1、稻壳秸秆等生物质能发电厂工程（130MW）机组可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月稻壳秸秆等生物质能发电厂工程（130MW）机组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124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61.1 项目背景61.2 公司简介71.3 编制依据111.4 项目概况111.5 项2、目建设的必要性131.6 研究范围151.7 主要设计原则和指导思想151.8 工作简要过程162、电力系统172.1 #电力系统概况172.2 #电网存在的问题172.3 电力负荷预测、电源建设和电网规划182.4 电厂建设的必要性和建设规模192.5 电厂接入系统方案193、燃料供应213.1 燃料来源213.2 燃料供应234、机组选型264.1 机炉方案264.2 技术经济指标274.3 汽轮机、发电机、锅炉规范285、厂址条件305.1 厂址概述305.2 水文条件325.3 电厂水源325.4 交通运输335.5 气象条件355.6地质条件376、工程设想396.1 全厂总体规划与3、厂区总平面规划布置396.2 主厂房布置456.3 燃烧系统486.4 热力系统536.5 燃料输送556.6 灰渣输送系统576.7 供排水系统及水工建（构）筑物606.8 化学水处理系统726.9 电气部分776.10 热控部分806.11 土建部分836.12 暖通部分856.13 通信部分907、环境保护927.1 环保执行标准927.2 环保措施927.4 环境监测与管理977.5 环境保护投资估算977.6 初步结论998、劳动安全与工业卫生1018.1 防火防爆1018.2 防尘、防毒、防化学伤害1028.3 防电伤、防机械伤害和其他伤害1028.4 防暑、防寒、防潮1038.54、 防噪声、防振动1038.6 防烫伤1048.7 其他安全和工业卫生措施1058.8 水土保持1069、节能和合理利用能源1079.1 概述1079.2 遵循的合理用能标准及节能主要设计规范1079.3 建设项目能源消耗种类和数量1089.4 能源供应状况1089.5 节能措施1099.6 节水措施1149.7 节油措施1159.8 节约原材料措施11510、劳动组织及定员11610.1 企业组织11610.2 劳动组织及管理11610.3 人员配备11610.4 人员培训11711、工程项目实施的条件和轮廓进度11711.1 实施条件11711.2 大件设备运输11911.3 工程建设的轮廓5、进度11912、结论12112.1 初步结论12112.2 主要技术经济指标1221、概 述1.1 项目背景我国是一个人口众多的国家，但一次能源储量少，其中煤的储量为世界的1/10，石油储量为世界的1/40，天然气储量仅为世界的1/100。而我国人口占世界的1/4，相比之下，一次能源人均占有量相当低。随着我国经济持续快速发展，对能源需求量日益增加，2008年，全国一次能源消费量已达到24.9亿吨标准煤，约占世界能源消费总量的161.4亿吨标准煤的15.4%，且每年以4%左右的速度增长，预计2050年将占世界能源消费总量的25%，是世界第二大能源消费国。到2008年底，我国发电装机容量达到7.96、253亿千瓦，其中火电装机容量为6.0132亿千瓦，约占总装机容量的75.87%(发电量占81%)，水电装机容量1.715亿千瓦，约占总装机容量的21.64%，核电装机容量为912万千瓦，约占总装机容量的1.15%。2008年社会用电量达3.427万亿度，年消耗煤炭约13.7亿吨，据初步预测，到2020年，全国能源消费总量将超过30亿吨标煤。根据环保局统计，2003年我国耗煤15.8亿吨，全国探明的煤炭可开采的储量为618亿吨，30年左右将被开采完。就世界煤、石油、天然气储量而言，煤只能用230年，石油只能用44年，天然气只能用62年。综上所述，世界一次能源缺乏，而我国一次能源更是紧缺，各国都7、在寻找开发可再生能源，如太阳能、风能、垃圾废料、生物质能等。生物质能是由植物的光合作用固定于地球上的太阳能。目前可供利用开发的资源主要为生物质废弃物，包括农作物秸秆、薪柴、禽畜粪便、工业有机废弃物和城市固体有机垃圾等。在众多生物质中，目前种植速生能源林是解决生物质燃料不足的一个较好的途径。利用生物质能发电是我国迫切需要的，是解决能源出路的最好途径之一。为此，我国于2005年2月28日第十届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议通过了可再生能源法，目的是为了可再生能源的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环境，实现经济社会的可持续发展。本项目就是按照这个原则提出进行建设的。18、.2 公司简介武汉xx控股投资有限公司是在党的十六大精神指引下诞生，为迎接新世纪经济全球一体化和中国加入WTO后市场竞争日益激烈的挑战，公司以资本为纽带和事业战略联盟的双重引力下搭建起“产品链、资金链、价值链”，从而全面提升企业的核心竞争力。公司致力于用高新技术对资源的高效开发、分级使用及循环使用，用新技术不断提升资源的利用价值，使资源进入一种良性的循环使用，从而达到循环经济的目的。公司的事业发展领域包括： 垃圾发电、风能、生物质能（秸秆发电）和小水电等可再生能源； 生物质的资源化利用； 工业粉尘治理； 工业废气治理；以“低碳经济”为核心而形成的一个涵盖新能源工业、绿色农业和林业的循环经济体系9、。包括能源林基地、燃油燃气厂、生物质电厂、有机肥料厂、有机农业品生产基地等五大循环经济体。 公司组成武汉xx控股投资有限公司拥有xx电力、xx等三家上市公司（含一家准上市公司）；一家注册资金10亿元的非银行类金融性投资担保公司-xx（中外合资）；国家级研究院及xx工程、xx环保、xx蓝天、武汉xx绿色能源开发运营、xx阳光生物能源投资、长凯物业等公司。1）武汉xx电力股份有限公司（xx电力）武汉xx电力股份有限公司在中国深圳证券交易所上市（000939，SZ），主要致力于资源的高效利用和循环利用，重点发展高含硫煤和劣质煤发电、城市垃圾发电、秸秆发电、小水电、风能等可再生环保型能源的投资与建设，10、以及生物质的资源化利用。已投资建成的项目有： 河南zz蓝光环保电厂（2135MW）； 河南zz环保发电厂（2155MW）。2）武汉xx集团股份有限公司（xx）武汉xx集团股份有限公司是从事投资经营城市垃圾发电、秸秆生物质发电和科技工业园区开发建设的国内知名上市公司（600133，SH）。目前投资建设和运营的项目为武汉关南环保热电厂（225MW）。3）xx国际担保有限公司（xx）xx国际担保有限公司是武汉xx电力股份有限公司与武汉xx集团股份有限公司、英国伦敦亚洲基金公司三方作为发起人，并联合其它有金融和能源环保行业背景的投资者共同出资在中国成立一家非银行金融性投资公司，公司注册资本金为人民币111、0亿元。xx将通过与国内外一流的金融机构建立战略合作伙伴关系，致力于能源环保领域的投资及相关的融资、租赁、担保和财务顾问等金融服务。4）武汉xx电力工程有限公司（xx工程）武汉xx电力工程有限公司主要从事电厂建设工程总承包，包括电厂设计、设备采购、工程施工、安装调试及商业运行等。已承建并投运的项目有：河南叶县蓝光环保电厂2135MW机组工程、山西关铝运城热电厂2200MW机组工程、河南义马环保发电厂2155MW机组工程和山西永济热电厂1410t/h循环流化床锅炉项目。公司承建的第一批15个xx生物质能发电厂，去年己陆续投运。5）武汉xx电力环保有限公司（xx环保）武汉xx电力环保有限公司主要从12、事大型火力发电厂烟气脱硫、脱氮及粉尘治理工程的技术研发和工程总承包，拥有同时实施20个以上烟气脱硫总承包项目的能力。主要核心技术为石灰石-石膏湿法脱硫技术和RCFB干法脱硫技术；目前，承接大型火力发电厂烟气脱硫项目近30项，承接了从135MW机组到600MW机组项目，国内烟气脱硫市场占有率和投入商业运行的项目数均排名第一，在国内同行业中具有显着的领先优势。已承接工程项目主要有： 国内在运行的单塔处理烟气量最大的脱硫塔（四川xx电厂项目）； 国内最早的600MW级脱硫塔（华润xx常熟）有限公司一期项目）； 目前国内处理烟气含硫量最高的脱硫装置（华能重庆珞璜发电有限公司三期项目）。6）武汉xx蓝天13、科技有限公司（xx蓝天）武汉xx蓝天科技有限公司主要致力于脱硫除尘一体化技术研发、设备制造和工程总承包，电除尘器、袋除尘器等环保设备的开发、设计、制造、系统集成、安装服务，环保技术咨询和服务，目前已开发研制出20多个系列近200个品种规格的电、袋除尘器产品，负责参与制订20多项国家和行业技术标准，产品出口到40多个国家和地区。主要技术及产品有： 脱硫除尘一体化技术（NID）； LEK型电除尘器； JPC型袋除尘器。7）xx阳光生物能源投资有限公司xx绿色能源业务是利用xx拥有的自主知识产权技术，以“低碳经济”为核心而形成的一个涵盖新能源工业、绿色农业和林业的循环经济体系。包括能源林基地、燃油燃14、气厂、生物质电厂、有机肥料厂、有机农业品生产基地等五大循环经济体，共涉及两个农业系统，以工业为支柱，工业带动农业。 荣誉及资质u 荣获国家优秀高新技术企业荣誉称号u AAA级资信证书u 湖北省十佳成长型民营企业u 国家级“守合同重信用”企业u 国家认定企业技术中心u 武汉xx电力股份有限公司博土后科研工作站u 环境工程设计甲级资质u 环境保护设施运营资质证书(工业废水、生活污水)u 环境工程咨询甲级资质u 环境管理体系认证证书u 职业健康安全管理体系认证证书u 质量管理体系认证证书u 电力工程（火力发电厂）甲级设计资质u 火电、生态建设和环境工程咨询单位丙级资格1.3 编制依据1) 中华人民共15、和国可再生能源法(2005.2.28)；2) 小型火力发电厂设计技术规范（GB5004994）；3) 火力发电厂设计技术规程DL50002000；4) 火力发电厂可行性研究报告内容深度规定DLGJ1181997；5) 项目有关文件、资料等；6) 各专业有关火电厂设计技术规定的有效版本；7) 武汉xx电力工程有限公司的体系运行文件。1.4 项目概况生物质能又称“绿色能源”，包括木本生物质能源（如能源林、树木的废弃枝叶、杂草等）、农业生物质能源（如各类农作物秸秆、稻壳等），利用生物质再生能源发电是解决能源短缺的途径之一，开发“绿色能源”已成为当今世界上工业化国家开源节流、化害为利和保护环境的重要手16、段。#市位于湖北省西南部，土地总面积2235 km2，共辖16个乡镇2个开发区，23.5万户，人口89万，农业人口68.4万。东临荆州，西连宜昌，南接武陵，北滨长江，华实蔽野，系焦柳铁路与长江的交汇处，是一座集工业农业商贸旅游于一体的新兴城市。#市市区版图面积89.8 km2。2000年市区行政范围内人口9.56万人。辖2区、6个居委会、22个村。#地处亚热带过渡性季风气候区内，四季气候分明；春季冷暖多变，雨量递增；夏季炎热潮湿，雨量不均；冬季较长。#地形复杂，高低悬殊，空间气候差异较大。山区冬暖夏凉，江汉平原冬冷夏热。西南山地垂直气候差异明显：山间盆地水热条件为全县最优，而山上的气候则为全县17、最劣，山腰南坡有逆瘟层存在。县境中部和东部的光、热、水资源充裕。#市是湖北省的农业大市，农作物有棉花、水稻、麦子、油菜，还有部分林地，其中棉花21.6万亩，水稻64万亩，麦子20万亩，油菜54.2万亩，林地64万亩。#xx生物质能发电项目利用当地丰富的稻壳、秸秆等“绿色能源”作为燃料发电，厂址位于#市经济开发区内，灰渣进行综合利用提供给邻近的钾肥厂作生产农业肥料的原料，形成生物质电化工循环经济产业链，属国家发改委令第40号产业结构调整指导目录（2005年本）中鼓励项目，并符合国务院关于加快发展循环经济的若干意见（国发【2005】22号）的要求。#xx生物质能发电厂工程为新建工程，厂址位于#市东18、南侧xx市镇内。该厂址位于xx市镇西侧，东北侧为红东公路，西北侧为白马路，电厂向东北出线仅为三十米，距离较短，同时距水源地洈水较近。厂区基本呈平行四边形，项目总用地面积约13.528公顷（合202.92亩），西北至东南长为350m，西南至东北宽约为380m。厂内地形较为平坦，地面标高为50.6372.03m之间，其中大部分标高在54.066.0m之间，高差较小。厂址用地为城建部门规划的建设用地，未占用基本农田，并且厂址远离居民区。同时该厂址交通便利，水、电、通讯等基础配套设施即将完成，适于建厂。电厂规划容量为130MW，一次规划建设，机组以稻壳和秸秆等为燃料，电厂作为生物质能发电厂。1.5 项19、目建设的必要性 利用再生能源发电是解决能源短缺的途径之一。如前所述，世界一次能源缺乏，而我国一次能源更是紧缺，各国都在寻找开发可再生能源，如太阳能、风能、垃圾废料、生物质能等。利用生物质能发电是我国迫切需要的，是解决能源出路的最好途径之一。 生物质能发电是解决燃煤中SO2对大气严重污染的需要。我国目前每年发电用煤量约9.5亿吨，SO2的排放量达1350万吨（按煤的含硫量1%计），粉尘排放550万吨。根据环保局计算，我国排放空间有限，全国每年燃煤7亿吨，SO2对大气污染就己到上限，而我国目前煤炭消耗量己达16亿吨以上，大气污染己经到了不可承受的地步。由于SO2污染，产生酸雨己危害30%国土面积。20、2003年统计，仅酸雨危害这一项使农、林作物损失高达220亿元，SO2的污染更危及人民身体健康。利用生物质能（玉米秆、稻草、麦秆、稻壳、巴茅等）发电可以大量减少SO2的排放，秸秆、巴茅中硫的含量低于0.1%，相当于燃煤含量的1/10。目前世界上瑞典、葡萄牙、丹麦、芬兰等国家大量利用可再生能源发电，其发电量占电力消费总量的2550%。按照国家近期出台的对于再生能源发展的规划，到2020年生物质能发电装机容量占火电总容量的6.4%测算，生物质能发电装机容量将达4500万千瓦左右，其发展前途广阔，同时可减少SO2的排放量。目前我国多数地区稻壳、秸秆利用率低，农民以焚烧方式处理积存稻壳、秸秆造成烟气污21、染空气、公路和机场，增加了不少交通事故，也引起过机场关闭。利用再生能源发电，可减少燃煤电厂带来的SO2对大气污染，减少粉煤灰、粉尘的排放，也不致随地焚烧秸秆、稻壳造成交通事故。变废为宝是利国利民的大好事。1.5.3 利用再生能源发电可增加农民收入，是我国可持续发展道路的需要。我国年产秸秆6亿吨左右，造肥还田、家庭燃用消耗约35%，剩余4亿吨左右的秸秆没有利用。按秸秆发热量计算，4亿吨秸秆发热量相当于2亿吨煤的发热量，秸秆如按每吨200元卖给电厂，农民可增加收入800亿元。我国稻谷产量每年约1.8亿吨，稻壳量每年可达3600万吨，稻壳除少量用于饲料加工和作为工业小锅炉燃料外，大部分废弃未加利用。22、如将稻壳作为电厂的燃料后，按使用率80%计算，可利用的稻壳约2900万吨，按每吨200元计算，大米加工企业和农民可增加收入58亿元，对提高农民生活水平大有好处。在#市建设一座130MW生物质电厂，年燃烧秸秆、巴茅总量约23万吨，秸秆、稻壳价格均价按每吨200元计，农民可增加收入约4600万元，提高了农民生活水平。1.5.4 有利于满足当地电力负荷快速增长的需要。电厂130MW机组投产运行后每年增加电量2.25亿千瓦时，有利于满足当地工农业发展所需电力快速增长的需求。国家经济发展，人民生活水平的提高，能源紧缺的解决，都必须走可持续发展的道路。生物质发电正是解决这些问题的关键之一。党和国家高度重视23、增加农民的收入，解决能源紧缺，改善生态环境，使国民经济和人民生活水平走上可持续发展的良性循环道路，这些问题也是当前的热点、焦点和难点。按科学发展观要求，利用可再生能源生物质能发电作为一个产业来发展，尽快推动生物质发电规模化、市场化和产业化是当务之急。1.6 研究范围按照火力发电厂工程可行性研究内容深度规定，主要研究范围是：1）电厂接入系统2）燃料供应及外部运输3）热力供应4）水文气象条件及供水可靠性5）工程地质条件6）投资估算和财务评价7）工程建设周期进度和条件8）环境保护9) 机组选型与工程设想1.7 主要设计原则和指导思想 主要技术设计原则.1 发电厂容量为130MW机组，一次规划建设；.24、2 电厂的性质为生物质能发电厂，可行性研究报告的重点是突出可再生能源的综合利用及热能供应；.3 燃料为可再生能源秸秆和稻壳等可再生能源；燃料的收购、运输、存储及供应由燃料供应公司负责；.4 按照区域经济发展，考虑到当地未来规划的工业项目对工业热负荷潜在需求日益增长的要求，宜选用抽凝型汽轮发电机组，具备区域供热能力；.5 可行性研究报告按照火力发电厂可行性研究报告内容深度规定的要求编制。图纸文字准确、简洁；.6发电厂年运小时数为7500h；.7 发电厂出线电压按110kV；.8 发电厂灰渣考虑全部综合利用，工程不设贮灰场。 设计指导思想.1 认真贯彻“设计质量第一，为生产服务的思想，坚持设计的科25、学性，正确掌握设计标准，精心设计，为用户服务”的原则。.2 认真做好调查研究，吸取国内、外的同类型机组及主要设备的先进经验，注意质量信息的收集和应用，虚心听取各方面的意见，搞好工程设计。.3 积极慎重、因地制宜地采用新材料、新设备、新工艺、新布置、新结构，努力提高自动化、机械化水平，改善工作条件，为提高电厂的可靠性、经济性创造良好的基础。1.8 工作简要过程根据xx公司“关于开展#生物质能发电厂工程可研”的要求，组织了有关人员对现场进行了踏勘及资料搜集等工作。现场踏勘、资料收集工作，得到了当地政府的大力支持和帮助，借此向当地政府的有关领导和部门表示感谢。电厂接入系统设计、电厂环境影响评价、水资26、源论证、水土保持方案设计、地质灾害评估、勘测等工作将委托专业机构进行。2、电力系统2.1 #电力系统概况#市位于湖北省中南部，长江中游南岸。东与江陵、公安毗邻，西与五峰、宜都接壤，南连湖南澧县、石门，北枕长江，与枝江隔江相望。市境东西横距77km，南北纵距55km，总面积2176 km2，总人口86.72万人。至2007年底止，#供区共有35kV及以上变电站19座，主变35台，主变容量37.65千kVA；其中110kV变电站5座，主变容量253.5千kVA，35kV变电站14座，主变容量118.15千kVA。#供区共有35kV及以上输电线路26条，总长度为308.559km。其中110kV输电27、线路6条，总长101.939km，35kV输电线路20条，总长206.62km。2.2 #电网存在的问题1）电源点单一，电力供应的安全稳定性差。由于#电网主要依靠220kV飞凤山变电站一个电源点支撑，且220kV飞凤山变主要靠宜昌电网唯一的220kV郭飞线送电，即使江北电网向江南送电，荆州电网江南三县市，电力供应也是明显不足，实际上是一个单电源辐射状的供电网，电网结构简单，网内无功流动大，经济运行困难，稳定水平较低，达不到电网稳定导则中有关三道防线的稳定要求。2）110kV网架结构依然薄弱，供电可靠性不高，不能满足方式和潮流变化的要求，离“N-1”的稳定标准还有一定的差距。3）110kV和3528、kV设备老化，供电可靠性差，输电网络有待完善。4）新农村建设的启动以及县市工业园规模的扩大，使局部区域的供电紧张，急需增加新的110kV和35kV电源点。5）中低压配网的供电卡口问题突出。城区电网设施陈旧，布局与结构不合理。2.3 电力负荷预测、电源建设和电网规划 电力负荷预测#电网“十一五”发展规划及2020远景目标研究推荐的预测水平为：2006年#电网全社会用电量为3.63亿千瓦时，统调最大负荷10.6万千瓦。预测情况附下表：单位：亿kW.h，万kW时间2008年2009年2010年2011年2012年2013年全社会用电量4.1134.4424.7975.2775.8046.385最大负29、荷11.011.211.511.711.912.2 #电源建设#目前没有电源规划项目。 #电网规划到2013年，新增110kV城北变电站一座，升压改造35kV车阳河、宛市变电站二座，新架110kV永兴变至110kV沙道观变电站线路一条，新架220kV飞凤山变到110kV车阳变线路一条，实施220kV飞凤山变110kV沙道观变110kV永兴变110kV城北变220kV飞凤山变环网，改造已运行30年以上的35kV线路 15 条，改造35kV变电站 8 个。2.4 电厂建设的必要性和建设规模 项目建设的必要性满足#市电力负荷增长的要求。近几年#市经济的高速发展拉动用电需求的快速增长，而当地电源容量却30、很小，使得#电网用电趋于紧张。从“十五”初期开始，电力供应持续紧张，成为经济发展重要约束因素。目前#电网供电电源大部分来自电网，电力供应的安全可靠性相对较差。新建湖北#xx生物质发电厂，规模为130MW工程。所发电量将完全可以在湖北#市消化。#xx生物质发电厂利用当地丰富的谷壳和秸杆资源作为燃料，同时为天门集中供电，具有良好的社会和环保效益，符合当前建设社会主义新农村和循环经济园区的精神。 电厂建设规模本期工程规模为130MW，燃料采用可再生能源稻壳和和桔杆，锅炉采用节能、环保效益显著的循环流化床锅炉，汽机采用高温高压抽汽凝汽式汽轮发电机组。2.5 电厂接入系统方案 电厂供电范围、接入系统地点31、及接入电压等级本期工程建成后#市新增发电容量30MW，供电范围主要是#市。根据本厂供电范围、装机容量、单机容量、厂址位置、送电距离和送电容量分析，本厂拟以110kV电压等级接入距电厂约0.5km的电厂东北方向的110kVxx市变。 接入系统方案根据#电网的现况及发展规划，拟定湖北#xx生物质发电厂工程接入系统初选方案如下：本工程将以一回110kV线路接入系统，接入发电厂西北约0.5km处的110kVxx市变。出线采用110kV架空出线，型号为LGJ-240，长度约0.8km。电厂接入系统的最后方案，待接入系统设计审查后确定。3、燃料供应3.1 燃料来源#生物质能发电厂是利用农作物秸秆、稻壳及林32、业废弃物直接燃烧发电的项目，电厂年燃料需求量约23万吨。#是湖北省21个粮食主产县市之一，粮食年总产量8亿斤，其中稻谷年总产量6亿斤。全市先有大米加工企业43家，年总加工能力43.9万吨，年产稻壳量约4万吨。#市2008年主要农作物秸秆生产量为61.8万吨，其中麦秸秆3.8万吨，稻秸秆27.9万吨，玉米秸秆6.2万吨，油菜秆10.2万吨，棉秆13.7万吨。年总秸秆产量为61.8万吨，按照30%的可获得率，则每年可获得秸秆量为18.54，现有大湖、裕阳和天缘三家造纸厂年消耗秸秆3.1万吨，另外还有15.44万吨秸秆可用于生物质发电。以下为#市农业局提供的主要农作物秸秆产量情况统计：#市主要农作物33、种植面积、产量、秸秆产量统计表农作物类别面积（万亩）谷草比亩产（kg）秸秆产量（万吨）可获得率可获得量（万吨）棉 花21.61:3.418713.70.34.11水 稻641:0.948427.90.38.37麦 子201:1.11743.80.31.14油 菜54.21:1.512510.20.33.06其 它12.61:1.24106.20.31.86合 计172.461.818.54#市林业局经过对全市林副产品资源进行统计，在“十一五”期间，#市每年可利用林副产品资源5.93万吨，全部可用作电厂的燃料，具体统如下：#市“十一五”期间林副产品统计表品种面积（万亩）蓄积量（万m）采伐量（万m34、）枝桠材万m万吨马尾松42.1119.66.32.513.01湿地松3.35.40.290.110.13杨 树6.228.41.500.560.67软 杂0.31.00.050.020.03杉 木1.65.70.340.140.17水、池杉0.61.30.070.030.04农民房前屋后零星林木9.216.01.280.450.54林业加工下脚料0.660.79油茶壳0.30.05巴 茅0.50.5合 计64.1177.49.834.485.93另外，#市委、市政府拟在十年内将42.1万亩马尾松低产林、0.5万亩疏林地、0.9万亩灌木林第、6.5万亩低产薪炭林进行改造，营建以刺槐为主的速生薪炭35、林30万亩，预计每年可产柴薪24万吨；同时营建油茶林20万亩，预计5年后每年可提供油茶壳3.5万吨；营建以湿地松、火炬松为主的速生丰产林50万亩，预计15年成才，每亩产量3.5m，总共有小规格枝桠材96.5万m；加上xx公司计划的30万亩薪炭林和20万亩油茶林，每年可以为电厂提供薪柴和林副产品下脚料40.06万吨。据上述统计，#市每年稻壳产量为4万吨，可为电厂提供秸秆15.44万吨，目前可为电厂提供林业资源林业资源5.93万吨，按照规划将来可以每年为电厂提供林业资源约40万吨，以上资源可以满足本电厂130MW机组的正常年消耗稻壳、秸秆量约23万吨的需要。3.2 燃料供应本项目所需的燃料为可再生36、能源稻壳、秸秆及林业废弃物；在电厂内设置燃料存储库，并设置临时露天堆场。燃料采用汽车运输。 燃料的收购1）稻壳的收购由燃料公司和各大米加工厂签订稻壳长期收购合同，大米加工厂将生产的稻壳散装运输或包装成袋。由各大米加工厂临时储存，各大米加工厂根据电厂的调度计划，将成袋的稻壳直接运至电厂。2）秸秆的收购由燃料公司在#市下属乡镇设立收储站，负责秸秆的收购、加工、储存及运输。收储站应设立在沿主要公路交通方便的地方。管辖范围较大的收储站，可在秸秆收获季节设立临时收购点35个，距收储站较远的农户可将秸秆送到就近的临时收购点，然后再由专业人员运到收储站，离电厂较近的农户，可将秸秆打捆后，直接运至电厂收购。在37、收获季节，亦可在周边邻县设立临时收购点，当地农户可到就近收购点交售秸秆。 燃料的存储稻壳在各大米加工厂临时储存，秸秆和林业资源原则上存储在收储站，同时考虑在电厂储存处设置部分加工，切割、粉碎设备。秸秆和成品燃料分开堆放并考虑防雨措施。根据电厂的调度计划，将成袋的稻壳和秸秆成品燃料直接运至电厂燃料缓冲露天堆场或燃料仓库。 秸秆储存量的季节影响各种农作物及秸秆的收购季节如下：项目名称种植期收获时间秸秆收购时间秸秆最佳收购时间早稻3个月5月5月中下旬5月底晚稻3个月11月11月中下旬11月底小麦7个月6月6月上旬6月上旬棉花5个月9月10月中旬11月从上表的统计看，为保证电厂燃料的连续供应，每年的538、月下旬及11月下旬要储存大量的秸秆。因此秸秆的收集工作主要集中在每年的5月底及11月底。 燃料的应急方案1）如果当地发生自然灾害，可考虑从周边的县、市收购稻壳，#市周边的市县，均有大规模农作物种植面积和众多的大米加工厂，充足的稻壳和秸秆资源足以满足本电厂对燃料的需求。2）如果当地产生的稻壳、秸秆及林业废料量在短期内有问题，还可以通过种植速生荆条这一方案予以解决。种植速生荆条既可以预防秸秆量短缺的问题，又可以起到协调非收购秸秆季节秸秆价格的作用。 燃料的包装及运输本项目燃料的收购、运输、存储及供应由燃料运营公司负责，燃料运营公司的燃料堆场与电厂相邻。农民交售秸秆可用农用车运送；进厂燃料运输以自备39、车辆运输为主，社会车辆运输为辅，自备车辆的车型为容积为70m的秸秆运输专用车辆。该车辆每车可装破碎后的秸秆约8吨。燃料的运输距离在50km范围内。4、机组选型4.1 机炉方案电厂设计的燃料资源，可满足1台130t/h高温高压锅炉或1台120t/h高温超高压锅炉的年耗燃料量的要求。因此，初步拟定装机方案如下：方案一：130MW高温超高压汽轮发电机组+1120t/h高温超高压循环流化床锅炉。方案二：130MW高温高压汽轮发电机组+1130t/h高温高压循环流化床锅炉。上述方案初步比较见下表：在相同条件下的技术比较表名 称方案一方案二备注压力超高压高压温度高温高温发电汽耗率kg/kwh3.8173.40、914冷却水33发电热耗率kj/kwh10827.711764.7冷却水33发电年标煤耗率g/kwh369401冷却水33全厂热效率（发电）%33.2530.6冷却水33单位造价稍高低占地面积相当相当从上表可看出，方案一的机组效率较高、经济性较好，由于汽机、锅炉效率的全面提高，全厂发电效率预计可以提高2.65%；方案一与方案二相比（单台机组），在发电量相等的情况下，每度电可节约32g的标煤燃料，全年(按7500h计)可以节约标煤燃料约7200吨。在燃料量相同时，全年(按7500h计)可以多发电约1951万kwh。同时，方案一与方案二相比，全年(按7500h计)二氧化硫排放总量预计可减少约30吨41、/年、氮氧化物排放总量预计可减少约27吨/年、CO2的排放量预计可减少约3.5万吨/年左右，烟尘排放总量预计可减少约4吨/年，社会效益显着。依据设计规程，发电厂应优先选用较高参数和经济效益更高的发电机组。考虑当地经济发展和将来供热的需求，本机组设计具备供热能力，可对外提供参数为1.1MPa，235左右30t/h的蒸汽，此时机组出力为25MW。工业园目前尚无热负荷需求，故本工程机组按纯凝工况运行考虑。 本工程属于稻壳、秸秆等生物质发电项目。稻壳、秸秆等生物质供应受其产量、收集量、运输和储存量等多种因素制约，能否全年稳定均衡供应有一定的不确定性；而工业热负荷的特点是要求全年连续稳定供汽，否则就会影42、响企业生产。为保证供热可靠性，因此，电厂规划预留一台30t/h的锅炉位置，一旦工业园有热力需求时，可安装此锅炉，作为备用汽源。机组正常运行时，供汽30t/h。当机组检修时，可以启动备用锅炉，保证提供蒸汽30t/h，以满足热负荷要求。所以，对于供热，两台锅炉能相互备用，满足对外供热的要求。综上所述，设计推荐方案一。推荐方案完全能满足发电要求，且具备供热能力。4.2 技术经济指标推荐方案的主要技术经济指标见下表：（冷却水温为33）序号项目名称单位130MW1120t/h备 注1单机发电功率kW 300002单机进汽量t/h114.523锅炉容量t/h11204锅炉设计效率%0.900725年耗标煤43、量（总）t/a831256发电年标准煤耗率g/kWh3697供电年标准煤耗率g/kWh4208年运行小时数h75009综合厂用电率%12.0010年总发电量kWh22500000011年总供电量kWh19800000012全厂热效率（供电）%29.2613全厂热效率（发电）%33.254.3 汽轮机、发电机、锅炉规范 汽轮机：型式： 高温超高压凝式汽轮机汽机参数：功率（额定）：30MW新蒸汽压力：12.8Mpa新蒸汽温度：535 新蒸汽进汽量 ：114.52/h给水温度：237.2抽汽级数：6 发电机：额定功率：32.30MW额定电压：10.5kV额定电流：2089A功率因素：0.85冷却方式44、：空冷额定频率：50Hz 相数：3励磁方式：无刷励磁锅炉：型号：KG120-540/13.7-FSWZ1型式： 高温超高压循环流化床锅炉最大连续蒸发量：120t/h额定蒸汽压力：13.7MPa(g)额定蒸汽温度：540给水温度：237.2给水压力：15.29MPa(g)排烟温度：152锅炉效率： 90.072 %5、厂址条件 5.1 厂址概述#市位于湖北省西南部，土地总面积2235km2，总耕地面积92.3万亩，共辖16个乡镇2个开发区，23.5万户，人口89万，农业人口68.4万。东临荆州，西连宜昌，南接武陵，北滨长江，华实蔽野，系焦柳铁路与长江的交汇处，是一座集工业农业商贸旅游于一体的新兴45、城市。市区版图面积89.8 km2，2000年市区行政范围内人口9.56万人，辖2区、6个居委会、22个村。#地处巫山山系荆门分支余脉和武陵山系石门分支余脉向江汉平原延伸的过渡地带。市域地形西高东低。以枝柳铁路为界：其西为鄂西山地，向江汉平原呈四级阶梯递降；其东为丘陵平原，平原地势则由北向南微倾，形成了山地丘岗平原兼有的地貌特征，可概括为“六山一水三分田”。平原820 km2，占总面积的37.7%；岗地1093 km2，占50.2%；丘陵203 km2，占9.3%；低山60 km2，占2.8%。西南山地较高区海拔600800m，低山区海拔在200600m之间，峰峦起伏、沟壑纵横；最高点在西部卸46、甲坪大岭，海拔815.1m。西北部和中部为广阔的丘陵岗地，海拔在100200m之间，丘冈绵延，宽谷低丘。平原湖区海拔在50m以下，平展宽广，河渠纵横，间有湖泊。最低点在南部王家大湖芦苇场，海拔34.2m。#地处亚热带过渡性季风气候区内，四季气候分明；春季冷暖多变，雨量递增；夏季炎热潮湿，雨量不均；冬季较长。#地形复杂，高低悬殊，空间气候差异较大。山区冬暖夏凉，江汉平原冬冷夏热。西南山地垂直气候差异明显：山间盆地水热条件为全县最优，而山上的气候则为全县最劣，山腰南坡有逆瘟层存在。县境中部和东部的光、热、水资源充裕。市域多年平均气温1416.9，最高气温为39.5，最低气温为-10.9多年平均日照47、时数为16001900小时，年太阳总辐射量每平方厘米为100106.4t千卡。全年无霜期为260天，年降水量为10501300mm。相对湿度在7483%之间，年均湿度为78%。主导风向为北风和东北风，冬春多寒潮和西北风，夏季盛行偏南风（即梅雨季节南洋风），时有东南风。历年均风速为2.4m/s之间。#xx生物质能发电厂工程为新建工程，厂址位于#市东南侧xx市镇内，规划规模为130MW，一次建成。电厂以木质及生物质为燃料，电厂作为生物质能发电厂兼顾供热。本次厂址选择根据当地政府的推荐及现场踏勘，共选择了两个厂址，均位于#市xx市镇，其中厂址一位于镇区南侧约1km处，红东公路西南侧（约2030m），48、厂址二位于镇区西南约500mxx市镇110kV变电站旁约30m处，东北侧为经东公路，西北侧为白马路，经综合比较，厂址二虽然距变电站较近，出线十分方便，但由于距离镇区及变电站太近，容易对其构成一定污染和影响，厂址一虽然出线稍远，但距离变电站和xx市镇区都有足够的安全距离，且位于下风侧，故最终还是确定厂址一为xx生物质电厂厂址。厂址现为罗家铺社区及余公岭村的集体用地，东北侧为红东公路，电厂向西北出线约600m，距离较短，同时向北距水源地洈水较近。厂区基本呈矩形，项目总用地面积约13.3344公顷（合200亩），西北至东南长为302m378m，西南至东北宽约为284m360m。厂内地形较为平坦，地面49、标高为52.08 65.69m（1985年国家高程基准，以下同）之间，高差较小。根据#市国土资源局选址意见，电厂厂址用地为xx市镇工业规划用地，电厂用地在土地利用总体规划调整范围之中，厂址用地未压覆矿床。根据现场踏勘，厂址内有少量房屋等建构筑物，部分水塘，另有一条村用道路穿过，其它为荒地。厂区用水取自洈水，电力出线就近接入110kVxx市变。均已取得#市水利局和电力局的同意。总之，#xx生物质能发电厂厂址选择合理，交通运输方便，出线条件较好，水、电、通讯等基础配套设施较为完备，适于建厂。5.2 水文条件#市位于湖北省中南部，长江中游南岸。东连江汉平原，与江陵、公安毗邻，西与五峰、宜都接壤，南连50、湖南澧县、石门，北枕长江，与枝江隔江相望。#xx生物质发电厂地址在xx市镇，距洈水约1.5km。洈水流域位于长江南岸，水系包括洈水干流及支流洛河、六泉河、界溪河、红岩河等组成。 洈水是#境内最大的一条山溪性河流，发源于五峰县清水湾，流域面积约2218 km2，河长约203.7km，其中#境内长96.5km。洈水流域水力资源丰富，干流天然落差1170m，占全流域89，可利用落差503m，水力资源达7.47万千瓦，其中本县境内达6.26万千，可开发水力资源点有92处(含五峰县4处)，洈水干流在市境内可装机4.9万千瓦，年发电量1.84万千瓦时。目前已开发的西斋水库及电站，装机1.24万千瓦，为下游51、防洪和枯水期流量调节起到一定作用。上游为五峰暴雨区，水量充沛，洪水规模大，据流域内的西斋、茉莉滩、乌溪沟等水位观测站（观测年份先后不一，西斋站19561960年，茉莉滩站19601965年，乌溪站1960至今）资料分析及历史洪水调查（1884年1973年），洈水洪峰流量为5730m3/s，西斋河段最高洪水位59.88m（吴淞下同），#河段最高洪水位43.3m。厂址自然地形标高在52m66m(吴淞)之间，均高于洈水历史最高洪水位43.3m(2003年时出现)，电厂不受洪水影响。5.3 电厂水源电厂水源为洈水,取水口位于xx市镇洈水河段，距离厂址约1.5km。该取水河段的水文特征值如下： 历史最高52、水位： 43.3m(吴淞)历史最低水位： 37.0m河床高程： 34.0m历史最大流量： 5730m3/h历史最小流量： 1.52.0m3/h当电厂建设容量为130MW时，若采用二次循环供水系统，其冷却水的补充水量约为141.0t/h( 0.04 m3/s)。另有生活用水量约0.5t/h由城市自来水管网供给。5.4 交通运输#市地处#腹地，位于巫山余脉于江汉平原的交汇处，北枕长江支流#河，是长江通往洞庭湖的黄金水道；南靠国家级森林公园洈水风景区；西毗#火车站；近邻沙市、三峡飞机场，两条省道在此交汇，是鄂西南重要的交通枢纽和经济重镇。 公路截至2006年年底，#市公路总里程2143km，其中干线53、公路176km，市公路179km，乡镇公路1788km。省际干线公路红东线、沙刘线、沙渔县直通周边县市，并有市级公路和乡镇公路延伸到村和旅游景点，形成纵横交错、四通八达的交通网络。 航空#市距宜昌三峡机场80km，十分便捷。 铁路枝柳铁路从#境内通过，设立#站，并与全国铁路网并网。 水运全市水运航道主要有长江、#河、采穴河和洈水。有港口7个，其中从#口港、车阳河港为最大，其它港口还有：洈水鱼港、新江口港、沙道观港、涴市港、老城港等。开辟省内对外贸易、旅游航线达20条。5.5 气象条件#市属中北亚热带过渡性季风气候，四季分明。春季冷暖多变，雨量递增；夏季炎热潮湿，雨量不均；秋季日暖夜凉，雨量锐减54、；冬季寒冷干燥，低温少雨。由于境内地形复杂，高低悬殊，空间气候差异较大。山区冬暖夏凉，平原湖区冬冷夏热。西南山地垂直气候差异明显。#市气象局属于国家一般气象站启用于1957年12月，地处新江口镇五一路五号，位于北纬3011，东经11146，观测场海拔高度69.5m。多年测量当地的主要气象条件如下：1）气温：多年平均气温：16.8多年平均最高气温： 32.4多年平均最低气温： 2.0累年最热月平均气温： 27.5累年最冷月平均气温： 1.3累年极端最高气温： 39.7(1989年7月23日)日平均气温低于0的天数： 20天(最大值：1962年 42天)2）气压：多年平均气压： 1008.5hPa55、3）相对湿度：多年平均相对湿度： 774）风速：多年平均风速： 2.4m/s历年的定时最大风速： 17.0m/s(东北风，出现于1978.10.26) 仪高：10.5m5）降雨量：累年最大降雨量： 1851.4mm(1989年)累年最小降雨量： 874.0mm(1971年)历年的最大一日降水量： 259.2mm(1989.8.8)历年的最大6小时降雨量： 178.8mm(开始时间1989.8.8 3：44)历年的最大1小时最大降雨量： 86.9mm(开始时间1998.5.21 16：30)历年的最大10分钟最大降雨量：31.0mm(开始时间1990.8.10 20：50)6）蒸发量：多年平均蒸56、发量： 1367.6mm7）雾天日数：多年平均雾天日数： 24d累年最多雾天日数： 58d(出现在1958年)历年最多雷击天数： 57d(出现在1973年)8）多年平均日照时数： 1770.7h9）累年最大积雪厚度： 26cm(出现在1984.1.18)10）累年最大冻土深度： 8cm(荆州)5.6地质条件 场地、地貌该场地为丘陵岗地，残坡积扇地貌单元。 地层特性 拟建场地地层自上而下大致为：层耕植土：灰褐土黄色，主要由粘性土、粉细砂组成，表层含草根和少量腐植质，结构松散。层粉砂质粘土：深黄色、棕色，可塑，稍湿。层砂土：棕黄色、浅灰色，松散、较湿，含水量高。层中粗砂：棕黄色、浅灰色，稍密。层砂57、卵石层：杂色，以深灰色为主，稍密中密，强度较高，砾石含量约80，磨圆度一般。该层顶面埋深约89m。泥质板岩：强风化状，该层顶面埋深大约在1314m。 水文地质拟建场地主要含水层为第四系全新统砂卵砾石层，上部杂填土，孔隙度变化大，含上层滞水，水位和水量受大气降水及地表径流影响；其下粘土层，透水性和含水性较差，下部砾、卵石层，透水性和含水性好，含丰富的孔隙潜水；底部为强风化板岩，裂隙发育，含裂隙水。根据对周围环境的水文地质条件分析，拟建场地地下水对砼无侵蚀性。场地和地基地震效应评价根据中国地震动参数区划图（GB18306-2001），拟建区区域地震烈度为6度，地震动峰值加速度为0.05g，设计特征58、周期0.35S，设计地震分组为第一组。场地工程地质条件较为简单，无不良地质现象。6、工程设想6.1 全厂总体规划与厂区总平面规划布置 全厂总体规划#xx生物质能发电厂工程容量为130MW，一次规划建成。厂址位于xx市镇镇区南侧约1km处，该厂址地块形状呈矩形，用地面积约200亩，场地地形较为平坦。 .1 厂区项目总用地面积约13.3344公顷（合200.0亩），其中电厂厂区用地约2.62公顷（合39.30亩），燃料露天堆场面积约8.2644公顷（合123.95亩），灰渣综合利用场地约1.00公顷（合15.00亩），燃料倒运场地面积约1.45公顷（合21.75亩）。电厂主入口接厂区东北侧红东公路59、，燃料入口仍引接自红东公路，燃料露天堆场布置于厂区内。露天堆场可作为电厂施工生产及施工生活用地。.2 燃料运输本项目所需的燃料为可再生能源稻壳，花生壳或破碎后的秸秆，燃料的收购、运输、存储及供应由燃料供应公司负责。在厂区内设置棚库用于储存燃料，成品燃料（稻壳，花生壳或破碎后的秸秆）也可以在燃料露天堆场堆放，也可以直接将秸秆运至露天堆场。.3 除灰渣系统锅炉排渣经冷渣器冷却至200以下，经链斗输渣机送入渣库，并通过罐状汽车送至用户。锅炉烟气采用布袋除尘器方式处理，布袋除尘器飞灰通过正压气力输送方式送至灰库，并通过罐装汽车送至用户。本期工程灰渣考虑全部综合利用，在灰渣综合利用场地内设置缓冲堆渣场，60、电厂不设贮灰场。.4 水源本工程循环水系统采用自然通风冷却塔的二次循环供水系统。电厂水源循环水补给水取自西北方向的洈河，距离2.0km左右。.5 电气出线根据#电网的现况及发展规划，拟定电厂接入系统初选方案如下：本工程将以一回110kV线路接入系统，接入发电厂西北约0.5km处的110kVxx市变。出线采用110kV架空出线，型号为LGJ-240，长度约0.8km。电厂接入系统的最后方案，待接入系统设计审查后确定。.6电厂生活区由于本工程厂址距xx市镇区较近，因此，电厂生活区考虑设在xx市镇区。.7 施工区及施工生活区电厂工程建设利用燃料露天堆场和灰渣综合利用场地作为施工生产及施工生活用地。 61、厂区总平面规划布置根据规程、规范要求，总平面布置在满足生产、安全、卫生、经济及环境保护等方面的前提下，尽量节约用地，节约投资，降低运行费用。电厂容量为130MW，一次建成。根据以上原则，共布置两个方案，分别叙述如下。.1方案一本布置方案主厂房固定端向东北，扩建端向西南，向西北出线，进厂主干道自东北侧红东公路引接。厂区总体分为两个区域，主生产区、辅助生产及附属建筑区。主生产区采用典型三列式布置，由西北向东南依次布置110kV升压站、主厂房、燃料供应设施区。燃料供应系统包括一座燃料储存棚和一座卸料间，燃料输送采用皮带输送方式。本工程采用逆流式自然通风冷却塔的二次循环供水系统，冷却塔和循环水泵位于汽62、机房外侧，这样布置可使循环水管道距离较短。灰库布置于烟囱东南侧的厂区主干道侧，便于运输。锅炉补给水处理室及室外灌区布置于主厂房固定端，靠近主厂房布置。附属建筑包括综合办公楼、检修车间和材料库等依次布置于主厂房的固定端，入厂主干道周边。厂区入口分二个：主入口位于综合办公楼西北侧，自厂外红东公路引接，作为进厂主干道；次入口位于厂区东侧，仍与红东公路相连，作为燃料运输通道，以便于物料周转。.2方案二方案二与方案一布置基本相似，主要区别在于方案二主厂房固定端向东南，扩建端向西北，向东北出线，由东北向西南依次布置110kV升压站、主厂房、燃料供应设施区。进厂主干道仍自东北侧红东公路引接。.3方案比较两个63、总平面布置方案功能分区均较明确，布置紧凑，出线方便，实现了人流、货物分流，形成了统一的燃料装卸、倒运区域。相比之下，方案一的优点是电厂主厂区位于全厂主导风向上风侧，堆场区对主厂区影响较小，且主厂房等建构筑物大部分位于厂区挖方段，天然地基基础较好，地基处理费用较小，同时向西北出线110kVxx市变电站较为顺畅，另外电厂燃料入口处即为燃料倒运场地，极大的方便了燃料倒运，提高了运输效率。方案二在出线条件上也较为顺畅，进厂主次入口也较方案一基本相似，其主要优点为主厂区布置较为规整、紧凑，但方案二的缺点是厂内大部分建构筑物位于厂区填方段，地基处理费用较大，并且燃料倒运场地距离燃料入口较远，不利于燃料快速64、倒运。经分析比较，方案一地基基础较好，地基处理费用较低，出线顺畅，综合起来优点多于方案二。所以采纳方案一为推荐方案。 厂区主要技术经济指标序号项 目单 位指 标备 注1厂区围墙内用地面积hm22.62注12单位容量用地m2/kW1.0483厂区建（构）筑物面积m28540+3267厂内面积+燃料堆棚4建筑系数%32.605厂区场地利用面积m2165006场地利用系数%63.007厂区道路及广场面积m245858道路广场系数%17.509厂区围墙长度m715+1080厂区围墙+堆场区围墙10厂区土石方工程量挖 方m3注2填 方m311循环水管长度进水管40100排水管5012012厂区绿化面积m65、2524013厂区绿化系数%20.00注1电厂围墙内用地面积不包括规划的燃料露天堆场面积。注2场地由#市统一进行平整。 进厂道路及厂区道路进厂主干道及次干道均从厂区东北侧红东公路引接。进厂道路和厂区道路均为城市型，路面为素混凝土结构，主厂区进厂道路宽6m，燃料区进厂道路宽10m，主要的燃料消防道路宽为6m（城市型），转弯半径均不小于9m；次要道路（包括垛间道路城市型）宽为3.5m4.0m，转弯半径约6m7m，车间引道宽度及半径根据实际情况而定。 厂区竖向布置厂址为丘陵地形，厂内地形较为平坦，自然地面标高约为52.08 65.69m之间，高差较小。根据厂址地势、地形以及厂外红东公路坡度，由于厂址66、场地较为平坦，用地面积较小，拟采用一点式竖向布置形式，场地平整以厂区红线西侧角点(X=3316855.925，Y=575097.794)为基准点，定标高为55.86m，分别向东南（1%）和东北（0.5%）放坡。主厂房室内地坪标高暂定为55.90m。场地平整由当地开发区统一规划完成。电厂水源取自洈河，此河水最高洪水位为43.3m，电厂场地平整标高最低点为54.86m，将高于最高洪水位，电厂将不受洪水威胁。此外，有关厂址的内涝问题，目前还未有正式资料，但据当地老百姓讲，厂址区域从来也没出现过内涝。厂区雨水采用地面散排、道路集中的方式，地面雨水排往道路边沟，道路设横坡，其中6m及以上宽道路设双向横坡67、，4m及以下宽道路设单向横坡，横坡坡底设纵向街沟，纵向街沟坡底接雨水井，雨水汇往遍布道路侧边的雨水管网，雨水集中排往厂区周边的排水管网。由于电厂所在地雨季较长，降雨量较大，雨水井布置密度适量加大，雨水井间距控制在30m左右。堆场区域的道路排水采用混凝土盖板明沟，道路纵坡按0.5%左右，困难情况下不能小于0.3%，以保证堆场雨水能迅速就近排入雨水明沟。 厂区绿化规划绿化是电厂保护环境和美化环境的一项重要措施。良好的绿化，不仅可以利用植物吸收电厂生产过程中产生的废气、噪声和粉尘，减少其对周围环境的不利影响，有助于电厂树立良好的社会形象，在取得良好的经济效益的同时也取得良好的社会效益；而且可以调整厂68、区的小气候，为生产者提供一个安静卫生的生产和生活环境，以利于保护劳动者的身心健康和提高劳动效率，为文明生产创造良好的条件。本期工程厂区绿化设计的原则是：根据当地的气候和土壤条件，选择适合于本期工程的抗害性强、容易成活、生长旺盛的树种，结合电厂工艺流程、厂区总平面布置和建筑形式进行综合规划。厂区道路的两侧种植抗害性好、易成活、生长快的树种作为行道树，如油茶树。厂区内空敞场地广泛种植易成活、耐践踏的草皮，如结缕草。在厂界周围种植疏透林带，既利于厂区内、外风、温交换，又能阻挡、吸收有害气体和粉尘，减少对外界的影响，保持良好的生产和生活环境。电厂厂区绿化面积为5240m2，绿化系数为20.00%。6.69、2 主厂房布置工程主厂房布置按1120t/h高温超高压循环流化床锅炉+130MW汽轮发电机组设计。主厂房布置依次为汽机房、除氧燃料仓间、锅炉房、布袋除尘器、引风机及烟囱。6.2.1 主厂房布置的主要原则（1）电厂容量按130MW汽轮发电机组和1120t/h循环流化床锅炉考虑；（2）汽轮机的尺寸按国外设备考虑；其他两大主机的尺寸按国产设备考虑；（3）主厂房采用钢筋混凝土结构；主厂房布置主要满足锅炉燃烧的需要，以及适应电力生产工艺流程的要求，并且做到设备布局合理、工艺流程顺畅、管线连接短捷、整齐，厂房内部设施布置紧凑、恰当；通风、采光、排水设施良好；巡回检查的通道畅通，为电厂的安全运行、检修维护创70、造良好的条件。6.2.2 汽机房(AB列)布置汽机房跨度18.0m，柱距8.0m，汽机房共4个柱距，汽机房总长度为8.0m432m。汽轮发电机纵向布置，汽轮机为轴向排汽，凝汽器朝向固定端，发电机朝向扩建端。汽轮发电机中心线距汽机房A列柱7.5m，汽机房采用钢筋混凝土结构。在汽机房0.0m布置汽轮发电机、电动给水泵及其他辅助附属设备；高、低压加热器布置在4.5m加热器层。汽机房行车轨顶标高12.50m，汽机房屋架下弦标高15.6m。6.2.3 除氧燃料间(BC列)布置除氧燃料间合并为单框架，跨度为8.0m。除氧间总长度为8.0m432m。0.0m布置有10.5KV配电室、照明检修室、蓄电池室、371、80V厂用配电装置；5米层布置有电缆夹层、汽水管道等；8.0m为运行层，布置机炉集控室，有仪表分析室、冷却装置间、UPS室，电子设备间、化学加药间、药品储存室；13.0m为除氧层，布置一台除氧器、给料机、连续排污扩容器等；皮带层为23m；除氧间屋面标28.0m，布置有消防水箱；除氧燃料间固定端设有楼梯间，扩建端也设有从0m到屋顶的钢梯。6.2.4 锅炉房及炉后布置锅炉纵向排列，与汽机房垂直布置。锅炉为半露天布置，炉顶加顶盖。锅炉运转层标高为8.0m。一、二次风机分别布置于锅炉房零米锅炉尾部两侧，两台高压流化风机顺列布置在锅炉房K2-K3之间的零米层；锅炉两侧K1-K2柱之间，各布置一台冷渣机；72、炉后布置有一级布袋除尘器、引风机和烟囱。主厂房布置主要尺寸一览表见下表。主厂房布置主要尺寸一览表序号项 目单 位数 据一跨度尺寸1汽机房m18.02除氧煤仓间跨度m8.03炉前距离(C)(K1)m4.04锅炉跨度(K1)(K5)m29.3二柱距m8.0三主厂房全长1汽机房m322除氧煤仓间m32四高度尺寸1汽机房桥式起重机轨顶标高12.52汽机房屋架下弦标高15.63除氧层标高m13.04给料机层标高m13.05输料层标高m23.06除氧煤仓间框架屋顶标高m28.07烟囱高度m80.06.2.5 安装及检修设施汽机房检修场地设在扩建端。汽机房设置一台起重量为32/5t电动双梁桥式起重机，作为汽73、轮发电机安装检修及电动给水泵等辅助设备检修起吊用。每台锅炉顶部设1台2吨的电动葫芦单轨，起吊炉顶保温材料、阀门等小件物品，可以从零米吊至炉顶。在其余辅助设备上，设置起吊钩以便悬挂手动葫芦。6.2.6 露天布置的特点及防护措施1）锅炉炉顶设轻型顶盖；2）一次风机、二次风机、引风机等设备的电动机按露天布置要求确定防护等级；3）露天布置的管道上需经常操作的阀门，布置在能避雨的平台附近；4）锅炉平台开孔穿管处及屋面穿孔四周均设护沿，穿管上设防雨帽；5）露天布置的管道和设备的保温结构满足防雨要求。保温的保护层采用铝合金板。6.3 燃烧系统 6.3.1 燃料特性本工程设计燃料为农林秸秆，成份分析及灰熔点分74、析见下表：（系根据多种燃料的特性综合后，为锅炉设计拟出的计算值。）项目名称单位秸杆工业分析固定碳FCar%挥发份Var%81.37灰分Aar%7.3水分Mar%28.69发热量Qar，netMJ/kg10.69发热量Qar，netKcal/kg2554元素分析碳Car%30.23氢Har%4.29氧Oar%28.8氮Nar%0.636硫Sar%0.0526.3.2 燃料耗量锅炉容量小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（104t/a）1120t/h30.055661.2122.541 注：日运行小时数按22h计，年运行小时数按7500h计。 6.3.3 锅炉型号及主要参数如下： 型号： 高温75、超高压循环流化床锅炉额定蒸发量： 120t/h额定蒸汽压力： 13.7MPa额定蒸汽温度： 540给水温度： 240.5给水压力： 15.29 MPa排烟温度： 152锅炉效率： 90.072%锅炉燃烧计算成果如下表：编号计 算 项 目符 号单 位综合燃料1燃料耗量Bgt/h30.0552一次风量Q1Nm3/h644513一次风压力P1pa141384一次风温度T12395二次风量Q2Nm3/h453456二次风压力P2pa75287二次风温度T22398锅炉烟气量VyNm3/h1469619锅炉侧烟气阻力pypa39106.3.4 燃烧系统设备选择1) 燃烧系统的确定原则：既要保证设备的正常76、使用，又要使系统简化，降低投资和运行费用。2) 燃烧系统设计范围：从燃料仓出口到锅炉的燃料系统，从送风到引风的烟风系统以及点火油系统。3) 燃烧系统主要设备：(1) 燃料仓：根据燃料容重小的特性，以及输送设备比较保险，燃料仓只考虑1小时左右的锅炉BMCR耗量，每台炉2200m3(几何容积)。(2) 螺旋给料机：额定出力：060t/h，每炉一套，电机功率150kw 。(3) 一次风机：序号名 称符号单位数 值1风机型号/离心式2风机台数z台13风机入口风温t204风机风量Qm3/h864005风机压头HPa195006风机风量裕量系数/1.27风机压头裕量系数/1.28电机型号/9电机功率NkW77、75010电压VV1000011工作转速nr/min1500(4) 二次风机：序号名 称符号单位数 值1风机型号/离心式2风机台数z台13风机入口风温t204风机风量Qm3/h608005风机压头HPa130006风机风量裕量系数/1.27风机压头裕量系数/1.38电机型号/9电机功率NkW35010电压VV1000011工作转速nr/min1500(5) 引风机：序号名 称符号单位数 值1风机型号/离心式2风机台数z台23风机入口风温t1404风机风量Qm3/h1313005风机压头HPa85006风机风量裕量系数/1.17风机压头裕量系数/1.28电机型号/9电机功率NkW45010电压V78、V1000011工作转速nr/min1500(6) 高压流化风机：序号名 称符号单位数 值1风机型号/罗茨风机2风机台数z台23风机入口风温t204风机风量Qm3/h45005风机压头HPa500006风机风量裕量系数/2.27风机压头裕量系数/1.28电机型号/9电机功率NkW9510电压VV38011工作转速nr/min(7) 除尘器和烟囱秸杆燃料含硫份较低，为减少烟尘排放量，最大限度收集锅炉飞灰，满足日益严格的环境保护标准，本工程锅炉烟气除尘采用LPB型脉冲清灰布袋除尘器，过滤面积5000m2。该除尘器具有下进风、在线清灰、离线检修、外滤式除尘、过滤区全封闭、维护检修机外执行、操作方便、79、清灰效果好等特点，具有较好的用户业绩。本工程要求布袋除尘器保证出口含尘浓度小于50mg/Nm3，并要求制造厂家提供的布袋除尘器为露天布置，其上设有防雨罩和检修起吊设施。本期两台锅炉设一座钢筋混凝土烟囱。烟囱高度为80m，出口内径为2.0m。(8) 锅炉点火油系统本工程按#0轻柴油设计点火油系统，设置一座20m3的油罐，2台2.0m3/h，3.5Mpa的供油泵保障点火的需要，另设置1台5.0m3/h，0.4Mpa的低压油泵供厂内装载机加油用。6.4 热力系统6.4.1 主蒸汽系统主蒸汽系统为单元制系统。本工程锅炉的主蒸汽管道从锅炉过热器出口集箱接出，经电动闸阀至汽轮机的进汽管道，流经流量测量装置80、及电动主闸阀接到对应汽轮机主汽门。6.4.2 给水系统主给水系统采用母管制。设3根给水母管，即低压给水母管、高压给水冷母管、高压给水热母管。系统配置2台电动给水泵，1台运行1台备用。为防止给水泵在低负荷时产生汽化，另设给水再循环管。高压加热器设有电动旁路，当高压加热器发生故障时，高加旁路自动开启，系统经由高加旁路直接向省煤器供水。6.4.3 凝结水系统凝结水系统采用单元制。每台机组设置2台容量为最大凝结水量工况下的100%的凝结水泵，1台运行，1台备用。凝结水系统设有2台低压加热器、1台汽封蒸汽冷却器和1台高压除氧器。6.4.4 凝汽器抽真空系统凝汽器采用射汽抽气器抽真空系统。每台机组设置2台81、射汽抽气器。抽气管道由凝汽器汽侧引出后分别接至2台射汽抽气器。2台射汽抽气器1台启动时运行、1台用于正常运行，系统运行安全可靠。6.4.5 回热抽汽系统汽机回热系统设有6级非调整抽汽。抽气系统分别向2台高压加热器、1台除氧器和2台低压加热器供汽。当电厂供热时，厂区供热管道从二段抽汽引出，经电动隔离阀及止回阀后，接至厂区热网管道。为防止汽机进水和防止停机或甩负荷时汽机超速，在一至五段的抽汽管道上设置液动止回阀和快速电动隔离阀，主要用于汽轮机超速保护及防止进水的重要保护。6.4.6 加热器疏水系统高压加热器正常疏水时，疏水至除氧器；在高加故障时，事故疏水引入定期排污扩容器。低压加热器疏水将疏入凝汽82、器。6.4.7 循环水、冷却水、工业水及胶球清洗系统发电机空气冷却器、油冷却器的辅助冷却水系统采用开式循环系统，供水来自凝汽器循环水进口管，排至凝汽器循环水出口管。工业水由水工专业水泵送至主厂房，工业水管在主厂房内形成环网，分别向送风机、引风机、电动给水泵、空压机等设备提供冷却水。一台汽轮机凝汽器设胶球清洗装置一套。6.4.8 锅炉疏水及放气系统机组设置一台定期排污扩容器和一台连续排污扩容器，连续排污扩容后的蒸汽接至除氧器的汽平衡母管，其疏水排至定排扩容器；定排扩容器扩容后蒸汽排入大气，疏水经冷却后排入定排坑。 其它汽机所有汽、水系统设计合理，阀门布置尽可能在易于操作的位置。高、中压阀门尽可能83、使用同一厂家的产品。6.5 燃料输送6.5.1 设计原则1）本期可研编制范围为130MW汽轮发电机组+1120t/h循环流化床（CFB）锅炉，燃料输送系统按2台锅炉满负荷运行考虑，电厂年运行小时数为7500h；2）在满足燃料输送系统安全运行的前提下，做到系统流程简捷、流畅、实用，并满足环保要求，从而达到减少投资、便于生产运行及维护管理，提高综合效益的目的。6.5.2 燃料消耗量燃料消耗量见下表：锅炉容量小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（104t/a）1120t/h30.005661.2122.541注： 日运行小时数按22h计，年运行小时数按7500h计 6.5.3 燃料储存本工程主要84、燃料为农林秸秆，汽车运输进厂。在电厂内设置2座棚库用于储存燃料，每座棚库宽度33m，长度90m，燃料堆高按7m容重0.12t/m3计算，可储存燃料体积为15000m3，可以储存燃料约2100t，满足1120t/h锅炉满负荷运行时约3天的燃料消耗量。考虑到燃料的季节性和市场不确定性等因素，在电厂厂区围墙外设置露天燃料堆场作为缓冲，部分芭茅和秸秆可不破碎堆放，并在露天燃料堆场内设置破碎机。燃料露天堆场面积135亩，有效堆料面积约为4.9万m2，用于堆放巴茅和秸秆，燃料堆高7m，可堆放燃料约3.43万吨；燃料堆场贮存的燃料可以满足1120t/h锅炉约52天燃烧的需要。燃料堆场的卸料和上料配有直臂抓斗85、机和单斗装载机各2台进行作业。6.5.4燃料输送系统燃料输送系统为胶带输送机系统，系统出力45t/h，带宽1000mm。6.5.5 工艺流程燃料输送系统工艺流程为：汽车进厂露天料场铲车（汽车吊）给料斗1号胶带输送机干料棚桥式抓斗起重机给料斗2号胶带机3号胶带机犁式卸料器炉前料仓其中：1号胶带输送机为单路，2号、3号胶带机为双路。7.5.6 燃料输送系统辅助设备及设施在胶带机头部设检修起吊装置；在每个转运点设除尘装置。7.5.7 控制系统燃料输送系统的控制采用强电连锁、集中操作的控制方式。6.6 灰渣输送系统6.6.1 主要设计原则1）电厂容量为130MW发电机组。除灰渣系统按1台锅炉满负荷运行86、考虑，电厂年运行小时数为7500h。2）除灰渣系统按灰、渣分除设计。锅炉排渣经冷渣器冷却至200以下，经破碎后气力送至锅炉床料仓作为锅炉补充床料。锅炉烟气采用布袋除尘器方式处理，布袋除尘器飞灰通过气力输送方式送至灰库。每个布袋除尘器有两个灰斗，灰量均匀分布。3)本期工程灰渣考虑全部综合利用。6.6.2 锅炉设计燃料灰渣量由于燃料的多样化，锅炉燃烧的灰渣量是不同的，需根据实际情况选择燃料 ，锅炉燃烧灰渣量情况综合如下：锅炉灰渣量统计表锅炉容量小时灰渣量(吨/时)日灰渣量(吨/日)年灰渣量万(吨/年)灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣1120t/h2.471.9760.49454.3443.47210.8687、81.8531.4820.371注：1）日运行小时数22h，年运行小时数7500h。 2）灰渣比为80:206.6.3 除灰系统除灰系统采用气力输送系统。干灰从布袋除尘器灰斗排出，经气力输送系统输送至干灰库。由于本项目干灰完全综合利用，因此，在灰库下设置一台干灰散装机。干灰通过干灰散装机装入罐车里，然后送至用户进行综合利用。1）系统的工艺流程如下（本工艺流程图为一台炉的输送系统）：压缩空气袋式收尘器手动检修阀发送装置布袋除尘器灰斗手动检修阀发送装置排大气灰 库汽车散装机罐车至用户布袋除尘器灰斗压缩空气2）系统描述：布袋除尘器干灰通过仓泵经管道用正压气力输送至灰库，经布置在库顶的带式收尘器分离，88、然后进入灰库。布袋除尘器的灰量为1.976t/h，系统出力按大于总灰量的150设计，即2.96t/h。本电厂设1座灰库，灰库直径为8m，容积为650m3，可贮存1台120t/hCFB锅炉30h的干灰排放量。电厂灰渣全部进行综合利用用于生产复合肥，在灰渣综合利用场地上设置缓冲灰渣堆场，采用棚库结构形式散装堆放，四周设挡墙，顶部设防雨棚，棚内及四周设防尘喷洒系统，占地面积约1000m2，平均堆高约6m，能满足电厂130MW机组6天的灰渣堆放要求。缓冲灰渣堆场作为灰渣综合利用中断时灰渣储存的备用措施，也可作为厂内灰渣综合利用设施的原料堆场。缓冲灰渣堆场和灰库容量能满足电厂78天的灰渣堆放要求。根据项89、目实施时灰渣综合利用和电厂运行的实际情况，如果缓冲灰渣堆场容量不能满足事故备用要求，可以按以上标准建设更多的灰渣棚库，并形成集中的事故灰渣堆放区域。在灰库下设置1台干灰散装机和1台打包机，灰进行装灌车或打包，然后外运综合利用。为使灰库在卸灰时流畅，在灰库的库底设有气化槽，设置2台气化风机，一用一备，并配备一台空气电加热器，加热后的气化空气送入灰库，使库底的干灰处于流态化状态。3）压缩空气系统输送空气由位于除尘器附近的压缩空气站提供，设计选用3台20Nm3/min的螺杆式空压机及三套干燥过滤装置，二用一备，配有三台8 m3贮气灌，分别向气力输灰、布袋除尘器、化水车间及全厂仪用用气点供气。另外在空90、压机房安装两台灰库气化风机，供灰库库底气化用气。6.6.4 除渣系统：机械除渣系统1）系统的工艺流程如下：本系统是将锅炉排渣经冷渣器后，用机械方式输送到渣库。2）系统描述：锅炉排渣温度850900，每台炉配置二台冷渣器，渣经冷却到200以下，经链斗输渣机送至渣储存库，然后由单斗装载机送入碎渣机，经由气力输送系统送入锅炉用作床料。每台炉排渣量为0.494t/h，链斗输渣机的系统出力为15t/h。气力输送系统出力为1t/h，由罗茨风机作为动力，输送系统设3台出力为12.5 m3/min，压力为29.4kPa的罗茨风机，2用1备。6.6.5系统控制方式本工程的灰、渣和空压机系统的控制采用PLC程序控91、制系统并且有手动控制和试验能力，控制地点设在除灰控制室中，控制方式有自动、远方手动及就地控制三种方式，所有设备和阀门均可解除连锁，就地操作。6.7 供排水系统及水工建（构）筑物6.7.1 供排水系统6.7.1.1 电厂循环水用水量电厂130MW发电机组，其凝汽器、冷油器、空冷器冷却水量如下表：（循环水冷却倍率：夏季采用65倍，冬季采用45倍） 表6.7-1容量（MW）凝汽量（t/h）用水量（m3/h）总用水量（m3/h）夏季冬季空冷器油冷器给水泵夏季冬季130MW77500534651609060531537751台机组循环水量：夏季 1.48 m3/s， 冬季 1.05 m3/s6.7.1.92、2 电厂循环水补充用水量130MW机组补充水量如下表。 全厂夏季用水量表（130MW） 表6.7-2序号用水项目需水量（m3/h）回收水量（m3/h）实耗水量（m3/h）备 注1冷却塔蒸发损失6464（1.2%）2冷却塔风吹损失33（0.05%）3循环水排污水量2121（0.4%）4锅炉补充用水量13135供热3030预留供热可能水量6工业冷却用水57570回收作循环水补充水7生活用水0.50.5平均时用水量8未预见水量559净水站自用水量55合计141.5总补充水量141.5t/h。6.7.1.3 循环水系统1）循环水系统的选择根据电厂的水源、气象、地质条件和厂区用地等综合因素考虑，本工程循93、环水系统采用自然通风冷却塔的二次循环供水系统。2）循环水系统布置130MW机组的凝汽器、空冷却器、油冷却器，其冷却水采用自然通风冷却塔的二次循环供水系统。循环水经循环水泵加压后，用压力钢管将冷却水送入凝汽器，由凝汽器排出的温排水用压力钢管送入冷却塔，冷却后的循环水流回循环水泵的吸水池，从而形成冷却循环。其供水流程为：循环水泵吸水井循环水泵循环水进水管凝汽器循环水压力排水管冷却塔循环水泵吸水井。机组配3台循环水泵（泵性能参数Q=1772m3/h，扬程H=0.18MPa，电机功率120kW），以适应夏季、春秋季、冬季各循环水量的变化。机组采用一条循环水进水管（钢管），管径为DN1000（至凝汽器）94、和一条排水管（钢管）管径为DN1000（至冷却塔）。本系统主要建构筑物有：1000m2自然通风冷却塔、露天循环水泵吸水坑、埋地的循环进排水压力钢管。冷却塔布置在主厂房A排外的一侧。循环水泵布置在冷却塔的前面，采用露天布置，以力求循环水管距离最短，节省投资和运行费用。3）循环水系统的冷却塔初步收集该地区频率为P=10%的气象条件资料如下：干球温度 : 30.8湿球温度 : 27.8相对湿度 : 80%大气压: 980hPa初步确定130MW机组选配的自然通风冷却塔参数如下：淋水面积：1000m2塔高：50m零米塔半径：19.7m喉部半径：10.56m塔出口半径：11.96m进风口高度：3.5m供95、水净扬程：7m4）循环水泵吸水坑循环水泵吸水坑与冷却塔水池联接。每台循环水泵进水流道水部分，设有滤网、滤网配备有冲洗装置及电动葫芦的起吊装置。6.7.1.4 补给水系统1）补给水泵房电厂水源为洈水，取水口位于xx市镇洈水河段。初步确定取水泵房为框架式，采用取水头部、自流引水管、进水间和泵房的取水方式。进水间和泵房为合建，平面为矩形结构，补充水泵选用二台（一用一备），每台流量为142t/h，扬程0.35MPa。吸水井设有平板滤网，布置有配电设备及供泵和平板滤网检修用的起吊设施。2）补充水管从取水口至电厂补充水管采用1条，为了电厂安全供水，当遇补给水管检修时，可采用开发区自来水作检修备用水源。管线96、长约1500m，沿地下敷设，部分沿开发区规划道路敷设，管径为DN250，管材为钢管，到厂区后进入一体化净水处理设备。 6.7.2 厂区给水系统6.7.2.1 概述厂区给水系统包括循环水补充水、工业给水、化学水处理给水、消防补充水、及生活给水。生活给水水源来自城区自来水公司供水管网，其它给水水源均来自电厂自备取水构筑物。6.7.2.2 净水站本工程的原水预处理采用“直列式混合一体化净水处理设备”的处理工艺，此类一体化絮凝沉淀设备已经用于多个电厂，较机械加速澄清池占地面积小，出水效果好。选用一体化净水处理设备2套，每套处理能力为100m3/h，原水经过加药、混合、絮凝、澄清过滤后分别进入工业消防水97、池和冷却塔的集水池。6.7.2.3 工业消防水池选用一座，总容量1400m3，水池分为两格，两格之间有联通阀相连结，每格容量为700m3（其中每格消防用水储量648m3）。为了保证消防水量的储量不作它用，采用了池中有水位控制的措施。6.7.2.4 综合水泵房内主要设备工业水泵2台（一备一用）：Q=60t/h，H=0.54MPa，N=22kW化学水升压泵2台（一备一用）：Q=1530t/h，H=0.350.50MPa，N=5.5kW消防水泵2台（一备一用）：Q=216t/h，H=0.80MPa，N=75kW消防稳压泵2台（一备一用）：Q=18t/h，H=0.85MPa，N=4kW泵房内还布置起重98、设备、检修场，配电室等设施。在综合水泵房旁设预处理加药车间一座，内安装有混凝剂加药装置两台，运行方式为一运一备，设杀藻剂加药装置一台。6.7.2.5 循环水补给系统经一体化净水处理设备处理合格的水，通过DN200自流钢管向冷却塔水池补水。6.7.2.6 工业水系统通过综合水泵房内安装的工业水泵2台（1用1备）向工业水管网输水，把水输送至各工业用水点。6.7.2.7 厂区生活给水系统全厂生活水最大时用水量约为0.5m3/h。生活给水水源来自自来水公司供水管网，电厂围墙外1m接管，管径DN100。6.7.3 排水系统及污水处理厂区生活污水、生产废水及雨水排放采用分流制排水系统，处理达标后集中回收利99、用，利用不完的少量废污水达标排放。厂区日最大设计生活污水流量为10t/d，最大小时处理能力为1t/h。生活污水由厂区污水管网排至生活污水调节池。厂区设一套XHS-1地埋式生活污水处理设施，采用生化处理技术接触氧化法，该设备具有占地少、基本不产生污泥、对周围环境影响小、维护管理方便等优点。经处理达标后的生活污水可用于厂区冲洗、绿化。处理后产生污泥与锅炉灰掺混后外送。生产废水处理（见化水专业论述）。厂区排水经相应处理后经排水管网排至开发区排水管网。厂区雨水经过雨水管道收集后排至开发区雨水管网。6.7.4 消防给水系统6.7.4.1 消防水量根据消防规范，当厂区占地面积小于100hm2，居住区与厂区100、分开，故同一时间内火灾发生次数可按一次考虑。稻谷壳、秸秆堆放场，分为多个单元堆放场，每单元堆放场面积约为35144m2，其内控制堆放稻谷壳量约18000t，且设计为一个防火区，各单元堆放场将有消防间距分隔离。电厂主要消防分区用水量见下表 表6.7-3序号消防对象消防标准消防水量(L/s)总水量(L/s)火灾延续时间（时）火灾延续时间消防水量(m 3)备注1主厂房区室外消防，同时用6支水枪，每支按5L/s30452324室内消防，同时用3支水枪，每个按5L/s152秸秆堆放场室外消防，同时用4支水枪，每支按15L/s6060612963辅助建筑物室外消防，同时用4支水枪，每支按5L/s20352101、252以办公楼为主室外消防，同时用3支水枪，每支按5L/s15从上表可看出，消防耗水量最大为单元秸秆堆放场区，消防水量为1296m3，其次主厂房区为324m3 。6.7.4.2 消防水池根据消防水量计算结果，确定消防水池容积为1296m3 。为了提高消防水池利用可靠性，与工业水池合并为两格，每格容量为700m3（其中消防用水储量648m3）。为了保证消防水量的储量不作它用，采用了池中有水位控制的措施。6.7.4.3 消防水泵消防泵布置在综合水泵房内，消防水泵选用2台（一用一备）（Q=216t/h，H=0.80MPa）和稳压泵2台（一用一备）（Q=18t/h，H=0.85MPa）向消防管网输水。102、以保证主厂房、燃料场及厂区各建筑物的消防用水。其消防出水管有两条，分别与环形消防管网连接。6.7.4.4 电厂区室内、外消火栓消防系统 1）室外消火栓消防管道在主厂房、燃料场、燃油库区等区域为中心形成环网，以保证重要的建筑物及易燃地区可从不同方向供水，主厂房区环形管网管径为DN200，在消防给水管网上设置管段隔绝阀，当管网中部分管段事故或检修时仍能保证消防水量的供给。室外消火栓采用地上式消火栓，出水口为一个DN100mm和一个DN65mm的接口。2）下列建构筑物内设有室内消火栓给水：主厂房、燃料综合楼等处设有室内消火栓。室内消火栓均采用减压式，使消火栓栓口出水压力不超过0.5MPa。室内消火栓103、布置间距不大于30m，其布置应保证有两支水枪的充实水柱同时到达室内任何部位。6.7.4.5电厂各系统的消防措施1）主厂房的消防措施主厂房（汽机房、锅炉房）室内消防给水管道应为环形母管，且与室外消防水管的连结不少于两处。各层均设有室内消火栓，在环形母管的各立管顶部设有排气阀，便于系统运行迅速。室内消防管网用阀门分成若干独立管段，当某段故障时，停止使用的消火栓每一层中不超过5个；关闭的立管数量不超过2条。消火栓的位置按规范要求设置。为保证主厂房室内消防用水，在主厂房固定端和扩建端设有水泵结合器，且该处便于与消防车连接。控制室、电缆夹层、电缆隧道的电缆交叉密集处、电缆竖井均设有移动式灭火器具。2）稻104、谷壳、秸秆堆放场区消防措施稻谷壳、秸秆堆放为电厂重点防火区，采用水消防系统。燃料露天堆场的各单元堆放区之间按规范要求保持消防间距，四周均设环形消防道路。距离堆场较近、位于堆场下风侧的建筑物与堆场之间可根据情况设置防火墙、防护林带等防护措施。目前国内尚没有秸杆、稻壳堆场消防设计规定，其火灾危险性和灭火方式均参照现行建筑设计防火规范有关规定执行。具体实施应取得当地消防部门的批准。其消防措施如下：l 把稻谷壳、秸秆堆放场分割成几个单元堆场，称“单元消防堆场”，每单元消防堆场之间均有15m防火间隔。l 每个单元堆场消防水量为1296m3 ，并按火灾延续时间为6小时设计。l 采用水消防系统。消防水管在每105、个单元堆放场区四周布置成环状。每隔80m设有室外地上式消火栓，该消火栓有一个直径100mm和两个直径65mm的栓口。l 在地上式消火栓旁，设有消火箱，内放置有龙带和喷枪。l 稻谷壳、秸秆堆放场设置消防值班室，建立消防值班员巡视制度，并配有随身携带的步话机，可随时与主控制室联系。并通过设在主控室内的消防控制盘，及时起动消防水泵，且发出火灾广播。3）室内稻谷壳、秸秆棚库消防措施主要采用水消防系统。库棚室外四周布置成环状消防管网，并布置有两个直径100mm和两个直径65mm的室外消火栓共4个，库棚内布置4个室内消火栓，并增加设置一定数量的移动式灭火器。4）变压器消防由于主变容量较小，故不设水喷雾灭火106、系统，但变压器附近的室外消火栓配备有喷雾式消防水枪，可以用于其它变压器的消防。在变压器附近还配备有推车式和手提式干粉灭火器及灭火砂箱，另外设有事故油池，当变压器火灾时，可将油排入事故油池，避免火势蔓延。6.7.4.6 灭火器材的配置在主厂房、集控楼、及其他建（构）筑物等处设置一定数量的移动式灭火器，用以及时扑灭初期火灾。各建构筑物与设备的灭火器材配置按建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）的规定进行选择和配置。变压器区域配置推车式移动干粉灭火器。6.7.5 消防排水室内消火栓灭火时，排水排入地面水排放系统，当通过机械排水时，排水量按2支消火栓流量确定。室外消火栓灭火时，排水排入室外107、雨水排放系统。6.7.6 火灾报警及控制系统设计全厂采用一套火灾报警系统，全厂共分成4个火灾报警区域，分别为主厂房、日用油罐、主变压器、燃料仓等区域。火灾检测与报警系统由布置在集中控制室内的中央监控盘、电源装置、区域报警控制盘、报警触发装置（手动与自动两种）及探测元件等组成。中央监控盘负责全厂火灾检测及报警系统的监控，区域报警控制盘与中央监控盘相联接。报警方式分手动和自动两种。报警手动方式：运行人员在就地巡检中，如发现火灾，则手动按下该区域的手动报警器，控制室内运行人员就可得知该区域有火灾。报警自动方式：通过用于各种不同检测对象的探测器产生的火灾电信号发送至区域报警控制盘和中央监控盘，发出声光108、信号。通过线性感温电缆的测温装置，完成对全厂电缆隧道、电缆夹层的温度在线监测和火灾报警功能。火灾探测及报警区域划分如下：建（构）筑物和设备区域火灾探测器类型一、主厂房区集控室（1）控制室、电子设备间、工程师室、网络机室感烟型和感温型组合（2）电缆夹层线型感温型2.锅炉房（1）给料机、锅炉本体燃烧器区域感温型（2）电缆桥架、电缆坚井线型感温型汽机房（1）汽机中间层油管，主润滑油箱，EH油箱，给水泵区域感烟型和感温型组合（2）电缆桥架，电缆竖井线型感温型4.其它（1）继电器室感烟型和感烟型组合（2）电缆隧道线型感温型（3）空压机室感温型二、稻壳燃料堆场系统线型感温型 感温型三、燃料棚库线型感温型 109、感温型四、主变压区线型感温型 感温型6.7.7 水工建（构）筑物本工程主要建构筑物有：自然通风冷却塔、循环水泵房、综合水泵房、补给水泵房地埋的循环进排水压力钢管。6.7.7.1 自然通风冷却塔130MW机组采用淋水面积F=1000m2自然通风冷却塔1座。6.7.7.2 循环水泵房循环水泵房采用露天布置，吸水池前段深2.2m，长4.1m，后段深3.75m，长3.8m。水池内用隔墙分为三个流道，每台泵对应一个流道，流道宽2.0m，总宽度为8m。水泵底座固定在吸水池后段末端盖板上，泵坑采用现浇钢筋混凝土结构。循环水泵房至凝汽器及凝汽器至冷却塔的循环水压力管道各采用1根DN1000钢管。6.7.7.3110、 综合水泵房综合水泵房设在厂区内，泵房内安装有消防水泵、工业水泵、化学水升压泵、化学反冲洗泵，泵房为半地下结构；下部为现浇钢筋混凝土结构，上部为砖混结构，地下部分净空尺寸为：长宽深=7m4.5m2.0m，地上部分净空尺寸为：长宽深=14m4.5m5m。6.7.7.4 工业及消防水池厂内设有1400m工业及消防水池，水池分为两格，两格之间有联通阀相连结，每格容量为700m3，为半地下现浇钢筋混凝土矩形水池，两者合建在一起。每格净空尺寸为：长宽高=14.8m12.5m4.0m。6.7.7.5 补给水泵房泵房进水间尺寸为BLH=5.0m6.0m5.0m，零米以上BLH=5.0m5.0m 5.0m，中111、间框架部分尺寸为BLH=5.0m5.0m10.0m。泵房与岸边道路之间通过引桥相连。6.7.7.6 地基处理根据厂址相关的岩土工程地质资料，本工程地震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g，设计特征周期0.35S。场地地质条件较好，主要水工建（构）筑物拟采用人工地基。6.8 化学水处理系统6.8.1 锅炉补给水处理系统.1 电厂汽水平衡1）锅炉总蒸发量： 1120t/h=120t/h2）厂内水汽损失汽水正常损失率： 5 % 汽水正常损失量： 6 t/h 3）锅炉排污损失率： 2 % 锅炉排污损失量： 2.4 t/h4）机组启动或事故增加损失率：10% (为最大一台锅炉最大连续蒸发量)112、。机组启动或事故增加的损失量：12t/h此部分由除盐水箱提供。 5）自用水量： 1.6 t/h； .2 水处理系统出力 根据以上各损失量统计，锅炉补给水正常补水量为10t/h；本期锅炉补给水处理设备处理出力按110 t/h考虑。水处理除盐系统按“超滤+反渗透（RO）脱气膜+EDI系统”设计，水处理系统正常连续供给除盐水量为10 t/h，除盐水箱容积为2200m3，启动或事故增加的水量可由除盐水箱供给。6.8.1.3 水源与水质 电厂水源为洈水河，08年5月上旬在取水点取水样分析如下：项 目mg/Lmmol/L项 目mg/Lmmol/L阳离子K+Na+1.53+3.000.170硬度总硬度139113、2.77Ca2+53.72.68非碳酸盐硬度22.00.44Mg2+1.110.091碳酸盐硬度1172.33Fe2+0.0220.001负硬度Fe3+0.0170.001酸碱度甲基橙碱度1172.33Al3+0.0080.001酚酞碱度00NH4+0.2870.0159酸度0.009合计59.72.96pH值8.52阴离子Cl-7.60.214项目游 离CO20.770.0176SO42-22.80.475耗氧量O2(Mn)1.61HCO3-1422.33溶解固形物172CO3=00全固形物196NO3-4.00.065悬浮物24NO2-0.0310.001全硅(SiO2)2.120.035114、3OH-00非活性硅 (SiO2)0.800.0133合计1763.08其它（根据需要）总合计2366.04离子分析误差1.99%溶解固体误差2.02%pH值分析误差0.03注：为便于衡算，表中离子的mmol/L浓度使用当量浓度表示；硬度、碱度mg/L的数据是以mg/LCaCO3为单位的，摩尔浓度是以1/2Ca(Mg)为基本单元的。.4 水处理系统的选择根据原水水质特点和机组汽水标准，锅炉补给水处理系统流程为：来澄清水清水泵加热器自清洗过滤器超滤装置超滤产水箱超滤产水泵5m保安过滤器RO高压泵RO装置淡水箱升压泵保安过滤器脱气膜装置 EDI装置除盐水箱除盐水泵主厂房。1）系统的运行方式超滤、反115、渗透装置及EDI装置投运和停运均为程序控制,也可远操和就地控制运行。系统操作采用计算机控制。2）设备布置锅炉补给水处理系统为一独立的建筑区域。分别由水处理间、化学实验楼及室外水箱等组成。化学水处理间内布置超滤装置、反渗透装置、EDI装置、超滤水箱、淡水箱等，车间跨度16m，长约30m；化学实验楼设有水分析实验室、油分析实验室、控制室及配电间等；除盐水箱布置在室外。3）主要设备规范主要设备规范见下表序号设备名称主要规范单位数量1清水泵Q=1530m3/h，H=0.350.5MPa台22超滤装置Q=15m3/h套13超滤产水箱V=20m3台14反渗透保安过滤器5m，Q=15m3/h台15反渗透高压116、泵Q=15m3/h，P=1.50MPa台26反渗透装置Q=11m3/h套17淡水箱V=20m3台18脱气膜装置Q=11m3/h套19EDI升压泵Q=11m3/h，P=0.50MPa台110EDI装置Q=10m3/h套111除盐水箱V=200m3台212除盐水泵1Q=10m3/h，P=0.50MPa台213除盐水泵2Q=30m3/h，P=0.50MPa台114反渗透加药装置1箱2泵套315超滤加药装置1箱2泵套2 16化学清洗装置含清洗水箱、清洗水泵等套16.8.2 化学加药系统机组设一套化学加药装置，整套装置包括磷酸盐溶液箱、氨溶液箱、联氨溶液箱各二台，磷酸盐计量泵、氨计量泵、联氨计量泵各两台117、,计量泵均为一台运行,一台备用。加药方式采用自动加药方式。6.8.3 汽水取样机组设一套汽水取样装置,分别为高温盘和仪表盘，仪表盘上设置有凝结水、给水、炉水及蒸汽等取样点。汽水取样分析装置由计算机进行控制，实现自动取样、自动分析和监督，以提高机组热力系统水、汽取样和分析的适时性、准确性，并便于集中管理。另外，通过人工取样设施，可以定期进行分析和校核工作。取样及加药装置共同布置在主厂房内。6.8.4 循环冷却水处理系统本工程的循环水采用二次循环方式，根据水质分析资料，循环水的加药按常规设计考虑，即采用加杀菌剂及加阻垢剂处理，就能满足循环冷却的安全运行。为了防止系统管壁上滋生微生物，影响冷却系统的118、热效率，工程上考虑采用人工间断投加氧化剂的方式，暂不考虑设置固定的加药装置，待电厂运行后，再根据实际情况酌情处理。循环水加药设备设置一套阻垢剂加药装置，阻垢剂溶液箱二台，阻垢剂计量泵二台，计量泵为一台运行，一台备用。6.8.5 工业废水处理系统由于本工程锅炉补给水采用全膜除盐处理方式，故系统无酸碱性废水排放。为节约用水，EDI装置浓水送至超滤产水箱，反渗透装置的浓水回用于超滤反洗，超滤装置的浓排水、反洗排水和用不完的反渗透装置浓排水经处理后回用至供水专业。6.9 电气部分 电气主接线电厂130MW发电机组，采用发电机变压器组接线，通过主变压器升压至110kV，以1回架空线接入110kV配电装置119、。发电机出口电压为10kV。主变压器容量选择为40000kVA，型号为：SF10-40000/110。本期110kV配电装置为变压器断路器线路组接线由厂外引入1回10kV应急检修电源至厂用10kV应急检修段。 电气布置本期130MW发电机由共箱母线接入列外主变压器,经变压器升压后,经架空线接入110kV配电装置。 厂用电接线及布置.1 厂用电系统本工程高压厂用电采用10.5 V，其中性点采用不接地方式。10kV厂用电按炉分段，其工作电源引自发电机出口。应急检修电源自10kV应急检修段。正常工作时，工作段和应急检修段之间母联开关处于合位。设两台低厂变，分别接自10kV工作段和应急检修段，互为备用120、。低厂变容量为2000kVA。低压厂用电系统采用动力、照明并用的380/220V中性点直接接地系统。采用PC、MCC供电方式。主厂房工作母线按炉分段，由相应的低压厂用变压器供电。在燃料输送、除尘、水工和化水系统等公用负荷的中心设MCC,其电源接在主厂房内PC段。.2 厂用电布置10kV及380/220V厂用电配电装置均布置在主厂房零米层、排柱间。该布置方式充分利用空间，并在负荷中心，布置合理，节约电缆。燃料输送和除尘系统、水工和化水处理系统输送及其他辅助车间的配电装置均布置在位于负荷中心的电气配电间里。 主要电气设备选择 根据短路电流计算，拟选用如下主要电气设备以满足其动、热稳定的要求： 11121、0kV SF6断路器： LW6110 1250A 40kA110kV隔离开关: GW4IID -126W 630A 31.5kA 双接地GW4ID -126W 630A 31.5kA 单接地110kV电流互感器: LCWB-110 2200/5A110 kV电压互感: TYD-0.01H 10kV共箱隔相式封闭母线: GXFM 2500A10kV厂用高压开关柜: KYN28A-12 金属铠装高压开关柜 配国产真空断路器，40 kA ;配JPBHY5CZ1-12.7/41-20组合式过电压保护器;PT柜装JWSX-B型消谐选线装置; 配带电状态显示器。380/220V低压开关柜: GCS 金属分122、隔式或固定式开关柜 励磁系统本工程励磁系统采用可控硅静态励磁系统，系统简单，运行可靠。功率柜和励磁变(含励磁变三相CT)均布置在汽机房出线小间内。调节柜布置在主厂房电子设备间。 电气控制及保护测量6.9.6.1 控制方式本期工程130MW机组，采用炉、机、电单元控制室控制方式，共用一个控制室。电气设备的控制全部由DCS系统实现，不再设置常规二次控制屏。燃料系统全部纳入DCS系统或采用PLC控制。6.9.6.2 监测方式发电机、主变、110kV线路等重要回路装设有多功能脉冲电度表，脉冲量送入DCS系统。其余重要模拟量及电气元件状态开关量亦送入DCS系统处理。所有电气报警及电气元件状态信号应能在C123、RT屏上显示，取消常规信号系统。6.9.6.3 元件保护为方便与DCS接口，所有元件保护均采用微机型。其中，发电机、主变保护组屏集中布置；低压厂变、高压电动机保护分散布置在10kV开关柜内。.4 直流系统及UPS装置本工程装设一套直流系统。系统电压为220V，直流系统由蓄电池组、充电器、直流主屏及直流分屏等组成。其中设置一组400Ah阀控式密闭铅酸蓄电池，蓄电池配一台充电器，另外设置一台备用充电器。直流系统采用单母线接线，装设选线报警功能的微机绝缘监察装置，蓄电池的工作充电器接于负荷母线上。蓄电池组不设端电池，蓄电池组以全浮充电方式运行。充电器的容量选择均考虑2台工作充电器输出电流均按蓄电池事124、故放电后补充电同时带经常负荷，按5X20A/230V选充电屏。直流主屏布置在7m层电子设备间。蓄电池布置在0m层蓄电池室内。为了保证单元机组的计算机、自动装置、智能装置、调节装置及热工仪表等不停电负荷的不间断供电，每单元机组将装设交流不停电电源（UPS）装置。交流不停电电源采用静态逆变装置，采用220V单相输出，UPS装置不带蓄电池。根据工艺专业的负荷资料，选择一套20kVA UPS。6.9.6.5 自动装置本工程配置的自动装置主要包括同期装置、备自投装置等。机组的计量屏，同期屏等电气二次设备屏均集中布置在主厂房电子设备间。6.10 热控部分遵照火力发电厂热工自动化设计技术规定，结合本工程生物125、质电厂的特点，根据主、辅设备及工艺系统的可控性，制定相应的控制策略，本工程拟采用的热工自动化系统，将达到当前国内同类型机组中先进适用的控制水平。 控制方式.1 主厂房控制方式锅炉与汽机按单元制方式运行。为了加强炉、机、电之间的联系配合及协调工作，便于全厂性的指挥管理，改善运行人员的工作条件，在适当的时候，尽可能精简运行人员，确保机组安全、可靠、经济运行。拟采用炉、机、电集中的控制方式，并在主厂房运转层，设置一个集中控制室和电子设备间。集中控制室内不设常规仪表控制盘，单元机组及其辅助系统的监视和控制是靠微机分散控制系统（DCS）友好的人机接口（操作员站）来实现，操作员站采用独立式操作台，台上布置126、液晶显示器（LCD）及操作键盘、鼠标；为了安全稳妥、以防万一，拟考虑当DCS系统故障时需采取的紧急措施，在操作台上设置部分硬接线方式的后备操作开关 （如紧急停炉、紧急停机、紧急停发电机、汽包事故放水门、汽机交、直流润滑油泵启动等），操作台后可布置辅助控制盘。电子设备间内布置DCS控制机柜、DEH机柜、ETS及TSI机柜、电源柜、继电器柜等。.2 辅助车间控制方式所有辅助车间纳入主厂房DCS控制系统控制,全厂的主、辅系统由一套DCS 来控制。辅助车间控制系统拟根据其所处地理位置及与机组运行联系的密切程度，通过在相应车间的电子设备间内设置DCS远程I/O(站)，实现在集控室的集中控制，即一点监控，127、使辅助车间具有较高的自动化水平。就地车间不设控制点，但为了 满足调试、初期运行的需要，可在化水、除灰车间等部分电子设备间内，设置临时操作员站。 控制水平主厂房内主、辅设备及系统（锅炉、汽轮发电机组、除氧给水等）的监视和控制主要由微机分散控制系统（DCS）实现。DCS的功能包括：数据采集与处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、简易的炉膛安全监控系统（FSSS）及电气监控系统（ECS）等。以DCS为监控中心的控制系统，将在各种运行工况下，完成对主、辅设备及系统的参数监视、回路调节、联锁保护、顺序控制、操作指导、图表显示、报警管理、打印记录、分析计算等。运行人员在集中128、控制室能实现下列运行工况的操作：1）在就地人员巡回检查和少量操作的配合下，实现对主、辅设备的启动、停运2）机组正常运行的监视和控制3）机组异常运行的报警处理4）当主、辅设备发生事故时，通过联锁保护或人工干预，自动或手动切投有关系统及设备。5）即时响应电网负荷变化的需求DCS系统按总线冗余、控制器冗余、供电冗余等配置，对DCS的I/O点、模件糟、电负荷、控制器CPU负荷率、总线负荷率等留有充分的裕量，并考虑最大限度的可用性、可控性、可靠性、可维护性及可扩展性。DCS预留与厂用监控信息系统（SIS）的数据通讯接口，为进一步提高电厂管理水平提供条件。建议由锅炉厂配供FSSS的就地控制设备（包括：火检129、和冷却风机、油枪、点火器及其推进机构和就地控制先箱）等，并负责落实锅炉本体与FSSS的接口；建议由汽机厂配供与机组相适应的低压透平油电液调节系统（DEH）、汽机危急跳闸系统（ETS）及汽机安全监视仪表（TSI），并考虑DEH、ETS与DCS一体化，尽可能适应单元制机组灵活多变的运行方式。 设备选型控制水平及规模确定后，设备选型是保证控制系统功能实现的关键。拟选用技术先进适用、性能稳定、开放性好、经过运行考验确信可靠，且价格合理的热工自动化设备，以满足机组安全、可靠、经济运行。6.11 土建部分6.11.1 建筑本工程设计规模为130MW机组。根据工艺要求，电厂建（构）筑物主要包括：主厂房、屋外130、配电装置、除尘器支架、引风机室、烟囱、烟道、空压机室、化学水处理室及化验楼、燃料贮存及输送、综合办公楼、传达室等。汽机房跨度18m，柱距8m，共4跨，行车轨顶标高为13.1m。汽机房钢梁底标高15.3m。除氧料仓间进深8m，柱距8m，共4跨，有五层，分别为0.00m，5.00m，8.00m，13.00m、23.00m层。在0.00m层作为10千伏配电室、380/220伏配电室、蓄电池室等；5.00m层供热机专业管道通行；在8.00m层布置了热控电子设备间、集中控制室、空调机房等；13.00m层布置除氧器、给料机等；23.00m层为燃料皮带层及屋面。主厂房各车间以自然采光为主，辅以人工照明。6.131、11.1.1 主厂房交通水平通道：汽机间0.0m层各设备之间及设备周围留有运行维护通道，靠A、B排柱内侧留有贯通汽机间的纵向通道；在厂房固定端、扩建端，并结合通行检修大门形成环型通道。8.0m运转层采用平台布置方式，其运行、维护通道宽敞。垂直交通：主厂房除氧间固定端，设有通往各层的主楼梯，除氧间扩建端外侧，设有钢梯，供消防专用；汽机间每台机组头部，设有巡视钢梯，锅炉间适当位置也设有巡视钢梯，可通至锅炉各部位。6.11.1.2 建筑设计全厂的建筑在风格上力求统一协调，立面处理力求简洁、大方，充分体现出工业建筑的特点。6.11.2 结构设计6.11.2.1 建筑（构）物地基基础根据厂址相关的岩土工132、程地质资料，本工程地震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。场地地质条件较好，主要水工建（构）筑物拟采用人工地基。.2 设计采用的主要技术数据基本风压值： 0.30kPa抗震设防烈度： 6度地震动峰值加速度： 0.05g6.11.2.3 厂房结构主厂房横向由汽机房外侧柱和除氧间框架组成框、排架承重结构体系。主厂房纵向采用现浇钢筋砼框架结构。汽机房屋盖采用钢屋架承重，双层保温压型钢板屋面。汽机房吊车梁采用钢筋砼结构；汽机房固定端、扩建山墙，采用现浇钢筋砼结构承重，用空心砖进行填充封闭。烟囱高80m，出口内径2.0m，采用单筒钢筋砼结构，内衬为耐酸陶土砖。烟道采用框架式支架承重。6.1133、1.2.4 其它建(构)筑物1） 电气配电装置屋外配电装置，采用预应力砼环杆和钢横梁支架结构，现浇钢筋砼基础。2） 化水建筑物化水车间由水处理室与化验楼组成，化验楼为现浇钢筋砼框架结构，水处理室为钢筋砼排架结构。3） 燃料建（构）筑物燃料储存间：为单跨钢筋砼排架结构，储存间跨度33m，长度117m，屋盖下弦标高18m。屋盖采用轻钢结构、单层压型钢板屋面。4）其它辅助和附属建（构）筑物当柱距大于6m并承受较大荷载的厂房，单层采用排架结构；多层采用框架结构；其它为混合结构。当柱距小于6m，且荷载较小的建筑采用砖混结构。6.12 暖通部分6.12.1 设计标准采暖通风与空气调节设计规范 （GB500134、19-2003）火力发电厂设计技术规程 （DL5000-2000）火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程 （DL/T5035-2004）通风与空调工程施工质量验收规范 （GB50243-2002）工业企业噪声控制设计规范 (GBJ 87-85) 小型火力发电厂设计规范 (GB50049-94) 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程 （DL5053-1996）环境空气质量标准 （GB 30951996）6.12.2 室外气象参数由于湖北#市靠近江陵，暖通气象参考江陵的气象资料，以下数据摘自GBJ19-87江陵台站（北纬3020，东经11211）的数据。日平均温度5的天数：63夏季通风室外计算（135、干球）温度：32夏季空气调节室外计算（干球）温度：34.6冬季通风室外计算（干球）温度：3冬季空气调节室外计算（干球）温度：-4夏季室外计算相对湿度：83%冬季室外计算相对湿度：77%冬季室外风速：2.5m/s夏季室外风速：2.3m/s冬季主要风向及其频率 C 23% N 19% 夏季主要风向及其频率： C 20% S 17%6.12.3 室内气象参数6.12.3.1 通风室内设计参数 名 称夏季最高排风温度（）夏季作业地带温度（）汽机房4536除氧间4536高低压配电室40变压器室456.12.3.2 空调室内计算参数1） 集中控制室： 夏季： 温度： 261.0 湿度： 6010% 冬季：136、 温度： 201.0 湿度： 6010%2） 办公室/值班室； 夏季： 温度： 2628 6.12.4 采暖#日平均温度5的天数为63天，属于非采暖区。冬季不考虑采暖。6.12.5 通风6.12.5.1 主厂房通风在夏季，汽机房设备及管道散入室内的总热量为0.92MW，。夏季设计进风温度为33，排风温度控制在45以下，经计算，排除汽机房室内余热（湿）所需最小通风量为40104kg/h。选用流线型屋顶自然通风器其喉管宽度3.0m、长度为36m。汽机房采用自然进风、自然排风的通风方式排除室内余热及余湿，可以节省厂内用电和运行费用，室外空气经汽机房0.00m层A排外墙的进风百叶窗及8.0m运行层低位137、铝合金推拉窗进入室内，在热压的作用下，室内热空气上升至屋面后由设置于屋面的屋顶通风器排出室外。除氧间采用自然通风，锅炉房为敞开式布置,通风采用自然通风方式最为适宜。.2 电气设备间通风1）由于室外通风计算温度已达33，为了保证高压配电室良好的工作条件，本设计设置空调设备，使室内温度不高于35，同时高压配电室还需设置事故通风，换气次数按不少于12次/时考虑。2）由于室外通风计算温度已达33，380/220V低压配电室中又设置了干式变压器、配电室余热比较大，为了保证配电室良好的工作条件，本设计设置空调设备，使室内温度不高于35，同时配电室需要考虑事故通风，通风方式采用自然进风和机械排风方式，换气次138、数按不少于12次/时考虑。 3）设有干式变压器的化水车间配电室、除尘控制室配电间都要求设置降温通风和事故通风，在上述配电间通风方案均采用自然进风和机械排风的通风方式。4）本设计设有蓄电池房，蓄电池采用免维护式蓄电池，蓄电池室采用空调降温，同时设置事故排风风机，风机选型应考虑防腐防爆型。.3 辅助车间通风及空调1）综合泵房地下布置,故采用自然进风，机械排风方式,换气次数不少于6次/时。2）补给泵房由于电机容量较小，余热不大均采用自然通风。3）空压机室采用自然进风，机械排风方式,换气次数不少于6次/时。4）化水车间中水处理工段采用自然通风。仅在酸碱库、酸碱泵房、酸碱计量间考虑机械排风，由于本工程化139、水车间酸碱设备都放在室外不考虑机械通风，只有酸碱计量间需设置机械排风，换气次数按15次/h计算，风机选用防腐风机。水分析试验、油分析试验室及燃料实验室设置通风柜和机械排风系统，风机均选用防腐风机。5）化学水处理控制室、除尘控制室设置空调系统,选用节能型壁挂式空调机。 集中控制室、电子设备间空气调节为了保证电厂监视和控制系统正常运转，在集中控制室和电子设备间设置空调系统，本设计采用恒温恒湿机组。 集中控制室、电子设备间防火排烟集中控制室、电子设备间分别单独设置机械排烟系统，机械排烟系统排烟量按不少于房间换气次数5次/时计算。 燃料输送系统通风除尘生物质燃料粉尘的特点是浓度大、质量轻、粉尘粒径分布140、广，根据粉尘的特点选用二级除尘是比较适宜的，本设计采用的二级除尘的方式是第一级为旋风除尘，第二级为布袋除尘，具体分述如下：.1 转运站除尘本期工程有1个转运站，设有2条皮带，皮带宽度均为1000mm，输送速度2.0m/s，根据落料点的数量、落煤管角度和燃料的落差， 转运站设置处理风量为5000m3/h的旋风除尘器、脉冲袋除尘器各2台。转运站除尘系统将从导料槽抽风，使之产生负压以防粉尘外逸，带有粉尘的空气经除尘器除尘后，由排风机排至室外。除尘器的运行与对应的胶带机联锁，除尘器在输料控制室集中监控，也可在就地控制箱上由人工进行启停控制。6.12.8.2 燃料仓层除尘燃料仓层共有2个原煤斗，每个燃料141、斗上有两路皮带经过，皮带宽度1000mm，输送速度2.0m/s，在每台锅炉的料斗上设计1套除尘系统，系统第1级选用风量为5000m3/h的旋风除尘器，第2级选用5000m3/h的脉冲袋除尘器。除尘器安装在燃料输送栈桥的屋面上。除尘系统将从料斗内抽风，使之产生负压以防粉尘外逸和甲烷气体的积聚，带有粉尘的空气经除尘器除尘后，由排风机排至室外。6.12.8.3 卸料场除尘卸料场是粉尘污染最严重的地方，采用侧吸罩抽风，选用2级除尘，第1级选用风量为20000m3/h的旋风除尘器，第2级选用20000m3/h的脉冲袋除尘器。 生活建筑空气调节为了保证良好的工作环境，在综合办公楼设置空调系统，由于综合办公142、楼面积不大，选用环保型分体空调机保证良好的工作环境。6.13 通信部分 系统通信部分本电厂的系统通信设计，应根据电力系统通信设计或相应的发电厂接入系统设计确定。本电厂与调度所之间，应有1条可靠的调度通道。 厂内通信部分本次可行性研究不包含系统通信部分，仅考虑厂内通信部分。本次可行性研究将生产管理通信和生产调度通信共设置一台80线程控交换机（交换机主机容量可扩充），以满足厂内生产管理和生产调度的通信要求。电话交换机预留与电力系统、电信系统的中继接口。通信电源，设置一套100A/48V高频开关电源并配置一组300Ah蓄电池，采用整流器同蓄电池组浮充方式供电，以提供通信设备的不停电电源。通信机房，在143、行政办公楼内设置通信机房，布置系统通信及厂内通信设备。交换机主机布置于通信机房内，调度台布置于集中控制室内，通过电缆相互连接。7、环境保护7.1 环保执行标准参考当地的环境功能区划，电厂区域拟执行的环保标准如下，最终执行标准以当地环评时环保部门的批复为准。7.1.1 质量标准环境空气质量标准GB3095-1996中的二级标准；地表水环境质量标准GB3838-2002中的类标准；城市区域环境噪声标准GB3096-93中的3类标准；土壤环境质量标准GB15618-1955；工业企业设计卫生标准TJ36-79。7.1.2 排放标准火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）中第时段的标准；污144、水综合排放标准（GB8978-1996）中表4一级标准；工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）中的类标准。一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（GB18599-2001）中的类场标准。7.2 环保措施7.2.1 电厂对环境的影响电厂的污染源和污染物主要有烟气、废污水、固体废弃物（灰渣）及噪声。7.2.2 电厂采取的环保治理措施7.2.2.1 大气污染防治电厂以农林秸秆为主要设计燃料，1120t/h锅炉，其大气污染物排放计算结果见下表。项 目单 位方 案国家标准烟囱排烟方式/烟囱几何高度m80除尘器效率%99.9大气污染物排放情况烟尘排放浓度mg/Nm350200排放量t/h0.004145、7t/a35.25S02排放浓度mg/Nm3340800排放量t/h0.05t/a375NOx排放浓度mg/Nm3221450排放量t/h0.0325t/a 244注：年运行小时按7500小时计。上表中，在除尘效率为99.8%时，烟尘排放浓度满足50mg/Nm3的要求；秸秆燃料含硫量低，含全硫均在0.1%以下，含硫量远低于煤，芭茅含全硫亦仅约0.16%，因此，本工程不设置脱硫装置。另外，由于使用循环流化床锅炉燃烧温度低，产生的NOx较少。本工程拟采取以下主要措施防治烟气污染：1）采用除尘效率不低于99.8%的高效布袋除尘器，具有下进风、在线清灰、离线检修、外滤式除尘、过滤区全封闭、维护检修机外146、执行、操作方便、清灰效果好等特点。2）烟囱高度为80m，出口内径2m，采用高烟囱排放可有效改善烟气扩散条件；3）灰渣库、原料仓库及燃料破碎车间产生的粉尘通过布袋除尘器处理后，分别通过20m高排气筒外排。4）对堆场、临时灰渣场、燃料运输道路等易产生扬尘的区域设置围挡、绿化带隔离或喷淋设施，减少粉尘无组织排放。5）在烟道进入烟囱口处，设置烟气监测装置，以便对大气污染物的排放进行监测。6）采用低氮燃烧技术控制氮氧化物排放浓度，并在炉后及扩建端预留脱氮场地。综上所述，电厂建成后烟尘、NOx排放均满足火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003的要求。7.3.2.2 废水治理本期工程水务管理设计方面147、执行国家和国家电力公司有关标准和规范，对电厂的用水和排水进行整体规划，废水治理本着“清污分流、排清用污、一水多用”的原则，电厂进行回收利用，尽量达到零排放，少量污水达标排放。电厂废、污水经高效污水处理器处理后，水质均可满足污水综合排放标准GB8978-1996中对1998年后建设单位的一级标准要求（PH69，SS70mg/L，石油类5mg/L，COD100mg/L），做到一水多用，未达排放标准的废水、污水不对外排放。电厂冷却塔排污水仅含盐量较高，可作为清水直接排放或回收利用，其它废污水处理达标后尽量回收利用，尽量达到零排放，利用不完的少量达标污水排放至工业园污水管网。各种废污水的治理措施如下：148、1）全厂雨水、废污水管道分流，废污水集中处理循环试用。2）温排水：采用二次循环供水方式，无温排水。3）生活废水：进入地埋式污水处理设施，主要处理手段是采用生化处理技术接触氧化法处理，达标后的生活污水用于绿化等杂用水，并设置100m3绿化池用于雨季时生活废水的贮存。4）酸碱废水：经中和池中和处理将PH值调节到69后排入调节池回用。5）含油废水：主变压器下设事故油池，事故排出的废油经处理后回用，无外排。点火油系统设污油水处理装置，污油回收利用，废水处理后进入调节池循环使用无外排。6）堆场区事故消防水：燃料堆场区采用场地自流方式排放雨水和事故消防水，道路为平路牙城市型道路，坡底设截水沟，截水沟尾部设149、积水池，通过管道排至厂区外雨水管网，以上措施保障堆场区域雨水排放顺畅不淤积。在堆场事故消防时，该积水池可作为废水沉淀池使用。7.3.2.3固体废物防治及灰渣综合利用1）生活垃圾生活垃圾在厂内集中收集，妥善贮存，并定期由当地环卫部门统一清运处置。2）净水站污泥净水站污泥属一般废物，与生活垃圾掺混后由当地环卫部门统一清运处置。3）灰渣电厂锅炉排出的灰渣全部综合利用，用于生产农业肥料，电厂不设贮灰场。生物质发电厂燃烧所产生的灰渣是极好的农用有机肥料，通过当地农业部门协调向农民供应使用，避免了农民在田地里自行焚烧，既造成了污染，资源利用率极低的弊端。7.3.2.4 噪声治理电厂中以空气动力性噪声、机械150、性噪声、电磁性噪声等为主，且大都集中在主厂房区。噪声防治从声源、传播途径两方面综合治理。首先从声源上控制噪声，对于无法根治的噪声，则采取隔声、降噪、防振动等控制措施。在厂区总体布置中统筹规划、合理布局、注重防噪声间距。在冷却塔附近的厂界内外和厂区内广泛设置绿化带，进一步降低噪声对环境的影响。本工程完成后，各类噪声源主要集中在主厂房中，由于主厂房的噪声一般为中高频，衰减快，对厂内影响较大，在采取隔音、消声、防振动措施后，噪声值不大，对外环境的影响很小。依据同类电厂经验，采用以下噪声治理措施可有效治理环境噪声，使本工程厂界噪声达到工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）的类标准要求。a）在电厂151、设计中优先选用低噪声设备，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。在锅炉排气孔装消声器，冷却塔布置在远离人群处等。b）集中力量控制关键设备及位置的噪声，采用隔音设计、声源基础减震处理、合理选择建筑物窗、洞的大小及位置、降低高位声源的标高等措施。c）选择优质吸音与隔音材料、以降低噪声污染。7.3.2.5 绿化绿化不仅美化环境，还可以起到防尘、防噪声、改善环境和振奋员工精神的作用，是净化空气保护环境的重要措施，本设计绿化总面积尽量按不低于厂区总面积的20考虑，以保证电厂有良好的工作环境。7.4 环境监测与管理电厂环境监测是环境保护工作的组成部分，是一项生产监督活动，必须纳152、入生产管理轨道。其任务是对火电厂生产过程中排放的污染物进行监测、监督，以掌握环境质量及其变化趋势，为防治污染提供科学依据。同时依靠科技进步合理开发利用可在生资源，推行清洁生产，控制区域环境污染，保护生态环境，提高环境质，促进区域经济可持续发展，实现社会、环境和经济效益的统一。电厂根据原电力工业部颁发的火电行业环境监测管理规定设置环境监测机构，考虑厂内配备相应环保监测站。电厂环境监测是环境保护工作的组成部分，是一项生产监督活动，必须纳入生产管理轨道。其任务是对火电厂生产过程中排放的污染物进行监测、监督，以掌握环境质量及其变化趋势，为防治污染提供科学依据。同时依靠科技进步合理开发利用可在生资源，推153、行清洁生产，控制区域环境污染，保护生态环境，提高环境质，促进区域经济可持续发展，实现社会、环境和经济效益的统一。电厂根据原电力工业部颁发的火电行业环境监测管理规定设置环境监测机构，考虑厂内配备相应环保监测站。7.5 环境保护投资估算环境保护及其相关设施的投资估算见下表。环境保护投资估算项 目投资(万元)一、环境保护设施费1布袋除尘器设备、支架、基础4672烟气连续监测系统443消音设施204废水处理及回用设施575环保监测设施及监测站106厂区绿化19小 计617二、环境影响评价费20三、环保设施竣工验收费10总 计647与环境保护有关的投资估算项 目投资（万元）1除灰系统3392烟囱203小154、 计542经估算，本拟建工程环境保护设施拟投资1189万元，占工程静态总投资28936万元的4.11%。其中废气处理投资占环保总投资的88.56%，体现了拟建工程的污染特点。总体而言，本工程环境保护投资比例适当，符合国家建设项目环保投7.6 初步结论电厂在采取了一系列有效的污染治理措施后，达到废水尽量回收利用、少量达标排放，废渣零排放，废气排放控制在现行国家标准的范围，全部满足环保要求。同时，建设生物质发电厂又有很多优点可以造福社会：7.6.1 由于秸秆、芭茅是一种清洁燃料，含硫量极低且灰渣量很少，则相应减少燃用标煤锅炉排放的SO2量和灰渣量，改善了生态环境。7.6.2 消除了因就地焚烧秸秆或155、芭茅产生的烟气导致的大气污染。7.6.3 灰渣全部综合利用，既为社会作了贡献又避免了灰渣水的处理，减少了电厂投资。7.6.4 发电并具备供热能力，取代效率低、污染严重的小锅炉，可改善当地的空气质量，有利于环保。综上所述，电厂130MW发电机组，所采用的生产工艺为成熟的清洁生产工艺，符合国家现行的对电力行业的相关政策要求；符合当地“十一五”发展总体规划和环境保护规划；对污染源采取的治理措施有效、可靠，实现了所有污染源达标排放，污染物排放总量满足环保局下达的总量控制指标，对周围环境的影响程度和范围是有限的。因此，本项目在保证各项环保设施正常稳定运行的基础上，从环境保护角度评价是可行的。本章所述采用156、的标准、烟囱高度、除尘器效率和其它环保措施等将以批复的环境影响报告书为准。8、劳动安全与工业卫生电厂生产过程中主要的安全和工业卫生问题是由于燃料输送、燃烧过程中，须防止粉尘飞扬；主厂房内安装有大量高温管道和高温设备，须防烫伤和采取降温措施；由于主厂房内有大量的大型转动机械，须防止机械伤害和机械噪声；电厂的产品是高压电，须防止触电事故的发生；秸秆燃料、燃料油、润滑油、充油设备及电气设备等，须注意防火、防爆；对生产中使用的酸、碱等化学药品，须有防毒、防腐蚀的措施。设计按照火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053-1996）、火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DLGJ118-1997）157、火力发电厂与变电所设计防火规范中对劳动安全与工业卫生的要求，编制本部分内容进行。8.1 防火防爆8.1.1 厂区总平面按分区功能布置，合理确定各建筑、构筑物的火灾危险性及最低耐火等级，布置上满足防火最小间距、安全出口、安全通道和电缆防火等要求。8.1.2 厂区设置独立的消防给水系统，主厂房设有环状消防主给水管网，并用支管将主管的水引向厂房各层消防栓及消防用水点。在各重点防火区域及设备，如在汽机组合油箱、电缆夹层和电子间等处除设置了固定式灭火设施外，在其要害部位如秸秆贮存地点还配备了移动式或手提式灭火器。上述主要部位均设置火灾监测与报警设施。8.1.3 锅炉、汽轮机、发电机和主变等设备设有多层158、安全保护措施，如超压、超温、超速、短路、甩负荷、防火、防爆等保护及信号，以保障主机等设备及运行人员的安全，防止事故蔓延扩大。8.1.4 本工程电缆防火设计，除了在主厂房、秸秆输送、燃油及其他易燃易爆场所选用阻燃电缆外，还要采取防火隔墙、防火门，并在电缆穿墙处或有关部位设防火封堵，有效的防火阻燃措施。8.1.5 对部分有爆炸危险的设备和工艺系统（如各类压力容器），及其电气设施、厂房工艺设计和土建设计，将按不同类型的爆炸源及危险因素采取相应的防爆保护措施。8.1.6 主要生产及附属生产建筑均按规定设置楼梯、消防楼梯及安全出口。所有建筑物的通道及出入口设计，满足防火规范的要求。8.2 防尘、防毒、防159、化学伤害8.2.1 电厂各车间内空气中允许的有害物浓度，是按照“工业企业设计卫生标准”的有关规定进行控制。对产生有害气体的场所，如锅炉补给水处理室、凝结水处理室、油处理室、酸碱库、酸碱计量间、联胺加药间、加氯气间及水处理建筑物内和蓄电池室等，有相应的安全保护设施，设专用的通风机或抽、排气装置，以排除产生的有害气体。对需要防腐的化学处理设备及管道采用防腐材料或设防腐衬、涂耐腐材料。8.2.2 对秸杆输送、粉碎和除灰系统采取防尘措施，加强设备严密性，防止燃料、灰尘外逸。设置布袋除尘器，采用水喷淋，以抑制灰尘和清洁地面。8.3 防电伤、防机械伤害和其他伤害8.3.1 电气设备带电裸露部分与人行通道、160、栏杆、管道等间距必须大于规定的最小安全距离，并设置围栏或保护罩。8.3.2 高压电器的操作回路设有必要的闭锁、联锁回路，以防止误操作。高压配电设备均设在专用房间内，外人不能随便进入。8.3. 远方控制的电动机，在就地装设事故跳闸按钮，当出现危急情况时，可随时停车，以保障人身和设备安全。8.3.4 对回转机械设备采取防机械伤害措施，所有外露部分的机械转动部分设防护罩或防护栏杆。8.3.5 平台、扶梯和栏杆等，严格按国家有关标准设置、制造，以避免高空坠落。8.3.6 平台、吊物孔、扶梯按国家标准设计，配置可靠的栏杆和踢脚板，阀门、孔盖板、防爆门、采样孔等有维护，操作的部位均设置检修维护工作平台与通161、道。所有楼梯、平台、走道均采取防滑措施。各种地坑、孔、井等隐蔽设施的出入口，均设有盖板或围栏，以防人员坠入。8.4 防暑、防寒、防潮8.4.1 火力发电厂防暑降温、防寒、防冻的主要手段是组织好通风、空调、采暖和保温隔热。8.4.2 主厂房采取有组织的自然通风，局部辅以机械通风，电气配电室、化学设备间等采用机械通风。集中控制室及值班室等采用空调。集中控制楼采用集中采暖系统。以达到防暑降温、防寒防冻的要求。8.4.3 所有高温设备和管道，除工艺要求需保温者外，凡有可能接触人员的部位，均考虑保温防护，以免发生人员烫伤。8.5 防噪声、防振动8.5.1 降低厂区的噪声，主辅机尽可能选用低噪声设备，并采162、用必要的隔声罩、隔声、消声等控制措施。在建筑物上也采取相应措施如设隔声间，采用吸音材料等。8.5.2 绿化可起到净化空气、衰减噪音、减轻污染和保持水质等改善环境的作用。设计中考虑在厂区内留有必要的绿化地带和面积，为文明生产创造良好的环境。8.5.3 发电厂的主设备、辅助设备的基础及平台的防振动设计，应符合作业场所局部振动卫生标准和动力机器基础设计规范的有关规定。8.6 防烫伤8.6.1 各高温管道进行保温，设备的安全阀、排汽阀出口管高出楼板或屋面2.5m以上，以防人体烫伤。8.6.2 防止热灰、焦渣、热焰烫伤：停炉抢修锅炉时，在进入燃烧室进行清扫工作前，应先通过人孔、手孔、看火孔等处向热灰和焦163、渣浇水；禁止进入冷灰斗内进行清焦工作；加强运行管理，避免炉膛燃烧恶化、大块焦渣掉落；防止锅炉灭火放炮。8.6.3 防止链斗输渣机烫伤：1）对生产场所、操作控制室在设计上不留安全隐患，现场地沟盖板齐全，照明良好；2）加强对进货与安装质量的监督，对制造质量低劣产品和安装不合格的设备拒绝验收；3）加强生产知识、检修技术的培训工作，提高各生产岗位人员的业务技术水平。锅炉除灰渣工作应由经过专门培训的人员担任，同时做好监护工作，不准单独进行除焦工作；4）司炉在燃烧调整时应尽量避免结焦，防止火焰中心偏斜，禁止超负荷运行，合理组织炉内空气动力场；5）除灰时两旁应无障碍物，以便有灰焦、烟气喷出时工作人员能够向两164、旁躲避；6）除灰前打开检查孔和人孔门时应多加小心，以防从内部喷出灰焦和汽水烫伤；7）按照安规要求，除灰人员应戴手套、穿防烫伤工作服、穿长筒靴，并将裤脚套在靴子外面。增强自我防护意识和能力。8.6.4 防止灼烫伤：1）按照GB12266-90机械加工设备一般安全要求、GB8196-87机械安全防护罩安全要求健全机械设备安全防护设施；2）按照GB12801-91生产过程安全卫生要求总则制定严格的操作规程.3）按照GBJ46-82工业建筑防腐蚀设计规范（执行），GB50212-91建筑防腐蚀工程施工及验收规范做好防腐工程，防止管道腐蚀。8.6.5 在高温部件或场所设置防烫伤安全警示标志。8.7 其他165、安全和工业卫生措施8.7.1 照明系统设计按现行的“火力发电厂和变电所照明设计技术规定”执行，配有正常电源，备用电源及事故电源。8.7.2 完善检修起吊设施的设计，提高检修工作的机械化水平。8.7.3 电厂设专职安监机构与人员，以检查和落实劳动安全和工业卫生工作的实施。综上所述，本工程在设计上对劳动安全和工业卫生进行了综合考虑后，可达到当前我国的较好水平，为电厂的安全文明生产创造了条件，具体的劳动安全与工业卫生设计将在初步设计阶段中进一步落实。该项目安全预评价报告已通过湖北省安全生产监督管理局组织的专家评审并备案。8.8 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166、害，破坏生态环境，直至影响国民经济和社会的可持续发展。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）对建设形成的裸露土地，恢复植被并开发利用。该电厂项目详细的水土保持防治责任范围、防治分区、防治目标、防治措施、投资估算等以批复的水土保持方案报告书为准，并将在后续设计、建设中予以落实。9、节能和合理利用能源9.1 概述增167、加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环境，是我国实现经济社会可持续发展的关键，为此国家制定了一系列有关的政策、法令。目前，为了完成中央经济工作会议确定的节能减排约束性指标，大幅度降低单位GDP能耗，重点行业能源消耗水平评价及统计公布机制的建立。政府推行这一举措，无疑对各行各业提出了更高的目标和要求。电力行业不仅是二次能源生产和供应大户，也是能源的消耗大户，自然也是节能降耗的潜力户。在建设资源节约型和环境友好型社会过程中，电力企业要自我加压，自身的节电工作更要与时俱进，在节能降耗上有更多更实的措施，只有“节流、挖潜”双管齐下，节能降耗工作才能落到实处。9.2 遵循的合理用能标准及节能主要168、设计规范1）中华人民共和国节约能源法2）中华人民共和国可再生能源法3）中华人民共和国电力法4）关于加强热电联产管理的规定（计基础【2000】1268号）5）关于进一步做好热电联产项目建设管理工作的通知（计基【2003】369号）6）国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术（国发改2005第65号）7）火力发电厂节约能源规定（试行）（能源节能【1991】98号）8）电力行业一流火力发电厂考核标准（修订版）（电综【1997】577号）9）火力发电厂设计技术规程DL5000-200010）热电联产项目可行性研究技术规定（计基础【2001】26号）11）蒸汽供热系统凝结水回收及蒸汽疏水阀技术管理要169、求GB/T12712199112）设备及管道保温保冷技术通则GB/T11790199613）设备及管道保温保冷设计导则GB/T15586199514）采暖通风与空气调节设计规范GB50019200315）公共建筑节能设计标准GB50189-200516）建筑照明设计标准GB50034200417）取水定额第一部分火力发电GB/T18916.1-200218）其它国家、行业有关节能设计标准和控制指标9.3 建设项目能源消耗种类和数量#xx生物质能发电厂工程项目，将利用稻谷加工的废弃物“稻壳”、农业废料秸秆和林业废弃物作为电厂燃料，是再生能源的开发和利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，170、保护环境，增加农民收入，促进经济和社会的可持续发展，是#市走科学、稳定、持续、良性发展的循环经济道路的重要步骤，符合党和国家的大政方针。本工程130MW容量生物质能发电厂建成投产后，年燃用稻壳、秸秆和林副产品22万吨左右，年节约标准燃煤约10万吨。9.4 能源供应状况#市具有独特的农业资源优势，农林生物质废料特别是秸秆及稻壳非常丰富，秸秆破碎后可以作为锅炉燃料。根据燃料统计资料，电厂每年可以较稳定的燃料资源为稻壳4万吨、农作物秸秆18.54万吨、林副产品5.94万吨，总量约28.5万吨，可以保证电厂130MW机组的可靠、正常、稳定的运行。9.5 节能措施9.5.1 节约能源130MW容量生物质171、能发电厂建成投产后，年发电量约2.25亿kWh，年供电量约1.98亿kWh，相当于年节约标煤约10万吨，每年减少二氧化碳排放量约20万吨，有利于环保。该电厂准备向联合国申请CDM项目，按目前CO2约8欧元吨年的补偿标准，若CDM项目申报成功，至2012年底每年将产生160万欧元的经济效益。9.5.2 生产节能措施本工程有良好的的节约能源的潜能。在生产工艺设计过程中，还采用如下措施，确保生产过程中进一步降低能耗。1）对主要设备如汽轮机、锅炉、主变压器，电动给水泵，风机和等进行优化选型，合理布置管道，使流向畅通，减少阻力降低泵的能耗，达到节能的效果。2）设计中严格把关，禁止选用已被有关部委明令淘汰172、的机电产品，选用节能效果显著的优质产品。如选用新型、高效的各类水泵、风机和电动机，以提高运行效率，降低厂用电率。3）选用优质阀门，避免蒸汽的跑、冒、漏现象，降低全厂发电热耗率。对管道保温，采用经济厚度计算法，设计出合理的保温厚度，以取得综合节能效益。合理设计工艺系统，严格进行设备选型工作，杜绝“大马拉小车”的现象发生。不浪费投资资金，使工程总体造价合理。4）热力系统采用合理的回热系统，充分提高循环效率；5）优化电气系统设计，合理规划电气设备布置及电缆走向，减少电缆长度及降低电压损耗。如在厂用电设计380/220V按区域、车间设电源点，就近供电。9.5.3 建筑节能措施建筑能耗是指建筑使用过程中173、的能耗，主要包括建筑采暖、空调、热水供应、炊事、照明、家用电器、电梯、通风等方面的能耗，其中以采暖和空调能耗为主，一般占建筑总能耗的5070。在发达国家，建筑能耗一般占总能耗的3040。本工程为再生能源生物质发电项目，建筑物主要有办公楼、主厂房、宿舍、食堂、控制室、值班室、辅助车间等，主要采用以下建筑节能措施。9.5.3.1 节能建筑规划设计根据建筑功能要求和当地的气候参数，在总体规划和单体设计中，科学合理地确定建筑朝向、平面形状、空间布局、外观体型、间距、层高、选用节能型建筑材料、保证建筑外维护结构的保温隔热等热工特性及对建筑周围环境进行绿化设计，设计要有利于施工和维护，全面应用节能技术措施174、，最大限度减少建筑物能耗量，获得理想的节能效果。1）建筑朝向和平面形状同样形状的建筑物，南北朝向比东西朝向的冷负荷小，因此建筑物应尽量采用南北向。在建筑物内布置空调房间时，尽量避免布置在东西朝向的房间及东西墙上有窗户的房间以及平屋顶的顶层房间。空调建筑的平面形状，应在体积一定的情况下，采用外维护结构表面积小的建筑，因为外表面积越小，冷负荷越小，能耗越小。2）合理规划空间布局及控制体型系数依靠自然通风降温的建筑，空间布局应比较开敞，开较大的窗口以利用自然通风。而设有空调系统的建筑，其空间布局应十分紧凑，尽量减少建筑物外表面积和窗洞面积，这样可以减少空调负荷。体形系数的定义是建筑物外表面积F与其所175、包围的体积V之比值。对于相同体积的建筑物，其体形系数越大，说明单位建筑空间的热散失面积越高。出于节能的考虑，在建筑设计时应尽量控制建筑物的体形系数。但如果出于造型和美观的要求需要采用较大的体形系数时，应尽量增加围护结构的热阻。3）绿化对节能建筑的影响绿化对居住区气候条件起着十分重要的作用，它能调节改善气温，调节碳氧平衡，减弱温室效应，减轻城市的大气污染，减低噪声，遮阳隔热，是改善居住区微小气候，改善建筑室内环境，节约建筑能耗的有效措施。9.5.3.2 增强建筑维护结构的保温隔热性能改善建筑的保温隔热性能可以直接有效地减少建筑物的冷热负荷。据有关资料介绍，围护结构的传热系数每增大1W/K，在其他176、工况不变条件下，空调系统设计计算负荷增加近30%。所以改善建筑外围护结构的保温性能是建筑设计上的首要节能措施，我国采暖通风和空气调节设计规范（GBJ42）对空调建筑外维护的传热系数作了规定，对舒适性空调的最大传热系数规定为0.91.3，可采用玻璃棉、聚苯乙烯板、加气混凝土等保温材料，也可采用双玻璃、顶层架空隔热层等空气间层起隔热作用。1）电厂建构筑物禁止使用实行粘土砖，建筑物墙体零米以下采用Mu10蒸压灰砂砖；零米以上采用轻质加气混凝土砌块、空心水泥砖或复合砖等新型墙体材料，主厂房扩建端墙体采用双层压型钢板维护、高效保温材料填充，具有减少建筑物重量和梁柱断面、降低工程造价、降低外墙传热系数、增177、加墙体隔热隔音效果的功能。在进行经济性、可行性分析的前提下，在墙体内外侧敷设保温隔热的新材料。对垂直墙面可采用外廓、阳台、挑檐阳等遮阳设施和浅色墙面、反射幕墙、植物覆盖绿化等。2）设置遮阳设施，考虑空调设备的位置。减少阳光直接辐射屋顶、墙、窗及透过窗户进入室内，可采用外廊、阳台、挑檐、遮阳板、热反射窗帘等遮阳措施。门窗的遮阳设施可选用特种玻璃、双层玻璃、窗帘或遮阳板等。设计中采用密闭性良好的门窗。通过改进门窗产品结构（如加装密封条），提高门窗气密性，防止空气对流传热。加设密闭条是提高门窗气密性的重要手段之一。采用热阻大、能耗低的节能材料制造的新型保温节能门窗（塑钢门窗）可大大提高热工性能。玻璃178、窗的主要用途是采光，但由于玻璃窗的耗冷量占制冷机最大负荷的20%30%，冬季单层玻璃窗的耗热量占锅炉负荷的10%20%，因而控制窗墙比在30%50%范围内时，窗玻璃尽量选特性玻璃，如吸热玻璃，反射玻璃，隔热遮光薄膜。窗墙比是窗洞口与墙的面积比值，增大这两个比值不利于空调建筑节能，应尽量减少空调房间两侧温差大的外墙面积及窗的面积。控制窗墙比、对外墙及屋顶的导热系数等提出具体要求，通过外窗的耗热量占建筑物总耗热量的35%45%，在保证室内采光通风的前提下合理控制窗墙比，一般北向不大于25%；南向不大于35%；东西向不大于30%。3）屋顶的节能技术措施。采用屋面遮阳隔热技术，或采用高效保温材料保温屋179、面、架空型保温屋面、浮石沙保温屋面、倒置型保温屋面等节能屋面。9.5.3.3 采用节能产品购买和使用符合国家能效标准要求的高效变频节能空调、冰箱、照明器具、风机、水泵、照明灯具等，降低建筑物能耗。可采用独立除湿空调方式的关键技术，以低温热源为动力高效除湿。中央空调消耗的能量中，4050用来除湿。冷冻水供水温度提高1，效率可提高3左右。采用除湿独立方式，同时结合空调余热回收，中央空调电耗可降低30%以上。采用可控硅、紧凑型荧光灯、高压钠灯、金属卤化物灯、电子镇流器、半导体发光二极管等低功率节能照明灯具等。9.5.3.4 加强节能宣传和节能管理加强宣传，使更多的人了解节能的重大意义，了解各项政策法180、规的具体条款和内容，使其在工作中自觉地贯彻执行。制定节能操作规范和实施细则，配套节能奖惩制度，宣传与执行相结合，逐步形成良好的节能意识，创造资源综合利用、循环经济、环保、节能新型电力企业。辅助生产和附属生活设施的公共交通区域可采用定时、声控、光控等照明控制技术节约照明用电。国务院办公厅已发出关于严格执行公共建筑空调温度控制标准的通知，要求公共建筑内所有单位夏季室内空调温度设置不得低于26摄氏度，冬季室内空调温度设置不得高于20摄氏度，电厂可参考上述要求在附属生活设施区域执行，合理设定空调设备的启动和停止时间，实现空调设备定时、定温开启，人少或无人时关闭空调或阶段开启，以降低建筑物空调能耗。空调181、新风负荷占总负荷的比例较大。在实际使用中，并不是每时每刻都需要设计新风量。在一些人员变化有规律的场所，运行人员可以根据人员的变化进行新风量的调节。对于间歇运行的系统，在预冷或预热的过程中，应该关闭新风。9.6 节水措施1）电厂采用采用自然通风冷却塔的二次循环供水系统，大大减少了电厂循环用水量，最大（夏季）补给水量约141.5m3/h（约0.04m3/s），符合取水定额第一部分火力发电（GB/T18916.1-2002）规定的用水指标要求。2）本工程通过加强水务管理，统一调度，综合平衡和全面规划全厂供、用、排、处理水的各项设计，达到一水多用。在各用水部门均安装水表流量计和阀门，在水量平衡中尽量考182、虑综合利用和重复使用，以达到节水的目的。如设备轴承冷却水考虑回收重复使用；汽机辅助设备拟采用闭式循环，减少水的耗量；工业废水、生活污水处理达标后进入调节池，考虑尽量重复使用，利用不完的少量污水达标排放。3）在冷却塔内安装收水器，减少冷却塔的风吹损失，循环水处理加入浓缩倍率高的稳定剂，降低排污率，减少水的损失。4）空调设备采用风冷冷凝器，燃料输送系统采用干式除尘器，通过采用低耗水和不耗水暖通、空调设备达到节约用水的目的。5）设立水务管理监测系统，用于电厂用水情况的监测和管理，实现电厂耗水的集中显示、统计、及时发现问题、及时处理，达到节水目的。如在补给水管的进水母管上设置电磁流量计，考核全厂总用水183、量；在主要用、排水点分别设置电磁流量计，以便监视、控制用水；在水池进水处设置液位控制阀，减少溢流水量等。9.7 节油措施生物质燃料普遍具有挥发份高（可燃基挥发份为8085%），着火温度低（250300）的特点，所以着火所需热量约为锅炉最大连续热负荷时输入热量的710%。与燃煤锅炉比较，煤的着火温度在750450之间大范围变化，着火所需热量约为锅炉最大连续热负荷时输入热量的1530%。由着火所需热量确定冷态点火启动时的油耗量，可见，生物质锅炉的点火油耗量为燃煤锅炉的1/31/2。生物质锅炉节油效果显著。9.8 节约原材料措施优化各类方案，选择安全可靠，工程成本较低的基础型式；建筑物的墙体采用轻质184、加气砼砌块，有利于隔热、保温，减少结构自重，降低钢材用量。10、劳动组织及定员10.1 企业组织本项目实行董事会领导下的厂长负责制和三级管理体制，实行独立核算、自负盈亏、自主经营。10.2 劳动组织及管理电厂运行组织机构的设置按国家电力公司颁发的火力发电厂机构定员标准（试行）中有关规定执行。组织机构及人员的配备本着精简、高效的原则。本工程生产部门按四班生产配置定员，部分生产部门按一班生产配置定员，并考虑电厂日常小修及必要的维护工作人员，但不设专门的检修人员，检修人员由投资方统一组织考虑。10.3 人员配备根据火力发电厂机构定员标准（试行）（一九九八年四月一日）中有关规定，本工程电厂定员详见下表185、：序号人员分类人 数一机组运行人员431机、炉、电182循环水系统43除灰、除渣44化学水35燃料14二机组维修人员161热机62电气23热控24燃料、除灰6三管理人员6四服务人员4合计69全厂人员指标：2.3人/MW。10.4 人员培训生产人员和部分技术人员由项目单位负责组织培训，设备技术人员和操作人员由提供设备的厂家（公司）负责培训工作。11、工程项目实施的条件和轮廓进度11.1 实施条件11.1.1 施工场地依据电力工业部电规1997274号“关于印发（火力发电厂施工组织大纲设计规定）（试行）的通知”和国家电力公司“火力发电工程施工组织设计导则”规定，进行规划施工生产场地和施工生活场地。186、电厂施工生产和施工生活用地可利用燃料临时堆场场地。11.1.2 施工总平面布置可研阶段为简化设计，施工组织设计不出总布置图，在此仅提出施工总平面布置原则。施工场地布置根据设计进行统筹规划，布置力求紧凑合理，节省用地，使施工总平面布置的各项技术经济指标先进、合理。施工总平面布置重点做好施工场地的划分，交通运输的组织，各种临建、施工设施、力能装置和器材堆放等的合理布置，以及施工场地的排水等。各施工区的划分符合工艺流程，原则上按机组进行划分，使各分包商、各专业、各工序、各工种之间互不干扰，方便于管理，有利于施工。施工场地和生产、临建划分的范围及布置合理，要考虑工序间的搭接，减少设备、材料的搬迁和二次187、搬运。符合生产流程，方便施工、安装，符合安全、文明施工的要求。机械及力能布置，应充分考虑负荷能力，确定其合理的工作范围，保证机械及力能的有效合理使用。施工所需的各种管线如架空电力和通讯线、地下电缆、上下水道、氧气和乙炔等，要合理布置、互不干扰，满足使用安全、维修方便的要求。11.1.3 力能供应开发区目前水、电、通讯等基础设施基本完善，能满足本工程施工要求。11.1.4 地材供应工程所需水泥、木材、砖、砂、石等材料，可在当地及周边地区采购，材料可以满足工程施工技术要求。11.1.5 施工组织构想11.1.5.1 施工力能供应1）按照电厂设备的大小、重量及数量，建议施工安装单位配备下列必须机具：188、50t坦克吊一台，35t车吊二台，16t车吊一辆及龙门吊一座。2）其它机具根据施工安装情况由施工安装单位自行组织准备。11.1.5.2 交通运输电厂建设用设备、材料等，考虑用汽车运输直达电厂工地。11.2 大件设备运输电厂依托当地辐射四周的公路交通优势，及区域内发达的公路交通网络，具有非常好的交通运输条件。电厂的大型设备运输可采用公路运至厂区。11.3 工程建设的轮廓进度根据电建（1999）253号文电力工程项目建设工期定额中的有关规定，结合本工程的实际情况及特点，项目计划工期及轮廓进度安排如下：11.3.1 设计进度可行性研究及审查 2个月初步设计及审查 3个月施工图设计 6个月11.3.2189、 施工进度为合理组织工程建设，正确使用建设资金，使工程设计、施工、加工制造等环节相协调，本工程建设拟分为三个阶段：即施工准备阶段、土建施工阶段、安装调试阶段，各阶段工作尽量提前进行，考虑各阶段的合理交叉工作。11.3.2.1 施工准备阶段该阶段的主要工作除完成初步设计及施工组织纲要外，须完成工程及施工用地的各项手续，拆除障碍物，清理施工现场，完成厂区必要的施工临建设施。在此期间，还应完成相应的材料、机械、资金、技术的准备以及主辅机的订货工作。此阶段时间估计需要5个月左右。11.3.2.2 土建施工阶段从主厂房开挖至锅炉吊装开始（主厂房进入安装）为土建施工阶段。此阶段的主要任务是：主厂房开挖、基190、础施工、制作及预制构件、吊装构件等。施工准备及主厂房开挖：2个月房建筑、结构及设备基础、主要沟道基本完成，具备安装队伍进场施工的条件。本阶段为46个月。11.3.2.3 安装及调试阶段本阶段要求机组安装完毕，且联合试运转合格，能够并网发电，投入正常运转。安装阶段：从土建交安到调试阶段：45个月调试阶段时间为12个月。主厂房基础浇注第一罐混凝土至机组投产：12个月本工程拟定于核准后正式开工建设，12个月后正式投产。12、结论 12.1 初步结论1）十六大以来，党中央提出了以人为本的科学发展观。#市农业基础好，有丰富的稻壳、农林秸秆资源可以利用。用可再生能源发电，既利用农民废弃难以处理的稻壳、秸秆191、，化废为宝。电厂规划容量130MW，一次规划建成，每年燃用稻壳和秸秆约23万吨，按每吨200元计，年将可增加收入4600万元，有利于改善农民生活。2）电厂每年发电量2.25亿千瓦时，可缓解当地用电的紧张局面，有利于当地的工农业发展。3）本项目采用专用的生物质燃烧锅炉，年利用农林废弃物约23万吨，相当于节省标煤约10万吨，节省了一次能源；由于农林废弃物是一种清洁燃料，含硫量低且灰渣量很少，有利于改善了生态环境。4）根据燃料、取水、交通运输、出线、厂址场地等外部条件分析，在#市xx市镇建设生物质能发电厂条件是好的、是可行的。综上所述，生物质能的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保192、护环境，增加农民收入，促进经济和社会的可持续发展，符合党和国家的大政方针。国家产业政策，建厂条件优越。本工程项目技术上可行，厂址条件好，具有较好的社会效益、经济效益、节能效益和环保效益，符合国家产业政策，项目建设是必要的，是可行的。12.2 主要技术经济指标12.2.1 发电工程投资 发电项目工程动态投资：29546万元发电项目工程静态投资：28936万元12.2.2 发电工程每千瓦投资发电工程动态投资：9849元/kW发电工程静态投资：9645元/kW12.2.3 厂区总布置主要技术指标序号项 目单 位指 标备 注1厂区围墙内用地面积hm22.62注12单位容量用地m2/kW1.0483厂区193、建（构）筑物面积m28540+3267厂内面积+燃料堆棚4建筑系数%32.605厂区场地利用面积m2165006场地利用系数%63.007厂区道路及广场面积m245858道路广场系数%17.509厂区围墙长度m715+1080厂区围墙+堆场区围墙10厂区土石方工程量挖 方m3注2填 方m311循环水管长度进水管40100排水管5012012厂区绿化面积m2524013厂区绿化系数%20.00注1：指标统计不包括规划的燃料露天堆场和灰渣综合利用面积。注2：场地平整由工业园统一平整完成。12.2.4 主要运行指标年发电量2.25亿 kW.h年供电量1.98亿kW.h全年耗标煤量83125 t发电年标准煤耗369 g/kw.h供电年标准煤耗420 g/kw.h全厂发电热效率33.25%全厂供电热效率29.26%综合厂用电率12%年利用小时数7500 h全厂人员指标69人（每万千瓦容量的发电厂人员数23人/10MW）12.2.5 工程效益指标不含税上网电价513.68元/MW.h含税上网电价601.00元/MW.h贷款偿还年限10年全部投资内部收益率10.86资本金内部收益率16.95全投资净现值3952万元资本金净现值6568万元全部投资回收期8.21年资本金投资回收期7.73年总投资收益率7.69资本金净利润率15.00