1、电力公司盐化工循环经济园区热电联产项目可行性报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月电力公司盐化工循环经济园区热电联产项目可行性报告建设单位：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236可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录1 总论11.1 项目背景11.2 投资方及项目单位概况21.2.1 项目建设单位基本情况21.2.2 投产规模和资金筹措方2、案31.3 研究范围与分工31.3.1 本报告研究范围与分工31.3.2 另外委托项目4xx盐化工园区热网可行性研究报告41.4 工作过程及主要参加人员41.4.1 工作过程41.4.2 主要参加人员51.5 项目概况61.5.1 编制依据61.5.2 主要设计原则71.6 主要结论及问题和建议81.6.1 项目建设的必要性91.6.2 项目建设的可行性111.6.3 主要结论及问题和建议132 电力系统142.1 电力系统现状142.1.1邢台电力系统现状142.1.2 xx电网概况152.2 电力需求预测及电力平衡162.2.1 电力需求预测162.2.2 电力平衡17(1) 220kV电3、力平衡17(2) 110kV电力平衡172.3 电厂建设的必要性202.4 接入系统方案212.4.1 周围电网概况212.4.2 盐化工园区电网规划情况232.4.3接入系统方案272.5 电气主接线及系统对电厂的要求282.5.1 电气主接线282.5.2 系统对电厂的要求281) 主变选型282) 电气设备短路水平283) 电厂送出线路284)功率因数283 热负荷分析283.1 热源、热网现状分析283.1.1 供热分区283.1.2 热源现状283.1.3 供热方式现状293.1.4 热网现状293.2 热负荷分析293.2.1 热负荷特点293.2.2 现状(第1年)热负荷303.4、2.3 近期(2015年)热负荷303.2.4设计热负荷333.2.4.1工业设计热负荷333.2.4.2采暖设计热负荷342)绘制采暖热负荷曲线(2015年)所需数据343.2.4.3年持续热负荷曲线353.3 供热方式及机组运行方式363.4 热源规划说明373.5 园区管网建设要求373.5.1 供热介质的确定373.5.2 供热参数的确定373.5.3 热网规划原则383.5.4 热网规划优化选择383.5.5 管材、管道附件、保温及防腐394 燃料供应404.1 燃料来源及供应条件404.1.1 河北省煤炭资源分析404.1.2 煤源414.1.3 煤质424.1.4 耗煤量432、5、日平均利用小时数按22小时考虑。434.2 燃煤运输方式434.3 锅炉点火及低负荷稳燃用油品种及来源435 厂址条件445.1 厂址概况445.1.1 厂址地理位置及地区概况445.1.2 厂址自然条件465.2 交通运输465.3 水文及气象475.3.1 水文条件475.3.2 厂区洪涝475.3.3 气象条件475.4 水源485.4.1概述485.4.2污水处理厂中水495.4.3备用水源525.4.4化工园区自来水535.4.5可靠性分析535.4.6结论545.5 贮灰渣场(含脱硫副产品)545.6 地震、地质及岩土工程545.6.1地形地貌545.6.2工程地质及地震烈度5566、 工程设想566.1 全厂总体规划及厂区总平面规划566.1.1 全厂总体规划566.1.2 厂区总平面及竖向规划57厂区总平面规划布置方案二60厂区总平面规划布置方案三616.2 装机方案666.2.1 机组选型原则666.2.2 机组设计热负荷666.2.3 本项目装机方案的确定666.2.3.1锅炉选型666.2.3.2汽轮机选型666.2.3.3 发电机选型686.2.3.4 装机方案比较686.3 主机技术条件706.3.1 锅炉706.3.2 汽轮机716.3.3 发电机716.4 热力系统726.4.1 原则性热力系统拟定726.4.2 主蒸汽系统726.4.3 给水系统726.7、4.4 回热系统726.4.5 加热器疏水系统736.4.6 外供蒸汽的回水系统736.4.7 热力系统的主要设备736.4.8 厂内供热系统746.5 燃烧系统746.5.1锅炉烟风系统简介746.5.2 除尘器和烟囱的选择756.5.3 锅炉尾部低温防腐措施766.5.4 燃烧辅助系统766.5.6 燃烧系统主要设备选型776.5.7 辅助车间系统776.6 电气部分776.6.1 电气主接线786.6.2厂用电接线786.6.3二次线部分786.6.4 电气设备布置816.7 燃料输送系统826.7.1 卸煤设施826.7.2 储煤场及其设备826.7.3 输送系统836.7.4 筛碎设8、备836.7.5 运煤系统控制836.7.6 除尘及清扫836.7.7 计量设备836.7.8 其它846.8 除灰渣系统846.8.1 概述846.8.2 灰渣量846.8.3 除渣系统856.8.4 除灰系统866.8.4.1 压缩空气系统886.8.4.2 储灰、卸灰系统886.8.4.3 灰渣厂外运输896.8.4.4 除灰渣系统控制方式896.9 化学部分896.9.1工程概况896.9.2 锅炉补给水处理系统906.9.3 辅机冷却水处理系统926.9.4 水汽取样监测系统和化学加药系统936.9.5 工业废水处理系统936.9.6 油处理系统946.9.7化学试验室的仪器设备配置9、946.10 热工自动化部分946.10.1 热工自动化设计范围及主要设计原则946.10.2控制方式和热工自动化水平956.10.3 控制室布置及电子设备间布置966.10.4控制系统的组成976.10.5 设备选型986.10.5.1分散控制系统(DCS)986.10.5.2汽机电调控制系统(DEH)986.10.5.3汽机安全监测仪表(TSI)986.10.5.4 汽机紧急跳闸系统(ETS)996.10.5.5炉膛安全监控系统(FSSS)996.10.5.6 辅助车间控制系统996.10.5.7执行机构996.10.5.8 压力表及变送器996.10.5.9开关量仪表996.10.5.110、0 温度仪表1006.10.5.11 显示仪表1006.10.5.12 开关、按钮及继电器1006.10.5.13 主要的分析仪表采用进口设备。1006.10.5.14 火灾报警及消防控制系统1006.10.5.15 管理信息系统(MIS)1006.10.5.16 其它1006.10.6电源1006.10.6.1 交流不停电电源(220VAC)1006.10.6.2 交流220V后备电源1016.10.6.3 交流动力电源(380VAC)1016.10.6.4 直流电源1016.10.6气源1016.10.7热工实验室1016.10.8全厂管理信息系统(MIS)1016.10.9 全厂火灾报警11、控制系统及工业电视系统1026.10.10 编码标识系统1026.11 主厂房布置1026.11.1 主厂房布置原则1026.11.2 主厂房布置1036.12 建筑结构部分1056.12.1 主厂房建筑设计1056.12.1.1 主厂房布置1056.12.1.2 主厂房内部交通1076.12.1.3 主厂房围护1086.12.1.4 厂房对通风、采光等的要求1086.12.1.5 主厂房防火、防爆等安全措施1086.12.1.6 厂前区及厂区建筑1096.12.2 主厂房结构设计1106.12.2.1 主厂房结构1106.12.2.2 主厂房楼面及屋面结构1106.12.2.3 汽机运转层及12、加热器平台结构1116.12.2.4 吊车梁及煤斗1116.12.2.5 汽轮发电机基础1116.12.2.6 扩建端、固定端山墙结构1116.12.2.7 锅炉房1116.12.3 抗震设计1116.12.3.1 场地与地基的地震效应1116.12.3.2 全厂主要建(构)筑物的抗震设计：1126.12.4.1 厂址自然条件及设计技术数据1126.12.4.2.2 其它生产建(构)筑物地基处理方案及基础型式115全厂主要建(构)筑物地基设计一览表1166.12.5 其他主要生产建(构)筑物结构设计1176.12.5.1 炉后建(构)筑物1176.12.5.2 化学水系统1186.12.5.313、 输煤系统1186.12.5.4 除灰系统1206.12.5.5 燃油建(构)筑物1206.12.5.6 水工建(构)筑物1206.12.5.7其它辅助建筑1206.13 供水及排水系统1216.13.1辅机循环水系统1216.13.2补给水系统1236.13.3生活、生产给水及排水系统1266.13.3.1给水系统126电厂给水系统主要分生活给水、生产给水和公用给水三部分。1266.14 贮灰渣场1286.15 消防系统1286.15.1水消防系统1286.15.2 其它消防系统1306.16 暖通部分1316.16.1 概述131全厂建筑物(房间)室内设计参数一览表1326.16.2 采暖14、1346.16.3 通风1346.16.4 空调1356.16.5 除尘1366.16.6 防火排烟1366.16.7 厂区热网1376.17 热力管网1376.17.1热网范围1376.17.2设计参数1386.17.3管网布置方案1386.17.4管网走向1386.17.5管网敷设方式1386.17.6管道热补偿及保温1386.17.7管网工程量估算1397 烟气脱硫与脱硝1397.1 烟气脱硫1397.1.1 烟气脱硫工艺选择1397.1.2 烟气脱硫工程设想1437.1.3 吸收剂来源、消耗量及运输1477.2 烟气脱硝1487.2.1 烟气脱硝工艺概述1487.2.2 烟气脱硝工艺选15、择1487.2.3 烟气脱硝工程设想1528 环境及生态保护与水土保持1548.1 环境概况1548.1.1 本工程基本情况1548.1.2 厂区地理位置及气候特征1548.1.3环保标准1558.1.4 环境质量现状1568.1.4.1 环境空气质量1568.1.5 环保关心的对象以及当地环保部门的意见1578.2 烟气治理及其影响分析1578.2.1 烟气污染防治措施1588.2.2 治理后大气污染物排放量及浓度1598.2.3 无组织排放源污染防治1608.2.4大气污染对环境的影响分析1618.2.5 大气污染物总量控制1618.2.6 排污费的计算1628.3 废水治理及其影响分析116、628.3.1 废水治理措施1628.3.2 影响分析1638.4 灰渣治理及其影响分析1638.5 噪声治理及其影响分析1648.5.1 噪声源分析1648.5.2 噪声治理措施1658.6 生态和水土保持1658.6.1 生态及厂区绿化1658.6.2 水土保持1668.7 环境管理和监测1698.8 环保结论和建议1699 综合利用1699.1 灰渣综合利用途径分析1699.2 本工程综合利用情况17110 劳动安全17110.1 主要设计依据17110.2 电厂生产过程中的危险因素17210.3 电厂设计中应采取的安全对策措施17310.4 安全机构17510.5 结论与建议1751117、 职业卫生17511.1 主要设计依据17511.2 电厂生产过程中可能造成职业危害的因素17611.3 电厂设计中应采取的职业卫生对策措施17711.4 卫生机构17811.5 结论与建议17812 资源利用17812.1 设计原则17812.2 能源利用17912.2.1 煤源17912.2.2 燃油供应17912.2.3 石灰石资源17912.2.4 资源利用合理性分析18012.3 土地利用18012.3.1 厂址土地利用的总体情况18012.3.2 厂区节约用地措施18112.4 水资源利用18112.4.1 节约用水的措施18212.4.2 节水效果18313 节能分析18313.18、1 本期工程设计所采取的节能措施及效果18313.1.1 节煤18313.1.2 降低电耗18313.1.3 建筑节能18413.2 节能设计设想18513.2.1 选用先进的主辅机设备18513.2.2 选择合理工艺系统18613.2.3 连续运行设备采用变频或调速装置18613.2.4 电气系统节能降耗措施18713.2.5 通风、制冷及空调系统节能降耗措施18813.2.6 调控技术措施及软硬件的配置18913.2.7 其它有助于电厂节能降耗的措施18913.3 结论19014 人力资源配置19015 项目实施的条件和建设进度及工期19215.1 施工总平面规划19215.1.1 布置依19、据和原则19215.1.2 施工场地规划及竖向布置19215.1.3 施工交通19315.1.4 施工力能供应19315.1.5 施工用地表19415.1.6 主要施工机械配备19515.1.7 交通运输条件及大件设备运输19715.2 项目实施的建设进度和工期19815.2.1 建议工程前期工作进度19815.2.2 项目工程施工轮廓进度198总工期为9514个月19816 投资估算及财务评价19816.1投资估算19816.1.1工程概况19816.1.2编制原则19916.1.2.1定额、标准及有关规定19916.1.2.2工程量19916.1.2.4材料价格20016.1.2.5设备价20、格20016.1.2.6其他费用20016.1.3工程投资200项目总投资64226万元(只计铺底流动资金)20116.2财务评价20116.2.1评价原则及依据20116.2.2基本条件及参数20116.2.3经济效益分析20316.2.4财务指标分析20416.2.4.1盈利能力分析20416.2.4.2 偿债能力分析20416.2.4.3 财务生存能力分析20416.2.5不确定性与风险分析2041)敏感性分析2052)盈亏平衡分析20616.2.6财务评价结论20617 风险分析20717.1 燃料价格变化风险分析20717.2 供热价格变化风险分析20717.3 主机设备技术风险分析21、20817.4 资金风险分析20917.5 政策风险分析21017.6 外部条件风险分析211 热负荷基本情况21317.7 施工期间外部协作风险22217.8 运行期外部协作风险22417.9 工程风险分析22417.9 风险评估22618 抗灾能力评价22618.1 概述22618.2 抗灾措施22718.3 结论及建议23019 经济与社会影响分析23119.1 经济影响分析23119.2 社会影响分析231销售税金及附加、所得税 见利润与利润分配表23120 结论及建议23220.1 结论23220.2 建议23320.3 主要技术经济指标234 1 总论1.1 项目背景本项目位于xx22、盐化工园区(xx县城以东xx村)，一期工程新建3240t/h高温高压循环流化床锅炉配225MW背压式汽轮发电机组，供热对象为入驻园区的各类化工企业。热负荷性质是化工生产用汽。园区周边在可能供热范围内无其它热用户，故供热范围仅限于园区内部。xx县位于河北省南部，邢台市东北部，行政上隶属邢台市。县城距省会石家庄60公里，距北京365公里，距邢台市100公里。总面积约1046平方公里，总人口约70万。xx是传统的农业大县，在河北省农业生产中占有重要地位。近几年，随着经济的全面发展和资源的开发利用，xx县将工业发展作为振兴经济的主攻方向，工业生产持续快速增长，工业化进程明显加快，产业结构已逐步得到优化23、。目前，xx已形成硅材料、电线电缆、纺织服装和机械制造等特色支柱产业，成为国内最大的单晶硅和电线电缆生产基地之一。晶龙集团等一批实力较强的企业在河北省和国内外同行业占有重要地位，具有较高的知名度和影响力。xx盐化工循环经济园区位于xx县城以东的xx，西距xx县城约20公里，北距石家庄约80公里，距石家庄正定国际机场约87公里。园区规划总面积2074.59公顷。xx盐化工园区本着统筹规划、分步实施的原则，在2009-2020年期间，规划分一期(2011-2015年)和二期(2016-2020年)两个阶段实施。产业的发展以力争实现氯碱化工、纯碱化工和精细化工的有机结合、协调发展为主要特色，以一体化24、的模式构筑盐化工(氯碱化工、纯碱化工)、碳一化工和精细化工产业，基础产品做大做强，延伸发展做精做细，最终形成以500万吨真空制盐、300万吨纯碱、100万吨烧碱和60万吨甲醇制烯烃生产能力为标志，具有多种延伸产品、独具特色的盐化工产业集群，成为华北地区最大、达到国内外先进水平的盐化工基地。1.2 投资方及项目单位概况1.2.1 项目建设单位基本情况本项目由xx电力有限公司负责投资、建设和后期运营。xx投资集团公司河北分公司(简称xx分公司)成立于20xx年7月9日，全面负责管理xx投资集团公司在河北境内拥有的资产和股权，并受托管理东方热电集团公司及东方热电股份公司。第1年12月8日，经xx投资25、集团公司批准，实行“分改子”公司制改组，成立xx电力有限公司(简称xx公司)，将原授权xx分公司管理的资产和股权，划转至xx公司。公司本部设立13个职能部室，分别是办公室、计划发展部、人力资源部、财务部(资本市场与股权部)、政策与法律部(体改办)、生产技术部(科技信息部)、工程管理部、市场营销部、燃料与物资部、安全与环境保护监察部、审计与内控部、政治工作部(工会办公室)、监察部。公司所属16个单位，其中全资公司2个控股公司3个：委托管理企业2个：；区域及直管项目单位9个。公司成立以来，认真贯彻科学发展观，紧紧围绕中电投集团“三步走”发展战略，结合河北省建设经济强省、和谐河北的战略规划，以“建设26、区域清洁型能源企业”为目标，按照“坚持一个理念，打造三个基地，用好三个资源”的发展思路及“一年起好步，三年打基础，五年上台阶”的发展步骤，全力加快项目发展，狠抓生产经营管理，着力强化管控改革，全面维护和谐稳定，公司热电联产基地、清洁能源基地及综合能源基地建设取得了重大进展，胜利完成了“一年起好步”的既定目标，初步实现了由单一的热电企业向热电、新能源及综合产业并举的清洁型能源企业的转变。截止第1年底，公司资产总额51.43亿元，总装机容量100.9万千瓦，总工业热负荷666t/h，供热面积3024万平方米，职工总数3660人(含东方热电)。1.2.2 投产规模和资金筹措方案本工程由xx电力有限公27、司出资建设，发电工程静态投资61331万元，单位投资为12266元/kW；发电工程动态投资63203万元，单位投资12641元/kW。其中：项目资本金为20%由xx电力有限公司全额出资，其余80%项目投资通过银行贷款方式解决。1.3 研究范围与分工1.3.1 本报告研究范围与分工根据xx盐化工区热负荷的需求，研究本期工程建设225MW级高温高压热电联产机组的可行性。根据xx县及盐化工区电网电力系统现状及电力市场需求预测，进行电力电量平衡，论证电厂建设的必要性，装机规模与建设进度；提出可能的电厂接入系统方案、出线电压等级及出线回路数。根据燃料的来源、供应能力、品质、运输方式等论证电厂燃料供应的可28、靠程度。研究本工程的厂址条件、电厂水源、区域稳定与工程地质，论证本工程建设条件。提出和研究本工程的总平面布置、主厂房布置、机组选型、电气主接线方案、电气设备配置、热工控制水平、输煤与除灰渣方式及电厂各有关系统的设想、各建(构)筑物的结构型式选择、地基处理、基础选型等。按国家颁布的有关环保政策、法令、标准和规定，提出工程建设项目对环境的影响及防治措施原则；从拟选厂址周围环境对建成后的电厂生产运行、劳动安全和工业卫生有无影响进行论证，并提出防治措施。认真贯彻节约能源、合理利用能源的要求，研究在主要工艺系统设计中可采取的节约能源的措施。对本工程进行投资估算和经济效益分析，提出影响造价的主要因素，论述29、造价水平的合理性，对本工程作出论据充分、科学合理、实事求是的经济评价。通过综合技术经济比较提出总的评价及主要结论意见，并提出存在问题和建议。1.3.2 另外委托项目接入电力系统报告环境影响评价报告劳动安全性评价报告水资源评价报告地震安全性评价报告地质灾害评估报告水土保持评价报告xx盐化工园区热网可行性研究报告职业病危害评价报告节能评价报告1.4 工作过程及主要参加人员1.4.1 工作过程第1年12月13日，xx电力有限公司委托xx工程设计有限公司编制本项目可行性研究报告。第1年12月20-21日，我院编制完成项目计划后，召开了本项目开工会。第1年12月25日，我院本工程主管总工王彩霞、设计总工30、程师郝丹及总图、热机、水工、运煤、电力系统、环保等专业人员一起到xx盐化工区，与化工园区相关部门进行工作配合，现场踏勘了xx盐化工区，并就本工程水源、燃煤及运输、热负荷、接入系统、环保以及拟选厂址现状等建厂条件交换了看法。在此基础上，xx电力有限公司xx项目部向我院提供了有关资料，并承诺抓紧办理本阶段需要的支持性文件等可研报告附件，以使本工程可行性研究报告满足规定及审查要求的深度。第2年2月，我院完成机组选型报告和可研报告初稿。第2年6月5日根据内审意见完成可研最终版。1.4.2 主要参加人员表1-1 xx工程设计有限公司可行性研究报告编制主要参加成员如下表序号姓名部门专业职务职称1公司领导总31、图公司副总经理高级工程师2公司领导热能动力公司总工高级工程师3机务室热能动力设总工程师4机务室热能动力汽机主设人工程师5机务室热能动力锅炉主设人高级工程师6机务室运煤专业运煤主设人工程师7机务室除灰专业除灰主设人工程师8机务室暖通专业暖通主设人高级工程师9水环室水工工艺专业水工主设人工程师10水环室化学专业化学主设人工程师11水环室环保专业环保主设人工程师12水环室总图专业总图主设人工程师13土建室土建专业土建主设人高级工程师14土建室水工结构专业水工结构主设人工程师15电控室热控专业热控主设人工程师16电控室电气一次专业电气主设人工程师17电控室系统专业系统主设人工程师18电控室通信专业通信32、主设人工程师1.5 项目概况1.5.1 编制依据本可行性研究报告依据下列文件、国家规定、技术资料等进行编制。(1)河北xx盐化工循环经济园区产业发展规划(2)河北xx盐化工循环经济园区总体发展规划(3)河北xx盐化工循环经济园区总体发展规划水资源论证报告及其批复文件(4)河北xx盐化工循环经济园区总体发展规划环境影响报告书及其审查意见(5)xx县县城镇村体系规划(2010-2020年)及其批复文件(6)河北xx盐化工循环经济园区热电联产规划(2012-2020年)(7)国家关于发展热电联产的规定和热电联产项目可行性研究技术规定等文件。(8)建设单位提供的热负荷等基础资料和技术要求。(9)国家现33、行的相关设计规范、规程、标准。1.5.2 主要设计原则(1) 本项目机组选择遵循“以热定电”原则，实现节能和环境效益最大化。(2) 根据现状热负荷及汽水平衡计算，按3240t/h高温高压循环流化床锅炉+225MW高温高压背压式汽轮发电机组规模进行可行性研究。(3) 总平面布置在业主划定的范围内实施，以节约用地和不妨碍企业长远发展用地规划为目标。(4) 本项目生产用水取水地点在xx县碧源污水处理厂出水口，由园区供水公司铺设专用供水管道将污水处理厂出水引至园区，进行深度处理，然后送入厂区；生活、消防用水及生产应急备用水源采用南水北调中线引江水，取水地点在南水北调中线xx县黑沙村分水口。本工程废污水34、排放至园区集中污水处理设施处理，场地排水排至厂外雨水排水管网。(5) 主蒸汽系统、高低压给水均采用切换母管制。(6) 交通运输：本工程燃料采用公路运输。(7) 厂用电为高压6kV；低压380V。(8) 锅炉烟气排放适用标准按近期将实施的火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)执行，排放的二氧化硫100mg/Nm3、NOX100mg/Nm3、烟尘30mg/Nm3。烟气净化采用电袋除尘器+湿法脱硫，脱硫剂采用石灰石。(9) 工业冷却水全部采用循环冷却水。(10) 锅炉燃煤主要由山西煤炭运销集团所属的山西寿阳煤矿提供，燃煤由陆路运至厂内煤场(近期燃煤可由公路运输，待化工园区内规划铁路建成35、通车后可由铁路和汽车两级转运至厂内)。厂内煤场设一个干煤棚，干煤棚容量考虑两台锅炉容量，运煤系统一次建成。(11) 锅炉点火方式采用床下点火方式。(12) 采用灰渣分除系统，干除灰、渣系统。除灰系统采用气力输灰至灰库存放；锅炉底渣采用冷渣器冷却，机械输送至渣库存放。灰渣全部汽车外运综合利用。(13) 化学水处理系统采用超滤+二级反渗透+混床方案。(14) 本工程电气、仪表采用DCS控制系统。(15) 园区生产用蒸汽凝结水按照80%回收率进行计算。(16) 贮灰渣场：本工程采用干式除灰渣系统，灰渣和脱硫副产品石膏考虑全部综合利用，本工程不设永久性灰场，拟利用石家庄市中通建材有限公司的堆贮事故备用36、灰场。 (17) 接入系统：根据最终接入系统的批复意见：电厂并网电压等级采用35kV，电厂以2回35kV线路接入系统，电站采用线变组接线，发电机出口装设断路器，设置发电机机压母线，厂用段按炉分段，由相应机压母线引接，两段母线设置联络开关；不设专门的厂用启动/备用变压器，两台机组互为备用，电厂起机时由系统倒送。(18) 机组年利用小时数：按7200h设计。折合锅炉年利用小时数6686h，机组年运行小时数为6817h。(19) 投融资：本工程由xx电力有限公司出资建设，其中资本金为20%，银行贷款80%。1.6 主要结论及问题和建议1.6.1 项目建设的必要性(1)项目提出的背景xx县蕴藏有丰富的37、岩盐等资源，初步探测岩盐储量约1000亿吨，品位优良，是我国中东部地区少有的大型原盐矿藏。同时，xx周边煤炭及衍生品资源比较丰富，邢台、邯郸地区均是河北省重要的煤炭基地和煤化工基地，与产煤大省山西亦相距不远。因此，在xx地区按照循环经济模式发展盐化工具有优越的建设条件。为保持xx县及邢台市经济持续、快速发展，切实落实中央提出的科学发展观和走新型工业化道路精神，依托当地的岩盐和煤炭等资源优势，xx县提出了大力发展盐化工的设想，得到了河北省、邢台市各级领导的重视，明确希望xx县与当地及周边现有产业有机结合，建设具有特色和比较优势的盐化工产业集群，打造冀中南地区盐化工生产基地，带动邢台市和冀中南地区38、现有以焦化为主的煤化工产业的结构升级。根据河北省和邢台市领导的指示精神，xx县确定利用资源、交通、工业基础和市场辐射条件等诸多优势，2009年启动xx盐化工园区建设，到2020年前后在xx形成基础设施完善、投资环境优越、按国际惯例运作，盐化工和精细化工有机结合、多门类综合发展的大型现代化化工基地。xx盐化工园区规划占地约20.74平方公里，本着统筹规划、分步实施的原则，在2009-2020年期间，规划分一期(2009-2015年)和二期(2016-2020年)两个阶段实施。产业的发展以力争实现氯碱化工、纯碱化工和精细化工的有机结合、协调发展为主要特色，以一体化的模式构筑盐化工(氯碱化工、纯碱化39、工)、碳一化工和精细化工产业，基础产品做大做强，延伸发展做精做细，最终形成以500万吨真空制盐、300万吨纯碱、100万吨烧碱和60万吨甲醇制烯烃生产能力为标志，具有多种延伸产品、独具特色的盐化工产业集群，成为华北地区最大、达到国内外先进水平的盐化工基地。xx盐化工园区规划产业重点项目51个，产业项目、公用工程和基础设施的总投资规模达到622亿元左右，到2020年，预计每年可实现销售收入约700亿元，利税约141亿元，利润约96亿元。重点项目可创造182亿元左右的工业增加值，年产值达到700亿元左右。同时，通过园区的开发建设带动当地及周边地区的采矿、玻璃、纺织、医药、电子、农业等相关产业的发展40、，预计到2020年园区的建设将可以促进区域内生产总值增长约1400亿元，将有效促进冀中南地区经济的发展和综合竞争能力的提高，改善地区就业、文化、教育和卫生状况，推动社会和谐发展，加快城镇化进程。到目前为止，本化工园区总体规划、产业规划、项目规划及园区供热规划均已编制完成，截止第1年，入驻企业已经达到12家，协议投资达100亿元，预计完成固定资产投资50亿元。园区已入驻和将入驻的企业均为化工企业，且根据本化工园区的定位和性质，集中供热对其生产运营十分重要。化工企业主要是化工生产用汽，其特点是用汽量大，参数要求高，用汽时间连续、稳定，全年常用。这些特点，既为园区建设热电联产的集中供热热源奠定了良好41、的热负荷基础，又要求园区尽快建设热源以满足其生产用热需求。上述项目背景表明，在xx盐化工园区内建设热电联产工程是入驻园区企业生产运营和发展的需要，是分阶段实施河北xx盐化工循环经济园区总体发展规划的重大步骤，也是园区基础设施建设的重要组成部分。热电厂的建成，将为园区创造良好的投资环境，对园区发展和振兴当地经济起至关重要的促进作用。(2)热电联产的优越性国家发展计划委员会同国家经济贸易委员会、建设部、国家环保总局等有关部门组织编制的关于发展热电联产的规定中指出：“热电联产具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益。热电厂的建设是城市治理大气污染和提高能源利用率的重要措施，是集中42、供热的重要组成部分，是提高人民生活质量的公益性基础设施”。 xx盐化工园区工业热负荷稳定，热用户分布集中，符合热电联产实施条件，实行热电联产、集中供热不仅可以为园区企业提供充足、稳定、优质、廉价的生产、生活汽源，每年还可向园区提供大量电力。项目投产后既能节省企业生产成本，又能改善当地环境、促进园区基础设施建设、加快园区招商引资步伐，对促进整个xx地方经济发展均十分有利。本项目采用较大容量、较高参数的背压汽轮发电机组实现热电联产集中供热、提高了热效率，降低了产汽能耗，项目实施后具有显著的经济效益。本项目配套建设锅炉尾部除尘、脱硫、脱销的一整套烟气净化设施，粉尘、气体污染物排放指数均大大低于国家环43、保标准。综上所述，本项目的实施具有显著的经济效益和社会环境效益，项目建设是完全必要的。1.6.2 项目建设的可行性1) 热负荷落实可靠.根据xx盐化工园区热电联产规划(20122020年)，同时结合园区已经签约企业和将要入住企业的供热需求进行了详细统计，截止2015年园区热负荷汇总如下：表1-2 热负荷项目采暖期(t/h)非采暖期(t/h)最大平均最小最大平均最小生产357.38334264.92357.38334264.92采暖14.62107.6合计372344272.52357.38334264.922) 燃煤供应可靠本工程规划容量一期225MW，二期2X350MW，本期拟安装两台25M44、W高温高压背压式供热机组，配3240t/h高温高压循环流化床锅炉，年耗煤量约45.75万吨(校核煤种52.93万吨)。燃煤采用由山西煤炭运销集团所属的山西寿阳煤矿提供，本煤矿年产量约为500万吨/年，该煤矿资源丰富，煤源充足，且本工程投资单位xx电力有限公司已与该煤炭供应商签订了燃料供应协议，因此本项目的燃料供应是有保证的。并且两燃料厂距本工程较近，全部采用汽车运输。总供煤量及运输条件能满足本期工程机组燃料要求，燃料供应落实可靠。3) 水源条件落实可行本项目生产主水源采用xx县碧源污水处理厂再生水，实现了污水资源化，符合国家用水政策和水资源优化配置原则，符合国家新的能源政策。生活、消防及生产应45、急备用水源采用南水北调引江水，南水北调中线工程石家庄北线北京段已建成通水，石家庄南线正在建设中，规划2014年建成通水，生活用水水源在南水北调通水前采用贾家口镇水厂地下水，南水北调通水后采用南水北调中线水。生产应急备用水源只能在主水源发生故障时短时间启用，不作为正常供水水源长期使用。由上可知，xx分公司xx盐化工热电联产项目取用水方案符合国家环保、节水的有关政策，符合河北省积极开发再生水资源、推动再生水资源化、改善用水环境的发展规划，取水水源结构合理，符合当地水资源规划。4) 工程建设场地条件落实该场地可利用外形较为规则，南北向可利用宽度约681m，东西向可利用宽度约900m，该场地可以满足本46、工程两期建设用地要求。厂址地势平坦开阔，所占用土地现状为园区规划用地，厂址处无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、通讯设施及地下矿藏等影响建厂的条件，厂址处无拆迁，因此，本期工程建设场地落实、确定。5) 工程地质条件适宜拟建厂址区域内无活动断裂通过，距离已有的活动断裂满足规范要求的安全距离，属地震构造较稳定区，适宜建厂。6) 环境保护本期工程装设烟气排放连续监测装置，监测项目包括烟尘、SO2、NOX和HCl等，烟气排放连续监测装置可以自动监测大气污染物排放情况，为环境管理提供监测数据。在采取严格的环保治理措施的条件下，本工程投产后各项污染物均能达标排放，从环保角度看本工程建设是可行的。1.6.347、 主要结论及问题和建议本项目为xx盐化工园区集中供热工程。园区热负荷均为化工生产用汽，用汽量大，且常年连续、稳定使用。热负荷条件良好，适合热电联产联供。为此确定本项目为热电联产工程，立项符合国家能源产业政策。本项目根据热负荷等条件确定机炉选型，即选用3240t/h循环流化床锅炉配225MW背压汽轮发电机组的方案具有很好的节能减排功效。所选背压汽轮发电机组完全按“以热定电”运行，是热电联产最理想的节能运行方式。同时本项目热负荷量大、波动小的特点能保证机炉都能较平稳运行。项目主机选型技术上是可行的。本项目工程动态总投资63203万元，项目财务内部收益率(税后)为13.83%，投资回收期7.89年(48、税后)，项目经济效益较好。本热电工程建设目的是为化工园区各企业提供生产用汽，目前(第2年)已入驻园区的化工企业多达12家，且大都有较大的工业用汽需求。项目承办单位和有关方面应通力促成本项目尽早实施。项目建设应与园区工业建设同步或略有超前，以确保园区各企业投产后有汽可用，避免各企业为解决当前生产用汽临时自建小锅炉，造成财产、能源浪费和环境污染。同时应进一步落实项目建设条件：如水源、煤源、电力并网等。2 电力系统2.1 电力系统现状2.1.1邢台电力系统现状邢台地区电网位于河北南网的中南部，南面与邯郸地区相接，北部、东北分别与石家庄、衡水电网相连。截止第2年底，邢台电网共有500千伏变电站3座，主49、变6台，容量4750兆伏安；220千伏变电站22座，主变44台，总容量7170兆伏安；110千伏变电站88座，主变161台，总容量6388.5兆伏安；35千伏变电站181座，主变387台，总容量2574.7兆伏安；10千伏配变容量4646.8兆伏安。220千伏输电线路57条，总长1314.7公里；110千伏输电线路183条，总长1935.2公里；35千伏输电线路354条，总长2412.8公里。10千伏线路总长23236.2公里。形成以220千伏网架为主干网架、110千伏及以下电压为配电网的供电网架结构，并逐步实现了220千伏分区供电、互为援助的供电网络。第2年邢台地区全社会用电量完成199.150、7亿千瓦时，售电量完成178.4亿千瓦时，全社会最大用电负荷达到354万千瓦。邢台地区第2年220kV及以上电网地理接线图见图2.1-1。图2.1-1：邢台地区第2年220kV及以上电网地理接线图2.1.2 xx电网概况xx县面积1029平方公里，人口73万，第2年供电量达到17.47亿kWh，最大负荷392.2MW。xx县共有220kV变电站2座，变电总容量540MVA，分别为xx站与户营站，xx站主变规模2180MVA，户营站主变规模1180MVA，其中户营站计划第2年扩建1180MVA主变。共有110kV变电站7座，变电总容量497.5MVA，分别为中曹、高开、大曹庄、东汪、苏高、芝兰、51、河渠(油坊)，主变规模分别为231.5MVA、250MVA、150MVA、31.5+40MVA、250MVA、231.5MVA、150MVA。在建延白(黄营)110kV变电站，主变150MVA；计划第2年开工建设城西(天宝)110kV变电站，主变250MVA，扩建大曹庄110kV变电站，新增主变150MVA。xx县共有35kV变电站19座(含用户站)，主变容量309.3MVA。各35kV站内均为两台及以上主变，每站基本上均有2回及以上35kV进线。xx县第2年110kV及以上电网地理接线图见图2.1-2。图2.1-2：xx县第2年110kV及以上电网地理接线图2.2 电力需求预测及电力平衡2.52、2.1 电力需求预测根据xx盐化工园区规划和工业项目情况，采用负荷密度指标法、单耗法，结合工业区近期入驻企业、项目负荷情况调查结果，预测到2015年园区内最大负荷为193MW，2020年园区内最大负荷达到810MW。规划至2015年xx盐化工园区新建220kV变电站1座，变电容量为2240MVA；新建110kV变电站3座(不包括园区西部在建的延白站)，变电容量分别为(23)50MVA，均由园区220kV变电站通过双回线路供电。规划至2020年xx盐化工园区220kV变电站2座，变电容量均为3240MVA；110kV变电站10座(不包括延白站)，变电容量均为350MVA。2.2.2 电力平衡(153、) 220kV电力平衡根据负荷预测结果，按照河北南网电网规划设计技术原则中220kV电网容载比取1.7计算，远期220kV电网容载比取1.6计算。表2-1 盐化工园区220kV电力平衡序号220kV电力平衡2015年2020年1区域负荷(MW)192.78809.622220kV专用负荷(MW)003与区外交换负荷(MW)004区内110kV及以下电厂出力4505220kV公用负荷(MW)147.78809.626已有220kV变电容量(MVA)007按容载比下限计算，需220kV变电容量(MVA)251.231295.398需新增220kV变电容量(MVA)251.231295.39由上表可54、知，为满足负荷需求，2015年需要新增220kV容量251.23MVA，远期需要新增220kV容量1295.39MVA。(2) 110kV电力平衡根据负荷预测结果，2015年按照河北南网电网规划设计技术原则中110kV电网容载比取1.9计算；远期110kV电网容载比取1.8计算。表2-2 盐化工园区110kV电力平衡110kV电力平衡2015年2020年(方案一)2020年(方案二)ABC合计ABC合计ABC合计区域负荷(MW)192.7800192.78305.47330.20173.95809.62305.47330.20173.95809.6235kV及以上专用负荷(MW)187.07055、0187.07271.26192.4199.15562.82187.0700187.0735kV及以下电厂用电(MW)000000000000220kV站直供10kV负荷000000009.47038.6048.07110kV公用负荷(MW)5.71005.7134.21137.7974.80246.80108.93330.2135.35574.48已有110kV变电容量(MVA)000000000000按容载比下限计算，需110kV变电容量(MVA)10.280010.2861.58248.02134.64444.24196.07594.36243.631034.06需新增110kV变电容量56、(MVA)10.280010.2861.58248.02134.64444.24196.07594.36243.631034.06由上表可知，目前盐化工园区内无变电站，为满足负荷需求，2015年需要新增110kV容量10.28MVA。方案一2020年需要新增110kV容量444.24MVA，方案二2020年需要新增110kV容量1034.06MVA。2.3 电厂建设的必要性截至第2年底，河北南网全口径发电装机容量26182MW(不含区外点对网送入)。第2年河北南网全社会用电量和最大负荷分别为1621108kWh和26177MW，同比增长分别为4.0%和3.6%。第2年河北南网受入区外电力约4657、50MW。根据负荷预测，2015年河北南网全社会用电量和最大负荷将分别达到2120108kWh和36760MW，“十二五”年均增长率分别为8.5%和8.8%。邢台地区电网位于河北南网的中南部，南面与邯郸地区相接，北部、东北分别与石家庄、衡水电网相连。邢台地区主力电厂为兴泰电厂和国泰电厂，装机总容量分别为440MW和600MW，地方电厂和企业自备电厂装机总容量463MW。第2年邢台电网最高供电负荷3340MW，供电量190108kWh(含地方、自备)。第2年，xx县供电量达到17.5108kWh，较第1年增长3.89%，最大负荷392.18MW，较第1年增长5.99%。xx县共有220kV变电站58、2座，变电总容量720MVA;共有110kV变电站7座，变电总容量516MVA。xx盐化工园区规划分两个阶段实施，2015年园区用电负荷为384.9MW，2020年用电负荷将达到714.23MW，电力平衡分析表明，园区具有较大电力缺口。本工程为河北xx盐化工园区热电联产专项规划的近期集中供热热源，主要承担xx盐化工园区各类企业生产所需的工业热负荷及采暖热负荷。目前园区企业正在建设中，尚无现状热负荷及供热热源。预计2015年园区采暖供热面积约为285.45104m2(采暖热负荷130.24MW)，工业热负荷为278.6t/h。本工程拟建设3240t/h循环流化床锅炉和225MW背压式汽轮发电机组59、，不仅能够满足园区热力需求，实现园区企业集中供热，提高能源利用效率，改善当地空气质量，同时还能为园区的用电负荷提供电源支撑。因此，本工程作为河北xx盐化工园区可供选择的热源、电源，可结合园区供热负荷发展情况适时建设。2.4 接入系统方案2.4.1 周围电网概况xxxx盐化工园区热电联产项目位于邢台市xx县城东约20km处的xx盐化工循环经济园区内。拟建电厂厂址位于园区内东侧，北侧为园区铁路和冀中能源四区、园区物流区；东侧为园区经八路；南侧为纬二路和医药化工园区；西侧为经七路和冀中能源三区。xx热电厂周边的110kV及以上变电站有：xx、户营以及规划的园区220kV站；东汪、中曹、芝兰、苏高，在60、建的延白以及规划的几座园区110kV变电站。xx220kV站位于电厂以西约24km处的县城西南，主变容量2180MVA，电压等级220/110/35kV，第1年最大负荷289MW。110kV双母线接线，规划出线10回，目前已经出线9回，出线间隔不足；35kV单母线分段接线，规划出线6回，目前已全部占用。此外由于xx220kV站位于县城附近，线路走廊选取困难，因此，不建议将xx站作为并网点。户营220kV站位于电厂西北约15km处，目前主变容量1180MVA，第2年将扩建一台主变，电压等级220/110/35kV，第1年最大负荷140MW。110kV双母线接线，规划出线12回，目前已经出线6回，61、另有4回出线已确定，仅剩余2回出线间隔；35kV单母线三分段接线(目前单母线)，规划出线12回，目前仅用2回。东汪110kV站位于电厂西南约13.5km处，目前主变容量31.5+40MVA，电压等级110/35/10kV，第1年最大负荷59MW。110kV内桥接线，出线2回；35kV单母线分段接线，出线3回。中曹110kV站位于电厂以西约21km处，目前主变容量63MVA，电压等级110/35/10kV，第1年最大负荷46MW。110kV单母线分段接线，出线2回；35kV单母线分段接线，出线7回。由于中曹110kV站位于县城附近，线路走廊选取困难，因此，不建议将中曹站作为并网点。芝兰110kV62、站位于电厂西北约12.5km处，目前主变容量63MVA，电压等级110/35/10kV，第1年最大负荷59MW。110kV内桥接线，出线2回；35kV单母线分段接线，出线5回。苏高110kV站位于电厂西北约16.3km处，目前主变容量100MVA，电压等级110/35/10kV，第1年最大负荷64MW。110kV内桥接线，出线2回；35kV单母线分段接线，出线3回。在建的延白(黄营)110kV站位于电厂以西约8km处，规划主变容量350MVA，一期主变容量50MVA，电压等级110/10kV。110kV规划内桥+线变组接线，出线3回，一期内桥接线，出线2回。此外盐化工园区电网规划“十二五”期间63、建设一座220kV变电站以及三座110kV变电站(用户站或公用站)，距离xx热电厂很近，最远不超过4km。盐化工园区内规划的220kV、110kV变电站建设进度根据园区内化工项目进展而定，目前220kV站已列入河北南网“十二五”电网滚动规划，计划2015年建成，但可研尚未开展。电厂周边35kV电网主要依靠芝兰和东汪两座110kV站提供电源。xx县2015年110kV及以上规划电网图见2.3-1(含电厂周边35kV网络，但不包括盐化工园区内规划项目)。图2.3-1：xx县2015年110kV及以上规划电网图(含电厂周边35kV网络)2.4.2 盐化工园区电网规划情况根据xx盐化工园区规划和工业项64、目情况，采用负荷密度指标法、单耗法，结合工业区近期入驻企业、项目负荷情况调查结果，预测到2015年园区内最大负荷为193MW，2020年园区内最大负荷达到810MW。规划至2015年xx盐化工园区新建220kV变电站1座，变电容量为2240MVA；新建110kV变电站3座(不包括园区西部在建的延白站)，变电容量分别为(23)50MVA，计划由园区220kV变电站通过双回线路供电。规划至2020年xx盐化工园区220kV变电站2座，变电容量均为3240MVA；110kV变电站10座(不包括延白站)，变电容量均为350MVA(具体变电站座数和容量还将根据项目实际用电情况和供电方案进行调整)。xx盐65、化工园区2015年电网规划图见图2.3-2(各变电站位置和线路路径还将进一步调整)。图2.3-2：xx盐化工园区2015年电网规划图图2.3-3：xx热电及周边变电站位置(化工园区内变电站均为示意，实际位置以最终批复为准)2.4.3接入系统方案根据河北省电力公司关于印发中电投xx盐化工园区225MW热电联产项目接入系统审查意见的通知（冀电发展2013177号），化工园区225MW背压机组最终确定的接入系统方案为：化工园区225MW背压机组通过35kV电压等级并网。厂内建35kV母线，两台机组通过升压变接至厂内建设的35kV母线。35kV出线2回，均至园区220kV变电站35kV侧，线路长度约266、2km，园区220kV变电站位置以最终实际选址为准，本期新建导线长度以线路专业测量为准，导线型号选取LGJ-240或同等输送容量电缆。如园区220kV站建设进度不能满足中电投xx盐化工园区225MW热电联产项目并网要求，可结合xx盐化工园区电网规划进一步优化并可采用临时过渡方案。接入系统方案如图2.3-4所示。图2.3-4：接入系统方案 (化工园区内变电站均为示意，实际位置以最终批复为准)2.5 电气主接线及系统对电厂的要求2.5.1 电气主接线并网电压等级采用35kV，考虑线路载流量限制，建议35kV主接线采用线变组接线。2.5.2 系统对电厂的要求1) 主变选型主变选用普通型两卷升压变压器67、，容量为240MVA，阻抗取12%，联接组别Yn/d11，变比为3722.5%/Ue kV，中性点经刀闸接地设计。2) 电气设备短路水平35kV电气设备短路水平按不小于25kA设计。3) 电厂送出线路xx盐化工园区热电并网线路：新建电厂至园区220kV站2回35kV线路，导线型号选取LGJ-240或同等输送容量电缆。4)功率因数xx盐化工园区热电厂发电机功率因数应满足0.85(滞后)0.95(超前)稳定运行的能力。3 热负荷分析3.1 热源、热网现状分析3.1.1 供热分区根据河北xx盐化工循环经济园区总体发展规划，本项目在循环经济园区的供热范围为郑昔线以南、纬三路以北、经八路以西、七分干渠以68、东之间的供热区。3.1.2 热源现状目前因河北xx盐化工循环经济园区处于开发的初级阶段，尚无企业正式入住，故无热源点。由于规划区新建企业的生产工艺的用汽量较大，根据河北xx盐化工循环经济园区总体发展规划拟建设一座热电站，实行热电联产。3.1.3 供热方式现状目前河北xx盐化工循环经济园区尚无供热热源，故无供热方式。由于规划区新建企业的生产工艺的用汽量较大，根据河北xx盐化工循环经济园区总体发展规划由拟建设的热电站直接向园区提供1.27MPa蒸汽。3.1.4 热网现状目前河北xx盐化工循环经济园区尚无铺设完毕的供热管网。根据河北xx盐化工循环经济园区总体发展规划：“各生产装置所需的中压蒸汽，由园69、区公用热力管网统一供应， 蒸汽管线采用沿地上工业管廊架设，各热用户回收的蒸汽冷凝液由管网统一收集并换回热电站进行处理后再使用。”3.2 热负荷分析根据业主提供的热负荷需求调查表知本项目主要提供生产企业生产所需的工业热负荷及办公楼的采暖热负荷。3.2.1 热负荷特点xx盐化工循环经济园区定位为盐化工基地，产业规模为500万吨真空制盐、300万吨纯碱、100万吨烧碱和60万吨甲醇制烯烃。下面就蒸汽的主要使用对象真空盐和烧碱的生产特点及用汽特点进行阐述。3.2.1.1 真空盐生产特点当前真空盐制作工艺主要分五效真空蒸发工艺和电磁热泵工艺，其中五效真空蒸发工艺成熟可靠，国内大多数真空制盐企业采用此工艺70、。该工艺主要以消耗蒸汽为主，凝结水完全可以回收利用。而电磁热泵工艺主要以消耗电能为主，蒸汽耗量较少。从目前实际运行情况来看，这两种工艺通常相互补充，从真空盐加工成本上主要取决于电价和热价的关系。3.2.1.2 烧碱生产特点目前我国烧碱生产工艺为金属阳极隔膜法和离子膜法并存，能耗低、污染小的离子膜法烧碱近几年增长很快，今后，随着国家节能减排政策的落实，离子膜法烧碱的比例将进一步增加。离子膜法相比金属阳极隔膜法，蒸汽耗量相对较小。3.2.1.3 真空盐及烧碱工业用汽特点为了准确掌握真空盐及烧碱工业用汽特点，xx电力有限公司专门组织设计院、本公司相关人员对不同地区该类化工企业进行实地调研，调研结果表71、明真空盐及烧碱对蒸汽稳定性要求极高，在产品销量有保障的情况下，全年几乎没有负荷波动，且不存在设备大修问题，尤其是五效真空蒸发制备真空盐，该用汽特点尤为明显。同时真空盐和烧碱工艺对蒸汽的稳定性要求极高，在蒸汽发生突然中断时，真空盐设备必须对结晶盐进行处理，而制备32%烧碱的主要设备离子膜在每一次停产时，效率下降10%，对烧碱生产企业的影响是非常巨大的，因此该类企业对用汽的稳定性也提出了很高的要求。xx盐化工园区拥有盐卤资源和热电联产优势，因此，具备建设大型烧碱项目的良好条件。同时，烧碱项目可以为下游的诸多耗氯、耗碱和耗氢项目提供原料，形成上下游一体化的产品链结构，进一步提高园区氯碱产业链的整体效72、益。因此xx盐化工园区对工业负荷的稳定供应要求较高，同时负荷波动相对较小。3.2.2 现状(第1年)热负荷因园区正在建设，尚未企业建成投产，故无现状工业热负荷及采暖热负荷。3.2.3 近期(2015年)热负荷项目承建单位和设计院在xx县发改局、园区等有关部门的大力配合下，对已签约入驻的8个化工企业的热负荷情况进行了多次调查和统计，调查统计结果生产热负荷见表3-1，采暖热负荷见表3-2。表3-2园区近期规划采暖面积及热负荷统计表序号项目名称采暖面积(m2)采暖热指标(W/ m2)采暖热负荷(MW)1冀中能源惠宁化工有限公司70000584.062河北新思迈化工有限公司22000581.283河北73、彩信化工有限公司22000581.284上海置信19000581.105河北华栋化工有限公司18000581.046河北润农化工有限公司9700580.567河北诚信有限责任公司19000581.108河北泽世康化工有限公司10000580.58合计18970011表3-3 已入驻签约项目热负荷需求调查统计表序号单位名称主要产品工业热负荷t/h(2015年)用汽压力Mpa年生产时数h凝结水回水率最大平均最小1冀中能源惠宁化工有限公司30万吨/年烧碱项目8.177.560.3800080%24.2122.5180.9800012万吨/年氯甲烷项目29.192721.60.880005万吨/年环氧74、氯丙烷项目20.4218.75151800025.223.421.66180001万吨/年对二氯苯项目8.067.45.920.780002河北新思迈化工有限公司10万吨/年32%烧碱项目2.722.520.4800080%15万吨/年50%烧碱项目16.341512180005万吨/年99%烧碱项目800080万吨/真空盐项目86.1380640.480003河北彩信化工有限公司6万吨/年氯乙酸项目3.2732.41800080%10万吨/年CMC项目656148.79800010万吨/年烧碱项目10.8910880004上海置信农药48.0145360.3800080%5河北华栋化工有限公75、司5万吨/年氯乙酸项目3.072.822.261800080%2万吨/年增塑剂项目3.2732.4180005000吨/年甜菜碱项目2.292.11.68180006河北润农化工有限公司农药原药6.4364.81800080%7河北诚信有限责任公司30万吨/年烧碱31.7130241792080%1.2万吨/年农药69.568.675279208河北泽世康化工有限公司4万吨/年PAC(L)3.833.522.820.6720080%1万吨/年PAC(S)6.295.784.620.672000.5万吨/年PAM8.237.566.050.672009合计145.031351080.47200876、0%337.2317.52540.4Q172003.2.4设计热负荷3.2.4.1工业设计热负荷业主提供的各用户热负荷为相应用汽压力下的饱和蒸汽量，在进行设计热负荷计算之前，应分别将其折算为汽机排汽(取排汽压力1.27MPa，温度296)焓值的过热蒸汽量。折合到汽轮机排汽口处的热负荷公式为:D= D(h-hw)/ (h-hw) 式中D热电厂出口蒸汽量D用户需要的蒸汽量h热电厂(大汽机)出口蒸汽焓， 1.27MPa(a) 296对应的焓值为3036kJ/kgh用户要求的蒸汽焓， 1.0MPa 1840C对应的焓值为2780kJ/kg，0.4MPa 152对应的焓值为2748kJ/kghw热电厂处77、的回水焓，取335 kJ/kghw用户处的回水焓，取356 kJ/kg回水率，取0.8热网效率，取0.96电厂出口蒸汽量考虑4%的热网损失，0.8的同时使用系数，0.4MPa 152、1.0MPa 184的热负荷分别折合到汽轮机排汽口处的设计热负荷为：表3-4用户压力(MPa)温度()最大热负荷(t/h)平均热负荷(t/h)最小热负荷(t/h)0.4152107.598.778.961.0184249.88235.3185.96合计大汽机口357.38334264.923.2.4.2采暖设计热负荷1)折合到汽机口的蒸汽量将统计的采暖热负荷折合到汽机排汽(取排汽压力1.27MPa，温度296)处78、所需蒸汽量为11x3600/(3036-335)=14.62t/h。2)绘制采暖热负荷曲线(2015年)所需数据从气象资料得知，xx园区采暖期为120天(10月15日3月15日)，平均室外温度为0.9，采暖室外计算温度为-7，当采暖室内温度为18时。采暖热负荷随着室外空气温度的变化而改变，在某一环境温度下的热负荷值可按下面公式计算：Q=Qmax(tB-tw)/ (tB-tHP)平均采暖热负荷由下式求出：Qp=Qmax(tB-tP)/ (tB-tHP)其中：Qp-平均采暖热负荷Qmax-最大采暖热负荷，即折合到汽机处的蒸汽量tB-室内采暖计算温度， ： 为 18tP-室外采暖平均温度， ： 为 79、0.9tHP-室外采暖计算温度，： 为 -7最小采暖热负荷由下式求出：Qmin=Qmax(tB-5)/ (tB-tHP)根据气象部门的统计资料及上述公式计算。 Qmax14.62t/h Qp=10 t/hQmin=7.6 t/h3.2.4.3年持续热负荷曲线综上所述，本项目的设计热负荷详见下表表3-5 热负荷项目采暖期(t/h)非采暖期(t/h)最大平均最小最大平均最小生产357.38334264.92357.38334264.92采暖14.62107.6合计372344272.52357.38334264.92年持续热负荷曲线见下图 3.3 供热方式及机组运行方式本项目是为即将入驻园区的企业80、提供工业用汽及办公区的采暖热负荷，根据热负荷的特性及统计表中的热负荷量、压力及温度，园区平面布置图，经咨询有关汽轮机生产厂家及有关专家，根据以热定电的原则确定本项目选用2台单机容量为25MW的背压式汽轮机，此供热设备的供热介质为过热蒸汽，额定供汽压力、温度分别为1.27MPa、296，2台汽轮机背压排出的蒸汽汇合到一根母管上接至园区供热管网处的供汽管道，由供热管网将蒸汽输送至各个用汽点。由于本工程的采暖热负荷很少，为提高供热的热效率，降低供热成本，增加热网的水力稳定性，热用户采暖所需的蒸汽引自园区供汽管网，在电厂厂区内不再设置换热首站。当本项目的一台锅炉故障停运时，启动备用锅炉，保证向热用户的81、正常供汽。当本项目的一台汽轮机故障停运时，可通过锅炉过热器出口旁路管道上的减温减压器对外提供工业用汽，从而保证向热用户的正常供汽。其他运行方式详见下表：表3-6 负荷变化与机组运行方式表序号外供汽负荷区间(t/h)机组运行方式备注1068机组无法运行锅炉负荷不足40%268172一炉+一机单台锅炉负荷40%-100%3172344二炉+二机锅炉负荷50%-100%4344372二炉+二机锅炉负荷100%-110%3.4 热源规划说明根据河北xx盐化工循环经济园区总体发展规划(第1年2020年)和河北xx盐化工循环经济园区热电联产规划(第2年2020年)中规划的热源，园区内热源采用集中热电联产装82、置，园区内建设热电联产装置一座。热电联产装置总规模为：一期采用225MW背压热电联产机组，安装三台240t/h高温高压锅炉，配套两台B258.83/1.27汽轮机组。二期采用2350MW抽凝热电联产机组，安装两台1370t/h亚临界锅炉，配套两台CC350-16.7/537/537空冷抽凝式汽轮机组。3.5 园区管网建设要求3.5.1 供热介质的确定由于本项目的热负荷类型，根据城镇热力网设计规范(CJJ34-2010)中有关供热介质选择的规定，本项目的供热介质采用过热蒸汽。3.5.2 供热参数的确定根据城镇热力网设计规范(CJJ34-2010)中有关供热介质参数选择的规定，并结合热电厂的设计参83、数，以及综合考虑管网运行、建设的经济性等多方面因素，确定本项目供汽管道的供热参数为：工作压力1.27MPa、296；凝结水回水的供热参数为0.6MPa，95。3.5.3 热网规划原则管网布置遵循行业标准城镇热力网设计规范(CJJ34-2010)及以下原则，以达到安全可靠，经济合理的目的。热网是连接热源与热用户的纽带，热网规划依据的原则如下：1) 热网主干线应按规划期末负荷，规划设计一步到位。2) 热网管线应尽可能在负荷密集区附近敷设。3) 尽量减少地上、地下建筑物的拆迁，以减少投资，加快工程进度。4)管网敷设应力求维修方便，施工便捷，减少工程量；并利于今后的运行管理。3.5.4 热网规划优化选84、择随着城市集中供热的迅速发展，热网越来越显示其重要性，但是由于供热管网工程规模大、造价高，而且影响面广，使用期限短等缺陷，造成不应有的浪费，涉及城市规划建设和环境美化。保证供热质量和供热安全，按热网用户需要进行合理分配，这就要求热网在设计中选择最优方案、解决好城市的供热问题。1) 供热管网的敷设方式城市供热管网敷设方式分为架空、地沟和直埋三种方式。本工程蒸汽管道以架空敷设为主，穿越不允许开挖道路及铁路采用隧道或顶管敷设方式，穿越允许开挖道路采用钢套管直埋敷设方式。考虑管道施工、维修管理方便等因素，供热管网主干管沿街区干道敷设且尽量在人行道或慢车道下，不跨越或少跨越交通干道、铁路、河流和繁华地段85、。供热管网跨越不可开挖的交通干道，河流时，可采用架空、顶管或隧道等形式。管道热补偿尽可能利用自然补偿，无自然补偿条件的管段采用波纹补偿器实现补偿。2) 热网管径的确定供热管网直径是根据供热管网各管段的计算流量和比摩阻范围来确定，根据城镇热力网设计规范(CJJ34-2010)， 供热管网主管线比摩阻采用3070Pa/m。供热负荷将预测在合理的增容范围内。3) 热网主干线的布置热网主干线力求接近热负荷密集区，避免管线过长，造成阻力损失及投资增大。热网以环状或网格状布置，热水力工况和控制十分复杂，同时网格状管网投资非常高。在现阶段，城市供热管网优化设计是以投资、运行和维护的总和最小为目标函数，把实际86、工程的要求作为约束条件，然后用某种最优化方法，求出实际问题的最优解。在充分考虑系统的安全性和经济性的前提下，本次规划采用城市热力管网以放射型布置。5) 供热管道的热补偿热补偿是供热管道非常重要的技术问题，可以充分利用管道的转角进行自然补偿。当自然补偿不能满足要求时，可采用方形补偿器、套筒补偿器或波纹补偿器。3.5.5 管材、管道附件、保温及防腐1) 管材本工程的供热管网管道均采用无缝钢管，材质为20号钢。2) 阀门为了保证管网中任何一处热用户户线、支线和支干线管发生故障均可维修，降低对相邻的管线正常供热的影响，同时为减少管网检修时的泄水损失以及缩短补水时间，迅速恢复供热，在支干线、支线及各户线87、起点处均设置阀门。管网的总阀门设在供热厂内。根据有关规程、规范要求适当设置分段阀门。阀门选型原则为：DN300(含DN300)以上采用焊接蝶阀，DN300以下采用焊接球阀或截止阀。3) 补偿器供热管网采用无补偿架空敷设和在复杂管段有补偿器相结合的方式。管网除采用自然补偿外，主要采用外压型波纹管补偿器。4) 管道保温架空敷设的蒸汽管道和凝结水管道采用防水性能较好的新型复合保温材料保温，外护白铁皮或铝箔保护层。为降低管网的热损失，要求所有管道附件均应作保温处理。4 燃料供应4.1 燃料来源及供应条件4.1.1 河北省煤炭资源分析河北省是国家主产煤省之一，冀中煤炭基地是国家发改委批准的全国重点建设的88、十三个大型煤炭基地之一。河北省煤炭资源品种齐全，以稀缺炼焦煤为主，是我国重要炼焦煤基地。焦精煤主要供应省内外各大钢厂，部分出口到日本、韩国、朝鲜等国家和地区。动力煤和洗煤副产品主要供应华北、华东、华南电力网。除煤炭主产品外，还经营电力、化工、焦炭、建材、机械制造、运输等产品和业务。河北省煤炭工业主要包括开滦集团、河北金能集团、峰峰集团三个特大型国有(控股)煤炭企业和一些中小煤矿。第1年。河北省能源供应能力稳定提高，省内产量9296.8万吨，同比增长4.2%。河北省目前已经初步形成了以钢铁、装备制造、石油化工、建材建筑等十大主导产业为主体的产业发展格局。一批重大建设项目顺利实施，以沿海重化工产业89、带为代表的区域增长极初见端倪。经济的快速发展离不开能源的有力支撑，特别是高耗能产业占有相当比例的河北省，对能源的需求十分旺盛。近几年，河北省年均煤炭调入量在1亿吨以上，占一次能源消耗量的50%以上。作为煤炭消费大省，煤炭产能和综合煤炭供给能力已经成为河北省经济发展不可忽视的掣肘因素。因此本工程所用动力煤首先考虑距离最近，交通便利的的煤炭供应大省山西省。4.1.2 煤源xx盐化工园区热电联产项目装机容量为3240t/h锅炉(2运1备)+225MW背压机组，年耗煤量约45.75万吨(校核煤种52.93万吨)。本工程拟采用山西煤炭运销集团晋中寿阳有限公司经销的寿阳段王煤矿和亨元煤矿所产贫瘦煤。山西煤90、炭运销集团是经山西省人民政府批准，由省国资委和11个市国资委出资，在原省煤炭运销总公司的基础上重组改制，组建的以煤炭生产、运销为主业，辅之于煤炭加工转化、煤化工、发电等为一体的现代大型煤炭产业集团，于2007年7月20日正式挂牌成立。 新组建的山西煤销集团注册资本101.56亿元人民币，总资产406亿元，集团公司下设11个市分公司，98个县区公司，25个控股企业，有员工4万多名。经过多年的发展，山西煤销集团已建成遍及全省各地的煤炭生产、储运和行销全国26个主要省市的煤炭销售网络，年产运销煤炭近3亿吨。截止目前，集团公司已累计销售煤炭31亿吨，实现利税270亿元，是我国最大的煤炭运销专业企业，在91、中国企业500强排名中位列第92位，连续4年位居中国煤炭企业100强第3名，山西省100强企业第2名，被中国企业联合会评为“中国优秀诚信企业”，省重点扶持的年产5000万吨大型煤炭生产企业之一。山西煤炭运销集团晋中寿阳有限公司最前身为寿阳县煤炭转运公司，最初成立于1983年。2009年随集团公司重组改制，现为山西煤炭运销集团的子公司，是经政府授权在寿阳县域唯一的地方国有煤炭销售主体，主要行使对全县地方煤炭实行统一经销的职能。公司拥有资产总额2.9亿元，下属四个煤焦营业站，下辖两个年吞吐能力为百万吨的铁路发运站。公司每年可向省内外用户提供理想的动力煤和炼焦配煤近500万吨。煤矿概况：1) 段王矿92、段王矿隶始建于1957年，1960年正式建成投产，矿井设计能力300104t/a，主采8号煤层、9号煤层、15号煤层。历年最大生产能力280104t/a，2012计划产量350104 t，可采储量1.84亿吨，可采年限100年。2) 亨元矿亨元矿始建于1993年，1995年正式建成投产，矿井设计能力90104t/a，主采8号煤层、9号煤层、15号煤层，辅采3号煤层、6号煤层。历年最大生产能力90104t/a，2012计划产量70104t/a，剩余可采储量0.51亿吨，可采年限52年。从上述两个煤矿的煤炭产量、储量及开采年限来看，能满足对电厂供煤的要求，并且运输通道顺畅，运输条件具备。xx电力有93、限公司已经与上述煤炭企业签订了用煤协议，可以保证本工程用煤的要求。4.1.3 煤质本工程以段王矿作为设计煤种，亨元矿为校核煤种，煤质资料如下：表4-1 煤质资料项 目内 容符 号单位设计煤种校核煤种工业分析水分Mar%4.65.8空气干燥基水分Mad%0.890.83灰分Aar%31.9738.31挥发分Vdaf%17.2819.12低位发热量Qnet.arMJ/kg20.4317.66哈氏可磨系数HGI6277元素分析碳Car%54.4647.16氢Har%2.762.39氮Nar%0.790.74氧Oar%4.754.93硫Sar%0.670.66灰成分分析二氧化硅SiO2%49.265494、.81三氧化二铝Al2O3%40.6732.74三氧化二铁Fe2O3%3.0773.599氧化钙CaO%1.6112.077氧化镁MgO%0.5350.539氧化钾K2O%0.8581.587氧化钠Na2O%0.1430.027二氧化钛TiO2%1.3041.130三氧化硫SO3%1.0560.8564.1.4 耗煤量燃煤消耗量见下表4-2：表4-2 燃煤消耗量表2240t/h类别设计煤种校核煤种时耗量(t/h)68.4279.16日耗量(t/d)1505.241741.52年耗量(104t/a)45.7552.93 注：1、锅炉年利用小时数按6686小时考虑。2、日平均利用小时数按22小时考95、虑。 4.2 燃煤运输方式本期工程燃煤运输采用公路运输方式。石灰石运输考虑由公路运输来承担。4.3 锅炉点火及低负荷稳燃用油品种及来源锅炉点火及助燃油采用O号轻柴油，其特性数据见表4-3，锅炉点火方式采用节油点火装置，油质资料如下：表4-3 油质分析资料种 类单位O#轻柴油 运动粘度Mm2s3.O8.O 灰分O.025 硫分O.2 水分痕迹 闭口闪点65 凝固点0 比重tm3O.8 低位发热量kJkg42570燃油采用机械雾化，每台炉配2台床下风道点火油枪，每台床下点火油枪出力900 kg/h，每台炉全部油枪总出力1.8 t/h。目前河北南网各电厂的燃油主要由河北、北京以及天津等地的石家庄炼油96、厂、沧州炼油厂、保定炼油厂、东方炼油厂、燕山炼油厂和天津大港炼油厂生产并通过当地石油公司供应。电厂所需油品采用市场采购，燃油的运输采用汽车运输，厂内不设火车运油线和卸油站台。5 厂址条件5.1 厂址概况5.1.1 厂址地理位置及地区概况本工程位于邢台市xx县城东南约20km处的xx盐化工循环经济园区内，本期工程建设规模为225MW高温高压背压式汽轮发电机组+2240t/h循环流化床锅炉及其配套设施，厂址场地预留二期2350MW汽轮发电机组工程占地，电厂建成后将为园区工业供汽，发电上网。xx县行政上隶属邢台市，地理上位于东经1145011515、北纬37223749之间，地处河北省南部，邢台市东97、北部，太行山东麓，冲积平原中部，总面积1046 km2。东邻新河县、冀州市，西邻柏乡县，南邻隆尧县、巨鹿县，北与石家庄市的辛集市、晋州市、赵县相邻。县城位于凤凰镇，居县中部偏西，距北京365km。xx盐化工园区xx盐化工园区位于xx县东部的贾家口镇和侯口乡交界处，西北距xx县城约20km，距石家庄约80km。园区规划的用地范围为：西至xx、小河庄，东至高口村；北至郑昔线，南至邱头村。园区东西5.56km，南北4.7 km，规划总面积1942.58 hm2。园区北边界紧邻省道郑昔线(S393)，距最近居民点大营上村350m，距盐矿勘察范围边界约3km；南边界距距青银高速公路1.3km，距308国98、道约7km；园区距南侧xx泊滞洪区约6km。根据园区规划，拟建电厂厂址位于园区内中部偏东的位置，西、南、东三面有园区道路相通，分别为经七路、纬二路和经八路，北侧为园区自备铁路(自邯黄线引接)。道路或铁路外侧毗邻园区规划的工业区，北侧为园区物流园及纯碱项目占地，西侧为冀中能源对二氯苯、氯甲烷项目占地，南侧为园区氟化工项目，东侧为空地。厂址场地内可利用面积约为60ha，能满足本工程建设的要求。为便于电厂蒸汽的综合利用及电气出线等条件，厂址场地由当地工业园区统一规划，厂址条件唯一，不做厂址比选。5.1.2 厂址自然条件该场地可利用外形较为规则，南北向可利用宽度约681m，东西向可利用宽度约900m，99、该场地可以满足本工程两期建设用地要求。厂址地势平坦开阔，所占用土地现状为园区规划用地，厂址处无名胜古迹、文物保护区、自然保护区、通讯设施及地下矿藏等影响建厂的条件，厂址处无拆迁。5.2 交通运输xx县位于河北省东南部，西北距省会石家庄60km，南距邢台110km，境内公路、铁路交通较为发达。截止2008年底全县公路通车里程达983km，按行政等级分：其中高速公路30km，国道32km，省道106km，县道40km，乡道289km，村道486km。园区北邻省道郑昔线，南依青银高速公路和308国道，距青银高速公路1.3km，距308国道约7km。郑昔线为二级公路，路面结构为沥青混凝土，路面宽12-100、16m；青银高速公路路面宽26m，双向四车道；308国道为二级公路，路面宽12-18m。园区距京广铁路53km，距石德铁路34km，距规划的邯黄铁路4km，园区规划从邯黄铁路引入支线作为园区的铁路专用线。青银高速公路、308国道、省道郑昔线和园区规划建设的铁路专用线可作为园区主要货物的外运通道。本期工程运煤主要通过公路运输，二期工程运煤规划采用铁路和公路运输，铁路经由邯黄铁路引入支线进入厂区。5.3 水文及气象5.3.1 水文条件xx县属海河流域子牙河水系，境内河流众多，主要有滏阳新河、老漳河、北澧河、洨河、北沙河、泜河、午河、小漳河、滏阳河和汪洋沟。这些河流多为季节性河道，旱季干枯，雨季行洪101、，滏阳新河为境内最大泄洪道，泄洪能力为6700m3/s。由于诸河在境内汇流，故历史上xx有“九河下梢”之称。园区内农田灌溉渠道较多，主要为七分干渠及五支渠、六支渠等。园区南侧地表水体主要有滏宁渠、滏阳河、滏阳新河和滏东排河。5.3.2 厂区洪涝厂址南侧的xx泊滞洪区按100年一遇标准建有防洪堤，厂址位于防洪堤外侧，满足百年一遇最高洪水位防洪要求。5.3.3 气象条件xx县属于暖温带半湿润的大陆性气候，四季分明，春季多西南风，干旱少雨；夏季炎热多雨；秋季冷暖适宜；冬季多西北风，寒冷干燥。xx县具体气候、气象特征如下：年平均气温： 12.5C月平均最高气温： 26.6C(7月)月平均最低气温： -102、3.9C(1月)年平均降水量： 476.3 mm年最大降水量： 946.5 mm年最小降水量： 177.3 mm年平均蒸发量： 1572 mm年平均风速： 2.1 m/s历年主导风向： S，风频24%累年平均水汽压： 11.8hPa年平均日照时数： 2610.6h日照率： 59%最大冻土深度： 53cm平均无霜期： 185d地面平均温度： 14.8 C5.4 水源5.4.1概述水是人类赖以生存和发展的最重要的物质资源之一，我国是一个贫水大国，在华北地区水资源较为缺乏，保护和合理利用水资源，已列为我国的基本国策。节约用水，保护水资源已成为人们普遍关注的问题，搞好火力发电厂水务管理，采取有效的节水103、措施，应用新技术，积极开展水资源的重复利用，节省用水，对贯彻落实基本国策，保证国民经济可持续发展具有十分重要意义。本工程地处我国缺水的华北地区xx县盐化工园区，生产、生活用水均由化工园区给水管网供给。为了最大限度的节约电厂用水，保护资源和环境，采用循环用水、重复用水是行之有效的措施。本期工程拟建2台高温高压25MW背压式汽轮发电机组配3台240t/h循环流化床锅炉，锅炉二运一备。本工程年利用小时数按7200h考虑，经初步计算，电厂夏季最大生产耗水量为210 m3/h，冬季最大生产耗水量为203 m3/h，设计年耗水量为149.2104m3/a；电厂生活用水量按1m3/h考虑，设计年用水量为0.104、72104m3/a。5.4.2污水处理厂中水本工程生产用水水源拟采用经深度处理站处理后的xx县碧源污水处理厂中水，电厂所在的化工园区建设中水深度处理站，处理达标后的再生水送至电厂及其它用水单位。(1)建设地点及规模xx县碧源污水处理厂(又名xx县西南污水处理厂)位于xx县城的东南侧，状元路以东，兴宁街以南，九河大街以北，占地面积2.35ha(位置见图5-1)。污水处理厂设计规模为3.0万m3/d，收水范围为393国道以北，定魏线以西，新兴路以东，服务面积约25km2，污水主要为企业排污水，其次为生活排污水。xx县碧源污水处理厂于2008年4月试运行，同年8月通过验收；该污水处理厂2010年进行105、一级A升级改造，并与同年10月通过验收，目前，xx县碧源污水处理厂运行良好。(2)污水处理工艺xx县碧源污水处理厂属于小型污水处理厂，根据污水水质条件和排放标准的要求，原设计污水处理出水水质为城镇污水处理厂污染物排放标准(GB18918-2002) 二级排放标准，污水处理工艺采用的是一体化氧化沟工艺，具有工程投资低、运转费用低、工艺简单、运行方便、管理人员少、布局紧凑、易扩展的特点。2010年xx县碧源污水处理厂开始进行升级改造，在原有系统的基础上自二沉池后增加“曝气生物沾滤池+V型滤池+接触消毒池”单元，污水自原有二沉池自流进入中间水池，由提升泵提升至DN曝气生物滤池进行完全的硝化反应和部分106、反硝化反应，出水自流进入C/N曝气生物滤池，通过投加碳进行完全的反硝化反应，再进入碳化生物滤池去除剩余的BOD，出水加入混凝剂和助凝剂后自流进入V型滤池进行过滤，滤出液进入接触消毒池进行消毒。处理后的再生水达到城镇污水处理厂污染物排放标准(GB18918-2002) 一级A排放标准。其工艺流程见下图。(3)设计进、出水水质xx县碧源污水处理厂升级改造后的设计出水水质为城镇污水处理厂污染物排放标准(GB18918-2002) 一级A排放标准。设计进、出水主要水质指标详见表5.4.2-1。表5-1 xx县碧源污水处理厂设计进、出水质主要指标表序号污染物进水指标(mg/L)出水指标(mg/L)一级A107、标准1BOD515010102COD50050503SS15010104TP4.00.50.55TN4015156pH696969(4)现状进、出水水质xx县碧源污水处理厂运行几年来，运营管理正规，积累了大量的水质处理资料，据该污水处理厂排水检测站检测，其处理后的水质优于城镇污水处理厂污染物排放标准(GB18918-2002)的一级A排放标准。详见表5.4.2-2。表5-2 xx县碧源污水处理厂进、出水水质实测值统计表 单位：mg/l项目进水水质一级A标准出水水质备注BOD565128104.628.38表中数据为第1年3月第2年4月检测值COD2474805023.2546.57SS1212108、35104.728.93TP4.357.260.50.150.38TN27.5448.63156.429.84由上表可知，污水处理厂出水水质满足城镇污水处理厂污染物排放标准中的一级A排放标准，但不能直接用于园区的工业生产用水，故园区内新建中水深度处理站一座，处理后提供的再生水满足污水再生利用工程设计规范GB50335-2002、工业循环冷却水处理设计规范GB50050-2007中再生水水质指标和小型火力发电厂设计规范GB50049-2011中生产工艺水质相关条款的要求。目前，xx县碧源污水处理厂没有回用水用户，且与盐化工园区签订了供水协议，县政府将出资敷设污水处理厂至化工园区的给水管路，为供水109、提供了保证。本工程最大日生产需水量约5040m，经园区中水深度处理站处理后的再生水水量远远满足电厂用水量要求，因此利用经深度处理后的污水处理厂中水水源是可行的。尽管污水处理厂从设计和运行管理诸方面均采取了提高供水可靠性的措施，但电厂供水系统要求供水水源的保证率为95%，且污水处理系统较复杂，设备及系统仍存在事故的可能性，当污水处理厂或深度处理站设备故障时，电厂用水将受到影响，因此本工程必须设置备用水源。5.4.3备用水源本工程生产用水备用水源采用“南水北调”工程中线水。根据河北省南水北调配套工程规划，邢台市南水北调中线一期分配水量3.3335亿m/a，其中xx县分配水量1289万m/a，通过规110、划的“宁柏线”由黑沙村分水口泵站送至xx水厂。由于南水北调中线来水在年内、年际分配上都存在不均匀性，故必须通过水资源合理配置实现与当地水的联合调度，提高受水区用户供水保证程度。基于上述情况，xx县盐化工园区将建设调蓄工程，南水北调水通过管道送至化工园区的蓄水水库，经水量调节后供给各用水企业。正常情况下，电厂生产用水采用经深度处理后的污水处理厂中水，当污水处理厂或深度处理站设备故障时，电厂与供水企业需要临时协调供水方案，即调用园区调蓄工程水量以便满足电厂临时用水要求。因此，本工程把由南水北调中线水做为生产备用水源是可行的。5.4.4化工园区自来水盐化工园区以xx县城再生水、当地咸水、南水北调中线111、水和岗黄水库水作为取水水源，生活用水水源在南水北调通水前采用贾家口镇水厂地下水，南水北调通水后采用南水北调中线水。xx县贾家口镇水厂日供水量4400m，有水源井5眼，4用1备，井深400m，单井出水量60m/h，目前提供附近15个村庄生活饮用水，需水量约1800m/d。故该水厂有较大的富余水量(约2600m/d)，用于保证园区生活用水，且不会给当地生活供水系统造成影响。本工程生活用水量约1m/h，仅占园区生活用水量的很小一部分，因此电厂生活用水由园区自来水管网统一提供是有保证的。5.4.5可靠性分析本工程为热电项目，为园区多家企业提供工业用汽，园区供水企业原则同意优先保证电厂用水，并且园区设有112、污水处理厂及深度处理站，随着进驻园区企业数量的增加，将各企业单位所排污、废水再次进行深度处理，处理后的再生水可再次供给各企业单位循环利用，提高了水的重复利用率，节约了水资源。为提高供水可靠性，园区建设大型调蓄工程，用以调节南水北调中线水量及其它富余水量，并做好特枯年份应急供水预案，使园区各企业单位用水更有保障性。5.4.6结论1) 根据以上分析可知，本工程生产用水水源采用经深度处理后的xx县碧源污水处理厂中水、生活用水水源由园区自来水管网提供，从水质、水量上均是有保证的。2) 采用经深度处理后的污水处理厂中水作为电厂主要生产用水的补给水水源，符合国家现行的环保、节能政策，并已取得xx县政府的大113、力支持。考虑到污水处理厂及深度处理站事故、检修等因素，将南水北调中线水作为电厂生产用水的应急备用水源，电厂用水将更有保障。5.5 贮灰渣场(含脱硫副产品)本工程灰渣和脱硫石膏总量17.1104m3/a，其中灰渣量约15.6104m3/a，脱硫石膏量约1.5104m3/a。厂外除灰拟采用干除灰方式,由汽车运至干灰场碾压贮存。 根据最新由国家发改委2013.01.05发布，自2013.03.01起执行的粉煤灰综合利用管理办法中相关文件精神，本工程不设永久性灰场，拟利用石家庄市中通建材有限公司的堆贮事故备用灰场。项目单位已经与石家庄中通建材有限公司签订了粉煤灰购销和事故备用灰场租用协议协议，协议中约114、定该公司为业主方提供存放9万吨粉煤灰渣和1万吨石膏渣的专用堆场，可满足本工程贮存灰渣及脱硫石膏约7个月。5.6 地震、地质及岩土工程5.6.1地形地貌xx地处冀中平原中南部，地势低平。西北隅高，东南部低。自西北向东南倾斜，地面自然坡降四千分之一。海拔最高米家庄处36.5m，最低孟家庄处24.4m，高差12.1m。西部地形开阔平坦，为扇缘冲积平原；东南部由于洪蚀冲积影响，局部出现若干洼淀与垄岗，河流汇集处有全省闻名的大洼淀，俗称“xx泊”；南部为交接洼地，古今河道纵横交错；东北部干支灌区成网。受诸多自然条件影响，xx县形成三个独具特点的地貌单元。西部扇缘冲积平原：洨河、北沙河沿东侧向东南洼地纵流115、，西部平原，与洼地交接。耕地历史悠久，土壤熟化程度最高，通体轻壤，易耕种。地势较高，纵有洪害，顺势南泄，很少受灾。岗丘稀少，地面缓平，历来为一方粮棉保产地域。东北部河流冲积平原：滹沱河、百尺沟、碱河从中川流入泊。滹沱暴水含沙量大，六次泛滥，滚动改道，造成片片沙地，累累沙丘、沙坑。碱河三次改道、断流，湮没成田，留下南北向河床洼地遗迹。百尺沟泛滥、冲刷的沙滩荒地，仍然存在。灌溉渠网干支纷繁，次生盐碱，春夏干旱之际，盐霜碱蓬遍地可见。经过累年治沙造田，植树造林，已成宜林宜粮棉土地。东南部滞洪洼地：地势最低，历史上曾与巨鹿、任县南泊连接，形成大陆泽水域景观。古今河道纵横交叉，多雨年份，洪水奔流，众河驻116、足。九河堤岸纷列，人造节制闸耸立。春夏干旱之际，河道干涸，唯见遍地盐霜。地域广阔，良田稀少。逢涝成灾，遇寒受害，为低产地域。园区位于xx县东部平原地区，区内地势平坦，高差较小，总的趋势呈现北高南低，最高标高为27.5 m，最低标高为25.3 m。5.6.2工程地质及地震烈度xx县位于华北短拗带上，跨居临清拗陷三级构造单元上，新生界地层总厚度2000m；而第四系300450m，上第三系5001350m，下第三系局部2600m，大部分缺失。由于强烈的构造差异运动，县境内有基层发育，发育有西北、东南方向挽近期活动断裂，将断拗带割裂成束鹿、隆尧凸起，巨鹿凹陷两个四级构造单元，基底构造控制着第四系沉积厚117、度，主要沉积了松散的亚砂土、亚粘土、粘土夹粉砂、粗砂，沉积厚500600m。厂区地貌类型属于冲积平原，地层岩性主要为粉土、粉质粘土、淤泥质土、粉砂等。厂区地下水类型属于孔隙潜水，稳定地下水埋深大于30m，上层滞水埋深6.4m。本工程场地地震安全性评价工作报告由中国地震局地壳应力研究所编制完成，河北省地震局以关于中电投xx热电项目工程场地地震安全性评价的批复的函(冀震安评201232号)对该报告进行了批复。厂址50年超越概率10%的地表水平峰值加速度为0.21g，相应的地震基本烈度为度。场地土类型为中软土，建筑场地类别为类。本工程的地质灾害危险性评估报告由河北省环境地质勘查院编制完成，该报告通过118、了专家组审查，河北省国土资源厅进行了备案登记(编号：冀国土资灾备2012636号)。评估报告的结论为：本工程厂区地质灾害危险性小，适宜工程建设。厂址处详细地质资料见土建专业论述。6 工程设想6.1 全厂总体规划及厂区总平面规划6.1.1 全厂总体规划厂址处西、南、东三面有园区道路相通，分别为经七路、纬二路和经八路，北侧为园区自备铁路(自邯黄线引接)。根据园区规划：“电厂应位于本厂址内靠东布置，园区铁路在厂址北侧自动向西进入，并设计为折返式，要求火车重、空车停车时不许占用经八路及其东侧铁路” 。其中纬二路比较宽阔，宽约50m，外侧绿化带宽13.50m，适宜与主进厂道路相连；电气出线方向待电厂电力119、系统接入报告批复后确定。根据以上及其它外部条件，总平面布置做出下面规划： 1)进厂道路：主进厂道路尽量从纬二路引接，并使主、次进厂道路分隔较远，避免人员、货流的交叉。2) 燃料来源及运输规划本工程装机容量为3240t/h锅炉(2运1备)+225MW背压机组，年耗煤量约45.75万吨(校核煤种52.93万吨)，燃煤拟由山西省寿阳段王煤化有限责任公司和山西煤炭运销集团寿阳亨元煤业有限公司供给。燃煤可全部采用汽车经G307国道、京昆高速公路、青银高速公路等运输进厂，运距约240km。xx县交通运输局以关于河北xx盐化工园区热电联产项目利用公路运输煤炭灰渣意见的函(宁交函字20121号)，同意本工程燃120、煤及灰渣运输路径。3) 水源及污水排放电厂水源详见水工专业说明。厂址周围规划有园区供、排水管道，电厂用水及排水将就近引接。4) 电气出线及走廊规划电厂本期拟通过35kV电压等级并网。两台机组通过升压变接至厂内建设的35kV母线。35kV出线2回，均至园区220kV变电站，园区220kV变电站根据园区规划位于厂址西北侧。5) 施工场地电厂施工场地拟考虑利用电厂预留扩建二期工程的用地，施工占地初步设计为1.5 hm2。6.1.2 厂区总平面及竖向规划本厂址共做了三个总平面布置方案，具体如下：厂区总平面规划布置方案一本方案的确定主要基于以下考虑：1)煤场位于厂区东侧，因厂址处南北风向较多、东西方向频121、率较小，煤场布置于东侧对电厂污染小；2)二期工程位于本工程外北侧，利于铁路运煤方案的接引；3)根据业主及园区的初步考虑，本期电气出线预接入本工程西北侧园区规划220KV变电站，本期工程位于南侧，主厂房A列向西，电气出线向西利于向西侧园区规划的变电站出线；本方案的主要特点：1) 主厂房A列向西，固定端靠南，扩建端向北，电气出线向西；2)厂区总平面布置格局呈一列式，自西向东依次为35kV配电装置、主厂房和煤场，厂前建筑区及其它生产及辅助设施主要位于主厂房固定端南侧；3)厂前建筑区位于厂区西南侧，向东依次为水工区、化学水处理区及燃油库等；4)主进厂道路从纬二路向北接至厂区，次进厂道路从经八路向西接至122、厂区；5)二期工程自翻车机室至煤场的输煤栈桥较长，并采用汽车卸煤沟方案。功能分区：根据工艺流程厂区共划分为九个功能区具体如下：1) 主厂房区主厂房东西方向布置，汽机房A列面向西侧，固定端靠南，扩建端向北。本期输煤栈桥从固定端上煤。主厂房区由西向东依次布置汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房、脱硝设施、除尘器、引风机、烟囱、脱硫设施。A列外布置有主变、启备变等。预留再扩建机组的场地规划在本期主厂房北侧。本期汽机房长81.2m，汽机房A列至烟囱中心155m。两座渣仓布置在锅炉房东侧、与除尘器之间的道路正上方，炉渣运输便利。两座灰库布置在主厂房区东北角，靠近煤场和主厂房区环路，方便汽车运输，利于粉尘的污染123、集中。2) 配电装置区布置在汽机房西侧，主要包括两台主变，35kV线变组。3) 运煤设施区电厂本期设置干煤棚一座、露天煤场一座，位于主厂房区东侧。燃煤运输全部采用汽车运输至电厂干煤棚及煤场内，卸煤采用棚内桥抓+地下受煤斗方式，受煤后经由其下皮带自东向西输送经采光间、碎煤机室，至主厂房煤仓间。上煤系统采用双路皮带、一级破碎、两级除铁的方式。4) 化学水处理区该区布置于锅炉房东南侧，主要包括化验楼、化学水车间及化学水处理室外设施。化学水处理区距主厂房较近，便于节省化学水管道长度，便于室外管线布置的短接顺畅，节省工程造价。5) 水工设施区位于主厂房南侧、化学水处理区西侧，主要包括消防水池水泵房各一座124、和两台机械通风冷却塔，循环水泵位于汽机房内。冷却塔距汽机房较近，便于循环水管道的连接，缩短了室外循环水管道长度。6) 燃油库区燃油库区位于化学水处理区东侧、干煤棚西侧。燃油库区主要包括燃油罐、燃油泵房等建构筑物。为利于消防安全，燃油库周围新建2.2m高实体砖围墙。7) 厂前建筑区位于厂区西南侧，主要包括综合楼、宿舍楼、食堂及浴室。本期工程综合楼设计为三层、宿舍楼设计为三层，预留二期工程向上扩建的可能。厂前建筑区距主厂房较近，便于生产管理，距干煤棚及灰库较远，环境卫生，综合楼南侧正对主进厂道路，厂内外联系方便。为使综合楼南侧有更好的视觉条件，将检修材料库布置于综合楼、配电装置区之间。厂区设两个出125、入口：主入口：设在厂区的西南侧正对厂前区，由厂区南侧纬二路引接。次入口：设在厂区东北侧，干煤棚东北侧，自经八路引接。两入口相距较远，人员、物流交通相互影响较小。厂区竖向布置：厂区地形平坦，厂区竖向布置形式采用平坡式，场地平整标高及详细土方量计算待甲方提供详细的地形资料后确定。厂区总平面规划布置方案二厂区方位的确定：本方案所采用的方位为：厂区固定端朝西，向东扩建，电厂出线方向朝南。本方案的确定主要基于以下考虑：1)本期工程位列二期工程西侧，距园区规划的变电站较近，利于电气出线； 2)煤场位于北侧，便于二期工程与园区内的铁路线接引； 3)汽机房及综合楼均面向南侧，利于主进厂道路从纬二路接引，物料进126、厂道路从厂址西侧约350m处的经七路接引，厂外道路较长，避免了运煤车辆的厂外主干道堵车； 4)主厂房南北向布置，利于通风和采光；布置格局：依据以上分析，电厂本期采用一列式布置格局，固定端朝西，向东扩建，电气出线方向朝南。厂区由南向北方向依次布置了35kV配电装置、主厂房、煤场；厂前建筑、水工、化学水处理设施及燃油库等主要布置在主厂房的固定端。电厂功能分区方法、分区内包含的建构筑物与方案一相同，简述如下： 主厂房区：主厂房南北方向布置，汽机房A列面向南侧，固定端靠西，扩建端向东。本期输煤栈桥从固定端上煤。主厂房区外形尺寸、纵向布置与方案一基本相同。 配电装置区：布置在汽机房南侧；运煤设施区：位于127、主厂房区北侧，燃煤受煤后经由其下皮带自北向南输送经采光间、碎煤机室，至主厂房煤仓间；化学水处理区：该区布置于锅炉房西北侧；水工设施区：位于主厂房西侧、化学水处理区南侧；燃油库区：位于化学水处理区北侧、干煤棚南侧；厂前建筑区：位于厂区西南侧。厂区设两个出入口：主入口：设在厂区的西南侧正对厂前区，由厂区南侧纬二路引接。需新建主进厂道路长约200m，宽6m，混凝土路面。次入口：设在厂区西北侧，干煤棚西北侧，自经七路引接，新建7m宽混凝土厂外道路约350m。两入口相距较远，人员、物流相互影响较小。厂区竖向布置：同方案一。厂区总平面规划布置方案三厂区方位的确定：本方案为方案二所做东西方向的镜像而成，即一128、期工程位于二期场地东侧，厂区固定端靠东，扩建端向西，电厂出线方向朝南。本方案的确定主要基于以下考虑：1)主厂房南北向布置，利于通风和采光；2)一期工程位于本厂址靠东布置，将来二期向西扩建，避免了方案一的本期工程位于厂址中部，东西道路均相距较远；3) 煤场位于北侧，便于二期工程与园区内的铁路线就近接引；本方案的主要特点：1) 本方案是将方案一做东西向镜像而成；2)物料进厂道路自厂址东侧经八路引接；3)厂区固定端及扩建端发生变化。厂区出入口的设置：主入口位于厂区东南侧，主进厂道路自纬二路向北引接；次入口位于厂区东北侧，自经八路向西引接，但厂外道路较短(约65m)。厂区竖向布置：同方案一。三个方案本129、期厂区占地指标基本相同，详见下表：表6-1 电厂本期厂区总平面布置方案技术经济指标表序号项目单位数量备注方案一1建设规模MW2252厂区围墙内占地面积hm29.00773单位容量占地m2/kW1.8024厂区建构筑物占地hm23.35建筑系数%36.66场地利用面积hm25.97场地利用系数%65.58厂区道路及广场面积hm21.29道路系数%13.310土方量-总挖方量m31.5万 总填方量m31.5万11进厂道路占地面积m263412厂区围墙长度m145513绿化面积hm21.7514绿化系数%19.4总平面布置方案比选：表6-2厂区总平面布置方案比较表序号比较内容方案一方案二方案三1厂区130、总平面规划布置厂区采用一列式布置格局，固定端靠南，向北扩建，电气出线方向朝西。厂区由西向东方向依次布置了35KV配电装置、主厂房区、煤场；厂前建筑区、水工设施区、化学水处理区及燃油库区布置在主厂房的固定端。厂区采用一列式布置格局，固定端靠西，向东扩建，电气出线方向朝南。厂区由南向北方向依次布置了35KV配电装置、主厂房区、煤场；厂前建筑区、水工设施区、化学水处理区及燃油库区布置在主厂房的固定端。厂区采用一列式布置格局，固定端靠东，向西扩建，电气出线方向朝南。厂区由南向北方向依次布置了35KV配电装置、主厂房区、煤场；厂前建筑区、水工设施区、化学水处理区及燃油库区布置在主厂房的固定端。2主厂房朝131、向主厂房面向西侧，采光、通风条件不如方案二、三。主厂房面向南侧，厂址处多南北风，东西风向较少，主厂房朝向利于采光、通风同方案二。3煤场方位煤场位于厂区东侧，因厂址处东西向风频较少，故煤场方位对厂区粉尘污染较小煤场位于厂区北侧，因厂址处多南、北风，煤场布置方位对厂区有一定粉尘污染同方案二4出线条件本期出线距园区规划的220KV变电站较近，便于电气出线，详细出线方案待电厂电力接入系统报告批复后确定本期出线距园区220kV变电站较近，便于电气出线，详细出线方案待电厂电力接入系统报告批复后确定本期出线距园区220kV变电站稍远，便于电气出线，详细出线方案待电厂电力接入系统报告批复后确定5二期储卸煤方式132、一台翻车机+斗轮机+汽车卸煤沟一台翻车机+斗轮机+煤场受煤斗一台翻车机+斗轮机+煤场受煤斗6剩余土地综合利用电厂西侧土地空余，便于园区综合利用电厂南侧土地空余，不利于园区综合利用电厂南侧土地空余，不利于园区综合利用根据上述分析可以得出以下结论：上述三个总平面布置方案均可行，方案一的优势最为明显，虽采光、通风条件不如另外两个方案，但其煤场位于厂区东侧，对厂区的粉尘污染最小；本期电气出线便利；扩建余地大，因此本阶段推荐厂区总平面布置方案一。6.2 装机方案6.2.1 机组选型原则1) 根据热负荷特点且从保证投资效益考虑，装机方案应在满足近期热负荷需求的基础上，结合规划区内近、远期热负荷规模以及电力133、负荷的需求来确定，最终实现热电联产和集中供汽的目的。2) 根据热电联产规划编制规定关于机组选型要求：热电联产项目的机组选型应统筹考虑规划范围内热负荷、热源布置、燃料供应和环保等因素，应根据不同的热源布局，对每个热电联产项目进行机组选型的优化比选。3) 机组选择应符合“以热定电”的装机原则。6.2.2 机组设计热负荷根据热负荷分析，本供热区近期考虑工业用汽及办公区的采暖热负荷。由于采暖热负荷占整个负荷量的比重不大，采暖用汽与工业用汽同管输送，由各企业自行解决采暖问题。本项目的设计热负荷详见3.2.4.3中负荷表，在此不再累述。6.2.3 本项目装机方案的确定6.2.3.1锅炉选型该部分内容详见锅134、炉选型专项报告，通过对比论述，最终确定本工程选用3台240 t/h高温高压循环流化床锅炉，两用一备，负荷调节范围较广，满足初期热负荷小的要求，系统简单，运行维护量小，热经济性最好，是最佳方案。6.2.3.2汽轮机选型1)汽轮机型式本项目热负荷条件较好，在其供热范围内，热负荷主要为化工生产用汽，常年使用，季节性变化甚微，日用汽时间连续，汽量波动不大。再加上国家热电联产有关规定和要求，确定本项目的汽轮机优先选用背压机。2) 汽轮机容量根据热负荷(用汽量和用汽参数)的要求及有关汽轮机厂的成熟产品，确定汽轮机容量为：方案一 2台单机容量为25MW的背压机方案二 2台单机容量为25MW的抽背机两方案均可135、满足供热需求，究竟取用哪个方案通过比较来确定。3)汽轮机技术规范表6-10 方案一的技术参数项目单位参考数据采暖期非采暖期型号/B25-8.83/1.27进汽量t/h232.8225.04额定进汽压力MPa8.83额定进汽温度0C535额定功率MW26.9626.0额定背压MPa1.27额定排汽温度0C296排汽量t/h211.35204.07外供汽量t/h172167给水温度0C215表6-11 方案二的技术参数项目单位参考数据采暖期非采暖期型号/CB25-8.83/1.27/0.785进汽量t/h236.2230额定进汽压力MPa8.83额定进汽温度0C535额定功率MW27.927额定抽136、汽压力(一级外供汽)MPa1.27额定抽汽温度(一级外供汽)0C296抽汽量t/h117.65额定背压MPa0.785额定排汽温度0C272排汽量t/h91.6485.6外供汽量(二级外供汽)t/h5751给水温度0C2156.2.3.3 发电机选型 型号：QF-30-2(2台) 额定功率：30MW 额定转速：3000r/min 6.2.3.4 装机方案比较根据以上设备选型，拟定备选装机方案如下：方案一：2x25MW背压机(B25-8.83/1.27)+3x240 t/h高温高压循环流化床锅炉+2x30MW发电机方案二：2x25MW抽背机(CB25-8.83/1.27/0.785)+3x240137、 t/h高温高压循环流化床锅炉+2x30MW发电机方案一和方案二在供热能力、对热负荷的适应能力、供热可靠性、技术可靠性方面基本相当，主要进行热经济指标比较，详见下表6-12序号名 称方案一方案二采暖期非采暖期采暖期非采暖期1锅炉蒸发量(t/h)2x2402x2322x2412x2342汽机进汽量(t/h)2x232.82x225.042252173发电功率(MW)2x26.962x26.02x27.92x274外供蒸汽量2x1722x167117.65(1.27MPa)117.65(1.27MPa)57(0.785MPa)51(0.785MPa)5发电利用小时数(h)720072006年供热量138、(GJ/a)2x31716902x30653367年发电量(Gwh/a)2x1802x1808年标煤耗量(t/a)2x1594792x1547068年均发电标煤耗率(g/ kw.h)1651639年均供电标煤耗率(g/ kw.h)20019710年均供热标煤耗率(kg/ GJ)38.1840.911发电厂用电率(%)4.04.3612供热厂用电率(KWh/GJ)11.2811.0413机组热效率(%)81.7281.914年均热电比(%)489473由上表可知方案二在年均发电标煤耗率、年均供电标煤耗率、机组热效率方面稍优于方案一，但方案二的供热外网投资明显高于方案一，热网运行及管理明显复杂，故139、本工程推荐方案一。6.3 主机技术条件6.3.1 锅炉表6-13项目单位参考数据型号/待定型式/高温高压循环流化床锅炉额定蒸发量t/h240过热蒸汽额定压力MPa9.81过热蒸汽温度0C540给水温度0C215排烟温度0C140锅炉保证效率%88最低不投油稳燃负荷/40%6.3.2 汽轮机表6-14项目单位参考数据采暖期非采暖期型号/B25-8.83/1.27额定进汽量t/h 232.8225额定进汽压力 MPa8.83额定进汽温度0C535额定功率MW26.9626额定背压MPa1.27额定排汽温度0C296额定排汽量t/h211.35204.07额定外供汽量t/h172167给水温度0C2140、156.3.3 发电机表6-15项目单位参考数据型号/QF-30-2额定功率MW30额定电压KV10.5额定转速r/min3000发电机冷却方式/空气冷却6.4 热力系统6.4.1 原则性热力系统拟定原则性热力系统的拟定主要依据机组的型式、供热方式并参考有成熟运行经验机组的系统。本工程的原则性热力系统图详见附图。6.4.2 主蒸汽系统2台锅炉(3台锅炉两运一备)产生的新蒸汽汇集至主蒸汽母管，从母管上引出3路管道：两路引至汽轮机，为汽轮机提供蒸汽；最后一路引至减温减压器，当一台汽轮机故障时保证向热用户提供蒸汽。管材采用12Cr1Mov。6.4.3 给水系统高压给水系统采用切换母管制，泵出口汇成一141、根主管，高压给水经过两级高加后进入锅炉省煤器，去锅炉的给水管道上设有给水操作台，可调节给水流量，以满足不同的锅炉负荷要求。2台高压加热器设置大旁路，以免在高加事故状态下保证向锅炉供水。本工程设置3台给水泵，1台汽动给水泵，2台电动定速给水泵，其中有1台给水泵备用。低压给水管道采用分段母管制。6.4.4 回热系统汽机回热系统设有一级抽汽。此段抽汽为1号高压加热器、小汽轮机、减温减压器(小汽轮机故障时使用)提供加热汽源。汽轮机的背压排汽为2号高压加热器、高压除氧器、低压除氧器提供加热汽源。6.4.5 加热器疏水系统高压加热器正常运行时，各加热器的疏水均采用逐级串联疏水方式，即从较高压力的加热器排到142、较低压力的加热器，1号高压加热器疏水排至2号高压加热器、2号高压加热器的疏水排入高压除氧器。每个加热器之间正常疏水管路上设有疏水调节阀，用于控制高压加热器汽侧水位。除了正常疏水外，各加热器还设有危急疏水管路，管路上设有事故电动阀，当发生下述任何一种情况时，开启有关加热器事故疏水阀，将疏水直接排入疏水扩容器。6.4.6 外供蒸汽的回水系统外供蒸汽的凝结水回水经取样化验，水质合格进入低压除氧器,水质不合格放水至化学车间废水池降温后排放或回用。6.4.7 热力系统的主要设备表6-16 B25-8.83/1.27机组的主要设备选择如下：设备数量(台)规格1号高压加热器2换热面积约180m22号高压加热143、器2换热面积约180m2高压除氧器2额定出力260t/h，最大出力280 t/h高压除氧水箱2有效容积70m3低压除氧器2额定出力200t/h，最大出力220 t/h低压除氧水箱2有效容积55m3中继泵2Q=440m3/h H=60mH2O分汽缸12000 L=10000给水泵(1台汽动，2台电动定速)3 Q=280m3/h H=1450mH2O大减温减压器1二次蒸汽流量172t/h，一、二次蒸汽压力分别为8.83MPa、1.27MPa小减温减压器1二次蒸汽流量14.04 t/h，一、二次蒸汽压力分别为3.13MPa、0.3MPa备注：小减温减压器蒸汽引自高加处抽汽6.4.8 厂内供热系统根据144、本工程热负荷的特点，为了便于运行管理，在热电厂内建汽配站。将2台汽轮机的背压排汽接至汽配站的分汽缸，经分汽缸后供汽管与厂外的供热管网相接。6.5 燃烧系统6.5.1锅炉烟风系统简介燃烧系统以锅炉为中心，包括锅炉给煤、送风、引风等部分。锅炉燃煤由炉前给煤机将炉前煤仓之存煤均匀给入锅炉火床，助燃空气由一、二次风机分别吸冷风给空气预热器预热后，一次热风自锅炉下部风室穿过煤层使燃煤呈流化状态燃烧，二次热风自煤层上部分层进入炉膛助燃。燃烧产生的烟气经旋风分离(未燃尽煤粒回炉再燃)后，进入锅尾部，通过各受热面冷却降温后由炉后排出，经脱硝、除尘并被引风机吸入、加压、脱硫，最后进入烟道通过烟囱高空排向大气扩散145、。锅炉烟风系统采用平衡通风方式。每台锅炉设一台带变频离心式一次风机、一台带变频离心式二次风机和两台带变频离心式引风机。流化风系统配置两台50容量的流化风机。风机的风量和压头裕量符合小型火力发电厂设计规范中的规定。主要辅机选型如下表：一次风机二次风机引风机流化风机型式离心式离心式离心式离心式台数1112风量(m3/h)1573001287002267691230全压(Pa)1787012047101904500流量富裕系数1.11.11.11.2压头富裕系数1.21.21.21.2电动机(kW)1120630112037备注变频变频变频考虑到环保要求，本工程将同期建设脱硫、脱硝设施。所有可能接触146、到低温饱和烟气冷凝液或从吸收塔带来的雾气和液滴的烟道以及导流板采用鳞片树脂进行防腐保护。6.5.2 除尘器和烟囱的选择本工程新建一座高度100m、出口直径3.5m的烟囱。烟囱采用钛钢复合板进行防腐处理。现有除尘器有静电除尘器、布袋除尘器和电袋除尘器。原有静电除尘器技术越来越无法满足日益严格的环保排放标准，现静电除尘器经不断革新，推出旋转电极静电除尘器，可满足现行排放标准，但尚未成熟处于试验阶段。布袋除尘器通过滤袋拦截烟气中粉尘，滤料纤维对粉尘的筛分、截留、惯性、扩散、粘附等作用，将粉尘阻留在滤袋表面达到粉尘与气体分离，达到净化烟气的目的；其除尘效率高，但除尘阻力大，相应电耗大，滤袋寿命短，维护147、费用高且不耐高温。电袋除尘器融合了电除尘器、布袋除尘器的优点，对电除尘器及布袋除尘器的缺点进行改进，其可靠性很高，可保证持续达标排放。前区为电除尘区收集粗尘，后区为袋除尘器烟气全过滤收集细微烟尘，电、袋二者优势互补，滤袋负担小寿命长，维护费用低于布袋式除尘器。因此本工程拟采用电袋除尘器，每台锅炉配置1台，燃用设计煤种时除尘效率不小于99.95。6.5.3 锅炉尾部低温防腐措施为防止锅炉尾部低温腐蚀，空气预热器的低温段采用Corton钢，以增强抗腐蚀性。6.5.4 燃烧辅助系统1) 油库区锅炉非采暖季采用0#轻柴油作为启动用油，冬季使用-10#柴油，燃油采用汽车运输。油质分析如下：表6-17 油148、种：轻柴油(GB252-2011)类别0#-10#运动粘度3.08.0厘沱3.08.0厘沱灰份0.01%0.01%水份痕迹痕迹硫份0.2%0.2%机械杂质无无凝固点不高于0不高于-10比重0.80t/m30.80t/m3闭口闪点5555本工程炉前油系统拟由锅炉厂设计并供货。每台锅炉使用一套轻油点火系统。系统设计为一个闭式循环回路，运行时将有一部分回油回入储油罐。本工程设2座50m3钢制储油罐，可满足一台炉点火及一台炉启动助燃用油。安装2台100%容量多级离心式供油泵，正常运行时一台泵运行，2台供油泵互为备用。供油泵布置在油泵房中。供油泵流量裕量为10% ，压头裕量为10%。燃油泵房区油泵轴承冷149、却水及地面冲洗水来自全厂服务水系统。燃油系统产生的含油污水经隔离、沉淀、分离预处理后，污水输送到全厂工业废水处理站。2) 压缩空气系统与除灰系统合并，考虑建设全场配气中心。3)启动锅炉房设置启动锅炉房，由快装燃油锅炉向除氧器及化水设备提供汽源，满足汽水系统的水质要求。快装燃油锅炉参数：额定蒸发量Q=6t/h；额定压力P=1.25MPa；额定温度T= 180。6.5.6 燃烧系统主要设备选型见6.2.3.1锅炉选型中：两种炉型主要辅机设备对比表6.5.7 辅助车间系统检修维护间和材料库按火力发电厂修配设备及建筑面积配置标准配置。6.6 电气部分6.6.1 电气主接线中电投xx盐化工园区2x25M150、W热电联产项目工程建设规模为3台240吨流化床锅炉及2台25MW背压式汽轮发电机组。配两台容量为30MW的发电机，两机三炉配置；电厂本期主接线方案如下：电厂并网电压等级采用35kV，电厂以2回35kV线路接入系统，电站采用线变组接线，发电机出口装设断路器，设置发电机机压母线，厂用段按炉分段，由相应机压母线引接，两段母线设置联络开关；不设专门的厂用启动/备用变压器，两台机组互为备用，电厂起机时由系统倒送。详见附图F1671K-A02-D01。6.6.2厂用电接线高压厂用电电压为6kV，按炉分段，设三段6kV工作母线和一段6kV备用母线，高压厂用电电源由对应的发电机出口引接。高压厂用备用电源由厂内151、的起备变引接。低压厂用电电压为380/220V，设两台1250kVA，一台630KVA低压工作变压器，向汽机锅炉除尘工作负荷供电；6kV备用母线下设一台1250kVA低压备用变压器，给低压工作变压器提供备用电源。全厂设2台1000kVA输煤除灰变压器，向输煤，化学负荷除灰等厂用负荷供电。低压厂用电系统中性点为直接接地系统。低压厂用变压器采用干式变压器；低压厂用开关柜采用抽屉式开关柜。脱硫电源分别由6KV厂用工作母线引接，两路电源互为备用。6.6.3二次线部分6.6.3.1不停电电源系统设2套不停电电源装置，向热工控制仪表、调节装置、DCS系统及其它自动装置供电；输出电压220V，容量25kVA152、，单相50Hz。6.6.3.2直流系统根据火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定DL/T 5044-95的有关规定，直流电系统采用动力、控制合并的供电方式。设1组1000Ah阀控式铅酸蓄电池对动力、控制负荷供电。蓄电池组的电压采用220V。直流电系统采用单母线接线方式。蓄电池采用浮充电运行方式，不设端电池。设2台150A/230V微机高频开关电源型充电器。6.6.3.3发电机励磁系统发电机的励磁系统与发电机成套，采用制造厂推荐的成熟型式。6.6.3.4 控制、监视、测量发电厂的电气系统及电力网络控制设置在电气主控室内，采用电力监控管理系统控制，为了节省空间，电气主控室和热控主控室合建布置在B-153、C列8.0m层。发电机，主变压器，高低压厂用电源，升压站的断路器的控制、监视、测量纳入电气监控系统，其中重要信号(各断路器的控制等)采用硬接线接入电气监控系统，其余非重要信号采用通讯口接入电气监控系统。在电气操作台上设置发变组、励磁系统的手动紧急跳闸按钮。发电机，主变压器、厂用电系统、直流系统和UPS系统的测量按照电气测量仪表装置设计技术规程配置纳入电气监控系统。向电气监控系统传送的模拟量信号为420mA标准信号。高低压厂用电动机的控制、测量、信号纳入热工DCS系统。6.6.3.5保护元件保护按照继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-2006配置，保护选型推荐采用微机型保护。发变组及高154、备变以及35KV出线保护采用微机型保护装置，布置于主厂房电气主控室。电动机及低压厂用变压器的保护采用微机型综合保护，布置于开关柜内。(1) 发电机保护： a. 发电机-变压器组差动保护b.发电机负序电流及低电压闭锁过流保护c.发电机定子接地保护d. 发电机对称过负荷保护e. 发电机励磁回路接地保护：一点接地动作于信号，两点接地动作于跳闸。g.励磁变压器速断过流保护f. 励磁变压器过负荷保护h失磁保护(2) 主变压器保护：a. 发电机-变压器组差动保护b.变压器瓦斯保护(轻瓦斯发信号，重瓦斯跳闸)c.变压器温度保护d.变压器冷却器全停保护e.变压器压力释放保护f. 变压器35KV侧中性点零序过流155、过压保护，间隙零序电流保护g. 变压器通风，过负荷保护(3) 35KV线路保护a.线路装设光纤差动保护.b.线路装设以相间短路保护和单相接地保护为主的后备保护.(4)高压厂用电抗器保护配置a.纵差保护b.过流速断保护(5)高压厂用备用变压器保护：a.纵差保护b.过电流保护c.变压器通风保护d.瓦斯保护(轻瓦斯发信号，重瓦斯跳闸)e.非电量保护f.变压器高压侧中性点零序保护(6) 低压厂用工作及备用变压器保护：低压厂用工作及备用变压器保护采用微机综合保护装置.装设速断，过流，过负荷，不平衡，高压，低压侧零序过流，干式变温度高等保护。(7) 厂用高、低压电动机保护：高低压电动机采用微机综合保护装置156、。其中一二次风机及引风机采用变频控制。高压电动机及75KW以上低压电动机装设速断，负序过流，零序过流，过负荷，堵转保护，低电压保护。10KW以上至75KW低压电动机装设智能控保。10KW以下低压电动机装设脱扣器及热偶。6.6.4 电气设备布置主变压器，35KV配电装置布置在A列外场地道路西侧，6kV工作段，6kV备用段，380/220V厂用配电装置的工作段、备用段均布置在主厂房BC列0.0m层。除尘段布置在除灰除尘综合楼里，除灰输煤变布置在输煤综合楼内。其余MCC布置在相应的车间内。发电机出线小间布置在汽机房0m及4m层。电气控制室布置在位于主厂房BC列运转层的主控室内。发电机出线通过共箱封闭157、母线引至主变低压侧。这样设置可靠性高，能减少接地故障，避免相间短路，消除附近钢结构的发热，降低损耗，另一方面，其结构简单，施工方便。6.7 燃料输送系统xx盐化工园区热电联产项目规划容量225MW+2350MW，本期工程安装225MW+3240t/h高温高压CFB锅炉(2运1备)。本期工程年耗煤量约45.75万吨(校核煤种52.93万吨)。本工程厂外燃煤采用公路运输，厂内运煤系统按2B25MW+3240t/h高温高压锅炉(二运一备)设计，并一次建成。未来2350MW机组采用铁路运煤，新上1套运煤系统，与本期工程无关联。6.7.1 卸煤设施本期工程燃煤采用公路运输，年运输量为45.75万吨。运煤158、汽车将煤直接卸到煤场。卸煤方式为汽车自卸或人工卸车。电厂不设运煤车辆，厂外运煤由社会车辆承担。6.7.2 储煤场及其设备本期建1块桥抓煤场、1块露天煤场。桥抓煤场长117m，宽33m、堆高8m，储煤量约为17500t。露天煤场储煤量约为8500t。两块煤场总共可满足本期约17.3天的耗煤量。在桥抓煤场安装1台5t31.5m桥式抓斗起重机，设地下煤斗2座，安装4台振动给煤机。另外还配备2台T140型推煤机和1台ZL50型装载机作为煤场的辅助作业。桥抓的特点是设备结构简单，便于布置干煤棚。运煤汽车只能将煤运至煤棚内卸车；桥抓没有装料斗，只能通过抓斗将煤送入地下煤斗。故桥抓煤场上煤方式为桥抓至地下煤159、斗和推煤机至地下煤斗。6.7.3 输送系统运煤系统的输送设备采用双路的胶带输送机，其中一路运行，一路备用。带式输送机参数：B=500mm，V=1.6m/s，Q=110t/h。6.7.4 筛碎设备运煤系统中暂设二级破碎、一级筛分， 将来煤破碎到满足锅炉对燃煤粒度要求的8mm。一级破碎机采用环式碎煤机，进料粒度250mm，出料粒度30mm，出力Q=110t/h；二级破碎机采用可逆锤击式细碎机，进料粒度50mm，出料粒度10mm，出力Q=110t/h。筛分设备采用滚轴筛，进料粒度50mm，筛下粒度10mm，出力Q=110t/h。6.7.5 运煤系统控制本工程运煤系统采用程序控制，桥式抓斗起重机等独立160、运行的系统和设备采用自成体系的程序控制。煤场、煤仓间等重要生产场所设置电视监控系统。6.7.6 除尘及清扫运煤系统的各运煤转运点、碎煤机室、储煤场等扬尘点均设置水喷淋抑尘设施和相应的除尘设施。煤场设喷淋装置，不但可减少煤尘的飞扬还可以增加煤的水份，减少二次搬运中的污染。运煤系统的煤仓间、转运站、输煤廊道和碎煤机室地面均采用水力清扫。清扫后的污水汇集到煤场附近的煤泥水沉淀池内进行处理， 经沉淀后的水和煤泥回收使用。6.7.7 计量设备在电厂来煤进厂路上设置汽车衡，用于公路来煤的计量；在进入主厂房前的胶带机上安装电子皮带秤，用于入炉煤的计量。对电子皮带秤校验由设在系统中的循环链码校验装置实现。6.161、7.8 其它1)杂物分离运煤系统中装设两级除铁器。2)运煤系统设立独立的输煤综合楼，将输煤控制室、输煤配电室以及输煤车间办公室布置在输煤综合楼内，输煤车间的检修设施由全厂统一考虑。煤场还设有推煤机库。6.8 除灰渣系统6.8.1 概述1)工程概况本项目位于xx盐化工园区。本期工程建设规模3240t/h高温高压CFB锅炉(2运1备)配225MW背压机组。2)主要设计原则除灰渣系统的设计，将认真执行国家的基本建设方针和技术经济政策，坚持“以人为本”和“安全可靠、经济适用、成熟先进、符合国情”的电力建设原则。设计方案力求安全可靠、技术进步、经济合理、施工运行方便、节约用水、节约用地和节约能源等。并积162、极地为灰、渣综合利用创造条件，满足“灰渣分排、粗细分排的原则”。在确保除灰、渣系统安全、可靠、经济运行的前提下，力求系统简洁，以降低工程造价。6.8.2 灰渣量经计算机组灰渣量见下表：表6-18 灰渣量表 项目单位1240t/h2240t/h设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种灰量t/h6.8839.45913.76618.918t/d151.426208.098302.852416.196t/a46935.1864500.9293870.35129001.8渣量t/h4.5916.3099.18212.618t/d101.002138.798202.004277.596t/a31306.0343163、021.0762612.0686042.14灰渣总量t/h11.47415.76822.94831.536t/d252.428346.896504.856693.792t/a76715.16105424.8153430.3210849.7日计算灰渣量按额定工况22小时计算；年计算灰渣量按额定工况6686小时计算； 灰渣比6：4，机械不完全燃烧损失q4：2.5%，除尘效率 99.95%6.8.3 除渣系统随着科技发展的进步、安全意识的提高和环境保护、综合利用以及节水力度的进一步加大，也为满足清洁、文明、安全生产，应采用机械集中的除渣系统。本设计阶段按三个方案进行设计，供选择。方案一：链斗输送机将164、渣转运到渣仓每台炉设有排渣口，在排渣口的下部均设有冷渣器，经冷却后的炉渣，由一级链斗输送机输送到二级链斗输送机的入口，最后由二级链斗输送机将其转运到渣仓。每台锅炉配置一套除渣系统，#1、#2炉共用一座6m的钢制渣仓，#3炉单独设置一座6m的钢制渣仓，可满足锅炉在额定工况燃烧设计燃料时储存24h以上渣量。渣仓为锥形下均设两个排渣口，排渣口下部设有湿式搅拌机和干灰散装机，出力均为20t/h。储渣仓布置在两台炉中间，靠近锅炉房处，下设运渣通道，可供运渣汽车在此处直接装渣，并运送至综合利用处。方案二：刮板输送机将渣转运到渣仓炉底渣经冷渣器冷却后，由一级刮板输送机输送至二级刮板输送机，再将其转运到渣仓。165、除渣系统、渣仓选型、卸料装置和布置与方案一相同，在此不再重复。方案三：带式输送机将渣转运到渣仓炉底渣经冷渣器冷却后，由一级带式输送机输送至二级带式输送机，再将其转运到渣仓。除渣系统、渣仓选型、卸料装置和布置与方案一相同。除渣方案选择上述三个干式除渣系统均是可行的，链斗输送机的价格略高于刮板输送机，由于运行方式不同，链斗输送机的磨损程度将低于刮板输送机，检修、维护工作量小；运行费用低。带式输送机比其它两种输送机都便宜，但要求冷渣温度不超过80，目前冷渣器冷却效果不稳定，排渣超温会使皮带着火。综上所述，将方案一作为推荐方案。6.8.4 除灰系统锅炉各部分的飞灰量约占总灰渣量的60%，其特点是：量大166、易飞扬，而运动着的飞灰有一定的磨损性，并随速度的增加，磨损程度急剧上升。根据飞灰储存方式，并满足为干灰的综合利用创造有利条件的基本要求，本工程除灰系统的拟定原则为安全可靠、密闭环保、尽量减少中间环节。飞灰气力集中拟采用正压浓相气力输送系统。输灰管道采用普通碳钢管，只有弯头部分采用耐磨材料，每台炉均独立运行。经过近几年来的方案比选和运行考验，正压浓相输送系统与其它类型气力输送系统相比，在适用范围内，具有系统先进、输送速度低、能耗低、磨损小、系统简单可靠等特点，在500m以内的输送距离条件下，该系统具有很高的灰气比，并且具有很优良的运行业绩，在环境清洁、布置美观及运行维护等方面，均有明显的优势。167、正压浓相输送系统，拟采用目前先进的多泵制运行方式，最大限度地减少输送系统中耐磨出料阀的数量，使整个系统的检修工作量大大减少。基于浓相输送系统采用低流速设计理念，所以输灰管道可采用普通碳钢管，只有弯头部分采用耐磨材料。在防止气力输送常见的堵管问题上，系统设计理念变被动疏堵为主动防堵，通过实时监测每一根输送管道的压力异常波动，联锁控制相应系统的进料阀，防止堵管事态扩大，经过短暂吹空后，系统即可恢复正常运行。因此，系统具有可靠、经济、简单、运行维护工作量少等特点。每个灰斗配一个发送罐，在压缩空气的作用下通过管道，将各灰斗内的排灰直接输送至灰库，取消中间环节，使系统简单、可靠。采用浓相输送系统，输送灰168、气比高，系统所需空压机和相关空气净化设备的容量相应减小，从而可降低系统初投资及运行能耗。系统工艺流程图如下：发送器省煤器灰斗灰库双轴搅拌机汽车运至用户干灰散装机发送器除尘器灰斗汽车运至综合利用场地空气压缩机根据目前国内、外气力除灰系统设计和设备的运行情况，长距离输送虽然是成熟的技术，但管道增长后，不但容易造成堵管，而且由于管系泄漏点增多，输送时间增加，输送能耗急剧上升，可靠性和经济性也将随之降低。尽管目前不少电厂希望把灰库放在远离主厂房，以免造成厂区污染，但从辨证角度来讲，输送距离越近，不仅能节约投资，系统也越能安全、可靠地运行，泄漏和故障也越少。因此，从系统的可靠性和经济性来考虑，输送距离不169、宜过长，本工程厂内飞灰集中最远水平距离不大于300米。本工程除灰系统每套出力按14t/h考虑，约为对应设计燃料灰量的2.04倍，校核燃料灰量的1.48倍。本工程除灰系统中，除尘器、省煤器灰斗下均设置发送器，在压缩空气的作用下通过管道，将各灰斗内的排灰输送至储灰库。储灰库设2座，单座灰库尺寸为12mx16.5m，有效容积为700m3，2座灰库可储存2台机组BMCR工况下，燃烧设计燃料灰量48h。省煤器及除尘器灰斗收集的飞灰可通过库顶的切换阀选择性地进入任一灰库，以实现灰库间的相互备用。灰库下考虑飞灰综合利用，设干湿两种排放口可供干灰也可供湿灰，均采取汽车运输方式。飞灰气力输送系统图详见：F167170、1K-A02-C03。6.8.4.1 压缩空气系统为合用一套气源系统，以简化系统、方便管理。本工程空压机与空气干燥器的台数和减少占地面积和初投资，压缩空气系统拟采用全厂配气中心的供气方式，采用非常成熟的螺杆式空压机供气，空气压缩机出口设有空气干燥器、除油、除尘等后处理设备，以杜绝压缩空气带水引起输灰管堵塞现象。压缩空气采用母管制供气方式，空压机的运行采用智能控制模块进行控制，从而可以从空压机的参数、台数、运行方式上进行优化配置，从而可降低设备初投资及运行费用。空压机容量和台数的确定，随气力输送系统类别而定。输送压缩空气和控制压缩空气系统拟采用合并设计，即容量，暂按配置3套排气量为15Nm3/m171、in，排气压力为0.85Mpa的螺杆式空压机考虑，运行方式为2台运行、1台备用。最终方案根据确定的气力除灰系统来确定。6.8.4.2 储灰、卸灰系统为了防止灰库下灰不畅，在灰库运转层上设置3台罗茨风机和3台空气电加热器，灰库底部透过陶瓷气化板均匀吹入热空气，使灰库底部形成流态化层，加强灰的流动性。罗茨风机及空气电加热器均2台运行1台备用。每座灰库的顶部，均配有布袋除尘器，以满足灰库外排空气的含尘量符合国家有关标准，使废气排放符合国家环保部门的有关标准。灰库顶部还设有真空压力释放阀，保证灰库在大量卸灰或温度急剧变化时，平衡灰库内外压力，从而保证灰库的安全。每座灰库下设有干灰排放口和湿灰排放口，干172、灰排放口下部设有干灰散装机，将干灰装入罐车外运供综合利用。湿灰排放口下部设有湿式搅拌机，将干灰加水搅拌制成含水率为1525%的湿灰后，供湿灰用户。6.8.4.3 灰渣厂外运输电厂灰渣厂外主要有两种输送方式，一种是专用汽车运输，一种是皮带运输。本工程灰渣主要供综合利用用户使用，考虑到电厂今后运行管理和降低成本、竞价上网需要，电厂甚至可以不购置车辆而将灰渣外运对外承包或租赁经营，因此现阶段暂按采用密闭灰渣运输汽车将灰渣运往综合利用地点考虑。6.8.4.4 除灰渣系统控制方式除灰渣系统的控制纳入辅助车间集中控制系统，在除灰除尘控制室集中控制，就地不设单独除灰控制室。在除灰除尘控制室集中操作员站上，可173、对整个除灰渣工艺系统进行集中监视、管理和自动顺序控制，还可以实现远方软手操。考虑设备的检修和紧急事故处理，在设备附近设有事故启停开关。6.9 化学部分6.9.1工程概况(1)装机容量本工程拟建设2台25MW高温高压背压式供热机组，配套建设3240t/h循环流化床锅炉，同步建设烟气脱硫、脱硝装置，留有扩建条件。(2)水源及水质本工程生产用水补给水源拟采用xx县碧源污水处理厂的再生水；生活用水由市政自来水供应，再生水备用水源拟采用南水北调中线工程的地表水。xx县碧源污水处理厂距厂址约22km，2008年9月正式投运，设计处理能力为3104m3/d,设计出水质为城镇污水处理厂污染物排放标准(GB18174、918-2002)中的一级A标准，目前平均处理量2.6104m3/d左右，出水尚无用户。根据第2年11月9日采样取得的水质全分析资料，污水厂出水水质满足城镇污水处理厂污染物排放标准(GB18918-2002)中的一级A标准，水质属于高含盐量硬水。河北xx盐化工园区深度处理系统设计处理规模为310 m3/h，设计出水水质满足城市污水再生回用 工业用水水质标准(GB/T 19923-2005)、工业循环冷却水处理设计规范GB50050-2007表6.1.3和小型火力发电厂设计规范GB50049-2011中18.2.9条款的要求，如有重复按标准高者执行，可满足本工程需水要求。建设单位已与重庆远达水务175、有限公司签订了供用水协议。(3)水汽质量标准本工程机组中的锅炉补给水质量、给水质量、蒸汽质量、炉水质量等水汽质量标准执行国家标准火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量(GB/T12145-2008)中的有关规定。6.9.2 锅炉补给水处理系统(1)系统出力水汽循环损失：14.4 m3/h锅炉排污损失：9.6 m3/h对外供汽损失：68.8 m3/h(采暖期；对外供汽按凝结水回收率80%考虑)启动或事故增加损失15.2 m3/h本工程蒸汽用户均采用表面式换热器，蒸汽与工艺介质不直接接触，回收的80%凝结水正常情况下基本不会受到污染，回收至电站后不再考虑设置凝结水处理设施而是直接回用至除氧器，运行中加176、强对回收凝结水的监测，一旦事故时水质不合格，考虑临时排入化学车间废水池与中和池，经与中和废水混合降温处理后水工接走回用或排放。本工程锅炉补给水量为92.8 m3/h，考虑到启动或事故增加损失，以及水处理系统自用水量，锅炉补给水处理系统最终设备混床按每台出力120m3/h设计，共设置2套，一用一备。一级反渗透装置按每套出力133m3/h，设置2套，一用一备，二级反渗透装置按每套出力120m3/h，设置2套，一用一备。超滤装置按每套出力100m3/h，设置2套，同时运行。(2)系统的选择通常再生水水质受污水处理厂运行影响较大，出水水质不稳定，与天然水源相比，具有有机物含量高，氮、磷含量高、水中微生177、物含量高的特点，为了保证机组的水汽质量，根据原水水质特点，本工程锅炉补给水处理系统提出以下两个方案：方案一：超滤+两级反渗透+混床方案。系统工艺流程为：工业园区生产供水生水箱、生水泵高效过滤器超滤装置超滤水箱反渗透给水泵一级保安过滤器一级反渗透高压泵一级反渗透装置淡水箱二级反渗透高压泵二级反渗透装置二级淡水箱淡水泵混床除盐水箱、水泵主厂房。酸碱再生废水排入中和池，中和后达标排放。为节约用水，最大限度减少水处理系统自用水，二级反渗透装置浓水回流到一级反渗透进水，一级反渗透装置排水收集后用于超滤装置反洗，超滤装置排水由水工专业接走回用。方案二：超滤+一级反渗透+一级除盐+混床方案。系统工艺流程为：178、工业园区生产供水生水箱、生水泵高效过滤器超滤装置超滤水箱反渗透给水泵一级保安过滤器反渗透高压泵反渗透装置除碳器(淡水箱)淡水泵强酸阳床强碱阴床混床除盐水箱、除盐水泵主厂房。酸碱再生废水排入中和池，中和后达标排放。为节约用水，最大限度减少水处理系统自用水，一级反渗透装置排水收集后用于超滤装置反洗，超滤装置排水由水工专业接走回用。上述两个方案出水水质均能满足机组对锅炉补给水水水质的要求，两个方案中预处理均采用超滤工艺，超滤集现代膜分离技术和PLC控制技术于一身，以物理截流的方式去除水中一定颗粒大小的杂质，主要截流细菌、悬浮物、蛋白质、大分子物质、胶体以及病毒等，该工艺出水能直接作为反渗透的进水，能179、为反渗透提供最大限度的保护，对于以再生水为水源的锅炉补给水处理系统，预处理采用超滤处理工艺是比较适宜的。两个方案主要区别在于一级反渗透和混床之间处理工艺的差别即二级反渗透与一级离子交换除盐之间的差别。主要技术经济比较见下表表6.9.2：表6.9.2方案比较项目方案一：超滤+两级反渗透+混床方案方案二：超滤+一级反渗透+一级除盐+混床方案建设费用投资较高投资较低运行期膜费用运行期更换膜费用较高运行期更换膜费用较低运行操作方式运行管理方便，操作简单运行管理及操作相对复杂占地面积较小较大对环境的影响酸碱再生废水量较小酸碱再生废水量较大酸碱的消耗较小较大此设计阶段因建设方未能提供园区中水处理工艺、设施180、的资料，仅取得xx县碧源污水处理厂11月的排水水质全分析资料一份，因此建议在下一阶段设计时，在建设方落实污水厂逐月水质全分析资料、中水深度处理工艺及设施、中水深度处理设计出水水质资料后，对本锅炉补给水处理方案重新校核。目前阶段暂按方案一设计。锅炉补给水处理原则性系统图见F1671K-A02-H。6.9.3 辅机冷却水处理系统本工程辅机循环冷却水补水采用盐化工园区生产供水，目前阶段无法取得水源水质资料，水质暂按污水再生利用工程设计规范GB50335-2002、工业循环冷却水处理设计规范GB50050-2007中再生水水质指标和小型火力发电厂设计规范GB50049-2011中生产工艺水质相关条款的181、要求确定，循环水浓缩倍率暂定为3.0。辅机循环冷却水处理采用加水稳剂、加杀菌剂处理方案。杀菌剂加药采用一罐两泵加药装置计量投加，杀菌剂采用人工定期投加。6.9.4 水汽取样监测系统和化学加药系统每台机组配置一套集中式汽水取样分析装置,集中式汽水取样分析装置由减温减压架、恒温装置和仪表盘组成。仪表盘设置在线仪表。3台机组的汽水取样分析装置集中布置在主厂房。针对机组水化学工况特性，给水采用加氨、加联氨处理。炉水采用加入磷酸盐处理，以防止残余硬度导致锅炉结垢。加药系统采用手动加药，就地控制，加药装置集中布置在主厂房内。6.9.5 工业废水处理系统本工程不设工业废水集中处理站，各系统废水就地处理回用。182、化学各系统废水采取分散处理方式，处理后废水回用或供厂内综合利用。本工程锅炉酸洗方案暂推荐采用盐酸酸洗方案，酸洗废水临时排入化学车间废水池。化学车间考虑设置非经常性废水池。240t/h锅炉本体清洗水容积约为70m3，根据规范，锅炉化学清洗排废水量按其清洗水容积的7倍设计，即排废水量为490m3。锅炉补给水处理系统中和池设置为2120 m3，两池一用一备。锅炉化学清洗废水的储存可考虑部分废水储存于备用的120 m3中和池，并在其附近增设约370 m3废水池一座，这样即可满足锅炉化学清洗废水的储存要求，又不影响树脂再生废水的中和处理，以节约工程投资。锅炉化学清洗废水的处置方案采用由专业的废水处理公司183、运至厂外处理的方式，故本工程电厂内不再设置锅炉化学清洗废水处理设施。6.9.6 油处理系统本工程不设全厂集中油处理室，透平油处理由热机专业设计；不设绝缘油净化室和固定设施，仅开列一台可在线处理的移动式真空高分子绝缘油处理设备。6.9.7化学试验室的仪器设备配置本工程拟新建集中的化学试验室。试验室的主要仪器设备的配置按照火力发电厂化学设计技术规程规定进行配置。化学试验室内设有水、煤、油分析室和仪器仪表间等。新建的集中化学试验室与新建锅炉补给水处理站合并布置。6.10 热工自动化部分6.10.1 热工自动化设计范围及主要设计原则1)热工自动化设计范围本期工程热工自动化设计范围为3台220t/h高温184、高压循环流化床锅炉和2台25MW背压式汽轮发电机组及其相应的汽、水、油、风、燃烧、烟气系统，以及给料系统、化学水处理系统、除灰除渣系统等辅助系统的过程检测、自动控制、联锁、保护报警系统等热工自动化设计，以及工业电视系统、火灾报警系统等。2)热工自动化主要设计原则以设备最佳运行状态、节约投资、提高生产管理及自动化水平为核心目的，根据电厂运行相关要求，采用以下设计原则：a 采用安全可靠、先进的分散控制系统。b 采用机炉控制一体化的设计思路，更多的实现信息共享。c 按照电厂管理、运行及专业的分工特点，合理优化全厂运行控制方式，减少运行人员，提高电厂的安全可靠性和经济效益。6.10.2控制方式和热工自185、动化水平1)控制方式a、本期工程为热电联产项目，以热定电。机组为母管制机组，故采用集中控制方式，三炉两机设置设置一套DCS控制系统，设置一个集中控制室。集中控制室在主厂房运转层BC列中部，锅炉、汽机及公用系统DCS控制站布置在集中控制室两侧的电子设备间内。b 不设网络控制楼，电气网络监控系统(ECS)操作员站设在集中控制室。c 设置辅助车间控制系统的计算机网络，将与包括除尘系统、化学水系统等在内相对机组独立的辅助系统通过通讯连接在一起。集中控制室设置综合监视站，各辅助车间设置启动、调试、巡检阶段的就地操作员站，其布置及设置原则依据控制系统的复杂性酌情单独设置或合并设置。d 脱硫及脱销系统的炉后186、反应区纳入DCS锅炉控制站，脱硫及脱销的公用部分单独设置远程监控的DCS控制站，设置用于调试及检修的操作站。2)热工自动化水平为保证机组的安全经济、合理的运行，设置较完善的热工检测、自动调节、控制、联锁及热工信号报警装置。共设置一套分散控制系统(DCS)，以操作员站作为机组的监视和控制手段，运行人员可在集中控制室内通过操作员站的液晶显示器、专用键盘和鼠标完成对机组的监控。除启停阶段的部分工作由辅助运行人员协助检查外，机组的启动、停止、正常运行和异常工况处理均在集中控制室内完成。DCS控制系统可完成对机炉热力系统及主辅设备的控制、监视和调整，对机组异常工况、事故工况及时报警和进行事故记录，对有关187、参数进行数据处理。机组的顺序控制系统(SCS)按机组级、功能组、子功能组及驱动级设计，保护联锁逻辑能使主辅机在各种运行工况和状态下自动完成各种事故处理、主辅设备的安全保护停机联锁功能。除燃烧调节在最低稳燃负荷以上投入自动外，其它自动调节系统按全程调节或程序自动投入调节系统设计。同时在操作台上设置独立于DCS的锅炉、汽机、发电机的硬接线紧急停止按钮或开关以及重要辅机的硬接线操作按钮或开关，以保证机组在紧急情况下安全停机。设置辅助车间(系统)集中监控网络，将水、煤、灰、渣、油及化学等设置就地PLC或DCS控制站的辅助控制系统连接到一起，在集中控制室设置辅控网操作员站，作为除调试阶段等情况外的正常运188、行的监视手段，并留有与管理信息系统(MIS)的接口。其设置原则将根据系统的大小监测控制点的数量分散设置并根据实际情况将某些辅助车间的控制站进行合并设置。脱硫、脱销系统的公用部分拟单独设置远程站，采用跟主系统一致的DCS系统，其具体控制方式可在工艺系统具体确定后设置。根据本机组的特点，可将脱销公用部分和脱硫系统控制站布置在一起，各机组的炉后脱销反应区及脱硫反应区直接纳入机组DCS锅炉控制站。6.10.3 控制室布置及电子设备间布置1) 本工程共用一个集中控制室，控制室布置主厂房运转层BC列中部。集中控制室为大厅式布置，分别布置两台单元机组和辅助系统网络监控的主要人机接口设备，包括机组DCS操作台189、辅助盘、工业电视、辅助监控网操作台、值长台及火灾报警中央控制盘。各类操作员台布置在前环，辅助盘、工业电视、火灾报警盘布置在后环，值长工作站布置在控制室的适中位置。2) 集中控制室附近另设有工程师室、交接班室、更衣室、会议室等，以方便运行管理。3) 集中控制室两侧设有电子设备间，以就近原则布置各机组的DCS机柜、DEH、TSI、ETS、FSSS相关柜、电源柜等。在辅助车间内设有相应电子设备间，室内布置辅助车间的相关控制机柜和用于调试、检修等临时操作员站。集中控制室及电子设备间详细布置方案将在初步设计阶段确定。4) 辅助控制网各控制室的布置将依据系统的大小，依据各系统设置的原则，将各个辅控系统的190、控制设备布置在一起，拟将输煤、除灰及除尘的控制室布置在一个屋内，化学水和点火油泵房系统布置在一个屋内。6.10.4控制系统的组成1)机组分散控制系统(DCS)(含烟气脱硫及脱硝系统)：功能主要包括数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、顺序控制系统(SCS)等。DCS的控制覆盖范围包括主厂房内各工艺系统。设置有操作员站、工程师站、历史站及数据站。2)厂用电及发变组等电气部分的监视与控制采用独立专用的电气监控系统(ECS)。详细功能参见电气专业有关说明。3)当分散控制系统发生全局性故障时，为确保机组紧急安全停机，在集中控制室操作员台布置紧急后备硬手操的控制按钮，当分散型控制系统通讯故障191、或操作员站全部故障时，确保紧急停机、停炉。4)对于测点数量较多且相对集中的监视点，拟采用远程I/O设备，以减少电缆和电缆桥架数量，此部分将在详细设计时具体综合考虑。5)炉膛安全监控系统(FSSS)炉膛安全监控系统一个燃烧器管理和燃料安全联锁系统，设置单独的控制系统或者纳入DCS控制系统，具体功能包含有炉膛吹扫、油系统泄漏试验、点火控制、火焰检测及熄火保护、给煤机控制、主燃料跳闸(MFT)保护。其中为提高炉膛的安全性、可靠性及协调性，由锅炉厂配供点火系统及其现场一次检测元件、就地控制设备等附属设备。6)汽机数字电液控制系统(DEH)与 汽机紧急跳闸系统(ETS)由汽机厂配供，控制策略由汽机厂负责192、，尽可能采用与机组DCS相同的硬件。7)汽机安全监视系统(TSI)由汽机厂配供。通过硬接线与DCS、ETS相连，并预留与DCS的通讯接口。8)辅助控制盘，将装设重要参数显示仪表、工业电视及汽机厂供的盘装仪表及设备。9)就地监视和控制仪表。按工艺系统的要求设置。10)锅炉工业电视及全厂电视监视系统，锅炉工业电视放置于辅盘。11)辅助车间的如除灰、除渣系统、化学水处理等系统采用单独的程控系统，可采用DCS或者PLC，接入辅控网并配置上位机，实现各辅助车间的就地控制、集中监视。12)设置管理信息系统(MIS)。6.10.5 设备选型6.10.5.1分散控制系统(DCS)1) 分散控制系统(DCS)所193、选设备必须具有先进性，并具有相应容量发电厂成熟运行经验的使用业绩， DCS厂商应在同类型机组有雄厚的技术力量。2) 应方便今后的维修服务和备品备件，并能根据工程特点编制应用软件。3)具有丰富的工程经验，良好的工程服务信誉，并且价格合理。4)分散控制系统的最终确定，有待以后的招标过程中，经过详细的技术经济比较后再做决定。6.10.5.2汽机电调控制系统(DEH)汽机电液调节控制系统由汽机厂配供，是用于汽机控制的重要设备，其任务是控制汽机转速与负荷，满足实现各种工况下的监控和保护，随汽机成套供货，其软硬件配置应尽可能和机组DCS保持一致。6.10.5.3汽机安全监测仪表(TSI)汽机安全监视系统必194、须满足用于连续监测汽机本体所有重要且与安全运行关系密切的机械运行参数，主要包括有转速、轴向位移、差胀、热胀、偏心、轴承振动、轴振动、汽缸膨胀、键相等测量项目，随汽机成套供货。6.10.5.4 汽机紧急跳闸系统(ETS) 汽机紧急跳闸系统(ETS)必须实现在各种情况下汽轮机的紧急停机功能，系统应具有在线试验功能，随汽机成套供货。6.10.5.5炉膛安全监控系统(FSSS) 由锅炉厂配供包括点火系统、火焰检测系统、火检冷却风系统等炉膛安全监控系统(FSSS)的就地系统和设备， FSSS程控系统采用单独的控制系统，系统的设计及选型应符合NFPA85标准，相关国内行业标准，以及锅炉及辅机设备等制造厂的195、要求，应具有相应容量发电厂成熟运行经验的使用业绩，其控制策略由锅炉厂家总负责，其软硬件应进可能与机组DCS保持一致。6.10.5.6 辅助车间控制系统辅助车间控制系统用于监视所有的辅助系统，故应选用系统的数据网络容量应该足够大、通讯速率高、可靠性高的产品。6.10.5.7执行机构执行机构一般情况下采用电动执行机构，可由阀门厂成套配供，自动调节及重要执行机构选用进口或可靠性高的智能一体化产品。普通阀门的电动装置采用机电一体化产品。6.10.5.8 压力表及变送器普通介质的就地显示压力表选用普通弹簧管压力表，远传测量用的压力变送器、差压变送器等，均选用智能型高可靠性产品。6.10.5.9开关量仪表196、压力、差压、温度、流量等开关选用可靠性高的优质产品，重要保护信号选用进口或者引进技术的高质量等级产品。6.10.5.10 温度仪表就地温度测量选用双金属温度计，远传温度测量选用热电偶或热电阻。6.10.5.11 显示仪表指示表均采用自带24VDC变送器电源的数字式并带有420mA输出的二次仪表。6.10.5.12 开关、按钮及继电器 控制开关、控制按钮及继电器选用高使用寿命、高可靠性的优质产品。6.10.5.13 主要的分析仪表采用进口设备。6.10.5.14 火灾报警及消防控制系统选用总线型现场传感仪表，带联动装置，且能直接控制消防联动设备的智能型火灾报警及消防控制系统，主要设备选用有成熟运197、行经验的 先进技术的产品。6.10.5.15 管理信息系统(MIS)管理信息系统的软件硬件选型应综合考虑DCS的选型及建设单位主网特性等因素。6.10.5.16 其它1)主蒸汽流量和给水流量测量采用长径喷嘴；2)高温高压一次仪表阀门采用高质量等级产品。3)控制电缆、计算机电缆均采用阻燃电缆，补偿导线采用耐高温补偿导线。4)由主机厂提供的仪表、执行器和锅炉安全控制系统炉前仪控设备的选型与配置，应能满足本工程整体自动化水平和系统接口要求。6.10.6电源6.10.6.1 交流不停电电源(220VAC)本期工程设220V不停电电源。电源切换时间不大于5ms，供分散控制系统、热工保护系统、自动调节设备198、信号报警系统、程控装置及常规仪表等用电。在厂用电中断的情况下，不停电电源系统应能保证连续供电不少于30分钟。6.10.6.2 交流220V后备电源本期工程从厂用电引入一路交流220V电源，作为后备电源。6.10.6.3 交流动力电源(380VAC)本期工程主厂房内的电源柜及配电箱，各自从电气两路厂用电引入一路380V/220V交流电源，以供电动阀门、伴热系统等设备用电。6.10.6.4 直流电源本期工程设每台汽机设一路220VDC电源至热控220V电源柜，用于直流电源的热工保护系统及设备用电。6.10.6气源仪表与控制气源主要用于气动仪表及气动阀门的测量控制，以及测量阀门的吹扫。其参数要求如199、下：供气压力： 0.50.75MPa含尘： 含尘粒小于0.3m含油： 含油量小于99%，漏风率99%，漏风率99%，漏风率120)Ca(OH)2+2HF=CaF2+2H2O3) 脱硫方案选择根据本工程实际情况，脱硫效率93.2%时，才能满足火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)二氧化硫的排放浓度的要求，循环流化床半干法烟气脱硫工艺脱硫效率较低，而石灰石-石膏湿法脱硫一般可在95%左右稳定运行，对环保要求的适应性强。烟气含硫量变化时，易于调整控制，脱硫效率较稳定。因此本工程采用炉后石灰石-石膏湿法脱硫。采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫方案有以下主要技术特点：1)脱硫效率高 石灰石(石灰200、)-石膏湿法脱硫工艺脱硫率高达95%，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少，本工程采用湿法脱硫工艺，二氧化硫脱除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。2)技术成熟，运行可靠性好国外火电厂石灰石-石膏湿法脱硫装置投运率一般可达95%，由于其发展历史长、技术成熟、运行经验多，因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。3)对煤种变化的适应性强 该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，无论是含硫量大于3%的高硫煤，还是含硫量低于1%低硫煤，石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺都能适应。4)吸收剂资源丰富，价格便宜。5)脱硫副产物便于综合利用 石灰石-石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏201、。主要用途是用于生产建材产品和水泥缓凝剂。本工程采用湿法脱硫工艺，脱硫副产物综合利用，不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用。6)技术进步快近年来国外对石灰石-石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断的改进，如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔，塔内流速大幅度提高，喷嘴性能进一步改善等。通过技术进步和创新，可望使该设备占地面积较大、造价较高的问题逐步得到解决。7)适应国内外发展趋势 石灰石-石膏湿法脱硫是目前世界上应用最多的脱硫工艺，特别是在美国、德国和日本，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%以上，应用的单机容量已达1000MW，在国内已建、在设202、计中的电厂中，石灰石-石膏湿法脱硫也占到90%以上。对于燃用中、低硫煤的大型锅炉或新建大型锅炉，应选择技术成熟且脱硫效率高的石灰石石膏湿法脱硫工艺，目前国内600MW的机组基本都是使用该脱硫工艺。综合以上，现阶段暂按石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫效率按95%考虑。7.1.2 烟气脱硫工程设想本项目脱硫场地布置在引风机与烟囱之间，采用一炉一塔的布置方式，与电厂锅炉及引风机串联布置。整个系统烟气流程如下：循环流化床锅炉烟气电袋除尘器引风机湿法脱硫烟囱。7.1.2.1 设计基础参数本工程推荐采用石灰石-石膏湿法脱硫方案。锅炉采用一炉一塔的配置方案其主要设计原则为：1) 脱硫装置规模：本期工程3240203、t/h锅炉(两用一备)按全烟气脱硫考虑。2) 湿法脱硫系统的系统效率达到95。3) 脱硫系统不设置旁路。4) 采用石灰石粉进场方式。5) 为降低工程造价，除关键设备采用国外进口外，其余设备及材料均由国内配套。6) 脱硫装置设计寿命为30年。下表为单台炉对应数据表7-1 脱硫系统入口烟气参数BMCR240t/h每台锅炉设计煤种校核煤种备注烟气量(m3/h)396868395396过剩空气系数1.4251.425空预器出口烟气温度()140140引风机烟气出口气温度()134134综合脱硫效率95%7.1.2.2 主要分系统说明1) 烟气系统当FGD装置运行时，烟气进入脱硫吸收塔，从吸收塔出来的清204、洁烟气通过烟囱排入大气。由于本期工程拟采用烟囱排烟方式，不设烟气-烟气交换器(GGH)，同时，在引风机的风压设计上考虑FGD的阻力，不再单独设立脱硫增压风机。2)吸收塔系统本工程每台锅炉设置一套100容量的吸收塔系统。烟气从吸收塔下侧进入与吸收浆液逆流接触，在塔内进行吸收反应，对落入吸收塔浆池的反应物再进行氧化反应，得到脱硫副产品二水石膏。经吸收剂洗涤脱硫后的清洁烟气，通过除雾器除去雾滴后通过烟囱排入大气。为充分、迅速氧化吸收塔浆池内的亚硫酸钙，设置氧化空气系统。考虑检修和脱硫系统快速启动，设置一台事故浆罐，保留一定数量的晶体颗粒，为启动后在吸收塔浆池内石膏晶体的生长提供晶核。3) 吸收剂制备205、系统本阶段暂按石灰石粉进厂，石灰石粉在厂外制备好以后，通过密闭罐车直接运送到脱硫场地，厂内不再单独建设石灰石破碎系统。本期工程每年所需脱硫石灰石粉约0.981.123万吨。根据工艺的需要，石灰石粒径至少要达到0.06mm(90%通过250目)。合格的石灰石粉由业主负责送入石灰石粉贮仓。公用区域设一座锥底钢筋混凝土石灰石粉仓，粉仓设置粉斗流化风及电加热系统、除尘系统、变频称重式双路卸料装置等。存储于石灰石粉仓内的石灰石粉，由螺旋称重给料机输送至石灰石浆液箱配置成浆液，由石灰石浆液泵送至吸收塔，以补充因与SO2反应而消耗了的吸收剂。脱硫装置设3台石灰石浆液泵，两运一备。泵容量按每台炉100%BMC206、R工况时所需石灰石浆液设计。石灰石浆液给料量根据锅炉负荷、FGD装置进口和出口的SO2浓度及吸收塔浆池内的浆液PH值进行闭环控制。主要设备：石灰石粉仓：有效容积100m3；1座石灰石浆液箱：有效容积30m3；1台石灰石浆液泵：卧式离心泵15m3/h20m；N=5.5kW；3台4)脱硫副产品的处理吸收塔的石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液进入真空皮带脱水机，石膏浆液经脱水处理后落至石膏储存间存放待运，供综合利用。石膏旋流站出来的溢流浆液返回吸收塔循环使用。为控制脱硫石膏中Cl等成份的含量，确保石膏品质，在石膏脱水过程中用工艺水对石膏及滤布进行冲洗，石膏过滤水收集在回收207、水池中，然后用泵送到吸收塔。回收水泵为两台，一台运行，一台备用。石膏脱水车间设置一个石膏储存间，其容积按2台锅炉BMCR工况运行时3天(每天24小时计)的石膏量进行设计。石膏储存间设有两台桥式抓斗，用于堆集和装运石膏。主要设备：真空皮带脱水机：Q=4t/h；过滤面积5m2；N=5.5kW；2台真空泵：出力20m3/min；真空度400mmHg；45kW；2台脱硫装置副产物脱硫石膏产量为：表7-2 脱硫装置副产物脱硫石膏产量(两台炉)机组数煤种单位小时产量日产量年产量225MW设计煤种t2.2248.8414843校核煤种t2.5255.4416849注：脱硫装置平均日利用小时数按22小时计算，208、年石膏生成量按年耗燃煤量计算。本工程采用湿法脱硫，从保护本地区环境和水源的原则出发，不采用石膏浆液抛弃方案，产生的石膏浆液进行脱水处理，副产物石膏供综合利用。7.1.3 吸收剂来源、消耗量及运输脱硫所需的吸收剂石灰石的供应来源及可靠性是保证脱硫工艺正常运行的基本前提，本工程拟采用石灰石石膏湿法脱硫工艺。石灰石(CaCO3)的品质一般要求CaCO3含量不小于90(或CaO含量不小于50)，MgO含量小于2。采购石灰石粉，细度要求325目，筛余小于5。表7-3 石灰石特性分析项目名称符 号单位石灰石氧化钙CaO%53.31二氧化硅SiO2%1.50氧化镁MgO%1.19三氧化二铝Al2O3%0.3209、4三氧化二铁Fe2O3%0.16三氧化硫SO3 %0.11氧化钠+氧化钾Na2O+K2O%0.11五氧化二磷P2O5%0.01本期工程FGD总耗用石灰石量如下：表7-4 脱硫石灰石消耗量(2台炉脱硫装置)项目设计煤种校核煤种小时用量th1.361.56日用量 td29.9234.32年用量 104ta0.90931.043注：1) 日用量按22小时计算，年用量按照6686小时计算2) 钙硫摩尔比取1.05脱硫所需的吸收剂石灰石的供应来源及可靠性是保证脱硫工艺正常运行的基本前提，本期工程建成后每年所需脱硫用石灰石粉约1.1万吨，由该地区的石灰石厂来提供是完全有保证的，可满足电厂需要。电厂公路运输210、条件优越，其所需石灰石粉考虑由公路运输来承担。石灰石从块料的开采到磨制成粉均由当地企业完成，合格的石灰石粉由密闭罐车送到厂内，通过罐车上自带的输送设备存放到石灰石粉库内，厂内用合格的粉料搅拌制浆。厂内不建石灰石破碎系统。7.2 烟气脱硝7.2.1 烟气脱硝工艺概述目前，国际上采用的烟气脱硝(NOx)技术主要分两大类：燃烧改良处理技术(Combustion Modification)和燃烧后处理技术(Post-Combustion)。在这两大类技术中，有可能两种或多过两种技术能联合(combined)或联体(integrated)的使用应用而衍生出第三类：由于技术的结合而产生的混合法处理技术。世211、界上比较成熟的“燃烧后NOx处理技术”有上世纪70年代开发并运用的选择性触媒还原法(SCR)， 80年代中期研发成功并得到广泛应用的选择性非触媒还原法(SNCR)以及90年代后期研发成功并在大型燃煤机组上得到成功应用的SNCR/SCR混合法技术。7.2.2 烟气脱硝工艺选择7.2.2.1 几种烟气脱硝工艺比较1) 选择性触媒还原法(SCR)SCR为一种炉后脱硝反应装置，最早由日本于70年代后期完成商业运行，至80年代中期欧洲也成功地实现了SCR的商业运行。“高尘式” 的SCR设置触媒装置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间， 其作用为使喷入氨与烟气中NOx加速反应实现脱硝。因有触媒的使用，其有212、效反应温度范围较SNCR低的多，V/TiO2触媒的温度范围约在320C 400C之间。选择性触媒还原法(SCR)最普遍使用的化学反应剂(还原剂)为氨(Ammonia)与尿素 (Urea)。选择性触媒还原法(SCR)为烟气脱硝技术是发明最早，并成功应用于电站锅炉的烟气脱硝技术。因此SCR工艺在国际上应用最为广泛。其工艺的主要流程为：SCR装置流程锅炉省煤器烟囱脱硫系统电除尘器SCR空预器液氨储藏罐氨-空气混合器氨蒸发器稀释空气风机省煤器旁路静态气体混合器氨-烟气混合器喷氨格栅SCR旁路2) 选择性非触媒还原法(SNCR)80年代中期SNCR技术在国外研发成功，开始大量应用于中小型机组，至90年代213、初期成功地应用于大型燃煤机组。该技术的成功运行经验至今已累计达450多台机组。其原理是在炉内喷射尿素或氨水等化学还原剂使之与烟气中的氮氧化物反应，将其转化成分子氨(N2)及水(H2O)。目前最新的SNCR技术NOx有效反应温度范围已可达850C1250C之间。SNCR基本反应原理和SCR一样。因为将化学反应剂喷入炉内正确的位置且随锅炉负荷变化而调整是非常重要的，因此要求SNCR技术在设计阶段对每台对象机组实施计算机模拟分析，从而设计出随温度场变化的运行控制系统。实际运行时SNCR的反应窗将随温度场的分布而实施自动追踪调整，不受燃料种类或煤的质量变化的影响。3) SNCR/SCR混合法 (HYB214、RID SNCR/SCR)SNCR/SCR混合法技术于90年代后期研发成功并成熟的应用于多数大型燃煤机组。该技术非常适合新建大型机组，同时也非常适用于场地狭窄的老厂改造。根据最新资料统计，其脱硝效率最高可达60-90% ，是一种结合炉内脱硝SNCR法及炉后脱硝SCR法串接成一个联体操作(Integrated Operation)系统。该系统的脱硝效率可得到接近SCR的效果。该技术的原理是应用于SNCR法的化学还原剂被设计成在炉内脱硝后的余氨再进入SCR的催化剂实施再脱硝。安全的还原剂为尿素，其后加的SCR可以省去AIG(Ammonia Injection Grid)系统。在发挥到最大值时，此系215、统可提供电厂最经济的脱硝方式，它可提供电厂在符合环保法规的要求下，阶段性的增添设备及催化剂， 逐步到位，而无需将资金做一次性使用，可大量节省电厂脱硝运转费用。4) 选择性还原脱硝技术比较选择性还原脱硝技术包括选择性非催化还原(SNCR)法、选择性催化还原(SCR)法和SNCR/ SCR 混合法。在这些方法中SNCR 的主要优点是投资及运行费用低，缺点是对温度依赖性强，脱硝率只有30%50%，氨的逃逸量大。实际工程中应用最多的是SCR 法。SNCR/ SCR 混合法是种有前景的烟气脱硝技术，但牵涉的系统更多，对技术的要求更高。表7-5 选型性还原脱硝技术比较内容SCRSNCRSNCR/SCR 混216、合型还原剂NH3 或尿素尿素或NH3尿素或NH3反应温度3204008501250前段:8501250，后段:320400催化剂成份主要为TiO2，V2O5，WO3不使用催化剂后段加装少量催化剂(成份同前)脱硝效率70%90%大型机组25%40%40%90%反应剂喷射位置多选择于省煤器与SCR 反应器间烟道内通常炉膛内喷射综合SCR 和SNCRSO2/SO3 氧化会导致SO2/SO3 氧化不导致SO2/SO3 氧化SO2/SO3 氧化较SCR 低NH3 逃逸3ppm510ppm3ppm对空气预热器影响催化剂中的V、Mn、Fe等多种金属会对SO2 的氧化起催化作用，SO2/SO3氧化率较高，而N217、H3 与SO3 易形成NH4HSO4 造成堵塞或腐蚀不会因催化剂导致SO2/SO3 的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低SO2/SO3 氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR 低系统压力损失催化剂会造成较大的压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR 小，产生的压力损失相对较低燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化无影响影响与SCR 相同锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布的影响受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx 分布的影响占地空间大(需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统)小( 锅炉无需增加催化剂反应器)较小(需增加一小型催化剂反218、应器.)上面介绍的三种脱硝方式均能满足要求7.2.2.2 结论结合本工程实际，锅炉炉型为循环流化床锅炉，本期工程拟采用比较成熟的、针对大型机组大烟气量的、高效率的SCR脱硝方式，为提高运行经济性，在省煤器和空预器之间加装SCR反应器。根据环保要求，本工程NOx脱除效率暂按85%设计。本期225MW等级背压机组烟气脱硝采用选择性触媒还原烟气脱硝系统(SCR法)。脱硝后烟气经过空气预热器热回收后进入电袋除尘器。每台锅炉配有一套SCR反应装置，三台锅炉(两用一备)公用一套液氨储存和供应系统。7.2.3 烟气脱硝工程设想7.2.3.1 设计参数主要设计原则：本期每台炉对应一套脱硝装置，全厂设置一个氨区219、，不设置脱硝旁路烟道。液氨耗量见下表：表7-6项 目单位1240t2240t设计煤质设计煤质小时耗量kg/h42847.2.3.2 SCR脱硝原理这套脱硝系统主要用来将锅炉排放烟气中的氮氧化物分解成无害的氮气和水，化学反应式如下：4NO+4NH3+O24N2+6H2O6NO2+8NH37N2+12H2O NO+NO2+2NH32N2+3H2O本系统设计采用选择性还原触媒法(SCR)。液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区，通过与空气均匀混合后由分布籍导阀进入SCR反应器内部反应，SCR反应器设置于空气预热器前，氨气在SCR反应器的上方，220、通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反应器内触媒层内进行还原反应过程。7.2.3.3 液氨的储存和蒸发系统本工程脱硝所用的还原剂从市场购买，从市场购买的还原剂(液态氨浓度99.5%),供应商用罐装车运输(以液体形态储存在压力容器内)，送往xxxx盐化工园区热电厂的氨贮存场地。整个氨区系统设计考虑本期2台机组。本期系统设置2台卸料压缩机、2台30m3液氨储罐(可以供给两台机组BMCR工况下每天24小时运行10天的量，实际储氨量为罐内液氨水平面达到最高时其体积不超过储罐总容量的85%)、2台氨蒸发器(1用1备)、1台氨气缓冲罐、2台液氨供应泵、2台氨吸收槽、1台废水泵和1座废水221、池和2台氨压缩机。所有相应管道和阀门按本期2台机组同时运行设计。表7-7 物料平衡计算结果参数数值还原剂类型无水氨纯度(%)99.5脱硝效率(%)80氨逃逸(ppm)3催化剂寿命(小时)24000日耗NH3(t/d)1.85年耗NH3(t/a)567.65使用时，储存罐中的氨借助自压输送到蒸发器中(冬天气温较低时经液氨供应泵增压)，在蒸发器内(通过蒸汽加热)将氨蒸发，在缓冲贮罐贮存，通过管道送至每一台炉的SCR反应装置旁。再用空气稀释高浓度无水氨，这样氨/空气混合物安全且不易燃。通过装在SCR入口烟道内的氨注入格栅，将氨/空气混合物注入到SCR系统内。每一台锅炉设置二台稀释风机，一台运行，一台222、备用。每一台锅炉设置二台氨/空气混合器。氨蒸发器系统设置二台卸载压缩机，一台运行，一台备用。 整个液氨系统配置4台氨气泄露检测仪，当环境中氨气浓度超标，检测仪报警并开启喷淋系统稀释氨气。液氨系统配置氮气吹扫系统(氨储罐除外)，用氮气对氨系统设备及管道进行吹扫，氮气钢瓶由业主提供。配备封闭废气处理系统，当氨管道被氮气吹扫及氨气排放时，废气通过管道收集到稀释槽中，利用水对废气进行吸收。废水排到污水池，并通过废水泵排到厂区废水处理系统。8 环境及生态保护与水土保持8.1 环境概况8.1.1 本工程基本情况本项目位于xx盐化工循环经济园区东部，占地大约740500m，并分为两期建设，一期建设规模225223、MW背压机组，二期2350MW抽凝机组，向西侧拟建盐化工循环经济园区供热。拟设计配套建设SCR脱硝装置+电袋除尘器+湿法脱硫装置和一座高100m出口内径为3500mm的单筒烟囱。8.1.2 厂区地理位置及气候特征8.1.2.1 厂区地理位置xx县盐化工循环经济园区位于xx县东部的贾家口镇和营口乡交界处，西距xx县城约20km，北距石家庄约80km。园区规划的用地范围为：西至xx、小河庄，东至高口村；北至郑昔线，南至邱头村。园区东西长约5.6km，南北宽约4.7km，规划总面积2074.59hm2.园区北边界紧邻郑昔线，距最近居民点大营上村350m，距盐矿勘察范围边界约3km；南边界距滏宁渠1.2km，距滏阳河1.5km，距青银高速公路1.3km，距308国道约6km。园区距南侧xx泊滞洪区约6km。8.1.2.2 气候特征xx县属于温暖带半湿润大陆性气候，四季分明，春季多西南风，干旱少雨，夏季炎热多雨，秋季冷暖适宜，