1、吉林省煤矸石综合利用供热发电厂工程初步可研报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月吉林省煤矸石综合利用供热发电厂工程初步可研报告建设单位：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101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 目录第一章 概述71 概述71.1 任务依据71.2 项目概况71.3 工作过程81.4 工作组织9第二章 电力系统102.1 电2、力系统现状102.2 电力需求预测112.3 装机方案122.4 电力电量平衡132.5电厂建设的必要性及其在系统中的作用12.6 接入系统方案设想1第三章 供热系统33.1 供热现状及规划33.2 气象资料33.3 采暖热指标33.4 结语4第四章 燃料供应64.1 燃料来源64.2 燃料特性及耗煤量94.3 燃料运输104.4 燃油供应及运输104.5 脱硫吸收剂（石灰石）的供应10第五章 建厂条件125.1 厂址方案概述12厂址地理位置及建厂地区概况12厂址周围环境13厂址自然条件15厂址占用土地及拆迁条件16厂址设计水位161) 八宝工业区厂址162) 苇塘沟厂址163) 孤老院厂址13、64) 内涝情况及3050年河岸变迁175.2 交通运输17公路17铁路175.3 水文气象185.3.1 厂址水文条件18厂址气象条件19水源条件205.3.4 小结225.4 供水水源22概述225.4.2 污水处理厂水源23煤矿疏干水水源24浑江地表水水源24结论及建议255.5 贮灰场26概述261）贮灰年限272）初期坝设置273）灰场排水、绿化和防渗27灰场的运行及环境保护285.6 厂址的区域稳定与工程地质29执行标准295.6.2 区域自然地理及地质概况291) 地理位置292) 水文气象303) 地质概况30区域地震及构造稳定性31拟选厂址工程地质条件321) 厂区工程地质条4、件32不良地质问题34地基方案设想34结论及建议35第六章 工程设想366.1 装机方案设想366.1.1 装机方案366.1.2 主机规范386.1.2.1 锅炉38.3 汽轮发电机39燃烧系统406.1.4 热力系统42.6 真空系统446.1.5 主厂房布置45主厂房布置主要尺寸数据表46热工控制47机组热经济性指标476.2 电厂总体布置设想48全厂总体规划481) 厂区主入口和进厂设置482) 高压出线493) 供水水源494) 燃煤运输495) 灰场496.2.2 厂区总平面规划布置49.2 八宝工业区厂址516.3 燃料输送53卸煤装置及储煤设施531）卸煤装置532）贮煤及贮煤5、设施53输送系统及筛、碎设备54辅助设施及附属建筑54煤尘防治551）防止撒煤及抑尘措施552）除尘553）清扫556.4 除灰渣系统556.4.1 概述566.4.2 原始资料566.4.3 除灰渣系统设计576.5 供排水系统596.5.1 空冷系统596.5.2 厂外补给水系统616.5.3 节水措施626.6 电气系统63电气主接线636.6.2 厂用电接线64事故保安电源64短路水平及电气设备选择656.6.5 直流电系统656.6.6 发电机励磁系统66第七章 环境保护677.1 概述67电厂规模67厂址及灰场自然状况677.1.3 电厂附近环境现状687.1.4 电厂区域气象特征6、68采用的主要环境标准69环保关心的对象及当地环保部门的意见707.2 采取的环境工程设想及可能造成的环境影响分析70烟气污染与防治701）烟气污染治理措施702）本期SO2、烟尘的排放量及排放浓度713）NOx排放情况714） SO2、烟尘和NOx的落地浓度725） 烟气污染物对周围大气环境的影响分析726）大气污染物排污费727）总量控制指标737.2.2 废水排放治理737.2.3 灰渣治理741) 除灰渣系统742) 灰场743) 灰渣综合利用757.2.4 噪声治理761) 建厂地区噪声现状762) 电厂主要噪声源763) 噪声治理措施764) 电厂噪声对周围环境的影响767.2.57、 水土保持及生态761）水土保持762）生态及绿化777.3 环保部分结论和建议78第八章 厂址方案与技术经济比较79厂址方案主要技术条件比较表80第九章 初步投资框算及经济效益分析849.1 编制原则849.2 编制依据841、工程项目及数量842、价格水平843、定额、指标844、工资标准855、材料价格及调整856、设备价格857、取费标准868、基本预备费869、其他需要说明的问题869.3 初步投资匡算与合理性分析869.3.1初步投资匡算869.3.2投资合理性分析889.4 经济效益分析929.4.1资金来源与投入929.4.2原始数据929.4.3经济效益分析939.4.4敏感8、性分析949.4.5综合经济评价结论94第十章 项目建设的优势9610.1 以煤矸石为主要燃料9610.2 利用城市污水和煤矿疏干水9610.3 采用空冷机组，节约用水9610.4 坑口电厂，燃煤供应可靠9610.5 城市供热9610.6 采用膏体充填技术利用粉煤灰9710.7 本工程为环保型项目97第十一章 结论及存在的主要问题9811.1 建厂评价9811.1.1 工程建设的必要性9811.1.2 工程建设的可行性9811.2 主要结论意见9811.3 存在的问题、建议及下一步要进行的工作992. 建议本工程尽早开展其他有关工作，争取该项目尽早开工建设。99附图：100附件：1007. 关9、于新建xx白山热电厂拟选厂址有关文物事宜的批复；10014. 对2300MW 煤矸石热电厂原料煤的供应承诺函；10116. 粉煤灰购销承诺书；10120. 粉煤灰综合利用协议（白山市苇塘水泥有限责任公司）；10123. 白山市发改委关于白山市煤炭及煤矸石资源情况的说明。101第一章 概述1 概述 1.1 任务依据1) xx发电有限公司初步可研委托函；2) 初步可研深度：火力发电厂初步可行性研究报告内容深度规定（送审稿）和其他规程规范等。1.2 项目概况为发展循环经济，促进我国煤矸石资源的开发和利用，xx能源发电有限公司与白山市政府友好协商，拟在白山市xx区境内建设一座以xx区为主所产煤矸石为燃10、料的综合利用供热发电厂，电厂建设规模4300MW机组，本期建设2300MW单抽凝供热机组，配循环流化床锅炉，采用直接空冷技术，利用城市污水作为电厂冷却水。本工程厂址位于白山市xx区，位于吉林省东南部，白山市辖区的西部，东与抚松县为邻，西北与柳河县交界，西南与八道江区相接，南与临江市毗连，北与靖宇县接壤。东西相距69公里，南北相距44公里，是白山市通往抚松、靖宇、临江、长百等县（市）的交通枢纽。xx区是白山市重要的工业基地，面积1，348km2。全区辖8镇，总人口268，466人。区委、区政府驻孙家堡子镇。距离白山市19km，距离吉林省会长春市257km。全市现有矿井98处，生产能力938万吨/11、年。其中；xx矿业集团矿井7处，生产能力330万吨/年；地方煤矿经资源整合后，现有矿井91处，生产能力608万吨/年。2006年，全市原煤产量795万吨。其中：地方原煤产量511万吨（xx区273万吨，八道江区191万吨，其它县区57万吨）。xx矿业集团284万吨。第1年，全市原煤产量预计达到800万吨，其中：xx矿业集团300万吨，xx区260万吨，八道江区180万吨，其它县区60万吨。正在建设的永安煤矿、松树、八宝增能工程等5个矿井，投产后年将增产近120万吨。预计2010年全市原煤产量将达到1000万吨。目前，全市现有xx矿业集团道清洗煤厂、八宝洗煤厂、白山市振东洗煤厂等建成的洗煤厂，年12、入洗原煤能力503万吨，年可产生煤矸石251万吨。现正在建设的白山市嘉晨洗煤厂年入洗原煤能力100万吨，年可产生煤矸石50万吨，第2年6月份建成投产。第2年2010年，白山市拟建东圣焦化有限公司、八道江区大政煤业、xx矿业集团八宝洗煤厂年入洗原煤275万吨，年产煤矸石138万吨。其中；xx矿业集团洗煤厂年入洗原煤200万吨，年产煤矸石100万吨，预计第2年5月份开工建设，年底建成投产。到2010年，全市洗煤厂将达到16户，年入洗原煤能力878万吨，年产煤矸石439万吨，且运输距离均在25公里以内，完全可以满足建设230万千瓦煤矸石发电厂所需330万吨煤矸石的需要。并且xx区现有煤矸石4000万13、吨（不包括国有煤矿），分别分布在xx六个镇，也可作为本工程的补充燃料。 1.3 工作过程第1年11月1-2日，xx发电有限公司、xx煤矿公司和设计院的有关人员共同对厂址、灰场和建厂条件进行现场踏勘和收集资料，通过与地方各级政府有关部门联系配合，对电厂厂址和建厂条件进行了逐步落实，第1年11月25日完成初步可行性研究报告初稿。经过xx发电有限公司初步讨论审查后，于第2年3月底完成初步可行性研究报告。第2年3月24-25日由吉林省电力公司组织进行了初步可行性报告审查会，根据会议审查纪要，最终完成收口版初步可行性研究报告。1.4 工作组织院生产人员名单专 业姓 名岗 位电 话备 注热 机主设人水工工14、艺副主任水工结构主 工运 煤主设人除灰主 任总 图主 任环 保主 任技 经主设人水文气象主 任地 质主 工系 统主 工电 气主任工设 总主管总工主管院长第二章 电力系统2.1 电力系统现状吉林省电网位于东北电网中部，北连黑龙江省电网，南接辽宁省电网，西临内蒙东部的哲、兴蒙电网，在满足本省电力供给和向系统送出水电调峰的同时，还肩负着东北500kV电网西电东送、北电南送的重任，是东北电网南北电力交换的重要通道。至2006年底，吉林省发电装机总容量为11276.5MW，其中火电机组装机容量7025MW，占装机总容量的62.3%，水电机组装机容量3871MW，占装机总容量的34.3%，风电机组装机容量15、368MW，占装机总容量的3.3%，其它12.5MW，占装机容量的0.1。吉林省电源分布特点为东水、西火、中部热电联产。吉林省电网供电区域包括吉林、长春、四平、xx、辽源、白山、白城、延边等八个地区（市）电网（其中白城地区电网包含松原市），各地区之间以500kV或220kV线路互联，220kV电网以长春、吉林、四平、白东梅电网为支撑点，构成了“井”字形网架结构。白山地区电网是吉林省电网的重要组成部分，至2006年底，已建成大型火力发电厂一座，即浑江发电厂，装机容量650MW；省属水电厂一座，即松江河梯级水电站的小山水电站，装机容量160MW；企业自备热电厂5座，装机容量22.5MW；地方、乡办16、及企业自建小水电站51座，装机容量131.5MW。全地区水火电装机总容量已达964MW。此外，浑江发电厂新厂2300MW机组也于第1年底和第2年初建成投产。截止到2006年，白山地区共建成220kV变电站5座：白山变（1120MVA）、三岔子变（1120MVA）、松江河变（1120MVA）、临江变（1120MVA）、靖宇变（1120MVA），总变电容量600MVA。2006年xx、白山地区220kV电网接线图如图2-1所示。图2-1xx、白山220kV电网2006年年底接线图2.2 电力需求预测根据历史统计资料，吉林省19911995年最大供电负荷年均递增率为9.55%，19952000年为217、.08%。“十五”和“十一五”期间，吉林省将全面建设小康社会，振兴吉林老工业基地，必将极大的加快吉林省的工业化进程，推进和实现全省经济跨越式发展。“十五”期间，吉林省最大供电负荷年均递增率为3.67%，全社会用电量年均递增率为5.35%。预计到2010年，吉林省最大供电负荷和全社会用电量将分别达到8736MW和663.4108kWh。预计到2015年，吉林省最大供电负荷和全社会用电量分别达到11690MW和941108kWh。吉林省电力需求预测详见表2-1所示。表2-1 吉林省电力电量预测表 单位：MW，108kWh第1年第2年2009年2010年2015年最大供电负荷61086878775818、873611690全社会用电量466520.9587.6663.4941 “十五”期间，白山市GDP呈现稳步增长的趋势，2004年和2005年经济增长达到两位数的水平。特别是2005年经济增长速度达到了27.8%，其中第二、三产业增幅较大。白山地区2006年最大供电负荷及全社会用电量分别为281MW和22.03108kWh。“十一五”期间，白山市将以提升经济总量素质为主线，坚强工业立市、工业强市，打造重点产业竞争力，提升全市工业化、城市化水平。特别是焦炭、火电、水电、矿泉水等一批重大项目的开工建设和投产达效，将为白山的发展夯实基础。“十一五”期间，全地区生产总值年均增长将达到20%。随着城乡居19、民收入水平和用电消费的不断提高，将使供电负荷迅速增长，预测到2010年白山地区最大供电负荷及全社会用电量将分别为364MW和26.1108kWh，“十一五”期间最大供电负荷及全社会用电量年均递增率分别为5.01%和4.58%。“十二五”期间最大供电负荷及全社会用电量年均递增率分别为4.47%和4.30%。2.3 装机方案根据国家发改委已核准及列入“十一五”安排的电源项目，并考虑到各电源项目实际进展情况，列出吉林省电源装机规划如表2-2所示。表2-2 吉林省电源装机规划表 单位：MW序号名称第1年第2年2009年2010年2015年全省新增容量1495.41097.91721.34317.42620、001火电1250700132035002500长春二热200珲春发电厂吉林油田电厂50二道江发电厂400浑江发电厂600白城热电厂200200延吉热电厂200200九台电厂1320长春三热700长春四热400白城电厂600600长春一热300300松花江热电300300江南电厂300300双辽电厂600四平热电300300辽源热电3003002水电175175白山抽水蓄能松江河梯级电站1751753风电170.4147.9151.3742.41004生物质能发电757575752.4 电力电量平衡根据上述负荷预测和装机规划，进行吉林省电力电量平衡计算如表2-3、2-4所示。由吉林省电力平衡表21、可知，吉林省在“十一五”规划电源项目按照计划投产年度参加电力平衡情况下，2010年吉林省冬大运行方式多电4379MW，冬腰运行方式多电2670MW，夏大运行方式多电4502MW，有一定富余。“十二五”期间，随着负荷的增长，富余电力逐渐减少。电量平衡表明，“十一五”期间吉林省火电机组年利用小时数在50005500小时之间，电量基本平衡。虽然在“十一五”期间吉林省电力有所富余，电量基本平衡，但考虑到吉林水电机组较多，其部分出力和发电量需要外送到东北电网其它地区，“十二五”期间，随着负荷和用电量的进一步增长，吉林省火电机组建设仍有一定压力。因此本工程在“十一五”末期、“十二五”初期建成投产是合适的。22、表2-3 吉林省电力平衡表 单位：MW第1年第2年2009年2010年2015年供电负荷冬大夏大冬腰冬大夏大冬腰冬大夏大冬腰冬大夏大冬腰冬大夏大冬腰6108470350706878529657097758597464398736672772511169090019703发电负荷686352845696772859516414871767127235981675588147131351011410902一、装机12109132071492918866214661、火电76258325964512765152652、水电387140464221422142213、风电53868683815801623、804、生物质能发电751502253003005、关停机组650003800二、正常出力9496849163991026491317028115491014381731419412060108181627813560129011、火电63544575635469384995693880385787803810638765910638127219159127212、水电3097387103237404603377422103377422103377422103、风电000004、生物质能发电4590135180180三、电力盈(+)亏(-)26333207703253631806132832324、431938437945022670314334461999表2-4 吉林省电量平衡表 单位：MW20072008200920102015全省用电量466520.9587.6663.4941运行小时5000550050005500500055005000550050005500全省发电量460.6495.6519.7559.5580.6625.5690.7745.7912.4988.7火电350.0385.0398.8438.6449.3494.2550.8605.8763.3839.6水电96.8101.2105.5105.5105.5风电10.813.716.822.431.6秸秆发电3625、91212电量盈(+)亏(-)-5.429.6-1.238.6-7.037.927.382.3-28.647.72.5电厂建设的必要性及其在系统中的作用1）白山市煤矿经长期开采形成大量的煤矸石堆积，不仅占用了大量的土地，而且对当地生态环境造成了影响，并形成了一定的污染。开发利用煤矸石，建设大型煤矸石发电厂，可以为这些煤矸石的消化找到出路，减少环境污染。白山煤矸石电厂以低热值的废弃煤矸石作为燃料，相比于常规火电厂，节约了大量燃煤。同时开发煤矸石能源可以为当地矿业创建一个新的产业，煤矿把废弃的煤矸石卖给电厂，电厂生产电力，锅炉的灰渣全部综合利用，用于修路和水泥厂、建材厂使用，具有良好的经济效应和社26、会效应。因此该项目既节约能源，又改善环境，达到资源综合利用，符合国家的能源产业政策，是一个环境友好型、资源节约型、综合利用型的发电项目。2）本工程可以满足白山市的热负荷需求，实现集中供热，降低能耗，改善环境。3）吉林省一次能源匮乏，建设煤矸石发电厂可以缓解吉林省一次能源短缺的问题，实现地方经济可持续发展。4）实施本工程能够增加吉林电网大容量机组的比重，改善目前火电机组的结构，提高装备水平，有利于电网的经济运行。综上所述，本工程可促进利用煤矸石发电的循环经济、节约资源、减少环境污染，同时可满足当地热负荷需求，促进白山市经济发展，对增加电网的供电能力和提高技术装备水平、提高吉林电网的安全稳定运行都27、具有十分重要的意义。因此，建设本工程是非常必要的。白山煤矸石电厂本期建设2300MW抽凝供热机组，并留有继续扩建的余地。本工程投运后将成为地区电网内的主供电源之一，在系统中的性质和作用属于区域性电厂。2.6 接入系统方案设想白山煤矸石电厂本期建设2300MW机组，备选厂址共三个：分别是八宝工业区厂址、苇塘沟厂址、孤老院厂址。三个厂址距离较近，直线距离最远相差约2公里，从系统角度上看相差不大，所以接入系统方案可统一考虑。以下按推荐的苇塘沟厂址论述。考虑到厂址位置、电厂属性和装机规模，电厂以220kV电压并网，初步考虑新建2回220kV线路接入通浑地区电网，厂内电气主接线采用双母线，电厂本期2台328、00MW机组均以发电机变压器组型式接入电厂220kV配电装置，电厂起备变由厂内母线引接。具体接入系统方案在接入系统设计中论述，并经正式审查后确定。图2-2 白山煤矸石电厂接入系统图3-2 龙山电厂二期接入系统方案二方案设想第三章 供热系统3.1 供热现状及规划xx白山煤矸石电厂的供热区域为白山市xx区，xx区城区主要分布在孙家堡子镇与三岔子镇，该区域的供热主要是靠四家热力公司提供热源，情况如下：（1）宏力热力公司：46.7万平方米（2）华生热力公司：32万平方米（3）三岔子供热公司：22万平方米（4）长春高科热力公司：25万平方米xx区石人镇主要由嵩源热力公司提供热源，供热区域15万平方米。 29、现有区域供热面积合计140.7万平方米。根据现有规划，预计到2010年白山市xx区供热面积达189.4万平方米，随着市区一体化、沉陷区、棚户区等重大项目的改造，2015年xx区供热面积预计会增长到255万平方米。3.2 气象资料根据白山市的热力规划，xx区采暖期的气象资料如下：室外采暖设计温度：-24，采暖天数为167天。各类建筑物室内平均温度：18。冬季采暖室外平均温度：-7.8。3.3 采暖热指标根据城市热力网设计规范对采暖热指标标准推荐值，按建筑物类型分为，一类为“未采取节能措施”建筑物，另一类为“采取节能措施”建筑物。两类建筑物采暖热指标不同，采取节能措施的建筑物热指标比为采取节能措施30、的建筑物低1019w/m2。建筑物类型住宅居住区综合学校办公医院托幼旅馆商店食堂餐厅影剧院展览馆大礼堂体育馆未采取节能措施58-6460-6765-8065-8060-7065-80115-14095-115115-165采取节能措施40-4545-5550-7055-7050-6055-70100-13080-105100-150由于缺少各类建筑的分布情况，参考吉林地区城市热力规划，综合热指标一般在6065 w/m2之间，考虑xx区供热规划时间至2015年，新建建筑占有较大的比例，因此综合热指标取60 w/m2，汽轮发电机组的采暖抽汽参数按0.4MPa、250设计，经计算得出：采暖期最大热负31、荷：25510460153MW（550.8GJ/h），折算到汽轮机抽汽口需抽汽量240t/h（两台机）采暖期平均热负荷：153(18-(-7.8)/（18-(-24)）94MW（338GJ/h）折算到汽轮机抽汽口需抽汽量148t/h（两台机）采暖期最小热负荷：153(18-5)/（18-(-24）47.4MW（170GJ/h）折算到汽轮机抽汽口需抽汽量74t/h（两台机）全年采暖供热量为1354704 GJ/a。3.4 结语由于本工程主要利用煤矸石发电的循环经济项目，同时可满足xx区的热负荷需求，实现集中供热，降低能耗，改善环境。由于xx区供热面积较小，从上表可以看出，全厂热效率为44.17%32、，采暖期热电比为15.6%，按照四部委关于发展热电联产的规定要求，300MW等级热电联产机组应符合以下条件：1 总热效率年平均大于45%。2 采暖期热电比应大于50%。因此本工程如果定义为热电联产项目，在主要指标上不符合国家的有关规定，如果将近期热负荷提前到2010年，热经济指标可能还会降低。鉴于本工程已是资源综合利用项目，完全符合国家的能源政策，所以项目定义上应以综合利用为主。第四章 燃料供应4.1 燃料来源本期工程拟建设2300MW单抽凝供热机组，配循环硫化床锅炉，采用直接空冷技术，本期2300MW机组年需燃料约320万吨，本工程所需燃料主要由白山市所属的各煤矿公司提供。白山市煤矿开采煤层33、主要是古生代的石炭二跌纪、中生代侏罗纪时期形成，地质构造比较复杂，埋藏一般较浅。煤种主要为气煤、肥煤、焦煤、瘦煤、贫煤、无烟煤。1、截至到2005年末，全市现有生产矿井保有地质储量4.0亿吨，可开采量2.1亿吨，占全省煤炭保有储量的18.9%，占全省煤炭可开采储量的19.6%，其中：通煤矿业集团2.9亿吨，可开采1.5亿吨；地方煤矿1.1亿吨，可采0.6亿吨。2、近十几年来，通过钻探、槽探和地震等地质勘查手段，省、市煤田地质勘探部门正在进行或已完成勘查施工的七个区域，预获地质储量1.6亿吨。3、通过组织专家分析、论证、资料整理和现场实际调查，初步确定了靖抚煤田9-30勘探线之间、道清矿北斜井深34、部分、松树镇煤矿-永安预测区、长白十三道沟-十八道沟之间四个区域，为白山市今后煤炭资源勘探开发的重点含煤区，预获煤炭地质储量21.3亿吨。最近地质部门对白山市煤炭资源赋存情况进行了研究，认为松江和一带玄武岩盖层下可能赋存大量的煤炭资源，根据已揭露的煤层露头推断，该区煤质为长焰煤，地质储量约10亿吨。初步测算，白山市煤炭资源储量约为30多亿吨。全市现有矿井98处，生产能力938万吨。其中xx矿业集团矿井7处，生产能力330万吨/年，地方煤矿经资源整合后，现有矿井91处，生产能力608万吨/年。2006年，全市原煤产量795万吨，其中：地方原煤产量511万吨（xx区273万吨，八道江区191万吨，35、其他县区57万吨），xx矿业集团284万吨。第1年，全市原煤产量预计达到800万吨，其中xx矿业集图300万吨，xx区260万吨，八道江区180万吨，其他县区60万吨。正在建设的永安煤矿、松树、八宝增能工程等5个矿井，生产能力将大大的提高，预计2010年全市原煤产量将达到1000万吨。xx矿业集团是白山市所属煤矿中生产规模最大的集团公司，也是本工程燃料的主要供应点，其主要矿井煤矸石组成和产量基本情况如下：xx矿业（集团）有限责任公司可提供煤矸石发电厂原料情况（到2011年） 项目单位回收率（%）产量（万吨）可提供量（万吨）运距（Km）运输方式一、入洗原煤：310其中：中煤77.177.1煤泥236、7.427.4末矸39.139.1块矸33.633.6二、大湖矿劣质煤:74.874.8合 计2522521、八宝矿入洗原煤40其中：中煤2610.410.42汽运煤泥93.63.62汽运末矸10442汽运块矸114.44.42汽运合 计22.422.42、道清矿入洗原煤50其中：中煤199.59.535汽运、铁路煤泥84435汽运、铁路末矸136.56.535汽运、铁路块矸105535汽运、铁路合 计25253、新八宝矿入洗原煤2202010年投产其中：中煤2657257.20.5皮带机煤泥919.819.80.5皮带机末矸1328.628.60.5皮带机块矸1124.224.20.5皮带机37、合 计129.8129.84、大湖矿劣质煤74.874.8汽运、铁路所列上表中，八宝矿、道清矿、大湖矿均为目前实际产量，新八宝矿将于2010年投产，2011年达产，xx矿业（集团）有限责任公司承诺将来所产煤矸石（252万吨/年）可全部提供给本工程作为燃料。xx矿区在近60年开采过程中，尚赋存大量煤矸石，总量在1400万吨左右，也可作为本工程的补充燃料。并且xx区煤炭资源整合后保留48处煤矿，煤炭储量为0.3亿吨，总生产能力为300万吨/年，预计服务年限10年，xx区现有煤矸石4000万吨（不包括国有煤矿），分别分布在xx等六个镇，预计今后每年生产矸石50万吨。第2年2010年，白山市拟建东圣焦38、化有限公司，八道江区大政煤业等几个洗煤厂，年入洗原煤275万吨，年产煤矸石（含煤矸石、中煤、煤泥、劣质煤）约138万吨。预计到2010年，全市洗煤厂将达到16户，年入洗原煤能力878万吨，年产煤矸石439万。目前电厂已分别同xx矿业（集团）有限责任公司签署了年供应252万吨、白山市振东煤业有限公司年供应40万吨、正基卓岳集团年供应40万吨、白山市生源洗煤厂年供应30万吨的供应协议，总计年供应362万吨的煤矸石供应协议。从上述可知，白山市所属企业将来煤矸石（含煤矸石、中煤、煤泥、劣质煤）的产量完全可以满足本期2300MW煤矸石发电厂的需要，因此本工程的燃料来源是落实可靠的。4.2 燃料特性及耗煤39、量煤质资料表如下：化验编号样品来源通煤矿业化验日期2007-6-5检 测 数 据检测项目符号单位检测结果检验方法全水分Mt%6.8GB/T211-1996空气干燥基水分Mad%0.97GB/T212-2001空气干燥基灰分Aad%56.23GB/T212-2001收到基灰分Aar%53.12GB/T483-1998干燥基灰分Ad%57.27GB/T483-1998空气干燥基挥发分Vad%11.62GB/T212-2001干燥无灰基挥发分Vdaf%35.34GB/T212-2001空气干燥基全硫St.ad%0.45GB/T214-1996干燥基全硫St.d%0.46GB/T483-1998空气干40、燥基氢Had%3.14GB/T15460-1995干燥无灰基氢Hdaf%9.64GB/T空气干燥基弹筒热值Qb.adj/g11967GB/T213-2003干燥基高位热值Qgr.dj/g11995GB/T213-2003收到基低位热值Qnet.arj/g10341GB/T213-2003Kcal/Kg2473本期工程2300MW机组燃煤量如下表：本 期 耗 煤 量 容量项目1300MW机组2300MW机组小时耗煤量t/h284568日耗煤量t/d624812496日最大来煤量t7497.614995.2年耗煤量104t/a156.2312.4注：1) 小时耗煤量为锅炉最大连续蒸发量时的小时耗煤41、量。 2) 日耗煤量按22小时计算。 3) 来煤不均衡系数取1.2 。4) 年设备利用小时数取5500小时。4.3 燃料运输由于本工程燃料均由白山市提供，煤源点比较分散，并且很多煤矿只能依靠公路运输，因此本工程燃料的厂外运输方式采用公路与皮带机运输的联合运输方式。采用公路与皮带机联合运输方式可以减少公路运输的压力，并且两种运输方式可以互为备用、支持，能够保证电厂的燃料供应。本工程的燃煤的主要供应点为xx矿业（集团）有限责任公司，本工程约一半多的燃料由其提供，并且该矿距本工程拟建厂址（苇塘沟）较近，约0.52Km之内，因此xx矿业（集团）有限责任公司的八宝矿与新八宝矿的燃煤均采用管状带式输送机运42、输至厂内，其他矿燃煤采用公路运输至厂内。公路运输方式为：由矿区经公路网运至电厂。4.4 燃油供应及运输燃油仅用于锅炉点火或低负荷助燃，本工程燃油采用轻质柴油。由于东北地区炼油加工能力很大，电厂燃料油用量所占市场和生产份额较小，燃油的供应渠道和供应方式较多。所以本工程建成后的燃油供应是完全有保证的，燃油的运输采用公路运输，在厂内建设燃油泵房、储油罐等设施。4.5 脱硫吸收剂（石灰石）的供应白山市xx区石灰石资源十分丰富，现知储量大约为2亿立方米左右。现所掌握可生产重质碳酸钙（脱硫剂）的石灰石有5000万立方米左右，其样品分析为：Cao52%-54%、Mgo3%、K2o+Na200.6%、Sio243、4%、So31%。xx区现有生产重质碳酸钙的企业（白山市汇盈石灰石矿），其现有的石灰石储量就有325万立方米，完全可为白山煤矸石发电项目提拱所需脱硫剂。目前电厂已签订了石灰石的供应些协议，详见附件。脱硫吸收剂(石灰石) 由于距供应点较近，也采用公路运输。容 量项目单位2300MW设计煤种石灰石小时耗量t/h15.6石灰石日耗量t/d343.2日最大来量t/d411.84石灰石年耗量104t/a8.6注：1) 小时耗煤量为锅炉最大连续蒸发量时的小时耗煤量。 2) 日耗煤量按22小时计算。 3) 来煤不均衡系数取1.2 。4) 年设备利用小时数取5500小时。第五章 建厂条件5.1 厂址方案概述 44、厂址地理位置及建厂地区概况白山电厂位于吉林省白山市xx区，白山市处于吉林省东南部自然风景秀丽的长白山西侧，东经1267至12818，北纬4121至4248。东与延边朝鲜族自治州相邻；西与xx市接壤；北与吉林市毗连；南与朝鲜民主主义人民共和国隔鸭绿江相望。东西相距180公里，南北相距163公里，国境线长454公里，幅员17485平方公里。市区面积1388平方公里。白山市素有“立体资源宝库”、“长白林海”、“人参之乡”之美称。肥沃的土地、丰富的森林、矿产、山珍土特产和旅游资源给白山带来了广阔的开发前景。全市有林地面积14761平方公里，境内森林覆盖率达83，人均森林蓄积量167立方米，相当于全国人45、均森林蓄积量的19倍，是中国的主要木材产区之一。同时也是东北“三宝”人参、貂皮、鹿茸角的故乡。境内野生动物350余种，其中国家规定的保护动物东北虎、棕熊、马鹿、猞猁、香獐等珍禽异兽有37种之多。2300多种野生植物中，经济植物1500余种，其中人参、灵芝、高山红景天、五加参、天麻、月见草等药用植物900多种，白丁香、铃兰、夜来香、天女木兰等芳香植物200余种，绿色食用植物有木耳、山芹菜、蕨菜、薇菜、松籽、蘑菇等200余种。经济植物以野山参、园参最为著名，人工种植园参已有300多年历史，是全国重要的人参种植、加工、销售集散地。白山地区已发现煤、铁矿石、石英砂、硅石、滑石、硅藻土、膨润土、石膏、水46、晶浮石、火山渣、大理石、高岭石、玛瑙、铅、锌、铜、镁、金、锑、银、磷等金属和非金属矿100多种，占全省发现矿产的73%。目前已探明储量的有36余种，矿产储量大、品位高，成矿条件好。xx县、八道江区列入全国60个重点产煤县之列，白山矿产资源开发前景十分广阔。白山市工业经济以坚持加快发展为主题，以结构调整为主线，以提高经济效益为中心，着力解决工业经济运行中的矛盾和问题，充分发挥资源优势，加大技改投入，增强自主创新能力，优化企业运行机制，加快工业经济总量的扩充步伐，实现了工业经济的稳步增长。经济实现较快增长。2006年实现生产总值（GDP）191.9亿元，比上年增长18.1%，增长率创历史新高。全市47、人均GDP达到14746元。 厂址周围环境本工程厂址均位于xx区，xx区西南距白山市19km，是白山市重要工业基地，面积1348km2。全区辖8镇，区委区政府驻孙家堡子镇。本阶段经现场踏勘和听取当地政府建议，拟选了三个厂址：分别是苇塘沟厂址、八宝工业区厂址和孤老院厂址。三个厂址对应灰场是后堡子灰场和苇塘沟灰场。（详见厂址地理位置及总体规划图）苇塘沟厂址：位于孙家堡子镇与砟子镇交界处的八宝村境内，孙家堡子镇西南，浑江东岸，厂址东面临近山脚，西南距白山市约12km，距砟子镇约2.5km。厂址西侧与浑江之间有一条地方公路通过，道路为混凝土路面，将来改造为工业区道路（下简称工业区道路），电厂进厂道路可48、从此路引接。后堡子灰场位于厂址东南约4.5公里，苇塘沟灰场位于厂址东北约3公里。八宝工业区厂址：厂址位于八宝工业区北部，东侧与苇塘沟厂址一河之隔。八宝工业区内主要规划建设一座选煤厂和砖厂，并结合本工程电力项目，形成以煤为主、煤电综合利用为一体的工业园区。厂址西侧的浑白铁路由于压矿问题，已进行改线，将线路由浑江河东岸，改至工业区西侧。工业区结合铁路改线，进行了统一规划，在工业区内设置了铁路站场，为煤炭输送创造了便利条件。目前该线路正在建设中。后堡子灰场位于厂址东南约4.8公里，苇塘沟灰场位于厂址东北约3.3公里。孤老院厂址：位于山前坡地上，东侧紧邻鹤大公路，距工业区约350m。进厂道路可从鹤大公49、路引接。后堡子灰场位于厂址东南约5.0公里，苇塘沟灰场位于厂址东北部约5.3公里。 厂址自然条件白山市地处长白山腹地，境内山峰林立，绵亘起伏，沟谷交错，河流纵横。长白熔岩台地和靖宇熔岩台地覆盖境内大部分地区，龙岗山脉和老岭山脉斜贯全境。龙岗山脉海拔800-1200米，相对高度在500700米之间；老岭山脉山体高大，海拔10001300米，相对高度500800米之间。鸭绿江沿岸地形起伏较大，沟谷切割较深，地势较险峻。境内最高点长白山主峰白云峰海拔2691米，为东北地区最高峰。主要河流有鸭绿江、头道松花江、二道松花江、浑江等。苇塘沟厂址和工业区厂址均位于浑江河两岸冲积滩地上，地势平坦，起伏较小，苇50、塘沟厂址自然标高在528m左右，工业区厂址自然标高在520.4m-521.90m之间。孤老院厂址位于山前坡地上，地势由东向西逐渐增高，自然地面标高在517550之间，高差较大。 厂址占用土地及拆迁条件苇塘沟厂址：东侧紧邻山脚，厂址区域地势平坦开阔，原为地方规划堆放垃圾场地。场地东西可利用宽度约为490，南北向长度约500m。可利用场地面积26.7公顷，可满足4300MW建设用地要求。场地性质现为一般农田。场地内无拆迁工程量。八宝工业区厂址：厂址位于工业区内，南侧与八宝选煤厂仅一墙之隔，场地东西向宽度约320m，南北向长度约450m。可利用场地面积16.4公顷，只可满足2300MW建设场地要求，51、本期厂区占地16.4公顷。场地性质现为建设用地。场地内无拆迁工程量。孤老院厂址：厂址位于八宝工业区西南，厂址位于山前坡地上，东西向平均宽度约200m，南北向长度约1000m。可利用场地狭小，可利用场地面积25公顷，可满足2300MW建设用地并可留有一定的再扩建余地。场地性质现为一般农田。场地内需对国姿北药周边房屋及附属物进行拆迁。 厂址设计水位1) 八宝工业区厂址八宝工业区厂址位于浑江右侧河滩上、洗煤厂北侧，根据1:50000地形图厂址标高为520.4m-521.90m之间，通过水文分析计算厂址处百年一遇洪水位为520.80m,厂址处百年一遇洪水淹深为0-0.4m。2) 苇塘沟厂址苇塘沟厂址位52、于浑江左侧，与八宝工业区厂址隔河相对，根据1:50000地形图厂址标高为528.00m左右, 通过水文分析计算厂址处百年一遇洪水位为520.80m,厂址处不受百年一遇洪水影响。3) 孤老院厂址孤老院厂址位于八宝工业区厂址西南侧1km处，场地自然地面标高在517550之间, 通过水文分析计算厂址处百年一遇洪水位为516.90m左右,厂址处不受百年一遇洪水影响。4) 内涝情况及3050年河岸变迁根据调查情况和厂址地形条件分析，厂址不存在常年内涝积水问题。但八宝工业区厂址靠近浑江河道，需对河道侧进行防冲刷处理。对于孤老院厂址压占一条小山沟，需考虑排洪问题。5.2 交通运输 公路xx区辖区内的主要公路53、有：国道201线59.3公里，鹤大线一级公路10.3公里，省道303线二级公路19.3公里，省道204线18.5公里；县道石三线二级公路28.2公里，湾漫线二级公路43.5公里，农村公路77条427.5公里，公路总里程603公里，公路密度0.45公里/平方公里，已基本形成以县城为中心，以国、省、县干线公路为骨架、连接乡村公路和专用公路的公路交通网络。砟子镇地理位置优越，交通便利，鹤大公路贯穿境内，另有矿区专用道路若干条，是通往抚松县、长白县、临江市和长白山旅游热线的交通枢纽。本工程燃煤运输考虑以管带运输为主，公路运输为辅，三个厂址进厂道路均可通过矿区专用路接至鹤大公路，交通极为便利。 铁路xx54、区的铁路交通比较方便,境内铁路有通白线、浑白线等铁路通过，另有煤矿铁路专用线。工业园区距八宝火车站2公里。为解决浑白线压覆的煤炭，建设八宝矿井，浑白线在八宝矿井井田范围段进行改道，改道长度4.4公里，现已开工建设，计划第2年底完工。施工期间大件运输可运至八宝车站，然后经汽车运至电厂。矿井专用线：矿井利用八宝铁路站场线路，装车点位于八宝站站场线路。工业园区八宝矿井建设规模180万t/a，其中洗精煤58万t/a，经铁路装车外运。矿用材料、设备，以生产规模%3计，5.4万t/a经铁路运入。主要技术标准（与支线一致）铁路等级：“工企”级正线数目：单线限制坡度：上行（重车方向）6，下行（轻车方向）15最55、小曲线半径：400m 牵引种类：电力机车类型：SS7牵引定数：上行4000t，下行1500t到发线有效长度：880m闭塞方式：继电半自动5.3 水文气象5.3.1 厂址水文条件1）地形地貌本工程所在地地处吉林省东南部，白山市辖区的东北部，东与抚松县为邻，西北与柳河县交接，西南与八道江区相接，南与临江市毗连，北与靖宇县接壤。厂址区域处于长白山腹地，长白山主峰西麓，境内多高山河谷，地貌为九山半水半分田，地势较为复杂，河流蜿蜒、沟谷交错，植被较好。2）气象水文白山市属于北温带大陆亚湿润季风气候，四季分明，干湿适中，气候特点是春季干旱多风，夏季温暖多雨，秋季晴朗温差大，冬季寒冷而漫长。最低气温-35.56、5，最高气温35.8，年平均气温4.7。年平均降雨量为800mm左右，浑江从市中穿过。 3）河流水系选定厂址相距较近，处在同一流域，厂址位于鸭绿江右岸浑江支流流域内，浑江发源于长白山系龙岗山脉的老爷岭南麓。其自东北向西南，流经吉林省白山市、xx市、在辽宁省境内汇入鸭绿江。河长430km,流域面积15302km2；其中吉林省境内河长226.3km，流域面积8425km2，河道平均比降为2.6，流域内植被良好。浑江流域上游建有八道江、xx、下龙头、东村水文站。4）历史洪水浑江流域地处长白山主脉和龙岗山脉之间，山脉走向为东北-西南，西南来的暖湿空气沿喇叭口的山谷向东北而上，特殊的地形条件有利于辐合上57、升运行的加强和水汽的集中，在台风和气旋的影响下，不但暴雨发生频繁，而且也是暴雨高值区。大暴雨多发生在7月至8月，一次暴雨过程基本为三天。据文献资料记载该地区历史上发生过六场较大洪水,其为1888、1923、1957、1960、1995、1996年。根据吉林省浑江干流防洪工程白山市段初设水文水利计算报告（1999年8月 吉林省水利水电勘测设计研究院），八道江水文站（控制流域面积1424km2）百年一遇洪峰流量为3340m3/s。通过对厂址附近的洪水调查，八宝工业区厂址靠近河道侧受河水影响；苇塘沟厂址、孤老院厂址由于地势较高，不受河流洪水影响。 厂址气象条件厂址附近有白山气象站，白山气象站位于八道58、江区东山山顶,北纬4156,东经12626,拔海高度为520.6m ,该站始建于1981年，具有较长的资料系列。1）常规气象项目根据观测资料，统计提出的常规气象条件，成果见表3.1-1。表3.1-1 常规气象成果表 项 目统计值备 注年平均气温（）4.7极端最高气温（）35.81972年7月18日极端最低气温（）-35.51952年平均气压（hPa）954.4年平均最高气温（）11.5年平均最低气温（）-0.8年平均降雨量（mm）842.9平均相对湿度（%）70最大积雪厚度（cm）482001年2月01日最大冻土深度（cm）1301984年3月15日平均风速（m/s）2.02）冬、夏季及全年盛59、行风向统计气象站冬、夏季及全年风向频率，统计成果为：冬季盛行风向为SSW、相应频率为14%；夏季盛行风向为WSW、相应频率为12%；全年盛行风向为SW 、相应频率为14% 。3）暴雨强度公式采用给水排水设计手册提出的xx的暴雨强度公式： 1154.3(1+0.7lgp)q= t0.6式中：q暴雨强度（升/秒公顷）；p重现期（年）；t 降雨历时（分钟）。 水源条件电厂水源以城市污水为主，浑江河流地表水为备用水源，建议电厂取水口设在下游的八道江水文站附近，水文站建于1961年，测站以上流域面积为1424km2，根据水文站观测资料分析浑江取水段97%设计年径流成果见表4-1。在天然状态下P=97%的60、年径流量为13248.38104m3，最小枯水流量为0.21m3/s。根据水文站资料，取水河段含沙量、水温情况见表4-2、4-3。浑江河段初冰发生在10月下旬至11月上旬，终冰发生在3月下旬至4月中旬，封冰日数在100天150天，平均126天，平均冰厚0.97m。大洪水时，漂浮物较多，主要为圆木，最大直径为1.0m，长度7m8m,此外还有杂草、庄稼等。 浑江取水段97%设计年径流成果 单位：104m3 月份一月二月三月四月五月六月七月分配比0.00670.00380.04890.20740.10230.21050.1212径流量88.7150.74647.942746.831354.7927861、8.351605.66月份八月九月十月十一月十二月年分配比0.20090.05220.02250.01460.00921.0000径流量2661.31691.59298.07193.39121.0013248.38 浑江各月含沙量情况 单位：g/m3月份123456789101112年多年平均含沙量24.728.096.521211539444251211116.420.320.7315最大含沙量10917093437201870623080508740255083.667.363.98740最小含沙量0.34.74.44.96.02.81.70.31.01.01.01.40.3 浑江各月水温62、情况 单位：月份123456789101112年平均3.810.716.818.416.313.67.11.5最高16.019.827.027.828.722.017.08.528.7/1962最低04.05.512.912.67.00.600/19705.3.4 小结1）八宝工业区厂址处百年一遇洪水位为520.80m,厂址处百年一遇洪水淹深为0-0.4m，厂址靠近浑江河道，需对河道侧进行防冲刷处理；苇塘沟厂址不受百年一遇洪水影响；孤老院厂址不受百年一遇洪水影响，但厂址压占一条小山沟，需考虑排洪问题。2）浑江河流地表水为备用水源，根据水文站观测资料分析，在天然状态下P=97%的年径流量为13263、48.38104m3，最小枯水流量为0.21m3/s。建议业主尽快委托水利部门进行水资源论证。3）冬季盛行风向为SSW、相应频率为14%；夏季盛行风向为WSW、相应频率为12%；全年盛行风向为SW 、相应频率为14%。5.4 供水水源 概述水是人类赖以生存和国民经济建设中不可缺少、不可替代的自然资源。“保护和合理利用水资源”已列为我国的基本国策，并作为可持续发展战略被放在更突出的位置。本工程拟建电厂地处东北地区，为了最大限度的节约电厂用水，保护资源和环境，采用空冷技术是行之有效的措施。为提高电厂用水的社会效益，除做好电厂内的节水外，选择合理的供水水源，既是电厂改善周边用水环境的最优措施，也是解64、决缺水地区工农业用水和可持续发展的战略性对策之一。因此，根据电厂区域水源条件，白山电厂可用水源主要有浑江地表水、xx区煤矿疏干水、xx区污水处理厂水源。结合电厂供水系统特点，本工程拟采用xx区市政自来水水源作为电厂生活消防水源；xx区煤矿疏干水作为电厂锅炉补给水及热网补水水源；xx区污水处理厂二级出水经深度处理后的再生水作为电厂其它生产用水的供水水源，浑江地表水作为生产用水的备用水源。电厂合理地利用污（废）水资源，有利于改善区域水环境质量。本工程建设2台300MW空冷机组，电厂除采用空冷节水技术外，还通过梯级开发、一水多用、废水回收等综合措施，将电厂的用水指标控制在较先进的水平上。经初步估算，65、本工程2300MW机组设计用水量约330m3/h左右，其中，电厂生活消防用水量为8m3/h，年需水量约为7104m3；电厂锅炉补给水及热网补水需水量约为150m3/h，年供水量约为90.75104m3；电厂其它生产用水量约为172m3/h，年供水量约为104.06104m3。2300MW机组设计用水量约330m3/h左右，若去除供热耗水约50m3/h左右后，其空冷机组耗水量仅为280m3/h，机组耗水指标为0.13m3/S.GW。5.4.2 污水处理厂水源根据白山市xx区提供的资料，白山市xx区拟于第2年-2009年建设生活污水集中处理厂，现正在编制可研报告和初设方案，污水处理厂拟建在xx区城66、区西侧、八宝煤矿以东。污水处理厂日处理量为2.5104m3/d（1042m3/h），达到二级排放标准对外排放。污水处理厂一期工程日处理水量可达到2.5104m3/d，电厂其它生产用水量约为172m3/h（0.4128104m3/d），从水量看，污水处理厂经处理后的中水，作为电厂本期工程除生活、消防及锅炉补给水、热网补给水以外的其它生产用水的水源是有保证的。污水处理厂的出水水质如不能满足电厂用水水质要求，需要进一步处理以降解水中的杂质，在电厂或污水处理厂设置中水深度处理站，以满足再生水用作冷却水的水质控制指标”的要求，污水深度处理工艺根据污水处理厂出水水质待定。 煤矿疏干水水源根据白山市xx区提67、供的资料，xx区输干水的煤矿主要是由八宝煤矿及苇塘煤矿矿井输出，八宝煤矿最大出水量为276m3/h（6624m3/d），最小出水量155m3/h（3720m3/d）；苇塘煤矿最大出水量260m3/h（6240m3/d），最小出水量145m3/h（3480m3/d），两煤矿输干水最大出水量总和为536m3/h（12864m3/d），最小出水量300m3/h（7200m3/d）。煤矿疏干水无其它用户，均就近排入浑江。电厂锅炉补给水及热网补水需水量约为150m3/h，由以上资料可知，煤矿疏干水水源最大出水量及最小出水量均能满足电厂锅炉补给水用水需要。煤矿输干水的出水水质如不能满足电厂用水水质要求，需68、要进一步处理以降解水中的杂质，在电厂内设置水处理净化站，以满足锅炉补给水水质指标的要求，水处理净化站处理工艺根据疏干水水质待定。 浑江地表水水源浑江为鸭绿江右岸一大支流，位于东经1204312650北纬40414217之间。三岔子以上为河源区，西南、西北、东北三岔分别发源于长白山系龙岗山脉南麓的大板石岭、长旗岭、枫叶岭，汇入三岔子镇后称浑江，沿途经浑江、xx、集安等市县，于浑江口屯注入鸭绿江，全长430km，省内全长229km，流域面积8425k。浑江流域内高山群立，森林茂密，地形起伏较大，地势为东北高，西南低，海拔在200m1500m之间。浑江在群山间蜿蜒而过，河系发达，水量丰富。浑江属于山69、区性河流，河道比降大，多急滩哨口，全河平均比降为2.6/1000。浑江流域内雨量充沛，多年平均降雨量为840mm，年内分配极不均，多集中在夏秋7、8月份，降雨量占全年降雨量的50以上，而暴雨经常引发洪水。电厂取水口拟建在八道江水文站下游附近，八道江水文站建于1961年，测站以上流域面积为1424km2，根据水文站观测资料分析浑江取水段在天然状态下P=97%的年径流量为13248.38104m3，最小枯水流量为0.21m3/s。（以上数据待落实）根据水文站资料，浑江河段初冰发生在10月下旬至11月上旬，终冰发生在3月下旬至4月中旬，封冰日数在100天150天，平均126天，平均冰厚0.97m。电70、厂水源取水河段较顺直，河床为沙、卵石组成，河床稳定。由于河道宽浅，枯水季节不利于取水，因此拟建拦河坝取水设施。 结论及建议1）电厂合理地利用污（废）水资源，有利于改善区域水环境质量，符合国家的水资源利用政策。2）污水处理厂日处理水量为2.5104m3/d（1042m3/h），水量满足电厂172m3/h的用水要求，电厂以污水处理厂二级出水作为电厂工程除生活、消防及锅炉补给水、热网补给水以外的其它生产用水的水源是有保证的。3）拟选厂址毗邻煤矿，煤矿疏干水作为电厂锅炉补给水及热网补水水源，根据建设方提供的资料，其出水量能满足要求。4）电厂拟设取水河段以上浑江基本没有开发利用，属天然态，P97保证率枯71、水期最小流量为0.21m3/s。电厂本期补给水量约为322m3/h（0.089m3/s），本期工程取水拟采取拦河坝取水。因此，浑江地表水水源作为电厂生产用水的备用水源，其水量是满足的，作为备用水源电厂供水将更加可靠。5）建议电厂尽快取得中水、煤矿疏干水、浑江地表水用水的供水协议。5.5 贮灰场 概述本期电厂建设2300MW煤矸石坑发电机组，年设备利用小时数为5500小时，采用干式除灰系统。依据xx发电有限公司签定的粉煤灰综合利用协议，本工程粉煤灰全部综合利用。根据火力发电厂水工设计规范的要求：规划阶段，贮灰场的总容积应达到能存放按电厂规划容量计算20年左右的灰渣量，设计阶段贮灰场应分期、分块建72、设，初期征地能存放按本期电厂容量及设计煤种计算的10年左右灰渣量，初期形成的库容应能容纳电厂实际排入35年的灰渣量，当综合利用条件较好时，灰场征地年限宜适当减少。根据白山市灰渣综合量用情况，本工程灰场容量按电厂2300MW机组排灰渣量本期3年设计。本期工程2x300MW机组的年排灰渣量为176.0x104t/a。与本工程苇塘沟厂址、八宝工业区厂址、孤老院厂址配套的灰场为后堡子灰场和苇塘沟灰场。 灰场自然条件后堡子灰场，位于电厂三个厂址的东南方向，距苇塘沟厂址、八宝工业区厂址的直线距离约5km，距孤老院厂址的直线距离约5.5km。该灰场三面环山，沟谷呈南北走向，库区地势相对变化较大，最大高差约473、0.550.0m，山谷开阔，沟底为一般农田和建设用地，两侧山体有针叶和阔叶混交林。沟底有小水沟，库区内有十几户住户需搬迁，库区有一条乡间柏油路需改建。厂址距库区有柏油路连通，交通便利。苇塘沟灰场，位于电厂三个厂址的东北方向，距苇塘沟厂址的直线距离约3.0km，距八宝工业区厂址的直线距离约3.5km，距孤老院厂址的直线距离约5.5km。灰场沟口较窄，库内较开阔，库区较长，灰场三面环山，地势为西北高东南低，属山谷灰场。库区地势相对变化较大，最大高差约40.050.0m，沟底为荒地，两侧山体有针叶和阔叶混交林。沟底有小水沟，库区内有二十多户住户需搬迁。厂址距库区有柏油路连通，交通便利。 灰场工程设想74、1）贮灰年限根据所选两灰场的地形，后堡子灰场按最终堆灰标高630.0m计，有效容积为638.43104m3,可供电厂2300MW机组贮灰3.6年。苇塘沟灰场，按最终堆灰标高690.0m计，有效容积为3002.2104m3,可供电厂2300MW机组贮灰17年。灰场采用分期分块建设，分格使用。根据现场地形和灰场与厂址的相对位置关系，本工程选用后堡子灰场作为推荐厂址的灰场。后堡子灰场初期征地约45.50104m2。2）初期坝设置为满足灰场的使用要求，根据后堡子灰场的自然条件，在灰场下游沟口修建初期坝，灰场后期采用干灰调湿碾压筑坝。初期坝可保证碾压灰坝坝脚的稳定，当灰场堆灰高度达到设计标高、碾压灰坝形75、成后，初期坝将起到灰场排水棱体的作用，由于目前无水文资料，本阶段初期坝高暂按15m计。根据当地材料，初期坝拟采用碾压碎石土坝，坝内坡1：2.0，外坡1：2.5，坝顶宽度为5.0m，初期坝上游坡设一层500g/m2土工布作为反滤层，下游坝坡护坡采用土工布和干砌石相结合。3）灰场排水、绿化和防渗为使干灰场运行方便，使沟谷内现有水排出和防止灰场上游洪水进入库区，本阶段暂按在灰场库尾设一拦洪坝体，并在坝基下设一内径3000mm钢筋混凝土预应力管，将洪水引至下游消力池。待下阶段有水文资料后再对灰场的防排洪措施进行规划。灰场内的雨水经排水竖井、排水涵管、消力池排出坝外。 为防止飞灰对周围的影响，灰场内设喷76、洒设施，粉煤灰坝坡采用粉煤灰砌块网格植被护坡，灰场外设10m宽的防风绿化带，并且在灰场附近设2500m2的灰场管理处，加强对灰场的管理。灰场使用完毕覆土造林或还田。为防止雨水下渗对地下水造成影响，灰场防渗本阶段暂按灰场底部铺一层土工膜考虑，下阶段有岩土工程报告后再详细论述。 灰场的运行及环境保护灰场的运行方式应考虑为粉煤灰的综合利用提供便利条件。灰场的运行，由坝前分段开始向库区内推进，库区内堆灰应分区分块堆放，尽量减少堆灰作业面。灰渣运至灰场后，应及时进行灰面的整平、碾压、洒水，保持灰面的湿润，以防止飞灰造成环境污染，并应及时绿化灰场周围，保护环境。灰场压实灰体达到设计标高以后，灰面及时复土植77、树造林，以防灰面被扰动，引起灰尘飞扬。灰场运行主要设备：推土机 3台振动压路机 3台洒水车 2辆装载机 1台工具车 1辆 建议干灰场运行成功的关键在于管理方式，干灰场在我国运行已经多年，目前运行中的主要不足是管理不善对周围环境造成污染，为便于干灰场管理，适应现代市场发展需要，建议灰的运送、铺摊、碾压均承包给有经验的专业化公司经营，满足环保要求，并接受电厂监督，统筹考虑灰渣综合利用和堆贮问题，拓展灰渣综合利用途径，将灰渣作为建筑原材料就地转化，变废为宝，这样既可以减少运输成本，增加经济效益，又对电厂长远发展有利。 5.6 厂址的区域稳定与工程地质 执行标准本工程地质执行的标准主要有：岩土工程勘察78、规范（GB500212001）；火力发电厂岩土工程勘测技术规程（DL/T5074-2006）；建筑抗震设计规范(GB50011-2001)；建筑地基基础设计规范（GB500072002）；建筑桩基技术规范（JGJ94-94）。5.6.2 区域自然地理及地质概况1) 地理位置白山市位于吉林省南部，xx区位于白山市西北方向约20km，公路、铁路网发达，交通便利（图1）。厂址位置图1 拟建厂址地理位置图2) 水文气象境内河流浑江为鸭绿江右岸一大直流，属山区性河流，河网发达，水源丰富。流域内植被发育良好，山坡上杂草丛生，沿河两岸滩地多为水旱田。本区气候属寒温带大陆性季风气候。冬季漫长，夏季炎热多雨，温79、差大。年平均降水量871mm，多集中在7、8月份。3) 地质概况(1) 地形、地貌境内地形起伏较大，以中低山、丘陵和河道为主。浑江流域，支流众多，河道蜿蜒曲折多急滩，河道平均比降为2.6。(2) 地层概况本区域地质分区属辽东分区浑江小区。本分区基底岩系包括太古界（At1、At2）和下、中元古界（Pt1、Pt2）。之上地层有：上更新统（Q3）陆相湖盆地的粘性土夹砂砾、卵石层堆积物；全新统（Q4）分四个冰期和间冰期沉积的，以砂和砾石为主，以及粘性土、淤泥夹泥炭地层。 区域地震及构造稳定性1) 区域构造区域内主要断裂构造有：浑江断裂带和鸭绿江断裂带（见图2待补）。(1) 浑江断裂位于xx浑江湾沟一带80、，呈北东向延伸。由南、北两支组成，是III级构造单元的分界线。断裂长达100km，为压性断裂。北支：由xx市北四方山，向北东经板石沟至三岔镇一线。由数条断层组成，总体呈北东50方向延伸，断面多倾向北西，局部倾向南东，倾角在5060。南支：西起浑江红土崖之南，向北东至二道湖石青沟一线，总体走向50-60。(2) 鸭绿江断裂断裂由辽宁省沿鸭绿江进入吉林省xx地区的集安，向北东经延边地区的松江明月镇，越天桥岭伸向黑龙江省。省内长达500km，总体走向4550。该断裂大体以松江一带为界划分为西南和东北两段。西南段：基本沿鸭绿江延伸，主体在集安一带，向北经朝鲜后在临江一带复又进入吉林省并达两江一带,与东81、北段衔接,为台区III、IV级构造单元分界线。断层倾向140，倾角50，表现为压剪性。东北段：又松江向北东明月镇。庙岭达天桥岭。以压剪性断裂为主。其走向4550，倾向南东，倾角6075。2) 构造稳定性自1970年有地震记录以来，拟选厂址区域内未发生过5级以上地震，其中在浑江断裂带区域内发生的最大地震为1994年的4.7级地震，鸭绿江断裂带区域内未发生过4.0级的地震。综上，拟选厂址区域属较稳定地块，适宜建厂。但按照地震安全性评价管理条例有关规定，该工程项目应在可行性研究阶段进行地震安全性评价工作。依据中国地震动峰值加速度区划图（GB18306-2001图A1），拟选厂址区域地震基本烈度6度，82、地震动峰值加速度值0.05g。 拟选厂址工程地质条件1) 厂区工程地质条件三个比选厂址分别为：八宝工业区厂址、苇塘沟厂址、孤老院厂址，均位于浑江两岸滩地（图3）。(1) 地形地貌三个比选厂址分别位于浑江两岸滩地，地势平坦开阔，最宽处约2km，江滩之外为中低山、丘陵，起伏较大，陡缓不一。三个厂址均位于浑江河流阶地同一地貌单元，工程地质条件相近，因此一并叙述。(2) 地层岩性场地地层岩性主要为粉土，砂土、卵、砾石和粘性土。属于河流冲洪积相沉积，分布不稳定，厚度不均匀。地层岩性简述如下： 漂石：灰色，磨圆较好，分选差，松散，一般粒径3060cm，夹有2030的卵、砾石，层厚约1.00m。 粉土：浅黄83、色，稍密，干强度及韧性低，无光泽，摇振反应迅速，土质不均匀，砂含量较高，夹细、中砂层。层底埋深1.003.00m。承载力特征值fak=120kPa。 粉质粘土含卵、砾石：黄褐色，软可塑，土质不均匀，干强度及韧性中等，稍有光泽。粘性土约占60，砂约占25，卵、砾约占15。层底埋深2.007.00m。承载力特征值fak=180kPa。 卵石：杂色，约占60，充填物为砂土和粘土。磨圆较好，分选差，呈稍密状态。层底埋深15.0020.00m。图3 比选厂址、灰场地理位置图承载力特征值fak=400kPa。 下伏基岩为砂岩、砂质页岩和灰岩。强风化为主，承载力特征值fak=200500kPa。2) 灰场工84、程地质条件拟选两个灰场分别是苇塘沟灰场和后堡子灰场，均位于浑江支流旧河道及两岸坡地（图3）。(1) 地形地貌两灰场地貌上属于浑江支流旧河道及两岸坡地，呈“U”型：苇塘沟灰场河道较宽，两岸坡地较缓；后堡子灰场，河道相对较窄，两岸坡地较陡，起地势伏大。两灰场相距较近，属同一地貌单元，工程地质条件变化不大，一并叙述。(2) 地层岩性河床沟谷中沉积地层以第四系冲洪积砂、卵石层为主。两岸坡地为一、二级河流阶地，主要由第四系冲洪积粘性土和砂土组成，夹卵、砾石层。3) 地下水拟选厂址厂区位于河漫滩和一、二级阶地，地下水埋藏较浅，地下水位埋深约1.005.00m。拟选灰场地势低洼的河床沟谷区域地下水位埋深约085、.005.00m。 不良地质问题根据现场踏勘、调查分析，拟选厂址区域，无难以克服的不良工程地质作用。xx区煤矿藏丰富，据当地矿管部门介绍，拟选八宝工业区厂址、苇塘沟厂址不存在压覆矿产（煤矿）问题，孤老院厂址可能存在压覆矿产问题（煤矿），需在可行性研究阶段进行压覆矿产评估工作。 地基方案设想根据已搜集到的资料显示，各拟选厂址上部卵石层厚度较大，承载力较高，承载力特征值fak可达400kPa，可作为建筑物基础很好的持力层。初步分析，厂区主要建筑物可考虑采用天然地基或换填处理方案。 结论及建议 各拟选厂址和灰场区域，属较稳定地块，适宜建厂。但按照地震安全性评价管理条例的有关规定，该工程项目应在可行性86、研究阶段进行地震安全性评价工作。 拟选厂址区域，无难以克服的不良工程地质作用。 拟选厂址厂区位于浑江河漫滩和一、二级阶地，场地地层主要为粉土、粘性土和砂卵石层。拟选灰场，河道中以砂、卵石地层为主，两岸坡地为一、二级河流阶地，主要由粘性土和砂土组成，夹卵、砾石层。 拟选厂址厂区地下水位埋深约1.005.00m。拟选灰场地势低洼的河床沟谷区域地下水位埋深约0.005.00m。 初步分析，拟选八宝工业区厂址、苇塘沟厂址不存在压覆矿产（煤矿）问题，孤老院厂址可能存在压覆矿产问题（煤矿），需在可行性研究阶段进行压覆矿产评估工作。 依据中国地震动峰值加速度区划图（GB18306-2001图A1），拟选厂址87、区域地震基本烈度6度，地震动峰值加速度值0.05g。 各拟选厂址上部卵石层厚度较大，承载力较高，承载力特征值fak可达400kPa，可作为建筑物基础很好的持力层。初步分析，厂区主要建筑物可考虑采用天然地基或换填处理方案。第六章 工程设想6.1 装机方案设想xx白山煤矸石电厂工程建设2300MW机组，留有扩建可能性。6.1.1 装机方案本工程为坑口电站，主要燃用白山市xx区当地煤矿所产的煤矸石。1）空冷机组选型湿冷汽轮机组在我国已经得到广泛应用，具有技术成熟、运行稳定、厂用电量低、供电煤耗率低等优点，但耗水量很大。空冷机组用水量仅为湿冷机组的25%左右，选用空冷机组适合白山地区可持续发展的要求。88、目前用于火力发电厂机组末端冷却的空冷系统主要有直接空冷系统和间接空冷系统。两种空冷方案主要技术特点如下：两种空冷系统的技术比较表序号比较项目直接空冷系统间接空冷系统1运行检修直接空冷系统简单，设备少，冷却效率高，控制系统不复杂，运行调整比较简便灵活，初期投资少。直接空冷真空系统庞大，抽真空时间长，大型轴流风机多，检修工作量稍大，但不频繁，厂用电高。表面式凝汽器间接空冷系统增加了中间冷却环节，系统比较复杂，设备较多，运行操作烦杂，初期投资高。检修工作量相对较少。能耗小。2夏季热风根据国外已运行的直接空冷机组经验，直接空冷机组存在夏季热风回流的影响，通过风洞试验研究影响规律，分析气象条件，合理确定89、空冷平台地朝向，设置一定高度的挡风板最大限度的减少夏季环境自然风的影响。空冷塔也存在对夏季大风的敏感性，选择合理的塔高，使它对夏季热风地防范能力强于直接空冷系统。3冬季防冻直接空冷系统采用适当的顺逆流比例配置，在低气温及低负荷运行工况下，能有效的防止蒸汽过冷及凝结水的结冰，避免空冷凝汽器损坏。大型轴流风机采用变频调速电机，通过编程分组控制风机、调节空冷凝汽器的进风量，以达到防冻目的。表面式凝汽器间接空冷系统在空冷塔进风口处设置百叶窗及启闭执行结构，采用远程及就地两种方式控制百叶窗开启的角度来调节进风量，长期运行百叶窗易变形，机械部件灵活性差，可靠性受到影响。4噪音问题直接空冷系统采用低噪音轴流90、风机，降低通过空冷凝汽器的迎面风速，在距空冷岛100m处噪音控制在55分贝左右，最大限度的减少噪音影响满足环保要求。表面式凝汽器间接空冷系统空冷塔基本无噪音，满足环保要求。5占地面积直接空冷系统占地面积小，并且空冷平台下还可以布置变压器等设施。表面式凝汽器间接空冷系统占地面积大， 从国内外投运的情况来看，直接空冷系统和表凝式间接空冷系统都有300MW等级的机组在运行，海勒式间接空冷系统因其系统复杂，因直接空冷系统具有系统较简单、投资省、占地面积少等优点，尤其是在二十世纪七十年代后，一些困扰直接空冷技术应用的技术问题得到解决，电厂直接空冷技术的应用开始进入较快的发展期，相继在世界上一些富煤缺水地91、区为300MW、600MW级的大容量汽轮发电机组配置了直接空冷系统，直接空冷技术已与间接空冷技术并驾齐驱，发展速度超过了间接空冷系统。本工程初可阶段推荐直接空冷机组。2）锅炉选型对于300MW发电机组，可供选择的炉型主要有亚临界自然循环煤粉炉和亚临界循环流化床锅炉。其中300MW煤粉炉技术引进多年，技术成熟可靠，在国内拥有大量的运行业绩，哈锅、上锅、东锅均有成熟的设计和制造经验。而300MW循环流化床锅炉技术是在上世纪90年代末期才开始投入商业运行，目前拥有该技术的国外大公司主要有美国福斯特惠勒公司和法国ALSTOM等公司。2003年4月1日，以四川白马项目为依托，以技贸结合的方式，哈锅、上锅92、和东锅同时与ALSTOM公司签署了ALSTOM公司成员整合的200350MW大型CFB锅炉技术引进合同。技术引进的培训工作已于2004年全部完成。目前国内已有云南宣威、巡检司、河北秦皇岛三期等多台机组成功投运。亚临界循环流化床锅炉燃料适应性强，能够稳定燃烧多种劣质燃料。除了烟煤外，还可燃烧无烟煤、劣质烟煤、褐煤、石煤和矸石等固体燃料，并且可以达到较高的燃烧效率。即使对一台已经投运的循环流化床锅炉，如果煤种有较大变化，锅炉也能正常运行，这是煤粉炉无法做到的。本工程以煤矸石最为主要燃料。只有循环流化床锅炉才能满足这一要求。所以综上所述，本期工程推荐使用循环流化床锅炉。6.1.2 主机规范6.1.293、.1 锅炉型式：循环流化床、亚临界一次中间再热自然循环汽包炉、紧身封闭、钢构架、固态排渣。过热蒸汽：流量（MCR/额定）： 1056/1005t/h出口蒸汽压力（MCR/额定）： 17.5/17.5MPa(g)出口蒸汽温度： 540再热蒸汽：蒸汽流量（MCR/额定）： 876.4/837.1t/h进口蒸汽压力（MCR/额定）： 4.043/3.837MPa(g)出口蒸汽压力（MCR/额定）： 3.837/3.641MPa(g)蒸汽温度： 540给水温度（MCR/额定）： 281.7/278.4排烟温度（MCR/额定）： 142/139锅炉效率： 92.0%（按低位发热值）锅炉最低稳燃负荷： 394、5%BMCR脱硫效率： 90NOx排放浓度： 不高于350 mg/Nm3空气预热器： 容克式四分仓.2 汽轮机型式：亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴单抽、直接空冷供热凝汽式额定功率（TRL工况）： 300MW最大连续功率（TMCR工况）： 325MW主汽门前蒸汽压力： 16.7MPa（a）主汽门前蒸汽温度： 537主汽门前蒸汽流量： 1005t/h 中联门前蒸汽压力： 3.546MPa（a）中联门前蒸汽温度： 537中联门前蒸汽流量： 1606.969t/h采暖抽汽压力： 0.250.65MPa最大采暖抽汽量： 550t/h排汽压力： 0.013MPa（a）保证热耗（THA工况） 81295、0kJ/kW.h回热系统： 7级 （三高、三低、一除氧）.3 汽轮发电机发电机主要参数如下：额定容量： 353MVA额定功率： 300MW最大连续功率： 325MW（注：在额定电压、额定频率、额定功率因数和额定氢压条件下，并与汽轮机TMCR进汽量下的阻塞背压工况的出力相匹配。）额定电压： 20kV额定功率因数： 0.85（滞后）额定频率： 50Hz额定转速： 3000r/min定子绕组绝缘等级： F（按B级绝缘温升使用）转子绕组绝缘等级： F（按B级绝缘温升使用）定子铁芯绝缘等级： F（按B级绝缘温升使用）额定氢压： 0.35MPa效率： 98.9冷却方式： 水、氢、氢励磁方式： 自并激静止励96、磁 燃烧系统.1 给煤系统给煤系统布置四台一级给煤机及四台二级给煤机，采用炉侧六点给煤，即炉前煤斗里的煤经给煤机送至位于炉膛两侧的四个回料装置和从侧墙直接给煤的两根给煤管线，直接给煤口引入一次热风作为播煤风，以保证给煤在炉内的均匀扩散。在所有给煤管线上均有冷二次冷风作为给煤密封风，以防止炉内正压烟气返窜入给煤机。每台锅炉设置四座矩形截面钢制原煤仓，总有效容积可满足锅炉BMCR工况运行8小时以上的燃煤要求。.2 石灰石粉系统为满足锅炉环保排放要求，需向燃烧室内添加石灰石作为脱硫剂，石灰石既用于脱硫，又起到循环物料作用。石灰石粉外购，电厂内不设石灰石破碎系统。石灰石粉罐车运输进厂，卸入石灰石粉库，97、通过仓泵将石灰石粉送入煤仓间石灰石粉仓内，由粉仓落下的石灰石粉经过石灰石粉给料机，通过石灰石输送风机将石灰石输送到四个回料阀的返料管线上，从炉膛两侧分四点送入炉膛。每个石灰石给料管线上均设二次冷风作为正压密封风，防止炉内正压烟气返窜。每台锅炉设置一座矩形截面钢制石灰石粉仓，其有效容积可满足锅炉BMCR工况运行10小时以上的燃煤要求。.3 一次风系统每台机组设两台离心式一次风机，一次风经过一次风机、四分仓回转式空预器后，通过一次热风道，经床下启动燃烧器，分别进入水冷风室内，再由布风板进入炉内，保证炉内物料的流化，并将部分小颗粒物料提升起来；另外，从热一次风道上分别引出两股风，作为两侧墙给煤的播煤98、风，以保证给煤在炉内的均匀扩散和分布，有利于保证床温的均匀分布。一次风主要是作为炉膛的物料流化风。在一次风管上设有风道燃烧器，在锅炉启动时加热一次风，缩短启动时间。.4 二次风系统二次风由两台离心式二次风机供给，二次冷风除一部分送到给煤管线上，作为给煤密封风；一部分送到石灰石管道上，作为石灰石密封风和冷却风及吹灰器的冷却风外，其余均进入空气预热器内加热，然后由二次热风道送到炉前，再由多只二次风管分两层不同高度进入炉内，起到补充燃烧和输送床料的作用，并实现分级送风，降低NOx排放。.5 高压风系统五台高压流化风机（四运一备）分别为冷渣器、外置式换热器、回料阀提供流化风。该风机暂定为罗茨风机。.699、 烟气系统炉膛内燃烧产生的烟气从炉膛里出来后先经过旋风分离器。在旋风分离器里，较粗的灰被分离出来，烟气则进入尾部受热面，经过省煤器、四分仓回转式空预器、静电除尘器和引风机，由烟囱排入大气。每台炉设置两台静叶可调轴流式引风机、两台双室五电场静电除尘器，除尘效率99.75%，两炉共用一座210米高，出口内径6.5米的烟囱。从旋风分离器分离出来的灰粒进入密封回料器（锥形阀），一部分灰通过回料管直接进入炉膛（热灰），另一部分灰则通过锥形阀进入外置床，经过换热后再通过另外的回料管进入炉膛（冷灰）。通过锥形阀调节热灰和冷灰比，可以比较准确地控制炉膛温度。.7 床料启动系统锅炉冷态启动时，需要预先往炉膛底部100、密封回料器和外置床中加入砂或炉渣作为启动床料。利用底灰输送系统可以把床料送入底灰库，在底灰库下部设有一套气力输送系统，把床料输送至炉膛底部、密封回料器和外置床。.8 点火及助燃油系统本工程锅炉点火燃油系统使用0号轻柴油，外来油采用汽车运输方式，由于本工程为新建工程，需新建供、卸油设施和燃油罐，燃油泵房设两台缷油泵和三台供油泵， 油罐区内安装2座500m3地上储油罐。6.1.4 热力系统热力系统的拟定在考虑系统运行安全性、经济性和灵活性，并能适应一定调峰能力的基础上，尽可能的简化系统。除辅助汽水和热网系统外，主汽、再热、主给水、凝结水等系统均采用单元制系统。6.1.4.1 主蒸汽、再热蒸汽机旁101、路系统主蒸汽、再热冷段、再热热段管道均采用2-1-2布置；主蒸汽、再热蒸汽热段分别由过热器出口集箱、再热出口集箱接出，接至汽轮机；再热蒸汽冷段则由高压缸排汽接出至锅炉再热进口集箱。主蒸汽管道上不装设流量测量装置，主蒸汽流量由汽轮机调速级前后的蒸汽压差确定。采用2-1-2布置方式其优点是可简化管道布置，节省管道投资，有利于消除进汽机的主蒸汽和再热蒸汽左右侧产生的温度偏差及由于左右侧管道布置不对称而引起的压力偏差。主蒸汽管道的主管采用A335P91无缝钢管(内径管)，再热(热段)蒸汽管道的主管采用A335P22无缝钢管(内径管)，再热(冷段)蒸汽管道采用A672B70CL32电熔焊钢管。白山电厂处102、于东北严寒地区，冬季平均气温低且持续时间长，对于直接空冷机组，由于在冬季环境较低的情况下，一旦近汽量减少且持续时间较长，极易造成局部冻结。为防止机组在冬季启动时空冷岛散热管发生冻结现象，机组宜采用高中压联合启动或中压缸启动方式，配置高、低压两级串联简化旁路系统，以满足机组在冷态、温态、热态和极热态等各种条件下的启动要求。由于本工程采用循环流化床锅炉，再热器由高温和低温再热器两级组成，其高温再热器布置在外置换热器中，在汽机甩负荷汽机切除后不再向锅炉提供再热蒸汽，由于耐火材料和床料的蓄热量较大，所以对旁路系统的容量较常规机组要大，通常需要4050BMCR以冷却高温再热器，因此现阶段旁路系统容量暂定103、为40BMCR。6.1.4.2 高压给水系统给水系统采用单元制。直接空冷机组由于汽轮机背压高，随气温变化频繁，若采用汽动泵，排汽接入主凝汽装置，存在小汽轮机运行工况变化频繁和调节复杂等问题，因此对空冷机组宜采用电动给水泵。本工程拟采用电动调速给水泵，每台机组配三台50%容量的电动调速给水泵，两台运行，一台备用。高压加热器采用大旁路系统，当3台高压加热器中任何1台发生故障时，同时解列三台高加，同时开启旁路直接向省煤器供水。相对于小旁路可以简化系统，减少阀门的用量，节省投资。给水系统可为再热器减温器、过热器减温器及旁路系统提供减温水。给水系统管道采用15NiCuMoNb5-6-4无缝钢管。.3 抽104、汽系统汽机回热系统设有7级抽汽，1、2、3段抽汽向3台高压加热器供汽；4段抽汽供汽至除氧器、辅助蒸汽联箱以及热网加热蒸汽等，除氧器采用滑压运行； 5、6、7段抽汽向3台低压加热器供汽。为防止汽轮机超速和进水， 1至6段抽汽管道上设有速关气动止回阀和电动隔离阀。.4 凝结水系统凝结水从排汽装置热井来经凝结水泵进入凝结水精处理装置处理后，经一台轴封冷却器，三台低压加热器进入除氧器。每台机组设1台150m3凝结水补充水箱，2台凝结水补充泵，补充水泵除可为凝汽器补水外，还可用于锅炉启动注水。6.1.4.5 加热器疏水系统高、低压加热器正常运行时，各加热器的疏水均采用逐级串联疏水方式，即高压加热器疏水从105、1#到2#到3#高加，最后从3#高加进入除氧器。每级高加还分别接有一根到高加事故疏水扩容器的事故疏水管道。正常运行时，低加疏水经过各自的调节阀逐级回流至凝汽器，故障时通过其各自的事故疏水调节阀进入凝汽器。轴封加热器疏水单独回流入凝汽器，疏水管路设置多级水封。.6 真空系统本系统设有三台100%容量水环式真空泵，机组正常运行时一台运行两台备用。当运行泵故障或者机组真空降低到规定值时，联锁启动备用泵。当机组启动时，三台真空泵可同时运行，以加快抽气速度，尽快建立真空，真空达到要求后，进入正常运行。.7 辅机冷却水系统冷却水系统采用开、闭结合方式。开冷水为深度处理的中水，闭冷水采用除盐水。除汽机润滑油106、冷却器、真空泵冷却器及闭式冷却水换热器的冷却水由开式冷却水提供外，其他部分采用闭式冷却水系统。.8 辅助蒸汽系统全厂辅助蒸汽系统在机组启动、停机、正常运行和甩负荷等工况下向除氧器、汽轮机轴封，临炉加热用汽和暖风器加热等用汽各用汽点提供符合参数要求的蒸汽。每台机组设一个辅助蒸汽联箱，向各自的用汽点供汽。两台机组的联箱间设联络管道。辅助蒸汽有三个汽源。第一台机组启动时由启动锅炉来汽；机组正常运行时由四段抽汽来汽；机组低负荷时由冷再热蒸汽系统来汽。本工程设一台35t/h快装燃油启动锅炉。.9 供热系统根据白山市xx区的热负荷情况，本期对外供热介质采用热水，供水温度为130，回水温度为70，供热系统采107、用一级加热系统。厂内热网系统采用母管制，两台机组在厂内设一座热网加热首站。6.1.5 主厂房布置主厂房布置采用汽机房、除氧煤仓间、锅炉房三列式布置方式。汽机房运转层采用大平台布置，两台汽轮发电机纵向顺列布置，机头朝向固定端。汽机房跨度27m，分0.0m、6.3m和12.6m三层布置。除氧间和煤仓间合并为单框架结构，布置在汽机房和锅炉房之间，跨度10m，分为0m层、6m层、12.6m层（运转层）、19m层（除氧器层）、26.6m层（给煤机层）、46.5m层（皮带层）。锅炉采用紧身封闭布置，岛式布置，设给煤机大平台，各层平台根据设备运行维护的需要设置。锅炉间运转层标高与汽机间运转层标高一致，同为1108、2.6m。两炉之间又布置有集中控制楼、化学取样及电子设备楼、机组排水槽等。为便于通行，炉前留有6.5m的通道，每台锅炉的电梯布置在锅炉尾部烟道右侧（从炉前看）锅炉附柱范围内。每台炉零米层布置有一台定期排污扩容器，五台高压流化风机；两台一次风机对称布置在锅炉尾部烟道两侧；两台二次风机也对称布置在锅炉尾部烟道两侧，与一次风机并列集中布置，便于维护、检修。炉后依次布置烟道，静电除尘器，引风机。每台炉配置两台双室五电场静电除尘器，除尘器效率不小于99.75%；每台炉配两台静叶可调轴流引风机。除尘器入口前设置一条宽8m的通道。两台炉除尘器之间布置除灰综合控制楼。两台炉共用一座高210m，出口内径为6.5109、m的钢筋混凝土烟囱。主厂房布置主要尺寸数据表项 目单 位数 量汽机房柱距m9、12不等柱距跨度（AB）m27汽机房长度m145.8汽轮发电机组中心线距A列柱距离m11.8运转层标高m12.6行车轨顶标高m24.3屋架下弦标高m28.1除氧煤仓间跨度m10除氧器层标高m19给煤机层标高m12.6皮带层标高m46.5锅炉房炉前距离m6锅炉深度m67.82锅炉宽度m40运转层标高m12.6热网站跨度m27长度m9运转层标高m12.6汽机房A列至烟囱中心线距离m183 热工控制炉、机、电单元集中布置，采用两机一控的集中控制方式，集中控制室设置在主厂房内，两台机组之间的CD列，12.6m运转层，不单独设110、集控楼。单元机组控制，采用分散控制系统（DCS），机组的人机接口采用LCD加大屏幕显示器，控制台上布置DCS系统操作员站及少量的紧急事故操作按钮，作为机组的监控中心。对于全厂的辅助车间设煤、水、灰三个监控点，采用可编程序控制器（PLC）+上位机实现监控功能。并通过接口与全厂监控信息系统（SIS）通讯。设置全厂闭路电视监视系统，用于厂区内重要区域的监视，其摄像信号引入有人值守的控制室内。厂级自动化系统包括厂级监控信息系统（SIS系统）及厂级管理信息系统（MIS系统）。 机组热经济性指标序号名 称单位采暖期凝汽工况1采暖期发电功率MW300.0-2纯凝汽发电功率MW-300.03发电热耗率kJ/ 111、kW.h770782104采暖运行小时数h4008-5非采暖运行小时数h-14926年发电量kW.h2.16x1091.14 x1097采暖抽汽压力MPa0.4-8平均采暖抽汽量t/h2x74-9发电标煤耗率kg/ kW.h0.2890.30810年对外供热量GJ/a135470411年发电量kW.h3.3x10912机组发电利用小时数h550013本期年耗标煤量t/a102237014年均供热标煤耗kg/GJ39.1515年均发电标煤耗kg/ kW.h0.29516全厂热效率%44.1717采暖期热电比%15.66.2 电厂总体布置设想 全厂总体规划白山电厂建设2300MW单抽凝汽式供热机组112、，配循环流化床锅炉，采用直接空冷冷却方式。本阶段所选3个厂址，均能满足电厂本期建设的占地要求。苇塘沟厂址和工业区厂址分别位于浑江及工业区道路东西两侧，地势平坦，起伏较小；孤老院厂址位于山前坡地上，紧邻鹤大公路西侧，场地地势起伏较大。结合厂址周围环境、公路引接条件等因素，厂区总体规划如下：1) 厂区主入口和进厂设置苇塘沟厂址和工业区厂址位于工业区道路两侧，主入口均考虑设在临近工业道路方向，进厂道路从工业区道路引接。孤老院厂址位于鹤大公路西侧，厂区主入口布置在厂区南侧，进厂道路从鹤大公路引接。三个厂址均临近道路，进厂便利顺畅。2) 高压出线考虑到厂址位置、电厂属性和装机规模，电厂以220kV电压并113、网，初步考虑新建2回220kV线路接入厂址北侧的三岔子变电站，导线型号均采用LGJ-2400mm2。厂内电气主接线采用双母线，电厂本期2台300MW机组均以发电机变压器组型式接入电厂220kV配电装置，电厂起备变可由厂内母线引接。3) 供水水源污水处理厂拟建在xx区城区西侧、八宝煤矿以东。备用水源取自浑江江水。4) 燃煤运输本工程燃煤运输考虑以管带运输为主，公路运输为辅，不考虑铁路运煤。其中八宝选煤厂的燃煤全部考虑采用管带输送，其它部分采用公路运输。5) 灰场本期工程灰渣全部用于综合利用，拟选后堡子和苇塘沟2个备用灰场， 新建运灰道路约5.5km。6.2.2 厂区总平面规划布置6.2.2.1 114、苇塘沟厂址由于本工程所处区域主导风向大致为南风，次主导风向为北风，从空冷岛朝向分析，汽机房A列可以朝南或朝向东西，因此厂区总平面布置初步考虑南北朝向和东西朝向两个方案。大致方案布置如下：南北朝向布置方案：厂区初步考虑采用四列式布置格局。主厂房A列向南，固定端向西，由南向北依次布置配电装置区、空冷岛、主厂房、煤场。场地可满足4300MW建设场地要求。为方便进厂道路引接，将厂区固定端朝西，面向厂址西侧紧邻的工业区道路。主厂房A列外布置空冷岛及配电装置区，电气向南出线。煤场及输煤设施区布置在主厂房北侧，燃煤运输考虑以管带运输为主，公路运输为辅的运输方式，而煤矸石主要来源于厂址西南方向的选煤厂，因此将115、输煤管带自厂区西侧入厂，同时将汽车卸煤沟布置在厂区西北角。水处理及燃油库区布置在主厂房西侧，管线连接短捷顺畅。厂前区布置在空冷岛西侧，面向厂外道路，生产综合楼和生活综合楼分布于主进厂道路的南北两侧，主入口正对主厂房，立景效果良好。生产综合楼南侧是机力塔及供氢站，位于厂区西南角。厂区设置了两个出入口，主出入口设在厂区西南角，由厂区西侧工业区道路引接，长约60m，路面宽9m，混凝土路面；次出入口设在厂区的西北角，是电厂主要物流（燃料、材料和灰渣等）出入口，同样由工业区道路引接，长约60m，路面宽7m，混凝土路面。厂区竖向布置：厂址位于浑江河东岸冲积滩地上，地势平坦，起伏较小，自然地面标高在5205116、23之间，因此厂区竖向布置采用平坡式布置形式，排水方式采用雨水管道排水方式，场地的水汇集到道路，经雨水口通过雨水管道排至厂外。厂区初平土方填挖方各约10万方。本期厂区围墙内占地面积18公顷。东西向布置方案：厂区同样考虑采用四列式布置格局。主厂房A列向东，固定端朝南，由于东向西依次布置配电装置、空冷岛、主厂房、煤场。场地可满足4300MW建设场地要求。厂区固定端朝南，进厂道路由厂址西侧工业区道路引接。主厂房A列外布置空冷岛及配电装置区，电气向东出线。煤场及输煤设施区布置在主厂房西侧，靠近选煤厂，输煤管带自厂区西侧入厂，汽车卸煤沟布置在厂区西南角。厂区辅助及附属建构筑物和厂前区布置在厂区南部固定端117、。从场地布置条件分析，本厂址均可满足厂区南北向和东西向布置要求，场地条件较好，鉴于阶段所限，尚无法确定空冷最佳朝向，厂区总平面格局暂按南北向布置方案考虑。.2 八宝工业区厂址本厂址厂区总平面布置考虑南北朝向布置，厂区初步考虑采用四列式布置格局。主厂房A列向南，固定端向东，由南向北依次布置配电装置区、空冷岛及主厂房、煤场。场地可满足本期2300MW建设场地要求，但无法留有再扩建余地。为方便进厂道路引接，将厂区固定端朝东，面向厂址东侧的工业区道路。电气向南出线。煤场及输煤设施区布置在主厂房北侧，燃煤运输考虑以管带运输为主，公路运输为辅的运输方式，南侧选煤厂与厂址仅一墙之隔，输煤管带直接由厂区南侧入118、厂，汽车卸煤沟布置在厂区东北角。水处理布置在主厂房东侧，管线连接短捷顺畅。厂前区布置在空冷岛东侧，生产综合楼和生活综合楼分布于主进厂道路的南北两侧，主入口正对主厂房，立景效果良好。生产综合楼南侧是机力塔及燃油库区，位于厂区东南角。厂区设置了两个出入口，主出入口设在厂区东南侧，由厂区东侧工业区道路引接，长约80m，路面宽9m，混凝土路面，需跨越浑江；次出入口设在厂区的东北侧，是电厂主要物流（燃料、材料和灰渣等）出入口，同样由工业区道路引接，长约75m，路面宽7m，混凝土路面，需跨越浑江。厂区竖向布置：厂址位于浑江河西岸冲积滩地上，地势平坦，起伏较小，自然地面标高在520523之间，因此厂区竖向布119、置采用平坡式布置形式，排水方式采用雨水管道排水方式，场地的水汇集到道路，经雨水口通过雨水管道排至厂外。厂区初平土方填挖方各约10万方。本期厂区围墙内占地面积15.3公顷。由于本场地东西向短，南北向长，如考虑东西向布置方案，将配电装置布置在浑江河东侧，煤场布置在铁路西侧，用地边界超出地方规划用地界限，本阶段暂按南北朝向方案考虑。.3 孤老院厂址本厂址厂区总平面布置考虑南北朝向布置，厂区同样考虑采用四列式布置格局。主厂房A列向南，固定端向东，由南向北依次布置配电装置区、空冷岛及主厂房、煤场。场地可满足本期2300MW建设场地要求。为方便进厂道路引接，将厂区固定端朝东，面向厂址东侧的鹤大公路。主厂房120、A列外布置空冷岛及配电装置区，电气向南出线。煤场及输煤设施区布置在主厂房北侧，燃煤运输考虑以管带运输为主，公路运输为辅的运输方式，选煤厂位于厂址东北方向，输煤管带由厂区东北侧入厂，汽车卸煤沟布置在厂区东北角。由于场地为南北方向长，东西方向短，场地相对狭小，因此将厂区辅助及附属建构筑物布置在厂区的东部以及南部。厂前区布置在主厂房东侧。厂区设置了两个出入口，主出入口设在厂区东南侧，由厂区东侧鹤大公路引接，长约80m，路面宽9m，混凝土路面；次出入口设在厂区的东北侧，同样由鹤大公路引接，长约80m，路面宽7m，混凝土路面。厂区竖向布置：厂址位于山前坡地上，地势由东向西逐渐增高，自然地面标高在5175121、50之间，高差较大，因此厂区竖向布置采用阶梯式布置形式，排水方式采用雨水管道排水方式，场地的水汇集到道路，经雨水口通过雨水管道排至厂外。厂区初平土方填挖方各约80万方。本期厂区围墙内占地面积18公顷。本厂址也可考虑东西向布置方案：由于场地东西方向短，南北方向狭长，受场地限制，将主厂房A列向东，固定端朝南，厂区采用二列式布置格局。由东向西依次布置配电装置区、空冷岛及主厂房，煤场布置在主厂房南侧，输煤管带自厂区东侧入厂，汽车卸煤沟布置在厂区西南部。进厂道路由厂址东侧鹤大公路引接。此方案布置较为凌乱，本阶段暂按南北朝向方案考虑。6.3 燃料输送xx白山煤矸石发电厂工程位于白山市xx内，xx白山煤矸石122、发电厂工程规划容量为4300MW机组，一期装机容量为2300MW机组。运煤系统作为公用设施应根据全厂规划容量统一考虑，由于目前可逆锤击式碎煤机出力最大为600t/h，并且为了降低本期工程造价，卸煤系统按规划容量4300MW机组设计，本期上煤系统按2300MW机组设计，待下期扩建时再增加一套上煤系统。 卸煤装置及储煤设施1）卸煤装置本工程厂外运输方式采用公路与皮带机联合运输方式，厂内设置与此对应的卸煤装置，厂内设一座15个卸车货位的汽车卸煤沟，年卸煤能力约250万吨，运煤汽车到达厂内之后，直接进入卸煤沟内，然后由卸煤沟下的叶轮给煤机、皮带机系统运送到煤场内。汽车卸车沟上不设置汽车卸车机，来煤车辆123、全部采用自卸汽车，电厂不自备运煤汽车，运煤汽车由运输公司提供。自卸车可直接在煤沟上卸车，煤沟下面设两路带式输送机，每路带式输送机配备2台出力 Q=750th的SYG-750型双侧叶轮给煤机，与下部带式输送机出力一致。利用管状带式输送机运输至厂内的燃煤直接经斗轮机卸入煤场，管状带式输送机参数为：=500mm，V=3.15m/s、Q=1500t/h。2）贮煤及贮煤设施煤场总储煤约10.3万吨，煤场长为200m，宽为80m堆高13.5m，可满足本期工程2300MW机组燃用约8天，煤场主要设备为 2台DQL1500/100040型悬臂式斗轮堆取料机，斗轮机回转半径为35米，堆料出力均为1500t/h，124、取料出力均为1000t/h。煤场还配备了 2台TY220型推土机和1台装载机, 用于煤场压实、整理及辅助斗轮机进行堆取料作业。为了满足环保要求，煤场周围设防风抑尘墙。下期扩建时，煤场延长即可。电厂煤场容量的选择主要由煤矿的供应条件、煤炭的运输条件、电厂在电网中的作用以及煤的品质条件来考虑。火力发电厂设计技术规程中第7.4.1.2条规定： “不经过国家铁路干线或采用带式输送机的发电厂，贮煤场容量应不小于全厂5d的耗煤量”。由于电厂来煤采用公路与皮带机联合运输方式，并且全部采用当地燃煤，电厂来煤能够得到很好的保证，供煤稳定可靠，因此本期煤场8天的储量能够保证电厂的安全运行。 输送系统及筛、碎设备本125、工程输送系统采用两种规格的带式输送机，以贮煤设施为界，卸煤系统至贮煤设施为卸煤系统出力，采用B=1400mm，V=2.5m/s，Q=1500t/h的胶带输送机，贮煤设施到主厂房为上煤系统出力，采用B=1200mm，V=2.5m/s，Q=1000t/h的胶带输送机。本工程采用循环硫化床锅炉，为了满足锅炉的燃煤要求，全厂采用两级破碎，筛碎设备布置在贮煤设施之后的碎煤机室内，第一级破碎装置：碎煤机采用出力为1000t/h环式碎煤机，出料粒度30mm，第二级破碎装置采用可逆锤击式碎煤机，每路带式输送机设2台碎煤机，共4台碎煤机，每台碎煤机出力为500t/h，出料粒度8mm。 辅助设施及附属建筑电厂设有126、入厂煤机械采样装置和入炉煤机械采样装置，可对电厂来煤和进入锅炉房的原煤进行自动采样。本工程在进入电厂的道路上设有3台汽车衡，用于公路来煤计量。本工程运煤系统采用程序控制，独立运行的系统和设备采用自成体系的程序控制。贮煤设施、煤仓间等重要生产场所设置电视监控系统。运煤系统的各运煤转运点、碎煤机室、等扬尘点均设置水喷淋抑尘设施和相应的除尘设施。运煤系统中装设三级除铁器。运煤系统的煤仓间、贮煤设施, 卸车设施、转运站、输煤廊道和碎煤机室地面均采用水力清扫。清扫后的污水汇集到煤场附近的煤泥水集中处理设施内进行处理,处理后的水和煤泥回收使用。运煤系统设有推煤机库、综合楼、程序控制室等附属建筑。 煤尘防治127、1）防止撒煤及抑尘措施(1) 带式输送机采取防跑偏措施，导料槽采取密封措施，头部漏斗采用两级合金清扫器，犁煤器漏斗设置锁气挡板。(2) 系统中尽量减少交叉，尽量压缩落煤管长度，无法避免时采用缓冲滚筒或锁气挡板。(3) 在各带式输送机头部、导料槽出口、碎煤机出口均设置自动喷水雾装置。2）除尘在碎煤机出口、各转运点导料槽、煤仓等扬尘点均设置除尘器，以使上述诸点形成负压,粉尘无法外溢。除尘器定期排放污水，与地面冲洗水统一集中处理。运煤系统地下建筑设置通风换气系统。3）清扫运煤系统内各环节的地面清扫均采用水力清扫。冲洗地面后的污水汇入各转运站内的集水坑，然后由液下多用泵回收到煤场旁的煤泥水处理室。处理128、后的水作为地面冲洗水重复使用。6.4 除灰渣系统6.4.1 概述1）工程概况本期工程的装机方案为2300MW亚临界一次中间再热抽汽凝汽机组配循环流化床锅炉。2）主要设计原则除灰渣系统的设计，将认真执行国家的基本建设方针和技术经济政策，坚持“以人为本”和“安全可靠、经济适用、成熟先进、符合国情”的电力建设原则。设计方案力求安全可靠、技术进步、经济合理、施工运行方便、节约用水、节约用地和节约能源等。并积极地为灰、渣综合利用创造条件，满足“灰渣分排、粗细分排的原则”。在确保除灰、渣系统安全、可靠、经济运行的前提下，力求系统简洁，以降低工程造价。6.4.2 原始资料1） 燃煤来源本期工程建设两台300129、MW燃煤机组，燃煤为白山市主要煤矿有xx矿业集团下属各个矿井所产煤矸石。2） 耗煤量项 目单位2300MW设计煤种小时耗煤量t/h568年耗煤量104t/a312.4备注：年计算耗煤量按5500小时计算；3) 煤质分析数据表名 称符 号单 位设计煤种一、煤质分析资料全水分Mt%6.8空气干燥基水分Mad%0.97空气干燥基灰分Aad%56.23收到基灰分Aar%53.12干燥基灰分Ad%57.27空气干燥基挥发分Vad%11.62干燥无灰基挥发分Vdaf%35.34空气干燥基全硫St.ad%0.45干燥基全硫St.d%0.46空气干燥基氢Had%3.14空气干燥基弹筒热值Qb.adj/g119130、67干燥基高位热值Qgr.dj/g11995收到基低位热值Qnet.arj/g103416.4.3 除灰渣系统设计.1 灰渣量2300MW机组灰渣量见下表：项目t/ht/a设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种灰量175.36964480渣量143.84791120灰渣总量319.21755600注：(1) 灰渣分配比例：灰占55%，渣占45%，机械未完全燃烧损失q4=3%;(2) 锅炉年运行小时数：5500小时；(3) 除尘器效率：99.75%。.2 除渣系统除渣系统拟采用干式机械除渣方式。本系统采用每台炉配一套机械除渣系统的单元制方案。按照锅炉资料，每台锅炉配备4台滚筒冷渣机，冷渣机采用循环水冷131、却方式，可将锅炉的底渣冷却到150以下；4台冷渣机排出炉渣排入链斗输送机，再经主厂房外的斗式提升机，最后排入钢制渣仓。每台炉设2座渣仓，单座渣仓的有效容积为750m3，2座渣仓互为备用，可满足1台锅炉约20h的排渣量。每个渣仓底部设2个出口，其中1个出口下设1台双轴搅拌机，另1个出口下设1台散装机。可根据综合利用要求取干灰或加湿外运。本期2台炉的除渣系统完全相同，对称布置。.3 除灰系统本期工程2台炉的除灰系统拟采用按正压浓相气力输送方式。除尘器每个灰斗下设1台灰输送器，飞灰经灰输送器由压缩空气通过灰管输送至灰库。本期2台炉共设3座灰库，灰库的直径均为15m，每座灰库的有效容积为3000 m3132、，其中1座为原灰库、1座为粗灰库、1座为细灰库；在灰库的顶部，设置了一套干灰分选装置，分选后的粗灰进入粗灰库，分选后的细灰进入细灰库。输灰管道在灰库间设置了切换装置，原灰库和粗灰库平均可贮存2台炉约30h的排灰量，细灰库平均可贮存2台炉大于48h的排灰量。粗、细灰库可通过输灰管道上的切换阀能互为备用。.4 储灰、卸灰系统为了防止灰库下灰不畅，在灰库运转层上设置4台罗茨风机和4台空气电加热器，灰库底部透过陶瓷气化板均匀吹入热空气，使灰库底部形成流态化层，加强灰的流动性。罗茨风机及空气电加热器均三台运行一台备用。每座灰库的顶部，均配有布袋除尘器，以满足灰库外排空气的含尘量符合国家有关标准，使废气排133、放符合国家环保部门的有关标准。灰库顶部还设有真空压力释放阀，保证灰库在大量卸灰或温度急剧变化时，平衡灰库内外压力，从而保证灰库的安全。每座储灰库下均设1个干灰排放口和1个湿灰排放口，干灰排放口下部设有干灰散装机，将干灰装入罐车外运供综合利用。湿灰排放口下部设有湿式搅拌机，将干灰加水搅拌制成含水率为1520%的湿灰后，运至灰场碾压堆放或供湿灰用户。.5 压缩空气系统为减少占地面积和初投资，压缩空气系统拟采用全厂配气中心的供气方式，采用非常成熟的螺杆式空压机供气，空气压缩机出口设有空气干燥器、除油、除尘等后处理设备，以杜绝压缩空气带水引起输灰管堵塞现象。压缩空气采用母管制供气方式，空压机的运行采用134、智能控制模块进行控制，从而可以从空压机的参数、台数、运行方式上进行优化配置，从而可降低设备初投资及运行费用。空压机容量和台数的确定，随气力输送系统类别而定。输送压缩空气和控制压缩空气系统拟采用合并设计，即合用一套气源系统，以简化系统、方便管理。本工程空压机与空气干燥器的台数和容量，暂按配置5套64Nm3/min的螺杆式空压机考虑，运行方式为4台运行、1台备用。为保证输送空气的品质，每台空压机配备了1台组合式干燥机，对空气处理设备进行除油、除水、除杂质等处理。处理后的压缩空气作为气力除灰系统输送及仪用气源、除渣系统仪用气源、机炉等其他仪用气源。最终方案根据确定的气力除灰系统来确定。6.4.3.6135、 灰渣厂外运输大、中型燃煤发电厂灰渣厂外主要有两种输送方式，一种是专用汽车运输，一种是皮带运输。本工程灰渣主要供综合利用用户使用，只有节假日综合利用受阻时才运往备用灰厂，考虑到电厂今后运行管理和降低成本、竞价上网需要，电厂甚至可以不购置车辆而将灰渣、石膏外运对外承包或租赁经营，因此现阶段暂按采用密闭灰渣运输汽车将灰渣运往综合利用地点或灰场考虑。6.4.3.7 除灰渣系统控制方式除灰渣系统的控制纳入辅助车间集中控制系统，在除灰除尘控制室集中控制，就地不设单独除灰控制室。在除灰除尘控制室集中操作员站上，可对整个除灰渣工艺系统进行集中监视、管理和自动顺序控制，还可以实现远方软手操。考虑设备的检修和紧136、急事故处理，在设备附近设有事故启停开关。6.5 供排水系统6.5.1 空冷系统目前火力发电厂机组末端冷却的空冷系统主要有直接空冷系统和间接空冷系统，间接空冷系统又分为带表面式凝汽器的间接空冷系统和带喷射式(混合式)凝汽器的间接空冷系统。从国内外投运的情况来看，直接空冷系统和间接空冷系统都有300MW等级的机组在运行；但国内300MW等级及以上近期在建和拟建空冷机组，在通过技术经济比较后认为直接空冷系统具有设备少、占地面积小、初投资较小、系统相对简单、运行灵活等优点而被推荐采用，结合本工程实际情况，电厂所处地区为东北地区，所以本工程机组推荐采用直接空冷系统。直接空冷系统的工艺流程为：汽轮机排出的137、乏汽由主排汽管道引出汽机房“A”列外，垂直上升到一定高度后水平分管，再从水平分管分出支管，垂直上升引至空冷凝汽器顶部，蒸汽从上部连箱进入空冷凝汽器，轴流冷却风机使空气流过凝汽器外表面，与空气进行表面换热后冷凝。冷凝水由凝结水管汇集至凝结水箱，经凝结水泵升压并精处理后，送至汽轮机热力系统。直接空冷原则性汽水系统图见图1。空冷凝汽器由顺流（指蒸汽与凝结水的相对流动方向）管束和逆流管束两部分组成。顺流管束是冷凝器的主要组成部分，可冷凝75%80%的蒸汽。设置逆流管束主要是为了能够比较顺畅地将系统内的空气和不凝结气体排除，避免运行中的空冷凝汽器内的某些部位形成死区，冬季形成冻结的情况。直接空冷系统主要138、特点1) 汽轮机背压变动幅度大。汽轮机排汽直接由空气冷凝，其背压随环境空气气温变化而变化，电厂地区四季气温及昼夜温差变化较大，要求汽轮机有较宽的背压运行范围。2) 真空系统庞大。汽轮机低压缸排出的乏汽，经大直径的排汽管道引出主厂房外，用空气作为冷却介质通过钢制散热器进行表面热交换，冷凝排汽需要很大的冷却面积，导致真空系统容积庞大，1台300MW直接空冷机组真空系统的容积约40000-50000m3。3) 电厂整体占地面积小。由于直接空冷凝汽器采用机械通风，占地面积小于自然通风冷却塔，而且布置在汽机房A列外高架平台上，平台下面仍可布置变压器、出线架构和空冷风机配电间等建构筑物，占地空间得到充分利139、用，使得电厂整体占地面积相对减小。4) 厂用电量增加。直接空冷系统所需的空气由大直径的风机提供，2台300MW直接空冷机组需要大直径轴流风机数量在50台左右，能耗高于常规冷却系统；再加上直接空冷机组一般采用电动给水泵，也增加了厂用电量。直接空冷机组厂用电率比湿冷机组约增加1-1.5%左右。5) 防冻措施灵活可靠，直接空冷系统可通过风机的变频调速、停运部分或全部风机来调节空冷凝汽器的进风量，或使风机反转吸取热风来防止系统冻结，调节相对灵活，效果好、运行可靠。6.5.2 厂外补给水系统电厂2300MW空冷机组设计用水量约330m3/h，其中辅机冷却水322m3/h（0.7728104m3/d），由140、xx区污水处理厂深度处理后的再生水及煤矿疏干水供给；备用水源为浑江地表水。.1 中水补给水系统拟建污水处理厂距电厂的供水管线长度约为800m，从取水口至厂址间管线沿途地形平坦。污水处理厂处理后的中水经升压泵升压后，通过2条DN300的压力管道送至厂区进行深度处理后，供给辅机循环水系统等生产用水单元，厂外补给水管道采用耐腐蚀塑料复合管，埋地敷设。.2 矿井疏干水补给水系统矿区煤矿矿井疏干水经蓄水池收集，再经水泵升压后,通过一根DN700埋地管道（PCCP管）送至电厂污水深度处理站。来水经处理满足水质要求后补至电厂各用水点。.3 地表水补给水系统电厂备用水源取水口拟建在八道江水文站下游附近，备用水141、供水管线长度约为5km，取水口处拟建拦河坝取水设施及一座取水泵房。升压后通过1条DN400的压力管道送至厂区内各用水点。6.5.3 节水措施本工程采用先进的废水处理技术、综合多项节水措施，力争减少全厂用水和废水排放量。本工程 2300MW机组设计用水量约330m3/h，其中，中水水源及煤矿疏干水供水量为322m3/h，年供水总量约为194.81104m3；电厂生活消防用水量为8m3/h，年需水量约为7104m3。电厂拟采取以下节水措施：采用直接空冷系统的耗水量可降至相当于湿冷系统耗水量的15%25%。2）轴承用水及取样冷却水等采用闭式循环冷却系统，减少冷却水的排放量；其它工业水回收。3）辅机循142、环水排污水、反渗透排水回收用于脱硫制浆系统。4）采用干除灰，节约除灰用水。5）工业废水处理后重复利用于除灰用水、输煤冲洗水、灰场喷洒水等。6）生活污水经处理后重复利用于公用给水系统等。7）锅炉排污水回收作为热网补水。8）辅机冷却塔设除水器，减少冷却系统风吹损失水量。9）辅机冷却塔的补水系统采用自动调节方式，根据系统水位变化自动调节补给水量。10）加强各用水点的用水和排水水量、水质的监控、监测，按水质、水量要求控制调度全厂用水。 6.6 电气系统 电气主接线1）本工程规划建设规模2300MW供热机组，厂内设220kV配电装置，电气主接线采用双母线接线。每台机组以发电机-变压器组单元接线方式接入2143、20kV母线，两台机组设1台起动/备用变压器，电源由220kV母线引接。根据系统资料，本期出线两回220kV线路至三岔子220kV变电站，并留有扩建余地。1#、2#主变压器及起动/备用变压器通过220kV架空线接入220kV配电装置。1-2#主变及高备变通过220kV架空线接入220kV系统。因接入方案未审查，最终方案待接入系统方案审查后确定。本期工程220kV配电装置采用屋外配电装置。2) 主变压器采用三相双卷无激磁调压变。发电机与主变压器及高压厂用变压器之间采用全连式离相封闭母线连接，主回路封闭母线额定电流12500A。3）发电机中性点采用电阻接地方式。220kV为直接接地系统，主变中性点144、经间隙、接地开关和避雷器并联接地。起动/备用变中性点为死接地。6.6.2 厂用电接线1）厂用电系统采用6 kV和380/220V两级电压。6kV厂用电系统采用电阻接地方式；380V厂用电系统中性点直接接地。 2）#1、#2机组各设一台容量为45/28-28MVA的高压分裂厂用工作变，电源从发电机出口引接。高压厂用变压器为无激磁调压方式，变比为202x2.5%/6.3-6.3kV，电源由发电机出口引接。每台机组设置两段6kV工作母线。 3）两台机组的起动/备用变压器从本期220kV母线引接，变比为2308x1.25%/6.3-6.3kV,容量为45/28-28MVA。4)每台机组设两段6kV工作145、母线，并设置公用段，分别从两台机组的工作段引接电源，给机组公用负荷供电。6kV脱硫负荷从工作段引接。5）低压厂用电采用动力中心（PC）和电动机控制中心（MCC）的供电方式。7）每台机组成对设置两台主厂房1600kVA低压工作变压器和两台1600kVA除尘变压器，两台变压器互为备用。8）两台机组设置两台互为备用的主厂房低压公用变压器。9）每台机组设一台630kVA照明检修变压器，由单元高压厂用母线供电。两台机组照明检修变压器互为备用。10) 每两台机组成对设置两台综合水泵房、化学、除灰及厂区内输煤变压器，分别由两段工作母线供电，每两台变压器互为备用。设置一台厂前区变压器, 两台变压器互为备用。1146、0）中水泵房和八宝区煤场电源由6kV工作段引接。 事故保安电源1) 每台机组设置一套快速起动的柴油发电机组作为事故保安电源。柴油发电机组容量暂定为750kW。 2) 每台机组设置两段主厂房保安PC，机组保安负荷接于保安段，正常时由机组单元低压工作段供电，事故时快速切换至柴油发电机组供电。 3) 柴油发电机组可以远方或就地，手动或自动起动，负荷可按其重要性和投入时间分批投入。 短路水平及电气设备选择1）220 kV系统设备短路水平暂按50kA考虑，待接入系统方案审查后确定。2）主变压器：SFP-370MVA/220kV,Ud=14%,YN,d11。高压厂用变压器：SFF-45/28-28MVA，147、202x2. 。启动/备用变压器：SFFZ-45/28-28MVA，2308 。3）发电机主回路离相封闭母线：Ie=12500A,ich=400kA；Ue=20kV,工频耐压68kV，雷电冲击耐压125kV。厂用分支回路封闭母线：Ie=1600A,ich=400kA；Ue=20kV,工频耐压68kV，雷电冲击耐压125kV。4）6kV开关设备选用可移开式真空开关与真空接触器加高压熔断器组合的混合式开关设备,真空断路器额定短路开断电流为40kA，动稳定电流为100kA，进线额定电流为3150A。5）低压变压器选用干式变压器。低压厂用开关设备选用固定分隔式或抽出式开关柜。6.6.5 直流电系统单元148、控制室：根据火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定DL/T 5044-95的有关规定，直流电系统采用动力、控制分开的供电方式。每台机组设3组蓄电池，1组对动力负荷供电，2组对控制负荷供电。动力负荷专用蓄电池组的电压采用220V，控制负荷专用蓄电池组的电压为110V。控制用直流电系统采用单母线分段接线方式，2个直流母线之间设联络刀闸。动力用直流电系统采用单母线接线方式，2台机的动力直流母线之间设联络刀闸。蓄电池采用浮充电运行方式，均不设端电池。为节省占地，选用阀控式蓄电池。网络控制室：设2组蓄电池，蓄电池电压选为110V。网络控制室的直流电系统采用单母线分段接线方式直流电系统的设备选择，2个直流149、母线之间设联络刀闸。6.6.6 发电机励磁系统发电机励磁系统与发电机配套，选用发电机厂成熟的配套产品。发电机励磁系统设备布置在主厂房内的励磁小间。第七章 环境保护7.1 概述 电厂规模xx白山煤矸石发电厂为新建燃煤供热电厂，规划容量1200MW，本期建设容量为2300MW单抽凝供热机组。 厂址及灰场自然状况电厂位于吉林省白山市xx区，是主要的煤矿生产中心，位于白山市辖区的西部，东与抚松县为邻，西北与柳河县交界，西南与八道江区相接，南与临江市毗连，北与靖宇县接壤。白山市地处长白山腹地，境内山峰林立，绵亘起伏，沟谷交错，河流纵横。长白熔岩台地和靖宇熔岩台地覆盖境内大部分地区，龙岗山脉和老岭山脉斜贯150、全境。龙岗山脉海拔800-1200米，相对高度在500700米之间；老岭山脉山体高大，海拔10001300米，相对高度500800米之间。鸭绿江沿岸地形起伏较大，沟谷切割较深，地势较险峻。境内最高点长白山主峰白云峰海拔2691米，为东北地区最高峰。主要河流有鸭绿江、头道松花江、二道松花江、浑江等。本工程拟选厂址为苇塘沟厂址、八宝工业区厂址和孤老院厂址，与三个厂址相配套共选定了两个灰场，为后堡子灰场和苇塘沟灰场，其中苇塘沟灰场作为远期灰场。拟选厂址位于浑江高漫滩，地势低洼较平坦，不在自然保护区范围内。苇塘沟厂址位于孙家堡子镇与砟子镇交界处的八宝村境内，孙家堡子镇西南，浑江东岸，厂址东面临近山脚，151、西南距白山市约12km，距砟子镇约2.5km。八宝工业区厂址位于八宝工业区北部，东侧与苇塘沟厂址一河之隔。八宝工业区内主要规划建设一座选煤厂和砖厂，并结合本工程电力项目，形成以煤为主、煤电综合利用为一体的工业园区。孤老院厂址位于山前坡地上，东侧紧邻鹤大公路，距工业区约350m。后堡子灰场位于厂址的东南方，距苇塘沟厂址、八宝工业区厂址的直线距离约5km，距孤老院厂址的直线距离约5.5km，为典型的两山夹一沟的山谷，沟谷大致呈南北走向，库区内地势变化较大，山谷开阔，沟底为荒地，两侧山坡主要为针叶、阔叶混交林，沟内无居民。苇塘沟灰场，位于电厂三个厂址的西方向，距苇塘沟厂址的直线距离约3.5km，距八152、宝工业区厂址的直线距离约3.0km，距孤老院厂址的直线距离约5.5km。灰场沟口较窄，库内较开阔，库区较长，灰场三面环山，地势为西北高东南低，属山谷灰场。库区地势相对变化较大，最大高差约40.050.0m，沟底为荒地，两侧山体有针叶和阔叶混交林。本工程拟采用xx区污水处理厂二级出水经深度处理后的再生水作为电厂其它生产用水的供水水源, xx区市政自来水水源作为电厂生活消防水源，浑江地表水作为生产用水的备用水源。电厂合理地利用污（废）水资源，有利于改善区域水环境质量。7.1.3 电厂附近环境现状根据白山市环境质量季报（第1年第一、二、三季度），白山市环境空气质量较好，各项指标均满足环境空气质量标准153、（GB3095-1996）二级标准的要求。浑江白山江段按照水体功能分类为III类水体，主要污染物为挥发酚、BOD5、COD 等。厂址附近，没有大的工业企业，有一定的环境容量。7.1.4 电厂区域气象特征白山地区地处长白山的西部，属寒温带大陆性气候，又具山区气候特点，表现为冬季寒冷干燥，夏季炎热多雨，多年平均降水量在800mm以上，多集中于夏季，主要气象特征如表71。表71 主要气象资料项 目数值单位多年平均气温4.9极端最高气温35.5极端最低气温-36.3多年平均降雨量800mm多年平均风速1.8m/s年主导风向SW/ 采用的主要环境标准根据当地的环境功能区划，确定采用的主要环境标准如下，最154、终采用的标准以环保部门环评时的批复为准。1) 环境质量标准大气环境执行环境空气质量标准(GB3095-1996)中二级标准；地表水环境质量标准执行吉林省地方标准(DB22/388-2004)，水质目标为II、III类；地下水环境质量标准执行地下水质量标准(GH/T14848-93)中三类标准。噪声环境质量标准执行城市区域环境噪声标准（GB3096-93）中3类标准。2) 污染物排放标准锅炉烟气排放执行火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)表1、2、3第时段标准；颗粒物排放执行大气污染物综合排放标准(GB16297-1996)表2标准、最高允许排放速率二级和无组织排放监控浓度限值标155、准；废水排放执行污水综合排放标准(GB8978-1996)中表4一级标准和表5中最高允许排水量标准；厂界噪声执行工业企业厂界噪声标准(GB12348-90)中的类标准；固体废物执行一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准(GB18599-2001)类场标准。 环保关心的对象及当地环保部门的意见建厂区域主要环境保护对象为当地居民。当地环保部门同意在所选厂址建厂。7.2 采取的环境工程设想及可能造成的环境影响分析本期工程采取的主要环保治理措施如下：大气污染措施：采用高效率除尘器，采用循环硫化床锅炉，炉内添加石灰石进行炉内脱硫，低氮燃烧抑制氮氧化物的产生，采用高烟囱排放，装设烟气排放连续监测系统。水156、污染防治措施：工业废水处理后重复利用于除灰用水、输煤冲洗水、灰场喷洒水等。生活污水经处理后重复利用于公用给水系统等。 烟气污染与防治1）烟气污染治理措施(1) 燃用低硫煤。本工程所需煤矸石主要由白山市所属的各煤矿公司提供，硫份较低(Sar=0.46)，因此，可以有效地控制SO2的排放量，完全满足国家现行的排放标准。(2) 高烟囱稀释排放。白山电厂本期工程两台炉合用一座烟囱，高度可采用210m，高烟囱排放，将增加烟气抬升高度，污染物通过稀释扩散，落地浓度值降低，可以有效地减轻对电厂附近区域的影响。(3) 采用高效除尘设备。本期工程采用除尘效率不低于99.75%的高效静电除尘器，可以有效地降低烟尘157、排放量，每台炉配两台除尘器，完全满足国家环保要求。(4) 采用循环流化床锅炉脱硫工艺。环流化床锅炉为清洁燃烧工艺，为达到高效脱硫的目的，直接往炉内加脱硫剂-石灰石粉（CaCO3），脱硫效率不低于90%。(5) 采用分段燃烧降低氮氧化物排放由于循环流化床锅炉低温燃烧（850950），空气中的氮一般不会生成NOx。此外，由于采用分段燃烧，抑制燃料中的氮转化为NOx，并使部分已生成的NOx得到还原，则NOx的生成量很低。拟建工程每台锅炉的NOx排放浓度不大于450mg/Nm3。(6) 装设烟气连续监测装置。根据火电厂大气污染物排放标准GB132232003，电厂必须装设烟气连续监测装置，烟气连续监测158、装置可以自动监测大气污染物排放情况，为环境管理提供监测数据，发现问题及时解决。2）本期SO2、烟尘的排放量及排放浓度电厂建成投产后，本期烟尘排放量和排放浓度见表72，除尘器按除尘效率为99.75%考虑。SO2排放量和排放浓度见下表73，脱硫效率按90%计算。表72 本期工程烟尘排放情况排放情况排放浓度排放量实际排放浓度允许排放浓度实际排放量年排放量单位mg/Nm3mg/Nm3t/ht/a设计煤种184.412000.150822注：锅炉年运行小时数：5500小时，下同。 表73 本期工程SO2排放情况排放情况排放浓度排放量实际排放浓度允许排放浓度实际排放量允许排放量年排放量单位mg/Nm3mg159、/Nm3t/ht/ht/a设计煤种173.234000.44121.12824233）NOx排放情况火电厂大气污染物排放标准GB132232003中第时段火电厂，按煤质的干燥无灰基挥发份(Vdaf)规定了NOX的最高允许排放浓度，其中当Vdaf20%时，NOX的最高允许排放浓度为450mg/Nm3。本期工程锅炉采取控制NOX的措施后， NOX排放浓度可以控制在450mg/Nm3以下，如下表74所示。表74 NOX的排放情况项 目NOX排放保证值最高允许排放浓度年排放量浓度值(mg/m3)450450排放量(t/h)1.14562954） SO2、烟尘和NOx的落地浓度在B类和C类稳定度下，大气160、污染物落地浓度及与环境质量标准的比较见表75。 表75 大气污染物落地浓度(单位：mg/m3)稳定度B类稳定度C类稳定度污 染 物SO2烟尘NO2SO2烟尘NO2日平均浓度值0.0025680.0008710.066700.0015280.0005370.004110环境空气质量二级标准0.150.150.120.150.150.12日平均浓度值 / 标准限值%1.7120.5815.5591.0550.3583.425最大浓度点到烟囱距离(m)5306131875） 烟气污染物对周围大气环境的影响分析本期工程投产后，烟气污染物SO2、烟尘排放量均小于允许排放量。在B类稳定度下，烟气污染物占环161、境空气质量标准GB30951996二级标准的比例很小，其中SO2为1.712%，烟尘为0.581%，NO2略高为5.559%，在C类稳定度下，污染物的所占比例更低，因此对周围环境影响不大。6）大气污染物排污费本期工程投产后，每年需交纳排污费573.29万元，其中二氧化硫为153.06万元，烟尘22.64万元，氮氧化物397.59万元。7）总量控制指标由于是新建工程机组，因此本期工程的实际排放量作为向环保部门申领的总量指标，可见下表7-6。表7-6 大气污染物申领的总量控制指标(t/a)污染物SO2烟尘总量控制指标24238227.2.2 废水排放治理本工程采用先进的废水处理技术、综合多项节水措162、施，力争减少全厂用水和废水排放量。电厂拟采取以下节水措施：1）采用直接空冷系统的耗水量可降至相当于湿冷系统耗水量的15%25%。2）轴承用水及取样冷却水等采用闭式循环冷却系统，减少冷却水的排放量；其它工业水回收。3）辅机循环水排污水、反渗透排水回收用于干灰喷洒系统。4）采用干除灰，节约除灰用水。5）工业废水处理后重复利用于除灰用水、输煤冲洗水、灰场喷洒水等。6）生活污水经处理后重复利用于公用给水系统等。7）锅炉排污水回收作为热网补水。8）辅机冷却塔设除水器，减少冷却系统风吹损失水量。9）辅机冷却塔的补水系统采用自动调节方式，根据系统水位变化自动调节补给水量。10）加强各用水点的用水和排水水量、163、水质的监控、监测，按水质、水量要求控制调度全厂用水。7.2.3 灰渣治理1) 除灰渣系统本期工程除灰系统根据几个厂址的情况，均考虑干除灰、干排渣。除渣系统拟采用干式机械除渣方式，采用每台炉配一套机械除渣系统的单元制方案。除灰系统采用正压气力系统除尘器每个灰斗下设1台灰输送器，飞灰经灰输送器由压缩空气通过灰管输送至灰库。每座储灰库下均设1个干灰排放口和1个湿灰排放口，干灰排放口下部设有干灰散装机，将干灰装入罐车外运供综合利用。湿灰排放口下部设有湿式搅拌机，将干灰加水搅拌制成含水率为1520%的湿灰后，运至灰场碾压堆放或供湿灰用户。本期工程(2300MW)灰渣量见表77所示。表77 本期工程灰渣量164、表项目t/ht/a设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种灰量175.36964480渣量143.84791120灰渣总量319.217556002) 灰场本工程拟选定两个灰场，后堡子灰场和苇塘沟灰场，与厂址配套情况如下：灰场首先使用后堡子灰场，苇塘沟灰场为远期灰场。根据白山市灰渣综合量用情况，本工程灰场容量按电厂2300MW机组规划排灰渣量20年，本期3年设计。根据所选两灰场的地形，后堡子灰场按最终堆灰标高630.0m计，有效容积为638.43104m3,可供电厂2300MW机组贮灰3.19年。苇塘沟灰场，按最终堆灰标高690.0m计，有效容积为3002.2104m3,可供电厂2300MW机组贮灰1165、5年。灰场采用分期分块建设。两灰场的总容积为3640.63104m3,可供电厂2300MW机组贮灰18.2年。灰场首先使用后堡子灰场，初期征地45.50104m2，满足电厂本期2300MW机组贮灰3.19年。灰场采用分期分块建设，分格使用，后堡子灰场贮满灰后再启用苇塘沟灰场。为使干灰场运行方便，使沟谷内现有水排出和防止灰场上游洪水进入库区，本阶段暂按在灰场库尾设一拦洪坝体，并在坝基下设一内径3000mm钢筋混凝土预应力管，将洪水引至下游消力池。待下阶段有水文资料后再对灰场的防排洪措施进行规划。灰场内的雨水经排水竖井、排水涵管、消力池排出坝外。 为防止飞灰对周围的影响，灰场内设喷洒设施，粉煤灰坝166、坡采用粉煤灰砌块网格植被护坡，灰场外设10m宽的防风绿化带，并且在灰场附近设2500m2的灰场管理处，加强对灰场的管理。灰场使用完毕覆土造林或还田。为防止雨水下渗对地下水造成影响，灰场防渗本阶段暂按灰场底部铺一层土工膜考虑，下阶段有岩土工程报告后再详细论述。3) 灰渣综合利用电厂粉煤灰长期贮存在贮灰场，不仅会产生二次扬尘，有时还会污染地下水，但粉煤灰可作为一些建材中的活性掺和材料。粉煤灰综合利用不仅可减少环境污染，也可减少火电厂的设备磨损，节水节电，延长灰场使用寿命等。另外由于粉煤灰售价低，也可降低建材厂的生产成本。因此粉煤灰综合利用在社会效益，环境效益和经济效益方面都将有一定收获。粉煤灰的主167、要用途：水泥和混凝土的混合材料和掺合料、生产硅酸盐制品、做筑路材料、填充废矿井等。7.2.4 噪声治理1) 建厂地区噪声现状 拟选厂址附近满足城市区域环境噪声标准（GB3096-93）中3类标准。2) 电厂主要噪声源电厂噪声来自生产过程中各类物体(固、液、气)的振动和摩擦，按其产生机理可分为气体动力噪声、机械噪声、电磁噪声三类。主要噪声源为主厂房内的发电机、汽轮机、磨煤机及各种泵和风机等，厂房外主要是空冷岛的噪声。主厂房内主要噪声源噪声均在85100dB(A)之间，磨煤机略高于100dB(A)，主厂房外的空冷岛的噪声在85dB(A)左右。3) 噪声治理措施(1) 控制噪声源：优先选用低噪声设备168、，在技术协议中对厂家产品的噪声指标提出要求，使之满足噪声的有关标准。汽轮机、磨煤机等主要设备加装隔声罩，锅炉排气孔装消声器，空冷岛布置在远离人群处并铺设吸声材料等。(2) 控制传播途径：所设值班室采用隔音设计，保护有关生活人员的健康。加强厂内绿化，控制噪声的传播途径。4) 电厂噪声对周围环境的影响采取以上治理措施后，电厂厂界噪声一般可满足工业企业厂界噪声标准GB1234890的要求，对电厂周围的声学环境影响不大。7.2.5 水土保持及生态1）水土保持水土资源是人类赖以生存的基本条件，水土大量流失，可能会加剧洪涝灾害，破坏生态环境，直至影响国民经济和社会的可持续发展。中华人民共和国水土保持法第十169、九条规定“在山区、丘陵区、风沙区修建铁路、公路、水工程，开办矿山企业、电力企业和其它大中型工业企业，在建设项目的环境影响报告书中，必须有水行政主管部门同意的水土保持方案。”中华人民共和国水土保持法实施条例中也规定了相应的条款。本工程须报批水土保持方案。发电工程主要造成的水土流失为：原地貌、土地及植被的破坏，和建设、生产过程中的弃土、弃石和废弃灰渣的占地存放。设计中将采取如下措施做好水土保持工作：（1）对征用、租用土地范围内的原有水土流失进行防治；（2）生产、建设过程中保护水土资源，尽量减少对植被的破坏；（3）废弃的土、石和灰渣等固体物设有专门的存放场地，并采取拦挡护坡措施；（4）对建设形成的裸170、露土地，恢复植被并开发利用。2）生态及绿化白山市有林地面积14761平方公里，境内森林覆盖率达83，人均森林蓄积量167立方米，相当于全国人均森林蓄积量的19倍，是中国的主要木材产区之一。同时也是东北“三宝”人参、貂皮、鹿茸角的故乡。境内野生动物350余种，其中国家规定的保护动物东北虎、棕熊、马鹿、猞猁、香獐等珍禽异兽有37种之多。2300多种野生植物中，经济植物1500余种，其中人参、灵芝、高山红景天、五加参、天麻、月见草等药用植物900多种，白丁香、铃兰、夜来香、天女木兰等芳香植物200余种，绿色食用植物有木耳、山芹菜、蕨菜、薇菜、松籽、蘑菇等200余种。经济植物以野山参、园参最为著名，人171、工种植园参已有300多年历史，是全国重要的人参种植、加工、销售集散地。绿化在防止污染、保护和改善环境方面，起着特殊的作用。它具有较好的调温、调湿、吸灰、吸尘、改善小气候、净化空气、减弱噪声等功能。本工程属新建工程，做好绿化工作，对改变厂区面貌，美化环境，创造良好的工作环境有着重要作用。电厂绿化采取因地制宜，重点突出的方针，结合电厂实际情况，对厂前建筑、煤场四周，道路两旁等进行重点绿化，并满足有关规定对绿化面积及绿化系数的要求。7.3 环保部分结论和建议干灰场运行成功的关键在于管理方式，为便于干灰场管理，适应现代市场发展需要，建议灰的运送、铺摊、碾压均承包给有经验的专业化公司经营，满足环保要求，172、并接受电厂监督，统筹考虑灰渣综合利用和堆贮问题，拓展灰渣综合利用途径，将灰渣作为建筑原材料就地转化，变废为宝，这样既可以减少运输成本，增加经济效益，又对电厂长远发展有利。根据上面的论述，白山煤矸石热电厂本期建设2300MW机组从环保方面考虑，是初步可行的。建议建设单位在下一步可研工作中，抓紧委托和申报水土保持方案和环境影响报告书。第八章 厂址方案与技术经济比较本工程初可共选了3个厂址。各厂址都有其不同的特点，为了对各个厂址进行综合比较，根据前面对各厂址的分析，归纳出各厂址的基本情况，并列出如下比较表。厂址方案主要技术条件比较表序号项 目名 称苇塘沟厂址费用八宝工业区厂址费用孤老院厂址费用1地理173、位 置厂址位于孙家堡子镇西南，浑江东岸，东面临近山脚，西南距白山市约12km，距砟子镇约2.5km。厂址位于八宝工业区北部，东侧与苇塘沟厂址一河之隔。西邻改线后浑白铁路，东靠浑江，南侧紧邻选煤厂。位于山前坡地上，东侧紧邻鹤大公路，距工业区约350m。西南距白山市约10km，距砟子镇约1.0km。2厂区总平面布置厂址可利用场地东西宽度约为490，南北向长度约500m，可利用场地面积26.7公顷。本工程所处区域主导风向大致为南风，次主导风向为北风，从空冷岛朝向分析，汽机房A列可以朝南或朝向东西，厂址建设场地可满足两个朝向布置方案的要求。场地条件最好。厂址可利用场地东西向宽度约320m，南北向长度约174、450m，可利用场地面积15.3公顷厂址建设场地可满足南北向布置方案。但若东西向布置时，由于南北向场地宽度较小，需将配电装置布置在浑江河东侧，煤场布置在铁路西侧，厂区布置凌乱，且拆迁较大。场地条件一般。厂址可利用场地东西向宽度约200m，南北向长度约1000m，可利用场地面积25.0公顷 场地可满足南北朝向和东西朝向两个方案的布置要求。但东西向布置时厂区布置较为凌乱。场地条件一般。3厂区竖向布置厂址地势平坦，起伏较小，自然地面标高在520523之间，稍需平整，土方约10万方。250万元厂址同苇塘沟厂址，稍需平整，土方约10万方。250万元厂址位于山前坡地上，地势由东向西逐渐增高，自然地面标高在175、517550之间，高差较大。平整量较大，土方约80万方。2000万元4输煤管带1.8km3960万元1.0km2200万元2.1km4620万元5出线条件出线走廊开阔出线向南，受选煤厂限制，出线走廊狭窄。出线走廊开阔6水源供水条件厂外补给水管线长约5.8公里580万元厂外补给水管线长约6.4公里640万元厂外补给水管线长约4.5公里450万元7扩建条件可满足4300MW建设条件，再扩建较好。仅可满足2300MW建设条件，再扩建较差。可满足2300MW建设条件，但再扩建较为困难。8距离热负荷源为采暖热负荷，距离较近为采暖热负荷，距离较近为采暖热负荷，距离相对较远9灰场后堡子灰场位于厂址东南约4.176、5公里，苇塘沟灰场位于厂址东北约3公里。新建运灰道路长5.5km后堡子灰场位于厂址东南约4.8公里，苇塘沟灰场位于厂址东北约3.3公里。新建运灰道路长5.5km后堡子灰场位于厂址东南约5.0公里，苇塘沟灰场位于厂址东北部约5.3公里。新建运灰道路长5.5km10拆迁量无0万元无0万元拆迁总户数为110户。其中民宅93户，17户为营业和国姿北药和大华村委会。2438万元总计4790万元3090万元9508万元比较0（基数为0）1700万元4718万元综合分析上述三个厂址的情况，归纳如下：苇塘沟厂址场地地势均较为平坦，土方量较小，基本上无拆迁量，可利用场地规整开阔，扩建条件好，可满足电厂4300M177、W规划用地要求，且出线条件相对较为顺畅。八宝工业区厂址虽然具有投资较小，距离矿井近等优点，但由于其场地狭小，无法满足电厂扩建要求，另外若下阶段因空冷要求调整总平面方位时，场地现有范围将无法满足布置要求，用地边界超出地方规划用地界限，拆迁量将增大，厂区布置也较为凌乱。孤老院厂址场地可利用范围狭长，总平面布置格局相对较不规整，且拆迁量和土方量均较大，较其它厂址投资高。综上所述，本阶段厂址推荐顺序为苇塘沟厂址、八宝工业区厂址和孤老院厂址。第九章 初步投资框算及经济效益分析9.1 编制原则 1、中国电力顾问集团公司电顾科技【2005】14号文火力发电厂可行性研究报告内容深度规定和火力发电厂初步可行性研178、究报告内容深度规定的意见函； 2、国家发展和改革委员会、国家建设部发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）； 3、国家发展和改革委员会发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准（第1年）；9.2 编制依据 1、工程项目及数量工程投资框算的内容范围为发电厂2300MW抽凝机组，各生产工艺系统工程以及厂外各单项工程。工程量按照各设计专业的工程设想，并参考近期同类型工程。 2、价格水平 初步投资匡算工程静态投资价格水平年为第1年。 3、定额、指标根据中国电力企业联合会发布的中电联技经【2007】138号文关于发布电力建设工程概算定额（2006年版）的通知印发的：电力建设工程概算定额第一册建筑工程（2179、006年版）；电力建设工程概算定额第二册热力设备安装工程（2006年版）；电力建设工程概算定额第三册电气设备安装工程（2006年版）；根据中国电力企业联合会发布的中电联技经【2007】15号文关于发布电力建设工程预算定额（2006年版）的通知印发的：电力建设工程预算定额第六册调试工程（2006年版）；火电工程限额设计参考造价指标(第1年水平) （以下简称限额指标）。4、工资标准建筑工程： 26 元/工日；安装工程： 21 元/工日；根据电力工程定额与造价管理总站电定总造【2007】12号文，吉林省工资性津贴补差按1.46元/工日计算，分别列入建筑、安装工程费中，并计取税金。 5、材料价格及调整180、1) 建筑工程材料建筑工程材料价格按当前吉林省建筑工程材料价格信息中的白山地区信息价与定额取定价格的价差计入“编制年价差”项。2) 安装工程装置性材料安装工程装置性材料价格，执行中国电力企业联合会发布的中电联技经【2007】141号文关于发布发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版）的通知所发布的发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版），主要装置性材料价格根据限额指标调整，只计取税金，计入“编制年价差”。 6、设备价格主设备及主要辅机价格按照限额指标或近期同类型工程价格，其他设备价格参考或同类型工程设备招标价格。三大主机及辅机设备运杂率均按0.7计列（卸站及保管费）。主设备价格如下：181、循环流化床锅炉 24500 万元/台（近期同类型工程价格） 汽轮机 8600 万元/台 发电机 4550 万元/台 7、取费标准 国家发展和改革委员会发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准（第1年）。 8、基本预备费 基本预备费率按7%计算。 9、其他需要说明的问题 征租地单价由项目法人单位提供。9.3 初步投资匡算与合理性分析9.3.1初步投资匡算按照上述编制依据及原则编制本工程初步投资匡算：静态投资为284950万元，单位投资为4749元/kW；动态投资为297522万元，单位投资为4959元/kW；附投资初步匡算总表。表一甲总 匡 算 表金额单位：万元建 筑设 备安 装其 他各项占单位182、投资序号工程或费用名称工 程 费购 置 费工 程 费费 用合 计总计的 （%）(元/kW)一主辅生产工程1热力系统16198900371834212457843.7220762燃料供应系统53675720530116174.081943除灰系统944370138550301.77844水处理系统1032326298952841.85885供水系统5080163504700261309.174366电气系统865120286830197236.923297热工控制系统55204608101283.551698附属生产系统7527199245999783.50166小 计3701313861236183、84321246874.563541二与厂址有关的单项工程1交通运输系统589458942.07982灰场工程269726970.95413水质净化工程61571851320520500.72344地基处理129212920.45225厂区、施工区土石方工程2802800.1056临时工程4924920.1787脱硫装置系统小 计11271718513205127064.46212三其它1其它费用295652956510.384932编制年价差53337602129354.54216小 计53337602295654250114.92708四基本预备费17276172766.06288五特殊项184、目工程静态投资536171393294495847046284950100.04749各项费用单位投资(元/kW)89423227497844749各项费用占静态总计(%)18.8248.9015.7816.51100.00六价差预备费七建设期贷款利息1257212572发电工程动态投资53617139329449585961829752249599.3.2投资合理性分析将本工程匡算静态投资与限额指标（第1年水平）进行对比分析： (1)限额指标2300MW国产燃煤机组新建工程综合控制指标（工程静态投资）单位投资为4401元/kW，静态投资为264060万元。(2) 模块差异调整（表1）根据本工185、程设计方案，将限额指标对应的技术组合方案调整到与本工程设计大体相同内容的模块，模块差异之处主要包括炉型、厂内输煤、供水系统等，对应调整后的限额设计参考造价指标为4697元/kW。序号项目名称基本技术组合方案模块调整调整投资技术方案投资技术方案投资限额设计控制指标燃煤机组2300MW机组（元/kW）4401模块调整1热力系统CFB锅炉机组A.常规机组65352B.CFB锅炉机组7819812846锅炉封闭情况A.露天0B方案：紧身封闭8058052输煤系统厂内输煤A.全部铁路敞车运煤进厂9866E.CFB机组全部汽车运煤进厂，不设混煤仓1236324975供水系统A.二次循环12427D.直接空186、冷29786173599交通运输工程A.铁路运输（翻车机）10810C.汽车运输747-1006312灰场A.供热机组灰场393B.山谷灰场5516512313石灰石湿法脱硫湿法脱硫主体A.湿法脱硫主体（含GGH）8121-8121石灰石制备A.石灰石制浆（湿磨）1519-1519石膏脱水系统A.皮带机脱水、石膏库储放1160-1160脱硫废水处理装置A.不单独处理00模块调整投资差17767模块调整指标差（元/kW）296 调整后的限额设计指标(元/kW)4697 (3)外部技术条件调整表（表2）由于本工程外部技术条件与限额指标的差异，包括交通运输、地基处理等，即外部技术条件调整后的限额设计187、指标为4751元/kW，静态投资为285051万元。表2 外部技术条件调整 金额单位：万元序号项目名称模块调整后技术组合方案主要外部技术条件调整调整投资技术方案投资技术方案投资1调整后限额控制指标(元/kW)4697 2调整外部技术条件2.1交通运输工程C.汽车运输747本工程为厂外管带运输+C.汽车运输589451472.2地基处理A.25m左右钢筋混凝土桩3208本工程部分换填碎石8万方，其他天然地基1292-19163主要外部条件调整32314模块调整指标差（元/kW）54 5调整后的限额设计指标(元/kW)4751 6调整后的限额设计静态投资(万元)285051 通过与限额指标及上述“188、调整后控制指标”对比分析和设计方案优化后可见，本工程匡算静态投资发电工程静态投资284950万元（单位投资4749元/kW）；略低于模块调整后的限额投资285051万元（单位投资4751元/kW）。该投资额体现了较好的建厂条件，也体现了专业设计优化带来投资的降低，故本投资概算水平是合理的。9.4 经济效益分析9.4.1资金来源与投入本工程注册资本金占项目总投资的20%，其余80%拟由投资方申请银行贷款。贷款偿还年限15年，含2年宽限期；贷款名义年利率为7.83%。流动资金估算中，应收帐款、存货、现金、应付帐款的年周转次数按12次考虑，自有流动资金占30%。建设期3年，项目资金年度投入比例为30189、%、50%、20%。资本金与贷款等比例投入。9.4.2原始数据生产能力：年发电量：3180GWh/年；年供热量：136万GJ/年。成本数据：发电标煤耗：294+15 kg/MWh；供热标煤耗：39.15kg/GJ；燃料价格：标煤价格为401元/t（含税价）（根据煤矸石热值与价格折算）；材料费：6元/MWh；石灰石价格：70元/t；其他费用：12元/MWh；销售热价：22元/GJ（含税价）；新厂定员：234人；人均工资：50000元/人.年；税、费：所得税25%（执行免二减三所得税优惠政策）；增值税，根据财税200425号文，优惠发电销项税率减半为8.5%；城市维护建设税和教育费附加分别是5%和190、3.5%；公积金的提取按税后利润的10%；其他参考限额指标。9.4.3经济效益分析本工程在注册资本金的内部收益率等于10%，机组年利用小时数5300h的条件下，反算出电厂含税上网电价为324.45元/MWh（不含税上网电价为299.08元/MWh），低于吉林省电网标杆电价356元/MWh水平。财务评价结果如下表：财务评价一览表 注册资金内部收益率10%融资前分析（项目投资现金流量分析）：所得税前：内部收益率（%）11.83 投资回收期（年）9.52 财务净现值（万元）66011所得税后：内部收益率（%）10.11 投资回收期（年）10.25 财务净现值（万元）29631融资后分析：项目资本金：191、内部收益率（%）16.80各投资方：内部收益率（%）10.00总投资收益率（%）7.79资本金净利润率（%）17.95上网电价（不含税，元/MWh）299.08上网电价（含税，元/MWh）324.459.4.4敏感性分析从“敏感性分析表”中电价的变化幅度来看：年发电量、煤价是最敏感因素。当本期工程进入商业运营期后，本工程含税上网电价在310342元/MWh之间，均低于吉林省电网标杆电价356元/MWh水平，说明该项目有较强的抗风险能力。敏感性分析结果见下表：指 标 名 称变化范围技 术 经 济 指 标注册资金IRR上网电价(不含税)上网电价（含税）机组年发电量-10%10315.61342.4192、40%10299.08324.4510%10285.40309.66总投资-10%10292.85317.740%10299.08324.4510%10306.10332.12煤价-10%10287.06311.460%10299.08324.4510%10311.24337.709.4.5综合经济评价结论本工程为热电联产项目。通过上述评价和分析，从上表中可以看出装机方案各项经济指标均符合有关规定的要求，工程经济效益较好，具有较强的竞价上网能力和抗风险能力。本项目在经济上是可行的。第十章 项目建设的优势10.1 以煤矸石为主要燃料到2010年，白山市洗煤厂将达到16户，年入洗原煤能力878万吨193、，年产煤矸石439万吨，且运输距离均在25公里以内。本工程机组年消耗煤矸石燃料312万吨，符合国家发展和改革委的文件要求。10.2 利用城市污水和煤矿疏干水在水务管理设计的基础上，全厂用水统一考虑，本期工程的补给水采用采用经深度处理后的城市污水处理厂中水和煤矿疏干水，符合国家用水政策。10.3 采用空冷机组，节约用水本工程建设2台300MW空冷机组，设计用水量约330m3/h左右，其中，电厂生活消防用水量为8m3/h，年需水量约为7104m3；电厂锅炉补给水及热网补水需水量约为150m3/h，年供水量约为90.75104m3；电厂其它生产用水量约为172m3/h，年供水量约为104.06104194、m3。2300MW机组设计用水量约330m3/h左右，若去除供热耗水约50m3/h左右后，其空冷机组耗水量仅为280m3/h，机组耗水指标为0.13m3/S.GW。10.4 坑口电厂，燃煤供应可靠本工程厂址距离煤矿储煤场距离很近，属于坑口煤矸石电厂。主要燃料采用胶带运输机输送进厂，不占用国铁及地方公路运输能力，燃料供应可靠。10.5 城市供热根据白山市xx区城市规划的采暖热负荷的需要，本工程建设两台300MW供热机组可以满足整个区域采暖供热要求，从而减少城市众多小锅炉，减少二氧化硫和氮氧化物的排放。10.6 采用膏体充填技术利用粉煤灰根据中国矿业大学的膏体充填采煤技术，把固体废物利用与采动破坏195、/地表沉陷控制有机结合，是一种“低破坏、高利用、低排放”方法。本工程年产粉煤灰174万吨，除提供给建材行业外，还可以用来作为固体废物充填膏体的掺混料，对矿区的沉陷区的治理将起到极大的作用。10.7 本工程为环保型项目1）本期工程采用高效电除尘器、循环流化床锅炉，有效控制二氧化硫和氮氧化物的排放量；2）运煤采用胶带运输机输送进厂直接到厂房，煤场较小且采用封闭式，减少对周围的污染。3）采用电厂污水相对集中和分系统处理方式，实现全厂废水零排放。4）采用干除灰方案，灰渣分排、粗细分排，灰渣综合利用。5）采用低噪音设备，减少对周围的影响。第十一章 结论及存在的主要问题11.1 建厂评价11.1.1 工程196、建设的必要性白山市煤矿经过长期的煤矿开采，已在矿区地面范围内形成了大量的煤矸石堆积，不仅占用了大量的土地，而且对当地生态环境造成了影响，形成了一定的污染。全市现有xx矿业集团道清洗煤厂、八宝洗煤厂、白山市振东洗煤厂等建成的洗煤厂，年入洗原煤能力503万吨，年可产生煤矸石251万吨。现正在建设的白山市嘉晨洗煤厂年入洗原煤能力100万吨，年可产生煤矸石50万吨，第2年6月份建成投产。到2010年，全市洗煤厂将达到16户，年入洗原煤能力878万吨，年产煤矸石439万吨。本工程的建设可大大缓解当地煤矸石的堆积问题，改善当地环境，解决社会矛盾。开发利用煤矸石，既节约能源，又改善环境，达到资源综合利用，减197、少二氧化碳和粉尘的污染的目的。白山煤炭资源储量丰富，尤其是xx集团的矿井服务年限较长，适合煤矸石、煤泥等劣质煤资源集中开发综合利用，建设大型煤矸石发电厂，符合当前国家关于煤矸石电厂建设的条件，也符合国家的产业政策。11.1.2 工程建设的可行性本工程的建厂条件包括热负荷、厂址、灰场、进厂铁路、公路、水源、煤源、办公及基建设施等，完全满足2300MW供热机组建设要求，本工程建设是可行的。11.2 主要结论意见综合上述条件，xx白山煤矸石发电厂建设2300MW供热机组，属于煤矸石综合利用项目，可以满足白山松原区供热的需要，建厂条件充分可行。11.3 存在的问题、建议及下一步要进行的工作1. 下一个198、阶段需要对300MW循环流化床设备运行情况进行调研。2. 建议本工程尽早开展其他有关工作，争取该项目尽早开工建设。 附图：1) 厂址地理位置及总体规划图 F2731G-Z-012) 厂区总平面规划布置示意图（苇塘沟厂址） F2731G-Z-023) 厂区总平面规划布置示意图（八宝工业区厂址） F2731G-Z-034) 厂区总平面规划布置示意图（孤老院厂址） F2731G-Z-04 附件： 1. 白山市xx区国土资源局文件 xx国土资源发200794号 关于xx白山煤矸石热电厂在xx区境内选址的批复；2. 白山市规划局文件 白山规发200740号 关于xx白山煤矸石热电厂在白山市境内选址的批复199、；3. 白山市水务局 白山水函200741号 白山市水务局关于同意xx白山市煤矸石热电厂用水的复函；4. 白山市xx区建设局文件 xx建发2007141号 关于xx区污水处理厂和xx区自来水公司的证明；5. 白山市xx区水利局文件 xx水发2007151号 xx区水利局关于同意xx白山市煤矸石热电厂用水的批复；6. 白山市环境保护局 白山环建函字200727号 关于xx白山煤矸石热电厂工程项目环境保护意见的函；7. 关于新建xx白山热电厂拟选厂址有关文物事宜的批复；8. 中国人民解放军吉林省白山军分区（批复） 白军200719号 关于新建xx白山煤矸石热电厂厂址无军事设施的批复；9. 白山市地200、震局文件 白山震函20044号 关于xx白山煤矸石热电厂厂址地震情况的说明；10. 白山市交通局 白山交函200718号 白山市交通局关于xx煤矸石发电厂运输情况说明的函；11. 白山市xx区国土资源局函 xx国土资源函字200732号 关于xx白山热电厂拟选场址压覆采矿权情况说明；12. xx矿业（集团）有限责任公司 通矿函字200760号 关于xx白山煤矸石发电厂拟选厂址有关压煤事宜的函；13. 白山市xx区建设局文件 xx建发2007142号 关于电厂余热可为xx城区供暖的证明；14. 对2300MW 煤矸石热电厂原料煤的供应承诺函；15. xx白山煤矸石热电厂石灰石供应协议；16. 粉煤灰购销承诺书；17. xx白山煤矸石热电厂燃料供应承诺（白山市生源洗煤厂）；18. xx白山煤矸石热电厂燃料供应承诺（正基卓岳集团有限公司）；19. xx白山煤矸石热电厂燃料供应承诺（白山市振东煤业有限公司）；20. 粉煤灰综合利用协议（白山市苇塘水泥有限责任公司）；21. 粉煤灰综合利用协议（白山市xx区万通节能建材有限公司）；22. 粉煤灰综合利用协议（xx区盛源县新兴建筑材料有限公司）；23. 白山市发改委关于白山市煤炭及煤矸石资源情况的说明。