陈建鑫海科技350mw热电锅炉

1、莒南力源热电2X350MW 机组工程项目工程设计甲级151249-sj 号工程资格工咨甲11820060021 号2012 年 11 月济南山东鑫海科技为适应国家宏观产业政策和节能减排政策，拟采用“上大压小、热电联产”方式，在莒南县建设 2350MW 超临界热电联产机组。1莒南的热负荷情况将根据莒南县热力规划进行补充完善。下阶段需对热用户和热负荷进一步的厂址概况，并签订供热意向书。2区域概况拟选厂址位于山东省莒南县临港产业配套项目区内。莒南县概况莒南县隶属于临沂市，位于山东省东南部交界处，东与新兴港城日照市相邻，紧靠岚山港，南与新亚欧大陆桥东桥头堡江苏省连云港市接壤，西与临沂市河东区毗邻，北与

2、日照市莒县相接。全县辖 18 处乡镇（16镇 2 乡），759 个行政村，99 万人；总面积 1752 平方公里，109 万亩耕地，其中丘陵、山地占 71%，平原占 29%。铁路横贯东西，已经开工建设的山西中南部铁路经过文疃镇和镇，境内公路覆盖全县，便捷；距青岛港 200 公里，距岚山港 30 公里，日照港 50 公里，连云港 90 公里，临沂机场40 公里，青岛机场 200 公里，方便。莒南县属暖温带季风区半湿润过渡性气候，四季分明，光照充足，气候温和，雨量集中，适应各种农作物生长。由于受大陆性气候和海洋性气候交替作用的影响，形成春来迟、夏湿热、冬干长的气候特点。2.1.2 临港产业配套项目

3、区概况临港产业配套项目区东与临沂临港产业区接壤，南至铁路，西至龙，北至张家峧山村，规划总用地面积 1119.7 公顷，规划区内主干道形成“六横三纵”结构。临港产业配套项目区定位为衔接临海产业区与临沂临港经济开发区，以生物化工产业、钢铁建材加工、食品精深加工、机械装备制造、现代物流为主，以居住、办公、研发等功能为辅的新兴配套产业区。厂址概述厂址地理位置拟选厂址位于莒南临港配套项目区内，拟选厂址有两处：厂址一位于 S342 省道北侧，坊前镇东川村东南，临港配套项目区中部。厂址现状为农田，地形起伏较大，厂址可利用面积满足建设 2350MW 的火力发电厂要求。东西两侧园区道路正在施工，园区内交通便利。

4、厂址二位于张家岐山村东南侧，临港配套项目区北部。厂址现状为农田，地形起伏较大，厂址可利用面积满足建设 2350MW 的火力发电厂要求。西侧园区道路正在施工，交通较便利。2.2.2 厂址用地根据国家电力监督颁发的电力工程项目建设项目用地指标和火力发电工程施工组织设计导则， 2350MW 的火力发电厂厂区和施工区用地分别为 30 公顷和 20 公顷，厂区横向宽度约为 600m，纵向长度约为 800m。2.2.3 厂址比较两厂址均位于临港配套项目区，园区土地较为充足，能够满足电厂和冶金项目建设的需要，有利于企业扩大生产规模，形成产业园区。园区土地性质调整由园区考虑，没有拆迁工程，基础设施配套规划。但

5、是两拟选厂址距离企业现有厂区较远，须经输电线路向现有厂区送电，距离约 25km。厂址一位于项目区中部，南邻 S342 省道，区位和交通条件较厂址二好，地形较厂址二平坦，但电厂铁路厂址一。3 交通线对项目区切割较为严重。目前暂莒南县区位优势明显，位于山东和江苏两省，临沂、日照、连运港三市交界处，且距岚山港 30 公里，距日照港 50 公里，距连运港 90 公里，近海临港区位优势十分突显。3.1 公路莒南县交通条件十分优越。全县公路交通网络框架已经形成，已经实现村村通油路，镇镇通公路。全县西有 225 国道，东有 341 省道、南有枣岚高速、北有公路四面环绕。县乡公路 8 纵：（良沂公路、公路、路

6、、坪文公路、演坊公路、野团公路、陡十公路、土石公路）；9 横：（日十公路、道汤公路、公路、团板公路、十茅公路、公路、陡大公路、道大公路、公路）；形成完整的交通网络布局。莒阿公路和岚济公路交汇于县城驻地。公路交通四通八达，条件十分优越。厂址一南邻 S342 省道，东西两侧园区道路正在施工，交通便利。厂址二西邻正在施工的园区道路，交通便利。3.2 铁路莒南县境内现有穿过。铁路干线是铁路穿过，山西中南部铁路通道规划从县域东北侧六十八条主要铁路干线之一，莒南县域内全长 55公里。从西向东横穿县全境，在县城驻地建设火车站一座，配置客运兼货运功能。地方铁路线从莒南县境内穿过，该铁路线全长 35 公里，其中

7、莒南段 4.5 公里铁路干线和铁路的电气化改造工程一期已经完成，二期工程正在实施中。县境内铁牛庙至大山石料场的铁路任务、该专线全长 6.2 公里。线，主要承担铁路路建设用料的铁路与铁路交汇处铁牛庙建设货物转运站一座，分国铁和地铁管理，主要承运岚山港，日照港与西部地区间的货物任务，年发送量分别达到 600 万吨和 550 万吨，到达量分别达到 400 万吨和 420 万吨。在铁路复线建设中，该货物转运站将改建成为大型列车分组枢纽站。山西中南部铁路通道是铁道部承建的一条新铁路干线，该线是双线设计，起始于山西省吕梁地区经省，进入山东省、经泰安、莱芜、蒙阴、沂水、莒县、莒南、巨峰、到达日照煤三期码头。

8、电厂铁路线考虑从邻近的铁路接轨，接轨条件较有利，可采用工业企业铁路 I 级标准，站内采用翻车机卸煤。4.2.3 大件设备350MW 燃煤机组大件设备主要包括：锅炉梁，发电机定子、转子，主变压器等。由于本期工程主设备尚未定货，设备产地尚待招标确定。参照国内现有的 350MW 机组的大件设备经验及专题，本期工程的大件设备如主变压器（三相）等无法采用铁路的，可采用水路至日照港、岚山港或者连云港，卸船后用拖排车运至施工现场。其他的设备可以采用铁路方案，也可采用水路和公路联运的方案。4电厂水源我院现在正在做的山东莒南煤电项目 21000MW 超超临界燃煤机组用水采用新区污水处理厂和相邸水库水联合供水的方

9、案。因此，本工程所能使用的水源还须与当地的部门做进一步的。5 贮灰场该项目灰渣应首先考虑综合利用，同时应选择合适的贮灰渣场存放综合利用剩余的灰渣。灰场的选择原则主要考虑少占用耕地，利用山谷、洼地、滩涂、塌陷区或废弃矿坑等，在满足环保要求的前提下尽可能靠近电厂，并满足一般固体废弃物、处置场污染控制标准。通过本次现场踏勘及初步收资灰渣综合利用前景及灰渣场建场条件描述如下：5.1 灰渣综合利用灰渣综合利用是电厂灰渣处理首先要考虑的，根据潍坊市的情况，目前建有水泥厂等多种建材厂，该市还拟新建以灰渣做原材料的建材项目，为灰渣综合利用提供了良好的条件。同时由于有国家政策的支持，周边现有电厂灰渣综合利用数量

10、越来越大，条件越来越好。因此未来电厂灰渣综合利用的前景是很好的。5.2 灰渣场建场条件目前，业主尚未提供合适的灰渣场地。6 厂址区域稳定与工程地质暂缺7. 水文气象主要气象要素特征值如下：累年平均气温为 13.1；累年平均最高气温为 18.6；累年平均最低气温为 8.8；累年平均降水量为 855.2mm；累年最大降水量为 1314.2mm，发生于 1974 年；累年最小降水量为 481.0mm，发生于 2002 年；累年平均风速为 2.6m/s；（19622009）累年瞬时最大风速为 21.3m/s，发生于 1987 年 5 月 23 日，（19712009）；累年全年主导风向为：ESE，相应

11、频率为 13；累年冬季主导风向为：ESE，相应频率为 9；累年夏季主导风向为：ESE，相应频率为 19。累年最大冻土深度 38cm，发生于 1977 年 1 月 2 天；累年一般冻土深度 18cm，（19712008）；累年最大积雪厚度 25cm，发生于 1987 年 2 月 1 日。8 工程设想8.1电厂建设规模根据鑫海科技电力需求情况综合分析，电厂规划容量为 4300MW 级热电联产机组。8.2工程建设进度莒南鑫海热电厂一期工程建设 2350MW 超临界热电联产机组，留有扩建条件。工程计划于 2013 年 1 月开工，第一台机组 2014 年 5 月建成投产，第二台机组 2015 年 9

12、月建成投产。8.3电厂总体布置方案在厂址选择阶段，进行了多厂址、多方案的比选和论证，根据莒南县总体规划及当地8.3.1.2意见，最终确定 三个厂址。电厂总体规划方案根据总体规划，基于铁路的进厂方位，结合厂区地形、风向及电厂出线、供热管线出线方向情况，采用“四列式”布置方式，从西向东依次布置 220kV 屋外配电装置区冷却塔区主厂房区卸煤及贮煤场设施区，由北向南依次布置附属辅助区生产区施工区；厂区固定端朝北，向南扩建，汽机房主立面向西，向西出线；两座自然通风冷却塔南北方向呈 “一字型”布置在主厂房西侧。厂内铁路布置于厂区的东南侧，翻车机室土建部分按照 2 台规模一次建成，只上 1 台单翻车机设备

13、，设置 1 股重车线、1 股空车线、1 股机车走行线，有效长为 1050m。煤场布置于厂区的东侧，与本期铁路线平行布置。输煤系统采用翻车机卸煤，折返式煤场，固定端上煤。电厂出线为 3 回 220kV 出线，两回分别接入鑫海科技新建 220kV 变电站。一回接入电网。电厂的进厂道路从国道接引。本工程采用灰渣分除方案。厂内采用气力除灰系统，采用汽车至综合利用厂或者灰场。厂址西南距 灰场约 2.5km（暂定），灰场占地 5.00hm2，可满足电厂贮灰渣要求。厂址主要受当地局部暴雨洪水的影响，厂址遇准暴雨洪水时，不能及时排泄，发生缓排滞蓄，易产生积水。根据历史洪水分析，初步估算厂址100 年一遇洪水位

14、 56.9057.70m，自然地面标高在 56.1056.90m 之间，厂址淹没深度约为 0.8m，厂址受百年一遇洪水影响。厂区拟采用抬高地坪的防洪方案，主厂房区域地坪抬高 1.3m，其余区域抬高 0.8m。本工程水源为污水处理厂中水和规划的相邸水库水联合供水， 规划的水库地表水作为中水备用水源，厂用生活水接自市政自来水。 污水处理厂北距厂址直线距离约 5.0km，相邸水库水库东南距厂址直线距离约 7.0km。电厂施工生产区布置在主厂房的扩建端侧，施工生产区占地为 14hm2。施工生活区布置在厂区西侧，施工生活区占地为 4hm2。8.4机组初步选型按照目前国家能源利用政策：“需要远距离燃煤的电

15、厂原则上规划建设超临界、超超临界机组。在缺乏煤炭资源的东部沿海地区，优先规划建设发电煤耗不高于 275 克标准煤/千瓦时的燃煤电厂”。按照此原则，本期工程考虑建设超临界机组以提高机组效率。本期工程机组容量取决于电、热负荷的需求和国家有关热电联产的相关政策。按照国家发展委国家发展委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求（发改能源2004864 号文）要求“在热负荷比较集中，或热负荷发展潜力较大的大中型城市，应根据电力和城市热力规划，结合交通和城市污水处理厂布局等，争取采用单机容量 30 万千瓦及以上的环保、高效发电机组，建设大型发电供热两用电站。”根据本工程所在地区电负荷及规划，本期工程拟扩建 23

16、00MW 级燃煤机组。提高蒸汽初参数是提高火电厂热效率最有效的方法之一，与同容量界火电机组比较，超临界机组可提高效率 2%2.5%。超临界机组可用率已经达到与界机组相当水平，可保证机组期内长期稳定地实现其设计热效率。随着煤价的提高，300MW 机组也采取了超临界参数。目前，国内各汽轮机制造厂均可生产 300MW 超临界参数机组，而且已经有机组在江西瑞金及海南东方电厂投产，电厂 350MW 超临界供热机组已经进入总启动阶段。因此，本期工程初步确定采用超临界机组。鉴于目前国情，本期工程主机选择为 2350MW 超临界机组。汽机参数拟定为 24.2MPa/566/566、一次中间再热、抽凝式机组，锅

17、炉参数、容量与其相匹配。（1）锅炉（暂定）：锅炉为超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、锅炉主要蒸汽参数：构架、全悬吊结构。主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等与汽轮机的参数相匹配。过热蒸汽流量过热蒸汽出口压力过热蒸汽出口温度再热器出口蒸汽压力：省煤器进口给水温度：空预器出口排烟温度：锅炉设计效率：1150t/h25.4 MPa（g） 571 4.1MPa(g)280 126不低于 92.5%（2）汽轮机参数如下（暂定）：汽轮机型式：超临界、一次中间再热，双缸、双排汽、单抽单调整、抽凝汽式汽轮机。额定功率：转速：主汽门前蒸汽压力：350MW3000r/m

18、in24.2MPa(a)主汽门前蒸汽温度：主汽门前蒸汽流量：五抽至采暖用汽抽汽压力（调整抽汽）：五抽至采暖用汽抽汽温度：五抽至采暖期额定抽汽量：五抽至采暖期最大抽汽量：三抽至工业用汽抽汽压力：三抽至工业用汽抽汽温度：三抽额定工业抽汽量：三抽最大工业抽汽量:发电机参数如下（暂定）：额定功率额定功率因数额定电压额定转速 额定频率 功率因数：转速：冷却方式：主要技术经济指标锅炉效率：全厂平均发电标准煤耗：平均全厂热效率：供热标煤耗率：采暖期平均热电比：566907t/h 0.50MPa(a)270300t/h（凝结水全部回收）350t/h（凝结水全部回收）减压后 1.20MPa(a)减温后 300

19、150t/h（三抽参数）175t/h（三抽参数）350MW0.85（迟相）20000V3000r/min 50Hz0.85（迟相） 3000r/min水氢氢92.5%264.8g/kWh 59.2940.34kg/GJ88.61%8.58.5.1输煤方案耗煤量注：日耗煤量按 22 小时计算，年耗煤量按 6580 小时计算。8.5.2卸煤装置电厂来煤为铁路卸煤装置考虑两个方案：，列车牵引定数为 5000t。根据总平面布置需要，方案一: 卸煤装置布置在厂内卸煤设备拟采用单车翻车机，卸车作业区按 2 台折返式翻车机规划布置，铁路股道按 2 重 2 空 1 走行共 5 股规划，每股有效长度 1050m

20、。翻车机室本期土建按两台单车翻车机设计，安装 1 台“C”型转子式翻车机，预留 1 台翻车机的位置。翻车机系统每小时额定卸车出力20 辆，翻卸车型按 C70 考虑。方案二: 卸煤装置布置在厂外，距电厂约 5.5km 处设备选型同方案一。8.5.3煤场设施煤场布置在厂内，安装 1 台臂长 30m 斗轮堆取料机，堆料取料出力为1500/1000t/h。预留二期煤场延长的条件。煤场储量 13 万吨，可供本期 2 台锅炉燃用 20 天。煤场设振动料斗一座，出力 1000t/h，做为上煤系统事故备用。煤场设 TY220 推煤机和 ZL50 装载机各 2 台。8.5.4筛碎系统筛分设备安装 2 台滚轴筛，

21、每台出力 1000t/h；破碎设备安装 2 台环式碎煤机，每台出力 600t/h。8.5.5带式输送机系统锅炉台数耗煤量1 台 1150t/h 锅炉2 台 1150t/h 锅炉设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种小时耗煤量 t147152294304日耗煤量t3234334464686688年耗煤量 万吨96.73100.02193.46200.04方案一：翻车机卸煤装置布置在厂内。卸煤系统带式输送机带宽 B=1400mm；出力 Q=1500t/h；带速 V=2.5m/s。上煤系统按规划容量设计，煤场到煤仓间带式输送机带宽 B=1200mm；出力 Q=1000t/h；带速 V=2.5m/s。方案二

22、：翻车机卸煤装置布置在厂外，燃煤输送至电厂煤场采用管带运输，管带栈桥按双路设计，平均5m，本期仅上一路，预留一路管带位置。管带技术参数：450mm；带速 V=3.15m/s；Q=1500t/h；长度约 5.5km。上煤系统按规划容量设计，煤场到煤仓间带式输送机带宽 B=1200mm；出力 Q=1000t/h；带速 V=2.5m/s。8.5.6控制方式运煤系统拟采用程序控制，并设工业电视系统。8.5.7其它设备系统中设除铁、计量、采样、校验、输送机传感保护、水力清扫、检修起吊等辅助设备。8.5.8辅助建筑本期辅助建筑有推煤机库、运煤综合楼、检修间。8.68.6.1除灰方案设计原始资料8.6.1.

23、1灰渣量根据煤质分析资料和锅炉燃煤量，计算的灰渣量见表 8.6.11。表 8.6.1-1锅炉计算灰渣量表其中渣占灰渣总量的 10%，灰占灰渣总量的 90%，石子煤按燃煤量的 0.5%计。日利用小时数按 22h 计。年利用小时数按 5500h 计。8.6.2主要设计原则除灰渣系统按照“干湿分排、粗细分排和灰渣分排”的原则进行设计，以利于综合利用。除渣系统按一台炉一个单元设计，底渣可以直接在渣仓下装车外运综合利用或灰场。干灰、渣加湿用水拟采用废水，以最大限度地节约用水。灰渣量小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/h)年灰渣量(104t/h)一台机组二台机组一台机组二台机组一台机组二台机组设计煤种渣量3

24、.156.3069.25138.501.733.46灰量28.3356.66623.261246.5115.5831.16灰渣量31.4862.96692.511385.0117.3134.63石子煤量0.651.2914.1928.380.350.71校核煤种 1渣量3.567.1278.36156.721.963.92灰量32.0664.11705.261410.5117.6335.26灰渣量35.6271.24783.621567.2319.5939.18石子煤量0.671.3314.6329.260.370.73校核煤种 2渣量2.545.0855.83111.651.402.79灰量

25、22.8445.68502.431004.8612.5625.12灰渣量25.3850.75558.261116.5113.9627.91石子煤量0.611.2113.3126.620.330.678.6.3除灰系统根据上述设计原则及综合利用条件，厂内采用干灰气力集中方式，灰的对外输送则采用汽车拉灰综合利用或至灰场碾压的方式。现将系统工艺流程分述如下：在每个除尘器灰斗下各安装一台浓相仓泵，仓泵系统本身配带气动进料阀、气动出料阀、进气组件、进气调节机构、料位计以及压力变送器等必需的仪表，在各灰斗出口与仓泵进料阀之间还装设手动插板门，以备检修仓泵时用。各个灰斗收集的干灰，依次经过手动插板门、气动进

26、料阀进入仓泵内，当仓泵灰位到达预定位置，进料阀关闭，压缩空气通过仓泵的进气组件进入仓泵，当压力达到一定值，出料阀开启，灰经管道由压缩空气输送到灰库。在灰库顶装有布袋除尘器，送灰的空气经布袋除尘器过滤后直接排向大气。本工程设置三座12m 的钢筋混凝土平底灰库，每座灰库的总容积约1440m3。三座灰库可产生的灰量。灰库库顶设排气过滤器（布袋除尘器）、压力真空两台锅炉在 B-MCR 工况下燃用设计煤种约 48 小时所阀、灰库料位计等设备；灰库底部设气化斜槽，用于灰的干灰的流化；为保证系统的稳定运行，设置电加热器以防止飞灰积露，热风从灰库底部送入以利于干灰的顺利排出。在每座灰库下设有湿、干两种卸灰装置

27、。干灰卸料排放口，可供罐式汽车直接装运干灰至综合利用场所；干灰加湿排放口，可将灰式搅拌机调湿后由翻斗汽车运至灰场碾压。的干灰经湿为了合理利用现有空间，优化系统布置，本工程输灰用压缩空气系统于全厂仪用、检修用气考虑，布置在全厂空压机房内。8.6.4除渣系统本工程根据计算渣量和节约用水的基本原则，除渣系统拟定两个方案，下面对这两个方案分别进行系统描述。8.6.4.1方案一：风冷式钢带排渣机除渣方案锅炉除渣装置采用干式排渣机，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，每台炉设一台钢带排渣机，系统按连续运行。系统工艺流程如下：烧后的热量和热渣中所含的热量，由风带入炉膛，减少炉膛热量损失，一

28、定程度上可提高了锅炉的效率；干式排渣系统用风冷却热渣，不需要用水冷却，节约了大量水资源，降低电厂运行成本；干式排渣系统无废水排放，无需废水处理系统，有利于环境保护；干式排渣机排出的渣可直接处理系统和设备。和，不需要湿式排渣系统的后续水排渣机排出的渣为干渣，干渣中的氧化钙未被破坏，可直接用于建筑材料，干渣的综合利用效益好。8.6.4.2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、一座渣仓，系统按连续运行。系统工艺流程如下：运至综合利用场地或灰场。该方案中渣的冷却水为一套闭式循环系统，该系统可按单元机组设计或

29、两台机组公用设计。由于刮板捞渣机的倾斜段长度较长，出力较大，该设备的关键需要进口，关键8.6.4.3有：驱动系统、链条、链轮、装置等。除渣方案的意见从技术上看，本工程所拟定的两个除渣方案技术先进成熟，运行安全可靠，方案均为可行的。干除渣方案的系统简单，布置紧凑，更体现出节水、节能、环境好、底渣综合利用价值高，在锅炉漏风率不超过 1%时可以提高锅炉效率。目前 300MW 等级的机组已经有大量的运行业绩，在对锅炉煤种变化的适应性和排渣温度的保证上较好。从经济角度考虑，两个方案初投资基本一样，但是方案一运行和检修维护费较低，总体的经济性较好。综上所述，本阶段除渣系统暂定渣方案。采用方案一：风冷式钢带

30、排渣机除8.6.5石子煤系统本阶段暂定石子煤处理系统采用简单可靠的叉车转运的方式。活动石子煤小斗随中速磨配供。8.78.7.1电气方案电气主接线根据接入系统方案设想，电气主接线考虑两种方案：方案一、本期两台机组均经双卷变接至电厂新建的 220kV 配电装置，220kV 配电装置采母线接线形式，本期出线 3 回，预留 3 回出线，设专用母联断路器。配电装置采用敞开式设备布置。高压起动/备用电源考虑从本期新建的 220kV 配电装置引接。方案二、本期两台机组均经双卷变接至电厂新建的 220kV 配电装置，220kV 配电装置采母线接线形式，本期出线 2 回，预留 4 回出线，设专用母联断路器。配电

31、装置采用敞开式设备布置。高压起动/备用电源考虑从本期新建的 220kV 配电装置引接。8.7.2主要设备选择发电机拟采用冷却方式为水氢氢，自并励励磁系统。发电机的额定容量与汽轮机额定出力相匹配，最大连续容量与汽轮机最大连续出力相匹配，具有长期进相运行能力，能适应调峰要求。其参数拟选用为：额定容量为350MW，额定电压为 20kV，额定功率因数为 0.85（滞后）。主 变采 用 三 相 强 迫 油 循 环 风 冷 变 压 器 组 。 型 号 拟 选 用SFP10-420000/220，24222.5%/20kV，370MVA，YN，d11，主变采用无载调压。发电机出口不设断路器，发电机与主变压器

32、之间采用全连式离相封闭母线连接，主变至 220kV 配电装置采用线连接。8.7.3厂用电系统每台机设一台高压厂用变压器。高压厂用电电压采用 6kV 一级电压，中性点采用低阻接地方式，电源由相应发电机出口引接。每台机设两段 6kV配电装置，为全厂高低压负荷供电。设置输煤 6kV 配电装置，为附近的 6kV 电及变压器供电。脱硫区域 6kV 负荷从主厂房和输煤 6kV 供电，不单独设 6kV 配电室。主厂房内每台机组设两台工作变，为汽机 MCC 和锅炉 MCC 等机组的低压负荷供电。两台机组设两台低压公用变，为机组的低压公用负荷供电。低压厂用电系统采用 PC-MCC（暗备用）供电方式。每台机分别设

33、一台照明变，两台机组设一台检修变，检修变为照明变提供备用电源。各辅助生产区域按照就近供电的原则设置低压厂用配电装置。每台机组分别设一台快速起动柴油发电机组作为事故保安电源，采用中性点直接接地系统，柴油发电机组布置在柴油机房。8.88.8.1供水方案循环水系统根据水源条件和供水系统方案初步比较和优化，供水系统采用带逆流式双曲线自然通风冷却塔的循环供水系统。循环水系统流程为：循环水泵液控蝶阀循环水压力进水管凝汽器及辅机循环水压力回水管冷却塔回水沟及平板滤网循环水泵房前池循环水泵。夏季、冬季循环水量见表 8.8.1-1、2。夏季额定抽汽工况循环水量表(m3/h)表 8.8.1-1注：冷却倍率初选为

34、60 倍。冬季额定抽汽工况循环水量表(m3/h)表 8.8.1-2注：冷却倍率初选为 36 倍。本期工程每台 350MW 汽轮发电机组配置二台卧式循环水泵（配双速电机），夏季为 2 台运行（高速），春秋季 1 台高速 1 台低速运行，冬季工况为1 台泵低速运行。二台机组的四台循环水泵安装在一座水泵房内。泵房布置在冷却塔附近，由检修场地及水泵安装场地组成。每两台水泵自成一个单元，以利于检修，每个单元顺水流布置为钢闸板门平板滤网泵房前池循环水泵液控蝶阀循环水压力进水管。循环水压力进、回水管均为 D242012 焊接，每台机组各一条。根据类似工程经验和初步比较，然通风冷却塔。选用 2 座 5500m

35、2 逆流式双曲线自8.8.2补充水系统本工程供水水源采用污水处理厂中水为主要水源，部分由相邸水库供给，同时相邸水库水作为中水的备用水源。生活水接自市政供水。电厂本期 2350MW 机组夏季最大补充水量为 1877m3/h，扣除供热抽汽及原水处理自用水后用水量为 1558m3/h，耗水指标 0.70m3/s.GW；冬季补充水机组容量凝汽量凝汽器冷却水量辅机总计1350 MW226t/h81362200103362350 MW452t/h16272420020672机组容量凝汽量凝汽器冷却水量辅机总计1350 MW487t/h292202200314202350 MW974t/h584404400

36、62840量 1298m3/h，扣除供热抽汽及原水处理自用水后用水量为 916m3/h，耗水指标为 0.47m3/s.GW。年用水量约为 1122 万 m3。本期2350MW 机组夏季补充水量、冬季补充水量见表 8.8.2-1，8.8.2-2。2350MW 机组夏季补充水量（m3/h）表 8.8.2-1序号项目需水量回收水量实耗水量冷却塔蒸发损失冷却塔风吹损失0323冷却塔排污损失310202904锅炉补给水处理用水5001303705除灰空压机用水10010006锅炉辅机冷却水808007脱硫工业用水505008暖通空调用水141409油区及油泵房用水109110主厂房冲洗用水1001011

37、输煤系统冲洗用水1510512煤场除尘用水10010干灰、干渣调湿用水干灰场喷洒水02515脱硫工艺水1101010016生活用水53217绿化除尘及其它用水80818原水处理耗水未预见用水15020总 计230342618772350MW 机组冬季补充水量（m3/h）表 8.8.2-28.8.2.2补充水系统布置本工程在取水点设置取水泵房，经厂外补给水管线送至厂区。补给水进入厂内经处理后分别进入冷却塔水池和工业消防水池等用水点。序号项目需水量回收水量实耗水量冷却塔蒸发损失冷却塔风吹损失0113冷却塔排污损失12601264锅炉补给水处理用水6341504845除灰空压机用水10010006锅

38、炉辅机冷却水808007脱硫工业用水505008暖通空调用水2029油区及油泵房用水109110主厂房冲洗用水1001011输煤系统冲洗用水1510512煤场除尘用水10010干灰、干渣调湿用水干灰场喷洒水02515脱硫工艺水1101010016绿化除尘及其它用水80817生活用水52318原水处理耗水未预见用水15020总 计各个厂址的补给水供水管线长度及管径见下表。表 8.8.2-3补给水供水管线长度及管径8.8.3公用水系统公用水系统包括给水系统（包括工业水系统、冲洗水系统统、生活水系统及消防水系统）、排水系统（包括生活污水、工业废水下水道及雨水排水系统）和污水处理系统（生活污水、含煤含

39、油废水处理系统）。8.8.3.1给水系统补充水进厂经深度处理后输送至工业消防水池。然后由综合水泵房内各类水泵至厂区工业水、冲洗水及消防水系统。本期工程厂区内设 1000m3 工业消防水池 1 座；800m3 工业消防水池 1 座， 200m3 生活水池一座，水池合建尺寸 15.9m（长）15.9m（宽）4.0m（高），水池有保证消防水容量不被挪用的措施。设综合水泵房一座。泵房尺寸 33m（长）6m（宽）9m（高），其中地下部分 2m。综合水泵房内布置有工业水泵、空预器冲洗水泵、消防水泵、消防稳压设备、变频调速生活供水设备及排水泵。8.8.3.2排水系统本期工程排水系统采用生活污水、工业废水及雨

40、水各自独立的完全分流制系统，生活污水经生活污水下水道汇集后进入生活污水处理站，处理后回用；工业废水主要包括各生产建筑物产生的符合排放标准的废水和厂区沟道内的积水，经工业废水下水道汇集后进入排水泵房前池。厂区雨水经雨水下中水补给水管线水库水补给水管线管径(mm)单根长度(km)根数管径(mm)单根长度(km)根数北厂址DN50051DN500172段寨址DN50081DN500172赵官营东厂址DN50031DN500122水道汇集后进入排水泵房前池。工业废水和雨水经排水泵房内的排水泵排至厂外城市污水。8.8.3.3污水处理系统厂区废水主要包括：酸碱废水、输煤系统冲洗水及生活污水等。本工程将按废

41、照“清污分流”、“一水多用”的原则对各类废水进行处理，经各处理系统处理后的废水重复利用。各类废水治理措施如下：生活污水经生活污水下水道汇集后进入生活污水处理站，处理后回用，本期工程选用 2 套 10t/h 生活污水处理装置，采用接触氧化处理工艺。本工程输煤系统冲洗废水选用 2 套单台出力为 10t/h 的煤水处理装置，输煤冲洗进入煤水沉淀池内，经沉淀和粗分离后进入煤水处理装置进行处理，处理后回用。本工程含油废水选用 1 台出力为 10t/h 的油水分离器处理，该工艺采用波纹板液/液相分离技术，处理后的水含油浓度小于 5mg/L。本工程的酸、碱性废水均排入中和池，中和处理至值 69 后回用。8.

42、8.4消防部分“预防为主，防消结合”的方针，各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防为主的措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，预防火灾的发生与蔓延。对重要的建筑物及设备要具备两种及以上的灭火。对主变压器、厂高变压器及启动变压器采用水喷雾灭火系统，对油罐区灭火系统，对重要充油设备采用水喷雾灭火系统。对控制楼内电子设备间、工程师室等采用清洁灭火剂气体灭火系统。采用翻车机室、煤场、手提式灭火器，各输送皮动喷水，原煤斗采用建立全厂的火灾探测、煤斗、转运站主要设置消火栓进行消防，并配置尾设置水幕消防，输煤栈桥、煤仓间层采用自惰性气体消防。及控制系统。厂区消防水为独

43、立系统，供消防。消防水泵设于公用水泵房内，生活消防水池、工业消防水池留有一次火灾最大消防用水量，全厂设置的各种固定式灭火系统是灭火的中坚力量。电厂一期工程配置水罐消防车和干粉消防车库及相应的配套设备。联用消防车各一辆，厂区内设本期工程按同一时间火灾次数为一次设计。8.98.9.1供热供热形式根据东明县城区近期和远期热负荷需要，以热源最大供热能力为依据设计城市供热。根据城市热负荷分布和城市总体规划布局，考虑供热服务半径，确定城市供热以蒸汽热网和高温热水形式供热。8.9.1.1暂缺8.9.1.2蒸汽高温热水高温热水供热系统是城市采暖供热的主要方式，高温热水供热服务半径 10.25 公里，最大供热距

44、离为 12 公里。8.9.28.9.2.1供热介质选择供热介质规划以蒸汽和高温热水两种热媒介质形式供热。8.9.2.2供热参数确定城市热源以 1.2MPa、300和 0.5MPa、270两种供热参数的蒸汽供热。高温热水温度为 80/60。供回水温度为 130/70；配套二级低温热水供回水8.9.3热力网敷设方式及1、城市新建和规划热力一律直埋敷设，现有供热逐步改造为直埋敷设。2、尽可能避开城市主要道路，热水网和蒸汽网尽可能同程敷设，热网穿越河流采用桁架敷设。3、路和重要4、热力5、热力管件。敷设在城市总体规划和市政建设条件允许的条件下穿越主要道，并考虑地沟敷设。敷设尽量考虑与城市其它公用设施相

45、协调。的敷设力求平直美观，在满足热补偿的前提下，尽量减少6、热力或敷设与沿街建筑物平行，不妨碍，不损坏已有建筑物，沿道路一侧敷设。已有其它敷设道路参照市政综合专业规划执行。8.9.48.9.4.1热力站设置原则设置原则根据城市采暖热负荷及工业热负荷分布现状和位置，并考虑地区经济及热负荷发展特点，依据因地制宜、分步实施、适度超前、充分结合现状的原则设置热力站。8.9.4.2设置及连接方式采暖供热的热力站基本为水-水换热站，换热站经换热后向热用户供80/60的热水。连接方式主要为高温热水向低温热水的转换。8.9.4.3供热首站设置在电厂内设置供热首站一处，近期建设规模供热面积 1000，远期增容建

46、设规模供热面积 400。，最终形成规模供热面积 14008.9.4.4换热站规划本规划均为水-水换热站，按照供热面积不同分为 5 万、10 万、15 万和四种规模。208.108.10.1脱硫、脱硝方案常见脱硫工艺简介烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization，FGD ）技术是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫技术，被认为是 SO2 污染控制最为行之有效的途径。本工程可选择的工艺主要包括：石灰石石膏湿法脱硫、循环流化床半干法脱硫和活性炭干法脱硫几种工艺。（1）石灰石石膏湿式烟气脱硫工艺这是目前世界上应用最广泛，技术最为成脱硫技术，其工艺原理简单，适用于高、中、低含硫量的煤质，

47、脱硫效率高、吸收剂利用率高（Ca/S为 1.03，效率超过 95%），能够适应大容量机组的要求。该工艺对 SO2 浓度变化适应的范围广，系统可用率高（超过 96%）；石灰石资源容易得到，且价廉；副产品石膏具有综合利用的。近年来，随着该工艺系统的不断改进和简化，不但运行和更为方便，而且造价也在进一步降低。国内燃煤机组大部分采用这种脱硫工艺。（2）循环流化床半干法脱硫工艺该工艺是以消石灰粉为脱硫剂的一种脱硫工艺。脱硫系统主要由吸收剂系统、吸收塔、吸收剂再循环系统、除尘器和控制设备等组成。根据高速烟气与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触原理，在吸收塔内喷入消石灰粉使其与烟气充分接触、反应，然后喷入一定量的

48、水，将烟气温度控制在对反应最有利的温度。塔内出去的烟气进入除尘器，除尘器内收集下来的脱硫灰，小部分排掉，其余的则经循环系统进入吸收塔继续脱硫。循环流化床烟气脱硫工艺目前在 300MW 等级机组脱硫上应用较少，由于缺乏足够操作经验，因此系统运行可靠性较差；该工艺的脱硫副产物是粉煤灰、消石灰、亚硫酸钙、硫酸钙的混合物，基本没有火山灰活性，商业利用价值很低，通常只能灰场堆放处理。半干法脱硫工艺对脱硫剂的品质也有较高要求，一般要求生石灰中 CaO 纯度80%，细度1mm。（3）活性炭/法脱硫工艺活性炭/焦是一种高效的脱硫吸附剂，在温度 100170范围内脱除烟气中 SO2 可达到很好的效果。当烟气通过

49、活性炭/焦时，SO2 被活性位吸附，与邻位吸附态的 O2 反应生成 SO3，然后与吸附态的 H2O 反应生成硫酸，于活性碳的微孔中。经过一段时间后，吸附能力降低的活性炭接受再生处理，可以重新投入使用。活性炭脱硫工艺的最大优点是几乎不消耗水，没有固体废弃物，副产品具有较高利用价值。缺点是目前国内机组尚无运行业绩，且造价很高。通过以上的分析和比较，本工程采用石灰石石膏湿法脱硫工艺。8.10.2脱硫效率本阶段不设烟气旁路，脱硫效率暂按 90进行设计，保证满足二氧化硫排放浓度的要求。最终脱硫效率按照评价及其意见执行。8.10.3脱硫剂来源及消耗本期工程 2350MW 机组石灰石粉采用外购的方式，由密封

50、罐车运至电厂，送入石灰石粉仓。石灰石粉与一定量的水在石灰石浆液箱中混合，制成合格的石灰石浆液作为本工程的脱硫剂。由于现阶段暂无石灰石品质资料，因此暂按满足脱硫要求的石灰石品质（CaCO390）进行石灰石耗量计算。2350MW 机组燃用设计煤种时，石灰石消耗总量约 3.64 万吨/年；燃用校核煤种 1 时石灰石消耗总量约 1.89万吨/年，校核煤种 2 时石灰石消耗总量约 1.87 万吨/年。东明县铁路交通发达，公路交通也非常便利，其周边有丰富的石灰石矿床资源，矿石 CaCO3 含量一般大于 90%，可为本工程烟气脱硫提供所需的石灰石。8.10.4脱硫副产物处理方案从脱硫吸收塔排出的石膏浆固体物

51、浓度含量约为 10%15%，经水力旋流器浓缩至固体物含量 4050%后进入真空皮带脱水机，经脱水处理后的石膏固体物含水率小于 10%，脱水石膏送入石膏库存放待运。厂区内脱硫石膏贮库按存放 3 天的石膏量考虑，由汽车外运出厂外。本期工程 2350MW 机组燃用设计煤种时脱硫石膏年产量 6.48 万吨/年；燃用校核煤质 1 时石膏产量均约为 3.35 万吨/年，燃用校核煤质 2 时石膏产量均约为 3.32 万吨/年。本期工程脱硫石膏品质达到下列要求，能够做为建材行业的原材料使用。(1)(2)(3)(4)(5)基准）。水分低于 10%WtCaSO42H2O 含量高于 90% WtCaCO3 3%（以

52、无游离水分的石膏作为基准）。CaSO31/2H2O 含量低于 1% Wt（以无游离水分的石膏作为基准）溶解于石膏中的 Cl-含量低于 0.01% Wt（以无游离水分的石膏作为脱硫石膏以外销为主，多余的石膏在本期灰场单独存放，保留综合利用的条件。8.10.5脱硫系统石灰石石膏湿法脱硫工艺主要由二氧化硫吸收系统、烟气系统、吸收系统、石膏处理系统、废水处理、工艺水系统等系统组成。剂本工程烟气系统采用引风机与增压风机合并，不设 GGH。为了满环保政策的要求，不设烟气旁路。家锅炉原烟气从引风机经脱硫塔后直接进入烟囱。塔内烟气上升，与喷淋下来的石灰石浆液逆向接触洗涤，烟气中的 SO2 与石灰石浆液发生化学

53、反应，生成亚硫酸钙，汇于吸收塔下部的浆池。由氧化风机向浆池送入空气，硫酸钙氧化为硫酸钙（石膏），再用石膏浆液排出泵送入石膏处理系统进行脱水处理。脱硫后的烟气经除雾器除去携带的微小液滴后烟囱排放。本工程脱硫工艺水取自锅炉循环排污水，脱硫废水用于干灰伴湿。8.10.6烟气脱硝装置NOx 是燃煤与空气在高温燃烧时产生的，主要包括 NO 和 NO2 等，为控制其排放，本期工程采用低氮燃烧器，锅炉出口 NO 浓度小于 400 mg/Nm3；本x工程同步安装脱硝装置，脱硝效率暂按 60考虑，NOx 的排放浓度在 160mg/Nm3 以下。8.10.6.1脱硝工艺选择目前在大型机组上已有商业运行经验的烟气脱

54、硝技术有选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（）两种。其他脱硝工艺还有照射法和电晕放电等离子同时脱硫脱硝法，但由于部分相关技术的限制以及脉冲电源技术尚不成熟等原因，目前在大型锅炉上尚无应用。选择性非催化还原法()是当前 NOx 治理采用的技术之一。通过通过烟注入 NH3 或尿素等还原剂在没有催化剂的情况下发生还原反应。气流中产生的氨基与 NOx 反应，达到去除 NOx 的目的，反应主要发生在8501000的温度范围内，当温度更高时 NH3 被氧化为 NOx，低于反应温度时 NOx 反应效率降低，因此在中温度的控制是的。法的除硝效率为 40%50%，低于 SCR 法。选择性催化还原法（

55、SCR）是向烟气中喷入氨气(NH3)作为还原剂，使用氧化钛、氧化铁、沸石、活性碳等催化剂，在 300400较低的工作温度下，将 NOx 还原为无害的 N2 和 H2O。选择性催化还原法，脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率可在 5090%间灵活设计。国内已经建设的脱硝工程多数都采用 SCR 脱硝工艺。考虑到 SCR 工艺的优点，本工程拟采用 SCR 脱硝装置。8.10.6.2脱硝剂来源及消耗脱硝使用氨气作为还原剂，氨气一般有三种方法：尿素法，氨水法，纯氨法。这三种方法中，使用尿素制氨气的方法最安全，但其投资、运行总费用最高；氨水使用时需消耗大量热量蒸发水，能源损耗多。纯液氨

56、氨气的运行和投资费用都比较低，在电厂管理模式下，运行安全性较高。本工程采用液氨作为脱硝剂。液氨品质满足 GB536-88液体无水氨的质量要求。本工程 2 台机组脱硝用液氨耗量约 1500t/a。8.10.6.3脱硝副产物SCR 脱硝工艺反应的最终产物是氮气和水，随锅炉烟气排入大气，对环境没有影响。8.10.6.4本工程脱硝系统本工程脱硝系统采用 SCR 工艺，效率暂按 60进行设计；最终脱硝效率按照评价及其意见执行。SCR 系统主要由 SCR 反应器系统、氨过程如下：供应系统两大部分组成。SCR脱硝130脱硫370NH3SCR 反应器系统主要包括 SCR 反应器、催化剂、吹灰装置、喷氨格栅、稀

57、释风机、混合器等。烟气从锅炉省煤器出口引出，进入垂直布置的 SCR 反应器。SCR 反应器采取高灰布置方式，位于锅炉省煤器出口烟气管线的下游。氨气通过喷氨格栅与烟气均匀混合后通过导流装置进入反应器器内借助催化剂完成还原反应，实现脱硝过程。，在反应氨及供应系统用于向反应器提供氨气，主要包括液氨储罐、蒸发器、吸收罐、缓冲罐等设备。氨供应系统所有设备布置于独立的液氨区域，区内设有氨气检测器，用以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。氨区设备与其他建筑物、道路等的距离符合相关安全规定要求。9 投资估算及经济评价9.1投资估算烟囱脱硫岛ESP 炉AH 炉SCR 反应器锅炉9.1.1工程规模规划容量为 4

58、350MW 热电联产机组，本期工程建设 2350MW 超临界抽汽供热机组，并预留扩建条件。9.1.29.1.2.1估算编制依据及原则编制依据根据国家发改委 2007 年发布的火力发电工程建设准，2011 年价格水平。编制与计算标9.1.2.2编制原则一、项目及费用划分按照国家发改委 2007 年发布的火力发电工程建设准进行项目及费用性质划分。二、工程量编制与计算标根据专业三、提供的建安工程量和设备材料清册。选用执行中国电力2007 年 11 月 9 日发布实施的电力建设工程概算（2006 年版）：建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程。四、设备价格及运杂费取定1、主设备价格：三大主设备（

59、锅炉、汽机、发电机）按火电工程限额设计参考造价指标（2011 年水平）中价格计列。2、其他设备价格：其他设备价格参照火电工程限额设计参考造价指标（2009 年水平）和近期同类型机组订货价，息价。3、设备运杂费费率：部分参照电力建设工程 2009 年设备信三大主机：0.5%，主要辅机：0.7%其他设备运杂费率：3.7%。五、材料费、机械费的取定 1、建筑材料：采用电力建设工程概算2、装置性材料：建筑工程（2006 年版）价格。执行发电工程装置性材料综合价格(2006 年版)。按电力规划设计总院编制的火电工程限额设计参考造价指标（2011 年水平）中主要装置性材料价格与该价格进行比较并计算价差，价

60、差只计取税金，列入总估算表。3、材料费、机械费调整：安装工程布发电安装工程概材料、机械费调整：执行电定总造20114 号文“关于发价格水平调整系数”，对发电安装工程材料与机械费进行调整，安装工程计入总估算表的编制年价差中。材机调整费按价差处理，只计取税金，建筑工程机械价差调整：执行电定总造20116 号文关于颁布 2010年电力建设建筑工程施工机械价差，按其规定的建筑施工机械调整范围和单价对发电建筑工程机械费进行调整，建筑机械价差只计取税金，计入总估算表的编制年价差中。六、人工费调整1、工资性津贴调整：工资性津贴调整，按照电定总造200712 号文关于各地区工资性补贴，山东地区为 3.03 元