30MW（2台）电厂扩建可行性研究报告

第一章概述1.1设计依据建工程建设可行性研究及调整方案委托书”的函，我院编制了本可行性研究报1。2工程概况鹤壁电厂第一期工程2X200MW机组于1989年开始建设，*1、*2机组分别于1991年9月和1992年3月投产发电。鹤壁电厂二期设投资公司、河南省鹤壁市商定，按3:3:3:1的比例合资建设鹤壁电厂二期2x300MW扩建工程，并签订了《合资建设与经营鹤壁电厂二期协议书》。1994年4月国家计委以能源(1993)663号文批准了二期2X300MW扩建项目协议书，1994年1月国家计委以计能(1994)44号文批复了可行性研究报告，1994年8月电力部以电规(1994)481号程建设，最近经河南省建设投资总公司(简称：河南建投),中原石油三方多次协商，以55%:40%:5%的的投资比例组成投资实体，实1.3各投资方建厂条件河南省建设投资总公司(简称：河南建投),出资：55%中原石油勘探局(简称：中原石油),出资：40%鹤壁市经济发展投资公司(简称：鹤壁经投),出资：5%1.3.2经营范围：1.3.3注册资本金：二期工程的注册资本金数额为总投资的25%,按照三方的投资比1.4电厂运行方式及年利用小时数省机组几乎全为燃煤发电机组，调峰能力差，因此，鹤壁电厂二期2鹤壁电厂二期2x300MW机组年利用小时数为5250小时。第二章厂址简述鹤壁电厂位于鹤壁市行政区西19公里的尚庄与胡峰村之间。厂址为非文物重点保护区。I期工程已建成2X200MW燃煤机组，本程相差7～13米左右。冷却塔只能布置在冲沟的南边。电厂生产补充水由工农渠的南干渠自流进厂。当遇到97%频率的供应。本工程国家统配煤120万吨/年，地方煤50万吨/年。电厂的来汽车受煤站可满足地方煤110万吨/年的运输要求。锅炉点火及助燃贮灰场利用I期已建成的黑连沟灰场，灰场距电厂1.5公里，在电厂南边，本期工程只需在原有灰场的基础上土坝加高9米到标高192米，就能满足1000MW电厂储灰10.6年的要求。灰场最终可以加高到标高为200米高。电气I期220kV电压出线4回，110kV电压出线2回。本期以220kV电压出线，出线3回与系统联网。第三章电力系统3.1电力系统现况3.1.1河南电力系统现况河南省500kV电网目前仍处于发展初期。2001年底全省拥有500kV变新乡获嘉变(1X750MVA),郑州嵩山变为500kV开关站；另姚孟电厂内有500/220kV联络变一组，变电容量750MVA。500kV线路11回(姚孟电厂—郑州变1回、姚孟电厂—‘白河变1回、白河变—郑州变1回、牡丹变一嵩山变2回、嵩山变—郑州变2回、嵩山变—获嘉变2回、白河变一湖北双河变2回),境内线路总长度1018km。2001年底河南电网拥有220kV变电所73座，主变总容量16116MVA。220kV线路180条，总长度6878km;其中郑州变一前台变220kV线路有78km为500kV线路降压运行。2001年底，河南电网以2回500kV线路(1、IⅡ白双线)和2回220kV2001年底，河南省电厂总装机容量为1764.13万kW(单机0.6万kW以上机组),年发电量791.9x108kWh。其中：统调电厂总装机容量1292.4万kW,年发电量566.6亿kWh;地方公用电厂及企业自备电厂总装机容量471.73万kW,年发电量225.3亿kWh。2001年河南省全社会用电量为808.4x108kWh,最大负荷为1350万kW;省网用电量为577.9亿kwh,省网最大负荷为1019万kW。3.1.2安阳、鹤壁供电区电力系统现况目前，安阳供电区拥有220kV变电站(开关站)7座，变电总容量2001年底，安阳供电区火电装机总容量为103.6万kW,统调电厂装机85万kW,即安阳电厂(2X30+2x10+5万kW),地方火电装机17.4万2001年安阳供电区供电量已达50.2亿kWh,最大供电负荷为85.6万目前，鹤壁供电区内有220kV变电所1座，即灵山220kV变电所，主变电容量1x180MVA;另外鹤壁电厂内设220/110kV联络变一台，容量2001年底，鹤壁供电区火电装机总容量为49.8万kW,统调电厂装机40万kW,即鹤壁电厂2X20万kW,地方火电装机9.8Z-kW。2001年鹤壁供电区供电量已达14.7亿kWh,最大供电负荷为24.8万鹤壁地区220kV电网通过4回220kV线路与主网相联，分别为：汤阴变—新乡火电厂2回，汤阴变—濮阳220kV变1回，鹤壁电厂—濮阳岳村变13.2屯力系统发展规划3.2.1河南省和安鹤地区负荷预测推荐的负荷水平，我们对河南电网“十五”、“十一五”、“十二五”期间的负荷水平进行了预测。详细情况如表2.1-1所示。安阳供电区2005年预测供电量为67.0亿kWh,最大供电负荷为109.6万kW;2010年供电量为82.5亿kWh,最大供电负荷为135.5万kW;2015年供电量为102.8亿kWh,最大供电负荷为174.6万kW。鹤壁供电区2005年预测供电量为16.5亿kWh,最大供电负荷为30.6万kW;2010年供电量为21.0亿kWh,最大供电负荷为39.6万kW;2015年供电量为26.2亿kWh,最大供电负荷为51万kW。3.2.2电源规划2005、2010、2015年河南统调装机容量分别为1554.4、1909.4、2459.4万3.3电力电量平衡3.3.1河南省平衡●负荷水平与电源装机：采用的负荷水平见表2.1—1、装机安排见表●考虑到水电机组一般在汛前投产，当年投产水电机组均参与当年平●备用容量负荷、事故备用：取系统最大负荷的8%,其中事故备用5%(热备用检修备用：水电平均每台每年检修30天，在水电出力过程中扣除，火电每台每年检修40天，抽水蓄能每台检修30天。6055kW机组最小技术出力平均取0.5;引进35万kW机组最小技术出力为0.55;现有30万kW机组最小技术出力为0.65,新增30万kW机组最小技术出力为0.6;20万kW机组最小技术出力为0.75;12.5万kW机组最小技术出力为0.8;单机容量为10万kW及以下机组考虑日夜可开河南省电力电量平衡结果见表3,1-1和3。1-2。丰水期明显缺电，2004年缺电力达143万kW。2005年后随着三峡电能送但丰枯平衡电力盈亏极不均匀。至2010年丰水期电力盈余25万kW,枯水期电力盈余62.5万kW,2015年丰水期电力基本无盈余，枯水期电力盈余79万kW。由于河南省以火电机组为主，因此其火电利用小时一般都不低于5000小时。纵观河南电力电量平衡结果，自2009年开始，河南接受外区送电都超过90万kW,且有逐年递增趋势，而火电利用小时增加到5500小时以上，这些表明此时河南省电力电量都有所不足，由于计算是利用前一年火电装3.3.2安阳、鹤壁供电区电力平衡厂供电。在不考虑安阳500kV降压变容量及鹤壁电厂扩建容量情况下，2005年该地区，缺电力56万kW,2010年缺电力94万kW,2015年缺电力149万kW。由于“十五’’末将新建安阳500kV变电所，因此安鹤地区缺电局面将得到缓解。至2008年，地区缺电超过70万kW,达到78万kW,此区部分负荷，因此建议2008年投产鹤壁二厂，以满足该地区电力需要。安鹤地区电力平衡见表3.2-1。3.4鹤壁电厂二期工程扩建必要性3.5建设规模万kW考虑较合适。两台机组应于2008、2009年投产。3.6接入系统方案千伏电压等级接入系统，向系统供电，并新建23.7电气主接线第四章总平面布置4.1厂址概述及扩建条件4.1.1厂址位置电厂位于鹤壁市鹿楼工业区南面，距该区约2公里，即在胡峰村地面较深，距I期冷却塔扩建端约80米，故Ⅱ期冷却塔只能布置在冲沟以南。总之，Ⅱ期扩建场地上部大部分为回填土，但其地基土性能4.1.2水文气象鹤壁气象站位于鹤壁市南郊，北纬35‘54’,东经114*10,海拔176.3米，该站建于1958年5月。除冻土深度采用安阳站资料外，极端最高气温42.3~C(1967.6.4)多年最热月平均气温27~(2(7月)多年最冷月平均气温·0.8℃(1月)多年平均相对湿度59%极端最小相对湿度0%(1968.1.14)频率分别为15.1%和15.2%。多年最大风速24m/s,风向北风。30年一遇风速26.0m/s多年平均气压995.7mb多年最高大气压1028.2mb多年最低大气压911.1mb多年平均降水量643.0mm多年最大降水量1394.1mm多年平均蒸发量2224.4mm多年最大蒸发量2863.1mm(1968)多年最大冻土深度35cm(1977.1.17)多年最大积雪深度18cm(1975.1.1)频率为10%湿球温度对应气象参数：湿球温度25.3℃干球温度28.2~C相对湿度78.5%大气压983.4mb4.1.3扩建条件电厂原规划容量为800MW,I期工程已建成2X200MW,一期土厂房扩建端能满足布置2X300MW机组的场地，本期可以扩建2x施工生活区：尽量利用原有设施，因厂区扩建而被占用的原施王生活区，由厂方与施工单位协商搬迁到适当位置，并尽量考虑生活方本期新增生活区用地3.45公顷，其位置在原生活区西侧。电厂采用二次循环供水系统，本期补充水量约需0.55m3/s,一期工程的2X200MW机组用水0.45m3/s,取自于工农渠的南干渠，其取水头部在电厂西北约1.2公里的尚庄村。因在97%频率的枯水年份时，备用水源地，保障抽取1.0米3/秒，供电厂使用。另外，鹤壁市在淇河电厂出线电压220kV,本期出线三回，采用发电机变压器组开关单元式结线，接入220kV母线。灰场利用I期工程中已建的位于电厂以南约1.5公里黑连沟灰场，I期两台200MW机组年排灰渣量为27.3万吨，二期工程电厂年排灰渣量30.64万吨，当全厂装机容量达1000MW时，电厂年排灰渣量为57.94万吨，黑连沟灰场最终坝顶标高200米时，可供全厂贮灰20年。4.1.4拆迁建筑及设施期主厂房的扩建端脱开23米扩建，冷却塔向南沿原冷却塔中心线呈沉煤池，并需对原I期的灰管线进行改造。。4.2交通运输4.2.1铁路运输本期工程的铁路专用线沿用I期工程已建全程长6.2km的专用线，最大限坡12%。,接轨点标高143米，厂区煤场铁路轨顶标高为175.3I期厂内配线：卸煤线2股，走行线1股，存车线1股，机整线1股，站修线1股，卸料线及电子轨道衡线各1股，列车计算长度350米，车辆为27辆底开车。本期新增底开车20辆，新建一期预留的停车线，相应增加一台内燃机车。电厂燃煤经矿区铁路及专用铁路线运至电厂，矿区铁路的牵引定数为1600~屯，年铁路运煤量为120;;5TM屯列车编成辆数为20辆底开车，共二列；整列进厂，二次卸完，每次10辆。4.2.2公路运输公路已于一期工程施工时完工。本期新增汽车运煤量50万吨/年，煤源电厂侧门道路及其它主干道宽6米，次干道宽4米，扩建的建筑4.3厂区总平面然条件及工艺流程的要求，按主厂房、输煤系统、供水系统、电气系米布置，A排柱与I期主厂房A排柱向西偏移5.1米，扩建端向南，汽机房向西、锅炉房向东，炉后布置有电除尘器，电除尘控制室，灰浆中心线距离为191米，主厂房长169.5米，出线方向向西，离开西侧厂区围墙后转角向南。主厂房零米设计标高182.5米(黄海高程，下同)。厂区铁路：厂内铁路在I期工程中已形成规模，由厂区的东北侧标高175.3米。输煤系统：主要将一期二条1.0米的胶带机改造为二条1.2米胶带机，带速由2.0米/秒提高到2.5米/秒，在两主厂房之间由输煤栈桥相连通。贮煤场由I期贮煤场的南端围墙向南扩80米，增加一座挖掘机机。贮煤场地坪标高175.15米。相实验室。冷却塔零米标高183.00米。一个为变压器进线，并增加一个母联，利用I期预留的二个间隔和2接入220kV母线，220kV采用双母线单分段带旁路接线，网控楼利用此格局进行扩建，I期化学水处理‘车间预留2x200MW水处理车间场第五章热机部分5.1装机方案及机组选型鹤壁电厂二期扩建工程拟安装2X300MW国产机组。仍按1993年3月6H~12El,原能源部成套局、河南省电力局、鹤壁市市委、鹤壁电厂、原能源部驻西南总代表、中南电力设计院等单位领导和专家渣倒U型炉。过热蒸汽：最大连续蒸发量1025t/h额定蒸发量935t/h额定蒸汽压力17.2MPa.g额定蒸汽温度540~C进出口额定蒸汽压力3.77/3.57进出口额定蒸汽温度328/540~C空气预热器型式三分仓回转式空气预热器进风温度50~C一次风热风温度370~C二次风热风温度360~C锅炉保证效率(以低位发热量计):>--91%5.1.2汽轮机型式：亚临界一次中间再热单轴两缸两排汽凝汽式排汽背压：5.39kPa.a(0.055ata)排汽流量：562t~热段/冷段再热蒸汽压力：3.57/3.97四级抽汽还具有供20t/h其它厂用汽能力五级抽汽还具有供35t/h其它厂用汽能力锅炉给水温度(额定工况)2715.1.3发电机效率(保证值)≥98.8%5.2燃烧系统本期工程所需煤约170~"屯/年，由鹤壁矿务局供12055-"屯/年和鹤壁市地方煤矿供50万吨/年。5.2.1.1燃煤成份及特性5.2.3燃烧及制粉系统主要特点为提高除尘效率，根据当地环保要求，每台锅炉配2台双室三电场静电除尘器，电除尘效率大于99%。两台炉合用一座出口直径7m,高度210m的钢筋砼烟囱。5.2.4锅炉点火及助燃油系统5。3热力系统5.3.1主蒸汽、再热蒸汽和汽轮机旁路系统。主蒸汽管道为1—1—2方式，即从锅炉过热器出口为单根管道，到汽量为锅炉最大连续蒸发量的35%。5.3.2抽汽系统5.3.3给水系统采用2X50%容量的汽动给水泵及1X50%的电动调速给水泵。正5.3.4凝结水系统此外，还设置了除氧器启动循环泵系统及厂台300m3的凝结水贮水5.3.5启动及辅助蒸汽系统本期工程不设置启动锅炉、机组启动时由来自一期的0.8-1.3MPa5.4主厂房布置1)本期工程建设规模为2X300MW,留有扩建余地。3)制粉系统采用钢球磨中间贮仓式制粉系统，主厂房柱距选用4)处理好与一期工程的衔接。5.4.2方案简述柱距为12米，共14跨。运转层标高为12.60米，汽轮发电机中心线距A排柱为11.80米，汽动给水泵高位布置在汽机房靠B排柱侧。除氧器布置在除氧间22.00米层。一次风机布置在锅炉两侧，炉后/顷序为送风机，电除尘器，引风完成180x104t/y的运煤任务；增加I期上煤系统的出力，使增容后的6.2燃煤厂外运输方式及技术条件超过20km,矿区铁路的牵引定数为1600t,牵引车皮数为20节载重60t的底开车。目前电厂采用建设型调小机车牵引9节重车进厂，Ⅱ期将采用东风4型干线机车牵引20节重车进厂。为便利。目前汽车来煤全部是5~1Ot的自卸车，除本厂劳动服务公司拥鹤壁电厂I期2x200MW机组和Ⅱ期2x300MW机组共耗壁地方矿公路运输)煤源的比例及1.2的来煤不均衡系数得到最大来车数量：铁路车皮120节/日、即6列车/日，汽车580~1160辆次/日(载重t3.3厂内运煤系统电厂I期运煤系统按规划容量800MW、I期建设2x200MW设I期建有卸煤2400~2800ffd的汽车受煤站一座，内设2台动态汽辆车的运煤量；汽车来煤卸到由20个煤斗组成的9个拖挂车卸车货位和20个自卸车货位内；煤斗下是振动给煤机和出力600t/h的双路胶带机。,·I期的火车卸煤沟为有效长度79m的双线缝式煤槽，约为1/4列车长；火车来煤由1台动态轨道衡计量；缝式煤槽下设叶轮给煤机和I期煤场有效长度约130m,存煤52000t,设DQL630/1000-30斗轮堆取料机1台，配3台推煤机(220HP)辅助作业，并在斗轮机故障时I期工程已投产4年多，运煤系统有下面几个方面没有达到设计针对I期运行的情况，Ⅱ期工程在考虑改扩建的同时，也对I期将原上煤出力600t/h、1m宽的双路胶带机改成1.2m宽的双路胶带机。汽车受煤站将1m宽的双路胶带机改成出力1000t/h、1.2m宽的双轮堆取料机，堆料出力1000t/h、取料出力800t/h;对原I期的原I期的煤场地下煤斗开辟成1台实物校验装置，使电子皮带秤能够t3.4卸煤装置只增加20节底开车皮，与I期原有的27节底开车皮一起组成两整列火车卸煤沟为长79m的双线缝式煤槽，大于1/4列进厂列车长，有效存煤1675t,大于一整列车的来煤量。为40-120min。本期汽车卸煤改造扩建后总长72.8m,比原I期增加约20m,有效存煤2100t,共有自卸货位18个，卸车能力为136辆次川\时。13.5贮煤场6.5.1鹤壁电厂I期贮煤场存煤5.255-~屯，本期有效煤堆向南扩建130m,常用煤堆存煤量增加到9.755"屯，约为全厂10天燃煤量。6.5.2本期煤场新增斗轮堆取料机DQ8030一台，堆料出力1200ff、取料出力800fi;将原斗轮堆取料机DQL600/1000-30进行改造，作为置；煤场辅助设备除原有的3台220HP推煤机外，本期新增1台装载机和1台推煤机。6.5.3煤场布置为南北向单一煤场，堆取料工艺流向为折返式。6.6筛碎设备筛碎设备仍采用原I期的WGU1650型固定筛，但要进行适当改积为1.6X5m2、倾角50‘,HSZ-800型环式碎煤机的出力为800t/h,碎煤机出力为系统出力的0.8倍。6.7运煤系统及运行方式本期输煤系统改造后，卸煤系统的出力为1000t/h,均为B=1200,定端)共3处设交叉；在《(2、*3胶带机头部共设2级带式除铁器。则可部分双路组合运行；当某条胶带机故障影响输煤工作时斗的充满系数。6.7.2煤场前后胶带机的选型原则,为适应最不利因素的原则进行的；而煤场后上煤胶带机的出力按锅炉6.7.3煤仓层的卸煤方式6.8辅助设施6.8.1除铁器6.8.2煤取样装置6.8.3煤计量装置6.8.4保护装置6。8.5检修起吊设施6.9运煤系统辅助建筑下，有停放4台推煤机、1台装载机的房间和办公室、油库、工具间及备品备件库等，共400m’。6.9.2输煤综合楼室和检修间，共900m2。6.9.3输煤浴室6.9.4输煤交接班室本期新建300m2交接班室，供输煤系统交接班用，位于碎煤机室西习匕佃1j。6.10煤尘防治6.10.2运煤系统的清洁措施建筑物地面坡度取1%,除一期煤仓层冲洗排水入渣沟外，其余全6.10.3运煤系统煤灰水的汇集处理方式第七章除灰部分7.1工程概况鹤壁电厂一期工程为2X200MW汽轮发电7.2主要设计原则7.2.1根据环保要求，锅炉飞灰采用双室三电场电除尘器，三个电场的除尘效率均按80%考虑，总除尘效率为99%。7.2.2根据鹤壁地区缺水及减少除灰渣系统对环境的污染来拟定7.2.3为防止除灰供水系统结垢，Ⅱ期除灰供水系统将工业水和余部分采用灰场回水，灰场回水按排入灰场水量50%考虑重复利用。期仍按6000h。7.3.4锅炉除渣装置的型式及排渣方式Ⅱ期采用东方锅炉厂的锅炉，·每台炉为2个冷渣斗，每个渣斗下配1台链条式刮板捞渣机和17.3.5除尘器的型式及排灰方式每台炉采用双室三电场电除尘器，共24个灰斗，每电场8个灰斗，各灰斗下设电动锁气器，按周期Ⅱ期仍采用位于电厂以南1.5km的黑连沟灰场，管线长度约1800m,仅将I期灰坝标高183米增加到黄海高程192m,有效库容增加464x104m3,可供本期存灰渣10.6年。灰场终期坝顶标高加到200米，可满足电厂1000MW容量堆灰20年左右。7.3.7综合利用电厂一期排灰273kt/y、渣30.7kt/y,Ⅱ期排灰、渣分别为306.4kt/y签定了年利用于灰15X104屯的合同。目前市水泥厂二期工程已经开工，因此二期所产生的灰将直接供给水泥厂使用。一期排渣已经全部渣浆泵流量200m3/h,压力152kPa。电除器的每个灰斗下配出力为7t/h的电动锁气器1台，每个电场以4个灰斗为1组，用出力为30t/h的空气斜槽集中，送)x.30t/h的搅7.5设备选型及布置(1)刮板捞渣机1025t/h锅炉配刮板捞渣机两台，二期共4台连续运行。它具有比水封排渣槽省水，比螺旋排渣装置更适应锅炉结焦等异常情况，并可(2)碎渣机采用50t/h出力的单辊碎渣机，每台刮板捞渣机配1台，二期共4台，其上配1篦子，保证入渣粒度<200mm。碎渣机出料粒度<50mm。(3)渣浆泵每台炉配两台6/4D-AH渣浆泵，一用一备，另仓库备用1台，I期两台炉共需5台。该泵流量为162~360m3/h,扬程12~56mH20,汽蚀余量5-8m。高位布置在锅炉底部0.00m。(4)空气斜槽’电除尘器每电场共8个灰斗，以4个为1组，采用B=125mm的窄高型空气斜槽将灰集中，斜槽料层厚度为100mm,斜度10%(约5‘42’36//),出力29.5t/h。(5)搅拌器每电场以4个斗为1组用1台搅拌器，每台炉共需6台，每电场处理干灰能力30t/h,灰水比高达1:2,是目前浆化设备中浓度最高的，(6)灰渣泵设计按两台炉为一单元向灰场水力输送灰渣，选用10/8ST-AH灰渣泵3台，1台运行、2台备用。该泵流量612~1368m3/h、扬程11--,61mH20、汽蚀余量4~10m,采用半高位布置，配YOTGc750/1500调速型液力偶合器，使1台炉运行时能降低灰渣泵出力，减少电能消7.5.2除灰渣设备布置(1)锅炉房0.00m除灰设备布置流入渣浆缓冲池；每台炉的省煤器有4个灰斗、空气预热器有8个灰(2)除尘器灰斗下设备布置,定量畅通排出。电动锁气器的进口设闸板门，防止锅炉启动投油时的燃烧废物通过锁气器进空气斜槽堵塞透气层的微孔；电动锁气器下经空气斜槽以4个灰斗为1组，每个电场两组对头布置，出口接搅为便于电动锁气的检修和空气斜槽的安装，电除尘器设一6.00m(3)灰渣泵房及设备布置灰渣泵房内除布置3台灰渣泵外，还有两台浆化冲灰水泵，使灰(4)除灰水泵房及设备布置除灰水泵房布置在仪表空压机房东侧，内置供两台炉运行的密封冷却水泵和冲洗水泵各2台，与空压机房共用起吊设备。7.6除灰系统控制方式壁，所有除灰设备的运行情况能在模拟屏上一目了然。并在锅炉房0.00m8.2工程设想至150t/h(最大时)。8.2.2凝结水精处理系统本期工程锅炉为亚临界汽包炉，按设计技术规程规定：由亚临界硅和溶解性盐类，以保证给水水质，b、在机组启动和停运时，除去凝全部凝结水的精处理装置，处理水量为731m3/h8.2.3循环水处理系统8.2.3.1为防止循环水系统的结垢，将设置循环水加硫酸系统和循8.2.3.2为了防止循环冷却水系统有机物，微生物及菌藻类的繁衍8.2.3.3为保持凝汽器铜管冷却面清洁及防止凝汽器铜管的腐蚀，8.2.4凝结水，给水，炉内校正处理及汽水取样8.2.5制氢系统8.2.6工业废水处理系统排水等，经过本工业废水处理系统处理后的非经常性废水将符合国8.2.6.2处理方法虑了扩建为双母线单分段的可能性，220kV出线4回。110kV采用双母出线2回。220kV系统与1IOkV系统之间用一台三相三绕组自耦变压9.2电气主接线接入220kV母线。本期增加220kV出线3回，加上一期已建成的4回电装置为17个间隔，因此，本期工程扩建3个间隔，其中2个间隔为9.3主要设备选择高压厂用工作变压器和起动/备用变压器的额定容量暂工程220kV配电装置断路器选用开断能力为31.5kA,SW2-220W1型少9.4电气二次线第十章热工自动化部分10.1设计原则和热工自动化水平10.1.1本着安全、经济、可靠、实用符合国情的设计原则，按照10.1.2热工自动化系统包括对生产过程的检测、性能计算、报警、10.2热工自动化系统10.2.1.2模拟量控制系统(MCS)10.2.1.3顺序控制系统(SCS)。10。2.1.4炉膛安全监视系统(FSSS)10.2.2汽机数字电液控制系统(DEH)10.2.3汽机本体监测(TSI)与安全遮断系统(ETS)。10.2.4汽动给水泵微机电液控制系统(MEH)10.2.5基地式调节系统10.2.6辅助系统的顺序控制10.2.7热工信号系统参数越限，热工保护动作、安全连锁动作、成套自动化装置故障，电10.2.8旁路控制系统10.2.9其它部分10.3控制方式、控制室和控制装置室的布置控制室内两台机组的控制盘(D·T·G盘)均按“炉——机——电”10.4控制设备选型第十一章建筑结构部分11。1建筑主厂房为两机一控；主厂房体积为327414m’,每千瓦体积为11.1.2建筑设计而有变化，突出主厂房的造型和立面处理，以之统帅全厂建筑色调的(2)主厂房汽机房跨度27米，除氧煤仓间采用双框架，除氧间跨度9米，煤仓间跨度13米，炉前通道柱距8米，纵向柱间距12米，每台机组建筑长度84米，两机之间设伸缩缝，插入柱距1.5米，主厂房总长169.5体量上的笨重感，汽机房的外侧立面，通过12.6m层的一条2.1米的带一个倒梯形的立面构图。在A排柱上的三个主要大门/顷其自然的分别(3)辅助建筑11.2.1地基与基础·②第四系全新统冲积洪积粉质粘土，湿度呈饱和状态，属中等载力标准值fk为100kPa,--230kPa。力变化大，fk为10OkPa~21OkPa,且该层具有湿陷性。承载力fk为120kPa~300kPa,变化大，且具膨胀性。⑥第三系上新统湖积泥岩夹砂岩，砾岩(NV),分钙质泥岩，属(1)主厂房区段：计可采用天然地基，且部分可采用联合基础；*4锅炉处第三系埋深一般在7m～10m间，需对地基进行适当处理，方法见辅(2)炉后及除尘建筑物采用450X450钢筋混凝土预制桩基础，*3机烟道支架及*3机除尘器支架等采用天然地基。·11.2.2结构设计(”主厂房减少预制场地，简化施工工序，降低施工费用；汽机房屋盖系统采用件，厂区地震基本烈度为7度。烟囱采用单筒钢筋混凝土结构承重，由于目前一些火电厂烟囱存12.1采暖热源、加热站及制冷站空调系统冬季运行时的加热。蒸汽参数P=0.3MPa,t二143℃。除上述以一台备用。冷冻水供，回水温度为7～12℃,加热站，冷冻站布置于集控楼0.00米，并设置值班控制室。12.2主厂房采暖、通风与空调进风温度为32~C,排风温度为42~C,机械通风量为24055'm3/h。空调机房设置在控制楼17.80m层。单元控制室设计有2台JGK-4器室设计有2台JGK-4型空调机组，一台运行，一台备用，单机制冷子计算机室设计有2台JGK-3型空调机组，一台运行，一台备用，单12.3生产、辅助生产、附属生产建筑的采暖、通风及空气调节12.3.1采暖12.3.2通风源自动切断系统，防止火灾蔓延。换气次数不少于10次/小时。钠发生间，采用自然进风、机械排风方式，其换气次数不少于15次/时。化学废水处理控制室、化验楼内的量热室、天平室、色谱分析间、除尘控制室、除灰控制室、循环水泵房控制室、高压消防泵房控制室及柴油机房控制室均按工艺要求及设计规范设计了立柜式空调机或分12.4输煤系统通风及除尘主厂房煤仓层选用多管冲击式除尘器，型号为JJDCC-7-I型，风量为7200m3m,除尘器废水排至煤仓层地面冲洗水沟。碎煤机室选用2台JJDCC-14—I型除尘器风量为14400m3/h,*2转运站选用2台JJDCC—11—I型除尘器，风量为10800m3/h,除尘器废水排至各自的污水坑。锅炉及煤仓间设计负压吸尘系统，配置一台吸尘车。汽车受煤站采用机械进风，机械排风方式。机械进、排风均采用T35-11型轴流风机，风量21890m3/h。煤场两侧设有两排喷头能喷射整个煤场，喷头射程35m。12.5厂区采暖热网热水采暖热网最大作用半径约为700米。第十三章供水及水工结构13.1。供水水源13.1.1地表水水源淇河是鹤壁市工农业及生活用水的主要水源，也是电厂的主要供淇河系卫河支流，发源于山西陵川县，属山区性河流，河水陡涨入卫河。该河全长140公里，流域面积为2141.5平方公里，多年平均流量为10.87m3/s。鹤壁市于1976年12月建成引淇入鹤的工农渠，渠首位于林县黄花营村，渠首处建有拦河溢流坝，溢流坝的北端为工农渠进水口，其丰水期最大过水能力为8m3/s。工农渠总干渠长23.1公里，下分三条干渠，东干渠长6.1公里，在二矿分水直到新三村；北干渠长3.8公里，继总干渠向北至鹤壁集；南干渠长8.5公里，自南荒分水，向东流经尚庄直至庞村，设计过水流量为4m3/s,在尚庄村建有节制闸和分水闸，电厂的补给水源由该处引出，经1200米自流至电厂。为充分利用淇河水源，保证电厂安全供水，鹤壁市又在黄花营下游2.5公里的将军墓村修建了九江提水站，提水至工农渠。提水站电机容量为620千瓦，水泵扬程53米，流量6m3/s。当工农渠渠首出现意外时，可利用此提水站提水至工农渠，该站的投运，提高了电厂从工鹤壁市工农业和人民生活用水主要取自工农渠，据1987年资料统自来水厂用水：0.5m3/s城市工业用水：0.27m3/s‘电厂一期2x200MW机组用水0.45m3/s电厂本期2x300MW机组用水0.52m3/s壁电厂建厂有关事宜会议纪要”,具体规定了工农渠水量分配次序如第一给自来水厂0.5m3/s;第二给电厂1.0m3/s补给水量；1)在正常情况下，从南干渠分配给电厂1.Om3/s的水量转向电厂2)在枯水年及南干渠检修时，南干渠向电厂供水0.25m3/s。“:;:二丢儡乙；漾谎溃，故出现最大含砂量46.6k扣’。一般在20-40度之间，最大不超过90度。又根据电厂一期水质分析报13.1.2地下水源许沟水源地位于鹤壁市及其接壤的淇县地段，距电厂约6.5公里，地理座标为：东经114‘02’—114‘12,,北纬35*45,一36*03,’面积约229平方公里。水源地地处太行山东麓，东邻华北平原，地面标高由西部的700多米过渡到东部的120米左右，由此决定了本区域水源地属北温带大陆性季风气候区，四季分明，多年平均气温14℃,最高气温42.2℃,最低气温-15.5℃,多年平均水面蒸发量为1467.7毫米，多年平均降水量为631.6毫米，历年最大降水量为935.7毫米，历年最小降水量为387.6毫米，因受季风和地形影响，降水量四季分配很不均匀，年最大降水量是最小降水量的2.4倍，夏季6、7、8三个月降水为总量的57%,降水地域分配也有差异，降水量分布由西部向东下游的许沟村(流出水源地),全段河长约27.8公里，其间主要支流有小水，感官性指标较优，水温18～19℃,除大肠杆菌、细菌总数超标外，经多种水量评价方法计算，在保证率为97%枯水年，裂隙岩溶水的天然补给量为1.567m3/s,开采补给增量为0.208m3/s,可采贮存量为0.205m3/s,扣除泉域内现状消耗量0.884m3/s,剩余资源量为1.096m3/s,为了使保证率97%枯水年所动用的储存量能在保证率50%及75%年得到补偿，许沟泉域新增开采量0.75m3/s,作为电电厂供水量：0.25m3/s,其不足部分由许沟泉域地下水补给。13.1.3补给水系统南干渠引水渠段渠底比主厂房零米高17.70米，管线长约1.2公里，许沟水源地已建成取水0.75m3/s的补给水设施，本期不需扩建。13.2全厂水务管理,13.2.2循环水量本期工程安装两台东方汽轮机厂生产的N300-16.7/535/535器为N-16700型，额定凝汽量599.58吨川\时，经供水系统优化计算后，取冷却倍率夏季为55倍，冬季33倍。13.2.3节水措施缩倍率提高到3.63(一期浓缩倍率2.38),降低循环水排污损失。(3)除灰水采用循环水排污水。(5)厂内除灰系统仍采用传统灰渣5昆除方式，并使用新的冲灰、13.2.4供水系统的选择本期工程供水系统仍采用带冷却塔的单元制循环供水系统，即一化计算结果，冷却倍率优化结果为50,冷却面积为5000m2,考虑到汽倍，冷却面积用5500m2。冷却面积5500m’凝汽器面积16700m2冷却倍率55’·冬夏季水量比0.6:1冷却塔填料斜双梯波热季运行月数7能力工况是以10%湿球温度下的对应气象参数，采用凝汽量654.66t/h,作为机组校核工况。其冷却水温30.86~C,排汽压力9.68kPa,13.3外部水力除灰系统及灰水回收13.3.1除灰管道13.3.2灰水回收13.4灰场13.4.2贮灰场容量确定一期灰场坝顶标高183.0米，堆灰容积40855立方米，灰场面积44公顷，最大坝高35米，坝长250米。灰场终期坝顶标高200.0米，主坝坝高52米，付坝最大高度为15米，主坝长为670米，付坝总长为1490米，灰场面积85.05顷，灰13.5给水排水13.5.1设计范围13.5.2设计原则13.5.3系统简述13.6水工建(构)筑物13.6.1主要项目13.6.2地形地质13.6.3其它自然条件风压：30年一遇基本风压422.5Pa冻土深度：最大35厘米13.6.4冷却塔”本期有5500米自然通风双曲线逆流冷却塔两座，位于主厂房的西南侧，本期2座塔自北向南编号分别为#3塔及#4塔，该两塔零米以上全高为115米，喉部半径为24.77米，人字柱顶半径为42.49m。2)地形地质：两座塔均位于丘陵北麓，区内分布多级阶地，冷却塔区与主厂房区之间有一条宽约40-65米，深度为10-14米的山洪冲沟，塔区内尚有两条宽约30-60米，深约6米的小冲沟，其中北面的一条小冲沟被沟处),6-8米为耕土，以下为钙质泥岩及砂岩，该地区地下水埋藏较深，因此循环水泵房下部结构拟采用大开挖法施工，控制室地基采用13.6.6排洪涵洞该涵洞为现浇钢筋砼结构，断面为卵形，宽5.5米，高5。4米，长约310米，现有铁路路基下的四节涵洞中的两节需加固处理，加固长度为20.2米，经估算该涵洞工程量为：钢筋砼4220m3,碎石垫层218m3,灰土垫层654m3,清基23100m3,浆砌片石1250m3。13.6.7循环水管用钢管，其直径为2400mm。13.6.8厂区内其它水工建(构)筑物13.6.9贮灰场为一狭长冲.沟，长约1.5km,周围丘陵起伏，属山谷灰场，灰场以南近淇河，下游冲沟通往淇河，一期坝顶高程183m,坝高35m,二期主坝加高到192m,坝高44m,本期主坝加高的同时须设附坝一座，本期电厂内增设2根①377灰管。2)地质条件土，主坝坝址区沟谷呈V形，谷底宽度约35m,边坡25‘～4‘,坝肩地层由第四系冲洪积(Qal-p14),残坡积(Q‘1-‘’)之粉质粘土，粉质粘土混砾3)主坝加高方式为在一期主坝的下游坝坡上加高9米，加高部分其坝体工程量为：清基2.3万方，填筑粉质粘土10.2万方，填筑代料23.2万方，堆石棱体6.4万方，干砌块石护坡1.08万方，反滤料0.58万方，土工布1.26万平方米。4)副坝位于黑连沟灰场的库尾，本期坝长110米，坝高7m,采用带排水棱体的均质土坝，其工程量为：清基0.16万方，填筑粉质粘土1.4万方，堆石棱体0.3万方，干砌块石护坡0.11万方，反滤料0.05万方，土工布0.1万平方米。13.6.9厂外水源管道·第十四章环境保护14.1概述河南省环境保护研究所编制的《鹤壁电厂二期2x30万千瓦扩建保局和能源部安环司的委托，于1993年5月对环评报告进行了审查，同意该电厂扩建2x300MW机组的建设，烟囱高度210米，除尘效率不低于99%。·14.2烟气污染防治14.2.1烟气污染治理措施本期工程烟尘治理采用除尘效率为99%的双室三电场电气除尘器；S0:直接经210米高烟囱稀释排放；为降低NOx排放浓度，锅炉厂采用船型稳燃器，和考虑燃烧器顶部布置二次风室等措施。14.2.2本工程建成后对环境的影响(”A、S02的地面一次最大浓度：在风速2.5m/s,D类稳定度时为0.1mg/m3,在风速4.Om/s,D类稳定度时为0.09mg/m3,分别为国家二级标准限值(0.5mg/m3)的20%和18%,出现机率约25%,主要影响老区和鹤壁集南北向一带。B、飘尘的地面一次最大浓度：在风速2.5m/s,D类稳定度时为0.025mg/m3,在风速4.Om/s,D类稳定度时为0.023mg/m3,两者分别为国家二级标准限值(0.5mg/m3)的5%和4.6%。(2)日均浓度A、SO:在四个典型日气象条件下，各关心点的S02地面浓度均不超标。B、飘尘据四个典型日分析，最大贡献值出现在老区，浓度为0.007mg/m3,为国家二级标准限值的4.7%。14.3生活污水处理及工业废水处理14.3.1生活污水处理由于目前鹤壁市还没有建立生活污水处理厂。生活污水直接排入汤河，因此本期设计方案为厂区生活污水经过二级生化处理后，出水BOD5为20mg/L,能达到GB8978-88的二级排放标准。具体工艺流程14.3.2工业废水处理(1)灰渣水的处理及回收根据鹤壁市环保局文件要求：“不准向淇河排放一切废污水”。本期工程对原有系统进行改造，全部灰水打回厂区，一部分回用于冲灰和制浆，另一部分与厂区其它废水一起排入汤河。(2)循环水排水捞、碎渣机用水和灰浆泵房轴封水共205t/h,·定期排污坑的冷却78.4t出(3)含油污水(4)煤场排水及输煤系统冲洗水的处理(5)化学废水处理力100m3/h计。凝结水再生排水10Om3/d化验室排水10m3/d锅炉排污水300m3/d汽水取样30m3/d’锅炉酸洗6000m3/次(炉大修后)空气预热器清洗水8000m3/年(大修后或积灰严重时)各类设备冲洗水1100m3/年酸药、疏水3000m3/年机组启动排水1200m3/年14.5噪声处理14.5.2噪声治理措施(2)控制室内采用双层隔声门和隔声窗。14.7环境管理及监测站，共有专职人员4人。专职人员3人。第十五章运行组织及生产定员15.1.1二期扩建工程二台300MW燃煤机组。原计划1999年第一15.1.2启动电源电厂*3机组启动时，由220kV配电装置通过启动变压器变至6kV15.1.3启动汽源15.1.5启动用燃料锅炉点火与助燃用油，采用0号轻柴油，由火车运输进厂。15.1.6启动、运行程序与组织15.2生产定员第十六章工程项目实施条件及轮廓进度16.1交通情况·鹤壁电厂位于鹤壁市行政区西19公里，具体位置在胡峰村与尚庄之间，鹤壁铁路车站位于厂区东北侧，相距约5公16。2施工场地工程扩建施工情况，经考虑，施工生产生活用地控制在25.25公顷左右，其中生产用地为17.6公顷，生活用地7.65公顷。场区扩建端有一条东西向的大冲沟，沟深约16米，为解决现场场红线图外),其中续租面积约70025米’,新租面积约82539米’(包括新租生活场地约27271米’),总租用面积约152564米’。16.3施工力能16.3.1施工电源本工程用电负荷为3200kW左右，变压器装设容量为4000kVA。据了解，距电厂6km有一扒厂110kV变电所，出线电压为10k