60万千瓦循环流化床示范工程可行性研究总报告

600MWCFB示范工程第一卷总报告SOUTHWESTELECTRICPOWERDESIGNINSTI二00八年十一月成都第一卷总报告第一卷总报告第一卷总报告第二卷投资估算及经济评价第三卷接入系统报告第四卷环境影响报告书第五卷水土保持方案报告第六卷水文气象报告第七卷测量技术报告600MWCFB示范工程序号1总报告2总报告附件3**电网2007年现状地理接线图4川渝500kV电网2010年规划地理接线图5厂址总体规划图6厂区总平面规划图(云潭村厂址)7厂区总平面规划图(大竹林厂址)8厂区总平面规划图(老厂厂址)9厂址比较专题报告主厂房规划平面布置图主厂房规划横断面布置图原则性热力系统图原则性燃烧系统图主机选型专题报告辅机选型调研报告序号点火助燃系统比较专题报告主厂房规划平面布置图(电袋除尘器方案)主厂房规划横断面布置图(电袋除尘器方案)运煤系统工艺流程图除底灰系统图除飞灰系统图石灰石粉输送系统图电气主接线厂用电原则接线图自动化网络规划图原则性锅炉补给水处理系统流程图原则性凝结水精处理系统图供水系统图水量平衡图取水泵船平面图取水泵船剖面图石龙口灰场平面布置图石龙口灰场剖面图滕家沟灰场平面布置图施工总平面布置示意图(云潭村厂址)600MWCFB示范工程可行性研究第一卷总报告5工程设想5.12水工部分6环境保护、灰(渣)综合利用、劳动安全及职业卫生8节约和合理利用能源21概述1.1任务依据循环流化床示范电站有限责任公司关于开展“60万千瓦循环流辅助生产系统，附属设施工程的总体规划设计及相应部分的勘测设公司、巴蜀电力公司按照50%、30%、20%比例出资建设。该机组石灰石来自珙县矿区，年耗石量约为15.7万吨，均采用铁路运输，供水水源为沱江，采用二次循环供水系统，原水补给水量约3690m³/h(不包括生活用水量)。厂址东侧约3km的石龙口，临近沱江，初期堆灰库容为322.26×10⁴m³,满足贮灰8.7年。一期工程于1999年3月经国家计委批准立项，2003年5月15日正式开工，2005年12月30日并网发电，2006年4月17日投入商2004年12月，国家发改委确定自主研发年11月，西南电力设计院受国家电网公司委托，编制完成4研报告中增加超超临界机组内容。2007年11月，西南电力设计院编制完成可研报告。2008年2月2日～3日，电力规划设计总院主持召2008年9月3日至5日，电规总院与**省发展和改革委员会在51.6专业设计原则6新设一座江边取水设施，出力按1×600MW+1×1000MW机组本期工程1×600MW机组暂以500kV一级电压接入系统。(2)辅助车间或辅助系统采用PLC方案，共设置煤、灰、水3(3)在单元机组DCS及辅助车间或系统计算机监控网基础上，设置厂级监控信息系统(SIS),实现全厂统7截至2007年底，**省装机容量31858MW,其中水电装机容量19857MW,火电装机容量12001MW。2007年**省发电量1226亿kWh,同比增长9.4%;全社会用电量为1178亿kWh,同比增长11.1%;最大负荷为20300MW,同比增长13.6%。2007年**电网外送电量达到111.38亿kWh,最大外送容量为3300MW。**电网2007年购入电量达到62,93亿kWh。**电网目前已形成洪沟～龙王～德阳～南充～洪沟，华阳～思蒙～普提～洪沟～华阳的500kV环网，电网覆盖面**电网2007年现状地理接线图见图F277K-X01。(1)电源结构不合理问题突出，电网供需形势受季节与气候影82.2**电力系统规划“十一五”“十二五”“十三五”需电量最高负荷8.1%6.1%利用小时数一一根据电源安排，到2010年**电网全口径总装机将达到示范电厂);到2015年**电网总装机将达到80112MW,其中水电62703MW,火电17409MW;到2020年**电网总装机将达到97495MW,其中水电77486MW,火电20009MW(以上均不含金沙江干流装机容量)。9**省电源建设安排(不含金沙江干流装机容量)一、统调统分装机1、水电2、火电二、非统调统分装机1、水电2、火电三、全省合计1、水电装机其中：新增2、火电和核电装机其中：新增退役道、6回500kV线路(2回广安～万县、2回资阳～北碲、2回洪沟~板桥)的联网格局。足，没有缺额。全省水电平均利用小时数维持在4000小时以上，火(3)综合分析：**电网“十一五”～“十三五”期间丰、枯水**电网电力平衡汇总表2008年2009年2010年2015年2020年丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯12月12月12月12月12月一、系统需要容量1、最高发电负荷其中：火电检修3、外送电力二、装机容量1、火电2、水电3、核电四、水电利用容量五、水电检修容量六、水电空闲和受阻容量八、电力盈(十)亏(一)注：平衡装机不包括二滩电站900MW装机容量，锦屏一、二级和官地电站的8400MW装机容量。2008年2009年2010年2015年2020年1、负荷电量2、外送电量二、核电发电三、水电可用电量1、水电发电量2、弃水电量四、火电发电量五、电量不足六、利用小时数1、水电2、核电3、火电******地区现有电厂为：华电**发电总厂(装机2×200MW常规机组+1×100MWCFB机组)、**电力股份有限公司(装机1×200MW常规机组)、****示范电厂有限公司(装机1×300MW为110kV和220kV两级。其中，**1×300MWCFB(即循环流化床)机组于2003年5月9日正式开工，2006年顺利通过168小时满负荷试运成功，4月17建设转向生产，由试运进入商业运行阶段。4月22日，该工程通过电机组洁净煤燃烧的示范作用。该厂厂址位于沱江市中心约9km,西距**镇约2km。2006～2007年，投资业主积极在**开展了600MW的CFB示范(1)有利于满足**地区电力负荷需求，促进经济发展提下，**电网2010～2015年枯期仅有少量富余。建设一定规模的火(2)建设大容量循环流化床示范机组，符合国家和**省能源政策(3)建设600MWCFB电厂，是资源综合利用的需要(4)建设600MWCFB电厂，对于环境保护具有重要意义以上的高硫煤，常规的煤粉炉加烟气脱硫将极大的增加脱硫运行成成本CFB洁净煤燃烧，建设我国首座600MWCFB(6)有利于本地区煤炭资源优势的充分利用，同时可充分利用备电源等),同时吸取300MWCFB机组设计、施工和运行经验，最(7)有利于改善**电网电源结构，提高电网枯期供电能力(8)有利于增强电网调峰能力，减少弃水损失(9)有利于提高电网稳定性****600MWCFB示范工程本期装机1×600MW,计划2010年****600MWCFB示范工程接入系统设计工作(一、二次部分)500kV出线1回，接入规划中的**500kV变电站。线路长度约13km。至龙泉至龙泉至遂宁市至东坡至北砖内至板桥家至身提至宜宾62.5系统对工程的要求电厂以500kV一级电压出线1回。电厂不装设高抗。电厂500kV侧短路电流水平建议按63kA考虑。电厂设计年利用小时数：5000小时；经济评价小时数：5000小功率因数：0.9(滞后)发额定有功时进相能力：0.95(超前)调峰能力：不低于机组额定容量的60%主变台数和容量：建议采用3台240MVA普通单相双卷变压器阻抗电压：13～15%方便地接入华中网调、**省调和**地调的主站系统，华中网调、**2.7系统继电保护接线方式通过一回500kV线路接入规划建设的**500kV变电站。地线光缆(OPGW)。2.7.2500kV继电保护配置方案2.7.2.1500kV线路保护分别采用不同光纤芯，保护共占用6个专用纤芯。配置1套故障录波器，装在1面柜上。故障录波器应能记录模拟序号(面)1光纤分相电流差动保护柜2专用光纤芯方式2500kV故障录波柜13继电保护及故障录波信息管理子站电网调度管理有关规定，本工程由**省电力公司调度中心(简称** 接入系统报告)。在灰场和水源地分别装设三部公用电信网的电话分机，用于灰3燃料及石灰石供应3.1概述本工程新建1×600MW机组，年需燃煤约167.5×10⁴t(按小时耗煤量335th,机组年运行小时5000h计),石灰石年耗量约为3.2燃煤供应煤炭资源丰富，全市探明储煤量53×10⁸t,占全省的39.3%,保有储2007年宜宾市共生产原煤1491.2×10⁴t/a,其中国有煤矿生产380.5×104t/a,地方小煤矿生产原煤1110.7×10⁴t/a。宜宾市将能源基地建设作为发展规划的重点。到2010年筠连全国有煤矿要加大筠连矿区开发建设进度，2010年“十一五”末，全市煤矿生产规模将达到2875×10⁴t/a,原煤实际产量达2156×10⁴t2020年全市煤矿生产规模将达到3940×10⁴t/a,原煤实际产量达山南、北矿供应40×10⁴t,川煤集团芙蓉实业公司供15集团武乐煤矿供90×10⁴t,兴文县珙兴煤矿供20×10⁴t,珙县天星桥煤炭公司供10×10⁴t,**腾源矿业有限公司供应20×10⁴t,上述供应筠连矿区属2006年后开始进行规模性开发的新矿区，作为云贵鲁班山北矿2006年初建成投产，矿井规模90×104t/a,2006年鲁班山南矿井2007年底建成，生产能力90×104t/a,服务年限63年。该矿西以巡司背斜轴为界与鲁班山北矿为邻，东以新街向斜为界，深部以一200m煤层底板等高线为界。井田走向长约5.6km,本工程燃煤由川煤集团川南煤业公司所属鲁班山南、北矿供应芙蓉集团现有4对生产矿井，杉木树煤矿、白皎煤矿(含珙泉煤矿)、红卫煤矿等大型国有煤矿，年产原煤200×10⁴t以上，2005年生产原煤171×104t,“十一五”期间，将对白皎、珙泉两对矿井进行三水平开拓延伸，提高矿井生产能力，到2010年末两对矿井生产改造，提高矿井机械化水平，使其生产能力达到90×10⁴t/a,到2010年末，芙蓉集团现有生产矿井原煤生产能力达到255×10⁴t/a,净增供本工程15×10⁴t燃煤。2007年1月《**省筠连煤炭国家规划矿区矿业权设置方案》,获国家发改委审查通过。筠连矿区属国家规划13个大型煤炭基地中内设置了81个采矿权，大、中型煤矿7个，其中鲁班山北矿及南矿**电厂与**煤炭产业集团已初步达成协议共同出资建设武乐煤的有68个，9×10⁴t/a及以上的矿井有31个；有煤与瓦斯突出矿井21个，高瓦斯矿井146个，低瓦斯矿井65个。至今年(2008年)年输至金(沙湾)筠(连县)铁路线的巡司车站，通过金筠铁、宜(宾)珙(县)线和内(江)宜(宾)线到**南站转**电厂铁路专用线到厂。建1×300MWCFB机组东北侧约100m处的云潭村，与1×300MW该厂址场地标高最低处约295m,最高处约330m,最大相对高差约老厂厂址位于3×200MW常规机组固定端，原98MW机组拆除常规机组主厂房，北侧紧靠内宜(**至宜宾)国道和电厂的生活区。地标高最低处约300m,最高处约350m,最大相对高差约50m。流化床机组外，均留有再扩建1×1000MWCFB循环流化床机组场4.2交通运输西侧约1.0km处设有**南站(货运站),已建电厂的铁路专用线就在的运石灰石尽头线延伸少许即可进入本工程的铁路工厂站(1×300MW用的石灰石己改为汽车运输),引接长度较短，约300m。本站，本期配1台单车翻车机，相应工厂站配1重、1空、1走行及1条存车线，共4股道，线路有效长按750m考虑，并预留下期再扩建1台单车翻车机位置(具体布置详见铁二院重庆分院图纸)。修建一条130m长的公路跨越易明溪进厂。**老厂厂址位于3×200MW常规机组固定端，原98MW机组拆单车翻车机，相应工厂站配1重、1空、1走行及1条存车线，共4股道。线路有效长按750m考虑，并预留下期再扩建1台单车翻车机位置(三个厂址铁路专用线的具体布置详见铁二院重庆分院图纸)。根据铁二院重庆分院所作的本工程铁路专用线可研方案，云潭4.3岩土工程丘陵：以窄谷中丘为主，相对高差30～60米，主要由侏罗系中 块混卵石为主，局部混砖瓦碎块，松散～稍密。第四系残坡积层 充填砾、砂及粘性土，以松散或稍密为主，碎石粒径一般为20—水埋藏浅，勘测期间地下水埋深为2～3米。其补给源为大气降水和包低矮，斜坡坡度一般在10～20度间，且场地出露地层为倾角较为址K01钻孔中的砂层不液化；大竹林厂址K36钻孔中的砂层液化指(1)岩土工程特性及地基形式老厂固定端厂区的中央地段，基岩埋藏一般较深，场地普遍有10米的填土、残坡积粘性土层、砂及卵石；填土及可液化砂层不宜层。在场地沟谷地段，普遍出露有1～5米的残坡积粘性土层，该层碾压、夯实处理，经检测满足设计要求，可作为一般轻型建(构)筑度。(2)边坡20米；大竹林厂址东侧挖方边坡较高约30余米，西侧为沟谷地段将中～深丘地貌，库区主要有一条“U”型沟谷和7条“U”型支沟组中～深丘地貌的丘坡底部河岸，河岸岸边地形较陡，且在距岸边约20米处为陡崖，崖高约18米，崖上为一开阔平台，岸边土层较A1),本场地地震动峰值加速度为0.05g,地震基本烈度为VI度。址K01钻孔中的砂层不液化；大竹林厂址局部如K36钻孔附近的砂层液化指数为15.03,液化等级为严重；老厂固定端厂址K108钻孔4)填土及液化砂土不能直接作地基持力层；可塑状粘性土可作为一般轻型建构筑物的天然地基持力层；软塑状土不宜作地基持力6)场地内地下水主要为浅层风化带裂隙水及覆盖层中的上层滞7)石龙口灰场及腾家沟灰场库区内无滑坡、崩塌、采空等不良石龙口灰场坝基地段分布有较厚的软塑状粉质粘土，最大厚度11米，需对坝基土体进行改良处理；坝肩基岩裸露，岩性以紫红色8)拟建取水口岸坡稳定，地形条件差，建设取水建构筑物适宜9)建议总平面布置时，考虑地形地质条件，将主厂房、烟囱、本工程为600MW(CFB)机组示范项目，为尽可能依托已建的300MW(CFB)机组，附属建筑均利用300管理，所以厂址均靠近已建电厂厂区，其中云潭村厂址位于已建1×300MW(CFB)机组东北侧约100m处的云潭村，与1×300MW (CFB)机组隔易明溪相望；老厂厂址位于3×200MW常规机组固定端，原98MW机组拆除场地。大竹林厂址位于1×300MW(CFB)三厂址水源均为沱江，取水有两个方案，一是仍从老厂2×27860km²,全长629km,干流平均比降0.41%,河谷多呈宽浅式不对量达300～600万m³,延缓了洪水传播时间，三皇庙至李家湾(区间389km)传播历时达48小时。干流边滩发育，滩沱相间，深沱水深水量约199亿m³,其中岷江来水约26.2亿m³,占17.6%。沱江枯水出现在12月～次年5月，具有水量小，持续时间长的最枯时段多发生在3月底至5月初。本工程新建取水设施拟建在位于石盘滩电站水库内的邓家坝取水河段。下距石盘滩电站4.1km,上距天宫堂电站19.5km。石盘滩和天宫堂电站水库特征值表电站名称特征值石盘滩天宫堂坝长(m)坝顶宽(m)坝高(m)坝体浆砌条石溢流坝闸坝式(18孔)坝顶高程(m)正常蓄水位(m)总库容(万m³)回水长度(km)设计洪水标准30年一遇30年一遇校核洪水标准300年一遇200年一遇坝上与坝下水位差(m)67水位为黄海高程4.4.3沱江干流已建水电站对电厂的影响校核防洪标准分形式别为200年和300年一遇。威胁电厂取水安全，特别是电厂上游最近的石盘滩水电站(距老厂6km)和即将开工的天宫堂水电站(距老厂29km)对老厂枯水影响石盘滩水电站于1972年动工，1975年建成，后经几次改(扩)建，现有水轮发电机3×1.67MW,用水量为3×36m³/s,发电后水量全部流回沱江；电力提灌泵10×0.056MW只开5～6台泵，用水量约3m³/s。由于该站受沱江干流上游五里店、时间长影响就大，如1978年3月下旬春旱时，提水较多，水库水位从坝顶下降0.77m,经30小时停机蓄水才基本蓄满，此期间对下游天宫堂电站现已完成施设，准备年底动工修建。根据2006年出天宫堂电站建成后对石盘滩水电站和**电厂取水断面的枯水流析，电厂断面P=97%最小流量为10.7m³/s,扣除近期工农业用水的3×200MW机组和1×300MW机组总用水量为0.73m³/s,5.53m³/s减去0.73m³/s还余4.8m³/s,此水量完全能够满足拟建的1×600MW电厂本期1×600MW机组的取水量约0.45m³/s。电厂断面P=97%最小流量为10.7m³/s,扣除近期工农业用水的3×200MW机组和1×300MW机组总用水量为0.73m³/s,5.53m³/s减去0.73m³/s还余4.8m³/s,此水量完全能够满足拟建的1×600MW4.5贮灰场**电厂按1×600MW+1×1000MW机组进行规划，本期建设1灰渣量为108.24×10⁴吨，10年灰渣总量为1082.4×10⁴m³,20年灰可以满足1台600MW机组贮灰20年以上，满足《火力发电厂设计“U”型谷组成，谷地为水田，沟谷底部为第四系残坡积层覆盖，岩流域面积主沟长度主沟坡度表212524小时降水量(mm)表31号棱体2号棱体设计频率P(%)11设计洪水位HP(m)表41号棱体2号棱体设计频率P(%)55设计洪水位HP(m)表5125洪峰流量(m³/s)洪水总量(×10⁴m³)电厂的初期灰场正在使用中。****1×300MW机组已于2006年投产沟当堆灰至384.0m高程，库容为322.26×10⁴m³,组贮灰约8年。当到2010年1×600MW机组投产运行时，该灰场剩余库容约为158.9×10⁴m³,仅供1×300MW+1×600MW机组堆灰(1)初期堆石棱体初期修建两个堆石棱体，1号棱体标高根据沱江1%设计洪水位为304.3m,轴线长约80m,上下游边坡均为1:1.7;2号棱体按堆灰坡脚构造确定，顶标高313.0m,棱体处最低自然地面标高约为309.0m,轴线长约81m,上下游边坡均为1:1.7。棱体上游坡面设(2)灰渣的运输基宽7.5m,长约700m。面宽6m、路基宽7.5m,长约1500m。(3)灰场排洪厂初期灰场排出的洪水流向，其汇水面积约为整个库区的1/3,为此(4)灰场布灰碾压密实，堆灰从棱体向灰场内部逐步推进，施工坡度1:10～1:子坝以1:10～1:20的施工坡度向库尾堆放。灰场在以后的运行过达370.0m。灰场堆灰分为压实灰体区和一般碾压灰体区，应分别按灰场灰体永久边坡坡度1:3.5。(5)防渗设计部分灰渣综合利用的情况，为节省初期投资，按1×600MW机组能存放灰渣1年左右计列防渗材料投资。实际施工时，先根据地形预铺(6)灰场管理站灰场主要作业机具表序号1履带式推土机2台2振动压路机2台3手扶式压路机1台4轮式装载机1台5东风牌洒水车2辆6双排座工具车1辆7料场喷洒水枪8把北侧约2km,位于**3×200MW老厂固定端厂址东南侧约4km,跨沱江，地貌形态属中～深丘地貌，库区主要由一条“U”型沟谷和7条“U”型支沟组成，出露地层为侏罗系中统下沙溪庙组(J₁²s)紫红色泥岩，粉砂质泥岩夹长石石英砂岩，岩性以粉质粘土为主，层厚2~表6流域面积主沟长度主沟坡度表712524小时降水量(mm)表8125洪峰流量(m³/s)洪水总量(10⁴m³)腾家沟灰场与石龙口灰场隔沱江相望。腾家沟灰场设计堆灰至375m高程时库容约3182.3×10⁴m³,可供1×600MW机组贮放灰渣场库容为722.8×10⁴m³,可供1×600MW机组贮放灰渣7.3年。(1)初期堆石棱体灰场初期堆石排水棱体位于沟的中部。棱体长约130m,棱体顶标高为325.0m,棱体处最低自然地面标高约为313.0m,最大清基厚度约3.0m,棱体顶至自然地面最大高度约12.0m(2)灰渣的运输对云潭村厂址，至腾家沟灰场需新建一条山岭重丘三级运灰公路，混凝土路面宽6m、路基宽7.5m,长约4km,还需修建一座长约对大竹林厂址，至腾家沟灰场需新建一条山岭重丘三级运灰公路，混凝土路面宽6m、路基宽7.5m,长约3km,还需修建一座长约公路，混凝土路面宽6m、路基宽7.5m,长约5km,还需修建一座长约500m的跨沱江公路大桥。灰场内修建山岭重丘泥结碎石四级道路，长约1000m,路面宽6m、路基宽7.5m,用于施工堆石棱体、(3)灰场排洪10%洪水标准设计。(4)灰场布灰在堆灰点倾倒后，用推土机推平铺摊，振动碾碾压密实，按1:20坡(5)防渗设计准》(GB18599—2001)要求。(6)灰场管理站综合室机具库及值班室、洒水泵房及厕所各一号序号1履带式推土机2台2振动压路机2台3手扶式压路机1台4轮式装载机1台5东风牌洒水车2辆6双排座工具车1辆7料场喷洒水枪8把本工程初期灰场可选用石龙口灰场未使用的下游支沟和腾家沟比较内容石龙口灰场(万元)腾家沟灰场(万元)征地道路初期棱体及库内排洪系统库外截洪沟010年，则需过沱江征用腾家沟灰场。从实际情况看，征用的腾家沟石龙口灰场，贮灰6.2年，征地按6.2年计列是适宜的。电厂在运行为了满足灰场的环保要求，对灰场建(构)筑物以及灰场的运行(1)注意控制好调湿灰渣的含水量，以尽量减少运输途中的污(3)运到灰场的调湿灰应及时摊铺和碾压，灰渣的摊铺和碾压同时注意对灰场内陡坎及边角处的碾压，并适时用喷洒水枪进行洒(4)对灰场区域压密区，应进行有计划、有组织的分区布(5)设计上在灰体坡脚的初期堆石棱体内侧设置反滤设施，防(6)设计要求运行时在堆灰体外边缘及各级马道修建排水(7)在灰场运行过程中，灰面和场内排水入口之间有一定的澄(8)库底铺设防渗膜。(9)按照环保部门的要求，应定期测定飞灰污染的具体数(2)灰场坝体(初期棱体及子坝)坝体坡面设计为干砌块石护(3)为了避免山谷灰场运行期满后对周围环境造成影响，应尽4.5.6灰场运行管理(1)由于干贮灰场成功与否很大程度取决于电厂的运行管(2)开展相关试验工作，确定合理的设计及灰渣碾压作业的运(3)按设计要求配备干贮灰运行管理机具设备，这是搞好灰场(4)为减少电厂运行成本，提高效益，可将灰场部分的运行管(5)建议电厂加强对灰渣的综合利用，变废为宝，有利于增加(6)对排水斜槽、消力池等进行定期巡视，发现淤堵，应及时5工程设想云潭村厂址建设场地位于1×300MWCFB机组厂区的东北侧老厂厂址位于3×200MW常规机组固定端，原98MW机组拆除大竹林厂址位于1×300MWCFB机组厂区的东侧公路距离约运石灰石的端头接轨，铁路专用线长度约300m;大竹林厂址铁路专电厂水源为沱江径流地表水，云潭厂址取水口位于厂址东南约CFB+1×600MW(CFB)容量一次建成。本期工程补给水管采用2×DN500钢管接入厂区(云潭村厂址)。大竹林厂址取水口位置位于厂区西北侧沱江右岸，厂外设2根云潭村厂址、老厂厂址按500kV电压接入系统，出1回500kV线路，接入规划中的**500kV变电所。本期工程起备电源从老厂大竹林厂址按500kV电压接入系统，出1回500kV线路，接入规划中的**500kV变电所。本期工程起备电源从老厂220kV配电装面积10hm²,施工生活区面积为2hm²。老厂厂址由于电厂98MW机组场地受限，因此本厂址的施工组均不考虑扩建。老厂厂址均利用已建的进厂公路。大竹林厂址需新建约3.0km的进厂道路才能进入厂区。5.1.2厂区总平面规划布置(a)本期工程建设1×600MWCFB循环流化床示范燃煤机组，云潭村厂址的总平面布置应充分利用1×300MWCFB已建的现有辅助及附属设施，并留有再扩建1×1000MWCFB循环流化床示范燃煤机组的条件。(b)本期工程厂内运煤系统按1×600MW(CFB)超临界机组容量进行规划。(c)充分利用厂址的地质条件，使主厂房置于基岩上，本期(云潭村)的排洪设施尽量利用已有的易明溪，竖向上尽量做到与1×300MWCFB场地相协调，减少土石方工程量，做到厂区土石方挖填基本平衡。(d)结合建厂条件和场地情况，因地制宜的进行厂区总平面规划布置，远近结合、以近为主。在预留扩建条件的前提下，本期各功能分区应尽量集中以缩短管线、减少占地。(e)电厂总平面布置应贯彻节约用地的原则，通过优化控制全厂生产、附属设施和施工用地面积。(f)厂区总平面布置应注重简洁实用，不追求宽敞气派，同时贯彻以人为本、方便于人、服务于人的思路。(g)为便于电厂已建300MWCFB和本期600MWCFB示范电厂的统一运行管理，本期以利用现有交通条件为主，在现进厂道路厂区段增设一处进厂出入通道，电厂运行人员的交通统一利用已建的进(i)贯彻2000年示范电厂的设计思路，尽量减少厂区内辅助建华电**电厂厂区位于沱江右岸一级阶地，全厂规模为3×四个阶梯。第一个台阶标高在302.0m到304.9m,布置了主厂房、厂置了净水站和化水设施；第三个台阶标高在312.0m左右，布置有置了第三台200MW机组的冷却塔和净水站。北侧最高(约307m),西南侧最低(约306m)。厂区总平面布置从扩建1×1000MWCFB机组场地；老厂厂址只能布置本期1×(1)云潭村厂址◆场地条件西南呈蛇形流入沱江，厂址东南侧为3×200MW机组用的水灰场，◆老厂线路改道在场地内有老厂5回220kV线路，1回110kV线路需改道从易◆取水口位置电厂取水口位置位于厂区东南侧沱江右岸，厂外设2根φ500补b)云潭村厂址布置格局◆主厂房区◆上煤系统本期的上煤系统从单翻车机西北侧至煤场的西南面转向煤场的◆冷却塔区本期配1座淋水面积为9000m²的自然通风冷却塔布置在本期500kV配电装置的固定端(西北侧),循环水泵房布置在主厂房A◆净水站区◆配电装置区方式。配电装置布置在主厂房A排外侧，距汽机房A排66m。本期起备电源采用220kV,从老厂3×200MW机组220kV屋外配电装置◆除灰渣设施区本期锅炉采用床上床下联合点火，本期燃油泵房和油罐与1×制氢站利用1×300MWCFB已建设施，本期在原处扩建3个氢罐即◆污水设施区(2)老厂厂址◆场地条件老厂厂址场地位于沱江右岸台地上，本期工程位于3×200MW常规机组固定端，原98MW机组拆除场地，厂址北侧有至**◆运灰车辆进出本期工程的运灰车辆进出均需从已建的3×200MW机组厂区内◆主厂房区本工程主厂房布置3×200MW机组主厂房固定端的北侧，其扩建端与200MW机组主厂房固定端脱开约85m,其A排较200MW机组主厂房A排向东突出约120m。◆配电装置区升压站采用500kV屋外配电装置型式，布置在主厂房A排东侧约60m处。主变压器、厂用变压器和启备变压器布置在主厂房A排与500kV屋外配电装置之间，靠主厂房A排侧布置。◆冷却塔区由于本工程占有了200MW机组的锅炉补给水位置，因此将200MW◆净水站区在本工程主厂房的锅炉房和电除尘器南北两侧还分别布置了石本期的燃油罐区考虑新建，布置于3×200MW机组燃油罐区的◆除灰渣设施区◆辅助及附属设施在主厂房的锅炉房和电除尘器南北两侧分别布置有非经常性废(3)大竹林厂址◆场地条件地内三沟两道梁，场地自然标高最低处约300m,最高处约355m,最大相对高差约55m。◆取水口位置电厂取水口位置位于厂区西北侧沱江右岸，厂外设2根φ500补给水管线长约2.3km,取水管线短捷，运行经济。本期电厂铁路专用线接轨点从原有电厂300MW机组运石灰石的专用线尽头接轨，沿沱江边至本期工程的卸煤区域，专用线长度约a)大竹林厂址布置格局◆主厂房区◆燃料贮存及火车卸煤区一走行，另设一股存车线，共4股道，有效长按750m设计，采用整◆石灰石贮存区◆上煤系统本期的上煤系统从单翻车机西南侧至煤场的南面转向煤场的西◆冷却塔区本期配1座淋水面积为9000m²的自然通风冷却塔布置于本期500kV配电装置的固定端(西南侧),循环水泵房布置在主厂房A◆净水站区◆配电装置区本期500kV配电装置的布置型式与云潭村厂址一致。本期起备电源采用220kV,从老厂3×200MW机组220kV屋外配电装置引接，◆制氢站区制氢站布置于500kV屋外配电装置的固定端(西北侧)。◆污水设施区◆生活污水布置于燃油罐区的东南侧，煤水处理设施均布置于序号云潭村厂址老厂厂址大竹林厂址1厂区围墙内用地面积2厂区规划围墙内用地面积/3厂内铁路专用线用地面积4单位容量用地面积5厂区建(构)筑物用地面积6建筑系数%7场地利用面积8利用系数%9道路广场地坪面积道路广场系数%厂区场平土石方工程量挖方厂内铁路专用场平序号单位云潭村厂址老厂厂址大竹林厂址土石方工程量填方厂区内循环水管线长度供水管m排水管m绿化用地面积绿化系数%进厂道路长度m/序号云潭村厂址老厂厂址大竹林厂址1厂区围墙内用地面积老厂厂址优于云潭村厂址、大竹林厂址2主厂房地质条件主厂房均置于地质较好地段主厂房均置于地质较好地段主厂房大部分均置于地质较好地段，主厂房区域有少部分地基需换填处理云潭村厂址、老厂厂址优于大竹林厂址3冷却塔及循泵房地质条件冷却塔及循泵房均置于地质较好地段冷却塔及循泵房均置于地质较好地段冷却塔及循泵房局部地段采需采用桩基云潭村厂址、老厂厂址优于大竹林厂址序号云潭村厂址老厂厂址大竹林厂址4厂内输煤系统采用小系统采用小系统采用小系统无差别5补给水管线可直接进入厂内净水站(长1000m)可直接进入厂内净水站(长1000m)可直接进入厂内净水站(长2300m)厂址优于大竹林厂址6运灰公路需穿越扩建端，对以后再扩建会有影响需穿越3×200MW机组，对厂区有影响需穿越扩建端，对以后再扩建会有影响云潭村厂址优于大竹林厂址及老厂厂址7铁路专用线长度利用已建铁路专用线老厂厂址优于云潭村厂址及大竹林厂址8进厂公路长度利用已建进厂公路老厂厂址优于云潭村厂址及大竹林厂址9厂内线路改道及拆除220kV五回，110kV一回拆除110kV二回，本期共出线二回，厂址出线侧建构筑物较多，出线条件较差地方农网一回线路大竹林厂址优于云潭村厂址及老厂厂址厂区挡土墙无云潭村厂址优于老厂厂址及大竹林厂址施工条件基本利用二期场地作为施工场地施工对老机组运行有影响；施工、安装条件较差；厂区扩建基本利用二期场地作为施工场地，土石方工程量较大云潭村厂址优于大竹林厂址及老厂厂址火车卸煤一台单翻车机一台单翻车机一台单翻车机无差别厂区土石方工程量(1×600MW)挖方：42.60×104m³填方：76.50×10⁴m³挖方：28.60×104m³填方：6.80×104m³挖方：65.20×104m³填方：72.50×10⁴m老厂厂址优于云潭村厂址及大竹林厂址方工程量(1×挖方；22,40×10⁴m³填方：1.20×10⁴m³挖方：22.40×10⁴m³填方：1.20×10⁴m³挖方：13.50×10⁴m³填方：15.80×10⁴m厂址优于大竹林厂址拆迁农户及厂房450户需拆除原98MW机组主厂房及原有辅助设施。煤场需拆迁212户340户老厂厂址优于云潭村厂址及大竹林厂址新增输煤栈桥长度/厂外输煤栈桥新增/云潭村厂址、大竹林厂址优于老厂厂址厂址方案主要经济比较表一表5-3序号单位云潭村厂址大竹林厂址差值(大竹林厂址减云潭村厂址)工程量费用(万元)1厂区场平土石方25元/m³//2厂外补给水管m3进厂道路m4厂外运灰道路m5厂内电力线路改道回61//6拆迁农户户7厂区挡墙/180元/m³8厂区护坡十300.0150元/m²9冷却塔、循泵房等地基处理/////厂外铁路专用线m十2350.01200万元/km十2820.00厂区征地面积(包括厂内铁路)25万元/亩厂内铁路防洪设施(扶壁挡墙)755元/m³/////十1273.90厂址主要经济比较表二表5—4序号单位老厂厂址大竹林厂址差值(大竹林厂址减老厂厂址)工程量费用(万元)1厂区场平土石方25元/m³//2厂外补给水管m3进厂道路m/十3000.0.4厂外运灰道路m5厂内电力线路改道及拆除回(220kV改道)1(改道)//序号老厂厂址大竹林厂址差值(大竹林厂址减老厂厂址)工程量费用(万元)6拆迁农户及拆除厂房等户212户340户//7厂区挡墙180元/m³十10.808厂区护坡0150元/m²十40.509冷却塔、循泵房等地基处理/////十245.00铁路专用线m1200万元/km新增输煤栈桥长度m/18000元/m新增输煤栈桥征地面积/—12.30亩25万元/亩厂区征地地积(包括厂内铁路)十53.85亩25万元/亩厂内铁路防洪设施(扶壁挡墙)755元/m³施工二次搬运费/0//厂区土方外运0/////结论：云潭村厂址比大竹林厂址节省投资约1273.90万元。老厂厂址比大竹林厂址节省投资约1062.3万元。云潭村厂址比老厂厂址节约投资约211.6万元。栈桥长度，需改建老厂6回220kV线路，老厂厂址施工难度大，厂(1)优化主要工艺系统，合理压缩各车间占地面积(2)严格控制道路、广场占地面积(3)采用综合管架电厂厂区围墙内用地为58.40hm²,本工程按1×600MW循环流化床厂内工厂站),小于规定的厂区建设用地指标。这对于采用二次循环(1)云潭村厂址最高约330m,最大相对高差约35m。根据此场地自然条件，在竖向(2)老厂厂址由于受**电厂3×200MW场地标高限制，本工程为了充分和老厂竖向设计相协调，也采用阶梯布置。除500kV(3)大竹林厂址斜至沱江。该厂址场地标高最低约300m,最高约350m,最大相对高贮煤在中间，场地标高为319.00m,主厂房在高位，场地标高为(1)云潭村厂址本工程厂区内的场地排水由城市型道路雨水口排入厂区雨水下(2)老厂厂址(3)大竹林厂址本工程厂区内的场地排水由城市型道路雨水口排入厂区雨水下表5-5序号云潭村厂址老厂厂址大竹林厂址厂区总挖方量1厂区场地平整挖方量2厂内铁路专用线挖方量3建(构)筑物基础余方量4道路路基余方量5厂区沟、管道余方量6挡土墙基础、护坡余方量7最终松散系数按1.05二厂区总填方量1厂区场地平整填方量2厂内铁路专用线填方量3清除表层耕植土04清除淤泥0弃至灰场5清除建渣00弃至灰场经过估算，云潭村厂址按1×600MW机组的场地平整土石方工程量基本平衡，大竹林厂址按1×600MW机组的场地平整土石方工接，道路路面宽7.0m,长170m。****600MWCFB示范工程本期建设1×600MW机组。1)本工程拟燃用设计煤种为高硫分、高灰分、低热值、低灰熔燃烧CFB锅炉比较有代表性，故在**建设600MWCFB示范工程是2)对于本工程来说，汽轮发电机组的技术相对比较成熟，我国三大动力集团已具备600MW超(超)临界参数机组国产化能力，并都有运行业绩。由于目前在世界范围内都没有600MW容量的CFB锅炉，故本工程主机参数的选择关键在于CFB锅炉。3)目前从国内已投运的超(超)临界参数机组的运行情况来看，超(超)临界参数机组的可靠性及调峰性能与亚临界参数机组已不相从热经济性上看超(超)临界参数机组有着明显的优势。4)我国电力工业要保持可持续发展，对火电机组来说就是降低展超临界和超超临界机组成为必然。目前，我国超(超)临界的常规 不断深入，目前国内600MW超临界CFB锅炉技术上已有了很大的发展，从前期国内引进技术应用和研发进度及成果看，自主研发织成立的“自主研发超临界600MW循环流化床锅炉专家组”已于2007年1月份完成了对三大锅炉厂600MW超临界CFB锅炉初步设计方案的第一次评审工作；另外，专家组于2007年8月份又对三大超超临界循环流化床锅炉目前尚无深入方案，其技术开发时间会更将循环流化床技术与超超临界技术相结合，将增大研发技术的风险本阶段暂考虑采用600MW超临界参数CFB锅炉，并匹配相应超临界参数(暂按东方锅炉厂方案)最大连续蒸发量：1900iv、SO₂排放<346mg/Nm³(以干基O₂=6%计)NOx排放<200mg/Nm³(以干基O₂=6%计)超临界参数(暂按东方汽轮机厂方案)a)铭牌功率工况：(TRL工况)凝汽量(包括小汽机):1148.28t/hb)最大连续功率(TMCR)工况凝汽量(包括小汽机):1136t/hc)热耗考核(THA)工况凝汽量(包括小汽机):1063.42t/h中联门前蒸汽压力：4.348MPa(a)排汽压力：0.0059MPa(凝汽量(包括小汽机);1195.61t/h额定功率因数：0.9(滞后)5.3主机技术条件(1)锅炉为600MW直流炉、循环流化床燃烧方式，一次中间(2)锅炉在不投油助燃时，最低稳燃负荷应不大于30%BMCR (设计煤种和校核煤种),并能长期稳定运行，炉内流化应充分且不(3)减少污染物排放，锅炉设计在各种燃烧工况或负荷下燃用设计煤种和校核煤种，投入设计石灰石，在6%含氧量的干烟气状态下，锅炉BMCR工况的NOx排放浓度不高于200mg/Nm³,SO₂排放浓度不高于346mg/Nm³。(4)锅炉设备充分考虑所燃煤种的挥发份较低、灰份高，灰熔和与耐火层交接部位，尾部受热面悬吊管和尾部受热面的面对烟气(5)锅炉带基本负荷，也可变负荷调峰。(6)锅炉应具有良好的变负荷适应性能。(7)锅炉采用定压运行，也可以采用定一滑一定的方式运行。滑压运行范围应能满足汽轮机30%～90%THA滑压运行范围。(8)锅炉最大连续蒸发量(BMCR)等于汽机VWO工况下的(9)当高加全切除时，锅炉应能满足汽机带额定负荷的进汽参(11)锅炉负荷在90%BMCR～BMCR时，燃用设计煤种时，锅炉保证热效率应大于91%(按修正后的低位发热量)。锅炉热效(13)锅炉的寿命要求：各主要承压部件的使用寿命应大于30(14)空预器的漏风率在锅炉投运一年内验收试验时小于6%,投运一年后小于8%。(15)过热器、再热器左右侧温度偏差应分别小于5℃和10℃。(16)因一期300MWCFB锅炉风水联合冷渣器改造为4台滚筒锅炉设8或6台滚筒(1)在额定工况下的额定功率为600MW。(2)额定蒸汽参数·主蒸汽压力(主汽门入口处):24.2MPa(a)·主蒸汽温度(主汽门入口处):566℃(5)回热系统(6)结构特点：超临界、中间一次再热、三缸四排汽、单轴、(9)旋转方向(由机头向发电机方向看):顺时针。(10)机组功率。(11)汽轮发电机组净热耗在额定工况下应保证不超过(12)汽轮机在所有稳定运行工况下(额定转速)运行时，在轴在任何轴颈上所测得垂直、横向双振幅相对振动值应不大于50～100%T一MCR30%以下负荷阶跃不小于不小于不小于10%的最大噪声值应不大于90dB(A),对于其它辅机，最大噪声值应不大于85dB(A)。(15)汽轮机应能在排汽温度不高于79℃下长期安全运行。(16)汽轮机负荷适应性强，能承受50%额定负荷突然变化。机组具有RB功能。(1)同步发电机及其附属设备应与汽机最大输出功率相匹配，(2)该发电机为三相交流隐极同步发电机，发电机应采用整体(3)额定值发电机应能与汽轮机最大输出功率(额定氢压、功率因数0.9)相匹配，发电机应能在额定功率因数0.9(滞后)到功率因数为0.95 (超前)之间发出额定的MVA。主要参数如下：0.9(滞后)F(注：按B级绝缘温升使用)F(注：按B级绝缘温升使用)F(注：按B级绝缘温升使用)(4)发电机励磁系统应为全静态励磁系统。该系统运行可靠，(5)冷却方式：水氢氢，即定子绕组直接水内冷，转子绕组直冷再热蒸汽还作为汽动给水泵在机组启动和低负荷时的备用汽有待于根据主机特性进行考虑，现阶段其容量暂按30%BMCR。给水系统采用单元制。每台机组设置两台50%容量汽动给水泵及一台容量为30%的电动定速给水泵作为启动泵。给水系统可为再凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，每台机设2×100%凝采用带再循环泵的启动系统，由启动分离器(蒸汽分离器)、储水罐(收集水箱)、再循环泵等组成。联箱供汽，运行时由本机四段抽汽和高压缸排汽经压力调节阀后供本工程凝汽器共设有三台50%容量的水环式真空泵，机组正常冷却面积：37800m²(暂定)。汽机侧的凝汽器B进入，从凝汽器B出来后，经连通管又引入凝汽器A,凝汽器A的出水排入水工循环水系统。由于凝汽器A、B中的给水系统配备两台50%容量的汽动给水泵，一台30%容量启动汽动给水泵流量约1141t/h,扬程约3261mH₂O,汽泵前置泵流量约1204t/h,扬程约127mH₂O;电动给水泵流量为685t/h,扬程约1420mH₂O,电泵前置泵流量约748t/h,扬程约92mH₂O;电泵与其前内置式除氧器额定出力暂定为2010t/h,其水箱有效容积为235m³,贮水量为BMCR工况6～7min的给水消耗量。台运行一台备用，流量为1710m³/h,扬程290mH₂O。四台全容量的低压加热器，其中#7、#8低压加热器为复合式近年来投运或在建的亚临界或超临界机组的主蒸汽管道绝大多未超过576℃,推荐采用P91作主汽管管材。再热热段采用P22管材A106C与15NiCuMoNb5—6-4(EN10216—2)均可作为超临界机组高压给水管材，但15NiCuMoNb5—6—4(EN10216—2)强度比A106C高出近一倍，且采用15NiCuMoNb5—6—4(EN10216—2)初当再热冷段蒸汽管道的设计温度≤415℃时，采用A672B70由于电熔焊钢管A672B70CL32材料的许用温度上限为427℃,而且1/4CrCL22,三通后的冷段管道材料选用A672B70CL32材料。待本序号设计煤种校核煤种1收到基碳%2收到基氢%3收到基氧%4收到基氮%5收到基硫%6灰分%7全水分%8空气干燥基水分%9干燥无灰基挥发分%收到基低位发热量灰成份分析表设计煤质校核煤质1二氧化硅%三氧化二铝%三氧化二铁%二氧化锰%二氧化钛%氧化钾%氧化钠%氧化钙%氧化镁%三氧化硫%序号1油品0号轻柴油/2恩氏粘度(20℃)3运动粘度(20℃)厘沱4灰份%5水份痕迹/6硫份%7机械杂质无/8凝固点0℃9闭口闪点℃比重低位发热量~420005.5.1.2耗煤量设计煤种校核煤种每小时燃煤量(t/h)每日燃煤量(t/d)每年燃煤量(t/a)灼烧减量L.O.I%二氧化硅%三氧化二铝%三氧化二铁%氧化钙%氧化镁%氧化钠%氧化钾%二氧化钛%三氧化硫%二氧化锰%5.5.2.2石灰石耗量设计煤种校核煤种每小时石灰石量(t/h)每日石灰石量(t/d)每年石灰石量(t/a)注：日运行小时按20小时计算，年利用小时按5000小时计算，Ca/S摩尔比料器中的2个给煤口和三个外置床返料管中的1个给煤口或者对应三个回料器中的1个给煤口和三个外置床返料管中的2个给煤口，并通油枪(如采用油点火)用风，通过调节挡板保证各支路要求的风量。共设置5台流化风机，其中四运一备。本工程每台锅炉设有两台50%容量的离心式一次风机，每台设(3)二次风机：根据向各风机厂了解的情况，二次风机的推荐调轴流式风机，目前国内已有与本工程风机参数类似的设备运行业负荷工况的负荷快速变化，需要在低负荷工况时保持较高的炉膛床本工程每台锅炉设有两台50%容量离心式二次风机，每台设计(4)高压流化风机：根据向各风机厂了解的情况，均推荐采用(5)给煤机：每台锅炉设有四台计量式给煤机和四台埋刮板式(6)引风机：根据向各风机厂了解的情况，引风机的推荐方案段待锅炉参数及除尘器型式确定后进一步核实风机参数后再进行详本工程每台炉配两台50%容量的双级动叶可调轴流引风机，每台引风机风量为355Nm³/s,风压为9200Pa。(7)静电除尘器或电袋除尘器：本工程除尘效率≥99.93%(暂定)。根据目前对**300MW循环流化床机组配套的双室四电场静电除尘器的性能测试报告结果，其除尘效率达99.95%,故本工程现阶(8)烟囱：本期工程设置一座烟囱，高240m(暂定),烟囱出口内径暂按7m考虑。本期工程对点火助燃系统采用燃油系统和天然气系统进行了初统包括卸油设施和卸油泵。并根据本期锅炉设备的燃油系统参数要源(气源压力1.6MPa),在东兴区红光村城市门站接管，建设输气现按机组运行年限为20年，贷款利息为8.06%,根据费用现值机组总费用现值差=系统总投资差十机组调试用燃料费用差+∑(全年消耗费用差/(1+贷款利息)")序号燃油系统天然气系统1燃料(油/气)价格6200元/t2元/Nm³序号燃油系统天然气系统2系统总投资(万元)系统总投资差(万元)基数3每台机组调试用燃料费用(万元)每台机组调试用燃料费用差(万元)基数4不同点火助燃系统的电厂厂区占地面积差(亩)基数基数5每台机组全年运行用燃料费用(万元)每台机组全年运行用燃料费用差(万元)基数6每台机组全年设备维护费用(万元)每台机组全年设备维护费用差(万元)基数7每台机组全年消耗费用差(万元)基数8每台机组总费用现值差(万元)基数十495注：1、表中设备维护费用按设备购置费用的2.5%计算；燃油价格为6200元/t;3、电厂厂区占地按10万元/亩计算。现值少495万元，经济性稍高。(1)启动锅炉房(2)检修试验设施(3)柴油发电机室(4)空气压缩机室站，布置于集控楼尾部，设3台40Nm³/min(海拔修正后出力)空气为40Nm³/min的空气净化装置。依据2000年燃煤示范电站设计思路及2000版《火力发电厂设计5.6.2.1主厂房布置参考600MW机组主厂房参考设计和我院已设计的单机600MW容量的其它工程以及CFB机组工程，结合本工程具汽机房跨距30.6米，柱距10m、9m和12m,共9档，在扩建端A列柱轴线15.3米。2×50%容量汽动给水泵组布置于汽机房运转层上，距B列柱轴线5.1米。本期机组选用一台80t/32t新型桥式起重汽机房分三层布置，分别为0.0m,6.9m,13.7m。汽机房0.0m主要是管道层，设备不多，发电机尾部位置布置有6kV工作段，机6.90m层主要布置有5号和6号低加，13.70m层主要布置三台高加，用电梯。锅炉前后柱距离为73m。汽机房跨距(m)柱距(m)中间层标高(m)运转层标高(m)汽机中心至A列柱中心距(m)行车轨顶标高(m)屋架下弦标高(m)汽机房长度(m)汽轮发电机组布置方向纵向顺列除氧煤仓间除氧煤仓间跨距(m)加热器层标高(m)6.9;13.7除氧器层标高(m)给煤机层标高(m)皮带层标高(m)除氧煤仓间长度(m)炉前柱与煤仓间柱间距(m)7锅炉前后柱距离(m)两炉中心线间距(m)A列柱至烟囱中心线距离(m)211.8(电袋为214.84)5.7运煤系统燃料种类小时耗量日耗量年耗量日最大进厂量(t/d)日最大进厂车辆数(节/d)日最大进厂列车数(列/d)原煤石灰石注：1)日利用小时数按20h计；2)年利用小时数按5000h计；3)来煤不均衡系数按1.2计；4)运煤火车载重量按60t/节计；5)根据铁路牵引定数为2050t,运煤列车按25节/列计。本工程燃煤除20×10⁴t采用汽车运输外，其余采用铁路运输进本期需多投入约470万元。扩建时需增加土建部分投资约1285万。按贷款年利率7.2%计算，其动态投资年限为14.5年，即分期间隔时间在14.5年以上宜采用本方翻车机室下设单路带式输送机，带宽B=1400mm,带速V=设置1个折返式斗轮堆取料机煤场，本期安装1台斗轮堆取料机作为煤场机械，煤场宽度90m,煤堆高12m,总长270m,可供1×600MW机组燃用约20天；其中干煤棚长110m,可供1×600MW机组燃用约8天。煤场采用DQ1750/600·30型斗轮堆取料机1台，堆料出力为1750t/h,取料出力600t/h,悬臂长度为30m,半趴式尾车，煤场设置1个地下煤斗，和单路带宽B=1000mm、带速V=煤场另配有2台TY220型推土机进行辅助作业。用煤筛出力800t/h,环锤式碎煤机出力为600t/h,进料粒度<出力Q=1750t/h。度小于100mm。石灰石棚跨度为24m,长度80m,石灰石堆高为6m,可供本工程CFB破碎机。石灰石系统按3路设置，每路系统出力均为40t/h。其中二级石灰石破碎机宜采用进口设备，进料粒度≤10mm,出料粒度≤1mm,出力为40t/h。a)煤质资料表序号设计煤种校核煤种1碳%2氢%3氧%4氮%5硫%6灰分%7全水分%8空气干燥基水分%9干燥无灰基挥发分%收到基低位发热量单位锅炉负荷(100%B—MCR)设计煤质校核煤质实际燃料消耗量石灰石消耗量(CaO按55.24%计算)除尘器出口过量空气系数0除尘器出口烟气量除尘器出口烟气温度℃除尘器入口的飞灰浓度脱硫效率>93.8%,Ga/S=2.3。飞灰与底灰比=(50±5):(50±5)机组年利用小时数为5000小时，日利用小时数为20小时。5.8.2.4锅炉排底灰方式离3公里，大部分利用1×300MW循环流化床示范电厂已建的运灰小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/d)年灰渣量(×10⁴t/a)飞灰设计校核注：1、日利用小时数按20小时计。2、年利用小时数按5000小时计。再由斗提机送入底灰库贮存。底灰冷却器排灰由锅炉厂保证粒径灰量的250%,斗提机出力约为正常受灰量的300%。系统设置两座有效容积为1200m³的钢结构底灰库，紧靠锅炉房布置，能存放锅炉约30小时的底灰，每座灰库下设一个加湿灰卸料口和一个干式卸料口，底灰可经双轴搅拌机调湿处理后运往灰场堆放或至综合利用用b)除飞灰系统二根(其中一根与省煤器共用),二电场设一根，三、四、五电场共为64m³/min、0.75MPa的空压机10台(含石灰石粉输送用气),其中9台运行、1台备用。本工程单台炉浓相气力输送系统设计出力不小于实际排灰量的150%。共设置两座灰库，布置于厂区内，每座灰库有效容积均为1750m³,两座灰库能储存锅炉设计工况下约28小时的总灰量。每个本工程石灰石粉输送系统按气力输送方案拟定，系统流程参见“F277K一C—03石灰石粉输送系统图”。破碎系统(见运煤专业相关部分)破碎为成品粉后，进入石灰石缓冲库存储，本工程共设3个有效容积为140m³的石灰石缓冲库，该缓冲库为全钢结构，3个缓冲库可以存储1台炉4个小时的石灰石粉量。所需气化用气也由螺杆空压机提供。3个缓冲库共配置6个输送器，设置石灰石粉库一座，为全钢结构，粉库有效容积为1250m³,可贮存锅炉所需石灰石粉约24小时的耗量，石灰石粉库顶部设有压路距离3公里，大部分路段利用1×300MW循环流化床示范电厂已本工程本期建设1×600MW超临界燃煤机组，留有再扩建1×本工程一期为1×300MW循环流化床锅炉机组，锅炉补给水处理系统出力按1×300MW考虑，没有扩建场地，故本期锅炉补给水滤水泵→保安过滤器→反渗透装置→淡水箱→淡水泵→逆流再生阳离子交换器→逆流再生阴离子交换器→混合离子交换器→除盐水箱(d)系统说明1)锅炉补给水处理系统出水水质如下：2)运行及控制(e)系统布置锅炉补给水处理除盐设备及其它附属设备布置在室内，除盐水(a)系统方案2×50%前置除铁过滤+3×50%高速体外再生混床，系统流程如设置2台出力各为50%凝结水量的前置除铁过滤器，设置3台(b)出水质量电导率(氢离子交换后，25℃)二氧化硅钠铁期望值≤3μg/L铜期望值≤1μg/L(d)系统布置加稳定剂系统设置组合式成套加药装置一套，由搅拌溶液箱2(e)系统控制方式机组正常运行时，化学加药按联合水处理工况(CWT)方式设给水加氧系统(CWT工况):当锅炉正常运行且满足给水增氧凝结水、给水加氨系统(CWT、AVT工况):为了减少由于低给水加联氨系统(AVT工况):当锅炉启动或事故状态时，机防止热力系统的氧腐蚀，维持给水联氨在10～50mg/L范围内汽取样系统仪表信号和给水(凝结水)流量信号来控制氧气流量和加本工程水汽集中取样装置集中布置于集控楼零米的仪表盘间和(a)工业废水处理系统本期只修建2个废水池，共3000m³。(b)含油废水处理系统燃油泵房、燃油罐区(如采用油点火)等产生的含油废水送至含本期增加一套出力为5Nm³氢气的电解制氢装置，3个贮氢罐。**电厂目前现有3×200MW常规燃煤机组+1×300MWCFB燃煤机组，其中3×200MW机组均采用发一变组单元接线接入厂内一线路组单元接线接入220kV系统。本期工程建设1×600MWCFB超临界燃煤机组，预留再扩建1×600MW或1×1000MWCFB机组统方案，电厂主接线采用发一变一线路组接线直接接入规划建设的主变压器500kV侧中性点暂按直接接地方式考虑。(1)发电机主要参数额定电压：22(20)kV额定电流：17496(19246)A(2)主变压器参数(单相变)(3)高压电气设备选择电厂500kV及220kV电气设备选用敞开式户外设备。500kV设备的短路水平为63kA(暂定)。220kV设备的短路水平为50kA(暂定)。高压厂用电压采用10kV一级，每台机组设1台高厂变带2段10kV工作段，短路水平可控制在40kA内；若采用6kV一级，设1台高厂变，高压厂用电系统短路电流将超过50kA,级，目前阶段暂按高压厂用电压6kV一级考虑，设1台高厂变，用(1)机组负荷供电定),其高压侧从发电机主回路离相封闭母线上T接。分裂变压器带(2)公用负荷供电由于本期新建1台600MW机组，公用负荷较多，考虑单独设一(暂定),其高压侧从(3)全厂低压厂用电采用动力中心(PC)和电动机控制中心1)主厂房采用动力与照明、检修网络分开的供电系统，中性点直接接地。机组设置2台1600kVA的汽机变和2台1600kVA的锅炉变，主厂房内设置2台1250kVA公用变，互为备用。同时设置1台630kVA的照明变，1台800kVA的检修变，检修变同时作为照明变2)设置3台2000kVA的电除尘变，2运1备，供一台炉的2台3)全厂辅助车间采用动力与照明、检修网络合并的供电系统，取水6kV段为高压电机供电。5)事故保安电源速起动的1000kW(暂定)的柴油发电机组作为交流事故保安电源。5.10.4.1汽机房A列外布置A列外的主变压器和高压厂用变压器(高压公用变压器)前后布主变采用门型架架空进线引入500kV配电装置。(1)6kV开关柜布置(2)380V开关柜布置柴油发电机布置于集控楼0m。5.10.7.1控制方式本期工程新设单元控制室，采用DCS炉机电集中监控(包括500kV线路部分),由于本工程为发变线组，故不设网络继电器室及主变压器500kV侧装设氧化锌避雷器。发电机出口装设氧化锌本工程防雷接地按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》式，厂区服从总布置规划采用电缆沟和在公共管架上敷设的敷设方2007的规定设计。(1)正常AC照明系统(2)事故AC照明系统(3)直流事故照明系统5.10.10.1.2交流照明系统采用380/220V3相、4线，中性点直接接地系统，直流事故照明系统额定电压为220V。灯用电压为220V。明变压器(630kVA)供电，当检修或故障