火力发电厂预评价实施报告模板

1、. z.1 预评价说明1.1 预评价目的 平安预评价目的是贯彻平安第一、预防为主方针，为建立工程初步设计提供科学依据，以利于提高建立工程本质平安程度。旨在查找、分析和预测工程、系统存在的危险、有害因素及可能导致的危险、危害后果和程度，提出合理可行的平安对策措施，指导危险源监控和事故预防，以到达最低事故率、最少损失和最优的平安投资效益。1.2 预评价依据1.2.11中华人民*国平安生产法中华人民*国主席令【2002】第70号2中华人民*国劳动法中华人民*国主席令【1994】第28号3中华人民*国职业病防治法中华人民*国主席令【2002】第60号4中华人民*国电力法中华人民*国主席令【1995】第

2、60号5中华人民*国消防法中华人民*国主席令【1998】第4号6特种设备平安监察条例中华人民*国国务院令【2003】第373号7电力监管条例中华人民*国国务院令【2005】第432号 国家标准及规*1)建筑设计防火规*GBJ16-872001年版2火力发电厂与变电所设计防火规*GB 50229963)工业企业总平面设计规*GB50187-934生产过程平安卫生要求总则GB12801-19915)生产设备平安卫生设计总则GB 5083-996建筑物防雷设计规*GB50057-94，2000年版7工业企业设计卫生标准GBZ1-20028)工业企业噪声控制设计规*GBJ87-859)工业企业照明设计

3、标准GB50034-9210建筑抗震设计规*GBJ50011-200111采暖通风与空气调节设计规*GB50019-200312)通风与空调工程施工质量验收规* GB50243-200213建筑灭火器配置设计规*GBJ140-9097年版14)平安色GB2893-200115)平安标志GB2894-199616工业管路的根本识别色、识别符号和平安标识GB 7231200317高温作业分级GB/T4200-1997 18电气设备平安设计导则GB/T4064-8319)爆炸和火灾危险环境电力装置设计规*GB50058-9220)供配电系统设计规* GB50052-9521用电平安导则GB/T138

4、69-199222漏电保护器安装和运行GB 139559223)电厂运行中汽轮机油质量标准GB 7596-199624防止静电事故通用导则GB12158-199025静电平安术语GB/T15463-199526有限空间作业平安技术要求GB l4443199327粉尘防爆平安规程GB15577-199528系统接地的形式及平安技术要求GB14050-199329石油库设计规*GBJ74-8430作业场所局部振动卫生标准GB1043431钢制压力容器GB150-19982002年版32起重机械平安规程GB6067-198533起重机危险部位与标志GB15052-199434起重机超载保护装置平安技

5、术规*GB12602-199035防护屏平安要求GB8197-198736机械平安防止上肢触及危险区的平安距离GB12265.1-199737机械设备防护罩平安要求GB8196-8738带式输送机平安规*GB14784-199339消防平安标志设置要求GB/T15630-199540火电厂大气污染物排放标准G力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB/T 12145-199942建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规*GB50242-200243动力机器根底设计规*GB500409644其它相关标准、规*行业标准1火力发电厂劳动平安和工业卫生设计规程DL 5053-962火力

6、发电厂金属技术监视规程DL43820003火力发电厂金属材料选用导则DL/T 715-20004火力发电厂锅炉机组检修导则DL/T 48.2-20015火力发电厂水汽化学监视导则DL/T 561-956电业平安工作规程发电厂和变电所电气局部DL 408-917电业生产事故调查规程 DL55819948电业平安工作规程高压试验室局部DL56019959电力设备典型消防规程DL5027199310电力设备预防性试验规程 DL/T596-199611)电力系统平安稳定控制技术导则DL/T723200012电力系统平安稳定导则DL/T755200113电力建立平安工作规程DL500914电力工业锅炉压

7、力容器监察规程DL 612-199615电力工业锅炉压力容器检验规程DL647-199816电力行业紧急救护工作规*DL/T692199917)火力发电厂设计技术规程DL5000-200018)火力发电厂除灰设计规程DL/T5142200219电力变压器运行规程DL/T572-199520火力发电厂厂用电设计技术规定DL/T5153-200221火力发电厂水汽化学监视导则DL/T 561-9522火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程DL/T5035-200423燃发电厂电除尘器DL/T514-199324燃发电站锅炉技术条件SD 268-198825电力设备过电压保护设计技术规程DL/T6

8、20-199726电力设备接地设计技术规程 (DL/T621-1997)27噪声作业分级LD80-1995 指导性文件1关于开展重大危险源监视管理工作的指导意见安监管协调字200456号2压力容器平安技术监察规程国家质量技术监视局质技督局锅发1999154号3压力管道平安管理与监察规定原劳动部发1996140号4国务院关于进一步加强平安生产工作的决定国务院文件 国发20042号5平安预评价导则国家平安生产监视管理局安监管技字(2003)77号6*省平安生产监视管理规定*省人民政府2002第141号令7防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发589号8锅炉房平安管理规则9电站锅炉水、汽监视规

9、程10锅炉定期检验规则质技监锅发1999202号11电业平安工作规程热力和机械局部电安生1994227号12)电业生产事故调查规程国电发2000643号13)并入电网运行的公用发电厂电力生产平安管理规定试行电安生1996308号14电力锅炉压力容器平安监视管理工作规定国电总2000465号15关于汽轮机油系统防水技术措施74水电生字第50号文16平安生产监视规定国电总2001793号17电力工业生产建立全过程平安监察的规定能源安保1992748号18电力工业锅炉压力容器平安性能检验大纲锅监委1995 001号19高压开关反事故技术措施国电发输199972号20锅炉定期检验规则国家技术监视局质监

10、局锅发1999202号21蒸汽锅炉平安技术监察规程原劳动部发1996276号22电力企业各级领导全生产职责规定电力部，199623防止电气误操作的管理方法华北电集安监20027号文24关于防止汽轮机轴瓦损坏的反事故技术措施 (63)水电生字287号文25关于防止高压除氧器爆破事故的假设干规定81电办字11号 依据和参考的有关资料1电厂可行性研究报告；2该工程工程平安预评价相关技术资料1.3 预评价*围本预评价针对发电*电厂2135MW工程工程进展，包括2135MW凝汽式发电机组，配2135MW空冷发电机以及2480t/h超高压中间再热循环流化床锅炉。对建立工程建成后可能存在的危险、有害因素进展

11、预先分析、评价，并提出应采取的主要平安对策措施。凡涉及该工程的环保、消防等专业问题，应执行国家有关规定，不包括在本预评价*围内。1.4 预评价程序本次预评价程序见图11：准备阶段准备阶段明确对象和*围、现场勘察、资料收集明确对象和*围、现场勘察、资料收集危险、有害因素识别危险、有害因素识别危险、有害因素识别危险、有害因素识别危险、有害因素分析危险、有害因素分析确定评价单元评价单元划分确定评价单元评价单元划分确定评价方法评价方法的选择确定评价方法评价方法的选择定性、定量评价定性、定量评价定性、定量评价定性、定量评价危险性分析评价危险性分析评价平安对策措施平安对策措施平安对策及建议平安对策及建议应

12、急预案应急预案预评价结论技术管理措施和建议预评价结论技术管理措施和建议预评价结论平安对策措施及建议概述生产工艺简介危险有害因素辨识定性、定量平安评价预评价结论平安对策措施及建议概述生产工艺简介危险有害因素辨识定性、定量平安评价编制报告图1-1 评价程序图2建立工程概况2.1企业简介发电*是由公司分别出资成立。公司注册资本金亿元，一期2135MW的电厂。工程一期总投资亿元。2006年电厂一期建成投产。至此，公司可年发电亿千瓦时，实现销售收入亿元、利税亿元、利润亿元。公司经营*围是发电、售电及煤焦化工等。公司经营宗旨是实现发电优势互补，实行权责清楚、管理科学、鼓励和约束相结合的内部管理体制。2.2

13、工程根本概况本工程建立机组规模为：2420t/h蒸汽锅炉+2135MW机组。 设计热负荷见表2-1。本工程方案2006年1月开工，2007年1月、2008年1月各投产一台135MW机组。工程总投资约为亿元。本工程劳动定员人。主要包括机组运行，机组维修，燃料系统及少量管理人员。运行人员原则上按5班4运转考虑。表2-1 经济技术指标列表工程单位数值年发电标准煤耗g/kWh332年供电标准煤耗g/kWh373年发电量kWh27.5108全厂热效率%37.11注：1年发电设备利用小时按5000h计。2厂用电率按11%计。2.3 地理位置及平面布置 地理位置县地处，隶属市，总面积平方公里，人口万，共辖个

14、乡镇，古称，是中国文化发祥地之一。厂址位于县县城西北约16公里，在县城规划区外。厂区周边环境如下：南侧：紧邻煤矿工业场地。北侧：距村庄125米。东侧：农田。西侧：围墙外有少量紧临村庄居民房，相距8米。厂区内西侧装置为水处理装置。无火灾危险性。由上，评价组认为该工程周边无重要公共设施，西侧居民住宅紧靠的装置是无较大火灾和中毒危险的水处理设施，南侧紧靠煤矿工业基地，但本工程所在地不是采矿区，故评价组认为该工程周边环境可以满足建筑设计防火规*GB16-87,2001年版和火力发电厂劳动平安和工业卫生设计规程DL 50531996的要求。表2-2 厂址周围村庄一览表序号名称人口方位距厂址距离(km)1

15、N2N3W4SW5S6S7S8SSE9ESE10ES11NE12NNW13NNW14NW15ENE16S17N18SE19SW20ES附：地理位置图。 工程平面布置本期工程厂区布置在矿井工业场地北侧，主厂房固定端朝南，主厂房正立面朝西，向西出线，厂区由东向西依次布置为主厂房区220kV屋外配电装置区。主厂房区按照常规布置，汽机房外侧布置由主变、高备变、高厂变及汽机事故油池、变压器事故油池。炉后依次布置了送风机、静电除尘器、引风机、烟囱、除尘设施。在两座电除尘之间布置了电除尘配电室及除灰空压机房组成的联合建筑，在烟囱南侧布置了启动锅炉房。脱硫设施集中布置在烟囱后面的场地上。220kV屋外配电装置

16、布置在主厂房A列柱及主变的外侧，主变及高备变出线顺畅。网络继电器室布置在配电装置东侧。两座自然通风冷却塔呈东西方向布置在主厂房区东南侧，在两座冷却塔中部南面布置了中央水泵房及其配电室。在冷却塔区的东南角布置了污水处理设施。中水处理设施及其北侧的燃油设施布置在烟囱后的灰库东侧。厂区大局部辅助、附属设施布置在主厂房区西侧的厂区固定端，由东到西依次分为：厂前设施区锅炉补给水处理设施区供水设施区。本期工程厂区围墙内用地面积为12.55104m2。本期工程厂区循环水供、排水水管干管的长度分别为457m、356m。附：厂区平面布置图。2.4自然条件气象条件现根据气象站19592000年共42年的资料系列进

17、展统计平均值为19712000年资料系列；极值为19592000年资料系列，各气象要素分述如下：累年平均气温为13.5。累年平均最高气温为19.4；累年平均最低气温为8.3。累年极端最高气温为42.5，发生于1966年7月19日；累年极端最低气温为 18.1，发生于1970年1月5日。累年平均降水量为622.1mm。累年最大降水量为1394.8mm，发生于 1964年；累年最小降水量为285.6mm，发生于 1966年；累年最大一日降水量为 272.6mm，发生于 1976年8月12日；累年最长连续降水日数为8天，相应的降水量为203.8mm，发生于1984年8月13日8月20日。累年平均相对

18、湿度为70。累年年最小相对湿度为 1%，发生于 1969年4月5日。累年平均气压为 1012.6hPa；累年年平均最高气压为 1014.8hPa；累年年平均最低气压为 1010.0hPa。累年平均蒸发量为1803.2mm。累年最大蒸发量为2362.0mm，发生于1959年；累年最小蒸发量为1425.4mm，发生于1964年。累年平均风速为2.6m/s。累年最大风速为22.7m/s，相应的风向为ESE，发生于1976年7月11日。累年全年主导风向为SSE，相应的频率为10；累年冬季主导风向为N，相应的频率为10；累年夏季主导风向为SSE，相应的频率为13。全年、冬季和夏季风向玫瑰图如图-14.6

19、.2-3。累年最大冻土深度41cm，发生于1967年1月18日；累年一般冻土深度20cm。累年最大积雪深度19cm，发生于1975年1月1日；累年一般积雪深度5cm。累年最多积雪日数29天，发生于19681969年。累年最多雷暴日数43天，发生于1964年。累年最多雾日数31天，发生2年。累年最多沙暴日数2天，发生于1966年和1974年两年。累年最多大风8级日数17天，发生于1978年。累年最多日照时数2596.4h，发生于1995年。地质条件*发电*电厂厂址处于华北地台东南部鲁北断块内的鲁北凹陷平原区内，鲁北断块的地壳表层属典型的地台式构造，结晶基底由太古代下部的泰山群组成，总体来看是一套

20、变质较深的片麻岩、片岩、变粒岩，混合岩化强烈，形成条带状混合岩类，形成年代距今约25亿年。无不良地质，场地土类型为中软场地土，建筑场地类别均为类。厂址地层为第四系全新统冲积层Q4al、第四系上更新统冲积层Q3al，岩性由粉土、粉质粘土、中粗砂等构成。其地层特征描述如下：第四系全新统冲积层： 粉土：褐黄、黄褐等色，该层厚度1.103.80m，层底埋深1.103.80m，地基土承载力特征值fak=100130kPa。 粉质粘土：灰褐、黄褐、灰黑等色，以软塑状态为主, 该层厚度2.606.50m，层底埋深7.808.90m。地基土承载力特征值fak=100130kPa。第四系上更新统冲积层： 粉质粘

21、土：灰黄、黄褐、棕黄等色，硬塑状态为主，该层厚度1.208.10m，层底埋深9.2016.10m，地基土承载力特征值fak=200230kPa。 = 4 * GB3 中粗砂：灰黄、灰白等色，密实，饱和，该层厚度0.506.90m，层底埋深11.8017.90m，地基土承载力特征值fak=200230kPa。厂址区存在液化地层分布，在未来地震烈度到达7度时，将产生地震液化现象。地震液化等级为中等严重。厂址区地下水类型为第四系孔隙潜水，大气降水、引黄灌溉入渗为其主要补给来源，农田灌溉人工取水为其主要排泄方式，勘测期间地下水稳定水位埋深1.001.50m，相应高程为37.5437.78m，据向当地村

22、民调查了解，场地地下水最高水位可达地表。地下水对混凝土构造及钢筋混凝土构造中的钢筋均无腐蚀性，对钢构造具弱腐蚀性。厂区所在地地震根本烈度为6度。 地震效应厂址区的场地土类型为中软场地土，建筑场地类别为类。在未来50年10%的超越概率水平，厂址地振动加速度峰值为103.0 cm/s2，地振动反响谱特征周期为0.65s相应的地震根本烈度为7度当未来地震烈度达7度时，王家庄厂址区存在地震液化现象。地震液化等级为中等严重，最大液化深度为5.30m。 水文情况厂址位于煤矿北部，庄西南侧，目前为煤矿的矿区*围，其地势平坦低洼、开阔，区域自然地面高程在38.70m39.30m1985国家高程基准，下同之间，

23、西侧约0.7km处为马义河，西北侧约1.0km处为文水湖二级坝。区域内主要考虑西图湖以及当地局部暴雨洪水的影响。水库位于华文下游右岸河汇流入黄处，地处*县、县和县境内。自1855年华文在决口走现行河道以来，湖通过原小马河与北部山口和华文连通，为胡河与河交汇地带的一个自然滞洪区，淮河水自然分流入湖，河湖不分。河发生洪水时，也进入湖区滞蓄，当湖水位高于华文水位时，蓄水泄入华文。2.5 工艺流程燃烧系统1、给煤系统混煤经过破碎、进展筛选后以成品细煤的形式通过输煤皮带输送至本期工程新建的煤仓。煤仓容量按锅炉最*续蒸发量8小时的耗煤量考虑，每台机组设两个煤仓。煤仓里的煤从原煤斗下落至第一级耐压计量皮带给

24、煤机，经第二级耐压刮板给煤机，送入锅炉回料阀给煤口进入炉膛。外购进厂的粒度合格的石灰石粉由仓泵送入炉前的石灰石粉仓，石灰石粉从石灰石粉仓下落至旋转给料阀，然后由石灰石粉风机经数个石灰石粉给料口进入炉膛。2、烟风系统采用平衡通风系统。空气系统采用两级分段送风。每台炉配两台50%容量的一次风机、两台50%容量的二次风机和两台50%容量的引风机。另配三台50%容量的高压流化风机和两台100%容量的冷渣器流化风机。一次风一路经空气预热器升温后由风道引入炉底风室，经过风帽进入炉膛的燃烧室，作为流化空气；另一路冷风作为点火器用风。二次风经空气预热器升温后由二次风道引至炉前，经两层二次风喷口进入燃烧室；另一

25、路冷风作为给煤系统密封风。运行中可以调节一、二次风风量来控制燃烧温度，实现分级燃烧，以到达最正确燃烧工况，并有效控制NO*生成与排放。冷渣器用冷却风来自冷渣器冷却风机出口冷风。经炉膛燃烧后产生的高温烟气和飞灰，首先进入两个旋风别离器进展气固别离。别离下来的灰经回料器返回炉膛，实现循环燃烧。高压流化风机供给回料器所需的高压流化风。经旋风别离器别离后含有少量飞灰的烟气由别离器中心筒引出，进入锅炉尾部烟道，流经布置在其中的再热器、过热器和省煤器，然后经过空气预热器，由引风机将烟气吸入四电场除尘器净化，最后经烟囱排向大气。3、启动锅炉、点火油及助燃油、压缩空气系统本期工程新建启动锅炉房一座，安装一台1

26、0t/h燃油启动锅炉。煤矿烟煤煤矿烟煤取料机碎煤机煤堆场综合水源循环流化床锅炉汽车栈桥一次风机二次风机烟气静电除尘器引风机脱硫系统烟囱烟尘灰灰斗贮灰场综合利用工业废水回收池其他工业废水用于输煤栈桥冲洗等中和池除盐装置取水系统炉补水汽机凝汽器冷却塔循环热水冷水发电机变电站电网除渣系统综合利用汽电厂工艺流程图点火油及助燃油系统采用#0轻柴油，工程设置两个500m3的油罐。油区设置油泵房。本期工程新建一座空压机房与除灰专业空压机房合并，设3台15m3及1台20m3空压机，作为仪用及检修压缩空气汽源。化学水处理系统1、锅炉补给水处理系统本工程锅炉补给水处理系统水源为平原水库地表水；水质全分析资料见附件

27、。根据水源水质及超高压机组对补给水的水质要求，本工程锅炉补给水处理系统拟选为：次氯酸钠 凝聚剂 助凝剂平原水库地表水加热 机械搅拌澄清器叠片式过滤器超滤装置活性炭过滤器反渗透装置一级除盐混合离子交换器。亚硫酸氢钠 阻垢剂锅炉正常补给水量为56.2t/h，最大85t/h；设计选择出力50t/h超滤装置两套，出力35t/h反渗透装置两套。过滤设备采用母管制连接，除盐设备采用单元制连接。系统运行控制方式采用程序控制。2、循环冷却水处理系统1水源水质：循环冷却水补充水源采用平原水库地表水、县污水处理厂中水、矿矿井水联合供水方案；水质全分析资料见附件。2 中水及矿井水处理系统的选择：根据水质资料及循环水

28、系统运行工况，中水及矿井水仍需在厂内进展进一步深度处理，系统总处理量325t/h，系统选择为：矿井水加石灰、凝聚剂、助凝剂污水处理厂中水生物滤池中水池中水泵压力式混合器澄清杀菌剂双阀过滤器过滤压力式混合器软水池至循环冷却水系统。加药杀菌、加硫酸、加阻垢剂、缓蚀剂系统运行控制方式采用程序控制。3根据全厂水量平衡和各系统运行工况，循环水的浓缩倍率需控制在4倍左右。4为防止循环水系统结垢、腐蚀，循环水系统还要进展加酸、加稳定剂、阻垢剂协调处理。5为防止循环水系统中微生物的生长，运行中还要进展杀菌灭藻处理。3、化学加药为防止给水系统的腐蚀，对给水采用加联胺除氧加氨调整PH值处理。设备选两箱三泵组合式自

29、动加氨、加联胺装置各一套。为防止锅炉水冷壁结垢.腐蚀爆管，对炉水采用磷酸盐协调处理，设备选用两箱三泵组合式自动加药装置一套。热力系统1、主蒸汽与再热蒸汽系统主蒸汽与再热蒸汽均采用单元制系统，其优点是系统简单，管理方便，平安可靠性高。主蒸汽及冷、热再热蒸汽管道按双管设计。2、汽轮机旁路系统汽轮机旁路系统采用高、低压两级串联旁路，容量为锅炉最*续蒸发量的15%。旁路的功能只考虑在冷、热态等工况下机组启动和正常停机使用。设置汽机旁路系统后，机组的启、停工况得到了改善，且回收了局部工质和热量，提高了机组运行的经济性，减少了噪音污染。3、给水系统主给水系统为单元制系统，一台机组配两台100%容量的电动调

30、速给水泵。一台运行，一台备用。前置泵与主给水泵同轴安装。正常运行时，锅炉给水调节完全依靠调速泵，不设主给水管路调节阀，考虑到电动调速给水泵的调节有一定*围30%-100%，辅以DN10030%负荷的电动调节阀，用于锅炉启停和低负荷工况。采用电动调速给水泵可适应机组变工况运行的需要，节省厂用电，同时可简化给水操作台。高加采用大旁路，任何一台高加事故，则高加系统解列。4、回热抽汽系统汽轮机共设七级抽汽，供两台高加、一台除氧器、四台低加加热汽源。除氧器采用滑压运行方式。另设一台轴封加热器，以回收轴封漏汽，提高全厂热经济性。5、凝结水补水系统凝结水补水来源于化学除盐水，两台机组共设一座50m3的补充水

31、箱、两台50m3/h的补水泵。补水分两路，一路补至凝汽器，一路补至除氧器。6、凝结水系统凝结水系统为单元制系统。一台机组设两台立式凝结水泵，一台运行，一台备用。7、加热器疏水系统高、低加疏水系统均采用逐级自流方式。高加疏水逐级回流至除氧器，低加疏水逐级回流至6号低加，然后用疏水泵打入6号低加出口的凝结水管中。两台高加均设危急疏水管，接入扩容器。每台低加均设事故疏水管，直接排入凝汽器。8、循环水系统循环水系统采用由自然通风冷却塔冷却的循环系统，循环水泵布置在本期冷却塔附近的循环水泵房内。9、工业水系统除汽轮机冷油器、发电机空冷器、给水泵冷油器和冷渣器冷却器用循环水冷却外，其余所有辅助设备的冷却水

32、均由水工专业工业水泵提供，其回水均考虑排入水工循环水回水系统，作为循环水的补充水。10、凝汽器抽真空系统每台机配两台射水泵及两台射水抽气器，一台运行，一台备用。水源采用工业水。机械除灰系统除灰系统采用干灰气力集中系统，将除尘器灰斗内的干灰集中至灰库，在灰库下装车运至综合利用场所，综合利用剩余的干灰在灰库下调成湿灰，用汽车送往厂内临时干灰场。现将系统工艺流程分述如下：除灰系统采用正压浓相气力输送系统，电除尘器各个灰斗收集的干灰，依次经过手动插板门、气动进料阀进入仓泵内，当仓泵灰位到达预定位置时，进料阀关闭，压缩空气通过仓泵的进气组件进入仓泵，对仓泵内的灰进展流化，当压力到达一定值，仓泵的出料阀开

33、启，灰经管道由压缩空气吹送到灰库。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12m灰库两座，灰库有效容积可储存两台锅炉不低于30h的排灰量，其中粗灰库一座，细灰库一座。一电场的灰进入粗灰库，二、三、四电场的灰进细灰库，但所有灰管道均能在两个灰库之间切换。粗、细灰库库底各设有两个排放口，一个排放口装干灰卸料装置，可供罐式汽车装运干灰至综合利用场所；另一排放口装湿式搅拌机，可供翻斗汽车装运调湿灰含水率25%至综合利用场所或临时灰场。除灰系统设空压机房一座，布置在两台除尘器之间，内设三台螺杆式空压机，两台运行，一台备用。另外空压机房内还布置空气净化设备及灰斗气化风机等

34、设备。 机械除渣系统除渣系统采用机械式输渣方案。在该方案中，设11m渣仓两座，每炉一座，可贮存锅炉不低于24h的排渣量。锅炉燃烧产生的底渣，经冷渣器冷却后进入埋刮板输送机，并由埋刮板输送机将炉渣集中至链斗输送机中，最后通过链斗输送机提升至渣仓。渣仓下设两个排放口，一路用来排放干渣，下设汽车散装机，装汽车外运；一路装设干渣加湿搅拌装置，将干渣制成不飞扬的搅湿渣，用汽车外运。 脱硫系统1、石灰石浆液制备系统本期工程石灰石浆液制备系统为公用系统，采用湿磨制浆方案，设置两台石灰石湿式球磨机及石灰石浆液旋流别离器，单台设备出力按设计工况下2台炉设计工况下石灰石耗量的75选择，且不小于50校核工况下的石灰

35、石消耗量；设一座石灰石浆液箱，两台石灰石浆液泵，一运一备。外购的石灰石粒径不大于20mm，由汽车运送到电厂，储存在石灰石仓内。石灰石仓的容量按设计工况下2台机组3天的消耗量计。石灰石颗粒经称重皮带给料机输送至湿式球磨机入口，同时制浆用水也从球磨机入口参加，在湿式球磨机中，石灰石颗粒经过研磨形成石灰石浆液自球磨机出口溢出至石灰石浆液循环箱，经过旋流别离后，制成浓度约为25%的石灰石浆液作为吸收剂，由石灰石浆液泵运至吸收塔。2、SO2吸收系统SO2吸收系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括吸收塔、除雾器、循环浆液泵和氧化风机等。在吸收塔内，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

36、石灰石浆液发生化学反响，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，将亚硫酸钙强制氧化为硫酸钙石膏，再用石膏浆液排出泵送入石膏处理系统进展脱水处理。在吸收塔的出口设有两级除雾器，以除去脱硫后烟气带出的细小液滴，保证正常运行工况下除雾器出口烟气中的雾滴浓度标准状态下低于75mg/Nm3。本期工程脱硫系统按两台机组配一座逆流式喷淋吸收塔设计，吸收塔为圆柱体、钢构造，防腐内衬，吸收塔底部为循环浆池，上局部为喷淋层和除雾器两局部，设三层喷淋；浆液循环泵按照单元制设置，每台循环泵对应一层喷嘴，设仓库备用泵叶轮一套。在脱硫系统解列或出现事故停机需要检修时，吸收塔内的浆液由石膏浆液排浆泵排

37、至事故浆罐中，以便对脱硫塔进展维修。3、烟气系统本期工程2135MW机组的烟气经各自的电除尘器、引风机、脱硫系统入口挡板门、脱硫增压风机进入公用的烟气系统。升压后的热烟气经换热器的吸热侧降温后进入吸收塔，经洗涤脱硫后的低温烟气在换热器的放热侧被加热至80左右，经过脱硫系统出口挡板门进入烟道，最终经烟囱排入大气。当FGD装置停运时，旁路挡板门翻开，FGD装置进出口挡板门关闭，烟气经烟道进入烟囱直接排入大气。为克制FGD装置烟气系统设备、烟道阻力，在两侧FGD装置进口处各设一台增压风机，采用静叶可调轴流式风机；公用烟气系统设一台紧凑型低泄漏回转式气气换热器；采用双层带密封的脱硫系统进、出口挡板门和

38、旁路挡板门。每台机组设1个旁路挡板门、1个出口挡板门，1个入口挡板门。系统运行方式为：锅炉正常运行时，其脱硫系统亦同时运行，只在特殊情况及故障情况时允许脱硫系统旁路，此时锅炉在无脱硫装置的情况下烟气通过旁路烟道运行。脱硫系统投运时，脱硫系统的进、出口挡板门翻开，旁路烟道挡板门关闭。在锅炉启动过程中或脱硫系统解列、需要检修时，脱硫系统进、出口挡板门关闭，旁路烟道挡板门翻开，锅炉烟气经引风机和旁路烟道直接进入烟囱排出。4、脱硫石膏处理系统从吸收塔排出的石膏CaSO42H2O浆液含固量约为10%15%，经水力浓缩后进入石膏真空皮带脱水机，经脱水处理后的石膏固体物含水率为10%，输送至石膏贮存间中存放

39、，贮存间的容量按存放3天的石膏量考虑。脱水后产生的滤液经由汽水别离器后进入滤液水坑。脱硫石膏优先考虑综合利用，剩余的局部运至灰渣场堆放。堆放形式为石膏与灰渣分开，以备今后综合利用。废水旋流器别离出来的溢流液一局部进入废水处理系统处理后用于干灰加湿，另一局部返回至石灰石浆液制备系统。5、脱硫废水处理系统脱硫废水处理的主要目的是去除废水中的悬浮物、COD和对环境影响较大的重金属离子和F-，故脱硫废水采用中和碱化、沉降、絮凝处理后，经澄清池浓缩、出水箱内pH调整达标后用于干灰加湿，污泥在浓缩池浓缩后经离心脱水机脱水后运至灰场。2.6 原材料消耗燃料发电*电厂是以煤矸石为燃料的坑口电站工程，煤矸石主要

40、有以下三个单位提供：集团煤矿及附近煤矿和煤矿。煤矿向电厂每年供给煤矸石75万吨；煤矿向电厂每年供给煤矸石30万吨；煤矿向电厂每年供给煤矸石30万吨。本工程燃用本地产矸石及原煤按9：1比例混合作为设计煤质；矸石作为校核煤质。表2-3 煤质资料序号名称设计煤种校核煤种1收到基碳 Car35.5932.2862收到基氢 Har1.571.2793收到基氧Oar5.094.814收到基氮Nar0.620.555收到基硫 Sar0.40.396全水份 Mt6.176.37收到基灰份 Aar50.5554.388空气枯燥基水份 Mad1.841.829枯燥无灰基挥发份 Vdaf30.3629.4210收到

41、基低位发热量Qnet.ar12.24410.8311哈氏可磨系数666012灰变形温度DT1250124013灰软化温度ST1355136014灰熔化温度FT13701380灰成分16二氧化硅SiO260.2860.3917三氧化二铝Al2O321.5920.2218三氧化二铁Fe2O38.728.5419氧化钙CaO2.91.9220氧化镁MgO2.582.5521氧化钠+氧化钾Na2O+K2O3.393.4523二氧化钛TiO20.320.2524三氧化硫SO30.680.52石灰石 本工程生石灰主要用于锅炉烟气除硫，年耗量2.9万吨/年。所需石灰粉可由附近地区由公路运输进厂。表2-4 石

42、灰石资料名 称符 号单 位数 值碳酸钙CaCO3%97.5碳酸镁MgCO3%1.932二氧化硅SiO2%0.0076其它%05604点火油本工程设油罐2500m3。锅炉点火和低负荷助燃夏季用0号、冬季用-20号，汽车运输。 原材料消耗本工程主要原材料消耗情况如下：表2-3 原材料消耗一览表名称年消耗/a提供方式煤矸石132.22104t煤矿燃料采用管状带或输煤栈桥皮带运输进厂，其它煤矿来煤采用汽车来煤。石灰石2.09 万吨汽车运输柴油不定汽车运输联胺100 m15m3、25m2.7 主要设备概况1、 汽轮机汽轮机型式：超高压、一次中间再热，双缸、凝汽式汽轮机额定功率： 135MW转速： 300

43、0r/min主汽门前蒸汽压力： 13.24MPa(a)主汽门前蒸汽温度： 535中联门前蒸汽温度： 535排汽压力：额定值4.90kPa(a)，最高值11.8kPa(a)2、 锅炉锅炉型式：超高压、一次中间再热、循环流化床、自然循环汽包炉、平衡通风、全钢炉架、固态排渣、露天布置。锅炉最*续蒸发量：480t/h过热蒸汽压力：13.73MPag过热蒸汽温度：540再热蒸汽出口温度：540给水温度：245锅炉效率：90.6%脱硫效率：90%3、 发电机额定功率： 135MW额定频率： 50Hz电压： 15.75kV电流： 6469A功率因数： 0.85转速： 3000r/min冷却方式：空冷励磁方式

44、：静态励磁4、变压器主变压器选用SFP10-180000/220，24222.5%/15.75kV，YN，d11。高压厂用变压器选用SF9-25000/15.75，25MVA，15.7522.5%/6.3kV，D，d0，采用无励磁调压。高压起动/备用变压器选用SFFZ8-25000/220，25MVA，23081.25%/6.3kV，YN，d11，有载调压。2.8 公用系统及仪表控制 输变电系统接入方案： 2台135MW机组均经双绕组变压器接入电厂220kV配电装置。220kV线开断接入电厂，分别形成电厂、电厂线路，开断点至电厂线路长度约5km，新建线路采用2LGJ400导线，电厂220kV电

45、气主接线采用双母线接线。1、用电接线及布置厂用电电压采用6kV和380/220V两级电压方案。高压厂用电系统采用6kV不阻接地系统，电源从发电机出口引接， 6kV配电装置每台机设两段，6kV公用负荷由1#机供电，2#机组投产后，将由两台机对公用负荷平均分配供电。本期两台机组设一台高压厂用起动/备用变压器，电源从220kV配电装置引接。每台机组设一台低厂变，为汽机和锅炉等机组的低压负荷供电。低压厂用电系统采用PC-MCC明备用供电方式，类负荷由PC供电。两台机组设一台公用变，供本期主厂房的低压公用负荷。每炉设两台电除尘变，为电除尘负荷供电。脱硫负荷由主厂房6kV引接。在负荷集中区域设辅助车间变压

46、器。主厂房及辅助车间低压厂用电系统采用中性点直接接地方式。主厂房低压配电装置布置在汽机房中央框架和集控楼，辅助车间配电设备就近布置。全厂低压变压器均选用低损耗干式变；高压开关柜采用中置铠装移开式，真空断路器与F-C混合供电方式，低压开关柜选用抽屉式。主变、高厂变和起/备变均布置在汽机房A列外，上述变压器考虑拉进汽机房检修。发电机出线至主变压器采用封闭母线连结，6kV开关柜布置在集控楼0米，6kV开关柜通过共箱母线与高厂变连接，与起备变低压侧连接采用电缆。2、直流系统和不停电电源系统主厂房内每台机组设一组蓄电池组，直流动力、控制负荷混合供电，每组为104只，电压为220V。充电浮充电装置采用智能

47、高频模块并联组成。两组蓄电池共设三套，其中每组蓄电池设一组充电浮充电装置，一组为两组开关电源的公共备用。直流系统采用单母线分段接线，动力网络供电方式设置为放射状供电，控制直流网络为环状供电，正常供电时为开环运行。充电浮充电装置采用智能高频开关电源模块并联组成，N+1热备份方式。蓄电池均采用免维护阀控式密封铅酸蓄电池。每单元机组设置一套220V不停电电源装置。3、二次线、继电保护及自动装置本工程采用炉、机、电集中控制方式，单元机组的电气系统纳入DCS监控。纳入DCS监控的电气设备有：发电机变压器组及发电机励磁系统；高、低厂用工作变压器；高压起动/备用变压器；低压公用变压器。设置电气及热工合用的紧

48、急停机台，不设置电气专用的后备盘，在紧急停机台上设置以下硬手操：发变组断路器紧急跳闸按钮；发电机灭磁开关紧急跳闸按钮；主厂房发变组系统每台机装设一套独立的同期系统，为微机型自动准同期装置，同期接线采用单一样期方式。高压厂用电源利用厂用电源快切装置的同期功能。高压厂用电源采用微机型厂用电源快速切换装置。每台机组设置一面故障录波器屏。测量系统采用DCS进展监测。本工程输煤监控系统输煤系统控制采用的PLC程序控制方式，设有单独的输煤集中控制室。220kV配电装置采用网络微机监控装置。电除尘采用PLC+CRT控制方式，并能实现闭环控制，由制造厂提供成套设备，并与DCS有通信接口。本期工程电气设备的保护

49、按照继电保护和平安自动装置技术规程及防止电力生产重大事故的二十五项重点要求继电保护实施细则的要求配置。发变组、高厂变及高压启/备变均采用微机型继电保护装置。6kV系统的低厂变及电动机采用综合式微机保护装置，安装于6kV开关柜内。 供排水系统1、水源锅炉补给水水源为下庄水库地表水，循环水及工业水补给水水源为矿区矿井排水、污水处理厂再生水及平原水库地表水。县下庄水库位于县城区东北，距离电厂约23km，在水库附近建地表水取水泵房1座，安装4台补充水泵，3运1备。设计供水能力为750 m3/h。在厂区设2套430m3机械加速澄清池对地表水进展预处理，作为电厂工业、消防及循环水补充水。经矿区矿井水处理厂

50、处理后的矿井水由提升水泵打到电厂厂区2000 m3蓄水池。在矿区矿井水处理厂附近建矿井水提升泵房1座，泵房内安装2台矿井水提升水泵。县污水处理厂位于县城区西南部，距电厂直线距离约25公里。县污水处理厂规模是4万m3/d。再生回用水规模2万m3/d，每天提供0.5万m3给*电厂。本工程建中水泵房1座，泵房内安装2台中水提升水泵。2、厂区供水厂区给水系统包括生活水系统、工业水系统和消防水系统。电厂生活用水采用矿区生活水管网，锅炉补给水采用平原水库地表水，其他工业用水及消防水采用矿区矿井排水、污水处理厂再生水及平原水库地表水。本工程拟采用带逆流式自然通风冷却塔的二次循环供水系统，每台机配一座3500

51、m2 双曲线自然通风冷却塔，两台机组合建一座循环水泵房，循环水压力管道与回水管均为DN1800的焊接钢管。每台机配两台循环水泵，1大1小。本工程在厂区建公用水泵房1座，泵房内拟设工业水泵3台，2运1备，规*为：Q=200 m3/h ，H=50 m ，设消防水泵2台，规*为：Q=210360m3/h，H=8773 m 。设2000m3工业水池1座， 1000m3消防水池1座。3、厂区排水厂区排水采用生活污水、雨水、工业废水各自独立的分流制系统，生活污水经生活污水下水道聚集后进入矿区的生活污水处理站，经处理到达排放标准后供厂区绿化及道路喷洒等；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

52、厂区沟道的积水，雨水、工业废水经厂区雨水、工业废水下水道聚集后进入排水泵房前池，经雨水泵、工业废水泵打到厂区西侧矿区排渗河内。厂区P=1%洪水位为41.33m，厂址自然地面高程为38.739.3，厂区设防洪墙，厂区雨水采用道路排水，由矿区统一考虑。本期拟在厂区设工业废水排水泵房1座，设工业废水排水泵3台，规*暂定为：Q=150m3/h，H=18m。厂区工业废水经一条DN500管道排到排渗河再排到小河。4、污水处理系统根据本工程的特点，本期拟设污水处理站1座，处理站内设10t/h的含煤废水处理设施2套，设10t/h的含油废水处理设施1套，厂区来的各路污、废水经过各自的处理系统处理达标后回收至厂区

53、用于绿化、除尘及道路和煤场喷洒。压缩空气系统本期工程配一座空压机房，设3台15m3及1台20m3空压机，作为仪表用及检修压缩空气气源。控制系统1、控制方式根据单元制机组的热力系统特点，采用炉、机、电、网、辅助车间系统集中控制方式，两台机组合设一个集中控制室。集中控制室、工程师室、电子设备间布置在两炉之间集控楼的运转层上。集中控制室内设有机组监控盘和操作台。机组监控盘上设置少量必需的后备监视仪表、热工信号、工业电视、大屏幕监视器、闭路电视监视系统和手动同期操作开关等。操作台上设有LCD操作员站包括DCS及DEH的操作员站、平安停机、停炉、解列发电机等所必需的操作按钮如：交、直流润滑油泵、真空破坏

54、门、事故放水门、再热器平安门、过热器平安门以及手动停机、停炉、发变组跳闸、灭磁开关、柴油发电机启动等及热工信号按钮。炉管声波捡漏显示盘、火灾报警及消防控制盘布置在集中控制室内。锅炉侧的变送器相对集中于就地设置的保温、保护箱内，汽机、除氧给水系统的变送器则视具体情况就地相对集中安装。辅助、附属系统如：化学水处理、凝结水精处理系统、除灰、渣系统、电除尘系统及输煤系统等均采用PLC实现程序控制，性质相近的工艺系统控制点相对集中，拟设置以下四个辅助车间控制点：化学水处理、凝结水处理系统等水处理系统监控集中设置一个控制点，拟设置在化学水处理车间，汽水取样系统和加药控制系统均由凝水精处理控制系统实现控制和

55、监视，在凝结水精处理控制室设LCD及远程站，对汽水取样系统、加药控制系统及凝结水精处理系统进展监控，同时汽水取样低温架间也设LCD实现取样及加药系统的监控；气力除灰系统、除渣系统及电除尘系统集中设置一个控制点；输煤程控系统独立设置控制点；烟气脱硫系统控制作为独立的控制系统，由脱硫岛成套提供，其控制室独立设置。水、煤、灰控制系统除在其控制点监控外，在条件成熟时还可通过辅助系统监控网络在集控室内实现集中监控。采用集中控制点监控的辅助系统(车间)在无人值班车间或区域设置闭路电视系统，以便于就地设备的监视。2、热工自动化水平操作员在集控室内通过LCD、鼠标及少量后备硬手操开关即可实现机组正常运行工况的

56、监视和调整以及异常工况的报警、停机和紧急事故处理。在少量就地操作和巡回检查配合下在集控室实现机组的启动。集中控制室内每台机组采用一人为主、二人为辅的运行管理方式。机组的监视与控制主要由分散控制系统DCS来实现。分散控制系统DCS包括：数据采集系统DAS、模拟量控制系统MCS、辅机顺序控制系统SCS、锅炉炉膛平安监控系统FSSS、锅炉吹灰控制系统及电气控制系统(ECS)等。分散控制系统DCS操作员站的键盘、鼠标和LCD是运行人员对机组监视与控制的中心。当分散控制系统DCS发生通讯故障或操作员站全部故障时，可通过少量后备操作手段实现平安停机、停炉。汽机控制采用纯电调汽轮机数字电液控制系统DEH，主

57、要完成汽机转速控制、负荷控制、超速保护等功能，DEH与DCS之间联系按重要信号采用硬接线、监视信号采用通讯方式考虑。在条件允许时，DEH功能可纳入DCS。DCS留有与SIS的接口，相关信号送SIS。设置独立于分散控制系统DCS的常规报警系统。设置厂级实时监控系统SIS，与电网调度自动化系统相联接，并留有与机组分散控制系统DCS、DEH、辅助车间程控系统(PLC)及烟气脱硫控制系统FGD-DCS的通讯接口。通过将各个控制系统联成一体的通讯网络，可实现全厂生产过程监视和管理；机组经济负荷分配；进展厂级系统故障分析，对运行人员提供操作指导；设备状态维护；设备寿命计算分析及设备状态和检测并向电厂管理信

58、息系统MIS提供过程数据和计算、分析结果以满足电厂对于生产过程的管理要求，最有效地提高电厂的平安及经济管理。分散控制系统配置必要的网络效劳器，用于SIS及有关辅助系统的信息传输。系统的具体功能详见厂级监控信息系统(SIS)专题报告。设置电厂管理信息系统MIS。电厂管理信息系统MIS的目标是充分调动一切信息技术手段，及时准确全面地为电厂内部各级人员和网、局以及政府机关有关人员提供他们各自所需的信息。它由十七个子系统组成。SIS系统作为过程数据贮存和处理中心，向上与电厂管理信息系统MIS连接，向下与生产过程各控制系统和控制装置连接，接口数量繁多，接口形式复杂多样，接口方式应力求平安、可靠、成熟、统

59、一。SIS系统与MIS系统的接口应由SIS系统负责，MIS系统按照SIS的要求进展配合。SIS系统与各生产过程控制系统和控制装置的接口应由SIS系统负责，其它控制系统和控制装置按照SIS的要求进展配合。分散控制系统DCS留有与SIS的接口。同时留有与DEH的通讯接口，以便将DEH的监视信息送至DCS，实现信息共享。假设DEH与DCS采用的硬件一致，拟将DEH功能纳入DCS。对*些测点位置相对集中的参数，如金属温度、线圈温度、铁芯温度拟采用远程I/O方式接入分散控制系统DCS。循环水泵房、空压机房、燃油泵房、减温减压站的监控拟采用远程I/O方式纳入DCS。电气控制系统ECS纳入DCS，电气保护、

60、AVR、ASS、故障滤涉及常用电源自动切换功能等采用专用装置实现。详见电气专业有关章节内容。脱硫系统采用集中控制的方式：在FGD集控室内，采用一套FGD-DCS完成对本期2135MW机组的一炉一塔共2套脱硫设备及其辅助系统包括电气设备的监视与控制。脱硫控制DCS与机组DCS设计有必要的信号交换，拟采用硬接线方式实现。脱硫控制室设在脱硫电控楼内，楼内还设有热控电子设备间、工程师室及热控配电室。辅机设备的控制绝大局部由脱硫分散控制系统FGD-DCS完成，个别区域采用PLC控制完成，如随湿式球磨机和真空皮带脱水机配供的PLC，并通过通讯与脱硫FGD-DCS相连。脱硫废水系统的控制采用PLC系统进展自