燃气发工程可行性研究报告设计总说明.doc

杭州余杭燃气发电一期工程可行性研究报告 设计总说明1概述1.1概况崇贤镇位于杭州市北郊城乡结合部，余杭区的东南部，320国道穿越镇域的东侧，杭州绕城公路和已规划的勾庄铁路货运站至乔司编组的宣杭铁路复线横贯镇域东西，已规划的上塘路延伸段纵贯镇域南北，京杭大运河穿越镇域西侧，交通运输便捷，市场信息灵活。余杭区崇贤镇工业园区位于崇贤镇中部，杭塘公路的东侧，距上海市区约220km，距杭州市中心12km。余杭区崇贤镇工业园区南有杭州市绕城高速经过，东至新桥港，南至绕城高速公路，西至杭塘公路，北临塘栖何家塘，总规划用地约9km2。园区的地质条件理想，水资源也十分丰富。浙江省是一个能源贫乏省区，对电力需求也更为迫切。本着节约能源、改善环境并开拓本省天然气利用市场的设想，香港协鑫（集团）控股有限公司有意向作为本项目的主要投资方。香港协鑫（集团）控股有限公司，是一家致力于绿色能源、环保与公共设施建设事业的综合性集团公司，凭借强大的资金、技术及管理实力，旨在参与及协助外商发展中国市场，促进国内经济的持续发展。近年来，集团不断寻求投资机会，更进而把这些具有潜质的机会转化为富有投资价值的项目。集团揉合了东西方先进的管理手法，一方面引进西方财务及项目监管的有关知识，另一方面又秉承东方原有的独特营商手法，拉近了中国与世界各国之间的距离。“协鑫集团”旨在成功地发挥其桥梁作用，把资金、技术及经验有效地引进中国，更亲自参与项目投资，加速集团在中国发展步伐。“协鑫集团”以专业及严谨的态度评价每个发展项目的潜力，分析项目潜质，经过谨慎精密的研讨，把项目整理成为具有投资价值的商业计划。协鑫（集团）控股有限公司总部设在香港。专门致力于在中国从事环保能源热电产业及相关工业园区的开发、投资、建设和营运。旨在改善项目所在地的投资环境，促进地方经济的可持续发展，提高人民的生活水平，同时使公司的股东获得满意的回报。近年来，集团公司通过在上海的机构，在国内建立了百亿元人民币的资产投资体，并逐步树立了致力于环保能源、工业园等领域的发展思路。目前，集团拥有十几家已运营的热电企业：太仓新海康协鑫热电有限公司、沛县坑口环保热电有限公司、东台苏中环保热电有限公司、徐州西区环保热电有限公司、阜宁协鑫热电有环保限公司、太仓港环保发电有限公司。正在筹备建设昆山协鑫环保热电厂，嘉兴协鑫热电厂，太仓港环保发电有限公司二期工程，海门鑫源环保热电厂，南京协鑫热电有限公司，扬州港口热电厂，丰县鑫源生物质热电厂，湖州协鑫环保热电有限公司等项目。1.2建设的必要性（1）改善环境的需要杭州作为全国著名的风景旅游城市，其对环境的要求日趋严格。但燃煤热电厂的烟尘、二氧化硫等污染物排放量较大，无法满足著名旅游风景城市的环境要求。而利用天然气为燃料的燃气轮发电机组被世界公认为“清洁电厂”，它无灰渣排放，无烟尘，nox、so2排放量少，噪声经过治理也容易控制在环保允许范围内，属“环保型”电厂。同时，随着我国“西气东输”和东海天然气工程的实施，目前天然气输气管网已经到达崇贤镇，这对改善电厂燃料结构，以气代煤，大大改善杭州及周边环境的空气质量创造了一极佳的机会。由于上述原因，充分利用这一有利时机，以气代煤，推动天然气这一绿色能源在我市的应用。总之，建设以天然气为燃料的燃气蒸汽联合循环电厂是非常必要的，也是非常及时的，对促进杭州市能源结构的优化和环境质量的改善，可以起到示范作用。（2）缓和该地区的缺电状况，提高电网的调峰能力从电力平衡情况分析，余杭区由于区内无大电源，电力缺口大，预测2004年仍有较大缺口，电力供需矛盾较突出。因此建设杭州余杭燃气发电工程对余杭区用电不断增长的需要具有一定的作用。此外，燃气轮机启停迅速，以本项目选择的pg6581b燃气轮机为例，其正常启动（从零负荷到满负荷）的时间只需16min，紧急启动的时间只需10min。因此本工程能有效缓解全省电网的峰谷矛盾，同时对改善电网运行质量，保证电网的安全可靠运行是较为有利的。 （3）平衡天然气负荷及管网的压力由于燃气轮机组几乎可以终年运行，因此能成为天然气管线上的稳定大用户，同时根据浙江省“西气东输”天然气使用的总体规划，在余杭区崇贤镇需要设置天然气分输站，建设燃气电厂可平衡天然气负荷及管网的压力。因此，本工程建成后对全省城市能源设施的建设必将起到示范作用，这对于我省消纳“西气东输”天然气，扩大用户市场、优化天然气资源配置有着积极的作用。 总之，本工程的建设能有效开拓天然气利用市场，并有利于电网调峰，具有节约能源、改善环境、增加电力供应等综合效益，工程建设的同时也是城市治理大气污染和提高能源利用率的重要措施，是提高人民生活质量的公益性基础设施，符合国家可持续发展战略。结合目前国家西部大开发形势，利用进入本地区的国家“西气东输”的管道天然气资源和天然气燃机电厂对环境影响较少的优点，建设一座燃气蒸汽联合循环发电装置，既符合当前国家对能源结构的调整政策，也满足当地的实际发展情况与环境要求。因此，在余杭区崇贤镇建设一座天然气燃机热电厂是非常必要的。1.3规划的最终规模根据杭州余杭燃气发电一期工程项目建议书的批复意见，本期工程拟建1座装机容量为：123.25mw（即2套gt41.625mw燃气轮机+2套st20mw蒸汽轮机发电机组）的燃气蒸汽联合循环发电装置及其相应的配套设施。即2套pg6581b型41.625mw（iso工况，燃用天然气）燃气轮机配2套72.3t/h，3.82mpa（g） / 445单压非补燃自然循环余热锅炉和2套20mw蒸汽轮发电机组。工程留有今后再扩建2套pg9171e型123mw（iso工况，燃用天然气）燃气轮发电机组燃气蒸汽联合循环发电装置（总出力约为370mw）的余地。全厂最终设计容量为493.25mw。1.4设计依据（1）浙江省发展计划委员会项目受理通知书(编号2003200号)； （2）杭州协鑫燃气发电有限公司（筹）（下称业主）与中国联合工程公司签订的技术咨询合同； （3）业主提供的有关电价、气价以及资金、税收等资料。1.5设计范围本工程可行性研究报告拟对杭州余杭燃气发电一期工程建设的必要性、可行性进行分析与论证，范围包括厂址选择、装机方案比较、总平布置及经济效益分析，提出厂址位置、厂区总平布置、热力系统、电气系统、燃料系统、水系统、化水系统、热控系统、土建等以及方案的投资估算及经济效益分析。本报告还包括有环保、节约能源、消防、劳动安全及工业卫生专篇；本可行性研究报告内容除电厂附近运河段河道的疏浚和整理以及天然气门站至电厂的输气管线外不包括输电线路等所有厂外工程。1.6主要设计原则（1）本工程设想为一座燃用天然气的燃气-蒸汽联合循环发电装置。（2）总图运输：由于本工程拟选厂址已经得到有关部门的同意，并且该厂址地理位置理想：“西气东输”至杭州的门站贺家塘天然气门站距离拟建厂址仅为800m，另外取水、运输和电力并网等十分便利。因此，本可行性研究报告不另外选择厂址进行比较；对拟建厂址地块按2个装机方案进行总平面布置（包括厂区道路、绿化布置、厂外运输等）及竖向布置；并提出相应的总图指标。（3）主机：按业主提供的有关资料对2个装机方案提出的各项数据、技术经济指标进行论证及比较，确定装机的推荐方案。 （4）燃料：根据国家天然气西气东输工程的总体安排和浙江省天然气利用规划，初步确定本工程的燃料输送系统。（5）化学水处理系统：水源可利用厂址西邻的京杭大运河，锅炉补给水采用一级除盐水系统。（6）水工：循环冷却水系统采用闭式循环，其补给水及电厂其他工业用水可利用京杭大运河的河水；生活用水采用城区自来水；厂区排水采用雨污分流制；消防采用临时高压制。（7）电气：主接线进行几种方案进行比较，确定推荐方案；燃机发电机和汽轮发电机均为发变组单元接线，发电机出口电压通过主变升压至110kv，由110kv出线接至电网。 （8）热控：根据业主要求，本期工程机炉采用dcs控制、无盘化操作系统，以提高全厂的控制水平；设置厂内调度通讯系统。（9）通风、空调：主控楼按常规通风设计，配分体空调，其余通风、空调按有关规范和专业要求设计。本期工程机炉电在主控楼设一中央控制室。（10）土建：厂区建筑物应按生产、生活需要设置，建筑立面体现时代气息；燃机、汽机及锅炉基础和汽机间等重要建筑物采用桩基；各建构筑物间距应满足规范要求。（11）技经：按业主提供的气价、电价、税金等要求对方案进行投资估算比较、计算技术经济指标并作出效益分析。2机组选型2.1装机方案在“西气东输”工程取得重大进展的形势下，燃气蒸汽联合循环发电装置是比较理想的方案，由于燃气蒸汽联合循环发电装置具有高效低耗、建设周期短、启动发电快以及环境污染少等优点，越来越为世界各国所重视而得到迅速发展。它的主体由燃气轮发电机组、余热锅炉和蒸汽轮发电机组联合组成，燃气轮机把作功后的废气排入余热锅炉，余热锅炉吸收废气中的热能产生蒸汽并以此驱动蒸汽轮发电机组发电，从而组成燃气蒸汽联合循环发电装置。这种发电厂既能带基本负荷发电，又能作地区的调峰机组满足应急用电之需要。除此之外，燃气蒸汽联合循环发电装置尚有如下优点：（1）热效率高先进的燃气轮发电机组发电效率已接近大容量高参数的燃煤电厂，而联合循环发电装置发电效率可大大超过大容量高参数的燃煤电厂，本期工程发电效率可高达47.4%。（2）投资省由于燃气蒸汽联合循环电厂系统简单，不需要庞大的输煤、除尘与除灰渣装置，与同容量燃煤电厂相比，可大大节约建设投资。（3）建设周期短一套燃气蒸汽联合循环电厂建设周期一般为1a左右，燃机单循环电厂一般为6-8月即可建成，大大低于同容量的燃煤热电厂。（4）运行机动灵活燃机电厂运行机动灵活，启动快速方便，既可承担基本负荷电厂，又可承担调峰电厂和应急电源。燃机从启动到满负荷只需10-16min，联合循环从启动到满负荷约1-2h，启动快速灵活。（5）操作便利燃机设备成套性强，设备运行可靠，维护工作量少。（6）占地少燃机电厂由于无煤场，灰渣场及输煤出渣系统，因此其单位千瓦占地面积仅为燃煤电厂的4050。（7）耗水量少燃机发电冷却用水仅为同容量冷凝式发电机组的10%左右，联合循环中蒸汽轮机一般占总发电量1/3左右，故循环水量亦为燃煤电厂的30%左右，大大低于同容量火电机组。（8）污染物少燃机电厂被世界公认为“清洁电厂”，无灰渣排放，无烟尘，nox、so2排放量少，噪声容易治理，可控制在环保允许范围内，有条件建成“公园式”电厂。由于燃气蒸汽联合循环发电装置具有上述种种优点，因此本期工程可行性方案选择如下：方案一：2台pg6581b型41.625mw燃机配2台72.3t/h，3.82 mpa（g）/ 445 单压非补燃自然循环余热锅炉（自带整体式除氧器）配2台20mw的蒸汽轮发电机组，燃机燃料选用管道天然气。方案二：2台pg6581b型41.89mw燃机配2台72.3/10t/h，3.82/0.5 mpa（g） 445/158 双压非补燃自然循环余热锅炉配2台20mw的蒸汽轮发电机组，燃机燃料选用管道天然气。工程留有今后再扩建2套pg9171e型123mw（iso工况，燃用天然气）燃气轮发电机组燃气蒸汽联合循环发电装置（总出力约为370mw）的余地。全厂最终设计容量为493.25mw。2.2各方案主机设备的主要技术参数（1）燃气轮发电机组pg6581b型燃气轮发电机组以天然气为燃料，在iso条件、基本负荷下的主要技术参数如下：输出功率：41.625mw热耗率（lhv）：11422kj/kwh排气流量：531t/h排气温度：551发电机频率：50hz发电机出线电压10.5kv功率因数0.8（2）余热锅炉（非补燃型）余热锅炉的主要技术参数如下：（方案一）中压蒸汽系统锅炉蒸发量：72.3t/h额定蒸汽压力：3.82mpa（g）额定蒸汽温度：445低压蒸汽系统蒸发量：10t/h额定蒸汽压力：0.048mpa（g）额定蒸汽温度：110排烟温度145给水温度110余热锅炉的主要技术参数如下：（方案二）中压蒸汽系统锅炉蒸发量：72.3t/h额定蒸汽压力：3.82mpa（g）额定蒸汽温度：445低压蒸汽系统蒸发量：9.5t/h额定蒸汽压力：0.5mpa（g）额定蒸汽温度：110排烟温度155给水温度104（3）蒸汽轮发电机组蒸汽轮发电机组主要技术参数如下：1）汽轮机型号n20-3.43额定进汽压力：3.43mpa(a)额定进汽温度：435额定功率：20mw额定转速：3000r/min额定排汽压力5kpa(a)2）发电机额定功率：20mw额定转速：3000r/min额定电压：10.5kv功率因数：0.82.3热平衡和主要技术经济指标燃机的运行与大气条件密切相关，燃机制造商一般给出的燃机技术参数均为iso条件下的值，并给出不同环境条件下的修正曲线，因此必须根据当地的具体环境条件进行修正。iso条件如下：大气压力： 1.013 bar大气温度： 15 相对湿度： 60 %崇贤镇的大气条件按如下条件考虑：大气压力： 1.0116 bar平均相对湿度： 79 %年平均气温： 16.3 夏季平均气温： 28.5 冬季平均气温： 4 根据以上的大气条件，对燃机性能进行修正后，方案一、二在三个环境温度下的主要技术经济指标见表2-1。主要技术经济指标表2-1工况项目单位春秋季工况（15）夏季工况（28.5）冬季工况（4）燃机发电量mw41.89238.539245.0322燃机热耗率 kj/kwh1125811483.2111145.5天然气低位热值 kj/nm3338123381233812燃机耗气量 nm3/6214843.82蒸汽轮机发电量mw192172212全厂热效率46.545.247.4运行小时数h148012601260总年运行小时数 h4000年总耗气量108nm31.117年总发电量108kw4.86厂用电率3.5年总供电量108kw4.69发电气耗率nm3/kw0.232.4方案比较通过前面对2个方案主要设备的选择，并经过热平衡和主要技术经济指标的计算，2个方案的主要技术经济指标相同，主要区别在于：方案一是余热锅炉自带除氧系统，除氧器水箱中的水经除氧蒸发器部分蒸发为饱和蒸汽，回到除氧器加热汽机凝结水、化学补充水等，形成自循环系统，不需专门为除氧器设置给水泵；方案二是0.5mpa（g）的低压蒸汽向系统另外配置的0.02mpa（g）大气式除氧器提供除氧加热蒸汽，并且为0.5 mpa（g）的汽包专门设置给水泵。通过上述比较，本可行性研究推荐方案一。3 建设条件3.1接入电力系统本期工程的设计装机容量为241.625mw+220mw燃气-蒸汽联合循环发电装置，发电机共4台，以单元制接线方式接入110kv电网。本期工程考虑以2回110kv出线接入就近的220kv崇贤变，为此220kv崇贤变需扩建2个110kv间隔。本期工程厂址离220kv崇贤变距离为1.5km，能与系统保持较强联系，有利于电厂安全、稳定运行。3.2厂址选择（1）厂址地理位置拟建厂址位于杭州市余杭区崇贤镇贺家塘西侧，杭州绕城公路北侧，大运河东岸，距离崇贤镇镇政府约3.5km。南面紧靠杭州市半山，西面紧邻京杭大运河，北面为绕城公路，隔路相望为西气东输管道到杭州支线的贺家塘门站，东面1.5km为220kv崇贤变、110kv沾桥变。杭州余杭区位于浙江省北部，杭嘉湖平原南端。地理坐标东经1194012023，北纬30093034，东西长约63km，南北宽约30km，总面积1402.83km2。从东、北、西三面成弧形拱卫省城杭州。自东北至西南，依次与海宁、桐乡、德清、安吉、临安、富阳诸县接壤。东临钱塘江，西倚天目山，中贯东苕溪与京杭大运河。104、320两国道和杭徽、杭宁、杭沪等高速，沪杭、杭牛两铁路，以及运河、苕溪、上塘河都从杭州经余杭幅射沪、苏、皖境。县境内自然条件优越，经济发达，物产丰富。（2）厂址方案 根据业主和当的政府协商，本工程拟建厂址已初步确定，“西气东输”至杭州的门站贺家塘天然气门站距离拟建厂址仅为800m，从工程地质、水源、接入系统、环境保护、区域规划、交通运输等因素看，拟建厂址地理位置相当理想，具备建设以天然气为燃料的燃气-蒸汽联合循环发电装置的条件。因此，本可行性研究报告不另外选择厂址进行比较。3.3 燃料供应（1）燃料来源气源将从位于电厂东侧距离仅800m的“西气东输”至杭州的门站贺家塘天然气门站以管道接入，气源保证。气源供气压力为0.8mpa（g），管输温度15。天然气品质资料如下表3-1，性质如下表3-2：天然气品质表3-1成分cc2c3ic4nc4ic5v%96.231.770.30.0620.0750.02成分nc5c6c7co2n2h2sv%0.0160.0510.0380.4730.9670.002天然气性质表3-2低热值：33.812mj/m3华白指数：52.9mj/m3燃烧势：39.75爆炸极限：4.98%14.96%(v%)运动粘度：13.7x10-6m2/s动力粘度：1.06x10-6kgs/m2密度：0.75kg/m3比重：0.58（2）燃料品质1）燃料的技术参数及品质要求本工程以天然气为燃料。燃机入口对天然气的品质要求如下：液态碳氢化合物和固体颗粒总量 20mg/l液滴尺寸 5m固体颗粒尺寸 10m水 无微量金属含量na+k 1mg/l过 热 度 28 供气压力 1.862.21 mpa（g）2） 燃料的品质 天然气品质较好，低位发热值33.812mj/m3，入厂后稍加过滤等简单处理，然后升压至满足燃机所要求的进气压力即可使用。（3）燃料消耗量本期工程安装2台41.625mw燃气轮发电机组，留有扩建2套pg9171e型燃机的可能。本期工程天然气的消耗量如下：天然气消耗量表表3-3工况耗气量春秋季工况夏季工况冬季工况1528.54小时耗气量（nm3/h6214843.82日耗气量（nm3/d）195258218324022078162年总耗气量（108nm3/a）1.117注：夏季工况运行小时数为：1260h（7、8、9三个月）冬季工况运行小时数为：1260h（11、12、1三个月）春秋季工况运行小时数为：1480h（2、3、4、5、6、10六个月）日运行小时数为：14h年运行小时数为：4000h根据以上消耗量，结合余杭区的气象参数并考虑管网的漏损，本期工程在天然气门站处的设计容量取设计计算消耗量取：21.8104 nm3/h 。3.4交通运输拟建厂址位于杭州市余杭区崇贤镇贺家塘西侧，属杭州市北郊城乡结合部，320国道穿越镇域的东侧，南面距杭州绕城公路约100m，仅需通过建设约1.5km的厂外道路与崇贤镇的现有道路网相接，已规划的勾庄铁路货运站至乔司编组的宣杭铁路复线横贯镇域东西，已规划的上塘路延伸段纵贯镇域南北，公路运输便捷；京杭大运河穿越镇域西侧，水运条件极佳，交通运输便捷。3.5水源电厂紧邻京杭大运河。运河水系总面积约5885km2。杭州市境内运河全长31km，集水面积766km2，主要受纳余杭太山、石鸽、闲林及市区西郊部分山水和本地区产水，同时与东苕溪、太湖、上塘河、钱塘江有着密切的联系。其中东苕溪流向运河水系，年均流入水量约24.544108 m3；另通过钱塘江、西湖、中河、得胜坝也每年引入可观的水量以改善水质。京杭大运河水量充沛：可作为本工程的工业用水水源。生活用水可采用区内城市自来水。3.6厂址自然条件及工程地质（1）地形地貌余杭处于杭嘉湖平原和浙江丘陵山地的过渡地带，地势由西北向东南倾斜，层次分明，分布连片。大致以东苕溪为界，西为山地丘陵区，东为堆积平原区。其中山地主要分布在区境西北部，丘陵集中分布于区境西南、西北两翼。堆积平原区为杭嘉湖平原的一部分，根据成因，可分为河谷、水网、滩涂三类平原及钱塘江水域四个地貌单元。其中河谷平原主要分布在南、中、北苕溪谷口至东苕溪一带。水网平原主要分布在运河流域。河流纵横，水源丰富，土质肥沃。滩涂平原主要分布在上塘河两岸至钱塘江一线。 拟建厂址地块位于京杭大运河的东岸，属运河流域的水网平原，地块内水网密部，目前大多为农田，自然地坪标高在1.973.50m（黄海高程系，下同）之间。（2）当地气象条件余杭区属北亚热带南缘季风气候区，温暖湿润，四季分明，雨量充沛。冬季受冷高压控制，天气以晴冷少雨，盛行西北风；春季锋面、气旋活动频繁，气温升高，降水增多；春末夏初冷热气团在此交绥，形成静止锋，加上气旋等天气系统的影响，造成连绵阴雨，雨洪历时长；夏秋季节天气以晴热为主，台风时有侵入。余杭区年平均气温16等温线横贯县境中部，最热的7月，平均气温28.5；最冷的1月，平均气温3.5。平原地区常年3月中旬终霜，11月下旬初霜。年雨日140d左右，全年降雨量11501550mm。县境内洪涝、干旱、台风、冰雹、低温冻害等灾害性天气均有发生，而以洪涝为最，干旱次之。据史料：从西晋咸宁四年(278年)至1985年的1707年中，发生水灾年份186年。从西晋咸安二年(372年)至1985年的1613年中，发生旱灾年份139年。气象要素特征值：根据杭州市气象站19602000年实测资料统计，各气象特征值如下：累年平均大气压：101160pa累年平均气温：16.3极端最高气温：39.9 （1978.7.7）极端最低气温：-9.6最热月(七月)平均气温：28.5最冷月(一月)平均气温：4热月(七月)平均最高气温：33.2相应月平均相对湿度：79%累年平均降水量：1431.5mm最大日降水量：189.3mm最大一小时降水量：68.9mm （1964.8.15）最长连续降水日数：17d （1954.1.824，相应过程降水量205.8mm）累年平均蒸发量：1318.2mm累年平均相对湿度：79%累年最小相对湿度：3% （1963.2.28）累年平均水汽压：16.7hpa累年最大积雪深度：29cm累年平均雷暴日数：37.3d累年平均雾日数：37.3d最大土壤冻结深度：5cm累年平均风速：2.2m/s累年最大风速：23m/s （nnw）瞬时最大风速：31.8m/s （nnw）全年主导风向：nnw（10%）根据杭州市19982003年68月逐日的气象资料，按湿球温度频率统计方法计算的频率为10%的日平均气象条件见表3-4。最近6年10%频率湿球温度的日平均值气象条件表表3-4日 期大气压力（0.1hpa）干球温度（0.1o）相对湿度（%）湿球温度（0.1o）1998-7-1110000.0320.067267.01998-8-510000.9313.070267.02000-7-1210029.0303.076267.02000-7-139999.0310.073267.02001-7-2110004.0317.067267.02002-7-2710002.0301.076267.0（3）水文条件东苕溪、京杭运河、上塘河与钱塘江是流经县境的四大江河。因地形差异，形成东、西两个不同水系：西部水系为天然河流，以东苕溪为主干，支流众多、呈羽状形；东部水系多属人工开凿的河流，以京杭运河和上塘河为骨干，河港交错，湖泊棋布，呈网状形。钱塘江从县境东南边缘流过，通过七堡船闸与县境内河流沟通。东苕溪源出天日山马尖岗，由中桥乡入县境，接纳中苕溪、北苕溪后经瓶窑镇（瓶窑镇以上干流习惯称南苕溪）、安溪乡、獐山镇入德清县境，境内长45km，年平均径流量9.85108m3/a，常年水深3m。京杭大运河自桐乡县大麻乡入境，流经博陆、五杭、塘栖等10个乡镇，进入杭州市区，境内长31.27km，年平均径流量3.39108m3/a，常年水深3.5米，水位比较稳定，连接众多河流，形成水网，利于航运、灌溉和水产养殖。运河两侧有荡漾77处。最大的三白潭漾，面积96.8hm2。上塘河始自杭州，流至星桥乡入境，经临平镇，东入海宁县境，境内长11.37km，常年水深2m左右。根据调查（运河边塘栖水文站资料）：五十年一遇最高洪水位 3.44m枯水位 0.18m常水位 1.16m（4）工程地质拟建厂址位于杭州市崇贤镇沾桥，地势较平坦，场地标高为1.973.50m。各土层的地质情况大致如下： 1层：素填土,厚度0.41.8m2层：粉质粘土，厚度0.61.8m，顶标高1.22.1m，局部缺失。3层：淤泥质粘土，厚度0.83.7m，顶标高-0.171.02m。4层：粘土或粉质粘土，厚度9.215m，顶标高-3.40.52m5a层：粉质粘土，厚度810m，顶标高-4.8-3.6m。5b层：粘土，顶标高-15.7-13.2m，没有钻穿。4 工程设想4.1厂区总平面规划布置（1）全厂总体规划结合厂址地理位置及自然环境特点、气象水文条件、天然气的引进、城市规划及生产工艺的要求，对厂址进行总体规划。本期工程布置在地块南面，预留发展方向在北面，厂前区布置在厂区南面中部，主出入口朝南，向南需在结合利用原有乡间便道的基础上，建设1.5km的厂外道路和崇贤镇路网相连，次出入口朝北，厂外道路向北和规划的道路相连。本期工程气源由厂区东面的贺家塘门站接入本厂区。天然气调压站布置在厂区的东南角。本期工程110kv出线双回路从电厂升压站用架空线引出向东接入距厂区1.5km的崇贤变上网。主厂房位于厂区中部，以减少噪音对厂区外的影响。为保护运河河堤、绿化环境，根据规划要求沿运河岸边留出3050m的绿化带。施工区设置在运河边绿化地带，用地面积1.0hm2左右。（2）厂区总平面规划布置1）总平面布置的原则-在满足总体布局和主要生产厂房工艺流程的前提下，尽量做到功能分区明确、合理，管线主要通道宽度适当，各类管线布置便捷、合理。-合理确定竖向布置，节省建设工程量。-注重环境保护，充分利用自然条件，加强绿化，营造现代企业氛围。-严格执行国家现行的消防、卫生、安全等有关的技术规范。-因地制宜，布置合理，考虑今后有扩建的方向和余地。-保证电力出线和天然气管道进出通道设置便捷。2）总平面规划布置根据厂址条件、全厂规划、工艺要求、气象条件、地块的位置、高压电线出线的方向以及电厂本身功能要求进行综合考虑，经多方案讨论比较，总平面布置最终确定了2个方案。即总图方案一、总图方案二。2个方案对应的机炉匹配方案是为：2套gt41.625mw燃气轮机+2套st20mw蒸汽轮发电机组的燃气蒸汽联合循环发电装置及其相应的配套设施，向北留出扩建2套pg9171e型燃机配1套汽轮发电机组的可能性。3）总平面布置方案a.总平面规划布置方案一主厂房区本区包括余热锅炉、燃气轮发电机组、主厂房和主控楼等，布置在厂区中部。主控楼和主厂房相贴，设在主厂房北面，2套余热锅炉分别位于主厂房东西两侧，2套燃气轮发电机组分别在主厂房的东北、西北两侧。升压站区本区包括110kv室外配电装置区等，布置在主厂房的东北，一期工程厂区的东北部，便于高压电力出线。高压电出线采用明架空线并网。供水区本区包括取水泵房、综合水泵房、地下清水池、净水装置、循环水泵房、自然冷却塔、机力冷却塔、化学水处理站、污水处理站等，其中净水装置、地下清水池、综合水泵房、机力冷却塔、循环水泵房、自然冷却塔等由南向北沿运河边绿地布置在厂区的西边，化学水处理站布置在主厂房的西北。取水泵房、污水处理站沿运河边布置。燃料区本区由天然气调压站组成，布置在厂区东南部，便于天然气管道接入。生产辅助区本区包括汽机及电气检修间、材料库等，组合成一座型建筑，布置在主厂区东边、调压站的北面。厂前区包括综合办公楼、值班公寓、小车库、食堂、广场、喷水池、花坛、建筑小品、集中绿地等，布置在厂区的南面中部，北邻主厂房区，东面为燃料区，西面为净水站，南朝厂外道路，便于对外联系。厂前区的规划要体现现代化燃气电厂的时代风貌和绿色环保气息。具体布置将在下一阶段进一步优化，要考虑减少燃机噪音对厂前区的影响。厂内道路系统：地块四周均设有环形通道，以满足生产、运输和消防的需要。在厂区中部南面设主出入口和南面厂外道路连接，在厂区北面设置次出入口和规划道路相连。厂区内道路宽分别为7m、6m、4.5m。道路转弯半径9m。道路均采用城市型水泥混凝土路面。b.总平面规划布置方案二布置内容与方案一一致。但主厂房和110kv升压站顺时针旋转90度，自然冷却塔、循环水泵房和化水站逆时针旋转90度，布置位置大致不变，仅化水站移至循环水泵房南。c.总平面规划布置方案的特点总图方案一和方案二均对应于相同的机炉匹配方案，在相同的总体规划指导下，2个总图方案有如下共同的特点：-功能分区明确，布置相对合理。满足工艺流程，物流合理。-电力出线和天然气管道入厂方向合理，顺畅短捷。-厂前区的位置在主导风向的上风向，受生产区影响小。-沿运河边绿地集中，绿化指标高，厂前区宽敞，环境优美。-道路成网，环行设置，运输、生产、消防条件优越。-地下管线布置合理，宽松有度。-通风冷却塔沿运河布置对厂内设施影响小。-主厂房区位于厂区中部，减少了对外部环境的噪音影响。d.总平面规划布置推荐方案的确定方案一和方案二相比有以下特点：-方案一主厂房为南北朝向，朝向好。-方案一厂内道路更为顺畅，与二期扩建工程结合的更好一些。-方案二的电力出线更为方便一些，占用地块更少。-方案二的二期扩建所占用的地块可能会更少。综合2个总图布置方案的利弊，本可行性研究推荐方案一。（3）厂区内竖向布置根据地形图，厂区西面按五十年一遇设防的运河河堤顶的标高约为3.50m，本可行性研究考虑到与厂外道路的衔接和排涝要求，暂考虑到厂区道路场地设计标高为3.15m，道路中心标高为3.00m。主要建筑物室内地面标高为3.45m，室内外高差一般为0.3m。（4）施工场地考虑利用地块内运河边集中绿地做为施工场地，占地约1.0hm2左右。（5）绿化布置绿化可以改善厂区内的小气候，降尘除噪，美化环境。因此，在符合规范要求的前提下，在厂区所有空地尽量栽植树木花草，树立良好的厂容厂貌。厂区绿地率达到40%以上。绿化布置考虑点面结合，在运河边、厂前区设置集中绿地，重点绿化，以喷水池、花台等建筑小品，结合绿篱、丛花、草皮等进行点缀，主要种植观赏花木和常绿树；建筑物周围和道路两侧均栽植树木花草。化水装置区种植夹竹桃，其余供水区种植耐荫、耐湿的常绿树、灌木、草坪。 （6）总图主要技术经济指标总图主要技术经济指标见表4-1： 总图主要技术经济指标表表4-1序号名 称单 位数 量备 注方案一方案二1预总征地面积hm28.67678.67672其中：厂区征地面积hm28.17678.1767根据业主所提条件确定3厂区外道路征地面积hm20.500.504厂区用地hm28.17678.17675单位容量占地面积hm2/mw0.0660.066按一期容量123.25 mw计6厂区建、构筑物占地面积m216730167307建筑系数%20.4620.46按厂区用地计8厂区道路及广场面积m212500125009道路系数%15.2915.29按厂区用地计10厂区围墙长度m59059011绿化面积m2328003280012绿地率%40.1140.11按厂区用地计13土石方工程量（填方）m38200082000注：方案一和方案二扩建需用地分别为83280 hm2 、71891 hm2。4.2燃料供应系统（1）工艺流程从门站接出的天然气供气压力保证值仅为0.8mpa（g）。为此，厂内需设天然气增压站。天然气增压机的入口压力按0.8mpa（g），出口压力按2.2 mpa（g）设计。为满足进增压机的要求，在入口总管上设有过滤器，并设有商用计量仪表等设备。本期工程安装3台增压机（2用1备），增压机与燃机采用单元制配置。供气系统中（在燃机旁）设有前置供气模块，以实现精细过滤和计量考核，过滤的精度为5m。增压机出口气温77，主供气管道中不设冷却设施，为适应燃机负荷调节，在进出气管之间的旁通管上设1台天然气冷却器，以保证增压机进口气温在40以下。燃气供应系统流程以框图示意如下：具体详见燃气供应原则性系统图，图号n179w-rl1。（2）主要设备选择1）天然气增压机的选型中等气量的增压机可以有3种机型供选择，即活塞式、螺杆式和离心式。活塞式增压机虽然效率稍高一些，但是由于易损件多，可靠性相对较低，维修费用高，且由于机器的振动和噪声比较大，气流脉动须加贮气罐，机器体型大且需要专门基础等不利因素，一般较少选用。螺杆机与离心机比较有以下优点：-气量稳定不受环境影响及运行时间的影响；-效率较高，比功率一般比离心机约低5%左右；-变工况下机组适应性好，压力变化基本不影响气量，不会产生喘振现象，且排气压力降低，功率也会下降，有节能效果。-安装和维修简单，螺杆转子单元无需维护，安装和正常维修费用比离心机低；-噪音低（设有隔声罩）7082db(a)，离心机噪音高，7590db(a)。综上所述，中等气量的增压机以螺杆式较为适宜。国内这类螺杆机尚无产品，本设计考虑进口产品。2）主要配套设施的设置电厂内燃料供应系统还配有天然气入口装置、输气管网及燃机前置模块等设施。入口装置的主要功能如下：-设有在事故状况下紧急切断气源的快速切断阀；-设有涡轮流量计用于天然气商务计量；-设有集液缸以防入口天然气带液滴； 每套燃机前置模块的主要功能有：-配1台双联精细过滤器，使过滤后天然气含尘粒径5m；-配有1台涡轮流量计，以考核燃机性能；-配有事故时紧急切断阀，以快速切断气源；-配有事故时自动放散阀。燃机的输气管网采用单母管制。上述的紧急切断阀，流量计等均留有与主控楼dcs的通口接口，以实现远方监控操作。（3）主要设备清单1）天然气增压站包括：天然气增压机（螺杆式）3台q = 18000 nm3/hp进=0.8 mpa（g）p出=2.2 mpa（g）防爆电机（diibt4） n=1280kw电机电压 10kv气液分离器3台天然气冷却器3台2）天然气入口装置（pn1.6 dn400） 包括：紧急切断阀1套涡轮流量计 1台双联燃气过滤器1台3）燃机前置模块（pn4.0 dn150） 包括：双联精细过滤器 2套涡轮流量计2台紧急切断阀2套自动放散阀2套（4）增压站及其布置燃气系统由天然气增压站、厂区管道和燃机前置供气模块组成，系统单元制配置。增压站布置在厂区东南侧。增压站为敞开式建筑，占地面积1021=210m2，高度约5m。为了安全，增压站外围设41m42m，高度为2.1m的围护结构，围护结构可起部分隔音作用。天然气增压机和调压器设在敞开式建筑内，仪表用空压机和干燥器则在围墙内露天布置。燃机前置供气模块则露天布置在燃机旁。增压站至燃机的厂区供气管道管输温度约65，埋地敷设，埋深约1m。（5）燃料系统消防措施天然气增压站属c类火灾场所，灭火器配置场所的危险等级为严重危险级。设计中配置4台50kg推车式干粉灭火器，8台8kg手提式干粉灭火器。与门站间的燃气入口管段设有远程控制的紧急切断阀，电厂故障时可迅速切断外来气源。4.3热力系统（1）热力系统主蒸汽系统采用扩大单元制系统。每套蒸汽轮机分别设置蒸汽旁路系统，当汽轮机组甩负荷或启停时，主蒸汽可经旁路系统进入冷凝器，以免其排空而浪费工质，并产生噪音，旁路系统的容量为余热锅炉中压蒸汽容量的60%。方案一中除氧器加热蒸汽来自余热锅炉自带除氧蒸发器；方案二中除氧器加热蒸汽来自余热锅炉的低压汽包所产生的蒸汽。主给水系统：采用母管接来，来自给水母管的给水经过调节阀后，分2路分别供至给水集箱和锅炉减温器。主蒸汽温度通过改变减温水的流量调节。连续排污及定期排污系统：余热锅炉连续排污管接至连排母管，锅炉的疏放水、定期排污水及紧急放水先排入各自的环形母管，再进入定排母管排至定排扩容器。连排排污扩容器产生的蒸汽进入除氧器，排水进入定期排污扩容器。紧急放汽系统：锅炉紧急放汽向空排放，为减少排汽噪音，设置排汽消声器。热力系统详见“原则性热力系统图”，图号：n179w-r01r02。（2）主要辅助设备选型1）电动给水泵3台型号dg85678流量85 m3/h扬程536 mh2o转速2950 r/min电机型号yk355-2电机功率240 kw电机电压10.5kv电机转速2950 r/min2）连续排污扩容器2台型号lp-3.5工作压力0.69 mpa(g)工作温度170 有效容积3.5 m33）电动蒸汽旁路装置2台出力40t/h一次/二次蒸汽压力3.82/0.6 mpa(a)一次/二次蒸汽温度450/160 减温水压力/温度5.4mpa/110 （方案二104）4）慢速桥式起重机1台起吊重量20/5跨距22.5m对方案二，还应增加下列主要辅助设备：1）电动给水泵3台型号2gca-52流量10 m3/h扬程64 mh2o转速2950 r/min电机型号yk132s1-2电机功率5.5 kw电机电压380v电机转速2950 r/min1）大气喷雾式热力除氧器及除氧水箱 1台出力75 t/h压力0.12 mpa(a)温度104水箱有效容积25 m34.4主厂房布置燃气轮发电机组和余热锅炉分别采用户外式布置方式，蒸汽轮发电机组采用户内小岛式双层布置方式。（1）汽机间汽机间跨距24 m，共7个柱距，柱距为6 m；运转层标高、轨顶标高和屋架下弦标高分别为7.00m、14.30m和17.20 m。汽机间汽轮发电机组为小岛式双层横向布置；运转层布置有2台汽轮发电机组，机头朝北，冷凝器中心线距a排柱轴线距离为11.55 m，2套机组中心线之间距离为16.5m。蒸汽轮发电机组的检修位于2套机组之间。在运转层上方设有1台慢速双钩桥式起重机以满足机组的日常检修。燃机和余热锅炉的检修利用汽车吊。汽机间布置详见图：n179w-r03r06。4.5供排水系统（1）概述杭州余杭燃气发电一期工程位于杭州余杭区崇贤镇工业园内，为区域性调峰电厂。本期工程拟建1座装机容量为：123.25mw（即2套gt41.625mw燃气轮机+2套st20mw蒸汽轮发电机组）的燃气蒸汽联合循环发电装置及其相应的配套设施。即2套pg6581b型41.625mw（iso工况，燃用天然气）燃气轮机配2套72.3t/h，3.82mpa（g） / 445单压非补燃自然循环余热锅炉和2套20mw蒸汽轮发电机组。根据业主的要求，工程留有今后再扩建2套pg9171e型123mw（iso工况，燃用天然气）燃气轮发电机组燃气蒸汽联合循环发电装置（总出力约为370mw）的余地。全厂最终设计容量为493.25mw。本期