1、煤矸石综合利用电厂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月煤矸石综合利用电厂工程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178可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录1概述91.1任务依据91.2项目概况91.3建设规模及进度91.4设计范围91.5主要设计原则和指导思想91.6工作简要经过及工程主要参与2、人员10吴 涌错误!未定义书签。1.7外部协作项目及分工132 电力系统部分132.1电网现状132.1.1 福建电网现状13三明电网现状15三明市区、xx市电网现状172.2电力市场需求预测182.3 电力电量平衡19电源发展规划19（1）华东电源发展规划19（2）福建省装机进度安排19（3）三明市电源建设规划212.3.2电力电量平衡及分析22.1福建电网电力平衡22工程建设必要性和在系统中的作用与地位27(1) 合理利用资源27(2) 增加220kV电网供电能力27(3)调整三明电源结构27(4)优化福建电源布局272.4电厂与系统的连接28电网规划概述28（1）“十一五”福建电网规划23、8（2）三明电网发展规划29电厂接入系统方案设想30电厂接入系统方案分析322.5系统对电厂电气主接线的要求32电气主接线32电气设备参数选择333 燃料供应343.1燃料来源及品质343.1.2 燃料品质353.2 燃料运输363.3点火及助燃用燃料364 厂址条件374.1厂址概述374.1.1 汶一村厂址384.1.2 曹远厂址394.2 交通运输394.3水源、水文及气象40.1厂址区域水系及水利工程概况40.2电厂水源42（1）取水水源地正常径流量分析计算42（2）河道最小环境生态需水量43（3）安砂水库蓄水后鸭姆潭坝址最小日平均流量44（4）用水量和可供水量分析44（5）取水可靠性4、与可行性分析44水文资料46（1）水位46（2）流量47（3）含沙量47（4）水温47（5）厂址洪水47.2工程气象47（1）概况47（2）xx气象站气象要素特征值484.4灰渣堆场及综合利用524.4.2 灰渣综合利用534.4.3 灰场534.5岩土工程55地质构造及场地稳定性评价554.5.1.1地形地貌55.2地基岩土层56（1） 汶一村厂址区地层分布56（2） 曹远厂址区地层分布57曹远厂址区地层从上至下地层分布如下：57（3）上段垄灰场地层分布58（4）石灰垄灰场地层分布58（5）詹坑垄灰场地层分布59（6）水泵房、补给水管线地质条件说明59.3地下水59（1）厂址区59（2）灰场5、区60（1）边坡稳定性评价60（2）灰库渗漏问题61地基土分析评价61.1天然地基条件及评价61.2场地整平61.3地基基础方案建议62（1）桩型和持力层选择62（2）桩基设计参数62综合意见645 工程设想655.1 电厂总平面布置方案65汶一村厂址65（1）方案一65（2）方案二66曹远厂址685.2 装机方案69（b）燃烧效率高70（3）底灰输送方式：采用机械输送方式。75(1) 机组使用条件75(2) 机组运行条件765.3 热力系统76主蒸汽再热蒸汽及旁路系统765.4 燃烧系统82燃料825.5 厂内输煤方案865.5.1 卸煤设施865.5.2贮煤设施865.5.3 皮带机8756、.5.4 筛碎系统885.5.5 输煤系统辅助设施885.5.6输煤系统的控制895.6 除灰渣系统895.6.1 灰渣量及石灰石耗量895.6.2 底渣系统895.6.3 飞灰系统905.6.4 厂外除灰系统905.6.5 石灰石系统905.6.6控制系统905.7 化学水处理系统915.7.1 工程概况91锅炉给水处理）925.7.2 锅炉补给水处理系统935.7.3 凝结水精处理系统945.7.4 循环冷却水处理955.7.5给水、炉水校正处理及水汽取样955.7.6制氢站955.7.7工业废水处理系统955.7.8化验室仪表仪器965.8 电气部分965.8.1电气主接线965. 8.7、2 起动/备用电源的引接965.8.3 中性点接地方式965.8.4 发电机主回路接线975.8.6 厂用电系统985.8.7 主要设备选型985.8.8 主要电气设备的布置1005.8.9 控制1005.8.10 继电保护1015.8.11 直流及UPS系统1015.9 热力控制1015.9.1机组控制方式1015.9.2自动化水平1025.9.3 控制楼、控制室布置1025.9.4成套仪表和控制装置1025.9.5热工自动化试验室1035.10主厂房布置1035.10.1 主厂房布置的主要原则1035.10.2 主厂房布置概述1035.10.3 主厂房各车间设备布置及主要尺寸的确定105.8、3锅炉岛及炉后区域布置1065.11 土建部分1075.11.1 地基处理1075.11.2 建构筑物结构形式1075.12 建筑部分1095.12.1 主要设计规程规范和标准1095.12.2 建筑设计原则1105.13 水工部分1145.13.1用水量设计目标1145.13.2循环水量1145.13.3全厂用水量1145.13.4全厂节水措施1165.13.5全厂水量平衡1175.13.6 循环水系统与补给水系统1185.13.6.1 电厂补给水系统1185.13.6.2 厂外补给水管1195.13.6.3 循环水供水系统1195.13.6.4 净水系统1215.13.6.5 生活、生产、9、工业给水系统1215.13.6.6 厂区下水系统1215.13.7 灰场1225.13.8 消防系统1255.14 采暖、通风和空气调节部分1256 环境保护、固体废物综合利用、劳动安全工业卫生1276.1环境保护1276.1.1建厂地区环境现状1276.1.2灰渣场概况1326.1.3本工程环保拟执行标准132污水综合排放标准（GB89781996）一级标准1326.1.4本期工程主要污染物排放及防治措施132.4噪声及噪声防治措施1366.1.5环境影响分析137.2废水排放对环境的影响分析1386.2灰（渣）综合利用1386.3污染物总量控制139减排二氧化硫的措施方案1406.4当地环10、保部门的意见和要求1406.5绿化1406.6环境监测1416.7环保投资估算1416.8综合评价1426.9劳动安全和工业卫生142防火、防爆1421) 机房生产火灾危险性为丁级；最低耐火等级为二级。1432) 蒸汽的生产爆炸危险性为甲级，最低耐火等级为一级。143防尘、防毒、防化学伤害144防电伤、防机械伤害和其它伤害144防暑、防寒、防潮145.2防寒145.3防潮145防噪声、防振动146安全培训、机构与设施1477.10水土保持1478 节约和合理利用资源1488.1节能148本工程应遵循的节能标准及节能规范1488.1.2国家其它有关节能现行政策及标准149（1）相关法律法规和规划11、149（2）产业政策和准入条件等149（3）工业类相关标准和规范1498.1.3项目所在地能源供应状况分析151（1）煤炭151（2）燃油1528.1.4本工程设计所采取的节能措施及效果1528.1.4.1节煤152（1）本工程采取的主要节电措施153（2）厂用电率1548.1.4.4建筑节能154（1）科学的规划布局与合理的建筑设计154（2）推广使用建筑节能产品和技术，提高建筑围护结构的保温隔热性能155（3）控制办公、生活建筑物空调设计标准156（1）能耗指标156（2）年节约标煤38.24104t。1568.2节约用水措施156(5) 在厂区主要用水部位装设水表，加强水务监督和考核。112、578.3节约占地措施1578.4节约原材料措施157厂房建筑采用钢筋混凝土结构，减少了钢材用量。1579 电厂定员157全厂人员指标 0.3人/兆瓦15810 项目实施条件和轮廓进度15810.1交通运输方案15810.1.1 交通运输条件158（1） 铁路158（2） 公路158（3） 水路15910.1.2 大件设备运输尺寸及重量15910.1.3 大件设备制造厂家15910.1.4 运输可行性分析16110.2 主要工程项目施工方案16110.2.1 建筑工程16110.2.2 设备安装工程16110.3 施工总平面规划16210.4 施工力能供应16310.4.1 施工临时用电16313、10.4.2 施工临时用水16310.4.3 施工临时通讯16410.5 施工综合控制进度16411 投资估算及经济评价16511.1 概述16511.1.10 本期出线按220kV考虑，屋外敞开式布置。16611.2 投资估算16611.2.1 投资估算编制原则16611.2.2 投资估算结论16811.2.3 投资分析168限额设计模块调整表168金额单位：万元16811.3 经济效益分析16911.3.1 经济效益分析编制原则16911.3.2 经济效益分析基础数据：16911.3.3 经济效益分析结论:17011.4 不确定性分析17111.4.1 敏感性分析17111.4.2 盈亏平14、衡分析172= 69.13%17311.5 初步经济评价173本工程建设是必要的175（1）符合国家产业政策175（2）变运煤为输电，减缓煤炭的运输压力，有利于资源优化配置175（3）增加220kV电网供电能力175（4）是加快闽中经济发展的需要175本工程建设是可行性的175(1) 本期工程建设条件较好，厂址落实。175(3) 本期工程灰渣场地落实，能满足电厂贮灰渣要求。175(5) 建设场地落实，不压矿和文物。1761概述1.1任务依据20xx年10月9日，xx设计院发091-20xx“生产任务通知单”。1.2项目概况拟建的xx福建xx煤矸石综合利用电厂位于福建省三明地区的xx市境内。xx15、位于闽中大谷地南端，沙溪河中游，地处武夷山和戴云山脉的过渡地带，距三明、厦门和福州的距离分别约50km、360km和340km，全市有33万人口，是全国优秀旅游城市。xx市矿产资源较丰富，已发现的矿种达41种，具有分布广、储量大、品质优和开采条件好的特点。其中石灰石和无烟煤的储量均居全省前列。xx是福建省能源基地之一。现有省属煤矿一个，地方国有煤矿二个，乡镇煤矿25个。根据国家实行资源优化配置、工业合理布局、大力开展资源节约和发展循环经济的方针，结合xx及三明地区煤炭资源特点，中国xx集团公司拟在福建省xx市建设一座燃用矿区煤矸石的综合利用发电厂，本期将建设2300MW煤矸石综合利用发电机组。16、工程建设资金全部由中国xx集团公司提供。1.3建设规模及进度本工程属新建工程，一期工程拟建设2300MW循环流化床燃煤机组，并留有扩建条件。两台机组计划分别于2009年7月和9月建成投产，最终投产时间以项目核准文件为准。1.4设计范围除运煤铁路专用线以外的厂区范围内所有系统及厂区总体规划设计，厂外取水设施和灰渣场的规划及设计。对工程建设进行投资估算和经济效益分析。1.5主要设计原则和指导思想 （1）总平面布置遵循节约用地，减少土方量，节约投资的原则。 （2）机组型式为2300MW国产循环流化床机组。 （3）主厂房采用钢筋混凝土结构。 （4）电厂循环水和锅炉补水水源为九龙溪，采用再循环供水系统。17、（5）电厂燃煤由铁路和公路运输至电厂。（6）输煤系统按2300MW机组为一单元设置。（7）粉煤灰和炉渣均考虑综合利用，灰渣外运考虑汽车运输。（8）根据工程地质资料，提出主要生产建（构）筑物和辅助、附属建筑物地基、基础处理方案。 （9）贯彻节约用电、节约用水、节约土地和节约能源的原则。 （10）认真执行环境保护政策，充分考虑综合利用。 （11）按照“安全、可靠、经济、适用、符合国情”的设计方针，采取有效措施控制工程造价。1.6工作简要经过及工程主要参与人员（1）工作简要过程第1年9月,中国xx集团福建电源项目筹建处，通过公开招标确定由xx设计院承担xx福建xx煤矸石综合利用电厂工程自可行性研究阶18、段至施工图阶段的全部设计工作。第1年10月9日，xx设计院下发发091-2007号“生产任务通知单”。第1年10月9日，xxxx火电项目筹建处副总经理李海鹏和工程与设备管理部主任郝建龙来我院就本工程可行性研究工作与项目设总及相关专业主设人进行了沟通，李海鹏副总经理对电厂规划容量、厂区总平面布置和可研完成时间提出了具体要求。第1年10月17日，项目设总主持召开项目工程会，布置可研工作。第1年11月2日，xxxx火电项目筹建处工程与设备管理部主任郝建龙来院就厂区总平面方案和项目设总及总图专业主设人交换意见。第1年11月15日，xxxx火电项目筹建处组织对xx设计院编制的xx福建xx煤矸石综合利用电19、厂工程可行性研究报告进行了评审，并形成评审意见。第1年12月10日，xx设计院根据xxxx火电项目筹建处的评审意见，对可研报告进行了修改，并初步定稿。第2年3月，xx设计院根据业主提供的福建省发展和改革委员会专题会议纪要200814号“关于三明市煤矸石资源综合利用规划评审会议纪要”及福建省铁道学会学秘20083号“关于xxxx煤矸石综合利用电厂2300MW机组新建铁路专用线工程预可研审查会议纪要”的相关要求，对可研报告进行了进一步完善，并正式出版。（2）参加本工程可行性研究的单位和主要人员名单如下:xxxx火电项目筹建处总经理/高工副总经理/高工工程与设备管理部主任/工程师发展计划部主任/高工20、发展计划部项目经理/工程师发展计划部项目经理/助工xx设计院副院长总工程师设计总工程师系统专业主设人汽机专业主设人锅炉专业主设人运煤/除灰专业主设人化水专业主设人暖通专业主设人电气专业主设人自动化专业主设人总图专业主设人土建结构专业主设人建筑专业主设人水工布置专业主设人水工结构专业主设人技经专业主设人施工组织专业主设人环保专业主设人水文专业主设人岩土专业主设人测量专业主设人1.7外部协作项目及分工运煤铁路专用线、环境影响报告、水土保持报告、职业病危害预评价、地质灾害评估、地震安评、大件运输专题、接入系统报告、矿区资源综合利用专题、水资源论证等由业主另行委托设计，我院相关专业做好配合工作。2 电21、力系统部分2.1电网现状2.1.1 福建电网现状2006年底福建电网已形成从后石电厂厦门变泉州变莆田变福州变宁德开关站的沿海500kV网架，并通过宁德双龙双回500kV线路与华东主网相联。至2006年底福建电网装机容量22047MW，其中水电8957MW，火电13001MW，风电89MW，水、火、风电装机比重为40.6 : 59 : 0.4。2006年全省最高发电负荷15590MW，最高用电负荷14410MW，分别较上年增长21.2和19.9，随着xx宁德电厂、南埔、嵩屿二期、可门电厂等大型火电电源的陆续投产，福建省电力供应有了很大提高；水库来水较丰，水电发电量大增，电网未出现拉闸限电情况，全22、省累计完成发电量913108kWh，比上年增长17.0%，其中火电发电量551108kWh，同比增长13.6%，水电发电量362108kWh，同比增长22.3%，2006年福建全社会用电量877108kWh，向华东电网净送出电量35.3108kWh。2006年底福建电网500kV输电线路20条，总长1483.78km，500kV变电所6座，变电容量8450MVA，其中升压变1台（水口900MVA），降压变9台（7550MVA）；220kV电网已形成全省双回或多回路环网，统调变电容量约32928MVA，220kV输电线路总长约6848km。福建电网目前存在的主要问题：(1) 福建西部电网结构薄弱23、。福建水电特别是径流水电所占的比例较高，丰枯季节出力差异悬殊。丰水期电力盈余较大造成电网局部堵塞，需要限制水电出力导致弃水；而枯水期则出现供电紧张状况，乃至需要限电。(2) 泉州、厦门等地区负荷增长迅速，电网建设相对滞后。泉州地区主变容载比低，迎峰度夏期间部分主变重载，厦门进岛通道输电容量偏小，无法满足电网N-1要求。（3）福建与华东主网联系弱。福建与通过二回500kV线路与华东主网相联，线路较长，台风、雷电、火烧山等发生频率高，走廊自然条件差，2006年迎峰度夏期间共发生三次跳闸解列事故，对福建电网造成较大影响。2006年福建电力系统地理接线见图2.11。三明电网现状三明市电网位于福建电网西24、部，2006年区域电源总装机容量2188MW，其中水电装机1672MW，火电装机516MW，水火电装机比重为76.4：23.6。接入220kV主网架的电源有：xx火电厂200MW和金溪流域的池潭水电站100MW，其他电源均接入区域110kV及以下电网。2006年三明市全社会用电量为82.1108kWh，同比增长11.8%；最高负荷1365MW，同比增长14.2%。至2006年底三明电网已建成220kV公用变五座，总变电容量900MVA。其中三明市区三座，即列西变（2120MVA）、后山变（2120MVA）、富兴变（180MVA）；xx电网二座，为黄历变（1120MVA）、增田变（1120MVA25、）；另有三钢专用变（200MVA）一座。220kV区域电网为省网220kV双回路环网的组成部分，其中东北方向与南平电网的马站变和沙溪口电站连接，向南经xx电厂和黄历变与龙岩电网的漳平电厂连接。220kV线路445.1km（电缆0.26km）。2006年三明220kV电网现状接线见图 2.12。至2006年底，三明电网已有110kV变电站30座，变电总容量1497MVA，110kV线路1134.5km（电缆3.6km），目前主要以辐射和链式供电结构为主，110kV电网结构较薄弱。三明地区电网目前存在以下主要问题：（1）水电比重大（约占地区电源总装机的76.4%），大部分水电站调节性能差，小水电多26、为径流式发电，导致丰、枯水期网供负荷变化大，220kV主网架线路潮流送、受变化较大，部分县网存在水电送出受限问题；三明220kV主网架仅为单回路环网，网架结构比较淡薄。500kV三阳变及其220kV配套工程和玉华（将乐）变等220kV输变电工程投产后将解决上述问题。（2）县网内中小水电多为径流式发电，调节能力差，导致丰、枯水期网架潮流变化较大。而县网110kV网络薄弱，多为单回辐射式供电，存在单线多变、单线单变的供电形式，难以满足电网N-1供电要求及丰水期水电送出需要，供电可靠性较低。图 2.12 2006年末三明地区电网地理接线图三明市区、xx市电网现状三明地区电网中，负荷主要集中在北部三明27、市区以及南部xx市（县），现有220kV变电所均分布在这两个地区。至2006年底，三明市区电源装机容量232MW，其中水电148MW，火电84MW，110kV变电所8个，变电容量409MVA，2006年最高负荷517MW，用电量29.8108kWh；xx市电源装机容量788MW，其中水电380MW，火电408MW，110kV变电所7个，变电容量481MVA2006年最高负荷351MW，用电量21.2108kWh。这两个供电分区存在如下问题：（1）市区电网由于原由列西和后山变35kV出线供电的三钢负荷转由220kV三钢专用变供电以及三化部分生产线停运，列西和后山变负载率大部分时间较低；而列西和后28、山变110kV出线分别只有6个和5个，增加110kV出线困难；同时市区110kV单线单变情况较多。（2）xx市电网增田变单台主变运行，容量120MVA，丰水期清流片区水电送出受限；2006年最大供电负荷110MW，主变负载率高。黄历变单台主变运行，容量120MVA，2006最大供电负荷约118MW，主变负载率高，供电可靠性低；黄历变二期投产后将解决此问题。xx市电网现状图见图 2.13，图中标注了本期xx煤矸石电厂工程推荐厂址位置。图 2.13 2006年末xx地区电网地理接线图 2.2电力市场需求预测根据福建省电力公司第1年9月出版的福建省 “十一五”电网规划（第1年版）中电力市场需求预测推29、荐方案（见表 2.21），预测至2010年全省全社会用电量1450108kWh，最大负荷24250 MW。表 2.21 福建电网2006年-2020年最大负荷及需电量预测 单位：108kWh、MW年份2006（实绩）200720082009201020152020用电量（108kWh）8771003.411411290145023363360最大负荷（MW）14410163131876021400242503980058000用电量年增长率14.41%13.71%13.06%12.40%10.01%7.54%负荷年增长率13.21%15.00%14.07%13.32%10.42%7.82%三明30、市是福建省重要的工业基地之一，经济增长速度、质量和效益低于全省平均水平，增长方式转变较慢，“八五”、“九五”期间年均增长10.1%。“十五”期间，力求加快调整经济增长方式，经济年均增长9.1%，2006年GDP实现451.6108元（统计快报数），比增13.1%。根据福建省 “十一五”电网规划（第1年版）分区负荷预测修正后推荐方案，三明市20072015年电力市场需求预测见表 2.22。表 2.22三明电网第1年-2015年最大负荷及需电量预测 单位：108kWh、MW年份20072008200920102015“十一五”年增长率“十二五”年增长率用电量91.5102112.6123.217931、10.91%7.76%最大负荷1515170018902080310011.72%8.31%2.3 电力电量平衡电源发展规划（1）华东电源发展规划华东地区一次能源资源匮乏，水力资源和煤炭储量分别仅占全国的3.6%和4.2%，地区资源远远满足不了地区发展需要。因此，华东地区必须长期实施多元化的能源供应战略，相应电力供应也必须采取多元化战略，具体包括：a) 积极消纳区外来电b) 积极发展核电c) 优化发展火电d) 充分利用并经济开发有限的水电资源e) 合理发展抽水蓄能电站f) 积极推进新能源发电（2）福建省装机进度安排根据福建省“十一五”电网规划优化调整，福建省电源建设目标为：以福建省国民经济和社32、会发展第十一个五年规划纲要为指导，全力推进电力结构调整，实现“多元化”发展目标；建设充足电源，满足电力市场发展及参与区域电力资源配置的需要，实现电力产业化发展目标。至2010年达到全省总装机超过32000MW，人均装机约0.87kW；全省电源结构呈多元化发展趋势，各类投产电源比例为水电29.9%、煤电60%、气电6.5%、抽蓄1.8%、风电1.8%；单机300MW以上的火电机组占火电装机90%以上；起步建设核电，为进一步改善电源结构打下坚实基础。根据福建省“十一五”电网规划（第1年版），“十一五”规划电源已投产的有：龙岩坑口一期、南埔一期、嵩屿二期、宁德一期、可门一期。目前在建的江阴一期预计第33、1年底投产、后石#7机第2年投产，燃气电厂规划在第2年下半年至2009年相继投产6台机组。其他规划电源如罗源一期、宁德二期、华能三期、可门二期、南埔二期、龙岩坑口二期、xx“上大压小”项目、漳平“上大压小”项目、石狮鸿山电厂均已完成前期工作，待核准；龙岩坑口二期以及xx、漳平“上大压小”项目国家发改委已批准开展前期工作。从目前各电源项目的进展情况分析，这些项目均可能在20092010年间建成投产。仙游西苑抽水蓄能电站已完成前期工作并顺利通过核准评估，目前正在加快落实，规划2010年第一台机组投产，其余3台机组与2011年建成；规划“十一五”建设的风电，预计2007第2年投产约171MW包括平潭34、长江澳二期以及漳浦六澳的二、三期机组，其余均已完成或正在开展前期工作。由于第1年版规划推荐的2010年负荷水平比福建省“十一五”电力发展规划高约2500MW，结合电源项目的实际进展情况，以福建省“十一五”电力发展规划的电源建设方案为依据，根据2010年电力平衡需求，在原规划2010年装机的基础上新增装机1200MW，包括南埔#2机600MW、xx漳平“上大压小”项目#2机各300MW。“十一五”电源规划投产容量见表 2.31。表 2.31福建电网电源规划投产容量 单位：MW电源名称07-10新增一、水电768其中：街面水电站300洪口水电站200二、火电129001燃气电厂（已核准）2100235、燃煤电厂108002.1 经国家核准及进入优选电源1800江阴电厂一期（已核准）1200后石电厂7#机（优选电源）6002.2参与20082010年优选电源78002.3热电联产（石狮鸿山热电厂）1200三、抽水蓄能电站300四、风电548五、合计新增14516六、退役火电机组1130根据最新上报国家发改委的关停计划，“十一五”期间全省关停小火电机组约1130 MW。至第1年上半年已关停302MW。按计划2007、2008、2010年将分别关停352 MW、67.2 MW、715 MW。（3）三明市电源建设规划根据三明电网20082012年滚动规划（110kV及以上部分），2006年三明电网电36、源装机总容量达2188MW，其中水电装机1672MW。2010年规划水电装机容量达2192MW，开发率为94%。根据有关资料：街面水电站（300MW）计划第1年7月投运，芦庵滩电站（50MW）计划第2年12月投运；另外20072015年间还规划开发中小水电装机约278MW，其中主要有台江、汶潭、坂面、璞溪口、高唐等水电站。大田热电厂扩建工程由于存在不确定因素，“十一五”期间暂不考虑。20092010年xx电厂规划扩建2台300MW机组；xx电厂#3、#4机近期已退出运行，#5、#6机计划2010年底退出运行。三明水力资源丰富，但是分布不均衡，主要集中分布在金溪、尤溪、沙溪流域，并且丰枯季节出力37、相差较大，影响主干电网的潮流变化，规划中型电站的接入系统方式需进行专题研究。三明市分区110kV及以下电源规划建设情况见表 2.32。表 2.32 三明市分区110kV及以下电源装机情况 单位：MW年份2006（实绩）2007200820092010201120122015全区合计18881926194219531958202020232081其中：水电15721710172617371742183818411849火电3162162162162161821822322.3.2电力电量平衡及分析.1福建电网电力平衡根据前述的电力负荷预测结果和电源建设规划，对福建电网20072010年进行了电力38、平衡，平衡原则如下：（1）电力平衡中负荷备用、事故备用分别取最高负荷的3、8；（2）考虑到第2年缺电较多，最大负荷月不安排火电检修。（3）各年参与平衡的火电电源，第2年：新增江阴一期1200MW、后石7#机600MW；2009年：新增燃气6台机2100MW、罗源#1机600MW、华能三期#1机600MW、可门二期1200MW、宁德二期600MW；2010新增：罗源#2机600MW、华能三期#2机600MW、宁德二期600MW、南埔二期#1机600MW、xx “上大压小”项目600MW、漳平“上大压小”项目600MW、龙岩坑口二期#1机300MW、鸿山电厂#1机600MW；“十二五”新增：包括239、010年下半年投产的南埔二期#2机600MW、龙岩坑口二期#2机300MW、鸿山电厂#2机600MW，以及投产可能较大的燃气4台机1400MW、核电2000MW、罗源二期1200MW。（4） 水电站的强迫出力及径流水电均承担基荷。（5） 当年退役机组容量不参与当年平衡。（6） 风电及其他可再生能源发电不参与电力平衡。（7）电力电量平衡不考虑省外送受电。电力平衡结果见表 2.33。表 2.33 福建电网20072010年电力平衡表 单位：MW年 份2007平水2008枯水2008平水2009枯水2009平水2010枯水2010平水2015枯水2015平水1.系统需要容量18107 20949 240、0824 24479 24354 27643 27653 44903 44913 1.1年最高负荷1631318760187602140021400242502425039800398001.2备用容量1794 2189 2064 3079 2954 3393 3403 5103 5113 负荷及事故备用1794 2064 2064 2354 2354 2668 2668 4378 4378 检修容量01250725600725735725735其中:水电125125125125火电6006006007356007352. 参与平衡装机2417824438244382957529575332941、63329638296382962.1水电96959955995599929992100251002510925109252.2火电1448314483144831958319583232712327127371273712.3核电200020003.水电利用容量3781 4007 5376 4022 5396 4035 5414 4386 5900 其中：水电工作3781 3882 5376 3897 5396 3910 5414 4261 5900 检修容量0 125 0 125 0 125 0 125 0 4.需要火电容量14326 16941 15448 20457 18958 23642、08 22239 40517 39014 5.电力盈(+)亏(-)157 -2458 -965 -874 625 -337 1032 -13146 -11643 平衡结果表明：受各种因素影响，第2年投产机组较少，因此第2年电力缺额较大，即使考虑后石#7机参与平衡，枯水年电力缺额仍然高达2400MW以上，不仅缺备用，连正常供电也难以满足，平水年实际备用率仅5.9%，缺电力约900MW。由于目前后石#7机尚未正式核准建设，因此如果后石#7机在第2年8月份仍然未投产，则第2年枯水年电力缺额将超过3000MW，平水年缺额为1500MW。2009年随着燃气电厂开始发电以及部分规划机组的投产，缺额减小，但43、枯水年仍缺电力800MW以上、实际备用率仅约6.9%，平水年电力略有盈余。本期工程如能在2009年建成投产，可为缓解福建电网供电压力做出贡献。2010年考虑xx、漳平“上大压小”机组以及南埔二期提前投产后，枯水年电力基本平衡，平水年电力盈余约1000MW。但由于负荷预测方案调整，“十二五”期间考虑优燃气、核电、罗源二期后，仍有11000MW到13000MW以上电源建设空间。.2三明电网电力平衡根据三明电网20082012年滚动规划（110kV及以上部分），三明电网历史负荷特性为最高负荷一般出现在丰水期。电力平衡中，丰水期大方式水电站出力按照满发考虑，xx火电厂一台机组运行；枯水期大方式中水电按44、其调节性能考虑装机出力，xx火电厂二台机组运行；枯水期小方式水电出力仅考虑径流小水电。电力平衡中，自备电厂及热电厂机组丰水期不出力，枯水期按照装机容量考虑一定的出力；尤溪和金溪流域部分电站出力经110kV电网送南平地区，部分经220kV电网升压送出。丰水期大方式、枯水期大方式及枯水期小方式区域电力盈亏平衡计算结果见表 2.34表 2.36。表 2.34 三明地区20072015年电力平衡（丰大方式） 单位：MW年份2007 2008 2009 2010 2015 1、丰水期大方式负荷1515 1700 1890 2080 3100 2、110kV及以下电源出力1615 1629 1640 1645、44 1780 其中：2.1 经110kV送南平电网146 2.2 经220kV升压送出198 310 281 225 99 3、220kV供电负荷(1-(2-2.1-2.2)244 381 531 661 1419 4、220kV电源出力490 540 810 720 720 其中：xx火电厂90 90 360 270 270 池潭水电站100 150 150 150 150 街面水电站300 300 300 300 300 5、电力盈亏(2.2+4-3)444 469 560 284 -600 表 2.35 三明地区20072015年电力平衡（枯大方式） 单位：MW年份2007 2008 46、2009 2010 2015 1、枯水期大方式负荷1409 1581 1758 1934 2883 2、110kV及以下电源出力708 712 714 715 784 3、南平电网供电负荷7 4、220kV供电负荷(1-2-3)694 869 1044 1219 2099 5、220kV电源出力380 405 675 765 765 其中：xx火电厂180 180 450 540 540 池潭水电站50 75 75 75 75 街面水电站150 150 150 150 150 6、电力盈亏(5-4)-314 -464 -369 -454 -1334 表 2.36 三明地区20072015年电力47、平衡（枯小方式） 单位：MW年份2007 2008 2009 2010 2015 1、枯水期小方式负荷888 996 1107 1219 1816 2、110kV及以下电源出力346 349 351 352 375 3、南平电网供电负荷44 4、220kV供电负荷(1-2-3)498 647 756 867 1441 5、220kV电源出力160 160 400 480 480 其中：xx火电厂160 160 400 480 480 池潭水电站0 0 0 0 0 街面水电站0 0 0 0 0 6、电力盈亏(5-4)-338 -487 -356 -387 -961 计算结果表明，三明电网水电资源48、丰富，但中、小水电总体调节性能较差，丰枯水期水电出力相差悬殊。丰水期区域中小水电处理基本可以满足负荷需求，加上区域接入220kV电网的电站出力后，2008、2010年区域电力盈余分别为469MW、284MW，2015年电力不足600MW。枯水期水电出力降低较多，需要靠省网供电，考虑电网110kV及以下电源出力后，需省网220kV最大供电负荷出现在枯水期大方式，2008、2010、2015年需省网220kV最大供电负荷分别为869MW、1219MW、2099MW；由于具有调节性能的水电站枯水期小方式不开机，如池潭电站、街面电站枯小方式零出力，因此2008区域电力缺亏反而较枯大方式严重；随着负荷的49、增长，2009、2010、2015年枯大方式电力不足比枯小方式大。根据枯水期平衡结果，本期工程机组能在2009年底投产，可填补三明地区枯水期电力缺口，并改善三明地区电源结构。2.3.2.3福建电网电量平衡根据福建省“十一五”电网规划（第1年版）提供电力负荷预测结果和电源建设规划，对福建电网20072010年进行了电量平衡，计算结果见表 2.37。根据平衡结果，福建省火电运行小时数为5000h左右，本工程可按50005500h考虑。表 2.37福建电网20072010年电量平衡 单位：MW、108kWh项目200820092010枯水年一、系统需要电量114112901450二、水电发电251250、55257三、需要火电电量89010351193四、火电（气、煤电）利用小时582252905106五、燃气电厂利用小时40004000六、燃煤电厂利用小时582254125216平水年一、系统需要电量114112901450二、水电发电326339342三、需要火电电量8159511108四、火电（气、煤电）利用小时516848604743五、燃气电厂利用小时40004000六、燃煤电厂利用小时516849394817工程建设必要性和在系统中的作用与地位(1) 合理利用资源本工程2台300MW机组利用煤矸石发电，充分利用了煤矿资源，减少了废弃物堆放。xx地区煤矸石资源丰富，在矿区建设发电项目51、，充分利用低发热量煤矸石资源发电，符合国家能源发展战略和产业政策。(2) 增加220kV电网供电能力从电力平衡结果来看，三明电网在枯水期电力缺口较大，需要220kV电网供电。本工程可向220kV电网供电，减少了从主网受电的需要，节省了500kV降压变压器的投资。(3)调整三明电源结构三明地区水电装机占全部装机比重超过70%，而且多为小水电，季节性强，本工程投产后，可改善三明地区电源结构，增加火电比重，提高供电可靠性。(4)优化福建电源布局目前福建西北部地区装机较少，且无100MW以上机组，本期工程投产后，可优化福建电网电源布局，增强对电网电压的支撑。本工程建成后，将成三明电网的主力火电厂，电力52、满足三明地区负荷发展的需要。根据厂址条件及燃料供应等因素，本期xx煤矸石电厂工程建设2300MW，保留今后扩建的可能。本期工程计划于2009年7月和9月各建成投产一台机组，以满足三明电网“十一五”后期负荷增长的需要。2.4电厂与系统的连接电网规划概述（1）“十一五”福建电网规划2010年福建电网发展目标为，以加强沿海主干输电网架为重点，完善沿海500kV通道，建成沿海34回较坚强的500kV主网架并向三明、南平、龙岩延伸，形成覆盖全省的500kV大环网结构。进一步加强福、泉、厦等主要负荷区的受端主干网架，沿海主网架具备电磁解环、分层分区的运行条件。逐步建成规划科学、结构合理，电网与电源、一次与53、二次系统协调，有功与无功匹配，各级电网相互衔接，供电能力大大提高，供电可靠性达国内外先进水平的海峡西岸坚强电网。结合国家联网规划与特高压规划，拓展两翼，构筑资源优化配置的平台，发挥联网通道的功能。2010年福建省电网规划图见图 2.41。图 2.41 2010年福建省500kV电网地理接线图（2）三明电网发展规划根据三明电网20082012年滚动规划（110kV及以上部分），为满足福建西北部电网负荷发展的需要，500kV三阳变一期工程原计划于第1年7月投运，通过水口三阳500kV线路供电。第2年底南平500kV变电站投产后，通过单回线路分别与三阳500kV变、宁德500kV变相连，福建西北部554、00kV电网将形成宁德南平三阳水口福州连江宁德的12回路环网结构。“十一五”后期为加强全省主干网架，规划建成三阳龙岩漳州的500kV线路，形成福建西部的环网结构。20082012年三明220kV电网建设主要是围绕新、扩建220kV变电站，结合三明受端目标电网规划要求，逐步完善主干网架，提高电网供电能力和供电可靠性。第2年三明电将新建碧湖变、龙津变、梅仙变。2009年本期工程投产前，三明220kV电网规划图见图 2.42。图 2.42 第2年末三明220kV电网地理接线图电厂接入系统方案设想xx福建xx煤矸石综合利用电厂新建工程推荐厂址位于福建省xx市（隶属三明市）曹远镇汶一村，临近沙溪江。根据55、场地条件，电厂本期工程建设2300MW机组（220kV接入系统），计划于2009年全部建成投运。本工程机组单机容量为300MW，考虑机组启停对电网的影响及本工程的定位，本工程应接入220kV电网。根据xx地区电源布局和送出通道情况，对本工程2300MW机组接入系统方案设想如下两个方案： 方案一，考虑电厂接入500kV三阳（三明）变电所220kV侧，电厂新建两回60km线路见图 2.43。方案二，考虑电厂就近接入220kV增田变电所，电厂出线两回接入系统，电厂出线长度约8km，见图 2.44。此方案须适时改造三明地区220kV电网，增加xx地区到北部三明市区的断面送电能力否则将制约本期工程电力送56、出。图 2.43 接入方案一图 2.44 接入方案二本阶段接入系统方案设想仅从系统角度初步分析电厂接入系统条件，为电气及总图布置提供依据，具体接入系统方案以电厂接入系统评审意见为准。电厂接入系统方案分析考虑到三明电网实际情况，丰水期火电电力需升压送出，且三明地区负荷中心在北部，而火力电源主要在南部，枯水期220kV电网潮流主要由北向南，现有线路送电能力以达饱和，因此接入方案一较为合理，丰水期可直接送电到500kV变电所，枯水期送出线路可作为新的电力北送通道。如采用接入方案二，则220kV电网需配合改造，投资较大，且实施困难。因此本期工程推荐采用接入方案一。考虑电厂规模和今后电网的发展，电厂2257、0kV短路电流水平暂按50kA考虑。2.5系统对电厂电气主接线的要求 电气主接线考虑本工程电气主接线按双母线布置。电气主接线图 2.51。图 2.51 电气主接线 电气设备参数选择对有关设备的电气参数的初步要求如下：发电机：额定功率因数0.85，容量与汽轮机的最大连续出力相匹配、调峰能力为机组容量的60%，对进相能力、励磁方式、暂态电抗没有特殊要求。主变压器：本期主变容量暂采用370MVA的升压变压器，阻抗电压(Uk%)暂按14%考虑，中性点直接接地。调压范围建议取24222.5%无载调压。220kV方案断路器：遮断能力考虑为50kA，额定通流2500A以上。220kV母线额定通流2500A以58、上。电气设备参数最终选择方案以接入系统审查意见为准。3 燃料供应3.1燃料来源及品质 燃料来源我国是世界第一产煤和消费大国，2006 年煤炭产量达 23.8108t。煤矸石是煤炭生产和加工中排放的固体物质，是目前我国年排放量和累计堆存量最大的工业废弃物之一。煤矸石作为煤炭工业废渣，始终伴随着煤矿生产建设的发展进程，2004 年我国累计堆存煤矸石 34108t以上，占地2 0多万亩，随着经济规模的扩大和我国对能源需求的不断增长，煤矸石的产生量还会增加，目前正以每年排矸约2108t，新增占地 1万亩的速度递增。煤矸石长期堆存，占用大量土地，同时造成自燃，污染大气和地下水质，煤矸石对人类的生存环境、59、对社会和经济的可持续发展带来巨大的危害。煤矸石又是可利用的资源，对煤矸石加以利用，可以保护耕地、减少占地，减轻矿区大气污染和地下水污染，改变煤矿形象，开辟矿区新产业，从而促进产业转移和劳动力再就业，因此，进一步发展煤矸石综合利用具有十分重要的意义。福建省煤炭储量在我国东南属较丰富地区。目前，全省每年煤炭产量约1700104t。三明市煤炭的地质储量为5.76108t，其中工业储量2.54108t，远景储量2.0108t。根据三明市煤炭管理中心统计数据（第1年9月），截至到2006年末，全市煤炭实际保有储量达44763104t，已办理采矿证的煤炭实际保有储量达36084104t。其中：省属xx煤业60、为15820104t，占全市总量的35.3%；大田县为11126104t，占全市总量的24.9%；xx市为2340104t，占全市总量的5.2%；清流县为2154104t，占全市总量的4.8%，将乐县为2228104t， 占全市总量的5.0%。根据福建省华厦建筑设计院于第1年11月编制的福建省三明市煤矸石资源综合利用规划，三明市全区煤矸石现有积存量约 5622 104t。在今后（2007至 2030 年）的24 年按年平均产煤量的 56计，新增矸石总量8215104t（年产煤矸石342104t）。根据调查，这些煤矸石可用于综合利用量达6456104t，平均每年可利用的煤矸石约164 104t。61、目前，业主已经与xx煤业有限责任公司、xx市煤炭工业公司、福建大田县煤炭工业公司、三明市三元区煤炭行业管理办公室签订了煤炭供应和运输协议（请见附件），几家煤炭生产公司每年向本工程提供煤矸石165104t和劣质煤168104t，可以满足本工程的需要。因此，本工程的煤源是落实的。3.1.2 燃料品质本工程为新建循环流化床锅炉机组，燃料主要是煤矸石。燃煤分设计煤种，校核煤种1和校核煤种2，共三种。其中，设计煤种为60曹远矸石、35上京矿煤和5曹远矿煤组成的混合煤；校核煤种1为60曹远矸石、10安沙矸石和30上京矿煤组成的混合煤，校核煤种2为46曹远矸石、10上京矸石、14安沙矸石和30安沙矿煤组成的62、混合煤。煤质分析资料详见表3.11。表3.11 煤质分析资料项目符号单位设计煤种校核煤1校核煤2工 业 分 析全水分Mt%3.83.63.7空气干燥基水分Mad%2.532.622.53收到基灰分Aar%54.3456.3057.03干燥无灰基挥发分Vdaf%10.8511.0311.25收到基碳Car%37.3335.9634.33收到基氢Har%0.710.610.66收到基氮Nar%0.220.200.30收到基氧Oar%2.672.342.92全硫St,ar%0.930.991.06收到基高位发热量Qgr,arMJ/kg12.5611.9511.64收到基低位发热量Qnet,arMJ/63、kg12.3311.7411.42哈氏可磨指数HGI697163灰熔融性变形温度DT1031.311.311.33软化温度ST1031.331.321.34半球温度HT1031.341.341.35流动温度FT1031.371.371.36灰 成 分 分 析煤灰中二氧化硅SiO259.8860.2458.05煤灰中三氧化二铝Al2O322.3922.5023.61煤灰中三氧化二铁Fe2O37.677.958.95煤灰中氧化钙CaO3.993.413.56煤灰中氧化镁MgO0.860.820.94煤灰中氧化钠Na2O0.370.310.19煤灰中氧化钾K2O2.142.132.13煤灰中二氧化钛64、TiO21.201.321.49煤灰中三氧化硫SO30.840.660.43煤灰中二氧化锰MnO20.0580.0560.051注：该煤质资料由西安热工研究院提供，请见附件。3.2 燃料运输三明市的煤炭资源丰富，主要分布于xx、大田、清流、将乐四个县市，xx市基本位于四个县市的地理中心，距离其它三个县的距离约为150300km。三明市内交通发达，境内公路四通八达，基本形成了省、县、乡、村四级连接的交通网络，为此xx当地煤拟采用汽车运输的方式。鹰厦铁路贯穿三明市全境，本工程厂址附近还有煤矿铁路专用线（永加线）和化纤厂铁路专用线，因此，大田、清流、将乐的煤源拟采用铁路运输方式进厂。本工程2300M65、W机组的耗煤量请见表3.21。表3.21 2300MW机组耗煤量表设计煤种校核煤种1校核煤种2小时燃料消耗总量（t/h）486.06510.50524.80日燃料消耗总量（t/d）9721.21021010496年燃料消耗总量（104t/a）267.33280.78288.64注：机组年日运行小时分别以5500h和20h计算。本工程燃煤厂外运输设计由业主委托其它有资质的设计单位进行设计。请业主单位敦促设计单位尽快完成文件的编制和审查工作。对于铁路及公路的费用本报告暂按业主提供的数据计列投资估算。3.3点火及助燃用燃料 本期工程锅炉点火、助燃和低负荷稳燃将采用0号轻柴油，其油质指标请见表3.3-66、1。表3.3-1 0号轻柴油油质指标项 目数 值低位热值kJ/kg比重(20)kg/m3运动粘度(20)(mm2/s)十六烷值不小于硫分(%)不大于灰分(%)不大于水分(%)机械杂质闪点(闭口)()不低于酸度(毫克KOH/100ml)不大于凝固点()不高于41800实测3.08.0450.20.01痕迹无55704 厂址条件4.1厂址概述xx市位于闽中偏西，闽中大谷地南端，沙溪河中游地段，处武夷山脉与戴云山脉的过渡地带。东西宽82 km，南北长约71km。东靠大田县，西邻连城、清流，南毗漳平、龙岩，北接三元、明溪。市中心距三明市区50 km，离福州340 km，到厦门360 km。1984年撤67、县设市，现辖4个街道、4个乡和7个建制镇，设30个社区居委会、228个行政村，总面积2942km2，地貌特征为“九山半水半分田”，总人口33万。工业基础比较雄厚，是福建省新兴的工业城市和重要的能源、原材料生产基地。公路通车里程2800km，其中国道77 km、省道59 km，93%的行政村道路实现硬化，基础设施比较完善，是闽西北与闽南的交通枢纽和重要的物资中转、集散地。鹰厦铁路、205国道、307省道、208省道贯穿境内。境内铁路总长129.55 km，铁路干线东到福州，西通龙岩、深圳，南达厦门，北上江西、浙江和上海等省市。邻xx的连城冠豸山机场已成功试航，沙县机场动工建设；途经xx的泉州至三68、明高速公路实现全线动工建设，第2年可全线通车；xx至武平高速公路已开工建设；xx至宁化高速公路获国家批复立项，力争今年动工建设。xx矿产资源颇具特色。现已发现的矿种有41种，无烟煤、石灰石、重晶石、水泥粘土为优势矿种，其中石灰石4.6108t，无烟煤2.67108t，储量均居全省前茅，重晶石约1899104t，列全国第3位。总的特点是分布广、储量大、品质优良，开采条件好，有明显区域性。通过现场踏勘，初步拟定了二个厂址，分别是汶一村厂址和曹远厂址。拟选厂址均位于xx市区北部，九龙溪以东的区域，厂址概况分述如下：4.1.1 汶一村厂址本厂址位于xx市北郊曹远镇汶一村后门山坡地上，距xx市区约6 k69、m，九龙溪河道于厂址西侧流过。厂址距离国家铁路干线福州-厦门铁路益口站约5 km，已有乡村水泥路与205国道相连，厂址距离城安公路约3.5km。拟建设场地地处丘陵地带，场地地势整体东高西低，为独立的山丘和台地，现状大多为林地和少量耕地。拟选场地东侧为山间凹地，西侧为沿九龙溪河岸的乡村水泥路，南侧为开阔的灌木林和少量耕地，北侧为林地。地貌上属山坡山背地带。该地块为xx市原规划资源综合利用热电厂项目用地，已经过相当规模的平整。根据现场踏勘，该地块现基本平整为三个台阶，其中西部区域标高为183m平台，中部区域为标高约190m平台，东部区域为202m平台，已平整区域总面积约14hm2。结合业主方提供的70、可用地范围，充分考虑到工艺要求和场地限制条件，本厂址一期工程布置2300MW机组，预留再扩建条件。根据水文资料，拟选厂址地势较高，不受内涝水位和河道洪水影响，厂区设计标高主要考虑土方工程量影响。厂址周围需根据具体情况设计排洪沟或截水沟以保证厂址不受厂外来水影响。汶一村位置详见图“F501801K-A-02厂址地理位置图”。根据拟选厂址周边情况，结合厂外燃料来源和运输方式，新建铁路专用线拟从厂址北侧的矿区铁路（永加铁路）上引接，初步规划接轨点为炕边隧道西侧位置，专用线长度约1.1km（不计厂内站部分）；新建厂外公路从北侧已有公路引接，道路宽度规划为7m-9m，以满足部分汽车运输燃料的需求。该公路71、业主已委托相关设计院设计，具体的公路总长度、相应工程量及费用将由公路设计单位提供，本报告对该部分费用暂按业主提供的数据估列。补给水源点为鸭姆潭水电站库区，距离汶一村厂址约为1.5km，补给水管长度约1.7km。本期工程考虑利用厂址东侧的石灰垄山谷或厂址北侧的上断垄山谷作为电厂的近期灰场，厂址北侧的詹坑垄山谷作为电厂的规划灰场；出线等级为220kV，向东出线后接入变电站。4.1.2 曹远厂址曹远厂址位于曹远镇东南侧。拟选厂址北侧为规划曹远大兴工业区。厂址处现状为山地，整个区域地势西高东低，中部为一洼地，南北两侧为山地，区域内标高为320m255m，现状基本为林地。经过现场踏勘，区域内基本无民房拆72、迁，进厂公路可从厂址东侧已有的公路引接，该公路需经过改造拓宽后才能满足电厂运输要求。新建铁路专用线暂按从矿区铁路接出。出线等级为220kV，向南出线。厂外公路向东接入当地公路，新建厂外公路总长约100m。循环水系统为二次循环供水系统，补给水源点同汶一村厂址，距厂址直线距离约为4.2km，补给水由厂区东侧接入。本厂址考虑利用厂址北侧山黄垄山谷作为近期灰场，规划灰场同汶一村厂址的规划灰场。厂址距近期灰场直线距离约2km，距离规划灰场直线距离约3.5km。厂址与灰场之间的道路运输主要依靠现有公路进行改造拓宽和部分新建。根据水文资料，拟选厂址地势较高，不受内涝水位和河道洪水的影响，厂区设计标高主要考虑73、土方工程量的影响。厂址周围需根据具体情况设计排洪沟或截水沟以保证厂址不受厂外来水影响。4.2 交通运输铁路：鹰厦铁路贯穿其中。厂址北侧有矿区铁路，南侧有化纤厂专用铁路，两条铁路均与国铁相连。电厂建设期间的大件运输可利用国铁-矿区铁路-电厂专用线运至电厂。公路：xx是闽西北交通枢纽，公路网络四通八达，境内的 205国道和305省道可便捷通往闽东南沿海和省外。厂址附近有多条乡村公路相连，但等级较低，不能满足电厂施工和运行期间的运输要求，电厂需新建厂外公路（约3.5km）接入县道-城安线。城安线为三级公路标准，公路通行条件较好。水路：xx市航道主要以沙溪、九龙溪、文川溪等河流为主，总里程达113.574、km，由于近年多梯级开发水电站，拦河筑坝，致使航道中断，水路运输程区间性通航。综上所述，在电厂建设和运行期间的施工运输和燃料运输可通过铁路和公路运输来满足要求。4.3水源、水文及气象 水源.1厂址区域水系及水利工程概况拟建电厂厂址区域主要河流为九龙溪，九龙溪为闽江沙溪上源河名，沙溪为闽江上游西溪的两大支流之一，为闽江主流，地处福建省中西部，地理位置界处东经11623至11805，北纬2532至2639之间，发源于福建省宁化县与江西省交界的杉岭山脉南麓，流经宁化、清流后右纳罗口溪、文川溪等主要支流，至xx后始称沙溪，再流经三明、沙县等县市，于沙溪口村与富屯溪汇合后注入闽江西溪，至南平与建溪汇合后75、称闽江。沙溪干流全长328km，河道平均坡降为0.8，总集水面积11793 km2，占闽江流域总面积的19.4%。九龙溪流域水力资源丰富，开发条件较为优越，在xx以上干流坡陡水险，沙溪干流梯级开发方案为石坂桥、将军岭、渔潭、小溪、东溪、乌龙溪、龙下、南歧、嵩口坪（扩建）、安砂（扩建）、丰海、鸭姆潭（扩建）、西门、贡川、竹洲、台江、斑竹、沙县、高砂、官蟹（航运）等20级，其中xx市境内的有安砂（扩建）、丰海、鸭姆潭（扩建）、西门、贡川等5级。沙溪干流（xx段）梯级电站主要特性指标见表1。表1 沙溪干流（xx段）梯级电站主要特性指标表序号梯级名称单位安砂（扩建）丰海鸭姆潭（扩建）西门贡川1流域面积76、km2518455185593679776512多年平均流量m3/s1641751772092313年径流量108m351.755.155.865.972.94正常蓄水位m265190.5176.2166157.55总库容104m37440017404000237027866调节库容104m3440001701500156.54077调节性能季日日日日8设计水头m73.310.5106.89.59装机容量104kW21.52.42.7832.310保证出力104kW7.450.6160.2250.6010.75911多年平均年电能104kW.h794801086193201116016790177、2年利用小时数h3697452533533720730013坝型混凝土重力坝砼坝墩坂坝砼坝重力坝14最大坝高m23.61931.42515静态总投资万元420621867312182118332049安砂水库控制集水面积5184 km2，1975年10月安砂水电站第一台机组并网发电，安砂水库正常高水位265m，相应库容6.4108m3，调节库容4.4108m3，具有季调节性能，对下游天然径流和洪水有较大影响。xx鸭姆潭水轮泵电站（鸭姆潭水库）位于xx市曹远镇境内的沙溪干流九龙溪上，控制流域面积5593 km2，该电站下游距xx市12km，上游距安砂电站29km。鸭姆潭水库坝址以上流域森林茂密，78、植被良好，水土保持条件较好。鸭姆潭水轮泵电站于1977年10月开始建设，1980年10月竣工投产。工程枢纽建筑物由拦河闸坝、挡水坝段、左岸坝后式厂房和水轮泵房等组成，是一座具有灌溉、发电、供水等综合效益的水利枢纽工程，现以发电为主，兼顾供水。鸭姆潭水轮泵电站拦河闸坝位于河床中部，为混凝土空腹重力坝，全长265.6m，最大坝高为12.7m，坝顶高程181.0m，溢流堰顶高程171.7m，由22扇钢筋混凝土平板闸门及3扇弧形钢闸门组成，平板闸孔宽4.0m，弧形闸孔宽12m，闸门高度为4.5m，弧形钢闸门由坝顶固定式卷扬机启闭，22扇钢筋混凝土平板闸门由3台可移动式卷扬机启闭。已建的鸭姆潭水库设计洪79、水为50年一遇洪水5900m3/s，相应洪水位上游179.8 m，下游176.0 m；校核洪水为500年一遇洪水6290m3/s，相应洪水位上游180.88m，下游177.30 m；水库正常蓄水位176.20 m，死水位174.0，为日调节水库。受水轮泵站取水高程制约，鸭姆潭水库允许最大消落深度为1m。鸭姆潭水库的上游为梯级龙头水库安砂水库，安砂水库调节库容达4.4108m3，机组满发下泄流量为235 m3/s，安砂水库具有季调节性能，安砂水库坝址控制流域面积5184 km2，占鸭姆潭水库坝址控制流域面积的92.7%，鸭姆潭水库和安砂水库联合运行，具有较好的调节作用。鸭姆潭水轮泵电站的发电量主80、要受安砂水库和xx市供水的影响，安砂水电站发电机组满发时的出库流量约为235 m3/s，即安砂水电站发电机组满发时就有约55 m3/s的弃水，且每年丰水期均还有大量弃水。.2电厂水源电厂冷却水系统拟采用带冷却塔的二次循环冷却水系统。电厂补给水量为0.48m3/s、每年补给水量950104 m3。拟建电厂取水水源为九龙溪。取水方案有两个，一是从九龙溪汶一河段直接取水，二是从鸭姆潭水库取水。其中从鸭姆潭水库取水又分在鸭姆潭水库设泵站直接取水和由xx市灌区水利管理站负责供水两种方案。鸭姆潭水库是xx市生活饮用水水源区。（1）取水水源地正常径流量分析计算1）沙溪水资源量的分布闽江上游地区，包括沙溪流域81、，春雨来得比较早，通常每年3月份就开始进入雨季和汛期。沙溪流域34月份春雨带来的初汛，比福建省南部地区提早12个月；56月份梅雨期，也是每年降雨量最多、最集中的季节，河流水量猛增进入主汛期；79月份台风雨季，因厂址地处福建省内地，受台风影响带来降雨量较小，不及福建省沿海地区，很少发生大洪水；102月干季降雨量很少，为每年较稳定的枯水期。沙溪流域多年平均径流深分布，从上游向下游逐渐下降。据安砂水电站水库蓄水前（大型水库蓄水初期，短期内会造成下游总来水量明显减少），多年同步期径流深进行比较可知以xx或兴平站为界，上游九龙溪、文川溪多年平均径流深，明显大于下游沙溪干流区域。鸭姆潭水库库区所在的兴洪安82、区间或水库坝址流域，多年平均径流深与安砂站、兴平站接近，略小于洪田站流域。2）鸭姆潭水库坝址正常径流量鸭姆潭坝址没有水文站，靠近水库坝址上游曾设过埔头水文站（F=5577km2）。鸭姆潭坝址流域面积仅大于埔头站16km2，可直接移用埔头站径流资料。安砂水库坝址和兴平站，分别在鸭姆潭坝址上、下游，安砂、兴平和兴洪安区间多年平均径流深接近，可采用流域面积比，以兴平站或安砂站径流资料推算鸭姆潭坝址径流量。鸭姆潭坝址19521961年直接移用埔头站径流资料，其余年份采用安砂站历年逐月平均流量按流域面积比推算。根据推算的鸭姆潭坝址19502005年径流系列统计，坝址多年平均流量177m3/s、径流量5583、.8108m3、径流深998mm。年来水量保证率P=90% Q年=113m3/s（W年=35.7108m3）、P=95% Q年=99.5m3/s（W年=31.4108m3）、P=97% Q年=91.2m3/s（W年=28.8108m3）。以（43月）水利年统计，特丰水年顺序为1997年、1973年、1982年、1961年、1952年；特枯水年顺序为1971年、2004年、1967年、2003年、1963年。各以6个月来划分汛期和枯水期的话，就平均情况而言，鸭姆潭坝址92月段枯水期来水量小于103月段。枯水期（92月）来水量最小顺序为2003年、1967年、1954年、1986年、2004年。384、）不同时段年最小平均流量在自然状况下，鸭姆潭水库年最小月平均流量，多年统计均值为44.1m3/s，P=90% Q月=28.5 m3/s、P=95% Q月=26.1 m3/s、P=97% Q月=24.8 m3/s。在安砂水库蓄水前（19501974年），推算的鸭姆潭水库坝址年最小10日平均流量=30.1 m3/s，P=90% Q10=20.1 m3/s、P=95% Q10=18.1 m3/s、P=97% Q10=16.9 m3/s；年最小1日平均流量=27.1 m3/s，P=90% Q1=17.3 m3/s、P=95% Q1=15.4 m3/s、P=97% Q1=14.3m3/s。（2）河道最小85、环境生态需水量福建省水资源保护规划选用90%年最小月平均流量，作为河道环境生态用水的一般要求。鸭姆潭水库属于日调节性能，水库调节库容只有1500104m3，库容系数0.27%，调节能力很小。水库来水量受上游安砂水库调节下泄水量所决定。鸭姆潭水库坝址河段最小环境生态需水量应不小于28.5m3/s。鸭姆潭安砂区间集水面积很小，水库来水依赖于安砂水库。安砂水库日放泄水量应不小于26.5 m3/s，才能满足下游河道最小环境生态需水量。安砂水库是一个季调节性能大型水库，调节库容4.4108m3。安砂水库以蓄丰补枯方式运行，经水库调节，枯水年枯水期，平均可增加下游河道流量24 m3/s；特枯水年枯水期平均86、可增加21 m3/s。加上河道自然来水量（计算的鸭姆潭坝址历年最小月平均流量为22 m3/s），两者合计超过河道环境生态需水量。但是，枯水期实际存在着安砂水库放泄水量小于推算的水库调节平均下泄水量。这是水量调度上的问题。由于对枯水期长度预测不准，或未估计到是一个特长时段的非常枯水期，超前使用了水库蓄水量，盼望等待雨季及时到来，结果由于预测出入和雨季推迟，造成下游需水量较大，而水库泄水量过小，甚至达不到枯水期河道正常来水量。为防止出现这种情况，安砂水电站水库要将向下游供水作为水库调度的一个重要功能之一。其次要把每年汛后来临的枯水期，都当作枯水年份枯水期（即考虑枯水期至少长达7个月），来计划调度水87、库蓄水量。当水、电产生矛盾，以供水为先，枯水期间不搞应急加大发电用水量。如果遇上非常枯水年枯水期，在枯水期末由于种种原因，安砂水库水位降至死水位以下，在应急情况下只可动用水库死库容的蓄水量来供水。（3）安砂水库蓄水后鸭姆潭坝址最小日平均流量安砂水库蓄水后，枯水期来水量最小发生在20032004年枯水期。据查鸭姆潭坝址上下游水文站实测逐日平均流量资料，2003年10月18日来水量最小，主要与安砂放泄水量有关。据推算鸭姆潭坝址2003年10月18日日平均流量Q=18.4m3/s。安砂水库泄放水量日平均Q=15.0m3/s。这就是说安砂水库蓄水后，鸭姆潭坝址实际日平均流量基本可保持在18.4m3/s88、以上。（4）用水量和可供水量分析目前在鸭姆潭水库取水用户主要有水利管理站和福建水泥股份有限公司，供水规模分别10104m3/d（工业、生活和农业灌溉用水，实际供水约4104m3/d）、1.152104m3/d，本工程用水量4.15104t/d，从鸭姆潭水库合计取水量15.302104m3/d（1.77m3/s），总的取水量占鸭姆潭水库多年平均流量177m3/s的1.0%、占枯水期（92月）平均流量82.0m3/s的2.2%、占P=90%年最小月平均流量28.5m3/s的6.2%，占安砂水库蓄水后（计算的）鸭姆潭坝址历年最小日平均流量18.4m3/s的9.6%；本工程取水量0.48m3/s占鸭姆89、潭水库多年平均流量177m3/s的0.27%、占枯水期（92月）平均流量82.0m3/s的0.6%、占P=90%年最小月平均流量28.5m3/s的1.7%，占安砂水库蓄水后（计算的）历年最小日平均流量18.4m3/s的2.6%。（5）取水可靠性与可行性分析1）鸭姆潭水库取水（a）由xx市灌区水利管理站负责供水xx市灌区水利管理站现隶属于xx市水利局，是一家集水利工程管理、农业灌溉、城市供水、水费征收等职能于一身的事业单位，其前身是鸭姆潭水轮泵管理处，位于xx市曹远镇。1983年兴建的鸭姆潭水电站左泵站，安装有4台630kW的水轮泵（杭州水轮机厂水轮机型号：GD003-WZ-120 630kW，90、上海水泵厂离心泵型号：14SH-6 扬程：125m，转速1450转/分，流量：1250 m3/h）；1990年3月兴建的上泵房安装有2台680kW电泵（电动机型号：JSQ158-4 680kW，上海电机厂离心泵型号：14SH-6）。六台供水设备具备日供水10104 m3的能力，安装有管径600mm，长250m，实际供水扬程100.3m的给水管道2根，单机提水流量为0.347 m3/s。供水水质除总氮超标外，其它均符合GB3838-2002地表水环境质量标准类水标准。近年来，xx市灌区水利管理站年供应城市自来水源水约1200104m3，现农田灌溉和城市供水日需求只有约4104m3，本项目取水0.91、48m3/s（4.15104m3/d），若由水利管理站负责供水，供水能力可以满足要求，但泵房需进行改造，以及重新铺设专门的电厂供水管道，协调、管理较不便。初步分析xx市灌区水利管理站具备向电厂供水的能力，但下一阶段需进一步研究xx市灌区水利管理站鸭姆潭水轮泵管理处水泵站的改造工作，以确保电厂供水的可靠性。改造后的水泵站吸水高度应满足97%的设计低水位和1%的设计高水位要求，泵站结构高度和结构强度还应满足0.1%校核高水位的冲击。（b）鸭姆潭水库新设泵站直接取水该方案需设一个新泵站和铺设二根钢管（DN500），管道长度约1.7km。鸭姆潭水电站多年平均流量177m3/s，多年平均径流量55.8192、08m3，鸭姆潭水库总库容4000104m3，调节库容1500104m3，是xx市生活饮用水源区，必须优先保证供水，即在保证供水安全的前提下才考虑发电，由于本工程取水量仅占鸭姆潭水库可供水量很小的一部分，取水水量和水质都有保障，管理也较方便。电厂自建补给水泵房拟设置在电厂以北，距电厂约1.5km处的九龙溪河岸旁，其位于鸭姆潭水库大坝上游约100m处，泵房用地为九龙溪河岸与其东侧山间的岸滩区。电厂取水河段在鸭姆潭水库区范围内。根据有关资料初步分析，电厂取水河段五十年一遇（2%）洪水位为179.8m，水库正常蓄水位176.20 m，死水位174.0m。该方案应进一步取得主管部门同意本工程规划取水及93、建设取水泵站的文件。2）电厂从九龙溪厂址河段取水电厂厂址上游约1.5km为鸭姆潭水电站，下游约9km为西门水电站，电厂附近九龙溪取水河段属西门水电站库末端（回水区的范围），其水位受西门水电站发电和上游来水影响较大。根据福建省xx西门水电站初步设计报告及有关资料进行初步分析，电厂取水河段百年一遇（1%）洪水位为172.26m，97%枯水位约168.93m。安砂水库坝址以上汇水面积5184km2，鸭姆潭坝址以上汇水面积5593km2。根据兴平水文站最小日平均流量资料进行分析，天然条件下，扣除沿程工农业用水，电厂取水河段97%保证率的枯水流量约21.8 m3/s。安砂水电站的建成运行，改变了下游的供94、水状况，在正常来水年、枯水期一台20MW机组带满负荷时流量为47m3/s，即是在最枯年份，安沙水库水位下降到死水位234m，水轮发电机组不能运行时，还可以利用234m至220m之间的死库容，此部分水量有7100104 m3。建议水利调度应能下泻该部分水源至鸭姆潭水坝，以确保电厂用水。通过以上分析，电厂从九龙溪厂址河段直接取水，经过安砂水库的调节，在特枯年份，电厂取水断面P=97%年最小日平均流量14.3m3/s，取水的保证率可以满足要求。但是由于电厂上游有鸭姆潭水电站、丰海水电站、安砂水电站等三级电站，下游是西门水电站，电厂河段属西门水库回水区末端，其水位受西门水电站发电和上游来水影响较大，在95、特枯年份，可能由于鸭姆潭水电站不发电（没有泄水），而西门水电站发电造成水库水位降低，出现电厂河段水位低，可能发生短时间内取水出现困难或取不到水的现象。根据以上不同取水方案分析，从鸭姆潭水库取水在水量上是有保障的。在水库设泵站取水比由水利管理站负责供水在管理和协调上更方便，对电厂安全运行更有保障。因此，本报告推荐从鸭姆潭水库新设泵站取水，以提高电厂取水的可行性和可靠性。福建省水利水电勘测设计研究院提供的xx煤矸石综合利用电厂工程水资源论证报告书认为：项目在鸭姆潭水库取水，符合项目所在区域水资源保护规划、配置和管理要求。项目取水量0.48m3/s，耗水指标0.8m3/sGW，耗水率28.8m3/万96、kwh，重复利用率97.9%，项目取水、耗水定额符合设计规范要求，项目取水是合理的。水文资料.1 电厂水源地工程水文（1）水位安砂水库正常高水位265m，相应库容6.4108m3，调节库容4.4108m3。鸭姆潭水轮泵电站拦河闸坝坝顶高程181.0m，溢流堰顶高程171.7m，鸭姆潭水库设计洪水为50年一遇洪水5900m3/s，相应洪水位上游179.8 m，下游176.0 m；校核洪水为500年一遇洪水6290m3/s，相应洪水位上游180.88m，下游177.30 m；水库正常蓄水位176.20 m，死水位174.0m。西门水库正常蓄水位166.0m，死水位165.2m。电厂附近河段在西门水97、库的回水区的范围内，枯水位受下游的西门水电站影响，洪水位受上游的安砂水库和鸭姆潭水库等的影响，经过分析计算，电厂取水河段百年一遇（1%）洪水位为172.26m，97%枯水位约168.93m，以上设计洪、枯水位在下一阶段进行复核。（2）流量经过对xx兴平水文站实测流量资料（19762000年）进行统计，兴平水文站多年平均流量为227 m3/s，径流量71.3108m3。安砂水电站至鸭姆潭区间多年平均流量12.7 m3/s，区间流量加上安砂水电站出流量，鸭姆潭水电站多年平均流量为177 m3/s，多年平均径流总量为55.8108m3。根据兴平水文站最小日平均流量资料进行分析计算，天然条件下，扣除沿98、程工农业用水，电厂附近河段（西门水电站坝区）97%保证率的枯水流量约21.8 m3/s。经过安砂水库的调节，电厂附近河段取水断面P=97%枯水流量约为30.0m3/s。下一阶段对电厂附近河段取水断面P=97%枯水流量进行复核。（3）含沙量根据兴平水文站19531975年实测资料统计，安砂水库建成前后电厂附近河段（西门水电站坝区）多年平均含沙量分别为0.136kg/m3和0.059kg/m3；安砂水库建成前后鸭姆潭水库多年平均含沙量分别为0.136kg/m3和0.054kg/m3。（4）水温根据兴平水文站实测资料进行统计，电厂附近河段多年平均水温为20.7，极端最高水温35.2，极端最低水温4.99、5。（5）厂址洪水电厂厂址区域自然地坪高程约179227m，位于九龙溪河边，电厂附近河段百年一遇（1%）洪水位172.26m，厂址处地坪远高于百年一遇设计洪水位，厂址不受九龙溪百年一遇洪水影响。厂址承受厂址北侧部分少量山地汇水的影响，拟建电厂应考虑百年一遇日降雨而形成的山洪对厂址的影响。建议在拟建电厂厂址北端设计排洪沟，排泄山洪直接流入厂址西侧的九龙溪。.2工程气象（1）概况拟建电厂厂址区域属亚热带季风气候区，夏长冬短，温热湿润，雨量充沛，降雨集中在春秋两季，4、5、6三个月最为集中，占全年总量的47。xx虽距海岸直线距离仅200km，但由于东南面的戴云山脉和博平山的阻挡，使xx地区受台风影响100、甚微。厂址处没有气象站点，无气象观测资料，气象资料取用xx气象站的实测资料，该气象站设在xx市，于1938年5月1日建站，地理坐标为东经：11721，北纬：2558，观测场拔海高度：206.0m，为国家基准气候站，观测项目：云，能见度，天气现象，气压，气温，湿度，风向，风速，降水，日照，蒸发，地温等，观测项目较齐全，资料整编精度较高。（2）xx气象站气象要素特征值厂址处气象要素特征值移用xx气象站实测统计资料。1）气温（）多年平均气温 19.2最热月平均气温 34.7（7月）最冷月平均气温 6.1（1月）历年极端最高气温 40.5历年极端最低气温 -7.62）气压（hpa）多年平均气压 990101、.6hpa多年月平均最高气压 998.7 hpa多年月平均最低气压 982.1hpa多年最高气压 1011.5 hpa多年最低气压 971.0hpa3）湿度多年平均相对湿度 79.0多年极端最小相对湿度 7多年平均绝对湿度 18.9hpa多年最大绝对湿度 35.6hpa多年最小绝对湿度 1.0hpa4）降水量（mm）多年平均年降水量 1551.0mm多年年最大降水量 2337.3mm多年年最小降水量 973.7mm一日最大降水量 244.7mm累年最大24小时、1小时、10分钟、20分钟降雨量见表4.3.21。表4.3.21 累年最大24小时、1小时、10分钟、20分钟降雨量累年最大降雨量（m102、m)24小时1小时20分钟10分钟244.741.829.516.55）风速、风向多年平均风速 1.4m/s多年最大风速 34.0m/s全年主导风向 NE冬季主导风向 NNE夏季主导风向 Sxx市各种设计风速及基本风压分列如下：百年一遇、离地10m高、十分钟最大风速为26.8m/s，相应的基本风压值为45kg/m2；五十年一遇、离地10m高、十分钟最大风速为25.3m/s，相应的基本风压值为40kg/m2；三十年一遇、离地10m高、十分钟最大风速为23m/s，相应的基本风压值为33kg/m2；三十年一遇最低气温为-5.6，相应的十分钟最大风速为2.9m/s。6）蒸发量多年平均年蒸发量：990.103、6mm年最大蒸发量：1232.2mm年最小蒸发量：772.1mm7）逐月气温、气压、相对湿度、风速、湿球温度历年逐月气温、气压、相对湿度、风速、湿球温度见表4.3.22。表2 历年逐月气温、气压、相对湿度、风速、湿球温度 月份 项目123456789101112历年逐月平均最低气温()6.17.911.516.019.422.323.623.321.216.911.56.4历年逐月平均气温()9.711.215.019.723.026.128.227.425.020.815.410.7历年逐月平均最高气温()15.216.320.325.228.431.534.633.830.926.721.104、417.3历年逐月气压(hpa)998.6995.6993.4989.8986.5983.2982.4982.5987.5992.6997.1999.4历年逐月相对湿度(%)808285838381757980798179历年逐月平均风速(m/s)1.61.51.71.81.71.92.01.71.71.61.61.4历年逐月最大风速(m/s)7.27.48.19.09.29.510.09.57.57.17.87.0历年逐月平均湿球温度()8.09.613.517.820.923.624.624.522.418.313.58.9历年逐月最高湿球温度()13.214.418.623.026.02105、8.730.630.528.023.919.115.0历年逐月最低湿球温度()4.76.510.214.317.320.220.420.118.814.79.84.9 8）累积频率为10%湿球温度累积频率为10%湿球温度及相应的干球温度、相对湿度、大气压力、风速见表4.3.23。表4.3.23 累积频率10%湿球温度，相应的干球温度、相对湿度、大气压力、风速日期日平均湿球温度(0.1)气压(0.1hpa)平均气温(0.1)相对湿度(%)风速(0.1m/s)2559775291751825597872718820255985628082825598042748682559817275850255106、98223116425255986731960152559819305673525597713007023255972928579182559782295731325597432897620255979028281139）其它气象要素累年年最多雷暴日数 86d累年平均雷暴日数 65.1d累年年最多降水日数 229d累年平均降水日数 202d累年年最多雾日数 93d累年平均雾日数 52.5d累年年最多积雪日数 2d1975-2004年总计积雪日数 9d累年最大积雪深度 3cm累年最低气温3度至-3度的交替循环次数：10次xx气象站无冻土观测10）地区暴雨强度公式xx市暴雨强度公式为：q= 上式中107、： q暴雨强度l/(shm2)； Te重现期( a )；t降雨历时( min )。4.4灰渣堆场及综合利用 除灰方式和灰渣量本工程将按照“灰渣分除、干灰干排”的设计原则，为灰渣综合利用创造条件，各厂址均考虑采用干式除灰渣方案，汽车运输灰渣。本工程除灰渣系统采用单元制，即每台炉为一个系统。本工程设计灰渣量及石灰石耗量见表4.41。表4.41 灰渣量1300MW2300MWQhQd =Qh20Qy=Qh5500QhQd =Qh20Qy =Qh5500t/ht/d104 t/yt/ht/d104 t/y灰渣总量设计煤种147.66 2953.20 81.21 295.32 5906.40 162.4108、3 校核煤种1160.93 3218.60 88.51 321.86 6437.20 177.02 校核煤种2168.43 3368.60 92.64 336.86 6737.20 185.27 灰量设计煤种103.36 2067.24 56.85 206.72 4134.48 113.70 校核煤种1112.65 2253.02 61.96 225.30 4506.04 123.92 校核煤种2117.90 2358.02 64.85 235.80 4716.04 129.69 渣量设计煤种59.06 1181.28 32.49 118.13 2362.56 64.97 校核煤种164.37109、 1287.44 35.40 128.74 2574.88 70.81 校核煤种267.37 1347.44 37.05 134.74 2694.88 74.11 石灰石耗量设计煤种14.96 299.20 8.23 29.92 598.40 16.46 校核煤种116.72 334.40 9.20 33.44 668.80 18.39 校核煤种218.41 368.20 10.13 36.82 736.40 20.25 注： 1、锅炉日运行小时数按20h计2、年运行小时按5500h计算。3、飞灰量按灰渣总量的70%计，底渣量按灰渣总量的40%计。4、进入灰场的灰渣量按照灰渣总量计算。5、石灰110、石耗量按Ca/S=2考虑。4.4.2 灰渣综合利用灰渣是良好的水泥掺合料和砌块等新型建材的原料，厂址附近有很多水泥厂，对灰渣需求旺盛，再加上筑路等需求，电厂灰渣综合利用前景看好。本工程采用干式除灰渣系统，为灰渣综合利用创造了良好条件。根据建设单位与综合利用单位签订的灰渣综合利用协议，灰渣年需求量近300104t，超过电厂最大年约200104t的灰渣量，也就是说，待电厂建成后电厂所产生的灰渣量可完全利用。建设单位与综合利用单位签订的灰渣供销协议，请见附件。4.4.3 灰场根据除灰渣系统的特点，本工程将采用干灰碾压灰场。通过现场踏勘，本工程灰场均为山谷灰场，具体分述如下：.1规划灰场本工程两厂址规111、划灰场均为詹坑垄山谷灰场，该灰场位于汶一村厂址北侧，曹远厂址的西侧，灰场所处山间谷地为东、西、北三面环山，可规划灰场的山谷南北向长约1800m，东西平均宽约200m，谷底北高南低，区域海拔高度为180m335m（85国家高程系，下同）之间。根据规划灰场处的地形等高线，在最终贮灰标高为260m时，灰场占地76 hm2（包括管理站、截洪沟、滞水池等），堆灰库容约为3391104m3，可满足电厂本期工程容量贮灰渣约19年，如果考虑综合利用，则灰场的储存时间会更长。山谷中心距汶一村和曹远厂址的直线距离分别约2 km和3.5 km。且该段谷地距离厂址较近，总汇水面积不大，场地内及周边无住户，不存在拆迁问112、题，场地内部分岩石露头，可就地获取筑坝石料；结合电厂除灰渣形式，拟建成山谷型干灰碾压灰场，分块分期建设，在灰场运行期间将采取有效措施防止飞灰对周围环境的影响。4.4.3.2近期灰场（1）汶一村厂址根据汶一村厂址地形条件，该厂址的近期灰场有两种建设方案。方案一：利用近厂区北侧的上段垄自然山谷作为电厂近期贮灰场，上段垄灰场所处山间谷地为东、西、北三面环山，其挡灰趾坝可直接位于垄长南端约470m处（按北端垄尾开始计算），灰坝长约100m，坝高7m。挡灰趾坝已基本接近电厂厂址北端边缘。区域内海拔高度为200m310m，谷底北高南低，东西平均宽约250m。灰场自北向南分块分期建设，运行由下至上水平分层碾113、压堆灰。根据灰场处的地形等高线，初步估算绘制标高与容积关系曲线，经标高与容积曲线查得贮灰标高为240m时，灰场占地14.3hm2（包括管理站、截洪沟、滞水池等），堆灰库容约为413104m3。不考虑灰的综合利用可满足电厂本期容量2300MW煤矸石机组贮灰渣2.31年；如考虑灰渣综合利用率为50，可满足电厂本期容量贮灰渣4.62年。方案二： 利用近厂区东侧的石灰垄自然山谷作为电厂近期贮灰场，石灰垄灰场所处山间谷地基本为南、北、东三面环山，其挡灰趾坝可直接位于垄长西端约220m处（按东端垄尾开始计算），灰坝长约80m，坝高6m。挡灰趾坝则已基本接近电厂厂址东端边缘。区域内海拔高度为180m225m114、，谷底东高西低，南北宽约400m。灰场自东北向东南分块分期建设，运行由下至上水平分层碾压堆灰。根据灰场处的地形等高线，初步估算绘制标高与容积关系曲线，经标高与容积曲线查得贮灰标高为225m时，灰场占地10.2 hm2（包括管理站、截洪沟、滞水池等），堆灰库容约为308104m3。不考虑灰的综合利用可满足电厂本期容量2300MW煤矸石机组贮灰渣1.72年；如考虑灰渣综合利用率50，可满足电厂本期容量贮灰渣3.44年。 （2）曹远厂址根据曹远厂址附近的地形条件，该厂址可选择利用厂址北侧约2 km左右的山黄垄自然山谷作为电厂近期贮灰场，山黄垄灰场所处山间谷地基本为东、西、北三面环山，其挡灰趾坝可直接115、位于垄长南端约1050m处（按北端垄尾开始计算），灰坝长约130m，坝高7m。谷底北高南低，东西宽约240m，区域内海拔高度为205m260m，灰场自北向南分块分期建设，运行由下至上水平分层碾压堆灰。根据灰场处的地形等高线，初步估算绘制标高与容积关系曲线，经标高与容积曲线查得贮灰标高为235m时，灰场占地26.6hm2（包括管理站、截洪沟、滞水池等），堆灰库容约为675104m3。不考虑灰的综合利用可满足电厂本期容量2300MW煤矸石机组贮灰渣3.77年；如考虑灰渣综合利用率50，可满足电厂本期容量贮灰渣约7.54年。4.5岩土工程地质构造及场地稳定性评价4.5.1.1地形地貌厂址及灰场均位于116、武夷山脉与戴云山脉的过渡地带，属丘陵低山区，处于xx安溪断裂带（F9）中，主断裂形成的沟谷走向多为NNW向，九龙溪、詹坑垄（詹坑垄灰场所在沟谷）和广坑垄（上段垄灰场和石灰垄灰场所在沟谷）都是该走向。汶一村厂址位于xx市曹远乡汶一村九龙溪东岸丘陵，厂址东侧为广坑垄，受九龙溪及广坑垄控制，厂址总体呈中间高东西低、北高南低，海拔190230m，相对高程50m以内，坡度1525，丘陵相互连接，丘谷交错，丘间坳沟发育，厂址区南部地区已被整平成台阶状场地，原地貌已不清晰，从岩坡人工露头可见一套早侏罗系火山碎屑凝灰岩。曹远厂址位于xx市曹远乡曹远大兴工业园区，位于坑边xx公路西侧，属丘陵低山区，海拔2503117、30m，相对高程80m，坡度2030。汶一村厂址近期灰场：上段垄灰场或石灰垄灰场，均为广坑垄沟谷的上游沟谷，紧临主选厂址东侧。上段垄灰场为南北走向沟谷，沟长约470m，平均宽约250m，沟口灰坝处高程在200m左右，沟谷两侧山顶高程310m，山体岩性为火山碎屑凝灰岩，植被覆盖较好，坡度2030，沟内现为农田。石灰垄灰场为北东南西走向沟谷，南北沟长约400m，东西宽宽约170m，沟口处高程在180m左右，上部沟底高程在200m左右，沟内现为农田；沟谷两侧山顶高程225m，山体岩性为火山碎屑凝灰岩，植被覆盖较好，坡度较陡2030。沟内现为农田，沟底存在粘性土、砂土层。远期灰场选址在詹坑垄，为沟谷灰118、场。该灰场位于汶一村厂址东侧约2km，距曹远厂址约3.5km。该灰场走向接近南北，沟长约2400m，平均宽约200m，沟口处高程在180m左右，上部沟底高程在220m左右，沟内现为农田，沟底有小溪沿沟谷流入九龙溪；沟谷两侧山顶高程335m，山体岩性为火山碎屑凝灰岩及火山角砾岩，植被覆盖较好。.2地基岩土层厂址及近、远期灰场位于同一地貌单元，地层岩性分布较为接近，下部为早侏罗系火山碎屑凝灰岩、火山角砾岩及砂岩，可见清晰层状沉积、火山碎屑物，风化程度从全风化渐变至微风化状，上覆0.51.0m第四系残坡积表层土。（1） 汶一村厂址区地层分布汶一村厂址区地层从上至下地层分布如下：表土：黄褐色灰色，以粉119、质粘土为主，可塑，层厚0.501.50m，层顶标高178.72206.41m，厂区内遍布，顶部含大量植物根系。1人工填土：灰黄色，以粉质粘土、碎石等素填土为主，新近堆积，状态松散稍密状态，不均匀，层厚4.1013.30m，层顶标高189.43193.94m。粉质粘土：灰色灰黄色，可塑，沟谷内局部软塑，坡、洪积成因，层厚0.506.60m，层顶标高176.53205.41m，层顶埋深0.0013.30m，洼地、沟谷普遍发育。1粉土：黄褐色、棕褐色，中密，稍湿，埋藏在层之下，残、坡积物，该层主要发育在冲沟、洼地。层厚1.602.40m，层顶标高174.13200.81m，层顶埋深5.6015.30120、m。2粗砂：灰黄色灰绿色，稍密，饱和。夹大量碎石和粘性土，埋藏在层之下，坡、洪积物，发育在冲沟口，本期勘察仅在K2#钻孔出现。层厚4.20m，层顶标高176.76m，层顶埋深2.10m。推荐该层土地基承载力特征值fak=180kPa。火山角砾岩：灰灰黄色，主要发育在厂址北侧区域，风化程度中等，呈中厚层状，角砾磨圆差，角砾母岩多为火成岩，凝灰质胶结，角砾聚集度不均匀，同下伏火山碎屑凝灰岩具有相同产状，倾向北，倾角2030。火山碎屑凝灰岩：灰灰黄色，全风化，呈块状、砂土状，原岩结构完全破坏，可用常规机械开挖，手可碾碎，有粘性。该层分布较广泛，埋藏在第四系层之下，产状已不清，层厚1.403.70m，121、层顶标高172.53198.91m，层顶埋深3.3016.90m。1火山碎屑凝灰岩：灰灰黄色，强风化，原岩结构尚清晰，呈块状，易击碎，可用常规机械开挖。该层分布较广泛，层厚1.5011.00m，层顶标高171.13207.00m，层顶埋深0.0018.40m。2火山碎屑凝灰岩：灰色，中等风化，凝灰结构，块状构造，呈中厚层状，裂隙发育，需爆破开挖。该层分布较广泛，产状34061833，层厚2.0014.10m，层顶标高165.73194.21m，层顶埋深3.4023.70m。3火山碎屑凝灰岩：灰色，微风化，凝灰结构，块状构造，呈中厚厚层状，裂隙不发育，钻进困难，岩芯采取率接近100，岩石质量指标122、RQD多大于75。该层分布较深，埋藏在2之下，钻进揭露层厚在3.2022.10m，层顶标高157.22183.91m，层顶埋深9.8033.00m。（2） 曹远厂址区地层分布曹远厂址区地层从上至下地层分布如下：表土：黄褐色灰色，以粉质粘土为主，可塑，层厚0.501.50m，厂区内遍布，顶部含大量植物根系。1人工填土：灰黄色，以粉质粘土、碎石等素填土为主，新近堆积，有碾压，状态松散稍密状态，不均匀，层厚5.9012.50m，层顶标高245.00251.00m。粉质粘土：灰色灰黄色，可塑状态，坡、洪积成因，层厚1.501.60m，层顶标高238.80239.10m，层顶埋深5.909.20m，洼地123、沟谷等地发育。火山凝灰熔岩：灰灰黄色，全风化，呈块状，原岩结构完全破坏，可用常规机械开挖。原始状态下该层上部有0.51.0m第四系残、坡积覆盖层。钻探揭露该层层厚2.20m。1火山凝灰熔岩：灰灰黄色，强风化，原岩结构尚清晰，呈块状，可用常规机械开挖，但较困难。该层分布较广泛，山丘高地的人工露头多为该层，钻探揭露该层层厚8.8011.10m，层顶标高235.30237.50m，层顶埋深9.7012.50m。2火山凝灰熔岩：灰色，中等风化，块状构造，裂隙发育强烈，两组主要节理产状29074、9564，岩石破碎，岩芯采取率低，岩石质量指标RQD0。钻探揭露该层层厚5.60m，层顶标高226.402124、27.30m，层顶埋深17.7023.60m。砂岩：灰色，细砂岩中砂岩，块状构造，呈薄中厚层状，裂隙发育。该层与火山凝灰熔岩呈不整合接触，接触部位出现碳质粉砂岩。钻探揭露该层层厚7.1018.00m，层顶标高235.60244.50m，层顶埋深6.5012.40m。1砂岩：灰色，细砂岩中砂岩，块状构造，呈薄中厚层状，裂隙发育。该层与火山凝灰熔岩呈不整合接触，接触部位出现碳质粉砂岩。钻探揭露该层层厚5.40m，层顶标高226.50228.50m，层顶埋深19.5024.50m。（3）上段垄灰场地层分布上段垄灰场由两条小沟组成，沟底为农田，第四系地层发育；两沟中间山丘及两侧丘坡岩性为火山碎屑凝灰岩125、，坡表面有第四系覆盖层，植被发育。地层分布情况如下：表土：黄褐色灰色，以粉质粘土为主，软塑可塑，层厚约0.501.00m，厂区内遍布，顶部含大量植物根系。该层在坝址区层顶标高199.56m，层厚约0.50m。1粉土：灰色灰黄色，中密，湿，残、坡积成因，层厚0.502.20m。该层在坝址区层厚3.10m，顶标高199.56m，层顶埋深0.50m。库区内取原状样做渗透试验，该层渗透系数范围在3.36.510-5m/s。1火山碎屑凝灰岩：灰灰黄色，强风化，呈块状，见于坝址区，埋藏在之下，层厚0.50m，层顶标高195.96m，层顶埋深3.60m。2火山碎屑凝灰岩：灰色，中等风化，凝灰结构，块状构造，126、呈中厚层状，裂隙发育，需爆破开挖，该层在库区内广泛分布，产状33526，坝址区该层层厚7.40m，层顶标高195.56m，层顶埋深4.10m。3火山碎屑凝灰岩：灰色，微风化，凝灰结构，块状构造，呈中厚厚层状，裂隙不发育，钻进困难，岩芯采取率接近100，岩石质量指标RQD80。坝址区该层层厚大于7.30m，层顶标高188.06m，层顶埋深11.50m。（4）石灰垄灰场地层分布石灰垄灰场库区沟底为农田，第四系地层发育；沟侧丘坡岩性为火山碎屑凝灰岩，坡表面有第四系覆盖层，植被发育。地层分布情况如下：表土：黄褐色灰色，以粉质粘土为主，可塑，该层在坝址区层厚约1.001.20m，层顶标高188.4822127、0.00m，库区内遍布，顶部含大量植物根系。1粉土：灰色灰黄色，中密，湿，坡、残积成因，沟谷普遍发育。该层在坝址区层厚1.30m，层顶标高187.28m，层顶埋深1.20m。库区内取原状样做渗透试验，该层渗透系数范围在3.36.510-5m/s。火山碎屑凝灰岩：灰灰黄色，全风化，砂土状，原岩结构完全破坏，坝址区该层层厚1.60m，层顶标高185.98m，层顶埋深2.50m。1火山碎屑凝灰岩：灰灰黄色，强风化，原岩结构尚清晰，呈块状，见于坝址区，埋藏在之下，钻探揭露该层层厚1.80m，层顶标高184.38m，层顶埋深4.10m。2火山碎屑凝灰岩：灰色，中等风化，凝灰结构，块状构造，产状34534128、72330，坝址区该层层厚10.00m，层顶标高182.58m，层顶埋深5.90m。（5）詹坑垄灰场地层分布詹坑垄灰场是利用詹坑垄上段沟谷建设灰场，沟底为农田，沿沟底有一小溪。沟两侧丘坡岩性为火山碎屑凝灰岩，坡表面有第四系覆盖层，植被发育。地层分布情况如下：表土：黄褐色灰色，以粉质粘土为主，可塑，层厚约0.501.00m，层顶标高198.86252.50m，灰场内遍布，表层含大量植物根系。1粉土：灰色灰黄色，中密，湿，沟谷底发育，坡、洪积成因，层厚1.451.80m，层顶标高197.86199.56m，层顶埋深1.00m。库区内取原状样做渗透试验，该层渗透系数范围在3.36.510-5m/s。129、火山碎屑凝灰岩：灰灰黄色，全风化，砂土状，原岩结构完全破坏，坝址区该层层厚2.20m，层顶标高197.76m，层顶埋深2.80m。1火山碎屑凝灰岩：灰灰黄色，强风化，原岩结构尚清晰，呈块状，坝址区钻探揭露该层层厚3.10m，层顶标高195.56m，层顶埋深5.00m。2火山碎屑凝灰岩：灰色，中等风化，凝灰结构，块状构造，呈中厚层状，裂隙发育，产状3353572737，钻探揭露该层层厚16.75m，层顶标高192.46252.00m，层顶埋深0.508.10m。（6）水泵房、补给水管线地质条件说明水源地取水口位于汶一村厂址区北侧的鸭姆潭水库库区内，电厂取水泵房与xx市生活供水泵房位置相近，故本次130、勘测没有进行泵房的勘察，本阶段可参考现有泵房的地质资料。详细的勘察资料待初步设计时落实。取水管线布设在九龙溪东岸山坡，沿河道走向进厂，总长度长约1.7km（单根）。管线经过的山坡坡度较陡约2535，第四系覆盖层厚约0.51.0m，局部缺失，下部主要构成的基岩为火山角砾岩，产状33132133，风化程度中等，呈中厚层状，角砾磨圆差。.3地下水（1）厂址区两厂址位于丘陵低山区。在挖方区场地，建筑物基础为基岩，基础埋深之上没有地下水，可不考虑地下水对基础的影响；在填方区，原沟谷处下部地层及人工填土含地下水，补给来源为大气降雨和地表水，排泄方式以迳流及蒸发为主。汶一村厂址区地下水位埋深0.505.70131、m，静止水位高程173.22203.81m。经室内水土分析试验，厂区地下水对混凝土结构无腐蚀性；地下水、土在干湿交替环境中对钢筋混凝土结构中钢筋无腐蚀性；地下水对钢结构有弱腐蚀性；土对钢结构无腐蚀性。（2）灰场区近、远期灰场为沟谷灰场，地下水出现在沟底处，含水层为表层土及1粉土层，补给来源为大气降雨和地表水汇流，排泄方式以迳流及蒸发为主。勘测期间地下水位埋深0.851.60m，静止水位高程181.95199.71m。经室内水土分析试验，灰场区地下水对混凝土结构无腐蚀性；地下水、土在干湿交替环境中对钢筋混凝土结构中钢筋无腐蚀性；地下水对钢结构有弱腐蚀性；土对钢结构无腐蚀性。.4不良地质现象（1）132、边坡稳定性评价汶一村厂址区及近、远期灰场位于同一地貌单元，主要为丘陵、低山区，坡体岩性主要为侏罗系火山碎屑凝灰岩、火山角砾岩等。岩体呈中厚层状，主要产状33561833。曹远厂址区位于低山区，山体体岩性主要为凝灰熔岩、砂岩，裂隙发育，两组主要节理产状29074、9564。影响边坡稳定性的因素有岩性、结构面特征及组合关系，水文地质条件、地形地貌等。调查区内的边坡主要由自然斜坡、人工边坡组成。1）自然斜坡稳定性评价根据测绘结果，厂区及灰场内自然斜坡主要为冲沟两侧及丘陵的自然山坡，坡角一般为1530，坡度较缓，仅局部地段坡度较陡，存在少量危岩、危石和局部小崩塌体，规模较小，对坡体整体稳定性无影响。因133、此，厂区及灰场内自然斜坡整体是稳定的。2） 人工边坡稳定性根据电厂的整平标高，两厂址区存在大量的挖、填土方，在电厂的四周将出现挖土边坡和填土边坡。（a）拟建汶一村厂区平整后，将形成多个平台，其东北部将形成高度超过30m的挖方岩质边坡，其它位置将产生填方土质边坡，其中厂区西侧局部地段将形成高度大于15m的填土坡。厂址地貌总体呈中间高东西低、北高南低状态，东北部挖方岩坡的沿坡走向与岩层倾向相接近，对开挖边坡的安全较有利；将来形成的人工填土边坡位于厂区西、北、东三侧，人工边坡坡向与自然斜坡基本一致，对填土边坡安全不利，勘察期间厂址区南部地区已被整平成台阶状场地，原地貌已不清晰，根据钻探揭露，人工填土134、具有一定的压密，但土质密度不均匀。（b）拟建曹远厂区场地平整后，西南角将形成高度超过50m的挖方岩质边坡，填土边坡主要形成在厂址东侧。该场地东部已被分块平整，现有岩坡均未护坡，填土坡有档土墙支护。根据开挖边坡和填土边坡初步位置的岩土工程条件，本阶段开挖边坡设计可按1：2的总坡率考虑，填土边坡按1：2.5总坡率考虑。建议下阶段开展边坡单项专题，对超规范边坡进行单独勘察和稳定性分析评价，查明边坡结构面发育形态及其组合特征，确定边坡的级数、坡率、护坡及设计施工方案等技术参数，降低工程，造价确保边坡的稳定。（2）灰库渗漏问题灰水渗漏将成为灰场运行要解决的主要环境地质问题。上段垄、石灰垄和詹坑垄灰场均为135、沟谷灰场，库区沟底第四纪地层薄，上部粘性土以残坡积粉土为主，厚度一般小于2.5m，且室内渗透试验的渗透系数范围在10-410-5m/s，为透水地层；底部基岩为强风化碎石状，也为强透水层。因此，电厂灰场区地层均为透水层，将产生库区渗漏，需进行防渗保护。库区内粘性土以表土及粉土为主，可作为碾压防渗的渗透性较低的粘性土分布较少或缺失，建议采取其它防渗措施。地基土分析评价.1天然地基条件及评价建筑场地整平后，挖方区和填土浅于基础埋深的填方区，、1、2、3层均可作为持力层。整平后的地基土承载力特征值均大于180kPa，为良好天然地基。填方区地层主要是人工填土，具有厚度变化大、密度不均匀、欠固结等特点。对136、于电厂建筑物基本均需进行地基处理或采取桩基础。对一些轻型非重要附属建（构）筑物，应根据回填土的具体情况（如分布、压密等），确定是否采用1层为基础持力层，且须验算地基变形，并采取措施防治不均匀沉降。.2场地整平在填方区，主要在场地西南侧的低地，低地的自然地面标高在170190m之间，需回填至197m。填料主要以砂土状碎块状强风化火山碎屑岩为主。场地现在已被回填至190m高程左右。根据本次钻探揭露，前期回填过程中，表土未被清除，碎块和砂土未进行混合。标贯和动探击数最大值与最小值的差值较大，显示被碾压土层密实度不均匀。对现已回填的填土质量的判定，需收集前期填土过程检测和施工资料，还并在下阶段工作中进137、行详细勘察，查清填土厚度、状态及填土下部地层的状况。对下一步的回填，先将地表洼地中的积水排干，对覆盖的表土进行清除，要求开挖得到的碎石和土要混合均匀，填土时要求控制最大粒径小于200mm。进行分层碾压，分层压实的遍数，应根据设计要求执行。参考本期坝料击实试验，控制压实系数为0.94。.3地基基础方案建议根据现掌握的总平面布置和地质资料，汶一村厂址的冷却塔等重要水工建筑物位于填方区，曹远厂址也有一些重要建筑物位于填方区。由于这些上部荷载大，沉降要求高，需用桩基础。（1）桩型和持力层选择根据建筑物荷载大，场地上部地层为人工填土，下部地层为基岩这特点，推荐采用嵌岩灌注桩。在汶一村厂址可选用下部1层块138、状强风化碎屑凝灰岩为桩端持力层，该层在水工建筑区层顶高程为171.13175.54m，现阶段层顶埋深为16.8018.30m，块状强风化碎屑凝灰岩地层稳定，压缩性低，下伏岩层坚硬，嵌岩桩因群桩效应产生的沉降小。同时，建议选用大口径灌注桩直径，充分发挥基岩的侧摩阻力及端承力，提高单桩承载力，减少基础造价。采用0.81.2m口径的灌注桩，嵌岩13d，可充分发挥嵌岩桩的侧摩阻力及端承力。曹远厂址可选用下部1层块状强风化凝灰熔岩或1层强风化砂岩为桩端持力层，基岩层顶埋深在6.5012.50m，其它条件同汶一村厂址近似。（2）桩基设计参数根据土的物理力学特性，确定两厂址各土层的桩的极限侧阻力标准值qsi139、k和桩的极限端阻力标准值qpk等桩基设计参数见表4.5.2-12。根据相关规程规范的要求，建议下阶段勘察开展综合试桩工作，为工程设计提供更精确的参数。表-1 汶一村厂址区桩基设计参数一览表序号层顶埋深（m）地层名称钻孔灌注桩(kPa)qsikfrc12.9013.30粉质粘土50113.8015.30粉土6015.6016.90全风化凝灰熔岩90118.3018.40强风化凝灰熔岩1108000表4.5.2-2 曹远厂址区桩基设计参数一览表序号层顶埋深（m）地层名称钻孔灌注桩(kPa)qsikfrc5.909.20粉质粘土507.50全风化凝灰熔岩9019.7012.50强风化凝灰熔岩1108140、00010.50全风化砂岩7516.5012.40强风化砂岩1108000依据分层资料，假设基础埋深1.5m，单桩承载力估算结果见表4.5.2-34。表4.5.2-3 汶一村厂址区单桩竖向极限承载力标准值（预估）桩端入土深度（m）桩端持力层单桩竖向极限承载力标准值(kN)800钻孔灌注桩1000钻孔灌注桩1200钻孔灌注桩19（1d）1520076001070021（3d）15600830011500表-4 曹远厂址区单桩竖向极限承载力标准值（预估）桩端入土深度（m）桩端持力层单桩竖向极限承载力标准值(kN)800钻孔灌注桩1000钻孔灌注桩1200钻孔灌注桩13（1d）14250660094141、0015（3d）1475073001020013（1d）1470072001010015（3d）15200790010900综合意见(1) 拟建厂址区域地质构造相对稳定，无区域性活动断层通过厂址，适宜建厂。拟建贮灰场区域地质构造相对稳定，坝址地层基本稳定，库岸无失稳的可能，适宜成库。(2)根据前期业主方工作取得xx市国土资源局及xx市文化局意见，可以初步判定拟建厂址区地下无重要矿产资源，未来不会产生矿产采空问题，也不存在压文物古迹的情况。(3) 根据福建省地震工程研究院“xx煤矸石综合利用电厂工程场地地震安全性评价工作报告”结论，工程场地50年超越概率10%的裸露基岩的地震动峰值为40gal，142、对应于中硬场地的地震动峰值为50gal，地震动峰值加速度归为0.05g分区，工程场地地震基本烈度综合评定为度。(4)厂址区，岩石出露及覆盖层厚度小于5m的地段，基岩的剪切波速大于500m/s，建筑场地类别为类。沟谷地区，等效剪切波速大于250m/s，场地土为中硬土，覆盖层厚度大于5m，判断场地类别为类；人工回填土区，等效剪切波速大于140m/s而小于250m/s，覆盖层厚度大于3m而小于50m，判断场地类别为类。综合确定本电厂工程场地类别为类，场地为抗震有利地段。(5)初步判断厂址区工程有引发滑坡、崩塌、不均匀沉降等地质灾害可能，其危险性为小级。(6)两厂址在挖方区场地基础埋深之上没有地下水，143、可不考虑地下水对基础的影响；在填方区，原沟谷处下部地层及人工填土含地下水，补给来源为大气降雨和地表水，排泄方式以迳流及蒸发为主。经室内水土分析试验，厂区地下水对混凝土结构无腐蚀性；地下水、土在干湿交替环境中对钢筋混凝土结构中钢筋无腐蚀性；地下水对钢结构有弱腐蚀性；土对钢结构无腐蚀性。近、远期灰场为沟谷灰场，地下水出现在沟底处，含水层为表层土及1粉土层，补给来源为大气降雨和地表水汇流，排泄方式以迳流及蒸发为主。经室内水土分析试验，灰场区地下水对混凝土结构无腐蚀性；地下水、土在干湿交替环境中对钢筋混凝土结构中钢筋无腐蚀性；地下水对钢结构有弱腐蚀性；土对钢结构无腐蚀性。(7)两厂址区，挖方区和填土浅144、于基础埋深的填方区，、1、2、3层均可作为良好的天然地基持力层。(8)汶一村厂址的冷却塔等重要水工建筑物及曹远厂址的一些重要建筑物位于填方区，建议采用嵌岩钻孔灌注桩，以1层块状强风化碎屑凝灰岩为桩端持力层，单桩承载力特征值达2500kN以上，可满足300MW机组要求。建议在下阶段工作中进行试桩工作，并在施工前进行灌注桩试成孔。 (9)上段垄、石灰垄和詹坑垄灰场均为沟谷灰场，库区沟底第四纪地层及底部强风化基岩为透水地层，将产生库区渗漏，需进行防渗保护。库区内可作为碾压防渗的渗透性较低的粘性土分布较少或缺失，建议采取其它防渗措施。(10)上段垄、石灰垄和詹坑垄灰场，在库区内以1层粉土作为筑坝材料，145、库区内可采坝料分别约为5000、6000、40000m3。5 工程设想5.1 电厂总平面布置方案汶一村厂址根据本阶段设计深度要求，本厂址本阶段考虑两个方案：（1）方案一厂区可用地主要为先前已进行平整的地块和北侧部分新增加的区域。根据厂址的实际条件，全厂分二个台阶布置，以达到最大利用原有平整台阶，尽量节省土石方工程量。根据厂址现状，本方案按照三列式布置，由南向北依次为配电装置区、主厂房区、煤场区。主厂房朝向南，固定端在西侧，由西向东扩建。冷却塔区布置在固定端侧，该区域内布置循环水泵房、加药间、生活污水处理站、启动锅炉房及材料库和检修车间；主厂房A排外（即主厂房南侧）布置配电装置设施、继电器楼、制146、氢站、辅助生活设施和生产综合楼；主厂房北侧区域主要布置生产辅助设施，由西向东依次为：油库区、净水站、化水区和工业废水区。上述设施区域设计为一个台阶布置，设计场地标高为199.00m（85国家高程系，下同）。在该区域的北面考虑布置贮煤场及相应的卸煤系统和输煤设施，考虑到铁路接轨点在厂区北侧，运煤铁路专用线由北向南引入厂区，厂外燃料通过翻车机后向东接入煤场，煤场为贯通式，输煤皮带从北侧转运站接出后折向南，经过四个混煤筒仓后分别接入一级碎煤机室和二级一级碎煤机室，从主厂房扩建端处接入煤仓间；在场内铁路站场与贮煤场之间设计汽车卸煤沟及相应辅助设施，燃料经汽车卸煤沟下皮带向南接入翻车机至煤场皮带后进入煤147、场贮存。上述设施区域设计为一个台阶布置，设计场地标高为238.50m。在上述两个台阶之间存在39.5m的高差，拟采用边坡形式设计，边坡需考虑多级放坡，其间以马道分隔。两个台阶标高的确定主要考虑厂区内土石方量的平衡，兼顾主厂房开挖深度要求。为尽量减少施工区土石方工程量，施工安装区布置在扩建端处外100m范围内，南北向与主厂房平，面积约4.2 hm2。其他施工场地和施工生活区布置在汶一村北侧空地区域，就地平整后使用。厂外公路考虑到今后大量汽车运输的要求，拟从厂区北侧新建一条进厂公路接入城市主干道，该道路作为建设期间的施工运输通道和运行期间的燃料运输通道。在厂区南侧利用原有道路进行相应的拓宽改造，作148、为今后运行期间的主要出入口。考虑到电厂区域内分为两个台阶布置，且高差较大，因此初步考虑厂区内两个区域之间不设道路连接，仅考虑人行联络通道，在厂区东侧利用厂外公路的一部分作为两个区域之间的联络通道。本期工程拟建设2300MW机组，预留再扩建的场地。本期工程厂区用地约为27.5 hm2。厂区土石方主要考虑厂内平衡，做到挖填平衡，不考虑厂外取土及弃土。土方工程量见厂区总平面规划图内容。（2）方案二本方案厂区布置采用了紧凑型二列式格局，由东向西依次为屋外配电装置区、主厂房区。结合现场的地形条件，以减少土石方量为原则，将一期的建构筑物尽量合理的布置在现有的几个台阶上。一期主厂房区其固定端朝北，向南扩建。149、主厂房布置在194m以上的原始等高线处，地质条件较好。主厂房区由西向东依次布置烟囱、除尘器、锅炉、汽机房。由于采用CFB机组，主厂房优化后将煤仓间和除氧间合并成一档。集控楼、机组排水槽、除灰及电除尘控制室设在两锅炉之间，空压机房布置在主厂房固定端。为顺应厂址北侧铁路来煤的外部条件，翻车机室及厂内铁路线规划在厂区西北侧。厂内铁路有效长度考虑1050m。煤场布置在主厂房区的北面，本期2300MW机组工程将设置一座折返式煤场，干煤棚一座。规划煤场在一期的北面。由于电厂煤源的复杂性、多样性，煤场区域内还设有汽车卸煤沟及配煤筒仓。燃煤直接通过煤场至配煤筒仓，再经过二级破碎，进入主厂房固定端的转运站。43150、00MW机组考虑一条输煤系统。本期工程考虑220kV屋外配电装置，并考虑向南扩建。主变、高厂变及起备变就近布置在A排外。出线向东，考虑60m的出线走廊。本电厂循环水采用自然通风冷却塔二次循环扩大单元的供水系统，设中央泵房一座。布置在主厂房北侧，为了减少循环水管线的长度，尽量将其靠近主厂房A排，同时也保证两者的间距要求。初步统计，一期循环水进排水管长度分别约为300m，320m。二期冷却塔布置在二期主厂房的东侧。辅助生产设施主要布置在冷却塔区与煤场区之间，设有净水区、化水区、废水区、燃油库区、检修间等。启动锅炉房、材料库、灰库区布置在#1冷却塔的东面。制氢站布置在#2冷却塔的南面。厂前建筑包括：151、综合办公楼、食堂及宿舍、消防车库等。该区域集中布置在冷却塔区与煤场区之间的西部场地上，靠近进厂道路。厂区设有三个出入口，根据全厂规划，进厂道路从厂址西北侧的现有三级道路相接，主要出入口布置在厂前建筑的西北侧，新引接的进厂道路约700m，主要考虑人流进出；货运出入口布置在煤场的西侧，从进厂道路引接约100m，主要承担汽车运煤及燃油运输；运灰出入口布置在#2冷却塔的东北侧，厂外道路长度约300m，主要承担汽车运灰。本期厂区用地面积为35.0hm2，包括厂内铁路用地面积。规划容量4300MW机组用地面积为50.5 hm2。由于厂址不受内涝水位和河道洪水的影响，所以厂区设计标高主要考虑土方工程量的影响152、。结合现场局部平整好的台阶，整个厂区初步考虑从北至南方向布置四个台阶，铁路区域、煤场区域、辅助生产及附属建筑区域、冷却塔及、主厂房以升压站区域，平整标高依次为211.80m，206.8m，201.8m，196.8m。在台阶边界处设有边坡，厂区道路设有一定的纵坡。经过土石方量的估算，厂区一期挖方量约250104m3，填方量约190104m3。施工区域挖方量约10104m3，填方量约90104m3，土方基本平衡。曹远厂址根据拟选厂址的地形地势，整个厂区的长轴平行于山地等高线布置，基本布置格局与汶一村厂址布局类似，固定端在东侧，主厂房朝向南；电厂由东向西扩建；厂区由北至南依次为贮煤场区域、辅助设施区153、域、主厂房区域和配电装置区域；电厂出线向南。根据拟选厂址南北高中间低的地形地势特点，整个电厂分为南、中、北三个台阶，拟平整标高分别为280m、260m、240m。厂区地势高差较大，主厂房零米标高暂定为280.00m，其他生产设施室内标高主要根据所在台阶标高确定，室内外高差一般为0.3m本期工程拟建设2300MW机组，预留再扩建的场地。本期工程厂区用地约为25 hm2。厂区土石方主要考虑厂内平衡，基本做到挖填平衡，不考虑厂外取土及弃土。土方工程量见厂址规划图内容。施工场地考虑12 hm2，布置在扩建端。厂址方案比较： 厂址 项目汶一村厂址曹远厂址方案一方案二 规划厂区用地面积（hm2）（不含厂外154、部分）454845 本期厂区用地面积（hm2）（不含厂外部分）27.53528厂外公路线长度（km）2.52.80.1厂外运灰道路（km）(新建和改造部分)近期灰场0.20.21.8规划灰场112厂区土方工程量（104 m3 ）挖238.5250135填245.5190120厂外补给水管长度(km）鸭姆潭水库1.71.78.55.2 装机方案 装机方案本工程地处福建省三明地区的xx市矿区，电厂的燃煤初步考虑采用三明地区的煤源，采用的煤种是低热值煤矸石。xx是福建省能源基地之一，该地区生产的均是挥发份较低、难燃的无烟煤，低位发热量低于16800kJ/kg的低劣质煤无销售市场，各煤矿都将这部分劣质155、煤弃在井下，造成资源浪费和煤矿开采成本的增加，还有各煤矿在历年开采过程中产生的煤矸石，堆积如山，既占用土地、浪费资源，又污染环境。本工程配套建设燃用劣质煤、煤矸石的循环流化床水冷发电机组，不仅可以降低煤炭生产成本、取得较好的经济效益，促进地方经济的发展，而且受到国家产业结构调整政策的支持。随着世界各国对环境污染控制要求日益严格，循环流化床燃烧技术以其低污染燃烧、燃烧适应范围广和综合经济效益好等独有的先进性，受到世人的关注。其主要特点在于燃料及脱硫剂经多次循环，反复地进行低温燃烧和脱硫反应，炉内湍流运动强烈，不但能达到低NOx排放、90%左右的脱硫效率，而且具有燃料适应性广、负荷调节性能好、灰渣156、易于综合利用等优点，在近二十多年里得到飞速的发展，成为火力发电史上最有希望的燃烧技术之一。我国自70年代初开始研究流态化燃烧技术至今，大型循环流化床锅炉(CFB)制造技术己较成熟。目前，国内投入运行的220t/h及以上的CFB锅炉已有100余台。2003年我国以白马电厂(300MW、1025t/h)为依托工程，引进大型循环流化床技术，法国Alstom将其CFB锅炉技术转让给东方、哈尔滨、上海三大锅炉厂。通过三大锅炉厂的引进、消化，300MW级CFB的设计和制造技术已经比较成熟，目前国内三大锅炉厂自主设计中标的CFB锅炉有十多台，主要在哈尔滨锅炉厂和东方锅炉厂，除燃煤二级破碎机、旋风分离器底部锥157、形阀等关键设备必须进口外，大部分设备都已实现了国产化，国产化率达70%，远远高于白马电厂。通过国内工程的实践，对消化吸收引进技术，提高我国对循环流化床设计、制造水平都将带来一次飞跃。结合实际情况，本工程采用循环硫化床机组具有以下优点：（a）燃料的适应性广循环流化床（CFB）锅炉燃烧方式的基本原理是劣质燃料中未燃尽的颗粒被烟气带出炉膛经分离后再返回炉床反复燃烧，物料可多次循环，从而提高了锅炉的燃烧效率和脱硫剂的利用率。由于循环流化床锅炉能使未燃尽的燃煤颗粒回到锅炉炉膛内循环燃烧，这样燃煤颗粒与空气就有较长的接触时间，因而循环流化床锅炉能很好地适应本工程灰份高、挥发份低的劣质煤和煤矸石。（b）燃烧158、效率高循环流化床锅炉内的燃料多次燃烧，使燃料在理想的燃烧速度中持续较长的燃烧时间，有利于燃料的充分燃尽，所以燃料的化学不完全燃烧损失和机械不完全燃烧损失很低，使得循环流化床锅炉有很高的燃烧效率，通常锅炉的热效率在91以上。（c）低污染的洁净煤燃烧燃料及吸附剂分别经破碎到一定细度后输入燃烧室被流化并在840950范围内燃烧，吸附剂为经磨细的石灰石（CaCO3）与燃料燃烧时释放出来的SO2发生化学反应，生成硫酸钙（石膏CaSO4），其化学反应式为CaCO3CaO+CO2，SO2+CaO+1/2O2CaSO4。由于循环流化床（CFB）锅炉炉膛温度一般控制在840950，而使进入锅炉炉膛的石灰石（Ca159、CO3）粉既不会过烧又不至于欠烧的适宜温度区为8501150。在此温度条件生成的CaO晶体小、比表面积大、气孔率高，因此活性强。同时，反应生成的CaSO4也不会再分解。因此其炉膛温度为最佳的脱硫温度，只要选择适当的Ca/S比，就能得到较高的脱硫效率，其脱硫效率可达90左右。同样，其炉膛温度也是控制NOX产生的最佳温度，NOX排放浓度不超过400mg/Nm3。（d）低污染燃烧循环流化床锅炉根据需要掺烧一部分石灰石，在煤的燃烧过程中氧化钙与烟气中的二氧化硫发生化学反应而生成硫酸钙，硫酸钙随灰渣一起排出从而达到脱硫的目的。循环流化床采用低温燃烧方式，其燃烧温度控制在800900之间，在这个温度范围内160、不仅使燃烧在低于燃料灰熔点的温度下进行，而且也是钙基脱硫剂的最佳脱硫温度。循环流化床的脱硫效率达85以上，最高可达98，与烟气脱硫装置(FGD)的脱硫率9095相比毫不逊色。已实施的国标(GB13223-2003)提出了氮氧化物（NOx）的排放标准，在实现燃煤电厂NOx低排放标准上，循环流化床锅炉更是优势独具。研究表明，大型燃煤电厂锅炉排烟中的NOx总生成量的7080%是燃料所产生的，其余是由空气中的N2经氧化生成的。由于循环流化床内温度为800900，远低于NOx的热力型生成温度，故NOx形成仅来源于燃料中的氮。为减少燃料中的氮生成的NOx量，循环流化床采用了分段送风燃烧方式，一、二次风分段161、进入燃烧室，这样可以做到在燃烧室下部密相区为低氧燃烧，形成还原性气氛，在二次风风口上部为富氧燃烧，形成氧化性气氛，因而能把燃料中的氮所形成的NOx减到最小。与同容量但没有采用高效低NOx燃烧器的常规锅炉相比，生成的NOx要少6570。（e）不宜结焦由于烟气和颗粒间存在大的速度偏差，颗粒以低于烟气的速度流经燃烧室，长时间的滞留并和微小颗粒的接触，抑制了高的烟气温度，使之有高的燃烧效率，并且不发生结焦。（f）燃烧稳定性好，调峰能力强由于循环流化床锅炉能使燃料多次循环悬浮燃烧，炉内紊流扰动强，且储热能力强，有利于稳定燃烧及燃尽，不投油最低稳燃负荷为30BMCR。而且循环流化床锅炉的负荷调节性能好，负162、荷变化率大，调峰能力强。（g）燃料制备系统简单循环流化床（CFB）锅炉的燃料制备系统简单，只有一套简单的给煤系统，无需如煤粉锅炉那样复杂的制粉系统，只要给煤颗粒度满足其燃烧要求即可。此外，循环流化床还有系统简单，综合利用途径广、占地面积小等特点。因此在本工程选用循环流化床是十分有利的，目前我国电网主力机组是300MW的煤粉锅炉发电机组，发展300MW循环流化床锅炉发电机组，在电网中担当主力机组的作用，是我国清洁煤燃烧技术发展的迫切任务之一。在国家发改委的领导下，依托白马电厂，采用三大锅炉厂技术共享的形式与法国GEC Alstom公司签订了引进300MW CFB锅炉的合同也为本工程提供了一定的条163、件。目前，国内六大电力设计院和三大锅炉厂通过技术引进已经具备了300MW级循环流化床锅炉系统的设计、制造能力。由于循环流化床锅炉是低温燃烧，NOx排放量低、易于实现灰渣综合利用。所以，特别适合于燃用劣质燃料。综上所述，本期工程锅炉推荐采用引进Alstom公司技术生产的亚临界中间再热1025t/h循环流化床锅炉。技术引进300MW亚临界循环流化床锅炉机组的主要参数如下：锅炉型式：亚临界、循环流化床、中间再热、自然循环汽包炉。锅炉最大连续蒸发量：1025 t/h额定蒸发量：911.7 t/h过热蒸汽压力：17.5 MPa(g)过热蒸汽温度：541 低温再热蒸汽压力：3.41 MPa(g)低温再热蒸164、汽温度：332 高温再热蒸汽流量：743.2 t/h高温再热蒸汽压力：3.23 MPa(g)高温再热蒸汽温度：541 省煤器入口给水温度：273 锅炉效率：91%锅炉构架：钢构架空气预热器：四分仓、回转式汽轮机：亚临界中间再热，单轴，双缸双排汽，凝汽式机组。额定功率： 300MW最大连续出力： 333.265MW最大功率时主蒸汽量： 1025 t/h额定功率时主蒸汽量： 907.03 t/h主蒸汽参数： THA工况压力： 16.67MPa(a )温度： 538再热蒸汽温度： 538凝汽器背压： 5.1kPa(a)最终给水温度： 274.7额定转速： 3000r/min发电机：额定转速：3000165、r/min型号：QFSN3002额定功率：300MW额定电压：20000V额定电流：10189A功率因数：COSf=0.85额定转速：3000r/min额定频率：50Hz冷却方式：定子线圈水冷、转子氢冷、定子铁芯氢冷(水氢氢)励磁方式：无刷励磁发电机转子重量：53t发电机静子重量：262t 主机技术条件.1 机炉电匹配原则锅炉的最大连续蒸发量（BMCR）与汽轮机阀门全开（VWO）工况时的流量相匹配。发电机的额定容量与汽轮机能力工况时的出力相匹配；发电机的最大连续输出容量与汽轮机铭牌进汽量下的阻塞背压工况时的出力相匹配。.2 锅炉技术条件锅炉运行条件（1）给水调节：给水系统按单元制系统设计，系统166、设置两台50容量的汽动给水泵和1台30容量的电动启动/备用给水泵。（2）汽轮机旁路系统：设置高低压串联旁路，高压旁路容量暂按30BMCR考虑。（3）底灰输送方式：采用机械输送方式。锅炉可带基本负荷，也可以用于调峰。调峰范围为30%100%BMCR。锅炉采用定压运行，也可以采用定滑定的方式运行。滑压运行范围能满足汽轮机滑压运行范围。.3 汽轮机技术条件 (1) 机组使用条件机组运行方式：定滑定方式运行。负荷性质：带基本负荷并调峰运行。机组布置方式：汽轮发电机组纵向顺列布置，机头朝向扩建端：从汽轮机向发电机看，润滑油管路为右侧布置。机组安装检修条件：机组运转层标高12.6m。工作转速：3000r/167、min。旋转方向（从汽机向发电机看）：顺时针最大允许系统周波摆动： 48.551.5 Hz每台机组配置两台50容量的汽动给水泵和1台30容量的电动启动/备用给水泵。汽轮机具有八级非调节抽汽，即三高四低一除氧。机组设有汽机高、低压两级串联旁路系统，高压旁路容量暂定30%BMCR。(2) 机组运行条件汽轮机大修周期为6年，在正常情况下，机组的可用系数为99.5%，强迫停机率不高于0.5%。机组带基本负荷，并具有一定的调峰能力，其调峰范围为 30%100%机组额定出力。机组能满足锅炉负荷为 30%BMCR及以上时，投入全部自动装置、锅炉不投油、全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。机组满足冷态、温168、态、热态和极热态等不同方式启动要求。5.3 热力系统本工程拟选用300MW亚临界中间再热冷凝式汽轮机，单轴、双缸双排汽、高中压合缸、低压缸双分流。给水回热为3高加+1除氧+4低加的系统，加热器疏水采用逐级回流，除氧器滑压运行，汽封为自密封系统。热力系统中除辅助蒸汽系统外，其余均采用单元制。 主蒸汽再热蒸汽及旁路系统主蒸汽管道采用2-1-2接管方式，即从锅炉过热器出口两个接口接出合为一根管道，到汽轮机前再分成两根支管分别接到汽轮机高压缸左右侧主汽门。主蒸汽管道采用ASTM A335P91。冷再热蒸汽管道采用1-2制方式，即汽轮机高压缸排汽口为一根管道，到锅炉处分成两根支管，分别接到锅炉再热器入口169、联箱的两个接口。冷再热蒸汽管道采用A672B70CL32。热再热蒸汽管道采用2-1-2制方式，即从锅炉再热器出口联箱的两个接口接出合为一根管道通往汽机房，到汽机处又分成两根支管分别接到汽轮机中压缸左右侧再热汽门。热再热蒸汽管道采用ASTM A335P22。主蒸汽管道上不装流量测量装置，主蒸汽流量通过测量汽轮机调速级后的压力来反应。在过热器出口管道上装设水压试验阀和再热器进出口管道上装设水压试验堵板。再热蒸汽冷、热段管道将不做水压试验，采用100%无损探伤替代水压试验进行严密性试验。由于汽机进口处自动主汽门能承受水压试验压力主蒸汽管道上汽机侧不再装设任何隔离门，锅炉侧不再装设水压试验堵板，以减少170、主蒸汽系统的阻力损失。汽机四段抽汽及高压缸排汽作为辅助蒸汽系统及轴封汽源。本期工程旁路容量为30%BMCR，功能只考虑机组的启停，而不考虑热备用。高压旁路减温水由给水泵出口管道提供，低压旁路减温水由凝结水泵出口管道提供。 抽汽系统汽轮机具有八级非调节抽汽，即三高四低一除氧。其中第四级抽汽除作为除氧器正常工作汽源外，还作为给水泵汽轮机正常用汽汽源以及辅助蒸汽系统的汽源。第一、二、三、五、六级抽汽管道上分别设有电动隔离阀和气动止回阀，前者为防止汽轮机进水的一级保护，后者作为防止汽轮机突然甩负荷后的超速保护，同时也作为防止汽轮机进水的二级保护措施。因第四级抽汽向众多的接有其它汽源的设备供汽，在机组启171、动、低负荷运行、甩负荷或停机时，其它汽源的蒸汽有可能串入四级抽汽管道倒入汽轮机造成汽轮机超速，且除氧器满水时通过抽汽管道进入汽轮机的危险性也较大，故在靠近汽机的四级抽汽管道上装设一个电动隔离阀和二个串联的气动止回阀，起到双重保护作用，防止汽轮机进水或倒入蒸汽。四级抽汽至除氧器加热蒸汽管道上设有一个电动隔离阀和一个自动摇摆式止回阀，该管路上还接有从辅助蒸汽系统来的启动加热蒸汽。四级抽汽总管接至给水泵汽轮机的低压蒸汽管道，经流量喷嘴后分成两根支管，分别去两台给水泵汽轮机。每个支管上设一电动隔离阀和自动摇摆式止回阀。止回阀的作用是防止汽源切换时，高压蒸汽或辅助蒸汽串入抽汽系统。给水泵汽轮机排汽口垂直172、向下，排入主汽轮机凝汽器。在给水泵汽轮机排汽管上设置水平布置的压力平衡式膨胀节，以降低排汽管道对小汽机的推力。在汽机壳体上设有一个簿膜泄压阀，以保护给水泵汽轮机排汽管。排汽管上还设有一电动蝶阀，安装在靠近凝汽器接口处，以便停运给水泵汽轮机的检修。汽轮机五、六级抽汽口位于凝汽器壳体内，故五、六级抽汽管道从凝汽器壳体内穿出。五、六级抽汽管道上的电动隔离阀及气动止回阀靠近凝汽器布置。七、八级低加布置在凝汽器喉部。两根七级抽汽和四根八级抽汽管道布置在凝汽器内，七、八级抽汽管道由制造厂设计供货。各级抽汽管道的管径选择使压降满足汽轮机厂对管道压损的要求，即：一、二级抽汽管道的压损控制在3%、其余级为5%的173、范围内。 给水系统给水系统按单元制系统设计，系统设置两台50容量的汽动给水泵和1台30容量的电动启动/备用给水泵。每台汽动给水泵配置1台电动给水前置泵，汽动给水泵与前置泵不考虑交叉运行。电动给水泵采用调速给水泵，电动机拖动前置泵并通过液力偶合器拖动主泵。系统设三台全容量、单列、卧式、双流程高压加热器。为防止给水泵汽蚀，每台给水泵均设有前置泵，汽动给水泵前置泵采用单独电动机驱动，电动给水泵前置泵与给水泵同轴驱动。系统正常运行时，两台半容量汽动给水泵提供锅炉的全部给水和减温水等。电动给水泵作为汽动给水泵的备用泵，若其中任何一台汽动泵发生故障时，电动给水泵自动投入；在机组启动时，采用电动给水泵，当机174、组负荷升至2030%额定负荷时切换至汽动给水泵。在机组正常运行时，给水自除氧器给水箱经汽动给水泵前置泵、汽动给水泵、3号高压加热器、2号高压加热器、1号高压加热器进入锅炉省煤器。按工作压力划分，从除氧器给水箱出口到前置泵入口之间的管道为低压给水管道；从前置泵出口到给水泵入口之间的管道为中压给水管道；从给水泵出口到锅炉省煤器之间的管道为高压给水管道。在系统中，沿低压给水管道的水流方向，在前置泵入口前设置一台电动闸阀和一个粗滤网；在中压给水管道上设置一流量测量装置和主泵入口精滤网。主泵出口管道上依次设置止回阀、电动闸阀，在止回阀前引出给水再循环管道，并分别接至除氧器给水箱。机组投产或大修后的投运初175、期，滤网可保护水泵，防止安装或大修后可能积存在除氧器给水箱和进水管道内的异物进入水泵内，运行一段时间后或压差超过极限值时，应停泵清洗滤网，以减少进水管路阻力。按引进技术制造的高压加热器，经多年的运行考验，可靠性较高，因此高加给水采用大旁路系统，以减少高压阀门数量，节省投资，减少系统阻力。给水系统还提供过热器减温水、高压旁路减温水（从3号高加前的给水管道上接出）以及再热器事故减温水（从给水泵中间抽头接出）。锅炉省煤器入口处设止回阀，以防给水系统事故停运时给水倒回给水系统。在省煤器进口前电动闸阀处设有一个旁路调节阀，用于当负荷低于20%、液力偶合器调节性能不稳定时或采用汽动给水泵作启动泵时，调节给176、水流量。当负荷大于20%时汽动给水泵和电动给水泵可以满足机组对给水调节的要求，因此在锅炉入口的给水主管道上不再设置给水调节阀。 凝结水系统凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，因此系统中仅设凝结水泵，系统简单。即凝汽器热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、轴封冷却器和四台低加热器后进入除氧器。系统采用2100容量的凝结水泵，其中一台运行，一台备用，凝泵采用变频调节，两泵一套。系统中设有四台低压加热器、一台轴封冷却器、一台卧式除氧器、一台凝结水输送水泵。轴封冷却器、5号、6号低加均分别设有凝结水旁路管道。由于7号、8号低加布置在凝汽器喉部，抽汽管道上无隔离措施，为防止7、8号低加177、高水位时，水倒流入汽轮机，故7、8号低加设有共用的凝结水进出口电动阀及电动旁路阀，以便在7、8号低加出现高水位时，解列低压加热器。凝结水由凝汽器热井经总管引出，然后分两路至两台全容量凝结水泵(一台备用)，合并一路后经中压凝结水精处理设备、轴封加热器、低压加热器至除氧器。凝结水泵进口管上设置闸阀、滤网。泵出口管道上装一只止回阀和一只电动闸阀。经凝结水处理设备后的凝结水进入轴封加热器。轴封加热器为表面式热交换器，用于凝结轴封漏汽和低压门杆漏汽。轴封加热器依靠汽封风机维持微真空状态，以防止蒸汽漏入大气和汽机润滑油系统。为维持上述真空还必须有足够的凝结水量流过轴封加热器，以凝结上述漏汽。化学除盐装置后178、设有各项减温喷水和各项杂项用水及凝汽器高水位放水阀。轴封加热器后设有除氧器水位调节阀、凝结水最小流量再循环管路。最小流量再循环管路的设计按凝结水泵、轴封加热器所允许的最小流量中的较大值进行设计。每台机组设置一台内置式除氧器，除氧器有效容积为150m3，其贮水量可满足锅炉最大连续蒸发量时7.8min的给水消耗量。每台机组设置一台300m3的凝结水贮水箱，正常运行时依靠凝汽器真空可对凝汽器直接补水，当凝汽器热井水位高时可接收热井回水。贮水箱水源来自化学水处理室的除盐水，其水位由进水管上调节阀控制。此外两台机组的凝结水贮水箱设置一根联络管，正常运行时靠各自的静压差相互平衡水位。每台机组设置一台凝结水179、输送泵，该泵仅在机组启动时运行，以满足系统充水及锅炉上水的要求。当凝汽器真空直接补水不能满足时，可开启凝结水输送泵向凝汽器直接补水。 加热器疏水、放气系统加热器疏水有正常疏水和危急疏水两种，系统在正常工况时，加热器疏水逐级自流，3号高压加热器出口的疏水疏入除氧器；8号低压加热器出口的疏水疏入凝汽器。每一根疏水管道均设有疏水调节阀用于控制加热器中疏水的正常水位，在每个疏水阀前后都装有隔离阀。在异常情况下，如果逐级疏水不能满足要求，则低压加热器的疏水由危急疏水管道疏各自至凝汽器，这些疏水的疏水调节阀受加热器高水位信号的控制。高压加热器的危急疏水先通过高加危急疏水扩容器扩容释压后在进入凝汽器，在下述180、三种情况下，将启用高加危急疏水：一是在高压加热器中发生管子断裂或管板处焊口泄漏，给水进入加热器壳侧，造成加热器水位升高或者正常疏水调节阀发生故障，疏水不畅而造成加热器水位升高；二是前一级高加或除氧器发生高水位后，使后一级加热器的疏水无出路；三是机组起动时高压加热器随机起动或者在低负荷情况下，高压加热器间或3号高压加热器与除氧器间的压差小，无法实现疏水逐级自流时。低压加热器的事故疏水的作用和运行方式与高压加热器危急疏水相同。考虑到疏水流经疏水阀时将会受到阀芯节流的影响，阀后的疏水将势必汽化。疏水汽化后的两相流动会带来汽蚀，振动和噪音等弊病。所以在设计上将疏水阀尽可能布置在接受疏水的设备处，以缩短181、疏水阀后的管道长度，并且在疏水阀后选用管径大、壁厚厚、材质好的管道。加热器的放气管的数量，位置和口径决定于加热器的内部结构，应根据制造厂的要求而定。每根放气管均设隔离阀。连续放气管除隔离阀外，另设节流孔板，放气管在接受放气设备的附近并入放气母管。高压加热器的连续放气接入除氧器，低压加热器的连续放气接人凝汽器。高压加热器的汽侧起动放气排大气，低压加热器的汽侧起动放气则接入凝汽器，所有加热器水侧放气都排大气。除氧器放气也分为连续放气和起动放气，连续放气管连接到一根母管排向大气。除氧器排气管道上设有电动截止阀和旁路阀，电动截止阀故障时开启旁路保证除氧器的排气。凝汽器抽真空系统凝汽器汽侧抽真空系统设二182、台100%容量水环式真空泵组。正常运行时一台运行、一台备用。起动时，为加快抽真空过程，两台真空泵同时运行约30min可达到汽机冲转要求的真空度。单独设置汽机本体疏水扩容器收集汽机本体疏水各蒸汽管道疏水。汽机本体疏水和小汽机本体疏水均按压力等级分别引入汽机本体疏水扩容器和装在凝汽器壳体上的各疏水集管。 辅助蒸汽系统辅助蒸汽汽源来自汽机四段抽汽及高压缸排汽。主要向除氧器启动加热、启动时汽轮机轴封用汽、给水泵汽机调试、暖通专业等提供汽源。辅助蒸汽系统的设计参数：0.6861.0MPa、350。第一台机机组启动时辅助蒸汽来自启动锅炉，为提高启动工况的经济性，随机组负荷的上升，汽机高压缸排汽参数满足要求183、时，辅助汽源供汽可切换到本机高压缸排汽，除氧器用汽切换到四段抽汽。随着负荷继续上升，除氧器内压力随汽机负荷上升而滑压运行(滑压范围0.1470.9MPa)。当机组负荷升到85%额定负荷时，中压缸四级抽汽参数达0.7MPa,335338，此时可将辅助汽源切换到四段抽汽。第二台机机组启动时辅助蒸汽由相邻机组提供。 闭式冷却水系统工业冷却水采用闭式冷却水系统，冷却水水质为除盐水，闭式冷却水主要用于发电机氢气冷却器、发电机密封油冷却器、发电机水冷却器、电动给水泵电动机冷却器及电泵工作油、润滑油冷却器以及锅炉房所有辅机冷却用水。 开式冷却水系统开式冷却水系统由电动滤水器、开式冷却水升压泵、闭式循环冷却水184、热交换器以及连接管道阀门等组成，并向机械真空泵冷却器、汽机润滑油冷却器提供冷却水。供水管取自主厂房A排外凝汽器循环水进水总管，冷却水回水接入A排外凝汽器循环水出水总管。5.4 燃烧系统 燃料本期工程锅炉的设计煤种为曹远煤矸石、上京矿和曹远矿的劣质煤的混烧，混烧比例为：曹远煤矸石：上京矿劣质煤：曹远矿劣质煤60：35：5；校核煤种1为曹远煤矸石、安沙煤矸石和上京矿劣质煤的混烧，混烧比例为：曹远煤矸石：安沙煤矸石：上京矿劣质煤60：10：30；校核煤种2为曹远煤矸石、上京煤矸石、安沙煤矸石和安沙矿劣质煤的混烧，混烧比例为：曹远煤矸石：上京煤矸石：安沙煤矸石：安沙矿劣质煤46：10：14：30。本工185、程锅炉点火助燃采用0号轻柴油。.1 煤质分析 请见本报告“ 燃料品质，表3.11 煤质分析资料”。.2 点火及助燃燃油 请见本报告“3.3 点火及助燃用燃料，表3.31 0号轻柴油油质指标”。.3 石灰石成份名称符号单位数值碳酸钙CaCO3%94.45碳酸镁MgCO3%4.06二氧化硅SiO2%0.08惰性杂质-%1.41合计%100 给煤系统给煤系统共有4条输送线路。每条线路包括：一个煤仓，一台称重式给煤机，一台链式给煤机。煤仓下设有电动插板门，回料腿上落煤管入口处设有气动插板门。给煤机通入二次冷风作为密封风以防止粉尘泄漏。气动插板门下方设有空气密封段（air bustle），注入热二次风以186、防止高温炉烟反窜至给煤系统。煤仓里的煤通过串联布置的称重式给煤机和链式给煤机送至锅炉回料器至炉膛的回料腿上，与旋风分离器分离下来的粗灰混合后进入炉膛燃烧。煤仓采用圆筒型（钢制），其下部为金属圆锥形或双曲线形（内衬不锈钢板）。煤仓总容量满足锅炉燃用设计煤种BMCR工况下8h耗煤量的要求。锅炉采用二级给煤系统，对称给煤，共有4条线路，炉膛左右两侧各2条线路，其总容量满足锅炉BMCR工况时耗煤量200%的需要。正常运行时4条线路同时运行，每条线路对应锅炉的一个给煤口。当其中1条线路故障时，同侧的另外一条线路立即增大给煤量，同时向2个给煤口给煤，锅炉仍然可以满负荷运行。 烟风系统.1 一次风系统（a）187、 系统功能一次风主要是作为炉膛的床料流化风，使循环物料在不同负荷下维持预期的流化速度。一次冷风还用于外置床热交换器出口管道流化风。（b） 系统描述一次风系统设置两台50容量、带入口导叶的离心式一次风机。风量裕量不小于进入炉膛一次风量的20，另加制造厂保证的空预器一次风侧漏风量及其裕量。压头裕量按设计要求选取。一次风经过一次风机和四分仓回转式空预器后进入炉膛下部的风箱。风道燃烧器用于在锅炉启动时加热床料。（c）主要设备参数一次风机：离心式，入口导叶调节。 .2 二次风系统（a）系统功能二次风主要是作为燃料燃烧的助燃风。部份二次冷风作为给煤机的密封风。（b）系统描述二次风系统设置两台50容量、带入188、口导叶的离心式二次风机。风量裕量不小于进入炉膛二次风量的20，另加制造厂保证的空预器二次风侧漏风量及其裕量。压头裕量按设计要求选取。二次风经过二次风机和空预器后进入炉膛。空预器设有两个二次风进口和两个二次风出口，每个出口供应一侧炉膛的二次风。为减少NOx的排放，二次风分上下两层喷入炉膛，形成分级燃烧。（c）主要设备参数二次风机：离心式，入口导叶调节。.3 流化风系统（a） 系统功能流化风系统是向外置床热交换器、回料器以及冷渣器提供稳定流量的流化空气。（b） 系统描述该系统由五台带入口导叶的多级离心式风机并联组成，其中四台运行，一台备用。风机的风量裕量按10和20两个工况点选取，压头裕量设计要求189、选取。（c） 主要设备参数 流化风机：多级离心式，入口导叶调节。.4 烟气系统本工程烟气系统采用布袋除尘器，除尘效率不低于99.95%，除尘器阻力不大于1300Pa，漏风率小于1.5%。2台50容量的静叶可调轴流式引风机，风量裕量不小于10%（另加不低于10的温度裕量），压头裕量不小于20。炉膛出口的高温烟气经4个旋风分离器分离后，粗颗粒被分离出来返回炉膛，飞灰随烟气通过尾部受热面，经布袋除尘器除尘后，由引风机送入烟囱排至大气。 点火及助燃油系统点火及助燃油采用0号轻柴油。锅炉点火及助燃油设备包括点火燃烧器和助燃燃烧器。每台锅炉提供2套点火燃烧器及8套助燃燃烧器。每套点火燃烧器燃油量约4000190、kg/h，每套助燃燃烧器的燃油量约1000kg/h。油燃烧器的总输入热量按30BMCR计算。燃烧器采用电火花点火，蒸汽雾化，保证在各种工况下雾化良好。本期工程需建两个500m3的轻油罐、设置两台100%容量的卸油泵和三台50%容量的供油泵。供油泵的扬程将在初步设计阶段确定。 启动床料系统（a）系统功能1）在锅炉首次启动前或放空全部或部分床料检修以后再次启动前，向炉膛和外置床内加入启动床料，使锅炉的物料循环能够形成；2）在启动过程中，在投入煤和石灰石前，为了弥补床料损失，加入启动床料，维持料位的稳定。（b） 系统描述启动床料是通过气力输送至锅炉的，气源为压缩空气，启动床料贮存在底渣仓里，首次启动191、时在底渣仓里装入河砂，以后启动时可采用底渣作为启动床料。炉膛两侧布风板上和各外置式热交换器内应一个接一个分别加入启动床料。 石灰石粉输送系统（a） 系统功能石灰石粉输送系统的功能是将石灰石粉仓内的石灰石粉经称重后通过气力输送至密封槽回料腿进入炉膛，参与脱硫反应。（b） 系统描述石灰石粉输送系统的容量按2100设置。石灰石粉仓有2个出口，每个出口配置1套石灰石粉给料系统。每套石灰石给料系统包括：2台落料小斗（给料斗和计量斗），1台旋转式给料机，1台石灰石送粉风机。从粉仓来的石灰石粉经落料小斗计量后通过旋转式给料机进入气力输粉管线，输粉空气由石灰石送粉风机提供，输粉管线将石灰石粉送至锅炉的四个密封192、槽回料腿上。每个回料腿上有2个石灰石粉给料点。（c） 主要设备参数石灰石送粉风机：罗茨风机。 压缩空气系统考虑设备资源共享及减少设备投资，本工程拟采用全厂压缩空气及后处理系统统一设置，厂用气与仪用气完全分开。两台机组仪用气系统设有3台25m3/min螺杆式空气压缩机，1台正常运行，1台运行备用，1台检修备用，另外还配有2套净化能力为25m3/min的空气净化装置，经净化后的压缩空气供全厂仪表控制用。检修用气取自厂用气。厂用气与仪用气系统合并布置在全厂空压机房内。正常工况下储气罐内压缩空气压力为0.8MPa。5.5 厂内输煤方案本工程本期新建为2300MW循环流化床锅炉燃煤机组，厂内输煤系统按照193、2300MW机组建设，并留有扩建的可能性。5.5.1 卸煤设施本工程煤源的厂外运输主要采用火车运输方式，厂内设置翻车机用于卸煤。翻车机系统采用折返式布置。本期工程厂内设置2台C型单车翻车机。本工程厂外来煤方式中，汽车来煤也是本工程非常重要的来煤手段，所以在本工程的设计中考虑了汽车卸煤沟。本工程建设6个车位，按照载重量为15t的汽车来计算，每年的汽车卸煤量可以达到170104t以上。5.5.2贮煤设施本工程煤场的贮煤量为14104t，约为本工程14天的耗煤量。煤场机械采用2台门式滚轮堆取料机，堆料出力为1500t/h，取料出力为1500t/h，跨距为48m。在正常运行时，2台门式堆取料机为一运一194、备，紧急时可以两台同时运行。由于本工程设计煤种、校核煤种1、校核煤种2均是多种煤或煤矸石的混合物，所以从锅炉对燃料的需求考虑，本工程设置混煤筒仓，用于按照锅炉所需比例将各种燃料混合成所需的比例再输送至锅炉。混煤筒仓共设置4个，每座贮煤筒仓的容量暂按2500t考虑，直径为15m，4座筒仓总共可存放1104t，为本工程2300MW机组约1天的耗煤量。其中，2个筒仓用于存放煤矸石，另外2个用于存放其它煤种。筒仓顶部皮带机卸料拟采用犁式卸料器。筒仓底部卸料采用叶轮给煤机，每台的出力为250750t/h。筒仓底部设置双路皮带机，每路皮带机上部设置3台叶轮给煤机，两运一备。当筒仓底部的皮带机中某一路运行时195、，其上部有2台叶轮给煤机同时给煤至该皮带机，由于2台叶轮给煤机分别从存储煤矸石和其它煤种的筒仓内取煤，而且取煤量可以调节，从而可以实现按照设计煤种或校核煤种的成分要求向锅炉供煤。5.5.3 皮带机本工程锅炉采用循环流化床锅炉，主要燃烧发热量较低的燃料，主要是煤矸石，所以与同等容量的其他机组相比，本工程机组的燃料消耗量很大，每台锅炉燃料消耗的具体数据如下表所示：1300MW机组燃用燃料成分数量表设计煤种校核煤种1校核煤种2小时燃料消耗总量（t/h）243.03255.25262.40日燃料消耗总量（t/d）4860.605105.005248.00年燃料消耗总量（104t/a）133.67140196、.39144.32燃用煤种所含成分煤矸石其它煤煤矸石其它煤煤矸石其它煤各成分所占比例（%）604060407030各成分消耗量（t/h）145.8297.21153.15102.10183.6878.72（t/d）2916.361944.243063.002042.003673.601574.40（104t/a）80.2053.4784.2356.16102.0243.30注：机组年日运行小时分别以5500h和20h计算。按照火力发电厂设计技术规程规定，上煤系统“每路带式输送机的出力不应小于全厂锅炉最大连续蒸发量时总耗煤量的150”，故本期工程上煤系统的皮带机的最小出力按照设计煤种计算应为72197、9 t/h，按照校核煤种1计算应为766t/h，按照校核煤种2计算应为787t/h。因此，本工程上煤系统皮带机拟采用的规格为：B1200mm、V2.5m/s、Q1000t/h。本工程汽车卸煤沟底部的皮带机采用单路布置，其余皮带机均采用双路布置。自翻车机房至煤场的皮带机规格为Q1500t/h，B1400mm，V2.50m/s。煤场至筒仓顶部的皮带机规格为Q1000t/h，B1200mm，V2.50m/s。筒仓底部至主厂房的上煤系统皮带机规格为Q1000t/h，B1200mm，V2.50m/s。煤仓间卸煤采用电动犁式卸煤器。5.5.4 筛碎系统由于本工程为循环流化床锅炉，出于锅炉本身燃烧的特点，锅198、炉不需设置通常煤粉炉所需的磨煤机，进入锅炉燃烧的燃料的粒度完全由运煤专业的筛碎系统决定，所以输煤系统的筛碎设备选取是很重要的。本工程拟在火车翻车机和汽车卸煤沟处设置煤篦子，如果来煤中含有粒度大于300mm的煤块，则这些煤块将无法通过煤篦子进入电厂后续的输煤系统。根据我院对本工程煤源情况的调研，来煤中大于300mm的煤块在来煤中所占的比例极小，所以针对这少量的煤块，可采用人工在煤篦子上清理、破碎的措施，在输煤系统不作其它考虑。本工程厂内输煤系统中，拟设置二级筛碎设施，第一级为筛碎设施将燃料粒度从300mm破碎到30mm，拟采用出力为1000t/h的滚轴筛和出力为600t/h的环锤式碎煤机，这类国199、产设备已经相当成熟，故第一级筛碎设施拟采用国内产品。第二级为细碎设施，将燃料粒度从30mm破碎到10mm以下。鉴于目前国内、外投运经验的用于循环流化床机组的细碎机最大出力一般均在600t/h以下，本工程上煤系统的出力为1000t/h，故每路系统拟采用2台出力为600t/h的细碎机（2路输送系统共采用4台细碎机），细碎机拟采用进口设备，不设筛子。5.5.5 输煤系统辅助设施本工程拟设置入厂煤和入炉煤的计量和取样装置。火车来煤的计量采用轨道衡，采样采用门架式火车入厂煤取样装置，二者均设置在翻车机室之前的电厂厂内铁路站场内。汽车来煤的计量采用2台汽车衡，采样采用悬臂式汽车采样装置。入炉煤采样拟采用皮200、带机中部采样装置，计量采用皮带称，并采用电动循环链码对皮带称进行校验。入炉煤采样装置设置在第二级破碎设施之后。本工程拟设置五级除铁设施，分别设置在翻车机室和汽车卸煤沟之后、出煤场的皮带机头部、进入第一级碎煤机室的皮带机尾部、进入第二级碎煤机室的皮带机尾部和进入主厂房的皮带机尾部。5.5.6输煤系统的控制输煤控制系统的运行方式为：集中和就地两种方式；集中控制又分为自动和手动；就地控制为手动。正常运行采用集中自动方式；在煤控室控制台上仅保留输煤系统主要设备的紧急事故按钮。在CRT画面上有自动/手动的切换窗，自动和手动方式可相互切换但不影响系统设备的正常运行。集中自动方式：在上位工控机上通过键盘或鼠201、标选择运煤和配煤流程，由PLC自动完成运煤和配煤流程设备的操作。同时对主要设备具备单独解锁能力。集中手动方式：在上位工控机上通过键盘或鼠标对纳入程控的所有设备实现一一对应的操作，通过PLC完成联锁逻辑。就地控制方式：设备仅能在就地控制箱上进行操作，手动控制作为检修操作。环式给煤机等设备具有相对独立的控制操作功能，但与输煤控制室之间有足够的信息交换，以达到集中程序控制的目的。输煤工业电视系统为数字式系统，系统设计满足运行人员可在输煤控制室内对生产现场的主要设备运行情况、安全情况和条件恶劣，巡检人员难以到达的场所进行监视。监视器安装于控制室内的操作台上。控制主机布置在输煤控制室。监控对象为整个输煤202、系统。输煤控制室还设有调度通讯设备，灵活指挥各输煤生产部门。5.6 除灰渣系统本工程除灰渣均采用干式排放系统，按单元制设计。除灰渣系统方案均考虑综合利用的要求。5.6.1 灰渣量及石灰石耗量本工程2300MW机组的灰渣量及石灰石耗量请见本报告“4.4灰渣堆场及综合利用”章节表4.41。5.6.2 底渣系统每台炉的底渣经冷渣器冷却后排出，通过链斗式输送机和斗式提升机输送到渣仓储存，然后采用汽车外运至灰场或综合利用处。每台锅炉拟设置4台冷渣器，冷渣器出口的底渣温度不超过150。每台炉拟设置2台链斗输送机和2台斗式提升机组成2套底渣输送系统，每套输送系统对应2个冷渣器，分别输送到位于锅炉外侧的渣仓储203、存。机械除渣系统的设备按满足锅炉MCR时最大排渣量且留有足够的裕量，其出力按不小于250的裕量。每台炉各设一座直径10m的渣仓，容量为770m3，可储存一台300MW机组10h的排渣量。渣仓设有两个排渣口：一个接干式散装机，用于将干渣装至密闭罐车，运输至综合利用处；另一个接双轴搅拌机，用于将干渣调湿后装车运送到灰场堆放。5.6.3 飞灰系统厂内除灰系统包括飞灰输送、贮存和卸料三个部分。本工程飞灰输送拟采用浓相正压气力输送系统。两台炉共设置3座灰库，灰库直径均为15m，每个灰库的容量为3000m3，三座灰库的总容积可满足贮存两台机组MCR工况下燃用设计煤种时32h的灰量。两台锅炉各自对应一个灰库204、，中间一个灰库作为其它两座灰库的公共备用，通过安装在灰库顶部的管道切换阀可以实现飞灰输送管道的切换。每座灰库底部设1台干灰卸料机、2台双轴搅拌机。厂内飞灰库库底设有热风气化系统。灰库底部的干灰卸料机用于干灰装车运至综合利用单位，双轴搅拌机用于将飞灰调湿后装车运输到灰场。用于综合利用的干灰车由干灰用户自备。5.6.4 厂外除灰系统本工程厂外除灰拟采用汽车外运的方案。其中，调湿装置用水由水工专业提供。本工程飞灰和底渣的运输拟全部采用采用车厢容积为16m3的全封闭型自卸卡车。考虑到本工程灰渣可综合利用，本阶段灰渣车辆暂按10辆设计。5.6.5 石灰石系统外购的成品石灰石粉由供应商采用密闭罐车运至厂内205、，石灰石粉的供应粒度为1mm以下，厂内不设置石灰石磨制系统。运至厂内的石灰石粉经密闭罐车自带的输送设备送入储存仓贮存供锅炉使用。每台炉设一座直径为10m的石灰石粉储存仓，容量按锅炉燃用设计煤种时3天的石灰石粉耗量考虑，容量为500t。每台炉石灰石粉储存仓下各设2个发送罐，一运一备；输送空压不单独设置，输送用气拟由飞灰输送系统空压机供给；气化风机单独设置，每台炉设置2台，分别为一运一备。5.6.6控制系统本工程除灰渣系统及石灰石系统全部采用就地控制和可编程控器控制的方式。5.7 化学水处理系统5.7.1 工程概况5.7.1.1机组容量本期工程建设两台300MW CFB循环流化床燃煤机组。5.7.206、1.2 水源和水质本工程的化学补充水水源采用九龙溪水。目前电厂未提供完整的生水水质全分析报告，故本阶段的设计暂参考同一水源的xx火电厂水质全分析资料作为设计依据，详见下表。序号分 析 项 目单位数值1全固形物mg/L3522溶解固形物mg/L2963pH（25）7.924总硬度mmol/L3.325永硬mmol/L1566暂硬mmol/L1.767钙mg/L51.388镁mg/L9.249钠mg/L1610钾(估算)mg/L2.911硫酸盐mg/L57.512氯化物mg/L58.7213重碳酸根mg/L107.3914硝酸根mg/L12.215活性硅mg/L2.516CODMnmg/L3.82207、根据火力发电厂化学设计技术规程 DLT 50682006的规定，水处理系统设计水源为地表水时应有全年逐月资料，共十二份。因此，建设单位应提供连续十二个月的水质全分析报告，以供初步设计阶段使用。5.7.1.3机组水汽质量标准1）给水质量标准(15.918.3 MPa )（按DL/T 805.4-2004火电厂汽水化学导则第4部分：锅炉给水处理）项目单位标准值期望值电导率（氢离子交换后，25）s/cm0.200.15pH(25)9.09.6(无铜系统)-溶解氧g/L7.0-铁g/L1510铜g/L53二氧化硅g/L保证蒸汽中的含硅量符合标准联氨g/L30(无铜系统)-硬度mol/L0-油mg/L0208、-2）炉水质量标准(15.718.3 MPa ) 项目单位磷酸盐处理（LPT）氢氧化钠处理挥发性处理处理标准DL/T 805.2-2004DL/T 805.3-2004 GB/T 12145-1999氯离子mg/L 0.50.20.5二氧化硅mg/L0.25-0.20磷酸根mg/L0.32.0-氢氧化钠mg/L- 1.0-pH(25)9.09.79.29.59.09.5电导率(25)S/cm301020氢电导率(25)S/cm-1.5-总含盐量mg/L-2.03）蒸汽质量标准(5.918.3 MPa )：（按GB/T 12145-1999 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量）项目单位标准值钠g209、/kg10电导率(氢离子交换后，25)S/cm0.30二氧化硅g/kg20铁g/kg20铜g/kg5注：DL/T 805.3-2004火电厂汽水化学导则第3部分 汽包锅炉炉水氢氧化钠处理；DL/T 805.2-2004火电厂汽水化学导则第2部分 汽包锅炉炉水磷酸盐处理；GB/T 12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量5.7.2 锅炉补给水处理系统5.7.2.1水量的确定锅炉补给水处理系统的出力根据发电厂的全部正常水汽损失、厂内各项用汽损失以及全厂最大一台机组启动或事故而增加的耗水量等因素综合考虑。其计算结果见表5.7.2.1-1。表5.7.2.1-1 锅炉补给水系统出力计算（2210、300MW）序号项 目一期（2300MW）备注1锅炉正常水汽循环损失(m3/h)103621.5%=31.1按锅炉最大蒸发量的1.5%计2汽包锅炉排污损失(m3/h)103620.5%10.4按锅炉蒸发量的0.5%计3闭式冷却水补充水(m3/h)180020.3%10.8按冷却水循环水量0.3%计4其它用水(m3/h)5正常需对外供除盐水(m3/h)57.35.7.2.2系统选择根据原水水质及机组对蒸汽品质的要求，锅炉补给水处理系统考虑采用方案：经凝聚、澄清、过滤后的清水清水池清水泵活性炭过滤器阳离子交换器大气式除二氧化碳器中间水泵阴离子交换器混合离子交换器除盐水箱除盐水泵除盐水至主厂房。化学211、除盐系统为两系列，单系列出力为6080 m 3/h 。下阶段取得完整的原水水质分析报告后再根据水质变化情况系统作相应的调整。经工艺处理后，出水水质达到如下指标：电导率(25) 0.20 ms/cm二氧化硅 20mg/L5.7.2.3 系统布置锅炉补给水处理车间为一综合独立建筑，除盐设备间与化验楼呈L型布置。离子交换器等设备布置于除盐设备间内，化验楼设有水分析化验间、仪器仪表间及办公室。各类水池、水箱等则布置在室外。5.7.3 凝结水精处理系统凝结水精处理装置主要是用来连续除去水汽系统内的金属腐蚀产物和机组启停时所产生的污染产物、去除凝汽器冷却水微量渗漏所漏入的二氧化硅和其它盐类，以防止热力系统212、杂质污染或蒸汽污染，使机组能连续、安全地运转。此外，在凝汽器严重泄漏时，也可有步骤地停机或有足够的时间以进行凝汽器部分堵管等工作。凝结水精处理系统的设计能满足高峰运行工况下(VWO)100%的凝结水处理量。每台机组设置一套全流量单元制凝结水精处理装置（250%），不设备用混床。混床再生时，50%的凝结水通过旁路直接进入热力系统。凝结水精处理的原则性流程为：自主凝结水泵来的凝结水体外再生高速混床树脂捕捉器热力系统。凝结水精处理设备的运行和再生操作设置完整的控制系统，采用可编程序器进行程序控制，以使整个精处理系统能按需要采用全自动方式运行或由运行人员进行远程操作。如发生故障，报警信号将送至主厂房内213、的主控室。两台机组的凝结水精处理混床的控制设备及其合用的凝结水精处理再生设备的控制设备布置在同一个控制室内。两台机组合用一套失效树脂体外再生装置。两台机组的凝结水精处理装置布置在汽机房零米层。凝结水精处理再生系统用的酸(碱)来自设置于机组排水槽旁的酸(碱)槽。采用31%盐酸和32.5%的液碱作再生剂，再生废水排至就地的废水池，通过废水泵送至工业废水贮存池。酸(碱)槽及酸(碱)计量泵等设备均布置在机组排水槽旁 。 5.7.4 循环冷却水处理本工程采用开式循环冷却供水系统，循环水补充水为水库水，为了有效地控制凝汽器内微生物的繁殖，进而防止冷却设备的堵塞和腐蚀现象的发生，考虑对循环冷却水系统添加杀菌214、剂处理。为减少循环冷却水的补充水量，提高浓缩倍率，设计中对循环冷却水进行防垢处理。由于冷却水水质报告不完整，而现有的水质较好，故设计暂按加阻垢剂处理方式考虑。对阻垢剂的品种及剂量应通过试验进行比选，最终根据试验结果确定循环水加药处理系统的容量。5.7.5给水、炉水校正处理及水汽取样5.7.5.1给水、炉水校正处理为了防止氧、二氧化碳腐蚀及减少炉内金属氧化物的沉淀，以延长锅炉酸洗周期，经除氧后的给水采用添加氨和联氨的校正处理。为了控制炉水的化学稳定性，将在炉水中实施低磷酸盐处理。5.7.5.2水、汽取样系统为了提高机组热力系统水、汽取样和分析的准确性和连续性，设计中拟设置单元机组水、汽集中取样装215、置，并配置与机组压力等级相匹配的监测仪表。给水、炉水校正处理装置及水、汽取样装置布置于汽机房的零米层或主厂房内合适的位置。5.7.6制氢站 本工程发电机组采用水氢氢冷却方式，由于当地没有符合发电机用氢品质的氢气供应，设计考虑设置新建制氢站一座，按15Nm3/h中压电解制氢系统考虑。5.7.7工业废水处理系统本工程工业废水考虑集中处理方式，按经常性废水、非经常性废水分类处理。整个系统设置31000 m3废水贮存池。其可用于收集、贮存各类废水。其主要流程为：（1）非经常性工业废水（100 m3/h）贮存并均匀水质pH调整氧化反应絮凝凝聚澄清最终中和清水回用或排放 污泥处置（2）经常性废水（100 216、m3/h）贮存并均匀水质最终中和清水回用或排放经处理后的排水满足污水综合排放标准（GB8978-1996）第二类污染物最高允许排放浓度规定的一级排水要求，其可回用于冲灰、渣系统，或用于煤场喷淋、地面冲洗等，使处理后的排水得到充分再利用。非经常性废水处理流程中产生的污泥及净水系统的泥浆排水采用浓缩、脱水工艺，最终产生的泥饼运至厂外干灰场堆置。在每两台机组之间的炉后部位设置一座机组排水槽，用于收集、临时贮存主厂房内排出的废水，然后由泵输送至废水处理系统。5.7.8化验室仪表仪器化验室仪表仪器按300MW燃煤机组所需配备。5.8 电气部分5.8.1电气主接线本工程拟以220kV一级电压等级接入系统，217、共计2回220kV出线，接入500kV三阳（三明）变电所220kV侧。机组采用发电机变压器组单元接线，经主变压器升压后接入厂内220kV屋外配电装置母线，再接入系统。本工程的电气主接线采用双母线接线型式。5. 8.2 起动/备用电源的引接本期设置1台高压起动/备用变压器，采用有载调压方式。根据火力发电厂设计技术规程（DL 5000-2000）第项第1条的规定：当无发电机电压母线时，高压厂用备用或起动/备用变压器可以由高压母线中电源可靠的最低一级电压母线或由联络变压器的第三绕组引接，并应保证在全厂停电的情况下，能从外部电力系统取得足够的电源。本厂为新建电厂，且没有联络变压器，起动/备用电源可从厂218、内新建的220kV屋外配电装置母线直接引接。5.8.3 中性点接地方式220kV电力网采用中性点直接接地（或经放电间隙接地）方式。发电机中性点采用高电阻接地方式。5.8.4 发电机主回路接线发电机至主变压器采用离相封闭母线连接。发电机出口电压为20kV。发电机出口不装设断路器。5.8.5 220kV配电装置220kV高压配电装置采用双母线接线型式，本期工程设置2个进线间隔，2个出线间隔，1个起备变间隔，1个母联间隔和1个母线设备间隔。现考虑以下三种布置方案：方案一：220kV配电装置，采用屋外分相中型敞开式布置。布置二：220kV配电装置，采用屋内布置（单列布置）方式。布置三：220kV配电装219、置，采用屋内布置（双列布置）方式。由于没有电厂的污秽等级资料，且电厂远离海边，本报告污秽等级暂按II级考虑。厂址的地震基本烈度为VI度。因此，不考虑采用气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）配电装置。220kV分相中型配电装置即将所有电气设备都安装在地面设备支架上，母线隔离开关直接布置在各相母线的下方。此方案布置清晰，架构简化。施工、运行和检修都比较方便，所以使用广泛，各方面的经验较为丰富，但占地面积过大。220kV屋内配电装置的特点是将母线、隔离开关、断路器等电器设备上下重叠布置在屋内，这样可以改善运行和检修条件。同时，由于屋内配电装置内设备布置紧凑，可以大大缩小占地面积。但由于我国尚未生产专用220、于屋内的220kV电气设备，而是采用型屋外型设备，其体积较大，需要建造庞大的配电装置楼，致使建筑费用及三材消耗增加很多。经初步的经济比较，220kV配电装置采用屋外布置方式，可节省500600万元人民币。根据电厂的具体条件和上述的分析，220kV配电装置宜采用屋外分相中型敞开式。5.8.6 厂用电系统本期每台机组设置一台双分裂高压厂用工作变压器，无载调压，额定容量暂定为50/31.5-31.5MVA。本期两台机组设置一台双分裂高压起动/备用变压器，有载调压，额定容量同高压厂变。起动/备用变压器6.3kV侧不设公用段母线。厂用电电压拟采用6kV和380V两级电压。200kW及以上电动机采用6kV221、电压，200kW以下电动机采用380V电压（注：运煤系统160kW及以上电动机可采用6kV电压）。原则上75200kW电动机由380V动力中心（PC）供电，75kW以下电动机由低压电动机控制中心（MCC）供电。高压厂用工作变压器6.3kV中性点采用低电阻接地方式；主厂房和辅助车间380V系统采用中性点直接接地的方式。低压保安电源考虑每台机组设一台设置柴油发电机组，额定容量为630kW。5.8.7 主要设备选型(1) 发电机额定功率： 300MW额定容量： 353MVA额定电压： 20kV额定功率因数： 0.85（滞后）额定频率： 50Hz冷却方式： 水，氢，氢励磁方式： 静态励磁或无刷励磁(2222、) 主变压器主变压器选用三相370MVA/220kV，双卷铜绕组无载调压，强迫油循环风冷或强迫导向油循环风冷油浸变压器。电压变比为2422x2.5/20kV，接线组别为YN，d11。(3) 220kV断路器（SF6型）最高电压：252kV额定电流：2000A/2500A（有效值）热稳定电流：50kA（有效值）/3s动稳定电流：125kA（峰值）额定短路开断电流：50kA（有效值）额定短路关合电流：125kA（峰值）(4) 高压起动/备用变压器高压起动/备用变压器选用双分裂变压器，有载调压、风冷油浸。额定容量暂定为50/31.5-31.5MVA。电压变比为2308x1.25/6.3-6.3kV，223、接线组别为YNyn0-yn0。(5) 高压厂用工作变压器高压厂用工作变压器选用双分裂变压器，无载调压，风冷油浸。额定容量暂定为50/31.5-31.5MVA。电压变比为202x2.5/kV，接线组别为Dyn1-yn1。(6) 主要厂用设备选型6kV厂用设备选用进口或中外合资生产的真空断路器和F+C高压熔断器真空接触器及金属铠装手车式开关柜。380V厂用设备选用中外合资生产或高质量的智能型框架式断路器和塑壳开关及金属封闭抽屉式开关柜。5.8.8 主要电气设备的布置主变压器、高压厂用工作变压器及高压起动/备用变压器均布置在主厂房的A排外区域。高压厂用变压器布置在主变压器与主厂房A排之间。高压起动/224、备用变压器布置在主厂房的A排外区域的#1、#2主变压器之间。220kV屋外配电装置和继电器室布置在主厂房前道路的外侧，和主厂房平行。在220kV屋外配电装置与主厂房之间设置220kV继电器室。每台机组的主厂房6kV厂用配电装置布置在各自汽机房的6.30m层。380V厂用配电装置和柴油发电机组等布置在机炉电单元控制楼内等处。5.8.9 控制（1） 单元机组控制本工程采用两机一控的单元控制室方式，单元控制室位于两炉之间的集控楼内。在单元控制室内不设电气控制屏，单元机组电气设备均进入机组DCS中实现顺序控制和实时监视。（2） 继电器楼控制系统本期在220kV升压站旁新建继电器室，其中布置有220kV225、网络控制系统（NCS）的间隔层（就地I/O柜）、线路保护屏、变送器屏、故障录波器屏、直流屏、UPS、通信机房及110V直流蓄电池室等。（3） 输煤控制系统输煤控制系统采用PLC程序控制，PLC采用双机热备用方式。输煤程控柜及CRT控制台布置在输煤综合楼的控制室内。（4） 除尘和除灰控制系统本期两台机组设一个除尘除灰控制室，控制室设在灰控楼的二层。每台炉设一套完整的飞灰控制系统，控制系统采用PLC程序控制，PLC采用双机热备用方式。除灰控制系统主机柜及CRT控制台布置在除尘除灰控制室内。（5） 除渣控制系统每台炉设一套完整的除渣控制系统，控制系统采用PLC程序控制，PLC采用双机热备用方式。除渣226、控制系统主机柜及CRT控制台布置在除尘除灰控制室内，该控制系统与厂级管理系统SIS实现网络通讯。5.8.10 继电保护继电保护设计主要原则：（1） 发变组、高压厂变和起备变采用微机型保护装置。（2） 发变组保护采用双重化配置，从电流和电压回路、直流电源、保护出口继电器及电缆完全独立以形成100%冗余。厂用电源考虑采用快切装置。（3） 厂用中压系统进线和馈线断路器采用微机型综合保护装置，设置在开关柜内。5.8.11 直流及UPS系统每台机组设置2组110V、600Ah阀控蓄电池组，作为直流控制系统的电源，采用1组220V、1500Ah阀控蓄电池组，作为直流动力系统电源，并配置相应的充电设备。每台227、机组配置一套80kVA UPS装置。5.9 热力控制5.9.1机组控制方式实现单元机组的炉、机、电集中控制，两台机组合用一个单元控制室。在单元控制室内可进行所有自动控制、远方手操和运行监视。机组运行人员在少量就地人员的配合下可在单元控制室内实现整套机组的启停操作和事故处理。全厂辅助生产系统（如化学补给水、净水、化学加药、废水、煤、灰等）均采用程序控制，联网组成辅助生产系统控制网后在机组单元控制室进行集中监控。5.9.2自动化水平 (1) 采用先进的微处理器为基础的分散控制系统（DCS），实现单元机组炉、机、电集控，完成单元机组主辅机及系统的检测、控制、报警、联锁保护、诊断、机组启/停、正常运行228、操作、事故处理和操作指导等功能。以LCD和键盘作为机组的主要监视和控制手段，设置少量必要的紧急事故停止和启动按钮，以便在DCS出现故障时，确保机组安全停运。 (2) 单元机组的发变组、高、低压厂用电源及电气公用设备监控纳入DCS(升压站不在此范围，详见电气部分说明）。 (3) 汽机数字电液控制（DEH）随汽轮机提供，并尽量采用与机组DCS相同的系统，当条件限制无法做到时，应设置DEH与DCS双向冗余通讯接口，共享操作员站。两台机组的分散控制系统之间设置一公用网络，分别与两台机组的DCS通过网桥联接；公用厂用电系统、空压机、燃油泵房、循泵房等公用系统接入DCS公用网络。旁路系统的控制纳入DCS。229、循泵房、燃油泵房采用DCS远程I/O站，在单元控制室监控；另外，一些信号相对集中的场合（如汽机、发电机、锅炉本体检测部分等）也采用远程I/O站。除循泵房、燃油泵房等与机组连续运行关系密切的系统采用远程I/O的方案纳入DCS控制外，各辅助系统的控制采用PLC控制,并实现联网组成辅助生产系统控制网，在单元控制室的辅助生产系统操作员站上进行集中监控。在辅助车间就地仅设维护、巡检用的监控终端，以满足电厂减人增效的要求。设立全厂闭路电视系统，在单元机组控制室实时监视主厂房内和各辅助车间的重要设备的运行情况。设立全厂厂级监控信息系统（SIS）和全厂厂级管理信息系统（MIS），对各方面功能要求进行全面规划，230、留有必要接口和扩充条件。5.9.3 控制楼、控制室布置本工程两台机组均采用单元制炉机电集中控制方式。两台机组设立一个控制楼，位于两台锅炉之间。单元机组控制室面积约为180m，分别布置每台机组的机、炉、电气操作员站，公用辅助系统（水、煤、灰）操作站。5.9.4成套仪表和控制装置（1）汽轮机数字式电液控制系统（DEH）建议由汽轮机制造厂配供，并且与机组DCS系统的品牌与型号相一致。以便使DEH与DCS一体化，实现DEH与DCS的操作员站的共享。（2）汽机紧急跳闸系统（ETS）、汽机本体监测仪表（TSI）等汽机本体检测与保护系统建议由汽轮机制造厂配供。（3）锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的炉前设备231、（含燃烧器火检及其冷却风系统、就地点火控制装置）建议由锅炉制造厂配供，控制功能由机组DCS系统实现。（4）锅炉吹灰装置及相应的控制系统建议由锅炉制造厂配供。（5）随主、辅机设备制造厂配供的电动阀门执行机构与主厂房内其他电动阀门一样，均采用智能电动执行机构。5.9.5热工自动化试验室（1） 本工程设一个热工自动化试验室。（2） 试验室内标准仪器的数量，按能满足电厂日常检定工作的需要考虑。5.10主厂房布置5.10.1 主厂房布置的主要原则（1）本期工程按2台300MW机组设计布置。（2）主厂房设计符合有关设计技术规程和规定，并借鉴2000年燃煤示范电厂的设计思路，拟采用可用率高，经济效益良好、技232、术先进的设计方案，为未来电厂参与“竞价上网”创造良好条件，做到工艺流程顺畅，布置合理，设有必要的检修设施和检修场地, 解决好厂房内通风、采光、照明、消防、排水以及设备露天措施等问题，为电厂安全运行、操作和维护检修提供良好的工作环境。（3）主厂房暂按钢筋混凝土结构设计。（4）锅炉为全钢结构，岛式布置。5.10.2 主厂房布置概述本期工程主厂房布置采用除氧煤仓间合并布置。由汽机房A列至烟囱排列顺序为：汽机房、除氧煤仓间、锅炉、布袋除尘器、烟囱。主厂房布置主要尺寸见表5.10.2-1。表5.10.2-1 主厂房布置主要尺寸 序号项目名称单位数据备注1主厂房柱距m92运转层标高m12.603汽机房跨度233、m27汽机中心到A列中心距m13行车轨顶标高m25.30屋架下弦标高m29.00两机排汽装置中心距m82.50汽机房长度m145.54除氧煤仓间跨度m10.50除氧间运转层标高m12.6除氧层标高m19.20给煤机层标高m28皮带层标高m48屋顶标高m555锅 炉炉前（C列至KA列柱中心距）m6.5两炉中心距m82.5锅炉深度尺寸（KA至KH列柱中心距）m68.008锅炉宽度m506炉后KH列柱至烟囱中心距m71.6927A列柱中心至烟囱中心距m183.705.10.3 主厂房各车间设备布置及主要尺寸的确定.1汽机房布置汽机房的跨距为27m，分三层：底层（即0.00m层），夹层（标高6.3m）234、运转层（标高12.6m），运转层采用大平台结构，以利检修和夹层电缆架空布置。汽机房柱距定为9m。1号机组占7档，2号机组占8档， 1号、2号机组之间留一档做检修场地和1.5m的伸缩缝。因此二台机组共16档，汽机厂房总长为9m16+1.5m=145.5m。行车轨顶标高为25.3m，屋架下弦标高为29.0m。汽轮发电机组纵向顺列布置，机头朝向扩建端。汽轮发电机组中心线距A排柱中心线13m。汽机房的底层，在汽轮机机头端A排柱一侧，布置汽轮机润滑油组合油箱（组合油箱的支承标高为2.90m）、润滑油冷却器、润滑油净化装置和凝结水输送泵等，在汽轮机机头自A排柱至B排柱间布置开式冷却水电动滤水器，开、闭式冷235、却水升压泵和水-水热交换器。在汽动给水泵基座柱网下，布置给水泵汽轮机润滑油系统的设备。在汽轮发电机基座柱网内，与汽轮机低压缸相对应的下部布置一台凝汽器，凝汽器与汽轮发电机组呈横向布置，凝汽器中心标高2.702m，凝汽器最低排传热管距地面约250mm。循环水供，排水管穿越A排柱侧的循环水管坑并与厂外总管相接，循环水管中心标高为-3.0m，循环水阀门坑底面标高-4.5m，发电机端近A排柱一侧，布置发电机的密封油和氢冷却系统设备、水环式真空泵等，在B排柱一侧的凝泵坑内安装两台凝结水泵，凝泵坑的工作面标高-1.20m。汽机房底层靠发电机端布置有380V厂用配电室，中间靠检修场一侧集中布置有两台机组的凝236、结水精处理装置。两台汽动给水泵布置在运转层上，其中心线距离B排柱中心线4.3m，两台给水泵汽轮机的机头相对，给水泵汽轮机的排汽口向下，排汽到主机凝汽器，汽动给水泵布置在汽机房运转层有下列优点：（1） 改善了汽动给水泵组的运行检修环境，可利用汽机房行车检修给水泵和给水泵汽轮机。（2） 给水泵汽轮机向下排汽，检修揭盖时，不必拆卸排汽管。（3） 给水泵汽轮机高位布置，排汽向下，可避免给水泵汽轮机进水，有利于安全运行。（4） 可充分利用汽机房运转层和中间层的空间。虽然给水泵汽轮机布置在运转层上会增加运转层噪音，但对汽轮机加装隔音罩后，噪音降低至允许的范围内。综上原因，本工程的汽动给水泵组布置在汽机房运237、转层。汽机房夹层，主要布置管道，汽轮机机头一端为主蒸汽管和高温再热蒸汽管，除此之外，还布置有汽轮机顶轴油泵，抗燃油油箱；在靠近B排柱一侧，布置带抽吸风机的组合式轴封冷却器，在给水泵汽轮机排汽口下部布置相应的排汽管道和排汽蝶阀；在A排柱一侧布置与凝汽器相接的蒸汽管道，在发电机端，A排柱一侧布置发电机封闭母线，B排柱一侧布置有发电机定子冷却水装置，在发电机后布置6kV厂用配电室及照明检修配电室。在汽轮机端，布置了热控专业的电子室。.2除氧煤仓间布置除氧煤仓间跨距为10.50m，柱距同汽机房，设有0.00m层、6.30m层、12.6m层、19.2m层、28.0m层、48.0m层。底层布置有电动给水泵238、组、汽动给水泵前置泵。6.3m层布置5、6号低压加热器。12.6m层布置高压加热器，19.2m层布置内置式除氧器及闭式循环冷却水膨胀水箱。靠近B排柱留有全厂贯通的运行及维护通道。28.0m层布置给煤机。48.0m层布置皮带机。.3锅炉岛及炉后区域布置炉前通道跨度6.5m，锅炉房横向跨度68.008m。锅炉运转层以下全封闭，运转层以上采用紧身封闭。集控楼设在两炉之间，插入除氧煤仓间，两台机组合用一个控制楼。炉后底层布置一次风机和二次风机。炉后每台锅炉露天布置布袋除尘器，除尘器后设置引风机室，引风机室屋顶布置检修单轨吊。两台炉合用一座出口直径7.0m，高210m的烟囱。烟囱中心线距除尘器最后一排柱239、尺寸为35.16m。烟囱位于两炉之间。.4检修起吊设施汽机房选择两台75/20t桥式起重机，跨度27.0 m,轨顶标高25.30m。主油箱设备、冷油器等设检修起吊孔，利用桥式起重机起吊。水环真空泵等上部设电动葫芦。汽机房A列及B列各层布置的加热器均留有检修抽芯子或推外壳的位置。7、8号低压加热器在A列墙上留有抽芯子的孔洞。电动给水泵和汽泵前置泵布置在零米层，在6.3m层设有起吊装置，作检修起吊用。一次风机、二次风机、流化风机和引风机顶部均设有检修起吊装置。空压机房、燃油泵房顶部设有检修起吊装置。炉顶设检修单轨吊。空气预热器的检修起吊采用手动葫芦。5.11 土建部分5.11.1 地基处理5.11240、.1.1 地基处理原则根据厂址工程地质报告，土层为火山角砾岩，凝灰质胶结，地基承载力特征值fak=250kPa，土层为火山碎屑凝灰岩，凝灰结构，块状构造，地基承载力特征值fak=250500kPa，、土层的物理力学性质结均能满足作为基础持力层的要求。结合本工程实际情况，遵循经济合理、安全适用、确保质量的设计准则，对于上部荷载较大和对沉降的控制要求较高的主厂房、汽机基座、锅炉、集控楼、烟囱、灰库原则上以土层为天然地基持力层，如遇局部填土区域土层埋深较大，可根据具体情况采用冲孔灌注桩；对于A排外构架、A排外变压器、除尘器、烟风道支架、煤灰系统建、构筑物烟囱原则上以或土层为天然地基持力层，若遇特殊的241、地质条件，宜根据具体情况另行处理；其它辅助生产建筑及附属生活建筑可根据荷重及建筑物对沉降要求采用或土层作为天然地基持力层。5.11.1.2 主要建构筑物的基础形式汽机房A排柱、除氧煤仓间采用钢筋混凝土独立或条形基础；汽轮发电机基座基础采用钢筋混凝土片筏基础；锅炉炉架基础采用钢筋混凝土独立或局部片筏基础；烟囱基础采用钢筋混凝土环形或片筏基础；其它辅助和附属生产、生活建、构筑物基础采用钢筋混凝土独立或条形基础。5.11.2 建构筑物结构形式本工程厂区抗震设防烈度为VI度，各建构筑物抗震设防烈度按照火力发电厂土建结构设计技术规定DL5022-93表9.1.4采用。根据不同建构筑物的工艺布置情况和结构242、承受的竖向、水平向荷载作用效应特点，结合类似工程项目设计经验分别确定可靠适用的结构形式。5.11.2.1 主厂房主厂房采用钢筋混凝土结构形式。主厂房横向抗侧力体系为汽机房A排柱汽机房屋盖除氧煤仓间框架组成的钢筋混凝土框、排架结构，纵向抗侧力体系：A列、B列、C列柱为框架结构体系以保证结构的稳定。煤仓间在集控楼处断开，仅在皮带层用横跨集控楼上方的钢结构栈桥连接。主厂房楼面采用H型钢梁上铺钢格栅和带钢甲板的钢筋混凝土楼板，汽机房屋架采用单坡钢屋架，屋面均采用H型钢梁上浇镀锌压型钢板作为底模的钢筋混凝土楼板结构。所有钢梁现浇板结构连接件均采用剪力钉或栓钉。汽机基座为整体框架式现浇钢筋混凝土结构，基座243、平台和基础与相邻平台与基础隔开。汽动给水泵基础采用带弹簧减振设备的隔振基础支承在汽机房平台钢筋混凝土楼层上。5.11.2.2 锅炉房锅炉为半露天岛式布置，钢结构炉架。与除氧煤仓间框架相连的炉前平台钢梁搁置在C排柱和KA排柱上，采用滑动支座连接。锅炉电梯井结构采用钢结构，通过水平支撑与锅炉钢架连接，从而保证其侧向稳定。5.11.2.3 集控楼集控楼伸至除氧煤仓间，自成独立体系。集控楼为现浇钢筋混凝土框架结构。5.11.2.4 炉后建、构筑物烟囱为两炉合用一座单筒钢筋混凝土烟囱，内衬采用耐酸胶泥砌筑的耐酸砖。烟道支架采用钢筋混凝土结构。除尘器、引风机、送风机支架为钢筋混凝土结构或钢结构。5.11.244、2.5 输煤建、构筑物转运站为钢筋混凝土现浇框架结构，碎煤机室为钢筋混凝土现浇框架结构。碎煤机采用弹簧隔振基础。大跨度栈桥采用钢桁架结构，跨度一般为2430m；小跨度栈桥采用钢筋混凝土框架结构。输煤综合楼为钢筋混凝土框架结构。除铁小室、取样小室为钢筋混凝土框架结构。翻车机室地下部分为箱形基础，地上部分为钢筋混凝土框架结构。翻车机控制室为钢筋混凝土框架结构。汽车卸煤沟为钢筋混凝土结构。推煤机库为钢筋混凝土框架结构。斗轮机基础采用钢筋混凝土基础。干煤棚为空间网架钢结构。储煤筒仓为钢筋混凝土筒壁支承结构。 5.11.2.6 除灰建、构筑物灰库采用钢筋混凝土结构。灰库空压机房和气化风机房为钢筋混凝土框245、架结构。5.11.2.7 电气建、构筑物主变、厂变、启备变均布置在汽机房外侧，采用钢筋混凝土筏板基础。主变构架、出线构架及桁架采用钢结构。输煤、灰库、厂前区用配电间均为钢筋混凝土框架结构。除尘、除灰控制楼为钢筋混凝土框架结构。继电器楼为钢筋混凝土框架结构。5.11.2.8 化水处理设施化水车间、废水处理车间及制氢站采用钢筋混凝土框架结构。5.11.2.9 其它辅助生产及附属建筑物综合生产办公楼为钢筋混凝土框架结构。检修车间采用钢筋混凝土框架结构。其它辅助生产及附属建、构筑物如启动锅炉房、空压机房、汽车库，消防车库，宿舍，招待所，食堂，浴室，传达室等建筑物可采用钢筋混凝土框架结构或砖混结构。5.246、12 建筑部分5.12.1 主要设计规程规范和标准 房屋建筑制图统一标准GB/T50001-2001 建筑制图统一标准GB/T50104-2001 建筑抗震设计规范GB50011-2001 建筑设计防火规范GB50016-2006 建筑内部装修设计防火规范GB50222-95(2001年修订版) 火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-2006 火力发电厂初步设计文件内容深度规定DLGJ9-92 火力发电厂设计技术规程DL5000-2000 火力发电厂建筑设计规程DL/T5094-1999 火力发电厂建筑装修设计标准DL/T5029-9415.12.2 建筑设计原则5.12.2.1主厂房247、 平面布置主厂房采用钢筋混凝土结构，汽机房柱距为9.0m，总长为145.5 m，汽机房跨度为27.0m，煤仓间跨度为10.5m，煤仓间和锅炉之间相距6.5m。各层楼板:（A）现浇钢筋混凝土;（B）成品钢格栅楼面板。屋面:现浇钢筋混凝土，带保温上人屋面。地面采用环氧树脂自流平地坪。内墙采用混凝土砌体、轻质墙体等。 立面设计及围护 主厂房立面设计主要采用单层彩色高强度镀铝锌压型钢板，确保1520年免维护。底层1.2m以下墙体采用砌体围护，外刷氟碳漆。1.2m以上采用单层高强镀铝锌彩色压型钢板围护。窗采用彩色铝合金窗，外门采用钢质门。锅炉房电梯井道及机房为双层带保温压型钢板围护。 交通组织汽机房固定248、端及扩建端各设一座封闭楼梯间通向各层并至屋面。两台机之间有一座敞开楼梯间至运转层。在煤仓间靠汽机房侧有一纵向主要通道。汽机房底层检修场地设大型钢质电动卷帘门，以备设备检修及安装，同时在汽机房两端靠近主楼梯的地方设大门及人行便门，在靠集控楼一面设人行门以方便联系工作。每个锅炉设一台1.5t客货两用电梯，锅炉与煤仓间有相连通道及平台。 采光、通风主厂房采光：主厂房内主要以自然采光为主，人工照明为辅。汽机房底层及运转层根据采光需要设推拉窗，屋顶根据需要设采光罩。不满足的部分，辅以人工照明。主厂房通风：由底层的通风百页和运转层的窗进风，通过运转层的楼面格栅、孔洞，再由屋顶的机械排风装置排出。 主厂房防249、火防爆主厂房火灾危险性分类为丁类。主厂房在汽机房与合并的除氧煤仓间之间的隔墙采用不燃烧体，隔墙的耐火极限不低于1h。门为乙级防火门，穿越该墙的孔洞也要进行防火处理，有关电气用房的门均为乙级防火门。凡电缆穿越楼板处，均应使用不燃材料填塞，以防火灾顺电缆蔓延。油箱与油管路：在汽轮机头部主油箱和油管路阀门外缘水平5m范围内的钢梁、钢柱应涂刷防火涂料，其耐火极限为不小于1h。在主油箱以上相对应的屋面钢结构承重构件应涂刷防火涂料，其耐火极限为不小于0.5h。人员安全疏散：主楼梯间梯段宽度不小于1.2m，可采用敞开式楼梯间。如为封闭楼梯间，门采用乙级钢质防火门，耐火极限0.9h，并向疏散方向开启。 主厂房250、防排水设计屋面防水:主厂房屋面为现浇钢筋混凝土带保温上人屋面，按二级防水等级设防。屋面排水:主厂房的屋面为有组织排水，采用UPVC雨水管排至厂区排水系统。为防止渗漏水现象，在设计中将采取以下措施：选用合适的屋面排水坡度以保证排水通畅。确保风机与屋面板连接处有可靠的防水节点处理。主厂房地面排水：以地漏排水方式为主，（具体可根据工艺专业要求定）。地面排水坡度i=0.51。 主厂房防腐蚀设计0.000m层化水区域有相应的防腐措施, 6.300m层的蓄电池室其顶棚、地坪、内墙面均采用防酸措施。 主厂房噪声控制主厂房的噪声控制主要以设备本身的消音和隔声罩壳的处理为主。5.12.2.2集控楼 平面布置 集251、控楼位于两炉之间，为钢筋混凝土结构建筑。建筑内设主楼梯一部，与主厂房共用另一部楼梯。在与运转层相同标高的楼层设集控室、电子室、热控值班室、交接班室兼会议室、打印机室、工程室室、消防设备室、卫生间等。各层楼板及屋面采用钢梁钢甲板的现浇混凝土板。屋面设保温隔热层。 立面设计及围护集控楼墙体采用混凝土多孔砖填充，门窗采用彩色铝合金门窗和钢质防火门。外墙面采用外墙乳胶漆，保证相对独立的集控楼在使用上的安全和防火要求，并通过新颖的建筑手法来突出个性又寻求与主厂房的统一。 室内装修标准主控制室吊顶采用铝板吊顶，内墙壁表面采用铝板，地面采用防滑耐磨玻化地砖，以满足防火、防静电、洁净等要求。电子设备室采用铝板252、吊顶，地面根据需要采用钢质架空防静电地板、防静电自流平。墙面为内墙乳胶漆。蓄电池室地面、顶棚、内墙面均做防酸处理。走道地面采用防滑耐磨玻化地砖，墙面为乳胶漆，吊顶为矿棉板。 火灾危险性分类集控楼火灾危险性分类为丁类，耐火等级为二级。5.12.2.3输煤建筑碎煤机室、转运站等均为现浇钢筋混凝土框架结构，外墙采用外墙面砖；栈桥采用彩色单层压型钢板封闭，当栈桥设自动喷水灭火系统或水喷雾灭火系统时，栈桥内承重钢结构外露表面可不刷防火涂料。地坪采用环氧耐磨地坪，内墙面有水冲洗需要处选用外墙面砖及外墙涂料，一般内墙采用内墙涂料，门窗采用彩色铝合金门窗。建筑屋面主要采用现浇混凝土板，栈桥为单层压型钢板。煤系253、统建筑物火灾危险性分类为丙类，耐火等级为二级。5.12.2.4化水建筑化学水处理室、供氢站、燃油泵房等采用现浇钢筋混凝土框架结构。围护结构及填充墙采用多孔砖砌体封闭, 外墙采用弹性外墙涂料或面砖。门窗采用塑钢窗，化水车间的防腐为符合相关的规范规定，需防酸部位地坪采用花岗岩防腐地坪，其余地坪为玻化地砖，顶棚、内墙均采用防腐涂料及涂料。屋面采用钢筋混凝土现浇板防水卷材（保温屋面）。化学水处理室火灾危险性分类为戊类，耐火等级为二级。5.12.2.5电气建筑配电装置室、输煤控制楼、除尘控制楼等均采用现浇钢筋混凝土结构，砌体围护，外墙采用弹性外墙乳胶漆或面砖，内墙面采用内墙涂料，门窗采用彩色铝合金门窗。254、电气建筑物火灾危险性分类一般为丁类，耐火等级为二级。5.12.2.6其他辅助、附属建筑灰库空压机房、除灰空压机房、厂用空压机房、启动锅炉房、检修间、材料库等均采用现浇钢筋混凝土框架结构，砌体围护，外墙采用面砖或弹性外墙涂料，内墙面采用中级内墙涂料，门窗采用彩色铝合金门窗。5.13 水工部分5.13.1用水量设计目标电厂在生产过程中需水量较大，加强水务管理，节约用水不仅具有很大的经济效益，而且具有重要的社会和环境效益。水量平衡的目的在于按国家规定，控制电厂的用水指标，在满足电厂不同用水需要的前提下，合理协调全厂用水、提高水的重复利用率，节约用水，降低水耗、减少水污染，以达到电厂投产后有效控制其设255、计用水量的目标。5.13.2循环水量循环水主要由两部分组成，即凝汽器冷却水和开式循环冷却水，根据循环水优化计算，夏季冷却倍率取60，春、秋取51、冬季取36。循环水量计算结果见表5.13.21。表1 1300MW机组循环水量表序号用水项目用水量夏季春秋季冬季m3/hm3/hm3/h1凝汽器冷却水3725631676223522开式循环冷却水3100310031003合计403563477625452注：额定凝汽量（包括小汽机排汽量）为620.93t/h。5.13.3全厂用水量全厂用水量请见表13。表5.13.31 全厂生产、生活用水量表(夏季最大用水平衡)序号用水项目用水量（m3/h）回收水量256、（m3/h）实耗水量（m3/h）备 注1冷却塔蒸发损失1077.101077.12冷却塔风吹损失79.2079.23循环水排污水量26820761排放浓缩倍率4.104汽机房服务水16.716.70澄清水5锅炉房服务水10100澄清水6除尘区服务水404澄清水7灰渣系统用水35035回用水8煤场喷淋/栈桥冲洗16016回用水9调湿灰用水1560156回用水10循环水泵冷却水1001000澄清水11除灰系统冷却水27.727.70澄清水12空压机房系统冷却水32320澄清水13化水、废水水量330澄清水14暖通除尘用水303澄清水15化水处理水量1002080澄清、过滤水16生活水1082市政自257、来水厂提供17绿化用水808回用水18未预见用水30030澄清水19合 计1975.7424.41551.3表5.13.32 全厂生活用水量表（饮用水）序号项目用水量标准时变化系数日平均用水量m3/d最大小时用水量m3/h平均小时用水量m3/h备注1生产人员生活用水35L/人班2.58.752.7341.094职工人数为250人，最大班人数为200人。2未予见水量按总用水量的25%2.190.6840.2743合计10.943.4181.368表5.13.33 全厂生活用水量表（非饮用水）序号项目用水量标准时变化系数日平均用水量m3/d最大小时用水量m3/h平均小时用水量m3/h备注1生产人员258、淋浴用水60L/人次111.1611.160.465按最大班人数93%计,延续时间1h。2浇洒道路绿化用水2L/m2日2.510010.424.16750000m23冲洗汽车用水400-600L/辆日2.5101.0430.417按大车10辆小车10辆4小计121.1622.6235.0495未予见水量按总用水量的25%30.295.6561.2626合计151.4528.2796.3115.13.4全厂节水措施节水是我国长久的一项基本国策。电厂区域虽不属缺水地区，但仍应采取相应的节水措施，本工程拟采取以下节水措施：1）对于循环水系统，确定合适的冷却倍率，减少循环冷却水量及相应的补给水水量；为259、减少补给水量及排水量，提高循环浓缩倍率及电厂水资源利用率，循环水冷却塔的浓缩倍率为4.10左右；对冷却塔的补水系统采用自动调节方式，根据不同季节所需补给水量变化自动调节补给水量，进行监控、监测，减少补给水的浪费；在冷却塔中安装除水器，减少冷却塔风吹损失水量。2）冷却塔排污水主要供给除灰渣系统用水，循环水系统部分排污水还可直接作为除渣系统补充水、栈桥冲洗、煤场喷洒、脱硫用水、主厂房杂用冲洗水等复用，复用水经升压后供栈桥暖通除尘、干灰加湿、干灰场喷洒等用水。余下少量部分排放。3）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；其它清水工业水排水因水质未受污染，全部回收至循环水系统，260、作为循环水系统的补充水。4）干燥机、空压机冷却水、灰斗气化风机、灰库仪用空压机、灰库气化风机冷却水等工业水排水因水质未受污染，可全部回收至循环水系统，作为循环水系统的补充水。而循环水系统的排污水应尽量利用，作为煤场喷淋/栈桥冲洗用水，除灰渣调湿灰用水及渣系统补水等用途。5）工业废水集中处理，煤泥水、含油废水分类处理，全厂经常性的和短期产生的废水经处理后达标后回用于煤场喷洒和栈桥冲洗、干灰调湿等。生活污水经生活污水处理站处理达标后供给厂区浇洒绿化。6）原水预处理系统的排泥水经沉淀后的清水，重新进入源水预处理系统的澄清池。7）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261、全厂用水，在电厂补给水输水干管入口及厂内各主要用水点均设有流量计量装置，本工程要求在电厂运行时，将总用水量、总排水量和各车间或各系统的用水量进行连续和阶段性统计，以供电厂对用、排水进行管理，时刻对用、排水进行检测，发现问题及时处理。同时要大力宣扬节水的意义和加强全体员工节水的意识，采用有效限量用水的手段，切实做到水务管理的各项要求。8）采用碾压式干灰场，降低除灰耗水量。9）工业废水集中处理，重复利用于暖通除尘、干灰加湿、干灰场喷洒等。10）含煤废水处理后用作栈桥冲洗、煤场喷洒用水。5.13.5全厂水量平衡经过全厂水量平衡计算及尽量考虑节水措施和不同水质的综合利用之后，在夏季最热月平均气象条件下262、，循环水浓缩倍率为4.10时，本期工程设计所需补充水量为1551.3 m3/h(包括生活用水10 m3/h)，折合百万千瓦耗水量为0.718 m3/s.GW。符合火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）所规定的标准。本期工程夏季最大用水为1551.3 m3/h， 1541.3 m3/h由福建省xx市灌区水利管理站鸭姆潭水库泵站供水，10 m3/h生活水由市政自来水厂提供。5.13.6 循环水系统与补给水系统5.13.6.1 电厂补给水系统方案一为灌区水利管理站泵站供水。本工程汶一村和曹远两厂址均可由福建省xx市灌区水利管理站泵站提供电厂所需补给水。根据建设单位与灌区水利管理站签订供水协263、议（请见附件），灌区水利管理站承诺一定能在安全稳定的前提下长期确保综合利用电厂的日均需供水量3.5104t的供水要求（注：考虑日最大需供水4.15104t的供水要求）。该方案在下一阶段需进一步研究xx市灌区水利管理站鸭姆潭水轮泵管理处水泵站的改造工作，以确保电厂供水的可靠性。改造后的水泵站吸水高度应满足97%的设计低水位和1%的设计高水位要求，泵站结构高度和结构强度还应满足0.1%校核高水位的冲击。汶一村厂址距现有灌区水利管理站泵站约1.5km左右，曹远厂址距现有灌区水利管理站泵站约4.2km左右。方案二为电厂自建补给水取水泵房供水，本工程所需最大原水补给水量约1541.3m3/h（0.428264、 m3/s）。本期工程新建补给水泵房拟设置在电厂以北，距电厂约1500 m处的九龙溪河岸旁，其位于鸭姆潭水坝上游约100左右，泵房用地为九龙溪河岸与其东侧山间的岸滩区。补给水泵按2300 MW机组的补给水量选型，采用卧式泵，共3台（2用1备），Q800 m3/h，H=45 m，N185 kW，V6000V。补给水泵房另设有检修用钢闸门、粗格栅、侧面进水旋转滤网、冲洗水泵等拦污设施以及起重机等辅助设施。泵房连接外界的道路长暂按20 m计，按三级公路考虑。补给水取水拟采用河床式取水方案，设置引水槽、取水头、引水管、取水泵房。取水泵房设置在九龙溪河堤内。取水头半径2.5 m、窗高约1.0 m，采用半265、圆形前窗侧面进水钢结构取水头。引水管为一根DN800焊接钢管，单根长约75 m。单根运行时流速约0.85 m/s。为避免取水头对运河通航造成影响，取水头设置在九龙溪槽滩内。需开挖引水槽，槽底标高约171.8 m，原滩面标高约171.95172.53 m。槽底宽约12.8 m，槽长自九龙溪主槽至取水头后侧约50 m。挖槽放坡按1：3，槽前块石护坡。保证引水槽在最大取水流量时，产生的最大横向流速小于0.3 m/s。补水泵房地下部分尺寸LBH（地下）34.6416.99.65 m（深）；LBH（地上）24.0024.0011.5 m（高）。补给水取水系统的地基处理方案，待下阶段进一步获得地质资料后确266、定。补给水泵房小区位于鸭姆潭水坝上游的九龙溪河岸旁，占地面积为6560 m，小区设计地坪标高约183.20 m。小区除了补给水泵房外，还有必要的生产和生活设施。由于电厂的供水水源为水库的相关建筑物，而水库相关建筑物的设计标准与电厂建构筑物的设计标准不尽相同，鸭姆潭水坝及其取水泵站的设计洪水流量和水位为50年一遇，校核洪水流量和水位为500年一遇，但电厂取水构筑物的设计洪水位为100年一遇，校核洪水水位为1000年一遇，因此建议业主尽快外委研究或大坝水利管理站尽快论证鸭姆潭水坝及其取水泵站在1000年一遇的洪水流量和水位时，其坝体和泵站的运行安全性，及其可以采取的安全措施，及保证电厂的供水安全可267、靠。当然，自建补给水泵房也可设置于电厂附近河段，通过本报告“4.3. 1.2电厂水源”章节的分析，该方案不作推荐。5.13.6.2 厂外补给水管本期工程厂外补给水管可采用二根钢管（DN500），埋地敷设，由新建泵站接出。本期工程厂外补给水管单管长度：汶一村厂址为1.7km, 曹远厂址为8.7km。5.13.6.3 循环水供水系统本工程循环水主要由两部分组成，即凝汽器冷却水和开式循环冷却水，根据循环水初步优化，夏季冷却倍率取60，春秋季冷却倍率取51，冬季冷却倍率取36。本工程循环水拟采用带自然通风冷却塔的再循环单元制供水系统，每台机组配循泵两台，冷却塔一座，循环水供水和排水管各一根，回水沟一条268、。其工艺流程为：循环水中央泵房压力供水管凝汽器压力回水管冷却塔冷却塔集水池自流回水沟循环水中央泵房。因九龙溪来水水质基本为水库性水质，较为稳定，初步水质报告分析其悬浮物含量较低，约15mg/l， 在此水质的前提下，循环水的补充水不考虑澄清处理，补水可直接送入冷却塔集水池。本工程2300MW机组循环水冷却倍率约为m=60（暂定）。每台机循环冷却需水量约Q=40356m3/h，H=22 m3/s。循环水泵拟选用立式、可抽芯、湿坑式混流泵。每台循泵容量按50%最大设计水量考虑，2台300MW机组共选用4台循泵。循泵特性约为：Q=20178 m3/h，H=22m ；电动机容量约为N=1800kW，60269、00V。设循环水中央水泵房一座。泵房内设有4台循泵及相应液控蝶阀、安装伸缩节、滤网检修闸门、起吊设施等辅助设备。中央水泵房地下部分为现浇钢筋混凝土箱形结构。冷却塔拟选用双曲线逆流式自然通风冷却塔。冷却塔淋水面积暂定为5500m2，淋水密度为7.20m3/hm2，待初步设计时再进一步优化。冷却塔通风筒采用双曲线型现浇钢筋混凝土簿壳结构，通风筒由人字柱与基础连接。冷却塔采用环板基础，为现浇钢筋混凝土结构。淋水构架及主水槽为预制钢筋混凝土结构，杯型基础及中央竖井为现浇钢筋混凝土结构。水池底板采用分离式现浇钢筋混凝土结构。冷却塔内壁设防腐涂料。根据总平面布置，冷却塔和中央水泵房等建构筑物位于填土区，需270、对填土进行处理后方可作为建构筑物的地基，冷却塔的环板基础暂按桩基础考虑。根据已有的地质资料，本工程对填土处理采用强夯法可能是比较有效和经济的一种方法，对强夯处理方案尚需通过试验加以验证。建议及时开展现场荷载试验，以确定填土和下卧岩层的工程力学性质及填土边坡的整体稳定性。待资料明确后，应进行冷却塔的沉降稳定性分析，为最终合理选择冷却塔和中央水泵房等建构筑物位于填土区的地基处理方案提供依据，以节省工程投资。每台机组的压力供水母管和压力回水（进冷却塔）母管，采用管径为DN2400mm的焊接钢管，并用刚性环予以加固。循环水回水沟拟选用2.4m2.4m钢筋混凝土暗沟。5.13.6.4 净水系统净水站的处271、理能力按2300MW级容量设计。净水站的总处理能力为500m3/h。净水站设有反应澄清池、空气擦洗滤池、工业水池、生活水池、消防水池、回收水池、污泥池、综合水泵房等设施。以上构筑物拟采用现浇结构，天然地基。5.13.6.5 生活、生产、工业给水系统本工程2300MW装机容量时，全厂职工平均时生活用水量按10 m3/h计。生活水来自电厂附近曹远大兴自来水厂，距安庄厂址约4.5km。化学水处理用水量约100m3/h。化学水源采用九龙溪水源，原水经过澄清、过滤处理。工业水为独立的管网系统。主要用水户有主厂房的工业服务水，煤场喷洒水，输煤系统的冲洗水，除灰系统的工业用水等。工业水水源首先尽可能采用电厂272、循环冷却水排污水或工业回用水，不足部分采用经过澄清处理的九龙溪水源。冷却塔补水首先采用其它澄清的工业回用水，不足部分采用九龙溪原水水源。5.13.6.6 厂区下水系统厂区雨水、厂区生活污水、厂区废水系统，各系统自成独立管网。厂址区域自然地坪高程约179227m左右，电厂厂址位于九龙溪河边，厂址处百年一遇设计洪水位172.26m，厂址处地坪远高于百年一遇设计洪水位，因此不受九龙溪百年一遇洪水影响。厂址能在洪水期顺利采用地面自然排水形式排除厂区雨水，可不设雨水泵站。厂区雨水通过有组织的自然排水，经厂外排水口排放至九龙溪，全厂排水口拟设置23个。厂址可能承受厂址北侧部分少量山地汇水的影响，拟建电厂应273、考虑百年一遇日降雨而形成的山洪对厂址的影响。建议在拟建电厂厂址北端设计防洪排洪沟，排泄山洪直接流入厂址西侧的九龙溪。厂区生活污水汇集后，经处理达到符合排放标准后再使用或排放。生活污水处理拟选用两台10 m3/h的一体化综合污水处理设备。5.13.7 灰场（1） 近期灰场的设计本期建设灰场运行初期需在各山谷垄端崖口附近的低处修筑挡灰趾坝。其功能一是可防止运行期间雨水洪水夹带灰渣向下游四处漫延，污染环境；二是可作为后期灰渣坝坡的支托，增强灰渣永久边坡的稳定性。根据灰场区域的地形图初步估算，本期灰场流域面积均较小，尽为本区域范围之内，其面积约0.5km2，再根据现有水文气象资料初步估算，20年一遇洪274、水流量（设计工况）为13m3/s，百年一遇洪水流量（校核工况）为18m3/s，考虑贮灰后径流的影响，并考虑足够安全超高，初步确定挡灰坝的平均高度为7m，挡灰坝的长度约为100m。坝体采用堆石坝，下游边坡为1：2.0，上游边坡为1：2.0，坝顶宽度为4m。上、下游边坡均铺设土工布、碎石垫层及块石护坡。随着运行的逐渐深入，灰面的逐渐抬高，灰渣的外边坡做永久护坡，其坡度为1：4.0，即在碾压整平好的灰面上铺设土工布一层，其上为150mm厚的碎石垫层，最外侧为300mm厚块石护坡。其功能一是作为灰面永久边坡的覆盖，防止飞灰污染环境；其二是防止雨水冲刷灰面，将灰渣颗粒冲走，对周围地面造成污染。拟选的灰场275、为山谷灰场，区内地质构造相对简单，无不良地质作用发育，坝轴线处坝肩稳定。灰场区内地貌为丘陵低山，地势高处出露寒武系灰岩，山谷低处基岩上覆盖薄层粉质粘土（粘土）。干灰场的灰坝为挡灰趾坝和碾压灰坝两部分组成，挡灰趾坝采用当地的透水材料（如块石）填筑，其作用是为了保证碾压灰坝坝脚的稳定安全，还可作为灰坝形成后灰场的排水棱体。碾压灰坝在初期坝的基础上碾压堆加，具体的施工方案要根据煤灰的特性而定。干灰场在施工之前应将灰场的底部的表土清除保存，以备将来灰面复土种植。清除厚度要视具体的地质、植被情况确定，一般约500mm。表土清除后还要根据土质情况采取压实铺膜等防渗处理，以防止对地下水质的污染（下一阶段初设276、应根据当地的详细地质条件及环评要求采取进一步的防渗措施）。灰场底部在堆灰前先铺设0.61.0m粗灰渣垫层，这既有利于初期灰场内雨水的快速排除，又可避免地下水位的升高对灰坝的危害，有利于碾压灰坝的稳定；另外，粗灰渣还起到过滤层的作用，以防止灰场上部细灰的流失而污染环境。灰场分期分块建设，堆灰到设计标高应及时复土种植，以减少裸露的灰面，这既有利于环保，又可充分利用宝贵的土地资源。（2） 灰场的排水与防洪本工程灰场为山间谷地灰场，运行方式采用自下而上的堆灰方式。在最终贮灰标高以上宜修建排水截洪沟，拦截该标高以上流域面积内的洪水。进入灰场区域内的雨水一是可通过自然蒸发和渗漏消失，再者可通过排水竖井、排277、水沟和排水盲沟有组织地排入下游。灰面复土后雨水很难迅速下渗，为解决排水问题，可在堆筑顶部灰层时，灰面向灰场尾部有一定的坡度，使雨水通过排水斜槽排走。（3） 干灰场的运行 电厂干灰调湿后由汽车运送至灰场，汽车卸下的调湿灰，由推土机进行疏散整平，然后洒水，选择绞盘式喷洒机作为灰面喷洒的主要设备，洒水车作为施工设备的喷洒机具，并为灰面喷洒的辅助措施。经喷洒后的灰渣含水率保持在2530%，振动式压路机进行碾压。灰面碾压要求以保证灰场作业机械能够正常运行，不至于陷入灰内且不易飞灰扬尘为目的。为了保证喷洒供水，在灰场管理站内建一座400m3喷洒水蓄水池，喷洒水源为电厂内循环水排污水，用一条DN200钢管补278、给。为方便汽车向灰场运灰，电厂至灰场设专用运灰道路，其中电厂至灰场道路采用混凝土路面，路面宽7m，灰场内运灰道路泥结碎石路面，路面宽6m。（4） 干灰场的辅助设施灰场管理站：占地50m60m。管理站内建筑物有：碾压堆灰设备车库1座，长宽为36m9m；值班室1座，长宽为18m6m；宿舍1座，长宽为18m6m；检修及配电间1座，长宽为12m6m；400m3蓄水池1座，长宽为16m8m；喷洒水水泵房，长宽为6m6m；（5） 干灰场的环境保护随着科学技术的发展和人民生活水平的提高，人们的环保意识也增强了，要求有一个无污染舒适的生活环境。对于电厂灰场的管理稍有疏忽，可能就成为一个大污染源，使电厂及灰场周279、围村庄受到危害，因此要加强灰场环保监测，指导干灰场的运行施工。在干灰场运行期间，对其环境影响进行跟踪监测，并及时提出和采取控制措施。干灰场运行之前，应将灰场周围大气环境、地表水、地下水的本底测试清楚，所取得的资料是将来评价干贮灰场运行情况重要依据之一。干灰场的环境保护措施如下：1)干灰场的运行是分区分块使用，施工作业区面积较小，每一块达到堆灰标高就马上覆土还田，即当贮灰达到设计标高时，其上覆土0.5m，可防止灰面暴露时间长扬灰，污染环境。2)灰场运行期间的灰面可通过喷洒、碾压减少飞灰。压实的灰面洒水后，在灰体内的氧化钙、氧化铝的水解胶结作用下，在灰表面形成一层保护薄壳，抗风能力增强，飞灰减少。280、3)暴露时间长的临时灰面可采用库区内砂土进行覆盖，防止飞灰。4)临时灰面还可采用粉煤灰固化剂，使灰面形成一层保护薄壳，增加了压实灰表面的抗风能力，减少了飞灰污染5)灰面永久外边坡应及时进行护坡工作，即铺设土工布、碎石垫层及块石护坡，防止边坡长时间暴露扬灰，以及雨水冲蚀灰面，形成迳流污染环境。6)压实喷洒后的灰面，避免人为扰动。喷洒压实后灰面已形成一层保护薄壳，当保护薄壳遭到破坏时，就会飞灰。而此时再重新洒水，其保护薄壳也不明显，抗风能力大大减弱，这时只有铺上下层灰进行喷洒碾压才能避免飞灰。7)在灰场坝坡上及外坡脚处设置排水沟，使雨水能有组织排走，防止雨水无组织向周围漫延。8)在干灰场周围植树形281、成林带，由乔木、灌木和草地组成，形成高中低立体防护林，起到降低风速，减少飞灰的作用。由于灰场边界较长，一次种植全部防护林带较困难，可采取分步种植5.13.8 消防系统消防水源采用冷却塔集水池水。消防泵房设在冷却塔区内，内设电动消防泵一台（主），柴油消防泵一台（备），气压罐1套及相关辅助设备。消防泵特性为Q=400650 m3/h，H=85m。消防水池为2座冷却塔集水池水，其使用容量大于2座500 m3所需消防水池容量。本工程2300MW机组消防系统包括厂区水消防系统（含室内外消火栓消防），自动喷水灭火系统、泡沫灭火系统、气体灭火系统、移动式（手提式、推车式）灭火器及消防探测报警控制系统。主厂房282、煤场、主要辅助建筑物的室内、外设有消火栓消防。主厂房内主油箱、润滑油箱、氢密封装置、磨煤机润滑系统、柴油发电机、气、电动给水泵、油管道、锅炉燃烧器、A排外主变压器等采用自动喷水灭火系统（包括予作用、水喷雾、水喷淋等）。输煤栈桥采用水幕隔离、预作用系统灭火。集控室内控制室、计算机房、电气、电子间等采用气体灭火系统。油罐区采用固定式泡沫灭火系统及移动式冷却水系统。各保护区域设若干移动式灭火器。设区域火灾探测报警控制盘若干及集中火灾探测报警控制盘一套。5.14 采暖、通风和空气调节部分（1）本工程室外气象参数参照福建xx地区的室外气象资料，日平均气温度5C的天数为0天，按（DL50352004）的283、规定，属非采暖区，厂区内各建筑物将均不设采暖。（2）本工程空调制冷循环系统中的冷凝器均采用风冷的冷却方式。（3）锅炉为露天布置不考虑通风，汽机房和除氧煤仓间为三框架布置形式，汽机除氧器均为室内布置，因此汽机房采用以自然进风、自然排风为主的通风系统，并在汽机房内的通风死角（如除氧煤仓间的底层和夹层）设有射流诱导风机，以消除室内的局部热点。煤仓间皮带层利用建筑门窗等自然通风。通风系统主要由电动双层进风百叶、屋顶通风器、射流诱导风机、轴流式排风机等组成。汽机房内的380V配电间、6KV配电间、蓄电池室、凝结水精处理控制室、励磁机小室均采用1100%容量的空气处理机组，空调冷冻水由主厂房区域集中冷冻水284、系统提供。（4）集控楼控制室、电子设备室均将设置空气处理机组。集控楼控制室、电子设备室空调系统的主设备采用2100%容量的空气处理机组。空调冷冻水由主厂房区域集中冷冻水系统提供。（5）主厂房区域设置一套集中冷冻水系统，集中冷冻水系统的主机采用风冷热泵冷水机组，设于集控楼屋面。（6）化水车间化验楼、除灰控制楼、输煤控制楼、继电器楼、厂前区办公楼及其附属建筑以建筑物为单元设置热泵型多联空调系统。（7）厂区内其他辅助系统的控制室、值班室、化验室、实验室、仪表维护室将根据工艺要求设置就地空调装置。（8）本期工程设置一套暖通自动监控系统。（9）本工程输煤系统各转运站、碎煤机室、煤斗采用一级干式除尘系统，285、以维持各转运点导料槽的开口处、煤斗处于负压状态，并在每个转运点导料槽的开口处设置全自动水喷雾抑尘装置，使除尘系统的排放达到国家标准。输煤除尘系统控制纳入输煤程控系统。（10）本工程锅炉本体各主要检修平台、煤仓间皮带层及头部转运站将设置真空清扫管网系统，真空清扫管网系统以每台炉为单元设置。每台炉设置一个对外接口（与真空吸尘车连接的）。本期工程配置一台真空吸尘车。6 环境保护、固体废物综合利用、劳动安全工业卫生6.1环境保护本工程环境影响报告书尚未编制完成，本报告仅作初步分析，最终结果将以批复的环境影响报告书为准。福建xx煤矸石综合利用电厂由xx电力集团投资建设，旨在响应国家的产业政策，贯彻和落实286、科学发展观，加快推进循环经济发展，促进经济增长方式转变，充分利用三明市的煤矸石资源，实现煤矸石的综合利用，拟建设以煤矸石为燃料的2300MW循环流化床锅炉发电机组。6.1.1建厂地区环境现状6.1.1.1大气环境质量现状本次拟选厂址地处福建省中西部xx市城区西北的曹远镇汶一村和曹远两处厂址，距全市的政治、文化、教育、商业中心约7 km，该处东临福建省大田县，西接连城、清流两县，南与龙岩市新罗区、漳平市交界，北与三明市、明溪县邻接。xx是闽西北交通枢纽，厂址交通十分便利，鹰厦铁路贯穿其中，公路网络四通八达，境内的 205国道和305省道可便捷通往闽东南沿海和省外，水路由九龙溪河、沙溪河可达福建境287、内各地。电厂拟选厂址周围污染物排放主要是福建亿力电力（集团）股份有限公司xx分公司、福建xx火电厂、福建化纤厂、xx煤业有限公司、xx智胜化工有限公司、福建水泥厂等全市大部分工业企业。据xx市环境监测站2004年10月913日大气环境质量现状监测统计，厂址区周围评价区范围环境空气中SO2日均浓度：0.0020.095 mg/Nm3、NO2日均浓度：0.0120.123 mg/Nm3、PM10日均浓度：0.0370.138 mg/Nm3、TSP日均浓度：0.0580.298 mg/Nm3，均能满足环境空气二级标准。监测结果见表6.114。表6.11 评价区SO2监测统计一览表序号监测点日均浓度（288、mg/Nm3）五日均值（mg/Nm3）超标率（）1曹远镇张坊村0.0180.0530.03202化纤厂汶洲小区老年活动中心0.0220.0530.03603曹远镇政府0.0090.0390.02604xx市区0.0160.0410.02605下吉山（霞岭）0.0020.0210.00906燕西办事处罗岩村0.0230.0950.0580表6.12 评价区NO2监测统计一览表序号监测点日均浓度（mg/Nm3）五日均值（mg/Nm3）超标率（）1曹远镇张坊村0.0580.1230.07902化纤厂汶洲小区老年活动中心0.0640.0920.07403曹远镇政府0.0390.0710.05604xx289、市区0.0310.0490.03905下吉山（霞岭）0.0120.0350.02406燕西办事处罗岩村0.0470.0970.0570表6.13 评价区PM10监测统计一览表序号监测点日均浓度（mg/Nm3）五日均值（mg/Nm3）超标率（）1曹远镇张坊村0.1090.1340.12302化纤厂汶洲小区老年活动中心0.0370.1020.08003曹远镇政府0.0910.1330.12004xx市区0.1090.1330.12105下吉山（霞岭）0.0600.0750.06606燕西办事处罗岩村0.1140.1380.0580表6.14 评价区TSP监测统计一览表序号监测点日均浓度（mg/Nm290、3）五日均值（mg/Nm3）超标率（）1曹远镇张坊村0.2430.2980.27402化纤厂汶洲小区老年活动中心0.0580.1580.12303曹远镇政府0.2040.2950.26806.1.1.2水环境质量现状电厂厂址位于鸭姆潭水库下游约1.5km九龙溪河的东岸，根据xx市环境监测中心于2004年10月对鸭姆潭水库下游九龙溪鸭姆潭水库坝下（1）、汶四村渡口（2）、福建纺织化纤集团有限公司排污口下游（3）、霞鹤村（4）监测断面的水质检测，其结果见表6.15。由表6.15中数据可见，九龙溪河4个监测断面的各监测项目均能达到地表水环境质量标准(GB 38382002)III类水质标准。表6.1291、5 九龙溪河厂址段水质状况表序号监测断面pH悬浮物石油类高锰酸盐指数NH3-NS2-DOBOD5TPF-CODCL-117.170.0092.400.0350.0027.921.160.0190.4283.444.239227.370.0382.040.0240.0028.390.750.1390.3093.974.309337.520.0302.430.0470.0028.180.820.0500.3443.174.890447.360.0092.050.0540.0028.580.830.0260.3473.184.236GB 3838-2002 II类69-0.0540.50.1630.292、11.01510GB 3838-2002 III类69-0.0561.00.2540.21.020106.1.1.3噪声环境现状厂址地处xx市曹远镇，xx市环境监测站曾于2004年7月对厂址边界东、南、西、北侧噪声进行了监测，其噪声水平为昼间值分别为：47.3、50.5、47.1、54.0dB(A)，夜间值分别为：46.6、41.4、39.9、39.7 dB(A)，各监测点噪声等效声级昼间均小于65 dB(A)、夜间均小于55 dB(A)，能够达到城市区域环境噪声标准（GB3096-93）3类标准。现状监测结果见表6.16。表6.16 评价区噪声现状监测结果统计一览表序号监测点等效声级昼间夜间293、LAeqLmaxL90L50L10LAeqLmaxL90L50L101厂址54.063.350.553.556.039.757.138.539.040.32张坊村47.155.846.046.848.039.957.838.539.140.03汶洲四村50.558.647.949.952.441.457.340.340.941.84省化纤集团公司汶洲生活区47.359.644.546.849.146.659.444.145.548.36.1.2灰渣场概况详见本报告“4.4灰渣场及综合利用”章节。6.1.3本工程环保拟执行标准根据xx市环境功能区划，就本工程拟执行的环保标准经请示xx市保护局，结294、果以下。.1环境质量标准环境空气质量标准（GB30951996）二级标准地表水环境质量标准（GB38382002）III类标准地下水质量标准（GB/T148481993）类标准城市区域环境噪声标准（GB309693）3类标准.2排放标准(2) 火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）第III时段(3) 大气污染物综合排放标准（GB162971996）表2中二级标准污水综合排放标准（GB89781996）一级标准工业企业厂界噪声标准（GB1234890）III类标准建设施工场界噪声限值（GB125231990）一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（GB185992001）II类标准295、6.1.4本期工程主要污染物排放及防治措施6.1.4.1主要污染因子本工程为煤矸石综合利用项目，烟气中主要污染因子有：烟尘、SO2和NO产生。水污染物方面，将产生一定量的工业废水、生活污水等。噪声方面，发电机、蒸汽轮机组、磨煤机、水泵在运行过程中会产生一定的噪声，应在工艺设计中采取相应的防噪措施，以减少噪声对环境的影响。固体废弃物方面，将产生一些飞灰和脱硫渣。6.1.4.2烟气污染物排放量及防治措施（1）烟气污染物排放量xx煤矸石综合利用电厂本期工程建设2300 MW汽轮发电机组和21025 t/h循环流化床锅炉，燃用xx煤炭工业公司下属矿区采煤的副产品煤矸石，入炉设计煤种：Aar54.34，296、St.ar0.93，Qnet,ar12330 kJ/kg，入炉校核煤种：Aar57.03，St.ar1.06 ，Qnet,ar11420 kJ/kg，本期工程锅炉烟气采用循环流化床炉内脱硫工艺，脱硫效率不低于90，飞灰排放采用99.95以上的除尘装置，同时采用两炉合一座210 m高的烟囱。据此估算，烟气中大气污染物的排放情况见表-1-2。表6.1.4-1 本期工程锅炉烟气污染物排放情况(2300MW)煤 项 目小时排放量（kg/h）排放浓度（mg/Nm3）因子 种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种烟尘402.81455.57173196SO2749922321396NOx10511047450表6.1.4-2 本期工程烟气污染物排放量煤 项 目日排放量（t/d）年排放量（t/a）因子 种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种烟尘8.069.1122152506SO214.9818.4441205071NOx21.0220.9457805758注：日利用小时数为20h，年利用小时数为5500h。（