1、合肥市化工企业搬迁项目热电厂工程可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月合肥市化工企业搬迁项目热电厂工程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100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XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目录1 概 述11.1 编制依据11.2 研究范围1(4) 投资估算及经济效益分析。21.3 城市概况21.4 项目建设的必要性4（2）满足地区供电需要4（3） 2、环境保护的需要41.5 主要设计技术原则5(2) 以热定电，根据热负荷性质、大小，合理选择供热机组。5(4) 工艺系统采用成熟、先进的技术。51.6 工作简要过程62 热负荷72.1 现状热负荷72.2 近期热负荷72.3 规划热负荷72.4 设计热负荷73 电力系统133.1 电力系统概况133.2 电力负荷预测及电力平衡133.3 电厂与系统的连接154 燃煤供应164.1 燃煤来源164.2 燃煤消耗量164.3 燃煤运输175 机组选型及供热方案185.1 机组选型18锅炉选型18(1) 煤粉炉18(2)循环流化床锅炉18(3)锅炉参数:18汽机选型19(1) CC50MW双抽凝汽式机3、组19(2) CB25MW抽背机组195.2 装机方案205.2.1 3220t/h锅炉+2CC50MW双抽凝汽式机组方案205.3 供热方案226 厂址条件236.1 厂址概述236.2 水文气象24水文24工程气象256.3 交通运输26铁路26公路266.4 电厂水源26工业水源26生活水源276.5 灰、渣场286.6 工程地质28地形地貌281. 池河西山驿断裂(F2)292.合肥东关断裂(F1)307 工程设想347.1 厂区总平面34厂区总体规划34（1）厂址用地范围34（2）防洪规划34（3）燃料的运输34（4）电厂水源和排水34（5）出线34（6）灰渣场35（7）进厂道路354、（8）施工场地35（1）厂区管线敷设方式37（2）循环水供排水管线规划377.2 输煤系统38卸煤系统38筛碎系统38上煤系统38煤场387.3 燃烧系统39燃烧系统计算39炉内脱硫系统407.4 热力系统40主蒸汽系统40回热抽汽系统及加热器疏水系统41主给水系统41中继水系统42凝结水及补给水系统42疏水系统42排污系统42机泵冷却水系统43主要辅助设备选择43（1）锅炉给水泵43（2）除氧器及除氧水箱选择原则43（3）减温减压器选择原则44保温、防腐447.5 主厂房布置44主厂房布置的具体要求及特点44(1) 汽机房45(2) 除氧煤仓间45(3) 锅炉房457.6 除灰渣系统45锅炉5、灰渣量45除灰渣系统选择46（1）除渣系统46（2）除灰系统467.7 供排水系统48本期工程的水量平衡48供水系统方案49循环水泵房49冷却设施50厂区给排水50（1）生产给水50（2）生活给水51（3）消防给水51（1）雨水及生活污水排水：51（2）工业废水排水527.8 化学水处理系统52设计基础资料52水汽质量标准53锅炉补给水处理系统54给水、炉水、闭冷水校正处理及水汽取样56冷却水处理56绝缘油净化处理56锅炉酸洗及废液处理577.9 电气部分57概况57电气主接线57高压配电装置58厂用电系统58主要电气设备选型58二次线58网络部分的控制方式59辅助车间控制系统607.10 热6、工控制部分607.10.1 控制方式和控制室布置60控制水平61厂级实时监控信息系统SIS62厂级管理信息系统MIS63烟气连续监测系统CEMS64设置热工自动化试验室647.11 土建部分65主要建构筑物结构选型65地基与基础选型668 环境保护668.1 厂址地区环境现状668.2 设计执行的环境标准67环境质量标准67污染物排放标准678.3 主要污染源及污染物排放688.4 污染防治措施70（1）烟尘治理70（2）SO2治理71（3）低氮氧化物排放71（4）装设烟气连续监测装置71（5）扬尘治理71（6）SO2总量控制72废水治理措施72（1）含酸、碱废水72（2）锅炉非经常性废水727、（3）含油污水72（4）输煤系统冲洗排水73（5）生活污水73（6）冷却塔排污73灰渣治理与综合利用73（1） 除灰渣系统73（2）灰场73（3）灰渣综合利用74噪声控制措施74厂区绿化74环境影响分析748.5 热电联产集中供热的环境效益758.6 环保设施的投资估算768.7 结论和建议779 劳动安全及工业卫生789.1 厂址的安全性分析789.2 劳动安全和工业卫生的主要设计原则78（1）防火、防爆79（2）防尘、防毒、防化学伤害79（3）防电伤、防机械伤害和其它伤害79（4）防暑、防寒、防潮79（5）防噪声、防振动8010 节能效益8110.1 节能效益计算81式中Bj 热电厂年节标8、煤量 t/a8110.2 其它节能措施81(3) 采用DCS计算机控制系统，现实优化节能运行；8110.3 节能效益分析8211 热力网8311.1 热力网设计原则8311.2 热力网管径选择8311.3 热力网走向及敷设方式8312 生产组织和定员8512.1 编制原则8512.2 电厂定员及机构8513 工程项目实施的条件和轮廓进度8713.1 工程实施条件87施工单位87施工场地87设备材料供应及运输87其它施工条件8713.2 工程建设的轮廓进度8814 投资估算及经济评价8914.1 投资估算89编制原则89(1) 工程静态投资价格水平为第1年。89(6) 其它90投资估算成果90(9、1) 三炉两机：90(2) 两炉一机：9014.2 经济评价90经济评价方法90项目经营模式及资金来源90上网电价91主要财务评价指标91敏感性分析91经济评价结论9215 结论9215.1 项目建设的必要性92（2）满足地区供电需要9215.2 燃煤供应9315.3 装机方案9315.4 建厂条件94（4）工程地质94（6） 贮灰场9415.4 经济效益9415.5 主要结论9515.6 存在问题和建议9515.8 主要技术经济指标953220t/h锅炉1CC50MW和1CB25MW机组95（1）工程总资金95（2） 单位kw投资96（8）占地面积96（9）土石方量96（10）煤耗率（设计热10、负荷工况）97（11）厂用电率97（13）投资回收期97（18）净现值97（19）生产成本9815.8.2 2220t/h锅炉1CC50MW机组98（1）工程总资金98（2）单位kw投资98（3）年供电量 2.55108 kwh98（9）土石方量98（10）煤耗率（设计热负荷工况）98（11）厂用电率99（17）内部收益率99（18）净现值99（19）生产成本991 概 述化工企业采用热电联产集中供热，具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益，是治理大气污染和提高能源综合利用率的重要途径，是提高人民生活质量的公益性基础设施，符合国家发展战略。1.1 编制依据(1)热电联产项11、目可行性研究技术规定及附件，国家发展计划委员会，国家经济贸易委员会2001年1月11日。(2) 关于发展热电联产的规定，国家发展计划委员会，国家经济贸易委员会，建设部，国家环保总局，急计基础20001268号文，2000年8月22日。(3) 现行国家有关的规程、规范、规定。(4)安徽氯碱化工集团有限责任公司热电联产工程项目建议书。(5)安徽氯碱化工集团有限责任公司关于进行合肥市化工企业搬迁工程热电联产项目可行性研究委托书。1.2 研究范围下列项目属于本工程的设计范围，在可行性研究中需进行分析和论证。(1) 协助建设单位进一步落实热负荷、煤源、水源、交通运输、灰场、环保、建设用地、拆迁、综合利用12、等建厂条件，取得必要的原则性协议，并根据建厂条件进行技术经济论证。(2) 根据热负荷资料，论证和提出热电厂的装机方案，供热参数和热网系统。(3) 对主机和主要辅机的选型，对电厂总布置、输煤、供水、除灰、补给水处理、控制方式、电气主结线及厂用电系统和厂房结构等进行论证，提出初步设想。(4) 投资估算及经济效益分析。本可行性研究报告引用了合肥市化工企业搬迁工程专题研究报告中的有关结论意见。1.3 城市概况合肥市是安徽省省会，位于江淮之间、巢湖之滨。市辖区总面积7266平方公里（其中城区面积130平方公里），全市总人口460多万（其中市区人口130多万），是安徽省政治、经济、文教和旅游中心城市。合肥13、市的化学工业经过40多年的发展，已形成了基础化工（含煤化工及盐化工）、橡胶加工、塑料加工、精细化工等门类比较齐全的产业，成为合肥市支柱产业之一。至2002年底统计在内的化工企业（不包括塑料加工）实现工业总产值48.93亿元，销售收入40.7亿元，利税总额3.79亿元。但随着合肥市2010年GDP千亿元规划的提出、合肥市城市规模的扩大及城市建设的发展，合肥市化学工业现状已不能适应城市规划和合肥市建立国内外重要的制造加工基地的要求。合肥市化学工业现存主要问题如下：（1）多数化工企业位于市内，安全、环保问题形势严峻；（2）化工企业布局分散，资源难以共享，不能适应新形势下化工产业簇群发展的要求；（3）14、产品结构不合理，产品附加值及精细化率低；（4）多数生产装置工艺技术水平落后，设备陈旧，急需改造；（5）化工行业招商引资项目少。 安徽氯碱化工集团有限责任公司（锦邦股份）通过近年来的不断地技术改造和改制，使公司的生产规模和经济实力有所增强。但在市场竞争日益激烈以及全球经济一体化的今天，公司无论是在生产规模还是技术水平都存在着缺陷，还难以同国内外竞争对手抗衡。公司现有离子膜碱5万吨/年（含片碱2万吨/年）及金属阳极隔膜碱5万吨/年装置，其中金属阳极隔膜碱装置（包括隔膜吸附）以及配套的氯氢处理工序、液氯工序、盐水工序、隔膜碱蒸发工序等都是上世纪七十年代的技术和设备，虽然公司近年来不断进行技术改造，公15、司的管理水平和技术力量较强，但因其多数装置工艺落后，设备陈旧，安全和环保都难以稳定达标。每年向大气中排放的氯气、氟里昂、氨、硫酸酸雾、碱雾、盐雾等分别为5000公斤、10000公斤、10000公斤、1000公斤、5000公斤及5000公斤；5万吨/年金属阳极隔膜碱因隔膜吸附每年产生10000公斤石棉污染物和100万吨的碱性废水，这些排放物对大气和水体造成污染。同时由于该公司主要产品烧碱、盐酸、液氯、聚氯乙烯等为强腐蚀、有毒、易燃易爆的危险化学品，又地处合肥市市区，存在不安全的隐患。为贯彻落实国办200419号“关于加强危险化学品安全管理工作的紧急通知”第4条（加大安全投入，加强危险化学品生产经16、营单位的安全技术改造）中“要积极采用先进安全可靠的技术装备，不断改进工艺技术，淘汰陈旧老化、危及安全的设施设备和工艺。对市区中的危险化学品企业，防护距离不符合国家规定的，要下决心搬迁、转产或关闭”的要求，加快合肥市展计划委员会。支柱产业化学工业的发展，解决城市建设和化学工业发展的矛盾，适应合肥市城市规划和巢湖污染治理的要求，公司抓住“合肥市GDP千亿计划”和化学工业搬迁改造的机遇，进一步发挥合肥市化学工业的支柱产业优势，安徽氯碱化工集团有限公司拟对新上生产线进行易地新建，远离市区；原有生产线逐步淘汰或搬迁，从根本上解决现有化工生产存在的设备老化、污染大、安全防护距离不充分等问题。这一设想的提出17、，亦是落实安徽省“蓝天、碧水、净土”计划的具体行动。因此，项目一经提出，即得到合肥市人民政府和省发改委的大力支持，现已列入“巢湖流域污染整治及化工企业搬迁项目”。项目选址已通过有关部门和专家论证，征地及拆迁工作正在有条不紊地进行。相关配套的供水、供电、污水处理等公共设施项目亦正在规划实施当中。目前新厂区一期工程主要产品有年产20万吨PVC树脂、年产20万吨烧碱、保险粉、甲酸钠、焦亚钠、草甘膦等。针对化工生产耗电高、运输量大、用水多的特点，公司根据合肥市城市规划，通过多次实地考察、方案比选和专家论证，推荐肥东县撮镇合肥化工搬迁园区作为本工程建设地。化工企业是用汽大户，新厂区周边没有热源点，因此为18、满足新区化工装置生产需要，公司对建设一座适度规模的热电站，同步建设供热管网，实现热电联产的要求十分迫切，为此安徽氯碱化工集团有限公司于第1年9月委托安徽省化工设计院编制该公司热电联产工程项目建议书，並上报安徽省发展计划委员会。1.4 项目建设的必要性（1） 按近期统计资料，进入化工企业搬迁园区的项目37个，用汽量年平均0.8MPa饱和蒸汽359.1t/h，2.25MPa饱和蒸汽51.3t/h，5.4MPa蒸汽51.7t/h，用汽量己上规模，建设一个中型热电厂是十分必要的。（2）满足地区供电需要化工企业是用电大户，进入化工企业搬迁园区的37个项目预测电负荷达 MW，本期工程计划建设的一台50MW19、机组和一台25MW机组电力将在搬迁园区消化。本工程的建设可以减少从电网受进电力，减少220kv电网供电压力，因此从用电需求方面考虑，本工程的建设也是必要的。（3） 环境保护的需要热电厂的建设是采用大容量、高参数的环保型供热机组，烟气经四电场静电除尘器（除尘效率99.8%）净化后，通过一座150米高烟囱排放；采用炉内脱硫方式减少烟气中的SO2排放量。烟气的排放指标均可达到火电厂大气污染排放标准（GB13223-2003）中第3时段的要求：烟尘41 mg/Nm3（标准50mg/Nm3）、SO2131mg/Nm3（标准400mg/Nm3）、NOX300 mg/Nm3（标准450mg/Nm3）。与使用20、小型工业锅炉相比，不仅节约了能源（计算年供热节约标煤量4.2万吨），又可以减少污染物的排放(计算减排SO24437吨/年、烟尘3900吨/年)，获得了较好的环境效益，符合国家节约能源法及两部两委关于发展热电联产的若干规定中的规定。1.5 主要设计技术原则根据国家能源政策，结合本工程具体情况，为达到节约能源、改善环境，合理控制工程造价、提高经济效益的目的，本工程确定以下技术设计原则：(1) 可行性研究报告内容及深度符合国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部计基础200126号文热电联产项目可行性研究技术规定及附件的要求。(2) 以热定电，根据热负荷性质、大小，合理选择供热机组。(3) 在21、拟定厂区总平面布置方案时，除满足工艺流程需要外，尚需考虑总体协调。(4) 工艺系统采用成熟、先进的技术。(5)本期规模拟建设3炉2机（3220 t/h高温高压循环流化床锅炉+1CC50MW抽凝式供热机组和1CB25MW抽背机组。(6) 热力网工程与主体工程同步设计、同步建设、同时投运。(7) 本设计环保要求按城市电厂考虑。(8) 努力降低工程造价，提高经济效益。(9) 严格遵循国家颁布有关的规程、规范。1.6 工作简要过程第1年12月28日，我院接受安徽氯碱化工集团有限责任公司关于进行合肥市化工企业搬迁项目热电厂工程可行性研究工作。随即组成了该项目的工程设计组，开始进行本工程可行性研究报告的编22、制工作。工程组设计人员踏勘了现场，对基础资料进行多次调查，在当初收集到的热负荷条件下，根据热电联产项目可行性研究技术规定及附件的要求，于第2年3月编制了本可行性研究报告。第2年8月合肥化工企业搬迁办公室提供了最新统计热负荷资料，根据国家发改委（2004）864号文关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知的精神，对本热电厂装机方案进行新一轮论证，特编制本可研性研究报告的修改版。2 热负荷2.1 现状热负荷由于本热电厂的供热对象均处于规划报批阶段，目前尚无现状热负荷。2.2 近期热负荷根据安徽合肥市化工企业搬迁办公室提供的搬迁区热负荷资料（注：见附表2-2）；热用户共37家，热用户端年均0.40.23、98MPa饱和蒸汽359t/h，2.252.5MPa饱和蒸汽51t/h，5.4MPa蒸汽52t/h。2.3 规划热负荷根据合肥市“巢湖流域污染整治及化工企业搬迁项目”规划，化工搬迁园区拟分三个阶段建设，一和二阶段占地各5km2，热负荷各200t/h，第三阶段占地10km2。近期热负荷为一、二阶段规划区用汽，热电厂建设应预留扩建场地，满足第三阶段规划热负荷之需要。2.4 设计热负荷由于热用户众多，根据热电联产有关规定，低压蒸气，供热量综合折减系数取0.9，中压和次高压热用户仅两家，折减系数取1。蒸汽温降30/2km，压降取0.3MPa/2km。电厂外热网应由热网公司统一管理，电厂和热网公司分界点24、位电厂围墙外1.0m，热用户端和分界点蒸汽参数列于表2-1表2-1 用汽参数计量点蒸汽类别蒸汽压力（MPa）蒸汽温度（）蒸汽流量（t/h）热用户端低压0.8饱和323中压2.5饱和51次高压5.4饱和52电厂围墙低压1.1200323中压2.825451次高压5.730052表2-1 合肥市化工企业搬迁区水、电、汽、污水统计序号建设单位项目名称投资产量占地面积水污水主要污染物汽Mpa、t/h亿元104t亩t/dt/d压力用量1合肥海川工贸有限公司仓储贸易0.1-501080.600.42上海京帝化工有限公司烷基苯磺酸0.0751.2306003600.666.43安徽徽商新能源有限公司煤炭交易25、1.5400300108粉尘0.6014南京艾普拉斯化工有限公司AMPS均聚物系列33250166610000.612.5135合肥久易农业开发有限公司乳油0.50.160150012650.611.512悬浮剂0.05苯磺隆原药0.005烟嘧磺隆原药0.0056合肥金泰农药化工有限公司吡虫啉0.36450.025072020叔丁醇、丁酮、氯仿K+、CO2-、Cl-、ClO-0.622.4吡虫脒0.027巢湖农药化工厂20.5%敌畏溴乳油0.260.14010008400.67.78.120%甲氰辛乳油20%高氯马乳油20%辛唑乳油8合肥海力科技开发有限公司甲基丙烯酸0.530.550200.26、622.49安徽领先康体设施有限公司聚氨酯加工0.160.3302401600.644.410安徽安大华泰新材料有限公司水性聚氨酯0.180.220160120SS0.60.52.411安徽思达新材料有限公司亚硒酸钠0.050.02501000600Na2SeO30.64.24.612合肥星宇化工有限公司含氟农药0.50.0155030200.622.413朱凯骨质明胶2.30.2182360030000.655.414合肥雷诚工贸有限公司专用漆0.33-201060.611.415北京中化科城有限公司超级雨刷漆0.23-10100600.611.416香港宝成公司四氯化钛1.1150100627、00.62217合肥远洋线带厂涤纶全棉染整0.060.1110100600.622.418合肥亚龙化工有限公司草酸盐系列0.10.1330120800.622.419合肥日月环保设备有限公司净水剂2-2002001600.644.4医药中间体-20安徽兆丰化工产品有限责任公司吡啶环系列0.250.1502080.622.421合肥学院ZnO0.040.151025200.622.422合肥四方磷复合肥有限责任公司合肥鸿鹏商贸有限公司磷石膏综合利用1.6449402202001000.61010.523合肥紫微物资有限责任公司消毒剂0-01060.61124安徽银山药业有限公司丙环唑多菌灵悬浮剂28、0.18630.075072010.622.425合肥中海农用物资有限责任公司复配农药0-0100600.622.426沈阳汇亚通铸材新型水玻璃0-50100600.622.4碱性树酯27安徽丰乐农化有限责任公司氟虫氰杀虫剂1.0620.015330150012650.61212.5毒死蜱杀虫剂0.4苯达松除草剂0.1噻吩磺隆除草剂0.01烟嘧磺隆除草剂0.025苯嘧磺隆除草剂0.0528浙江黄岩科拿塑料模具厂汽车塑料配件电镀0.210020210.622.429安徽盐业公司3-30020160.61010.430北京骨质明胶0.970.1120180015000.633.431安徽天雁辐化有29、限公司0.18-30110.600.432合肥安邦塑料功能母料0.35-5050300.622.4小计21.222727121571610895119.4133.9一安徽氯碱化工集团有限责任公司离子膜烧碱6.6081202252640840.8770.412.513聚氯乙烯树酯6.85672030011976103202.527.627.60.630.832保险粉3.9031022513076010.88789.50.41.81.9热电联产6.77281022514232360000二安徽海丰精细化工股份有限公司有机复合肥0.541301136030.750.62.52.5-丁内酯1.569330、2.57019920.150.610.310.3吡咯烷酮1.84181.56025939.60.612.512.5聚乙烯基吡咯烷酮0.60770.57036010.65.36三安徽肥东合肥化学工业园建设投资有限公司污水厂1.231451000.601工业水厂1.0134529000.600.2四合肥市地方铁路管理局铁路专用线1.565311.642634290.600.5五合肥四方化工集团有限责任公司合成氨13.272320683840043785.496.796.72.2556.556.50.9837370.4933405.4-45-452.25-32.8-32.8小计45.7514257131、3947715863.5342.7356.4合计66.974152835519326758.5462.1490.33 电力系统本章内容引用本工程项目建议书。3.1 电力系统概况合肥目前共有系统发电厂2座；500kV变电所一座（肥西变），降压变压器1组，变电容量801MVA；220 kV变电所5座，220 kV降压变压器10台，变电容量1026MVA；110 kV变电所22座（含三县），110 kV降压变压器42台，变电容量1384.5MVA。合肥地区的主要电力来自肥西500 kV变电所、合肥发电厂、合肥第二发电厂。供电电压等级以220 kV、110 kV为主，配电电压等级以110 kV、35 32、kV、10 kV为主。在距本热电厂东南桥头集方向约9km处，现有一座220 kV桥头集变电站，站内设有2台220/110/35 kV，90MVA主变压器，其220 kV电源分别引自肥西500 kV变电所和合肥第二发电厂的220 kV系统。本电厂所在的化工搬迁区域的主要供电电源拟自该变电所引入。合肥地区1 9 9 8 年用电量为 2 5 9 1 6 6万kWh ；最大负荷达50.6万kW；2000年用电量为283625万kWh；最大负荷达75万kWh；2002年用电量为328765万kWh；最大负荷达98万kWh；2004年最大负荷达160万kWh。可见，合肥近两年用电负荷增加迅猛。目前合肥电网33、存在的主要问题是城网、农网的不少供、配电设备服役时间较长，需进一步改造，以满足供、配电的安全性和可靠性要求。3.2 电力负荷预测及电力平衡随着全国经济步入新一轮增长周期，合肥市经济增长迅速，特别是2002年以来，用电负荷猛增，预计未来几年内，用电负荷增长将保持在10%以上。化工集团是用电大户，本次搬迁项目投产后的电力平衡见表3-1。由表可知：热电厂建成后，化工集团搬迁项目区还需从网上受电，年受电量26518万kWh。表3-1： 电 力 平 衡 表序号产品名称年产量（万t）吨 耗（度/t）年 耗（万度/年）电功率（KW）1PVC糊树脂10360360045462PVC普通树脂104804800634、0603离子膜烧碱1525693853548655隔膜烧碱5287514375182604液 氯1690144018185片 碱2681361726双氧水41506007577保险粉4300120015158杀虫双41080432054549双甘膦165065082010草甘膦0.5157078599111溶解乙炔0.0335010.51312三氯化铁0.33091113尼龙10100.012800283514氧 气3000km32100度/ km3630795合 计71118.589902电厂年供电量44600万kwh电量平衡-26518.5万kwh3.3 电厂与系统的连接本热电厂位于合肥市35、化工企业搬迁基地的东北部，搬迁基地内规划有35kV变电所5座，其中安徽氯碱化工集团生产厂区内1座，位于热电厂南侧，相距约400m。本着自发自用的原则，热电厂建成后，采用升压至35kV供化工生产区内35kV变电所；再升压至110kV接入化工企业搬迁园区110kV变电所，由该变电所接入热电厂东南方向约9km的220kV桥头集变电所，实现并网运行。电厂接入系统最终以热电厂接入系统设计和电力公司批文为准。4 燃煤供应4.1 燃煤来源燃煤由搬迁化工企业原有指标划拨，不足部分市场采购。根据目前安徽氯碱化工集团燃料煤来源情况，燃煤主要来自淮南矿业集团公司，该公司年产原煤3000万吨，主要为烟煤，完全满足本工36、程的需要。煤质分析资料如下：碳 Cy50.58% 氢 Hy4.81% 氧 Oy 8.6% 氮 Ny1.81% 硫 Sy 0.5% 全水份 Wy 11.23%灰份 Ay 21.37% 可燃基挥发份 Vy 37.7% 低位发热量 Qnet.ar 20064KJ/kg4.2 燃煤消耗量锅炉燃煤量的计算原则：锅炉年利用小时数按5500小时计算。锅炉平均日运行小时数按20小时计算锅炉连续排污率按2%计算Ca/S摩尔比为2.2锅炉脱硫效率90%按上述原则计算的锅炉燃料煤量及石灰石消耗量如下（表4-1）表4-1： 锅炉燃料量及石灰石消耗量 消 耗 量单位二台炉三台炉小时耗量燃料煤量t/h59.889.7石灰37、石t/h5.07.5日耗量燃料煤量t/d11961794石灰石t/d100150年耗量燃料煤量t/a328900493350石灰石t/a27500412504.3 燃煤运输从淮南矿业集团公司来煤至本热电厂运输距离约150km，燃煤运输利用化工搬迁基地拟建的铁路专用线运至电厂厂区南侧车站，再经热电厂专用线运至电厂厂区。5 机组选型及供热方案5.1 机组选型 锅炉选型根据煤质和设计热负荷，可供选择的锅炉型式有：煤粉炉及循环流化床锅炉。(1) 煤粉炉煤粉炉在我国经过了几十年运行的考验，技术成熟，积累了大量制造和运行经验，锅炉效率高达90%以上，设备故障率较低。但低负荷运行时需加燃油助燃、制粉系统较复38、杂、另外煤粉炉在不设炉外脱硫设施时，环保效果较差，若设脱硫设施则投资及运行成本增大，降低工程效益；煤粉炉对运行管理要求较高。(2)循环流化床锅炉循环流化床锅炉效率高，设计效率可达90%，与煤粉炉的效率相差不大。燃料适应性较强，能够稳定燃烧多种劣质燃料，并且可以达到较高的燃烧效率。环保效果好，具有较高的脱硫效率，约90%，由于循环流化床锅炉采用低温燃烧（850950），可以比较容易控制NOx的排放，同时炉内不存在结渣问题，灰渣有较好的活性，有利于综合利用。运行方便灵活，循环流化床锅炉负荷的调节较为灵活、迅速，低负荷稳燃性能较好，其最低的稳燃负荷可达额定负荷的35%左右。与煤粉炉相比，循环流化床锅39、炉无需设置一套复杂的制粉系统，但需要分离器、返料装置、高大炉膛及高压头的送引风机。其燃烧方式和锅炉结构形式决定了电厂运行时的耗电量较大，其厂用电率高于链条炉的电厂，也高于采用煤粉炉的电厂。综上所述，考虑热电厂的环保效益，同时考虑到长远利益和发展方向，本期工程采用循环流化床锅炉。(3)锅炉参数:炉型： 220t/h 高温高压循环流化床锅炉额定蒸发量：220t/h额定蒸汽压力：9.81MPa额定蒸汽温度：540给水温度：215锅炉效率： 90Ca/S比： 2.2脱硫效率：90 汽机选型根据设计热负荷，可供选择的供热机组如下：(1) CC50MW双抽凝汽式机组额定进汽量： 319t/h最大进汽量： 40、370t/h进汽压力： 8.83MPa进汽温度： 535一级可调抽汽量（额定/最大）：50/75 t/h一级抽汽压力： 3.73MPa二级可调抽汽量（额定/最大）：50/120 t/h二级抽汽压力： 1.275MPa功率（额定/最大）： 50/60 MW (2) CB25MW抽背机组额定进汽量： 275t/h最大进汽量： 328t/h进汽压力： 8.83MPa进汽温度： 535一级可调抽汽量：130t/h一级抽汽压力： 2.26MPa一级抽汽温度 ： 364.5可调排汽量： 135t/h排汽压力： 1.27MPa排汽温度： 313功率（额定/最大）： 25/30 MW5.2 装机方案本着“以热41、定电”的原则，拟定首期工程两种装机方案。5.2.1 3220t/h锅炉+2CC50MW双抽凝汽式机组方案国产CC50机组最大进汽量370t/h，最大抽汽量可达87.9t/h(3.73MPa)，133t/h(1.27MPa)，最大发电功率60MW，中压抽汽和低压抽汽量可独立调节，按设计热负荷，全年都处于高抽汽负荷运行。CC50机组回热系统较完善，可采用带鼓泡除氧器的凝汽器，补水可全部入凝汽器，进行全程逐级加热，回热系统效率较高。但是低压缸的排汽会造成部分可用能的损失，对外抽汽量越小，则可用能损失越大，按设计热负荷计算（注：1.27MPa 323t/h，2.6MPa 51t/h）,二台机组年均发电42、煤耗266g/kwh，但是，一旦热负荷降低，发电煤耗就会加大，二台机组热负荷每减少20t/h，则发电标准煤耗增加7.5g/kwh。故本装机方案只有二台机组常年都处于高对外供汽工况下运行，节能效果才显著。5.2.2 3220t/h锅炉+1CC50MW双抽凝汽式机组和1CB25MW抽背机组方案国产CB25机组最大进汽量328t/h，2.26MPa工业抽汽量130t/h，1.27MPa排汽量135t/h，对外供热能力略大于CC50机组。CB25机组单独运行其补水需设置低压除氧器，用汽机排汽加热补水，回热系统效率不如CC50机组高，存在部分可用能的损失。但就抽背机本身而言，没有排汽损失，发电煤耗16543、g/kwh，节能效果非常显著。按设计热负荷计算，补水加热每台机组自行处理，则二台机组平均综合发电煤耗250g/kwh。若二台机组联合运行，加大CC50机组鼓泡除氧器和低压加热器容量，全厂补水全部进入CC50机组凝结水系统，可以避免CB25机组补水加热部分可用能损失，提高全厂热效率，发电出力增加2000kw，相应发电综合标煤耗减低6g/ kwh。 推荐装机方案 上述两装机方案的热经济指标列于表5-1。二个方案的“全厂热效率”都大于45%，“热电比”都大于100%，高于国家热电联产认定的标准。由于合肥化工企业搬迁园区热用户多，热负荷大，二个方案的二台机组常年都可处于高供汽负荷运行，节能效果都很好，44、但从减低和控制发电煤耗，减少工程投资等方面考虑，1CB25+1CC50装机方案更好。推荐3220t/h高压锅炉+1CB25抽背机组和1CC50双抽凝汽式机组装机方案。为了使可用能损失减到最低值，工程实施时建议加大CC50机组的鼓泡除氧器和低压加热器的容量，补水全部进入CC50机组凝结水系统。1CC50MW机组和1CB25MW机组额定总进汽量594t/h，最大进汽量698t/h，直供汽量52t/h, 为满足二台机组满发满供并留有一定量的热备用，届时需建设第四台锅炉。故电厂公用系统建议按四炉二机一次规划，分期建设，不宜分期建的项目可一次建成。电厂扩建端需留扩建场地，以利建设满足化工园区发展热负荷的45、供热机组。表5-1 全厂热经济指标比较表序号项 目单位3220t/h+2CC50MW3220t/h+ 1CB25MW+1C50MW备注1热负荷汽量5.7MPat/h5252电厂围墙2.8MPa51511.1MPa323323热量GJ/h117311732汽机进汽量t/h6006003汽机工业抽汽量3.73MPat/h48481.27MPa2952954发电功率kW74920767405减温减压器出口供汽量t/h49496锅炉蒸发量t/h6496497对外供热量GJ/h117311738发电年均标准煤耗g/kWh2662509发电厂用电率%8.58.510供热厂用电率kwh/GJ5.735.7346、11综合厂用电率%17.517.2512供电年均标煤耗g/kWh29127313供热年均标煤耗kg/GJ40.940.914年供热量GJ/a8.2071068.20710615年发电量kWh/a412.06106422.110616年供电量kWh/a339.9106349.310617年利用小时数 发电h55005500供热7000700018全年耗标煤量kt/a44644619年节煤量发电kt/a22.030.0供热42.042.020热电比%55354021全厂平均热效率%74.375.25.3 供热方案合肥市化工企业搬迁热电工程建设三炉二机（3220t/h+1CC50MW+1CB25MW47、），设计热负荷的锅炉出力649t/h，需三台锅炉同时运行，当机组检修时，可启动减温减压器系统向外供热。为了满足供热终端饱和蒸汽的要求，汽机工业抽汽管道上需设减温器，对供汽参数进行调节。全厂设一台200t/h低压蒸汽和一台100t/h中压蒸汽减温减压器，低压减温减压器可和锅炉点火母管连用。另外，设一台100t/h次高温高压减温减压器，把主蒸汽调质后直接对外供热。由于化工搬迁区供热半径达34km，为了减低能耗，建议用汽压力较高的企业靠近热电厂布置，用汽压力较低的企业在热力网末端布置。6 厂址条件6.1 厂址概述规划中的合肥市化工企业搬迁区位于合肥市东南方向约30km，肥东县境内撮镇与桥头集镇之间，48、合马公路南侧。根据化工企业搬迁区总体规划，热电厂厂址位于规划区的东北部。厂址地理位置详见F2471K-A02-01图。厂址区为江淮波状平原区的一部分，地貌为波状、平原相间。波状平原起伏不平，岗坳相间、垄畈起伏，水塘较多，拟建厂址区地势较为平坦，高程在21.022.0m之间。厂址靠近巢湖，巢湖百年一遇洪水位11.43m，厂址不受巢湖洪水位影响。厂址附近无电台和军用设施，地下无矿藏和文物。厂址周围无重要经济作物区、风景古迹区。厂址用地范围南起化工园区规划铁路编组站，西起规划道路经六路，北至大官塘和高压输线电路，向东暂无限制。6.2 水文气象 水文化工企业搬迁基地毗邻巢湖北岸,以巢湖为水源地.巢湖流49、域位于安徽省中部，属长江下游左岸水系，东濒长江，西北为江淮分水岭，巢湖居流域中心，总流域面积13486km2，其中巢湖闸上9153km2，闸上主要支流为丰乐河、杭墙河、派河、白石天河、柘皋河及兆河，巢湖闸以下河流流域面积3929km2，主要支流有清溪河、西河。铜城闸以下牛屯河流域面积404km2。流域内天然湖泊除巢湖外，还有黄陂湖和已围垦的白湖。在巢湖与裕溪河相接处建有巢湖闸，裕溪河与长江相接处，建有裕溪闸，同时在西河上建有凤凰颈排灌站，使得巢湖水位与蓄量得以人工控制。巢湖是我国五大淡水湖泊之一，位于安徽省中部，素有“江淮明珠”之美称。巢湖经1986年测量，按多年平均水位6.44m计算，巢湖水50、域面积769.6km2，湖泊容积20.7x108m3。巢湖最大水深3.76m，平均水深2.69m，东西长61.1km，南北宽20.8km，平均宽12.47km，湖岸线长155.7km。巢湖湖盆浅平，西北高，东南低，湖底高程一般在3.04.0m之间。巢湖枯水期为10月次年4月，汛期为59月。实测历史最高水位11.04m（1954.8.31），实测历年最低水位4.58m（1978.11.9），实测历年平均水位6.55m(建闸后)。巢湖水位除天然因素影响外还有人为因素的影响。巢湖闸的建成对巢湖水位按需要调节控制成为可能，尤其是低水位的控制，按巢湖控制原则，巢湖控制水位5.616.11m，即为正常水位51、，超过者要开闸排泄，在干旱年份满足不了工农业用水需要时，则要从长江翻水进巢湖，提高巢湖水位。厂址高于巢湖百年一遇洪水位11.43m，因此厂址不受巢湖洪水影响。 工程气象肥东县属北亚热带季风气候,气候温和,四季分明,雨量适中,但四季不均,易成洪水,日照充足,霉雨期明显,伏秋易旱,隆冬常干.历年平均气压: 1013.9hpa历年极端最高气温: 39.5历年极端最低气温: -17.1历年平均气温: 15.5历年平均水汽压: 16.0hpa历年最小相对湿度: 10%历年平均相对湿度: 78%历年平均降水量: 941.2mm最大年降水量: 1649.9mm(1954年)最小年降水量: 546.2mm(152、998年)最大一日降水量: 206.1mm(1984.6.13)历年平均蒸发量: 1484.3mm年平均日照时数:2081.2h年平均雷暴日数: 31.7d无霜期: 237d全年主导风向:EEN夏季主导风向:SW冬季主导风向: EEN历年最大风速: 22m/s (1978年4月26日)历年平均风速: 3.2m/s最大积雪深度: 36cm最大冻土深度: 11.0cm6.3 交通运输 铁路淮南铁路在热电厂厂址东侧通过，毗邻拟建化工搬迁园区。撮镇客货运站、桥头镇客货运站分别位于化工园区两侧，距园区中心分别为3.5km和5km。化工园区拟建铁路专用线，承担化工园区物料运输。根据总体规划，化工园区专用线53、从桥头集车站接轨。该专用线毗邻热电厂厂址，东西向穿越化工园区，在热电厂厂址南侧建编组站。热电厂输煤铁路拟从化工园区编组站接轨，输煤专用线长度约2k。 公路化工园区位于合马路与店忠路交叉口，合宁、合徐、合芜高速公路在园区10处交汇，园区距312国道尤塘出口3，园区内部为乡村道路。热电厂厂址西邻化工园区南北向主干道，公路运输十分方便。水路化工园区距撮镇码头3.5，该码头为三级运输码头，单船通航吨位为500吨，由此装船可航运至长江，建材和粉煤灰综合利用成品可用水路运输。6.4 电厂水源 工业水源按照合肥市化工企业搬迁园区的统一规划，热电厂的生产用水由搬迁园区统一同步建设的工业水厂供应，园区热电厂工业54、水补水量为747m3/h，即17928m3/d，工业水厂二期设计规模为10104m3/d，最终设计规模为15104m3/d，一期工程设计规模为5104m3/d。电厂工业水补水量较大，几乎占工业水厂供水能力的三分之一，因此电厂应尽快与园区的工业水厂协调落实相关的供水协议，以保证电厂工业水水源的可靠。搬迁区的工业水厂取水水源为巢湖，取水规模为10104m3/d， 巢湖来水量丰沛，巢湖闸以上多年平均径流量为376700104m3，多年平均可供水量170500104m3。特枯年份巢湖来水量不能满足区域用水需求，可通过水利工程实施引江济巢。搬迁工程实施取水后，降低巢湖水位约1cm，只需加引一部分长江济巢55、水量，对巢湖最低保证水位不会有较大影响。根据凤凰颈闸（闸下游）站与长江大通站实测资料分析，特枯年份巢湖流域引江水保证程度较高。随着规划的神塘河排灌站的兴建，引江济巢的保证程度将更高，因此巢湖的可供水量是可靠的。根据合肥化工企业搬迁工程水资源论证报告书及其审查意见，工业水厂从巢湖取水是可靠的。工业园区还设有污水处理厂。污水处理厂分期进行建设，一期处理能力为2104m3/d，最终处理能力达到6104m3/d，其中经过深度处理后可以回用的中水为污水处理量的50。经过深度处理的中水可以也作为电厂循环水补充水的水源。根据工程实施情况，在初期阶段热电厂以园区工业水作为电厂全部工业水的补充水源，待园区的中水56、系统建成后，可将中水作为热电厂循环水系统的补充水，以节约地表水资源。建议电厂补充与此有关的供水协议。 生活水源整个化工搬迁区的生活用水均由肥东县自来水厂供水，通过撮镇自来水管网接入搬迁区。电厂应尽快补充自来水供水的相关协议。6.5 灰、渣场本期工程建设3220t/h锅炉+1CB25MW+150MW供热机组。本期工程投产后，电厂灰渣排放量为22.59t/h，其中灰为13.5t/h，渣为9.09t/h。本工程为供热电厂，根据热电联产项目可行性研究技术规定中关于热电厂中灰渣处置的要求，灰渣应进行综合利用，不设置永久灰场，考虑到综合利用的波动，仅设置备用事故堆场。事故灰场（临时存放）拟选在厂区附近，拟57、采用地下混凝土池体结构，可防止灰场周围扬尘污染及灰水对地下水的污染。灰池的尺寸为50m50m4.5m，有效容积约为11000m3，事故堆场可满足本期灰渣堆放22天。目前热电厂灰渣综合利用的方案尚未落实，电厂应尽快落实灰渣综合利用方案。6.6 工程地质地形地貌在大地地貌单元上，肥东县属江淮丘陵地区。境内起伏变化明显，东部有“条带”状的低山丘陵，北部有“屋脊”状的江淮分水岭，南部为沿湖低洼圩区，中部则为波状起伏地形。总的地貌是北高南低，地势由北向南递减倾斜。从微地貌单元可分为三种类型。.1低山丘陵：位于县境东部边缘部分，呈条带状，包括50余座大小山峰，其中浮槎山海拔高程为418.2米，为全合肥市制58、高点。.2岗地：位于县境北部地区，总面积1083平方公里，拱形隆起的江淮分水岭，把肥东县分成长江和淮河两大流域。.3平原：分波状平原和滨湖平原两个区域。波状平原位于县境中部，本区海拔高程在1040米之间，地势由北向南递减倾斜。合肥化工企业搬迁工程（含热电厂）位于江淮分水岭南侧，巢湖北岸龙泉山麓至店墙河间倾斜平原地带，为江淮波状平原区的一部分。区内地形为垅畈相间、沟渠纵横、水塘棋布，地势略成波状，东南约4km为低山丘陵区由东向西逐渐降低，拟建工程区处于由下蜀组粘土组成的倾斜平原的前缘，地形波状起伏，地面标高在14.733.5m。近场地质构造及近场地震.1地质构造根据对航卫片解译、物探、区域地质等59、资料综合分析，近场地主要发育有两组方向断裂，即：北北东向和北西西向，其中北西西向断裂较晚，切割了早期北北东向断裂，其两组方向断裂在平面上组成菱形断裂构造，合肥化工企业搬迁工程位于其中。现择其与化工搬迁工程最近的两条断裂分述如下：1. 池河西山驿断裂(F2)池河西山驿断裂是郯庐断裂带的组成部分，位于郯庐断裂带的北西侧。郯庐断裂带的活动明显分出韧性活动和脆性活动两个大的阶段。燕山早期为韧性活动阶段，形成一系列NE向展布的线性剪切带（糜陵岩带），面理为新生糜陵面理，由矿物的定向排列和拉长定向显示，线理主要发育矿物线理及石英的拉伸线理，总体指向SSW。形成糜陵岩宽度为数十米，呈带状产出，面理发育，而变60、形弱域则形成糜陵岩化岩石，宽十几至几百米，与糜陵岩带状相间带状产出。燕山中期至喜马拉雅期为脆性活动阶段，早期脆性活动阶段表现强烈，为一系列NE-NNE向脆性断裂，一般由多条近平行产出，构成一较宽的构造破碎带，岩石破碎强烈，形成碎裂岩，以逆冲及左行平移性质为主。中期为断裂带的伸展活动阶段，表现为区域应力场处于NW-SE向伸展作用所致，断裂以正断层为主要特征，在桥头集一带见红层与基岩呈断层接触，该断裂控制了盆地的沉积。晚期以挤压作用为主，表现为一些SN向断裂的挤压破碎作用。总体表现为西侧重磁异常展布呈近EW向。东侧为NE-NEE向，均显向南凸出的弧形，且常有次级的椭圆形重力异常和串珠状异常叠加，前61、者断陷，后者反映了岩浆岩体，说明断裂控盆和控岩作用。池河西山驿断裂距拟建工程区约1.5km，其第四纪未见明显活动迹象。2.合肥东关断裂(F1)该断裂走向北西，合肥龟山一段在航、卫片上影象清晰，根据区调资料，在桥头集一带，可见该断裂地表发育有200m宽的破碎带及同方向的次级断裂，早远古代肥东群双山组强烈发育了一系列数十厘米的糜陵岩带，断层两侧的肥东岩群具左行错移。另在龟山一带也发现一些构造踪迹，岩石被挤压破碎。断裂活动在喜山期强烈，并错断了郯庐断裂南段。该断裂切性强，切割了近EW向与NNE向断裂，该断裂距自北西向南东斜贯拟建工程区，其在化工搬迁工程区域内未见第四纪以来的活动迹象。1673年3月262、9日合肥南郊葛大店一带5级地震就发生在该断裂与北北东向断裂的交汇部位的南部。化工搬迁工程外围其它断裂因距离较远而不一一叙述。.2地震活动拟建场地属于长江中下游地震4区之麻城常德地震带的东部亚带。该亚带历史上共记录到23次以上破坏性地震，最大地震为1917年霍山西南的6级地震。该带的地震活动主要集中于霍山六安地区。厂址区地震活动不活跃，历史上，仅在1673年合肥发生的5级地震是距厂址区最近的中强震。拟建工程区域虽无历史地震记载，近期小震活动较弱，但由于地处郯庐断裂带和西北西向合肥东关断裂附近，它们都具有发生中强性地震的背景。如评估区以西合肥城南葛大店一带曾于1673年3月29日在发生震级5级、烈63、度6度的地震，距拟建工程场地中心约21km。1973年以来合肥及附近地区（北纬3132-3209、东经11654-11739范围内）共发生ML1.0级地震64次，最大震级为4.0级（ML）。按照中国地震动参数区划图（GB18306-2001）及建筑抗震设计规范（GB50011-2001）和安徽省地震动参数区划图（根据中国地震动参数区划图（2001），设计基本地震加速度值为0.10g，对应地震基本烈度为7度。区域稳定性评价近场新生代地层分布广泛，第四纪冲积厚度从几米到几十米不等，中更新世以来近场地多级阶地的形成，反映出喜山晚期以来该区地壳块体之间处于缓慢差异升降运动状态。近场断裂一般形成于中生代64、或更早，在燕山期活动强烈，在新构造期这些断裂晚更新世以来没有发现明显的活动迹象。以上表明，合肥化工企业搬迁工程所在地（区域）未发现第四纪以来的活动性断裂，地震活动较弱，厂址场地具有稳定性。厂址场地岩土工程.1地形厂址区为江淮波状平原区的一部分，地貌为波状、平原相间。波状平原起伏不平，岗坳相间、垄畈起伏，水塘较多，拟建厂址区地势较为平坦，高程在21.022.0m之间。.2地层岩性根据建设方提供的初步岩土工程勘察报告简述如下：厂址区域属华北地层区，淮河地层分区的淮南小区。出露地层为第四系全新统(Q4)、上更新统(Q3)地层。第四系上更新统地层 (Q)主要为灰褐色耕土，可塑状态低液限粘土，主要分布在65、波状平原上上部。第四系上更新统地层(Q)主要为灰黄、褐黄色硬塑坚硬状态高液限粘土，主要分布在波状平原上。地层自上而下分述如下：种植土（Q），灰褐、灰黄等色，松散稍密，稍湿，主要成分为粘土，厚度约03.1.11m- 1:淤泥（Q），灰褐、青灰色，软塑流塑，局部夹淤泥质粘土，厚度约0.30.5m。主要分布于水塘、水沟部位。：低液限粘土（Q），灰黄色、褐黄色，可塑状态，含铁锰结核，厚度约0.3m3.5m，局部缺失。局部夹高液限粘土。：高液限粘土（Q），灰黄色、褐黄色，硬塑状态，含铁锰结核。厚度约1.15.1m。局部夹低液限粘土。：高液限粘土（Q），灰黄色，褐黄色，硬塑坚硬状态，含铁锰结核。本次勘察揭66、露最大厚度6.4m。.3地层岩土主要物理力学指标表6-1 地层岩土主要物理力学指标土层编号-1含水量W(%)27.125.024重力密度(kN/m)19.519.920.2天然孔隙比e0.7780.7210.683液性指数IL0.2660.1330.079塑性指数IP压缩系数a1-2(Mpa)0.220.140.12压缩模量Es1-2(Mpa)8.5914.8514.67粘聚力C(kPa)43.069.687.0内摩擦角（）13.2015.716.70承载力特征值fak (kpa)10050160260320.4场地与地基地震效应厂址区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.1g ,设计67、地震分组为第一组中硬场地，建筑场地类别为类，特征周期值为0.35s。地基岩土层中，在20m深度内没有可液化土层和震陷土层，基岩埋藏浅，对建筑抗震有利。.5地下水地下水为上层滞水，和松散岩类孔隙水埋深一般在1.0m左右，地下水对混凝土无侵蚀性。对钢材是否具有弱腐蚀性，需进一步查明。 .6不良地质作用厂址位置区有膨胀土，危险性属弱膨胀潜势；位于沟、塘底部的淤泥等，应作处理。7 工程设想7.1 厂区总平面 厂区总体规划热电厂的建设拟采用一次设计分期实施，首期先建二炉一机，满足第一阶段热负荷，届时再建一炉一机，满足第二阶段热负荷。为满足二台机组满发满供并留有一定量的热备用，届时需建设第四台锅炉。故电厂68、公用系统建议按四炉二机一次规划，分期建设，不能分期建的建议一次建成。电厂扩建端需留扩建场地，以利建设满足化工园区第三阶段热负荷的供热机组。（1）厂址用地范围厂址用地范围南起规划铁路编组站，西起园区规划道路经六路，北至大官塘，向东暂无限制。（2）防洪规划电场靠近巢湖，巢湖百年一遇洪水位11.43m，厂址处原始地坪标高高于20.00m，故不受巢湖洪水位影响。（3）燃料的运输化工园区拟建铁路专用线，承担化工园区物料运输。根据总体规划，化工园区专用线从桥头集车站接轨。该专用线毗邻热电厂厂址，东西向穿越化工园区，在热电厂厂址南侧建编组站。电场煤炭运输采用铁路运输，煤铁路拟从化工园区编组站接轨，输煤专用线69、长度约2。（4）电厂水源和排水本期工程采用循环供水方案,循环水系统的补水直接由园区的工业水管网供给。循环水排水直接排入园区的雨水排水管网。搬迁区的工业水厂取水水源为巢湖。（5）出线本期110kV及35kV配电装置，且通过2回110kV线路联网，35kV母线则向35kV变电站馈电，并通过各35kV变电站向区域内化工企业提供35kV及10kV电源。（6）灰渣场灰渣考虑综合利用，并在园区内设置灰渣处理区，当灰渣综合利用处于事故状态时，将灰渣暂时储存在灰渣处理区。（7）进厂道路厂区紧靠规划经六路，进厂道路从经六路引接。（8）施工场地施工生产区用地8.8hm2,施工生活区用地1.2 hm2。规划在厂区东70、侧，其中2.6hm2位于厂区围墙以内，其余7.4 hm2需另外租地。 厂区总平面布置.1 总平面布置原则u 充分考虑化工园区的整体规划，做到出线顺畅，卸煤便捷，节省投资；u 工艺流程合理，功能分区明确，交通运输方便，合理紧凑布置，节约用地；u 满足规划和建设部门的要求，符合环境保护、消防、劳动安全和工业卫生要求；u 顺应厂址场地条件，结合工程地质要求；u 辅助生产设施如化学水处理区、工业废水处理区等按规划容量统一规划、分期建设。.2 厂区总平面规划布置方案厂区采用三列式的布置方式。由于园区铁路编组站位于厂区南侧，故将煤场布置在厂区最南侧。煤场北侧布置110kV及35kV屋内配电装置,向南出线。71、主厂房布置在厂区北侧，坐北朝南，固定端在西，扩建端向东。主厂房区布置依次为汽机房、除氧煤仓间、锅炉、电除尘器、引风机、烟囱。冷却塔布置在主厂房固定端北侧，循泵房面向主厂房区，减少循环水管的转折和长度，循环水管走廊布置在主厂房固定端。化学水处理装置布置在冷却塔以南，并留有扩建场地。厂前生产管理区布置在厂区西南角。厂区设两个出入口，实现人货分流。主出入口位于厂前建筑中部，货运出入口位于厂区西北侧。两出入口均与经六路相接。本工程厂区围墙内占地面积14.54hm2。表7.1 厂区技术经济指标表编号项目单位数量备注1厂区围墙内用地面积hm214.542单位容量用地面m2/kW1.94按75MW计3厂区内72、建构筑物用地面积m231905.534建筑系数%21.945厂区场地利用面积m282296.406场地利用系数%56.607绿化用地面积m2290808绿化系数%20.009厂区道路路面及广场地平面积m221400.0010厂区道路广场系数%14.7211厂区场地平整土方工程量填方m345000基槽余土30000方挖方m34000012厂区供排水管线长度供水管m380.00均以单管长度计排水管m440.0013厂区围墙长度m1545.00.3 厂区竖向布置厂址位于巢湖附近，故考虑巢湖洪水位的影响。巢湖百年一遇洪水位11.43m。本工程规划容量小于400MW，根据火力发电厂总图运输设计技术规程(73、DL /T5032-2005)表，厂区场地标高应大于50年一遇高潮位。厂区原始地坪标高在20m以上，故可不考虑巢湖洪水位影响。厂区场地标高设计值为21.70m，主厂房零米标高为22.00m。经初步估算，厂区挖方量为40000方，填方量为45000方，基槽余土30000方，尚有25000方左右土方需要外运。.4 主要管线走廊（1）厂区管线敷设方式厂区管线采用直埋（循环水供水管、消防水管、上、下水及雨水管、照明电缆等）、架空综合管架（干灰管、动力及控制电缆、供热管道等）、沟道 （动力及控制电缆、循环水排水沟等）三种敷设方式。 （2）循环水供排水管线规划本期采用母管制的循环水供排水方案，配置一根循环74、水供水管和一根循环水排水管，均布置在主厂房主顶端。.5 厂区绿化u 绿化布置原则 (1)选择合适当地自然气候和火电厂生产特点的绿化品种。 (2)区别厂内各区段不同情况布置绿化，既突出重点，营造绿化景观，又注意全厂环境效益。 (3)采用高（乔木）、中（灌木）、低（草皮）三种层次的绿化结构，形成点、线、面相结合的绿化系统。u 绿化布置本期绿化树种选择参照一期工程，主要按功能分区的不同要求布置绿化。如汽机房外侧、220kV屋外配电装置区内，需满足带电安全防护距离的要求，不能种植高大乔木，只能种植灌木和草皮。靠近干煤棚、贮煤场的工业水预处理区北侧及材料库北侧种植耐粉尘的乔木、灌木，组成防尘绿带。对于建75、筑物之间及地下走廊不宜种植乔木的地段，则种植灌木或草皮，尽量减少裸露地面，扩大绿化覆盖面积。本期厂区绿化系数为20.00。7.2 输煤系统输煤系统详见F2471K-A02-05图卸煤系统本工程卸煤系统采用桥式抓斗起重机，火车来煤直接进煤场，由桥式抓斗起重机将煤炭卸入煤场。在火车入煤场前，设火车取煤样装置。筛碎系统本工程设一级筛碎设备，选用出力250t/h的滚轴筛配出力200t/h的碎煤机。上煤系统上煤系统选用B800皮带机，出力Q=250t/h，带速V=1.6m/s；双路布置。煤场本期工程为流化床锅炉，水分对锅炉燃烧影响较大，因此煤场基本为干煤棚煤场，煤场储量约2.4万吨，可供2220t/h锅76、炉燃用18.75天，3220t/h锅炉燃用12.5天。辅助设备推煤机为煤场辅助设备；上煤系统设一级电子皮带秤；一级取煤样装置；皮带机栈桥设水冲洗设施；皮带机设保护装置。7.3 燃烧系统燃烧系统计算锅炉为循环流化床锅炉（CFB）。其主要特点是该锅炉通过低温分段燃烧和添加石灰石粉，可以有效地控制烟气中NOx和SO2等有害物质的排放，控制烟气对环境的污染。CFB锅炉要求燃料粒径小于10mm，它是通过输煤两级破碎实现的。进入主厂房煤仓的燃料粒度不应过细，否则会因扬尘量过大造成机械不完全燃烧损失量增加，影响锅炉效率。原则性燃烧系统详见F2471K-A02-04图。表7-1 一台锅炉燃烧系统计算表序号名 77、称单 位数 量1锅炉实际燃煤量t/h2992一次风量m3/h1150003二次风量m3/h1100004空气预热器进风温度205空气预热器出口空气温度2006锅炉排烟温度1327引风机入口处烟量m3/h2245628渣 量t/h3.039灰 量t/h4.510石灰石耗量t/h1.17根据计算结果，每台锅炉设置2个煤仓，煤仓有效容积能够保证锅炉在额定负荷下运行9小时。每台炉设置4组给煤机，每个煤仓对应2组。在运行过程中，每一组给煤机都可以满足锅炉50%负荷，但也可以各带50%负荷运行。每台炉设送风机和二次风机和两台引风机及用于返料装置流化的高压风机。一次风压力较高，它来自一次风机，经一次风机升压78、并通过空气予热器升温后在炉膛下部的布风板进入炉膛。它既要保证床上的燃料充分的悬浮流化，又要保证一定的燃烧用空气量，二次风经空预器加热后在布风板上方进入炉膛。额定负荷时，一次风率为50%，锅炉采用低温（850-900）燃烧，以降低空气中氮向NOx转化的生成量。同时采用分级送风方式，以控制燃料中氮向NOx转化的生成量。 炉内脱硫系统脱硫剂采用石灰石粉，以气力输送方式直接从炉膛侧面给入。每2台炉设有一个双出料口，有效容积为65m3石灰石料仓，仓内石灰石粉量可以满足锅炉满负荷运行6小时。每个出料口下设有一台电子秤重皮带式石灰石给料机，一个气密式旋转给料阀，与石灰石输送风机一起组成两套石灰石给料系统。一79、套系统的输送能力能满足锅炉满负荷运行所需的石灰石耗量。厂区内设有2座容积为1500m3的石灰石粉储仓，石灰石的总储量可以满足3台锅炉12天的用量。储藏设有两台气力输送仓泵，通过管道将石灰石粉送至煤仓间的料仓，外购成品石灰石粉由气力输送罐车运至厂内，并送入石灰石仓。石灰石粉的粒径要求小于1mm。每台炉配一台静电除尘器，处理烟气量23万m3/h，除尘效率：99.8%。7.4 热力系统 主蒸汽系统F2471K-A02-03为原则性热力系统图。主蒸汽系统采用切换母管制。接自每台锅炉过热器出口联箱的主蒸汽管道分别与主蒸汽母管相连，再由主管汽母管引出一路接至汽机主汽门。过热器出口的第一道电动闸阀和进入主汽80、门前的第一道闸阀都设有小旁路，在暖管和暖机时使用。减温减压器的高压蒸汽管道也由主蒸汽母管引出。 回热抽汽系统及加热器疏水系统 CC50-8.83/3.73/1.27型抽汽冷凝式汽轮发电机共有6级抽汽。分别供给三台低压加热器，一台高压除氧器和二台高压加热器。其中1级调整抽汽3.73MPa过热蒸汽引至分汽缸，除供外热网用汽外，还供1号高压加热器用汽；2级非调整抽汽直接引至2号高压加热器；第3级调整抽汽1.27MPa过热蒸汽引至分汽缸，供外热网用汽和高压除氧器加热蒸汽用；第4级抽汽引至1号低压加热器和凝汽器鼓泡除氧器。第5级抽汽引至2号低压加热器。第6级抽汽引至3号低压加热器。 CB25-8.83/81、3.73/1.27 型抽背机组共有级抽汽，分别接至2台高加和除氧器，3.73MPa热网用汽取自一级抽汽，高压除氧器和1.27MPa热网用汽取自汽机排汽。全厂设一台400t/h低压除氧器，汽源取自汽机排汽。设2台备用减温减压装置，在汽轮机故障时将主蒸汽减压减温至3.73MPa、1.27MPa后也引至分汽缸，再接至各用汽设备及供外管网。设置台8.83/5.8MPa减温减压器，对外直供次高压蒸汽。为了防止在机组甩负荷时蒸汽倒入汽缸，而使汽轮机超速，以及防止因加热器水位过高而使汽轮机进水，在各级抽汽管上分别装有逆止阀。加热器疏水系统为逐级回流系统。高压加热器疏水排至高压除氧器。低压加热器疏水排至凝汽器82、。 主给水系统高压给水系统采用母管分段制，低压给水管道采用单母管分段制，给水经低压除氧器加热至104，用中继水泵送至高压除氧器，加热到158后再经高压加热器加热到215后进入锅炉。本期共装设4台电动给水泵，每台泵可满足一台炉110%额定负荷，正常工况3台泵运行，一台泵作为备用。高压加热器采用大旁路系统，主给水管道自给水泵出口经高压加热器至给水母管，再由给水母管接至锅炉的省煤器入口，至锅炉省煤器的给水管道上都设有给水操作台。正常运行时，给水由主路调节阀调节；锅炉启动时，则由旁路调节阀调节；减压减温器的喷水来自给水泵出口母管。 中继水系统共设二台中继水泵，一台运行，一台备用。其作用是将低压除氧器的83、除氧水输送到高压除氧器。 凝结水及补给水系统抽汽冷凝式汽轮机的凝结水系统设置两台100%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。凝结水自凝汽器热水井经凝结水泵、两级轴封冷却器及低压加热器后接至除氧器。凝结水系统的补水由化学除盐水管分一支路接入凝汽器，另一路可经疏水箱由疏水泵或化学水处理来的除盐水直接去低压除氧器。在进入低压加热器前设有一路再循环管，保证凝结水泵安全运行。 疏水系统主厂房内设启动疏水母管，经常疏水母管及锅炉疏水母管，各疏水均接至疏水扩容器，扩容后接至疏水箱。管道的放水及除氧器排水经放水母管接至疏水箱。抽汽冷凝式汽轮机本体设有疏水膨胀箱，疏水引至凝汽器。 排污系统本工程每二台锅炉设一台84、连续排污扩容器及一台定期排污扩容器。锅炉汽包连续排污接至连续排污扩容器，并设有至定期排污扩容器的旁路管道。连续排污扩容器二次蒸汽接入高压除氧器汽平衡母管回收，其排污水排至定期排污扩容器。锅炉设置定期排污母管并接至定期排污扩容器，经冷却后排入下水道。 机泵冷却水系统本工程机泵冷却水均采用二次循环冷却水。 主要辅助设备选择（1）锅炉给水泵系统中所有水泵的容量都有10%的余量，水泵的扬程根据相应的规程规定都有一定的余量。型号：2DG-1404台(3开1备)流量：200-280m3/h扬程：1680-1480mH2O附电动机：YKK1600-2 N=1600kW4台 电压:6000V液力偶合器：WGT85、58 水泵配套供 4台（2）除氧器及除氧水箱选择原则除氧器总容量应满足锅炉最大给水消耗量。除氧水箱的有效总容量应满足10-15分钟的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。高压旋膜除氧器型号：GCM-240 3台额定出力： 240t/h工作压力： 0.59MPa工作温度： 158附除氧水箱：V=80m33个低压旋膜除氧器型号：DCM-200 1台额定出力： 200t/h工作压力： 0.118MPa工作温度： 104附除氧水箱：V=40m31个（3）减温减压器选择原则减温减压器的选择总容量等于汽轮机最大抽汽量。减温减压器选择两台，当机组事故或出现高峰热负荷时，启动两台减温减压器，分别由主蒸汽减温减压后86、供给。1#减温减压器：P1/P2=9.8MPa/3.73MPa，t1/t2=540/2542#减温减压器：P1/P2=9.8MPa/1.27MPa，t1/t2=540/2003#减温减压器：P1/P2=9.8MPa/5.8MPa， t1/t2=540/300 保温、防腐根据我国目前保温材料的生产和供应情况，本工程采用硅酸铝和岩棉两种材料。高温管道采用硅酸铝材料，低温管道采用岩棉保温。主蒸汽管道，主给水管道及本体范围内的主要管道、室外烟道、热网管道，在保温层外加镀锌铁皮护板。埋地管道、地上保温和不保温管道及其支架分别按有关规定涂刷防腐油漆。7.5 主厂房布置 主厂房布置的具体要求及特点(1) 根87、据循环流化床锅炉（CFB）无磨煤机特点，除氧煤仓间采用单框架结构，主厂房为三列式布置，即：汽机房、除氧煤仓间、锅炉房顺序布置。(2) 根据供热机组特点，汽轮发电机组采用纵向顺列布置，发电机朝向扩建端。(3) 锅炉半露天布置，局部采用适当的防护措施。(4) 符合总平面布置要求，合理设置进出管线和联系通道。(5) 主厂房内设备布置能保证安全、可靠、方便地运行。(6) 主厂房布置保证安装检修与运行维护方便。(7) 保证运行人员有良好的劳动条件。 主厂房各车间设备布置及主要尺寸主厂房布置见F2471K-A02-1316图。(1) 汽机房跨度24m，柱距8m，共12档，汽机房总长97.2m，运转层标高888、 m。汽机中心线距A排柱10.0m。回热系统布置在B排侧；油系统，水冷系统布置在A排侧。电动给水泵布置在B排侧0.0m，便于集中管理。两台机组间和扩建端设有检修场地。运转层基本为岛式布置，除机座、加热器平台，其余均敞开。行车轨顶标高17.5m。(2) 除氧煤仓间跨度12.0m，柱距8m，15档，共121.2m；底层为厂用配电室；4.5m为给水母管层； 8.0m为运转层，布置主蒸汽母管和机炉电控制室；16.0m 为给煤机层和除氧器层；29.00m输煤皮带层。(3) 锅炉房跨度34.5m，柱距8m，15档，共121.2m，8.0m运转层封闭，2和3炉之间布置四炉两机集控室；底层安装有锅炉冷渣器及一89、二次风机等附属设备；1、2炉之间和3和4炉之间各布置一台电梯。炉后依次布置静电除尘器、吸风机、烟囱等。锅炉和电除尘器之间设运输道路。渣仓布置在道路上方。7.6 除灰渣系统 锅炉灰渣量表7-2 锅炉灰渣排放量项 目单 位3220t/h小时排放量渣量t/h9.09灰量t/h13.5灰渣量t/h22.59年排放量渣量t/a49995灰量t/a74250灰渣量t/a124245 除灰渣系统选择由于本工程采用循环流化床锅炉，根据当地的实际情况，结合本工程的特点，除灰系统拟采用灰渣分除系统，干灰渣全部综合利用，并留有将灰渣外运和运往临时灰场的条件，除尘器采用四电场静电除尘器。锅炉排渣采用机械排渣，排灰采90、用正压气力输送系统。（1）除渣系统除渣系统详见F2471K-A02-11图，每台炉渣斗下安装两台出力为6t/h的水冷滚筒式冷渣器，全部运行无备用。将炉膛落下的炉底渣冷却,冷却后的渣温度小于80。在冷渣器出口设有电动三通，一路接刮板输送机，将渣输送到锅炉后渣仓，另一路用于故障排渣，当输送机故障或螺旋冷渣器事故导致排渣温度超过150时，可直接将渣排到地面上。排放到地面上的渣在输送机恢复运行后，再用人工将灰铲到刮板输送机上。本期设计渣仓1炉1座。有效容积为150m3，可存20 h渣量。渣库的底部设置卸渣口、空气炮等，通过自卸汽车运到渣场或用户综合利用。（2）除灰系统除灰系统详见F2471K-A02-91、10图，采用正压气力输送方式，除尘器每个灰斗下装设一台气力输送泵，一电场，二电场，三和四电场每两个灰斗的飞灰分别一根灰管集中输送，利用压缩空气将灰经输灰管道收集到灰库顶部的旋风/布袋收集器进行气灰分离，灰落入灰库，气经过滤后排入大气。将静电除尘器一电场的粗灰收集到粗灰库内，将静电除尘器二、三、四电场的细灰收集到细灰库内。共设灰库两座，其中一座为粗灰库，另一座为细灰库，两座灰库可以直接互为备用。粗、细灰库均为上部园柱形，下部圆锥形，容积为1000m3，可存三台锅炉运行时4天灰量。粗、细灰库的底部均设置卸灰口，用汽车将灰运到用户或临时灰场。为防止堵灰并改善灰的流动性，每座灰库设一台灰库气化风机。每92、座灰库下设两个排灰口，一路用于干灰综合利用，另一路灰经加湿搅拌机后，用自卸汽车运往灰场。正压气力输送系统的动力来自空压机室。整个除灰系统采用自动程序集中控制方式，在除灰控制室内设有集中控制室，可实现计算机控制和手动操作。 空压站本设计设一个空压站，配置3台4L-30/8-1型空气压缩机，提供仪表用气（包括热控、化学、除灰等仪表用气、热机检修用气及除灰、石灰石系统仓泵用气等）。表7-3 空压机室设备规格设备名称数量型号及规格备 注空气压缩机330m3/min,0.8MPa冷干机3LD1250, 30m3/min缓冲罐30.8MPa,2.5m3精密除油器3PCJ-30,0.8MPa, 30m3/m93、in贮气罐250m3贮气罐125m3前置过滤器3QY-30, 0.8MPa, 30m3/min前置过滤器3PP-30, 0.8MPa, 30m3/min7.7 供排水系统 本期工程的水量平衡.1本期工程的循环水水量详见表7.7-1，CC50MW机组纯凝工况下额定排汽量为140.42t/h，额定供热工况下凝汽量为t/h。本期工程纯凝工况循环水量表 表7.71机组容量(MW)凝汽器循环水量(m3/h)辅机用水(t/h)总计(m3/h)夏季m=60春秋季m=51冬季m=36夏季春秋季冬季1508425716150551380980585416435.2本期工程的水量平衡详见表7.7-2。夏季纯凝工况94、全厂水量平衡表 表7.7-2序号项目用水量(m3/h)回收水量(m3/h)耗水量(m3/h)1冷却塔蒸发水量11801182冷却塔风吹水量9093冷却塔排污水量（0）5（5）04轴承冷却工业水21321305输煤系统补充水100106灰场喷淋用水（10）0（10）7化学用水量58005808消防补充水（6.0）0（6.0）9未预见水量30030小计747（763）括号内水量为非正常用水量在夏季纯凝工况下，循环水系统的浓缩倍率为9.39，在额定供热工况下，循环水系统夏季的浓缩倍率为2.30。水量平衡详见图F2471K-A02-09。 供水系统方案本期工程采用循环供水方案,循环水系统的补水直接由园95、区的工业水管网供给。循环水排水直接排入园区的雨水排水管网。循环水系统方案一：采用带有自然通风冷却塔、循环水泵房及相应的循环水处理系统。全厂1台50MW机组配置2台循环水泵、1座2000m2双曲线自然通风冷却塔、2根DN1200的供排水压力钢管。循环水泵房与冷却塔之间采用钢筋混凝土排水沟道相连。循环水系统方案二：采用带有机力通风冷却塔、循环水泵房及相应的循环水处理系统。全厂1台50MW机组配置2台循环水泵、3座3500m3/h机力通风冷却塔、2根DN1200的供排水压力钢管。循环水泵房与冷却塔之间采用钢筋混凝土排水沟道相连。两种方案相比较，方案一投资较高，方案二运行费用较高，维护工作量较大。方案96、一总的投资较方案二约高300万元，在全年额定供热工况下，方案二较方案一的年运行费用大约多35万元（仅为冷却塔风机的运行费用，按运行时间为7000h、厂用电价0.3元/KW.h计），两种方案比较基本持平，现阶段推荐采用方案一，建议在下阶段再进行详细的经济技术比较。循环水冷却倍率初步定为纯凝工况下60倍。循环水系统的补水量约为132m3/h，补水来自化工园区的工业水管网。待园区的中水系统建成后，可以采用园区的中水作为循环水系统的补水，并以工业水作为备用。供水系统图详见图F2471K-A02-08。 循环水泵房本期工程1台C50MW机组配置2台循环水泵，2台循环水泵安装在1座循环水泵房内。鉴于主厂房97、A排前区域比较狭窄，本工程循环水泵房布置在冷却塔区域。循环水泵房共设有2条流道，对应2台循环水泵。每条流道上分别设有平板滤网和钢闸门。循环水泵采用单级双吸水平中开式离心泵，初步选型为：32SA-25，Q43206300m3/h，H25.217.4m；所配电机功率型号为：Y4503-8，N400kW。循环水泵房底板位于主厂房零米下约6.3m，位于层高液限粘土层，该土层地基容许承载力260kPa。层高液限粘土层, 地基容许承载力320kPa。均满足作为循环水泵房地基的要求，故循环水泵房直接采用天然地基，局部非层进行换土处理。 冷却设施本期工程1台机组配置1座2000m2自然通风冷却塔，冷却塔布置在98、主厂房烟囱的西侧。2000m2双曲线自然通风冷却塔主要参数如下：塔总高：70.0m；进风口高度：3.97m；喉部直径：29.0m；填料层顶直径：51.44m；填料层顶面积：2077；冷却塔水池底标高：-2.0m；冷却通风冷却塔水池底板位于主厂房零米下约3.0m，基本位于层高液限粘土层，该土层承载力满足作为冷却塔地基的要求，故冷却塔拟直接采用天然地基，局部非层进行换土处理。 厂区给排水.1 厂区给水（1）生产给水生产给水主要供给化学水、主厂房内辅机设备的冷却水等，本期工程厂区不设生产给水处理设施，生产给水均由化工园区的管网供给。生产给水设施包括1座综合水池及1座综合水泵房，泵房内设有工业水泵及消99、防水泵等。综合水池补水来自化工园区的工业水管网。综合水泵房布置在主厂房的固定端。综合水池容积为1000m3，分为2格。综合水池采用半地下钢筋混凝土结构，尺寸为16m16m4m。工业泵为3台，2用1备。其型号参数初步选为：ISG125-160A，Q=150m3/h，H=28m，配套电机功率N=18.5kW。（2）生活给水生活给水系统包括生活水池、生活水泵。水池补水来自工业园区的自来水管网。（3）消防给水按照厂区同时火灾次数为次进行设计。事故时最大消防用水量为55 l/s，其中室外消火栓系统用水量为30l/s，室内消火栓用水量为25l/s。热电厂设独立的消防给水管网，消防水池容积按照满足一次消防总100、用水量的要求。消防水池的补水来自化工园区的工业水管网。消防水池与工业水池合建，其保证消防用水的有效容积为500m3。消防泵为2台，1用1备。其型号参数初步选为：200S-95B，Q=54.468.6L/s，H=7673m，配套电机功率N=75kW。消防给水系统还配置有稳压设施。消防管网在主厂房、煤场油罐区周围呈环状布置，管网干管直径为DN150。.2 厂区排水（1）雨水及生活污水排水：化学工业园区内的雨水排除采取雨污分流方式，没有污染的雨水通过园区内的雨水排水管道排入附近排水干渠或河道，经过店墙河，最终排入巢湖。化工园区的污水处理流程采用三级深度处理工艺，并加强除磷脱氮处理。化学工业园区的污水101、在污水处理场处理达标后，除去一部分回用的中水外，其余污水经泵站提升后通过排水管线排往化学工业园区北侧的店墙河。本期工程电厂的厂区排水也采用清、污分流系统。即无污染的洁净废水和雨水通过厂区雨水排水管网直接排入园区的雨水管网，粪便污水则经化粪池初步处理后排入园区的污水排水管网。（2）工业废水排水本期工程的酸碱工业废水经中和处理后排入园区的污水管网。煤场区域的含煤雨水、输煤系统的冲洗水经煤水处理设施处理后复用于煤场喷洒、输煤系统的水力清扫等。本工程设含煤废水处理设施1套，处理能力为15m3/h。 7.8 化学水处理系统 设计基础资料.1 机组容量及参数本工程新建1CC50MW+1CB25MW供热机组102、，配置3220t/h高压汽包锅炉。过热蒸气参数：压力9.81MPa，温度541。.2热负荷热负荷暂按200t/h设计，满足#1号机组补水，建设#2机组和生产回水明朗时再进行扩建。化学水处理系统工程投资按热负荷400t/h计列。.3 水源及水质化学补充水水源拟采用搬迁项目区集中建设的工业水厂，其水质参考巢湖水的水质。水质资料如下：总硬度： 1.67mmol/L总碱度： 0.906 mmol/LPH： 7.4K+N： 0.644 mmol/LCa2+： 1.072 mmol/LMg2+： 0.607 mmol/LHCO3-： 0.906 mmol/LCL-： 0.688 mmol/LSO： 0.8103、29 mmol/L游离CO2： 3.1 mg/L化学耗氧量值（KMnO4法）4.1 mg/L注：单位摩尔的基本单元为相当于具有一个电荷的粒子。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”(GB/T12145-1999)中对高压汽包炉(锅炉过热蒸汽压力5.9-12.6MPa)的水汽质量要求。.1锅炉给水质量标准 硬度 2.0 mol/L二氧化硅 保证蒸汽中二氧化硅符合标准溶解氧 7 g/L铁 30 g/L铜 5 g/L油 0.3 mg/L联胺 1030g/LPH 8.89.3(有铜系统)9.09.5(无铜系统).2蒸汽质量标准钠 10 g/Kg二氧化硅 20 g/Kg铁 20104、 g/Kg铜 5 g/Kg电导率(25) 0.30 s/cm(氢离子交换后).3 凝结水质量标准硬度 1.0 mol/L溶解氧 50 g/L.4 锅炉炉水质量标准磷酸根 210mg/LPH 9.010.5电导率(25) 150 s/cm二氧化硅 2mg/L总含盐量 100mg/L注：炉水氯离子、二氧化硅、含盐量是参考控制指标，具体应据制造厂的规范并通过水汽品质专门试验确定。 锅炉补给水处理系统.1锅炉补给水处理系统及系统出力根据锅炉型式、压力参数对给水水质的要求及原水水质特点，本工程锅炉补给水处理采用超滤+一级除盐+混床处理系统，锅炉补给水处理系统工艺流程如下：水工来澄清水超滤固定床逆流再生强105、酸阳离子交换器大气式除二氧化碳器中间水箱固定床逆流再生强碱阴离子交换器阴阳混合离子交换器除盐水箱经除盐水泵送至主厂房经上述系统处理后的出水水质可达到如下标准：电导率(25) 0.3 s/cm二氧化硅 20 g/L硬度 0mol/L本工程的全厂水汽平衡分配见表7-4。表7-4 全厂水汽平衡表序号项 目数量(t/h)1厂内水汽循环损失3%3220=19.82锅炉排污损失2%3220=13.23对外供热损失2004锅炉吹灰用气损失1.04采暖、制冷、生活等其它用汽损失(估)2.05机组启动或事故增加的损失10%220=22根据上述全厂的各项水汽平衡分配，计算机组需补充水量及补给水处理设备出力，其结果106、如表7-5。表7-5 机组需补充水量及补给水处理系统设备出力计算表序号项 目数 量备 注1机组需正常补水量19.813.22001.02.0 =236t/h2机组需最大补水量236258=257.5t/h3水处理系统设备正常出力2361.061.2=300.19t/h运行周期20h，自用水率6%根据上述计算，确定锅炉补给水处理系统设备正常出力300t/h，系统设置3套150t/h超滤+一级除盐+混床。锅炉补给水处理系统正常运行时，投运2列除盐设备，另一列作检修备用；当锅炉启动或事故需增加供水量时，3列设备全部投运，以保证机组对系统的最大供水量要求。锅炉补给水处理系统采用母管制连接，系统工艺流程107、详见“原则性化学水系统图”(图号：F2471K-A02-07)。 系统控制操作方式：整个系统采用可编程序控制器程控运行和再生，同时配备上位机，以实现系统实时监视及泵、阀门的控制室软手操。.2 锅炉补给水处理室布置本工程设单独的化学水处理车间，包括水处理室、水处理室披屋及端部布置的化验楼。水处理室跨度12m、9档54m长，考虑电厂未来热负荷有增加的可能，水处理室扩建端留有水处理室扩建场地。 给水、炉水、闭冷水校正处理及水汽取样为减少热力系统酸性腐蚀，提高介质PH值，对凝结水采用自动加氨校正处理；为减少热力系统的氧腐蚀，对经热力除氧的给水采用自动加联氨加药处理；为防止锅炉中的钙镁盐类沉积、维持炉水108、PH值及有效的防止锅炉腐蚀，采取炉内协调加磷酸盐加药处理措施。为提高机组热力系统的水汽取样和分析准确性并方便集中取样，拟设每台机组的水汽集中取样装置，水汽取样装置包含高、低温架及仪表盘，具有仪表自动分析的功能，并采用微机数据管理。加药设备及水汽集中取样装置在主厂房内相对集中布置，加药及取样系统监控纳入锅炉补给水处理控制系统，以实现电厂对全部水处理设施的集中监控，真正实现减员增效。 冷却水处理本工程采用二次循环冷却水系统，故本工程设杀菌处理措施。加氯杀菌剂采用外购成品杀菌剂，设贮存和计量加药设施。 为提高凝汽器铜管的耐蚀性能，本工程设凝汽器铜管涂膜措施。 绝缘油净化处理本工程不设绝缘油净化室和固109、定设施。不合格的绝缘油主要以外委专业净油公司的方式进行净化处理或由绝缘油供应厂负责处理。 锅炉酸洗及废液处理根据火力发电厂设计技术规程（DL 50002000）规定，火电厂不设固定酸洗设施，仅配备移动式酸洗溶药设施。为提高社会资源配置效率，降低电厂运行管理成本，本工程酸洗考虑委托具有资质的专业单位进行，不作酸洗设备开列。对高压参数机组，日常运行排放工业废水量小，故废液采用就地分散处理的方法。化学再生废液排至水处理室外废液池，采取酸碱中和处理措施；酸洗废液用临时管路亦送至水处理室外废液池，并采取空气曝气搅拌、酸碱中和、临时投加氧化剂等处理措施。废液处理合格后根据全厂水量及水质平衡结果考虑排放或复110、用。7.9 电气部分 概况化工企业搬迁项目热电厂系主要向该工程所属化工企业供热、供电的新建区域电厂，电厂本期规模为二机（台50M台机组）三炉，并留有扩建地。该区域电负荷电压主要为10kV及35kV，区域内拟建5座35kV变电站。本期工程新建机组拟以110kV电压联网(注：以批准的接入系统设计为准)。电气主接线本期新建2台机组电气主接线拟采用发电机三圈变压器组接入热电厂110kV及35kV母线，且通过2回110kV线路联网，35kV母线则向前述35kV变电站馈电，并通过各35kV变电站向区域内化工企业提供35kV及10kV电源，电气主接线详见F2471K-A02-06图。高压配电装置热电厂拟建1111、10kV屋内配电装置一座，该配电装置为双层单列布置，计10个间隔(本期7个间隔，预留3个间隔)。110kV系统采用双母线带简易旁路接线。 热电厂另拟建35kV屋内配电装置一座，该配电装置为单层单列布置，采用金属铠装型手车式开关柜。35kV系统采用单母线分段接线。厂用电系统厂用电系统采用6kV和0.4kV两级电压。6kV厂用电源通过电抗器取自于发电机机端。高压厂用备用电源由厂内110母线通过高压备用变压器供电。主厂房及各辅助厂房0.4kV负荷由相应低厂变供电，并设置相应低备变，各低厂变及低备变接至本期6kV工作段母线。主要电气设备选型主变压器容量为75MVA。主变压器容量为7.MVA高备变容量定112、为16MVA。110kV断路器选用SF6型。低厂变、低备变选用干式变。35kV及6kV高压开关柜均采用金属铠装型手车式，柜内选用真空断路器。低压开关柜采用抽屉式。二次线本期工程台机组采用炉、机、电集中控制室控制方式。两台机组共用一个控制室。单元机组电气系统的控制、信号和测量均采用计算机监控系统，不再设置常规二次监控屏。单元机组电气设备计算机监控的范围主要包括：发电机-变压器组高压厂用工作及备用电源主厂房内低压厂用工作电源单元程控电动机辅助车间低压厂用工作电源直流系统（仅检测）交流不停电电源（仅检测）等电气控制、信号和测量采用计算机监控后，为确保当计算机监控系统发生全局性或重大事故时机组的紧急安113、全停机，电气系统应设置必要的后备硬操作和监测设备。所有由计算机进行控制的设备，均在就地装设远方/就地切换开关和硬接线的操作设备，以满足设备检修和调试的要求。本工程发变组及高备变等主要电气设备采用微机型保护装置，高压电动机及低厂变采用微机型综合保护装置。高压备用电源自投采用微机型快速切换装置。本期工程设置220V、1400Ah免维护蓄电池组一套（包括蓄电池柜，直流柜及浮充电柜等），主要供本期直流事故油泵、UPS、主厂房事故照明、控制及保护等用。网络部分的控制方式网络部分(110kV及35kV系统)采用计算机监控技术，取消常规的二次监控设备，采用分散控制系统和继电保护室集中布置的方式，且不设独立的114、网络控制室，网络计算机布置在单元控制室内。网络部分计算机监控系统结构按功能物理分散的原则进行设计。采用分层分布式结构，设置站控层、间隔层。站控层设备包括操作员工作站（或站级控制主机）、工程师站及打印机等，布置于单元控制室；间隔层设备主要为现场综合测控单元、智能I/O等，设备分散布置于配电装置及继电保护室。网络计算机监控系统的功能主要有：数据采集及处理、运行监视、控制操作（包括防操作闭锁等）、事件报警、制表打印、事件顺序记录及事故追忆、系统计算、管理功能、人机接口、电能计费、时钟校正、实时在线自诊断等。辅助车间控制系统输煤系统在输煤控制室控制，采用程序控制，控制系统由操作员工作站、可编程序控制器115、I/O及连接电缆等组成。为节省控制电缆，在煤仓间、碎煤机室等控制对象相对集中的区域设置远程分站。输煤系统还设置工业电视监视系统，由监视器、矩阵切换器和摄像头等组成。分别对煤场煤仓间等需要经常监视设备运行工况的场所进行监视。电除尘器采用除尘器厂配套的微机控制系统，布置于电除尘配电室。为减人增效，本工程考虑通过机组DCS操作员站对本机组的电除尘进行监控。其它辅助车间控制方式见热控及有关工艺专业论述。7.10 热工控制部分7.10.1 控制方式和控制室布置本项目规划建设四炉两机，本期工程先建设三炉二机，机组采用母管制运行方式。热工控制设计将按照 “安全可靠、经济实用、符合国情”的原则，针对母管制机116、组的特点和供热要求进行规划，积极采用先进、成熟的热工自动化设备及技术，以满足机组安全、经济运行的要求，并使机组达到较高的自动化水平。（1）主厂房在主厂房内设置满足规划容量四炉二机包括厂区热网集中控制的控制室，采用机、炉、电（含网控）集中控制方式，集控室位于2和3炉之间8.00米运转层B、C排框架内，集中控制室内布置汽机、锅炉、电气系统的监控设备。在控制室后设工程师工作室、公共电子设备间及电气继电器室，电子设备间内布置DCS机柜及其它热控装置。在集控室和电子设备间的下方设电缆夹层。根据热力系统工艺设备分散的特点，锅炉及汽机的电子设备间将分别布置在各台锅炉和汽机附近，同时在热网设备区旁和除氧给水零117、米区域另设置热网和除氧给水电子设备间，以节省电缆，减少安装工程量。集中控制室内以每台炉、机及电气为单元设置操作员站，在立盘上计划配置两至三块64英寸等离子显示屏，不设置常规BTG盘和报警光字牌。屏幕显示器、键盘（或鼠标）以及事故处理用少量后备紧急操作设备布置在运行员操作台上。 （2）辅助生产车间相邻的辅助生产车间或性质相近的辅助工艺系统将合并控制系统及控制点，本工程辅助车间控制点规划宜不超过三个，即输煤、除灰渣和水务，脱硫系统另作为单项考虑，其余车间按无人值班设计。与机炉运行密切相关的辅助及附属生产系统例如循环水泵房、汽水分析及加药、空压机等纳入DCS中集中监控。 控制水平主厂房炉、机、电集中118、控制拟采用分散控制系统（DCS），系统按照每台炉、机为单元以功能分散和物理分散的原则设计。DCS功能覆盖面包括数据采集与处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、辅机顺序控制（SCS）和锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）。电气发电机/变压器组和厂用电源的顺序控制（SC也纳入SCS中。 对于一般由主机厂配套供应的汽轮机数字式电液控制系统（DEH），当具备条件时，宜采用与DCS一体化的软硬件设备完成其监控功能。否则将设置完善可靠的通讯接口与DCS相联接，实现数据共享。机组的自动化水平应能达到：在 12名就地人员的巡回检查和少量现场操作的配合下，在集中控制室内凭借运行员站实现炉、机的启停、运行工况119、监视和调整以及事故紧急处理。辅助车间的控制水平宜与主厂房炉机的控制要求相适应。统一设计原则，统一设计标准，统一监控设备选型，采用网络化集中控制方式，以期提高全厂综合自动化水平。全厂热工自动化规划方案参见附图F2471KA0212。厂级实时监控信息系统SIS 建议本工程设置厂级实时监控信息系统（SIS，Supervisory Information System），配置构成SIS构架的硬件（接口机、实时数据库服务器等）和相应的支撑软件。实现对主厂房炉、机、电、热力系统、热网及辅助生产系统实时监控信息的采集并应用到生产管理中，开始阶段可实现数据管理、报表生成、设备状态监测、厂级性能计算等基本功能，120、今后还可以添加优化功能，例如运行成本计算优化、全厂负荷（电负荷、热负荷）经济分配、电力市场自动竞价上网等。系统通过防火墙可以向电厂管理信息系统（MIS）并进一步向企业集团管理信息系统（MIS）数据库发送实时信息，也可以向电网调度发送实时信息，不仅能使电厂管理者及时掌握生产运行实况，也能让集团公司及时了解电厂生产状况，为实现现代化的管理提供必要的条件。 本工程若配置SIS，则参照火力发电厂厂级监控信息系统技术条件DL/T924-2005的要求执行。系统配置总的要求为： (1) SIS系统采用独立的网络结构。设置多个接口装置连接各个DCS和辅助车间控制系统等进行实时监控数据的采集。由数据库服务器、121、核心交换机、应用软件功能站（或应用软件服务器）构成SIS主干，宜以路由交换机制与系统内其它计算机进行数据交换。SIS网络与生产过程系统和外部网络相连接时应按要求装设物理隔离设备或防火墙。 (2) SIS系统将易于组态、易于使用、易于扩展，系统的各项功能由各功能站或应用软件服务器以实时数据库为基础完成。SIS系统还将具有完善的自诊断功能，使其具有高度的安全性和可靠性。 (3) SIS将采取有效措施，以防止各类计算机病毒的侵害、人为的破坏和实时信息数据库的数据丢失,即一定满足电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定（国家经贸委第30号令）的有关要求。厂级管理信息系统MIS 建议本工程设置122、厂级管理信息系统(MIS,Management Information System)，建立厂级MIS对一个现代化企业来说是必须的，它可以提高生产管理水平并为实现数字化企业打下基础，满足电厂统一对信息采集、传输、存储、统计、查询和优化的需要。 厂级MIS也由数据库服务器、应用服务器、交换机、客户机及网络组成。工程投资首先考虑满足构建MIS主要硬件和主干网络的需要，建议配置千兆以太网作主干网。MIS网络将采用可靠的单向隔离装置对内与厂级SIS相连，对外通过防火墙与企业主管部门的广域网或互联网相连。 电厂MIS包含的功能范围应该针对电厂的具体情况，通过深入的需求分析来确定它的应用功能，一般由电厂采123、取分阶段实施方式不断添加、逐步完善。 较完整的电厂MIS宜包含以下应用系统：经营管理系统财务管理系统人劳管理系统档案管理系统办公自动化系统后勤管理系统运行管理系统设备管理系统技术管理系统检修管理系统物资管理系统综合信息查询系统系统维护系统烟气连续监测系统CEMS其监测将符合火电厂烟气排放连续监测技术规范（HJ/T752001）规定，较完整的监测项目为：二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）、烟尘浓度、烟气温度、含氧量和流量。全厂火灾探测报警及消防联动系参照火力发电厂与变电所设计防火规范(GB 5022996)要求，在电厂可能发生火灾的场合装设火灾探测设备，及时发现火灾报警并自动采取措施联动消防124、设施，避免或减少火灾的发生，确保设备和人员的安全。 设置热工自动化试验室试验设备将参照火力发电厂热工自动化试验室设计标准(DL/T50042004)的要求并按专项费用包干方式配备。 热控设备配置的主要原则（1）分散控制系统（DCS）应选用在火电机组上有成功应用经验、技术先进适合电站特点，有良好国内技术及服务支撑且性能价格比好的产品；（2）汽轮机数字式电液控制系统（DEH）、汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监测仪表（TSI）均由汽轮机厂配供；（3） 选用带HART协议的智能式变送器；（4） 机组保护联锁用逻辑开关（温度、压力、液位等）、重要控制用执行机构采用进口产品；（5） 宜采用分散控制系125、统（DCS）远程I/O站实现炉、机金属壁温、发电机定子线圈、铁芯温度等温度群的参数监视；（6）烟气排放连续监测系统（CEMS）按两台炉合用一套，即分别取样，切换分析的方式配置。7.11 土建部分主要建构筑物结构选型主厂房：横向为框排架，纵向各列柱为框架，采用现浇钢筋混凝土结构，钢屋架，大型屋面板。集中控制楼、35/110kv屋内配电装置楼、碎煤机室、除灰控制楼、引风机支架、综合管道支架等采用钢筋混凝土框架结构。化水处理室横向为排架、纵向为框架的钢筋混凝土结构。化水室外场地的水池、水箱以及沉煤池等采用钢筋混凝土防水结构。输煤栈桥横向为框架，纵向为框排架结构，当遇大跨度时采用钢桁架。烟囱为钢筋混凝126、土单筒结构。大跨度干煤棚横向为排架、纵向为框架的钢筋混凝土结构，屋盖为钢屋架或网架结构。生产综合管理楼一般采用框架结构或砖混结构。其他结构可采用砖混结构或钢筋混凝土框架结构。地震：厂址区地震动峰值加速度为0.10g，相当于地震基本烈度值为度。设计地震分组为第一组，场地类别为类，地震动反应谱特征周期为0.35s.地基与基础选型根据地质报告，选择高液限粘土层（层面距自然地坪约1.02.0m，层厚约1.64.0m），作为荷载较大的主厂房、烟囱、干煤棚等主要建筑物的天然地基持力层。该层土物理力学特性好，承载力特征值为fak=260kpa，且其下有物理力学特性更好的高液限粘土层，承载力特征值为fak=3127、20kpa的下卧层，直至岩层。选低液限粘土，（层面在地坪面以下1.0m左右，厚度为0.5m3.0m，其下卧层便是高液限粘土）。作为荷载较小建筑物的天然地基。必要时，可作沉降验算。对位于沟、塘等建筑物，则需清除淤泥等软弱土层，直到或高液限粘土层，可采用换土或加大基础埋深。基础型式为独立基础、条形基础或联合基础。8 环境保护8.1 厂址地区环境现状本工程拟建厂址位于合肥市东侧肥东县撮镇以南、桥头集以西，处于合肥市化工企业搬迁区东北部。厂址地区常年主导风向为东东北，年平均风速为3.2米/秒。该厂址距合肥市中心约30公里，其主导风向偏离合肥市区。厂址附近无电台和军用设施，地下无矿藏和文物。厂址周围无居128、民区及风景古迹区。根据2004年2月安徽省环境保护科学研究院对合肥市化工企业搬迁园区的区域环境影响评价的环境监测资料，有以下结论：（1）评价区域内各监测点SO2、NO2小时浓度和日均浓度均未出现超标现象，并且监测值远远低于环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准。TSP日均浓度除复兴乡监测点超标外，其余监测点的监测值能达到环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准。（2）店墙河水质现状劣于地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准，COD、NH3N、TN均超标。巢湖施口湖区由于南淝河的影响，NH3N、TN、TP均超类水质标准。（3）声环境除紧靠合马公路的监测点超标外，129、其余各测点均符合城市区域环境噪声标准（GB3096-93）3类标准，化工企业搬迁园区总体声环境质量良好。8.2 设计执行的环境标准 环境质量标准（1）环境空气质量化工企业搬迁园区内执行环境空气质量标准（GB3095-1996）三级标准，园区外围乡镇、村庄执行二级标准。（2）水环境质量店墙河水体执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准，巢湖水体执行类标准。（3）地下水质量执行地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准。（4）声环境执行城市区域环境噪声标准（GB3096-93）3类标准。 污染物排放标准（1）锅炉烟气排放执行火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）中130、第3时段重点城市建成区及规划区标准。（2）污水排放执行污水综合排放标准（GB8978-1996）三级标准。（3）厂界噪声执行工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）类标准。（4）施工期施工场地噪声执行建筑施工厂界噪声限值（GB12532-90）。（5）灰渣堆放执行一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（GB18599-2001）中的类场标准。8.3 主要污染源及污染物排放本期工程建设3220t/h高压循环流化床锅炉+CC50MW和CB25MW供热发电机组，考虑再扩建一台锅炉的余地。新建一座高150m，出口内径4.5m的烟囱排放烟气。主要污染源和污染物有：烟囱排放的烟尘、SO2及NOx；静131、电除尘器收集的细灰；锅炉底部排出的炉渣；各类设施排出的含酸碱废水、含油污水、生活污水等；锅炉定期清洗的废水以及电厂运行时产生的工业噪声等。电厂本期工程的大气污染物排放量、废水、灰渣的排放量分别列于表8-1、表8-2和表8-3，电厂的主要设备噪声水平见表8-4。表8-1 本期工程大气污染物排放量参数锅炉容量（t/h）3220燃煤量（t/h）329.9燃煤含硫分/灰分（%）0.5/21.37循环流化床脱硫效率（%）除尘器形式/效率（%）电除尘/99.8烟囱高度/出口内径（m）150/4.5烟尘排放量(t/h)0.0274排放浓度(mg/Nm3)41标准最高允许排放浓度(mg/Nm3)50二氧化硫排132、放量(t/h)0.088全厂SO2允许排放量(t/h)*2.741排放浓度(mg/Nm3)131标准最高允许排放浓度(mg/Nm3)400氮氧化物排放量(t/h)0.201排放浓度(mg/Nm3)300标准最高允许排放浓度(mg/Nm3)450全厂烟尘年排放量(t/a)*150.5全厂SO2年排放量(t/a)484全厂NOx年排放量(t/a)1108*全厂SO2允许排放量根据火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）计算得出。*年运行小时按5500h计。表8-2 本期工程废水排放量污染源污 染 物 名 称排 放 量废水含酸、碱废水10t/h锅炉酸洗废水800t/次输煤系统冲洗水10t133、/h生活污水1t/h表8-3 本期工程灰渣排放量灰渣灰渣小时灰渣量（t）13.59.0922.59日灰渣量（t）270182452年灰渣量（104t）7.435.0012.43注：日灰渣量按20h，年灰渣量按5500h计，灰渣比60:40。表8-4 本工程主要设备的噪声水平设备名称噪声值dB（A）防治措施汽轮机85隔声罩发电机85隔声罩给水泵85隔声罩碎煤机85隔声罩吸风机90消音器引风机90消音器冷却塔75绿化锅炉对空排汽110130消音器8.4 污染防治措施大气污染防治措施（1）烟尘治理本期工程每台循环流化床锅炉配置1台静电除尘器，除尘器的设计效率为99.8%。烟囱出口的烟尘排放浓度大约为134、41mg/Nm3，小于火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）规定的最高允许排放浓度（50mg/Nm3）。本期工程的烟尘排放量为0.0274t/h，约150t/a。（2）SO2治理本工程采用循环流化床锅炉，设计石灰石投加量Ca：S=2.2：1（摩尔比），炉内脱硫效率不低于90%，烟气中的SO2的排放浓度约为131mg/Nm3，小于火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)规定的最高允许排放浓度（400mg/Nm3）。本期工程3台锅炉的烟气通过一座高150m，出口内径为4.5m的烟囱排放。由表8-1可见，本期工程投产后电厂SO2实际排放量小于火电厂大气污染物排放标准(GB1135、3223-2003)规定的全厂SO2最高允许排放量。本期工程投产后，电厂的SO2排放量为0.088t/h，约484t/a。（3）低氮氧化物排放本工程新建的循环流化床锅炉燃烧温度低(850900)，可抑制NOx的生成，烟气中NOx的排放浓度小于300mg/Nm3，小于火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)规定的最高允许排放浓度（450mg/Nm3）。本期工程投产后，NOx的排放量为0.201t/h，约1106t/a。（4）装设烟气连续监测装置根据火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）的规定：“火力发电锅炉须装设符合HJ/T75要求的烟气排放连续监测仪器。”本工程每台锅炉136、安装1套烟气排放连续监测系统（CEMS），主要监测项目包括：烟尘、SO2、NOx。（5）扬尘治理本期工程在煤场周围装设喷淋装置，并种植防护林带，防止煤尘飞扬污染周围环境。加强对临时灰场的运行管理，严禁干灰在运输过程中的跑冒滴漏，将暂时综合利用不畅的灰渣调湿后堆放在临时灰场。在灰场周围种植隔离林带，以减少灰场扬尘对周围环境的影响。（6）SO2总量控制根据中华人民共和国大气污染防治法第三十条的规定：“新建、扩建排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业，超过规定的污染物排放标准或者总量控制指标的，必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施”，本工程采用循环流化床锅炉，脱硫效率可达137、90%，SO2年排放量约为484吨。本工程为热电联产、集中供热项目，SO2排放指标可由地方环境保护部门从关停的小锅炉腾出的SO2配额中划拨。废水治理措施本工程厂址所在化工企业搬迁园区拟新建一座污水处理厂，电厂生产、生活污水经预处理后送至园区污水处理厂集中处理统一排放。（1）含酸、碱废水锅炉补给水处理的离子交换除盐系统的含酸、碱废水，主要采用中和处理的方法处理。经处理后的废水可用作煤场喷淋和除灰渣系统调湿用水，多余的排入园区污水管网由污水处理厂集中处理后统一排放。（2）锅炉非经常性废水锅炉一般每35年酸洗1次，废液排放量约为800t/次。酸洗废液用临时管路送至水处理室外的废液池，化学耗氧量等项目138、超标的酸洗废液在池内临时投加药品处理，经处理后，可用作煤场喷淋和除灰渣系统调湿用水，多余废水在达到污水综合排放标准（GB8978-1996）中的三级标准后排入园区污水管网集中处理。（3）含油污水本期工程的少量含油污水单独收集，排入油水分离处理装置进行处理，处理后的排水可作为煤场喷淋用水。（4）输煤系统冲洗排水输煤系统等的间断冲洗排水和煤场雨水收集到沉煤池经澄清处理后重复使用，不外排。（5）生活污水电厂的生活污水经预处理后排入园区污水管网，由区内污水处理厂集中处理后统一排放。（6）冷却塔排污本工程拟采用闭式循环冷却系统，冷却塔的排污水为清洁下水直接排入园区雨水管网。灰渣治理与综合利用（1） 除灰139、渣系统除灰渣系统拟采用灰渣分除方式，干灰渣考虑综合利用，并留有将灰渣外运和运往临时灰场的条件。锅炉排渣采用机械排渣，锅炉燃烧室下排出的渣经冷渣器冷却后，经刮板输送机运至渣仓，再由汽车外运供综合利用。锅炉排灰采用正压气力输送系统，在除尘器每个灰斗下装设一台气力输送泵，利用压缩空气将灰输送至灰库贮存，再经汽车外运供综合利用或运至临时灰场贮存。（2）灰场本工程灰渣以综合利用为主，当综合利用不畅时，可将调湿灰用自卸汽车运至备用事故堆场存放。事故灰场（临时存放）拟选在厂区附近，拟采用地下混凝土池体结构，可防止灰场周围扬尘污染及灰水对地下水的污染。灰池的尺寸为50m50m4.5m，有效容积约为11000m140、3。本期工程初期建设3220t/h锅炉+150MW和25MW供热机组，工程投产后，电厂灰渣排放量为22.59t/h。事故堆场可满足本期灰渣堆放22天。 在灰场周围种植隔离林带，以减少灰场扬尘对周围环境的影响。（3）灰渣综合利用本期工程采用干除灰渣的方式，有利于灰渣的综合利用。循环流化床锅炉内掺烧石灰石，所产生的灰渣其物理和化学特性较之煤粉炉灰渣有很大的不同。据有关资料介绍,可用于烧结砖、筑路回填以及水泥掺合料等，其综合利用的途径较广。电厂所在化工园区内要进行大规模道路建设，因此电厂灰渣的综合利用前景较好。噪声控制措施在设计中优先选用低噪声设备。汽轮机等设备装设隔声罩，在送风机进口和锅炉排汽口处141、均装设消音器。控制室等人员集中的工作场所将采用隔声门、双层玻璃等隔声措施，使其满足有关标准规定的要求，保护工作人员的身体健康。在厂区总平面布置时，将噪声源较集中的主厂房布置在厂区中央，远离厂界，减轻电厂工业噪声对周围环境的影响。本期工程布置1座冷却塔，每座冷却塔淋水面积2000m2，冷却塔布置在厂区西侧，临近经六路。因冷却塔噪声较大，在冷却塔外侧种植树木并设置隔声墙，确保厂界噪声达标。厂区绿化搞好厂区绿化规划，在厂区道路两侧、煤场周围、冷却塔外侧、厂区围墙内外广植绿化林带，使其起到美化环境、隔声、防尘作用，全厂绿化系数将达到20%以上。环境影响分析电厂本期工程的环境影响评价工作尚未开展，本报告142、只就其环境影响做一简要概述。（1）根据计算，烟囱出口的烟尘排放浓度为41mg/Nm3（除尘效率99.8%），小于GB13223-2003规定的最高允许排放浓度（50mg/Nm3）。本期工程投产后，电厂的烟尘排放量增加0.028t/h，约154t/a。（2）本期工程采用高温高压循环流化床锅炉，脱硫效率大于90%。SO2排放浓度为131mg/Nm3，小于最高允许排放浓度（400mg/Nm3）。本期工程投产后，电厂的SO2排放量为0.088t/h，约484t/a。（3）本工程循环流化床锅炉燃烧温度低(850900)，NOx的排放浓度小于300mg/Nm3，小于火电厂大气污染物排放标准(GB13223143、-2003)规定的最高允许排放浓度（450mg/Nm3）。（4）电厂的各类工业废水和生活污水经处理后尽可能重复利用，多余的排入园区污水管网由污水处理厂集中处理后统一外排。（5）厂址地处合肥市化工企业搬迁园区，本期工程产生的噪声不会对外界居民造成影响。（6）本期工程产生的灰渣可用于生产水泥和建筑材料。（7）电厂建成后对环境影响的结论见环境影响评价报告书。8.5 热电联产集中供热的环境效益企业采用热电联产集中供热具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益，是治理大气污染和提高能源综合利用率的重要途径，是提高人民生活质量的公益性基础设施，符合国家发展战略。根据合肥市“巢湖流域污染整144、治及化工企业搬迁项目”规划，本项目拟建区域将逐步形成化工企业集中区域，至2010年，将先后有安徽氯碱化工集团、四方化工集团及一批中、小型化工企业迁入该区域。本工程投产后为该区域提供集中供热热源。本期工程工业热负荷如下：采暖期2.5MPa平均为51.3t/h，5.4MPa 平均为51.7t/h，0.98MPa平均为359.1t/h。根据计算，本工程热电联产的全厂热电比为540%，大于计基础20001268号文中规定的热电比应大于100%的要求。本工程投产后，将关停进入园区各企业的自备供热锅炉，如按每生产6t蒸汽需1t煤、年供热7000h计，工业锅炉燃煤量约54万t/a，本工程热电联产供热耗煤量比145、工业锅炉减少5.9万t/a。减少烟尘排放量约3900t/a（煤的灰分按25%，小锅炉的除尘效率平均按90%计），减少SO2排放量约4437t/a(煤的含硫量按0.6%计)，有利于改善当地的环境质量状况。因此，本工程具有十分显著的环境效益。8.6 环保设施的投资估算表7-5 环境保护设施（项目）及费用一览表序号项 目 名 称费用（万元）1烟囱5382烟气连续监测系统1503除尘器与灰渣处理设备系统34604污水处理系统325消音、隔声装置、隔声墙506绿化407环境影响评价及环保设施竣工验收308劳动安全、职业病危害预评价309环境监测站和环境监测仪器设备3010劳保监测站、安全教育室20合 计146、4380本期发电工程静态总投资为67728万元，其中环保投资约4380万元，约占工程总投资比例为6.47%，每千瓦环保投资约为438元/kW。8.7 结论和建议根据上述初步分析，由于本工程采取了较为完善的污染治理措施，污染物排放能够满足排放标准的要求。工程投产后可能造成的影响及影响程度等评价结论，待环境影响评价工作结束后得出。安徽省政府对SO2等主要污染物实行排放总量控制，本期工程增加的SO2等污染物必须取得污染物的排放指标方可进行建设。本工程为热电联产、集中供热项目，SO2年排放量约为484吨，SO2排放指标可由地方环境保护部门从关停的小锅炉腾出的SO2配额中划拨。本工程下一步的工作需进一步147、落实灰渣综合利用的途径和灰渣综合利用的量。根据国家有关环境保护的规定，在本阶段应委托有资质的环评单位编制环境影响报告书，报国家环保总局审批。9 劳动安全及工业卫生9.1 厂址的安全性分析根据国家地震局颁布的中国地震烈度区划，厂址所处化工企业搬迁区的地震基本烈度为7度。因此，本工程厂区内建构筑物的抗震按7度设防。肥东县县域城镇体系规划防洪规划为：搞好巢湖大堤标准化和安全化建设；5000亩以上圩口堤防洪标准为20年一遇；5000亩以下圩口堤防防洪标准为1020年一遇；城镇防洪标准按2050年一遇建设。治理好南淝河、店墙河、池河、滁河，防洪标准达20年一遇。对尚未脱险的大中小型水库，采取大坝灌浆和对148、溢洪道、防水涵加固处理等措施。合肥化学工业搬迁基地总体规划中建议化工园区防洪标准按50年一遇建设，尤其加强店墙河靠近化工园区河段建设。合肥市化工企业搬迁项目热电厂工程位于合肥市化工搬迁区东北侧，与周围化工企业之间均符合安全防护距离规定。因此，厂址是安全的。9.2 劳动安全和工业卫生的主要设计原则火力发电厂是机械化程度和自动化水平较高的现代化企业。在电力行业的设计规程和设计技术规定中均已充分考虑了保障运行人员安全健康的因素，并符合国家有关标准和规定。火力发电厂的主要生产工艺流程可分为煤、水、汽、电、灰等五条主线，电厂中的劳动安全与职业危害也主要集中在这五条主线上。在电厂设计中将遵循中华人民共和国149、劳动部令第3号建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定和火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053-1996）规定要求，在以下五个方面重点采取防护措施：（1）防火、防爆在电厂主厂房、变压器、燃烧系统、压力容器等场所，按照火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-1992）、建筑设计防火规范（GBJ16-2001）、火灾自动报警系统设计规范（GB50116-1998）、建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）、电力设备典型消防规程（DL5027-1993）、火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-1996）、消防安150、全标志设置要求（GB15630-1995）、石油库设计规范（GB50074-2002）、火力发电厂总图运输设计技术规定（DL/T5032-2005）、火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定（DLGJ24-1991）、电力工业锅炉压力容器安全监察规程（DL612-1996）等有关规定进行设计。（2）防尘、防毒、防化学伤害在电厂输煤系统、除灰系统、化学水处理车间、化验室、蓄电池室等场所，按照工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）、火力发电厂运煤设计技术规程 第2部分：煤尘防治（DL5187.2-2004）、火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定（DL5035-2004）等有关规定进行设计151、。（3）防电伤、防机械伤害和其它伤害在电厂设置各类电气设备的场所及起重场所，按照交流电气装置的接地（DL621-1997）、高压配电装置设计技术规程（SDJ5-1985）、火力发电厂厂用电设计技术规定（DL5153-2002）及起重机械安全规程（GB6067-1985）等有关规定进行设计。（4）防暑、防寒、防潮在电厂的控制室、仪表室、值班室、试验室、休息室、办公室等场所，按照工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）、采暖通风和空气调节设计规范（GB50019-2003）、火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定（DL5035-2004）等有关规定进行设计。（5）防噪声、防振动在电厂的控制室、152、通信室、值班室、汽轮发电机、碎煤机、大型风机、泵房等场所，按照工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）、工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）等有关规定进行设计。本工程项目需进行安全预评价、职业病危害预评价工作，在下一步的工程设计中将按照预评价中提出的安全、卫生措施完善本工程的设计。10 节能效益10.1 节能效益计算 BJ=r2+0.355.73-brpQa+(0.35-bgp)(1-d)P(a)10-3（t/a） 式中Bj 热电厂年节标煤量 t/a r2 分散小锅炉供热标准煤耗率 r2=34.12/(hglhf)=34.12/(79%98%)= 44.07kg/GJ brp 热电厂153、平均供热标准煤耗率 40.9kg/GJ Qa 热电厂年供热量 8.207106GJ/a bgp 热电厂平均供电标准煤耗率 0.273kg/kw.h d 发电厂用电率 8.5% P(a) 热电厂汽轮发电机组发电量 422.1106kw.h/aBJ 年节标煤量（供热/发电）： （ 4.23.0）1047.2104 t10.2 其它节能措施1）机组配套辅助设备中的电动机一律选用机电部推荐的节能产品，同时与设备配套的电动机选型计算，避免出现大马拉小车现象，造成能源浪费；(1) 汽机冷凝器循环水系统中，拟装设胶球清洗装置，从而保持凝汽器铜管水侧表面的清洁，延长铜管寿命；(2) 热机设备及管道外表面温度高154、于50的，一律包扎保温，并对选用保温材料与厚度进行计算，达到投资省，节能效益好的经济厚度，减少热损失，提高经济性；(3) 采用DCS计算机控制系统，现实优化节能运行；(4) 负荷波动较大的电动机（风机、水泵、抓斗起重机等），宜采用变频调速，以节约厂用电；(5) 精心进行设计、安装、运行，防止跑、冒、滴、漏，做到文明生产。10.3 节能效益分析(1) 本期（3220t/h+1CC50MW1CB25MW ）建成投产后每年可节省发电标准煤30000吨，经济效益也是十分可观的。(2) 热电厂投产后，年供热量8.207106GJ，年供热节标准煤量42000吨，节能效益是可观的。(3) 热电厂的全厂热效率155、75.2 %，高于计基础20001268号文件规定的45%的要求。(4) 热电联产的全厂热电比为540%，大于计基础20001268号文中规定的热电比应大于100%的要求。11 热力网11.1 热力网设计原则(1) 热力网设计执行中华人民共和国现行行业标准城市热力网设计规范、工业金属管道设计规范(2) 符合合肥市化工企业搬迁园区工业管线总体规划和阶段发展要求。11.2 热力网管径选择化工园区分近、中、远三期实施，规划面积10 km2，规划控制区20 km2。近期（20062010年），规划面积5 km2，热负荷200/。中期（20112015年）规划面积5km2，热负荷200/。远期（2016156、2020年）规划面积10km2。热电厂本期3220/锅炉+1CC50MW1CB25MW供热机组主要满足近中期化工园区对中压蒸汽和低压蒸汽的需要。建设2D500mm低压蒸汽热力网满足近期热用户，稍后再建2D500mm低压蒸汽热力网满足中期热用户。建设2D250mm中压蒸汽热力网满足近中期热用户。11.3 热力网走向及敷设方式本期热力网拟采用枝状布置。为了减少土地占用，节省投资和保证道路交通顺畅及城镇美观，管线尽量沿次要道路布置，考虑热负荷的变动情况及为规划负荷留有余地，建设管网时采用管道走廊一次规划、分期敷设的方法。热力网管道的敷设宜采用高中低支架混合使用，以中支架为主的原则，支架采用钢筋混凝土157、支架，此种方式可避免高支架投资较高、运行检修不便的缺点。热力网干线布置应平行于道路中心线，并应尽量敷设在车行道以外，且尽量沿道路的一侧敷设。热力管网的温度变形应充分利用管道的转角进行自然补偿。采用弯管补偿器或轴向补偿器时，设计应考虑安装时冷紧。敷设管道的热补偿主要采用形自然补偿式或波纹管补偿器式，就地疏水。热力管网需进行方案设计，征得城建、规划、交通等部门同意后，方可进行施工图设计及施工。12 生产组织和定员12.1 编制原则250MW热电工程的组织机构和定员是依据国家电力公司国电人劳（1998）94号文颁发的火力发电厂劳动定员标准（试行）进行编制的。本期工程定员人数按照火力发电厂劳动定员标准158、（试行）的规定。12.2 电厂定员及机构根据国家电力公司1998年4月份发的火力发电厂劳动定员标准（试行），结合热电工程的规模及管理方式。生产组织级别按车间考虑，定员标准按机、炉、电集中控制，运行人员按四班配备，不设大修人员，设专职的设备巡检员和维修人员。本工程150MW125MW机组的总定员暂定为451人，人员配备见表11-1。具体的组织机构设置及人员配置由公司主管部门根据实际情况决定。表11-1： 电厂定员表序号项目定员备注一生产人员352（一）机组运行1631机炉电1162循环水系统53除灰、除尘174脱硫5化学25化学运行17化验8（二）机组维修721热机402电气263热控6（三）燃159、料系统1031运行68卸上煤64燃油42检修243燃料管理11（四）其他141仓库62车辆8二管理人员86三党群工作人员6四服务性管理人员6合计45013 工程项目实施的条件和轮廓进度13.1 工程实施条件电厂建设规模为3台220t/h循环流化床锅炉，配1台50MW双抽和1台25MW抽背汽轮发电机组。本工程按一次规划建设的原则进行可行性研究。 施工单位设备安装及主厂房土建施工应由电力专业队伍承担，附属辅助建筑土建可由当地建筑队伍施工。 施工场地厂区东侧扩建端空地可作为施工场地。根据本期工程的厂区总平面布置图及装机方案和厂区的实际情况，施工场区考虑布置如下：在引风机室的扩建端及静电除尘器的东侧，160、共计布置了1.0hm2的土建施工场地；在汽机间及除氧煤仓间和锅炉间的扩建端，共计布置了1.6hm2的设备堆放及组装场地，其它6.2 hm2施工生产用地在厂区东部就近租用。施工生活区用地1.0hm2。规划在厂区东侧。 设备材料供应及运输主要设备、辅机及三材可采用火车、汽车运至施工现场。 其它施工条件施工用水由开发区自来水管网供给，可将热电站的厂外水源工程先进行施工。也可抽用厂区北侧水圹水。施工电源可从化工区施工35KV变电所引接。施工通讯由地方通信部门统筹解决。本期工程施工中使用的氧气、乙炔及蒸汽等均由施工单位自行负责解决。13.2 工程建设的轮廓进度根据本期工程的装机方案和厂区的实际情况及业主161、对施工工期的要求，并参照供热机组工程项目建设工期定额，本期工程综合进度安排如下：(1) 施工准备工作：6个月(2) 主厂房土建工程施工：6个月 (3) 1号机炉安装：6个月 (4) 联合试运转：2个月。(5) 主厂房破土动工至1号机投产14个月(6) 2号炉安装：4个月从主厂房破土动工至2炉1机全部建成投产18个月14 投资估算及经济评价本期装机方案拟建设3炉2机（3220 t/h高温高压循环流化床锅炉+1CC50MW抽凝式和1BC25MW抽背供热机组）。进行一次设计、分期实施，先建2炉1机，适时再建1炉1机。投资估算分3炉2机和2炉1机两部分，经济评价仅对3炉2机方案进行分析。14.1 投资162、估算 编制原则 (1) 工程静态投资价格水平为第1年。(2) 定额执行电力工程建设概算定额（2001年修订本），项目划分及取费标准执行2002年版电力工业基本建设预算管理制度及规定。(3) 三大主机及主要辅机设备价格按同类型工程或询价计列，不足部分参照电力建设技术经济咨询中心提供的信息价。设备运杂费按2002年版电力工业基本建设预算管理制度及规定中的运杂费费率计列。(4) 人工费单价安装工程为21元/工日，建筑工程为19.5元/工日，安徽地区工资性津贴补差按0.97元/工日计列，并根据中电联技经（2002）74号文调整人工工日单价，安装工程每工日增加4元、建筑工程每工日增加3元，该费用作为价差163、处理，只计取税金。(5) 安装工程装置性材料执行华东电网有限公司颁发的华东电网建2004184号文关于印发2003年度华东地区电力工程建设装置性材料综合预算价格及预算价格调整系数的通知中的装置性材料综合预算价。另根据皖电定2005004号文规定参照125MW机组对定额材机费进行调整，调整系数分别为热力系统 15.70；燃料供应系统 21.12；除灰系统 20.60；水处理系统 15.36；供水系统 10.50；电气系统 9.72；热工控制系统 6.34；附属生产工程 14.95。建筑工程编制年材料价差按业主提供的合肥市工程建设标准定额站颁发的第1年12月信息价编制。建筑工程施工机械按皖电定20164、05004号文提供的机械台班价格计算价差。(6) 其它基本预备费按8计算。价差预备费执行原国家发展计划委员会文件计投资19991340号文，物价上涨指数为0。 投资估算成果(1) 三炉两机：热电工程静态投资为67818万元，单位造价9042元/kW；热电工程动态投资为69696万元，单位造价9293元/kW；项目计划总资金为70390万元，单位造价9385元/kW。(2) 两炉一机：热电工程静态投资为49270万元，单位造价9854元/kW；热电工程动态投资为50492万元，单位造价10098元/kW；项目计划总资金为50844万元，单位造价10169元/kW。 14.2 经济评价 经济评价方165、法 经济评价方法采用电规经（1994）2号文颁发的电力建设项目经济评价方法细则（试行）、国家计委1993年版建设项目经济评价方法与参数，以及现行的有关财务、税收政策等。 项目经营模式及资金来源 本工程投资方为安徽氯碱化工集团有限责任公司，注册资本为工程动态投资的20，其余80部分为融资。融资部分贷款利息按第2年8月19日中国人民银行颁发的固定资产5年期以上贷款年利率6.84%（按季结息）计算，贷款期限按15年计算；流动资金贷款利率及短贷利率为6.12%。 经济评价主要原始数据详见F2471K-E“经济评价原始数据表”。 上网电价根据国家发展计划委员会计价格（2001）701号文关于规范电价管理166、的有关要求对上网电价进行测算，采用固定热价（105元/吨）反算电价，按投资方资本金内部收益率为10%反算本工程经营期内的恒定电价。 三炉两机：当满足投资方资本金内部收益率为10%时，本工程经营期上网电价为314元/MWh（含增值税），低于发改价格2005665号文核定的安徽省新投产燃煤机组含脱硫上网电价369元/MWh。 主要财务评价指标三炉两机：当投资方资本金内部收益率为10%时，本工程全部投资内部收益率为9.88，财务净现值为8613万元，投资回收期为9.58年；自有资金内部收益率为14.64，财务净现值为9674万元，投资回收期为9.25年；投资方资本金内部收益率为10.00，财务净现值167、为4061万元，投资回收期为14.46年。 在满足反算的上网电价时，全部投资内部收益率大于基准收益率，自有资金内部收益率大于贷款利率，从财务上看项目是可行的。 敏感性分析为了考察各因素对经济效益的影响，对发电量、热价、煤价、总投资等作了单因素敏感性分析，变化情况详见F2471K-E附表“敏感性分析汇总表”。 经济评价结论三炉两机： 通过以上的分析表明，在满足投资方资本金内部收益率为10时，本工程经营期上网电价为314元/MWh（含增值税），低于发改价格2005665号文核定的安徽省新投产燃煤机组含脱硫上网电价，说明本工程的经营期上网电价具有较强的市场竞争能力。从财务上看本工程具有较好的财务盈利168、能力和贷款偿还能力，从敏感性分析看本工程具有较强的抗风险能力，因此项目从财务上看是可行的。15 结论15.1 项目建设的必要性(1)热负荷发展的需要：化工企业是用汽大户，按最新统计资料，化工企业搬迁项目37个，需汽量达462.1t/h，在化工园区建设一个中型热电厂是十分必要的。（2）满足地区供电需要化工企业是用电大户，进入化工企业搬迁园区的37个项目预测电负荷达 MW，本期工程计划建设的一台50MW机组和一台25MW机组电力将在搬迁园区消化。本工程的建设可以减少从电网受进电力，减少220kv电网供电压力，因此从用电需求方面考虑，本工程的建设也是必要的。(2) 环境保护的需要：热电厂的建设可采用169、大容量、高参数的环保型供热机组；烟气采用静电除尘器净化，高烟囱排放；采用炉内脱硫。烟气的排放指标可达到火电厂大气污染排放标准。与使用小型工业锅炉相比，不仅节约了能源，又可以减少污染物的排放，本工程热电联产供热耗煤量比工业锅炉减少5.9万t/a。减少烟尘排放量约3900t/a，减少SO2排放量约4437t/a，有利于改善当地的环境质量状况。因此，本工程具有十分显著的环境效益。15.2 燃煤供应 燃煤由搬迁化工企业原有指标划拨，不足部分市场采购，燃煤供应有保证。15.3 装机方案经多方案技术经济比较，推荐3220t/h高温高压循环流化床锅炉和1CC50MW双抽凝汽式机组1BC25MW抽背机组装机方170、案。根据总体规划，化工搬迁园区建设分三个阶段，前二个阶段的热负荷约各为200t/h，故热电厂的建设拟采用一次设计分期实施，首期先建二炉一机，满足第一阶段热负荷，适时再建一炉一机，满足第二阶段热负荷。若第一阶段和第二阶段间隔时间较短，则三炉二机可一次建设。1CC50MW和1CB25MW机组额定进汽量594t/h，最大进汽量698t/h，对外直供汽量52t/h，满足二台机组满发满供并留有一定量的热备用，届时需建设第四台锅炉。故电厂公用系统建议按四炉二机一次规划，分期建设，不能分期建的建议一次建成。电厂扩建端需留扩建场地，以利建设满足化工园区第三阶段热负荷的供热机组。3炉2机热电比为540，全厂平均171、热效率为75.2，均符合国家热电联产规定。15.4 建厂条件（1） 厂址场地：根据化工企业搬迁园区总体规划，热电厂规划在化工园区铁路编组站北侧，场地平整开阔，高差12m，土石方可就地平衡。（2） 厂址区地势较高，厂址周围无大的河流，不受巢湖洪水和内涝水影响。但厂址西北角有一个130300M大水塘，水塘堤坝必须十分可靠。（3） 区域稳定性：化工企业搬迁园区未发现第四纪以来的活动性断裂，地震活动较弱，稳定性属基本稳定。厂址区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.1g 。从地质构造图上在电厂附近有合肥东关断裂（F1），主要建筑物应尽量避开断裂，该断裂位置有待进一步判明。（4）工程地质层土为高172、液限粘土层，该层土物理力学特性好，承载力特征值为fak=260kpa,且其下有物理力学特性更好的高液限粘土层，承载力特征值为fak=320kpa的下卧层，直至岩层。层土层面埋深较浅（层面距自然地坪约1.02.0m，层厚约1.64.0m），可作为主要建筑物的天然地基持力层。（5） 电厂水源：根据化工园区水资源论证报告，化工园区和热电厂用水拟以巢湖为水源地。巢湖水位可受人工控制，枯水期可抽取长江水稳定水位，故电厂用水是有保证的。（6） 贮灰场灰、渣，全部进行综合利用。考虑到综合利用的波动，仅设置备用事故堆场。事故灰场（临时存放）拟选在厂区附近，拟采用地下混凝土池体结构，可防止灰场周围扬尘污染及灰水173、对地下水的污染。灰池的尺寸为50m50m4.5m，可堆放22天。15.4 经济效益（1） 供热负荷较大，热电比和全厂热效率均大于国家规定值，节能效果显著，社会效益好。经经济分析，本工程具有较好的财务盈利能力和贷款偿还能力，且具有一定的抗风险能力，因此项目从财务上也是可行的。15.5 主要结论合肥市化工企业搬迁园区热电厂的建设是必要的和迫切的，工程项目的建设条件，工程设想和经济性均可行。三台220t/h锅炉和一台CC50MW一台CB25MW供热机组以一次设计分期实施，首期先建二炉一机，适时再建一炉一机。电厂的建设将有利于合肥市的经济发展和环境保护。15.6 存在问题和建议为了编制好上报国家发改委174、的热电工程项目申请报告，需要委托有资质单位编制下列专题报告：（1） 环境影响评价报告（2） 电厂接入系统报告（3） 化工搬迁区铁路专用线可行性研究报告（4） 水土保持报告（5） 安全预评价（6） 对厂区附近断裂位置进一步判明（7） 落实粉煤灰综合利用（8） 落实永久性灰、渣场（9） 落实热电厂用水15.8 主要技术经济指标 3220t/h锅炉1CC50MW和1CB25MW机组（1）工程总资金1）工程项目静态总资金 67818万元2）工程项目动态总资金 69696万元（2） 单位kw投资1）静态 9042元/kwh2）动态 9293元/kwh（3）年供电量 3.493108 kwh年供热量 8.175、207106GJ（4）发电/供热年利用小时数 5500/7000h（5）电价、热价含税上网电价 314元/MWh含税热价 35.00元/GJ（6）年均热效率 75.2%（7）年均热电比 540%（8）占地面积1）本期工程厂区占地 14.54 hm22）施工区用地 8.8hm23）灰场和输灰管道用地 1.0 hm2（9）土石方量厂区挖方量（注：含基槽余土） 7.0104m3厂区填方量 4.5104m3 （10）煤耗率（设计热负荷工况）1）年均发电标准煤耗 0. 250kg/kwh2)年均供电标准煤耗 0.273 kg/kwh3)年均供热标准煤耗 40.9kg/GJ（11）厂用电率1）发电厂用电率176、（含脱硫） 8.5%2）供热厂用电率 5.73 kwh/GJ3）综合厂用电率 17.25%（12）贷款偿还年限 15a（13）投资回收期1）全部投资 9.58a2）自有资金 9.25a（14）投资利润率 5.34%（15）资本金净利润率 18.05%（16）投资利税率 8.26%（17）内部收益率1）全部投资 9.88%2）自有资金 14.64%（18）净现值1）全部投资 8613万元2）自有资金 9674万元（19）生产成本1）售电成本300元/MWh2）售热成本 24元/GJ15.8.2 2220t/h锅炉1CC50MW机组（1）工程总资金1）工程项目静态总资金 49270万元2）工程项目177、动态总资金 50492万元（2）单位kw投资1）静态 9854元/kwh2）动态10098元/kwh（3）年供电量 2.55108 kwh年供热量 3490000GJ（4）发电/供热年利用小时数 5500/7000h（5）电价、热价1) 含税上网电价 347元/MWh2) 含税热价 35.04元/GJ（6）年均热效率 68.97%（7）年均热电比 329.6%（8）占地面积1）本期工程厂区占地 14.54hm22）施工区用地 8.8 hm23）灰场和输灰管道用地 1.0 hm2（9）土石方量厂区挖方量6.0104m3厂区填方量 4.0104m3 （10）煤耗率（设计热负荷工况）1）年均发电标准178、煤耗 0.280kg/kwh2）年均供电标准煤耗 0.304 kg/kwh3）年均供热标准煤耗 40.9kg/GJ（11）厂用电率1）发电厂用电率8.0%2）供热厂用电率 5.73 kwh/GJ3）综合厂用电率13.34%（12）贷款偿还年限 15a（13）投资回收期1）全部投资 10.48a2）自有资金 12.51a（14）投资利润率 4.24%（15）资本金净利润率 14.47%（16）投资利税率 6.96%（17）内部收益率1）全部投资 8.09%2）自有资金 10.37%（18）净现值1）全部投资 3905万元2）自有资金 4327万元（19）生产成本1）售电成本 281元/MWh2）售热成本 23元/GJ