兰炭尾气发电可研方案

F079KA01陕西省府谷县金城机制兰炭厂兰炭尾气发电项目可行性研究报告山西正和热电工程勘测设计有限公司工程设计证书乙级2008年05月批准李建儒审核郑幼文校核李建儒李琦王丽霞郭丙智韩五则张其斌程建英裴江编写李美军王正民程耀环陆逻驹邱晓娜刘大海范锟李培金杨丽娟韩艳华梁淑娴谢淑兰钱慧唐相初说明书目录1总说明111项目概况112编制依据113可研编制114主要设计原则215主要技术经济指标216结论32项目建设的必要性321实现资源综合利用、符合国家产业政策322实现清洁生产、为可持续发展奠定基础43建设条件431厂址条件432交通运输733水源734燃料供应835电厂接入系统方案84工艺设想1041电厂厂区总平面布置1042装机方案1143燃气输配系统1444燃烧系统1445热力系统1546主厂房布置1747化学水处理1848空冷系统2049供排水系统22410电气部分25411热力控制27412土建部分305环境保护3251建厂地区的环境现状3252设计依据及执行的环境保护标准3253建设项目的主要污染物3354控制污染物的措施及影响分析3355绿化3756环境监测与管理3757环保“三同时”项目与投资估算386消防3961消防设计执行的标准3962单项工程火灾危险性类别3963各系统的消防措施4064消防给水4365防火及消防措施效果预测与评价447职业安全卫生防护措施4471主要危害分析4472设计中执行的标准和规程规范4773厂址周围的环境特征5074地震烈度和工程防震设想5075防洪设想5076防雷设想5077在工艺设计中的劳动安全与工业卫生设计设想5178劳动安全与工业卫生监测站、安全教育室的设置设想6079劳动安全卫生方面的结论与建议608节能分析6081执行的相关法律、法规、标准和规范6082能源供应状况分析6383能耗指标6384节能措施6385节能效果分析6586下阶段节能设计设想669生产组织和定员6791组织机构6792工作制度6793电厂定员6810项目实施计划68101项目实施条件68102项目实施进度7011投资估算和资金筹措7012财务评价与分析7113结论及建议71131结论71132建议71附图目录序号名称图号1厂区总平面图F079KKZ012电气主接线方案F079KKD013燃烧系统图F079KKJ014热力系统图F079KKJ025主厂房剖面图F079KKJ036主厂房零米平面布置图F079KKJ047主厂房运转层及以上平面布置图F079KKJ058供水系统图F079KKS019水量平衡图（夏季）F079KKS0210水量平衡图（冬季）F079KKS0311锅炉补给水处理系统图F079KKH011总说明11项目概况111项目名称年产60万吨工业兰炭示范工程配套212MW兰炭尾气发电项目。112承办单位神木县同得利煤化工有限公司113法定代表人何怀斌114项目建设地点陕西省神木115项目建设规模新建2X75T/H兰炭尾气锅炉2X12MW直接空冷冷凝式汽轮发电机组。116项目建设目的解决工业兰炭在生产过程中产生的兰炭尾气造成的污染，减少温室气体排放，通过CDM获得额外的收益，以提高项目的经济吸引力，促进兰炭行业的清洁生产、实现循环经济。12编制依据1）国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知国务院国发【2007】15号文2）中华人民共和国环境保护法，1989年12月26日；3）中华人民共和国大气污染防治法，2000年4月29日；4）中华人民共和国环境噪声污染防治法，2000年4月29日；5）中华人民共和国水污染防治法，1996年5月15日；6）中华人民共和国清洁生产促进法，2002年6月29日；7）国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定，国务院国发【2005】39号文2005年12月3日；13可研编制131承担可行性研究工作的单位山西正和热电工程勘测设计有限公司132可行性研究工作范围本期可行性研究的范围为厂区围墙内的工艺和土建部分等。主要任务有1）提出兰炭尾气发电的装机方案。2）研究本期发电项目的供水、接入系统、环保、厂址、地质等建厂条件的可行性。3）作出各主要工艺系统及辅助系统工艺方案设想。4）作出投资估算，进行经济效益评价。不包括的部分有电厂的接入系统设计（含系统保护及调度通信）；输电线路设计；环境影响评价报告；生活福利设施的规划与设计。14主要设计原则1电厂按212MW直接空冷汽轮发电机组设计；2水源根据当地水资源情况，电厂生产采用地表水、生活用水采用地下水。3化学水处理系统采用反渗透除盐系统。4全厂设一个电气主控制室，采用微机保护控制系统。5热工控制设机炉集中控制室，采用DCS系统。6生活污水排入兰炭厂的污水处理站，经处理合格后外排；生产废水回收供该公司焦化作杂项水使用。7设备年利用率按6000小时计。8本项目所发电力全部供当地电网。暂按35KV出线双回考虑，接入附近的35KV变电站，距离约2500米；9资本金按总投资的30考虑，其余为银行贷款。15主要技术经济指标表161主要技术经济指标表项目名称单位数量备注装机容量MW212锅炉额定蒸汽量T/H275厂区用地面积HM220场地利用系数60绿化系数25耗水率M3/H4898劳动定员人180年发电量GWH144年供电量GWH130厂用电率9设备年利用小时数H6000静态总投资万元1164746单位投资元/KW485311动态总投资万元1199866单位投资元/KW499936计划总投资万元12948内部收益率877全部投资917自有资金财务净现值全部投资万元203426全部投资万元121002自有资金投资回收期全部投资年1011全部投资年1425自有资金投资利润率750资本金净利润率915投资利税率75016结论1、本项目充分依托现有企业，具有交通方便，资源、原材料丰富的优势，对于净化环境、综合利用、节能降耗、减少温室气体排放等方面有着积极的促进作用，符合国家产业政策2、作为同得利煤化工有限公司可持续发展战略中的一个重要项目，本项目建成后，回收利用上游兰炭生产过程产生的兰炭尾气进行发电上网，从而减少了西北电网因燃煤发电说产生的CO2排放。3、燃用兰炭尾气，减少了兰炭厂外排废气对环境的污染，实现清洁生产。4、项目建成后，环境污染治理通过燃烧、高烟囱排放等措施，对改善大气质量会产生一定的积极作用。综合结果已在环境评价报告中给予论证。综上所述，该项目在CDM的支持下，将具有较好的经济效益、社会效益和环境效益。2项目建设的必要性神木县地处陕西省北部，神府煤田西部，毛乌素沙漠与黄土高原的交接地带。煤炭资源特别丰富齐全，属特低磷、特低硫、特低灰、优质煤种，在全国范围内有着得天独厚的优势。兰炭技术作为洁净煤技术的有机组成部分，它可以实现煤炭资源高效、清洁利用、节约能源；特别是利用侏罗纪煤，既解决了长期以来的煤炭资源不平衡问题，又为神府地区丰富的煤炭深加工找到了一条新路子，被大家认为是煤炭行业升级换代的理想产品，是一项经济效益显著，社会效益良好项目。本次拟建的陕西神木县同得利煤化工有限公司60万吨兰炭工程综合利用发电站工程坚持“以废气定电”的原则，具有节约能源、改善环境、增加电力供应等综合效益。该项目的建设是治理大气污染和提高能源利用率的重要措施，是提高人民生活质量的公益性基础设施，符合国家现行能源政策，对当地生态环境的改善和居民生活水平的提高具有明显的现实意义。随着陕西神木县同得利煤化工有限公司60万吨兰炭工程的建设，兰炭车间排放的“废气”量约为60000NM3/H，这部分排放的“废气”不仅造成资源的浪费，而且会对环境造成污染。兰炭车间配套建设综合利用发电站工程不仅可利用排放的“废气”减轻对环境的污染，还可以增加企业收益、降低生产成本，安排人员。综合利用发电站工程属综合经济效益好的能源综合利用项目，企业投资建设余该项目是走企业发展集约化、效益型的一个重大举措，是贯彻国务院关于进一步开展资源综合利用的意见精神的具体措施，是非常必要的。21该项目建设是企业生产不断发展的需要陕西神木县同得利煤化工有限公司60万吨兰炭工程的建设，兰炭车间每年排放大量的“废气”，“废气”的排放不仅造成资源的浪费，而且对周围环境造成严重污染，对全球气候变化产生负面影响。将这些“废气”进行综合利用，不但给企业带来经济效益，也解决了浪费和环境污染问题。完全符合国家的资源综合利用政策和节能、环保政策。22该项目建设是生态环境保护和可持续发展的需要兰炭车间的“废气”的不断排放，给生态环境造成破坏和污染；本次拟建剩余煤气发电站项目，能把60万T/A半焦生产过程所产生的大量荒煤气回收利用，与周边以及传统的半焦厂荒煤气“点天灯”排放相比，具有节约能源、减少温室气体排放、保护环境的优点。企业投资建设综合利用发电车间工程减小对周围环境的污染。是环境保护的重要组成部分，也是企业走环保产业及可持续发展之路的必然选择。24是国家产业政策大力支持的项目多年以来，国务院、国家经贸委、原电力部、财政部、建设部等部委相继下发许多文件，鼓励开展资源的综合利用，同时对余热利用项目给预了优惠政策，并大力支持。由此可见，国家对“废气”利用项目从政策上是大力支持和扶持的。该项目的建设完全符合国家的产业政策和发展方向，应该得到大力推广。3建设条件31厂址条件311区域概况神木县位于陕西省北部，地处秦、晋、蒙三省（区）的交界处东经1102211014，北纬38423935。北部和内蒙古自治区准格尔旗、伊金霍洛旗接壤，东部与府谷县毗连。神木县处于内蒙古高原与陕北黄土高原东北部的接壤地带。总的地势是西北高，东南低，主要由西北至东南流向的黄甫川、清水川、孤山川、石马川四大川和相应的五道梁峁为骨架，海拔高度在78014265米间，相对高差为6465米。全境呈三角形，东西宽744公里，南北长966公里，面积3212平方公里，占全省面积的156，府谷县城位于黄河与小河川交汇处的冲积平原上，全县20个乡镇，362个村民委员会。全县总人口21万余人，其中农业人口18万余人，农村劳动力75万余人。府谷县的经济特点是农林牧三结合，农产品多样化，工业结构中重工业比重大，且工业分布主要集中在县城及县城附近。经济优势主要以冶金、能源、建材及化学工业为主。府谷县矿产资源非常丰富，有色金属矿产品主要有高岭土、铝、铁等，其中高岭土矿储量居全国第一位，铝矿储量居全省首位，非金属原料主要有磷、硫磺、滑石、陶瓷粘土、水泥石等。除此以外，府谷县尤以煤炭资源引人注目。闻名中外的神府煤田是我国目前探明的规模最大的侏罗纪优质动力煤田之一，已探明储量877亿吨，该县境内储量113亿吨。储量大，煤质好，该煤种属特低灰、特低硫、特低磷、高发热量，易燃烧煤种。府谷县大小煤矿星罗棋布，主要是由乡村及个体开办。随着煤炭生产的不断扩大，煤焦（化工焦）企业也不断增加，对府谷地区的环境造成了一定的影响。三道沟乡位于府谷县城西部、神府煤田腹地，距府谷县城45公里。三道沟乡地下蕴藏着优质的侏罗纪煤，已探明储量近37亿吨。全乡共有煤矿24座，年可产原煤200多万吨；有机制兰炭厂30家，年产焦粉90多万吨，焦油10万多吨，有金属镁厂两家，砖瓦厂等其它企业6家。二、三产业迅猛发展，有装载机、大型运输车辆200多台（辆），运输业十分发达。2005年全乡工农业总产值24亿元，乡级财政收入完成1515万元，农民人均收入达到2280元。312厂址概况拟建厂址在距府谷县的三道沟乡新庙村，地理坐标为东径1104719、北纬391104，海拔高度1052米。距野大公路约1公里，并与金城机制兰炭厂进厂道路相通,利用原长城三联铁业有限责任公司废弃厂地,并新征部分土地，占地1188亩,南距府店一级公路10公里，交通便利，厂址距庙沟门变电站约3公里。厂址地形较为平坦，属山麓斜坡堆积而成。该区域属府谷县煤电载能区规划中的庙沟门工业集中区。313工程地质、地震烈度、水文地质地质结构及地层公布府谷县处于祁（连）吕（梁）贺（兰）山字型构造马蹄型质地的东翼与新华夏季第三沉降带的复合部位，本区由于受多期次构造力的作用，形成不同方向的褶皱和断裂等造型迹，府谷县境内以新华夏构造行迹最为明显，其次为纬向构造。二者均为以褶皱构造为主体，断裂构造次之。府谷县境内出露地层自东往西，山老到新依次有占生界、中生界和新生界地层，占生界及生界地层呈北东向或近南北向带状展布，新生界地层不整合于前者之上。地形地貌根据榆林市岩土工程有限责任公司对厂区所作的地质勘察报告，拟建厂地处黄土高原毛乌素沙漠边缘，场地平面尺寸均为120M150M，平面呈梯形状。场地属山麓斜坡堆积地段，场地较平坦。区域地质本区所处鄂尔多斯向斜宽缓的东翼陕北斜坡上，基底巨厚，构造简单，地壳稳定，地层平缓，场区及附近未遇断层，冲沟等不良地质现象。地层概况根据勘探资料，场地主要为第四纪粉土、近期残积土及侏罗纪泥岩组成，各土层特性自上而下分述如下1、粉土黄褐色，稍湿，硬塑，以长石颗粒组成为主，可见云母薄片，具水平层理，具低压缩性，不具温限性。层厚未1045M，FK200KPA。2、残积土黄绿色，稍湿，坚硬，以长石、残积土颗粒组成为主，可见岩粒，具斑状结构，层厚大于34M，FK260KPA。3、强风化泥岩黄绿灰绿色、硬质，薄层，破碎状，岩芯呈块状，沙泥质结构，以长石、高岭土地、云母矿物组成为主，产状水平，强风化层厚3040CM，FK480KPA。场区建筑基础持力层以硬塑一坚硬粉土层为主，属中硬土，建设物场地类别为类，场地地下水位较深，不考虑地下水对建筑物的影响。府谷地处长期相对稳定的地台区，构造变动微弱，地震发生的频率小，而且强度低。根据陕西省工程抗震沿防烈度区划图确定场地所在区域地震基本列度为6度。314气象条件府谷县属中温带半干旱大陆性季风气候。冷暖干湿四季分明，冬季寒冷干燥，多西北风，夏季炎热，多雷阵雨。多年平均气温19平均相对温度52最冷月平均气温132极端最低气温30极端最高气温389年平均降水量4534MM最大降水量8496MM多年平均气压9048MBAR最大冻结深度146M最大积雪厚度11CM年平均风速26M/S最大风速24M/S由于全年主导风向为西南风（SW），拟建厂址大气污染物对县城基本无影响。32交通运输府谷县交通主要为公路，全县的干线公路有府榆公路、府准公路以及韩府公路，除此而外，还有7条支线公路，乡村公路，专用公路及城镇公路，区域优势明显，交通条件便利。本项目建设安装期间的一些大型设备和大宗材料，可以通过铁路运到神木火车站，再由汽车运到电厂内。33水源本工程由府谷惠泉水务有限责任公司进行统一供水。合同价格4元/M,每天供应08万M,每年大约292万M,而实际每年使用大约405万M水。本工程对于生活污水及雨水排水采用合流制排放。工业污水采用综合净化方法进行处理，实现中水回用，达到零排放。根据初步测算,本项目建成后,总的最大需水量为506M3/H，折合0014M3/S。根据金城集团水量平衡，水量是可以满足新建46MW热电厂项目用水的需求，且略有余量。因此，供水不成问题。34燃料供应本项目所需燃料由兰炭厂提供。兰炭尾气成分净兰炭尾气的组成见下表。兰炭尾气（净干兰炭尾气）质量指标成份H2CH4COCMHNCO2N2O2Q（KJ/NM3）含量（V）225621750811240810795492兰炭生产所产生的废兰炭尾气外排量约为60000NM3/H，扣除兰炭生产自用4000NM3/H外，尚余56000NM3/H可供电厂燃用。兰炭尾气发热量795492KJ/NM3计算，相当每小时提供1520吨标煤，供电站锅炉燃烧。锅炉热效率按90计算，锅炉参数75T/、H382MPA、450的中温中压蒸汽,每台锅炉的标煤耗量为7533T/H,两台炉总的耗标煤量为15066T/H（152015066）。因此，当两台锅炉同时运行时，兰炭尾气量可以满足电站锅炉的需要。所以，本项目建成后，燃料来源是有保证的。35电厂接入系统方案351现有电网情况榆林地区电力系统目前已有330KV、110KV和35KV三个电压等级，330KV线路1条，总长260KM，110KV电路28条。总长861693KM；35KV输电线路56条，总长1190659KM，610KV配网线路190条，330KV变电站2座，即榆林330KV变电所和神木330KV变电所。330KV主要变压器4台，总容量4150MVA；110KV变电站16座，变压器24台，总容量4696KVA；35KV变电站43座，变压器63台，总容量14685MVA，610KV配电变压器12265台，总容量608184MVA。榆林电网目前由天桥水电站及山西网作为主供电源，以110KV双回线路向南供电，纵贯府谷、神木、榆林、米脂、绥德、横山、靖边7县（市），途经府谷变、府谷变、神木变、神木小磨河变、榆林变、鱼河变、米脂变到绥德变，线路全长467261KM。另外，神木变出一回经神华自备电厂到靖连寨山110KV变电站，线路全长1445KM，向横山、靖边两县供电。定边县的定边、砖井110KV变电站现由宁夏网供电。延安榆林神木330KV输变电工程已经建成。截止1999年，10KV公网共计30条，435KM。352榆林地区现有电厂装机情况榆林地区现有发电厂19座。总装机容量53472MW。小火电厂12座（吴堡电厂停运），总装机容量468MW，小水电站5座，总装机容量141MW；天然气电厂2座，装机容量5232MW。其中，神华自备电厂（2120MW）及大柳塔热电厂（21523）MW主供矿区负荷，余电上网；神华二期（2100）MW机组上西北网。主电源由山西天桥水电站（228236）MW机组，发电量山西、陕西省各占一半，产权归山西，靖边长庆2座天然气电厂不向系统供电，宁夏网仅供定边县负荷。全区实际供电能力32228MW。353电力负荷预测随着国家西部大开发进程的加快，榆林能源重化工基地的建设和地方工农业的迅速发展，电网建设将出现超常规发展，电力负荷及用电量在一定时期内继续保持旺盛的增长势头。根据“九五”期间全区电力负荷增长情况，预测榆林市今后电力负荷增长幅度将在16左右，依据榆林市迎接西部大开发项目规划、榆林市“十五”计划和2015年发展规划思路以及神华、神东集团公司关于神府煤田一、二期和远期规划，测算出榆林市工业、农业用电负荷和其它行业负荷的区域颁布情况，榆林市最大负荷预测及区域分布表。见下表榆林市最大负荷预测及区域分布表单位MW项目2000200520102015最大负荷3206337621258152420252235农村牧鱼水利及工业用电252443583982122115201730其它居民用电68152179212303349505北部神府19635017975088912001250中部榆林61139189235335400560西部定、靖、横336075150200200275南部绥、米、佳、吴、清、子30485870100100150“十五”期间，北部负荷由天桥水电站和店塔，沙川沟等电厂供给，不足部分由山西电网补给，中部负荷大约196MW，榆林电厂只能提供27MW，尚缺169MW。“九五”期间，北部神府地区电厂除供给北部负荷外，还可向中、南部输送60MW电力，“十五”期间，随着北部负荷的增加，已不能向中、南部提供需要的电力，因此在2006年以前榆林地区处于缺电局面。354电厂接入系统方案根据上述情况，初步设想电厂新建46MW机组接入系统方案为四台发电机，直接接到10KV主母线上，再经两台16MVA双卷变压器接入电厂35KV母线，35KV出线两回，接入附近35KV变电站。最终电厂新建46MW机组采用哪一种方案，需下一步做完接入系统设计后，由有关单位审查确定采用何种接入系统方案。4工艺设想41电厂厂区总平面布置411总平布置的原则和功能划分1总平面布置的原则A、认真贯彻执行“十分珍惜和合理利用每寸土地，切实保护耕地”的基本国策，因地制宜，合理布置，节约用地，提高土地利用率。B、力求工艺流程顺畅，工艺管线短捷，节省基建投资费用。C、满足防火、防爆、安全、卫生、环保等规范要求。D、各种设施布置紧凑，辅助设施服务便利。E、尽量利用原有设施。2）总平面布置和功能划分，总平面布置应满足生产工艺流程的要求，根据生产性质、防火及工业卫生的要求，交通运输便捷，管理方便等条件，结合厂区地形及总体规划等，将电厂进行分区布置。全厂共分五个功能分区；主生产区、冷却设施区、水处理区、变配电及辅助生产设施区。A、根据厂址条件及工艺要求，主厂房布置固定端在东侧。B、燃气由产气厂输送过来，经设在电厂燃气锅炉后的燃气母管送入锅炉燃烧。C、35KV配电装置及主变压器布置在主厂房A列外毗屋内；化学水处理间布置在汽机房固定端马路东侧。使各种管线及电缆短捷、方便。D、化学水处理室和机力塔西侧均有10M宽的空地，以利于管线敷设。站区设60M宽的环形路，便于生产和消防。E、自然通风冷却塔，布置在距主厂房东侧的30M处。满足良好的通风条件。412竖向布置竖向布置原则1）满足生产、运输及装卸对高程的要求。2）因地制宜利用地形，力求土石方量最少。3）场地坡度应能使雨水迅速排出。站区地形较平坦，故本项目竖向设计拟采用平坡式布置方式。场地雨水采用明沟排水方式，接入兰炭厂的排水沟。整个站区的道路及竖向布置采用因地制宜的原则。413绿化道路两侧种植树木。在整个站区的空地上种植草皮、灌木，以利于环境保护。42装机方案421机组选择根据兰炭厂外排兰炭尾气量,按照燃用兰炭尾气的原则。拟定装机方案如下方案一1、锅炉型号TG75/382Q额定蒸发量75T/H过热蒸汽压力382MPA过热蒸汽温度450给水温度150排烟温度150热风温度170锅炉热效率88数量2台2、汽轮机型号KN12343额定功率12MW额定进汽压力343MPA额定进汽温度435额定进汽量56T/H额定排汽压力150KPA数量2台3、发电机型号QFK122额定容量15MVA额定功率12MW额定转速3000RPM额定电压105KV额定电流1375A功率因素08效率0964数量2台方案二1、锅炉型号TG35/382Q额定蒸发量35T/H过热蒸汽压力382MPA过热蒸汽温度450给水温度150排烟温度150热风温度170锅炉热效率872数量4台2、汽轮机型号KN6343额定功率6MW额定进汽温度435额定进汽压力343MPA额定进汽量285T/H额定排汽压力150KPA数量4台3、发电机型号QFK62额定容量75MVA额定功率6MW额定转速3000RPM额定电压105KV额定电流688A功率因素08效率0964数量4台422方案比较在上述两个案中，方案一的优点是投资小，运行简单，但是运行的性没有方案二那么灵活。本工程建设两台炉，在煤气不足的的情况下，可以两台炉低负荷运行，也可以停下一台炉，使另一台正常运行，所以方案一也能够适应煤气量的变化。方案二的优点是运行灵活，当一台机组发生故障时，焦化厂每小时的外排兰炭尾气稍有剩余。但方案二的投资比方案一要大。综上所述，虽然方案二的个别技术经济指标略好于方案一，但从投资和运行管理，机炉维修费用等方面考虑，推荐方案一作为本项目的装机方案。43燃气输配系统本项目所用气体燃料兰炭尾气由燃料供应点兰炭厂工艺工段的兰炭尾气放散口引接，采用架空管道输送到电厂锅炉房外的兰炭尾气母管，再由兰炭尾气支管送至锅炉燃烧器供锅炉燃烧。兰炭尾气支管上设置水封阀、快速切断阀、电动调节阀、流量指示等安全设施及经济运行考核仪表。44燃烧系统441燃烧系统的特点兰炭尾气管道输送来的兰炭尾气经上层和下层兰炭尾气燃烧器把兰炭尾气与热空气混合后送入炉膛内燃烧。热空气由送风机供给，经过空气预热器加热后进入兰炭尾气燃烧器后送入炉膛。442拟定原则性燃烧系统燃料消耗量见表441兰炭尾气耗量表表441名称单位一台兰炭尾气炉两台兰炭尾气炉备注小时耗气量NM3/H2775355506日耗气量NM3/H61056612211321D22H年耗气量NM3/H16652万33303万1A6000H注日耗量按22小时计，年耗量按6000小时计锅炉燃烧系统均采用单风机系统，即每台炉配一台送风机、一台吸风机。443主要辅助设备的选型1）送风机风量Q95000NM3/H风压H54KPA2）引风机风量Q170000NM3/H风压H30KPA,3）烟囱两台炉共用一座，高度80M，出口直径25M45热力系统451拟定原则性热力系统1）本项目选用两台锅炉且汽轮机采用凝汽式机组,故主要汽水系统如主蒸汽、主给水系统均采用单母管切换制。2）系统设两台除氧器。除氧器加热蒸汽采用汽轮机二段抽汽。3）汽机采用三级回热加热系统。其中一段抽汽为调整抽汽，做高压加热器用汽。二段抽汽供除氧器的加热用汽。三段抽汽供低压加热器。4）锅炉补充水为反渗透除盐水，采用直接补进除氧器的方案。为满足机组启动前灌水的需要，在除盐水泵出口处设一路补水进入凝结水箱。5）锅炉连续排污采用一级扩容排污系统，两台炉设一台15M3的连续排污扩容器,排污水进入定期排污扩容器。设一台35M3的定期排污扩容器。6）每台汽轮机设两台出力为110的凝结水泵，一台运行，一台备用。7）锅炉房设一台15M3的疏水扩容器及两个30M3的疏水箱。除汇集全站管道及设备正常疏放水外，还考虑存放除氧器溢水及锅炉事故放水。疏水箱内的疏水通过疏水泵送至除氧器。疏水泵设两台，一台运行，一台备用。8）工业水系统采用环行母管制，水源来自煤焦化项目的供水管网，回收水回收后进入循环水吸水井，作为循环水的补充水，节约用水。452主要辅助属设备选型1）电动给水泵型号DG465012流量85M3/H扬程630M台数3台（两台运行一台备用）电动机N280KWV6KV2）凝结水泵型号流量68M3/H扬程6959M台数2台（一台运行，一台备用）电动机N22KWV380V3疏水泵型号流量44M3/H扬程063MPA台数2台一台运行，一台备用4除氧器型号出力75T/H工作压力0118MPA工作温度104台数2台5）15M3疏水扩容器1台6）20M3疏水箱2台7）15M3连续排污扩容器1台8）35M3定期排污扩容器1台46主厂房布置主厂房从汽机房向锅炉房看为左扩建，采用三列式布置即汽机房除氧间锅炉岛。汽轮发电机组丛顺列向布置方式,机头朝向固定端。汽轮发电机中心线距A列91米。两机之间设检修场地。汽机房零米靠B列侧布置有3台电动给水泵，其他辅机如空气冷却器、凝结水泵等均布置在机座下面。锅炉房内布置有2台75T/H燃气锅炉。送风机布置在锅炉房零米，锅炉房运转层固定端布置炉水、给水加药装置；全站疏放水系统的设备如疏水箱、疏水扩容器、疏水泵等布置在锅炉房固定端零米。定期排污扩容器及排污降温池布置在炉后锅炉房外。除氧间（BC列）零米布置厂用变压器、380/220V厂用配电等配电设施，70米层布置机炉电集中控制室、主汽、主给水母管等；1400米层布置有2台除氧器和1台连续排污扩容器。汽机房设置一台电动双梁桥式起重机，起重量20/5T，跨度135米，可满足汽轮发电机组及辅机的安装、检修起吊要求。主厂房布置主要尺寸如下主厂房柱距6M运转层标高70M汽机房跨度15M长度61060M天车轨顶标高1450M屋架下弦标高1760M锅炉房跨度25M长度61060M屋架下弦标高2760M除氧间跨度7M长度61060M除氧层标高140M47化学水处理471水源及水质概况根据甲方提供的水质分析结果，该水质属于含盐量的地下水，总离子量在750MG/1左右，总硬度在64MMO1/1。根据原水水质及机组对水质的要求，该机组的锅炉补给水处理为反渗透加钠离了交换系统。472系统出力工程单位数据计算正常汽水损失T/H354342排污损失T/H354228启动或事故增加损失T/H3540140厂用汽及采暖用汽损失T/H50锅炉补给水的正常出力T/H120锅炉补给水的最大出力T/H260锅炉补给水的正常出力为120T/H，考虑启动或事故增加损失，这样，锅炉补给水的最大出力为26T/H。考虑到将来的运行检修和管理方便，锅炉补给水的出力按2918T/H设计考虑，当启动和事故时水量不足可由除盐水箱的贮存水来弥补。473水处理工艺流程根据锅炉用水水质要求以及水源水质分析资料，水处理工艺流程如下水工来水机械过滤器活性碳过滤器5U过滤器高压泵反渗透装置缓冲水箱缓冲水泵钠离子交换器软化水箱主厂房。参见水处理原则性系统图。再生系统食盐贮槽压力滤盐器钠离子交换器再生液进口。反渗透的的加药装置及反渗透的清洗系统由厂家全部供货。反渗透的浓水回收至反洗水源，以降低水耗。该处理系统有成熟的经验。具有占地面积小、运行简单可靠、运行费用低等特点。整个水处理的运行均为PLC控制，反渗透的仪表和控制均由供货厂家负责。474水处理的平面布置水处理除盐间占地面积为216，食盐再生及水泵间共占地面积144。值班控制室、分析化验间占地面积90。水处理室外设有生水箱和反洗水箱各一台，软化水箱布置在主厂房附近。475油处理根据规程规定不设油净化装置的原则，设露天油库一座。内设绝缘油箱、透平油箱各两面台。事故油池一座。476循环水处理系统本工程的循环水补给水的水源与锅炉补给水是同一水源水质。故循环水补给水处理拟采用加酸和阻垢剂系统，维持水的浓缩倍率为34倍，排污率为09。循环水处理的占地面积为66。布置在循环水泵房附近。667给水、炉水校正处理及汽水取样为了防止热力系统的腐蚀及结垢，炉水采用加磷酸盐校正处理。两台余热炉设一箱三泵药装置一套，布置在余热炉值班控制室旁；给水采用加氨处理，也设有一箱三泵一套加药装置。该设备布置在主厂房运转层的固定端，并与汽水化验分析间相连。汽水取样采用人工取样就地化验方式。478主要设备如下水处理主要设备表编号设备名称及技术规范数量备注1机械过滤器D2000MM；H1200MM32活性碳过滤器D2000MM；H2000MM335保安过滤器；D450MM24高压泵WDG651212512型；25M3/H；150MH2O2电动机185KW25反渗透装置出力9/H26钠离子交换器D1500MM；H1600MM37盐溶解器D1000MM18软化水泵CZ40200A型；40M3/H；50MH2O2电动机Y160M12/11KW29清水泵IS8065160型；35M3/H；47MH2O2电动机Y160M22型；15KW210清水箱直径D5280；容积100M3111除盐水箱直径D5280；容积100M3248空冷系统481采用空冷系统的必要性众所周知，水是一种资源。水资源的短缺已经严重威胁到人类的生存环境，因此节约用水已是目前全球范围内的一种趋势。陕西地处我国北方地区，水资源严重匮乏，人均水资源远远低于国内人均值，如何在有限的水资源状况下，贯彻国家优化资源配置，加快中西部发展，是一项重大决策问题。电厂是耗水大户，降低电厂的耗水量对水资源的合理使用，保持可持续发展有着重大的节水意义。目前，虽然电厂也在积极采取种种节水措施，但仍然要消耗大量的水资源。若要更有效地降低电厂的耗水量，就应该采用具有显著的节水效果的空冷技术。采用空冷技术后，可全厂性节水70左右，建设一座湿冷电厂的水量可以建设3到4座同样容量的空冷电厂。电厂初投资虽然增高了一些，但节约了有限的水资源和节省了长期的大量的水费。在富煤缺水的陕西建设电厂，从宏观上讲，节约了有限的水资源配额，就为陕西的可持续发展创造了良好条件，对于投资方来讲，能够充分利用煤水资源组合的优势，在一定的水资源的条件下，扩大建设容量，使得电力工程能够顺利实施。所以，在陕西建设电厂采用空冷技术具有深远的战略意义。482直接空冷系统概述电厂直接空冷技术应用已有几十年的历史，初期限于当时的技术条件，只是应用于一些小容量的汽轮发电机组。随着经验的积累和工业技术水平的发展，尤其是在二十世纪七十年代后，一些困扰直接空冷技术应用的技术问题得到解决，电厂直接空冷技术的应用开始进入较快的发展期。国内有关制造公司采取合资或引进技术等形式，已可以生产空冷系统的主要设备如钢制散热器、风机、减速箱等，有关生产厂已投入力量研究适合空冷系统运行的汽轮机，因此直接空冷系统的设备国产化无大的问题。另外，直接空冷系统均采用国产化设备的6MW直接空冷实验机组已在山西交城建成投产一年，运行情况良好，达到预期设计效果，为建设直接空冷机组提供了经验。所谓直接空冷系统是由空冷凝汽器、辅机冷却塔、辅机循环水泵组成。空冷凝汽器由空冷凝汽器平台、风机组成。它是将汽轮机排出的乏汽，由管道引入称之为空冷凝汽器的钢制散热器中，由环境空气直接将其冷却为凝结水，减少了常规二次换热所需要的中间冷却介质，换热温差大，效果好。除此之外，其它的主要特点还有A、汽轮机背压变幅大。汽轮机排汽直接由空气冷凝，其背压随空气温度变化而变化，我国北方地区一年四季乃至昼夜温差都较大，故要求汽轮机要有较宽的背压运行范围。B、真空系统庞大。汽轮机排汽要有大直径的管道引出，用空气作为直接冷却介质通过钢制散热器进行表面换热，冷凝乏汽需要较大的冷却面积，因而导致真空系统的庞大。C、电厂整体占地面积小。由于空冷凝汽器一般都布置在汽机房顶或汽机房前的高架平台上，平台下仍可布置电气设备等，空冷凝汽器占地得到综合利用，使得电厂整体占地面积减少。D、冬季防冻措施比较灵活可靠。间接空冷系统的主要防冻手段是设置百叶窗来调节和隔绝进入散热器的空气量。若百叶窗关闭不严或驱动机构出现机械或电气故障，将导致散热器冻结。而直接空冷可通过改变风机转速或停运风机或使风机反转来调节空冷凝汽器的进风量直至吸热风来防止空冷凝汽器冻结，调节相对灵活，效果好且可靠。已有成熟的运行经验可以借鉴。483直接空冷系统方案4831基础数据1）气象参数设计环境干球温度16厂址海拔高程780M当地大气压9277HPA年平均相对湿度612）汽轮机尾部参数汽轮机排汽量250T/H汽轮机排汽焓值24376KJ/KG汽轮机背压160KPA4833直接空冷系统方案确定按4831节中的相关基础数据进行初步计算，每台机组需要配备空冷凝汽器的散热面积为68600M2。空冷凝汽器采用钢制大直径椭圆翅片管。椭圆管规格拟为10020MM，壁厚为15MM。翅片规格为11945MM，厚度为035MM。翅片管外表面均热浸锌进行防腐处理。空冷凝汽器管束分为顺流管束和逆流管束。每个管束宽约2325M。管束高度顺流为58M，逆流为45M。6个管束组成一个空冷凝汽器散热单元。每个散热单元以6个管束以接近60角组成等腰三角“”型结构，“A”形两侧分别为3个管束。每台机组的空冷凝汽器按3组（排）布置，每组由3个冷却单元组成，其中2个为顺流空冷凝汽器，1个为逆流空冷凝汽器。每台机组的平台面积为24524M2。有效进风口高度10M。每组空冷凝汽器配置轴流式风机。每台机组共配置6台风机。风机参数顺流风机逆流风机风机直径（M）487487风机转速（RPM）250250风机轴功率（KW）5050风机台数（台）42连接低压缸的主蒸汽排汽管拟采用一条DN1200MM的焊接钢管；连接各组（排）的蒸汽输送支管（蒸汽分配管）拟采用DN1000MM的焊接钢管。49供排水系统491综述46MW汽轮机排汽冷却采用直接空冷方式。辅机与工业设备冷却水采用带机力通风冷却塔的二次循环供水系统。电厂供水水源由金城兰炭厂已有的供水系统协调供给。电厂排水采用分流制排水系统，生活污水在厂区内经化粪池预处理，处理后归入朔城区焦化厂污水系统进行统一处理；工业废水设回收利用供水系统；厂区设雨水排水系统，雨水汇流后排入厂区南侧的排洪河道。492辅机与工业设备冷却水系统工业循环冷却水量由下表所列表68146MW直接空冷机组辅机工业循环冷却水量M3/H序号工程夏季冬季1发电机空冷器冷却水4804202汽轮机油冷器冷却水2402003工业设备冷却水80604合计800680循环水泵和机力通风冷却塔、循环水管直径具体见下表。循环水泵和机力冷却塔选择循环水泵型号KQL150/250185/4流量M3/H240扬程M17电动机功率Y180M4/185KW台数台5机力通风冷却塔形式方型逆流式出力T/H200进出口温度差810台数台5循环水供水泵布置在集中水泵房内。循环水水质稳定处理详见66化学水处理部分。冷却塔选用五套，夏季五套运行，其它季节四套调节运行。为改善冷却塔的通风条件和节省占地面积，冷却塔布置在冷却水池的顶面上。冷却水池为钢筋混凝土结构。493生活、生产和消防给水系统生活、生产用水量详见“全厂用水量统计表”。消防用水量详见“电厂消防”部分。因生活用水量较少，故归并于生产给水系统。生活、生产给水泵共设三台，其中一台为备用泵。其水泵型号与规范为水泵型号80DL2型，Q3265M3/H，H4334M。电机型号Y160M2型，N11KW。厂区设置生活、生产和消防合并的给水管网，管网呈环形布置，并配置室外消火栓。494全厂用水量统计全厂夏季和冬季用水量统计如下表所列46MW空冷机组夏季用水量统计表M3/H序号用水项目用水量回收水量耗水量备注1冷却塔蒸发损失（P113）10401042冷却塔风吹损失（P205）4043系统排污损失（P309）72072注14工业设备冷却用水20200注15化学水车间用水24018回收4M3/H6生活用水3217其它用水100108合计78620506注1、接回收水系统。46MW空冷机组冬季用水量统计表M3/H序号用水项目用水量回用水量耗水量备注1冷却塔蒸发损失（P113）88408842冷却塔风吹损失（P205）340343系统排污损失（P309）6120612注14工业设备冷却用水20200注15化学水车间用水24018回收4M3/H6生活用水3217其它用水100108合计7536124736注1、接回收水系统。为节省用水量，46MW汽轮机排汽采用了直接空冷系统，从而消除了电厂主要的耗水点；对工业设备冷却回水进行了回收利用，作为辅机和工业设备循环水系统的补充用水；对工业废水进行回收利用，作为电厂的杂顶用水。全厂总用水量夏季为506M3/H，冬季为4736M3/H。495水源工程1）电厂供水水源由金城兰炭厂已有的供水系统调节供水。2）电厂夏季运行最大小时用水量共计506M3/H。3）电厂总补给水管采用一条DN80焊接钢管。4）电厂外金城兰炭厂拟建调节水池一座，可作为电厂的备用水源。5）总补给水管进入厂区后设水表井一座，作为电厂用水的计量设施。6）厂区内设1000M3蓄水池一座，以利调节供水。7）电厂消防用水由金城兰炭厂消防水系统统一供给，消防供水管拟定为DN150焊接钢管，进入厂区后与厂区生活、生产、消防给水管网连接。496排水系统1）电厂排水采用分流制系统。2）生活污水系统设化粪池进行预处理，处理后归入金城兰炭厂污水系统进行处理。3）工业废水进行回收利用，作为电厂的杂项用水。剩余废水归入雨水系统。4）厂区设雨水排水系统，雨水汇流后排入厂区南侧的排洪河道。497回收水系统1）为减少电厂水源供水量,拟定对工业废水进行回收利用,作为电厂的杂项用水。2）回收水系统由工业废水收集管、回收水池、回收水泵和回收水供水管网等组成，3）回收水泵设置二台，其中一台为备用泵，回收水泵技术规范如下型号65DL3型，流量Q30M3/H，扬程H48M电动机Y132S12/55KW410电气部分4101电气主结线本工程新建4台发电机组，根据发电厂和以35KV线路供电的特点，提出下面的主接线方案电厂的四台6MW发电机的出口电压为105KV，也设发电机电压母线，10KV母线采用单母线分段的接线形式。10KV母线再通过两台主变压器升压到35KV系统，35KV系统为单母线接线，拟以35KV并网线两回与附近的35KV变电站联网（一回工作，一回备用），详见附图D01。692厂用电接线本工程建设4台兰炭尾气锅炉及配套4台汽轮发电机组，一次建成，低压厂用电采用380/220V动力照明合用的三相四线制中性点直接接地系统，按机单元对应分四段。将辅助车间负荷和主厂房厂用负荷一起考虑，这时每段设一台1000KVA的低压厂用变压器，由相应的10KV高压母线引接，另设一台1000KVA的低压厂用备用变压器，当两个分支任何一台厂用变压器故障时，备用变压器则自动投入运行。4103电气布置按小型火力发电厂设计技术规程，本工程35KV配电装置及两台主变压器采用屋内布置，布置于主厂房A列外毗屋。另不设主控综合楼，将电气控制室和机炉控制室合并，布置于主厂房BC列的运转层。10KV高压厂用配电装置布置在BC列零米。低压厂用配电装置及低压厂用变压器、备用变压器，布置于汽机房BC列零米层。发电机引出线设备布置于汽机平台下的发电机小间内。4104主要设备选择由于未接到系统资料，暂按35KV系统的短路电流不超过315KA来考虑。双卷主变压器S916000/353855/105KV，UK8，YN,D11低压厂用变压器及备用变压器S91000/10，1055/04023KV，D,YN11,UK635KV开关柜JYN135金属铠装移开式封闭开关柜（配ZN1235真空断路器）10KV开关柜KYN28A12型铠装移开式金属封闭开关柜（配ZN63A真空断路器）380/220V低压配电柜GCS型低压配电柜4105电气二次线1）直流系统本工程直流系统采用微机高频开关电源系统，直流电源电压为220V，蓄电池容量500AH,直流系统接线采用单母线分段，带一套铅酸免维护蓄电池，两套充电装置。2）二次线公用部分本工程中央信号采用微机监控装置，同期装置全厂公用一套微机自动准同期装置。3）控制、信号、测量和保护部分本工程采用综合自动化控制保护系统，发电机，主变压器,厂用变压器，35KV母线设备及线路，10KV系统等，均采用微机监控保护，该系统由中心计算机、微机保护及监控装置机箱和通风网络、网络控制器等设备构成，该系统包括遥控、遥测、遥信功能以及独立的微机保护。各类设备及线路按规程配置保护装置。411热力控制4111控制范围本工程建设规模为安装2台汽轮发电机组，2台兰炭尾气锅炉，热工控制对象除上述机炉控制外，尚包括除氧给水、化学水处理的热力控制。4112控制方式热力系统为母管制系统，设置机炉电集中控制室。集中控制室布置在运转层，集中控制室后面是电子设备间和锅炉配电箱室。化学水处理系统在各自车间的控制室控制。4113机组控制水平41131热工自动化水平1自动化对负荷的适应性机组的自动化系统设计，以满足整个机组安全经济运行为前提，配备少量的运行人员，在炉、机控制室内人员以CRT及操作键盘为监视控制中心，完成正常运行工况的监视与调整及紧急事故的处理，在就地人员的配合下实现机组的启、停。自动控制系统考虑在锅炉不投油最低稳燃负荷以上范围的自动控制。在机组异常工作时，自控系统能自动进行停机、停炉等有关操作，以确保机组的安全。机组在启停、正常运行及事故处理时，以分散控制系统为中心，通过CRT及打印机等，对机组的各项运行参数、设备状态进行系统的全面的监视控制与记录。机组的主要参数设有常规仪表。2机组控制模式由于主蒸汽和主给水系统均为母管制，两炉两机及除氧给水系统采用一套以微机处理器为基础的分散型控制系统（DCS）。DCS的主要功能包括炉、机及除氧给水系统的数据采集系统（DAS）；模拟量控