1、XXXX宁东发电厂21000MW扩建工程 可行性研究设计阶段 目 录1 总论21.1 项目背景21.2 投资方及项目单位概况21.3 研究范围与分工21.4 工作简要过程及主要参加人员21.5 项目概况22 电力系统22.1 电力系统现状22.2 负荷预测22.3 电力电量平衡22.4 本厂在电力系统中的作用，建设的必要性及建设规模22.5 电厂与电力系统连接方案的设想，出线电压、出线方向和回路数22.6 电气主接线23 燃料供应23.1 燃料来源23.2 燃料品质及消耗量23.3 燃料运输23.4 锅炉点火及助燃24 厂址条件24.1 厂址概述24.2 交通运输24.3 水文及气象24.4 2、电厂水源24.5 贮灰渣场24.6 地震、地质及岩土工程24.7 厂址比较与推荐意见25 工程设想25.1 全厂总体规划及厂区总平面规划25.2 装机方案25.3 主机技术条件25.4 热力系统25.5 燃烧制粉系统25.6 电气部分25.7 输煤系统25.8 除灰渣系统25.9 化学水处理系统25.10 热工自动化部分25.11 主厂房布置25.12 建筑结构部分25.13 给排水系统及冷却设施25.14 贮灰场建设方案25.15 消防系统25.16 采暖通风空调及输煤系统除尘部分25.17 电厂管理信息系统26 烟气脱硫与脱硝26.1 烟气脱硫26.2 烟气脱硝27 环境及生态保护与水土保3、持27.1 厂址环境现状分析及项目建设的环境影响预测27.2 项目建设的防治措施原则27.3 环境治理和水土保持措施28 综合利用29 劳动安全29.1 厂址位置安全性分析29.2 厂址地区主要自然灾害及防治措施29.3 项目生产过程中主要危险因素分析错误！未定义书签。9.4 劳动安全机构、设施错误！未定义书签。10 职业卫生210.1 职业卫生特征210.2 主要职业病危害因素错误！未定义书签。10.3 主要职业卫生防护措施错误！未定义书签。10.4 当地流行病和自然疫源区调查结果错误！未定义书签。10.5 职业卫生机构设置错误！未定义书签。11 资源利用211.1 能源利用211.2 土地4、利用211.3 水资源利用211.4 建筑材料利用212 节能分析212.1 本工程遵循的节能标准及节能规范212.2 本工程能源来源212.3 节约及合理利用能源的措施和效果212.4 主要能耗指标212.5 结论及下阶段工作设想213 人力资源配置214 项目实施的条件和建设进度及工期214.1 项目实施的条件214.2 电厂工程项目实施的轮廓进度215 投资估算及财务分析215.1 投资估算215.2 资金来源及融资方案215.3 财务分析216 抗灾能力评价错误！未定义书签。16.1 厂址条件错误！未定义书签。16.2 防洪涝灾害设计错误！未定义书签。16.3 抗震设计错误！未定义书签5、。16.4 风（雪）荷载设计错误！未定义书签。16.5 消除不良地质作用影响设计错误！未定义书签。16.6 其他可能的自然灾害的影响及设计所采取的措施错误！未定义书签。17 风险分析217.1 市场风险分析217.2 技术风险分析217.3 工程风险分析217.4 资金风险分析217.5 政策风险分析217.6 外部协作风险分析218 经济与社会影响分析218.1 经济影响分析218.2 社会影响分析219 结论与建议219.1 结论意见和建议219.2 主要技术经济指标21 总论1.1 项目背景根据宁夏回族自治区国民经济和社会发展计划及远景目标纲要，为了认真贯彻党中央、国务院“西部大开发”的6、战略部署，积极推进国家“西电东送”的电力发展战略，使宁夏电力发展能够适应宁夏国民经济的飞速发展，宁夏电力公司委托西北电力设计院曾在2002年底完成了宁东煤电基地总体规划设计。宁东煤电基地总体规划设计结论认为宁夏宁东地区煤炭资源丰富，靠近黄河，水力资源丰富，交通方便，环保本底条件好，在宁东地区规划千万千瓦级煤电基地是可行的，也是非常必要的。宁东火电基地电源除满足宁夏区内用电需要外，还可通过国家电网公司规划建设的直流和特高压电网外送电力。为贯彻落实十六届五中全会提出的“必须加快转变经济增长方式，要把节约能源作为基本国策，努力建设资源节约型、环境友好型社会”的要求，实现节能降耗的目标。宁夏XX宁东发7、电有限公司委托我院开展本工程的初步可行性研究工作。本期工程建设21000MW超超临界空冷燃煤机组，燃煤拟采用XX宁煤集团公司所属矿区现有、在建及规划选煤厂（洗配中心）预期产出的中煤及原煤，拟采用矿井疏干水作为补给水源，产生的电力通过直流或特高压电网外送。本工程建成后，将成为“西电东送”的主力电源点之一。XXXX宁东发电厂21000MW扩建工程初步可行性研究报告由西北电力设计院于2010年9月编制完成，西北电网有限公司于2010年12月10-11日在银川市主持召开了本工程初步可行性研究报告审查会，会议原则同意了西北电力设计院编制的初可报告，同意石槽村厂址进入可研阶段。1.2 投资方及项目单位概况8、XX北京XX电力有限责任公司成立于1999年3月11日，作为XX集团有限责任公司的全资子公司，全面负责集团电力业务的经营管理。2005年2月25日，按照集团改制重组方案，将电力板块的大部分资产注入上市公司，并设立了中国XX能源股份有限公司XX电力分公司，对纳入上市范围的电力资产进行统一管理。截至2010年底，XX电力管控全资、控股、参股企业35家，业务发展主要分布在华北、东北、西北、珠江三角洲、长江三角洲等区域，资产总额1181亿元，运营装机容量为2828万千瓦(含托管)。规划到2015年，公司控股装机容量达到4500万千瓦以上。 本工程由中国XX能源股份有限公司XX电力分公司投资建设，计划于9、2012年3月开工建设，2014年8月第一台机组投产发电，2015年1月第二台机组投产发电。项目资本金比例为20%，其余部分通过项目融资筹措。1.3 研究范围与分工根据本工程外部条件，本工程可行性研究报告由以下内容组成：卷册号卷 册 名 称主要负责单位进度第1卷可行性研究报告总的部分西北电力设计院已完成第2卷投资估算及经济效益分析西北电力设计院已完成第3卷岩土勘测报告西北电力设计院已完成第4卷工程测量报告西北电力设计院已完成第5卷水文气象报告西北电力设计院已完成第6卷接入系统设计报告西北电力设计院正在编制第7卷环境影响评价报告宁夏环境科学研究院正在编制第8卷水土保持方案水利部水土保持植物开发管10、理中心正在编制第9卷地质灾害危险性评价报告宁夏地质环境监测总站正在编制第10卷地震安全性评价报告宁夏地震工程研究院正在编制第11卷 水权转换报告宁夏自治区水文水资源勘测局正在编制第12卷水资源论证报告河南黄河水文勘察设计院正在编制第13卷厂址压覆矿产资源评估报告宁夏煤炭勘查工程公司正在编制第14卷大件设备运输报告陕西大件汽车运输有限公司正在编制第15卷劳动安全预评价报告北京达飞安评管理顾问有限公司正在编制第16卷职业病防治预评价报告宁夏卫生监督所、宁夏自治区卫生厅正在编制由西北电力设计院负责设计的可行性研究报告总的部分内容包括：1）主厂房、辅助、附属生产设施全套工程。2）750kV配电装置，以11、出线绝缘子串为界，出线绝缘子串以外由顾客委托 其他单位负责设计。3）厂内补给水系统、生活消防水系统、生活污水处理系统、含油污水处理系统全部工程（厂外补给水系统包括取水枢纽及厂外补给水管道等部分，投资计入本工程）。4）除灰设施及贮灰场全部工程。5）锅炉补给水处理系统全部工程。6）电厂厂区内燃料输送、储存系统全部工程。电厂输煤系统与煤矿的设计分界线暂定为煤矿工业场地成品仓出口。7）全厂总体布置、厂区道路、厂区绿化规划及厂区防洪设施。1.4 工作简要过程及主要参加人员1.4.1 工作简要过程2009年4月，受宁夏XX宁东发电有限公司的委托，西北电力设计院开始开展本工程初步可行性研究报告的编制工作。212、009年6月，西北院编制完成了本工程的初步可行性研究报告。2010年12月，西北电网有限公司组织有关单位在宁夏银川市评审了XXXX宁东发电厂21000MW扩建初步可行性研究报告。2010年9月-2011年6月，西北院依据本工程初可报告及其审查意见，结合现场工作成果，按照与建设单位确定的可研设计原则、可行性研究内容深度的要求及有关程序开展现场勘察和设计工作，并与其他专项报告编制单位积极配合，于2011年6月提交了XXXX宁东发电厂21000MW扩建工程可行性研究报告总的部分初稿，经建设单位内审后，西北院根据内审意见对可研报告进行修改完善，2012年3月，西北院正式出版了可研报告总的部分（送审稿）13、。1.4.2 参加本次初可研工作的西北电力设计院人员名单序号姓 名职务/职称1陈继平副院长/教授级高级工程师2刘忠信副总工/教授级高级工程师3吴晓波设总/高级工程师4刘朝晖热机专业主设人/高级工程师5毛晓洁脱硫专业主设人/工程师6张惠群除灰专业主设人/高级工程师7张宝俊运煤专业主设人/工程师8张欢畅电气专业主设人/高级工程师9张民茹热控专业主设人/高级工程师10袁瑞华土建专业主设人/高级工程师11史先颖建筑专业主设人/高级工程师12吴泽聪总交专业主设人/工程师13纪万里暖通专业主设人/高级工程师14王红跃供水专业主设人/高级工程师15高艳锋化水专业主设人/高级工程师16马 宁水结专业主设人/高14、级工程师17张 萍环保专业主设人/高级工程师18王晓阳系统专业主设人/工程师19曾宪宁技经专业主设人/高级工程师20赵 霖MIS专业主设人/高级工程师21张 轩岩土专业主设人/高级工程师22张大燕水文专业主设人/高级工程师23王征宇测量专业主设人/高级工程师1.5 项目概况本工程拟选厂址位于宁夏回族自治区银川市所辖灵武市境内，宁东煤炭基地腹地。宁东煤炭基地是国家确定的十三大煤炭基地之一，该地区煤炭资源非常丰富、煤质优良，建厂条件优越，而且距离东部用电负荷中心距离较近，是国家已经确定的“西电东送”电源基地之一。为此国家电网公司在宁东地区规划了两条特高压直流工程，其中660kV/4000MW宁夏银15、川东山东青岛直流送电工程已建成投产；“十二五”期间，配合宁东地区煤电基地建设，还将规划建设800kV/7500MW宁夏太阳山浙江绍兴特高压直流送电工程，电厂本期工程的建设可与国家电网公司跨大区送电规划相结合，作为外送电源实现电力跨大区外送。电厂紧邻XX宁夏煤业集团有限责任公司红柳煤矿和麦垛山煤矿，电厂燃煤由皮带直接输送进厂，可以实现资源就地转化，变输煤为输电，电厂用水采用两矿矿井疏干水，符合国家能源产业政策，是国家鼓励发展的节能、环保项目。本期为扩建工程，可以充分利用现有公用设施，有利于节省投资、发挥规模效应，并且能够充分发挥现有的人力资源优势。另外，本期工程的建设，对于改善宁夏电源结构、促进16、节能降耗、发展地方经济同样具有重要的现实意义。本工程拟建设21000MW 超超临界空冷机组，同步建设石灰石-石膏湿法脱硫设施及SCR脱硝装置，并预留扩建条件。本工程采用大量容高参数空冷机组方案，耗水量仅为同类型水冷机组的1/7，并且采取了全面的节水措施，尽可能地节约水资源，为当地的可持续发展创造条件。1.5.1 研究依据1）DL/T53752008 火力发电厂可行性研究报告内容深度规定2）发国家发改委、能源局、电监会联合发布的改能源20082605号关于贯彻落实加强电力系统抗灾能力建设的若干意见的通知3）火力发电厂设计技术规程及各专业有关技术规程规定。4）西北电网有限公司文件 西北电网发展2017、11206号 关于印发XXXX宁东发电厂21000MW扩建工程初步可行性研究报告审查意见的通知。5）西北电力设计院与宁夏XX宁东发电有限公司签订的可行性研究勘测设计合同。6）宁夏XX宁东发电有限公司提供的原始资料。1.5.2 主要技术原则1）厂址方案：石槽村厂址。2）建设规模：本工程一期建设规模为21000MW超超临界空冷燃煤发电机组，预留再扩建21000MW机组条件；同步建设石灰石石膏湿法脱硫及SCR脱硝设施。3）接入系统提出以750kV出线2回至太阳山750kV开关站和以1000kV出线1回至靖边1000kV开关站两个方案。4）除灰系统及灰场方案：气力除灰、干除渣；灰渣采用汽车运输至灰场，18、碾压堆放；灰渣考虑综合利用；两个厂址均采用平地灰场。5）电厂煤源及运输：燃煤采用XX宁夏煤业集团有限责任公司红柳煤矿和麦垛山煤矿13毫米以下原煤，主要采用皮带运输进厂，厂内设有汽车卸煤措施和储煤场。6）电厂水源：本工程供水水源采用红柳煤矿和麦垛山煤矿矿井疏干水，鸭子荡水库地表水作为备用水源。2 电力系统2.1 电力系统现状宁夏电网位于西北电网的东北部，向西南同甘肃电网相连。宁夏电网北部为220kV电网、南部为330kV电网，现通过2回750kV和5回330kV线路与甘肃电网联网运行。宁夏电网供电范围已基本覆盖宁夏全境。宁夏电网主网电压等级为750/330/220kV。其中220kV电网覆盖了中19、北部石嘴山和银川地区，并在南部吴忠、中卫、宁东地区有一定规模；330kV电网在南部宁东、吴忠、中卫和固原地区发展较快； 220kV电网与330kV电网现通过月牙湖（330/220kV）变电所联络；宁夏750kV电网已初步形成“Y”字形主网架，并通过银川东（750/330kV）、黄河（750/330kV）和贺兰山（750/220kV）三个750kV变电站覆盖宁夏330/220kV电网。截至2010年底，宁夏电网12MW以上装机约14296.5MW，其中：水电422.3MW，火电13044MW，燃机64MW，风电766.2MW。水电、火电、风电所占比例分别为2.95%、91.2%、5.35% 。截20、至2010年底，宁夏电网已建成750kV线路8条，总长度526.27km(省内长度)；330kV线路51条，总长度1914.76km(省内长度)；220kV线路89条，总长度1910.74km。共有750kV变电所3座，总容量7800MVA；330kV降压变电所13座，总容量6460MVA；220kV降压变电所25座，总容量8370MVA。2010年宁夏全社会用电量（地区和电网口径）达到547亿kWh，同比增长18.2%；统调口径用电量达到552.19亿kWh，较上年增长19.05%。2010年宁夏电网地区和电网口径最大发电负荷8060MW，均较上年增长6.75%；统调口径最大发电负荷751021、MW，较上年增长6.83%。2010年宁夏电网地理接线示意图见图2.1-1。图2.1-1 2010年宁夏电网地理接线示意图2.2 负荷预测宁夏回族自治区全社会用电量1980年为18.07亿kWh、1985年为24.42亿kWh、1990年为55.0亿kWh、1995年为92.3亿kWh、2000年为136.2亿kWh、2005年为302.88亿kWh、2006年为377.9亿kWh、2007年为440亿kWh、2008年为440亿kWh、2009年为495亿kWh。19812005年的25年间平均增长率为11.94，其中各时期平均增长率分别为“六五”6.21、“七五”17.6、“八五”10.922、1、“九五”8.08、“十五”17.34。2006年增长24.75，2007年增长16.39，2008年与上年持平，2009年增长12.5。宁夏负荷增长主要集中在有色行业、化工行业、新材料产业、装备制造业、电灌工程、电气化铁路用电、制药等。通过对宁夏电网历史用电情况和负荷特性的分析，结合自治区国民经济和重点产业发展规划，综合分析影响电力需求增长的因素，提出宁夏电网负荷发展水平见表2.2-1。根据表2.2-1，预测宁夏电网2015年需电量为813亿kWh，相应 “十二五”年均增长率为8.25%；最高发电负荷2015年为12950MW，相应“十二五”年均增长率为9.95%。表2.2.2-1 宁夏电23、网电力需求预测（电网口径） 单位：10MW、亿kWh项目2005年（实际）2010年（实际）2011年2012年2013年2014年2015年年均增长率“十一五”“十二五”最大发电负荷435806926102111031179129513.13%9.95%需电量30354760866571876881312.54%8.25%2.3 宁夏电力电量平衡2.3.1 电力电量平衡原则1）按宁夏电网电力自平衡考虑，作宁夏电力市场空间分析。即不考虑西北省区间功率交换，火电机组只考虑在建、已立项、已获路条项目。2）水电电源按投产月份参加电力电量平衡，火电电源上半年投产的参加当年平衡，下半年投产的第二年参加平24、衡，风电、光伏发电电源不参加电力平衡，参加电量平衡。3）电力平衡所需水、火电装机容量等于工作容量加备用容量，备用容量由负荷备用、事故备用、检修备用三部分组成。备用取宁夏内部最大发电负荷的15%，均由火电承担。4）西北（宁夏）与华北（山东）电网直流联网工程2010年底单极投运，2011年双极投运送电4000MW，考虑水火电“打捆”外送，水火电比例为1：1。水电容量考虑为黄河上游水电的空闲容量，火电为宁夏的火电。5）特高压交流外送及配套电源不参与平衡。6）电量平衡水电按实际多年平均发电量计算，风电利用小时数按2000小时，光伏发电利用小时数按1200小时。2.3.2 电力电量平衡结果宁夏电网在建及25、已立项、已获路条火电机组见表2.3-1。表2.3-1 宁夏在建及已立项、已获路条火电机组投产计划表 单位：10MW名 称建设规模2011年2012年2013年1、灵武电厂二期（已核准）21001002、鸳鸯湖电厂（已核准）2661323、水洞沟电厂（已核准）266664、宁东热电（有路条）233665、临河电厂（在建）235706、吴忠热电（有路条）23570合 计6703686670宁夏电网电力平衡见表2.3-2。从平衡结果可知：在建及已立项、已获路条火电机组按计划投产后，宁夏电网20112015年电力盈余为16404020MW，2020年电力缺额2220MW。宁夏电网电量平衡见表2.3-326、。从平衡结果可知：宁夏电网在建及已立项、已获路条火电机组按计划投产后，火电利用小时数按5500小时计算， 20112015年盈余电量121192.3亿kWh。除以上在建及已立项机组外，2020年以前宁夏电网规划的电源有：大武口矸石2300MW、银川东部热电2300MW、马莲台二期1600MW、灵武三期21000MW、水洞沟二期11000MW、鸳鸯湖二期21000MW、枣泉2660MW、马家滩21000MW、罗山2600MWMW、韦州矸石2300MW 、中卫热电2350MW、XX宁东21000MW，总计约14620MW。从规划的电源规模看，宁夏电网能够满足自身用电及外送电需要。表2.3-2 宁夏27、电网电力平衡表 单位：10MW年 份2011年2012年2013年2014年2015年2020年一.最大发电负荷112612211303137914951830网内最高负荷926 1021 1103 1179 1295 1630 宁东送青岛火电200200200200200200二.系统工作出力1.水电20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 2.火电1106.0 1201.0 1283.0 1359.0 1475.0 1810.2 三.系统备用容量138.9153.2165.5176.9194.3244.5四.需要装机容量1264.91374.21468.51555.91628、89.32074.8五.系统年末装机容量1724.2 1790.2 1850.2 1850.2 1875.2 1875.2 1.水电42.2 42.2 42.2 42.2 42.2 42.2 2.火电168217481808180818331833六.系统参加平衡容量1689.2 1757.2 1815.2 1850.2 1875.2 1875.2 1.水电42.2 42.2 42.2 42.2 42.2 42.2 2.火电1647.0 1715.0 1773.0 1808.0 1833.0 1833.0 七.受阻出力22.2 22.2 22.2 22.2 22.2 22.2 水电22.2 229、2.2 22.2 22.2 22.2 22.2 火电八.盈余容量402361325272164-222九.电厂年末装机容量1724.2 1790.2 1850.2 1850.2 1875.2 1875.2 1、水电42.2 42.2 42.2 42.2 42.2 42.2 其中：青铜峡30.230.230.230.230.230.2沙坡头12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 2、火电168217481808180818331833 参加平衡容量1647.0 1715.0 1773.0 1808.0 1833.0 1833.0 石嘴山一厂686868686868石嘴山二厂130、32132132132132132西部热电303030303030大武口666666666666银川热电厂999999西夏热404040404040灵州272727272727马莲台666666666666灵武320320320320320320鸳鸯湖132132132132132132水洞沟132132132132132132临河电厂707070707070宁东热电6666666666大坝126126126126126126大坝三期120120120120120120青铝自备666666666666宁东矸石666666666666吴忠热电70707070中宁666666666666六盘山6631、6666666666其它电厂808070709595十.风电装机140170210240280450十一.太阳能装机2229364350100十二.燃气电站银川天然气热电6.46.46.46.46.46.4表2.3-3 宁夏电网电量平衡表 单位：10MW、亿kWh、h项目2011年2012年2013年2014年2015年2020年1、需电量758 815 868 918 963 1155 宁夏内部需电量608 665 718 768 813 1005 宁东送青岛火电电量1501501501501501502、水、风、太阳能可发电量44.551.360.267.075.9115.93、参加平衡机32、组容量1647 1715 1773 1808 1833 1833 4、宁夏无盈亏火电理论利用小时4332 4453 4556 4707 4840 5669 5、电量盈亏(利用小时数为5500)192.3 179.6 167.3 143.4 121.0 -31.0 2.4 本厂在电力系统中的作用，建设的必要性及建设规模宁夏自治区煤炭资源丰富，黄河纵贯南北，建设燃煤电厂条件优越，是西北电网重要的火电基地之一。尤其是宁东地区是未来宁夏电网重点发展的煤电基地。XX宁东电厂位于宁东煤电基地东南部，电厂建设条件优越。从电力平衡结果可以看出，由于在建及已核准项目较多，宁夏电网 “十二五”期间电力盈余。目前宁33、夏电网进行前期工作的电源项目较多，区内电力市场空间有限，竞争激烈。根据国家特高压电网规划：2013年将建成靖边晋中豫北徐州连云港1000kV同塔双回特高压工程 ，通过靖边1000kV开关站，汇集陕北、宁东煤电，送往华中、华东负荷中心消纳，送电容量按9000MW考虑； “十三五”期间，将建成800kV宁东浙江直流联网工程，送电容量按7500MW考虑。宁东煤电基地的建设及大规模电力外送，对西部地区提高一次能源附加值，将资源优势转化为经济优势具有重要意义。同时，将为缓解煤电运输压力，满足我国东部地区负荷快速增长需要，降低东部地区环保压力，发挥积极的作用。本项目既可以参与远期宁夏电网电力市场空间的竞争34、，为宁夏电网负荷发展和直流外送电提供有力的支撑；也可以可参与特高压外送电的竞争，积极推动特高压电网进入宁夏，对宁夏电力外送提供支撑。综合考虑，本电厂可积极开展前期工作，参与宁东煤电基地外送配套电源点的竞争。XX宁东电厂规划容量41000MW，本期21000MW机组，计划2012年3月开工，两台机组分别于 2014年8月、2015年1月建成投产。2.5 电厂与电力系统连接方案的设想，出线电压、出线方向和回路数考虑到电厂在电力系统中的地位和作用，对XX宁东电厂接入系统提出750kV接入和1000kV接入两个方案：方案一：XX宁东电厂以750kV电压等级接入系统，750kV出线2回至太阳山750kV35、开关站。方案二：XX宁东电厂以1000kV电压等级接入系统，本期1000kV出线1回至靖边1000kV开关站，1000kV出线最终规模2回。电厂投产年地区电网接线图见图2.5-1。最终方案以接入系统设计评审意见为准。图2.5-1 电厂投产年地区电网接线图2.6 电气主接线电厂电气原则主接线示意图见图2.6-1。最终方案以接入系统设计评审意见为准。图2.6-1电厂电气原则主接线图3 燃料供应3.1 燃料来源3.1.1 煤源宁夏回族自治区所属煤炭矿区基本位于银北和宁东两个地区,其中银北矿区包括石炭井矿区和石嘴山矿区,该区为上世纪五、六十年代建设的老矿区。宁东地区分为宁东北部规划区和宁东南部规划区。36、宁东北部规划区位于宁夏自治区首府银川市以东的灵武市境内，煤田呈南北向条带状展布，根据其勘探程度和开发条件，宁东北部规划区主要包括灵武、鸳鸯湖、横城三个矿区和石沟驿井田。规划区南北长65km，东西宽32km，全区总面积633km2，地质储量12669.119Mt。宁东南部规划区包括马家滩勘探区、积家井勘探区、萌城勘探区、韦州勘探区。其中灵武矿区、鸳鸯湖矿区、马家滩勘探区属XX宁煤集团公司所有。灵武矿区南北长32 km，东西宽15 km，面积480 km2，勘探面积198 km2。可采及局部可采煤17层，煤层总厚度22.7m，煤层倾角1052，煤种为不粘煤。矿区共获得地质储量3922.461Mt，37、其中：精查勘探储量2242.081Mt；详查勘探储量574.675Mt。可采储量2735.644Mt。鸳鸯湖矿区南北长56 km，东西宽14 km。可采及局部可采煤及煤种与灵武矿区基本相同。矿区共获得地质储量7421.47Mt，其中：精查勘探储量2990.73Mt；详查勘探储量2753.873Mt。可采储量5001.297Mt。横城矿区南北长18 km，东西宽12 km。所采煤层为石炭二叠纪煤层，其煤质特性为中灰中高灰、低水、低中高硫、低磷、中高热值、高挥发分、化学活性好的强粘结气煤。矿区共获得地质储量1205.696Mt，其中：精查勘探储量1101.825Mt；普查地质储量103.871Mt38、。可采储量843.988Mt。马家滩矿区位于灵武和盐池县境内，北部与鸳鸯湖矿区相邻，南部以上台子断层为界，东部以马柳断层为界，西部以含煤垂深1000m为界，矿区南北长约42km，东西宽410KM，面积约275km2，煤炭地质储量50.48亿吨。按照勘探程度划分，精查54.25km2、详查9.11km2，其余为普查阶段。3.1.2 矿井建设规划XX宁煤集团公司矿井项目建设规划如下：1）梅花井煤矿：设计规模1200万吨年，其中:一期400万吨年，服务年限81.2年。国家发改委以发改能源2006953文予以核准，计划2009年7月首采工作面投入试生产，2013年实现达产。2）红柳煤矿：设计规模80039、万吨年，服务年限73年， 2008年12月12日通过国家发改委核准。矿井于2007年10月开工，计划2009年10月首采工作面投入试生产， 2013年实现达产。3）麦垛山煤矿：设计规模800万吨年，服务年限63.2年，2008年12月12日通过国家发改委核准。矿井2007年10月开工，计划2010年12月首采工作面投入试生产，2013年实现达产。4）石槽村煤矿：设计规模600万吨年，服务年限60年，2008年12月12日通过国家发改委核准。矿井于2005年底开工建设，计划2010年10月首采工作面投入试生产，2013年实现达产。5）红石湾煤矿：矿井设计规模60万吨年，配套建设60万吨/年选煤厂40、，服务年限30.2年，宁夏自治区发改委以宁发改能源【2009】86号核准。矿井于2008年4月开工建设，计划2010年7月首采工作面试生产， 2012年实现达产。6）金凤煤矿：马家滩矿区规划四对煤矿的首开矿井，设计规模400万吨/年。项目前期工作开始于2008年4月，计划2011年5月首采工作面投入试生产， 2013年实现达产。7）双马煤矿：矿井设计规模800万吨/年，服务年限91年。项目前期工作已于2009年9月开始，计划2011年7月首采工作面工作投入试生产，2014年实现达产。表3.1-1 XX宁煤集团公司20092013煤矿项目基本情况序号项目名称建设起止年投产时间建设规模1清水营煤矿41、2004-20082008.1010.0Mt/a2梅花井煤矿2004-20092009.512.0Mt/a3石槽村煤矿2005-20102010.106.0Mt/a4红柳煤矿2006-20092009.128.0Mt/a5麦垛山煤矿2006-20102010.128.0Mt/a6金凤煤矿200820112011.74.0Mt/a7红石湾煤矿2008-20102010.50.9Mt/a8双马煤矿2008-20112011.108.0Mt/a合计56.9Mt/a3.1.3 选煤厂（洗配中心）建设规划根据宁东北部规划区选煤厂（洗配中心）建设规划，“十一五”期间，规划与矿井配套建设枣泉矿选煤厂(5.042、Mt/a)、清水营矿选煤厂(10.0Mt/a)、梅花井矿选煤厂(12.0Mt/a)。原煤入洗能力达到40.2Mt/a，预计产出中煤、煤泥和煤矸石分别为7.2万t/a、156万t/a、236.4万t/a，合计399.6万t/a。“十二五”期间，规划扩建灵武洗配中心(13.0Mt/a)、枣泉矿选煤厂(8.0Mt/a)，与矿井配套建设红柳洗配中心(16.0Mt/a)、石槽村矿选煤厂(6.0Mt/a)。原煤入洗能力达到70.4Mt/a，预计产出中煤、煤泥和煤矸石分别为13.5万t/a、281.6万t/a、417.9万t/a，合计713万t/a。3.1.4 本工程煤源本期工程21000MW机组年需燃煤约43、500万吨，拟由宁夏鸳鸯湖矿区红柳煤矿、麦垛山煤矿供给。2004年国家发改委批准了宁夏鸳鸯湖矿区总体规划，该矿区划分为5个煤矿，建设总规模4400万吨/年，其中红柳煤矿为800万吨/年、麦垛山煤矿为800万吨/年。目前XX宁夏煤业集团有限责任公司已取得红柳煤矿、麦垛山煤矿开采权。红柳煤矿井田面积85平方公里，地质储量16.4亿吨，可采储量8.2亿吨，煤矿设计生产能力800万吨/年，服务年限73年。2008年12月国家发改委以“发改能源20083487号”文核准了红柳煤矿工程。XX宁夏煤业集团有限责任公司已于2008年底开工建设，计划于2011年建成投产。麦垛山煤矿（距红柳煤矿约5公里）井田面积44、65平方公里，地质储量11.17亿吨，可采储量10.64亿吨，煤矿设计生产能力800万吨/年，服务年限63年。2008年12月国家发改委以“发改能源20083485号”文核准了麦垛山煤矿工程。XX宁夏煤业集团有限责任公司已于2008年底开工建设，计划于2012年建成投产。根据国家发改委核准意见，在红柳煤矿将建设一座1600万吨/年选煤厂，入洗红柳煤矿、麦垛山煤矿原煤。目前选煤厂可研已完成，并开工建设，计划2011年建成投产。根据选煤厂可研报告，1600万吨/年经筛分后，产生676万吨/年13毫米以下原煤，其余进行洗选。本工程利用选煤厂筛分后的13毫米以下原煤作为燃煤。宁夏XX宁东发电有限公司已45、与XX宁夏煤业集团有限责任公司签订协议，XX宁夏煤业集团有限责任公司同意向宁夏XX宁东发电有限公司拟建的XX宁东2X1000MW扩建机组工程供应煤炭490万吨/年。本工程煤源基本落实。3.2 燃料品质及消耗量3.2.1 煤质本工程设计煤种和校核煤种分析数据如下：名 称符号单位设计煤种校核煤种工业分析全水分Mt%17.211.9空气干燥基水分Mad%7.894.74收到基灰分A ar%13.3825.00干燥无灰基挥发分Vdaf%35.1231.21元素分析收到基碳Car%55.1350.64收到基氢Har%3.072.69收到基氮Nar%0.510.60收到基氧Oar%9.668.07全硫St46、.ar%1.051.10收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg19.9217.90哈氏可磨指数HGI/8068煤的冲刷磨损指数Ke%2.23.5灰熔融特征温度变形温度DT11601060软化温度ST11801100半球温度HT11901140流动温度FT12001170灰成份二氧化硅SiO2%36.1259.71三氧化二铝Al2O3%15.0716.65三氧化二铁Fe2O3%11.837.14中氧化钙CaO%20.649.57氧化镁MgO%2.131.07氧化钠Na2O%0.630.84氧化钾K2O%1.632.32二氧化钛TiO2%1.140.99三氧化硫SO3%10.210.93二氧化锰47、MnO2%0.0080.066灰尘比电阻20电压500V时.cm8.501091.15101180电压500V时.cm6.1010101.751012100电压500V时.cm4.5010112.301012120电压500V时.cm1.7010123.101012150电压500V时.cm5.5010113.301011180电压500V时.cm6.8010104.4010113.2.2 燃料量预测本工程的锅炉燃煤量见下表： 名称单位11000MW21000MW设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种小时耗煤量吨/时437487874974日耗煤量吨/日874097401748019480年耗煤量万48、吨/年240.35267.85480.7535.7注：1. 日耗煤量按20小时计；2. 年耗煤量按5500小时计。3.2.3 锅炉点火及助燃油本期工程锅炉点火拟采用等离子点火或微油点火，采用等离子点火时同时保留点火油系统，点火油及助燃油采用0号轻柴油。油质特性如下：油种： 0号 轻柴油 （GB252-94）运动粘度（20下） 6.42mm2/s灰份 不大于0.004%水份痕迹机械杂质无凝固点不高于-4闭口闪点 不低于55低位热值 Qnet.ar42000 kJ/kg硫含量不大于0.056%残炭 不大于0.028%XXXX宁东一期设有两台500m3油罐，本期燃油从一期油管道延长至二期。燃料油特性49、按GB25494标准，该油种作为锅炉的点火和稳燃用油。3.3 燃料运输本期工程年需燃煤480.7万吨/年，属坑口电站，主要利用红柳煤矿选煤厂筛分后的13毫米以下原煤作为燃煤，同时考虑100万吨/年周边煤矿原煤作为补充。红柳煤矿选煤厂燃煤拟采用单路长距离曲线带式输送机运输进厂，周边煤矿原煤拟采用汽车运输进厂。厂外带式输送机年输送量按380.7万吨考虑，运距约2.3公里；公路运输年运量按100万吨考虑，运距均在50公里以内。汽车按20吨自卸汽车考虑，采用社会运力。3.4 锅炉点火及助燃本工程锅炉点火方式采用微油点火或等离子体点火方式。油种： 0#轻柴油恩氏粘度（20）：1.2-1.67 OE运动粘50、度（20）：3.0-8.0 厘沱灰分： 0.01%含硫量：0.5%酸度：7mgKOH/100ml水份： 痕迹胶质: 无闪点（闭口）：不低于55凝固点：0发热量：41.87MJ/kg（10000kcal/kg）4 厂址条件4.1 厂址概述4.1.1 厂址地理位置XXXX宁东发电厂21000MW扩建工程厂址位于宁夏回族自治区银川市所辖灵武市境内。4.1.2 厂址自然条件灵武市地处宁夏回族自治区中部，位于东经1061110653，北纬37293828。市区距自治区首府银川市约58km，东与盐池县接壤，西与银川市、永宁县隔河相望，南与吴忠市、同心县相连，北以明长城为界与陶乐县及内蒙古鄂托克旗毗邻。 灵51、武市抓住宁东能源化工基地建设的机遇，充分发挥煤炭、电力、羊绒精深加工等特色产业的优势，极大地促进了灵武市经济总量的不断壮大。2007年1-8月灵武市规模以上工业完成产值62.31亿元，比上年同期增长27.5%。预计全年全部工业总产值112亿元，比2002年增长3.6倍，五年期间年均增长35.5%。全市辖5镇10乡95个行政村，6个区、县属农林牧场。总面积约3685km2，其中耕地45.67万亩、园、林地约12.69万亩、牧草地约388.42万亩。总人口约25.3万人，其中回族人口约12.2万人，占48.3，人口密度69.3人/km2,农业人口约19.3万人，非农业人口约6万人，人均耕地约1.852、亩。灵武市内地处鄂尔多斯地台西缘断皱中段，灵盐台地与银川地堑之间的结合部。地势东高西低，东山、西川自然形成两大地形区。境内最高点杨家窑山，海拔1652m，最低点在横城附近，海拔1104m（1985年国家高程基准，下同）。境内干旱少雨，属温带大陆性干旱气候区，冬长夏短，春秋多风沙天气，日照充足，蒸发量大。境内除东部与盐池交界处部分地区属盐池内流区域外，其余均属黄河流域。黄河由党家河湾入境，至横城出境，流程47km，流量984m3/s，年平均径流量为320亿m3。 境内地下水储存条件可分为基岩裂隙水带、碎屑岩裂隙孔隙水带和银川平原第四系储水盆地三个埋藏类型区。灵武市农业条件优越，物种、物产丰富，是53、宁夏商品粮基地，著名的水果之乡，主要农作物为水稻、小麦、玉米。灵武市土特名优产品众多，是驰名中外滩羊二毛皮、羊绒、长红枣、苹果、甘草、枸杞、发菜、啤酒花等土特产的集散地，其中灵武长红枣是宁夏具有地方特色的鲜食品种之一，富含多种矿物质和维生素，在医学上具有广泛的医疗功效；灵武羊绒业创出了“世界羊绒看中国，精品羊绒看灵武”的声誉。灵武市初步形成了以煤炭、石油、化工、建材、绒毛、皮革、金属冶炼、粮油食品加工为主的工业体系。灵武市境内矿产资源丰富，品种与储量在宁夏首屈一指，尤其突出的是煤炭、石油、天然气、粘土、碳岩、湖盐、陶土、芒硝、石膏、砂板石等。尤以煤炭储量为最，含煤区达821km2，是宁夏河东煤54、田的重要组成部分，已探明储量273108吨，占宁夏探明储量的80%以上，相当于东北三省煤炭储量的总和。市内含煤区域划分为碎石井、鸳鸯湖、横城、石沟驿四个矿区，灵武矿区各煤层的煤质总体上具有以特低灰为主、兼特低硫、特低磷，较高发热量等特点，是理想的优质动力用煤和化工原料。宁东能源重化工基地是宁夏回族自治区党委、政府确定的煤、电、煤化工三大产业基地，规划面积645km2，远景规划面积约2855km2。2004年4月自治区发改委批准宝塔石化集团建设宁东能源重化工基地宝塔综合规划区。该项目区规划建设期为20042013年，将建设热电厂、甲醇、电石、聚丙烯、PVC等项目及现有炼化设施的改扩建，总投资约155、00108元人民币。目前，重化工基地基础设施供水、道路、铁路全线铺开；马莲台、灵武、灵州、宝塔电厂等电源项目和羊肠湾、枣泉、梅花井、清水营、任家庄煤矿等大型煤矿及宝塔60104吨、宁煤25104吨甲醇等煤化项目已开工，个别项目已投入运行。灵武市旅游资源较为丰富，古迹众多，具有人文景观和自然景观于一体的独特风格。市内的名胜古迹主要有金水旅游、水洞沟遗址、明长城、镇河塔、西湖公园、肃宗登基台，高庙、马鞍山甘露寺、西夏影视城、回族风情、大漠风光、黄河风情、观光农业示范区等。厂区地层由上及下依次为第四系全新统风积粉砂（Q4eol）、第四系上更新统风积黄土状粉土（Q3eol）、残积土及第三系泥岩及砂岩（56、N）。在勘探深度40m内可分为四个大层。 地基土承载力特征值表地层编号承载力特征值fak(kPa)140160160200300500场地湿陷等级按级考虑。在勘探深度范围内未见地下水，可不考虑地下水对基础的影响。场地土对混凝土结构具微腐蚀性；对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；对钢结构具弱腐蚀性。厂址区域地震烈度7度。4.1.3 厂址周围环境本工程为扩建工程，所选厂址紧临XX宁东发电有限公司已投运的2330MW矸石电厂，地处宁东煤炭基地鸳鸯湖矿区内，位于银川市东南直线距离约90km，北靠鸳鸯湖矿区，西距鸳冯公路约4.0km，南临马家滩镇约6.0km。明长城遗址、白芨滩国家级自然保护区分别在厂址57、北侧和西侧，距厂址约10km以上。现厂址区域土地荒芜，植被稀疏，沙化严重。地势较高，地形较平坦、开阔。厂址地貌单元属剥蚀缓坡丘陵地貌，北高南低，地面标高约在14211446m之间。本工程在石槽村矸石电厂南侧扩建，可利用场地东西长约1km，南北宽约1km，可利用面积约100hm2，可满足电厂建设用地以及相应的施工用地的要求。厂址地势相对四周较高，不会受到洪水的影响。厂址地下无矿藏、文物；厂址附近无机场及军用设施。厂址处无拆迁。4.2 交通运输4.2.1 铁路灵武市目前有地方铁路大古支线，该铁路西起包兰铁路大坝车站，东至灵武矿区古窑子车站，全长70.1km，在灵武市境内设灵武、古窑子车站，预留甜水58、河车站。大古支线的主要技术标准如下：铁路等级： 地方铁路级正线数目： 单线限制坡度： 上行6，下行12.1最小曲线半径： 300m牵引种类： 蒸汽机车类型： 前进牵引定数： 上行3050t，下行1550t到发线有效长： 650m，预留850m闭塞类型： 继电半自动宁东煤田规划矿区铁路一是到枣泉矿区，设羊场湾车站和枣泉车站；二是到鸳鸯湖矿区，并设灵新车站、清水营车站、白芨滩车站、大坡壕车站、梅园站、石槽村站、红柳站、规划东圈站、红梁子站、冯记沟站、甜水井站等。本工程电厂燃煤大部采用皮带运输进厂，部分采用公路来煤。电厂不设铁路专用线。电厂大件设备拟采用铁路运至古窑子车站经矿区铁路,再通过公路运输进59、厂。4.2.2 公路概况（1）概述灵武市境内有高速公路、国道211、307等，形成了四纵五横的公路交通框架。市域高速路70km，307国道70km，211国道50km。全市乡级公路通车总里程472km，行政村通公路615km，全市辖区8个乡镇已全部通油路，公路交通十分便利。羊枣公路（羊场湾枣泉）现状，该公路为二级公路标准，路基宽12.0m，路宽9.0m,设计荷载汽-20级、挂车100， 设计行车速度60km/h。马吴公路（马家滩吴忠）现状，该公路为三级公路标准,路基宽8.5m，路宽7.0m,沥青路面。211、307国道现状，该公路为二级公路标准,路基宽8.5m，路宽7.0m, 沥青路面。（2）60、电厂专用道路进厂道路：从磁马公路引接，采用汽20级宽7.0m混凝土路面，长约4.0km。本次不新建，利用宁东矸石电厂已建的进厂道路。运灰道路：除利用矸石电厂已建运灰道路，本次另新建0.8km长运灰道路，采用汽20级宽7.0m混凝土路面。运煤道路：除利用矸石电厂已建运煤道路，本次不新建。4.3 水文及气象4.3.1 厂址水文条件XX宁东电厂位于灵武市东南约48km处的马家滩镇北边，南距马家滩镇约4km，北距红柳矿井工业场地约1km，西距麦垛山矿井工业场地约3km，厂址区域属于宁东缓坡丘陵地貌，地势高而开阔，土地荒芜，植被稀疏，沙化严重，地表为黄土状粉土；厂区地形由北向南倾斜，地面自然标高在14261、01450m之间。本期XX宁东21000MW超超临界燃煤机组工程紧邻已投产的一期2300MW工程南侧扩建，根据总图专业提供的XXXX宁东21000MW扩建工程全厂总体规划图分析，厂地势高而开阔，远离河流，不存在河流洪水威胁，也无山洪影响。4.3.2 气象条件该区深居大陆腹地，东边为毛乌素沙漠，西边隔黄河川道为腾格里沙漠，为典型的大陆性季风气候，属于寒冷地区，表现为降水少，蒸发大，日照充足，温差大，春季多风而干旱，冬季寒冷而漫长，夏季多偏南风，冬季多偏北风，年平均气温为8.3，极端最高气温为38.1，极端最低气温为-29.6，全年降水量为273.5mm，降水量集中在7、8、9三个月，这三个月降水62、量占全年降水量的64%。厂址附近有灵武气象站和盐池气象站，灵武气象站位于电厂东北方向约54km处的黄河川道，海拔高度1115.9m，盐池气象站位于电厂正西约53km处的宁东灵盐台地上，海拔高度1347.8m，电厂海拔约1430m。虽然电厂距2个气象站距离相当，但盐池气象站与电厂海拔、自然地理环境更接近，故确定本工程常规气象条件采用盐池气象站观测资料统计。但是，由于空冷机组对气温、风向、风速气象参数比较敏感，尽管前期已进行了1年的空冷气象观测，但因为前期工程的建成会对本期工程气象场产生一定影响，并且因为气象要素发生的偶然性，为科学合理地分析确定本期空冷气象设计条件，建议业主尽快委托有资质的单位进63、行空冷气象对比观测分析工作，待观测结束后，应根据对比观测分析成果对本阶段提供的空冷气象参数进行修正。盐池县气象站建站于1954年，是国家基本气象站，原址位于县城鼓楼南街城市中心地带，北纬3747、东经10724，海拔高度为1347.8m。随着城市建设步伐的加快，气象探测环境受到影响，2002年经中国气象局批准，盐池县气象局搬迁至盐池县花马池镇长城村二堡自然村，北纬3748，东经10723，海拔高度为1349.3m，风速感应器距地高度为10.3m，型号为EZC-1。经对比分析迁站前后气象资料可合并统计。(1) 基本气象要素统计值根据盐池气象站40余年观测资料，统计得盐池气象站基本气象要素年值和月64、值见表4.3-1、表4.3-2。表4.3-1 盐池气象站基本气象要素年值统计表项 目单位数值发生日期累年年平均气压hPa866.0累年年平均气温8.3最大日温差30.41957.3.28累年最热月平均气温22.8累年最冷月平均气温-8.1累年极端最高气温38.11966.6.21累年极端最低气温-29.61954.12.12累年平均水汽压hPa6.5累年平均相对湿度%50%累年年平均降水量mm273.5累年最大一日降水量mm121.21999.7.13累年年平均蒸发量mm2041.8累年平均风速m/s2.6累年最大风速m/s241962.2.21累年最大积雪深度cm122001.4.9累年最大65、冻土深度cm1281968.02累年平均雷暴日数d18.8累年平均沙尘暴日数d20.7累年平均大风日数d12.3年最多冻融循环次数times932004年表4.3-2 盐池气象站累年逐月气象要素统计表月份平均气压（hPa）平均温度（）平均风速（m/s）平均相对湿度（%）平均降水量（mm）平均蒸发量（mm）1869.9-8.12.3491.943.32868.1-4.42.4463.161.23866.22.32.74310.1129.44864.110.23.13713.6228.75862.916.33.24026.9308.16860.120.82.94634.1314.67859.02266、.82.85561.1296.58861.820.92.56265.5236.69866.615.62.36034.1170.510870.28.62.25616.2127.611871.40.62.5515.477.212871.3-5.92.5501.548.2平均或合计866.08.32.650273.52041.8(2) 设计风速及风压根据盐池气象站19562010年共55年历年最大风速资料系列，并将1970年之前的定时最大风速换算为自记最大风速，然后采用极值型法统计计算得：五十年一遇10m高10min平均最大风速为25.4m/s，相应风压为0.40kN/m2；百年一遇10m高10mi67、n平均最大设计风速为27.2m/s，相应风压为0.46N/m2。查建筑结构荷载规范，盐池气象站五十年一遇风压为0.40kN/m2，百年一遇风压为0.45kN/m2，本次计算结果与建筑结构荷载规范一致。经现场踏勘分析，由于气象站处于县城周围，受周围建筑物阻挡，风速偏小，而电厂周围地势高耸开阔，按照电力工程气象勘测技术规程DL/T5158-2002，分析认为将气象站风速乘以1.05的系数作为电厂设计风速，即电厂五十年一遇10m高10min平均最大风速为26.7m/s，相应风压为0.45kN/m2；百年一遇10m高10min平均最大设计风速为28.6m/s，相应风压为0.51N/m2。(3) 五十年68、一遇最大积雪深度及雪压根据盐池气象站19542010年共57年历年最大积雪深度，采用极值型法统计计算，求得五十年一遇最大积雪深度为12.6cm，相应雪压为0.15kN/m2。查建筑结构荷载规范，盐池五十年一遇雪压为0.30kN/m2，确定电厂五十年一遇雪压采用0.3kN/m2。(4) 三十年一遇极端最低气温及相应风速根据盐池气象站19542010年共57年历年极端最低气温资料，进行P型频率统计计算，求得三十年一遇极端最低气温为-30.1，相应风速为13.0m/s。(5) 累积频率为10%的气象条件根据盐池气象站20062010年夏季（6、7、8月）逐日平均干球温度、相对湿度、平均风速、平均气压69、资料求得对应逐日平均湿球温度，将逐日平均湿球温度从大到小进行累积频率统计，求得累积频率为10%的日平均湿球温度为18.7，相应平均干球温度为24.9，相对湿度为56%，平均气压为859.7hPa，平均风速为2.1m/s；逐日对应值见表4.3-3。4.3-3 20062010年夏季累积频率为10%的湿球温度的对应值年月日干球温度（）平均风速（m/s）平均气压(hPa)相对湿度(%)20067823.3642.8855.9200671923.3641.3860.020068625.7512.2857.9200681624.4572.1859.2200681724.8553.4860.220078670、22.7691.9857.9200781926.0491.3861.8200782026.7461.6862.7200782126.6461.0861.820088623.9613.7858.9200971824.7571.3858.2201071626.2492.3859.7平均24.9562.1859.7（6） 暴雨强度公式灵武地区的暴雨强度公式可采用青铜峡市暴雨强度公式，公式如下：式中：q流量(L/s/ha)；p重现期(a)；t时间(min)。（7） 风向玫瑰图盐池气象站全年、夏季、冬季风向玫瑰图见图W-01、图W-02、图W-03。（8） 盐池气象站空冷气象条件盐池气象站2003年之前71、没有逐时气温资料，故本次根据该气象站最近八年（20032010年）的逐时气温及最近十年20012010年的风向风速实测资料进行空冷气象参数的分析统计，现将分析统计结果提供如下。典型年气温统计：经计算年平均气温与最近十年的平均气温最接近的年份为2007年、2009年，与最近五年的平均气温最接近的年份也为2007、2009年，分别求得2007年、2009年逐时气温累积频率计算，取累积时数为200小时气温高者为最终典型年，最终选取2007年为典型年。典型年（2007年）逐时气温累积频率统计见表4.3-4。最近八年（20032010年）气温26，且风速3m/s、4m/s、6m/s、8m/s各风向频率、72、平均风速、最大风速统计见表4.3-5，对应风向玫瑰图见图W-04、图W-05、图W-06、W-07。表4.3-4 盐池气象站典型年（2007年）逐时干球温度累积频率表气温分级出现时数累积时数累积频率（%）气温分级出现时数累积时数累积频率（%）35.935.0000.05.95.0222541761.834.934.0220.04.94.0208562564.233.933.0790.13.93.0212583766.632.932.037460.52.92.0214605169.131.931.0571031.21.91.0223627471.630.930.0821852.10.90.02573、6653074.529.929.01062913.3-0.1-1.0205673576.928.928.0793704.2-1.1-2.0210694579.327.927.01184885.6-2.1-3.0191713681.526.926.01286167.0-3.1-4.0187732383.625.925.01637798.9-4.1-5.0150747385.324.924.016694510.8-5.1-6.0152762587.023.923.0189113413.0-6.1-7.0162778788.922.922.0217135115.4-7.1-8.0149793690.74、621.921.0207155817.8-8.1-9.0137807392.220.920.0212177020.2-9.1-10.0147822093.819.919.0227199722.8-10.1-11.0115833595.218.918.0272226925.9-11.1-12.086842196.117.917.0293256229.3-12.1-13.070849196.916.916.0269283132.3-13.1-14.071856297.715.915.0254308535.2-14.1-15.049861198.314.914.0264334938.2-15.1-175、6.058866999.013.913.0253360241.1-16.1-17.023869299.212.912.0261386344.1-17.1-18.026871899.511.911.0228409146.7-18.1-19.017873599.710.910.0225431649.3-19.1-20.017875299.99.99.0240455652.0-20.1-21.048756100.08.98.0212476854.4-21.1-22.028758100.07.97.0204497256.8-22.1-23.028760100.06.96.0223519559.3表4.76、3-5 盐池气象站最近八年夏季气温26、且风速3m/s、4m/s、6m/s、8m/s各风向频率、平均风速、最大风速统计表最近八年夏季气温26且风速3m/s风向频率、平均风速、最大风速统计表风向总个数年均个数频率(%)平均风速最大风速N1131444.37.6NNE961234.27.9NE62823.76.1ENE668246.6E851133.97.7ESE1682163.86.6SE29637104.27.6SSE45957164.48.6S43855154.711.2SSW271349512.9SW891134.47.7WSW1471854.99.1W2032575.19.5WNW22577、288512.5NW1271644.69.1NNW1151444.28.6最近八年夏季气温26且风速4m/s风向频率、平均风速、最大风速统计表风向总个数年均个数频率(%)平均风速最大风速N61845.17.6NNE41525.27.9NE16214.76.1ENE26324.86.6E31424.97.7ESE61844.76.6SE1541994.97.6SSE278351658.6S27935165.411.2SSW20125125.612.9SW49635.17.7WSW1071365.49.1W1501995.79.5WNW1541995.812.5NW761045.49.1NNW4978、635.18.6最近八年夏季气温26且风速6m/s风向频率、平均风速、最大风速统计表风向总个数年均个数频率(%)平均风速最大风速N9126.77.6NNE9126.97.9NE1006.16.1ENE2016.36.6E4116.97.7ESE4116.36.6SE14246.67.6SSE36596.88.6S699187.311.2SSW648177.212.9SW9126.67.7WSW26377.39.1W567157.29.5WNW527147.612.5NW203579.1NNW10136.98.6最近八年夏季气温26且风速8m/s风向频率、平均风速、最大风速统计表风向总个数年均个79、数频率(%)平均风速最大风速N00000NNE00000NE00000ENE00000E00000ESE00000SE00000SSE3048.38.6S152229.311.2SSW111169.512.9SW00000WSW6198.59.1W152228.89.5WNW162239.212.5NW2039.19.1NNW1018.68.64.4 电厂水源本期工程以红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水和宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程联合供水，其中宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程作为电厂生活水和煤矿疏干排水的备用水源。其基本情况如下：4.4.1红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水（1）红柳80、煤矿、麦垛山煤矿概况红柳井田位于鸳鸯湖矿区东南部，东经10641381064918，北纬374749375656之间。行政区划隶属宁东镇和马家滩镇管辖，井田呈西北东南条带状，南北长9km，东西宽5km，总面积44.1km2。井田设计生产能力为8.0Mt/a，服务年限73年，2010年红柳矿一期已投产建成。红柳井田呈西北高、东南低的低缓丘陵地貌，海拔高度在14901360m之间，地面起伏不大，大部分地区北沙丘掩盖，多系风成垄状及新月型流动沙丘，间有被植物固定或半固定沙丘。麦垛山井田位于鸳鸯湖矿区西南部，行政区划隶属灵武市宁东镇和马家滩镇管辖。地理坐标：东经10639181064638，北纬37481、634375433之间。井田呈西北东南向条带状展布，整个井田南北长约12.6km，东西宽约5.8km，勘探区面积约44.9km2。井田设计生产能力为8.0Mt/a，服务年限70年，原计划2010年建成投产，但至2011年5月还未投产。井田内地势较平坦，总体西北高，东南低，海拔高度在15521345m之间，属于半沙漠低丘地形，白垩纪砾岩多形成高地残丘，全区普遍覆盖一层风成沙漠，多系风成垄状及新月形流动沙丘，间有被植被固定或半固定沙丘，勘探区西北部黄土侵蚀切割之后成堰、梁、峁地形，冲沟发育，地貌比较复杂。（2） 矿井排水量分析根据本工程水文气象报告（60-F6981K-W01）对红柳煤矿和麦垛山煤82、矿排水的告分析，红柳煤矿和麦垛山煤矿排水量如下表4.4.1-1：表4.4.1-1 矿井达产后涌水量计算表（单位：m3/d）涌水量计算方法红柳煤矿麦垛山煤矿大井法17093.218939.89狭长水平巷道地下水动力学法法14824.818377.28产量富水系数比拟法17534.217534.2富水系数比拟法富水系数为灵新矿开采多年后的资料，属碎石井矿区，与鸳鸯湖矿区水文地质条件有一定差异，三种方法对弱含水层涌水量随开采面积增大及深度增加不明显的因素均考虑不足，就相对比较而言，狭长水平巷道地下水动力学法更为接近实际。因此，从供水可靠性和安全性出发，采用狭长水平巷道地下水动力学法计算结果可作为矿井83、正常涌水量，较为合理。（3）红柳集中水处理站水量根据2009年9月中煤国际工程集团北京华宇工程有限公司编写的XX宁夏煤业集团有限责任公司鸳鸯湖矿区红柳矿井及选煤厂集中水处理站初步设计说明书，井下水处理站处理对象为红柳矿井下水及麦垛山矿井下水，其中红柳矿井下排水量按照632m3/h，麦垛山矿井下排水量766m3/h，两个矿井合计排水量为1398m3/h，折合每日排水量为33552m3/d设计。红柳集中水处理站分预处理与深度处理两大部分，预处理部分包括加药、混凝、沉淀、除油及过滤一体化设备，深度处理部分包括超滤设备、反渗透设备。预处理部分处理对象为红柳矿井井下排水和麦垛山矿井井下排水，深度处理部分84、处理对象为全部经预处理的矿井水。处理后的井下排水首先考虑复用于红柳矿井井下消防洒水、麦垛山矿井复用水，富余水量供给本工程。红柳集中水处理站一期工程已建成投产，二期工程计划2011年5月开工，2012年3月投产，井下水处理站设计规模为：一期：17000m3/d，二期实施后总设计规模为34000m3/d。一期日平均处理水量为16776m3/d，经深度处理后可产生的再生水量为9721m3/d，其中用于红柳矿消防洒水2300m3/d，用于麦垛山矿复用水2100m3/d，剩余5321m3/d水可供电厂使用。如果二期工程日平均处理量与一期工程相同，经深度处理后可产生的再生水量也为9721m3/d，这样集中85、水处理站一、二期工程实施后，扣除红柳矿消防洒水和麦垛山矿井复用水，可提供给电厂经深度处理后的再生水为15042m3/d。（4）水质根据2009年9月中煤国际工程集团北京华宇工程有限公司编写的XX宁夏煤业集团有限责任公司鸳鸯湖矿区红柳矿井及选煤厂集中水处理站初步设计说明书,井下水处理站出水主要用于矿井井下消防洒水、选煤厂洗煤补充水及电厂冷却循环补充水，各用水项目的用水水质各不相同，为简化处理系统，确定设计处理后的出水水质按各项目用水水质要求最高的指标执行，详见表4.4.1-2。表4.4.1-1 处理后水质标准 序号项 目处理标准值生活饮用水标准1pH值6.58.56.58.52SS（mg/L）386、0-3悬浮物粒径0.3mm-4浊度（NTU）535BOD5（mg/L）10-6CODcr（mg/L）60-7铁（mg/L）0.30.38锰（mg/L）0.10.19CL-（mg/L）25025010总硬度（以CaCO3计）（mg/L）30045011总碱度（以CaCO3计）（mg/L）350-12溶解性总固体（mg/L）1000100013氨氮（mg/L）10-14总磷（以P计）（mg/L）1-15游离余氯（mg/L）末端0.10.2末端0.10.216粪大肠菌群不得检出不得检出17总大肠菌群（个/L）不得检出不得检出4.4.2宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程（1）宁东供水工程概况宁东87、供水工程是宁东能源重化工基地非常重要的基础设施项目，对有效改善银川周边的生态环境，促进“大银川”的建设，具有非常积极的作用，是自治区经济建设的“一号工程”。该项目分两期建设，一期工程于2005年12月建成并投入使用，年供水规模为13540104m3，设计抽黄流量为5.8m3/s；二期工程计划在2011开工建设，2015年建成，年供水规模为17407104m3，设计抽黄流量8.5 m3/s。宁东供水工程自银川黄河大桥下游1km处的横城南侧取水，经泵站加压送入能源重化工基地鸭子荡水库，再经鸭子荡水库调蓄和沉沙后，由宁东水务局向各用户供水。从黄河泵站至鸭子荡水库，累计净扬程149.0m，输水线路总长88、25.3km。根据电厂水资源论证报告分析，宁东供水工程在黄河取水口处频率为97%的枯水流量大于供水工程的设计最小流量100m3/s的指标，取水河段来水量能够满足鸭子荡水库P97保证率的取水要求。（2）鸭子荡水库一期工程 鸭子荡水库是宁东供水工程的重要组成部分，承担着宁东能源化工基地的供水工程的水量调解和沉沙作用，宁东供水工程分两期建设，鸭子荡水库也同样分两期建设。a 鸭子荡水库特性鸭子荡水库位于灵武市东部的大河子沟支流挂井子沟，坝址以上流域面积15km2，概化长度为5km。该水库承担能源重化工基地的供水任务，水库调节库容为1200104m3；水库暂不考虑排沙运用，也不考虑水库供水而排出的泥沙，89、淤积年限按30年计算，所需淤积库容为750104m3；水库按50年一遇洪水设计，千年一遇洪水校核，防洪库容为103104m3（校核洪水位控制）；一期总库容为2053104m3，水库采用年调节方式。水库特性见下表4.4.2-1，水库水位面积、容积关系见下表4.4.2-2。表4.4.2-1 鸭子荡水库一期工程特性表序号项目单位数量备注1坝址以上汇流面积km2152设计/校核洪水流量m3/s110/265P=2%，P=0.1%设计/校核洪水总量104m338/103设计/校核洪水位m1249.60/1249.903百年一遇洪水流量m3/s136百年一遇洪水总量104m350百年一遇洪水位m1249.90、74水库淤积高程m1243.4一期工程设计淤积30年5正常蓄水位m1249.5最高洪水位1249.9m6总库容104m32053淤积库容104m3750淤积年限为30年调节库容104m31200防洪库容104m31037坝址地基特性砂质泥岩8地震烈度89坝顶高程m1252.510最大坝高m24.5河床以上最大坝高23.5m11坝顶轴线长度m233012坝顶宽度m713放水塔底板高程m1228.00放水塔高度m24.5放水塔外形尺寸m9.8(9.8壁厚0.5m放水塔设计供水流量m3/s15.0最大放水流量30 m3/s14泄水洞尺寸m2-DN1.6PCCP管，2排泄水洞长度m100比降i=1/491、00泄水洞进/出口底板高程m1228.24/1227.97表4.4.2-2 鸭子荡水库水位面积、容积关系表高程(m)面积(104m2)平均面积(104m2)深度(m)容积(104m3)累计容积(104m3)1229.00000001230.003.121.561.001.561.561232.5015.359.232.5023.0924.651235.0029.6222.492.5056.2280.861237.5053.5941.612.50104.02184.881240.0084.1668.882.50172.19357.081242.50123.49103.822.50259.566192、6.641245.00167.16145.332.50363.31979.951247.50219.52193.342.50483.351463.301250.00285.39252.452.50631.142094.441252.50361.09323.242.50808.102902.541255.00452.92407.002.501017.513920.051257.50557.13505.022.501262.565182.611260.00681.97619.552.501548.876731.481262.50862.98772.482.501931.198662.671265.93、00987.94925.462.502313.6610976.32b鸭子荡水库供水规模鸭子荡水库承担着能源重化工基地的供水调节，一期工程设计年总供水量15940(104m3，其中向工业供水量13540(104m3，向鸭子荡生态区供水量2400(104m3，设计工业日平均供水量37.1(104m3，供水保证率要求为97%；生态用水根据需要供水，保证率为75%。二期工程计划在2011开工建设，2015年建成。表4.4.2-3 鸭子荡水库规划向工业年供水量表 单位:104m3项目一期工程年供水量二期工程年供水量合 计煤矿8408071647电厂60001120017200煤化工6700540012194、00合计135401740730947c鸭子荡水库水量平衡计算鸭子荡水库主要承担能源重化工基地工业用水，一期工程年供水量为13540(104m3，供水保证率为97%。（a） 水库蒸发水量损失水库水面蒸发水量以月进行计算，计算时，E601蒸发器观测的水面蒸发量，并不能代表自然界的水体蒸发，需要进行折算。折算系数采用干旱地区巴彦高勒蒸发实验站多年实验的平均值（巴彦高勒蒸发实验站为国家级大型实验站），计算公式为：W水库=S水体（EE601k-P月）式中：W水库月水库水面蒸发量； S水库月平均水库水面面积； EE601E601蒸发器观测的月水面蒸发水深； kE601蒸发器相应月份的折算系数； P月月降95、水深度。水面蒸发量资料和降水资料，采用水库区域的多年平均值，水库蒸发水量损失计算结果见下表4.4.2-4：表4.4.2-4 鸭子荡水库水面蒸发量计算表月份累计蓄水量104m3水面面积104m3E601蒸发（mm）E601折算系数折算后蒸发（mm）降水量（mm）净蒸发量（mm）蒸发水量104m311528.8229.732.00.7323.41.222.25.121647.7236.152.80.7338.52.236.38.631970.0270.6112.00.7482.96.776.220.642034.9278.3190.40.80152.312.3140.039.052013.627596、.8244.80.76186.017.9168.146.461943.3267.6238.40.77183.619.9163.743.871615.6232.9222.40.81180.143.1137.031.981201.8192.4187.20.86161.056.4104.620.191217.6194.0140.80.91128.123.3104.820.3101294.5201.699.20.9291.312.678.715.9111072.3179.151.20.8041.03.737.36.7121554.9226.928.80.7321.00.720.34.62785.01697、00.00.811289.2200.01089.2262.9说明水面面积是用库容面积关系以没有扣除蒸发和渗漏前的累计蓄水量库容推算的（b）水库泥沙淤积量计算水库的淤积物95%以上来自入库黄河水携带的泥沙，鸭子荡水库一期工程的淤积年限按30年设计。入库泥沙根据月入库水量和相应月份黄河青铜峡站多年平均含沙量计算。结果见下表4.4.2-5：表4.4.2-5 鸭子荡水库入库水量和入库泥沙计算表月份入库水量含沙量(kg/m3)入库沙量(t)淤积量(104m3)开机天数(d)入库流量(m3/s)入库水量(104m3)1245.681177.80.070824.50.0592245.681177.80.0698、0706.70.0503305.681472.30.1101619.50.1164245.681177.80.5406360.10.4545235.681128.71.2914560.61.0406225.681079.74.0143294.13.0927165.68785.24.8938396.42.7438155.68736.17.0351749.83.6969235.681128.75.4461402.94.38610255.681226.92.5931776.22.27011305.681472.30.3505152.90.36812315.681521.30.1201825.60.199、30全年2871408525766918.4说明7、8月份的平均含沙量为去除日平均含沙量大于5kg/m3后的日数计算的。 经计算，年入库沙,25.77104t，按每立方1.4t计算，折合体积18.4104m3，设计按25104m3计；30年入库沙量773.1104t，折合水库淤积量552.0104m3，设计按750104m3计。在表3-6计算时，7、8月份平均含沙量大于5 kg/m3后的日数计算的。在水库运行过程中，应尽量避开大含沙量，以减少水库淤积。（c）水库渗漏损失量计算水库渗漏损失包括坝体、坝基和库区渗漏，该区域相对隔水层均为第三系砂质泥岩，岩层深厚，透水性差。根据库区坝址的地质及水文地100、质情况，参考国内已建成水库的实际渗漏资料，选用经验指标进行计算，认为每月渗漏量占死水位以上库容的1.5%，经计算年平均渗漏损失水量为134.6(104m3。（d）水库水量平衡计算水库从黄河年取水量为15940104m3（其中工业用水13540104m3，生态用水2400104m3），以及水库的蒸发渗漏损失、泥沙淤积量，进行水库水量平衡计算，计算结果见下表4.4.2-6。表4.4.2-6 鸭子荡水库调节计算表（单位：104m3）月份抽水天数入库水量供水天数出库水量入库出库库内累积水量累计蓄水量（包括死库容）蒸发损失渗漏损失损失水量合计来水供水（可供水量）水库蓄水量（包括死库容）死库容15.375101、000075075011301472.3311150322.3224.11072.36.673.3610.0312.21062.212311521.3281039482.6706.71554.94.6110.6015.2779.71529.71241177.831115027.8734.61582.85.0911.0216.1791.41541.42241177.830111364.9799.51647.78.5811.9920.6835.71585.73301472.3311150322.31121.81970.020.6216.8337.41120.61870.64241177.83011102、1364.91186.72034.938.9717.8056.81128.71878.75231128.7311150-21.21165.52013.646.3717.4863.91043.61793.66221079.7311150-70.31095.11943.343.7916.4360.2913.11663.1716785.2301113-327.7767.51615.631.9211.5143.4542.01292.0815736.1311150-413.8353.61201.820.125.3025.4102.7852.79231128.730111315.8369.51217.62103、0.335.5425.992.7842.710251226.931115076.9446.41294.515.866.7022.6147.0897.0合计2871408536513540262.9134.6397.5说明本表计算渗漏损失时用库内累积水量计算，不包括死库容。渗漏损失率取1.5%。 水库的死库容量，应在应在水库供水应用前蓄够，即750104m3，水库年水面蒸发水量损失为262.9104m3，年渗漏损失水量为134.6104m3，水库供水运行中，年入库水量为14085104m3，因此水库从黄河年取水量应为14367104m3（沿程损失以2%计）。根据“宁东供水工程初设”，取水时间应扣104、除春节放假停机时间，7、8月份含沙量大于30kg/m3的停机时间、枯水取不出水的时间、设施设备和电路等维修养护时间，以及不可预见的故障停机时间，这时水库要保障各用水户的用水需要。含沙量大于30kg/m3的停机时间全年为57d（主要在7、8月份），将设施设备和电路等的维修养护安排在此期间；流量小于100m3/s枯水时间取11d（根据青铜峡站流量加上区间退水资料分析）；考虑不可预见的故障停机时间10天，全年停机按78d计，年取水天数按287日计。“宁东供水公司初设”中设计入库流量5.68m3/s（取水口流量为5.8m3/s），按这一设计，一年取水时间287d能够满足水库年取水量14367104m3105、的要求。4.4.3灵武市污水处理厂城市再生水（1）污水处理厂设计规模灵武污水处理厂一期设计日处理能力为3.5104 m3/d，二期设计日处理能力增至5.0104 m3/d。灵武市污水处理厂一期工程已于2005年建成，由于开征污水处理费以及运行费用落实等原因，污水处理厂一直未运行。目前灵武市污水处理厂已于2007年7月底正式投运。（2）城市现状污水排放量及污水收集量分析截止2006年年底灵武市城镇人口9.0万人，预测2010年将达到12.0万人。灵武市由新城区、老城区两部分组成，老城区主要为行政办公和居民住宅生活区，占地面积6.0km2;新城区主要为工业区、商业及餐饮服务区，占地面积8.0km2106、;城区总面积14.0km2。灵武市污水处理厂规划建设集污管网79km，覆盖面积10.53km2，占总面积的75%。目前已建集污管网49.9km，覆盖面积6.64km2，占总覆盖面积的63.1%。污水处理厂投运后处理的污废水主要包括收水范围内的居民生活污水、工业废水及三产污水，其中生活污水排放量每天为0.66104m3/d，工业废水共计0.89104m3/d；三产污水产生量为0.096104m3/d，灵武市污水处理厂目前投运时每天实际可处理的污水量共计只有1.646104m3/d（685.83 m3/h），再生水1.1522104m3/d（480.083 m3/h）。（3）城市远期污水排放量预测107、随着灵武工业园的发展（2008年建成）及一些小区的建设，到2010年底污水排放量将达2.266104m3/d（944.167 m3/h），年产再生水578.96104m3/a（按365天计，660.91 m3/h）。（4）灵武市污水处理厂城市再生水用户到2010年底，灵武市污水处理厂一期工程实际处理后的城市再生水水量为578.96104m3/a（661m3/h），处理后的再生水全部作为灵武电厂的补给水源，其中再生水421 m3/h作为灵武电厂一期工程的补给水源，240m3/h作为灵武电厂二期工程的作为补给水水源。对灵武市污水处理厂二期工程的城市再生水，灵武市已承落供给灵武电厂等其它用户，已没有108、剩余城市再生水再供给其它用户。4.4.4电厂本期工程水源选择4.4.4.1灵武市城市再生水对灵武市城市再生水，已作为灵武电厂一、二期工程的补给水源，城市再生水用水指标已分配完毕，已没有剩余城市再生水再供给其它用户。因此，电厂不再考虑灵武市城市再生水作为电厂水源。4.4.4.2红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水排至红柳集中水处理站统一处理。红柳集中水处理站一期工程已建成投产，二期工程计划2011年5月开工，2012年3月投产，井下水处理站设计规模为：一期：17000m3/d，二期实施后总设计规模为34000m3/d。一期日平均处理水量为16776m3/d，经深度处理后可产生109、的再生水量为9721m3/d，其中用于红柳矿消防洒水2300m3/d，用于麦垛山矿复用水2100m3/d，剩余5321m3/d水可供电厂使用。如果二期工程日平均处理量与一期工程相同，经深度处理后可产生的再生水量也为9721m3/d，这样集中水处理站一、二期工程实施后，扣除红柳矿消防洒水和麦垛山矿井复用水，可提供给电厂经深度处理后的再生水为15042m3/d。宁东矸石电厂一期3X330MW空冷机组工程的供水水源为红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水，2330MW空冷机组夏季补充水量为273m3/h, 年平均补给水量为268m3/h。以红柳集中水处理站一、二期工程可提供给电厂经深度处理后的再生水为1504110、2m3/d（626m3/h）计算，可供电厂本期工程水量为：夏季为353 m3/h, 年平均358 m3/h。红柳集中水处理站出水水质满足电厂锅炉补给水处理系统补给水、工业用水的要求。4.4.4.3宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程是专门供宁东地区的煤炭、电厂和煤化工用水，其水源是黄河水，鸭子荡水库一期工程年供水量为1.354(108m3，一、二期工程年供水量为3.0947(108m3，供水保证率为97%，满足电厂本期工程2X100MW空冷机组的用水要求。4.4.4.4水源确定从上分析，灵武市城市再生水已作为灵武电厂一、二期工程的补给水源，电厂不再考111、虑灵武市城市再生水作为电厂水源。红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水只能提供电厂本期工程水量夏季为353 m3/h、年平均358 m3/h的用水，不能满足电厂本期工程的用水要求，而宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程是专门供宁东地区的煤炭、电厂和煤化工用水。因此。本期工程以红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水和宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程联合供水，其中宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程作为电厂生活水和煤矿疏干排水的备用水源。本期工程夏季用水量为668 m3/h，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给353 m3/h，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给315 m3/h；年平均64112、7 m3/h，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给358 m3/h，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给289 m3/h。电厂年用水量按照机组年运行7000小时计算。电厂年用水量为467.6(104m3(/a，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给247.10(104m3(/a，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给220.50(104m3(/a。4.4.5存在问题及建议1）电厂供水水源应取得水资源管理单位的批复文件。2）因水库负责宁东能源重化工基地的供水，随着用水户增多，势必存在争水问题，届时需水政部门及水库管理单位协调解决。3） 请电厂建设单位尽快委托水资源论证等单位对矿坑113、疏干水的水量及可靠性等作进一步详细论证。4.5 贮灰渣场4.5.1电厂灰渣与脱硫石膏量本工程为新建工程，本期装机容量为21000MW电厂拟采用干式除灰，灰场采用干式贮灰场，年灰渣量和脱硫石膏见下表：电 厂 灰 渣 量 一 览 表 灰渣量年 灰 渣 量（万吨）机 组灰渣灰 渣设计煤种11000MW29.913.3333.2421000MW59.836.6666.48电 厂 脱 硫 石 膏 量 一 览 表机 组年 石 膏 量（万吨）设计煤种21000MW27.62根据电厂本期建设规模，依据火力发电厂水工设计规定（DL/T-5339-2006），贮灰渣场的总容量应能存放20年左右规划容量的灰渣和石膏114、量，本期机组年利用小时按5500小时计；贮灰场容积按设计煤种考虑。灰渣拟定综合利用按20104t/a，灰渣综合利用率为30%；脱硫石膏综合利用拟定按13.81104t/a，石膏综合利用率为50%。考虑灰渣及脱硫石膏综合利用情况下，贮存本期21000MW机组5年灰渣量及石膏量所需灰场容积约为267万m3，贮存10年灰渣及石膏所需灰场容积约为534万m3。贮存规划容量21000MW机组20年灰渣及石膏所需规划灰场容积约为1605.8万m3。4.5.2 王家圈灰场王家圈灰场位于石槽村厂址以东约4.5公里处，地势较低洼开阔，土地荒芜，植被稀疏，沙化严重。处在荒漠山沟里，流域表面为沙壤土覆盖，植被极差，115、沟底比较平坦，沟底由角砾粗沙组成。地下水位埋深大于20m。本灰场属山谷灰场。4.5.3 灰场的水文条件该灰场位于石槽村厂址以东约4.5km处，为坡地灰场。灰场受北侧坡面洪水的影响，各设计频率洪水的洪峰流量及洪水总量见表4.5-1。表4.5-1 王家圈灰场洪水流量过程线和洪水总量表频率(%)洪 水 过 程 线洪水总量（104m3）0.2时间（h）00.5124.263.6流量（m3/s）027.517219.400.5时间（h）00.512.14.252.3流量（m3/s）022.213915.70.01时间（ h）00.51.12.14.344.2流量（m3/s）018.311412.902时116、间（h）00.61.12.3036.4流量（m3/s）014.49010.104.5.4 灰场的面积、容积、贮灰年限王家圈灰场为已建宁东矸石电厂的贮灰渣场。灰场初期坝轴线拟建在距沟口1.0km处，相应沟底标高为1422. 5m，初期坝拟采用砂砾石筑坝，坝体上游边坡及坝顶面设置土工膜防水，下游边坡设置反滤层，外侧用干砌石护面。坝体断面型式为梯形，初期坝坝高7m，坝顶高程1436.0m, 坝顶宽度为4米，上下游坡度为1：3，当堆灰高9m时，相应高程1438m，库容约216104m3, 可满足矸石电厂考虑30%综合利用后贮灰5年的要求；当堆灰高12m时，相应高程1441m，库容约433104m3, 117、可满足矸石电厂考虑30%综合利用后贮存灰渣10年要求，此时对应的占地面积为104104m2；堆灰高为35.5m时，相应高程1458m，相应容积约3320104m3, 可满足矸石电厂贮存全部灰渣20年以上的要求。4.6 地震、地质及岩土工程4.6.1 区域地质条件及其稳定性4.6.1.1 区域地质概况拟建XXXX宁东发电厂21000MW工程场地位于中朝准地台的三级构造单元陶乐台拱中，西邻银川地堑南端，它们均隶属于鄂尔多斯西缘拗陷带。鄂尔多斯西缘拗陷带东与中朝准地台中最稳定的鄂尔多斯台拗相连，西南与北祁连褶皱系为邻。其基底为太古界，中条运动使基底拉张形成裂谷，沉积了一套碎屑岩碳酸盐岩建造。晋宁运动118、使裂谷一度消失。早寒武世初开始再次产生的局部纵张，至中奥陶世为裂陷的最盛时期，在此裂陷期内沉积了一套碎屑岩碳酸盐岩建造及复理石建造。中奥陶世后裂谷消失，隆升为陆，大部分地区缺失晚奥陶世至早石炭世沉积。中石炭世后，拗陷带的发展进入陆内裂陷或断陷盆地演化的新阶段，其沉积表现为海陆交互相、陆相，厚度巨大，横相变化剧烈。燕山运动是拗陷带内一次主要的褶皱断裂运动，伴随着褶皱和北北东向断层的逆冲活动，其西缘地区在侏罗纪末隆起成山，东、西两侧山前地带则沦为早白垩世盆地，其内堆积了山麓相的砾岩。晚白垩世-始新世沉积的缺失，表明其经历了一次整体上升、准平原化的过程。在青藏高原向北东方向持续推挤的作用下，于渐新世119、开始出现拉张的构造环境，燕山运动形成的北北东、南北向逆断层转化为正断层，其后以断块活动为主要形式，控制着拗陷带的演化过程，银川地堑开始断陷，由中心向两侧扩展并与现今的贺兰山和灵武东山逐步分离。至第三纪末，黄河断裂带和贺兰山东麓断裂发展成为银川第四纪地堑东、西两侧的构造边界，现今的贺兰山形成，陶乐抬拱则与鄂尔多斯台拗组合为一个块体作整体缓隆。在鄂尔多斯西缘拗陷带西南，隶属北祁连山褶皱系的走廊过渡带处在青藏高原向北东方向推挤的前缘，形成了一系列向北东突出的弧形活动构造带。拟建工程场地位于总体稳定性较好的鄂尔多斯断块隆起内，但由于地处其西缘，紧邻活动性强烈的青藏断块区和银川地堑，受西侧活动的影响，其120、新构造活动和地震活动应介于两者之间，具有过渡的特征。4.6.1.2近场区主要活动断裂及其活动性评价（1）灵武断层该断裂北起石坝沟南，向南止于大泉附近，为银川地堑南段的东侧构造边界。根据断层几何、地貌特征和活动历史，以塌鼻子沟和大河子沟为界，可将其分为三段。塌鼻子沟以北为北段，走向N40E，长15km，分布在洪积台面上，地貌上为断层崖；中段塌鼻子沟至大河子沟，长12km，走向转为近南北，地貌上东为灵武东山，西侧由山前洪积扇过渡到黄河冲积平原；大河子沟以南为南段，断裂以东是中晚更新世洪积物构成的台地，西为黄河冲积平原，断层崖连续延伸，该段长23km。灵武断裂长47km，北段和中段最新活动发生在晚更121、新世晚期至全新世初期，南段最后一次活动发生在全新世中期；晚更新世以来断层的垂直位移速率为0.240.014mm/a；距今27ka以来发生过5次古地震。是近场区内规模最大、活动性最强的断裂，具有发生7级左右地震的背景，其与场址的最近距离为40km，灵武断层对场地的最大影响烈度为度。（2）甜水河断层该断层是由1:20万银川幅地质图及航片线性影像推测的断层，走向北东，长度7km。断层北西侧为下白垩统砾岩，略向南东倾斜，地貌上表现为与断层同向延伸的低平山丘；南东侧为渐新统泥岩，地层接近水平，倾角只有几度。由于第四系掩盖广泛，地层出露情况甚差，未发现断层存在的直接证据。在山麓部位切割较深的冲沟中，见晚更122、新世早期的冲洪积砾石层和其上的黄土完整无损，据此，该线性影象即便是断层，在晚更新世以来也无活动。本断层位于厂址西北，其南端点与工程场地相距39km。图4.6.1.2 近场区地震构造图（3）老白尔庄-达拉池北北西向断层组该断层组分布在厂址西南的老白尔庄子至达拉池一带，由7条相互平行的断层组成，向北延出图外，其简要特征见表4.6.1.2。表4.6.1.2 老白尔庄-达拉池北北西向断层组简要特征编号断层名称产 状长度(km)简 要 特 征走向倾向倾角臭马井子沟口逆断层335250802断层带宽约10m，断层泥及断层角砾岩发育，断层带内岩石较破碎。臭马井子沟口东逆断层33555502航片地貌上为一沟谷123、三岔沟逆断层330605516断裂带宽10-20m，以逆断层为主，局部表现为正断层。地貌表现为笔直的断层河谷，被晚更新世洪积层覆盖老窑逆断层33565555.2断层两盘产状相反，通过处为一直线状“V”形沟谷，、级阶地没有被错动。老白儿庄子西逆断层32555502两盘地层产状不同，地貌显示直线状河谷。老白儿庄子逆断层32555503.5发育破碎带，地貌显示直线状河谷邵家圈逆断层32555452沿断层发育“V”型沟谷本断层组的断层具有如下相同的特征：切割了同一时代的地层，即中-下三叠统纸坊群；走向平行且性质一致，都表现为北北西走向的逆断层；规模较小，长度一般2-5km，最长仅为16km。现场调查在124、老窑沟断层的北段，见断层两侧冲沟的、级阶地高程相同，没有被断层垂直位移；而三岔沟断层在老白尔庄子以西被上更新统洪积物覆盖，导致断层的地表迹线中断，根据这些地层和地貌证据，可判定这组断层的活动在晚更新世以前停止。本组断层分布于近场区西南角，距厂址最近距离有39km。由于距离厂址较远，对本项目工程场地没有影响。4.6.1.3 近场地震活动情况自有地震记载以来，近场区内未发生破坏性地震。根据宁夏地震台网的记录，近场区自1970年以来共记录到88次弱震，其中ML=2.5-2.9级地震40次，ML=3.0-3.9级地震46次，ML=4.0-4.9级地震2次。这些地震均发生在近场区西部（东经106.5以西125、），属鄂尔多斯断块西缘地区零星分布的弱震。场地5km范围内没有地震分布，这也反应场地所在地区的构造稳定。4.6.1.4厂址稳定性评价近场区位于中朝准地台的西缘，自西向东为银川地堑、陶乐台拱和盐池台陷三个三级构造单元，分属鄂尔多斯西缘拗陷带和鄂尔多斯台拗。在新构造分区上，场址所在的陶乐台拱于新生代成为华北断块区的次级单元鄂尔多斯次级断块的一部分，在靠近银川地堑的边缘地区，断层在晚更新世尚有活动，虽然没有破坏性地震，但仍有弱震活动，故其稳定性介于银川地堑和鄂尔多斯台拗之间。灵武断层是近场区内活动性最强、规模最大的活动断层，具有发生7级地震的背景，距厂址的距离为40km，对工程场地的稳定性不会构成威126、胁。厂址处于相对稳定的中朝准地台的西缘，区域地质稳定条件较好，适宜建厂。根据抗震设计规范（GB 50011-2010）的相关规定，拟选厂址区属抗震有利地段。4.6.2 厂址岩土工程条件4.6.2.1 地形地貌及不良地质作用拟建厂址地处鄂尔多斯台地西缘，地貌类型属缓坡丘陵地貌。由于一期工程建设需要，场地北半部分已被整理成为一个平台，沿平台向东、南及北侧地面呈降低之势，局部略有起伏，地面标高在14211446m之间，最大高差约25m。场地南半部分地表植被稀疏，沙化现象严重。除此之外，未发现其他不良地质作用。4.6.2.2 地层岩性及分布特征根据本次勘察结果，厂区地层由上及下依次为第四系全新统风积粉127、砂（Q4eol）、第四系上更新统风积黄土状粉土（Q3eol）、残积土及第三系泥岩及砂岩（N）。在勘探深度40m内可分为四个大层，各层土的岩性描述及分布特征如下：填土：褐黄色，干燥稍湿，稍密中实，土质不均匀，以黄土状粉土为主。呈零星分布。层厚在0.52.4m。粉砂（Q4eol）；黄色，干燥，松散，为风积砂，常随风移动，在低洼处厚度较大，一般都出现在地表。该层主要分布在场地东侧和南侧。层厚约0.30.7m。黄土状粉土（Q3eol）：灰白褐黄色，干燥稍湿，坚硬，中密密实，见针状大孔隙，该层上部土质不均，见有较多的植物根须，局部见钙质结核。该层中、下部土质较均匀，见少量的针状孔隙。该层土具有湿陷性。层128、厚0.519.9m。残积土：棕红色，为泥岩风化后的产物，结构已经遭到破坏，土质较松散，层厚约为0.83.6m。泥岩、砂岩（N）：棕红色，该层属于第三系中渐新统清水营组，属河湖相沉积物，主要以泥岩、粉砂质泥岩为主，夹中薄层砂岩、粉砂岩。成岩作用较差，弱胶结。遇水极易软化、崩解，软化后一般呈土状或砂状。该层属于极软岩，考虑到本阶段勘探点间距较大，故不对其进行风化带划分。根据区域资料显示，此层厚度大于50m，本次勘察该层未被揭穿。4.6.2.3 地下水埋藏条件本次勘察期间，厂区第四系松散层中未发现地下水。第三系红层泥岩和砂岩本身不透水或透水性很差，地下水主要赋存在基岩的风化裂隙中，但由于裂隙的贯通性129、较差，故水量很小。本次勘探期间所有勘探点中均未发现有地下水存在，故本阶段暂不予考虑地下水对基础的影响，建议下阶段对地下水的埋藏情况做进一步调查。4.6.3 岩土工程分析与评价4.6.3.1地基土承载力特征值根据本次勘探成果，结合一期资料，综合提出地基土承载力特征值见表4.6.3.1。表4.6.3.1 地基土承载力特征值表地层编号承载力特征值fak(kPa)150200180220强风化300350中等风化3505004.6.3.2 黄土湿陷性评价黄土湿陷性评价计算依据湿陷性黄土地区建筑规范（GBJ50025-2004），测定湿陷系数的最大压力值为600kPa。计算时，自重湿陷量自天然地面起算，130、湿陷量自天然地面下1.5m起算。因土质地区而异的修正系数按其他地区取00.5；地基土的受水浸湿可能性和侧向挤出等因素的修正系数，地面下1.56.5m,取1.5；6.511.5m取1.0。场地湿陷性按规范压力和预估实际压力进行评价。根据湿陷量计算结果，经综合分析，本阶段场地湿陷类型按非自重湿陷性黄土场地考虑；地基湿陷等级在规范压力下按级考虑，湿陷土层最大埋深在7.75m；在预估实际压力下按级考虑，湿陷土层最大埋深在10.75m。由于本次勘探点间距较大，下阶段随着勘探点的加密再进行分区评价。4.6.3.3 地基土液化评价本次勘察期间，在勘探深度（最大孔深45.5m）范围内均未发现地下水，本阶段可不131、予考虑液化的影响问题。4.6.3.4场地地震效应4.6.3.4.1 建筑场地类别 厂址地形相对平缓开阔，周围一定范围内无很陡峻的山体，地层结构中无淤泥质土、软土等存在。无液化、震陷等不良地质作用，该场地处于建筑抗震有利地段。根据本次波速测试成果，场地等效剪切波速在260302m/s，覆盖层厚度为1820m，依据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）表4.1.3、表4.1.6，拟建场地地基土类型为中硬土，建筑场地类别属类。4.6.3.4.2 地震动参数根据一期工程对场地所作的宁东矸石电厂一期工程场地地震安全性评价报告书结论，工程场地50年超越概率63%、10%和2%的设计地震动水平向峰值加132、速度及加速度反应谱（5%阻尼比）等参数值见表4.6.3.4.2。表4.6.3.4.2 设计地震动水平向峰值加速度及反应谱（5阻尼比）参数值50年超越概率Amax (g)T1 (s)T2 (s) mmax63%0.0470.100.392.50.900.1210%0.1490.100.442.50.900.372%0.2780.100.572.50.900.70 场地50年超越概率10%的地表水平向峰值加速度为0.149g，相当于地震基本烈度为7度。4.6.3.5 地下水及地基土的腐蚀性4.6.3.5.1 地下水的腐蚀性 本次勘察期间，在勘探深度（最大孔深45.5m）范围内未见地下水，本阶段可不133、考虑地下水对基础的影响。4.6.3.5.2 地基土的腐蚀性现场采取28件扰动样，进行土的腐蚀性试验。根据岩土工程勘察规范（GB50021-2001）（2009年版）附录G，本场地环境类型为类。地基土按岩土工程勘察规范（GB50021-2001）（2009年版）进行的综合分析评价结果：地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具有弱腐蚀性。4.6.3.6 地基方案初步建议根据本次勘察资料，表面层填土、粉砂工程性能较差，不能作为天然地基持力层，宜清除。层黄土状粉土，土质不均匀，上部4.8510.75m深度范围内具有湿陷性，一般不能作为主要建筑物的天然地基持力层，如作为一般建筑物持力层，可根据建筑物134、类型、上部荷载大小、结构形式、建筑物对地基变形的敏感程度，按照现行黄土规范有关要求进行处理。层残积土，工程性能一般，可作为轻型建筑物地基持力层。层泥岩，是较好的地基持力层和下卧层，但该层遇水或暴露在空气中极易软化崩解，强度会迅速降低。由于该层顶面埋藏深度变化较大，大致从2.020.1m不等，基岩顶面标高约在1397.2m1442.8m之间。鉴于厂区内地层分布的不均匀性，地基方案将根据建筑物的重要性和其所处位置的不同应该有所区别。对于厂区主要建筑物，如位于基岩顶面埋深较浅地段，可采用层泥岩做天然地基，局部超挖地段采用砂砾石或素混凝土换填；如位于基岩面埋深较深地段，可采用桩基础（灌注桩）方案，桩端135、持力层可选择进入中等风化基岩一定厚度。但无论采用何种地基处理方案一般应进行相应的试验工作，得出相应的设计、施工参数。对于一般建筑物，可根据建筑物类型、上部荷载大小、结构形式、建筑物对地基变形的敏感程度，根据有关规程规范，分别考虑采用天然地基、换土垫层、DDC桩等。需特别说明的是，以上的地基方案分析是基于目前的天然地形地貌的情况，由于场地整平会挖高填低，地形将有较大变化, 所以待设计地面标高确定后，每一建筑的具体地基方案可能会有所变化。4.6.4 压覆矿产情况根据宁夏煤炭勘察工程公司于2011年1月对所作的宁夏XX宁东21000MW机组扩建拟选厂址及灰场压覆矿产资源状况报告，拟选厂址全部位于红柳136、井田内的含煤地层剥蚀区，不压覆煤炭资源。4.6.5 压覆文物情况本次勘探过程中在厂区及灰场没发现文物遗存。但关于是否压覆文物等应由相关部门进行专题评估。4.6.6 标准冻土深度4.7 厂址条件4.7.1厂址主要技术条件表表4.7-1 厂址主要技术条件表序号项 目内 容1 厂址位置本工程为扩建工程，位于XX宁东发电有限公司矸石电厂南侧扩建端，地处宁东煤炭基地鸳鸯湖矿区内，位于银川市东南直线距离约90km，北靠鸳鸯湖矿区，西距鸳冯公路约4.0km，南临马家滩镇约6.0km。2 城市规划符合城市规划。3 厂址条件厂址部分为一期施工场地，地形较平坦，地势由东南向西北倾斜，地面自然标高约在1421144137、6m之间。4 厂址主要 工程量1.本期厂区用地：36.24hm22.施工区租地：27hm23.厂区挖方：46.4104m3 4.厂区填方：88.7104m35 燃料供应1.电厂燃煤由鸳鸯湖矿区供应。2.电厂燃煤大部通过皮带由红柳工业场地运输进厂，运输距离约为2km。6厂址防排洪厂区地势相对四周较高，不受坡面洪水的影响。7供水及水源1 .采用直接空冷系统2.水源为红柳煤矿矿井疏干水处理站出水以及宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给8除灰及灰场1.灰渣分除，正压气力除灰。2. 王家圈灰场位于厂址东侧约4.5km处，一期已建。9 出线本期750kV两回就近接入宁夏750kV电网。10 交通运输1138、.进厂道路一期已建，本期不新建。11 环境保护同步建设脱硫脱硝。12 地震1.地震基本烈度为7度。13施工及生产生活条件施工生产区布置在厂区扩建端，施工生活区就近施工生产区布置。4.7.2厂址技术经济指标表表4.7-2 厂址主要技术经济指标表 序号项 目单位数 量（21000MW）备注方案一1厂址总用地面积hm2129.741.1厂区用地hm236.241.2厂外输煤皮带用地hm23.0 1.3厂外公路用地hm24.11.4贮灰场用地hm2/已建1.5厂外工程管线用地hm259.4租地1.6施工区用地hm221.0租地1.7施工生活区用地hm26.0租地1.8其它用地hm2/2铁路专用线长度k139、m/3铁路运输和检斤设备铁路机车台/专用车辆辆/电子轨道衡台/4厂外公路线长度km7.8包括检修道路5厂外供排水管线长度供水管m45000排水管m/6厂址土石方工程总量挖方m3814731.16填方m31140900.566.1厂区土石方工程总量挖方m3460731.16填方m3886900.566.2铁路专用线土石方工程总量挖方m3/填方m3/6.3厂外公路土石方工程总量挖方m34000填方m340006.4贮灰场灰坝土石方工程总量挖方m3/填方m3/6.5施工区土石方工程量挖方m3250000填方m31500006.6施工生活区土石方工程量挖方m3100000填方m31000004.7.3140、厂址条件综述本期扩建工程厂址布置在一期预留位置南侧扩建，一期工程已为本期创造了良好的扩建条件，场地大部分现为施工场地，地势较平坦较开阔，拆迁量少，充分利用原有部分附属设施、进厂道路、运煤、运灰道路，最大限度的减少了征、租地数量，符合节约用地的政策同时也节省了建设投资，缩短了建设周期。具有投资少见效快等优点，具有优越的扩建条件。5 工程设想5.1 全厂总体规划及厂区总平面规划5.1 全厂总体规划与厂区总平面规划5.1.1 全厂总体规划5.1.1.1 电厂规模本工程系扩建电厂。本期建设规模为21000MW燃煤空冷机组，留有在扩建条件。5.1.1.2 厂区位置及方位厂区正南正北布置，固定端朝北，向南141、扩建，出线向东。采用端入式进厂。5.1.1.3 燃料运输燃煤拟由红柳矿井工业场地供应，采用皮带运输进厂，直线距离约2.0km。5.1.1.4 出线本期出线电压等级为750kV，向西出线2回。5.1.1.5 供水本工程的补给水源为红柳煤矿矿井疏干水处理站出水。红柳煤矿疏干水处理站位于电厂西北约5km处。补给水管线长度约5km。补充水源及备用补给水源由宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给，接口B1在古窑子附近，位于厂址北偏西约32km处， 从电厂的备用水升压泵房至厂区敷设一根DN400的厂外补给水管道，沿现有道路地下敷设，管线长度约40km。5.1.1.6 排水本工程采用分流制排水系统，厂142、区内设有生活污水下水道、工业废水下水道、雨水下水道及事故排油管、煤水排水管。雨水排水系统收集厂区道路雨水，升压后排出厂外，工业废水处理后回收利用。5.1.1.7 防排洪厂区地势相对四周较高，不受坡面洪水的影响。5.1.1.8 除灰设施电厂采用正压气力除灰方式，干灰经调湿后用汽车运至灰场碾压。王家圈灰场位于厂址东面约4.5km，运灰距离约5.0km，本期利用老厂已建灰场。5.1.1.9 施工用地施工生产区位于厂区扩建端，租地21hm2；施工生活区就近布置，租地6.0 hm2。5.1.2 厂区总平面规划根据电厂总体规划，结合现有场地条件和电厂生产工艺，遵循节约用地，流程顺捷、节约投资、有利生产、方143、便生活的原则，本次厂区总平面布置规划经多方案优化，针对主机和小机冷却方案的不同，本次共提出2个厂区总平面布置方案。5.1.2.1方案一本期厂区布置在一期南侧预留的扩建场地上，本工程主机拟采用直接空冷，小机采用间接空方案，厂址处灵武市全年及夏季主导风向为N和ES，为尽量避免炉后来风，并考虑电厂一期布置格局主厂房朝东，本期正南正北布置，厂区采用四列式布置格局，自东向西依次为升压站、空冷器、主厂房、煤场。主入口朝北，端入式进厂，向南扩建，出线向东。厂区根据工艺及管理要求，厂区辅助生产和附属建筑物围绕主厂房及固定端并靠近相关设施成团布置，并采用路网隔断为若干功能小区。750KV屋外配电装置布置在主厂房144、东侧。空冷器支架布置在主厂房A排外，主变、厂变、启备变布置在空冷器支架下。烟囱后布置脱硫设施及灰库。本期主厂房与一期主厂房扩建端脱开200m布置。在一、二期主厂房之间从东向西依次布置生产办公楼、化学水处理区化学水处理室、化验楼、酸碱储存间及除水箱；综合水泵房及蓄水池；机械通风冷却塔、辅机冷却水泵房；制氢站；小机间冷塔及泵房（两机一塔一泵房）；燃油库、油泵房、泡沫消防室及卸油站台；输煤综合楼；氨储存区域及污废水处理区域。煤场及周边布置转运站、输煤栈桥、推煤机库、煤水处理间、雨水调节池（与化学废水池合用）等。厂区本期工程围墙内用地面积为36.24hm2。b) 方案二本期厂区布置在一期南侧预留的扩建145、场地上，该方案主机和小机采用间接空冷系统。厂区采用四列式布置格局，自东南向西北依次为升压站、间冷塔、主厂房及脱硫设施、煤场，2座间冷塔布置在主厂房A排外。主入口朝北，端入式进厂，向南扩建，出线向东。厂区根据工艺及管理要求，厂区辅助生产和附属建筑物围绕主厂房及固定端并靠近相关设施成团布置，并采用路网隔断为若干功能小区。750KV屋外配电装置布置在主厂房东侧。烟囱后布置脱硫设施、输煤综合楼及灰库。本期主厂房与一期主厂房扩建端脱开190m布置。在一、二期主厂房之间从东向西依次布置生产办公楼、化学水处理区化学水处理室、化验楼、酸碱储存间及除水箱；综合水泵房及蓄水池；制氢站；燃油库、油泵房、泡沫消防室及146、卸油站台；氨储存区域及污废水处理区域。煤场及周边布置转运站、输煤栈桥、推煤机库、煤水处理间、雨水调节池（与化学废水池合用）等。机械通风冷却塔、辅机冷却水泵房布置本期厂区的东北侧。厂区本期工程围墙内用地面积为44.82hm2。c）总平面布置方案比较厂区总平面技术经济指标比较表如下： 序号项目单位方案一方案二备注1厂区用地面积hm236.2444.822单位容量用地面积m2/kw0.18120.22413建筑用地面积m2137059.68169509.244建筑系数%37.8237.825场地利用面积m22482443070176场地利用系数%68.568.57厂内铁路线长度km/8厂区道路及广场147、地坪m243488537849道路广场系数%121210厂区土石方工程挖取量104m346.157.611厂区土石方工程回填量104m386.7106.412厂区围墙长度m2231285013厂区内供水管线长度m/410循环泵房至主厂房14厂区内排水管线长度m/390间冷塔至主厂房15绿化用地面积m2652327171216绿地率%1616方案一与方案二的主要不同在于方案一主机采用直接空冷系统，而方案二主机采用间接空冷系统。由于采用直接空冷能充分利用现有场地，占地面积较小，初始投资较低，符合国家节能减排的基本国策。综上所述，在本阶段推荐厂区总平面布置方案一。5.1.3厂区竖向规划厂区竖向采用阶148、梯式布置，自东向西倾斜。场地雨水采用雨水管、道路及地表综合排水。厂区土（石）方计算及土（石）方综合平衡。厂区挖方46.1104m3厂区填方88.7104m3建构筑物基槽余土约为15104m3。施工区挖方25104m3,填方15104m3。考虑本期施工及施工生活区土方量，厂区尚缺土方17.6104m3。外购土运距约10km。主厂房0.00m标高暂定为1443.70m。5.2 装机方案本期工程安装21000MW超超临界空冷燃煤机组。本地区属于水资源十分贫乏地区，水已成为制约地方工业（包括电力工业）发展的主要因素，空冷电站的最大优点就是节水效果显著，建设一座空冷电站较常规湿冷电站节约用水70%，在富149、煤缺水地区建设空冷电站是发展国民经济的必然选择，故本项目选用空冷机组。亚临界空冷机组背压高、效率低的问题很突出，空冷机组降低背压受气候的限制，为提高整个机组的效率、进一步降低能耗和减少CO2排放、改善环境，提高机组参数是最有效的途径。根据比较，在相同冷却条件（相同背压），国产超超临界机组比亚临界机组热耗可以下降3.54.2%,可以节约煤大约1012g/kwh，按照年利用5500小时估算，一年可以节煤约1113.2万吨，相应CO2排放和SO2排放均有所降低，故本项目选用1000MW级超超临界空冷燃煤机组。1000MW超超临界空冷机组与湿冷机组相比最主要的变化是低压缸部分，为了适应空冷机组背压变化150、频繁和范围大的特点，要采用轴承箱落地式低压缸和应用于空冷机组的末级叶片。目前，哈尔滨汽机厂600MW（660MW）两缸两排汽的低压缸均4台机组已投产。而1000MW超超临界空冷机组采用两个低压缸，容量较之还小一些，可以借鉴其设计经验。末级叶片三个汽机厂均是与国外制造厂联合开发的叶片，采用了合理的加强结构，应力水平低，且设计背压和余速损失均能适应空冷机组背压变化的要求。由此，本工程采用大型超超临界空冷机组在技术上是可行的，各大主机厂在技术方案方面已经做了一定工作和理论论证，1000MW超超临界空冷机组的主机可以立足于国内采购。灵武电厂二期工程21000MW超超临界空冷机组，已投入商业运行。5.3151、 主机技术条件1） 5.3.1锅炉： 超超临界变压直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。 最大连续蒸发量： 3100t/h 过热器出口蒸汽压力： 26.25 MPa（a）过热器出口蒸汽温度： 605 再热蒸汽流量： 2514.3t/h 再热器出口蒸汽温度： 603 给水温度： 302.5（297.2） 锅炉热效率： 93.8%5.3.2汽轮机：超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、直接空冷凝汽式。最大功率（VWO工况）： 1064.77MW额定工况功率（TMCR工况） 1039.38MW夏季工况功率 938.47MW额定工况（TMCR工况）蒸汽152、参数：主汽门前蒸汽压力： 25.00MPa(a)主汽门前蒸汽温度： 600再热蒸汽进汽阀前蒸汽温度： 600排汽压力：13/33kPa（a）额定工况时热耗率（直接空冷）： 7664 kJ/kWh额定转速： 3000r/min5.3.3发电机：型式：三相同步汽轮发电机额定容量1154 MVA额定功率： 1039.38MW额定功率因数0.9（滞后）额定电压27kV额定转速3000r/min额定频率50Hz冷却方式：定子绕组水冷，转子绕组及铁芯氢冷5.3.4 随主设备成套的热工自动化系统或仪表5.3.4.1锅炉吹灰控制系统、空预器间隙调整控制系统采用PLC装置实现，随锅炉成套供货。均可通过通讯接口与153、DCS系统实现数据交换，由DCS统一监控。5.3.4.2 空预器热点探测装置随锅炉成套供货。5.3.4.3 炉膛火焰电视系统随锅炉成套供货。5.3.4.4 随锅炉成套的阀门、风门档板的电动/气动装置，也随锅炉厂成套。其中进口阀门的电动/气动装置及风门档板的电动/气动装置采用进口产品。5.3.4.5 锅炉厂设计、供货范围内汽水系统、燃油系统、减温水系统的就地一次仪表、过程开关、流量测量装置、就地点火柜等均属锅炉厂成套范围。5.3.4.6 锅炉本体范围内的远传温度测点，锅炉厂均只提供温度管座。5.3.4.7 锅炉本体范围内的压力/差压/流量变送器、风量测量装置不属锅炉成套范围。5.3.4.8 汽机154、数字电液调节系统（DEH）随汽机厂成套供货，尽可能采用与DCS相同硬件。5.3.4.9 汽机本体监视仪表（TSI）采用进口产品，随汽机成套供货；汽机保护控制系统（ETS）采用PLC装置实现，随汽机成套供货。5.3.4.10 给水泵汽机监视系统（MTSI）、给水泵汽机控制（MEH）和给水泵汽机紧急跳闸系统（METS）随小汽机厂成套提供。5.3.4.11汽轮机本体温度测点留有插座并提供测温元件，随本体配供的其它就地测量仪表(压力表、逻辑开关及液位计等)均配供安装附件。远传的压力测点及汽水分析取样测点带一次门。5.3.4.12 随汽机厂成套的阀门的电动/气动装置，也随汽机厂成套。其中进口阀门的电动/155、气动装置也采用进口产品。5.3.4.13 发电机测温元件、氢油水系统的仪表及控制装置随发电机成套，由发电机厂供货。5.4 热力系统本期工程热力系统除辅助蒸汽系统采用母管制外，其余系统均采用单元制。5.4.1 主蒸汽、再热蒸汽系统及旁路系统主蒸汽管道从过热器出口集箱接出两根后，两路分别接入汽轮机左右侧主汽门。再热冷段管道由高压缸排汽口以双管接出，合并成单管后直至锅炉前分为两路进入再热器入口联箱。再热热段管道，由锅炉再热器出口联箱接出两根后，两路分别接入汽轮机左右侧中压联合汽门。旁路系统暂按一级旁路设置，高旁容量暂定为35BMCR。旁路系统的形式及容量将根据汽轮机的启动方式及空冷器防冻要求考虑，经156、机、炉、空冷岛协调后最终确定。5.4.2 给水系统给水系统采用单元制，每台机组配置两台50%容量的汽动给水泵组和一台30%的启动电动给水泵组。小汽机冷却方式为间冷。本工程给水系统设置双列、三级、六台高压加热器，每列高压加热器均各自采用大旁路系统，系统运行维护方便。5.4.3 抽汽系统汽轮机暂按七级非调整抽汽，一、二、三级抽汽供三台高压加热器；四级抽汽供除氧器、小机用汽和辅助蒸汽系统。五、六、七级抽汽分别向5号、6号、7号低压加热器供汽。5.4.4 辅助蒸汽系统本工程辅助蒸汽系统为母管制的公用蒸汽系统，该系统每台机设一根中压辅汽联箱。其中两台机组的辅汽联箱通过母管连接，之间设隔离门，以便实现各机157、之间的辅汽互用。本系统主要汽源来自再热冷段、汽机四级抽汽及一期辅助蒸汽系统；机组正常运行时，辅助蒸汽联箱由四级抽汽供汽。5.4.5 凝结水系统直接空冷汽轮机的排汽通过排汽管道送到室外的空冷凝汽器，轴流冷却风机使空气流过散热器外表面，将排汽凝结成水，在翅片管中等温凝结后排至汽轮机排汽装置矩形钢壳体下部的凝结水箱，然后由凝结水泵送至除氧器。系统设三台50容量的定速凝结水泵，凝结水经凝结水泵、精除盐装置、轴封加热器和三台低压加热器送往内置式除氧器。每台机组设一台500m3凝结水贮水箱。低加采用凝结水小旁路。5.4.6 高压加热器疏水及放气系统高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（158、3号）疏至除氧器。每台高压加热器均设有事故疏水管道，分别接至排汽装置。5.4.7 低压加热器疏水及放气系统低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水疏至排汽装置。每台低压加热器均设有单独的事故疏水接口，其疏水管道单独接至排汽装置。5.4.8 低压缸排汽系统低压缸排汽从两个低压缸分别接出，通过DN7600的两根排汽管道接入空冷塔进行冷却。5.4.9开式循环冷却水系统开式冷却水系统主要为水水交换器、主机冷油器、大小机真空泵等设备提供冷却水。冷却水来自供水专业辅机冷却水系统（泵房），经设备吸热后排至机力通风塔冷却。该系统设有电动旋转滤网。5.4.10 闭式循环冷却水系统5.5 燃烧制粉系统5.159、5.1 制粉系统选择本工程煤的磨损指数Ke值小于5，满足电站磨煤机及制粉系统选型导则（DL466-92）、火力发电厂制粉系统设计计算技术规定（DL/T5145-2002）及国产引进型中速磨煤机（HP、MPS磨）对煤质的使用条件，因此本工程制粉系统推荐选用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统，每台炉暂按配备六台中速磨煤机设计，五台磨煤机运行能满足锅炉最大连续出力时对燃煤量的要求，六台磨煤机中任何一台均可作为备用。5.5.2 烟风系统选择 烟风系统按平衡通风设计。空气预热器系三分仓转子回转式，因此分为一次风、二次风和烟气系统。一次风系统设两台50容量的动叶可调轴流式一次风机。 二次风系统设两台50容160、量的动叶可调轴流送风机。设两台三室五电场（暂定）电气除尘器，除尘效率99.83(烟气调质)，两台50动叶或静叶可调轴流式引风机。总烟道为钢烟道，两台炉合用一座240米高的烟囱。5.6 电气部分5.6.1 电气主接线XX宁东电厂规划容量41000MW机组，本期建设21000MW机组。根据系统规划，电气主接线考虑三个方案： 电气主接线方案一：本期2台1000MW汽轮机发电机组以发变组单元接线接入750kV系统，750kV配电装置为一倍半断路器接线，750kV本期出线2回。远期两台1000MW机组仍接入750kV系统，750kV不再扩建出线。电气主接线方案二：本期2台1000MW汽轮机发电机组以发变161、组单元接线接入500kV系统，500kV再以一回出线升压至1000kV，500kV配电装置本期采用单母线接线；厂内设500kV及1000kV配电装置，1000kV本期一回出线至靖边变。远期两台1000MW机组仍接入500kV系统，500kV增加一回出线升压至1000kV，1000kV扩建一回出线至靖边变，500kV扩建为一倍半断路器接线，1000kV扩建为双母线双断路器接线。电气主接线方案三：本期2台1000MW汽轮机发电机组以发变组单元接线接入1000kV系统，1000kV配电装置本期采用单母线接线，1000kV本期出线1回。远期两台1000MW机组仍接入1000kV系统，1000kV扩建一162、回出线，1000kV扩建为一倍半断路器接线。三种方案发电机出口均不装设断路器。本阶段电气主接线暂按方案一设计，最终电气主接线以接入系统报告及审查意见为准。5.6.2主变压器采用单相强迫油循环风冷变压器，其容量为3380MVA，接线组为YN/d-11，主变采用无载调压，电压变比为800/2.5%/27kV。5.6.3高压起动/备用电源本期工程起动/备用电源暂按由附近220kV电源引接。两台机组设一台容量为80/4545MVA（暂定）的起/备变。5.6.4 高压厂用电接线本期工程高压厂用电电压可研阶段暂按采用10kV一级电压，其中性点采用低电阻接地方式。每台机设置一台容量为75/40-40MVA（163、暂定）分裂绕组变压器和一台容量为25/25MVA（暂定）双卷变压器作为厂用高压变压器, 厂用高压变压器的高压侧电源由本机组发电机引出线上支接。每台机组设三段10kV工作母线，互为备用及成对出现的高压厂用电动机及低压厂用变压器分别由不同10kV工作段引接。5.6.5电气构筑物布置主变压器、高压厂用变压器、起动/备用变压器及其中性设备等布置在主厂房A排外空冷大平台下。主变压器布置在主厂房A排外。厂用高压变压器布置在A排墙与主变压器之间。起动/备用变压器布置在A排外。750kV配电装置采用屋外敞开式布置。起动/备用变高压侧用220kV干式电力电缆与220kV配电装置间隔连接；低压侧出线为共箱母线。厂164、高变高压侧通过厂用分支封闭母线与发电机出口封闭母线连接，低压侧通过共箱母线与10kV厂用开关柜连接。5.6.6电气设备控制 发电机-变压组和厂用系统的控制纳入分散控制系统，设于单元控制室，电气设备的控制操作在计算机上进行，控制室内不再设置强电手动操作方式。5.6.7元件保护及发电机励磁系统发电机和变压器的保护及自动装置都采用微机型装置。5.7 输煤系统输煤系统的设计范围是从煤矿工业场产品仓下部给煤机出口和运煤汽车进厂起到将煤输送到煤仓间原煤斗止的整个工艺系统。包括厂外运煤、输送、储煤、破碎及取样等整个输煤工艺系统的设计。本工程系扩建性质。本期工程设计规模为21000MW 机组，留有扩建条件。输165、煤系统本期按21000 MW机组设计。本工程燃煤主要由红柳矿井工业场地供给，周边煤矿作为补充，厂外带式输送机运距约2.3公里。厂外运输系统以及厂内储煤系统采用两种方案：1）方案一：厂外来煤采用单路长距离曲线带式输送机运输，厂内设置5天煤场； 2）方案二：厂外来煤采用双路长距离曲线带式输送机运输，厂内不设置煤场；两种方案均采用汽车运输为辅的运输方式。经过专题比较，推荐方案一，详见输煤系统优化专题报告。下文只对方案一进行详细叙述。5.7.1锅炉燃料消耗量： 容量 耗煤量11000MW 2 1000 MW设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种小时耗煤量（吨/小时）437487874974日耗煤量（吨/日）166、874097401748019480年耗煤量（万吨/年）240.35267.85480.7535.7说明：日利用小时数为20小时，年利用小时数为5500小时。5.7.2 卸煤系统本期21000MW机组，年耗煤量为480.7万吨/年，暂定采用厂外长距离曲线带式输送机运输为主，汽车运输为辅的运输方式。a） 厂外皮带来煤厂外长距离曲线带式输送机规格为B1400mm, V=2.5m/s, Q=1500t/h，采用露天栈桥，带式输送机自带防雨罩，单路布置，来煤粒度小于13mm。设计分界线为煤矿工业场产品仓下部给煤机出口。b） 汽车来煤汽车运输作为厂外长距离带式输送机故障时的备用来煤手段，年来煤量按100167、万吨考虑。考虑来煤不均衡系数1.2，汽车日最大来煤量为4455吨，每天需进厂148 辆汽车（每辆车的载重量按30吨计）。受卸设施采用双缝隙式汽车卸煤沟，卸煤沟按5个自卸汽车卸车位设计，每车位年卸煤能力为24万吨。卸煤沟上设置振动煤篦。卸煤沟下口设2台叶轮给煤机，其出力为1500t/h，出力可调。卸煤沟下部带式输送机双/单路布置，其规格为B1400mm, V=2.5m/s, Q=1500t/h。5.7.3 贮煤系统煤场设有2块条型煤场，堆煤高度13.5米，总贮煤量约8.74万吨，可满足21000 MW 机组BMCR工况下 5天的耗煤量。煤场布置1台悬臂为 35 米的斗轮堆取料机，其堆料能力为15168、00t/h，取料能力为 1500 t/h，采用或折返式尾车。煤场设有2台推煤机和1台装载机作为煤场辅助设备。汽车卸煤沟作为单台斗轮堆取料机故障和厂外来煤皮带故障时的备用上煤方式。煤场四周设防风抑尘网，以满足环保要求，减少环境污染。5.7.4 输送系统带式输送机系统按照容量21000MW机组一个上煤单元考虑。除厂外管状带式输送机和煤场地面带式输送机为单路布置外，厂内输煤系统带式输送机全部采用双路布置，一路运行，一路备用，并具备双路同时运行的条件。整个厂内输煤系统的带式输送机规格为带宽B=1400mm, 带速V=2.5m/s，出力Q=1500t/h。 输煤栈桥采用主厂房 固定上煤方式。煤仓间采用电169、动犁式卸料器卸料。本期输送系统日运行小时数约为11.9小时。5.7.5 筛碎系统筛碎系统双路布置，每路各安装2台滚轴筛和2台碎煤机，两路筛碎设备互为备用。每台滚轴筛出力为1500t/h，筛分效率为90，设旁路。破碎设备选用环锤式碎煤机，每台出力1000t/h。滚轴筛和碎煤机入料粒度小于300mm, 出料粒度小于30mm。5.7.6 系统控制输煤系统本期采用程序控制，并具备就地控制功能。斗轮机具有独立的控制系统，并与输煤系统有通讯联系。转运站、碎煤机室及煤仓层等处设有工业电视摄像头。5.7.7辅助设施a)输煤系统中设置三级除铁装置。 b)汽车来煤路线上设置2重1空汽车衡和2台汽车采样装置,用于汽170、车入厂煤的采样。c) 在上煤系统中设有 2台电子皮带秤及动态链码校验装置，用于入炉煤的计量和校验。在上煤系统中还设有2台入炉煤自动取样装置。d)带式输送机设置各项保护装置。f)输煤系统中设推煤机库、输煤综合楼。推煤机库内设2个停车库位，1个检修库位。输煤综合楼内设行政办公室、浴室、输煤控制室及输煤电气配电室等。g)各转运站、碎煤机室及煤仓间均设有起吊设备，以便于安装和检修。h)各转运站落料点设有除尘设备。在落差大的地方，落煤管下端装有导流缓冲锁气器。为防止煤尘二次飞扬，栈桥及转运站的清扫采用水力清扫（包括煤仓层），各转运站设有集水井，并装有排污泵将污水排入沉煤池。冲洗水可回收再利用。5.8 除171、灰渣系统5.8.1 灰渣量本期工程按21000MW机组考虑，灰渣量计算结果见下表。灰渣量锅炉台数小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/d)年灰渣量(万t/y)灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣设计煤种154.396.0560.441087.80121.001208.8029.913.3333.242108.7812.10120.882175.60242.002417.6059.836.6666.48校核煤种11111.2612.38123.642225.20247.602472.8061.196.8168.002222.5224.76247.284450.40495.204945.60122.3913.62172、136.00 注：1. 日利用小时为20小时，年利用小时为5500小时。2. 计算灰渣分配比按：渣10%，灰90%。3.若制粉系统采用中速磨，则排石子煤量如下（一台炉）：设计煤种：2.185t/h；校核煤种1：2.435t/h ；（石子煤量按燃煤量的0.5%计）5.8.2 除灰渣系统的拟定根据电厂所处的地理和气象条件，本着建设节水、高效、环保电厂并为灰渣综合利用创造条件的原则，除灰渣系统拟采用灰渣分除系统，除渣系统拟采用风冷式机械除渣方案，除灰系统采用正压气力除灰系统集中至灰库，厂外采用汽车运输方式，运灰、渣、石膏等车辆由社会运力解决，本阶段不再开列运灰渣汽车；除石子煤系统采用密封式活动石子煤173、斗及叉车的清理方式。5.8.2.1除渣系统除渣系统采用风冷式机械除渣方式，本阶段暂按两级风冷式排渣机斗提机渣库汽车运输方式。除渣系统每台炉设1套独立的系统。锅炉排出的渣经渣斗、关断门落入一级风冷式排渣机内，由一级风冷式排渣机连续输送，经碎渣机破碎后排至二级排渣机，再由二级排渣机输送至位于排渣机头部的斗式提升机，由斗式提升机将渣提升输送至渣库储存，然后由运渣自卸汽车定期运至综合利用场所或灰场。在干渣输送的过程中，高温的渣采用空气冷却，由于锅炉炉膛为负压，冷空气通过风冷式排渣机上的进风口进入输渣机，与热渣逆向流动进行热交换，渣慢慢冷却到150以下，热空气则从渣斗进入炉膛。每台炉设一台一级风冷式排渣174、机、一台二级风冷式排渣机，容量不低于锅炉BMCR条件下的最大排渣量，结合考虑锅炉吹灰时的最大可能排渣量，排渣机正常出力为12t/h，最大出力为25t/h，可连续运行。渣斗容积按满足锅炉MCR工况下4小时排量。允许风冷式排渣机故障停运4小时而不影响锅炉的安全运行。设备主要材料采用进口品牌产品。排渣机下设2台碎渣机及2台斗式提升机，均为一台运行，一台备用；每台碎渣机出力为30t/h，可将渣块破碎至直径小于20mm的颗粒，每台斗式提升机出力为30t/h，高度约24m。每台炉设1座渣库，直径为8m，有效容积为310m3，可贮存锅炉满负荷时设计煤种47小时的渣量，校核煤种23小时。每座渣库的底部设有2个175、排出口，一路到干式卸料机，直接装密封罐车，出力为100t/h，另一路接至湿式卸料机，加水搅拌后的灰含水率为1525%，可直接装自卸汽车，出力为100t/h。每座渣库下部设有装车操作室，操作室内设有操作台。 风冷式除渣系统工艺流程框图如下： 机械密封、渣斗及关断门一级风冷排渣机机渣库斗式提升机碎渣机排气过滤器干式卸料机湿式卸料机冷却空气排大气拌湿水源至灰场至用户锅炉炉膛、锅炉底部排渣口自卸汽车自卸汽车二级排渣机5.8.2.2除灰系统 除灰系统拟采用正压气力输送系统，灰库下采用汽车外运方案。正压气力输送系统以两台炉为一个单元，每个省煤器灰斗和电除尘器灰斗下各安装一台压力输送罐，灰斗内的灰落至压力输176、送罐内，然后用压缩空气作为动力通过管道将灰输送至灰库贮存，每台炉设1套输送系统。两台炉拟设6台螺杆式输灰空压机，45台运行，21台备用。2台炉设3座15m灰库，2座粗灰库，1座细灰库；粗灰库每台炉各设一座，细灰库两台炉公用，每座灰库有效容积为3180m3，粗灰库可储存一台锅炉燃烧设计煤种约46小时粗灰量，校核煤种约22.6小时；细灰库可储存2台锅炉燃烧设计煤种92小时细灰量，校核煤种45.2小时。每座灰库的底部设有4个排出口，两路接至干灰散装机，直接装密封罐车，出力为100t/h，另两路接至湿式搅拌机，加水搅拌后的灰含水率为1525%，可直接装自卸汽车，湿式搅拌机出力为200t/h。为了使灰斗177、及灰库下灰通畅，灰斗及灰库均设有气化系统。除灰系统的工艺流程框图如下： . 排大气排气过滤器省煤器及除尘器灰 罐 车干灰散装机灰 库管 道压力输送罐电加热器综合利用湿式搅拌机空气净化装置电加热器灰 场自卸汽车灰库气化风机输送空压机灰斗气化风机 5.8.2.3 除石子煤系统本期锅炉制粉系统暂按采用中速磨煤机，每台炉设6台中速磨煤机，5运1备，每台磨煤机配1台密封式活动石子煤斗，系统正常运行时打开石子煤排放二次关断门（一次关断门正常情况下常开，在二次门不严密故障情况下使用）。石子煤通过管道排入活动石子煤斗，当石子煤斗装满报警后，关闭排放二次关断阀门，将石子煤斗泄压后由叉车卸至自卸汽车运至灰场堆放或178、运至综合利用点。该系统与活动石子煤斗清理方式比较，解决了敞开式排放造成的锅炉房环境污染问题， 同时还具备系统简单可靠、运行方便，对石子煤量的变化适应能力强，检修维护工作量小等优点。工艺流程框图如下： 石子煤 密封式活动石子煤斗 叉车 汽车 综合利用用户5.8.3除灰渣系统用水量及供水要求5.8.3.1除灰渣供水系统 除灰系统采用气力除灰，厂外汽车运输调湿灰，干灰加水后含水率大约25，干灰加湿用水来自循环水排污水。除灰空压机冷却水由辅机冷却水系统供给。5.9 化学水处理系统5.9.1水源及水质本工程水源采用红柳集中水处理站出水，鸭子荡水库水作为备用水源。红柳集中水处理站中处理来自麦垛、红柳矿的矿179、井疏干水。红柳集中水处理站疏矸水处理系统采用的是全自动高效分离+自清洗过滤+超滤+反渗透的处理系统，处理后控制出水水质参见表5.9-1。表5.9-1 处理后水质标准 序号项 目处理标准值生活饮用水标准1pH值6.58.56.58.52SS（mg/L）30-3悬浮物粒径0.3mm-4浊度（NTU）535BOD5（mg/L）10-6CODcr（mg/L）60-7铁（mg/L）0.30.38锰（mg/L）0.10.19CL-（mg/L）25025010总硬度（以CaCO3计）（mg/L）30045011总碱度（以CaCO3计）（mg/L）350-12溶解性总固体（mg/L）1000100013氨氮（180、mg/L）10-14总磷（以P计）（mg/L）1-15游离余氯（mg/L）末端0.10.2末端0.10.216粪大肠菌群不得检出不得检出17总大肠菌群（个/L）不得检出不得检出另根据鸳鸯湖矿区红柳矿井及选煤厂集中水处理站初步设计文件内容，经过全自动高效分离的预处理后，出水水质可达到：PH： 6.59；浊度： 5NTU；悬浮物粒径： 0.3mm；CODcr： 10mg/L氨氮： 5mg/L石油类： 0.50.8mg/L。综上所述，红柳集中水处理站出水水质能够满足本工程工业用水要求。5.9.2 汽水品质本工程为超临界机组，根据火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GB/T 12145-2008）要求181、，超临界火力发电机组水汽质量应达到以下标准：A、锅炉给水质量标准:二氧化硅：10g/L；期望值5g/L铁： 5g/L；期望值3g/L铜： 2g/L； 期望值1g/L钠： 3g/L； 期望值2g/LTOC： 200g/L氯离子： 5g/L； 期望值2g/L电导率（加氧处理）：0.15S/cm(经氢离子交换后，25)期望值0.10S/cm电导率（挥发处理）：0.20S/cm(经氢离子交换后，25)期望值0.15S/cmpH（加氧处理）：8.09.0pH（挥发处理）：9.09.6溶解氧（加氧处理）：30150g/L溶解氧（挥发处理）：7g/LB、蒸汽质量标准:二氧化硅：10g/kg；期望值5g/kg182、铁：5g/kg；期望值3g/kg铜：2g/kg；期望值1g/kg钠：3g/kg；期望值2g/kg电导率：0.15S/cm(经氢离子交换后，25) 期望值0.10S/cmC、凝结水除盐后质量标准如下：二氧化硅：10g/L；期望值5g/ L铁：5g/L；期望值3g/L铜：2g/L；期望值1g/L钠：3g/L；期望值1g/L氯离子：3g/L；期望值1g/L电导率（加氧处理）：0.12S/cm(氢离子交换后，25)；期望值0.10S/cm电导率（挥发处理）：0.15S/cm(氢离子交换后，25)；期望值0.10S/cm5.9.3锅炉补给水处理系统5.9.3.1本期锅炉补给水量确定本期工程机组水汽损失见183、下表：序号项目单位数据补充水质1锅炉总蒸发量t/h31002=62002厂内水汽循环损失（两机）t/h62001%=62除盐水3燃油伴热露天防护（两炉）t/h42=8除盐水4生活用气25采暖系统t/h5除盐水6其他t/h3除盐水7补给水量总计t/h80除盐水由上述数据计算得出：锅炉补给水处理系统正常补给水量约80t/h，启动或事故时补给水流量900t/h，夏季空冷器冲洗水量约300 t/h（间断运行，每次持续时间46小时）考虑到再生自用水量及水箱积累水量，锅炉补给水处理系统出力设计为160t/h。启动或事故时增加的供水量可由除盐水箱补给，除盐水箱总容积33000m3。5.9.3.2锅炉补给水处184、理系统的确定鉴于红柳集中水处理站疏矸水处理系统采用的是全自动高效分离+自清洗过滤+超滤+反渗透的处理系统，考虑到疏矸水原水含盐量高达14000mg/L，结合机组对汽水品质的要求，本工程锅炉补给水处理系统设置反渗透装置。锅炉补给水处理系统拟选用如下工艺流程：由主厂房加热器来生水三室卧式双介质过滤器清水箱清水泵保安过滤器高压泵反渗透装置阳离子交换器除碳器除碳水箱除碳水泵阴离子交换器混床除盐水箱除盐水泵主厂房。锅炉补给水处理系统共设2台三室卧式双介质过滤器、2套80 t/h出力的反渗透装置。超滤及反渗透装置均不设备用。离子交换除盐装置共设2套，一套运行，一套备用，每套出力约为160t/h。需要指出的185、是，本系统是针对主水源为处理后的矿井疏矸水设计，若进水采用备用水源即水库水，由于系统未设置超滤装置，借鉴本工程所在区域水质特点，为保证反渗透膜的安全、经济运行，本系统仅适于短期（一周内）以水库水为水源运行，不建议长期以水库水为水源运行。5.9.3.3系统的联接方式及运行方式反渗透单元（保安过滤器高压泵反渗透装置）内部为串联连接，两套反渗透单元之间为并联运行；三室卧式双介质过滤器、阳离子交换器、阴离子交换器、混合离子交换器均为并联运行，设备运行和再生采用程序控制自动进行。5.9.3.4系统布置锅炉补给水处理设备布置在独立厂房内， 过滤除盐间（按21000MW考虑，留有扩建可能）48m21m(长宽186、)。固定端设化验楼共三层，33m18.6m(长宽)。室外布置酸碱库，中和水池及除盐水箱等。酸碱库为二层建筑，12m18m。底层为废水泵间、二层为酸碱贮存间，地下设2个300m3废水池。5.9.3.4化验室主要仪器设备的配置化验室台柜采用化验室标准台柜，化验室主要仪器设备按1000MW机组标准设置，全厂配备有水分析、煤分析、油分析的仪器设备。5.9.4 凝结水精处理凝结水精处理系统的选择根据机组最终确定的冷却方式不同而有所不同。5.9.4.1超临界直接空冷机组5.9.4.1.1超临界直接空冷机组凝结水精处理系统的特点直接空冷机组中的凝结水不存在循环冷却水泄漏的污染，由于空冷机组的空冷器冷却表面十187、分庞大，水系统中不可避免的存在大量铁的腐蚀产物，加之空气漏入的可能性加大,水中可能溶入CO2 等溶解杂质，且给水及炉水水质要求高，所以必须采用一套既能高效除铁，又能去除水中溶解杂质的凝结水精处理设备。直接空冷机组凝结水除了含铁量高的特点外，另一个特点是凝结水运行温度在夏季气温高时一般均比湿冷机组高得多。精处理系统的选取应考虑尽量适应温度这一特点。5.9.4.1.2系统的确定每台机组设置433%的粉末覆盖过滤器+433%的高速混床精处理装置，每两台机组公用一套再生装置，每台机设一套铺膜装置。高速中压混床采用体外再生方式。体外再生设备全部为低压设备。为节省投资提高设备利用率，两台机组共用一套体外再188、生装置。每台机设一套铺膜系统。5.9.4.1.3系统的联接及运行方式凝结水精处理设备与热力系统联接方式采用单元制，即每台机组各设4台33%的粉末覆盖过滤器+4台33%的高速混床，主凝结水系统流程如下：排汽装置凝结水箱凝结水泵 凝结水精处理装置 轴封冷却器低压加热器除氧器粉末覆盖过滤器采用程序控制，设计有铺膜、爆膜等程序。粉末覆盖过滤器及辅助铺膜、爆膜设备均布置在主厂房内。高速混床及体外再生设备均采用程序控制，设计有设备投运、树脂输送、分离、再生等程序。5.9.4.2超临界间接空冷机组5.9.4.2.1表面式间冷系统的凝结水精处理系统必要性及特点无论采用哪种冷却形式的空冷机组，由于有大面积的铁、189、铝质空冷凝汽器，均会造成凝结水中铁或铝含量非常高，铁含量通常在每升水几十个微克，而湿冷机组凝结水中的铁含量通常在每升水几个微克，要比普通湿冷机组的凝结水中的铁高好几倍。因此防止水汽系统的腐蚀及减少系统腐蚀产物的携带就显得更为必要。表面式间冷系统类似于湿冷系统，不同之处是用空冷塔代替湿冷塔，用不锈钢管凝汽器代替铜管凝汽器，用除盐水代替循环水，用密闭式循环冷却水系统代替敞开式循环冷却水系统。冷却水系统与汽水系统完全分开，两者水质可按各自要求控制。对于表面式间冷系统来讲，由于用除盐水代替循环水作为冷却水，因此不存在凝汽器泄露时，冷却水污染凝结水的问题，但凝结水以及冷却水系统中仍然不可避免会有铁的腐蚀190、产物产生，故仍应设置凝结水精处理装置。5.9.4.2.2系统的确定每台机组设置333%的除铁过滤器+433%的高速混床精处理装置，每两台机组公用一套再生装置。高速中压混床采用体外再生方式。体外再生设备全部为低压设备。5.9.4.2.3系统的联接及运行方式凝结水精处理设备与热力系统联接方式采用单元制，即每台机组各设3台33%的除铁过滤器+4台33%的高速混床，主凝结水系统流程如下：排汽装置凝结水箱凝结水泵 凝结水精处理装置 轴封冷却器低压加热器除氧器除铁过滤器采用程序控制，设计有反洗、冲洗等程序。高速混床及体外再生设备均采用程序控制，设计有设备投运、树脂输送、分离、再生等程序。5.9.5 化学加191、药系统本工程化学加药系统为两机共用方式。凝结水和给水设有加氨及加氧装置，另外还设有给水和闭式冷却水加联氨装置。给水加联氨系统仅用于机组启动初期及水质不满足加氧情况时。凝结水和给水加氨采用自动加药方式，加药泵为电控计量泵。给水加氧采用自动加药方式，凝结水加氧手动，氧气经减压调节后加入管道。给水和闭式冷却水加联氨采用手动加药方式。设备布置在两炉之间集控室的化学加药间内。5.9.6 汽水取样系统每台机设置一套汽水取样分析装置。该装置能取代表性的水汽样品并进行自动分析，并设有人工取样点以监测汽水系统和机组的正常运行。取样分析装置布置在两炉之间集控室的汽水取样间。5.9.7 辅机循环冷却水处理对于直接空192、冷机组，没有大量的循环冷却水，仅有少量的辅机循环冷却水，因此耗水量不大。为达到经济合理和充分节水的目的，并维持机组的安全稳定运行，辅机冷却水补充水拟采用投加复合水稳剂处理。其杀菌灭藻采用采用直接购买杀菌剂并根据运行实际情况直接投加的方式,不再设置杀菌剂加药装置。循辅机循环冷却水加药设备拟布置在本期辅机冷却水泵房泵坑内。5.9.8 制氢站 本工程设置1套产氢量10Nm3/h的中压水电解制氢装置，并配备相应的氢气干燥装置，设置6台13.9m3的氢气贮存罐及1台7m3压缩空气贮存罐。氢气经减压后用管道送至主厂房。制氢系统为全自动化运行，可做到无人值守。本工程制氢装置布置在一个独立的建筑物内。氢气和压193、缩空气贮存罐布置在室外。另外，请电厂进一步落实附近是否有可靠的氢源。如有可能，也可采用高压氢瓶供氢系统。5.9.10 化学废水处理本工程化学废水设计为分散处理。反渗透浓水排水、化学再生废水及脱硫废水就地处理，达标后综合利用。过滤器反洗排水排至工业废水下水道，经处理后回收利用。空气预热器冲洗废水经处理后回收利用。锅炉酸洗废水由酸洗单位根据不同酸洗方案进行处理，电厂仅设置一定容量的废水贮存设施，废水贮存与供水专业煤场雨水调节池合并考虑，煤厂雨水调节池容积设计约为V=4000m3，可满足盛装酸洗废液的容积要求。废水处理后的水质满足国家污水综合排放标准（GB8978-1996）中一级标准。5.10 热194、工自动化部分发电厂热工自动化水平是通过控制方式、热工自动化系统的配置与功能、运行组织、控制室布置及主辅设备可控性等多个方面综合体现的。5.10.1 控制方式及控制水平 1）采用炉、机、电、网（暂定）及辅助车间集中监控方式，两台单元机组、辅助车间（系统）、电气网控系统（暂定）合设一个集中控制室。 2）本工程机组监控采用分散控制系统（DCS）实现。单元机组设23名运行人员，在就地人员的巡回检查和配合下，实现以LCD/键盘为中心的集中监视和控制，在值班人员少量干预下自动完成机组的启动、停止、正常运行的监视控制和异常工况处理。3）本工程辅助车间（系统）监控采用以可编程序控制器（PLC）为基础的计算机控195、制系统实现，采用一套辅助车间监控网络实现对各类辅助车间（系统）的集中监视和控制。本工程辅助车间（系统）设3名运行人员，在就地人员的巡回检查和配合下，实现以LCD/键盘为中心的集中监视和控制，在值班人员少量干预下自动完成辅助车间（系统）的启动、停止、正常运行的监视控制和异常工况处理。4）由于烟气脱硫系统不设脱硫旁路、增压风机，脱硫系统是单元机组（锅炉）不可分割的一部分，即当烟气脱硫系统故障导致该系统停运时必然要引起锅炉跳闸。因此烟气脱硫控制系统应纳入机组DCS，单元机组的脱硫系统纳入单元机组DCS系统，两机公用的脱硫系统纳入公用DCS网络。控制点设在集控室，在单元机组DCS的LCD操作员站上完成196、脱硫系统的监控，单元机组DCS可考虑增设一台LCD操作员站用于烟气脱硫监控。5）脱硝系统（SCR）纳入机组DCS控制，脱硝氨气制备采用PLC控制，联接至辅助车间系统监控网络。 5.10.2 热工自动化系统的配置厂级监控信息系统（SIS）、#1分散控制系统（DCS）、#2分散控制系统（DCS）辅助车间控制系统共同组成全厂自动化系统及其计算机网络，实现控制功能分散，信息集中管理的设计原则。自动化系统及其计算机网络规划详见全厂自动化系统规划图（F6981K-A01-24）。1）设立厂级监控信息系统（SIS），除与分散控制系统（DCS）、网络计算机监控系统（NCS）、辅助车间控制系统、汽机振动采集和故197、障诊断系统、锅炉炉管泄漏自动报警等系统实现信息通讯外，还留有与厂级管理信息系统（MIS）的通讯接口,并采用经国家有关部门认证的专用、可靠的安全隔离设施。各系统向SIS提供有效的实时生产信息，通过SIS系统将全厂各控制系统联网，实现全厂生产过程实时监控，使全厂在最佳状态下运行。 2）本工程锅炉、汽机、发电机-变压器组及厂用电（包括起停/公用变）等的监视、控制和保护将以分散控制系统（DCS）为主，辅以少量的其它控制系统和设备完成。机组控制系统主要由以下系统或装置构成：l DCS分散控制系统，即实现对锅炉、汽机、发电机-变压器组、吹灰、节油点火及厂用电（包括起停/公用变）、脱硫、脱硝、空冷的监视、控198、制和保护。包括数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）。DCS还设置公用网络，厂用电公用部分、辅机冷却水泵房、空压机站等辅助公用系统纳入公用网络监控，可同时由各单元机组DCS操作员站进行监视，但其操控权限通过软件闭锁赋予#1机组DCS，当#1机组检修时，操控权限切换至#2机组DCS。相对集中的金属温度参数将采用远程I/O采集。l 汽机数字电液控制（DEH）由汽机厂成套，采用与DCS相同的硬件。l 汽机监视系统（TSI）、汽机紧急跳闸系统（ETS）随主辅机成套提供。DCS与ETS信号通过硬接线连接。l 汽机振动采集和故障诊断系统、锅炉炉管泄漏检测199、系统采用独立的监控系统，通过通讯口与SIS系统进行通讯。l 空预器间隙调整控制系统采用可编程序控制器（PLC）实现，随空预器成套提供并通过硬接线及通讯方式接入DCS监控。l 发电机励磁调压系统（AVR）、发电机自动同期系统（ASS）、厂用电快切装置等电气设备均为专用控制设备，与DCS的重要接口信号（重要的监视、报警信号及操作指令）均采用硬接线方式实现。l 汽机旁路控制（BPS）根据主机情况若采用专用装置，则通过通讯接口或硬接线与DCS系统相联，否则直接纳入DCS监控。l 采用DCS后，设置少量独立于DCS的后备操作手段，当DCS故障时确保机组安全停机。3）辅助车间（系统）采用若干套可编程控制器200、（PLC）系统实现对各辅助系统（车间）的控制，并设置一套辅助车间集中监控网络实现对上述辅助车间（系统）的集中监视和控制。在集中控制室里，运行人员可通过辅助车间监控网LCD操作员站对网络内各辅助车间的工艺过程进行监控。考虑到煤、灰、水等工艺系统比较复杂，需要监视和操作的内容较多，因此设置辅助控制点，即分别在输煤、除灰渣、补给水等系统的就地电子间内设置LCD操作站，在机组调试、启动和系统事故情况下，可在各自的电子间LCD上进行监控，待机组进入正常运行阶段，再由就地电子间监控切换至远方单元控制室监控，正常情况下以在远方监控为主。对于车间分散，测点较多的辅助车间，采用远程I/O技术，于现场测点密集区布201、置远程I/O机柜。 4）设置全厂闭路电视监视系统，对监视区域进行实时视频监视，对重点监视对象进行可控的视频图像存储。5）火灾报警及空调控制系统火灾报警系统由布置在集控室的中央监控主盘及消防联动控制盘、各探测区域的区域报警控制盘、报警触发装置（手动和自动）、声光报警装置、联动控制装置、消防广播系统等组成。 火灾报警系统监测范围包括集控楼、主厂房、输煤系统、脱硫电控楼等。空调控制系统采用PLC实现，随工艺设备配置，其人机界面为布置在单元控制室内的监控盘。5.10.3 主要热控设备选型原则 1） SIS选用在燃煤电站有成功应用业绩的产品，其数据库软件选用进口产品。2）DCS选用在空冷燃煤电站有成功运202、行业绩的进口/国产产品。3） 火灾报警系统采用进口品牌。4） TSI、火检装置选用进口产品。5） 高温高压系统的仪表阀门应进口6） 重要的仪表及控制设备选用进口品牌产品。 5.10.4热工电源热控配电箱交流380V电源分别接自电气保安段和低压厂用段，共二路互为备用电源。主要的仪表与控制设备/系统交流220V电源分别接自电气UPS和保安段，共二路互为备用电源。 辅助（车间）系统热工交流220V电源宜接自相应的电气配电盘，且根据相关规定，确定电源的进线回路。5.10.5 热工气源 本工程设置专用仪用压缩空气系统，当全部空压机停运时，储气罐的容量应保证在供气压力不低于气动设备最低允许工作压力情况下，203、满足设备5min的用气。5.10.6 热工试验室本期工程按21000MW机组不承担检修任务配置热工试验室设备，且满足火力发电厂热工自动化试验室设计标准的要求5.11 主厂房布置5.11.1 主厂房布置原则（1）主厂房按21000MW机组布置，并考虑扩建条件。从汽机房向锅炉房看为左扩建，输煤从固建端上煤。机头朝向扩建端。（2）在锅炉房K6轴至K8轴之间、空预器上方布置有脱硝装置。（3）主厂房、锅炉构架均为钢结构。（4）主厂房布置方案如下：主厂房区域采用常规四列式布置方案，按汽机房、除氧框架、煤仓框架和锅炉岛的顺序排列，两台机组之间布置一个零米检修场。汽机头部朝向扩建端。（5）汽机房两台汽轮机为纵204、向顺列布置，汽机房内设2台行车，用于汽轮机的安装和检修。5.11. 2主厂房布置（1）汽机房布置1）汽机房跨距为32米，设为三层：底层零米为设备层；中间层（8.6米）为管道层；运转层（17米）为大平台结构，布置汽轮发电机组和汽动给水泵汽轮机。2）除氧框架跨距为9.5米，设为四层： 底层零米为转动设备层；8.6米中间层为加热器及管道层；17米运转层为加热器及管道层；25米为高加层；32米为除氧器层。（2） 煤仓间布置煤仓间跨距为13.5米，设为三层：底层（0.00米）为磨煤机层；运转层（17米）为给煤机层，每台磨煤机配一台给煤机；运煤皮带层暂定为45.3米。（3） 锅炉及其尾部布置一次风机和送风205、机布置在锅炉房0m副跨内。锅炉采用紧身封闭布置。在锅炉钢构架范围17m运转层设混凝土大平台，炉前设置有低封。两炉中间布置集控楼。（4）主厂房布置的主要尺寸见下表5.11-1。主厂房布置主要尺寸表表5.11-1序号项 目单位数值1汽机房长度m216.42汽机房跨距m323汽机房柱距m10/114汽机房运转层标高m175汽机房行车轨顶标高m30.26除氧间跨距m9.57除氧器层高度m328锅炉柱网K0至K7m74.8锅炉宽度(包括副跨)m709煤仓框架前煤仓柱 距m10/11跨 距m13.510炉前距m811锅炉外侧柱K8至烟囱中心线m89.912锅炉运转层标高m1713给煤机层标高m1714输煤206、皮带层标高m45.315A排至烟囱（引风机出口总烟道）中心线距离m226.15.12 建筑结构部分5.12.1 建筑部分主厂房布置综合考虑安装、运行、检修的需要，合理充分地利用厂房的空间；节约建筑材料及管道和电缆用量，提高厂房利用率。建筑设计遵循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/T5029-94）、建筑设计防火规范（GB50016-2006）、火力发电厂与变电站设计防火规范（GB502292006）等现行有关规范、规程、规定。主厂房布置的主要尺寸：名 称项 目（米）备 注汽机房柱 距10、11档 数21跨 度32长度216.4运转层标高17207、除氧间柱 距10、11档 数21跨 度9.5运转层标高17除氧层标高32煤仓间柱 距10、11档 数21跨 度13.5皮带层标高45.3厂房内的水平和垂直交通应畅通，安全疏散应便捷并满足有关长度和宽度的要求。厂房的防火防爆、采光通风、防水排水、降噪防振、防腐防潮等应满足相关要求。主厂房内设两部能通往各层楼面及屋面的钢筋砼楼梯，并根据规范要求设有一定数量的工作钢梯。各车间均设置两个以上安全出口，为保证厂房内的安全疏散，设置必要的垂直通道和纵横水平通道，并与主要出入口相连接。每台机、炉底层及运转层各设两个污水池。在除氧煤仓间扩建端0.000米层及运转层设男、女卫生间。汽机房内采用自然进风机械排风方208、式。尽量考虑天然采光, 不能满足时采用人工照明。屋面排水方式均应采取有组织排水。运煤皮带层等有水冲洗要求的楼面均设一布二涂加防水卷材。有冲洗水的楼地面留洞时，洞口均应做不小于150mm高的护沿，屋面洞口护沿做500mm高。变形缝应严密，防止渗漏。锅炉房零米因冲洗要求设0.5%分区找坡,坡向排水沟。除氧器楼面考虑防水和排水. 输煤皮带层采用水冲洗。所有建筑屋面采用有组织排水.汽机房屋面采用金属压型钢板屋面（自防水、保温型）。主厂房的内部装修以满足工艺要求和防火要求为原则，相关的钢梁及钢屋架均按有关规范要求施以防火涂料。 变压器室、配电装置室、发电机出线小室、电缆竖井以及主厂房各车间隔墙上的门均采209、用乙级防火门，气瓶间、空调机房、蓄电池室、通风机室等通向走廊的门均采用外开乙级防火门。集中控制室和电子设备间等室内装修采用非燃烧体材料，并应严格执行现行国家标准建筑内部装修设计防火规范。配电装置间有严防小动物进入的措施。门的缝隙和各种孔洞严密，所有百叶窗、固定窗内侧应设细孔钢丝网。电缆入口和盖板也应有防止小动物进入的设施。除灰各控制室应根据设备噪音情况采取有效的隔音措施，其门窗应便于监视设备的运行和操作。控制室内应考虑良好的采光设施。5.12.2 主要生产建筑物结构选型5.12.2.1主厂房结构1）主厂房结构体系主厂房采用钢结构（见主厂房结构选型专题报告），汽机房-除氧间-煤仓间三列布置。主厂210、房横向结构体系是由汽机房屋面梁和除氧煤仓间框架组成的框架钢支撑结构体系。纵向结构体系为梁柱铰接-钢支撑结构。 汽机大平台横向为框架-钢支撑结构，纵向结构体系为梁柱铰接-钢支撑结构，与A、B列柱铰接。汽机基座采用现浇钢筋混凝土框架结构，四周设缝与汽机房大平台结构完全分开。集中控制楼设置于两炉之间，为钢筋混凝土框架结构，楼板为现浇钢筋混凝土梁、板结构。与煤仓间框架相连的炉前平台采用钢结构，钢梁现浇混凝土楼板，与框架的连接节点采用铰接节点，搁置在锅炉钢架上的连接节点采用滑动连接。锅炉为独立岛式布置，锅炉架构采用钢结构，锅炉运转层平台为钢格栅板。炉架、顶盖及锅炉运转层平台钢结构均由锅炉厂设计、供货。2211、) 主厂房屋面及各层楼板汽机房屋盖系统采用由实腹式钢梁及型钢檩条组成的有檩屋面系统。屋面板采用压型钢板承重加保温防水层的轻型屋面。并按抗震规范设置必要的水平支撑。除氧煤仓间屋面及各层楼板采用H型钢梁-现浇钢筋混凝土板组合结构，局部采用钢格栅或花纹钢板。汽机房大平台采用钢结构，楼板采用H型钢梁-现浇钢筋混凝土楼板组合结构。主油箱所在跨及相邻两跨的汽机大平台钢梁、钢屋面梁及檩条、支撑构件均刷防火涂料。3)其它 吊车梁:汽机房吊车梁为实腹工字形钢吊车梁。煤斗采用支承式钢结构，由Q345B钢板焊接成型，耐磨内衬采用3mm厚不锈钢板。固定端、扩建端为钢结构。电梯井采用钢结构，井道采用单层彩色压型钢板封闭212、，电梯机房采用带保温彩色压型钢板围护。电梯井设置水平支撑与锅炉钢架连接，以保证其侧向稳定。磨煤机直接放在0.00米，基础采用大块式钢筋混凝土基础。一次风机、送、引风机等均为大块式现浇钢筋砼基础。5.12.2.2其它主要生产建(构)筑物结构设计:1) 炉后建(构)筑物:烟囱 本期工程建设一座钢筋混凝土外筒,双内管钢内筒的多管式烟囱，其中两个内筒各满足本期一台炉的排烟需要。烟囱高度210米，因本工程采用湿法脱硫，并不设GGH，故内筒采用钛-钢复合板方案，该方案防腐性强、可靠性高。 基础采用环板式钢筋混凝土基础。钢烟道支架 受力体系为钢筋混凝土框架结构。电除尘器支架 电除尘器支架为钢结构，由设备厂家213、设计供货，基础为柱下独立承台。引风机支架引风机支架为钢筋混凝土框架结构。 除灰、渣建筑物除灰综合楼为三层现浇钢筋砼框架结构，底层布置机务及除灰空压机，二层为电缆夹层，三层布置电气控制盘柜及电子设备间，楼板采用现浇钢筋混凝土楼板。灰库属大型钢筋砼筒仓结构。2) 输煤系统建（构）筑物：输煤栈桥结构选用钢桁架，钢筋混凝土支柱（除上主厂房栈桥外），上主厂房栈桥柱为钢支柱，楼面采用压型钢板永久底模，屋面为自防水保温压型钢板。其余则使用彩色保温压型钢板封闭。输煤隧道地下输煤道为现浇钢筋砼箱形结构。碎煤机室碎煤机室为钢筋混凝土现浇框架结构。碎煤机基础及碎煤机层楼面采用钢筋混凝土现浇框架结构，碎煤机采用弹簧隔214、振基础置于其上。 转运站地下转运站结构选用地下箱型或梁板式结构。地上转运站采用现浇框架楼板结构。汽车卸煤沟 地下部分采用梁板结构，上部采用钢筋混凝土框架结构。其它除尘除铁器室、入炉煤取样装置室采用现浇钢筋砼框架结构。3）化水建筑物：锅炉补给水处理室、机组排水槽等建筑物均为现浇钢筋混凝土框架结构。 4) 电气建（构）筑物出线构架采用钢管柱、钢桁架梁结构形式，钢筋混凝土基础。5）空冷支架空冷支架采用钢筋混凝土空心管柱与钢桁架组成的空间结构体系。平台承重结构由空间交叉钢桁架组成。钢桁架上设置平台板，并保证钢桁架的平面外的侧向稳定，平台为钢梁上铺花纹钢板。平台四周设钢龙骨挂压型钢板挡风墙。支架柱基础采215、用钢筋混凝土独立承台基础。6) 综合管架由于管架横穿厂区,考虑到厂区的整齐美观，综合管架选用钢管支架柱、钢桁架梁（局部钢梁）纵横向隔一定距离设一钢支撑的铰接框架-支撑结构体系。7) 脱硫建筑结构形式吸收塔上部为钢结构，由设备厂设计供货，基础为圆形钢筋混凝土灌注桩基础。其他浆液循环及制备车间均为钢筋混凝土框架结构，柱下独立基础。烟道支架为钢筋混凝土框架结构，柱下独立基础。5.12.2.3 地基及基础1） 厂区建筑物地基处理方案根据现有勘察资料，场区基岩面起伏较大，按总交专业总平面布置中主厂房区域0.00为1443.7米计算，场区范围基岩面埋深为8.819米左右。根据现有勘察资料，表面层填土、层粉216、砂工程性能较差，不能作为天然地基持力层，宜清除；层黄土状粉土，土质不均匀，上部35m深度范围内具有湿陷性，不能作为主要建筑物的天然地基持力层；对于主要建筑物，若地段基岩埋深较浅，可采用层基岩做为天然地基持力层，局部超挖地段采用砂砾石或素混凝土换填；但由于本阶段勘察深度有限，基岩面起伏较大，钻孔数量又少，加之本阶段建筑物在总平面中的定位在后续阶段还有进一步调整的可能，所以本阶段主要建筑物主厂房、烟囱，空冷平台等暂按桩基础（灌注桩）方案，桩端持力层进入中等风化基岩一定厚度计列投资。在下阶段进一步勘测资料基础上，对此部分地基处理作进一步的分析和优化。一般建筑物采用层黄土状粉土作持力层，根据建筑物类型217、上部荷载大小、结构形式、建筑物对地基变形的敏感程度，采用不同厚度的2：8灰土、砂砾石垫层换填处理或天然地基。2）主厂房基础：主厂房均采用钢筋混凝土灌注桩及桩基承台基础。磨煤机基础为块式基础，基础下布置灌注桩，磨煤机基础设弹簧隔振。汽轮发电机基座采用钢筋混凝土板式基础,基础下布置灌注桩。集中控制楼基础为钢筋混凝土灌注桩及桩基承台基础。烟囱基础采用钢筋混凝土圆板式基础,基础下布置灌注桩。3）一般建筑物基础：根据不同的地基处理方案，分别采用钢筋混凝土柱下承台基础，或柱下独立基础及条基。5.13 给排水系统及冷却设施供水系统的功能是连续不断地提供足够的水量和符合水温、水质要求的水，以满足电厂辅机冷却218、水系统、锅炉补给水处理系统、工业水、生活水及消防给水系统等的要求。5.13.1主机排汽冷却系统5.13.1.1主机空冷系统优化及配置方案的选定 主机采用空冷系统。本阶段经过对主机排汽冷却方式进行比较选择，主机空冷系统优化及配置方案的选定如下：方案一：主机直接空冷+小机汽泵间冷方案二： 主机+小机汽泵间冷主机排汽冷却方式的比较选择，见主机冷却方式选择专题报告（F6981K-A02-01）。5.13.1.2空冷系统方案配置（1）方案一：主机直接空冷+小机汽泵间冷该方案的空冷系统配置如下： a.主机直接空冷系统配置本期工程建设21000MW级空冷机组，由于本工程汽轮机未招标，汽轮机不同工况下特性数据219、参考同类地区、相同容量的机组取值，根据本工程所处地区的气象条件，夏季设计背压考虑在29.80时机组满发，结合顺流段和逆流段的合理匹配,经初步计算,设计暂按每台机组采用80个冷却段配置，主要设计参数暂定如下（一台机）：散热面积为 2300000m2迎风面积为：20175m2顺流面积：1725000m2逆流面积：575000m2顺逆流段数比：6:2冷却段数：80空冷器迎面风速：2.20m/s空冷凝汽器布置在主厂房A排外50米的高架平台上，每台机组的80个冷却段排成10列，每列由6个顺流冷却段和2个逆流冷却段组成。每台机组空冷凝汽器所占面积为11853m2。本工程每个冷却段配一台变频轴流风机， 风机220、直径为9.75m。通过初步计算，本工程空冷系统的主要参数为： 设计气温：13.90，设计背压：13kPa（暂定）夏季满发气温：29.80，夏季满发背压：33kPa（暂定）直接空冷系统图，见F6981K-A01-23；直接空冷器布置，见F F6981K-A01-24。b.小机间冷系统配置 本期工程锅炉给水泵采用汽动驱动，考虑节约用水，降低电厂水耗，小机冷却采用表凝式间接空冷系统。本工程锅炉给水泵（即小机）采用带自然通风冷却塔的扩大单元制表凝式间接冷却系统，二台1000MW机组小机配一座间冷塔，3台冷却水泵，其中2台运行、一台备用。二台机组冷却水泵房布置在小机间冷塔附近。散热器垂直布置在空冷塔外一221、周，两台机组的冷却扇段交错布置。因本工程小机未订货，参考同类地区相同机组空冷机组小机排汽参数，经初步计算,小机空冷系统主要设计参数暂定如下（两台机组）：(a) 散热面积：815000m2,冷却三角个数：118个散热器高度：20.50m（b）空冷塔空冷塔底部散热器外侧直径：97m空冷塔底部零米X柱直径：89m塔高：130m塔出口直径：58m空冷塔进风口高度：20.5m(c)循环水泵本工程小机采用带自然通风冷却塔的扩大单元制表凝式间接冷却系统，二台1000MW机组小机配3台冷却水泵，其中2台运行、1台备用。每台小机循环水泵Q=2.12 m3/s,H=23.50m,N=750kw，V=6000V。(222、d) 间接空冷系统的主要参数暂定如下：设计气温：13.90，8.50kPa（暂定）夏季满发气温：29.80，夏季满发背压：20kPa（暂定）小机间冷系统图，见F6981K-A01-25。（2）方案二:主机和小机汽泵间冷该系统由表凝式凝汽器、循环水泵、散热器、自然通风空冷塔、循环水管等组成。冷却系统采用单元制，一台机组配两台凝汽器、四台循环水泵、一座间冷塔及相应的散热器、一根循环水进水母管、一根循环水出水母管。汽动给水泵的小机排汽进入对应的主机间接空冷系统统一进行冷却。每台机组设一座循环水泵房。本期工程建设21000MW级空冷机组，由于本工程汽轮机未招标，汽轮机排汽参数参考同类地区、相同容量的机223、组取值，根据本工程所处地区的气象条件，经过初步优化，间接空冷系统配置如下：2x1000MW空冷机组主机循环水量为暂定，见5.13.1-1。 表5.13.1-1 循环冷却水量序号机组容量(MW)主机凝汽量（t/h）小机机凝汽量（t/h）冷却水量(m3/h)11100017081391015852210003416278203170注：冷却倍率暂定为m=55倍本工程11000MW主机表凝式间冷系统配置详见表5.13.1-2，本期工程共两台机组。表凝式间冷系统图，见F6981K-A01-26。表5.13.1-1 11000MW主机+小机表凝式间冷系统配置一览表 11000MW主机+小机表凝式间冷系统224、配置一览表序号项 目冷却器塔外垂直布置1设计气温（）13.902设计背压（KPa）113夏季满发气温（）29.804夏季满发背压（KPa）285冷却倍数556散热器冷却面积（万m2）221.107散热器迎风面风速（m/s）2.178散热器材质铝质9冷却水泵台数（台）410单台冷却水泵流量（m3/s）7.5911冷却水泵扬程（m）2512凝汽器型式表面式凝汽器/不锈钢管13凝汽器面积（m2）5600014冷却三角个数（个）24015冷却塔散热器直径（m）197.7016冷却塔底部直径（m）（支柱处）189.7017冷却塔出口直径/高度（m）104/19318冷却塔喉部直径（m）10019冷却塔进225、风口高度28.520单座冷却塔占地（m2）3068221循环水管母管直径DN3800表凝式间冷塔布置图，见F6981K-A01-27。a.空冷散热器本期工程采用带孔翅片板全铝制热交换器。热交换器管束成对布置组成冷却三角，并由碳钢短支腿支撑布置在自然通风冷却塔外围一周。冷却三角被划分为几个冷却扇段。热交换器采用具有优良的热传导、可清洗及高机械强度等特性。冷却三角还安装有电动驱动的百叶窗。本期工程每台机组设16个冷却三角扇段，共240个冷却三角，每个冷却三角尺寸 LxBxH为2600 mmX 2600mm X24000mm，三角的夹角约为50。b.凝汽器和循环水泵表凝式间冷系统采用表面式凝汽器，因226、此该系统凝汽器布置也可参考湿冷机组。由于空冷塔的冷却效果不如湿冷塔，因而前者冷却塔出水温度较高，同时因空冷塔投资费用大，不宜采用增加空冷散热器面积以降低冷却塔出水温度方法，选用相对较大的凝汽器面积，是可以作为空冷塔出水温度高的一种补偿。此外，由于黄铜和不锈钢的电化学性质存在较大差异，其对水质的要求不同，为简化冷却水水化学处理和控制系统，凝汽器采用不锈钢材质。每台机组凝汽器冷却面积暂定为54000m2。循环水设计冷却倍数暂定为55倍。一台机组配四台循环水泵，夏季全部运行，其它季节可部分水泵运行。每台循环水泵Q=7.59 m3/s,H=25m,N=2800kw，V=6000V。c.厂区循环水管布置227、每台机组循环水进出水母管各一根，直径为DN3800mm，表凝式凝汽器的出水管从汽机房接出后，经间冷循环水泵提升后分别送至位于本期主厂房附近对应的机组间接空冷塔，经空冷塔冷却后的循环水，送至汽机房内的表凝式凝汽器，循环冷却主机排汽。循环水管埋地敷设，管材采用焊接钢管。循环水母管上设有检修人孔，根据布置要求设有排气和放空设施。循环水管道内壁采用钝化处理。5.13.1.3间接空冷系统与直接空冷系统技术、经济比较及推荐意见 本设计阶段从技术、煤耗、水耗、空冷系统年运行费用、主要设备制造情况和经济等方面进行了比较，详见本工程的间接空冷和直接空冷方式选择（F1343K-A02-01），结论如下：，约为71228、765万元，方案二（主机间冷+小机间冷方案）初期投资费用较高，约为77732万元，方案一比方案二初期投资比方案二减小约5967万元。如果再加上，约为71765万元，方案二（主机间冷+小机间冷方案）初期投资费用较高，约为77732万元，方案一比方案二初期投资比方案二减小约5967万元。如果再加上全厂征地费用差，方案一比方案二初期投资比方案二减小约6447万元。（2）标准煤耗比较根据初步优化配置计算，本工程间接空冷系统背压在1128kPa之间，直接空冷系统的背压在1332kPa之间。间接空冷系统背压比直接空冷系统的背压低，单位kw.h的标准煤煤耗低于直接空冷系统，方案一比方案二高约1.14 g/k229、w.h。如果机组年利用按照5500计算，方案一每年的煤耗较比方案二可增加1.25万吨，每年节省的煤耗费用为535万元（暂按照煤价428元/吨计算）。（3）耗水指标比较 两种方案的耗水指标相当，（4）运行费用比较如取发电成本电价0.182元/KWh计算，方案一全年运行费用比方案二高出约137.41万元。（5）主要设备制造情况比较a）直接空冷系统空冷凝汽器可以是国外技术国内制造，也可以完全国产，它们价格基本持平；风机可以国产（暂未收集到噪声水平数据），也可以进口品牌、国内生产；齿轮箱进口或进口品牌产品；其它如变频器、真空隔绝阀等可以进口也可以国产或进口品牌。b）间接空冷系统对于间接空冷系统的重要设230、备之一的散热器，国内有哈空调、首航、双良和龙源等厂家生产，国外的EGI公司、SPX公司已在国内建立生产线，国内生产。凝汽器与湿冷机组的凝汽器相同，国内已有比较成熟的设计和生产经验，国内能够生产。对循环水泵，国内大型水泵厂均可生产。对百叶窗控制机构，国内企业目前没有供货业绩，建议采用进口设备，随着间冷系统的发展，百叶窗控制机构将来有条件国产化。 综上比较可以看出，虽然间接空冷系统的主机的背压低于直接空冷方案，即可降低煤耗，空冷系统年运行费用较低，但间接空冷方案初期投资高于直接空冷方案。再者，直接空冷系统国内已有比较成熟的商业运行经验，在设计方面，已有直接空冷设计知识产权，主要设备已经国产化。因此231、，本工程建议主机空冷系统推荐方案一，即主机采用直接空冷系统。5.13.1.4环境风对空冷系统的影响及保证空冷系统的安全运行措施根据本工程现场气象观测资料，电厂厂址年主导风向为东南偏南风，风向频率为12%，次主导风向为东南风和东南偏东风，风向频率为11%；电厂厂址夏季主导风向为东南偏南风、风向频率为17%。宁东矸石电厂一期3X330MW空冷机组的主厂房A排朝东布置，本期工程的主厂房布置A排也朝东布置。根据国家规范火力发电厂设计规范（报批稿）中 “空冷凝汽器主进风侧的布置方位一般面向夏季主导风向，并考虑高温大风气象条件出现频率的影响，避免来自锅炉房后较高的风频和风速”的要求，本工程的主厂房布置是满232、足火力发电厂设计规范（报批稿）对空冷器布置要求的。但就全年和各季的风向频率图，仍有炉后风（即西风）产生。如果有炉后风，由于热回流，热空气进入直接空冷系统，引起机组背压升高，容易发生跳闸现象。建议在下阶段应结合直接空冷系统招标，进行直接空冷系统的数模试验，采取如对冷凝面积预留适当的裕度、增加空冷平台高度、提高风机转速等措施，以保证空冷系统的安全运行。5.13.1.5推荐方案的空冷器配置 a.主机排汽冷却空冷器的配置本期工程推荐采用直接空冷系统。每台机组的空冷凝汽器布置在主厂房A排外50米的高架平台上，80个冷却段排成10列，每列由6个顺流冷却段和2个逆流冷却段组成。每台机组空冷凝汽器所占面积为1233、1853m2。主要设计参数暂定如下（一台机）：散热面积为 2300000m2迎风面积为：20175m2顺流面积：1725000m2逆流面积：575000m2顺逆流段数比：6:2冷却段数：80空冷器迎面风速：2.20m/s风机配置如下：本工程每个冷却段配一台变频轴流风机，风机参数初定为：风机直径：9.75m风机转速：110 rpm空气流量：556m3/s所需风机风压：106 Pa台数：80台每台风机功率：132kW风机电动机电压：380V空冷系统的主要参数通过初步计算，本工程空冷系统的主要参数为： 设计气温：13.90，设计背压：13kPa（暂定）夏季满发气温：29.80，夏季满发背压：33kP234、a（暂定）直接空冷系统图，见F6981K-A01-23；直接空冷器布置，见F F6981K-A01-24。在下阶段根据汽轮机的设计有关参数，并根据电厂所处地区气象资料，并结合大风模拟试验等进行研究优化，进一步确定合理的设计背压及空冷凝汽器的布置。b.主机排汽冷却空冷器的配置本工程小机采用带自然通风冷却塔的扩大单元制表凝式间接冷却系统，二台1000MW机组小机配一座间冷塔、一座冷却水泵房，3台冷却水泵，其中运行2台，公用备用1台，二台机组冷却水泵房布置在小机间冷塔附近。散热器垂直布置在空冷塔外一周，两台机组的冷却扇段交错布置。间接空冷系统的主要参数暂定如下：设计气温：13.90，8.50kPa（235、暂定）夏季满发气温：29.80，夏季满发背压：20kPa（暂定）小机间冷系统图，见F6981K-A01-25。（a）散热面积：815000m2,冷却三角个数：118个散热器高度：18m（b）空冷塔空冷塔底部散热器外侧直径：97m空冷塔底部零米X柱直径：89m塔高：130m塔出口直径：58m空冷塔进风口高度：20.5m(c)循环水泵本工程二台1000MW机组小机配3台冷却水泵，其中2台运行、一1台备用。每台小机循环水泵Q=2.12 m3/s,H=23.50m,N=750kw，V=6000V。(d) 厂区小机循环水管布置每台机组循环水进出水母管各一根，直径为DN1200mm，小机表凝式凝汽器的出水236、管从汽机房接出后，经小机循环水泵提升后分别送至位于本期主厂房附近的小机间接空冷塔，经小机空冷塔冷却后的循环水，送至汽机房内的小机表凝式凝汽器，循环冷却小机排汽。小机循环水管埋地敷设，管材采用焊接钢管。循环水母管上设有检修人孔，根据布置要求设有排气和放空设施。（5）建议在下阶段进一步收集和观测电厂所处地区气象资料，并结合大风模拟试验，根据汽轮机的设计有关参数，对空冷系统进行研究优化，进一步确定合理的设计背压和空冷系统的较优配置，保证空冷系统的安全运行。5.13.2 辅机冷却系统本期工程二台机组辅机冷却上塔水量为6060 m3/h，考虑到辅机冷却水要求水温较低，故辅机冷却水采用带机械通风冷却塔的扩237、大单元制再循环供水系统。二台机组配三段冷却塔和三台辅机冷却水泵。机械通风冷却塔和辅机冷却水泵房布置在本期主厂房的固定端，泵房与冷却塔以管道连接。在夏季频率10气象条件（湿球温度为18.7，相应平均干球温度为24.9，相对湿度为56%，平均气压为859.7hP）下，机械通风冷却塔进水温度：40，出水温度：33。供水系统图，见F6981K-A01-21。（1) 机械通风冷却塔性能参数型式：逆流式机械通风冷却塔（共三段）冷却流量：2450 m3/h（夏季工况）冷却面积：225m2平面尺寸：1515m水池深度：2m塔总高： 约10.60m冷却塔风筒材料：玻璃钢风机直径：8530mm功率： 132kw（238、2) 辅机冷却水泵二台机组设3台辅机冷却水泵（两台运行、一台备用），其性能参数如下：流量： Q=3150 m3/h扬程： H=50m功率： N=650kW5.13.3厂外补给水系统本期工程以红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水和宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程联合供水，其中宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程作为电厂生活水和煤矿疏干排水的备用水源。5.13.3.1红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水厂外补给水系统红柳集中水处理站位于电厂厂区北边约2.60km的红柳矿井工业场地内。在红柳集中水处理站附近设一座升压水泵房，安装三台升压水泵，其中两运一备，每台水泵Q=180m3/h,H=30m,N=22239、kw，V=380V。从电厂的水升压泵房至厂区敷设一根DN350的厂外补给水管道，管材为钢质。厂外补给水管道沿现有道路地下敷设，管线长度约3km，在管道高处设排气装置，在低处设放空。升压水泵房按照2X1000MW机组容量设计。5.13.3.2宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程厂外补给水系统 根据宁夏宁东水务工程有限公司的意见，电厂接口在B1升压泵站处，即在古窑子附近，位于厂址北偏西约32km处。由于厂址地面高出B1升压泵站地面约86m，电厂厂外补给水管道较长，需要两级升压。电厂一级升压泵房设在B1升压泵站内，不设吸水池，从B1升压泵站的蓄水池取水；电厂二级升压泵站石槽村站附近，二级升压泵站240、内设一座升压泵房、两座500m3的蓄水池。电厂的一、二级升压泵房内各安装三台升压水泵，其中两运一备，每台水泵初步主要技术参数为Q=340m3/h,H=110m,N=160kw，V=380V。 从电厂的备用水升压泵房至厂区敷设一根DN450的厂外补给水管道，沿现有道路地下敷设，管线长度约41km，在管道高处设排气装置，在低处设放空。5.13.3.3建议（1）因宁东能源重化工基地内的供水升压设施及输水管线由宁东能源重化工基地管委会和宁夏宁东水务工程有限公司统一规划，建议电厂就接口位置与宁夏宁东水务工程有限公司积极配合。另外，请电厂与宁东能源重化工基地管委会和宁夏宁东水务工程有限公司尽早联系，配合电241、厂的厂外补给水管线的走向，管廊预留位置和电厂升压泵房布置位置等，取得原则性同意文件。（2）请电厂建设单位与红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水的管理单位联系，并提供接口处主要参数，如位置（坐标）、标高、压力和电厂升压泵房布置位置等。5.13.4厂内补给水建构筑物厂内补给水建构筑物按照本期工程2X1000MW机组容量设计。生活水源由宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给。根据宁东水务工程有限责任公司提供的供水水质资料，向电厂所供的水为经过处理后的水，供水浊度20ppm，因此，生活用水需要过滤、消毒处理。厂内设一座综合水泵房、两座2000 m3消防、工业蓄水池、一座1000 m3水库原水蓄水池，一座242、200 m3生活蓄水池，一座过滤加氯间等。综合水泵房安装三台工业水泵，两台运行、一台备用，每台水泵Q=130m3/h,H=60m,N=37kw，V=380V；三台生水泵，两台运行、一台备用，每台水泵Q=115m3/h,H=45m,N=30kw，V=380V；两台过滤罐升压水泵，一台运行、一台备用，每台水泵Q=20m3/h,H=30m,N=4.50kw，V=380V；一套生活变频给水装置，Q=,0110m3/h,H=30m,配三台生活水泵，两台运行、一台备用，每台水泵Q=55m3/h,H=65m,N=15kw，V=380V。过滤加氯间内本期安装两台过滤器。另外，过滤加氯间内安装一台生活水消毒设备243、。工业水泵和生水泵采用变频水泵。5.13.5厂区给水系统本期厂区设工业水管、辅机冷却塔补给水管、生活水管、消防水管、生水管、杂用（绿化）用水及回用水等系统，各为独立给水系统。(1) 辅机冷却塔补给水由厂外来水直接补给。如果厂外补给水系统事故时，由工业、消防水池通过工业水泵升压补给。(2) 消防水由工业、消防蓄水池经消防水泵提升供给。(3) 生活水经生活蓄水池，通过生活恒压供水装置向厂区供给。(4) 工业水经工业、消防蓄水池，通过工业水泵升压送入工业给水管网向厂区供给。(5) 生水经工业、消防蓄水池，通过生水泵升压送入生水加热器，加热后的生水通过管道送至锅炉补给水处理系统。(6) 工业废水处理后244、全部作为循环水补充水。(7) 杂用（绿化）水主要作为厂区绿化用水。厂区给水系统按照本期工程2X1000MW机组容量设计。5.13.6排水系统本期工程采用分流制排水系统，厂区内设有生活污水下水道、含油污水下水道、工业废水下水道、含煤废水管及雨水下水道等，除含煤废水管外，均为重力流排水管。(1) 工业废水通过工业废水下水道系统收集后排至工业废水处理站，进行处理后升压送至辅机冷却系统等。(2) 含油污水主要为变压器、油库区等含油区域的废水，经隔油池隔油后，排至工业废水系统，与工业废水处理系统统一处理回用。(3) 生活污水通过生活污水下水道系统收集后，升压排至生活污水处理系统处理，处理后的水作为厂区绿245、化用水等。(4) 各输煤转运站的含煤废水通过水泵升压排入煤水处理设备统一处理，再循环回用。(5) 厂区地面和屋面的雨水通过管道汇集排放，本工程暂按照升压排至厂外排水沟设计。厂外排水管线管线约为3km。排水系统按照本期工程2X1000MW机组容量设计。5.13.7污、废水处理及回收系统污、废水处理及回收系统按照本期工程2X1000MW机组容量设计。（1）工业废水处理系统厂区设工业废水处理系统，处理后的水回用至辅机循环水系统等。工业废水经收集后被送入废水处理间，经初步沉淀后，与回流溶气水一同进入气浮池。废水中的油粒在气浮池内凝聚成较大的油膜，漂浮在池面上，利用浮油收集装置将废油收集后处理。气浮池出246、水再经无阀滤池过滤处理后的送至冷却塔。本工程设2套处理容量为100m3/h的工业废水处理装置。（2）生活污水处理系统厂区设生活污水处理系统，处理后的水回用作为厂区绿化用水等。生活污水处理系统采用二级生物接触氧化法处理工艺。本期设置2套处理能力Q5m3/h的地埋式生活污水处理设备.（3）煤水处理系统厂区设煤水处理系统，处理后的水回用作为输煤栈桥冲洗、煤场喷洒用水等。含煤废水处理系统主要为输煤系统的冲洗排水，采用澄清、过滤处理后，再回用至输煤系统冲洗及喷洒用水，浓缩的煤泥提升后运至煤场干化再利用。本工程设2套处理容量为10m3/h含煤废水处理装置。5.13.8灰场洒水防尘系统 本期工程为干除灰方式247、，灰场为干灰场。本期灰场洒水水源为厂区的辅机冷却水系统排污水和脱硫系统处理后的排水。灰场洒水用水从厂区取水通过灰场洒水车供给。5.13.9主要水工建筑物结构设计5.13.9.1小机空冷塔本方案两台主机共用一座小机空冷塔，空冷塔底部散热器外侧直径104米，空冷塔底部零米X柱直径96米，塔高160米，空冷塔出口直径68米，喉部直径64米，空冷塔进风口高度20.50米。下环梁壳体厚度2.00米，塔筒最小壁厚0.30米，设X字柱40对。塔筒为双曲线钢筋混凝土薄壳结构，环板基础。空冷器支架柱按环形网格状布置，采用现浇钢筋混凝土框架结构。小机空冷塔地基处理拟采用灌注桩桩基方案。5.13.9.2小机循环水泵248、房本期工程设有一座小机循环水泵房，平面尺寸（轴线）为：36m9m，柱距为6.0m，地下部分净深4.50m，地上部分高10.5m。泵房下部为现浇钢筋混凝土箱形结构，采用现浇钢筋混凝土箱形结构。泵房上部现浇钢筋混凝土框架结构，围护墙为370mm厚砖墙，内外墙采用涂料墙面，门、窗与全厂建筑协调统一。小机循环水泵房地基处理拟采用灌注桩桩基方案。5.13.9.3机械通风冷却塔本期工程新建4段机械通风冷却塔，一段机械通风冷却塔的轴线尺寸为14.5m14.5m，塔顶风筒顶标高11.2m，水池深2.0m。下部冷却水池为钢筋混凝土箱形结构，上部结构为现浇钢筋混凝土的框架结构，围护墙板采用钢筋混凝土板。地基处理拟249、采用DDC桩复合地基处理方案。5.13.9.4辅机冷却水泵房本期工程设有一座辅机冷却水泵房，平面尺寸（轴线）为：24m9m，柱距为6.0m，地下部分净深4.5m，地上部分高8.5m。泵房下部为现浇钢筋混凝土箱形结构，其中进水间前伸。进水间尺寸15m7m，采用现浇钢筋混凝土箱形结构。泵房上部现浇钢筋混凝土框架结构，围护墙为370mm厚砖墙，内外墙采用涂料墙面，门、窗与全厂建筑协调统一。地基处理拟采用DDC桩复合地基处理方案。5.13.9.5 综合水泵房本期工程设有综合水泵房一座，轴线尺寸为33.0mX9.0m，泵房上部采用钢筋混凝土框架结构，高6.5米，现浇钢筋混凝土屋面结构，围护墙为370mm250、厚砖墙，塑钢门窗，室内地面为混凝土楼面，内外墙面为涂料饰面。下部结构为钢筋混凝土箱形结构，泵坑深2.50m。地基处理拟采用DDC桩复合地基处理方案。5.13.9.6蓄水池本期工程设有容积2000m3蓄水池2座，平面尺寸为23.4mX23.4m，深4.0m；为现浇钢筋混凝土无梁楼盖结构。地基处理拟采用DDC桩复合地基处理方案。5.13.9.7排水升压泵房及工业废水处理间本期工程设有排水升压泵房及工业废水处理间一座，轴线尺寸为36mX15m，上部采用钢筋混凝土排架结构，高9.8米，屋盖为15.0米跨梯形钢屋架压型钢板屋面结构，砖围护墙370mm厚，普通水泥地面，内外墙面为涂料饰面。下部结构为钢筋混251、凝土箱形结构，泵坑深7.00m。地基处理拟采用DDC桩复合地基处理方案。5.13.9.8 煤水处理间 本期工程设有煤水处理间一座，轴线尺寸为3015m，柱距6m，高12m，上部结构为钢筋砼柱排架结构，屋盖为15.0米跨梯形钢屋架压型钢板屋面结构，370砖围护墙，内外墙采用涂料墙面，门、窗与全厂建筑协调统一；下部为钢筋混凝土箱型基础，净深3.5m。地基处理拟采用DDC桩复合地基处理方案。5.14 贮灰场建设方案5.14.1贮灰渣场建设方案如下：已建灰场的初期坝轴线建在距沟口1.0km处，相应沟底标高为1429.00m，初期坝采用碾压均质土坝，坝体上游边坡及坝顶面设置土工膜防水，下游边坡设置反滤层252、，外侧用干砌石护面。坝体断面型式为梯形，初期坝坝高约7m，坝顶高程1436.00m, 坝顶宽度为4米，上下游坡度为1：3。灰场初期坝体两侧山坡设置堆石棱体，棱体上边坡设置反滤层，外侧用干砌石护面。堆石棱体顶宽度为2m，高2m，上下游坡度为1：1.7。棱体设置范围从坝脚下设置至1434.00m标高，满足初期灰场贮灰5年的要求。已建灰场在1436m标高以上设底宽2m、深2m、边坡1：1的截洪沟，截洪沟表面设置300mm厚浆砌石护面，以防止灰场四周汇水进入灰场。对于进入灰场内的降雨及部分汇水，拟在灰场设置钢筋混凝土卧管竖井式排水系统，将灰水排出初期坝外。初期灰场内设3座竖井，内径2.5m，排水管采用253、直径2.0m钢筋混凝土排水管，在排水管道上设置预留接口，待灰场扩建时与上游排水系统连接。本期工程拟在1458m高程以上采用碾压灰渣子坝加高，碾压灰渣子坝下游边坡坡度为1：4，下游边坡设置反滤层，外侧用干砌石护面。灰场堆灰采用分区碾压。脱硫石膏设在灰场中间，将灰场的灰渣与脱硫石膏分开设置抛石简易隔离墙，以便于灰渣及脱硫石膏的综合利用。库底先清基再做库底防渗层,灰场防渗材料为土工防渗膜，采用两布一膜复合土工防渗膜。防止灰场扬尘，在灰场周围拟种植一圈1015米宽的防风林带。灰场管理站采用已建的灰场管理站，增加灰场摊铺碾压设备，有T160型履带式推土机2台；YZT-12型拖式振动压路机2台；蛙式打夯机254、3台。5.14.2 贮灰场的运行卸下的灰、渣应即时摊铺，即时喷洒水碾压。为方便灰场的管理和作业机具的停放，在灰场附近设灰场管理站一处。并配灰场碾压、装载机具检修。灰场摊铺碾压设备有T160型履带式推土机2台；YZT-12型拖式振动压路机2台；蛙式打夯机3台。灰渣填筑，采用分层碾压，使其具有一定的密实度，以达到堆筑体稳定和防止飞灰污染的目的。对灰场暂不堆灰的灰渣表面，要定时洒水，当灰渣填筑高于挡灰堤（坝）时，将灰渣形成1：4的外边坡，坡面用干砌块石护坡。如灰场不再加高，其顶面应及时覆耕土以还田或绿化。5.15 消防系统本期工程消防系统按照火力发电厂与变电站设计防火规范（GB502292006）等255、国家消防规范、标准的要求，根据保护对象不同，设水消防系统、气体消防系统、泡沫消防系统和移动式灭火器材等。本期工程的自动喷水灭火系统和常规水消防系统采用合并消防给水系统，为独立的消防给水系统。常规水消防系统用于保护建构筑物，包括室内、外消火栓消防系统；自动喷水灭火系统用于保护变压器、重要油设备、燃油装置和油管路密集区域，煤仓层和输煤栈桥内的输煤皮带的消防等。消防给水系统由消防水泵、稳压装置、消防水池、自动喷水装置、室内外消火栓、室内外消给水管网及必要的管段隔绝阀等组成。本工程设有两台50%容量的电动消防水泵，一台100%容量的柴油机驱动的消防水泵，一套消防稳压装置。消防稳压装置平时用于稳定消防系256、统管网的压力。气体消防系统包括洁净气体灭火系统和低压CO2 灭火系统，采用固定式管网的组合分配系统。洁净气体灭火系统主要用于工程师室、电气设备间等有人的区域；低压CO2 灭火系统主要用于集控楼各配电间等区域的消防及煤斗惰化。泡沫灭火系统主要用于保护燃油库区的油罐和燃油泵房。在主厂房顶设消防水箱，作为火灾初期的消防用水。本工程在同一时间内火灾次数按一次考虑。5.15.1消防设计范围本期消防系统包括总平面布置及建筑结构设计，消防设备与器材的选择；各系统设备和有关建、构筑物的防爆、防火及火灾探测及报警设施的设置等。5.15.2消防设计的主要原则a） 贯彻“预防为主，防消结合”的方针，各专业根据工艺流257、程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防为主的措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，预防火灾的发生与蔓延。b） 对重要的建筑物及设备要具备两种及以上的灭火手段。c） 建立全厂的火灾探测、报警及控制系统。d） 消防设施的管理与使用，应由值班人员与消防专业人员相结合；消防设施的维护与监视及建筑物内早期火灾的扑灭，以值班人员为主。e） 加强消防管理工作，电厂要制定有关火灾预防、消防组织、火灾扑救及消防监督的各项具体制度，并切实实施。f） 电厂灭火要立足于自救，水消防是主要的灭火手段，本期设消火栓灭火系统和自动喷水灭火系统，两套系统合用一套消防水泵及消防供水管网。厂区消防水管网为258、独立的系统，专供消防用。5.15.3本工程采用的消防系统a） 消火栓消防系统b） 自动水消防系统c） 气体灭火系统d） 泡沫灭火系统e） 移动式灭火器f） 火灾探测及报警系统5.15.4本期消防系统的设计本期工程消防按火力发电厂与变电站设计防火规范（GB502292006）等国家消防规范、标准的要求选择配置合适的消防系统。本工程水消防系统在综合水泵房内设两台50容量的电动消防泵，一台100容量的柴油机驱动消防泵及一套消防稳压设施。稳压设施用以维持平时消防管网的水压。消火栓消防系统包括室内、外消火栓灭火系统；自动喷水灭系统包括闭式湿式自动喷水、开式雨淋、开式水幕，开式水喷雾；气体灭火系统包括洁净259、气体灭火系统、低压二氧化碳灭火系统。a) 水消防系统（1）本期消防水量根据建筑设计防火规范，本工程厂区内同一时间内发生的火灾次数按一次设计。本工程消防系统的消防水量参考同容量机组，设2台电动消防水泵、一台柴油机驱动消防泵、一套消防稳压设施，其中电动消防泵参数：Q=430m3/h，H=110m，N=200kW、V=6000V，柴油机驱动消防泵参数：Q=860m3/h，H=110m，N=400kW，并设一套消防稳压设施。（2） 消防蓄水池本期设置两座2000m2的工业、消防蓄水池，其中消防水量约860 m3，可满足最大一次消防所需要的总用水量。并在水池内设有保证消防水量不被它用的保护措施。火灾后，260、补充水系统可在48小时之内恢复蓄水池中消防水量。b） 洁净剂气体灭火系统本工程集控楼电子设备间、工程师室等经常有人值班的区域采用洁净剂气体灭火系统，为固定式组合分配全淹没灭火系统。气体灭火系统主要包括：储液瓶，分配阀、限流装置、管网配管系统，喷头，阀门及火灾自动报警控制设备等。c）低压二氧化碳气体灭火系统低压二氧化碳气体灭火系统采用组合分配系统，灭火方式采用全淹没。低压二氧化碳气体（CO2）灭火系统，主要包括：低压二氧化碳储罐，冷冻设备，管网配管系统，喷头，阀门及火灾自动报警控制设备等。本期集控楼配电间、电缆夹层，主厂房煤斗等区域设一套低压二氧化碳气体灭火系统。d）泡沫灭火系统燃油库区消防采用261、固定式低倍数泡沫灭火系统，主要由压力式空气泡沫比例混合器，泡沫液储罐、空气泡沫产生器、空气泡沫枪以及管道、阀门等组成。压力水经管道流入泡沫液储罐，将罐内的泡沫液压出，通过泡沫液管进入压力比例混合器，在混合器中与水按694的比例配制成混合液，通过输液管道送入泡沫喷射装置灭火。e）固定灭火装置对主厂房电缆隧道、电缆竖井、电缆密集交叉处、电缆中间接头处及主厂房主蒸汽管道与油管道（在主蒸汽上方的油管道）设置火探管式自动探火灭火装置或超细干粉灭火装置悬挂式灭火装置。f）灭火器材的配置电厂内各建构筑物及设备的灭火器材配置按建筑灭火器配置设计规范（GBJ1402005）及火力发电厂与变电站设计防火规范（GB262、50229- 2006）的规定进行选择和配置。g）消防车本期工程开列1辆8000L水罐消防车及1辆5000L干粉泡沫联用消防车，厂内不设消防车库，建议电厂建设单位和当地消防局管理部门协商消防车的管理方式。h) 消防排水室内消火栓灭火时，其排水排入室内地面排水系统，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，排水排入室外雨水排水系统。5.16 采暖通风空调及输煤系统除尘部分5.16.1 采暖及热源根据气象参数，本厂处于集中采暖地区，按规定设计集中采暖。全厂所有建筑物均采用热水采暖（11070）。设置厂区采暖加热站，作为热水采暖热源。加热站蒸汽凝结水由机务专业回收利用。5.16263、.2 主厂房采暖、通风1) 主厂房采暖汽机房的底层、夹层和运转层及锅炉房的底层、运转层设置散热器采暖，另外在汽机房和锅炉房的底层设置暖风机作为调节使用。为运行管理调节方便，保证采暖效果，采用分散的单元式小系统。2) 主厂房通风汽机房在夏季采用自然进风，机械排风的通风方式，即室外空气由汽机房底层、夹层以及运转层外窗进风，然后经由设在汽机房和除氧间屋顶上的屋顶风机排风。锅炉房在夏季采用自然进风，自然排风的通风方式，室外空气由底层、运转层外窗进风，从设在锅炉房屋顶上的屋顶通风器排风。3) 主厂房其他设施通风按现行规程、规范设置通风或空气调节装置。4) 锅炉房负压吸尘清扫系统根据火力发电厂设计技术规程264、和火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程的规定，“锅炉房（或锅炉）应设有负压吸尘装置”。故锅炉房设有真空吸尘清扫系统。兼管煤仓间不宜水冲洗部位的积尘清扫。每台炉各设计一套吸尘管网，二台锅炉共用一台真空吸尘（车）装置。5.16.3 集中控制室及电子设备间空调1) 设计原则集中控制室、电子设备间按全年性空气调节系统设置，满足工艺对空气参数的要求，为了满足节约用水的要求和措施，设计屋顶风冷式恒温恒湿空调机组。2) 空调系统划分按照工艺要求，集中控制室及电子设备间空调划分控制室、电子设备间两个空调系统，两个系统独立运行。均为集中式全空气中央空调，全年运行。3）空调设备选择每套系统分别采用屋顶风冷式恒温恒265、湿空调机组2台。其中1台运行，1台备用。机组留有消防联锁接口，并有停机信号送出。4）空调系统流程空调房间回风及室外新风经处理后送入空调房间，气流组织采用上送上回系统。空调系统与消防系统联锁。5.16.4 生产辅助及附属建筑采暖通风与空调厂区除主厂房、运煤系统构筑物以外的建筑，归属于生产辅助建筑与附属建筑。1) 采暖采暖热媒均采用热水，热源接自厂区采暖加热站。厂区以外的灰场，取水等建筑物，经技术经济比较，采用电热器采暖。2) 通风根据有关规定，对产生余热、余湿和散发有害气体的各房间均设有机械通风或自然通风系统。有防腐（酸气、氯气等）、防爆（油气、氢气等）的系统，通风管道考虑防腐，设备及电机防腐、266、防爆。3) 空调厂区有空调要求的房间(水、煤、灰等各工艺专业的控制室等)，均设置风冷分体空调机或风冷多联式空调机。对于各生产辅助建筑与附属建筑的采暖通风与空调设计均按照现行的规定、规范要求进行设计。5.16.5 运煤系统采暖通风除尘1) 采暖运煤系统均采用热水采暖。采暖设施为散热器。2) 通风输煤系统的地下部分，为排除室内潮气，加强空气流通，采用自然进风，机械排风的方式，通风机均选用防腐防爆型电机。3) 除尘根据火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程和火力发电厂运煤设计技术规程第2部分：煤尘防治，对煤仓层原煤斗、卸煤沟、转运站（点）等煤尘飞扬处，设计除尘装置及喷水抑尘装置。除尘器与运煤皮带驱动装267、置联锁。除尘设备的运行信号应送至运煤控制室。5.16.6 厂区采暖热网本期采暖热网指厂区建筑热水采暖管道。根据本工程具体情况（总平面布置要求，热负荷分布情况及对其他管道的关系等因素），厂区采暖热网管道采用架空敷设和地沟敷设，架空时与工艺专业管道共用综合管架，接入单体采暖建筑时采用不通行地沟敷设。管道补偿利用自然补偿外，设置波纹补偿器。5.17 电厂管理信息系统本着全面规划，远近结合，全厂设置一套系统的原则，本工程应考虑建设全厂统一的MIS系统。MIS系统包括基建期MIS和运行期MIS。5.17.1 系统范围5.17.1.1 基建期MIS以P3软件为核心，对基建期整个过程进行信息管理。系统主要包268、括：进度计划管理子系统、质量管理子系统、费用管理子系统、合同管理子系统、设备管理子系统、材料管理子系统、办公自动化管理、财务管理子系统、档案管理子系统、企业网站/综合查询。见下图：5.17.1.2 运行期MIS管理信息系统将涉及整个电厂的经营、生产、行政等方面的业务工作。除了传统意义上的管理信息系统以外，还包括生产经营信息系统、互连网接入，从而构成一个横向信息和纵向信息相互交叉的、集成的综合企业信息网。管理信息系统大致可分为五部分，即生产管理部分、资产管理部分、经营管理部分、行政管理部分及系统维护部分。见下图：5.17.1.3 运行期MIS网络部份电厂将建设以MIS计算机网络的管理中心为核心，269、连接本期工程相关建筑（集控室、检修楼、化学楼、输煤楼等）的全厂MIS计算机网络。5.17.2 运行期MIS系统规划及设想5.17.2.1 系统总体框架系统的运行环境是电厂管理信息系统计算机网络。电厂应设置约80平方米的专门的工作场地作为信息系统网络的数据中心，作为MIS计算机网络的管理中心并存放服务器等主要设备。同时也作为MIS管理人员的办公室兼值班室。网络的管理中心和其它建筑之间的将通过光纤连接，形成全厂统一的网络。本系统的信息放在数据库中，数据库建立在网络服务器上。根据需要将应用软件划分为若干应用子系统，应用软件运行在服务器和工作站上。各个应用子系统的使用人员(领导、管理人员、生产一线的作270、业层人员)通过自己的工作站进入应用子系统，根据被授予的权限、录入、修改、处理、查询相应的信息。电厂控制系统的实时信息，通过实时数据库系统进入MIS的计算机网络，存入数据库供MIS采用。5.17.2.2 MIS系统应用软件部分MIS系统应用软件部分通过招标选择专门软件厂商重新开发。应当充分考虑相关电厂实际运行经验和模式并结合计算机技术的迅速发展等因素，更好地满足需要。5.17.2.3 硬件设备所有硬件系统按新建电厂要求考虑，保证系统具有一定的先进性。5.17.2.4 网络拓扑结构MIS计算机网络是一个覆盖全厂的局域网(LAN)系统，网络中心设在MIS网络数据中心，其拓扑结构是以MIS网络数据中心271、为中心，采用星形方式向外展开连接。从网络层次上，网络可设计为两级，即网络主干级和工作组级。所有主干网全部采用光纤，连接工程有关建筑物，其余采用超5类双绞线；对于室外的网络布线，由于厂址的特殊环境可能对数据通讯造成的影响，应全部采用光纤，形成全厂统一的网络。5.17.2.5 主要编码系统设备编码采用电厂标识系统编码。5.17.2.6 运行期MIS主要接口设计MIS与实时数据库接口的配置：考虑配置一台接口设备，实现电厂控制系统与MIS两个网络间的连接，其间由电厂控制系统考虑加设防火墙和硬件隔离设备。6 烟气脱硫与脱硝6.1 烟气脱硫6.1.1 烟气脱硫工艺选择目前，全世界脱硫工艺共有200多种，经272、过几十年不断地探索和实践，在火电厂上应用的脱硫工艺仅有10种左右，其中广泛使用的烟气脱硫工艺主要包括：石灰石（石灰）石膏湿法烟气脱硫工艺、旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺、炉内喷钙加尾部烟道增湿活化脱硫工艺、电子束烟气脱硫工艺、烟气循环流化床半干法脱硫工艺、海水脱硫工艺（仅适于海边）以及湿式氨法、镁法等烟气脱硫工艺。石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用最广泛、技术最为成熟的脱硫技术。该工艺采用石灰石作为脱硫吸收剂，加水磨制成石灰石浆液，利用石灰石浆液吸收烟气中的SO2。该系统脱硫效率可达到95%以上，是目前国内外600MW容量以上燃煤机组中应用最为成熟的烟气脱硫工艺系统，国外已有单台1200M273、W机组的运行业绩，国内也有山东邹县电厂四期1000MW机组、浙江玉环电厂1000MW机组等投运业绩。因此，从技术成熟可靠、吸收剂（石灰石）价廉易得、副产品能够综合利用等方面考虑，对于本工程大容量机组烟气脱硫，推荐采用石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺。为满足环保排放浓度及总量控制的要求，脱硫装置效率按不低于96.5%设计考虑（脱硫效率最终以环评批复意见为准）。6.1.2 吸收剂来源及消耗量本工程21000MW机组脱硫所需石灰石主要取自宁夏盐池县惠安堡镇萌城乡，该县非金属矿产资源比较丰富，含矿地层面积较大，主要为灰岩破碎料、石灰石，矿山所在地青龙山，南北宽约5公里，东西长约40公里，贮量大、品位高，矿藏274、资源、劳动力资源、电力资源和土地资源极为丰富，地理条件优越，交通运输方便，距项目厂址95公里（省道304直达）。截止2010年底，已探明的青龙山灰岩矿区，灰岩资源储量12000万吨（其中基础储量6000万吨，石灰石、制碱灰岩资源量达9630万吨）。2010年，所开采矿点6个，灰岩破碎料加工车间12个，灰岩年产量达120万吨；灰岩深加工（即石灰石粉制造）车间5个，年产量40万吨。宁夏XX宁东发电有限公司已与盐池县和顺矿业有限公司签订了石灰石供应协议。因此，本工程脱硫吸收剂的来源及供应是有保障的。矿床地层在地质上细分为9层，现主要圈定开采出露条件好、品质佳的第39层。拟选采区矿层厚度大，矿石各项指275、标稳定，差异性小，开采技术简单，基本不需分选。矿石CaO平均含量高，限量指标中MgO、Al2O3、Fe2O3、K2O+Na2O的含量都较低，完全达到级冶金熔剂灰岩与化工制碱灰岩的技术标准。脱硫用石灰石品质要求：石灰石碳酸钙含量：90%（相当于CaO50.4%）石灰石来料粒径：20mm氧化镁含量：2%泥土含量：2%按脱硫装置效率96.5%、Ca/S=1.03、石灰石纯度90%计，两台机组脱硫所需石灰石量见表6.1-1。表6.1-1 石灰石耗量表石灰石耗量机组容量每小时耗量(t/h)每日耗量(t/d)每年耗量(104t/a)设计煤种21000MW27.50550.015.13校核煤种21000MW276、32.10642.017.66注：日利用小时数为20小时，年利用小时数为5500小时。6.1.3 吸收剂运输本工程采用汽车运输的方式供应石灰石到电厂，石灰石来料粒径20mm。6.1.4 烟气脱硫副产品处置湿式石灰石石膏脱硫工艺的副产品以二水石膏为主。来自吸收塔的石膏浆用泵打入脱水系统，经旋流分离器，再经脱水机脱水。脱水后的石膏含水量约10%，脱硫石膏的成份（干基）为：石膏CaSO42H2O：占90.04%（折算为SO3：41.9%）飞灰：1.76%杂质：5.18%石灰石CaCO3：3.02%本工程脱硫石膏全部脱水后，优先由卡车运往综合利用用户。在脱硫石膏综合利用不畅时，可用汽车将石膏直接运到灰277、场碾压堆放贮存，作为临时性措施。石膏与灰渣分区堆放，以便于进行后续的综合利用。本工程建设单位已与磁窑堡建筑材料厂签订了石膏综合利用协议。两台机组脱硫石膏排放量见表6.1-2。表6.1-2 石膏排放量表石膏排放量机组容量每小时排放量(t/h)每日排放量(t/d)每年排放量(104t/a)设计煤种21000MW51.01020.028.05校核煤种21000MW59.561191.232.76注：日利用小时数为20小时，年利用小时数为5500小时。6.1.5 烟气脱硫工程设想6.1.5.1 设计基础参数表6.1-3 煤质分析资料名 称符号单位数 据设计煤种校核煤种收到基碳Car%55.1350.6278、4收到基氢Har%3.072.69收到基氧Oar%9.668.07收到基氮Nar%0.510.60全硫St.ar%1.051.10收到基灰分Aar%13.3825.00全水分Mt%17.211.9空气干燥基水分Mad%7.894.74干燥无灰基挥发分Vdaf%35.1231.21收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg19.9217.90哈氏可磨系数HGI-8068冲刷磨损指数Ke%2.23.5灰熔点DT11601060ST11801100HT11901140FT12001170表6.1-4 主要设计基础参数序号项 目单 位设计煤质校核煤质备 注1FGD入口干烟气量Nm3/h312846232279、07437=1.352FGD入口湿烟气量Nm3/h34193323475377=1.353FGD入口烟气温度110110（暂定）4FGD入口SO2浓度mg/Nm3245527955FGD脱硫效率%96.596.56烟囱入口烟气温度455045506.1.5.2 脱硫工艺系统及设备部分（1）烟气系统该系统为单元制，本工程不设GGH、增压风机与锅炉引风机合并，且不设置旁路烟道。烟气从锅炉引风机出口烟道直接进入脱硫吸收塔，在吸收塔内脱硫净化，并经除雾器除去水雾。从吸收塔出来的脱硫烟气接近饱和含水状态，温度约4550。吸收塔出口烟气经烟囱直接排入大气。最终是否设置GGH以及旁路烟道，待环评批复意见落实280、后确定。（2）SO2吸收系统本系统采用单元制配置，即每台炉配一套吸收塔。湿法脱硫吸收塔集脱硫、氧化等多项功能于一体，多层喷嘴将浆液以雾状均匀地喷射于充有烟气的吸收塔中，烟气中的SO2在吸收塔内被浆液洗涤并与浆液中的CaCO3发生反应，在吸收塔底部的循环浆池内被氧化风机鼓入的空气强制氧化，最终生成稳定的石膏，由石膏排浆泵排出吸收塔送入石膏脱水系统。在吸收塔的出口设有两级除雾器，以除去脱硫后烟气携带的细小液滴。吸收塔循环泵采用离心式浆液泵，每座吸收塔配置四台，对应四层喷淋层。每座吸收塔配置三台氧化风机，两运一备。每座吸收塔设置两台石膏排浆泵，一运一备。（3）石膏脱水系统从脱硫吸收塔排出的石膏浆固体281、物浓度含量约为15%20%，石膏浆经水力旋流器浓缩后进入真空皮带脱水装置，经脱水处理后的石膏固体物表面含水率不超过10%，脱水石膏送入石膏库中存放待运。水力旋流器分离出来的溢流液一部分经废水旋流器浓缩后排入废水处理系统，一部分返回吸收塔作为补充水。石膏脱水过程中设有石膏及滤布冲洗装置，其冲洗水循环使用。石膏脱水装置滤出液由滤液泵送回制浆系统或吸收塔。本期工程两台炉设一套公用的石膏脱水系统，系统内配置两台真空皮带脱水机。因本工程不设旁路烟道，为提高系统可靠性，每台脱水机出力为两台机组BMCR工况设计煤种石膏总量的100%。石膏库的容积按两台机组脱硫装置48小时的石膏排放量考虑。（4）工艺水供应系282、统工艺用水主要包括石灰石制浆系统和吸收塔的补充水、除雾器冲洗水、泵与风机等设备的冷却及密封用水、石膏滤布冲洗以及浆液管道和设备停运时的冲洗用水等。系统内设一座工艺水箱，一运一备两台工艺水泵，两运一备三台除雾器冲洗水泵。（5）浆液排空及回收系统在脱硫系统出现事故需要检修时，吸收塔内的吸收浆液由排浆泵排入事故浆液箱中，并作为吸收塔重新启动时的石膏晶种。FGD装置的浆液管道和浆液泵等，在停运时需要进行冲洗，其冲洗水就近收集在各个区域设置的集水坑内，然后用泵送至事故浆液箱或吸收塔浆池。本期两台机组设一座事故浆液箱，一台事故浆液返回泵。每座吸收塔设一个吸收塔集水坑，本期共两个。石灰石浆液制备和石膏脱水区283、域设一个集水坑。（6）压缩空气系统脱硫系统不设独立的压缩空气系统，拟由主厂房空压机站统一提供。仪用压缩空气用于脱硫装置所有气动操作的仪表和控制装置，杂用压缩空气用于机械设备、风动工具等操作，以及脱硫装置的维修。脱硫区内设压缩空气稳压储气罐。表6.1-5 主要设备选择（两台炉）序号项目名称材料规格单位数量备注1吸收塔圆形喷淋空塔，碳钢+防腐衬里，22x40mH套22除雾器两级，FRP/PP套23浆液循环泵流量：12230m3/h台84氧化风机流量：8010Nm3/h，扬程：130kPa台4+25石膏排浆泵流量：130m3/h，扬程：450kPa台2+26湿式球磨机卧式，出力28t/h台1+17真284、空皮带脱水机出力51t/h，过滤面积64m2台1+18工艺水泵流量：100m3/h，扬程：450kPa台1+19除雾器冲洗水泵流量：120m3/h，扬程：550kPa台2+110事故浆液箱（带搅拌器）碳钢+玻璃鳞片防腐衬里，18x18mH，V4500m3座111事故浆液泵流量：200m3/h，扬程：300kPa台16.1.5.3 脱硫装置总平面本工程采用脱硫增压风机与锅炉引风机合并设置，且不设置GGH及旁路烟道，因此炉后的脱硫系统原烟气烟道从引风机出口烟道直接接出，净烟气烟道则进入烟囱直接排入大气。吸收塔为露天布置，浆液循环泵、石膏排浆泵、氧化风机则紧邻吸收塔室内布置。石灰石浆液制备及石膏脱水285、设备两台机组公用，集中布置在脱硫工艺楼内。6.1.5.4 吸收剂制备系统本工程湿法脱硫采用厂内湿式磨机进行石灰石浆液制备。外购石灰石块（粒径20mm）由自卸汽车运至厂内石灰石制备间并卸入进料斗，石灰石经给料机、皮带输送机、斗提至石灰石仓。石灰石仓下设称重式皮带给料机，将石灰石均匀地供给湿式磨机。石灰石经磨机加水碾磨后流出的浆液进入浆液循环箱，由浆液循环泵送入旋流分离器，粗的返回磨机，细的进入石灰石成品浆液箱。制成的浆液浓度约为25%30%。石灰石浆液由泵通过管道输送到吸收塔。该工艺系统石灰石制粉制浆一次完成。两台炉公用一套石灰石浆液制备系统。设置两座石灰石贮仓，用于储存石灰石块。筒仓容积满足本286、期两台炉BMCR工况下3天的石灰石消耗量。本期配置两台卧式湿磨，因本工程不设旁路烟道，为提高系统可靠性，每台湿式球磨机出力为两台机组BMCR工况下设计煤种石灰石浆液需用量的100%。磨制后产品粒径0.063mm（250目，通过率90%）。每台磨机设一套旋流分离器组，一级旋流，配磨机循环浆液箱、循环浆液泵。设置两座碳钢加衬的石灰石浆液箱，用于缓冲、贮存合格的石灰石浆液。浆液箱容积满足本期两台机组BMCR工况下脱硫装置6小时的浆液用量。每座吸收塔设置两台离心式浆液输送泵，一运一备，将成品浆液箱内的浆液送至吸收塔内。6.1.5.5 烟气脱硫电气部分脱硫高压负荷暂定由对应机组的10kV工作段直接供电，脱硫岛内不设脱硫高压段。是否设脱硫段根据下阶段主厂房布置情况确定。本期设2台互为备用脱硫低压工作变压器。脱硫岛设置低压脱硫保安段，正常情况由脱硫低压工作变压器供电，事故时切换到主厂房柴油机供电。脱硫岛设独立的UPS用于脱硫DCS供电。6.1.5.6 烟气脱硫热工自动化部分由于本期工程烟气脱硫系统不设脱硫旁路、增压风机，脱硫系统是单元机组（锅炉）不可分割的一部分，即当烟气脱硫系统故障导致该系统停运时必然要引起锅炉跳闸。因此烟气脱硫控制系统应纳入机组DCS，单元机组的脱硫系统纳入单元机组DCS系