4660MW发电机组。与二期主厂房之间预留4回220KV高压线路通廊，并预留再扩建条件。厂址区域现处戈壁滩平原，厂址北侧为希望集团铝厂自备电厂，西侧为新疆东明塑胶有限公司多晶硅厂，厂址南侧为国电煤基多联产化工园区（占地约132、6km2），厂址西南方向约2.3km处为新疆宜化化工园区（占地约5.5km2）。厂址区域地貌类型为戈壁滩平原，土地性质为五彩湾工业用地。该厂址地形较平坦地形平坦、开阔。场地自然标高在505m507m（1956年黄海高程系，下同）。经调查该厂址不压矿，地上、地下均未发现有文物古迹，亦不在自然保护区范围内。该厂址位于五彩湾工业区主导风向的侧风侧。场地自然标高在505m507m，厂址不受百年一遇洪水位威胁。该厂址距取水点五彩湾事故备用水池（直线距离）约10km。距多晶硅厂约300m。本工程共出线12回，其中2回接入新疆希铝电网，2回接入工业硅，6回接入多晶硅，2回接入电解铝。另预留2回出线备用，预留33、2回接入间隔。4.1.2地理位置及自然条件昌吉回族自治州地处天山北麓，准噶尔盆地东南缘，是新疆实施西部大开发战略率先发展的天山北坡经济带的核心区域。昌吉州成立于1954年，是以回族为自治民族的多民族聚居区，州域总面积9.39万平方公里，XX煤田所覆盖区域属昌吉洲管辖。昌吉州有回、汉、维吾尔、哈萨克等42个民族，总人口169.4万人，少数民族41.19万人，占25.7%。行政区下辖昌吉市、米泉市、阜康市、玛纳斯县、呼图壁县、吉木萨尔县、奇台县和木垒哈萨克自治县。州域内驻有新疆生产建设兵团农六师全部和农八师部分共计24个团场及一批中央、自治区企事业单位。昌吉州从东、西、北三面环抱自治区首府乌鲁木齐34、市，州府城市昌吉市距乌鲁木齐市中心35公里，距乌鲁木齐国际机场18公里。第二座亚欧大陆桥、312国道、216国道、吐乌大高等级公路、乌奎高速公路都从州内通过，已基本形成以首府乌鲁木齐市为中心，以昌吉市、阜康市、五家渠市等卫星城市为骨架，以众多小城镇为基点的的城市群发展框架。昌吉州矿产资源丰富，有煤炭、石油、石灰石、芒硝、铁、铀、金、铜等矿产品50多种。煤炭预测储量4300多亿吨（占全疆储量的17%，全国储量的7%），其中，吉木萨尔XX至奇台将军庙一带达3900多亿吨，煤层稳定性好，埋深较浅，煤种为不粘煤和长焰煤，最适于作煤化工原料。区内探明石油储量5.7亿吨以上，天然气储量380亿立方米以上。35、有天然森林575.7万亩，草场9981.3万亩，可耕地1057万亩。盛产棉花、小麦、大麦、玉米、制酱番茄等50多种高效优质农作物，是全国重要的商品粮、商品棉生产基地。区内水资源丰富，年径流量25.1亿立方米，地下可开采量14.5亿立方米。吉木萨尔县位于天山山脉东段北麓，准噶尔盆地东南缘，东同奇台县为邻，西与阜康市接壤，北越卡拉麦里山和富蕴相连，南以博格达山分水岭同吐鲁番市、乌鲁木齐县为界。吉木萨尔县域总面积8848平方公里，行政上隶属昌吉回族自治州，全县辖5乡4镇。境内有新疆生产建设兵团农六师的2个团场，总人口13.2万人，有汉、回、哈萨克、维吾尔、蒙古等13个民族，其中少数民族人口占28。县36、城西距自治区首府乌鲁木齐市165公里，距昌吉回族自治州首府昌吉市200公里，东离哈密市550公里，吐乌大高等级公路、国道216线及省道303线贯穿全境，交通便利。五彩湾XX煤电煤化工基地位于吉木萨尔县北面，距吉木萨尔县直线距离约80公里。XX煤电煤化工产业带将重点发展煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制化肥等煤化工产业、煤电产业和煤炭开采业。4.2 交通运输4.2.1公路区域公路：昌吉州境内有312、216两条国道，228、303、201三条省道，呼克公路等高等级公路，乌奎高速公路及其它省、县、乡道路，将全州八县市相连。州府距乌鲁木齐国际机场、乌鲁木齐火车西站、北站均在18km以内。交通发达，便37、利。吉木萨尔县西距自治区首府乌鲁木齐160km ，昌吉市206 km，距吐-乌-大等级公路大黄山路口52 km。公路运输是目前吉木萨尔县唯一的对外运输方式，境内有303省道横贯东西，216国道纵贯南北并穿过吉木萨尔县XX煤田。五彩湾煤电煤化工工业园区公路：国道216线由XX五彩湾煤电煤化工工基地西侧22公里处通过，同时石油专线道路可达阜康、奇台等地，XX公路自国道216线向东至将军庙煤电煤化工工业园，贯穿五彩湾、大井、将军庙矿区，形成216国道、产业带和矿区贯通的格局。乌奎高速：东起乌鲁木齐，西至奎屯，全长265.51km。312国道：东起上海市，西至霍尔果斯口岸。其中乌鲁木齐市至伊宁市段，亦38、称乌伊公路，是北疆的经济大动脉。乌鲁木齐至昌吉段为一级公路，路面宽24m；其余路段为二级公路，路面宽9m。216国道：是吉木萨尔县南北向的主要交通要道。南起乌鲁木齐市，北至阿勒泰地区布尔津县，一级沥青公路，路基宽13.5m，路面宽12m。303省道：作为贯通阜康、吉木萨尔、奇台、木垒和哈密的主要干道，横穿吉木萨尔东西，西起阜康市幸福路口，东至哈萨克木垒自治县，二级沥青公路，路基宽10.5m，路面宽9.0m。XX煤电煤化工产业带公路：全长137km，按一级公路，分为A、B线两段， A线起于五彩湾，与国道216线相接，终点为将军戈壁，与省道228线相接，全长92km；B线起点为将军戈壁，终点为芨芨39、湖治沙站，全长45km。4.2.2铁路五彩湾煤电煤化工工业园区铁路主要依托乌（乌鲁木齐）准（XX）铁路。乌准铁路起自北疆支线乌北站，经乌鲁木齐市、阜康市至北三台、五彩湾、XX、将军庙、北山、东地，线路全长约393km。乌准铁路是新疆维吾尔自治区XX矿区煤电基地的重点基础设施配套工程，主要为矿区及工业园区生产、原材料及产品运输服务；近期主要是为沿线电厂、工业园区服务，运量以地方到发为主，主要是与乌鲁木齐及兰新线之间的交流；远期规划的哈密至乌鲁木齐三、四线及天山北线。乌准铁路二期规划：从五彩湾段接轨向东行进，基本伴行规划的XX煤电煤化工产业带主干道，在山西潞安勘查区段，局部绕行，向南偏离规划的公路40、主干道约4km，至XX矿区东端的北山站（边防专用线附近），此部分线路长约103km。从将军庙站接轨向南至XX矿区南缘的东地站，形成纵穿南北产业带的铁路通道，此部分线路长约85km。二期铁路的建设需根据XX地区产业发展情况确定。XX铁路线路限制坡度6，近期单线输送能力2000万吨/年以上，远期根据需要逐步实施电气化和双线铁路。乌准铁路工业园站在厂址西南侧约21km。4.2.3燃料运输本工程使用五彩湾矿区煤源，年耗煤量约为277.50104t。电厂燃煤部分采用公路汽车运输，来煤运至电厂汽车卸煤沟或贮煤场，另外一部分采用皮带运输。4.2.4大件设备运输电厂大件设备通过铁路、公路联合运输进厂。电厂所需41、大件设备由厂家所在地通过铁路运至五彩湾工业园站后，再通过公路运至电厂，大件运输是可靠的。4.3 贮灰场（含脱硫副产品） 4.3.1灰渣、石膏量、石子煤量本工程拟采用干除灰方式，电厂拟建4660MW机组，每台机组年灰渣量约30.0471104t，年脱硫石膏量6.0104t，年石子煤量1.405104t。按灰渣重度0.95t/m3，石膏重度1.9t/m3，石子煤重度2t/m3计算。不同台数机组运行所产出的年灰渣、石膏、石子煤量见下表。灰渣、石膏、石子煤表机组数量（台）灰渣量104m3/a石膏量104m3/a石子煤量104m3/a总量104m3/a131.6293.1580.70335.4904 142、26.51612.6322.812141.9604.3.2贮灰场(含脱硫抛弃物)设计规模本期工程灰渣及脱硫石膏采用干式存贮方式，全部综合利用，正常情况下干灰渣从电厂直接用车拉到综合利用场所，理论上没有灰渣排入灰场。但是从实际运行角度考虑，存在冬季季节影响和事故中转等临时存放的可能，电厂需要建设备用干灰场。根据大中型火力发电厂设计规范的要求：“当灰渣（含脱硫副产品）确能全部利用时，可按贮存1年灰渣量确定征地面积并建设事故备用灰场。”4.3.3贮灰场(含脱硫抛弃物)运行管理站贮灰场(含脱硫抛弃物)要设置运行管理站。管理站设有经验的专职人员管理值班。要制定运行管理的技术规程。要配备相应数量的灰渣、石43、膏、石子煤推平、碾压、洒水机械设备。要设置足够的机械设备库房与值班室。4.3.4运灰道路根据灰场的具体位置，应设置连接厂区和灰场之间的专用运灰道路，按厂矿道路设计规范和火力发电厂水工设计规范，运灰道路按三级厂外道路设计。运灰道路两侧应设有简易排水沟和绿化带，并应定期洒水，减少沿途的灰尘污染。4.3.5贮灰场防尘贮灰场裸露的灰面与运灰道路定期洒水，保持一定的湿润度，防止扬尘。贮灰场周围设置15m20m宽的防尘绿化带，减小贮灰场内的风速。注：贮灰场与管理站的具体设计由业主结合电厂原有灰场现状另行考虑4.4 电厂水源新疆XX有色金属有限公司本期建设4660MW超超临界空冷燃煤机组。除本期电厂自用补给44、水外，电厂还需向多晶硅厂提供工业水1000m3/h，以及除盐水318m3/h。本期工程水源为地表水，从厂区附近的“500水库”东延供水工程引接。在采取节水措施条件下，本工程（包含4660MW超超临界空冷燃煤机组以及为多晶硅厂提供工业用水和除盐水的原水取水量）补给水量夏季为2250m3/h、冬季2180m3/h，年总取水量为1665.6104m3 （按机组年运行小时数7500计）。本期工程4660MW超超临界空冷燃煤机组的百万千瓦耗水0.089m3/s.GW（不含多晶硅厂提供工业用水量及除盐水量）。4.4.1 “500水库”东延供水工程“500水库”东延供水工程是“引额济乌”供水工程的东延工程，45、是解决XX煤电煤化工园区生产、生活用水的一项长距离输水工程。该工程作为“引额济乌”供水工程受水区的配套工程，是将引额济乌南干渠和“500水库”的水，通过压力管道输送至吉木萨尔五彩湾和奇台将军庙工业园区。工程途经昌吉州阜康市、吉木萨尔县和奇台县，受水区位于昌吉州吉木萨尔县五彩湾和奇台县将军庙。“引额济乌”工程从额尔齐斯河中游已建的“635”水利枢纽引水，利用已建的“635”水利枢纽及引额供水总干渠，续建引额济乌南干渠工程、“500水库”等工程，以解决乌鲁木齐经济区工业、城市生活及北疆油田用水，并兼顾沿线生态环境用水。“引额济乌”工程规划分两期实施，一期工程设计水平年2020年，二期工程设计水平年46、2050年，一期工程分两步建设，其中一期一步工程设计水平年为2010年，已于2001年开工，2005年完工。该工程年引水量5.6108m3，水源工程与“引额济克”共用“635”水利枢纽，输水工程包括已建的总干渠和新建的南干渠，尾部工程兴建“500”反调节水库，总库容2.65108m3；一期二步工程设计水平年为2020年，设计年引水量9.6108m3；二期工程设计水平年2050年，设计年引水量16.6108m3。为了适应国家西部大开发战略和自治区“十一五”规划精神，结合自治区生产力布局调整，自治区计划将XX工业园区纳入引额供水受水区，拟修建“500”东延供水工程，通过加大引额济乌南干渠的引水量，47、并调整一部分水量给XX煤电煤化工工业园区，以满足园区工业用水。根据2007年11月新疆水利水电勘测设计研究院编制的“500”东延供水工程可行性研究报告，“500”东延供水工程近期设计水平年为2020年，根据工程主要供水任务为工业供水，确定该供水工程采用年保证率，其设计保证率为97%。根据受水区的需水量预测，确定近期（2020年）供水量为2.0108m3。随着布尔津河上水源工程的建设可增加额河向外流域的调水量，故调出区水量可以保证。加上目前由于国家产业政策的调整，使受水区水量分配又发生了变化，即：原计划分配给XX油田、准中油田的用水，由于油田使用处理后的污水，已不再需要“引额济乌”工程配水，故分48、配给XX、准中油田的一部分水可配置给XX煤电煤化工工业园区，故“500”东延供水工程按照2.0108m3的规模建设是有保证的。考虑到目前园区企业入驻情况和生产规模，东延工程的用水过程是逐年缓慢增加的过程，一次达到年供水2108m3供水规模造成投资方一次性工程投资过大，施工期长，收益差、还贷压力大，因此，参照全国其它煤电煤化工项目规划和实施步骤情况，结合“引额济乌”供水工程的建设情况，东延供水工程计划分期实施。2010年供水量达1108m3，其中向五彩湾工业园区供水0.625108m3，向将军庙工业园区供水0.375108m3；2010年2020年，随着XX工业园区规划的实施，逐步达到近期21049、8m3的供水规模，其中向五彩湾工业园区供水1.25108m3，向将军庙工业园区供水0.75108m3。受“引额济乌”工程运行条件影响，拟定的东延供水工程近期运行方案为：冬季11月至次年3月（5个月）由“500”水库加压泵站引水，通过三级泵站加压管道输水，5个月总引水量为0.8333108m3。夏季停用一级泵站，4月至10月（7个月）由引额济乌南干渠10#闸引水，通过二级泵站加压管道输水，7个月总引水量为1.1667108m3。冬季供水线路总长211.1km，夏季供水线路长152.7km,不计重复线路，整个线路总长度为215.4km，沿线主要建筑物为：三级加压泵站、三段压力输水管线、三座事故备用50、水池和管线防护设施（进排气阀室、闸阀室和放空阀室）。三段压力管道中五彩湾3级泵站至将军庙段设计流量为2.62m3/s，其余为7.04m3/s。考虑到东延供水工程是远距离输水的工业供水工程，供水保证率高，设计按管线10天检修时间设置事故备用水池容积，分别在10#闸、五彩湾和将军庙设置库容分别为300104m3、180104m3和110104m3的事故备用水池。根据“500”东延供水工程可行性研究报告，该工程现阶段按大（2）型II等工程规模考虑，其中输水管线、1、2级泵站为2级建筑物，3级泵站、事故备用水池为3级建筑物，其他为4级建筑物。2级建筑物防洪标准按30年一遇设计，100年一遇校核；3级建51、筑物防洪标准按20年一遇设计，50年一遇校核；4级建筑物防洪标准按10年一遇设计，30年一遇校核。4.4.2 供水可靠性初步分析本工程位于五彩湾地区，属于“500”东延供水工程的供水对象，“500”东延供水工程建成后向XX煤电煤化工工业基地供水，五彩湾地区供水单位是XX昌源供水公司，其为新疆XX有色金属有限公司敷设的供水系统现有供水能力为1300m3/h（受计量装置限制），考虑到企业不断扩大生产规模，根据疆XX有色金属有限公司提供情况，XX昌源供水公司对其供水能力最高可提高至8000m3/h（更换计量装置），目前，新疆XX有色金属有限公司原水总取水量约8001000m3/h，本期4660MW超52、超临界空冷燃煤机组及多晶硅厂夏季取水量为2250m3/h，总取水量将提高至30503250m3/h，XX昌源供水公司为新疆XX有色金属有限公司的供水量能够满足本期工程电厂的用水需求。4.5 工程气象4.5.1 区域气候吉木萨尔县位于新疆维吾尔自治区东北部，准噶尔盆地东南缘，东邻奇台县，西与阜康市接壤，北越卡拉麦里岭和富蕴相连，南以博格达山分水岭同吐鲁番地区、乌鲁木齐市为界。地势南北高、中间低，地貌可分为南部山区、中部平原、北部沙漠三种类型。吉木萨尔县属温带大陆性气候，冬季长而严寒，夏季短而炎热，春秋季节不明显，干旱少雨，昼夜温差大。五彩湾坑口电厂位于吉木萨尔县城西北约90 km，东经8851553、7 ，北纬444741，海拔高度460米。由照片2可见，厂址所在地下垫面为荒漠戈壁滩。4.5.2 一般气象参数统计根据吉木萨尔气象站19612007年历史气象资料统计结果主要气象要素特征值如下： 主要气象要素特征值如下：历年极端最高气温 40.8 历年平均气温 7.1 历年平均气压 934.0hpa多年平均降水量 183.1mm历年日最大降水量 26.2mm历年最大冻土深度 148cm历年最大积雪深度 35cm累年最多大风日数 83天多年平均雷暴日数 9天累年最多雹日数 3天累年最多沙尘暴日数 45天年平均风速 2.2m/s五十年一遇十米高10分钟平均最大风速采用 32m全年主导风向 WNW夏54、季主导风向 WNW冬季主导风向 WNW4.5.3 风向频率全年主导风向 WNW夏季主导风向 WNW冬季主导风向 WNW4.5.4 空冷气象条件参见建设单位提供的新疆XX有色金属有限公司动力站工程空冷气象条件。4.6 地震、地质及岩土工程4.6.1 地形地貌拟建场地位于新疆吉木萨尔县五彩湾煤电煤化工园区的南侧，西邻乌鲁木齐-准噶尔铁路，距离吉木萨尔县80km。地貌上属于准噶尔盆地东部腹地的天山北麓冲洪积扇前缘的细土平原，地势总体是南高北低，平坦开阔，相对高差一般小于1.0m，地面标高503504.5m，地形坡降0.30.5%。拟建场地地表植被稀少，表层土质松散，属于荒漠地貌景观。4.6.2 地基55、岩土拟建场地地层主要为晚更新统全新统的冲洪积成因的细颗粒松散堆积层，地层变化复杂。根据在场区各建筑物地段布置的勘探点（最大深度50m）揭示：厂区的地层多为粉砂、细砂、粉质黏土的地层组合，表层为风积层。依据岩土体的岩性特征分别描述如下：松散粉砂（Q4eol）：层厚一般在1.04.7m。层顶高程503.20505.20m，层底高程498.50503.40m。浅黄色、黄褐色，松散、稍湿。为风积成因。粉土（Q3al+pl）：层厚0.73.0m，层顶高程496.80502.70 m，层底高程494.80502.00 m。土黄色为主，稍湿-很湿，松散至稍密状态，粉土层摇振反应迅速，无光泽、干强度低、韧性低56、，含铁锰质斑点。-1粉质黏土（Q3al+pl）:层厚0.74.9m，层顶高程497.50503.40 m，层底高程495.50502.00 m。浅黄色、浅灰色，稍湿，硬塑可塑，含少量铁锰质斑点，切面光滑。含薄层状、厚度小于0.2m的粉砂层，稍湿饱和，含上层滞水，成为钻孔的初见水位。粉砂（Q3al+pl）：该层厚度一般在0.96m，层顶高程488.70504.90m，层底高程484.20500.30m。浅灰色、灰褐色，松散中密，饱和，矿物成分主要为石英、云母、凝灰岩，黏粒成份一般小于10%。该层一般都有黏土或粉质黏土薄层、条带，厚度一般在0.51.5cm。-1细砂（Q3al+pl）：该层厚度1.57、19.4m, 层顶高程484.20505.20 m，层底高程477.70503.20 m。浅灰色、灰褐色，饱和、中密密实，分选性良好、粒径集中度高，主要在0.250.1mm之间，含中粗砂，含量一般小于20%。该层含23层薄层状、条带状的黏土或粉质黏土，厚度一般在13cm。-2中砂（Q3al+pl）：该层厚度一般在1.57.3m, 层顶高程494.50496.00m，层底高程488.70493.00m。青灰色，很湿，中密状态，机械钻进进尺较慢，钻进较平稳，含黏性土成份，局部含少量小砾石，主要矿物成份为石英、长石、云母。-3粗砂（Q3al+pl）：该层厚度一般在1.15.5m, 层顶高程493.258、0503.90m，层底高程487.70502.80m。青灰色，很湿，中密状态，机械钻进进尺较慢，钻进较平稳，含黏性土成份，局部含少量小砾石，主要矿物成份为石英、长石、云母。粉土（Q3al+pl）：层厚0.79.3m，层顶高程488.50502.60 m，层底高程483.20500.80 m。浅黄色、灰褐色，粉土层摇振反应迅速，无光泽、干强度低、韧性低，含铁锰质斑点。-1粉质黏土（Q3al+pl）：该层厚度一般在0.56.2m, 层顶高程477.70503.20m，层底高程473.80501.90m。黄褐色、浅黄色，硬塑可塑，含铁锰质斑点，切面光滑、有光泽，干强度中等，韧性中等。粉砂（Q3al+59、pl）：该层厚度一般在1.114.3m, 层顶高程478.40498.60m，层底高程472.30496.10m。浅灰色、灰褐色，饱和、密实很密，矿物成分主要为石英、云母、凝灰岩，颗粒均匀、集中度高。含12层薄层状黏土或粉质黏土，厚度小于5cm。-1细砂（Q3al+pl）：该层厚度1.413.8m, 层顶高程473.80501.90m，层底高程470.90498.60m。浅灰色、灰褐色，饱和、中密密实，分选性良好、粒径集中度高，主要在0.250.1mm之间，含中粗砂，含量一般小于20%。该层含23层薄层状、条带状的黏土或粉质黏土，厚度一般在13cm。-2中砂（Q3al+pl）：该层厚度一般在060、.711.0m, 层顶高程486.60500.80m，层底高程484.20498.70m。青灰色，很湿，中密状态，机械钻进进尺较慢，钻进较平稳，含黏性土成份，局部含少量小砾石，主要矿物成份为石英、长石、云母。-3粗砂（Q3al+pl）：该层厚度一般在3.7m, 层顶高程484.00m，层底高程480.30m。青灰色，很湿，中密状态，机械钻进进尺较慢，钻进较平稳，含黏性土成份，局部含少量小砾石，主要矿物成份为石英、长石、云母。该层仅在厂区内一个钻孔中以透镜体的形式出现。粉土（Q3al+pl）：该层的厚度一般在0.73.6m, 层顶高程476.50498.70m，层底高程474.80496.80m61、。浅黄色、灰褐色，粉土层摇振反应迅速，无光泽、干强度低、韧性低，含铁锰质斑点。-1粉质黏土（Q3al+pl）：该层厚度一般在0.84.9m, 层顶高程470.90496.20m，层底高程468.80494.90m。黄褐色、浅黄色，硬塑可塑，含铁锰质斑点，切面光滑、有光泽，干强度中等，韧性中等。粉砂（Q3al+pl）：该层厚度1.216.1m, 层顶高程468.80494.80m，层底高程464.50488.80m。灰褐色，饱和，密实，主要矿物成份为石英、云母、凝灰岩、角闪石等，颗粒集中度高、分选性好，含少量的中粗砂，含量一般小于20%。含少量的粉土夹层，厚度一般小于0.1m。-1细砂（Q3al62、+pl）：该层厚度1.18.9m, 层顶高程465.90496.80m，层底高程473.50495.00m。浅灰色、灰褐色，饱和、中密密实，分选性良好、粒径集中度高，主要在0.250.1mm之间，含中粗砂，含量一般小于20%。该层含23层薄层状、条带状的黏土或粉质黏土，厚度一般在13cm。-2中砂（Q3al+pl）：勘探深度内的浅孔中仅有四个钻孔揭露至该层顶，从揭露的层面来看，层顶深度15.819.9m，层顶高程483.80489.00m。青灰色，很湿，中密状态，机械钻进进尺较慢，钻进较平稳，含黏性土成份，局部含少量小砾石。粉土（Q3al+pl）：该层的厚度一般在1.33.1m, 层顶高程4763、3.90495.00 m，层底高程470.80493.40 m。浅黄色、灰褐色，粉土层机械钻进平稳，切面粗糙，摇震反应中等，无光泽，韧性及干强度中等。-1粉质黏土（Q3al+pl）：该层厚度1.04.1m, 层顶高程464.50491.20m，层底高程468.80489.00m。黄褐色、浅黄色，硬塑可塑，含铁锰质斑点，切面光滑、有光泽，干强度中等，韧性中等。粉砂（Q3al+pl）：该层厚度一般在1.35.0m, 层顶高程465.80487.50 m，层底高程466.70481.10 m。浅灰色、灰褐色，饱和、密实很密，矿物成分主要为石英、云母、凝灰岩，颗粒均匀、集中度高。-1细砂（Q3al+p64、l）：该层厚度4.07.5m, 层顶高程466.70493.40 m，层底高程470.30485.90m。浅灰色、灰褐色，饱和、中密密实，分选性良好、粒径集中度高，主要在0.250.1mm之间，含中粗砂，含量一般小于20%。-2中砂（Q3al+pl）：该层厚度一般在1m左右, 层顶高程471.50m，层底高程471.10m。青灰色，很湿，中密状态，机械钻进进尺较慢，钻进较平稳，含黏性土成份，局部含少量小砾石，主要矿物成份为石英、长石、云母。-3粗砂（Q3al+pl）：该层厚度一般在3.0m, 层顶高程468.80m，层底高程465.80m。青灰色，很湿，中密状态，机械钻进进尺较慢，钻进较平稳，65、含黏性土成份，局部含少量小砾石。该层仅在厂区内一个钻孔中以透镜体的形式出现。粉土（Q3al+pl）：该层的厚度一般在0.73.6m, 层顶高程476.50498.70m，层底高程474.80484.50m。浅黄色、灰褐色，粉土层切面光滑、有光泽，干强度中等，韧性中等。-1粉质黏土（Q3al+pl）：该层厚度一般在1.45.0m, 层顶高程470.30481.10m，层底高程467.20479.70m。黄褐色、浅黄色，硬塑可塑，含铁锰质斑点，切面光滑、有光泽，干强度中等，韧性中等。粉砂（Q3al+pl）：该层厚度一般在1.47.5m, 层顶高程464.30476.00m，层底高程457.804766、4.10m。浅灰色、灰褐色，饱和、密实很密，矿物成分主要为石英、云母、凝灰岩，颗粒均匀、集中度高。-1细砂（Q3al+pl）：该层厚度1.310.4m, 层顶高程465.50484.50m，层底高程458.50470.50m。浅灰色、灰褐色，饱和、中密密实，分选性良好、粒径集中度高，主要在0.250.1mm之间，含中粗砂，含量一般小于20%。-2中砂（Q3al+pl）：勘探深度内的深孔中仅有一个钻孔揭露至该层顶，从揭露的层面来看，层顶深度44.9m，层顶高程458.60m。青灰色，很湿，中密密实状态，机械钻进进尺较慢，钻进较平稳。粉土（Q3al+pl）：勘探深度内的深孔中仅有两个钻孔揭露至该层67、顶，从揭露的层面来看，层顶深度37.639.0m，层顶高程464.90466.80m。浅黄色、灰褐色，粉土层切面光滑、有光泽，干强度中等，韧性中等。-1粉质黏土（Q3al+pl）：该层厚度一般在0.62.6m, 层顶高程457.80469.30m，层底高程455.20467.80m。黄褐色、浅黄色，硬塑可塑，含铁锰质斑点，切面光滑、有光泽，干强度中等，韧性中等。粉砂（Q3al+pl）：勘探深度内的深孔中仅有三个钻孔揭露至该层顶，从揭露的层面来看，层顶深度36.4049.50m，层顶高程455.20467.80m。浅灰色、灰褐色，饱和、密实很密，矿物成分主要为石英、云母、凝灰岩，颗粒均匀、集中度68、高。-1细砂（Q3al+pl）：勘探深度内的深孔中仅有一个钻孔揭露至该层顶，从揭露的层面来看，层顶深度47.0m，层顶高程457.30m。浅灰色、灰褐色，饱和、中密密实，分选性良好。地基岩土评价及地基方案的建议：由于、层土，强度较低、中高压塑性的特点，建议主要建（构）筑物（如：主厂房、烟囱）及荷载较大的及对差异沉降敏感的建（构）筑物采用桩基础，粉砂、1层粉质黏土层做为桩端持力层，其它荷载较小的附属建（构）筑物，建议采用天然地基，并根据建（构）筑物的特点选取不同的基础持力层。4.6.3 不良地质作用根据新疆XX有色金属有限公司勘测结果，结合场地地质灾害危险性评估报告综合分析厂址区无岩溶、危岩和崩69、塌、泥石流、采空区、地面沉降等不良地质作用，可不考虑地下水位以上粉土湿陷性的影响。不需要对地基采取抗液化措施。4.6.4 地下水条件拟建场地位于三台凸起地块、天山山脉北麓冲洪积平原的细土平原，属于地下水的浅埋区，地下水位埋深浅、地下水类型为松散岩类孔隙潜水和承压水，同时存在局部的上层滞水。含水层岩性为细砂与粉砂，地下水的初见水位一般在1.53.0m、高程501.5501.7m，稳定水位为下部承压水的水头，水头高程为502.3502.6m，地下水位埋深从南向北逐渐变浅，地下水的总体流向是南东北西向，水力坡降0.51。在南部地段、当承压水含水层埋深大于80m时，将成为直流水，也即承压水的水头标高可70、能达到503504m。地下水为咸水、微咸水，矿化度1035克/升，不能作为生产、生活饮用水。拟建场地地下水含水层的富水程度为贫乏中等，单井涌水量50150立方米/天。地下水位相对稳定，年变幅一般小于0.5m，丰水年份地下水位变幅可以达到1.0m，也即可以出露地表形成小规模的沼泽，因此应重视地下水位变化对场坪及建筑物的影响，进行针对性的设计。地下水及土对建筑材料腐蚀性评价：场地土对混凝土结构有弱腐蚀性；对钢筋混凝土结构中的钢筋有强-中等腐蚀性；对钢结构有微-弱腐蚀性。地下水对混凝土结构有强-中等腐蚀性；对钢筋混凝土结构中的钢筋有强腐蚀性；设计时应采取相应的防护措施。4.6.5 地震烈度根据中国地71、震动峰值加速度区划图（图4-2），场地抗震设防烈度为度，划分为第三组，地震动峰值加速度为0.05g，特征周期为0.65s。拟建场地土层的等效剪切波速250s150m/s，覆盖层的厚度大于50m，场地类别为类。厂区地层剪切波速水平分布变化不大，根据等效剪切波速依据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）判别该场区土的类型属中软场地土。4.6.6 设计应采用的主要技术数据4.6.6.1 基本风压：0.65kPa (n=50) ；0.75kPa (n=100)4.6.6.2 基本雪压：0.35kPa (n=50)； 4.6.6.3 极端最高气温41.6oC(n=50)；极端最低气温-36.2oC72、(n=50)；4.6.6.4 抗震设防烈度为度（0.05g），抗震设计分组为第三组，场地土的类型为中软场地土，场地类别为类，特征周期为0.65s。4.6.6.5 场地土标准冻土深度1.60米。5 工程设想5.1 全厂总体规划及总平面规划布置5.1.1全厂总体规划本工程全厂总体规划依据新疆XX有色金属有限公司循环产业园规划，结合用地范围内场地地形条件，电厂出线条件，结合自然资源条件，空冷机组朝向要求及贯彻节约用地的原则，对全厂做总体规划如下：1）建设规模及用地范围电厂本期建设42115t/h锅炉配4660MW直接空冷超超临界机组，厂区围墙内用地约为33.5445hm2。场地留有在扩建条件。2）厂73、区方位根据电厂现有机组空冷岛朝向确定电厂空冷岛长边为南北方向，主厂房A排朝西，固定端朝南。厂内采用四列式格局，即220kV配电装置空冷岛主厂房贮煤场。3）防排洪规划场地自然标高在506m508m之间，厂址不受百年一遇洪水位影响。4）电厂水源电厂冷却水系统拟采用以直接空冷系统。电厂距水源地500水库供水管线（直线距离）约5.0km。5）电厂排水本期工程的电厂排水系统采用分流制，厂区雨水经道路收集后，排入雨水泵房；厂区生活污水及生产废水经处理后综合利用。6）贮灰场本期工程年排灰渣量为120.19104t，年排石子煤量为5.62104t，年排石膏量为24.00104t。灰渣全部综合利用，当受季节等因74、素影响综合利用临时中断时，灰渣及脱硫石膏运至贮灰场。贮灰场设计由建设单位另行委托。7）厂外道路电厂进厂道路及运灰道路均利用电厂现有厂外道路。8）电气出线本期工程共出线12回，其中2回接入新疆希铝电网，2回接入厂区西侧工业硅项目，6回接入本期西侧多晶硅项目，2回接入电解铝。另预留2回出线备用，预留2回接入间隔。9）施工区规划施工区及施工生活区位于本期与二期之间预留出线走廊及本期工程厂区扩建端，占地面积总计约35hm2，场地开阔。5.1.2厂区总平面规划布置本期工程为扩建工程，性质是企业自备电站，按照全厂总体规划既定原则和有关规程、规范的规定，结合新疆希铝电网、工业硅、多晶硅、电解铝厂进线条件及现75、有厂区扩建条件，力求规划合理，布置紧凑，功能分区明确，工艺流程顺畅短捷，节约用地，减少地基处理量，方便管理。由于本工程在原有厂区扩建且为直接空冷机组，布置格局变化较小，因此，本阶段厂区总平面布置格局与原有电厂一、二期保持一致，就圆形贮煤场和条形贮煤场布置了两个厂区总平面布置方案。厂区总平面规划布置方案一(条形煤场)：本方案采用四列式布置格局，固定端朝北，扩建端向南，主厂房A排朝西，220kV出线向西。厂区由西向东依次为220kV屋外配电装置、空冷岛、主厂房、贮煤设施。本工程采用公路运煤和皮带运煤两种运煤方式，贮煤场地布置在厂区东侧。输煤栈桥由贮煤场引出，经过碎煤机室后，由主厂房固定端进入煤仓间76、。汽车卸煤沟布置于厂区固定端。电厂生产辅助及附属设施布置在厂区的固定端，厂区的固定端由西向东依次为化学水处理设施；循环水泵房、机力通风冷却塔、综合给水泵房、综合水池；工业废水处理站、净水处理站；空压机室、锅炉酸洗池；氨区；汽车卸煤沟、含煤废水处理站、输煤配电装置、推煤机库；氢站。气化风机房及灰库布置于脱硫区域后侧。本期工程共设置两条道路与老厂相连。一条为本期a排前道路与2期a排前道路相接，另一条为本期煤场环路与2期煤场环路相接。方案一技术经济指标如下：序号项目单位数量备注1厂区围墙内用地面积hm233.54452单位容量用地面积m2/kw0.12713厂区内建构筑物用地面积m2154432.177、84建筑系数%46.045厂区内场地利用面积m2231232.00利用系数%68.93道路及广场面积m244700.00道路及广场系数%13.337厂区土石方工程量填方104m330.10挖方104m32.60基槽余土104m327.50厂区围墙长度m2369.008绿化用地面积m2505009绿化系数%15.05厂区总平面规划布置方案二(圆形煤场)：本方案采用四列式布置格局，固定端朝北，扩建端向南，主厂房A排朝西，220kV出线向西。厂区由西向东依次为220kV屋外配电装置、空冷岛、主厂房、贮煤设施。本工程采用公路运煤和皮带运煤两种运煤方式，两座圆形煤场布置在厂区东侧。输煤栈桥由两座圆形煤场78、之间引出，经过碎煤机室后，由主厂房固定端进入煤仓间。汽车卸煤沟位于圆形煤场南侧。电厂生产辅助及附属设施布置在厂区的固定端，厂区的固定端由西向东依次为化学水处理设施；循环水泵房、机力通风冷却塔；综合给水泵房、综合水池、空压机室；工业废水处理站、含煤废水处理站、净水处理站；氨区；氢站、锅炉酸洗池。输煤配电装置布置在两圆形煤场之间西侧区域，气化风机房及灰库布置于脱硫区域后侧。本方案用地面积为33.8163hm2，其余技术经济指标见厂区总平面及竖向布置图(方案二)。5.1.3厂区总平面方案比选项目方案一方案二厂区用地33.5445hm233.8163hm2总体布局采用固定端朝北，向南扩建，主厂房A排朝79、西的四列式布置方案，厂区形状规整，功能分区明确，各工艺系统均围绕主厂房布置，运行管理方便。布置格局同方案一。汽车卸煤沟位于圆形煤场南侧，厂区功能分区更明确。公路接引条件本期工程厂区出入口及厂外道路均利用老厂现有设施，共设置两条道路与老厂相连。一条为a排前道路与2期a排前道路相连，另一条为煤场环路与2期煤场环路相接。同方案一220kV出线条件本期工程共出线12回。出线走廊宽度125m。本期工程共出线12回。出线走廊宽度90m。输煤栈桥栈桥长度420m。栈桥长度1150m。土石方工程量厂区填方30.10104m3，厂区挖方6.60104m3。厂区填方30.10104m3，厂区挖方6.60104m380、。施工、扩建条件施工及扩建条件好施工及扩建条件好通过以上比较可以看出，厂区总平面布置方案一，用地面积较小，出线走廊宽度合理。厂外出线走廊方案二较方案一窄需设计成同塔多回方案出线。虽然方案二厂区功能分区较方案一更为明确，但方案二采用圆形煤场输煤栈桥长度较长投资较大。因此，本阶段推荐厂区总平面竖向布置（方案一）作为工程总平面竖向布置建设方案。5.1.4 厂区竖向布置厂区竖向布置结合场地条件，本着尽可能减少土方工程量、有利于场地排水、降低建构筑物基础埋深的原则进行规划设计，结合道路接引条件、场地坡度条件等初步确定厂区内竖向采用平坡式布置方式，主厂房零米标高为507.40m，贮煤场标高为507.50m81、，220kV屋外配电装置标高为507.00m，机力通风冷却塔零米标高为507.40m。5.1.5 厂区用地分析本工程厂址用地为工业用地。电厂永久用地为33.5445hm2（围墙内用地）；电厂临时用地为35.00hm2，临时用地为施工区用地。根据电力工程项目建设用地指标规定，4660MW机组直接空冷机组、燃煤公路及皮带运输、无厂前区等技术条件下的电厂厂区建设用地基本指标（围墙内占地）应为42.83hm2，按照工程技术条件调整后用地应为35.29hm2，本工程实际用地33.5445hm2，节约了1.7455hm2的用地，符合国家节约用地的政策。5.2 装机方案5.2.1国产超超临界机组发展现状随着82、全球范围内煤炭资源的日益紧张和发电技术的不断进步，发展超临界、超超临界技术，提高火力发电的蒸汽参数、降低机组热耗、节约燃料、降低发电成本、提高电厂热效率，已成为当今工业先进国家火力发电技术的主要发展方向。目前国内已经投产和在建很多超临界机组，而超超临界机组运行和在建的工程也为数不少，包括华能营口2600MW超超临界机组、华能玉环电21000MW超超临界机组、山东邹县电厂四期21000MW超超临界火电机组、泰州21000MW超超临界电站、上海外高桥电厂三期21000MW超超临界发电机组等。国内外超临界和超超临界机组的发展已日趋成熟，其可用率、可靠性、运行灵活性和机组寿命等方面已接近亚临界机组。超83、超临界可靠性方面，随着国内大量超临界、超超机组的运行经验的积累，超超临界机组的等效可用率不低于超临界参数机组，等效强迫停机率不高于亚临界参数机组，机组可用率已达到亚临界机组相等水平，可以保证在机组寿命期内长期稳定地实现其设计热效率。5.2.2国产常规660MW超超临界燃煤机组情况超超临界机组比超临界机组具有更好的经济性（更高的效率、更低的热耗率）；在机组的可靠性、可用率、机组寿命等方面已经可以和超临界机组基本相同；在主机设计和制造方面，通过国产化660MW超临界机组的相继投运，国内各制造厂均已掌握了超临界机组的设计和制造技术，制造和设计水平不断提高。在国外有成熟制造经验的制造厂家的技术支持下，84、通过引进和消化国外的先进技术，三大动力厂均有很多台超超临界660MW运行业绩。其中东汽660MW超超临界25MPa/600/600机组已有20多台投入运行；上汽660MW超超临界机组已有23台投入运行；哈汽600MW及660MW超超临界25MPa/600/600机组已有20多台投入运行。5.2.3国产最新高效660MW超超临界燃煤机组情况提高燃煤火力发电机组热效率的同时，降低二氧化碳的排放量，最有效的方式就是提高设备的蒸汽初参数（温度和压力）。660MW28MPa/600/620最新高效超超临界燃煤发电机组在提高进汽压力的同时，进一步提高再热汽温，与国产常规660MW25MPa/600/60085、超超临界机组相比，热耗进一步降低7099kJ/kW.h。目前国内三大动力集团均推出了此技术方案并已有订货业绩。国产常规超超临界与国产最新高效超超临界空冷机组主要指标对比表名 称单 位常规660MW超超临界高效660MW超超临界汽机THA工况热耗kJ/kW.h7432.37333.3锅炉保证效率%93.6593.65发电厂热效率%44.9145.51机组发电标准煤耗g/kw.h273.5269.9供电标准煤耗g/kw.h300.9296.9凝汽器背压kPa1313机组年利用小时H75007500从以上主要技术经济指标比较表中可以看出，660MW28MPa/600/620最新高效超超临界燃煤发电机86、组THA工况热耗比国产常规660MW25MPa/600/600超超临界机组THA工况热耗低99kJ/kW.h，而发电厂热效率比国产常规660MW25MPa/600/600超超临界机组高出0.6个百分点，发电标准煤耗比国产常规660MW25MPa/600/600超超临界机组低3.6g/kw.h。但选用660MW28MPa/600/620最新高效超超临界燃煤发电机组（1台）的初投资大约比国产常规660MW25MPa/600/600超超临界燃煤机组（1台）的初投资增加4012.8万元。本工程标煤单价为120元/吨，电厂设计使用年限按20年考虑，在电厂全寿命周期无法收回选用660MW28MPa/60087、/620最新高效超超临界燃煤发电机组增加的初投资。且超超临界机组的能耗水平已满足2014年国家发改委联合环保部等部门发布的煤电节能减排升级与改造行动计划（20142020年）的通知中关于能耗的要求。所以，我院推荐选用国产常规660MW25MPa/600/600超超临界燃煤机组。空冷背压暂定为13kPa，初步设计阶段再进行背压优化设计。5.3 主机技术条件锅炉和汽轮机暂按哈尔滨锅炉有限公司和哈尔滨汽轮机有限公司提供的相关数据设计，其具体参数如下：5.3.1锅炉主要参数型式：超超临界一次中间再热燃煤直流炉最大连续蒸发量（BMCR）： 2115t/h过热器出口蒸汽压力：26.15MPa.a过热器出口88、蒸汽温度：605再热器出口蒸汽流量：1714.93t/h再热器入口蒸汽压力：6.50MPa.a再热器出口蒸汽压力：6.259MPa.a再热器入口蒸汽温度：386.1再热器出口蒸汽温度：603给水温度：309.8锅炉保证效率(低位发热量)：93.65%5.3.2汽轮机主要参数TMCR工况功率：699MWTMCR工况主蒸汽流量：2050t/hTMCR工况再热器额定流量：1665.66t/hTMCR主汽门前额定蒸汽压力： 25MPa.aTMCR中压联合阀前额定压力： 5.827MPa.aTMCR主汽门前额定蒸汽温度： 600TMCR中压联合阀前额定蒸汽温度： 600TMCR热耗率： 7453.6kJ89、/kWh额定背压：13kPa额定转速：3000r/min5.3.3发电机主要参数额定功率：660MW额定功率因数：0.9(滞后)额定电压：20kV额定转速：3000r/min额定频率：50Hz发电机效率：99%冷却方式：水氢氢5.3.4主要经济指标机组保证热耗：7912.6kJ/kW.h锅炉保证效率：93.65%机组绝对效率：48.44%管道效率：99%发电厂热效率：44.91%机组发电理论标准煤耗率：273.5g/kW.h机组供电理论标准煤耗率：300.9g/kW.h5.4 热力系统5.4.1主蒸汽、再热蒸汽系统主蒸汽及高、低温再热蒸汽系统采用单元制系统，212配置，主蒸汽管道和高温再热蒸汽90、管道分别从过热器和再热器的出口联箱的两侧引出，自炉前合并一根后引至汽轮机前，然后再分成2根管，分别接入高压缸和中压缸左右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，在机头处汇成一根总管，到锅炉前再分成两根支管分别接入再热器入口联箱。这样既可以减少由于锅炉两侧热偏差和管道布置差异所引起的蒸汽温度和压力的偏差，有利于机组的安全运行，同时还可以选择合适的管道规格，节省管道投资。5.4.2汽机旁路系统为了协调机炉运行，改善整机启动条件以及使机组能够实现快速甩负荷带厂用电运行（FCB），每台机组设置65%BMCR工况高压旁路、40%BMCR工况低压旁路二级串联气动旁路系统（最终容91、量将根据机炉匹配参数确定）。高压旁路从主蒸汽管道接出，经高压旁路阀后接至低温再热蒸汽管道，减温水来自高压给水系统。低压旁路从高温再热蒸汽管道接出，经低压旁路阀后接入空冷凝汽器。减温水来自凝结水系统。5.4.3给水系统系统设置3台35%容量的电动给水泵，电动给水泵与前置泵不考虑交叉运行。在1台电动给水泵故障时，另2台电动给水泵运行可以满足汽轮机7082%额定负荷的需要。系统设3台全容量、卧式、单流程高压加热器。3台高加给水采用大旁路系统。给水总管旁路上装设不小于15%BMCR容量的调节阀，以增加机组在低负荷时的流量调节的灵敏度。机组正常运行时，给水流量由电动给水泵变频器控制转速进行调节。给水系统92、还为事故情况下的锅炉再热器减温器、汽轮机的旁路减温器提供减温喷水。锅炉再热器减温喷水从给水泵的中间抽头引出，汽机旁路的减温水从给水泵的出口母管中引出。5.4.4抽汽系统机组采用八级非调整抽汽（包括高压缸排汽）。一、二、三级抽汽分别供给3台高压加热器；四级抽汽供汽至除氧器和辅助蒸汽系统等；五、六、七、八级抽汽分别供给4台低压加热器用汽。汽机的各级抽汽，除了最后一级抽汽外，均装设具有快关功能的电动隔离阀作为汽轮机防进水保护的主要手段。隔离阀的位置位于抽汽逆止阀之后。在各抽汽管道的顶部和底部分别装有热电偶，作为防进水保护的预报警，便于运行人员预先判断事故的可能性。5.4.5辅助蒸汽系统本工程辅助蒸汽93、系统为母管制的全厂公用系统，汽源来自低温再热蒸汽和四级抽汽。每台机设1根压力为0.651.3MPa(g)，温度为310390的辅助蒸汽母管。每台机的辅助蒸汽母管互相连接，之间设隔离阀，做到互为备用。机组启动及低负荷时辅助蒸汽来自500米远的原有机组的辅汽母管。机组正常运行后，辅助蒸汽来源主要为运行机组的低温再热蒸汽（减压后）和四段抽汽。机组投入运行时，机组的启动用汽、低负荷时辅助汽系统用汽、机组跳闸时备用汽及停机时用汽都来自全厂辅汽母管。当高压缸的排汽参数略高于辅助蒸汽系统用汽的参数时，即可切换到由本机高压缸排汽供给。5.4.6凝结水系统凝结水管道能够在机组启动、汽轮机旁路投运和正常运行的各种94、运行工况下将汽轮机排汽在空冷凝汽器内凝结下来的凝结水顺利排入排汽装置内的凝结水箱。并保证管道内的凝结水在冬季不能冻结。凝结水系统的设计参数是以汽轮机调节阀全开为基础的，同时考虑其它运行工况可能产生的不利因素。应采取降低过冷度以防冻的措施，并将凝结水送至排汽装置内的凝结水箱。凝结水系统采用中压凝结水精处理系统。排汽装置热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、汽封冷却器、4台低压加热器后进入除氧器。系统设置2110%容量的凝结水泵，加一台变频器。系统设置1台全容量的汽封冷却器和4台全容量表面式低压加热器和1台内置式除氧器。5、6号低压加热器为卧式、双流程型式，采用电动隔离阀的小旁路95、系统，以减少除氧器过负荷运行的可能性；7号和8号A、B低压加热器采用复合式单壳体结构，置于排汽装置接颈部位与排汽装置成为一体，采用电动阀大旁路系统。凝结水精除盐装置出口的凝结水，在进入汽机汽封冷却器前，将供给旁路及各辅助系统的减温用水和辅助系统的补充用水以及设备或阀门的密封用水。5.4.7加热器疏水及放气系统正常运行时，各加热器的疏水均采用逐级串联疏水方式，即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器，3号高压加热器出口的疏水疏入除氧器；8号低压加热器出口的疏水疏入空冷凝汽器。5.4.8冷却水系统冷却水系统分为开式和闭式两个系统。主厂房内的主、辅机设备的冷却水及锅炉给水泵的机械密封等均由闭式水系统96、提供。闭式水系统由2台100%容量的闭式水泵、1台10m3闭式循环冷却水膨胀水箱组成。汽机房内不设开式水泵，水工来开式水的压力已能满足运行要求。开式水通过板式换热器冷却闭式水。5.4.9空冷抽真空系统水环真空泵能够在机组启动时从排汽装置到空冷凝汽器逆流管束上联箱出口抽出空气和其它不凝结气体，使排汽装置和空冷凝汽器以及期间的连接管道内形成要求的真空度。在机组正常运行时，抽出漏入系统的空气和排汽中释放出来的不凝结气体，以维持空冷凝汽器内所要求的真空度。设置3套100%容量的水环真空泵，在空冷凝汽器安装检修质量良好时，1套水环真空泵运行即可维持空冷凝汽器连续运行所要求的真空度，另外2套作运行备用和检97、修备用。在机组启动时，可投入3套运行，这样可以更快地建立起所需要的真空度，从而缩短机组启动时间。空冷凝汽器中的抽空气管采用并联结构，不凝结气体由空冷凝汽器逆流管束上联箱出口抽出后分别流向抽空气母管，最后由母管再分别引向3台水环式真泵。这种配置的优点是可以采用公用的水环式真空泵和备用泵，使系统简化，并可减少装置台数。在2个排汽装置的低压缸出口处管道上各装有真空破坏阀，它们是可在控制室内操作的电动阀。5.4.10空冷排汽管道系统排汽管道能够在机组启动、汽轮机旁路投运和正常运行的各种运行工况下将汽轮机排汽从排汽装置出口排入空冷凝汽器内。排汽系统的设计参数是以汽轮机调节阀全开为基础的，同时考虑其它运行98、工况可能产生的不利因素。汽轮机排汽装置出口为2个。空冷凝汽器为直接空气冷却系统，汽轮机的排汽直接送至干式空冷凝汽器，从而省略了常规系统的凝汽器。排汽管道就是从低压缸排汽装置出口至空冷凝汽器蒸汽分配联箱入口的管道，2个排汽管道之间设有平衡管道以保证2根排汽管道的流量平衡和压力平衡。具有超压保护能力以保护排汽管道系统和空冷凝汽器及其附件。排汽管道上应装有超压薄膜破坏阀，用以保护排汽管道及其与之相连的附件和空冷凝汽器。排汽系统还应满足机组冬季启动的要求，为此，在蒸汽分配联箱入口处适当设置电动真空蝶阀。5.5 燃烧制粉系统5.5.1 磨煤机选择本期工程燃用的设计煤质挥发份Vdaf为32.65%，校核煤99、质挥发份Vdaf为34.43%；干燥基硫份Sd均小于1%；设计煤全水分为22.8%，校核煤全分为26.5%，所以本工程设计煤质和校核煤质均属于高挥发份、中低灰份、高水份、低硫烟煤。设计煤质和校核煤质的外水Mf分别为13.51和18.12，煤质外水在电站磨煤机及制粉系统选型导则（DL/T 4662004）规定的选用中速磨煤机直吹式制粉系统外水Mf应小于19的设计规定内，本期工程在可研设计阶段制粉系统也按照中速磨煤机直吹式正压冷一次风机系统选型设计。5.5.2 制粉系统制粉系统采用中速磨煤机直吹式正压冷一次风机系统。每台锅炉配6台中速磨煤机，其中1台备用。5台磨煤机运行可满足BMCR工况运行的要求100、，锅炉采用四角切圆燃烧。每台磨煤机引出的煤粉管道连接到锅炉同一层燃烧器，根据锅炉负荷的变化可以停用任何一台磨煤机和对应的燃烧器。每台锅炉配6台电子称重皮带给煤机，5台运行1台备用。由于本工程设计煤种及校核煤种的挥发分均较高，根据火力发电厂煤和制粉系统防爆设计技术规程（DL/T5203-2005）的有关规定，在磨煤机一次风入口混合风母管设置全自动防爆装置。5.5.3 锅炉烟风系统烟风系统按平衡通风设计。空气预热器采用容克式三分仓，分成一次风、二次风和烟气系统三个部分。空气预热器装设有专用伸缩式吹灰器。空气预热器投运后一年内漏风率不大于6%，运行一年以后不大于8%。5.5.4 一次风系统该系统主要101、供给磨煤机干燥燃煤和输送煤粉所需的热风、磨煤机调温风（冷风）。系统内设2台50%容量的动叶可调轴流式一次风机，其进口装有消声器。为使两台一次风机出口风压平衡，空预器出口的热一次风和调温用的冷一次风均设有母管。为防止环境温度较低时空气预热器冷端腐蚀，进入空气预热器的一次风机入口装设暖风器。5.5.5 二次风系统二次风系统配有两台50%容量动叶可调轴流式送风机。送风机吸风口设有消声器和暖风器。为使两台送风机出口风压、风温得到平衡与混合，并保证单台风机运行，在空预器进、出口均设有二次风联络风道。5.5.6 密封风系统每台锅炉设置两台100%离心式密封风机，其中一台运行，一台备用。5.5.7 烟气系统102、烟气从炉膛出口通过尾部受热面，在容克式三分仓空气预热器出口，分两路分别进入电袋除尘器，然后进入动叶可调式引风机，每台锅炉配2台50%容量的定速、电动、轴流、动叶可调式引风机。每台锅炉设置两台高效静电除尘器。每两台锅炉合用一座双套筒烟囱，烟囱内筒出口直径7.0米，烟囱高度为210米。烟气脱硫系统采用风机合并方案，即取消增压风机。系统不设GGH，也不设脱硫岛烟气旁路。600MW级锅炉排烟温度约在140左右，设计上考虑在脱硫岛入口的烟道上加装烟气热量回收装置，将来自回热系统的凝结水加热，再通过升压泵送回至回热系统，由此可以减少抽汽量、减少额定工况的进汽量、降低机组热耗，最终降低机组燃煤量，从而实现节103、能降耗。5.5.8 除尘系统为贯彻落实国家发展改革委、环境保护部、国家能源局煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)的通知，要全面落实“节约、清洁、安全”的能源战略方针，推行更严格能效环保标准，烟气污染物近零排放，达到燃气轮机排放标准，烟尘排放浓度不高于5mg/Nm3。为保证达到燃气轮机排放标准，采用大气污染物联合协同脱除的技术路线。采用高效静电除尘器，效率不低于99.87%，除尘器出口烟尘排放浓度不大于20mg/Nm3，考虑脱硫系统的50%除尘效率，脱硫塔出口烟尘排放浓度不大于10mg/Nm3。同时在脱硫塔出口设置湿式电除尘器，湿式电除尘器的效率暂按50%，烟囱入口烟尘排放浓度104、不大于5mg/Nm3。5.6 电气部分5.6.1 电气主接线新疆XX有色金属有限公司一期建设5台350MW国产燃煤亚临界直接空冷机组，已全部投产发电，二期建设5台350MW国产燃煤亚临界直接空冷机组，正在建设中。一期以220kV电压、出线四回接入电解铝220kV配电装置，出线两回接入新疆东明塑胶有限公司动力站一期220kV配电装置；二期以220kV电压、出线四回接入电解铝220kV配电装置，出线两回接入新疆东明塑胶有限公司动力站二期220kV配电装置，出线一回至总降变电站，出线两回接入工业硅220kV配电装置。本期工程新建4台660MW国产燃煤超超临界直接空冷机组，本工程新建的4台660MW机105、组以220kV一级电压接入220kV配电装置。电气主接线拟定以下方案：发电机变压器组均以单元接线接至220kV母线,220kV配电装置采用双母线双分段（分段设电抗器连接）接线的敞开式屋外配电装置，220kV出线12回，另设分段开关接至二期220kV配电装置（二期、三期间设电抗器两台）。设1台高压厂用启动/备用变压器，高压厂用启动/备用变压器由220kV母线引接。主变压器采用780MVA三相变压器，每台机组设1台。起动备用电源由厂内220kV配电装置引接。4台机组共设置2台110/55-55MVA起动/备用变压器，起/备变采用有载调压分裂变压器。每台机组设置一套额定容量为1200kW的自动快速起106、动柴油发电机组，为机组的交流保安电源供电。中性点接地方式为：220kV系统中性点采用直接接地方式。发电机中性点采用高电阻接地方式。5.6.2 厂用电接线本期工程高压厂用电电压等级采用10kV一级电压，中性点经电阻接地；主厂房内低压厂用电系统采用动力与照明分开供电的方式，中性点直接接地；动力网络与照明网络的电压均采用380/220V，主厂房外亦采用380/220V的供电电压。高、低压厂用电系统均采用单母线接线。每台机组设1台110/55-55MVA的分裂绕组高压厂用变压器每台机组设置两段10kV高压母线。原则上单元机组的高压电动机和低压变压器以及脱硫负荷和主厂房内公用负荷分别由各自的I、II段1107、0kV母线供电，双套高压辅机分别接在两段上，由分裂绕组变压器低压侧供电；主厂房外公用负荷由公用I、II段10kV母线供电，电源由每台机组的10kV母线各引一路电源。起动电源由起动/备用变压器引接，以确保任何一台机组在停运的情况下不影响另一台机组的运行。10kV厂用系统采用真空断路器开关柜加F-C回路开关柜组成的混合式高压成套配电装置。 全厂的低压变压器全部采用干式变压器。 低压厂用电系统的供电方式采用暗（互为）备用动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）的接线方式；低压厂用变压器、动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）成对设置。5.6.3 主要设备选择#1（#2、#3、#4）主变压器：三108、相，ODAF，铜芯780MVA，242K1X2.5%/20kV。#1（#2、#3、#4）高压厂用工作变压器：三相分裂式变压器，ONAF，铜芯110/55-55MVA，20K2X2.5%/10.5-10.5kV。高压起动/备用变压器：三相分裂式变压器，ONAF，铜芯110/55-55MVA， 230K8X1.5%/10.5-10.5kV。220kV配电装置的断路器采用六氟化硫柱式断路器。10kV高压开关柜：真空断路器，50kA；F-C回路开关柜，50kA。380V低压开关柜：PC：智能型抽屉式开关柜。MCC：智能型或普通抽屉式开关柜。低压变压器：纸绝缘干式。10kV电缆：交联聚乙稀绝缘（C类阻燃109、）。1kV电缆：交联聚乙稀绝缘（主厂房内，C类阻燃或难燃）。交联聚乙稀绝缘（主厂房外，普通或难燃）。5.6.4 主要电气设施布置 主变压器、高压厂用变压器、起动/备用变压器均布置在主厂房A列墙外。 220kV配电装置：220kV配电装置布置在汽机房前方，主变压器进线采用架空线路接入厂内新建的220kV配电装置。 10kV配电装置：厂用10kV配电装置布置在汽机房6.9米层配电间内。公用10kV配电装置布置在空压机室上方。 0.4kV配电装置：两台机组汽机低压厂用动力中心、照明及检修段布置在汽机房0米；锅炉低压厂用动力中心、公用动力中心布置在集控楼配电间内；两台机组蓄电池布置在集控楼模块内；保安110、段布置在主厂房和集控楼内。脱硫岛配电装置布置在对应的配电间内。除尘动力中心及其控制设备布置在除尘器附近的电除尘配电楼内。 循环水低压动力中心布置在新建的循环水泵房配电间内。输煤系统动力中心布置分别在输煤低压配电间内。各电动机控制中心（MCC）分散布置在对应的负荷中心。 电气控制及保护本期工程4台机组采用集控室的控制方式。单元机组电气部分的控制、监视和管理全部纳入电气监控管理系统（ECMS）。每台机组设一套ECMS，公用电气系统单独设一套ECMS，并分别与#1、#2机组ECMS联接。网络部分采用NCS，NCS主机兼操作员站布置在集中控制室，测控柜布置在网络继电器室。输煤系统采用通讯方式纳入DCS111、控制。输煤工业电视系统纳入全厂工业电视系统。发变组及起备变保护采用微机式双重化保护。每台机组的直流电系统设两组控制用110V直流系统（分别为A组蓄电池和B组蓄电池）和一组动力用220V直流系统（C组蓄电池）。网络部分单独设置两组110V直流系统（分别为E组蓄电池和F组蓄电池）。化学、输煤和公用段分别设一套控制用110V直流系统并自带蓄电池。直流系统采用高频开关充电装置，蓄电池选用铅酸阀控免维护蓄电池，每组直流系统包括蓄电池组，蓄电池充电器，直流配电屏等。每台机组交流不停电电源由两套UPS、一套旁路稳压柜和一套馈线柜组成。网络部分单独设置一套交流不停电电源，包括一套UPS，一套旁路稳压柜和一套馈112、线柜等。电除尘控制系统采用的控制柜集控制回路、动力回路为一体，实现电除尘器低压电控系统的自动控制，为被控装置提供动力回路及动力回路保护。除尘控制室不设模拟屏和硬手操控制台，设一套上位机操作管理系统，与除尘器控制柜实现通讯连接，从而实现对电除尘系统的自动监控和通过键盘的软手操控制。电除尘系统的上位机操作管理主机布置在除灰控制室。全厂设消防报警系统一套,集中报警装置放在集中控制室内,火灾探测将在汽机房、锅炉房、输煤、化学、脱硫等建筑物的部分区域装设,将报警信号传递到集中报警装置.并动作于相应报警部位的灭火设施灭火。5.7 燃料输送系统 本工程4台机组小时燃煤量为1249.2t/ h，发电设备年利用113、7500小时的燃煤量为936.9104 t。本工程燃用新疆神华五彩湾矿区高挥发份烟煤，燃煤采用汽车运输和长距离带式输送机自煤矿直接输送至电厂，自煤矿直接输送至电厂的长距离带式输送机已建成。运煤系统按4台机组燃煤量的输送能力设计为一个单元系统，一次建成。本工程运煤系统设计范围包括从汽车卸煤装置起至主厂房煤仓间带式输送机止，包括卸煤装置及设备、贮煤场及煤场设备、给煤设备、运煤设备、筛碎设备的全部运煤系统设计及与运煤系统有关的附属设施、附属设备的布置设计。5.7.1 煤种、煤质、耗煤量本工程燃用新疆神华五彩湾矿区高挥发份烟煤，根据业主提供的煤质计算的电厂小时、日、年耗煤量见下表：电厂小时、日、年耗煤114、量表装机容量（MW）小时耗煤量（t/h）日耗煤量（t/d）年耗煤量（t/a）46001249.229980.8936.9104注：1 表中日耗煤量按24小时计算： 2 年燃煤量按发电设备年运行7500小时计算。5.7.2 厂内运煤系统 运煤系统设计中我们考虑了两个方案，运煤系统总平面布置方案一是汽车卸煤装置配封闭式轻钢结构条形储煤场，运煤系统总平面布置方案二是汽车卸煤装置配封闭式圆形储煤场。运煤系统总平面布置方案一运煤系统卸煤设施为8车位汽车卸煤装置，卸煤装置下部的给煤设备为4台出力为1500t/h的叶轮给煤机。储煤设施为跨距110m的封闭式条形轻钢结构储煤场，储煤场内设置两台堆、取料出力为2115、000t/h、斗轮回转半径40m的悬臂式斗轮堆取料机。运煤系统总平面布置方案二运煤系统卸煤设施为8车位汽车卸煤装置，卸煤装置下部的给煤设备为4台出力为1500t/h的叶轮给煤机。储煤设施为两座直径100m的封闭式圆形轻钢结构储煤场，储煤场内设置两台堆、取料出力为2000t/h的圆形料场堆取料机。运煤系统总平面布置方案一及方案二都是可行的，由于在保证安全运行的前提下方案一投资大大低于方案二，我们推荐方案一即汽车卸煤装置配封闭式条形储煤场为首选方案。.1卸煤装置本期工程来煤采用汽车运输和长距离带式输送机自煤矿直接输送至电厂。自煤矿直接输送至电厂长距离带式输送机已建成,但运量不够,其余部分采取汽车运116、输。本期新建一个8车位汽车卸煤装置，汽车卸煤装置有效卸车长度为48m。汽车卸煤装置的煤斗下部给煤设备采用4台最大出力1500t/h的叶轮给煤机，出力可调。汽车卸煤装置上部设有煤棚。5.7.2.2 带式输送机及运行方式.1 带式输送机系统 运煤系统带式输送机均为双路布置，一路运行，一路备用，并具备双路同时运行的条件。带式输送机均采用带宽1600mm、带速2.5m/s、出力2000t/h。运煤系统在1号转运站、储煤场出口、主厂房煤仓间转运站均设有交叉，保证运煤系统运行方式灵活多样。储煤场出口的切换方式采用带式输送机头部伸缩装置，1号转运站及主厂房煤仓间转运站的切换形式采用电动三通挡板。煤仓间卸料方117、式采用电动双侧犁式卸料器。由于锅炉燃用煤种为易燃的煤种，运煤系统除煤场带式输送机运输胶带采用耐寒阻燃型聚酯胶带外，其余带式输送机运输胶带均采用阻燃型聚酯胶带。运煤栈桥均采用室内布置全封闭形式并设采暖设施。 5.7.2.2.2运煤系统运行方式运煤系统运行方式如下：a）汽车卸卸煤装置原煤仓；b）封闭条形储煤场原煤仓；c）汽车卸煤装置封闭条形储煤场；d）厂外长距离带式输送机原煤仓；e）厂外长距离带式输送机封闭条形储煤场。 储煤场及其设备本工程新建一座长310m、宽110m的拱形封闭钢结构网架条形储煤场，储煤场储量为15104t,可满足本期工程锅炉额定蒸发量时5天用煤。为防止煤场煤尘飞扬，条型储煤场上118、部封闭结构型式采用拱形钢网架，钢结构顶部设有机械排风设施。电厂本期新上两台堆料出力2000t/h、取料出力2000t/h、斗轮回转半径40m的悬臂式斗轮堆取料机作为煤场堆、取料设备, 斗轮机基础采用钢筋混凝土条形基础。采用3台TY-320型推煤机和一台ZL-50型装载机作为煤场辅助上煤设施。由于电厂锅炉燃煤为易燃易爆的褐煤，因此在运行时对燃煤采取先进先出的运行方式，并采用推煤机压实的方式避免存煤产生自燃。在封闭条型储煤场内设有各种必要的消防设施。 筛、碎设备本期工程新建一碎煤机室并设置一级筛、碎设备, 按4660MW机组设计。 筛、碎设备采用先筛分后破碎的双路筛、碎布置方式, 一路运行，一路备119、用。筛分设备选用过筛能力为2000t/h倾斜式单轴驱动滚轴筛煤机，筛上物粒度300m，筛下物粒度30m。破碎设备采用生产能力为1500t/h的环锤式碎煤机，入料粒度300m，出料粒度30m，破碎设备自带减振平台。滚轴筛煤机和环锤式碎煤机各设2台，互为备用。滚轴筛煤机设有旁路系统，当系统来煤粒度小于30mm时，可通过旁路系统进入下一级。 运煤系统的控制方式运煤系统的控制采用可编程序控制和就地操作两种方式，运煤系统中配置工业电视作为辅助监控系统，工业电视摄像头设置在汽车卸煤装置室、斗轮堆取料机、转运站、碎煤机室及主厂房煤仓间等重要部位，并在程控室设有LCD显示。叶轮给煤机、斗轮堆取料机采用独立控制120、方式，与运煤系统程控有通讯联系。 运煤系统辅助设施a) 除铁设施本期运煤系统共设置四级电磁除铁器。分别布置在1号转运站、C-3A、B带式输送机头部碎煤机室及碎煤机室后部的C-4A、B带式输送机头部及储煤场C-6A、B带式输送机头部。除铁设备形式为额定悬挂高度处磁场强度120mT、冷却方式为自然冷却的盘式电磁除铁器。除铁设备均设有弃铁箱，以收集铁杂质。b) 入厂、入炉煤取样设施本期工程利用电厂原有的桥式汽车入厂煤取样装置作为电厂厂外汽车来煤煤质检测设施。在上煤系统的C-4A、B带式输送机上设有2台入炉煤中部取样装置，该设备可实现自动采样。布置在碎煤机室出口。c) 计量及校验设施本期工程利用电厂原121、有的的电子汽车衡作为电厂厂外汽车来煤的计量设施。 在上煤系统进入煤仓间的C-4A、B带式输送机上设有2台电子皮带秤作为入炉煤计量设备,并设有校验设备动态链码校验装置。d) 运煤系统保护装置为了保证运煤系统能安全、可靠的运行，运煤系统主要运行设备均互相联锁，在带式输送机适当的位置上装有防止带式输送机胶带跑偏、打滑等设备，在易堵的落煤斗及落煤管处设有防堵疏松设备。在带式输送机沿线设有双向拉绳开关，以保证随处可应急停机。碎煤机设有测温、测振等保护装置。在2号转运站的C-6A、B带式输送机上设置明火煤监测系统，预防运煤系统造成火灾。每个原煤仓均设有高、低煤位检测装置，以控制运煤系统可以准确的配煤到需煤122、的原煤仓内。高煤位检测装置采用射频导纳式料位控制器，低煤位检测装置采用非接触式超声波料位计。e) 检修和起吊设施在推煤机库内设有一台起重量为3t的电动单梁悬挂起重机。在汽车卸煤装置室、带式输送机头部驱动装置上方、碎煤机室、各转运站、煤仓层及检修间等地方均设有电动葫芦、手拉葫芦及单轨小车等检修及起吊设施，以便于设备的安装检修。 运煤系统辅助建筑本期工程新建一座推煤机库。推煤机库设置4个停车位，1个检修位。本期工程新建输煤控制室。建筑面积为420m2。5.7. 2.8 劳动安全与职业卫生为了确保电厂投产后运煤系统符合劳动保护、工业安全卫生、防火防爆和环境保护等方面的要求，保障运煤系统运行人员在工作123、中的安全与健康，实现运煤系统安全、文明生产，主要采取了以下措施。a) 粉尘防治本期工程运煤系统在带式输送机的各转运点、碎煤机室、煤仓层卸料处等建筑物内设有除尘设施,以防止煤尘飞扬。带式输送机的各转运点、碎煤机室除尘设施采用无动力抑尘装置，煤仓层除尘设施采用袋式除尘器。在各落料点均设有导流缓冲锁气器，在落料点较高落差处设有缓冲滚筒装置，以减轻煤流对胶带的冲击，防止胶带跑偏和撒煤，防止煤尘飞扬。在煤仓层电动犁式卸料器卸料漏斗上加设漏斗锁气挡板防止煤尘飞扬。 为了防止煤场煤尘飞扬，储煤场上部设置封闭的轻钢结构，满足当地的环保要求。煤场设备上均设有堆取料喷雾抑尘装置。在储煤场地面设有程序控制煤场喷雾抑124、尘设备,根据煤场粉尘分布开启不同数量的喷雾设备以改善运行环境。储煤场内未设置其它的除尘设施。输煤栈桥、碎煤机室、转运站及煤仓间楼板采用水冲洗，从而保持工作环境的整洁卫生。冲洗下的煤送到输煤沉淀池。为防止运煤系统冲洗水进入煤仓间原煤斗, 煤仓间的设备孔洞四周加防水沿。运煤系统煤灰冲洗水送到电厂新建输煤沉淀池,沉淀后的煤泥用抓斗捞出后运走, 运煤系统煤灰冲洗水经处理后送至煤场喷抑尘设备循环使用。 b) 噪声防治在运煤系统设备选型时，所有设备的噪声均低于85dB(A)。在带式输送机头部漏斗内设有衬板和导流挡板，落煤管四周均设有衬板，既增加了落煤管的耐磨性，延长了落煤管的使用寿命，又降低了噪音。在运煤125、系统汽车卸煤装置室、碎煤机室、转运站及煤仓间均设有隔音、防尘的值班室c) 劳动安全运煤系统中所有设备在正常起停时均设有声响提示，沿带式输送机两侧均设有安全栏杆、事故紧急停机开关及防止误起停装置，在带式输送机上适当位置设有跨越梯，所有转动机械按安全规程要求均设有安全护罩，带式输送机拉紧装置重锤下方均设有安全护栅，检修平台上设有栏杆及扶梯，运煤系统中所有吊物孔均设有安全栏杆或盖板。5.8 除灰渣系统5.8.1锅炉灰渣量本工程锅炉排灰渣量为锅炉炉膛排渣，省煤器、脱硝和静电除尘器排灰两部分，其灰渣比例暂按如下考虑：锅炉炉膛排渣量为总灰渣量的10%；省煤器、脱硝和电除尘器排灰量为总灰渣量的90%。石子煤126、量按锅炉燃煤量的0.6%计算。锅炉排灰渣量（BMCR工况）见下表。 灰 渣 量小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/d)年灰渣量（104t/y）燃用设计煤质每台2115t/h炉石子煤量1.873844.97121.4053渣量4.008496.2027 3.0063 灰量36.0544865.3051 27.0408 灰渣量40.0628961.5078 30.0471 燃用校核煤质1每台2115t/h炉石子煤量 1.9272 46.2528 1.4454渣量1.8940 45.4568 1.4205 灰量17.0361 408.8655 12.7770 灰渣量18.9301 454.3223 1127、4.1976 燃用校核煤质2每台2115t/h炉石子煤量 1.9272 46.2528 1.4454 渣量1.5935 38.2439 1.1951 灰量14.3328 343.9883 10.7496 灰渣量15.9263 382.2322 11.9448 注：a 日灰渣量按锅炉日运行24小时计算； b 年灰渣量按锅炉年利用7500小时计算。5.8.2 除灰渣系统的拟定本工程除灰渣系统拟采用灰渣分除的除灰渣系统。除渣系统按湿式除渣系统考虑，除灰系统采用正压浓相气力输送系统。5.8.2.1 除渣系统除渣系统拟采用湿式机械除渣系统。炉渣经渣井进入出力435t/h刮板捞渣机（拟采用零溢流形式捞渣机128、）冷却后由刮板捞渣机捞出并输送至120m3储渣仓，炉渣在储渣仓内析水后由自卸汽车外运进行综合利用或运至贮灰场贮存。每台炉设一台刮板捞渣机及一座储渣仓。刮板捞渣机溢流水及渣仓析水通过溢流水沟自流进入锅炉房内溢流水池。每台炉溢流水池上设有二台Q=21.151m3/h P=0.380.3MPa溢流水泵，一台运行，一台备用，用以将溢流水通过一根DN80管道输送至捞渣机内。5.8.2.2 石子煤系统石子煤系统拟采用简单机械输送系统，即磨煤机来石子煤石子煤斗石子煤活动箱电瓶叉车汽车外运。5.8.2.3 除灰系统除灰系统拟采用正压浓相气力输送系统，每台省煤器、脱硝及电袋的每个灰斗下设1台气力输送泵。干灰经手129、动插板门、气动进料阀进入气力输送泵，用压缩空气将省煤器、脱硝及电除尘器的灰输送至灰库。本期工程4台炉共设5座直径12m混凝土土灰库，即4座粗灰库，1座细灰库，每座灰库有效容积为1900m3。除灰系统可将干灰分别输送至5座灰库，即5座灰库可切换运行。每座灰库的底部设有2个排出口，在5.800m设备平台上分别安装出力200t/h干灰卸料器、加湿搅拌机各1台。干灰可经干灰卸料器装入密封罐车送至综合利用用户，也可经加湿搅拌机将干灰加湿搅拌后装入自卸汽车送至综合利用用户或贮灰场贮存。为防止除尘器灰斗内的干灰结露或板结，使灰能够顺利排出，在灰斗上设有电加热装置，使灰斗保持在一定温度以上；灰斗上同时设有气化130、装置，经加热后的气化风由气化风机供给。共设6台Q=18m3/min，P=68KPa灰斗气化风机，其中4台运行，2台备用。共设4台灰斗气化风加热器，全部运行，不设备用。将其布置在除尘器下零米。灰库设有7台Q=18m3/min，P=98KPa气化风机，其中5台运行，2台备用，用于灰库底部气化，防止灰库底部的干灰固化，使灰能够顺利排出。同时设有5台灰库气化风加热器，全部运行，不设备用。除灰系统用输送气源、控制气源由除灰专用空压机室供给。空压机房内暂设10台Q=69.2m3/min，P=0.75MPa螺杆式空压机，其中8台运行，2台备用。根据应用空气品质的不同，每台空压机设置必要的空气干燥和净化设备。131、为减少占地及便于运行管理，全厂用空压机布置在一座空压机室内。5.8.3 脱硫工艺产生的副产品（石膏）约6.0104t吨/年，全部综合利用。5.8.4 灰渣输送系统拟采用汽车运输方案。5.9 化学部分本期工程化学部分的设计内容包括锅炉补给水处理、凝结水精处理、辅机冷却水处理、热力系统化学加药、热力系统汽水监督和取样、制氢站、锅炉清洗、化学试验室等部分。5.9.1 水源根据本工程厂址现状，本工程锅炉补给水和循环冷却水的水源均采用“500水库”东延供水工程供应地表水，拟从厂区附近的“五彩湾事故备用水池”引接。按建设单位提供的报告日期为2015年12月22日的水库水水质分析报告设计，详细下表。水质报告132、新疆XX有色金属有限公司电厂化验室取样名称一期预处理进水取样部位一期预处理取样量2000ml取样原因通知取样取样时间报告时间 分析项目PH7.81碱度（mg/L)70硬度（mmol/L)1.25钙离子（mg/L)37.27氯离子（mg/L)160.59总磷 （mg/L)0.05DD（us/cm)717.3（8.2）浊度NTU1.89COD（mg/L)17余氯（mg/L)0.02试验员黄桉琪初审郭静批准梁涛 水汽质量标准水汽质量标准按火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GBT 121452008）中超超临界机组水汽质量要求，应达到以下标准。5.9.2.1 蒸汽质量标准钠（g/kg）3（期望值2）133、氢电导率（氢离子交换后，25，s/cm）0.15（期望值0.10）二氧化硅（g/kg）10（期望值5）铁（g/kg）5（期望值3）铜（g/kg）2（期望值1）5.9.2.2 锅炉给水质量标准氢电导率（氢离子交换后，25，s/cm）0.15（期望值0.10）溶解氧a 30150g/L铁（g/L） 5（期望值3）铜（g/L） 2（期望值1）钠（g/L） 3（期望值2）二氧化硅（g/L）10（期望值5）pH（25）a TOC（g/L） 200注：a 指加氧处理工况。当挥发性处理时，无铜系统PH指标：pH 9.09.6，溶解氧7g/L，氢电导率（25）0.20scm（期望值0.15scm）。.3 凝结134、水质量标准硬度（mol/L） 0钠（g/L） 5溶解氧（g/L） 100，（期望值30）电导率（氢离子交换后，25，s/cm）0.20（期望值0.15）5.9.2.4 凝结水经精处理后的水质标准氢电导率（氢离子交换后，25，s/cm）0.15（期望值0.10）钠（g/L） 3（期望值1）铜（g/L） 2（期望值1）铁（g/L） 5（期望值3）二氧化硅（g/L） 10（期望值5）.5 锅炉补给水质量标准硬度 0 mo1/L二氧化硅 10g/L电导率（25） 0.15scm（期望值0.10scm）TOCa 200g/La-必要时监测。5.9.3 锅炉补给水处理5.9.3.1 锅炉补给水处理系统出力135、根据大中型火力发电厂设计规范（GB 50660-2011）和火力发电厂化学设计技术规程（DL 50682006）规定。锅炉补给水处理系统的出力应满足发电厂全部正常水汽损失的补充水量要求。全厂汽水损失计算如下：（1）厂内水汽循环损失：42115t/h1.5%126.9t/h127t/h（2）厂用汽不可回收部分：10 t/h（3）厂内其他用水用汽损失：5 t/h总计正常水汽损失：127+10+5142 t/h注：厂内水汽循环损失包括：锅炉吹灰用汽、凝结精处理再生、闭式循环冷却水系统等水汽损失。由业主提出其他厂需要318 t/h的除盐水需要一并考虑， 故本次锅炉补给水处理系统出力按142t/h +3136、18t/h =460t/h设计。除盐水箱应与除盐系统的出力、机组容量和机组的扩建条件相协调，其总有效容积应满足“直流炉机组宜为最大一台锅炉3h的最大连续蒸发量”，即212036360m3，考虑到酸洗、启动等非正常用水量及其他厂用水需求，设计取3台3000m3水箱。 锅炉补给水处理系统的选择根据锅炉给水质量要求及水源水质，确定本期工程锅炉补给水处理系统暂按如下流程：清水经加热后由主厂房来清水箱清水泵双室并联多介质过滤器自清洗过滤器超滤装置超滤水箱超滤水泵一级反渗透装置淡水箱淡水泵阳床阴床混床除盐水箱除盐水泵送主厂房。经上述系统处理后除盐水品质可以达到：电导率（25）： 0.15 ms/cmSiO137、2： 98%98%6.1.1.2确定脱硫效率本期工程对锅炉排放的100%烟气进行脱硫处理，设计脱硫效率为98%。6.1.2烟气脱硫工艺系统选择本期工程4660MW机组烟气脱硫按石灰石石膏湿法脱硫考虑，该工艺系统具有如下优点：1）工艺成熟，可用率高，有较多业绩；2）脱硫效率可达到98%以上；3）投资和运行费用合理；4）副产物可综合利用，不会造成二次污染；5）脱硫吸收剂廉价，有可靠的来源。6.1.3 脱硫系统说明6.1.3.1 脱硫系统设计原则：1）每台组配一套脱硫装置，处理全部烟气。脱硫剂制备、石膏制备、抛弃部分及其它脱硫辅助部分4台机组共用。2）不设置烟气再热器（GGH），脱硫后的净烟气经烟囱138、排放。3） 脱硫装置用水、用电及用气等由厂内公用部分4x660MW机组统一考虑。4）脱硫设施均布置在炉后（烟囱外侧）。5）脱硫剂为石灰石粉，用于制备石灰石浆液。6.1.3.2 石灰石石膏湿法脱硫的工艺流程每台锅炉的烟气从引风机引出，经过装设的烟气余热回收装置降低了烟温后，再进入FGD装置，在吸收塔内烟气自下而上上升，被吸收塔中已雾化的石灰石浆液反复洗涤，烟气中的SO2与石灰石浆液发生化学反应，生成亚硫酸钙，汇于吸收塔下部的循环氧化浆池，由氧化风机向循环氧化浆池送入空气，使亚硫酸钙氧化为硫酸钙（石膏），再用泵将石膏浆液排出送入脱水系统处理。6.1.4 脱硫系统主要组成及主要设施石灰石石膏湿法脱硫139、工艺主要由以下系统组成：1）SO2吸收部分。2）烟气部分。3）石膏脱水系统。4）其它辅助部分。6.1.4.1 脱硫剂制备系统本期工程4台机组共用一套石灰石浆液系统。石灰石粉由汽车运输进厂，由汽车将石灰石送至石灰石贮仓内，制成浆液后用泵输送到水力旋流器经分离后，大尺寸物料再循环，溢流物料存贮于石灰石浆液池中，然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。6.1.4.2 SO2吸收系统本系统主要由吸收塔（包括喷淋层、除雾器）、循环浆液泵、吸收塔搅拌器及氧化风机等设备及管道系统组成。本期工程每台锅炉配一座吸收塔。烟气中的SO2在吸收塔上部吸收区与石灰石浆液中的CaCO3发生化学反应生成亚硫酸钙，并在吸收塔下部的循环140、浆池内由氧化风机鼓入的空气进行强制氧化，最终生成石膏（CaSO42H2O）。在吸收塔的出口段设有除雾器，以除去脱硫后烟气携带出的细小液滴，使烟气在含液滴量低于50mg/Nm3后排出。本期工程4台机组共用1座事故浆液箱，在脱硫系统解列或吸收塔的浆池、搅拌器出现事故需要检修时，吸收塔内的浆液由事故排浆泵排出存入事故浆液箱中贮存，作为吸收塔再次启动时的石膏晶种。每台锅炉设置一套SO2吸收系统。6.1.4.3 烟气系统锅炉引风机出口升压后的烟气，经过加装的烟气余热回收装置降低了烟温后，送入吸收塔，在塔内洗涤脱硫后的烟气经除雾器除去大部分液滴后，进入烟囱排入大气。由于在引风机出口加装烟气余热回收装置，使141、得进吸收塔的烟温大幅降低到约100C，从而使每台机组脱硫工艺水耗量减少为70t/h，大大的减少了脱硫系统的用水量。本次可研设计暂按不设置GGH考虑，最终设计以环评报告审查意见为准。6.1.5 吸收剂的运输与加工本期工程4台机组公用吸收剂制备系统 %。吸收剂从当地直接购进石灰石粉，脱硫系统石灰石粉消耗量见下表。石灰石粉用量表项 目单位设计煤质校核煤质设计煤质校核煤质1x600MW1x600MW4x600MW4x600MW小时石灰石粉用量t/h4.33.417.213.6日石灰石粉用量t/d103.281.6412.8326.4年石灰石粉用量t/a3225025500129000102000注：上142、表中日石灰石粉量按24小时计；年石灰石粉量按7500小时计。6.1.6 石膏脱水系统本期工程4台机组公用3套石膏脱水系统。每套系统出力为17.6t/h，每套可满足4台锅炉设计工况所需处理量的50%。石膏贮存间的容积可以满足4套FGD装置运行3天所排石膏的贮存要求，脱硫系统石膏量见下表。石膏量表项 目单位设计煤质校核煤质设计煤质校核煤质1x600MW1x600MW4x600MW4x600MW小时石膏量t/h8.06.432.025.6日石膏量t/d192.0153.6768.0614.4年石膏量t/a6000048000240000192000注：上表中日石膏量按24小时计；年石膏量按7500小143、时计。脱水后的石膏应立足于综合利用。当无综合利用时，用自卸汽车输送至灰场分隔临时堆放。6.1.7 脱硫副产品及废水处置本期工程烟气脱硫副产物为石膏，其纯度90%，含湿量10%。脱硫石膏应首先力争做到全部综合利用，当有剩余石膏不能综合利用时，可利用社会运力运至临时堆放场地堆放。脱硫废水自废水旋流器排出，经过废水收集箱收集后，进入脱硫废水处理系统，经中和、反应、絮凝、沉淀和过滤等处理过程，达标后送至电厂除灰渣系统再利用。6.1.8 脱硫系统设备采购烟气脱硫系统在设计上推荐由国内公司成套供应，原则上关键设备及部件采用进口设备，主要有：吸收塔内部件、吸收塔搅拌器、石灰石浆液循环泵、旁路密封挡板、接触浆144、液的阀门和部分阀门的电动执行机构等。但在保证脱硫系统安全运行的情况下，也可根据国内设备的生产及质量状况并参照其它电厂的经验，优先选用国产设备，以提高国产化水平、节省工程造价。6.1.9 脱硫系统布置脱硫装置均布置在锅炉烟囱后侧的场地上。烟气脱硫岛平面布置详见总平面布置图。4台机组的烟气脱硫系统的工艺楼、电控楼等公用建筑物一次建成。6.1.10 湿式除尘器布置湿式除尘器布置布置于吸收塔出口，湿式电除尘器效率暂按不低于50%，湿式除尘器出口烟尘排放浓度不大于5mg/Nm3。湿式电除尘器在国外电厂已有近30年的应用历史，且有50余套不同类型的应用于美国、欧洲及日本的电厂，主要作为大气复合污染物控制系145、统的最终精处理技术装备，用于去除湿法脱硫（WFGD）无法收集的酸雾、控制PM2.5的排放及解决烟气排放浊度问题，可将烟尘排放限值控制在5mg/m3以下，目前国内已经有多套运行。湿式电除尘器主要分为两类，水平烟气流和垂直烟气流；水平烟气流湿式除尘器独立布置采用金属板式极板，板式静电除尘器的集尘极呈平板状，可获得良好的水膜，但需要一定的雾化水量，雾化水为循环使用，为保证雾化水的PH值，需要加入一定的碱液，并排出一定的废水，因其与干式除尘器除尘原理相同，只是淸灰方式有所不同，因此能够很好的保证收尘效果。垂直烟气流湿式除尘器为集尘极为多根并列的圆形或多边形金属管或非金属管，放电极均布于极板之间，管状湿146、式除尘器只能用于处理垂直流动的烟气，通常布置在吸收塔顶部，可以节约占地面积，其利用烟气携带的液滴形成水膜，不需要雾化水，只需少量的冲洗水。在本设计阶段湿式电除尘器暂按垂直烟气流湿式除尘器考虑，统一布置于吸收塔出口，由脱硫岛供应商设计并供货。6.1.11 脱硫实施效果经核算，本期工程采用石灰石石膏湿法烟气脱硫后，设计煤质排放浓度由1159mg/Nm3降低为23.2mg/Nm3，远低于火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）中规定的限值要求，满足超低排放要求。本期工程4X660MW机组的SO2年排放量为1476.6 t/a，每年排放总量将减少72353.4 t/a。由此可见，本期工程电147、厂实施烟气脱硫后，电厂SO2的排放得到了有效的治理，对环境的影响降到了最低限度，充分体现了国家可持续发展的基本国策，同时也为电厂实现总量控制指标提供了有力的保证。6.2 烟气脱硝6.2.1 烟气脱硝技术的选择本期工程同期安装烟气脱硝系统，采用SCR脱硝技术，脱硝效率不低于85。催化还原剂采用液氨。催化剂按“3+1”层进行布置（即装三层催化剂满足脱硝率，预留一层），在设计煤种及校核煤种、锅炉工况（100% BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硝效率不小于85%，氨耗量约：214.4kg/h/炉。脱硝SCR模块布置在锅炉空气预热器上方。氨区占地面积大约为2500m2，按4台机组考虑用地（包括汽车148、卸氨场地）。其中液氨储罐、气化器、压缩机、液氨泵、稳压罐、氨水泵、氨吸收罐、仪表缓冲罐、废水泵、废水罐等设备均放在氨区布置。6.2.2 烟气脱硝系统设计原则锅炉采用低氮燃烧技术，控制锅炉出口NOX排放浓度280mg/Nm3。同时本工程按照同步建设脱硝装置设计，四台机统一考虑一个氨区。脱硝工艺系统设计原则如下：1) 脱硝工艺采用SCR法。2) 脱硝效率按不低于85%设计。3) 脱硝系统不设置省煤器旁路与SCR反应器旁路。4) 脱硝反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间高尘区，风机房框架顶部。5) 脱硝还原剂为液氨。6) 脱硝设备年利用小时按7500小时考虑。7) 脱硝系统服务寿命为30年。8) 本工149、程NOx排放浓度小于50mg/Nm3(干基，6%O2)，满足国家标准火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）和煤电节能减排升级和改造行动计划（2014-2020年中对NOx排放要求。6.2.3 烟气脱硝系统方案6.2.3.1脱硝反应区工艺方案 脱硝反应器采用高灰段布置方式，即SCR反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间，具体位置在锅炉后部上方。该处位置与锅炉省煤器及空气预热器位置紧邻，根据烟气脱硝工艺的布置要求，该处位置引出烟道并返回到空气预热器布置最合理，并符合工艺要求。由于利用了上部空间位置布置，减少炉后预留烟气脱硝位置，减少工程占地。不设置SCR反应器烟气旁路，脱硝装置处150、理100%烟气量。SCR反应器采用板式催化剂，空间上满足蜂窝式催化剂的互换能力和裕量。采用先进的混流、均流技术，防止催化剂堵塞，并确保SCR出口进入空预器的烟气流场分布满足空预器的正常运行。反应器安装飞灰吹扫装置，采用声波吹灰模式。6.2.3.2氨区工艺方案SCR烟气脱硝系统的还原剂采用液氨。本期工程2台锅炉的脱硝系统共用一个还原剂储存与供应系统；烟气脱硝系统的公用系统按2台锅炉设计；液氨蒸发采用蒸汽加热方式。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，用液氨泵将储罐中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混151、合均匀，再送达脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。液氨储存、制备、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。主要设备：a）卸料压缩机：卸料压缩机抽取储氨罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。b) 液氨储罐液氨的储罐容量按照2台锅炉BMCR工况、每天运行20小时、连续运行7天的消耗量考虑。储罐上安装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀为储槽液氨泄漏保护所用。储罐还装有温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器将信号送到脱硝控制系统，当储罐内温152、度或压力高时报警。储罐有防太阳辐射措施，四周安装有工业水喷淋管线及喷嘴，当储罐罐体温度过高时自动淋水装置启动，对罐体自动喷淋减温；当有微量氨气泄露时也可启动自动淋水装置，对氨气进行吸收，控制氨气污染。本工程设置供应泵，正常工况利用压差和液氨自身的重力势能实现液氨进入蒸发槽，低温时运行供应泵。c) 液氨蒸发槽液氨蒸发所需要的热量由蒸汽加热器提供。蒸发槽上装有压力控制阀将氨气压力控制在一定范围，当出口压力达到过高时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上装有温度检测器，当温度过低时切断液氨，使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力，蒸发槽装有安全阀，可防止设备压力异常过高。液氨蒸发槽按照在BMCR工况下2100153、%容量设计。d) 氨气缓冲槽(氨气积压器)从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压成一定压力，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。液氨缓冲槽能满足为SCR系统供应稳定的氨气，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上设置有安全阀保护设备。e) 氨气稀释槽氨气稀释槽为一定容积水槽，水槽的液位由满溢流管线维持，稀释槽设计有槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释槽低部进入，通过分散管将氨气引入稀释槽水中，利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。f) 稀释风机喷入反应器烟道的氨气为空气稀释后的含5左右氨气的混合气体。稀释空气采用稀释风机送风。在冬季极端最低气温条件下，脱154、硝系统入口和出口烟气温度差不大于3；所选择的风机满足脱除烟气中NOx最大值的要求，并留有一定的余量。稀释风机每台炉按两台100%容量(一用一备)设置。h) 氨气泄漏检测器液氨储存及供应系统周边设有氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。i) 排放系统在氨制备区设有排放系统，使液氨储存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统，将经由氨气稀释槽吸收成氨废水后排放至废水池，再经由废水泵送到废水处理站。j) 氮气吹扫系统液氨储存及供应系统保持其严密性，防止氨气的泄漏和氨气与空气的混合造155、成爆炸是最关键的安全问题。基于此方面的考虑，在本系统的卸料压缩机、储氨罐、氨气蒸发槽、氨气缓冲槽等都备有氮气吹扫管线。在液氨卸料之前通过氮气对以上系统分别进行严格的严密性检查和吹扫，防止泄漏的氨气与系统中残余的空气混合造成危险。7 环境及生态保护与水土保持7.1 环境及生态保护由于本期工程的环境影响报告书目前尚未完成，故环境保护将依据国家及行业有关法律、法规、标准及规范进行设计。初步提出工程污染防治措施，最终以本期工程环境影响评价报告书的评价结论及其批复意见为准，并在下一设计阶段予以修改补充。7.1.1 环境保护设计依据1）关于进一步做好建设项目环境保护管理工作的几点意见（国环监（93）第01156、5号文）。2）建设项目环境保护管理条例（国务院1998年第253号令）。3）关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分有关问题的批复（国务院国函（1998）5号文）。4）燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策（国家环境保护总局、国家经济贸易委员会、科技部环发（2002）26号）。5）火力发电厂环境保护设计规定（DLGJ102 91）（试行）。6）火电行业环境监测管理规定（原电力工业部电计1996280号）。7）火电厂环境监测技术规范（DL/T 4142004）。8）煤电节能减排升级和改造行动计划（2014-2020年。7.1.2 采用的环境保护标准1)环境空气质量标准(GB30952012)中二级标准；157、2)地表水环境质量标准(GB38382002)中的类水质标准；3)地下水质量标准(GB/T1484893)中的类标准； 4)声环境质量标准(GB3096-2008)中的3类标准；5)火电厂大气污染物排放标准(GB132232011)中的表1标准；6)污水综合排放标准(GB89781996)中一级标准；7) 工业企业厂界环境噪声排放标准(GB123482008)中3类标准；8)一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准(GB185992001) 类场标准。7.1.3 厂址所在地区环境现状7.1.3.1 气象、气候厂址地处吉木萨尔县，吉木萨尔县位于新疆维吾尔自治区东北部，准噶尔盆地东南缘，东邻奇台县158、，西与阜康市接壤，北越卡拉麦里岭和富蕴相连，南以博格达山分水岭同吐鲁番地区、乌鲁木齐市为界。地势南北高、中间低，地貌可分为南部山区、中部平原、北部沙漠三种类型。吉木萨尔县属温带大陆性气候，冬季长而严寒，夏季短而炎热，春秋季节不明显，干旱少雨，昼夜温差大。全年主导风向WNW，全年平均气温7.1 ，全年平均风速2.2 m/s。7.1.3.2 区域环境质量现状本工程环评还没有开展，区域环境质量监测数据采用XX二期工程新疆XX有色金属公司年产160万吨电解铝项目环境影响评价报告 监测数据。（1）大气环境质量现状依据160万吨电解铝项目环境影响评价报告，项目所在区域8#监测点位取SO2、NO2、PM10159、TSP、苯并a芘，各监测项目的取样时间为2010年11月18至24日，连续采样7天。各项目统计日均浓度，SO2、NO2日均浓度连续采样时间不少于18h；PM10、TSP、苯并a芘日均浓度每天连续监测不少于12h。项目所在区监测结果见表7.1-2。1-8#监测点污染物监测结果（日均值） 单位：mg/m3表7.1-2 污染物项目SO2NO2TSPPM10氟化物苯并a芘(ug/m3)拟选厂址浓度范围标准指数最大超标倍数000000神火厂址浓度范围标准指数最大超标倍数000000园区管委会浓度范围标准指数最大超标倍数000000五彩湾镇浓度范围标准指数最大超标倍数000000五彩湾古海温泉浓度范围标160、准指数最大超标倍数000000火烧山油田浓度范围标准指数最大超标倍数000000神东天隆煤矿浓度范围标准指数最大超标倍数000000厂址南侧浓度范围-未检出标准指数-/最大超标倍数0000-/标准0.150.120.300.1570.01从监测结果来看，由于调查区域内目前人类的生产、生活活动较少，环境空气中各污染物的浓度水平处于自然背景水平。各污染物中TSP监测值较大，是因为评价区域受自然气候条件的影响，环境空气质量呈现出TSP较高的基本特征。 （2）水环境质量现状拟建项目评价范围之内无常年性地表水体，亦无常驻居民。160万吨电解铝项目环评仅对项目供水水源“500”水库水质进行评价。“500”161、水库出水口水质监测结果和评价结果见表7.1-2。地表水水质监测结果 单位：mg/L(pH除外)表7.1-2序号监测项目监测平均值地表水类标准指数值1pH8.31690.662溶解氧5.750.893悬浮物27/4化学需氧量12.4200.625五日生化需氧量240.56高锰酸盐指数3.0360.517挥发酚0.0030.0050.68氟化物0.151.00.159总磷0.00651.00.006510氨氮0.151.00.1511氰化物0.0040.20.0212总氮0.681.00.6813铜0.051.00.0514锌0.051.00.0515镉0.0010.0050.216六价铬0.00162、40.050.0817铅0.010.050.218砷0.00050.050.00119汞0.000010.00010.01由表7.1-2可知，“500”水库出水口水质各项评价参数均符合地表水环境质量标准(GB3838-2002)的类标准，原水经常规净化处理后，便可达到生活饮用水卫生标准(GB5749-2006)，可以作为项目的生活饮用水源。（3）地下水环境质量现状项目所在区域地下水的监测结果见表7.1-3。地下水水质评价统计结果表7.1-3序号监测项目污染指数是否超标1#园区地下水源地2#3号露天矿自流井1pH0.720.81未超标2总硬度0.380.13未超标3溶解性总固体0.590.76未163、超标4硫酸盐0.910.03未超标5氯化物0.58-未超标6铁0.10.1未超标7锰0.10.1未超标8挥发酚0.50.5未超标9高锰酸盐指数0.470.86未超标10硝酸盐氮0.170.17未超标11亚硝酸盐氮0.250.15未超标12氨氮0.410.13未超标13氟化物0.420.32未超标14氰化物0.080.08未超标15汞0.050.01未超标16砷0.010.01未超标17镉0.10.1未超标18六价铬0.080.14未超标19铅0.20.2未超标20总大肠菌群-未超标由表7.1-3可知，园区地下水源地、3号露天矿自流井各监测项目单项污染指数均小于1，符合地下水环境质量标准类标准，164、地下水质量良好，尚未受人为影响。（4）声环境质量现状噪声监测及评价结果见表7.1-4。声环境监测结果 单位:dB（A）表7.1-4序号监测点昼间夜间监测值标准值判定监测值标准值判定1厂界东46.365达标42.155达标2厂界南39.265达标37.355达标3厂界西38.065达标32.855达标4厂界北35.765达标30.455达标由监测结果可知，拟建项目厂址区域各监测点位噪声监测值均符合声环境质量标准（GB3096-2008）中3类功能区标准限值要求。（5）生态环境现状拟建项目地处新疆准噶尔盆地东缘，属卡拉麦里山前戈壁荒漠地带。根据全国生态功能区划，项目区属于生态调节生态功能一级区，防165、风固沙生态功能二级区，准噶尔盆地东部灌木荒漠防风固沙生态功能三级区。根据新疆生态功能区划，评价区域属于准噶尔盆地温性荒漠与绿洲农业生态区，准噶尔盆地东部灌木荒漠野生动物保护生态亚区，将军戈壁硅化木及卡拉麦里山有蹄类野生动物保护生态功能区。评价区生态系统为荒漠戈壁生态系统，土壤类型主要是灰棕漠土，土地利用类型为低覆盖度草地，植物群落较为单一，建群种为梭梭，伴生植物主要有琵琶柴、沙拐枣、猪毛菜、假木贼、叉毛蓬等，植被覆盖度约5-10。拟建项目评价范围内无自然保护区、水源保护区、风景名胜区等敏感保护目标。7.1.4 本期工程污染物排放情况7.1.4.1 环境空气污染物排放情况本期工程为扩建工程，拟装166、设4660MW超超临界直接空冷燃煤机组；燃用神华五彩湾矿区供应的煤，以“500水库”东延供水工程为电站水源，同步建设湿法脱硫系统、SCR脱硝系统。本期工程新建二座210米高、出口内径为7米的双套筒烟囱，每两台锅炉合用一座烟囱。采用石灰石-石膏湿法脱硫，设计脱硫效率不低于98%，采用除尘效率不低于99.87%的电除尘器除尘，脱硫塔内设置湿式电除尘器，考虑脱硫塔50%的除尘效率及湿式电除尘器50%的除尘效率，总除尘效率99.9675%。锅炉采用低氮燃烧技术，并采用非选择性催化还原脱硝工艺（SCR），脱硝效率暂按85%。锅炉燃烧产生的烟气经除尘、脱硫及脱硝系统处理后经烟囱排放，同时装设烟气排放连续监167、测装置。其它系统如贮煤场、输煤系统及灰场等在设计上均考虑了防尘措施。本期工程主要污染物实际及允许排放情况核算结果见表7.1-5。烟气污染物排放情况（4660MW）表7.1-5容量 污染物允许值设计煤种校核煤种SO2排放浓度(mg/m)35/10023.218.6排放速率(kg/h)/196.9156.5烟尘排放浓度(mg/m)5/304.962排放速率(kg/h)/42.118.3NOx排放浓度(mg/m)50/1004242排放速率(kg/h)/356.6353.9汞排放浓度(mg/m)/0.030.030.03排放速率(kg/h)/备注：表中排放浓度为折算到=1.4时的浓度值；允许值-/-168、为燃气轮机标准/2011标准。由上表可看出，空气污染物排放量及排放浓度均满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）和煤电节能减排升级和改造行动计划（2014-2020年的要求。环境空气污染物落地浓度预测结果将在环境影响评价阶段完成。7.1.4.2 废水排放情况本期工程的工业用水及消防用水供水水源为地表水，从厂区附近的“500水库”东延供水工程引接。a）废水组成本期工程在生产运行过程中产生的污、废水主要有以下几种：1）生活污水生活污水来自生产车间、办公楼、辅助车间的卫生间排水，洗涤排水、食堂排水，职工浴池排水等。2）生产废水生产废水来源于主厂房杂用水、地面冲洗水、辅机冷却水排水、化169、学水处理设备反冲洗排水、取样间排水及其它排水。3）含煤废水含煤废水主要为输煤栈桥冲洗排水、煤仓层冲洗排水、输煤系统除尘排水。4）脱硫系统排水烟气脱硫系统运行过程中将产生少量排水。5）锅炉清洗废水电厂启动及运行过程中产生的锅炉清洗废水，水质和水量因为酸洗方式不同存在很大差异，其中较大水量约4000m3/次。b）补给水量本期工程4660MW空冷机组补给水量请参见表5-7。根据发电厂各生产系统对水质要求，本期工程要做到一水多用、最大限度降低水耗，并做到全部回收废水并重复利用、不外排。全厂热季补给水量为2195 m3/h，其中补给多晶硅厂用水1344m3/h ，4660MW机组热季的补给水量为846m170、3/h，自来水量为5m3/h，耗水指标为0.089m3/（sGW）。电厂生活水由工业区自来水管网供给。7.1.4.3 灰渣及脱硫石膏排放情况本期工程厂内采用灰渣分除，除渣系统采用湿式机械除渣系统；除灰系统采用干灰气力输送至灰库贮存的方式；灰渣厂外均采用自卸汽车分别运输至灰渣综合利用用户或送入灰场贮存。本期工程每台机组配除尘效率不小于99.87% 的静电除尘器除尘。除灰系统拟采用密相正压气力输送系统，锅炉除尘器每个灰斗下设1台灰输送器，除尘器的排灰分别通过管道输送至粗灰库和细灰库。本期工程4台机组共设5座灰库，4座粗灰库和1座细灰库。每座灰库有效容积约为1900m3。灰库顶部设有布袋除尘器、真空171、压力释放阀及料位计等。每座灰库下设有2个排灰口，其中1个排灰口下设加湿搅拌机，用于调制湿灰，以便装车外运至灰场；另外1个排灰口下设干灰卸料器，供干灰综合利用至用户。为保证除尘器灰斗排灰顺畅，本期工程共设6台灰斗气化风机（4台运行，2台备用）、4台灰斗气化风电加热器。为防止干灰飞扬，干灰卸料器配有排尘风机，以满足环保要求。本期工程灰渣排放量见表5.8-1，脱硫产生的石膏量见表7-3。7.1.4.4 噪声电厂的噪声源主要有机械动力噪声、气流动力噪声、电磁噪声等。参照同类机组电厂噪声实测资料，本期工程主要声源设备噪声水平见表7.1-6。本期工程主要声源设备噪声水平表7.1-6 设备名称噪声值dB（A172、）锅 炉90汽轮机90发电机90磨煤机90引风机85送风机90循环水泵90空冷风机85主变压器85锅炉排汽1107.1.5 污染防治措施7.1.5.1 烟气污染防治措施为防治本期工程的烟气污染物对环境空气及其周围的影响，对烟气污染物的排放采取以下治理措施：1）为控制SO2的排放，本期工程同步建设烟气脱硫设施，采用石灰石石膏湿法全烟气脱硫装置，脱硫效率在98%以上。2）为减少烟尘的排放量，采用除尘效率不低于99.87%的电除尘器除尘，脱硫塔内设置湿式电除尘器，考虑脱硫塔50%的除尘效率及湿式电除尘器50%的除尘效率，总除尘效率99.9675%。烟囱出口烟尘排放浓度小于5mg/Nm3。本期工程新建173、二座210m高、出口内径为7m的双套筒烟囱，每两台锅炉合用一座烟囱，通过大气良好的扩散能力，有效地降低烟气污染物落地浓度。在脱硫塔内预留湿电除尘器的位置。3）锅炉采用低氮燃烧技术，炉膛出口氮氧化物浓度控制在280mg/Nm3以下，采用非选择性催化还原脱硝工艺（SCR），脱硝效率暂按85%。4）汞污染防治本工程燃煤为低汞煤，煤中汞的含量较低，煤燃烧产生的汞的化合物量较少，其排放浓度满足排放标准要求。5）在烟道上安装烟气连续监测系统（CEMS），自动连续地监测烟气中SO2、NOx及烟尘等污染物浓度及其它附带指标，以加强对电厂污染物排放的监控，脱硫岛出口烟气监测与环保烟气监测合并设置，满足环保监测要174、求。环保监测数据留有与环保部门联网接口。烟气污染防治的主要措施见表7.1-7。烟气污染物防治的主要措施表7.1-7序号防治措施防治内容设计指标1每两台锅炉合用一座高210m出口内径7m的双内筒烟囱利于污染物扩散2采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫设施减少SO2的排放脱硫效率不低于98%3采用除尘效率不低于99.87%的电除尘器除尘，脱硫塔内设置湿式电除尘器，考虑脱硫塔50%的除尘效率及湿式电除尘器50%的除尘效率.减少烟尘排放总除尘效率99.9675%4锅炉采用低氮燃烧技术，采用采用非选择性催化还原脱硝工艺（SCR）减少NOX排放炉膛出口NOX排放不高于280mg/Nm3，脱硝效率85%。5安装烟气175、在线监测装置实时掌握烟气污染物变化情况7.1.5.2 水污染防治措施电厂污、废水处理的设计将遵循火力发电厂废水治理设计技术规程（DL/T5046-2006）、室外排水设计规范（GBJ14-87 2014版）、当地环境保护有关规定和其它国家相关法律规范进行。电厂厂区排水采用分流制，即生活污水排水系统、工业废水排水系统及雨水排水系统。排水系统尽量采用重力流方式排至各自系统。本期工程生活排水和生产排水经处理后回用，雨水排水经升压后排出厂外。a）生活污水处理措施本期工程新建一座生活污水处理站，设置两套地埋式污水处理装置对生活污水进行处理，单套处理能力为5m3/h，处理方式采用接触氧化的处理方式，处理后176、的出水进入工业废水处理系统继续处理。b）生产废水处理措施1）输煤系统冲洗水处理本期工程新建含煤废水处理站一座，用于处理输煤系统产生的含煤废水。处理站新安装2套含煤废水净化装置，每套处理能力为20m3/h，输煤废水经处理后回用。2）生产废水处理生产废水来源于主厂房杂用水、循环水处理间排水、化学水处理设备反冲洗排水、取样间排水、及其它排水。本期工程将新建生产废水处理站一座，用于处理各种生产废水。处理站内设置两套处理能力为140m3/h的废水处理装置，处理后的废水作为脱硫系统补水、灰渣加湿用水，剩余部分送入铝厂回用。废水处理过程产生的污泥经浓缩脱水后，干污泥外运，废水回到处理站进行处理。3）锅炉清洗177、废水处理电厂启动及运行过程中产生的锅炉清洗废水，水质和水量因酸洗方式不同存在很大差异，其中较大水量约5000m3/次。本部分废水中除含有悬浮物、重金属离子、COD等主要污染因子外，pH值因在清洗不同阶段投加酸碱而可能偏高或偏低。锅炉清洗废水首先进入锅炉清洗废水贮存池，调节pH满足相应要求后，分批输送进入生产废水处理站，处理合格后回用。4）脱硫废水处理脱硫废水的水质特点主要是悬浮物、含盐量、COD、氟化物及部分重金属含量较高，与主体发电工程工业废水差别比较大。因此，考虑本期工程的实际情况，单独设置脱硫废水处理站，脱硫废水处理站布置在脱硫岛内。脱硫废水经中和、氧化、絮凝、沉淀等处理工艺，处理达标后178、用于灰场喷洒。7.1.5.3 噪声防治措施对噪声进行治理（即防噪降噪），主要从噪声声源上、噪声的传播途径、受声体等三方面采取措施。1）对机械设备，在设计过程中向制造厂家提出降噪要求，并且设计上对噪声较大的设备，如汽轮发电机组、风机等设备加设隔声罩，并在各噪声较大的运转层设隔声值班室。2）为减轻锅炉点火或事故状态时短时间对空排汽所产生的强噪声对电厂周围环境的影响，设计上在对空排汽管的管口加设消声装置。3）设备招标时提出要求并严格把关，使各种设备制造商在降噪方面的承诺得以落实，确保噪声达标。4）空冷风机在距地高度45m的空冷平台上露天布置，工程上为了防止热风再回流，在空冷平台的周围设有挡风板，高度179、从平台到蒸汽分配管顶部，可在一定程度减少噪声的传播。每个空冷凝汽器单元下部安装的轴流风机，连同驱动装置都悬挂在空冷平台的防振桥上，防振桥上装有减振节的钢弹簧作为隔振装置。采取上述措施后，电厂噪声对环境的影响可得到有效控制。7.1.5.4 煤场及贮灰场污染防治措施a）煤场污染防治措施本期工程采用圆形封闭煤场。b）贮灰场污染防治措施本期工程利用电厂现有一期干式贮灰场。灰渣污染采取如下措施。1）灰渣的运输车辆采用密闭式，可防止运输过程中灰渣飞扬污染环境。2）为防止灰尘污染运灰道路，在电厂内灰库下应设置冲洗车辆的设备和人员，及时冲洗装灰后的车身和车轮，当车辆从灰场作业区卸灰后，返回进入运灰道路前，在灰180、场管理站冲洗，使车辆保持在干净状态下运行。运灰道路应定期进行洒水和清扫，保证路面清洁。3）干灰场防止飞灰污染最简单、最现实、最有效的措施就是灰面洒水，保持灰面潮湿状态，洒水周期和水量应根据季节和天气而定，尤其在春季干燥多风季节，洒水显得尤为重要。 4）压实喷洒后的灰面，避免人为扰动。压实的灰面洒水后，在灰体内的氧化钙、氧化铝的水解胶结作用下，于灰渣表面形成一层保护薄壳，增加了压实灰渣表面的抗风能力，减少了飞灰污染。要求运灰车辆进入灰场后，按规定的路线行驶，转弯、调头时半径要大些，且减速行驶，避免扰动灰面硬壳。5）干灰场的运行应分区、分块使用，使施工作业区面积较小，每一块达到堆灰标高后及时覆土造181、田，以防止灰面暴露时间长，扬灰污染环境。6）暴露时间稍长的临时灰面可采用灰场内砂土进行简单覆盖，防止飞灰对周围环境造成污染。通过以上措施，本期工程贮灰场可以满足一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（GB185992001）。7.1.6 环境影响分析7.1.6.1 环境空气影响分析根据火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）和煤电节能减排升级和改造行动计划（2014-2020年核算，本期工程运行后烟气污染防治措施及排放浓度见表7.1-8、表7.1-9。本期工程（4660MW）烟气污染防治措施及效果（设计煤质）表7.1-8污染物本期工程治理措施本期工程治理效果标准限值治理前治理后SO182、2设置烟气石灰石石膏湿法脱硫系统，脱硫效率为98%排放量（t/h）9.8440.1969-排放浓度（mg/Nm3）115923.235（mg/Nm3）烟尘采用除尘效率不低于99.87%的电除尘器除尘，脱硫塔内设置湿式电除尘器，考虑脱硫塔50%的除尘效率及湿式电除尘器50%的除尘效率，总除尘效率99.9675%排放浓度（mg/Nm3）152434.955（mg/Nm3）NOX锅炉采用低氮燃烧技术，采用非选择性催化还原脱硝工艺（SCR），脱硝效率85%。排放浓度（mg/Nm3）2804250（mg/Nm3）本期工程（4660MW）烟气污染防治措施及效果（校核煤质）表7.1-9污染物本期工程治理措施183、本期工程治理效果标准限值治理前治理后SO2设置烟气石灰石石膏湿法脱硫系统，脱硫效率为98%排放量（t/h）7.82401565-排放浓度（mg/Nm3）92918.635（mg/Nm3）烟尘采用除尘效率不低于99.87%的电除尘器除尘，脱硫塔内设置湿式电除尘器，考虑脱硫塔50%的除尘效率及湿式电除尘器50%的除尘效率，总除尘效率99.9675%排放浓度（mg/Nm3）671125（mg/Nm3）NOX锅炉采用低氮燃烧技术，采用非选择性催化还原脱硝工艺（SCR），脱硝效率85%。排放浓度（mg/Nm3）2804250（mg/Nm3）由表7.1-8、表7.1-9可以看出，本期工程烟气污染物实际排放184、浓度均满足国家火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）中表1标准限值和对煤电节能减排升级和改造行动计划（2014-2020年对大气污染物排放的要求。综上所述，由于本期工程采用210m高烟囱、采用脱硫效率为98%的石灰石湿法脱硫装置（不设置GGH）、采用非选择性催化还原脱硝工艺（SCR，脱硝效率85%），采用除尘效率不低于99.87%的电除尘器除尘，脱硫塔内设置湿式电除尘器，考虑脱硫塔50%的除尘效率及湿式电除尘器50%的除尘效率，总除尘效率99.9675%，故电厂投运后，其烟气污染物排放对周围环境影响较小。7.1.6.2 水环境影响分析本期工程在采取了相应的污水、废水收集和处理后，做185、到了无污水外排；通过综合节水措施的采用，使水资源做到了重复使用、梯级使用、回收利用，有效地降低了耗水指标；本期工程的废水处理系统实施后，将为电厂创造良好的经济效益、社会效益、环境效益做出贡献。7.1.6.3 灰渣排放影响分析本期工程灰场利用电厂现有贮灰场。厂内除灰渣系统采用灰渣分除，干灰分粗细分别存于不同灰库中，以方便综合利用。厂外灰渣的运输车辆采用密闭式，可防止运输过程中灰渣飞扬污染环境。为防止灰尘污染运灰道路，当车辆从灰场作业区卸灰后，返回进入运灰道路前，在灰场管理站冲洗，使车辆保持在干净状态下运行。运灰道路应定期进行洒水和清扫，保证路面清洁。干灰场的运行应分区、分块使用，使施工作业区面积186、较小，每一块达到堆灰标高后应及时覆土，以防止灰面暴露时间长，扬灰污染环境。在贮灰达到限制贮灰标高后，覆土碾压、复土绿化恢复植被，故不会对环境造成影响。综上所述，由于对灰场运行及管理采取了一系列行之有效的环保措施，电厂投运后，灰场扬尘对周围环境影响很小，对周围居民及村庄不会有明显影响。7.1.6.4 噪声影响分析对机械设备，在设计过程中向制造厂家提出降噪要求，并且设计上对噪声较大的设备，如汽轮发电机组、风机等设备加设隔声罩，对空排汽管的管口加设消声装置，在设备招标时提出特别要求并严格把关，加上电厂厂房对设备噪声的衰减，对外界不会产生明显的不良影响。本期工程采用空冷系统，由于空冷器高空架设，空冷风187、机噪声对周围声环境会产生一定的影响。但由于空冷平台距厂址周围集中居民区较远，因此，除选用低噪声风机，采取必要的降噪措施外，可采取在厂界外设立噪声控制区的措施，在此范围内不进行居民、商业、机关和学校等噪声敏感项目的建设。具体影响及噪声控制区的设立由环评研究确定。7.1.7总量控制 根据本期工程的具体特点，对环境产生影响的主要是烟气污染物的排放，其主污染物为SO2及烟尘。本期工程投产后，生活污水和工业废水经污水处理站处理后回收利用，不外排。产生的灰渣除综合利用外，全部存放贮灰场，因此确定本期工程电厂运行后总量控制因子为SO2及NOx。电厂运行后，SO2及NOx的年排放量见表7.1-10。本期（46188、60MW）SO2及NOx年排放量（单位：t/a） 表7.1-10污染物设计煤质校核煤质SO21476.61173.5NOx2674.92654.2由表7.1-10可以看出，本期工程建成后，SO2的实际排放量为1476.6t/a（设计煤质）和1173.5 t/a（校核煤质）。NOx的实际排放量为2674.9t/a（设计煤质）和2654.2 t/a（校核煤质）。请建设单位尽快落实总量来源，并取得地方环保部门和集团公司确认文件。7.1.8 厂区绿化绿化规划的基本原则是在调查研究与总结其它电厂绿化经验的基础上，根据地区气候特点，立足于改善小区气候和消除污染，以提高环境质量为目的，适地适树，做好厂区绿化189、和周边防护。在满足防护和改善环境的目标下做到技术上可行、经济上合理，并有较好的实用性与可操作性。在电厂建设过程中，凡有条件的地段绿化应尽量与基建施工同步进行。绿化是美化环境、调节气侯、降低噪音、净化空气的一个重要环节，可改善厂区工作条件，美化工作环境，在一定程度上消除和减少厂区内有害粉尘和噪音对环境的污染。适当的绿化不但能够提高厂容的感观效果，而且可以改变厂区的生产环境及卫生状况，为文明生产创造良好的条件。绿化应与厂区周围环境相协调，与现有工程协调，合理配置绿化树种。本期工程绿化面积5.0500hm2，绿化系数15%。7.1.9 环境管理及监测7.1.9.1 环境监测按电计（1996）280号190、文“关于颁发火电行业环境监测管理规定的通知”，本期工程将设置环境保护监测站。现有电厂一、二期工程已建有环境监测站，环境监测站与劳动环境监测站合并设置，并配备了相应的仪器与设备及环境管理人员，满足本工程环境监测需要，本工程环境监测设备与环境管理人员利用电厂现有的，不再单独设置。7.1.9.2 烟气连续监测系统根据火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）及大中型火力发电厂设计技术规程（GB50660-2011）中的有关规定，本期工程拟安装烟气连续自动监测系统，监测烟气中的SO2、NOX及烟尘排放浓度，同时可将SO2、NOX及烟尘的浓度信号传送给主控室以便掌握污染物排放情况，并且留有与环191、保局联网的接口。7.1.10 电厂环保投资估算本期工程静态总投资-万元。环保投资为-万元，占总投资的-%。工程投资估算见表7.1-11。本工程环保投资估算表表7.1-11序号项 目投资估算（万元）1烟囱97252除尘器及附属设备269073灰场及灰渣运输设备101464脱硫设施353065脱硝设施216006废水处理及回用系统13657排水计量装置508防噪降噪措施5009厂区绿化12610环评、水土保持、劳动安全卫生，职业病危害评价12011环保、劳保实验室仪器设备费12烟气连续监测系统含在脱硫里13新增水土保持投资费（暂列）14环保、劳保、水保设施竣工验收费12015环保总投资105965192、16工程静态总投资78016217环保总投资占总投资百分比(%)13.587.1.11 结论与建议a）结论1）本期工程配备效率99.87%以上高效电除尘器,；烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫，脱硫效率可达98%以上，在脱硫塔内设置湿电除尘器，综合除尘效率可达到99.9675%；锅炉采用低氮燃烧技术，并采用非选择性催化还原脱硝工艺（SCR），脱硝效率85%；烟气采用高210m烟囱排放。工程投产后SO2、烟尘和NOX排放量（浓度）均低于国家火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）中表1限值要求，同时满足煤电节能减排升级和改造行动计划（2014-2020年对大气污染物排放的要求。2）电厂厂193、内所产生的各种废水均设有处理设施，生活污水和工业废水经污水处理站处理后回收利用，不外排，减少及避免了电厂废水对周围水环境的影响。3）本期工程对产生较大噪声的机械设备，经采取相应有效的治理措施后，可有效减少电厂噪声对周围环境的影响。4）本期工程采用灰渣分除、干除灰方案。选用电厂现有灰场作为本期工程的干式贮灰场。采用密封汽车将加湿灰渣及石膏送至灰场贮存。灰场设有喷淋、碾压设施，可有效防止灰场扬尘对周围环境的影响；同时对灰场采取有效的防渗措施，以避免灰场对地下水产生不利的影响。b）建议建议建设单位抓紧本期工程的环境影响评价报告书的编制和审查工作，同时根据相关规定，及时向环保主管部门申请污染物排放的总194、量控制指标。为严格控制污染，保护和改善环境，在下阶段设计中将认真落实环境影响报告书中提出的各项污染防治措施，并确保环保治理设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产，做到经济、社会和环境效益相统一。综上所述，电厂建成后，通过采取有效的污染防治与控制措施，污染物排放可满足国家和地方标准，不会对环境产生明显的不良影响，从环境保护角度来看，本工程是可行的。7.2 水土保持由于本期工程的水土保持方案报告书前尚未完成，故水土保持将依据国家及行业有关法律、法规、标准及规范进行设计。本期工程可研报告最终以本工程水土保持方案报告书的评价结论及其批复意见为准，并在下一设计阶段予以修改补充。电厂投资中暂列水土保持195、防治费用500万元。电厂建设过程中，由于场地平整、挖填土方等活动，人为扰动地表，破坏林草植被，造成植被覆盖率低，使土壤涵养水份能力降低，造成项目区的水土流失。水土流失防治分区主要包括厂区、施工场地区、厂外道路、补水管线等。采取的主要防治措施如下：1）场地平整本期工程厂区范围内地势开阔、平坦，场地平整土方不足部分考虑用建构筑物和沟槽开挖的多余土方来平衡。施工时严格按照设计施工，回填土碾压密实，尽快使地表标高达到设计标高，以避免低洼积水。2）排水工程场地排水采用有组织排水方式，在厂区道路边设排水浅沟，雨水收集口设在排水沟的最低处，局部场地向排水沟方向找坡，路面、场地内的雨水通过场地内的雨水口汇集至196、地下排水管道，最后通过厂内雨水排水系统排放。3）开挖边坡防护工程根据厂址区域地形特征，本期工程厂区填方区需设置挡土墙进行边坡防护。地基处理时，填方区先施工挡土墙，后填土分层碾压。在填方区设毛石重力式挡土墙，采用石料建造，上设2.5m高实体围墙， 4）施工便道布置为方便施工，场地内道路采取环形布置，采用永久与临时相结合的方式，先建设路基，暂不上路面，待施工结束后再建设永久路面。路基挖填最大限度利用挖方路段的弃土，尽量做到挖、填方的平衡，以减少土、石方的外运量。5）绿化工程厂区绿化建设是以水土保持、防风固沙减少污染为前提，对可能产生土壤破坏的区域和可能产生的污染源，采取必要的植物措施，同时兼有美化197、环境的功能。本期工程绿化面积5.05hm2，绿化系数15%。建议建设单位抓紧落实本期工程的水土保持方案报告书的编制工作，以便下一步设计中落实水土保持方案报告书的要求。8 综合利用8.1 粉煤灰综合利用可能的途径 从区域及电厂的具体特点来看，灰渣主要有以下利用途径：生产粉煤灰烧结砖、粉煤灰免烧砖，制作砂浆、生产粉煤灰水泥、粉煤灰陶粒及回填矿坑等。 1）粉煤灰粘土烧结砖 以粉煤灰和粘土为主要原料，经配料、成型、干燥和焙烧而成的实心和孔洞率大于15%的砖，统称为粉煤灰烧结砖。 目前，全国粉煤灰粘土烧结砖的掺灰量在30%40%（体积比）（属低掺量），以挤出成型为主，产品质量一般均能符合JC14973普198、通粘土砖中100150号砖的标准，表观密度比普通粘土砖小15%20%；由于粉煤灰掺入粘土砖起内燃作用，降低制砖能耗50%。2）蒸压粉煤灰砖蒸压粉煤灰砖是以粉煤灰、石灰、石膏及细集料（煤渣或其它工业废渣等）作原料，按一定比例配合，经搅拌、消化、轮碾、压制成型，再经高压蒸汽养护制成的墙体材料。 蒸压粉煤灰砖是大量利用粉煤灰的建材产品之一，其抗压强度可达15MPa以上，抗折强度3.1MPa以上，能经受15次冻融循环的抗冻要求，有较好的力学性能和耐久性。3）免烧粉煤灰砖免烧粉煤灰砖是以粉煤灰为主要原料，用水泥、石灰及外加剂等与之配合，经搅拌、半干法压制成型、自然养护制成的一种砌筑材料。 免烧粉煤灰砖的199、特点是，不用烧和蒸汽养护。另外，它是采用水泥、石灰及外加剂将粉煤灰粘结起来并形成一定强度。免烧粉煤灰砖各项性能可达到粉煤灰砖（JC23991）的要求。它可用于填充墙、隔墙及低层民用建筑的承重墙，适合农村建筑中使用。 免烧粉煤灰砖可以大量利用粉煤灰，不用粘土，由于制造过程中所用的固化剂不同，粉煤灰在砖中所掺比例也有所不同，最大可达80%。4）粉煤灰硅酸盐水泥 粉煤灰硅酸盐水泥是将硅酸盐水泥熟料和粉煤灰加入适量石膏共同磨细制成的水硬性胶凝材料，称为粉煤灰硅酸盐水泥。水泥中粉煤灰掺加量按重量百分比计为2040%。5）粉煤灰砌筑水泥根据国家标准砌筑水泥（GB318382）的定义：“凡由活性混合材或具有200、水硬性的工业废料为主要原料，加入少量硅酸盐水泥熟料和石膏，经磨细制成的水硬性胶凝材料，称为砌筑水泥”。该水泥适用于工业与民用建筑的砌筑砂浆和内墙抹灰砂浆。该水泥原料中，活性混合材料或具有水硬性的工业废料中，如采用粉煤灰，应符合用于水泥和混凝土中的粉煤灰（GB159691）的要求。粉煤灰砌筑水泥中粉煤灰的掺量最大可达65%。8.2 电厂粉煤灰及石膏综合利用的条件为促进电厂粉煤灰的综合利用，在本期工程除灰渣系统的设计中充分考粉煤灰的综合利用条件，具体如下：1）厂内采用干式除灰系统，本工程4台炉共设5座直径12m混凝土土灰库，即4座粗灰库，1座细灰库，每座灰库有效容积为1900m3。排灰口分别与双轴201、搅拌机和干灰散装机相接，满足干、湿排灰要求。灰库下设有干灰卸料器排灰口，供干灰装车外运。灰库周围设置专用的运灰道路，以便于粉煤灰的运送。粉煤灰可用汽车送至综合利用用户。2）除渣系统采用湿式机械除渣系统。炉渣经渣井进入出力435t/h刮板捞渣机（拟采用零溢流形式捞渣机）冷却后由刮板捞渣机捞出并输送至120m3储渣仓，炉渣在储渣仓内析水后由自卸汽车外运进行综合利用或运至贮灰场贮存。3）本期工程设置了石膏脱水仓，石膏经脱水后可直接用汽车送至综合利用用户。8.3 电厂粉煤灰和石膏综合利用本期工程粉煤灰综合利用途径主要为回填矿坑。另外还可生产建筑材料，如粉煤灰水泥、粉煤灰砌块、砖和条板、陶粒等，将来尚可202、用于筑路。石膏主要用来做墙体板原料、水泥缓凝剂等。综合利用是变废为宝，减少电厂固体废物排放量的有效途径。本地区建材工业比较发达，粉煤灰综合利用的前景较好。本期工程设计时，除灰系统已考虑了综合利用接口，下一步还需进一步落实综合利用单位和综合利用量。9 劳动安全为认真贯彻执行“安全第一，预防为主”的方针，本期工程将严格按照国家有关劳动安全和工业卫生标准进行设计，做好防火、防爆、防电伤、防机械伤害及防坠落伤害、防尘、防毒及防化学伤害、防噪声及防振动、防暑等防护设施及防范措施的设计。在管理上设有劳动安全卫生管理机构和实验室，并按规定配备必要的仪器设备。9.1 设计依据中华人民共和国安全生产法（主席令2203、01413号）。中国人民共和国特种设备安全法（主席令2013第4号。建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法(国家安全生产监督管理总局令第36号）。爆炸危险环境电力装置设计规范(GB50058-2014）。建筑设计防火规范（GB500162014）。生产设备安全卫生设计总则（GB50831999）。火力发电厂职业安全设计规程(DL5053-2012）。大中型火力发电厂设计规范（GB50660-2011）。工业企业厂内运输安全规程（GB43871994）。建筑物防雷设计规范（GB500572010）。机械设备防护罩安全要求（GB819687）。压力容器安全技术监察规程质技监局锅发（1999）第204、154号。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL50531996）。防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全2014161号）。9.2 厂址安全本工程为扩建电厂，厂址位于吉木萨尔县XX五彩湾煤电煤化工工业园区新建XX自备电厂扩建端场地，故工程场址为唯一址。厂址距吉木萨尔县城直线距离约90km，公路距离约160km，西距五彩湾镇约35km。厂址区域现处戈壁滩平原，厂址北侧为希望集团铝厂自备电厂，西侧为新疆东明塑胶有限公司多晶硅厂，厂址南侧为国电煤基多联产化工园区（占地约16km2），厂址西南方向约2.3km处为新疆宜化化工园区（占地约5.5km2）。厂址区域地貌类型为戈壁滩平原，土地性质205、为五彩湾工业用地。该厂址地形较平坦地形平坦、开阔。场地自然标高在505m507m。经调查该厂址不压矿，地上、地下均未发现有文物古迹，亦不在自然保护区范围内。厂址区无采空区，亦无滑坡、泥石流等影响厂址稳定的不良地质作用，据厂址区域地质及构造条件分析，厂址范围内无断层通过。厂址处在稳定、安全的地区。场地自然标高在506m508m之间，厂址不受百年一遇洪水位影响。另外，厂址附近目前无严重产生有毒、有害污染物的企业。因此电厂周围安全卫生状况也比较好。综上所述，电厂厂址是安全可靠的。9.3 劳动安全危险因素9.3.1 火灾及爆炸因素电厂贮存、运输和使用可燃介质的区域和设施，电缆密集区以及具有爆炸可能的介206、质泄露等都是产生火灾的潜在因素，输煤系统、主厂房内的电子设备间和继电器室、燃油系统都有产生火灾的可能。电厂生产系统中存在大量易爆物质系统和装置，如锅炉、高压容器、燃料制备系统、油系统以及烟气系统等。9.3.2 触电、机械事故及高空坠落屋内、屋外配电装置和所有带电的设施、设备，在运行和检修期间，如有不慎，均有可能造成触电伤亡事故。厂内大量的转动机械设备，如风机、各种泵类的外露部分和运输胶带机，在运行和检修期间，如有不慎，均有可能发生卷入转动机械的机械伤亡事故。厂内的上人屋面、高平台、高斜梯、高直梯、防护栏杆及起重机械，在运行和检修期间，如有不慎，有可能发生高空坠落或高空落物的伤亡事故。9.4 防207、火、防爆9.4.1 防火各建（构）筑物之间的最小距离均按大中型发电厂设计技术规程、火力发电厂与变电站设计防火规范设计，并确定建（构）筑物的耐火等级。防火以固定式消火栓为主，移动式灭火器为辅。9.4.2 防爆 对不同类型的易爆场所分别采取相应的防爆措施。制粉系统、锅炉及烟气系统均设置防爆门，并考虑朝向。制粉系统设备、管道及从制粉间穿过的烟道、燃料油等管道的保温，均采用不燃烧材料。9.5防电伤为保证电气运行人员的安全，本期工程各种电压等级的电气设备的对地距离、操作走廊尺寸，严格按高压配电装置设计技术规程要求进行设计。在户外高压电气设备的周围，均按规程规定设置围栏或遮栏，所有电力设备均采用接地防护措208、施。另外，电气控制的控制盘上均设有保护、信号、监视、声光报警及事故跳闸等保护措施。9.6 防机械伤害及防坠落伤害9.6.1 防机械伤害电厂运行过程中，机械转动设备比较多。为防止机械伤害，对各种机器的转动部分均装有防护罩或其它防护设施，对关键环节设置紧急制动开关。9.6.2 防坠落伤害电厂的平台、步道、升降口和坑池边等有坠落危险处，设计中将考虑设置栏杆或盖板，上人屋面设置女儿墙或栏杆。需登高检查和维修设备处，设计中将考虑设置防护设施。9.7 预期效果总之，本期工程劳动安全的设计，将针对电厂危害及危险因素，采取各种相应技术措施和防范设施，以期有效地改善职工的生产劳动条件，保护职工的身心健康，做到安209、全清洁生产。为了更好的完善劳动安全的设计，本期工程应惊醒“安全预评价”工作。下步设计将根据安全预评价报告及审查意见进一步落实安全措施。10 职业卫生10.1 设计依据中华人民共和国职业病防治法（国家主席令2011年修订第五十二号）。中华人民共和国安全生产法（国家主席令2002年第七十号）。中华人民共和国尘肺病防治条例（国务院令国发1987105号）。女职工劳动保护规定（国务院令2012年第619号）。使用有毒物品作业场所劳动保护条例（国务院令2002年第352号）。劳动防护用品监督管理规定（国家安全生产监督管理总局令2005年第1号）。工作场所职业卫生监督管理规定（国家安全生产监督管理总局令2210、012年第47号）。建设项目职业卫生“三同时”监督管理暂行办法（国家安全生产监督管理总局令第51号）。采暖通风与空气调节设计规范（GB500192003）。工业企业设计卫生标准（GBZ12010）。工业企业噪声控制设计规范（GB/T500872013）。建筑采光设计标准（GB500332013）。建筑照明设计标准（GB500342004）。生产设备安全卫生设计总则（GB50831999）。火力发电厂职业卫生设计规程（DL54542012）。10.2 职业卫生危害因素10.2.1 粉尘燃煤电厂燃料是煤炭，固体废弃物是灰渣，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，211、均会产生粉尘，危害劳动者的身体健康及污染周围的环境。易产生粉尘的部位及场所主要有燃料系统和除灰系统，燃料系统包括卸煤装置，燃煤的输送、转运及煤斗装煤环节，煤仓间胶带层等。除灰系统包括除尘器灰斗出口和灰库出口。10.2.2 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。10.2.3 噪声及振动电厂生产工艺系统中，大量的机械转动设备在运行过程中产生噪声，特别是汽轮机、磨煤机、送风机、引风机等大型转动设备产生的噪声较大。此外易产生噪声的设备还有锅炉点火排汽、安全门的排汽、给212、水泵等。易产生振动的场所有汽轮发电机组的基础等。10.2.4 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（构）筑物，如卸煤沟及地下转运站等。针对上述危险、危害的因素，本期工程为贯彻“安全第一，预防为主”的方针及保障劳动者在其劳动过程中的人身安全和健康，遵照国家和行业的有关标准、规范、规程和规定的要求，设计上采取了相应有效的防护设施和防范措施。10.3 防尘、防毒及防化学伤害10.3.1 防尘本期工程对易产生扬尘的场所，均按照工业企业设计卫生标准和火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定等有关标准、规定进行设计，使含尘浓度控制在允许范围内。10.3.2 防毒及防213、化学伤害为使车间有毒有害物质的浓度低于工业企业设计卫生标准（GBZ12010）和工作场所有害因素职业接触限值（GBZ22007）规定的最高允许浓度，运行中将采取综合防治措施，根据火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定的要求，本期工程对电源室、配电间等设置事故风机，通风量按满足规定要求进行计算。排风机均为防腐型，电机均为防爆型。10.4 防噪声及防振动本期工程各车间及工作场所的噪声控制设计，应满足工业企业设计卫生标准（GBZ 1-2010）的有关规定。噪声和振动主要来源于各种机械设备的运转，主要声源和振源为各类泵体和各类风机，它们发出的噪声强度较高。为保证运行安全和职工的身心健康，在设计上采取214、有效措施，以降低噪声。首先，对设备制造厂提出设备噪声限值的要求；其次，做好消声和隔振的设计。运行值班室考虑封闭式结构等；使电厂各建筑物的室内和工作场所的连续噪声级符合噪声作业分级（LD80-1997）的要求。为防治振动，对设备的基础采取减振措施。10.5 防暑与保温电厂主厂房属于高温车间，设计中将采取防暑降温措施。单元控制室等设空调，使工作人员有较好的工作环境。所有建筑物（除主厂房与输煤建筑外）均采用热水采暖系统，采暖采用散热器和暖风相结合方式。10.6 安全标志及安全色根据国家标准安全色（GB2893-82）和安全标志（GB2894-1996）的有关规定，在厂区及作业场所对人员有危险和危害的215、地点、设备和设施均设有醒目的安全标志和安全色。对本期工程存在职业病危害因素的作业场所应按工作场所职业病危害警示标识设立警示标识。10.7 卫生及生活设施辅助卫生设施：如生产卫生用室、生活卫生用室、妇幼卫生用室、医疗卫生机构等，应符合工业企业设计卫生标准（GBZ1-2010）中的有关规定。采光、照明：采光、照明应按工业企业照明设计标准（GB50034-92）和工业企业采光设计标准（GB50033-91）进行设计，以满足生产、生活需要。10.8职业卫生机构设置10.8.1职业卫生管理机构按照原电力部电综1998126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规定，设置劳动环境检测监督站，负216、责全厂职业卫生与劳动安全的管理和宣传工作，应有宣教室，并配备12名管理人员，按照国家现行职业卫生法规、规范要求开展工作，并制定完善的管理制度和相应的应急救援预案。本工程未扩建工程现有电厂已设置劳动环境检测监督站及管理人员，本期不再单独设置。10.8.2职业健康监护机构职业健康监护主要包括职业健康检查和职业健康监护档案管理等内容。职业健康检查包括上岗前、在岗期间、离岗时和应急的健康检查。本工程投产后，电厂应按职业健康监护管理办法的规定，对接触职业病危害因素的作业工人进行上岗前、在岗期间、离岗时和应急的健康检查。职业健康检查由省级卫生行政部门批准从事职业健康检查的医疗卫生机构承担。10.8.3职业217、卫生教育设施本工程利用电厂现有的职业卫生教育室，不单独设置。10.9 预期效果综上所述，为使电厂投产后能够安全、经济地运行，同时为保证劳动者在生产过程中的健康与安全，在厂址选择与总平面布置、工艺流程与设备布局、职业病防护设施、个人使用的职业病防护用品和职业卫生管理措施及设施等方面，设计了相应的职业病防护措施及设施。将结合电厂的生产工艺及特点，并尽可能将危害劳动者身体健康与安全的各种因素控制到最小或最低程度，为减少事故，针对其危害及危险因素，采取各种技术措施和各种防范设施，以期有效地改善职工的生产劳动条件，保护职工的健康与安全。由于本期工程设计中，依据行业关于职业病危害标准、规范及规定的要求，在218、对职工有危害及危险的生产环境及工作场所，采取了各种技术措施和防范措施，故可以使职工的劳动条件达到国家工作场所有害因素职业接触限值（GBZ2-2007）标准的要求。为使前述设计的各种技术措施及各种防范设施得以实施，确保其工程质量，劳动安全和工业卫生工程与主体工程同时施工、同时投产，并应通过劳动、卫生部门组织的劳动安全和工业卫生设施的竣工验收。电厂在设备定货、安装和调试过程中也应加强管理和监督，使之不断完善，最终收到最佳效果。总之，设计中贯彻执行了有关的规程、规范及规定，能够满足职业病危害和工业卫生工程要求，为电厂创造了一个良好的文明生产条件。11 资源利用11.1能源利用11.1.1 区域煤炭供219、应情况新疆煤炭资源十分丰富，储量大，分布广，品种齐全，新疆在垂深2000米以浅、面积76394平方公里范围内，煤炭预测资源量2.19万亿吨，占全国预测资源总量40%以上，居全国第一位。2009年，新疆煤炭查明保有资源储量2295亿吨。全区划分为阿尔泰、准噶尔、天山、塔里木和昆仑5个含煤区、27个含煤盆地（含煤坳陷）、57个煤田（煤产地、煤矿点）。其中预测资源量超过100亿吨的煤田有24个，约占预测总资源量的98%。预测资源量超过1000亿吨的煤田有XX煤田、沙尔湖煤田、伊宁煤田、吐鲁番煤田、大南湖梧桐窝子煤田等5个煤田，约占预测总资源量的60%。其中XX煤田预测资源量超过3900多亿吨，吐哈煤220、田超过5000亿吨，属世界级大煤田。全区煤炭资源主要分布在北部和东部的乌鲁木齐、昌吉、塔城、伊犁、吐鲁番、哈密及巴州等地（州、市），其资源量约占预测资源总量的94.7%。南疆四地州（阿克苏、喀什、克州、和田）仅占煤炭资源总量的2%，而且主要集中在阿克苏地区，其他三地州仅有一些零星的煤矿点，其资源量只占煤炭资源总量的0.03。根据新疆煤炭工业发展“十二五”规划（2010年9月评审稿），截至2009年底，新疆现有煤炭生产能力约6100万吨，其中，大中型煤矿27处，生产能力约3000万吨，小型煤矿296处，生产能力3100万吨；在建大中型煤矿共15处，新增设计煤炭生产能力2300万吨（其中，新建1处221、，新增生产能力1000万吨；扩建14处，新增生产能力1300万吨）。2009年新疆自治区各类矿井生产原煤约8813万吨。新疆煤炭消费主要以发电、供热、炼焦等工业用煤和居民生活用煤为主，部分煤炭调往甘肃河西走廊等周边地区。2009年，疆内消费约6000万吨。疆内煤炭消费量中，电力工业2500万吨，钢铁工业460万吨，建材工业550万吨，化学工业440万吨，生活和其他2050万吨。2009年电力、钢铁、建材和化学四大耗煤行业消费煤炭3950万吨，占疆内煤炭消费量的66%。2009年，煤炭外运量突破1000万吨，其中通过兰新铁路外运占90%，公路外运量占10%。2009年新疆煤炭供需总体平衡，销售价222、格基本稳定，电煤价格按照自治区发改委电煤临时限价文件执行，价格相对稳定。阿克苏、吐鲁番、巴州等地州煤炭除满足本地区需求外，主要运往喀什、和田、克州等缺煤地区；乌鲁木齐、昌吉煤炭除满足本地需求外，主要供应独山子、克拉玛依、阿勒泰；塔城地区煤炭除满足本地需求外，主要供应阿勒泰；哈密煤炭满足本地需求外，主要用于外运。11.1.2 自治区煤炭开发规划自治区积极实施优势资源转换战略和引进大企业大集团发展战略，敦促国家电网公司、铁道部分别启动了国家特高压电网新疆XX点对网“西电东送”规划和吐哈盆地“一主二辅”铁路运输“西煤东运”规划，以促进新疆国民经济全面可持续发展。自治区人民政府对新疆四大煤田的开发定位223、：哈密吐鲁番煤炭资源，立足“西煤东运”、建设大型煤炭基地为主，满足当地用电和“西电东送”支撑电源的要求，适度发展火电；XX立足建立大型煤电、煤化工基地，并参与“西煤东运”；伊犁以发展煤化工、煤电为主；库拜以满足南疆四地州生产生活用煤为主，适度发展火电。新疆其它矿区，以满足自治区国民经济基础发展需要，保障能源供应。根据自治区发改委煤炭会议公布数据， 2010年自治区原煤产量1.2亿吨，2015年达到3亿吨。其中2010年外运2000万吨，2015年外运达到1亿吨。开发顺序初步设想：先期开发伊犁煤田伊宁矿区，XX煤田五彩湾、大井、西黑山矿区，吐哈煤田大南湖、沙尔湖矿区。吐哈煤田大南湖、沙尔湖矿区为224、“西煤东运”主要产煤区， 2012年外运煤炭3000万吨，2013年外运5000万吨，2015年外运1亿吨。11.1.3 本工程资源利用合理性分析本工程4660MW机组年需煤量约963.6万吨，位于吉木萨尔县XX五彩湾煤电煤化工工业园区新建XX自备电厂扩建端场地，由煤矿神华五彩湾矿区供给，远期由新疆XX有色金属有限公司拟探采的五彩湾附近南、北露天矿供给。1）神华五彩湾矿区神华五彩湾矿区含煤面积313.44平方公里，煤炭储量134.4亿吨,其中神华新疆能源有限公司XX煤矿井田面积24平方公里，探明储量15.85亿吨，露天可采储量约10亿吨。该露天煤矿工程年生产能力为1000万吨。神华新疆能源有限225、公司已同意向本工程供煤。本区地层除露天矿内中南部有大片第四系地层分布外，大部分为白垩系下统吐谷鲁群地层，侏罗系地层分布于露天矿东部边缘。露天矿位于区域性褶曲构造-帐篷沟背斜的西翼，露天矿内的侏罗系地层呈向西北向倾的单斜构造，沿走向和倾向产状变化不大，无断层破坏。露天矿内煤层分为A、B、C三个煤组，分别赋存于八道湾组、西山窑组、石树沟群下亚群中。西山窑组地层赋存的B煤组煤层厚度巨大，为主要产煤层。B煤组中Bm、B2、B1、B12四煤层煤类为31号不粘煤，B11煤层以41号长焰煤为主，在北部为31号不粘煤。B煤组原煤水分（Mad）一般变化在3.82%-19.88%之间，属中-高水分煤。灰分（Ad）226、平均约为7.11%，属低灰煤。挥发分产率（Vdaf）一般在30.36-43.57%之间，属中高高挥发分煤。原煤全硫一般变化在0.231.36%之间，属特低中硫煤。全硫在风氧化带内明显增高，越接近地表含硫越高，渐变成中高硫煤。原煤干燥基高位发热量（Qgrd）在20.58-28.59MJ/kg之间，属高热值煤（HQ）。发热量与灰分成反比例关系，发热量在浅部风氧化带内明显降低，越接近地表发热量越低，总体显示煤中灰分高则发热量变低，灰分低则发热量高的规律性。B煤组各煤层总体上属于极易磨煤。2）南、北露天矿五彩湾附近南、北露天矿现探明储量为43.58亿吨。当地政府已原则同意由新疆XX有色金属有限公司进行227、开采，预计2015年建成投产。鉴于上述煤矿投产晚于电厂，电厂投产初期燃煤由五彩湾矿区神华新疆能源有限公司XX煤矿供应。由以上情况可知，本项目煤源能够满足电厂本期建设需要。根据以上综合分析，本工程的燃煤是有保障的，也是合理的定。11.2 土地利用11.2.1 节约用地措施 贯彻执行2000年电厂建设模式及有关规定。积极采用新技术，新工艺，新的布置格局。尽量减少建、构筑物数量并将性质和功能相同或相近的建、构筑物进行合并联合或组团布置。因地制宜，根据场地及工艺流程和功能分区，合理布置。在满足防护要求的前提下，充分利用好边角地带，并尽量压缩各种管线、道路、栈桥、走廊的长度和宽度。严格控制道路、广场面积228、，尽量采用综合管架及综合管沟，并将性质相同或相近管线及管沟相邻布置。11.2.2 土地利用分析本工程厂址用地为工业用地。电厂永久用地为33.5445hm2（围墙内用地）；电厂临时用地为35.00hm2，临时用地为施工区用地。根据电力工程项目建设用地指标规定，4660MW机组直接空冷机组、燃煤公路及皮带运输、无厂前区等技术条件下的电厂厂区建设用地基本指标（围墙内占地）应为42.83hm2，按照工程技术条件调整后用地应为35.29hm2，本工程实际用地33.5445hm2，节约了1.7455hm2的用地，符合国家节约用地的政策。11.3 水资源利用全厂热季补给水量为2195 m3/h，其中补给多晶229、硅厂用水1344m3/h ，4660MW机组热季的补给水量为846m3/h，自来水量为5m3/h。水源为地表水，从厂区附近的“500水库”东延供水工程的五彩湾事故备用水池引接。本工程通过采用凝汽器冷却系统采用空冷系统，各种废污水处理后回用等节水措施，百万千瓦耗水量0.089m3/s.GW；本期工程用水重复利用率为97%；百万千瓦耗水量小于0.15m3/s.GW，满足规定要求，水的重复利用率较高，因此本工程水资源利用是合理的。11.4 建筑材料利用推广使用建筑节能产品和新技术、新材料，特别是外墙、屋面、门窗和采暖供热保温节能技术，提高建筑围护结构的保温隔热性能。建筑围护结构主要包括屋顶、外墙和外230、门窗三个部分，本工程将要采取的工程措施包括：屋顶采用100厚高效的聚苯乙烯保温板作为建筑屋面保温隔热层，其传热系数、热惰性指标高于相关标准的规定。外墙采用低热转移值的外墙材料煤矸石空心砖砌块，杜绝采用粘土实心砖，建筑外墙的热工性能应满足标准的规定。建筑围护结构热工性能最薄弱的环节是窗户，在建筑能耗方面，铝、钢、塑窗散热量平均约占建筑外围护结构总散热量的50%。因此本工程设计中控制窗墙比，采用中空玻璃窗提高窗户的保温隔热性能，通过窗墙比和中空玻璃窗共同提高建筑外围护结构节能性能，不设置大面积的玻璃门窗或玻璃幕墙。建筑外墙保温隔热措施还包括外墙表面采用浅色设计，以反射太阳辐射热。办公建筑的屋顶和外231、墙，宜做浅色饰面，尽量不采用深色。12 节能分析12.1 本工程遵循的节能标准及节能规范本项目实施过程中，所应遵循的主要用能标准以及节能设计规范如下：1）中华人民共和国节约能源法（主席令第90号）2）中华人民共和国清洁生产促进法3）中华人民共和国建筑法4）中华人民共和国循环经济促进法5）中华人民共和国计量法6）国家发改委令第40号产业结构调整指导目录（2011年本）7）国家发展和改革委员会文件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件的通知发改投资20062787号；8）国务院关于加强节能工作的决定，国发200628号文9）国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术（国家发展改232、革委第65号令）10）关于发布实施限制用地项目目录（2006年本)和禁止用地项目目录（2006年本)的通知，国土资发2006296号11）公共建筑节能设计标准（GB50189-2005）12）大中型火力发电厂设计技术规范（GB50660-2011）13）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（发改能源2004864号）14）国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术(国家发改委2005第65号)15）工业企业能源管理导则GB/T15587-199516）火力发电厂节约能源规定（试行）（能源节能【1991】98号）17）火力发电厂和变电所照明设计技术规定SDGJ56-19931233、8）电力行业一流火力发电厂考核标准（修订版）（电综【1997】577号）19）火力发电厂燃料平衡导则 DL/T606.2-199620）火力发电厂热平衡导则DL/T606.3-199621）火力发电厂电能平衡导则DL/T606.4-199612.2 本工程能源来源12.2.1 煤炭来源本工程4660MW机组燃煤由煤矿神华五彩湾矿区供给，远期由新疆XX有色金属有限公司拟探采的五彩湾附近南、北露天矿供给。12.2.2 点火助燃油来源本工程锅炉采用节油点火方式，点火及助燃燃料品种为0号轻柴油，燃油的消耗量低，完全可以很方便地从当地市场上采购。12.3 节约及合理利用能源的措施和效果12.3.1 节约234、燃料本工程采用660MW级超超临界空冷机组。择优选用热耗低的汽轮机，效率高的锅炉和发电机，发电机的最大连续出力要与汽轮机、锅炉匹配。现阶段经计算本工程全厂热效率44.91%，设计发电标煤耗为273.5g/kWh，符合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（发改能源2004864号）中“空冷机组发电煤耗要控制在305g/kWh以下”的要求。供电煤耗300.9g/kWh基本满足超低排放对600万及以上超临界及超超临界机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时的要求。12.3.2 节约点火用油采用等离子体的节油点火方式。根据关于调整和修改火力发电厂工程基建阶段燃油和蒸汽用量标准及其计235、算公式的通知（中电联技经20077号），4660MW级燃煤机组分项试验及整套启动试运用油量约18484t，本工程拟采用等离子点火装置，可节约大量燃油。12.3.3 系统设计及辅机选型节能措施1）送风机、一次风机及引风机均采用动叶或静叶可调轴流式风机，高效率运行区较宽，尤其适应变工况运行，风机运行经济性好，节约能源。2）采用内置式除氧器，提高了除氧加热效果，不需设置启动再循环泵。3）凝结水泵、空冷风机、空预器等辅机电机选用变频调速电机，节约能源。4）热力系统中设置了本体疏水扩容器、高加事故疏水扩容器、锅炉疏水扩容器，以回收工质，充分利用热源，达到节能的目的。5）暖风器疏水回收至除氧器，减少汽机循236、环损失，提高机组循环效率。6）输煤系统布置，尽量降低各转运站、碎煤机室的层高，从而达到降低带式输送机的驱动电机的功率，节约能源,减少运行费用,减少落煤管长度，减少输煤系统建筑物的体积，节约钢材、水泥和其它原材料的目的。7）各种辅机的选型要杜绝估算以防大辅机的容量，选用经鉴定合格的节能产品。应采用有实际运行业绩、能耗低、运行安全可靠、成熟的辅机设备及节能机电产品。12.3.4 节约用电措施1）在设计中选用低损耗的主变压器和厂用变压器；2）制粉系统采用中速磨直吹式制粉系统；3）送、吸风机采用轴流式风机，降低厂用电；4）各类水泵和风机所配电动机均选用节能型，以降低厂用电，节约能源；5）选用新型的节能237、型光源及附件。照明采用高光效的金属卤化物灯、高压钠灯、细管荧光灯、紧凑型节能灯和电子整流器。在相同的照度下细管荧光灯比粗管荧光灯节电35.9%，紧凑型节能灯比白炽灯节电75%；6）给煤机采用变频调速装置可从一定程度上降低用电量；7）根据设计规程的规定，装设足够数量的电度表和各种测量表计，以便合理计算电量及监督考核运行指标。12.3.5节约用水1）凝汽器冷却系统采用空冷系统；2）辅机冷却塔内装设轻型塑料除水器，降低冷却塔风吹损失，使风吹损失从0.3%0.5%,降至0.05%；3）采用干除灰系统；4）冷却塔排污水回收用做输煤冲洗除尘及除渣补充用水；5）输煤冲洗及除尘排水经煤水处理站处理达标回收循环238、使用；6）工业废水回收用做脱硫工艺用水；7）脱硫工艺排水回收用做灰场喷洒用水；8）在取水、回收、排水管道干管上设置计量装置。建筑节能降耗措施根据国家建设部的统计，建筑能耗（指房屋建筑使用过程中的能耗）占全社会能耗的26.7%，与工业、交通并列为国民经济三大能耗部门。随着社会的发展与进步，人们对建筑热冷舒适性要求的提高、使用电器数量的增加，建筑能耗将快速上升到33%。为达到节能，本工程在建筑节能上采取了积极有效的措施。1）根据地方气候特点，厂内建筑物规划布局合理。2）设计中推广使用建筑节能产品和新技术、新材料。3）严格遵守现行的建筑节能设计标准。具体包括严格控制建筑窗（包括透明幕墙）墙面积比；外239、窗的可开启面积不应小于窗面积的30%，透明幕墙应具有可开启部分或设有通风换气装置；严寒地区的外门应设门斗，寒冷地区建筑的外门宜设门斗或采取其他减少冷空气渗透的措施；外窗的气密性不应低于建筑外窗气密性能分级及其检测方法GB7107规定的4级；透明幕墙的气密性不应低于建筑幕墙物理性能分级GB/T15225规定的3级；采暖或设空调的房间或建筑的外维护结构的热工计算可按民用建筑热工设计规范(GB50176-93)执行，若建筑体形系数大于0.40，则屋顶和外墙应加强保温。4）建筑围护结构采用新型节能墙体、屋面的保温、隔热采用新型节能技术与材料。5）汽机房屋面采用15m跨度轻型屋面梯形钢屋架，屋面板采用复240、合保温压型钢板。12.3.7节能管理措施现有电厂成立能源管理机构，配备专门的节能专工管理电厂节能工作，制定健全节能管理制度和完善的节能管理措施。本工程为扩建工程，利用电厂现有的能源管理机构与人员，不再单独配置。13 人力资源配置本期工程的人力资源按照国家电力公司1998年4月颁发的火力发电厂劳动定员标准（试行），并参照华能集团公司的同等容量机组配置。生产组织和劳动定员按新型火力发电厂A类机组考虑，定员标准按机、炉、电集中控制，运行人员按四班配备。其它生产人员、管理人员和党群工作人员以及服务管理人员尽量精简。人员配备详见下表。电厂定员表项 目4660MW备 注合 计500一、生产人员405（一）241、机组运行1711、集控室992、除灰、除尘223、脱硫304、化学20（1）化学运行11（2）化验9（二）机组维修121（三）燃料系统951、运行442、检修363、燃料管理15（四）其它181、仓库72、车辆11二、管理人员81三、党群工作人员8四、服务性管理人员614 项目实施的条件和轮廓进度14.1电厂工程项目实施的条件施工场地条件施工区及施工生活区位于本期与二期之间预留出线走廊及本期工程厂区扩建端，占地约35hm2，场地开阔，具备满足电厂本期工程施工的条件。设备及材料运输条件电厂大件设备通过铁路、公路联合运输进厂。设备由厂家所在地通过铁路运至五彩湾工业园站后，再通过公路运至电厂。大件运242、输是可靠的。电厂位于工业区内，地方建材种类较少，不能够满足电厂施工的需要，建材不足的可以依托吉木萨尔县及昌吉州进行采购。电厂所需地方建材均通过公路运输进厂。力能供应施工用电：本工程施工用电按变压器容量9000kVA申请指标，由建设单位负责接引，施工现场设开关站7座。施工用水：本工程电厂施工用水量初步定为600t/h，电厂施工用水由老厂接引。施工通信：由老厂接引。地方材料供应：工程建设所需要的砖、石、砂等地方材料，可在本地采购，不足部分可以依托吉木萨尔县及昌吉州进行采购。14.2 电厂工程项目实施的轮廓进度本工程拟由2017年3月1日开工，2018年12月31日前2台机组投产，2019年12月31日4台机组全部投产。15 投资估算及财务分析15.1 投资估算投资估算包括电厂围墙内的全部工艺系统及土建工程。15.1.2投资估算的静态价格水平期为2015年12月。编制原则及依据15.1.3.1定额及编制办法：1)项目划分及取费标准：执行2014年1月1日起实施的火力发电工程建设预算编制与计算规定（2013版），本工程按V类地区新建工程标准取费。2) 定额：执行2014年1月1日起实施的电力建设工程概算定额