焦炉煤气综合利用热电项目可行性研究报告

山东济矿民生热能有限公司焦炉煤气综合利用热电项目可行性研究报告*************热能有限公司焦炉煤气综合利用热电项目可行性研究报告目录TOC\o"1-1"\h\z\u第一章总论 1第二章热负荷 10第三章电力系统 12第四章燃料供应 14第五章厂址条件 17第六章装机方案及主要设备选型 22第七章工程设想 26第八章环境保护 51第九章劳动安全、工业卫生及消防 53第十章节能篇 58第十一章生产组织和劳动定员 71第十二章工程实施条件及进度轮廓 72第十三章经济评价 74第十四章结论及建议 105

附图目录1、项目区域位置图2、厂区总平面布置图3、煤压机房0.00m平面布置图4、煤压机房4.5m平面布置图5、发电主厂房0.00m平面布置图6、发电主厂房7.00m平面布置图7、热力系统图8、煤气压缩机气体工艺流程图9、燃油供应系统图10、氮气供应系统图11、电气主接线图12、水量平衡图13、供水系统图14、锅炉补给水处理工艺流程图附件A.可研委托书B.国土资源局关于用地许可的文件C.当地政府关于项目用水意见D.主要用热户供热协议E.银行贷款意向书F.接入系统批复文件G.水质分析报告H.环评批复J.济宁市文物管理局出具的文件****************热能有限公司焦炉煤气综合利用热电项目可行性研究报告PAGE105第一章总论燃气—蒸汽联合循环装置（Combined-CyclePowerPlant，以下简称CCPP），是将具有较高平均吸热温度的燃气轮机循环(布雷顿循环)与具有较低平均放热温度的蒸汽轮机循环(朗肯循环)结合起来，使燃气轮机的废热成为汽轮机循环的加热热源的一种高效的工艺流程。整个循环的热效率大大超过常规的火力发电机组。CCPP工艺与常规火力发电相比具有（1）热效率高（2）耗水少（3）占地面积少（4）污染物排放量极低（5）运行工况灵活，启停快速（6）建设周期短（7）劳动定员少等优点。正因为如此，CCPP近几年在国外得到了迅速的发展。在中国，主要应用在以天然气或重油为燃料的电厂，近几年随着国家节能减排、循环经济、清洁生产政策的出台，CCPP在煤化行业也得到了迅速的发展。山东******煤化有限公司在生产焦炭的过程中富裕大量的焦炉煤气，据统计每小时焦炉煤气富裕量在20653～27503Nm3/h。根据山东******热能有限公司及济宁市金乡县政府的要求，拟利用富裕的焦炉煤气采用CCPP工艺建设焦炉煤气综合利用项目。CCPP工艺与热电联产结合后，整个循环热效率高达70～86%之间。无论是从能源的利用率上以及循环经济的角度，都非常符合国家的产业政策，属于国家鼓励和支持的工程项目类别。1.1概况1.1.1项目、企业性质及法人代表企业名称：山东******热能有限公司法人代表：法定地址：山东省济宁市金乡县胡集镇注册资金：8000万元1.1.2建设单位基本情况山东******热能有限公司成立于2009年9月，是焦炉煤气综合利用热电项目法人。公司注册资本8000万元，由济宁矿业集团有限公司出资70%、山东省塑料工业有限公司出资30%组成。该项目利用山东******煤化有限公司的炼焦生产的焦炉煤气进行燃气—蒸汽联合循环发电。山东省塑料工业有限公司（山塑集团）是集塑料、煤化工、房地产、投资、典当业于一体的山东省重点企业集团，先后荣获“全国500家最大服务业企业”、“中国塑料原料流通航母”、“中国1000家企业集团”、“山东省重点商贸集团”、“山东省商业百强企业”等荣誉称号。近几年来，山塑集团积极实施“多元化战略”，2007年顺利取得了山东民生煤化有限公司90.16％的控股权。2007年山塑集团实现销售收入达30亿元。“十一五”期间，山塑集团将紧紧围绕塑料、煤化工、木材三大主业，实现做强做大、做细做精的战略目标。济宁矿业集团有限公司（济矿集团）是一家以煤为主，多业并举的国有大型现代化企业集团。现有职工5000多人，资产总额32亿元，拥有20多家企业，是全国煤炭百强企业、煤炭行业“效益十佳”单位和山东省人民政府重点发展的企业集团之一。集团公司拥有20亿吨煤炭资源储量，企业技术、人才、管理、资金实力雄厚。“十一五”期间，济矿集团将实现经济高速跳跃式增长，重点集中建设“三大基地”（汶梁煤电基地、金乡煤电化基地、科技园高科技项目基地），形成集煤炭、煤电、煤化、稀土、新型建材等多业并举、多种经济成份并存的大型企业集团。山东民生煤化有限公司的前身济宁煤化公司投产于1984年，是山东省乃至国内建设发展较早的独立煤焦化工企业。公司成立以来一直承担着供应济宁市区15万户居民用气和工业用气的重任，为提高市区居民生活质量和济宁市发展做出了重大贡献，是济宁市煤焦化工产业的重点企业。在“七五”、“八五”期间，公司在煤焦化工领域发展较快，最终形成了年产60万吨焦炭、17万吨焦油加工、2.5万吨粗苯加工、1万吨精萘、30万吨洗煤、4万吨硫酸、3.4万吨蒽油加工及2000吨蒽醌、2万吨针状焦的生产能力，并有配套的6000kW和3000kW热电站、3.7km铁路专线及完善的污水处理设施。焦油深加工的深度、煤焦化工产品的布局和采用的先进技术，在国内仅次于宝钢化工。山东******煤化有限公司建设捣固焦炉生产焦炭，其中一期生产规模为年产焦炭120万吨，二期生产规模为年产焦炭240万吨。配套建设焦化产品深加工工艺。焦炉煤气除自用外，还有大量的富裕。针对富裕焦炉煤气量，山东******热能有限公司拟利用CCPP工艺建设焦炉煤气综合利用项目。燃机余热锅炉生产的蒸汽除了供应化工工业园区工业蒸汽使用外多余的蒸汽用来发电。1.1.3******煤化有限公司地处济宁市金乡县胡集镇，焦炉在炼焦的过程中产生了大量的焦炉煤气，除了自用外，还富裕大量的焦炉煤气，这部分焦炉煤气没有大的用户，如不加以利用，焦炉煤气放散到大气中，不但会造成严重的环境污染，还会造成社会能源的巨大浪费。根据循环经济的3R原则，企业循环与社会循环相结合，发电与供热相结合，******热能有限公司焦炉煤气综合利用项目燃机余热锅炉生产的蒸汽与化工工业园区中其它工业用汽单位结合起来，进一步提高能源的利用率，实现能源的梯级利用，创造更大的企业效益和社会效益。******热能有限公司焦炉煤气综合利用项目可为社会每小时提供40多吨蒸汽量，在目前情况下能够满足金乡县化工工业园区部分蒸汽的需要。该项目的国家政策：《中华人民共和国循环经济促进法》“第三十二条企业应当采用先进或者适用的回收技术、工艺和设备，对生产过程中产生的余热、余压等进行综合利用。”《中国节能技术政策大纲》“更新改造运行热效率低于60%的工业锅炉。更新改造锅炉本体和辅机，使工业锅炉运行热效率达到75%以上；淘汰集中供热区域内的低效锅炉。随着天然气的快速发展，有条件的地方尽可能采用小型或微型燃气轮机或内燃机加余热锅炉的热电联产技术，取代单纯的锅炉。”“新建工业锅炉，有条件的采用循环流化床锅炉或燃气轮机或内燃机加余热锅炉进行热电联产，蒸汽多级利用。”“5.1.2积极发展洁净煤发电技术，重点开发并推广适合国情的循环流化床（CFBC）及整体煤气化发电技术（IGCC）。”发改能源〔2007〕141号文又指出：“国家支持利用多种方式解决中心城镇季节性采暖供热问题，推广采用生物质能、太阳能和地热能等可再生能源，并鼓励有条件的地区采用天然气、煤气和煤层气等资源实施分布式热电联产”。1.1.4山东******热能有限公司根据煤气平衡情况，小时富裕量2万多Nm3/h。该项目拟选用两台美国索拉公司提供的TITAN130-20501机组为主机建设CCPP焦炉煤气综合利用项目。燃机余热锅炉采用补燃型式，做到焦炉煤气放散为零。燃机余热锅炉生产的蒸汽满足金乡县化工工业园区其它企业对蒸汽的需求。CCPP项目根据化工工业园区蒸汽平衡，建设1套装机容量12MW抽凝机组。项目实施后，CCPP全厂热效率达到74.98%。年外供电量23474万kWh，年外供蒸汽量40万吨。1.2项目建设的必要性******热能有限公司的焦炉在炼焦过程中除了自用的焦炉煤气外，还富裕大量的焦炉煤气，这部分焦炉煤气如不加以利用，将会造成大量的焦炉煤气放散，即污染环境，又造成了社会能源的巨大浪费。该项目年利用焦炉煤气13424万Nm3/h，焦炉煤气折标煤：8.44万吨/年。本工程设计中十分重视环境保护，焦炉煤气进入燃机前严格按照燃机燃料规范要求进行了除尘、洗奈、脱硫等净化处理，属于清洁燃料发电，无固体排放物，废气中的污染物很少。SO2排放浓度大大低于国标允许SO2排放量值，烟尘排放浓度更是远低于国标允许排放浓度的规定。联合循环机组生产过程中所产生的废水量也较常规发电机组少，设计中采取了废水回收利用措施，除盐水制备及冷却循环水排污水通过管道输送至炼焦生产区重复利用。对CCPP项目运行中所产生的噪声，采取了减振、加装消音器、隔音装置等措施，以减轻对环境的影响。该项目符合国家产业政策，是在国家《节能技术政策大纲》、《循环经济促进法》中明确提出要鼓励发展的项目类别。1.3设计依据（1）甲方向乙方发出的设计委托书。（2）甲方向乙方提交的基础资料。（3）设计单位采用的国家设计规范和技术标准。1.4可行性研究范围及内容该方案与济宁市金乡县化工工业园区蒸汽供应相结合。本可研的研究范围仅包括CCPP项目，其它部分内容及调查研究不在本项目范围之内。主要研究范围如下：⑴厂址及总平面规划⑵主机方案研究⑶燃料供应⑷水源论证⑸热负荷⑹电力接入系统⑺环境保护⑻节约用能⑼消防、安全职业卫生⑽工程经济分析及评价有关本项目的环境影响评价、区域供热规划、电力接入系统报告、地质灾害、文物保护以及水土保持、工程地质勘察、地形测绘等专门报告，由业主另行委托相关专业单位编制专门报告。1.5设计原则根据国家有关技术经济政策、现场条件及业主单位要求，为保证企业获得最大的经济效益，设计遵循了以下主要技术原则：（1）充分、合理、高效地利用煤气资源的原则。在机组选型上，工程建设规模根据******煤化有限公司焦炉煤气的富裕量来确定装机规模，保证两台TITAN130机组有充足的燃料供应量。燃机余热锅炉采取补燃的方式，全部消化波动煤气，做到煤气放散量为零。（2）立足设备国产化的原则。除了燃机外，其它设备均采用国产设备。（3）整体规划和分期建设的原则。设计中考虑了随着******煤化有限公司的发展和焦炉煤气产量的增加，再扩建的可能性，预留出扩建位置。（4）能源高效利用的原则。采用先进的热力循环系统，提高系统的能源利用率。遵循循环经济的3R原则，社会大循环与企业小循环相结合，最大可能的提高能源利用水平。（5）注重清洁生产的原则。焦炉煤气的供应严格按照燃机燃料规范要求进行了除尘、洗萘、脱硫等净化处理。排放污染总量极低。1.5.1总装机容量该CCPP工艺方案是根据山东******煤化有限公司小时焦炉煤气平衡富裕量选出的燃机型号，是以充足的燃料保证为基础。燃机厂家选用美国索拉公司的燃机产品。以两台15000kWTITAN130-20501机组为主机按燃气—蒸汽联合循环的工艺流程确定为主工艺流程。该燃机有成熟的运行业绩和可靠的技术保障措施。在燃机余热锅炉生产的蒸汽利用上，考虑到园区初期热用户较少、后期逐步增加的特点以及项目的经济效益，采用1台装机容量12MW的抽凝式蒸汽轮发电机组，根据化工工业园区蒸汽需要量调整抽汽量。本项目总装机容量：15000kW×2+12000kW=42000kW最大抽汽量：40t/h抽汽压力：1.27MPa1.5.2建设地点初步确定该项目建设选址在：山东省济宁市金乡县胡集镇煤化工园区的中心地带，105国道的东侧约2.3公里。1.5.3总图运输部分该项目所需的燃料全部为山东******煤化有限公司自产的焦炉煤气，采用管道输送至CCPP电厂厂区，不需要大量的厂外运输。需要厂外运输的物资主要是本项目建设过程中所需的设备及材料和生产过程中所需的备品备件、启动点火用油及化学药品等，运输量不大，可通过105国道和便利的公路运输网运至厂内。1.5.4燃料及供应该CCPP项目是以焦炉煤气为燃料的联合循环工艺流程。经过净化处理的合格焦炉煤气通过管网送至厂区。燃料供应量充足。燃机启动或故障状态下燃料切换用-20#轻柴油。在电厂设有单独的油罐及卸油、供油系统。1.5.5水源济宁地区水资源丰富，由于采用CCPP工艺，整个工艺耗新水量较少。该方案水源为北大溜河河水，设计每小时用水量110.04m3，年用水量69.2万m31.5.6电气主接线及并网厂址附近隶属地调的变电所有大义乡110kV变电站和110kV园区变电站可供接入。目前基本确定并网方案为：三台机组以10kV电压等级分别接入110kV园区变电站的10kV三段母线上，与系统并网。燃机发电机及抽凝发电机出线端电压均为10kV。电气主接线采用10kV单母线分段接线方式。厂用高压用电设备电压等级为10kV，低压用电设备电压380/220V，10kV系统采用单母线分段，正常情况下10kV单母线分段运行；低压系统设一台低压备用变压器，任何一段母线失压，备用变将自动投入。10kV系统采用中心点不接地，400V系统采用中心点直接接地。本项目启动电源通过#1（#2、#3）联络线倒送电源为厂用设备提供启动电源。1.5.7主厂房布置本CCPP工艺主要工序包括煤气压缩系统、燃油供应系统、氮气供应系统、锅炉给水除氧系统、抽凝发电系统、换热站、氮气制备系统等。其中煤压机房内设两台往复式煤气压缩机。两层布置，运转层4.5m。副跨也两层布置，一层为高低压配电室，二层为操作室。1.5.8土建部分根据中国科学院地球物理研究所1958年公布的地震烈度资料及《中国地震烈度区划图（1990）》，金乡县地震烈度基本值为Ⅵ度，历史最大震级为3.8级，本工程抗震设防按Ⅵ度考虑。建筑：美观大方，具有现代感。并考虑生产与管理建筑的完整一致性。在具体设计过程中注意了各个工艺的具体特点，考虑了防火、防爆、降噪、通风的国家规范要求。1.5.9热控部分根据燃气-蒸汽联合循环机组的特点，燃气轮机自带控制系统，燃机控制系统中的重要信号通过以太网与全厂DCS系统相连。煤气压缩机、75t/h流化床锅炉的信号送至集中控制室的DCS系统进行检测和控制。发电主厂房辅跨二层作为全厂集中控制中心。余热锅炉、汽轮发电机组、煤气压缩系统、电气系统、75t/h流化床锅炉系统等采用DCS(分散控制系统)控制。1.5.10劳动定员本项目劳动定员36人。1.5.11经济评价项目计划规模总投资22006万元，其中静态投资21556万元，建设期贷款利息450万元，铺底流动资金817万元。本项目建设单位自筹资金8068万元，长期贷款15056万元，贷款利率按5.94%计，贷款期限为6年，宽限期1年。用电价0.496元/KWh（含税）上网电价：0.3974元/KWh（含税）,蒸汽价格：150元/t计算，焦炉煤气价格按0.60元/Nm3。项目总投资收益率26.6%，投资财务内部收益率（所得税前）28.35%，投资回收期（含建设期/所得税前）4.7年。设备年利用小时数：按6500小时计算。1.6工作经过2009年6月-7月，双方展开多次技术交流2009年7月22日，协助编制厂址选址方案2009年7月27日，双方确定编制项目可行性研究报告2009年8月7日，提交第一版项目可行性研究报告2009年8月21日，提交第二版项目可行性研究报告2009年8月22日，济宁市发改委组织进行了可行性研究报告的评审

第二章热负荷2.1供热现状山东******热能有限公司焦炉煤气综合利用项目，根据济宁市金乡县规划要求，同时承担金乡县化工工业园区蒸汽供应的任务。根据CCPP工艺，每台补燃燃机余热锅炉能够生产中温中压参数蒸汽40t/h。根据调查金乡县工业园区现主要工业用汽单位是山东******热能有限公司，用汽参数1.0MPa，温度在220℃左右，主要热用途为化工生产，属于全年用汽。现有本工程厂址周边胡集镇和卜集镇居民未实现集中供暖，冬季采暖为居民小型自备热水锅炉，冬季环境污染比较严重。2.2热负荷调查根据调查资料显示，生产用汽单位为山东******煤化有限公司，最大用汽量为采暖期41.58t/h，用汽量大而且很稳定。工业热负荷调查表见下表：表2-1工业负荷调查表序号名称参数Map/℃采暖期t/h非采暖期t/h备注最大平均最小最大平均最小1山东******煤化有限公司1.0/20041.5839.135.1540.6737.412.384合计1.0/20041.5839.135.1540.6737.412.382.3规划热负荷根据金乡县化工园区的产业规划：2015年开发区将实现工业总产值300亿元，2020年开发区将实现工业总产值600亿元。经预测，至2015年阳光染料有限公司进入化工园区后生产用汽为50t/h，山东******煤化有限公司建设捣固焦生产焦炭二期投产后，山东******热能有限公司再扩建两台15MW燃气轮机消耗山东******煤化有限公司建设捣固焦生产焦炭中产生的焦炉煤气，同时上两台40t/h余热锅炉和一台12MW抽凝机组，抽汽量为40t/h，本工程最终两台12MW抽凝机组能够满足2015年工业园区规划热负荷。2.4设计热负荷根据汽机抽汽出口蒸汽温度、压力和现有热用户所需要的蒸汽温度、压力，经焓值折算，并考虑热网压力损失，按照供汽压力P=1.27Mpa，供汽温度T=300℃折算到汽机外供蒸汽出口设计值见下表：工业设计热负荷统计表项目单位采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小工业蒸汽热负荷1.27MPa300℃t/h4035.734.539.234.811.55合计t/h4035.734.539.234.811.552.5凝结水回收通过对热用户调查了解到，生产热负荷中为工业用汽，大多数为直接用汽，虽有少数间接用汽，但换热后凝结水都在各自厂内回收使用，因此本工程的生产热负荷凝结水不回。

第三章电力系统3.1概述山东******热能有限公司焦炉煤气综合利用项目为CCPP联合循环发电工艺，采用两台美国索拉公司提供的TITAN130-20501机组为主机按燃气-蒸汽联合循环工艺实施发电，发电量2×15MW，两台补燃余热锅炉产生的蒸汽供应1台抽凝式蒸汽轮发电机组，装机容量为12MW。山东济矿集团公司最大用电量2.8万度/小时，属于全年用电。山东济矿集团焦炉煤气综合利用项目最大供电能力3.62万度/小时，供电余量0.8万度/小时。3.2电力负荷预测与平衡山东济矿集团现有电负荷2.8万度/小时。目前用电企业详见山东济矿集团焦炉煤气综合利用项目供电统计表3-1，本项目建设后对区域电网影响不大。表3-1山东济矿集团焦炉煤气综合利用项目供电统计表序号企业名称度/小时1焦炉、公用工程13000230万吨/年焦油加工及2万吨精萘（其中一期15万吨焦油和1万吨精萘）400033.4万吨/年葱油加工项目15004办公生活区20005阳光颜料助剂75006合计280003.3电源考虑到本项目用电负荷情况及对供电可靠性的要求，本项目新建380/220V配电室、10kV配电室；发电机设出口母线，母线电压为10kV。发电机发出的电量通过10kV联络线与电网连接。在电厂建设期间，10kV联络线可以为电厂提供启动电源。本工程在电气设备间设置二套DC220V、300Ah微机监控型免维护铅酸蓄电池电源装置及一套AC220V、40kVA交流不间断电源装置。接入系统的设计及保护与当地电力部门协商确定。

第四章燃料供应4.1燃气来源及性质本工程发电燃料是利用山东济矿煤化有限公司自身炼焦过程中所产生的副产品焦炉煤气。山东******煤化有限公司建设捣固焦生产焦炭，其中一期生产规模为年产焦炭120万吨，二期生产规模为年产焦炭240万吨。4.1-1煤气成份见下表：成份符号体积百分比CO%5～8H2%55～60CO2%1.5～3N2%3～7CH4%23～27O2%0.3～0.8CmHn%2～4H2S%0.0001LHVkCal/Nm34453.6比重kg/Nm30.3748华白数774.1

4.1.2燃机对焦炉煤气其它成份的要求见下表：项目等量浓度硫3000PPM气体燃料1000PPM液体燃料钠+钾0.5PPM钒0.5PPM铅1PPM钙+镁2PPM氟1PPM氯1500PPM或0.15%重量百分比其他0.5PPM4.1.3其它成份：H2S：≤20mg/Nm3NH3：≤50mg/Nm3萘：≤50mg/Nm3（冬季），100mg/Nm3（夏季）焦油和灰尘含量： ≤10mg/Nm3山东******热能有限公司焦炉煤气综合利用项目，不包括焦炉煤气净化工艺，供应给该项目的焦炉煤气是负荷燃机燃料规范要求的焦炉煤气。特需注意：焦炉煤气的成份对设备的安全运行至关重要，其中萘、硫的含量会对煤气压缩机的安全运行造成很大影响，硫的含量会同时对锅炉的运行造成很大的影响。4.2焦炉煤气供应4.2.1山东******煤化有限公司焦炉煤气平衡

山东******煤化有限公司焦炉煤气量外供量表时间段项目煤气产生量单位2010.6.140万吨焦17536Nm3/h2010.9.180万吨焦35072Nm3/h2011.2.160万吨焦26304Nm3/h2011.3.1120万吨焦52608Nm3/h单台TITAN130-20501燃机的燃料需求表见下：项目单位工况1工况2工况3工况4环境温度℃-1013.52535输出功率kW（联合出力）16026146171361012303燃料消耗量kCal/sec11179.5910263.79764.249207.71kNm3/h9583879783697892热耗kCal/kW2511252825832694kJ/kW10513.110584.210814.511279.2热效率%34.23934.01533.29131.913排烟温度℃489499508522由以上两表可见，焦炉煤气供应量能够满足两台TITAN130-20501满负荷发电的需要，且还有富裕。4.3启动点火用油的供应根据燃机供应商的要求,TITAN130-20501型燃机启动时使用-20号轻柴油，品质需符合燃机“液体燃料规范”要求。一台机组启动时用油量一般最大为4000kg/h。经16分钟负荷带到30%后可切换开始用焦炉煤气。因此，本工程需要启动点火油量很少，可从市场购买。

第五章厂址条件5.1厂址位置及周围环境5.1.1厂址地理位置山东******热能有限公司焦炉煤气综合利用热电项目，结合化工工业园区供热需要，提出以下二个方案进行比选。方案一：厂址位于化工工业园区中心西侧拟选厂址位于化工园区中心，西靠105国道，北临北大溜河，拟选厂址地势平坦，交通方便，距离水源较近，距离民生煤化较近，距离蒸汽用户较近。方案二：厂址位于大义北村的北侧拟选厂址位于105国道东侧，北大溜河西侧，大义北村的北侧，拟选厂址地势平坦，交通方便，距离水源较近。拟选厂址距离民生煤化较远，东面和西面有北大溜河绿化带和105国道绿化带作为屏障，可以降低噪声影响。南北两侧距离村庄较远。该场地距离民生煤化园区较远，距离蒸汽用户稍远。5.1.1运输输送距离表方案一方案二民生煤化0.6km2.5km化工工业园区中心0.7km4.2km化工工业园区边缘4.1km7.5km新万福河5.9km3.6km北大溜河0.3km0.2km105国道2.3km0.1km卜集35KV变电站3.3km6.8km大义110KV变电站6.6km1.6km110kV园区变电站300m300m以上两个拟选厂址，均坐落在化工工业园区内，其中方案一靠近煤化工园区的中心，方案二位于煤化工园区内的西南部，二个拟选厂址地势平坦，附近没有重要文物保护区域，交通方便，靠近水源，适合作为厂址。方案一更靠近民生煤化和工业园区的主要蒸汽用户，煤气输送、蒸汽输送条件更好一些。综合比较，方案一建厂条件更为优越，交通方便，靠近水源，靠近主要蒸汽用户，靠近民生煤化，有利于煤气的经济安全输送。因此，推荐方案一作为CCPP项目厂址。5.1.2场地条件厂址位于山东省济宁市金乡县煤化工业园区中心偏西，北大溜河的南侧。本项目规划用地230.1亩，实际建设用地（围墙内）191.8亩，其中：第一期项目用地74.92亩，第二期116.88亩，剩余38.3亩为围墙外公用面积。本项目拟选厂址不压矿、不压文物。5.2自然条件本电厂位于鲁西南，属温带季风区，气温变化显著，四季明显，夏季炎热，冬季寒冷。全年以东南风为主，冬季多以北风或西北风为主，年平均风速2.6m/s，最大风速25m/s（1985年8月）。根据金乡县气象站1959年建站以来的统计资料，年最大降雨量为1060mm(1964年)，年最小降雨量为547.5mm(1963年)，年平均降雨量为654.6mm。月最大降雨量为460.10mm（1963年8月），日最大降雨量为194mm（1965年7月9日）。雨季多集中在6、7、8、9四个月。年平均蒸发量为1619.6mm，最大蒸发时间为4～8月份，占全年蒸发量的63.9%。根据1959年1月至2001年12月统计资料，年平均气温为14.0℃,最高气温为41.9℃（1966年7月19日），最低气温为-18.5℃（1964年2月17日），每年6、7、8三个月气温最高。最早冻结期为12月，最迟解冻期为3月，最大冻结深度为44cm，（1980年2月11日）。按《中国地震动参数区划图》，金乡地震烈度为6度（地震动峰值加速度0.05g）。本项目场地建筑物均按地震烈度6度设防。厂区地面标高由工业园区根据防洪要求统一确定，本厂址设计地面标高为36.20米。5.3交通运输金乡公路纵横，京珠公路105国道纵贯南北，省级干道东丰公路、枣曹公路横穿东西，京沪、京九、陇海、石新铁路和京杭运河傍区而卧，金乡的交通十分便利。各乡镇村庄均有沥青路面或水泥公路相通，实现了村村通公路，村村通客车。北距济宁机场6km。金乡河道成网，金乡境内有大小河流24条，主要有新万福河、老万福河、东鱼河等。河流皆由西向东流入南四湖，内河航道与京杭运河直接相连。本电厂厂址位置交通方便，济宁～金乡、徐州～金乡、商丘～金乡公路均经过本区，距105国道2100m。由于该项目所需的燃料5.4供水水源由于CCPP工艺独特的热力循环方式，做功主要靠高温烟气膨胀做功，蒸汽部分做功所占份额较少，且采用抽凝工艺，所以工业循环水量非常低。该项目总循环水量约3700t/h，加上制备除盐水所需新水小时用水量110.04m3，年用水量69.2万m3。根据当地水务部门提供的水源条件，金乡县年平均降水量720毫米。水资源相对丰富,河网较密，以万福河、新万福河、大沙河为主体辅以灌溉渠和河道支流，形成了灌溉网。主要河道常年不断流，水量稳定，水质较好。万福河最大流量为742m35.5水文气象最冷月平均温度-1.4℃最热月平均温度27.4℃极端最高温度42.5℃极端最低温度-19.7℃最冷月平均相对湿度54%最热月平均相对湿度73%夏季主导风向西南冬季主导风向东北设计计算数据：冬季采暖室外计算温度-7℃夏季通风室外计算温度31℃冻结土深度0.44m最大积雪深度19cm平均年总降雨量671.一天最大降雨量298.4mm风荷载0.35KN/m2雪荷载0.20KN/m250年一遇洪水位标高35.2m5.6工程地质由于本项目位于西大溜河西部，G105国道东侧，参照附近企业的工业场地岩土工程勘查报告，场地土自上而下分层如下：①层粉土：厚度1.0m～3.9m，层底标高33.29～35.86m。其地基承载力特征值fak②层粘土：厚度1.00～4.40m，层底标高31.47～33.16m。其地基承载力特征值f②-1层粉土：厚度0.50～1.30m，层底标高33.43～33.86m。地基承载力特征值f③层粉土：厚度0.5～3.20m，层底标高28.51～31.91m。其地基承载力特征值f④层粘土：厚度0.40～4.10m，层底标高27.21～30.16m。其地基承载力特征值f⑤层粘土：厚度0.40m～3.30m，层底标高25.57～28.46m。其地基承载力特征值fak⑤-1层粉土：厚度0.50m～1.30m，层底标高25.97～28.19m。其地基承载力特征值fak⑥层粉土：厚度1.10m～9.00m，层底标高17.37～25.83m其地基承载力特征值fak⑥-1层粘土：厚度0.50～2.3m，层底标高22.02～25.02m。其地基承载力特征值f⑥-2层粘土：厚度0.40～2.0m，层底标高18.81～20.13m。其地基承载力特征值f⑦层粘土：厚度3.30m～7.10m，层底标高11.49～14.59m其地基承载力特征值fak⑦-1层粉土：厚度0.40～1.0m，层底标高14.73～16.61m。其地基承载力特征值f⑧层粉土：厚度0.50～2.0m，层底标高10.41～13.19m。其地基承载力特征值f⑨层粘土：厚度1.50～4.1m，层底标高7.21～10.34m。其地基承载力特征值f⑨-1层粉土：厚度0.70～1.4m，层底标高7.28～9.46m。其地基承载力特征值f⑨-2层粉土：厚度0.70～1.4m，层底标高7.23～8.01m。其地基承载力特征值f⑩层粘土：该层未完全揭穿，其地基承载力特征值fak=240kPa。地下水:勘察期间地下水位埋深1.70～2.70m，水位标高34.03～35.91m。结论：参照以上地质资料，拟建一般建筑物如化水车间、办公楼、单身宿舍、变电所等宜采用天然地基，利用（1）层土为基础持力层，地基承载力特征值采用120kPa。拟建大型建筑物建议采用桩基。5.7厂址条件综评经过综合经济评价，目前选址方案是综合最优方案。

第六章装机方案及主要设备选型6.1装机方案论证本项目全厂热效率为74.98%，远远高于同等规模火力发电厂效率，且水资源消耗极低，且污染物排放量极低，属于典型的清洁生产项目，属于环境友好、清洁生产、循环经济类项目，该项目纳入工业园区的集中工业规划，更能够集中体现CCPP项目的独特优势。根据山东******煤化有限公司焦炉煤气平衡结果，选用两台TITAN130-20501型燃气轮发电机组，单台消耗焦炉煤气约9000m3/h，能够充分的利用平衡出来的焦炉煤气。CCPP项目仅考虑焦炉煤气充足供应条件下洁净焦炉煤气综合利用在燃机余热锅炉的选型上，考虑还有部分富裕焦炉煤气，且燃机随着季节变化焦炉煤气消耗量也有较大的变化。为了充分利用焦炉煤气，做到焦炉煤气放散量为零，燃机余热锅炉采用补燃方式。补燃煤气量根据富裕焦炉煤气量来确定。表6-1燃机基本性能参数表项目单位工况1工况2工况3工况4环境温度℃-1013.52535输出功率kW（联合出力）16026146171361012303燃料消耗量kCal/sec11179.5910263.79764.249207.71Nm3/h9583879783697892热耗kCal/kW2511252825832694kJ/kW10513.110584.210814.511279.2热效率%34.23934.01533.29131.913排烟温度℃489499508522富裕煤气Nm3/h1487305939154869根据上表，在安装两台TITAN130基础上，富裕煤气波动范围在1487～4869Nm3/h，进一步确定每台补燃余热锅炉的补燃煤气量在0～2500Nm3/h之间。在燃机余热锅炉后续工艺上，结合济宁市金乡县化工工业园区蒸汽的需要，蒸汽轮发电机组选择1台12MW的抽凝机组，具备外供1.27MPa过热蒸汽的能力，根据金乡县化工工业园区蒸汽需要量调整抽汽量，同时设计一套100%容量的减温减压设备，以备在蒸汽轮发电机组故障情况下确保蒸汽外供。6.2主要设备选型CCPP工艺四大主机主要性能参数如下6.2.1燃气轮发电机组性能参数型号：TITAN130-20501数量：2台套输出电力电压等级：10kV；50Hz型号TITAN130-20501型式50Hz燃料系统双燃料燃料类型焦炉煤气、柴油性能表参数表海拔m50进气阻力损失mmH2O100废气阻力损失mmH2O250相对湿度%60工况1工况2工况3工况4环境温度℃-1013.52535输出功率kW（联合出力）16026146171361012303燃料消耗量kCal/sec11179.5910263.79764.249207.71kNm3/h9583879783697892热耗kCal/kW2511252825832694kJ/kW10513.110584.210814.511279.2热效率%34.23934.01533.29131.913排烟温度℃4894995085226.2.2煤气压缩机性能参数根据索拉燃机要求，煤气进口参数如下：温度：50(烃露点+27度，水露点+10度[选高者]，最高温度不超过76度)压力：2.4MPa(2.1～2.8MPa)煤气压缩机选用往复式压缩机，机器为对称平衡型，四列四级压缩，采用德国BORSIG公司和瑞士ARECO公司的引进技术，遵照API618标准设计。型号：4M25-161/27-BX配套同步电动机数量：2台主要参数：煤压机进口压力：3000KPa（G）煤压机出口压力：2.4MPa煤压机出口煤气温度：55-60℃主电机：功率：15000KW转速：333r/min同步电动机，防爆等级：EЦT3，防护等级：IP54每级间配套缓冲器及级间冷却器、和气液分离器等设备6.2.3燃机余热锅炉性能参数余热锅炉为双压、卧式烟道、自然循环、立式受热面、补燃型式。数量：2台余热锅炉在环境温度15补燃焦炉煤气范围：0～2500Nm3/h中压蒸汽压力：3.82Map（G）中压蒸汽产量：40t/h中压蒸汽温度：450℃低压蒸汽压力：0.3Map（G）低压蒸汽产量：5.4t/h低压蒸汽温度：饱和当燃机环境温度改变时，余热锅炉低压部分可以滑参数运行，改变其吸热量，继而改变其蒸汽产量，以满足高压部分给水除氧的需要。6.2.4抽凝发电机组性能参数本次工程拟选用抽凝式机组，以满足金乡县化工工业园区对蒸汽负荷的需要。装机配置为二炉一机模式，整体CCPP建制为2+2+2+1模式。蒸汽轮机性能如下：装机容量：12MW进汽流量：72.75t/h进汽压力：3.43MPa（A）进汽温度：435℃抽汽压力：1.27MPa（A）抽汽量：0～40t/h6.3经济指标装机容量：42000kW燃气发电：30000kW汽轮机组发电：10000kW供热工况自耗电率：9.04%年作业时间：6500小时年发供电量：26000万kWh年外供电量：23474万kWh年外供蒸汽量：40万吨年消耗焦炉煤气量：13424万Nm3年耗新水量：69.2万吨年耗氮气量：380万Nm3年耗油量：20t劳动定员：36人工程占地（包括预留二期面积）：49946

第七章工程设想7.1全厂总体规划及厂区总布置规划7.1.1全厂总体规划本工程依托******煤化有限公司，在化工工业园区中心建设，外部条件较好，配套设施由工业园区综合配套，全厂规划主要考虑新建设施的总体布置。7.1.2厂区总平面布置规划根据电厂全厂总体规划，考虑二期三台TITAN130机组位置预留，根据CCPP的工艺流程及配套公辅系统布置，厂区基本划分三块区域：主工艺区域：布置在厂区西侧，靠近******煤化。本区域根据CCPP工艺流程，按顺序布置煤气压缩机房、燃机及余热锅炉、抽凝发电机组主厂房，并预留扩建场地。水系统区域：包括化水、工业水系统配套公辅区域：包括燃油供应系统、氮气供应系统、发电升压及接入系统区域。办公和生活区统一考虑，布置在厂区西侧。7.1.3厂区竖向布置规划厂址地形标高在34.9～35.50m之间，地形较平坦。结合厂区地形地貌、园区防洪规划，厂区采用平坡式的布置方式，设计厂区地面标高为36.20米。7.2热力系统主工艺按2+2+2+1型式：2台煤压机+2台燃气轮发电机组+2台燃机补燃余热锅炉+1台蒸汽轮发电机组。CCPP项目是以燃气轮发电机组为工艺主线，向前延伸工序为煤气压缩系统，向后延伸工序为燃机余热锅炉及蒸汽轮发电系统。热力系统的主要设计内容：—煤气压缩机系统—氮气供应系统—燃油供应系统—燃气轮发电机组—燃机余热锅炉—抽凝发电机组—氮气制备系统—厂区内低压蒸汽管网7.2.1煤气压缩系统煤气压缩机是为燃机提供参数合格的焦炉煤气燃料，根据美国索拉公司TITAN130-20501燃机的进气要求：—焦炉煤气的进口压力及允许波动范围：进口压力2.1～2.8MPa—焦炉煤气的进口温度及允许波动范围：烃露点+27度,水露点+10度(选高者),最高温度不超过76度。与之配套的煤气压缩机型具有流量小，压力高，压缩介质含有大分子炭化物的特点，且焦炉煤气中含有腐蚀性强的H2S。煤气压缩机选用往复式压缩机，机器为对称平衡型，四列三级压缩。每级进气口设进、出气缓冲器，每级压缩完毕设冷却器、汽液分离器。因被压缩介质为易燃、易爆、有毒气体，为保证压缩介质不泄漏，在气缸与机身间增加了中体，在气缸侧设有密封填料和前置密封结构，并在气缸侧填料的低压端设有排放管线，如有少量气体泄漏，该管线可将泄漏气体直接排放至低压安全区；机身侧设有刮油环，可将绝大部分润滑油密封在机身内，减少油耗，节约成本；煤气压缩机需设氮气密封系统，防止焦炉煤气的泄露。与此配套的电气设备需选用增安型或隔爆性。7.2.2氮气供应系统氮气供应系统是CCPP工艺不可或缺的重要组成部分，氮气供应系统主要满足以下工序要求：煤气压缩机的密封；燃机氮气清吹；过滤器反吹；煤气管道检修；燃机余热锅炉充氮保护等。氮气需要量统计如下：序号项目单位数据用氮气性质1煤压机氮气密封Nm3/h100持续2燃机充氮隔离保护Nm3/h50持续3燃机氮气清吹Nm3/h100间断4燃机空气过滤器反吹Nm3/h100间断5余热锅炉充氮保护Nm3/h50间断合计Nm3/h400氮气供应系统不同时利用系数取0.8，经综合考虑氮气制备系统能力选定为为300Nm3/h。7.2.3燃油供应系统燃机启动时需使用轻柴油启动，根据TITAN130-20501机组要求，在发电负荷升至3000kW时可以进行燃料切换，整个启动过程大约在15分钟左右时间内完成。也可直接以轻柴油为燃料带发电负荷。设置一个20m3油罐车→滤油器→卸油泵→油罐→滤油器→供油泵→燃机前滤油器→燃机→燃烧→回油至油罐7.2.4燃气轮发电机组燃机为整体箱式结构。露天布置。从煤压机系统来的焦炉煤气首先进入燃机的三阀组。三阀组由燃机配套供给，控制也由燃机控制系统实现。焦炉煤气经过三阀组进入燃机的燃烧室，索拉公司的大力神130机组常规配置21个燃料烧嘴，也可采用14个低氮燃料烧嘴，燃料燃烧后进入透平膨胀做功。透平为三级轴流式。燃烧所需空气首先经过燃机空气过滤器，后进入空压机，空压机为14级轴流式，压缩后空气压力约1.4MPa。空压机由燃机驱动运行。燃机配套发电机为同步发电机，F级绝缘、F级温升。电机出口电压等级为10kV。燃机自带润滑系统。燃机自带MCC工作站。燃机的控制系统由燃机供应商自成系统。燃机的控制也可通过以太网或MODBUS与系统以太网相接。燃机的部分重要信号进入DCS系统，系统与燃机相关的重要信号通过以太网进入燃机的控制系统。所有以上装置均安装在一个底座上，并由索拉公司提供。燃机自带CO2灭火柜，可安装在燃机附近。7.2.5燃机余热锅炉燃气轮发电机组排烟温度基本维持在490℃～520℃之间，利用补燃式余热锅炉进一步提高烟气温度，充分回收烟气中的热量产生蒸汽，利用蒸汽轮发电机组中发电，补燃余热锅炉采用双压余热锅炉，露天布置，汽水系统为自然循环。低压蒸汽供锅炉给水除氧和煤气管道及供油管道吹扫用。烟道不设旁路烟囱，补燃余热锅炉允许短时间的干烧。7.2.6抽凝发电机组及换热除氧抽凝发电方式是与金乡县化工工业园区供汽相结合的选择方式。根据化工工业园区蒸汽的需要量调整抽汽量。两套余热锅炉公用一套除氧供水系统。供水系统采用母管制，设计3台低压给水泵、3台高压给水泵，均开二备一。凝水泵设计三台，开二备一。7.2.7氮气制备系统根据氮气需要量的统计和技术经济分析，采用变压吸附式氮气制备系统，供应CCPP氮气需要。根据氮气平衡表，建设两套400Nm3/h的纯度为99.9%的变压吸附式氮气制备系统，满足CCPP工艺需要。设备型号：CA-H-400数量：两套7.2.8该系统利用燃机余热锅炉生产的低压蒸汽，做为焦炉煤气管网、燃油系统管网吹扫用低压蒸汽。使用制度为间断使用。7.3主厂房布置7.3.1煤气压缩机房煤气压缩机房为封闭式布置。煤压机厂房36m×18m。煤压机安装在4.5m平台上，煤压机房设1台20/5t防爆型双梁桥式起重机。轨顶标高14m，屋架下弦17.5m。煤气压缩机房副跨36m×8m，两层布置，一层布置煤气压缩机的高低压配电柜，二层布置煤气压缩机的电子设备间及集中控制室。7.3.2燃气轮发电机组及补燃余热锅炉布置燃气轮发电机组及补燃余热锅炉均采用露天布置。单台TITAN130-20501燃气轮发电机组外形尺寸：3100×14510mm，燃机采用直排式，烟气直接排入燃机余热锅炉。燃机余热锅炉采用卧式布置，外形尺寸：3600×16000mm。燃气轮发电机组与燃机余热锅炉总长度约30000mm。7.3.3蒸汽轮机发电机组厂房主厂房主跨尺寸：15000mm×24000mm，副跨6000mm×24000mm。汽轮发电机组机组运转层7主厂房内一层布置锅炉给水泵。以及汽轮发电机组润滑油系统。副跨一层布置锅炉加药系统，高低压配电柜，二层为电缆夹层，三层为电子设备间及集中控制室，除氧器布置在三层屋顶。7.3.4主厂房尺寸汇总

主厂房尺寸汇总表项目单位数据煤压机房柱距m6煤压机房跨度m18煤压机房档数--6煤压机房总长度m36煤压机机房运转层标高m4.5煤压机房行车轨顶标高m12配置吊车t15/3煤压机房副跨柱距m6煤压机房副跨跨度m8煤压机房副跨总长度m36煤气机房副跨层数2煤气机房副跨标高m4.5/10汽机主厂房柱距m6汽机主厂房跨度m15汽机主厂房档数--4汽机主厂房总长度m24汽机主厂房运转层标高m7汽机房行车轨顶标高m15.5配置吊车t20/5发电厂房副跨柱距m6发电厂房副跨总长度m24发电厂房副跨层数3油泵房、氮压机房跨距m6油泵房、氮压机房总长度m21油泵房、氮压机房层高m4.57.4电气7.4.1电气主接线发电机出口电压为10.5kV，考虑机组需频繁起停，在每台发电机出口处设断路器，发电机出口设置母线段。电厂通过三条10kV联络线接入110kV园区变电站，厂内10kV系统采用单母线分段接线方式，发电机并网点设在#1、#2、#3发电机出口及#1、#2、#3联络线开关。联络线采用10kV电缆连接方式。7.4.2二次控制、保护全厂三套机组共设一个集中控制室，电气与热工混合布置，本工程电气控制全部纳入热控DCS系统集中控制。该方案以CRT和键盘为主要监控手段，对电气系统主接线、发电机主回路及厂用电系统进行数据采集、监视及控制。集中控制室内设保护、同期、信号及发电机励磁控制屏，控制及信号全部纳入DCS控制系统。高压厂用电设备电压为10kV，10kV系统采用单母线分段，设分段开关，正常情况下10kV设三段母线，采用单母线分段运行方式，各母线之间采用手动切换方式互相备用。低压用电设备电压380/220V，设备用段母线，运行母线出现故障时，通过备自投装置切换，由备用段母线带故障段母线负荷运行，备自投装置切换时只能切换到一段母线。10kV系统采用中性点不接地，400V系统采用中性点直接接地。电气主接线见附图。7.4.2负荷计算本工程采用需要系数法进行计算。经计算，全厂用电设备总容量约4000kW。正常状态下10kV侧计算负荷：有功功率约3100kW，无功功率约1633kVar，视在功率3504kVA，功率因数为0.88。10kV用电负荷统计表序号名称额定容量kW换算系数10kV段重复容量kVA安装台数工作台数计算容量台台kVA1煤压机15000.822240002循环水泵1800.821144Sj=2544kVA2厂用变8000.6229600Sj=960kVASj=2544+960=3504kVA7.4.3直流系统为供给锅炉房控制、信号、保护、事故照明及UPS系统等直流负荷，本次设计一套高频开关电源，配二组300Ah蓄电池，每线104节，直流屏布置在布置在七米电气设备间内，以浮充电方式运行。7.4.4不停电电源系统设置一套容量为40kVA，单相输出的静态不停电电源装置，布置于7米层电子间内，该装置主要部件包括：整流器、逆变器、静态开关、手动旁路开关、旁路隔离变压器、调压变压器等。交流不停电电源的运行方式为，正常由工作段向UPS提供交流电源，经UPS整流、逆变后将直流转换成单相220V交流向主配电屏供电。当工作段失电时，则由蓄电池向逆变器供电，当逆变器发生故障时，由静态开关将旁路交流电源自动切换至配电屏向负荷供电。检修UPS时，也可使用手动旁路开关将旁路电源切换至配电屏。7.4.5电气设备选择和布置导体及设备选择导体及设备选择遵照《导体和设备选择设计技术规定》（SDGJ14-86），并考虑以下特殊气象条件：（1）选择导体及设备的环境温度为35℃，屋外设备耐受的环境最低温度为-40℃。（2）锅炉房海拔高度不超过1000m，常规电气设备完全可以满足要求。电气设备选型厂用10kV高压开关柜选用KYN28A-12型交流金属铠装移开式开关柜，内装真空断路器。400VPC段低压配电屏选用MNS型抽屉式开关柜，检修电源箱采用XM-3型型检修电源箱。低压变压器选用SCB10型干式变压器，锅炉房选用两台800kVA变压器，蒸汽轮发电机低压段设置1台1000kVA的厂用变压器，输煤除尘共用一台800kVA变压器、全厂设置1台1000kVA的低压备用变压器。直流屏选用MK-12型屏,蓄电池选用阀控铅酸免维护蓄电池。电气设备布置在发电主厂房副跨零米层有高压配电室、直流电源室，配电室到车间内均有电缆沟相通，沟内采用电缆支架。7.4.6锅炉设备控制及计量设备控制电气用电设备采用集中与就地相结合的控制方式，设置厂用电管理系统，配备后台机，正常运行时在控制室控制，事故检修时在机旁控制，在机旁设远方/就地转换开关。计量计量点设置在110kV园区变10kV侧。7.4.7电缆选择及敷设10kV高压动力电缆采用YJV-10kV、YJV22-10kV型低压动力电缆采用VV-1000、VV22-1000型控制电缆采用KVV-500型锅炉本体采用耐高温导线，重要回路采用阻燃电缆。电缆采用沿电缆沟、电缆桥架及穿管沿墙、沿柱、埋地等敷设方式。7.4.8过电压保护与接地（1）建（构）筑物防雷为防止直接雷击，在烟囱等高大建筑物上设置防直击雷保护装置。（2）保护接地及工作接地采用一个共用接地体。接地电阻不得大于4欧姆。7.4.9照明及检修网络本工程设正常照明及应急照明两种，并具有独立的供电系统。正常照明电源由低压干式变压器供电，照明网络电压为380/220V，灯泡电压为220V。应急照明选用带蓄电池的应急灯具实现。锅炉配有检修照明变压器、手提作业灯，锅炉检修电压为12V。集中控制室照明采用嵌入式荧光灯光带；锅炉间等采用防水防尘型工厂灯，光源为白炽灯或荧光灯。检修网络由400V段配电装置引出专用线路供电，分别在锅炉本体、锅炉零米层等设置检修电源。7.5水工7.5.1水源本项目本期设计日用水量：设计每小时用水量110.04m3，年用水量69.2万m3本区属暖温带半湿润季风气候，全年四季分明,雨热同期,雨雪适中。主导风向为：秋冬季多为西北风,春夏季多南、东风和东南风。全年平均气温16.6℃，年平均降水量720毫米。金乡县水资源相对丰富,河网较密，以万福河、新万福河、大沙河为主体辅以灌溉渠和河道支流，形成了灌溉网。主要河道常年不断流，水量稳定，水质较好。万福河最大流量为742m3/s。煤化工园区以北大溜河为主要水源。根据金乡县水利局关于该项目用水情况的说明资料，地表水年可供水量380万m3。金乡县地下水也比较丰富，浅层水地下储量为21亿m3,深层水日可开采量达65万m3拟选厂址附近5公里以内没有中水和矿井排水等水源，本项目水源确定就近取北大溜河水作为水源，取用河水比较经济可靠。扩建时再考虑使用其它水源。设计拟在厂区北侧的北大溜河桥东侧取水。取水设计采用岸边式取水泵房，取水头部设计采用钢管加栅条，外侧加鱼网拦截漂浮物。净水站净水站考虑到扩建和在水池用空后补水的条件下，出力采用200m3/h，净水工艺采用澄清加过滤的工艺。主要构筑物采用澄清池和无阀滤池。澄清池选取2座产水量为240m3/h的标准规格的水力循环澄清池，1座7.5.2供、排水系统循环水量和补给水量本期工程设计规模为2×15MW燃气机组+2×30t/h余热锅炉+1×12MW抽凝机组。并留有扩建余地。发电机采用空气冷却。根据水源条件，本期汽轮发电机组、抽凝机组、冷油器、空冷器的冷却均采用二次循环供水方式，其冷却设备选用机械通风玻璃钢冷却塔。最大凝汽量44.6t/h.循环水量、补给水量分别见表7.5-1、7.5-2。表7.5-1循环水量表机组编号循环水用户夏季用水量（m3/h）冬季用水量（m3/h）1C12抽凝机组2900（44.6×65）2230（44.6×50）2辅机2002003燃机1001004煤压机3003005其它200200合计37003030表7.5-2循环水补给水量表序号项目夏季需水量(m3/h)冬季需水量(m3/h)1循环水蒸发损失1.42%52.5443.032循环水风吹损失0.3%11.19.093循环水排污损失0.3%11.19.09合计74.74.2全厂需水量全厂需水量见表7.7-3表7.5-3全厂需水量表序号项目需水量(m3/h)回收水量(m3/h)实耗水量(m3/h)水源1循环水补给水74.74074.742化学水处理站用水26263工业用水1512.72.34主厂房冲洗用水1015生活用水1016未预见用水505合计122.7412.7110.04由以上统计可知，全厂设计用水量110.04m37.5.3循环冷却水系统根据电厂水源条件，本工程采用敞开式循环水系统。冷却构筑物冷却构筑物选择2座冷却能力为2000m循环水系统及循环水泵选型本电厂2台机组设计配置2座玻璃钢机械通风冷却塔、1条DN900循环水压力管、1条DN900循环水回水管和循环水泵。循环水泵安装在冷却塔下面的联合泵房内，本电厂共设置3台卧式循环水泵，其中1台备用。本系统的工艺流程为经冷却塔冷却后，经循环水泵加压后送入燃机、空气冷却器及冷油器等等，用过的热水沿压力管输送至冷却塔进行冷却，从而进行下一次的再循环。本工程配置2台循环水泵，夏季2台运行，冬季1台运行1台备用。采用的循环水泵规范如下：型号20SH19流量2019m3扬程22m转速970r/min电动机功率180kW电压380V7.5.4消防给水和生活生产给水系统根据本工程水源为地下水，联合泵房外设有两座500m3电厂消防采用临时高压制，消防水量按65L/h,火灾延续时间2h.消防水泵设在联合泵房内，设消防泵2台，Q＝240m3/h，H＝72m，N＝75kW，自消防水池吸水。厂区内的消防，在主厂房等建筑物内设室内单出口消火栓消防，在不宜用水消防的建筑物内采用灭火器消防。室外消火栓沿道路敷设，其间距小于120m，采用室外地上式消火栓，每个消火栓设有一个直径100mm和二个直径65mm的栓口。另外在主厂房的消防进水管上设消防水泵接合器。主厂房顶部设15m生活用水最大时用水量为1m37.5.5排水系统厂区排水系统分为雨水、生产废水排水及生活污水排水。采用分流制排水系统。电厂的生活污水经化粪池一级处理后，汇入工业园区污水管网。化水站的酸碱废水经中和处理后，汇同其它生产废水一起排入废水管网，这部分水没有增加污染，只是提高了废水的含盐量。厂内雨水经雨水管沟汇集后，就近排入河道。7.6化学水处理系统7.6.1设计基础资料（1）机组型式及参数本期工程设计规模为2×15MW燃气机组+2×30t/h余热锅炉+1×12MW抽凝机组，并留有扩建余地，发电机采用空气冷却。（2）水源及水质生水水源为经过澄清过滤处理的地表水。水质分析报告资料如下：pH 8.3电导率(25℃) 2250μS/cm离子总量 1450mg/lCa2+ 101.0mg/lMg2+ 101.0mg/lK++Na+ 298mg/lCl- 157mg/lSO42- 500mg/lCO32- 38.4mg/lHCO3- 304mg/l（3）水质标准汽水标准参考《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-1999。A、锅炉给水质量标准硬度≤2.0μmol/L溶解氧≤7μg/L铁≤30μg/L铜≤5μg/L油<0.3mg/L联氨10~50μg/LPH(25℃)8.8～9.3B、锅炉炉水质量标准总含盐量≤100mg/L磷酸根2~10mg/L电导率(25℃)<150μS/cmPH(25℃)9.0~10.5C、蒸汽质量标准钠≤10μg/kg二氧化硅≤20μg/kg电导率（氢离子交换后，25℃）≤0.3μS/cmD、化学除盐水硬度≌0μmol/L二氧化硅≤20μg/L电导率(25℃)≤0.2μS/cm7.6.2⑴水处理系统出力外供蒸汽按凝结水不回收，最大外供蒸汽按40t/h考虑。表7.6-1汽水平衡表序号损失类别损失率(%)损失量(t/h)非采暖期采暖期1厂内汽水循环损失锅炉额定蒸发量的3%1.81.82锅炉排污损失锅炉额定蒸发量的2%1.21.23启动或事故增加损失最大锅炉额定蒸发量的10%3.03.04对外供汽损失凝结水不回收4040总计4646表7.6-2水处理系统出力表序号项目(t/h)非采暖期采暖期1锅炉正常补水43432锅炉最大补水46463锅炉补水系统自用水率5%5%4锅炉补水系统正常出力45.345.35锅炉补水系统最大出力48.348.3总计48.348.3由上表可知，锅炉补水48.3t/h可满足本工程要求。考虑本工程反渗透装置未设置旁路和备用，故设计时系统出力留有一定的富裕量，并考虑选用较大容积的除盐水箱，作为反渗透装置清洗、检修换膜及机组启动等的备用水量。因此，本期工程按锅炉补水处理系统出力50t/h进行设计。7.6.3水处理系统选择根据原水水质、给水和炉水的质量标准、补给水率、排污率、设备和药品的供应条件以及废液排放等因素，确定了两个水处理系统方案进行比较如下：方案I：生水来水→（絮凝剂、杀菌剂）双介质过滤器→（还原剂）活性炭过滤器→（阻垢剂、盐酸）反渗透装置→除二氧化碳器→中间水箱→中间水泵→阳离子交换器→阴离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房方案II：生水来水→（絮凝剂、杀菌剂）双介质过滤器→（还原剂）活性炭过滤器→（阻垢剂）一级反渗透装置→一级反渗透产水箱→（NaOH）二级反渗透装置→二级反渗透产水箱→中间水泵→混合离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房表7.6-3技术经济方案比较表名称项目方案I方案II主要设备生水加药装置1套生水加药装置1套生水加热器1套生水加热器1套双介质过滤器Φ30002台双介质过滤器Φ30002台活性炭过滤器Φ30002台活性炭过滤器Φ30002台150m3150m3反洗水箱1座反洗水泵320m3/h22m反洗水泵320m3/h22m反渗透装置25t/h2套一级反渗透装置30t/h2套100m3100m3二级反渗透装25t/h2套除二氧化碳器Φ12001台除二氧化碳器Φ12001台中间水泵50m3/h25m中间水泵50m3/h25mΦ1500阳离子交换器2台Φ1500阴离子交换器2台Φ1200混合离子交换器2台150m3150m3除盐水泵50m3/h32m除盐水泵50m3/h32m10m310m31.5/1.0m31.5/1.0m3再生水泵30m3/h35m再生水泵30m3/h35m卸酸、碱泵10m3/h20m卸酸、碱泵10m3/h20m设备材料及安装总投资(万元)140.0166.0土建投资(万元)120.0120.0年运行费(万元)(仅考虑含设备材料折旧费、酸碱消耗、电费及药剂费用)70.080.0根据以上方案初步比较，方案I比方案II一次性投资低26万元，且年运行费用低10.0万元，但方案II酸碱废液排量小、自动化程度高。两个方案均运行可靠，管理方便，但考虑到投资及运行费用因素，设计采用方案I：一级反渗透+一级复床离子交换器的除盐系统。反渗透采用PLC控制自动运行并可手动控制，过滤器、离子交换器采用手动运行。过滤器反洗水采用反渗透浓水。a.主要设施化水厂房540m辅房360m中和水池2×100mb.化学水处理间设备布置水处理间水处理间的布置分主跨和附跨，主跨15m，附跨6m，柱距为6m，主跨屋架下弦标高8.0m。主跨内设备分两排一侧布置过滤器，另一侧布置反渗透装置及离子交换器。附跨分为水泵间、计量间、风机间等反洗水箱、中间水箱、除二氧化碳器、除盐水箱、反渗透产水箱、酸碱贮罐及中和水池等布置在室外。水处理附属间化学水处理附属间分三层布置。一层有控制室、跟班化验室、配电室等。二楼设药品库、电气室、男女更衣间、办公室及男女厕所、盥洗室等。三楼设油分析、水分析、资料室、仪器室、计量室、热工室、会议室等。7.6.4循环水处理系统循环水水源地下水含盐量较高，约1450mg/L左右,钙、镁离子含量也较高，浓缩倍率大于3，循环水需要进行防垢处理，同时由于循环水温度较高，易滋生藻类及菌类，需要进行杀菌灭藻处理。因而设计采用投加阻垢剂和杀菌剂进行处理。7.6.5给水、炉水处理及汽水取样给水、炉水处理系统包括：给水加氨、炉内加磷酸盐系统。本期工程设2箱3泵组合式加氨装置、2箱3泵组合式加磷酸盐装置各1套。汽水取样系统的设备采用人工取样装置，取样冷却水采用工业水。加药设备和汽水取样装置集中布置在锅炉房运转层固定端加药取样间内。7.6.6酸、碱废水处理离子交换器再生时酸、碱废水排入中和水池，经罗茨风机气力搅拌及加酸、碱中和处理后排入厂区废水管网，这部分废水没有增加污染物。7.7热工7.7.1控制方式（1）根据燃气-蒸汽联合循环机组的特点，燃气轮机设置就地控制室，其控制信号通过以太网与全厂DCS系统相连。（2）余热锅炉、蒸汽轮发电机组、煤气压缩系统、电气系统、75t/h流化床锅炉采用DCS(分散控制系统)控制。化水系统、氮气供应和氮气制备系统、空压机系统、除渣灰系统、除尘系统等各自配套PLC系统，各区域的控制系统通过以太网互连。实现集中管理。（3）在发电主厂房区设置控制设备间，在运转层设有集中控制室及电子设备间，集中控制室及电子设备间下设置电缆夹层。在集中控制室，可实现对全厂各系统及设备的集中监控。（4）集中控制室内设有机组操作台、汽包水位电视等设备。操作台上设有操作员站、安全停机、停炉、解列发电机等所必需的操作按钮及热工信号按钮。（5）不设变送器小室。锅炉侧的变送器相对集中于就地设置的保温箱内，汽机、除氧给水及其他系统的变送器则视具体情况就地相对集中安装。（6）辅助系统，如：循环水控制系统、轻油系统、冷却水系统等不设就地控制室，其控制纳入DCS。7.7.2控制水平（1）操作员在集控室内通过LED、鼠标即可实现燃气轮机组、余热锅炉、抽凝发电机组、煤气压缩系统、电气系统、轻油系统、冷却水系统、氮气供应系统、氮气制备系统正常运行工况的监视、控制和调整以及异常工况的报警和紧急事故处理。在少量就地操作和巡回检查配合下在集控室可实现机组的启动。（2）每台燃气轮机控制室设有一套控制系统，该控制系统可独立完成燃气轮机的启动、运行和停机控制。并留有燃机控制系统与全厂DCS的通讯接口，重要的信号通过硬接线送DCS系统。（3）燃气轮机控制系统由制造厂配供，控制系统的控制器、电源、通讯系统以及重要参数的传感器等冗余设置，并配有完善的超速、振动、轴位移、熄火、消防等保护措施。燃机控制系统提供完全的对燃机、燃机发电机和辅助系统的监控。控制范围主要分为：协调控制、顺序控制和保护等功能。（4）补燃余热锅炉、汽轮发电机组、换热站、煤气压缩系统