内蒙古某热电厂2×300mw空冷机组初步可行性策划书

内蒙古清水河XX热电厂2×300MW空冷机组工程初步可行性研究报告XX电力勘测设计院《工程勘察证书》甲级证书编号：《工程设计证书》甲级证书编号：2008年4月呼和浩特******************************************************内蒙古清水河XX热电厂2×300MW供热机组新建工程**初步可行性研究报告******************************************************

XX电力勘测设计院《工程勘察证书》甲级证书编号：《工程设计证书》甲级证书编号：2008年4月呼和浩特院长：总工程师：设计总工程师：目录1概述………………………2热负荷…………3电力系统………………………4燃料供应………………………5建厂条件………………………6工程设想………………………7环境保护………………………8劳动组织及定员………………9工程计划进度…………………10投资估算及评价………………11结论及建议……………………图纸目录厂址地理位置图………图1厂区总平面布置………图2

附件目录

·内蒙古自治区环境保护局内环字〔2004〕125号《内蒙古自治区环境保护局关于内蒙古XX火力发电有限公司清水河4×300MW火力发电项目立项的环境保护审查意见》·呼和浩特市人民政府文件呼证批字（2002）58号《呼和浩特人民政府关于同意筹建内蒙古清水河XX火力发电厂项目的批复》·清水河县人民政府文件清政批字（2004）4号《清水河县人民政府关于同意建设内蒙古清水河XX火力发电厂的批复》·内蒙古清水河县XX火力发电有限公司与内蒙古清水河县人民政府签订的《清水河火力发电厂项目建设合作协议》·清水河县发展计划局文件清计发（2004）16号《关于对内蒙古清水河县高耗能工业园区自备电厂4×300MW机组火力发电厂建设项目申请报告的批复》·内蒙古清水河XX火力发电有限公司《关于投资筹建内蒙古清水河县高耗能工业园区自备电厂建设4×300MW机组火力发电厂的申请报告》·清水河县环境保护局文件清环发（2004）第9号《关于清水河XX火力发电有限公司申请办厂的批复》·清水河县建设规划和国土资源局文件清建土发（2004）17号《清水河县建设规划和国土资源局关于项目用地选址的函》·清水河县经济委员会《关于同意XX电厂在王桂窑乡建厂的复函》·清水河县水务局文件清水发（2004）6号《清水河县水务局关于XX4×300MW机组火力发电厂取用水的函》·清水河县建设规划和国土资源局文件清建土发（2004）24号《关于清水河XX发电有限公司电厂排水问题的意见》·清水河县环境保护局《关于XX电厂废水和废渣排放的函》·清水河县经济贸易局文件清政经发（2004）3号《关于清水河县煤炭生产基本情况说明》·内蒙古清水河县XX火力发电有限公司与内蒙古亚华水泥有限公司签订的《综合利用协议》·内蒙古亚华水泥有限公司文件内亚泥字（2004）第9号《关于向清水河XX火力发电厂4×300MW机组供脱硫剂（石灰石或石灰石粉）承诺的函》1.概述1.1项目概况内蒙古清水河XX热电厂2×300MW空冷机组工程，拟建于内蒙古清水河县王桂窑乡常家河村东北部。清水河县工业现已基本上形成了以化工、有色金属、建材、陶瓷、农副产品加工为主体，以电石、水泥、硅铁、金属镁、日用陶瓷、煤、脱水蔬菜为重点的高载能工业体系。随着改革开放的不断深入，使得全县各项公共事业发展较为迅速，随着经济建设发展,县政府决定充分利用西部大开发的良好机遇，发挥其地区矿产资源和区位优势，积极探索研究新的地区发展模式，培育新的经济增长点，尽快使当地的资源优势向经济优势转化。清水河县政府决定以优惠政策吸引外资，在清水河县西北部王桂窑乡常家河村东北部,建立以能源、矿产资源开发、冶炼、建材为核心，热电厂为基础的XX工业园区，同时开发生产高技术、高附加值的产品，从而带动地区其他配套产业的发展，为清水河县的经济的发展注入新的活力。新建的XX工业园区于2003年开始动工建设，规划面积35km2，新建工业园区位于王桂窑乡火车站西南方向8km处，计划在10年内分三期建成。同时，在新建XX工业园区内配套行政办公区、居民住宅区、金融贸易区、科技开发区、文化教育区等，使之逐渐成为清水河县的政治、经济、文化中心。清水河县新建的工业园区，是以矿产开发、冶炼、建材加工为龙头，热电厂为基础，使当地资源得到最佳配置，废物得到有效利用，环境污染降到最低水平，进而拉动地方经济的快速发展，同时也是对党中央提出的“三个代表”的具体实践。内蒙古自治区煤炭资源丰富，又是我国严重缺水的地区，节省建设项目的用水是当务之急。如何将丰富的煤炭资源转化为财富，又能节省有限的水利资源，采用空冷发电技术变输煤为输电，是贯彻国家可持续发展战略的积极选择。根据我国目前运行管理水平，空冷机组的耗水量仅相当于同容量湿冷机组的20%～25%，节水效果非常明显。随着国家经济建设速度加快，清水河县工业生产的不断扩大，尽快使当地的资源优势向经济优势转化，急需建设热电厂以满足当地的实际需求。XX热电厂2×300MW空冷机组投产后，可以满足当地工业发展的用电负荷需求，多余电力可以送至华北电网，变输煤为输电，缓解铁路运输压力，同时可加强当地网架结构，缓解了整个蒙西电网缺电的局面。本期新建空冷热电厂工程投产后，作为清水河最大的热电联产厂，不仅可为清水河县新建XX工业园区提供电力供应，而且可为整个新区提供集中供热热源,使新区经济建设更快的发展提供可靠的能源保障，创造一个良好的投资环境，促进当地经济更快发展。本期热电联产项目经济效益较高，但其带来的社会效益更为显著。1.2设计依据·XX火力发电有限公司与内蒙古电力勘测设计院签订的《设计合同》·清水河县人民政府与XX火力发电有限公司合作协议书；·内蒙古自治区环境保护局内环字〔2004〕125号《内蒙古自治区环境保护局关于内蒙古XX火力发电有限公司清水河4×300MW火力发电项目立项的环境保护审查意见》·清水河县建设规划和国土资源局文件清建土发（2004）17号《清水河县建设规划和国土资源局关于项目用地选址的函》·以及有关水源、煤源、排水、防洪、综合利用、热负荷等支持性文件。1.3设计范围（1）按本期建设2×300MW空冷机组，远期规划4×300MW空冷机组，论证建厂条件；（2）厂区布置及简要工程设想；（3）投资估算及经济评价；1.4城市概况内蒙古清水河县位于内蒙古自治区中部，首府呼和浩特市最南端，隶属呼和浩特市，清水河县东部和南部以长城为界与山西省右玉、平鲁、偏关三县区毗邻，西部以黄河为界与鄂尔多斯市准格尔旗隔河相望，北部与和林格尔县、托克托县交界。清水河县处于在晋、陕、蒙接壤经济区的腹地、呼市、包头、东胜“金三角”经济区的辐射区。清水河县城（城关镇）位于县域中部，北距呼和浩特116km。全县总面积2822km2，人口23.5万人。清水河县地处黄河中上游黄土丘陵区，境内丘陵起伏，因受流水的长期侵蚀切割，沟壑纵横交错，地形相对高差一般为50～100m。其区域地势呈东南高，西北低，平均海拔1373.6m，全县呈低山、丘陵、深沟地形。县境内矿产资源较丰富，具有品种多，储量大，品位高的特点，主要有煤炭、铝土、高岭土、石灰岩等矿产。铝土矿储量为8400万吨，高岭土储量约5000万吨。石灰岩分布广，厚度大，主要集中在城关镇，王桂窑乡、窑沟乡、单台子乡。石灰岩产状平稳，覆盖层薄，适宜露天开采，仅内蒙古亚华水泥有限公司矿山石灰石储量就达4亿吨。是烧制石灰、水泥的主要原料。清水河县交通运输较为便利，丰～准铁路和109国道、209国道纵贯全境，铁路、公路交通运输条件十分方便。石苍窑、王桂窑、老牛湾火车站是丰～准铁路线上较大的货运和客运车站，货运站完全具备装卸设备的条件和能力。其中：石苍窑、王桂窑车站距109、209国道仅为1.5km。清水河县燃料供应主要来自其县境内的地方煤矿，根据内蒙地质局准格尔地质队勘测资料，其煤田为准格尔煤田的延伸部分，其煤田储藏量可达18亿吨。现已探明的各矿区的可开采煤田不仅储量大，而且质量好，价格低。目前，各煤矿现生产能力大于需求能力。在水资源方面也较为丰富，地表水有黄河水，距王桂窑乡约15km，位于王桂窑乡西侧。另外，作为黄河的支流浑河、清水河距王桂窑乡仅4km。目前，王桂窑乡生活、生产水源主要依靠浑河水、清水河及地下水进行补充供给。在电力供应方面，地区供电主要来源于蒙西电网，由薛家湾220kV变电所经单回110kV线路为当地供电。蒙西电网“十五”期间负荷发展速度较快，主要是由于自治区内各地政府利用西部大开发的契机，纷纷出台各种优惠政策进行招商引资，寻求新的经济增长点，促进当地经济建设更快的发展。内蒙古自治区以低廉的成本、较低的电价以及丰富的煤炭、矿产资源，吸引国内外一大批工业项目在各地落户，引起用电负荷增长较大。清水河县电力不能自给，属缺电地区，需从蒙西电网受电，目前因电力供应不足，致使许多到工业园区内投资建厂的投资商，无法下决心动工建厂，致使当地丰富的资源得不到有效的利用，严重制约当地经济的更快发展。在供热方面，根据清水河县政府对新建XX工业园区的供热规划，以及工业园区各企业的发展情况，规划在新区内全面实行集中供热，创造一个良好的投资环境和生活环境，避免重走先污染后治理老路，统一规划建设供热管网，按目前的新区建设规划至2006年供热面积可达到：50万m2，2012年集中供热面积将达到200万m2。根据当前清水河县城市基础设施建设情况和经济发展的迫切需要，为促进当地文明建设、改善投资环境，发展经济，保障人民的身体健康，节约能源，保护当地生态环境，XX空冷热电厂的建设是十分必要的。1.5建设的必要性（1）实施西部大开发战略，振兴西部经济更快发展，是全国发展的一个重大举措，本工程的建设是全面贯彻落实西部大开及振兴自治区能源基地战略的具体体现，内蒙古清水河县的煤炭、矿产资源丰富，地域辽阔，人口密度低，具有发展电力项目的良好条件。（2）本热电联产项目的建设，也是国家对贫困地区经济发展的有力支持，特别是对内蒙古清水河县的国民经济发展和社会稳定，全面建设小康社会，进而实现现代化目标，具有十分重要的战略意义。（3）XX空冷热电厂的建设，也奠定了清水河县经济腾飞的基础，鼓舞该地区人民向贫穷挑战，尽快脱贫致富奔小康，将当地的资源优势转化为经济优势的重要举措。（4）本期热电联产项目的建设，目的是扩大XX工业园区各企业生产能力，降低成本提高经济效益，同时加强和完善清水河县城市基础设施，充分利用当地丰富的资源，按照热发电联产的方式，扩大当地的供热、供电能力，电厂的灰渣全部综合利用，改善当地环境质量，减少环境污染，充分利用能源，实现环保、节能、高效可持续发展，促进当地经济建设和推动各项事业更快发展。（5）本热电联产项目工程有利于清水河地方经济的发展，扩大当地就业机会，减少失业人口，并可带动运输业、采矿业、建筑业、加工业、工商业等相关产业，有利于社会稳定，有利于XX工业园区自身的发展，使企业做强做大，在激烈的市场竞争中立于不败之地。（6）本期工程采用空冷技术，节约水资源，以使当地经济保持可持续发展。本期热电联产项目的建设，完全符合当前国家的产业政策，能源、环保政策,抓紧时间进行该项目的立项和开工建设是十分必要的。1.6主要技术原则（1）以满足工业园区以及当地的供电、供热需求为基本目的，按照热电联产方式运行，节约能源，合理利用资源，减少城市环境污染。（2）认真贯彻执行国家的有关设计规程、规范和规定。（3）采暖供热面积按2012年新区供热规划考虑。（4）采用国内、外先进技术，提高能源利用率，节约能源。（5）输煤系统按规划容量考虑，本期采用汽车运煤方式，预留将来铁路运煤的条件。（6）化学水处理系统按本期2×300MW空冷机组考虑，预留扩建场。（7）本期工程采用直接空冷技术，以节约水资源。（8）热网加热站首站设置在主厂房内。（9）本期工程以220KV电压等级接入系统。（10）电厂供水采用浑河、清水河地表水。（11）工业排水小部分排至厂区附近的排洪沟，大部分阶梯利用，用于煤场喷淋、输煤系统冲洗、工业园区绿化等其他用途。（12）对轴瓦冷却水除油后，回收利用，作为循环水补水。（13）生活排水经厂内生活污水处理站处理后，用于冷却塔补水。（14）设计煤种为地方烟煤＋准格尔烟煤。（15）为保护环境，设置石灰石～湿法脱硫装置。（16）灰、渣考虑综合利用。（17）按现行近期设备、材料价格和最新的电力定额编制工程的投资估算并做出经济评价。（18）从地震、地质的角度评价厂址的区域稳定性。2热负荷2.1供热现状清水河XX工业园区，将作为当地高载能工业集中的地区，在XX工业园区2002年开始动工建设以来，清水河县政府制定了一系列优惠政策，吸引大批高载能企业在此开工建厂，随着XX工业园区发展步伐较快，供电、供热市场需求将迅速增长，园区内基础设施相应需进行配套完善。根据XX工业园区建设发展规划，为避免走先污染后治理的老路，XX工业园区建设发展规划，对工业园区将统一实行集中供热，预计2006年将达到50万m2，2012年将达到200万m2。2.2供热热负荷随着清水河XX工业园区的不断发展，将来采暖面积不断扩大，采暖热负荷将逐年增加，同时为改善工业园区的空气质量状况，县政府要求园区内将不允许自建小采暖小锅炉，一律实行集中供热。XX热电厂的建设，运行方式为热电联产，2×300MW空冷机组的供热能力，将按供热规划的要求，满足2012年的XX工业园区的需求。其工业园区的集中供热热网的建设，将由XX火力发电有限公司统一规划建设，分期逐步实施。因工业园区各企业较为集中，供热距离短，考虑将来工业园区的不断扩大，具体供热方式将采用二级网供热方式。一级网供热参数：·供、回水温度：130／70℃·供、回水压力：0.8／0.2MPa·循环水量：2300m2/h3电力系统3.1电力系统现状3.1.1华北电力系统现状华北电网由京津唐电网、河北南部电网、山西电网、蒙西电网组成，供电区域包括北京、天津两直辖市和河北、山西两省及内蒙古自治区西部地区。京津唐电网供电区域包括京、津两市和河北省北部的张家口、廊坊、唐山、承德和秦皇岛五区（市）。华北电网总供电区域面积146.78万km2，占全国总面积的15.3%。华北电网最高电压等级为500kV，500kV电网已具有一定规模，形成了以京津唐地区为负荷中心的受端500kV网架以及以内蒙西部、山西电网为送端的“西电东送”4回500kV线路。“西电东送”容量包括大同二厂1200MW的装机容量、神头二厂360MW的装机容量、内蒙西部电网1300MW的输送电力。河北南部电网、山西电网、内蒙西部电网内部的500kV网络正在逐步建设形成。华北电网的电力负荷主要集中在东部的京津唐电网和河北南部电网。据统计，2002年华北电网最高发购电负荷为36430MW，全社会用电量为254596GWh，全社会净用电量为214547.06GWh。2002年京津唐电网最高发购电负荷占全网负荷的49.85%，河北南网占23.52%，京津冀地区供电负荷占全网负荷的三分之二强；山西电网最高发购电负荷占华北全网负荷的25.66％，内蒙西部电网为8.70％。3.1.2内蒙西部电网现状内蒙西部电网（以下简称蒙西电网）位于内蒙古自治区西部地区，供电范围由西至东包括：阿拉善盟的东部地区、乌海市、巴彦淖尔盟、鄂尔多斯市、包头市、呼和浩特市、乌兰察布盟和锡林郭勒盟的西部及南部地区。蒙西电网供电网络呈东西向狭条状分布，由西至东供电距离约1000㎞。截止2002年底，蒙西电网共有发电厂12座，总装机容量5903MW。其中火电厂11座，装机容量5363MW；由内蒙和山西共同建设的万家寨水电站1座，其中3×180MW接入蒙西电网。此外，海勃湾电厂二期2×200MW机组已于2003年初已经投产，并网发电。蒙西电网2002年最高供电负荷为2830MW，向华北电网最高送电1300MW。目前蒙西电网存在的主要问题有：a.目前蒙西电网在确保外送一定容量后，随着高耗能电力负荷的迅速增长，系统的电源容量已显不足。乌海、包头、巴盟等地区出现电力供应不足的现象。乌海地区由于电源容量不足，远距离送电又受海临断面稳定的限制，且压降过大，因此地区电压难以维持而处于限电局面。b.网内缺少必要的无功调节设备，电网无功分层分区就地平衡很难实现，调压手段有限，从而造成蒙西电网高电压和低电压并存的局面。c.电网调峰能力不足。由于蒙西电网是一个火电机组占91.43%的电网，火电机组压出力调峰能力有限，造成了需要由火电机组启停进行调峰的局面，影响了机组运行的经济性和使用寿命。d.目前蒙西电网投运机组中，直接接入500kV电压等级的发电容量仅有丰镇电厂2台200MW机组，其余盈余电力均需升压送出，且担任西电东送的主力电厂的单机容量偏小。3.1.3电厂概况清水河XX热电厂位于内蒙古呼和浩特市清水河县西部，西侧临近黄河东岸，厂址东侧、南侧紧邻大～准电气化铁路，距准格尔大型露天煤矿约50km。清水河XX热电厂规划容量为4×300MW空冷机组，一期工程2×300MW空冷机组，计划2004年开工建设，2006年、2007年各投产一台。属较大的空冷坑口电站，可作为蒙西电网“西电东送”的重要组成部分。清水河XX热电厂煤源丰富，水源可靠，向华北电网送电距离较短，是非常具有竞争力的坑口电站。3.2电力负荷及电力平衡3.2.1电力负荷预测3.2.1.1京津唐电网负荷预测近年来，京津唐地区夏季天气炎热，夏季制冷负荷增势迅猛，导致夏季负荷水平升高，从而出现夏、冬两个用电高峰季。1997年～2002年，京津唐电网最高供电负荷均出现在夏季。今后气候对最高供电负荷的影响将增大。

1990～2002年整个京津唐电网最高供电负荷年均增长8.97％，比同时期京津唐电网用电量的增长速度（7.63％）高1.34个百分点。根据京津唐电网电力市场需求分析以及从华北电力公司收集的最新的负荷资料，预计2005年京津唐电网用电量将达到112000GWh，2010年达到148000GWh，其中2002年～2005年期间用电量年均增长率为6.60％，“十一五”期间用电量年均增长率为5.73％。

预计京津唐电网供电负荷2005年和2010年分别达到20800MW和28200MW。其中2002年～2005年期间年平均增长率为7.02％，“十一五”期间年平均增长率为6.28％。3.2.1.2蒙西电网负荷预测蒙西电网最高供电负荷在2001年2420MW基础上，到2005年将增加到5500MW，净增负荷3080MW，年平均增长率高达22.78%。“十一五”期间蒙西电网负荷仍以较高速度增长，到2010年全网最高供电负荷将达到8900MW，五年净增3400MW，年平均增长率为10.10%。“西电东送”工程是全面贯彻落实西部大开发战略的重要组成部分。内蒙古自治区煤炭、水利资源丰富，地域广阔，人口密度低，具有发展电力工业的良好条件。截至2002年底蒙西电网向京津唐电网送电容量达1300MW，已成为京津唐电网的主要送电能源之一。“十五”、“十一五”期间，内蒙电力行业将抓住西部大开发的机遇，继续实施“西电东送”，以区内己开发的煤田资源、水资源为依托，加快建设一批“西电东送”电源项目，厂网分开后，由于蒙西电网负荷发展迅速，吸引一批非公有制企业在内蒙地区投资建设发电项目，将当地的资源优势转化为经济优势。

蒙西电网在保证向京津唐电网送电1900MW～2500MW的基础上，还具备增加送电容量的能力，填补京津唐电网的市场空间，或开拓其他的电力市场，如河北南网。截止到2002年6月清水河县地区最大供电负荷为37MW，目前由薛家湾220kV变电所经单回110kV线路为其供电。2002年～2005年，内蒙古三联化工厂二、三期工程、喇嘛湾硅铁厂、清水河交通水泥厂以及其他地方企业陆续投产，将增加电力负荷88.2MW，同时考虑地区负荷的自然增长，2005年底清水河地区的电力负荷将达到138MW，2005年～2010年按8％的增长率考虑，2010年该地区用电负荷可达到203MW。随着热电厂的建成投产，必将使更多的企业来工业园区投资建厂，届时供电负荷将会有大幅度的增长。3.3电厂接入系统方案清水河XX热电厂2×300MW空冷机组计划于2006年、2007年各投产1台机组，目前内蒙220kV为主要配电网络的网架结构，本期工程的建设,可使蒙西电网220kV网络结构得到加强，清水河XX热电厂距清水河变电站较近，所发电力立足在当地消耗，多余上网，本期工程规划出线2回，远期预留2回。考虑向蒙西电网供电，以220kV电压等级接入清水河变电站。清水河XX热电厂接入系统的具体方案，待接入系统设计审批后，按审批意见执行。3.4调度关系本期新建2×300MW空冷机组，以220kV线路接入清水河220kV变电站。按照《内蒙西部电力系统调度规程》中的有关规定，热电厂建成后由内蒙中调实施一级调度管理。4燃料供应4.1煤源清水河县煤炭主要分布在沿黄河流域小缸房至下城湾一带，地处窑沟乡境内，是准格尔煤田的延伸部分。已探明煤炭C3级总储量18.25亿吨，分布面积为180.4km2。根据内蒙古地质局区域地质测量二分队进行的煤质分析其发热量为4800～5400kcal/kg，是良好的工业用煤及民用煤。清水河县窑沟地区目前有7个煤矿，8个矿井，较大的井田有窑沟井田、刘胡梁井田，城湾井田等。7个煤矿的原煤生产量每年约30～50万吨，基本做到全产全销。各煤矿现生产能力远大于需求能力，视市场需求状况，还可扩大再生产。准煤公司在清水河王桂窑乡新建煤炭集运站，集运站位于清水河新区，东邻大准铁路，西至209国道，总面积602亩。目前正在建设专供内销、外销的铁路专用线1.5km，预计2003年10月投入运营。清水河集运站建成后，站台年吞吐量为800～1000万吨，月吞吐量可达到80万吨，日存煤量可达3万吨，可直接为清水河XX热电厂供煤，也可作为清水河XX热电厂的贮煤基地。4.2煤质分析根据清水河地区有关煤矿提供的煤质分析，本期燃煤煤质的工业分析如下：·收到基低位热值：Ｑnet,ar18810KJ／kg·收到基灰分：Ａar20.54％·收到基水分：Ｍｔ16.00％·收到基全硫：Ｓar0.71%·挥发分：V32％燃料消耗量燃料消耗量（t）设计煤种1台炉2台炉小时耗煤量162324日耗煤量35647128年耗煤量97200019440004.3燃料运输清水河地方煤矿距XX热电厂最远运距约35km左右，根据各煤矿目前的生产情况，以及准煤公司在清水河王桂窑乡新建煤炭集运站供应能力，每年可向电厂供煤200万t／年，汽车运输，利用社会运力解决。4.4燃油本期所需燃油夏季采用0号轻柴油,冬季采用－20号轻柴油，燃油由清水河县石油分公司提供，运距约6km，并由石油公司专用汽车运至热电厂燃油贮罐区。5建厂条件5.1厂址概述清水河XX空冷热电厂厂址，根据清水河县政府规划要求，拟选在王桂窑乡常家河村东北部的工业园区内，场地自然标高在1210～1230m之间，建设场地东西长约800m，南北宽约600m，占地约为28公顷，厂址北高南低，西高东低，地形较为平坦，自然坡度在2％，为荒漠沙地。根据初勘地质资料，场地无不良地质，无文物、矿藏，无拆迁工程量。5.2交通运输5.2.1铁路大～准铁路正线全长263.4km，在县境内37.57km，通过王桂窑乡、小庙子乡，境内共设王桂窑、清水河、老牛湾3个站址。大～准电气化铁路位于拟定厂址的东部和南部，分别距电厂6km、5km、8km，大～准线近期设计输送能力为1500万吨，远期设计输送能力为4000万吨。本期工程暂不考虑铁路专用线，大件运输考虑在王桂窑站卸货，由公路运输进厂。5.2.2公路西起拉萨，东至北京的109国道横穿县境东西，境内全长：101.47km。北起呼和浩特，南至广西北海的209国道纵贯县境南北，境内长度：92.5km。北起呼和浩特，南至准格尔旗大饭铺的103省道，穿过县域西北部黄河边的喇嘛湾镇，过境长度：8.8km，清～喇二级公路（清水河至喇嘛湾）构成县城至喇嘛湾的西北通道，全长72km。各乡镇通有公路，交通便利。清水河县政府规划工业园区的主要道路，将与109国道相接，电厂的进厂道路与规划路相接，因此，公路运输较为便利。5.3水文气象5.3.1水文常家河村厂址位于大～准铁路的西边6km，该厂址北高南低，场地自然标高在1210m～1230m之间，不受周围河沟洪水威胁，每当暴雨来临时，只需考虑排泄本区域的场地汇水。浑河百年一遇洪水位1067m，比厂址地面约低163m。5.3.2气象该地区多风沙，特别是在少雨久旱时期，地面干燥，多出现大风天气，根据清水河气象站多年的观测结果如下：·多年极端最高气温：36.8℃·多年极端最低气温：-29.1℃·多年最大积雪深度：19cm·多年最大冻土深度：161cm·全年平均气压：882.4hPa·全年平均气温：7.4℃·全年相对湿度：51％·全年降水量：411.2mm·蒸发量：2312.8mm·平均风速：2.3m/s·50年一遇10m高度风速为：29m/s。·全年主导风向：WNW·夏季主导风向：E·冬季主导风向：WNW5.4电厂水源内蒙古地区为缺水地区，为节约水资源，贯彻国家可持续发展战略的要求，本工程根据当地的水资源实际情况选择空冷机组，空冷机组耗水量仅相当于同容量湿冷机组的20%～25%，节水效果非常明显。因此，为节约水资源，本工程拟建直接空冷机组。随着水资源日趋的匮乏，节约用水、优水优用、一水多用、提高水资源的利用率已成为各大企业用水的原则。本着这一原则，本期工程工业水主要采用浑河、清水河地表水，生活用水采用地下水。清水河县地表水较为发育，主要为黄河、浑河、清水河3大河流，黄河从县西面由北向南流过，自喇嘛湾镇小石窑子入境，至单台子乡老牛湾出境，境内全长65km。根据1988年7月～1996年6月八年实测的河口至万家寨区间黄河年径流量均值为185.4亿m3，水源充沛。已建成投入运行的万家寨水利枢纽工程沿准格尔旗至山西万家寨修建，库区从万家寨至清水河县喇嘛湾大桥，水电站安装6×180MW水力发电机组，主要为供水结合发电调峰，兼有防洪、防凌作用。浑河是黄河支流。发源于山西省平鲁县境内，经山西右玉县汇集内蒙凉城县，流经内蒙和林格尔、清水河两县，于清水河县岔河口村附近汇入黄河，全长219km。在放牛沟水文站，流域集水面积为5461km2，1955年～1976年，22年平均年径流量为2.512亿m3，清水河县内流径长度为32km，河水面宽50～250m。1971年由黄委会在浑河下游清水河县庄窝坪处投资兴建了档阳桥水库，目的是为了拦阻泥沙，以减少流入黄河的泥沙量，1974年投入运行。档阳桥水库总库容为9110万m3，逐年淤库后，目前库容为1040万m3，现状可调节年利用水量5428万m3，档阳桥水文站1990～1998年9年测得多年平均径流量为13041万m3。由水文径流计算可知，入库水量完全满足电厂供水量，保证率P＝97%时入库径流量1821万m3，取水量为1700万m3，水量有保证。本期2×300MW供热机组工程，夏季日最大补水量为：4.2万m3/d，冬季日最大补水量为：2.1万m3/d，本期电厂供水将在浑河、清水河交叉汇合处修建大型取水设施，以保证电厂供水。根据第一水勘院编制的《水资源评价报告》，采用浑河、清水河交叉汇合处修建取水设施，以及2条河流的枯水期的流量，完全可以满足电厂补水需要的水量。5.5贮灰场本期工程为热电联产工程，日灰渣量为1319吨，年灰渣量约为36万吨，电厂灰渣将作为清水河水泥厂生产线的熟料，全部综合利用。根据清水河水泥有限公司水泥的年产量，即使热电厂灰全年全部综合利用，远不能满足清水河水泥厂的需求量。另外，电厂的渣可直接运至建材厂，作为制砖原料。因此，本期工程暂不考虑贮灰场。5.6厂址区域稳定与工程地质5.6.1厂址地质构造与稳定性根据收集到的区域构造资料显示，王桂窑乡常家河村厂址区域位于内蒙古鄂尔多斯周缘活动断裂系东边缘，构造活动相对稳定，依据物探资料初步查明，浑河河槽之档阳桥至一间房河段为西倾阶状断陷。浑河东西两岸分布两条长约10km且断面西倾的南北向张性断裂带，从构造形迹来看，活动性不大，还是相对比较稳定。此断裂带距常家河村厂址区约2km左右。清水河县地震基本烈度为7度，拟选的常家河村厂址地貌为丘陵，地基土属于对抗震有利的二类土，由地震引起的地基效应，在此不会产生沉陷、滑移等大的破坏变形。综上所述，可能对常家河村厂址稳定性构成威胁的隐伏断裂以及厂址区域第四纪沉积物厚度均能满足相关规程规范的要求。拟选的常家河村厂址从地质构造上尚需在可行性研究阶段进一步做详细工作。查《中国地震动参数区划图》（GB18306--2001），清水河县地区地震动峰值加速度为0.10g，地震动反应谱特征周期为0.40s，对应抗震设防烈度7度。按照设计规程要求，下阶段工作建议委托进行地震安全性评价工作，其地震动参数值应以安全性评价结果为准。5.6.2工程地质条件拟选的常家河村厂址在地貌上，同属内蒙古中纬度内陆高原的黄土地区。由于现代河流切割形成黄土梁、黄土冲沟、黄土塬，呈现黄土低山丘陵地貌，标高在1210～1230m之间，其地层上部为第四纪全新世早期Q4al、晚更新世Q3eol的马兰黄土和中更新世Q2eol离石黄土，下部为冲洪积形成的棕红色黏性土层，相变界限明显。依据其成因、工程特性及力学强度的不同分层叙述如下：①层Q4al、Q3eol、Q2eol黄土状粉土层黄色～褐黄色，稍湿，中密，所挖探坑表明，层厚在2.00～10.00m以上，该层土主要为马兰黄土，孔隙发育，局部可见垂直节理，含钙质结核，未发现湿陷。为中压缩性土层。主要物理力学性指标可采用：重力密度：γ=16.0～16.5kN/m3压缩系数：a１－２＝０.05～０.１7MPa-1承载力基本值：f０＝180～200kPa②层粉质黏土层棕红色，稍湿～湿。硬塑状态，含钙质结核及砾石，一般埋深在5.00m以下主要物理力学性指标可采用：重力密度：γ=18.0～19.0kN/m3压缩系数：a１－２＝0.10～0.15MPa-1承载力基本值：f０＝200～230kPa③层为基岩及残积物该层主要以砂岩及页岩为主，本次勘测未探至该层，主要依据周边调查，推测厂址区埋深在15.00～20.00m，物理力学指标可采用：重力密度：γ=20.0～21.0kN/m3承载力基本值：f０＝400～500kPa6工程设想6.1电厂建设规模、机组容量与建设进度的设想6.1.1电厂建设规模机组容量从煤源的储量及开采能力﹑交通运输﹑电厂水源﹑建设场地条件、综合利用等主要建厂条件来看，电厂建设2×300MW空冷机组是可行的，外部条件已基本上落实。6.1.2电厂建设进度的设想电厂建设进度的设想为：2004年5月开工，2006年、2007年各投1台。6.2电厂总平面布置的设想本期建设规模为2×300MW空冷机组，预留今后继续扩建2×300MW空冷机组的场地。对应厂址位置作总平面布置方案。具体布置如下：根据当地风向及空冷设施要求情况，厂区总平面布置格局由北向南依次为：贮煤场→主厂房→空冷器→升压站，四列式布置。主厂房布置在厂区中部，汽机房采用纵向布置，固定端朝东，扩建端向西。燃煤通过汽车卸煤沟，经转运站及输煤栈桥由南向北送入主厂房皮带层。空冷凝汽器平台布置在主厂房A列外，主厂房西北侧设有辅机循环水泵房和机力塔，辅机循环水管道由西向东接入循环水泵房。220kV升压站布置空冷设施南侧；进出线采用架空，出线向南，送至清水河变电站。化学水车间及布置在主厂房东侧。除灰渣方式采用干除灰、湿除渣方案，除灰控制室布置在炉后2台电除尘器之间，渣库布置在锅炉房两侧，灰库及气化风机房设在电除尘器西侧，便于灰、渣的运输。厂区材料库区和点火油泵房及贮油罐布置在厂区东北部。本厂区布置方案不设置厂前区，仅考虑新建综合办公楼和综合服务楼各1座。6.3机组选型与供热方案按照热电联产的运行方式，结合当地热、电市场、灰渣综合利用的实际需求，拟选主机方案如下：·汽轮机：C232/N300-16.67/537/537亚临界、中间再热、单抽凝汽、空冷机组。·锅炉：HG-1025/17.6-540/540-YM、亚临界、一次中间再热、自然循环汽包锅炉、固态排渣；·发电机：QFSN-300-2、冷却方式：定子铁心氢冷，定子绕组水冷，转子绕组氢内冷。6.3.1燃烧系统中速磨煤机直吹式制粉系统具有系统简单、操作方便、控制灵敏、易实现发电厂自动化以及投资低、单位电耗低、检修周期短等优点而被广泛运用于大中型机组。本工程燃煤属高挥发分烟煤，系易着火、易燃尽的煤种，煤粉易燃易爆；水分较低，极易干燥。煤质磨损指数不高，很适合使用中速磨。因此本期工程采用中速磨冷一次风直吹制粉系统。考虑到如果锅炉采用四角切圆布置燃烧器，则每磨带一层火咀；如设4台磨，其单只火咀热负荷偏高，容易结焦，因此设4层火咀为宜；所以每台炉设5台中速磨煤机，采用4＋1的运行方式。二次风吸风设有室内及室外切换吸风口，夏季室内吸风可改善锅炉房的环境。一次风采用室外吸风。一次风机出口分2路：1路经空气预热器进入炉前的热一次风母管，再分别接入每台磨煤机的一次风入口；另1路旁路空气预热器、直接进入炉前的一次压力冷风母管，再分别与磨煤机入口的热一次风混合到磨煤机所需的干燥剂温度后，进入磨煤机。二次风系统的送风机采用炉顶吸风，并设有室外吸风口。送风机出口的空气进入空气预热器加热，空预器出口的360℃热风（B-MCR工况）接至锅炉两侧的二次风大风箱进入燃烧器的各个二次风口。 为使2台送风机出口风压、风温得到平衡与混合，并使单台风机运行成为可能，在空预器出口设有联络风道。为使空气预热器冷端不发生低温腐蚀，在空气预热器入口二次风道上均设有暖风器。送风机吸风口设有消声器以降低噪音。烟气从炉膛出口通过尾部受热面，在省煤器出口分为两路进入三分仓回转式空气预热器，然后通过烟道进入静电除尘器，再由引风机经烟囱排至大气。为满足环保对烟尘排放的要求，本期工程提高了除尘效率，动叶可调轴流引风机也是完全可以满足耐磨要求的，且动叶可调轴流风机还具有经济性好，尤其在机组负荷低于70%时，效率明显高的优点。锅炉采用高能电火花点燃轻油、然后点燃煤粉的二级点火系统。油枪全部投运时，可带负荷30%BMCR。本工程设2×1000m3的储油罐。燃油系统拟配置2台50%容量的卸油泵和3台50%容量的供油泵及其他一些辅助设施，以满足2×300MW机组点火、助燃油及低负荷稳燃的需求。系统设有蒸汽加热、吹扫设施。根据环保要求，为了减少SO2的排放，本工程考虑设置烟气脱硫系统，每炉设1套烟气脱硫装置，脱硫设施布置在锅炉尾部。根据目前国内外大型火力发电机组烟气脱硫设施的建设情况，石灰石～石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上技术较为成熟、应用最多的脱硫工艺，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%，应用机组的最大单机容量己达1100MW。该工艺的核心设备为液柱喷射式吸收塔，吸收剂为石灰石，脱硫产物为石膏。石灰石～石膏湿法烟气脱硫系统由烟气系统、二氧化硫吸收系统、吸收剂制备系统、石膏处理系统组成。烟气经增压风机增压后进入吸收塔脱硫，脱硫后的湿烟气经烟气换热器加热后再次进入烟囱两侧的烟道，经210m烟囱排至大气。事故工况烟气直接经烟囱排至大气。6.3.2热力系统本期工程新建2×300MW空冷机组，主蒸汽、再热蒸汽、高压给水、主凝结水系统均采用单元制；为满足起停和各种不同的运行方式，改善机组启动性能，在主蒸汽及再热蒸汽系统上设有二级串联旁路系统。由于本期工程为供热机组，根据DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》10.3.7的规定：对300MW及以上机组，且经技术经济比较后认为合理时，可设置3台容量各为最大给水量50%的电动调速给水泵。参照近期国内300MW机组的运行、设计情况，本工程拟选用3台50%的电动给水泵。机组按“定→滑→定”的方式运行。汽轮机有8段回热抽汽。回热系统设置3台高压加热器，1台除氧器和4台低压加热器；还有轴封蒸汽冷却器。本工程新建1个热网加热站，装设2台热网加热器，3台热网循环水泵，6台热网疏水泵。机组启动蒸汽来自启动锅炉房。本期工程启动锅炉房设置2×20t/h快装燃煤链条锅炉。主要辅机设备配置及规范见下表：序号设备名称规格及规范数量1除氧器无头除氧器有效容积1.32Mpa370℃150m322凝结水补充水箱V=100m323凝结水输送泵IS125-100-315B206m3/h扬程:100mH2O24电动机Y280S-2型75KW380V2900r/min25凝结水泵NLT350-400X6型Q=451.6t/hH=2.88MPa66电动机5000KW6KV1480r/min67电动调速给水泵组DGT600-250型6前置泵FA1D56A型614m3/h100.4mH2O电动给水泵DG600-240I型564m3/h扬程:2156.5mH2O85号低压加热器卧式换热面积:600m2296号低压加热器卧式换热面积:600m22107号低压加热器卧式换热面积:650m22118号低压加热器卧式换热面积:970m22121号高压加热器卧式1025m22132号高压加热器卧式1110m22143号高加热器卧式885m2215热网加热器500m2216热网循环水泵600m/h0.8MPa317电机850KW6000V318热网疏水泵100m/h1.2MPa319电机120KW380V320热网补水泵50m/h0.25MPa221电机40KW380V222热网用除氧器出力50t/h0.12Mpa水箱30m123热网用疏水箱20m2注：表中所列设备为2台机组设备。6.3.3供热方案本期工程建成后，在采暖期2×300MW空冷机组在采暖初期和末期，由热电厂承担全部集中供热采暖区域内热负荷。采暖期开始,2×300MW空冷机组运行随着室外温度的逐渐降低，采暖抽汽量随之增大，在气候最冷的阶段，汽轮机的抽汽量可略大于额定抽汽量。随着温度的逐渐回升，汽轮机的采暖抽汽量逐渐减少，直到采暖期结束，汽轮机恢复到纯凝工况运行。在采暖期当热电厂任1台锅炉故障，另1台300MW汽轮机按最大抽汽工况运行，可供150万m2的采暖热负荷，占总热负荷的75%，完全可满足供热安全性要求。6.3.4供热方式集中供热热网采用2级热网供热方式，即汽轮机低参数调整抽汽，通过设在厂区内的一级热网加热站加热一级热网水，然后由一级热网水，通过设在城区内各采暖区域热力站，加热二级热网水，最后由二级热网水，将热量供给各热用户。一级热网供热参数：·一级热网供、回水温度：130/70℃；·热网循环水量：2300t/h；·供、回水压力：0.8/0.2MPa。二级热网供热参数：·二级热网供、回水温度：90/65℃；·热网循环水量：视采暖区域面积而定；·供、回水压力：视采暖区域建筑物高度而定。6.4脱硫系统根据环保要求，为了减少SO2的排放，本工程考虑设置烟气脱硫系统，每炉设1套烟气脱硫装置，脱硫设施布置在锅炉尾部。根据目前国内外大型火力发电机组烟气脱硫设施的建设情况。石灰石～石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上技术较为成熟、应用最多的脱硫工艺，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%，应用机组的最大单机容量己达1100MW。本期工程拟选用石灰石～石膏湿法烟气脱硫工艺。该工艺的核心设备为液柱喷射式吸收塔，吸收剂为石灰石，脱硫产物为石膏。石灰石～石膏湿法烟气脱硫系统由烟气系统、二氧化硫吸收系统、吸收剂制备系统、石膏处理系统组成，其脱硫效率可达90％。清水河县为自治区石灰石的主要产地，储藏量至少为5亿吨，平均运距20km，完全可以满足本期电厂2×300MW供热机组工程，年需石灰石粉4万吨的需求。根据热电厂签订的协议，各石灰石矿负责提供和运输石灰石粉，石灰粉采用编织袋衬塑包装，包括运费价格为40元／吨。石灰石粉主要成分分析名称CaOMgOSiO2石灰石53.150.37～0.941.08～1.826.5输煤系统6.5.1运煤系统方案设想本期工程输煤系统按4×300MW供热机组容量设计，结合厂址的位置实际情况，对厂区总平面布置及输煤系统，相应考虑其平面布置方案。具体位置详见厂区总平面布置方案图。（1）卸煤设施本期2×300MW机组年燃煤量约为：194.4万吨／年，采用汽车运输的方式，在厂内拟建设1座10个车位的汽车缝隙煤沟作为汽车卸车设施。有效长度112m，不计封底煤共可存煤约为1300t。汽车卸煤装置配备6台螺旋式汽车卸车机，每台出力200t/h，4用2备用。本期预留将来铁路运煤的接建条件。煤沟下部设双路带式输送机，带宽B=1200mm、带速V=2m/s、出力：800t/h。每路带式输送机配备1台桥式叶轮给煤机，出力为：800t/h。（2）煤场煤场设计总贮煤量为：14万吨，能满足电厂本期锅炉燃用20天，达到规划容量时，可燃用10天。煤场本期设置1台悬臂折返式斗轮堆取料机，斗轮堆取料机型号DQL1500/1000·35型，堆料能力为1500t/h，取料取能力均为1000t/h。煤场预留远期再上1台斗轮堆取料机的条件。本期另配有2台推煤机和2台装载机进行煤场的辅助作业。（3）碎煤机室碎煤机室内设置滚轴筛和环锤式碎煤机，环式碎煤机下设有减振平台。·滚轴筛：出力Q=1000t/h筛下粒度<30mm·环式碎煤机：HSZ-600出力Q=600t/h出料粒度<30mm（4）胶带机系统达到规划容量时，全厂锅炉日燃煤量为7128吨，按照设计规程的规定，上煤系统出力应为2×800t/h，裕度为1.66。带宽为:B=1200mm、V=2m/s、Q=800t／h。带式输送机采用DTII型带式输送机。本期不设火车卸车系统，仅预留二期工程建铁路来煤系统的位置。（5）其它各栈桥及转运站采用水力清扫，煤场设置喷淋设施；输煤系统设4级除铁，碎煤机后设置1套中部采样装置；为使入炉煤进行计量，在7号甲乙胶带机中部各设置1台电子皮带秤，采用循环链码装置进行校验。为监控入厂煤质，本期设置入厂煤采样装置：汽车采样装置1套。运煤系统控制方式采用:程序和就地2种控制方式。（6）运煤系统的附属建筑本期建输煤附属建筑包括：输煤办公楼、程控室、推煤机库。6.6除灰系统6.6.1灰渣量经核算，本期工程2台炉日灰渣量为1464吨，年灰渣量约为40万吨，其中：灰渣配比按：渣占10％，灰占90％计，排灰渣量按日：24小时，年利用小时数按6000小时计，电除尘器效率按：99.6％计算。6.6.2除灰、渣系统除渣系统：锅炉炉膛排渣连续进入刮板捞渣机上槽体，经水冷却和淬化后排至渣仓内。每台锅炉配备2台渣仓，渣仓采用钢制结构，容积为50m3，仓体直径6m，每台渣仓有效容积能够贮存锅炉8小时的排渣量。渣仓上设高料位计，渣仓顶部设置1条双向皮带，渣仓的运行方式为1台进渣，1台静态脱水。仓内设置析水元件，以对含水率较高的湿渣进一步脱水；脱水后的湿渣由自卸汽车运往灰场或送往综合利用用户。除灰系统：本工程厂内飞灰集中系统推荐采用正压浓相气力输灰技术，厂外输送系统推荐采用汽车运送方案。根据“灰渣分排、干灰干排、粗细分开，便于综合利用”的设计原则，本期工程共设容积为670m3粗细灰库共3座，可储存2台炉1、2电场22个小时左右的粗灰排灰量，3、4电场44个小时左右的细灰排灰量。锅炉省煤器和电除尘器灰斗的灰经设在每个灰斗下的发送器通过管道由压缩空气直接输送到灰库，再由专用罐车送至水泥厂。6.7化学水系统本期2×300MW空冷机组，电厂化学设计内容包括：锅炉补给水处理、热网补充水处理，凝结水精处理，凝结水、给水、炉水校正及汽水取样，制氢站、油处理。为满足机组对水汽品质的要求，降低运行成本和减少运行操作，减少酸碱废水对环境的污染，提高综合经济效益和水处理系统的出水品质，根据原水水质含盐量较高的特点，锅炉补给水处理系统采用叠片过滤、膜过滤、反渗透一级除盐＋混床。水处理工艺系统如下：主厂房来加热生水（加NaClO）→生水箱→生水泵→叠片过滤器→膜过滤→清水箱→清水泵（加专用阻垢剂）→保安过滤器→高压泵→反渗透装置→除碳器→淡水箱→热网水泵→热网加热站→淡水泵→阳床→阴床→混床→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。阳离子交换树脂采用盐酸再生，阴离子交换树脂采用氢氧化钠再生。化学车间设酸碱储存间，由汽车酸碱槽车运输。
根据循环水运行条件及水质特性，采用在循环水中投加酸、杀菌剂和稳定剂的复合处理方法。凝结水精处理系统本工程推荐采用粉末覆盖过滤器方案。凝结水精处理按中压系统设计。主凝结水系统流程如下：凝结水箱→凝结水泵→凝结水精处理装置→轴封冷却器→低压加热器→除氧器。凝结水进行全容量过滤处理。每台机组设置2×100%的粉末覆盖过滤器。1台运行，1台备用。每台机组设1套覆膜及清洗系统。对于热网补充水，因一级热网为密闭循环系统，其失水量少，为保护热网,故热网补充水考虑采用反渗透水进行补水。6.8供水、排水系统设想（1）空冷系统根据目前国内空冷机组工程的概算结果看，间接空冷系统投资比直接空冷系统高25%以上，其原因是采用间接空冷系统需要安装较大面积大的换热器和建造大型空冷塔。从空冷系统优化的计算结果看，间接空冷系统的运行背压低于直接空冷系统，其运行电耗也低于直接空冷系统。综合投资费用和运行费用两方面因素，按电厂运行25年计算，间接空冷系统与直接空冷系统年总费用基本相同。鉴于直接空冷系统相比较具有占地面积小和初投资费用低的优势，本工程初步确定采用直接空冷系统。本工程2×300MW机组直接空冷系统为各自独立的单元冷却系统，每台机组30个A型框架散热单元的空冷凝汽器分成6组并排布置在汽机房A列柱外侧，与汽机房平行的纵向平台上，平台高度为30m，2台机组空冷平台尺寸为143.4×50m2，占地面积约为7170m2。为了防止热风再回流，在空冷平台的周围设有挡风板，高度从平台到蒸汽分配管顶部。空冷凝汽器平台下放置主变压器和厂用变压器。（2）辅机冷却水系统2×300MW空冷机组辅机冷却水系统采用独立的循环冷却水系统，每台空冷机组辅机循环水量为：2440m3/h。辅机冷却方式采用机力通风逆流式冷却塔的循环供水系统。2台机组共建2座总占地面积约144m2逆流式机力通风冷却塔和1座辅机循环水泵房，泵房内安装3台辅机循环水泵，2台运行1台备用，每台机组的循环水压力管和回水管各为1根DN800钢管，辅机循环水泵房布置在冷却塔附近，泵房与冷却塔之间采用钢筋混凝土双孔回水沟连接。（3）补给水系统本期工程供水水源采用浑河、清水河水，河水经电厂净水厂处理达标后，送至电厂，作为电厂补充水。由于本工程为空冷供热机组，冬季需考虑热网补水，故冬季和夏季的补水量有一定差距。本期建设2×300MW空冷机组，夏季需补充的水量为360m3/h，耗水指标为0.167m3/s.GW；冬季需补充的水量为358m3/h，耗水指标为0.166m3/s.GW。年平均补给水量359m3/h，耗水指标为0.166m3/s.GW，年用水量269万m3（年运行小时7500h计）。如运行管理严格控制，电厂可实现了“零”排放。（4）全厂废水处理回用系统该系统包括生活污水处理、工业废水处理、含油废水处理、煤水处理等系统，正常运行时，以上各种污废水经处理后均回收使用或重复使用。（5）消防系统电厂消防系统分为消火栓系统、自动喷水灭火系统、泡沫消防系统、气体消防系统。厂区同一时间内的火灾次数为1次，全厂区同一时间内的火灾次数按2次考虑。根据消防系统设计规范的要求，消火栓消防系统和自动喷水消防系统应有各自独立的供水系统。消火栓消防水泵和自动喷水消防水泵布置在新建的消防泵房内，消防水泵房与循环水泵房合建，消防水源取自前池。消火栓水消防的主要对象是：全厂需消火栓消防的建（构）筑物，即主厂房内外﹑附属建筑物、输煤栈桥、贮煤场及油罐区消防水；自动喷水消防用于主变、厂高变、启动备用变、主厂房内重要油设备、燃油装置和油管路密集区域，煤仓层和输煤栈桥内的输煤皮带及连接处。消防管网在主厂房循环用水方式，即将捞渣机冷却水经过水-水冷却器进行冷却，冷却后送回捞渣机重复使用。（6）将化学反滲处理的排透浓水用于输煤系统冲洗水、煤场喷洒用水和除灰渣系统补水。（7）主厂房内各设备的轴承冷却水采用表面式换热设备，为回收这部分水，在汽机房前及锅炉后各设一条工业回收管，将其收集并排至工业废水处理站，然后经过混凝、沉淀、除油等处理工艺，再用于系统补充水。（8）锅炉定期排污水经过掺混冷却后补至辅机循环水系统。（9）生活污水经过处理后回收至工业废水处理站，经与轴承冷却水二次处理后，用作循环供水系统的补充水。（10）输煤系统排水至煤泥沉淀室处理后，送至原系统重复利用。（11）为了便于在运行中监测和考核，在补给水管进厂处设置流量计，在生活用水的各主要建筑物、用水车间安装水表。（12）电厂应提高运行水平，制定行之有效的管理办法和标准，按设计要求的补水量进行控制，达到设计耗水指标。采用上述节水措施后，可以大大提高水的复用率，减少向环境的排污水量。（13）雨水排水雨水通过厂区雨水管网，利用地形有组织自流排至电厂东侧的排洪沟内。6.9电气系统本期工程新建2台容量为300MW等级抽凝供热机组,220kV出线2回，220kV电气接线采用双母线接线，远期扩建#3，#4机组，2回出线仍采用双母线接线。发电机电压暂定为20kV，2台发电机组均以发电机～变压器组接线接入220kV母线。主变压器容量暂定370MVA，接线组别Ynd11,电压242±2×2.5％/20kV，发电机与主变压器低压侧之间的引接采用全连式分相封闭母线，设可拆连接片。本期厂用电设6kV、380V/220V两个电压等级，6kV采用中性点不接地系统,380/220V采用中性点直接接地系统。按照2机1控单元控制室的控制方式，单元机组采用机、炉、电集中控制，单元控制室内发电机变压器组、厂用电源系统全部纳入DCS控制系统，实现CRT监控。在单元控制室内电气专业设独立的操作员站和专用的DAS功能组；发电机变压器组和厂用电源顺序控制系统〔SCS(GA)〕要求独立组柜。本期输煤控制部分，采用程控控制方式。电除尘系统和除灰、渣系统进入DCS控制系统。本工程在新建主厂房内设置1套火灾自动报警系统。本工程不设网控楼，220KV线路及母线设备也在单元控制室控制，采用微机监控方式，设置独立的自动化系统，直流电源从主厂房的直流系统直接引接。为保证机组在事故时能安全停机，本期工程每台机组设置1套容量为630kW快速起动柴油发电机组，作交流事故保安电源。其他辅助车间的控制根据工艺系统的要求采用PLC或强电一对一控制方式。6.10热控系统6.10.1控制方式（1）采用单元机组控制方式 本期工程采用炉、机（包括除氧给水）、电集中的控制方式。在集中控制室内实现2台机组的控制，即2机1控。其控制范围如下：·锅炉机组的控制；·汽轮发电机组的控制；·汽机空冷系统的控制·除氧给水系统的控制；·锅炉补给水处理系统的控制；·燃油系统的控制；·空压机站的控制；·除灰、渣系统的控制；·热网加热站的控制；·脱硫系统的控制等。（2）辅助车间控制方式循环水泵房、空压机房的控制通过远程I/O纳入DCS。在集中控制室内控制。辅助车间分水、灰2类采用集中控制方式。在锅炉补给水处理车间设1个集中控制室，通过PLC＋CRT操作员站对水处理及相关水系统的辅助车间进行统一监控。·在除灰除尘控制室对机组的除灰、渣系统进行监控。·燃油系统采用常规控制盘就地集中控制。·热网加热站采用PLC＋CRT操作员站的监控方式。·在脱硫集控室对脱硫系统进行控制6.10.2控制水平本工程采用分散控制系统（DCS）对机组进行监控，DCS的功能包括数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、汽机数字电液控制系统（DEH）、电气发电机及厂用电变压器组控制系统（ECS）。单元机组全部实现CRT监控。在就地人员的巡回检查和少量操作的配合下，运行人员在单元控制室内通过CRT操作员站，实现机组启/停运行的控制、正常运行的监视和调整以及机组运行异常与事故工况的处理。控制室内不设后备监控设备和常规显示仪表。保留少数独立于DCS软逻辑的硬接线紧急停机、停炉、停发电机等的控制开关。设置汽包水位和炉膛火焰工业电视。汽机监视系统（TSI）、汽机紧急跳闸系统（ETS）随主机成套供货。对于相对集中的温度采集，拟采用远程I/O技术，远程I/O设备通过通讯与DCS控制系统构成一体，远程I/O通讯总线冗余配置。定排、吹灰系统的控制由PLC实现，并且PLC可与机组DCS进行数据通讯，以便集中控制室内运行人员通过CRT操作员站进行监控。6.11土建建筑主厂房采用汽机房、除氧煤仓间、锅炉房三列布置，预留扩建场地。主厂房采用现浇钢筋砼结构，厂房横向由汽机房外侧柱，除氧煤仓间框架、锅炉外侧柱形成主厂房框排架承重体系；厂房纵向、汽机房外侧柱由梁柱及抗震支撑形成纵向框架结构，除氧煤仓间纵向均由梁柱及抗震墙形成纵向框剪结构。主厂房12.6m运转层以下内外墙均采用砖砌体，汽机房、锅炉房、炉间公用楼，在12.6m以上采用彩色复合保温钢板紧身封闭。除氧煤仓间内、外墙均采用加气砼块砌筑，以达到减轻重量合理分配，降低造价，提高工效的目的。汽机房临时端山墙亦采用组合钢柱外挂复合保温钢板的作法。烟囱采用单筒式210m高钢筋混凝土结构，上口直径为：7.5m。隔热层采用珍珠岩制品，内衬采用耐火砖，用耐酸胶泥砌筑。烟囱上部外壁涂刷80m红白相间的航空标志漆，筒壁内侧及隔烟墙涂刷烟囱混凝土防腐涂料。根据厂址地质勘测报告，针对厂址的地质实际情况，厂址具备天然地基条件，不需对地基进行处理。7环境保护7.1当地环境质量本工程厂址地区人口稀少，周围没有其他工业企业，环境空气质量本底较好，因受当地植被稀疏、地表裸露和气候的影响，大风季节扬尘较大。黄河、浑河为本地区最主要的地表水，黄河在清水河县的过境长度为65km，流量丰富；浑河全长32km，河水面宽50～250m，根据放牛沟水文站22年水文观测资料，浑河平均年径流量为2.512亿m3。厂址所在地区较为空旷，环境噪声本底较好。7.2电厂扩建后环境影响分析7.2.1环境空气影响分析大气污染物排放情况项目单位设计煤种SO2全厂kg/h12191实际排放量kg/h年排放量t/a1316.3允许排放浓度mg/m3mg/m3t/a3000烟尘mg/m350mg/m3NOX排放浓度限值mg/m3450实际排放浓度mg/m3＜450注：①设备日利用以22小时计，年利用以5500小时计。=2\*GB3②排放浓度均指标态干烟气时的数值。烟尘实际排放浓度为考虑湿法脱硫系统洗尘后的结果。考虑到新版《火电厂大气污染物排放标准》即将颁布，因此，本期工程依据《火电厂大气污染物排放标准》（报批稿）的要求，考虑相应的大气污染物防治措施：·电厂采用高210m烟囱稀释扩散排放烟气，采用除尘效率为99.6%的高效静电除尘器；·锅炉采用低氮燃烧技术；·由于本期工程属于非两控区的燃用低硫煤的电厂，SO2允许排放浓度的限值为1200mg/m3，经计算，实际排放浓度低于此限值，但考虑到环保应作得更好，本期工程采用石灰石～湿法脱硫，脱硫效率可达90％。采取上述大气污染物防治措施后，烟尘排放浓度低于100mg/m3、SO2实际排放浓度低于1200mg/m3；NOx排放浓度低于450mg/m3，满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-1996）及《火电厂大气污染物排放标准》（报批稿）中的限值要求。因此，本工程采取的烟气污染防治措施是有效的、可行的。7.2.2水环境影响分析电厂产生的废污水主要有化学水处理室排出的酸碱废水、煤场及输煤系统冲洗水、锅炉酸洗水、油库油泵房及含油作业区冲洗排出的含油污水和生活污水等，对以上废水全部经处理回收利用。本期工程采用空冷机组，在正常情况下，基本无废水排放，因此，对周围环境基本没有影响。7.2.3灰渣环境影响分析本期工程采用干除灰、湿除渣方案，电厂的干灰全部运至清水河水泥厂，作为水泥厂辅料综合利用，灰渣运至建材厂作为制砖原料，故对周围环境的保护起到积极的作用。8劳动组织及定员本期工程2×300MW供热机组，属较大型供热机组。根据国家电力公司文件国电人劳【1998】94号关于颁发《火力发电厂劳动定员标准》（试行）的通知，结合本期工程的设计特点，人员按B类机组确定劳动定员。人员配置原则：减少管理人员全厂统一管理，生产、经营综合考虑，不设专业检修人员，仅考虑少量机组日常维护人员，机组检修采用招标外委方式。经核算，电厂参考定员为：280人。9工程计划进度9.1设计进度·初步可行性研究报告：1个月·可行性研究报告：2个月·主机招投标工作：1个月·初步设计：2个月·辅机招投标工作：1.5个月·施工图设计：6个月9.2施工轮廓进度·施工准备：2个月·主厂房开工→1号机投产：22个月·主厂房开工→2号机投产：6个月10投资估算及评价10.1投资估算XX热电厂2×300MW空冷机组工程，采用国产亚临界燃煤机组，配2×1025t/h燃煤锅炉、2×300MW抽凝汽轮空冷发电供热机组。10.1.1.投资估算编制原则及依据（1）定额选用：采用中华人民共和国国家经济贸易委员会发布的《电力工程建设概算定额》2002年修订本（建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程）。（2）项目划分及费用计取：采用中华人民共和国国家经济贸易委员会2002年4月1日发布的《电力工业基本建设预算管理制度及规定》（2002版）及有关文件规定进行项目划分、计取各项费用。（3）设备价格：三大主机采用询价，其他设备参考近期类似工程的同类型设备价格。·锅炉：10500万元/台；·汽轮机主、辅机总价：7500万元/台套；·发电机：3600万元/台。（4）材料及机械费调整：安装工程装置性材料预算价格按照内蒙古自治区电力建设定额站文件内电定(2002)5号文〈关于颁发《内蒙古自治区电力建设工程装置性材料综合预算价格》的通知〉。建筑工程参照呼市地区2002年底材料价格信息，计列材料价差。材料、机械调整执行内电定(2003)13号文〈关于印发《内蒙古发送变电工程定额材料与机械费调整办法》的通知〉，调整部分只计取税金，。（5）基本预备费按8%计取。（6）本工程静态投资为2003年价格水平。10.1.3项目投资（1）工程静态投资：273323万元，单位投资：4555元/Kwh；（2）工程动态投资：273323万元，单位投资：4555元/Kwh。（3）生产铺底流动资金：870万元；（4）工程计划总投资：274193万元。单位投资低于模块调整后的限额指标。10.2经济评价10.2.1编制依据经济评价按国家计划委员会和建设部联合发布的《建设项目经济评价方法与参数》（第二版）及《投资项目可行性研究指南》等要求，对本工程进行财务分析。10.2.2资金来源本期工程由内蒙古XX火力发电有限公司、内蒙古清水河县共同出资建设，对工程项目按照7：3的比例出资，引用外资，自筹资金不向银行贷款。根椐工程计划，从开工年始，资金逐年分配比例如下：20%，35%，20%,15%。10.2.3经济效益分析基本数据（1）工程设想2004年5月开工,2006年10月第1台机组正式发电，2007年6月第2台机组发电。·标煤价：93.07元/吨·运费（平均）：39.52元/吨；·年平均发电标煤耗：291.3g/Kwh；·供热标煤耗：40.27Kg/GJ·年平均发电厂用电率7.9%；·供热厂用电率10.47Kwh/GJ·水价：0.5元/吨·设备年利用小时：5500小时·年发电量：3300Gwh·年供热量：681万GJ·电厂定员：280人·年平均工资为18000元/人，福利基金按50%计取。·电厂服役年限为20年，大修理费率为2.5%，残值率为5%，折旧按15年进行评价。·检修材料费为8元/Mwh，其他费用为12元/Mwh。·热价10元/GJ（不含税）。·根据文件规定计列发电销项税17%，供热销项税13%，城市维护建设税7%，教育税附加3%，所得税33%。·基准收益率：暂按7.5%考虑。·本次评价按单机结算考虑。本次可研只对电厂部分进行经济评价，根据以上原始数据，进行计算和分析。10.2.4经济评价指标敏感性分析表序号敏感因素变化范围(%)内部收益率%(全投)不含税电价(元/MWH)含税电价(元/MWH)1发电小时-108.02%203.65237.852发电小时08.02%191.16223.363发电小时108.92%178.93208.984煤价-108.02%186.67218.025煤价08.02%182.26223.366煤价108.02%195.15227.937静态总投资-108.92%187.68219.208静态总投资08.02%191.16223.369静态总投资107.05%196.16229.11敏感性分析的结果表明，项目具有较强的抗风险能力。10.2.6评价结论通过以上计算分析可以看出,其它各项指标，如：净现值、投资回收期、投资利润率、投资利税率等均能达到行业及国家计划委员会颁发的《建设项目经济评价方法》中的有关规定,经济效益较好。通过分析可以看出,资产负债率、流动比率和速动比率指标较好，因此本项目有较强的偿还贷款能力。该电厂在经济评价年限内，共缴纳所得税74160万元；缴纳销售税金及附加154295万元，给国家和地方做出了很大贡献，具有显著的社会效益。按注资内部收益率8%进行电价测算，该电厂的电价为207.96元/MWh（含税），通过与上表内蒙古及周边地区电厂上网电价比较，处于偏下水平，同时又有10元/GJ的低热价，因此，本热电联产项目在环保供热以及发电竞价上网2方面都具有很强的竞争力。11结论及建议11.1结论（1）从已取得的资料及文件，XX热电厂2×300MW空冷机组工程的建厂条件已基本落实，项目是可行的，完全符合国家产业政策和能源政策，热电联产，节约能源、节水政策、保护环境。（2）建设场地为荒沙地，不占用耕地。（3）厂址区域稳定无断裂通过，无不良地质条件，地基土承载力高，可采用天然地基。（4）煤源可靠，运距短，灰渣全部综合利用，对周围环境的保护起到积极的作用。（5）采用空冷机组、地表水，节约水资源，保护地下水资源。（6）电厂靠近公路和铁路，交通运输方便，建设期的大件设备和材料可分别通过大～准铁路和109国道运输进厂。（7）向新区集中供热，节约能源，减轻当地大气环境污染。（8）电力、热网送出方便。综上所述，根据清水河XX热电厂2×300MW空冷机组工程的电力市场、煤源储量、开采能力、交通运输能力、电厂水源、厂址稳定性、建设场地等主要建厂条件，是较好的空冷热电联产项目，建厂条件与同类电厂相比优势更为显著。本期工程的建设符合国家资源优化配置政策，符合国家西部大开发战略，实现资源优势向经济优势转化，尤其是对振兴内蒙古清水河县经济发展将起到十分重要的推动作用，节约水资源，使企业保持可持