1、煤焦化能源有限公司热电联产综合利用项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月106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.概述11.1项目背景11.2项目单位简介21.3研究范围和分工21.4可行性研究报告编制单位31.5项目概况32.电力系统部分62.1电网概2、况62.2接入系统方案62.3电气主接线73.热负荷分析83.1供热现状83.2设计热负荷83.3供热方式93.4凝结水回收情况94.燃料供应94.1燃料供应94.2石灰石114.3锅炉点火燃料114.4燃料运输方式114.5电厂灰场115.机组选型及供热方案125.1机组选型及方案比较125.2供热方案156.厂址条件166.1地貌概况166.2工程地质、地震烈度资料176.3气候条件176.4交通运输条件177.工程设想187.1总图运输部分187.2燃料输送系统207.3热力系统237.4燃烧系统257.5主厂房布置267.6灰渣系统287.7化学水处理部分297.8电气部分317.9水3、工部分327.10热工自动化部分347.11建筑结构部分377.12采暖、通风及空调系统408.消防部分448.1概述448.2设计依据448.3消防设计的主要原则448.4火灾报警及控制系统448.5建筑物与构筑物要求458.6发电车间的消防措施458.7消防给水系统469.环境保护469.1厂址与环境现状分析469.2环境保护设计采用的标准479.3拟建项目排放污染物情况分析489.4生态环境保护措施分析499.5拟建项目对生态环境的影响评价5010.资源利用与节能分析5210.1资源的综合利用5210.2节约能源措施5210.3节约原材料5310.4节约用水5411.劳动安全与工业卫生54、411.1设计原则5411.2劳动安全及工业卫生设计中采取的主要防范措施5511.3防尘、防毒、防化学伤害6011.4防电伤、防机械伤害及其他伤害6211.5防暑、防寒、防潮6311.6防噪声、防振动6411.7其他安全措施6611.8劳动安全及工业卫生机构与设施6711.9综合评价6712.组织机构和人员编制6812.1发电分厂的运行管理及组织机构6812.2供热发电机组的设计定员6813.项目实施的条件和轮廓进度6913.1施工场地6913.2综合进度预安排6914.投资估算7014.1投资估算7015.财务效益评价及效益估算7315.1财务效益评价7315.2资金筹措7315.3费用与效5、益估算7515.4财务分析7616.可行性研究结论及建议8316.1结论8316.2问题及建议831. 概述1.1 项目背景煤矸石是煤炭生产和洗选加工过程中产生的固体废弃物。“十二五”期间，随着煤炭资源开发力度加大和境内煤矿的不断增多，每年排放煤矸石约200万吨，煤矸石排放堆积，浪费资源，占压土地，污染环境。为了节能减排，综合利用煤矸石等低热值资源，建设煤矸石发电厂势在必行。项目综合建设条件：XX煤焦化能源有限公司有自己的煤矿及其他企业的煤矿，煤质以贫瘦煤为主，发热量7000大卡左右，挥发分11.98%。在煤炭开采过程中，煤矸石含量较高，据统计资料分析，各矿选煤矸石率均在10%左右，每年可提供6、100万吨的煤矸石及劣质煤，足以保证建设煤矸石电厂的需求。该项目为融资性质的生产类项目，国家发展改革委关于2007-2010年煤矸石综合利用电厂项目建设有关事项的通知，也明确2007-2010年全国新建煤矸石综合利用电厂50座，总装机规模2000万千瓦；国家能源局煤炭司司长方君实在全国煤炭工业节能减排暨循环经济现场会上透露，“十二五”期间，国家将继续鼓励建设煤矸石电厂，装机容量略高于“十一五”规模。煤矸石及劣质煤全部由境内煤矿供给，利用矿区公路和城市规划道路汽车运输进厂。XX煤焦化能源有限公司还拥有年产80万吨焦炭的焦化厂，其副产品剩余煤气作为发电工程的燃料。这样电站的电力又反哺煤化生产，这样7、最终形成综合利用的循环经济发展模式，为区域经济健康持续发展做出贡献，为当地创造税收，并解决当地的富余劳动力，为支援社会主义新农村建设作出贡献。另外，随着黑龙江省XX市煤化工业的快速增长，对电力负荷的需求与日俱增，XX煤焦化能源有限公司综合利用项目215MW热电联产机组及配套市政供热站的建设，将一定程度上缓解黑龙江XX市电网的压力，就地解决局部电力负荷不足的问题，对当地的电力负荷起到有益的补充；还在一定程度上缓解了黑龙江XX市XX县政供热的压力。项目建设内容：建设2130t/h次高温次高压锅炉+115MW抽汽凝汽式汽轮发电机组+115MW背压式汽轮发电机组（包括：热力系统，燃料运输系统，煤矸石储8、存、焦炉煤气系统，防灰渣系统，供水系统，化学水处理系统，电气系统，热工控制系统等）项目分两期建设；由于XX煤焦化能源有限公司已建成热电联产项目（275t/h次高温次高压锅炉+115MW抽汽凝汽式汽轮发电机组），所以本次新建工程两期分别为热电二期和热电三期。1.2 项目单位简介XX选煤有限责任公司系XX企业集团下属企业。XX集团于2001年创建，下设有XX市XXXX选煤有限责任公司、XX煤焦化能源有限公司、XX市XX清洁煤有限责任公司、XX县XX热力有限责任公司、XXXX甲醇化工有限责任公司、XXXX城镇污水处理有限责任公司等六家企业，资产总额30.37亿元，净资产13.46亿元，固定资产11.9、19亿元，从业人员3390人。集团本部设在XX县城北，占地面积95.5公顷，员工1767人。集团拥有焦化厂一处，年产80万吨焦炭（2x4.3米60孔侧装焦炉）；洗煤厂二处，年入洗能力240万吨；年产8万吨甲醇厂一处；装机15兆瓦煤矸石热电厂一处；热力公司一处，城区供热面积136.5万平方米；生产煤矿6处，生产能力60万吨；拟建双兴煤矿，设计能力60万吨；铁南煤矿30万吨，另有3个煤炭资源勘探区，勘探面积278平方公里，资源储量约1.5 亿吨。2010年210万吨/年混凝土搅拌站建成投产，2万吨/日污水处理厂正在建设之中。集团已初步形成了集采矿、洗选、炼焦、化工、发电、供热于一体，生产发展与节能10、减排同步进行，安全环保达标、链条式生产、循环经济模式的综合性生产企业。主要产品有原煤、精煤、中混煤、焦炭、焦油、粗苯、硫铵、甲醇、发电和城区供热等。2010年集团实现销售收入15.71亿元，纳税2.37亿元，利润1.26亿元。生产精煤44.6429万吨、焦炭63.9178万吨、焦油23,984.65吨、粗苯6,174.9吨、硫铵4,589吨、甲醇52,764吨，发电7,580.775万千瓦时。为了满足企业不断发展需要，该综合利用项目的发电工程规划装机容量为225MW热电联产抽凝发电机组及配套市政供热建设，分两期建设，本次可行性研究报告编写进行一次性规划设计。1.3 研究范围和分工本报告书主要研11、究煤矸石掺烧焦炉煤气配套的综合利用发电工程。本发电工程作为煤矸石及焦炉煤气的资源综合利用项目，主要从资源上的可利用性、现实性；环境保护上的改善性和迫切性；经济上的赢利性、合法性；技术和设备的先进性、实用性、可靠性等方面对XX煤焦化能源有限公司煤矸石及焦炉煤气综合利用发电工程进行研究和分析、得出研究结论，为项目法人和行业主管决策、审批提供可靠的依据。主要范围包括：（1）概述；（2）电力系统部分；（3）热负荷分析（4）燃料供应；（5）机组选型及供热方案（6）厂址条件；（7）工程设想；（8）消防部分；（9）环境保护；（10）资源利用与节能分析；（11）劳动安全与工业卫生；（12）组织机构和人员编制；12、（13）项目实施条件及轮廓进度；（14）投资估算；（15）财务效益评价及效益估算；（16）项目可行性结论及建议；（17）附图下列项目不属于可研论证的范畴：l 水源地的开发和建设l 工程地质l 水文气象l 环境影响报告书l 电力接入系统以上所列项目，由XX煤焦化能源有限公司另行委托有资质的专业机构承担。1.4 可行性研究报告编制单位建设单位：XX煤焦化能源有限公司可研报告编制单位：xxXX煤焦化能源有限公司215MW热电联产综合利用项目的可行性研究报告由xx编制、刊印。1.5 项目概况 项目简介XX煤焦化能源有限公司煤矸石掺烧焦炉煤气发电综合利用项目，位于XX县XX路一号。215MW热电联产综合13、利用项目，作为煤化综合工程的一个独立发电车间，是整个循环经济产业链的一个环节。发电系统生产的电力上网外供。 拟建厂址情况XX煤焦化能源有限公司是XX市大型煤化工循环经济试点企业，也是XX企业集团核心骨干企业。XX煤焦化能源有限公司于2004年11月建立，公司本部设在XX县城北XX路1号，主厂区占地面积95.5公顷。企业内设机构共有15个部室、13个分厂、车间。公司有年产80万吨焦化厂一座；选煤厂两处，年入洗能力达200万吨；热力公司城镇供热能力160万余平方米，同时在建供热站一处，两年之内供热面积将超过200万平方米；有年产10万吨甲醇厂一处；年发电15MW干熄焦电厂一座；210万立方米混凝土14、搅拌站一座；年产6000万块煤矸石、粉煤灰多孔烧结砖厂一座和日处理2万吨城镇污水处理厂一座；另有多处煤矿，资源储量约1.5亿吨。目前企业已形成了集采矿、选煤、炼焦、化工、发电、供热、污水处理、建材于一体，环保、安全达标，链条循环经济模式的综合性生产企业。 可研报告编制依据1）DL/T 53752008 火力发电厂可行性研究报告内容深度规定2）GB400492011小型火力发电厂设计规范3）该综合利用发电项目的咨询及委托文件。4）XX煤焦化能源有限公司提供的相关资料。5）其他政府文件6）现行相关国家标准和行业有关规程规范。 可行性研究报告编制的原则及指导思想报告的编制遵照国家经贸委、财政部、国家15、税务总局关于进一步开展能源综合利用的意见以及国务院关于加快发展循环经济的若干意见的有关精神，遵循“安全保障、稳定可靠、技术先进、经济合理、降低能耗、节约投资”的原则，并结合“统一规划、适度规模、分步实施和以热定电”的电力建设方针，遵照执行以下准则：1）遵守国家和地方的有关政策、法规；执行国家和行业有关规范、标准规定。2）贯彻可持续发展战略，严格遵守国家和地方有关环境保护的各项法令、法规和政策，设计中坚持“三同时”原则，配套装置的环保设施，其“三废”必须达标排放。3）贯彻执行国家节能减排政策和要求，选用成熟、先进的工艺技术，进行集约整合，建设规模化、洁净化、资源综合利用的高效能、绿色环保的典范工16、程。4）正确处理好主业生产以及辅助设施同综合利用发电工程的关系，努力提高工程项目的社会效益和经济效益。5）采取有效措施控制工程造价，如对于国内已经成熟和过关的产品或有一定的实际使用业绩的产品，最好选用国产设备和产品，不主张采用进口设备和产品。6）在工艺技术路线的选择上，既要采用世界上的先进可靠技术，又要做到经济合理，技术的先进性要服从经济的合理性和国家的产业政策，切实贯彻节约用地、节约用水及节约能源的原则。7）发电工程充分利用主业的生产和辅助设施，即可利用其共用工程、储运设施、生产辅助设施、生活福利与服务性设施。8）做好发电工程的整体规划，充分体现规划的总体、长远理念，使发电工程与该公司的主业17、-煤化工的发展相匹配。 综合利用发电工程主要技术经济指标表1-1综合利用发电工程主要技术经济指标序号项目名称单位数值备注1循环硫化床锅炉t/h 21302汽轮发电机组MW2153利用小时数h72004年发电量MWh1620005年供电量MWh 145800厂用电率10%6发电热耗率kJ/kWh52647全厂热效率%71.748供热面积241.469年平均热电比%44410劳动定员人852. 电力系统部分2.1 电网概况本项目厂址地区位于XX市XX县。为更好地满足地区负荷持续增长的需要，从2009年成立至今，XX供电公司积极对上争取电网建设项目，在国网黑龙江电力的支持下，加紧实施在建电网项目，218、009以来，累计完成电网建设投资7663.01万元，进一步完善了区域电网网架结构。编制完成了XX供电区电网“十二五”发展规划，修编完善了XX及XX供电区2013至2020年配电网滚动规划，同时结合开展安全大检查，从电网规划的角度排查安全隐患，开展地区电网负荷预测，分析电网薄弱环节，全面梳理110至220千伏电网结构方面存在的问题，在充分考虑XX地区经济社会发展的实际情况下，优化调整XX电网项目建设规模和时序，为城市重点大项目落地提供强力电源支撑。XX地区电网是黑龙江省东部电网的重要组成部分，现有220千伏共用变电站3座，变电容量510兆伏安；110千伏共用变电站5座，变电容量266兆伏安；1119、0千伏专用变电站2座，变电容量163兆伏安。按照国网黑龙江电力部署和要求，XX供电公司从电网规划角度，全面梳理地区电网网架存在的问题，编制完成了XX供电区110千伏及以上电网网架结构分析及优化方案，对指导XX供电区电网建设，保障电网安全稳定经济运行，促进地方经济发展具有重要意义。按照方案规划，到2015年，XX供电区将建成以500千伏庆云变电站为支撑，以XX电厂为电源的220千伏环网结构，除110千伏中心河变、110千伏岚峰变等终端变电所外，其余各110千伏变电站均能保证双电源供电。十二五期间，该公司将最大限度利用现有电网，同时积极向上争取资金，努力将110千伏北山变扩建工程建设时序提前到2020、14年，同时考虑双回电源建设；将220千伏七北输变电工程和110千伏金沙输变电工程的建设时序适当提前至2015年，以满足地区负荷快速增长的需要，推进区域经济发展。2.2 接入系统方案新建二期和三期电站分别以一路35kV线路接入厂内新35kV升压站，最终的并网方案应以上级电力部门的有关批复文件为准。电力接入系统由业主外委相关单位进行设计，本系统由当地供电局确定设计单位。2.3 电气主接线新建二期和三期电站分别为一炉一机。新建二期和三期电站分别出线一回，送入厂内新35kV升压站，发电机出口接线方式为发电机主变压器组单元接线，经主变压器升压至35kV送入厂内新35kV升压站35kV母线。再通过发电机21、出口机压母线引接6.3kV厂用母线，厂用负荷按机炉对应原则分别由厂用母线上引接。新建二期、三期电站35kV配电装置和原有一期35kV配电装置采用单母线分段接线方式。 3. 热负荷分析3.1 供热现状XX煤焦化能源有限公司主要还负责着黑龙江省XX市XX县的市政供暖。由于XX市XX县发展迅速。以前该公司的供暖机组已经难以满足城市的发展需求。XX热力公司主要热源为热力公司的热水小煤炉（615t/h+210t/h）供热约为110万平方米和热电一期的一段抽汽额定供热能力约为50万平方米，最大供热面积约为80万平方米，汽轮机低真空循环水供热面积约为15万平方米左右。热电一期的两台热网首站（已建成），总供热22、能力为500万平方米，目前主要投运1台100万平方米的热网首站。根据XX热力公司2013年的XX市XX县总供热面积的统计约为205万平方米左右，已完全达到热水小煤炉和热电一期的最大供热面积。且根据“XX热力公司”的XX市XX县市政建设的最新数据统计，XX县2014年最新增供热面积约为42万平方米和XX市XX县建设发展的要求。根据XX热力公司近年运行分析，随着当地经济等不断发展，供热面积会进一步增加，且现有热水锅炉（总容量110t/h）单台容量小、燃料要求高、效率低且设置分散，不利于集中管理等，因而考虑将热水锅炉将逐步要求被取缔。3.2 设计热负荷XX煤焦化能源有限公司根据目前已有供热负荷和XX23、市XX县市政建设发展的要求。本次规划热电二、三期将逐步根据XX市XX县市政建设发展的要求建设。本设计主要以热定电，主要规划方案如下：热电二期：1130t/h次高温次高压锅炉+115MW抽汽凝汽式汽轮发电机组。建成后，热电机组额定抽汽量50t/h，热量约117.72GJ/h ，供热面积约50.3万平方米，最大抽汽量80t/h，热量约188.35GJ/h ，供热面积约80.49万平方米，因此，可以满足XX县2014年新增供热面积及近期供热规划要求。热电三期：1130t/h次高温次高压锅炉+115MW背压式汽轮发电机组（部分新蒸汽来源为干熄焦余热锅炉，蒸汽量约为54t/h）。建成后，热电机组额定排汽24、量约为190t/h，热量约447.42 GJ/h ，供热面积约191.16万平方米。因此，可以满足XX县供热规划及XX热力公司取缔热水小锅炉。3.3 供热方式本次设计主要是以热定电，在结合目前热电一期的供热机组及XX县发展规划，对原有的供热系统进行升级改造。锅炉产出的新蒸汽经汽轮机部分做功后（温度300）经减温装置汇入蒸汽母管，再由蒸汽母管进入换热站（换热站已建成），由换热站向城市进行供热。为确保热源的稳定性，本工程锅炉出来的新蒸汽经减温减压后也进入蒸汽母管，在汽轮机事故状态下的备用手段向换热站提供供热汽源。3.4 凝结水回收情况根据建设方提供的目前市政供热的资料和结合市政供热工程的经验，正常25、供热情况下（平均热负荷）供热蒸汽凝结水量80%左右，压力0.40.8MPa（g），温度约为70，考虑凝结水回送热损失，凝结水回水温度按90计。4. 燃料供应4.1 燃料供应本工程拟采用常规循环流化床锅炉，主要燃料煤矸石、煤泥；所用煤矸石及煤泥由XX煤焦化能源有限公司煤矿和洗煤厂及周边等地煤矿提供。目前公司有洗煤厂二处，年入洗能力240万吨，另有多处煤矿年生产能力约140万吨，另有3个煤炭资源勘探区，勘探面积278平方公里，资源储量约1.5 亿吨。锅炉主要掺烧（掺烧比例按30%考虑）燃料为该公司焦化生产线产生的焦炉煤气，煤气量约2.4104Nm3/h。经计算，该工程建成后年耗煤量为19.055万26、吨，年耗焦炉煤气量为6440.44万Nm，该项目的煤矸石、煤泥、焦炉煤气供应稳定，完全能满足本工程2130t/h锅炉的燃料用量。根据业主提供的煤矸石及煤泥资料可以看出，设计燃料的含硫量较高。为了满足环保排放要求，有效地保护环境，本工程采用循环流化床锅炉并加入石灰石作为脱硫剂，实现炉内一级脱硫，脱硫效率约为85%。同时将采用炉外烟气脱硫进行二级脱硫，使烟气排放达标。锅炉主要燃料见下表：表4-1 设计煤矸石成份分析规定符号单位燃料Car%38.46Har%2.16Oar%4.65Nar%0.52Sar%0.61Aar%43.1Mar%10.5Vdaf%21.91QKJ/kg13536表4-2 设计27、煤泥成份分析规定符号单位燃料Car%32.85Har%2.27Oar%7.02Nar%0.54Sar%0.8Aar%34.51Mar%22.01Vdaf%19.59QKJ/kg12060注：煤的入炉粒度粒度范围0-8mm。表4-3锅炉用焦炉煤气成分分析序号名 称符号单位体积比1氢气H2%55602一氧化碳CO%583氮气N2%374甲烷CH4%23275CmHn%24热值：17165KJ/Nm34.2 石灰石锅炉尾部烟气脱硫采用一炉一塔的石灰石石膏法脱硫，所用生石灰在当地购买成品生灰粉。生石灰粉的成分分析见下表：表4-4生石灰粉成分分析表名称符号单位数值氧化钙CaO%51.38氧化镁MgO%028、.85二氧化硅SiO2%4.73三氧化二铝Al2O3%1.46三氧化二铁Fe2O3%0.84其它成分%40.744.3 锅炉点火燃料本工程点火主要用焦化产生的焦炉煤气。焦炉煤气成份成份H2CH4COCmHnN2热值数值5560232758243717165KJ/m34.4 燃料运输方式本工程建成后在年耗煤量为19.055万吨，年耗焦炉煤气量为6440.44万Nm：从XX煤焦化能源有限公司煤矿和洗煤厂及周边地区来煤矸石主要采用铁路和公路相结合的运输方式。其余燃料均采用公路汽车运输方式，方便、快捷。本项目所用气体燃料为XX焦化提供的焦炉煤气，焦炉煤气由管道送入电站锅炉的煤气接口供锅炉燃烧。XX焦化29、焦炉煤气支管上设置快速切断阀、气动调节阀、流量指示等安全设施及经济运行考核仪表。4.5 电厂灰场电厂锅炉主要燃烧煤矸石，锅炉为循环流化床锅炉，燃烧温度较低，锅炉所排出的灰渣活性好，是水泥厂优质掺合材料。因为电厂灰渣基本供给水泥分厂进行综合利用，所以本次不考虑设置灰场。5. 机组选型及供热方案5.1 机组选型及方案比较5.1.1 机组选型的特定基本原则1）热电二、三期满足市政供热正常用汽量平均240t/h，（占全部运行时间的50%），用汽参数为压力0.981MPa，温度200的用汽负荷要求；2）充分注意建设场地为规划用地，不宜考虑多种炉型的复杂方案。此外，机组的选型方案还应优先考虑技术成熟先进、30、经济效益突出、有利于兼顾未来发展、投资收益率高、节能及环保等多方面因素。 锅炉选型在锅炉选型上，循环流化床燃烧技术是一种热效率高、煤种适应性广、负荷调整范围较大，环保效果好（SO2、NOX等生成量较煤粉炉低），运行操作方便的高效洁净燃烧技术。目前，国内循环流化床锅炉技术以相当成熟，运行稳定可靠，因此，本工程锅炉拟选用循环流化床锅炉，且必须可以满足混烧焦炉煤气。 机组配置方案比较根据用户热负荷调查，热用户的采暖要求，结合热电一期的机组参数，热电二期工程拟选用压力5.29MPa，温度485的次高温次高压循环流化床锅炉配套4.9/0.981Mpa，温度470/300的次高温次高压抽凝式汽轮发电机组；31、热电三期选择和二期相同参数的锅炉，汽轮机采用次高温次高压背压式汽轮发电机组从而提高供热面积。可供选择的锅炉配置方案分述如下。方案一：2130t/h+115MW抽凝式汽轮发电机组+115MW背压式汽轮发电机组方案二：1260t/h+115MW抽凝式汽轮发电机组+115MW背压式汽轮发电机组方案一的特点：根据市政部门的发展需求逐步能满足采暖的要求，且装机方案有较高的热经济性及可操作性。方案二的特点：260t/h锅炉热效率略高于方案一，锅炉房占地面积及一次性设备投资比方案一约低，但严重不足之处在于当一台最大容量的锅炉（260t/h）停用时，供热将全部中断。 故本报告推荐方案一为本工程实施方案，以下均32、按方案一进行设计。 机组主要技术参数1） 锅炉技术规范生产厂家： 某锅炉公司型号： XX-130/5.29-M锅炉额定出力： 130t/h锅炉蒸汽出口温度： 485锅炉蒸汽出口压力： 5.29MPa(g)给水温度： 150锅炉效率 88炉内脱硫率： 86锅炉最低稳燃负荷 35BMCR排烟温度： 144台数： 2台2） 汽轮机技术规范热电二期：生产厂家： 某汽轮机公司型号： C15-4.9/0.981抽汽凝汽式汽轮机额定功率： 15MW纯凝额定功率： 15MW纯凝最大功率： 18MW额定进汽量： 100t/h额定抽汽量： 50 t/h额定转速： 3000r/min转子旋转方向： 从机头看顺时针主33、汽门前蒸汽压力： 4.9MPa（a）主汽门前蒸汽温度： 470额定工况排汽压力： 5.828kPa（a）给水温度： 150台数： 1台热电三期：生产厂家： 某汽轮机公司型号： B15-4.9 /0.981背压式汽轮机额定功率： 15MW额定进汽量： 190t/h额定转速： 3000r/min转子旋转方向： 从机头看顺时针主汽门前蒸汽压力： 4.9MPa（a）主汽门前蒸汽温度： 470额定工况排汽压力： 0.981MPa（a）给水温度： 150台数： 1台3） 发电机技术规范热电二期：生产厂家： 某发电机公司型号： QF-18-2额定功率： 18MW额定电压： 6.3kV额定转速： 3000r/34、min额定频率： 50Hz功率因数： 0.8（滞后）相数： 3相冷却方式： 水冷、闭式循环旋转方向： 从汽机端看为顺时针方向励磁方式： 无刷励磁额定转速： 3000r/min台数： 1台热电三期：生产厂家： 某发电机公司型号： QF-15-2额定功率： 15MW额定电压： 6.3kV额定转速： 3000r/min额定频率： 50Hz功率因数： 0.8（滞后）相数： 3相冷却方式： 水冷、闭式循环旋转方向： 从汽机端看为顺时针方向励磁方式： 无刷励磁额定转速： 3000r/min台数： 1台5.2 供热方案XX热力公司主要热源为热水小煤炉（615t/h+210t/h）供热约为110万平方米和热电35、一期的一段抽汽额定供热能力约为50万平方米，最大供热面积约为80万平方米，汽轮机低真空循环水供热约为15万平方米左右。热电一期的两台热网首站（已建成），总供热能力为500万平方米，目前主要投运1台100万平方米的热网首站。根据XX热力公司2013年的XX市XX县总供热面积的统计约为205万平方米左右，已完全达到热水小煤炉和热电一期的最大供热面积。且根据“XX热力公司”的XX市XX县市政建设的最新数据统计，XX县2014年最新增供热面积约为42万平方米和XX市XX县建设发展的要求。因此热电二期工程配套15MW抽汽凝汽式发电机组，热电机组额定抽汽量50t/h，热量约117.72GJ/h ，供热面积36、约50.3万平方米，最大抽汽量80t/h，热量约188.35GJ/h ，供热面积约80.49万平方米，因此，可以满足XX县2014年新增供热面积及近期供热规划要求。随着当地经济等不断发展，供热面积还会进一步增加，又因为现有热水锅炉单台容量小，效率低且设置分散，不利于集中供暖，因而考虑将热水锅炉取缔，因此规划热电三期工程配套15MW背压式机组来满足供热需求，机组排汽量为190 t/h，可供热面积约191.16万平方米，除替代原有热水炉供热面积110万平方米之外，还可新增供热面积约80.49万平方米。采暖季节热负荷（冬季）工况热电一、二期机组抽汽量100t/h（最大160 t/h），一期机组产汽量37、50/h（最大80t/h），二期机组产汽量50 t/h（最大80t/h）换热站额定用汽量100t/h（压力0.981MPa，温度200），用热量245.43GJ/h，供热管网输送损失按4计,本工程供出热量为235.43GJ/h，采暖面积约为100.61万平方米。根据最大抽汽量计算，热电一、二期最大供热面积将达到160.97万平方米。锅炉新蒸汽（压力5.29MPa，温度485）经减温减压器后供换热站用汽，做为汽机检修状态下的备用手段。热电三期机组排汽量190t/h，换热站用汽量190t/h（压力0.981MPa，温度200），用热量465.96J/h，供热管网输送损失按4计,本工程供出热量为4438、7.32GJ/h，采暖面积约为191.16万平方米。锅炉和干熄焦余热锅炉产生新蒸汽（压力5.29MPa，温度485）经减温减压器后供换热站用汽，做为汽机检修状态下的备用手段。 非采暖季节负荷工况机组运行，纯凝状态下，产生的新蒸汽全部用来发电。 凝结水回收根据XX煤焦化能源有限公司对已有供热机组蒸汽凝结水回收情况，回收的凝结水送回锅炉房疏水箱，再由疏水泵送入除氧器，以减少化学补充水量。从热用户回收的蒸汽冷凝水应能满足锅炉给水水质要求，否则应进行处理，达不到锅炉水质要求的回收水不能用于锅炉。6. 厂址条件6.1 地貌概况XX市地处低山丘陵区，按地形变化可划分为低山丘陵、漫岗地、河滩地和山间谷地四个39、地貌类型。全市总面积6212平方公里，其中XX县面积4455平方公里。总的地势为东南高，西北低，由东南向西北逐渐倾斜。全市境内由倭肯河及挠力河两大水系构成大小河流十一条。XX市处于中温带湿润气候区，四季分明，降水各季分布不均。冬季长而干燥寒冷，夏季短而湿热多雨，春、秋两季气候多变，春季回暖快、风大而少雨干旱，秋季降温快，来霜早。年平均温度4.0。最冷月（一月）平均气温为-18.3。极端最低气温达-39.0最热月（七月）平均气温为21.9。，极端最高气温37.4。年平均无霜期为128天，年平均降水量549毫米，年平均日照时数2484.5小时。五至九月降水量占全年降水量的79%，七至九月降水量占全40、年降水量的60%。水热同季，昼夜温差大。6.2 工程地质、地震烈度资料工程地质及水文地质条件较好，地面允许承载力150500kPa，厂区西北侧厂界边缘地带地质条件复杂，有草碳及淤泥层，个别地段地质构造有局部发育现象。厂区地下水位在地表以下4米左右。6.3 气候条件XX市气候XX县属寒温带大陆季风气候，冬季寒冷漫长且干燥，夏季炎热短促且雨水集中。主要气象参数如下：年平均气温: 5.9年最高气温： 37.4年最低气温： -34.8全年日照总时数： 2647.7h无霜期： 137天全年总降水量: 411.3mm日最大降水量: -53.6mm年最大降雪深度: 41cm历年平均风速: 3.8m/s采暖期41、天数: 181天采暖期平均气温： -10.2采暖室外计算温度： -26最大冻土深度: 195cm冬季平均湿度: 62%夏季平均湿度: 67%全年主导风向： 西北、西南风抗震设防烈度 6度6.4 交通运输条件XX市铁路交通十分方便快捷。牡佳、七勃铁路在境内形成“T”字形网络。通过铁路经绥芬河至俄罗斯海参崴港、经哈尔滨市至大连港都十分快捷和方便。XX市高等级公路四通八达。向南40分钟可达鸡西市，2个小时可达牡丹江市；向东2个小时可达双鸭山市；向北2.5个小时可达佳木斯市；向西5.5个小时可达省会哈尔滨市。通过公路，2个小时可达密山、虎林和绥芬河三个通俄口岸。牡丹江市和佳木斯市两个机场可为XX市共享42、。机场距XX市1.5-2个小时，鸡西支线机场，地处鸡西市鸡东区东出口处500米左右，XX市区出发70分钟即可到达。7. 工程设想7.1 总图运输部分7.1.1总体规划由于本热电联产工程在XX焦化的厂区内，根据公司厂区的统一规划，不存在选址的情况。供热机组主要由汽机间、除氧煤仓间、锅炉、除尘器、脱硫塔、烟囱、储料场、干料棚、破碎楼、输料栈桥等建（构）筑物组成。根据XX焦化生产工艺厂区总体规划、工艺要求、供热机组工艺要求、厂址场地地形及外部条件、工程量及投资综合考虑，设想方案如下：工程建设规模：总体按2130t/h+115MW次高温次高压抽凝汽式发电机组+115MW背压式发电机组进行一次性规划设计43、。供水（含消防水）：根据XX焦化统一规划供给，本项目不再新建供水取水等设施，拟从厂区供水母接引入，作为本工程用水水源。供煤：根据市场经济的特点和现有煤矸石供应状况，本工程燃料采用汽车运输。除灰渣：本工程拟采用干式除灰渣，灰、渣分除，全部综合利用。排水：本工程的生产、生活废污水拟送入XX焦化厂区进行统一处理，达标后予以排放或重复利用。防排洪：由整个XX焦化生产厂区根据防排洪要求统一进行规划布置。石灰石粉供应：锅炉所用石灰石粉外购成品，用汽车运输，厂区内设石灰粉库。供热机组工程所需办公室、化验室、材料库、检修间等设施均由XX焦化厂区统一考虑，室外消防系统与全厂消防合并考虑。供热机组施工场地安排在本44、工程的空余场地上。7.1.2厂区总平面设计主要设计原则：根据厂址内、外部建厂条件、周边环境、城市及区域规划、工艺和功能分区要求、交通运输、环境保护、节约用地用水、降低工程量与投资、方便安全运行管理，以及有关规程、规范和国家的方针政策等诸多因素，综合考虑。场地地表排水拟采用散排水方式，经道路排至场外，排水坡度为5，雨水排水统一考虑的雨排水总管中。为考虑排水方便和结合地形地貌特点，供热机组房室内设计标高高于室外的场坪标高。燃料及灰渣均采用汽车运输。燃料主要由汽车从煤矿或洗煤厂运至干煤棚，灰渣由汽车从灰库、渣库下装车运至综合利用用户。主厂房建构筑物热电二期主要为热电一期主厂房预留扩建区域。自东向西为45、扩建端。由南向北主要为汽机间、除氧煤仓框架、锅炉间、除尘器、引风机室、脱硫塔、烟囱。烟囱位于发电区域的北端，常年风向西南风，烟囱粉尘对发电车间及整个循环经济厂区影响最小；热电三期的汽机间热电一、二期主厂房预留扩建区域，煤仓框架、锅炉间、除尘器、引风机室、脱硫塔、烟囱主要位于整个厂区的北边。电厂辅助生产车间（热电一期已全部规划）位于主干道的西边，噪音与污染都相对较小，对毗邻办公区域也影响最小，依次为机力塔、循环水泵房、化水车间，如此布置，满足工艺合理，管线最短的设计理念。7.1.3厂区竖向布置根据场地地形特点，厂区由南向北采用平坡式布置。场地地表排水拟采用自流排水方式，经场地、道路有组织排至发电46、车间外。7.1.4施工场地及扩建预留本工程分两次性建成，分别为热电二期和热电三期，厂区内空余场地均可作为施工材料堆存、机具作业、安装等场所。供热机组工程公共建（构）筑物，如灰库、石灰石粉库、储料场、输料栈桥、烟囱等均一次设计建成。7.1.5绿化布置绿化对于厂区环境，改善粉尘污染，搞好文明生产有着积极作用，厂区绿化可结合当地土质、气候条件选择耐旱、抗风、抗尘树种以道路两侧行道树为主，采用分散和重点相结合的布置方式，重点绿化景点可间植灌木、绿篱等。7.2 燃料输送系统7.2.1运煤系统本期工程建设规模按2130t/h次高温次高压循环流化床锅炉设计，一次设计，分期建成。运煤系统按2130t/h循环流47、化床锅炉额定出力的耗煤量设计，并在利用原有一期运煤系统的基础上建成双路运煤系统。7.2.1.1锅炉燃料耗煤量根据XX煤焦化能源有限公司提供的资料，本工程设计需考虑三种工况：1）、供热工况时，两台锅炉同时满负荷运行，燃料供应由煤矸石（少量泥煤）与焦炉煤气按7:3配给，此工况每年按6个月计算。2）、非供热工况时，一台锅炉运行，抽凝机组为纯凝运行工况，背压机组停运。燃料供应由煤矸石（少量泥煤）与焦炉煤气按7:3配给，此工况每年按6个月计算。3）、最大工况时，焦炉煤气供给中断，两台锅炉同时满负荷运行，燃料全部由煤矸石（少量泥煤）供给，此工况只是偶然出现但必须考虑。以上三种情况下燃料说明以及燃料消耗统计48、按表7-1、7-2所述：表7-1 2130t/h锅炉工况的燃料耗量表工况名称燃料及比重消耗量单位（t/h）燃料及比重消耗量单位：Nm/h供热工况（6个月）背压机组煤矸石（少量泥煤）70%21.17焦炉煤气30%7155.3抽凝机组煤矸石（少量泥煤）70%21.17焦炉煤气30%7155.3共计煤矸石（少量泥煤）70%42.34焦炉煤气30%14310.6非供热工况（6个月）背压机（停）抽凝机组（纯凝工况）煤矸石（少量泥煤）70%10.59焦炉煤气30%3579.5共计煤矸石（少量泥煤）70%10.59焦炉煤气30%3579.5最大工况背压机组煤矸石（少量泥煤）100%30.18抽凝机组煤矸石（49、少量泥煤）100%30.18共计煤矸石（少量泥煤）100%60.36表7-2 燃料消耗量统计名称燃料类型供热工况（6个月）非供热工况（6个月）最大工况日消耗量煤矸石（少量泥煤）931.48（t）232.98（t）1327.92t焦炉煤气314833.2（m）78749（m）无年消耗量煤矸石（少量泥煤）15.2424万t）3.8124万t）43.4592万t焦炉煤气5151.82（万Nm）1288.62（万Nm）无注：日运行时间为22小时，年运行时间7200小时7.2.1.2贮煤设施煤矸石由自卸运煤汽车从各煤产地和洗煤厂直接输送到供热电站工程干料棚，自卸汽车卸料，料场不再设卸料装置。因本供热机组50、工程选用干煤棚和露天煤场贮煤。干煤棚新建一长84m，宽27m，另将原有的60x27m的干煤棚也扩建为长84m，宽27m，共2916。可供2130t/h锅炉最大工况运行约6天的耗煤量；另在热电三期与热电二期锅炉之间空地新建10060m的露天贮煤场，面积为6000，可供2130t/h锅炉最大工况运行约10天的耗煤量。储煤场配置拟设两台推煤机和两台装载机，用于整理煤场和地下受煤斗供煤用。7.2.1.3上煤系统 根据本工程远期用煤量较大和确保市政供热的需要，本工程运煤系统需满足最大工况需要，故采用双路布置。热电二期工程新建一路并与原一期运煤系统形成双路运煤系统。每路系统输送能力按不小于1130t/h+51、275t/h锅炉额定出力耗煤量的150%设计，带式输送机选用DT型，带宽B=650mm，带速V=1.25m/s，额定出力Q=110/h。热电三期工程单独建设单路运煤系统，系统输送能力按不小于1130t/h锅炉额定出力耗煤量的300%设计，带式输送机选用DT型，带宽B=650mm，带速V=1.25m/s，额定出力Q=110/h由于循环流化床锅炉入炉煤粒度要求较小（入炉煤粒度8mm），而煤矸石粒度不均匀，以细颗粒为主，部分粒度较大，但不超过100mm，因此，系统按一级筛分，一级破碎设计。在碎煤机室中设有两台出力为150t/h的滚筒筛（并列运行）和两台出力为150t/h的环锤式碎煤机（并列运行）。在52、系统中配置有必要的辅助设备：盘式除铁器、带式除铁器、电子皮带秤、皮带秤校验设备、除尘设备、带式输送机保护装置及检修用起吊设备等。7.2.1.4锅炉辅助燃料系统 焦炉煤气作为锅炉主要掺烧燃料。焦炉煤气量约为2.4104Nm3/h。焦炉煤气经过除尘等处理后，由尾气母管，通过厂区内的管道支架，输送到锅炉房内，再由输送母管引出两路支管，分别向热电二期、三期炉供气，通过锅炉的尾气燃烧器送入锅炉内和煤矸石进行混合燃烧。7.2.1.5石灰石粉输送系统作为炉内脱硫剂的石灰石（通常要求入炉粒度小于2mm）以成品石灰石粉入厂，厂内不再设石灰石破碎系统，仅考虑石灰石粉的储存和输送。石灰石粉采用正压气力输送。输送一次53、性建成；输送能力按2130t/h循环流化床锅炉同时运行时的最大工况出力的石灰石耗量设计，连续或定期运行，系统出力为15t/h。7.2.1.6石灰石粉耗量根据建设方提供的石灰石资料，本工程石灰石耗量见表7-3：表7-3：锅炉石灰石耗量序号名称单位石灰石耗量备注11130t/h锅炉每小时石灰石耗量吨/小时1.2722130t/h锅炉每小时石灰石耗量吨/小时2.5432130t/h锅炉每日石灰石耗量吨/日55.88日利用22小时42130t/h锅炉每年石灰石耗量吨/年18288年利用7200小时注：炉内脱硫效率：85%。7.2.1.7石灰石粉输送系统成品石灰石粉由密封罐车运送至本供热机组工程界区，根54、据本工程石灰石粉库料位计信号由密封罐车自带的空压机将石灰石粉送入粉库，经库底的仓泵由压缩空气将石灰石粉输送到锅炉炉前石灰石粉仓。本工程设共一座石灰石粉库，可贮存二台锅炉约2天多的石灰石用量，库底设计成锥型，锥斗60倾角，并设有气化板，通过加热后的气化风使库底石灰石粉充分流化。气化风由压缩空气供给。7.3 热力系统热力系统及主要辅助设备的选型以锅炉和汽机运行安全、经济为原则，并力求简单、灵活。原则性热力系统供热机组产出的蒸汽经一条厂区供汽总管道送至原有换热首站，再由换热首站分别向县里二级换热站供热，热网首站的凝结水送回设在锅炉房的疏水箱，再由疏水泵送入除氧器；锅炉产生次高温次高压蒸汽经设在主厂房55、内的减温减压装置减温减压后成低压蒸汽作为汽轮机检修期时候的供热蒸汽备用手段。额定供汽参数：压力0.981MPa，温度200，二期最大供汽量80t/h，三期供汽量190 t/h。厂区供热管道输送效率96。热力系统简述.1主蒸汽系统本供热锅炉工程拟设二台130t/h次高温次高压循环流化床锅炉，主蒸汽系统采用切换母管制。主蒸汽采用切换母管制系统。将两台机主蒸汽管道相连，保证机组运行的可靠性及灵活性。.2主给水系统主给水采用单切换母管制系统。本工程共设置两台电动给水泵，正常运行情况下，两台运行，一期的汽动泵设为备用。为保证给水泵安全稳定运行，给水再循环也设置成母管制，回水至除氧器。.3汽机抽汽系统该工56、程二期机组具有三级非调整抽汽。一级抽汽部分供热用户用汽，部分供高压加热器用汽，另一部分减温减压后作为除氧器加热蒸汽；二级抽汽供除氧器工作用汽；三级抽汽供低压加热器用汽。一、二期两台机组的工业抽汽采用单母管系统，给热网首站提供蒸汽。.4主凝结水系统二期工程机组设二台110%容量凝结水泵。两台泵互为备用。凝结水经轴封加热器、低压加热加热后后进入除氧器，另从主路引接一路经冷渣器加热后直接送入除氧器，实现对排放渣热量的回收。为保证轴封加热器及凝结水泵安全运行，在轴封加热器后设置凝结水再循环系统，回水进入排汽装置热井。.5工业水系统工业水系统采用闭式循环系统，主厂房内采用环行母管，水源来自厂内循环水，厂57、房内回水汇集后回到循环冷却水母管，送至冷却塔循环。.5凝汽器抽真空系统二期抽汽式机组为保证汽轮机凝汽器运行时的真空度，设有一个的水箱、1台射水抽气器，2台射水泵，射水泵一运一备，启动时两台泵同时运行。.6加热器疏水系统加热器疏水采用逐级疏水方式，高压加热器疏水正常进入除氧器，当汽机负荷较低，高加疏水不能进入除氧器时由电动门自动切换进入低压加热器。.7疏放水系统本工程两台机组设二套疏放水系统，每套包括一台疏水扩容器，二台疏水箱及两台疏水泵。每台汽机随机提供一台疏水膨胀箱，将汽机本体范围内的管道，设备疏水排入本体疏水膨胀箱，本体范围以外的管道疏水进入全厂疏水扩容器。全厂设高压和低压疏水母管各一根，58、不同压力等级的疏水分别进入相近压力的高低压疏水母管，高低压母管接入疏水扩容器，扩容水进入疏水箱。全厂设有压、无压放水母管各一根，无压放水母管主要收集管道检修放水，即经过漏斗后的放水，有压放水主要收集高压给水等压力较高管道停运放水。放水管道接入定期排污冷却池，回收后供化工区冲灰等用。.8锅炉排污系统锅炉的连续排污通过排污母管引至连续排污扩容器，其二次蒸汽引入除氧器，排污水引至锅炉定期排污扩容器。锅炉定期排污水总管接至定期排污扩容器，定期排污扩容器的排污水经降温后排入厂区污水管。.9化学补充水系统来自化学水处理室的除盐水分三路，一路至疏水箱，另有一路去凝汽器灌水，一路采用化学除盐水直接补入除氧器的59、补水方式。.10排汽系统排汽系统由排汽装置引接至主厂房外，排汽管道在厂房外标高为4.2米以上，不影响通道。7.4 燃烧系统7.4.1 给料系统1）锅炉用煤由原煤仓下的两台称重式给煤机送至锅炉前的溜煤管，伴随播煤风均匀送入炉内给煤。本工程二台锅炉各设两个入炉原煤仓,煤仓有效容积190m3，可以满足锅炉最大工况下约10小时用煤量。本工程二台锅炉各设一个炉前石灰石粉仓，粉仓有效容积65m3，可以满足锅炉约12小时用粉量。石灰石粉由炉前粉仓下的给粉装置伴随压缩空气进入炉膛。2）锅炉用焦炉煤气管道系统，由供气管、安全水封、排水水封及尾气放散管等组成。锅炉供气主管由厂房外引入，进口总管设总关断阀，阀前设有60、放散管，阀后设有吹扫管接头。在进锅炉前的尾气母管上设置一个安全水封，在锅炉停炉期间灌满水，可彻底切断焦炉煤气，起到密封作用，以免焦炉煤气泄露入锅炉内，产生爆炸。在锅炉运行时，作为焦炉煤气的缓冲罐，使进入锅炉的焦炉煤气压力较为稳定。另外在主管上设置焦炉煤气电磁切断阀及电动流量调节阀，通过流量调节阀调节锅炉进气量。焦炉煤气管道上装设有紧急事故排气管，当需要紧急停炉或有其他紧急事故时，打开紧急事故排气管电动阀，将管道及锅炉内的余气放掉，避免产生爆炸事故。锅炉送气管道上安装有尾气的流量、压力、温度测量装置，并设有防爆门。在锅炉点火前，管道用氮气进行吹扫，通过放散管排入大气，放散管排出口高出屋顶2.0米61、。7.4.2 烟风系统一次风机出风经三路分别进入炉膛：一路经一次风空气预热器加热后进入锅炉水冷风室，通过风帽进入料床为炉料提供流化介质，使炉料流化并维持燃烧；一路进入锅炉炉前播煤口，为入炉原煤提供播煤风；另一路作为称重式给煤机密封风。一次风还为点火油装置提供风源。本工程二台锅炉一次风系统各配置一台110%容量的一次风机，吸风口设消音器，风量、风压由入口导叶调节。二次风机出风经二次风空气预热器加热后，进入循环流化床锅炉前、后二次风风箱，为锅炉提供强化燃烧所需空气。本工程二台锅炉各配置一台110%容量的二次风机，吸风口设消音器，风量、风压由入口导叶调节。锅炉燃烧产生的高温烟气携带部分燃烧产物，首先62、进入两台旋风分离器,大颗粒飞灰被分离出来，经返料器送回炉膛实现循环燃烧。细灰则经过尾部受热面，进入布袋除尘器，由除尘器系统收尘进入仓泵。净化后的烟气含尘量100mg/m3的烟气经引风机送入烟气脱硫系统，经脱硫处理后含SO2量100mg/m3,烟气含尘量50mg/m3。最后经烟囱排入大气。本工程二台锅炉每台锅炉配置一台110%容量的引风机。本工程热电一、二期锅炉共用钢筋混凝土烟囱一座，高100m，出口直径3.0m。三期另建钢筋混凝土烟囱一座，高100，出口直径3.0m（暂定）。7.4.3 炉内物料循环系统锅炉旋风分离器收集的高温颗粒物料经返料器送回到炉床，实现物料的循环燃烧，以提高锅炉燃烧效率，63、并维持灰平衡。返料系统由一个旋风分离器、一个返料器组成。流化风由返料风机提供。本工程每台锅炉设二台返料风机，正常情况下一台运行，一台备用。7.5 主厂房布置本工程主厂房按2130t/h+115MW抽凝机组+115MW背压式机组。主厂房采用汽机间-除氧煤仓间-锅炉间三列式布置，钢筋混凝土结构，汽机运转层设混凝土大平台。二期锅炉采用紧身封闭，三期锅炉采用锅炉房室内布置，运转层设混凝土大平台。7.5.1 汽机房布置汽机为室内布置，运转层标高7.0米，汽机设混凝土大平台。汽轮发电机组采用横向顺列布置，汽机机头朝向B列，汽机房运转层岛式布置。汽机房分三层，底层零米，中间夹层3.4米，运转层7.0米，转动64、机械基本布置在底层。给水泵布置在汽机房零米靠近B排柱处，高低压加热器布置在零米靠B排侧，高压交流油泵、交直流润滑油泵布置在零米机头侧，冷油器布置在零米，凝结水泵布置在机头侧，油箱布置在机头3.4米层，汽机房靠A、B排柱分别设有2m，1.5m通道，7.0m运转层靠A、B排分别有1.5m通道。7.5.2 锅炉房布置1）热电二期锅炉采用紧身封闭型式布置，运转层标高8.0米。将两台称重式给煤机布置在除氧煤仓间的13.00m层，煤仓布置于27.00m层。锅炉底层空预器后（由炉前看，下同）左侧布置一次风机，右侧布置二次风机。返料风机布置在锅炉底层锅炉两侧。锅炉房底层每台锅炉下部布置有两台冷渣器。锅炉房底层65、右侧布置有两台疏水箱，旁边设有两台疏水泵（与热电一期共用）。2）热电三期锅炉采用锅炉房室内布置，运转层标高8.0米，锅炉设混凝土大平台，两台台称重式给煤机布置于15m层。锅炉房底层空预器后（由炉前看，下同）左侧布置一次风机，右侧布置二次风机。返料风机布置在锅炉房底层每台锅炉两侧。锅炉房底层每台锅炉下部布置有两台冷渣器。锅炉房底层右侧布置有两台疏水箱，旁边设有两台疏水泵。按工艺流程锅炉尾部依次布置除尘器、引风机、脱硫装置和烟囱；锅炉房与除尘器之间设有消防通道；锅炉炉顶之间设1台起重重量为2t的电动葫芦。7.5.3 除氧煤仓间布置除氧煤仓间设有0.00米层、4.0米层、7.00米层、13.00米层66、27.00米层及屋面层。除氧煤仓间跨度9m，固定端为楼梯间，扩建端设有室内楼梯；除氧煤仓间0m布置高低压配电室。固定端、扩建端设有汽机房与锅炉房的通道。4.00米层为电缆夹层，用于电缆缚设。7.00米层为运转层，布置机、炉、电集中控制室、工程师站、电子设备间、给水操作平台；13.00米层为除氧煤仓层，布置除氧器和原煤仓、连续排污扩容器、石灰石风机及送粉系统、给煤机等设备；27.0米为输煤皮带层，其上布置有一条输煤皮带，下设原煤仓、石灰石粉仓。热电三期锅炉旁需另建一单独煤仓间，跨度为6m。将给煤机布置在15m，将输煤皮带层布置在27m。7.6 灰渣系统7.6.1灰渣量根据本工程的实际，除灰渣系67、统二台锅炉最大工况运行时的灰渣量见表7-6：表-7-6 锅 炉 灰 渣 排 放 量序号单位灰量渣量灰渣总量单位备注11130t/h8.325.5513.87吨/小时22130t/h16.6411.1027.74吨/小时32130t/h366.08244.2610.28吨/日42130t/h11980879920199728吨/年注：1、表中的灰、渣总量按建设方提供的煤质计算；2、灰渣分配比：灰60，渣40；3、每天按22小时计，每年按7200小时计；7.6.2 除渣系统本工程除渣系统采用干式机械除渣，连续运行；每台锅炉炉渣从锅炉冷渣器排出，经刮板输送机送至斗式提升机进料斗，再经斗式提升机将渣输68、送进渣库，定期装车外运，进行综合利用。热电二期锅炉与一期共用一套输渣系统及渣库，经核实热电一期的灰渣库完全可以满足热电一、二期锅炉的总渣排量。热电三期130t/h锅炉设一套除渣系统出力按锅炉最大工况运行考虑。每台锅炉设有2台冷渣器，排渣温度80。设置一座渣库，直径为6m，有效容积为300m3，能满1130t/h锅炉在最大工况下储渣约48小时，渣库的底部设有两个卸渣口，存渣既可通过湿式搅拌机加湿后装车外运，也可通过汽车散装机装密封车外运综合利用。为了增强系统的可靠性，系统中刮板输送机和斗式提升机的出力按不小于一台锅炉排渣量的250设计，即系统输送能力20t/h，连续运行。7.6.3 除灰系统锅炉69、除灰系统采用正压浓相气力输送方式。每台布袋除尘器底部共有4个灰斗，每个灰斗下安装有一台仓泵。所有灰斗的灰通过仓泵利用压缩空气将灰输送至灰库内贮存，定期装车外运，综合利用。除灰系统的输送能力按不小于130t/h锅炉最大工况时小时灰生成量的150设计，设计输送能力25t/h。热电一期、二期共用一座灰库。经核实热电一期的灰库完全可以满足热电一、二期锅炉的总灰排量。热电三期锅炉设灰库一座，灰库直径均为6m，有效容积330m3，能满足130t/h锅炉最大工况时48小时的储灰量。每个灰库底设有两个卸灰口，存灰既可通过湿式搅拌机加湿后装车外运，也可通过汽车散装机装密封罐车外车运，综合利用。为确保灰库卸灰通畅70、，其底部设有气化装置，通过加热后的气化风使库底灰充分流化。 炉后脱硫随着社会发展，环保要求越来越严格，循环流化床锅炉的炉内脱硫已难以满足环保需求，故本工程建设尾部湿法脱硫系统。7.7 化学水处理部分7.7.1概述7.7.1.1工程概况本期规划装机容量1130t/h次高温次高压循化流化床锅炉+115MW次高温次高压抽凝汽式汽轮机+118MW发电机组（热电二期）以及1130t/h次高温次高压循化流化床锅炉+115MW次高温次高压背压式汽轮机+115MW发电机组（热电三期）。锅炉补给水来自热电一期化学水处理室（目前化学水处理能力为130t/h,已用70t/h左右，预留量60t/h），除盐水直接补入除71、氧器，本次不考虑化学水站设计。7.7.1.2设计依据。小型火力发电厂设计规范 GB50049-2011火力发电厂电厂化学设计技术规程 DL/T50682006火力发电厂初步设计文件内容深度规定 DLT54272009。火力发电厂机组及蒸汽动力设备水汽质量标准GB/T12145-20087.7.1.3给水及炉水水质标准参照火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB/T12145-2008 （1）给水水质标准硬度 0mol/L溶解氧 7g/L铁 30g/L铜 5g/LPH： 8.89.3（25）TOC 500g/L二氧化硅 20g/L（2）炉水标准磷酸根: 2-10mg/LPH: 9-10.5(25)72、氯离子0mg/L含盐量100mg/L二氧化硅2.00 mg/L电导率150s/cm（25）7.7.2化学水处理系统1）电厂汽水平衡锅炉总蒸发量 2130t/h=260t/h厂内汽水损失 260t/h5% =13t/h 锅炉排污损失 260t/h2% =5.2t/h对外供汽总量 160t/h20% =32t/h锅炉正常补水总量50.2t/h2）水处理系统出力水处理设备正常设计出力60t/h，所以热电一期化学水站的出力预留完全可以满足热电二、三期的补水量。7.7.3 给水、炉水处理本供热锅炉工程给水拟采用加氨处理。二台锅炉各设二套给水加氨装置。锅炉炉水采用加磷酸盐处理系统。二台锅炉各设二套炉水加磷73、酸盐装置。7.7.4 锅炉汽水取样系统本供热锅炉工程每台锅炉拟设二套汽水取样装置，二台锅炉取样装置集中布置，取样装置包括必要的汽水取样分析仪表和人工取样点，并配相应的冷却水系统。7.7.5 水处理室布置本次化学补给水使用一期水处理，不考虑水处理室布置7.7.6 业废水处理本工程不设集中工业废水处理设施，发电车间废水采用分散处理方式。水处理系统酸碱废水由水处理车间中和处理，达标排放。锅炉化学清洗废水排至废水池，由酸洗单位负责处理达标排放。生活污水及含油废水由供水专业处理达标排放。7.8 电气部分7.8.1主变压器本期工程主变压器选用SFZ9-20000/35kV，容量为20MVA，电压38.5874、1.25%/6.3kV，接线组别为Yn，D11、阻抗电压为Ud=10.5%，三相风冷无有载调压变压器，主变低压侧用共箱母线与发电机引出线相连，高压侧经35kV电缆接入35kV配电装置。7.8.2电气主接线新建二期和三期电站各安装1台130t/h循环流化床锅炉，二期配18MW汽轮发电机组1套，三期配15MW汽轮发电机组一套。根据联网方案，新建二期和三期电站各出一路35kV线路接入系统并网运行。新建二期和三期电站分别为一炉一机。新建二期和三期电站分别出现一回，送入厂内新35kV升压站，发电机出口接线方式为发电机主变压器组单元接线，经主变压器升压至35kV送入厂内新35kV升压站35kV母线。再通过75、发电机出口机压母线引接6.3kV厂用母线，厂用负荷按机炉对应原则分别由厂用母线上引接。新建二期、三期电站35kV配电装置和原有一期35kV配电装置采用单母线分段接线方式。二期和三期35kV母线与一期35kV母线采用母联连接。7.8.3厂用电及直流系统7.8.3.1新建二期电站的厂用电及直流系统新建二期高压厂用电系统采用6.3kV电压，为单母线接线方式，与一期原有6.3kV备用段通过母联连接，作为备用电源。新建二期低压配电系统为380/220V，三相四线制系统，动力和照明混合配电。低压厂用母线为单母线接线方式，设一台低压厂用变压器。备用电源由一期原有6.3/0.4kV备用变压器提供。新建二期电站76、与原有一期电站共用一套直流系统，若馈线柜不够用，在原有直流系统备用位置增加直流馈线柜。7.8.3.2新建三期电站的厂用电及直流系统新建三期高压厂用电系统采用6.3kV电压，为单母线接线方式，与一期原有6.3kV备用段通过母联连接，作为备用电源。新建三期低压配电系统为380/220V，三相四线制系统，动力和照明混合配电。低压厂用母线按机炉分为两段，设两台低压厂用变压器互为暗备用。另与一期原有0.4kV备用段通过母联连接，作为备用电源。新建三期电站设一组铅酸免维护蓄电池组，电压220V，容量200Ah（暂定），充电装置采用高频充电机，充电模块采用n+1冗余方式配置，正常情况下由充电机带负荷，供给全77、厂的控制、保护、事故照明和直流润滑油泵等直流负荷所需的直流电源，同时电池始终处于浮充电状态。7.8.4电气主设备布置及选择新建二期和三期电站与原有一期电站共用主厂房，新建二期电站电气6kV厂用配电柜、低压厂用配电柜、低压厂用变压器和新建三期电站电气6kV厂用配电柜、汽机侧低压厂用配电柜及其低压厂用变压器布置在主厂房B-C跨一期预留场地内。新建三期锅炉侧低压厂用配电柜及其低压厂用变压器布置在其锅炉侧电气配电室内。新建二期和三期电站发电机机压母线配置的6kV高压开关设备、升压变压器布置在35kV升压站内0米层一期预留位置，35kV高压配电设备布置在35kV升压站室8米层一期预留位置。新建二期电站励78、磁、同期、直流及二次保护柜布置在一期预留好的位置上，新建三期电站的励磁、同期柜布置在一期预留好的位置上，直流及二次保护柜在一期B-C跨7.0米层空位置上新建。35kV配电装置采用金属铠装中置式开关柜，内装真空断路器。厂用高压设备采用KYN28开关柜，内装真空断路器。厂用380/220V低压设备选用抽出式配电屏。低压厂用变压器采用低耗节能型干式变压器。由于目前微机控制保护装置应用很成熟，且造价也不高，因此电气系统的主设备均采用微机自动化装置进行控制及保护。7.9 水工部分7.9.1 概述本项目建设规模为： 115MW次高温次高压抽凝汽式汽轮机+118MW发电机组（热电二期）以及115MW次高温次79、高压背压式汽轮机+115MW发电机组（热电三期）和2130t/h次高温次高压循化流化床锅炉。7.9.2 设计依据小型火力发电厂设计规范（GB50049-2011）火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定（DLGJ24-2004）火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）泵站设计规范（GB/T50265-97）建筑设计防火规范（GB50016-2006） 建筑灭火器配置设计规范(GB 50140-2005) 室外给水设计规范（GB50013-2006）室外排水设计规范(GB500142006)7.9.3 设计主要原则1）本期循环水量按118MW+115MW机组容量设计，循环水供80、水系统为带机械通风冷却塔的二次循环母管制供水系统，循环水管采用焊接钢管。2）循环水泵布置在原厂循环水泵房内，泵房靠近冷却塔。3）本期电站不设综合水泵房，工业用水和生活用水都由原厂区工业和生活供水管网接入，原厂保证电站用水的水量、水质。4）本期电站不设消防水泵和稳压装置，消防用水从原厂区消防水管网接入，原厂保证电站消防用水的水量、水压。5）本期电站废水排放采用分流制排水系统，电站工业废水经过汇集后直接接入原厂区生产排水管网；电站生活污水排入原厂生活排水水管网；雨水排入原厂区雨水管6）本期电站输煤栈桥冲洗及消防用水由原厂消防水管网接入，原厂保证栈桥消防用水的水量、水压。7.9.4 水务管理及节水措81、施电站在生产过程中需水量较大，在可利用水资源日益匮乏的今天，加强水务管理，节约用水不仅具有很大的经济效益，更具有重要的社会效益和环境效益。水务管理的目的是节约用水，减少排水污染，降低电站耗水量；在满足电站不同用水需求、保证安全生产的前提下，合理地规划安排电厂各工艺系统的用水，提高水的重复利用率，力争做到一水多用，从而达到节水的目的。主要节水措施有：1）冷却塔加装高效除水器，将风吹损失控制在0.1%以下。2）在工业水、冲洗水母管及各用水车间进水管道上加装流量计或水表，以便对热电站用水进行定量考核，计划用水。3）适当提高循环水浓缩倍率，减少冷却塔补水量。4）化学取样冷却水可回用作为冷却塔补水。7.82、9.5 循环水冷水系统本工程冷却水系统采用带机械通风冷却塔的二次循环母管制供水系统，主要设备为一台4000m3/h机械通风逆流玻璃钢冷却塔，两台流量为1918m3/h的循环水泵。7.9.6 生产、生活给水系统电站生产、生活用水从原厂区给水管网直接接入，不再单独设置综合水泵房及工业水泵和生活水泵。原厂保证电站用水的水质，水量及水压。7.10 热工自动化部分7.10.1 概述本项目为XX煤焦化能源有限公司热电联产综合利用项目。其中：热电一期：275t/h配套115MW抽凝汽式汽轮机已建；热电二期：1130t/h配套115MW抽凝汽式汽轮机待建；热电三期：1130t/h配套115MW背压式汽式汽轮机83、待建；本次设计采用机炉电集中控制方式，并在合理利用热电一期控制室的原则下，为便于控制，热电二、三期集中控制设备尽量布置在一期集中控制室内，在一期控制室不做大的改动下，在原有单元控制室内布置有炉、机、电操作员站。根据综合利用发电车间要求和热机工艺流程，热控方案按单母管切换制系统综合考虑。本设计中各检测控制点的确定原则，是根据热机专业提出的生产工艺流程要求，以及相关热力工程设计规范，满足锅炉及汽机正常运行需要；确保生产安全、运行经济及操作方便，并从实际出发，力求技术先进、实用可靠、功能完善、经济合理。 自动控制系统水平及控制方式1）自动控制系统的设计、控制装置及仪表的选型遵循技术先进、运行安全可靠84、结构合理的原则，以保证系统能长期稳定运行，使系统总体性能达到国内同类型机组较先进水平。2）自动控制系统应能满足安全生产对自动化的要求和生产过程管理；即在生产过程中做到运行自动控制、自动调节、及时报警、自动保护，安全启停。达到提高生产效率、降低运行成本，减轻劳动强度，优化生产管理的目的。3）机组的自动控制设计方案选用微处理器为基础的分散控制系统（DCS）， DCS为双冗余控制系统，其主要组成为：锅炉操作员站、汽机操作员站、工程师站、锅炉I/O机柜，汽机I/O机柜，辅助仪表台等。DCS控制系统内部采用以太网数据通讯，达到信息共享。DCS控制系统与热工信号、汽机监视仪表之间接口采用硬接线方式连接。85、使控制系统技术水平较先进，性价比较好，运行安全可靠，便于运行管理。 DCS系统方案说明1）在集中控制室对机、炉进行集中控制，设置操作员站，工程师站，操作员以CRT、键盘、鼠标和操作员站上的操作开关（按钮）及监控仪表作为主要监视操作手段，在就地人员的配合下，完成对机组的自动启动、停止及进行正常运行控制。当机组出现异常工况时，进行紧急处理，出现故障时，为确保机组安全，自动紧急安全停车。盘为辅助控制盘，位于操作台后面，上面设有随主设备供货的控制监视设备及部分重要参数的监测，汽包水位监视器放置在操作台上。2）DCS系统主要功能包括数据采集系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)，单元机组协调控制系统（86、MCC），辅助顺序控制系统(SCS)，汽机监测保护系统（TSI），汽机跳闸保护（ETS），数字电液控制系统（DEH），事件顺序记录（SOE）。3）I/O点进入DCS系统的原则 锅炉和汽机所有热工参数(温度、压力、流量、液位、分析等)均要进入DCS。 所有调节系统进入DCS。 重要辅机的状态信号、启动、停止、控制联锁均应进入DCS。 所有执行机构的控制进入DCS。 所有电磁阀和电动门的控制进入DCS。4）DCS系统可靠性的保证措施 DCS系统中微处理器、工业以太网等重要装置具有冗余保护功能，一旦发生异常，系统能自动地以无扰方式，进行快速冗余切换，并在操作员站报警。 电源冗余，电源柜内配置二套冗余87、直流电源，每一套直流电源都具有足够的容量和适 当的电压，满足设备负载要求。二路冗余直流电源通过二极管切换回路耦合，在一路直流电源故障时自动切换到另一路直流电源，而不影响DCS系统正常运行。 现场I/O模块具有带电插拔功能。重要测点的采集、参数的控制回路均采用冗余配置。 主要控制系统1）系统说明控制的基本策略是直接快速地响应负荷、测点信息及操作指令，并做适当的抗干扰滤波，提高信息的可靠性。对信号进行动态补偿是信息更为精确度，对一些信号进行必要的前馈处理，并通过闭环反馈控制，使被控物理量达到稳定可靠，更符合实际。控制系统设有联锁保护功能，以防止控制系统错误的、危险的动作，如系统某一部分必须具备的条88、件不能满足时，联锁逻辑应阻止该部分投入“自动”方式；同时，在条件不具备或系统故障时，系统受影响部分不再继续自动运行，将控制方式转换到手动控制方式。控制系统任何部分运行方式的切换，不论是人为的还是由联锁系统自动的，均可平滑进行，而不引起过程变量的扰动，且不需运行人员的修正。DCS控制系统由若干个子系统组成，这些子系统协调运行，并具有前馈调节功能，使机组能安全、快速与稳定的运行，保证在任何工况下，满足机组正常运行。拟定的主要控制系统： 锅炉燃料控制系统；锅炉送风控制系统；炉膛负压控制系统；锅炉给水控制系统；主蒸汽温度控制系统；除氧器压力控制系统；除氧器水位控制系统；锅炉点火控制系统。 汽机紧急跳闸89、系统（ETS）；数字电液控制系统（DEH）；汽机安全监视系统（TSI）；工业电视系统；热工信号报警系统；锅炉汽机的联锁保护系统。7.11 建筑结构部分7.11.1 设计依据结构设计遵循以下标准：现行中国国家标准GB系列；现行中国电力行业标准DL系列；本工程技术协议和各专业提供的该工程相关资料现行国家和电力行业的标准、规范和规定： 建筑结构荷载规范GB50009-2012混凝土结构设计规范GB50010-2010钢结构设计规范GB/T 22395-2008砌体结构设计规范GB50003-2011建筑抗震设计规范GB50011-2010构筑物抗震设计规范GB50191-2012建筑地基基础设计规范90、GB50007-2011建筑地基地基处理技术规范JGJ79-2012地下工程防水技术规范GB50108-2008动力基础设计规范GB50040-96建筑设计防火规范50016-2006火力发电厂土建结构设计技术规定DL5002-2012火力发电厂地基处理技术规定DL/T5024-2005火力发电厂建筑装修技术规程DL/T5029-2012火力发电厂建筑设计规程DL/T5094-2012统一使用的制图标准、规定房屋建筑制图统一标准GB/T50001-2010建筑结构制图标准GB/T50105-2010电力工程制图标准DL5028-937.11.2 厂址自然条件及设计主要技术数据1）水文气象XX市91、处于中温带湿润气候区，四季分明，降水各季分布不均。冬季长而干燥寒冷，夏季短而湿热多雨，春、秋两季气候多变，春季回暖快、风大而少雨干旱，秋季降温快，来霜早。年平均温度4.0。最冷月（一月）平均气温为-18.3。极端最低气温达-39.0最热月（七月）平均气温为21.9。，极端最高气温37.4。年平均无霜期为128天，年平均降水量549毫米，年平均日照时数2484.5小时。五至九月降水量占全年降水量的79%，七至九月降水量占全年降水量的60%。水热同季，昼夜温差大。2）工程地质及水文地质工程地质及水文地质条件较好，地面允许承载力150500kPa，厂区西北侧厂界边缘地带地质条件复杂，有草碳及淤泥层，92、个别地段地质构造有局部发育现象。厂区地下水位在地表以下4米左右。3）主要设计基本技术数据基本风压 0.55kN/ 基本雪压 0.65kN/ 地面粗糙度类别 B类地震设防烈度 6度设计基本地震加速度值 0.05g特征周期值 0.35S设计地震分组 第一组建筑场地类别 类4）地基基础设计考虑方案本工程建（构）筑物情况：根据现有的地质相关资料，可采用天然地基，持力层选在含砾粗砂层（3），fak=200kPa,基础埋深34米（局部可能需要加深）。5）主要建筑材料混凝土强度等级 现浇结构： C20C40素混凝土及垫层： C10C15钢材型钢及钢板：一般用Q235，特殊处用Q345。钢筋：HPB235级 93、HRB335级。水泥普通硅酸盐水泥，矿渣硅酸盐水泥。 根据当地情况确定，对于汽机基础等大体积混凝土，建议采用低水化热水泥，砖和砂浆MU10机制砖（0.00以下）； MU10矿渣砖或其他轻质砌块（0.00以上），M5M7.5混合砂浆及M5M7.5水泥砂浆。 主厂房建筑结构设计（1）结构体系主厂房汽机房采用钢梁，彩钢板屋面，整体结构采用现浇钢筋混凝土框排架结构。除防火要求的墙体外，围护结构均采用彩钢板墙体。建筑采光采用独立窗。汽机房采用自然通风。运转层平台采用瓷砖地面，其它楼面均采用水泥砂浆地面。汽轮发电机基础采用现浇钢筋混凝土框架结构. 根据火力发电厂设计技术规定及建筑抗震设计规范要求，汽机基础94、与主厂房本体结构分开。主厂房各层楼面采用现浇混凝土。(2)主厂房建筑本期主厂房为一期预留扩建，为汽机房-除氧煤仓框架-锅炉房三列式布置，汽机房跨度24.00m,柱距6.00m，本期扩建3档，扩建总长18.00m，汽轮发电机组采用横向顺列布置，汽机机头朝向B列，汽机房运转层标高为7.00m。除氧煤仓间柱距为6.00m,扩建5档，扩建总长30.00m,跨度9.00m，固定端为楼梯间，扩建端端部增设一部室内楼梯。除氧煤仓间0.00m布置高低压配电室。4.00米层为电缆夹层，用于电缆缚设。7.00米层为运转层，布置机、炉、电集中控制室、工程师站、电子设备间、给水操作平台；13.00米层为除氧煤仓层，布95、置除氧器和原煤仓、连续排污扩容器、石灰石风机及送粉系统、给煤机等设备；27.00米为输煤皮带层，其上布置有一条输煤皮带，下设原煤仓、石灰石粉仓。热电二期锅炉采用紧身封闭型式布置，运转层标高8.00米。将两台称重式给煤机布置在除氧煤仓间的13.00m层，煤仓布置于27.00m层。热电三期采用煤仓间-锅炉房双列式布置，除氧煤仓间跨度为6.00m。柱距6.00m，总长24.00m, 给煤机布置于15.00m层。锅炉房柱距6.00m,总长24.00m,跨度30.00m，运转层标高8.00米，锅炉炉顶之间设1台起重重量为2t的电动葫芦。1）水平交通主厂房零米设检修大门可通汽车。 2）生活及卫生设施在主厂96、房框架内适当位置设男女卫生间，另在适当位置设洗手池，洗污池，并设有地漏。3）通风采光采光尽量考虑天然采光，不能满足时采用人工照明。汽机房通风基本为自然通风，屋顶设自然通风装置。4）防火与防爆遵循中国现行相关规范要求进行设计。5）主厂房屋面采用有组织排水。6）其它材料屋面防水材料：卷材防水。门、窗材料：根据当地情况确定。其它主要生产建（构）筑物结构形式干煤棚：本期新建干煤棚：柱距6.00m，总长84.00m,跨度27.00m，原有干煤棚柱距6.00m,总长60.00m,本期扩建4档，总长84.00m，跨度27.00m,为钢筋混凝土排架结构，钢梁，彩钢板屋面。7.12 采暖、通风及空调系统7.1297、.1 设计规范及规定 火力发电厂设计技术规程DL5000-2000 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程DL/T5035-2004 采暖通风与空气调节设计规范GB50019-2003 7.12.2 采通专业设计范围本次新建电站为热电一期扩建项目，分为热电二、三期。二期项目建设主体建筑为汽机主厂房、锅炉紧身封闭及输煤建筑，热电三期项目建设为三期锅炉房及输煤栈桥等建筑。故本次采通专业设计根据项目规划建设，分为热电二期和热电三期两部分。设计范围如下：热电二期工程暖通专业设计范围：主要针对热电二期电站汽机主厂房、锅炉紧身封闭及输煤建筑进行采暖通风空调方案设计。热电三期工程暖通专业设计范围：主要针对98、热电三期电站锅炉房及输煤栈桥等建筑进行采暖通风方案设计。7.12.3 设计原始资料.1室外气象条件 冬季供暖室外计算温度 -26 冬季空调室外计算温度 -29 冬季室外计算相对湿度 74 冬季室外平均风速 3.8m/s 夏季室外日平均温度 26 夏季室外干球温度 30.3 夏季室外湿球温度 23.4 夏季室外平均风速 3.5m/s 冬季主导风向 西北 夏季主导风向 西南 土壤最大冻结深度 195cm.2室内设计条件a)冬季采暖室内设计参数:房间名称温 度房 间 名 称温 度汽机房5办公室18锅炉房5输煤栈桥10除氧间10破碎楼10输煤皮带间10转运站10b)空调室内设计参数:房间名称夏 季冬 99、季温度()相对湿度()温度()相对湿度()电子设备间 261 6010 201 6010会议室 24 60 18 60 7.12.4采暖根据采暖通风与空气调节设计规范，本工程处于集中采暖地区，按规定设计集中采暖。.1采暖热媒本设计为低压热水采暖系统。供回水温度为95/70。采暖热源由厂区现有已建换热站提供。.2采暖形式主厂房采暖维持室内温度5计算，计算时不考虑设备散热量。采暖系统采用上供上回同程式单立管形式，散热器采用光排管散热器辅以暖风机的形式。根据室外温度及实际情况调节散热设备的散热量。在正常情况下散热器满负荷运行，暖风机仅作调节用。根据需要调节运行台数。输煤通廊维持室内温度10计算，上供100、下回同程式，散热器采用光排管。7.12.5通风1）主厂房全面通风主厂房包括汽轮机房、锅炉房、高低压配电室及控制室，主厂房为双层布置。主要散热散湿设备为汽轮机、发电机、疏水器、各种母管、各种变压器、配电设备及各种电动机等。汽机房、锅炉房（底层）为屋内式布置，为排除机、炉设备及热管道散热和散湿量，维持夏季室内正常设计温度，对主厂房进行全面通风设计。夏季采用自然进风、自然排风的通风方式，室外空气由汽机房和锅炉房，室外侧底层和运转层可开启的建筑门窗（开平窗或推拉窗）进风,然后经由设在汽机房和锅炉房屋面上屋顶通风器排风。冬季采暖期关闭零米和运转层的建筑门窗和屋顶通风器，运转层留孔尽量封闭，以减少零米冷风101、渗透。2) 主厂房电气房间通风根据现行的规程、规定的要求，主厂房现需通风的电气房间设计主要原则如下：1）高低压配电室通风：采用自然进风、机械排风系统。厂用配电装置室设事故排风，通风换气量按换气次数12次/h计算。事故排风兼作夏季通风用。通风采用一侧（汽机房侧）百叶窗自然进风（具有电动关闭功能），另一侧轴流风机排风的通风方式。因周围空气环境较差，电气设备有防尘要求，在轴流风机上安装电动阀板，与轴流风机同步启停。由于室内布置有干式变压器，为其设置一套独立的排风系统，排风量比干式变压器所需排风量大10%。通风设备应为防爆型。2）出线小室通风：由汽机房进风，设置机械通风装置，通风量按排出室内余热所需风102、量确定且保证换气次数不少于每小时10次的事故排风量。为满足设备工艺要求，可设置空气调节装置。3）电缆夹层通风：电缆夹层选用百叶窗自然进风，轴流风机排风的通风方式。换气次数不少于6次。百叶窗应具有电动关闭的功能。发生火灾时应能自动切断通风机电源。4）电子设备间及电气设备间：设置每小时12次的事故排风，事故排风兼做夏季通风机使用。5）其他房间通风根据有关规定，对产生余热和散发有害气体的各房间均设有机械通风或自然通风系统。 空调主场房现需空调房间为电子设备间及会议室。电子设备间采用分散式空调方式，室内设置风冷恒温恒湿空调机组。在冬季和夏季维持空调的室内空气参数及噪声控制等要求。空调房间室内温度控制在103、夏季251、冬季202范围内；相对湿度控制在50%10%的范围内。控制室、电子设备间设置排烟风机。排烟风机与消防报警系统连锁。火灾扑灭后开启排烟风机，在负压状态下排烟，当烟气消除后关闭排烟风机。普通办公室会议室均采用双制壁挂式空调器即可。10.12.7 除尘设计10.12.7.1破碎楼除尘破碎楼设一台除尘器，以防止煤粉扩散，减少环境污染。型号TG-3200B，风量3200m/h。8. 消防部分8.1 概述本发电车间装机容量为118MW+115MW。消防系统充分利用总厂现有的消防水泵及环网管路延伸连接的可能条件进行复核分析，最后确定本期的消防设计。8.2 设计依据建筑设计防火规范 GB50016104、-2006火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50229-2006火力发电厂设计技术规程 DL5000-2000火力发电厂生活消防给水和排水设计技术规定 DLGJ24-918.3 消防设计的主要原则1）贯彻“预防为主，防消结合”的方针2）各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防为主的措施，在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，预防火灾的发生与蔓延。电厂消防立足于自救，以消防水为主要灭火手段。3）本工程设临时高压消防给水系统，消防水管道由总厂消防系统接入。4）对重要的建筑物及设备设有两种或两种以上的灭火手段。5）消防设施的管理和使用考虑值班人员与消防专业人员相结合105、，消防设施的维修与监督及主厂房早期火灾的扑灭，以值班人员为主。并与总厂消防系统紧密结合。6）加强消防管理工作: 电厂制定有关火灾预防、消防组织、火灾扑救及消防监督的各项具体制度，并切实实施。8.4 火灾报警及控制系统根据中华人民共和国国家标准GB50229-2006火力发电厂与变电所设计防火规范的规定，在电缆夹层、控制室、电缆隧道的电缆交叉密集处、电缆竖井及屋内配电装置等区域，均设置有火灾探测报警装置和移动式灭火器具。火灾报警及消防控制系统由中央监控装置、电源装置、报警触发装置（手动和自动两种）组成。中央监控装置布置在机,炉集中控制室电子设备间内，与电厂的运行指挥密切结合。报警方式分为手动和自106、动两种。手动报警方式：运行人员在就地巡检中，如发现火情，则手动按下该区域的手动报警器，控制室内运行人员就可得知该区域发生火灾。自动报警方式：通过各种火灾探测器产生的火灾电信号送至中央监控装置，发出声光报警信号。中央监控盘负责火灾报警及消防系统的监控。8.5 建筑物与构筑物要求全车间建（构）筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级见表5-1。表5-1全厂建（构）筑物火灾危险性及耐火等级序号项目火灾危险等级最低耐火等级1主厂房（汽机、除氧煤仓、锅炉房）丁二级2电除尘间丁二级3引风机室丁二级4烟道丁二级5烟囱丁二级6主变压器丙三级主要建筑构造及布置主厂房主油箱上方，所有承重构件如钢屋架钢支撑等喷涂防火107、隔热涂料。安全梯及安全出入口设置主厂房两端各设一部楼梯，可通至各层及屋面。汽机房每机机头处设一部疏散安全钢梯由0.00米至运转层。电缆夹层均设有不少于两个出入口并设置防火门。电缆夹层、电缆竖井之间的各围护构造上的孔洞，其空隙采用非燃烧材料堵塞严密。8.6 发电车间的消防措施1) 电气设施的消防措施变压器消防：变压器之间防火间距满足规程要求，均设贮油坑，并敷设不小于250毫米厚卵石层，贮油坑和汽机主油箱的排油管均接至事故油池。外设移动式泡沫灭火器，以便灵活运用。2)电缆防火:电缆通道尽可能离开蒸汽及油箱，保持最小安全距离，有爆炸和易着火场所不应架空明敷电缆，在易受外部着火影响的区段应采用防火槽盒108、防火枕、罩盖、隔板等措施，减少着火率。易延燃的区段采用分段隔离及阻火段、防火涂料等。对屏柜电缆孔洞用耐火材料进行封堵，缩小火灾范围。3)主厂房消防措施主厂房以水消防为主在汽机房和锅炉房的底层、运转层、燃烧器层及炉顶、除氧间及楼梯间设消火栓。主厂房内消火栓水消防系统，设消防水环形管道，室外消防管网有两路接入主厂房。当一条发生故障时，另一条进水管能供给全部消防水量。室内消火栓给水管道用阀门分成若干独立段:各段检修时，同时停止使用的消火栓每层不超过5个，并设屋顶试验用消火栓。8.7 消防给水系统给水采用临时高压的消防给水系统。消防水泵不另设。所需的水量和水压由总厂消防水泵从厂区消防管网提供，消防水109、泵就地控制操作，并同时可在电厂主厂房集控室报警及操作。消防给水管道在发电车间区域形成环网，并由阀门分成若干独立段，当某段管道或消火栓检修时，其停止使用的消火栓数量不超过5个，室外消火栓间距，主厂房周围不大于80m，其它区域不大于120m。车间为消防稳压需要在主厂房框架上设50m3消防水箱一座。满足10分钟以上室内消防水量，扑灭初期火警，以备启动消防水泵所需时间。同时配备两台消防水泵，一台运行，一台备用。9. 环境保护9.1 厂址与环境现状分析9.1.1 厂址的地理位置本工程厂址位于整个焦化厂区的东部，占用了部分煤场用地及部分原规划燃气发电的用地。9.1.2 厂址的自然条件与环境现状分析厂址XX110、市XX县地处低山丘陵区，按地形变化可划分为低山丘陵、漫岗地、河滩地和山间谷地四个地貌类型。全市总面积6212平方公里，其中XX县面积4455平方公里。总的地势为东南高，西北低，由东南向西北逐渐倾斜。全市境内由倭肯河及挠力河两大水系构成大小河流十一条。区域内无国家、省级重点保护动物，无珍稀、濒危植物。无自然保护区、风景名胜保护区、文物保护单位等需要特殊保护的环境敏感点。9.1.3 建设地区水质染污现状建设区域水质无污染。9.1.4 建设地区废灰渣排放情况因为燃烧的燃料为气体与煤矸石混烧，建设地区会产生飞灰、炉渣，采取统一收集，集中处理的办法，综合利用灰尘，可以供砖厂，实现综合利用，做到达标排放。111、9.2 环境保护设计采用的标准9.2.1环境质量标准1）环境空气质量标准GB3095-1996，二级标准（见表8-1）。表8-1环境空气质量标准污染物名称取值时间浓度限值浓度单位二级标准二氧化硫SO2年平均0.06mgm3（标准状态）日平均0.151小时平均0.50总悬浮颗粒物TSP年平均0.20日平均0.30可吸入颗粒物PM10年平均0.10日平均0.15氮氧化物NOX年平均0.05日平均0.101小时平均0.15二氧化氮NO2年平均0.04日平均0.081小时平均0.12一氧化炭CO日平均4.001小时平均10.002）城市区域环境噪声标准GB3069-93，II类标准（见表8-2）表6-112、3城市区域环境噪声标准适用区域昼间（分贝A）夜间（分贝A）工业集中区60 dB(A)50 dB(A)3）地表水环境质量标准GB3838-2002，类标准（见表6-4）。表6-4地表水环境质量标准污染物CODcrBOD5挥发酚氰化物硫化物石油类氨氮PH浓度值mg/L2040.0050.20.20.050.56.58.54）地下水质量标准GB/T1484893，类标准 （见表6-5）表6-5地下水质量标准污染物PH挥发酚氨氮氰化物NO2-NNO3-N细菌总量大肠菌群总硬度氟化物浓度值mg/L0.0020.20.050.02201003.04501.09.2.2 控制污染物排放所采用的标准锅炉大气污113、染物排放标准 GB13271-2001，燃气锅炉时段标准。大气污染物综合排放标准 GB16297-1996。工业企业厂界噪声标准 GB12348-12349-90。恶臭污染物综合排放标准 GB8978-1993，二级标准。9.3 拟建项目排放污染物情况分析本工程对环境的污染主要是锅炉燃烧焦炉煤气和煤矸石后产生的废气、废渣以及少部分废水、噪声和以及尾气中的烟灰尘。9.3.1 废气排放情况煤中含硫在燃烧过程中转化为S02，可以采用加入石灰石粉进行脱硫。工程采用循环流化床锅炉，炉温控制在850950之间，属低温燃烧，其温度属于最适合脱硫的温度范围，在采用炉内加石灰石粉脱硫，脱硫效率可达到80%以上；114、同时，在锅炉后部采用脱硫效率大于80%的石灰石石膏法烟气净化系统，能有效地控制烟气中的S02含量，实现S02的达标排放。尾部石灰石石膏法烟气脱硫系统主要包括烟气系统、吸收液制备系统、脱硫吸收液循环系统等部分；脱硫副产物后处理系统等。原料中含有的氮在燃烧过程中转化为NOx，另外空气中的氮在高温下也会与氧反应生成NOx，循环流化床锅炉属于中温燃烧，本身就是抑制NOx的有效措施，能使烟气中的NOx生成量控制在250ppm以下，达到污染控制标准，因此，可以不设置专门的抑制设施。为减少煤场扬尘对环境空气的影响，煤场周围设喷水装置，适时对储煤进行喷水，煤场周边设绿化带。9.3.2 废水排放情况本电厂排出的115、生产废水中不含有毒有害物质及悬浮物，其废水包括锅炉排污水、工业冷却水、化学水处理间排水等工业废水和生活废水，而锅炉房排水是经过排污池降温冷却后排入工业废水下水道。统一排入总厂区管网、煤化工生产区后经处理回收使用，力争达到废水零排放的目标。9.3.3 废灰渣排放情况灰直接通过气力输送系统传送到灰库，渣通过密封机械输送设备直接送至渣库，避免产生二次扬尘。灰渣全部实现综合利用，供水泥厂、砖瓦厂使用，避免了灰渣存放带来的环境污染。9.3.4 噪声排放情况本工程的噪声来源主要是转动设备，包括汽轮机、发电机、空冷岛、风机、泵类等。其中，汽轮发电机工作时产生噪音的声压等级一般在95110 dB(A)之间，发116、电机噪声强度为8590dB(A)，锅炉送风机、引风机噪声强度为85dB(A)，泵类噪声强度在80dB(A)以下。9.4 生态环境保护措施分析9.4.1 污染治理原则和要求工艺设计立足于选择无毒无害原料，采用不产生或少产生污染的新技术新工艺新设备，提高资源能源利用率，尽可能在生产过程中将污染减至最低限度；对确实无法避免的污染物，亦采取有效的净化回收措施，综合利用，以使其污染物排放总量和浓度满足相关环保排放标准。9.4.2 生态环境保护措施分析1）废气处理措施煤矸石低热值的有效利用，经过锅炉燃烧产生蒸汽，推动汽轮机发电，利用抽汽来采暖，这样既可以充分利用煤矸石中的化学热。采用效率高、对燃料适应性强117、低污染并可控制N0x生成的循环流化床锅炉；炉内掺烧石灰石进行脱硫，锅炉尾部采用湿法脱硫装置，总脱硫效率96；采用高效布袋除尘器，除尘效率99.92；热电二期与热电一期锅炉共用一座高100m，出口内径3.0m烟囱排放烟气，以降低落地浓度；热电三期单独新上一座烟囱。设置烟气自动连续监测系统，为控制污染物排放提供科学依据。2）废水处理措施 机组高温排污水经排污降温池冷却降温后排放至污水处理池，化学水处理车间排放废水、水封排水、生活污水、地面冲洗水和雨水也统一排放至污水处理池，经污水处理后综合利用。将焦化厂排污和电厂排污合并后，统一纳入污水处理系统进行处理，水质达标后，继续用于工业生产。浓水可用于厂118、区浇渣、降尘喷淋等，做到污零排放水。3）废灰渣处理措施本工程发电系统产生的灰尘，主要源自燃烧煤矸石携带而来，在炉后设置了除尘系统，对其进行统一收集处理，由公司统一负责进行外协综合利用。9.4.3 噪声治理措施1）在设备选型中，同类设备中选择噪声较低的设备，在签订设备供货技术协议时，向制造厂提出设备噪声限值，并作为设备考核的一项重要因素。主机设备（如汽轮发电机组）噪声不得超过90dB(A)，辅机设备噪声不得超过85dB(A)，否则要采取相应的降噪措施。2）对风机噪声进行控制，设备订货时选用低噪声设备，将风机噪声控制在70-75dB(A)，厂界噪声应满足工业企业厂界噪声标准（GB1234890）类119、标准。3）对汽轮发电机组，要求制造厂配隔热罩壳，内衬吸声板，降低噪声，满足国家规定的标准。4）在锅炉排汽口安装高效排汽消音器，使排汽噪声不大于110dB(A)。5）将水泵布置于室内，并对水泵基础作处理，可使噪声降至80dB(A)以下。9.4.4 绿化设计结合本工程特点，在电厂区的道路两旁种植常绿矮小树木，空闲地上以草坪和花木为主，辅以观赏性强的乔木。特别主厂房区的绿化应特别注意固定端A列外的管沟走廊，该地段不宜种植高大乔木，应种植草坪和绿篱为主，辅以观赏性的灌木。配电装置区的绿化，以道路两侧种植绿篱为主，并在场地内种植草坪，以减少屋外配电装置的热辐射。9.5 拟建项目对生态环境的影响评价本工程120、经采取各项防治措施后，各项污染物均可以做到达标排放，对环境的影响很小，清洁生产水平较高，采用循环流化床锅炉添加石灰石燃烧，采用洁净煤燃烧技术可减少S02和NOx的排放。随着国家环保标准的提高，本工程对各种污染物采取了充分的防治和控制措施，能够达到环保标准要求。因此，从环保方面分析，本工程是可行的项目。焦化厂生产过程中的主要污染物是焦炉煤气，锅炉利用来点火和助燃，有效的减少焦炉煤气的排放量和改善尾气的理化形式，减少对空气的危害。对其进行燃烧利用，改变废气的理化性质，将资源综合利用，有效地减少了有毒有害物质对空气的危害污染。建议项目建成后，锅炉应严格按照操作运行规程进行，加强供热锅炉房的管理，切实121、落实灰渣的综合利用，并根据环境空气质量监测规范的要求，配备必需的环保监测仪器及人员，进行必要的环境监测。 10. 资源利用与节能分析 10.1 资源的综合利用节约能源是我国的一项基本国策，合理利用能源、降低能源消耗，不仅能有效保证国民经济持续稳定协调的发展，也有利于企业推进技术进步，减少环境污染和降低成本，提高企业的经济效益和社会效益。中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要提出了“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20%左右，主要污染物排放总量减少10%的约束性指标。当前，全国上下加强了节能减排工作。按照国务院节能减排综合性工作方案（2007年5月23日），要求加快实施十大重点122、节能工程。本工程属于热电联产机组工程。根据采暖蒸汽负荷拟采用燃烧效率较高的2130t/h循环流化床锅炉，以满足供热的需要，本工程根据锅炉的能耗情况，采取恰当的节约能源、降低电能消耗和节约用水的措施，以进一步降低焦化企业的综合能耗。10.2 节约能源措施10.2.1 节能的设计原则工艺系统设计中将节约能源和投资，作为方案优选的重要指标和条件，杜绝采用高能耗、低效率的产品。10.2.2 设备选型1）在设计中优先采用技术性能先进的经过国家鉴定的低耗产品。2）各种辅机的选型要通过对各工艺系统的精心设计后，再按规程规定进行选型，避免加大辅机容量，使各辅机能安全、高效运行。合理选用风机、水泵、电动机等流量123、压力的备用系数，避免出现“大马拉小车”的现象。3）合理布置输煤系统，减少输煤皮带段数及长度，以降低电动机台数及容量。4）锅炉选用循环流化床混燃锅炉，混燃部分煤气，锅炉所排出的灰渣全部用于水泥厂和砖厂的原材料，实现了灰渣全部综合利用。5）选用低损耗变压器，降低长期运行费用。6）选用保温性能良好的保温材料，减少工质的热能损失。10.2.3 系统设计节能1）建筑物墙体、屋面保温选择自重轻、导热系数小、性能好的保温材料。建筑物中照明和通风设计，在满足规程规范的前提下，扩大自然通风和天然采光的范围，减少人工照明和机械通风。2）在炉体设计上，提高结构严密性，采取新型隔热措施，减少煤气漏失和炉体散热。3）124、在保证锅炉尾部烟道系统不发生酸腐蚀的前提下，尽可能地降低排烟温度，减少排烟热损失。4）设在线烟气分析仪，随时调整燃烧状态，减少不完全燃烧损失。5）锅炉送风机、引风机、给水泵等较大功率的电机，并采用变频调速装置，有效地降低厂用电率，节约电能。6）回收锅炉停运时的放水并设置全厂疏水扩容器以回收部分工质。7）在系统设计中，对能够回收利用的汽、水工质都考虑回收重复利用。如连续排污二次蒸汽予以回收利用；汽机本体及辅机设备的疏水、蒸汽管路疏水、部分焦化生产各用汽点产生的可回收的凝结水均予以回收，送至疏水箱进入工质循环，予以重复利用。8）采用低损耗节能型变压器，减少变压器的空载损耗（铁损和杂散损耗）和负荷损125、耗（铜损），提高变压器的效率。9）在工程设计中拟推广和应用绿色照明灯具，减少光源在灯具内部的损耗，采用高效率、长寿命的照明光源，降低发电厂的运行成本。10）厂区管线在有条件的情况下，尽量采用架空敷设，压缩管廊通道宽度，节约厂区空间。11）对电缆敷设，管道布置进行优化，以减少能耗和压降。12）实行科学管理，重视中间节能。10.3 节约原材料1）各类建筑物中的设备布置进行优化，在满足施工、运行和检修的前提下，压缩建筑物的结构尺寸，减少三材用量。2）在满足消防要求及道路交通的前提下，合理选择各建筑物（构筑物之间的距离，精心布置厂区管道及电缆隧道（沟）的走向，减少管道、电缆及三材用量。3）合理选用管道126、中的介质流速及管道厚度。电缆的电流密度和电缆截面选用恰当。4）协调工艺和土建的荷载配合，防止荷载使用中的重复计算；土建设计中荷载组合正确，安全系数选用恰当，材料许用应力选择合适，避免出现“肥梁胖柱”。5）对循环水系统进行优化，恰当选用循环水泵容量和冷却塔的面积。10.4 节约用水1）在锅炉补充水管上装设流量表，考核厂用水量，在厂区各个主要用水点均设置水表，以便监视、控制用水，做到节约用水。2）各车间内转动机械轴承冷却水及各类冷却器的冷却水均予收集，送入循环水系统内冷却后重复利用。3）设污水处理系统，生产和生活污水处理后全部回收利用。11. 劳动安全与工业卫生11.1 设计原则本发电项目的劳动安127、全与工业卫生设计，必须贯彻国家颁布的有关劳动安全和工业卫生法令、政策、提高劳动安全和工业卫生的设计水平，贯彻“安全第一，预防为主”的方针，加强劳动保护，改善劳动条件。劳动安全与工业卫生设施，必须与主体工程同时设计，同时施工，同时投产，为劳动者创造安全舒适的生产环境，工作环境和生活环境。在设计中，工艺流程的拟定和设备选择，要做到技术先进，经济合理，劳动安全与工业防护设施，应安全可靠的保障劳动者在生产过程中的人身安全和身体健康。在设计中，对生产过程中的职业危险因素，应执行劳动安全与工业卫生设计规程和相关的国家现行的设计规范和技术规定，完善防治措施。11.1.1 设计依据火力发电厂设计技术规程 DL128、5000-2000火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程 DL5053-1996火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50029-96建筑设计防火规范 GBJ16-87(2001年版)工业企业设计卫生标准 T03-7工业企业厂界噪声标准 GB12348-90电力工业锅炉压力容器监察规程 DL612-1996爆炸和火灾危险场所电力装置设计规范11.1.2 项目概况及项目生产过程中职业危害因数分析发电供热机组生产过程中的主要职业危害包括高温、噪声、燃烧爆炸、防火、防中毒、防化学伤害等因数。11.1.3 高温发电供热装置中的设备及管道均为高温设施，特别是汽轮机及主蒸汽管道在470左右，有烫伤的可能。11129、.1.4 噪声本装置使用了一些机泵，这些设备有噪音。噪声不仅损坏人的听觉，影响工作效率，而且容易诱发事故并使人致病。11.1.5 焦炉煤气焦炉煤气中有CO、H2、CH4、CmHn等可燃或有毒气体，其中CO的浓度约58%左右，H2浓度约5560%，CmHn浓度约为24%。故焦炉煤气易爆且有毒性。正常操作时，煤气不会进入环境造成危害。事故时，煤气泄露到空气中，有形成爆炸性气体的可能，当遇到火源时会引起爆炸。当一氧化碳泄露到操作环境中，将对操作人员造成危害，有导致气管炎、肺水肿、神经破坏甚至死亡的危险。11.2 劳动安全及工业卫生设计中采取的主要防范措施11.2.1 防火、防爆11.2.1.1建（构130、）筑物防火设计原则及措施1）各建（构）筑物耐火等级和最小间距的确定在215MW抽凝发电车间总平面布置中，各建（构）筑物耐火等级和最小间距要按照火力发电厂设计技术规程和火力发电厂与变电所设计防火规范规定执行的，并符合建筑设计防火规范、火力发电厂油气管道设计规程的有关要求。本工程中各建（构）筑物耐火等级和最小间距,按其在生产过程的火灾危险性，按规程、规范要求执行。2）建筑设计中采取的防火措施 汽机房、除氧间与料仓间的隔墙考虑防火，采用240mm厚的砖墙，耐火极限不小于4h。主厂房隔层设有横向、纵向通道，在固定端及扩建端设有密闭的垂直楼梯，所有这些构成了一个上下纵横交错的安全交通网。在主厂房零米，多131、处有出入口，满足了交通、疏散的要求。主厂房内的厂用配电间及电缆夹层，均用240mm厚的砖墙作围护墙，每个房间都设两个出入口，并采用极限不小于1.2h的防火门。所有电缆出入的孔洞，均用阻燃材料进行封堵。 厂区内其它主要建（构）筑物的设计，以各级防火规范为防火设计的标准，各类控制室与电缆夹层设两个出入口，并采用耐火极限为1.2h的防火门，集控室房间的装修采用防火材料或非燃烧材料。所有建筑物的通道及出入口设计，均满足防火规范的要求。对有爆炸危险的厂房采取一定的防爆措施，如用屋顶及外墙泄爆，其泄压面积达到规范规定的指标，同时地面采用不发火花地面，以防止发生火灾。 加强防护安全教育，防火安全管理纳入全厂132、统一管理之中。11.2.2 全厂消防及报警设施（详见5 消防部分）11.2.2.1 全厂消防设计原则1）根据火力发电厂与变电所设计防火规范有关规定，本期消防系统为区域独立消防系统，纳入到总厂消防中。消防管网压力满足发电厂区内各消防点压力要求，局部消防设备采取降压措施。按同一时间内火灾次数为1次考虑。设有火灾检测与报警设施。2）电厂锅炉属高层建筑，但锅炉的燃料煤矸石及煤气在封闭炉膛内燃烧，而支撑的构架系钢结构组成，属于丁类火灾危险性，除锅炉主要平台层配有消防系统及消防栓外，对疏散通道作了周密考虑，在炉左右侧各有一个从底层到顶的通行平台和扶梯，除锅炉地层和运转层外，在皮带层设通往锅炉的通道，用以保133、证人员疏散或紧急事故处理。此外，电站锅炉是一个自动化水平较高的工业设备，一般情况下，除巡回检测的少数运行人员外，在锅炉高层各部位均无人值班，而锅炉大修是在停运情况下进行，有良好的通风泄压条件。3）主厂房内设有纵向和横向的通道，并与主要出入口相连通。主厂房固定端及扩建端各设有一个钢筋混凝土楼梯可直通各层。厂用配电室等电气房间和各电缆夹层均有两个出口，以利安全疏散，有防火要求的电气房间均设防火门。4）在电厂设计中充分考虑消防设施，严格遵循国家和有关部委颁发的现行标准建筑设计防火规范高层民用建筑设计防火规范、火力发电厂生活消防给水和排水设计技术规定、火电发电厂与变电所设计防火规范。结合本工程的实际情134、况，对于建筑物及不同设备，以预防为主，防消结合。针对不同保护对象的要求，采取不同的灭火方式，包括常规的消火栓灭火系统、CO2和蒸汽灭火系统等。11.2.2.2 发电分厂总平面的消防通道布置在厂区总平面及道路设计中，充分考虑了消防通道的位置，将生产运输与消防的要求有机的结合一起。在主厂房周围设有环形道路。在煤场四周以及各生产、辅助生产、附属建筑分区间，均设有环形道路。消防通道的宽度有9m和4m两种，跨越道路的建构筑物，地上管架与道路的垂直净空大于4.5m。11.2.3 主厂房消防设施1）主厂房设有完整的消防系统，沿汽机方设有消防水主环网，并有若干个直管引向各层消火栓及消防用水点，在煤仓间形成竖向135、环网，整个环网有两个进口。2）汽轮机油箱等用水予作用自动洒水消防系统，均从主厂房内环网就近布置。3）集中控制室各层均采用CO2灭火系统。4）10kV及380V配电装置配置CO2灭火系统。5）除上述固定式灭火设施外，根据有关规范配备泡沫、CO2、干粉等手提式灭火器。6）在总厂的综合水泵房内设有消防水泵，设双电源供电。7）发电分厂设有完整的室内消火栓和室外消火栓系统。厂区消防水沿主厂房区，煤场区及辅助生产区形成环状，并设有室外消火栓。8）输煤栈桥、转运站及碎煤机房采用水幕系统和自动喷淋灭火系统，水源从室外消防水环网接出。11.2.4 火灾检测与报警设施根据原水利电力部（86）水电电规第6号关于做好136、发电厂和变电所电气设备，电缆及油系统火灾检测与灭火设计的通知在下述部位设置火灾检测与报警设施：1）主变压器、高压厂用变压器。2）汽机油箱、冷油器、油净化装置、贮油箱、电动给水泵润滑油箱、套装油管道（主要油管道与主蒸汽管道交叉处）。3）主电缆隧道及主要架空电缆及电缆井。4）主厂房10kV和380V配电装置。5）集中控制楼、燃料控制综合搂。6）电除尘控制室及其电缆夹层。7）输煤栈桥、转运站、碎煤机室、驱动间。火灾检测和控制系统由集控室管理，当某区域发生火灾时，火警信号送至设置在控制室的消防主控盘，发出声光报警及模拟显示，自动或手动驱动灭火设备，就地还设有手动开关。控制系统设有专用消防电话，手动报警137、器及疏散指示标记和打印记录。11.2.5 油系统的防火措施11.2.5.1 汽机油系统的防火汽机油系统要求厂家供货部分采用套装油管道，以减少漏油，非厂家供货的油管道，尽可能减少法兰连接，为保持油管路法兰、阀门、轴承等处的严密性，油系统管道设计压力按提高一级考虑。汽轮机油箱设有事故排油道，油排至A列外事故油池，油池为地下密封混凝土结构，上设倒U形排汽管，以防止雨水进入。11.2.5.2 燃烧系统的防火措施运输皮带系统的栈桥内均设有水幕系统，火灾时可以通过温感电缆探测系统将火灾信号送至区域和中央控制盘，并自动打开雨淋阀，当闭式喷头因高温而破裂后，水即自动喷出灭火。煤场设置环状管网。11.2.5.3138、 电气设施的防火、防爆设计原则及措施本工程易燃易爆场所，如燃油房等地的电气装置设备，按现行的爆炸和火灾危险场所电力装置设计规范的有关规定进行设计。11.2.5.4 变压器及充油电气设备的防火措施本发电车间的主变压器高压侧电压等级35kV，布置在主厂房附近，其下部设贮油坑，坑内铺厚度不小于250mm的卵石层，有在事故状态下将油排至事故油池的设施，并设有火灾检测与报警装置。全厂主要电气设备采用无油化措施防火，主厂房内低压厂用变压器采用干式变压器，10kV高压开关柜采用真空断路器和熔断器真空接触器（FC）的组合设备。蓄电池采用密闭式防酸隔爆蓄电池或免维护铅酸蓄电池。对易燃易爆场所如燃油泵房等采用防爆139、灯具和器件，或将电气件移至无易燃易爆危险的场所。11.2.5.5 电缆防火设计原则及其采取的防范措施为尽量减少和降低电缆火灾事故的发生，限制和缩小电缆火灾范围，达到安全生产的目的，设计遵循了如下原则：1）集控室内和引至集控室的电缆，以及高温和易燃易爆的场所均采用阻燃型电缆。2）主厂房内电缆通道的布置是按机组的电缆分别敷设在各自的通道内进行设计的。3）凡有架空电缆通过高压蒸汽管道，燃油管道或易燃易爆的区域，将采用不同形式的耐火托架。4）全厂电缆穿墙或楼板、电缆竖井、各类电气、控制盘、柜底部开孔处在施工完毕后，均用防火堵料进行密实封堵。5）因输煤系统所处环境恶劣，为防止在电缆托架上积灰，积粉自燃，140、在全线架空电缆通道的最上层加装玻璃钢耐火盖板。11.2.6 压力容器与易爆装置的安全技术措施11.2.6.1压力容器与易爆装置的安全技术措施1）锅炉的防爆措施锅炉设有刚性梁，其设计压力按炉膛的最大瞬间压力考虑，并考虑了在紧急状态下，送风机停运所造成的炉膛内瞬间最大负压。此外，锅炉设有炉膛安全监控系统（FSSS），用于锅炉的启停，事故解列以及各种辅机的切换时起到炉膛火焰检测和灭火保护作用。煤气输送管道设置防爆门并采取严格的防泄露措施。为防止锅炉停运期间尾气管道因阀门关闭不严而造成的煤气泄漏，在总管上装有U型水封，可彻底堵漏。烟气系统设有防爆门。锅炉炉墙装设防爆门，尾部烟道也设防爆门。2）锅炉安全141、阀的设置在锅炉的汽包、过热器出口均设有一定数量的安全阀，以防止锅炉因超压而引起的爆炸事故。本工程除氧器在启动阶段除氧器的加热汽源来自辅助蒸汽联箱，为防止较高压力汽源窜入除氧器引起超压，在此辅助汽源上装有压力调节阀，联箱上装有全启式安全阀，同时在除氧器及除氧给水箱上各装有2个全启式安全阀。3）其它压力容量的防爆措施压力容器制造厂的选择必须是具有相应压力容器制造资格的定点厂，所选用的压力容器必须设安全阀，对安装在主厂房内的压力容器其安全阀排汽引至主厂房，以保证排汽通畅和人身安全。4）压力容器和高压管道的定期检查措施。压力容器及高压管道在运行过程中，需要定期检查或水压试验，以便及早发现异常情况，本工142、程设计为这些检查创造了必要的条件。例如：主汽管道上装设蠕变测点，在蠕变检测点处设有测量平台，该处保温为活动式结构。在主汽管道适当的位置上，装设三向位移指示器，以便检查管道补偿及支架工作情况。除氧器的支座设计考虑能进行水压试验，其环状焊缝处的保温采取单独保温，便于拆卸以及定期检查焊缝。为便于管道水压试验，主汽等管道在支架设计时考虑了水压试验临时支吊的强度和条件。11.3 防尘、防毒、防化学伤害火力发电厂的粉尘，主要是供锅炉燃烧用的燃料引起的煤尘及粉煤灰，其主要发生的场所是贮煤场、输煤系统、主厂房煤仓层、锅炉零米、布袋除尘器、灰库区附近等场地。防毒、防化学伤害的场所主要是电厂燃烧用的焦炉煤气输送燃143、烧系统及电厂的化学设施，如锅炉补给水处理间、酸碱库、加氯间、加药间、蓄电池室、酸碱计量间、油、水煤分析室等上述管道布置和化学场所的三防设计按（工业企业设计卫生标准）执行。11.3.1 防尘设计原则及措施11.3.1.1根据火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定，对输煤系统的防尘采取了综合治理的措施。1）为防止粉尘的泄漏，在工艺设备的选型和系统的设计中考虑了较好的密封措施2）在粉尘比较集中的地方，如输煤系统的转运站，碎煤机室、煤仓层、及输煤皮带间均考虑除尘装置及通风换气设备3）原煤及干灰的表面水份偏低时产生粉尘的根本原因，因此在易产生粉尘的场所分别采用了加湿、喷水或水力清扫等措施4）原煤及干144、灰的表面水份偏低时产生粉尘的根本原因，因此在易产生粉尘的场所分别采用了加湿、喷水或水力清扫等措施。11.3.2 防尘措施1）在输煤系统中的地下输煤道、各转运站、碎煤机室、均设有除尘器及通风设备。2）主厂房煤仓层设除尘装置。3）降低各转运站落煤高差，导煤槽处设除尘设施。4）贮煤场设计了覆盖整个煤堆面积的喷洒设施，用以抑制煤尘的飞扬。5）运转站、碎煤机室及煤仓间均设置了水力冲洗清扫设施。6）锅炉零米地面采用水冲洗方式，根据地面设备基础及沟道的布置情况，设有地面排水沟，地面和排水沟进行找坡。7）除尘器为全露天型式，有利于通风和清扫冲洗，在除尘器底层设水冲洗管道。11.3.3 防毒、防化学伤害措施1）145、焦炉煤气中有CO、H2、CH4、CmHn等可燃或有毒气体，其中CO的浓度约58%左右，H2浓度约5560%，CmHn浓度约为24%。故焦炉煤气易爆且有毒性。尾气输送管道应设置严密的防泄露措施，并且在锅炉燃烧事故的状态下，应设置气体放散系统，锅炉房也应具有良好的通风性。2）锅炉补给水处理的除盐车间，采用了自然进风和自然排风的通风方式，其控制室设有空调装置，给运行人员创造了良好的工作条件。3）化验室的水分析间，油分析间及煤分析间分别设有通风柜，用以排除试验时产生的有害气体。4）酸碱计量间分室布置，分别布置有机械通风装置，每小时换气次数不小于15次。酸碱计量间设置有安全淋浴器，供发生事故等使用。11146、.3.4 其它有害物质的防护1）抗燃油的防护本工程汽轮机调节系统可能用抗燃油作为工质，抗燃油是一种燃点较高的纯磷酸盐脂液体，由于其燃点较高，对汽轮机的安全运行非常有利，但是由于磷酸盐脂具有一定的腐蚀性和毒性、在维修、装卸、正常运行中应尽量避免直接接触，防止误吞入或吸入这种油，为了保护运行人员和检修人员的健康，对从事与抗燃油有关的工作人员应作出严格规定。如：在装卸抗燃油桶，补入抗燃油以及在分析取样时，工作人员应戴橡胶手套，穿工作服，避免抗燃油溅到皮肤上。在检修抗燃油站，油管以及化学取样过程中，宜戴防毒面具以尽量避免吸入抗燃油。抗燃油（桶装）应贮存单独的封闭库房。抗燃油工作场所禁止吸烟和饮食。氨水147、采用密闭容器贮存，其计量箱、储存箱的排气，引至氨气吸收装置，氨库及加药间设有机械排风设施。11.4 防电伤、防机械伤害及其他伤害11.4.1 其它有害物质的防护1）本工程过电压保护和接地设计，按现行的电力设备过电压保护设计技术规程和电力设备接地设计技术规程的要求进行，其中包括燃油泵房的防直击雷和感应雷的措施。2）电气设备带电裸露部分的安全净距按高压配电和装置设计技术规程和电力设备接地设计技术规程的要求进行，其中包括燃油泵房的防直击雷和感应雷的措施。3）照明系统的设计按火力发电厂和变电所照明设计技术规定经行设计。4）防止电气误操作的措施。在本工程设计中35kV配电装置选用真空断路器，开关柜选用五148、防设备，带电气或机械闭锁。进入配电室、电缆隧道等处，均设加锁门。同时要求运行单位严格执行电气安全操作规程及工作票制度，以防误操作。11.4.2 防机械伤害的措施1）所有回转机械转动外露部分均设有防护罩。2)输煤系统皮带机，均设置与巡回通道相隔离的防护栏杆，皮带机头设防护罩，拉紧装置处设围护栏栅。3)落煤口、吊物孔等处均设计有一定刚度的栅格板或栏杆。4)阀门、孔板、防爆门等有维护、操作部位及高温管道蠕胀监察段处设置检修维护平台。5)为防止高空坠落，平台及扶梯按国家标准设置可靠的栏杆。烟囱、水塔的爬梯设维护和必要的间歇平台。6)所有露天平台均采用钢栅格板型式。7)步道边设置护沿，防止杂物被踢落。1149、1.5 防暑、防寒、防潮11.5.1 通风系统根据工业企业设计卫生标准、火力发电厂设计技术规定以及采暖通风与空气调节设计规范的要求，本工程对防暑，降温采取了以下措施：1)为排除汽机房内工艺设备及热力管道产生的余热和余湿，本工程汽机房通风采用自然通风换气方式。2)10kV、380V厂用配电间，均设置了不小于15次（因以上房间均设有干式变）换气的自然进风，机械排风系统，用于事故排风兼作排除室内余热。3)变压器间的通风，按夏季排风温度不超过45，送风和排风的温度差不超过15计算。4)化水处理室、空压机室等分别设置了自然进风，机械排风装置，用于排除电动机等设备运动时产生的热量。11.5.2 空调系统1150、)本工程主厂房的集中控制室采用空调器。2)其它辅助附属车间的控制室，如化学水处理室的控制室、电除尘及除灰控制室等均设置了分体式空调器。3)特殊高温的工作地点如司水平台处均考虑了远方监测设施，以改善操作人员的工作条件，减轻劳动强度。汽机房天车驾驶室内设有空调，给驾驶员创造一个较舒适的环境，用以保证安全起吊设备。4)火力设备、管道的保温隔热措施火力发电厂的热源来自燃料在炉膛内燃烧后产生的热风、烟气/蒸汽系统以及汽轮发电机组和热力系统中各种辅助设备表面散热。在本工程的设计中，对这些热源均用保温材料与外界隔绝，其目的不仅起到了一定防暑降温和安全生产的效果，更主要的是防止热量的损失，提高发电厂热经济性。151、为此电厂的设备、管道等温度高于50的均采取了保温措施，汽水管道的保温材料拟采用复合硅酸铝，热风道、烟道的保温材料拟采用岩棉或硅酸铝。11.5.3 采暖及防冻1)本工程地处寒冷区，设计中考虑了采暖系统。输煤系统的建筑物采用蒸汽采暖，汽源来自发电车间蒸汽系统。其他辅助生产及附属生产建筑物均采用热水采暖，热源来自总厂的采暖换热站。2)露天布置的仪表管道及油管道、汽水管道，均采取伴热管道、伴热电缆、保暖等措施以防管内介质冻结。3)本工程地处寒冷区，建筑物设计要满足热工计算要求，选用密闭性能好的门窗。11.5.4 防潮输煤系统地下皮带走廊、水泵房地下部位等地下混凝土结构壁体和底板，均在混凝土内掺用防潮剂152、以防滲。11.6 防噪声、防振动11.6.1 电厂噪声源分析1)机械动力性噪声设备在运转过程中由于振动、磨擦、碰撞所产生的噪声。2)气体动力性噪声有各类风机、风道、蒸汽管道中的汽流或气体的流动、扩容、节流、排汽、漏气等所产生气体动力噪声。这些噪声具有高、中、低各类频谱，其中排汽为高强噪声，对周围环境影响最大。3)电磁性噪音由电磁场交变运动产生的噪声，主要有发电机、励磁机、配电装置等产生的噪声。4)其它噪声电厂内运输车辆、人群活动等引起的噪声。5)电厂各主要设备的噪声水平如下：汽轮机 90dB（A）发电机 90dB（A）给水泵 97dB（A）送风机 98dB（A）引风机 98dB（A）11.6.153、2 按劳动安全和工业卫生设计规程中规定的电厂各类地点的噪声标准要求进行噪声防治。11.6.3 设备噪声防止措施1)设备订货时，根据噪声标准的要求，向主辅机制造厂家提出设备制造噪声要求，并作为设备考核的重要因素。2)一次风机、送风机入口装置设消音器。3)汽轮发电机组制造厂配套供应隔热罩壳，内衬吸声板，降低噪声，满足国家规定的标准。4)对于噪声较大的空压机，入口设消音器。5)烟风道设计中做到布置合理，流道顺畅，以减少空气动力噪声。6)汽水管道设计做到合理布置，流道顺畅，并考虑防振措施。合理选择各支架型式并合理布置，降低汽流和振动噪声。7)锅炉排气噪声防治是电厂噪声防治的一个重要部分，本工程锅炉排汽154、管道的排汽口位置在50m以上，距生产人员很远。由于锅炉排汽是间断排放，相隔时间很长，往往只在锅炉启动、停炉或事故时才发生，其噪声标准可按每个工作日接触时间不超过2h考虑，允许噪声为91dB（A），锅炉排汽口装置消音器后，可满足要求。在汽包、过热器出口、的安全阀后的管道上均装设消音器。11.6.4 主厂房及周围环境噪声防治电厂各工作场所噪声级水平，取决于工作场所的性质。其允许连续噪声值及最高允许连续噪声值依照火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程中有关条例执行。表10-1主厂房及周围环境噪声值工作场所噪声值dB（A）主控室、集控室60化验室、办公室60各生产建筑的值班室70各生产车间90生产人员值155、班与噪声隔离措施：一般采用砖墙隔离，其消音效果可达40dB（A）；玻璃窗隔离，其隔声效果单层20dB（A），双层为37dB（A）；隔声木门，每道门隔音27dB（A）。本工程电子设备间与集中控制室，采用双道门，并选用有较高隔音性能的隔声门及有较好性能的墙面材料。进排风系统采取消音措施。室内噪声不超过5565dB（A）。辅助车间的控制室，在建筑设计中采取隔声措施。采取上述措施后，电厂内各工作场所的噪声水平能满足火力发电厂建筑设计技术规定中的要求，电厂噪声对环境的影响能满足GB309682工业集中区标准。 防振动1)主、辅设备的基础和平台按作业场所局部振动卫生标准和动力机器基础设计规范中的规定进行防156、振动设计。2)要求制造厂家提供的设备符合国家规定的振动标准。3)汽水管道合理布置，流道顺畅，合理选择支吊架型式并合理布置，降低管道幌动和振动。4)烟风道设计进行刚度计算，与风机连接处设置伸缩节。11.7 其他安全措施11.7.1 照明系统设计照明设计考虑了具有正常照明和事故照明二个单独的供电网络。事故照明由事故保安电源及蓄电池组供电，其中主厂房主要出入口、通道、楼梯间及远离主厂房的重要建筑物，事故照明采用应急灯。烟囱等较高建筑物处设障碍照明灯。电缆隧道及高度低于2.4m的工作场所设36V以下低压照明网络。有爆炸危险场所的照明，采用防爆措施。室外照明器的安装位置便于维修，并考虑更换灯泡的安全。锅157、炉检修的2436V低压照明电源的设计，采用在必要的位置。设置行灯变压器及插座，可直接在上面引接行灯。11.7.2 检修起吊及安全操作设施为了减轻体力劳动强度及安全操作，在电厂的主要工作场所均设有检修起吊设施。1)汽机房共设1台电动双梁式起重机，满足汽轮发电机组的安装和检修。2)锅炉顶设有电动葫芦。3)主要辅机设备的上方，如送风机、吸风机、一次风机、循环水泵等均设置了单轨起吊检修设施。11.7.3 防辐射射线探伤室及放射源库，分别单独设置，其建筑设计和屏蔽设计按有关规定执行，探伤室及放射源库设置机械通风装置。11.8 劳动安全及工业卫生机构与设施11.8.1 急救和疏散设施公司设有急救站，配置有158、各种急救设施，发电系统的急救工作依托公司急救站。发电机组按规范设置紧急通道及紧急出口，在紧急通道及紧急出口处均设置明显的指示标志。11.8.2 设劳动安全及工业卫生监测站主要是定期对主厂房各生产车间及厂区内的粉尘及有害物质进行采样，提出化验报告，同时对噪声进行监测，为改善工人运行条件及环境影响提出建议。11.8.3 将安全教育室纳入总厂编制组织全厂职工学习生产安全和人身安全知识。传达上级有关劳动安全及工业卫生方面的文件。组织学习其它分厂劳动安全的经验和教训。编制本厂劳动安全及工业卫生守则，监督贯彻执行。11.9 综合评价本工程在设计中对防火、防爆、防尘、防毒、防化学伤害、防电伤、防机械伤害、防159、暑、防寒、防潮、防噪声、防振动等方面均按照各项规程、规范、标准采取了一定措施。为电厂的长期安全生产，减少事故发生起了重要作用，同时为电厂运行人员的维护检修创造了一定的有利条件，因此本工程在劳动安全卫生方面对于安全文明生产，保障职工的健康将取得良好的效果。12. 组织机构和人员编制热电联产车间的生产运行组织及劳动定员参照原国家电力公司国电人劳【1998】94号关于颁发火力发电厂机构定员标准的通知并结合榆阳区瑞森煤化工有限公司现有的生产组织机构进行编制。12.1 发电分厂的运行管理及组织机构215MW供热机组是综合利用工程。隶属XX煤焦化能源有限公司。考虑XX煤焦化能源有限公司煤焦化项目的具体情况160、，在编制发电机组定员时仅增加生产人员，尽量少增加管理人员，本项目机构从简，站内办公室、生技科等职能科室与热电一期共用，机、电、炉、燃料等四个车间尽量也与热电一期共用，进行统管热电站运行维修工作。1)机组运行不按机、炉单独划分，而按照机、炉合一的集控室全能值班员值班。2)电厂的生产组织按分场考虑，运行人员按四班三运转配套。3)根据定额标准，车间设主任室、工程师办、生技、财供、资料室等。4)室员编制不考虑业余教育、托儿所等。5)本工程组织机构和人员编制由企业自定并报告当地劳动部门备案。12.2 供热发电机组的设计定员表11-1全厂设计定员序号岗位名称一班二班三班替班合计1机炉运行5555202电控161、3333123化水、水务3333124燃料输送3333125机动普工6666246管理人员55合计8513. 项目实施的条件和轮廓进度13.1 施工场地汽机房，除氧煤仓间，锅炉运转层采用大开挖施工，基础施工完毕迅速回填，为后期土建，工艺施工创造工作平面。主厂房，烟囱施工与锅炉安装同时进行。主厂房靠近东西边沿线搭建钢筋棚，木工棚。混凝土采用搅拌站外供，混凝土运输车运入。锅炉安装设备和工艺设备，先期安装的堆放于平台西北边，大量后期安装的工艺设备放置于电站的南边。土建设塔吊两台，分别设置于汽机房东北角与除氧煤仓间西南角，臂长30米。锅炉安装设带轨道的吊车一台，设置于锅炉与除尘之间的通道上。同时辅助轮162、胎式起吊机具。主厂房结构封顶与锅炉安装接近尾声时，进行其他辅助建筑物的土建施工，因其他辅助建筑物的工程小，不影响总的工程进度。13.2 综合进度预安排可研报告以及立项审批 2014年07月08月初步设计 2014年08月初步设计审查 2014年10月设备订货及司令图设计 2014年1011月施工图设计 2014年112015年03月土建施工（主厂房、烟囱、水塔挖土） 2015年0306月设备进入主厂房安装 2015年0609月机组投产发电 2015年10月14. 投资估算14.1 投资估算 编制范围XX煤焦化能源有限公司215MW热电联产发电工程属于资源综合利用项目。 投资估算范围包括厂内各工163、艺系统、附属生产系统。土地利用原热电一期预留扩建区域，故不发生征地费。 投资估算编制原则投资估算的编制严格按照当前的有关规定、指导性政策文件和价格信息进行编制、计算和汇总。投资估算编制的依据（1）项目划分：执行国家发展和改革委员会2007年发布的火力发电工程建设预算编制及计算标准。（2）工程量计算依据工程量计算依据设计方案及各相关专业提供的设计资料。国家发改委二00六年发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准。（3） 定额套用国家发改委二00六年发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准，电力建设工程概算定额建筑工程（2006年版）、电力建设工程概算定额热力设备安装工程（2006年6版）、电力建164、设工程概算定额电气设备安装工程（2006年版）。（4）材料价格装置性材料价格采用2006版发电工程装置性材料综合预算价格并按2010年一季度价格水平进行调整，安装及建筑工程中的材料价格按当地近期市场价进行了调整。（5 ）设备购置费设备价格参考近期同类型机组的设备招标价、向设备厂家询价及近期市场价。（6）其他费用执行国家发展和改革委员会2007年发布的火力发电工程建设预算编制及计算标准。其他有关问题（1）基本预备费按5%计取。（2）建设投资中资本金按约30%考虑，贷款利率按7.05%计算。工程建设总投资表14-1 工程建设总投资汇总表序号项目名称总投资（万元）单位投资（元/千瓦）一工程建设投资（165、动态）23218.8 7739.6 1工程静态投资22690.0 7563.3 2建设期贷款利息528.8 176.3 二铺底流动资金149.9 50.0 注：工程建设投资为本次改造工程投资，未含原有固定资产投资；铺底流动资金为本次改造工程需新增的自有流动资金投资构成分析表14-2 投资构成分析表（未含铺底流动资金）建筑工程费设备购置费安装工程费其它费用合计4875.00 9962.00 4483.00 3898.75 23218.75 21.00%42.90%19.31%16.79%100.00%投资估算表表14-3 建设规模：215MW 单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装166、工程费其它费用合计比例%单位投资(元/Kw)一主辅生产工程4875.00 9962.00 4459.00 0.00 19296.00 85.04%6432.00 (一)热力系统32795209232410812.00 47.65%3604.00 (二)燃料供应系统12717724082451.00 10.80%817.00 (三)除灰系统75747141963.00 4.24%(四)水处理系统11610126.00 0.56%42.00 (五)供水系统11824155414.00 1.82%138.00 (六)电气系统18266852511.00 11.07%837.00 (七)热工控制系统1167、0513361387.00 6.11%462.33 (九)脱硫装置系统132500632.00 2.79%210.67 三编制年价差2424.00 0.11%8.00 四其他费用33703370.00 14.85%1123.33 其中：预备费10814.76% 工程静态投资4875.00 9962.00 4483.00 3370.00 22690.00 100.00%7563.33 各项占静态投资的比例%21%44%20%15%100%六 动态费用528.75 528.75 176.25 （一） 价差预备费（二） 建设期贷款利息528.75 528.75 176.25 工程动态投资4875.0168、0 9962.00 4483.00 3898.75 23218.75 7739.58 各项占动态投资的比例21%43%19%17%100% 15. 财务效益评价及效益估算15.1 财务效益评价15.1.1概述（1）项目概况本项目设计规模为：建设2130t/h次高温次高压锅炉+115MW抽汽凝汽式汽轮发电机组+115MW背压式汽轮发电机组（包括：热力系统，燃料运输系统，煤矸石储存、焦炉煤气系统，防灰渣系统，供水系统，化学水处理系统，电气系统，热工控制系统等）项目分两期建设；由于XX煤焦化能源有限公司已建成热电联产项目（275t/h次高温次高压锅炉+115MW抽汽凝汽式汽轮发电机组），所以本次新建169、工程两期分别为热电二期和热电三期。（2）经济效益评价依本项目的经济效益分析与评价是按照国家发改委与建设部联合发布的建设项目经济评价方法与参数及国家现行财税政策、会计制度等相关法规的有关规定，根据本项目的技术方案、产品方案、建设条件及建设工期等具体情况，通过对项目投入与产出的各种经济因素进行分析、计算，从而对项目建设的经济效果进行客观、科学和公证的评价。（3）经济效益评价的内容、方法及采用的价格体系本评价首先研究和预测选取了必要的基础数据进行成本费用估算、销售收入和相关税费估算，编制了相关辅助性报表。对项目融资前和融资后的盈利能力进行分析，并根据筹资方式对项目的偿债能力进行评价。本财务评价采用固170、定价格体系，以建设期初年为基准年。（4）计算期计算期包括建设期和投产经营期。本项目建设期为1年，生产经营期15年，项目计算期为16年。（5）电价电价为0.382元/KWh（含税）。15.2 资金筹措（1）项目建设资金筹措方案项目建设投资23219万元。其中静态投资22690万元，建设期贷款利息529万元。建设投资中资本金占30%，为7690万元；债务资金占70%，为15529万元。建设投资在建设期全部投入。（2）流动资金筹措方案流动资金采用分项详细估算法估算，项目正常生产年流动资金需用额为150万元。流动资金估算表表15-1单位：万元序号项目最低周转天数周转次数经营期1流动资产220 1.1应171、收账款3012139 1.2存货51 原材料301214 燃料301238 其他0 1.3现金301229 2流动负债70 2.1应付账款301270 3流动资金150 其中：自有资金100%150 银行借款0%0 4流动资金本年增加额150 流动资金在投产期第一年投入全部投入。（3）项目总资金本项目总资金为23369万元（建设投资+流动资金）。其中资本金总额为7840万元（建设投资资本金+流动资金），占建设总投资（建设投资）的30%。债务资金总额为15529万元（建设投资贷款），占项目总资金（建设投资）的70%。（4）项目总资金使用计划投资使用计划与资金筹措总表表15-2单位：万元序号项目合172、计建设期经营期121项目总投资23369 23219149.871.1建设投资23219 23219其中：建设期利息529 528.751.2流动资金150 149.872资金筹措23369 23219149.872.1项目资本金7840 7690149.87用于建设投资7690 7690用于流动资金150 149.872.2债务资金15529 155290长期借款15529 15529流动资金借款0 0其他短期借款0 2.3其他 0 15.3 费用与效益估算（1）产品成本费用测算采用生产要素估算法估算各年总成本费用。为了估算简便，将各年生产过程中消耗的外购材料、燃料、人工工资福利以及维修费、173、折旧、摊销、估算后分别列出。原燃材料价格是由建设单位提供的当地现在的平均市场价格。在生产成本的核算中原燃材料及动力消耗量是根据设计指标和计算负荷计算的。根据本地区及黄磷厂现在的工资水平及企业的具体情况，计入成本费用中的人均工资为3000元人.月。福利费按工资总额的14%计取。折旧费是依据工业企业财务制度规定的分类折旧年限计算。固定资产年限按15年计算，残值率为5%。维修费按固定资产原值（扣除建设期利息）的2.5%计算。经营期建设资金及流动资金贷款利息根据年初借款额计算，计入财务费用。银行存款利息冲抵财务各项支出费用。基础数据表14-3序号名称单位指标1水消耗量万m3/年87.112水价元/m3174、3.53固定资产残值率%54大修基金提取率%2.55岗位定员人856人均工资元/月.人30007福利费提取率%148盈余公积金提取率%109建设资金贷款利率%7.0510增值税率%1711增值税附加%1012所得税率%25（3）销售收入及税金增值税执行增值税条例，税率为17；城建税，按实缴增值税的7计算；教育费附加，按实缴增值税的3计算；所得税税率按25%计取。15.4 财务分析（1）相关基础数据法定盈余公积金按税后净利润的10%提取。可供分配利润按弥补以前年度亏损、提取法定盈余公积金和向投资方分配的顺序进行分配。（2）盈利能力分析主要财务数据及评价指标表 表15-4序号名 称单位数量一财务数175、据1营业收入（经营期平均）万元 ￥14,554.03 2营业税金及附加（经营期平均）万元 ￥ 200.68 3总成本费用（经营期平均）万元 ￥ 3,223.72 4利润总额（经营期平均）万元 ￥11,129.62 5所得税（经营期平均）万元 ￥ 2,782.41 6税后利润（经营期平均）万元 ￥ 7,512.49 二财务评价指标1投资利润率%48.08 2财务内部收益率（所得税前）%42.89 3财务净现值（所得税前）万元 ￥42,051.40 4投资回收期（所得税前）年2.84 5资本金收益率（税后）%48.70 6资产负债率（经营期第1期）%33.16 各项盈利能力指标计算详见项目投资现金176、流量表、项目资本金现金流量表、融资后利润与利润分配表。各项盈利能力指标均高于行业一般水平。（3）敏感性分析为了测算本项目的抗风险能力，分别对建设投资、发电量、经营成本变化对所得税前项目投资财务内部收益率的影响进行敏感性分析，计算结果如下表： 表15-5 敏感性分析表序号不确定因素变化率内部收益率内部收益率变化率敏感度系数1基本方案42.89%2建设投资-10%48.67%13.48%1.24 +10%38.08%11.23%3年发电量-10%37.14%13.40%1.34 +10%48.63%13.36%4经营成本-10%43.58%1.60%0.16 +10%42.21%1.60%从以上结177、果可以看出，各变化因素对所得财务内部收益率的影响由大到小依次为：销售收入、建设投资、经营成本。其中销售收入的变化对项目投资财务内部收益率的影响最大，是最敏感的因素。从财务评价指标来看：本项目所得税前项目投资财务内部收益率为42.89%；项目资本金财务内部收益率为48.70%。均大于基准收益率8%。同时，该项目综合利息备付率为105.70，综合偿债备付率为8.67，偿债能力较强。其财务评价指标合理，经济效益较好。从敏感性分析来看：上网电价的变化对项目投资财务内部收益率影响较大。当因素作10%变化时，项目投资财务内部收益率总是高于基准收益率8%。因此该项目的抗风险能力较强。因此从财务角度分析，建设178、该项目是可行的。总成本费用估算表表15-6单位：万元序号项目合计经营期23456789101112131415161年发电量（GWh）1621621621621621621621621621621621621621621622厂用电量（GWh）16.216.216.216.216.216.216.216.216.216.216.216.216.216.216.23售电量（GWh）145.8145.8145.8145.8145.8145.8145.8145.8145.8145.8145.8145.8145.8145.8145.84供热量（万GJ）2329392232939223293922329179、392232939223293922329392232939223293922329392232939223293922329392232939223293925生产成本46761 3566.753566.753566.753566.753566.752892.752892.752892.752892.752892.752892.752892.752892.752892.752892.755.1燃料费6837 455.796455.796455.796455.796455.796455.796455.796455.796455.796455.796455.796455.796455.79645180、5.796455.7965.2水费3293 219.517219.517219.517219.517219.517219.517219.517219.517219.517219.517219.517219.517219.517219.517219.5175.3材料费2430 1621621621621621621621621621621621621621621625.4工资及福利费5233 348.84348.84348.84348.84348.84348.84348.84348.84348.84348.84348.84348.84348.84348.84348.845.5折旧费18354 1181、223.61223.61223.61223.61223.61223.61223.61223.61223.61223.61223.61223.61223.61223.61223.65.6摊销费3370 674674674674674000005.7修理费7245 4834834834834834834834834834834834834834834836财务费用1595 1094.78499.78700000000000006.1长期借款利息1595 1094.78499.78700000000000007总成本费用48356 4661.534066.543566.753566.753566.7182、52892.752892.752892.752892.752892.752892.752892.752892.752892.752892.757.1固定成本35796 3824.223229.232729.442729.442729.442055.442055.442055.442055.442055.442055.442055.442055.442055.442055.447.2可变成本12560 837.313837.313837.313837.313837.313837.313837.313837.313837.313837.313837.313837.313837.313837.313183、837.3138经营成本25037 1669.151669.151669.151669.151669.151669.151669.151669.151669.151669.151669.151669.151669.151669.151669.159单位成本3317 319.721278.912244.633244.633244.633198.406198.406198.406198.406198.406198.406198.406198.406198.406198.4069.1发电单位成本（元/kWh）0.320 0.279 0.245 0.245 0.245 0.198 0.198 0.19184、8 0.198 0.198 0.198 0.198 0.198 0.198 0.198 项目投资现金流量表表14-7单位：万元序号项目合计建设期经营期123456789101112131415161现金流入2194261455414554145541455414554145541455414554145541455414554145541455414554156701.1产品销售收入2183101455414554145541455414554145541455414554145541455414554145541455414554145541.2补贴收入01.3回收固定资产余值9669661185、.4回收流动资金149.873149.872现金流出51416.123218.752019.71869.81869.81869.81869.81869.81869.81869.81869.81869.81869.81869.81869.81869.81869.82.1建设投资23218.823218.752.2流动资金149.873149.872.3经营成本25037.31669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.22.4城建税及教育附加3010.23200.6186、8200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.683所得税前净现金流量（1-2）168010-23218.81253412684126841268412684126841268412684126841268412684126841268412684138004所得税前累计净现金流量-23218.8-106841999.8146842736840052527376542178105907891034731161571288421415261542101680105调整所得税42187、134.72696.62696.62696.62696.62696.62865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.16所的税后净现金流量（3-5）125875-23218.89837.79987.59987.59987.59987.5981998199819981998199819981998199819109357所得税后累计净现金流量-23218.8-13381-33946594165822656936388462075602665845756648548395302105121114940125875项目资本金现金188、流量表表14-8单位：万元序号项目合计建设期经营期123456789101112131415161现金流入219426 1455414554145541455414554145541455414554145541455414554145541455414554156701.1产品销售收入218310 1455414554145541455414554145541455414554145541455414554145541455414554145541.2补贴收入0 1.3回收固定资产余值966 9661.4回收自有流动资金150 149.872现金流出94747 769013977120304189、566.54566.54566.547354735473547354735473547354735473547352.1建设投资资本金7690 76902.2自由流动资金150 149.872.3经营成本25037 1669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.21669.22.4长期借款本金偿还15529 8439.67089.200000000000002.6长期借款利息支付1595 1094.8499.7900000000000002.7流动资金借款利息支付0 0000190、000000000002.8城建税及教育附加3010 200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.682.9所得税41736 024232571.72696.62696.62696.62865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.13净现金流量（1-2)124679 -7690577.012523.59987.59987.59987.598199819981998199819981998199191、819981910935计算指标 资本金财务内部收益率（%）48.70%利润与利润分配表表14-9单位：万元序号项目合计经营期23456789101112131415161产品销售收入218310 1455414554145541455414554145541455414554145541455414554145541455414554145542销售税金及附加3010 200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.68200.683总成本费用48356 4661.54066.192、53566.83566.83566.82892.82892.82892.82892.82892.82892.82892.82892.82892.82892.84补贴收入0 5利润总额166944 9691.810287107871078710787114611146111461114611146111461114611146111461114616弥补以前年度亏损0 7应纳税所得额（5-6）166944 9691.810287107871078710787114611146111461114611146111461114611146111461114618所得税41736 24232571.7193、2696.62696.62696.62865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.12865.19净利润（5-8）125208 7268.97715.18089.98089.98089.98595.48595.48595.48595.48595.48595.48595.48595.48595.48595.49.1盈余公积金12521 726.89771.51808.99808.99808.99859.54859.54859.54859.54859.54859.54859.54859.54859.54859.549.2未分配利润1126194、87 65426943.67280.97280.97280.97735.97735.97735.97735.97735.97735.97735.97735.97735.97735.910息税前利润168539 10787107871078710787107871146111461114611146111461114611146111461114611146111息税折旧摊销前利润190263 126841268412684126841268412684126841268412684126841268412684126841268412684计算指标资本金净利润率106.47%总投资收益率48.195、08%16. 可行性研究结论及建议16.1 结论XX煤焦化能源有限公司215MW热电联产发电工程属于资源综合利用项目，利用煤矸石和焦炉废气市政采暖和发电，变废为宝，不仅节约了能源，改善了环境，而且带来了可观的经济和社会效益，使企业形成了可持续发展的模式。综上所述，该项目无论从环境保护、节约能源、建设方案、工艺技术水平，还是从电力需求分析、废气供应、资金来源、项目实施规划、经济效益和社会效益等方面来分析均是可行的，应大力推广使用。建议上级有关主管部门尽快批准本项目可行性研究报告，以便进一步开展工作。16.2 问题及建议本工程的施工建设期间，工程施工场地有限，在施工过程中应尽量避免相互干扰，请建设方做好项目的协调工作。本项目在实施中要严格贯彻执行国家和地区对环保、劳动安全、工业卫生、计量及消防等方面的有关规定和标准，配套主体工程做到“三同时”。建议在本项目批准后，对发电工程主要设备循化流化床锅炉、抽凝发电机组、背压发电机组进行重点调研和考察，加快该项目的实施步伐。