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二00八年十一月成都第一卷总报告总工程师：可行性研究第一卷总报告600MWCFB示范工程可行性研究600MWCFB示范工程第一卷总报告序号1总报告23**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F277K一X025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F277K一J01主厂房规划横断面布置图F277K一J02原则性热力系统图原则性燃烧系统图F277K一J04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F277K一S.0.3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贮灰场5.3主机技术条件5.5燃烧给料系统5.6主厂房布置5.7运煤系统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11投资估算及经济评价公司、巴蜀电力公司按照50%、30%、20%比例出资建设。该机组供水水源为沱江，采用二次循环供水系统，原水补给水量约3厂址东侧约3km的石龙口，临近沱江，初期堆灰库容一期工程于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日投入商年11月，西南电力设计院受国家电网公司委托，编制完成42008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1.6.5除灰部分67截至2007年底，**省装机容量31858MW,其中水电装机容量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8“十一五”8.1%6.1%根据电源安排，到2010年**电网全口径总装机将达到47452MW,其中水电31556MW,火电15896MW(含**600MWCFB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91、水电1、水电1、水电装机其中：新增其中：新增道、6回500kV线路(2回广安～万县、2回资阳～北碲、2回洪沟~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、枯水其中，新型大容量火电机组符合国家和*省能丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯12月12月12月12月12月1、最高发电负荷1、火电四、水电利用容量八、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。1、负荷电量二、核电发电1、水电发电量四、火电发电量1、水电3、火电规机组+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址策(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变电站以及洪沟～龙王、洪沟～南充500kV输电线路较近，同时电煤炭资源优势，充分利用现有条件规划建设国产CFB大型机组，具曾经指示，应加快600MW循环流化床示范工程的建设，力争于20102.4电厂接入系统方案****600MWCFB示范工程本期装机1×600MW,计划2010年投产发电。远期预留扩建1×1000MW余地。电厂厂址初步选择有三500kV出线1回，接入规划中的**500kV变电站。线路长度约13km。市桥6共至宜至宜2.5系统对工程的要求启备电源：建议从华电**电厂220kV母线引接。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%励磁方式：采用快速励磁系统，并装设PSS装置主变台数和容量：建议采用3台240MVA普通单相双卷变压器额定电压及抽头：525/√3±2×2.5%/22阻抗电压：13～15%2.6调度自动化2.6.1调度关系按照**省电力系统调度体制及**省电力公司调度通信中心(以下序号(面)12213继电保护及故障录波信息管理子站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2.8.5对外通信2.8.6数据网2.8.7通信机房工艺要求3.1概述耗煤量335th,机组年运行小时5000h计),石灰石年耗量约为2007年宜宾市共生产原煤1491.2×104t/a,其中国有煤矿生产2020年全市煤矿生产规模将达到3940×10⁴t/a,原煤实际产量达界化2007年1月《**省筠连煤炭国家规划矿区矿业权设置方案》,露头。井田走向长13.4km,倾斜宽0.72km~4.21km,储量计算面积的有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3.2.5结论3.3燃煤的厂外运输运输至金(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。运输里程约230公里。3.4石灰石供应4厂址条件4.1厂址概述该厂址场地标高最低处约295m,最高处约330m,最大相对高差约地标高最低处约300m,最高处约350m,最大相对高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×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44.3岩土工程 碎块混卵石为主，局部混砖瓦碎块，松散～稍密。第四系残坡岩、泥岩、泥质砂岩等。②层：侏罗系中统上沙溪庙组(J₂2s):主要为砂岩泥质砂岩等。达6.2米。②层：侏罗系中统上沙溪庙组(J₂2s):主要为侏罗系砂岩、泥岩、泥质砂岩。4.3.7.4地下水4.3.8.3地层岩性充填砾、砂及粘性土，以松散或稍密为主，碎石粒径松散或稍密为主，并充填砾、砂及粘性土，碎石粒径一般为20—100mm,最大为130mm;该层厚度1.2—19.5m,广泛分布在拟建厂②层：侏罗系中统上沙溪庙组(J₂2s):主要为侏罗系砂岩、泥岩、泥质砂岩。(2)边坡中～深丘地貌，库区主要有一条“U”型沟谷和7条“U”型支沟组A1),本场地地震动峰值加速度为0.05g,地震基本烈度为VI度。本工程为600MW(CFB)机组示范项目，为尽可能依托已建的管理，所以厂址均靠近已建电厂厂区，其中云潭村厂址位于已建(CFB)机组隔易明溪相望；老厂厂址位于3×200MW常规机组固三厂址水源均为沱江，取水有两个方案，一是仍从老厂2×4.4.1.1流域概况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。电站名称天宫堂坝长(m)坝顶宽(m)坝高(m)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)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**电厂按1×600MW+1×1000MW机组进行规划，本期建设1可以满足1台600MW机组贮灰20年以上，满足《火力发电厂设计技术规程》(DL5000—2000)的要求。表1流域面积主沟长度主沟坡度表212524小时降水量(mm)表31号棱体设计频率P(%)11设计洪水位HP(m)表41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)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机组堆灰当石龙口灰场堆灰至370.0m高程，堆灰库容为613.11×10⁴m³,(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。土路面宽6m、路基宽7.5m,长约700m。(3)灰场排洪(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(5)防渗设计(6)灰场管理站1履带式推土机2台22台31台41台5东风牌洒水车2辆61辆78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“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2~5米。库区未见大的不良地质现象，库区稳定。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)375m高程时库容约3182.3×104m³,可供1×(1)初期堆石棱体标高为325.0m,棱体处最低自然地面标高约为313.0m,最大清基厚(2)灰渣的运输路，混凝土路面宽6m、路基宽7.5m,长约4km,还需修建一座长约路，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,还需修建一座长灰场内修建山岭重丘泥结碎石四级道路，长约1000m,路面宽(3)灰场排洪(4)灰场布灰(5)防渗设计序号1履带式推土机2台22台31台41台5东风牌洒水车2辆61辆78把4.5.3初期灰场的选择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)征地库外截洪沟0(2)灰场坝体(初期棱体及子坝)坝体坡面设计为干砌块石护4.5.6灰场运行管理4.5.7灰渣的综合利用5工程设想云潭村厂址建设场地位于1×300MWCFB机组厂区的东北侧大竹林厂址位于1×300MWCFB机组厂区的东侧公路距离约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，接入面积10hm²,施工生活区面积为2hm²。(a)本期工程建设1×600MWCFB循环流化床示范燃煤机组，助及附属设施，并留有再扩建1×1000MWCFB循环流化床示范燃煤(b)本期工程厂内运煤系统按1×600MW(CFB)超临界机组(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×(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(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(f)厂区总平面布置应注重简洁实用，不追求宽敞气派，同时华电**电厂厂区位于沱江右岸一级阶地，全厂规模为3×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◆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◆主厂房区◆燃料贮存及火车卸煤区◆石灰石贮存区◆上煤系统◆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◆锅炉补给水处理区◆点火油库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×◆污水设施区◆辅助生产区(2)老厂厂址◆场地条件◆主厂房区建端与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◆冷却塔区◆净水站区◆燃料贮存及火车卸煤区◆点火油库区◆除灰渣设施区◆污水设施区◆辅助及附属设施(3)大竹林厂址◆场地条件◆取水口位置◆主厂房区◆上煤系统◆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◆配电装置区电源采用220kV,从老厂3×200MW机组220kV屋外配电装置引接，◆锅炉补给水处理区◆点火油库区◆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◆辅助及附属建筑区号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%9道路广场地坪面积%厂区场平土石方工厂内铁路专用场平序号云潭村厂址老厂厂址大竹林厂址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%0进厂道路长度m/序号云潭村厂址1老厂厂址优于云厂址2主厂房均置于地质主厂房均置于地质云潭村厂址、老厂3冷却塔及循泵房冷却塔及循泵房均冷却塔及循泵房均冷却塔及循泵房局云潭村厂址、老厂序号云潭村厂址无差别5水站(长1000m)水站(长1000m)水站(长2300m)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7利用已建铁路专用线老厂厂址优于云老厂厂址优于云9一回出线侧建构筑物较多，出线条件较差云潭村厂址及老无云潭村厂址优于有影响；施工、安装条件较差；厂区扩建云潭村厂址优于无差别量(1×600MW)挖方：42.60×104m³填方：76.50×104m³挖方：28.60×104m³填方：6.80×104m²挖方：65.20×104m³老厂厂址优于云方工程量(1×挖方：22.40×104m²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云潭村厂址、老厂450户助设施。煤场需拆迁212户340户老厂厂址优于云/厂外输煤栈桥新增/云潭村厂址、大竹厂址方案主要经济比较表一表5-3序号云潭村厂址差值(大竹林厂址减云潭村厂址)费用(万元)125元/m³//234n5回61//6拆迁农户户7/180元/m³8150元/m9/////厂外铁路专用线1200万元/km厂内铁路)(扶壁挡墙)755元/m/////厂址主要经济比较表二序号差值(大竹林厂址减老厂厂址)费用(万元)1//23/十3000.0.4m5回(220kV改道)1(改道)//序号差值(大竹林厂址减老厂厂址)费用(万元)6户98MW厂房、212户340户//7180元/m³80150元/m²9/////m1200万元/kmm/18000元/m/厂内铁路)(扶壁挡墙)755元/m/0//0/////老厂厂址比大竹林厂址节省投资约1062.3万元。5.1.2.7厂址推荐意见栈桥长度，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438号文的规定，采用二次循环、火车运煤2×600MW的机组的燃煤(1)云潭村厂址(2)老厂厂址(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(2)老厂厂址(3)大竹林厂址表5-5序号云潭村厂址1234567最终松散系数按1.05二123040弃至灰场500弃至灰场接，道路路面宽7.0m,长170m。5.2装机方案燃烧CFB锅炉比较有代表性，故在**建设600MWCFB示范工程是三大动力集团已具备600MW超(超)临界参数机组国产化能力，并净煤发电技术。目前国家正大力推进大容量高参数CFB锅炉的研发及示范工程的建设。随着国内各大锅炉供货商对超临界CFB研发的不断深入，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600MW超临界CFB锅炉的设计方案已有较好深度，由国家发改委组织成立的“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5.2.2主机规范超临界参数(暂按东方锅炉厂方案)i、锅炉铭牌参数(B—MCR)ii、最低不投油/气稳燃负荷：30%iv、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)排汽压力：0.0118MPa(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):c)热耗考核(THA)工况排汽压力：凝汽量(包括小汽机):1063.42t/h保证热耗：7534.5kJ/kWh(1800kcal/kWh)d)阀门全开(VWO)凝汽量(包括小汽机);1195.61t/h型式：水氢氢冷却，隐极式同步发电机额定功率：600MW额定功率因数：0.9(滞后)额定频率：50Hz5.3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 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。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(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%。式冷渣器，运行良好，故本期工程600MWCFB锅炉设8或6台滚筒(2)额定蒸汽参数(5)回热系统(7)布置：纵向。(9)旋转方向(由机头向发电机方向看):顺时针。7620kJ/kWh(超临界机组),正偏差为零。(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30%以下负荷阶跃(16)汽轮机负荷适应性强，能承受50%额定负荷突然变化。(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 0.9(滞后)5.4.1.1主汽、再热及旁路蒸汽系统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%凝水罐(收集水箱)、再循环泵等组成。终确定。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5.4.1.7辅机冷却水系统5.4.1.8真空系统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,扬四台全容量的低压加热器，其中#7、#8低压加热器为复合式未超过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5.5燃烧给料系统设计煤种校核煤种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%8空气干燥基水分%9%收到基低位发热量设计煤质校核煤质1二氧化硅%三氧化二铝%%%二氧化钛%氧化钾%氧化钠%氧化钙%%%号序号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%7机械杂质无/8凝固点0℃9闭口闪点℃比重5.5.1.2耗煤量超临界机组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.0.I%二氧化硅%三氧化二铝%%氧化钙%%氧化钠%氧化钾%二氧化钛%%%5.5.2.2石灰石耗量超临界机组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)带给煤机，然后进入第二级埋刮板式给煤机。锅炉两侧分别设置2台料器中的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。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助燃储油罐按2×1500m³油罐考虑，燃油暂按汽车运输考虑，卸油系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厂址的燃油系统设置兼顾原300MW机组老厂的点火助燃用油。道工程可行性研究报告》的内容，推荐采用源(气源压力1.6MPa),在东兴区红光村城市门站接管，建设输气管线和储气站以满足本工程需要。储气站同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十电厂厂区占地费用差+∑(全年消耗费用差/(1+贷款利息)")序号燃油系统天然气系统16200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)基数不同点火助燃系统的电厂厂区占地费用差(万元)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新型桥式起重用电梯。锅炉前后柱距离为73m。5.6.7主厂房布置方案主要尺寸汽机房跨距(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)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运煤系统考虑到电厂今后的发展和场地条件，作为电厂公用设施的运煤系统采用统一规划设计，分期建设实施。运煤系统的设计范围从卸煤装置起小时耗量日耗量日最大(t/d)日最大进厂(节/d)日最大进厂列车数(列/d)原煤本工程燃煤除20×104t采用汽车运输外，其余采用铁路运输进厂。运煤系统设置1套单车翻车机及其调车系统，本期铁路配线按一翻车机室下设单路带式输送机，带宽B=1400mm,带速V=5.7.2贮煤场及煤场设施作为煤场机械，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=用煤筛出力800t/h,环锤式碎煤机出力为600t/h,进料粒度<5.7.5厂内石灰石运输系统石灰石棚跨度为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。5.8.1主要设计原则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%7%8空气干燥基水分%9%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(Ca0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锅炉排底灰方式石龙口贮灰场位于云潭村厂址东南侧直线距离约1.5km,其中上离3公里，大部分利用1×300MW循环流化床示范电厂已建的运灰公路，另需新建一条山岭重丘三级公路，混凝土路面宽6m、路基宽7.5m,长约700m。有关灰场情况的论述小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/d)年灰渣量(×10⁴t/a)飞灰a)除底灰系统锅炉炉膛中心线两侧各有4台底灰冷却器。左右两侧的底灰冷却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≤15mm,温度≤150℃。底灰系统中埋刮板输送机出力约为其正常受灰量的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150%。共设置两座灰库，布置于厂区内，每座灰库有效容积均为c)石灰石粉输送系统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。使石灰石粉更易于排出。每个缓冲库下配备二套出力47t/h的石灰石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石龙口贮灰场位于云潭村厂址东南侧直线距离约1.5km,运灰公路距离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×(a)水源及水质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台原则性凝结水精处理系统详见图50—F277(b)出水质量电导率(氢离子交换后，25℃)二氧化硅钠铁铜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机组正常运行时，化学加药按联合水处理工况(CWT)方式设(a)联合水处理工况给水加氧系统(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(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油废水处理车间进行集中处理。废水经上述系统处理后水质可达到国家《污水综合排放标准》中的一级排放标准，处理后废水全部回用。5.9.7制氢系统300MWCFB机组设置有一套出力为5Nm³氢气的电解制氢装置。本期增加一套出力为5Nm³氢气的电解制氢装置，3个贮氢罐。5.10电气系统5.10.1电气主接线**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220kV母线，220kV系统为双母线接线；1×300MW机组采用发一变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机组的可能性。根据系统资料，本期电厂以500kV一级电压接入，出线1回，起/备电源从**电厂老厂220kV配电装置引接。因此根据接入系统方案，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**500kV变电站。5.10.1.2发电机引出系统发电机与主变压器之间采用全连式自冷离相封闭母线连接，不设发电机出口断路器。5.10.1.3主变压器型式选择考虑本工程地处内陆，其主变压器将采用铁路和公路相结合的运5.10.2主要设备选择(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)高压电气设备选择拟量控制系统(MCS)、锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)、顺序控·汽机振动采集和故障诊断分析系统(TDM)、锅炉吹灰程控及飞灰含碳量在线监测系统等其它辅助控制系统。其中TDM通过通5.11.2.3全厂辅助系统和辅助车间采用以工业上位机十网络十PLC为中心的控制模式，对于离主控点较远与/或控制对象较少的辅助车间将采用远程I/O,辅助车间的数据采集、顺序控制及报警等功能全部由PLC实现，不设置后备监控设备。煤、灰、水系统三个辅助系5.11.3.1单元机组运行以LCD显示器、操作员站为监视和控制人机接口中心，实现单元机组监控全面LCD化，使每台机组的运行人员可按1名单元值班员和2名助手考虑。内实现：机组的起动/停止；机组正常运行工况的监视和调整；台40m³/min水冷螺杆式空压机(其中1台为杂用空压机),2套循环水系统设计工况凝汽量暂按1063.42t/h(包括小汽机凝汽量)。循环冷却倍率按55倍计算水量，1×600MWCFB机组的循环水量见表5.12—1。循环水量(1×600MWCFB)序号循环水量(m³/h)12辅机冷却水量5.12.1.2电厂用水量及补给水量电厂除循环水系统用水量以外的其它用水量及补给水量见表序号回收水量及100203回收水其中64m³/h用于除灰系统，49m³/h用于复序号回收水量及用水系统补水，10m³/h4除灰用工业水0回收至循环水系统50回收至循环水系统612m³/h回收至复用水系统708532回收至复用水系统9叶轮给煤机用水505除灰系统用循环水0斗轮堆取料机用水50500系统喷水抑尘系统系统5050回收至循环水系统303330回收至循环水系统0回收至循环水系统未预见用水055.12.2全厂废水的回收与利用5.12.2.1将全厂的工业废水、含煤废水等由单独的排水系统汇集至工业废水处理站及含煤废水处理站，经工业废水及含煤废水处理设施处理后回收至复用水池。生活污水经生活污水处理站处理后进入复用水池。复用水池的水经升压后供全厂输煤系统冲洗、除尘、干灰拌湿、灰场喷洒等用水。工业废水和生活污水正常情况下均不外排，有利于保护环境。5.12.2.2净水站自用水(含泥废水)经含泥废水处理设施处理后复用，减少了电厂补给水量。5.12.2.3其它的用水、排水根据具体的工艺系统和用水要求尽量做到一水多用，提高用水的合理性。5.12.3节约用水措施5.12.3.1自然通风冷却塔中安装除水器，使冷却塔的风吹损失降为5.12.3.2以下部分水循环、重复使用，提高用水的合理性：收率约为98%。(2)基本技术经济参数15808元/m(DN2800)(3)厂址气象条件=10%的气象资料列于表5.12—3。干球温度℃大气压力相对湿度%一月二月三月五月六月七月八月九月十月十一月十二月年平均投资与运行费用均换算到指定年(投产年),再在经济服务年限内等(5)优化结果分析θ=27.5℃,相对湿度φ=89%,大气压力P=962.6hPa)对不同循环 进行了微增收益采用发电成本90%价格的分析计算，将年费用由低年费用计算表(变倍率)序号凝汽器面积冷却塔面积循环水管管径冷却倍率年费用(万元)123456789序凝汽器面积冷却塔面积冷却倍率年费用号(万元)序凝汽器面积冷却塔面积循环水管管径冷却倍率年费用号(万元)123456789序号凝汽器面积冷却塔面积循环水管管径冷却倍率年费用(万元)1本工程微增功率收益采用成本电价的90%计算。从目前的经济(7)推荐方案冷却管根数：36096根大竹林厂址循泵房区域自然地面标高约315.3m,场平标高塔筒最小壁厚200mm,最大壁厚1000mm。塔筒底部设48对人字柱本工程为600MW(CFB)机组示范项目，根据业主设想，该项址位于已建1×300MW(CFB)机组东北侧约100m处的云潭村，与1×300MW(CFB)机组中间有一条易明溪相隔；老厂厂址位于3×河床标高在276～284m之间，在取水点下游约600m处河床标高在有打沙船打沙，无明显淤积现象。而取水河段97%的天然枯水流量为5.53m³/s,远大于本期电厂取水量道的影响，其布置尽量靠近岸边，取水口设在97%水位以下。采用置；1台起重量为10t的环型起重机，1部运行电梯；泵房进水间设对于云潭厂址：补给水经取水设施升压后，由1根DN600的钢约385m,取水几何高差约75m。再经2×DN500的钢管，自流至厂对于老厂厂址：补给水经取水设施升压后，由1根DN600的钢约385米，取水几何高差约75米。再经2×DN500的钢管，自流至(1)老厂补给水系统简述原老厂已拆除的98MW机组(4×12MW+2×25MW)循环水系蘑菇式取水头部，自流引水管为DN1600,长约170m,原泵房内实和两台300S—32型泵(Q=612—790—900m³/h,H=38—32原2×200MW改(扩)建工程循环水系统也采用直流(带河道长约160m;原泵房内安装有立式沅江48Z—22及48P—22型泵各两供水系统。补给水从2×200MW直流机组的DN2200循环水压力管系统循环水进水压力母管取水。同时为保补给水量的可靠，在本期1×600MW(CFB)机组工程补给水原水取水量约为0.45m3/s,为充分利用原有水工设施，降低工程造价，考虑在原机组循环水进水母管上再引接一条备用水源管道(DN600钢管)至本期中转水池，届时可开启2×200MW机组的循环水泵房中四台循泵中的任一台泵以维持在2×200MW机组都在停运、检修时段，对本期的水量供应(同时可向老厂1×200MW机组和1×300MW(CFB)机组供应补充水)。此方案系统简单，管理方便，施工对原有机组的对于云潭厂址：补给水经取水设施升压后，由2×DN500焊接钢管送至厂区净水站处理后供电厂使用。补给水管至云潭村厂址约700m,补给水管道可沿3×200MW工程场地靠沱江侧围墙敷设至云对于大竹林厂址：补给水经取水设施升压后，由2×DN500焊接3800m,补给水管道可沿3×200MW工程场地靠沱江侧围墙敷设至大对于老厂厂址：补给水经取水设施升压后，由一根DN700焊接钢管送至厂区净水站处理后供电厂使用。供水管线至老厂厂址长约序号比较项目泵船取水(方案一)固定泵房取水(方案二)(方案三)1取水泵船及其附属设备包括电气及控制(万元)002取水泵房(土建十设备十安装)(万元)003取水头(综合造价)(万元)004虹吸引水管(综合造价)(万元)005补给水升压泵房(土建十设备十006补给水管线开挖、回填(万元)7补给水钢管(主材十安装+防腐8运行、施工、检修便道(万元)09中转水池(综合造价)0水工模型试验费用0基建投资合计(万元)综合排名231万元，方案二(固定取水方案)基建总投资为2969万元，方案三(老厂取水方案)的基建总投资为160万元。方案三(老厂取水方案)的滤处理方式。按装机容量1×600MW容量所需补给水量设计，用于5.12.7.1主要建(构)筑物厂区净水站由1座φ3000配水井、1座综合水泵房、1座12000m³贮水池(分格为：生活水池200m³+化学水池300m³+工业、消防水池11500m³)、2座1000m³/h机械搅拌澄清池、1座排泥池，加药加装设生活水泵2台、消防水泵2台(1台电动消防泵、1台柴油消防泵)、消防稳压泵2台、1个气压罐、工业水泵2台、化学水泵2台、过滤水升压泵2台，循环水补充水泵2台，1台电动单梁悬挂式起重水综合排放标准》要求):L配有2台消防水泵(1台电动消防泵运行、2台消防稳压泵、1个气压罐和1座11500m³的工业消防水池。除氧煤仓间为框架结构。汽机房跨度30.600m,除氧煤仓间跨度主要平台，载重量≥1600kg(21人),速度≥1.5m/s;电梯井采用钢电电规(1998)438号关于印发《新型火电序号建筑面积结构型式1生产综合楼框架结构16.5×43.2,H=11.4m,(3层)2警卫传达室砖混结构序号建筑面积结构型式1生产综合楼框架结构继电保护实验室120m²、测量仪表实验室80m²、热工实验室360m²MIS机房100m²,包括行政办公2400m²、职工食堂500m²、夜班宿舍楼800m²、招待所600m²2材料库框架结构42×18,H=13.5m,(3层)3特种材料库框架结构4警卫传达室(一)混合结构序号建筑面积结构型式5警卫传达室(二)砖混结构e)根据目前国家已经取消福利分房的政策，职工住宅及生活福f)本工程属于重要的大型电厂，各建筑物造型处理力求简洁美的新形象，为电厂文明生产创造必要的条件。建(构)筑物的建筑装修设计标准遵照DL/T5029—94《火力发电厂建筑装修设计标准》执g)建筑节能措施本工程生产综合楼按联合建筑设计，以充分节约和合理利用土材料，保证建筑物屋面和围护结构各部分的5.13.2结构设计5.13.2.1主厂房结构体系及结构选型(1)主厂房结构承重体系(2)主厂房各层楼面、屋盖结构体系除氧煤仓间各层楼面推荐采用H型钢梁一现浇钢筋混凝土板组(3)汽轮发电机基座及汽机房平台汽轮发电机基座采用现浇钢筋混凝土框架式基础，底板为大板(4)吊车梁及煤斗采用钢结构，煤斗内衬采用高分子耐磨层。(5)锅炉炉架采用钢结构，由锅炉供货商设计并供货。(6)固定端山墙采用现浇钢筋混凝土结构；扩建端山墙运转层(7)集中控制楼采用现浇钢筋混凝土框架结构。(8)电梯井采用钢结构框架结构，依附于锅炉炉架，金属压型(5)其他建(构)筑物根据其体量和功能要求分别采用钢筋混集中控制楼等，计算仍按6度考虑，但抗震构造措施提高一度(即7度)。(1)工程地质(2)地基、基础方案A列外及升压站场地电气建(构)筑物、翻车机室、一级注桩；对于其它个建(构)筑物将根据各建(构)筑物的结构型式、筋混凝土环型基础，其它建(构)筑物的基础型式将根据各建(构)通空调气象资料集》(增编一稿暖通规范管理组编)。NNW—11%冬季大气压力：本工程夏季通风室外计算(干球)温度为31℃,最热月月平均室外计算相对湿度为82%,根据《火力发电厂设计技术规程》 5.14.2主要设计原则a)通风系统1)汽机房设置在汽机房A列运转层以下的电动进风百叶窗及运转层的建筑开在汽机房“B”列±0.000m层和6.900m层设置了扰流风机，将汽机2)电气房间全厂所有的配电装置室及MCC室均设有机械通风装置。既作为布置在主厂房380V、6kV配电装置室设置事故排系统，排风设3)集控楼4)蓄电池室5)辅助及附属建筑6)全厂的地下建(构)筑物，如输煤系统地下转运站、各泵房b)空调系统的比较，以期达到综合指标最优。在其他各有温度/湿度要求的房间1)集控楼集中空调系统季则由蒸汽通过组合式空气处理机的加热器和加湿器对空气进行加媒则接自热机专业提供的0.2MPa(表压)的饱和蒸汽。组合式空气空调系统、主厂房380V及6kV配电装置室空调系统、集控楼380V场区域智能分站(DDC控制器)及局域网组成。该控制系统通过计2)其它空调系统c)除尘系统由于本工程煤质干燥无灰机挥发份设计值为14.99(071114:邱艳改为14.74),校核值为16.99%,本期工程输煤系统除尘设备设计d)真空清扫系统本期MIS系统数据库服务器采用2台HP或IBM小型机，形成能力。汇聚交换机交换容量应>=80GB,包交换能力>=60Mpps。数据库影响。通过路由器和防火墙设备建立与上级管理部门和INTERNET资产管理系统资产管理系统采用模块化结构，其功能模块涵盖了EAM系统的生产管理系统 6环境保护、灰(渣)综合利用、劳动安全及职业卫生6.1环境保护(7)中华人民共和国国务院国函[1998]5号文《国务院关于(8)中华人民共和国国务院令第253号《建设项目环境保护管(9)国发[1996]31号文《国务院关于环境保护若干问题的决定》;**电厂位于**省**市**镇境内，西距**镇2km,东北距**市区本期工程位于已建1×300MWCFB机组东北侧约100m处的云**市现辖二区(市中区、东兴区),三县(资中县、威远县、隆昌县)。全市面积5386km²,其中市中区面积388km²。2005年底全**市环监站分别于2007年9月15日～9月21日，2008年3月18日～3月24日两次对厂址区域环境空气质量现状进行监测，测点在#8(腾家沟灰场)出现超标，超标率14.3%,其余测点满足(GB3095—1996)二级标准要求。2008年监测结果表明：各个测标准》(GB3095—1996)二级标准要求；PM₁0日均浓度在#5(甘家渡村)、#9(稗木镇政府办公楼)两点出现超标，超标率分别为在#1(**市城郊)、#3(拟建厂址)、#10(**市二中例行监测点)三点出现超标，超**电厂CFB示范工程已装机容量为1×300MW,本期建设规模本期工程(1×600MW)燃料消耗量设计煤种校核煤种小时耗煤量日耗煤量年利用小时数h表6-2设计煤种校核煤种小时耗煤量日耗煤量年利用小时数h单位设计煤种校核煤种元素分析收到基碳%收到基氢%收到基氧%收到基氮%收到基硫%收到基灰份%M%%收到基低位发热量(2)除尘器效率(5)烟气连续监测系统见表6—4。表6-4二氧化硫排放浓度排放浓度排放浓度污染物二氧化硫排放浓度排放浓度排放浓度设计煤种校核煤种表6-6设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种允许排放值92.1%表6-7离源距离占GB3095离源距离占GB3095不稳定//中性//稳定// 1996)二级标准的份额分别为30.3%(设计煤种)和31.1%(校核煤种);24.7%(设计煤种)和24.6%(校核煤种)。以上分析表明，设计煤质校核煤质二氧化硫输煤系统冲洗水、循环冷却水排污水、锅炉酸洗废水及生活污水表6-9号序号废水项目1酸碱废水经老厂工业废水集中处理系统后回用2经老厂工业废水集中处理系统后回用3经含煤废水处理系统后回用4生活污水经生活污水处理系统后回用5经老厂工业废水集中处理系统后回用6111m³/h重复利用，159m³/h外排73000m³/次·炉经老厂工业废水集中处理系统后回用本期只修建2个废水池，共3000m³。(3)复用水系统灰渣量表小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/d)年灰渣量(×10⁴t/a)飞灰飞灰飞灰设计煤种校核煤种除底灰系统：锅炉炉膛中心线两侧各有4台底灰冷却器。左右两侧的底灰冷却器排灰分别由一条埋刮板输送机集中输送至锅炉房外为1200m³的钢结构底灰库，紧靠锅炉房布置，能存放锅炉20小时的尘器一电场设二根(其中一根与省煤器共用),二电场设一根，三、容积均为1550m³,能储存一台炉约40小时的总灰量。每个灰库下设灰渣量分别为25万吨、20万吨、20万吨达68.1%。6.1.12结论(1)中华人民共和国劳动部令第3号《建设项目(工程)劳动(1)建(构)筑物防火设计原则 (2)各建(构)筑物在生产过程中的火灾危(1)锅炉防爆措施(1)防尘设计原则输煤系统煤尘治理设计原则按照《工业企业设计卫生标准》(3)除灰系统防尘电厂贮存腐蚀性介质和产生有害气体的场所主要是化学系统内 (GBZ1-2002)中的最高允许浓度，保护运行人员的身体健康，拟(1)联氨采用密闭容器贮存。联氨设备周围设有围堰和冲洗设(2)酸、碱贮存设备周围设有防护围沿。酸、碱贮存间、计量(7)回转机械(传动滚筒、改向滚筒、联轴器等)均装有防护(1)汽机房(2)电气房间(3)集控楼(4)蓄电池室(6)地下建(构)筑物6.2.6.2空调系统(2)其它空调系统6.2.7.1防噪声其电源由220V直流屏和事故照明MCC置费5万元。行)》。7.2项目区自然状况(1)厂址**电厂位于**省**市**镇境内，西距**镇2km,东北距*市区330m,最大相对高差约35m。(2)灰场7.2.2气候特征多年极端最高气温：41.1℃(1952年7月22日)多年极端最低气温：—3.0℃(1955年1月11日)多年1小时最大降水量：74.0mm(1973年6月24日)多年全年