盐城经济技术开发区供热站项目一期工程施工组织设计.doc

盐城经济技术开发区供热站项目一期工程 第一卷 总的部分盐城经济技术开发区供热站项目一期工程施工组织设计1 概述盐城经济技术开发区供热站项目，投资方为上电八菱集团有限公司，该项目规划建设275t/h高温高压循环流化床锅炉+1130t/h高温高压循环流化床锅炉+29F燃蒸联合循环机组。本工程一期建设275t/h高温高压循环流化床锅炉，并预留二期扩建条件。本项目为盐城城南供热片区提供生产和生活用热，年供热小时数为7500小时。要求2013年9月底投产供热，时间、工期已非常紧迫。2 设计依据(1) 盐城经济技术开发区供热站项目可行性研究报告(2) 盐城经济技术开发区 热电联产项目发展规划及装机专题研究报告(3) 盐城市城市总体规划（2009-2020）(4) 盐城市区热电联产规划(2011-2015)(5) 中电投华东分公司专题会议纪要20120026号关于盐城热电搬迁项目推进工作专题会会议纪要(6) 中电投华东分公司专题会议纪要20120029号关于盐城热电公司热电联产项目推进工作专题会会议纪要3 设计范围本工程勘察、设计我院为总负责主体单位，本期工程设计范围为供热站围墙内的所有建（构）筑物及工艺设计，主要包括：新建275t/h高温高压循环流化床锅炉、运煤及除灰渣系统、电气系统、热工控制系统、脱硫系统、暖通及除尘系统、化学水处理系统、废污水处理系统、消防系统、给排水系统、供热站围墙外1米为界的厂内供热蒸汽管线及配套土建部分。 4 厂址简述4.1 厂址地理位置盐城市东临黄海，南与南通市接壤，西南与扬州市、泰州市为邻，西与淮安市相连，北隔灌河和连云港市相望。地理上位于32853420，东经1195712045，市辖区总面积1779km2，下设盐都区、亭湖区和盐城经济开发区。盐城市地理区位优越，已基本形成集高速公路、铁路、航空、海运四位一体的现代交通网络。宁靖盐、沿海、盐徐三条高速公路相互贯穿，构成了环绕盐城市区的高速圈；新长铁路已开通全国客货运，可直达北京、南京、哈尔滨等城市，盐连铁路及沪通铁路也已开工建设，建成后将会开通到上海的动车。4.2 厂址简述本项目拟建厂址位于盐城经济开发区南部，东侧紧邻东环路，南侧紧邻规划设计河道（步风港），北侧紧邻钱塘江路。厂址地形平坦，场地的自然标高在2.0m2.8m左右(1985黄海高程系统，除注明外，其它下同)之间，附近的通榆河为主要水路，三级河道。厂址区域范围内均无文化遗迹、地下文物、矿藏、军事设施、通信电台和风景旅游区等。4.3 水文气象4.3.1 水文历史上有记载的最高水位3.39m（1931年9月）解放后最高水位2.51m（2006年7月5日）历史最低水位0.71m（1997年6月30日）多年平均水位0.51m汛期平均洪水位1.41m平均地下水位0.99m五十年一遇设计洪水位2.75 m4.3.2 气象开发区多年平均气温15.7年最高气温39.1年最低气温17.3平均无霜期225d多年平均日照2230h多年平均径流深285mm年平均蒸发量930mm年主导风向夏季东南风，冬季西北风多年平均降雨量为1048mm最大年降雨量为1463mm(1965年)最小降雨量为498.5mm每年69月雨量较大，约占全年的64%最大24h降雨量195.0mm（1965年）4.3.3 工程地质勘察表明：场地勘探深度范围内土体均为第四纪全新统松散沉积物，成因以滨海相沉积为主；根据土层的地质时代、成因类型、岩性、分布埋藏特征和物理力学性质指标，将场地勘探深度范围内土体划分为11个工程地质层，现将地基土的构成与特征自上而下分述如下：1层素填土:灰黄色，湿，松散不均，成份以粉质黏土为主，夹较多植物根茎，土质不均匀。场区普遍分布2层粉质黏土:黄褐色，饱和，可塑，中等干强度，中等韧性，见少量鲕状铁锰结核，土质较均匀。场区普遍分布。3层淤泥质粉质黏土:灰黄灰色，饱和，流塑，中等干强度，中等韧性，夹少量砂质粉土团块或薄层，土质较均匀。场区普遍分布。4层黏质粉土:灰色，很湿，稍密，摇震反应中等，无光泽反应，低干强度，低韧性，夹较多淤质黏性土薄层（单层厚310mm），具层理，土质不均匀。场区普遍分布。5层砂质粉土:灰色，很湿，稍密中密，摇震反应迅速，低干强度，低韧性，不均匀地夹较多淤质黏性土薄层（单层厚310cm）及粉砂团块，土质不均匀。场区普遍分布。6层淤泥质粉质黏土:灰黄灰色，饱和，流塑，中等干强度，中等韧性，夹少量砂质粉土团块或薄层，土质较均匀。场区普遍分布。7层粉质黏土:灰黄色，饱和，可塑，中等干强度，中等韧性，夹少量钙质结核（1.02.0cm）和粉土团块，土质较均匀。场区普遍分布。8层粉砂：灰黄黄色，饱和，中密密实，摇震反应迅速，主要成分为石英，见云母碎屑，土质不均匀。9层粉质黏土: 灰黄色，饱和，可塑，中等干强度，中等韧性，夹少量钙质结核（1.02.0cm），土质较均匀。场区普遍分布。10层黏土：褐黄色，可塑，饱和，高干强度，高韧性，夹钙质结核（2.04.0cm），土质较均匀。场区普遍分布。11层黏质粉土:灰黄色，湿，稍密，摇震反应中等，无光泽反应，低干强度，低韧性，夹少量淤质黏性土薄层（单层厚310mm）及少量中密状粉砂团块，具层理，土质不均匀。场区普遍分布，该层未穿透。拟建场地抗震设防烈度为7度，设计地震基本加速度值为0.1g，设计地震分组为第二组。根据现场勘测与调查，拟建场地属对建筑抗震不利地段，建筑场地类别属类，结合区域地质资料，盐城地区属于新华厦系第二隆起带与淮阳山字型东翼反射弧及秦岭东西向复杂构造带的复合地带，地质构造复杂。场地附近无大的断裂，晚近期未发现断裂活动迹象，场地区域稳定性较好，场地及周边无滑坡、崩塌、泥石流、液化、震陷、地面沉降等地质灾害及不良地质作用，地震稳定性良好，判定场地为稳定场地，适宜本工程建设。4.3.4 厂址防洪厂址五十年一遇洪水位为2.76米，厂区地坪标高定位2.90米，由开发区集中设立防洪堤来防洪，防洪堤标高为3.84米。内涝水位为2.2米，厂区地坪标高高于内涝水位。4.3.5 供水水源本工程以规划的步风港地表水为取水水源，取水地点位于供热站拟建厂址南侧约50m处，经预处理后供生产及消防用水；生活水由市政管网提供。4.3.6 储灰场本工程不考虑新建灰场，灰渣100%综合利用，综合利用受阻时运至租用的盐城热电有限责任公司龙庙事故灰场。4.3.7 电源本工程建设2台75t/h锅炉，无发电机组，不对外供电，厂内用电依靠外部电力线路输送经过20kV配电装置及变压器降压至6kV供给厂用电系统。2回20kV线路一用一备，不同时供电。每回线路的容量均需要满足10000kVA。4.3.8 水路交通盐城水运资源丰富，河流众多。场址附近有榆通河、迎春河以及紧邻厂区，位于厂区南侧的规划河道步风港。厂区运煤、灰均皆通过步风港船运。4.3.9 陆路交通盐城市内公路交通完善，路网四通八达，盐靖高速公路、沈海高速公路、盐淮高速公路以上三条高速公路已经相互贯通，构成了环绕盐城大市区的高速圈。盐城市区快速路网由“田”字型路网加6条外向射线组成，共12条道路，全长89公里，设置立交互通枢纽9处，堪称“苏北第一环”。厂址附近路网也很发达，西侧有希望大道、东侧有东环路、北面为建设中的钱塘江路，进厂道路接钱塘江路。5 热力负荷及发电厂容量5.1 热力负荷及其参数盐城经济技术开发区供热站建成后，将对城南供热片区现有分散小锅炉用户和盐城经济技术开发区增加的22个热用户供热，城南供热片区现有热用户仍然暂时由盐城热电有限责任公司继续供热。在盐城热电有限责任公司搬迁前建设供热站预留的1130t/h高温高压循环流化床锅炉或建设热电联产机组，满足城南供热片区的所有供热需求。本期设计热负荷包括城南供热片区现有小锅炉分散热负荷和盐城经济开发区增加的热负荷。5.1.1 根据对城南供热片区现有分散小锅炉用户和近期新增热负荷的调查核实，由表5-1可知本期设计热负荷（考虑0.7同时率、1.05 管网损失系数）：最大120t/h，平均65.1t/h，最小37.2t/h。表5-1 设计热负荷表（本期热负荷）序号名 称用热参数热负荷t/h备注压力(MPa)温度()最大平均最小1现有热负荷100.2475.257.1暂由盐城热电有限责任公司继续供热现有热负荷小计100.2475.257.12燃煤（油）小锅炉28.871811.1由盐城经济技术开发区供热站供热3开发区近期新增热负荷134.470.639.5近期新增热负荷小计163.2788.650.6本期设计热负荷（考虑0.7同时率、1.05 管网损失系数）12065.137.2根据可研报告中，盐城市区各供热片区热负荷主要为工业用热，且绝大多数为纺织、农副产品和食品加工、机械、化工等行业用热，只有少量为民用用热。而目前盐城市区居民冬季采暖没有集中供热的实际情况，本期考虑城南供热片区工业用地与部分民用采暖用热，供热介质采用蒸汽。为满足热网未端热用户的用热参数要求，供热站出口供热蒸汽参数为：1.26MPa、320。6 主要设计原则及方案6.1 总的设计原则6.1.1 本工程规划建设275t/h高温高压循环流化床锅炉+1130t/h高温高压循环流化床锅炉+29F燃蒸联合循环机组。6.1.2 本工程一期建设275t/h高温高压循环流化床锅炉，并预留二期1130t/h高温高压流化床锅炉的扩建条件，后期9F机组仅发展规划预留场地。6.1.3 本工程为供热工程，两台锅炉产生的蒸汽经过减温减压器减温减压后向外供热，满足开发区用户热负荷的需求。额定工况运行时，本期工程最大向外供热量为139t/h。6.1.4 燃煤和出灰都通过租用的码头船运。运煤专业以码头上0#皮带机上的受料斗为设计分界线，码头吊机和抓斗由码头方负责；除灰专业与码头的设计界限为灰库的干灰装船机。6.1.5 锅炉年供热小时数为7500小时。 6.1.6 厂外来电的电压等级为20kV，设计分界线是20kV进线门架。6.1.7 贯彻节约用地和水土保持的原则，尽最大努力减少耕地，不占良田，防止水土流失。6.1.8 总体规划、建筑设计要协调一致，提高整体水平。6.1.9 工艺系统设计和设备选型，建筑结构选型，要贯彻技术先进、安全可靠的原则。6.1.10 认真执行环境保护、节约能源、劳动安全卫生等方面的政策，充分考虑综合利用，灰渣、废水、烟气排放要符合国家和地方标准。6.1.11 积极推广应用新技术，努力提高工程设计技术水平。6.2 燃料6.2.1 煤质资料煤质分析资料表序 号名 称符 号单 位设计煤种校核煤种1碳Car%47.4843.082氢Har%3.443.153氧Oar%8.748.524氮Nar%0.720.685硫Sar%1.080.686灰分Aar%30.3436.587水分War%8.27.38挥发分Vdaf%24.2823.099低位发热量Qnet.arKJ/kg18.3516.57灰熔点变形温度DT15001500软化温度ST半球温度HT流动温度FT6.2.2 石灰石成分炉内喷钙脱硫用石灰石粉，在市场上采购，并由专用密封罐车运送进厂。6.2.3 启动/备用燃料点火及助燃用0号轻柴油。6.3 设计规范及标准设计中将使用的国家标准、规范，行业和其它标准规范为：现行的国际、国家、行业、地方和其他标准规范，当有更新版本时，将及时采用。采用的主要标准和规范有（不限于此）：(1) 火力发电厂初步设计文件内容深度规定DL/T54272009；(2) 火力发电厂设计技术规程（DL 5000-2000）(3) 火力发电厂烟气脱硫设计技术规程（DL/T 5196-2004）(4) 火力发电厂汽水管道设计技术规定（DL/T 5054-1996）(5) 火力发电厂汽水管道应力计算技术规程（DL/T 5366-2006）(6) 火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程（DL/T 5121-2000）(7) 火力发电厂保温油漆设计规程（DL/T 5072-2007）(8) 火力发电厂厂用电设计技术规定 （DL/5153-2002）(9) 火力发电厂和变电站照明设计技术规定 （DL/T5390-2007）(10) 电力工程电缆设计规范 （GB50217-2007）(11) 高压配电装置设计技术规程 （DL/T5352-2006）(12) 火力发电厂烟囱（烟道）内衬防腐材料（DL/T 901-2004）(13) 城市热力网设计规范（CJJ 34-2010）等7 热机部分7.1 主设备选型7.1.1 锅炉锅炉采用高温高压循环流化床锅炉，单汽包、自然循环、燃煤、炉底固态排渣、单炉膛、半露天布置、炉前给煤、全钢炉架，采用零号轻柴油作为锅炉点火及助燃用燃料。锅炉主要技术参数如下：额定出力：75t/h 过热蒸汽压力（表压）：9.8MPa过热蒸汽温度： 540给水温度： 158空预器进风温度：22排烟温度： 135锅炉效率： 90 %（当空气预热器进风温度为22时）锅炉排污率：2%炉内脱硫效率： 85% (Ca/S=2.5)7.2 主要热力系统7.2.1 主蒸汽系统本期工程主蒸汽系统采用单母管分段制，每台锅炉的新蒸汽由过热器出口集箱引出，通过隔离阀后汇至母管，从母管分三个支路接入三个减温减压器，并在母管上预留二期工程130t/h及主汽接入汽轮机的接口，方便扩建。7.2.2 供热系统主蒸汽通过减温减压器后，经过电动闸阀、流量计后进入供汽母管，通过厂区管架接入厂外热网管道，与厂外热网管道设计分界点定于电厂围墙外1m。减温减压器出力为090t/h，可以根据用户热负荷的变化调节。7.2.3 除氧给水系统除氧给水系统中，给水母管采用母管制，扩建端留有分段隔离阀。本期工程配三台100%BMCR容量的电动给水泵（其中一台为变频调速泵），两台运行，一台备用。由于给水泵电机功率较大，采用变频调速给水泵可以在变负荷运行时有效降低厂用电耗。高压除氧器的出水先进入低压给水母管，再分别进入给水泵，给水泵出口设高压给水母管，从高压给水母管上引出至每台锅炉进水的高压给水管道。炉前设给水操作台，每台炉的给水操作台设100%、70%和30%BMCR工况给水量的三组给水调节阀，运行时用调节阀控制锅炉汽包水位。7.3 燃烧系统7.3.1 燃料消耗量锅炉燃煤消耗量见下表所示：燃煤消耗量表项 目煤 种小时耗煤量（t/h）日耗煤量（t/d）年耗煤量（104t/a）设计煤种175t/h12.8281.69.6275t/h25.6563.219.2校核煤种175t/h14.2312.410.65275t/h28.4624.821.3计算原则：1. 日利用小时数按22小时计算； 2. 年利用小时数按7500小时计算；炉内喷钙脱硫石灰石消耗量见下表所示：炉内脱硫石灰石消耗量表项 目煤 种小时耗石灰石量（t/h）日耗石灰石量（t/d）年耗石灰石量（t/a）设计煤种175t/h1.1725.748775275t/h2.3451.4817550校核煤种175t/h0.817.66000275t/h1.635.212000计算原则：1. 炉内脱硫时按Ca/S=2.5、脱硫效率按85%计； 2. 日利用小时数按22小时计算； 3. 年利用小时数按7500小时计算；7.3.2 一次风系统一次风系统主要是为循环流化床锅炉提供流化介质的动力，使煤在锅炉炉膛内实现流化状态燃烧，并作为燃料给料系统的输送介质。从一次风机鼓出的空气，分为三路进入炉膛：其一，大部分一次风经过空气预热器加热，进入炉膛底部的风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的气固两相流；其二，锅炉点火启动时热一次风进入布置于锅炉底部的床下点火器参与燃烧；其三，从空预器出来的部分热一次风引至炉前落煤管用于炉前气力播煤。同时，一次风还作为给煤机的密封用风。为了精确控制风量组织燃烧，一次风总管上设有电动风门及测风装置。一次风系统由1台100%容量的一次风机供给，一次风机采用电机驱动的单吸双支承离心式风机，入口设有消音器。二次风系统经过空气预热器加热后的热二次风在锅炉炉膛环形布置，以保证提供给煤粒足够的燃烧用空气；同时，分级布置的二次风在炉内能够营造出局部的还原性气氛，从而抑制燃料中的氮氧化物的产生，降低了氮氧化物NOx的排放浓度。锅炉二次风由一台二次风机供给，二次风机采用单吸双支承离心式风机，入口设有消音器。风机由电动机驱动，风机采用变频调速。7.3.3 二次风系统二次风机送出的风经二次风空气预热器预热后，二次风通过分布在炉膛前后墙上的二次风管喷嘴分别送入炉膛下部不同高度的空间，提供给煤料足够的燃烧用空气，加强扰动与混合。为了精确控制风量组织燃烧，二次风总管上设有电动风门及测风装置。二次风系统由1台100%容量的二次风机供给，二次风机采用单吸双支承离心式风机，入口设有消音器。风机由电动机驱动。7.3.4 烟气系统燃料在炉膛内与流化状态下的循环物料掺混燃烧，床内浓度达到一定值后，大量物料在炉膛内呈中间上升，贴壁下降的内循环方式沿炉膛高度与受热面进行热交换，随烟气飞出炉膛的众多细小颗粒经旋风分离器，绝大部分物料又被分离出来，从返料器返回炉膛，再次实现循环燃烧。而比较洁净的烟气经转向室、高温过热器、低温过热器、省煤器、一、二次风空气预热器从尾部烟道排出，再经后部布置的高效布袋除尘器收尘，最后经烟囱排入大气。同时通过向炉内添加石灰石，以降低烟气中S02的排放。 每台锅炉配置1台100%容量的单吸双支承离心式吸风机。风机由电动机驱动。本期工程按照两台炉设置一台钢烟囱，出口烟温约133，出口内径2m，高度50m。7.3.5 烟囱本期工程建设275t/h高温高压循环流化床锅炉通过减温减压器向外供热，设计预留二期1130t/h高温高压流化床锅炉及两台背压汽轮机的扩建条件。结合现在环评报告，本期锅炉属于工业供热锅炉，经过比较论证（见关于烟囱的专题报告），烟囱考虑以下方案：本期设置一座钢烟囱，烟囱高度50m，出口内径2000mm，出口流速25.52m/s。7.4 主厂房布置除氧煤仓间从0柱开始，长度方向共有7档，采用等柱距设计，柱距为7m，本期除氧煤仓间总长为49m。除氧煤仓间分五层，即底层0.00m、夹层4.30m、运转层8.00m、除氧层16.00m及皮带层29.50m，固定端上煤头部转运站35.00m。除氧煤仓间底层(0.00m)：主要布置电气配电间，固定端布置消防楼梯间和洗手间，扩建端设有锅炉到给水泵房的通道，扩建端外侧设有消防疏散楼梯，从0米一直到皮带层。除氧煤仓间夹层(4.30m)：主要是电缆夹层、管道夹层和电容器室。电缆布置于专门的房间内，与汽水管道之间进行安全隔离，汽水管道沿B排柱方向布置，电容器室紧邻电缆夹层布置。除氧煤仓间运转层(8.00m)：主要布置电子设备间、集控室，减温减压器。为方便下期工程扩建，集控室布置在除氧煤仓间的扩建端，在固定端布置消防楼梯间和洗手间，在电子设备间及楼梯间之间布置三台减温减压器及减温减压器减温水调节阀组。除氧煤仓间12.50m主要是管道层。除氧煤仓间除氧层(16.00m)：主要布置两台高压除氧器、煤斗和给煤机，煤斗和给煤机正对每台锅炉布置，相邻锅炉之间的位置布置除氧器，除氧器距B排柱间留有约1.5m的通道，一台连续排污扩容器靠近C排布置。除氧煤仓间皮带层(29.50m)：主要布置输煤皮带。在固定端第1个柱距间0.0m到35.0m设有防火楼梯间，在0轴外侧设有检修起吊孔。35.0m层为输煤头部转运站。7.5 锅炉房及炉后布置本期工程#1锅炉对称中心线在3柱与4柱中间，#2锅炉对称中心线在6柱与7柱中间，锅炉与除氧煤仓间之间（K1 柱至C 排柱）0m 层设有4.5m的炉前通道；锅炉房与除氧煤仓间设有检修通道，该通道也用作运输炉渣等物料。锅炉本体向炉后方向设K1、K2、K3、K4四排锅炉钢柱，K1至K4柱距离为13.86m，炉中心向左、右两侧3.75m设锅炉钢柱。锅炉房0m布置一次风机、二次风机、流化风机，其中一、二次风机布置在锅炉左侧（从炉前方向看），流化风机布置在锅炉中心线两侧，K2、K3柱之间。锅炉运转层(8.00m)设混凝土大平台，平台连接两炉之间及炉前平台。控制室出来直接通向8.00m炉前平台。给水操作台设在锅炉右侧运转层平台上。锅炉运转层以上露天布置，运转层以下封闭。两台锅炉中心线距为21.00 m。锅炉房及炉后总体布置为：锅炉房、布袋除尘器、吸风机、烟囱顺列布置，烟囱后预留有湿法脱硫区域，脱硫其他工艺设施就近布置于吸收塔和除尘器周围。7.6 主要尺寸表主厂房主要尺寸见下表。主厂房主要尺寸表名 称单 位尺 寸除氧煤仓间除氧煤仓间柱距m7除氧煤仓间跨度m11除氧煤仓间档数-7除氧煤仓间长度m49电缆夹层m4.3运转层标高m8除氧给煤层标高m16.0皮带层标高m29.5头部转运站间标高m35给水泵间跨度(1/A至B)m5柱距m7档数-5长度m35.8高度m88 运煤部分8.1 卸煤装置本工程的燃煤全部采用水路运输，规划装机容量下燃煤年运输量约为35万吨。运煤按1000t驳船考虑，由社会运力承担。按设计煤种计算，每艘驳船的载重量按1000吨考虑，船舶到港不平衡系数取1.5，年来煤天数300天计，水路运输的日来煤量为1167吨，日最大进厂驳船约1.16辆，卸船机按150200t/h出力考虑，平均每天卸船时间为68小时，加上清仓时间，卸船时间约810小时。本工程卸煤系统带式输送机由C-0、C-1、C-2、C-3四路带式输送机组成，码头卸船机将煤从驳船中抓入卸船机本体上的受料斗，受料斗下配有给料机，煤由给料机均匀落入C-0皮带机，经T-1转运站转运至C-1皮带机；C-1皮带机头部设三通分流，一路进入C-2皮带机，C-2皮带机为双向运行的皮带给料机，一侧连接C-3皮带机进本期干煤棚卸料，另一侧接入预留二期干煤棚，C-1皮带机头部三通分流另外分别进入上煤系统的C-5A/B皮带机，系统流程详见ZJ-Q1081C-M-02。从码头至干煤棚的卸煤系统带式输送机的规格均为：B800mm，V=1.6m/s，Q=300t/h，单路布置。考虑到卸煤的同时向上煤系统供煤的出力匹配，将通过调节码头卸船机受料斗下的给料机的流量来实现。8.2 贮煤本期工程干煤棚容量只考虑275t/h锅炉的燃煤需要，建成90m33m封闭式单跨干煤棚一座，在干煤棚的南北两侧设置了4m高的挡煤墙（封闭式干煤棚西侧为上煤段，东侧为干煤棚机械进出入口，不设挡煤墙）。码头卸船机通过C-0、C-1、C-2，C-3皮带机卸入干煤棚贮存，在C-3皮带机干煤棚段配有8台电动单侧犁煤器卸煤，卸下的燃煤通过干煤棚内的5t桥抓和装载机、推煤机联合作业将煤堆高，堆煤高度6.0米，总储煤量约为1.26104t，可满足275t/h锅炉约20天的耗煤量（校核煤种）。8.3 筛碎设备本期工程锅炉为循环流化床锅炉，破碎系统采用齿辊式破碎机，不设筛机。破碎系统配置如下：燃煤由C-5A/B带式输送机输送至碎煤机室内，直接进入齿辊式破碎机破碎，然后通过C-6A/B带式输送机输送至煤仓间。齿辊式破碎机参数为：Q=100t/h，入料300mm，出料10mm。8.4 运煤系统本工程上煤系统带式输送机由C-4A/B、C-5A/B、C-6A/B、C-7A/B四路带式输送机组成，上煤系统采用固定端上煤的方式，煤仓间皮带层采用电动双侧犁式卸料器向原煤仓卸煤，系统流程详见ZJ-Q1081C-M-02。从干煤棚至煤仓间的上煤系统带式输送机的规格均为：B650mm，V=1.25m/s， Q=100t/h，双路布置一路运行，一路备用，并有双路同时运行的可能。煤仓间卸煤采用电动双侧犁式卸料器，双路皮带共设6台。二期130t/h锅炉时扩建时将C-7A/B带式输送机延长即可。T-3转运站预留二期干煤棚地下煤斗上煤皮带机的安装位置，二期地下煤斗上煤皮带按单路考虑。8.5 系统的运行方式本工程输送系统按三班制运行。双路系统一路运行，一路备用，且具有同时运行的可能，维护保养设备的时间充足。本工程采用干煤棚地下煤斗振动给煤机从干煤棚取煤经上煤系统进煤仓的运行方式。9 除灰渣部分 9.1 飞灰输送系统本期工程锅炉烟气除尘均采用布袋除尘器，每台锅炉除尘器共有4个灰斗。正压气力输灰系统采用单元制，即每台机组各设一套独立的飞灰处理系统，每套系统设一根输送灰管。按火力发电厂除灰设计规程要求，保证锅炉在BMCR工况下燃用设计煤种时，除灰系统具有满足锅炉排灰量且具有50%以上的裕度，每套除灰系统的出力为8t/h。9.2 灰灰库贮存和卸料系统本期工程共设储存灰库2座，每座灰库直径为10m，有效容积约1300m，2座灰库能满足贮存规划容量3台炉燃用设计煤种时4天的排灰量。每台炉的灰管可通过库顶阀门切换分别进入两座灰库。每座灰库底设有2个出口，其中1个口连接干灰散装机装车使用，1个口连接干灰装船机装船使用。每座灰库顶设置1台布袋除尘器，1只真空压力释放阀。飞灰库库底设有热风气化系统。2座灰库配气化风机3台，2用1备。同时，每座飞灰库配空气电加热器1台，共2台。9.3 石灰石粉输送系统外购成品石灰石粉经由罐装汽车运来，吹送至石灰粉筒仓贮存，本期工程共设1座直径为7 m的石灰粉筒仓，粉仓为2台75t/h炉共用。石灰石粉筒仓为钢结构，每座有效容积为250m，可贮存2台炉燃烧设计煤种时4天的石灰粉的耗量。石灰石粉仓顶部安装有一台布袋除尘器。石灰粉筒仓锥部设有气化板，以防止库内石灰粉板结，保证卸粉时均匀和畅通。每座石灰粉筒仓底部设有3个出口，分别接3台石灰粉输送仓泵，其中两台仓泵出口各设一根输送管道，直接把石灰石粉输送至锅炉的喷石灰石粉接口，一台仓泵为其余两台的公共备用。每台仓泵的出口均设有变频给料机，能根据锅炉燃烧情况，精确调节石灰石粉的给料量。每套石灰石输送系统出力为2t/h。石灰石粉气力输送用气来自空压机房。9.4 底渣系统本期工程锅炉底渣系统按两台炉为一个单元进行设计，采用连续机械排渣方案，见ZJ-Q1081C-C-04除渣系统图。每台锅炉有3个排渣口，其中2个为正常排渣口，1个为事故排渣口，每台炉的正常排渣口配有1台滚筒冷渣器，每台滚筒冷渣器出力为08t/h。正常运行工况下，2台滚筒冷渣机同时运行，当一台冷渣机故障时，其运行的1台冷渣机能满足锅炉BMCR工况下燃用设计煤种时150%出力。#1、#2炉冷渣器的排渣经链斗输送机集中转运提升至渣仓。若冷渣机或链斗机发生故障，则炉渣需经事故排渣口直接排至地面，通过人工进行外运处理。底渣输送系统采用连续运行方式，由2台链斗输送机组成。通过输送系统能够将冷渣器排渣输送到位于锅炉固定端后侧的渣仓储存。机械除渣系统的设备按满足锅炉BMCR时最大排渣量且留有足够的裕量，其出力不小于冷渣器总的最大出力选取。炉下链斗输送机每台出力为8t/h；转运链斗机出力为8t/h。两台炉共设置一座钢结构的渣仓，直径为8m，有效容积为800m，能满足两台锅炉BMCR工况下煤种3天的储渣量。渣仓锥部壁上装有振打器，当排渣不畅时，可启动振打装置。每座渣仓安装1台脉冲反吹布袋除尘器，滤袋材料采用耐高温材质，除尘器效率为99.9。布袋除尘器的反吹风由仪用压缩空气系统提供。渣仓的底部设有一个卸料口接干灰散装机，出力为100t/h（干渣），直接装密封罐车，散装机安装在渣仓5.00m的运转层上。9.5 主要设备选型9.5.1 除渣系统本期工程2台炉除渣系统合用一套机械输渣系统和渣仓。冷渣机：每台锅炉排渣口下设2台，正常运行工况下2台冷渣机同时运行，当1台冷渣机故障时，另一台仍能满足锅炉排渣要求，每台冷渣机出力8t/h。链斗输送机：#1链斗输送机布置在#1、#2炉冷渣机下，出力Q8t/h，长度L=48m。#2链斗输送机布置在主厂房固定端1轴外，出力Q8t/h，长度L=34m。渣仓：全钢结构，共1座，直径8m，有效贮存容积800m。干灰散装机：渣仓下设1台，出力不小于100t/h（干渣）。库顶排气过滤器：渣仓顶设1套，耐热型。振打器：渣仓锥体部分共设3台。9.5.2 飞灰系统(1) 除灰空压机系统除灰空压机：共设3台厂用空压机，流量：21Nm/min，压力：0.85MPa。组合式冷冻式干燥机：流量：21Nm/min，共2台。微热再生吸附式干燥器：流量：8Nm/min，共2台。输送储气罐：容积10 m，共3台。仪用气储气罐：容积6 m，共1台。(2) 除尘器区域每炉除尘器下设4台飞灰输送仓泵，每只容积1m。(3) 厂内飞灰库区域库顶排气过滤器：本期工程2座灰库，每座飞灰库设1套，配排气风机。灰库气化风机：共3台。灰库气化空气电加热器：每座飞灰库设1台，共2台。功率30kW。干灰散装机：每座灰库下设1台，共2台，出力不小于100t/h。干灰装船机：每座灰库下设1台，共2台，出力不小于100t/h。压力真空释放阀：每座灰库设1台，共2台。仪用储气罐：共1台，2m。10 电气部分10.1 厂用电接线方案高压厂用电源采用6kV电压等级，中性点不接地系统。全厂按炉分段的单元制接线，#1、#2炉的负荷分别接于6kV 段和段。6kV电源引自降压变压器低压侧，由电缆分别引至6kV段和6kV 段配电装置进线柜，向高压厂用负荷供电。6kV段和段之间设联络断路器。6kV段和段之间联络断路器长期合，即6kV段和段的电源正常均由#1降压变低压侧供给；#2降压变进线作为备用电源。将来#3炉实施时，则另设6kV 段，该段的双回路电源分别引自6kV段和6kV 段，3段之间相互联络。其中1台电动给水泵、二次风机和吸风机采用高压变频装置。全厂成对设置了共6台低压变压器，相互之间暗备用，不设专门的备用变压器。包括2台低压厂用工作变压器、2台化水/水工变、2台输煤变。这6台低压变压器分别接在相应的6kV 段和段母线上。2台低压厂用工作变压器分别为2台锅炉的低压负荷供电；化水/水工变主要为厂区的化学水系统及净水、工业水处理等水处理系统供电；输煤变为全厂的运煤、除灰系统及点火油罐区等供电。高压厂用电采用不接地系统。低压厂用电源采用380/220V中性点直接接地系统，三相四线制。同时考虑到该工程目前为受电用户，厂内无发电机组，根据电力公司要求，厂内功率因素补偿按照0.95设计，考核按照0.9。因此厂内设补偿装置，分别在6kV母线各装设一套电容器组。厂用电原则性接线图见ZJ-Q1081C-D-03。高压厂用负荷统计表见ZJ-Q1081C-D-05。10.2 厂用电气设备布置及选型10.2.1 厂用电气设备布置厂内6kV开关柜布置在主厂房BC跨0.0米层6kV配电装置室内，6kV开关柜通过电缆与主变连接。两套电容器组装设在主厂房BC跨+4.3米层。厂用的380V工作段PC布置在主厂房BC跨0.0米层的低压配电装置室内。化水380V PC布置在化水车间专用的电气配电装置室内。输煤380V PC布置在碎煤机室旁的输煤配电间内。全厂的一套蓄电系统采用组屏安装，集中布置在主厂房BC跨0.0米层专设的蓄电池室内。全厂的一套UPS装置布置在主厂房运转层的电子设备间内。变压器保护柜、快切装置屏、变送器屏等布置在主厂房运转层的电子设备间内。10.2.2 厂用电设备选型低压变压器均采用环氧树脂浇铸式三相双线圈铜绕组低损耗干式变压器，为SCB10型干式变压器，接线组别为D，yn1；变压器柜与PC柜并排安装。6kV开关柜设备采用户内金属铠装式高压开关柜，柜内采用真空断路器。380V开关柜设备采用低压抽出式开关柜。10.3 二次线10.3.1 控制方式及控制范围本工程采用集中控制方式，电气系统纳入DCS监控，实现炉电一体化控制。此系统以CRT和键盘为主要监控手段，对电气系统的变压器主回路、200kV配电装置及厂用电系统进行数据采集、监视及控制。纳入DCS监控的电气设备有：降压变压器；20kV配电装置；低压变压器；高低压厂用电源以及部分辅助车间电源、所有的高压电动机以及重要的辅助电动机。所有参与DCS监控的设备的SCS及SOE信号及重要电流量均以硬接线方式接入DCS。电气保护装置的信号亦通过硬接线进入DCS监视。集控室设置一套GPS系统，由DCS厂家成套。10.3.2 电缆选型6kV电缆采用交联聚乙烯绝缘、聚氯乙烯护套、ZRC型阻燃铜芯电力电缆；380V电缆采用聚氯乙烯绝缘、钢带铠装聚氯乙烯护套、ZRC阻燃铜芯电力电缆；保护、控制、测量和进计算机电缆采用屏蔽电缆、通信电缆及计算机专用电缆。10.4 厂内通信厂内通信由行政数字程控电话交换机系统组成。(1) 装设一套总容量为96线的数字程控调度机，供行政及调度通信使用。(2) 数字程控电话交换机配套提供高频开关式电源系统一套。电厂与系统的调度及远动通信设专用的通信屏。11 仪表与控制部分11.1 热工自动化水平11.1.1 本项目一期工程的275t/h高温高压循环流化床锅炉及减温减压器供热系统采用一套分散控制系统（DCS）作为供热站的主要自动化控制系统，进行监视、操作及控制，从而实现供热机组的数据采集、处理、显示、报警、制表和性能计算，机组闭环调节、逻辑控制和联锁保护。控制系统功能完善，可靠性高，具有最大的可用性和可扩展性，便于操作和维护，满足机组安全经济运行的要求。11.1.2 集控室内以DCS操作员站为控制中心，操作员站的21英寸液晶显示器（LCD）和操作键盘作为机组监视和控制的主要人机接口。值班操作员可以通过LCD和操作键盘实现远方操作。集控室内不设置常规指示/记录仪表、热工信号光字牌、手动/自动操作站等监控设备。DCS操作台上配置机组紧急操作按钮，以保证机组在紧急情况下安全停炉。11.1.3 从适用、可靠的原则出发，辅机顺序控制以功能组级和子组级为主进行设计。保护联锁逻辑能使主辅机在各种运行工况和状态下，自动完成各种事故处理。11.1.4 各主控单元与过程I/O单元连接，完成实时输入、输出数据的传送。11.1.5 公用厂用电源系统、压缩空气系统、循环水泵房系统和燃油泵房系统接入DCS公用网络段。公用网段设公用操作员站，在机组DCS操作员站中均可对接入公用网段的系统进行监视和控制，同时具有相互闭锁功能。11.1.6 在离主厂房较远的与单元机组运行密切相关的辅助车间设置DCS远程I/O站（如：循环水泵房等），以节省电缆及安装工作量。11.1.7 辅助系统（车间）控制系统总体设计方案（根据工艺系统特点及地理位置划分如下）：(1) 输煤、除灰、除尘系统控制网：本工程的输煤、除尘、除灰系统纳入DCS控制，在就地控制室内设远程I/O柜及操作员站。（输煤、除灰、除尘系统控制由电气专业设计。）；(2) 除渣系统直接纳入DCS控制；(3) 化水系统控制网：包括下列辅助系统的控制：1) 锅炉补给水处理系统可在锅炉补给水车间就地控制室进行集中监控。采用DCS远程I/O站设计。2) 汽水取样分析系统、化学加药系统，在集中控制进行监控，汽水取样分析仪表、化学加药设备及控制设备均由厂家配供。3) 循环水加药系统在锅炉补给水控制室进行监控，循环水加药设备及控制设备均由厂家配供。11.1.8 锅炉吹灰控制系统随锅炉采购，就地吹灰设备、吹灰动力柜和控制柜等由设备厂家成套供货。厂家配供的就地控制柜可以实现就地和远方（DCS）操作。11.1.9 本工程锅炉采用轻油点火燃烧器，点火燃烧器应可以在控制室内进行远程控制，也可以就地实现程序控制。提供所供的就地控制柜（点火柜）与DCS的遥控接口。11.1.10 本期工程CEMS设置每台炉1套，共计2套，请业主联系当地环保部门予以确认。11.1.11 设置1套全厂闭路电视监视系统（CCTV），摄像头装设地点为主厂房及无人值班辅助车间内重要的场所和区域，监视器布置在集中控制室内，监控点数量待定。11.1.12 本期工程仪表与控制试验室职能类型按照“不承担电厂大修和小修期间的检修任务”设置。11.1.13 （暂不设置厂级监视信息系统（SIS）和厂级管理信息系统（MIS）。11.2 集中控制室、电子设备间和工程师室11.2.1 集中控制室（简称集控室）(1) 本期工程2炉+减温减压器采用集中控制方式。集控室布置在主厂房BC排，48柱之间8米运转层。集控室面积约为138，集控室内布置有14台操作台，主要布置有DCS操作员站（5台）、电气操作员站（2台）、闭路电视操作台（1台）、预留#3炉及2台机的操作员站（6台）的位置，另外还布置有值长台、打印机台等。操作员站均为全功能操作员站，在操作员台上，布置有独立于DCS的主要设备紧急操作按钮，以备在DCS发生全局性或重大故障时确保机组及辅助设备的紧急安全停运。(2) 集控室内设有3台大屏幕液晶显示器（65英寸）、锅炉汽包水位工业电视、全厂闭路电视监视系统显示器等。集控室内还布置有火灾报警消防盘和打印机。11.2.2 电子设备间本期工程共设置1个电子设备间布置在主厂房B、C排8米运转层，热控电子设备间内布置DCS机柜、热控电源柜、电气机柜及全厂闭路电视监视机柜等。热控电子设备间布置在46柱间，面积约100，布置有热控和电气的盘柜。(1) 工程师室 工程师室内主要布置DCS工程师站，用于DCS的组态、维护、程序开发、系统诊断、程序修改。除以上主要房间外，本工程还设有交接班室、热工值班室。布置详见：集中控制室和电子设备间平面布置图（图号：ZJ-Q1081C-K-02）。11.2.3 电缆夹层及电缆主通道集中控制室和电子设备间下面（主厂房BC排，4.3m）为电缆夹层。它使所有现场的电缆、以有效、有序的方式进入集控室和电子设备间等处的监控设备。电缆夹层内电缆桥架按四层设置，自上而下顺序排列：模拟量信号电缆、控制电缆、动力及电气专业电缆，以防止相互间的信号干扰。电缆桥架的穿墙孔处设有防火封堵。集控室和电子设备间内所有的盘、台、柜均采用下进线方式。布置详见：主厂房电缆桥架主通道示意图（图号：ZJ-Q1081C-K-04）。11.3 电源(1) 每个控制装置和仪表系统或控制柜组所要求的直流和交流电源均应分别来自两个独立的电源，做到一路电源故障不会使电源中断，电源切换不会导致控制系统失败。(2) DCS由两路220VAC电源供电，其中一路接自220VAC UPS电源，另一路接自220VAC厂用电源。(3) 电动阀门、三相电动执行机构电源，采用380V/220V AC切换电源，分别由低压厂用配电装置不同段馈电。(4) 辅助系统控制由所在车间380V/220V AC电源供电，一般为双路。设有DCS的控制装置一般另配置专用小容量UPS装置。11.4 气源仪用气源由工艺专业提供。除灰气动阀（门）气源由就近压缩空气母管或储气罐引接。12 化学部分12.1 锅炉补给水处理系统本工程水源采用地表水，含盐量稍高，普通一级除盐加混床已经不能满足系统要求（周期较短，再生频繁），需要加装反渗透预脱盐系统，由于水源为地表水，反渗透前处理采用高效纤维过滤器和活性炭过滤器处理即可满足要求，反渗透后处理采用一级除盐加混床处理系统。其中使用反渗透浓水作为过滤器反洗水。锅炉补给水系统工艺流程如下所示：工艺流程如下：清水箱来水清水泵换热器高效纤维过滤器活性炭过滤器反渗透保安过滤器反渗透高压泵反渗透装置反渗透产水箱预脱盐水泵无顶压逆流再生阳离子交换器无顶压逆流再生阴离子交换器阴阳混合离子交换器除盐水箱除盐水泵热力系统。氨备注：考虑到本工程地表水中的游离二氧化碳含量不是很高，为简化系统，所以本系统省去了除二氧化碳器和中间水箱及中间水泵等设备，从而减少了设备费用和占地面积。锅炉补给水处理系