1、xxx集团利用余热余压技改2x12MW热电工程项目可行性研究报告目 录1 概 述71.1 项目概况及编制依据71.2 研究范围81.3 城市概况81.4 项目建设的必要性111.5 主要设计技术原则111.6 工作简要过程122 热负荷错误！未定义书签。2.1 供热现状错误！未定义书签。2.2 热负荷错误！未定义书签。2.3热负荷的调查核实错误！未定义书签。2.4 设计热负荷错误！未定义书签。2.5 年热负荷持续曲线错误！未定义书签。3 电力系统错误！未定义书签。3.1 系统概述错误！未定义书签。3.2 与电网的联接错误！未定义书签。3.3 电力平衡错误！未定义书签。4 燃料供应134.1 燃2、料供应134.2 燃料输送系统134.3 锅炉点火油品种及来源134.4 脱硫剂145 机组选型和供热方案165.1 相关参数的确定165.2 锅炉选型165.3 汽轮发电机组选型175.4 装机方案175.5 热经济指标185.6 实际供热量错误！未定义书签。5.7 供热方案错误！未定义书签。6 厂址条件错误！未定义书签。6.1 厂址概述216.2 交通运输236.3 电厂水源236.4 储灰场236.5 岩土工程247 工程设想267.1 全厂总体规划267.2 燃料运输287.3 燃烧系统267.4 热力系统307.5 主厂房布置327.6 除灰渣系统337.7 供、排水系统错误！未定义3、书签。7.8 化学水处理系统错误！未定义书签。7.9 电气部分错误！未定义书签。7.10 热工控制部分397.11 土建部分437.12 烟气脱硫系统457.13 烟气脱硝系统527.14 暖通338 环境保护错误！未定义书签。8.1 环境现状错误！未定义书签。8.2 环保设计标准错误！未定义书签。8.3 电厂污染物防治措施错误！未定义书签。8.4 监测与管理错误！未定义书签。8.5 环保投资估算错误！未定义书签。8.6 环境效益错误！未定义书签。8.7 环境影响评价错误！未定义书签。9 消防、劳动安全及工业卫生619.1 设计依据619.2 消防629.3 防爆措施629.4 防尘、防毒、防4、化学伤害639.5 防电伤、防机械伤害639.6 防暑与防寒639.7 防噪声、防振动639.8 其它649.9 职业安全与职业卫生机构设置及人员配备。6410 节能和合理利用能源错误！未定义书签。10.1 节能效益计算依据错误！未定义书签。10.2 节能效益计算错误！未定义书签。10.3 其它节能措施错误！未定义书签。10.4 节水措施错误！未定义书签。10.5 节能效益分析错误！未定义书签。11 热力网错误！未定义书签。11.1 热力网系统的确定错误！未定义书签。11.2 供热介质及参数选择错误！未定义书签。11.3 热网走向及敷设方式错误！未定义书签。11.4 热补偿及疏水错误！未定义书5、签。11.5 凝结水回收错误！未定义书签。11.6 保温防腐错误！未定义书签。11.7 土建错误！未定义书签。12 劳动组织及定员6512.1 劳动组织及管理6512.2 定员分配6513 工程实施条件和进度6613.1 施工条件错误！未定义书签。13.2 施工进度错误！未定义书签。14 投资估算及财务评价错误！未定义书签。14.1 投资估算错误！未定义书签。14.2 财务评价错误！未定义书签。15 结论及主要技术经济指标6815.1 主要结论6815.2 主要技术经济指标6816 工程招标7016.1 设计依据7016.2 工程概况7016.3 工程招标7016.4 招标的组织和工作71附图6、目录序号图纸名称图纸编号1城市供热规划图2012-5R108K-012热电厂址区地理位置图2012-5R108K-023厂区总平面规划布置图（方案一）2012-5R108K-034厂区总平面规划布置图（方案二）2012-5R108K-045原则性热力系统图2012-5R108K-056原则性燃烧系统图2012-5R108K-067原则性化学水处理系统2012-5R108K-078供水系统图及水量平衡图2012-5R108K-089除灰系统图2012-5R108K-0910输煤系统图2012-5R108K-1011原则性电气主接线图（方案一）2012-5R108K-11-112原则性电气主接线图7、（方案一）2012-5R108K-11-213主厂房底层平面布置图2012-5R108K-1214主厂房运转层平面布置图2012-5R108K-1315除氧煤仓间除氧、煤仓层平面布置图2012-5R108K-1416主厂房立面布置图2012-5R108K-1517主要设备明细表2012-5R108K-1618石灰石炉内干法脱硫工艺原则性系统图2012-5R108K-1719脱硫工艺原则性系统图2012-5R108K-1820热电厂供热枝状图2012-5R108K-191 概 述项目名称：xxx公司2x12MW热电工程项目企业名称：xxx公司建设地址：洪泽县西顺河镇企业地点：淮安市洪泽县1.1 8、项目概况及编制依据 项目概况中国化工集团有限公司位于，是江苏省重点扶持发展企业之一。公司注册资本7800万元，是一家改制后的民营企业。公司现有员工2300多人，拥有固定资产15亿元，年销售收入超30亿元。公司曾获得“苏北星火带建设先进集体”、“省技术进步先进企业”、“省优秀企业”、“省知识产权重点保护单位”、“高新技术企业”等数十项荣誉称号。“银珠”商标被列为江苏省著名商标。中国化工集团有限公司是一个以生产合成氨和元明粉为主的化工企业。现有合成氨生产能力10万吨/年，硝酸22万吨/年，元明粉200万吨/年。2011年实现销售收入26亿元，利税2.9亿元，其中税收1.8亿元。中国化工集团有限公司9、是淮安市重点企业 ，洪泽县龙头企业。中国化工集团有限公司由洪泽县城厂区和西顺河镇厂区组成，其中西顺河镇厂区以生产基础化工原料元明粉（无水硫酸钠）为主，洪泽县城厂区主要从事有机化工原料和精细化工产品生产与销售，产品有液氨、碳酸氢铵、硝酸、硝酸钠、亚硝酸钠、塑料包装袋。公司销售网络健全，产品销往国内近千家化工企业，并出口印度尼西亚、韩国、日本、新加坡、马来西亚、台湾等过个国家和地区。我院根据实际用热情况，重点对洪泽县西顺河镇工业区用热单位和企业进行了详细调查核实。根据洪泽县城市总体规划和热力规划的要求，中国化工集团有限公司本着“以热定电”的原则，已在洪泽县西顺河镇工业区建设投产475t/h中温、中10、压循环流化床锅炉配套4B6-3.43/0.49背压式供热机组，以及290t/h高温、高压循环流化床锅炉，为西顺河镇工业区集团公司下属企业及关联企业生产元明粉供热、供电。290t/h循环流化床锅炉直接通过减温减压器供热。290t/h锅炉采用了双碱法湿法脱硫工艺+低氮燃烧器+选择性催化还原SCR脱硝技术，满足了烟气排放标准。而475t/h锅炉由于建设期较早，现已着手开始按照90t/h锅炉的脱硫和脱销方式进行技改。为贯彻中央节能减排精神，按照资源合理配置，拟在中国化工集团热电厂增设二台12MW背压式供热机组与290t/h循环流化床锅炉相配套，实现热电联产，这样既满足西顺河镇工业区用汽需求，又降低企业11、能耗，提高经济效益。 编制依据.1 委托书函：中国化工集团有限公司2x12MW热电工程项目可行性研究报告委托书。.2 中国化工集团有限公司为编制本项目可研性研究报告提供的设计原始资料。.3 国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部 计基础200126号文“关于印发热电联产项目可行性研究技术规定”的通知要求。1.2 研究范围根据业主的委托和规定的热电项目可行性研究报告内容深度，本可研报告的主要目的是论证中国化工集团有限公司2x90t/h高温、高压循环流化床锅炉配套2xB12MW高温、高压背压式供热机组在技术上的可行性和经济上的合理性。本可研报告的具体研究范围如下：1、进行详细的热负荷调查及12、必要的核实。2、根据工程情况，对电负荷进行调查和核实。3、根据以热定电的原则进行机组选择。4、明确热电厂本期及规划容量。5、落实建厂的各外部条件，燃料的供应、交通运输、水源及水文气象、电厂出线、热网走向等。6、厂址选择及厂区总平面布置方案。7、进行项目的投资估算和经济评估。1.3 城市概况 洪泽县于1956年由周恩来总理提议建立，因洪泽湖设置，借洪泽湖得名。洪泽县地处江苏省中部，位于东经11828-1199，北纬332-3424间，西依全国五大淡水湖的洪泽湖，东挽白马湖，南临淮河入江水道，北濒苏北灌溉总渠和入海水道。全县辖12个镇，总面积1394平方公里，其中水域面积757平方公里，陆地面积613、37平方公里，素有“淮上明珠”、“鱼米之乡”之美称。洪泽是苏北的南大门，区位优越。公路交通发达，宁连一级公路和宁淮高速公路穿境而过，京沪、宁徐、徐淮盐高速擦肩而行。1小时多可到达南京或连云港，距南京禄口机场一个半小时车程，抵达上海只需4小时，北上北京、南下温州均为8小时左右，距京沪高速、新长(新沂淮安浙江长兴)铁路半小时车程。洪泽的水上运输更是得天独厚，洪泽湖是连接淮河、京杭大运河和长江的水上交通枢纽，洪泽湖向南经三河闸入江水道至扬州东南三江营注入长江，向东出高良涧船闸经苏北灌溉总渠直扑黄海怀抱。距南京、扬州、镇江等重要港口均在200公里左右；境内现有各类水运码头21座，最大停靠吨位为700吨14、，装卸能力已超过万吨。年吞吐量200万吨的洪泽港正在规划建设之中。办理报关手续，可就近到淮安、连云港、南京、扬州等海关，其中淮安海关半小时就可到达。 洪泽县属北亚热带和暖温带过渡性地带，具有季风性和兼受洪泽湖水体调节的气候特点。四季分明，气候温和，无霜期长，雨量充沛， 日照充足。 洪泽是历史悠久、文化发达的地区。旧石器时代晚期，就有人类在此繁衍生息。距今四万年至一万年前，“泗洪下草湾人”即生活在洪泽湖一带，五千年前，共和镇一带已建立起父系氏族村落。并且它也是淮河中下游经济开发较早的地区之一。经过解放后，尤其是 1956 年建县后的努力，经济和社会事业有了很大的发展。特别是近年来，洪泽人民高扬“15、 团结、创新、实干、争先 ” 的新洪泽精神，团结拼搏，艰苦奋斗，洪泽经济建设步伐不断加快，城乡面貌发生了越来越大的变化，潜在的、丰裕的资源优势正源源不断地转化为现实的、强劲的产业优势和发展优势。洪泽资源丰裕:土地资源：洪泽陆地面积108万亩，耕地面积56.4万亩，人均耕地面积1.47亩，并拥有大量滩涂可开发。按照耕地总量动态平衡目标，围绕土地后备资源较丰富的优势，近期，正实施开发6.98万亩耕地项目，进一步增加工业用地资源。 水资源：洪泽县肩挑两湖，四面环水。其中洪泽湖是我国五大淡水湖之一，正常蓄水位时面积2152平方公里，容积42亿立方米，为南水北调重要蓄水周转库。县城有浔河、砚临河、苏北灌16、溉总渠，引水十分方便。洪泽地下水埋深一般在1.2米，储量十分丰富。 水域资源：洪泽县境内水域总面积120多万亩，其中可开发利用的面积30多万亩。湖区内水产资源丰富，鱼、蟹、鳖、蚌、蚬等各种水产品90多种，獐鸡、野鸡、野鸭等野生水禽近20种，菱角、莲藕、茭白、水芹等水生蔬菜30余种，年产量10万吨。水产品年生产总量4.8万吨，其中鱼类3.5万吨、河蟹2362吨、青虾2500吨、米虾1800吨、龙虾4638吨、贝类1700吨。野生水禽150万只。大闸蟹、银鱼、甲鱼、青虾、龙虾仁、整肢虾、野鸡、野鸭、莲藕等远销欧美、日本、南非及东南亚等国家。未经加工的水产品销售额每年约3亿元。 矿产资源：洪泽矿产资17、源种类较多，已发现的重要矿产有石油、地热、无水芒硝、岩盐、矿泉水等。石油主要分布在共和镇境内，现由江苏油田开采，另据冀东油田勘探在洪泽湖底石油蕴藏比较丰富。地热分布于老子山镇，属人工钻孔揭露、断裂构造型温泉，水温4361，单井允许开采量5080方/天，热水中偏硅酸、氟、锶、锂、镭等多种矿物成分含量达到医疗热矿泉水国家标准，属优质医疗热矿泉水。可广泛用于医疗洗浴、供暖供热、温室育种、特种养殖等。江苏省电力公司在老子山镇投资新建了老子山温泉山庄。无水芒硝、岩盐资源分布于西顺河镇。芒硝远景储量1.5亿吨、岩盐远景储量23亿吨，是华东地区最大的高品位芒硝矿藏，年产元明粉80万吨。岩盐尚未开发。矿泉水分18、布于洪泽县城区，日允许开采200吨以上，水型为偏硅酸、锶复合型，质优口感好，目前尚未开发。 旅游资源：洪泽旅游资源可概括为“一湖、一堤、一山”。洪泽湖是世界著名的“悬湖”。洪泽湖大堤历史悠久，有1800多年历史，正在申报世界文化遗产。三河闸是闻名中外的大型水利枢纽，目前已被列入国家级水利风景区。老子山地处大别山余脉、淮河入湖口，也是著名的道教文化起源地。国家级洪泽湖东部湿地保护项目正在实施。环湖风光旖旎，民俗风情浓郁，文化底蕴深厚，可供开发的自然资源和人文资源达100多处，是投资发展旅游产业的理想胜地。 洪泽工业基础良好。全县五大主导产业初具规模。初步形成了化工、机械、建材、食品、轻纺五大主导19、产业，特别是化工上，有年产80万吨元明粉、6万吨碳胺、1000吨氯乙烷、2000吨亚钠硝钠、500吨活性染料、200吨间胺基苯酚、500吨邻甲苯胺、1000吨135均三嗪、500吨路标漆、氯甲苯、一硝基甲苯等化工生产能力；其他主导产品有气缸套、水产冷冻食品、中密度板、刨花板、轻质墙体、精密机柜、精制毛纺、造船等。 洪泽县工业园区始建于2001年，首期规划面积10平方公里，是集科、工、贸于一体，以工业项目为主，功能设施完备的经济开发区。地处洪泽县县城北郊，西依洪泽湖、北接苏北灌溉总渠、东至宁连一级公路、宁淮高速公路。区内地势平坦，环境优美，各类市政、公用设施完善，实现道路、供电、供水、供气、通讯20、排水、有线电视为主的“七通一平”，绿化覆盖率40%。一期已建成4平方公里，铺设水泥路面36万平方米，架设电力线路42.5公里，供水管道33公里，供热管道13公里，埋设排水管41公里，工业绿化面积13万平方米，新建110千伏新城变。目前园区已集聚100多家中、外企业落户兴业，吸纳就业工人近万人。 1.4 项目建设的必要性采用热电联产、集中供热的热电厂平均热效率可达65%以上，本期工程选用背压式汽轮发电机组，可达75以上，节能效果十分显著。我国既是能源消耗大国，又是能源缺乏的国家，因此，国家在“十一五”规划纲要中鼓励节约能源，实现集中供热、热电联产是我国的一项基本国策。因为采用热电联产后大容量锅21、炉的热效率大为提高，而且可以提高能源利用效率，在供热的同时，副产高品位的电能。1.5 主要设计技术原则根据国家能源政策，结合本工程具体情况，为达到节约能源、改善环境，合理控制工程造价、提高社会和经济效益的目的，本期工程确定以下技术设计原则：、遵照执行国家有关规程规范，内容深度满足国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部计基础200126号文热电联产项目可行性研究技术规定及附件的要求。、在热电厂总体布局设计上，既要满足本期工程的要求又要兼顾今后发展和规划容量时的合理性。、以热定电，根据热负荷性质、大小合理选择供热机组。、采用效率高、运行可靠的循环流化床锅炉，锅炉采用半露天布置。、煤炭运输采22、用船运。、循环水为闭式循环。、控制系统采用DCS。、为便于粉煤灰的综合利用，厂内除灰采用气力除灰系统。、搞好灰渣综合利用，不设临时灰渣堆放场地，不设永久贮灰场。、热电厂的水泵房容量考虑热电厂的规划用水量。、主设备年利用率按7200小时计算，公用系统的设备按8000小时做选型计算。、热电站的环境评价以淮安市环保局淮环表复200818号“关于洪泽银珠化工集团有限公司芒硝矿区燃煤工业锅炉改造工程项目环境影响报告表的批复”为依据。1.6 工作简要过程2012年5月29日，我院接受中国化工集团有限公司的设计委托，各有关专业设计人员赴实地开展工作，了解相关情况，调查核实热负荷、电负荷及周围环境，组织编写本23、可行性研究报告。2 热负荷2.1 供热现状中国化工集团热电厂位于洪泽县西顺河镇，该镇芒硝矿石储量丰富，热电厂为西顺河镇工业区供热源，供工业区集团公司下属企业及关联企业生产元明粉供热、供电。元明粉生产过程需要大量蒸汽。几个单位年平均小时蒸汽用量分别为91t/h、45t/h、107 t/h，83 t/h，18 t/h，参数均为0.3Mpa（表压）的饱和蒸汽。因产量均匀且全年生产，故全年用汽连续而稳定。（详见下表）表2.1-1 热负荷及热源汇总表序号热用户名称生产班次用热参数加热方式现状（t/h）热源规模表压（Mpa）温度（）1淮安南风三班制0.3152间接912x90t/h+4x75t/h2淮安鸿24、运0.3152453大洋化工0.31521074盐化工公司0.3152835三厂0.315218合计0.3152344以上为现状银珠化工集团公司热电厂现有六炉四机，475t/h循环流化床锅炉配46MW背压式汽轮发电机组，290t/h循环流化床锅炉直接减温减压供热，锅炉总蒸发量为480t/h，实际用汽量为0.3MPa蒸汽344t/h。2.2 热负荷 现状热负荷根据以上统计，采用热电联产后的现状热负荷汇总如下：表2.2-1 现状供热热负荷表序号压力等级（G）锅炉总蒸发量（t/h）折算至热电厂出口（t/h）10.3MPa480288 近期热负荷随着供热区域内部分企业扩大生产，用热需求量增大，考虑以上25、种种因素，发展的工业区热负荷按每年递增5%的速度预计。近期新增热负荷表如下：表2.2-3 近期新增热负荷表（2015年）序号压力等级（G）平均热负荷10.3MPa74t/h2.3热负荷的调查核实考虑到热负荷的真实性，我们对主要热用户的用汽情况进行核实，银珠化工集团公司主要为生产过程中需用到的蒸汽，我们对其生产过程中各用热单体设备用热参数进行汇总，与调查统计结果完全一致，其热负荷的数量、参数等数据是真实可靠的。2.4 设计热负荷按现状热负荷及近期新增热负荷作为本区域集中供热的设计热负荷，具体见下表：表2.4-1 设计热负荷表序号压力等级平均热负荷10.3MPa418t/h折算至电厂出口20.4926、MPa350t/h根据表2.4-1 设计热负荷表得，0.49MPa蒸汽设计平均热负荷为350t/h，因4x6MW的中温、中压背压机组额定供汽量为55x4=220t/h，所以本期2x12MW高温、高压背压机组的供汽量为130t/h。4 燃料供应4.1 燃料供应中国化工集团有限公司热电厂本期工程安装2B12MW高温、高压背压式汽轮发电机组，与之配套的 290t/h高温、高压循环流化床锅炉，年需燃煤约16.92万吨。热电厂用煤为山东烟煤。煤质分析资料见下表。表4.1-1 煤质资料序号名 称单 位数 值1收到基碳 Car%51.52收到基氢 Har%3.633收到基氧 Oar%6.654收到基氮 Na27、r%1.755收到基全硫 Sar%0.86收到基灰分 Aar%20.57全水分 Mar%7.58干燥无灰基挥发份 Mar%28.79收到基低位热值Qnet.arKcal/kg578010灰变形温度 DT/11灰软化温度 ST/12灰溶化温度 DT/4.2 燃料输送系统本项目的燃煤运输方式，根据因地制宜的原则，采用水路运输方式，经张福河（现为国家六级规划为五级航道）运至热电厂煤码头。4.3 锅炉点火油品种及来源锅炉点火油品种为零号轻柴油，油料由厂方自行组织，采用油罐车由陆路的运输方式运至公司，卸入点火贮油罐。其特性见表4.3-1。表4.3-1 点火油特性序号项目符号单位数值1油品/零号轻柴油2恩28、氏粘度/E3比重/0.8174水份/%0(无痕迹)5硫份/%0.20.236开口闪点/62657低位发热量/kJ/kgkcal/kg41033418709800100004.4 脱硫剂锅炉烟气脱硫采用双碱法湿法脱硫系统。 石灰石粉成分分析 表4.4-1 石灰石粉成分分析序号指标特性参数1CaCO39095%2MgCO321.5%3水13%4其它惰性成分73%5石灰石粒度dmax=1mm 石灰石粉消耗量表4.4-2 石灰石粉耗量表项目小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（kt/a）190t/h1.1024.207.92290t/h2.2048.4015.84注：1）应用基按含硫量0.8%计算29、；2）日燃煤量按22小时计算；3）年燃煤量按7200小时计算。 氢氧化钠消耗量表4.4-3 氢氧化钠耗量表项目小时耗量（kg/h）日耗量（t/d）年耗量（t/a）190t/h400.88288290t/h801.76576注：1）应用基按含硫量0.8%计算；2）日消耗量按22小时计算；3）年消耗量按7200小时计算。4.5 脱硝剂还原剂（氨）用罐车运输并在储罐储存。在高压下，氨被液化以减小运输和储存的体积。市场购买的还原剂（液态氨浓度99.6%）,供应商用罐装车运输（以液体形态储存在压力容器内），送往氨贮存场地，通过氨卸载压缩机卸载，进入氨贮罐贮存。使用时，储存罐中的氨借助自压输送到蒸发器中，30、蒸发器是氨注入系统的组件。系统设置二台卸载压缩机，一台运行，一台备用，全厂设置一台氨贮罐，氨贮罐 18 m3,总容积满足全厂2台锅炉20天的用氨量。 液氨的消耗量表4.5-1 液氨耗量表项目小时耗量（kg/h）日耗量（t/d）年耗量（t/a）190t/h160.352115.2290t/h320.704230.4注：1）日消耗量按22小时计算；2）年消耗量按7200小时计算。5 机组选型和供热方案5.1 机组选型 相关参数的确定根据热电联产项目技术规定及国家发展改革委、建设部关于印发热电联产和煤矸石利用发电项目建设管理暂行规定的通知，发改能源2007141号文文件精神，本工程机组选用高温、高压31、参数，锅炉初参数为P=9.81MPa、t=540；汽机初参数为P=8.83MPa、t=535。工业用汽参数：P=0.49Mpa、t=238.1。 锅炉选型(已建)选用高温高压循环流化床锅炉，具体型号及参数如下：型号 UG-90/9.81-M数量 二台额定蒸发量 90t/h额定蒸汽压力 9.81MPa过热蒸汽温度 540给水温度 150锅炉效率 90%排烟温度 140 汽轮发电机组选型.1 方案拟订汽轮机可供选择的机型有：抽汽凝汽式汽轮发电机组和背压式汽轮发电机组。由于目前国家规定热电联产机组的煤耗，必须低于全国平均发电煤耗410g/kwh，而2006年全国平均发电煤耗已达370g/kwh，故新32、上热电联产供热机组必须采用背压式发电机组，才能满足此要求，而背压式发电机组也有其局限性，它必须以热定电，而且热负荷必须大于50%额定热负荷，否则汽机调速系统就不稳定，引起发电机出口电压波动，排汽温度升高等。.2 汽轮机选型型式： 背压式型号： B12-8.83/0.588台 数： 2台额定功率： 12MW额定转速： 3000r/min额定进汽量： 85t/h进汽压力： 8.83Mpa进汽温度： 535排汽压力： 0.49Mpa(a)排汽温度： 238.1排汽量： 65t/h.3 发电机选型型号 ： QF-12-2台数： 2台额定功率： 12MW出线电压： 10500V功率因素： 0.8转速： 33、3000r/min频率： 50Hz5.2 供热方案中国化工集团有限公司本期工程额定供汽量130t/h，最大供汽量143t/h。汽机排汽接至厂区供热母管。另一路接至厂用蒸汽母管,作除氧器等辅助设备用汽。热电厂运行时，供热机组可承担调节热负荷的作用，供热机组检修或带尖峰热负荷时，锅炉可通过减温减压器对外供热。5.3 热经济指标及汽平衡热经济指标见表5.3-1。汽平衡见表5.3-2。5.3-1 热经济指标表(290t/h+2B12MW)序号项 目单位290t/h+2B12MW1热负荷热量GJ/h381.8汽量t/h1302汽机进汽量t/h1703发电功率KW240004对外供热量GJ/h381.8534、锅炉减温减压供热量GJ/h06锅炉蒸发量t/h175.37发电年均标准煤耗g/kwh1598综合厂用电率%229发电厂用电率%12.8810供热厂用电率%9.1211供单位热量耗厂用电量Kwh/ GJ5.7312供电年均标准煤耗g/kwh182.5 13供热年均标准煤耗Kg/GJ39.6 14年利用小时h7200 15年供热量GJ/ a2.75106 16年发电量Kwh/a1.728108 17年供电量Kwh/a1.348108 18全年耗标煤量t/a133870 19全年节标煤量t/a79108.6 20年平均热电比%442.1 21年平均热效率%85.95通过以上计算可以看出：年平均热效率35、大于45%，年平均热电比大于100%，高于国家认定的标准，装机方案是可行的。5.3-2 汽平衡表(290t/h+2B12MW)参数汽用户汽源9.81MPa540损失2B12进汽量290t/h 锅炉蒸发量-5.3 t/h-170 t/h175.3 t/h合计-175.3 t/h175.3 t/h0.49MPa238外供汽用户蒸汽量-130t/h2B12-8.83/0.49进汽量170t/h自用汽量-40t/h减温减压器0合计-170 t/h170 t/h6 厂址条件6.1 厂址概述 厂址地理位置 厂址选择及地理位置（1）本期工程选址就在银珠化工集团内的一块存量空地上，而化工集团的三个分厂均地处洪36、泽县西顺河镇街南村张福河西岸，而芒硝矿区距三个分厂为1.4公里，距洪泽县城约18公里。可以说，热电工程厂址位于洪泽湖畔，邻近为农业耕地。（2）本期工程选址在银珠化工集团内自有存量的空地上，故有以下几个明显优点：1）距热用户都很近，这对热电联产供热的节能效果是十分有利的；2）不仅可以免除了新征土地的困难和手续而且还可以节约供热管网的投资。这对本期工程的顺利筹建和建设进度均十分有利。 厂址自然条件.1 地形地貌厂址处于张福河西岸一级阶地，地形平坦开阔，自然地面高在13.515.0之间，地表以砂质土壤为主。.2 工程地质场地区位于扬子淮地台苏北坳陷区洪泽湖盐城坳陷的西部，下伏下第三系三垛组灰绿、棕红37、棕灰色泥、砂岩构成的基岩，上覆150米左右厚的上第三系土黄色、棕黄、灰绿紫灰等杂色泥沙岩（土）层河100米左右厚的第四系土黄色、棕黄色松散土层。工程区及附近主要断裂除西北侧约15公里处的淮阴断裂及东侧约1.5公里处的洪泽一流均断裂外，周围断裂构造不发育。.3 水文气象条件与项目发生联系的河流只有张福河。张福河属航运灌溉多功能河流，全长31公里，排水面积107平方公里，排涝标准五年一遇。张福河西顺河段基本与二河平行，其主要功能航运及灌溉，兼有一定的泄洪作用，平时水流源于船闸过船放水及船闸泄漏产生迟缓水流，水流方向由南向北。张福河正常蓄水位12.5m。作为泄洪河张福河50年一遇的洪水位是13.738、m。根据给水排水设计手册单位换算：废黄河高程=国家高程系统+0.063。该河道现状为六级航道（规划为五级），按国家标准规定，确定其最小底宽为15米，河底高程8米，按平底、边坡1：3。满足十年一遇的过流要求。厂区属暖温带与亚热带过渡气候，四季分明，全年主导风向为东风，年平均气温14.4，年均蒸发量1435.6mm，年最大风速19.7m/s（10m高处），年均相对湿度79。气象资料如下：气温：年平均气温 14.4极端最高气温 39.8极端最低气温 -16.1湿度：年平均相对湿度 79%年最大相对湿度 98%年最小相对湿度 36% 风向：夏季主导风向 东南冬季主导风向 东北风速：平均风速（10m高处39、） 1.8m/s年最大风速 19.7m/s气压:年平均气压 1004.9毫巴年最高气压 1034.9毫巴年最低气压 993毫巴降雨:年平均降雨量 906.1mm6.2 交通运输洪泽是苏北的南大门，区位优越。 公路运输公路交通发达，宁连一级公路和宁淮高速公路穿境而过，京沪、宁徐、徐淮盐高速擦肩而行。1小时多可到达南京或连云港，距南京禄口机场一个半小时车程，抵达上海只需4小时，北上北京、南下温州均为8小时左右。 水路运输洪泽的水上运输更是得天独厚，洪泽湖是连接淮河、京杭大运河和长江的水上交通枢纽，洪泽湖向南经三河闸入江水道至扬州东南三江营注入长江，向东出高良涧船闸经苏北灌溉总渠直扑黄海怀抱。距南京40、扬州、镇江等重要港口均在200公里左右；境内现有各类水运码头21座，最大停靠吨位为1500吨，装卸能力已超过万吨。年吞吐量200万吨的洪泽港正在规划建设之中。 铁路运输洪泽北距新长铁路45KM，南距沪宁铁路150KM。 6.3 电厂水源电厂的水源有市政自来水和厂区东边张福河地表水两种。地表水供给工业用水，自来水供给生活用水。张福河属航运灌溉多功能河流，全长31公里，它起源于洪泽湖，贯穿于西顺河镇全镇，向北经淮阴区码头镇进入淮沭河，张福河西顺河段基本与二河平行，主要功能为航运和灌溉，兼有一定的泄洪作用，下游与二河相交处建有张福河船闸，船闸行船放水入杨庄水利枢纽进淮沭河，河流长约28公里，河宽约41、3650m，平时水流源于船闸过船放水及船闸泄漏产生迟缓水流，方向由南向北，张福河正常蓄水位12.5m（废黄河口基面，下同），50年一遇洪水位13.70m，频率为95%的低水位为10.23m，频率为97%的低水位为10.13m，最低水位9.40m，河底高程8.0m，底宽15.0m。6.4 储灰场根据洪泽县对灰渣综合利用的现状及发展条件，除灰系统采用灰、渣分除方式。布袋除尘器收集的干灰，由气力输送系统送至灰库，通过汽车运至综合利用场所。锅炉底渣采用机械除渣的方式，由汽车运至综合利用场所。灰、渣100%得到综合利用，不设永久性灰渣场。利用厂区内空地作为临时性堆灰、渣场地，以备应急之用。灰渣场地用灰渣42、夯实或水泥铺地，并设有一定的排水坡度。灰渣场四周设围墙，设置有照明设施。由于洪泽县城市化发展迅速，灰渣需用量大，热电厂每年产生的灰、渣均可得到综合利用，这不仅可以节约了耕地，还可以取得较好的经济效益和社会效益。6.5 岩土工程 厂区地震基本烈度根据能源部能源基(1993)167号(关于颁发电力工程使用中国地震烈度区划图(1990)若干规定的通知)，按照该规定及国家地震局1990版，50年超越概率10%的中国地震烈度区划图，及建筑抗震设计规范GB50011-2001，厂区抗震设防烈度6度，设计地震基本加速值为0.05g，设计地震分组为第一组。 厂址区域稳定性评价本工程厂址，从临近的地质勘探结果分43、析，该区域地质状况比较稳定，能够满足热电厂建设的要求。 工程地质条件本工程待施工图设计时，需进行详勘。1层：素填土或耕土。素填土以灰色、黄色或暗黄色粘土、粉质粘土为主，局部为淤泥质粘土或淤泥。层厚0.31.9米。2层：粉质粘土或粘土。局部夹粉土薄层。黄色、暗黄色或灰色。软塑状，无摇震反应，稍有光泽，干强度及韧性中等。层厚0.22.2米。3层：粘土，按强度可分为三个亚层：31层：淤泥质粘土。灰色、灰黄色。偶夹螺壳和腐植物。无摇震反应，有光泽，干强度及韧性中等。层厚1.22.8米。32层：粘土。黄色、灰黄色，顶部灰绿色，可塑状，含铁锰结核和贝壳。夹礓结石。无摇震反应，有光泽，干强度及韧性高。层厚144、.53.7米。33层：粘土夹粉土。粘土：暗黄色或浅灰色，硬塑状。含铁锰结核少量。夹礓结石。无摇震反应，有光泽，干强度及韧性高。粉土：黄色，稍密中密状，摇震反应迅速，无光泽，干强度及韧性低。层厚2.05.2米。4层：粉土。黄色、中密状。摇震反应迅速，无光泽，干强度及韧性低。层厚0.41.2米。5层：粘土，按强度可分为二个亚层：51层：粘土夹粉质土。棕黄色、可塑状。含铁锰粉末。无摇震反应，有光泽，干强度及韧性中高。层厚1.33.2米。52层：粘土或粉质粘土夹粉土薄层。棕黄色，硬塑状。含铁锰粉末。夹礓结石。无摇震反应，有光泽，干强度及韧性高。粉土：黄色，中密状，摇震反应迅速，无光泽，干强度及韧性低。45、层厚3.94.3米。6层：粉土。黄色，密实状。摇震反应迅速，无光泽，干强度及韧性低。层厚2.22.6米。7层：粉质粘土或粘土夹粉土。粉质粘土：黄色或暗黄色，可塑硬可塑状，无摇震反应，稍有光泽，干强度及韧性中等。粉土：黄色，中密状，摇震反应迅速，无光泽，干强度及韧性低。应地下水较浅，对砼及钢筋砼中的钢筋有微腐蚀性，施工设计中应采取防腐措施，加以处理。7 工程设想7.1总体规划(290t/h+2B12MW) 总平面布置原则1）按火力发电厂设计技术规程（DL 5000-2000）、小型火力发电厂设计规范（GB 50049-2011）、火力发电厂总图运输设计技术规程（DL/T 5032-2005）和国46、家有关规定、规程进行设计。2）厂区总平面按290t/h高温、高压循环流化床锅炉+2B12MW高温、高压背压式汽轮发电机组及其辅助设施布置。预留扩建位置。3）本期工程总平面布置格局力求生产工艺流程合理顺捷,便于生产运行管理。4）各类设施按功能分区相对集中紧凑、尽量采用联合建筑成组布置，节约用地，并为方便施工安装创造条件。 总平面方案概述总平面布置如下：主厂房位于厂区中部，固定端朝南（总图相对（A、B）方向标，下同），向北扩建发展。汽机房、除氧煤仓间、锅炉房依次由北向南方向布置。布袋除尘装置、引风机、烟道和脱硫装置布置在炉后。渣仓、脱硝区域、循环水泵房、机械通风冷却塔布置在锅炉房固定端的东南边。化47、学水处理在原址扩建。机械通风冷却塔、循环水泵房等均以管线和主厂房相连。厂内的燃料通过水运，运至厂区东侧热电厂码头，再通过皮带运输至干煤棚。厂区的物流出入口布置在厂区的西南侧。人流入口设置在厂区的西北侧，方便人流的进出。干灰库布置在主厂房固定端的东侧，物流通道路边，方便灰渣的运输。 竖向布置厂址东侧张福河，是淮阴区和洪泽县滨洪泽湖地区部分乡镇的一条排水兼交通的骨干河道，沿线有码头、陈集、赵集和西顺河等乡镇，流域面积107平方公里，北至古黄河，南达洪泽湖，全长31公里，河底宽15m，排水面积107平方公里。张福河是洪泽湖的泄洪河之一，正常蓄水位12.5米，作为泄洪河张福河50年一遇的洪水位是13.48、7米。根据规范要求和结合元明粉二厂，南侧是元明粉三厂室外地坪设计标高，本期工程厂区室外场地设计标高为14.30米（废黄河高程系统），主厂房等建筑物的室内地坪设计标高为14.60米。厂内道路采用城市双坡型，路面中心线标高为14.15米，厂区采用自然坡度排水，路上设有雨水口，场地上的水流入路面的雨水口，再经排水管汇集至雨水井后统一排入厂外的排水系统。 道路布置结合厂区建（构）筑物的布置，厂区道路采用方格式布局。主厂房、干煤棚、点火油库区等周围均设有环形道路，便于运输和消防。厂区主干道宽度为6米，次要干道和消防道路宽4米，车间引道宽根据车间门的大小确定，道路均为城市型。道路转弯半径一般为9米，车间引49、道的转弯半径一般为6米。 管线布置厂区各种工艺管线，按不同介质的输送特点及要求，分别采用架空（供热管、除灰管）、直埋（循环水供排水管、生产生活上水管、雨水排水管、生活污水排水管等）、沟道（室外电缆、点火油管等）三种不同敷设方式。 厂区绿化规划利用厂区可绿化的场地广植草皮，尽量减少裸露地面，沿道路种植行道树和绿篱，进厂大门至生活楼前的厂前空间，重点配植一些观赏性较强的花木或灌木。绿化品种的选择和配植，要求结合热电厂的生产工艺特点，并适宜于当地生长。本工程厂区主要技术经济指标见表7.1-1。表7.1-1 厂区主要技术经济指标序号名 称单位数量备注1厂区用地面积m2330002单位容积占地面积m2/50、kw1.3753厂区内建（构）筑物用地面积m2138004建筑系数%41.825厂区内道路路面m242006绿化用地面积m2130007绿化用地系数%39.407.2 燃料运输 输煤系统概述输煤系统出力按热电厂规划容量耗煤量（290t/h锅炉）的300%设计。输煤系统采用PLC程序控制系统兼就地控制。输煤系统采用两班制运行。 锅炉耗煤量表7.2-1 燃料消耗量项目190t/h290t/h小时燃煤量（t）11.7523.5日燃煤量 （t）258.5517年燃煤量 （104t）8.4616.92注：1）日燃煤量按22小时计算；2）年燃煤按7200小时计7.2.3 卸煤系统靠近热电厂的张福河西岸是元51、明粉厂煤码头,码头来煤卸船后通过一期干煤棚卸煤皮带转短皮带送至二期干煤棚。7.2.4 贮煤场热电厂东面一期干煤棚跨度27m，长117.7m，供一期2X75t/h炉储煤。二期干煤棚跨度27m，长117.7m，柱距9m，二期干煤棚可存储燃煤约9300t，满足二期290t/h锅炉约18天的耗煤量。 上煤系统二期干煤棚装有1台5t级桥式抓斗起重机（跨度25.5m，出力150t/h）。煤由干煤棚中的桥式抓斗起重机抓至地面落煤斗内，通过进口上的篦子分出大块煤（200 mm），小块煤落入煤斗经往复式给煤机至布置地下廊道中的#1皮带机，送入碎煤机室，经碎煤机破碎后通过#2皮带机输送至主厂房运煤层#3皮带机，最52、后由#3皮带机分送至各锅炉原煤仓储存。上煤系统带式输送机规格为B650mm，v=1.6m/s，Q=80t/h，难燃型皮带，采用单路布置。二期采用单级破碎方案，碎煤机采用拉破破碎机，出力90t/h，出料粒度10mm。 辅助设施1)除铁装置在#1、#2皮带机头部装有悬挂式磁铁分离器，共2组。2）计量装置在#2皮带机上装有电子皮带秤，以计量锅炉上煤。3）保护装置运煤系统设置事故开关、跑偏开关、溜槽堵塞保护、煤流信号等保护装置，设有皮带机启停灯光音响信号。4）检修起吊设施每条皮带输送机头部、碎煤机室内均装有起吊葫芦。5）防尘措施运煤系统中各条皮带均装有水喷淋装置，以防煤尘飞扬，在碎煤机室内装有除尘装置53、（布袋除尘器）。栈桥地面煤尘采用水冲洗，冲洗后的污水排入沉煤池，澄清后的清水重复使用。7.3 燃烧系统燃煤由干煤棚经输煤皮带送入主厂房28.00m标高的煤仓间原煤斗，原煤斗中的煤经煤闸门落至钢制落煤管分送至炉前3台给煤机，煤通过落煤管送入燃烧室。落煤管上配有送煤风和播煤风，以防煤堵塞。送煤风接一次冷风，播煤风接一次热风，约为总风量的4%。锅炉燃烧的空气由一、二次风机提供，一、二次风之比一般为60：40。一次风机送出的空气经空气预热器预热后，从炉膛水冷风室二侧进入，再经布风板的风帽小孔均匀进入燃烧室；二次风机送出的空气经过空气预热器预热后，二次热风在布风板上高度方向分二层送入炉膛。烟气夹带着未燃54、尽的物料颗粒进入炉膛上部，通过位于后墙水冷壁上部的2个烟气出口，分别进入2个高温旋风分离器。经过分离后的烟气进入尾部烟道，依次穿过高温过热器、低温过热器、省煤器、二次风空气预热器，一次风空气预热器，烟气温度降至140左右。高温旋风分离器分离出来的未燃尽的物料经返料装置，在增压风的作用下进入炉膛继续燃烧，从而形成一个循环回路。锅炉出口烟气通过布袋除尘器（99.9%）除尘、双碱法湿法脱硫系统（95%）后，再经由引风机送入烟囱排入大气。炉渣由炉底的落渣管直接落至冷渣器，冷却后运至渣库。每炉烟风系统设计一次风机、二次风机、引风机各1台，增压风机2台。本期工程将利用原有的一座砼烟囱(出口内径3.5米，高55、120米)。原则性燃烧系统图见图2012-5R108K-06。7.4 热力系统 主蒸汽系统采用单母管分段系统。过热蒸汽由锅炉过热器出口送入主蒸汽母管，从主蒸汽母管再分别供各汽轮机和减压减温装置，母管上设分段阀，可以保证机组运行的灵活性。 给水系统采用单母管分段系统。主给水系统范围是由除氧器出水口到锅炉省煤器的给水集箱进口。锅炉给水由除氧器给水箱出水管接入低压给水母管，低压给水经水泵升压后接锅炉省煤器和减温器。3台电动给水泵(已有)，两用一备，其中一台为调速给水泵。每台给水泵的出力约为单台锅炉蒸发量的110%。给水泵出口设有再循环管至高压除氧器，并设有给水再循环切换母管，使给水泵与除氧器可以交叉56、运行。 给水除氧系统100t/h高压除氧器2台(已有)，储水箱容积可供锅炉30分钟的上水量。高压除氧器加热用汽由汽机排汽供给。 回热和排汽系统背压式汽轮机背压排汽向外供汽，并从排汽管道接出至高压除氧器用汽。排汽管道上设有止回阀、安全阀、关断阀。系统中设置了1台减温减压装置，以备供热调峰和汽轮机故障时向外供热。 加热器疏水系统加热器疏水系统设计原则是保证机组在各种工况下，都能使加热器通畅地排出疏水，保证加热器及机组的安全，并尽可能回收疏水的热量，以提高机组的热经济性。 补给水系统补充水一路由化水车间供给，进主厂房后分为2路，一路由经水流量调节阀进入除氧器。除氧器水箱的水位通过化学补充水流量调节阀57、自动调节。还有一路通过背压机汽封加热器后进入除氧器。另一路补充水由热网回收蒸汽冷凝水，回收水量约占供汽量的70%左右。蒸汽冷凝水回收后直接送入除氧器。 循环水及工业冷却水系统循环水采用带冷却塔的二次循环冷却系统。冷油器、空气冷却器的冷却水均由循环水进水管上引出。主厂房内其它辅机冷却水也由循环水进水管上引出通过工业水泵送至主厂房。 供热管道从主厂房出来后接至厂区供热母管，然后再送至热用户。 疏放水系统低压设备和管道的凝结水或疏水、化学补充水直接进入30m3疏水箱(已有)。压力较高的设备和管道的疏水进入高压疏水母管经1.5 m3疏水扩容器(已有)扩容后进入疏水箱。除氧器设有一条溢放水母管，当除氧器58、水箱水位自动调节失灵而水位过高时，将除氧器水箱里的水排至疏水扩容器，除氧器放水直接排入疏水箱。疏放水系统设置两台疏水泵(已有)，一用一备。在正常运行时，疏水泵将疏水箱中的水打入除氧器；锅炉上水时，疏水泵将疏水箱内的水直接经锅炉上水母管进入定排母管后送到锅炉汽包。加热器疏水系统保证机组在各种工况下，都能使加热器通畅地排出疏水，保证加热器及机组的安全，并尽可能回收疏水的热量，以提高机组的热经济性。 排污系统排污水在3.5m3连续排污扩容器(已有)内扩容后产生的二次蒸汽经汽平衡母管接至除氧器，排污水送至7.5m3定期排污扩容器(已有)。连续排污扩容器来的排污水在7.5m3定期排污扩容器内再次扩容降温59、，产生的蒸汽排入大气，排污水送至水工管道综合利用。锅炉定期排污时需错开时间。原则性热力系统图见图2012-5R108K-05。7.5 主厂房布置 主厂房布置的具体要求及特点1）主厂房采用三列式布置，即：汽机房、除氧煤仓间、锅炉房顺序布置。2）汽轮发电机组采用横向布置，2台发电机朝向扩建端。3）锅炉半露天布置，局部采用适当的防护措施。4）符合总平面布置要求，合理设置进出管线和联系通道。5）主厂房内设备布置能保证安全、可靠、方便地运行。6）主厂房布置保证安装检修与运行维护方便。7）保证运行人员有良好的劳动条件。 主厂房各车间设备布置及主要尺寸1）汽机房汽机房跨度15m，纵向柱距6m，共11档，全长60、66m，运转层标高7 m。汽机中心线距A排柱7m。回热系统布置在B排侧，油系统，水冷系统布置在A排侧。给水泵布置在B排侧0.00m层，便于集中管理。1、2汽机之间设有检修场地。底层标高0.00米，布置有汽机附属设备，如电动给水泵、电动油泵、冷油器等；加热器平台标高3.40m，布置有油箱、汽封加热器等；运转层标高7.00m，布置有汽轮发电机组等。在布置上，考虑了发电机的抽转子空间，给水泵、冷油器及主油箱的起吊检修。1、2汽机之间设有检修场地，供安装、检修时起吊设备、材料及汽轮机翻缸。汽机房内需设置了1台25/5t的电动双梁起重机供汽机房内安装和检修之用。行车轨顶标高为15m，跨度13.5m。汽机61、房的B、C柱侧均设有至少1.5m宽的通道，运转层和底层设有联系钢梯。2）除氧煤仓间除氧煤仓间跨度9.60m，纵向柱距6m，共11档，全长66m，分五层布置，0.0米层布置电气设备间；4.2m层为管道层；7.0m 运转层布置集中控制室及高压给水操作台；15.0m除氧层布置给煤机、高压除氧器、连续排污扩容器及与除氧器有关的管道；28.0m煤仓层布置锅炉炉前煤斗及输煤皮带；层顶标高为32.5m，端部设有消防钢梯直通屋顶。3）锅炉房锅炉房跨度27.0m，纵向柱距6m，共8档，全长48m，运转层标高为7m，底层布置锅炉附属设备。两台炉采用一顺布置，以便设备布置紧凑，节省占地面积。锅炉房采用半露天布置方式62、。炉后依次布置布袋除尘器、烟道、引风机、脱硫系统等。7.6 除灰渣系统 灰、渣量表7.6-1 灰、渣量单 位小时量(t/h)日量(t/d)年量(Kt/a)项 目灰渣灰渣灰渣190t/h1.5711.04734.56223.03411.3117.5384290t/h3.1422.09469.12446.06822.62215.0768注：锅炉日运行时间按22小时计；全年运行时间按7200小时计。 除灰渣系统概述1）采用单炉单元制的除灰渣系统。2）采用灰、渣分除系统。3）布袋除尘器排灰采用气力干除灰系统，粗、细灰混排。4）炉底渣采用机械除渣系统。 工艺说明1）气力干除灰系统二期锅炉布袋除尘器排灰采63、用小仓泵浓相气力除灰系统，系统出力为除尘器设计排灰量的200%。因小仓泵浓相气力除灰系统运行可靠，灰气输送速度低，磨损少，检修工作量少，未设备用水力除灰系统。干灰气力输送系统工艺流程如下：除尘器灰斗飞灰插板门进料阀仓泵出料阀灰管灰库。输灰管道布置采用粗细灰混排方式，一台炉合用一根输灰管道。二期1座容量为650m3的干灰库，满足2台90t/h锅炉约6天的储灰要求。在灰库底部设有2个放灰口，分别设干灰装车和调湿灰装车装置。2）机械除渣系统锅炉产生的渣排入冷渣器，每台锅炉设置两台冷渣器，出力均为04t/h。冷渣器采用除盐水作为冷却介质，经其冷却后的干渣通过输渣机输送至主厂房外高位渣仓，再通过汽车运至64、厂外实行综合利用。二期在主厂房外设一座容量为300 m3的钢制渣仓，可贮存2台锅炉约5天的排渣量。渣仓底部设一个出渣口，实行干渣排放，采用汽车在渣仓下直接接运的方式运出厂外实现综合利用。3）厂区公用气源系统厂区二期空压机房内装有3台排气量为14m3/min，排气压力0.8Mpa的水冷螺杆式空气压缩机及其后处理设备，系统规模为二用一备，且在空压机房内预留有扩建的位置。7.7 供、排水系统 循环水系统为了保证冷却设备的用水水质以及避免温排水对水体环境的影响，电厂的循环水系统采用闭式循环。本工程设2台GBNZF-350型机械通风冷却塔，Q350m3h，t10，设循环水泵房一座，内设3台循泵(两用一备65、)，型号为200S-42A型，Q=270m3h，H=36mH2O，N=37kW，电机Y200L2-2，用以供给冷油器、空冷器冷却水。主厂房工业冷却水由循环水通过工业水泵送至主厂房。循环水管采用单母管制，循环水供回水母管皆采用DN350压力钢管。为了提高水的重复使用率，循环水系统还设有25m3/h旁滤设施，并设有加药装置，用以投加缓蚀阻垢剂和杀菌灭藻剂。 补给水系统电厂的化学补充水，循环水补水等采用河水经预处理后供给。补给水系统同化水部分的原水处理系统。本期循环水补水量约为35m3h，化水补充水量约为115m3h，故补水总量为150m3h。补给水系统（原水处理系统）采用集混凝、沉淀、过滤于一体的66、净水器，出力为150 m3h，经此设备后，出水水质达到3度以下，保证了循环水补水及化学补充水进入下一步除盐处理的水质。净水器出水自流进入1000m3清水箱。补给水系统（原水处理系统）还设有一座综合水泵房，内设有循环水补水泵、清水泵、消防水泵组合，用以供给循环水补水、化学补充水及消防等用水。补给水系统还设有混凝剂加药间。 循环水量 表7.7-1 循环水量一览表 （2B12MW）序号汽机型号凝汽量（t/h）凝汽器冷却水量m3/h辅机冷却水量m3/h总循环水量m3/h冬/夏夏季冬季冷油器空冷器夏季冬季12B124802100520520 补给水量 详见后附供水系统及水量平衡图 电厂消防根据火力发电厂67、与变电所设计防火规范GB50229-2006，电厂应设置独立的消防水系统，本工程投产后，全厂的消防水量如下：表7.7-2 全厂的消防水量用水量火灾延续时间一次灭火用水量室内15L/S2h108m3室外35L/S2h252m3根据规范，电站的火灾次数为一次，因此消防最大用水量为50L/s，本工程在综合水泵房内设2台消防水泵，1用1备，1台消防稳压泵,消防泵型号为IS125-100-250, 参数Q=33-65L/S, H=87-70 m, N=55KW，消防稳压泵型号为50LGW25-20*2, 参数Q=5-8.33L/S, H=44-33 m, N=5.5KW，厂区内建有1000m3工业消防贮68、水池一座。室外消防水环状母管为DN200，主厂房室内消防水环状母管为DN150。在主厂房、主控楼等处还设有手提式磷酸铵盐干粉灭火器，用以扑救电气、油类等不能用水灭火的火灾。主厂房外配消防水泵接合器供消防车加压供水灭火。厂区消防管网为环状管网，室外消火栓沿道路设置，消火栓距路边小于等于2.00m，室外消火栓间距不应超过120米，保护半径不应大于150米。室内消火栓系统为临时高压制。建筑物室内设置消火栓，室内消火栓间距不大于30m。 生活给水及厂区排水电厂的生活用水采用自来水（DN65）管直接供至各用水点。电厂排水采用雨污分流，雨水通过雨水口经雨水排水管收集排至厂区东边张福河；由于厂址标高14.369、0m高于厂址旁张福河50年一遇洪水位13.70m，因此电厂无需设置防洪排涝泵站。化水反洗排水、化水酸碱废水排至中和池，经中和调节达标后排至指正排水管网。生活污水经化粪池及地埋式生活污水处理设备，可使污水达到排放标准，最终排至市政排水管网。7.8 化学水处理系统 设计条件（1）机组本期中国化工集团有限公司新建2x12MW背压式汽轮发电机组与2x90t/h循环流化床锅炉相配套，实现热电联产。（2）水源及水质锅炉补给水源为地表水，水质报告如表7.8-1：表7.8-1 水质报告项 目指 标PH8.02化学需氧量4.2 mg/l镁18.53 mg/l 钠110.4 mg/l钙39.63 mg/l铁3.870、 mg/l氯化物57.43 mg/l硫酸盐229.95mg/l 甲基橙碱度152.4 mg/l（3）热负荷本期设计热负荷130t/h（有70%返回水，除盐补充水为30%）。（4）蒸汽和补给水水质标准蒸汽质量标准如下：钠15g/kg 二氧化硅20g/kg锅炉补给水水质标准如下：硬度0mol/L 电导率0.2s/cm (25) 二氧化硅20g/L 锅炉补给水处理系统1）锅炉补给水处理系统出力确定锅炉补给水处理系统出力计算见表7.8-2:表7.8-2 锅炉补给水处理系统出力项 目本 期热负荷65 T/h X 2 =130 T/h返回水70%，补给水130 T/h X 0.3=39T/h厂区汽水循环损71、失（3%）2903%=5.4 T/h锅炉连续排污损失（2%）2902%=3.6T/h启动和事故损失（10%）9010%=9T/h自用水率（10%）29010%=18T/h设计出力75 T/h2）锅炉补给水处理系统的确定根据机炉要求及建设单位新提供的十二个月水源水质情况，确定锅炉补给水处理系统工艺流程如下：综合水泵房水工来压力水多介质过滤器活性碳过滤器高压泵反渗透装置除二氧化碳器中间水箱中间水泵混合离子交换器除盐水箱除盐水泵主厂房。本系统出水水质：硬度0mol/L 电导率0.1s/cm (25) 二氧化硅20g/L 完全能够满足高温高压锅炉对于锅炉补给水的水质要求，且本系统较固定床系统降低了酸碱72、再生的用量，减少了对环境的影响。3）锅炉补给水处理系统采用母管并联制,反渗透部分自动控制。其余部分手控操作。系统化学表计测量、流量、液位等重要信号控制室监视。4）设备布置水处理室扩建在柱外侧，面积37.5x6，室内布置RO一套和多介质过滤器、活性炭过滤器，除碳器布置在原中间水箱上，其他公用设施和原水处理设备共用。各类水泵布置在相应之处。5）废水中和处理系统本工程酸碱废水中和处理系统利用原有设备，酸碱废水经充分中和，PH 值达标（6.59.0）后，排入水工下水。 原水处理系统1）概述原水预处理增加一套全自动净水一体化装置，净水装置布置在原有净水设备旁边，其出水水质能够满足反渗透系统对于水质的要求73、。2）新增原水全自动净水装置容量的确定化学水处理需求量：75t/h0.65=115 t/h工业水需求量：约118t/h预处理设备出力选择：Q250t/h 给水、炉水校正处理及汽水取样给水、炉水校正处理及汽水取样系统包括下列内容： 给水采用加氨处理 炉水采用加磷酸盐处理 汽水取样7.10 热工控制部分 概 述本期工程规模为新建2B12MW高温、高压背压式汽轮发电机组，与290t/h高温、高压循环流化床锅炉配套实现热电联产。 控制方式和水平1、控制方式本工程为热电联产项目，本工程的自动化设计严格执行国家有关规程、规定，本着“先进、成熟、适用”的原则，尽可能吸收已投产的同类型机组设计中成功经验，积极74、慎重地采用一些新技术，新设备。本工程拟采用机、炉、电集中控制的方式，全厂设置中央控制室，中央控制室位于机炉之间的除氧煤仓间的运行层，负责锅炉、汽机、除氧器、给水泵、减温减压器等工艺设备。控制室内设监视屏和操作员站，控制旁边设电子设备间和工程师站。中央控制室下面设电缆层。其余辅助系统如除尘脱硫、化学水处理等系统的控制设就地控制室，采用PLC控制，并与主控制室通讯；补水泵房采用就地控制。2、控制水平本工程主厂房内设备采用DCS控制系统；在中央控制室内，以DCS控制系统的彩色CRT/键盘为中心，监控和管理机组的主要设备，为了确保紧急情况下机组安全停机，将设置极少量的常规仪表和备用硬手操操作设备。机组75、采用DCS系统后，可在中央控制室内控制整台机组，所有的自动控制、远方手动操作和监视均能够在CRT上完成，并在控制室里满足各种运行方式的要求， DCS操作站布置在机组控制台上。操作台上布置紧急停机、停炉、紧急放水、启动润滑油泵等按钮，可不通过DCS系统直接动作。中央控制室内设置完善的语音报警系统。机组控制系统是基于以下基本概念进行的：机组和有关辅助系统集中控制；机组的启动、停机、正常运行和故障情况的处理，在少量的现场人员配合下，在机组单元控制室里就能实现。在不同的启、停运行方式中，借助于功能子组级的顺序控制可以实现相应辅机的启动、停机和运行。所有的自动控制、集中远方手动操作和监视能够在中央控制室76、内满足各种运行方式的所有要求。除灰系统、化学补给水程序控制系统等控制系统，可在就地控制室内控制。脱硫系统，除尘器系统、输灰系统等控制系统由主设备厂家配套供货并与主控室DCS通讯及少量信号硬线连接。3、DCS系统中央控制室内控制的工艺系统以CRT和键盘操作作为主要监视操作手段。DCS系统考虑为五种功能即：模拟量控制（MCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSS）、顺序控制（SCBB/T和SCSG/A）、汽机跳闸保护系统（ETS）和数据采集系统（DAS）。1) 本工程模拟量控制（MCS）包括： 锅炉主蒸汽母管压力调节及负荷分配系统; 锅炉汽包水位三冲量调节系统; 锅炉一、二风自动调节系统； 锅炉的炉膛压77、力控制； 锅炉汽包水位控制； 锅炉的主蒸汽温度控制； 锅炉的主蒸汽压力控制 除氧器水位调节系统； 除氧器压力调节系统； 减温减压器出口压力调节系统。 减温减压器出口温度调节系统。2) 锅炉炉膛安全监控系统（FSS）包括： 根据厂家资料下列工况时应停止向锅炉内输送燃料： 汽包水位越限（过高或过低）； 炉膛压力越限（正压或负压）； 主气压力超过定值； 引风机、一次风机、二次风机及给煤机按顺序跳闸。3) 程序控制（SCBB/T和SCSG/A）包括：离子交换器程控；辅机（电动机、电动门、风门、档板）的启停操作。4) 汽机跳闸保护系统（ETS）包括： 汽机轴向位移过大； 汽机转子振动过大； 汽机热膨胀过78、大； 超速； 润滑油压低； 发电机主保护动作；等工艺系统需要的相关设备的联锁。5) 数据采集系统（DAS）包括： 采集工艺系统各种参数，设备状态等信号； 历史数据存储及检索； 报警显示及打印； 各种模拟画面、曲线、棒图、趋势图显示。 主要监控设备的选型DCS系统拟选用满足规程规定要求，有同类型机组成功运行经验的系统。1、仪表和控制设备选型1）温度测量选用符合IEC标准的热电阻、热电偶测温元件。联锁保护用温度信号一般选用温度开关或带电接点的双金属温度计。就地温度显示选用双金属温度计。2）压力测量选用智能式压力变送器，两线制，输出420mADC信号。联锁保护用压力信号一般选用压力开关或磁助式电接点79、压力表。地压力显示选用弹簧管压力表。炉膛和烟道中的每根导压管均有吹扫设施，可用压缩空气吹扫管路，以防被灰尘堵塞。3）流量测量根据被测介质的性质，对汽水流量采用孔板、喷嘴测量，其它介质流量选用电磁式流量计、漩涡流量计等测量形式。4）物位测量液位测量一般选用智能式差压变送器，两线制，输出420mADC信号。室外常压容器选用压力式液位变送器和翻板式液位计和变送器等。固体物位测量选用超声波料位计音叉式位面开关等。保护联锁用的驱动开关选用进口产品。 烟气排放连续检测系统（CEMS）根据国家环保政策，燃煤锅炉的烟囱烟气排放将实行监控。因此本项目已经设置烟气排放连续检测系统（CEMS），对烟气中的二氧化硫、80、氧化氮、粉尘浓度和烟量进在线检测，相应的信号进入DCS，并留有能送至地区环保部门的接口。 电源热工控制系统用电源采用： 热力配电箱（380/220V）采用来自不同厂用母线段的双回路的供电方式。DCS和保护仪表应有足够容量的UPS。辅助车间热控用AC3800V电源，引热控主配电盘。 就地设备布置及电缆导管敷设:本工程不设变送器小间，汽机变送器按测点分布情况相对集中就地布置，汽机设一开机盘布置在机头附近，锅炉配电箱布置在锅炉控制室内，锅炉部分的变送器也按测点分布情况，相对集中就地布置。 厂房内锅炉电缆沿运转层下的电缆通道至电缆桥架，零米电缆沿电气电缆通道及竖井，汽机沿汽机周边设电缆桥架至中央控制室81、的电缆夹层。7.11 土建部分 设计原则根据中国地震烈度区划图，及建筑抗震设计规范GB50011-2010，本厂址位于6度区范围内。本工程按抗震设防烈度为6度，所属的设计地震分组为第二组。主要建、构筑物的抗震等级为二、三级。根据所提供的地质报告的土层性质，辅助建、构筑物采用天然地基，主要采用独立基础和条形基础；汽机房、除氧煤仓间、锅炉房、主机基础、烟囱等荷载较大、差异沉降敏感的主体建、构筑物，根据详勘地质情况采用相应桩基形式及桩基础持力层，并按现场试打桩最终确定。 主要建（构）筑物的结构形式本期工程主要建（构）筑物的结构形式见表7.11-1表7.11-1 建构筑物一览表编号建构筑物名称结构选型82、1汽机房排架结构2除氧、煤仓间框架结构3锅炉房框架结构4除尘器构筑物框架结构5引风机构筑物框架结构6烟道钢筋混凝土结构7烟囱钢筋混凝土结构8干煤棚排架结构9碎煤机室框架结构10#1运煤栈桥框架结构11#2运煤栈桥框架结构12#3运煤栈桥框架结构13转运站框架结构14循环水泵房钢筋混凝土结构15贮水池、集水池钢筋混凝土结构16化学水处理室框架结构17化学水处理室外设施混合结构18办公楼混合结构19食堂、宿舍及浴室混合结构20警卫传达室混合结构 主要建（构）筑物的建筑防火设计发电厂各建筑物的防火设计，应符合现行的国家标准建筑防火设计规范GB50016-2006及火力发电厂与变电所设计防火规范GB583、0229-96等有关规定。各建（构）筑物的火灾危险性分类及其耐火等级列表如下表7.11-2。表7.11-2 主要建（构）筑物建设防火设计编号建构筑物名称火灾危险性分类耐火等级1汽机房丁二级2除氧、煤仓间丁二级3锅炉房丁二级4布袋除尘构筑物丁二级5引风机构筑物丁二级6烟道丁二级7烟囱丁二级8干煤棚丙二级9碎煤机室丙二级10#1运煤栈桥丙二级11#2运煤栈桥丙二级12#3运煤栈桥丙二级13转运站戊二级14循环水泵房戊二级15贮水池集水池戊三级16化学水处理室戊二级17化学水处理室外设施戊二级18办公楼丁二级19宿舍食堂、宿舍及浴室丁二级20 警卫传达室丁二级 附注：1）本工程严格按照工程建设标准强84、制性条文的有关规定执行。2）根据建筑抗震设计规范GB50011-2010规定，本工程所有建构筑物的抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。 烟囱烟囱利用原有烟囱(H=120m，d0=3.5m)。7.12 烟气脱硫系统 设计依据（1）根据国标GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准年限划分属于“自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组。”（2）根据项目环评的要求和结论。 脱硫系统依据高效、经济、简单、可靠的原则，290t/h锅炉采用的是湿式双碱法脱硫工艺。湿式双碱法脱硫工艺,其反应式如下:2NaSO2= Na2SO3 2NaSO2H2O=2NaHSO3反应生成物85、通过循环泵部分排出进入再生池，与石灰浆液进一步反应，反应式如下：CaOH2O= Ca（OH）22NaHSO3Ca（OH）2=Na2SO3CaSO31/2H2O3/2H2ONa2SO3Ca（OH）21/2H2O =2NaOHCaSO31/2H2OSO2及部分SO3最终固定在石膏(CaSO42H2O)中，并以石膏晶体的形态排出，经旋流、过滤等机械分离操作而被去除。HF和HCl极易溶于水，在SO2吸收的同时，烟气中所有以气相存在的HF和HCl也被脱硫浆液捕集吸收，并与脱硫浆液发生反应生成易溶于水的CaCl2和难溶于水的CaF2，随废水排至灰场。 脱硫系统配置烟气脱硫系统包括：工艺水系统、脱硫剂制备系86、统、烟道及挡板门控制调节系统、吸收塔及浆液循环系统、氧化曝气系统、脱硫产物处理系统。原则性脱硫工艺系统参见原则性系统图，简述如下：(1) 工艺水系统：锅炉烟气脱硫装置内工艺水的损耗主要是吸收塔内的蒸发水和外排废水。这些损耗需要通过输入新鲜的工艺水来补足。工艺水在本脱硫装置内还有一个非常重要的作用，就是通过预冷器喷嘴使一部分工艺水雾化喷入原烟气中，以此来冷却由原烟道送来的高温烟气，使进入吸收塔的烟气温度降至100左右，以防止脱硫吸收塔内的非金属衬里（鳞片树脂）受到高温而损坏。因此，工艺水系统往往与烟道系统的挡板门启闭装置联锁在一起进行控制。例如，脱硫装置在正常运行中如果工艺水突然中断，进入吸收塔87、的高温烟气的温度超过设定的极限，并且达到一定的持续时间，则控制系统将即时发出动作信号，迅速关闭原烟气挡板门和净烟气挡板门，同时开启旁路烟道挡板门，让高温烟气直接走旁路烟道，通过烟囱排出。从而确保吸收塔不受高温损害，锅炉系统工作不受任何影响。新鲜的工艺水还用来清洗吸收塔除雾器，以防止除雾器堵塞。同时也用作清洗所有输送浆液管道的冲洗水和部分浆液泵的冷却水和轴封水。工艺水系统的部分支管还与脱硫系统回用水管相通。这样可以最大限度地利用脱硫回用水，节省新鲜工艺水的用量。（2）脱硫剂制备系统：本烟气脱硫装置设置1套石灰浆液制备系统。脱硫使用的生石灰粉规格为纯度70%，粒度为95%通过200目，为散装罐车装88、运形式。汽车将生石灰粉运到厂区之后，将生石灰粉直接送到石灰储罐。生产中，石灰粉经卸料器和螺旋输送器送到生石灰消化机，同一定比例的工艺水或系统回用水消化后生成石灰浆液泵入石灰浆液储池待用。（3）烟道及挡板门控制调节系统：从引风机后出来的130150原烟气，由原烟道引至吸收塔。通过吸收塔进口的烟气预冷喷嘴喷出的工艺水冷却，使原烟气的温度降至60，然后进入吸收塔进行脱硫净化。在吸收塔内含有SO2和各种杂质的原烟气与循环浆液充分接触，其中的SO2同循环洗涤液中的氢氧化钠反应被中和吸收，其它杂质也大部分被洗涤脱除，同时原烟气温度进一步降低至50。脱硫后的净烟气经除雾器、净烟道被引到烟囱排放到大气中。烟道89、均采用普通碳钢制成矩形烟道或圆形烟道，吸收塔入口前的原烟气段烟道由于烟气温度较高，需要采取保温防烫措施，而无需防腐处理。吸收塔出口后的净烟道由于净烟气温度已接近露点，因此采用玻璃鳞片树脂涂层进行防腐处理，并且在适当位置设置排液口，以便及时将净烟道中的冷凝液排出。当脱硫系统可以正常运行时，原烟气挡板门和净烟道净烟气挡板门开启、旁路烟道挡板门关闭，原烟气进入脱硫系统，经过吸收塔内循环洗涤浆液的洗涤吸收，干净的烟气通过净烟气挡板门排往烟囱；当锅炉的运行出现异常或脱硫系统设备出现故障时，可以关闭原烟气挡板门和净烟气挡板门，同时迅速开启旁路烟道挡板门，使原烟气从旁路烟道直接排往烟囱。从而确保在任何情况下90、都不会给锅炉的运行和脱硫系统的运行及设备带来任何影响和危害。（4）吸收塔及浆液循环系统：烟气从吸收塔下侧进入，与吸收浆液逆流接触，洗涤烟气中的SO2等有害气体，在塔内进行吸收反应。在添加新鲜脱硫剂的情况下，脱硫剂、副产物和水等混合物形成的浆液从吸收塔经循环泵打至浆液喷淋层，由喷嘴雾化成一定粒径大小的液滴（液滴粒径设计较为关键），自上而下地落下。在液滴落回吸收塔浆液池的过程中，实现了对烟气中的二氧化硫等酸性成分的吸收过程。经吸收剂洗涤脱硫后的清洁烟气，通过除雾器除去雾滴后进入烟囱排放。被吸收的二氧化硫与浆液中的脱硫剂反应生成亚硫酸盐，进入氧化再生池，浆液池中设置压缩空气搅拌。浆液中的亚硫酸盐、硫91、酸盐被送至氧化再生池氧化成硫酸盐。在吸收塔去除二氧化硫期间，利用来自循环浆液的水将烟气冷却至饱和温度。消耗的水量由工艺水（或低浓度的工业废碱）补偿。为优化吸收塔的水利用，这部分补充水可被用来清洗吸收塔顶部的除雾器。吸收塔浆液循环系统由3台循环浆泵和对应的喷淋系统组成，按单元制设计。整个脱硫剂循环系统闭路循环，当脱硫剂运行一定时间后，用循环泵将部分浆液排出至脱硫剂再生系统。（5）氧化曝气系统：氧化风机安装在再生池附近，用以向池内提供足够的空气，使亚硫酸钙氧化生成硫酸钙。如果输入的氧化空气不足会导致脱硫效率的降低，并在吸收塔中产生结块；如果输入的氧化空气太多，又会造成能量浪费。因此，氧化风机的气量92、和输出压力应合理选择，以达到最佳的操作费用控制。氧化空气是通过再生池底部的动态曝气分布器将空气均匀分散。（6）脱硫产物处理系统：该脱硫系统的副产物为石膏。生成的石膏在沉淀池沉淀后，有石膏排出泵泵至隔膜压榨压滤机脱水后由业主统一处理。7.13 烟气脱硝系统290t/h锅炉采用的是SCR脱硝工艺：选择性催化还原法SCR（Selective Catalytic Reduction,简称SCR）：选择性催化还原脱硝技术是通过在烟气中加入氨气，在催化剂作用下，利用氨气与NOx的有选择性反应，将NOx还原成N2和H2O，其主要反应式为：4NO4NH3O24N26H2O6NO28NH37N212H2O（NH93、4）2CO2NH2CONH2NON2H2OCONON2CO2在没有催化剂的情况下，上述反应温度在980左右，当温度高于1100，氨气会氧化成NO，而且NOx的还原速度也会很快下降；当温度低于800，反应速度会很慢，NOx被还原的量很少，此时就需要添加催化剂。采用催化剂后，上述反应温度可以在300400之间进行，该温度相当于省煤器与空气预热器之间的烟气温度。SCR脱硝效率一般为80%90%。影响脱硝效率有以下几个主要因素：(a) 催化剂活性：在一定NH3/NOx和一定反应器尺寸条件下，催化剂活性愈大，氨气与NOx反应愈剧烈，NOx还原量愈大，脱硝效率愈高。(b) 反应温度：反应温度在一定程度上决94、定了氨气与烟气中NOx的反应速度，同时也影响催化剂的活性。一般来说，反应温度越高，脱硝效率也越高。(c) 烟气在反应器内的空间速度：空间速度表示单位时间内、单位体积催化剂所能处理的烟气量。催化剂空间速度愈大，表明催化剂的生成能力愈强。空间速度的大小取决于催化剂结构，决定反应的彻底性。空间速度越大，脱硝效率越高。(d) 催化剂类型、结构、表面积：对于选定的催化剂，结构越简单，表面积越大，越有利于还原反应，也有利于脱硝效率的提高。由于SCR技术相对比较成熟，脱硝效率较高，因此采用较多。 脱硝工艺锅炉连续蒸发量为290t/h，两台锅炉各安装一套烟气脱硝装置，处理烟气量按90t/h锅炉烟气量设计。锅炉95、厂在锅炉尾部垂直烟道预留SCR脱硝空间。SCR技术是在金属催化剂作用下，以NH3为还原剂，将NOx还原成N2和H2O。NH3不与烟气中的O2反应，因此称这种方法为“选择性”。将NOx还原成N2和H2O，其主要反应式为：4NO4NH3O24N26H2O6NO28NH37N212H2O选择适当的催化剂上述反应温度可以在300400之间有效进行，该温度相当于省煤器与空气预热器之间的烟气温度。选择性催化还原（SCR）技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术。目前世界各国采用的SCR系统有数百套之多，技术成熟可靠。烟气脱硝装置工艺流程如图7.13-2所示，装于炉后与空气预热器之间的烟道。主要包括三部96、分：空气系统、供氨系统及催化反应器。烟气与来自氨/空气混合器的氨在催化剂的作用下，NOx转化为N2和H2O，处理后的烟气进入空气预热器。控制阀 ZH制阀混合器空气系统供氨系统催化剂烟气烟气喷氨装置空气预热器烟气烟气图7.13-2 烟气脱硝工艺流程图SCR烟气脱硝系统的布置方式称为高尘布置方式，是应用最广泛的布置方式。温度在300400范围内，是大多数催化剂的最佳反应温度，但催化剂处于高尘烟气中，条件恶劣，催化剂寿命会受到影响。尾部布置方式是将SCR烟气脱硝系统布置在除尘器和烟气脱硫系统之后，催化剂不受烟尘和二氧化硫影响，但由于烟气温度较低，需要气气换热器或采用加设燃油或燃天然气的燃烧器将烟温提97、高到催化剂的活性温度，将增加能源消耗和运行费用。290t/h锅炉SCR烟气脱硝系统的布置采用高尘布置方式，SCR烟气脱硝系统装于炉后与空气预热器之间的烟道。SCR烟气脱硝系统效率80%，NOx的排放浓度0.75 MPa。3、储煤场、主厂房各层，化学水处理车间均设有消火栓，覆盖半径符合有关规定。4、高低压配电室及变压器以及油管路集中处均设置二氧化碳、干粉型灭火器等消防设施。5、主变、厂变均有事故油坑，以防漏油时可能引起的火灾，汽轮机油系统也设有室外地下事故油箱，以备必要时排油之用。油箱、油管路、冷油器应保证无泄漏，并与高温管道保持一定距离。间距较小处设置隔热板。6、电缆敷设应严格按有关规范设计、98、安装，并与高温管道保持一定间距，间距较小处设置隔热板。电缆沟内有防止积油设施。9.3 防爆措施1、在锅炉汽包、过热器出口联箱和减温减压器上均设有安全阀，超压时对空排汽。2、在高温、高压设备及管道上均装有必要的温度、压力检测点，进行限值报警，必要时甚至紧急停机。3、汽轮发电机组设有超速保护系统，以防转子超速。4、锅炉汽包上装有水位计，进行限值报警和保护，并设有水位自动调节系统，以防汽包满水、缺水引起的事故。5、锅炉燃烧、给水系统中的一次风机、二次风机、引风机、给煤机、给水泵等都设有电气联锁和事故报警，以防炉膛喷火、爆燃和断水等事故。9.4 防尘、防毒、防化学伤害1、采用循环流化床锅炉及高效布袋除99、尘器+双碱法湿法脱硫工艺+低氮燃烧器+选择性催化还原SCR脱硝技术，除去烟气中的粉尘及SO2、NOX，降低烟尘和SO2、NOX的排放量。2、利用一期原有的一座高120m，出口内径3.5m的烟囱，稀释排放物，降低烟尘和SO2、NOX的落地浓度，以及防止烟气的倒灌。3、贮煤及输煤系统均设有喷洒水系统，重点部位装设布袋除尘器，落煤点均采用密封型煤槽，以减少粉尘的危害。4、化学水处理车间的酸、碱槽置于室外，并设有酸雾吸收器，循环水加氯间设有机械通风设施，及时排除对人体有害气体。9.5 防电伤、防机械伤害1、按有关规定进行过电压保护、接地、防静电和防雷设计2、带电设备裸露部分与人行通道、栏杆、管道等的最100、小间距符合规定的安全距离。3、易触电部位设有安全栅栏及警告牌。4、旋转机械外露的转动部位均设有防护罩。5、平台、扶梯、栏杆等严格按国家标准设计，防止高空坠落。各孔、洞、沟道均设有安全盖板，并有充足的照明。9.6 防暑与防寒1、主控室均设有冷、暖空调。2、对热力设备、热管道等做好保温隔热。保温后，其上表温度不超过50，以减少散热，并防止烫伤。3、加强通风，热电厂的高、低压控制室，变压器室，化水车间等均设有机械通风设备。9.7 防噪声、防振动1、按工业企业厂界噪声标准（GB12348-90），进行噪声防治。2、对噪声大的设备采取隔音措施。3、主控制室在建筑上采用隔音、吸声材料，设双层隔间门窗等。4101、在一次风机、二次风机的吸风口和锅炉点火排汽及安全门对空排汽管等处装设消音器。5、在汽水管道的布置和支吊架的设计中将充分考虑减振措施。9.8 其它值班人员集中处设有更衣室及工装柜，以方便职工更衣，并设有医疗急救用品柜，以备急用。热电厂建有男、女浴室，供职工洗浴。9.9 职业安全与职业卫生机构设置及人员配备热电厂利用原有技术安全科，负责全厂安全教育和技安监督、评比。机炉、电气运行各设一名安全监督员，以监督全厂安全工作规程的执行。10 节能和合理利用能源10.1 节能效益计算依据1）Qa-全年供热量 2750000 GJ/a2）Pa-全年发电量 172800000 KWh/a3）年设备利用小时数为102、 7200 h4）Ygl-分散小锅炉热效率 65% 5）Ygd-供热管道效率 98% 6）0.41-取略低于全国平均供电标煤耗Kg/Kwh7）yd-发电厂用电率 12.88 % 8）brp-平均供热标煤耗 39.6 Kg/GJ9）bgp-平均供电标煤耗 0.1825 Kg/Kw.h10）Yr-供热厂用电率 5.73 Kwh/GJ10.2 节能效益计算Bj=34.12/(YglYgd)+0.41Yr-brpQa+（0.41-bgp）（1-yd）Pa/1000 t/a= 79108.6 t/a按照2炉2机配置的供热量，年节标煤量为79108.6吨。10.3 其它节能措施1）主要设备如锅炉、汽机、采103、用高温高压参数，降低机组热耗。2）机组配套辅助设备中的电动机一律选用机电部推荐的节能产品，同时与设备配套的电动机选型计算，避免出现大马拉小车现象，造成能源浪费。3）热机设备及管道外表面温度高于50的，一律包扎保温，并对选用保温材料与厚度进行计算，达到投资省，节能效益好的经济厚度，减少热损失，提高经济性。4）采用DCS计算机控制系统，实现优化节能运行。5）负荷波动较大的电动机（风机、水泵等），采用变频或液力偶合调速，以节约厂用电。6）精心进行设计、安装、运行，防止跑、冒、滴、漏，做到文明生产。7）除灰系统推荐采用气力干除灰和厂外干式除渣系统，该系统简单、可靠、节能。8）照明选择节能型灯具。9）集104、中控制楼采用集中空调系统，以减少电能消耗。10.4 节水措施1) 在系统设计中，对能够回收利用的汽、水工质都考虑回收或再利用；2) 循环水补充水充分利用工业水回收水；3) 循环水系统排污水用于主厂房杂用、煤场喷洒、输煤水力清扫、运灰渣汽车冲洗和灰渣系统补充等，充分做到一水多用；4) 厂内输灰采用干出灰方式，方便综合利用；5) 工业废水经工业废水处理系统处理后用于水力除灰渣系统和输煤系统用水；6) 除灰渣系统工业水采用闭式循环，只需少量补水，节约了用水；7) 在工业水、生活水母管及各用水车间进水管道上加装流量计或水表，以便对全厂用水进行定量考核，计划用水。10.5 节能效益分析1）热电厂本期工程105、投产后，总年供热量2750000GJ，年综合节标煤量79108.6 吨，综合节能效益是可观的。2）热电厂本期工程的热效率85.95%，高于计基础200126号文件规定的45%的要求。3）热电联产的热电比为442.1%，大于计基础200126号文中规定的热电比应100%的要求。11 热力网11.1 热力网系统的确定热力网供热系统分为枝形系统和环形系统。枝状供热系统主要适用于单热源供热，其热网干线管径为逐段减小，故热网造价较低。其供热的调节性能和备用性能较差。环状供热系统主要适用于多源联片供热，其热网干线管径基本不变，故造价较高。其供热的调节性能和备用性能较好。洪泽银珠化工集团有限公司热电厂，主要106、是环状供热系统进行供热。11.2 供热介质及参数选择为保证热网末端用热参数，减少热网投资，热电厂供热蒸汽的参数为：压力0.49MPa，温度238.1。11.3 热网走向及敷设方式 热网布置原则热力网系统规划要和厂区的发展相适应，既要供汽安全，又要不影响厂区的美观，供热管网尽量靠近热用户。在满足热用户的用汽参数前提下，力求管网最短，投资最省。 热网走向银珠化工集团公司采用的母管制供热，212MW背压机的两根DN500的出汽管直接接入供热母管，再根据各生产线用汽量分别接出支管。 热网敷设方式为了减少土地占用，节省投资和保证道路交通顺畅及厂区美观，热网敷设管线尽量沿河边和次要道路布置，考虑热负荷的变107、动情况及为规划负荷留有余地，建设管网时采用管道走廊一次规划，分期敷设的方法。供热管道的敷设以架空为主，地下敷设为辅，厂区景观道路、主要道路上和居住区内的热力网管道应尽量采用地下敷设，当地下敷设困难时，可采用地上敷设，但应注意美观。直埋敷设时必须有可靠的防水防腐层。热网干线布置应平行于道路中心线，并应尽量敷设在车行道以外，且尽量沿道路的一侧敷设。热力网管道同公路等交叉时应尽量垂直相交，特殊情况下，管道与公路交叉不得小于45度角。地下敷设管道与不允许开挖的公路交叉，交叉段的一侧留有足够的抽管检修地段时，可采用套管敷设。套管敷设时套管内不宜采用填充式保温，管道保温与套管间宜留有不小于50mm的空隙。108、套管内的管道及其钢制部件应采取加强防腐措施。采用钢套管时，套管内外表面均应做防腐处理。在跨越次要公路时，管道采用立式形布置，设置轻型钢桁架；在跨越主要公路时，采用地下布置，宜使管道隐蔽，结构美观，具有美化环境的效果。管道布置具体实施时，应征得城相关部门同意后，方可进行施工图设计及施工。11.4 热补偿及疏水热力管网的温度变形位移应充分利用管道跨越、走向折拐以及调整疏水高差而设置的型、L型和Z型管线进行自然补偿。为降低管道压损，没有自然补偿的平直段则可采用新型的旋转补偿器（补偿量达500mm以上）补偿。采用大拉杆补偿器或轴向补偿器时，设计应考虑安装时冷紧。为使管道疏水舒畅，蒸汽管道最低点顺汽流设109、置疏水器及放水阀，最高点设放气阀，管道坡度取0.2%。11.5 凝结水回收本工程热负荷大，凝结水70%回收利用，作为除氧器补充水使用。11.6 保温防腐管道保温的设计原则：减少散热损失，节约能源，保证供热参数，满足生产工艺用汽要求，防止烫伤。为减少蒸汽管网的热损失，保证热用点要求的介质参数，所有供热管道均要保温。热网管道的保温材料选用耐高温玻璃棉，其性能为：容重为4050kg/m3,导热系数为0.06w/m.k。此材料具有轻质、耐高温、抗振性良好、持久耐用、化学性能稳定等优点。为便于施工，尽量采用成型制品。保温层外用0.5mm厚镀锌铁皮作保护材料。供热管道在做保温之前应在其表面涂刷一层耐热防锈110、漆。本设计采用涂刷热固性树脂耐热漆对管道及附件进行防锈防腐处理。11.7 土建1、设计依据：钢筋混凝土结构设计规范钢结构设计规范地基与基础设计规范等有关规范管架的结构形式，设计荷载以及高度等要求由机务专业提供。2、热网为单线蒸汽管道敷设方式主要采用架空，在通过主要交通定路处采用地埋管。3、一般管架按高度不同分高、中、低数种，厂内低支架高度小于1米，厂外中支架约3米高，高支架约5米左右。高支架主要考虑机动车辆通行，中支架主要考虑行人及小型农机通过，管架形式有滑动，固定支架。4、支架主要采用现浇钢筋混凝土支架，支架高度可根据地形随机调整。12 劳动组织及定员12.1 劳动组织及管理中国化工集团有限111、公司2x12MW热电工程，定员编制原则上参照原水电部颁发的“火力发电厂编制定员标准”。生产人员按运行配备。本热电厂配置DCS系统，自动化水平较高，可相应减少运行及管理人员。同时，由于中国化工集团有限公司已有一期工程，为降低热电厂的运营成本，部分人员可以合用。运行人员按4班3运行模式配备。本期工程总定员120人，其中管理人员14人，运行人员106。12.2 定员分配热电厂本期配备人员为120人，具体岗位人员配备见表12-1。表12-1 岗位人员配备表类 别岗 位定员（人）运行汽机运行（包括循泵房及热网）19锅炉运行22电气运行9化学运行9燃料运行16除灰运行5码头8汽车运煤5值长4小计97管理人112、员厂部职能科室、通讯、交通、金属监督、仓库14其他人员服务（警卫、食堂、勤杂）9总 计12013 工程实施条件和进度13.1 工程实施条件 施工的基本条件本工程的实施具有以下良好条件：（1）该项目已取得省、市、县各级政府的重视和支持，“其节能、环保和社会效益、企业效益十分显著”已被共识；（2）在现有公司内部已具有建设本期项目的闲置土地，不再需要重新申请土地；（3）水陆交通均很方便，可满足建设的大型设备、施工材料的运输条件。 施工场地本工程所选的厂址地势都比较平坦，场地平整，土石方量很少，施工场地可利用主厂房扩建端及辅助生产建筑物以南预留的一片空地，施工生产用地面积为约12000m2，在本期场地113、内可布置施工用临时性建构筑物，预制构件场地，设备堆放场地，机炉组装场地及焊接场地等预制构件可在厂区总平面布置图中各自所在区域内预制。 施工用水施工用水可由城市自来水管网和现有公司工业水水网上引接，施工期间的消防水源，也从原有消防水管引接。 施工用电施工临时性用电可从西顺河变电站接入，以380V/220V电压供给。 通讯施工期间的通讯，利用公司现有的通讯网络按需要增设电话接至主要办公室，以利施工调度、设备材料订货和催交。13.2 项目实施轮廓进度根据本工程对节能、环保和公司经济效益以及当地社会效益将十分显著，应抓紧实施的期望计划，拟定了项目实施轮廓进度表（详见表13-1）。从项目申请报告开始20114、13年12月底验收、试运、投产历时约一年半。表13-1 项目实施轮廓进度表目项目间时时间项目 2012年 2013年67891011121234567891011可行性研究报告项目审批初步设计初设审查设备订货施工图设计三通一平打桩、土建施工设备安装验收，试运投产15 结论及主要技术经济指标15.1 主要结论根据前述各章的论证分析，我们认为：为了促进洪泽县西顺河镇工业区的发展，改善工业区的环境质量，提高工业区工业企业的用热质量，中国化工集团有限公司2x12MW热电工程项目的建设非常必要。本期热电厂热效率80.89%（45%），热电比478.6%（100%），实行热电联产和集中供热，符合国家计委、115、国家经贸委、建设部和环保局联合颁发的急计基础20001268号文，关于发展热电联产的规定的产业发展政策。实现热电联产，集中供热，用热效率高的大锅炉取代效率低的小锅炉，本期工程建成后，每年可减排SO2 2261.30t/a、NOX 2622.68t/a、粉尘2543.58t/a，年供热量2.75106GJ/a,年供电量1.348108kwh/a，年节标煤量为79108.6吨，节能及改善环境效果显著，具有良好的社会效益。本期扩建工程投产后，年可实现销售利润（税后）3708.75万元，投资回收期（税后）8.70年,资本金净利润率34.06%，财务内部收益率（税后）13.86%，年均售电单位成本0.2116、61元/kwh，年均售热单位成本50元/GJ。均符合国家的热电联产项目可行性研究技术规定的有关要求,经济效益较好。综上所述，本工程投产后，对南渡工业集中区的进一步发展、对改善工业集中区投资环境，推动工业集中区经济持续发展是非常必要的，符合国家的产业发展政策和有关的设计技术规定，在技术上是可行的，在经济上是合理的，具有显著的经济效益、节能效益和环保效益。15.2 主要技术经济指标1）总投资 35171.9 万元2）工程单位造价 11723.96 元/KW3）年供电量 1.348108 kw.h/a4）年供热量 2.75106 GJ/a5）全厂扩建占地面积 118.91 亩6）全厂热效率 85.9117、5 %7）热电比 442.1 %8）标准煤耗率全厂年均供热标煤耗率 39.6 Kg/GJ全厂年均供电标煤耗率 182.5 g/KW.h9）厂用电率综合厂用电率 22 %供热厂用电率 9.12 %发电厂用电率 12.88 %10）全厂定员 120 人11）热电成本 售电单位成本： 0.261 元/千度售热单位成本： 50 元/吉焦12）年均销售利润（税后） 3708.75 万元13）投资回收年限（税后） 8.70 年14）内部收益率 （税后） 13.86 %17）年节约标煤量 79108.6 T18) 年减少灰渣总量 20842.57 T19) 年减少粉尘总量 2543.58 T20) 年减少S118、O2量总量 2261.30 T21) 年减少NOX量总量 2622.28 T22) 年减少CO2量总量 90160.90 T16 工程招标16.1 设计依据1）工程建设项目可行性研究报告增加招标内容和核准招标事项暂行规定国家发展计划委员会2001年6月18日2）中华人民共和国招标投标法3）工程项目招标范围和规模标准规定国家发展计划委员会2000年5月1日4）评标委员会和评标方法暂行规定5）机电设备招标投标管理办法16.2 工程概况本期工程装机规模2B12MW高温、高压背压式汽轮发电机组。本期工程总投资35171.9万元，其中静态投资29578.79万元（建筑工程费6139.42万元、设备购置费119、13438.04万元、安装工程费4934.57万元、其它费用（包括基本预备费、建设单位管理费、技术服务费等）5066.76万元）、建设期贷款利息1211万元、铺底流动资金482.10万元、热力网工程3800万元、接入系统100万元。16.3 工程招标凡达到工程项目招标范围和规模标准规定第七条中规定标准的单项均采用自行招标的组织形式，采用公开或邀请方式进行招标。1）工程勘察：厂内项目与厂外项目（热力网），建议采用分别邀请招标或议标方式确定勘察单位；2）工程设计：按厂内生产及其附属系统、厂前区、码头、热力网四个部分，建议采用分别邀请招标或议标方式确定设计单位；3）建筑工程：可分为桩基、烟囱、厂内生120、产系统主体建筑、生产系统附属建筑、生活设施、码头、热力网7个部分，建议采用分别邀请招标或议标方式确定施工单位；4）安装工程：可分厂内生产系统主体建筑、生产系统、附属建筑、生活设施、热力网5个部分，建议采用分别邀请招标或议标方式确定安装单位；5）监理：按厂内生产及其附属系统，生活设施、热力网3个部分，建议采用分别邀请招标或议标方式确定监理单位；6）设备：根据调研的情况，建议采用邀请招标或议标方式确定设备制造商；7）主材：建议采用公开招标或议标方式采购主材。16.4 招标的组织和工作招标委员会的组成和招标工作的程序，必须遵循公平、公正、科学、择优的原则，必须严格遵守中华人民共和国招标投标法、评标委员会和评标方法暂行规定、机电设备招标投标管理办法及其它相关的法规和规定。