坑口煤矸石综合利用电厂内实施1215;55MW综合利用技改工程可行性研究报告.doc

坑口煤矸石综合利用电厂内实施155MW综合利用技改工程可行性研究报告第一章 概 述1.1 项目概况XX有限责任公司（以下简称公司），是由国有企业改制而成，该公司地处内江市资中县楠木寺，是内江地区深层煤采矿区，距资中县城10公里，距内江市45公里，交通方便。公司自1982年开工建设以来，经过22年的开发建设，现在拥有年生产能力45万吨煤矿一座，26MW坑口矸石综合利用发电厂一座，建筑材料厂一座，是一个集煤炭开采、矸石发电和建筑材料于一身的综合性企业。公司现有职工2000多名，占地面积630多亩，资产9800多万元。是“四川省综合成长型企业” 、“四川省95户扭亏脱困大中型企业”、“四川省煤炭采选业工业企业最大规模20强”企业。随着国家资源综合利用政策、环保政策、市场需求和企业生存发展需要，拟在现有坑口煤矸石综合利用电厂内实施155MW综合利用技改工程，燃用矿井生产的煤矸石和劣质煤，节约能源，改善矿区环境。1.2设计依据1.2.1 XX有限责任公司签订的建设工程设计合同；1.2.2 四川XX155MW综合利用技改工程可行性研究委托书。1.3 建设规模及投产时间本工程规模为1220t/h循环床锅炉155MW汽轮发电机组，由于厂址条件限制，本工程不再考虑扩建。根据本工程的实际情况，拟于2006年10月并网发电。1.4 研究范围1.4.1 根据“火力发电厂可行性研究报告内容深度规定”（DLGJ118-1997），本可研的研究范围：对煤矸石综合利用、电力需求、建厂条件、电厂规模、燃料资源、供应与运输、主要设备选型与工艺流程、建（构）筑物选型、工程进度、投资估算及经济效益分析、资金来源等进行研究，并作出技术上、经济上的多方案论证，加以优选，达到一定的可靠性、准确性，评价工程的技术经济效益，为业主决策提供依据。1.4.2 业主另行委托有关单位进行的项目：1 环境影响评价报告2 水土保持评价报告3 地形测量、水文地质及地质勘察报告4 电厂接入系统1.5 项目建设的必要性1.5.1 进一步开展煤矸石资源综合利用楠木寺是资中县的采煤区，煤炭硫分低，但发热量也低，属低热值低硫煤炭。每年产煤110万吨左右，其煤炭生产的排矸石量和选矸及劣质煤高达60多万吨。虽然该公司现有的煤矸石资源综合利用电厂每年利用了15万吨煤矸石，但尚有30余万吨煤矸石留在矿区。如不加大煤矸石综合利用力度，有效消耗煤矸石，煤矸石堆积量将越来越多不仅会引发自燃造成矿区环境恶化，而且将造成有限的资源白白浪费。在原有煤矸石坑口电厂增建循环流化床锅炉燃用煤矸石发电，灰渣作为水泥的掺合料，是煤矸石源综合利用的最有效途径。1.5.2 改善矿区的环境矿区目前已堆积的煤矸石达200多万吨，煤矸石堆积占地高达110余亩，每年还将新增煤矸石及劣质煤40多万吨，需增加近10亩土地堆放，造成了严重的土地资源浪费和生态环境的破坏。公司现有煤矿有三对矿井，周围都是农田。每对矿井产煤都形成了煤矸石山，存在自燃的可能。下雨后，淋滤出的酸性黑色水溶液，污染了大面积的农田，还对附近的水体以及地下水产生污染。因此，治理煤矸石堆积造成的环境污染必须从煤矸石综合利用这个源头着手。1.5.3 促进矿区稳定和地方经济发展公司现有在职从业人员2000余人，加上退休职工和家属总人数达5000多人。楠木寺是资中县的工业区，在原有煤矸石坑口电厂技改建设155MW煤矸石发电机组，不仅能充分利用煤炭生产所排煤矸石资源，变废为宝，同时可缓解企业就业压力，维护矿区的稳定，促进内江地区经济发展。1.5.4 促进内江电网更趋合理资中县水资源比较贫乏，总装容量小，电力主要从外地输入，相邻的威远县也主要从外地输入电力，两地电力供、需矛盾相当突出，在供、需矛盾比较突出的负荷中心，建设155MW煤矸石发电机组，既可解决电力供、需矛盾，也可优化电网结构。1.5.5 调整企业产业结构促进企业和地方可持续发展发展多种经营，形成煤炭电力建材多元化经营体系，是煤炭产业结构调整的新路子。煤矸石综合利用有着良好的经济效益和社会效益。建设155MW燃用煤矸石的发电机组，则每年可消耗煤矸石约39万吨，发电3亿kWh以上，并可安置100多人就业。这不仅可促进公司产业结构的调整，最大限度利用有限的低硫煤矸石，变废为宝，真正做到产业结构良性发展，给企业带来较好的经济效益，增加国家和地方税收，促进地区经济发展。 由上可知，该项目完全符号国家能源政策和环保政策，无论从资源的综合利用、环境保护、企业产业结构调整、矿区资源配置方面论证，还是从电力需求、地方经济发展方面分析，建设该项目都是完全可行的和十分必要的。1.6 项目性质及特点1.6.1 本工程采用先进的洁净煤燃烧技术，选用国产循环流化床锅炉，燃用煤矸石、劣质煤发电，使本工程二氧化硫和氮氧化物的排放量远低于常规电厂的污染物排放指标。并能达到国家规定的排放标准和要求。1.6.2 电力自发自用，裕电上网。1.7 设计指导思想和主要技术原则本工程设计指导思想是，严格执行“安全、可靠、经济、适用、符合国情”的电力建设方针，适应火力发电厂工程需要，结合本工程建设项目特点，对厂址选择和各工艺系统的确定，将以上述条件为前提，着重考虑投资省、效益高、技术先进，并符合现行有关设计规程、规范及规定的要求。主要技术原则：1.7.1 建设规模和装机方案：本期建设规模为155MW机组。装机方案为：155MW汽轮发电机组+220t/h循环流化床锅炉（CFB）。1.7.2 本工程为技改项目，厂内设置必要的生产设施，辅助设施机修间和附属设施材料库，在总平面图上已规划，办公利用南光坑口电厂现有的公用设施。1.7.3 本电厂燃料供应是利用南光公司生产的劣质煤、煤矸石。厂外运煤利用汽车运输，由矿井运至电厂储煤场。1.7.4 本电厂水源为沱江河水。电厂供水采用自然通风冷却塔循环供水系统。冷却塔淋水面积按12MW55MW考虑。1.7.5 电厂灰渣：主要考虑灰渣综合利用，但仍设置事故灰场。细灰采用气力输送至事故灰场；锅炉设置冷渣器、渣仓，炉渣用汽车外运至用户或事故灰场。1.7.6 三大主机选型：（1）锅炉：选用高温、高压220t/h循环流化床锅炉（CFB），本工程燃煤为劣质煤、煤矸石。因煤质差，选用循环流化床锅炉最为适合。（2）汽轮机：选用高温、高压55MW凝汽式汽轮机，暂按N55-8.83型考虑。（3）发电机：选用55MW机组，暂按空冷发电机考虑。1.7.7 电气主接线：发电机端电压为6.3kV，出线电压为110kV，采用发电机变压器组单元接线，本期工程一回110kV出线。1.7.8 设机、炉、电集控室。热工控制，采用微机控制（DCS），汽机采用电调（DEH），电气不设网控室，出线均纳入集控室控制。1.7.9 当地地震基本烈度为6度。1.7.10 化学水处理，采用一级除盐加混床系统。1.7.11 锅炉采用石灰石粉炉内燃烧脱硫工艺。1.7.12 锅炉烟气除尘，采用四电场静电除尘器。1.7.13 电厂年利用小时数为6500h，日利用小时数为22h。1.8 工作经过该工程经过可研招投标工作，本公司中标后，于9月14日我公司组织各有关专业工程师，一行10人赶赴现场，在南光坑口煤矸石电厂张厂长等有关人员的引导下，进行了厂址踏勘、调研和收集资料等工作，并就有关问题广泛地交换了意见。10月12日本公司又组织主要技术人员到现场收集资料，对本设计重大原则性问题，作了充分的研究讨论，双方交换了意见、统一了认识、确定了原则。10月15日，业主对可行性研究编制原则进行了确认。11月8日公司再次组织主要技术人员到南光坑口煤矸石电厂，征询业主对总平面布置初稿的意见，经修改后定稿。第二章 电力系统2.1 电力系统概况资中县位于内江市西北部，境内有220kV变电站一座，110kV变电站三座，35kV变电站十七座，变电站数量较多，输电线路也较长，但境内自身电源数量和装机容量都较小，南光坑口煤矸石电厂及所有地方小水电都纳入电力部门调度管理，无地方小电网。南光坑口煤矸石电厂距离资中县110kV变电站约11km，距宋家110kV变电站约10 km。2.2 电力负荷预测2.2.1 资中电力需求现状2002年资中县供电量34218万千瓦时，占内江市总用电量的16.6%，最大供电负荷68兆瓦。资中电力需求现状见表21。 19962002年资中县用电情况表见表21 单位：万千瓦时、兆瓦1999年2000年2001年2002年平均增长率1、供电量31644328613438634218增长率-0.1%3.8%4.6%-0.5%2.03%2、售电量27420284252958929961增长率1.4%3.7%4.1%1.3%3、线损13.35%13.50%13.95%12.44%4、供电负荷62646968增长率3.1%2.1%8.4%-1.6%2.4%2.2.2 资中电力需求预测工业是资中县经济发展的薄弱环节，需加快工业结构优化升级，提高工业的整体素质和市场竞争能力。“十五期”重点发展培育的产业有：化学原料及制品业，重点发展以银山化工为代表的化工原料及制品业；建材及制品业，重点发展以重龙集团为龙头的水泥制造业，将扩建年产水泥150万吨的生产线；冶炼及采矿业，扶持高耗能比的冶金冶炼企业，支持采煤及煤制品加工业的发展；丝绸及纺织业，培育和支持丝绸及纺织业的发展，开发新产品，提高产品的产量和质量。根据资中现有经济发展情况，随着国家宏观经济的复苏和国有企业的深化改革，通过资产重组、改组、联合、兼并、租赁等多种形式，逐步走出了低谷，重现了企业活力。随着国家西部大开发号角的吹响，资中在内江地区以及在全省经济格局的地位日益凸现，新的企业将不断落户于境内，这将形成新的电力负荷增长点，随着地区地方工业发展，城乡居民生活质量的改善，城市规模的不断扩张，第三产业将更迅速发展，届时，社会服务行业也将成为新的电力负荷增长点。根据电力部门提供的预测资料显示，预计20022005该县的工业总产值平均以11%左右的速度递增。20022005年供电量平均以7.6%的速度递增；20052010年供电量平均以5.8%的速度递增；20102015年供电量平均以4.5%的速度递增。2005年，资中地区最大供电负荷将达到85MW，需供电量4.26亿千瓦时；2010年，资中地区最大供电负荷将达到114MW，需供电量5.66亿千瓦时；2015年，资中地区最大供电负荷将达到142MW，需供电量7.04亿千瓦时。资中县电力需求预测结果见表22。20032010年资中县用电预测表表22 单位：万千瓦时、兆瓦2003年2004年2005 年2006年2007年2008年2009年2010年2015年1、供电量3688939727426334454747530505675357456559703692、供电负荷74798589951011071141422.3 电力平衡 电力平衡按资中县电力需求进行平衡，没有考虑大网供电需求。2.3.1 资中电力资源资中县境内水力资源贫乏，煤炭资源也比较有限，无建设大中型水电和大型火电站（厂）的可能。截至2002年底，境内上网小水电5座，机组台数10台，装机容量14.4兆瓦，年发电量约5000万千瓦时。火电厂一座，装机12兆瓦。电源现状参见表23。表23 资中县现有电厂（站）装机统计表序号电站名称装机规模上网电压等级台数单机容量（kW）总容量1南光电厂260001200035 kV2五里店电站36000kV3凉水电站110010010kV4板栗电站216032010kV5艾家湾电站2125、20032510kV6加担桥电站27515010kV合计12263952.3.2 电力平衡根据当地电源装机容量、发电能力、1999年2002年用电实际和2005年2010年电力需求预测，电力平衡参见表24。由电力电量平衡可知，由于地方电源装机有限，当地电力缺额一直较大，2005年丰水期电力缺额61MW，枯水期电力缺额70MW。南光155MW机组于2006年底投产后，2007年丰水期电力缺额仍达21MW，枯水期电力缺额30MW，电力缺额逐年增加，需要长期从外地购进大量的电力，才能适应当地经济发展和人民生活需要。近年来，电力供应更是严重不足，常出现大面积拉闸限电，供需矛盾突出，这种缺电状况，将会越来越严重。因此，南光煤矸石坑口火电厂技改项目，有利于缓解当地电力供需矛盾，以满足国民经济发展和人民生活用电需求，建设该项目也是十分必要的、紧迫的。 资 中 电 力 平 衡 表见表24 单位: MW2005年2006年2007年2008年2009年2010年2015年丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯一、综合供电负荷858589899595101101107107114114142142二、电源装机容量26.426.426.426.481.481.481.481.481.481.481.481.481.481.41南光电厂12121212676767676767676767672、五里店电站13.513.513.513.513.513.513.513.513.513.513.513.513.513.53、小水电0.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.9三、电源装机出力24.515.224.515.2746574657465746574651、南光电厂10.810.810.810.860.360.360.360.360.360.360.360.360.360.32、五里店电站12.84.112.84.112.84.112.84.112.84.112.84.112.84.13、小水电0.850.270.850.270.850.270.850.270.850.270.850.270.850.27四、电力盈()亏()-61-70-65-74-21-30.-27.-36-33-42-40-49-68-772.4 电厂接入系统本工程计划2006年底投产发电，根据工程容量、供电范围及近区可接入点的情况，155MW机组以发电机变压器线路组接入资阳110kV变电站，机组最大出力57.5MW，电厂电力送出导线按经济电流密度选择，导线型号为LGJ300，线路长度11km。2.5 电气主接线建议南光坑口煤矸石电厂原26MW机组，6kV和35kV均为单母线分段，以一回35kV架空输电线路与资中110kV变电站并网，另一回35kV架空输电线路至熊桥35kV变电站。建议本工程电气主接线采用发电机-变压器-线路组接线方式，选用三绕组主变压器，35kV侧与现有35kV母线相连，以110kV线路接入资中110kV变电站。第三章 燃料供应3.1 燃料供应本工程拟建155MW汽轮发电机组配1220t/h循环流化床锅炉，锅炉参数：过热蒸汽压力P=9.82MPa，过热蒸汽温度540，额定蒸发量D=220t/h。年利用小时数6500小时，燃煤设计热值Qnet.v.ar=10.61MJ/kg，年耗煤39万吨折合标煤14.12万吨，燃料源自本地区无销售价值的非商品劣质燃料。3.1.1 本地区燃料资源概况：（业主提供）(1) 楠木寺煤矿、刘家洞煤矿3#井可采储量2100万吨。(2) 刘家洞煤矿4#井、双合煤业葫芦寺煤矿可采储量3200万吨。以上煤矿目前已形成生产能力100万吨/年。3.1.2 可供利用劣质燃料：（业主提供）(1) 半煤巷掘进混煤总量为18万吨/年。(2) 采煤过程中产生的煤矸石约30万吨/年，其中19.5万吨/年可供电厂用(3) 楠木寺煤矿风选过程产生的劣质煤约15万吨/年。(4) 双合煤业洗煤厂年入洗50万吨，产生的洗中煤、洗矸20万吨/年。 以上各项合计为72.5万吨/年，混合热值10.61MJ/kg，（2534kcal/kg）减去已建235t/h,沸腾炉需燃煤量12.23万吨/年尚余60.27万吨/年，足够本工程39万吨/年之需。3.1.3 本工程要求的燃料条件：(1) 业主提供的劣质燃料及石灰石综合分析资料；a、劣质燃料：Mt=4% Car=29% Har=2.36% Sar=0.54% Aar=57% Vdaf=40.7% Qnet.v.ar=10.61MJ/kg(2534kcal/kg)b、石灰石： CaO=51.1% MgO=0.6% Loss=43%C、钙硫比选取值： Ca/s=2（摩尔比）d、石灰石耗量：小时耗量=1.94吨/时日耗量（22小时）=42.68吨/时年耗量=1.261万吨/年 (2) 根据燃煤分析资料，选用一台220t/h循环流化床锅炉，该炉型是目前我国燃用低热值发电的主要炉型，锅炉效率可达89%左右，对于低硫燃料更有炉内脱硫的优势，该炉型要求燃料颗粒08mm，其中1mm以下粒径不大于30%，这些条件都是本煤种经加工后可以满足的。3.1.4 燃料的运输条件：四川XX155MW综合利用工程选址于距楠木寺煤矿主井南侧100米处一冲积地带，煤矿的掘进混煤及煤矸石可通过轻轨翻笼直送电厂，另外葫芦寺煤矿距电厂仅4公里，最远煤源双合煤业也只有11公里。以上煤源均可通过公路运抵电厂，交通十分方便，运费低廉。3.1.5 本工程采用石灰石炉内脱硫，厂内不设石灰石加工设备，所需02mm颗粒的石灰石，由厂外采购汽车运输入厂。3.1.6 锅炉点火燃料选用问题：由于循环流化床锅炉可采用有热值和无热值两种底料点火方式，因此，对于燃用烟煤煤种的电厂不存在点火燃料的选用问题。3.1.7 燃料供应存在问题及解决办法：由于煤种较多热值参差不齐，给煤炭加工及储存带来一些不便，必须采取分储及配煤加工。考虑到各煤种热值差距不大，不会给锅炉安全运行造成影响。第四章 厂址条件4.1 厂址概述4.1.1 厂址地理位置内江市地处成渝两地中部，北临资阳市，南临自贡市和泸州市，西临乐山市，东面接壤重庆市的荣昌县和大足县。资中县位于内江市西北部，沱江中游，成渝铁路和成渝高速公路中段，幅员面积1734km2，人口134万，是内江地区的能源基地。厂址在资中县中南部楠木寺，高程450462m，东西长约396m，平均宽约150m左右，在已建南光坑口煤矸石电厂内。事故灰场位于厂区西面500m处。厂址位于资中县境内工矿集中地带，厂矿集中，用电量大，靠近电力负荷中心，距资中县城10km。4.1.2 厂址自然条件（1）地形地貌南光坑口煤矸石电厂地处内江市资中县中南部，属丘陵地带，在 沟谷的边缘，海拔高程（吴淞）在450462m之间，东西长约400m，平均宽约150m。（2）工程水文地质及地震概况楠木寺煤田处于资威窿穹北斜之东南翼，单斜岩层。岩层的节理裂隙不发育，为闭合裂隙，少数张开裂隙已有泥质及钙质充填。厂址位于煤矿竖井南侧，在煤矿预留保安煤柱范围内，既不影响煤矿的开采，又不涉及厂址的稳定。原有主厂房等主要建（构）筑物布置在456m台地，扩建场地标高451452米，地势平坦开阔，不受洪水威胁。本区域内地下水不丰富，属贫水区，仅在第四系全新统堆积层中有少量孔隙水，由大气降雨补充。侏罗系自流井地层为泥岩与沙层互层，节理裂隙不发育，一般不含地下水，而自流井统的第四层为石灰岩，存在岩溶裂隙水，但受构造控制。本区域内之石灰岩层均出露较高，蓄水条件差，故地下水也不丰富，经钻孔取水试验，地下水量甚小，且对各类水泥均无腐蚀性。综合以上工程地质和水文地质条件，厂址所处部位是稳定的，场地内无断裂层通过，亦无不良地质现象，岩层的节理裂隙亦不甚发育，地下水不丰富，对各类水泥无腐蚀性，属较稳定的工业场地。根据“中国地震烈度区划图”，本区地震基本烈度为6度。（3）水文气象条件 温度：极端最高气温： 39.9极端最低气温： 3累计年平均气温： 1618气压：累计年平均气压： 97.1kPa风速： 主导风向： N W N 累计年平均风速： 2.1m/s最大风速： 19m/s（1973年7月19日）湿度： 相对湿度： 80%其他：日最大降雨量： 247.8mm累计年平均降雨量： 996.8mm累计年平均日照时数： 1306.9h厂址历年最高洪水水位， 450 m（1973年）4.2 交通运输内江地区及资中县交通十分发达，成渝铁路和成渝高速公路都经过内江市和资中县。厂址距成渝高速公路10km；距国铁成渝线资（中）黄（荆沟）支线双河车站3km；省道资（中）威（远）公路从厂侧面经过，交通运输十分方便。本工程所需设备、材料可通过铁路运至资中火车站或双河车站，再由汽车运至工地现场，也可由汽车经高速公路直接运至工地现场。本工程燃料为煤矿生产过程中产生的煤矸石和劣质煤，煤矸石电厂与矿井较近，燃料运输由矿车和输煤皮带即可送入电厂储煤场，路径稍远的煤矸石，使用汽车运至电厂储煤场。4.3 电厂水源4.3.1 供水水源南光公司供水系统业已形成，主水源为沱江河水，以附近的水库作为备用水源。本工程主供水源沱江河水，流量充足，供水管线长12km。机组冷却水采用闭路循环，最大补充水量400多m3/h，只需将原有供水系统作适当改造，适当提高供水能力，即可满足新增补充水量要求。4.4 贮灰场本工程装机为155MW机组，选用1220t/h流化床锅炉，年排放灰渣量为 24万t/年。电厂周围水泥厂较多，原有灰渣已全部综合利用，本项目现与水泥厂签订灰渣供销协议已达39万t/年，因此，本电厂所排灰渣，主要销售水泥厂综合利用，而贮灰场仅为事故灰场。经过现场踏勘，将事故灰场选择在矿区用地范围内。该事故灰场位于厂址西面约500m处，占地面积约90亩。灰场东南侧缺口地段，需修建长约280m堤坝，坝底标高为456m，初期坝高462 m，后期坝顶标高为468m，形成事故灰场。最终堆高度为467m，其存贮容积为6070万m3，可满足存贮一台机组10年左右的排放灰渣量，待事故灰场贮满后，还可复土还耕。该事故灰场内的排洪方式，采用钢筋砼竖井、卧管排洪。4.5 岩土工程原有厂址前期工程所进行的施工图阶段地质详勘资料可兹借鉴。4.5.1 地层厂区地层分布：杂填土、素填土、残坡积层、基岩。根据基岩的风化程度，又分为强风化带、中风化带和微风化带。其持力层分析，地基容许承载力如下：杂填土：属近期堆填所致，力学性较差，不能选为建（构）筑物基础特力层。素填土：此层也系新近堆填，尚未充分固结，也不宜作建（构）筑物持力层使用。残坡积层：标准为110130kPa基 岩：强风化带：标准为170220kPa中风化带：标准为220260kPa微风化带：标准为260399kPa4.5.2 水文地质本区域内地下水不丰富，属贫水区，仅在第四系全新统堆积层中有少量孔隙水，由大气降雨补充。本区域内之石灰岩层均出露较高，蓄水条件差，故地下水也不丰富，经钻孔取水试验，地下水量甚小，且对各类水泥均无腐蚀性。4.5.3 厂区场地地质结论和建议（1）厂区地势开扩平坦，区内无断裂构造，无不良地质构造现象，属较稳定的工业场地，适宜建筑。（2）建议：基础荷载较大的建（构）筑物，采用人工地基。选用挖孔桩或冲击孔灌桩地基。4.6 厂址选择意见本工程为技改工程，原有厂区内留有扩建余地，场地平坦、稳定，无不良地质现象，燃料近，供水系统已形成，交通方便，利用现有厂区闲置场地，不需要另行选择厂址和另行征用土地，具备建设1X55MW综合利用技改项目的各种条件， 第五章 工程设想5.1 全厂总体规划及厂区总平面规划布置1、概述本工程为技改扩建，利用原厂区红线界内预留扩建场地。该场地呈L形条、块状，东西长396m，条带部宽61m，西部块平均宽185m，可供本期工程规划用地面积约4hm2。地形南高北低，按两个水平阶梯布置，原生产系统布置在上水平，贮煤场及办公生活区布置在下水平，两者高差3m。厂区内地形平坦，只有南侧围墙与生产系统的建物间有局部陡坡；北面与楠木寺矿井紧邻，是本厂主要燃煤供应点，运输极为方便；西面500m处为规划的事故灰渣场，东面为本厂的出入口，经400m矿区公路与省道资威公路相接，交通方便。2、方案一总布置规划（1）厂区总布置根据原厂已形成阶梯布置的格局，本期扩建部分的主厂房、锅炉岛、电除尘器、烟囱、露天煤场以及老厂技改和新厂共用的供水系统布置在下水平，机修试验楼、材料库、原水预处理沉清池布置在上水平西延线缓坡带，化学水处理系统与老系统毗邻，也布置在上水平。拆除原有单身职工宿舍和浴室，保留生产行政综合办公楼，并以此办公楼为中心，规划布置如下：主厂房南北向布置，即主入口楼梯间向北，汽机间朝西，锅炉岛朝东，依次向东为电除尘器，引风房及烟囱，2500m2露天贮煤场（如果煤矿机修车间能易地，贮煤场可扩大到5000m2）,与原有干煤棚毗邻衔接，以构成完整的运煤系统体系。汽机间A列西为主变压器和110kV室外配电装置，110kV出线向北折转西。运煤设施的布置，按新老系统分列的原则。老系统不变，仅在原有干煤棚北侧中段设受煤斗和石灰石粉存储加料装置，经斗提机进入1#皮带机，提升后进入煤加工楼，再经2#皮带机进入出主厂房C列侧，由3#皮带进入炉前煤仓。运煤系统直线布置，地上式栈桥结构，运程较短。本方案还顾及新老系连接的可能，将两主厂房的C列对齐，为运煤系统的对接准备了条件。供水系统布置在厂区西端，主要有新老系统共用的2500m2淋水面积的自燃通风冷却塔、综合水泵房等，与主厂房平行相对，这样下水平建筑群将在办公楼前形成较为宽阔的厂前区。化学水处理室布置在办公楼西南侧上水平台地上，与老系统紧邻，这样便于统一运行管理。化水系统主要包括化学水处理室、化学试验室及室外罐区和酸碱中和池。本工程灰渣要综合利用，除灰除渣方式均考虑为干式，在锅炉岛北侧设渣仓一座，作为缓冲储存，以便外运。（2）电厂交通运输及消防通道电厂交通运输布置主要考虑人流、货流和厂区内的交通运输组织设计。根据原厂内已形成阶梯布置的特点，本方案新厂生产系统布置在下水平，主干道行车部分的宽度按7m设计，老厂区已有6m宽的环形车道，只需将上水的主干道向西延伸，缓坡下行，与新规划的主干道合环，还须将新老厂区的主干道东端在厂区围墙外合环，以便消防车顺利通行，达到厂区内所有建（构）筑物都在消防车扑救的范围之内。本方案共规划有三个出入口，以期人、货分流。北干道东端为主入口，以人流为主，兼作补充煤源入口和新厂灰渣外运综合利用的出口，并通过矿区公路与省道资威公路相接。南干道东端为老厂灰渣外运出口。中干道西端为全厂灰渣运至事故灰渣场的备用出口。（3）方案一布置特点本方案根据厂区地形特点和预留扩建场地的位置，进行合理规划，分区布置，其主要特点如下：a、输煤栈桥简捷；b、占地面积较少，厂区总平面布置中功能区划分明显，新老厂分布在各自的台阶；c、建筑基础持力层较深；d、电气出线须转拆，厂内两主干道中部不能联系沟通。3、方案二总布置规划（1）厂区总布置本期扩建部分的主厂房、锅炉岛、电除尘器、烟囱等布置在厂区西南角，与老厂同处于上水平，其余生产系统如化水、供水等及附属建筑如机修试验楼、材料库等布置在下水平。仍需拆除单身职工宿舍和浴室，保留生产行政综合办公楼。厂区规划布置如下：主厂房东西向布置，即主入口楼梯间向东，汽机朝北，锅炉岛朝南。电除尘器在锅炉岛的西南侧，其轴线向西，汽机间A列北为主变压器和110kV室外配电装置，110kV出线向北（或西）。运煤设施的布置，按新老系统分列，充分利用原有干煤棚，仅在其北侧毗邻建5000m2露天贮煤场，主燃料由楠木寺煤矿井口经1#皮带机直达煤加工楼，中途可由斗子提升机受入干煤棚的来煤。加工后的成品煤由2#皮带机直接运至炉前煤仓。在2#皮带机中途与老厂煤仓间对应处，设联络平台，使新老系统有连接的可能。运煤系统呈L形布置，全地上式栈桥结构，运程虽长，燃料可从井口直运炉前，是典型的坑口电站。化学水处理室和化学试验室，布置在下水平生产行政综合办公楼西端，向北依次为化水室外罐区和净水站等。在综合办公楼东面布置机修试验楼和材料库，该建筑群在综合办公楼前形成绿化面积较大的厂前区。供水系统的2500m2淋水面积自燃通风冷却塔仍布置在厂区西北角，向南为综合水泵房这两者紧邻主厂房，便于向凝结器供水。除灰除渣方式与方案一同，在锅炉岛西侧建园筒形渣仓，这比方案一的运灰渣的行车路线更为流畅。（2）电厂交通运输及消防通道本方案的交通道路和消防通道格局与方案一基本相同，不再赘述。只是在厂区中部，北干道和中干道间，能有联系沟通道路。（3）方案二布置特点本方案仍根据厂区地形特点和预留扩建场地的位置进行分区规划布置，其主要特点如下：a、输煤栈桥相对较长，但充分体现煤从矿井口直抵炉前的坑口电站特征；b、占地面积相对较多，但有较大的贮煤场，除灰场的行车路线更为流畅；c、主厂房建筑基础持力层较浅；d、110kV出线较方便；4、厂区绿化为创造良好的工作环境，电厂应进行绿化，按照实用、经济、美观的原则，以植物造景为主，适当点缀少量建筑小品。发电厂的主干道、出入口、厂前区、主要建筑入口附近、主厂房区、贮煤场周围等，进行重点绿，充分利用空余场地种植花草树木，厂前区应以大树寇乔木为主，兼植灌木绿篱和花卉草坪，冷却塔周围应以常青草坪为主，兼以灌木绿篱使与道路分隔，避免落叶飘入冷却水池。本工程只作规划，投资列入估算内。5、厂区总平面布置方案比较3 主要技术经济指标比较序号主要技术经济指标单位方案一方案二备 注1拆除建（构）筑物面积m25052本期工程用地面积hm23.484.133单位容量用地面积m2/kW0.6330.754建（构）筑物用地面积m212202162465厂区道路及广场用地面积m27003100586场地利用面积m219205263047厂区土石方量m3（厂区场地已经平整）8厂区绿化面积m2815086009本期工程厂区围墙长度m75010厂外引入道路改造长度km111建筑系数%3539.312利用系数%55.263.713绿化系数%23.420.814皮带运输机路径长m15441015循环水管路径长m271179（2）综合比较方案一占地面积小，扩建施工对原有建筑无干扰，贮煤场和灰渣系统统一布置在主厂房东面靠近出入口，对环境较为有利，输煤栈桥短捷。方案二的主要优点在于主厂房及烟囱荷重较大的主要建构筑物，所在位置的地质条好。方案一的各项经济指标略优于方案二，如方案一的地基工程不需要特殊处理，经综合比较作为推荐方案。5.2 土建部分5.2.1 基本设计参数厂区基本风压值根据气象站资料及全国基本风压值颁布图对比后定为：Wo=0.40kN/m2。地震基本烈度为六度。5.2.2 主厂房布置及建筑结构选型（1）主厂房布置按工艺要求主厂房按汽机房、除氧煤仓间、锅炉房三列式布置。汽机房：跨度24m，运行转层标高8m，屋架下弦标高20.5m，设天窗自然通风，汽机为岛式布置。除氧煤仓间：跨度10.5m，分别设4.5m、8m、12.5m、15.0m、27.0m、顶层31.0m。锅炉岛：露天布置。主厂房柱距均为7.5m，6挡总长45.0m。(2）主厂房建筑物结构形式主厂房框架及各层梁板采用现浇钢筋砼结构；汽机房外侧柱采用现浇钢筋砼排架柱；汽机房屋面采用钢屋架，镀膜彩色压型钢板，钢天窗架，设挡雨板；主厂房围护结构采用砖墙。5.2.3 附属建筑及辅助建筑结构形式干煤棚与原系统共用，不新建干煤棚。为确保满足规程规定的储煤量，在原干煤棚外新设一面积为5050m2的露天堆场。输煤栈桥宜优先采用大跨度钢桁架，从煤、石灰石转运站至碎煤机室钢桁架跨度为25m；从碎煤机室至主厂房75m为三跨25m钢桁架。碎煤机室采用现浇钢筋混凝土框架结构，砌体填充墙，柱距1012，高19m。除尘器控制室、输煤集控室分别为8.715和7.515均为现浇钢筋混凝土框架结构，高5.4m。110kV配电装置设于主厂房A轴线外侧，为露天布置。化学水处理室采用现浇钢筋砼排架柱，屋面采用预应力混凝土薄腹梁和预应力板，23.417.4+19.510.8m，高7.8m，及其它附属和辅助生产建筑根据工艺特点和抗震要求采用现浇钢筋砼框架结构。烟囱为120m钢筋混凝土烟囱，出口内直径为2.5m。自然通风冷却塔淋水面积为2500m2，底部直径57m，高72m。5.2.4 地基与基础由于业主提供地质勘测资料为原电厂的施勘报告（本工程厂址紧邻原电厂），本工程地基与基础部分仅能参考该报告作如下说明：根据该报告，厂区地质变化较大，基岩深度较大。主厂房、烟囱、汽机及锅炉基础等重要建筑物可根据实际位置采用桩基基础下至基岩；其它附属和辅助生产建筑可根据实际情况采用天然地基（素填层为持力层），拟用独立基础加基础梁或桩基基础。设备基础采用天然地基基础（素填层为持力层）。5.3 装机方案5.3.1 装机方案及比较本技改项目拟建规模为155MW，根据设计委托、建设规模、优化设计及目前设备制造厂家技术改进等情况，现提出二个装机方案进行比较。第一方案：155MW凝汽式汽轮发电机组+1220t/h高温高压循环流化床锅炉。第二方案：150MW凝汽式汽轮发电机组+1220t/h高温高压循环流化床锅炉。两个方案锅炉压力、温度蒸汽产量均相同，分别为9.8Mpa、540、220t/h；汽机进汽压力、温度均相同，分别为8.83Mpa、535；锅炉、汽机辅机基本相同；两个方案的输煤、除灰系统、化学水处理系统、热工控制、电气部份基本相同。所不同之处如下表（表5-1）。表5-1 装机方案比较表序号比较项目方案一方案二1X55MW机+1X220t/h炉1X50MW机+1X220t/h炉1汽机额定进汽量(t/h)207.51872汽机最大进汽量(t/h)2182103额定/最大功率(MW)55/57.550/544汽机冷凝器冷却面积4000m23500m25主变压器容量(MVA)75636年发电量(MW)35.7510432.51047工程投资差额(万元)+150由以上比较可知：55MW方案与50MW方案相比，前者有更高的能源利用率。虽然前者的投资比后者要多约150万元左右，但它只相当于用150万元建了一个高温高压、不占地、无人值班的约5MW凝汽式汽轮发电机组。因此，第一装机方案的经济效益比第二方案要好。设计推荐第一方案。5.3.2 主机规范（1）锅炉 型号： G-220/9.8-MX 炉型：单汽包，自然循环、高温、高压循环流化床锅炉（露天布置） 锅炉额定蒸发量：220t/h 过热器出口压力：9.81MPa 过热器出口温度：540 给水温度：215排烟温度：130锅炉设计效率：89.8%（暂定、按排渣温度150） 锅炉最大连续出力：240t/h 设计床温：900脱硫效率： 75% Ca/S： 2(摩尔比) （2）汽轮机型号：N558.83/535 型式：高温、高压凝汽式汽轮机 额定功率；55MW额定转速：3000rmp主蒸汽压力；8.83MPa 主蒸汽温度：535主蒸汽流量：207.5t/h（额定工况）额定工况时汽耗：3.768kg/kwh 额定工况时背压：0.0052MPa最大进汽量：218t/h（3）发电机型号：QF-60-2额定功率：60MW额定电压：6.3kV功率因数：0.85额定转速：3000rpm冷却方式：空冷励磁方式：无刷励磁5.4 热力系统5.4.1 热力系统拟定原则及特点 本工程为一炉一机，单元制系统，不考虑扩建。热力系统的拟定主要考虑了系统运行安全性、经济性和灵活性，尽可能的简化系统，节省投资。系统不设启动锅炉，启动时用原有235t/h锅炉供汽。 （1） 主蒸汽系统 主蒸汽为单元制系统，并从主蒸汽主管接一路过热蒸汽经减温减压器接至凝汽器，以减少锅炉启动时蒸汽损失。 （2） 给水系统 给水系统采用单元制，设一台230t/h高压除氧器和一台70m3高压储水箱，由除氧器来的给水经给水泵和高加后送至锅炉给水管，给水泵出口设再循环管到除氧器，以提高给水泵低流量运行的灵活性。同时，高压加热器设有自动旁路系统，以便高加故障时，直接向锅炉供水，提高了系统的可靠性。给水系统设两台100%容量的液力偶合调速电动给水泵，一台运行一台备用。 （3）抽汽系统汽机共有七级不调整回热抽汽。回热系统设有两台高压加热器、一台高压除氧器、四台低压加热器。第一级抽汽供2#高加，第二级抽汽供1#高加，第三级抽汽供高压除氧器，第四、五、六、七级抽汽分别供4#、3#、2#、1#低压加热器。 （4）凝结水系统汽机凝结水及补给水进入凝汽器后，由凝结水泵打出，经轴封加热器、4台低压加热器后进入高压除氧器。系统设2台110%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。（5）补水系统正常运行工况下，补水补入凝汽器，启动时可补至疏水箱，而由疏水泵补至除氧器。（6）高、低加疏水系统 加热器疏水采用逐级疏水方式，2#高加疏水进1#高压加热器，1#高加疏水正常进入高压除氧器，当汽机负荷较低1#高加疏水不能进入高压除氧器时由电动门自动切换进入4#低压加热器，4#低加疏水逐级自流到3#、2#、1#低压加热器，1#低加疏水经低加疏水泵升压后进入1#低加出口主凝结水管道。高加事故疏水至疏水扩容器，低加事故疏水至凝汽器。（7）真空系统 为满足凝汽器真空度的要求，本工程设两台射水抽气器及两台射水泵，机组启动时两台射水抽气器同时运行，以加快建立凝汽器真空，正常情况一台射水抽气器投入运行，当凝汽器真空下降到一定值时备用射水泵自动投入运行，确保凝汽器真空达到规定值。（8）疏放水系统本系统设一台2.5m3疏水扩容器,一台30 m3疏水箱，两台疏水泵。疏水泵为一台运行，一台备用。本机组设一台本体疏水扩容器，汽机本体范围内管道、设备疏水进入本体疏水扩容器，本体范围以外的管道疏水进入管道疏水扩容器。 （9）锅炉排污系统 本工程设置一台连续排污扩容器及一台定期排污扩容器，为充分回收热量，连续排污扩容器的排汽接入除氧器，其运行压力为0.6Mpa；而定期排污扩容器排汽排入大气，定期排污扩容器的排水排至定排冷却井。（10） 循环冷却水系统循环冷却水取自闭式循环的循环水系统，循环冷却水主要供冷凝器、发电机空冷器，交流励磁机空气冷却器、汽轮机冷油器、电动给水泵润滑油和工作冷油器作冷却用。循环冷却水尚可作射水池的补水。5.4.2 主要辅助设备选择(1) 凝