水电专业公司热电联产项目可行性研究报告 85页

'水电专业公司热电联产项目1总论1.2投资方及项目单位概况兴山县水电专业公司于2001年1月1日经批准注册成立，系国有独资公司；注册资本金5250万元人民币；公司经营范围主要有：发电，水电设备及配套物资供应、机电安装、金属加工；兼营：机械设备及配件、电子产品、建筑材料（不含木材）、金属材料、橡胶制品、矿产品（国家限制的产品除外）、焦炭、煤炭、化工产品（危化品除外）及原材料、陶瓷制品、纯碱、肥料等。本项目由兴山县水电专业公司投资兴建，并设立专门机构负责运营。注册资本金占总投资的30％，其余70％资金融资贷款。主要设计原则如下：1.5.4.1本期工程按新建2×25MW背压式汽轮发电机组配2×240t/h高温高压锅循环流化床锅炉设计，不考虑扩建。1.5.4.2电厂出线暂按双回出线，一回110kV电压线路接入平邑口110kV变电站，另一回110KV电压接入古夫220kV变电站，具体方案在接入系统设计中研究确定，以接入系统最终批复文件为准。1.5.4.3本工程采用炉内脱硫+炉后烟气湿式脱硫系统，脱硫效率大于98%。采用SNCR烟气脱硝装置。1.5.4.4燃煤按川煤，输煤系统按两台240t/h锅炉的耗煤量进行设计。11 1.5.4.5供水水源为纸坊河水库，由平邑口工业园区统一取水供给，纸坊河水库为主要供水，当枯水期水库供水不足时自来水作为备用补充。1.5.4.6机组年设备利用、年供热利用小时数按7850小时考虑。1.5.4.7两台240t/h锅炉共用的一座150米高的烟囱，最终由环评确定烟囱高度。1.5.4.8厂区总平面布置按两炉二机一次建成考虑。2个厂址方案比选。1.5.4.9采用灰渣分除、干灰干排；灰渣综合利用率为100%。厂外设置事故备用贮灰渣场，贮灰时间按15天设计。1.5.4.10供热管道以电厂围墙外1m为设计界限。1.5.5投资规模及主要技术经济指标1.5.5.1投资规模本工程静态价格水平年为2013年；工程静态投资：48020万元，单位投资：9604元/kW；建设期贷款利息1278万元；动态投资：53724万元，单位投资：10744元/kW。1.5.5.2主要技术指标表1.5.5.2-1主要技术指标表序号名称单位数值备注1汽轮机进汽量t/h2111台B25机组2排汽压力MPa1.1　排汽温度℃285　额定排汽量t/h1581台B25机组3供热设备年利用小时数h78504锅炉效率%88.011 5发电年均标准煤耗g/kWh184.76供电年均标准煤耗g/kWh210　7供热年均标准煤耗kg/GJ40.18　8全厂综合厂用电率%22.3　9全厂年供电量kWh/a2.71×10810全厂年供热量GJ/a6.94×106　11全年耗标煤量t/a343030.3　12年均全厂热效率%81.56　13年均热电比%711.73　14厂区围墙内用地面积hm26.254　15单位容量用地面积kw/m20.799　16灰场用地hm20.35　17厂内道路和广场面积m213541　18厂区绿化面积m212508　19厂区绿化用地系数%20　20民房拆迁21总土石方量挖方1.6结论及建议5）供水水源为纸坊河水库和兴山县自来水公司，由平邑口工园区统一取水供给；电厂采用带冷却塔的二次循环冷却系统，水源落实，符合国家节水、节能政策。6）本工程燃煤主要是四川煤。根据四川煤的储量以及煤炭的开采生产能力可满足电厂2x240t/h循环流化床锅炉年耗量73.3504x104t的用量。因此本工程燃煤供应落实可靠且有保证。7）本工程所选的厂址处环境质量尚可，由峡口片区11 统一规划布局，远离了自然保护区、风景名胜区等环境敏感点，在采取了一系列有效的污染治理措施后，其污染物的排放均能满足现行国家标准的要求，从环境保护的角度讲，本期工程的建设是可行的。8）除灰系统采用灰、渣分除干排系统。符合国家大力开发和推广粉煤灰综合利用政策，粉煤灰作为价廉物美的新型建材产品，有较好的利用前景和趋势。目前兴山县平邑口已建成的100万吨级的葛洲坝水泥厂将全部购买电厂的粉煤灰，实现循环经济目的，具有较好的经济效益和社会效益。9）厂址场地无区域性深大活动断裂通过，处于区域地质上属相对完整和稳定的地段，场区经过处理无大的不良地质作用分布。厂址内及附近无其它不良地质作用及矿产文物分布，区域地质相对稳定，适宜规划建厂。10）本工程静态投资48020万元(2013年)，单位投资9604元/kW。在保证投资各方内部收益率为8%，含税供热价为70元/GJ的前提下，本项目含脱硫脱硝平均含税上网电价为368元/MWh，并且财务净现值大于零，电价低于湖北省脱硫标杆电价为452元/MWh。可见本项目在满足业主热价要求的前提下，在发电竞价上网以及环保供热两方面都具有一定的竞争力，项目的抗风险能力较强。1.6.2建议1）热电联产工程和热力管网应同步建设、同时投产。本期工程2015年初第一台机组投入运行。相应的热力管网建设应配套进行，并于本工程投产前完成。各区的热源和热网建设尽量兼顾远期规划，避免近远期重复投资。11 2）根据国家最新有关环保政策，各项环境保护措施等最终将由环境影响评价确定；如环境保护标准、烟囱高度、除尘器效率和其它环保措施等应以批复的环境影响报告书为准。3）电厂接入系统方案关系到电网结构、供电的可靠性和经济性以及配套项目投资，应及早通过接入系统的研究确定电厂接入系统方案。11 2电力系统2.1电力系统现状由于历史和自然资源的原因，兴山县电力市场形成了湖北兴发集团公司、天星供电公司和宜西供电公司三足鼎立、多家经营的供电格局。兴山县电力系统（由这三家电网共同组成）所形成的水电自发、自销、自成体系的用电方式一直沿用至今。其中兴发集团公司负责开发、管理和经营小水电站以及本身集团公司系列化工产品的生产，天星供电公司管理兴山电网以及相应的供电，同时负责收购兴发集团的小水电过网电力，宜西供电公司在丰水期负责接纳兴山电网富余的小水电电力以及在枯水期向兴山电网补充和提供其电力不足部分。截止2011年底，兴山电网共有110kV变电站7座，主变10台，总容量368MVA。其中110kV座斗坪变电站（16+31.5MVA）、观音阁变（20MVA）、水田坝变（31.5MVA）属宜西供电公司管辖，110kV湘坪变（20MVA+40MVA）、110kV万家岭变电站（2×31.5MVA）、110kV兴发变（1×63+1×40MVA）、110kV平邑口变（2×63MVA）4座变电站属天星供电公司管辖；110kV主要输电线路7条，总长141km。截止2011年底，兴山电网共有35kV变电站14座，主变15台，容量53.8MVA（其中一座为开关站）。35kV输电线路50条，总长384.7km。11 兴山电网主骨架由110kV变电站和相关输电线路构成，110kV兴发、湘坪与万家岭变电站为三角的兴湘线、湘万线与兴万线环网运行，110kV平邑口变电站通过110kV座平线与大网联接。兴山电网与湖北主网没有220kV电压等级的实质性关系，而仅仅通过110kV座斗坪变电站以及220kV小雁溪变电站中的110kV母线侧与之联系。因此，110kV座斗坪变电站以及小雁溪～座斗坪、观音阁～座斗坪两条110kV线路是宜昌主网与兴山和神农架电网相互联系的主要通道。在正常运行方式下，小雁溪～座斗坪～平邑口110kV线路主供兴山县，观音阁～座斗坪～水田坝110kV线路主供神农架林区。只有在上述110kV联络线发生故障后，才由非故障联络线同时对以上两地区电网供电或进行电力交换。2011年兴山县全社会用电量为9.41亿kWh，“十一五”期间平均增长率达到了17.1%，。2011年全口径最大负荷约170MW。其中集中供电的工业园区三处，日均用电负荷超过120MW，同时率70%以上。兴山县高耗能负荷仍是主要用电负荷，占总用电负荷的92%以上，电炉频繁的操作对电网负荷波动较大，日负荷丰谷差较大，最大负荷利用小时数受电源供电能力影响大。兴山电网通过110kV座斗坪变电站实现一点连接，基本维持县电网的正常运行，但安全可靠性低，严重枯水期，网供负荷受限。兴山电网存在的主要问题如下11 1、由于县内工业负荷的快速增长，大网返供负荷不断增加，线路输送能力受限，县网与大网联结薄弱，安全可靠性差，电能质量差的问题日益突出，已成为制约县域经济发展的瓶颈。需新增220kV变电站作为上级电源点支持境内110kV变电站。2、发电能力受季节变化影响大，自我调节能力差。丰水期电力过剩，枯水期电力供应不足，供电质量无法保证，尤其是高耗能用电量无法完全满足。丰水期110kV平兴线、兴万线过载：平兴线输电导线LGJ-240，11.5KM；线路允许载流量655A，受两端设备限制，安全载流量600A；兴万线输电导线LGJ-150，14KM；线路允许载流量463A，受两端设备限制，安全载流量400A。丰水期（一般每年6-9月）全县小水电最大发电负荷165MW左右（考虑古洞口两台满发，但不考虑农村电网发、供互抵负荷），日均用电负荷120MW，电网以上网为主。由于兴山电网电源与负荷中心不平衡，导致万家岭、湘坪变电站的上网负荷大量经兴万线、平兴线传输上大网，导致两线路传输电流超安全电流，接近线路最大允许电流；若考虑近一两年内毛家河流域开发上网，平兴线、兴万线将严重过载。3、10kV输送半径过大，输送能力和电能质量无法满足用电需求，需增加35KV输变电项目，进一步扩展35kV供电范围，提高10kV及以下配电网络供电可靠性。2.2电力系统发展规划2.2.1兴山电力需求预测2011年兴山全口径最大负荷170MW，2010年全口径最大负荷已达156MW，同比增长8.97%。电力工业作为兴山国民经济发展的基础产业，“十一五”期间全县立足资源与矿产优势，大力发展高能耗工业，用电负荷增长迅猛，由2005年的122M11 W发展到2011年的170MW。其中：工业负荷156MW，农业负荷8MW，市政及其他负荷6MW。2011年全县用电量9.41亿kWh。其中：工业用电量8.0亿kWh。根据兴发关于兴发集团中长期发展规划及兴山县发展规划，兴山县在2011-2020年期间用电负荷相对集中，将形成以兴发白沙河分厂（兴发变电站供电）、刘草坡工业园（座斗坪、平邑口变电站供电）、平邑口工业园（平邑口变电站供电）三大磷化工高耗能负荷区；另有古夫工业硅、水月寺银钒矿等大的用电负荷区。根据《兴山县国民经济和社会发展十二五规划纲要》，兴山县定位打造全国最强、世界知名的磷化工生产基地，将形成500万吨/年磷矿开采能力，抓好钙盐、甲酸、甲酸钠、五硫化二磷、次磷酸钠、复配磷酸盐及食品级、饲料级、电子级等精细磷化工项目建设，挖掘白沙河、刘草坡、平邑口三大园区潜力。同时，培育具有较大潜力的冶金产业，大力发展硅工业。2012-2020年期间兴山地区的负荷预测如下表3.1-1所示。兴山县电力电量预测表3.1-1　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　单位：亿kWh、万kW、%　20112012201320142015“十二五”增长率2020全社会用电量9.4110.4911.6312.9514.298.90%19.58全社会最大负荷1717.4819.3421.5823.8110.10%31.582.2.2电力系统发展规划截止2011年底，兴山县已建电站76座，总装机容量211.05MW，其中总装机6MW以上的电站9座120.3MW。除古洞口一级、二级电站为库容式电站外，其它均为径流式小水电站，库容电站装机仅占小水电总装机的四分之一。11 其中，兴发集团水电站20座，装机总容量142.21MW，占全县总装机的69.29%；昭君电业水电站4座，装机总容量9.15MW，占全县总装机的4.46%；其它小水电52座，装机总容量53.865MW，占全县总装机的26.25%。兴山近5年小水电年均发电量5.5亿度以上（其中：兴发电站4.5亿度、其他电站1.0亿度左右）。兴山县县内水域主要水电已大体开发完毕，无大容量水电开发规划项目。至2011年底，兴山县内并无220kV变电站，目前已经严重制约了兴山县电力及经济发展，“十二五”期，兴山将新建220kV古夫变，将大大缓解兴山用电紧张的局面。兴山县将形成以水电、热电厂及220kV电源为支撑，以110kV为主要输电网络，35kV、10kV配网协调发展的网络2.3电力平衡计算结果兴山县电力平衡计算结果见下表3.1.2。尽管截止2011年底，兴山地区现有装机已经达到了211.05MW，丰大方式下基本可以实现电力平衡，但是枯水期，水电可利用容量减少，2011年仍需主网下网100MW左右。2014年随着热电联产项目的实施，能有效满足枯水期兴山县负荷的需求。至2015年，兴山县丰水期能实现电力外送，枯水期需从主网下网功率仍保持在2013年水平。11 兴山地区电力平衡及容载比表3.1-2　　　　　　　　单位：万kW项目20122013201420152020　丰枯丰枯丰枯丰枯丰枯系统需求19.2218.2621.3320.2623.7422.5526.224.8934.7433最大负荷17.4816.619.3918.4221.5820.523.8122.6231.5830负荷备用1.751.661.941.842.162.052.382.263.163110kV及以下上网水电容量21.121.121.121.126.126.126.126.126.126.1小水电21.121.121.121.121.121.121.121.121.121.1热电厂0000555555110kV及以下上网水电可利用容量12.664.2212.664.2216.668.2216.668.2216.668.22小水电12.664.2212.664.2212.664.2212.664.2212.664.22热电厂0000444444本区电力平衡-6.56-14.04-8.67-16.04-7.08-14.33-9.54-16.67-18.08-24.78需下网容量4.8212.386.7314.24.9212.287.1514.414.9221.7811 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告2.4电网建设规划截止2011年底，兴山县已建电站76座，总装机容量211.05MW，其中总装机6MW以上的电站9座120.3MW。除古洞口一级、二级电站为库容式电站外，其它均为径流式小水电站，库容电站装机仅占小水电总装机的四分之一。目前，兴山县内小水电已经开发完毕，趋于饱和。“十二五”期间，兴山县将新建热电联产电厂，装机规划为2×25MW。2.5工程建设的必要性1）满足兴发集团公司和兴山县电力负荷增长的需要2011年，兴山县全社会最大负荷已经达到144.8MW，枯水期主网返供电最大达到9.23万kW左右。在“十二五”期内，兴发集团的规模将在原来的基础上进一步发展，兴山新县城市政及人民群众的生活用电也会在原有基础上进一步发展。从电力平衡的结果上看，2012年枯水期，兴山的电力缺口达123MW左右，2013年则达到了142MW左右。随着热电联产工程的投入，能有效满足兴山地区负荷增长的需求。2）提供无功电源支撑，提高地区供电可靠性本工程2×25MW机组能为地区电网提供无功电源支撑，缓解该地区容性无功电源配置不足，提升电压稳定水平，对提高地区供电可靠性有一定的积极作用。3）有力促进地区经济的发展13 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告本工程的建设不但可增加地方财政收入，提供部分就业机会，而且电厂工程的建设可改善地方基础设施，给地方经济发展提供动力。2.6接入系统方案初步考虑根据对规划工业园热电联产项目在系统中地位和作用的初步分析，结合热电联产项目及其周边电网实际情况，初步拟定兴山县热电联产机组以1回110kV电压等级接入110kV平邑口变电站。接入系统方案如下图3.1.1所示。图3.1.1兴山县水电专业公司热电联产项目接入系统示意图13 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告3热负荷3热负荷根据《兴山县供热专项规划》（2012年-2020年）及审批意见，本项目的供热范围包括：兴山县峡口片区的兴发化工集团公司刘草坡精细磷化工产业园（简称刘草坡工业园）、兴发化工集团公司平邑口硅化工产业园（简称平邑口工业园）。3.1供热现状刘草坡工业园区目前没有集中供热系统，园区内需供热的工业企业均采用自备热源解决自身需求。除一台SHXF15-1.25-AI燃煤锅炉，另有一些2t/h以下的小型锅炉，年供应蒸汽约13万吨。平邑口工业园区目前没有热源点。3.2热负荷3.2.1现状热负荷根据现场实际调查，刘草坡工业园现有用热项目有黄磷，三聚磷酸钠，食品级焦磷酸钾，磷酸，六偏磷酸钠，次磷酸钠，四羟甲基硫酸磷等，年消耗0.5-0.6MPa的饱和蒸汽约13万吨。平邑口工业园现在没有热负荷。3.2.2近期热负荷根据《兴山县“十二五”工业发展规划》，2012-2015年，将在刘草坡工业园建设的项目有：牙膏级钙盐项目，15万吨/年甲酸钠及6万吨/年甲酸项目。将在平邑口工业园区内建设的项目有：20万吨/年有机硅单体，10万吨/年110生胶，8万吨/年107生胶，8万吨/年混炼胶，8万吨/年密封胶，2万吨/年含氢硅油等。湖北省电力勘测设计院212013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告另外，据《兴山县供热专项规划》（2012年-2020年）所述，兴发化工集团公司白沙河工厂用热装置将在近期迁往刘草坡工业园。目前白沙河工厂建有SHXF15-1.25-AI燃煤锅炉3台，迁址后，保留全部热负荷，原有锅炉关停。白沙河工厂主要生产黄磷、次磷酸钠、阻燃剂、二甲基砜、二甲基亚砜、五硫化二磷等，目前年消耗0.5-0.6MPa的饱和蒸汽约36万吨。具体如下表：湖北省电力勘测设计院212013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告用户热负荷统计表序号单位名称蒸汽温度（℃）蒸汽压力（MPa）采暖期(t/h)制冷期(t/h)非采暖非制冷期(t/h)最大平均最小最大平均最小最大平均最小兴发化工集团公司刘草坡工业园12.5万吨/年黄磷项目饱和温度0.53.943.543.193.783.403.063.863.473.1323万吨/年食品级三聚磷酸钠项目饱和温度0.62.362.131.912.272.041.842.312.081.8831万吨/年食品级焦磷酸钾项目饱和温度0.60.790.710.640.760.680.610.770.690.63410万吨/年磷酸项目饱和温度0.66.305.675.106.055.444.906.175.565.0052万吨/年食品级六偏磷酸钠项目饱和温度0.61.891.701.531.811.631.471.851.671.5060.6万吨/年次磷酸钠项目饱和温度0.82.362.131.912.272.041.842.312.081.8870.3万吨/年四羟甲基硫酸磷项目饱和温度0.62.362.131.912.272.041.842.312.081.8885万吨/年的牙膏级钙盐项目饱和温度0.53.943.543.193.783.403.063.863.473.139白沙河迁建项目饱和温度0.656.6751.0045.9054.4449.0044.1055.5650.0045.001015万吨/年甲酸钠及6万吨/年甲酸项目饱和温度0.575.5668.0061.2072.5965.3358.8074.0766.6760.00兴发化工集团公司平邑口工业园11饱和温度0.815.7414.1712.7515.1213.6112.2515.4313.8912.50湖北省电力勘测设计院212013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告10万吨/年110生胶128万吨/年107生胶饱和温度0.812.5911.3310.2012.1010.899.8012.3511.1110.00138万吨/年混炼胶饱和温度0.86.305.675.106.055.444.906.175.565.00148万吨/年密封胶饱和温度0.86.305.675.106.055.444.906.175.565.00152万吨/年含氢硅油饱和温度0.83.152.832.553.022.722.453.092.782.501620万吨/年有机硅单体饱和温度0.8188.89170.00153.00181.48163.33147.00185.19166.67150.00湖北省电力勘测设计院212013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告由上表可知，工业热用户所需热负荷为0.5MPa-0.8MPa的饱和蒸汽。该地区采暖期为92天，室外采暖计算温度5℃；制冷期为90天，室外制冷计算温度27℃。3.3热负荷调查与核实根据《兴山供热专项规划》，本阶段拟定了刘草坡、平邑口工业园区为热电中心供热用户。2012年9月，湖北省电力勘测设计院会同兴山县水电专业公司热电联产项目筹备人员对供热范围内的主要热用户的供热现状及热负荷进行了调查核实。我们在实地调查过程中，主要核对已有锅炉铭牌、容量、台数及锅炉效率，了解所有热用户的产品产量，单位能耗，实际年耗煤量，同时对各用户用汽工艺、用汽参数、生产班制、检修期、企业生产发展情况进行调查分析，并在此基础上对现状热负荷进行了核定。3.4设计热负荷刘草坡、平邑口工业园区地处湖北省兴山县，根据《采暖通风与空气调节设计规范》(GB50019—2003)不考虑集中采暖供热，本热电联产项目只供工业热负荷。将已调查核实的用户热负荷汇总得到下表：用户热负荷汇总表项目单位采暖期制冷期非采暖非制冷期最大平均最小最大平均最小最大平均最小用户热负荷0.5-0.8MPa饱和蒸汽t/h389.1350.2315.2373.9336.5302.8381.5343.3309.0湖北省电力勘测设计院212013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告本项目中各化工装置在常规情况下为三班制运行，考虑检修期，同时率取0.85；汽轮机的供汽参数与目前工业企业实际用热参数存在差异，将热负荷经焓值折算到热电厂出口时，根据用户用汽参数考虑焓值折算系数约0.92；由供热半径小于4km,考虑管道损失为5%。依据上述原则折算至供端可知本期供热范围内拟供的工业热用户2012-2015年用汽负荷采暖期最大值为319.4t/h，平均值为289.1t/h。本项目的设计热负荷见下表：项目单位采暖期制冷期非采暖非制冷期最大平均最小最大平均最小最大平均最小工业热负荷1MPa285℃t/h319.4289.1258.8306.9277.8248.6313.2283.4253.7GJ/h893.3808.4723.6858.3776.7695.2875.8792.6709.4热电厂设计热负荷汇总表以上数值作为机组选型依据。根据设计热负荷表，绘制年热负荷持续曲线（2012-2015年）如下：湖北省电力勘测设计院212013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告年热负荷持续曲线图（2012-2015年）3.5项目建设的必要性随着刘草坡、平邑口工业园区内各项目的建成投产，现有供热能力将无法满足生产的基本需要，集中热源点的建设需求非常迫切。综合考虑兴山县整体的能源状况和刘草坡、平邑口工业园区企业的工艺特点、厂区分布情况，选择采取热电联产集中供热方式。此种供热方式能源利用率高，在满足供热需求，保证供热质量的同时，增加了电力供应。取代原有小型工业锅炉，提高了热效率，且便于采取有效的除尘和脱硫措施，有利于空气污染物的削减，改善环境质量。本项目的建设必将促进刘草坡、平邑口工业园的建设和发展，对整个兴山县的招商引资、经济发展也有着一定意义。3.6凝结水回收湖北省电力勘测设计院212013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告本项目近期热负荷均为工业负荷，供热范围内的化工企业部分工艺为直接加热，凝结水回收、处理都很困难，此部分凝结水不考虑回收；另一部分工艺为蒸汽表面式换热，凝结水具备回收条件，考虑回收。综合考虑后，凝结水回收率取50％。3.7存在的问题本热电联产项目建成后，保留刘草坡工业园1台SHXF15-1.25-AI燃煤锅炉，另新建1台15t/h启动锅炉，一起作为调峰锅炉。当1台供热装置检修或故障，且出现最大热负荷时，需启动调峰锅炉，保证热用户用热需求。这种供热模式能源利用率低，不适合长期运行，故建议与用热单位沟通协调将供热装置检修期避开用热高峰。3.8配套工业用汽输送管网的建设要求目前，刘草坡、平邑口工业园内还没有实施集中供热，因此热电联产项目和热力管网应同步建设、同时投产。本热电联产项目拟2014年4月项目开始建设，2015年10月机组投入运行。相应的热力管网建设应配套进行，在机组投产前完成。各区的热源和热网建设尽量兼顾远期规模，避免近远期重复投资。湖北省电力勘测设计院212013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告4燃料供应4.1耗煤量本工程燃料输送系统的出力按2×240t/h锅炉的终期规模一次建成进行设计。设计煤种小时耗煤量93.44t/h，日耗煤量为2242.56t/d，年耗煤73.3504万吨。4.2燃料运输本工程燃煤采用四川地区煤矿生产的高灰分、低热值的劣质煤，兴山县水电专业公司已经与两家煤炭公司哪两家煤炭公司，两家煤炭公司的规模。签订了供煤协议（见附件1），两家煤炭公司承诺按照协议要求的煤质每年提供80万吨原煤供电厂燃用。燃煤先经公路运输转长江水运进口，平均运距648km。后通过长江水道-香溪河运至兴山县，三峡工程蓄水后，香溪河具备通航条件。目前，在175～145～155m（吴淞高程）运行时，香溪河河口～峡口段航道为Ⅲ航道，可常年通航1000吨级1顶4驳船队，峡口～平邑口段航道为Ⅳ航道，可常年通航500吨级1顶2驳船队（在高水位时可季节性通航1000吨级船舶，抵达平邑口作业区），平邑口～响滩段航道为Ⅳ航道，可季节性通航500吨级1顶2驳船队。卸煤专用码头位于兴山县峡口镇宏昌港和平邑口码头，目前，平邑口码头属于兴发集团，宏昌码头目前也被兴发集团收购。两个码头距离厂址约3km。两个码头设有露天煤场。燃煤通过汽车运输进厂。（相关运输协议见附件2）4.3燃料品质及耗煤量煤质具体成分见下表4.3-1：表4.3-1燃煤特性项目符号单位设计燃料收到基含碳量Car%43.20湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告收到基含氢量Har%1.03收到基含氧量Oar%3.83收到基含氮量Nar%0.80收到基含硫量St.ar%2.60收到基灰份Aar%39.54收到基水份Mar%9.00干燥无灰基挥发份Vdaf%10.55收到基低位发热量Qar.netKJ/Kg15005.5表4.3-2240t/h锅炉燃煤耗量项目设计煤种一台炉两台炉小时耗煤量（t/h）46.7293.44日耗煤量（t/d）1121.282242.56年耗煤量（万t/a）36.675273.3504本项目按新建工程设计，日运行小时数取为24小时，年利用小时数为7850小时。4.5石灰石供应本工程脱硫剂采用成品石灰石粉。成品石灰石粉品质为石灰石纯度为92.5%，CaO含量大于50%。本工程石灰石粉采用汽车（罐车）运输，运输汽车由社会解决，热电厂不自备石灰石粉的运输汽车。兴山县石灰石矿产丰富，已探明的有石灰岩、大理石、花岗石、铁矿、磷矿等十几种，其中石灰岩储量达5.4亿立方米，开采加工潜力很大。湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告本工程设置2台240t/h循环流化床锅炉，燃煤的含硫量为2.60%，锅炉额定蒸发量时1台锅炉的实际燃料消耗量为46.72t/h，1台锅炉的实际石灰石粉耗量为8.7t/h，2台炉石灰石粉耗量为17.4t/h。5建厂条件5.1厂址概况5.1.1地理位置5.1.2厂址条件5.1.2.1厂址概况李家沟厂址：厂址位于平邑口工业园和刘草坡工业园之间的李家沟大桥东侧区域，现为高速公路弃石场地。南距刘草坡工业园直线距离约2.0km，西北距平邑口工业园直线距离约2.4km。香溪河从厂址西侧300m处由北向南经峡口与长江连接。312省道从厂址西侧约150m处南北向通过。在建的宜巴高速公路从厂址南侧约60m处东西向通过。厂址北、东、南三面环山，西面向河，处在北面冲沟和南面冲沟的汇流处。该场地为香溪河支流的尽头，呈狭长状，为直流尽头河滩地。原自然标高在146~180之间，现部分场地在高速公路施工时已被平整，面积约在3公顷左右，用做设备堆放场地，平整标高约175m左右；另一部分为高速公路弃石堆砌场地和高速公路项目部，面积约5000㎡（约长100mx宽50m），弃石场地堆砌标高约210m（1956黄海高程，未特别说明均为该高程系统），现高速公路施工基本完成。湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告厂址东侧为高速公路弃石场地；南面与高速路公路相邻，最近距离约60m左右；北面有一条沿河岸边进弃石场的4m宽乡间道路，高速公路施工运输道路也从该道路进入弃石场地和项目部，在河岸边现有民房6座，坟墓（大部分为墓碑）约30座，河岸边护坡约有10~30m高，面积约7000㎡；在场地东北角现有一座临时炸药库，待高速公路建成后随即拆除；厂址范围内现有10kV线路一条，周边有桔树林和部分松树林；厂址西面为与香溪河连接的水域，水位起伏范围与三峡库区最低水位和最高水位一致，在145m至175m之间。根据兴山县国土局提供的地形图，该区域的移民线标高为180m，因此，本工程场地平整标高最低应不小于180m。李家沟厂址远景现状湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告李家沟厂址内现状李家沟厂址区域地形条件复杂，地质条件较差，高边坡（填、挖方区）最高达80m左右，治理难度高，且受山洪影响较大。为提供兴山县良好的投资环境，兴山县委县政府承诺完成厂址区域的场地平整、高边坡及防洪措施工作。高边坡治理及防洪措施由兴山县政府委托有资质单位进行专题研究和设计，以保证电厂的安全。涉及到的民房、线路、坟墓的拆迁工作及厂址周边的桔树林、松树林的赔偿均由兴山县政府负责解决。电厂设计是在给定的平整完成后的熟地上进行限面积设计。厂址用地性质为建设用地。平邑口厂址：湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告厂址位于平邑口工业园内中部位置，葛洲坝兴山水泥厂北面，园区总体规划的第二阶梯上（第一阶梯为已建成的葛洲坝兴山水泥厂，标高为210m）。园区第二阶梯现为大山的南坡面，南低北高，自然标高在220m~400m之间。现场地正在根据园区规划进行大面积的平整，据向业主了解和调查，平整标高为235m~270m。平邑口厂址现状本工程厂址紧靠第二台阶南边缘，园区规划路北侧，处在水泥厂的正北面的上方，现部分场地正在进行平整中，根据平整范围规划，园区平整的范围用地不能够满足本热电厂工程厂区总布置的要求，因此，工程实施时还需要在已平整范围的基础上扩大场地平整范围。平整标高拟考虑为235m~240m。厂址东南距刘草坡工业园直线距离约6.0km。香溪河从厂址东侧约400m处由北向南经峡口与长江连接。312省道从厂址东侧的香溪河东岸南北向通过,距离厂址约650m。平邑口工业园与312省道之间通过平邑口大桥连接。在建的宜巴高速公路从厂址南侧约750m处东西向通过，并在平邑口工业园区设有出入口。平邑口厂址用地为平邑口工业园规划用地，厂址用地性质为工业用地。湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告平邑口厂址现状（正在平整中的部分场地）5.1.2.2地质条件李家沟厂址：厂址处在香溪河支流河道尽头的河滩上，自然标高在146~180之间，但大部分场地标高低于180m。受三峡库区蓄、排洪影响，有部分场地处在水面以下，地下可能存在淤泥等不良地质条件。高速公路施工时场地被填高到175m，但填土堆积时间过短，在其自重和外力作用下，经过雨水渗入浸泡，会产生沉降变形及不均匀下沉，导致地坪开裂，使埋置于填土内的基础设施产生破坏或变形。通过场地平整及防洪护岸工程后，解决了场地洪水泄洪、场地边坡滑坡现象、厂区高挡墙、高边坡、场地沉降等厂址的重大问题。具体治理方案详见宜昌市水利水电设计院编制的专题报告《李家沟场地平整及防洪护岸工程工程地质勘察报告》。平邑口厂址：湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告厂址范围内自然标高在220m~324m之间，高差很大。场平后厂址被北侧会形成约150m高的人工高边坡，且厂址北侧山坡存在滑坡等不良地质情况。为了消除边坡失稳和滑坡灾害对电厂影响，建议下阶段对厂址边坡治理进行专项勘测设计。两个厂址区域地震动峰值加速度为0.05g，对应地震基本烈度为Ⅵ度，地震动反应谱特征周期为0.35s。厂址内及附近无文物及矿产分布。区域地质相对稳定，均适宜建厂。5.1.2.3水文条件两个厂址均处在香溪河旁的低山河谷地段，而香溪河属三峡库区范围。因此，厂址防洪、取水以下3方面的影响和制约。（1）厂址设计洪水位本工程各厂址设计洪水位根据三峡水库最高蓄洪水位175.2m（吴淞高程系）确定。根据兴山三峡水库工程管理局提供的资料表明，为了防浪厂址高程要高于最高蓄洪水位2m。即各方案设计洪水位为177.2m（吴淞高程系）。（2）厂址设计枯水位本工程各厂址设计枯水位根据三峡水库泄洪最低水位确定，即厂址设计枯水位为143.2m（吴淞高程系）。（3）站址小流域汇流李家沟厂址：厂址三面环山，50年一遇洪峰总流量为49.60m3/s。其中北侧为纸厂支沟，50年一遇洪峰流量为123.40m3/s，南侧冲沟为蚂蝗池支沟，50年一遇洪峰流量为126.20m3/s。为了避免山洪对此范围场地的影响，采用明渠和箱涵相结合的方式，在厂区两侧分别设置一条泄洪沟，分别与纸厂支沟和蚂蝗池支沟相连，从厂区北面和南面向东排入香溪河。具体洪沟设计详见《李家沟场地平整及护岸防护工程设计》专题报告。湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告平邑口厂址：厂址50年一遇洪峰流量为6.0m3/s。随着园区后期的不断开发，场地北侧汇水面积将逐渐消失或减小。因此，场地排洪仅可排洪考虑在厂区北侧设置截（排）洪沟一道，满足厂址防洪要求。5.1.2.4气象条件兴山县属亚热带大陆性季风气候，全年主导风向为为西南风。春季冷暖多变，雨水较多；夏季雨量集中，炎热多伏旱；秋季多阴雨；冬季多雨雪、早霜。由本工程两个厂址地处兴山县境内，且之间相距约3km，同属一气候区域。厂址区域各气象要素可参考下表。兴山气象站各气象要素1958～2000年累年统计特征值5.1.2.5水源本工程供水系统采用机力通风冷却塔的二次循环供水系统。2×25MW机组最大小时补充水量为309m3/h。厂址位于距离平邑口工业园仅2km距离，目前平邑口工业园初具规模，各厂址水源均考虑从平邑口工业园取水。5.1.2.6灰场本工程的灰渣全部按综合利用考虑，仅考虑设置事故灰渣场。葛洲坝兴山水泥有限公司是年生产水泥100万吨的企业，位于平邑口工业园区内。电厂与葛洲坝兴山水泥有限公司已达成了协议，电厂年灰渣量45.1×104吨全部供给葛洲坝兴山水泥有限公司用于生产原料。当灰渣综合利用遇到暂时不能利用时，可利用水泥厂的料场作为事故灰渣场，满足堆放2x240t/h锅炉设计燃料满负荷运行时15天约2.1x104t的排灰渣量及石膏量。事故灰渣场占地面积约3500㎡。5.1.2.7出线湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告本工程出线电压等级为110kV,终期出线规模为2回，分别接入平邑口110kV变电站和古夫220kV变电站。本期出线1回，接入平邑口工业园的110kV平邑口变电站。接入条件较好。5.1.2.8卸煤码头本工程燃煤采用四川地区煤矿生产的高灰分、低热值的劣质煤。燃煤通过汽车运输至长江沿岸港口，后由水运，经香溪河，运至平邑口码头卸船，采用自卸汽车运输进厂。平邑口码头属于兴发集团，距离李家沟厂址约2700m，距离平邑口厂址约650m。本热电厂工程受地形条件影响，用地较为紧张，拟考虑电厂内设置5.4天煤储量干煤棚，煤码头设置9.6天耗煤量的露天煤场。总储煤量可满足2×240t/hCFB锅炉15天的耗煤量，满足规范要求。厂外露天煤场占地约3500㎡。5.2交通运输5.3.1.2香溪河请业主提供纸坊河水库可研或者相关介绍香溪河分为东河和西河。东河源于神农架林区骡马店，经平水乡、古夫镇，至高阳镇响滩。西河源于神农顶南麓的横河，经湘坪乡、南阳镇流入高阳镇，在响滩汇东河水形成香溪河水系。东部的夏阳河、高岚河在两河口汇流经建阳坪乡在峡口镇东侧注入香溪河，流经秭归的三间，在香溪东侧注入长江。流域面积2102km2，占全县总面积90％。线路香溪河跨越河段有兴山（二）水文站，原兴山水文站在兴山（二）水文站下游4.5km处。兴山（二）水文站始建于2006年，位于美丽的昭君故里、香溪河畔－兴山县高阳镇。东经110°45¢，北纬31°13¢，控制流域面积1815km2，为二类精度的国家重要站。湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告5.3.1.3厂址设计洪水位由于本工程各方案厂址均处在三峡库区旁，设计洪水位的确定是根据三峡水库最高蓄洪水位而定。根据兴山三峡水库工程管理局提供的资料表明，为了防浪厂址高程要高于最高蓄洪水位2m。即各方案设计洪水位为175.2m。5.3.1.4厂址设计枯水位由于本工程各方案厂址均处在三峡库区旁，设计枯水位的确定是根据三峡水库泄洪最低水位而定。即厂址设计枯水位为143.2m。5.3.1.5站址小流域汇流李家沟厂址由于三面环山，存在小流域山洪汇水的影响。通过现场踏勘和图上作业，得到李家沟北侧50年一遇洪峰流量为130.7m3/s，李家沟南侧50年一遇洪峰流量为91m3/s。平邑口厂址小流域汇水面积为0.11km²，根据推理公式得出50年一遇洪峰流量为6.0m3/s。5.4供水水源本工程设计阶段确定的方案厂址为李家沟厂址、平邑口厂址。电厂两方案厂址的供水均由平邑口工业园负责。本工程2×B25MW机组最大小时补充水量为309t/h（0.086m3/s），最大日补充水量为6738m3/d，最大年补充水量为242.57×104m3。5.4.1概述5.4.2水源流域概况及取水河段水文特征平邑口工业园工业水水源由纸坊河水库及兴山县自来水厂组成，工业园目前已具有**m3/h的供水能力（需远大于6738t/d），目前工业园已入住的企业有：葛洲坝水泥厂、平邑口码头、**************************，各企业耗水如下：湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告经统计工业园目前耗水量为**m3/h；根据园区规划还将入住的工业有：*****企业，预计各企业耗水量如下：兴山县自来水公司目前有***个水厂，每个水厂的水源分别来自***地方，每个水厂的生产能力***，目前各水厂已对外供水**吨/小时，尚有富余生产能力**吨/小时，纸坊河水库位于兴山县纸坊河上。***年**月动工兴建，***年竣工。位于纸坊河*游的**地方。原名石龟水库。该库处于暴雨中心区，多年平均来水量***亿m3。水库上游集雨面积****km2，总库容***亿m3，是一宗以灌溉为主，结合发电、防洪、养殖等综合利用的大（二）型水库。有主坝1座，主坝长***m，最大坝高***m，坝顶高程***m。副坝*座。总长****m。溢洪道堰顶高程为***m。***年进行过河流规划复查。灌溉面积为***万亩。（如果有）发电装机*台，容量***kW。年发电量***万度。灌区分为左、右两个。左灌区灌溉******等乡镇，干、支渠长**km，灌溉面积**万亩；右灌区灌溉等管理区，干、支渠长***km，灌溉面积**万亩。现有效灌溉面积***公顷。（水库概述）水库调节性能属＿（年或多年）调节，年平均雨量＿mm，多年来水量＿亿m3，年平均流量＿m3/s。根据＿年一遇洪水设计，相应洪峰流量＿m3/s；＿年一遇洪水校核，相应洪峰流量＿m3/s；设计洪水位＿m，相应库容＿万m3；校核洪水位＿m，相应库容＿万m3；正常水位＿m，相应库容＿万m3；死水位＿m，相应库容＿万m3；防洪库容＿万m3；兴利库容＿万m3；根据相关法规，如以其作为供水水源，要取得兴山水利局《关于兴山县平邑口工业园热电联产工程用水水源的批复函》和取得纸坊河水库保障供水协议。下一阶段应征得业主同意，请有资质的单位作本工程项目的水资源评价报告。并取得相关水行政主管理部门的评审通过。湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告5.4.3供水可靠性评价本工程供水系统采用带机力通风冷却塔的二次循环供水系统。2×B25MW机组最大小时补充水量为309t/h（0.086m3/s），按设备年利用小时数为7850h计算，最大日补充水量为6738m3/d，最大年补充水量为242.57×104m3。由于本工程各厂址方案的供水均由平邑口工业园负责，平邑口工业园水源由纸坊河和兴山自来水公司负责提供，兴山自来水公司旗下共有**个自来水厂，各自来水厂的生产能力分别为***t/d，共计生产能力****t/d，纸坊河水库库容量为***m3，其承雨面积为**，其枯水期时库容保持在***m3以上，能保证平邑口工业园（含电厂）**天的供水，故本工程以平邑口工业园区为取水水源保证程度高。目前平邑口供水点分别距离平邑口厂址为**m，距离李家沟厂址为**km，供水压力能保证在**MPa5.5贮灰渣场电厂按2*B25MW机组的容量，每年运行小时数7850h，除灰系统采用干除、灰渣分除方案，年灰渣量约44.26×104吨，年排石膏量约1.73×104吨。日灰渣量约1353.12吨，日排石膏量约52.80吨。结合当地实际，热电厂的灰渣全部考虑综合利用,综合利用主要可以有如下途径:1.电厂灰渣及脱硫副产品石膏可作为水泥厂原料、建筑材料原料或直接用于市政建筑工程，大量利用锅炉灰渣能节约土地资源，减少环境污染，具有明显的经济效益。葛洲坝兴山水泥有限公司位于峡口工业园内，目前年产优质水泥熟料77.5万吨，水泥100万吨，预计到2015年水泥产量达200万吨。本工程灰渣和石膏可全部用作兴山水泥厂的水泥掺和料。当灰渣综合利用遇到事故暂时不能利用时，灰渣及石膏可在水泥厂料场堆放。水泥厂料场可满足堆放2×240t/h锅炉设计燃料满负荷运行时15天约2.1×104t的排灰渣量及石膏量。湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告2.为保护耕地，国家对使用粘土砖有了越来越严格的控制，很多地区都开始禁止使用粘土砖。而粉煤灰砖具有原料丰富、环保、价廉等满足替代粘土砖的诸多条件，各地都在大力推广使用粉煤灰砖。随着粉煤灰砖的大量运用，很多地区燃煤电厂的粉煤灰甚至出现了供不应求的状况，因此粉煤灰砖是灰渣综合利用的一条非常有效的途径。结合本工程的实际，热电厂优先考虑前两种综合利用途径，并已与葛洲坝兴山水泥有限公司等建材企业达成了协议。本工程李家沟厂址、平邑口厂址方案均将在平邑口厂址南面围墙外的葛洲坝兴山水泥有限公司内的料场，设置一个临时周转灰渣场。周转灰渣场内设有运输道路和车辆出入口。临时周转灰渣场周围设一圈简易围墙，临时周转灰渣场总库容约21000m3。在灰渣场内配置有推灰渣、装卸机械，用于临时灰渣场地作业。为防止灰渣飞扬，在场内设有环形喷淋水管，并设置若干喷洒喷头，根据实际需要定期喷水防尘。喷淋水可取自电厂工艺系统循环水的排污水或化水车间的排水。5.6地震、地质及岩土工程5.6.6结论及建议1）两厂址均属地貌属构造剥蚀中低山，场区地形起伏较大。两厂址均分布有滑坡不良地质作用，地灾治理后，适宜热电厂的兴建。（2）两厂址地震动峰值加速度均为0.05g，地震动反应谱特征周期为0.35s。李家沟厂址山坡挖方区地段场地土类型为中硬土，建筑场地类别为Ⅰ1类；滑坡及河谷地段场地土类型为中软土，建筑场地类别为Ⅱ类；填土地段场地土类型为软弱土，建筑场地类别为Ⅲ类。场地属建筑抗震不利地段；滑坡地段场地属建筑抗震危险地段。平邑口厂址山坡挖方区地段场地土类型为中硬土，建筑场地类别为Ⅰ1类；滑坡及冲沟段场地土类型为中软土，建筑场地类别为Ⅱ类。因厂址为半填半挖地基，场地属建筑抗震不利地段；滑坡地段场地属建筑抗震危险地段。（3）两厂址场地岩土分布为第四系全新统素填土（Q4ml），全新统滑坡堆积物（Q4del）含黏性土碎石，冲洪积（Q4al+pl）卵砾石湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告，残坡积（Qdl+el）碎石等；下伏基岩为侏罗系中统（J2）泥质粉砂岩夹砂质泥岩、砂岩。（4）厂址范围内对工程有影响的是李家沟厂址的地表水及孔隙潜水。孔隙潜水主要赋存于香溪河河床的卵漂石土层及河谷填土层中，和香溪河水联系密切，含水量丰富。场地水、地下水对混凝土结构及钢筋混凝土结构中钢筋均具微腐蚀性。（5）两厂址的地基基础设计均可采用以天然地基为主，地基处理或桩基为辅的方案。李家沟厂址在进行总平面布置时，建议将主要和重要建（构）筑物尽量布置于挖方区和填土厚度较小的地段，可采用天然地基方案，场地泥质粉砂岩和砂岩层可作为天然地基持力层。场地填土厚度较大的地段对建（构）筑物在满足承载力及变形的条件下，应尽量考虑采用天然地基方案，若不能满足要求可考虑采用桩基方案，根据场地土层特征，建议采用钻（冲、挖）孔灌注桩，以卵砾石、泥质粉砂岩和砂岩层作桩端持力层。平邑口厂址在进行总平面布置时，建议将主要和重要建（构）筑物尽量布置于挖方区和填土厚度较小的地段，可采用天然地基方案，场地泥质粉砂岩和砂岩层可作为天然地基持力层。场地填土厚度较大的地段对建（构）筑物在满足承载力及变形的条件下，应尽量考虑采用天然地基方案，若不能满足要求可考虑采用桩基方案，根据场地土层特征，建议采用钻（冲、挖）孔灌注桩，以泥质粉砂岩和砂岩层作桩端持力层。（6）两厂址主要岩土工程问题均为填土沉降变形和人工边坡。对于填土沉降问题，湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告在场地重新整平施工期间，应控制好填料的颗粒级配，对填土进行分层压实以提高填土的承载能力，减小其沉降变形量，同时应加强地面排水和地表覆盖等措施，位于填方区的上下水道应采取防渗、防漏措施。两厂址范围内高差很大，场平后会形成人工高边坡，包括挖方边坡和河岸的填方边坡。为了消除高边坡失稳对电厂影响，应对边坡进行整治，特别注意库区水位升降对河岸挡土墙的影响，同时应做好边坡的护面及排水工作。建议对厂址边坡治理进行专项勘测设计。厂址位于三峡库区，厂址在施工开挖时要考虑地质灾害对厂址的影响，建议尽快对厂址进行地质灾害评估，按评估报告的结论和建议进行防治或治理。（7）李家沟厂址东侧约300m处分布有泗湘溪李家沟煤矿，本次勘测期间该煤矿目前已封闭；平邑口厂址区及附近未见有开采价值的矿产分布。两厂址均未见有文物分布。（8）李家沟厂址内填土地段土壤对接地体等金属结构具微腐蚀性；其他地段土壤对接地体等金属结构具中等～微腐蚀性。平邑口厂址土壤对接地体等金属结构具中等～微腐蚀性。（9）根据岩土工程条件综合比较，平邑口厂址岩土条件略优。5.7.3厂址选择意见李家沟厂址：优点：由于本工程场地平整、边坡治理及防洪措施均由兴山县政府完成，因此，厂址土石方量小；厂址位于热负荷中心位置，供热半径小，效率高；工程主体造价低。缺点：由于厂址处于高填方，存在淤泥等不良地质情况，基础处理费用较高。平邑口厂址：优点：厂址位于园区中心位置，场地平整标高为230m~270之间，不受洪水影响；厂区全部处在挖方区，地质条件好，基础处理费用较低。湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告缺点：供热管道距离刘草坡工业园较远，管道距离约6km；厂址土石方工程量大，弃方约259.5万m³，弃土场地约5公顷；厂外三面高边坡处理费用较高；厂址区域存在滑坡等不良地质灾害情况，需进一步专题论证。通过以上厂址条件及优缺点比较，各项技术经济指标比较，综合考虑，初步拟推荐厂址顺序为：李家沟厂址，平邑口厂址。湖北省电力勘测设计院382013年11月 兴山县水电专业公司热电联产工程可行性研究报告6工程设想6.1全厂规划及厂区总平面规划6.1.1建设规模本工程总装机容量为2×25MW背压式汽轮发电机组配2×240t/h循环流化床锅炉，及配套采用的湿法脱硫，氨法脱硝的工艺及配套的辅助附属生产设施。一次建成，不考虑扩建。6.1.2总体规划6.1.2.1李家沟厂址露天煤场：卸煤码头露天堆场可利用地较多。拟考虑租用约3500㎡场地做为热电厂临时露天煤场。燃煤燃煤通过水路运输至平邑口码头后通过汽车转运进厂或临时堆放在码头租用的露天煤场。根据电厂需要通过汽车转运至厂区，运距约2500m。水源：本工程供水系统采用带机力通风冷却塔的二次循环供水系统，最大补给水量为309m3/h。考虑从平邑口取水，以满足电厂用水需求，当纸坊河处于枯水期时须考虑自来水公司供水，供水量为***m3/h。厂外取水管长约2km。排水：厂区雨水、工业废水及生活污水等经过处理达标后可就近排入香溪河。出线：本工程按照终期2回110kV出线考虑，向北分别接入110kV平邑口变电站和220kV古夫变电站。本期出线1回接入平邑口110kV变电站，线路总长约4000m。事故灰渣场：本工程事故灰渣场设在葛洲坝兴山水泥厂料场内。湖北省电力勘测设计院472012年7月 兴山县水电专业公司热电联产工程可行性研究报告场地条件较好，不需要采取其它处理或改造措施，仅需要用简易围墙分割出来后便可直接使用。根据电厂锅炉设计燃料满负荷运行时15天约2.1x104t的排灰渣量及石膏量。事故灰渣场占地面积约3500㎡。运距约2700m。进厂道路：厂区设主要出入口和运输出入口两个，并采取运煤、灰道路与主要进厂道路独立使用、互不干扰的布置原则，主要为避免运煤、灰道路产生的煤粉、扬尘对主要进厂道路的污染。进厂道路从厂区西侧的312省道。引接长度共560m，引接条件较好。供热管道：电厂位于刘草坡工业园和平邑口工业园之间的中心位置。至刘草坡工业园供热管道拟考虑沿厂区南侧的山坡向南接入园区，供热管道长约2.3km；至平邑口工业园供热管道拟考虑沿312省道向北接入园区，供热管道长约2.73km。施工区：电厂施工生产区考虑布置在厂区南侧围墙外，现该场地为宜巴高速公路施工生产场地，场地条件较好。施工生产区总用地约2.88公顷。电厂施工生活区拟考虑布置在高速公路桥下、香溪河东岸的场地，该场地现为高速公路施工生活区，高速公路竣工后可作为本工程施工生活区用地。用地面积约0.55公顷。李家沟厂址总体规划图详见F2701K-A02-04图。6.1.2.2平邑口厂址露天煤场：卸煤码头露天堆场可利用地较多。拟考虑租用约3500㎡场地做为热电厂临时露天煤场。燃煤燃煤通过水路运输至平邑口码头后通过汽车转运进厂或临时堆放在码头租用的露天煤场。根据电厂需要通过汽车转运至厂区，运距约600m。湖北省电力勘测设计院472012年7月 兴山县水电专业公司热电联产工程可行性研究报告水源：本工程供水系统采用带机力通风冷却塔的二次循环供水系统，最大补给水量为309m3/h，年用水量为242.57×104m3。直接从平邑口供水点供水，以满足电厂用水需求。当纸坊河处于枯水期时须考虑自来水公司供水，供水量为***m3/h。厂外取水管长约500m。排水：厂区雨水、工业废水及生活污水等经过处理达标后可就近排入香溪河。出线：本工程按照终期2回110kV出线考虑，分别为向西南接入110kV平邑口变电站，向北及接入220kV古夫变电站。本期出线1回接入110kV平邑口变电站，线路总长约380m。事故灰渣场：本工程事故灰渣场设在葛洲坝兴山水泥厂料场内。场地条件较好，不需要采取其它处理或改造措施，仅需要用简易围墙分割出来后便可直接使用。根据电厂锅炉设计燃料满负荷运行时15天约2.1x104t的排灰渣量及石膏量。事故灰渣场占地面积约3500㎡。运距约1050m。进厂道路：厂区设主要出入口和运输出入口两个，均从厂区南侧园区规划路引接。引接长度共约110m，引接条件一般。供热管道：电厂位于平邑口工业园中部。至刘草坡工业园供热管道拟考虑沿312省道向南布置，过李家沟大桥后向东爬上山坡，经落叶坪，郑家坪进入刘草坡工业园，供热管道长约6.0km。需跨过平邑口大桥、黄家沟大桥和李家沟大桥3座桥梁。施工区：电厂区域用地紧张，施工生产区考虑根据电厂各设施建设周期分散布置在厂区围墙范围内。电厂施工施工区拟考虑布置在平邑口工业园内临时租用一块已平整用地满足施工生活需要。施工生活区用地面积约0.50公顷。湖北省电力勘测设计院472012年7月 兴山县水电专业公司热电联产工程可行性研究报告弃石场地：本厂址弃石约450万m³，弃石场地拟考虑设置在李家沟大桥西侧区域。占地面积约10公顷。李家沟厂址总体规划图详见F2701K-A02-05图。6.1.3厂区总平面规划6.2装机方案6.2.1机组选型指导思想6.2.2供热机组的性能及特点供热机组类型很多，如抽汽凝汽式、背压式、抽汽背压式等，最常用的是抽汽凝汽式和抽汽背压式。抽汽凝汽式汽轮机的性能及特点：有较高的热效率，在热负荷变化时有良好的调节性能，当热负荷变化时，只需要调整抽汽量和凝汽量，就可以达到调整对外供热量的目的。同时可以缓解负荷波动而产生的锅炉负荷率，可维持设备较高的利用率、设备效率和热经济效益。背压机的性能及特点：热效率高，能源利用率高。但是供热负荷的调整靠锅炉负荷的调整来实现，差，供热负荷具有滞后性，负荷调整时锅炉效率会降低。当热负荷变化剧烈，锅炉调节跟不上，还会造成蒸汽向空排汽，降低效率，浪费工质。抽汽背压式汽轮机的性能及特点：热效率高，能源利用率高。调节灵活性较好。6.2.3机组选型由已确定的设计热负荷表可知，本工程最大热负荷为：1.0MPa285℃的蒸汽319t/h。考虑用户热负荷为工业热负荷，热负荷随季节变化不大，日负荷波动较小。按照“以热定电、热电联产、节能减排”的原则，建议以下装机方案：湖北省电力勘测设计院472012年7月 兴山县水电专业公司热电联产工程可行性研究报告方案一：2×B25-8.83/1.1背压式汽轮发电机。方案二：#1机组：C50-8.83/1.1抽凝式汽轮发电机；#2机组：B25-8.83/1.1背压式汽轮发电机。6.2.4机型比较背压汽轮机和抽凝式汽轮机的性能及特点比较详见下表：项目机组型式背式汽轮机抽凝式汽轮机发电煤耗设计工况低较高负荷突降高略有升高电负荷与汽负荷关系用多少汽，发多少电汽、电比例可调整结构复杂程度简单复杂辅机配套数量少多可适应蒸汽负荷变化幅度小较大系统复杂性简单复杂比较适用的场所调节范围小调节范围广抽汽凝汽式汽轮机在热负荷变化时有良好的调节性能，只需要调整抽汽量和凝汽量，就可以达到调整对外供热量的目的，同时可以缓解负荷波动而产生的锅炉负荷率；但是，系统较复杂，配套辅机数量较多，在设计工况下，热效率、能源利用率较低。背压汽轮机系统简单，在设计工况下，热效率、能源利用率高。但是供热负荷的调整靠锅炉负荷的调整来实现，供热负荷具有滞后性，负荷调整时锅炉效率会降低。6.2.5供热可靠性分析因采暖期、制冷期、非采暖非制冷期热负荷相差不大，故以采暖期数据进行供热可靠性分析。供热可靠性分析表（方案一）类别项目数值湖北省电力勘测设计院472012年7月 兴山县水电专业公司热电联产工程可行性研究报告序号单位2台机组均正常运行时1台机组故障或检修时采暖期采暖期最大平均最小最大平均最小1锅炉新蒸汽9.81MPa/540℃锅炉蒸发量t/h440398357240240215汽轮机进汽量#1213.5193173000#2213.5193173000减温减压器用汽量000240240240汽水损失12.811.610.4000汽水平衡比较0000002工业用汽1.0MPa汽轮机排汽量#1t/h159.5144.6129.4000#2159.5144.6129.4000减温减压器汽量000289289259调峰锅炉供汽量0003000供汽量319289259319289259热负荷319289259319289259汽水平衡比较000000由上表可知，当两台B25机组正常运行时，通过对汽轮机进汽量的调节，可以满足热负荷的需求。在平均热负荷状况下，两台汽机在负荷率90%左右运行,当最大热负荷出现时，两台汽机在负荷率100%左右运行。当1台机组故障或检修，另外1台机组的排汽量不能满足热负荷需求时，锅炉产生的新蒸汽直接减温减压，来满足热负荷需求，发电功率降为零。此时，如出现最大热负荷，将会存在一部分的负荷缺口，需启动调峰锅炉。供热可靠性分析表（方案二）序号类别项目单位数值2台机组均正常运行时#1机组故障或检修时#2机组故障或检修时采暖期采暖期采暖期最大平均最小最大平均最小最大平均最小1锅炉蒸发量t/h535483433240240215265240215湖北省电力勘测设计院472012年7月 兴山县水电专业公司热电联产工程可行性研究报告锅炉新蒸汽9.81MPa/540℃汽轮机进汽量#13082580000000#22112110000000减温减压器用汽量000240240240265240240汽水损失15.614.112.6000000汽水平衡比较0000000002工业用汽1.0MPa汽轮机抽汽量#1t/h1611310000000汽轮机排汽量#21581580000000减温减压器汽量000289289259319289259调峰锅炉供汽量0003000000供汽量319289259319289259319289259热负荷319289259319289259319289259汽水平衡比较000000000由上表可知，当1台B25机组和1台C50机组正常运行时，通过对汽轮机进汽量的调节，可以满足热负荷的需求。当1台机组故障或检修，另外1台机组的排汽量或抽汽量不能满足热负荷需求时，锅炉产生的新蒸汽直接减温减压，来满足热负荷需求，发电功率降为零。1台B25机组运行，且出现最大热负荷时，存在负荷缺口，需启动调峰锅炉。6.2.6热经济性指标两方案的具体热经济性指标见下表：湖北省电力勘测设计院472012年7月 兴山县水电专业公司热电联产工程可行性研究报告热经济指标表序号项目单位方案一方案二采暖期制冷期非采暖非制冷期采暖期制冷期非采暖非制冷期最大平均最大平均最大平均最大平均最大平均最大平均1热负荷热量GJ/h893.3808.4858.3776.7875.8792.6893.3808.4858.3776.7875.8792.6汽量t/h319.4289.1306.9277.8313.2283.4319.4289.1306.9277.8313.2283.42汽机进汽量t/h426.6386.1409.9370.9418.2378.5426.6386.1409.9370.9418.2378.53汽机对外供热量GJ/h893.3808.4858.3776.7875.8792.6893.3808.4858.3776.7875.8792.64汽机对外供汽量t/h319.4289.1306.9277.8313.2283.4319.4289.1306.9277.8313.2283.45汽机额定进汽量t/h422.0516.06汽机额定供汽量t/h316.4318.07铭牌发电功率kW50000.075000.08发电年均标准煤耗kg/kW.h0.18470.25679综合厂用电率%22.314.510供单位热量耗厂用电量kW.h/GJ5.75.711供热厂用电率%11.47.512发电厂用电率%10.97.013供电年均标准煤耗kg/kW.h0.210.2814供热年均标准煤耗kg/GJ40.1840.5915热电厂年供热量GJ/a6943892.86943892.8湖北省电力勘测设计院472012年7月 兴山县水电专业公司热电联产工程可行性研究报告16年发电量kW.h/a348789940.0528474009.517年供电量kW.h/a271009783.3451845278.118发电设备利用小时h6976704619供热设备利用小时h7848780920全年标煤耗量t/a343030.3416702.821年均全厂热效率%81.5672.4422年均热电比%711.73426.8823全年节约标煤量t/a61461.756065.6湖北省电力勘测设计院472012年7月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告6.2.7装机方案比选根据以上分析，两个方案对比如下：１）方案一配套辅机数量少，系统简单，运行维护简单。方案二采用两种机型，配套辅机数量多，系统较复杂，运行维护复杂。２）在相同供热量的情况下，方案一的发电年均标准煤耗为0.18kg/kW.h，供电年均标准煤耗为0.21kg/kW.h，供热年均标准煤耗为40.18kg/kW.h；方案二的发电年均标准煤耗为0.26kg/kW.h，供电年均标准煤耗为0.28kg/kW.h，供热年均标准煤耗为40.59kg/kW.h。３）在满足热负荷总量、调节需求的情况下，方案一的年均全厂热效率为81.56%，年均热电比为711.73%；方案二的年均全厂热效率为72.44%，年均热电比为426.88%。综上所述，本工程遵循“以热定电”的原则，在满足热负荷需求的前提下，综合考虑机组运行的可靠性、供热的稳定性以及热经济性，推荐方案一：2台B25-8.83/1.1型背压式汽轮发电机组。按汽轮机的最大进汽量，并考虑锅炉由于煤种变化以及长期运行引起的锅炉效率降低。可确定锅炉的配置为：2台240t/h的高温高压循环流化床锅炉。6.3主机技术条件6.3.1锅炉型号：循环流化床锅炉额定蒸发量：240t/h过热蒸汽温度：540℃过热蒸汽压力：9.8MPa给水温度：158℃湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告排烟温度：140℃热风温度：220℃冷风温度：20℃炉膛出口过剩空气系数：1.20锅炉效率：88%6.3.2汽轮机本工程汽轮机采用高温高压背压式汽轮机，具体技术参数如下。汽轮机主要参数型号：B25-8.83/1.1型形式：高压、高温、背压式。额定功率：25MW额定转速:3000rpm转子旋转方向：从汽轮机端向发电机看为顺时针方向机组最大进汽量：240t/h机组额定进汽量：211t/h主汽门前蒸汽压力：额定8.83MPa主汽门前蒸汽温度：额定535℃额定排汽参数：压力1.1MPa温度285℃额定排汽量：158t/h最大排汽量：179t/h6.3.3发电机发电机主要参数型号：QF-30-2额定功率：30MW额定转速：3000rpm湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告转子旋转方向：从汽轮机端向发电机看为顺时针方向功率因数:0.8额定电压:10500V额定电流:2062A额定转速:3000转/分效率:＞97.4%冷却方式：空冷发电机励磁方式：自并励磁6.4热力系统6.4.1主蒸汽系统主蒸汽系统将每台锅炉生产的新蒸汽自过热器汇汽集箱引至母管，再由母管分别送至每台汽轮机及减温减压器，同时在机组启动和停机过程中向汽轮机汽封系统供汽。本工程采用分段母管制主蒸汽系统。6.4.2高压给水系统高压给水系统将经给水泵升压的给水送至冷母管，后由冷母管引出经高压加热器加热，汇成热母管，再由热母管分别接至每台锅炉的省煤器入口。每台给水泵设再循环管道，送至再循环母管接入除氧水箱。本工程采用分段母管制高压给水系统。设置三台110％容量的电动定速给水泵，其中两台给水泵运行，一台给水泵备用。6.4.3低压给水系统从除氧器给水箱出口到给水泵进口之间的管道为低压给水管道。低压给水系统采用分段母管制。6.4.4回热抽汽系统湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告本工程回热系统为三级，第一级非调整抽汽供给１号高加，第二级非调整抽汽供给２号高加，汽轮机排汽供给供热蒸汽母管，除氧器加热蒸汽取自供热蒸汽母管。6.4.5供热系统两台汽轮机的背压排汽分别送至供热蒸汽母管。为保证生产与供汽的可靠性，在主蒸汽母管与供热蒸汽母管之间设置减温减压器，保证在汽机检修或故障期间也能对外供汽。6.4.6疏放水系统高压加热器正常疏水送至除氧器，高加的事故放水排至定排。汽机本体疏放水通过疏水母管引至低位水箱，经低位水泵升压送至除氧器。全厂共用系统疏放水通过疏水母管引至疏水箱，经疏水泵升压送至除氧器。6.4.7补给水系统补给水系统分为两部分，一部分来自化学除盐水，经轴封加热器加热后接入除氧器，一部分为热网的凝结水回水，直接送至除氧器。冷渣机的冷却水采用化学除盐水。6.4.8工业水和循环冷却水系统循环冷却水系统为汽轮机的冷油器、发电机的空冷器提供冷却水。工业冷却水系统为汽机、锅炉的辅助设备，烟气脱硫等提供冷却水。6.4.9锅炉排污系统本工程两台锅炉设置１台连续排污扩容器和１台定期排污扩容器。6.5燃烧系统6.5.1燃料特性燃料成分及耗煤量见4.2条。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告燃烧计算成果表如下：编号计算项目符号单位设计煤种1理论空气量V0Nm3/Kg4.1092三原子气体容积VRO20Nm3/Kg0.8493理论氮气容积VN20Nm3/Kg3.2534理论水蒸汽容积VH2O0Nm3/Kg0.2925理论烟气量Vy0Nm3/Kg4.3946锅炉排烟容积VyNm3/Kg5.4386.5.2燃烧系统燃烧系统的确定原则是：既要保证设备的正常使用，又要使系统简化，降低投资和运行费用。6.5.2.1给煤系统本工程采用一级给煤，在锅炉房外设置一级破碎站，将原煤破碎成0～10mm的粒度，通过皮带输送机直接输送至每台锅炉的两个原煤斗中，单个煤斗几何容积约为260m3，二个煤斗总几何容积为520m3，可以保证锅炉燃烧设计煤种时,额定工况下10小时所需。每个煤斗对应2台称重式皮带给煤机，共4台给煤机。当其中一套给煤机故障时，其余给煤机出力满足锅炉额定蒸发量时所需的耗煤量。煤斗中的煤粒再通过给煤机进入布置在锅炉前墙的四个给煤管，借助自身重力和播煤风，在布风板上方进入炉膛。6.5.2.2一、二次风系统根据循环流化床锅炉的燃烧特点，将燃烧所需的空气分为一次风和二次风。一次风系统主要为循环流化床锅炉提供流化介质，使燃料在炉膛内实现流化状态；二次风系统主要是为增加炉膛内的扰动，强化燃烧。一次风自一次风机进口吸入，经风机加压后分为二路：一路去给煤机和锅炉给煤装置，作为给煤机密封风和辅助播煤风进入炉膛；另一路经空气预热器加热升温至约220℃后，分两路进入一次风室，经过布风板上的风帽进入炉膛。二次风自二次风机进口吸入，经空气预热器升温至约220℃后，分两路进入二次风箱，经二次风喷管从密相区上部进入燃烧室。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告运行中可以通过调节一、二次风风量及锅炉回料量来控制燃烧室温度，既达到完全燃烧的目的，也可以控制SO2和NOX的生成和排放。每台锅炉设一台100%容量一次风机、一台100%容量二次风机，一、二次风机均选用离心风机，采用就地吸冷风系统，风机入口加装了消音器，可降低风机吸风口噪音。选用的消音器具有消音量大、阻力损失小等优点。一次风量由液力耦合器调节；二次风量由液力耦合器进行调节。6.5.2.3高压流化风系统高压流化风系统的作用在于将高效旋风分离器收集的炙热颗粒经回料器送回到炉膛，实现物料的循环燃烧以提高锅炉燃烧效率。高压流化风机用以提供回料器所需的高压流化风和松动风。高压流化风机一般采用高压头小风量的定容式罗茨风机，本工程每台炉配置三台50%容量的高压流化风机（二用一备）。由于罗茨风机流量调节性较低，高压流化风道设有通往一次热风道的旁路风道，当高压流化风量需要调节时，将多余的高压流化风送往一次热风道。6.5.2.4烟气系统锅炉燃烧产生的高温烟气（约900℃）首先经高效旋风分离器分离，烟气中大的颗粒飞灰被分离出来返回炉膛，而烟气则携带小颗粒飞灰流经锅炉尾部受热面后排出锅炉本体。本工程采用SNCR法脱硝，脱硝还原剂从锅炉旋风分离器进口烟道处喷入含NOx的烟气中，有选择地与其中的NOx反应生成无毒无污染的N2和H2O。每台锅炉配置二台50%容量的离心式引风机，其流量采用液力耦合器调节。风机的流量裕量不低于10%，另加10～15℃的温度裕量；压头裕量不低于20%。为满足新环保标准30mg/Nm3的排放要求，经计算，除尘效率需≥99.95%，因此除尘系统采用布袋除尘器。布袋除尘器具有除尘效率高、附属设备少、对负荷适应性好等特点，能用于捕集细微粉尘及电除尘难以回收的粉尘。本工程采用二级脱硫，除炉内添加石灰石脱硫外，炉后烟气还采用石灰石-石膏湿法脱硫。为满足供热可靠性，每台锅炉单独使用一座吸收塔，烟气脱硫增压风机与引风机合并，脱硫设备阻力由引风机克服，不单独设置脱硫增压风机。锅炉空预器出口烟气经布袋除尘器、引风机、脱硫装置后进入烟囱高空释稀排入大气。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告6.5.2.5烟囱本工程两台锅炉共用一座套筒烟囱，内筒选用碳钢内涂防腐材料，烟囱内筒出口直径为φ3.5m，高度为150m，可以满足两台锅炉运行时的排烟量及环保要求。6.5.2.6锅炉点火油系统锅炉点火燃料为轻柴油。本工程两台炉共用一套燃油系统，设一座油泵房及两个200m3油罐，油泵房内布置供油泵二台，卸油泵二台。所需的轻柴油从厂外购买，经油罐车运至厂内后，通过卸油泵卸至两个200m3的油罐中。点火油系统按一台炉点火所需油量设计，并留有一定裕量。每台锅炉设有二台床下点火器，每台点火器油枪出力约为3000kg/h，油压约为2.5MPa。锅炉采用热风流化点火系统。热风流化点火方式点火方便、迅速、可靠，点火过程中炉膛不易结焦，工人劳动强度小。6.5.3启动锅炉本工程设一台低压启动锅炉，用于锅炉冷炉启动供汽和锅炉故障及检修时对热用户供汽。锅炉容量只考虑启动中必需的蒸汽量和供热所需的蒸汽量，二者不同时出现，取二者中的大值。为简化系统，便于操作，启动锅炉选用燃油快装锅炉，其配套辅机不设备用。综合比较后确定启动锅炉主要参数：额定蒸发量：15t/h额定蒸汽压力：1.25MPa额定蒸汽温度：饱和蒸汽6.5.4启动床料系统采用人工添加启动床料，以简化系统、降低设备投资并减少设备维护工作量。6.6电气部分6.6.1概述本工程规划容量为2x25MW汽轮发电机组，一次设计、建设，不考虑机组扩建，电厂拟以110kV电压等级接入系统。6.6.2电气主接线及主变参数两台发电机均采用发电机—变压器组接线方式接入升压站的110kV母线,与升压站之间采用架空导线连接。发电机出口电压为10.5kV，发电机与主变之间采用铜排连接，发电机主回路母线在出口处设置检修隔开开关。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告110kV配电装置采用单母线接线，屋内布置方式；出线规模：终期2回；出线型式：架空导线。本期仅建设一回110kV出线接入110KV平邑口变，出线导线型号为LGJ-240，但需预留一回110kV出线间隔位置，该间隔内电气设备暂按不上考虑。2台主变拟选用三相铜芯双绕组无载调压变压器，冷却方式为：ONAN,电压比为：121±2x2.5%/10.5kV，容量31.5MVA，阻抗：Ud=10.5%，组别：YN，d11。6.6.3厂用电系统本工程采用10kV和380/220V两级电压厂用供电系统。10kV厂用电系统：采用不接地系统。按炉分段，每炉设一段10kV工作段，共两段。10kV工作母线均采用单母线接线。每段10kV工作母线电源通过“母排+电缆”方式直接从对应的发电机主回路母线上“T”接，“T”接点位于发电机出口隔离开关与主变之间。10kV工作段电源“T”接支路上设置断路器，并串联限流电抗器，用于限制短路电流，以便选用轻型断路器。由厂区外引进的一条10kV线路（输送容量约9000kVA）作为电厂的启动和备用电源。全厂共设一段10kV备用段，各10kV工作段的备用电源从该备用段引接。380/220V厂用电系统：采用动力与照明共用的三相四线制供电系统，中性点直接接地。主厂房内、外均采用动力中心（PC）和电动机控制中心(MCC)的供电方式；主厂房内：每台机炉设1台容量1000kVA的低压厂用工作变和两段380/220V工作母线，供电给本机炉的低压厂用负荷，电源取自本机炉10kV工作段。主厂房外：采用按工艺系统和就近供电相结合的原则，设立不同功能的变压器。循环水系统合设一台容量为800kVA变压器。化水系统设置一台容量为1000kVA变压器。输煤系统合设一台容量为800kVA变压器。除尘系统按炉各设1台容量为630kVA的变压器。以上7台低压变压器共用一台低压备用变压器，容量为1000kVA，其电源由厂用10kV备用段提供。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告全厂脱硫系统共设两台互为备用的1250kVA脱硫变和两段母线，给脱硫区域负荷供电，两段母线之间设联络开关。两台脱硫变电源由厂内两段10kV工作段各取一回。10KV高压开关柜采用铠装型移动式交流金属封闭开关柜，低压厂用变压器采用干式变压器，低压开关柜采用抽屉式开关柜。6.6.4电气总平面布置两台主变压器呈纵向排列布置在主厂房A排柱与主通道之间，在主厂房主通道外靠西侧布置110kV屋内配电装置。6.6.5厂用电设备的布置厂用10kV及主厂房PC配电装置均布置在主厂房B、C列的零米层，主厂房其它MCC就地分散布置于负荷较集中的位置。化水PC配电装置布置在化水车间零米层配电间内；输煤PC配电装置布置在输煤控制楼零米层配电间内；循环水PC配电装置布置在循环水泵房零米层配电间内；除尘PC配电装置布置在除尘综合楼三层配电间内；脱硫配电装置布置在脱硫综合楼零米层配电间内；其它辅助车间MCC柜则分散布置于各自车间内；电气控制屏、保护屏均布置于主厂房运转层的电气电子设备间内。6.6.6直流系统为保证对机组直流油泵、断路器合闸机构、直流事故照明等动力负荷及控制、信号、继电保护和自动装置等控制负荷供电，确保机组的安全，按照DL/T5044-2004《电力工程直流系统设计技术规程》，每单元机组装设一套直流系统，直流系统由1组蓄电池、1套高频开关电源充电器、直流充电屏、直流馈线屏等组成。直流系统电压为220V，蓄电池组容量为GFM-800Ah，蓄电池单体个数104。6.6.6.1系统接线两台机组直流系统均采用单母线接线，两段直流母线之间实现联络，正常两段母线分开运行。直流网络采用辐射状和环网混合供电方式。6.6.7交流不停电电源（UPS）湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告为了保证单元机组的分散控制系统（DCS）、热工保护及仪表、智能装置及调节装置等不停电负荷的不间断供电，每单元机组配置1套UPS系统,UPS的容量按40kVA考虑，采用三相交流380V输入，单相交流220V输出。机组UPS装置本身不带蓄电池，其需的直流电源引自机组直流屏。UPS负荷采用辐射状方式供电。6.6.8控制、信号和测量6.6.8.1单元机组的控制方式本期工程2x25MW机组，采用炉、机、电集中控制方式，两台机组共用一个集中控制室。单元机组及部分公用电气系统的控制、信号和测量采用计算机监控系统进行监控，不再设置常规二次控制屏。厂内10kV配电装置均纳入集控室控制范围。6.6.9继电保护发电机、10kV厂用电线路等均采用微机型成套保护装置，继电保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285—2006）及“火力发电厂、变电所主设备微机继电保护‘六统一’典型设计”原则方案配置。参照《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-2002配置要求，低压厂用变压器及高压厂用电动机保护采用微机型综合保护装置，低压厂用电动机和低压厂用电源线路采用空气开关自身的脱扣器保护。6.6.10励磁系统本工程两台机组励磁系统均采用自并励静止励磁系统，主要由机端励磁变压器、可控硅整流装置、自动电压调节器（AVR）、灭磁装置与过电压保护和起励装置等组成，静止励磁系统为在发电机提供励磁电源。6.6.11输煤控制系统本期工程输煤控制系统分为三部分：输煤程控系统、外部传感器系统和工业电视系统。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告输煤程控系统设置一个输煤程控主站，由PLC控制系统、操作员站监控系统、控制台、控制柜、电源柜及系统软件组成。外部传感器包括速度监控仪，超声波料位计，超高料位计，超低料位计，堵煤开关，跑偏开关，拉绳开关及皮带纵向撕裂保护装置等。输煤工业电视系统采用全数字式系统，监视范围包括：煤场区域、输煤转运站、输煤栈桥、碎煤机室、主厂房煤仓间等。6.6.12火灾报警全厂设置一套火灾报警系统。火灾报警系统由一个布置在集控室的集中报警控制器和消防中心的重复显示屏和若干区域报警控制器、电源装置、报警触发装置（手动和自动两种）及探测元件等组成，对于自动灭火区域，装设两种不同原理的探测元件，当两种不同原理的探测元件均动作时，自动或经人工确认后起动灭火装置。6.6.13厂内通信厂内通信为电厂的公用系统之一，主要由生产管理(行政)通信系统、生产调度通信系统(包括调度交换机、输煤扩音/呼叫系统)和通信网络等组成。各系统之间互为备用，互相补充，形成一个安全可靠的全厂行政管理、生产调度、生产维护、检修的通信网络。根据电厂本期工程的建设规模、容量、生产运行控制方式，厂内配置通信电话300门。6.7运煤系统6.7.1运煤系统概况6.7.1.1工程概况本工程本期建设规模为2×25MW机组，配2×240t/hCFB锅炉。运煤系统容量按锅炉最大消耗量设计。厂内设置5.4天耗煤量的干煤棚湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告，厂外卸煤码头设置9.6天耗煤量的露天煤场。总储煤量可满足2×240t/hCFB锅炉15天的耗煤量。6.7.1.2煤源、煤质资料及耗煤量本工程燃煤主要煤质资料如下：表6.2-1煤质资料项目符号单位设计燃料收到基含碳量Car%43.20收到基含氢量Har%1.03收到基含氧量Oar%3.83收到基含氮量Nar%0.80收到基含硫量St.ar%2.60收到基灰份Aar%39.54收到基水份Mar%9.00干燥无灰基挥发份Vdaf%10.55收到基低位发热量Qar.netKJ/Kg15005.5电厂锅炉耗煤量如表6.2-2表6.2-2锅炉耗煤量项目设计煤种一台炉两台炉小时耗煤量（t/h）46.7293.44日耗煤量（t/d）1121.282242.56年耗煤量（万t/a）36.675273.3504注：日运行小时数为24小时；年利用小时数为7850小时；6.7.2运煤系统方案设想遵循在保证系统能够安全、可靠、稳定运行的前提下，尽可能降低工程造价，提高经济效益的原则，本期工程按2×240t/hCFB锅炉容量设置储煤、筛碎及上煤设施等完整的运煤系统。运煤系统始于卸煤装置，止于锅炉房原煤仓。其中包括输送、储煤场的堆存和回取，原煤的筛分及破碎、系统的自动程序控制等主要功能；还包括计量、采样、除铁、检修起吊、事故监测及保护、除尘、喷洒抑尘、水力清扫、噪声防治、消防等辅助功能。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告（1）燃煤厂外运输方式及卸煤条件本工程燃煤采用汽车运输进厂。川煤通过汽车运输至长江沿岸港口，后由水运，经香溪河，运至宏昌港和平邑口码头，卸船后，采用自卸汽车运输进厂。进厂后，自卸汽车将燃煤卸在煤场内。（2）入厂煤计量及采样装置在电厂内设有轻、重汽车衡各1台，用于入厂煤的计量。（3）贮煤设施厂区内设置1座长100m，宽33m的干煤棚煤场，作为电厂燃煤常用煤场，有效储煤量1.22×104t，可满足2×240t/hCFB锅炉约5.4天的耗煤量。煤场设置2台T-140型推煤机辅助煤场作业。在厂外的卸煤码头设有1座堆高8m，占地约3500㎡的露天煤场，有效储量约2.2×104t，可满足2×240t/hCFB锅炉约9.6天的耗煤量。2座煤场总储煤量可满足2×240t/hCFB锅炉约15天的耗煤量。煤场内设置4台出力为180t/h的振动给煤机。（4）筛碎设备本期工程采用四齿辊破碎机作为破碎设备，共设置2台，一用一备，并具有同时运行的条件。四齿辊破碎机额定出力200t/h，入料粒度不大于250mm，出料粒度不大于10mm。（5）输送设备的型式及系统运行方式本期工程运煤系统采用出力为Q=200t/h，带宽B=650mm,带速V=1.6m/s的皮带机，双路布置，一路运行，一路备用，并具有双路同时运行的条件。运煤系统按三班制运行，每班平均运行时间约为5小时。（6）煤仓层卸煤方式本期煤仓层采用双侧犁式卸料器卸煤，每个原煤斗配置2台犁式卸料器。（7）运煤系统运行路径湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告运煤系统工艺流程图（8）运煤系统的管理方式运煤系统的设备运行将采用计算机程序控制，并配备工业电视监视。斗轮堆取料机采用机上自动，半自动控制；为方便设备维修和调试，各设备设有就地控制装置。在各条胶带输送机上配置胶带输送机保护装置等。（9）辅助设施a电磁除铁器本工程设置2级2处除铁，在2号甲乙皮带机中部、头部各设有盘式、带式除铁器各2台。b取煤样装置入厂、入炉煤取样均采用人工取样。c计量装置入场煤采用汽车衡计量。在3号甲乙皮带机中部设有电子皮带秤，用于入炉煤的计量。d保护装置每路皮带机运行通道侧配有双向拉绳开关，其主要功能是当皮带机发生故障时，运行人员在皮带机任何部位拉动拉线，使开关动作，切断电路设备停机。在每条皮带机两侧，每隔一段距离，设置防跑偏开关，其主要作用是防止皮带机过量偏跑，发生事故。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告在每路皮带机上分别设置速度监测器、煤流信号、纵向撕裂保护装置，在落煤管上防堵塞装置等。（10）检修起吊设施为了保证设备安装、维护方便，本工程在每条皮带机头部及其它重型设备上均设有电动葫芦；在一些轻型设备及皮带机尾部上部则配手动葫芦；在碎煤机室及运煤检修间各设置1台电动单梁起重机。（11）运煤车间辅助建筑本期工程设有输煤控制室楼、推煤机库等辅助建筑。（12）煤尘防治a运煤系统的防尘手段和抑尘措施本工程在贮煤场上设置覆盖整个煤堆面积的喷洒设施，分区喷洒，以防止煤尘飞扬。在卸煤沟、各转运站、碎煤机室、煤仓间各落料点均设置除尘装置，以防止煤尘飞扬。在落差较大的各落煤管加装锁气器，在犁式卸料器漏斗处加装锁气挡板。b运煤系统清扫方式本工程输煤栈桥、卸煤沟、各转运站、碎煤机室、煤仓间均采用水力清扫。本期煤仓间也采用水力清扫，沿煤仓间纵向开有一汇水沟，并在每跨汇水沟上装一落水管，由母管集中后排至设在锅炉房零米的污水坑，然后用污水泵输送至煤水沉清池，经净化处理后，重复利用。6.7.3石灰石系统设想6.7.3.1概述本工程流化床锅炉在锅炉额定蒸发量时，每1台炉需要石灰石粉量8.7t/h，2台炉石灰石粉耗量为17.4t/h，每一天石灰石粉耗量为26.796t/d。石灰石粉中CaO含量≥50%，颗粒直径为0.1~0.3mm。6.7.3.2石灰石粉输送系统石灰石生产厂加工好的石灰石粉采用密封罐车运至电厂，厂内设置2座Ø9m石灰石粉成品贮库，有效容积为500m3湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告，能贮存2台锅炉72h的石灰石粉消耗量。贮库为平底库，设有气化装置，库底设有1个出料口（一台锅炉配1个出料口），出料口设1台计量的旋转给料阀，连续运行。系统框图如下：6.7.3.3石灰石粉正压输送系统设备选择输送空气来源于3台0.08MPa,Q=26.90m3/min的罗茨风机，2用1备。每个石灰石库顶的布袋除尘器采用引进技术国内生产成熟的产品，有效过滤面积82㎡。每个石灰石库出口处设1台旋转给料阀，共2台。6.8除灰系统6.8.1设计原始资料：6.8.1.1本工程建设规模2x240t/h循环流化床锅炉。除灰渣系统按2x240t/h循环流化床锅炉进行设计。6.8.1.2锅炉烟气拟采用布袋除尘器，炉后脱硫为除尘器后烟气湿法脱硫。6.8.1.3全厂锅炉排灰渣量电厂灰渣量表煤种机组容量(t/h)小时灰渣量（t/h）日灰渣量（t/d）年灰渣量（104t/a）灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣设计煤种1x24016.9111.2828.19405.84270.72676.5613.278.8622.132x24033.8222.5656.38811.68541.441353.1226.5417.7244.26注：日利用小时数按24h计，年利用小时数按7850h计。锅炉灰渣比0.6:0.4。布袋除尘器除尘效率99.9%。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告6.8.1.4锅炉脱硫副产品石膏排放量电厂脱硫石膏量表装机容量小时排量（t/h）日排量（t/d）年排量（104t/a）设计煤种1×240t/h1.126.40.862×240t/h2.252.81.73注：日利用小时数按24h计，年利用小时数按7850h计。6.8.2灰渣综合利用及灰场电厂灰渣及脱硫副产品石膏可作为水泥厂原料、建筑材料原料或直接用于市政建筑工程，大量利用锅炉灰渣能节约土地资源，减少环境污染，具有明显的经济效益。葛洲坝兴山水泥有限公司位于峡口工业园内，目前年产优质水泥熟料77.5万吨，水泥100万吨，预计到2015年水泥产量达200万吨。本工程灰渣和石膏可全部用作兴山水泥厂的水泥掺和料，灰渣及石膏全部综合利用，厂外不设永久灰场。当灰渣综合利用遇到事故暂时不能利用时，灰渣及石膏可在水泥厂料场堆放。水泥厂料场可作为事故灰场，满足堆放2x240t/h锅炉设计燃料满负荷运行时15天约2.1x104t的排灰渣量及石膏量。本工程2个备选厂址均位于工业开发区内，李家沟厂址位于兴山水泥厂东南方向，运输距离约3km，平邑口厂址位于兴山水泥厂西北方向，运输距离约1.1km，采用汽车运输，李家沟厂址车辆可由现有S312省道运输到水泥厂。平邑口厂址可由园区规划道路运输到水泥厂。运输车辆拟按委托社会运力解决。6.8.3除灰渣系统设想。本工程的灰渣全部按综合利用考虑，为满足灰渣综合利用的要求，除灰渣系统采用灰渣分除分贮的干式除灰渣方式。6.8.3.1除渣系统的拟定炉底渣采用冷渣机排渣,链斗机输送，渣库贮存，汽车外运的机械除干渣方式。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告每台锅炉设有三个排渣管，三个排渣管下接三台水冷滚筒式冷渣机，正常运行采用连续排渣方式，单台冷渣机出力4~8t/h，3台冷渣机的出力满足锅炉设计煤种时排渣量2倍。当有一台冷渣机故障检修时，另二台可满足正常运行。炉底渣经冷渣器冷却后，渣的温度由900℃左右降低至150℃以下，三台冷渣机出口连接一级链斗输送机将渣送到二级链斗输送机，渣经二级链斗输送机提升到渣库贮存。链斗机输渣系统出力为28t/h。冷渣机冷却水取至化学除盐水补水，回水去除氧器，热量可全部回收利用，既节约能源又可缓解冷却水管道的结垢。两台炉共一座钢结构渣库，渣仓容积330m3，渣仓直径Φ8m，库高19.6m，可贮存2x240t/h循环流化床锅炉燃用设计煤种满负荷运行时约14小时的排渣量。渣库锥形渣斗上有2个排渣口，一路接汽车散装机装密闭运渣车将渣送至综合利用用户。另一路采用湿式搅拌机将渣加湿后，用自卸汽车运至综合利用用户或水泥厂料场贮存。除渣输送系统采用集中+就地手操控制方式。冷渣机、输渣设备纳入锅炉控制室的控制。渣库设备就地控制。6.8.3.2除灰系统厂内飞灰处理系统拟采用正压浓相气力输送+灰库储存方式。正压浓相气力输送系统是目前国际上最先进、最成熟的气力输送技术之一，其主要特点是具有较高的输送灰气比和较强的输送能力，单位能耗较低，运行灵活、可靠，系统输灰流速低，对管道的磨损小等优点。锅炉除尘拟采用布袋除尘器，每台除尘器有8个灰斗。每台除尘器的排灰进入各灰斗下的输灰器后，通过管道用压缩空气将灰送到灰库。每台除尘器8个灰斗分为2组，每组4台输灰器串联后共1根输灰管道，每台炉共2根管道，2台炉共4根输灰管。每条输灰管道为1组，设定排放周期，每组之间交错运行，整套系统由程序控制，采用连续运行方式将飞灰排入灰库。每台炉系统设计出力为26t/h，为设计煤种锅炉排灰量的1.5倍。考虑到当系统故障检修时，除尘器灰斗内存灰易受冷板结，造成下灰困难，因此为防止除尘器灰斗内的飞灰搭桥、板结，为灰斗配有经电加热的气化风系统，增加灰的干燥、流动性。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告设钢筋混凝土灰库二座，灰库直径10m，库高20m，灰库容积2x700m3，可贮存2x240t/h锅炉燃用设计燃料满负荷运行时约24小时排灰量。输灰管可在二座灰库间切换。灰库顶部设有布袋除尘器，进入灰库的输送空气及灰库气化风经其过滤后排入大气。在灰库顶设有压力真空释放阀，当布袋除尘器出现故障时，释放灰库进、排灰时所产生的正负压力。灰库底部设有气化槽，由气化风机和空气电加热器提供干燥的热空气，防止干灰板结，并使干灰具有一定的流动性，便于卸干灰。每座灰库下分二路卸灰，一路接汽车散装机装罐式运灰车将飞灰送至综合利用用户。另一路采用湿式搅拌机将飞灰加湿后，用自卸汽车运至综合利用用户或水泥厂料场贮存。灰库还设有高、低及连续料位计对灰库中的灰量进行测量和显示及报警。库顶还装有检修用电动葫芦。气力除灰管道直管段采用厚壁无缝钢管，弯头部位采用耐磨陶瓷弯头或复合钢弯头。气力除灰系统集中控制，采用PLC程控方式。除灰控制放在除尘器控制室内。灰库设备就地控制。6.8.4脱硫石膏的处理系统本工程烟气脱硫系统副产品为石膏，脱硫石膏品质较好，不含有害杂质，游离水分含量在10%左右，如果加以利用，替代天然石膏，既保护了环境，又减少了对环境的污染。根据有关意向，已有一定的综合利用途径，因此，其处理系统为：经真空皮带机过滤脱水后的石膏用胶带机送到厂内石膏库房堆放，石膏库房按2x240t/h炉48小时排石膏量考虑，库房容积100m3。库房内设3t电动单轨抓斗一台，用于石膏的抓取、堆放、装车作业。装车后运至用户，当综合利用遇到事故暂时不能利用时，则运至水泥厂堆料场单独堆放。6.8.5全厂压缩空气系统6.8.6除灰渣系统主要设备选择6.9电厂化学6.9.1设计基础资料湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告电厂化学部分的设计内容包括锅炉补给水处理系统、给水和炉水加药处理系统、水汽取样分析和监测系统、化学试验室、工业废水集中处理系统及供热回水处理系统等部分。6.9.2水源、水质锅炉补给水水源采用位于厂址附近的纸坊河水库，因现阶段暂无水源最新连续十二个月的水质全分析报告，仅有一份2012年10月份的水质分析报告，故暂以此水质分析报告中作为本工程锅炉补给水处理系统设计依据。其水质报告如下：序号项目检测结果序号项目检测结果1SS（mg/L）289Cl（mg/L）1902浊度（NTU）310pH值7.93色度（度）1811硫酸盐（mg/L）1804BOD5（mg/L）612SiO2185CODCr（mg/L）4813氨氮（以N计mg/L）66Mn（mg/L）0.0514总磷（以P计mg/L）0.47Fe（mg/L）0.115溶解性总固体（mg/L）5988总硬度（以CaCO3计）（mg/L）26016总碱度（以CaCO3计）（mg/L）220从上述水质分析结果来看，原水含盐量比较高，且硬度、CODCr含量比较高。按照《火力发电厂化学设计技术规程》（DL/T5068—2006）的有关规定,当采用地表水时应取得全年逐月共12份水质全分析资料，建议下阶段业主能取得近期全年逐月共12份详细的水质全分析资料，以便在下阶段对水处理系统工艺方案进行校验。6.9.3锅炉补给水处理6.9.3.1系统选择1.湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告根据规程、规范要求和机、炉参数、水汽质量标准，以及考虑原水含盐量、硬度、COD均相对较高的情况，为避免产生离子交换器再生频繁、运行人员劳动强度大、酸碱耗量过大，以及环境污染严重等问题，暂定锅炉补给水处理系统采用反渗透预脱盐后续两级除盐的处理工艺，即为一级反渗透预脱盐系统+固定床无顶压逆流再生一级除盐系统+体内再生混合离子交换器系统，各系统均采用并联母管制运行方式。2．反渗透系统运行良好的先决条件是必须做好系统进水的预处理，避免发生反渗透膜污堵等问题。相对于传统的预处理设施，超滤装置出水水质稳定、水质良好、基本不受原水水质波动的影响,能有效去除大分子有机物、胶体硅，能够更好的满足反渗透设施对进水浊度必须小于1.0NTU、污泥密度指数必须小于5的要求。因此在反渗透系统前设置超滤系统作为反渗透系统的预处理设施。超滤系统采用并联母管制运行方式。3．本工程设置2台400m3除盐水箱，以满足机组启动或事故状态下用水需求。6.9.3.2系统出力、流程根据上表，锅炉所需正常补水量约为184t/h。由于反渗透产水量为弹性很小的定值，根据DL/T5068-2006《火力发电厂化学设计技术规程》相关规定，反渗透系统在满足锅炉正常补水量的基础上考虑了30%裕量，同时综合考虑系统自用水量以及一定时间累积机组启动或事故一次非正常用水量的要求，本工程锅炉补给水处理系统出力按248t/h设计。2.本工程锅炉补给水处理系统采取如下处理工艺：厂区化水升压泵来水®生水加热器®自清洗过滤器®超滤装置®超滤水箱®超滤水泵®反渗透保安过滤器→反渗透高压泵→反渗透装置→除二氧化碳器→淡水箱→淡水泵→强酸阳离子交换器→强碱阴离子交换器→混合离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房用水点。6.9.3.3出水水质锅炉补给水处理系统产水水质：序号项目单位指标值1电导率μs/cm≤0.22SiO2μg/L≤203硬度mmol/L≈06.9.3.4节水措施因为本工程水处理系统处理水量较大，各个处理环节排放废水较多（超滤保安过滤器回收率为95%，超滤回收率为90%，反渗透回收率为75%），为节约水资源及投资，本工程对该系统排放的废水进行了回收利用。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告第一部分废水为浊水，包括超滤保安过滤器及超滤装置的反洗排水。此部分水的主要特点是悬浮物含量较来水有所增高，含盐量不变。主要回用措施是将这些废水收集至浊水池，通过浊水泵送至絮凝澄清池进行处理，回收系统处理流程如下：各预处理设备排水®浊水池®浊水泵®厂区絮凝澄清池第二部分废水为反渗透浓排水及除盐系统再生废水。此部分废水主要特点是含盐量高。主要回用措施是除盐系统再生废水经工业废水集中处理系统处理后与反渗透浓排水一起排入回用水池中，作为灰渣拌湿、煤场喷淋等的水源。6.9.3.5锅炉补给水处理系统的连接方式和运行控制方式本工程化学水处理系统的运行与再生均采用运行控制室集中控制模式，设全自动、半自动及CRT上键盘远操三种控制方式，并保留就地控制功能。各水箱高、低警戒水位及主系统水泵故障均采用运行控制室声、光信号报警方式。以上控制功能均通过工业控制计算机和可编程序控制器进行集中管理、监视和自动程序控制，并通过CRT显示屏显示系统及阀门工况，同时与主厂房进行通讯。本工程锅炉补给水处理系统按15～30天的酸、碱用量设置高位酸、碱贮存槽。运输车来的酸、碱经酸、碱泵送入贮槽。自流到计量箱的酸、碱液经酸、碱喷射器分别打入阳、阴、混合离子交换器实施树脂再生。阳树脂再生药品是31%工业盐酸（HC1），阴树脂再生药品是40%工业烧碱（NaOH）。6.9.3.6布置化水车间布置于锅炉主厂房的西北边，详见厂区总平面布置图。锅炉补给水处理运行分析室、控制室、化学水、煤、油分析室等均布置于其化水综合楼内，并与水处理间毗邻连成一体。6.9.4给水、炉水处理及汽水取样为提高锅炉给水的pH值，防止热力系统的腐蚀，本工程两台机组设置1套加氨装置，氨加入点设在除氧器下降管。为去除给水中的残余氧，采用给水加联氨处理。本工程两台机组设置1套加联氨装置。联氨加药点设在除氧器的下降管。为防止锅炉受热面的腐蚀与结垢，炉水采用低磷酸盐处理。本工程两台机组设置1套加磷酸盐装置。磷酸盐直接加至锅炉汽包。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告本工程每台机组设一套集中水汽取样分析装置，以监测机组水汽系统运行状态和自动控制化学加药系统。给水、炉水处理及汽水取样系统设备布置于主厂房零米层6.9.5工业废水集中处理系统本工程设置1套工业废水处理设施，收集电厂各类工业废水，包括锅炉化学清洗水、锅炉烟气侧冲洗水、空气预热器冲洗水、锅炉补给水处理系统废水、煤场废水等。工业废水处理量为30m3/h，废水贮存池容积为2×400m3。处理流程为：废水贮存池→中和槽→絮凝槽→一体化澄清池→最终中和池→回用水池→回用水用水点。澄清池的排泥由排泥泵排至脱水机，经脱水后外运。废水处理系统的控制方式主要采用远方操作。系统中各池、箱均设有高、低液位报警装置。废水池的液位与废水泵连锁以控制泵启停。通过化水控制室完成对整个工业废水处理系统的监视和操作。同时，在现场也可通过按钮对设备进行就地手动启停。工业废水集中处理系统设备布置于厂区锅炉房的西北侧，详见厂区总平面布置图。6.9.6辅机循环水处理系统为防止辅机循环水系统结垢及滋生菌藻，由水工工艺专业在循环水管道上设置电子阻垢仪。同时在循环水系统考虑人工定期投加氯锭进行杀菌灭藻。6.9.6供热回水处理由于供热回水一般为铁质超标，铁超标会加快热力系统管路的腐蚀，增加锅炉管壁铁垢的厚度，引起锅炉爆管事故，使汽轮机叶片上沉积，进而影响机组的安全运行。为保证锅炉给水的水质、使整个热力系统更好的运行，本工程采用电磁过滤器对由工业区返回的蒸汽冷凝水进行除铁处理。本工程设置1套供热回水处理系统，处理水量为160m3/h，设置两个50m3供热回水箱以储存供热回水。处理流程为：供热回水箱→热水泵→高温电磁过滤器→除氧器。供热回水处理系统设备布置于主厂房零米层。6.9.7电厂油务管理6.9.7.1汽机透平油处理装置随汽轮机配套购置，故不再考虑透平油处理系统。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告6.9.7.2根据电厂实际情况，考虑到变压器油处理装置占地面积大、利用率低，且又需长期维护等因素，本工程暂不上变压器油处理装置，电厂建设时变压器新油由施工单位一次性处理后注入变压器内。若长期运行后变压油发生变质，则由电厂对变质油进行更换。6.9.8按照机组容量等级配备相应标准的化学试验室设施及仪器仪表。6.10热工自动化部分（包括MIS）6.11主厂房布置6.13供排水系统及冷却设施6.13.1供水方案设想电厂供水水源采用平邑口供水。根据本工程两厂址的实际情况，本工程厂址位于兴山县，长江西陵峡以北，地处秦巴大山区，厂址区域挖方填方工程量大，为减少工程投资，故设计原则是尽量选择占地面积小的设备。本工程的冷却设施选择采用机力通风冷却塔方案。根据水源和气象条件，本工程循环冷却水采用带机力通风冷却塔二次循环供水系统。2×B25MW机组循环水系统共设3台循环水泵，设2座（2座为1组）机力通风冷却塔。冷却塔为钢结构逆流式机力通风冷却塔，单塔冷却水量Q=1250m3/h。6.13.2循环水量根据厂址的气象条件。根据表6-1可以看出，2×B25MW机组循环水的设计流量为1700t/h。表6-1夏季工况循环水需水量机组容量(MW)空压机用水量(T/h)引风机液力耦合器等用水量(T/h)发电机油冷器用水(T/h)发电机空冷器用水(T/h)总水量(T/h)2*B25MW603606406401700湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告6.13.3补给水需水量本工程耗水水量为129t/h（0.036m3/s），本期2×B25MW机组耗水量折合百万千瓦耗水指标为0.72m3/s.GW。补给水量需水量见下表：6.13.4节水措施节约用水是本工程设计的一项主要技术原则，其主要措施如下：a)采用干式除灰、干式输送、干灰贮存系统节水效果较为可观。b)为了减少塔的风吹损失，在塔内设计加装除水器，风吹损失率只有0.1%。c)输煤冲洗补水、锅炉排污降温池等用水由循环水引接视为循环水排污水。d)输煤系统冲洗水、除尘等用水经煤水处理设备处理后，仍用于输煤系统冲洗水、除尘等。e)为了便于在运行中监测和考核，在补给水管进厂处设置流量计，各主要用户设置计量装置，在生活用水的各主要建筑物、用水车间安装水表。f)电厂应提高运行水平，制定行之有效的管理办法和标准，按设计要求的补水量进行控制，达到设计耗水指标。采用上述节水措施后，可以大大提高水的复用率，减少向环境的排污量。6.13.5供水系统主要设备2×B25MW机组循环水供水系统采用带机力通风冷却塔的二次循环水供水系统，二台机组配二台冷却塔及三台循环水泵。循环水泵采用卧式双吸离心泵，单泵流量Q=900m3/h，扬程H=0.32pa，配电机功率N=132kw。泵房内三台循环水泵采用单排布置，每台循环水泵均进口设电动蝶阀，出口设液控缓闭止回蝶阀。泵房内设有2吨电动单梁起重机一套用于循环水泵和阀门的安装和检修。推荐冷却塔采用逆流式机力通风冷却塔，2×B25MW机组设2座钢结构逆流式机力通风冷却塔。每台冷却塔的设计冷却水量为1250m3/h，配风机电机功率N=55kw。6.13.7生产、生活给排水1．原水处理系统本工程供水水源采用平邑口供水，无水库的水质资料，现场查看水质良好。2×B25MW机组需进行预处理的水量包括下列部分。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告循环水补充水、辅机工业用水补充水和锅炉补给水、消防水补充水，其最大小时总水量为309m3；日总水量为6738m3/d。本工程设有2套絮凝沉淀池，每台处理水量按50％考虑,每套处理设备处理能力为200t/h。原水经过预处理后，进入工业消防水池内，再由水泵送到各用水点。原水预处理系统工艺流程加混凝剂↓原水→列管式混合器→翼片隔板絮凝池→接触絮凝沉淀池→出水至综合水池→升压水泵→用户。经澄清处理后水的浊度小于5NTU。本期工程的原水处理装置处理规模按400t/h进行设计。本工程设有3套一体化处理设备及加药装置置于预处理间。其平面尺寸为：L×B=24.5m×6m。工业消防水池设二座，容积为2×550m3，储备本工程工业消防用水。2．厂区工业给水系统2×B25MW机组分别采用独立的工业给水系统，水源采用经絮凝沉淀池处理后的澄清水。本工程2×B25MW机组在综合水泵房内设3*50％的化学工业水泵，两用一备。化学工业水泵单泵流量Q=245t/h，扬程0.32Mpa，配电机功率N=37kw。工业水贮水保存在2座550m3综合水池内。厂区工业水还将循环水给水作为备用水源，电厂可以根据运行的实际情况灵活运行。3．厂区生活给水系统本工程采用峡口镇自来水作为电厂生活用水。厂区的生活水首先送至生活水池内，然后经生活水泵加压后供应至电厂各生活水用水点。厂区采用独立的生活给水系统。本期工程在综合水泵房内设2*100％的生活水泵，生活水泵单泵流量Q=24t/h，扬程0.40Mpa，配电机功率N=5.5kw湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告。厂区内设50m3生活水池，设计补水量为5t/h。为减少生活用水的二次污染和节省能源，生活水泵采用变频调速自动控制方式。4．复用水系统复用水系统主要用于灰库、渣库加湿搅拌用水、厂区绿化用水、主厂房杂用水及输煤系统补充水等。设置了工业复用水池，循环水排污水、厂区化学车间处理后的排水及其他含有杂质的排水均汇集工业复用水池，复用水池复用水重复利用，因该部分水大多为间断用水，故复用水泵采用变频控制。复用水泵性能参数：型式：立式长轴泵数量：3台运行方式：2运1备流量：Q=110m3/h扬程：H=0.68MPa功率：N=37kW5．综合水泵房及贮水池综合水泵房采用地上式泵房，泵房尺寸为B*L=6.0m×31.5m，高5.4m。内设有消防水泵两台及消防稳压泵二台、生活水泵两台、化学工业水泵三台。综合水泵内设有手动起吊设备用于水泵的检修。综合水泵房一侧为一座2×550m3的综合水池，水池分成两格，采用钢筋混凝土半地下式结构，其中地下部分深1.0m，地上部分高3.0m。6．排水系统厂区采用生活污水、生产废水及雨水分流制排水系统。厂区生活污水经污水处理设施处理后排至雨水排水系统。厂区生产废水经处理达标后排至工业复用水池。复用水池复用水重复利用。厂区雨水排到厂区雨水排水管，厂区外城市排水管网未形成，厂区排水至厂区外的香溪河。6.14事故备用贮灰渣场湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告6.14临时贮灰场电厂按2*B25MW机组的容量，每年运行小时数7850h，除灰系统采用干除、灰渣分除方案，年灰渣量约44.26×104吨，年排石膏量约1.73×104吨。日灰渣量约1353.12吨，日排石膏量约52.80吨。结合当地实际，热电厂的灰渣全部考虑综合利用,综合利用主要可以有如下途径:1.电厂灰渣及脱硫副产品石膏可作为水泥厂原料、建筑材料原料或直接用于市政建筑工程，大量利用锅炉灰渣能节约土地资源，减少环境污染，具有明显的经济效益。葛洲坝兴山水泥有限公司位于峡口工业园内，目前年产优质水泥熟料77.5万吨，水泥100万吨，预计到2015年水泥产量达200万吨。本工程灰渣和石膏可全部用作兴山水泥厂的水泥掺和料。当灰渣综合利用遇到事故暂时不能利用时，灰渣及石膏可在水泥厂料场堆放。水泥厂料场可满足堆放2×240t/h锅炉设计燃料满负荷运行时15天约2.1×104t的排灰渣量及石膏量。6.15消防系统湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告7烟气脱硫脱硝7.1烟气脱硫7.1.1脱硫工艺选择为满足日益严格的环保要求，锅炉烟气需进行脱硫，以减少SO2排放。对循环流化床锅炉，目前技术上成熟的脱硫方式有炉内脱硫和炉外烟气脱硫。7.1.1.1炉内脱硫炉内脱硫是循环流化床锅炉的一大特点，循环流化床锅炉燃烧温度恰好在石灰石与SO2高效反应区，在燃烧过程中向床内加入石灰石，可以有效脱除在燃烧过程中生成的SO2，其脱硫效率的高低决定于燃烧温度是否在高效脱硫区间、石灰石活性、粒度及给入方式等。当燃煤含硫量低时，基本可以满足脱硫要求；当燃煤含硫量高时，运行过程中易存在下列问题：⑴、钙硫比高，石灰石消耗量大。脱硫石灰石粉粒径的最佳范围约为100~300μm，粒径太细可能造成细颗粒还未完全利用就逃逸，太粗可能造成未反应的石灰石粉增多；床温或者石灰石粒径偏离最佳值均会导致脱硫效率下降，为保证一定的脱硫效率，就需加大钙硫比，造成石灰石的浪费；⑵、当燃烧温度偏离高效脱硫区间，石灰石活性较低、粒度偏差较大及给入方式不均匀时，脱硫效率不是很高，炉内一级脱硫难以满足GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》要求。对本项目，为满足SO2排放不大于100mg/Nm3的排放要求，脱硫效率需达到98.8%以上，已超过一般认为循环流化床锅炉可以达到的脱硫效率。7.1.1.2炉后烟气脱硫炉后烟气脱硫根据脱硫方式的不同，又可分为半干法和湿法二种。半干法脱硫是指从锅炉出来的原烟气，由循环悬浮式半干法净化装置底部进入循环悬浮流化床反应器。Ca(OH)2原料经过喷射泵送入反应器，使流态化的物料和烟气中的二氧化硫、氯化氢等酸性物质在反应器中发生化学反应，脱除掉大部分的二氧化硫。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告半干法脱硫设备在机组容量较大时，可靠性变差，据了解，国内暂无该容量机组工程实际经验。半干法脱硫工艺系统较简单，无废水产生，投资低于湿法，但脱硫效率和脱硫剂的利用率较低，脱硫副产物不易综合利用。根据环保部《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南（试行）》介绍，半干法脱硫工艺脱硫效率在85%左右，难以满足本项目要求。湿法脱硫根据使用的脱硫剂不同，又可分为多种方式，其中最常用的是石灰石--石膏法。石灰石―石膏法脱硫技术成熟，适应性强，脱硫效率较高，对煤种、负荷变化均具有较强的适应性，适用于大容量机组、高浓度SO2的烟气脱硫，采用的钙硫比较低，石灰石耗量较少，原料价廉易得，成品石膏便于综合利用。石灰石―石膏法脱硫工艺流程为：锅炉烟气经过除尘器除去大部分的粉尘，经引风机加压后，进入脱硫系统。烟气与从上而下的、由喷嘴充分雾化的脱硫液逆向对流接触，充分吸收烟气中的SO2后进入除雾器除雾，净化并除雾之后的烟气，由直排烟囱直接排放。石灰石--石膏法脱硫工艺设备主要由吸收系统、烟风系统、脱硫液循环系统、石膏处理系统、脱硫剂制备系统、工艺水及辅助系统、事故浆液系统及电气控制系统组成。核心设备是脱硫洗涤塔。该工艺技术成熟，可用率高，脱硫率高，原料价廉易得，成品石膏便于综合利用。7.1.1.3脱硫工艺选择本工程燃料含硫量较高，最高可达Sar=2.6%，如只采用炉内烟气脱硫，难以满足新环保标准排放要求；如只采用炉后烟气脱硫，由于烟气中SO2浓度较大，烟气酸露点温度较高，容易造成锅炉尾部受热面腐蚀。本工程燃用设计煤种时，根据计算，总脱硫效率需达到98.8%以上，才能满足新环保排放标准要求。本阶段初步确定炉内脱硫钙硫摩尔比为2.2，炉内脱硫效率取85%，则炉后烟气脱硫效率需达到92%以上才能满足要求。为便于脱硫剂采购及运输储存，经综合考虑后，推荐采用炉内脱硫加炉后烟气石灰石--石膏法脱硫的二级脱硫方式。最终脱硫方式根据环评报告确定。7.1.4脱硫工程设想7.1.4.1炉内脱硫湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告炉内脱硫剂采用粒径≤1mm的石灰石粉，以气力输送方式直接从锅炉石灰石口给入，石灰石粉由主厂房外的石灰石粉库通过仓泵给料系统送入炉膛。石灰石给料系统由上煤专业负责。7.2烟气脱硝7.2.1脱硝装置工艺选择本工程选用循环流化床锅炉，为低NOx燃烧技术，与煤粉炉相比，相应减少了NOx的生成量。正常运行时，实际管口下NOx排放值小于300mg/Nm3，为满足GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》要求，采用SNCR(选择性非催化还原法)技术进行烟气脱硝即可。SNCR(选择性非催化还原法)是一种不用催化剂，在850～1100℃范围内还原NOx的方法，还原剂常用氨或尿素。典型的SNCR系统由还原剂储槽、多层还原剂喷入装置及相应的控制系统组成，其运行电耗较小，系统阻力不大。影响还原化学反应效率的主要因素是温度、还原剂停留时间、还原剂类型等。SNCR脱硝技术对温度窗口要求十分严格，如果温度太低，脱硝效率会降低，同时氨逃逸量增大；反应温度太高时，氨容易被氧化，形成新的NOx，造成脱硝成本的升高。循环流化床锅炉炉膛出口（即旋风分离器入口）烟温约为850～950℃，正好位于其高效反应温度区间，最接近SNCR最佳反应温度，因此SNCR系统的还原剂喷枪安装在分离器入口烟道，不仅能够避开炉膛内高浓度的灰分对喷嘴磨损，也能够保证还原剂反应所需要的充足的时间。从分离器入口烟道喷入并进入旋风分离器的还原剂，在旋风分离器气固分离的作用下，和物料、烟气剧烈的扰动和充分的混合，满足了SNCR反应混合均匀性的要求，降低了还原剂与烟气由于混合不均匀产生的反应偏差；同时较长的旋风分离器出口烟道设计，增加了还原剂的反应时间，循环灰又起到催化剂作用，因此使循环流化床锅炉脱硝效率比煤粉炉高，从而使CFB的脱硝效率可以大幅提高。本工程采用SNCR工艺后，完全可以满足NOx排放不超过100mg/Nm3的环保要求。SNCR工艺较SCR工艺，系统简单，易于维护，投资及运行费用均较低。因此，本工程脱硝工艺采用选择性非催化还原法（SNCR）。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告液氨、氨水、尿素都可作为脱硝还原剂，影响还原剂选择的主要因素有：运输和储存安全、一旦发生事故可能造成的影响、操作许可的报批、占地大小、投资和运行费用等。三种还原剂中，液氨和氨水属于危险化学品，是有毒物质，且存在爆炸危险，在运输、储存和使用过程中都存在安全风险，储存地点要求的安全距离较大，使得占地面积较大，另外安全许可报批难度也较大；尿素是无毒无害化学品，无爆炸可能性，运输、储存中无需考虑其危险性，不存在以上限制，占地面积较小。考虑还原剂来源及优化系统设置，还原剂选用尿素。7.2.2还原剂来源及消耗量脱硝所需尿素通过市场采购。尿素为常用化肥，市场供应充足，易于采购。初步估算，还原剂（尿素）消耗量见下表：锅炉容量小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（t/a）1×240t/h0.24.815702×240t/h0.49.63140注：1．日利用小时数按24h计，年利用小时数按7850h计；7.2.3SNCR系统组成SNCR系统主要包括尿素溶液配制和储存系统、在线稀释系统、混合计量模块、喷射系统和电气控制系统六部分。尿素溶液配制和储存系统实现尿素储存、溶液配制和溶液储存的功能，然后由在线稀释系统根据锅炉运行情况和NOx排放情况在线稀释成所需的浓度，送入喷射系统。喷射系统实现各喷射层的尿素溶液分配、雾化喷射和计量。还原剂的供应量能满足锅炉不同负荷的要求，调节方便、灵活、可靠；尿素喷射系统配有良好的控制系统。7.2.3.1尿素溶液配制和储存系统尿素溶液配制和储存系统为二台锅炉公用。尿素为固体颗粒物，不易燃烧和爆炸，运输与氨水液氨相比简单、安全、方便。袋装尿素由汽车运输到厂停放在尿素站门口。在尿素站内设置袋装尿素仓库，用于堆放袋装尿素，存储量可满足全厂7天的使用要求。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告仓库内场地平整，保持阴凉、通风、干燥。尿素溶解时需要吸收一定的热量，其溶解热为0.242kJ/g，本项目采用低压蒸汽作为溶解热源，对汽源参数无特殊要求，耗汽量根据汽源参数不同有所变化。公用系统设置一个尿素溶解槽和一个尿素溶液储罐，尿素溶解槽用于配置40%~50%浓度的尿素溶液，尿素溶液储罐用于储存溶解槽配制好的尿素溶液，溶液从溶解槽到储罐通过输送泵实现。作为尿素溶解剂的水应是具有软化水质量的纯水。软化水满足下列要求：pH值：6～9；全硬度<3mmol/kg；钙硬度<2mmol/kg（CaCO3），最好<0.2mmol/kg；全碱度<2mmol/kg，最好<0.2mmol/kg；铁<0.5mg/kg；电导率<250µmhos；没有明显的浑浊和悬浮固态物。全厂软化水耗量约为3.6t/h。7.2.3.2在线稀释系统当锅炉负荷或炉膛出口的NOx浓度变化时，送入炉膛的尿素量也应随之变化，这将导致送入喷射器的流量发生变化。若喷射器的流量变化太大，将会影响到雾化喷射效果，从而影响脱硝率和氨残余。因此，设计了在线稀释系统，用来保证在运行工况变化时喷嘴中流体流量基本不变。特定浓度的尿素溶液从储罐输出后，增加了一路稀释水混入输送管路，来稀释溶液，通过监测在线稀释水流量和尿素溶液流量来调节最终的尿素浓度以满足锅炉不同负荷的要求。稀释水的输送通过稀释水泵来实现。SNCR工艺不会产生工业废水。7.2.3.3混合计量模块所有计量/控制装置，同系统运行所必需的阀门均被安装于密闭钢柜内。其流量由流量计控制，气动调节阀调节。所需稀释水在其与尿素溶液混合前由流量计控制流量，由气动调节阀来调节。所有混合液被分成相等的量分配给每个喷枪，由流量计控制，确保准确的分配。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告7.2.3.4喷射系统在线配制稀释好的尿素溶液将送到各层喷射层，各喷射层设有总阀门控制本喷射层是否投运，投运的喷射层采用固定喷枪方式，不采用推进器系统。各喷射层设有流量调节阀门和流量计量设备。短喷枪喷射所需的雾化介质采用压缩空气。炉前压缩空气总管上设有流量压力测量，分几路通到各喷射层，每个喷射层的雾化压缩空气总管设有压力调节、压力测量、流量测量，再通往各个喷射器。脱硝装置气源由全厂空压机房引接。压缩空气要求无油无杂质，气源压力不大于0.8MPa(a)。7.2.3.5电气控制系统电气系统包括脱硝装置内部的动力、配电、照明、防雷、接地等。电气设备选择在满足工艺要求以及确保人身安全的前提下，最大程度的选用操作方便、可靠性高、便于维护、自动化程度高的设备，以便使整个电气系统能高效、可靠的运行。二台锅炉的脱硝装置拟共用一套自动控制系统。脱硝装置的控制纳入机组DCS，并由DCS软逻辑实现。脱硝系统的热工自动化水平与机组的自动化控制水平相一致。控制系统将具有较高的可靠性、可维护性与扩展性、具有较高的自动化水平。实现对尿素溶液配制及储存系统、在线稀释系统、混合计量模块和喷射系统的设备控制及运行状态的监视，并依据各子系统的运行参数的变化进行调整和操作，具备先进性、使用性、安全和可靠性、可扩展性等特点。7.2.4主要工艺设备SNCR系统主要工艺设备见下表：序号名称材质单位数量一尿素溶液制备和储存系统1尿素溶解槽个12溶解槽搅拌器个13输送泵个24尿素溶液储罐个15蒸汽加热装置个16过滤装置个17尿素溶液循环泵台2二尿素溶液在线稀释系统　　　湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告1工艺水箱个12稀释水泵台2三混合计量模块　　　1混合计量柜　套2四喷射系统　　　1喷枪套16（暂估）2喷枪套管　套163不锈钢软管　套164橡胶软管　套16五其他　　　1管道及管件　批12保温防腐材料　批13安装辅材　批1六电气控制系统　套　17.2.5脱硝装置平面布置脱硝装置除喷射系统外均布置在炉后扩建端，靠近脱硫综合楼。喷射系统布置在锅炉旋风分离器入口烟道处，与尿素溶液储罐通过管道连接。脱硝装置区布置有：尿素溶解槽、输送泵、尿素溶液储罐、尿素溶液循环泵、工艺水箱、稀释水泵等。7.2.6脱硝系统招标原则烟气脱硝部分采用总承包形式单独招标，由中标方负责总承包并与锅炉厂的配合。设备表中设备数量仅为初步拟定，最终数量待招标后由总包方确定。湖北省电力勘测设计院822013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告8环境及生态保护、水土保持9综合利用10劳动安全11职业卫生12资源利用13节能分析14人力资源配置15项目实施条件和建设进度及工期16投资估算、融资方案及财务分析湖北省电力勘测设计院832013年11月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告主要结论（1）本项目本期工程按2×25MW供热机组设计。（2）燃料的来源主要是川煤，依托***公司对燃料的组织及供应，****与四川****相关公司有长期的煤炭买卖合同，煤源供应可靠，煤质较好，本工程的煤源是落实的。（3）随着三峡大坝的兴建，本工程李家沟厂址设定厂区地坪设计标高为180m，与三峡库区移民线标高保持一致，满足建厂条件。（4）电厂水源由平邑口工园区统一取水供给，供水稳定，取水条件是较好的。（5）本工程厂址内及附近无其它不良地质作用及及矿产文物分布。区域地质相对稳定，适宜建厂。（6）本工程为热电联产项目，电厂建成后可有效控制、削减供热范围内的烟尘、二氧化硫及氮氧化物排放量，对改善区域大气环境质量起到积极作用。（7）本工程拟选2×25MW背压式供热机组，年均全厂热效率可达81.56%，年均热电比可达711.7%。（8）从各个经济指标看效益是合理的，项目内部收益率均大于财务基准收益率，投资回收期也在合理范围之内。因此，从财务评价的角度看本项目是可行的。综合以上所述及相应的取证文件，兴山县水电专业公司热电联产工程符合《兴山县供热专项规划》的要求，其已落实的热负荷是随着峡口片区的发展可见的。在兴山县委、县政府明确提出以建设湖北省电力勘测设计院852012年7月 兴山县水电专业公司热电联产项目可行性研究报告“全国最强磷化工县”为目标，创造良好的投资环境，加快推进峡口片区基础设施建设，突破性发展化工产业，可有力的推动峡口片区建成全省乃至全国重要的磷化工基地，可以大范围地保护该区域的环境质量，具有良好的社会经济效益。本项目热电比为711.7%，远远超过国家规定的热电联产热电比（单机25MW以上）应大于50%的指标要求。因此，本项目是符合国家有关能源及环保发展政策要求的。峡口片区的规划建设，工程宜尽快上马。19.2存在问题及建议（1）本工程位于平邑口工业园和刘草坡工业园之间，是工业热负荷较为集中的区域，本工程供热半径内各企业的用热协议，下一步应尽快落实。（2）本工程凝结水回收方面，需进一步与用汽企业沟通，核实凝结水回收的具体数量及途径。湖北省电力勘测设计院852012年7月'