1、农七师五五园区2135MW热电联产工程可行性研究报告目 录F120802K11 概述11.1项目背景11.11.2 投资方及项目单位概况41.3研究范围与分工81.4 工作过程及主要参加人员91.4.1 工作过程91.4.2 参加工作的单位和人员组成101.5项目概况112电力系统122.1 电力系统现状122.1.1 农七师电网概况122.2 农七师电网存在的问题122.2.1 用电负荷呈高速增长，亟需新增电源装机以满足负荷高速增长的需要122.2.2 供电电压等级低，供电半径大，难以满足负荷发展的要求122.2.3 电力负荷峰谷差较大，面临较大的调峰压力132.3农七师负荷预测132.4 2、电力电量平衡及分析132.4.1 农七师电力平衡132.5 工程建设必要性142.5.1 可满足农七师电力需求快速增长的需要142.5.2 有助于提高电网供电可靠性142.6 电厂与系统的连接152.6.1 电厂接入系统方案152.6.2 电厂电气原则主接线152.6.3 电厂本期配套送出工程163. 热负荷分析173.1 概述173.2 五五园区供热规划173.3 一二九团供热规划193.4 工业供热负荷203.5本工程抽汽参数确定213.6本工程机组采暖抽汽量的确定及可靠性分析213.7机组热经济性指标数据231）总热效率年平均大于50；243.8供热参数及供热方式243.8.2采暖供热方3、式243.8.3.1蒸汽系统的运行调节263.8.3.2热网循环水的调节263.8.3.3补水定压系统的调节263.8.4首站系统安全保护措施273.8.4.2其它安全保护措施274燃料供应284.1煤源284.1.1乌苏地区煤源概况284.1.1.1红山西煤矿284.1.1.2红山煤矿二号平硐294.1.1.3红山煤矿四号井304.1.2 燃料供应304.2煤质分析314.3 燃煤量314.4 燃料运输方式315 建厂条件335.1厂址概述335.1.2 厂址概述345.2 交通运输365.3.3结论与建议435.4 电厂水源435.4.1城市中水水源445.4.2矿井疏干水445.4.3地4、表水445.4.3.1 泉沟水库445.4.3.2 黄沟水库465.4.3.3 车排子水库475.4.3.4 奎屯水库475.4.4水源综合评价及建议475.5贮灰渣场485.5.1 贮灰场容量485.5.2 贮灰场的选择485.5.3 灰场水文及岩土工程条件495.6厂址区域稳定与工程地质505.6.1厂址区域稳定505.6.2工程地质541）地形地貌542）地基岩土条件545.6.2.1场地不良地质现象及评价552）拟建厂址岩土冻胀性分析及评价553）拟建厂址水（土）腐蚀性分析及评价554）场地震陷、地面沉陷565）地震液化分析评价566）盐渍土567）不良地质作用578）场地地震效应575、5.6.2.2物理力学性质572）静力触探试验573）室内试验585.6.3.1混凝土灌注桩585.6.3.2 CFG桩595.6.3.3振冲碎石桩595.6.3.4换土垫层法595.6.4贮灰场工程地质条件595.6.4.2地层结构及地基土（岩）承载力特征值595.6.4.3灰场场地土的腐蚀性605.6.4.4水的腐蚀性605.6.4.5贮灰场水文地质条件605.6.5贮灰场防渗方案635.6.6 结论及建议636工程设想656.1 全厂总体规划及厂区总平面规划656.2 装机方案676.3.1 汽轮机676.3.2 锅炉686.3.3 汽轮发电机686.4 热力系统686.4.1 主蒸汽系6、统686.4.2 再热蒸汽系统686.4.3 汽机旁路系统696.4.4 主给水系统696.4.5 汽轮机回热系统696.4.6 凝结水系统696.4.7 加热器疏水和放气系统706.4.8 凝汽器抽真空系统706.4.9 轴封蒸汽系统706.4.10 厂用辅助蒸汽系统706.4.11 循环冷却水系统716.4.12 启动蒸汽系统716.4.13 热网系统716.4.14 主蒸汽及厂用蒸汽平衡716.4.15 锅炉点火油系统726.4.16 辅助设施726.5 燃烧制粉系统726.5.1 煤质分析资料726.5.2 制粉系统736.5.3 烟风系统746.5.3.1 一次风系统746.5.1.7、2 二次风系统756.5.1.3 密封风系统756.5.1.4 烟气系统756.6电气设想756.7 输煤设想816.7.4 厂内运煤系统826.7.5筛碎系统826.7.6控制方式及辅助设施826.8除灰渣系统826.8.1 设计原始资料826.8.2 锅炉灰渣量和石子煤量836.8.3 除灰渣系统的拟定原则846.8.4 除渣系统846.8.6 输送压缩空气系统886.8.7 石子煤处理系统886.8.8灰渣输送系统886.9化学水处理系统方案896.9.2给水、炉水校正处理及汽水取样系统906.9.3循环冷却水处理906.9.4 酸洗废水处理906.9.5 电厂油务管理906.10 热工8、自动化916.10.1 机组控制方式916.10.2 控制水平926.10.3 热工自动化功能936.10.4 热工自动化设备选择986.10.5 电源和气源1016.10.6 热工试验室1026.11 主厂房布置1026.11.1 主厂房主要尺寸1026.11.2 汽机房布置1036.11.3 除氧煤仓框架布置1036.11.4 锅炉房布置1046.11.5 炉后布置1046.11.6 检修起吊设施1046.12建筑结构1056.12.1 主厂房建筑设计1056.12.2 主要生产建（构）筑物的布置及结构选型1096.12.2.1 主厂房结构选型1096.12.3 地基与基础1116.12.9、3.3地下水1126.12.3.4地基土的腐蚀性1126.12.3.5 地基处理1126.13 供排水系统及冷却设施1126.13.2.2 全厂用水指标1156.13.2.3 取水口及输水管线1156.13.3生产生活给排水系统1166.13.4污水处理系统1166.13.5灰场洒水防尘系统1166.13.6水工主要建（构）筑物结构选型1171）自然通风冷却塔1174）蓄水池1185）高效澄清池1186）过滤加药间1187）生活污水处理站1188）排水泵房1189）泡沫混合器室11810）事故油池11911）污泥浓缩池11912）含煤废水处理室11913）地基处理1196.14 贮灰渣场11910、6.14.3 灰场的分区1206.14.4 灰场的防渗1206.14.5 灰场运行机具1206.14.6 防风林带1206.14.7 灰场管理站1206.14.8 环境保护措施1206.14.9 存在问题1216.15 消防系统1216.15.1 消防设计范围1216.15.2 消防设计的主要原则1216.15.3 本工程采用的消防系统1226.15.4 消防给水和灭火设施1226.16 采暖、通风、空调及除尘1236.16.2厂区采暖加热站1236.16.3通风系统1236.16.4除尘系统1236.16.5空调系统1246.16.6锅炉房真空清扫系统1246.16.7 厂区采暖管网124711、 烟气脱硫与脱硝1257.1 烟气脱硫1257.1.1 烟气脱硫工艺选择1257.1.2 吸收剂来源及消耗量1287.1.3 吸收剂运输1287.1.4 烟气脱硫副产品处置1287.1.5 烟气脱硫工程设想1297.1.5.1 设计基础参数1297.1.5.2 脱硫工艺系统及设备1307.1.5.3 脱硫装置总平面1347.1.5.4 吸收剂储存与制备系统1357.1.5.5 电气1357.1.5.6 热工自动化部分1367.1.5.7 脱硫工艺用水、用气1367.1.5.8 废水处理1377.1.5.9 建筑结构1377.1.5.10 招标书编制原则1387.2 烟气脱硝1407.2.1 烟12、气脱硝装置工艺选择1407.2.2 锅炉主要设备1407.2.3 还原剂选择1407.2.4 脱硝剂来源及耗量1417.2.5 还原剂运输1427.2.6 烟气脱硝工程设想1427.2.6.1 设计基础参数1421) 脱硝工艺系统1437.2.6.3 脱硝系统设备1447.2.6.4 脱硝装置总平面1457.2.6.5 还原剂储存制备1467.2.6.6 烟气脱硝电气1487.2.6.7 烟气脱硝热工自动化部分1487.2.6.8 脱硝工艺用水、气1497.2.6.9 废水处理部分1497.2.6.10 建筑结构部分1497.2.6.11 招标书编制原则1498 环境及生态保护与水土保持15113、8.1 环境保护1518.1.1 相关法律、法规及标准1518.1.1.1 法律、法规1518.1.1.2 执行标准1518.1.2 厂址所在地区的环境现状1518.1.2.1 厂址区域环境概况1511) 地理位置1512) 气候气象1523) 生态环境1524) 社会环境1535) 本工程概况及厂址区域环境概况1542) 水环境质量现状资料1557.681553) 环境噪声现状1568.1.3 本工程的主要污染源及污染物1568.1.3.2 水污染源及其污染物1578.1.3.3 固体污染源及其污染物1578.1.3.4 噪声1588.1.4 环境影响预测1598.1.5 污染治理措施16114、8.1.6 总量控制1658.1.7 公众参与1658.1.8 环境保护投资估算及环保效益1651) 环境保护投资估算1652) 环境效益1668.1.9 本工程环保特点1678.1.10 环保结论与建议1678.2 水土保持1678.2.1 水土保持编制依据1678.2.2 厂址所在地区的水土流失及水土保持现状1688.2.3 水土流失对生态环境的影响1688.2.4 电厂建设可能产生水土流失的区域1698.2.5 水土流失防治措施1698.2.5.2 植物措施1708.2.5.3 临时措施1708.2.6 水土保持投资估算1709 综合利用1719.1 粉煤灰再生资源1719.2 粉煤灰的15、特性1719.3 粉煤灰利用发展现状1729.3.1 粉煤灰综合利用现状1729.3.2 目前粉煤灰主要的利用方向1729.3.3 目前国内灰渣综合利用市场行情1759.4 本工程除灰渣系统17510 劳动安全17710.1 项目概况17710.2 设计依据及采用的标准17810.3 厂址安全17910.3.1 厂址与周围环境安全防护距离17910.3.2 厂址主要自然灾害分析及措施17910.4 生产过程中可能产生的主要危险有害因素及措施18110.4.1 火灾事故18110.4.2 触电事故18110.4.3 锅炉和受压容器爆炸18110.4.4 机械伤害事故18210.4.5 高空坠落伤16、害18210.4.6 起重伤害18210.4.7 车辆伤害18210.4.8 灼烫事故18310.5 劳动安全机构、设施及投资估算18310.6 预期效果18411 职业卫生18511.1 项目概况18511.2 设计依据18511.3 厂址条件及总平面布置18611.4 电厂生产过程中存在的职业病危害及防护措施18611.4.1 防尘、防毒与防化学伤害设计原则及措施18611.4.2 防暑、防寒及防潮设计原则及措施18711.4.3 防噪声、防振动设计原则及措施18711.4.4 防电磁辐射设计原则及措施18811.5 职业卫生机构及设施18811.6 预期效果18912 资源利用1901217、.1 能源利用19012.1.1 区域煤炭供应情况19012.1.2 自治区煤炭开发规划19112.1.3 本工程资源利用合理性分析19212.2 土地利用19212.3 水资源利用19212.4 建筑材料利用19412.4.1 节约原材料措施19413 节能分析19513.1 本工程遵循的节能标准及节能规范19513.2 本工程能源消耗种类和数量设计值19513.3 本工程的节能措施及效果分析19513.3.1 本项目节煤措施19513.3.2 本项目节约用水19613.3.3 本项目降低电耗19813.3.4 建筑节能19813.3.4.1 科学的规划布局与合理的建筑设计19913.3.418、.3 控制办公、生活建筑物空调设计标，照明措施20013.3.6 下阶段节能设计设想20113.3.7 工程项目主要节能分析20213.4 结 论20214 人力资源配置20314.1 劳动组织及管理20314.2 电厂定员测算的主要原则20314.2.1 定员标准20314.3 电厂定员20315 项目实施的条件和建设进度及工期20515.1 项目实施的条件20515.1.1 施工主要机具20515.2 轮廓进度20616 投资估算及财务分析20716.1投资估算20716.1.3 编制依据20816.1.3.1 项目划分：执行中国电力企业联合会2007年颁发的火力发电工程建设预算编制与计算19、标准。20816.1.3.2 工程量：由设计人员提供，不足部分参考类似工程施工图工程量。20816.1.3.3 文件、定额指标20816.1.3.4 材料价格:20916.1.3.5 设备购置费：20916.2经 济 效 益 分 析21116.2.1.2经济效益计算2112）资金筹措及利息21116.2.1.3 财务评价软件：采用中国电力工程顾问有限公司2007年颁发的电力建设项目经济评价软件V-2.0版本。21116.2.2 财务评价计算21217 抗灾能力评价21417.1 厂址条件21417.2 防洪涝灾害设计21417.3 抗震设计21417.4 风（雪）荷载设计21517.5 消除不20、良地质作用影响设计21517.6 其他可能的自然灾害的影响及设计所采取的措施21518 风险分析21618.1 市场风险分析21618.2 技术风险分析21718.3 工程风险分析21718.3.2 燃料供应21718.3.3 水 源21718.4 资金风险分析21818.5 政策风险分析21818.6 外部协作风险分析21819 经济与社会影响分析21919.1电力行业现状21919.2 电力生产的结构及其变化21919.3 工业高耗能低产出，加剧了资源的紧缺程度21919.4 劳动生产率逐步提高，但高效率企业仍然较少21919.5 项目对行业的影响分析22019.6 区域经济影响分析22021、19.7 经济影响分析22119.7.1 经济费用效益分析22119.7.2 行业影响分析22119.7.3 区域经济影响分析22119.7.4 宏观经济影响分析22219.8 社会影响分析22219.8.1 社会影响效果分析22219.8.2 项目建成后对上下游产业链的影响22219.8.3 社会风险及对策分析22320 结论与建议22420.1 项目建设的可行性22420.2 项目建设的经济性22420.3政策符合性22420.4 结 论22520.5存在问题22520.6 今后工作的方向2261 概述1.1项目背景2010年中央召开新疆工作座谈会和2011年第二次对口支援新疆工作会议。会22、议部署了对新疆发展的一系列优惠政策措施，会议的召开有力地推进了新疆跨越式发展和长治久安。2015年新疆人均地区生产总值将达到全国平均水平，城乡居民收入和人均基本公共服务能力达到西部地区平均水平，基础设施条件明显改善，自我发展能力明显提高，民族团结明显加强，社会稳定明显巩固； 2020年促进新疆区域协调发展、人民富裕、生态良好、民族团结、社会稳定、边疆巩固、文明进步，确保实现全面建设小康社会的奋斗目标。新疆维吾尔自治区党委和兵团党委认真贯彻落实中央新疆工作座谈会会议精神，抓住新疆已经到来的大发展历史机遇，加快推进大型煤电、煤化工基地等新型工业化建设，将资源优势转化为经济优势。同时，对民生建设也给23、予了前所未有的投入。在深入贯彻稳疆兴疆、富民固边的国家战略要求下，确保新疆经济社会实现跨越式发展，为边疆少数民族地区和谐稳定、长治久安创造牢固根基。农七师处于天山北坡经济带和独克石油化工带，是自治区支持优先发展的重要经济区，也是自治区“一主两翼”城市发展战略的重要一翼。2009年农七师国内生产总值50.9亿元，其中第一产业增加值21.07亿元，第二产业增加值15.49亿元，第三产业增加值13.64亿元，人均生产总值23081元。2009年农七师总人口21.60万人。特别是自“十一五”以来，农七师工业坚持以加快推进农业产业化和新型工业化为目标，依托资源优势，大力推进经济结构战略性大调整、发展方式24、战略性大转移、体制机制战略性大突破、确定了“抓煤业、重化工、上电力、强纺织、扩食品、兴建材”的工业发展战略，新型工业化已初现雏形，现已形成“三白一红”和“煤、电、化”为支柱的产业格局，带动作用不断增强。农七师党委根据中央新疆工作座谈会的精神，针对兵团发展城镇化，积极赋予新的内涵，结合中央西部大开发不断推进，为加快推进七师城镇化进程，促进新型工业化和农业机械化的发展，落实中央精神，提出 “一市、三区、四镇”（一市：一三零团新建市；三区：天北新区、五五经济开发区、乌苏红山经济开发区；四镇：123、124、125、137团），以产业集聚和辐射带动力城镇化发展，推动七师城镇化进程。农七师拟定在一三零团25、内建市及一二九团区域建设29km2工业园区。农七师一二九团、一三零团位于奎北铁路、217国道、奎克高速的交通枢纽，具有一定的战略地位和区位优势、资源优势，且团场相对集中连片，辐射带动力强。团场及周边的经济社会发展具备一定基础，将以城市化为载体，按照“一体两翼”发展模式，实现该地区以城市为载体，新型工业化、农业产业化的跨越式发展。随之而来的是，本地区电力缺口日益加大，工业热源供应及城市集中供热矛盾日益突出。1.1.1工程建设的必要性1）符合中央新疆工作座谈会会议精神，有利于满足农七师科学发展的需求 2010年5月，党中央在京召开了新疆工作座谈会，明确提出新疆今后跨越式发展的宏伟目标，确保到20126、5年新疆人均地区生产总值达到全国平均水平，城乡居民收入和人均基本公共服务能力达到西部地区平均水平，基础设施条件明显改善，自我发展能力明显提高，民族团结明显加强，社会稳定明显巩固。本工程的建设可为该地区近远期发展提供高效清洁的热力及优质充足的电力，可极大地促进农七师新建市及五五工业园区基础设施条件的改善。2011年5月27日至29日，中共中央、国务院召开的第二次全国对口支援新疆工作会议在北京召开。会议认为：一年来，援疆工作取得了显著成绩。要认真总结交流经验，切实贯彻援疆规划，全面实施援疆工作，务求取得扎实成效。“十二五”期间，农七师迎来跨越式发展的历史机遇，本地区位优势十分明显，新建五五市及五五27、工业园区的发展将更加迅速。作为城市发展的基础保障，今后供热问题将日益突出，不及时建设热电联产项目将无法抑制分散锅炉房的建设，从而面临先污染后治理的被动发展局面。截止2010年底，农七师一二九团、一三零团现状人口约4万人，随着全疆城镇化建设的推进，新建市人口“十二五”末（2015年）将达到9.5万人以上。随着城市扩大，五五工业园区飞速发展，预测城区供热面积年增长率达20%以上，工业用热力负荷将有较大的需求。2）建设热电联产机组，符合国家节能减排、高效环保的科学发展观战略要求，特别是农七师新建市蓝天工程的实施发展热电联产是节约能源、保护环境的有效措施，是热能和电能联合生产的一种高效能源生产方式，与28、热电分产相比，可以显著提高能源利用率，是公认的节约能源、改善环境、增强城市基础设施功能的重要措施，具有良好的经济和社会效益，作为循环经济的重要技术手段，受到了世界各国的高度重视，在我国也一直受到国家的支持和鼓励。2004年国务院转发了国家发改委节能中长期专项规划，其中将发展热电联产作为重点领域和重点工程.同时又出台了各项政策以保证热电联产项目的健康、有序、高速的发展。根据“以热定电，热电联产，节约能源，改善环境”的国家产业政策，结合当地的实际情况和新建市及园区总体开发建设规划的要求，并考虑到城市的发展是一个动态连续过程，具有连续性和弹性，热电联产项目的建设随城市的建设应具有一定的适应性。本工程29、供热范围是新建市城区及园区工业用汽。本工程建设2135MW供热机组，具有高效环保、节约能源的突出优势。项目节水效果显著。机组同步建设高效除尘设备，可以有效降低污染物排放，电厂灰渣全部实现综合利用，本工程属于典型的循环经济项目，对积极推进新型工业化也将起到明显的示范作用。33）有利于节能降耗，优化能源资源配置随着新建市经济的发展和城市化建设进度的加快，城市能源需求日益加大，本工程的建设不仅能为农七师新建市及工业园区提供可靠的热力、电力供应，满足城市发展供热的需求，改善目前热源分散、污染严重的状况，同时也有利于优化农七师电源结构，制约小容量凝汽式火电机组的盲目建设所造成的不可再生资源的浪费。因此本30、工程的建设在满足电力市场发展需求，缓解兵团农七师电网供电压力的同时也能够改善车排子垦区环境质量、节约能源。4）有利于满足农七师经济社会跨越式发展所必须的电力增长的需要。“十二五”期间，自治区、兵团将重点推进民生工程建设，着力打造工业园区建设。随着准东、哈密、伊犁等地区煤电、煤化工基地的建设，疆电东送工程的逐步实施，新疆电力工业将出现前所未有的大发展局面。根据电力平衡预测，在2013年农七师电网最大电力缺额为1094MW，2015年最大电力缺额达到3073MW。因此，“十二五”期间农七师电网仍有较大的电力市场空间。本工程的建设可缓解农七师供电紧张的局面，对农七师国民经济实现跨越式发展起到积极的促31、进作用。5）有利于加强农七师电网结构本工程的建设是电力负荷和热负荷发展的需要，建成后将成为农七师电网中的一座主力热电厂，可以大大增加电源容量，改善电网电源布局，增加电网备用容量，提高电网应变能力，综合效益较为显著。电厂投产后，对加强电网结构，提高电网稳定运行水平都有着极为重要的意义。1.1 1.2 投资方及项目单位概况1.2.1 投资方新疆粤新能源化工有限公司是由第七师一三七团、广州粤泰集团有限公司、中国（香港）诚泰投资集团股份有限公司、中国（香港）城启投资集团有限公司四方共同出资组建的公司。1.2.2 项目单位概况（1）广州粤泰集团有限公司广州粤泰集团有限公司是大型综合性企业集团，总资产约132、40亿元，主营房地产开发、建设、经营及物业管理、资本投资及经营、矿产资源产业投资、开采及经营。广州粤泰集团有限公司自1994年开始在改革开放的浪潮中，首先进军房地产业，并陆续在国内大中城市投资房地产项目开发（立足于发源地广州）。短短十几年间，广州粤泰集团有限公司凭借锐意进取的精神和兢兢业业的态度，实施区域中心和系列品牌发展战略，不断向全国开拓业务。2003年，广州粤泰集团有限公司成功收购上市公司东华实业（SH600393）的控股权，打通了产业资本与金融资本相结合的通道。目前，广州粤泰集团有限公司（含东华实业）房地产业务涉及北京、广州、海口、太原、江门、三门峡、淮南、北海等城市打造了多个房地产项33、目（含住宅及商业项目），在房地产行业成功树立了“天鹅湾”的优质品牌。15年来成功开发了荔港南湾、晓翠花园、粤溪苑、十三行广场、伊顿18、广百新翼、蓬莱阁、广州天鹅湾、北京天鹅湾、江门天鹅湾等20多个房地产项目，开发销售房屋面积超过400万平方米。集团视质量、品牌、信誉为生命，多次获得“广东省地产资信20强”“广东省百强民营企业”“广州市最具竞争力房地产企业10强”“广州市诚信品牌开发商”“重合同守信用企业”“广州市国税、地税A级纳税人”“广州市先进私营企业”等荣誉，将全心全意为客户服务的精神作为企业宗旨，不断进取，为社会提供了高品质住宅，赢得了较高的社会信誉。在地产项目开发的同时，集团从20034、2年开始进入国内资本市场，参与了股权投资，主要有广百股份（SZ002187）、广州证券、广州海汇成长投资基金和北京汇金立方投资基金。集团在2007年又成功进入矿产资源产业，积极投入中国矿产资源产业开发，在云南、内蒙古自治区、湖南、新疆和柬埔寨拥有六个矿产项目。如今金矿、银矿、锡矿、钨矿、煤矿等矿产资源勘探开采已初具规模，另外还将建设煤炭开发、热电联产、煤制烯烃一体化项目，为广州粤泰集团有限公司今后的事业发展奠定坚实基础。秉承“追求永不停步”的企业理念，致力完美价值开发。消费者的需求，就是广州粤泰集团有限公司的追求。展望未来，广州粤泰集团有限公司将积极因应全球经济一体化和中国加快城市化大潮的机遇35、和挑战，全力投身运营中国城市未来，向国际化、专业化方面迈进，成就“粤泰”辉煌品牌。企业的发展离不开社会的支持，粤泰控股集团现已进入高速发展阶段，公司站在企业公民的高度，积极参与国内慈善事业，支持教育事业，投入了巨额资金，回馈社会。（2）中国（香港）诚泰投资集团股份有限公司中国（香港）诚泰投资集团股份有限公司于2012年2月29日在香港成立，总注册资本金1亿元人民币，总资产评估达24.5亿人民币，下属八个机构：中国（香港）诚泰投资集团洛阳分公司、洛阳诚泰投资管理有限公司、洛阳影视集团同辉文化传播有限公司、洛阳顺鑫理财咨询有限公司、洛阳亚龙湾娱乐有限公司、河南政泉置业有限公司、焦作市诚泰房地产开发36、有限公司、北京华夏天玺影视传媒有限公司；公司经营范围：工业、农业、旅游业、通讯业、交通运输业、商业、房地产业、金融业、证券、股票及能源开发等投资控股管理；公司在中国大陆以文化产业、实体经济为核心，2012年投资项目共计36个，投资金额达30亿人民币，其中分布在北京、香港、山东、西安、安徽、苏州等省市，公司本着金融、地产、影视三大支柱产业，打造投资行业领域一流品牌！（3）中国（香港）城启投资集团有限公司香港城启集团有限公司是一家以房地产投资开发为主，集建筑设计、建筑工程、房地产销售、物业经营管理、广告、餐饮、商贸等于一体的大型企业集团。公司自1995年进军广州市房地产业以来，经过几年的创业，有了37、快速的发展，经营领域从单一的房地产投资开发逐步向房地产相关领域拓展，并已取得可喜成绩，形成了一定的规模，集团现有员工850多人，其中：集团总部员工150多人，集团总部员工：具有大学本科以上学历的占50以上，具有大专以上学历的超过85，并拥有一大批各类中、高级专业技术人才；集团总资产约人民币30亿元，经营业绩位居广州房地产界前列，并享有较高的信誉度和美誉度。集团旗下有：广州豪城房产开发有限公司、广州荔港南湾房地产开发有限公司、北京城启房地产开发有限公司、江门城启房地产开发有限公司、广州市城启物业管理有限公司等20多家全资子公司，已开发地块面积50多万平方米，销售了120多万平方米商品房；至今已成38、功开发了多个大型住宅小区和商品楼：晓港湾、侨诚花园、晓翠花园、粤溪苑、蓬莱阁、学林华轩等，并成功开发了北京路上的商业旗舰广百新翼、广州西翼首座甲级标准商务写字楼城启大厦等。目前正在开发的项目有：位于荔湾区占地面积超过30多万平方米，建筑面积约120万平方米的江畔住宅小区荔港南湾、位于天河北中央商务区内的金领阶层住宅伊顿18（天誉华庭）、位于十三行路的十三行广场、先烈中路项目、革新路项目、江门项目以及2002年6月集团成功进入北京开发的占地41公顷的大型高级别墅区和占地面积超过40多万平方米，建筑面积约110万平方米的大型住宅小区等。同时将有占地面积5万多平方米的广船机械厂项目（集团2002年139、2月以3.005亿元中标地块、大沙头项目、滨江东项目、占地面积超过40多万平方米的洲头咀项目等多个大型高档住宅项目启动。 集团及辖下开发项目近年来多次被评为“广州市十大最受欢迎发展商”、“广州市十大明星楼盘”、省消委会向市民推荐的“放心楼盘”等。同时，集团还被评为2001年度广州市房地产开发建设投资十大集团公司和纳税超1000万元的广州市十八家民营企业之一，并被市工商局评为“重合同、守信用”企业。集团将以房地产投资开发为立足点，创立为公众认可的知名地产品牌，树立公司良好形象和信誉，确保集团在竞争日趋激烈的房地产市场中占有重要地位。同时，集团将实现“立足广州，适度外扩”的发展战略，坚持“诚信至上40、，灵活竞争，广泛合作”的经营原则，始终贯彻“以人为本”的管理思想，将“追求永不停步”作为企业宗旨。集团今后将继续以兼并、投资参股、控股等形式，加大资本运营的力度，不断增强公司实力。城启集团已形成和沉淀了有自己鲜明特色的企业文化，科学的人才管理体系、完善的福利体系、极具竞争力的薪酬体系，处处体现着集团“以人为本”的知识资本管理理念。城启人坚信，高效且合理的人才结构是集团可持续发展的基石。（4）第七师一三七团第七师一三七团是由乌尔禾垦区、一三七团煤矿、阿吾斯奇牧场和奎屯泉沟垦区四片分隔的区域组成。乌尔禾垦区为一三七团团部所在地，团部地处新疆北部准噶尔盆地西北边缘，白杨河下游，艾里克湖畔，克拉玛依市41、境内。南距克拉玛依市99公里，北距和什托洛盖60公里，东与乌尔禾乡湖滨村为邻。团部紧靠217国道，对外交通十分方便。一三七团煤矿位于和布克赛尔蒙古自治县和什托洛盖镇西北部3公里，北距和布克赛尔蒙古自治县城37公里，南距团部60公里，矿界东西长2.2公里，南北1.7公里。阿吾斯奇牧场位于和布克赛尔蒙古自治县境内，与哈萨克斯坦国接壤，边境线长58公里。距一三七团团部163公里，距和布克赛尔蒙古自治县48公里，地形由西向东倾斜。一三七团所依托的克拉玛依市经济基础雄厚，近几年经济总量一直位居自治区各地州市前列，人均地区生产总值2006年达到9.6万元，连续多年位居全国各前列。经济健康、稳定地发展为市民42、的休闲出行提供了有力的经济保障。一三七团经过五年的加速发展，“十一五”期间全团行业总产值由2005年的14012万元发展到2010年的28865万元，平均发展速度为115.54%；年均增长15.54%，人均总产值2010年达到36081元；固定资产投资由2005年的3134万元增加到2010年的5070万元，五年累计投入21903万元，年均增长为10.7 %，完成“十一五”固定资产投资任务2亿元的109.5%；结构调整取得重大突破，三次产业结构由原来规划的37：21：42调整为32：32：36；工业通过改制，增加值比重由“十五”末的10%上升到15%，完成“十一五”规划的目标任务；职工生活水平43、大幅度提高，职均工资由2005年的10390元增加到2010年16500元，5年增长6110元，年均增长20%；其中：一线职工工资由2005年的8351元，增加到2010年14595元，五年增长6244元，年均增长20%。完成“十一五”规划任务15000元的110%。企业的改制，为团场矿业的发展注入了强大的活力和动力。“十一五”期间，全团工业总产值由2005年的1489万元，发展到现在的4364万元，是2005年的近3倍。平均发展速度为124%，增长速度为24%。本项目为新建项目，由业主自筹30%，其余70%银行贷款。1.3研究范围与分工1.3.1设计依据1）新疆粤新能源化工有限公司关于农七师44、五五园区2135MW热电联产工程可行性研究设计委托书（市经部设委字【2011】253号）。2）国家发展改革委发改能源2004864号国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知3）大中型火力发电厂设计规范（GB506602011）4）火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DL/T53752008）5）各专业有关技术规程规定6）新疆粤新能源化工有限公司提供的原始资料1.3.2设计范围由河北能源工程设计有限公司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）220kV配电装置，以出线绝缘子串为界，出线绝缘子串以外由顾客委托 其他单位负责设计。3）厂内45、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。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。7）锅炉点火燃油设施全部工程。8）全厂总体布置、厂区道路、厂区绿化规划设施。1.3.3专题报告及外委研究项目的分工 本项目专题报告及编制单位一览表序号专题报告编制单位完成情况1地质勘测、水文气象报告新疆农七师设计院已完成2接入系统报告新疆电力设计院在进行中3环境影响报告书新疆兵团环评中心在进行中4水土保持论证报告新疆电力设计院在进行中5安全预评价报告北京华海安科科技发展有限公司在进行中6地震安全性评价报告新疆防御自然灾害46、研究所在进行中7地质灾害危险性评价报告新疆华光地质勘察总公司在进行中8水资源论证报告河南省郑州地质工程勘察院在进行中9供热专项规划乌鲁木齐热力设计院在进行中10热电联产规划新疆电力设计院在进行中11配套工程热网可研乌鲁木齐热力设计院在进行中12职业病危害评价报告浙江建安检测研究院有限公司在进行中13大件运输报告新疆铁道勘察设计院在进行中1.4 工作过程及主要参加人员1.4.1 工作过程2011年10月28日，我院接受新疆粤新能源化工有限公司委托，开展农七师五五园区2135MW热电联产的初步可行性研究及可行性研究工作。在兵团农七师相关职能部门、新疆粤新能源化工有限公司等各级负责人的带领下对五五工47、业园区周围可能的建厂区域进行了现场踏勘和确定厂址，并进行了详细收资工作。2011年11月17日完成了本工程初步可行性研究报告的编制；12月18日，通过了兵团经信委组织的完成了本工程本工程初步可行性研究报告的审查。随后立即开展了本项目的可研设计工作，设计过程中兵团农七师、新疆粤新能源有限公司提供了设计所需的基础资料，为本项目可行性研究工作的顺利完成创造了良好条件。2012年1月16日，新疆粤新能源化工有限公司确定了主机冷却方式；2012年3月1日，正式收到了兵团农七师设计院完成的和农七师五五园区2350MW热电联产工程可研阶段地质勘察报告后，2012年3月30日我院在其他专项支持性报告未完成的情48、况下，完成了本项目的可研设计报告的讨论稿。本报告着重开展电厂热负荷、接入系统、燃料资源与供应、供水系统、输煤和除灰系统、环境保护等内容的可行性研究论证工作，根据各种方案进行技术经济比较，提出工程总投资估算。1.4.2 参加工作的单位和人员组成（1）参与本工程的兵团农农七师师部门人员序号姓 名职 务1李春华兵团农七师副师长2史贯中兵团农七师副师长3任旭红兵团农七师发展与改革委员会副主任4迟涛兵团农七师发展与改革委员会副主任科员5马建明五五工业园区管委会副局长6侯春江兵团农七师电力公司总经理7周亚军兵团农七师电力公司总工程师（2）参与本项目的新疆粤新能源化工有限公司部分人员序号姓名单位职务1罗国光49、新疆粤新能源化工有限公司执行董事2张锐光新疆粤新能源化工有限公司总经理3刘雪峰新疆粤新能源化工有限公司合同部部长（3）参与本项目的河北能源工程设计有限公司部分人员序号姓名单位职务1吴俊勇河北能源工程设计有限公司经理2杨国晋河北能源工程设计有限公司总工程师3冯文亮河北能源工程设计有限公司副总工程师4吴 博河北能源工程设计有限公司电气专工5梁利强河北能源工程设计有限公司土建专工6杨国平河北能源工程设计有限公司热机专工7张卫云河北能源工程设计有限公司热机专工8郭军峰河北能源工程设计有限公司除灰专工9杨小红河北能源工程设计有限公司热机、化水专工10杨永亮河北能源工程设计有限公司电气专工11王军明河北能50、源工程设计有限公司热控专工12冯二江河北能源工程设计有限公司总图、水工专工13冯增波河北能源工程设计有限公司输煤专工14高小军河北能源工程设计有限公司土建专工15孔繁琴河北能源工程设计有限公司土建专工16苗志芬河北能源工程设计有限公司暖通专工1.5项目概况1.5.1 建设单位：粤新能源化工有限公司。1.5.2 建设地点：新疆奎屯兵团农七师五五工业园区。1.5.3 建设规模：按照一次规划、分期建设原则，规划容量2135MW+260MW工程，一期工程建设2135MW燃煤供热式机组。1.5.4项目计划建设进度 2013年08月 本期工程（2135MW）开工2014年09月 一号机组投运2014年1051、月 二号机组投运2电力系统2.1 电力系统现状2.1.1 农七师电网概况农七师电网为区域电网，供电范围覆盖农七师地域（137团除外）、奎屯市部分区域、乌苏市及克拉玛依市部分区域，目前最高电压等级为110kV，通过110kV奎-郊线（LGJ240/6.3km）与新疆主电网联网。 截至2009年底，农七师电源装机总容量413.21MW（水电44.21MW，火电366MW,水火电源比例约为1：8.3），2009年总发电量为15.03亿kWh（水电0.94亿kWh，火电14.09亿kWh）；其中锦疆热电厂（2135MW）目前通过1回220kV线路并入新疆电网奎屯220kV变电站，热电一厂（26+21252、MW）机组已于2010年3月关停，扣除热电一厂、锦疆热电厂后农七师电网电源装机总容量107.21MW。截至2009年底，农七师电网拥有110kV变电站7座，主变10台，总容量235MVA；110kV线路9条，总长度310km；拥有35kV变电站15座，主变21台，总容量75.7MVA；35kV线路19条，总长度376km。2009年，农七师电网全社会用电量6.49亿kWh，较2008年增长25.5%；2009年最高供电负荷155.3MW；截至2010年10月底，最高供电负荷204MW。2.2 农七师电网存在的问题2.2.1 用电负荷呈高速增长，亟需新增电源装机以满足负荷高速增长的需要2003253、009年，农七师电网用电量、最高用电负荷的平均增速均达到20.8%，用电负荷增长很快。随着东部产业梯度的转移和农七师招商引资力度的加大，一大批化工、纺织、食品、电解铝等企业陆续入驻，预计“十二五”期间农七师电网用电负荷将快速增长，现有电源装机难以满足负荷发展的需要，亟需新增电源以适应负荷高速增长的需要。2.2.2 供电电压等级低，供电半径大，难以满足负荷发展的要求 农七师农业灌溉负荷多集中于北部的各个团场，而现有电源主要集中于奎屯市区，最远的126团场距离城区约120km，由于农七师电网目前最高电压等级为110kV，因此形成了低电压远距离南电北送的供电局面，且由于北部农灌用户无功补偿容量严重不54、足，无功功率的输送增加了电网损耗，末端用户电压偏低，电能质量不能满足规程要求。随着该地区负荷的持续增长，该问题将进一步凸显，现有的供电网络将逐渐难以满足负荷发展的需要。2.2.3 电力负荷峰谷差较大，面临较大的调峰压力农七师电网农业负荷在用电结构中占有一定比重，电力负荷受农业排灌、农副产品加工及冬季采暖等因素的影响，季节性变化较大。2009年农七师电网最高供电负荷155.3MW（7月），最小供电负荷约73MW（2月），负荷波动幅度较大。2.3农七师负荷预测根据农七师“十二五”电力发展规划，农七师电网负荷情况见下表：表2-1 农七师电网供电负荷预测 单位：MW年份项目2010201120122055、13201420152020“十二五”年均增长率“十三五”年均增长率居民及一般用户13215117219522324813.5%现有工业用户72132132132132132新增大用户0300580104019052670总计204583884136722603050530071.8%11.7%通过预测，农七师电网2012年最大供电负荷约884MW，到2015年最大供电负荷约3050MW；“十二五”期间，农七师电网供电负荷年均增长率为71.8% 。2.4 电力电量平衡及分析2.4.1 农七师电力平衡1）平衡范围：本次电力平衡范围为农七师电网；2）平衡年限：20102015年做逐年电力平衡，并展56、望至2020年；3）发电机出力：火电机组出力按装机容量考虑；水电受阻容量按装机容量的1%考虑。4）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。负荷备用取最大发电负荷的5%，由水电承担，检修备用取最大发电负荷的5%，由水、火电按各自工作出力分摊，事故备用取最大发电负荷的10%，。表2-2 农七师电网电力平衡（夏） 单位：MW序号项 目2010201120122013201420152020一最大供电负荷2045838841367226030505300二备用容量411171772734526101060负荷备用10294468113153265检修备用1029446811315357、265事故备用205888137226305530三需要装机容量24570010611640271236606360四可能装机容量3744074665485895895891水电44771362182592592592火电330330330330330330330五空闲及受阻容量01123331水电01123332火电20202020202020六实际可利用容量374406465546587587587七电力盈亏129-293-596-1094-2125-3073-5773八水电装机容量44.2771362182592592591新增容量3359824100九火电装机容量330.033033058、3303303303301新增容量000000由电力平衡结果可见，“十二五”期间无已核准、取得“路条”及在建的火电厂，仅投产一些装机容量偏小的水电站，电力缺口呈逐年增大的趋势。在2011年最大电力缺额为293MW，在2013年最大电力缺额为1094MW，2015年最大电力缺额达到3073MW。本电厂的投入可适当缓解农七师电网供电紧张的局面。因此，农七师五五园区2135MW热电联产项目的建设是有必要的。2.5 工程建设必要性2.5.1 可满足农七师电力需求快速增长的需要根据农七师“十二五”电力发展规划的负荷预测结果，2011年、2013年、2015年农七师电网最大负荷分别为583MW、1367M59、W、3035MW，即使农七师电网内部分水电电源项目能够按时投产，仍不能满足农七师电网的供电需要，2011年、2013年、2015年农七师电网的电力缺口分别为293MW、1094MW、3073MW，因此，“十二五”期间农七师电网仍有较大的电力市场空间，本期电厂2135MW机组的建设，将有效缓解农七师供电紧张的局面，为农七师经济发展奠定基础。“十二五”期间农七师电网内还应再建设一定容量的电厂，以满足国民经济的发展。2.5.2 有助于提高电网供电可靠性为提高电网输送能力，加快建设与农七师社会经济发展规划相适应并适当超前的坚强电网，农七师电网发展是在现有110kV输电网络的基础上，加快推进220kV电60、网的建设，构筑220kV骨干网架，力争于2015年以前在农七师电网供电范围内形成不完全双环网，对外与新疆电网、兵团八师天富电网加强联络，提高电网可靠性；对内建设本期电厂，加强农七师受电端电网的电源建设，可进一步提高电网安全稳定运行，满足电力需求不断增长的需要，全面提高电网运行的各项经济技术指标。综上所述，电厂本期工程的建设是必要的。2.6 电厂与系统的连接2.6.1 电厂接入系统方案农七师五五园区热电联产工程本期装机容量为2135MW，根据农七师电网发展规划，本电厂以220kV一级电压接入系统，即2回线接入220kV五五北变电站，每回线路长约10km，均采用LGJ-400型导线。图2-1 电厂61、接入系统方案图2.6.2 电厂电气原则主接线电厂本期2135MW采用发电机-变压器组接线接入电厂220kV母线，220kV电气主接线规划为双母线接线，本期一次性建成，出线规划4回，本期建成2回，均至220kV五五北变电站。220kV升压变选择为三相双卷无载调压升压变压器，容量为160MVA，共2台，本期建设2台，电压比为：24222.5/发电机出口电压，容量比100/100，接线组别YN，d11，主变220kV侧中性点按直接接地设计，低压侧按不接地设计。发电机组调峰深度应达到额定容量40%，额定功率因数为0.85，应具备进相0.95的运行能力。2.6.3 电厂本期配套送出工程本期电厂2135M62、W机组工程配套送出工程见下表：表2-3 电厂本期配套送出工程一览表序号项 目 名 称规 模投资（万元）1220kV五五北变电站扩建2个220kV间隔2个6002电厂至220kV五五北变2回220kV线路（每回长约10km）LGJ-400/10km（同塔双回路）1000合 计1860注：架设的同塔双回线路（LGJ-400型导线）按100万元/km考虑，220kV变电站每个220kV间隔按300万元考虑。3. 热负荷分析本节主要依据是由连新疆粤新能源化工有限公司提供的农七师五五工业园区和城镇热负荷预测情况。3.1 概述随着五五工业园和129团的建设，根据五五工业园区总体规划说明书和新疆生产建设兵团63、第七师一二九团（五五新镇）总体规划说明书，为提高供热保障能力、满足人民生活需求、改善大气环境、构建和谐社会，保证了居民的生活质量，提高了居民的生活水平，五五工业园460兆瓦燃煤背压热电项目承担一部分城市集中采暖供热负荷。同时保证五五工业园区建设，为满足园区企业发展需要，五五工业园460兆瓦燃煤背压热电项目承担五五工业园工业、采暖热负荷和一部分129团采暖热负荷。五五工业园区以工业热负荷和采暖热负荷为主，根据国家发改能源2007141号文件(热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定第十五条“以热水为供热介质的热电联产项目覆盖的供热半径一般按20km考虑，在10km范围内不重复规划建设此类64、热电项目；以蒸汽为供热介质的一般按8km考虑，在8km范围内不重复规划建设此类热电项目”的内容，兵团第七师奎屯热电厂、锦疆热电厂和独山子石化热电厂与本项目距离都超过了55km，其向五五工业园区提供工业蒸汽和采暖用汽的距离远远超出了上述要求。因此为满五五工业园工业热负荷的需求，必须进行能够提供工业用汽和采暖用汽的热电联产项目的建设，与周边热电联产项目达到优势互补之目标，为五五工业园的建设和发展奠定良好的基础。综上所述，随着五五工业园内的发展和企业增多，以及一二九团的建设发展。此时采暖热负荷和工业热负荷也就随之增长，需要新建热电联产项目向五五工业园区内提供采暖用汽和工业用汽，向一二九团提供部分采暖65、用汽，因此本项目的建设是有必要的。3.2 五五园区供热规划3.2.1规划依据（1）城市热力网设计规范 GJJ342002（2）中华人民共和国城乡规划法（3）城市集中供热规划技术要求（4）城镇直埋供热管道工程技术规程 CJJ/T81-983.2.2规划热指标民用建筑热指标：45W/M2公建建筑热指标：60W/M2工业建筑热指标：70W/M2仓储建筑热指标：40W/M23.2.3热负荷计算名称用地性质用地面积（k）容积率建筑面积（万）热指标（W/）热负荷（MW）B0.376k1.141.366024.82MWM11.502k0.690.127063.08MWM24.437k0.6266.2270166、86.35MWM320.127k0.61207.6270845.33MWW2.195k0.5109.754043.9MW总计1163.48近期工业区采暖热负荷为318MW。规划总热负荷为1163.48MW.3.2.4供热介质供热介质为热水，一次网热水的供、回水温度为130/80。二次网供、回水温度为95/70。3.2.5热源及供热方式五五工业园近、远期采暖由园区新建4X60MW燃煤背压机组热电厂统一提供。热电厂出130/80高温热水至工业区各热力站，高温热水换成95/70热水供给建筑采暖。工业园区内供热管道从热电厂输出，管网枝状布置在人行道内，聚胺脂保暖直埋敷设。园区内规划热电厂为城镇供热工程67、预留供热管道。3.2.6供热管网（1）管网布置原则供热管网布置的主要原则如下：A、靠近热用户和热负荷集中的地区，避免长距离穿越没有热负荷的地段；B、尽量避免主要交通道路和繁华的街道，以免给施工和运行管理带来困难；C、尽量使管段始末两端距离最短，以节省投资和减少热损耗；D、为避免热力管网对景观的影响，减少输送损耗，采用全程直埋敷设方式。E、管线布置在满足设计要求的情况下，力求平直。（2）管网敷设方式目前供热管网敷设方式主要有：地下管沟敷设、架空敷设、直埋敷设三种方式，综合上述各种方式的特点以及规划的要求，供热管网采用直埋敷设。（3）管网布置供热干管环状布置，主干管沿南北路布置，次干管沿其余规划路68、布置。考虑到安全等因素，在集中供热锅炉房和各个热用户间设置水水换热站，经水水换热后向热用户供应采暖热水。3.3 一二九团供热规划根据一二九团五五新镇气象条件，按最低气温38.2，采暖期从当年10月15日至次年3月15日，长达154天,供热以民用采暖热负荷为主。五五新镇采暖起始温度为5，采暖设计室外温度为-24，采暖期平均室外温度为-9.4，用户室内温度平均按18设计。（1）供热能力：团部集中供热中心位于健康路以南、百花街以西，锅炉房为钢结构，建筑面积2350平方米。现有锅炉5台，总供热能力35MW，其中：7MW（SZL7-1.25-130/80-AIII）三台（2004年），14 MW（SZL69、14-1.25-130/70-AIII）二台（2009年1台，2012年1台）。换热站6座（振兴里1座，乐园里1座，腾飞里1座，育才里1座，淮安小区1座，辛福里1座）。（2）供热面积，截止2012年底团部集中供热总面积42.5万平方米。（3）热负荷预测十二五末期供热热源为五五工业园热电厂提供热源，规划近期（2015年）最大负荷为92MW，远期（2030年）供热容量达216.10MW。综上，至近期（2015年）本期工程最大采暖热负荷为92MW；由于一二九团周边有供热锅炉，有一定的供热能力，五五工业园460兆瓦燃煤背压热电项目可向一二九团提供一部分蒸汽用于供热，供汽量约为4060 t/h。3.4 70、工业供热负荷本项目的建设可向五五工业园区各企业提供工业用汽如下：第一部分：新疆邦友化工有限公司100万t/a重油制烯烃联合装置及配套工程,本项目由生产装置、储运设施、辅助生产及公用工程设施、预留区组成。生产装置包括100万t/a原料油预处理装置、30万t/a半再生重整装置、100万t/a重油催化裂解装置、30万t/a酸性水汽提装置、30万t/a汽油加氢装置、30万t/a柴油加氢装置、50万t/a气体分馏装置、5万t/a乙丙橡胶装置、20万t/a烯烃歧化装置、35万t/a聚丙烯装置、16万t/a苯酚丙酮装置、10万t/a双酚A装置、5万t/a碳酸二甲酯装置、10万t/a碳酸二苯酯装置、10万t/71、a聚碳酸酯装置、中央控制室。仓储设施包括汽车装卸区、储罐区、气柜区等；其中储罐区包括原料油罐组，成品罐组（苯酚、混苯罐组，丙酮罐组，柴油罐组，石脑油罐组，汽油罐组，脱固油浆罐组，混合甲酚罐组），装置储罐组（苯、裂解轻油罐组、汽油、裂解汽油罐组，乙烯、丁烯罐组，丙烯罐组，液化气球罐组）。辅助生产及公用工程设施包括蒸汽锅炉房、软化水站、换热站、35kV变电所、消防泵站（含消防水池）及泡沫站房，空分空压装置，循环水厂、污水处理厂（含事故缓冲池），机修、电修、仪修，火炬区、中心化验室，备品备件库等。 厂前区包括办公楼、餐厅、宿舍等。项目总投资：110亿元。新疆邦友化工有限公司工业用蒸汽量：57070072、t/h；由电厂提供给新疆邦友化工有限公司换热站。第二部分：新疆粤新能源化工有限公司60万吨/年聚氯乙烯循环经济一体化项目，本项目充分利用新疆维吾尔自治区及第七师的煤炭和盐资源，建设60万吨/年兰炭、90万吨/年电石、160万吨/年水泥、60万吨/年电石法PVC、50万吨离子膜烧碱、10万吨CPCV装置及动力站。国家为推进经济结构的战略性调整，促进产业升级，提高竞争力，确定重点鼓励发展的产业、产品和技术目录中华人民共和国国家发展和改革委员会令第9号产业结构调整指导目录(2011年本)。零极距离子膜烧碱装置符合国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录“十一、石化化工第三条“零极距、氧阴极扥离子膜电解73、槽节能技术”。此项目需要工业用蒸汽量：236.3362.1 t/h，由电厂提供给新疆粤新能源化工有限公司化工项目换热站。第三部分：五五工业园区其他各企业总用汽量：108112t/h；由电厂提供给五五园区换热站。工业用汽：由460MW背压汽轮机组提供的蒸汽通过蒸汽管道，输送到各工业用户，凝结水100%回收。用汽量总计9141174t/h。3.5本工程抽汽参数确定为提高热电联产机组的经济性，最大限度地实现节能减排的目标，根据理论测算及工程实际经验，本工程机组采暖抽汽确定采用低压采暖抽汽，采暖抽汽压力为 0.4MPa(a)，抽汽温度为259.7。采用已在汽轮机高压部分作完功的低压采暖抽汽可提高机组回74、热系统效率，有效降低冷源损失，使得机组的经济性大大提高。由于缺少工业用汽参数资料，本工程机组工业抽汽初步采用中压工业抽汽，工业抽汽压力为1.2MPa(a)，抽汽温度为260300。采用已在汽轮机高压部分作完功的中压工业抽汽可提高机组回热系统效率，有效降低冷源损失，使得机组的经济性大大提高。3.6本工程机组采暖抽汽量的确定及可靠性分析3.6.1机组抽汽量的确定根据135MW凝汽机组的热力特性，机组在最大连续进汽条件下，扣除回热系统自用抽汽外，在确保机组排汽缸（低压缸）具有最小的安全冷却流量的情况下（即低压缸通流部分不发生鼓风现象），经与主机厂家配合分析，单台机组最大采暖抽汽量可达到约235t/h75、，单台机组提供的最大热功率为154MW。3.6.2热负荷所需蒸汽量:按照0.4MPa(a)的采暖抽汽参数，计算供热区域内热负荷所需蒸汽量折合如下：序号 名称近期远期最大平均最大平均1热负荷(MW)330215.29660430.582蒸汽量(t/h)505.363301010660由上表分析知：电厂在近期提供的额定采暖抽汽量应为330t/h，远期电厂应提供的额定采暖蒸汽量为660t/h。根据前面的分析，两台135MW机组能提供的最大抽汽量为470t/h,因此在远期五五园区市需建设集中供热设施与本工程机组互为备用,以满足对采暖热负荷的要求,故本期工程选择两台135MW机组能满足五五园区近期的供热76、要求。3.6.3电站机组可提供的热负荷:经计算本工程2X135MW机组单台机的额定采暖抽汽量为170t/h,两台机组的额定抽汽量为340t/h时, 单台机的工业抽汽量为40t/h, 两台机组的工业抽汽量为80t/h时,机组的热电比和热效率(热电比为0.677, 热效率为53.167%)满足热电联产项目规定。根据上述计算，本工程2135MW供热机组单台机提供的额定采暖抽汽量为170t/h，工业抽汽量为40t/h。两台机组可提供的额定采暖抽汽量为340t/h，工业抽汽量为80t/h。本工程2135MW供热机组单台机可提供的最大采暖抽汽量为235t/h，最大工业抽汽量为100t/h。两台机可提供的最77、大采暖抽汽量为470t/h，最大工业抽汽量为200t/h。当热电厂2X135MW机组采暖额定抽汽量达到340t/h时，热电厂能够提供的额定采暖热负荷为215.29MW；通过上述分析可以得出：在近期2015年，热电厂2135MW机组建成后，本工程供热区域内的采暖热负荷和工业热负荷可通过本工程热电厂提供。在寒冷月随着室外温度的降低，采暖热负荷需求量逐渐增加达到215.29MW时，热电厂提供的额定采暖热负荷依然能满足要求，此时电厂提供的工业抽汽量为80t/h。在平均采暖负荷期间，调峰锅炉可处于备用状态，由高效率、低能耗的热电联产机组完成全区域供热，当室外环境温度逐步下降，电厂提供的热负荷不能满足要求78、时，可陆续开启调峰锅炉，切网运行，从而达到经济性最佳，能耗最低、环保状况最优的状态。近期（2015年）事故工况供热能力校核：根据相关规定“在确定热电厂内的机组容量和台数时，应考虑当一台机组停用时，其余热源(含调峰和备用锅炉)应承担工业热用户连续生产所需的用汽量和冬季采暖、通风和生活热水用热量的60%75%(严寒地区取上限)”。当热电厂一台机组在采暖期故障抢修时，运行的另一台机组按照最大采暖抽汽235t/h运行，此时电厂可提供的采暖热负荷为154MW，工业抽汽量为50t/h。在最冷季节，供热所需的热负荷为330MW，工业抽汽量为80t/h。此时尖峰锅炉可全部投入运行，需要调峰锅炉房和供热设施提供79、的供热热负荷为330MW-154MW=176MW,工业抽汽量为80-50=30t/h。新建的供热设施可以与本工程供热机组互为备用，从而实现供暖安全连续可靠。根据计算，在近期（2015年）热电厂2135MW机组投产初期，本期机组全厂热效率为53.167%，热电比为0.677，已完全满足热电联产要求。上述论证结果充分说明了热电厂2135MW机组在2015年投产是十分必要且符合国家热电联产相关政策的，工程建设投产期的安排也是科学合理的。综上所述，本工程建设2135MW热电联产机组是合适的，能够满足拟建市近期和远期的城市发展需要，在供热运行和供热调节方面是安全可靠的，根据拟建市目前的发展情况，建议尽快80、实施本工程建设，及早投产。3.7机组热经济性指标数据表3-3 热电厂主要经济指标序号项目单位近期2015年1年均发电标准煤耗率kg标准煤/KW.h0.26362年均供电标准煤耗率Kg标准煤/KW.h0.29123年均供热标准煤耗率kg标准煤/GJ39.044年发电量（两台机）亿kw.h14.865年供电量（两台机）亿kw.h13.466年供热量（两台机）万GJ/y326.67发电厂纯凝发电厂用电率 9.28供热厂用电率5.639机组在采暖期厂用电率12.4910全年综合厂用电率9.811全厂热效率53.16712采暖期热电比/0.67713年发电耗标准煤量（两台机）万T标准煤39.214年供热81、耗标准煤量（两台机）万T标准煤12.815年耗标准煤总量（两台机）万T标准煤26.0注:上表中数据按照近期平均热负荷215.29MW考虑。根据国家计委等四委、部、局所发的急计基础20001268号文的规定及热电联产编制规定（报审稿）的要求“供热式汽轮发电机组的蒸汽即发电又供热的常规热电联产，应符合下列指标：1）总热效率年平均大于50；2）单机容量为50、100、125MW的供热机组，其年平均热电比应大于50% ；3）单机容量为200、300MW的供热机组，其在采暖期的平均热电比应大于50%。”本期工程两台机组投产时近期（2015年）总热效率就达到53.167，采暖期热电比为0.677；完全符合82、1268号文的规定及热电联产编制规定（报审稿）的要求。本装机方案是初步可行的。3.8供热参数及供热方式3.8.1供热介质本工程拟选用130高温水做为采暖热负荷的供热介质。3.8.2采暖供热方式本期工程供热只考虑冬季供暖负荷，供热方式采用高温水间接供热。具体流程是：由汽轮机抽出的加热蒸汽送至厂内的汽水供热首站，经热交换后，加热蒸汽的凝结水通过热网疏水泵输送回主厂房汽水系统。热网首站的外网（热水管网）采用软化水做为采暖热负荷的供热介质，加热蒸汽加热后产生的13080高温水经厂外热网送至各小区的换热站,经热交换后,将换热后95的低温水经小区内热网送至热用户。本期拟采用下图所示的供热参数及供暖方式。即83、全部用热单位都采用间接连结方式，本期供水温度为130，回水温度为80，经热交换后，保证进用户温度达95。本期工程在主厂房固定端毗屋内设置一座热网首站，站内配置四台热网加热器、四台热网循环水泵、四台热网疏水泵、两台热网补充水泵、一台滤水器、一台软化水除氧器、一台热网疏水扩容器。热网首站出来的高温水经厂外热网换热回至热网首站，由热网循环泵加压后通过热网加热器加热后供出。热网加热器疏水经热网疏水扩容器后再由疏水泵打入主凝结水系统。热网补充水由电厂制备通过热网补充水泵补入一次供热管网，热网补充水泵兼作定压系统。热网首站的系统流程图如下：3.8.3系统运行调节方式供热首站系整个热网系统的第一热源点，其运84、行调节方式对整个热网系统的安全经济运行起着决定性的作用，本工程热网循环水采用质量混调的方式，这主要取决于室外环境温度的变化。3.8.3.1蒸汽系统的运行调节首站的热网加热器的加热汽源来自汽轮机的可调整抽汽。当然此可调整抽汽必须具有最小的开度，以保证在所有的工况下，低压缸叶片都能安全运行，且低压缸维持一定的流量，避免因鼓风而造成汽温度过高。在汽机调整抽汽管道上还装有进口的调节阀，也用于调节热网加热器的进汽流量，在热网循环水采用质调运行时，循环水量保持不变，而改变加热蒸汽的流量，从而达到改变循环水供水温度的目的。在热网循环水采用质量混调的工况下，根据外网监控中心的指令，改变首站的循环水量及供水温度85、，相应的加热蒸汽量也由此发生变动，从而达到调节出水温度的目的。3.8.3.2热网循环水的调节首站的热网循环水根据室外环境温度的变化，接受外网监控中心的指令进行变工况调节运行。本工程首站设有4台调速循环水泵，循环水泵采用液力偶合器调速，变速泵的采用不仅能使厂用电降低提高经济性而且还可以平滑地改变管路特性，从而避免发生管系振动，节流降压能耗过高的情况。循环水泵在变工况运行时，通过调整液力偶合器的转速来调节其出水流量，这样在理论上就可以保证管路出口的所有阀门均处于全开的位置，从而避免过度调节管路上的阀门开度而造成较大的节流损失。3.8.3.3补水定压系统的调节补水定压系统对于大型供热工程来说是相当重86、要的，因为热网系统要保证安全运行，必须有定压设备来维持管系有足够的静水压头从而防止发生因汽化导致水击。在热网首站系统正常运行时，如软化水补充水泵发生故障，则工业水补充水泵自动投入运行，此时可以通过操作两台补充水泵入口电动门，将工业水补水泵的水源切换至软化水补水泵，从而达到两台补水泵即可单独运行，又能互为备用的目的。当循环水回水母管压力大大降低，且软化水补水泵已不能满足管网定压的要求时，工业水补水泵也自动投入运行，此时两台泵同时补水定压，同时联系外网监控中心，采取有效的事故处理措施。一般说来，首站的循环水系统，其流程为闭式循环，如无管道、阀门、设备等重大损坏事故发生，循环水的回水压力不致于降低太87、快。总之，补水定压系统对于大型热网系统的安全运行是十分重要的。本工程为提高补水系统运行的连续稳定性，决定将补充水泵设为变频调速型水泵，这样便于水泵的平稳运行。3.8.4首站系统安全保护措施3.8.4.1预防水击的措施在大型热网中，水击是一个极为严重的问题，尤其是在长距离的大型管道中较易发生严重的水击。一般说来，危害较大且易发生的水击多为停泵水击。故本工程在水击的预防上采取了一些有成熟经验的措施。1）在循环水泵的总回水管与总供水管之间设有快启式止回阀，介质流向为回水管至供水管。这种措施主要是预防当循环泵突然停运，供水母管压力降低，发生水柱瞬间中断时，回水管中的水能够通过快启式止回阀迅速进入供水管88、中从而达到压力的自平衡。2）水泵出口不设置止回阀，而设置液压缓闭式止回阀，关闭时间3min。3.8.4.2其它安全保护措施1）在汽机调整抽汽至热网加热器的蒸汽管道上设置安全阀，防止蒸汽超压而影响汽轮机的正常运行。2）在加热器的水侧和汽侧装设安全阀。3）在热网循环水供水总管上设置安全阀，防止循环水泵出口母管压力过高而导致管道和设备超压。4）热网循环水泵和补水泵采用双电源供电。热网循环水泵和补水泵是热网系统的关键设备，如果采用单一电源，当该电源因故障突然消失时，导致循环泵突然停运，补水泵无法运行，也无法维持整个管系的静水压头，即无法定压，则会出现因管系中介质汽化而发生大面积水击的恶性事故，故此热网89、循环水泵和补水泵采用双电源供电，避免造成非计划事故性停运。4燃料供应4.1煤源本工程厂址位于奎屯市北部55km处拟建的农七师五五新市区域。本工程一期容量为2135MW超高压、一次中间再热抽汽式汽轮发电机组配2440t/h超高压、中间再热燃煤锅炉，并预留下期260MW机组扩建场地，厂内输煤系统按本期机组容量设计。本期工程按设计煤种计算年耗煤量约为77.596万吨，现将本工程周边地区煤源初步分析如下： 4.1.1乌苏地区煤源概况乌苏市境内煤炭资源较为丰富，远景储量达18亿吨,主要分布于克里阿特克-四苏木-托斯特和安集海河口巴音沟两个山前地带，构造上属北天山乌鲁木齐山前坳陷,其中四棵树矿区和巴音沟矿90、区为中型矿床,其余为小型煤矿或煤矿点。乌苏市经详查的煤炭资源储量约2亿吨,矿区交通便利,向西经国防公路约25km可达217国道；向北沿安集海河西岸的简易公路约45km可达312国道,北疆铁路由东向西通至乌苏市。乌苏四棵树矿区位于乌苏市以南，其资源储量、煤矿开采规模及产量规划较大；巴音沟矿区位于巴音沟牧场（喇嘛庙）东北2.5km处，矿区向西经国防公路约25km可达217国道，向北沿安集海河西岸的简易公路约45km可达312国道。该矿区1982年新疆地矿局对其进行了初步探察，求得C级储量5371万吨，为一中型矿床。其中，乌苏四棵树矿区中已建成的年产9万吨以上的煤矿为乌苏四棵树煤炭有限责任公司拥有的91、2对生产矿井，分别为年生产能力74万吨/年的七号平硐和年生产能力120万吨/年的八号井。虽然该公司年生产能力较大，但已与周边多家企业签订了供煤合同，已无多余产能供于本工程，因此本报告不再进行叙述。4.1.1.1红山西煤矿红山西煤矿井田位于新疆乌苏市南东23，直线距离约50km，安集海河的西北侧，地处巴音沟矿区，行政区划属乌苏市管辖。井田东西长约4.6km，南北宽约2.4km，井田呈一规则的矩形，总面积约11.08km2。井田南侧有一条砂石路面的101省道，东南侧有一条沥青路面公路可达312国道并与北疆铁路奎屯火车站相连通，交通方便。本区含煤地层为中侏罗统西山窑组，可采煤层共2层，自上而下编号为92、B6、B4。煤种为长焰煤、不粘煤，发热量较高，有害元素含量较低，是优质的动力用煤，也可做化工用煤及民用煤。根据地质报告提供的资料，井田构造为简单构造类型。井田范围内(331)+(332)+(333)资源量为14162.6万吨，其中探明的内蕴经济资源量(331)：5396.5万吨；控制的内蕴经济资源量(332):5051.7万吨；推断的内蕴经济资源量(333):3714.4万吨。根据批准的可研报告，矿井建设规模120万吨/年。设计可采储量为9530.57万吨，储量备用系数取1.4，服务年限56.7年。根据新政办函2009284号关于大唐呼图壁铁列克煤矿等33个煤矿建设项目列入自治区煤炭工业“十一93、五”发展规划的函中，同意将红山西煤矿年产120万吨列入自治区煤炭工业“十一五”发展规划。4.1.1.2红山煤矿二号平硐红山煤矿二号平硐井田位于乌苏市东头道河子河西岸，地处巴音沟矿区，属乌苏市管辖。矿井向北有长46km的简易公路与312国道相连，再向西26km到奎屯市，46km到乌苏市，向东37km到沙湾县。另外奎屯天北矿业投资有限责任公司为解决本矿井及周边矿井煤炭运输问题，在矿井东北约1.5km位置投资建设了安集海河索道，矿井煤炭可经设计的空中索道运输到对岸的窝瓦特草原，再通过窝瓦特草原上的公路约37km连接到312国道，再经约20km的国道到达奎屯市，故矿区外部交通条件较为便利。勘探区内煤矿94、矿部与各矿井之间均有简易土路相通，通行条件较好。井田地理坐标位于东经850120850624,北纬440237440403，井田为西窄东宽的多边形，东西长约6.3km，南北宽约0.61.54km，面积约7.8073km2。勘查区内含煤层主要为不粘煤和长焰煤，具有低水分、低-中灰分、特低硫、特低-低磷、高热值、高-中高挥发分，高油-含油等特点。原煤可作为工业及民用动力煤。井田范围内地质资源量5070万吨，工业资源/储量4876.7万吨，设计资源/储量4053.7万吨，可采储量3004.7万吨。矿井建设规模60万吨/年，储量备用系数取1.4，服务年限35.8年。根据新政办函201056号关于中煤能95、源哈密煤业有限公司烟墩一号矿井等17个煤矿建设项目列入自治区煤炭工业“十一五”发展规划的函中，同意将红山二号平硐年产60万吨列入自治区煤炭工业“十一五”发展规划。4.1.1.3红山煤矿四号井红山煤矿四号井位于乌苏市南东50km处。井田地理座标：东经850229850452；北纬440157440312，地处巴音沟矿区。煤矿与外界通过长46km的简易公路与312国道相连，自312国道向西26km可到奎屯市，向西46km可到乌苏市，向东37km可到沙湾县，外部交通条件较为便利。井区位于乌鲁木齐中新生代山前拗陷西段的巴音沟褶皱带北部乌拉斯台背斜中段北翼，属构造简单类型。八道湾组下部含煤段中共含0.396、米以上的煤层4层，其中大于0.7米的可采、局部可采煤层2层，平均可采总厚6.76米。位于下部含煤段上部的A4煤层是层位较稳定大部可采的煤层，可采区域内平均可采总厚5.30米。是区内的主采煤层。A4煤层总体为特低灰，特低硫、特低中磷、中高发热量，富油高油煤，是良好的工业动力用煤和民用煤，也可作为气化和炼油用煤。勘探区内共求得332+333+334资源量2952万吨，其中332资源量481万吨，333资源量563万吨，332+333资源量1044万吨。 本矿井生产能力9万吨/年，斜井开拓，服务年限39年，于2009年6月投产。4.1.2 燃料供应目前，红山煤矿四号井年产9万吨煤矿已投产；红山煤矿二97、号平硐年产60万吨煤矿于2008年底开工建设，主体工程已建设完成；红山西煤矿年产120万吨煤矿于2009年6月份开工，预计2012年可达产，三座矿井总设计生产能力为189万吨/年。本期工程按设计煤种计算年耗煤量约为77.596万吨，工程计划于2012年4月开工建设，2013年7月两台机实现双投。综上所述，奎屯天北矿业投资有限责任公司所拥有的红山煤矿四号井、红山煤矿二号平硐与红山西煤矿作为本工程的煤源是落实的，可靠的。4.2煤质分析本期工程以红山西煤矿煤样为设计煤种，以红山煤矿四号井为校核煤种，煤质报告见下表表4.1燃料的工业分析和元素分析项 目符 号单 位设计煤质校核煤种工业分析全 水 分Mt98、%14.112.4收到基灰分Aar%16.217.06干燥无灰基挥发分Vdaf%47.0642.1收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg21.0719.5元素分析收到基碳Car%52.1854.24收到基氢Har%4.012.77收到基氧Oar%11.7512.29收到基氮Nar%0.80.61收到基硫St.ar%0.960.634.3 燃煤量本工程锅炉燃煤量见下表：表4.2 锅炉容量项目135MW（1440t/h锅炉）2135MW（2440t/h锅炉）小时耗煤量(t)设计煤种62.81125.62校核煤种67.94135.88日耗煤量（t）设计煤种1256.22512.4校核煤种1358.99、82717.6年耗煤量(万t)设计煤种38.79877.596校核煤种41.96783.934说明：1.电厂日耗煤量按22小时考虑。2.电厂年耗煤量按5500小时考虑。4.4 燃料运输方式本工程年耗煤量为77.596万吨，煤源为五五园区东南90km处奎屯天北矿业投资有限责任公司所属矿区，由于红山矿区与北疆铁路目前无铁路线连接，电厂铁路专用线引接还未论证接轨条件，因此本阶段电厂燃煤采用汽车公路运输方式，各厂址燃料运输方案及路径如下：1) 工业园中部厂址燃煤采用公路汽车运输方式，经矿区道路(5km)101省道(45km)312国道(20km)217国道(44km)园区公路(7.5km)货流道路(0100、.5km)运至厂区，需新建运煤道路0.5km，公路总运距约122km。2) 二十二连厂址燃煤采用公路汽车运输方式，经矿区道路(5km)101省道(45km)312国道(20km)217国道(44km)园区公路(5km)货流道路(2km)运至厂区，需新建运煤道路2km，公路总运距约121km。3) 北堡厂址燃煤采用公路汽车运输方式，经矿区道路(5km)101省道(45km)312国道(20km)217国道(44km)园区公路(2.5km)货流道路(0.5km)运至厂区，需新建运煤道路0.5km，公路总运距约117km。5 建厂条件5.1厂址概述 农七师五五园区2135MW热电联产工程由克拉玛依连101、上电力有限公司投资兴建，厂址位于奎屯市北部55km处的农七师五五工业园区内。本工程建设2135MW超高压、双缸、双排汽、双抽凝汽式汽轮发电机组,配2440t/h超高压燃煤锅炉，预留扩建余地。工程计划于2013年8月开工建设，2014年10月两台机实现双投。5.1.1区域概况5.1.1.1奎屯兵团农七师农七师位于准噶尔盆地西南部的奎屯河流域，南面天山，北接库尔班通古特沙漠。地理坐标在北纬44204704，东经83518551之间。全师南北界端距离303km，东西界端距离180km，面积5906.90km2，人均2.71ha。所辖10个团场中，一三七团面积最大10.55万ha；一二七团面积最小1.102、94万ha。农七师境域分布在新疆维吾尔自治区的奎屯市、乌苏市、克拉玛依市及沙湾县、和布克赛尔蒙古自治县境内。师部驻地位于奎屯市。全师分为四个垦区：奎屯垦区、车排子垦区、高泉垦区、乌尔禾垦区，总人口约21.6万人。垦区绝大部分在天山北麓的奎屯河、四棵树河、古尔图河的洪积冲积平原上，仅一三七团分布在白杨河流域的乌尔禾谷地。纵贯准噶尔盆地，地形沿三河河势南高北低。地面高程600265m，垦区南部纵坡15左右，向北渐缓，最缓1。全境地势基本平坦，只有较小起伏，局部有深15m，宽210m的自然冲沟分布，在准噶尔盆地腹心地带有固定与半固定的沙丘。农七师垦区绝大部分位于准噶尔盆地西南，古尔班通古特大沙漠的边103、缘，属温带大陆性干旱荒漠气候。年平均温度6.47.1，最热的七月份平均温度25.6，绝对最高温度42.141.8。最冷为一月份，平均温度-17.23-16.3，绝对最低温度-38-36.4。10积温平均为36173599.8，无霜期159186天，日照量26112697小时，光热充沛，加之日较差大，有利于植物生长和有机物质的积累。亚欧大陆桥的北疆铁路、乌奎高速公路、312国道、乌伊公路横越境内，217国道独阿公路纵贯全境，纵横路交于奎屯。5.1.1.2农七师五五工业园区（以下简称园区）农七师五五工业园区位于农七师129团团部东南侧7km、130团团部（拟建市）东北18km处。属于兵团自治区级的104、工业园区，项目已上报自治区发改委，正在申报核准。园区东邻古尔班通古特大沙漠，北至奎克高速立交（奎车公路、奎克高速公路交汇处），南至130团22连，西侧紧邻奎北铁路。园区规划总面积28.8km2。五五工业园区从产业上划分为五大功能区：新能源工业区、新材料工业区、油气化工业、农副产品加工业、新型建材业。新材料工业区：规划车北路以南，共青路以北区域为新材料工业区，占地面积4.43km2。农副产品加工区：规划高泉东路以北，世纪大道以东区域为农副产品加工区，占地面积3.6km2。新能源工业区：规划车北西路以北，高泉西路以南，世纪大道以西区域为新能源工业区，占地面积2.5km2。油气化工业：规划共青路以南105、区域为油气化工业，占地面积7.57km2。新型建材业：规划车北东路以北，高泉东路以南区域为新型建材业，占地面积2.20km2。园区主要发展的产业有以碳化硅为主的矿产资源加工，农产品及精深加工，现代农业装备制造，石化下游产品加工，建材制造。建立农七师对外开放的“窗口”，通过工业产业支撑农七师拟建城市的经济社会发展，以新材料、新能源、油气化工等产业为重点的农七师特色工业基地。5.1.2 厂址概述5.1.2.1 厂址地理位置第七师五五工业园区位于奎屯市以北约55km，第七师129团五五新镇与130团共青镇东侧，五五新镇东南约3km，园区东邻古尔班通古特大沙漠，北至奎克高速立交（奎车公路、奎克高速公路106、交汇处），南至130团22连，西到奎北铁路，奎车公路与园区世纪大道相连，交通便捷。第七师五五园区新疆粤新能源化工有限公司五五工业园460兆瓦燃煤背压热电项目场区地理坐标：X:4966188-4966849 Y：568942-569407详细交通位置如下图5-1-1所示图5-1-15.1.2.2 厂址自然条件厂址地形平坦开阔，地势由南向北倾斜，坡度约为13，海拔高程315-318m（1956年黄海高程系）。在地貌上属于准噶尔盆地西部，厂址地处奎屯河冲洪积平原的中下游。场地地表生长有少量耐旱植物，以碱蒿、梭梭柴、琵琶柴为主。厂址内无自然环保区、风景名胜区、文物古迹、地下矿藏资源、军事设施及机场。根107、据中国地震动参数区划图（GB18306-2001）,本区的抗震设防烈度为度。场地土主要为饱和粉细砂。场区不具备发生地震崩塌、滑坡、砂土液化和震陷、构造性地表错动的可能性，为抗震有利地段。5.1.3 厂址周围环境五五工业园区位于129团范围内。园区近、中、远期共规划了包括128团与山东依耐特硅业有限公司总公司合作20万吨/年绿碳化硅及6万吨超精细微粉光伏线切材料项目、129团与昆仑水泥有限公司合作投资建设200万吨/年水泥粉磨站项目、130团与丹江口盛嘉工贸有限责任公司建设10万吨绿碳化硅3万吨光伏刃料及5万吨高档耐火材料项目、130团与新疆金松硅业有限责任公司建设10万吨/年工业硅项目等。5.108、2 交通运输5.2.1 奎北铁路奎北铁路南起天山北麓的奎屯市，沿准噶尔盆地西缘向北，经新疆石油城市克拉玛依、渔业大县福海县至新疆兵团农十师师部所在地北屯，是新疆北疆地区重要的交通大通道。南起兰新铁路奎屯站，向北经克拉玛依、乌尔禾、福海，至北屯，新疆奎北铁路规划运输能力为每日开行客车12对，年货运能力2000万吨。现已建成通车。奎北铁路紧靠本工业园区，设有客站。货站，并规划预留货运专线，交通快捷，为园区的发展提供了有力的保障。5.2.2 奎克高速奎克高速公路全长135公里，为双向四车道高速公路，计划2011年11月建成通车。该路途经的奎屯、第七师、克拉玛依是新疆石油、矿产资源储量丰富和农牧业发达109、的区域。奎克高速纵贯本工业园区，并在园区北侧和中部设置有交通枢纽，而交通便利大大缩短物资交流周期，为五五经工业园区的快速发展提供了有力的条件。5.2.3 其他道路217国道在本园区的西侧，并与奎克高速相连。其横穿129团、130团，是129团、130团对外交通的主要道路。通过217国道，有两条公路可进入园区，规划在园区中部建设中园路进入园区。奎车公路是123团车排子通向奎屯的师内道路，其横贯园区。在园区北侧与奎克高速相交，并设交通枢纽。129团、130团从217国道进入园区的3条公路，在园区内与奎车公路交汇，形成交通环路，有利于园区物资流通，为园区发展提供了强有力的保障。5.3 水文5.3.1110、.1泉沟水库泉沟水库是奎屯河系上的一座平原注入式水库，距离场区40km，1972年始建，1982年扩建，现总库容8540万m3，正常蓄水位417.5m。泉沟水库引水渠5m3/s（自奎屯河东干渠奎三支引水），放水闸设计流量40m3/s，放水渠设计流量25m3/s，控制灌溉面积17万亩。水库任务是灌溉和奎屯市西区洪水滞洪。泉沟水库主要引蓄奎屯河河水和部分泉水，以及奎屯市暴雨洪水。奎屯河河水一部分直接由河道进入奎屯水库，另一部分由团结大渠引进，分别输往东西干渠，东干渠向泉沟、黄沟一库、黄沟二库及灌区供水（其中泉沟水库引水流量5m3/s）。年均进库水量8324万m3，年均出库水量7560万m3。泉沟水111、库以灌溉为主，每年510月份向下游17万亩耕地供水。每年3、4月份为高水位期，水库基本蓄满，从4月中旬开始放水灌溉，68月为灌溉高峰期，至10月底截止，水位逐渐下降，10月为全年低水位期。从11月开始，水位逐渐上升，3月底、4月水库水位最高。泉沟水库主要引蓄奎屯河河水和部分泉水，以及奎屯市暴雨洪水。奎屯河河水一部分直接由河道进入奎屯水库，另一部分由团结大渠引进，分别输往东西干渠，东干渠向泉沟、黄沟一库、黄沟二库及灌区供水（其中泉沟水库引水流量5m3/s）。年均进库水量8324万m3，年均出库水量7560万m3。泉沟水库以灌溉为主，每年510月份向下游17万亩耕地供水。每年3、4月份为高水位期，112、水库基本蓄满，从4月中旬开始放水灌溉，68月为灌溉高峰期，至10月底截止，水位逐渐下降，10月为全年低水位期。从11月开始，水位逐渐上升，3月底、4月水库水位最高。2002年进行除险加固工作，水库已于2006年除险加固完毕，水库运行安全。水库除险加固后，进库水量恢复至原设计8540万m3，由于水库在流域上游，进水受渠道控制，所以，在保证率为95和97的情况下，水量变化不大，为8511万m3和8496万m3。由于水库除险加固后考虑工业用水和发展旅游等，根据农七师发展规划，灌溉用水减少至6459万m3（其余水量一方面通过节水灌溉减少毛用水量解决，一方面通过适量开采水源地地下水解决），加上水库蒸发渗113、漏等损失812万m3，合计出库水量7271万m3，剩余水量1240万m3和1225万m3用于工业用水和旅游用水（旅游用水指为保持水库库面面积以观欣赏的水面蒸发水量，用水量少）。泉沟水库除险加固后运行情况表（未包括工业用水）表2.2.1月份P95P97进库水量（万m3）月末库容（万m3）水库弃水（万m3）对应水位（m）进库水量（万m3）月末库容（万m3）水库弃水（万m3）对应水位（m）一月6882674415.526872670415.52二月6793329416.586783324416.57三月7344000417.507334000417.50四月763929417.41763923417114、.40五月933571416.95933565416.94六月2742377346415.022712384330415.03七月21891620466413.5221851614475413.50八月1344953428411.891342953420411.89九月239633410.83239633410.83十月1200403.001200403.00十一月12741245412.6512721243412.65十二月8012008414.318002005414.31合计8511124084961225泉沟水库除险加固后运行情况表（包括工业用水）表2.2.2月份P95P97进库水量（115、万m3）月末库容（万m3）水库弃水（万m3）对应水位（m）进库水量（万m3）月末库容（万m3）水库弃水（万m3）对应水位（m）一月6882709415.586872705415.58二月6793378416.656783373416.65三月7344000417.507334000417.50四月763880417.35763880417.35五月933474416.80933468416.79六月2742332145414.932712328140414.92七月21891608266413.4921851603263413.48八月13441069188412.20134210691814116、12.21九月239681411.02239682411.02十月1200403.001200403.00十一月12741252412.6712721250412.67十二月8012031414.368002028414.35合计85115998496584由上表可以看出，加入工业用水后，不影响水库灌溉。泉沟水库除险加固后，其水库特征曲线表见下表。泉沟水库除险加固后库容曲线表表2.2.3水位（m）库容（万m3）水位（m）库容（万m3）403.000.0412.00989404.004.9413.001380405.0019.5414.001844406.0042.9415.002368407.117、0077.5416.002953408.00144417.003604409.00260417.50400410.00435418.004333411.00675热电厂取水水源是泉沟水库库水，根据泉沟水库的运行情况可知水库以灌溉为主，泉沟水库库容较大，并且有工业用水份额，农七师已设计从泉沟水库给工业园园区集中供水，主管道管径约1.6m，本期工程拟从供水主管道上直接引水。泉沟水库的进库水源是奎屯河河水和部分泉水，以及少量奎屯市泄洪。根据多年的运行情况可知，在保证率为95和97的保证率下，泉沟水库除灌溉水量为，可供水量1240万m3和1225万m3。水库运行最低水位控制在412.60m。农七师五五118、园区2135MW热电联产机组主机冷却系统拟采用湿冷系统。最大需水量为804m3/h(0.223m3/s), 日用水量为19296m3/d，年总需水量为548.8104m3。根据农七师防疫站检验，泉沟水库水质属III级，可供灌溉和热电厂用水。因此水库取水是可靠的，也是可行的。5.3.1.2厂址洪水根据实地调查，该区域位于奎屯河冲积平原下游，地面坡降1-3，地形平坦，分布有风积砂丘，地表植被覆盖率较高，加之上游分布多条排渠，场区内无洪水冲刷痕迹，无冲沟分布，因此场区不形成暴雨洪水条件，春冬季积雪较薄，主要耗于蒸发和下渗，不形成较大融雪洪水条件。故三处厂址无洪水危害。5.3.1.3厂址洪水根据实地调119、查，灰场内地形相对平坦，无明显汇流区，地面渗透系数大，故灰场内部存在洪水影响。5.3.2工程气象5.3.2.1区域气候特征热电厂地处欧亚大陆中心，远离海洋，属北温带大陆性气候，高空既受西风带天气影响，又受副热带天气系统影响，加之天山对北方冷空气的屏障作用，使之冬寒夏热，四季分明，降水量小，蒸发量大，气温年较差大，年平均气温7.3，历年中气温最高月份为7月，最低月份为1月，极端最低气温为-36.4，出现在1996年12月20日。年平均降水量182.2mm，降水主要集中在春秋两季，占最大一日降水量的68。光照充足，热量丰富，无霜期长，年平均无霜期为182天，年平均蒸发量为1763.9mm，年平均日120、照时数为2598.1h，年平均日照率为58，10的积温3600。冬季多年平均积雪深18mm，冻土深度1.45m。5.3.2.2区域气象条件本工程拟选厂址附近没有气象观测站，较近的气象站为奎屯气象站，与厂址距离约40km，都位于冲洪积倾斜平原地带，且奎屯市气象站与本工程之间无高大山脉阻隔，具有一定的代表性。奎屯市气象站位于奎屯市内，地理位置E：8453，N：4425，海拔高程498m，风仪高度10m。由于奎屯市气象站南面离山地距离较近，两地海拔高差200m左右，一些受地形地貌影响的参数（如风速等）存在一定差异，因此本阶段需对这些受地形地貌影响的参数（如风速）取值进行适当调整。同时建议业主尽快在工121、程场地建立空冷气象观测塔及临时地面观测站，以便下阶段可以提供较为准确的空冷与常规气象资料，能准确反应本场地气象条件。5.3.2.3主要气象参数（资料年限：1960-2011年）累年平均气温： 8.2累年极端最高气温： 41.7（1965年7月）累年极端最低气温： -36.4（1996年12月）累年平均降水量： 182.2mm累年最大一日降水量： 127.9mm（1960年6月）累年最长降水连续日数： 8d累年最大一次降水天数： 2d（降水量为129.2mm） 累年最大降水量： 342.3mm累年最小降水量： 97.6mm累年平均蒸发量： 1763.9mm累年平均气压： 966.9hpa累年平均122、相对湿度： 63.4%累年最小相对湿度： 2%（1962年5月）累年平均蒸发量： 1410.6mm累年最大积雪深度： 34cm累年最大冻土厚度： 145cm累年平均风速： 1.3m/s 累年瞬时最大风速： 20m/s全年主导风向： W全年次主导风向： E累年平均雷暴日数： 14d累年平均大风日数： 5d累年平均积雪日数： 106d累年平均沙尘暴日数： 4d累年平均降水日数： 73d5.3.2.4累年逐月气象参数1)气压：累年逐月平均气压。 累年逐月平均气压 单位：hpa1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平均气压977.4974.3970.1965.1 961.5956.59123、54.1956.9965.7969.7974.2977.22)气温：累年逐月平均、最高、最低及极端最高、极端最低气温。累年逐月平均、最高、最低气温 单位：1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月月均气温-15.7-10.80.6 12.719.724.926.424.518.49.6-0.4-11平均最高 -9.7-6.44.9 18.5 25.930.537.931.125152.9-7.1平均最低 -32-18-4.5 5.7 12.417.519.317.0 11.0 2.6-5.8-15.8累年极端最高、极端最低气温 单位：1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月124、12月极端最高8.212.822.6 33.5 37.739.341.739.937.230.917.14.1极端最低 -36-35-27.4 -10.2 -0.46.110.25.4-5.2-9.4-29.5-36.43)湿度：累年逐月平均、最小相对湿度。 累年逐月平均、最小相对湿度 单位：%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月月均86.581.274.253.547.743.64648.65262.88084.1最小283720.0 5.0 271013141720364)蒸发：累年逐月平均蒸发量。累年逐月平均蒸发量 单位：mm1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月1125、1月12月月均6.513.860.2184.7289.8332.4314.7256.1179.39425.27.25)风：累年逐月平均、最大风速。累年逐月平均、最大风速 单位：m/s1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月月均0.60.71.42.12.32.01.71.51.31.10.80.5最大1211171420171714162012126)日照：累年逐月平均日照时数及百分数。累年逐月平均日照时数及百分数1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月时数（h）129146186.9240286.4289.1319.2308.1258.9209.1128.597.126、1百分数（%）4550516063636971706245357）地面温度：累年逐月平均、最高、最低地面温度1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平均-16-121.414.2232931.127.618.98-2.4-12.3最高 -2.91.515.332.643.349.552.750.140.725.89.1-2.1最低 -24-21-6.83.09.414.316.113.46.8-1.3-9.2-18.88）风向：奎屯全年、夏季、冬季风向玫瑰图（2002-2011年）5.3.3结论与建议1）本工程拟选厂址附近没有气象观测站，离本工程较近且地貌相似的为距离本工程约40127、km的奎屯气象站，该气象站位于奎屯市内，地理位置E：8453，N：4425，海拔高程498m，风仪高度10m，与拟选厂址之间无高大的山体阻隔，具有代表性，本阶段需对一些受地形地貌影响的参数（如风速等）取值进行适当调整。建议业主尽快在工程场地建立空冷气象观测塔及临时地面观测站，以便下阶段可以提供较为准确的空冷与常规气象资料，能准确反应本场地气象条件。2）累年主导风向：W，次主导风向：E；累年平均降水量：182.2mm；累年最大一日降水量：127.9mm（1960年6月）；最大冻土深度：145cm。3）本工程50年一遇10m高10min平均最大风速为31m/s；100年一遇10m高10min平均最128、大风速为32.4m/s。4）场区内无洪水冲刷痕迹，无冲沟分布，场址无洪水危害。5）灰场内地形相对平坦，无明显汇流区，不存在洪水影响。5.4 电厂水源农七师五五热电联产工程为2135MW机组。电厂主机冷却系统拟采用湿冷系统。电厂本期工程建设2135MW机组，最大需水量为731.5m3/h(0.203m33/s), 日用水量为17556m3/d，年总需水量为442.1104m3 (按机组年利用小时数7000计)。电厂用水保证率为97%。根据国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知（发改能源2004864号）中要求“在北方缺水地区，新建、扩建电厂禁止取用地下水，严格控制使用地表水，鼓励129、利用城市污水处理厂的中水或其它废水”，优先考虑空冷电厂，以及“坑口电站项目首先考虑使用矿井疏干水”的精神，本项目针对中水水源、矿井疏干水水源及地表水等各种水源，进行充分地论证，以体现节能、高效、经济、适用、环保。5.4.1城市中水水源29团五五新镇镇区现有排水设施是在2004年设计建设的，其主要分布在百花街五星街两侧，健康路以北振兴路以南的部分区域，即现有的部分主要生活居住、办公区，总建设管道长度7.1公里。覆盖率只有建成区的40%。污水处理厂位于团部北侧3公里处，占地面积50000平方米，日处理污水2100立方米。2009年污水排放总量为37万立方米（其中居民生活排污量32.75万立方米，工130、业污水排放量4.25万立方米）。目前污水处理率46%。5.4.2矿井疏干水本工程附近没有矿区，没有矿井疏干水可使用，因此电厂不考虑使用矿井疏干水。5.4.3地表水5.4.3.1 泉沟水库 泉沟水库是奎屯河系上的一座平原注入式水库，1972年始建，1982年扩建，现总库容4000104m3，淤积库容163104m3，正常蓄水位417.5m。泉沟水库引水渠5m3/s（自奎屯河东干渠奎三支引水），放水闸设计流量40m3/s，放水渠设计流量25m3/s，控制灌溉面积17万亩。水库任务是灌溉和奎屯市西区洪水滞洪。泉沟水库主要引蓄奎屯河河水和部分泉水，以及奎屯市暴雨洪水。奎屯河河水一部分直接由河道进入奎屯131、水库，另一部分由团结大渠引进，分别输往东西干渠，东干渠向泉沟、黄沟一库、黄沟二库及灌区供水（其中泉沟水库引水流量5m3/s）。由于水库现状已淤积163104m3，且属病险水库，水库进水量受限制，现泉沟水库现年调节水量700010000104m3。年均进库水量8324104m3，年均出库水量7560104m3。泉沟水库以灌溉为主，每年510月份向下游17万亩耕地供水。每年3、4月份为高水位期，水库基本蓄满，从4月中旬开始放水灌溉，68月为灌溉高峰期，至10月底截止，水位逐渐下降，10月为全年低水位期。从11月开始，水位逐渐上升，3月底、4月水库水位最高。水库运行过程见表5.3.1: 泉沟水库现状132、运行情况表月份进库水量（104m3）月末库容（104m3）对应水位（m）一月6732763415.65二月6643399416.68三月6734000417.50四月743906417.38五月913481416.81六月2682465415.17七月21861812413.94八月13141314412.76九月234908411.74十月117163408.16十一月12461376412.88十二月7842115414.51合计8324泉沟水库除险加固后库容曲线表水位（m）库容（万m3）水位（m）库容（万m3）403.000.0412.00989404.004.9413.00138040133、5.0019.5414.001844406.0042.9415.002368407.0077.5416.002953408.00144417.003604409.00260417.504000410.00435418.004333411.00675水库除险加固后，险情解除，进库水量恢复至原设计8540104m3，由于水库在流域上游，进水受人工渠道控制，所以在保证率为95和99的情况下，水量变化不大，为8511104m3和8496104m3。由于水库除险加固后考虑工业用水和发展旅游等，根据农七师发展规划，灌溉用水减少至6459104m3（其余水量一方面通过节水灌溉减少毛用水量解决，一方面通过适量134、开采水源地地下水解决），加上水库蒸发渗漏等损失812104m3，合计出库水量7271104m3，剩余水量1240104m3和1225104m3用于工业用水和旅游用水（旅游用水指为保持水库水面面积以供观赏所产生的水面蒸发水量）。水库最低运行控制水位为412.6m，对应库容1225104m3，可以满足电厂安全用水。水库冰情、泥沙对取水口的影响水库平均结冰期为12月6日翌年3月15日，最大冰厚1m。在其余月份，冰情对取水无影响，在结冰期，建议使用管道越坝供水，可在管道外包裹保温石棉瓦等保温，可以保证正常供水。泉沟水库属注入式水库经统计，水库年淤积量5104m3，含沙量0.80kg/m3。主要是奎屯市135、暴雨洪水和夏季入库河水所携带的泥沙。水库淤积的纵坡面呈低三角洲形状，即水库淤积纵剖面与原库盘纵剖面大致构成一个顶点靠近坝前的三角形，淤积厚度小，部分区域呈片状分布。但在放水闸处又形成一小锥形，即水库淤积纵剖面与大坝纵剖面大致构成一个顶点位于放水闸以下的锥形。水库淤积量少（占总库容的4），水库上游又可控制河水进库泥沙量，水库泥沙淤积不会对取水口造成不利影响。5.4.3.2 黄沟水库黄沟一库位于兵团农七师垦区中南部，距奎屯市西北38km，距拟选厂址处18km。是一座引入式平原水库，主要引蓄奎屯河河水。黄沟一库设计有效总库容3220万m3，至2002年已淤积1420万m3。现有效库容为1800万m3136、。黄沟一库属等中型水库，它以灌溉为主，向下游直灌区128团、129团、130团供水灌溉，控制直灌区灌溉面积25万亩，同时还承担向奎屯水库输水任务，满足车排子灌区灌溉要求。现状黄沟一库主要有大坝工程、泄水工程2部分组成。黄沟一库始建于1960年，为均质土坝，设计总库容2650万m3，坝顶长度2.5 km，设计正常蓄水位340.5m。坝顶高程342m，坝顶宽3m。1980年进行扩建，库容由2650万m3，增加至3220万m3，设计水位由340.5m提高到341.5m，坝顶长度4.5km，东坝长2.1km，西坝2.4km，坝顶高程由342m提高到343m，主坝设计超高为1.5m，最大坝高13m，为土137、护坡，坝顶无防浪直墙。库盘由拦截天然黄沟而成，位于西坝线0+550西0+775段为拦截黄沟段，沟宽约225米，沟深约1011米，其余坝体为建于古沟二级阶地上。现有的水库放水闸位于坝线0+000处，为钢筋混凝土坝下方涵，洞身尺寸为1.91.9米，洞长28.4米，设计流量Q=20m3/s，闸底控制板高程333.0m。5.4.3.3 车排子水库车牌子水库有效库容为1500万m3，以灌溉为主，距拟选厂址处20km。5.4.3.4 奎屯水库奎屯水库有效库容为3500万m3，以灌溉为主，距拟选厂址处20km。5.4.4水源综合评价及建议电厂本期工程建设2135MW机组，最大需水量为731.5m3/h(0.138、203m3/s), 日用水量为17556m3/d，年平均净需水量为442.1104m3(按机组年利用小时数7000计)。城市中水及煤矿疏干水现阶段满足不了本期工程的用水要求，故本阶段只考虑地表水。由上述水文资料可知，泉沟水库库容较大，并且有工业用水份额，泉沟水库的水量满足本期工程的用水要求。本期工程拟用主水源为泉沟水库的地表水，根据现场调查，农七师已设计从泉沟水库给工业园园区集中供水，主管道管径约1.6m，园区集中供水管已经考虑本工程取水水量，由此可知，本工程用水水量对灌溉等无影响。因此本期工程拟从供水主管道上直接引水。由于现有资料不全，不能确定农七师给工业园的引水工程供水保证率达到97%，故139、本阶段考虑备用水源，由于奎屯水库和车牌子水库据拟选厂址较远，且高程低于拟选厂址，故本期工程备用水源拟为黄沟水库的地表水，水库除险加固后，水量为3220104m3，也满足本期工程的用水要求。农七师在五五镇处新建工业园区，根据农七师五五工业园园区规划可知，到2015年园区建设一期污水处理厂，处理能力为15104m3/d,到时根据现场实际情况电厂主水源可改为工业园污水处理厂的污水。本热电厂最终供水水源以本工程水资源论证报告为准。5.5贮灰渣场5.5.1 贮灰场容量根据大中型火力发电厂设计规范规定 “当灰渣（含脱硫副产品）确能全部利用时，可以只按贮存年限1年征地并建设事故备用贮灰场；”，现阶段电厂本期140、工程灰渣综合利用为100%。考虑到综合利用的不确定性，为保证电厂运行的安全，本期工程建设一座事故周转干灰场，容量按满足贮存本期机组1年的灰渣和脱硫石膏总量设计。本期工程除灰渣系统推荐方案采用灰渣分除、干式机械除渣汽车外运和浓相气力输送集中后干湿两路汽车外运。根据除灰及脱硫专业提供资料按设计煤种计算，本期2135MW燃煤供热机组年产灰渣量为13.27104t，脱硫石膏量为4.10104t，石子煤量为0.39104t；经碾压后密度按灰渣1.00t/m、脱硫石膏1.90t/m，石子煤2.50t/m计算；设计煤种年贮存灰渣量、脱硫石膏、石子煤所需库容为15.58104m。5.5.2 贮灰场的选择根据对141、厂址周边合理距离范围内的实地踏勘情况来看，工业园中部厂址周边基本为工业规划用地或公路，二十二连厂址和北堡厂址周边为农业用地或公益林保护区，因此现阶段选择了一处戈壁荒滩朝阳滩灰场作为工业园中部厂址、二十二连厂址和北堡厂址的配套贮灰场。拟选灰场距工业园中部厂址东南约12km，距二十二连厂址东南约10km，距北堡厂址东南约4km。地理位置为N：444516，E：845844。该灰场地形相对平坦，地势南高北低，地面海拔为328.00m333.70m，南北最大高差5.70m，灰场现状为一片荒地，表层分布有风积砂丘，高约2m5m，局部地段略微有起伏，地表植被以碱蒿、红柳、梭梭为主。拟选灰场属平原丘陵灰场，142、土地性质现状为国有未利用荒地。灰场紧邻奎车公路，灰场交通条件较为便利。 当灰场占地5.0hm2，堆灰标高达到333.50m，平均堆灰高度约5m时，可形成有效库容约16.00104m，可满足本期2135MW机组贮存1年灰渣及石膏量容积的要求。朝阳滩灰场地形地貌5.5.3 灰场水文及岩土工程条件(1) 地层结构及地基土（岩）承载力特征值灰场区地层以细砂、粉土为主。1 细砂：灰色，干，松散微湿状态。在场地地表呈新月形沙丘零星分布（高度约为0.5m5m）。承载力特征值：fak =80kPa100kPa。 粉土：浅黄色，稍湿饱和，可塑-软塑状态，韧性及干强度中等，表层植物根系发育，局部含有少量钙质结核。143、在勘察深度15.0m范围内未揭穿。地基土承载力特征值：fak =120kPa160kPa。(2) 地下水灰场区域地下水类型为松散岩类孔隙水，埋深约2.00m5.20m。地下水具有腐蚀性，对混凝土结构有中强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有中强腐蚀性。(3) 筑坝材料筑坝料场主要为灰场区南侧分布较多的风积砂，其储量丰富，厚度大，分布范围广，满足筑坝材料的要求。击实试验最大干密度1.66g/cm，最优含水量为10.8%。(4) 不良地质作用灰场区场地地形相对平坦，开阔，地貌单一，地层结构简单，无地面塌陷、地面沉降、地下洞室等破坏性危害。场地土不具有湿陷性，场地6m范围内粉土地层具有微-中等液化性144、， 6m以下土层不具有液化性。(5) 压矿及文物灰场区域内无矿产资源，同时也未发现有地上和地下文物分布。(6) 地基土的腐蚀性场地内土对混凝土结构具中等腐蚀性，对混凝土结构中的钢筋具有中等腐蚀性。(7) 灰场地基评价该场地属构造较稳定区域。处于较有利建筑地段。(8) 灰场洪水根据水文气象报告，灰场场地内地形相对平坦，无明显汇流区，故灰场区域内不受洪水威胁。5.6厂址区域稳定与工程地质 本节依据农七师设计院提供的农七师五五园区2135MW热电联产工程可研阶段地质勘察报告内容编写。5.6.1厂址区域稳定5.6.1.1区域构造场地在大地构造上位于哈萨克斯坦-准噶尔板块南部边缘，区域新构造运动强烈，区145、域内发育多条活动断裂（如图2.2），其中喀什河断裂具备发生8级地震的构造条件，有发生8级地震的可能性；博罗科努-阿其克库都克断裂、乌孙山山脊断裂、清水河子断裂等具备发生7级地震的构造条件，有发生7级地震的可能性；霍尔果斯、玛纳斯、吐谷鲁断裂-褶皱带、达尔布特断裂、那拉提断裂、巩留南断裂等具备发生6级地震的构造条件，有发生6级地震的可能性。近场区地震构造主要有：独山子-安集海断裂(F4)、霍尔果斯断裂（F6）、清水河子断裂（F10），属北天山推覆构造前部滑脱楔上第二排与第三排新生代断裂-褶皱带，全新世以来有过多次显著活动，具备发生6级地震的构造条件，有发生6级地震的可能。独山子-安集海断裂(F4146、)： 该断裂位于独山子-安集海背斜山前地带，走向近东西向，长55km，由断层面南倾4060的主逆断裂及北倾反冲逆断裂组成，断裂在平面上由东向西分为三段：独山子段、哈拉安德段、安集海段。霍尔果斯断裂（F6）：断裂分布于霍尔果斯背斜核部和北翼，总体走向近EW向，长70km，为断面南倾的逆断裂，断裂与中段的玛纳斯断裂呈左阶排列。该断裂由三条近平行断裂组成。距离场区最近的为F2断裂。F2断裂：位于霍尔果斯背斜北翼，全长19km，断裂主体倾向南，局部为逆走滑，在大部分地段引起北侧地层倒转，倾向165195，倾角60左右，破碎带宽1030m。在金沟河口一带，断裂错断了级阶地，形成断层陡坎，阶地越高陡坎越高147、，说明断裂有过多次活动，全新世以来仍有活动。清水河子断裂（F10）：该断裂西起四棵树沙里克台南，经清水河、塔西河至头屯河上游，总长280km，是乌鲁木齐山前坳陷与天山古生代造山带的分界断裂，控制断裂两侧地质构造和沉积构造。该断裂总体走向280，断面南倾，倾角4575，破碎带宽度20100m，多为古生界逆冲于中生界之上，具长期多次活动的特点。在奎屯河上游水管站，断裂南盘石炭系火山岩逆冲于中更新砂砾石层之上。断裂走向290，断面南倾，倾角70，破碎带宽150m，断裂上主被上更新统砾石层所覆盖，部分切错晚更新世阶地底部砾石层。在奎屯河上游西岸温泉一带，断裂切割了晚更新世洪积台地上的全新世年轻小冲沟，148、形成1m左右的断层崖。该断裂为全新世活动断裂，其上1906年12月23日发生7.7级地震，现今沿断裂仍有5级左右的地震发生。5.6.1.2区域地层本区出露以下地层（从老至新）奎屯河流域出露地层主要有石炭系、三迭系、白垩系、第三系和第四系。从老到新分述如下：1）石炭系（C2-3）：石炭系中上统巴音沟组和沙大王组，广泛分布于奎屯河上游山区，中统C2居多，灰色、灰黑色、灰褐色、灰绿色细砂岩、砾岩和凝灰质岩类，属浅海相沉积层，夹有少量熔岩夹层和透镜体。岩体受断裂破坏严重，碎块状，产状多变，但走向多近东西向。基性、超基性岩脉多分布，产化石，二者不整合，总厚度2948m。与上下地层均不整合。2）三迭系（T149、）：中、下统（T1-2）仓房沟群和上统（T3）小泉沟群。在奎屯河以西山前断裂下盘带状出露，与石炭系断层接触。以陆相湖盆堆积为主，红褐、紫褐、灰绿、灰黄色等，碎块状夹致密而软的泥岩，砂岩互层夹砾岩，夹透镜煤层。层理清晰，颜色杂乱，总厚度148-510m。产状北倾43。3）侏罗系（J）：大面积分布于四颗树煤矿和巴音沟煤矿周围，灰、灰绿、暗红色砂岩、砂页岩、砾岩、泥岩、夹多层煤，倾向北20-52。4）白垩系（K）：仅有下统吐谷鲁群（K1t）出露于托斯台到四颗树河之间，呈条带状延伸，与下伏侏罗系不整合。灰、棕、紫红、灰绿色页岩、砾石、泥岩、砂岩互层。在托斯台向斜的两翼和背斜的轴部可见。厚度50-720150、m。5）老第三系古-始新统（E1+2）：带状，环状出露于托期台至四颗树煤矿，以红色为主的砂岩、砂砾岩、夹石膏透镜体。不整合于下伏白垩系下统。厚度16-450m。6）老第三系渐新统玛纳斯组（E3m）：仅分布于四颗树煤矿和巴音沟煤矿。近东西向延伸，主要岩性灰绿色、深灰色、黄绿色页岩、砂岩、泥质石灰岩、介壳灰岩，总厚度180-855m。7）新第三系中新统前山组（N1q）：出露于托斯台和独山子背斜核部（北侧），为棕色、红褐色、砂质页岩、砂岩、泥质岩组成，成岩度低，破碎，质软，总厚度475-1315m。8）新第三系上新统独山子组（N2d）：出露于托斯台北部独山子中部和乌兰布拉克的广大地区。下部为棕褐色、151、红棕色砂质页岩、泥岩、砂岩。上部为灰色砾岩，厚度1985-3660m。9）第四系下-中更新统（Q1-2gl、fgl）：仅出露于独山子南坡为冰水沉积灰黑色砾石层，砾石成份以凝灰质砂岩，花岗岩为主，砾径10-50cm，磨圆度好，半胶结，产状南倾30-35。10）第四系上更新统（Q3al+pl）：出露于四颗树河出山口两岸，奎屯河新龙口独山子南坡两岸，呈阶地状和直立。为灰色卵砾石层，砾石成份为凝灰岩、凝灰质砂岩、花岗岩组成，磨圆度中等，层厚60-250m。11）第四系上-全新统（Q3-4Pl）：在奎屯河、四颗树河山口后两侧大面积分布，组成洪积扇地貌。岩性为灰色砂砾石、土组成。砾石大小不一，局部表层有0152、.5-1.5m粉土。层厚1-5m。12）第四系全新统（Q4）：流域北部大面积分布。因类型分别有残坡积、湖沼相、风积、冲积、洪积等。湖沼堆积分布于平原中下游低洼处。风积从山区至平原区均分布，山区多零星分布于背风处（背风处），分布面积受地形控制，面积很小。5.6.2工程地质5.6.2.1工业园中部厂址区工程地质1）地形地貌厂址地形平坦开阔，地势由南向北倾斜，坡度约为3，海拔高程311-313m。厂址地处奎屯河冲洪积平原的中下游，地貌上属冲洪积平原。场地地表生长有少量耐旱植物，以碱蒿、梭梭柴、琵琶柴为主，场地呈荒地景观。2）地基岩土条件拟建工程场地属第四系全新统（Q4）奎屯河冲洪积平原下游，地层主要153、由冲洪积松散细颗粒沉积物组成，在钻孔揭露的8-40米深度范围内，主要以浅黄色粉土层为主，局部夹薄层粉细砂、粉质粘土透镜体，地层为水平层状：粉土：浅黄色灰褐色，松散稍密，湿-饱和状态粉状，3.0米以上含少量植物根，包含物矿物成分主要为石英、长石及云母等，呈次棱角状、片状，含少量粘粒成分。切面粗糙，干强度低，手捏易碎、稍有砂感，切面无光泽反应。根据取样分析：颗粒组成为：0.075mm含量6-30%，0.005-0.075mm含量70.2-75.6%，0.005mm含量1-12%，不均匀系数Cu：11.5-20.0，曲率系数Cc：1.1-1.7。据钻孔资料显示，该土层底面埋深大于40m（勘察深度范围154、内未揭穿）。1粉质粘土：黄褐色，密实，稍湿。包含有云母、石英等矿物成分。颗粒组成为：0.075mm含量1-5%，0.005-0.075mm含量38-68%，0.005mm含量31-62%。层底埋深1.9-2.9m，层厚0.3-0.5m，局部缺失，含少量钙质结核，白色盐粒结晶。2粉细砂：褐色，松散，稍湿-饱和，矿物成分主要为石英、长石及云母等，呈次棱角状，颗粒级配较好，分选性较差，含少量粉粒成分。根据取样分析：颗粒组成为：0.5-2mm含量5-9%，0.5-0.25mm含量34-56%，22-31mm含量3-11%，0.75mm含量9.5-10.2%，不均匀系数Cu：3.9-4.4，曲率系数Cc155、：0.9-1.2。据钻孔资料显示，该土层层底埋深2.6-7.0m，层厚0.2-3.5m，局部缺失。3）场地地下水条件场地地下水为第四系松散岩类孔隙潜水，水位埋深2.6-3.8米，地下水主要由河渠侧向、田间入渗、冰雪融水和大气降水为补给源，以蒸发和蒸腾为主要排泄方式。场地地下水位年变幅约0.5m。对建筑物基础有一定的影响。建议施工过程中采取适宜的降、排水及支护措施。5.6.2.1场地不良地质现象及评价1）场地构造稳定性分析区域内发育的这几条全新世活动断裂均位于拟建场地南侧60km以外。根据近场区历史和近代地震强度及全新世活动断裂距拟建场地较远（满足规范所要求安全距离）特性等，初步判定拟建场地区域156、地质构造稳定性较好，适宜建设。2）拟建厂址岩土冻胀性分析及评价勘测区地下水埋深2.6-3.8米，标准冻土深度1.45米。经试验测得该场地内粉土的含水量为18.0-25.0%，根据冻土地区建筑地基基础设计规范（JGJ118-2011）规定，该场地岩土冻胀等级为级，具有冻胀性，应采取相应的防冻胀措施。3）拟建厂址水（土）腐蚀性分析及评价根据场地地下水化验分析结果显示，勘察场地地下水矿化度14.14-26.94g/L，PH值8.10-8.16，SO42-为4509-5866mg/L，cl-为4001-10474mg/L。场地按类环境类型判断，场地地下水对混凝土结构具强腐蚀性；按底层渗透性判定，场地地157、下水对混凝土结构具有微腐蚀性；对钢筋混凝土结构中的钢筋有强腐蚀性。岩土化验分析结果：2.0米以上岩土总盐含量0.55-1.59%，PH值8.02-8.52，SO42含量为2072-9439mg/kg，Cl-含量为174-3983mg/kg。按类环境类型判断，场地2.0米以上岩土对混凝土结构有强腐蚀性，按地层渗透性判定场地岩土对混凝土结构具有微腐蚀性，综合评价为场地2.0米以上岩土对混凝土结构具有强腐蚀性；对混凝土结构中的钢筋具有强腐蚀性。综合判定,场地内水土对钢筋混凝土结构具强腐蚀性。应采取相应的防腐措施。4）场地震陷、地面沉陷依据中国地震动参数区划图确定本拟建场地处于抗震设防裂度度区。但从区158、域构造分析，该场地以细颗粒粉土地层为主，有巨厚覆盖层，经过调查该场地内无采空区等不良地段，故不会造成震陷和地面沉陷问题。5）地震液化分析评价地震时饱和无粘性土和少粘性上的液化破坏，应根据土层的天然结构、颗粒组成、松密程度、边界条件和排水条件以及地震历时等因素，结合现场原位试验和室内试验综合分析判定。根据勘探深度内土的地质年代和颗粒成分初判，场地岩基本为可液化土, 根据建筑抗震设计规范（GB 50011-2010）中（4.3.4）规定：钻孔液化判别统计如下：类 别Zk3Zk6Zk17Zk28Zk34Zk39液化指数16.8416.7516.9822.6322.4120.19液化等级中等中等中等严159、重严重严重根据液化判别计算表（标贯法）-见附表，场地15.0米以上粉土地层具中等-严重液化性，其液化指数平均值为16.75-22.63。15.0米以土层下不具有液化性。6）盐渍土根据调查和附近已有工程资料分析，厂址区场地土为盐渍土，依据岩土工程勘察规范(GB 50021-2001)2009年版，初步判定其类型主要为硫酸和亚硫酸盐渍土，属中强等盐渍土。 拟建厂址区场地土为盐渍土，依据岩土工程勘察规范(GB 50021-2001)2009年版，初步判定其类型主要为硫酸和亚硫酸盐渍土，属中等强盐渍土。该盐渍土对混凝土结构有中强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有中强腐蚀性，对钢结构中强腐蚀性。应采取160、相应的防腐措施。7）不良地质作用根据调查和区域地质资料分析，初步判定厂址区不具备发生崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地面沉降、地裂缝等地质灾害的条件。在工程建设及后期运行期间，也不易遭受此类灾害的影响。8）场地地震效应依据区域构造及场地波速试验及钻探成果，场地地层浅部主要以第四系冲洪积沉积物，即以细粒粉土沉积为主。地形平缓倾斜，地层单一呈巨厚层状，近水平散粒状沉积层，深部基底据钻孔波速试验成果如下：整个场地的等效剪切波速为146-192m/s，场地属中软场地土，场地类别为类。按国家颁布的地震动参数区划和有关的规范，本场地的基本地震动峰值加速度0.10g, 反应谱特征周期值0.45s，相对应的地震161、烈度为7度，根椐国家标准建筑抗震设计规范(GB500112010)的规定，从场地土的性质判定，属于中软场地土，场地类别为类，属抗震相对不利地段。5.6.2.2物理力学性质1） 标准贯入试验根据现场取样标准贯入试验可知，场地岩土15.0米以上较为松散，钻机进尺较快，标贯击次较小，平均修正标贯击次6.7击。（其中底层埋深2.6-7.0米夹粉细砂，层厚0.2-3.5米，局部缺失，平均标贯修正击次7.5击）。15.0米以下粉土，钻机进尺较慢，处于稍密状态，平均标贯修正击次10.0击。2）静力触探试验现场静力触探试验采用单桥法，试验钻孔四个，深度18.0-20.0米。其中15.0米以上，手摇钻较为轻松，162、比贯入阻力1.73-2.16Mpa。（埋深约3.0米处钻进较慢，比贯入阻力2.97-3.16Mpa）。15.0米以下，钻进较为吃力，比贯入阻力4.31-4.60Mpa。3）室内试验室内土工试验结果见附录土工试验成果图表，各层土的主要物理力学性质指标见各附表，各层土的原位测试成果见附录钻孔柱状图，现根据粉土地层液化土层深度不同和静力触探试验标准贯入试验力学性质的差异，将其物理力学性质分述如下：A:15.0米以上该层岩土的各项物理力学性质指标值为：质量密度1.86-1.94/cm3，天然含水量18.0-25.0%，天然孔隙比0.659-0.764，饱和度69.0-88.6%，干密度1.54-1.6163、3g/cm3，液限17。0-27.0%，塑限9.3-12.2%，压缩系数为0.15-0.350Mpa-1，压缩模量为4.90-11.38Mpa，粘粒含量为2.0-10.0%，该层岩土为中等压缩性土，处于稍密、很湿-饱和状态。B:15.0米以下粉土，质量密度1.86-1.93/cm3，天然含水量19.0-25.0%，天然孔隙比0.673-0.783，干密度1.51-1.61g/cm3，饱和度72.4-91.1%，液限18.0-25.0%，塑限8.1-10.8%，粘粒含量为3.0-21.0%；该层岩土为中等压缩性土，处于稍密-中密、饱和状态。现根据粉土地层液化土层深度不同和静力触探试验标准贯入试验164、力学性质的差异以及其物理力学性质平均值将土层分为两层，分述如下： 岩性深度（米）密度g/cm3含水量%干密度g/cm3比贯入阻力Mpa标贯击次承载力特征值Kpa粉土15.0米以上1.9020.71.582.316.712015.0米以下1.9122.91.614.4210.01805.6.3地基与基础方案的分析论证通过勘察，拟建场地15.0米以上岩土，具有中等严重液化性，承载力偏低，因此场地建筑物不宜采用天然地基，根据本次勘测场地的工程地质条件，结合本地以往的施工经验，建议采用如下地基处理方案：5.6.3.1混凝土灌注桩建议对冷却塔、烟囱等主要建筑物采用混凝土灌注桩基础，桩长25.030.0米165、，桩径800-1000mm,以下部密实程度较高的地层为桩尖持力层，桩的极限侧阻力标准值qsik=50Kpa， 桩的极限端阻力标准值qpk =1200Kpa。本场地地下水腐蚀性主要为硫酸盐，建议采用抗硫酸盐水泥，增加保护层厚度。5.6.3.2 CFG桩对厂房等一般建筑可采用CFG桩进行地基处理，处理深度建议15.0米，桩径400-600mm，处理后承载力可达到250-300Kpa。5.6.3.3振冲碎石桩对次要建筑可采用振冲碎石桩进行地基处理，处理深度建议8.0米，桩径500-600mm，处理后承载力可达到180Kpa。5.6.3.4换土垫层法对单层建筑可采用换土垫层法进行地基处理，基坑开挖深度166、建议为2.5米（自然地面以下），换填厚度1.0米，以级配良好的碎石类土作为换填材料，分层碾压密实，压实系数0.97，承载力标准值可按160kpa设计本次地基处理方案仅供设计部门参考，方案的可行性可在下一阶段进行逐步优化。5.6.4贮灰场工程地质条件5.6.4.1地形地貌贮灰场位于准噶尔盆地西南部的奎屯河冲洪积平原下游冲洪积平原，地势南高北低。拟建工程场地地形相对平坦勘察场地地面海拔为327.99-333.70米，南北最大高差5.71米，勘察期间，场地为一片荒地，表层分布有风积砂丘，高约2-5米，局部地段地略微有起伏，地表植被以碱蒿，红柳，梭梭为主。实测地下水位2.0-5.2米。5.6.4.2地167、层结构及地基土（岩）承载力特征值1 细砂：灰色，干，松散（风积）。在场地地表呈新月形沙丘零星分布（高度约为0.55m）。该层分布不连续，建议清除或可作为灰场建材利用。 粉土：浅黄色，稍湿饱和，可塑-软塑状态，韧性及干强度中等，表层植物根系发育，局部含有少量钙质结核。在勘察深度15.0米范围内未揭穿。地基土承载力特征值建议采用：fak =120160kPa。A:6.0米以上该层岩土的各项物理力学性质指标值为：质量密度1.63-1.97/cm3，天然含水量13.5-26.3%，天然孔隙比0.682-0.949，饱和度46.6-92.2%，干密度1.39-1.61g/cm3，液限20.5-29.0%168、，塑限13.5-20.5%，压缩系数为0.19-0.31Mpa-1，压缩模量为5.30-9.77Mpa，粘粒含量为6.0-17.0%，该层岩土为中等压缩性土，处于稍密、很湿-饱和状态。B:6.0米以下粉土，质量密度1.92-2.01/cm3，天然含水量19.8-22.0%，天然孔隙比0.615-0.722，干密度1.57-1.68g/cm3，饱和度82.6-89.7%，液限21.5-24.0%，塑限14.0-16.5%，粘粒含量为13.0-18.0%；该层岩土为中等压缩性土，处于稍密-中密、饱和状态。5.6.4.3灰场场地土的腐蚀性根据调查和取样测试分析，判定拟建灰场区场地土为硫酸和亚硫酸盐中169、盐渍土。该盐渍土对混凝土结构有中腐蚀性，对混凝土中的钢筋具有中腐蚀性。应采取相应的防腐措施。5.6.4.4水的腐蚀性根据调查和取样测试分析，判定拟建灰场区地下水具有腐蚀性，对混凝土结构有中强腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具有中强腐蚀性。应采取相应的防腐措施。5.6.4.5贮灰场水文地质条件1）地下水的补、径、排关系勘察区自第四纪以来，受基地构造的控制，沉积了大厚度（300m未揭穿）以粉土及粉细砂为主体的第四系松散堆积物，为地下水的赋存提供了空间，地下水类型为松散岩类孔隙水，具有弱承压性。地下水主要接受大气降水及农田灌溉的垂向入渗补给。排泄方式以地面蒸发和植物蒸腾作用为主。场区地下水流向受地形170、条件及厂区内排渠影响，地下水位流向如图2）地下水的动态特征场区附近有农田，地下水位主要受农田灌溉水的渗入的控制。每年初，继上年底水位持续下降，二月底出现最低期，三月下旬土壤解冻水入渗，致使水位上升，至四月下旬渠系行水开始春灌，水位迅速抬升，形成年内第一次高峰。停灌后，水位又迅速下降，至十月下旬冬灌开始，水位又迅速抬升，形成年内第二次高峰。根据动态观测资料，丰、枯水位变幅0.5-1.5m，地下水动态类型属典型的灌溉渗入型动态特征。 5.6.4.6贮灰场地层渗透性场区地层岩性以第四系冲洪积粉土为主，表层分布有风积砂丘，分别对场区进行了三组双环渗水试验，求得渗透率与时间关系曲线表下图所示：试验点1 171、试验点2 试验点3求得地层渗透系数K值如下表所示： 点位试验点1试验点2试验点3平均值K（m/s）4.4*10-54.7*10-54.6*10-54.57*10-5由试验结果可知场区地层渗透性较强k=4.75*10-5m/s，为防止工业废渣受降雨影响后，下渗污染地下水。应对场区采取必要的防渗措施避免对地下水造成污染。5.6.5贮灰场防渗方案为了防止降水下渗污染，建议对初期坝及库底铺设复合土工膜防渗。下阶段应根据环评报告和水土保持报告确定最终防渗方案。5.6.6 结论及建议1）农七师五五园区2135MW热电联厂工程拟建场地处于奎屯河冲洪积平原下游。覆盖层以第四系全新统上更新统的粉土为主的组成细粒172、粘性类土沉积物。具有地层沉积厚度巨大。空间分布上稳定，均匀的特征。场地土类型为中软场地土；建筑场地类别为类。2）依据区域地质构造及场地稳定性分析，该建筑场地属构造较稳定区域。适宜于热电厂工程建设。3）场地地形相对平坦，开阔，地貌单一，地层结构简单，不会发生滑坡、崩塌，泥石流地面沉降，震陷等破坏性危害。场地内未见采空区或洞穴等不利地段，厂址场地15.0米范围内粉土均为液化土，液化指数16.75-22.63。液化等级为中等-严重液化。4）综合判定,场地内水土对混凝土结构具强腐蚀性，对混凝土结构中的钢筋具有强腐蚀性。5）、通过勘察，拟建场地15.0米以上岩土，具有中等强液化性，承载力偏低，因此场地建173、筑物不宜采用天然地基，建议对冷却塔、烟囱等主要建筑物采用混凝土灌注桩基础，桩长25.030.0米，桩径800-1000mm,以下部密实程度较高的地层为桩尖持力层，桩的极限端阻力标准值qsik=50Kpa， 桩的极限端阻力标准值qpk =1200Kpa。、对厂房等一般建筑可采用CFG桩进行地基处理，处理深度建议15.0米，桩径400-600mm，处理后承载力应达到250-300Kpa。、对次要建筑可采用振冲碎石桩进行地基处理，处理深度建议15.0米，桩径500-600mm，处理后承载力应达到180Kpa。、对单层建筑可采用换土垫层法进行地基处理，换填厚度1.0米，以级配良好的碎石类土作为换填材料174、，分层碾压密实，压实系数0.97，处理后承载力应达到160Kpa。6）厂址区地下水埋深约2.60-3.80米左右，对场地工程地质条件存在一定影响，因此在考虑防腐蚀的前提下，在施工过程中应做好相应的降水处理措施。7）对贮灰场采用复合土工膜防渗的方法，防止对地下水造成污染。8）依据中国地震动参数区划图，本场地属地震烈度地区。动峰值加速度为0.10g，反应谱特征周期值为0.45s，建筑物抗震设防应按考虑。根据农七师气象站提供的资料，本地区标准冻土深度为1.45米。6工程设想6.1 全厂总体规划及厂区总平面规划6.1.1 全厂总体规划（1）电厂容量：本期容量2135MW燃煤抽汽热电机组。（2）电厂煤源175、运输：电厂来煤采用公路运输方式（远期规划可采用铁路运输）。（3）电厂脱硫：本项目采用循环流化床锅炉炉内+半干法脱硫，采用汽车运输进厂。（4）电厂水源：采用泉沟水库。用水管线以引至电厂围墙外一米。（5）电厂除灰：电厂采用灰、渣分除的干除灰方式，灰渣综合利用。（6）电气出线：电厂采用110KV电压等级出线，接入电网系统。（7）电厂厂区排水：电厂厂区地面雨水集中处理后，达到国家排放标准，排至工业园区排水系统。（8）厂址的土石方工程原则上做到就地平衡，不运进，不运出。6.1.2 厂区总平面规划（1）厂区总平面布置设计原则1）工艺流程合理，功能分区明确，布置紧凑，减少污染，并留有充分的扩建余地。2）合理176、布局、节约用地，尽量减少土方工程量。3）力求高压输电线路直向顺畅合理。4）结合地形条件和周围的环境，因地制宜，集中布置。5) 厂区总平面满足工业园区规划及环保、消防等方面的要求。6）尽可能采取联合、合并、成组、毗连等布置，减少厂区辅助及非生产建筑物项目。（2）厂区总平面规划根据厂址条件,本项目总平面布置做了两个布置方案：方案一：本项目电厂厂址位于新疆维吾尔自治区新疆生产建设兵团第七师129团五五工业园区新疆粤新能源化工有限公司厂址东北角，五五园区全年主导风向为 W风,因此将主厂房布置在厂区东侧，主厂房固定端朝北，向南扩建较为合理；厂区总平面布置采用顺列式布置型式，主厂房、机力通风冷却塔等建构筑177、物采用同一高程。机力通风冷却塔呈“一字形”平行于汽机房A列布置，且面向夏季盛行风向，可节约基建投资、降低运行费用、增加机组的安全性，且一机一塔平行延伸，有利于扩建；主变压器、起备变、高厂变及110KV屋内配电装置布置于汽机房A列外，便于出线；主厂房从西向东依次布置有汽机房、除氧煤仓间及锅炉房；依据火力发电厂总图运输设计技术规程的要求，主厂房周围设置有环形道路，满足消防及运输要求。炉后依次布置除尘器、引风机室、脱硫场地及烟囱，且预留脱硝场地，各建筑物满足防火安全和环保要求；贮煤场布置于电厂厂区东南侧，位于厂区主要建、构筑物最小频率风向的上风侧，且便于园区道路的引接和燃料的输送，各辅助建构筑物根据178、生产工艺要求，或成组布置，或独立布置；化学水处理间根据工艺流程的要求，布置于主厂房的北侧，因其为清洁生产区域，为整个厂区的文明生产创造了条件。主厂房零米标高暂定为313.40m。方案二：将方案一以东西向为轴镜像，方案二电厂厂址位于新疆维吾尔自治区新疆生产建设兵团第七师129团五五工业园区新疆粤新能源化工有限公司厂址东南角。该方案优点是：变电站距离主厂房较近，出线较短。综合比较，方案一所在电厂厂址在整个园区规划上布局更合理，且电厂辅助建筑位于上风向，利于营造清洁的厂区环境，故推荐方案一作为总平面布置方案。技术经济指标一览表序号名称单位指标备注1厂区围墙内用地面积hm214.322单位容量用地面积179、/kW0.593厂区内建构筑物用地面积690184建筑系数%48.205场地利用面积432606场地利用系数%30.217厂区围墙长度m17768绿化面积257769绿化系数%186.1.3 厂区竖向标高确定及竖向布置形式厂区自然地势由南向北倾斜，坡度约为3，地面高程为315.0318.0m（1956年黄海高程系），厂址地形平坦、开阔，所以，竖向采用平坡式布置。根据业主提供资料：厂址不受泉沟水库百年一遇设计洪水影响，经计算，初步确定主厂房零米标高为313.40m。厂区土方初平后，所需土方填方量，拟考虑利用部分基槽余土以达到厂区整平标高。6.1.3 厂区防洪排涝措施根据现场踏勘及对区域水文资料收180、资、调查可知：厂区内无洪水冲刷痕迹，无冲沟分布，厂址无洪水危害及内涝威胁。6.1.4 厂区管沟全厂管（沟）道除除灰管线地上敷设外，其余均为地下敷设，各种管沟之间的交叉在设计中将遵循压力让自流，小管让大管，柔性让刚性，工程量小的让工程量大的等设计原则，进行合理布置。本次厂区主要有如下管（沟）：辅机循环水管道（供水、排水均为压力管道），布置在A列外侧；雨水排水管道布置在道路中心，化学水的管道（共两根）沟道敷设；电缆密集区域为A列外侧、炉后等，考虑采用地沟敷设方式，其余建筑物的电缆采用小断面地沟或进行直埋敷设方式。6.2 装机方案本期工程拟安装2135MW超高压、一次中间再热、双抽汽凝汽式汽轮机，配181、2台440t/h超高压、一次中间再热、煤粉锅炉。6.3.1 汽轮机型式：超高压、中间再热、单轴、双缸双排汽、双抽汽凝汽式额定功率： 135MW额定转速： 3000r/min主汽门前蒸汽压力： 13.24MPa(a)主汽门前蒸汽温度： 535主汽门前蒸汽流量： 424t/h(供热工况)中联门前蒸汽温度： 535采暖抽汽压力： 0.35MPa采暖抽汽温度： 270280额定采暖抽汽流量： 165t/h最大采暖抽汽流量： 235t/h排汽压力： 额定值4.9kPa(a)6.3.2 锅炉型式： 超高压、中间再热、自然循环、四角切园燃烧、汽包、煤粉炉锅炉最大连续蒸发量： 440t/h过热器出口蒸汽压力：182、 13.73MPa(g)过热器出口蒸汽温度： 540再热器进口蒸汽压力： 3.8MPa(g)再热器进口蒸汽温度： 368.7再热器出口蒸汽压力： 3.6MPa(g)再热器出口蒸汽温度： 540给水温度： 245 (暂定)锅炉效率： 92%6.3.3 汽轮发电机发电机和汽轮机的容量设计条件应相互协调。按照发电机的额定容量应与汽轮机的额定出力相匹配，发电机的最大连续输出容量应与汽轮机的最大进汽量工况下的出力相匹配的原则，结合以上机炉选型情况，选用2台静态励磁、空冷式135MW的汽轮发电机。额定功率： 135MW额定频率： 50Hz额定电压： 15.75kV额定电流： 5822A功率因数： 0.85183、额定转速： 3000r/min冷却方式： 双水内冷 (暂定)6.4 热力系统6.4.1 主蒸汽系统主蒸汽系统采用单元制，锅炉过热器出口新蒸汽通过两根27328、管材为12Cr1MoV的管道，经电动隔离汽门进入汽机自动主汽门。6.4.2 再热蒸汽系统再热蒸汽系统采用单元制。再热冷段管道：每台机的高压缸排汽通过气动逆止阀，经两根42611、材质为20号钢的管道进入锅炉再热器。再热热段管道：由锅炉高温再热器出口集箱引出两根42614、材质为12Cr1MoV管道，进入汽轮机中压联合汽门。6.4.3 汽机旁路系统 中间再热机组为缩短启动时间、回收工质以及降低噪音和保护再热器，均设置旁路系统。本工程机组采184、用高、低压两级串联旁路，容量为30%锅炉额定蒸发量。6.4.4 主给水系统每台机组设置两台100%容量的电动调速给水泵，前置泵与主给水泵同轴驱动。其中1台运行，1台备用。每台机的两台高压加热器采用自动大旁路系统。因给水泵均采用调速泵，故此给水操作台作适当的简化。给水操作台主管路不设置调节阀，仅在启动旁路设置调节阀，以满足锅炉启动和低负荷运行的需要。锅炉过热器减温水由高压给水供给，减温水系统采用二级喷水减温。再热器减温水来自给水泵中间抽出的给水，再热汽温的调节主要用尾部烟气挡板来调节，喷水减温仅用于微调和事故工况。6.4.5 汽轮机回热系统汽轮机共有7级抽汽，其中第5级为可调整抽汽，用于对外采暖185、供热，其余均为不可调整抽汽。一、二段抽汽供两台高压加热器，三段抽汽供除氧器，四、五、六、七段抽汽分别供四台低压加热器。除氧器采用滑压运行方式，汽源有两路：1）三抽：此为正常运行汽源。三抽至除氧器入口的抽汽管道上不设压力调节阀，除氧器的运行压力随机组负荷变化而变化。2）三抽蒸汽母管：三抽蒸汽母管与启动锅炉房来启动蒸汽管道相连，在机组启动阶段向除氧器供汽，当本机三抽压力上升到要求值后汽源自动切换到本机三抽进入正常运行状态。6.4.6 凝结水系统主凝结水主要流程如下（低加编号按抽汽顺序分别为1、2、3、4号）：凝结水泵轴封加热器4号低加3号低加2号低加1号低加除氧器。本期工程凝结水管路设计原则为采用186、小旁路系统。除氧器水位调节阀设在1号低加出口、除氧器进口，凝结水再循环管均设在轴封加热器后，保证轴加的最小流量。凝结水泵设置三台容量均为55%容量，两台运行，一台备用。化学补充水系统采用化学除盐水，一路至除氧器，一路至汽轮机凝汽器。机组启动时用上水泵将化学补水送入除氧器，机组正常运行时化学补水可直接补入凝汽器。凝结水系统还设有凝结水杂项用水联箱供低压缸喷水、给水泵密封水、厂用蒸汽减温减压器用水、汽机本体疏水扩容器减温喷水、汽机猫爪冷却水、高加进口自动旁路控制水等杂项用水。6.4.7 加热器疏水和放气系统高压加热器疏水逐级回流至除氧器，其紧急疏水接入位于锅炉房外侧的定期排污扩容器。低加疏水亦逐级187、自流，#3低加疏水出口设置两台疏水泵，逐级自流疏水经低加疏水泵打入本级加热器出口凝结水管路。高压加热器连续放气和低压加热器启动及连续放气排入凝汽器。6.4.8 凝汽器抽真空系统凝汽器抽真空系统的作用是在机组启动时将一些汽、水管路系统和设备当中所积集的空气抽掉，以便加快启动速度；正常运行时及时抽掉各蒸汽、疏水、排气带入及泄漏到凝汽器中的空气和其它不凝结气体，以维持空冷凝汽器真空以及减少对设备的腐蚀。真空系统中，设置2台水环式真空泵，用以抽取凝汽器内不凝结而分离出的气体，以维持凝汽器所要求的真空度。机组正常运行时，水环式真空泵一台运行，一台备用。当机组启动时，为了尽快建立起真空，可同时启动两台真空188、泵。6.4.9 轴封蒸汽系统轴封供汽系统供汽汽源取自辅助蒸汽母管和再热冷段蒸汽与主蒸汽经汽封压力调整器供至各段轴封用汽，同时各段轴封抽汽及低压阀杆漏汽至轴封加热器，高温阀杆漏汽引至除氧器。6.4.10 厂用辅助蒸汽系统本期工程的厂用蒸汽取自汽轮机三段抽汽。两台机分别从各自的三段抽汽管道上引出管道接至三段抽汽母管，母管上引出管道经减温减压器接低压厂用蒸汽联箱。同时由启动锅炉房来的启动蒸汽管道经减温减压器也接至低压厂用蒸汽联箱。根据不同的用汽参数，厂用蒸汽分别供除氧器启动用汽、全厂采暖用汽及生水加热用汽、汽封系统用汽等。6.4.11 循环冷却水系统本工程机组辅机冷却采用闭式循环冷却水系统和开式冷却189、水系统相结合的方式。对全厂转动机械轴承以及炉后热交换设备采用闭式循环系统冷却方式，系统内除盐水通过回收、升压输送、冷却和供水，从而实现对全厂转动机械的轴承冷却以及炉后热交换设备冷却的闭合循环。闭式循环冷却水通过闭式循环热交换器由外部辅机循环冷却水冷却。开式循环冷却水系统是用主厂房外循环水母管来的循环水冷却主机冷油器、磨煤机润滑油站冷却器、发电机空冷器、电动给水泵电机空冷器、润滑油冷油器、工作油冷油器以及闭式循环热交换器等。6.4.12 启动蒸汽系统本期工程设置1台蒸发量为10t/h，蒸汽参数为1.25MPa 、193燃煤锅炉。启动蒸汽经减温减压器接至低压厂用蒸汽联箱，在机组启动时提供除氧器加热190、蒸汽和轴封系统用汽。6.4.13 热网系统(1) 2台机组设置1座热网首站。(2) 2台机采暖抽汽管道为母管制。(3) 热网首站设置4台热网循环水泵，采用液力偶合器调速。(4) 热网首站设置3台热网加热器，用于采暖蒸汽与热网循环水系统进行热交换。(5) 热网首站设置2台补水泵，采用变频调速，补水泵兼做定压设备。(6) 热网首站设置3台加热器疏水泵，疏水经水泵升压后回到除氧器。(7) 热网循环水供水温度为130，回水温度为80。6.4.14 主蒸汽及厂用蒸汽平衡 表6.4-1 主 蒸 汽 平 衡 表 名 称数 值额定工况(135MW)汽机进汽量(t/h)397锅炉蒸发量(t/h)440锅炉出力裕191、量(t/h)43 表6.4-2 厂 用 蒸 汽 平 衡 表 名 称单 位数 值备 注厂区采暖用汽量t/h16连续供汽生水加热用汽t/h4连续供汽燃油吹扫伴热t/h3连续供汽热网除氧器用蒸汽量t/h5冬季用汽厂用蒸汽供汽量t/h30连续供汽平衡结果t/h26.4.15 锅炉点火油系统1) 本工程锅炉点火及助燃用油均采用0号轻柴油。2) 本工程设置2座100m3油罐。为节约运行成本，本工程还设置等离子点火装置。3) 锅炉每角燃烧器均设有两层油枪，油枪采用简单机械雾化喷嘴。两只油枪的容量分别为1500kg/h和600kg/h。4只点火油枪和4只稳燃油枪总容量可带约30%锅炉额定负荷。4) 点火采用程192、序控制，采用高能点火器点燃轻柴油，轻柴油再点燃煤粉的方式。6.4.16 辅助设施(1) 检修设施根据本工程机组的容量及规模，按火力发电厂修配设备及建筑面积配置标准(DL/T5059-1996)的相关规定，本工程设置检修工房和材料库房。(2) 压缩空气系统本工程设置仪用压缩空气系统，选用4台螺杆式空压机，其中3台为仪表用空压机，1台为检修用空压机。6.5 燃烧制粉系统6.5.1 煤质分析资料本工程煤源为奎屯天北矿业投资有限责任公司所拥有的红山煤矿四号井、红山煤矿二号平硐与红山西煤矿，以红山西煤矿煤样为设计煤种，以红山煤矿四号井为校核煤种。煤质分析数据，见表6.5-1。表6.5-1 煤 质 分 析193、 数 据 序号名 称符 号单 位分 析 数 据设计煤种校核煤种一煤 质1接收基碳Car%52.1854.242接收基氢Har%4.012.773接收基氧Oar%11.7512.294接收基氮Nar%0.80.615接收基硫Sar%0.960.636接收基灰分Aar%16.217.067接收基水分Mt %14.112.48干燥无灰基挥发分Vdaf%47.0642.19接收基低位发热量QnetVar MJ/kg21.0719.5本工程锅炉燃煤量数据，见表6.5-2。表6.5-2 本工程锅炉燃煤量项 目单 位本期工程(2440t/h)设计煤种校核煤种小时耗煤量t262.81267.94日耗煤量t21194、256.221358.8年耗煤量万t238.798241.967注：机组日运行小时按20小时，年运行小时按5500小时（此运行小时为机组供热后年运行小时数）。6.5.2 制粉系统6.5.2.1制粉系统的确定磨煤机与制粉系统的确定，需根据煤的燃烧特性、磨损性、爆炸特性，煤粉细度的要求，结合锅炉的炉膛结构、燃烧器结构统一考虑，并考虑主厂房布置、设备投资、电厂检修运行水平及设备的配套、煤源等因素，以达到磨煤机、制粉系统、燃烧装置和锅炉炉膛匹配合理的目的，保证机组的安全经济运行。目前磨煤机较常见的类型有中速磨煤机和钢球磨煤机，中速磨煤机相对于钢球磨煤机，单位能耗大为降低，粗略估算可降低50%以上，节能195、效果十分显著。钢球磨优先适用于无烟煤、低挥发份贫煤及劣质烟煤，其对煤种的适应能力较强，技术成熟可靠，变工况能力强，耐磨部件使用寿命长，运行维护工作量小，但由于其系统复杂，中间设备和中间环节较多，对于采用高挥发份烟煤系统易导致粉仓爆炸，因此不适宜采用高挥发份煤种，并且钢球磨系统单位能耗高，经济性较差，且噪音高、震动大，不利于改善生产运行环境。根据火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)第8.2.1.1条规定：“大容量机组在煤种适宜时，宜优先选用中速磨煤机”；第8.2.1.2条规定：“当采用中速磨煤机，风扇式磨煤机或双进双出钢球磨煤机制粉设备时，宜采用直吹式制粉系统”及“当采用中速磨煤机和196、双进双出钢球磨煤机，且空气预热器能满足要求时，宜采用正压冷一次风机系统”。 本工程燃煤为高发热量、低灰份、高挥发份的烟煤特性，易导致煤粉爆炸、煤粉仓自燃等事故的发生，根据上述规定，本工程燃烧制粉系统推荐采用中速磨煤机、正压冷一次风机、直吹式制粉系统。6.5.2.2 中速磨直吹式制粉系统设计(1) 每台锅炉配置4台中速磨煤机，其中3台运行，1台备用。(2) 每台锅炉配置4台耐压称重式给煤机，其中3台运行，1台备用。(3) 每台锅炉配置2台密封风机，1台运行，1台备用。(4) 每台锅炉配置2台离心式一次风机、2台离心式引风机、2台离心式送风机。(5) 送风机和引风机选用调速装置，既能调峰运行又可节197、省厂用电。(6) 为有效防止锅炉尾部低温受热面腐蚀，烟风系统考虑采用热风再循环。(7) 每台锅炉选用一台双室五电场静电除尘器，除尘效率不低于99.8%。(8) 两台炉合用一座高180m，出口直径5m的单筒钢筋混凝土烟囱。6.5.3 烟风系统6.5.3.1 一次风系统一次风系统设两台50容量的定速单吸双支撑离心式风机，一次风机吸风口设有消声器，并设有热风再循环管道，以提高空预器入口温度防止空预器低温腐蚀。一次风机出口分两路：一路经空预器将一次风加热后进入炉前热一次风母管，从母管再分四路进入四台磨煤机的一次风口；另一路直接进入炉前冷一次风母管，从母管再分四路去磨煤机入口与热一次风混合到磨机所需的干198、燥风温后，最后进入磨煤机。6.5.1.2 二次风系统二次风系统配有两台50容量调速离心式送风机，它具有运行效率高，经济性好，检修工作量小等优点，可以满足机组在调峰和变负荷下运行。送风机吸风口设有消声器，并设有热风再循环管道。空气经加热后进入空预器，从空预器出来的热风分两路至锅炉两侧墙的热二次风大风箱后，进入燃烧器的每一个二次风口。6.5.1.3 密封风系统密封风机是专为正压直吹式制粉系统和磨煤机配置的，其特点是风量小风压高，负荷变化不大，故推荐采用离心式风机。每台锅炉配置100%容量的密封风机2台，1台运行，1台备用，供给4台磨煤机。密封风机吸风自一次风机出口，经过滤器后吸入密封风机。6.5.199、1.4 烟气系统烟气从炉膛出口通过尾部受热面，在省煤器出口烟气分两路进入空预器，然后通过烟道进入静电除尘器，再由两台调速吸风机经烟囱排至大气。本工程同步建设石灰石石膏湿法烟气脱硫系统，脱硫岛布置于烟囱后，烟气由主烟道后引出至脱硫岛增压风机，进入脱硫塔脱硫后返回烟囱排至大气。为保证机组采暖期时的供热可靠性，设置脱硫系统旁路，以便在脱硫系统故障时烟气经旁路烟道排放保证机组对外供热不受影响。本工程同步建设脱硝装置。6.6电气设想6.6.1电厂规划与建设农七师129团五五新市热电厂工程规划装机容量为2135MW,一期建成.。 6.6.1.1电气主接线本工程为新建工程，本期建设2135MW超高压参数、一200、次中间再热、单抽、供热汽轮发电机组，配2440t/h超高压、一次中间再热煤粉锅炉，并留有再扩建的余地。根据系统专业的主接线方案，本期工程#1、#2机组以220kV一级电压接入系统，采用发电机双卷变压器组单元接线，接入本期工程新建的220kV母线。本期220 kV配电装置采用双母线接线，设专用母联。发电机引出线采用全连式离相封闭母线，高压厂用电源从发电机回路主封母支接，发电机出口与高厂变高压侧均不设断路器和隔离开关，但有可拆结构。220kV为双母线接线方式，设置母联断路器。本工程规划出线4回，本期建设2回，均接入220kV五五工业园变。6.6.1.2主要设备及配电装置1）主要设备本工程所有屋外电201、气设备的外绝缘均选用防污型产品，泄漏比距3.1cm/kV。主变选型：型号：SFP10-160000/220额定容量：160MVA额定电压：24222.5%/15.75kV额定频率：50Hz阻抗电压：14%接地方式：经隔离刀接地接线组别：YN，d11高厂变选型：型号：SF10-25000/15.75额定容量：25000kVA额定电压：15.7522.5%/6.3kV额定频率：50Hz阻抗电压：10%接线组别：D,d12起备变选型：型号：SFZ10-25000/220额定容量：25000 kVA额定电压：23081.25%/6.3kV额定频率：50Hz阻抗电压：12.5%接线组别：YN,d1122202、0kV断路器：LW -220(W)，2500A，40kA2）高压配电装置220kV配电装置采用屋外分相中型布置。规划出线间隔4回，本期建设2回，本期建设主变压器进线间隔2回，起备变进线1回，母联间隔1回,PT间隔1回。220kV配电装置采用SF6断路器。6.6.1.3厂用电系统1）高压厂用电源高压厂用电电压等级采用6kV，采用中性点不接地方式。每台机设一台高压厂用工作变，厂高变高压侧采用离相封闭母线连接，由发电机出线端子引出。低压侧6kV采用电缆分别接入每台机组设置的两段6kV母线。全厂设置一台高压起动/备用变压器，采用有载调压双绕组变压器，高压侧经架空线接入本期新建的220kV母线，高压侧中203、性点经隔离开关接地，低压侧6kV采用电缆接至高压备用段，备用段经电缆分别接入两台机组的6kV母线。主厂房外的辅助车间采用分区集中供电的方式。根据各专业的负荷情况确定低压变压器的设置。炉后空压机、电除尘及除灰设施，采用集中配电间，分别由厂用6kV段提供电源。2）低压厂用电源低压厂用电源采用380V中性点直接接地系统，低压系统采用PC-MCC接线，原则上为一类电机和75kW及以上电动机从PC供电，75kW以下的电动机从MCC供电。1、#2机组分别设一台1600kVA低压厂用工作变压器，低压厂用电源按炉分段，分别向380/220V A、B两段（PC母线）工作母线供电，机组的双套辅机分别接在两段母线上204、。工作母线供本机组的低压负荷。380V公用母线供主厂房的公用负荷，其中包括暖通、煤仓间化水取样加药等一些重要的公用负荷。在主厂房内，设一台1600kVA低压备用变压器，作为工作厂变公用变的备用电源，低压备用分支采用辐射供电方式。主厂房及辅助厂房供电采用PC-MCC方式供电。化水区设一台化水变，容量为630kVA,为化水区域的负荷供电。综合水泵房设置一台水工变压器，容量为800kVA,为水工区域的负荷供电。化水及水工380V PC均采用明备用接线方式，备用电源由位于化水实验楼800kVA备用变供给。输煤系统设2台1250kVA 变压器采用暗备用方式供电，并带部分厂区负荷。输煤控制系统采用PLC程205、控方式，并设工业电视监视系统。本工程脱硫按岛设计，脱硫系统单独设置高压脱硫段，给脱硫系统6kV电机和低压脱硫变供电。炉后设置除尘除灰集中配电间，设两台1000kVA除尘变及一台1000kVA除灰变。除尘除灰备用变压器亦置于其中，容量为1000kVA，用做除尘变除灰变的备用电源。灰场距电厂约4公里，电源采用架空线由厂用6kV段供给。3）厂用电率依据火力发电厂厂用电设计技术规定（DL/T 5153-2002）附录A中的方法，结合各工艺专业提资进行计算。最大负荷利用小时数5500小时。本工程计算厂用电率：计算项目厂用电率备注纯凝工况厂用电率（ed） 9.2%采暖期发电厂用电率5.63%采暖期供热厂用206、电率(kWh/GJ)12.496.6.2厂用配电装置布置及设备选择高压厂用配电装置布置在在两炉间0米层，低压配电装置及厂低变布置在两炉间B-C框架下。公用PC段、在电气综合楼0米设有单独的蓄电池室，直流配电屏布置在电气综合楼9.0m层电气继电器室。汽机MCC、锅炉MCC、凝结水MCC、加药取样MCC等均布置在主厂房0.0m层。MCC根据布置环境选用合适的外壳防护等级。6kV高压柜选用KYN28-12型（中置真空断路器与F-C回路混合配置），厂低变及6kV高压电动机采用微机综合保护装置。对1600kVA及以上的变压器、800kW及以上的风机和1000kW及以上的泵类电动机回路采用真空断路器供电，207、其它馈线回路采用F-C供电。主厂房动力中心（PC）及辅助厂房动力中心（PC）均选用MNS型抽屉式配电屏（内配智能型脱扣器开关）。主厂房，辅助厂房MCC控制中心用MNS型抽屉式开关柜。主厂房及辅助厂房厂低变均选用SG（B）10型干式变压器。除灰配电装置室与除灰空压机房合并布置在炉后。化水配电室布置在化水实验楼内，水工配电室布置在综合水泵房内，输煤配电室与输煤控制楼布置在一起，底层为配电室，上层为输煤控制室。6.6.3主要电气设备的布置主变压器、高压厂用变压器及高压起动备用变压器均布置在主厂房A列柱外。1#主变、2#主变及高压起动备用变压器与220kV屋外配电装置均采用架空线方式连接。发电机出线至208、主变压器采用封闭母线联结。发电机电压互感器、避雷器柜和励磁变布置在封闭母线下（0m层）；励磁调解柜、整流柜和灭磁柜布置在出线小室+0.0米层。发变组保护柜、起备变保护柜、快切装置屏、故障录波装置屏、机组同期屏等布置在4.5m层的电气继电器室内。励磁系统发电机励磁型式为自并励静止励磁系统。1）直流系统本工程采用220V直流系统，设置两组1000AH蓄电池，采用单母线接线,每段母线设一套高频开关电源充电模块，模块组合采用N2的方式，控制与动力母线合并，供给控制、信号、保护、直流油泵、事故照明、热工控制及断路器合闸等用，采用高频充电模块。并留有与DCS通信接口。二次接线、继电保护及自动化控制采用分散209、控制系统，将主厂房内的电气量纳入DCS控制，单元控制室内的电气系统全部由分散控制系统(DCS)控制，运行员操作站控制台上仅保留热工信号按钮和事故情况下紧急操作的少量后备开关。集中控制室内布置有电气操作员台、网络计算机监控操作站、电气辅助屏。电气的继电保护屏、变送器屏、厂用快切装置屏，发变组故障录波屏、同期屏等布置在电气设备间。 本工程设一个网络继电器室，布置在升压站旁，采用网络计算机监控系统，在网络继电器室布置系统保护柜、故障录波器、安全自动装置、计量柜及网络计算机监控的I/O柜等。2）控制、信号、测量、同期方式 在集中控制室内控制的电气设备全部由DCS实现监控，除了设置极少的紧急停机开关外，210、不再保留常规一对一控制的硬手操手段。同期采用专用的微机自动准同期装置，与DCS、DEH之间以硬接线进行信息交换，不设手动准同期。 发电机变压器组继电保护装置、厂用电系统的继电保护装置、发变组故障录波装置、发电机自动电压调节装置（AVR）、厂用电源自动快切装置、断路器防跳回路、断路器跳闸及合闸线圈回路监视等均独立于DCS，与DCS之间通过硬接线进行信息交换。升压站线路、母线设备在网控室由网络计算机来实现监控，取消常规一对一硬手操，不设模拟屏。3）保护及自动装置发电机变压器组及厂用电系统的保护根据【继电保护和安全自动装置技术规程】DL400-91配置，采用微机型继电保护装置。高压厂用工作变和起动/211、备用变之间的切换采用微机型厂用电源快切装置。低压厂用工作变、低压厂用公用变压器和备用变之间设微机型备用电源自动投入装置。厂低变及厂用电动机均采用微机型综合保护。4）检修、照明本工程采用照明与动力合并的供电方式，照明采用380/220V三相四线制中性点直接接地系统。照明分为正常照明及事故照明。主厂房设置检修电焊网络，其电源由PC-MCC供电，在汽机房、锅炉房等按炉设置检修配电箱，辅助厂房检修电源由其PC或MCC供给。电缆及防火措施主厂房内采用电缆隧道，半隧道和架空相结合的敷设方式。辅助厂房和厂区主要采用电缆沟和直埋、穿管方式。本工程电缆防火主要采用以下措施：采用阻燃和耐火型电缆，主厂房内电缆均采212、用C级阻燃电缆，消防系统采用耐火电缆；电缆通道按单元系统分开设置，一台机组一个通道，两机之间的电缆联络隧道设隔离的防火门。在适当的地方设置防火隔墙，在隔墙两侧的电缆表层涂防火涂料。采用架空桥架敷设方式时，当电缆通过高温、油管路、易燃场所时采用带盖板的耐火槽盒。在敷设密集、部位重要的电缆夹层、电缆隧道交叉口、电缆竖井等处设置感烟、感温探测器与火灾自动报警装置连接。对所有电缆孔洞均采用堵料及耐火材料进行严密封堵。对主变、起备变等设置水喷雾。5）过电压保护及接地本电厂设备的防直击雷保护和需要辅助设建筑物的防直击雷设施按【交流电气装置的过电压保护和绝缘配合】（DL/T620-1997）规定，采用避雷针213、保护。本工程的接地装置采用水平接地体为主、垂直接地体为辅的复合接地网。6）辅助车间及其它电气不单设检修楼，同机炉检修间统一考虑。电气试验室设在生产办公楼内。本工程按“DL/T5043-95 火力发电厂电气试验室设计标准”类电厂配置试验室设备。6.7 输煤设想 6.7.1本期厂区及运煤系统的拟定本工程装机规模为2135MW超高压、一次中间再热抽汽式汽轮发电机组配2440t/h超高压、中间再热燃煤锅炉，年耗煤量约为77.596万吨。本期工程厂外来煤方式采用公路运输。厂内输煤系统按本期机组容量设计，留有扩建场地。6.7.2卸煤设施本工程来煤方式为汽车来煤，本期年耗煤量约77.596万吨，来煤天数按2214、80天计算，日来煤不均衡系数取1.3，日最大来煤量约为3603吨/日，每日最大来煤车辆数约为80辆/次（每辆车载重量按45t计）。厂内卸煤设施采用浅缝式卸煤槽，煤槽底部宽度9.5m，卸车位柱距6m，共设6个车位，汽车来煤即可卸至浅缝式煤槽，也可直接卸至贮煤场。煤槽底部设置C1AB带式输送机，每路输送机上设1台出力100-350t/h的桥式叶轮给煤机。6.7.3煤场及煤场设施煤场为两块矩形推煤机煤场，布置于浅缝式卸煤槽两侧，两块煤场均为长130m，宽55m，堆高5.5m，煤场区域可贮煤约5.5万吨,为本期2135MW机组20天的燃煤量。自卸汽车或载重汽车将煤卸至煤场后，通过推煤机推入浅缝式卸煤槽215、为系统上煤，共配置2台ZL50型轮式装载机和2台TY220型推煤机用做煤场整备和上煤机械。6.7.4 厂内运煤系统本期工程小时耗煤量按设计煤种算为125.62t/h,按校核煤种算为135.88t/h。厂内运煤系统按本期机组容量设计，系统设备采用带式输送机，出力Q=260t/h。运煤系统中共有4段8条带式输送机，主要技术规范为： B=800mm；v=1.6m/s；Q=260t/h。系统内带式输送机均为双路布置，一路运行，一路备用。带式输送机均采用难燃输送胶带。6.7.5筛碎系统根据煤质资料和系统出力，选用不易堵塞、带旁路的滚轴筛与环锤式碎煤机配套使用的方式：滚轴筛出力300t/h,筛上物粒度30216、0mm，筛下物粒度30mm；碎煤机出力200t/h，进料粒度300mm，出料粒度30mm。6.7.6控制方式及辅助设施运煤系统采用程序控制与就地控制相结合的方式，运煤系统内各主要转运点及筛碎、煤场、汽车卸煤沟等处采用工业电视监控；公路来煤部分的入厂煤计量采用电子汽车衡，设重车衡一台、轻车衡一台；入厂煤采样采用一台汽车采样机，入炉煤的计量为电子皮带秤并设有循环链码校验装置；运煤系统设三级除铁设备，碎煤机前设两级，碎煤机后设一级；系统中设有带式输送机各类保护装置、检测装置；系统中设水力清扫及通风、除尘设施；煤场设喷洒水装置，煤场设穹形网架封闭式煤棚；设置入炉煤的取样装置；设有输煤综合楼、推煤机库等217、附属建筑设施。6.8除灰渣系统6.8.1 设计原始资料1）本期工程锅炉燃煤量设计煤种：每台锅炉实际燃煤量为62.81t/h；校核煤种：每台锅炉实际燃煤量为67.94t/h。2）锅炉容量及型式本期工程容量为2135MW超高压、一次中间再热抽汽式汽轮机配2440t/h超高压、中间再热四角切圆煤粉锅炉。排渣方式为固态排渣。3）除尘器型式每台锅炉选用双室五电场静电除尘器，其保证效率为99.8%。4）脱硫、脱硝系统本工程机组脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，脱硫效率96%，不设置旁路烟道；同步建设脱硝装置，脱硝系统采用SCR工艺，脱硝效率80%。6.8.2 锅炉灰渣量和石子煤量（1）锅炉灰渣量详见下表：218、表6.8-1 2135MW机组在BMCR工况下灰渣排放量灰渣量 容 量 小时排灰渣量(t/h)日排灰渣量(t/d)年排灰渣量（104t/a)灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣设计煤种1440t/h锅炉9.67 1.08 10.74 193.32 21.52 214.84 5.97 0.66 6.64 2440t/h锅炉19.33 2.15 21.48 386.63 43.05 429.68 11.94 1.33 13.27 校核煤种1440t/h锅炉10.94 1.22 12.16 218.75 24.35 243.11 6.76 0.75 7.51 2440t/h锅炉21.88 2.44 24.31 219、437.51 48.71 486.21 13.51 1.50 15.02 注：.灰渣分配比按：90%，10%；.机组年运行小时数为：6177h;日运行小时数20h。（2）锅炉石子煤量详见下表：表6.8-2 2135MW机组在BMCR工况下石子煤排放量项 目每小时石子煤量(t/h)每日石子煤量(t/d)每年石子煤量(t/a)1440t/h锅炉2440t/h锅炉1440t/h锅炉2440t/h锅炉1440t/h锅炉2440t/h锅炉设计煤种0.31 0.63 6.28 12.56 1939.89 3879.77 校核煤种0.34 0.68 6.79 13.59 2098.33 4196.65 注：220、. 表中年利用小时数按6177h计；日运行小时按20h计。. 石子煤量按燃煤量的0.5%计算。6.8.3 除灰渣系统的拟定原则1）本期工程除灰渣系统采用灰、渣分除系统，除渣系统采用机械干除渣系统将渣输送至渣仓；除灰系统采用气力输送方式将灰输送至灰库；厂外运输采用汽车外运至综合利用点或储灰场。2）除灰系统按每台机组为一个除灰单元进行设计，灰库为两台炉公用设施；除渣系统按一台机组为一个除渣单元进行设计。3）对石子煤采用简单机械加人工处理的方式。6.8.4 除渣系统考虑到贮灰渣场距电厂约12公里，除渣系统大的原则是汽车运渣方案。厂内将渣集中到渣仓主要有以下两种方案：锅炉除渣装置采用风冷式钢带除渣机，221、将渣输送至锅炉房外由斗式提升机输送至渣仓，由汽车运至综合利用点或渣场；锅炉除渣装置采用刮板捞渣机，将渣直接输送至渣仓方案；下面详细叙述这两个方案，并提出推荐方案。6.8.4.1除渣系统方案一 ：风冷式钢带除渣机方案本方案为风冷式钢带除渣机方案，每台炉为一单元。炉底渣经过渡渣斗及液压关断门（正常运行常开）落在缓慢运动的风冷式钢带除渣机的输送钢带上，风冷式钢带除渣机的出力为215t/h。在输送过程中通过自然冷风将含有大量热量的热渣冷却成可以直接储存和运输的冷渣，冷却后的炉底渣进入碎渣机，破碎后经斗式提升机输送至渣仓，然后装车外运，除渣系统连续运行。除渣系统工艺流程描述如下：本期工程每台炉设置一座直222、径为6m的渣库，渣库有效容积44m3，可贮存一台炉设计煤种约36小时的渣排放量，两台炉共设2座渣仓。渣库顶部设有布袋除尘器和起吊设施，侧壁设电动振打器和高、低和连续料位计等辅助设施。在渣库底部设一干一湿两个排放口，干式散装机可供罐车（社会运力）直接运输干渣至综合利用，双轴搅拌机可将干渣加湿后用自卸车外运综合利用或灰场。6.8.4.2除渣系统方案二：刮板捞渣机+渣仓方案锅炉除渣装置采用刮板捞渣机，除渣系统采用机械除渣系统，按一台炉为一个单元进行设计，每台炉设一台刮板捞渣机，刮板捞渣机的正常出力为215t/h系统按连续运行设计。锅炉排渣首先进入刮板捞渣机，在刮板捞渣机内遇水冷却后，由捞渣机直接刮至223、锅炉房外的渣仓内，在渣仓下装车运至渣场。刮板捞渣机的溢流水通过地沟溢流至溢流水池，由溢流水泵输送至水水热交换器冷却后返回刮板捞渣机循环使用，冷却水采用循环水。除渣系统工艺流程描述如下：为防止渣仓内的渣滴水，在渣仓底部设置析水元件，以排掉渣在渣仓内堆积时析出的水。本期工程每台炉设置一座直径为6m的渣仓，渣仓有效容积30m3，可贮存一台炉设计煤种约36小时的渣排放量，两台炉共设2座渣库。6.8.4.3除渣系统方案比较方案一：系统、设备、控制布置较简单，运行、检修、维护费用少，系统经济效益高；排出的底渣活性较好，干式排渣采用空气冷却热渣，无废水排放，节水、环保，是今后发展的方向。但其初投资费用稍大，224、在国内运行业绩较少。方案二：使锅炉底渣的粒化、冷却、脱水、储运连续完成，整个系统简洁、工艺流程顺畅。捞渣机的溢流水可通过冷却系统回收到捞渣机重复使用，耗水量也很低。其运行业绩较多，初投资稍低。比较认为，以上两个除渣系统方案均是可行的。从节能减排、节水环保和有利于综合利用等诸因素综合考虑，推荐方案一（风冷式钢带除渣机方案）作为本工程的除渣系统方案。6.8.5除灰系统目前电厂较多采用气力输灰方式，因此不做其他方案比选。即电除尘器灰斗和省煤器灰斗内的飞灰由灰斗进入仓泵，仓泵内飞灰与空压机出口的压缩空气混合，在压缩空气的驱使下，气灰混合物一并送至灰库，然后根据不同需要可加湿搅拌直接装入自卸汽车运送至贮225、灰场；或直接将干灰装入罐车外运至综合利用用户，灰库内气体经过库顶脉冲袋式除尘器逸出。为了满足综合利用的需求，本期工程除灰系统设两座灰库，为两台炉公用设施，每座灰库直径为10米，有效容积620m3/座，两座灰库可贮存设计煤种两台炉约48小时的灰量。灰库内底设有由透气板及钢质壳体组成的气化槽，通入干热空气使库内贮灰气化以增加流动性，气化槽的面积大于灰库截面的18%，气化风由灰库气化风机供给，气化风采用空气电加热器加热。气化风机共设置三台，其中两台运行，一台备用。每座灰库设置有高高、高、低及连续料位计用以检测灰库灰位；库顶设置压力真空释放阀、起吊设备等。灰库内飞灰分两路排出，其中一路经湿式搅拌机将干226、灰调湿后用汽车运至灰场；第二路装设干灰散装机，干灰可直接装罐车运至综合利用场地，每座灰库并预留一个排灰口。电除尘器灰斗及省煤器灰斗排出的干灰采用正压浓相输送系统集中到灰库，以一台炉为一个输送单元。其中省煤器灰斗设置一根输灰管道；电除尘器一电场单独设置一根输灰管道；二、三、四、五电场共用一根输灰管道。每台炉的飞灰输送按照程序依次进料输送。为了改善灰斗中灰的流动性，保证灰从灰斗内顺利的排出，在除灰系统中，电除尘器灰斗设置一套除尘器灰斗气化装置，该套装置由气化风机、空气电加热器、灰斗气化板等组成。飞灰输送系统的设备出力均满足锅炉最大连续蒸发量（BMCR）时的排灰量且留有一定的裕量，系统出力按燃用设计227、煤种时不小于锅炉排灰量的150%，同时满足燃用校核煤种时不小于锅炉排灰量的120%。系统设计既可连续运行，也可间断运行。除灰系统工艺流程框图：电除尘器和省煤器灰斗发送器 输灰管道灰库干灰散装机气卸灰罐车综合利用湿式搅拌机输送空压机灰 场自卸汽车6.8.6 输送压缩空气系统输送用空压机选用三台Q=22m3/min ，P=0.80MPa 螺杆式空气压缩机，在每台空压机出口设置一套空气干燥净化装置，两运一备。输送用空压机同时提供烟气脱硫装置用压缩空气。具体参数待气力输送设备招标后最终确定。6.8.7 石子煤处理系统本工程锅炉制粉系统采用中速磨煤机，每台炉设4台。每台磨煤机配1个石子煤斗，磨煤机排出的228、石子煤进入布置于磨煤机旁边的石子煤斗中暂时储存，磨煤机与每个斗之间设一个阀门，每个石子煤斗的有效容积为0.5m3，能储存每台磨煤机约8小时的石子煤排放量。正常情况下，上部阀门打开，石子煤直接排入石子煤斗。当石子煤斗装满需要排放时，上部阀门关闭，人工打开石子煤斗的出口门，将石子煤排放到活动石子煤斗中，然后用叉车将活动石子煤斗叉起，运至锅炉房外，直接装自卸汽车或在煤场一角临时堆放，然后用运渣自卸汽车转运至灰场。该系统采用定期运行，每8小时运行一次，其实际运行时间可根据实际运行中磨煤机排出的石子煤量的多少来确定。6.8.8灰渣输送系统对应干式贮灰场其灰渣外运方式一般多采用汽车运输方式，据资料介绍, 229、在国外对于电厂与贮灰场距离较近情况,也有采用气力输送、管状皮带机运输机输送方式的。汽车运输方式比较灵活,不需二次倒运，运行费用随灰渣综合利用量以及灰渣排量灵活地增加和减少，系统适应性较好,使用业绩多。但由于运灰渣车环境条件较差，因此汽车的维护费用较高且维护工作量较大，设备一次性投资较大。电厂所处地交通和副业发达，用于综合利用运输干灰的密封罐车辆采取运输工作外委，不再购置专用车辆。用于运输湿灰渣的车也采用运输工作外委，本期设2辆20t的调配自卸汽车，用来调配运输湿灰渣和石子煤以及脱硫废物。本期工程共设2辆2t电瓶叉车，用于将活动石子煤斗从锅炉房内铲出，卸至自卸汽车中。6.9化学水处理系统方案6.230、9.1锅炉及热网补给水处理系统本期工程锅炉补给水处理系统水源为经水工专业凝聚、澄清后的循环水排污水，根据机组参数及对汽水品质的要求，本期工程锅炉补给水系统暂按：超滤+反渗透一级除盐混床。本期工程各项水汽损失及补给水量见下表：全厂汽水平衡表序号项目数量(t/h)2135MW机组冬季夏季1厂内水汽损失17.617.62锅炉排污17.617.63采暖用汽损失64热网补充水热网除氧用汽75工业抽汽补水量80806热力系统需要的正常补水量128.2115.2本期工程设置供热首站，冬季供热正常工况热网需补软化水30t/h，考虑到补水量较少，只有冬季需要补水，另设软化水处理系统不经济，操作运行麻烦，设计考虑231、采用反渗透出水加碱作热网补水。水处理系统正常出力为：128.21.03135（t/h）反渗透出力为：128.21.3+30200（t/h）根据上表计算结果，反渗透装置设计总出力为200t/h，除盐系统设计出力为135t/h。本工程锅炉补给水处理系统流程为：水工专业凝聚、澄清后的循环水排污水生水箱生水泵叠片过滤器超滤装置清水箱反渗透给水泵保安过滤器高压泵反渗透装置淡水箱淡水泵阳床除碳器中间水箱中间水泵阴床混床除盐水箱除盐水泵主厂房热网补水系统流程为：淡水箱出水加碱热网补水泵热网补水点本期工程水处理室为一个独立联合建筑，包括过滤除盐间、水泵间、酸碱计量间、超滤反渗透加药间及酸碱贮存间、中和池和水箱232、小室等。过滤除盐间跨度为13.5米，长54米，梁底标高为8.5米。过滤除盐间旁边设有跨度为7.5米的毗间，梁底标高为5.50米，该毗间内分别设有水泵间、酸碱计量间、超滤反渗透加药清洗间等。生水箱、超滤水箱、淡水箱、除盐水箱等均露天布置在水处理室外,水箱间设小室。本期工程设两层化验楼置于化学水处理室一侧。中和水池、中和水泵房、酸碱贮存间设为三层联合建筑，布置在水处理室的另一侧，长18m，宽12m，零米层布置废水泵、卸酸碱设备、罗茨风机等，地下设3个200m3废水池。4.5层为酸碱贮存间，梁底标高为9.8米。本期工程超滤反洗废水自流排至中和水泵房其中一个地下水池中，由转运泵输送至净化水站中予以处理233、后回用；反渗透浓水及离子交换器再生废水自流排至中和水泵房地下另外两个水池中，经中和调整至pH合格后，再由转运泵输送至脱硫用水系统或者外排。6.9.2给水、炉水校正处理及汽水取样系统为满足机组对给水、炉水的水质要求，两台机组设置两箱三泵给水加氨装置一套，两箱六泵给水、闭冷水水加联氨装置一套以及两箱三泵炉水加磷酸盐处理装置一套。每台机组设置一套水汽取样分析装置，并设现场汽水分析室。全部加药装置及水汽取样装置及汽水分析室布置在主厂房内。6.9.3循环冷却水处理本期工程为湿冷机组，循环水补水主水源为泉沟水库地表水。由于缺少水质资料，本期工程循环冷却水处理系统暂按加杀菌剂、加稳定剂处理方式。稳定剂采用两234、箱两泵组合加药装置一套，杀菌剂采用人工投加方式，加药设备布置在循环水加药间内。6.9.4 酸洗废水处理本工程设置500m3酸洗废水池两座，锅炉酸洗由施工单位或专业公司负责，推荐清洗方案下阶段确定。6.9.5 电厂油务管理 油处理系统设置移动式绝缘油的净油机一台。6.10 热工自动化6.10.1 机组控制方式本期工程为新建项目，规模为2135MW燃煤抽汽供热汽轮发电机组，采用机炉电集中控制方式，为便于管理，两台机组合设一单元控制室。在单元控制室内布置有炉、机、电单元机组操作员站，电气网络监视操作员站、火灾报警、消防、空调监控站、值长工作站等。每台机组设置各自独立的DCS，分别控制针对的机组，两台235、机组的公用系统部分设置DCS公用控制网络，通过交换机与两台DCS网络实现数据交换，但只有其中的一台机组才能对其进行控制。正常运行时，公用系统由1机组控制，只有在1机组退出运行且将公用控制系统控制权移交给2机组时2机组才能对公用系统的设备进行控制。两台机组设置各自的电子设备间和电气设备间。1#、2#机组的电子设备间分别布置在1#、2#机组的辅机综合楼内，位于1#、2#机组的单元控制室后部，电气设备间布置在电子设备间后部，标高皆为9.0m，单元控室及各设备间下面设电缆夹层。单元控制室内表盘均按炉机电顺序布置，表盘采用盘、台分离方式。操作台主要由分散控制系统(DCS)的操作员站组成。操作人员对机组运236、行进行监视和控制是通过5台LCD及操作键盘进行。盘为辅助控制盘，位于操作台后面，上面设有炉膛火焰电视、汽包水位电视和随主设备供货的控制监视设备，不设常规仪表。锅炉补给水处理系统、除灰控制系统、除渣控制系统、综合水泵房控制系统、废水处理控制系统、汽水取样装置控制系统、锅炉加药控制系统系统、空调控制系统采用程控方式，其它设备由DCS的远程控制站完成控制。为减少定员，除灰控制系统、除渣系统、电除尘系统及脱硫控制系统控制室合并设于除灰电气综合楼内的控制室内；脱硫部分的控制系统采用独立的分散控制系统(FGD-DCS)，并尽量选用与机组分散控制系统(DCS)一体化硬件，其控制系统及仪控设备随脱硫岛一体供货237、，脱硫部分控制柜等设备布置在脱硫岛电子设备间；循环水泵房作为DCS的远程控制站统一由主厂房控制室监视、控制；锅炉补给水处理系统、综合水泵房控制系统、废水处理控制系统、汽水取样装置控制系统、锅炉加药控制系统控制室合并设置于锅炉补给水处理车间。6.10.2 控制水平单元机组确立DCS操作员站的主导地位，形成以操作员站“软操”为操作手段，LCD显示屏为监视界面的机组控制与监视模式。机组的起动、运行及停止或事故处理，通过DCS的数据采集、顺序控制、闭环自动调节和完善的联锁保护来实施。每台机组设置一组等离子显示器，不再设计常规显示仪表，仅按规程规定设置个别独立于DCS的后备启停和跳闸操作手段。 设计中也238、将借鉴同类机组工程设计的经验，积极采用先进可靠技术和设备，满足机组监视、控制、报警和保护的要求， 在确保机组安全经济运行的同时，能迅速调整机组负荷，发挥机组调峰能力，适应电网不断变化的负荷需求。单元机组控制采用分散控制系统(DCS)，实现炉、机、电集中控制， 分散控制系统(DCS)的功能包括数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、炉机辅机顺序控制(SCS)，发电机变压器组及厂用电源顺序控制系统(SCS)，为实现炉、机、电单元统一值班创造良好条件，新建循环水泵房、燃油泵房、空压机站等的监视控制也纳入DCS控制。单元控制室内，运行人员籍助于热工控制系统可以实现：239、(1) 在12名 就地操作和巡回人员检查配合下实现机组启动、机组运行工况监视和调整、停机和事故处理。 机组的远期控制目标设计为一名主值班员监控为主，另配二名副值班员完成本台机组的正常监控考虑，在电厂初期投运时仍按炉、机、电分别实现监控的传统模式。(2) 实现以LCD和键盘为中心的炉、机、电集中监视和控制，其主要内容为：屏幕显示、键盘操作、报警打印、定期制表、事件顺序记录、性能计算及历史数据存储检索等。 当分散控制系统一旦故障时，少量的后备操作开关/按钮将保证机组紧急安全停机。 为提高电网水平，适应商业化运营需要，使机组更好地满足参与电网调峰控制的要求，将设置自动发电控制(AGC)的接口，接受电240、网调度的负荷指令，参与电网的调峰控制，提高机组变负荷适应能力。设置一套简化功能的厂级实时监控信息系统(SIS)和一套功能适用的管理信息系统(MIS)，以提高电厂的经济运行及现代化管理水平。6.10.3 热工自动化功能6.10.3.1 分散控制系统(DCS)分散控制系统(DCS)的功能范围包括：数据采集和处理系统；模拟量控制系统(MCS)；辅机顺序控制系统(SCS+SCS)；锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)。(1) 数据采集和处理功能(DAS)DAS是分散控制系统的一个功能站，通过LCD屏幕的显示，为运行人员提供机组运行的各种信息，具有报警显示、报表打印、开关量输出、运行操作指导、事故追忆、画面241、考贝和性能计算等功能。(2) 模拟量控制系统(MCS)协调锅炉、汽机及辅机的运行，在燃煤最低稳燃负荷至最大负荷(100%MCR)变化范围内，控制其参数不超过允许的限值。主要控制回路有：机组负荷、主汽压力、主汽温度、再热汽温度、再热汽压力、燃料、风量、给水、炉膛压力、除氧器压力及水位、凝汽器水位、减温减压器压力及温度的自动控制。(3) 顺序控制系统(SCS)根据工艺系统的特点和要求，把机组和辅机的启、停控制程序分成若干个特定的功能组，分别接受SCS的指令，实现有关程序控制功能，以减少操作人员在机组启停过程中对大量辅机、阀门、挡板的频繁操作。如风烟系统、加热器系统的程序控制。(4) 炉膛安全监视保242、护系统(FSSS)主要功能为：炉膛吹扫；主油阀、点火枪及油枪监控；磨煤机和给煤机启/停控制；燃油泄漏试验；火焰监测；炉膛灭火保护；主燃料跳闸；二次风挡板控制。(5) 电气量的控制其内容主要包括如下：发电机变压器组控制、厂用电源及公用部分控制、直流电源控制。发变组保护及发电机同期仍采用电气专用保护装置。(6) 人机接口它作为主要的人-机联系手段，对机炉电及辅机设备实现监视、控制、参数设定、M/A站切换、系统故障自诊断功能。6.10.3.2 汽机数字电液控制系统(DEH)的功能(1) 基本的控制功能1) 转速控制：采用与其热状态、进汽条件和允许的汽机寿命消耗相适应的最大升速率，自动地实现将汽机从盘243、车转速逐渐提升到额定转速的控制2) 负荷控制：在汽轮发电机并入电网后实现汽轮发电机从带初始负荷到带满负荷的自动控制，并根据电网要求，参与一次调频和二次调频任务。3) 阀门管理：当汽机具有在不同运行工况下进行切换的两种进汽方式(全周进汽方式和部分进汽方式)时，DEH系统应设置对应于这两种进汽方式的调节汽阀阀门管理(选择和切换)功能，并防止在切换过程产生过大的扰动。4) 阀门试验：为保证发生事故时阀门能可靠关闭，DEH系统具备对高、中压主汽门及调节门逐个进行在线试验的能力。(2) 汽机起停和运行中的监视功能1) 基本监视功能：连续采集和处理所有与汽轮机组的控制和保护系统有关的测量信号及设备状态信号244、。2) 显示、报警功能：操作员站LCD能综合显示字符和图象信息以反映机组当前的状态和故障信息。机组运行人员通过LCD/键盘实现对机组运行过程的监视和操作。3) 制表记录：由程序指令或操作人员指令控制。系统数据库中所具有的所有过程点均可制表记录。4) 操作指导：在LCD上用图象和文字显示出机组正常起动、停运及事故跳闸工况下的操作指导，包括提供当前的过程变量值和设备状态，目标值，不能超越的限值，异常情况，运行人员应进行的操作步骤，对故障情况的分析和应采用的对策等。5) 甩负荷控制功能：为改善电力系统故障时的动态稳定性能或抑制汽轮发电机组超速，汽机的DEH系统设置有超速保护控制(OPC)的甩负荷控制245、功能。6) 热应力计算功能。汽机自起动及负荷自动控制(简称ATC)功能：汽机自起动及负荷自动控制(ATC)功能是指具有以最少的人工干预，实现将汽机从盘车转速带到同步转速并网，直至带满负荷的能力。7) 主汽压力控制功能：由DEH系统来实现机组协调控制和汽机跟随方式下的汽压调节，系统中设置主汽压力控制回路。根据主汽门前主汽压力与定值的偏差，控制调节门开度，以保持主汽压力在设定值。8) DEH系统提供与电厂DCS系统的各种接口，并能接受和发送为综合整个机组运行工况所要求的信息和指令。对于汽机的一般信息，DEH系统能与DCS系统通过数据通讯线路连接、实现信息共享。对于控制信号，采用硬接线连接。6.10246、.3.3 汽机安全监视系统(TSI)为保证汽机的安全稳定运行，汽机设置安全监视系统，主要监视项目有：(1) 转速(2) 轴向位移(3) 相对膨胀(4) 大轴振动(X、Y方向，含发电机)(5) 轴承座振动(X、Y方向，含发电机)(6) 偏心(7) 零转速(8) 绝对膨胀(9) 油箱油位TSI系统提供了与电厂其它系统的各种接口，并能发送为综合整个机组运行工况所要求的信息和指令。TSI与DCS系统通过数据通讯线路连接、实现信息共享。TSI与ETS、DEH系统通过硬接线连接。6.10.3.4 汽机紧急跳闸系统(ETS)主要跳闸条件(包括给水泵汽机)最终将按汽机厂技术要求确定，原则上对所有的跳闸条件均要247、求具有在线试验功能。 汽轮机紧急跳闸系统(ETS)独立设置，采用带冗余控制器的PLC实现其功能。ETS监视所有引起汽机跳闸的输入信号，一旦有异常讯号发生，ETS立即动作发出汽机跳闸指令。汽机紧急跳闸系统(ETS)的保护内容如下：转速超限凝汽器真空低润滑油压低轴向位移超限大轴振动超限相对膨胀超限轴承座振动超限发变组主保护动作锅炉发生MFTEH油压低DEH失电DEH跳闸指令其它汽机本体要求跳闸信号汽机的防进水保护、低压缸喷水保护等其它保护项目由DCS完成。6.10.3.5 旁路控制系统(BPS) 旁路控制系统的功能：(1) 控制逻辑只考虑启动要求，控制方式为手动远操。(2) 旁路阀的开启和关闭不按248、快速进行设计，仅要求严密性和启闭灵活性。设置必要的联锁保护。(3) 除阀门的动力控制回路外， 其余控制回路均纳入DCS系统中。6.10.3.6 热工信号报警系统不设置常规热工信号报警光字牌，过程参数越限或控制装置故障，均通过分散控制系统的LCD画面报警；对重要参数以及需要引起运行人员特别注意的预告报警信号，拟在分散控制系统的LCD设置专用的报警画面，并采用语音报警方式。 重要报警接点进入DCS系统时可重复设置，并由不同的检测通道及控制器实施其报警功能。6.10.3.7 火灾报警本期工程设置一套火灾报警系统，火灾报警系统的设计按125MW机组规定执行，同时考虑到技术的发展，在主厂房内的监测范围有249、所扩大，控制等级有所提高。火灾报警系统包括探测装置（点式或缆式探测器、手动呼叫器）、区域报警器、集中报警装置、电源装置和联动信号装置等。集中报警装置设置在主厂房单元控制室内，单控室及电缆夹层内的探测点直接汇接至集中报警装置上。其它按机组方式及地理位置分若干区域报警点，同时将信号通过通讯方式传输到集中报警装置，因而火警都可以在集中报警装置上立即发出声光信号，并记录下火警地址和时间。联动信号仅与空调控制系统联动。发生火警后，原则上应由运行巡视人员立即赴现场确认火情，然后再手动启动相应消防设施组织灭火。在电气网络控制台上还装设高压消防水泵远方启动操作开关。火灾检测及自动报警区域：(1) 单元控制室、250、电子设备设备室、工程师工作室。(2) 主厂房内高、低压厂用配电装置室。(3) 电缆夹层、桥架主通道、竖井、隧道。(4) 电气升压站继电器室6.10.3.8 MIS和SIS(1) 设置一套电厂管理信息系统(MIS)，主要包括基建期MIS和生产期MIS。其中基建期MIS的功能模块主要有：进度管理、财务管理、设备材料管理、合同管理、档案管理、质量安全管理、三维数字化电厂管理、办公事务管理(OA)、综合查询、系统维护；各相关模块之间能够实现信息的安全共享。生产期MIS原则上充分利用基建期MIS的应用软件，并根据实际使用情况和生产期的需求进行增加新的功能模块，并做到统一规划设计和管理，做好与基建期应用软251、件的数据接口。其功能模块主要有：运行管理、设备检修管理、燃料管理、计划统计管理、安监管理、物资管理、人力资源管理、综合查询、系统维护。(2) 设置一套厂级监控信息系统(SIS)，厂级监控信息系统是全厂实时监控和信息管理的中心，通过将各个控制系统联成一体的通讯网络，最有效地提高电厂的安全及经济管理。其主要功能有：厂级性能计算、实时数据库、实时监控、生产管理和过程指导。在传统的DCS与MIS之间形成了一个重要的管理控制一体化层面，采集DCS全厂辅助车间等控制系统的数据，实现对全厂的实时过程进行优化管理，实现电厂运行优化、负荷调度分配优化、经济性能分析、设备故障诊断、设备寿命计算和分析及设备状态分析252、功能等功能，对全厂的实时过程进行优化管理。各单元机组的DCS通过通讯接口与SIS通讯，将单元机组的参数和设备状态等信息送入SIS，通过分析、判断机组运行工况，可帮助值长对单元机组运行作出决策。6.10.3.9 闭路电视监视系统(CCTV)设置一套数字化工业闭路电视监视系统(CCTV)，对厂内重要的运行区、危险区和无人值班的辅助车间或区域(如：锅炉炉底捞渣机、空压机房、循环水泵房、燃油泵房、综合水泵房、净水站、废水处理车间、锅炉补给水车间、汽水取样架、气力输灰系统、灰库及卸灰卸料系统、输煤系统、脱硫车间等)的设备状态进行实时视频监视、记录。输煤系统、脱硫车间的闭路电视系统作为全厂工业电视系统的子253、系统，分别由输煤系统、脱硫岛配供，均按数字式闭路电视系统设计，并留有与全厂工业电视系统的通讯接口。全厂工业闭路电视监视系统的主监控站设在集中控制室，在锅炉补给水控制室、灰控制室、保安室、输煤控制室分设LCD显示器终端。全厂工业电视系统留有与MIS系统的接口。本期全厂工业闭路电视系统探头的数量暂按90点(两台机)考虑。6.10.4 热工自动化设备选择仪表和控制设备应是经过电厂实际应用考核证明是成熟适用的产品，不采用试验性器件，不采用国家明文淘汰的产品；仪表和控制设备应是经过电厂实际应用考核证明是成熟适用的产品，不采用试验性器件，不采用国家明文淘汰的产品；不使用含有汞等对人体有害物质的仪表；仪表和254、控制设备的精度需满足实际使用的要求。6.10.4.1 分散控制系统(DCS)选用在大型火电机组上有成功应用经验，适合电站特点，且性能价格比好的产品。同时考虑降低工程造价等多方面因素择优选择，应在国内有良好技术支撑的产品中通过招议标方式选定。6.10.4.2 汽机数字电液控制系统(DEH)汽机数字电液控制系统的电控部分尽量与DCS部分一体化，即选用DCS的软硬件。业主在主机招标时应要求汽机厂多提供一些DEH电控装置配套厂的配置类型，便于业主与未来DCS的一体化作准备。6.10.4.3 汽机安全监视系统(TSI)为保证汽机安全监视系统检测正确、保护动作可靠，建议选用在国内使用业绩广泛的进口产品。6255、.10.4.4 控制室布置的热工控制盘台柜设备将优先选用符合国家标准的系列产品，并注意满足设备检修、安装环境的要求。控制回路使用的的电气设备如开关、按钮、继电器、信号灯等，优先选用技术性能较优的合资企业产品。6.10.4.5 现场仪表、设备(1) 执行机构模拟量控制均采用进口执行机构。一般控制系统采用国产智能一体化执行机构。电动装置均采用一体化产品。(2) 变送器选用进口或国内组装的高性能智能变送器。(3) 逻辑开关逻辑开关采用进口产品。6.10.4.6 材料(1) 电缆桥架主厂房及一般辅助车间采用钢质冷镀锌桥架;锅炉补给水处理车间、循环水处理车间等有酸碱腐蚀性场所采用防腐型桥架。(2) 仪表256、阀门主厂房高温高压仪表一次阀门、排污阀门、二次门采用进口产品，其它采用国产仪表阀。(3) 电缆全厂电缆采用阻燃型电缆，包括控制电缆、计算机用屏蔽电缆和补偿导线等，部分高温区域采用耐高温电缆。6.10.4.7 电厂辅助车间的热工自动化系统及设备选型(1) 除灰渣系统控制除灰渣系统的监控采用可编程控制器加上位监控计算机(PLC+PC)方式，设置1#、2#炉除灰渣控制室作为1#、2#炉灰渣控制点，通过联网，将1#、2#炉电除尘器控制等纳入到除灰渣控制室统一监控。此外，1#、2#炉脱硫控制系统的操作员站也将放置在除灰渣控制室内，以减少运行人员，脱硫系统不再设控制室，仅保留电子设备间。(2) 锅炉补给水257、处理系统本期工程设置一套补水处理程控系统，废水处理系统、综合水泵房与化学补水系统程控联网，由水系统值班人员通过设在化水控制室的操作站对这些系统进行统一监控，届时这些系统的控制室将无人值班。(3) 废水处理控制控制采用可编程序控制，纳入锅炉补给水处理控制系统，由设在化水控制室的操作站对废水处理系统进行集中监控，监控范围包括废水从贮存池到PH合格排放，加酸碱及絮凝剂，以及污泥排放等整个工艺过程。(4) 循环水泵房监控循环水泵房监控采用DCS的远程I/O站在单元控制室内监控，就地无人值班运行。循环水泵房远程I/O站与DCS网络段的通讯采用冗余的双向通讯。其通讯速率应不低于10Mbps，通讯介质根据所258、采用DCS厂商的设备情况及通讯距离来确定采用光纤或其它介质。(5) 综合泵房监控综合水泵房内设有化学水泵电机、补给水泵电机、消防水泵及消防稳压水泵。控制方式采用在综合水泵房内设置锅炉补给水控制系统的远程I/O柜，将综合水泵房的控制纳入锅炉补给水控制系统监控，就地无人值班运行。(6) 仪用及厂用空压机仪用空压机和厂用空压机等，设置必要的联锁，保证备用设备自投，可无人值班。空压机的有关信号应送至1#、2#机组DCS公用网络段，在DCS的操作员站上实现启停操作。(7) 汽水分析站汽水取样采用程序控制，并与废水处理系统、综合水泵房、主厂房加药控制系统、工业水泵及循环水加次氯酸钠控制系统联网，在水务监控259、控制室进行集中控制。汽水取样采用的程序控制装置及现场仪表由工艺设备厂配供。(8) 主厂房加药主厂房加药包括加氨、联氨、磷酸盐等，均随加药设备配供现场控制仪表，控制纳入汽水分析程控。(9) 空调控制实现自动及保护联动的集中控制，空调机柜设置在电子设备间内，其监视控制终端拟安装在DCS工程师站。空调系统就地仪表及有关控制设备另行订货。(10) 环境监测根据国家环境保护有关法规以及烟气脱硫连续排放监测控制的要求，本工程两台机组将装设烟气连续自动监测系统(CEMS)，该系统随脱硫系统供货。监测项目至少为： 烟气流量、SO2、NOx、烟尘浓度，监测仪器放置在现场专用的表盘内，并考虑防尘、防水及防冻措施。260、(11) 火灾报警系统选用的火灾报警系统应经我国公安部消防主管部门检验合格，并在电厂有较好应用实绩的产品。为保证系统投用可靠，参考同类电厂选型经验，本工程建议采用进口产品。(12) 启动锅炉房启动锅炉房采用就地集中控制。6.10.4.8 随主设备配套提供的控制装置DEH、TSI、ETS装置随汽机本体供货，FSSS炉前设备(点火枪、油枪、推进器、速关阀、燃油调节阀、燃油流量计、油角阀、吹扫阀等)、锅炉气动二次风门执行器、锅炉本体管道、烟道上的电动执行机构全部随锅炉本体供货，考虑到这些设备(除DEH、炉前点火油枪、点火枪、推进器)对机组安全运行的重要性，建议这些设备采用进口产品。6.10.4.9 261、厂级管理信息系统(MIS)的设备在国内有成功运行经验的厂商中通过招标决定。MIS系统的时实信息部分由SIS系统提供。厂级监控信息系统(SIS)的设备在国内有成功运行经验的厂商中通过招标决定。6.10.5 电源和气源6.10.5.1 电 源(1) DCS、DEH、ETS及其它控制装置的供电均为双路供电，其中一路接自220VAC UPS电源，另一路接自220VAC厂用电源。(2) 电动阀门、三相电动执行机构及热控检修用电源，采用380V/220V AC切换电源，分别由低压厂用配电装置不同段馈电。(3) 热工保护、疏水电磁阀等控制电源采用直流电源，由电气蓄电池组双回提供。(4) 辅助系统控制由所在车262、间380V/220V AC电源供电，一般为双路。设有PLC的程控装置一般另配置专用小容量UPS装置。(5) 每台机组设置一套UPS装置，其由旁路装置、整流装置、逆变装置、馈线归、电子柜等组成，接受两路380/220V.AC电源，输出一路220V.AC.50Hz电源，输出容量60kVA。UPS主要为DCS、DEH、ETS、TSI、火检系统、FSSS就地设备、汽机抽汽逆止门、汽机疏水气动阀、电气重要装置等重要设备供电。6.10.5.2 气 源(1) 仪用气源由全厂专用无油空压机室提供，并设有贮气罐，当全部空气压缩机停用时，贮气罐容量应能维持5min耗气量。(2) 仪用气源供气对象为汽机逆止门控制、263、气动执行机构、锅炉火焰及水位工业电视等。(3) 在各个用气支管上设配气箱，在要求较高的用气点上设过滤器。6.10.6 热工试验室热工自动化试验室设计按电力行业标准DL/T50042004执行。热工自动化试验室布置于厂区生产办公楼内，总面积按150m2考虑。热工实验室设备按不承担检修任务电厂模式开列试验设备，业主可在专项费用包干前提下酌情购置。6.11 主厂房布置主厂房布置采用汽机房、除氧煤仓间、锅炉间、除尘器、烟囱依次顺序排列的布置格局。6.11.1 主厂房主要尺寸(1) 汽轮发电机组横向布置，机头朝向B排柱，发电机尾部靠A排侧墙开门，以便于发电机抽转子。 (2) 除氧煤仓间为单框架结构。(3264、) 锅炉采用紧身封闭布置方式，炉前高位封闭本阶段暂定为35.7m。(4) 主厂房柱距 8.0m(5) 主厂房运转层标高 9.0m(6) 汽机房 跨距 33.0m 长度 81.2m 屋架下弦标高 23.0m 行车轨面标高 19.5m(7) 除氧煤仓间 跨距 13.5m 长度 97.2m 除氧层标高 18.5m 输煤皮带层标高 28.0m(8) 汽机房A柱距烟囱中心线 167.4m6.11.2 汽机房布置(1) 汽轮发电机组横向布置，汽轮机凝汽器中心线距A排柱17.7m，两台汽轮发电机组中心线相距49.2m。(2) 汽机房A排靠近检修场地处设大门，供检修时运输设备之用。另外在汽机房两端设有大门，也265、可用于运行维护及检修运输之用。(3) 两台机中部为检修场地，面积约为420m2 完全可以满足机组检修之用。(4) 两台机共设4台100%容量的电动调速给水泵，布置在两台机间零米层，(5) 两台机对称布置，高压加热器为落地式布置，低压加热器为腰部支撑方式，布置于加热器平台5.0m层。(6) 每台机安装2台水环式真空泵，布置于汽机房0.00m。(7) 每台机组的凝结水泵布置于汽机房零米凝结水泵坑内。(8) 汽机房靠B排柱侧纵向通道畅通，净宽度约2.3m。运转层为岛式布置。在A排及固定端墙柱侧运转层高度均挑出一定宽度的平台以利于运行维护人员巡视通行。(9) 热网首站布置于汽机房固定端侧。6.11.3266、 除氧煤仓框架布置(1) 在1-2和12-13柱间分别设置门厅及楼梯间。(2) 除氧煤仓间0.00m布置两台锅炉所需的8台中速磨煤机。(3) 除氧煤仓间0.00m两炉之间布置电气专业低压厂用配电装置，高压配电装置布置在两炉之间电气综合楼内。(4) 在运转层两台机之间设机炉电单元控制室。(5) 本工程每台炉选用4台耐压称重式给煤机，布置于除氧煤仓间运转层上。(6) 除氧层标高18.50m，两台除氧器布置于除氧层中部。(7) 每台炉设置4座钢制筒形原煤仓。(8) 输煤皮带层标高为28.0m，布置两条输煤皮带。6.11.4 锅炉房布置(1) 锅炉K1柱钢框架与C排柱距离为7m。(2) 每台锅炉房零米267、两侧各布置一台送风机及一台一次风机。(3) 锅炉房底层布置除渣设备，室外设置高位渣仓。(4) 两台炉之间的零米层布置电气专业高低压厂用配电装置，9.00m层布置热控专业的电子设备间。(5) 锅炉房外底层靠固定端侧布置辅助生产楼，布置化水、暖通、除灰等专业的设施。6.11.5 炉后布置(1) 本工程每台炉设置1台双室四电场静电除尘器。(2) 引风机房布置于电除尘器之后，每台炉设置2台离心式引风机。(3) 两台锅炉合用1座180m高烟囱。(4) 烟囱后布置脱硫设备。6.11.6 检修起吊设施(1) 汽机房设置一部75/20t电动双梁双钩桥式起重机，起重机跨距31.5m，轨面标高19.0m，能满足起268、吊高加芯子及安装高加的高度要求。其吊重也能满足检修最重件(高中压上汽缸)的重量的要求。(2) 每台炉的4台中速磨煤机使用一套210t电动悬挂式过轨起重机。(3) 每台送风机及一次风机上部各设置一部10t的电动葫芦。(4) 除氧煤仓间框架固定端设吊物孔，其顶部屋面梁下设3t的电动葫芦。(5) 每台炉的炉顶设置一台3t的电动葫芦，供锅炉房吊物之用。(6) 两台锅炉设置一部载重量为1.5吨的客货两用电梯。6.12建筑结构6.12.1 主厂房建筑设计6.12.1.1主厂房建筑 1）主厂房方案本期主厂房按二机二炉燃煤机组进行设计，装机容量2135MW，主厂房布置为汽机房除氧煤仓间锅炉房，标准的三列式布置269、，汽机房跨度为33.00m，除氧煤仓间跨度为13.50m，纵向柱距为8.00m，汽机房长度为81.2m, 除氧煤仓间纵向长度97.20m。主厂房纵向机组单元中间设置变形缝，双柱双屋架。从汽机房看，右为主厂房固定端，左为扩建端，即本工程主厂房为左扩建型式。汽机房运转层标高9.0m，除氧器布置在18.50m；两台机组横向岛式布置；屋架下弦最低标高为23.0m，单坡屋面；吊车梁轨顶标高19.50m，设75/20t桥式吊车一台。汽机房0.00m层设检修场地满足检修汽机需要。除氧煤仓间共分四层：0.00m层布置中速磨煤机等；9.0m层为运转层，集中控制室、机组工程师室、机组交接班室布置其中；18.5m层270、布置了除氧器和煤斗支撑层；28.0m层布置有两条输煤皮带及值班室，输煤栈桥入口在固定端侧。锅炉9.0m以下为室内布置，9.0m以上紧身封闭。锅炉房在运转层通过炉前平台与除氧煤仓间相连，炉前平台宽为7.0m。两台锅炉间设一部客货两用电梯，载重量1吨，电梯井及顶部机房外墙采用保温压型钢板封闭。 主厂房主要结构尺寸 序号项 目 名 称单位数 据备注1主厂房柱距m8.002运转层标高m9.03汽机房跨度m33.0行车轨顶标高m19.50屋架下弦标高m23.0汽机房长度m81.24除氧煤仓间跨度m13.5除氧器标高m18.5给煤机层标高m11.50原煤仓支撑层标高m18.5皮带层标高m28.0除氧煤仓间271、长度m97.25锅炉炉前（C列至K1列柱中心距）m7.0两炉中心距m49.20锅炉深度尺寸（K1至K7柱中心距）m44.56炉后K7列柱至烟囱中心距m68.912）主厂房内部交通水平交通：除氧煤仓间B列和炉前均设有纵向通道，0.00m两端与室外出口连接，其余层通向疏散楼梯。汽机房检修场地贯通A、B列。汽机房每台机组在0.00m、运转层均有通往除氧煤仓间、锅炉房的通道，煤仓间皮带层设有通往锅炉的连接步道。 垂直交通： B、C列之间在扩建端和固定端设两部封闭楼梯间，固定端楼梯间可通至屋面。加热器平台两侧设有通至汽机房各层的钢梯，以方便检修、运行、巡视。集控楼内单设一部封闭楼梯间，通至集控楼各层及除272、氧煤仓间，以满足集控楼的消防疏散的要求。各不同标高屋面设屋面检修梯，并与锅炉房连通。两台锅炉之间的设置的一部电梯，可到达锅炉各层主要检修平台。所有安全出入口、楼梯、电梯及各层联系平台步道处均设置通行疏散和导向标志，色彩醒目、突出。通过上述交通组织，人员可通过汽机房、除氧煤仓间的楼梯间、锅炉房的钢梯、电梯到达各楼层及各工作平台，并通过各楼层的水平交通通道到达各工作区域，交通组织通畅，工作联系方便。3）主厂房防火主厂房防火按丁类二级考虑， 疏散及防火严格按照建筑设计防火规范（GB500162006）、发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）执行。主厂房的防火分隔：汽机房为一个独立防火273、分区，与除氧煤仓间、锅炉房之间用250厚加气混凝土砌块分隔。隔墙耐火极限不小于1小时，墙上的门均为乙级防火门。电梯井和电梯机房的墙均采用不燃烧体，轿厢内的装修采用不燃烧材料。疏散楼梯间的门为乙级防火门；配电装置室、发电机出线小室、电缆夹层、电缆竖井以及主厂房各车间隔墙上的门均采用乙级防火门；防火门一律向疏散方向开启。主厂房内每个车间、电缆夹层、配电装置室等的安全出口不少于两个，厂房内任何工作点到安全出口的距离控制在50m内。疏散楼梯梯段宽度大于1.1m，疏散走道的净宽不小于1.4m，疏散门的净宽不小于0.9 m，疏散钢梯宽度不小于0.8m，并且不大于45度。对于产生可燃气体的位置除采取必要的通274、风设施外，还按规范设置泄爆措施。其它建筑物防火严格安照火力发电厂与变电所设计防火规范执行；对于输煤栈桥内部有消防自动喷淋装置，钢结构部分不再刷防火涂料，满足防火规范的防火要求。4）主厂房围护结构汽机房外墙运转层以下采用370空心砖墙封闭，运转层以上采用双层带保温压型钢封闭；除氧煤仓间外墙采用运转层以下采用370空心砖墙封闭，运转层以上采用250加气混凝土砌块封闭；锅炉房9.0米以下外墙采用370空心砖墙砌筑，9.0米以上采用双层带保温压型钢板封闭（锅炉厂供货）。主厂房内墙均采用250加气混凝土砌块封闭。5） 主厂房卫生设施在主厂房0.00m、运转层设卫生间，在各车间适当位置设清洗池方便就近使用275、。6）主厂房防排水楼地面防水：锅炉房0.00m 考虑水冲洗，地面找1%坡（坡向排水沟）。运转层下有电气房间的位置（电气配电装置室、电缆夹层等上方）设计防水楼面。煤仓间皮带层考虑水冲洗，楼面按有组织排水设计，坡度按2%坡向地漏，楼面做一道柔性防水层。屋面排水：主厂房屋面全部采用有组织排水，屋面防水等级按级屋面设防。汽机房屋面、除氧煤仓间屋面为钢筋混凝土屋面，均采用合成高分子卷材防水层，保温层采用憎水珍珠岩，锅炉炉顶为压型钢板（锅炉厂供货）自防水屋面。室内外楼地面交界处高差不小于20mm，与室内楼地面衔接的室外楼地面、走道、台阶等应作不小于0.5的排水坡度，防止积水。有水冲洗的楼地面留洞时，洞口均276、做150mm高的护沿，屋面洞口护沿做400高。变形缝严密，防止渗漏。汽机房屋面雨水沿A列排至排水管沟；除氧煤仓间屋面雨水沿C列接至地面排水管沟。7）主厂房采光通风主厂房以自然采光为主，人工照明为辅的原则进行设计，保证厂房内采光质量。0.00m层、运转层、皮带层设置方窗，其它房间在天然采光不足时补充人工光源。本工程的50年一遇基本风压为0.6Kpa，100年一遇基本风压为0.65Kpa，要求外门窗的抗风压性能等级为3级,气密性等级为3级,水密性等级为2级, 隔声性能等级为2级.汽机房通风组织考采取自然通风，并在汽机房屋面设置轴流风机进行强制通风。其他区域考虑以自然通风为主，在自然通风不能满足要求277、时，增加人工通风设备。8)主厂房色彩与造型、外围护结构及建筑标准主厂房体系庞大、组合复杂，且平面、立面布置受工艺布置影响较大，立面处理应力求简洁、明快，新颖美观。灰白色基调的汽机房彩钢板墙面，饰以钴蓝色线条,勾画出现代工业建筑的特征。充分运用建筑设计手法，努力创造出具有时代气息、符合当地建筑文化、美观而实用的主厂房建筑。装修标准执行火力发电厂建筑装修设计标准。6.12.1.2其他主要生产建筑及附属建筑物1）化学水处理建筑物建筑设计化学建筑设计符合火力发电厂建筑设计规程，锅炉补给水处理室、酸碱储存间等有酸碱腐蚀的地面做环氧自流平地面，墙面、顶棚刷防腐涂料。围护结构为多孔砖，门窗均为塑钢门、塑钢窗278、。外墙刷涂料。2）主要辅助附属建筑主要辅助附属建筑项目及面积见下表表6.12-1 主要辅助附属建筑项目及面积建筑名称面积(m2)建筑名称面积(m2)检修维护间440主入口传达室60材料库440次入口传达室30生产行政综合楼3200宿舍1000食堂5006.12.1.3全厂建筑装修标准主厂房地面为金属耐磨地面，厂区辅助、附属建筑无特殊说明者，外墙为370厚机制多孔粘土砖外墙或250厚加气混凝土填充墙；内墙为240厚机制多孔粘土砖内墙或250厚加气混凝土填充墙。设备进出及检修用大门采用彩钢板推拉门（带小门），全厂无特殊要求的窗均为单框双玻塑钢窗，门为彩板钢门。层面保温层：憎水珍珠岩保温板。防水材料279、为氯化聚乙烯防水卷材或聚氨酯防水涂膜。6.12.2 主要生产建（构）筑物的布置及结构选型6.12.2.1 主厂房结构选型1）结构体系及选型汽机房、除氧煤仓间框架组成钢筋混凝土框排架结构体系。钢屋架与汽机房A、B柱形成横向排架结构。纵向汽机房A列采用的钢筋混凝土框架钢支撑结构，除氧煤仓间B、C列采用的钢筋混凝土框架结构体系。厂房两机组单元之间设置伸缩缝。2）主厂房屋面各层楼面结构选型汽机房屋盖采用钢屋架-钢檩条结构、屋面材料采用压型钢板做底模现浇混凝土的屋面结构型式；主厂房各层楼面均采用现浇混凝土结构。3）吊车梁和煤斗。吊车梁为钢吊车梁，煤斗为支承式钢煤斗。4）汽机基座结构及主要辅机汽轮发电机基280、座为钢筋混凝土框架结构，整板式基础，四周用变形缝与周围结构分开。磨煤机及给水泵均为块式现浇混凝土基础。5）炉架结构锅炉炉架为钢结构，采用独立岛式布置，由锅炉厂设计（包括9米层主次钢梁）；9米层为钢筋混凝土楼板。 6）山墙结构固定端、扩建端山墙采用钢抗风柱，压型钢板封闭。抗风桁架与厂房柱的连接、山墙柱与屋面梁的连接均采用既能传递水平荷载又能自由沉降的连接形式。7）热网首站采用现浇钢筋混凝土框架结构体系，基础为独立基础。8）集控楼采用现浇钢筋混凝土框架结构体系，基础为独立基础。9）锅炉房固定端采用现浇钢筋混凝土框架结构体系，基础为独立基础。6.11.2.2其他土建主要生产建筑1）电气建筑（1)主变281、压器、备用变压器、高压厂用变压器基础采用钢筋混凝土基础；（2)220kV架构及支架采用人字形离心混凝土管柱，横梁采用三角形钢桁架；钢结构均采用热镀锌防腐。基础为独立钢筋混凝土杯口基础。（3)网络继电器室采用钢筋混凝土框架，柱基础采用钢筋混凝土独立基础。2）燃料建筑（1)碎煤机室采用现浇钢筋混凝土框架结构，基础采用筏板基础。（2)转运站地下部分采用钢筋混凝土箱形结构，地上部分采用现浇钢筋混凝土框架结构。（3)输煤栈桥采用钢桁架,下部为钢筋混凝土支架柱结构体系，基础为柱下联合基础。（4)输煤综合楼为现浇钢筋混凝土框架结构，屋面为现浇钢筋混凝土屋面板，基础采用钢筋混凝土独立基础。（5)煤场为封闭煤场282、，屋面结构采用球形网架，由厂家设计并供货。6)汽车卸煤沟：下部为混凝土箱形基础，上部为框架结构。3）除灰构筑物(1)干灰库2座，内直径10m，高度25 m。灰库采用现浇钢筋混凝土结构，基础采用圆板基础。(2)空压机房及除尘配电间为现浇钢筋混凝土框架结构，基础采用钢筋混凝土独立基础。(3)渣仓为钢结构，上部结构由厂家设计并供货，基础采用钢筋混凝土独立基础。(4)除灰管线支架采用钢结构，基础采用钢筋混凝土独立基础。4）化水建筑物(1)化水处理室车间为现浇钢筋混凝土框架结构。基础采用钢筋混凝土独立基础。(2)化验楼采用现浇钢筋混凝土框架结构，楼、屋面板为现浇钢筋混凝土板，基础采用钢筋混凝土独立基础。283、(3)中和水泵房上部为现浇钢筋混凝土框架结构，下部为钢筋混凝土水池兼做上部结构的箱型基础。(4)废水处理池为露天钢筋混凝土地下水池。5）炉后构筑物(1)烟囱为单套筒式烟囱，排烟筒与外筒分开，排烟筒采用自立式钛钢复合板材质，两台炉合用一根排烟筒，排烟筒高180m，出口直径为5m，烟囱底板采用圆板式基础。(2)引风机房采用现浇钢筋混凝土框架结构体系，基础均为独立基础。各风机本体均为大块式现浇钢筋混凝土基础。(3)电除尘器支架为钢结构，上部结构由设备厂家设计与供货，支架基础采用钢筋混凝土独立基础。(4)启动锅炉房采用现浇钢筋混凝土框架结构体系，基础为独立基础。6）辅助及附属(1)办公楼采用现浇钢筋混284、凝土框架结构体系，基础为独立基础。(2)宿舍楼采用现浇钢筋混凝土框架结构体系，基础为独立基础。(3)食堂采用现浇钢筋混凝土框架结构体系，基础为独立基础。(4)检修间及材料库采用现浇钢筋混凝土框架结构体系，基础为独立基础。6.12.3 地基与基础6.12.3.1地基岩土构成及特征地层主要由冲洪积松散细颗粒沉积物组成，在钻孔揭露的8-40米深度范围内，主要以浅黄色粉土层为主，局部夹薄层粉细砂、粉质粘土透镜体，地层为水平层状。根据粉土地层液化土层深度不同和静力触探试验标准贯入试验力学性质的差异以及其物理力学性质平均值将土层分为两层：岩性深度（米）密度g/cm3含水量%干密度g/cm3比贯入阻力Mpa285、标贯击次承载力特征值Kpa粉土15米以上1.9020.71.582.316.712015米以下1.9122.91.614.4210.01806.12.3.2 地震地质及地震效应依据农七师五五园区2135MW热电联产工程可研阶段岩土工程勘察报告，场地类别为类，抗震设防烈度为度，设计基本地震加速度值为0.10g，特征周期为0.45s。具体实施时应依据地震安评报告采用。6.12.3.3地下水场地地下水为第四系松散岩类孔隙潜水，水位埋深2.6-3.8米，地下水主要由河渠侧向、田间入渗、冰雪融水和大气降水为补给源，以蒸发和蒸腾为主要排泄方式。场地内水对混凝土结构具强腐蚀性，对混凝土结构中的钢筋具有强腐蚀286、性。6.12.3.4地基土的腐蚀性厂址区场地土为盐渍土，主要为硫酸和亚硫酸盐渍土，属中强等盐渍土。 对混凝土结构具强腐蚀性，对混凝土结构中的钢筋具有强腐蚀性。基础防腐依据工业建筑防腐蚀设计规范实施。6.12.3.5 地基处理由于场地内的粉土地层具中等-严重液化性，且场地土水对混凝土结构具强腐蚀性，地基承载力较低，根据工程地质的勘测报告及结合本地以往的施工经验，厂区内主要建构筑物拟采用桩基础，次要建构筑物拟采用振冲碎石桩或换填处理。6.13 供排水系统及冷却设施电厂水务管理的目的，是按照工艺系统对用水量及水质的要求，结合水源条件，设计合理的各供水系统，根据电厂各排水点的水量及水质和环保要求，合理287、确定各排水系统及污水处理方案；通过研究电厂供水排水的水量平衡及水的重复使用和节约用水措施，求得合理利用水源，保护环境，保证电厂长期安全经济地运行。本期工程供水系统为湿冷系统。 6.13.1湿冷系统两台机组主机冷却水量216920m3/h，辅机冷却水量为2945m3/h，主机冷却水上塔顶，通过配水管均匀分至滤料层冷却，冷却水从塔池通过循环水沟道流至循环水泵房前池，经循环水泵供压，为各设备供冷却水，自然通风冷却塔和循环水泵房布置在主厂房附近。逆流式自然通风冷却塔选用2500m2，单机冷却流量为16920m3/h。循环水泵房内设置4台循环水泵，每台机组配2台水泵，水泵流量Q=8600m3/h，扬程H288、=28m，配套电动机功率N=1120kW；单台机组的循环水通过对应的高速和低速循环水泵供冷却水，以达到节能目的。 6.13.2补给水系统 电厂本期工程建设2135MW机组，最大需水量为731.5m3/h(0.203m3/s), 日用水量为17556m3/d，年平均净需水量为442.1104m3(按机组年利用小时数7000计)，生活用水量2.63104m3。电厂用水保证率为97%。电厂主水源拟为奎屯市泉沟水库地表水，备用水源拟为黄沟水库河地表水。6.13.2.1补给水水量本期工程2135MW湿冷机组夏季最大需水量为731.5m3/h，冬季需水量为531.5m3/h，详见表6.13-1、6.13-289、2：表6.13-1 夏季补给水需水量（2135MW）序号项 目需水量回收水量实耗水量(m3/h)(m3/h)(m3/h)1冷却塔蒸发损失43704372冷却塔风吹损失18.5018.53冷却塔排污损失260.5260.504锅炉补给水处理用水（含工业抽气）17935.5143.55除灰空压机用水454507除渣搅拌用水1018空调补充水1019油罐区用水2422210厂区绿化用水2.502.511生活用水32.50.512输煤系统冲洗及除尘补充水30313煤场喷洒水1101114干灰调湿用水5.505.515干灰场喷洒用水60616脱硫系统用水7557017脱硝系统用水50518未预见用水20290、02019净化站自用水50520总 计1102370.5731.521耗水指标（m3/s.GW）(扣除自用水、工业抽气及生活水)0.665表6.13-2 冬季补给水需水量（2135MW）序号项 目需水量回收水量实耗水量(m3/h)(m3/h)(m3/h)1冷却塔蒸发损失241.50241.52冷却塔风吹损失14.5014.53冷却塔排污损失26426404锅炉补给水处理用水（含工业抽气及热网补水）199.537.51626除灰空压机用水454507除渣搅拌用水1018采暖补充水1019生活用水3039输煤系统冲洗及除尘补充水30310干灰调湿用水5.505.511脱硫系统用水7557012脱硝291、系统用水50513未预见用水2002014净化站自用水50515总 计883351.5531.516耗水指标（m3/s.GW）(扣除自用水、工业抽气及生活水)0.459注： 冷却塔排污及各种污、废水经处理后回收供除灰系统、输煤系统用水及公用水系统用水。6.13.2.2 全厂用水指标全厂用水指标，详见表6.12-3：表6.12-3 全厂用水指标序号项 目年 平 均12135MW机组年平均净补给水量（m3/h）631.522135MW机组年平均净补给水量（m3/s）0.1753折合到百万千瓦净用水量（m3/s.GW）0.65042135MW机组年净用水总量（万m3/a）442.1 6.13.2.3292、 取水口及输水管线本期工程的拟定主水源为泉沟水库地表水，取水方式为从农七师应水工程（从泉沟水库引至工业园）的母管上通过1根DN400压力钢管直接引水输送至厂区，引水点至二连厂址管线长度约为3km ，至工业园厂址管线长度约为1km，至北堡厂址管线长约3.5km。备用水源为黄沟水库的地表水，由于现阶段缺少资料，暂按在水库岸边设置取水升压泵房，原水经升压后通过1根DN500压力钢管输送至厂区，黄沟水库至二连厂址管线长度约为17km ，至工业园厂址管线长度约为22km，至北堡厂址厂址约15km。由于现阶段缺少详细的水文地质及地形资料，管道具体走向、补给水泵站及升压泵站位置的设置等问题待下阶段做进一步的293、研究论证。6.13.3生产生活给排水系统本工程在厂区内的生产、生活给水系统包括：生水系统、工业水系统、公用水系统、输煤系统冲洗水和生活给水系统。生水系统供给锅炉补充水处理室用水；工业水系统供给轴承冷却水、暖通用水及主厂房以外的零散设备冷却用水；公用水系统包括主厂房、辅助厂房及其设备的冲洗、厂用地面冲洗和绿化等用水；输煤系统冲洗水包括输煤栈桥、转运站冲洗及除尘用水；生活水系统包括厂区生活、淋浴用水。工业水、生水需经过滤，其他用水均分别直接取自净化站内800m3工业蓄水池。厂区排水系统采用分流制，设有生活污水排水系统，工业废水雨水排水系统，化水废水处理系统及输煤冲洗水排水系统。煤场雨水及输煤系统冲294、洗水经调节池调节，处理合格后回用。生活污水通过生活污水排水系统排至污水处理中心，处理合格后用于绿化。工业废水通过工业废水排水系统排至排水泵房。除渣系统冷却水经澄清、过滤及降温处理后重复使用，不足部分由化学废水处理站处理水或循环水系统排水供给。 循环水排水通过澄清后作为化水补充水。6.13.4污水处理系统采用独立的污水处理系统。生活污水、含煤废水。本期电厂生活污水处理系统采用二级生物接触氧化法，处理后作为厂区绿化用水。含煤废水是输煤系统的冲洗排水和煤场的雨水，处理采用沉淀、过滤工艺，处理后的水再作为输煤系统冲洗用水及输煤系统除尘及喷洒用水等。本期工程的煤水处理间布置在本期煤场内，设计处理水量约1295、0m3/h；生活污水设计处理水量约5m3/h。6.13.5灰场洒水防尘系统灰场洒水水源为循环水排水，通过罐车总至灰场管理站的蓄水池内，再经过升压泵通过管道至灰场喷洒，对喷洒不到的地方再用洒水车进行喷洒。灰场管理站内设生活水箱和必要的卫生设施，用于站内生活用水，其用水从厂区通过水罐车供给。6.13.6水工主要建（构）筑物结构选型根据水工工艺专业资料，厂区内水工建（构）筑物主要有：自然通风冷却塔、循环水泵房、综合水泵房、蓄水池、高效澄清池、过滤加药间、生活污水处理站、排水泵房、泡沫混合器室、事故油池、消防车库、污泥浓缩池、煤泥水处理室等。1）自然通风冷却塔本期工程冷却塔为双曲线钢筋混凝土自然通风塔296、，两座，塔高75m，进风口高度5.4m；冷却塔喉部标高为62.50m，喉部直径为33.40m；冷却塔塔筒基础为倒“T”型基础，人字柱、塔筒为现浇钢筋混凝土结构。2）循环水泵房本期工程设循环水泵房一座，分地上、地下两部分。平面轴线尺寸为36.0m15.0m，檐（净）高12.8m。地上部分为钢筋混凝土框排架结构，外墙采用370厚砖墙砌筑，跨度为15m，柱距6m，屋面结构为15m跨双坡轻型钢屋架，上覆保温夹芯板。按抗震要求布置柱间钢支撑。塑钢窗、钢大门。地下部分为现浇钢筋混凝土箱型结构，分为泵坑和前池两部分，泵坑轴线平面尺寸为36.0m15.0m，前池轴线平面尺寸为24.0m6.0m，底板顶面标高-297、6.5m，侧壁厚0.7m，底板厚0.8m。每座冷却塔至循环水泵房之间设两个循环水沟道，沟道采用钢筋混凝土结构，矩形截面，尺寸为1.8m1.8m，侧壁厚0.25m，底板厚0.25m。3）综合水泵房本期工程设综合水泵房一座，分地上、地下两部分。地上部分为框架结构，平面轴线尺寸为36.0m7.5m，净高5.2m，屋面为现浇钢筋混凝土板，板厚100mm，框架填充墙为250mm厚加气混凝土块，塑钢窗、钢大门。地下部分为钢筋混凝土箱型结构，平面尺寸同上部结构，底板顶面标高-3.5m，侧壁厚0.4m，底板厚0.5m。配电间与综合水泵房毗邻布置，之间用沉降缝隔开，缝宽100mm。轴线尺寸7.5m12.0m，室内净高3.5m，总高4.8m。上部为单层框架结构，独立基础，基础埋深-2.0m。4）蓄水池综合水泵房外侧设800m蓄水池2座、100m蓄水池1座，2座800m蓄水池轴线尺寸为30.7m15.3m。1座100m蓄水池轴线尺寸为5.6m5.6m。3座均参照国家建筑标准图集矩形钢筋混凝土清水池（05S804）进行设计。蓄水池外部采用370mm厚砖墙围护。5）高效澄清池高效澄清池一座，平面轴线尺寸为54.0m15.0m，檐（净）高8.0m， 地上部分为钢筋混凝土框排架