1、化学工业集团有限公司新增6#炉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130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211.1 项目及建设单位基本情况211.2 编制依据及原则231.3 研究范围及编制分工241.4 项目背景、投资的必要性和经济意义252、1.5 主要研究结论262 燃料及原料供应292.1 燃料供应292.2 煤、液氨耗量及灰渣排放、氨肥产量302.3 锅炉点火燃料消耗量303 厂址条件313.1 厂址概述313.2 交通运输313.3 水文及气象323.4 水源333.5 贮灰渣场自然条件373.6 地震、地质及岩土工程373.7 抗灾能力分析383.8 厂址推荐意见394 工程技术方案404.1 建设规模及工程总的情况404.2 工艺技术、设备404.3 燃料输送系统464.4 灰渣输送系统474.5 化学部分494.6 热工自动化部分534.7 主厂房布置594.8 建筑结构部分604.9 供排水系统及冷却设施634.13、0 贮灰渣场664.11 采暖通风及空气调节部分664.12 动力685 烟气脱硫715.1 烟气脱硫工艺选择715.2 吸收剂来源及消耗量725.3 吸收剂运输725.4 烟气脱硫副产品处置725.5 烟气脱硫工程726 环境及生态保护与水土保持856.1 设计依据856.2 项目概况856.3 环境现状856.4 本工程主要污染源概况866.5 烟气污染的防治876.6 灰、渣的治理896.7 噪声的防治896.8 节约用水906.9 废水治理906.10 厂区绿化916.11 环境保护管理及监测916.12 环保投资估算927 综合利用937.1 灰、渣综合利用途径937.2 脱硫副产物4、综合利用途径937.3 本工程综合利用条件及建议938 劳动安全948.1 概述948.2 危险有害因素分析948.3 设计中应采取的安全对策措施958.4 消防系统978.5 劳动安全投资及安全机构的设置988.6 结论999 职业卫生1009.1 概述1009.2 生产过程中的有害因素分析1009.3 电厂设计中应采取的职业卫生对策措施1019.4 职业卫生其他防护措施1019.5 职业卫生专项投资及检测机构的设置1029.6 结论10210 资源利用10310.1 燃料利用10310.2 土地利用10310.3 水资源利用10310.4 主要建筑材料利用10311 节能分析10411.15、 概 述10411.2 本工程遵循的节能标准及节能规范10411.3 能源供应10612 人力资源配置11012.1 企业管理体制及组织机构11012.2 生产运行体制及人力资源配置11012.3 人员培训11013 项目实施的条件和建设进度及工期11113.1 实施条件11113.2 项目实施计划内容11113.3 实施进度计划11114 投资估算11214.1 投资估算11214.2 资金来源、融资方案及资金使用计划11215 经济分析11315.1 财务评价依据及基础数据与参数11315.2 成本费用估算11415.3 销售收入、销售税金及附加和增值税11415.4 利润和所得税11416、5.5 财务评价指标计算11415.6 不确定性分析11515.7 财务评价结论11515.8 抗风险能力分析11615.9 敏感性分析11615.10 财务评价结论11616 研究的结论与建议11716.1 研究结论11716.2 建议1171 总论1.1 项目及建设单位基本情况 项目基本情况1.1.1.1 项目名称XXXX集团热电公司新增6#炉项目。1.1.1.2 项目建设性质 本项目为扩建工程。隶属于XXXX工业集团下属子公司XXXX化学工业集团有限公司，为国有大型企业。.3 项目建设地点XXXX化学工业集团热电公司厂区内，位于XX市XX区西部。 建设单位基本情况.1 建设单位名称、性质7、及负责人建设单位全称：XXXX化学工业集团有限公司企业性质：国有企业负责人：单位地址：邮政编码：联系电话：.2 企业概况XXXX化学工业集团有限公司以化学肥料和聚烯烃树脂为主业，是跨地区经营的大型化工企业。公司总部位于辽宁省XX市，拥有辽宁XX、辽宁xx岛、新疆库车三个生产基地，控股辽宁XXxx化工股份有限公司（简称“xx化工” ，代码000059）和XX乙烯有限责任公司，下属XXxx工程塑料公司、XX塑料制品公司、热电公司等子公司，合资经营XX南方化学XX催化剂有限责任公司，以及年产160万吨尿素、100万吨聚烯烃产品的生产规模，连续多年进入XX500强企业和XX石油化工百强企业行列。 公司8、现有总资产297亿元， 职工11192人。辽宁XX化工集团是在XX化肥厂的基础上发展起来的。XX化肥厂是上世纪 70年代我国首批引进的 13 套大化肥装置之一，1976 年投产以来，在抓好装置达产和企业升级的同时，依托XX化肥厂建成了辽宁省最大的自筹资金项目XX乙烯工程，兴办了复合肥厂、塑料制品厂、热电厂等项目，并于 1994 年底组建企业集团； 90 年代后期，实施资本运营战略，以XX化肥厂的全部经营性资产为股本，发起成立了xx化工股份有限公司并完成了股票上市，收购锦西天然气化工厂，组成了一个百万吨级的化肥控股上市子公司；完成了对XX乙烯的整体收购并实现了“债转股” ，拓展了聚烯烃生产经营领9、域，并成为省属最大化工企业。 2000 年以来完成了XX化肥以煤顶气改造、锦西化肥预转化改造、8 万吨芳烃抽提项目、ABS 原料-丁二烯和 PBL 项目、6 万吨甲醇项目、1 万吨碳酸二甲酯项目等；实现了热电厂、催化剂厂的对外合资合作。2006年建设投产新疆阿克苏库车大化肥；2006年4月12日XXXX工业集团公司成功改制重组XX集团，成为XX集团的控股股东，为XX集团的进一步发展提供了更加有利的条件。2010年46万吨乙烯、500万吨乙烯原料项目建成投产，凭借振兴东北政策和企业重组的东风，企业进入了跨越发展的新时期。1.2 编制依据及原则 编制依据1）XXXX化学工业集团有限公司与XXXX化10、工规划设计有限责任公司签订的“关于编制XXXX集团热电公司新增6#炉项目可行性研究报告的设计合同”；2）现场实地勘察；3）各用户进行技术交流资料； 主要标准规范火力发电厂设计技术规程DL5000-2000小型火力发电厂设计规范GB5004994火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程DL5053-1996建筑设计防火规范GB50016-2006火力发电厂总图运输设计技术规定DL/T5032-2005火力发电厂除灰设计规程DL/T5042-2002火力发电厂运煤设计技术规程DL/T5187.1-2004火力发电厂汽水管道设计技术规程DL/T5054-111、996火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB12145-1999采暖通风与空气调节设计规范GB50019-2003特种设备安全监察条例压力管道安全管理监察规定编制原则1）本项目410t/h CFB锅炉，拟建在现有的4#、5#炉的西侧。总图布置中既要考虑到本项目的独立成一体，又要考虑到与现有的热电站的有机联系，总平面布置应统筹规划做到节约用地。2）本项目的主厂房采用汽机房、除氧间、煤仓间和锅炉房的四列式布置格局的方案进行。3）为满足GB132232003国家最新标准的要求，锅炉除尘采用布袋除尘。4）锅炉点火采用0#轻柴油（或C9），利用原有储油罐及其供卸油设施。5） 本项目燃料全部采用燃煤，燃煤12、采用火车运输到厂，利用原有贮卸煤设施。6)本项目锅炉除尘器各灰斗的飞灰采用干式气力除灰，CFB锅炉底渣采用干式机械除渣方式，飞灰和底渣分别采用气力输送和机械输送方式至原站内灰、渣中转库。7)灰渣宜采用密封罐车转运出厂综合利用，不能利用时则送至现有堆放灰、渣的场地临时堆放。8)采用集中控制方式，1台炉设1个集中控制室，控制采用1套分散控制系统。9)化水站的水源采用XX集团提供中水经反渗透处理后预处理的一级除盐水。考虑到本工程锅炉机组为高温高压参数，本水处理采用二级混床除盐系统。10)工程辅机循环冷却水依托热电公司现有4#、5#炉循环水系统。11）结合本期工程脱硫吸收剂来源情况，本期工程采用氨法烟13、气脱硫工艺，采用1座脱硫吸收塔，脱硫效率不低于95%。12）本工程所需新鲜水利用4#、5#炉原有的水源，采用XX集团中水回用水，其他水源作为备用水源。13）因本地区厂址均低于潮洪相遇的最高洪水位，故场地雨水一律采用泵站提升后排入附近河道。此外，集团新建污水处理场，本厂污水提升后排入该污水处理场。14）除氧间采用现浇钢筋混凝土框架结构。 主厂房横向为钢筋混凝土框排架结构。除氧跨各楼层及屋面采用现浇梁板，现浇钢筋混凝土竖壁与钢斗相结合的混合结构煤斗。采用现浇钢筋混凝土墙梁承重围护墙, 厂房端部设有现浇钢筋混凝土抗风柱。1.3 研究范围及编制分工 研究范围根据火力发电厂可行性研究报告内容深度规定，对14、本工程的建厂条件进行研究，包括接入系统、热负荷、燃料、水源、交通运输、区域稳定性以及岩土工程、脱硫、环境保护等主要建厂条件，投资估算及经济效益分析以及对本工程项目在技术上是否可行，经济上是否合理进行综合论证，提出可行性研究结论性意见。由于本工程是指定厂址，因此仅对该厂址进行了建厂条件研究。本可研报告对机组选型、总平面布置、主厂房布置、供水、除灰、输煤、化学水处理、电气、自动控制水平等工程方案提出设想。 编制分工本项目可行性研究报告的编制由XXXX化工规划设计有限责任公司完成。1.3.3 工程内容本工程为XXXX集团热电公司新增6#炉项目，作为XX精细化工园区供汽锅炉及电厂4#、5#炉的备用炉，15、可解决园区蒸汽不足及现有4#、5#锅炉因磨损爆管造成停车时难以平衡蒸汽的问题。设计包括：主厂房：一台410t/h循环流化床锅炉及配套风机、除氧跨、运煤跨、机炉控制室（在原控制室扩建）、DCS机柜室（在原控制室扩建）、6KV配电室、高低压配电间及辅助间等。烟气处理系统：布袋除尘器、除尘器控制室、氨法脱硫系统、引风机及烟囱。扩建输灰渣系统，输煤系统。扩建电气系统及控制系统。扩建空压系统。.1 储运设施 站外的燃料输送系统依托原有的原料输送设施。.2 公用工程包括电、消防、安防、自控等设施配套。供水、排水系统、供热管道、燃油管道、压缩空气等管道系统。循环冷却水泵房、机力通风冷却水塔、化学水处理站依托16、原有设施不需重建。 项目的工程内容见工程主项表1.3-1。表1.3-1 工程主项表 序号装置或设施类别主项或装置名称工程规模备 注1主装置1x410t/h高温高压CFB锅炉410t/a新建燃料烟气系统一次风机278160 m3/h, 二次风机227590 m3/h, 引风机817200m3/h, 高压风机14100m3/hm3/h新建主厂房42.8mx82.4m新建包括汽机间（三层）、除氧间（三层）、运煤间（六层）、锅炉间（三层）输渣系统两台ZD-1链斗输渣机 型号：DS400 Lh=42m，H=3.2m，Q=40t/h原ZD-1延长42m输煤系统2两台C-6带式输送机，B=800mm、Lh=17、42m、V=1.6m/s、Q=250t/h原C-6延长42m2脱硫系统烟气系统新建二氧化硫吸收系统新建排空系统新建泵房15mx9m 新建氧化风机房15mx9m 新建检修槽9m新建3辅助生产系统烟囱7000x150m新建(4#、5#、6#共用)配电控制室3.0m6.0m新建电除尘器控制室21.0m9.0m新建空压站Q=220m3/min P0.75MPa1台空气过滤器、1台空压机、1套空气干燥系统1.4 项目背景、投资的必要性和经济意义 项目背景 （1）热电公司现有3台220t/h锅炉和2台410t/h锅炉。为“十一五”工程配套了两台410t/h锅炉，设计时没有备用锅炉，虽然在投产后对3台22018、t/h锅炉和2台410t/h锅炉的蒸汽、高压给水等方面进行了多项的改造，目的是提高锅炉利用率和和灵活的互备方式，起到了一定的缓解作用，但锅炉的运行周期与化工装置的运行周期是不匹配的，锅炉磨损爆管等原因造成检修无法避免的，大型化工装置的动力站需要备用锅炉。“十一五”工程开车以来，蒸汽平衡问题一直困扰着大家，一旦4、5#炉中任何一台停车，蒸汽平衡十分困难，整个蒸汽系统十分脆弱。一旦出现1台220t/h锅炉和1台410t/h锅炉同时停车，蒸汽无法平衡，后续部分装置必须停车，稍有处理不当，经济损失巨大。（2）由于没有备用锅炉，一旦1台410t/h锅炉正在检修，另1台410t/h锅炉出现晃电等突发停车事19、故，将造成后续几套大装置紧急停车（乙烯二公司及炼化分公司全部停车），甚至出现停车蒸汽不足或处理不当等引发的恶性事故发生，因此，从安全角度，应该有备用锅炉，实现1台410t/h需要检修时，备用锅炉启动。（3）随着发电项目的建设及XX精细化工园区的发展，将有新的蒸汽需求，（8月16日，工业园区提出需求106t/h的供汽需求；10月19日园区又给出新的蒸汽用量表，现有装置用蒸汽44t/h，拟建项目蒸汽用量245.56t/h，规划项目蒸汽用量134.99t/h），在目前的装置状况下，再增加用汽负荷，现有锅炉无法满足供汽需求，将更加恶化前面的提出的两个问题，因此建设6#锅炉十分必要。1.4.2 投资的必20、要性1）基础力量雄厚，投资势在必行XX集团拥有多套世界先进水平的大中型化工装置，拥有一大批懂技术、善管理的石油化工技术人员；具有丰富的技术管理经验和良好的基础设施条件，资源优势明显。本项目依托XX集团而建，可以实现资源共享、优势互补。2）公用工程依托条件好，水、电资源齐全本项目落户于XX集团热电公司厂区内，厂区内水、电、气配套齐全，同时也可以借助于XX集团的资源优势。3）原料充足、来源有保障。本项目依托XX集团，服务XX集团，所需原料全部为燃煤，原料采用火车运输的方式，送往本项目界区，来源稳定、可靠。4）项目建成后，可解决4#、5#锅炉备用及给园区供汽的实际问题。5）经济效益显著、投资势在必行21、该项目建成后，可实现年均利润总额7675.25万元，经济效益好，建设本工程是非常必要的。1.5 主要研究结论1）本装置采用的工艺技术先进、成熟可靠，锅炉选用循环流化床锅炉烟气氨法脱硫系统，脱硫效率达到95以上；，满足我国现行的环保标准要求。2）本项目建在热电公司预留地内（不需新征地），与原4#、5#锅炉毗邻，公用工程及辅助设施充分依托热电公司提供的条件及现有资源，节省项目投资，同时便于管理。3）装置建成后，原料来源有保障、产品市场好，具有较强的市场竞争力。4）项目建成后，可解决4#、5#锅炉备用及给园区供汽的实际问题。5）采用氨法脱硫可使系统中的氨全部转化为硫酸铵化肥，且不产生任何废水、废液和22、废渣，没有任何二次污染。6）本项目报批总投资为4631.54万元，其中建设投资4031.54万元，项目建成后年均实现税后利润总额1399.94万元，所得税后全部投资内部收益率为29.26%，所得税后全部投资回收期为4.67年，由此可见，财务评价可行，经济效益较好。 主要评价指标一览表主要评价指标一览表见表1.5-1。表1.5-1 主要技术经济指标一览表序号指标名称单位数量备注1生产规模t/h4101.11台410t/h CFB锅炉t/h4102产品2.1蒸汽（4.5MPa）t/h380.52.2硫酸铵(副产品)t/a19805.883主要原料及燃料用量3.1脱盐水万t/a243.23.2反渗透23、水万t/a67.523.3燃煤万t/a61.5763.4液氨t/a5039.34公用工程消耗量4.1新鲜水t/a17004.2电万kw/h63605年操作日天333.36三废排放量6.1废气烟气t/h0.1638污染物：COX，SOX，N26.2废水生活污水生产污水m3/h21.14全部回用作为脱硫用水yongshui 水生活污水m3/d56.3废渣底灰t/a69440送出飞灰t/a161760送出7运输量t/a866765.886.1运入t/a6157606.2运出t/a251005.887工程定员人258工程占地面积m2130009工程建筑面积m2439110工程项目总投资万元6815.424、7 其中外汇万美元010.1建设投资万元6537.56 其中外汇万美元010.2建设期利息万元177.1910.3流动资金万元10011报批项目总投资万元6745.47铺底流动资金30万元 其中外汇万美元012年均销售收入万元3460.3313成本和费用13.1年均总成本费用万元3119.2113.2年均经营成本万元2535.914年均利润总额万元341.1215年均销售税金及附加万元016年均所得税万元017年均税后利润万元341.1218财务评价指标18.1总投资收益率%7.4118.2投资利税率%5.0118.3资本金利润率%16.8618.4投资回收期税 前年8.31税 后年8.31125、8.5全部投资财务内部收益率税 前%11.03税 后%11.0318.6全投资财务净现值(i=9%)税 前万元779.13税 后万元779.1318.7自有资金财务内部收益率%13.8119盈亏平衡点19.1生产能力利用率%67.8819.2销售价格%89.42 燃料及原料供应2.1 燃料供应 燃料及脱硫剂种类本项目锅炉燃料为烟煤，使用铁法煤业集团所产的烟煤。铁煤集团成立于1999年10月，2002年实施了债转股，其前身铁法矿务局始建于1958年，至今已经有50余年开发建设历史。矿区本部由铁法、康平、康北三个煤田组成，累计探明工业储量22.97亿吨，截至2008年末，剩余工业储量17.68亿吨26、。2007年开始，铁煤集团实施了走出去发展战略，挥师内蒙，进军山西，取得了突破性进展在内蒙古和山西先后通过合资合作方式争取到三块煤炭资源，累计控制煤炭资源地质储量超过了30亿吨，使集团的煤炭资源量超过了50亿吨，为做强做久煤炭主业奠定了坚实基础。2005年以来年实际煤炭产量均超过了2100万吨。2008年，原煤产量完成2184万吨，商品煤销量1826万吨。XX集团已和铁法煤业集团签订烟煤供销协议，确保本项目燃料耗量。锅炉烟气脱硫所需的反应剂采用XX化工集团自产的液氨，由热电集团使用液氨管道接入本项目脱硫界区。 有关燃料分析资料（1） 烟 煤碳Car43.18氢Har3.05硫Sar0.54氮N27、ar0.52氧Oar8.44水份War7.00灰份Aar37.27可燃基挥发份Vr40.00低位发热量Qdwar16.40MJ/kg可磨性指数（HG）47.00（2） 点火用燃料本工程点火油及助燃油均采用0号轻柴油，按GB252-94，其油品特性如下：密 度0.8613t/m3恩氏粘度（20）1.21.67E运动粘性（20）3.08.0mm2/s灰 分0.025含 量 0.2凝 点0十六烷值50闭口闪点60低位热值41.87（10000）MJ/kg（kCal/kg）（3）脱硫剂液氨本项目拟采用纯度为100的液氨作为脱硫剂，最大耗量为0.63t/h。液氨来源为热电公司接入脱硫界区的液氨管道。液氨28、进入脱硫塔与吸收循环液进行混合，混合后的吸收剂通过分布器进行均匀分配，保证吸收剂与烟气充分接触。2.2 煤、液氨耗量及灰渣排放、氨肥产量本次1台410 t/h锅炉的燃料消耗和灰渣、硫铵产量等数据如下表。表2-2-1 本工程各方案燃料耗量和灰渣、硫铵产量表序号物料类别设计燃料（100%燃煤）t/ht/dt/a1煤76.971693.346157602液 氨0.63013.8650393硫铵产量2.47654.4719805.884灰20.22444.841617605渣8.68190.9669440灰渣总量28.9635.8231200注：全天24h运行。耗量按额定工况22 h小时计算，全年最大29、利用小时数按8000 h计。2.3 锅炉点火燃料消耗量点火系统用于循环流化床锅炉的启动点火，点火燃料采用轻柴油（闪点要求65）。锅炉点火为间断运行，冷态启动时耗油量最大。冷态点火时间7h, 最大耗油量为6t/h, 故冷炉点火最大耗油量为42t。3 厂址条件3.1 厂址概述 厂址地理位置厂址所在地XX区是辽宁省XX市北城区，地处松辽平原南部，XX入海口，渤海之滨。区域面积56平方公里，总人口20.3万。城区地势平坦，双河环抱，四季分明，气候宜人，属暖温带半湿润气候。地下蕴藏着丰富的石油、天然气和井盐等矿产资源，是XX重要的石油化工基地、商品粮基地和芦苇产地。得天独厚的自然资源条件和环境保护意识使30、XX率先成为XX市级生态建设示范区。“沟盘”铁路、京沈高速公路途经XX区，国家、省、县级公路四通八达。面积56平方公里，人口21.1万，辖9个街道办事处，是XX市经济、文化、交通中心。 厂址自然条件本项目建设地点的附近工程地质情况如下。（1）地形地貌本项目拟建场地在XX集团现有热电公司西侧。场地地形平坦原勘测点孔口标高为2.944m2.992m，地貌上属XX河口三角洲，海陆交互相沉积。（2）场地岩性特征勘测场地为近代退海之地，属二级复杂场地。钻孔揭露的地层主要由第四系海陆交互相沉淀物组成，由上至下依次分布为：耕土（杂填土）、粉砂（粉土）、粉质粘土、粉土、粉砂、细砂。除杂填土外，其余地层均为河流31、冲积成因。（3）场地水文地震条件所钻探的场地在钻探深度内遇见地下水，地下水类型为孔隙潜水，其潜水稳定水位在地面0.50m0.60m以下。另据资料说明：建厂地区为下XX流域近海沉积平原，厂区地面下150m200m之间均系第四纪松散土组成的近海沉积层。厂区地下水属第四纪浅层潜水，水位一般在1.3m1.9m。地下水由大气降水及农田灌溉补给，水化学类型为Cl-Na，经分析鉴定对混凝土基础无侵蚀性。 厂址周围情况本项目厂址为热电公司预留的6#炉位置，该位置在原有的4#、5#炉西侧，其北面隔2条已有铁路线处，南面隔现有铁路编组站位置为集团下XX化肥厂区域，西面为规划乙烯原料工程区域。整个炉区总占地1.5732、4ha，合23.6亩。地块区域场地平坦，自然地面高程为4.10m（黄海高程系，下同）左右。规划用地内没有压覆矿床和文物，已有完善的防洪和排涝设施。3.2 交通运输铁路：XX乙烯有限责任公司、XX化肥厂、XX热电厂的铁路已由XX车站接轨至厂区，XX车站通往沟海铁路，并与国家铁路哈大、京沈线相接。铁路运输条件良好。公路：XX乙烯有限责任公司的厂前路已通往市内，并与京沈高速公路、盘营、盘海高速公路相接。在XX乙烯有限责任公司建设时，在工厂周围还建有厂前路、厂东路等厂前路往南150m和市区的东西向的红旗大街相通，厂区西部新建的XX外环路北部与京沈高速公路相通，因此技术改造工程的公路交通也比较方便。综合33、上所述，当地的铁路和公路的条件较好，交通运输设施已趋于完善。市政公路及大连至XX间的铁路桥、涵洞等都已经完成加宽、加固、加高等改建工程，因此工程建设时的大件运输不必再进行投资即可满足运输要求。3.3 水文及气象 气象条件（1） 温 度极端最高气温35.2极端最低气温-28.2年平均气温8.9夏季最热月平均气温28.2冬季最冷月平均气温-14.1（2） 湿 度年最热月平均相对湿度82.0年最冷月平均相对湿度59.0（3）气 压年平均气压1016.3hPa最高气压1049.1hPa最低气压986.7hPa（4）风速风向最大（地面上10米处）风速25.7m/s平均（地面上10米处）风速4.1m/s夏34、季主导风向西南南冬季主导风向东北北（5） 降雨量年平均降雨量616.6mm日最大降雨量141.2mm小时最大降雨量47.8mm一次暴雨持续时间3.0d10min最大降雨量22.8mm暴雨强度公式： q1689（10.771lgP）/（T8）0.72式中： P：重现期 T：地面积水时间、分钟（6） 降 雪 量雪 荷 载343.23N/m235.00kg/m2最大降雪厚度220.00mm（7）土壤冻结深度110.00cm 场地水文所钻探的场地在钻探深度内遇见地下水，地下水类型为孔隙潜水，其潜水稳定水位在地面0.50m0.60m以下。另据资料说明：建厂地区为下XX流域近海沉积平原，厂区地面下150m35、200m之间均系第四纪松散土组成的近海沉积层。厂区地下水属第四纪浅层潜水，水位一般在1.3m1.9m。地下水由大气降水及农田灌溉补给，水化学类型为Cl-Na，经分析鉴定对混凝土基础无侵蚀性。3.4 水源 本项目需水量本项目总需水量见表3.4-1及3.4-2。具体水量平衡详见附图水量平衡图（图号：N253W-S02）及以下章节各系统详细说明。表3.4-1 总需水量表序号系统夏季最大时用水量（m3/h）冬季最大时用水量（m3/h）最大日用水量（m3/d）年用水量（万m3/a）1工业水系统补水17.411.8382.813.922化学水系统补水84.484.41857.667.52生产用水小计10136、.896.22239.681.443生活水系统补水11220.8合计102.897.22261.682.24注：1.全天24h运行。耗量按额定工况22 h计算，全年最大利用小时数按8000 h计。本表按园区冷凝液80%返回（380t/h蒸汽需400t/h化学水系统补水，园区需上400 m3/h混床）。 水源条件（1）XX集团现使用水源2处，即一水源和二水源。一水源建于1975年，由XX河取水，设计能力为70000m3/d；二水源建于1983年，由大凌河东岸的地下水取水，设计能力为70000m3/d，实际供水能力为68000m3/d。现二水源（二水源供水水质符合国家生活饮用水卫生标准GB574937、-85标准）正常供给集团各单位用水，一水源已停用。而乙烯工程、乙烯原料改扩建工程及动力中心建设后，二水源供水能力已不能满足新建项目的生产用水需求。 XX化工集团污水处理厂位于XX集团厂区东侧，与本项目厂址相邻， 2007年动工，于2009年10月建成投运。污水处理厂依次有二级处理（A/O法），回用水处理（高效过滤），深度处理（双膜法）三道工艺。二级处理工程设计规模为5104m3/d，设计出水水质满足城镇污水处理厂污染物排放标准（GB 18918-2002）中的一级A标准，出水进入回用水处理工程或外排；回用水处理工程设计规模为3104m3/d，设计出水水质满足城市污水再生利用工业用水水质（GB/38、T 19923-2005）中的再生水用作工业用水水源的水质标准，其中2104m3/d用于深度处理；深度处理工程设计规模为2104m3/d,设计出水水质满足锅炉补充水水质要求。目前污水处理厂可收集原水量约4.35104m3/d，回用水处理工程及深度处理工程均可满负荷运行。热电公司提供的污水处理厂出水实测水质资料(取样日期2009.812)见表3.4-3及表3.4-4。表3.4-3 水质分析报表（回用水处理工程出水）分析项目单位测量值 PH7.67 7.81 7.21 7.90 7.87 电导率us/cm1750.00 1400.00 1485.00 1400.00 900.00 总硬度（以CaC39、O3计）mg/L546.00460.92455.91375.75335.50Ca2+mg/l153.75129.79128.19109.8296.84Mg2+mg/l37.56 33.31 33.06 29.05 24.31 K+mg/l10.00 38.00 18.00 13.00 6.00 Na+mg/l335.00 155.00 118.75 245.00 210.00 NH4+mg/l0.10 0.15 0.0670.55 0.28 NO3-mg/l317.62 111.94 278.42 109.52 215.87 NO2-mg/l0.02 0.0280.0160.0820Cl-mg40、/l220.45 182.05 339.56 224.00 216.95 SO42-mg/l381.89 220.47 289.09 216.00 469.09 SiO32-mg/l25.50 20.74 13.52 14.44 11.97 HCO3-mg/l140.95 202.58 110.44 171.69 152.07 总碱度（以CaCO3计）mg/l115.50166.0590.52140.73124.65PO43-mg/l0.84 0.79 0.30 0.18 0.31 总固形物mg/l1642.40 1115.00 1233.60 1060.00 1084.00 溶解固形物mg/41、l1626.00 1067.00 1173.60 1004.00 1022.80 悬浮物mg/l16.40 48.00 60.00 56.00 61.20 CODcrmg/l14.00 15.00 16.00 15.00 12.00 表3.4-4 水质分析报表（深度处理工程出水）分析项目单位测量值 PH5.8966.056.336.78电导率us/cm2018141644总硬度（以CaCO3计）mg/L107.527.5210.0210Ca2+mg/l12223.01Mg2+mg/l1.820.610.611.220.61K+mg/l22000Na+mg/l0.81.250.654.94.5542、NH4+mg/l0.310.120.1100NO3-mg/l0.280.590.419.383.81NO2-mg/l00000Cl-mg/l1.481.240.773.422.79SO42-mg/l00000SiO32-mg/l0.250.230.180.190.13HCO3-mg/l12.212.212.29.1512.2总碱度（以CaCO3计）mg/l1010107.5410PO43-mg/l00000总固形物mg/l37.624.441.64443.6溶解固形物mg/l29.62235.235.634.4CODcrmg/l22332 此外，XX集团将统一建设一处备用水源，从大伙房水库输水43、工程XX配水站取水。大伙房水库输水工程XX配水站一期（2015年之前）配水总量为0.59108m3/a,其中分配给XX市的水量为0.51108m3/a；根据XX市水资源供需平衡，2010水平年、2015水平年需大伙房水库输水工程XX配水站供水分别为0.44108m3/a、0.49108m3/a,配水站余水量分别为0.15108m3/a、0.10108m3/a。表3.4-5为2006辽宁省水文水资源勘测局的大伙房取水口水质监测结果，表5-4-6为评价结果，评价标准为地表水环境质量标准（GB3838-2002），评价方法采用分类法。表3.4-5 2006年大伙房水库出水口水质监测结果 单位mg/L44、采样时间水温p H溶解氧化学需氧量高锰酸盐指数生化需氧量石油类挥发酚氨氮总磷氟化物氰化物丰水期21.96.24.10.70.026DL0.50.0350.43DL平水期15.38.33.10.60.014DL0.210.0150.5DL枯水期7.6111.53.90.50.019DL0.2DLDLDL表3.4-6 2006年大伙房水库出水口水质评价结果采样时间溶解氧化学需氧量高锰酸盐指数生化需氧量石油类挥发酚氨氮总磷氟化物氰化物 丰水期IIIIIIIIIIIIIIIII 平水期IIIIIIIIIIIIII 枯水期IIIIIIIIIIIII取用水方案根据用水量及水源条件，本项目拟采用以下的取水方45、案。（1）生产用水主水源：XX集团污水处理厂供给的“再生水”及乙烯二公司供给的反渗透水。其中工业水补水采用回用水处理工程出水，化学水系统补水采用乙烯二公司反渗透水（乙烯二公司可提供250t/h。经调研，XX集团污水处理厂深度处理设计能力现为1.5万m3/d，现已全部供给热电公司，已无富余量）。改造后热电公司混床尚有100 t/h的富余量，可满足本项目84.4t/h的需求。从实测数据分析，污水处理厂回用水出水有个别指标并未达到城市污水再生利用工业用水水质（GB/T 19923-2005）及工业循环冷却水处理设计规范（GB50050-2007）对于再生水用于循环水补水的一般性控制指标。对照如下：分46、析项目单位测量值（回用水处理工程出水）GB/T19923控制指标GB50050控制指标 PH7.67 7.81 7.21 7.90 7.87 6.58.57.08.5总硬度（以aCO3计）mg/L546.00 460.92 455.91 375.75 335.50 450250Cl-mg/l220.45 182.05 239.56 224.00 216.95 250250总碱度（以CaCO3计）mg/l115.50 166.05 90.52 140.73 124.65 350200溶解性总固体mg/l1626.00 1067.00 1173.60 1004.00 1022.80 100010047、0悬浮物mg/l16.40 48.00 60.00 56.00 61.20 1010CODcrmg/l14.00 15.00 16.00 15.00 12.00 3030其中主要是回用水出水个别月份的硬度和悬浮物指标偏高。由于本项目循环冷却水主要用于辅机轴承冷却，根据火力发电厂水工设计规范（DL/T5339-2006）,悬浮物指标可适当放宽，控制在100 mg/L以下。针对回用水出水硬度偏高的问题，考虑循环水系统在添加阻垢剂的同时，加酸进行控制。化学水系统补充水（约0.19万m3/d）直接采用乙烯二公司反渗透水进行精制。厂区内工业水补充水接管DN65，化学水补充水接管DN150。（2）生活用水48、水源：生活用水量较小，可由原热电公司4#、5#炉生活水管线接出。自来水接管直径DN25。综上所述，本期工程供水水源完全有保证。3.5 贮灰渣场自然条件 地形地貌本项目拟建场地在XX集团热电联产项目的北侧。场地地形平坦原勘测点孔口标高为2.944m2.992m，地貌上属XX河口三角洲，海陆交互相沉积。 场地岩性特征勘测场地为近代退海之地，属二级复杂场地。钻孔揭露的地层主要由第四系海陆交互相沉淀物组成，由上至下依次分布为：耕土（杂填土）、粉砂（粉土）、粉质粘土、粉土、粉砂、细砂。除杂填土外，其余地层均为河流冲积成因。 场地水文地震条件所钻探的场地在钻探深度内遇见地下水，地下水类型为孔隙潜水，其潜水49、稳定水位在地面0.50m0.60m以下。根据现场所取水样水质分析化验结果，判定地下水对混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性，防护时应符合现行国家标准工业建筑防腐蚀设计规范（GB50046）的规定。3.6 地震、地质及岩土工程XX市位于辽宁省南部，临近渤海湾，为XX冲积平原。拟建厂址位于辽宁省XX市XX区石油化工工业区，XX集团发展用地区域内，北为农田，南为工业区铁路专用线，西与乙烯工程相邻。拟建场地上部饱和粉土、饱和砂土液化等级为轻微液化，场地地形较为平坦，地基土层为第四纪沉积物，无其它不良地质作用存在，为稳定场地。建筑场地类别为III类，属中软土；场地抗50、震设防烈度7度，设计基本地震加速度值为0.1g，设计地震分组为第一组。厂区自然地面标高为3.424.76m，工程地质自上而下主要土层分布如下：层粉质粘土素填土：灰褐褐色，湿饱和，软塑可塑，夹杂填土层，含少量粘土；层厚0.303.70m。层粉土夹粉砂：黄褐灰褐色，饱和，该层以粉土为主，呈松散稍密状态，摇振反应明显，层厚0.504.00m。1层粉质粘土：黄褐灰褐色，饱和，流塑软塑，局部可塑，夹粉土和粉砂薄层或透镜体，局部夹淤泥。本层厚度0.404.00m。层粉土夹粉砂：灰青灰色，饱和，该层以粉土为主，呈松散稍密状态，层厚1.107.50m。1层粉砂：灰色，饱和，松散稍密，夹粉土薄层，层厚0.70351、.10m，fk=120kPa。2层粉质粘土：灰色，饱和，软塑流塑，夹粉土薄层或透镜体，局部夹淤泥。层厚0.304.60m。层粉砂：灰色青灰色，饱和，稍密中密，层厚1.006.10m，fk=130kPa。1层粉土：灰色青灰色，饱和，稍密中密，摇振反应明显，夹稍密状态饱和的粉砂，层厚0.903.00m。层粉砂：灰色青灰色，饱和，中密密室，夹粉土、粉质粘土、细砂薄层或透镜体，层厚5.3011.00m，fk=220kPa，qpk2000kPa。1层粉土：灰色青灰色，饱和，呈稍密中密状态，摇振反应较为明显，层厚0.503.70m。2层粉质粘土：灰色，饱和，可塑，局部与粘土互层，夹粉土、粉砂薄层或透镜体，52、层厚0.401.00m。层粉砂：灰色青灰色，饱和，密实，夹粉土、粉质粘土、细砂薄层或透镜体，最大揭露厚度为14.00m ，fk=280kPa，qpk3000kPa。地下水类型为潜水，稳定水位埋深为0.202.35m，据水质分析，地下水对混凝土无腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有中等腐蚀性，对钢结构具有中等腐蚀性。根据以上情况，初步确定主厂房、烟囱、燃料棚、筛破楼、栈桥等主要建、构筑物和锅炉基础、汽机基础、电除尘器基础等大型设备基础均采用桩基础。其余建筑物、构筑物酌情采用短桩基础或天然基础。 3.7 抗灾能力分析 地震地质灾害 拟选厂址位于大地构造上位中朝准地台-华北断坳-下XX断陷内，近场区的断53、裂均属于早、中更新世活动断裂，厂址范围内无隐伏断裂存在。 根据辽宁省地震局对XX化工集团热电联产项目工程场地抗震设防要求的批复（辽震安评200862号），本期工程场地50年超越概率10%的地震动峰值加速度为0.13g，相应的地震基本烈度为7度。场地土类型为中软场地土，建筑场地类别为类。 厂址所在地貌属于XX河口三角洲，地形较平坦。在32m勘探深度范围内，上部地层主要为陆相沉积的粘性土、粉土、粉砂，工程性质较差；下部地层以滨海相沉积的中密密实的粉砂为主，局部有相对软弱的粘性土、粉土透镜体。由于上部地层承载力特征值一般在100130kPa，且在7度地震作用下饱和的粉土、粉砂有液化的可能性，场地液化54、等级为轻微，无其它不良地质灾害，按照抗震规范，主厂房抗震措施的设防烈度按7度考虑，横向结构由汽机房外侧柱、煤仓间框架组成框排架结构抗震，厂房纵向设抗震支撑。本期工程建设场地的地质灾害危险性评估 报告由辽宁省地质环境监测总站完成，辽宁省国土资源厅对专家评审后的评估报告按厂区和灰场分别登记备案（辽地灾危评备20081112276号、辽地灾危评备20081112266号）。评估认为本期工程建设用地地质灾害不发育，属于地质灾害危险性小的区域，适宜工程建设。 其他电力设施根据电力设施抗震设计规范进行设计。 抗洪涝灾害能力本工程厂址主要受XX河洪水影响，根据洪水流量，在XX河北岸，建有两道防洪大堤，厂址不55、受洪水影响。本项目排水一律采用泵站排水，即用泵提升将水排入XX河或双绕河。因此厂区内也不受内涝影响。 抗风雪灾害能力本工程的主厂房等主要建构筑物根据气象资料，按可抵御50年一遇风荷载设计。电气66kV设备设施按照风速30m/s、覆冰厚度10cm计算设计，高于气象资料中的极限值，具有抵抗风灾、雪灾的能力。3.8 厂址推荐意见本期工程占地主要为XX市城区西北部约20km处的XX集团热电公司西侧6#炉预留的区域内，用地性质为一类工业用地，厂址范围内无文物古迹、文物保护区、自然保护区、机场、军用设施及地下矿藏。电厂场地的地震地震基本烈度为7度，主要件构筑物他、以及电力设施采取了抗震措施，以抵御地震带来56、的灾害。同时本工程采取了防洪、抗涝、抗风灾、雪灾等有效措施，以抵御不良灾害给工程、社会带来的不良影响。总之，本期工程厂址适宜建厂。4 工程技术方案4.1 建设规模及工程总的情况 工艺方案1台410t/h高温高压循环流化床锅炉及与其配套的脱硫装置 总的物料平衡本工程是采用在锅炉炉内进行燃料燃烧，利用燃料放热，锅炉产生蒸汽，来实现对XX精细园区及XX集团现有装置提供所需要的热源（不同压力等级的蒸汽）。本项目根据燃烧和水汽平衡计算，总的进出本项目的物料平衡情况如表4.1-1，其中送出蒸汽数据按设计热负荷计。表4.1-1 物料平衡表（设计煤种）序号物料名称数量压力MPa（G）温度（）状态备 注1燃 煤57、615760t/a常温碎块等送 进2液氨（100）5039t/a0.5常温液态送进3最大工业新鲜水(中水)17.2m3/h0.20常温液态送进（未包括化水的84.4m3/h）4点火用轻柴油6t/h0.5常温气态送 进5中水反渗透水84.4m3/h0.20常温液态送 进6脱盐水319.2 m3/h0.20常温液态送进（园区80%冷凝液处理后返回）7污水(符合要求)5m3/d0.30常温液态送出，其它送入脱硫系统8底灰（渣）69440t/a常压100碎粒送 出9飞 灰161760t/a常压100粉末全年送出10送出中压蒸汽380.5t/h4.5410汽态送出4.1.3 年运行小时数本项目按年运行时58、间为8000h设计。4.2 工艺技术、设备 热 负 荷.1 热用户概况及热负荷现状 XX集团现有四机五炉，总装机容量为105MW，锅炉总吨位1480t/h。2台220t/h循环流化床燃煤锅炉（1#、2#炉，配套25MW和20MW热电机组），1台220t/h循环流化床燃煤锅炉（3#炉），2台410t/h循环流化床燃煤锅炉（配套30MW热电机组两套）；另外，乙烯一公司2台40t/h和1台70 t/h油气锅炉。.2 热 负 荷 全厂工业用汽量情况表4.2-1 冬季工况锅炉供汽（t/h）蒸汽用户位号能力产汽自用发电外供单位规格用量（t/h）1#220190207090XX化肥4MPa1253#220259、202020010MPa2002#2202102015150乙烯一4MPa120乙烯二4MPa3004#41037035353001MPa40炼化4MPa1101MPa705#4103703535300丁二烯1MPa40锦阳化工4MPa35合计148013251301551040合计10404.2-2 夏季工况锅炉供汽(t/h）蒸汽用户位号能力产汽自用发电外供单位规格用量(t/h）1#220170207080XX化肥4MPa1103#2202101020010MPa2002#2201652015130乙烯一4MPa110乙烯二4MPa2704#41030030302401MPa5炼化4MPa160、051MPa255#4103003030240丁二烯1MPa35锦阳化工4MPa30合计14801145110145890合计890随着XX精细化工园区的公用工程规划完成，对热负荷有了新的需求，参见表4.2-3。表4.2-3 XX精细化工园区热负荷表序号装置名称装置用汽量（t/h）备注中压蒸汽4.0MPa低压蒸汽1.0MPa15000吨/年柴油改进剂2建成投产219.2万吨/年C9深加工30建成投产314万吨/年ABS装置10建成投产44000条编织袋项目2建成投产小计3014总汽量：44 t/h512万吨/年丁苯橡胶70.5拟建625万吨/年芳构化装置30拟建72万吨/年聚乙烯蜡20拟建8661、万吨/年C5分离装置1010拟建98万吨/年环氧衍生物93.7511.25拟建小计153.7591.75总汽量：245.5 t/h10600吨/年超高分子量聚乙烯纤维8.57项目待定114万吨/年丁腈橡胶30项目待定121.5万吨/年甲基异丁基酮1.569.58项目待定1310万吨/年苯酚丙酮34.3914.99项目待定1420万吨/年混合二甲苯深加工35.90项目待定小计35.9599.04总汽量：134.99 t/h合计219.7204.79总汽量：424.49热电公司现供园区蒸汽为30 t/h，从乙烯二公司供蒸汽为14 t/h，剩余部分热负荷将通过新增6#炉来满足。新增热负荷全部以中压蒸62、汽的形式供给园区，因此供热参数与一期相同，仍为4.5MPa（G）、410。将XX精细化工园区的热负荷考虑进去后，整个配套热电项目采暖期的热负荷为1420.49t/h，非采暖期的热负荷为1270.49t/h。4.2.1.3 安全供热（1）冬季工况下，现有锅炉产汽负荷已达到90%负荷，当4#、5#有一台410t/h锅炉事故停炉时，即使其它锅炉100%负荷运行，产汽能力可达到1070 t/h，所有发电机组停运，外供汽能力可达975 t/h，也不能满足1040 t/h的需汽量，需启动乙烯备用油炉，届时可达到供汽能力1075 t/h，可满足现有冬季需求。（2）一旦出现1台220t/h锅炉和1台410t/63、h锅炉同时停车，则即使其它锅炉100%负荷运行，产汽能力可达到850 t/h，所有发电机组停运，外供汽能力可达775 t/h，启动乙烯备用油炉，届时可达到供汽能力875 t/h，无法满足冬季（夏季）需汽量，蒸汽无法平衡，需要停XX化肥尿素装置及采暖等，稍有处理不当，经济损失巨大。（3）2台410t/h锅炉同时停车，则乙烯二公司及炼化分公司全部停车。考虑园区未来发展，还需提供380.5t/h的蒸汽量，因此，需新上一台410t/h的高温高压锅炉，即可作为现时4#、5#炉备用锅炉，又可作为园区的供热锅炉。4.2.1.4 热力系统 原则性热力系统主蒸汽系统扩建的410t/h锅炉主蒸汽接入原有主蒸汽母管64、的扩建段，新增的两台200t/h中压减温减压器主蒸汽进汽也由母管接出，接入厂区管网。水 系 统给水系统中现有3台电动给水泵，1台气动给水泵。本项目不需新增给水泵。高低压给水分别接入原有给水母管。除氧加热蒸汽系统新增1台出力为500t/h的高压除氧器，除氧加热蒸汽来自1.1MPa(a)低压加热蒸汽母管。化学补充水系统来自化学站的除盐水先进入补水加热器，加热到100后进入除氧器，本次扩建新增1台出力为100 t/h的补水加热器。4.2.1.4 主要辅助设备高压除氧器及水箱1台出力500t/h工作压力0.588MPa(a)水箱容积120m3出水温度158中压减温减压器2台出力200t/h压力9.8/65、4.6MPa(a)温度540/440补水加热器1台出力100t/h出水温度1004.2.2 锅炉设备4.2.2.1 锅炉参数确定根据前面论述，本项目对外供热蒸汽参数为：4.5MPa（G）、410中温中压蒸汽参数。由于热电公司现4#、5#炉为高温高压锅炉，故本项目拟采用高温高压锅炉。具体参数为锅炉主蒸汽额定蒸汽出口蒸汽压力为9.81MPa（G）、额定蒸汽出口温度540。4.2.2.2 锅炉设备选择根据热平衡的要求，结合前面对锅炉炉型的讨论和推荐，本项目锅炉设备选择如下：锅炉台数1台炉 型循环流化床额定蒸发量410t/h额定蒸汽出口压力9.81MPa（G）额定蒸汽出口温度540给水温度215锅炉设66、计热效率91.5燃料粒度08mm 4.2.2.3 燃烧系统及主要辅机选择 原则性燃烧系统简述本设计的锅炉为410t/h的高温高压循环流化床型式。具体情况叙述如下：粒度合格的燃料经输煤皮带送入主厂房38.00m层的炉前2只大料斗（贮料量约720t，可供锅炉14h燃用），再经称重式给料机计量后送入炉前的4套风力播煤机，由风力送入炉膛内燃烧。 燃烧空气分为一、二次风分别由炉底风箱和水冷壁前、后墙送入。在890左右的床温下，空气与燃料在炉膛密相区充分混合，煤粒着火燃烧释放出热量，加热锅炉水冷壁系统和屏式受热面等在炉内实现热的传递。燃料在锅炉炉膛内燃烧产生的烟气携带大量床料经炉顶转向，通过位于后墙水冷壁67、上部的2个烟气出口，分别进入2个高效旋风分离器进行气固分离。分离后含少量飞灰的干净烟气进入炉后竖井，对布置其中的高温过热器、低温过热器、省煤器、空气预热器进行放热，烟气温度降至140左右。140的烟气从锅炉排出后，通过布袋除尘器除尘后，通过引风机增压后进入烟气氨法脱硫系统进行烟气脱硫处理，净化的烟气经烟道送入湿烟囱排入大气。当脱硫装置事故等停运时，烟气可通过旁通烟道直接进入烟囱排入大气；经布袋除尘器除尘下来的干灰由气力输灰系统送至飞灰库，氨法脱硫出来的脱硫产物（铵肥），用汽车外运销售。从锅炉高效旋风分离器分离出来的较粗颗粒的未燃烬物料，沿回料管直接进入炉膛，循环再燃，形成物料的循环回路。燃料燃68、烧产生的底灰（渣）由炉底2根落渣管进入冷渣器，高温渣利用冷却水冷却，被冷却的渣由冷渣器底部排出，用机械送至渣库。燃烧系统的主要流程如下。给料系统流程如下： 燃料仓 插板阀 燃料给料机 炉前落料管 炉膛； 风烟流程如下：在风烟系统中，每炉设有一次风机、二次风机、引风机、返料风机各1台。一次风系统流程：风机消声器 一次风机 蒸汽盘管暖风机 空气予热器 点火燃烧器 锅炉底部一次风箱炉膛。二次风系统流程：风机消声器 二次风机 蒸汽盘管暖风机 空气预热器 二次风环形母管（分上下二层）炉膛。烟气系统流程：炉膛 一级过热器 二级过热器 省煤器 空气预热器 布袋除尘器 引风机 氨法脱硫装置烟囱。 燃烧系统主要69、辅助设备的选择本设计推荐方案的锅炉主要辅机如下： 一次风机1台风 量278160m3/h风 压19200Pa电机功率（6kV）2000kW二次风机1台风 量227590m3/h风 压14430Pa电机功率（6kV）1250kW引 风 机1台风 量817200m3/h风 压96000Pa电机功率（6kV）3100kW高压风机1台风 量14100m3/h风 压60000Pa电机功率（6kV）310kW布袋除尘器1台处理烟气量760000m3/h出口含尘量50mg/Nm3称重式给料机1台出 力020t/h皮 带 宽650mm高压风机（进口）1台风 量14100m3/h风 压60000Pa电机功率3170、0kW脱硫装置1台风 量760000m3/h阻 力1500Pa电机功率480kW烟 囱1座高 度150m出口内径7000mm4.2.2.4 脱硫装置工艺系统整套脱硫装置工艺系统：烟气系统、SO2吸收系统新建，吸收剂供给系统、工艺水系统、硫铵脱水系统利用现有装置。4.2.3 主厂房布置汽机间、除氧跨均在原有厂房扩建端扩建5个柱距，共42.8m。新增的中压减温减压器布置在9m运转层除氧跨内。锅炉间与运煤跨的布置：锅炉9.00m层下采用砖墙封闭，9.00m层上紧身封闭布置。锅炉前柱距燃料跨4m。锅炉在 9.0m、17.5m、38.0m有平台和走道与燃料跨各层连通。锅炉间底层布置有一次风机、二次风机、71、冷渣器、返料风机等辅助设备，锅炉后依次布置有布袋除尘器、引风机、氨法脱硫装置、烟囱等。 运煤跨跨度10m，分5层布置。底层布置有高低压配电室；4.5m为电缆夹层；9m为运转层，主要布置了给水操作台和机、炉集控室； 17.5m层为燃料给料机层，用来布置给料机等，38.0m层为燃料输送层，布置有输料皮带。4.3 燃料输送系统4.3.1 设计原则本期工程建设1台410t/h CFB锅炉，燃料利用从铁路运进厂的燃煤。利用原有干贮煤棚，本项目所需要的燃煤从现有的铁路系统运至铁路卸煤站后卸至干煤棚贮存，贮存在干煤棚内的燃煤通过机械化设施从燃料贮棚中取出，输送至锅炉炉前燃料仓，在运送过程中设置除铁、破碎、计72、量等设施，以满足410t/h循环流化床锅炉对燃料粒度的要求，供锅炉燃用。4.3.2 锅炉燃料消耗量根据锅炉专业提供的资料，本项目工艺方案采用的是410t/h循环流化床锅炉，在额定工况下日运行22h、年运行8000h计算，燃料消耗量见表6-7-1：表4.3-1 燃料消耗量表机组方案燃料小时耗量（t/h）日消耗量(t/d)年消耗量(t/a)高温高压410t/h CFB锅炉煤 （100重量）76.971693.346157604.3.3 卸煤系统本项目所用卸煤系统利用热电公司现有卸煤系统。4.3.5 燃料贮存设施本项目所用燃料贮存设施利用热电公司现有燃料贮存设施。4.3.6 燃料破碎系统本项目CFB73、锅炉要求燃料的进炉粒度小于8mm，而且其粒度组成中细粉含量不能太高。本项目考虑进煤场的燃料粒度一般不大于70mm，燃煤进贮棚之前完成粗破碎处理，燃料输送到锅炉房之前进行二级筛分破碎处理，燃料被破碎成8mm以下，再被送入CFB锅炉炉前料斗。破碎机的能力与各输送线的处理相匹配。本项目所用燃料破碎系统利用热电公司现有燃料破碎系统。4.3.7 厂内上料系统在主厂房适当延长输煤系统即可，不作大的调整，完全可以满足工程需要。4.3.8 燃料输送系统主要设备本项目燃料输送系统的主要设备见表4.3-2。表4.3-2 燃料输送系统主要设备表序号名 称 及 规 格单位数量备注1C-6带式输送机，B=800mm、L74、h=42m、V=1.6m/s、Q=250t/h台2原C-6延长42m4.4 灰渣输送系统4.4.1 除灰系统4.4.1.1 设计原则本工程CFB锅炉烟气除尘采用布袋除尘器，布袋除尘器收集的飞灰采用气力输送方式，输送到设置在厂区外的飞灰库中暂存，以待外运进行综合利用。4.4.1.2 锅炉排灰量本项目1台410t/h循环流化床锅炉，在额定工况下日运行22h、年运行8000h计算时的排灰量分别见表4.4-1。 表4.4-1 排灰量表机组方案燃料品种小时排灰量（t/h）日排灰量(t/d)年排灰量(t/a)高温高压410t/hCFB锅炉100%煤20.22444.841617604.4.1.3 气力输灰75、系统本项目的气力输灰系统，采用正压浓相小仓泵气力输送系统。本项目锅炉的烟气除尘采用布袋除尘器，配1台。布袋除尘器有2排共8个灰斗，各灰斗下设1个排灰口。在每个灰斗底部设置1台容积为1.5m3仓泵，每台炉共设8个仓泵，每炉通过2根管道用气力输送至灰库暂存，然后外运综合利用。本项目的压缩空气由厂内空压站提供。本系统采用加厚的普通无缝钢管作为输送管道，弯管采用陶瓷复合耐磨弯头。输送管道在安装设计时考虑热膨胀，尽量利用弯头作热补偿。飞灰输送控制系统设有自动、上位机远方软手操及就地手操控制3种方式，每种方式能互相闭锁。控制系统可满足集中控制的需要，就地控制柜上的操作开关仅供现场调试时使用，正常控制由PL76、C完成，系统有关运行信号及数据接入到厂内DCS系统内，作为DCS系统的一个有机的组成部分，供集控室内的运行人员监控输灰系统的运行情况。运行人员在就地控制室内通过上位机完成整个工艺系统的程序或手动启/停控制、正常运行的监视及异常工况的处理。4.4.1.4 飞 灰 库本项目利用原热电公司中转灰库。4.4.1.5 输灰系统主要设备本项目输灰系统各个工艺方案的主要设备见表4.4-2。表4.4-2 输灰系统主要设备表序号名 称 及 规 格单位数 量备 注一、厂内气力输灰设备1储气罐 型号：C-10，容量：10m3台12储气罐 型号：C-2，容量：2m3台13浓相型仓泵 型号：LD2.0，容积：1.5m377、台84仓泵料位计 型号：RF-8000台85气动平衡阀 规格：DN80台86仓泵就地控制箱台87PLC控制柜及软件套14.4.2 除渣系统4.4.2.1 设计原则本设计拟在锅炉冷渣机排渣口下设链斗输送机进行水平输送，再用斗式提升机输送至渣库暂存然后外运综合利用。4.4.2.2 锅炉排渣量本项目1台 410t/h循环流化床锅炉，在额定工况下日运行22h、年运行8000h计算时的排渣量分别见表4.4-3：表4.4-3 排渣量表机组方案燃料品种小时排渣量（t/h）日排渣量(t/d)年排渣量(t/a)高温高压1410t/h CFB锅炉100%煤8.68190.96694404.4.2.3 机械除渣系统78、锅炉冷渣器下设2条输送线将炉渣分别送进设在锅炉间固定端的2只渣库，2条输送线1用1备，确保输渣系统的可靠性。输送线的设备配置为链斗输送机斗式提升机。炉渣的正常排出温度在150以下，输渣设备均能承受350的温度。输渣系统的设备设计能力40t/h，双线布置。现有链斗输送机向西延伸42m。机械除渣系统采用PLC控制。4.4.2.4 渣 库利用原4#、5#炉渣库。4.4.2.5 除渣系统主要设备本项目除渣系统各个工艺方案的主要设备见表4.4-4。表4.4-4 除渣系统主要设备表序号名 称 及 规 格单位数量备 注1ZD-1链斗输渣机 型号：DS400 Lh=42m，H=3.2m，Q=40t/h台2原Z79、D-1延长42m4.5 化学部分4.5.1 设计依据 本期工程建设规模410t/h循环流化床锅炉，其性能为：主蒸汽压力9.81MPa、主蒸汽温度540、锅炉采用喷水减温。 本设计所采用的规程及规范火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）；火力发电厂化学水处理设计技术规范（DL/T5068-2006）；火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准（GB/T12145-99）；电力建设施工及验收技术规范第4部分：电厂化学篇（DL/T5190.4-2004）；电力建设施工及验收技术规范管道篇（DL5031-94）；火力发电厂初步设计文件内容深度规定（DLGJ9-92）；火力发电厂汽水管道设计技术规80、定（DL/T5054-96）；电力工程制图标准（DL5028-93）；火力发电厂化学试验面积及仪器设备定额（DLGJ101-91）。工程建设标准强制性条文（2006年）。4.5.2 水源及热负荷4.5.2.1 水 源化水站的原水为由XX集团提供的中水经过双膜处理后的水。该原水通过区域管网直接送至化水站。4.5.2.2 水 质热电公司提供的(取样日期2009.812)原水水质资料见表4.5-1：表4.5-1 水质分析报表分析项目单位数值（双膜出水）PH5.8966.056.336.78电导率us/cm2018141644总硬度（以CaCO3计）mg/L107.527.5210.0210Ca2+m81、g/l12223.01Mg2+mg/l1.820.610.611.220.61K+mg/l22000Na+mg/l0.81.250.654.94.55NH4+mg/l0.310.120.1100NO3-mg/l0.280.590.419.383.81NO2-mg/l00000Cl-mg/l1.481.240.773.422.79SO42-mg/l00000SiO32-mg/l0.250.230.180.190.13HCO3-mg/l12.212.212.29.1512.2总碱度（以CaCO3计）mg/l1010107.5410PO43-mg/l00000总固形物mg/l37.624.441.682、4443.6溶解固形物mg/l29.62235.235.634.4CODcrmg/l22332注：热电分公司提供的原水分析资料不够完善，希望能在下阶段设计之前，尽快能得到进一步核实，以便锅炉补给水处理系统能安全可靠的运行。4.5.3 给水和炉水等质量标准根据国家标准（GB/T12145-99）火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量的要求,锅炉给水、炉水和蒸汽质量标准应符合下列标准。 锅炉给水的水质要求硬 度2.0mol/L二氧化硅应保证蒸汽二氧化硅符合标准溶 氧7g/L铁30g/L铜5g/LPH（25）8.89.3油0.3mg/L丙酮肟（联氨） 50100（1050）g/L 锅炉炉水总含盐量10083、mg/L二氧化硅2.0mg/L磷酸根（单段蒸发）210mg/LPH（25）9.010.5电导率（25）150S/cm 蒸汽品质钠10g/kg二氧化硅20g/kg电导率0.3S/cm铁20g/kg铜5g/kg 凝 结 水硬 度1.0mol/L二氧化硅应保证炉水中二氧化硅符合标准溶 氧50g/L4.5.4 化验仪器配置本项目依托热电公司现有化验设备。4.5.5 化水站补给水水量确定本工程锅炉补给水水量的确定，详见表4.5-2。表4.5-2 锅炉补给水水量计算表序号项 目 名 称负荷工况（t/h）采暖期非采暖期1电站对外供汽量380.5380.52锅炉排污水损失（锅炉额定蒸发量的1计）4.14.1384、汽水损失（锅炉额定蒸发量的2计）8.28.24正常补给水量(123)392.8392.8根据上述锅炉补给水量的确定，本工程按最大负荷工况进行系统设计选型。4.5.6 水处理系统化学水处理站依托热电公司原有的化学水处理站，不再新建（考虑园区凝液全部回至热电公司）。4.5.8 给水、炉水校正处理及水汽取样4.5.8.1 给水加丙酮肟及加氨处理系统为了防止给水系统的腐蚀，减少金属氧化物的沉积，对于高压除氧器出口的残余氧需要加丙酮肟进行化学除氧，为了加快丙酮肟和水中溶氧的反应速度，必需保证给水的PH 8.89.3。在除氧器的出口各设置1套全自动加氨及加丙酮肟装置，设备在6#锅炉房加药间内。4.5.8.85、2 炉水加磷酸盐处理系统为了防止锅炉汽包内生成水垢，故在6#锅炉房附近设置1套全自动加磷酸盐装置。该套设备在加药间内，同时提供新增6#炉的炉水加磷酸盐处理。4.5.8.3 水汽取样分析系统为准确监控机炉运行中给水、炉水和蒸汽品质情况，本期工程水汽采用全自动集中取样分析装置，以确保机炉安全、经济运行。本工程锅炉配置1套水汽取样分析装置。取样设备主要分为低、高温架2部分，低温架为仪表在线检测部分；高温架为水汽取样冷却部分。水汽取样采用在线式，主要仪表磷酸根表、溶氧表等采用进口产品。整套水汽取样及控制系统采用微机控制，微机设置在水汽取样间内，利用微机进行监控及监督管理。同时管理加丙酮肟、加氨、加磷酸86、盐的运行工况。微机能及时、正确地帮助运行人员判断、分析和处理运行中的问题，并具有贮存记忆功能，能更好地满足电厂安全生产要求。除此以外微机还留有以太网接口，以便主要参数传送主控制室进行监视。为了使水汽取样系统可靠、安全地运行，保证系统不结垢，不腐蚀，不污堵，本工程的冷却系统采用除盐水。冷却水的回水接至除氧器。全自动集中取样分析装置布置在锅炉房转层的取样间内。4.5.9 主要设备配置本配套项目的化水部分主要设备配制情况详见表4.5-3。表4.5-3 主要设备配制表序 号设 备 名 称规 格 与 参 数单位数 量备注给水、炉水校正处理及水汽取样取样1加丙酮肟装置套12加氨装置套13磷酸盐加药装置套187、4水汽取样装置套14.6 热工自动化部分4.6.1 概 述4.6.1.1 主要研究问题 针对CFB锅炉和汽机的控制方案； 配套辅助系统（BOP）的控制方案 ； 控制室的设置方案； DCS软件组态的方式。4.6.1.2 控制对象 循环流化床锅炉循环流化床锅炉从汽水系统的角度来看与其他类型的锅炉并无很大的差别。主要保证汽包水位和主蒸汽温度控制在允许范围之内。就燃烧系统来讲，其结构和辅机的配置与其他类型的锅炉相比，差别则相当大。首先，循环流化床锅炉的燃烧机理完全不同，其控制的优劣完全取决于辅机的配置、完好率和可控性。循环流化床锅炉在燃烧控制方面，在满足系统汽量平衡的前提下，除需保证燃料量与风量的比例88、，以期经济燃烧外，还肩负环保重任。它需根据烟气SO2的浓度，添加适量的石灰石粉料；需控制床温，抑制NOx的生成，其难度不可忽视，因为汽量的变化不但影响汽压，同时也影响床温，存在耦合关系。此外，循环流化床能够可控地正常循环是锅炉正常运转的前提，固体物料的回送则完全依赖控制系统与返料装置的完美配合得以实现。就循环流化床技术来看，是完全成熟的，但辅机及相关系统的选择，控制单元与系统的配置以及相互之间紧密的接合才是成熟技术用于现实生产的可靠保障。典型的CFB锅炉单元设如下主要控制回路：主蒸汽压力控制称重式给料机的转速控制。主蒸汽温度控制第一级减温器给水量的控制；第二级减温器给水量的控制。汽包水位的控制89、主给水调节阀的控制；启动给水阀的控制（或给水平衡阀的控制）。风量控制主风量的控制；风室风量的控制；二次风量的控制；引风量的控制。SO2排放浓度控制床料控制锅炉排渣量的控制；J阀空气量的控制。其他辅助控制回路等。 除氧给水系统等控制共设如下控制回路： 高加水位调节 除氧器压力和水位调节 蒸汽旁路（中、低压减温减压器）的快开逻辑及压力和温度调节 化学水系统化学水系统由PLC来实现顺序控制，并纳入PLC辅控网。 气力输送系统和石油焦输送系统飞灰气力输送系统以及底灰输送方案中的气力输送方案。气力输送系统主要由仓泵群、气动阀组、输送管线和混凝土筒仓等组成。输送的动力来自空压站，采用浓相输送方式将仓泵内灰90、渣送至筒仓，气力输送系统将由PLC实现顺序联锁控制，并纳入。 输送栈桥中的整个输送系统包括皮带输送机、破碎机、筛分设备和电动卸料器等。该输送系统也将由PLC实现逻辑控制。 烟气脱硫系统通过实时测量CFB锅炉烟道中的SO2值来控制氨法脱硫系统的运行。4.6.1.4 其他系统其它系统，如：锅炉吹灰系统及空压站等，与其他系统一样都将采用PLC程序控制。锅炉布袋除尘系统由设备厂配供的专用控制器控制，这种控制器是非通用化的，其批量甚小，从全厂统一管理的要求出发，建议选择PLC控制方式并将其纳入PLC辅控网。按惯例，气力输送系统、锅炉吹灰系统、锅炉布袋系统和空压站等这类系统属机电一体化产品，其控制单元均由91、设备厂配供，但作为全厂控制系统的一部分，每个控制单元都需要服从总体的要求，需要考虑与PLC辅控网的问题。因此在设计及上述系统的定货时，需制定标准规范和统一控制器的选型来改善操作条件及提高自动化程度，以便将全厂的控制器均纳入一个完整的PLC辅控网系统中。4.6.2 控制方式4.6.2.1 概 述 集中控制和就地控制随着分散控制系统的不断发展和控制理念的更新，以往流行控制方式（集中控制或就地控制）的提法已不完全适合于采用DCS控制的项目。例如主厂房内的各热力设备均采用DCS测控，故不再按系统设单元控制室；氨法脱硫系统、飞灰和底灰输送系统、布袋除尘系统及空压站的控制装置都带有现场控制器，是自动化程度92、很高的系统而无需过多的人工干预。通过网络便可实现远距离监视和遥控，可以说就是集中控制，但它们的控制器却都在现场设备旁或就地机柜间中，完全是个就地控制器，只是操纵者可以在集中控制室操作而已（就地也完全可以操作）。 EIC三电一体化所谓EIC，即电气、仪表和计算机控制三位一体阶段。既可使电气控制和热工控制的总投资不比常规设计高，又可使电厂的整个操作水平和安全水平都有较大的提高。在本工程中电气部分除继电保护和网控等外，工艺设备的电气联锁，电气的电量信号等都将通过I/O通道送入DCS。 无盘化操作无盘化操作是建立在EIC一体化基础上的一种操作控制方式，这完全基于计算机网络技术、冗余技术和软件技术的发展93、以及计算机的安全性、可靠性、实用性和经济性。但无盘化操作并不是没有常规仪表，只是将其减少到最低程度，比如设备配供的二次仪表，以及装置紧急停车按钮等，日常运行操作监控则完全基于屏幕和控制键等。4.6.2.2 控制室布置 将热控和电气的控制合并在一起，设置4#、5#锅炉控制室内，以实现集中操作管理，减少人员编制。现场DCS机柜间布置在4#、5#锅炉除氧跨9m层，使其位置处于装置最终规模的中央，有利于工程布线节省安装材料。 整个控制分为两级。除主厂房集控室等以外，还设就地控制室数处，包括布袋除尘和飞灰输送、燃煤输送、烟气脱硫等建筑物内电气、热控合一的机柜（值班）室，但绝大部分就地控制室实际上就是机柜94、室而无须设岗。本项目的就地PLC控制站通过冗余光纤总线以及光纤交换机连接起来，对自动控制的辅助生产系统，在新建运行初期，特别在机组启停阶段，就地控制室可能需要有人操作或值班。待设备运转正常，且运行人员操作熟练后，就地控制室则不需设岗，只需要定时巡视即可。4.6.3 控制系统设备选型控制系统在原有4#、5#炉基础上进行扩建。4.6.3.1 DCS及PLC系统 选型原则：对于EIC一体化及无盘化操作，DCS及PLC的安全、可靠、先进、实用、经济是其选型的主要原则。 DCSDCS的过程控制站是冗余型的，即除电源、CPU、通讯卡冗余之外，回路控制卡、光纤交换机及高速数据公路也是冗余的，以策安全可靠。过95、程控制站设在DCS机柜间内，称本地站。考虑到锅炉、汽机及一些生产辅助设备的地理位置，设部分I/O远程站，以降低材料和安装费用，而所有的回路控制则直接引至本地站。DCS的人机接口，每炉设双屏操作站3台，每台汽机再设1台单屏操作站，每台汽机设1台DEH控制终端，公用部分设2台单屏操作站，电气网控及继电保护设3台操作站。操作站的LCD为19，此外另设有相关的外围设备诸如拷贝机和打印机等。1台工程师站布置在主厂房工程师站室，同时兼作OPC服务器。IO分项初步统计如表4.6-1。表4.6-1 DCS的I/O分项统计表（含冗余点）项目AIAODIDO1 台锅炉375505502501 台除氧给水5048096、35减温减压及供热3051003045559730315在此基础上，按规范要求每种I/O通道需留10裕量，槽位按15予留。DCS品牌与原4#、5#炉相同。 PLC辅控系统的监控将选用PLC，所有的PLC均通过冗余的光纤环网与光纤交换机连接起来。考虑到辅控系统与主控系统之间并不存在直接的偶合关系，因此在DCS主控网和PLC辅控网上各设1个OPC服务器站，以保证DCS主控系统与PLC辅控系统之间实现连接，又为电站的调试和投运初期的操作带来很大的方便和灵活性。PLC与原4#、5#炉相同。4.6.3.2 一次仪表及执行机构的配置及选型 本次工程除风门挡板以及设备配供的电动执行器外，大部分执行器拟选择气97、动型。为了克服机械死区，所有角行程执行器与被控设备都将采用球型铰链进行机械连接。 一次仪表选用电动型。凡重要的调节回路和联锁保护回路，按重要程度进行冗余配置或3中取2容错配置。设备厂配供的二次仪表，诸如汽包电接点水位计、汽机测振仪以及少量的后备表计等，均安装在集中控制室的辅助盘上。原则上，重要回路的一次仪表及执行机构选择进口产品，其余可选用引进国外先进技术生产的产品和国内成熟产品。为便于仪表的日常维护、维修以及减少备品备件的品种和数量，应统一和规范设备供应商配供仪表的型号及品牌。4.6.4 模拟量控制系统（MCS） 4.6.4.1 协调控制本项目采用切换母管制运行方式，而对供热负荷必须确保，鉴98、于此等热力系统的控制要求，其协调控制就显得十分必要，可考虑采用的优化控制方案。4.6.4.2 调节回路调节回路的内容已在前方章节中予以表示，在此不另赘述。4.6.5 热工保护各热工设备本身的热工保护内容与常规设计相同，并利用DCS来实现。汽机保护则利用DEH强有力的保护功能完成，并具有SOE功能。各辅助系统的联锁和保护都将由各系统的PLC来实现，但各辅助系统联锁保护若与主设备有关时，都将通过硬接线方式与DCS连接，以确保安全。4.6.6 数据采集系统（DAS）DCS具有显示、报警、报表记录、历史数据存贮和回顾以及性能计算等功能。4.6.7 数据通信网4.6.7.1 控制系统高速数据公路；现场总99、线。4.6.7.2 工厂管理网（MIS）的建议本工程控制系统可通过OPC服务器引至全厂MIS管理信息网的某台服务器上，并装入相应的软件包。这样，MIS上的站点，通过安全浏览软件可随时浏览动力中心生产现场自动化系统中各类实时信息、画面、曲线等信息。本项目主要领导以及生产管理者还可以在外地通过拨号上网，了解本工程的生产实时信息。本建议未作估算，供建设方参考。4.6.8 其它问题（1） 锅炉蒸汽吹灰控制系统自成一体，配备有触摸屏作为PLC控制器的上位机，布置在吹灰电控柜上。（2）锅炉底灰、飞灰和布袋除尘系统等控制和数据采集用的PLC，用于现场控制室的监控。监控用触摸屏上位机设置在相应的就地控制室。最100、终纳入统一的PLC辅控网。（3）锅炉氨法烟气脱硫控制系统由总承厂家配套供货，最终接入PLC辅控网。（4）烟气排放监测：根据国家环保政策，燃煤锅炉的烟囱烟气排放将实行监控。因此，本项目将在烟囱上配备烟气连续排放检测系统，对烟气中的NOx、SO2和粉尘浓度及总量进行在线检测，采集信号进入DCS系统作为数据存贮、监视和分析之用。烟气连续排放检测系统的分析小屋设置在烟囱附近，以靠近烟囱烟气采样装置。4.6.9 仪表维修本项目的仪表维修依托热电公司。4.6.10 火灾报警系统本项目将配备1套火灾报警系统，其监控终端（LCD）放在控制楼机炉电集中控制室，对主厂房、电缆夹层、燃料输送栈桥等进行监控。火灾报警101、系统由计算机监控终端、报警控制器、光电感烟探测器、测温电缆和手动报警按钮等组成。4.6.11 工业电视考虑到燃料输送栈桥线路较长给巡视带来不便，故在各转运站的有关设备层设置CCD工业电视监视头，在燃料输送控制室设置数台LCD，并切换监视。并在控制楼机炉电集中控制室设置1套大屏幕显示系统。4.6.12 控制系统主要设备表4.6-2 控制系统主要设备表序号设备名称及规格单位备注一、主辅控制系统1DCS系统(含硬件、通讯电缆、软件和组态调试、大屏幕显示器）套12PLC系统(含硬件、通讯电缆、软件和组态调试）套13汽包水位等电视监视装置套14火灾报警系统套1二、锅炉1仪表套12锅炉紧急停炉装置MFT套102、1设备带3电动调节阀/带执行机构套204气动调节阀台105二氧化硫分析仪套1三、除氧给水1仪表套12电动调节阀/带执行机构台2四、烟气在线系统分析1烟气在线分析系统套1说明：仪表包括温度计、热电阻、热电偶、压力表、压力差压变送器、压力差压开关、标准喷嘴及长径喷嘴、均速管流量计、锥形流量计、热质量流量计、电磁流量计、电接点液位计、磁翻板液位计、射频导纳料位开关、雷达料位计、导波雷达料位计、氧化锆分析器等。4.7 主厂房布置4.7.1 总的布置主厂房采用四列式布置，依次为： 汽机间除氧跨 运煤跨 锅炉间，其布置及系统情况，详见图N253WV-R01R08。4.7.2 锅炉间与运煤跨的布置锅炉9.0103、0m层下采用砖墙封闭，9.00m层上紧身封闭布置。锅炉前柱距燃料跨4m。锅炉在 9.0m、17.5m、38.0m有平台和走道与燃料跨各层连通。锅炉间底层布置有一次风机、二次风机、冷渣器、返料风机等辅助设备，锅炉后依次布置有布袋除尘器、引风机、氨法脱硫装置、烟囱等。 运煤跨跨度10m，总长42.8m，分5层布置。底层布置有高低压配电室；4.5m为电缆夹层；9m为运转层，主要布置了给水操作台和机、炉集控室； 17.5m层为燃料给料机层，用来布置给料机等，38.0m层为燃料输送层，布置有输料皮带。4.7.3 汽机间、除氧跨的布置除氧跨在原有厂房扩建端扩建5个柱距，共42.8m，共4层，底层为管道层，104、布置有疏水泵、中压减温减压器和低压减温减压器等设备和管道；4.5m层为管道、电缆夹层；9m运转层布置主蒸汽母管和集控室；17.5m除氧层布置1台除氧器及给水箱、1台补水加热器和1台连续排污扩容器。4.7.4 主厂房建筑表4.7-1 主厂房建筑表序号建筑、构筑物平、剖面示意占地面积（m2）层数总高度（m）备注1汽机间42.821.0898.8324.500.00m4.00m9.00m2除氧间42.89.0385.2330.000.00m9.00m17.50m3煤仓间42.89.0385.2643.000.00m4.50m9.00m13.50m19.50m38.00m4锅炉间42.842.4181105、4.72355.430.00m9.00m55.43m4.8 建筑结构部分4.8.1 设计范围 本设计包括站区内新建的主厂房、钢筋混凝土烟囱、燃料输送系统、除灰系统等建、构筑物，还包括锅炉及附属设备基础的设计。4.8.2 建筑部分4.8.2.1 设计原则 建筑设计应满足工艺生产、安装、操作及检修的要求，并满足国家的规范及标准，在安全、适用、经济的前提下，尽量做到美观大方。 选用建筑材料首先满足使用要求，并优先使用本地的生产材料和构配件，在技术安全可靠的基础上尽量采用新技术、新结构、新材料。 根据生产的特点,采取必要措施,满足防水、防火、防爆、防腐蚀等各相关要求。 本工程按抗震设防烈度为七度设计。106、4.8.2.2 采用的主要国家标准规范及标准图 标准规范小型火力发电厂设计规范GB50049-94建筑设计防火规范GB50016-2006建筑抗震设计规范GB50011-2001建筑内部装修设计防火规范 GB50223-2004房屋建筑制图统一标准GB/T50001-2001建筑制图标准GB/T50104-2001建筑采光设计标准GB/T50033-2001屋面工程技术规范GB50345-2004工业建筑防腐蚀设计规范GB50046-95 标准图集本设计采用国家标准图集为主、部分省标准图集或院标准图。4.8.2.3 建筑构造标准 屋 面需要建筑找坡的钢筋混凝土屋面，采用憎水型膨胀珍珠岩板保温隔107、热兼找坡,防水分别达到级级防水标准,采用卷才、涂膜防水。 墙 体地面以下及女儿墙采用MU10实心砖,填充墙采用陶粒混凝土砌块。 楼、地面主厂房汽机间运转层、配电间等均采用防滑地面砖，其余如电缆层、运煤层、汽机间底层等无特殊要求部位的楼、地面为混凝土或水泥砂浆面层，其它建筑无特殊要求时为水泥砂浆或混凝土地面。 外 墙 面采用高档防水丙烯酸涂料，以浅色调为主，用色带或色块加以搭配，使建筑立面美观大方，并与原有建筑相协调。 门 窗窗以塑钢窗为主，厂房大门采用夹心板大门，卷帘门,一般门为铝合金门，防火门采用钢质防火门。4.8.3 结构部分4.8.3.1 设计选用的国家规范、标准及设计基本参数建筑结构荷108、载规范（2006年版）GB50009-2001建筑抗震设计规范GB50011-2001构筑物抗震设计规范GB50191-93建筑设计防火规范GB50016-2006建筑地基基础设计规范GB0007-2002建筑桩基础设计规范JGJ94-94混凝土结构设计规范GB50010-2002砌体结构设计规范GB50003-2001钢结构设计规范GB50017-2003火力发电厂设计技术规程DL5000-2000动力机器基础设计规范GB50040-96烟囱设计规范GB50051-2002 设计基本参数设计基本风压值：0.60 kN/m2。设计基本雪压值：0.40 kN/m2。地震设防烈度： 7 度 。设计109、基本地震加速度值：0.10g，设计地震分组为第一组。结构设计使用年限按50年考虑。4.8.3.2 站区自然条件和地基方案 工程地质和水文地质XX市位于辽宁省南部，临近渤海湾，为XX冲积平原。拟建厂址位于辽宁省XX市XX区石油化工工业区，XX集团发展用地区域内，北为农田，南为工业区铁路专用线，西与乙烯工程相邻。厂址周围平坦开阔，为下XX近海沉积平原，系第四纪松散的近海沉积层，分布广泛厚度可达150m200m。工程地质自上而下分为6层： 耕土、杂填土：灰色、稍湿湿，主要由粉砂组成，含少量粘土；层厚0.501.60m。 粉 砂：灰色，稍湿湿，松散，层厚0.50m1.10m。 粉质粘土：黄褐色、湿饱和110、，可塑，层厚0.90m4.50m，fk=160kPa。 粉 土：灰色，灰褐色，湿很湿，中密，层厚0.70m3.60m，fk=110kPa。 粉 砂：灰黑色、松散稍密，有轻微液化，层厚8.8m11.40m，fk=140kPa。 细 砂：黄褐色、中密，未揭穿，fk=200kPa，qp=3200kPa。地下水类型为孔隙潜水，稳定水位深度0.50m0.60m，据水质分析，地下水对混凝土有弱腐蚀性，对钢筋混凝土中的钢筋具有中等腐蚀性。 主要结构材料预制构件采用C30混凝土，其余现浇构件采用C25C35混凝土。 地基方案主厂房、烟囱、燃料棚、筛破楼、栈桥等主要建、构筑物和锅炉基础、汽机基础、电除尘器基础等111、大型设备基础均采用桩基础。其余建筑物、构筑物酌情采用短桩基础或天然基础。桩型采用钢筋混凝土灌注桩或预应力混凝土管桩（PHC桩），桩端持力层第6层土。4.8.3.3 主厂房结构（1） 结构形式除氧间采用现浇钢筋混凝土框架结构，主厂房横向为钢筋混凝土框排架结构。除氧跨各楼层及屋面采用现浇梁板，现浇钢筋混凝土竖壁与钢斗相结合的混合结构煤斗。采用现浇钢筋混凝土墙梁承重围护墙, 厂房端部设有现浇钢筋混凝土抗风柱。在主厂房扩建端柱外需考虑预留扩建要求。（2） 地基及基础除氧煤仓间主厂房柱及锅炉基础拟采用桩基础。4.8.3.4 其它主要生产建（构）筑物结构（3） 烟 囱烟囱拟采用桩基础，钢筋混凝土基础，上部112、结构采用现浇钢筋混凝土筒壁、钛合金内衬、膨胀珍珠岩隔热层。4.8.3.5 设计抗震烈度本工程抗震设防烈度为7度；设计基本地震加速度值：0.10g，设计中按7度进行结构计算及采取相应的抗震措施。4.8.4 主要建筑、构筑物见一览表本项目主要建构筑物情况见表4.8-1。表4.8-1 建筑、构筑物一览表序号建筑、构筑物名 称平、剖面示意占地面积（m2）建筑面积（m2）层数总高度（m）结构形式备注1主厂房3526.711607.424627.0031.0047.00框架排架2烟囱（D=7000mm）150m高3配电控制室3.0m6.0m181815.50框架4空压站9.0m15.0m13513518.113、00框架5 电除尘器控制室12.0m9.0m10810814.00框架输渣地沟3.8m1.5m、36m长合计3787.711868.44.9 供排水系统及冷却设施4.9.1 概述根据热平衡计算，XX集团热电公司现有的装置已不能满足集团未来发展的需求，为此本项目根据“以热定电”的原则，确定设计规模如下：410t/h 高温高压循环流化床炉1台；本项目主要设计原则考虑如下：（1） 本工程新鲜水由原4#、5#炉原有的新鲜水管引出。（2） 工业给水、生活给水、消防给水为各自独立的给水系统。（3） 排水为分流制。雨、污水分别收集、提升后，由热电公司统一处理或排放。（4） 合理安排用水，尽可能提高复用水率，114、减少新鲜水用量及排污量。 4.9.2 工业给水系统4.9.2.1 工业用水需水量工业水、新鲜水耗量详见表4.9-1：表4.9-1 工业用水水量表序号用水单位名称用水量备注最大时（m3/h）年耗量（104m3/a）1循环水补充水17.213.762锅炉排污降温池补充水6.04.8采用较小水量（3m3/h）与锅炉排污水（水质良好，4.1m3/h，）混合降温后降温至60以下，作为脱硫补水4未预见水量（管网漏失等）2.321.8610合计（平衡后）25.5220.42合计为新鲜水耗量4.9.2.2 供水方式工业新鲜水用量最大时约25.52m3/h，均采用XX集团污水处理站再生水（回用水处理工程出水），115、其水质满足本工程工业用水水质要求。本工程设计分界线为电站围墙外1m。厂界区外新鲜水的取用、输送工程均由热电公司负责实施，本工程仅设计厂界区内部的工业给水管道。新鲜水供至厂界区压力0.2MPa，可满足厂内各用水点压力需求。同时，通过总体统筹协调，厂外供水系统保证连续供给本工程用水，即本工程用水安全性由其负责保证。此外，本工程用水较为稳定，因此厂内不再设置工业调蓄水池及工业加压水泵，由厂外新鲜水母管进厂后直接供给厂内工业用水。工业给水系统的简单流程如下： 图4.9-1 工业给水系统流程图注：图中虚框内容不包括在本设计范围内。4.9.4 室内外给水排水系统4.9.4.1 生活给水系统生活用水采用二水116、源直接供给。二水源供水水质符合国家生活饮用水卫生标准GB5749-85标准。生活给水管道在厂区内成独立的给水管网。本项目生活用水最大小时用水量约为1m3，最大日用水量约22m3，年用水量约为7332m3。4.9.4.2 消防给水系统乙烯工程设有独立的稳高压消防给水系统：设计高压消防用水量为1800m3/h，供水压力为1.0MPa（G）（在装置界区），消防持续时间6h。系统高压消防水泵共3台，2用1备，单泵流量为900m3/h，扬程为110m。均为电动机驱动泵。稳压泵共2台，单泵流量为25m3/h，扬程为80m。乙烯原料改扩建工程位于乙烯工程装置区东面，依托乙烯工程消防给水系统，在区域内设置环网117、。本工程为6#炉备机，厂区紧挨乙烯原料改扩建工程，距离乙烯工程消防泵站约1km左右。全厂室外消火栓消防用水量计35L/s，室内消火栓系统消防水量计20L/s（火灾延续时间按2h计），钢栈桥喷淋系统消防水量计30 L/s（持续喷水时间按1h计）。故设计消防用水量为85L/s，一次灭火所需的消防水量为504m3，远小于主体工程消防系统设计能力。综合以上条件，本厂消防给水依托乙烯工程稳高压消防给水系统，不再单设独立的消防泵房及消防水池，既能够保证消防的安全可靠性，同时又避免重复建设。即：本工程消防给水为稳高压消防给水系统，全厂室内外消防用水由主体工程消防给水系统提供。在乙烯原料改扩建工程消防环网上接118、出2路母管，在本厂区域内形成环状管网。厂区布置室外消火栓，消火栓间距不大于120m。主厂房等构筑物内设置室内消火栓。在各建筑物内配置移动式灭火器具。消防给水管道DN100及以下采用镀锌钢管，丝扣连接；DN100以上采用焊接钢管。4.9.4.3 排水系统 概 述厂区内排水采用雨、污分流制。厂区雨、污排水（除化水排水外）分别收集后排入已有xx公司热力车间排水泵房（紧挨本站站区），通过泵房内排水泵提升后排入厂外排水总管。该排水泵房的改造及提升后管道由业主负责实施，不包括在本工程范围内，其排水能力能够满足本厂及原有区域的排水要求。本项目生活污水经化粪池预处理后，通过厂区污水管网，进入热力车间排水泵房。119、雨水排水通过厂区雨水管网，进入热力车间排水泵房。化学水系统排水通过化水排水泵提升后，全部回用作脱硫用水。循环水系统排污水回用作为用作脱硫用水。输煤系统冲洗废水经初沉池沉淀后，进入2套处理能力为5t/h的一体化煤水处理装置，分离出的水份返回到除灰加湿池，重复使用。 污废水排水量本项目污废水排水量见表4.9-1。表4 污废水排水量表序号排水单位排水量备注最大日（m3/d）年（104m3/a）1化学水系统排水回用前185.686.19约8.44m3/h，全部回用作为脱硫用水回用后002循环水系统排污水回用前206.46.88循环水排污水约8.6m3/h，全部回用作为脱硫用水回用后003生活污水50.120、17排至动力车间排水泵房4冲洗废水50.17处理后回用5合 计50.17最终排出 雨水排水量厂区降雨量按XX地区的暴雨强度公式：QFq式中：Q雨水设计流量（L/s）；综合径流系数；F汇水面积（hm2）；q降雨强度（l/(sha)）；P设计重现期（a），取P=2a；t 设计降雨历时（min），tt12t2；t1地面集水时间，取10min；t2管内流行时间。估算厂区雨水排水量约300L/s。4.9.5 节水措施为节约能源，本项目对水资源尽可能地采用一水多用，废水综合利用的措施，主要节水措施如下。 空冷器、冷油器、空压站等用水采用循环冷却水进行循环利用。 锅炉排污水作为脱硫补水，节约用水约4.1m3121、/h 输煤系统冲洗用水、灰库搅拌用水、干煤棚喷洒用水采用循环水系统排污水。节约用水5m3/d。 脱硫用水采用循环水排污水及化学水排污水,节约用水约17m3/h。 生活给水各用水点设置流量计量装置以进行计量。4.10 贮灰渣场利用热电公司原灰渣场。4.11 采暖通风及空气调节部分4.11.1 设计依据 GB50019-2003采暖通风与空气调节设计规范 GBZ1-2002工业企业设计卫生标准 GB50049-94小型火力发电厂设计规范4.11.2 设计范围暖通专业承担本项目中有关采暖通风空调除尘工程的设计。4.11.3 设计内容4.11.3.1 空调工程主厂房内的机柜间由于有余热产生，消除余热保122、证设备的安全运行。设独立的单冷型水冷冷风型空调机进行空气调节，设独立的空调机房，空调机不设备用。主控室设恒温恒湿空调机进行全年空气调节。水冷型夏季制冷冬季电辅助加热，设1台备用。为减少空调机噪音对值班人员的影响，设独立的空调机房，采用全空气系统的空气调节。燃料输送系统的控制值班室设置分体空调器进行舒适性空气调节，以改善值班人员的工作环境。4.11.3.2 通风工程主厂房加磷酸盐间、加氨间因有害气体溢出，采用全室性通风换气，将有害气体排至室外，换气次数不小于15次/h。厂用高、低配电间、发电机出线小室、锅炉MCC、汽机MCC、阀门MCC因有余热产生，进行全室性通风换气，排出设备散热，换气次数不小123、于10次/h。燃料输送系统配电间、控制值班室设事故排风机进行全室性通风换气，换气次数不小于10次/h，平时兼作通风用。泵房的配电间设事故排风机进行全室性通风换气，换气次数不小于10次/h，平时兼作通风用。泵房因有害气体溢出，采用全室性通风换气，将有害气体排至室外。换气次数不小于15次/h。4.11.3.3 燃料输送系统除尘工程燃料输送系统皮带机各下料点及转运点、振动筛、破碎机下料处的扬尘点，设置单机滤筒式除尘器，对扬尘进行收集，经过滤净化后排放。运煤层除尘：采用多个单机滤筒式除尘器置于料仓顶部，粉尘收集后，直接排在料仓内，避免了二次扬尘。煤棚为全封闭，为使室内的湿气易于散发，在屋顶设屋顶风机进124、行全室性通风换气，换气次数为3次/h。所有的除尘器均与皮带机联锁，并设就地控制开关。4.11.3.4 采暖工程本工程集中采暖地区，设计对主厂房运煤层等室内建筑设集中采暖系统。热媒采用厂区供应的热水95/70，暖气片采用易清扫的钢制散热器。系统采用同程式布置。燃料输送系统中的转运站、栈桥、筛破楼采用蒸汽采暖系统，0.3MPa饱和蒸汽，暖气片采用易清扫的钢制散热器。凝结水由厂区管道收集往化水站统一处理。4.11.4 职业卫生本项目设计在办公室、控制室有人员工作的地方设置空调器，以改善工作环境。空调器采用分体机，将产生噪音的压缩机置于室外，减少了噪声对人的影响。在输煤系统各扬尘点设置技术先进的单机滤125、筒式除尘器，将扬尘收集过滤，减少了粉尘对环境的污染。4.11.5 主要设备表本项目暖通部分主要设备见表4.11-1。表4.11-1 暖通部分主要设备表序号名 称 及 规 格单位数量备 注一 主厂房、主控楼1暖 气 片组402轴流风机 T35-11 No.4型台243水冷冷风型空调机 L60型台2二 运煤系统1暖气片组1002轴流风机 T35-11 No.4型台23分体壁挂式空调器 KFR-50G型台34单机滤筒除尘器 LT-3-80型台44.12 动力4.12.1 概 述 设计依据 压缩空气站设计规范 （GB50029-2003） 火力发电厂油气管道设计规程 （ DL/T5204-2005） 126、设计范围本工程动力专业设计范围为压缩空气站及厂区动力管道。4.12.2 压缩空气供应系统4.12.2.1 概 述本工程锅炉装置、飞灰气力输送系统等需用压缩空气，压缩空气的品质要求如下：工艺用压缩空气：用气压力0.6MPa（G）压力露点-20含 油 量1ppm含尘粒度1m仪表用压缩空气： 用气压力0.6MPa（G）压力露点-40含 油 量0.01ppm含尘粒度0.1m4.12.2.2 用气负荷 本期工程410t/h高温温高压循环流化床锅炉，根据各专业提供的压缩空气负荷资料，压缩空气需要量如下：4.12-1 压缩空气量统计表序号用 气 点平均耗气量 m3/min用气压力 MPa(G)1锅炉动力用气127、130.6MPa2锅炉仪表用气150.6MPa3飞灰输送系统（输送用气）710.6MPa4飞灰输送系统（控制用气）40.6MPa5灰库用气量50.6MPa6渣库用气量100.6MPa7暖通用气量100.6MPa8化水用气量90.6MPa合计工艺用压缩空气1190.6MPa仪表用压缩空气190.6MPa压缩空气站设计容量的计算：Q = KQ1+ KQ2= 1.5119+1.51.0719 =209m3/min式中： Q1：工艺用气平均消耗量之和 Q2：控制用气平均消耗量之和 K： 综合系数 1.5 ：组合式干燥机自耗系数 1.07计算得本项目压缩空气设计容量为209m3/min。4.12.2.3128、 压缩空气站设备选择根据上述对本工程压缩空气负荷的计算，本工程压缩空气站主要配置考虑如下：自洁式空气过滤器 Q600m3/min1台离心式空压机 Q220m3/min1台P0.75MPa 压缩热再生式干燥机 Q220m3/min1台即：本期工程空压站新增1台流量为220m3/min的离心式空压机，正常工作情况下满负荷运行。4.12.2.4 压缩空气站工艺流程外界空气经自洁式空气过滤器预处理除去粉尘后进入离心空压机，被压缩0.75MPa后， 一部分压缩空气进入压缩热再生式干燥机进行干燥处理，即可得到压力露点20，含油量1ppm，含尘粒径1m的净化干燥空气。满足电厂的工艺用气需要。另一部分压缩空气129、则通过吸附式干燥机处理后制得压力露点40，含油量0.01ppm，含尘粒度0.1m的仪表用压缩空气，满足电厂所需要的仪表用压缩空气。4.12.2.6 压缩空气站布置压缩空气站在原空压站东侧扩建9m,占地面积约135m2，单层布置。压缩空气站按全自动无人操作设计。4.12.3 点火油供应系统本工程利用热电公司现有点火油供应系统。4.12.4 厂区动力管道4.12.4.1 概 述本期工程厂区动力管道主要包括供热蒸汽管道、压缩空气管道、点火用油管道、除盐水管道及采暖供回水管道。4.12.4.2 供热蒸汽管道 根据热负荷资料，厂区供热蒸汽管道分别选择如下：中压供热蒸汽管道供热参数为4.50MPa， 41130、0，采暖期热负荷380t/h，通过计算选择2根45020无缝钢管，材质为20G。 供热蒸汽管道敷设方式为高支架架空敷设，管道保温采用硅酸铝保温材料，中压蒸汽管道保温厚度为150mm，外保护层采用0.5mm厚的铝皮。4.12.4.3 采暖热水管道根据本工程暖通专业提供的资料，全厂采暖热负荷为2000kW，则根据计算本工程的计算热采暖负荷为：Qj1.2Q1.220002400（kW）。如按循环热水温差25计，本工程的采暖用循环水量为：Gxs1.23.6Qj/Cp（t2t1）132（t/h）。根据上述循环水量考虑，本项目对采暖用供回水管选择各1根1595无缝钢管，材质为20号钢。4.12.4.4 其131、他主要工艺管道本工程动力供应系统除上述的供热蒸汽管道和采暖热水管道外，还有锅炉点火用轻柴油管道，化水系统的除盐水管道以及有关工种需要的压缩空气管道等。这些管道一般采用架空敷设，局部采用埋地敷设。4.12.5 动力部分设备表本项目动力部分主要设备见表4.12-3。表4.12-3 动力部分主要设备表序号名 称 及 规 格单位数量备 注1自洁式空气过滤器 Q=600m3/min 台12离心式空压机 Q=220m3/min、P=0.75MPa台13压缩热再生干燥机 Q=220m3/min 台15 烟气脱硫5.1 烟气脱硫工艺选择目前，可供使用的烟道气脱硫技术多种多样，各种不同的烟道气脱硫技术所用的吸收132、剂、脱硫副产品，以及脱硫效率和投资成本差别很大。对于某一具体项目，最适用的烟道气脱硫技术一般是根据现场的客观条件和经济情况来选择的，即这种脱硫技术充分利用了现场的有利条件，并在整个使用期间总成本最低。然而，影响总成本的因素有很多，这些因素包括：技术因素；经济因素（生产成本、投资成本）；商业因素等。技术因素包括脱硫技术所能提供的脱硫效率、技术的适用性和烟道气脱硫设备所需的空间大小以及技术的风险性。经济因素包括投资成本和生产成本，其中投资成本包括设备自身的费用和对原有设备的改造费用（如果脱硫工艺需要对现有锅炉、除尘器、引风机等进行改造，则该项费用在投资成本和生产成本中所占比重很明显）；所用的吸收剂133、的费用；脱硫系统运行费用、副产品处理所带来的创收或支出；以及维修费用。商业因素包括商业风险度；技术成熟度；与该技术相应的规模适度；以及技术供应商的可信度。理想的脱硫工艺应该是投资少，占地小，运行成本低，与主体工程兼容性好，脱硫效率能够满足排放标准要求，脱硫副产品容易处理，无二次污染。如果副产品能有较好的销售市场，所产生的经济效益可冲抵部分装置运行费用，甚至有所结余，则是最理想的。为了满足国家规定的锅炉烟气中污染物排放量的限制值的要求，根据目前国内外同容量规格的锅炉设备使用情况看，我们应采用向循环流化床锅炉炉内加石灰石的炉内烟气脱硫措施 ，通过该措施，对技术先进的循环流化床锅炉，其脱硫率可达到9134、094以上，基本可以满足我国现行的环保标准要求。这一方案相对投资比较节省。由于集团拥有大型合成氨装置，具有大量的10% 20%左右浓度的废氨水资源，有些低浓度的氨水在合成氨装置中需要花费较大的代价才能得到利用，甚至有可能作为废水排放。因此根据脱硫工艺选择的原则：“工艺成熟、运行稳定、脱硫效率高、投资省、运行费用低、无二次污染”来看，选用氨法脱硫工艺，采用氨法脱硫技术，利用合成氨厂的低浓度氨水作为脱硫剂，得到的副产品再作为复合肥的原料加以利用，无疑是符合循环经济要求的最佳方案。产有氨水，使用成本低，同时考虑到氨法脱硫工艺有如下优越性： 烟气中的SO2和氨在吸收塔内通过气液两相反应，全部转化为硫酸135、铵，可实现资源的完全回收和循环利用； 采用氨法脱硫可使系统中的氨全部转化为硫酸铵化肥，且不产生任何废水、废液和废渣，没有任何二次污染； 装置采用氨作为吸收剂，副产高市场价值的硫酸铵化肥，每处理1t量的SO2消耗0.5t氨可生产2t硫酸铵，按照常规价格液氨2000元/t、硫酸铵650元/t计算，则烟气中的SO2可实现300元/t的价值； 脱硫效率达到95以上； 装置稳定可靠，运行方便高效； 装置占地面积小，75t/h1000t/h的锅炉占地在150m2500m2左右。 副产物硫铵是一种酸性肥料，可用于改良碱性土壤的结构，是水稻、茶叶、柑桔、柠檬和油料作物等多种农副作物的优良肥料。为此本设计推荐采136、用循环流化床锅炉烟气氨法脱硫系统。5.2 吸收剂来源及消耗量脱硫岛吸收剂采用业主提供的液氨制备的20%的氨水混合调配后浓度为9%的氨水。序号物料类别设计燃料t/ht/dt/a1液 氨0.6315.1250395.3 吸收剂运输本项目脱硫原料为废液氨，来自XX化肥厂，直接采用管道输送至本项目厂区，本项目不设置液氨贮罐，仅在脱硫区域设置氨水储槽。5.4 烟气脱硫副产品处置本工程脱硫副产物硫酸铵化肥产生量为1.98x104t/a，俗称“肥田粉”，既是氮肥又是硫肥，即可单独使用也可配合使用，是一种被广泛使用的化肥。硫铵是一种酸性肥料，可用于改良碱性土壤的结构，是水稻、茶叶、柑桔、柠檬和油料作物等多种农137、副作物的优良肥料。有较好的销路和经济价值。5.5 烟气脱硫工程5.5.1 设计基础参数 燃料本工程主要燃料为烟煤，燃料由栈桥输送至炉前燃料仓。燃料的设计如下：设计燃料 100%烟煤；各种燃料的分析资料如下：设计煤分析资料燃料类型烟煤化学分析（收到基重量%）校核燃料碳 Car43.18氢 Har3.05硫 Sar0.52氮 Nar0.54氧 Oar8.44水分 Mt7.0灰 Aar37.27挥发份 Vdaf40钒 V（ppm）N/A低位热值(收到基)MJ/kg16.40 吸收剂脱硫岛吸收剂采用业主提供的20%的氨水混合调配后浓度为9%的氨水。a.成分分析：序号成分分析单位数值1ur(重量%)2.138、02NH3%5.53CO2%2.04H2O%余量b.液氨参数：分析项目优级品一级品合格品分析结果氨含量 重量% 99.999899.699.81残留物含量(重量% )0.10.20.40.19油含量 mg/kg 5-铁含量 mg/kg 1- 水源及水质工艺水、冷却水水源为电厂工业水。氨水制备水源为电厂除盐水。工业水水质分析详见电厂水质资料。除盐水水质资料: 经过（二级混床）处理后其出水水质控制到如下标准分析项目单位数值硬度0二氧化硅g/L20电导率（25）S/cm 0.3 FGD入口烟气参数FGD入口烟气参数如下：项 目单位MCR（410t/h）脱硫装置入口烟气量标准状态，干态，Nm3/s11139、9.3烟气组分，标准状态，（体积百分比）CO213.26O24.4N271.92Sox以SO2表示（净含量，7.06%O2）0.011水份6.875入口烟温（正常）120入口烟尘浓度(标准，干态)g/Nm380.6入口SO2浓度(标准，干态)mg/Nm33000入口烟气中SO2浓度高或低30%时，装置出口烟气SO2(标准，干态)浓度mg/Nm3200装置出口烟气温度50要求烟气脱硫装置负荷范围%40110%5.5.2 脱硫工艺系统及设备部分本期工程锅炉烟气脱硫采用湿式氨法烟气脱硫工艺，安装一套烟气脱硫装置（一炉一塔），处理烟气量为锅炉100%BMCR工况的烟气量，脱硫效率为96%。烟气脱硫系统140、包括：氨水制备系统（依托热电公司现有装置）氨水输送及供应系统（依托热电公司现有装置）烟气系统吸收塔系统吸收塔浆液循环系统氧化空气系统吸收塔浆液扰动系统硫铵浆液排出系统硫铵制备、输送及贮存系统（依托热电公司现有装置）排放系统（依托热电公司现有装置）工艺水系统（依托热电公司现有装置）压缩空气系统蒸汽伴热系统 氨水制备系统利用4#、5#炉氨水制备系统。 氨水输送及供应系统利用4#、5#炉氨水制备系统。 烟气系统 主要功能烟气系统将未脱硫的烟气引入脱硫装置，将脱硫后的洁净烟气送入烟囱。进入脱硫装置的烟气通过锅炉引风机实现流量控制。从吸收塔出来的脱硫烟气温度50左右，然后从烟囱排放。烟气系统的压降通过锅141、炉引风机克服。 系统描述及控制在脱硫系统的引入和引出烟道上均设带密封风的单轴双叶片百叶窗式挡板门，在水平主烟道上设旁路隔离门。脱硫装置投运时，FGD进、出口挡板门打开，烟气通过脱硫装置。脱硫装置发生故障或检修时，FGD进、出口挡板门关闭，烟气可通过旁路烟道进入烟囱，从而不会影响到锅炉和发电机组的运行。 系统主要设备选型选型原则：该系统设置两台原烟气进口挡板门、两台净烟气挡板门、两台旁路挡板门。原烟气进口挡板门、净烟气挡板门、旁路挡板门均为带有密封空气的双层百叶窗式挡板门，挡板将按水平主轴布置。烟气挡板门密封空气系统包括两台密封气风机（一运一备）和一台电加热器，为烟气系统挡板提供密封气源。 二氧142、化硫吸收系统二氧化硫吸收系统主要由吸收塔系统、吸收塔浆液循环系统、氧化空气系统、吸收塔扰动系统、硫铵浆液排出系统组成。 主要功能SO2吸收系统是脱硫装置的核心系统，待处理的烟气进入吸收塔与喷淋浆液接触，去除烟气中的SO2。在喷淋层上方设有除雾器，用以除去净烟气中携带的液滴。吸收塔浆液循环泵为吸收塔提供大流量的吸收剂，保证气液两相充分接触，提高SO2的吸收效率。生成硫铵的过程中采取强制氧化，设置氧化风机以提供充足氧化空气，将浆液中未氧化的HSO3-和SO32-氧化成SO42-。在氧化浆池内设有液力扰动装置，以保证混合均匀，防止浆液沉淀；氧化后生成的硫铵通过吸收塔浆液排出泵排出，进入后续的硫铵制备143、系统。 系统描述及控制氨水由泵送入吸收塔浆池中，通过调节进入吸收塔的氨水量或吸收塔排出浆液浓度，使吸收塔浆池PH值维持在5.56.0之间以保证SO2的吸收。烟气在吸收塔内经过吸收塔浆液循环洗涤冷却并除去SO2。脱硫后净烟气由装设于吸收塔上部的2级除雾器除雾使烟气中液滴浓度小于75mg/Nm3。除去雾滴后的净烟气接入主体发电工程的烟道经烟囱排入大气。脱硫反应生成的反应产物经氧化风机鼓入的氧化空气强制氧化，生成硫酸铵由硫铵浆液排出泵排出吸收塔。SO2吸收系统可细分为吸收塔系统、吸收塔浆液循环系统、氧化空气系统、吸收塔扰动系统、硫铵浆液排出系统。根据BMCR工况下烟气量以及烟气中SO2含量，本FGD144、装置设置4台浆液循环泵，采用3层浆液雾化喷淋方式。装置运行时，实际投运的循环浆液喷淋层数根据烟气负荷以及出口SO2浓度决定。为防止吸收塔浆液中固体物的沉积以及促进氧化空气的合理分布，设置吸收塔扰动喷嘴对塔内浆液进行扰动。根据化学反应原理，烟气中SO2与脱硫剂反应的主要生成物为（NH4）2SO3及NH4HSO3，为生成（NH4）2SO4，需要对上述生成物进行氧化。本工程是通过向吸收塔氧化区送入新鲜空气来实现氧化过程的。在低负荷工况下，吸收塔浆液排出泵是一种间断运行方式，其启停信号主要取决于吸收塔浆液浓度。在脱硫吸收塔中主要有如下反应：SO2的吸收过程：SO2+2NH3H2ONH4HSO3SO2+145、2NH3H2O(NH4)2SO3+H2O(NH4)2SO3+SO2+H2O2NH4HSO3(低PH值时)NH4HSO3+NH3H2O（NH4）2SO3+H2O(高PH值时)氧化生成硫铵：2（NH4）2SO3+O22（NH4）2SO4吸收塔氨水浆液供应量、硫铵浆排出量及烟气进入量等因素的变化造成吸收塔的液位波动。根据测量的液位值，调节除雾器冲洗时间间隔，实现液位的稳定。 系统主要设备选型选型原则：采用一炉一塔方案，即脱硫装置包括一座吸收塔、一套循环系统、一套硫铵浆液排出系统、一套氧化空气系统、一套扰动系统。吸收塔直径为11.2m，高度为32.4m，该吸收塔内含两级除雾器、四层喷淋层、氧化空气管道146、7个扰动喷嘴。其中除雾器采用工艺水冲洗，冲洗水的输送由除雾器冲洗水泵来完成；每层喷淋层的喷嘴有72个，材质为SiC。循环系统设四台浆液循环泵,对应四层喷淋层,每台浆液循环泵的循环浆液量为2850m3/h。硫铵浆液排出系统设两台硫铵浆液排出泵，一用一备，硫铵浆液排出泵的出力为160m3/h。共设置三台氧化风机，二用一备，每台氧化风机出力按每套吸收塔浆液所需氧化空气量的50%选取。 硫铵制备、输送及贮存系统利用4#、5#炉硫铵系统。 排空系统 主要功能将脱硫岛浆液管道放液或管道冲洗水及烟囱冷凝液通过吸收区排水坑、硫铵制备区母液坑的液下泵回收利用。同时设计事故浆液系统用于吸收塔检修放液和缩短吸收塔147、启动时间。 系统描述及控制FGD装置运行时，运行过程中停运浆液管道的放液和管道冲洗水汇于集水坑，吸收塔区域和硫铵脱水区各设置一座集水坑，坑内集液用坑泵送到吸收塔或事故浆液箱以回收利用。在事故停运时吸收塔内浆液实际无法从吸收塔内排出。正常停运时，作为吸收塔重新启动时的硫铵晶种浆液。事故浆箱设置一台事故浆液返回泵，用于将事故浆箱中的浆液送回吸收塔。为防止固体在事故浆液箱中沉淀，事故浆池设有一台顶进式搅拌器。事故浆液箱为碳钢衬鳞片树脂。本工程脱硫装置无GGH，因此净烟气在烟道、烟囱内产生大量冷凝液。所有冷凝液收集吸收塔区排水沟，经排水沟进入吸收塔区排水坑，然后由排水坑液下泵送至吸收塔，加以回收利用。148、 系统设备选型选型原则：一座吸收塔区排水坑，几何尺寸为3m3m3m。一台排水坑搅拌器，一台排水坑液下泵。排水泵出力按照排水坑瞬间接收最大排水量选取一座硫铵区母液坑，几何尺寸3m3m3m。一台母液坑搅拌器，一台母液坑液下泵。母液泵出力按照母液坑瞬间接收最大母液量选取。一座事故浆液箱，直径10m，高为12m,有效容积900m3。一台事故浆液箱搅拌器，一台事故浆液返回泵，出力按照不小于15个小时将事故浆液箱内浆液送回吸收塔。 工艺水系统利用4#、5#炉工艺水系统。 压缩空气系统 主要功能提供FGD装置气动阀门和仪表用压缩空气以及杂用空气。 系统描述及控制压缩空气系统分为两路，一路为杂用压缩空气系统，149、另一路为仪用压缩空气系统，气源由本项目新增压缩空气系统提供。在脱硫岛内布置仪用空气稳压罐。 系统主要设备选型选型原则：一座仪用压缩空气贮罐，有效容积为5m3。 伴热系统 主要功能主要是防止布置在室外的工艺管道、热工仪表在冬季冻裂。系统描述脱硫系统伴热热源取自电厂提供的低压蒸汽，参数为1.0MPa,295。5.5.3 脱硫装置总平面脱硫岛布置根据工艺流程采用流线布置。完全符合工艺要求。并且采用室内与露天布置结合的方式。FGD系统布置分为烟道区、吸收塔区、吸收塔泵房、室外布置的箱罐区、脱硫岛CEMS小间等六个区域。脱硫建设场地主要布置在烟囱南侧除尘脱硫控制楼北侧之间1400平米的场地内。FGD岛主150、要设施有吸收塔、烟道、吸收塔泵房、氧化风机、硫铵排出泵、吸收塔排水坑。其中吸收塔、烟道、氧化风机、硫铵排出泵、吸收塔排水坑为室外布置，其它FGD设备均布置在室内。硫铵制备区利用原4#、5#炉硫胺装置。5.5.4 吸收剂制备液氨经管道运进脱硫岛。储存到液氨储罐内。用于制备20%的氨水 。氨水通过液氨汽化系统进行配置，液氨在超级吸氨气中气化后通过软化水的吸收制定量配置成20%的氨水。反应过程吸热，吸收过程放热。整个反应是放热反应。反应放出的热量通过氨水制备系统中的循环冷却水冷却。在出口设置浓度在线监测仪器。不合格的产品重新返回氨水制备系统。整套设备都设置有氨气尾气吸收系统，有效的防止了氨气对周围环151、境的影响和破坏。配置好的氨水通过氨水泵储存在氨水储罐内。5.5.5 烟气脱硫电气部分 系统设计说明 6kV高压供电系统6kV系统为中性点中阻接地系统。6kV开关柜柜内设备选用真空断路器， 6kV开关柜形式为KYN28系列产品、真空断路器为ABB的VD4或等同，备用回路由主厂房6KV系统统一设置。 400V低压供电系统380/220V系统为中性点直接接地系统。380/220V系统采用PC（动力中心）供电方式。低压电动机供电方式采用暗备用动力中心(PC)方式。低压设380/220V脱硫A、B段，由两台低压干式变供电。两台低压干式变电源分别引自6kV脱硫A、B段。380/220V脱硫A、B段之间设联152、络开关，手动切换。110kW以上的电动机回路、接于PC上的MCC馈线回路的保护电器采用框架式断路器，110kW及以下的电动机回路、MCC上的馈线回路的保护电器采用塑壳断路器。本次PC柜型采用标准型GCS、MNS、MZS柜型。 低压工作变整套脱硫装置共设两台低压工作变，分别为脱硫PC A段和PC B段低压负荷供电，两台低压工作变为互为备用。当一台低压工作变故障时由另一台变压器负担起脱硫PC A段和PC B段全部低压负荷。 电动机自起动厂用电压水平校验根据火力发电厂厂用电设计技术规定附录的有关公式，6kV和380V厂用正常起动和成组起动时母线电压水平验算结果如下表：配电回路正常运行单台最大电机起动153、成组自起动400V电动机6000V电动机400V电动机6000V电动机400V电动机6000V电动机母线最低电压95%95%80%80%60%70%6kV和380V厂用正常起动和成组起动时母线电压水平能满足要求。根据火力发电厂厂用电设计技术规定电压校验规定，本系统低压变压器容量为800KVA，最大电动机为75KW，低于20%电源容量，系统低压电机均采用直接启动方式。 事故保安电源本工程不设置事故保安电源。 直流系统直流电源由主厂房提供。 不停电电源系统为满足热工自动化装置对交流电的特殊要求，本工程独立设置一套交流不停电电源系统（UPS）, UPS自带蓄电池组, UPS在脱硫岛交流电停电后继续维154、持其所有负荷在额定电压下继续运行不小于30分钟。UPS正常运行时负荷率不大于60%。交流不停电电源系统由整流器、逆变器、旁路隔离变压器、调压器、静态转换开关、闭锁二极管、主配电屏、分配电屏、电池组等组成。选用容量为10kVA的成套装置，交流不停电电源系统电源引自380/220V PC段，旁路电源由380/220V PCII段引接。当整流电源消失时，由直流系统蓄电池组供电，切换时间5ms。不停电电源装置布置在除灰脱硫电控楼二楼电气室。 控制与保护脱硫岛电气系统的测控纳入脱硫岛DCS控制，不设常规控制屏。所有6kV脱硫段的控制电压采用220V DC，低压动力控制电压采用220VAC。脱硫6kV厂用155、系统进线、脱硫变压器及6kV高压电动机采用微机式综合保护装置，放置于6kV开关柜； 380V厂用系统及电动机由智能电子脱扣器实现保护。继电保护配置按火力发电厂厂用电设计技术规定配置。 电气设备布置电气高压配电柜布置在主厂房底层配电间中、低压配电柜（PC）、低压脱硫变压器等集中布置在除灰脱硫控制楼一楼，UPS布置在除灰脱硫控制楼二楼电气间。电气设备的布置考虑足够的操作、检修空间，配电室考虑防火要求。 设备选择说明 6kV主要电气设备断路器：采用ABB公司的真空断路器或等同产品，断路器额定电流为630A；额定开断电流31.5kA，4秒热稳定电流31.5kA。动稳定电流80kA。6kV开关柜采用金属156、铠装中置式开关柜。6kV厂用电开关设备采用真空断路器。 脱硫低压变为了提高供电的安全可靠性、减少维护工作量。低压变压器采用环氧树脂浇铸的干式变压器。本工程低压厂变采用Dyn11接线组别的低损耗铜芯变压器。根据工艺专业提供的电动机负荷清单，考虑任何一台低压脱硫变故障时，另一台脱硫变能保证两台脱硫机组正常运行。选择两台脱硫变容量为800kVA，阻抗Ud=6%。容量选择的计算过程和结果请参见电动机清单。 低压开关柜380/220V PC系统中，采用GCS、MNS、MZS等，以便于维护、检修。5.5.6 烟气脱硫自动化部分 分散控制系统（DCS）根据烟气脱硫装置生产流程的需要, 设置工程师站兼备操作站157、 (US), 操作站配置21彩色显示屏(CRT), 两台打印机。并根据输入/输出信号的数量配置相应的两台APM柜, 同时对重要的控制回路及检测参数实行1:1冗余。DCS为开放式通讯系统，中央控制站(CPU)和分布式I/O站分别连接在最广泛的、安装简单的过程现场总线上。与上位机采用数据通讯光缆，通过以太网实现和控制系统通讯。DCS系统设置接地电阻4的单独接地。 主要模拟量控制系统（MCS） FGD入口压力控制为保证锅炉的安全稳定运行，通过调节旁路风门和进口风门的状态进行压力控制，保持锅炉引风机入口压力的稳定。为了获得更好的动态特性，引入锅炉负荷和引风机状态信号作为辅助信号。 循环浆液浓度控制按比158、例调节供水量，分别测量吸收循环液和蒸发浓缩器循环液的密度，通过浆液密度测量的反馈信号修正进水量，保持系统水平衡的稳定。 吸收塔PH值及塔出口SO2浓度控制根据吸收塔循环液的PH值控制加入到吸收塔中的液氨流量。通过改变液氨计量控制系统的状态来实现液氨流量的调节。烟气出口SO2浓度作为吸收过程的校正值参与调节。 吸收塔液位控制根据测量的液位值，调节工艺洗涤水加入量和调整除雾器冲洗时间间隔，实现液位的稳定。 浓缩液排出量控制根据吸收塔工艺液体供应量，并用排出的浓缩液密度值进行修正，调节浆液排至结晶浓缩槽的流量，从而控制副产品硫酸铵取出量。除上述主要闭环控制回路外，还将设置旁路挡板差压控制、液氨储槽和159、液氨缓冲槽的液位控制、工艺水槽液位控制、浓缩液冷却控制温度、硫酸铵粉料仓的料位控制等。 烟气连续监测系统（CEMS）为了脱硫工艺控制和烟气排放监测需要，设置连续监测仪表，测量烟气的流量、SO2、O2、粉尘、温度。本工程选用连续监测仪表，采用进口技术产品，FGD进出口取样装置各一套，分析显示系统共用一套，可自动、人工切换。烟气连续监测系统（CEMS）的测量结果（脱硫装置进出口）送入DCS，作为数据采集、自动调节、历史记录、联锁保护等的输入信号。5.5.7 拟定脱硫工艺用水、汽、气的原则本工程脱硫工艺用的水、汽、气由热电工程统一供应。5.5.8 废水处理部分本装置不产生废水,少量冲洗废水及雨水，皆160、可直接进入热电公司2x410t/h锅炉烟气脱硫项目排水系统。5.5.9 建筑结构部分 主要建筑物吸收塔泵房（1座）：长度15m，宽度9.0m，高度9m，单层。采用钢筋混凝土框架结构。0.00m布置有浆液循环泵、浆液扰动泵，屋内设起吊装置和运大型设备需开启的大门。地基采用桩基础。脱硫CEMS小间（1座）：长度3.0m，宽度3.0m，高度4.0m，单层。采用砖混结构。地基处理采用级配砂石换填 建(构)筑物基础及其地基处理脱硫区建(构)筑物基础将根据上部结构和地基土层情况采用钢筋混凝土基础或桩基础。对小型重量轻的设备基础，排水沟，坑，池，地面，混凝土路面，其下覆回填土的，将回填土处理到一定强度后再使161、用。对大型的重量重的设备基础，建构筑物柱基础，将采用预应力管桩，以粉砂层或粉砂层作为桩端持力层。承台尺寸满足于桩位布置,设备基础包括各型泵、电机、风机、吸收塔室内外设备基础。基础采用砼基础，基础按计算确定是否配筋；大体积砼基础应配筋，防止出现温度裂缝。构造要求按有关规定执行。对振动设备，应遵守动力机器基础设计规范和火力发电厂土建结构设计技术规定DL5002-93的要求，将与周围的楼板分开，形成一个独立的结构，并与建筑物的基础分开，或采取有效隔振措施，支承结构的共振振幅能为设备制造商所接受，结构在运行荷载下可能产生的挠度同样为设备制造商所接受。脱硫区建(构)筑物基础、地基处理和地下设施均将满足规162、范所规定的强度、承载力、变形（沉降）、稳定和抗滑动及抗倾覆的要求。5.5.10 招标编制原则5.5.10.1 主要原则 采用湿法氨法脱硫工艺。 脱硫系统设计必须充分遵循安全、经济、适用、可靠、合理的原则，在此基础上进行合理的设计优化，设计执行火力发电厂烟气脱硫设计技术规程（DL/T5196-2004）等现行的有关规程、规定和规范。 设计煤种100%BMCR工况下，烟气量为：131Nm3/s(dry), SO2：3000mg/ Nm3 (dry,6% O2)，FGD入口烟气温度120，脱硫运行效率不低于96%，副产硫铵品质为：自由水分低于1.0%；氮含量高于18%；游离酸（以H2SO4计）低于2163、.0%。 采用一炉一塔方案，用一套脱硫装置，全部烟气参加脱硫。 脱硫装置不设增压风机，利用锅炉引风机余量。 脱硫装置排放净烟气新建一座烟囱，设GGH。 脱硫高压配电间布置在扩建的主厂房底层配电间内，低压配电室布置在除尘脱硫电控楼一楼。脱硫控制室、电子设备间布置在电厂除灰脱硫控制楼二楼内。 6kV系统为中性点中阻接地系统。需方负责提供7回6KV电动机电源（相关开关柜由脱硫系统负责设计），2回6kV低压变压器工作电源（相关开关柜由主厂房系统负责设计）给脱硫岛，出线电缆均有脱硫系统设计。电缆通道设计分界点在脱硫岛区界外一米。380/220V系统为中性点直接接地系统。380/220V系统采用PC（动力164、中心）供电方式。低压电动机供电方式采用暗备用动力中心(PC)方式。低压设380/220V脱硫A、B段，由两台低压干式变供电。两台低压干式变电源分别引自6kV脱硫A、B段。380/220V脱硫A、B段之间设联络开关，手动切换。110kW以上的电动机回路的保护电器采用框架式断路器，110kW及以下的电动机回路的保护电器采用塑壳断路器。本次PC柜型采用标准型GCS/MNS/MZS等柜型。电缆通道设计分界点在脱硫岛区界外一米。机组脱硫系统设1套PLC控制系统，脱硫PLC与主机DCS接口为硬接线加通讯。 FGD装置采用室内和露天结合的方式。吸收塔、事故浆箱、工艺水箱、氨水箱、氧化风机等露天布置。循环泵、165、扰动泵、硫铵制备及输送设备等室内布置。 整套FGD设备，在技术指标及性能上能满足要求的优先选用国产（包括合资）设备，目前国内尚不能生产或不能满足工艺系统要求的关键设备考虑国外进口。5.5.10.2 主要指标 可利用率和保证期供方保证整套装置相对于锅炉运行时间（8000小时）的可利用率大于95%。整套装置质保期为168试运结束后10000小时。 吸收塔的SO2脱除效率供方保证整套装置在锅炉燃用校核煤种BMCR工况条件下在验收试验期间脱硫效率为96%。 其它污染物排放在设计条件下，FGD出口SO3： 3.2 mg/m3(标态、干基、6%O2)HF： 2.1 mg/m3(标态、干基、6%O2)HCl166、： 2.2 mg/m3(标态、干基、6%O2)烟尘排放浓度 50 mg/m3(标态、干基、6%O2)氨气排放浓度 15ppm 氨水耗量根据需方提供的液氨参数和适当的变化范围时，在验收试验期间保证SO2脱硫效率条件下，液氨在7天的连续运行平均消耗不超过 0.63 t/h。 电耗供方保证锅炉在410t/h运行时和最坏工况下，所有装置内单独电用户的最大电耗为：整套FGD装置的电耗： 1070 KVAFGD装置高压负荷： 670 KVAFGD装置低压负荷： 400 KVA整套装置停运时的电负荷： 25 kW 水耗在410t/h锅炉运行和最坏条件下，供方保证下的最大工艺水消耗量工艺水（工艺水水源为电厂工167、业水）：25 m3/h 除雾器出口的水雾含量烟气携带水滴含量不大于75 mg/Nm3（干态） SO2排放浓度保证整套装置在锅炉BMCR工况条件下、原烟气中SO2的含量比燃用设计煤种时烟气中的SO2高10时，净烟气中的SO2含量不超过 164 mg/Nm3。 烟尘排放浓度烟气灰尘含量为 200 mg/Nm35.5.10.3 设计接口序号项目参数接口位置备注1工业水压力：不小于0.15MPa；温度：常温脱硫岛外1米进FGD2除盐水压力：不小于1.5MPa；温度：常温脱硫岛外1米进FGD3生活给水压力：0.15MPa；温度：常温脱硫岛外1米进FGD4生活排水排入厂区排水管网脱硫岛外1米出FGD5消防168、水压力：0.7MPa；温度:常温脱硫岛外1米进FGD6采暖供水压力：0.6MPa；温度:90 脱硫岛外1米进FGD7采暖回水压力：0.3MPa；温度:70 脱硫岛外1米出FGD8脱硫废水无脱硫岛外1米出FGD9蒸汽压力：1.0MPa；温度：295脱硫岛外1米进FGD10杂用压缩空气压力：0.45MPa0.6 MPa脱硫岛外1米进FGD11仪用压缩空气压力：0.45MPa0.6 MPa脱硫岛外1米进FGD12电缆电缆通道脱硫岛外1米进FGD13氨水压力：0.76MPa；温度：40；脱硫岛外1米进FGD14液氨压力：2.45MPa；温度：-33.3脱硫岛外1米进FGD6 环境及生态保护与水土保持6169、.1 设计依据 大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）； 火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）； 环境空气质量标准（及2002年修改单）（GB3095-1996）； 污水综合排放标准（GB8978-2002）； 室外排水设计规范（GB50014-2006）； 工业企业厂界噪声标准（GB1234812349-2008）； 地表水环境质量标准（GB3838-2002）。环保治理的目标是全厂锅炉在最大工况下，各污染物的排放均能满足国家有关标准及地方有关排放控制的要求。6.2 项目概况本工程规模：410t/h高压高温循环流化床锅炉及与锅炉配套的脱硫装置一套。6.3 环境现状170、6.3.1 工程站址本工程拟建地点为热电公司现有热电站4#、5#炉西面规划预留的空地上。有关地理位置，详见本可行性研究报告的部分的有关内容。6.3.2 自然环境 有关XX化工集团所在地区的地理、水文气象等条件详见本报告第3章节有关内容。6.3.3 大气环境质量现状与分析 大气环境XX化工（集团）有限责任公司每年皆委托XX市环境监测站对厂区周围大气环境质量进行监测，近年来的监测资料表明，该地区大气环境质量中二氧化硫、氮氧化物、TSP的指标数值都低于环境空气质量标准（GB3095-1996）（2000年修改单）二级标准。该区域环境空气质量现状监测结果统计见表6.3-1。表6.3-1 环境空气质量现171、状监测统计浓度范围（mg/m3）污染物TSPSO2NO21小时平均-0.0290.0830.0090.076日 均0.0920.2550.0380.0700.0110.064标 准GB3095-19961小时平均-0.50.24日 均0.300.150.12 地 表 水厂区附近六里河与双台河2001年水质监测结果统计见表8-3-2。水质监测结果表明，该区域地表河流水体已有一定程度的污染，NH3-N、COD基本已不能满足GB3838-200中类水体的要求。表6.3-2 地表水环境质量监测结果统计地表河流污染物浓度 mg/LPH石油类NH3-NCODCr六里河六里河闸前8.260.54227.23172、66.9六里河下游8.400.75546.0265.3双台河盘山大桥8.630.3282.5635.6曙光大桥8.140.9613.3375.3标准（GB38382002类）6-91.02.040 噪 声厂界噪声白天为71.6-84.5 dB（A），夜间为70.5-82.3 dB（A），超过工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）中类标准要求。6.4 本工程主要污染源概况 概 述本工程采用了循环流化床锅炉，燃料为燃煤，锅炉运行时在锅炉尾部排烟系统中采取氨法脱硫设施对烟气进行脱硫，是环保型、节能型工程，但在生产过程中仍有不同程度的污染物排放，对环境造成一定影响，需要采取适当治理措施，使污染物173、排放量降低至环保允许范围内。本工程在生产过程中主要污染因素如下。 大气的污染本工程锅炉主燃料为外购烟煤。点火燃料用轻柴油，采用炉后烟气氨法脱硫。燃烧过程中所产生的对大气污染物主要是烟尘、SO2、NOX等。 水 污 染本工程排放的主要废水如下：循环冷却水的排污水。化学水处理站的经中和后的酸碱废水。具有一定温度、呈碱性的锅炉排污水。粉尘冲洗废水。职工生活污水等。 噪 声锅炉及各类辅助设备如泵、风机等动力机械产生的噪声，各类介质在管道内流动和排气（汽）等产生的噪声，形成对周围环境的影响。 灰 渣 CFB锅炉运行燃烧从炉底排出的底灰（炉渣）、电袋除尘器灰斗排除下的飞灰等。6.5 烟气污染的防治6.5.174、1 烟气污染物排放情况本项目的废气主要是锅炉排放的烟气，烟气的排放情况见表6.5-1，本工程的410t/h CFB锅炉用1座120m高的烟囱。表中数据均为排放源处的数据。表6.5-1 锅炉出口污染物排放量表项目单位100煤备注单台锅炉烟气量Nm3/h472610SOX排放浓度mg/N3153.38干烟气NOX排放浓度mg/N3200干烟气烟尘排放浓度g/Nm343.49干烟气6.5.2 大气污染物排放治理措施 本项目锅炉排出的大气污染物主要是烟尘、二氧化硫、氮氧化物及一氧化碳。本工程环保治理措施如下： 本项目锅炉为循环流化床锅炉，锅炉运行时，其炉温严格控制在850950，采用空气分级燃烧方式，175、锅炉燃烧产生的NOX数量很少，一般在200mg/Nm3之内，完全能满足国家有关标准的要求。 根据循环流化床锅炉高燃烧效率的特点，锅炉CO的排放浓度可严格控制在150mg/Nm3之内，完全能满足国家有关标准的要求。本项目拟采用在炉后进行氨法脱硫方案，脱硫效率取用95。 本工程锅炉除尘选用除尘效率高的布袋除尘器，保证出口含尘浓度50mg/Nm3。 本工程锅炉设出口内径为=7000mm、高度为H=150m的钢筋混凝土烟囱1座（由于4#、5#烟囱腐蚀严重，原4#、5#锅炉烟囱废弃，本烟囱用于4#、5#、6#锅炉排烟）。6.5.3 烟囱出口处污染物实际排放量与国家标准值的比较经计算本项目烟囱出口处污染物176、实际排放量及浓度见表6.5-2。表6.5-2 全厂烟囱出口处污染物实际排放量及浓度表规模煤种污染物名称小时排放量（t/h）排放浓度（mg/Nm3）GB132232003允许排放浓度（mg/Nm3）410t/h100煤烟尘0.01885050二氧化硫0.0664153.38400NOx0.0786200450从上面比较可知，本工程建成后，锅炉烟囱所排放的烟尘、二氧化硫及氮氧化物等排放浓度均在国家标准允许的范围内，故认为可以满足国家环境保护的要求。本可研报告对在常年平均风速条件下各种大气稳定度等污染物落地浓度、SO2及烟尘地面一次浓度和日平均浓度进行了计算，结果详见下表6.5-3。表6.5-3 全177、厂排放污染物落地浓度表煤种稳定度烟尘（mg/m3）SO2（mg/m3）最大点距离（m）一次最大日平均一次最大日平均燃料B0.002160.000490.00760.00171454C0.001690.000390.0590.00142831D0.00710.000160.00250.000616795E0.000400.000090.00140.000326352通过计算可知，本项目烟气污染物排放量能满足国家对电厂烟气排放要求，有效的保护了环境。污染物落地浓度在本项目锅炉燃烧设计燃料或校核燃料各种情况下，排放的污染物落地浓度对本底值的影响甚微。参见表6.5-4。表6.5-4 污染物实际落地浓度178、与国家标准比较表污染物名称污染物浓度极限（mg/m3）计算值（mg/m3）取值时间（GB3095-1996）二级标准燃煤烟尘日平均0.150.00049SO2日平均0.0750.00171小时平均0.250.0076注：表中实际值取大气稳定度为B级即最不利时的落地浓度值。6.5.4 SO2排放总量控制根据辽宁省环境科学研究院2006年11月所作的XX市天河工业园区总体规划环境影响报告书第节说明“根据XX市政府2006112号关于印发XX市“十一五”期间主要污染物总量指标控制计划的通知，以及XX市环境保护局盘环2006196号关于增加污染物总量指标的通知确定XX集团总量控制指标，作为“十一五”末179、期总量指标”，到2010年，公司SO2允许排放总量为4100t/a。而公司在乙烯原料改扩建工程实施后（不含本项目），SO2总排放量为2527.81t/a，而本项目允许增加的排放量按Mi（Di/1000Hi0.2780.3/1000）0.710-3计算（式中Di为本项目的发电量4.085108kWh/a，Hi为本项目的供热量13585680MJ/a），本项目的SO2排放总量应小于绩效总量值：1080t/a。本工程锅炉燃料使用燃煤，410t/h锅炉在以额定负荷工况运行时，SO2排放量为0.064t/h，如按年运行时间为8000h 计，则本项目全年的SO2排放量为511t/a。此数小于上述允许本项目180、增加的排放量数值1080t/a。故本项目SO2排放量满足总量控制要求。6.5.5 结 论从上面各表比较可知，本工程建成后，经采取一定的环保治理措施后，电厂150m高烟囱所排放的烟尘、二氧化硫及氮氧化物排放量和落地浓度均在国家及地方标准允许的范围内，故认为可以满足国家环境保护的要求。6.6 灰、渣的治理本项目实施后，锅炉的灰渣排放量详见表6.6-1。表6.6-1 本项目锅炉灰渣排放量表规模物料100煤t/ht/dt/a410t/h灰20.22444.84161760渣8.68190.9669440注: 每天最大利用小时数为22 h; 每年最大利用小时数为 8000 h根据国内循环流化床锅炉的运行181、经验，循环流化床锅炉的灰渣比其它炉型的灰渣更利于综合利用，是生产水泥的优质原材料和掺合剂。故本项目排放的灰渣将运至水泥厂进行综合利用，对环境不造成二次污染。本项目的灰渣均采用干式除灰渣系统。灰、渣由采用气力和机械方式外运综合利用。建设单位已落实了综合利用单位。本项目的飞灰是利用气力输送到灰渣综合利用工厂利生环保有限公司后加以综合利用的。除利用原有2座灰库贮存一定量的本项目的飞灰，以供综合利用厂制备建筑材料短期存放飞灰，另外还可利用原有1座封闭式的可容纳现有热电厂的飞灰0.5年灰量（约220000t）的贮灰棚，该灰场周围500m内无居民，地基做防渗处理，安全可靠。该灰场的具体情况参见本可行性研究182、报告4.4章节的有关内容。6.7 噪声的防治6.7.1 噪 声 源本项目的噪声主要来自机械设备的运转及振动，如送、引风机、水泵、碎煤机等；锅炉烟风道、汽水管道、气力输送管道等流体流动；蒸汽扩容、节流、排放；电气设备磁场交变等。6.7.2 噪声水平 锅炉间噪声锅炉房内噪声与锅炉本体的型式、容量关系不大。在锅炉房运转层上，因辅机较少，且功率一般不大，相对讲所产生的噪声基本符合工业企业厂界噪声标准的规定；但锅炉房底层转动设备较多，功率较大，一般噪声级达85dB（A）以上。 除氧给水间噪声除氧给水间内产生的噪声主要有锅炉给水泵，其噪声一般均达到90dB（A）左右。 主厂房外其它车间设备的噪声其它车间设183、备的噪声主要来源于碎煤机、循环水泵以及气力输送等设备，除部分设备噪声符合规定外，有许多可能超过标准，如循环水泵等，其噪声水平达到90dB（A）左右。 站区环境噪声本项目噪声源主要在主厂房周围，其影响范围约为90m260m；但由于本项目界区均在生产区，附近基本没有居民生活及办公区；因此噪声对环境的影响较小。6.7.3 噪声的治理为使本项目在投运后，工厂噪声能符合城市区域环境噪声标准、工业企业厂界噪声标准等有关规定，本可研拟采取下述一些防治噪声措施。（1）对锅炉排汽口加装消声器，使其噪声控制在90dB（A）左右。风机进出口风、烟管道采用软接头，并采取对引风机、二次风机进行保温、在风、烟管道上合理布184、置加强筋以增强刚度，改变钢板振动频率等措施以减少振动噪声。（2）一、二次风机进口处设置消音器，消音量为25dB（A）以上。锅炉安全排汽及点火排汽管设置消音器，其消声量达39dB（A）。（3）锅炉控制室室内噪声严格控制在65dB（A）以下。（4）对机械设备的选用考虑尽可能采用噪声小的产品；燃料破碎机采用振动噪声较小的四锟式破碎机。通过上述措施，使本项目噪声值低于有关国家标准的要求。6.8 节约用水本项目对水资源尽可能地采用一水多用，废水综合利用的措施，以此作为保护环境的一个方面。主要节水措施如下。 空冷器、冷油器、空压站等用水采用循环冷却水进行循环利用。 锅炉排污水作为脱硫补水，节约用水约4.1185、m3/h 输煤系统冲洗用水、灰库搅拌用水、干煤棚喷洒用水采用循环水系统排污水。节约用水5m3/d。 脱硫用水采用循环水排污水及化学水排污水,节约用水约17m3/h。 生活给水各用水点设置流量计量装置以进行计量。本项目化水采用反渗透处理，得水率为77，可使原水消耗下降约21m3/h以上。6.9 废水治理6.9.1 排水量及排水体制本工程生活排水量约为：5m3/d、1800m3/a；化学水系统排水量约为：186m3/d、6.75104m3/a；栈桥等冲洗废水排水量约为：15m3/d、4000m3/a。本工程的排水系统采用雨水、污水分流制。6.9.2 酸、碱废水治理本工程酸、碱废水主要来自于化学水处186、理站的排水，该水经中和池中和后部分作脱硫系统的用水，多余的部分通过厂区污水管网等，最终送入集团总污水处理场处理符合要求后排入排入XX河。6.9.3 锅炉排污水处理本工程锅炉排污量为4.1t/h。该水经排污膨胀器回收分离出来的蒸汽热能和降温后送入循环冷却水系统作补充水，不会造成污染。6.9.4 煤场排水治理该项污染主要来自燃料棚，输送煤栈桥等的水力清扫设施排出的水，这些含尘废水经沉煤池过滤后通过厂区污水管网等，最终送入集团总污水处理场处理符合要求后排入排入XX河。6.9.5 循环水系统的排污水循环水系统的排污水约206m3/d，全部回用于脱硫系统。6.9.6 生活污水治理本工程生活污水主要来自办187、公室和厂房的洗手池、厕所等排出的水，其中粪便污水经化粪池处理后亦通过厂区污水管网等，最终送入集团总污水处理场处理符合要求后排入排入XX河排入排水管网。6.10 厂区绿化为改善全厂环境净化空气，减弱噪声对环境的影响和减少本工程灰尘污染，维护工人健康，应对厂区进行绿化。在车间周围道路两旁和小块空地处进行绿化，保护和美化环境。本工程完成后，各个布置方案的绿化系数均在12左右。6.11 环境保护管理及监测6.11.1 环境管理机构设置XX集团公司现已设有环保处，该机构负责全公司环境保护工作的组织和领导，其上级为主管生产的经理。公司环保处下设分公司的环保处、环保科、环保员，实行三级管理，在各自负责的范围188、内行使环保工作的监督、检查和奖惩。本工程根据公司的统一安排，单独设置车间环保员2名，负责本项目的环保管理工作。 6.11.2 环境监测6.11.2.1 环境监测目的 本工程环境监测目的在于掌握各种污染物排放情况，包括排放量、排放浓度以及厂区周围环境质量变化趋势，监督生产安全运行，为控制污染和保护环境提供科学依据。6.11.2.2 监测项目本项目监测重点为全站各种废水排放和烟气中排放物。监测点包括内容为：生活污水排放口；锅炉烟道中烟尘、SO2和NOX含量；除尘器效率（每次大修后测定）；本工程站区内大气中降尘TSP、SO2、NOX、CO的浓度；本工程站区内的环境噪声。6.11.2.3 烟气监测烟气189、监测目的是监测烟气中主要污染物的排放情况。布袋除尘器除尘效率的测定按火电厂环境监测技术规定（DL414-91）有关规定执行。在施工图设计时将在除尘器进出口烟道上预留必要的采样位置。根据国家环保政策，燃煤锅炉的烟囱烟气排放将实行监控。因此，本工程配备了烟气连续排放检测系统。对NOX、SO2和粉尘浓度及总量进行检测，采集信号进入DCS系统作为数据存储、监视和分析之用，同时可供环保局做在线监视。为了使工程有良好的性价比，本工程考虑采用国产产品系统。6.12 环保投资估算本项目主要投资情况见表6.12-1。表6.12-1环保投资概算表单位：万元序号项目内容数 量备 注1布袋除尘器设备及土建费用 218190、32风机、烟囱、烟道28183除灰、渣系统11104脱硫存、输送系统（未包括空压系统）50205各种污水处理系统206噪声治理费用257绿化费用208烟气在线监测系统及分析设施1069环保投资合计113027 综合利用7.1 灰、渣综合利用途径根据国内循环流化床锅炉的运行经验，循环流化床锅炉的灰渣比其它炉型的灰渣更利于综合利用，通常可以用于3方面：1. 灰渣与土混合作为道路的基层或是石头土壤层。2. 在中酸性土中代替石灰石作为土壤改良剂。3. 作为生产水泥的优质原材料和掺合剂。故本工程排放的灰渣将进行综合利用，其应用面较为广泛，可以及时消化本工程产生的灰渣，因此本工程产生的灰渣不会对环境造成二191、次污染。7.2 脱硫副产物综合利用途径脱硫副产物硫铵是一种酸性肥料，可用于改良碱性土壤的结构，是水稻、茶叶、柑桔、柠檬和油料作物等多种农副作物的优良肥料。7.3 本工程综合利用条件及建议本期工程除灰方式采用干除灰方式，灰、渣分除的设计原则，为综合利用创造了条件。建议项目建设单位多途径开展粉煤灰和脱硫副产物硫铵综合利用的调研工作，根据排放量落实综合利用途径、综合利用应立足于100%，并取得意向协议，确保综合利用项目与本期工程建设同步实施。8 劳动安全8.1 概述根据建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定，“新建、扩建和改建工程的劳动安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用”。本192、期工程设计上对防火、防爆、防电伤、防机械伤害等方面均按照火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)、火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程(DL5053-1996) 等国家、行业标准、规范、规程的要求，采取了相应的劳动安全措施，为电厂的安全稳定生产，减少事故发生，保障运行人员的人身安全起到重要作用，同时为电厂运行人员对各类设施的维护检修创造了一定的有利条件。8.2 危险有害因素分析8.2.1 自然危险、危害分析 场地地质构造简单，无区域性构造分布，无动力地质作用破坏性影响，环境工作地质条件简单，地基岩土体稳定，无特殊不良类土，属稳定场区，适宜建筑。 场地地形总体属较平坦区，局部受风积砂堆积193、影响地形有起伏，土方整平量相对较小，地形地貌条件较好，属简单场地。 场地无有开采价值的矿藏，无古文物及重要化石群分布。 场地岩土及水质对混凝土结构、钢结构和混凝土结构中的钢筋无腐蚀性影响。 场地抗震设防烈度7度，地震峰值加速度值0.114g，设计地震分组第三组。场地属建筑抗震一般地段，场地土属中软场地土，场地类别类，无地基液化问题。8.2.2 生产过程中主要危险、危害因素根据本期工程的工艺特点、建设内容，结合国内现有燃煤火电机组的典型事故情况，可以识别出本期工程建成运行后可能存在如下危险、有害因素。 火 灾电厂贮存、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质泄露等都是产生194、火灾的潜在因素。主要有：输煤系统、制粉系统、电气系统及油系统等。 爆 炸电厂生产系统中存在大量易爆物质系统和装置，如运行和管理不当，均有发生爆炸的可能。容易发生爆炸事故的单元主要有：压力容器及管道、煤的粉碎、制粉过程，煤仓间等制粉系统、点火及助燃用油系统。 触电、烫伤或灼伤 触电：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。高温烫伤：水汽是火力发电厂重要的能量传递介质，在电厂热力系统中流动着大量的高温高压蒸汽和热水。因此，在运行、维护及检修过程中如有不慎，容易发生由于压力容器(含汽水管道)爆破带来的高温汽水烫伤事故。电弧灼伤：在电气系统特别是一195、次系统中，存在大量的诸如隔离刀、高压开关、电压互感器、电流互感器等设备，在运行、维护及检修过程当中很容易引起电弧灼伤等事故。化学灼伤：电厂化学单元内，在进行锅炉补给水处理、凝结水精处理、循环冷却水处理时，需要使用大量的酸碱物质以及其它化学药物，在化学试验室进行水汽样化验时，也要接触酸碱物质，所以容易发生化学灼伤事故。 机械伤害、起重伤害、高空坠落、物体打击及车辆伤害机械事故：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。起重伤害：厂内大修或检修时会使用很多大型或小型的起重设备，如果操作不当或违章操作均有产生起重196、伤害的可能。高空坠落：电厂许多设备或装置中，均存在距支持面2m 以上的高处作业场所，当平台、扶梯、走道、护栏等处设计、安装不合理时，加之安全防护设施及防护用具缺损等；在操作、巡检、检修作业中人员频繁上下，在正常生产巡查和设备维修时，作业人员身体不适、注意力不集中及违反操作规程，均可能发生高处坠落事故。物体打击：在电厂主厂房等处高平台坠落重物，容易发生物体打击伤害。车辆伤害：电厂的原辅材料运输、设备安装、渣灰的装卸等都需要使用各种车辆，包括火车、铲车、叉车、自卸车、卡车等。由于厂内道路、车辆的装载和驾驶、车辆及驾驶员的管理等方面的缺陷均可能引发车辆伤害事故。8.3 设计中应采取的安全对策措施8.197、3.1 防火、防爆措施8.3.1.1 建（构）筑物防火设计原则 建（构）筑物在生产过程中的火灾危险性及最低耐火等级，按照火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)的规定执行。 建（构）筑物最小间距等按建筑设计防火规范(GB50016-2006)、建筑内部装修设计防火规范(GB50222-95)、火力发电厂与变电所设计防火规范(GB50229-2006)等国家标准的规定执行。8.3.1.2 主厂房防火设计 主厂房火灾危险分类为丁类，耐火等级为二级。 所有变压器、厂用电装置室、发电机出线小间、电缆竖井均采用防火门，防火门朝宜于人员疏散的方向开启，耐火级限不低于0.6h。 主厂房电缆隧道通向室198、内地面的人孔间距满足有关规范要求，每隔一段距离设一道防火门。 主厂房锅炉房、除氧煤仓间各设2个或2个以上出入口。 除氧煤仓间临时端设置消防楼梯。 主要通道、楼梯间内所有疏散走道均设事故照明，各出口及转弯处均设疏散标志。8.3.1.3 其它建（构）筑物防火 各类控制室与电缆夹层、电缆竖井间各维护构件上的孔洞空隙均采用非燃烧材料堵塞严密。 输煤栈桥及转运站设消防水管和消防栓，输煤皮带采用耐燃胶带。 主厂房外设事故油池，以备主油箱起火或油温超过极限时排油。 主变压器设事故油池，厂用变压器设排油设施；变压器室设向外开启的防火门，并设事故通风装置。8.3.1.4 防爆设计 油系统电动机均采用防爆型。 易199、爆压力容器（设备）均设超压保护安全阀，烟道等易爆部位设防火门。 各系统有防爆要求的处所其电气设备及灯具均采用防爆型。 布置在运煤系统室内机械设备的电动机，其外壳防护等级应达到PI54级。 运煤系统的带式输送机，采用难燃胶带，并备有消防设施。本期工程采用机、炉、电集中监控方式，对于除氧器等各类压力容器的设计及选型，执行锅炉压力容器安全监督暂行条例、压力容器安全技术监察规程、电力工业锅炉监察规程、钢制压力容器、钢制管壳式换热器、电站压力式除氧器安全技术规定等规定。在设计上充分考虑了防止火灾的发生和蔓延，并采取切实有效的灭火措施，同时在电厂运行中严格执行安全操作规程和各项管理措施，建立全厂消防及报警200、设施，从根本上杜绝火灾及爆炸事件的发生。8.3.2 防烫伤、化学伤害措施 汽水管道、压力容器管材选择恰当，管材强度要计算准确，按有关规程规范要求选择管材。 汽水管道支吊架的间距要合理设计，保证支吊架弹簧质量符合要求，且要使用正常。 蒸汽管道和蒸汽管道疏水装置的设计要合理，装设能够连续疏水的疏水器，而且管道上有足够的疏水阀，能够及时排水，管道内应设置止回阀。 炉外汽水管道(压力容器)安装诸如压力、水位自动装置、除氧器自动进汽门、遥控遥测除氧器的设备等关键性的热工仪表和保护装置。 对各种发电设备、管道，化学车间的管道、土建地坪、管沟防腐、锅炉高层平台及扶梯的栏杆等都应有行之有效的防腐措施。8.3.201、3 防电伤措施电气设备的带电裸露部分的安全净距应按高压配电装置设计技术规程的规定进行设计，照明系统的设计应按火力发电厂和变电所照明设计技术规定进行设计。如照明灯具高度、工作场所的交、直流电压以及绝缘等的要求。在工程设计中要设计有防止电气误操作的措施，对从事电气操作的工作人员要加强安全培训教育，防止电气伤害。8.3.4 防机械伤害、防高处坠落伤害措施主厂房内的转动机械伤害主要发生在检修作业中的重物起吊、运行中的转动设备牵挂等。对小型的转动机械(如联轴器等)设置保护壳罩，对大型的转动机械设置防护栏杆；转动机械设备设置必要的闭锁装置。楼梯、平台、坑池、孔洞等周围均设围栏或盖板，楼梯、平台采取防滑措施202、。登高检查和维修设备处设置栏杆。楼面高1m以上的高架平台设置扶梯。8.3.5 安全色和安全标志设计在厂区范围内易发生重大事故的场所和系统、危险有害部位及区域设置符合规范的安全色和安全标志。 安全色安全色执行安全色（GB2893-2001）规定。消火栓、灭火器、火灾报警器等消防用具以及严禁人员进入的危险作业区的护栏采用红色。车间内安全通道、太平门等采用绿色，工具箱、更衣柜等采用绿色。化工装置的管道刷色和符号执行工业管路的基本识别色和识别符号（GB7231）的规定。 安全标志安全标志执行安全标志（GB2894-1996）规定。在主厂房区、化工装置区、化学品库等危险区设置永久性“严禁烟火”标志；在危203、险部位设置“注意安全”等警示牌，提醒操作人员注意；在阀门布置较集中、且易误操作的地方，在阀门附近标明输送介质名称或设明显标志；生产场所、作业地点的紧急通道和紧急出入口均设置明显标志和指示箭头。在有毒有害的化工生产区域，设置风向标。8.4 消防系统 全厂消防设计原则根据建筑设计防火规范、火力发电厂设计技术规程及火力发电厂与变电所设计防火规范等有关规程规范规定，遵循“预防为主、防消结合”的方针。 消防系统本项目以水消防为主，移动式灭火器为辅。 火灾检测及报警系统在锅炉间设置手动报警按钮，把火灾报警信号送到4#、5#锅炉控制室，发出声光报警。主体工程（即乙烯工程）设有独立的稳高压消防给水系统：设计高204、压消防用水量为1800m3/h，供水压力为1.0MPa（G）（在装置界区），消防持续时间6h。系统高压消防水泵共3台，2用1备，单泵流量为900m3/h，扬程为110m，为电动机驱动泵。稳压泵共2台，单泵流量为25m3/h，扬程为80m。乙烯原料改扩建工程位于乙烯工程装置区东面，依托乙烯工程消防给水系统，在区域内设置环网。本工程厂区紧挨乙烯原料改扩建工程，距离乙烯工程消防泵站约1km左右。全厂室外消火栓消防用水量计35L/s，室内消火栓系统消防水量计20L/s（火灾延续时间按2h计），钢栈桥喷淋系统消防水量计30 L/s（持续喷水时间按1h计）。故设计消防用水量为85L/s，一次灭火所需的消防205、水量为504m3，远小于主体工程消防系统设计能力。综合以上条件，本厂消防给水依托乙烯工程稳高压消防给水系统，不再单设独立的消防泵房及消防水池，既能够保证消防的安全可靠性，同时又避免重复建设。即：本工程消防给水为稳高压消防给水系统，全厂室内外消防用水由主体工程消防给水系统提供。在乙烯原料改扩建工程消防环网上接出2路母管，在本厂区域内形成环状管网。厂区布置室外消火栓，消火栓间距不大于120m。主厂房等构筑物内设置室内消火栓。在各建筑物内配置移动式灭火器具。消防给水管道DN100及以下采用镀锌钢管，丝扣连接；DN100以上采用焊接钢管。8.5 劳动安全投资及安全机构的设置8.5.1 安全专项投资本工206、程劳动安全专项投资概算见表8.5-1。表8.5-1 劳动安全专项工程投资估算表序号专项工程项目内容投资(万元)11.1劳动安全监测、安全教育及附属设施101.2安全标志22.1防火、防爆102.2防电伤害2.3防机械伤害、防坠落伤害3新职工安全生产教育和培训24劳动安全预评价55劳动安全竣工验收10合计378.5.2 安全机构设置根据原电力部电综1998126号文关于颁发电力行业劳动环境检测监督管理规定的通知及原能源部安保综(1992)59号文中有关安全教育室仪器设备等设置意见的内容，设置劳动环境检测监督站及安全教育室，设专职管理及工作人员，为改善职工的工作条件和运行环境进行监督管理并提出建议207、，保护劳动者在生产中的安全和健康，促进安全和文明生产。本期工程劳动环境检测监督站与环境监测站合并设置。8.6 结论本期工程劳动安全的设计，贯彻“安全第一，预防为主”的方针，结合工艺系统及其特点采取必要且可行的防范措施，将危及职工人身安全各种因素控制到最低程度。本工程在设计中针对火灾、爆炸、触电、机械伤害、高处坠落、物体打击等危险因素，按照国家及行业有关标准以及各项规程、规范采取了必要且可行的防范措施。这些措施将为电厂的长期安全稳定生产，减少安全事故的发生将产生积极的作用。各项劳动安全对策措施按“三同时”原则认真落实后，可为电厂职工提供可行的作业环境，有利于电厂的安全文明生产，保障职工的身心健康208、。9 职业卫生9.1 概述根据建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定，“新建、扩建和改建工程的工业卫生设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用”。本期工程设计上对防尘、防毒、防化学伤害、防暑、防寒、防噪声、防振动等方面均按照工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）、火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)、火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程(DL5053-1996) 等国家、行业标准、规范、规程的要求，采取了相应的职业卫生防护措施，控制和降低各类职业病危害。9.2 生产过程中的有害因素分析9.2.1 粉尘电厂以煤为燃料，在燃料的装卸、输送、贮存和制备过程中均会产生煤尘209、飞扬，对运行工人的健康有一定危害，同时煤粉燃烧后产生的粉煤灰，在收集、输送、装卸和贮存过程中也会产生泄漏和飞扬，危害劳动者的身体健康及污染周围的环境。易产生粉尘得系统主要有燃料系统、除灰系统。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。9.2.2 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、液氨贮存和使用场所、H2S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。9.2.3 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210、噪声，特别是磨煤机、送风机、引风机、各类较大风机等大型转动设备产生的噪声。此外易产生噪声的设备及场所还有锅炉点火排汽、安全门的排汽、给水泵等。易产生振动的场所有泵类及汽轮发电机组的基础等。若不采取措施将对职工的健康造成一定的影响。9.2.4 高温、低温及潮湿属于高温场所主要是主厂房；低温伤害主要出现在冬季贮灰场等需要室外操作的场所；易出现潮湿的场所主要是输煤系统的地下建筑，及主厂房内泵坑等场所。9.2.5 辐 射电磁辐射主要来源于屋内配电装置、变压器及发电机组等。9.3 电厂设计中应采取的职业卫生对策措施9.3.1 防尘煤场设覆盖整个煤堆面积的喷洒设施及防风抑尘网，以防煤尘飞扬。输煤系统各皮带211、机煤的落点处均设有导料槽加锁气器，防止煤尘飞扬，上煤设备尽量做到密闭。各转运站、碎煤机室、主厂房皮带及原煤斗分别设置喷水装置和除尘器。制粉系统、除灰系统等均采取防止漏粉、漏灰的措施。9.3.2 防毒、防化学伤害凡具有腐蚀性危害的容器及管道，均采用防腐材料或进行防腐处理。释放腐蚀性气体和有害气体的房间均装设自然进风、机械排风装置，风机采用防腐通风机。根据 工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）的规定，车间内最高允许含氯浓度为1mg/m3。其它可能产生有毒或有害烟尘的工作场所均采取相应的防护措施，确保工作人员的身体健康。9.3.3 防噪声及防振动按照设计要求对建筑物、控制小间均采用了隔声、消声212、吸声等防噪声措施。对高噪声设备在订货时，向厂家提出要求，以满足国家和行业噪声标准的要求。对噪声大的排汽管口均装设消音器。设计中尽量使汽、水、烟、风管道布置合理，介质流动通畅，以减轻噪音。在汽机房、锅炉房等噪声较大的地方均设隔音的值班室或控制室，减轻对运行人员的危害。对于振动剧烈的设备，从振源上进行控制，并采取隔振措施。9.3.4 防暑、防寒、防潮根据工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）、火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）以及采暖通风与空气调节设计规范的要求，本工程对采暖、通风与空调系统进行设计；采用自然进风，机械排风的通风换气方式排除锅炉房内工艺设备和热力管道产生的余热和213、余湿；电厂的设备和管道温度高于50的均采取保温措施。9.4 职业卫生其他防护措施各建筑物、工作场所、设备及厂区道路照明满足生产及安全要求，单元控制室采用格栅照明，照度充足，灯光柔和，以保护运行人员的视力。本期工程的各车间均设有职工更衣室或休息室；对生产人员比较集中的地点，设有厕所、洗手池、清洁池等。在主厂房处设有妇女卫生间，全厂及燃料分场设置浴室。根据生产需要，企业应建立初级医疗救护组织。9.5 职业卫生专项投资及检测机构的设置9.5.1 职业卫生专项投资本工程职业卫生专项投资概算见表9.5-1。表9.5-1 职业卫生防护工程专项投资估算表序号专项工程项目内容投资(万元)11.1防尘101.2214、防毒1.3防噪防振1.4采暖、通风和空调1.5防工频电、磁场2新职工职业病防护教育和培训23职业卫生预评价54职业卫生竣工验收10合计279.5.2 职业卫生检测机构的设置根据原电力部电综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，电厂应设置职业卫生教育室及劳动环境检测监督站。本期工程使用现有职业卫生教育室及劳动环境检测监督站。9.6 结论本期工程依照国家及行业相关规程、规范，对电厂的职业病防护设施和职业卫生管理进行了认真设计，将危害职工身体健康的各种因素控制到最低程度，为电厂的长期文明职业卫生生产、减少职业病发生、保障职工健康将产生积极、重要的作用。10 资源利用1215、0.1 燃料利用本工程拟燃用铁法煤业（集团）有限公司的煤。年耗煤量61.58万吨。10.2 土地利用本项目站址为XX化工集团规划选定的位置，具体位置在XX集团厂区内用地，没有建构筑物需要拆迁。该规划用地地块位于现有集团下供热站的西面，其北面隔2条已有铁路线处为XX集团预留扩建用地，南面隔现有铁路编组站位置为集团下XX化肥厂区域，西面为规划乙烯原料工程区域。整个炉区总占地1.574ha，合23.6亩。地块区域场地平坦，自然地面高程为4.10m（黄海高程系，下同）左右。规划用地内没有压覆矿床和文物，已有完善的防洪和排涝设施。在厂区总平面布置节约用地方面，采取了如下具体措施： 配合工艺专业合理布置有216、关工艺系统，压缩项目占地面积。 合理控制主厂房区与附属设施区之间的间距，在保证管廊宽度的前提下，尽量压缩其间距大小。 与上煤专业配合，优化输煤系统，尽量使得输煤皮带短捷，贮煤设施布置合理。 与相关专业配合，尽量采取联合、合并、成组、毗连等布置手法，减少厂区辅助及附属建筑物项目，以达到减少占地的目的。 合理压缩生产辅助及附属设施建构筑物间的距离。10.3 水资源利用本工程生产补给水拟采用XX集团化工集团污水处理厂的再生水作为供水水源。10.4 主要建筑材料利用 优先采用当地的建筑材料。本工程建设期间需要的大量钢材和水泥等建筑材料，为合理地利用当地材料和资源，设计中尽量考虑就近就地采购，优先采用当217、地的原材料，以减少运输费用和繁荣地方经济。 以优质钢材代替老型号的钢材，降低管道系统重量，支吊架、厂房的钢结构等，以减少钢材用量。 为了减少管道及设备的散热损失，合理选用保温材料品种，进行保温设计的优化，在不增加热损失的情况下，节约保温材料。11 节能分析11.1 概 述节约能源是深入贯彻科学发展观、落实节约资源基本国策、建设节约型和谐社会的一项重要措施，也是国民经济和社会发展的一项长远战略方针和紧迫任务。合理利用能源、提高能源利用效率，从源头上杜绝能源的浪费具有十分的重要意义。我国人口众多，能源资源相对不足，人均拥有量远低于世界平均水平。我国目前正处在工业化快速发展阶段，能源消耗强度较高，消218、费规模不断扩大，特别是高投入、高消耗、高污染的粗放型经济增长方式，加剧了能源供求矛盾和环境污染状况，能源问题已经成为制约经济和社会发展的重要因素。解决能源问题，根本出路是坚持开发与节约并举、节约优先的方针，大力推进节能降耗，提高能源利用效率。火力发电厂既是产能企业又是耗能大户，节能的重要途径之一就是建设区域热电联产工程。辽宁XX化工热电联产工程正是为合理解决XX市城市集中供热、供电、节能、环保问题而新建的一个大型热电联产工程。11.2 本工程遵循的节能标准及节能规范11.2.1 相关法律法规、规划和产业政策11.2.1.1 相关法律法规和规划 中华人民共和国节约能源法 中华人民共和国可再生能源219、法 中华人民共和国电力法* 中华人民共和国建筑法 中华人民共和国清洁生产促进法 清洁生产审核暂行办法(国家发展改革委、国家环保总局令笫16号) 重点用能单位节能管理办法(原国家经贸委令第7号) 民用建筑节能管理规定(建设部部长令第76号) 公路工程节能管理规定(试行)(交体法发【1997】840号)11.2.1.2 产业政策和准入条件等 关于加强热电联产管理的规定(计基础【2000】1268号) 关于进一步做好热电联产项目建设管理工作的通知(计基【2003】369号) 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)11.2.2 工业类相关标准和规范11.2.2.1 220、管理及设计方面的标准和规范 工业企业能源管理导则GB/T15587-1995 火力发电厂节约能源规定(试行)(能源节能【1991】98号) 火力发电厂和变电所照明设计技术规定DL/T5390-2007 电力行业一流火力发电厂考核标准(修订版)(电综【1997】577号) 火力发电厂燃料平衡导则DL/T606.2-1996 火力发电厂热平衡导则DL/T606.3-1996 火力发电厂电能平衡导则DL/T606.4-1996 热电联产项目可行性研究技术规定(计基础200126号) 国家发改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【864】号) 国家发改委令第40号产业结构调整指导目录(221、2005年本) 火力发电厂设计技术规程DL5000 取水定额第一部分火力发电(GB/T189161-2002) 公共建筑节能设计标准(GB50189-2005) 11.2.2.2 合理用能方面的标准 评价企业合理用电技术导则GB/T3485-1998 评价企业合理用热技术导则GB/T3486-1993 热处理节能技术导则GB/Z18718-2002 蒸汽供热系统凝结水回收及蒸汽疏水阀技术管理要求GB/T12712-1991 设备及管道保温保冷技术通则GB/T11790-1996 设备及管道保温保冷设计导则GB/T15586-1995 设备及管道保冷效果的测试与评价GB/T16617-1996 222、设备及管道保温效果的测试与评价GB/T8174-1987 节电措施经济效益计算与评价GB/T13471-199211.2.2.3 工业设备能效方面的标准 清水离心泵能效限定值及节能评价值GB19762-2005 中小型三相异步电动机能效限定值及节能评价值GB18613-2002 容积式空气压缩机能效限定值及节能评价值GB19153-2003 三相配电变压器能效限定值及节能评价值GB20052-2006 通风机能效限定值及节能评价值GB19761-200511.2.3 建筑类相关标准和规范 公共建筑节能设计标准GB50189-2005 绿色建筑评价标准GB/T50378-2006 绿色建筑技术导223、则(建科【2005】199号) 夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准JCJ134-2001 夏热冬暖地区居住建筑节能设计标准JCJ75-2003 民用建筑节能设计标准(采暖居住建筑部分)JCJ26-95 采暖通风与空气调节设计规范GB50019-2003 通风与空调工程施工质量验收规范GB50243-2002 外墙外保温工程技术规程JGJ144-2004 建筑照明设计标准GB50034-2004 建筑采光设计标准GB/T50033-2001 采暖居住建筑节能检验标准JGJ132-200111.2.4 相关终端用能产品能效标准 管形荧光灯镇流器能效限定值及节能评价值GB17896-1999 普通照明224、用双端荧光灯能效限定值及能效等级GB19043-2003 普通照明用自镇流荧光灯能效限定值及能效等级GB19044-2003 单端荧光灯能效限定值及节能评价值GB19415-2003 高压钠灯能效限定值及能效等级GB19573-2004 高压钠灯用镇流器能效限定值及节能评价值GB19574-2004 金属卤化物灯用镇流器能效限定值及能效等级GB200053-2006 金属卤化物灯能效限定值及能效等级GB200054-2006 单元式空气调节机能效限定值及能源效率等级GB19576-200411.3 能源供应11.3.1 本项目使用能源情况本项目燃料选择为所在地区产的烟煤，该烟煤可从市场上采购。225、这是就地取材的合理措施。11.3.2 本项目能源消耗指标根据有关设计计算，本项目各种能源消耗情况见表11.3-1表11.3-1 物料平衡表（设计煤种）序号物料名称数量压力MPa（G）温度（）状态备 注1燃 煤615760t/a常温碎块等送 进2液氨（100）5039t/a0.5常温液态送进3最大工业新鲜水(中水)17.2m3/h0.20常温液态送进（未包括化水的84.4m3/h）4点火用轻柴油6t/h0.5常温气态送 进5中水反渗透水84.4m3/h0.20常温液态送 进6脱盐水304 m3/h0.20常温液态送进（园区80%冷凝液处理后返回）7污水(符合要求)5m3/d0.30常温液态送出，226、其它送入脱硫系统8底灰（渣）69440t/a常压100碎粒送 出9飞 灰161760t/a常压100粉末全年送出10送出中压蒸汽380.5t/h4.5410汽态送出11.4 本工程设计所采取的节能措施及效果11.4.1 节 水本次设计把节约用水作为一项重要的技术原则，优化机组冷却方式和冷却水系统，积极采用先进的节水技术，选用成熟的节水工艺，降低各系统的用水量。根据本工程的实际情况，从节约用水、保护环境、确保电厂长期、经济、安全运行的目标出发，为保证节水取得最好效果，本工程在设计中贯彻了下列节水原则：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，尽量做到冷却用水、一水多用。227、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。通过对电厂供、排水的综合平衡，合理地进行供排水的重复利用，排水的收集、调蓄和输送，以及用水的计量、监测和管理等，求得合理利用水源，保护环境，保证电厂长期、安全、经济地运行。根据上述节水原则，本工程采取了下列节水措施： 空冷器、冷油器、空压站等用水采用循环冷却水进行循环利用。 锅炉排污水作为脱硫补水，节约用水约4.1m3/h 输煤系统冲洗用水、灰库搅拌用水、干煤棚喷洒用水采用循环水系统排污水。节约用水5m3/d。 脱硫用水采用循环水排污水及化学水排污水,节约用水约17m3/h。 生活给228、水各用水点设置流量计量装置以进行计量。11.4.2 降低电耗节能降耗措施11.4.2.1 工艺系统采用的主要降电耗措施 进行优化设计，选用效率高的设备，如选用高效风机、高效水泵，以减少厂用电。 风机、生活给水、生产给水等水泵采用变频方式运行。根据用风量、水量调整风机、水泵的转速。可达到降低电耗的目的。11.4.3 建筑节能设计本工程厂址位于寒冷地区，设计应满足冬季保温的要求。建筑节能设计执行国家有关建筑节能标准，通过建筑物规划布局、建筑物体型系数、建筑围护结构的节能设计，以及利用可再生能源等，提高采暖、制冷、照明等的运行效率，在保证建筑物使用功能和室内热环境质量的前提下，合理、有效地利用能源，229、降低建筑能源消耗。墙体节能：本工程大部分建筑物墙体采用传热系数较低的加气混凝土砌块，取代传热系数较高的粘土砖，起到保温、隔热、节能的目的，并节约国家耕地资源。屋面节能：屋面保温选择重量轻、强度高、导热系数小的挤塑聚苯板。门窗节能：本工程所有建筑物在满足采光系数的条件下尽量控制门窗的面积，并采用气密性、保温性能好的门窗，以减少能量损耗。外门采用带保温层的复合钢板门，有效的减少热量流失。同时设计中尽量利用天然采光，减少人工照明，节约能源。11.4.4 下阶段节能设计设想11.4.4.1 对连续运行的设备采用变频或调速装置的初步设想 采用调节性能好、效率高的轴流风机，节约厂用电。 通过设备招标选择高230、效率的辅助设备；11.4.4.2 电气节能设计设想 进行谐波治理，提高电能质量，抑制瞬流和谐波对供电环境的污染，降低瞬流和谐波带来的畸变功耗，以及由于瞬变使感性负载电流损失和温度升高而造成的铜损、铁损；同时还可以通过抑制瞬流不使电缆交流电阻增加，减少配电线路损耗。 通过设备招标，在技术经济合理的前提下选择高效率的电气设备(变压器、母线设备、电动机等)。 优化设备布置减少导体长度，优化导体截面，减低配电回路损耗。 采用绿色照明技术如高效率照明灯具、长寿命的电光源、节能灯用电器附件等。11.4.4.3 对于采暖、通风、制冷及空调系统节能降耗措施的初步设想 采 暖本工程主厂房采暖系统采用高温热水，日231、常补水量较少，运行维护简单，采暖系统为闭式循环，安全性高，耗水量低，达到节能和降低运行费用的目的。 通 风汽机房夏季通风采用自然进风、机械排风方式。室外空气经底层A列的外窗进入汽机房，在吸收汽机房内的余热和余湿后，再经安装在汽机房屋顶上的玻璃钢防爆屋顶通风机排至室外。玻璃钢防爆屋顶通风机配有单独的控制装置，分组启、停玻璃钢屋顶风机并进行故障报警，根据汽机房内工作区温度，合理调整玻璃钢防爆屋顶通风机的运行数量和运行时间，降低用电负荷。 除 尘运煤系统各转运站、碎煤机室设置机械除尘装置，除尘器选用单机滤筒式除尘器，除尘效率99%以上，对扬尘进行收集，经过滤净化后排放。11.4.4.4 电厂相关的辅232、助、附属建筑的建筑节能设想遵循现行的节能设计标准，达到标准规定的节能总指标。建筑总平面的布置和设计，将充分利用冬季日照及夏季的自然通风，并尽量避开冬季主导风向。建筑的主朝向将尽量选择本地区最佳朝向或接近最佳朝向。全厂生产建筑、附属建筑及生活福利建筑将尽量采用联合建筑，以减少建筑外墙和屋面工程，减少占地，控制建筑的体形系数。减少能源及原材料消耗，尽量采用工业附属品或工业废料再利用生产的建筑材料，以节约耕地资源，有利于环境的保护和建筑的可持续发展。在可能的条件下，尽量采用当地的建筑材料，以减少运输量。建筑门窗的节能设计主要是在获得足够采光的条件下，控制门窗的面积，并采用气密性好的门窗，从而获得合理233、的热量，并减少热量流失。设计中将尽量利用天然采光及自然通风，减少人工照明及机械通风，以节约能源。11.4.5 结 论11.4.5.1 工程项目符合国家节能降耗有关规定本工程已基本执行了国务院国发200628号国务院关于加强节能工作的决定及“发改能源【2004】864号”文规定的节能方针和政策。本工程在设计中采用以上先进可行的节煤、节电、节水及节约原材料的措施，符合国家节能降耗有关规定和国家的产业政策，符合可持续发展战略，建成的电厂将是节能、节水、环保型企业，成为节约资源、和谐环境的现代化企业。11.4.6.2 本工程项目所采取的节能降耗措施及节能效果本工程设计中采用以上先进可行的节电、节水及节234、约原材料的措施，能源和资源得到合理利用，各项设计指标达到国内同类机组先进水平，能取得较好的效果，为电厂长期经济高效运行奠定了基础。“发改能源【2004】864号”文规定，在XX缺水地区，新建、扩建电厂禁止取用地下水，严格控制使用地表水，鼓励利用城市污水处理厂的中水或其它废水。12 人力资源配置12.1 企业管理体制及组织机构本项目由XX集团上市公司辽宁XXxx化工有限公司建设及管理。12.2 生产运行体制及人力资源配置本项目是XX集团下属的自备供热站。本工程的组织领导全部服从于热电公司的组织机构领导，为简化机构，本工程仅考虑必要的生产人员和维修管理人员，尽可能依靠公司的维修力量和外协。生产运行235、体制为五班三运转。具体人员组织建议如下：内 容 人数机炉、仪表运行人员10人机炉、仪表维修人员5人燃料供应系统5人除灰、渣系统5人项目总定员 25人本项目不需新增人员，所需人员热电公司自行调配。12.3 人员培训本项目所设置的定员，无论是转岗人员还是新调入的人员，上岗前均需根据新装置的要求进行岗位培训，考试合格后方能持证上岗。13 项目实施的条件和建设进度及工期13.1 实施条件（1） 本工程场地的总平面位置是由热电公司和总体设计单位共同规划好的，可认为本高工程的站址问题已落实。（2） 本工程大件运输条件好，无论铁路和公路运输均可解决。（3）本工程是已统一考虑了水、电、通讯等设施的安排，这为本236、工程提供了方便的条件。根据初步了解到的资料，当地的砂、石质量良好，供应量充足，机制砖供应量较多，可满足本工程施工的需要，其它建筑及施工材料可到当地市场去采购。（4）辽宁省内有专业锅炉及电站安装队伍，安装水平较高，有安装这类热工程的业绩，完全可以承接本工程安装工作，质量和进度均可得到保证。13.2 项目实施计划内容本项目实施计划内容主要包括项目的前期准备阶段、设计及采购阶段、施工建设阶段和试车及验收四个阶段。项目的前期准备阶段主要内容有：可行性研究报告的编制与报批。设计及采购阶段主要内容有：初步设计与审批和施工图设计、设备采购(制造)和关键安装材料采购。施工建设阶段主要内容有：地下工程施工、土建237、施工和安装施工。试车及验收阶段主要内容有：吹扫、单机试车、联动试车、物料试车及考核验收。13.3 实施进度计划本项目根据热电公司的要求，进度比较紧。本项目由于有锅炉设备，这些设备的安装、调试等需要一定的周期，为此我们设制定初步的实施进度计划。本项目计划实施时间约20个月，计划于2013年7月建成投用。1 项目可研立项、批准： 2011年11月2011年12月2 项目初步设计： 2012年1月3月3 详细设计： 2012年3月6月4 设备订货： 2012年7月11月5 土建施工： 2012年7月12月6 设备、管道及仪表、电气安装：2013年1月6月；7 单机、联动试车、化工投料： 2013年6238、月7月14 投资估算14.1 投资估算 估算任务及项目概况1、本估算是XXXX集团热电公司新增6#炉项目的投资估算。包括新上一台410t/h高温高压循环流化床锅炉及脱硫系统，包括装置区内工艺、设备、土建、仪表、电气等部分，公用工程部分依托老厂。2、本项目采用国内先进技术，设备、阀门全部国产化。3、工程中交通运输、维修、化验分析等均依托老厂。14.1.2 建设项目总投资构成及分析本工程建设投资88217万元；建设期贷款利息4328万元；铺底生产流动资金1681万元，项目报批总资金94226万元。详见表14.1-1。表14.1-1 项目总投资估算汇总表（104元）序号费用名称估算价值其中外汇占建设239、投资比例%1建设投资6537.561001.1工程费用5138.6678.61.2建设工程其他费798.98.4固定资产其他费548.96.31无形资产1502.29其他资产1001.531.3预备费6009.182建设期利息177.913流动资金全额流动资金100铺底流动资金304建设项目总投资6815.475报批项目总投资6745.4714.2 资金来源、融资方案及资金使用计划14.2.1 资金来源、融资方案本工程资本金为工程动态投资的30%，由XXXX集团公司出资建设。资本金以外所需资金由企业向银行借贷，贷款名义年利率7.05%（流动资金贷款利率为6.56%）。14.2.2 资金使用计划240、资金使用计划：本项目建设期按20个月，资金投入比例为，第一年投入50%，第二年投入50%。15 经济分析15.1 财务评价依据及基础数据与参数 财务评价依据1）本报告技术经济分析与评价根据建设项目经济评价方法与参数进行。2）中华人民共和国增值税暂行条例及实施细则。3）中华人民共和国企业所得税暂行条例及实施细则。6）企业提供的有关基础数据。 财务评价基础数据与主要参数本项目财务评价，产品方案见表15.1-1。15.1-1 产品方案项目物料组成，wt%t/ht/dt/a蒸汽4.5MPa3809120304x104硫酸铵2.47900.2619805.88.1 各年生产负荷项目投产后第一年即达到80241、%的设计能力，第二年为100%负荷。.2 项目计算期项目计算期为16年，按建设期1年计算，生产期15年计算。主要原辅材料、公用工程及产品数量、价格（含税价）见表15.1-2。表15.1-2原辅材料、公用工程及产品数量、价格表原辅材料及公用工程产 品项目年耗量元/吨合计(万元)项目年产量(吨)元/吨合计(万元)燃煤615760万吨55033866.8蒸汽4.5MPa304x10420261408液氨5039吨34001713.26硫酸铵19805.887201426.02电6360万kwh0.613(元/kWh)3898.68新鲜水0.17万m33.250.55反渗透水67.52万m37.384242、98.30脱盐水243.2万m38.352030.72总计42008.31总计62834.02.3 定员、工资及福利费本项目所需人员25人，由热电公司内部调配，不需新增工资。.4 折旧和摊销年限项目固定资产投资采用平均年限法计算折旧，综合折旧年限为15年。管理费用中无形资产按10年平均摊销，其他资产按5年平均摊销。.5 固定资产净残值率项目固定资产净残值率按固定资产原值的5%计算。.6 修理费费率修理费取固定资产原值的5%，按94万元计算。.7 其他制造费用费率其他制造费用取固定资产原值的1%，按50万元计算。.8 销售费定额 按销售收入的0.5%计算，为105万元。.9 各种税率和费率项目增243、值税税率按0%计算，城市维护建设税和教育费附加分别按增值税的7%和3%计算。所得税按应纳税所得额的0%计算。.10 基准内部收益率为8%。.11 其它盈余公益金按税后利润的10%计算。15.2 成本费用估算根据上述主要参数及工艺设计所确定的原材料、燃料及动力消耗估算成本费用。随着企业成本费用的变化，年总成本费用也是变化的。经计算，项目年均总成本3119.21万元，年均经营成本为2535.9万元。见生产成本费用估算表。15.3 销售收入、销售税金及附加和增值税经计算，项目年均销售收入3460.33万元，年均增值税0万元，销售税金及附加0万元。详见 销售收入、流转税金及附加估算表。15.4 利润和244、所得税项目年均利润总额341.12万元，年均所得税0万元，年均税后利润341.12万元。详见附表利润和利润分配表。15.5 财务评价指标计算 财务盈利能力分析1.1 主要静态指标投资利润率：5.01%投资利税率：5.01%资本金利润率：16.86%全部投资投资回收期（税前）：8.31年 （自建设之日起）全部投资投资回收期（税后）：8.31年 （自建设之日起）15.5.1.2 主要动态指标全部投资财务内部收益率（税前）：11.03% (税后）：11.03%全部投资财务净现值（税前）：779.13万元 （I=9%）（税后）：779.13万元资本金财务内部收益率：13.81%详见附表 项目财务现金流245、量表、附表 资本金财务现金流量表。15.6 不确定性分析 盈亏平衡分析项目对以生产能力利用率表示的盈亏平衡点（BEP）进行计算。以项目正常生产年份为例，BEP=67.88%，可见，当正常年达到设计能力的67.88时，项目即可保本。1 敏感性分析本分析评价对项目在建设投资、产品售价、可变成本和生产负荷几个方面分别进行敏感性分析。详见附表 单因素敏感性分析表。通过计算表明，产品售价及经营成本比较敏感。因此本项目应注意市场价格的风险。15.7 财务评价结论经过上述分析，本项目从企业利润情况看，该项目年均利润总额为341.12万元，年均税后利润总额为341.12万元。从所分析的各项指标来看，本项目投资246、利润率为5.01%，投资利税率为5.01%，全部投资投资回收期（税前）：8.31年，全投资回收期（税后）为8.31年，全投资财务内部收益率（税前）为11.03%，全投资财务内部收益率（税后）为11.03%，高于行业基准收益率9%，说明项目经济效益较好，是可行的。详见附表 主要财务评价数据指标汇总表。经济评价表格：附表1 财务评价指标汇总表附表2 资产负债表附表3 财务计划现金流量表附表4 项目还本付息计划表附表5 建设投资估算表附表6 项目总投资使用计划与资金筹措表附表7 总成本估算表附表8 营业收入、营业税金及附加和增值税估算表附表9 利润和利润分配表附表10 项目投资现金流量表附表11 项247、目资本金现金流量表附表12 单敏感性分析表15.8 抗风险能力分析以生产能力利用率表示的项目盈亏平衡点BFP=67.88 %70%，但该项目为环保项目，变废为宝同时，少量盈利。经济分析表明：项目投资后具有一定的回报率，投资回收期约8.31年。有较强的抗风险能力。15.9 敏感性分析从敏感性分析表中可以看出，销售价格及经营成本为最敏感因素。因此项目投产后，要多注重于节本降耗。15.10 财务评价结论本项目总投资6815.475万元。从经济评价结果可以看出，建成投产后年可获税后利润341.12万元，税后财务内部收益率11.03%，税后投资回收期为8.31年，均高于基准值。综上所述，本项目从财务评价248、角度来看是合理可行的。16 研究的结论与建议16.1 研究结论本项目原料来源有保障，产品有市场，采用的工艺技术先进、成熟可靠，技术经济分析表明本项目经济效益良好、抗风险能力较强。符合国家产业政策、行业发展规划、能源战略布局，项目投产后将解决热电公司4#、5#锅炉备机及XX精细园区供汽问题，同时大大解决了XX集团安全隐患（两台410t/h锅炉同时停车，将造成乙烯二公司及炼化分公司紧急停车）。具有可观的经济效益、环境效益及良好的社会效益。本工程充分利用了XX集团乙烯二公司反渗透水及污水场处理后的排放水，在水资源十分匮乏的情况下，既保证了热电厂的建设，满足热电厂的用水问题，也解决了污水处理厂排放水的出路问题，完全符合国家的节水和环保政策。技术经济分析表明本项目经济效益良好、抗风险能力较强。因此项目可行。16.2 建议本项目的实施能充分发挥XX集团的整体优势，合理利用已有资源，发挥其潜在的效能。同时也实现了内部资源的合理互补，提高整体效益。建议该项目应早日立项实施。