2×25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告

可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告 22电力系统 53热负荷分析 64燃料供应 95厂址条件 6工程设想 7烟气脱硫与脱硝 8环境及生态保护与水土保持 9综合利用 10劳动安全与职业卫生 11资源利用 12节能分析 13人力资源 14项目实施条件及建设进度及工期 16财务分析 17风险分析 18经济与社会影响分析 19结论及建议 可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告根据2001年1月国家发展计划委员会、国家经电联产项目可行性研究技术规定》和2008年6月国家发改委发布的《火力发电厂可行性按照可行性研究内容深度规定的要求，下列项目属于本报告的研究范围，在可行性a)进一步落实热负荷，并对热负荷进行分析；协助建设单位对燃料、水源、交通运输、灰场、环保、建设用地、综合利用等建厂条件，取得必要的原则性协议，并根据建b)根据热负荷资料，论证和提出热电站的装机方案、供热参数和热网系统。c)对主机和主要辅机的选型、热电厂总平面布置、燃料输送、供水、除灰、补给水处理、控制方式、电气主接线及厂用电系统和厂房结构等进行论证，提出工程建设的初d)对该工程进行投资估算及经济效益分析e)大件设备的运输及方案研究《关于x×发电公司2x25MW热电机组项目并网的批复》《工程地质、水文地质勘察报告》2014年5月项目建设单位委托我公司编制该项目可研报告。我公司技术人员于6月可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告x×发电公司建设2x25MW热电联产供热中心项目。该工程拟选址于××产业园区x×镇西3公里处，西距××产业园区8公里，北至荏平15公里，位于城市群中心地带，具有很强的辐射和带动作用。x×镇西距聊城东外环路约5公里，东临105国道，济聊高速公路、济聊一级公路穿境而过。距离京九铁路聊城站约30分钟车程，规划的聊泰铁路横穿乡东部，距济南国际机场1小时车程，青岛港4小时根据当地热负荷调查、统计、落实，为提高能源利用效率，满足园区企业用热增长要求，本项目建设规模为：新建220th煤粉锅炉2台，配套B25MW背压式汽轮发电机组2套。本期新建装机容量为50MW,留有扩建潜能。建设内容包括：发电厂工程的生产、辅助生产工程及有关建筑；发电厂的除灰系统；发电厂内的供排水扩建、厂内热网工程；锅炉脱硫、脱硝工程。a)项目建设单位设计委托书。b)现行的有关规程、规范。c)项目建设单位提供的设计基础资料及协议文件。d)国家相关政策和文件本项工程燃用燃料采用山西煤，由山西煤炭运销集团晋中有限公司提供：煤质全分析报告设计煤种空气干燥基水分%空气干燥基灰分%空气干燥基挥发分%空气干燥剂固定碳%焦渣特征2空气干燥基氢%空气干燥基全硫%空气干燥基高位发热量收到基低位发热量本项目水源采用聊城经济开发区污水处理厂供给的中水以及地表水。本项工程燃煤运输采用汽运，利用园区道路和已有的道路运输。该工程拟选址于x×产业园区xx镇西3公里处，西距x×产业园区8公里，北至荏平15公里，位于城市群中心地带，具有很强的辐射和带动作用。本工程新建混凝土灰库2座，每座灰库容积1000m²,可存2台新建锅炉运行80小时灰量(灰容重0.7tm³,充满系数0.8)。机组所发电量扣除自用外其余接入电网，本工程拟设一回110kV联络线接入110KV石刘变电站，用以保证电厂的稳定运行。本项工程采用石灰石-石膏湿法脱硫、高效布袋除尘器除尘系统等措施达到环保要求。本项工程发电设备年利用小时暂按7500小时。本项工程开工及投产时间由建设单位确定。1)动态总投资27343万元2)单位投资5468.6万元3)发电设备年利用小时数7500小时4)全厂热效率/热电比5)设计发电标准煤耗/供热标准煤耗6)综合厂用电率7)供热厂用电率可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告(一)行业、产业链发展的需要作为x×产业园区东部新区的龙头带动项目，该热电联产项目也是打造聊城东部能源动力基地的关键项目，项目位于“聊茌东”大三角中心地带，对周边地区具有很强的辐射和带动作用。项目的热、电联供无疑对整个工业园区提供了强有力的动力保证，对园区的高速发展有着至关重要的地位。本工程建成后，优化了产业链，符合工业园区的总体规划，该项目符合国家相关产业政策和节能方针，可大大提高热经济性，具有较高的经济效益、社会效益和环保效益。(二)符合国家产业政策符合国家产业政策。原国家计委、国家经贸委、国家环保总局、建设部，联合下发《关于发展热电联产规定》(国计基础[2000]1268号),“国家鼓励发展热电联产、集中供热，提高热电机组的利用率”。本项目根据工业园区所需热负荷，以热定电，确定热电联产项目，符合国家产业政策。(三)节约资源，有利于构建节约型、和谐型社会热电联产具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益，热电联产机组的建设是城市治理大气污染和提高能源利用率的重要措施，是集中供热的重要组成部分，是提高人民生活质量的公益性基础设施。根据园区整体规划，本期电厂工程在园区西北部建设，不新占农田和林地；工程地质、水文地质条件好；按照以热定电的原则，发展与热负荷相匹配的背压机组；对热电生产产生的灰渣进行资源化利用，无害化处理，促进园区环境改善；项目建设是扩大内需、节能减排的重要举措。本项目建设外部条件十分优越，所需的支持性文件已办理。因此，本项目实施具有良好的可行性。本期燃煤锅炉热电联产项目十分必要、技术可行、经济合理。项目建成后对园区用热、用电负荷增长、本地企业电网安全、稳定的支撑及治理环境和改善民生起到良好的促进作用。2电力系统x×镇现有在平供电公司乐广线35KV变电所一处，分6路出线，分别是321广窦线、可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告322广张线、323广街线、325广棉线、324兴华专线、326韩集线。靠近本厂的10KV线路有321广窦线、322广张线三高支线。目前110KV石刘变电站正在建设中，距本厂约4千米。本项目为建设2x25MW热电联产供热中心项目，建设规模为：新建220t/h煤粉锅炉2台，配套B25MW背压式汽轮发电机组2套。从电力负荷可以看出，本工程的建成投产将极大的改善该区内供电状况，提高供电可靠性，对降低企业外购电成本，增强企业外部竞争力有很大帮助，同时也可缓解当地电力系统供电压力，减少电力线路损耗，改善当地电网供电结构，增强地区供电可靠性，促进社会经济可持续发展，都起到很强的推动作用。本工程拟设一回110kV联络线接入110KV石刘变电站，用以保证电厂的稳定运行。3热负荷分析整个工业园区为新建园区，园区内没有老热源，根据对园区各用户用蒸汽情况的调表3-1:企业用汽量汇总表企业名称蒸汽参数小时用汽量温度(℃)压力(MPa)最大最小平均聊城星河置业有限公司山东光威饮品有限公司山东江北水镇房地产开发有限公司山东中德石油装备有限公司山东超星生物科技有限公司可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告山东家合生物科技有限公司可普铜业有限公司聊城创通机械制造有限公司工业热负荷汇总聊城高新技术产业开发区供热(凤凰新城、聊大花园、武楼花园、马庙社区等)采暖热负荷合计本项目设计热负荷计算的依据来自对园区内各热用户用蒸汽条件的调查。设计热负荷是将上述热负荷乘以负荷折减系数K₄、焓值折减系数Ks,得到折算到热电厂出口的设计热负荷值。对设计热负荷的几个系数的说明：负荷折减系数K₄:热电厂要供多个热用户，各热用户最大、平均、最小热负荷相应累加值往往大于热电厂实际运行值。为了克服这一现象，应考虑热负荷的折减系数。造成这一现象的原因是由于热负荷的不同时性及生产班制与检修时间安排的不同，使总热负荷减少所致。由于各工业热用户的最大负荷(指生产工艺热负荷),往往不是同时出现，因而引入最大热负荷的同时率概念，当然最大热负荷的同时率<1。对于累计的最小热负荷也有折减问题。主要原因是，对于三班制的最小热负荷是按工艺需要的最小量考虑的，而在三班制热负荷中，有休息节假日的(有的是错开休息日),有安排检修的，事实最小热负荷为零。因而热电厂当以一年的运行小时数为统计单位来考虑最小热负荷时，最小热负荷应考虑折减系数。最大、最小热负荷有折减问题，平均热负荷也应考虑折减系数，取K₄为0.7~0.9,本工程综合考虑实际情况取负荷折减系数K₄=0.9。焓值折减系数Ks:用户所用蒸汽多为饱和或过热蒸汽，而热电厂所供出的过热蒸汽为保证热网末端用户蒸汽品质，压力、温度和焓值均较高。当所需热量一定的情况下，用汽量要减少，因此考虑焓值不同的折减系数Ks。可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告对0.6、0.7MPa,210℃左右的蒸汽，同样采用0.98MPa,276℃背压排汽供给，热负荷按热量计量，热电厂供出的热负荷应等于用户的热负荷加上热网的散热损失。对于工业热负荷，考虑热用户的用热的波动性和热负荷有折减问题，因此可以不考虑热网散热损失造成的热负荷增加。(摘自《热电联产项目可行性研究计算方法》第39页)将上述汇总热负荷数据乘以负荷折减系数K₄、焓值折减系数Ks,得到折算到本期热表3-2:企业用汽量折算汇总表企业名称蒸汽参数小时用汽量最大最小平均聊城星河置业有限公司山东光威饮品有限公司山东江北水镇房地产开发有限公司山东中德石油装备有限公司山东超星生物科技有限公司山东家合生物科技有限公司可普铜业有限公司聊城创通机械制造有限公司工业热负荷合计采暖热负荷合计(K4=1,K5=0.95)热负荷总计由表中计算数值可知，采暖期园区各热用户用汽量(工业热负荷+采暖热负荷)折算到汽机额定排汽量为319.758t/h,计算取320t/h,即每台机组的额定排汽量为160t/h。非采暖期工业热负荷取284t/h,每台机组的额定排汽量为142t/h。根据汽机厂家资料可知，每台机组均有超负荷的能力，当用户用汽量达到最大值时，可以通过调整汽轮机的可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告根据用汽热负荷特点，热用户主要以精细化工为主，其生产工艺热负荷多为换热器间接加热等，产生的凝结水水质较好，部分满足回收要求，故考虑热网凝结水的回收率80%。回收方法大部分为开式回收，然后经疏水泵增压输送至热电厂内缓冲罐，然后经水泵泵送至除氧器。凝结水管道在进入缓冲罐前设置凝结水精处理装置。随着企业的发展，生产规模的不断扩大，园区内工业蒸汽用量仍将会有一定幅度的提高。届时，根据热负荷增长的需要，拟定新的热源方案。4.1燃料来源及煤质分析本工程主要燃料为山西煤矿优质煤。由于采用山西煤，供应距离较远，将采用汽车运输方式。汽车运输任务由在平信发物流及县内主要运输公司承担。煤炭供应商山西煤炭运销集团晋中有限公司成立于1984年，隶属于山西煤炭运销集团有限公司，注册资金2000万。公司主要负责对晋中地方煤矿、洗煤厂生产的原煤、洗精煤的统一销售和行业管理，以及对煤炭可持续发展基金的查验补征。表4-1:原煤的燃料特征煤质全分析报告设计煤种空气干燥基水分%空气干燥基灰分%空气干燥基挥发分%空气干燥剂固定碳%焦渣特征2空气干燥基氢%空气干燥基全硫%空气干燥基高位发热量可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告收到基低位发热量本期工程2×220t/h煤粉锅炉燃料采用汽车运输。本期工程以0号轻柴油作为锅炉点火燃料，利用贮油罐和配套的卸油和供油设施。0号轻柴油技术指标暂定如下：表4-2:燃油的燃料特征实际胶质硫含量%%痕迹机械杂质%无运动粘度(20°)℃℃发热量(低位)4.4燃料消耗量(含脱硫剂)锅炉燃料及石灰石消耗量计算原则：锅炉燃煤耗量以锅炉设备厂家提供数据为准，本工程采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。锅炉年利用小时数按7500小时计算，每日工作小时数按22小时，炉外湿法脱硫Ca/S摩尔比为1.03,锅炉炉外脱硫效率98%,石灰石纯度按92%。按上述原则计算的锅炉燃煤及石灰石消耗量如下(按出力220t/h考虑):表4-3:2x220t/h煤粉锅炉燃料的消耗量(按最大出力计算)消耗量单位1台220t/h煤粉锅炉2台220t/h煤粉锅炉小时耗量t可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告日耗量t年耗量t表4-4:2x220t/h煤粉锅炉脱硫石灰石的消耗量消耗量单位1台220t/h煤粉锅炉2台220t/h煤粉锅炉小时耗量t日耗量t年耗量tx×镇位于聊城经济开发区东部10公里处，辖45个行政村，区域面积61.48平方公里，耕地面积5.5万亩，总人口3万人。x×镇西距聊城东外环路约5公里，东临105国道，济聊高速公路、济聊一级公路穿境而过。距离京九铁路聊城站约30分钟车程，规划的聊泰铁路横穿乡东部，距济南国际机场1小时车程，青岛港4小时车程。聊城引黄一干渠贯穿南北，引黄广平分干、城关分干自西向东穿过，蓄水排涝一体的在新河自南向北流经广平。3.5万千伏配变1.6万千伏安、2条10千伏高压专线，在建11万伏变电站一座。乡境内拥有万亩古漯河湿地、3000亩林场湿地和2000亩标准化生15公里，位于城市群中心地带。拟选厂址位于xx镇西部，地势平坦。依据中国地震动参数区划图(2002)及GB50011-2001《建筑抗震设计规范》,抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为年平均温度℃年平均温度℃厂址及其周围无文物风景区和自然保护禁区，无名胜古迹，地下无矿区。附近无机5.2交通运输铁路：京九与邯济青铁路在此交汇，东西与京沪铁路、京广铁路相邻。济邯铁路复线工程正在建设，聊城东西方向的运输通道将更加通畅，将更加紧密地把聊城和西部产煤大省等联系起来；聊泰铁路即将进行建设，并设站在广平东部，将把聊城与京沪线更公路：聊济青高速与京福高速公路、京珠高速、青银高速相联，向西与欧亚大陆桥相联。德商高速正在建设过程中，到时聊城进出中原及西部地区将更加方便快捷。区域内东昌路、辽河路、黑庐江路东延工程，连接东阿、在平的一干渠滨河路均已提上建设航空：厂址距济南国际机场7约1个小时的车程。综上所述，本工程交通运输条件优越，便于燃料和灰渣运输。本地区冬季寒冷、雨雪稀少；春季回暖快，雨水较少；夏季降水充足；秋季日照充见测到的最低值为可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告全市全年最多风向为南风、偏南风，出现频率为44%,又以春季出现的频率最高；其次为北风、偏北风，出现频率为30%,冬季出现次数较多；东、西风在全年出现次数较少。全年平均风速为3.4米/秒，月平均风速随季节的变化规律是：春季风速较大，4月份月平均风速最大，为4.5米/秒；夏季风速较小，8月份月平均风速为2.5米/秒。开发区春末夏初以偏南风较多，且风速较大，夏季雷雨时风速大，时间短，有时风力达10级以上，冬季北风较多且风速大，一般年份大风日数为16-25天，最多为95天。聊城年平均降水量578.4mm,最多年降水量为1004.7mm(在平，1961),最少年降水量为187.2mm(临清，1992年),全市降水分布东南部多于西北部。全年降水近70%来水和境内坑塘蓄水，茌新河为区域内主要排涝河道，广平境内长约6公里。境内大小坑塘约45个，蓄水能力约30万立方米。因境内没有大的地表拦蓄工资地表水利用率较低。根据《聊城市水资源调查评价》(2007年4月)成果，x×镇多年平均地表水资源量256万立方米，可利用量为92万立方米。浅层地下水资源量1144万立方米，可开采量为906万立方米；当地水资源总量1400万立方米、可利用水资源总量998万立方米。x×镇地下水的开采主要用于非引水季节农田灌溉、人畜饮水、乡镇企业用水。浅层地下水以淡水为主。浅井出水量在20～40立方米/小时，由于引黄条件便利，浅层地下水开采量较少，区域内浅层地下水埋深一般在3～6米之间。从附近地下水观测井2002～2011年地下水动态资料分析，地下水埋深一般在3～6米，地下水埋深年际间变化较小，丰枯水年份间埋深变化一般在2～4米。镇地下水资源量为1144万立方米，地下水可开采量906万立方米。x×镇紧邻位山引黄灌渠的一干渠，具备良好的引用客水条件。黄河水自位山引黄闸东渠引进，经沉沙池沉沙后，由兴隆庄闸入一干渠。兴隆庄控制闸，共15孔，单孔净宽3.0米，孔高2.3米，设计过水流量72.0立方米/秒，加大82.8立方米/秒，兴隆庄下游马明智控制闸位于x×镇境内，一干渠自南向北贯穿广平全境，具备良好引黄条件。根据兴隆庄闸历年引水资料分析，兴隆庄闸平均年引水1.823亿立方米，占位山东渠总引水量的65.0%。引水流量一般为30～60立方米/秒，最大引水流量达85.6立方米/秒，多年平均年引水天数为108.4天。马明智闸平均年引水0.799亿立方米，占一干渠总引水量的43.8%,引水流量一般为15～25立方米/秒，最大引水流量达33.0立方米/秒，多年平均年引水59.7天，引水最长的年份达115天。南水北调引江供水水源，是供水的又一客水水源，该工程黄河以北段引水工程已建5.4.1.4区域其他可调入水源聊城经济开发区污水处理厂，2008年12月竣工运行，该污水处理厂污水总处理能力6万吨/日，一期日处理污水能力3万吨。该厂采用AA/O二级处理与BAF深度处理处理污水量约900万吨。另外随着徒骇河的治理，将不断加大徒骇河的蓄水量，x×镇枯水期用水可以通过提引徒骇河蓄水经茌新河倒流补充x×镇工业用水。本期2x25MW供热机组，全厂循环水用量为880m³/h,全厂化学水用量100m³/h,严格贯彻执行国家节水有关政策和规定，认真执行《国家电力公司火电节约用水管理办法》(国发电[2004]476号),加强电厂水务管理、节约用水、减少废水排放量。将可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告节水设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投运，用水设计到位、节水目标到项目使用污水处理厂的中水，其供水量为3万吨/d,完全能满足电厂的用水要求。南水北调引江水源和徒骇河作为备用水源，为电厂用水更增加了保障。本工程所产生的灰渣是优质建材原料，脱硫所产生的石膏可作为水泥缓凝剂、防水石膏板、石膏空心条板等建材原料；项目单位已取得灰、渣、石膏综合利用协议详见附件。因此，本项目所产生的灰、渣、石膏全部综合利用，厂内设临时灰库、渣仓，满足5.6地震、地质及岩土工程全市地质构造属华北地台(I)的一部分，聊考断裂带又将全市分为2个二级构造单元，其西部为辽冀台向斜(Ⅱ1),东部为鲁西台背斜(Ⅱ2)。区内分布许多断裂，其走向一般呈北东向。较大的断裂为聊考大断裂，其次有冠广断裂、冠县断裂、堂邑断裂、聊城断裂、在平断裂、东阿断裂、馆陶断裂、马陵断裂，另外还有许多小断裂。本项目选址在广平断裂带以西，石海矿区控制范围以外，距在平断裂带以西约12公里，在平断裂带为东盘下降的断裂，其北自在平王老，南至阳谷七级，全市约55公里。依据中国地震动参数区划图(2002)及GB50011-2010《建筑抗震设计规范》,地区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g。根据《火力发电厂的设计技术规程》的有关规定，本工程建(构)筑物均按七度设防。厂址地质结构稳定，不压矿，无文物古迹，厂址地势无起伏，不需平整。经综合分本厂址的优点为：厂址距离人口密集区的学校和村庄较远，可有效降低噪音和扬尘对其影响，厂址位置交通运输方便，便于燃料和灰渣运输、靠近变电站，拟建装置区场可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告地平坦，可充分利用现有的空间和场地，节省场地平整费用。6工程设想6.1全厂总体规划及厂区总平面规划本工程规模为2炉2机，充分利用园区内已有的公用设施，并对厂区建、构筑物、生产场地及道路绿化进行有序布置。受选址条件限定，工程选址不再进行比对筛选。遵循国家现行有关规范标准，依据当地工业生产区的规划要求进行总平面布置。满足工艺生产及运输要求，合理布局，使流程、管线及道路短捷顺畅，节省占地，节约投资。在设计中结合防火防爆、安全卫生、交通运输、地形地貌、水文气象等方面的因素，力求布置紧凑，整体协调、美观。根据工艺流程及生产要求，结合拟建厂址场地实际及交通运输条件，考虑总图布置本期工程界区内的主要生产建、构筑物和辅助建筑按功能划分为：主厂房区，储煤区，脱硫区两个部分。主厂房区：主厂房位于整个园区的西北部，汽机间南北向布置，锅炉间东西向布置，汽轮机间、除氧间位于锅炉间东侧。自西向东为烟囱、引风机、除尘器、锅炉间、除氧间，汽机间位于除氧间东侧，输煤栈桥由西向东走向，由除氧间北侧进入炉前。储煤区：布置在主厂房西侧。脱硫区：布置在烟囱及烟道北侧。本期工程热电项目规划占用拟建场地的西、北部，项目总占地面积约为400亩(含预留扩建场地),厂区内的运输道路采取环形设置，便于物料运输和消防。详细布置见本工程总图技术经济指标见下表。表6-1:总图主要数据与指标表序号项目名称单位数量1项目占地面积2建(构)筑物占地面积序号项目名称单位数量3建筑占地系数%4建筑面积5厂内道路及广场面积6道路广场占地系数%6绿化面积7绿化系数%建设场地平坦，无倾斜，厂址处50年一遇洪水位为2.5m,为使厂区内雨水顺利排除并标高高出建筑物室内标高0.3m,厂区坡向为从主厂房中间部分向四周坡，地面雨水向四周排除。建构筑物基础余土就地平整，达不到界区内土方平衡时不足的土方由厂外运来。新建机组年增运输量及运输方式煤：450000吨/年(运入，汽运)灰渣：116550吨/年(运出，汽运)热电站本期工程燃煤全部由汽车运输至热电厂。其中汽车运输由社会车辆担负全部运量，车型为重型半挂车最大载重量为40吨，车辆进厂经汽车衡计量后到煤场卸车。日最大耗煤量及来车情况见下表：表6-2:锅炉日耗煤量及进车情况表(按出力220t/h考虑)日耗煤量日最大进煤量不均衡系数1.2日最大进车量汽车载重量按平均40t目前用于热电站的炉型主要有：链条炉、煤粉炉、循环流化床锅炉以及近年生物质能发电厂所用的秸秆锅炉，链条炉和生物质锅炉收其自身结构性能的影响本工程不予考可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告虑，循环流换床锅炉虽然燃煤适应性较强，但是由于其磨损比较严重，连续运行能力不如煤粉锅炉，所以，综合考虑，本工程选用技术成熟，运行可靠的煤粉锅炉。(1)选型原则本项目本着以热定电、热电联产和节能降耗的原则进行选型。常用供热机组主要为抽凝式和背压式。抽凝式机组发电量和供汽量可互不干涉，实际运行中可根据热负荷进行灵活调整；背压式机组排气全部外供，满负荷工作时经济效益较好，抽背式机组调整抽汽可满足热负荷的波动，当调整抽汽变化时，排汽量也随之另外，根据热负荷的调查，由于本期工程的热负荷均为工业热负荷，热负荷稳定可靠，一天内波动较小(在10%左右),而且有两台背压机组在一定程度上对负荷的波动适用性更广，所以可以采用背压式汽轮发电机组。(2)汽轮机抽汽及背压参数确定汽轮发电机组选用国产系列的抽背及背压式汽轮机产品，根据设计热负荷情况，本表6-3:装机方案一热经济指标计算结果表序号单位2x220t/h锅炉+2×B25-8.83/0.98背压汽轮机平均(额定)1工业热负荷采暖热负荷合计2B25汽机进汽量(采暖期)B25汽机进汽量(非采暖期)3B25发电功率(采暖期)B25发电功率(非采暖期)4B25供汽量(采暖期)B25供汽量(非采暖期)5锅炉直供汽量06发电年均标煤耗可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告7供热年均标煤耗率8综合厂用电率%9发电厂用电率%供单位热量耗厂用电量供电年均标煤耗率年发电量34860万年供电量27565.86万年利用小时数h年供热量664.6万年耗标煤量年均全厂热效率%年均热电比年节约标煤量175847(与区域供热锅炉房65%热效率比较)表6-4:装机方案二热经济指标计算结果表序号单位2×220t/h炉+2×C50-8.83/0.98平均1热负荷23C50发电功率45锅炉直供汽量6发电年均标煤耗7供热年均标煤耗率8综合厂用电率%可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告9发电厂用电率%供单位热量耗厂用电量供电年均标煤耗率年发电量年供电量年利用小时数h年供热量年耗标煤量热化系数1年均全厂热效率%年均热电比年节约标煤量首先，在额定工况下，总的供气量仅为300th,不能满足生产需求，还需要从锅炉其次，汽轮机要求的进汽量为608t/h,远远大于锅炉所能提供的汽量；所以，如果选择方案二的抽凝机组，务必需要增大锅炉容量，增加投资成本，故综合考虑，选择方案一，锅炉与汽机均在较好工况下运行，可靠稳定，供汽能力满足生产考虑热电厂综合蒸汽平衡的需要，发电机生产能力应有足够的生产调节余地。为充分发挥蒸汽的发电价值，发电机应有一定能力可满足汽轮机在安全范围内的“满发和超况时单台出力可达到25MW左右，汽轮机在安全范围内可以超发，因此，选用25MW发综上所述，本工程发电机采用国产发电机标准系列QF-25MW-2可控硅静止无刷励额定蒸气压力：9.8MPa额定蒸汽温度：540℃额定蒸发量：220t/h锅炉效率：90%数量：2台背压式汽轮机额定功率：25MW额定(经济)进汽量：205t/h背压排汽压力：0.98MPa背压排汽温度：276℃背压排汽量：178t/h扣除加热蒸汽后外供蒸汽量：160t/h数量：2台发电机额定功率：25MW转数：3000r/min台数：2台主要设备本项目所选设备均为国产设备。详见下表表6-6:主要设备一览表序号设备名称型号单位数量1煤粉锅炉台22送风机台43一次风机台44锅炉引风机台45磷酸盐加药装置套26布袋除尘器2台台27干渣机台48煤仓个49烟囱120m上口直径4.0m座1背压式汽轮机台2汽轮发电机台2高压除氧器台2电动锅炉给水泵台3减温减压器套1本工程装机规模为2x220t/h高温高压煤粉锅炉，配2台B25MW背压式汽轮发电机，6.4.1.主蒸汽系统主蒸汽系统采用母管制。接自每台锅炉过热器出口联箱的主蒸汽管道分别与主蒸汽母管相连，再由主管汽母管引出一路接至汽机主汽门。过热器出口的第一道电动闸阀和进入主汽门前的第一道闸阀都设有小旁路，在暖管和暖机时使用。减温减压器的高压蒸汽管道也由主蒸汽母管引出。6.4.2.回热系统和加热器疏水系统每台机组分别有两台高压加热器。其回热系统主要供给高压除氧器和高压加热器。为了防止在机组甩负荷时蒸汽倒入汽缸，而使汽轮机超速，以及防止因加热器水位过高而使汽轮机进水，在各级抽汽管上分别装有逆止阀。加热器疏水系统为逐级回流系统。可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告高压给水系统采用母管制。共装设三台给水泵，两用一备，每台泵可满足一台炉110%额定负荷。每台机组设2台高压加热器，两台高压加热器采用大旁路系统，主给水管道自给水泵出口经高压加热器至给水母管，再由给水母管接至锅炉的省煤器入口，至锅炉省煤器的给水管道上都设有给水操作台。正常运行时，给水由主路调节阀调节；锅炉启动时，则由旁路调节阀调节；减压减温器的喷水来自给水泵出口母管。锅炉给水(215℃)来自高压除氧器，高压除氧器的给水来自系统内部的补水及化热网凝结水系统采用母管制。热网凝结水回水并入回水母管后进入缓冲罐，然后经水泵泵送至除氧器。凝结水管道在进入缓冲罐前设置凝结水精处理装置。不足部分由化水车间来的除盐水经轴封加热器加热后补入除氧器。本工程不设中继水泵。工业水系统采用母管制。机炉各用水点分别接自工业水母管。(1)泵类的选择原则系统中所有水泵的容量都有10%的余量，水泵的扬程根据相应的规程规定都有一定(2)除氧器及除氧水箱选择原则除氧器总容量应满足锅炉最大给水消耗量。除氧水箱的有效总容量应满足10~15分钟的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。(3)减温减压器选择原则减温减压器的选择总容量等于汽轮机最大抽汽量或排汽量。根据我国目前保温材料的生产和供应情况，本工程采用硅酸铝和岩棉两种材料。高温管道(350℃以上)采用硅酸铝材料，低温管道采用岩棉保温。主蒸汽管道、主给水管道及本体范围内的主要管道、室外烟道、热网管道，在保温层外加镀锌铁皮护板。每台锅炉设2个煤斗，燃煤从输煤系统3#皮带进入煤斗，由煤斗出来的燃煤经给煤机(每台锅炉共2台)进入炉前钢球磨煤机(每台锅炉共2台),再经粗粉分离器(每台锅炉共2台)、细粉分离器(每台锅炉共2台),分离后煤粉进入煤粉仓，煤粉仓中可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告的煤粉经过12台叶轮给粉机通过煤粉混合器与热风混合后送入炉膛燃烧；细粉分离器后的乏气通过排粉风机(每台锅炉共2台)送入炉膛燃烧。炉膛采用负压燃烧，平衡通风，一路送入磨煤机入口作为制粉系统的通风和干燥用，再一路通过煤粉混合器与煤粉混合每台锅炉设置2台引风机，除尘器采用布袋除尘器。烟气经过热器、省煤器、空气预热器后从锅炉尾部竖井下部引出。通过烟道进入布袋除尘器，净化后的烟气由引风机送入脱硫设施，经过脱硫处理以后的烟气通过烟囱排入大气。本工程共建设1座烟囱，一期2炉2塔建设1座高120m的烟囱。磨煤机及相应的制粉系统是煤粉炉的主要附属设备。制粉系统分仓储式和直吹式。仓储式的系统性能可靠性高。当制粉系统或磨煤机出现故障时不会直接影响锅炉的运行。煤粉细度也能保持稳定，负荷调节手段多，运行灵活性大，滞延性小。但投资费直吹式的特点是：系统简单，占地少，投资费用低。但系统可靠性差负荷变化调节只能在给煤机上进行，滞延性大。系统出现故障就会影响锅炉运行，甚至熄火。原煤由原煤仓经过给煤机进入钢球磨煤机，同时干燥剂也由此送入，煤粉经过粗粉分离器的分离，粗颗粒由回粉管回到钢球磨煤机内重新磨制，较细部分进入细分分离器做气粉分离，分离出来的合格煤粉送入煤粉仓由排粉机抽取的乏气作为一次风，将煤粉该系统在粗粉分离器回粉管上、细分分离器煤粉出口管道上都装有锁气器，以防止气体倒流。当钢球磨煤机停运时排粉机还可直接抽取空气预热器的热风作为一次风来维为了避免煤粉结块和自然爆炸，可利用排粉机的负压通过吸潮管把煤粉仓和螺旋输为了防止木块、木屑混入煤粉，在钢球磨煤机出口管道上和细粉分离器煤粉出口管可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告置。汽轮发电机组纵向布置，机头朝向北，汽机房、除氧煤仓间和锅炉房等运转层标高都为8m标高。汽机房跨距为24m,屋架下弦标高为20.75m,吊车轨顶标高为17.5m。汽机房柱距8m、10跨，总长度为81.2m。汽轮机基础平台与加热器平台采用岛形布置，与厂房运转层均有钢平台联接。厂房内新上50/10t桥式起重机一台，供汽机房内主要设备安装检修用。汽机控制室布置在8.0m层。6.6.2.除氧煤仓(低压配电室)布置B-C跨为除氧间，除氧间跨度9.6m,C-D跨为煤仓间，煤仓间跨度9.9m,柱距均0.0m层：布置电气高低压配电室、电抗器室。4.0m层：为电缆夹层。15m层：为除氧间层，布置2台除氧器(含水箱)、一台连续排污扩容器。30.5m层：布置粉分离器。锅炉房跨度为32.1m,锅炉采取半露天布置，柱距8.0m,运转层标高8.0m,运转层平台作为锅炉检修场地。在锅炉房后依次布置有除尘器、两台引风机、水平烟道。烟道：钢筋混凝土框架结构，砖墙围护，内衬采用耐酸胶泥砌耐酸釉面砖。烟囱：高度120m,采用钢筋砼筒体结构，桩基础。内衬采用钛钢复合板材料。布袋除尘器室外位置设保温层。引风机布置在水平烟道旁的合适位置。本工程拟采用发电机-变压器组单元接线方式经一回110kV出线接至110KV石刘变本工程发电机出口不设断路器，本工程设一台高压厂用启动/备用变压器，做为本工程的启动备用电源。110kV配电装置采用屋内布置，拟建一110KVGIS高压室。6.7.3主要设备选择发电机采用空冷发电机，其参数为：额定连续工作容量为25MW,额定电压为10.5kV,额定电流为1718A,额定功率因数为0.8。主变压器拟选用两台SF11-31500/121,121±2X2.5%/10.5kV,31.5MVA,Yn,d11。高压备用变压器选用SFZ11-12500/121,121±8X1.25%/10.5kV,12.5MVA,Yn,d11。110KV高压配电装置采用封闭式组合电器GIS.高压厂用电系统采用10kV中性点不接地系统，高压厂用电源设置一路工作电源和一路备用电源，工作电源引自发电机出口主变低压侧，备用电源引自高压备用变低压侧备用段母线。10kV厂用母线为两路工作段，一路备用段。低压厂用电系统采用400V中性点直接接地系统，接线方式为明备用PC-MCC方式。设两台低压工作变，容量暂为两台1250kVA,为主厂房的低压负荷供电。设一台低压备用变压器，容量暂为1250kVA,作为低厂变、辅助车间变压器的备用设一台辅助车间变，容量暂为1000kVA,为辅助车间的负荷供电。脱硫及化水分别设两台变压器，互为备用。主厂房低压工作变、备用变及辅助车间变压器采用干式变压器，D,yn11接线。10kV开关柜推荐采用中置式开关柜，配置真空断路器。低压配电屏推荐采用低压抽出式开关柜。6.7.5主要电气设备的布置主变压器和110kV屋内配电装置布置在主厂房区的东侧。厂用10kV配电装置及380V工作段分别布置在主厂房B、C列的底层。高压柜、低压柜采用双列布置。可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告本期工程设一组220V直流装置，直流装置采用一组蓄电池，动力、控制负荷合并供电，供电电压为220V,容量为600Ah。蓄电池配置一套充电浮充电设备，充电浮充电设备选用高频开关充电装置。本期工程设一组220V单相输出的不间断电源系统(UPS),UPS为静态逆变装置，容量为30kVA,正常时由厂用工作段向UPS提供交流电源，经UPS整流逆变供电。当逆变器故障或检修时，由静态开关切换至旁路电源向负荷供本工程电气控制纳入机组DCS系统，实现机炉电一体化控制。该方案以LCD和键盘为主要监控手段，对电气系统的发电机主回路及厂用电系统进行数据采集、监视及控制。在主厂房设电子设备间，布置发变组保护屏、厂用电保护屏、电度表屏、直流屏及本工程电气设备的保护装置装设原则按GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装项电网重大反事故措施》有关规定执行，保护选型采用微机型保护装干煤棚、带式输送机系统、筛碎设备、入炉煤采制样直至煤仓间带式输送机头部漏斗止表4-1:2x220t/h煤粉锅炉燃料的消耗量消耗量单位1台220t/h煤粉锅炉2台220t/h煤粉锅炉小时耗量t日耗量t年耗量t注：a.其中煤粉锅炉热效率按90%计算。可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告c.年耗量按锅炉额定负荷年运行7500h计算。热电厂燃煤由附近燃料公司供应，厂外运输方式采用汽车运输。热电工程项目进厂主干道以及运煤进厂道路仍沿用已有道路。周围公路四通八达，交通十分便利。运煤系统胶带机选用带宽B=800mm,带速V=1.6m/s,出力240t/h。运煤系统在出煤库和进主厂房煤仓的胶带机头部设电动三通换向阀。本工程采用运煤车辆在干煤棚和露天煤场直接卸车的卸煤方式。场内设置干煤棚一座，3500m²,可存煤11760t,可供2台锅炉燃用8.1天。干煤棚内设置抓斗桥式起重机使用2台ZL50型轮式装载机和2台TY220型推煤机作为储煤场辅助作业设备。度≤30mm,出力为240t/h。为减轻碎煤机的压力，减轻设备的磨损，在碎煤机前设滚轴运煤系统在碎煤机前设普通自动除铁器，碎煤机后设强力自动除铁器，在进锅炉煤仓的胶带输送机中部设电子皮带秤、在各转运站胶带机头部传动装置处设有相应的检修起吊设备。运煤系统的附属系统有通风、消防、火灾报警、煤库喷雾、通讯、水力清扫、喷水运煤系统控制采用程序控制，就地设有手动操作开关，并设有设备之间的联锁和必碎煤机室、煤仓间转运站、原煤仓等分别采用单机除尘装置。所有转动机械的外露部分均设置必要的护罩，栏杆及遮拦。坡度大于7度的输煤桥道的步道均设有防滑措施。可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告运转系统转运站及胶带运输机传动装置处设有消防保护。表4.2:新建2×220t/h锅炉灰渣量灰渣量设计煤种渣量灰量灰渣量小时灰渣量(t/h)一台炉两台炉日排灰渣量(t/d)一台炉两台炉年排灰渣量(104t/y)一台炉两台炉每天按22小时计，每年按7500小时计，灰渣比例按灰90%,渣10%计。本工程新建2×220t/h煤粉锅炉，每台炉下安装一台出力为3t/h的风冷干式除渣机，将锅炉排渣冷却至150℃以下，冷却后的底渣经碎渣机破库的底部设有卸渣口并配有干湿两路输出设备，用汽车将渣运到用户。除渣系统为单元本工程每台炉选用一个除尘效率大于99%的布袋除尘器，保证烟气排放含尘除灰系统采用正压气力输送方式，在除尘器每个灰斗下装设一台气力输送泵，每台炉灰斗的飞灰分别由两根灰管集中输送，利用压缩空气将灰经输灰管道送到灰库，顶部设脉冲静电除尘器进行气灰分离，收集的飞灰落入灰库，气经过滤后排入大气。灰库的运至用户。除灰系统采用自动程序集中控制方式，在除灰控制室内设有集中控制室，可本工程新建混凝土灰库2座，每座灰库容积1000m³,可存2台新建锅炉运行80小时灰量(灰容重0.7t/m³,充满系数0.8)。气力输灰系统采用空气压缩机作为动力源。本工程输灰压缩空气均来自除灰空压机房的三台螺杆式空压机。压缩空气必须经空气净化设备处理，满足输送干灰的要求后向仓泵供气用以输送干灰。空气净化设备可除去压缩空气中的水份、油份和杂质，以防止在干灰输送过程中灰气混合物的温度低于露点时飞灰出现受潮粘结的现象。为了保证系统的稳定运行，系统还设置了供缓冲用的储罐气。空压机采用水冷却，净化设备冷却用水接自水工工业水，排至水工专业回收。本工程生产用水水源拟采用高唐县污水处理厂的中水，生活用水水源采用城市自来水。根据业主方提供水质全分析资料，确定水处理系统方式。6.10.2锅炉补给水处理系统本工程锅炉补给水处理系统工艺流程暂定如下：厂区来再生水→一次水池→原水泵→生水加热器→多介质过滤器→活性炭过滤器→自清洗过滤器→超滤装置→超滤水箱→高压泵→精密过滤器→反渗透给水泵→反渗透装置→除二氧化碳器→中间水箱→中间水泵→混合离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房热力系统。水处理系统容量计算：对外供汽损失：64t/h锅炉排污损失：220x2%x2=8.8t/h汽水损失：8t/h锅炉启动：220x10%=22t/h锅炉补给水正常用水量为81t/h,考虑10%裕量系数得出89.1t/h,因此暂定除盐水站处理能力为100t/h,除盐水箱采用2×300m³。6.10.3化学加药系统本工程设置一套化学加药系统，包括给水加氨处理，给水加联氨处理，炉内处理。本工程布置一套水汽取样分析装置，以便对热力系统的水质进行监督，并按规定配置相应的在线表计。6.10.5循环冷却水处理系统为防止循环冷却水系统的结垢，本工程采用加稳定剂处理系统。利用稳定剂来提高极限碳酸盐硬度，限制循环水中的CaCO₃析出。6.10.6化学废水处理系统本工程不设化学集中废水处理系统，各系统废水就地处理合格后排至污水水处理场可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告按《火力发电厂化学试验室面积及仪器设备定额》高压机组的标准配备化验室仪器现机组的启停、运行工况监视和调整以及事故处理。电气控制室设于一期主控楼。在单元控制室内，操作员站的CRT和键盘/鼠标是运行人员对机组监视与控制的中心。单元机组采用一人为主，俩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)、顺序控制系统(SCS)、锅炉安全保护系统(FSSS)、电气控制系统(ECS)。此外，还将机组的锅炉吹灰程控、减温减压站控制、燃油泵房控制纳入DCS。随主辅机设备本体成套供应及装设的检测仪表执行设备，应满足机组运行、热工自根据母管制机组的热力系统特点，考虑采用机有机组分散控制系统(DCS)联网，并留有与浙江省地方电厂管理信息系统联网的接口。控制系统及控制设备应该选用在同类型以上火电机组上有成功应用经验、性能价格根据业主提供地质资料，勘探深度范围主要由粉土组成，根据力学性质变化自上而(1)粉土①:灰褐色-黄褐色，稍湿-湿，稍密状态，用镐易挖掘，易钻进，手触稍有滑腻感，无光泽反应，摇振反应中等，干强度低，韧性低。表层含有植物根系，虫孔(2)粉土②:灰黄色-灰褐色，湿-饱和，稍密状态，易钻进，可见少量孔隙，稍有可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告光滑，摇振反应中等，干强度低，韧性低。该层粉土局部夹粉质粘土、粉细砂薄层或透镜体。该层埋深3.5-4.2m以下，厚度2.8-3.1m。(3)粉土③:黄褐色，湿-饱和，稍密-中米状态，易钻进，稍有光滑，摇振反应中等，干强度低，韧性低。局部有薄层粘土、粉质粘土、粉细砂等夹层。该层埋深6.7-7.3m(4)粉土④:灰黄色-黄褐色，湿-饱和，稍密-中密状态，易钻进，稍有光滑，摇振反应中等，干强度较低和韧性低。夹粉质粘土、粉细砂薄层，局部与粉土③形成互层。该层埋深9.5-10.5m以下，厚度4.5-(5)粉土⑤:青灰色-灰绿色，湿-饱和，中密状态，易钻进，稍有光滑，摇振反应中等，干强度较低和韧性低。局部夹粉质粘土、粉细砂薄层或透镜体。该层埋深14.7-15.4m(6)粉土⑥:灰黄色，湿-饱和，中密状态，易钻进，稍有光滑，摇振反应一般，干强度较低和韧性低-中等。该层埋深24.5-25.6m以下，夹粉细砂和粉质粘土薄层。该层未揭穿，最大可见厚度30.5m。各层岩土的地基承载力特征值及压缩模量为：大部分建筑物以第二层土做为持力层，地基承载力fk=110kPa,土质较软，根据以上地质条件，本次主厂房、烟囱、干煤棚、汽机基础、锅炉基础、破碎楼、栈桥拟采用(预应力空心管)桩基础，其它荷载较小的附属建、构筑物拟采用桩基础或复合地基、天然基础等其它地基处理方案。2.主厂房建筑及结构方案2.1.1墙体：主厂房(锅炉间、除氧间、汽机间)及所有框架结构建筑物局部外墙采用加气混凝土空心砌块。所有砖混结构平房采用实心砖砌体。2.1.2地、楼面：运转层采用水磨石或细石混凝土耐磨楼面，控制室采用磨光花岗岩，卫生间采用防滑地面砖，其它采用一般楼地面。可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告2.1.4屋面：主厂房、电气建筑屋面防水等级Ⅱ级，其他屋面防水Ⅲ级。主厂房控制室2.1.5室内外装修：机炉控制室内设轻钢龙骨膏板吊顶，其他建筑物内部装修按一般作法2.2结构设计主厂房按2炉2机设计，由汽机间、除氧间、煤仓间、锅炉间组成.座采用现浇钢筋混凝土框架结构。锅炉基础采用桩承台(混凝土短柱上升至零米左右)结构与锅炉钢架本体(为厂家提供)连接，必要时各短柱间设连系梁。干煤棚纵向采用或框排架结构其中地下部分采用现浇钢筋混凝土结构。破碎楼、转运站采用钢筋混凝土框架结构。其它附属建、构筑物拟采用框架结构，设备基础采用现浇钢筋混凝土结构。吊车梁为预制钢筋混凝土实腹式吊车梁，各层平台及标高8M以下小柱均采用现浇锅炉尺寸未超过55m,锅炉为露天布置，运转层平台为钢格栅与除氧间相搭搭接钢2.3其他主要生产建筑物烟囱采用钛钢双内筒、钢筋混凝土外筒烟囱，满足脱硫湿烟气要求。2.4暖通部分根据国家的有关规定和设备的要求，对各个生产岗位设置采暖、空调、通风设施。房、烟囱、空压机房等所有建构筑物均按7度设防，采用有利于建筑抗震的结构形式，2.6建筑消防主厂房火灾危险性丁类，厂房耐火等级二级。厂房每个防火分区面积按不大于6台机组的建筑面积考虑，除氧煤仓间与锅炉间之间应采用不燃烧体，其中运转层以下部分的隔墙耐火极限不小于1小时，除氧煤仓间设两个安全出口、汽机间设两个安全出口。厂房所用轻钢结构按相应极火极限要求涂防火涂料。厂区内各建、构筑物的防火间距均按照<<火力发电厂与变电站设计防火规范>>(GB50229-2006)表4.0.11的要求进行控制。厂房区域内均按相应防火要求设置消防设施。6.13供排水系统厂区给排水分一次水给水系统(含生产、生活用水)、消防给水系统及循环水给水系统三部分。其中，消防给水系统为室内、外消火栓专用给水系统。本工程水源采用聊城经济开发区污水处理厂再生水做水本工程设计中考虑以下节水原则，加强水务管理设计，降低用水指标；采用梯级用(1)锅炉补给水采用石灰乳软化处理后再经反渗透+混床深处理工艺，达到入炉水(2)冷却塔的补水及机泵冷却水采用石灰乳软化处理工艺，达到用水要求。补水系统采用自动调节方式，根据季节引起的补给水量变化自动调节补给水量，进行监控、监(3)冷却塔设滤水器。加强节水措施，采用先进的水处理方式，提高重复用水率，经水量平衡计算，本工程新建2×25MW机组，最大补给水需水量为211.4.补给水供水方案(1)再生水补给水供水污水处理站的排水用于本工程水源，需对污水处理站的排水进行深度处理后，才能回用于电厂循环水补水。根据污水处理站排水的化学水质分析资料，本设计阶段深度处污水处理厂处理后的污水经泵升压后，进入机械加速澄清池，石灰乳及聚合硫酸亚铁分别投加到澄清池反应室内，经混合、反应并澄清的清水，加入硫酸及氯(降低澄清水的PH,防止碳酸钙在砂滤池中的沉淀及杀菌、灭藻，防止微生物滋生和疾病的传播)砂滤池反洗水回收加压送至机械加速沉清池。中水做为锅炉补给水还需对进行进一步深处理，本设计阶段按反渗透+混床处理工艺设计，详见化学水处理部分。石灰软化处理系统的工艺流程见下图。污泥外运为克服日污水量不均匀对电厂用水的影响，电厂考虑设置容积约600m³的一次水池，以避免偶然因素对电厂供水的影响，进一步提高供水的调节能力，保证均匀供水。(2)紧急备用水源本工程可利用南水北调引江水和黄河水做备用水源。6.13.2.2消防给水：该工程同时火灾次数为1次，事故时最大消防用水量为62Vs,其中主厂房室外消火栓系统用水量为35/s,室内消火栓用水量为15Vs,水幕用水量12L/s。火灾事故时，消防用水由专设消防供水系统供给。详见消防部分。该工程需用的循环水量共880m²/h。其中冷油器冷却水量为220m²/h,空冷器冷却水量为360m³/h,机泵及空压机冷却水量300m³/h,供水压力为0.27MPa,循环水供水温度为32℃,回水温度为37℃。设置机械通风冷却塔2座，循环回水利用余压上冷却塔，经冷却后循环使用。为控制循环水系统中悬浮物浊度小于20mg/1,对循环水进行部分过滤(过滤水量为循环水量的5%),并进行水质稳定处理，以缓蚀阻垢、杀菌灭藻。设机械通风冷却塔2座，每座处理能力为500m³/h。设组合式加药装置两套，分别供循环水系统的水质稳定处理和杀菌灭藻处理使用。(1)厂区排水采用生活污水、工业废水、含煤废水及雨水各自独立的分流制系统，生活污水经化粪池、生活污水下水道汇集后进入厂内污水处理场；含煤污水经含煤污水下水道汇集后进入含煤污水处理设施，处理后用作输煤系统冲洗水循环使用；锅炉补给水处理废水、各生产建筑物产生的废水和厂区沟道的积水经工业废水下水道接入公司污(2)厂区雨水排水采用重力自流沟道排水，接入公司雨水沟。6.13.3污水处理系统厂区污废水主要包括：生活污水、含油废水、输煤系统冲洗排水、化学废水等。处理系统处理后的废水将首先考虑重复利用，无法重复利用的外排，其水质能满足《污电厂生活污水包括厂区各建筑的厕所污水、洗涤污水以及生产辅助建筑排出生活水本工程输煤系统冲洗废水量约15t/h,选用含煤废水处理设备。先经煤水沉淀池进行沉淀和粗分离予处理后，由含煤废水处理设备进行处理，处理后水中悬浮物浓度小于4)煤场喷洒系统本工程煤场喷洒用水采用冷却塔排污水。5)化学废水本工程化学废水为酸碱废水，经中和池中和PH值达到7时排放至污水管道。(1)设计依据：《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229-96)(2)该工程火灾危险性类别为丙类，其中主厂房火灾危险性类别为丁类，输煤栈桥火灾危险性类别为丙类。厂区内同时火灾次数为一次，火灾延续时间2小时。主厂房室内消火栓系统消防水量为15Vs,室外消火栓系统消防用水量为35l/s,水幕消防水量12Vs,消防水量为62Vs,一次消防用水量403.2m³。消防给水水源利用一次水池作为消防水池。(3)本工程消防设置独立的消防给水管网，采取稳高压系统，消防供水设备设于综合水泵房内。系统设置消防主泵两台：Q=701/s,H=80m,稳压系统配消防稳压泵2台：Q=5Vs,(1)室外消火栓系统：室外消火栓系统消防用水量为35Vs,管网上设室外地上式消火栓，其间距约90m,消火栓保护半径为110m。室外消防水管道管径为DN250。(2)室内消火栓系统：室内消火栓系统消防水量为15/s,接自室外消防水管道。环状管网主管道管径为DN150。供主厂房、输秸秆栈桥等室内消防使用。室内消防为环状管网，每层均按规定设有室内消火栓，主厂房室内消火栓间距约为27m,保护半径为29m。消防主管道管径为DN150,设有2个消防水泵接合器。消防供水系统设于综合水泵房内，水泵由一次池吸水，消防储水需403.2m³。(3)根据各建筑物的使用性质，均按规定配置了足量的手提式干粉灭火器和二氧化碳灭火器。1.凡能用循环水冷却的设备均使用循环水。2.机泵冷却用的一次水，用完后进入循环水系统水池，以减少循环水系统的一次水补充水量。3.尽量提高循环水系统的浓缩倍数,以减少一次水补充水量。4.建筑物内卫生器具采用分质供水，既厕所大、小便器均使用二次利用水冲刷，以减少一次水用水量。6.14采暖通风及空调本设计依据《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程》DL/T5035-20042x25MW热电联产供热中心项目《城市热力网设计规范》CJJ34-2002《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-2002《通风与空调工程施工质量验收规范》GB50243-20及机务、建筑、电气、自控、水工等专业提供的条件进行设计。室外相对湿度室外相对湿度年平均气温b、冬季室内设计参数锅炉型式：2x220t/h高温高压煤粉锅炉可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告b、汽机房夏季通风采用自然进风，自然排风的方式。冬季采暖采用0.40MPa,130℃c、厂区采暖设置采暖用集中加热站，加热汽源为汽机抽汽。采暖热媒参数为e、运煤系统各转运站设置除尘设施；地下卸煤沟采用自然进风、机械排风的通风方电厂内各建筑根据要求设采暖设施，考虑到本地区冬季气候寒冷，主厂房采暖采用0.40MPa,160℃蒸汽，厂区采用热水采暖，采暖热水供回水参数为110/70℃,为满足采暖为0.4MPa,温度为160℃。本期采暖加热站内布置一套加热系统，加热系统供厂区各生产建筑物及辅助和附属生产建筑物采暖，其设计容量暂定为5.0MW,耗汽量约为7t/h。采暖热媒采用0.40MPa,130℃蒸汽，采暖凝结水回至机务专业定期排污系统。a、主厂房采暖热负荷按冷态”法进行计算，在机炉停运时维持室内温度为5℃,正常运行时为16℃。由热压引起的门窗冷风渗透及大门开启时的冷风侵入耗热量按基本耗热量的60%附加。主厂房内由温度梯度的影响而增加的耗热量按基本耗热量的15%计算。b、主厂房采暖设备选用钢管式散热器、暖风机及大门热风幕。其中散热器布置在0.00m层和运转层；暖风机布置在0.00m层。考虑到主厂房冬季竖向空气对流透量大的特点，为了保证主厂房0.00米层的设计温度，在汽机房主要大门处设置热空气a、汽机房及煤仓间的通风均采用自然进风、自然排风的通风方式。汽机房进风由零米层及运转层侧窗进入室内，经汽机房屋顶通风器排至室外。汽机房内的设备散热量为3.49MW,计算通风量为104X10*kg/h,按开窗面积及排风窗选型校核计算，实际通风量为可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告113X10*kg/h,满足通风要求。排风温度取38℃。冬季应根据实际情况，关闭屋顶通风器器间采用自然通风，由一侧窗进风，另一侧c、其他房间通风发电机小间及配电间等电气房间均采用防火百叶风口自然进风，墙上轴流风机机械排风的通风方式。通风量按10次/小时的换气次数设置事故排风风机，并兼作夏季排除余热用。各变压器室根据变压器的散热量均采用自然进风，机械排风的通风方式。化学a、机炉控制室设全年性空调。空调机房设在BC列8.00米层。空调机房选用三台HF63N型整体式恒温恒湿风冷式空调机组，每台机组制冷量63kW,风量13000m²/h。冬季空调系统的加热热媒采用压力为0.40MPa,温度为130℃的蒸汽。空调设有新风系b、附属建筑物的控制室如生产办公楼的继电器室、输煤控制室、化学车间控制室排烟阀。在空调机房内设置了高温排烟风机。当需要排烟时，开启排烟风机，将室内烟气排至室外。当室内发生火灾时，空调系统防火阀关闭，同时关闭空调机组，以防火势蔓延。经确认灭火后，开启排烟阀及排烟风机，将室内烟气排到室外。当排烟温度超过280℃时，排烟阀关闭，并联锁排烟风机关闭。待烟气排完后，关闭排烟风机及排烟阀，a、设计原则输煤系统煤尘治理主要贯彻以防为主，综合治理。除运煤专业设计加强密闭及减少转运站及碎煤机室除尘器均与对应皮带连锁运行。除尘器将灰浆排至各转运站及碎喷水系统的启停由光电式控制系统控制。b、转运站除尘碎煤机室设两台湿式除尘器，每台设备处理风量为15000m³/h,煤仓间头部转运站设置两台湿式除尘器，每台设备处理风量分别为10800m³/h;各除尘器与对应的皮带连锁煤仓间原煤仓设除尘系统。煤仓间共有2个原煤仓，每个原煤斗各设一台布袋式除尘d、高架卸煤沟除尘高架卸煤沟设置蒸汽喷射装置，采用喷蒸汽抑尘。选用一套蒸汽抑尘系统，该系统采用两根蒸汽管沿皮带方向敷设在煤斗内横梁上，蒸汽管上均匀布置有喷嘴，在煤沟叶各除尘器均可就地和集中控制。煤仓间除尘器与犁煤器联锁运行，也可就地控制。7烟气脱硫与脱硝目前适合中型燃煤锅炉的烟气脱硫技术主要有氨法、石灰—石膏法、氧化镁法、钠些方法各有其特点，适用于不同的燃煤锅炉。选择的基本原则为工艺成熟、运行安全可应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的85%以上，应用单机容量已达1000MW。其脱硫副产物——石膏一般有抛弃和回收两种方法，主要取决于市场对脱硫石膏的需求、石膏质量以及是否有足够的堆放场地等因素。湿法工艺技术比较成熟，适用于任何含硫量的煤种和机组容量的烟气脱硫，脱硫效吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液，也可直接用湿式球磨机可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告将20mm左右的石灰石磨制成吸收浆液。当采用石灰吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带有的细小液滴，经气气加热器(GGH)加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。电厂锅炉烟气进入FGD,通过升压风机加压，经GGH降温至约100℃后进入吸收吸收塔脱硫效率为96～99%,整个系统的脱硫效率不低于90%。从吸收塔出来的净烟气温度约为47℃,经GGH升温至80℃后从烟囱排放。该工艺原理简单，工艺技术比较成熟，脱硫效率和吸收剂的利用率高，即Ca/S=1.03时，脱硫效率大于95%,能够适应各种煤种，适应各容量机组，运行可靠，可用率高，(1)脱硫效率高，一般不低于90%,最高可以达到99%。(2)脱硫剂利用率高，达90%以上。Ca/S比低，只有1.01～1.05,国内现正在实施(3)吸收塔采用各种先进技术设计，不仅解决了脱硫塔内的堵塞、腐蚀问题，而且改善了气液传质条件，从而提高了塔内脱硫效率，减少了浆液循环量，有效降低了浆液循环泵的功耗。目前脱硫岛电耗一般为机组装机容量的1～1.5%。(4)喷淋空塔内烟气入口采用向下斜切式入口，烟气由下自上流动，延长了气体分布路径，不仅有利于气体分布均匀，而且由于气体的翻腾形成了湍流，更有利于气液的Ca/S比、浆液流量等运行指标，可以保证脱硫塔内烟气流动和浆液喷淋均匀，以最小的(6)根据烟气含硫量，采用不同层数(2～4层)的浆液喷淋层，确保取得最佳的脱(7)塔内设置氧化空气分布系统，采用塔内强制氧化，氧化效果好。(8)喷淋层采用交叉联箱布置，使喷淋管道布置更合理，降低了吸收塔高度。(9)采用机械搅拌。(10)废物得到良好的处理，其中废渣变成了优质石膏，完全可以取代高品位的天(11)稳定性高，适应性强，可靠性99%以上。干法有LIFAC(炉内喷钙尾部增湿活化)、CFB(循环流化床)等工艺，CFB最公司的CFB、德国WULFF公司的RCFB(内回流式烟气循环流化床)、丹麦FLS公司的GSA(气体悬浮吸收),国内分别由龙净环保、凯迪电力、龙源环保等公司引进，目前多在中小机组上运用的多为WULFF公司的RCFB技术，所以干法脱硫按RCFB进行RCFB脱硫工艺流程RCFB工艺主要采用干态的消石灰粉作为吸收剂，由锅炉排出的烟气从流化床的底部进入，经过吸收塔底部的文丘里装置，烟气速度加快，并与很细的吸收剂粉末相混合。同时通过RCFB下部的喷水，使烟气温度降低到70～90℃。在此条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙，经脱硫后带有大量固体的烟气由吸收塔的上部排出，排出的烟气进入除尘器中，大部分烟气中的固体颗粒都被分离出来，被分离出来的颗粒经过再循环系统大部分返回到吸收塔。RCFB的控制系统主要通过三个部分实现：(1)根据反应器进口烟气流量及烟气中原(2)反应器出口处的烟气温度直接控制反应器底部的喷水量，使烟温控制在70~90℃范围内。喷水量的调节方法一般采用回流调节喷嘴，通过调节回流水压来调节喷水(3)在运行中调节床内的固/气比。其调节方法是通过调节分离器和除尘器下所收(1)耗电量在机组容量的0.5～1.0%。脱硫率80%时，为0.6%左右；脱硫效率大于90%时，塔内物料量增加引起系统阻力的增大而使电耗大幅上升。(2)在塔的顶部区域加装了导流板，在塔内加装了紊流装置。(3)脱硫率>90%,Ca/S为1.2～1.5。石灰活性必须高且稳定，达到T60标准(软缎石灰，四分钟内水温上升60℃)。(4)塔内平均流速4m/s左右。10米左右直径的流化床内流场比较复杂。(5)用消石灰作为脱硫剂。石灰消化后，以消石灰干粉形式送入流化床吸收塔。喷(7)塔内的水分要迅速蒸发掉，以保证灰渣干态排出。(8)在煤的含硫量增加或要求提高脱硫效率时，不增加任何设备，仅增加脱硫剂和可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告(9)不另设烟气旁路，当FGD停运时，脱硫塔直接作为烟气旁路使用。(1)工艺技术比较石灰石-石膏湿法：已很成熟，现在大部分设备均可以实现国产化，初始投资大幅降(2)适用煤种干法RCFB:RCFB适用于中、低硫煤。对高硫煤，较难达到环保要求，且投资与石灰石-石膏湿法：1.01～1.05,一般为1.03,纯度达不到要求时，最终仅影响脱硫干法RCFB:脱硫率>90%时为1.3～1.5。氧化钙纯度要求≥90%,并要有非常高的活性(T60标准),达不到以上要求时，将影响装置的脱硫率及正常运行。(4)脱硫效率干法RCFB:稳定运行一般在80%左右，若需要进一步提高，则需降低烟气趋近温差，增加Ca/S和喷水量，但会对下游设备如除尘器、引风机等带来不利影响。95%的脱硫效率对干法技术来讲，已达到高限(国外为90%),当环保要求进一步提高时，改造较困难。烟气含硫量波动时，因为有大循环灰量，难以灵敏调整控制，脱硫效率难以保(5)耗电量石灰石-石膏湿法：机组容量的1.0～1.5%。干法RCFB:机组容量的0.5～1.0%,脱硫效率在80%左右时，为0.6%左右；当脱硫效率>90%时，耗电量上升很快，将达到1%左右。综上所述，根据技术经济比较，本工程采用炉外石灰石-石膏湿法脱硫工艺。锅炉年利用小时数按7500小时计算，平均日运行小时数按22小时计算，湿法脱硫Ca/S摩尔比为1.03,锅炉炉外脱硫效率98%,石灰石纯度按92%。本工程烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法工艺，吸收剂制备系统采用石粉外购，岛内制可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告浆方式。石膏浆液经真空皮带脱水后，含水率约10%。石膏副产物外销综合利用。本工程所需的吸收剂按直接购买石灰石粉方案考虑。全厂机组统一考虑吸收剂制备由称重给料机送入石灰石浆液箱制成石灰石浆液，然后经浆液泵送至吸收塔。设一座圆形石灰石粉仓，采用钢结构，石灰石料仓直径4.5m,筒体8米高，下锥体高5米，有效容积200m²。设置石灰石浆箱1个，容量按3台锅炉100%BMCR燃用设计煤种条件下，6～8小时吸收剂的消耗量考虑。为使浆液混合均匀、防止沉淀，在浆池内装设浆池搅拌机。进入吸收塔的石灰石浆液量根据吸收塔进、出口烟气的SO₂浓度及吸收塔浆池的pH烟气系统采用2炉1塔方式，不单独设置脱硫增压风机，锅炉引风机选型时已考虑脱硫塔阻力并采用高压变频调速满足各工况运行。脱硫烟气系统进口挡板门采用带密封系统的双挡板门，密封系统设置2×100%容量的密封风机(一运一备),密封介质为空气。为方便脱硫系统检修，保证脱硫装置不影响发电机组的安全运行，脱硫系统均设置了100%容量的烟气旁路烟道，旁路烟道挡板采用单挡板。锅炉启动过程中或脱硫系统解列检修时，脱硫系统进、出口挡板门关闭，旁路烟道挡板门打开，来自除尘器的烟气经烟气在吸收塔内脱硫净化后，经除雾器除去水雾，净烟气自吸收塔顶进入新建烟囱所有的烟气挡板门易于操作，脱硫系统进口挡板门在最大压差的作用下具有100%的严密性，烟气挡板门采用电动执行机构。带有快开功能的旁路挡板门电动执行机构采用进口产品，保障脱硫系统故障时在25S内快速打开，保护主机组和FGD装置的安全。SO₂吸收系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括吸收塔、喷淋层、除雾器、循环浆本工程配一座逆流喷淋吸收塔，吸收塔为空塔形式，圆柱体、钢结构，内表面进行防腐耐磨处理(衬玻璃磷片),吸收塔直径9.0m,总高度约为30m,吸收塔底部为循环浆池，上部由三层喷淋层和两级除雾器组成。设计烟气流速为3.53m/s,烟气在吸收区的可行性研究报告2x25MW热电联产供热中心项目可行性研究报告设计停留时间为2.3秒。塔内布置3层雾化喷淋层，分配