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江苏阳光璜塘热电有限公司的扩建工程投资


证券代码:600220 证券代码:

证券简称:江苏阳光 证券简称:

公告编号:临 2009-022 公告编号: 2009-

江苏阳光股份有限公司控股子公司 江苏阳光股份有限公司控股子公司 股份有限公司控股 江苏阳光璜塘热电有限公司的扩建工程投资公告 江苏阳光璜塘热电有限公司的扩建工程投资公告 的扩建工程

本公司董事会及全体董事保证本公告内容不存在任何虚假记载、 误导性陈述 本公司董事会及全体董事保证本公告内容不存在任何虚假记载、 或者重大遗漏,并对其内容的真实性、准确性和完整性承担个别及连带责任。 或者重大遗漏,并对其内容的真实性、准确性和完整性承担个别及连带责任。 一、扩建工程投资概述 扩建工程投资概述 由于近期江阴市祝塘镇、青阳镇也纳入江苏阳光璜塘热电有限公司(以下 简称“璜塘热电” )的供热范围,热负荷大幅增加,为满足热用户的需求璜塘热 电需进行扩建。本期扩建工程总投资为 34,700.1 万元,建设期为 20 个月,所需 资金全部由公司自筹解决。 根据《公司章程》的有关规定,本次扩建工程投资事项涉及的金额属于董 事会的审批权限内,已经公司第四届董事会第二十四次会议审议通过。 本次投资不构成关联交易。 二、扩建工程投资主体的基本情况 扩建工程投资主体的基本情况 投资主体 璜塘热电是公司持股 75%的控股子公司,位于江苏省江阴市霞客镇璜塘环南 路 125 号,注册资本为 22000 万元人民币,主要从事电力生产、蒸汽的生产、供 应。 三、扩建工程投资的基本情况 扩建工程投资的基本情况 由于璜塘热电是徐霞客镇、祝塘镇和青阳镇区域内的唯一一家区域热电厂, 随着供热区域内的经济快速发展,新热用户逐年增加,原有热用户新增热负荷也 有较大幅度的增长,使得其供热能力已经满足不了热用户的需求,璜塘热电必须 进行扩建。 本期扩建工程总投资为34,700.1万元,建设规模为3×130t/h高温高压煤粉炉 +1×CB15MW高温高压抽汽背压式供热机组+1×B15MW高温高压背压式供热 机组。建设范围包括项目内各新增主要工艺系统及厂外热力网工程、接入系统。 扩建后新增年销售收入20,010万元,年销售利润(税后)为4,748.4万元,投资回 收期(税后)7.25年,内部收益率(税后)16.54%。本期工程建成后璜塘热电全 年供热量5.460×106GJ,年供电量2.456×108kw.h,年节标煤量73,831万吨。 四、投资的目的和对公司的影响 投资的目的和
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本工程投产后,对璜塘热电的进一步发展、推动地区经济持续发展是十分必 要的,符合国家的产业发展政策和有关的设计技术规定,在技术上是可行的,在 经济上是合理的,具有显著的经济效益、节能效益和环保效益。 五、备查文件 1、董事会决议及经董事签字的会议记录。 2、本项目的可行性分析报告。

特此公告。

江苏阳光股份有限公司董事会 2009 年 12 月 29 日

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检索号:2009-9R155K

江苏阳光璜塘热电有限公司 扩建工程

可行性研究报告

东南大学建筑设计研究院 热电工程设计研究所 咨询证书 工咨甲 21120070003 2009 年 11 月 南京

江苏阳光璜塘热电有限公司扩建工程可行性研究报告

江苏阳光璜塘热电有限公司扩建工程 可行性研究

分管院长: 许红胜 分管总工: 高 所 长: 亮

许红胜(兼) 马永贵 刘国培

副 所 长:

项目经理: 编写人员:





侯静刚 田 辉

张庆平 刘 凌





马永贵 李佩旋 方可人 童启明 王瑞良 高 亮

邵景诚 刘 李 强 滨

赵达明 刘国培 谢 静

顾光辉 刘宇阳

钱荣银 赵 勐



准: 许红胜

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江苏阳光璜塘热电有限公司扩建工程可行性研究报告


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概述 ......................................................................................................................... 7 1.1 项目概况及编制依据.................................................................................. 7 1.2 研究范围...................................................................................................... 7 1.3 城市概况...................................................................................................... 8 1.4 当前面临的问题和扩建的必要性............................................................ 11 1.5 主要设计技术原则.................................................................................... 12 1.6 工作简要过程............................................................................................ 13

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热负荷 ................................................................................................................... 14 2.1 现有热负荷................................................................................................ 14 2.2 近期热负荷(2012)................................................................................ 17 2.3 规划热负荷(2020).............................................................................. 19

2.4 供热凝结水的回收.................................................................................... 19 2.5 设计热负荷................................................................................................ 19 2.6 年持续热负荷曲线.................................................................................... 19 3 电力系统 ............................................................................................................... 21 3.1 概述............................................................................................................ 21 3.2 与电网的联接............................................................................................ 21 4 燃料供应 ............................................................................................................... 22 4.1 燃料供应.................................................................................................... 22 4.2 燃料贮运系统............................................................................................ 22 4.3 锅炉点火油品种及来源............................................................................ 23 5 机组选型及供热方案 ........................................................................................... 24 5.1 设计热负荷................................................................................................ 24 5.2 机组选型.................................................................................................... 24 5.3 本期装机、供热方案................................................................................ 28 6 厂址条件 ............................................................................................................... 35 6.1 厂址概述.................................................................................................... 35

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6.2 交通运输.................................................................................................... 36 6.3 电厂水源.................................................................................................... 37 6.4 灰、渣场.................................................................................................... 37 6.5 工程地质.................................................................................................... 38 7 工程设想 ............................................................................................................... 40 7.1 厂区总平面................................................................................................ 40 7.2 燃料运输.................................................................................................... 43 7.3 燃烧系统.................................................................................................... 46 7.4 热力系统.................................................................................................... 48 7.5 主厂房布置................................................................................................ 52 7.6 除灰、渣系统............................................................................................ 53 7.7 供、排水系统............................................................................................ 55 7.7.5 补给水量 ......................................................................................................... 58 7.8 化学水处理系统........................................................................................ 61 7.9 电气部分.................................................................................................... 64 7.10 热工控制部分.......................................................................................... 71 7.11 土建部分.................................................................................................. 77 7.12 采暖通风与空气调节.............................................................................. 79 8 环境保护 ............................................................................................................... 83 8.1 概况............................................................................................................ 83 8.2 环保设计标准............................................................................................ 84 8.3 电厂污染物排放及防治措施.................................................................... 84 8.4 监测与管理................................................................................................ 87 8.5 热电联产、集中供热的环境效益............................................................ 88 8.6 环保投资估算............................................................................................ 88 8.7 环境影响评价............................................................................................ 88 9 消防、劳动安全及工业卫生 ............................................................................... 90 9.1 设计依据.................................................................................................... 90 9.2 消防............................................................................................................ 92 9.3 防爆措施.................................................................................................... 95
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9.4 防尘、防毒、防化学伤害........................................................................ 95 9.5 防电伤、防机械伤害................................................................................ 96 9.6 防暑与防寒................................................................................................ 97 9.7 防噪声、防振动........................................................................................ 97 9.8 其它安全措施............................................................................................ 97 9.9 劳动安全及工业卫生机构与设施............................................................ 98 9.10 职业病防治措施...................................................................................... 98 10 节能篇 ............................................................................................................... 100 10.1 节能效益计算........................................................................................ 100 10.2 节能措施综述........................................................................................ 102 10.3 其他节能措施........................................................................................ 104 10.4 节水措施................................................................................................ 104 11 热力网 ............................................................................................................... 106 11.1 热力网设计原则.................................................................................... 106 11.2 热力网现状............................................................................................ 106 11.3 拟建管线及热负荷................................................................................ 106 12 劳动组织及定员 ............................................................................................... 108 12.1 组织机构、人员编制及指标的配置原则............................................ 108 12.2 组织机构设置........................................................................................ 108 12.3 电厂人员素质要求................................................................................ 109 12.4 电厂人员定额........................................................................................ 109 13 工程实施条件和进度 ....................................................................................... 111 13.1 施工条件................................................................................................ 111 13.2 施工进度................................................................................................ 111 14 投资估算及财务评价 ....................................................................................... 112 14.1 概述........................................................................................................ 112 14.2 编制原则和依据.................................................................................... 112 14.3 项目投资估算........................................................................................ 112 14.4 财务评价................................................................................................ 112 15 工程招标 ........................................................................................................... 115
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15.1 设计依据................................................................................................ 115 15.2 项目招标初步方案................................................................................ 115 15.3 招标的组织和工作................................................................................ 118 16 社会评价及风险分析 ....................................................................................... 119 16.1 社会评价................................................................................................ 119 16.2 风险分析................................................................................................ 119 17 结论 ................................................................................................................... 123 17.1 主要结论................................................................................................ 123 17.2 主要技术经济指标(本期 3 炉 2 机)................................................ 124

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附图目录: 附图目录:

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15





图 号 2009-9R155K-01 2009-9R155K-02 2009-9R155K-03 2009-9R155K-04 2009-9R155K-05 2009-9R155K-06 2009-9R155K-07 2009-9R155K-08 2009-9R155K-09 2009-9R155K-10 2009-9R155K-11 2009-9R155K-12 2009-9R155K-13 2009-9R155K-14 2009-9R155K-15

热电厂地理位置及热网走向图 厂区总平面布置图 原则性热力系统图 原则性燃烧系统图 主厂房底层平面布置图 主厂房运转层平面布置图 主厂房除氧层、运煤层平面布置图 主厂房锅炉尾部平面布置图 主厂房横断面布置图 主要设备明细表 输煤系统流程图 气力除灰、除渣系统图 原则性化学水处理系统图 原则性电气主接线图 供水系统及水量平衡图

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1 概述
1.1 项目概况及编制依据 1.1.1 项目概况 我院受江苏阳光璜塘热电有限公司委托,对江苏阳光璜塘热电有限 公司扩建工程进行可行性研究。 江苏阳光璜塘热电有限公司 2005 年底建成, 装机规模为 3 台无锡锅 炉厂生产的 75t/h 次高温次高压链条炉+2 台青岛汽轮机厂生产的 C12MW 汽轮发电机组。2008 年,将其中的 1 台 C12MW 汽轮机更型为 B12MW 汽轮 机。 由于近期江阴市祝塘镇、 青阳镇也纳入江苏阳光璜塘热电有限公司 供热范围,热负荷大幅增加,为满足热用户的需求江苏阳光璜塘热电有 限 公 司 需 进 行 扩 建 , 拟 扩 建 安 装 3 × 130t/h 高 温 高 压 煤 粉 炉 +1 × CB15MW+1×B15MW 汽轮发电机组。 1.1.2 编制依据 本可行性研究报告系根据下列文件和资料进行编制的: 1) 《江阴市热力规划》 2) 《热电联产项目可行性研究技术规定》及附件,国家发展计划委 员会,国家经济 2001 年 1 月 11 日。 3) 《关于发展热电联产的规定》 ,国家发展计划委员会,国家经济贸 易委员会,建设部,国家环保总局,急计基础[2000]1268 号文,2000 年 8 月 22 日。 4) 《江苏阳光璜塘热电有限公司扩建工程可行性研究》编制委托书 5)现行国家有关的规程、规范、规定。 1.2 研究范围
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本可行性研究范围包括:现热电厂状况及热负荷的调查及核实,本 期工程厂区总平面布置、机组选型、燃料供应系统、除灰渣系统、电气 系统、供排水系统、化学水处理系统、热工自动化及环境保护、消防、 安全等方面进行可行性研究、论证,并作出相应的投资估算和经济效益 分析。 1.3 城市概况 江阴市概况 1.3.1 江阴市概况 江阴市位于北纬 31°40′34″至 31°57′36″,东经 119°59′至 120°34′30″。北枕长江,南近太湖,东接常熟、张家港,西连常州, 地处苏锡常“金三角”几何中心,交通便捷,历来为大江南北的重要交 通枢纽和江海联运、江河换装的天然良港。 江阴市总面积 987.5 平方公里,陆地面积 811.7 平方公里,水域面 积 175.8 平方公里,其中长江水面 56.7 平方公里。沿江深水岸线长达 35 公里。城市建成区面积 52.39 平方公里 江阴市有 13 个镇,3 个街道办事处,250 个村委会,108 个社区居 民委员会,全市户籍总人口 120 万人。 2008 年,江阴市实现地区生产总值 1530 亿元,比上年增长 14.9%, 其中第一产业增加值 21.6 亿元,增长 4.7%;第二产业增加值 942.65 亿 元,增长 14.7%;第三产业增加值 565.75 亿元,增长 15.7%(按当年价计 算,增长速度按可比价计算)。在第八届全国县域经济基本竞争力评价中 名列第一,实现“七连冠” 。被中央确定为全国改革开放 30 年 18 个典型 地区之一。 1.3.2 徐霞客镇、青阳镇及江苏阳光璜塘热电有限公司概况 徐霞客镇 青阳镇及江苏阳光璜塘热电有限公司概况 有限公司 1.3.2.1 徐霞客镇概况 江苏璜塘热电有限公司位于江阴市的徐霞客镇。
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徐霞客镇位于江苏省江阴市南部,是明代杰出地理学家、旅行家徐 霞客的故乡。2003 年 11 月由璜塘镇、马镇镇、峭岐镇三镇合并,组建 霞客镇。2007 年,霞客镇更名为徐霞客镇,镇区面积 110 平方公里,其 中水面面积 700 公顷,户籍人口 10.725 万,外来人口 5 万,下辖 21 个 行政村,是江阴市规模最大、人口最多的一个乡镇。 近年来,徐霞客镇以解放思想为动力,以创新发展为抓手,始终确 立“发展是硬道理,科学发展是真道理”的观念,一二三产竞相提升, 经济社会协调发展,各项事业互动并进。2008 年全年完成国内生产总值 66 亿元,工商业销售收入 250 亿元,全口径财政收入 7 亿元。一二三产 业比例为 1:6:3。在发展经济的同时,突出环保优先,抓节能降耗减 排;突出镇村统筹,抓人居环境改善;突出以人为本,抓发展成果惠民, 先后获得全国百强乡镇、全国投资环境百佳乡镇、全国环境优美乡镇、 全国小城镇经济综合开发示范镇、 江苏省新型小城镇等 21 项国家及江苏 省级荣誉。 1.3.2.2 1.3.2.2 青阳镇概况 本次扩建主要是向江阴市青阳镇供热。 青阳镇位于徐霞客镇的西侧,拥有地域总面积 67.6 平方公里,现有 人口 13 万,2008 年完成国内工农业生产总值 182.4 亿元,是具有相当 规模工业基础的工业型城镇。全镇拥有各类工业企业近 600 家,产品分 为建材、轻工、化工、电子、冶金及金属制品、纺织、机械(汽车配件、 机械设备)等七大行业,现已被江苏省无锡市规划为中心镇。随着镇区 的规划调整,在不久将形成拥有 20 万人口,年均 GDP 达到 150 亿元的较 大规模的城镇。为了适应经济形势发展,科学规范地加速镇区的工业建 设,加强招商引资力度,2000 年 8 月成立了青阳镇工业园区,目前园区 引资已超过 40 亿元,进入园区企业 130 多家。

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历年来,青阳镇先后被评为全国综合经济实力百强乡镇、全国投资 环境百强乡镇、江苏省卫生镇、新型示范小城镇、教育现代化先进镇。 江苏阳光璜塘热电有限公司概况。 1.3.2.3 江苏阳光璜塘热电有限公司概况。 根据 《省发改委关于江苏阳光璜塘热电有限公司可行性研究的批复》 (苏发改基础发[2004]601号)文建设,2005年底建成,装机规模为3台 无锡锅炉厂生产的75t/h次高温次高压链条炉+2台青岛汽轮机厂生产的 C12MW汽轮发电机组。2008年,由于当地经济的发展、热负荷的增加以及 节约能源的需要,根据《关于江苏阳光璜塘热电有限公司#2机组技改项 目的核准的批复》 (苏经贸电力[2007]938号) 将其中的1台C12MW汽轮机 , 改型为B12MW汽轮机。 江苏阳光璜塘热电有限公司为区域热电厂,承担着徐霞客镇、祝塘 镇和青阳镇的热力供应任务 江苏阳光璜塘热电有限公司建成热网管线4条,干管直径DN450~ DN700,干管总长度达30余公里,供热半径约15公里,较大的热用户31家, 平均热负荷约125t/h。 1.3.2.3 祝塘镇概况 祝塘镇位于江苏省江阴市东南部,地处太湖平原,属长江三角洲对 外经济开发区,居无锡、江阴、常熟三市区的地域几何中心,具有得天 独厚的交通区位优势。全镇总面积59.45平方公里,耕地面积3430公顷, 拥有常住人口59711人,外来人口54256人,下辖12个村(社区)和1个省 批工业集中区、1个无锡市级工业集中区。 祝塘镇历史悠久,人杰地灵,文化底蕴深厚,是江阴“四大古镇”之一。 近年来,祝塘镇,充分发挥区位优势,开拓创新,奋发有为,实 现经济社会的全面协调发展,对外开放知名度日益提升,被誉为“江南外 贸第一镇”。该镇工业经济发展较快,全镇拥有工商企业1000多家,目前

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全镇已形成纺织、服装、轻工机械、有色金属制造为特色的产业集群。 2007年全镇工业总产值达118.50亿元,比去年同期增长23.43%;完成利 税总额8.83亿元,比去年同期增长16.37%;财政收入4.11亿元,比去年 同期增长24.47%,被列入江苏省重点中心镇,排名全国小城镇综合发展 千强第131位。 当前面临的问题和扩建的必要性 1.4 当前面临的问题和扩建的必要性 1.4.1 当前面临的问题 江苏阳光璜塘热电有限公司供热区域内的徐霞客镇、祝塘镇现有比 较大的热用户 31 家,平均热负荷 125t/h,由于经济的发展,近期要增 加热负荷 70t/h,热负荷总量已达热电公司现有机组的供热极限。 另外,与徐霞客镇邻近的青阳镇也是江阴市的工业大镇,现有小锅 炉 125 台,铭牌总蒸发量 231.87t/h,但至今未建热电厂,没有实行集 中供热。根据江阴市政府的要求,充分利用江苏阳光璜塘热电有限公司 的基础条件,近期解决青阳镇的集中供热问题。 1.4.2 1.4.2 扩建的必要性 1.4.2.1 是社会经济发展的需要 江阴市连续六次在全国县域经济基本竞争力评价中名列第一,社会 经济持续稳定发展。 虽然 2008 年世界性的金融危机对江阴市的经济有所 影响,但从 2009 年开始,经济已明显复苏。江苏阳光璜塘热电有限公司 是徐霞客镇、祝塘镇和青阳镇区域内的唯一一家区域热电厂,也是江阴 市涵盖范围最大的一家区域热电厂。随着供热区域内的经济快速发展, 新热用户逐年增加,原有热用户新增热负荷也有较大幅度的增长,使得 其供热能力已经满足不了热用户的需求。特别是环保部门要求青阳镇的 热用户关停分散小锅炉,实行集中供热,江苏阳光璜塘热电有限公司的 供热能力已远远不能满足要求,必须尽快进行扩建,以适应和支持当地
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经济的快速发展。 1.4.2.2 是节能减排的需要 除已有的供热区域外,近期增加供热的重点区域是青阳镇。青阳镇 是江阴市唯一一个没有热电厂、没有实行集中供热的工业大镇。该区域 内的热用户以工业生产用热为主,生活用汽较少。各企业现全部采用小 锅炉供热,热效率低,能源浪费严重。据调查,目前主要大的用汽企业 有56家,现有锅炉125台,总容量为231.87t/h。锅炉平均运行效率均小 于60%。这些分散的小容量锅炉耗煤高,烟囱低(一般为25~35米) ,除 尘设备简陋,更没有安装脱硫装置,灰渣、烟尘及其它污染物的排放对 环境污染严重,是江阴市节能减排,污染治理的重点地区之一。 本期扩建后,安装 3×130t/h 高温高压煤粉炉+1×CB15MW+1×B15MW 汽轮发电机组,对青阳镇实行集中供热、热电联产,拆除现有的分散小 容量的锅炉,用高效的静电除尘器、脱硫装置、DCS 自动化系统等现代 电厂的装置和系统代替原有的落后装置系统。据计算,江苏阳光璜塘热 电有限公司扩建后,全厂热电比达 617.5%,较技改前年减排烟尘 3605.9 吨和 SO2 1692.2 吨,节标煤(本期)4.96 万吨,节能减排效果极为显著, 具有非常好的节能和环境效益,符合国家《节约能源法》 、两部两委《关 于发展热电联产的若干规定》中的规定和当前节能减排的政策要求。 1.4.2.3 提高供热质量、完善工业园区基础条件 条件的需要 1.4.2.3 是提高供热质量、完善工业园区基础条件的需要 1.5 主要设计技术原则 根据国家能源政策,结合本工程具体情况,为达到节约能源、改善 环境,合理控制工程造价、提高经济效益的目的,本期工程确定以下技 术设计原则: 1)可行性研究报告内容及深度符合国家发展计划委员会、国家经济 贸易委员会、建设部计基础[2001]26 号文《热电联产项目可行性研究
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技术规定》及附件的要求。 2)以热定电,根据热负荷性质、大小合理选择供热机组。 3)在拟定厂区总平面布置方案时,除满足工艺流程需要外,尚需考 虑与现有设施的总体协调。 4)工艺系统采用成熟、先进的技术。 5)本期技改拟建设 3 炉 2 机,即 3×130 t/h 高温高压煤粉炉+1× CB15MW 高温高压抽汽背压式供热机组+1×B15MW 高温高压背压式供热机 组。 6)本设计环保要求按城市电厂考虑。 7)充分利用现电厂的满足技术要求的系统和设备设备,努力降低工 程造价,提高经济效益。 8)严格遵循国家颁布有关的规程、规范。 1.6 工作简要过程 我院接受江苏阳光璜塘热电有限公司对“江苏阳光璜塘热电有限公 司扩建工程可行性研究”进行编制的委托后,随即组成了该项目的工程 设计组,开始进行本工程可行性研究报告的编制工作。工程组设计人员 于 2009 年 11 月在江苏阳光璜塘热电有限公司有关人员组织和协调下, 对现热电厂和供热区域内的热负荷进行了详细认真的了解和调查,踏勘 了电厂厂址,根据《热电联产项目可行性研究技术规定》及附件的要求, 及当前国家和地方的能源和环境保护政策,编制了本可行性研究报告。

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2 热负荷
现有热负荷 2.1 现有热负荷 按《江阴市供热规划》,江苏阳光璜塘热电有限公司为区域热电厂, 承担着徐霞客镇、 祝塘镇和青阳镇的热力供应。 根据调查, 迄至 2009 年, 热电公司已向徐霞客镇(原璜塘镇、马镇镇、峭岐镇三镇合并) 、祝塘镇 热用户集中供热。其中徐霞客镇璜塘区现有金达莱集团及十一毛纺厂等 十二家主要的工业热用户,现状热负荷最大 40t/h,平均 35t/h,最小 25t/h;马镇区现有江阴第一化纤厂等九家较大的工业热用户,现状热负 荷最大 34t/h,平均 30t/h,最小 23t/h;祝塘现有福泰化工等十家较大 的工业热用户,现状热负荷最大 75t/h,平均 60t/h,最小 36t/h。折算 系数考虑了同时率、热损失和焓差等因素。 全厂现有热负荷折算到热电厂出口处(0.98MPa 280℃)为: 最大 149t/h,平均 125t/h,最小 84t/h。详见(表 2-1)。 表 2-1
序号 热用户

全厂现有热负荷汇总表
蒸汽 压力 (MPa) 蒸汽 温度 (℃) 280 280 280 280 最大 40 34 75 149 平均 35 30 60 125 最小 25 23 36 84 热负荷(t/h)

1 2 3

璜塘线 马镇线 祝塘、文林线 合 计

0.98 0.98 0.98 0.98

青阳镇为近期新增加的供热区域,辖区内尚没有热电厂,热用户以 工业生产为主,生活用汽较少,目前集中供热管道还未建成,各企业全 部采用小锅炉供热,全镇用汽企业有 98 家,现有小锅炉 125 台,总容量 231.87t/h,锅炉容量普遍较小,热效率低,能源浪费,污染严重。详见

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青阳镇现有工业锅炉调查表, (表 2-2) 现状热负荷考虑同时率取 0.8、 。 管网热损(5%)和用户热焓折算到热电厂出口处的系数(0.92)之后折 算到热电厂出口处(0.98MPa 280℃)最大 122.4t/h,平均 98.3t/h,最 小 69.5t/h,详见(表 2-3)。 表 2-2
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 用热单位 望春花平绒 江阴农药二厂 江苏航天星源 江阴市万润印染 澄润石油化工 华茂化纤 江阴市三杰印染有限公司 江阴市桐歧漂染有限公司 江阴市桐歧印染厂 江阴市毛染厂 青阳有机化工厂 江阴信盛印染 昌盛电子器材 茂祥电子材料 青阳街西村 华明特种线缆 江阴市桐歧联合化工厂 通用线缆 无锡市宏基纸业包装 海江塑胶有限公司 海江塑胶制品 江阴茂盛合成化工 江阴市青阳中学 雅士居休闲

青阳镇现有工业锅炉调查表
锅炉台数 4 2 4 3 3 3 3 3 2 1 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 3 1 1 1 额定蒸发量 (t/h) 24 19 15 14 12 12 8 8 8 6 6 6 5 4 4 4 4 4 4 2 2 2 2 2 主要产品 毛绒 农药 覆铜板 印染 石油制品 化纤 印染 印染 印染 印染 农药 印染 覆铜板 覆铜板 铝氧化 电缆 农药 电缆 包装盒 人革地板 人造革 化工 民用 民用

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25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

宏健文体用品 江阴明德体育用品 江阴市荣达电子 江阴市三煌文纺用品 江阴市卫宇橡塑制品 江阴塑料制品厂 明星胶鞋厂 邦尼装饰材料 东南化纤 鸿泰绝缘材料 惠丰建筑机械厂 其他(<2t/h 锅炉) 合 计

1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 66 125

2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 32.87 231.87

制球 制球 覆铜板 制球 塑胶制品 朔钢 制鞋 橡胶 化纤 覆铜板 橡胶

表 2-3
序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 用热单位

青阳镇现有热负荷汇总表
蒸汽 压力 (MPa) 蒸汽 温度 (℃) 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 最大 15 12 9 9 8 8 5 5 5 4 4 4 4 3 3 平均 12 9.5 8 7 6 6 4 4 4 3 3 3 2.5 2 2 最小 9 7 6 5.5 4.5 4.5 3 3 3 2 2 2 2 1.5 1.5 热负荷(t/h)

望春花平绒 江阴农药二厂 江苏航天星源 江阴市万润印染 澄润石油化工 华茂化纤 江阴市三杰印染有限公司 江阴市桐歧漂染有限公司 江阴市桐歧印染厂 江阴市毛染厂 青阳有机化工厂 江阴信盛印染 昌盛电子器材 茂祥电子材料 青阳街西村

0.5 0.6 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.6

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16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

华明特种线缆 江阴市桐歧联合化工厂 通用线缆 无锡市宏基纸业包装 海江塑胶有限公司 海江塑胶制品 江阴茂盛合成化工 江阴市青阳中学 雅士居休闲 宏健文体用品 江阴明德体育用品 江阴市荣达电子 江阴市三煌文纺用品 江阴市卫宇橡塑制品 江阴塑料制品厂 明星胶鞋厂 邦尼装饰材料 东南化纤 鸿泰绝缘材料 惠丰建筑机械厂 其他(<2t/h 锅炉) 合 计

0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.5 0.5 0.6 0.5 0.6 ≤0.5

饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和

3 3 3 3 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 20.4 158.0

2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16.1 126.9 98.3

1.5 1.5 1.5 1.5 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 12.5 89.7 69.5

折合电厂出口

0.98

280

122.4

近期热负荷(2012) 2.2 近期热负荷(2012) 徐霞客镇的璜塘线随着用热企业产品结构优化调整以及工业区的发 展,近期热负荷将增长约 20t/h。 马镇线近期热负荷暂不增加。 祝塘镇线工业集中区发展迅速,形成轻纺、冶金、机械、化工、电 子、建材等产业群体,同时由政府牵头统一组织领导,确保全镇的集中 供热。近期用汽量将增长约 40t/h。

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青阳镇工业园区在具备集中供热条件后将进一步优化投资环境,更 具招商引资优势,同时利用政策导向将污染企业出镇入园,并鼓励其节 能改造。估计近期用汽将增长约 40t/h。 全厂近期(2012 年)热负荷折算到热电厂出口处(0.98MPa 280℃) 为: 最大 354t/h,平均 292t/h,最小 218t/h。详见(表 2-4)。 表 2-4
序号 热用户

全厂近期热负荷汇总表
蒸汽 压力 (MPa) 蒸汽 温度 (℃) 280 280 280 280 280 最大 55 34 105 160 354 平均 45 30 85 132 292 最小 30 23 70 95 218 热负荷(t/h)

1 2 3 4

璜塘线 马镇线 祝塘、文林线 青阳线 合 计

0.98 0.98 0.98 0.98 0.98

供热区域内有部分化纤企业生产高强度化纤及特征化纤需用中压蒸 汽,主要用于化纤定型及增加强度。目前这部分用汽不具备集中供热调 节,都是由企业自用小锅炉供汽。考虑同时率取 0.9、管网热损(5%) 和用户热焓折算到热电厂出口处的系数(0.95)之后折算到热电厂出口 处(3.83MPa 300℃)最大 53.6t/h,平均 38.4t/h,最小 21.6t/h,详 见中压热负荷汇总表(表 2-5)。 表 2-5
序 号 1 2 3 4 5 用热单位

中压热负荷汇总表
蒸汽 压力 (MPa) 蒸汽 温度 (℃) 饱和 饱和 饱和 饱和 饱和 最大 10 15 7 5 5 平均 7 10 5 4 4 最小 4 6 3 2 2 热负荷(t/h)

江阴市悦达化纤二公司 江阴市金燕化纤分公司 江阴市恒丰化纤二期 江阴市升发化纤二期 江阴市元盛化纤二期

2.2 2.2 2.2 2.2 2.2

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6 7 8

江阴市第一化纤三期 江阴市向阳化纤有限公司 江阴市金光化纤二期 合 计

2.2 2.2 2.2

饱和 饱和 饱和

10 10 5 67

7 7 4 48 38.4

4 4 2 27 21.6

折合电厂出口

3.83

300

53.6

这已远远超出了热电公司现有机组的最大供热能力,如不进行机组 扩建,三镇供热的安全可靠性将失去保证,也影响全市节能减排的工作 目标。 规划热负荷(2020) 2.3 规划热负荷(2020) 考虑供热区域内工业区的发展及全面淘汰分散小锅炉,供汽量将逐 年增加。 扩建后的机组供热量可满足今后较长一段时期内的热负荷需要, 当热负荷远超出本期扩建后的供热能力时,可考虑再扩建一炉一机。 2.4 供热凝结水的回收 根据对热用户工艺调查,用热工艺为直接用热为主,无凝结水回收。 2.5 设计热负荷 如前所述,热电公司全厂近期(2012 年)年平均热负荷折算到热电 厂出口处为 3.83MPa 440℃蒸汽 38.4t/h;0.98MPa 280℃蒸汽 292t/h。 本期扩建工程主要为青阳镇用热企业集中供热,设计热负荷按青阳 镇近期年平均热负荷(2012 年)设计,折算到热电厂出口处为: 3.83MPa 320℃蒸汽 38.4t/h;0.98MPa 280℃蒸汽 132t/h。 2.6 年持续热负荷曲线 近期年持续热负荷曲线是按年 8760 小时内的最大、 平均和最小设计 热负荷绘制而成,如下图 2-1。

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图 2-1 近期年持续热负荷曲线

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3 电力系统
3.1 概述 热电公司现装机规模为 3×75t/h 次高温次高压链条炉+1×C12MW 汽 轮发电机组装机+1×B12MW 汽轮发电机组,通过二回 110kV 联络线作为 本工程的并网线路,一路主并网,一路备用,实现接入地区电力系统一 主一备的方式。在正常情况下热电厂通过主并线路并网运行。热电厂内 建设一座 110kV 升压站,配有二台 20000kVA 容量的主变。升压站 110kV 并网线路开关和发电机出口开关处,设置有必要的并、解列点,第一并 列点设于发电机出口开关处,第二并列点设于 110kV 线路开关处。第一 解列点设于 110kV 线路开关处,第二解列点设于发电机出口开关处。远 动通讯主要通道:新建璜塘热电厂至江阴市电力局调度中心的光纤通信 传输通道,备用道路采用电信外线。发电机及 110kV 并网线路的有功、 无功、电流、电压、电量、110kV 开关位置信息,主变开关位置信息, 发电机开关的位置信息及保护动作信息均需送至当地电网调度部门。 江阴电网是无锡电网的重要组成部分,阳光璜塘热电有限公司附近 有具备接入条件的变电所,具体如何接入电网,详见接入系统报告。 热电公司本期拟扩建扩建安装 3×130t/h 高温高压煤粉炉+1× CB15MW+1×B15MW 汽轮发电机组。为了满足热电厂安全可靠运行,电厂 需与系统并列运行,因此本期在厂内新建升压站一座,单回联络线接入 附近电网。 3.2 3.2 与电网的联接 原 110KV 系统需增加一台主变, 本期以 10kV 的电压接入新增主变的 低压侧,通过原 110kV 联络线并网,本期电厂内不另设升压站,维持原 接入系统不变。

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4 燃料供应
4.1 燃料供应 江苏阳光璜塘热电有限公司为燃煤热电厂, 其燃煤主要采用市场运作 方式采购,煤源较多,如徐州烟煤、山西大同煤以及淮北烟煤等。煤源 充足可靠,煤质比较稳定。 煤质分析资料见表 4-1 表 4-1
名 称 收到基低位发热值 收到基全水分 干燥无灰基挥发分 收到基灰分 收到基碳 收到基氢 收到基氧 收到基氮 收到基全硫 哈氏可磨系数 灰变形温度 灰软化温度 灰熔化温度 符号 Qne,ar Mar Vdaf Aar Car Har Oar Nar Sar HGI DT ST FT ℃ ℃ ℃

煤质资料
单位 设计煤种 KJ/kg % % % % % % % % 22344 7.48 25.02 26.57 58.21 2.91 2.51 1.64 0.68 62 数 值

4.2 燃料贮运系统 江苏阳光璜塘热电有限公司本期工程拟安装 3×130t/h 煤粉锅炉, 加上原有 3×75t/h 链条锅炉,年需燃煤约 48 万吨。 热电公司现有煤码头一座,安装两台 GQ812 固定式起重机(码头吊)
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作为卸煤设备;现有干煤棚一座,储煤量可达 12000 吨,可满足本期规 模(3×130t/h 锅炉+3×75t/h 锅炉)约 5.7 天的耗煤量。本期新建干煤 棚一座,最大储煤量可达 15000 吨,可满足本期规模约 13 天的耗煤量 表 4-2
项 目

燃料消耗量
原有 3×75t/h 3×12.42 894.24 20.493 新建 3×130t/h 3×16.53 1190.16 27.2745 合计 86.85 2084.4 47.7675

小时燃煤量(t) 日燃煤量 年燃煤量 (t) (104t)

注:1)日燃煤量按 24 小时计算;2)年燃煤按 5500 小时计算。

4.3 锅炉点火油品种及来源 锅炉点火油品种为零号轻柴油,由市场购买。 表 4-3
序号 1 2 3 4 5 6 7 项目 油品 恩氏粘度 比重 水份 硫份 开口闪点 低位发热量

点火油特性
符号 / / / / / / / 单位 / °E / % % ℃ kJ/kg 数值 零号轻柴油 0.96(100) 0.817 ~0(无痕迹) 0.2~0.23 62~65 41033~41870

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5 机组选型及供热方案
5.1 设计热负荷 如前所述, 江苏阳光璜塘热电有限公司的主要热用户是徐霞客镇 (原璜塘镇、马镇镇、峭岐镇三镇合并) 、祝塘镇及青阳镇的工业和民用 热用户。 全厂设计热负荷按近期年平均热负荷(2012 年)设计, 即:3.83MPa 300℃蒸汽 38.4t/h;0.98MPa 280℃蒸汽 286t/h。 本期扩建工程主要为青阳镇用热企业集中供热,设计热负荷按青阳 镇近期年平均热负荷(2012 年)设计, 即:3.83MPa 300℃蒸汽 38.4t/h;0.98MPa 280℃蒸汽 126t/h。 扩建按一次规划、分期建设的原则进行。 5.2 机组选型 5.2.1 5.2.1 相关参数的确定 1)初参数:一期工程安装 3×75t/h 次高温次高压链条炉+1×C12MW 抽凝式供热机组+1×B12MW 背压式供热机组。本期主厂房与上期相对独 立。根据热电联产项目技术规定,机、炉初参数选为高温高压参数 (P=9.81Mpa,t=540℃) 。可通过减温减压器向现有次高温次高压 3 炉 2 机供新蒸汽,进行热负荷调节。这样既可整体提高全厂效率,同时充分 利用现有设备。 2) 工业供汽参数: 因热用户热负荷中大多数集中在本镇及周边乡镇, 考虑到大部分工艺用热参数要求,根据现有管线的运行状况,选额定工 业供汽参数为 0.98MPa,实际供热参数在 0.8Mpa~1.27Mpa 之间,灵活 地调整,以适应热用户的需求,同时也与现有次高压机组供汽参数一致。

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另有少量中压参数蒸汽(3.83MPa 300℃)由抽背机组一级抽汽(3.83MPa 440℃)减温提供。 5.2.2 锅炉选型 根据设计热负荷,可供选择的锅炉型式有:煤粉炉及循环流化床锅 炉。 1)方案一 煤粉炉

煤粉炉在我国经过了几十年的运行的考验,技术成熟,积累了大量 制造和运行经验。锅炉效率高达 90%以上,设备故障率较低、运行比较 可靠。煤粉炉的辅助机械设备亦经多年的实践、改进,技术较为成熟。 炉外脱硫技术的发展,克服了煤粉炉不能进行炉内脱硫这一缺点。 目前国内有多种类型的烟气脱硫装置已投入商业运行,脱硫效率可达 80%~90%以上,运行成本基本符合国情,企业能承受,同时为今后享受 污染排放交易权制度带来的利好创造了条件。 不会超标 (国 由于现购原煤的含硫量较低, 其粉煤灰中 S02 含量也低, 标规定水泥中 S02 含量要小于 3%)可以全部作水泥原料。炉外烟气脱硫 装置产生二次产物进行有效控制和合理处置,不会对环境造成再污染。 虽然煤粉炉的辅助设备较多,厂用电率较高,但和循环流化床锅炉 厂用电率比较相差不多。在科技高速发达的今天,煤粉锅炉采用先进的 检测、控制手段,运行管理更加安全、可靠。 2)方案二 循环流化床锅炉

循环流化床锅炉是一种较新的炉型,效率较高,锅炉效率可达 88%。 燃料适应性强,可燃烧高灰分、低发热量的劣质煤。燃烧温度低,加入 一定的石灰石(纯度 90% 以上,粒度小于 2mm ) ,可实现炉内脱硫,有 较好的环保效益。调节性能好,负荷调节灵活、迅速,低负荷(30%额定 负荷)稳燃性较好。

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循环流化床锅炉最大的优点:一是可燃用发热量低的劣质煤,二是 可以进行炉内脱硫。其缺点是:磨损大,易造成故障停炉,锅炉设备价 格较贵、运行成本较高。 循环流化床锅炉,目前在国内的发展还处于逐渐成熟的阶段,根据 对已投产的循环流化床锅炉分离器效率的调查表明,这种燃烧技术基本 是成功的,但也存在一些问题,如回流管过热,点火较困难,省煤器磨 损严重等,需要制造厂家加以攻克。根据调查现有热电厂的使用经验上 看,循环流化床锅炉由于磨损严重,连续运行时间过短,维修时间长,设 备的利用率较低,运行成本较高。 江阴地区没有地产煤炭资源,燃煤需从外地购进,为了降低企业的 生产成本,外购燃煤的低位发热量一般都控制在 5000Kcal/kg 以上。为 了保证供热的稳定可靠、方便运行和管理,综合考虑,本期拟选锅炉推 荐采用效率高,技术成熟的煤粉锅炉。同时阳光集团的其它容量较大的 热电厂均安装了高温高压的煤粉炉, 对其运行管理有着丰富的实践经验。 3)锅炉参数: 额定蒸发量 最大蒸发量 额定蒸汽温度 额定蒸汽压力(表压) 给水温度 排污率 空气预热器进风温度 锅炉设计效率 数 量 130 t/h 150 t/h 540 ℃ 9.81 MPa 215 2 30 90.2 3 ℃ % ℃ % 台

5.2.3 汽轮发电机组选型

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根据设计热负荷及锅炉容量,可供选择的汽轮发电机组如下: 1)汽轮机 A 型 号 CB15-8.83/3.83/0.981 型 15 MW

额定功率 转 速

3000 rpm 145.6 t/h 8.83 MPa 535 20 ℃ t/h

额定进汽量 进汽压力 进汽温度 额定抽汽量 抽汽压力 抽汽温度 额定排汽压力 额定排汽温度 数 2)汽轮机 B 型 号 量

3.83 MPa 440 ℃

0.981 MPa 280 1 ℃ 台

B15-8.83/0.981 型 15 MW

额定功率 转 速

3000 r./min 126.5 t/h 8.83 MPa 535 ℃

额定进汽量 进汽压力 进汽温度 额定排汽压力 额定排汽温度 数 3)发电机 量

0.981 MPa 280 1 ℃ 台

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QF-15-2 15 10.5 3000 0.8 2 台 MW KV r/min

额定功率 额定电压 额定转速 功率因素 数 量

5.3 本期装机、供热方案 本期装机、 5.3.1 本期装机方案比较 本着“以热定电”的原则,拟定本期热电厂扩建项目装机方案: 设计方案: 本期建设规模为: 3×130t/h 高温高压煤粉炉+1×CB15MW 高温高压抽汽背压式汽轮发电机组+1×B15MW 背压式汽轮发电机组。 对比方案:本期建设规模为:3×130t/h 次高温次高压煤粉炉+2× B15MW 次高温次高压背压式汽轮发电机组(中压蒸汽减温减压供给)。 本期供热汽平衡表见表 5-1 本期热经济指标比较表见表 5-2 全厂供热汽平衡表见表 5-3 全厂热经济指标比较表见表 5-4

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表 5-1
压力 (Mpa) 9.81 5.3 CB15MW 抽背机进汽量 B15MW 背压机进汽量 B12MW 背压机进汽量 减温减压进汽量 汽水损失 8.83 8.83 4.90 5.3 9.81 5.3 锅炉蒸发量(实际) 9.81 5.3 汽平衡 CB15MW 抽背机抽汽量 减温减压供汽量 中压减温供汽量 热负荷 汽平衡 高加自用汽量 1 高加自用汽量 2 高加自用汽量 除氧自用汽量 CB15MW 抽背机排汽量 B15MW 背压机排汽量 B12MW 背压机排汽量 热负荷 汽平衡 发电功率 9.81 5.3 3.83 3.83 3.83 3.83 3.83 2.67 1.38 0.981 0.981 0.981 0.981 0.981 0.981 0.981 /

本期供热汽平衡表
温度 (℃) 540 485 535 535 470 485 540 485 540 485 540 485 440 300 300 300 300 403 322 280 280 280 280 280 280 280 设计方案 单位 高温高压 最大 平均 390 / -155 -80 / / -4.5 / +239.5 / +150.5 / +33.4 / +38.4 -38.4 0 -11.6 -16.0 / -38.2 +100.4 +69.8 / -132 0 15+9.4 对比方案 次高温次高压 最大 / 390 / / -223 -46 / -5 / +274 / +116 / +53.6 / -53.6 0 / / -24.6 -33.7 / / +218.3 -160 0 20.3 平均 / 390 / / -182 -33 / -4 / +219 / +171 / +38.4 / -38.4 0 / / -19.6 -26.6 / / +178.2 -132 0 16.6

项目名称

锅炉蒸发量(额定)

t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h MW

390 / -165 -128.5 / / -6 / +299.5 / +90.5 / +46.6 / +53.6 -53.6 0 -14.5 -20 / -47.9 +95.8 +112.1 / -160 0 15+15.1

注:除氧自用汽高温高压方案为高、低压除氧,次高温次高压方案只有低压除氧;

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表 5-2
序号 项目 热量 1 热负荷

本期热经济指标比较表
单位 GJ/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h GJ/h MW % g/kWh % kWh/GJ % g/kWh kg/GJ h GJ/a kWh/a kWh/a h t/a t/a 设计方案 511.24 132 38.4 239.5 / 235 / 511.24 24.4 90 188.6 19.01 5.73 7 202.7 39.765 5500 2.812×10 1.342×10 1.087×10 5500 135754 49568 0.95 % % 718.6 80.51
6 8 8

对比方案 511.24 132 38.4 / 219 / 182 511.24 16.6 88 207.5 24.15 5.73 6.5 221.9 40.753 5500 2.812×10 0.913×10 0.693×10 5500 130192 39685 1.2 1127.8 80.22
6 8 8

汽量 0.98MPa 汽量 3.83MPa

2

锅炉蒸发量

9.81MPa 5.3MPa 8.83MPa 4.90MPa

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

汽机进汽量 对外供热量 年均发电功率 锅炉效率

发电年均标准煤耗 综合厂用电率 供热厂用电量 发电厂用电率 供电年均标准煤耗 供热年均标煤耗 年供热时间 年供热量 年发电量 年供电量 发电设备年利用小时 全年耗标煤量 热电联产年节标煤量 热化系数 热电比 全厂热效率

注:1) 现有供热小锅炉效率按 70%,供热用电量按 5.73 KWh/GJ 计算; 2) 对比供电标煤耗按 2008 年全国平均供电标煤耗 0.349 Kg/KWh。

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表 5-3
压力 (Mpa) 9.81 5.3 8.83 8.83 4.90 4.90 5.3 9.81 5.3 9.81 5.3 9.81 5.3 3.83 3.83 3.83 3.83 3.83 2.67 1.38 0.981 0.981 0.981 0.981 0.981 0.981 0.981 0.981 /

全厂供热汽平衡表
温度 (℃) 540 485 535 535 470 470 485 540 485 540 485 540 485 440 440 300 440 440 403 322 280 280 280 280 280 280 280 280 设计方案 单位 高温高压 最大 平均 390 225 -155 -128.5 -132 -73 / -6 -4 +289.5 +209 +100.5 +16 +33.4 / +38.4 -38.4 0 -14 -19.3 -18 -61.9 +100.4 +112.1 +129.4 +30 -292 0 54 对比方案 次高温次高压 最大 / 615 / / -462 -57 -19 / -10 / +548 / +67 / +20 / -20 0 / / -46 -51 / / +456 +10 -369 0 54 平均 / 615 / / -396 -53 -16 / -9 / +474 / +141 / +17 / -17 0 / / -39 -43 / / +390 +3 -311 0 48

项目名称

锅炉蒸发量(额定) CB15MW 抽背机进汽量 B15MW 背压机进汽量 B12MW 背压机进汽量 C12MW 抽凝机进汽量 减温减压进汽量 汽水损失 汽水损失 锅炉蒸发量(实际)

t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h MW

390 225 -165 -154 -165 -104 / -6 -5 +325 +274 +65 -49 +46.6 / +53.6 -53.6 0 -18.6 -21.7 -22.7 -75.1 +95.8 +134.3 +161.7 +60 -354 0 60

汽平衡 CB15MW 抽背机抽汽量 减温减压供汽量 中压减温供汽量 热负荷 汽平衡 高加自用汽量 1 高加自用汽量 2 高加自用汽量 除氧自用汽量 CB15MW 抽背机排汽量 B15MW 背压机排汽量 B12MW 背压机排汽量 C12MW 抽凝机抽汽量 热负荷 汽平衡 发电功率

注:除氧自用汽高温高压方案为高、低压除氧,次高温次高压方案只有低压除氧

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表 5-4
序号 项目 热量 1 热负荷

全厂热经济指标比较表
单位 GJ/h t/h t/h t/h t/h t/h t/h GJ/h MW 本期 一期 % % g/kWh % kWh/GJ % g/kWh kg/GJ h GJ/a kWh/a kWh/a h t/a t/a 设计方案 992.77 282 38.4 289.5 209 283.5 205 992.77 54 90 82 255.4 17.31 5.73 6.78 275.3 41.533 5500 5.460×10 2.970×10 2.456×10 5500 296999 73831 0.95 % % 617.5 72.88
6 8 8

对比方案 992.77 282 38.4 / 483 / 441 992.77 48 88 82 272.2 17.85 5.73 6 289.5 42.138 5500 5.460×10 2.640×10 2.169×10 5500 293417 65315 1.08 699.4 72.57
6 8 8

汽量 0.98MPa 汽量 3.83MPa

2

锅炉蒸发量

9.81MPa 5.3MPa 8.83MPa 4.90MPa

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

汽机进汽量 对外供热量 年均发电功率 锅炉效率

发电年均标准煤耗 综合厂用电率 供热厂用电量 发电厂用电率 供电年均标准煤耗 供热年均标煤耗 年供热时间 年供热量 年发电量 年供电量 发电设备年利用小时 全年耗标煤量 热电联产年节标煤量 热化系数 热电比 全厂热效率

注:1)现有供热小锅炉效率按 70%,供热用电量按 5.73 KWh/GJ 计算; 2)对比供电标煤耗按 2008 年全国平均供电标煤耗 0.349 Kg/KWh。

通过以上方案计算结果可以看出:

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按本期装机规模,对比方案和设计方案的汽轮发电机均采用背压式 或抽背式供热机组,完全“以热定电”,热电比和热效率均远优于国家 热电联产认定的标准,二个装机方案都是可行的。供热煤耗远低于一般 工业锅炉(锅炉效率 70%,供热标煤耗 51.737 kg/GJ),供电煤耗甚至 要比 600MW 的大型纯凝机组(热效率 45%,供电标煤耗 287 g/kWh)低的 多。设计方案的发电标煤耗和供热标煤耗略低于对比方案,主要原因是 高温高压的锅炉效率较高。对比方案发电量较小,造成热电比较大,达 1127.8%。对比方案的热效率 80.22%,略低于设计方案 80.51%,主要因 为供热的低品质能源利用效率较高,基本与锅炉效率接近,而供电的高 品质能源由于存在回热过程,其循环热效率要略低些,而对比方案的热 电比较大,虽然锅炉效率略低些,但全厂热效率比较接近。由于采用高 温高压主蒸汽,在供热量一样的情况下,设计方案比对比方案发电功率 要大 7.8MW,每年可多供约 4 千万度低能耗、低成本的电能,经济效益 要好的多。扩建完成后,由于采用了大容量、高参数、高效锅炉及抽汽 背压式供热机组替代原有分散小锅炉,实行热电联产,本期年节标煤量 4.96 万吨,节能效益和经济效益十分明显。 综合全厂,采用了高效的背压机组,全厂热电比和热效率均远优于 国家热电联产认定的标准。但其中有一台次高温次高压抽凝机组,存在 大量的冷端损失,使得二个方案的全厂平均发电标煤耗和供热标煤耗均 比本期有所增加。 确定本期扩建工程建设方案为: 3×130t/h 高温高压煤粉炉+1×CB15MW 高温高压抽汽背压式汽轮发 电机组+1×B15MW 背压式汽轮发电机组 5.3.2 供热方案 扩建完成后,江苏阳光璜塘热电有限公司总装机规模为 6 炉 4 机,

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即一期 3×75t/h 次高温次高压链条炉+1×C12MW 抽凝式供热机组+1× B12MW 背压式供热机组,对外供热能力(0.98 MPa 280℃)蒸汽达额定 153 t/h、最大 203 t/h;二期 3×130t/h 高温高压煤粉炉+1×CB15MW 抽 汽背压式供热机组+1×B15MW 背压式供热机组,对外供热能力(0.98 280 ℃)蒸汽达额定 174 t/h。一二期工程热网相互连接,正常情况,2 台 130t/h 高温高压煤粉炉及 1×CB15MW 抽背机+1×B15MW 背压机 100%负 荷运行,热负荷调节通过调整一期次高温次高压抽凝机组抽汽量实现;1 台 130t/h 高温高压煤粉炉作为一、二期工程共同的备用炉,当一期次高 温次高压锅炉检修或其新蒸汽不能满足汽机进汽需要时,二期主蒸汽通 过减温减压器向一期供给次高压新蒸汽,可满足基本热负荷需要。一期 工程已安装二台 80 t/h 的 5.3/0.981MPa 减温减压装置,参与供热调峰 和在汽轮发电机组故障时启动,以确保热力的供应。锅炉、汽机可安排 在热负荷较小的季节进行检修。

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6 厂址条件
6.1 厂址概述 江苏阳光璜塘热电有限公司(以下简称热电公司)位于江阴市南部 的徐霞客镇,白屈港河北岸,占地面积 7.5 公顷。地势平坦,现场地高 程为 5.90 米(吴淞高程) ,白屈港河 50 年一遇的洪水位为 4.85 米。一 期建设用地 4.2 公顷,本期为 3.3 公顷。 徐霞客镇地处长江下游,纬度适中,属大陆性季风气候,四季分明, 雨量充沛,光照适中,气候温和湿润,无霜期长,气候条件优越。 厂址气象资料简如下: 1)气温(℃) 历年平均气温 极端最高气温 极端最低气温 最热月(7 月)平均气温 累年平均最高气温 2)降水量(mm) 累年年平均降雨量 累年最大年降雨量 累年最大月降雨量 累年最大日降雨量 累年最长一次降雨量 3)湿度 累年平均绝对湿度 累年最大绝对湿度
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15.3 38.1(1966 年 8 月 7 日) -11.3(1969 年 2 月 6 日) 27.5 19.6

1045.2 1748.0(1991 年) 499.9(1991 年 7 月) 184.1(1970 年 7 月 13 日) 250.5(1969 年 7 月 3~15 日)

1620 Pa 4360 Pa (1978 年 7 月 7 日)
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累年最小绝对湿度 累年平均相对湿度 累年最小相对湿度 4)蒸发量(mm) 历年年平均蒸发量 历年最大年蒸发量 5)风速(m/s) 、风向 累年平均风速

110 Pa (1988 年 12 月 16 日) 80 % 11% (1986 年 3 月 6 日)

1380.1 1574.6 (1988 年)

3.3

主导风向: 累年全年主导风向 ···· ESE(10%) 累年夏季主导风向 ESE、SSE (各占 14%) 累年冬季主导风向 NNW 历年最大风速风向 6)日照(h) 历年平均日照时数 历年平均日照百分率 7)暴雷日数(d) 历年平均暴雷日数 最多暴雷日数 8)积雪厚度及冻土深度(cm) 历年最大积雪厚度 9)气压(Pa) 累年极端最低气压 6.2 交通运输 6.2.1 水路交通 江阴市河网密布,全市各乡镇间,内河航道相互沟通形成网络,水路
36

(11%) ENE (1997.08.19)

21.0 m/s

1997.6 44%

28.9 45(1969)

16 (1955.01.01,1979.01.12)

98970

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交通十分方便。热电公司旁的白屈港河连通太湖和长江,常年通航能力 为 300 吨级。基建期间的部分建材及运行期的燃料、灰渣等均可采用水 利运输。 另外,厂址距两个国家一级开放港——张家港和江阴港均为 20 公 里。 6.2.2 陆路交通 高速公路:京沪、宁太高速穿越本镇,分设璜塘、霞客道口。 铁路运输:新长铁路穿镇而过,正在建设中的京沪高铁也穿越本镇。 江阴大桥:公路大桥沟通大江南北。 徐霞客大道:贯通我镇南北,10 分钟可抵达无锡、江阴城区,被喻 为“江苏第一景观大道” 。 陆路交通运输十分便利, 6.3 电厂水源 电厂的水源有厂区东南侧的白屈港河地表水和市政自来水两种。 白屈港河地表水经预处理后供给工业用水,市政自来水供给生活用 水。本期工程最大工业补水量为 372m3/h,生活用水量为 7.5m3/d(最 大日) 。白屈港河地表水水量充沛,水质良好,市政自来水管道已铺至热 电厂外,两种水源皆能满足本工程的生产、生活用水量要求。 6.4 灰、渣场 根据江阴市对灰渣综合利用的现状及发展条件, 本期项目除灰系统采 用灰、渣分除方式。静电除尘器收集的干灰,由气力输送系统送至灰库, 通过水路或陆路运至综合利用场所。锅炉底渣采用机械除渣的方式,经 除渣机冷却后的干渣捞出,由皮带机输送到锅炉房外钢渣仓,再通过汽 车或船转运到厂外综合利用场所。灰、渣 100%得到综合利用,不设永久

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性灰渣场。利用厂区内空地作为临时性堆灰、渣场地,以备应急之用。 由于江阴市城市化发展迅速,灰渣需用量大,热电公司每年产生的 灰、渣均可得到综合利用,详见灰渣综合利用协议。这不仅可以节约了 耕地,还可以取得较好的经济效益和社会效益。 6.5 工程地质 6.5.1 厂区地震基本烈度 根据能源部能源基(1993)167 号(关于颁发 《电力工程使用中国地震 烈度区划图(1990)若干规定》的通知),按照该规定及国家地震局 1990 版,50 年超越概率 10%的《中国地震烈度区划图》 ,及《建筑抗震设计规 范》GB50011-2001,本厂址位于 6 度区范围内。设计基本地震加速度值 为 0.05g。 6.5.2 厂址区域稳定性评价 本工程厂址,属长江三角洲冲积平原,场地与地基稳定,无活动性 断裂,适宜建设。 6.5.3 工程地质条件 拟建江苏阳光璜塘热电有限公司二期工程位于江阴市霞客镇一期工 程西侧,其南为白屈港。各层工程地质主要特征为: 第(1)层:素填土,灰黄色,松散,以粉质粘土为主,含植物根茎 及粉质粘土成分。本层全区分布,层厚 0.3~5.0m,掩埋河塘部位较厚, 填埋时间 2-3 年; 第(2)层:粉质粘土,下部夹粉土,灰黄色~灰黑色,软塑~可塑, 无摇振反应,稍有光泽,干强度中等,韧性高,含有机质成分,可见云 母片,本层主要分布南部软土区,层厚 0~1.50m; 第(3)层:淤泥质粉质粘土,灰色,流塑,含少量有机质和腐植质, 稍有光泽,干强度低,韧性低,中间夹有泥炭层,分布于软土区,层厚
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0~6.50m; 第(4)层:粉质粘土,青灰,可塑,含高岭土及铁锰质结核,无摇 振反应,切面光滑,干强度中等,韧性中等,该层主要分布于掩埋河道 和软土区,层厚 0~2.4m; 第(5)层:粉质粘土,褐黄色,硬塑,含铁锰质结核及高岭土成分, 无摇振反应,稍有光泽,干强度及韧性中等,软土和填土较深部位缺失; 层厚 0.00~5.00 米。 第(6)层:粉质粘土,灰黄,可塑,含铁锰质结核及高岭土成分, 可见云母,稍有摇振反应,稍有光泽,干强度低~中等,韧性低~中等, 该层仅 91#孔缺失,层厚 0~6.2m; 第(7)层:粉土,灰黄,稍密~中密,很湿,摇振反应中等,无光 泽反应,干强度及韧性低,可见氧化铁及云母片,少量结石,局部缺失, 层厚 0~4.3m; 第(8)层:粉质粘土,灰色,软塑~可塑,无摇振反应,稍有光泽, 干强度中等,韧性低~中等,局部缺失,层厚 0~3.5m; 第(9)层:粉质粘土,灰黄色,可塑,含铁锰质结核及高岭土团块 成分,无摇振反应,稍有光泽,干强度中等,韧性中等,局部粉粒含量 高,层厚 1.2~6.90m; 第(9-1)层:粉质粘土,灰黄色,软塑,底部夹粉土,无摇振反应, 稍有光泽,干强度及韧性中等,仅局部分布,层厚 0.0~6.60m; 第(10)层:粉质粘土,灰黄~黄褐色,硬塑,含铁锰质结核及高 岭土,无摇振反应,稍有光泽,干强度及韧性中等,层厚 4.3~8.20m; 第(11)层:粉质粘土,灰黄色~青灰色,可塑,无摇振反应,稍 有光泽,干强度及韧性中等,稍有光泽,钻至 41.2m 未揭穿。

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7 工程设想
7.1 厂区总平面 7.1.1 总平面布置原则 1)按《火力发电厂设计技术规程》 (DL 5000-2000)《火力发电厂 、 总图运输设计技术规程》 (DL/T 5032-2005)和国家有关规定、规程进行 设计。 2)厂区总平面按本期扩建安装 3×130t/h 煤粉炉+1×CB15MW 高温 高压抽背机+1×B15MW 背压机组及其辅助设施布置,并考虑预留 1 炉 1 机的扩建余地。 3)本期工程总平面布置格局与原有机组布置格局相协调,并力求生 产工艺流程合理顺捷,便于生产运行管理。 4) 各类设施按功能分区相对集中紧凑、 尽量采用联合建筑成组布置, 节约用地,并为方便施工安装创造条件。 7.1.2 总平面方案概述 本期工程沿一期工程厂区向西扩展。厂区总平面布置方案其公用部 分(厂区出入口、办公生活区、循环水泵房、冷却塔、升压站、运煤码 头等)以一期厂区总平面布置为基础,结合扩建要求进行优化布置。本 期工程需新建或扩建的建(构)筑物及设施有:汽机房、除氧间、煤仓 间、锅炉房、除尘器、引风机、烟囱、烟道、脱硫设施和建(构)筑物、 渣仓、渣水池、干灰库、转运站、碎煤楼、输煤栈桥、干煤棚、点火油 库、中水池、化学水处理车间和化学水室外设施等。厂内无需拆除的建 (构)筑物及设施。厂内其余的建(构)筑物及设施等系利用一期工程 建设的建(构)筑物和设施。 结合现场实际情况,经与甲方讨论协商,厂区总平面方案具体布置
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如下: 新建主厂房、脱硫系统、输煤系统等布置厂区西部扩建预留用场地, 而新建化学水车间及其室外设施、水工专业的中水池、与一期干煤棚连 接的皮带机、转运站等布置在一期已建厂区内。 1)新建主厂房区 新建主厂房沿厂区的北面向南布置,固定端朝东,向西扩建发展, 汽机房朝北。汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房依次由北向南布置,除 尘装置、引风机、烟囱、烟道等由北向南布置在炉后,脱硫建(构)筑 物及设施等布置在炉后设施区域内。 2)新建输煤系统 干煤棚布置在主厂房的南面,新建煤码头沿白屈港河边顺着一期已 建煤码头向西南布置,干煤棚东端布置#2 转运站,其向南通过#02 皮带 栈桥与煤码头相连;向东经过布置在老厂区一期干煤棚西南面的#1 转 运站与一期干煤棚相连;沿着#2 转运站向北依次布置#2 皮带栈桥、碎 煤机室和#3 皮带机栈桥,新建干煤棚中的煤经过它们送至主厂房的煤仓 间内。 3)新建点火油系统 新建点火油库布置在干煤棚南面,与主厂房以管道相连。 4)化学水和水工区域 在一期已建化学水区域的东面的场地上规划布置了化学水处理楼, 其室外设施继续向东布置。在一期已建循环水泵房的东南角、冷却塔的 南面规划布置水工专业的中水池。 7.1.3 竖向布置 厂区高程系统同一期工程,即为吴淞高程系。由于场地原始地形略 高于老厂区,经现场平整场地确定新建厂区内的室外场地设计标高为

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5.90 米,主厂房等主要建筑物室内地坪设计标高为 6.20 米。厂区防洪 排涝等一期工程已统一考虑。 7.1.4 道路布置 本期工程将新建主厂房周围、新建干煤棚周围布置 6 米宽(汽机房 北面为 7 米宽)道路,与它们东面一期已建的 6 米宽道路相连形成环形 道路,在点火油库周围也布置环形道路,满足运输及消防的要求。厂区 内其余道路均沿用一期已建成的道路。 7.1.5 管线布置 厂区各种新增工艺管线,按不同介质的输送特点及要求,分别采用 架空、直埋、沟道三种不同敷设方式。 7.1.6 厂区绿化规划 厂区已有的绿化已完全并很好的实施,形成了重点突出、点线面相 结合的大面积的绿化系统。本期工程绿化规划是现有厂区绿化的延续, 在新建主厂房周围尽量种植防噪音、防污染效果较好的,并且观赏性较 强的常绿花木,干煤棚周围种植吸尘性较强的树木、灌木或草皮。新厂 区内利用厂区可绿化的场地广植草皮,尽量减少裸露地面,沿道路种植 行道树和绿篱。在新增地下管廊地段、建(构)筑物之间的场地铺植草皮, 尽量扩大绿化覆盖面积。全厂绿化用地、绿化品种的选择和种植,要求 结合热电厂的生产工艺特点,与一期工程相协调统一,并适宜于当地生 长。 7.1.7 厂区主要技术经济指标 本工程厂区主要技术经济指标见表 7-1。

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表 7-1
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 名

主要技术经济指标
称 单位 m2 m m m
2

数量 42144 32391 74535 30392 40.69 16249 21.80 3608 9624 443

备注

一期工程厂区内用地面积 本期工程扩建用地 全厂总用地面积 全厂内建(构)筑物用地面积 建筑系数 全厂绿化用地面积 绿地率 厂区内新建及改建道路路面面积 全厂道路路面及广场地坪面积 新建围墙长度

2

2

新建 16335m

2

% m2 % m2 m2 m

新建 4517m2

7.2 燃料运输 7.2.1 计原则 本期工程新建 1 套输煤系统,为扩建的 3×130t/h 锅炉供煤;原上 煤系统继续使用,仅为原有 3×75t/h 锅炉供煤。 新建上煤系统独立控制,采用 PLC 程序控制系统兼就地控制。 新建输煤系统采用两班制运行,本期建成后每天运行约 8.5h。 7.2.2 炉耗煤量 表 7.2-1
项 目

燃料消耗量
原有 3×75t/h 3×12.42 894.24 20.493 新建 3×130t/h 3×16.53 1190.16 27.2745 合计 86.85 2084.4 47.7675

小时燃煤量(t) 日燃煤量 年燃煤量 (t) (104t)

注:1)日燃煤量按 24 小时计算;2)年燃煤按 5500 小时计算。

7.2.3 卸煤系统
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热电公司现有煤码头一座,安装两台 GQ812 固定式起重机(码头吊) 作为卸煤设备。前期项目设有完整的卸煤系统,将船运来煤送至现有干 煤棚储存,或直接送至锅炉房原煤仓。 本期工程延长现有卸煤系统路线,使现有煤码头卸煤能够送至新建 干煤棚内。具体流程为:原#6 皮带机(现有干煤棚 10m 平台)→#04 皮 带机→#03 皮带机→#03 皮带机上若干电动犁式卸料器→新建干煤棚内。 #04 皮带机规格为 B=800mm、v=1.6m/s、Q=250t/h,#03 皮带机规格为 B =1000mm、v=1.6m/s、Q=450t/h。 在现有煤码头西侧、新建干煤棚南面规划安装 1 台码头吊,为新建 干煤棚或新建锅炉房原煤仓供煤。规划卸煤系统具体流程为:#3 码头吊 →料斗秤→#01 皮带机→#02 皮带机→#03 皮带机→#03 皮带机上若干电 动犁式卸料器→新建干煤棚内。#01、#02 皮带机规格为 B=800mm、 v=1.25m/s、Q=180t/h。 7.2.4 贮煤场 热电公司现有干煤棚一座, 跨度 36m, 66m, 长 储煤量可达 12000 吨, 可满足本期规模(3×130t/h 锅炉+3×75t/h 锅炉)约 5.7 天的耗煤量; 本期工程新建双跨干煤棚一座,跨度(24+4.5+24)m,长度分别为 90m 和 84m,储煤量可达 15000 吨,可满足本期规模约 7.2 天的耗煤量。 7.2.5 上煤系统 本期工程为新建锅炉新建一套完整的上煤系统:双跨干煤棚每跨各 设 2 台 10t 级桥式抓斗起重机(跨度 22.5m,实际出力 230t/h,本期各 安装 1 台) ,煤由抓斗起重机抓至落煤斗内,经振动给料机、给煤皮带机 送至#1 甲皮带机,送至#2 转运站后转至#2 甲乙皮带机后再送至碎煤机 室,经滚筒筛筛分后粗煤进入环锤式破碎机机进行破碎,筛分、破碎至 ≤30mm 后,经#3 甲乙皮带机输送至主厂房运煤层#4 甲乙皮带机,最后

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通过#4 甲乙皮带机上的卸料器和头部漏斗分送至各锅炉原煤仓储存。 在现有干煤棚内增设一处钢制上煤斗,经振动给料机、给煤皮带机 送至#1 乙皮带机,送至#2 转运站后转至#2 甲皮带机,进入新建上煤系 统。 新建上煤系统带式输送机规格为 B=800mm、v=1.25m/s、Q=200t/h, 双路布置,一用一备。 原有上煤系统仍为现有锅炉供煤。 7.2.6 辅助设施 1)除铁装置 在#2、#3 皮带机头部设置悬挂式永磁铁分离器,共 4 组。 2)计量装置 在#3 皮带机上设有电子皮带秤,以计量锅炉上煤。 在码头设置料斗秤,以计量船运来煤。 3)保护装置 运煤系统设置事故开关、跑偏开关、溜槽堵塞保护、煤流信号等保 护装置,设有皮带机启停灯光音响信号。 4)检修起吊设施 每条皮带输送机头部均设有起吊葫芦,尾部配制手拉葫芦,碎煤机 室内设有单轨手动葫芦。 5)防尘措施 运煤系统中各条皮带均设有水喷淋装置,以防煤尘飞扬,在碎煤机 室、转运站内设有除尘装置(布袋除尘器) 。栈桥地面煤尘采用水冲洗, 冲洗后的污水排入沉煤池,澄清后的清水重复使用。 6)辅助上煤机械:推煤机。 7)取样装置

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采用人工取样方式。 8)原有上煤系统仍采用现有辅助设施。 7.3 燃烧系统 7.3.1 燃烧系统 本期工程为 3×130t/h 高温高压煤粉锅炉,根据煤质资料, 在额定蒸 发量为 130t/h 时,每台炉原煤消耗量约 16.53t/h.燃煤经输送皮带送入 主厂房燃料间的炉前煤仓(每台锅炉配有两个煤仓一个粉仓)。煤由煤仓 进入炉前计量给煤机,输送至磨煤机,经制粉系统、送粉系统送入炉膛 燃烧。 燃烧制粉系统根据煤质资料中挥发份,满足规程规定要求,可采用 钢球磨煤机中间储仓式热风送粉系统。 在额定蒸发量为 130t/h 时,每台炉制粉系统配置 250/390 型钢球磨 煤机两台,当燃用设计煤种时,每台锅炉耗煤量约为 16.53t/h,每台磨 煤机实际出力为 14.56t/h(在最佳装球量下) ,磨煤机出力为锅炉最大 连续蒸发量所需燃煤量的 176.3%,满足规程规定中大于 115%的要求。配 置 1 台Ф2900 轴向型多通道粗粉分离器和 1 台Ф1950 高效细粉分离器, 8 台 GF-3 叶轮给粉机。 在额定发量为 130t/h 时,每台炉配置 2 个原煤仓,1 个煤粉仓。每 个原煤仓有效容积为 150m3,在锅炉额定蒸发量下可贮 9 小时燃煤量,煤 粉仓的有效容积为 132 m3,可供锅炉在额定蒸发量下 8 小时的耗粉量, 原煤仓和煤粉仓的总有效储量可满足锅炉额定蒸发量下约 17 小时的耗 煤量,满足规范规定的耗煤量的要求。 煤粉仓之间设有钢索式输粉机, 用来调节各炉煤粉仓之间的煤粉量。 根据燃煤特点,选用空气预热器出口热风(326℃)作为干燥介质, 并以排粉机出口再循环剂(60℃)作为调温介质,保证磨煤机入口混合
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风温度 t1=171.1℃;煤粉水份为 2%,磨煤机出口混合风温度为 70℃,制 粉系统最终端温度 t2=60℃。 锅炉燃烧器布置在炉膛的正四角。炉内假想切圆直径φ500mm。 燃 烧器通过密封壳体焊在水冷壁上。当锅炉水冷壁受热后向下膨胀时,燃 烧器随着水冷壁一起向下移动,其膨胀量由风管道及粉管道来补偿。在 燃烧器附近设有打焦孔,亦可兼作看火孔。锅炉可配两级点火装置, (由 高能点火器点燃轻油,轻油再点燃煤粉)每组燃烧器的下二次风喷口内 插有油枪,按轻柴油设计,在粘度 2~4°E 的情况下,每小时的喷油量 约为 680Kg/h, (单只) ,炉前油压为 2.5MPa。当油喷嘴停运后,应该用 惰性气体气进行吹扫。当燃烧器喷口停运时应当有适当的冷风通过,以 保护燃烧器喷口不被烧坏。在燃用设计煤种时煤粉细度 R90 不应大于 16%。 每台锅炉选用高效四电场静电除尘器 1 台,除尘效率≥99.8%。 锅炉燃烧产生的烟气先进入高效布袋除尘器除尘后,再经引风机送 入烟气脱硫装置,脱硫效率≥90%,然后经过钢烟道、混凝土烟道及烟囱 排入大气。 在烟风系统中,每台炉设有送风机、排粉风机、磨煤机及引风机各 2 台。 本期工程建有一座砼烟囱,出口内径 4.0 米,高 150 米。 7.3.2 点火油系统 锅炉启动点火采用 0 号轻柴油。厂区内新建 2 只 20m3 油罐。设两台 点火油泵,每台锅炉配有 2 只点火油枪,每只耗油量约为 680kg/h,点 火油枪形式为高能点火,机械雾化,进油压力为 2.5Mpa。 7.3.3 燃烧系统计算结果 燃烧系统计算结果见表 7.3-1

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表 7.3-1
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 名 锅炉蒸发量 理论空气量

燃烧、制粉系统计算成果汇总表
称 符号 单位 t/h V0 V VP G B’m Bg K’c Vsj Vxj tpy tky tky rIK m3/h m3/h ℃ ℃ ℃ % m/s Nm3/kg m /h m3/h t t/h t/h
3

数值 130 5.885 33824 33824 22 14.56 16.52 1.763 68599 115854 138 326 20 25.2 15.78

磨煤机最佳通风量 排粉风机计算风量 钢球装载量 磨煤机实际出力 锅炉实际燃料消耗量 磨煤机出力储备系数 每台送风机计算风量 每台引风机计算风量 锅炉排烟温度 空气预热器出口温度 空气预热器进口温度 一次风份额 烟囱出口烟气流速 (3×130t/h)

7.4 热力系统 本期工程装机规模为 3×130t/h 高温高压煤粉炉+1×CB15MW 抽背式 供热机组+1×B15MW 背压式供热机组。 在确定热力系统时,必须符合安全、经济的要求,要操作灵活、检 修方便。同时要考虑全厂各种运行工况,包括起动、低负荷运行、工况 变动,停车及事故处理方式。热力系统拟定如下: 7.4.1 主蒸汽系统 锅炉过热蒸汽集箱出口到汽轮机进口的蒸汽管道,以及从蒸汽母管
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通往各辅助设备的蒸汽支管均为主蒸汽管道。 主蒸汽管道系统设计应力求简单,工作安全可靠,安装、运行和检 修力求方便灵活,在发生事故需要切换管路时,对发电量和供热量的影 响应为最低限度。根据上述原则,同时考虑到本工程机炉容量匹配,3 炉对 2 机配置,主蒸汽管道采用单母管分段制。用阀门将母管分成三个 区段,三台锅炉的主蒸汽管道经关断阀分别接到主蒸汽母管的三个区段 上,从主蒸汽母管引出主蒸汽管道经关断阀至背压式汽轮机主汽门,进 入汽轮机做功发电。从主蒸汽母管上接一路至中压减温减压装置,保证 汽机故障检修时能正常供热。本期引一路新蒸汽经减温减压至次高温次 高压(5.3MPa 485℃)后接入一期主蒸汽管道。 7.4.2 高压给水系统 主给水系统范围是由高压除氧器出水口到锅炉省煤器的给水集箱进 口。本期设 3 台 150t/h 电动给水泵,1 台 150t/h 汽动给水泵,三用一 备,用汽动泵调节流量。给水管道采用单母管制。给水泵出口设高压给 水冷母管,给水经高压加热器后进入高压给水热母管,再进入锅炉给水 进口集箱。给水操纵台采用三路负荷调节系统。给水泵出口设有再循环 管至高压除氧器,并设有给水再循环母管,使给水泵与除氧器可以交叉 运行。 7.4.3 给水除氧系统 本期设 180t/h 低压除氧器 2 台,150t/h 高压除氧器 3 台,储水箱 容积可供锅炉 20 分钟的上水量。除氧器为定压运行。正常情况,高压除 氧器加热用汽由供热蒸汽经减压后供给。低压除氧器加热用汽由工业背 压机排汽供给,当汽量不足或汽动泵故障时,可由供热蒸汽经减压供给 不足部分蒸汽。 7.4.4 抽汽系统和排汽系统

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CB15MW 抽背式汽轮机设有 3 级抽汽。一级抽汽供中压热用户;二级 抽汽供#1 高压加热器,三级抽汽供#2 高压加热器;排汽接入供热母管, 对外供汽及供高、低压除氧器加热用汽。排汽管道上设有止回阀、安全 阀、启动排汽阀、关断阀。 B15 背压式汽轮机设有 2 级抽汽。一级抽汽供#1 高压加热器,二级 抽汽供#2 高压加热器;排汽接入供热母管,对外供汽及供高、低压除氧 器加热用汽。排汽管道上设有止回阀、安全阀、关断阀。 老厂系统中已设置 2 台低压减温减压器,以备供热调峰和汽轮机故 障时向外供热。 7.4.5 加热器疏水系统 加热器疏水系统设计原则是保证机组在各种工况下,都能使加热器 通畅地排出疏水,保证加热器及机组的安全,并尽可能回收疏水的热量, 以提高机组的热经济性。 高压加热器疏水为逐级回流,最后一级疏入高加疏水母管,再 进入高压除氧器。同时,每台高压加热器均设有一路紧急疏水管道 至定排扩容器。 汽封加热器疏水接入低位水箱。 7.4.6 补给水系统 化学补充水由化水车间供给,进主厂房后分为 3 路,一路由经水流量 调节阀进入低压除氧器,除氧器水箱的水位通过化学补充水流量调节阀 自动调节;一路通过背压机组汽封加热器后进入低压除氧器;还有一路 进入疏水箱,供锅炉启动时上水用。 7.4.7 循环水及工业冷却水系统 循环水采用带机力通风冷却塔(上期设备)的二次循环冷却系统。 冷油器、空气冷却器的冷却水均由循环水进水管上引出。主厂房内其它

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辅机冷却水均由厂区工业水管网提供。 工业水由水工供水。工业水主要用来冷却各种辅机的转动设备。排 水汇入工业回水母管送至循泵吸水井。工业水全部回收利用,作为循环 水的补充水源。 7.4.8 供热管道 本期工程供热管道从主厂房出来后直接分路去热用户。 7.4.9 全厂疏放水系统 本期设二台 30m3 疏水箱,一台 2.5m3 疏水扩容器。低压设备和管道 的凝结水或疏水、化学补充水直接进入疏水箱。压力较高的设备和管道 的疏水进入高压疏水母管经疏水扩容器扩容后进入疏水箱。高压除氧器 设有一条溢放水母管,当高压除氧器水箱水位自动调节失灵而水位过高 时,将高压除氧器水箱里的水排至疏水扩容器,高压除氧器放水直接排 入疏水箱。低压除氧器设有一条溢放水母管,当低压除氧器水箱水位自 动调节失灵而水位过高时,将低压除氧器水箱里的水排入疏水箱。 疏放水系统设置两台疏水泵,一用一备。电厂设有一条疏放水母管。 在正常运行时,疏水泵将疏水箱中的水打入低压除氧器;锅炉上水时, 疏水泵将疏水箱内的水直接经锅炉上水母管进入定排母管后送到锅炉的 汽包。 7.4.10 全厂排污系统 本期设一台一级连续排污扩容器、一台二级连续排污扩容器,排污 水在一级连续排污扩容器内扩容后产生的二次蒸汽经汽平衡母管接至高 压除氧器,排污水送至二级连续排污扩容器。排污水在二级连续排污扩 容器内扩容后产生的二次蒸汽经汽平衡母管接至低压除氧器,排污水送 至定期排污扩容器 设一台定期排污扩容器,二级连续排污扩容器来的排污水在定期排

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污扩容器内再次扩容降温,产生的蒸汽排入大气,排污水送至尾气洗涤 系统或排入全厂排水系统。锅炉定期排污时需错开时间。 7.5 主厂房布置 7.5.1 主厂房布置的具体要求及特点 1)主厂房采用四列式布置,即:汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房 顺序布置。 2)汽轮发电机组采用横向布置,2 台发电机朝向固定端。 3)锅炉半露天布置,局部采用适当的防护措施。 4)符合总平面布置要求,合理设置进出管线和联系通道。 5)主厂房内设备布置能保证安全、可靠、方便地运行。 6)主厂房布置保证安装检修与运行维护方便。 7) 保证运行人员有良好的劳动条件。 7.5.2 主厂房各车间设备布置及主要尺寸 1) 汽机房 跨度 15m,共 14 档,汽机房总长 99.36m,运转层标高 8 m。汽机中 心线距 A 排柱 8m。 循环水管从 A 柱进入汽机房。 回热系统布置在 B 排侧, 油系统,水冷系统布置在 A 排侧。4 台给水泵布置在 B 排侧 0.0m,便于 集中管理。#1、#2 汽机之间设有检修场地。 底层标高±0.00 米,布置有汽机附属设备,如电动给水泵、电动油 泵、冷油器、高压加热器等;加热器平台标高 4.50m,布置有油箱、汽 封加热器等;运转层标高 8.00m,布置有汽轮发电机组等。 在布置上,考虑了发电机的抽转子空间,给水泵、冷油器及主油箱 的起吊检修。扩建端还设置了吊物孔,供安装、检修时起吊设备、材料 及汽轮机翻缸。汽机房内设置了 1 台 32/5t 的电动双梁起重机供汽机房 内安装和检修之用。行车轨顶标高为 16.5m,跨度 13.5m。
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汽机房的 B、C 柱侧均设有至少 1.5m 宽的通道,运转层和底层设有 联系钢梯。 2)除氧间 跨度 9.0m,14 档,共 99.36m,四层布置。一层±0.00,为高、低 压配电间;二层标高 4.30m,为管道夹层,布置有高压给水母管;三层 标高 8.00m,为管道操作层和交接班室,布置有主蒸汽母管、各类管道 的操作阀;四层标高 15.00m,除氧器、连续排污扩容器及与除氧器有关 的管道。层顶标高为 26.0m。 3)煤仓间 跨度 9.0m, 14 档,共 99.36m,五层布置。一层±0.00,安装磨煤 机、排粉风机等;二层标高 8.00m,为燃料操作层,布置有给煤机、给 水操作台等;三层标高 15.00m,为煤粉操作层,安装有煤斗、粉斗、送 粉管道;四层标高 24m,为输煤皮带层;五层标高 28.8m,安装螺旋输粉 机;层顶标高为 34.45m,安装粗、细粉分离器。煤仓间端部设有消防钢 梯直通屋顶。 4) 锅炉房 跨度 28.0m, 14 档,共 99.36m,运转层标高为 8m,底层布置锅炉 附属设备。三台炉采用一顺布置,以便设备布置紧凑,节省占地面积。 锅炉房采用半露天布置方式。 固定端一档布置辅助车间。 炉后依次布置静电除尘器、引风机、脱硫系统、烟囱等。 除灰、 7.6 除灰、渣系统 7.6.1 设计原始资料 1)锅炉型式:3×130t/h 煤粉锅炉 2)除尘器:四电场除尘器,4 个灰斗
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3)省煤器、空预器下不设灰斗 4)灰、渣量(1×130t/h 锅炉)见表 7.6-1 表 7.6-1
项 炉底渣 除尘器灰 总灰渣量 目 分布比例 10% 90% 100%

灰、渣量表(1×130t/h 锅炉)
设计煤种灰渣量 小时排量(t/h) 0.456 4.092 4.556 日排量(t/d) 10.933 98.204 109.137 年排量(Kt/a) 2.506 22.505 25.011

注:1)日运行小时按 24 小时。 2)年运行小时按 5500 小时。

7.6 7.6.2 灰渣场 根据江阴市对灰渣综合利用的现状及发展条件,本期项目除灰系统 采用灰、渣分除方式。除尘器收集的干灰,由气力输送系统送至灰库, 通过汽车或船运至综合利用场所。锅炉底渣采用机械除渣的方式,螺旋 捞渣机冷却后的湿渣经输渣机输送到主厂房外渣仓,由汽车送到厂外综 合利用场所。灰、渣 100%得到综合利用,不设永久性灰渣场。利用厂区 内空地作为临时性堆灰、渣场地,以备应急之用。 由于江阴市城市化发展迅速,灰渣需用量大,热电厂每年产生的灰、 渣均可得到综合利用,这不仅可以节约了耕地,还可以取得较好的经济 效益和社会效益。 7.6.3 除渣系统 7.6 本期锅炉除渣采用机械湿除渣系统, 在每台 130t/h 锅炉下设置 1 台 螺旋捞渣机,出力为 1~10t/h,采用工业水或中水作为冷却水。冷却后 的湿渣落入输渣机,由其送到厂房外的渣仓,采用汽车其运至厂外综合 利用场所。 输渣系统采用单元制布置,每台炉设一座渣仓,渣仓容积约 50m3。 冷却水闭式循环水系统,除渣系统中溢流水经渣水沟汇入炉后的渣
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水池,进行沉淀过滤,再用渣水泵输送回捞渣机,实行闭式循环。系统 运行中蒸发、损失及物料带走的部分水,由工业水系统提供的排水作为 补充水补充。渣水池中沉淀的部分细渣由单轨抓斗起重机定期清理。 7.6 7.6.4 气力除灰系统 本期项目气力除灰系统采用正压浓相气力输送系统。工艺流程:除 尘器灰斗→手动插板门→仓泵→灰管→库顶卸料箱→灰库。每台炉气力 除灰系统出力约为锅炉实际排灰量的 200%。 每座有效容量 500t, 可满足 3 系统设有 2 座容积为 800m3 的钢灰库, 台炉约 3 天的排灰量。灰库下设三路排灰口,一路设干灰装车卸料机, 将干灰装灌装车外运综合利用;一路设加湿搅拌机,将干灰加湿制成含 水率为 10~20%的湿灰,用汽车外运,另一路设干灰装船卸料机,将干 灰装船外运综合利用;为保证排灰通畅,灰库设有流化装置,流化风由 气化风机提供,风机出口设有电加热器。 气力输送系统是目前干灰气力输送系统中较为先进和普遍采用的系 统,该系统具有输送浓度高、流速低、设备磨损小等特点。 7.6 7.6.5 厂区公用气源系统 考虑到螺杆式空气压缩机运行较稳定,进排气无压力脉动,且噪声 较小,故本期项目选用螺杆式空气压缩机作为气源设备。本期气源系统 排气压力 0.7Mpa 在厂区新建一座空压机房, 内设 3 台排气量为 32m3/min, 的风冷螺杆式空气压缩机及其后处理设备,系统规模为两用一备,即完 全能满足本期项目厂区各用气点的用气要求。 7.7 供、排水系统 7.7.1 概述 热电公司前期已于 2005 年建成 3×75t/h 次高温次高压链条炉+2× C12MW 抽凝式汽轮发电机组,并于 2008 年将其中 1 台 C12MW 抽凝机组改
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型为 B12MW 背压机组。 本期工程装机容量为:3×130t/h 高温高压煤粉炉+1×CB15MW 抽背 机组+1×B15MW 背压机组。终期预留 1 炉 1 机扩建可能,故供水系统按 本期容量设计,可满足终期要求。 水工部分按终期容量设计,不预留扩建场地。水工各建、构筑物均 按终期容量一次建成。 7.7.2 循环水系统 为了防止温排水对水体造成热污染,考虑环保要求,电厂的循环水 系统采用带冷却塔的二次循环供水方式。本期工程夏季最大循环水量为 。 610m3/h,冬季循环水量为 420 m3/h(详见循环水量表 7.7-1) 本项目前期工程已建有 10 台机力通风冷却塔, 总冷却水量为 5500 m3 /h;厂内已有循环水泵房一座,内设三台循泵,二用一备,其型号及参 数为:24Sh-19,Q=3170m3/h,H=32m,N=310kw。前期工程于 2008 年将 1 台 C12MW 抽凝机组改型为 B12MW 背压机组,循环水量减少近一半,冷却 塔、循环水泵及循环水管都有足够的余量供本期工程使用,因此本期工 程不再新建冷却塔、循环水泵及循环水母管。 原有循环水管 DN1100 为单母管制,本期循环水供、回水管皆从前期 工程循环水供、回水母管接出,采用 DN450 压力钢管,管内最大流速为 1.50m/s(按终期容量) 。热电公司前期工程在循环水泵房内设有 2 台工 业冷却水泵,且有足够的余量供本期工程使用,因此本期工程工业冷却 水管亦从前期工程工业冷却水管接出,采用 DN250 压力钢管,用以供给 主厂房及空压机房的工业冷却用水。 7.7.3 补给水系统 热电公司的工业用水、化学补充水、冷却塔补水等采用地表水经预 处理后供给。本期工程夏季最大补水量为 360m3 /h(详见补水量表

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7.7-2) 。 热电公司前期工程已建有一座取水泵站,内设 2 台取水泵,1 用 1 备,型号:SBHZW200-150-320, 流量:Q=400m3/h , 扬程:H=25mH2O。 热电公司现有取水泵的余量不足以供本期工程使用,故本期工程新 增 1 台取水泵,型号及参数如下: 型号:250S-24 型, 流量:Q=360~486~576m3/h, 扬程:H=27~23.5~19.0mH2O, 功率:N=45KW, 电压:U=380V 本期工程新增 1 根 DN350 压力钢管将原水输送至厂区净水站。 电厂现有净水站区域设有 1 座 320t/h 机械加速澄清池, 座 320t/h 1 无阀滤池,经处理后的水自流至 3000m3 清水池。此外,净水站还设有 1 座综合水泵房,内设有清水泵 2 台,1 用 1 备,用于供给电厂现有机组 的化水用水和冷却塔补水,泵的参数为: 型号:SBHZW200-150-380 型, 流量:Q=400m3/h, 扬程:H=45mH2O。 净水站现有处理规模不满足本期工程用水要求,故本期工程另新建 1 座 500 m3/h 反应沉淀池,沉淀池出水自流进入原 3000m3 清水池。 综合水泵房内现有清水泵已没有余量供本期工程使用,故需另增设 水泵如下: a、化水给水泵,1 台,用于供给化水补充水、冷却塔补水、取样冷

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却水及绿化浇洒用水。 型号:IS200-150-400 型, 流量:Q=240~400~460m3/h, 扬程:H=55~50~45mH2O, 功率:N=90KW, 电压:U=380V b、化水反洗水泵,2 台,1 用 1 备,用于供给化水反洗用水。 型号:150DL180-25(I)×1 型, 流量:Q=140~180~216m3/h, 扬程:H=27.3~25~21.8mH2O, 功率:N=18.5KW, 电压:U=380V 循环水量 7.7.4 循环水量 表 7.7-1
序号 1 2 合计 汽机型号 1×CB15 1×B15

机组循环水量一览表(1×CB15MW +1×B15MW )
辅机冷却水量(m /h) 冷油器 夏/冬 120/90 220/140 340/230 空冷器 夏/冬 130/90 140/100 270/190
3

总循环水量(m /h) 夏季 250 360 610 冬季 180 240 420

3

7.7.5 补给水量 表 7.7-2 机组补水量一览表(3×130t/h 炉+1×CB15MW+1×B15MW)
序 号 1 2 3 4 5 化学补充水 取样冷却水 冷却塔蒸发损失 冷却塔风吹损失 冷却塔排污损失 用水项目 用水量 307.5 30 8 0.6 30 夏 季(m /h) 损耗量 277.5 / 8 0.6 / 用水量 307.5 30 5.9 0.4 31.5
3



季(m /h) 损耗量 277.5 / 5.9 0.4 /

3

备注 澄清水 澄清水

回收量 30 30 / / 30

回收量 30 30 / / 31.5

供脱硫用水

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江苏阳光璜塘热电有限公司扩建工程可行性研究报告 冷却塔排污 水 中水 中水 中水 中水 澄清水 澄清水 原水

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

脱硫系统补水 灰库调湿 捞渣机补充水 输煤系统冲洗、喷洒 冲洗灰渣车 绿化浇洒 未预见用水 水工自用水 总计 生活用水

30 4.2 15 2 1 1 5.7 15 450 7.5

/ / / / / / / / 90 /

30 4.2 15 2 1 1 5.7 15 360 7.5

30 4.2 15 2 1 0.5 3 15 446 7.5

/ / / / / / / / 90 /

30 4.2 15 2 1 0.5 3 15 356 7.5

t/d

注:冷却塔排污损失(含前期工程)全部复用于脱硫系统补水。

7.7.6 电厂消防 根据《建筑设计防火规范》 (50016-2006)和《火力发电厂与变电站 设计防火规范》 (GB50229-2006) ,热电厂必须同时设有消防给水系统。 故电厂同一时间的火灾次数为一次,经计算,最大消防水量为 68.4l/s ,一次灭火最大消防用水量为 492m3(见消防用水量表) 。 (246m3/h) 表 7.7-3 消 防用水量表
用水量(L/S) 室内消火栓 室外消火栓 煤场 点火油罐 28.5 39.9 22.8 12.2 火灾延续时间(h) 2 2 3 4 一次灭火用水量(m3) 205 288 246 176

热电公司前期消防给水系统不满足本期工程现行规范的消防要求, 故本期工程新建独立的消防给水系统。消防水系统采用临时高压给水系 统,消防水源为 3000m3 清水池(内应有 500m3 专供消防用水) ,消防泵设 在综合水泵房内,2 台,1 用 1 备,其型号参数如下: 型号:XBD8/80-200D/2’ 流量:Q=70~80~90L/S 扬程:H=78.2~80~82.2m
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功率:N=110kW 电压:U=380V 室外设置的临时高压消防给水系统管道,沿厂区主要干道,围绕主 厂房及附属建(构)筑物环形布置,主干道管径DN200。 本期主厂房室内消防水环状母管为DN150, 与前期工程消防水环状管 网相连,并从室外引入 2 根DN150 进水管,此外设置 2 个水泵接合器。 在主厂房的 35.500m层设有两个相连的工业消防水箱,每个 30m3,内贮 18m3 消防水,以确保室内 10 分钟消防用水量。工业消防水箱旁还设有 1 套气压消防给水设备,用以保证最不利点的消防水压要求。 消防水系统平时管网压力由气压给水设备维持,发生火灾时,开启 消防水泵灭火。 此外,在本期主厂房、主控室等处还设有手提式干粉灭火器,用以 扑救电气、油类等不能用水灭火的火灾。 7.7.7 生活给水及厂区排水 热电公司的生活用水采用市政自来水,接管点水压为 0.30MPa,采用 DN80 给水管道接入厂区直接供至各用水点。 热电公司排水采用雨、污分流,雨水用管道收集接入市政雨水干管; 循环水排水全部用于脱硫系统补水;化水反洗排水全部回收至原水进水 管;化水酸碱废水经中和池处理达标后接至中水池,由中水池提升泵供 给灰库调湿、输煤系统冲洗水、捞渣机补充水及灰渣车冲洗用水,多余 部分溢流至厂区污水管道。中水池提升泵设置在池内,2 台,1 用 1 备, 其型号及参数为: 型号: 65WQ(I)40-30-7.5 型, 流量:Q=28~40~52m3/h, 扬程:H=34.6~31.8~28.3mH2O,

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功率:N=7.5KW, 电压:U=380V 生活污水经化粪池处理后接入厂内污水管网,污水管网最终接至市 政污水管网。 7.8 化学水处理系统 7.8.1 设计条件 7.8.1.1 机组 热电公司现有机组为 3×75t/h+1×C12MW+1×B12MW,本期工程扩建 规模:3×130t/h高温高压锅炉+1×B15MW +1×CB15MW汽轮机发电机机 组。 7.8.1.2 热负荷 全厂平均热负荷 343330.4/h,最大热负荷 388407.6t/h,根据一期 化学水处理系统的实际供水能力,本期化学水处理新增的设计能力按平 均 260t/h,最大 308t/h进行设计。 7.8.1.3 水源及水质 锅炉补给水源为河水,由水工专业预处理后供给化水车间,水质报 告表 7.8-1 表 7.8-1
序号 1 2 3 4 5 6 7 PH 浊度 耗氧量 电导率 硬度 氯根 碱度 mgO2/l us/cm mmol/l mg/l mmol/l 项目

水质报告
单位 7.1 4.2 4.88 960 4.1 133 3.1 数量

以上是未经水厂澄清处理的河水水质分析报告, 从分析的结果来看,

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原水含盐量、硬度较高,水质较差。经校核,分析结果超出允许范围, 但考虑到此报告中某些分析项目缺项等影响因素,故仍将此水质分析数 据作为本工程设计计算采用数据。 7.8.1.4 化水车间概况 化水车间现有锅炉补给水处理系统均采用双室阴阳床除盐+混床系 统,整套系统采用母管制连接。系统制水出力为 120t/h。 蒸汽和补给水水质标准( 12145-1999) 7.8.1.5 蒸汽和补给水水质标准(GB/T 12145-1999) 蒸汽质量标准如下: 钠≤10μg/kg 二氧化硅≤20μg/kg 电导率(25℃)≤0.3μs/cm 铁≤20μg/kg 铜≤5μg/kg 锅炉补给水水质标准如下: 硬度≈0μmol/L 电导率(25℃)≤0.3μs/cm 二氧化硅≤20μg/L 7.8.2 锅炉补给水处理系统 7.8.2.1 本期锅炉补给水处理系统出力确定 锅炉补给水处理系统出力计算见表 7.8-1: 表 7.8-2
项目 本期热负荷 汽水循环损失(3%) 锅炉排污损失(2%) 启动和事故损失(10%) 自用水率(10%)
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锅炉补给水处理系统出力
数量(t/h) 260(平均) 308(最大) (3×130)×3%=11.7 (3×130)×2%=7.8 1×130×10%=13 279.5×10%=27.95
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本期新增设计出力 本期新增设计最大出力

307.45 368.45

综上,确定扩建化水车间的本期新增出力 320t/h. 7.8.2.2 锅炉补给水处理系统的确定 根据机炉要求及水源水质情况及参照原有系统运行情况, 锅炉补给 , 水拟由水工专业凝聚澄清过滤处理后供化水车间进一步处理。系统工艺 流程如下: 水工来水→双流活性炭过滤器→双室浮动阳床→除二氧化碳器→中 间水箱→中间水泵→双室浮动阴床→混床→除盐水箱→除盐水泵→主厂 房。 锅炉补给水处理系统采用母管并联制,手控操作。 7.8.2.3 设备布置 现有锅炉补给水处理系统、酸碱再生系统及化学化验设施集中布置 在化水车间内,酸碱贮存系统、废水中和处理系统、各种水箱等布置在 室外。在现有电厂化学水处理车间的东端扩建,新增化学水处理车间长 42m、 跨距 18m,布置 3 台双流活性炭过滤器、 台双室浮动阳离子交换器、 3 3 台双室浮动阴离子交换器、3 台混合离子交换器,扩建车间内的东侧辅 助间作为水泵间、酸碱计量间等。二台除二氧化碳器及一座中间水箱、 一台除盐水箱、一座中和池、酸碱贮罐等布置在室外。扩建化水车间室 内各预留一套交换器的位置, 中间水箱上预留一台除二氧化碳器的位置。 详见水处理室平面布置图。 7.8.2.4 废水中和处理系统 本工程新建酸碱废水中和处理系统,酸碱废水经充分中和,PH 值达 标(6.5~9.0)后,排入水工下水或回用。 补给水、 7.8.3 补给水、炉水校正处理及汽水取样 7.8.3.1 给水加氨及加联氨处理
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机组运行期间,为了减少热力系统的氧及二氧化碳腐蚀,经除氧后 的给水采用加氨和联氨校正处理。设备布置在主厂房运转层。 7.8.3.2 炉水加磷酸盐校正处理 炉水采用加磷酸三钠校正处理,防止锅炉结垢,设备布置在主厂房 运转层。 7.8.3.3 汽水取样 汽水取样采用人工取样的方式,汽水取样布置在主厂房运转层。 7.8.4 主要设备 详见原则性化学水处理系统图 2009-9R155K-13。 7.9 电气部分 电气主接线 7.9.1 电气主接线 在本期工程中 35kV 主接线为单母线接线,10kV 主接线为单母线分 段接线,10kV 母线按炉分段,分别为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段,Ⅰ段母线和Ⅱ段母 线之间设有母联开关,Ⅱ段母线和Ⅲ段母线之间设有母联开关。Ⅰ段母 线上接有#1 发电机出口、#1 炉高压电机、#40 厂变、#41 厂变、与老厂 的备用线、 主变低压侧及母线设备, #1 Ⅱ段母线接有#2 炉高压电机、 #42 厂变及母线设备,Ⅲ段母线接有#2 发电机出口、#3 炉高压电机、#43 厂 变、与老厂的备用线、#2 主变低压侧及母线设备。 7.9.2 厂用电接线及布置 主厂房低压母线按炉分段,共设置三段 400 V 母线即Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段 和输煤变低压段。400VⅠ段母线为#1 炉和#1 机用电;Ⅱ段母线为#2 炉 用电用电,Ⅲ段为#3 炉和#2 机用电。选用干式电力变压器,每台变压器 的容量均为 1250kVA,每段母线接一台工作变压器即 41B、42B、43B,并 设一台备用变压器(40B)作为主厂内各段低压母线的备用电源。40B 容 量为 1250kVA 干式电力变压器,其它辅助车间电源均取自于主厂房内各
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段 400V 配电母线,厂前区及办工楼的电源由附近车间取得,不再设专用 的变压器。 厂用配电装置选择及布置 厂用配电装置为 :高压 10KV,I、II、Ⅲ,低区 380/220V I、II 段及备用段,另设置主厂房照明段,在照明段。10kV 配电装置和 400V 配电装置均布置在主厂房除氧煤仓间底层。 7.9.3 直流系统 7.9.3.1 蓄电池组数的确定 根据《火力发电厂设计技术规程》 (DL 5000-2000)规定。直流系统 按照最终规模考虑。装设二组 220V 蓄电池,高频开关整流电源按 N+1 原 则配置整流模块,并采用制控、动力合并供电方式。向全厂制控、保护、 自动装置、事故照明、汽机滑油泵房等可靠供电。 7.9.3.2 蓄电池型式的选择 本工程选用阀控铅酸免维护蓄电池。 7.9.3.3 直流系统额定电压确定 根据规程规定,控制负荷、动力负荷和直流事故照明等装置共用蓄 电池组的电压采用 220V。 7.9.3.4 直流母线接线方式 本工程直流系统接线为单母线分段,并用一套微机电压结缘监测仪 7.9.3.5 蓄电池数量选择 1)微机保护程控装置电源电压允许偏差-20%~+10%,蓄电池终止电 压为:1.75V/只,则按事故放电末期维持直流母线电压水平所必须的电 池数:
n= 0.8 × 220 = 100.57 = 101 1.75 (只)

2)免维护电压充电方式通常为恒压限流充电,充电电流在
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0.1C10 ~ 0.25C10 之间,在充电到 100%电池容量时以浮充电方式充电,因此

计算浮充时直流母线电压为: 浮充电压为:2.25V/只
U m = 101× 2.25 = 226V = 103%U e

(满足要求)

3)直流负荷统计表
计算 容量 (KW) 3 4 3 2 × 5.5 1 4.5 负荷 电流 (A) 13.6 事故负荷(A) 初 期 持 续 冲 击 随机 事故时 间(h) 事故放电 容量(Ah)

负荷 名称

IS0
电气经常负荷 热工事故负荷 事故照明 汽机直流油泵 通讯电源 合计 13.6 18.18 13.6 112.5 4.5

IS
13.6 18.18 13.6 45 4.5

I ch
1 1 1 0.5 1 13.6 18.18 13.6 22.5 4.5 72.38

4)蓄电池容量选择
Cc = k k .C s k c (其中 k k = 1.25, k c = 0.47 )
72.38 = 192.5( Ah) 0.47

Cc = 1.25 ×

故选蓄电池的容量为 300Ah。 5)充电设备选择 充电设备电流
I c = 0.1C10 + I f = 0.1 × 300 + 13.6 + 4.5
= 30 + 13.6 + 4.5 = 48.1

整流模块数量
n= I c 48.1 = = 2.4 ≈ 3 I0 20
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按 N+1 的原则可选用 20A 整流模块四只。 二次线、 7.9.4 二次线、继电保护及自动化装置 概据《火力发电厂设计技术规程》 (DL 5000-2000) ,考虑本工程新 建为新建 2×15MW 机组及扩建规模,采用主控制室控制方式。 7.9.4.1 主控制室的布置 由于本期采用机电炉集合在一起布置的方式,同时采用全微机保护 装置。在主控制室内不再设控制屏。紧邻主控制室设置了电子设备间, 电气控制及保护设备放置在此房间内。 根据《火力发电厂设计技术规程》 (DL 5000-2000)中的要求,在主 控制室的控制的电气设备和元件有: —— 发电机变压器组 —— 低压厂用变压器 —— 低压厂用备用变压器 —— 10kV 母线上的所有开关 —— 35kV 母线上的所有开关 控制、 7.9.4.2 控制、信号和测量表计 1)控制信号方式的选择 为了保证控制系统的可靠性,二次控制回路采用一对一控制,除锅 炉辅机由 DCS 控制外,其余全部由电气系统控制,并在开关柜上设置了 现场控制开关及现场/集中切换开关。 电气系统和 DCS 系统通过总线联系,通过总线实现部分资源相互共 享,电气系统设有各种音响装置。 2)测量、同期 主控制室控制的元件按 <<电气测量仪表设计技术规程>>配置测量 点,除在开关柜上安装常规测量仪表外,主控制室需测量的量,均通过

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总线送至 DCS 系统。 满足机组同步并列要求和各个同期点的并网操作,在主控室装设带 非同期闭锁的自动准同期装置,采用单相同期方式。 3)微机监测 通过彩色显示器实时显示热电厂主接线(分主画页与若干分画页, 各电压等级的颜色满足电力部有关规定,画面显 示断路器,隔离开关状态,各母线电压,每个回路出线及发电机电 流、功率和电度值,系统频率和时钟。显示全厂所有的事故信号和预告 信号,显示厂用电系统接线图等。该系统还具备有运行记录,制表打印 等功能。 ) 4)元件继电保护几自动装置 ①元件继电保护 元 件 保 护 配 置 按 << 继 电 保 护 和 安 全 自 动 装 置 技 术 规 程 >> (GB14285-93)配置。 A、发电机变压组保护: ☆电机差动保护;CT 断线发信号。 ☆ 发电机复合电压闭锁过电流保护; ☆ 发电机励磁回路接地保护; ☆ 发电机定子接地保护; ☆ 发电机对称过负荷保护及逆功率保护; ☆ 主变差动保护; ☆ 主变复合电压过流保护; ☆ 主变对称过负荷(发信号) ; ☆ 主变非电量保护; ☆ 主变电流回路断线保护;

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B、35kV 线路保护(由当地供电部门设计提出) C、厂用变压器保护; ☆电流速断保护; ☆过电流保护; ☆非电量保护; ☆反时限接地保护; D、10kV 馈线保护 ☆电流速断保护; ☆过电流保护; ☆反时限接地保护; E、厂用高、低压电动机保护: 根据厂用电规程装设相应的保护,其中高压电动机采用微机电动机 综合保护装置。 F、安全自动装置: 高、低压厂用工作电源和备用电源之间均设有备用电源自动投入装 置。 7.9.4.3 辅助车间的控制方式 为了改善输料系统的劳动条件,提高输料系统运行自动化水平,根 据上煤工艺要求,采用集中控制方式,同时设就地起停按钮。并考虑装 设堵料 、料位、速度、跑偏等信号装置,以及皮带联锁起停等。 其它辅助车间根据各个工艺要求,采用集中控制方式。 7.9.5 电气设备选择及布置 本期工程的 35kV 高压变电装置采用室内布置, 主变也布置在主厂房 内。 10kV 配电装置选用 KYN28A-12 型成套开关柜, 配真空断路器, 40kA,

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10kV 开关室布置在主厂房底层;发电机机头 PT 柜、励磁专用 PT 柜布置 在发电机小室;35kV 配电装置选用 KYN61-40 型成套开关柜,配真空断 路器,25kA 。 厂用配电装置及厂用变压器布置在除氧框架底层,为了方便操作、 提高供电可靠性,低压开关柜选用 MNS 型低压抽屉式开关柜,厂用变压 器选用 SCB10 干式变压器。 7.9.6 过电压保护及接地 高大厂房和办公楼层面敷设避雷带防直击雷。 对厂内露天布置的电器设备,如主变压器<方案一>,屋外架空导线 以及其它建构筑物,如燃油泵房等采用独立避雷针,发电机尾部中性点 装设避雷器。在 10kV 母线上装设阻容吸收装置来保护旋转电动机。 接地:按照水利电力部颁发的“电力设备接地设计技术规程”设计。 全厂保护接地和工作接地公用一个系统。除设计主接地网外,尽量利用 深基接地体和自然接地体,使主接地网的总接地电阻值不大于 0.5 欧。 微机保护和 DCS 装置设悬浮式专用接地铜排 S>100mm2。 7.9.7 照明及检修网络 主厂房设置照明段,为防止电动机起动引起波动影响照明质量,在 照明段前加稳压装置。主厂房的辅助车间照明和检修网络的设计按照<< 火力发电厂和变电所照明设计技术规定>>进行。 7.9.8 厂内通信 厂内部设生产管理通信和生产调度通信系统。生产管理通信系统直 接为生产及行政管理服务,为各级管理部门之间提供通信联系。本工程 不单独设生产管理通信交换机,厂内的生产管理电话是按户通过主控制 室通信主机柜、保安配线架及通信电缆接入当地电信公司,即虚拟总机 模式。

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本工程在主控制室设一套 100 门程控交换机作为生产调度总机,主 控制室值长通过调度通信控制台与各级调度用户和生产岗位进行通话联 系,及时掌握生产运行情况,完成生产调度指挥,进行事故处理。 7.10 7.10 热工控制部分 7.10.1 概 述 本工程为璜塘热电有限公司扩建工程,本期建设规模为:3 炉 2 机: 3 台 130t/h 高温高压煤粉炉+1×CB15MW 高温高压抽背式汽轮发电机组+1 ×B15MW 高温高压背压机组,并预留扩建 1 炉 1 机扩建余地。 7.10.2 7.10.2 主设备规范 10 1)锅炉参数: 锅炉型号 数 量 额定蒸发量 额定蒸气压力 额定蒸气出口温度 给水温度 锅炉设计效率 2)汽机选型型号 A.汽轮机型号 数 量 额定功率 额定进汽压力 额定进汽温度 额定进汽量 额定抽汽压力
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高温高压煤粉炉 3台 130t/h 9.8Mpa 540℃ 215℃ 90.2 %

高温高压抽背式汽轮发电机 1台 15 MW 8.83 Mpa 535 ℃ 145.6t/h 3.83 MPa
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额定排汽压力 B.汽轮机型号 数 量 额定功率 额定进汽压力 额定进汽温度 额定进汽量 额定排汽压力 3)发电机 .发电机型号 额定功率 额定电压 功率因数 励磁方式 7.10.3 7.10.3 控制方式和水平 10 7.10.3.1 7.10.3.1 控制方式 10

0.981 MPa 高温高压背压机 1台 15MW 8.83 Mpa 535 ℃ 126.5t/h 0.98 MPa

QFW-15-2 型 15 MW 10.5 KV 0.8 无刷励磁

本工程为扩建热电联产工程,自动化设计严格执行国家有关规程、 规定,本着“先进、成熟、适用”的原则,尽可能吸收已投产的同类型 机组设计中成功经验,积极慎重地采用一些新技术,新设备。本工程拟 采用机、炉、电集中控制的方式,全厂设置中央控制室,中央控制室位 于机炉之间的除氧煤仓间的运行层,负责锅炉、磨煤机、汽机、发电机、 厂用变压器、除氧器、给水泵、减温减压器等工艺设备。控制室内设模 拟盘,操作员站和值长站,控制室旁边设电子设备间和工程师站。中央 控制室下面设电缆层。其余辅助系统如补水泵房、燃油泵房、循环水泵 房、化学水处理等系统的控制设就地控制室,采用就地控制。

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7.10.3.2 7.10.3.2 控制水平 10 本工程主厂房内设备采用 DCS 控制系统;在中央控制室内,以 DCS 控制系统的彩色 CRT/键盘为中心,监控和管理机组的主要设备,为了确 保紧急情况下机组安全停机,将设置极少量的常规仪表和备用硬手操操 作设备。机组采用 DCS 系统后,可在中央控制室内控制整台机组,所有 的自动控制、远方手动操作和监视均能够在 CRT 上完成,并在控制室里 满足各种运行方式的要求,机组的控制台和辅助盘分开布置,DCS 操作 站布置在机组控制台上。 操作台上布置紧急停机、停炉、紧急放水、启动润滑油泵等按钮, 可不通过 DCS 系统直接动作。 中央控制室内设置完善的语音报警系统。 机组控制系统是基于以下基本概念进行的: 机组和有关辅助系统集中控制; 机组的启动、停机、正常运行和故障情况的处理,在少量的现场人 员配合下, 在机组单元控制室里就能实现。 每日三班, 每班设一个值 (班) 长和若干名值班员,值班员不分专业,逐步过渡为全能值班员。 在不同的启、停运行方式中,借助于功能子组级的顺序控制可以实 现相应辅机的启动、停机和运行。 所有的自动控制、 集中远方手动操作和监视能够在中央控制室内满 足各种运行方式的所有要求。 输煤除灰系统采用 PLC 程序控制系统, ,设输煤控制室,化学水处 理系统采用就地控制,设就地控制室。 脱硫系统,除尘器系统、气力输灰等控制系统由主设备厂家配套供 货并与主控室 DCS 通讯及少量信号硬线连接。 本工程在集控室设以下监视电视:

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炉膛火焰监视电视 3 台; 汽包水位监视电视 3 台 7.10.3.4 7.10.3.4 DCS 系统 10 中央控制室内控制的工艺系统以 CRT 和键盘操作作为主要监视操作 手段。 DCS 系统考虑为五种功能即:模拟量控制(MCS) 、锅炉炉膛安全监 控系统(FSSS) 、顺序控制(SCB〈B/T〉和 SCS〈G/A〉、汽机跳闸保护 ) 系统(ETS)和数据采集系统(DAS) 。 1)本工程模拟量控制(MCS)包括: 锅炉主蒸汽母管压力调节及负荷分配系统; 锅炉汽包水位三冲量调节系统; 锅炉一、二风自动调节系统; 锅炉的炉膛压力控制; 锅炉的主蒸汽温度控制; 汽轮机轴封压力调节系统; 除氧器水位调节系统; 除氧器压力调节系统; 减温减压器出口压力调节系统。 减温减压器出口温度调节系统。 2)锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)包括: 根据厂家资料下列工况时应停止向锅炉内输送燃料: 汽包水位越限(过高或过低) ; 炉膛压力越限(正压或负压) ; 主气压力超过定值; 炉膛熄火;

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引风机、一次风机、二次风机及给煤机按顺序跳闸。 3)程序控制(SCB〈B/T〉和 SCS〈G/A〉 )包括: 辅机(电动机、电动门、风门、档板)的启停操作。 4)汽机跳闸保护系统(ETS)包括: 汽机轴向位移过大; 汽机轴承振动过大; 汽机热膨胀过大; 超速; 排汽压力过高; 润滑油压低; 发电机主保护动作; 抽汽防逆流保护; 盘车装置启动; 高加满水保护; 工艺系统需要的相关设备的联锁。 5)数据采集系统(DAS)包括: 采集工艺系统各种参数,设备状态等信号; 历史数据存储及检索; 报警显示及打印; 各种模拟画面、曲线、棒图、趋势图显示。 7.10.4 7.10.4 主要监控设备的选型 10 DCS 系统拟选用满足规程规定要求,有同类型机组成功运行经验的 系统。 7.10.4.1 7.10.4.1 仪表和控制设备选型 10 1)温度测量

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选用符合 IEC 标准的热电阻、热电偶测温元件。 联锁保护用温度信号一般选用温度开关或带电接点的双金属温度 计。 就地温度显示选用双金属温度计。 2)压力测量 选用智能式压力变送器,两线制,输出 4~20mADC 信号。 联锁保护用压力信号一般选用压力开关或磁助式电接点压力表。 就地压力显示选用弹簧管压力表。 炉膛和烟道中的每根导压管均有吹扫设施,可用压缩空气吹扫管 路,以防被灰尘堵塞。 3)流量测量 根据被测介质的性质,对汽水流量采用孔板、喷嘴测量,其它介质 流量选用电磁式流量计、漩涡流量计等测量形式。 4)物位测量 液位测量一般选用智能式差压变送器,两线制,输出 4~20mADC 信 号。 室外常压容器选用压力式液位变送器和翻板式液位计和变送器 等。 固体物位测量选用超声波料位计音叉式位面开关等。 保护联锁用的驱动开关选用进口产品。 7.10.5 烟气排放连续检测系统(CEMS) 7.10.5 烟气排放连续检测系统(CEMS) 10 根据国家环保政策,燃煤锅炉的烟囱烟气排放将实行监控。因此本 项目设置烟气排放连续检测系统(CEMS) ,对烟气中的二氧化硫、氧化 氮、粉尘浓度和烟量进在线检测,相应的信号进入 DCS,并留有能送至 地区环保部门的接口。 7.10.6 7.10.6 电源 10

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热工控制系统用电源采用: 热力配电箱(380/220V)采用来自不同厂用母线段的双回路的供电 方式。DCS 和保护仪表应有足够容量的 UPS。 辅助车间热控用∽220V 电源,引自相应车间的电气配电盘。 7.10.7 7.10.7 就地设备布置及电缆导管敷设 10 本工程不设变送器小间, 汽机变送器按测点分布情况相对集中就地 布置,汽机设一开机盘布置在机头附近,锅炉配电箱布置在锅炉控制室 内,锅炉部分的变送器也按测点分布情况,相对集中就地布置。 厂房 内锅炉电缆沿运转层下的电缆通道至电缆桥架, 零米电缆沿电气电缆通 道及竖井,汽机沿汽机周边设电缆桥架至中央控制室的电缆夹层。 7.10.8 7.10.8 热工试验室 10 本工程热工试验室位于生产办公楼内,试验室设备按《热工自动化 试验室设计标准》配置,设备配置祥见热工试验室设备清册。 7.11 7.11 土建部分 7.11.1 设计原则 根据 《中国地震烈度区划图》 及 , 《建筑抗震设计规范》 GB50011-2001, 本厂址位于 7 度区范围内。本工程按抗震设防烈度为 7 度,所属的设计 地震分组为第一组。主要建、构筑物的抗震等级为二、三级。 根据所提供的地质报告的土层性质,采用主要采用独立基础和条形 基础。 主要建( 7.11.2 主要建(构)筑物的结构形式 本期工程主要建(构)筑物的结构形式见表 7.11-1

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表 7.11-1
编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 汽机房 除氧、煤仓间 锅炉房 除尘器构筑物 引风机构筑物 烟道 烟囱 干煤棚 碎煤机室 #2 运煤栈桥 #3 运煤栈桥 循环水泵房 贮水池集水池 化学水处理室

建 构筑物一览表
建构筑物名称 结构选型 排架结构 框架结构 框架结构 框架结构 框架结构 钢筋混凝土结构 钢筋混凝土结构 排架结构 混合结构 框架结构 框架结构 钢筋混凝土结构 钢筋混凝土结构 混合结构 混合结构

化学水处理室外设施

主要建( 7.11.3 主要建(构)筑物的建筑防火设计 发电厂各建筑物的防火设计,应符合现行的国家标准《建筑防火设 计 规 范 》 GB50016-2006 及 《 火 力 发 电 厂 与 变 电 所 设 计 防 火 规 范 》 GB50229-96 等有关规定。各建(构)筑物的火灾危险性分类及其耐火等 级列表如下表 7.11-2。 表 7.11-2
编号 1 2 3 4

主要建(构)筑物建设防火设计
建构筑物名称 火灾危险性分类 丁 丁 丁 丁 耐火等级 二级 二级 二级 二级

汽机房 除氧、煤仓间 锅炉房 除尘构筑物

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5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

引风机构筑物 烟道 烟囱 干煤棚 碎煤机室 #2 运煤栈桥 #3 运煤栈桥 循环水泵房 贮水池集水池 化学水处理室 化学水处理室外设施

丁 丁 丁 丙 丙 丙 丙 戊 戊 戊 戊

二级 二级 二级 二级 二级 二级 二级 二级 三级 三级 三级

附注:1)本工程严格按照《工程建设标准强制性条文》的有关 规定执行。 2)根据《建筑抗震设计规范》GB50011-2001 规定,本工程 所有建构筑物的抗震设防烈度为 6 度,设计基本地震加速 度值为 0.05g。 7.11.4 烟囱 烟囱为 150 米的现浇钢筋砼结构,基础环板基础。内衬为耐酸轻质 陶土砖。 7.12 采暖通风与空气调节 7.12.1 设计依据 1) 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》 《 (DL/T5035-2004) 2)本专业设计应遵循的有关国家标准、规范、规定、规程、法规等。 7.12.2 原始资料

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1)室外气象参数 本工程采暖、通风、空调设计计算用室外气象参数参照江阴台站的 室外气象参数. 冬季通风室外计算温度: 冬季空调室外计算温度: 夏季通风室外计算温度: 夏季空调室外计算温度: 夏季空调日平均温度: 夏季空气调节室外计算湿球温度: 2)室内设计参数 通风空调室内设计参数根据《火力发电厂采暖通风与空气调节设计 技术规定》 (DL/T5035-2004)中的有关条款或根据工艺专业的具体要求 确定。 机炉集控室:夏季按 26~28℃,相对湿度按≤70%计算;冬季按 18 ℃,相对湿度按 60?70%计算。电子设备间室内设计温度 26±1℃,相对 湿度 60±10%。 7.12.3 采暖 全厂不设置集中采暖系统,对于生产工艺对室内温度有要求的房间, 冬季采用风冷热泵式空调机供暖。 7.12.4 主厂房通风与空调 1)主厂房内通风 汽机房采用自然通风。室外新风从汽机房底层和运转层 A 排柱和固 扩端的门窗进风,在吸收了汽机房内管道、设备发热量后,通过设在除 氧层的通风器排出室外. 发生火灾时,自动切断通风机电源。 2)厂用配电装置室通风 2 -5 32 34.6 ℃ ℃ ℃ ℃

31.4 ℃ 28.6 ℃

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过渡季节厂用配电装置室通风采用双层防火铝合金百叶窗自然进 风, 轴流风机机械排风, 满足事故排风和排除电气设备发热量的要求。厂 用配电装置室排风量按照换气次数不小于每小时 10 次。发生火灾时,自 动切断通风机电源。夏季很炎热时,采用风冷冷风空调降温通风,发生 火灾时,自动切断空调电源。风机与空调不同时使用。 化水车间通风 3)化学加药间采用门窗自然进风,防腐防爆轴流风机机械排风,以 排除加药设备可能散发的有害气体。化水车间排风量按照换气次数不小 于每小时 15 次设计。 4)控制室空调 机炉集控室及电除尘控制室:夏季按 26?28℃,相对湿度按≤70%计 算;冬季按 18℃,相对湿度按 60?70%。电子设备间室内设计温度 26±1 ℃,相对湿度 60±10%。 主厂房机炉控制室和热控电子设备间采用分体空调装置以满足室内 的工艺要求。发生火灾时,自动切断空调器电源。空调系统冬季采用热 泵运行方式供暖,以维持室内温度。 7.12.5 生产辅助建筑通风 本期工程生产辅助建筑主要有化学实验楼和循环水泵房等。 化水处理室采用自然通风。 酸碱计量间采用铝合金百叶窗自然进风、 防腐轴流风机机械排风。化学实验楼内水分析室和油分析室设置玻璃钢 通风柜供化学工艺使用,其它房间的通风要求均根据工艺专业的要求设 置机械通风或采用自然通风。 生产辅助建筑内的配电装置室均设置防火铝合金百叶窗自然进风, 轴流风机机械排风的事故通风,事故通风兼作正常通风用。 办公场所均配置分体空调装置。

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7.12.6 运煤系统除尘通风 煤仓间皮带转运点及原煤仓各设计一套除尘系统,以排除输煤转运 及卸煤过程中产生的煤尘。 煤仓间除尘器收集的煤灰定期人工排放,返回输煤皮带。除尘器运 行与输煤系统连锁。除尘器先于皮带机运行,滞后于皮带机停止。超前 或滞后的时间为 1?2 分钟并可调。

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8 环境保护
8.1 概况 本项目厂址位于江阴市徐霞客镇。江阴市属被亚热带湿润区,受季 风环流影响,形成的气候特点是:四季分明,气候温和,雨水充沛,日 照充足,无霜期长。 厂址气象资料简如下: 1)气温(℃) 历年平均气温 极端最高气温 极端最低气温 最高月平均气温 最低月平均气温 2)降水量(mm) 年平均降水量 3)风速(m/s) 、风向 累年平均风速 累年最大风速 全年主导风向 冬季主导风向 8.1.2 热电公司概况 江苏阳光璜塘热电有限公司为区域热电厂,承担着徐霞客镇、祝塘 镇和青阳镇的热力供应。本期扩建工程为 3×130t/h 高温高压煤粉炉+1 ×CB15MW+1×B15MW 高温高压汽轮发电机组。 本项目采用锅炉低氮燃烧技术并采用高效四电场静电除尘器、石灰
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15.6 ℃ 38.9 ℃ -12.5 ℃ 28 2.9 ℃ ℃

1036

mm

2.63 24 ES WN

m/s

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石—石膏法脱硫系统进行废气治理。 本项目的污染物排放执行国标(GB13223-2003)3 时段—“自 2004 年 1 月 1 日起,通过建设项目环境影响报告书待审批的新建、扩建、改 建火电厂建设项目。 ” 热电公司本期环保设计污染物排放按 3 台炉考虑:本期扩建 3× 130t/h 高温高压煤粉炉,配 2 台高效四电场静电除尘器,除尘效率为 99.8%,每两炉配 1 套脱硫装置,脱硫效率≥90%;另外,考虑预留一台 锅炉的余地。因此烟囱按 4 台炉考虑,共用一座高 150m、出口内径 4.0m 的烟囱。 8.2 环保设计标准 本项目对环境的污染主要是烟囱排放的烟尘、SO2、NOX,另外还有工 业废水、生活污水、各种机械设备运行产生的噪声、燃烧后的废渣和烟 气净化处理得到的灰. 针对上述污染因子,参照相关标准进行工程设计。主要执行标准如 下: 1)大气:按 GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》第Ⅲ时 段的锅炉最高允许排放浓度标准设计。 2)废水:按 GB8978-1996《污水综合排放标准》的新、扩、改电厂 一级标准设计。 3)噪声:营运期执行《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90)的Ⅲ 类标准,即昼间 65dB(A) ,夜间 55dB(A);施工期执行 GB12523-90《建 筑施工厂界界噪声限制》(GB12523-90)。 8.3 电厂污染物排放及防治措施 8.3.1 烟气污染治理

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8.3.1.1 烟气污染治理 1)煤粉锅炉采用炉后湿法脱硫的工艺,具有较高的脱硫效率(效率 ≥90%) ;保障了 SO2 的排放达标。 2)选用了高效四电场静电除尘器,除尘效率可达 99.8%,并采用干 式气力输灰的方式除灰,有效地降低了烟尘的排放,减少烟尘的二次污 染。 3)为了确保烟气的合理排放,使烟囱出口的污染物满足《火电厂大 气污染物排放标准》(GB13223-2003)中 3 时段的要求,本工程新建一座 高度为 150m、出口内径为 4.0m 的烟囱排入大气,并为今后扩建预留余 地。 烟尘、SO2、 8.3.1.2 烟尘、SO2、NOX 排放量及排放浓度计算 根据参考资料计算得出污染物排放计算结果见表 8-1、8-2。 表 8-1
锅炉容量 t/h 1×130 3×130 4×130

烟囱几何参数表
烟 几何高度 m 150 150 150 囱 出口烟速 m/s 5.26 15.78 21.04

出口内径 m 4.0 4.0 4.0

表 8-2
锅炉容量 燃煤含硫分(%)/灰分(%) 烟气量(Nm3/h) 耗煤量(t/h) 除尘器形式 除尘效率(%) 脱硫效率(%) 烟囱高度/出口内径(m)

污染物排放计算结果汇总表
3×130t/h 0.68/26.57 3×159590 3×16.53t/h 高效四电场静电除尘器 ≥99.8 ≥90 150/4.0

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污染物名称 实际排放量(kg/h) 实际年排放量(t/a) 标态干烟气实际排放质量浓度(mg/Nm3) 标态干烟气国标允许排放质量浓度(mg/Nm3) 是否达国家标准

SO2 57.33 315.29 120.12 400 达标

烟尘 12.3 67.65 25.77 50 达标

NOx 195.19 1073.52 409 450 达标

8.3.1.3 分析与评价 1)根据 GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》第 3 时段标 准设计规定, 2004 年 1 月 1 日后立项安装的锅炉,其最高允许灰尘排 SO NOx 放浓度为 50mg/Nm3, 2 排放浓度为 400mg/Nm3, 排放浓度为 450mg/Nm3, 本期扩建后排放计算结果:烟尘排放浓度 25.77mg/Nm3 ,SO2 排放浓度 120.12mg/Nm3,NOX 排放浓度 409mg/Nm3 均达标。 2) 烟气进入新建 150m 高, 出口内径为 4.0m 的烟囱, 其出口烟速 (1 ×130t/h 运行)为 5.26m/s,不小于 5m/h,可防止烟气倒灌,并且当 3 ×130t/h 炉同时运行时,烟囱出口处的烟速 15.78m/s,符合要求。 3)在各自引风机出口的烟道上设置检测孔、每台炉设置在线检测装 置,以指导锅炉运行,确保每台锅炉达标运行。 8.3.2 灰、渣治理 1)根据发电厂提供的燃料资料,计算得锅炉产灰、渣量,统计见下 表:
单 位 项 目 1×130t/h 3×130t/h 小时灰渣量(t/h) 灰 4.092 12.276 渣 0.456 1.368 日灰渣量(t/d) 灰 98.204 294.612 渣 10.933 32.799 年灰渣量(Kt/a) 灰 22.505 67.515 渣 2.506 7.518

注:1、锅炉日利用时间按 20 小时计,年利用时间按 5500 小时计。

2)除灰系统采用灰、渣分除的方式,炉渣掉入水封式刮板捞渣机刮 出后综合利用。 3)本期项目炉后采用高效布袋除尘器除尘,本期新建的布袋除尘器
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下的干灰,采用正压浓相小仓泵输送系统,仓泵内干灰以悬浮状态,随 输送空气经输灰管输送到灰库,再由汽车运至综合利用场所。 8.3.3 噪声治理 本项目主要噪声源是锅炉给水泵、送、引风机等运转设备,还有事 故情况下锅炉对空排汽以及管道阀门漏汽造成的噪声,本工程在设计中 主要采取以下防噪声措施: 1) 锅炉磨煤机和送、 引风机安装隔音、 保温层, 吸风管安装消音器。 2)锅炉对空排汽及安全门排汽管上安装消音器。 3)对于成为噪声源的各种转动设备,在订货时向制造厂提出设备的 限声要求。 4)机、炉控制室及主控室设双层隔间门窗,室内屋顶装吸音材料。 5)在厂区总体布局时,将噪声较大的建筑尽可能布置在厂区中央, 使其远离厂界,减轻电厂工业噪声对周围环境的影响。 为了减少噪声污染,将运转设备的采取消声措施,距离衰减后到达 厂界时,厂界噪声可满足《工业企业厂界噪声标准》的Ⅲ类标准,即昼 间 65dB(A) ,夜间 55dB(A)。 8.3.4 绿化 在厂区绿化规划时,厂区内可绿化的场地广植草皮,尽量减少裸露 地面,沿道路种植行道树和绿篱,以起到美化环境,隔声和防尘作用。 厂区内绿化面积约 16249m2,绿地率为 21.8%左右。 8.4 监测与管理 按照 GB/T-16157《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样 方法》规定,在烟道上设置永久采样孔,并安装固定采样监测平台,以 便随时对锅炉排烟进行质量监测。本项目在烟气净化系统中,设有烟气 排放连续在线监测系统进行全过程监测,以自动调整烟气净化系统的运
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行,确保达标排放。 在加强环境监测的同时, 加强对职工的环境素质的教育,健全厂内环 境管理制度,对燃料运输设定专用道路并划分专用停放休息场所,对厂 内燃料运输道路加派专人打扫和收集可能的抛、洒、滴、漏的燃料,确 保道路清洁。 热电联产、 8.5 热电联产、集中供热的环境效益 热电联产,集中供热比小锅炉供热具有明显的环境效益,按照小锅 炉燃烧效率 70%,除尘效率 90%,大部分小锅炉不具备脱硫设置,但考虑 水膜除尘可吸收烟气中部分 SO2,暂定脱硫效率 40%。 根据计算,本期扩建的机组向青阳镇供热与小工业锅炉供热相比 4.96 全年节约标煤 4.96 万吨。 全年减排二氧化硫 1692.2 吨, 全年减排烟尘 3605.9 吨。 8.6 环保投资估算 本工程总投资(静态)为 25351 万元,其中环保投资 3345.41 万元, 约占总投资的 13.19%。各环保设施投资估算见下表: 表 8-4
序号 1 2 3 4 5 6 7 合计

工程环保投资明细表
项 目 名 称 布袋除尘器设备购置及建筑安装费 除灰系统设备购置及建筑安装费 消声器购置费用 环保部门环境评价及检测 绿化 烟囱及烟道建造费用 脱硫系统 投资额(万元) 1023.03 449.46 60 50 30 332.92 1400 3345.41

8.7 环境影响评价
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1)根据 GB13223-003《火电厂大气污染物排放标准》第 3 时段的锅 炉最高允许排放浓度标准,其烟尘最高允许排放浓度为 50mg/Nm3,SO2 排放浓度为 400mg/Nm3,NOx 排放浓度为 450mg/Nm3,而排放计算结果(表 8-2):烟尘排放浓度为 25.77mg/Nm3,SO2 排放浓度为 120.12mg/Nm3,NOx 排放浓度为 409mg/Nm3 均满足标准排放。 2)扩建后 3×130t/h 锅炉使用上期建设的一座 150m 高,出口内径 为 4.0m 的烟囱, 其出口烟速为 15.78m/s, 单台炉时出口烟速为 5.26m/s, 单台炉出口烟速大于烟囱出口处平均风速的 1.5 倍,符合标准要求,可 防止烟气倒灌。 3)采用大容量、高效率的供热机组,并使用高效四电场静电除尘器 以减少烟尘的排放量, 同时采用高效率的炉后脱硫系统以减少 SO2 的排放 量,与原厂相比,本项目全年可减排二氧化硫 1692.2 吨,全年可减排烟 尘 3605.9 吨,同时年节约标煤 4.96 万吨,这样既节约了能源,又获得 了较好的环境效益,符合国家《节约能源法》及两部两委《关于发展热 电联产的若干规定》中的规定。 4)在引风机出口的烟道上设置检测孔、烟囱上设置在线检测装置, 以指导锅炉运行,确保每台锅炉达标运行。 5)在设计过程中对电厂的主要噪声采取了一些必要的防噪措施,减 少并降低了噪声的污染, 能够满足 GB12348-90 《工业企业厂界噪声标准》 的Ⅱ类标准的要求。 6)本工程除灰系统采用灰、渣分除方式。除尘器收集的干灰,由气 力输送系统送至灰库,通过汽车外运综合利用。锅炉底渣采用机械捞渣 的方式并外运综合利用。 综上所述:本工程实施后,经过锅炉、发电机组的优化组合,无论其 烟尘、二氧化硫、氮氧化物,还是灰渣、废水的排放均优于国家有关排 放标准,可见,本期工程环境效益十分显著。

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消防、 9 消防、劳动安全及工业卫生
9.1 设计依据 为保证热电厂长期安全经济运行,设计中各专业均遵循国家有关规 定、规范和标准,考虑了各系统、设备及布置方面的安全性,经济性及 文明生产的要求,本章将各专业所采取的主要措施综合归纳如下: 火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000) 火力发电厂油气管道设计规程(DL/T5204-2005) 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程(DL5053-1996) 工业企业设计卫生标准(GBZ 1—2002) 工作场所有害因素职业接触限值(GBZ 2—2002) 建筑设计防火规范(GB50016-2006) 建筑抗震设计规范(GB50011-2001) 火力发电厂建筑设计规程(DL/T 5094-1999 ) 建筑内部装修设计防火规范(GB50222-95,2001 年条文局部修改) 建筑物防雷设计规范(GB50057-94) 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范(GB50058-92) 火力发电厂和变电站照明设计技术规定(DL/T 5390-2007) 继电保护和安全自动装置技术规程(GB14285-2006) 高压配电装置设计技术规程(DL/T 5352-2006) 电力配备典型消防规程(DL5027-93) 火力发电厂总图运输设计技术规程(DL/T 5032-2005 ) 蒸汽锅炉安全技术监察规程(劳动发[1996]276 号) 火力发电厂与变电站设计防火规范(GB50229-2006) 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定(DL/T5035-2004)
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电力建设安全工作规程(DL5009.1-2002) 机械安全 防护装置 固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求 (GB/T 8196-2003 ) 动力机器基础设计规范(GB50040-1996) 电业安全工作规程 国务院关于加强防尘、防毒工作的决定(国发[1994]97 号) 火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003) 地表水环境质量标准(GB 3838-2002) 工业企业厂界噪声标准(GB12348-2008) 城市区域环境噪声标准(GB3096-2008) 特种设备安全监察条例(国务院 2003) 特种设备质量监督与安全监察规定(国家质量技术监督局 2000) 起重机械安全监察规定(国家质量监督检验检疫总局 2006) 中华人民共和国安全生产法(2002 年 6 月 29 日) 中华人民共和国职业病防治法 热电厂的事故隐患主要有: 1) 火灾:煤场、煤仓、锅炉点火油库等易燃易爆场所燃煤、锅炉点 火油、汽机润滑油及其他易燃易爆物品;电缆桥架、中控室、电子设备 间等可燃场所。 2)爆炸:锅炉汽包等设备的超压;锅炉炉膛残煤爆燃等。 3)酸、碱及有毒气体、药物、尘埃等对人体和设备的损害。 4)带电设备、旋转机械、热力设备、管道等对人员的伤害。 5)高空坠落,各孔、洞、沟道对人员的伤害。 6) 各控制室人员集中处由于噪音、 通风不畅等原因造成的人员影响。 7)员工职业病等。

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9.2 消防 消防系统设计必须贯彻执行国家有关方针政策、规范、规定。消防 工作应遵循“预防为主,防消结合”的方针,即: ·防止火灾发生(防火) ·探测初期火灾(火灾探测) ·防止火灾蔓延到广泛的区域(阻火) ·进行灭火消防(灭火) 在本项目范围内设置独立的消防系统,并按各建筑物、场所发生火 灾的性质和特点选择不同的消防措施,防止火灾危险,以确保热电厂的 安全、经济运行。消防系统容量按同一时间内火灾数一次设计。 9.2.1 总平面布置及交通 厂区总平面布置在符合总体规划和工艺流程的前提下,满足防火、 防爆、卫生和环境保护等方面的规定,因地制宜,统筹安排,使总平面 布置合理顺畅,各建构筑物间距满足防火要求。 厂内道路的设计是按现行的《厂矿道路设计规范》要求,根据厂区 内建构筑物的生产特性和对消防的不同要求以及火灾的危险程度而考虑 的,厂区主干道宽度为 6~7 米,次要道路宽 4 米,车间引道宽 3.5~4 米,均为城市双坡型道路。道路转弯半径一般为 9 米,车间引道的转弯 半径一般为 6 米。 9.2.2 建(构)筑物防火设计原则及措施 全厂建筑物均按《火力发电厂设计技术规程》 (DL 5000-2000)所规 定的各种耐火等级设防,其中主厂房的火灾危险性按丁类设防,全部建 筑物的耐火等级为二级,采取以下防火措施:合理进行防火分区;建筑 物的基本构件构造设计具有足够的耐火极限,以保证必要时结构的耐火 支持能力和分区的隔火能力;安全疏散路线简明直接,其疏散距离,楼

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梯通道和出入口的宽度满足规范要求; 集控室、电子室及各类控制室的 室内装修和隔断采用不燃烧材料,办公用具为不燃化或难燃化,并控制 可燃物的贮放数量,以减少火灾的发生和降低蔓延速度;根据防火规范, 钢质构件应采取防火保护措施。非承重构件的耐火极限应为 0.5h,承重 构件的耐火极限应为 1h。 建筑灭火器的配置按现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》的 有关规定执行。 9.2.3 消防给水和工艺系统的消防措施 1)电厂消防 根据《建筑设计防火规范》 (50016-2006)和《火力发电厂与变电站 设计防火规范》 (GB50229-2006) ,热电厂必须同时设有消防给水系统。 故电厂同一时间的火灾次数为一次,经计算,最大消防水量为 68.4l/s ,一次灭火最大消防用水量为 492m3(见消防用水量表) 。 (246m3/h) 表 7.7-3 消 防 用 水 量 表
用水量(L/S) 室内消火栓 室外消火栓 煤场 点火油罐 28.5 39.9 22.8 12.2 火灾延续时间(h) 2 2 3 4 一次灭火用水量(m ) 205 288 246 176
3

热电公司前期消防给水系统不满足本期工程现行规范的消防要求, 故本期工程新建独立的消防给水系统。消防水系统采用临时高压给水系 ,消防泵设 统,消防水源为 3000m3 清水池(内应有 500m3 专供消防用水) 在综合水泵房内,2 台,1 用 1 备,其型号参数如下: 型号:XBD8/80-200D/2’ 流量:Q=70~80~90L/S 扬程:H=78.2~80~82.2m

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功率:N=110kW 电压:U=380V 室外设置的临时高压消防给水系统管道,沿厂区主要干道,围绕主 厂房及附属建(构)筑物环形布置,主干道管径DN200。 本期主厂房室内消防水环状母管为DN150, 与前期工程消防水环状管 网相连,并从室外引入 2 根DN150 进水管,此外设置 2 个水泵接合器。 在主厂房的 35.500m层设有两个相连的工业消防水箱,每个 30m3,内贮 18m3 消防水,以确保室内 10 分钟消防用水量。工业消防水箱旁还设有 1 套气压消防给水设备,用以保证最不利点的消防水压要求。 消防水系统平时管网压力由气压给水设备维持,发生火灾时,开启 消防水泵灭火。 此外,在本期主厂房、主控室等处还设有手提式干粉灭火器,用以 扑救电气、油类等不能用水灭火的火灾。 2)工艺系统的消防措施 汽轮机润滑油系统、点火油系统,设备管道零部件的配置、布置均 符合相关规范的要求,同时设有移动式泡沫灭火及移动式冷却水系统。 汽轮机油系统也设有室外地下事故油箱,以备必要时排油之用。 3)电气设施的防火、防爆措施 变压器为无油化设计,采用干式变压器具有阻燃与自熄的特性,无 需特殊防火措施;本工程电缆采用阻燃电缆,对于特别重要的回路(如 消防系统、直流电源等)采用耐火电缆。在主厂房内易受外部着火影响 的区域(如汽轮机机头)内的电缆敷设采用耐火或难燃槽盒,施加防火 涂料、包带作阻燃处理,以防着火。靠近油处理设备的电缆沟盖板,予 以密封处理;在通往控制室、机电保护室、电缆夹层的竖井或墙洞以及 盘柜底部开孔处,采取阻燃封堵处理;电缆沟均分段设置电缆沟的封堵

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措施,以防止火灾的蔓延。明敷电缆的设计布置上尽量避免接近热源, 避免与热力管道平行或交叉,当电缆与蒸汽管接近时,采取隔热防护措 施。 在电气设备布置较集中的场所,如高压开关室、配电装置室,设有 事故排风设备,采用移动式灭火器。 4)采暖通风与空气调节设施防火 中控室、电子设备间设置事故排烟装置。若烟温达到 280℃,排烟 防火阀将自动关闭,并输出信号联锁关闭排烟风机。 5)火灾报警、消防控制系统及其消防供电 按照规范要求,设有必要的火灾报警、消防控制系统,在中控室统 一控制。消防水泵按二级负荷双回路供电,电源取自厂用的两段母线。 在主厂房内设置交流事故照明切换屏,事故照明在交流停电时由直流电 源供给。在各建筑物的主要通道及入口设置带镉镍电池的应急事故照明 灯。 9.3 防爆措施 1)在锅炉汽包、过热器出口联箱和减温减压器上均设有安全阀,超 压时对空排放。 2)在高温、高压设备及管道上均设有必要的温度、压力检测点,进 行限值报警,必要时甚至停机。 3)汽轮发电机组设有超速保护系统,以防转子超速。 4)锅炉汽包上装有水位计,进行限值报警和保护,并设有水位自动 调节系统,以防汽包满水、缺水引起的事故。 5)锅炉燃烧、给水系统中的送、引风机、给水泵等都设有电气联锁 和事故报警,以防炉膛喷火、爆燃和断水等事故。 防尘、防毒、 9.4 防尘、防毒、防化学伤害
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1)采用静电除尘器和炉后湿法脱硫技术,除去烟气中的粉尘及 SO2 降低烟尘和 SO2 的排放量。 2)利用一座高 150m 的烟囱,稀释排放物,降低烟尘和 SO2、NOX 的 落地浓度,以及防止烟气的倒灌。 3)在热电公司煤场、输煤、除灰系统,按照《工业企业设计卫生标 准》GBZ 1-2002、 《火力发电厂运煤设计技术规程 第 2 部分: 煤尘防治》 DL/T 5187.2-2004 、 《火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》 DL/T5035-2004 的要求,设置了必要的除尘设备,洒水降尘等措施。 4)化水车间、化验室、蓄水池室等场所,按照《火力发电厂化学设 计技术规程》DL/T 5068-2006、 《氯气安全规程》GB 11984-1989、 《火力 发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定》DL/T5035-2004 等有关规定 进行设计。化学水处理车间的酸碱槽置于室外,并设有酸雾吸收器;循 环水加氯间设有机械通风设施,及时排除对人全有害气体,确保电气开 关室中空气中的 SF6 含量不超过 6000mg/m3。 5)脱硫剂的运输、储存、应用等环节均采用密闭操作或实现有组织 排放,操作人员配有严密的个人防护用品。 防电伤、 9.5 防电伤、防机械伤害 1)选用符合现行技术规范的机械设备,电气元器件。 2)按有关规定进行过电压保护、接地、防静电和防雷设计。 3)带电设备裸露部分与人行通道栏杆、管道等最小间距应符合规定 的安全距离。 4)易触电部位设有安全栏杆及警告牌。 5) 旋转机械外露的转动部位均设有防护罩, 对转动机械设就地按钮。 输煤栈桥内的输煤皮带机均设防护栏杆。 6)平台、扶梯、栏杆等严格按国家标准设计,防止高空坠落。各孔、
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洞、沟道设有安全盖板,并应有充足的照明。 9.6 防暑与防寒 1)在控制室人员集中处,设有冷暖空气调节器以改善劳动条件。 2)对热力设备、管道等做好保温隔热以减少热损失并防止烫伤。 3)在有毒气体产生的场所如酸碱计量间、化验室和电气高、低压控 制室等处均设有机械通风设备(换气次数≮8 次/h)。 4)对建筑物的室内地坪标高,高出室外地坪 0.3m,室内与室外相 通的电缆沟做好合适的坡度,在最低点设集水井,用于排放积水。 防噪声、 9.7 防噪声、防振动 1)按《工业企业噪声卫生标准》进行噪声防治,对长期连续地在高 噪声环境中工作的人员,制定工作时间标准和轮换岗制度,按国家行业 标准执行。 2)各控制室人员集中处,连续工作时间长,建筑上采用隔音,吸声 材料,设置双层玻璃窗隔音。 3)在送、引风机的吸风管及锅炉对空排汽管等处装设消音器。 4)汽水管道的布置和支吊架的设计中将充分考虑减振措施。 9.8 其它安全措施 9.8.1 减轻体力劳动之措施 1)为减轻运行检修人员的劳动强度,汽机间运转层等均设有检修起 吊设施。 2)采用 DCS 控制,在中央控制室内能完成机、炉各辅机的启停、正 常运行及事故处理,高水平的集中控制和自动化程度,并预留扩建,不 仅保证系统安全正常运行,也大大减轻了工人的劳动强度,逐步由体力 化转向智能化生产。
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3)对操作频繁的阀门均采用气动阀或电动阀,需手动操作的大口径 阀门选用带齿轮传动型式,对远距离的手动阀门设有传动装置。 9.8.2 安全标志的设立 按国家标准《安全标志》及《安全标志使用导则》的规定,在各危 险部位设立安全警示牌。在烟囱的顶部装设有飞机航行指示灯。 9.8.3 抗震 根据原能源部能源基(1993)167 号(关于颁发《电力工程使用 中国地震烈度划图(1990)若干规定》的通知),按照该规定及国家 地震局 1990 版,50 年超越率 10%的《中国地震烈度区划图》,及《建 筑抗震设计规范》GB50011-2001,本工程所有建构筑物的抗震设防烈 度为 7 度,设计基本地震加速度值为 0.10g。 9.9 劳动安全及工业卫生机构与设施 1)制定各工段的操作规程和管理制度,并进行必要的防爆、防火安 全操作教育,严禁无证上岗操作。 2)在各功能区的控制室附近设有更衣室、厕所等设施。 3)设有必要的卫生医疗人员及维护设施。 4)厂部设专门人员,负责全厂安全教育和技安监督评比;机炉、电 气运行各设一名安全监督员,以监督全厂安全工作。 9.10 职业病防治措施 1)认真贯彻落实《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和 国职业病防治法》。 2)及时更新设备、改善工作环境。 3)为职工提供个人使用的职业病防护用品。 4)对接触粉尘、烟尘及从事特殊工种的职工每年一次健康体检,查

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出身体有问题的职工进行及时对症治疗,对不适合继续在原岗位工作的 职工调换工种或岗位。

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10 节能篇
10.1 节能效益计算 10.1.1 节能计算原则 根据《江苏省经济贸易委员会文件》苏经贸环资[2007]627 号,关 于请上报资源节约和环境保护备选项目资金申请报告所需材料通知的精 神,严格依照节能技术改造项目节能量确定原则和方法,计算原则如下: 1)项目节能量是指所实施节能技改项目正常稳定运行后,用能系统 实际能耗量与改造前相同可比期能源消耗量相比较的降低量。 2) 项目节能量只限于通过节能技术改造提高生产工序和设备能源利 用效率、降低能源消耗实现的能源节约。而不包括扩大生产能力、调整 产品结构等途径产生的节能效果。 3)项目的节能量等于项目范围内各个产品(工序)的节能量之和。 单个产品(工序)的节能量可通过计量监测直接获得,不能直接获得时, 可以用产品单位产量能耗的变化来计算该项目的节能量。 4)项目除技术以外影响能源消耗因素应加以分析计算,并对节能量 确定加以修正。这些因素如:原材料构成、产品种类与品种构成、产品 产量、质量、气候变化、环境控制 因素的变化。 5) 项目实际使用能源应以企业实际购入能源的测试数据为依据折算 为标准煤,不能实测的可根据折标系数进行计算。 根据以上原则,结合本项目实际情况,确定本项目节能计算项目为: 全厂效率提高使平均供热标煤耗与平均供电标煤耗,将改建前与改建后 节能效益做对比,计算出改建后的实际节能效益。 10.1.2 节能效益计算依据 A)改建前机组节能效益计算依据:
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1)Qa1---全年供热量 2)Pa1---热电联产全年供电量 3)Ygl---分散小锅炉热效率 4)brp1---分散小锅炉平均供热标煤耗 5)bgp1---2008 年全国平均供电标煤耗 B)改建后机组节能效益计算依据: 1)Qa2---改建后全年供热量 2)Pa2---改建后全年供电量 3)Yg2---改建后锅炉热效率 4)brp2---改建后平均供热标煤耗 5)bgp2---改建后平均供电标煤耗 10.1.3 节能效益计算 1)单位产品能耗降低的节能效益: 平均供热标煤耗降低:Δbrp = brp1- brp2 平均供电标煤耗: Δbgp = bgp1- bgp2

2.812×106 GJ/a 1.087×108 Kw.h/a 70 51.737 0.349 % Kg/GJ Kg/Kw.h

2.812×106 GJ/a 1.087×108 Kw.h/a 90 39.765 0.2027 % Kg/GJ Kg/Kw.h

2)总能耗降低的节能效益: 改建前全年供热量: 改建前全年供电量: Qa1 Pa1

改建后较改建前节约标准煤量: ΔBj=Δbrp×Qa1+Δbgp×Pa1 t/a

=(51.737-39.765) × 2.812 × 106 × 10-3+(0.349-0.2027) × 10-3 × 1.087×108 =33665+15903 =49568 t/a

10.1.4 经济效益分析

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本期工程总投资 34700.1 万元, 技改后全厂年销售收入 20010 万元, 年销售利润为 4748.4 万元,投资回收期(税后)7.25 年,资本金净利润 率 44.57%,内部收益率(税后)16.54%,可见,热电公司有很强的财务 盈利能力,内部收益状况较好。 10.2 节能措施综述 10.2.1 节能技术工艺 (1)要求锅炉制造厂选取合理的排烟温度降低锅炉和炉膛过量空气 系数,搞好炉墙、炉顶密封,搞好锅炉本体保温设计,降低锅炉排烟损 失和散热损失。 (2)烟风管道上尽可能不设与控制操作无关的风门, 在布置上充分做 到流向合理,以降低管道阻力,节省送、引风机的电耗。 (3)热力系统中的主要蒸汽管道、水管道采用母管制,使布置简便, 节省管材、阀门、零部件,也可减少介质的压力、温度损失即节约能源。 (4)采用 DCS 计算机控制系统,实现优化节能运行; (5)负荷波动较大的电动机(风机、水泵、抓斗起重机等) ,宜采用 变频调速,以节约厂用电; (6)消防系统采用临时高压,避免了无效能耗; (7)在锅炉本体的设计中配置了可靠完整的吹灰系统, 以便运行中定 期吹扫,保持锅炉受热面的清洁。 (8)设备、系统的布置在满足安全运行,方便检修的前提,尽可做到 合理、紧凑,以减少各种介质的能量损失。 (9)设计、安装、运行应精心进行,防止跑、冒、滴、漏,做到文明生 产; (10)在厂用电设计中,除合理进行各段厂用母线的负荷分配,选择 合适的厂变容量外, 对离主厂房较远而且负荷又较集中的辅助生产区域,
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都在就地设置了专用厂变集中供电,以减少电缆的能耗。 10.2.2 节能设备选择 (1)主要设备如锅炉、汽机、采用高参数,降低机组热耗; (2)采用抽汽背压式供热机组,避免了冷端损失; (3)机组配套辅助设备中的电动机一律选用机电部推荐的节能产品, 同时对设备配套的电动机选型计算,避免出现大马拉小车现象,造成能 源浪费,要求其有良好运行实绩,以确保机组有较高的可靠性和可用率。 (4)在水泵与风机的选型中要优先选择高效率、高可靠性的设备,并 充分重视水泵、风机制造厂的资格审查。在设备采购规范书中,对主要 的水泵及风机效率作了具体的规定。 (5)选择可靠性高的加热器,确保加热系统的高投入率,使机组回热 系统能长期处于最经济的运行方式。 (6)本工程主变、高压厂用工作变、高压启动/备用变、低压厂用变 等均选用低损耗变压器。 (7)照明选择节能型灯具 余热、 10.2.3 余热、余压回收利用 (1)设置疏水扩容器和疏水箱,对管道疏水进行回收利用; (2)设置连排扩容器,对锅炉连续排污水进行能量和工质回收; (3)设置冷渣器,对锅炉排渣进行能量回收; (4)取样冷却水用除盐水,并回送至低压除氧器。 10.2.4 热力管网系统保温 热机设备管道外表面温度高于 50℃的,一律包扎保温,其选用保温 材料与厚度认真计算,达到投资省、节能效益好的经济厚度,减少热损 失,提高经济性,同时又改善了运行环境。 10.2.5 节能监管

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(1)在锅炉给水进口和蒸汽出口设置流量计, 各风道加装温度流量测 点,以调节锅炉最佳运行工况;在汽机主蒸汽进口和抽、排汽口设置流 量计,合理分配负荷,使汽机处于最佳运行工况。 (2)各主要生产工艺系统中,设置了一定数量的介质计量装置,为加 强管理、节约能源创造了条件。 (3)在输煤系统设置入厂、入炉原煤采样装置,采集有代表性的入炉 煤样,提供正确的工业分析值,给锅炉经济运行提供准确可靠的数据。 10.3 其他节能措施 10.3.1 建筑节能措施 机炉电集中控制室观察窗采用双层中空玻璃隔声,在汽机房侧设门 斗,以起到保温和隔声作用,在锅炉房侧墙壁,拟采用保温性能好的加 气砼砌块。 10.3.2 采暖通风与空调 (1)全厂不设置集中采暖系统,对于生产工艺对室内温度有要求的房 间,冬季采用风冷热泵式空调机供暖; (2)过渡季节厂用配电装置室通风采用双层防火铝合金百叶窗自然 进风,轴流风机机械排风,满足事故排风和排除电气设备发热量的要求; (3)主厂房机炉控制室和热控电子设备间采用分体空调装置以满足 室内的工艺要求;空调系统冬季采用热泵运行方式供暖,以维持室内温 度; (4)各建构筑物尽量采用自然通风,天然采光,以节约厂用电。 10.4 节水措施 (1)在系统设计中,对能够回收利用的汽、水工质都考虑回收或再利 用;

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(2)厂内输灰采用干出灰方式,方便综合利用; (3)辅机冷却水系统采用开式冷却水和闭式冷却水相结合的系统, 只 需补充少量工业水,节约了用水; (4)在厂区内各水池设置水位监测装置,以防溢水; (5)在管线的关键部位加装水表,以加强用水量的监督、管理。 (6)废水回收利用 锅炉排污水用于主厂房杂用、煤场喷洒、输煤水力清扫、运灰渣汽 车冲洗和灰渣系统补充等,充分做到一水多用。 含煤废水经工业废水处理系统处理后回收用于输煤系统冲洗及喷洒 循环使用。

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11 热力网
11.1 热力网设计原则 1)热力网设计执行中华人民共和国现行行业标准《城市热力网设计 规范》 (镇区)《工业金属管道设计规范》 、 (工业园内) ; 2)符合规划、市政及其他相关部门的要求。 11.2 热力网现状 江苏阳光璜塘热电有限公司已建热网管线 4 条: a)璜塘线主管道 DN450,管线长 6Km,平均流量 35 t/h,近期增加 20t/h 供汽参数(用户端)0.7Mpa 170~240℃, b)马镇线主管道 DN450,管线长 5Km,平均流量 30 t/h,供汽参数 (用户端)0.7Mpa 170~220℃

c)祝塘、文林线主管 DN700 管线长 5Km,祝塘支线 600 管线长 8Km; 文林支线 DN500, 管线长 7Km, 目前蒸汽平均流量 60t/h, 近期增加 50 t/h, 0.7Mpa 170~220℃。 11.3 拟建管线及热负荷 11.3.1 热负荷 热电公司本期扩建主要是向青阳镇供热。 供热管线最远约 15 Km。 热负荷为: 3.83MPa 320℃蒸汽 38.4t/h; 0.98MPa 280℃蒸汽 132t/h。 11.3.2 11.3.2 热网热网走向 详见附图“热电厂地理位置及热网走向图 2009-9R155K-01” 。
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11.3.3 11.3.3 热网敷设方式 热网设计时应对现有管道的局部走向和敷设方式按城市规划要求进 行适当调整。并遵守以下设计原则。 为了减少土地占用,节省投资和保证道路交通顺畅及城镇美观,管 线尽量沿河边和次要道路布置。 热力网管道的敷设宜采用高中低支架混合使用,以中支架为主的原 则,支架采用钢筋混凝土支架,此种方式可避免高支架投资较高、运行 检修不便的缺点。在地区主干道路及居住区内的热力网管道尽可能采用 地下敷设。直埋敷设时必须有可靠的防水层。 热网干线布置应平行于道路中心线,并应尽量敷设在车行道以外, 且尽量沿街道的一侧敷设。 地下敷设管道与不允许开挖的公路交叉时,交叉段的一侧有足够的 抽管检修地段时,可采用套管敷设。套管敷设时套管内不宜采用填充式 保温,管道保温与套管间宜留有不小于 50mm 的空隙。套管内的管道及其 钢制部件应采取加强防腐措施。采用钢套管时,套管内外表面均应做防 腐处理。 在跨越河流时,为了节省投资,管道宜采用拱形直接跨越。 在跨越公路时,管道宜采用立式门形布置,设置轻型钢桁架 热力管网的温度变形应充分利用管道的转角进行自然补偿。或者采 用采用π形或波纹管式补偿器,以减少热补偿所需占用土地的面积;管 道疏水采用就地疏水方式。 管道布置具体实施时,应征得城建、规划、交通、水力等部门同意 后,方可进行施工图设计及施工。

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12 劳动组织及定员
组织机构、 12.1 组织机构、人员编制及指标的配置原则 江苏阳光璜塘热电有限公司技改项目的机构组织和人员编制,参考 原电厂的人员配置及根据国家电力公司人事劳动局(1998) 94 号文”关 于颁发《火力发电厂劳动定员标准》(试行)的通知”的精神进行调整。 12.2 组织机构设置 12.2.1 设置精干的组织机构 热电公司组织结构设置如下:厂长、厂长助理、总工程师、工程管理 部、设备材料部、办公室、生产运行部。 12.2.2 实行新的设备检修体制 电厂不配备大、小修人员。大、小修采用外委或招标外包办法,同 有关检修公司签订合同。电厂维修人员主要负责设备缺陷的消除。 检修计划由工程管理部提出,包括设备定检及消缺内容,检修的技 术要求由检修部提出,并派联络员检查质量和进度。 大修备品配件采用承包或委托公司采购、加工。 12.2.3 采用新的设备运行管理方式 运行实行四班三运转。日常运行的 4 个值长,直接由运行部主任领 导。 运行除抓日常运行工作外、主要抓培训工作。培训的重点是运行。 主要为入厂培训、在职培训、脱产培训。脱产培训主要在类似机组上进 行。要按培训内容进行考试及评比成绩。 12.2.4 采用新的后勤服务管理模式 热电分厂的生产服务设施、职工生活福利设施及电厂的绿化、卫生、

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清扫等,均实行外包。电厂只配服务主管进行监督。 12.3 电厂人员素质要求 12.3.1 运行人员 值长:必须具备大学本科的电力类专业的学历,有从事运行工作七 年以上并担任单元长两年以上的工作经历,上岗前应经过跨专业培训并 考试合格。 单元长:必须具备大学本科的电力类专业的学历,经过跨专业培训 考试合格并有两年以上的本专业运行值班长的实际工作经历。 值班员、操作员:具有中专以上学历并应从事运行工作两年以上的 工作经历。 助理操作员、巡检员:具有中专以上学历或技校毕业并经专业培训 合格者。 其他运行人员:按原电力部颁火力发电厂运行人员岗位规范要求聘 用。 12.3.2 管理人员 厂长:应有十年以上实际工作经验,且在电厂有担任部门负责人两 年以上的工作经历。 各部门负责人:应具备大专以上学历,具有五年以上实际工作经历, 经考试合格者。 其他管理人员:按原电力部颁岗位规范要求聘用。 12.4 电厂人员定额 本期技改后,热电厂的装机规模为一期(3×75t/h 次高温次高压链 条炉+1×C12MW 抽凝式供热机组+1×B12MW 背压式供热机组)+二期(3 ×130t/h 高温高压煤粉炉+1×CB15MW 抽汽背压式供热机组+1×B15MW 背

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压式供热机组) 。在运行上,机、炉、电相对于一期相对独立,本次人员 定额只提出新增部分人员。 根据国家电力公司人事劳动局(1998)94 号文“关于颁发《火力发电 厂劳动定员标准》(试行)的通知” ,要求一支素质优良,结构合理,专业 水平达到一专多能和一岗多责水平的职工队伍。建议本期扩建后电厂生 产人员增加 79 人,管理人员不增加,仅供参考。本工程具体的各类人员 定额见表 12-1: 表 12-1
序号 热电厂 一 1 2 3 a b 1 2 3 1 2 3 4 生产人员 机、电、炉 除灰、除尘、脱硫 化 化 热机 电气 热控 运 检 行 修 学 验 化学巡检 77 58 48 8 2 2 0 10 4 4 2 7 4 2 0 1 0 2 2 79 (一) 机组运行 名 称

人员定额表
人 数 备 注

(二) 机组维护

(三) 燃料系统

燃料管理 其它(仓库、车辆) 热力管网

二 1

生产人员 运行、维护、巡检 合计

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13 工程实施条件和进度
13.1 施工条件 本工程有较好的项目实施条件,具体表现在以下几点: 1)江苏阳光集团已有 20 余年、多个热电厂的建设、运行的经验, 本期参与扩建的管理人员具有丰富的热电厂筹建、运营经验。公司内各 专业技术人员齐全。 2)厂址水陆交通极为方便,可满足设备及施工材料运输要求。 3)拟建厂址的场地平整,无居民拆迁工作量。 13.2 施工进度 工程项目的实施进度主要参照原电力工业部 1997 年颁发的 《供热机 组工程项目建设工期定额》 ,本工程建设期安排如下: 1)准备阶段 此阶段是从初步设计审批到主厂房基础开挖,其主要内容为: 现场基本达到“五通一平”的条件。完成施工单位及电厂主要辅机招标 工作(主机在项目核准后就可进行招标) 。 设计单位完成主厂房零米土建基础图,主厂房试桩和完成工程桩。 此阶段共约 6 个月。 2)土建及安装施工阶段 主厂房开挖到锅炉钢架吊装,工期为 8 个月。 3)安装调试阶段 从锅炉钢架吊装到 1 炉 1 机联合运转工期为 6 个月。 本期工程一次设计,分阶段施工,另外 2 炉 1 机 6 个月后投产。 本工程从主厂房开工至 1 炉 1 机机组建成投产总工期为 14 个月;3 炉 2 机总工期为 20 个月。
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14 投资估算及财务评价
14.1 概述 14.1.1 工程规模 本期工程规模:3×130t/h 高温高压煤粉锅炉+1×CB15MW+1×B15MW 高温高压汽轮发电机组。本期建设范围包括项目内各新增主要工艺系统 及厂外热力网工程、接入系统本期。 14.2 编制原则和依据 1)投资估算根据 2001 年版国家发展计划委员会、国家经贸委、国 家建设部颁发的《热电联产项目可行性研究投资估算编制方法》编制, 工程项目划分参照 2007 年版《电力工业基本建设预算管理制度及规定》 执行;估算采用 2006 年版《电力建设工程概算定额》 ;工程量由设计专 业提供及参考同类型工程。 2)主设备价格根据业主提供的价格计列,其它设备参考近期同类型 工程设备价格计列。 3)人工工资:建筑工程综合人工单价 26 元/工日,安装工程综合人 工单价 31 元/工日。 4)装置性材料预算价格采用(2007 年) 《电力建设工程装置性材料 综合预算价格》 ,部分材料价格按其他同类型电厂合同价。 5)编制基准年为 2008 年。 6)土地于早些年已经征用,故未计入投资估算中,但作为老厂折旧 的一部分参与本期项目一同测算效益分析。 14.3 项目投资估算 本期投资: 34700.1 万元; (详见投资估算表) 。
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其中:

静态投资: 生产铺底流动资金:

25351.2 万元; 348.9 万元;

厂外热力网工程: 厂外接入系统: 14.4 财务评价 14.4.1 方法及说明

8500 万元; 500 万元。

经济评价方法执行电规经〖1994〗2 号文颁发的《电力建设项目经济 评价方法实施细则(试行) 》及《计算方法与参数》 (第三版) ,采用电力 规划设计总院规定的电算程序对各指标进行计算。 由于该项目为老厂扩建项目,本期的机组运行还必须利用老厂原有 的设备及土地,故本期项目经济效益分析将结合老厂折旧净值 3000 万 元,对全厂进行效益测算。 14.4.2 资金筹措 本次总投资 34700.1 万元,全部由企业自筹解决。 14.4. 14.4.3 财务评价 表 2-1
项 年发电量 年供热量 发电厂用电率 供热厂用电量 发电标煤耗 供热标煤耗 热电比 售电价格 售热价格 目

财务指标汇总表
单 Kwh/a GJ/a % Kwh/GJ g/kwh Kg/GJ % 元/千度 吉焦 位 指 标

134.2×106 281.2×104 7.0 5.73 188.6 39.765 718.6 444.44 53.98

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标煤价 年均售电单位成本 年均售热单位成本 年均销售收入 年均销售利润 内部收益率(税前) 投资回收期(税前) 内部收益率(税后) 投资回收期(税后) 资本金净利润率

元/吨 元/MWh 元/吉焦 万元 万元 % 年 % 年 %

747.86 191 41 20010 4748.4 20.52 6.26 16.54 7.25 44.57

注:售电价格、售热价格、标煤价、售电单位成本、售热单位成本、销售收入、销售利润等 均为不含税价格。

在经济分析表中,分别针对电量、电价、煤价、供热量、热价、总 投资等因素按±5%和±10%进行了敏感性分析 (详见经济效益分析附件) , 经过详细的效益分析,结果表明:在上述因素可能的变化幅度内,热电 工程的各项财务评价均好于国家的允许标准,不难看出江苏阳光璜塘热 电有限公司扩建工程的经济效益较好,抗风险能力较强,并且具有良好 的社会效益。

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15 工程招标
15.1 设计依据 1)《工程建设项目可行性研究报告增加招标内容和核准招标事项暂 行规定》国家发展计划委员会 2) 《中华人民共和国招建筑法》 3)《中华人民共和国招标投标法》 4) 《工程项目自行招标试行办法》 5)《工程项目招标范围和规模标准规定》国家发展计划委员会 6)《评标委员会和评标方法暂行规定》 7)《机电设备招标投标管理办法》 15.2 项目招标初步方案 15.2.1 资质要求 参加本项目的勘察设计、建筑、安装和监理的单位,必须具有国家 建设主管部门颁发的有效资质证件。针对本项目要求其中勘察设计、监 理单位资质不低于乙级。建筑、安装施工资质不低于二级。接入系统工 程,具备专业施工相应资质。 15.2.2 拟发包数量 建设单位根据工程的专业性质及施工管理需要,组织或委托相关单 位进行招标文件的编制工作,招标文件将符合《中华人民共和国招标投 标法》和国家、省市颁发的有关文件规定。

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表 15-1
项目 勘察 设计 建筑 安装 监理

技改项目发包数量一览表
厂区内 1 1 1 1 接入系统 1 1

说明:1. 锅炉检测请省锅检所进行;2. 全厂调试,通过招标选定单位,电 气试验专业调试请当地供电公司承担;3. 工程质量监督,由省电力工程质监中心 站承担。

表 15-2

重要设备招标数量一览表
重要材料 备注

标名 重要设备 锅炉及相应配套设备 1 汽轮发电机组及其辅机 1 除尘尾气处理装置 1 烟气在线分析仪、 烟尘测量仪 1 锅炉辅机 1 风机类设备 1 泵类设备 1 运输设备 1 除灰设备 1 水工设备 1 化水设备 1 起重设备 1 电力变压器 1 10kV 开关设备 1 380V 开关及配电设备 1 主控制室控制保护装置 1 直流电源装置 1 现场控制、测量仪表 1 DCS 系统 1 电缆 管件、阀门 压力管道 防腐保温材料 消防器材

1 1 1 1 1

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15.2.3 招标数量配置的说明 1)按不同的行业配置 2)按项目的区域划分配置 3)勘察设计及监理属系统工程,全部工程监理选一个单位 4)按投资状况分期实施。 15.2.4 招标计划 建设单位将根据工程项目的进展情况,有计划、有步骤地进行设计、 建筑、安装、监理及重要设备、材料采购的招标工作。第一、要做好高 质量的招标文件的编制工作,合理地进行发包数量的配置,为此,建筑 单位应成立招标领导小组,审查并批准各专业提出的招标文件及发包数 量配置的合理性和合法性,第二,要根据工程项目的实际进展情况,及 时做好各阶段的招标工作,勘察、设计的招标文件将由建设单位委托或 聘请有关领导和行业内的专家编制;建筑、安装、监理及重要设备、材 料的招标文件应委托招标公司编制,由建设单位招标领导小组审查。第 三,要根据《中华人民共和国招标投标法》在国家、省市关于工程项目 招标投标的有关规定:委托好具有招投标资质和经验的招标单位,协助 招标单位聘请好行业内的专家做评委,做好招标评标的组织工作,严明 纪律,一切按文件和程序办事。本着“公开、公平、公正”的原则,圆 满完成整个项目的招标工作。 本项目准后,建设单位应加快进行勘察、设计的招标工作,争取在 1 月内完成。接着进行 2 个月的初步设计工作,初步设计批准后,将分期 地进行重要设备的招标工作,争取在 1~1.5 个月内完成(主要设备 1 个 月完成)。主要建筑及工艺设备安装过程中,将根据进度的需要,及时做 好有关材料的招标工作,保证工程项目在规定的工期内完成,以尽早发

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挥投资效益。 15.3 招标的组织和工作 招标委员会的组成和招标工作的程序,必须遵循公平、公正、科学、 择优的原则,必须严格遵守《中华人民共和国招标投标法》《评标委员 、 会和评标方法暂行规定》《机电设备招标投标管理办法》及其它相关的 、 法规和规定。

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16 社会评价及风险分析
16.1 社会评价 16.1.1 社会影响分析 热电公司扩建项目是基于企业自身发展、周围工业区建设及创建生 态市的配合

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