火力发电厂预评价报告模板

××发电有限公司2×135MW工程安全预评价报告PAGEPAGE69××安全评价有限公司1预评价说明1.1预评价目的安全预评价目的是贯彻“安全第一、预防为主”方针，为建设项目初步设计提供科学依据，以利于提高建设项目本质安全程度。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，提出合理可行的安全对策措施，指导危险源监控和事故预防，以达到最低事故率、最少损失和最优的安全投资效益。1.2预评价依据1.2.11）《中华人民共和国安全生产法》中华人民共和国主席令【2002】第70号2）《中华人民共和国劳动法》中华人民共和国主席令【1994】第28号3）《中华人民共和国职业病防治法》中华人民共和国主席令【2002】第60号4）《中华人民共和国电力法》中华人民共和国主席令【1995】第60号5）《中华人民共和国消防法》中华人民共和国主席令【1998】第4号6）《特种设备安全监察条例》中华人民共和国国务院令【2003】第373号7）《电力监管条例》中华人民共和国国务院令【2005】第432号1.2.2国家标准及规范1)《建筑设计防火规范》GBJ16-87（2001年版）2）《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229—963)《工业企业总平面设计规范》GB50187-934）《生产过程安全卫生要求总则》GB12801-19915)《生产设备安全卫生设计总则》GB5083-996）《建筑物防雷设计规范》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范》GBJ87-859)《工业企业照明设计标准》GB50034-9210）《建筑抗震设计规范》GBJ50011-200111）《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-200312)《通风与空调工程施工质量验收规范》GB50243-200213）《建筑灭火器配置设计规范》GBJ140-90（97年版）14)《安全色》GB2893-200115)《安全标志》GB2894-199616）《工业管路的基本识别色、识别符号和安全标识》GB7231—200317）《高温作业分级》GB/T4200-199718）《电气设备安全设计导则》GB/T4064-8319)《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-9220)《供配电系统设计规范》GB50052-9521）《用电安全导则

》GB/T13869-199222）《漏电保护器安装和运行》GB13955－9223)《电厂运行中汽轮机油质量标准》GB7596-199624）《防止静电事故通用导则》（GB12158-1990）25）《静电安全术语》GB/T15463-199526）《有限空间作业安全技术要求》GBl4443—199327）《粉尘防爆安全规程》GB15577-199528）《系统接地的形式及安全技术要求》GB14050-199329）《石油库设计规范》GBJ74-8430）《作业场所局部振动卫生标准》GB1043431）《钢制压力容器》GB150-1998（2002年版）32）《起重机械安全规程》GB6067-198533）《起重机危险部位与标志》GB15052-199434）《起重机超载保护装置安全技术规范》GB12602-199035）《防护屏安全要求》GB8197-198736）《机械安全防止上肢触及危险区的安全距离》GB12265.1-199737）《机械设备防护罩安全要求》GB8196-8738）《带式输送机安全规范》GB14784-199339）《消防安全标志设置要求》GB/T15630-199540）《火电厂大气污染物排放标准》GB13223－199641）《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-199942）《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-200243）《动力机器基础设计规范》GB50040－9644）其它相关标准、规范1.2.3行业标准1）《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053-962）《火力发电厂金属技术监督规程》DL438－20003）《火力发电厂金属材料选用导则》DL/T715-20004）《火力发电厂锅炉机组检修导则》DL/T48.2-20015）《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T561-956）《电业安全工作规程发电厂和变电所电气部分》DL408-917）《电业生产事故调查规程》DL55819948）《电业安全工作规程（高压试验室部分）》

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)《电力系统安全稳定控制技术导则》

DL/T723200012）《电力系统安全稳定导则》

DL/T755200113）《电力建设安全工作规程》DL500914）《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612-199615）《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范》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/T5142—200219）《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督导则》DL/T561-9522）《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》SD268-198825）《电力设备过电压保护设计技术规程》DL/T620-199726）《电力设备接地设计技术规程》(DL/T621-1997)27）《噪声作业分级》LD80-19951.2.4指导性文件1）《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》安监管协调字[2004]56号2）《压力容器安全技术监察规程》国家质量技术监督局质技督局锅发[1999]154号3）《压力管道安全管理与监察规定》原劳动部发[1996]140号4）《国务院关于进一步加强安全生产工作的决定》国务院文件国发[2004]2号5）《安全预评价导则》国家安全生产监督管理局安监管技字(2003)77号6）《陕西省安全生产监督管理规定》陕西省人民政府（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<2000>589号8）《锅炉房安全管理规则》9）《电站锅炉水、汽监督规程》10）《锅炉定期检验规则》质技监锅发[1999]202号11）《电业安全工作规程（热力和机械部分）》电安生[1994]227号12)《电业生产事故调查规程》国电发[2000]643号13)《并入电网运行的公用发电厂电力生产安全管理规定（试行）》电安生[1996]308号14）《电力锅炉压力容器安全监督管理工作规定》

国电总[2000]465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）《安全生产监督规定》

国电总[2001]793号17）《电力工业生产建设全过程安全监察的规定》能源安保[1992]748号18）《电力工业锅炉压力容器安全性能检验大纲》锅监委[1995]001号19）《高压开关反事故技术措施》国电发输[1999]72号20）《锅炉定期检验规则》国家技术监督局[质监局锅发1999]202号21）《蒸汽锅炉安全技术监察规程》原劳动部发[1996]276号22）《电力企业各级领导全生产职责规定》（电力部，1996）23）《防止电气误操作的管理办法》华北电集安监[2002]7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若干规定》〔81〕电办字11号1.2.5依据和参考的有关资料1）《电厂可行性研究报告》；2）该工程项目安全预评价相关技术资料1.3预评价范围本预评价针对××发电有限公司××电厂2×135MW工程项目进行，包括2×135MW凝汽式发电机组，配2×135MW空冷发电机以及2×480t/h超高压中间再热循环流化床锅炉。对建设项目建成后可能存在的危险、有害因素进行预先分析、评价，并提出应采取的主要安全对策措施。凡涉及该项目的环保、消防等专业问题，应执行国家有关规定，不包括在本预评价范围内。1.4预评价程序本次预评价程序见图1－1：

准备阶段准备阶段明确对象和范围、现场勘察、资料收集明确对象和范围、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安全对策措施安全对策措施安全对策及建议安全对策及建议应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安全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、定量安全评价预评价结论安全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、定量安全评价编制报告图1-1评价程序图

2建设项目概况2.1企业简介××发电有限公司是由公司分别出资成立。公司注册资本金×亿元，一期2×135MW的××电厂。项目一期总投资×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。公司经营范围是发电、售电及煤焦化工等。公司经营宗旨是实现发电优势互补，实行权责分明、管理科学、激励和约束相结合的内部管理体制。2.2项目基本概况本项目建设机组规模为：2×420t/h蒸汽锅炉+2×135MW机组。设计热负荷见表2-1。本工程计划2006年1月开工，2007年1月、2008年1月各投产一台135MW机组。项目总投资约为×亿元。本项目劳动定员×××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经济技术指标列表项目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kWh2×7.5×108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2.3.1地理位置××县地处×××，隶属××市，总面积×××平方公里，人口×万，共辖××个乡镇，××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，评价组认为该项目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，但本项目所在地不是采矿区，故评价组认为该项目周边环境可以满足《建筑设计防火规范》（GB16-87,2001年版）和《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》（DL5053－1996）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)1N2N3W4SW5S6S7S8SSE9ESE10ES11NE12NNW13NNW14NW15ENE16S17N18SE19SW20ES附：地理位置图。2.3.2项目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。厂区大部分辅助、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12.55×104m2。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2.4.1气象条件现根据××气象站1959～2000年共42年的资料系列进行统计（平均值为1971～2000年资料系列；极值为1959～2000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4.6.2-1～4.6.2-3。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1968～1969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。2.4.2地质条件陕西××××发电有限公司××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结构，结晶基底由太古代下部的泰山群组成，总体来看是一套变质较深的片麻岩、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Ⅲ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：①粉土：褐黄、黄褐等色，该层厚度1.10～3.80m，层底埋深1.10～3.80m，地基土承载力特征值fak=100～130kPa。②粉质粘土：灰褐、黄褐、灰黑等色，以软塑状态为主,该层厚度2.60～6.50m，层底埋深7.80～8.90m。地基土承载力特征值fak=100～130kPa。第四系上更新统冲积层：③粉质粘土：灰黄、黄褐、棕黄等色，硬塑状态为主，该层厚度1.20～8.10m，层底埋深9.20～16.10m，地基土承载力特征值fak=200～230kPa。=4\*GB3④中粗砂：灰黄、灰白等色，密实，饱和，该层厚度0.50～6.90m，层底埋深11.80～17.90m，地基土承载力特征值fak=200～230kPa。厂址区存在液化地层分布，在未来地震烈度达到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1.00～1.50m，相应高程为37.54～37.78m，据向当地村民调查了解，场地地下水最高水位可达地表。地下水对混凝土结构及钢筋混凝土结构中的钢筋均无腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。厂区所在地地震基本烈度为6度。2.4.3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Ⅲ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103.0cm/s2，地振动反应谱特征周期为0.65s（相应的地震基本烈度为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。2.4.4水文情况厂址位于××煤矿北部，庄西南侧，目前为××煤矿的矿区范围，其地势平坦低洼、开阔，区域自然地面高程在38.70m～39.30m（1985国家高程基准，下同）之间，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，地处陕西××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2.5.1燃烧系统1、给煤系统混煤经过破碎、进行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。煤仓容量按锅炉最大连续蒸发量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，以达到最佳燃烧工况，并有效控制NOx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，首先进入两个旋风分离器进行气固分离。分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。经旋风分离器分离后含有少量飞灰的烟气由分离器中心筒引出，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10t/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，项目设置两个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。2.5.2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。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系统运行工况，中水及矿井水仍需在厂内进行进一步深度处理，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，循环水系统还要进行加酸、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，运行中还要进行杀菌灭藻处理。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。2.5.3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，安全可靠性高。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，容量为锅炉最大连续蒸发量的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，且回收了部分工质和热量，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范围（30%-100%），辅以DN100（30%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。2.5.4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，对仓泵内的灰进行流化，当压力达到一定值，仓泵的出料阀开启，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φ12m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设备。2.5.5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φ11m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。2.5.6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分离器，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加入，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，经过旋流分离后，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与石灰石浆液发生化学反应，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，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行脱水处理。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、钢结构，防腐内衬，吸收塔底部为循环浆池，上部分为喷淋层和除雾器两部分，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至事故浆罐中，以便对脱硫塔进行维修。3、烟气系统本期工程2×135MW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，旁路挡板门打开，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。为克服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、出口挡板门打开，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，旁路烟道挡板门打开，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（CaSO4•2H2O）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，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分离器后进入滤液水坑。脱硫石膏优先考虑综合利用，剩余的部分运至灰渣场堆放。堆放形式为石膏与灰渣分开，以备今后综合利用。废水旋流器分离出来的溢流液一部分进入废水处理系统处理后用于干灰加湿，另一部分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2.6.1燃料××××发电有限公司××电厂是以煤矸石为燃料的坑口电站项目，煤矸石主要有以下三个单位提供：××集团××煤矿及附近××煤矿和××煤矿。××煤矿向电厂每年供应煤矸石75万吨；××煤矿向电厂每年供应煤矸石30万吨；××煤矿向电厂每年供应煤矸石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空气干燥基水份Mad1.841.829干燥无灰基挥发份Vdaf30.3629.4210收到基低位发热量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SO30.680.522.6.2石灰石本项目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%0．56042.6.3点火油本项目设油罐2×500m3。锅炉点火和低负荷助燃夏季用0号、冬季用-20号，汽车运输。2.6.4原材料消耗本项目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132.22×104t××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100m15m3、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：3000r/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。锅炉最大连续蒸发量： 480t/h过热蒸汽压力： 13.73MPa（g）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：静态励磁4、变压器主变压器选用SFP10-180000/220，242±2×2.5%/15.75kV，YN，d11。高压厂用变压器选用SF9-25000/15.75，25MVA，15.75±2×2.5%/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，230±8×1.25%/6.3kV，YN，d11，有载调压。2.8公用系统及仪表控制2.8.1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2×LGJ－400导线，电厂220kV电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，Ⅰ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急停机台，不设置电气专用的后备盘，在紧急停机台上设置下列硬手操：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，同期接线采用单相同期方式。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进行监测。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按照《继电保护和安全自动装置技术规程》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。2.8.2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750m3/h。在厂区设2套430m3机械加速澄清池对地表水进行预处理，作为电厂工业、消防及循环水补充水。经矿区矿井水处理厂处理后的矿井水由提升水泵打到电厂厂区2000m3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给陕西××××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3500m2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，规范为：Q=200m3/h，H=50m，设消防水泵2台，规范为：Q=210~360m3/h，H=87~73m。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汇集后进入矿区的生活污水处理站，经处理达到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、工业废水下水道汇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38.7～39.3，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，规范暂定为：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用于绿化、除尘及道路和煤场喷洒。2.8.3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。2.8.4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）、安全停机、停炉、解列发电机等所必需的操作按钮（如：交、直流润滑油泵、真空破坏门、事故放水门、再热器安全门、过热器安全门以及手动停机、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，拟设置下列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行监控，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）、锅炉炉膛安全监控系统（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安全停机、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；进行厂级系统故障分析，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安全及经济管理。分散控制系统配置必要的网络服务器，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，接口方式应力求安全、可靠、成熟、统一。SIS系统与MIS系统的接口应由SIS系统负责，MIS系统按照SIS的要求进行配合。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的要求进行配合。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。若DEH与DCS采用的硬件一致，拟将DEH功能纳入DCS。对某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、AVR、ASS、故障滤波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2×135MW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部分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系统进行自动控制，并与DCS通过通讯和硬接线进行联系，脱硫废水的控制设备布置于废水处理站就地。为便于现场运行环境的监视，脱硫岛内设有一套工业彩色电视监视系统，该系统留有与全厂闭路电视相连的通讯接口。2.9消防设施水消防主要用于室内、外消火栓系统；室外主变压器采用水喷雾消防；油区采用泡沫灭火；集中控制室、计算机室及电子设备间采用移动式气体消防器材。本期在公用水泵房内设消防水泵2台，规范为：Q=216～336m3/h，H=87～73m，N=110kw。其中1台为柴油消防泵。设1000m3生活消防水池1座，在除氧煤仓间顶部设20m3生活消防水箱以维持消防管网的水压。本期电厂配备水罐式消防车1辆。2.10建筑物对主要建(构)筑物拟采用人工地基，桩型采用钢筋混凝土预制桩。主厂房采用现浇钢筋混凝土框排架结构及现浇楼板。锅炉为岛式布置，主厂房外围护主要采用加气混凝土砌块，局部采用砖墙或带保温的压型钢板，外墙面采用外墙涂料。烟囱：两炉共用一座高度180m出口内径5.50m钢筋混凝土筒壁烟囱，两侧各设烟道口与烟道相连。输煤栈桥采用钢筋混凝土框架结构，加气混凝土砌块封闭；进主厂房输煤栈桥采用钢筋混凝土支架、钢桁架+钢檩条+压型钢板做底模的现浇钢筋混凝土桥面板结构体系，侧墙、屋面采用保温型压型钢板。碎煤机室采用现浇钢筋混凝土框架结构，填充墙采用加气混凝土砌块。锅炉补给水处理室采用钢筋混凝土排架结构，屋面梁为预制钢筋混凝土薄腹梁，预应力预制槽型屋面板，毗屋为框架结构。厂区管道支架：采用钢结构H型钢柱、梁，跨道路处采用钢桁架跨越。

3工程主要危险、有害因素分析主要危险有害物质特性本项目主的危险物质有柴油、氨水、联胺、二氧化氯、盐酸、烧碱、磷酸三钠、氧化钙等，它们的危险特性见附件1。3.2工程主要危险、有害因素辨识本项目根据其工程设备特点，存在锅炉、汽轮机、蒸汽管道等高压设备，变配电等电气设备以及煤矸石粉尘、油类、危险化学品（如盐酸、烧碱、氨水等）等危险物质，生产过程中存在着火灾、爆炸、触电、机械伤害、灼烫、中毒、高处坠落、车辆伤害等危险因素。其具体分布见表3－8。生产系统划分：1、电站锅炉系统；2、汽轮机系统；3、电气一次系统；4、热工自控系统；5、化学制水系统；6、燃煤贮运系统；7、燃油贮运系统；8、压缩空气系统。表3－8主要危险因素分布危险因素生产系统火灾爆炸触电机械伤害灼烫中毒高处坠落车辆伤害电站锅炉系统√√√√√√√√汽轮机系统√√√√√电气一次系统√√√√√热工自控系统√√√√√√化学制水系统√√√√√燃煤贮运系统√√√√燃油贮运系统√√√√√√压缩空气系统√√√表3－9主要有害因素分布危险因素生产系统噪声高温毒物粉尘电站锅炉系统√√√√汽轮机系统√√电气一次系统√热工自控系统化学制水系统√√燃煤贮运系统√√燃油贮运系统空气压缩系统√3.3工程主要危险因素分析3.3.1电站锅炉系统锅炉是具有爆炸危险的特种设备，受国家锅炉压力容器安全监察机构管理。本电厂锅炉在较高压力下运行，其使用的燃料为煤矸石，点火燃料使用易燃易爆的0#或-20#轻柴油，工程配套设备、管线阀门多，工艺复杂。一旦设备、管线、阀门发生破裂，燃料泄漏，锅炉运行操作不当，极易导致自燃、火灾、爆炸、爆管等事故发生；供煤系统也有可能形成煤矸石粉尘发生火灾、爆炸的可能性。同时还存在触电、机械伤害、灼烫、烟气中毒等危险因素。3.3.1.1火灾爆炸危险因素分析1、供煤系统火灾、爆炸1）煤矸石在运输、输送、破碎等过程中会产生一些粉尘，若粉尘积聚(未及时清理)会引起逐步氧化、温度升高，最后引起自燃，自燃的煤粉温度很高，会进一步导致输煤系统火灾。2）输煤系统在检修过程中，若防护措施不到位或违章动火，产生的明火、电火焊的焊渣、切割下来的高温铁件以及燃着的油棉纱等明火，会引发火灾。3）在煤矸石的输送时容易形成煤粉扬尘。如果没有有效的除尘设施，该粉尘遇明火有引发火灾的危险。除尘设备内部积粉未及时清理，会引起自燃、火灾。4）在此系统内应设禁火区。若安全管理不到位，违章动火、动火时防护措施不到位，或者抽烟等产生明火，有引发火灾的可能。5）煤矸石中若夹有金属杂物、木块、岩石易损坏输煤设备及粉碎设备。煤中若有雷管，导火线易发生火灾、爆炸。2、油系统火灾、爆炸油品具有易燃、易爆、易产生静电、易受热沸腾、易受热膨胀突溢、易蒸发的特点。装置中使用的点火用油为柴油。0#柴油的闪点小于55℃，-20#柴油的闪点小于65℃。而含硫柴油与铁接触生成硫化铁，黏附在油罐壁或其他管壁上，在高温作用下会加速其氧化以致发生自燃，其火灾危险性很大。本项目中部分油管敷设在纵横交错的蒸汽管道之间，在运行中油管受到振动或检修中一旦发生漏油、喷油，油接触到没有保温层或保温层不良的高温蒸汽管道和部件以及其他的火源，就会立即起火。在锅炉点火时，若操作不当，有可能引起爆炸事故。由于油系统的管道特点和油的燃烧特性，油系统的火灾具有燃烧猛烈、蔓延迅速、破坏严重的后果。油管因泄漏而使油品蒸汽与空气混合形成爆炸性混合物，遇高温、火源或雷击等有发生火灾爆炸的可能。油泵设备故障温度过高引发油品燃烧。在维护检修中可能使用汽油、煤油、酒精、油漆等易燃品，如果对这些易燃品运输、保管、使用不当，遇到明火、高温等就会发生火灾、爆炸事故。油系统发生火灾的原因有：1）未严格执行安全操作规程、油系统的防火措施和有关明火作业制度。2）漏油或渗油到保温不良的高温管道或热体上，油蒸汽遇明火引起火灾、爆炸。①油管道破裂或法兰垫嗤破漏油至热管道上。②油管道疏水时忘关闭疏水门，将燃油大量排出流至高温热体上。③油泵盘根漏油、油品蒸发、油气浓度增大，遇明火即发生着火爆炸。④油罐放水或燃油设备进行检修时，有油流出来，在管道沟内蒸发出来的油气散不出来，容易达到爆炸浓度极限，遇明火即会燃烧或爆炸。3）在因设备维护不到位或操作不当等情况时形成燃油集聚，遇静电、雷电、撞击、摩擦、电器设备等产生的火花，会引起系统着火爆炸。4）管道沟、地沟内等处油气散发不出来，达到爆炸极限，遇明火发生火灾、爆炸。5)油泵的轴封盘根温度过高，或者电动机轴承损毁温度过高，引起油品燃烧。6)由静电、雷电、撞击、摩擦、电器设备等产生火花，引起油系统着火或爆炸。7)油系统检修作业时，安全措施不完善或误将油管拆(割)开，引起燃油着火，甚至引起爆炸。3、锅炉爆炸1）点火时操作不当，如投油操作、风量控制、供煤操作等，有可能发生爆炸。2）设备有缺陷，如炉体、水冷壁、油柚枪雾化器等，有可能引发爆炸。3）灭火保护、监控和监视装置故障，不能对生产情况做出正确判断，造成对异常状况不能及时处理，有可能引发灭火打炮。4）锅炉给水系统出现中断、水位计出现假液位或给水泵故障等可能造成锅炉缺水，导致炉膛爆炸。5）若发现锅炉严重缺水，处理时操作不当，如直接补水，有可能造成炉水瞬间汽化，引起受热面爆炸。6）在点火时，若点火不着，应立即关闭油枪，停止供油，吹扫通风10分钟后方可重新点火。否则炉膛及烟道内可能存在可燃物及可燃气体，引起爆炸。7）锅炉运行过程中若操作不当造成磨损严重，或检修不及时，有可能引起四管爆裂。3.3.1.2触电危险因素分析1）电站锅炉系统现场配置有大量的电缆、电气设备，如机泵、配电箱、电气开关等，如触电保护措施不当，电缆绝缘破损，Ⅰ类移动电动工具无触电保护接地等，均可能造成人员触电。在操作若无人监护，在受到伤害时得不到及时的救助，有可能使伤害进一步发展。2）电气设备的防护距离不足，或进行电气相关工作时防护用具使用不当，也容易对操作人员构成伤害。3）电除尘器是交流电源经整流变压器将电压升至所需电压，经高压硅整流器整流后，变成直流电压加到除尘器设备上，电除尘器电气线路工作中出现短路、电绝缘老化破损，以及检修人员设备带电检修等，均有造成人员触电的危险。4）接地装置承受雷击时，其接闪器引下线和接地装置都呈现很高的冲击电压，可能击穿与邻近导体之间的绝缘，发生剧烈的放电，若接闪器、引下线、接地装置与邻近的导体之间没有足够的安全距离，有可能引起人身事故，如跨步电压伤人。3.3.1.3机械伤害危险因素分析1）电站锅炉系统现场有大量机械转动、传动设备，如各种风机、各类机泵、皮带机、给煤机等，设备转动部位防护措施不当、人员误操作等，没有醒目的安全标识，均可能造成人员机械伤害。2）现场起重机械高处吊物，因设备故障、操作不当、防护措施不完善等，造成坠落，有使下方人员及设备被砸的危险。3）机械转动、传动设备要有紧急事故停车装置，在需要时避免人员受到伤害，否则有可能引起机械伤害事故。4）若转动设备发生损坏，部分部件飞出，有可能打到在其附近工作的操作人员，发生人身伤害事故。3.3.1.4灼烫危险因素分析1）本项目锅炉属超高压设备，蒸汽设计压力13.73Mpa，蒸汽温度可达540℃2）锅炉系统的高温给水系统、除氧器、蒸汽管道、高温烟气管道等设备高温部分，若防护措施不当，缺少屏蔽、警示标志，保温设施不完善，有造成人员接触到高温设备或介质，发生高温烫伤的危险。3）高温高压蒸汽、锅炉给水的相关管道、设备等发生损坏，如蒸汽管道若设备因腐蚀、外力破坏等原因开裂、蒸汽阀门密封不严、高温水管因腐蚀、外力破坏等原因开裂、锅炉供水泵密封不严、管道法兰或阀门密封不严等，高温蒸汽、水等发生泄漏喷出，容易造成人员受到高温烫伤。4）锅炉的炉渣、炉灰温度较高。若这些高温的炉渣、炉灰发生泄漏，若操作人员不注意、操作不当时接触到时，受到它们高温烫伤的危险。5）电气设备发热形成高温，操作人员接触时也会造成高温烫伤。6）操作人员因操作不当或防护用品使用不当，在操作时有可能接触到高温设备或介质，有发生高温烫伤的危险。7）炉水采用加磷酸盐处理。若自动加料装置发生故障或相关设备管道密封不严发生泄漏，操作人员接触到，有可能发生化学灼伤。8）工作人员在清扫燃烧室、烟道、过热器、省煤器、空气预热器、除尘器等部位时，若相关设备温度过高，或者清扫时落下的灰尘温度高，容易发生高温烫伤。9）在进行受热面的清洗和汽鼓内部的检修时安全措施不当容易被蒸汽烫伤。3.3.1.5中毒危险因素分析1）为防止给水系统的腐蚀，对给水加联胺除氧加氨调整PH值。使用的联胺和氨气均可造成人员中毒。若式自动加氨、加联胺装置发生故障或相关设备管道密封不严发生泄漏，在其附近操作、检修的人员有可能发生中毒现象。2）氨、联胺等在装卸过程中若操作不当、防护用品使用不当、相关设备发生故障等原因，有可能发生人员中毒事故。3）若烟气系统烟道，烟道档板、电除尘器设备等不严密、密封风机故障造成烟气泄漏，有可能造成人员中毒。3.3.1.6高处坠落危险因素分析1）锅炉有较多的高处操作平台，供煤系统和燃油系统也有一些较高的操作平台，若这些操作平台未按照规范设计制作或维护不善，护栏不健全或高度不够，强度不够，没有踢脚板等，在正常操作或巡检时有发生人员高处坠落的危险；2）高处设备检修作业、电工作业没有工作平台或设置不符合规范、未系安全带等，或者使用不合格的安全带，有发生高处坠落的危险。3.3.1.7车辆伤害危险因素分析灰渣运输有大量的车辆往返，运输频繁，有可能发生车辆伤害事故；主要原因有：1）车辆驾驶人员或其它人员违反操作规程；2）车辆安全规章不健全；3）车辆本身有缺陷（包括灯光、喇叭、制动车辆缺陷）；4）车辆的操作者身体有疾患或心理不适；5）作业环境不符合安全要求，如道路、标志、指示、场地、照明等；6）气温过高或过低，影响驾驶人员的判断和反应能力。3.3.1.8其它1）锅炉运行人员在锅炉运行时，不遵守相关规范，操作失误，造成锅炉系统运行故障，有引发事故的可能。2）若各室的一次风量调节不当，可能导致床层流化状态失调，出现炉膛温度不正常等情况，严重时可能发生结焦，严重影响锅炉的正常运行。3）本工程采用循环流化床燃烧方式，普遍存在着磨损锅炉的问题，其中特别严重的是锅炉四管爆炸和锅炉出口分离器的局部磨损等问题，若防磨措施不当，经常出现故障，将对锅炉运行的可靠性和经济性带来严重的影响。4）锅炉运行系统系特种作业，工作处于高温环境中，应做好夏季的防暑降温、冬季室外巡回检查中防冻伤和滑跌，以防事故发生。5）在进行燃烧到清扫时，若事先检查不仔细，工作时耐火砖、焦渣等塌落，有可能砸伤工作人员。3.3.2汽轮机系统3.3.2.1火灾危险因素分析1)汽轮机组有复杂的润滑油系统，且油系统油量大，管路长，分布广，与高温蒸汽管路纵横交错敷设，管路阀门多，法兰多，油易泄漏，汽轮机油在发生泄漏时容易被点燃而引起火灾。2)油系统设备存在缺陷，安装质量差，检修工艺不严格，造成设备油管路、阀门、法兰等喷油、高温引发火灾。3)油管路材料，螺母接头，套管接头等零件质量差，加工不合要求，造成泄漏，遇高温引发火灾。4)油管路与机组连接部位未安装减震装置，导致油管路与机组共振，使油管路断裂漏油引发火灾。6)汽轮机各轴承处，尤其是机头前轴承、高压、中压缸轴承，发电机前后轴承，励磁机前后轴承的档油板发生漏油时，遇汽封漏汽严重或滑环电刷冒出火花便引起火灾。7)油系统法兰垫误用胶皮垫或塑料垫，发生漏油引发火灾。8）油泵振动，管线安装不规范，引起油管、法兰破裂漏油导致火灾。9)油系统附近有未保温或保温不良的热体，当漏油接触高温热源，引起火灾。10)电气设备短路故障，静电火花或其它火灾引起油系统着火。11)油系统附近特别是机头敷设有较为集中的电力电缆、控制电缆、保护电缆，油系统着火后，会马上引燃电缆，电缆又会很快延燃至主控室，电缆夹层，使火灾事故进一步扩大。12)油管路压力高，着火后，如不及时将油源切断，喷油可使大火“火上加油”，燃烧更加猛烈。13)汽轮机润滑油选型或质量不符合要求，造成汽轮机润滑效果差，引起严重机械磨损，或所用润滑油燃点过低，有造成火灾的危险。14)值班人员在事故时误操作，引起事故扩大，或事故发生后，将消防系统电缆，通讯电缆烧坏，使火灾事故得不到及时控制，使事故扩大。3.3.2.2触电危险因素分析1）汽轮发电机组出线电压15.75kV，铜排和母线裸露部分，在高电压大电流运作状态下，作业人员一旦接近可能受到电击，危及人身安全。2）汽轮发电机组现场配置有大量的电缆、电气设备，如机泵、配电箱、电气开关等，如触电保护措施不当，电缆绝缘破损，移动电动工具无触电保护接地等，均可能造成人员触电。3）工作人员误操作，或了解不足造成违章操作，有发生触电的危险。4）在进行一些比较危险的操作时，没有人进行监护，人员发生触电事故后没有及时得到救助，或是救助方法不当，造成触电事故的扩大。5）电气设备缺少安全防护接地措施(保护接地、保护接零)，发生故障时有可能产生危险的接触电压，一旦人体接触时，即会发生触电事故，对人体生命安全构成严重威胁。6）工作人员在操作时，没有使用合格的防护用品，在接触到带电体或离带电体过近时，有可能发生触电事故。3.3.2.3机械伤害危险因素分析1）汽轮机属高速旋转机械，生产现场中各类机泵、风机等，防护措施不当，缺乏必要的防护罩或防护栏杆，人员误操作等，职工巡检及操作时均可能造成人员机械伤害；2）现场高处吊物，因设备故障、缺少安全警示标志等，发生坠落，有使下方人员及设备被砸的危险。3）容易发生伤害的地方没有悬挂警示标识，有发生人员伤害的危险。4）汽轮机调速保护装置失效，造成汽轮机超速运转，有可能发生飞车事故，引起人员伤亡。3.3.2.4灼烫危险因素分析1）高温高压的过热蒸汽通过管道送入汽轮机运行系统，由于多种原因会出现蒸汽泄漏，管道、阀门、法兰由于安装、检修、材质不合要求，发生蒸汽泄漏，造成高温蒸汽射出，灼烫伤人。2）高温管道、管件、设备等保温不良，工作人员在操作或巡检时，有可能接触到高温部位，发生高温烫伤事故。3）电气元件工作时发热，温度过高，人员接触时有可能发生高温烫伤。3.3.2.5高处坠落危险因素分析1）设备设施高处操作平台、楼梯或扶梯等未按照规范设计制作，护栏不健全或高度不够，强度不够，没有踢脚板等，有发生人员高处坠落的危险；2）高处设备检修作业、电工作业没有工作平台、未系安全带或安全带不合格等，有发生高处坠落的危险。3.3.2.6其它危险因素分析1)汽轮机油系统故障，将使轴承烧毁，油系统着火，动静部分磨损，调节系统失灵，机组负荷摆动或超速，严重影响汽轮机的安全运行。2)由于锅炉误操作，自动调节失灵，使主蒸汽系统、再热蒸汽系统高温高压蒸汽汽温降低；或汽轮机运行人员误操作、暖管和疏水不充分，则造成汽轮机进水，造成汽轮机严重设备损坏事故，汽轮机发生强烈振动，将使汽缸产生裂纹，大轴弯曲，推力轴承烧毁，叶片损伤或断裂等恶性事故。3)汽轮机组由于运行操作不当，调节系统缺陷，超速保护系统故障将造成汽轮机超速严重后果，甚至引起飞车事故。4)工房内缺乏照明或照明不足，运行人员操作或巡检时误伤人体或误操作。3.3.3电气一次系统3.3.3.1火灾危险因素分析发电机：1)定子火灾危险性①定子线圈绝缘击穿：由于制造质量不良，检修质量低劣，绝缘老化，绝缘腐蚀运行中操作维护不当，自然灾害、保护拒动、发电机定子铁芯间绝缘破坏等均造成定子线圈绝缘击穿，引起火灾。②定子线圈端部绝缘损毁：发电机端部线圈固定时，因热固性材料或线圈质量不符合要求，致使固定不牢，运行中产生摩擦振动，导致端部绝缘损毁，引起火灾。③定子槽内线圈和铁芯烧坏，引起定子线圈绝缘击穿，造成火灾。由于焊接质量不良，而造成定子线圈开焊，接触不良，导致线圈绝缘击穿，引起火灾。⑤定子线圈端部流胶。⑥误操作引起线圈绝缘击穿。⑦保护和断路器拒动烧毁线圈。⑧过电压将线圈绝缘击穿。2)转子故障危险性。①负序电流烧毁转子。②机组主轴磁化，烧毁轴瓦和引起其它部件磁化或烧伤。③转子匝间短路。④发电机转子通风孔堵塞，造成局部过热，引起转子故障。⑤保护开关拒动，烧毁发电机转子。3)定转子间气隙内存在焊渣、铜屑、螺丝和检修工具等硬物，使定转子绕组严重受损，甚至引发火灾。4)交流励磁系统灭磁开关拒动、误动，灭磁时产生过电压，严重时将烧毁转子绝缘及整流器元件。5)空冷系统故障，造成定子绕组超温，损毁绝缘造成短路。6)油系统故障：发电机油系统故障将影响发电机密封系统的运行，影响到轴瓦的安全运行，严重时将引起定子扫膛和发电机密封瓦漏。7）油泵房的轴封盘根温度过高或电动机轴承损毁温度过高，引起油品燃烧。变压器：变压器是电力系统的重要元件之一。变压器存在着火灾隐患。因为变压器油是可燃液体，设备运行时会产生热量，绝缘会老化，变压器一旦发生故障时，产生的电弧使箱体内绝缘油的温度、压力升高喷出甚至爆裂喷出，同时电弧引起绝缘油着火，而且火势发展很快，如果没有有效的防护措施，会导致严重的后果。变压器发生火灾的原因有：①绕组绝缘损毁产生短路(如老化、变质、绝缘强度降低、焊渣或铁磁物质进入变压器、制造质量不良等)引起着火灾事故。②变压器主绝缘击穿(如操作不当引起过电压，变压器内部发生闪络，密封不良，雨水漏入变压器，引线对油箱内距离不够等)。③