1、综合利用发电公司2135MW综合利用热电工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月214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. 工程概况11.1 项目名称及承办单位31.2 编制依据31.3 设计内容深度及范围41.4 某某概况及投资方概况51.5 项目建2、设的作用和必要性81.6 主要技术原则121.7 简要工作过程122.热负荷142.1 供热现状142.2 热负荷142.3 设计热负荷222.4 热负荷曲线303.电力系统323.1 电力系统概况323.2 河南有关供电区负荷预测及电力平衡373.3 电厂建设的必要性433.4 电厂接入系统方案设想443.5 通信453.6 系统继电保护及安全自动装置493.7 系统调度自动化504燃料供应及运输534.1燃料来源534.2 设计煤种及校核煤种574.3 燃料运输594.4 石灰石645. 机组选择及供热方案675.1 机组选择675.2 蒸汽平衡725.3 调峰措施和备用热源以及供热系统的3、可靠性745.4 主要技术经济指标746厂址条件766.1 厂址条件766.2 交通运输806.3 工程地质826.4 气象876.5 电厂供水水源906.6 备用贮灰场956.7 厂址比选及推荐意见957工程设想977.1 厂区总平面布置(按老虎洞水库厂址)977.2 输煤系统1007.3 燃烧系统1077.4 热力系统1117.5 主厂房布置1157.6除灰系统1177.7 电厂化学1217.8电气部分1277.9 热工控制1327.10. 建筑结构部分1367.11 水工部分1447.12 采暖通风部分1507.13 给排水及消防部分1568 环境保护1638.1厂址位置1638.2本次4、环保设计依据和采用的标准1638.3环境概况1648.4 主要污染源和主要污染物1658.5 主要污染物防治措施1658.6 环境管理及环保投资1698.7 环保效益1708.8 需要说明的问题1709 劳动安全及工业卫生1719.1应实施劳动安全措施的环节和场所1719.2应满足工业卫生要求的环节和场所1719.3安全防护措施1719.4安全和卫生机构1759.5综合评价17510节约和合理利用能源17610.1主要节能措施17610.2主要节水措施17710.3节约用地的措施17810.4节约原材料的措施17811 劳动组织及定员17911.1编制原则17911.2全厂定员17912工程项5、目实施的条件和轮廓进度18112.1 项目实施条件18112.2 轮廓进度18213技术经济分析与评价18413.1投资估算：18413.2 经济效益分析20614结论及建议21214.1工程建设的必要性21214.2工程建设的可行性21314.3主要技术经济指标21514.4存在的问题及建议2161. 工程概况1.1 项目名称及承办单位1.1.1 项目名称河南省某某综合利用发电有限公司2135MW综合利用热电工程。1.1.2 项目承办单位及出资方式1.项目承办单位本项目由河南省某某有限公司与河南省某某房地产开发有限公司联合承办。双方共同出资成立河南省某某综合利用发电有限公司。2.出资方式和出6、资额河南省某某有限公司出资600万元、出资比例60%，河南省某某房地产开发有限公司出资400万元、出资比例40%。（见河南省某某综合利用发电有限公司章程）建设地点河南省某某1.2 编制依据 设计委托书1.2.2 国家经济贸易委员会国经贸电力2001648号关于煤矸石、煤泥电厂生产运行有关问题的通知1.2.3 国家发展和改革委员会发能源2004864号国家发展改革关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知1.2.4 发展改革委员会煤矸石综合利用及煤矸石发电规划1.2.5 煤炭工业部郑州设计研究院编制河南省某某城市热电联产规划1.2.6 河南省发展和改革委员会关于对河南省某某城市热电联产规划的批复17、.2.7 河南省电力试验研究院编制河南省某某综合利用发电有限责任公司2135MW综合利用热电工程接入系统方案1.3 设计内容深度及范围1.3.1 设计内容深度设计内容深度按以下两个文件执行：原电力部电力规划总院火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DLGJ118-1997）国家计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部以计基础200126号文发布的热电联产项目可行性研究技术规定。1.3.2 设计范围本项目2135MW综合利用热电工程可行性研究报告设计内容主要为：煤矸石、煤泥综合利用发电方案研究，热负荷现状及规划，电力系统现状及规划，燃料来源与供应、水源、灰场、环保、工程地质及厂区条件等电厂建设的外8、部条件，并提出本工程各工艺系统的初步方案，做出本工程的投资估算，经济效益分析与评价。下列内容不属于本可研范围：环境影响评价，接入系统设计，厂外热网工程，厂区外公路、电力线路、通信线路等。1.4 某某概况及投资方概况 某某概况某某位于河南省中部偏西、伏牛山北部余脉向豫东平原过渡地带。东邻襄城县，西毗汝州市，北接禹州市，南与区和宝丰县相连。隶属管辖。地理坐标为：北纬3348341050，东经113401132450。地势呈马鞍形，东南、西北部高，中部低，以平原和岗地为主。总面积737平方公里，辖6镇8乡，374个行政村，总人口56.8万人，其中，农业人口52万。1955年，毛泽东同志为某某大李庄乡9、（今广阔天地乡）写下光辉批示：“农村是一个广阔的天地，在那里是可以大有作为的。”某某交通便利，通讯发达。洛（阳）界（首）公路和郑（州）南（阳）公路西线在县城交汇，以县城为中心，形成了完善的交通网络。拥有程控交换、自动转换、长途直拨、移动通讯、无线寻呼等现代化通讯设备，8万门程控电话可与全国和世界各地联通。某某自然条件优越，物产富饶。气候属暖温带大陆性季风气候，光照充足，四季分明，气候温和，雨量充足。土壤肥沃，适合多种作物生长。耕地面积60万亩，常年小麦种植面积43万亩，玉米种植面积15万亩，红薯种植面积18万亩,花生、大豆种植也有一定规模。经济作物以烤烟和蔬菜为主。烟叶常年种植面积10万亩以上10、，其中“山儿西”烟以其叶片肥厚、色泽金黄、油分适中、气味香醇驰名中外，是我国浓香型烤烟的代表；蔬菜种植面积10万亩，温室大棚10000多座。，以肉质细嫩、皮革柔韧而深得中外畜牧专家的好评，常年存栏15万头。某某矿产丰富，水、电资源充足。现已初步探明有开采价值的矿产资源19种。煤炭远景储量8亿吨，探明储量2亿吨；白云岩详查储量197.9万吨，普查储量2605万吨，预测远景储量4亿多吨；水泥灰岩远景储量4.0亿吨；焦宝石储量850万吨；大理石储量200万立方米；陶土储量5800万吨；铝矾土储量2580万吨；石英石、红石、铁矿石、紫砂陶土、高岭土等储量也很丰富。境内多年平均水资源总量为2.3448亿11、立方米，过境水量为9.5187亿立方米，地下水资源总量为1.2227亿立方米。全县共有110KV变电站2座，35KV变电站9座，年供电能力14万千瓦，形成了安全可靠、布局合理、供应充足的供电网络。改革开放以来，某某人民坚持以经济建设为中心，积极实施开放带动战略，产业结构得到较大调整，国民经济和各项社会事业迅速发展。2004年全县生产总值达到36亿元，工业产值达到57亿元。现已初步形成以农村经济为基础，以原煤、建材、机械制造、磨料磨具、铸造、造纸、皮革和食品加工为主导的县域工业经济框架。1.4.2 投资方概况河南省某某有限公司简介河南省某某有限公司位于某某乡境内，其前身是地方国营某某煤矿。现拥有12、一矿、二矿、三矿共计三座煤矿。三座煤矿设计能力均为0.3Mt/a；拟建的四矿设计生产能力为0.6Mt/a。河南省某某有限公司自2000年以来，历年来被评为全国和省级先进企业。一九九七年企业兼并并改制后，成为民办股份制企业；2000年经河南省统计局、经贸委联合核定为中二型企业。2001年被河南省煤矿安全治理办公室同意按照国有煤矿的管理模式进行。近年来先后荣获转换经营机制典型企业，重点保护企业，明星企业，煤炭工业优秀企业，煤炭企业质量标准化矿，煤炭行业质量信得过单位，AAA级重合同，守信用等一系列荣誉称号。公司现有职工2000余人，其中有高级职称18人，中级职称56人。占地面积2000余亩。注册资13、金1000万元，拥有固定资产2亿元。2004年产原煤92万余吨，实现销售收入2.3亿余元，税利近亿元。河南省某某房地产开发有限公司简介河南省某某房地产开发有限公司成立于一九九三年，注册资金一千万元，是具有独立资格的法人企业。公司以房地产的设计、施工、销售为主要业务，总资产达到3.7亿元人民币。公司自成立以来，先后开发了金苑小区、东明小区、杨庄拆迁小区、园田小区、园田花园等中高低档住宅小区，总开发面积达一百余万平方米。公司于一九九八年被郑州市建委评为“河南省房地产开发先进企业”，一九九九年评为“重质量 守信誉”企业。目前正在洽谈开发白庙村拆迁项目，总投资约3亿元人民币。该项目规划建设为河南省最大14、的高科技园，具有“河南中关村”之称，是郑州市重要开发建设项目。公司施行董事会领导下的总经理负责制，下设项目工程部、市场开发部、财务部、销售部、物资部、预（决）算部，总经理办公室六部一室。职工人数56人，具有专业职称的技术人员32人，其中研究生4人、本科生12人、大专生16人。在人员结构方面，实现知识化、专业化、年轻化，是一支具有较强创新能力的优秀团队。1.5 项目建设的作用和必要性1.5.1 某某地区煤矸石、煤泥排放的现状及发展1）某某煤炭资源某某系禹州煤田与煤田交汇地，煤炭资源十分丰富，系全国重点产煤县之一。其中禹州煤田起于许昌市西部，主体部分位于禹州市，地跨某某、登封、许昌、襄城县、长葛等15、市县。该煤田北、西起自煤层探头，西南以某某断层为界，东西长75km，南北宽2040km，面积约1000km2。煤田位于河南省中部，横跨叶县、襄城县、某某及。该煤田西起某某断层，东到洛岗断层，北起襄郏断层，南止煤层露头，含煤面积约714km2。某某境内煤炭远景储量8亿吨，探明储量2亿吨。某某煤炭资源品种较全，主要有二1、三9、四4、五2、六4、七5等多个品种。2）煤矸石、煤泥排放的现状及发展该县现有大小煤矿35座，设计生产能力435万吨，2004年煤炭产量为280余万吨。选煤厂9座，年入洗能力450万吨（因相邻禹州、矿区，一部分为外地煤入洗），年产煤矸石约62.2万吨，煤泥约48.5万吨。这些煤16、矸石和煤泥的长期堆放，不仅占用大量的土地，而且还对当地环境和地下水造成严重污染。为提高煤炭销售的竞争能力，降低运输成本，减少中间环节，增加企业的经济效益，某某目前有200万吨入洗能力的洗煤厂正在筹建，预计两年后全县每年产生的煤矸石和煤泥将达到150多万吨。这些副产品如果不加以综合利用，就会造成资源浪费并成为新的污染源，将会对当地的环境保护产生更大的压力。1.5.2 项目建设的作用和必要性本工程的主要目的为综合利用、环保治理、集中供热，现将该方面发挥的作用分别叙述如下：1）在煤矸石综合利用，保护环境中发挥的作用由上所述，随着煤炭的开采，作为工业废料的煤矸石、煤泥不断积累，某某地区已累计排放煤矸石17、煤泥1000多万吨，并以每年100余万吨的速度递增。这些煤矸石、煤泥的长期堆积，一方面占用了大量土地，另一方面对当地环境和地下水资源造成严重污染。近年来，随着科学技术的不断发展，采用煤矸石等低热值燃料的大容量循环流化床锅炉已研制成功，为大批量综合利用和处理煤矸石开辟了一个新途径。目前国内已经有多家公司掌握了135MW等级机组超高压大型循环流化床锅炉生产技术：哈尔滨锅炉有限责任公司、东方锅炉(集团)股份有限公司分别与国内高校及科研院所共同研究、各自开发设计了具有独立知识产权的配135MW等级机组超高压参数的循环流化床锅炉，方案设计已通过国家有关部门的验收。哈尔滨锅炉有限责任公司利用引进技术生产18、的河南新乡火电厂、开封火电厂420t/h超高压循环流化床锅炉分别于2003年2月25日，2月28日通过72小时试运行。如今，420t/h级超高压循环流化床锅炉已在煤矸石综合利用项目中广泛采用。由此可见，420t/h系列循环流化床锅炉技术上是完全可行的。本次综合利用热电工程，每年可以利用煤矸石49.6万吨及煤泥24.5万吨。所以本项目的建设可以充分利用这些煤矸石及煤泥的热能资源，彻底消除煤矸石、煤泥堆积、运输带来的污染，改善当地环境，带来可观的经济效益和社会效益。2）热电联产在集中供热改善环境中发挥作用当前某某城区及乡工业基地锅炉达到67台，累计蒸发量140t/h。根据现场调查这部分锅炉热效率偏19、低，除尘设备简单、技术落后，给当地环境造成严重污染。使得当地的空气洁净度很低，极大地限制了环境污染物允许排放空间。目前自备锅炉加上已审批立项的在建项目的自备锅炉共计86台；到2010年，工业热负荷蒸汽累计最大到达193.2t/h，民用热负荷202MW。随着工农业的快速发展，新增的自备锅炉势必激增，势必造成环境污染加重、浪费能源。如不采取规划集中供热，由于环境污染物允许排放空间有限，势必影响了当地的经济发展。目前除了某某综合利用发电有限公司(2X135MW)电厂拟在东附近建设外，无其它大型热电热源规划建设。因此，本项目在综合利用为主导的同时，热电联产以集中供热取代分散小锅炉，可有效地改善周边环境20、。3）矿井废水的综合利用据某某煤炭局井下涌水量资料，县辖煤矿35座，其中排水量在95m3/h以上的有8座，它们的排水量总和为1206.96m3/h。而且，这些中、小煤矿比较集中，大多数矿井距拟建电厂都在几公里以内，水量稳定。目前井下排水直接排放，无法利用，对周边环境造成污染。预计本工程生产补充用水量夏季最大为774m3/h，可全部取自于经沉淀、净化后的矿井排水，节约了建厂投资和使用费用，更重要的是解决了井下水排放污染问题，保护了地下水资源。4）电厂灰渣综合利用本工程2460t/h锅炉，年产灰渣71.43万吨。由于本工程采用循环流化床锅炉，其灰渣具有很好的活性可以作为生产水泥的辅料直接利用。距本21、工程拟建厂址仅1500米既为年产250万吨水泥的天广集团，电厂已与天广集团达成协议，每年将通过管路将40万吨的干灰送入水泥厂。电厂与周边水泥厂及市政有关部门签订灰渣综合利用协议，全部利用电厂灰渣。电厂灰渣综合利用为水泥厂补充提供了原料来源，减少水泥厂原料开采对环境造成的污染，即为双方企业创造了良好的经济效益，也为周边地区创造了社会效益。5）解决电力供需矛盾发挥作用河南电网在“十二五”期间，需要有一定容量的新增电源投产，才能满足届时电力负荷增长的需要。某某热电厂位于“十一五”及“十二五”期间河南电网的主要缺电地区许漯周地区，由220KV电网平衡可知，许、漯、周、平220KV电网始终处于电力缺额状22、态。某某2X135MW电厂的建设有助于缓解豫南地区电力短缺的局面，其所发电力可以完全在该供电区内消纳，实现电力就地平衡，有利于改善河南电网电源布局。综上所述，某某2135MW综合利用热电工程在煤矸石综合利用、环保治理、集中供热中发挥着重要作用，是非常必要的。1.6 主要技术原则1.6.1 按照国家现行标准、规范、规程进行1.6.2 建设规模本期建设规模为2135MW机组，预留扩建条件。1.6.3 电厂性质煤矸石、煤泥综合利用发电项目，热电联产解决某某乡工业区集中供热以及某某城区集中供暖。1.6.4 轮廓建设进度初步规划：2007年7月动工，2009年3月、2009年7月各投产一台机组。1.6.23、5 年利用小时数5000小时。1.7 简要工作过程2004年10月，应某某政府有关部门及河南省某某有限公司邀请，设计院部分设计人员赴现场初勘。经多次协商后，2005年3月，河南省某某有限公司委托设计院进行综合利用发电有限公司2135MW综合利用热电工程可行性研究报告编制工作。经与委托方多次研讨和交流，多次现场踏勘，并走访当地政府各有关部门，煤矿、水泥等生产企业单位，2005年6月完成可行性研究报告初稿。2005年11月对有关环境评价、水土保持、接入系统、水资源、场地抗震等内容进行修改，于2005年12月正式出版了可行性研究报告。2006年5月根据国家环保总局环境工程评估中心作出的“关于河南省某24、某综合利用发电有限公司2135MW综合利用热电工程环境影响报告书的技术评估报告”，对本报告再次进行修改。2006年12月中国国际工程咨询公司组织召开了本可研报告审查会，根据专家审查会议纪要，本报告再次进行修改，完成收口版。2.热负荷2.1 供热现状某某近几年来工业有了飞速发展，基本形成了煤炭、焦化、陶瓷、水泥、医药、造纸、食品加工、蔬菜各产业基地。某某区域范围内的企事业单位地理位置大概：机关行政事业单位集中在城区，工业企业单位比较集中在县城以北乡内，如煤矿集中在乡；造纸制浆企业集中在乡东附近。目前某某范围内没有集中供热，没有（热）电厂（包括企业的自备电厂）。企事业单位、居住区现有很多小型锅炉，25、锅炉均为各单位自备，或为采暖取热、或为生活用热水、或为工艺用热。且大多锅炉没有完善的除尘和水处理设备，锅炉设备管理和使用水平较低，能源管理工作不够完善等等。导致环境污染严重，能源消耗较多。目前某某城区及乡工业基地共装有不同型号的锅炉达67台，累计蒸发量140t/h，压力等级0.20.7Mpa。其中工业锅炉30台，额定蒸发量68t/h；采暖锅炉37台，额定蒸发量72t/h。城区现有面积10平方公里，人口8万，统计住房面积120万平方米。2.2 热负荷设计依据为：煤炭工业部郑州设计研究院编制的某某城市热电联产规划（20052010年）、现场收集、甲方提供的资料。2.2.1 现状热负荷按照工业性质热26、负荷、民用性质热负荷分类统计；其中工业热负荷分乡以及城区热负荷。见下表如下： 某某工业锅炉调查表 表一序号单位名称锅炉容量 (t/h)投运年份运行压力（Mpa）地点1煤矿2t/h+4t/h19980.4乡2龙祥二矿2t/h+2t/h19980.4乡3大刘山煤矿2t/h+4t/h20000.4乡4兴发二矿2t/h+2t/h19960.4乡5刘沟煤矿2t/h+4t/h19950.4乡6高门洞煤矿2t/h+4t/h19970.4乡7大桥煤矿2t/h+4t/h19900.4乡8西煤矿2t/h+4t/h19880.4乡9大营煤矿2t/h+2t/h19880.4乡10天广水泥有限公司1t/h19990.827、乡11三兴纸业有限公司4t/h20000.6乡12食品公司1t/h19950.2乡13志勇磨具公司1t/h20020.6城区14金星助剂原料厂1t/h20020.5城区15某某烟叶复烤厂4t/h20001.25城区 某某工业锅炉调查表 续表一序号单位名称锅炉容量 (t/h)投运年份运行压力（Mpa）地点16某某牧工贸饮料厂1t/h19980.4城区17粮站馍厂0.5t/h19980.4城区18中原红饮料厂2t/h20000.8城区19某某梦想饼干公司0.5t/h19960.5城区20恺顿工贸公司2t/h19950.4城区21鹰星制药厂2t/h19990.6城区合计68某某采暖锅炉调查表 表二序28、号单位名称锅炉容量(t/h)投运年份运行压力（Mpa）地点1某某县委2.019910.2城区2某某人民政府2.019920.2城区3某某交通局1.019880.2城区4某某城建局1.020000.2城区5某某财政局1.020050.2城区6某某教体局1.020020.2城区7某某公安局1.020030.2城区8某某农行2.019990.2城区9某某信用联社2.019980.2城区10某某地税局2.020010.2城区11某某国税局2.019980.2城区12某某工商局2.019970.2城区13某某技术监督局2.020010.2城区14某某国土资源局2.020020.2城区15某某法院2.0129、9980.2城区16某某检察院2.020000.2城区小计27 某某采暖锅炉调查表 续表二序号单位名称锅炉容量(t/h)投运年份运行压力（Mpa）地点17某某卫生局2.019980.2城区18某某一高4.019980.2城区19某某二高2.019970.2城区20某某初中2.020040.2城区21某某镇一中2.020000.222某某镇二中2.020000.223新世纪学校8.020050.224某某第一人民医院4.020030.2城区25某某第一人民医院2.019940.2城区26某某第二人民医院1.220020.2城区27某某中医院1.019990.2城区28某某妇幼保健院0.7199830、0.2城区29某某社保医院0.720020.2城区30某某大酒店2.020040.2城区31中中宾馆2.020000.2城区32电力大酒店2.020040.2城区小计37.6某某采暖锅炉调查表 续表二序号单位名称锅炉容量(t/h)投运年份运行压力（Mpa）地点33楼外楼大酒店2.019990.2城区34民政招待所0.719990.2城区35山河宾馆2.019980.2城区36烟草宾馆2.019990.2城区37鑫鑫招待所0.719970.2城区小计7.4合计722.2.2 近期热负荷近期热负荷包括现状热负荷以及热源厂（电厂）投产后各热用户所发生的热负荷。2.2.2.1 工业热负荷根据现场调查收31、集的资料，热负荷共分七大类，分别为：采煤矿井类、粮食加工类、畜牧加工类、医药保健类、造纸业类、冶金建材类、温室大棚类，热用户用热：0.40.7MPa饱和蒸汽。热负荷均为工业性热负荷并分类统计如下。县城城区距离电厂9公里，本期电厂暂不考虑城区蒸汽热负荷。同时利用系数取值为0.9，近期工业热负荷，采暖期最大为：476.6 GJ/h，平均为：375.1 GJ/h；非采暖期平均为：247.9 GJ/h，最小为：217.2GJ/h，2.2.2.2 民用热负荷制冷负荷、生活热水热负荷，本期暂不考虑。本期民用热负荷仅为采暖热负荷。根据某某提供的气象资料，并且结合国标采暖通风与空气调节设计规范GBJ19-8732、(2003年版)有关计算参数如下：采暖室外计算温度：4采暖室内计算温度：18采暖期室外平均温度：2.3计算用采暖天数：87d（2088h）（12月4日2月28日）采暖建筑面积目前2005年采取为调查建筑面积，2009年根据规划的居住用地以及建筑容积率测算得出。总建筑面积445万m2采暖建筑面积(至2009年)一览表 表项目建筑面积（万m2）备注 居住公建现在113 222近期增加5060合计163282445采暖热指标根据城市热力网设计规范（CJJ34-2002）以及河南省建设厅2000年发布的河南省民用建筑节能设计标准实施细则（采暖居住建筑）的精神，结合当地具体情况，确定热指标如下：民用住宅33、：58W/m2公共建筑：60W/m2节能居住建筑：40 W/m2综合热指标：57W/m2采暖热负荷根据当地的经济实际情况，暂定按80的建筑面积计算采暖面积，采暖建筑面积：356万m2。最大热负荷：202495KW，平均热负荷：143771KW，最小热负荷：119656KW。2.2.3 规划热负荷根据某某“十五”发展纲要，发展2万亩日光温室，乡三大蔬菜基地要承担20的任务，按照电厂的供热半径5Km范围考虑此范围内的若承担其中50的任务，则新增蔬菜基地共2千亩地，新增热量最大达到：60t/h。三兴纸业APMP浆、轻量涂布纸二期工程扩建10万吨/a，则新增热负荷为174.38 GJ/h(54.5t/34、h)。随着某某国民经济的快速发展，城镇居民的收入逐步提高，生活水平同时也会大幅提高，城镇集中供热普及率会更高。至2015年城市人口预测达到18 万，按照人均35m2住宅建筑面积，10 m2公用建筑面积，根据城市热力网设计规范CJJ34-20002，住宅采暖热指标取40W/m2, 公建采暖热指标取60W/m2,则热负荷最大达到360000KW。增加106881KW。2.3 设计热负荷根据河南省某某综合利用发电有限公司2X135MW机组的建设时间安排，蒸汽经济供热半径，本期设计热负荷不包括规划热负荷。2.3.1 工业热负荷考虑到各用热单位热负荷的不协调性，以及三兴纸业等负荷较大的热用户，蔬菜大棚热35、负荷的连续性，因此热用户同时利用系数取值为0.9；管网效率取值0.95。热负荷考虑凝结水回收,凝结水管道采用余压回水系统。矿井类凝结水回收率取值60%，温室大棚凝结水回收率取值90%。结合汽轮机抽汽参数：0.98MPa/393，热用户均为饱和蒸汽，根据焓值折减系数等，计算出汽机端的设计热负荷。详见下表：设计工业热负荷汇总（汽机端） 表蒸汽参数采暖期非采暖期最大平均平均最小0.98MPa（过热）t/h163.0129.3 81.072.9GJ/h521.6413.7259.1233.22.3.2 民用热负荷根据当地的经济实际情况，暂定按80的建筑面积计算采暖面积约计356万平方米，则设计热负荷为36、：最大热负荷：202495KW，平均热负荷：143771KW，最小热负荷：119656KW。2.3.3 设计热负荷汇总后的设计热负荷详见下表。设计热负荷汇总（汽机端） 表蒸汽参数采暖期非采暖期 最大平均平均最小工业t/h163.0129.3 81.072.9GJ/h521.6413.7259.1233.2采暖t/h299.5212.600GJ/h729.0517.600合计GJ/h1250.6931.3259.1233.2注：热网加热器效率取值98近期工业热负荷序号热用户单位名称蒸汽参数Mpa采暖期非采暖期备注最大平均平均最小(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)(37、t/h)(GJ/h)1煤矿0.4821.90616.4338.211.84.93乡2龙祥煤矿0.4410.952.56.851.54.111.02.74乡3大刘山煤矿0.4616.43410.9525.481.64.38乡4兴发煤矿0.4410.952.56.851.54.111.02.74乡5刘沟煤矿0.4513.693.59.5825.481.23.29乡6高门洞煤矿0.4513.693.59.5825.481.23.29乡7锋达煤矿(大桥煤矿)0.4513.693.59.5825.481.23.29乡8西煤矿0.4513.693.59.5825.481.23.29乡小计42114.99238、979.41643.8310.227.95近期工业热负荷 续表序号热用户单位名称蒸汽参数Mpa采暖期非采暖期备注最大平均平均最小(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)9大营煤矿0.4410.952.56.851.54.111.02.74乡10包装和食品机械厂0.4410.953.810.403.59.583.08.21乡11河南伟哲科技有限公司0.4410.953.810.400000乡12某某牧工贸集团0.4410.953.59.583.28.7638.21乡13某某白鑫集团0.4616.435.314.514.813.144.512.92乡39、14鹰翔饼业0.41.23.291.13.011.02.740.82.19乡15某某食品公司0.2410.833.810.293.59.473.59.48乡16某某皮革厂0.4513.69410.9538.212.56.85乡小计32.288.0427.875.9920.556.0118.350.6 近期工业热负荷 续表序号热用户单位名称蒸汽参数Mpa采暖期非采暖期备注最大平均平均最小(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)17牧工贸集团天然药物0.2410.8338.122.56.772.56.77乡18善源济世康医疗公司0.2513.544140、0.8338.1238.12乡19三兴纸业0.763174.0755151.9751140.9150128.15乡20三九节能0.5513.75411.003.59.623.59.62乡21某某华龙建材厂0.412.710.82.170.71.920.71.92乡22某某五香牛肉公司0.4513.69410.9538.2138.21乡23后谢湾蔬菜大棚基地0.21232.488.222.200000乡24前谢湾蔬菜大棚基地0.21232.488.222.200000乡小计107293.5587.2239.4463.7175.5562.7162.79近期工业热负荷 续表序号热用户单位名称蒸汽参数41、Mpa采暖期非采暖期备注最大平均平均最小(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)25白土沟蔬菜大棚基地0.21232.488.222.200000乡乡合计193.2529.6152.2416.83100.2275.3991.2241.3426某某牧工贸饮料厂0.412.710.71.920.51.370.51.37城区27粮站馍厂0.40.51.370.30.820.30.820.30.82城区28中原红饮料厂0.825.721.44.001.33.721.33.72城区29某某梦想饼干公司0.40.51.370.30.820.30.820.3042、.82城区30恺顿工贸公司0.41.23.291.13.011.02.740.82.19城区31鹰星制药厂0.2410.8338.122.56.772.56.77城区小计9.225.296.819.695.916.245.715.69近期工业热负荷 续表序号热用户单位名称蒸汽参数Mpa采暖期非采暖期备注最大平均平均最小(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)(t/h)(GJ/h)32志勇磨具公司0.412.710.71.920.51.370.51.37城区33金星助剂原料厂0.412.710.71.920.51.370.51.37城区34某某烟叶复烤厂0.4410.943、53.59.583.28.7638.21城区小计616.374.913.424.211.5410.95城区合计15.241.6611.733.1110.127.749.726.64注：城区工业热负荷汇总表为2005年数据，其中三兴纸业预建的235t/h锅炉保留并作为调峰事故备用锅炉。2.4 热负荷曲线2.4.1 工业热负荷曲线绘制热负荷曲线是根据统计各企业的热负荷经过各种折减系数而绘制的。最大热负荷: 521.6GJ/h (163.0t/h)最小热负荷: 233.2GJ/h (72.9t/h)采暖期平均热负荷: 413.7GJ/h (129.3t/h)非采暖期平均热负荷: 259.1GJ/h 44、(81.0t/h)工业热负荷曲线图2.4.2 采暖热负荷曲线绘制最大热负荷:202495KW最小热负荷:119656KW采暖期平均热负荷:143771KW采暖小时数：87d（2088h）采暖热负荷曲线图3.电力系统3.1 电力系统概况3.1.1 河南省电力市场分析3.1.1.1 河南电网现状2005年河南省6MW及以上电厂总装机容量为28202MW，其中统调电厂装机容量为21695MW。2005年底河南省全社会用电量1352.7 x108KWH，最大负荷22500MW，分别比2004年增长11.9%和15.2%。2006年110月份，全社会用电量累计1243x108KWH，同比增长11；最大负45、荷25200MW，比上年增长13。3.1.2.2 电力需求预测“八五”以来，河南省经济发展较快，其中“十五”期间，GDP年均增长率为11.3%。随着经济发展，全省电力需求增长也较快，20002005年，全社会用电量年均增长13.5%,全口径最大负荷年均增长13.4%。根据河南电网“十一五”规划设计及2020年目标网架研究预测结果：河南省1010年全社会用电量为2000 x108KWH，最大负荷为34000MW，“十一五”期间年均增长率分别为8.13%和8.16%；2015年全社会用电量为2600 x108KWH，最大负荷为45000MW，“十二五”期间年均增长率分别为5.39%和5.77%。346、.1.1.3 电力平衡及其分析河南省目前由国家发改委核准和20052007年的优选开工的电源项目共30个，总容量18030MW。其中水电1340MW；“十一五”期间计划接受省外电力送入为：1770MW-2300MW。根据负荷预测和已确定的新增电源投产计划，计及区外来电及小机组退役等因素，按电力平衡原则进行电力平衡计算的结果为：河南电网在“十一五”期间和“十二五”初期电力供应有一定的富余，其中2010年和2011年富余分别为6143MW和3563MW；从2012年基本平衡，2013年、2014年和2015年电力缺口分别约为2100MW、4650MW和7652MW, “十二五”后期有一定的电源发展47、市场空间。表3-1-1 河南电网20062015年电力平衡表 单位：MW年度2006200720082009201020112012201320142015一、全社会用电最大负荷25347281653048832344340003597137990401254238345000二、地方及企业自备电厂装机容量7894818582198204788175036944632759975688三、全省统调负荷20123223262454026754289823116933521360233845841240四、南方电力输入600102010731250237023702370253129033240其48、中：1、葛洲坝电站6006006006006006006006006006002、三峡电站04204736501470147014701470147014703、溪洛渡、向家坝电站00000001615338704、三峡地下电站0000300300300300300300五、统调电网需要备用容量4025446549085351579662346704720576928248六、统调电网需要装机容量24147267912944832104347783740340225432284614949488七、统调电网装机容量286403223538105393053925539255392553925549、3925539255火电26310298353563535635355853558535585355853558535585水电2330240024703670367036703670367036703670当年冬季投产火电473020351800600000000八、统调水电出力1309144914492649296630113011301130113011其中：黄河水电出力1189132913291329164616911691169116911691抽水蓄能1201201201320132013201320132013201320九、电力盈（）亏（）-65834786909683061450、33563741-2101-4650-7652十、不考虑南方水电送入电力盈（）亏（）-125824585836558037731193-1629-4632-7553-108923.1.2 豫南电网概况豫南电网包括许昌、漯河、周口、南阳、驻马店、信阳7个供电区。至2004年底，豫南区域拥有统调电厂9座，装机容量4225MW,分别为禹州电厂 2x350MW、周口电厂 2x135MW、电厂 4x50+25MW、姚孟电厂 3x300+310MW、蓝光电厂 1x135MW、鸭河口电厂2x350MW、蒲山电厂 2x125MW、信阳电厂 2x300MW、平桥电厂 1x135MW。豫南电网是河南电网与华中电网51、联网、南北水火调剂运行的通道。2004年豫南区域500KV厂站3座、主变容量2250MVA，其中姚联变750MVA、白河变750MVA、邵陵变750MVA。豫南电网向北通过姚孟电厂郑州变、白河变郑州变2回500KV线路与豫中电网相联；向南通过白河变湖北双河和邵陵变湖北孝感变3回500KV线路，以及邓州至丹江口水电站的2回220KV线路与湖北电网相连。3.1.3 供电区简介电网位于河南电网的南部，是豫南电网和省网连接的枢纽点，是河南电网的重要火电基地，在河南电网中居重要地位。目前，供电区除承担着区和所辖二市四县的供电任务外，还担负着联接南阳电网以及向驻马店、信阳、许昌、漯河、周口供电区输送电力的52、任务。2004年，供电区统调电厂装机容量为1570MW,即姚孟电厂1210MW、电厂225MW、蓝光电厂135MW。现有地方及企业自备电厂总装机容量279MW。2004年供电区全社会用电量为61.8 x108KWH，较上年增长14.2%。全口径最高负荷为1080MW，比2003年增长14.3%；其中网供933MW，比去年增长12.6%。电网属于送端电网，目前220KV电网形成了以姚孟电厂为中心，呈辐射型向外送电的格局，与其它供电区电网联络较为紧密。截至2004年，供电区共有计山、贾庄、宝丰、王寨、舞阳、炼钢六座220KV变电站，变电站总容量1320MVA，其中炼钢变为舞阳钢铁公司用户变，主变容53、量90+150MVA。此外供电区尚有叶县220KV开关站一座。目前供电区共有220KV线路21条，总长度1228 km。2005年供电区110KV及以上电网地理接线图见图K5000-X0000-1。目前供电区220KV及以上电网存在的主要问题是：各220KV变电站负荷分配不均，局部变电容量不足；220KV变电站布点较少，输入变电网络结构薄弱；计山变220KV进出线集中，作为市区和豫南电网重要枢纽变，可靠性压力较大；与漯河、驻马店供电区相连的220KV线路潮流较重。3.1.4 某某电网简介某某2X135MW电厂位于某某北部乡江山，距县城9 km。某某位于区北部，面积737km2，人口56万人，辖54、6镇8乡。截至2004年，某某境内共有某某、110KV变电站2座，总容量331.5MVA。2004年某某全社会用电量为 1.91x108KWH，最大负荷为40.5MW。电网相关发展概况根据相关规划，供电区将于2005年建成220KV滍阳（郑营）变电站，本期变电容量1x150MVA，接姚鹿220KV线路。为完善西部电网，将宝鹅线入郑营变，同时将郑营至鹅湾变线路改接入许昌供电区的钧州变。2006年供电区将建成220KV蒲楼变电站，本期变电站容量1x150MVA，分别接220KV平英线、计英线，将计驻线计山侧改接入蒲楼变电站。根据华中电计2002221号文“关于印发500KV漯河变电站接入系统设计评55、审会议纪要的通知”，姚孟电厂220KV线路调整如下：将现姚舞线与姚宛线同塔段3.8km改为LGJ-2x300同塔双回线，姚宛线从姚孟侧改接入计山侧，姚计利用此改造线路出线，漯河姚孟电厂的500KV线路利用现姚计出线走廊接入姚孟电厂。根据相关规划，2006年新建天瑞电厂2x135MW机组，以220KV电压等级接入王寨变。2006年电厂将新建2x200MW机组，以发变组方式接入厂内220KV配电装置，电厂建设两回220KV线路接入新建蒲楼变电站。导线型号为LGJ-2x300。“十一五”期间，叶县蓝光电厂将扩建1135MW，以发电机-变压器-线路单元接线入叶县220kV开关站。3.2 河南有关供电区56、负荷预测及电力平衡3.21 负荷发展预测豫南地区资源丰富，工业基础较好，农业也很发达，主要工业有煤炭、石油、盐、钢材、纺织等。是我国重要的煤炭工业基地，市域内矿产资源丰富，尤其是煤炭、石灰石储量巨大。工业已形成以能源和原材料为主体，以煤炭、电力、钢材、纺织业为支柱的工业结构，各项产品如原煤、矿焦、钢材、锦纶帘子布等产品在全省都占有优势。“十五”期间工业发展把煤化工、盐化工和机电作为接替性主导产业发展，用10年时间使化工产业成为的第一大产业，建成河南省最大的化工基地，依托大型企业，推进产业结合，促进产业调整升级。由工业的分布情况和发展规划来看，的供电需求量将呈上升趋势。根据供电区“十一五”电网规57、划及2015年展望，供电区20052015年负荷预测结果参见下表3-2-1。由表可知，2010年供电区全社会供电量125 x108KWH，总负荷2112MW，“十一五”期间电量年均递增率12.7%，负荷年均递增率12.2%。2015年，供电区全社会供电量约170 x108KWH，总负荷2834MW，“十二五”期间电量年均递增率6.2%，负荷年均递增率6.1%。供电区西部四县电网负荷发展迅速，根据分析预测，2010年西部四县综合最大负荷576MW，2015年西部四县综合最大负荷853MW。表3-2-1 供电区20052015年电量负荷预测结果 单位：x108KWH、MW年度2005200620058、72008200920102015全供电区电量69.079.294.0104.0112.5125.2169.5最大负荷1186135016691754199221122834西部四县分区负荷综合最大负荷353434499522548576853其中某某51.155.1859.5964.3669.5175.193.7鲁山80.5110.3136.4141.9147.6153.7275.5宝丰101.1107.2113.6120.4127.6135.3176.2汝州146.9194.0226.6234.7244.8255.7372.13.2.2 电力平衡及分析为校验电网供电能力，本节分别针对西部四59、县、供电区、许漯周供电区和许漯周平供电区进行电力平衡。3.2.2.1 电力平衡条件1、2005-2015年河南电网负荷水平及主要电厂投产安排参考电厂接入系统可行性研究报告。2、本节电力平衡为夏季电力平衡，冬季投产火电机组不参与当年平衡。3、统调火电厂厂用电率按8%计，地方电厂出力按其装机容量的70%平衡。4、本节电力平衡中不考虑周口燃气站2350MW机组。5、不计网损。6、电厂2135MW机组计划在2008年2月投运第一台机组，2008年7月投运第二台机组。3.2.2.2 西部四县电力平衡 西部四县电力平衡结果见表3-2-2。由表3-2-2可知，2008年电厂2135MW机组全部建成正常运行后60、，如果所发电力能在西部四县消化，则西部四县正常情况下电力将稍有盈余，停一台大机时电力缺额为86MW。2010年正常情况下电力缺额50MW，停一台大机时电力缺额为174MW。远期西部四县电力缺额更大，2015年停一台大机时电力缺额为451MW。表3-2-2 西部四县电力平衡表 单位：MW20052006200720082009201020151、西部四县最大负荷3534344995225485768532、供电区地方电厂装机容量909090909042423、供电区需网供负荷2903714364594855478244、供电区统调电厂装机容量0270270540540540540其中：天瑞电厂261、70270270270270270某某电厂2702702702705、当年冬季投产火电1356、统调电厂供电能力01242484974974974977、供电区电力盈亏-290-247-1873812-50-3278、停一台大机时供电区电力盈亏-290-371-311-86-112-174-4513.2.2.3 供电区电力平衡供电区夏季电力平衡结果见下表3-2-3。供电区为豫南电源集中地区，电力盈余较多。由平衡结果可知，电网2008年全开机方式下电力盈余2095MW，停一台大机的情况下电力盈余1295MW。2010年全开机方式下电力盈余1703MW，停一台大机的情况下电力盈余1151MW。由262、20kV电网平衡可知，2008年某某电厂2135MW机组建成正常运行后，220kV电网正常情况下电力盈余439MW，停一台大机的情况下电力缺额为73MW。2010年220kV电网正常情况下电力基本持平，停一台大机的情况下电力缺额为349MW。表3-2-3 供电区电力平衡表 单位：MW 年份项目20052006200720082009201020151、供电区供电负荷11861350166917541992211228342、供电区地方电厂装机容量2793463964464463983983、供电区省网供电负荷9911108139214421680183425554、供电区统调电厂装机容量15763、0237529753845384538453845其中：姚孟电厂1210121018102410241024102410电厂225625625625625625625天瑞电厂270270270270270270蓝光电厂135270270270270270270某某电厂2702702702705、当年冬季投产火电3356006、统调电厂供电能力14441877218535373537353735377、供电区电力盈亏4537697932095185717039828、停一台大机时供电区电力盈亏177493517129513051151430220千伏电网平衡1、220千伏电网电厂供电能力892164、325163318811881188118812、220千伏电网电力盈亏-9921724143920147-6743、停一台大机时电力盈亏-375-59-35163-75-229-9504、考虑供舞阳县负荷后停一台大机时电力盈亏-11573-175-349-11003.2.2.4 许漯周平供电区电力平衡由于许、漯、周、平四供电区联系比较紧密，且与电网电力交换比较大，因此将其作为一个整体统一平衡。详见表3-2-4。由平衡结果可知，2010年许漯周平全开机方式下盈余电力649MW，考虑20备用后转为电力有缺额，缺额为311MW。由220KV电网平衡可知，许、漯、周、平220KV电网始终处于电力缺额65、状态。考虑20%备用后2010年电力缺额为1635MW，2015年电力缺额为3374MW。表3-2-4 许漯周平供电区夏季电力平衡表 单位：MW年度2005200620072008200920102015一、综合最大负荷2962328437684044448548506244其中：1186135016691754199221122834许昌700770847932102511501400漯河450491535583635690920周口750810875945102011001350二、地方电厂装机容量9189851035107310731002508三、许漯周平需网供负荷231925943066、433293373441495888四、许漯周平统调电厂装机容量25403210414552155215521552151、电厂2256256256256256256252、天瑞电厂02702702702702702703、姚孟电厂12101210181024102410241024104、禹州电厂7007007007007007007005、周口电厂2702702702702702702706、蓝光电厂1351352702702702702707、许昌热电厂002004004004004008、某某电厂000270270270270五、当年冬季投产火电335800六、许漯周平统调电厂供电能力67、2337264530774798479847984798七、许漯周平地区电力盈亏18513415051064649-1090八、停一台大机时电力盈亏-304-271-28895351297-1642九、考虑20备用后电力盈亏-449-478-581545104-311-2050220千伏电网平衡一、220千伏电网电厂供电能力1785209325253142314231423142二、220千伏电网电力盈亏-534-501-518-151-592-1007-2746三、停一台大机时电力盈亏-856-823-840-473-914-1329-3068四、考虑20备用后电力盈亏-891-920-1068、23-869-1220-1635-33743.2.2.5 许漯周供电区电力平衡许漯周供电区由于电源装机较小，因此是豫南电网的负荷中心。供电区的盈余电力主要东送许漯周供电区。由电力平衡可知，许漯周供电区电力始终短缺，2010年220kV电网停一台大机时电力缺额约1357MW，2015年220kV电网停一台大机时电力缺额约为2280MW。表3-2-5 许漯周供电区220kV电力平衡表 单位：MW年度2005200620072008200920102015一、综合最大负荷1824198821662361257328223523许昌700770847932102511501400漯河45049153569、583635690920周口750810875945102011001350二、地方电厂装机容量647647647635635581222三、许漯周需网供负荷1371153517131916212824153368四、许漯周统调电厂装机容量970970117013701370137013701、禹州电厂7007007007007007007002、周口电厂2702702702702702702703、许昌热电厂00200400400400400五、当年冬季投产火电200六、许漯周统调电厂供电能力8928928921260126012601260七、许漯周地区电力盈亏-479-643-821-670、56-868-1155-2108八、停一台大机时电力盈亏-801-965-1143-978-1190-1477-2430九、扣除舞阳县变负荷后停一台大机时电力盈亏-1063-888-1090-1357-22803.2.2.6 电力平衡结论1、某某电厂2135MW机组所发电力主要应在供电区就地消纳，特别是在西部四县消纳，以缓解该区域220kV电网电力短缺的矛盾。2、许漯周平四供电区220kV电网的电力缺额主要是由许漯周供电区电力短缺引起的，供电区的盈余电力主要在许漯周供电区消纳。3、某某电厂2X135MW机组的建设有助于缓解西部地区电力紧张的矛盾，为西部地区的经济建设和腾飞有重大意义。电厂安排在71、2008年建成投运是必要的。3.3 电厂建设的必要性 某某是全国重点产煤县，位于、禹州煤田西南部，煤炭资源丰富，全县现有各类合法煤矿35座，设计生产能力435万吨（其中年产15万吨以上的煤矿15座，设计生产能力303万吨），年入洗能力450万吨，年产煤矸石约62.2万吨，煤泥约48.5万吨。这些煤矸石和煤泥的长期堆放，不仅占用大量的土地而且还对当地的环境和地下水造成严重污染。本期工程建设2x135MW热电联供机组，年燃料消耗约122.5万吨，利用周边洗煤厂的煤矸石、煤泥及周边煤矿的劣质煤混合而成的低热值燃料，为一运输距离不超过20km的坑口电厂，做到变废为宝，改善环境。 某某热电厂投产后，实现72、对工业和民用热负荷集中供热，可以替代城区及乡工业区采暖锅炉37台，工业锅炉20台，总容量122t/h，到2010年工业热负荷蒸汽、采暖期平均129.3t/h，采暖热负荷平均212.6t/h。本工程热电联产以集中供热代替分散小锅炉，不仅提高能源利用效率，而且有效改善周边环境。 根据电力平衡结果可知，河南电网在“十二五”期间，需要有一定容量的新增电源投产，才能满足届时电力负荷增长的需要。某某热电厂位于“十一五”及“十二五”期间河南电网的主要缺电地区许漯周地区，其所发电力可以完全在该供电区内消纳，实现电力就地平衡，有利于改善河南电网电源布局。 某某热电厂2x135MW机组可以全部利用煤矿矿井排水，老73、虎洞水库仅作为备用水源，电厂的灰渣可以全部综合利用，电厂建设条件具有多方面优势。某某为河南省农业县，经济欠发达，2x135MW机组热电厂的建设，可以带动煤炭、运输、建材等各方面发展，对于调整某某产业结构具有重要作用，电厂安排在2008年建成投运是必要的。3.4 电厂接入系统方案设想根据电网现状及发展情况、电厂的建设规模和电厂接入系统可研报告，某某电厂2x135MW机组初步考虑以220KV电压等级接入系统。初步拟定接入系统方案为三个：方案1：结合供电区“十一五”规划，考虑电厂的接入需要，2008年2月提前建成220KV某某变电站220KV配电装置。电厂2x135MW机组分别以发电机-变压器组单元74、方式接入厂内220KV配电装置，电厂出线两回接入220KV某某变电站220KV母线，两回220KV联网线路导线型号均为LGJ-2x185，长度均约15km。方案2：结合供电区“十一五”规划，考虑电厂的接入需要，500KV平西变电站将提前建设，2008年2月前建成投运，电厂2x135MW机组分别以发电机-变压器组单元方式接入厂内220KV配电装置，电厂出线两回接入500KV平西变电站220KV母线，两回220KV联网线路导线型号均为LGJ-2x185，长度均约25km。方案3：考虑电厂的接入需要，2008年2月提前建成220KV某某变电站220KV配电装置，500KV平西变电站也将提前建设，2075、08年2月前建成投运。电厂2x135MW机组分别以发电机-变压器-线路组单元方式接入220KV某某变电站220KV母线和500KV平西变电站220KV母线，两回220KV联网线路导线型号均为LGJ-300，长度分别约15km、25km。方案1投资最少，方案2和方案3投资基本相当。此外，三个方案中电厂的第一接入点都是新建变电站，因此三个方案都受电网建设进度的影响。根据相关规划，500KV平西变电站规划于2008年底建成， 220KV某某变电站规划于2010年建成。方案1只要把某某变220KV配电装置及其有关电网在2008年2月前建成就满足电厂接入系统的要求，某某变220KV配电装置可由电厂投资与76、电厂同步建设，难度相对较小。方案2要求500KV平西变及其有关电网提前到2008年2月前建成，难度较大。而方案3则同时受制于平西变和某某变的建设进度，不确定性更大。方案3任一回联网线路故障或检修情况下，相应发电机组均需被迫停机，不利于电厂安全稳定运行。方案1和方案2在任一回联网线路故障或检修情况下，电厂的电力均可全部送出。综上所述，本阶段暂以方案1为电厂机组接入系统方案。电厂的最终接入系统方案以接入系统设计审定意见为准。3.5 通信系统通信（1）调度关系电厂2135MW机组接入系统后，应属于省中调调度，中调和电业局地调两级调度管理。电厂应将反映电厂实时运行状态的远动信息分别传到上述两级调度。（77、2）通信现状及发展110kV某某变至宝丰变ADSS光缆已投入，到地调的光缆电路已开通。220KV某某变接滍钧线，该线路为老线路，如架设光缆需要对线路进行改造加固，投资太大且施工难度大。根据220KV某某输变电工程可行性研究中的通信部分设计，220KV某某变接入系统后，将具备至省中调两条相互独立的数字通信信道，其中主用信道为：220KV某某变通过光纤电路到110KV某某变和宝丰变，接豫西南光纤环网到省中调。备用通道为：220KV某某变通过光纤电路到110KV变，接光纤电路到宝丰变，接豫西南光纤环网到省中调。（3）通信通道组织方案根据推荐方案，电厂通过两条220kV线路接入220kV某某变，建设线78、路同时，两条线路上各架设一条OPGW光缆，两端安装光传输设备和接入设备。在220KV某某变接光纤电路至110KV某某变，接原有供电公司光纤电路经宝丰变到地调和中调。该信道作为主用调度通道，可传输1200bit/s-2M bit/s速率自动化信息。电厂通过光纤电路到220KV某某变，通过光纤电路到110KV变，接光纤电路到宝丰变，接供电公司光纤电路到地调和中调。作为备用调度通道。传输1200bit/s-2M bit/s速率自动化信息。具体通道方案如下：电厂到省中调：主用通道：电厂经回线光纤电路到220KV某某变，通过光纤电路到110KV某某变和宝丰变，接豫西南光纤环网到省中调。备用通道：电厂经回79、线光纤电路到220KV某某变，通过光纤电路到110KV变，接光纤电路到宝丰变，接豫西南光纤环网到省中调。电厂到地调：主用通道：电厂经回线光纤电路到220KV某某变，通过光纤电路到110KV某某变和宝丰变，接豫西南光纤环网到地调。备用通道：电厂经回线光纤电路到220KV某某变，通过光纤电路到110KV变，接光纤电路到宝丰变，接豫西南光纤环网到地调。厂内通信本期为电厂设计一套独立的生产调度通信系统和一套行政管理通信系统，可满足全厂内生产调度与生产管理通信需求。（1）厂内生产调度通信系统电厂的生产调度通信系统为厂控制室内的值长或调度员指挥生产，处理事故而设置，在主厂房集控室安装60门调度总机一台(双80、操作台，具备自动录音功能)，在各生产岗位设置电话单机，并在输煤系统安装操作台及扩音调度电话。该系统的主要功能是：（a）通过调度专用电话，值长或调度员可向各生产岗位下达命令，听取汇报，召开生产会议。（b）具有录音功能，以便正确判断及分析事故的正确性。（2）行政管理通信系统电厂的行政管理通信系统在行政办公楼通信机房内设置216门行政交换机一台，主要功能是：（a）完成厂内各生产及非生产岗位用户之间电话交换。（b）完成厂内用户与市话局之间的电话交换。（c）可作为生产调度通信系统的备用。电厂生产管理交换机与市话网的汇接等有关事宜，由业主单位与有关部门协商解决。3.5.3 通信机房电厂采取行政和调度分开的81、方式进行管理，在行政办公楼设置通信机房和通信电源蓄电池室，用于放置行政交换机、系统通信设备及其专用电源系统，通信机房面积40，电源蓄电池面积20。调度交换机及其电源系统安装在主厂房集控室内。3.5.4 通信电源本期在电厂设置两套独立的通信专用电源系统，一套采用-48V/100A高频直流开关电源和两组-48V/200AH蓄电池，放置于主厂房集控室内为调度交换机提供电源；另一套采用-48V/180A高频直流开关电源和两组-48V/300AH密封阀控铅酸蓄电池，放置于行政办公楼内的通信电源蓄电池室，为行政交换机及系统通信设备提供电源。3.6 系统继电保护及安全自动装置某某电厂2x135MW机组分别以82、发电机-变压器组单元方式接入厂内220KV配电装置，电厂出线两回220KV线路接入220KV某某变电站与系统并网。某某电厂-某某变两回220KV线路保护电厂至某某变两回220KV线路长度均约15km，是电厂与系统的重要联络线，每回线路配置两套微机全线速动主保护和后备保护。主保护：每回线路均配置双套微机型光纤纵差保护，专用光芯，其中一套保护使用本线路的光纤，另一套保护使用另一回线路的光纤，保护装置采用不同生产厂家的产品（南瑞继保和许继）。后备保护与重合闸：以上两套主保护均包含有完整的后备保护与重合闸功能，不再另设。两套微机保护均具有三段相间距离、三段接地距离及多段式零序电流保护作为后备，实现主、83、后备保护都双重化。利用微机保护所含重合闸功能实现检同期或检无压三相一次重合闸，运行时一用一备。3.6.2 220KV母线保护及断路器失灵保护220KV电气主接线为双母线接线方式。220KV母线为双母线接线。母线保护对系统安全稳定运行至关重要，为确保母线保护检修时，母线不至失去保护，或者母线保护拒动时而危及系统稳定和扩大事故。根据国家电力公司下发防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，重要的厂、站配置2套母线保护。设计建议该电厂220KV母线配置双套母线保护和1套断路器失灵保护，母线保护和断路器失灵保护均采用微机型，应有复合电压闭锁措施，母线保护设置母联死区保护和母联充电保护。3.6.3 故障录84、波为了便于分析与处理事故，电厂配置一面微机故障录波装置屏。故障录波装置除了具备基本的录波、测距等基本功能外，还应具有组网、远传、与微机监控通信等功能。220KV配置1面微机故障录波柜，具有48路模拟量，64路开关量。3.6.4 安全自动装置电厂配置一套微机型高周高压切机装置（兼有低周低压解列功能）。当系统异常时将电厂与系统解列。电厂的单元控制室每台机组装设一套自动准同步装置。3.6.5 继电保护和故障信息管理子站建议电厂配置一套继电保护和故障信息管理系统子站。主要完成厂内继电保护、录波器、安全自动装置等智能装置的运行和故障信息的采集，对这些装置进行运行状态监视、信息管理和动作行为分析，在电网故85、障时则进行快速的故障分析，为继电保护专业人员和调度运行人员提供处理事故的依据，并且实现日常运行中对继电保护专业管理功能。3.7 系统调度自动化3.7.1 调度自动化现状省调度中心目前运行的主站系统为加拿大CAE公司生产的GEN3型EMS管理系统，该系统配备了强大的电网监控管理功能，有DNP和1801两种规约，异步通讯，速率有600、12009600波特，目前已接入100多个终端。河南中调的电能量自动计费系统是引进西门子表计公司的设备，现已投入试运行。接入的计费子站约90多个，其容量可以满足本电厂计费信息的接入。地调运行的主站系统是烟台东方电子公司生产的DF-8002型SCADA/EMS/DTS86、调度自动化系统。目前该主站系统分别以同、异步规约600、1200、2400波特速率，接入30多个终端。目前电厂、220KV某某变、500KV平西变均为待建工程，均没有远动设备。3.7.2 调度自动化功能3.7.2.1 将电厂的运行状态实时信息可靠地传送到有关调度部门。3.7.2.2 可靠地接收并执行调度部门通过调度自动化系统下达的控制命令。3.7.2.3 完成调度部门通过调度自动化系统给定的系统频率和有功功率自动调整。3.7.2.4 完成调度部门通过调度自动化系统给定的电压和无功功率自动调整。3.7.2.5 执行调度部门的经济调度运行要求。3.7.3 电厂调度自动化设备配置根据上述电厂运行方式87、及技术要求，为电厂配备远动系统一套，含远动RTU（具有当地功能）、变送器屏、遥信屏、远动专用不停电电源（UPS）等设备。RTU采用开放式设计和多CPU的分布式模块化处理结构，配置可灵活组合。远动UPS配置容量为2KVA，在交流电源失电后，供电时间不小于1小时。3.7.4 电量计费系统根据河南省电量计费系统的建设要求，属省调直调的新建或扩建的发、变电工程，均应装设计费系统，因此本电厂建成后，应在电厂配备一套电量计费装置，包括智能电度表、电量处理器，计费装置屏等。电厂电量计量点选择在220KV并网线路的系统侧。3.7.5 调度端主站设备配置省调度中心目前运行的调度主站系统和计费主站系统可以满足本电88、厂远动信息的接入需要。电厂应为其增配有关的调度主站系统接口费用和电量计费系统接口费用。地调的调度主站系统目前还有部分容量，可以满足电厂远动信息接入的需要，电厂应为其增配有关的调度主站系统接口费用。3.7.6 远动信息传输方式和远动信道根据调度端调度自动化系统设备的要求，电厂的远动信息应以异步式规约同时传送到省中调和电业局地调调度端。为满足远动信息传输的需要，电厂和省中调之间，电厂和地调之间应具备一主一备两条可靠的远动信道，远动信道上的传输速率为600、1200波特可调。4燃料供应及运输4.1燃料来源4.1.1 燃料来源 某某电厂位于河南省中西部，属管辖。该县矿产资源丰富，已探明的矿产资源有2089、多种。其中煤炭远景储量8亿吨，探明储量2亿吨。该县原有大小煤矿35对，设计生产能力435万t/a，其中15万t/a矿井15对，设计生产能力303万t/a，2004年煤炭产量为280余万吨。经2006年资源整合后共保留煤矿24对，整合后总生产规模为387万t/a。选煤厂9座，年入洗能力450万吨（一部分为外地煤入洗），年产煤矸石约62.2万吨，煤泥约48.5万吨。这些煤矸石和煤泥的长期堆放，不仅占用大量的土地，而且还对当地环境和地下水造成严重污染。电厂采用循环流化床锅炉，可以利用上述低热值燃料发电。本工程拟采用某某境内洗煤厂的副产品煤矸石和煤泥作为本电厂的主要原料，配以某某煤矿所产劣质煤（七5煤90、）组成混合燃料。经计算，本期工程年燃料消耗量约122.5万吨，其中煤矸石为49.6万吨，煤泥24.5万吨，劣质煤为48.4万吨。根据与各洗煤厂签订的供煤协议（见附件）可以看出，本电厂的燃料是可靠的、有保证的。各洗煤厂的产量见表。某某煤矿一览表见表3。 各洗煤厂供应电厂燃料一览表 表洗煤厂名称入洗能力（万t/a）煤泥（万t/a）煤矸石（万t/a）动力煤洗煤厂454.25.4某某顺成洗煤厂454.35.3某某顺启洗煤有限公司302.83.6某某丰源洗煤厂454.15.4某某鸿运焦化厂洗煤厂607.58.7某某物阳焦化厂洗煤厂607.88.8利鑫焦化厂洗煤厂607.79.0某某恒生选煤厂454.1691、某某恒泰选煤有限公司60610大刘山洗煤厂（拟建）606.08.5合 计51054.570.7 2004年某某煤矿一览表煤矿名称原煤万t/a煤矿名称原煤万t/a某某有限公司（景一矿）30于家门煤矿6西一矿东井21杏树口三矿6西一矿西井15杏树口二矿9顺利煤矿15兴发六矿6顺利二矿6龙祥二矿15大营煤矿15兴发煤矿6永发煤矿6兴发二矿15电力煤矿15会发煤矿6砂沟煤矿6长安煤矿9大刘山煤业分公司（景二矿）30顺达煤矿6大刘山煤业分公司东技改井（景三矿）30刘沟煤矿21红旗煤矿9刘沟二矿6自营二矿6新升煤矿6通达煤矿15永安煤矿 6宏达煤矿6金兴煤矿 15盛华煤矿6高门垌煤矿 21东洼煤矿9新兴煤92、矿6锋达煤矿(原大桥煤矿)30 合计 435万t/a 2006年某某煤矿一览表（整合后） 表序号煤矿名称设计能力（万吨/年）备注1锋达煤业有限公司30由砂沟矿、电力矿整合2西一矿东井21独立块段3西一矿西井15独立块段4东升煤业有限公司21由永安矿、新升矿整合5长安煤业有限公司15国有6鑫源煤业有限公司15由自营二矿、通达矿整合7杏树口二矿15单独保留8兴发二矿6独立块段9龙祥煤业有限公司15由兴发矿、龙祥二矿、兴发六矿等整合10某某有限公司30国有11大刘山煤业公司30国有整合12大刘山东井30国有整合13金源煤业有限公司15由红旗矿、于家门矿、盛华矿整合14宏安矿业有限公司15由宏达矿、杏93、树口三矿、东洼矿整合15顺达煤矿15国有整合16顺利煤矿15国有17顺利二矿6独立块段18富通煤业有限公司15由刘沟矿、刘沟二矿整合19大营煤矿15独立块段20新兴煤矿6独立块段21金兴煤矿15单独保留22高门峒煤矿6独立块段23永发煤矿6独立块段24会发煤矿15国有整合合计3874.1.2 锅炉点火用油本工程采用0号或10号轻柴油作为锅炉点火和助燃用油，汽车运输。轻柴油为市场议价油，燃油品质见表。 燃油品质表 表序号项 目单位指标0号10号1十六烷值50502恩氏粘度（20）E1.21.671.21.673运动粘度mm2/s3.08.03.08.0410%蒸余物残炭%0.40.35灰分%0.94、0250.0256硫含量%0.20.27机械杂质%无无8水分%痕迹痕迹9闪点（闭口）656510凝点01011实际胶质mg/100ml707012低位发热量MJ/kg41.86841.8684.2 设计煤种及校核煤种4.2.1 设计煤种成份及特性本工程为综合利用发电项目，锅炉燃料为某某附近各洗煤厂的副产品煤泥、煤矸石、及周边煤矿生产的劣质煤。设计煤种是煤矸石40.5%、劣质煤39.5%、煤泥20%的比例组成的混合燃料，燃料的成份与特性见表。 煤质资料 表项 目符号单位煤泥煤矸石劣质煤混合燃料全水分Mt%21.52.444.807.18挥发分Vad%14.368.9813.0211.65灰分Aa95、d%27.9173.0149.2854.62全硫St.ar%0.220.480.430.41收到基低位发热量Qnet,arMJ/kg14.988.3515.5512.52耗煤量根据计算，本工程2135MW机组锅炉燃煤量见表。混合燃料耗量表 表锅炉容量项 目煤矸石 煤泥（干）劣质煤总 计1460t/h小时耗燃料量（t/h）49.6124.5048.39122.5日耗燃料量（t/d）992.2490967.802450.0年耗燃料量（万t/a）24.8112.2524.1961.252460t/h小时耗燃料量（t/h）99.2249.0096.78245.00日耗燃料量（t/d）1984.498096、.01935.64900年耗燃料量（万t/a）49.624.548.4122.5校核煤种成份及特性校核煤种是煤矸石45%、劣质煤20%、煤泥35%的比例组成的混合燃料，燃料的成份与特性见下表：煤质资料 (校核煤种 ) 表项 目符号单位煤泥煤矸石劣质煤混合燃料全水分Mt%21.52.802.09.18挥发分Var%14.368.9814.4211.95灰分Aar%27.9173.0143.6751.36全硫St.ar%0.220.480.670.43收到基低位发热量Qnet,v,arMJ/kg14.988.3517.5312.514.3 燃料运输 4.3.1 概况电厂年需燃料122.5万吨，由某97、某境内的煤矿和洗煤厂提供。该电厂位于某某境内乡老虎洞水库的南面。电厂东1.5km处为矿井、洗煤厂集中区，其中离煤矿和洗煤厂约2km，其余也在20km以内。煤矿现年产煤炭90万吨，其中劣质煤产量约50万吨，拟建的大刘山井（四矿）年设计生产能力为60万吨。洗煤厂年洗精煤45万吨，拟建的60万吨大刘山洗煤厂也在该区域。某某境内交通便利，现有过境省道四条，常付线、金孟线、花程线在县城交汇，南石线在县城南部横穿东西。县城内，以省道为骨架、县道为依托、乡村公路为脉络，形成八纵三横、干支结合、四通八达的公路交通网络，为电厂的燃料运输提供极为有利的先决条件。4.3.2 运输方案比选由于电厂燃料（劣质煤和煤矸石98、）供应距离较近，若将主要燃料来源地煤矿作为燃料的集散地，则距电厂距离约2km，高差15m，运输距离短。因此，劣质煤和煤矸石运输既可采用汽车运输，也可采用胶带输送机输送，现将两种方案简述如下：一、两方案简述方案（一）：胶带机输送方案煤矿作为燃料的集散地，在煤矿与电厂之间铺设两台胶带输送机搭接运输，其中1胶带输送机选用钢丝绳芯胶带输送机输送，运距1900m，考虑公路过车要求，平均高度约4.5m。2胶带输送机选用普通胶带输送机输送，运距100m，15。根据电厂每天劣质煤和煤矸石的耗量情况，采用一条胶带输送机两种燃料集中运输方式，确定胶带输送机运量Q=450t/h，每种燃料集中运输时间约7小时。在电厂99、内设置两个15m直径的圆筒仓，分别储存劣质煤和煤矸石，其输送工艺为：煤矿来料经1胶带输送机、2胶带输送机送入电厂圆筒仓上，经仓上旋转配仓胶带输送机将燃料送入各自的煤仓中。电厂储煤场同时设置汽车卸煤槽，单侧卸料，设置8个卸车位，有效长度48m，卸煤槽下面设置2台叶轮给煤机，接受外运到场的劣质煤和煤矸石。储煤场设干煤棚一座，内设10t桥式抓斗起重机一台。燃料输送工艺见下图：方案（二）：汽车运输方案1、煤矿、各选煤厂的劣质煤和煤矸石均采用汽车运输到厂，在电厂储煤场内设汽车卸煤槽，单侧卸料，设置12个卸车位，有效长度72m，接受到场的劣质煤和煤矸石。卸煤槽下面设置4台叶轮给料机。储煤场包括露天储煤场和100、干煤棚，露天储煤场75m45m，干煤棚33m132m共二座，其中一座干煤棚内设置2台Lh=31.5m，起重量10t的桥式抓斗起重机，同时配轮式装载机，共同辅以上料和疏集煤。其输送工艺如下：2、汽车运输方案中，根据其运作形式的不同，又可分为电厂自购车辆运输和利用社会运力运输两种方式。若采用自购汽车运输，初期需投资购置汽车、建汽车库、保养维修车间等，而利用社会运力则不需要这些初期投资。年运营费中，如自购汽车（如15t，需22辆），每年的汽车保险费、养路费、油耗、维修费、人工费等，将是一项不小的支出，而利用社会运力，一是不用配置司机和相应的管理人员，使企业减员增效，二是节省建设初期投资，同时经过多家101、竞争，可以确定一个相对合理的运输费用。因此，汽车运输方案中，选用社会运力方式。二、上述两方案可比部分设备、土建工程及投资估算上述两方案（可比部分）投资估算表方案（一）（万元）方案（二）（万元）建筑工程2533.061379.21设备购置费896.65194.99安装工程费108.234.47土地使用费30.00初期投资合计3567.901578.67运营费/年81.00196.00折旧费/年222.00102.00两方案（可比部分）设备、土建工程比较表设备方案（一）（胶带机运输）方案（二）（汽车运输）名 称技术参数数量名 称技术参数数量1胶带输送机B=1000mm,Q=450t/hL=1900102、m, =0N=1322KWST1250钢丝绳芯胶带1轮 式装载机ZL5022胶带输送机B=1000mm,Q=450t/hLh=100m, =15N=75kW普通胶带1叶 轮给料机2给料机Q=250t/hN=4.0kW810t桥式抓斗起重机Lk=31.5mN=64.5kW2仓顶旋转胶带输送机B=1000mm, L=9.5mN=10.5kW210t桥式抓斗起重机Lk=31.5mN=64.5kW1土建工程、215m圆筒仓、1胶带输送机栈桥、2胶带输送机栈桥、1、2输送机转载站、煤仓至2转载站输送机栈桥、40132m干煤棚、13233m干煤棚共两座、装载机库房、对原有道路进行改造购地新建胶带输送机栈桥103、占地三、方案（一）与方案（二）优、缺点：方案（一）具有以下主要优点：1、 因运输距离较近，采用胶带输送机运输，一是易于管理，二是物料可以连续运输，运输能力大。2、 不受天气变化的影响。3、 运行安全可靠，运行过程中对周围环境影响小。4、 系统运行费用低，设备维修工作量小。不足之处是：造价较高，初期投资大。方案（二）具有以下主要优点：1、 初期投资省。2、 可以减少辅助管理人员，利于企业减员增效。不足之处：1、 运营费高。2、 运输过程中，安全性较胶带输送机差。3、 运输过程中，噪音及尘土飞扬对周围环境造成污染。四、推荐意见综合分析上述两个方案，从技术上都是可行的，并在国内已普遍使用，从经济比较104、上看，汽车运输具有明显优势，针对汽车运输方案中存在的问题，可采取以下措施：1、 配置洒水车，定时向路面洒水，以减少尘土飞扬。2、 汽车运输过程中，燃料上面加盖防尘布。3、 在人行交叉路口设减速装置，并设明显标志。结合本电厂实际情况，设计推荐方案（二）即汽车运输方案。4.4 石灰石为了减少SO2的排放量，根据环评意见，采用炉内脱硫加炉外半干法烟气脱硫方式。4.4.1 石灰石来源某某地处山区，石灰石资源十分丰富。本工程所需用的45)16年平均热电比53.4(50.0)17年节约耗标煤量104t/a10.86厂址条件6.1 厂址条件本工程为2135MW综合利用热电联产机组，采用460t/h循环流化床105、锅炉，本工程规划容量2135MW，考虑以后发展可能。燃料主要来自附近的煤矿及其洗煤厂，水源主要采用各矿井井下排水作为主要供水水源，老虎洞水库水作为备用水源，灰渣主要供给当地水泥厂、建材及交通行业。布点要求距燃料来源较近，便于燃料的运输；水源可靠并尽可能缩短供水管线长度；电厂出线距离短；向乡及其周边工业供热比较方便；灰渣排放、运输方便且距离要短；靠近周围城镇，便于加强管理、方便职工生活。根据以上条件，再加上建厂的其它影响因素，如某某的规划、资源状况、水文气象、工程地质、交通运输、燃料来源分布、自然地形条件、防洪排涝等因素，经过图选和实地踏勘，最后确定了三个场址：老虎洞水库厂址、赵家门厂址、柴堂厂106、址。6.1.1 老虎洞水库厂址该厂址位于乡老虎洞水库的南面白草疙瘩附近，东南距县城9 km，本地区主导风向为东北风，本厂址不处于县城的上风向，距县城距离较远，对县城无影响。该厂址东距煤矿2km，南距水泥厂1.3km，东南距乡用热负荷中心3km，北距水库450m，其所在地理位置优越，交通便利。北临至大桥的乡道四级水泥路，南面紧邻前石路，东面约600m为叶板路，西面约2.5km为查石路，厂区西面200m处为老虎洞水库下游河道。电厂厂区属丘陵地貌，厂区范围内地势较平缓，地面坡度一般为3%，最大为10%，最小为1.0%，地面自然高程一般为，厂区自然地形为北高南低，场区平整后标高为245m-265.0m107、，北面水库溢洪口标高为249.667m，根据实际地形，按老虎洞水库溃坝时推算场区西面洪水位，并根据某某水利局提供的有关资料，场区西面洪水位为+225.0m，整个厂区自然标高均高出洪水位，厂区不受洪水灾害的影响，满足规范规定的100年一遇防洪要求。在该厂址的北面200m处有一较大的废弃采石场，可作为备用灰场。本厂址地形较为开阔，平面布置条件基本可以，场区内南北有一定的高差。电厂出线为向南方向；升压站、主厂房、除尘器、烟囱、上煤系统由南向北依次布置在场区中间；燃料仍考虑主要通过东面的叶板路运输，南面紧邻前石路，故将办公生活区及辅助建筑物布置在场区的西南部，邻路布置；将冷却塔布置在场区的东部，对其它108、建筑影响较小。场区平面布置在考虑本期建构筑物规划的同时，预留了发展用地，为以后企业的发展创造了有利条件。叶板路及前石路、查石路均为新修混凝土道路，采用水泥标号为C350，路面宽7.0m，水泥路面层厚20cm，满足电厂输煤要求，运输条件非常优越。本方案厂区占地面积为20.8 hm2,其中占用基本农田9.3 hm2，其它部分为山坡荒地。备用灰场占地面积为3.52 hm2,为荒地。本厂址具有距周边煤矿较近，煤炭运输距离短；靠近水源，输水管线短；供热距离近；距水泥厂近，灰渣利用方便；备用灰场地形好且距厂区较近，储灰渣方便等优点，缺点是土方量稍大、向南面220KV某某变电站出线距离稍远。赵家门厂址该厂址109、位于乡赵家门的南面500m处，东南距县城10km，厂区所处位置不是县城的主导风向，对县城无影响。东北距煤矿3.5km，北距老虎洞水库2.5km，东距水泥厂1.0km，东南距乡热负荷中心约3.5km，南面紧邻查石路。该处地形较为开阔，高差变化不大，厂区范围内地势较平缓，地面坡度一般为2%，地面自然高程一般为236米-262米，厂区自然地形为西高东低，厂区的西部为一土丘。厂区规划较为理想，不受洪水威胁，满足防洪要求。北面不远处为冲沟，可作为备用灰场。厂区平行查石路布置，电厂出线为东南方向；升压站、主厂房、除尘器、烟囱、上煤系统由东南向西北依次布置在场区中间；设备及燃料主要通过查石路运输，将储煤场布110、置在厂区的西北部，位于厂区的下风向，对厂区污染较小。将办公生活区及辅助建筑物布置在场区的南部，邻路布置；将冷却塔布置在场区的东部。场区平面布置在考虑本期建构筑物规划的同时，亦预留了发展用地。备用灰场布置在厂区北面不远处的冲沟内，输送距离较短。本方案厂区占地面积为25.5 hm2,备用灰场占地面积为12.0 hm2,基本全为农用地，大部分为基本农田。厂区设两个主要出入口，均直接与南面的查石路相连。南面为人流、材料运输为主的出入口，北面为汽车运煤的出入口。该厂址具有输煤距离稍近、供水管线稍短、厂区平整土方工程量小等优点，缺点是出线距离稍远、供热距离稍远、厂址占地为耕地。柴堂厂址该厂址位于某某县城以111、南约2km，位于王集乡柴堂村北，南临汝河主河道2km，厂址西临郏南西线公路，距煤矿约11km，靠近某某规划中的主要工业区。该处地形比较平坦、开阔。该厂址平面布置条件非常好，地势非常平坦开阔，自然地形无大的高差变化，平面布置非常有利。电厂出线向南；升压站、主厂房、除尘器、烟囱、上煤系统由南向北依次布置在场区中间；燃料主要通过郏南西线公路运输，将储煤场布置在厂区的东北部，位于厂区的下风向，对厂区污染较小。将办公生活区及辅助建筑物布置在场区的西部，邻路布置；将冷却塔布置在场区的东部。备用灰场布置在厂区南面1.5km处的河滩地。本方案厂区占地面积为25.0 hm2,备用灰场占地面积为20.0 hm2,112、厂区为基本农田，灰场为一般农用地。该厂址的优点是厂址地形平坦，厂区规划较为理想；靠近负荷中心，供电距离短；北距某某220KV变电站较近，出线距离短。缺点是煤炭运输距离长，对沿途所经村镇影响较大；对乡工业区供热距离远；备用灰场为南面1.5km处的河滩地，距厂区稍远且地形不理想，输灰渣距离远且灰场占地面积较大，厂区及灰场占地全部为基本农田和农用地，不符合国家土地政策，该方案立项困难；水源利用地下水，输水管线稍长；厂区占地为耕地；厂区地势较低，根据防洪要求，厂区土方工程量非常大。6.2 交通运输电厂拟建在某某乡境内，某某公路交通条件非常优越，南距许昌南阳高速公路30公里，境内有省道S231金孟线、S113、236花城线、S236常付线以及规划的郑石高速公路等四条干线公路，形成了内通外联的干线公路网络骨架，以县道为依托，干支结合，四通八达的公路交通网络。电厂所在位置公路交通十分便利，北临至大桥的乡道四级水泥路，南面紧邻县道前石路，东面约600m为县道叶板路，西面约2.5km为县道查石路，交通极为方便。本电厂燃料主要来自周边洗煤厂及矿井，各供应点均可通过周围干道与电厂相通，并已形成公路运输网络。电厂东面2km的某某某某公司为本电厂的燃料主要来源，从该煤矿至电厂燃料运输考虑了两个方案：道路运输和皮带运输方案，经过经济技术比较，设计推荐道路运输方案（详见4.3燃料运输章节），其它煤矿分布较散，最远运输距114、离不超过20公里，故燃料运输全部考虑采用道路运输。运煤所经道路主要为叶板路和前石路，这两条道路均为水泥路面，面层厚度为24cm，混凝土标号在C30以上，设有拉力杆，为新修专用运输道路，满足电厂运煤要求。本电厂场外道路工程量较小，所需修建的道路主要为从叶板路和前石路进场段的场外道路，其中由南面进场的联络道路长约55m，由场区北侧进场的运煤道路长约200m，另外到煤矿的部分道路需改造。这些厂外道路公程量均计入本项目投资。6.3 工程地质6.3.1 区域稳定性1）区域地质构造：某某区域地质构造上处于中朝准地台嵩箕台隆南缘地带。主要发育有北西向、北东向、近南北向三组断裂，其中北西向断裂最发育。构造较为115、简单，地质活动较弱。2) 活动断裂：根据河南省地震局和地震局近年来地震地质的研究成果，某某的地质构造较为简单。主要活动断裂有三（见近场地震构造图）：某某襄县断裂（F5）：走向约310，倾向北东，倾角76左右，断面呈波状起伏，为正断层。属一微弱全新活动的基底断裂。三个厂址方案与其距离均大于3.2km。薛店王集汝河河底隐伏第四纪活动断裂（F2）：走向约330，倾向南西，倾角72左右，为一正断层。属一微弱全新活动的基底断裂。三个厂址方案与其距离大于2km。某某宝丰断裂（F1）：走向北东，倾向南东，倾角82左右，为一逆断层。属一微弱全新活动的基底断裂。三个厂址方案与其距离均大于4.3km。3）地震与抗116、震设防烈度：历史地震记载表明，某某的地震具有频数低、强度低的特点，对建筑有影响的多为外源地震。按中国地震动参数规划图（GB18306-2001），将某某划入抗震设防烈度为度，设计基本地震加速度值为0.05g。4）厂址稳定性评价综上所述，厂址所处地带地质构造简单、地震活动较弱，距活动断裂均较远，处于构造相对稳定地段，厂址相对稳定。老虎洞水库厂址、赵家门厂址方案已避开煤田区及其小型断裂，基本不受井田采煤塌陷的影响。6.3.2 岩土工程条件6.3.2.1 工程环境条件老虎洞水库厂址：该厂址位于乡老虎洞水库的南面白草疙瘩附近，距县城约9km。其所在地理位置优越，北临至大桥的乡道四级水泥路，南面紧邻前石117、路，东面约600m为叶板路，西面约2.5km为查石路，交通便利。厂区西面200m处为老虎洞水库下游水库河道。该厂址东距煤矿2km，南距水泥厂1.3km，北距水库650m，在该厂址的北面300m处有一较大的废弃采石场，可作为备用灰场。厂址距周边煤矿较近，靠近水源、水泥厂。周围除零星分布有自然村庄外无高大建筑物，地下无管网设施，工程环境相对简单、条件良好。赵家门厂址：该厂址位于乡赵家门的南面500m处，东北距煤矿3.5km，北距老虎洞水库2.5km，东距水泥厂1.0km,南面紧邻查石路。该处地形较为开阔，高差变化不大。北面不远处为冲沟，可作为灰场。厂址占地为耕地。柴堂厂址：该厂址位于某某县城以南约118、2km，位于王集乡柴堂村北，南临汝河主河道2km，厂址西临郏南西线公路，距煤矿约11km，靠近某某规划中的主要工业区。厂区占地为耕地。6.3.2.2 地形地貌特征老虎洞水库厂址：厂区属丘陵地貌，厂区范围内地势较平缓，地面坡度一般为3%，最大为10%，最小为1.0%，地面自然高程一般为245m-260m。赵家门厂址：厂区属丘陵地貌，厂区范围内地势较平缓。柴堂厂址：厂区属于汝河冲洪积平原，地形比较平坦、开阔。6.3.2.3 岩土地层构成1、老虎洞水库厂址：依据煤炭工业部郑州设计研究院2005年对老虎洞水库厂址西南部做的工程地质勘察报告。厂区地层自上而下分为五层：层填土：主要为坡积土，含次生姜石比较119、多等，局部为人工造田土，厚度0.402.40m，特别疏松，不宜利用；层粉质粘土：褐红色，稍湿，硬可塑状态，土质不均，含少量次生姜石，局部夹块石，中等压缩性。仅分布于厂区西南部坡脚区域，厚度：3.807.30m， fak =150kPa；层卵石层：主要成分以石英砂岩为主，含少量风化灰岩。粒径412cm，个别可达20cm。磨园度一般，分选性差，骨架中充填褐红色粉质粘土。仅分布于厂区西南部坡脚区域，厚度：0.301.20m, fak =300kPa；层中等风化白云质石灰岩：属寒武系上统，部分矿物风化变质，颜色变浅。岩体结构和构造清晰。裂隙较发育，将岩体切割成2050cm的块体。锤击声脆，不易击碎。岩120、芯采取率为4075%。岩层走向NWW，倾向SSW，倾角59度，场区普遍分布，厚度：6.78.9m， fak =800kPa；层微风化白云质石灰岩：属寒武系上统，岩石表面和裂隙面稍有风化迹象，少量裂隙切割岩体，裂隙间距大于50cm，开挖需爆破，岩芯采取率大于75%，岩层走向NWW，倾向SSW，倾角59度。fak =1600kPa；该层未揭透。2、赵家门厂址：据区域及邻近资料分析，厂区地层自上而下分为三层：层耕植土：主要为粉土、粉质粘土混砾石，浅褐红色，厚度，很不均匀，不宜利用；层粉质粘土混砾石：棕红色，厚度，硬塑、稍湿，底部含砾石较多，属第四系中更新统。fak =230kPa；层基岩（白云质石灰121、岩）：属寒武系上统，灰色及灰白色，致密坚硬，岩层走向北西西，倾南南西，倾角5-9，厚度大于120m， fak =8001600kPa。3、柴堂厂址：参考厂址邻近鹰星动物药厂车间楼的地质报告，厂区地层自上而下约分为五层：层耕植土：主要为素填粉土等，浅褐黄色，层底埋深，特别疏松，不宜利用；层粘土：褐黄灰褐黄色，层底埋深，可塑，湿饱和，属第四系全新统。fak =180kPa；层粉质粘土：灰褐黄色，层底埋深，可塑，饱和，属第四系全新统。fak =120kPa；层粉质粘土：灰白灰褐黄色，层底埋深，可塑硬塑，饱和，属第四系全新统。fak =200kPa；层粉细砂：灰褐黄褐黄色，中密密实，饱和，具低压缩性。122、30m内未揭穿。fak =180kPa。 地下水条件老虎洞水库厂址厂区地下水位埋藏较深，一般在60米左右，标高在210米左右，略受季节性降雨影响，根据水样全分析测试成果，地下水对建筑材料无侵蚀性。地下水对工程建设地基基础施工无影响。赵家门厂址厂区地下水位埋藏较深，一般在20-30米左右，据邻近厂区水样分析成果，地下水对建筑材料无侵蚀性。地下水对工程建设的地基基础施工影响不大。柴堂厂址属于汝河冲洪积平原，地下水均为潜水，具微承压性质，地下水位埋藏较浅，一般在3-5米左右，总体水力坡度极缓、微向南渐低。水质清澈透明、无嗅无味。根据邻近工程经验：地下水对混凝土结构和钢筋混凝土中的钢筋不具腐蚀性。地下123、水对地基基础的施工有一定的影响。6.3.2.5 不良地质作用各厂址方案场地周围地形相对平缓，场地及其周围均未发现不良地质作用。但老虎洞水库厂址方案，应预防将来建设引起的滑坡、隐伏溶洞等的影响。另外，厂区东侧为一采石场，采石场地面低于厂区地面约10米，由于采石场炮采影响，场地东侧临采石坑地段出现大面积裂缝，建设阶段应注意。 结论与建议1、拟选厂址区区域地质构造上处于中朝准地台嵩箕台隆南缘地带，大地构造较为简单，新构造活动较弱。厂址区附近地区有3条微弱全新活动断裂分布，距拟选三厂址均在2km以上，且厂区内无断裂通过。厂址处于相对稳定地带。2、据历史地震记载表明，本区历史上没有发生破坏性地震，地震频124、数低、强度低。按中国地震动参数规划图（GB18306-2001）确定，本区地震动峰值加速度为0.05g，对应抗震烈度为度。下阶段请业主委托有资质的单位对推荐厂址进行建设场地地震安全性评价工作。3、各方案场地工程地质条件均较简单，地貌单一，工程环境条件简单，目前无不良地质作用，适宜建厂。下阶段请业主委托有资质的单位对推荐厂址进行建设场地地质灾害危险性评估工作。4、经河南省国土资源厅文件确认，拟选三个厂址区内没有已查明资源量的矿床。5、经河南省文物管理局对选址意见函确认，拟选三个厂址范围内不涉及核定文物保护单位。6、老虎洞水库厂址、赵家门厂址地下水埋深较大，对建筑材料无侵蚀性，地下水对地基基本没有125、影响；柴堂厂址地下水埋深较浅，一般35m，为具微承压性质的潜水，地下水对建筑材料不具腐蚀性，地下水对地基基础的施工有一定影响。7、从工程地质条件和安全稳定来说，老虎洞水库厂址方案较优。老虎洞水库厂址厂区几乎所有建筑物均可以采用浅基础，直接座落在基岩上，地基基础部分投资也较低。8、建议下阶段对各方案均进行适当的工程地质勘探工作，以便初步查明场地的工程地质条件，为方案的进一步确定提供较为可靠的依据。6.4 气象某某地处北温带南部。气候属暖温带大陆性季风气候。主要特征是四季分明，日照时间较长，热量较充分，自然降水偏少。某某气象站位于县城的西北郊，该站的气象观测资料如下：气压（hPa）多年平均气压 1126、002.8多年最高气压 1033.2多年最低气压 979.1气温（）多年平均气温 14.5多年平均最高 20.3多年平均最低 9.2多年极端最高 43.7多年极端最低 -17.8湿度（%）多年平均相对湿度 68多年最大相对湿度 100多年最小相对湿度 1.00降水量（mm）多年平均降水量 695.3多年平均最大降水量 1228.9（1964年）多年平均最小降水量 407.1（1966年）多年最大一次连续降水量 406.6（2000年7月3日5日）蒸发量（mm）多年平均蒸发量 1659.3多年年最大蒸发量 2537.0（1966年）多年年最小蒸发量 1345.0（1989年）风速（m/s）多年平127、均风速 2.8多年最大风速 23.7（1978年12月1日）离地10米高 30年一遇风向全年主导风向 ENE、C夏季主导风向 ENE、C冬季主导风向 ENE、C天气日数及其它项目多年最大冻土深度 -15（cm）多年最大积雪深度 20（cm）多年地面最高温度 72.50（1961年7月28日）多年地面最低温度 -23.90（1961年7月28日）多年最长连续降水日数 10（天）多年年平均降水日数 91.2（天）夏季最炎热时期，经计算频率为10%的气象参数为： 干球温度：27.3，湿球温度：26.0，相对温度：83，大气压力：894hPa6.5 电厂供水水源6.5.1 地表水（河流及水库）概况：某128、某入过境水河道有：北汝河、青龙河、鲁医河、干河、肖河、蓝河、三险河、芝河、杨柳河等，年均过境水量为8.32亿立方米。河流多为季节河，河水利用率较低。19872000年，14年平均径流深173.86mm，年均总量1.27亿立方米。降水时空分布不均。老虎洞厂址附近只有青龙河一条河流，青龙河上游紧靠厂址处建有中型水库一座，即老虎洞水库。老虎洞水库设计洪水标准为百年一遇，500年一遇洪水校核，水库设计有效库容2075万立方米，兴利库容为1020万立方米，水库大坝坝顶高程为260.0米。青龙河百年一遇水位标高为225.0米，最大洪水流量为500立方米/秒。由于老虎洞水库库容较大，所发生的洪水均由老虎洞水129、库拦蓄，建库47年来，水库溢洪道未曾溢流，大坝下游河道基本上没有发生过洪水。初选第一厂址处白草疙瘩山顶海拔高度为290米，电厂厂址处标高250米左右。6.5.2 地下水概述：主要参考1987年8月20日河南省地矿局水文地质三队出版的某某黄地道下水资源调查报告,得如下参考结论。地质构造概述：该区为山前岗地。除老虎洞水库坝址两端基岩残丘外，大部分地区不同程度的被第四纪黄土和泥质砾石覆盖。上寒武厚层状白云质灰岩和上石炭系含燧石团块灰岩，在冲沟或稍高地形零星出露，局部也可见到紫红灰黄色页岩。据大桥煤田勘探资料，上石炭系有23层厚层状燧石团块灰岩，中夹页岩或煤线，中石炭系为铝土质页岩。中上石炭系地层总厚130、约70米。 水文地质概述：根据本地区调查的水井、泉水和煤矿矿井排水量资料看，该地区地下水是比较丰富的。主要含水层为上石炭系含燧石条带状厚层灰岩，和上寒武系厚层状白云质灰岩。上石炭系厚层状含燧石条带灰岩岩溶裂隙比较发育，且间夹页岩，底部又有中石炭系8米厚的铝土页岩做隔水底板，在具有一定埋藏深度情况下，可形成较好的储水构造，上寒武系厚层状白云质灰岩，溶蚀作用较低，但在构造破碎带中，也可形成较好的储水构造。依据上述构造条件和主要含水层、水量、水位资料分析，该地有两个储水构造类型，一是两支断裂破碎带及其相交部位，应属构造破碎带储水构造。该区地下水质较好，属HCO3 Ca、Mg型水，矿化度小于0.5克/131、升。地下水资源的评价：该区地下水资源的形成，主要决定于大气降水补给情况，而大气降水补给又受地形坡度、地表岩性特性、降雨量、降雨特征等因素控制。本区位于低山丘陵区，地形差异变化较大，总地形坡度大，对降雨入渗补给不力，以襄郏断裂为南界，北西方向约104平方公里补给区（以分水岭为界）范围内，虽然部分地段被第四纪和二叠系层覆盖，但大面积出露中、上寒武系灰岩。尤其上寒武系白云质灰岩，在其地层形成以后，经历了奥陶、志留、泥盆和下石英纪长时间的沉积间断，顶部古岩溶发育，对于载留地表径流增大降雨量入渗量具有一定的作用。结论和建议：a、该区有断裂破碎带和背斜两个储水构造，可以在这两个储水构造内打井取水。该区地面132、积标高在220270米之间，如以青龙潭泉水溢出标高计算，地下水位埋藏在3080米之间，成井深度100150米为宜。井间间距保持在200300米之间。b、由于基岩裂隙岩溶本身具有含水不均匀之特征，加之裂隙溶洞部分被粘土充填，将给井位确定带来困难。打井前必须进行详细地地面调查和物探工作，以便提高成井率。6.5.3 矿井排水概况：据某某煤炭局资料，全县现有各类合法煤矿35座，调查统计井下涌水量的县辖煤矿34座。其中排水量在95 m3/h以上的有8座，排水量总和为1206.96 m3/h。位于拟建电厂厂址西北1.5km处有一座煤矿大桥煤矿(现改名为锋达煤矿)，该矿井井下排水量较大，最小排水量220 m133、3/h，最大排水量300 m3/h，平均250 m3/h。而且，这些中、小煤矿比较集中，大多数矿井距拟建电厂都在几公里以内，水量稳定。目前井下排水直接排放，无法利用，对周边环境造成污染。本设计拟将排水量在95m3/h以上的8座矿井的排水（总量为1206.96m3/h）经一体化净水器净化处理后供给电厂使用，总净化处理能力为920m3/h，该净化处理总能力大于电厂夏季纯凝汽工况最大循环冷却水补充水总量约774m3/h。某某各煤矿矿坑近5年排水量平均值统计如下表：矿井名称平均排水量m3/h矿井名称平均排水量m3/h1、金兴煤矿149.5819、杏树口三矿36.02、西一矿东井165.620、杏树口二134、矿33.383、西一矿西井144.421、兴发六矿32.34、顺利煤矿114.7222、龙祥二矿59.665、顺利二矿96.3623、兴发煤矿35.86、大营煤矿94.1424、兴发二矿62.847、永发煤矿91.325、会发煤矿33.08、电力煤矿59.8226、长安煤矿63.89、砂沟煤矿61.0427、顺达煤矿43.9410、大刘山煤业分公司133.528、刘沟煤矿51.911、红旗煤矿46.7629、刘沟二矿49.812、自营二矿36.0830、新升煤矿34.013、通达煤矿41.5231、永安煤矿34.214、宏达煤矿66.232、高门垌煤矿44.015、盛华煤矿25.7433、新兴135、煤矿36.016、东洼煤矿33.0434、锋达煤矿22017、某某公司182.8合计2466.8218、于家门煤矿53.626.5.4 结论 该电厂于2005年10月，委托河南省水文水资源局完成了该电厂的水资源论证报告。该报告的结论为“某某综合利用热电工程采用煤矿矿井排水作为主要供水水源，并将老虎洞水库蓄水作为电厂补充备用水源，其供水可靠，水量完全有保证。”8座煤矿矿井井下排水作为电厂主供水源时，各煤矿均为双电源供电，且无论煤矿是否生产，必须连续排水，以免淹井。各煤矿独立运行，互不影响，即使个别矿井排水处理系统出现故障，也不至于造成电厂停水事故。因此，该水源方案是可靠、安全的。待下个设计阶段时136、，再进一步论证取消老虎洞水库蓄水作为电厂补充备用水源的问题。综上所述，根据本工程情况，该电厂装机容量为2x135MW，电厂夏季纯凝汽工况循环冷却水补充水总量为774m3/h，电厂夏季额定抽汽工况循环冷却水补充水总量为771m3/h，全年平均用水量为655.74 m3/h；生活用水量为8 m3/h。全年工业用水总量为327.87万立方米，生活用水总量为5.7万立方米。电厂循环冷却水和锅炉补充水供水水源为： 附近多对矿井井下排水的净化处理能力总和约920m3/h，净化处理后的井下排水做电厂主供水源，一体化净水器的处理流程为：加药、混凝、沉淀、澄清、和过滤等环节，均在一体化净水器内完成，确保处理后的137、矿井排水水质满足工业循环水的要求，且保证满足电厂夏季纯凝汽工况最大循环冷却补充水总量774m3/h的要求。 电厂旁边的老虎洞水库水作为电厂的备用水源。电厂生活用水由地下深井水供给。生活用水补充用水量约8m3/h。电厂全厂夏季额定抽汽工况总补充水量为771m3/h。详见夏季额定抽汽工况补充水量一览表。6.6 备用贮灰场电厂除灰渣系统采用干式除灰方式，灰渣主要以综合利用为主，平时全部供应给水泥厂及建筑工地作为原料综合利用。所以，贮灰场性质为备用灰场。备用灰场位于厂区北面200m处的一处废弃采石场，该沟平均深度为23.0m，南北方向平均200m，东西长250m，容积约74万立方米，占地面积为3.52138、公顷。坝顶标高为+283.0m，东面坝长230m。本工程采用灰渣分除干除灰系统，年排灰量35.715104吨，年排渣量35.715104吨，年总灰渣量为71.73104吨。备用灰场容量为1.04年。备用灰场应严格规划使用，灰场排放时应采取措施防尘，减少对环境的污染，每期灰场贮满后应及时覆土造田。由于备用灰场距厂区非常近，可利用运煤道路作为运灰道路，无需另建。6.7 厂址比选及推荐意见为了方便地对这三个厂址进行直观比较，现将各厂址的各项外部条件、及有关的经济指标进行列表比较，具体叙述如下： 厂址主要技术经济指标比较表 表6.7-1 序号项目单位老虎洞水库厂址赵家门厂址柴堂厂址1厂址总占地面积Hm139、224.8241.1053.7厂区占地Hm220.825.525.0进场公路占地Hm20.10.10.1运煤公路占地Hm20.4010.6运灰公路占地Hm200.43.0灰场占地Hm23.5212.020.02厂外专用公路长度进场公路长度m55100100运煤公路长度m200100600运灰公路长度m04003000合计m25560037003公路桥涵座0014补充水管长度m4000620020005土方工程量厂区土方 填方M3150000110000200000厂区土方 挖方M312000070000厂外公路土方填方M31000200012000厂外公路 挖方M360010006厂外出线长度140、Km15.015.03.07场外供热距离Km4.05.013.08拆迁工程无无无通过以上比较，老虎洞厂址总体上要优于其它两个厂址，故设计推荐老虎洞水库厂址。7工程设想7.1 厂区总平面布置(按老虎洞水库厂址)结合厂址的实际地形、地貌、道路交通情况，结合厂址与周边燃料、水源、材料等的相互关系，力争做到布置紧凑、分区合理、运输方便、有利发展，本厂址总平面规划了三个方案。方案一：由于本工程所处地形比较复杂，平面布置受地形影响较大，厂区内高差较大，结合某某工业发展规划、电力发展规划、煤炭资源情况、供热规划等因素，本工程规划设计按两期考虑，厂区内主要考虑本期建设规模用地，并预留扩建条件。电厂平面布置采用141、常规的三列式布置格局，即升压站、主厂房和储煤场分为三列，由南向北依次位于厂区中间。由于电厂南部紧邻前石路，且电厂出线向南，故电厂固定端朝西，扩建端朝东，电气出线向南，朝向某某220KV变电站方向。根据各建、构筑物的功能，厂区辅助生产和附属建筑围绕主厂房及固定端并靠近相关设施成组团布置，采用路网进行功能分区。厂区大体分为六个区域：厂前区、生产建筑区、辅助生产建筑区、冷却塔区、生活区及预留发展区。厂前区主要有行政综合楼、浴室、汽车库、自行车棚、门卫等，是电厂的主要人流活动区，布置在厂区西面，位于主厂房固定端一侧。由于本工程距周围城镇较远，为了方便职工生活，在场前区的西面规划有职工宿舍、活动场地及少142、量家属生活建筑，可根据生产期间的实际需要，进行取舍，该部分用地不占用工程用地。生产区建筑物主要包括升压站、主厂房、烟囱、输煤系统、除灰除渣系统等建构筑物，主要布置在厂区的中间。辅助生产包括化水车间、循环水处理间、检修维修间、材料库等，布置在厂前区的北面，位于烟囱的北面及西面。 冷却塔区布置在厂区的东部，由2座自然通风冷却塔及循环水水泵房等组成。预留发展区主要布置在主厂房的东面，该部分区域使电厂有再建设同规模两台机组的余地。本厂区的自然地形特点为北高南低，厂区南北高差较大，根据本电厂各功能区内的各个建筑物功能特点及划分，厂区的竖向布置采用台阶式布置方式。厂区由南向北依据自然地形标高主要分为四个主143、要台阶：升压站及其西面建筑布置在第一台阶，该台阶控制平场标高为+243.0m；主厂房、烟囱、办公楼、冷却塔等处于东西向同一条带上的建构筑物布置在第二台阶，主厂房控制标高为+250.0m；烟囱以北、储煤场以南建构筑物均布置在第三台阶，平场控制标高为+255.0m；储煤场布置在第四台阶上，平场控制标高为+260.0m。厂区内的雨水通过道路边排水沟分台阶分别排至西面河道内。厂区内的污水通过污水管排至厂区最南面较低处的生活污水处理设备，处理达标后外排至西面河道内。厂区共设两个主要出入口，南面以人流为主的出入口，该出入口道路直接与南面公路相接；北面为燃料、灰渣汽车运输为主的出入口，该出入口道路直接向北与144、叶板路相接。该方案的优点是建筑物基础工程量及厂区平整土方量小；电厂出线方便；冷却塔地势稍高，对于以后的生产管理带来方便；厂区靠近公路，场外道路工程量小。缺点是厂区占地面积稍大。方案二：该方案布置方式亦采用三列式布置格局，但方向亦为东西方向，即电厂出线向西，升压站、主厂房、烟囱、储煤场由西向东依次布置。主厂房固定端朝南，扩建端向北。自然通风冷却塔布置在主厂房扩建端的北面地势较高处。办公生活建筑、化水车间、检修间、材料库等布置在主厂房的南面，紧邻南面的前石路布置。在厂区内亦预留有发展余地。厂区共设两个主要出入口，南面以人流为主的出入口，东面为燃料、灰渣汽车运输为主的出入口。两出入口分别与南面前石路145、相接。该方案的优点厂区比较规整，平面布置紧凑，占地面积小，方便管理。缺点是电厂出线向西，西面为冲沟，出线困难；北面冷却塔自然地势较高，厂区平整土方工程量大；场外道路均与南面公路相接，运煤道路与进场道路重合段较长，相互影响大。方案三：该方案平面布置基本同方案一，主要区别是本方案将一期冷却塔布置在主厂房的固定端，预留扩建冷却塔位置布置在扩建端，场前区的建构筑物呈长条形布置在场区西面一侧，食堂、汽车库、办公楼、夜班休息室、单身宿舍、材料库、机修间等依次由南向北布置。该方案的优点是一期冷却塔距主厂房较近，循环水管较短。缺点是冷却塔分散布置不易管理，一期冷却塔布置在固定端，对主厂房及场前区建筑影响较大，146、特别是冬季，冷却塔位于办公楼及升压站的上风向，影响较为突出；办公楼距主厂房较远，管理不便。经过以上三个方案的比较，可以看出，三个方案的主要区别是出线方向、厂区内冷却塔及上煤系统所处的自然地形变化。方案的优劣取决于生产环节是否简洁、合理，取决于厂区的功能分区及占地面积，取决于工程地质、管线长度、场外场内道路运输、对环境影响等因素。根据以上因素进行综合分析，认为方案一总体上优于方案二与方案三，设计推荐方案一。7.2 输煤系统7.2.1 燃煤煤质及耗煤量本工程建设规模为2135MW抽汽机组，配2460t/h循环流化床锅炉。所用燃料以某某境内选煤厂生产的煤矸石和煤泥为主，辅以某某境内煤矿（主要为煤矿）147、生产的劣质煤组成混合燃料。燃料特性见前有关章节，混合燃料（煤矸石：煤泥：劣质煤=40.5 ：20：39.5）耗量见表。锅炉运行时间为：年运行5000小时，日运行20小时。 混合燃料耗量表 表锅炉容量项 目煤矸石 煤泥（干）劣质煤总 计1460t/h小时耗燃料量（t/h）49.61324.548.388122.5日耗燃料量（t/d）992.26490.0967.76245.0年耗燃料量（万t/a）24.8112.2524.1961.252460t/h小时耗燃料量（t/h）99.22649.096.776245.0日耗燃料量（t/d）1984.52980.01935.524900.0年耗燃料量（万148、t/a）49.6124.548.38122.57.2.2 燃料运输电厂年需燃料122.5万吨，由某某境内的煤矿和洗煤厂提供。燃料采用汽车运输到厂。由某某煤炭运销公司承运，主要采用15t自卸汽车。电厂不配备运煤车辆。7.2.3 燃料储存系统本工程设有煤矸石和劣质煤储存场地，为半封闭结构的三座干煤棚。干煤棚（1）面积为 75m45m ，干煤棚（2）（3）面积相同，均为33m132m，其中干煤棚（2）内设置单侧12车位汽车卸煤槽和两台跨度31.5m，起重量为10t桥式抓斗起重机。煤矸石和劣质煤储存场地（去除卸煤槽占地）按平均堆高4.0m考虑，储料量约为4.66万吨。为电厂所需劣质煤和煤矸石约11.6149、5天的耗量。储料场还设有煤泥干煤棚。煤泥干煤棚44m44m，若按平均堆高4.0m考虑，储料量为5800吨。为电厂所需煤泥约5.9天的耗量。储煤场设置水喷淋装置防止煤尘飞扬。选用两台推土机和两台铲车辅助疏集煤。卸料设施采用贯通式单侧汽车卸车煤沟，其下采用叶轮给煤机给料。煤沟卸车货位按规划容量考虑共12跨，单侧共12个卸车位，有效长72m，煤沟下设4台叶轮给煤机。其中6跨储存煤矸石，6跨储存劣质煤。考虑到尚有其它大吨位汽车运料到厂，储料场还设有重型汽车卸车机。 燃料输送系统、煤矸石和劣质煤输送厂内煤矸石和劣质煤输送系统按双路胶带机运输设计，一路运行，一路备用。设备运力按全厂锅炉最大连续蒸发量时总耗150、煤量的150%进行配备。采用B=1000mm，V=2.0m/s，Q=350t/h胶带输送机。其工艺为卸煤沟内的煤矸石和劣质煤，由给料机按各自的配比给出需要量，由胶带输送机送入破碎间，经两级破碎后，达到所需粒度要求，之后由胶带输送机送入锅炉煤仓间。其运输工艺见流程图。、煤泥输送到厂煤泥通过调湿到30%3%，采用煤泥泵管道输送系统直接泵入锅炉炉床燃烧。根据燃烧配比，两台锅炉湿煤泥耗量为63.7t/h，不均衡系数1.3，选用MNS20型煤泥泵五套，四用一备可满足需要。煤泥泵管道输送系统工艺如下：煤泥棚内的煤泥经铲车装入到刮板机上，由刮板机输送到煤泥搓合机，搓合后进入煤泥搅拌缓冲仓中；煤泥在搅拌缓冲仓151、中被充分搅拌、均浆保水后由预压螺旋以正压力给料的方式喂入煤泥泵中，再由煤泥泵以高压的方式泵出；泵出的煤泥经高压浓料换向阀、输送管道和多功能给料器进入到锅炉内燃烧。系统设置集中控制，并入DCS系统，以便随时掌握燃料配比.确保锅炉的可靠运行。另外，通过调节多功能给料器可以确保锅炉入料口入料均匀。管路系统还设有清洗回流管和放水口，当输送系统长期闲置时可以将管路中的煤泥通过清洗回流管排出，清洗水由放水口放出，以防止煤泥在管道中干结。煤泥系统工艺流程图见图7.2.4.煤泥系统具有以下主要特点：、结构紧凑、占地面积小，管道布置简便灵活，可以架空或地沟铺设、垂直上升及以各种角度转弯。与传统的输送方式相比，可152、节省大量基建投资。、输送过程全密封、无污染，改善工作环境。、输送压力高、距离远、输送高度高。、全程自动化控制、远程监控。 、可接受DCS发出的指令，根据锅炉燃烧工况无级调节输送量。操作简单、故障率低，全程无人值守、运行成本低廉。7.2.5 燃料配比方案根据锅炉燃烧要求，煤矸石、煤泥、劣质煤以40.5：20：39.5的比例混配燃烧。拟采用下列措施对燃料作限量粗混。煤矸石与劣质煤配比：卸煤槽下设4台叶轮式给煤机，双路系统，每路系统设两台叶轮式给煤机，煤矸石、劣质煤分别装入不同的卸煤槽中，通过调节叶轮式给煤机的给料量（调频）完成燃料的配比。煤仓内的燃料通过仓下给料机定量给出。在2胶带机上安装皮带秤，153、计量物料的通过量，并随时将信息反馈给控制系统，以保证物料的配比在允许范围内。煤泥采用煤泥泵运输，按干煤泥等量计算出湿煤泥量，设定煤泥泵的输出以完成燃料的配比。系统设置集中控制功能，可以同DCS集散控制系统等进行联系，以保证物料的配比。7.2.6 燃料输送系统其它设施燃料计量：上煤系统采用电子皮带秤进行计量，进、出车辆计量采用汽车衡计量。设置两级除铁设施：在转载站1输送机头部设一级永磁除铁器。在破碎间入口处2输送机上设一级永磁除铁器。碎煤设备：破碎为两级布置, 一级破碎机选用环锤式破碎机，进料粒度300mm，出料粒度50mm，二级破碎机选用4PG双齿辊破碎机，进料粒度50mm，出料粒度8mm。燃154、料破碎后运往煤仓间。煤仓间配料煤仓间通过胶带输送机上安装的电液动犁式卸料器进行配料。输煤系统控制采用就地控制和集中控制相结合的控制方式。7.2.8 煤尘防治煤炭转运站、筛分楼、上煤间均设除尘和排风设施。建筑物内清扫采用水冲洗。7.2.9 其它辅助设施：配备必要的起吊检修设备。附图7.2.1 煤矸石、劣质煤输送系统工艺流程图附图7.2.2 煤泥系统工艺流程图图7.2.2 煤泥系统工艺流程图7.3 燃烧系统7.3.1 燃烧系统的主要工艺流程燃烧系统由炉前给煤系统、炉内燃烧系统、灰循环回送系统、烟风系统及烟气除尘脱硫系统组成。燃烧系统详见附图。 炉前给煤系统煤矸石和劣质煤经碎煤机破碎至8mm以下，由155、输煤皮带送至原煤仓，每炉设原煤仓两个；碎煤从原煤仓下落至耐压式称重给煤机，经锅炉给煤口进入炉膛。每台锅炉配备4台给煤机。煤泥通过煤泥泵系统由管道直接进入锅炉。 灰循环回送系统燃煤在炉膛内一次燃烧，烟气由炉膛出口进入旋风分离器，其中大颗粒的灰粒被分离出来并由回料器重新回送至炉膛燃烧。 烟风系统一次风系统：每台锅炉配2台50容量的离心式一次风机，正常两台运行。一次风机出口一次风经暖风器加热后引出一路风作为给煤机密封风和给煤立管密封风，其余一次风经空气预热器加热后又分为两路，第一路经一次风口、布风板、风帽进入炉膛，主要为循环流化床锅炉提供流化风，同时送入一定的氧气供燃料燃烧；第二路为播煤装置提供播煤156、风。二次风系统：每台锅炉配2台50容量离心式二次风机，正常两台运行。二次风经暖风器、空气预热器加热后分为上、下二次风进入炉膛，补充燃料燃烧所需的氧气并加强物料的掺混。二次风母管上引出一路为锅炉启动时提供点火风。高压流化风系统：每台锅炉配2台50容量的高压流化风机，正常2台运行，不设备用。高压流化风将非机械式回料阀中的物料送返至炉内。冷渣器流化风系统：每台炉配2台100容量的风水联合冷渣器和2台100容量的冷渣器流化风机。正常一台冷渣器流化风机向两台冷渣器提供流化风。烟气除尘脱硫系统本设计烟气系统采用两级脱硫两级除尘。脱硫系统的设计根据国家环境保护总局环审（2006）283文件批复，采用石灰石炉157、内脱硫和炉外半干法组合脱硫工艺，一级脱硫为：在燃料燃烧的过程中，直接向炉内喷入石灰石脱硫剂，ca/s摩尔比控制在左右，可以达到较好的脱硫效率。炉膛出口处的高温烟气经两个旋风分离器分离后，粗颗粒分离出来返回炉膛，细灰随烟气通过尾部受热面从空气预热器出来后，分别进入电除尘器，除去烟气中96%以上的烟尘后，再进入脱硫活化塔，进行二次脱硫，脱硫后的烟气再进入袋式除尘器除尘，然后排放。综合脱硫效率大于92%。除尘系统采用三电场电除尘加袋式两级除尘，综合除尘效率达到99.96%。烟气通过两台50容量的引风机进入烟囱，两炉共享一座烟囱，烟囱出口直径5m，烟囱高度180m。7.3.2 燃烧系统的主要辅助设备选158、择燃烧系统主要辅助设备见下表： 燃烧系统主要辅助设备一览表 表序号设备名称型号及规格数量备注1原煤仓有效容积 640 m342耐压式称重给煤机B=500mm83一次风机No.20F 4154550m3/h，25020Pa电动机YKK5604 41600KW，6KV，IP544二次风机No.17D 4126543m3/h，16553Pa电动机YKK5004 41000KW，6KV，IP545引风机No.22.4F4447264m3/h，6130Pa，131电动机YKK5606 41400KW，6KV，IP546回料阀流化风机2.66 m3/s，60000Pa，204电动机Y280S-4，75KW159、，380V47冷渣器流化风机5.1 m3/s，32500Pa，204电动机Y3556，200KW，6KV48电除尘器配460t/h锅炉，96%29袋式除尘器配460t/h锅炉，99%210烟囱D=5.0m，H=180m1注：表内设备为两台锅炉的量。7.3.3 点火及助燃油系统本期设置燃油设施(燃油泵、燃油罐及卸油设施)，新建3200m3油罐、燃油泵房等设施。锅炉床上下两侧墙共布置油枪4支，采用电火花高能点火。锅炉厂设计和供应锅炉本体范围内的燃油设备（油枪及进退机构）、管道、阀门系统。点火油系统主要设备见下表： 点火油系统主要设备一览表 表序号设备名称型号及规格数量备注1离心式供油泵65Y509160、型 31535 m3/h，4.84.1MPa电动机YB280S2型，75KW，380V32离心式卸油泵65Y60A型，22.5 m3/h，0.44MPa2电动机YB132S2型，7.5KW，380V23罗茨真空泵RC100V7.67/44.1型17.67 m3/h，抽真空44KPa电动机YB160L4型，15KW，380V14粗滤油器36孔/c m225细滤油器100孔/c m236钢制拱顶油罐V200 m337真空罐V2.5m318污油泵50YW2532型225 m3/h，0.31MPa电动机YB132S2型，5.5KW，380V29污油处理装置17.3.4 启动锅炉、大刘山、刘沟煤矿的工业161、锅炉可以作为本期电厂的首次启动锅炉，三矿距电厂均在2km左右，锅炉蒸发量共计18t/h；根据电厂建设安排时间，每台机组的试运转均在非采暖期，故三矿工业锅炉可以满足机组首次启动要求。拟建的三兴纸业235t/h锅炉距电厂约1km，待三兴纸业的235t/h工业锅炉建成后，上述三矿的工业锅炉一并按照时间安排撤除。三兴纸业的235t/h工业锅炉作为本期电厂的启动锅炉。7.4 热力系统本期2135MW汽轮发电机组，除供热系统、厂用蒸汽系统、锅炉上水系统、厂用压缩空气系统按母管考虑，其它系统按单元制拟定。7.4.1 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统主蒸汽和再热蒸汽系统采用单元制，均为双管连接。为改善机组的启动性能162、，加快启动速度，延长汽机的使用寿命，汽机旁路系统采用高、低压二级串联简化旁路系统，旁路的功能考虑在冷、热态等工况下机组启动和正常停机，旁路系统不考虑热备用。汽机旁路系统采用每台机组设置一套容量为30B-MCR的旁路系统。7.4.2 抽汽系统汽轮机有七级非调整抽汽和二级调整抽汽，分别向两台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器供汽及对外供汽。7.4.3 除氧给水系统每台机组设置一台500t/h(100m3 )除氧器，储水量可满足约12分钟锅炉最大给水消耗量。除氧器采用滑压运行方式。给水系统按单元制设计，每台机组配两台100容量的电动调速给水泵组，一台运行，一台备用。两台高压加热器采用大旁路系统。163、7.4.4 凝结水系统凝结水从凝汽器热井经过凝结水泵升压，经汽封加热器、低压加热器然后至除氧器。系统中每台机组设置三台55最大凝结水水量的凝结水泵，采暖期两台运行，非采暖期三台运行。7.4.5 加热器疏水系统加热器疏水采用逐级回流。高加疏水逐级回至除氧器；4#、3#低加疏水逐级回流至2#低加，2#低加疏水经疏水泵打至2#低加凝结水泵出口管道上，1#低加及汽封加热器疏水经多级水封直接疏至凝汽器。7.4.6 工业水系统及凝汽器清洗系统非转动轴承工业水从循环水进水管引出，经过滤水器后，作为发电机空气冷却器，冷油器，水环式机械真空泵，给水泵润滑油冷却器，给水泵工业油冷却器，给水泵电机空气冷却器等冷却水164、，回水至循环水排水管。转动轴承工业水从循环水进水管引出后经工业水泵升压后，作为一次风机、二次风机、引风机、暖风器疏水泵、疏水泵、冷渣器冷却水泵、低加疏水泵、凝结水泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵，顶轴油泵等设备冷却水，压力回水至循环水前池。凝汽器设有DN1400胶球清洗系统。7.4.7 凝汽器抽真空系统每台机组的凝汽器抽真空系统改过去常用的射水抽气器系统为配置两台水环式真空泵，机组启动时两台真空泵同时运行，以缩短凝汽器建立真空的时间，正常运行时一台运行，一台备用。机组启动时，运行两台。7.4.8 机组启动汽源、辅助蒸汽系统机组启动用汽由启动锅炉房（为三兴纸业的235t/h锅炉）的供给，与三段抽汽165、母管，共同作为公用蒸汽的汽源。作为除氧器启动备用汽源、锅炉邻炉加热用汽、汽轮机汽封系统用汽、厂区采暖用汽等用汽点。7.4.9 锅炉排污系统锅炉排污系统设计一级排污扩容系统。每台锅炉设一台连续排污扩容器和一台定期排污扩容器。7.4.10 冷渣器冷却水系统冷渣器冷却水一路由轴封加热器后的凝结水管道接出至冷渣器，经冷渣器加热后的回水经过冷渣器冷却水泵升压后接入1#低压加热器后的凝结水管道。系统设置有2100容量的凝结水冷渣器冷却水泵，一台运行，一台备用。冷渣器冷却水另一路由化水车间来的除盐水，经过冷渣器冷却水泵接至冷渣器，经冷渣器加热后的回水打至除氧器。系统设置有2100容量的除盐水冷渣器冷却水泵，166、一台运行，一台备用。7.4.11 供热系统每台机组设置两台150t/h减温装置，特设减温减压装置一台，出力为100t/h，满足当一台汽轮机停运时，工业热负荷的蒸汽要求。当一台汽轮机停运时，另一台汽轮机可以满足61的采暖热负荷，满足规范的6075%的采暖热负荷要求。设置两台30m3凝结水箱，以收集热用户返回的凝结水。然后通过凝结水回水泵打至除氧器。系统设置两台110容量的凝结水回水泵，一台备用，一台运行。7.4.12 热网首站共设置三台热网加热器，每台加热器面积F=1250m2，满足了当一台停运时，其余两台可以满足6075%的热负荷的需求。热网循环水泵、凝结水泵分别设置四台。热网首热站供回水温度167、130/70。7.4.13 主要辅助设备选择热力系统主要附属设备按机组最大连续工况设计选型，并能适应机组变工况运行。主要辅助设备选择 表7.41序号名称规格及型号单位数量1凝汽器N-8000 F=8000m2台22汽封加热器JQ-60型 F=30m2台232#高压加热器 F=550m2，G:470t/h,台241#高压加热器 F=600m2，G:470t/h,台254#低压加热器F=300m2台263#低压加热器F=300m2台272#低压加热器F=260m2台281#低压加热器F=220m2台29水环式真空泵32kg/h台410凝结水泵160m3/h,1.85MPa,N=250KW台611电168、动给水泵 500t/h，17.0Mpa N=4000KW台412高压除氧器088Mpa 500t/h ,V=100m3座213胶球清洗装置DN1400座214凝结水回水箱V=30m2座215凝结回水泵60m3/h，1.85Mpa ,N=55KW台416减温装置150t/h，393/178座417减温减压装置100t/h，540/17813.8/0.98MPa座118双梁起重机75/20t，31.5m座17.5 主厂房布置主厂房布置格局为汽机房-除氧、煤仓双框架-锅炉房。7.5.1 主厂房主要尺寸：汽机房跨度 33m汽机房行车轨顶标高20.5m汽机房屋架下弦标高24.2m除氧间跨度 9m煤仓间跨169、度 9m主厂房运转层标高 9m除氧层标高 20.0m给煤机层标高 20.0m输煤皮带层标高 36.0m框架屋顶标高 57.70m炉前通道 6.0m锅炉跨距(D-E) 43.2m锅炉E柱至电除尘F柱距 104.40m电除尘F柱至G柱距 25.00m电除尘G柱至烟囱中心线 58.45m汽机房A柱至烟囱中心线 198.60m汽机房长度 96m(共12个柱距)除氧煤仓框架长度 96m(共12个柱距)7.5.2 汽机房布置汽轮发电机组采用横向布置，机头朝向B排柱。凝汽器抽管要有足够的室内空间。同时满足发电机转子抽出尺寸。同时使得四大管道最为短捷，不仅节省投资，而且避免了汽机两侧进汽压力与温度的偏差。两台170、机组设置4台电动调速给水泵，顺列布置于两台汽轮机侧面，靠近B列柱侧零米。真空泵布置于主厂房内靠A排柱侧。高低压加热器从机头方向看，1号机布置于汽机左侧，2号机布置于汽机右侧。在加热器侧靠近发电机旁边布置有凝结水泵，凝结水泵采用低位布置。汽机房设有一台检修用行车可以满足发电机转子，汽轮机低压缸外缸，高压加热器整体吊装等大件设备的检修起吊重量及高度的需要。另在汽机间13柱之间布置首热站，运转层布置热网加热器，零米层布置热网循环水泵。7.5.3 除氧间布置零米层布置有电气6KV，380V配电装置。5米层布置蓄电池间，直流配电间及电缆夹层。运转层布置有化学加药间、汽水取样间，机、炉、电集中控制室及电子171、设备间。除氧层标高20.0米，紧靠除氧器还布置有连续排污扩容器。辅助蒸汽联箱。除氧煤仓框架运转层与锅炉运转层及汽机运转层连通。7.5.4 炉前通道炉前通道跨距6m。炉前运转层处设平台与锅炉运转层钢平台连接，其下布置热工电缆桥架；在标高20.0m处设平台与锅炉钢平台连接，在标高约30.0m处设炉前轻型顶盖。7.5.5 锅炉布置 锅炉露天布置，锅炉采用露天岛式布置，炉顶设轻型金属顶盖。锅炉零米布置有冷渣器、流化风机等设备，电梯布置在两炉之间。设有9.0米平台运转层。7.5.6 炉后布置炉后依次布置有一次风机、二次风机、高压流化风机、电除尘器，脱硫活化塔装置，袋式除尘器。两台炉共享一座出口直径5米，172、高180米的烟囱，烟囱位于两炉之间。为了节省场地，把引风机布置在烟囱两侧烟道下方。平面布置图见附图。断面布置图见附图。7.6除灰系统7.6.1 原始资料（1） 电厂燃煤情况电厂设计燃煤为煤矸石、煤泥与劣质煤的混合物，其中三种燃料的配比为40.5：20：39.5。混合后的燃料煤质分析为：Mt=7.18%Aad=54.62%St，ar=0.41%Qnet，ar=12.52MJ/kg2台锅炉燃料消耗量：245.0t/h，每天运行20小时，年运行5000小时；（2）除尘、除渣装备每台锅炉各配一台3电场电除尘器和袋式除尘器。电除尘效率c96.0%，每台电除尘器有六个落灰斗，布袋除尘器除尘效率c99.0%173、，有两个落灰斗。灰斗中的灰经过气化后由气力除灰系统送至灰库存放。每台锅炉自身配有两台冷渣排渣机，用于对出炉渣料进行冷却。该机出力与锅炉排渣量匹配，并考虑在热渣进冷渣机前设旁路排放管。冷却水系统由锅炉系统统一考虑。每台冷渣机排出的渣再通过两台水冷式滚筒冷渣机冷却，之后通过耐热型胶带输送机转载至渣仓存放。（3）灰场灰渣以综合利用为主，事故状态下可通过汽车将灰渣运往备用灰场或通过管路将灰直接排至备用灰场。电厂北面200米处有一个较大的废弃采石场，容积约74104m3，可作为电厂的备用灰场。灰场布置撒水设施,对灰进行碾压, 尽量减少对周围环境的影响。7.6.2 灰渣量 灰 渣 量 表 表项目容量灰量渣174、量 t/ht/d万t/at/ht/d万t/a一台锅炉35.715714.317.857535.715714.317.8575两台锅炉71.431428.635.71571.431428.635.715注： 每天运行20小时，年运行时间为5000小时。7.6.3 除灰渣系统方案本工程除灰系统采用正压气力输灰方式，除渣系统采用机械式排渣方式（干渣）。除灰渣系统按2460t/h循环流化床锅炉容量设计。除灰系统采用间断运行方式，能力按大于锅炉燃烧设计煤种时额定出力所排灰量的200%考虑，除渣系统采用连续运行方式，能力按锅炉燃烧设计煤种时额定出力所排渣量的200%考虑。电除尘器下的1、2电场落灰斗各配两175、台4.0m3浓相仓泵，3电场及袋式除尘器落灰斗各配两台2.0m3浓相仓泵。干灰通过正压气力输送系统由耐磨管道输送至灰库，除尘器灰斗距灰库距离约100m。考虑综合利用，拟建两座直径12.0m的灰库，储量为21460t，可存储电厂约40小时的灰量。每座灰库设有两个出口，一个为干灰出口，另一个为调湿灰出口。干灰出口分为两路，一路通过仓泵经管路送入天广水泥厂，一路接干灰散装机装散装物料专用汽车外运。天广水泥厂距电厂灰库直线距离约1500m，垂直高差约15.0m，若采用汽车输送，运距约3.0km，同时穿越乡，环境污染较大。采用管路输送，环节污染小，且安全。考虑到长距离输送需要较大压力及阻力损失大，拟采用176、两级接力泵输送工艺。事故情况下库内干灰经调湿灰出口由加湿搅拌机加湿后装汽车外运至附近备用灰场。厂内除灰系统包括专设的空压机供气系统、仓泵系统、灰库系统及控制系统。厂外输灰系统动力源设专用空压机供气系统。空压机供气系统设有干躁、除油及除尘装置，以保证压缩空气质量。仓泵系统共设16台浓相仓泵，配套相应辅助装置，以保证安全正常的输灰过程。灰库系统设有除尘、压力检测、干湿灰装车等装置；为保证灰库中灰的流动性，设气化风机及空气加热装置对灰库底部的灰进行流化。控制系统采用PLC系统实现自动控制与手动控制相结合的方式。每台锅炉底部排出的渣经锅炉冷渣器初步冷却后，进入四台水冷式滚筒冷渣机再次冷却，冷却后的干渣177、温度100，之后落入1运渣胶带机，通过2运渣胶带机转载，运至渣仓储存。拟建15.0m渣仓一座，储量2840t，可存储电厂约40小时的渣量。运渣胶带采用耐热胶带。除渣系统的胶带输送机工作制度与锅炉工作制度一致，以保证锅炉排出的渣随时运往渣仓。由于渣仓中的渣以块状为主，渣仓口设电液动腭式闸门直接装汽车。正常情况下通过汽车将渣外运综合利用；事故情况下，可外运至附近备用灰场。电厂干灰、干渣既是水泥厂的优质原料，又可广泛应用于建筑、筑路等行业。天广集团现年产水泥70万吨，年产180万吨水泥的新项目正在建设中，建成后总生产能力可达250万吨，每年需要灰渣量将达到60.0万吨。天广集团距电厂灰库直线距离约1178、500m，根据电厂与天广集团签订的灰渣综合利用协议，电厂通过管路将所产生的干灰送入水泥厂。根据某某“十一五”规划, 在“十一五”期间将修建郑石高速公路21km,省道一级公路30km,省道二级公路50km,县道二级公路36km,乡级公路250km,预计每年灰渣使用量在25万吨以上。某某建设局承诺在该县以后的市政工程及免烧砖等建筑材料方面大力推广灰渣综合利用,每年使用灰渣20万吨以上,做到发展经济的同时保护好环境。因此，电厂生产后所产生的灰渣正常情况下可以完全被综合利用。7.6.4 系统布置两座灰库和一座渣仓布置在烟囱东北边，呈“一”字并排布置，可保证多辆汽车同时作业而不相互干扰。空压机室设在炉后179、两台除尘器之间，除尘器及输灰控制室布置在空压机室上部。气化风机房设在灰库旁边。7.7 电厂化学概述装机简况本工程装2135MW抽凝式供热机组，配2460t/h超高压循环流化床锅炉。水源及水质化水水源以处理后的矿井排水作为锅炉补给水的水源。矿井排水水质资料详见附页水质分析报告。水质：水质资料详见表7.7.1.水质分析检验报告 表委托单位河南某某电厂筹建处样品名称矿井水样品说明/到样日期检验项目水质全分析等采样日期报告编号S05-069检验结果分析项目单 位结 果分析项目单 位结 果颜色/无 色Cl-毫克/升18.01透明度/透明SO42-毫克/升78.82PH/8.30HCO3-毫克/升356.180、30气味/无CO32-毫克/升10.47游离CO2毫克/升0全 硅毫克/升13.0NO2-毫克/升0.03活性硅毫克/升12.0NO3-毫克/升0.00胶 硅毫克/升1.0总固体毫克/升468.0Fe3+毫克/升0.04溶解性固体毫克/升456.0Mg2+毫克/升22.44悬浮性固体毫克/升12.0Ca2+毫克/升73.93灼烧减量毫克/升143.0Al3+毫克/升0.02总碱度毫克/升309.65K+Na+毫克/升64.01总硬度毫克/升276.98NH4+毫克/升0.30碳酸盐硬度毫克/升276.98CODMn毫克/升2.55非碳酸盐硬度毫克/升0钡毫克/升0.110电导率微西/厘米671181、.0锶毫克/升0.294锅炉补给水处理：锅炉补给水处理出力正常汽水损失：24602%=18.4(t/h)锅炉排污损失：24602%=18.4(t/h) 启动或事故损失：4606%=27.6(t/h)化验及取样损失: 2t/h吹灰及伴热等损失: 10t/h对外供热损失：126.7t/h锅炉正常补给水量合计： 175.5t/h锅炉最大补给水量合计： 203.1t/h综合考虑设计系统出力为: 180.0t/h出水品质: 电导率：(25C) 0.1s/cm 二氧化硅： 20g/L 硬度： 0mol/L根据计算，此水质可满足机组对给水品质的要求。锅炉补给水处理系统的选择系统的选择 根据提供的水源水质资料182、及锅炉对给水品质的要求，结合建设方意向,并考虑当前水处理技术发展方向和技术的先进性、可靠性，锅炉补给水处理系统采用原水经预处理加反渗透预脱盐再加二级混床除盐的方式,系统的主流程为：净化后的矿井排水高效澄清池原水箱清水泵细砂过滤器微过滤器反渗透高压泵反渗透水处理装置强酸阳离子交换器除CO2器中间水箱中间水泵强碱阴离子交换器混合离子交换器除盐水箱除盐水泵主厂房,详见“锅炉补给水处理原则性系统图”。上述系统中采用的反渗透水处理技术，可将水中的含盐量脱除98%以上，系统回收率可达80%，技术先进，出水量大，水质稳定，自动化程度高，不会造成环境污染。根据水质全分析报告可知化学水水源中钡的含量偏高,为防止183、水中产生过量的BaSO4,反渗透系统加药应采用相应的高效阻垢剂。系统控制细砂过滤器、反渗透水处理装置、强酸阳离子交换器、强碱阴离子交换器及混合离子交换器均采用过程控制。酸碱废水处理除盐系统产生的酸碱废水收集调PH值合格后达标回用。循环补充水处理循环水的防垢处理循环冷却水运行工况（夏季）循环冷却水上塔水量 32270t/h蒸发损失 430t/h风吹损失 32t/h排污损失 112t/h据上述资料可得循环水浓缩倍数为N=4。根据循环水系统的运行工况、补充水水质及其它因素，要维持循环水浓缩倍数为4.0。循环水处理采用加阻垢剂处理系统，防止循环水系统结垢。该电厂循环冷却水的补充水水源仍采用处理后的矿井184、排水，循环水补充水处理系统弱酸床处理后补充至循环水前池。系统出力为610t/h。系统的主流程为：净化后的矿井排水高效澄清池原水箱补充水原水泵高效过滤器双流弱酸离子交换器除CO2器软水箱热网补水泵进热网。 该处采用防腐管道 汽机循环水前池 加氨 上述软化水系统采用过程控制。循环水杀菌灭藻处理为防止循环水中菌类和藻类的滋生和繁殖，循环水采用加次氯酸钠杀菌灭藻处理。凝汽器铜管涂膜系统 为了防止凝汽器铜管的腐蚀，设置硫酸亚铁涂膜系统。给水、锅水处理及汽水取样锅水采用磷酸盐协调处理，以去除锅水中的硬度及维持锅水的PH值，设置1套2箱3泵组合式磷酸盐加药装置。给水采用加氨和加联氨处理，以确保给水PH值和含185、氧量符合给水品质要求，加氨和加联氨系统各设一套2箱3泵式组合式加药装置。 上述设备均布置在主厂房运转层，各加药装置均采用过程控制。汽水取样系统根据机组型式及参数，每台机组设置一套集中式汽水取样分析装置，高温架与仪表架分开。装置内设有磷表、钠表、导电度表、PH表、O2表、联氨表等。为保证样水温度合格，本装置配备相适应的除盐水冷却装置。以上装置布置在主厂房运转层，同时配备有微机监控系统。绝缘油处理为绝缘油设置油净化设施。启动锅炉水处理 由于启动锅炉采用已有锅炉，启动锅炉的加药装置及该锅炉的补给水软化装置均采用已有设备，所以，本次设计不再增加设备。工业废水处理工业废水的处理主要包含以下几种：化学水处186、理系统排水，实验室排水，取样排水，锅炉化学清洗排水等。含油污水和生活污水不包括在工业废水内，给排水专业将在另卷中专门论述。酸碱废水电厂酸碱废水来源于锅炉补给水处理系统强酸阳离子交换器、强碱阴离子交换器及混床再生排水，每个再生周期排放的酸碱废水收集到中和池，加酸或加碱(或两者都不加),用罗茨风机搅拌中和到PH值为6-9后进入冲洗水系统。锅炉酸洗废水电厂锅炉酸洗废水为不定期排水，四年一次，排入中和水池中和后进入冲洗水系统。高含盐废水高含盐废水来源于反渗透系统排水，为反渗透排放的浓水，含盐量较高，将该水与预处理系统排出的废水混合，排入灰场用于干灰调湿或煤场喷洒降尘。含油污水和生活污水在另卷中由水工专187、业专门论述。气源本工程化水部分不设专用空压机，水处理系统用气来自厂区统一的压缩空气站。设备布置各系统单元产生的废水均就近分散处理，废水处理设备也分散就近布置。化验室及化验仪器按超高压机组为水、煤、油设置化验室及配置全套化验仪器和仪表。7.8电气部分电气主接线本期工程拟建2135MW机组，根据系统规划，拟定如下电气主接线：2135MW机组均以发电机-双卷变压器组单元方式接入电厂220KV配电装置。发电机出口电压为15.75KV。电厂220KV出线2回至距离本厂约15km的220KV某某变电站220KV母线。主变压器容量为170MVA，型号为SFP9-170000/220。电厂设1台高压启动/备用188、变压器，容量为20MVA，型号为SFZ9-20000/220，电源引自厂内220KV母线。电厂220KV配电装置拟采用双母线接线，屋外管母分相中型布置方式,母线下布置GW22A型单柱式隔离开关。7.8.2 电气布置每台135MW发电机均经封闭母线接入主厂房A列柱外主变压器，升压后经架空线接入厂内220KV配电装置。主变压器与高压厂用变压器前后布置于主厂房A列柱外，使得封闭母线路径较短，占地面积较小。厂用高压启动/备用变压器与主变压器并列布置于主厂房A列柱外。220KV屋外配电装置布置于主厂房A列柱外主道路外侧，220KV进出线均采用架空方式。7.8.3 厂用电系统及布置（1）厂用电系统高压厂用189、电电压采用6KV，其中性点采用不接地方式。6KV厂用工作母线按机、炉分段，工作电源由发电机出口封闭母线可拆卸连接片外侧引接，经高压厂用工作变压器接入6KV厂用工作母线，厂用6KV备用电源从220KV母线经高压启动/备用变压器引接。高压厂用工作变压器容量为20MVA，型号为SF9-20000/15.75。高压启动/备用变压器型号为SFZ9-20000/220。各工作母线段的备用电源均从6KV备用电源引接。低压厂用电系统采用动力、照明共享的380/220V中性点直接接地系统。380/220V工作母线按机、炉分段，并设有公用段及备用段，工作段及公用段的工作电源分别经相应的低压厂用变压器引自6KV厂用190、工作母线段，备用电源分别引自380/220V备用段。备用段的电源经低压备用变压器引自6KV厂用工作母线段。在输煤系统、化水车间、电除尘器等地分别设低压厂用变压器，对其周围负荷供电。（2）厂用电布置根据主厂房布置，主厂房6KV及380/220V厂用配电装置布置在主厂房B、C列框架内零米层。输煤系统、化水车间、电除尘器的配电装置均布置在负荷中心的配电间内。 主要电气设备选择根据短路电流计算，所选用的以下主要电气设备均满足短路动、热稳定要求。220KV断路器选用LW30-252型SF6断路器，额定电流为3150A，开断电流为40KA；220KV隔离开关选型为GW22A-252I，额定电流为1600A191、；220KV电流互感器选用LVQB-220硅橡胶复合绝缘型。6KV配电装置选用KYN28A-12型中置式手车柜，低压配电装置选用GCS型抽出式开关柜。 电气二次线（1）控制方式采用机、炉、电集中控制方式，两台机组设一个单元控制室。发电机-双卷变压器组和厂用电源采用DCS控制，升压站220KV网络部分采用计算机监控方式进行控制，同时设置必要的后备硬手操,所有跳合闸控制采用硬接线方式.在220KV配电装置旁设网络继电器室。220KV计算机监控系统采用分层分布式系统结构，升压站监控系统站控层设备布置在单元控制室内。（2）DCS与厂用电监控管理系统的接口根据电气控制水平发展趋势，本工程的厂用电系统接口192、方案为：设置厂用电监控管理系统，即将厂用电保护测控装置及其它自动装置等组网后，通过主控单元收集信息经处理后与DCS实现通信接口。同时主控单元接入电气主站系统，加强电气信息的应用与管理，完成较为复杂的电气运行、管理和维护工作。此方案的实施可以大量减少控制电缆的用量，同时提高电厂电气系统的自动化水平，并减少DCS输入输出模件的数量，提高电厂的整体技术经济指标。（3）组件保护组件保护按GB14285-93继电保护和安全自动装置技术规程及二十五项反措的规定执行，发电机-变压器组及高压启动/备用变压器保护采用双主保护和双后备保护配置。保护均选用微机型保护装置。（4）直流系统本工程每台机组设一组蓄电池，直193、流系统采用220V单母线接线，动力和控制混合供电的方式。蓄电池采用阀控式免维护铅酸蓄电池，容量为1000AH，不设端电池。每组蓄电池设一套高频开关电源作为充电浮充电装置，高频开关电源充电浮充电装置选用模块冗余配置。220KV网络继电器室单独设置两组蓄电池，直流系统采用220V单母线接线，动力和控制混合供电的方式。蓄电池采用阀控式免维护铅酸蓄电池，容量为200AH，不设端电池。设一套高频开关电源作为充电浮充电装置,高频开关电源充电浮充电装置选用模块冗余配置。（5）交流不停电电源每台机组设置一套60KVA三进单出的不停电电源装置。向需要不间断供电的计算机、热工保护及自动装置等设备提供交流电源。该装194、置正常由380V交流供电，事故时自动转为蓄电池供电，交流旁路系统作为逆变回路故障时的备用电源。（6）发电机励磁系统静态励磁系统由于取消了交流励磁机和副励磁机，缩短轴系距离，减少了两个连接环节，提高了轴系的稳定性。故本工程拟采用自并励静止可控硅励磁系统。励磁系统的整流柜、励磁调节柜和灭磁柜等均布置在主厂房零米层的发电机出线小间。（7）输煤系统为提高输煤系统自动化水平，输煤系统拟采用总线分布式PLC过程控制，程控系统实现输煤系统正常情况下的程序起停、各煤仓的程序配煤及故障时的联锁停机，并在CRT上显示、报警。同时设置工业电视系统和燃煤管理系统对设备的运行状态进行监视。程控系统的主机设备、控制台、继195、电器柜等均布置在输煤控制室内。（8）火灾自动报警及控制系统本工程在室外主变压器、备用变压器、机炉电控制室、电子设备间、配电室、电缆夹层及各转载站等处设点型感烟或感温探测器，主要电缆隧道及备煤栈桥等处设线型缆式感温探测器。火灾报警控制器及区域火灾报警控制器分别接受探测器及手动报警按钮的火灾报警信号，火灾确认后，切断火灾区域的通风电源，声光报警器发出报警信号；对热电站、锅炉房及备煤系统进行火灾监测、报警及控制。区域火灾报警控制器将报警信号传送至全厂火灾报警控制器。区域火灾报警控制器分别设在机炉电控制室及输煤控制室，火灾报警装置电源分别引自DCS及UPS配电柜。控制室设消防联络电话。7.9 热工控制196、7.9.1 控制方式7.9.1.1 控制室主系统单元控制室设有两台供热机组及其辅助系统采用炉、机、电集中控制。两台机组共享一个集控室，布置在主厂房运转层两机组之间的适当位置。单元控制室设有两台单元机组DCS的操作员站、打印机及电气网控台。操作员前方为一轻型结构装饰墙，其上嵌装屏幕显示器，汽包水位监视、全厂工业电视监视系统。在控制室旁设有工程师站及电子设备间，工程师站内布置有二套DCS系统的工程师站和CRT、键盘、主机、工作台、打印机等设备。电子设备间内有DCS 系统的机柜和DEH(汽机电液调节系统)ETS(汽机跳闸系统)TSI(汽机安全监视装置)吹灰程控等成套装置的机柜。在单元控制室和电子设备197、间的下方设电缆夹层。7.9.1.2 其它辅助系统主厂房外的其它辅助生产系统，采用分区域集中的控制方式，拟设置水、煤、灰三个控制点，以减少生产值班人员的数量，达到减员增效的目的。水系统控制室设在锅炉补给水处理车间，其监控范围包括锅炉补给水处理、循环水处理、废水处理等。输煤系统拟采用总线分布式PLC过程控制，程控系统实现输煤系统正常情况下的程序起停、调节不同工况下叶轮给煤机或振动给煤机的配比和煤泥泵系统给料量的程序配煤及故障时的联锁停机，并在CRT上显示、报警。同时设置工业电视系统和燃煤管理系统对设备的运行状态进行监视。程控系统的主机设备、控制台、继电器柜等均布置在输煤控制室内。灰（渣）系统控制室198、设在空压机房二层内，其监控范围包括除灰、除渣、灰渣输送、石灰石输送等。脱硫系统与灰（渣）系统合设控制室，脱硫系统的仪控设备随工艺设备成套供货，采用DCS控制系统，其监控范围包括烟气系统、吸收系统、石灰制浆系统、循环灰制浆系统、工艺水系统、输灰和电气监测系统等，DCS的功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）等.脱硫系统DCS的选型与机组DCS的选型一致并留有与厂级管理信息系统（MIS）的通讯接口.热工自动化水平本工程采用先进的微机监控技术，使整个机组及辅助系统安全、可靠、经济的运行，并达到较高的自动化水平。每台机组设置一套分散控制系统（DCS）,对炉、机199、电实施集中控制，电气量控制纳入DCS。首热站、循环水泵房、升压泵房的控制不设值班人员，通过远程I/O站与DCS公用系统网相连。其控制和监视纳入分散控制系统（DCS）。热工自动化包括生产过程中整个单元机组的检测、报警、控制和保护系统。其功能满足下列基本要求： 在少量就地人员配合下在控制室实现机组的启动、停止 机组正常运行的监视和控制 机组异常工况和事故状态的处理 响应电网负荷及热负荷变化的要求7.9.2.3 分散控制系统（DCS）为机组的主要监控系统，包括数据采集系统（DAS）模拟量控制系统（MCS）顺序控制系统（SCS）(包括锅炉吹灰、定排过程控制)、炉膛安全监控系统（FSSS）、旁路控制控200、制系统（BYPASS ）、电气发变组及厂用电控制系统（ECS）7.9.2.4 运行人员通过CRT和键盘（鼠标）实现单元机组的控制，操作员站仅留有用于机组紧急停机的少量控制设备。7.9.2.5 单元机组还设有汽机纯电调系统（DEH）、汽机保护系统（ETS）、汽机安全监视系统（TSI）,TSI、ETS采用硬接线方式与DCS连接。7.9.2.6 分散控制系统（DCS）留有与厂级管理信息系统（MIS）的通讯接口。7.9.3 分散控制系统（DCS）7.9.3.1 设计原则分散控制系统完成单元机组的各种监视和控制功能，它将炉、机、电作为一个整体，实现协调控制，消除运行过程中的各种扰动，维持机组应达到的各项201、运行参数，保证机组输入与输出的能量平衡，满足电网及热网对机组的负荷要求。分散控制系统有灵活方便的人机接口，方便运行人员的操作，减轻人员的劳动强度。为保证控制系统的高可靠性，考虑如下冗余措施： DCS控制器、通讯回路、网络接口冗余配置； 重要信号测量信道冗余配置；7.9.3.2 总体结构本工程DCS网络分为1机组监控网、2机组监控网和公用系统监控网。其中1、2机组监控网分别包括本机组的锅炉、汽机、除氧给水和电气等的控制；公用系统监控网包括电气公用系统、循环水泵房远程站、首热站、升压泵房远程站、厂区热网系统，并经过通讯接口分别与1、2机组监控网相联。公用系统监控网能在两台机组的监控网中进行监视和控202、制，当1机组运行时由1机组操作员站控制，当1机组停止运行时由2机组操作员站控制。分散系统与DEH建立良好通讯，与ETS、TSI等留有硬接线接口。每套分散控制系统设5台CRT(其中一套为DEH配供)，4台激光打印机（其中一台可以打印A3纸），1台激光彩色打印机，一套工程师站和历史数据站，在距集控室较远而监控量大的地方设远程I/O，以节省电缆。机柜数量由DCS供货商根据I/O点数量确定。信息管理系统本工程设全厂信息管理系统（MIS）,机组DCS 系统、烟气脱硫DCS 系统、辅助车间PLC控制系统、全厂工业电视监视系统等均设置与信息管理系统（MIS）的通讯接口，采用硬接线方式与AGC连接，将全厂联成203、一个生产管理网络，实现生产过程自动化和管理现代化。热工自动化设备选型 分散控制系统（DCS）选用在同类机组上有成功应用经验、系统硬件和软件性价比高的产品。信息管理系统（MIS）选用在发电厂有成功应用经验、系统硬件和软件性价比高的产品。辅助车间采用可编过程控制器（PLC）加上位机的控制方案。PLC选型应全厂统一系列，便于接口间的通讯。执行机构选用电动执行机构，采用进口或引进技术生产的产品。变送器采用智能变送器。重要过程开关量仪表采用进口产品。主厂房内主蒸汽系统、高温高压部分、油系统仪表阀门采用进口产品。7.10. 建筑结构部分设计原始资料地震：本地区抗震设防烈度为6度，设计地震分组为第一组，设计204、基本地震加速度值为0.05g。基本风压0.4kN/m2。基本雪压0.4kN/m2。地基与基础本设计按照老虎洞水库厂址地质报告资料进行。 根据煤炭工业郑州设计研究院2005年8月提供的某某电厂（办公楼、住宅楼、单身宿舍）地质报告，场区地层自上而下分层如下： 层，耕植土，厚度0.42.4米，不宜利用。 层，粉质粘土，呈褐红色，厚度3.87.3米，硬可塑，承载力标准值fak=150Kpa, Es=6.0Mpa。 层，卵石层，呈褐黄色，厚度0.31.2米，承载力标准值fak=300Kpa, Es=18.0Mpa。 层，中等风化白云质石灰岩，厚度6.78.9米，倾角59，岩石裂隙较发育，风化深度2050205、厘米，承载力标准值fak=800Kpa。 层，微风化白云质石灰岩，倾角59，岩石表面稍有风化，承持力层地基承载力均大于150KPa。主厂房基础置于基岩上，拟采用柱下独立基础及柱下条形基础。汽机基座采用筏板基础，锅炉基础及烟囱采用筏板基础或条形基础，其它建筑（构筑）物基础采用钢筋混凝土条形基础或钢筋混凝土独立基础，砖混结构采用砖大放脚基础或墙下钢筋混凝土条形基础。厂区东侧有一采石场，采石场地面低于厂区地面约10 m，该处房屋地基采用级配碎石分层回填夯实至设计标高。地下水埋藏在地面以下60 m左右（海拔标高210m），地下水对建筑材料无侵蚀性，可不考虑地下水对房屋基础的影响。由于每个待建场地的地质206、情况不尽相同，目前尚无详细地质资料，设计时应根据具体资料采用不同的处理方法，确保房屋基础不落在填土或滑坡等不良地质土层上。主要建筑的布置和结构形式7.10.3.1 概述一般房屋外墙面为水泥砂浆抹面，涂浅黄色外墙涂料，一般内墙为888仿瓷涂料,墙面及柱面均需抹面，化学水处理间等需要防腐的房间采用耐腐蚀的墙裙。屋面采用保温及有组织排水除特殊要求采用吊顶外，一般房屋顶棚为888仿瓷涂料。一般房屋地面为水泥砂浆地面，主厂房运转层楼面为瓷地砖楼面，化学水处理间等需要防腐的房间采用耐腐蚀的地面。一般房屋采用塑钢门窗，有防火要求的房间采用防火门，有大件运输要求的房间采用钢质折叠门。全厂各建筑物除工艺特殊要求207、外以天然采光和自然通风为主，不足之处辅以人工照明和机械通风。框架结构填充墙除主厂房采用双层压型钢板外，其余采用混凝土加气砌块或烧结多孔砖,。热力系统主厂房采用四列布置方式，汽机间横向为排架结构，纵向为框架结构，跨度33.0m、长度96m，钢屋架下弦标高24.2 m，局部设天窗，屋面向A列柱方向排水。煤仓间、除氧间采用两跨框架，煤仓间跨度9.0m、高度50.6 m，除氧间跨度9.0m、高度37.0 m。锅炉间跨度43.2m，锅炉间为露天,标高 9.0m以下设封闭房间。主厂房柱距均为8.0m，除氧煤仓间及锅炉间长度96m。在煤仓间外侧两个锅炉之间设2t客货电梯一部。主厂房采用现浇钢筋混凝土框排架结208、构。汽机间纵向采用钢筋混凝土框架，运转层走道板梁板采用现浇钢筋混凝土结构，柱间牛腿上设钢T型吊车梁，采用钢屋架、保温彩板屋面，固定端山墙采用钢筋混凝土结构，A列柱基础为柱下独立基础，扩建端山墙采用轻钢结构，两端山墙均设水平钢抗风桁架。除氧煤仓间采用钢筋混凝土框架结构，煤仓间、除氧间梁板采用现浇钢筋混凝土结构，煤仓间设容量640m3钢煤斗仓4个，基础为柱下条形基础。锅炉间为半露天, 标高9.0m以下封闭房间用现浇钢筋混凝土框架结构，基础采用柱下独立基础。炉后系统分别有送风机房、静电除尘器支架、引风机房等建筑。烟囱上口直径5.0m，高180m，为钢筋混凝土结构。内衬为耐火砖，基础拟采用条形基础或筏209、形基础。烟道为钢筋混凝土，采用独立基础。7.10.3.3 输煤系统：铲车库：一层排架结构，基础采用独立基础。干煤棚及劣质煤棚：3座，支撑结构采用钢筋混凝土柱，屋盖采用钢网架结构，基础采用独立基础, 储煤棚为半封闭,场地四周设总长度为900m，高1.2m的砖砌挡墙。煤泥泵房：一层框架结构，柱下独立基础。煤泥泵房控制室：一层混合结构，墙下条形基础。干煤泥棚：轻钢网架屋面，钢筋混凝土柱，柱下独立基础。筛分破碎车间：钢筋混凝土框架结构，维护结构为砖填充墙。储煤棚至主厂房皮带走廊：胶带输送机地道及栈桥：地下部分采用钢筋混凝土箱型结构；地上部分采用钢筋混凝土斜梁及钢桁架；支撑采用两柱和四柱框架结构，侧板及210、屋面采用保温彩色压型钢板。水处理系统：水处理车间及水处理辅助车间：一层钢筋混凝土框架结构。循环水处理间及化验办公室，二层框架结构，柱下独立基础。室外设有各种水池。供水系统：新建建筑物分布在电厂厂区及附近8个煤矿内，在电厂厂区内有：循环水泵房：半地下结构，两层。生活水泵房、消防水泵房及栈桥冲洗水水泵房各1座：砖混或排架结构。半地下式循环水泵房:钢筋混凝土结构。冷却塔：两座，每座冷却塔淋水面积3500m2，塔高90m，底部直径72.658m,进风口高度5.80m,喉部高度72.0 m, 喉部直径38.944 m，地下水池深2 m，双曲线型钢筋混凝土结构，人字形柱下条型基础，如遇不良地基采用碎石垫层211、换土处理。冷却塔东侧及南侧设置总长度435m， 高6.5 m隔声墙，材料为轻质混凝土。另设有各种钢筋混凝土水池若干。在附近8个煤矿内共建8个一层混合结构水泵房及钢筋混凝土水池若干。除灰、除渣系统：灰库：直径12m，高度28 m钢筋混凝土圆型筒仓两个。渣仓：直径9m，高度36.5 m钢筋混凝土圆型筒仓一个，仓顶部为输渣皮带走廊。气化风机室联建：一层框架结构，柱下独立基础。空压机房与除尘器控制室联建：二层框架结构，柱下独立基础。1#运渣转载站：框架结构，柱下独立基础。2#运渣输送机栈桥：采用钢筋混凝土斜梁及钢桁架结构；支撑采用四柱框架结构。侧板及屋面采用保温彩色压型钢板。场外输灰空压机房，一层排架212、结构，柱下独立基础。灰场占地约3.2公顷，设在厂区西北部原采石厂处，三边为直立山体，一边设长度270余米的灰坝。灰场底部碎石夯实后铺土工膜,防止灰的浸出液污染地下水，灰场周围山体侧设置排水沟，防止雨水进入灰场内。电气系统：网络继电器室：单层混合结构，墙下条形基础。主变基础2个，混凝土结构。高变基础2个，混凝土结构。高备变基础1个，混凝土结构。 室外构架若干，钢筋混凝土框架结构。辅助建筑、附属及生活福利建筑物建筑辅助厂(库)房建筑面积见表7-10-4-1-1。 电厂辅助厂库房建筑面积表 表7-10-4-1-1序号项目名称采用指标(m2)采用面积(m2)备注1汽车库100125MW210三台车2器213、材库6753地磅房484消防车库902辆消防车5维修车间6756推煤机库1687重型车辆卸车机库210厂区内行政及生活福利建筑物建筑厂区内设置办公楼、浴室、食堂行政及生活福利建筑物建筑。综合办公楼为三层混合结构, 平面尺寸64.815m，高度10.8m，墙下条形基础，医务所及电气实验室设在办公楼内。根据全厂定员设置浴室，浴室为一层框架结构，面积150m2，高度4.5 m，柱下独立基础。食堂为一层框架结构，面积300m2，高度4.5 m，柱下独立基础。食堂和浴室可为联合建筑。消防车库为一层混合结构，平面尺寸910m，高度5 m，墙下条形基础。机修间：钢筋混凝土排架结构。钢筋混凝土薄腹屋面梁，大型214、钢筋混凝土屋面板。材料库：钢筋混凝土排架结构。钢筋混凝土薄腹屋面梁，大型钢筋混凝土屋面板。居住区本设计生活福利设施仅考虑夜班宿舍。预留单身宿舍用地。夜班宿舍为一幢三层混合结构，高度9.0m，墙下条形基础。7.10.5 建筑物分类及设防标准地震：根据国家地震局颁布的中国地震烈度区化图，本地区抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度为0.05g,设计地震分组为第一组，地质报告显示场地土属中硬（场地）土，建筑场地类别为I类，一般情况下不考虑饱和粉土和砂土的液化。根据建筑抗震设计规范GB50011-2001及火力发电厂设计技术规程DL5000-2000确定。本工程主要建筑物按丙类建筑进行抗震设防，根据电215、力设施抗震设计规范GB50260-96，本工程主要建筑物为二类及三类建筑，建筑场地类别为硬场地（I类场地土），按地震烈度6度设防。7.10.6 烟囱选型及筒内防腐烟囱上口直径5.0m,高180m，采用全程负压钢筋混凝土筒体结构，筒壁内外双侧配筋，基础拟采用桩基础或筏型基础。内衬采用耐酸砖，耐酸胶泥砌筑，隔热层采用膨胀珍珠岩板。7.11 水工部分7.11.1 概述供水系统采用带冷却塔的二次循环供水系统，按扩大单元制设计，每台机组各配一座3500自然通风逆流式冷却塔和两台循环水泵。四台循环水泵集中布置在中央水泵房中。循环补充水源采用经处理过的矿井井下疏干水，老虎洞水库地表水作为备用水源。7.11.216、2 循环供水系统 循环水量循环水设计流量的确定按纯凝汽工况选循环水设备。冷却倍率夏季按55倍，冬季按36倍，并考虑辅机冷却水和其它工业用水进行计算，按此原则计算的各工况循环水量见下表：夏季纯凝汽工况最大循环水量一览表机组容量（MW）凝汽量（t/h）凝汽器用水量（m3/h）空冷用水（m3/h）油冷用水（m3/h）循环水用量（m3/h）2135MW2277304702500240032270非采暖期（夏季）额定抽汽工况循环水量一览表机组容量（MW）凝汽量（t/h）凝汽器用水量（m3/h）空冷用水（m3/h）油冷用水（m3/h）循环水用量（m3/h）2135MW2276303602500240032217、160采暖期（冬季）额定抽汽工况循环水量一览表机组容量（MW）凝汽量（t/h）凝汽器用水量（m3/h）空冷用水（m3/h）油冷用水（m3/h）循环水用量（m3/h）2135MW2166119522500240013752 补充水需水量：2135MW补充水需水量按不同凝汽工况分别计算。见下表：夏季纯凝汽工况补充水量一览表序号项目补充水量（m3/h）备注用水量回收量损耗量1冷却塔蒸发损失43004302冷却塔风吹损失320323循环水排污损失877710排污供脱硫、煤场洒水4输煤栈桥地板冲洗用水12012由循环水排污供给5储煤场洒水15015由循环水排污供给6储灰场洒水15015由化学水排污供给7218、运煤道路降尘洒水120128灰库调湿灰用水180189烟气脱硫用水50050由循环水排污供给10化学水处理用水22545180回收供煤场洒水等11矿井排水耗水量合计89612277412居民生活用水30313单身职工生活用水30314浴室用水10115绿化用水210生活污水处理回用16厂区道路降尘洒水44017生活用水未预计水量101按生活用水 总量的10%计18深井水耗水量合计146819全厂补（耗）水量总计782（0.217m3/s）20消防（一次）用水量室外40L/s，室内30L/s，火灾延续时间2h。主变压器喷雾灭火60L/s，火灾延续时间0.4h。非采暖期（夏季）额定抽汽工况补充水量219、一览表序号项目补充水量（m3/h）备注用水量回收量损耗量1冷却塔蒸发损失42704272冷却塔风吹损失320323循环水排污损失877710排污供脱硫、煤场洒水4输煤栈桥地板冲洗用水12012由循环水排污供给5储煤场洒水15015由循环水排污供给6储灰场洒水15015由化学水排污供给7运煤道路降尘洒水120128灰库调湿灰用水180189烟气脱硫用水50050由循环水排污供给10化学水处理用水22545180回收供煤场洒水等11矿井排水耗水量合计89312277112居民生活用水30313单身职工生活用水30314浴室用水10115绿化用水220生活污水处理回用16厂区道路降尘洒水44017生220、活用水未预计水量101按生活用水 总量的10%计18深井水耗水量合计146819全厂补（耗）水量总计779（0.216m3/s）20消防（一次）用水量室外40L/s，室内30L/s，火灾延续时间2h。主变压器喷雾灭火60L/s，火灾延续时间0.4h。 采暖期（冬季）额定抽汽工况补充水量一览表序号项目补充水量（m3/h）备注用水量回收量损耗量1冷却塔蒸发损失18601862冷却塔风吹损失140143循环水排污损失70700排污供脱硫、煤场洒水4输煤栈桥地板冲洗用水10010由循环水排污供给5储煤场洒水10010由循环水排污供给6储灰场洒水15015由化学水排污供给7运煤道路降尘洒水120128灰221、库调湿灰用水180189烟气脱硫用水50050由循环水排污供给10化学水处理用水22545180回收供煤场洒水等11矿井排水耗水量合计61011549512居民生活用水20213单身职工生活用水20214浴室用水10115绿化用水110生活污水处理回用16厂区道路降尘洒水44017生活用水未预计水量101按生活用水 总量的10%计18深井水耗水量合计115619全厂补（耗）水量总计501（0.139m3/s）20消防（一次）用水量室外40L/s，室内30L/s，火灾延续时间2h。主变压器喷雾灭火60L/s，火灾延续时间0.4h。节约用水措施1）采用干式除灰系统。2）循环水系统的排污水全部回收利222、用。3）设置废水处理站，处理后部分回收利用。4）冷却塔装设高效率的波16045型收水器。5）充分利用电厂附近的矿井排水，做循环水等工业用水系统的补充水水源。经采取以上节水措施后，本期工程2135MW机组的夏季纯凝汽工况最大工业补给水量为774 m3/s（0.217 m3/s）；非采暖期（夏季）额定抽汽工况工业补充水量为771 m3/h（0.216 m3/s）；采暖期（冬季）额定抽汽工况工业补充水量495m3/h（0.139 m3/s）；生活用水量为8 m3/h。全年工业用水总量为327.87万立方米，生活用水总量为5.7万立方米。循环供水系统及布置根据水源条件，电厂供水方式采用带冷却塔的二次循223、环供水系统。系统为扩大单元制，一台汽机配一座双曲线冷却塔及两台循环水泵。循环水管为DN1800焊接钢管，Q=16180m3/h，V=1.77m/s 1000i=1.57。辅机冷却水，冬季从循环压力管上接入，用后直接回循环水泵房吸水井内；夏季可先将循环水补充水送至辅机，其回水作为循环水的补水。循环水泵房采用中央泵房，四台循环水泵集中布置在泵房中，为减少水头损失，根据厂区总体布置，泵房布置在冷却塔区附近。泵房平面尺寸为36.0m12.0m,地下部分深6.0m。为满足2135MW机组对冷却水量的要求，共选择四台循环水泵，每台机组配两台水泵。水泵型号为：KQSN1000-M27/789型，Q=8300224、 m3/h，H=0.23MPa，配Y500-10型电动机，n=585r/min，N=710KW/6kV。其中两台为双速电机。冷却塔单塔面积为3500 m2；塔高90m，进风口高5.8m；喉部高度72.0m,喉部直径38.944m；零米直径72.658m；设计淋水密度4.657 m3/ m2h。淋水装置采用经济实用的无筋水泥网格板，在夏季达到最大循环用水量和设计气象条件（干球温度：27.3，湿球温度：26.0，相对温度：83，大气压力：894hPa）下，冷却水温度确保33，可保证机组满负荷运行。双曲线冷却塔分内、外圈配水槽，可分别控制进水，方便冬季仅外圈运行，避免冷却塔结冰和循环水温度过低。为防225、止进风口冬季结冰，在进风口上部设热水喷水装置。补充水系统设计 生产补充水系统设计：电厂循环冷却水补充水和锅炉补充水水源，由电厂周边多对矿井经净化处理后的矿井排水供给。县辖煤矿均分布在电厂东西两侧，相对比较集中，将其中排水量较大矿井的排水，由一体化净水器就地净化处理后供电厂工业用水使用。之后用升压泵将净化处理过的矿井排水加压输送到电厂集中水池内，加压后供各生产环节使用。一体化净水器，是采用高度集成一体化的加药、混凝、沉淀、澄清和过滤等工艺方式进行水质净化处理。该形式的净水器，占地面积小、管理方便、技术成熟、运行可靠。净水器的布置形式，设计推荐采用在各供水矿井井下排水出口附近就地布置净水器，就地处226、理井下排水，之后将处理后的清水加压输送至电厂工业储水池内供电厂工业用水使用。该方式可避免在电厂内集中净化处理矿井排水时，给电厂厂区环境造成负面影响，输送未处理的矿井井下排水时，对输送管道易造成沉淀、堵塞，给管道维修、管理带来很大麻烦，且电厂厂区占地面积相应的增加较多。若在各矿井井下排水口附近就地净化处理，可充分利用各矿井原有的矿井井下水处理站，委托各供水矿井负责对其进行升级改造与运行、管理，然后由电厂对各供水矿井提出供水水质、水量的要求，采取商业购水的方式，由各供水矿井将净化处理后的净化水，按成本价加一定利润的价格供至电厂工业储水池内。经净化处理、可供利用的矿井排水总量约为1206.96 m3227、/h，矿井排净化处理能力总和约920m3/h，完全能够保证电厂最大循环冷却水补充水总量774 m3/h。 生活补充水系统设计：用于生活用水量相对较小，为保证居民及职工的身体健康，电厂生活用水由地下深井水供给。生活用水补充用水量约8 m3/h。7.12 采暖通风部分7.12.1 设计依据采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）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定（DL/T5035-94）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（GB50229-96）建筑设计防火规范（GB5001228、6,2006年版）7.12.2 设计气象参数某某位于西北，室外气象参数参照地区。大气压力：冬季101.63kPa 夏季99.48kPa采暖室外计算温度：-4冬季通风室外计算温度：1夏季通风室外计算温度：32冬季空调室外计算温度：-7冬季空调室外计算相对湿度(最冷月月平均相对湿度)：60%夏季空调室外计算干球温度：35.5夏季空调室外计算湿球温度：28夏季空调室外计算相对湿度(最热月月平均相对湿度)：78%夏季空调室外计算日平均温度：31冬季室外平均风速：3.3m/s冬季最多风向及其频率：NE，11%夏季室外平均风速：2.5m/s夏季最多风向及其频率：NE，9%极端最低温度：-18.8极端最高温229、度：42.6最大冻土深度：14cm日平均温度+5（+8）的天数： 87（117）室内空气计算参数各建筑物室内空气参数表房间名称室内温度（）室内相对湿度（%）夏季冬季夏、冬季集中控制室26281870电子计算机室2311815010电子设备室2311815010化学水处理车间16输煤栈桥10循环水泵房16消防水泵房16办公楼18浴室25食堂18单身宿舍及招待所18其它各类泵房16其它各个控制室262818采暖及空调范围按照所在地区的室外气象参数，累年日平均温度稳定低于或等于5的日数为87天，属于过渡地区（6089天）。考虑到本厂所在地区非常接近采暖地区，而且极端最低温度-18.8，比采暖地区的郑230、州（-17.9）、洛阳（-18.2）还要低一些。根据火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定（DL/T5035-94），“位于过渡地区的某些生产厂房、某些辅助及附属建筑物”可按采暖地区的原则设置集中采暖。因此，对于本厂的办公楼、浴室、单身宿舍等建筑物以及有防冻要求的建筑物设置集中采暖。为减少汽水损失，采用热水采暖系统。为满足各类控制设备、电子设备对室内环境的要求，集中控制室设置集中空调系统。厂用配电间的夏季降温设置风机盘管，由集中空调系统兼顾。其它控制室、办公楼会议室、食堂等设置分体空调。采暖热交换站及空调制冷站采暖热交换站及空调制冷站布置于主厂房B-C列固定端一侧。采暖热交换站选用整体式热交231、换机组，提供95/70热水，其加热蒸汽接自除氧器，蒸汽压力为0.6MPa，凝结水回收至除氧器。空调制冷站选用风冷式冷（热）水机组，夏季提供7冷冻水，冬季提供45热水，为集中控制室提供全年性集中空调冷热源，并兼顾220V/380V厂用配电间的夏季降温。采暖热交换站及空调制冷站共享补水系统，设置补水箱。补水设置加药处理。采暖、空调水系统均采用补给水泵定压。主厂房通风及空调主厂房通风锅炉运转层以上为露天布置，零米层以自然通风为主。汽机房采用自然进风，机械排风。室外空气从汽机房底层、运转层外窗以进入，气流通过管道层、汽轮机等主要散热区域，由布置在汽机房屋顶靠近B列柱的屋顶风机排至室外，带走厂房内余热余232、湿。调整风机开启的台数，满足不同季节通风需要。位于主厂房B、C间的220/380V厂用配电间，设事故风机兼过渡季节通风降温，当高温季节或通风无法满足室内温度要求时，关闭风机，开启风机盘管降温。蓄电池室采用机械进风，机械排风的负压式直流机械通风方式。排风通过防腐防爆风机排出室外。排风量比送风量大10。送风管上安装逆止阀，防止室内空气倒流入送风系统。酸碱计量间、加药间设置自然进风机械排风系统。通风机选用防腐防爆型。自然进风均采用防雨型固定百叶窗。主厂房空调及事故排烟集中控制室、电子设备室、电气继电器直流屏室等，按全年性空气调节系统设置，满足工艺对空气参数的要求，保证电厂安全可靠运行。采用吊装式空气233、处理机加新风空调系统。新风系统选用一台吊装式新风机组，新风量不少于总风量的10%。集中空调系统的每个独立房间均设独立的排烟系统。空调送、回风管穿过每个防火分区处，均设置防火阀。空气处理机组及防火阀与火灾报警系统连锁。生产辅助及附属建筑通风与空调生产辅助及附属建筑通风厂区除主厂房、输煤系统构筑物以外的建筑，归属于生产辅助建筑与附属建筑。对产生余热和散发有害气体的各房间均设置机械通风或自然通风系统。有防腐(酸气、氯气等)、防爆(油气、氢气等)的系统，通风管道考虑防腐，设备及电机防腐、防爆。除尘器控制室及厂区配电间、电气房间、空压机房采用机械排风，事故风机兼夏季通风换气。循环水泵采用机械通风。每个水234、泵电机均设独立通风系统，并设切换装置，夏季将电机的散热排至空外，冬季排入室内采暖。化学水处理车间的水，油分析室设通风柜，酸碱计量间，加药间等散发腐蚀性有害气体的房间设置机械通风。燃油泵房采用自然进风，机械排风，吸风口设在房间下部，风机电机均为防爆型。生产辅助及附属建筑空调厂区内有空调要求的房间，均设计有分体式柜式空调机或壁挂式空调器。生产办公楼中各工艺专业对温度有要求的房间及食堂设分体空调。循环水泵房控制室，燃油泵房控制室等设壁挂式空调。化水控制室，水、油、煤分析室设柜式空调，天平间、仪器分析室设壁挂式空调夏季降温。输煤系统采暖、通风、除尘输煤系统采暖范围包括煤仓层，各转运站，碎煤机室等，除煤235、仓层及输煤栈桥因高差大采用蒸汽采暖外，其它均为热水采暖。汽车卸煤沟，输煤栈桥及转运站地下部分，为排除室内潮气，采用自然进风、机械排风。选用防腐防爆型电机。输煤集控室采用柜式空调，汽车衡值班室采用壁挂式空调。主厂房煤仓间各煤斗、输煤转运站、碎煤机室、地下煤斗及灰渣系统等煤尘飞扬严重处，均设置布袋式除尘器或喷水抑尘装置。除尘器与输煤系统联锁。储煤场、灰场均设置洒水抑尘装置。在各转载点皮带机的头部和尾部设置喷水降尘设施，防止倒煤出口煤尘逸出。7.12.9 锅炉房负压吸尘为保证锅炉房环境清洁，在锅炉房0.0m、运转层、本体的检修门附近、炉顶及煤仓间皮带层、给煤机层均布置负压吸尘管道，设置一台负压吸尘车236、，操作时将吸尘软管接到主管即可清除煤粉积尘。厂区采暖热网厂区热网供给生产建筑、辅助生产及附属生产建筑的热水采暖。采用聚氨酯保温管道直埋敷设，补偿方式采用直埋式波纹管补偿器。7.13 给排水及消防部分7.13.1 设计依据电厂给排水及消防设计按照建筑给水排水设计规范GB50015-2003,室外给水设计规范GB500132006,室外排水设计规范GB50014-2006，建筑设计防火规范GB500162006，火力发电厂设计技术规程DL5000-2000，水喷雾灭火系统设计规范GB50219-95，自动喷水灭火系统设计规范GB50084-2001，火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-9237、6，建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005，低倍数泡沫灭火系统设计规范GB50151-92，石油库设计规范GB50074-2002及电力设备典型消防规程DL5027-93等中的有关条文规定进行。7.13.2 设计原则厂区内的生产、生活给水系统包括：生水系统、工业水系统、公用水系统、输煤系统、消防给水系统和生活给水系统。生水系统供给锅炉补充水处理室用水；工业水系统供给轴承冷却水、暖通用水及主厂房以外的零散设备冷却用水；公用水系统包括主厂房、 辅助厂房及其设备的冲洗、厂区地面冲洗和绿化等用水； 输煤系统冲洗水包括输煤栈桥、转载站、破碎车间冲洗及输煤除尘用水；生活水系统包括厂区单身楼、居住区238、和办公楼生活用水、浴室洗澡用水等。本工程采用各自独立的分流制排水系统，厂区内设有生活污水下水道、工业废水下水道及雨水下水道。厂区内设生活污水、工业废水处理设施。电厂的给水分设生活给水系统、消防给水系统及输煤系统冲洗水等。生活用水选用地下深井水供给。生活用水补充用水量约8m3/h。消防给水取用于电厂循环水。输煤系统冲洗水采用工业循环水或经处理后的再生水。电厂的排水分设生活污水、雨水管道排放系统，厂区排水最终排入青龙河内。电厂的消防设置包括：消防给水系统，消火栓水消防系统， 水喷雾灭火系统，泡沫灭火系统，移动式灭火器配置，新型细水雾消防车配置，火灾探测报警与控制。消防设计遵照“预防为主，防消结合”239、的消防工作方针，按国家消防规范规定，根据电厂的工艺特点，在设备与材料的选择和系统的布置上充分考虑防火的要求，立足于自救，采取相应的消防措施和配置必要的灭火设备，并在重要的部位安装火灾探测报警及控制系统。电厂的消防设计力求技术先进，性能可靠，使用方便，经济合理。一旦有火情发生，电厂的火灾探测报警系统及专用消防设备既起动，并就近使用各种灭火器具，能尽快迅速将火扑灭，确保电厂的安全运行。7.13.3 设计内容生产、生活给排水系统电厂的生活用水量按本期工程运行生产定员计算，经计算生活用水量为8m3/h。生活用水需设置调节蓄水池1座（v=100m3）,生活水泵房1座，泵房内配置2套水箱水处理仪（每套净水240、能力为5m 3/h），另配备1套变频生活给水设备（含控制柜及2台水泵），生活用水流量及压力由变频设备供给，厂区内敷设生活上水管道至主厂房及辅助建筑物各用水点。在输煤栈桥，转运站及碎煤车间内各层设置冲洗水管道及地面冲洗水装置，煤场、灰场设置喷洒水装置，冲洗水、喷洒水采用工业循环水或经处理后的再生水。需建蓄水池（v=200m3）及输煤冲洗水、喷洒水水泵房一座，泵房内安装2台冲洗水泵，采用KQW50/250-11/2型（Q=18 m3/h, H=0.7MPa, N=7.5KW）。排水管道系统本工程采用各自独立的分流制排水系统，厂区内设有生活污水下水道、工业废水下水道及雨水下水道，各排水管道采用重力自241、流形式排放。生活污水根据规程及环保部门的要求采用二级处理，本设计采用生物接触氧化法进行处理，即设置两套地埋式一体化生活污水处理装置（每套处理量Q=4m3/h），电厂设置生活污水管道，经污水处理装置处理后的生活污水全部回收利用，用于厂区绿化和道路洒水。厂区雨水由管道汇集后排至厂外青龙河内。电厂的生产废水排放包括厂房工业排水，化水处理装置排水，各种工业设备和机械冷却用水排水和地面冲洗排水等。对于含有腐蚀性的油质较多的有害物质的生产污水，经有关专业分别处理达到污水综合排放标准GB8978-1996要求后，方可排入厂区雨水排水管道系统。对于电厂油罐区地面的含油污水设置集油池，安装油水分离装置处理。对于242、输煤系统的冲洗排水设置含煤净化处理装置两台（每台处理量10t/h），经处理后的水可供输煤系统冲洗喷洒循环使用，也可排入厂区雨水排水系统。厂区内的、各种污废水可全部回收利用。消防系统：消防给水系统电厂的消防水取用于厂内循环水，电厂消防供水采用临时高压给水管道系统，独立设置。消防给水系统主要有：消防水池，消防水泵，消防稳压泵，消防输配水管道，消防设备及消防栓等组成。电厂的消防给水系统主要保护对象为主厂房，室外主变压器，输煤栈桥系统，辅助车间建筑物等设备及设施。消防用水量电厂主要建筑物消防用水量按同一时间内的火灾次数为1次计算，即室外消防一次用水量为40L/s ，主厂房室内消火栓消防用水量为30L/243、s，室内、外消防总计用水量为70L/s（252m3/h）,电厂的火灾延续时间按2h计算。室外主变压器水喷雾灭火用水量按单台变压器最大油容量计算，为60L/s（216m3/h），灭火持续喷雾时间为0.4h(86.4m3),输煤皮带廊消防水幕水量为10L/s。电厂最大的消防用水点为主厂房，消防水压为0.80MPa。根据电厂火延续时间的要求，为保证消防时有充足的消防供水量，消防供水池取自电厂循环冷却水池，在火灾情况下能保证连续补水。消防水泵电厂在消防水池附近建一座消防泵房，根据消防用水量及水压的要求，需在泵房内设置消防水泵及消防稳压泵，泵房内安装3台电动消防水泵：XBD8.0/80-200-435型244、（Q=80L/s, H=0.80MPa, N=110kw）,二运一备。为保证消防管网有正常的压力，另安装1套消防增压稳压设备：ZW(L)-X-E型，N=7.5kw。泵房内的水泵采用自灌式引水，水泵各有独立的吸水管。消防水泵有两条出水管与室外环状消防管网连接，出水管上装有检查用的放水阀门。消防稳压泵的出水管与消防水泵的出水管连接，出水管上安装阀门，压力表等配件，消防管网的压力水采用稳压泵增压供给。消火栓水消防系统电厂在主厂房周围敷设环状消防给水管道，并安装SS150型室外地上式消火栓，消火栓间距为80m，室外其它地方消火栓间距不超过100m。室外消防供水干管采用DN250钢管。电厂在主厂房及辅助245、建筑物内设置消防给水管道，并安装SN65型室内消火栓。主厂房内消防给水管道采用环状布置，室内消火栓的布置间距不大于30m，其它辅助建筑物内的消火栓间距不超过50m。室外消火栓消防给水管道有两条进入主厂房内，并与室内环状消防管网相连接。在进入主厂房的两条消防给水管上各安装一套SQ150型室外地上式消防水泵接合器，以供补给消防时的室内消防用水量。为保证主厂房室内10分钟的消防用水量，在主厂房屋顶设置高位钢板消防水箱一个，V=20m3，外加保温措施，消防水箱来水采用工业循环冷却水。当室内发生火情需要消防灭火时，可先采用屋顶水箱的消防水，并立即自动通知起动消防水泵，通过消防给水管网系统及消火栓输送消防246、压力水扑救灭火。另在输煤栈桥与转运站、碎煤车间及主厂房相连洞口处安装水幕消防设施及防火隔断设施，以防止火灾蔓延。水喷雾灭火系统 电厂设置的水喷雾灭火管道系统,来水采用厂区内消防管网的压力水，该系统主要有消防水泵，消防输送管道，雨淋阀组，过滤器和水雾喷头等组成，水喷雾灭火系统与设备上的火灾探测器联动，当有火情发生时，探测报警装置接到火警信号，并打开着火点的雨淋阀，消防水即从水雾喷头喷出雾状水滴进行自动灭火或冷却保护，该灭火系统还设有手动灭火的功能。水喷雾灭火系统主要用于扑灭电厂室外主变压器、备用变压器、厂用变压器等含油设备的油类火灾，并对其设备起到冷却防护作用，水喷雾灭火系统的控制阀（即雨淋阀）247、一般安装在主厂房A列柱内。油罐区及油罐灭火系统电厂设有3座v=200m3的丙A类轻柴油点火用半地上式固定顶立式油罐，根据石油库设计规范GB50047-2002第条第1款强制性条文，“地上式固定顶油罐、内浮顶油罐应设低倍数泡沫灭火系统或中倍数泡沫灭火系统。”；及本条第3款“容量不大于200立方米的地上式油罐，可采用移动式泡沫灭火系统。”。又根据低倍数泡沫灭火系统设计规范GB50151-92(2000年版)第条，“用泡沫炮或泡沫枪系统作为非水溶性丙类液体固定顶储罐的灭火设施时，”应满足表的规定：即采用“水成膜、成膜、氟蛋白泡沫液时，其泡沫混合液供给强度不小于6.5L/min.m，连续供给时间不小于248、45min”。经计算，选用3套200L手推车移动式泡沫灭火器，配置的泡沫枪流量为：2.3L/s；使用压力为：；供水方式为：8型（0.8MPa）DN65有衬里消防水龙带。故此，油罐区内罐体的灭火，由移动式泡沫罐负担，另配8Kg手提式磷酸铵盐干粉灭火器共10具，灭火毯4快，灭火砂共3立方米及铁锹等灭火工具。油罐区内罐体的消防冷却水，由灌区环道外的室外地上式消火栓供给。按照石油库设计规范GB50047-2002第条规定，罐体的消防冷却用水供给强度不小于0.80L/s.m。消防车配置由于本工程为新建的综合利用热电厂项目，地处边远山区，距当地消防救护部门的消防车较远，因此，大型机动消防设施不足，且电厂内249、由于有大量的煤和油及重要的电器设备等，发生火灾的危险性较大，需要有必要的机动消防自救配备，所以电厂配置消防车是有必要的，根据火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-96的要求，需配置消防车一辆，具体型号应与当地消防部门协商配置,并宜交由当地消防部门统一调度使用。8 环境保护8.1厂址位置本电厂属综合利用环保热电厂，推荐厂址为老虎洞水库厂址。老虎洞水库厂址位于乡老虎洞水库的南面白草疙瘩附近，距县城9公里。该厂址东距煤矿2km，南距水泥厂1.3km，北距水库650m，北面300m处有一较大的废弃采石场，可作为备用灰场，厂区属丘陵地貌，厂区范围内地势较平缓，地面坡度一般为3%，地面自然高程一般250、为245m-260m，不受洪水自然灾害的影响，满足规范规定的100年一遇防洪要求。远离市区，且周围环境状况良好，因此，厂址选择比较合理，符合环保有关规定。8.2本次环保设计依据和采用的标准设计依据1.中华人民共和国环境保护法；2.中华人民共和国国务院令第253号建设项目环境保护管理条例；3.国家环境保护总局环发200117号“关于公布建设项目环境保护分类管理名录（第一批）的通知”；4.国经贸电力2001648号“关于煤矸石、煤泥电厂生产运行有关问题的通知”；5.河南省建设项目环境保护条例。8.2.2 采用的标准1.环境空气质量标准（GB30951996）二级；2.地表水环境质量标准（GB383251、82002）III类；3.地下水质量标准（GB/T1484893）类；4.城市区域环境噪声标准（GB309693）2类；5.火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）时段；6.污水综合排放标准（GB89781996）中的表4一级标准；7.工业企业厂界噪声标准（GB1234890）类。8.3环境概况气象特征：见区域气象条件章节。区域环境现状某某不在“两控区之内”，电厂所处位置为丘陵地貌，除煤矿外，南边1.3km有一水泥厂，远离市区，区域环境空气质量较好。境内地表水有：老虎洞水库、青龙河。老虎洞水库在厂址上游，青龙河为季节性河流。河水利用率较低，为本电厂的纳污水体。8.3.3 水土保持现状252、本电厂地处丘陵地区，地形起伏，水土流失严重。根据河南省人民政府关于划分水土流失防治区的通告（1999年），该项目区为水土保持重点监督区。该区应以保护水土保持设施、平整乱砍滥伐、陡坡开荒为主，对局部自然水土流失区要制定规划，统一治理。8.4 主要污染源和主要污染物8.4.1 大气污染物本电厂对环境空气的污染主要是锅炉烟囱排放的燃烧矸石、煤泥、劣质煤产生的废气及其携带物烟尘、SO2、NOX等。8.4.2 废水本电厂废水主要包括化学水处理系统废液（由中和水池排出）、循环补充水处理系统排污、循环水排污损失、输煤系统冲洗、生活污水（经二级生化处理后排出）。8.4.3 噪声电厂噪声主要来自主厂房内的送风机253、汽轮机、引风机、冷却塔以及锅炉排气口的噪声。声级值在80-100dB（A）之间。8.5 主要污染物防治措施8.5.1 大气污染防治为实现资源综合利用、变废为宝、保护环境，拟建一座综合利用热电厂，采用460t/h循环流化床锅炉，135MW汽轮发电机组，发电兼供热。循环流化床锅炉是一种清洁的环保型锅炉，可燃烧劣质煤，实现资源的综合利用，烟尘、NOX排放量少，符合国家的产业政策，有较好的环境效益。设计中选用的混合燃料为矸石、煤泥、劣质煤，燃料配比为劣质煤39.5、煤矸石40.5、煤泥20，混合燃料的收到基低位发热量为12520KJ/Kg，干基灰份54.5%，硫份为0.41%。年运行时间5000小时254、，年耗混合燃料122.5万t，年排灰渣量71.43万t。根据本工程的燃煤特点，为防治大气污染，主要采取以下防治措施：采用循环流化床锅炉，以煤矸石、煤泥为主要燃料，实现资源综合利用，降低大气污染物的排放量。新建一座高度为180m，出口直径为5.0m的高烟囱，采用高烟囱排放，充分利用大气的稀释、扩散、自净能力，以使SO2排放量符合标准要求。为满足火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）第3时段烟尘允许排放浓度小于200mg/Nm3、SO2允许排放浓度小于800mg/Nm3的要求，保证烟尘、SO2能够达标排放，设计中采用循环流化床锅炉炉内脱硫加炉外半干法烟气脱硫，综合脱硫效率达92%，采用255、双室三电场静电除尘器加袋式除尘器二级除尘系统，综合除尘效率为99.96%。在烟道上安装一套烟气连续监测系统、在线监测烟气中各种污染物的排放状况。采取上述措施后，大气环境影响定量分析计算结果见表8.5-1。表8.5-1 大气污染物排放状况表项 目单 位规划容量SO2计算排放量t/h0.12SO2允许排放量t/h8.5SO2设计（校核）排放浓度mg/Nm3134.4（129）SO2允许排放浓度mg/Nm3800烟尘计算排放量t/h0.02烟尘设计（校核）排放浓度mg/Nm326.9（26.1）烟尘允许排放浓度mg/Nm3200（实际执行地方标准100）由以上计算可知，本电厂投产后，烟尘、SO2都能256、达标排放。8.5.2 SO2总量控制本工程不在“两控区”内，根据国家环保政策要求，“两控区”外2005年SO2排放总量要在2000年的基础上削减10%，目前，国家对电厂SO2排放控制非常严格，要求新建项目必须做到“增产不增污”。本工程是新建电厂，但SO2排放总量还是增加的。根据计算，本工程投产后，每年SO2新增排放量为950t。要想做到“增产不增污”，只能进行区域关停、替代削减。项目建成后，对某某城区实施集中供热，并为周围工业企业提供汽源，替代城区分散采暖小锅炉37台，替代工业锅炉20台，总蒸发量122t/h。区域治理、总量控制方案应严格按照已批复的环评报告进行落实。废水治理措施电厂用水量较大257、，但大部分内部循环使用，外排量不大。该电厂排放的废水主要是生活污水、冷却塔排污水。化学水处理系统废液经处理后用做灰库调湿、储煤场洒水等。输煤系统冲洗水采用工业循环水或经处理后的再生水，煤泥水经净化处理装置处理后循环使用。生活污水该部分水主要来源于办公楼污水、居民生活污水，单身职工生活污水、浴室污水，排水量8m3/h，设计中经地埋式一体化生活污水处理装置处理后，全部回用。冷却塔排污水冷却塔排污水冬季为0m3/h，可做到不外排，夏季为10m3/h，外排。8.5.4 灰渣治理本电厂灰渣量见表8.5-3。表8.5-3 灰渣量表 锅炉容量项目2460t/ht/h万t/a灰量71.4335.715渣量71258、.4335.715灰渣量142.8671.43除尘系统将采取灰渣分除、机械除渣、气力除灰系统。电除尘器及布袋除尘器各灰斗的干灰采用正压输送系统到灰库，考虑综合利用，拟建两座直径12.0m的灰库。每座灰库底部设有两个出口，一个为干灰出口，另一个为调湿灰出口。干灰全部综合利用，事故时，经调湿后由调湿灰专用车运往备用贮灰场。备用贮灰场位于厂址旁边的废弃的采石场内。锅炉底部排出的渣经冷渣器冷却后，通过耐热胶带机送入炉后渣斗，装自卸车后运往用户综合利用，事故时运至废弃采石场内堆存。8.5.5 噪声防治根据电厂噪声源的特点，工程设计采用严格的噪声控制措施。噪声防治应首先从声源上进行控制，在设备选型上要求各259、专业选用符合国家噪声标准的设备。对噪声较大的设备采取隔声、消声措施。如锅炉排气管口加设消声器。对主厂房中的集中控制室，在建筑上要求隔声处理；对需要连续值班室的高噪声处要设隔音值班室。加强厂区绿化，以减少噪声对环境的影响。8.6 环境管理及环保投资电厂环境监测是环境保护工作的组成部分，是一项生产监督活动，必须纳入生产管理轨道，其任务是对电厂生产过程中排放的污染物进行监测、监督，以掌握环境质量及其变化趋势，为防治污染提供科学依据。本电厂将新建环保监测站，建筑面积200m2，按规定配备仪器设备，负责全厂气、水、噪声的定期常规监测。电厂应建立完善的环保管理体制，应有3人专职负责环保工作。本电厂环保投资260、为10447万元，占电厂总投资的8.22 %。 环保投资表 表8.5-4序号名 称金额（万元）1烟囱6702除尘器29303脱硫装置38294除灰系统23075环保工程3606煤泥池687灰场1538环保监测站仪器设备12010环保竣工费10合计10447占总投资 %8.228.7 环保效益本电厂燃烧煤矿矸石、煤泥、劣质煤，使煤矸石、煤泥得到综合利用，减少了煤矸石堆存量，替代标准煤52.29万t/a。本电厂运行后，将替代目前采暖及工业锅炉57台，总容量122t/h（大部分为4t/h以下）。这些小锅炉热效率低、能耗高、耗煤量大、除尘设施不够先进，有许多小锅炉常年运行，由于运行管理不完善，除尘效率261、下降、除尘效果很差，造成空气污染，本项目实施后，锅炉采用了先进的高效双室三电场静电除尘加袋式除尘，除尘效率达到了99.96%，将使周围环境空气现状大大改善。电厂水源利用了附近煤矿处理后的矿井排水，使附近煤矿矿井水排放量大大减少，改善了周围水环境，且电厂废水大部分循环使用不外排，少部分外排水经处理后对周围环境影响不大。8.8 需要说明的问题本电厂环评报告书已经国家环境保护总局环境工程评估中心审批通过，电厂厂址附近的环境背景值及与工程叠加后的环境状况、执行标准环评报告书中均有详细说明，本次环保初步设计依据国家环境保护总局环审2006283号文关于河南省某某综合利用发电有限公司2135兆瓦综合利用热262、电工程环境影响报告书的批复进行设计，烟尘、SO2排放按地方标准执行。水土流失预防措施在已批复的水土保持方案报告书中予以解决。9 劳动安全及工业卫生9.1应实施劳动安全措施的环节和场所锅炉的防爆电气设备爆炸事故各种转动机构伤害事故各类建筑物及油系统的防火平台楼梯、吊装孔洞的安全设施事故照明措施9.2应满足工业卫生要求的环节和场所输煤系统，如卸煤装置、碎煤机室、皮带层及各转运站产生的粉尘。存在有害物质及酸碱介质的化验室等。电厂的主厂房属于高温车间，主要在主厂房的高层和具有热源的某些部位的隔热、降温。来源于汽轮发电机组等转动机械的噪声防治。9.3安全防护措施.3.1 防火防爆电厂厂区建筑的耐火等级、263、火灾危险性及建筑物的最小间距均执行现行的火力发电厂与变电所设计防火规范、火力发电厂设计技术规程及建筑设计防火规范的规定。本工程主厂房及其附属建筑，均考虑了安全通道和安全出入口。机炉控制室隔墙和室内装修采用不燃材料，主厂房和附属建筑的围护结构和装饰材料设计选材均满足耐火等级要求，楼梯、门等满足疏散要求；穿墙、穿楼板电缆及管道孔洞采用非燃烧材料封堵，并严禁油管道穿越电缆隧道。油系统的设备布置力求远离高温管道。对于局部靠近的，在高温管道保温层上采用铝皮包裹，防止燃油喷漏到高温管道上引起着火。汽机主油箱设有固定灭火设施及火灾自动报警装置，同时，设有事故放油管，可迅速将油排至主厂房外事故油坑。根据变压器264、至升压站之间架空线路长短考虑设置避雷器，防止雷击过电压导致绝缘击穿而引发火灾。电缆均采用阻燃电缆。电缆沟分支处设置防火隔墙，电缆竖井采用耐火隔板，涂防火涂料等措施。在通往控制室电缆夹层的竖井、墙洞以及盘、柜底部开孔处，均用防火材料采取有效的封堵处理。各类压力容器的选型，均按现行的钢制压力容器及压力容器安全监察规程的规定进行。锅炉本体的防爆措施由锅炉制造厂家考虑。锅炉的汽包、过热器、再热器均装有安全阀。各种压力容器如除氧器、定期排污扩容器、连续排污扩容器、高压加热器均设置安全阀，可起到排压防爆的作用。为了保证早期发现和预报火灾、防止和减轻火灾危害，本工程设计了火灾自动报警系统。火灾报警按分区分别265、设置区域报警控制器，安装感烟、感温探头，设置声、光两种报警信号，可自动启动水喷雾系统。各区域消防报警系统可将报警信号送至控制室的集中控制盘上。全厂设置专用的消防给水管网系统。主厂房内设有完整的消火栓灭火系统，消火栓间距小于30米。消防给水管用阀门分段，以保证检修。汽机主油箱设水喷雾灭火系统。主厂房各控制室、配电装置室均设有手提式灭火器，主厂房内按规定配备适量的移动式灭火器。主变压器、高压启动/备用变压器设水喷雾灭火系统。油库区单独布置，并设有泡沫灭火系统。厂区各建(构)筑物之间，根据生产或消防的要求，设有行车或消防通道，主厂房周围设有环行通道。9.3.2 防尘、防毒、防化学伤害为防止粉尘危害，266、在煤的输送、转运、破碎和运输设计中，根据火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定和工业卫生设计标准及其它环保标准和技术规定，采取相应的防尘措施。运煤系统均按水冲洗设计。输煤系统各转载点均设除尘装置。储煤场四周设喷淋装置。化水实验室、加药间和蓄电池室设机械通风装置，排出室内有害气体。9.3.3 防电伤为了保证电气检修人员和接近电气设备人员的安全，电厂内所有带电设备的安全净距，严格按规程规定执行。电压保护和接地设计均按现行的电气设备过电压保护设计技术规程及电气设备接地设计技术规程执行。包括燃油罐、燃油管道的防静电和防雷电设计。有爆炸和火灾危险场所的电气装置的设计，符合现行的爆炸和火灾危险场所电力267、装置设计规范的要求。9.3.4 防机械伤害各种机械转动部分的防护设计，均按照现行的机械设备防护罩安全要求的规定进行。各种机械的转动部分装设防护罩。各转动机械装置设就地事故按钮。楼梯、钢梯、钢平台均采取防滑措施。所有楼梯、钢梯、平台、走台、坑池和吊装孔洞周围均设置栏杆或盖板，其防护栏杆高度符合现行的固定式工业防护栏杆的规定。9.3.5 防暑、防寒、防潮各主要建筑物根据使用功能，分别设置有采暖、通风、空调设施，以排除室内的余热和余湿，和满足工艺对室内温度的要求。9.3.6 防噪声、防烫伤对主要高强噪声设备，装设隔声罩或消声器。各控制室采取隔声、吸声等有效措施，使噪声控制在标准限制值之内。各高温管道268、均进行保温，设计的安全阀、排汽阀出口管高出楼层或屋面2.5m以上，以防人体烫伤，锅炉排汽管加装消声器。9.3.7 其它安全措施照明系统的设计，按现行的工业企业照明设计标准要求执行，照明具有正常照明及事故照明两个分开的供电网络。主厂房的主要出入口、通道、楼梯间以及远离主厂房的重要场所设应急灯。9.4安全和卫生机构根据原能源部电规发(1992)175号“关于转发火电厂劳动保护基层监测站和安全教育室仪器设备等设置意见的通知”要求、工业卫生设计标准以及建筑设计有关现行的标准、规范的规定，本工程设有劳动保护基层监测站和安全教育室，并配备必要的仪器设备。设计时拟将劳动保护基层监测站与环监站合并考虑，监测站269、面积暂定200m2，安全教育室面积110m2。本期工程安全监测站和安全教育室仪器设置购置费为20万元。9.5综合评价本章着重叙述了本工程设计中为保障安全生产和文明生产所采取的有效措施。这些措施实施后，电厂运行人员工作场所的卫生条件均能满足国家有关标准的要求，为保证电厂安全运行创造了条件。本可研阶段按照火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053-1996）的要求，原则地论述了本工程主要的劳动安全和工业卫生方面的内容，在初步设计阶段进一步详细论述，施工图设计阶段按照上级审查所确定的原则进行实施。10节约和合理利用能源为了贯彻国家节约能源和合理利用能源的政策，本工程设计中采取下列节约能源、降270、低电能消耗和节约用水措施：10.1主要节能措施择优选用热耗低的汽轮机，效率高的锅炉和发电机。汽轮机的真空系统，采用水环式真空泵代替射水抽气器，不仅系统简单而且效率提高，节省水资源的消耗。汽轮机的凝汽器，装设胶球清洗装置，在运行过程中定期清洗，提高凝汽器铜管的清洁度，改善传热效果，从而提高凝汽器的真空度，降低汽机的能耗。各种辅机的选型是通过对各种系统严格计算之后，再按规程进行选型，杜绝估算以加大辅机的容量，使各辅机能安全、合理、高效的运行。选带液力偶合器的调速型电动给水泵，减少因负荷变动带来的节流损失，从而达到节约电能的目的。热力设备和管道的保温选用容重轻、导热系数低的高效能的保温材料，降低热力271、设备及管道介质的热损失。对各热力系统进行设计优化，在满足安全运行、检修方便的前提下，尽量做到布置紧凑、合理，以减少各种介质、能量损失。主要风机选用离心风机，以提高变工况运行时的效率。主变压器、厂用高压变压器、启动备用变压器、厂用低压变压器选用节能型变压器，降低长期运行费用。电气设备及组件选用节能型产品。如采用Y型系统电机、高效节能灯具等。厂用配电装置尽量靠近负荷中心布置，减少电能损耗。控制系统采用计算机控制，提高了自动化控制水平，减少设备及电能损失。电气与热控设备采用集中控制,减少了值班人员数量和电缆长度,节约了投资和能源。在设备选型时，选用有电厂运行经验的高效节能产品。附属设备的电机，尽量选272、用节能Y型电动机,以降低厂用电。既节约能源，又降低噪音。10.2主要节水措施从国民经济可持续发展和电力建设长远规划要求出发，需要节约用水和减少环境污染，本工程从可行性研究阶段起就树立节水的主导思想，在经济节水、便于运行的前提下确保电厂安全满发。主要节水措施如下：(1)冷却塔装设高效率的波160-45型收水器，达到节水目的。(2)设置废水处理站，采用经济合理可靠的废水处理工艺，处理后废水重复利用，在正常情况下厂区废水达标排放。(3)循环水系统的绝大部分排污水回收利用，用于除灰、渣系统、输煤栈桥冲洗等。(4)本工程利用经净化处理后的矿井排水做循环补充水水源，节约了大量水资源。(5)采用干除灰系统，273、以节约用水和实现灰、渣综合利用。(6)热力系统的锅炉排污水扩容、部分热力设备和管道正常和事故工况的疏放水，经冷却后作为系统的补充水。热力采暖系统的蒸汽凝结水回收。(7)在水系统的关键部位设置检测设备，以防溢水损失。(8)在各供水系统的出水干管及主要用水支管上安装水量计量装置。(9)加强水务管理和节水的宣传力度，提高全厂人员的节水意识，制定切实可行的规章制度，将水务管理作为电厂运行考核的一项重要指标，使各项节水措施得以最终落实。节约能源与合理利用能源是一项非常重要的国策，本工程在设计中认真贯彻节约与开发并重、合理利用能源的要求。10.3节约用地的措施在满足防火及卫生要求的基础上，尽量使各建筑物布置紧凑合理，减少占地。本工程在设计中充分重视节约用地的要求。主要措施是辅助、附属建筑功能相近的尽量合并，采用联合建筑，利用输煤栈桥下空间布置辅助建筑等。10.4节约原材料的措施输煤系统布置时，在满足工艺性能的条件下，尽量降低各转运站、碎煤机室的层高，缩短落煤管长度，减少输煤系统建筑