浑江发电厂初设说明书

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F400C-A-01浑江发电公司五期工程初步设计第1卷总的部分说明书中国电力工程顾问集团东北电力设计院设计证书070001-sj勘测证书。70001-kj环境影响评价证书甲字1605质量管理体系证书0602Q10010R2L二00五年三月长春

1浑江发电公司五期工程初步设计第1卷总的部分说明书批准安力群编写毕延明中国电力工程顾问集团东北电力设计院二00五年三月长春浑江发电公司五期工程初步设计总目录第1卷总的部分

2第2卷电力系统部分第3卷总图运输部分第4卷热机部分第5卷运煤部分第6卷除灰渣部分第7卷电厂化学部分第8卷电气部分第9卷热工自动化部分第10卷建筑结构部分第H卷采暖、通风及空气调节部分第12卷水工部分第13卷消防部分第14卷电厂脱硫部分第15卷电厂管理信息系统部分第16卷环境保护第17卷劳动安全及工业卫生第18卷节约能源及原材料第19卷施工组织大纲部分第20卷运行组织及设计定员部分第21卷设备材料清册第1分册系统部分第2分册热机部分第3分册运煤部分第4分册除灰渣部分第5分册电厂化学部分

3第6分册第7分册第8分册第9分册第10分册第11分册第12分册第13分册第14分册第15分册第16分册第22卷第1分册第2分册第3分册第4分册第5分册电气部分热工自动化部分电厂管理信息系统部分建筑结构部分采暖通风及空气调节部分供水部分水工建筑部分消防部分电厂脱硫部分环境保护部分劳动安全及工业卫生概算部分总概算书机务部分概算书电气部分概算书建筑部分概算书电厂脱硫部分概算书

4第一章概述第二章厂址简述第三章电力负荷、热力负荷及发电厂容量第四章主要设计原则第五章节能、节水、节约用地及原材料措施第六章环境保护第七章劳动安全及工业卫生第八章运行组织及设计定员第九章主要技术经济指标第十章提高本工程技术水平和设计质量的措施第十一章存在问题及建议

5附件附件1:《关于印发浑江发电公司技术改造工程可行性研究报告审查会议纪要的通知》（电规总土水[2003]28号）附件2：《国家发展改革委关于吉林省浑江发电厂五期发电供热工程可行性研究报告的批复》（发改能源[2004]728号）附件3：《关于浑江发电公司五期工程环境影响报告书审查意见的复函》（环审[2004182号）附件4：吉林省国土资源厅文件《关于吉林电力股份有限公司浑江发电公司五期工程用地有关问题的意见》吉国土资规发[2003]12号附件5：白山市国土资源局文件《关于浑江发电公司五期工程厂址问题的复函》（白山国土资源函[2003]1号）附件6：吉林省水利厅文件《吉林省水利厅关于白山市浑江干流防洪工程党校大桥至电厂拦河闸段提防初步设计的批复》（吉水技[1999]342号）附件7：《关于印发浑江发电公司五期2X300MW机组接入系统设计（一次部分）评审意见的通知》（电顾规[2004]44号）附件8：白山市热力总公司文件《关于浑江发电公司五期工程配套供热管网建设的承诺函》白山热力字[2003]3号附件9：白山市集中供热协议附件10：白山市热力总公司供热负荷发展规划附件11：中国建设银行贷款承诺书[2003]6号附件12：吉林省发展和改革委员会文件《关于浑江发电厂五期扩建供热工程（白山市集中供热三期扩建工程）可行性研究调整补充报告的批复》（吉发改能源字[2005]255号）附件13：白山市人民政府《白山市人民政府关于白山市热力规划的批复》白山政函[2005]35号附件14：白山市发展计划委员会文件《关于呈报浑江发电公司五期扩建工程供热工程（白山市集中供热三期扩建工程）可行性研究调整补充报告的请示》（白山计能交字[2005]49号）附件15：关于浑江发电公司五期扩建工程粉煤灰综合利用的复函附件16：石灰石供货协议附件17：白山市热力总公司文件《关于报批白山市热力规划的请示》白山热力字[2005]6

6号附件18：中华人民共和国国土资源部《关于白山市浑江发电公司第五期发电供热工程建设用地的批复》国土资函[2005]60号附件19：关于浑江发电公司五期扩建工程公路运煤的复函附件20：《关于浑江发电公司五期工程建设二台(1X300MW)机组的供煤协议》附件21：通化矿务局文件《关于浑江发电公司五期工程300万千瓦机组增加电煤量承诺的请示》通煤销字[2005]45号附件22：白山市煤炭管理局文件《关于向浑江发电公司增加提供80万吨/年煤炭的请示》白山煤发[2005]24号附件23：吉林省煤炭工业局文件《关于通化矿务局为浑江发电公司五期扩建工程承诺供煤的批复》吉煤行管字[2005]164号附件24：吉林省煤炭工业局文件《关于为浑江发电公司五期扩建工程供煤问题的批复》吉煤行管字[2005]166号附件25：国家电力公司吉林发电用煤质量监督检验中心关于浑江发电公司用煤检验报告

7图纸目录序号图号图名备注1F400C-Z01全厂总体规划图套用2F400C-Z02厂区总平面布置图（方案一）套用3F400C-Z02厂区总平面布置图（方案二）套用4F400C-J02主蒸汽和再热蒸汽系统流程图套用5F400C-J03汽轮机抽汽系统流程图套用6F400C-J17锅炉燃烧系统图套用7F400C-J19汽机房底层平面布置图套用8F400C-J20汽机房6.300米平面布置图套用9F400C-J21汽机房12.600米平面布置图套用10F400C-J22除氧间22.000米平面布置图套用11F400C-J23汽机房横断面布置图套用12F400C-J24锅炉房零米平面布置图套用13F400C-J25锅炉房运转层及以上平面布置图套用14F400C-J26锅炉房煤仓间各层平面布置图套用15F400C-J27炉后及引风机室平面布置图套用16F400C-J29锅炉房横断面图套用17F400C-J30全厂平面布置图套用18F400C-J31全厂横断面图套用19F400C-J33热网厂区管道布置图套用F400C-S01全厂水量平衡图套用

8序号图号图名备注21F400C-S02供水系统图套用22F400C-D02电气主接线图（1）套用23F400C-K01集中控制楼12.6米平面布置图套用24F400C-K07全厂自动化控制系统网络配置示意图套用25F400C-M01运煤系统工艺流程图套用26F400C-C01除灰渣系统图套用27F400C-C09烟气脱硫工艺流程图套用28F400C-H01锅炉补给水处理系统图（预处理，超滤及反渗透部分）套用29F400C-H02锅炉补给水处理系统图（一级除盐及混床部分）套用

91概述1.1项目概况浑江发电公司是吉林省电力股份公司的所属企业，改制前为浑江发电厂。浑江发电公司位于白山市东北郊，是白山市主要的热源和电源供给企业。本期工程的厂址位于浑江发电公司老厂东侧，八道江区东郊河口村，距浑江发电公司老厂约2.0km。鹤大公路由南向北从厂区附近经过，浑江在厂址的东侧自北向南流过。厂区北侧与白山市市委党校相邻，南侧为白山市鱼种场，西侧为山坡地。白山市位于吉林省的东南部山区，下辖临江市、抚松县、靖宇县、长白县、江源县和八道江区，全市人口约133万，全市总面积为17485Km%白山市是新发展起来的资源性工业城市，主要有煤矿和冶金矿产业及建材工业。同时白山市地处山区，也是医药和山珍绿色食品基地，经济发展较快，热、电负荷日益增长。市区有浑江自东向西通过；有铁路鸭大线、浑湾线在此交汇，公路有鹤岗至大连、白山至临江、白山至抚松等主要干线，交通四通八达。从燃料、水源、交通运输等外部条件看具备良好的建厂条件。浑江发电公司始建于1973年，当时建设两台25MW中压凝汽式机组，规划容量250MW。随着地区用电负荷的增长，公司经过四期扩建后，现有总装机容量为650MW,即两台25MW机组、两台100MW机组、两台200MW机组，并承担白山市区采暖供热负荷244万平方米。两台25MW机组和两台100MW机组分别于1994年和2004年已经达到经济服役期，都已面临着退役。因此，浑江发电公司1997年就开始五期工程（当时为一台300MW机组）的前期工作，并委托吉林省电力设计院于1998年进行了初步可行性研究，2003年进行了可行性研究工作。2003年电力规划总院对浑江发电公司五期工程进行了可行性研究报告审查，2004年国家发展改革委员会对浑江发电厂五期工程可行性研究报告进行了批复。但随着城市建设的不断发展，电力负荷、尤其热负荷的需求不断增大，即热负荷已由440万平方米增加到840万平方米，故此，本期应业主要求拟上两台300MW供热机组，以满足不断增长的电力及热负荷的需求，但#8机组的环评报告和可行性报告需后补。1.2设计依据1.2.1浑江发电公司五期工程可行性研究报告及审查意见。1.2.2浑江发电公司五期工程接入系统设计、送出工程可行性研究报告及审查意见。1.2.3浑江发电公司五期工程环境影响评价报告及审查意见。

101.2.4浑江发电公司五期工程水土保持报告及审查意见。1.2.5浑江发电公司五期工程安全预评价报告、职业病危害评价报告、地质灾害评价报告及审查意见。1.2.6浑江发电公司五期工程铁路专用线可行性研究报告及审查意见。1.2.7浑江发电公司五期工程水资源论证报告及审查意见。1.2.8浑江发电公司五期工程主设备技术协议及相关资料。1.2.9我院与业主设计合同。1.2.10国家颁发的有关规程、规范和标准。1.3设计范围新建两台300MW国产亚临界供热机组及相应的附属、辅助系统工程设计，同时进行脱硫系统的方案设计。热网首站布置在厂区内，供热管道分界线在厂区围墙外1米。不属于本初步设计的范围：环境评价报告；水土保持方案报告；劳动安全预评价报告；接入电力系统报告；热电厂铁路专用线；厂外道路；厂外热网。2.4设备年利用小时数根据电力电量平衡分析，东北电网从2006年开始出现缺电局面，本工程投产后所发的电量，除满足当地的电力发展需要之外，还将参与吉林电网向东北电网送电的任务。根据可研审查会纪要的意见，本工程发电设备年利用小时数按5100小时考虑。根据本期工程的装机方案及施工现场的实际情况，及业主对本期工程施工进度的要求，七号机组预计于2007年6月30日投产、八号机组预计于2007年12月31投产。2厂址简述3.1地理位置

11浑江发电公司位于白山市东北郊，是白山市主要的热源和电源供给企业。本期工程的厂址位于浑江发电公司老厂东侧，八道江区东郊河口村。距浑江发电公司老厂约2.0km。鹤大公路由南向北从厂区附近经过，浑江在厂址的东侧自北向南流过。厂区北侧与白山市市委党校相邻，南侧为白山市鱼种场，西侧为山坡地。2.2水文地质资料1.1.1水文气象累年平均气温：4.7℃累年极端最高气温：35.8℃累年极端最低气温：-35.5℃累年平均最高气温：11.5℃累年平均最低气温：-0.8℃累年平均降水量：842.9mm50年一遇10m高10min平均最大风速：28.9m/s累年平均风速：2.0m/s累年冬季最多风向：SSW累年夏季最多风向：WSW累年全年最多风向：SW累年最大冻土深度：1.39m1.1.2工程地质1.1.2.1厂区工程地质条件及评价拟建浑江发电厂五期厂址位于浑江发电公司老厂东侧，八道江区东郊河口村，距浑江发电公司老厂约2km„鹤大公路由南向北通过厂区，浑江在厂址的东侧自北向南流过。厂区北侧与白山市市委党校相邻，南侧为白山市鱼种场，西侧为山坡地。厂区范围内：鹤大公路东侧为耕地，地形平坦；鹤大公路西侧为居民住宅和山坡地。由于厂址被分开东西两部分，这两部分又分别处于不同地貌形态单元，下面分两个区进行论述。（1）地形地貌a）鹤大公路东区该区为厂址的主要建筑区，地貌形态属于浑江一级阶地，地形较平坦。总观周边地势西高、东低，依孔口地面高程统计，高程介于480.74m〜488.43m,最大高差为7.69m。

12该区属填方区。b）鹤大公路西区该区为布置燃煤建筑区，地貌形态属于浑江二级阶地及剥蚀低山区，山坡下（鹤大公路旁）有很多居民住宅和废弃的砖厂等建筑物。依孔口地面高程统计，高程介于485.63m〜543.78m,最大高差为58.15m。该区属挖方区。（2）地层岩性a）鹤大公路东区现将钻孔揭露的地层岩性自上而下叙述如下：①杂填土杂色，主要由粘性土、砂类土、砖头、灰渣及建筑垃圾组成，松散。主要分布在鹤大公路附近，厚度一般为0.50m〜3.50m。粉质粘土黄褐色，含少量铁镒质结核，具有铁质侵染现象，可塑状态，无摇震反应，稍有光滑，干强度低、韧性中等。该层分布连续，局部地段表现为粉土。厚度一般为0.00m~2.80m,埋深为0.00m〜3.50m。②1淤泥质粉质粘土灰色-灰褐色，为静水沉积，含少量有机质及少量镒质结核，流塑状态，具摇震反应，干强度低、韧性低。仅在鹤大公路旁（Z29号钻孔）遇见该层。厚度为2.00m,埋深为2.80m。②2中砂黄褐色，中密，湿〜饱和，组成矿物以石英、长石为主。分选较好。混多量粘性土。该层呈零星透镜体分布，位于圆砾层之上，局部地段表现为细砂及粗砂。厚度一般为0.50m〜1.50m,埋深为1.30m〜3.50m。③圆砾黄褐色，中密，饱和，母岩成分复杂，为沉积岩和岩浆岩。充填物为中细砂及少量粘性土。一般粒径为5.00mm~15.00mm,经调查该层中含有粒径为200mm~400mm

13砾石，为中等风化状态，级配好，颗粒呈浑圆状，磨圆中等。该层分布普遍。厚度一般为0.80m~4.50m,埋深为0.00m~5.70m。⑦砂岩灰绿色、灰白色，主要矿物成分为长石及石英，粗粒变晶结构，块状构造，具层理，随深度增加，岩石风化程度也随之减弱。连续分布，厚度一般为1.00m~3.50m,埋深为2.70m〜8.70m。顶板高程一般为475.95m〜481.06m。强风化厚度为2.00m~4.00m,其下为中等风化。⑧泥岩灰绿色，泥质结构，块状构造。随深度增加，岩石风化程度也随之减弱。局部分布，厚度一般为1.00m~3.00m,埋深为3.00m〜4.00m。顶板高程一般为477.74m〜480.28m。b）鹤大公路西区现将钻孔揭露的地层岩性自上而下叙述如下：①杂填土杂色，主要由粘性土、砂类土、砖头、灰渣及建筑垃圾组成，松散。主要分布在鹤大公路附近，厚度一般为0.50m~2.80m。④粘土黄褐色，具有铁质侵染现象，可塑状态，无摇震反应，稍有光滑，干强度低、韧性中等。混多量碎石，该层分布在山坡处，连续分布，厚度一般为1.00m~7.54m。⑤粘土黄褐色，含少量铁镒质结核，具有铁质侵染现象，可塑状态，无摇震反应，稍有光滑，干强度低、韧性中等。该层分布在阶地上，局部地段表现为粉土。厚度一般为3.60m~8.20m,埋深为0.00m~1.00mo⑥卵石黄褐色，中密，湿〜饱和，成分主要为砂岩。卵石含量约占60%,其余为粗砂充填，磨圆度较好。一般粒径为50.00mm~80.00mm。该层局部分布。厚度一般为1.20m~1.60m,埋深为7.00m~8.20m。⑦砂岩、⑨泥质页岩及⑩泥质粉砂岩在山坡上，主要由⑦砂岩、⑨泥质页岩及⑩泥质粉砂岩组成。岩相变化较大,其岩性和厚度均有变化，以层状或夹层状分布。⑨泥质页岩及⑩泥质粉砂岩层理发育，分布有泥化夹层，顺层

14分布。不同岩石的强度和抗风化能力差异性很大，⑦砂岩强度较高，抗风化能力较强；泥质粉砂岩次之；泥质页岩很差。其中灰绿色泥质页岩较灰黑色、灰黄色泥质页岩强度稍高，抗风化能力略强，后两种岩石强度极低，遇水后易蹦解呈泥状，属软岩。2.2.2.2土的物理力学性质及评价①杂填土主要由粘性土、砂类土、碎石、砖头及建筑垃圾组成。堆积年限不长，性质不均匀，未经处理不宜作为主要建（构）筑物的天然地基持力层。②粉质粘土该层土的物理力学性质指标算术平均值如下：天然含水量为27.6%,天然孔隙比为0.764,重度为19.6kN/m3,液限为35.2%,塑限为22.3%,塑性指数为12.9,饱和度为97.2%,内摩擦角为14.3°,内聚力为11.8kPa,液性指数为0.42,压缩系数*2为0.41MPa1,压缩模量为4.5MPa（,属可塑状态中等压缩性土。根据该层土的物理力学性质指标，综合推荐本层土的地基承载力特征值fak为170kPa。②1淤泥质粉质粘土该层土的物理力学性质指标如下：天然含水量为39.8%,天然孔隙比为1.067,重度为18.4kN/m3,液限为39.5%,塑限为23.9%,塑性指数为15.6,饱和度为100.0%,内摩擦角为5.1°,内聚力为8.0kPa,液性指数为1.02,压缩系数a>2为0.70MPa",压缩模量为2.9MPa。属流塑状态高等压缩性土。根据该层土的物理力学性质指标，综合推荐本层土的地基承载力特征值fak为80kPa。该层土未经处理不宜作为建（构）筑物的天然地基持力层。②2中砂根据密度、颗粒的风化程度，并结合已有资料及经验数值，综合推荐本层土的地基承载力特征值fak为180kPa0③圆砾根据密度、颗粒的风化程度，并结合已有资料及经验数值，综合推荐本层土的地基承载力特征值fak为350kPao⑤粘土该层土的物理力学性质指标算术平均值如下：

15天然含水量为31.2%,天然孔隙比为0.838,重度为19.5kN/m3,液限为42.9%,塑限为22.7%,塑性指数为20.2,饱和度为99.6%,内摩擦角为11.1。，内聚力为19.3kPa,液性指数为0.42,压缩系数为一2为0.48MPa\压缩模量为4.2MPa0属可塑状态中等压缩性土。根据该层土的物理力学性质指标，综合推荐本层土的地基承载力特征值fak为160kPao⑥卵石根据密度、颗粒的风化程度，并结合已有资料及经验数值，综合推荐本层土的地基承载力特征值fak为450kPa。⑦砂岩（中等风化）呈砂状、碎块状或柱状。强度较高，属坚硬岩石。结合电厂前四期建筑经验,本次推荐该层地基承载力特征值：强风化状态，地基承载力特征值fak=400kPa。中等风化状态，地基承载力特征值fak=1500kPa。微风化状态，地基承载力特征值fak=5000kPa。⑧泥岩强风化状态，呈碎块状，属软质岩石。结合电厂前四期建筑经验，本次推荐该层地基承载力特征值fak为300kPa。⑨泥质页岩呈土状、碎块状或柱状，属软质岩石。结合电厂前四期建筑经验，本次推荐该层地基承载力特征值：强风化状态，地基承载力特征值fak=300kPa。中等风化状态，地基承载力特征值fak=800kPa。微风化状态，地基承载力特征值fak=1500kPa。⑩泥质粉砂岩呈砂土状、碎块状或柱状，属软质岩石。结合电厂前四期建筑经验，本次推荐该层地基承载力特征值：强风化状态，地基承载力特征值fak=350kPa。中等风化状态，地基承载力特征值fak=1000kPa。微风化状态，地基承载力特征值fak=2000kPa。2.2.2.3水文地质

16场区的地下水主要有两种类型：一是西部山区的基岩裂隙潜水；二是浑江阶地的孔隙潜水。基岩裂隙潜水，主要靠大气降雨补给，排泄于浑江阶地。地下水流向和地形相关，基本是从地势高处流向地势低洼方向。年变幅为1.00m〜3.00m。根据钻孔水位资料，地下水稳定水位埋深一般为5.06m-27.00m,其高程为501.44m-527.51mo地下水埋藏于砂岩、泥质页岩及泥质粉砂岩中。孔隙潜水含水层主要为圆砾，地下水稳定水位埋深一般为1.50m-4.20m,其高程为478.64m-484.24mo地下水主要靠大气降雨河流补给，通过地下径流排泄。地下水随季节变化而变化，年变幅为1.00m〜3.00m。推荐含水层渗透系数为60m/d-100m/do建议基坑开挖时考虑施工降水措施。采用管井降水和明排降水相结合方式。根据本次勘测所取地下水试样分析结果，并依照《岩土工程勘察规范》(GB50021—2001)中表12.2.2判断，拟建厂址区地下水对混凝土结构具有中等腐蚀性。2.2.2.3厂区地震基本烈度及确定的依据根据《中国地震动参数区划图》(GB18306-2001)可知：该地区的地震动峰值加速度＜0.05g(相当于抗震设防烈度小于6度)，反应谱特征周期为0.35s。2.2.2.5土的冻结深度场地冻土为季节性冻土，该地区的标准冻结深度为1.30m,最大冻结深度为1.39m。2.2.2.6的侵蚀性拟建厂址区地下水对混凝土结构具有中等腐蚀性。2.2.2.73水源概况本期工程以浑江和曲家营子水库水作为供水水源。平常年份夏季从浑江取水，枯水年份和冬季从曲家营水库取水。水源能够满足新建电厂需求。2.2.2.84煤源概况电厂燃煤主要为通化矿务局的劣质烟煤，采用铁路运输，少部分为白山市地方矿劣质烟煤，采用公路运输。浑江发电公司五期工程年燃煤量近200万吨，其中120万吨为通化矿务局的劣质烟煤，通化矿务局八大矿井，最远距发电公司50〜60km。这些矿井均有至通浑线的铁路线，所以由通化矿务局供给电厂的煤采用铁路运输。另外80

17万吨为白山市地方矿劣质烟煤，煤源点均属白山市地方矿所属，各主要煤源点较为集中，距电厂均在20公里以内、运距短，采用公路运输"2.5灰场概况浑江发电公司通天沟灰场于1983年末投产运行，贮灰场位于拟建电厂东南方向约4.0km。贮灰场为山谷型水力除灰灰场，坝址处最低原地面标高为510m左右，两侧山坡较高，是地形较好的山谷灰场。灰场自1983年末投产运行后已经在初期坝的基础上加了五期子坝，目前五期子坝的坝顶标高为609m,在规划设计五期子坝的当时，经过核算再在原灰面上继续加高已经不合适，因此将五期子坝向灰场内侧平移了285m,同时对坝基下面的灰渣进行了处理，采用了碎石振冲桩挤密加固方法，坝基经过处理后，灰渣的相对密度Dr>0.65,复合地基的承载力大于180KPao目前六期子坝加高即将开工建设，本期的子坝加高是在六期子坝加高的基础上继续进行加高。由于本期2X300MW机组与电厂原有650MW机组均利用通天沟山谷灰场，因此贮灰场的贮灰容积统一考虑。本期子坝加高后的贮灰的容积为761x104m3,可满足2x300MW机组贮灰8.5年，如果考虑灰渣利用25%,可以贮灰11.3年。老厂650MW机组的年灰渣总量为141x104m3,新、老厂1250MW机组的年灰渣总量为230.6x1()4m3,本期子坝加高后可以贮灰3.3年，如果考虑灰渣利用25%,可以贮灰4.4年。2.6厂区占地面积本期扩建厂区用地总面积为23.76hm2o2.7生活福利区的配置本期扩建增加人员的生活福利设施依托老厂，生产必备的服务设施仅设食堂、浴池及检修宿舍等。2.8建筑及设施情况东区场地现为耕地，有两条地下通讯光缆、一条66kV架空线路、一条220kV架空线路以及通讯线路需要拆移。西区场地上为居民区，拆迁的有居民住房、河口村两个砖厂、种蓄场水泵房、板仓房、菜窖子及一些果树、杨树、成材松树等。

183电力负荷、热力负荷及发电厂容量3.1电力系统3.1.1电力系统现状东北电网按其结构可分为三部分：内蒙古的呼伦贝尔市电网和黑龙江省电网构成北部电网，内蒙古的通辽市、兴安盟地区电网和吉林省电网构成中部电网，内蒙古的赤峰市电网和辽宁省电网构成南部电网。目前，东北电网以500kV和220kV电压等级为骨干网架。截止到2004年底，东北电网总装机容量为41491.2MW,其中水电为5671.3MW,占13.66%；火电为35638.9MW,风电239MW。全网火电装机利用小时5439小时，同比增加332小时。2004年东北电网全网总发电量为2032.32亿千瓦时；东北电网全网统调最大发电负荷为30154MW；东北电网统调最大峰谷差9097.87MW,同比增加6.96%o吉林省电网位于东北电网的中部，北接黑龙江、南连辽宁、西通内蒙通辽市和兴安盟，与上述三邻省（地区）电网相连，共同组成东北电网。目前，吉林省电网经500kV丰徐甲乙线、梨沙线和220kV清富线、清巨线、梅中线、梅虎线、云卧线与辽宁电网联网运行，渭源电厂经220kV渭卧线直供辽宁省；经500kV合南线、永包线和220kV长新线、松五线、榆双线、镜敦线与黑龙江省电网联网运行；经电岭线、通巨线、电双线三回220kV线路与内蒙通辽市电网联网运行。从地理位置讲，吉林省电网是东北电网北电南送的重要枢纽。截至2004年底，全省共有500kV变电所3座、开关站1座，变压器5组，变电容量3801MVA；220kV变电所68座，变压器122台，容量17823MVA；全省已运行的500kV、220kV输电线路共149回，其中500kV线路10回，共计1762.869公里，220kV线路139回，共计7899.1121公里。2004年底，吉林省电网内网、省调直调发电装机总容量为8900.76MW,火电机组装机容量5680MW,水电机组装机容量3190.7MW,风电机组装机容量30.06MWo其中，吉林省调直调发电机组装机容量5995.76MW,火电机组装机容量5680MW,占直调容量94.73%；水电机组装机容量285.7MW,占直调容量4.77%；风电机组装机容量30.06MW,占直调容量0.5%。火电机组年平均利用小时数为5487小时。吉林省调直调100MW及以上发电机组27台，其中300MW机组4台、200MW机组8台、100MW及125MW机组15台，均为火电机组，装机容量4450MW,占直调发电装机总容量的74.22%；自备电厂装机容量366MW,占直调容量6.1%。

192004年吉林省电网最大负荷为4904MW,发生在2004年12月，同比增长5.96%；最大峰谷差为1939MW,发生在2004年12月，同比下降0.7%。全年网供电量297.87亿千瓦时。2004年吉林省电网从黑龙江省电网受入电量79.34亿千瓦时，向黑龙江省电网送出电量2.21亿千瓦时，净受入电量77.13亿千瓦时；吉林省电网从通辽地区电网受入电量26.03亿千瓦时，向通辽地区电网送出电量0.28亿千瓦时，净受入电量25.75亿千瓦时；吉林省电网从辽宁省电网受入电量0.006亿千瓦时，向辽宁省电网送出电量121.73亿千瓦时，净送出电量121.03亿千瓦时。2004年吉林省电网从周边电网合计受入电量105.43亿千瓦时，送出电量124.25亿千瓦时，合计净送出电量18.82亿千瓦时。吉林省电力系统地理接线现况图如图3-1所示。白山地区电力系统现况白山电网位于吉林省电网的东南部，它是以浑江发电厂、三岔子一次变、松江河一次变、白山一次变和临江一次变为主要供电电源，并以此为供电中心的辐射状网络。白山电网通过浑江发电厂220kV浑梅线、浑郑线、三岔子一次变的220kV东三线，白山一次变的220kV白水线与东北电网相连。2004年白山地区供电负荷为284MW。截至2004年底，白山电网共有220kV变电所4座，变压器4台，分别为三岔子一次变1台、松江河一次变1台、白山一次变1台和临江一次变1台，变电总容量为480MVA；浑江电厂联络主变压器2台，变电容量240MVA。截至2004年底，白山电网总装机容量为964.062MW。包括有省调直调火电厂一座即浑江发电厂650MW,省调直调水电厂一座即小山水电厂160MW,企业自备小火电厂5座22.5MW,地方、企业自备小水电站51座131.562MW。通化地区电力系统现况通化电网位于吉林省电网的东南部，以220kV电压并入东北电网。通化电网北部有白山水电站送出的5回线路经过，220kV高集岗变“n”接在其中的一回线上；北经220kV高东线和东梅甲、乙线与500kV东丰变相连，经2回220kV白梅线及磐梅线与吉林地区电网相连，经220kV梅辽线与辽源地区电网相连；东南经220kV白水线与白山电网相连；南经云卧、渭卧、梅虎和梅中4回220kV线路与辽宁省电网相连。2004年通化地区供电负荷为487MWo

20截至2004年底，通化电网共有220kV变电所6座，变压器9台，分别为高集岗变1台、梅河变2台、郑家变1台、金厂变1台、水洞变2台和长流变2台，变电总容量993MVA。2004年通化地区电源装机容量为734.26MW,其中二道江发电公司装机容量为206MW,云峰水电站装机容量为200MW,渭源水电站装机容量195MW；还有并入66kV电网的地方小水电和热电站7座，总装机容量为133.26MWo云峰水电站分别以云峰〜水洞和云峰〜卧龙两回220kV线路向通化市城网和辽宁省的本溪地区送电；渭源水电站经220kV渭卧线直送辽宁省。

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223.1.2负荷预测及装机规划根据吉林省的国民经济发展规划，预计到2005年吉林省全社会用电量达到399亿千瓦时，到2010年吉林省全社会用电量达到559亿千瓦时，到2015年吉林省全社会用电量会达到766亿千瓦时，到2020年吉林省全社会用电量将达到1050亿千瓦时。预计到2005年吉林省最大供电负荷会达到5710MW,到2010年吉林省最大供电负荷达到8361MW,到2015年吉林省最大供电负荷达到11754MW,至U2020年吉林省最大供电负荷将达到16105MW。3.1.3电力平衡分析按照前述负荷预测结果的中方案以及白山、通化地区的装机规划，分别做出电力平衡，详见表3-1〜表3-2。从电力平衡结果可以看出，由于白山地区负荷增势较缓，白山地区一直处在多电局面，而通化地区由于负荷增长较快，即使将梅河、高集岗负荷计入辽源电网，其冬大、冬腰方式也已经陷入缺电局面。500kV通化变电所投运后，白山电网和通化电网的联系将更加紧密，所以，浑江发电公司五期2x300MW供热机组除满足通化城网的用电需求外,主要向吉林省负荷中心供电

23白山地区220kV层电力平衡表序号2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年2015年1供电负荷（冬大）286293308325332349368486（冬腰）244248263279285298316411（夏大）2292342462602662792943892装机容量852852852102712021202124216422.1水电202202202377552552592992（可调水电）1601601603355105105109102.2火电6506506506506506506506503备用容量3.1冬季备用容量81818199116116116156其中：水电1616163451515191火电65656565656565653.2夏季备用容量130130130130130130130130其中：水电00000000火电1301301301301301301301304供电出力冬大方式6556556558069579579571303冬腰方式517517517517517517517517夏大方式653653653821989989102714115电力盈亏冬大方式369362347481625608589817冬腰方式273269254238232219201106夏大方式4244194075617237107331022单位：MW表3-1注：冬大水电备用10%,火电备用10%:夏大水电满发，火电备用20%。浑江新厂除外

24通化市区220kV层电力平衡表序号2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年2015年1供电负荷（冬大）4675616106326917177631030（冬腰）398475520543594613655870（夏大）3734494885055535746108242装机容量5895897897898738738738732.1水电245245245245329329329329（可调水电）2002002002002002002002002.2火电3443445445445445445445443备用容量3.1冬季备用容量5454747474747474其中：水电2020202020202020火电34345454545454543.2夏季备用容量6969109109109109109109其中：水电00000000火电69691091091091091091094供电出力冬大方式446446605605605605605605冬腰方式273273432432432432432432夏大方式4784786196197007007007005电力盈亏冬大方式-21-115-5-27-86-112-158-425冬腰方式-125-202-88-111-162-181-223-438夏大方式1052913111414712690-124单位：MW表3-2注：渭源直送辽宁，云峰按200MW考虑：高集岗、梅河供电负荷除外；冬大水电备用10%,火电备用10%：夏大水电满发，火电备用20%。

253.1.4电厂在系统中的作用和地位1）促进白山地区煤炭企业发展白山市煤炭资源丰富，煤炭工业比较发达。由于煤炭市场的开放，该区煤炭销路有限，造成大量煤炭积压，浑江发电公司五期工程的建设，充分利用当地的煤炭资源优势，建设坑口电厂（全部燃用当地煤），将煤炭就地转化成电能,可促进煤炭企业的发展，也为吉林省增加了源储备。2）增强白山地区供热能力浑江发电公司五期工程建设的是2X300MW供热机组，扩大了白山市现有供热机组的供热能力，可满足白山市工业和采暖热负荷发展的需要。3）满足通化地区用电需求在云峰不参与平衡，高集岗、梅河供电负荷除外，火电备用25%的前提下,依据通化市区电力平衡表知：2007年冬大方式通化地区缺电363MW,冬腰方式缺电273MW。如若在上述平衡前提下有一台最大发电机组故障退出运行，则通化市区2007年冬大将缺电496MW,冬腰方式缺电406MW。500kV通化变电所投运后，通白电网将融为一体，因此，浑江发电公司五期2X300MW供热机组的建设可以满足通化城网远期受电的需要。4）缓解吉林省供电紧张的局面由白山地区220kV层电力平衡表知，白山地区是多电地区，由通白地区220kV层电力平衡表知，通白地区也属多电地区，所以白山地区除向通化市供电外主要向吉林省电网送电。由全省电力平衡结果可知，吉林省在冬腰方式一直处在电力短缺的局面，若不增加火电装机，吉林省冬腰方式缺电的局面将更加严重。因此，浑江发电公司五期工程的建设，将有利于缓解吉林省供电紧张的局面。5）满足省内调峰需求随着经济和社会的发展、人均生活用电量的增加，电网负荷率下降，峰谷差逐渐增大，调峰问题已成为电网运行的一个突出问题。到2004年吉林省最大峰谷差已达1939MWo虽然吉林省全省水电装机比例在东北地区较高，但其承担的是东北全网的调峰任务，能提供省内的调峰容量有限，所以，为满足吉林省调峰需求，建具有调峰能力的机组是必要的。综合前述分析，浑江发电公司五期2X3OOMW供热机组的建设对于促进白山地区煤炭企业的发展，提高白山地区的供热能力，满足通化地区的用电需求,缓

26解吉林省电网电力短缺的局面，增加吉林省调峰电力都具有积极的作用。3.1.5电厂接入系统方案2003年11月吉林省电力勘测设计院完成了《浑江发电公司五期工程接入系统可行性研究报告》，并于2004年3月15日在长春进行了复核评审会议。根据“浑江发电公司五期工程2x300MW机组接入系统设计（一次部分）评审意见”（电顾规【2004】44号）、结合500kV通化输变电工程可行性研究：根据浑江发电公司五期工程扩建的装机容量、所处地理位置、送电方向等因素，确定接入系统方案为：浑江发电公司五期2x300MW机组以220kV一级电压接入拟建的500kV通化变电所，电厂220kV出线2回，导线型号为LGJ-400x2,每回线路长度约为30km,接入系统方案详见图3-2。由于通化500kV输变电工程前期工作刚刚展开，若拟建的500kV通化变电所滞后于浑江发电公司五期工程的投运，可考虑暂时将其接入白山变电所，但前提是加强白山变电所及相应线路。

27S电厂■规划500kV线路-现有220kV线路-规划220kV线路-程新建220kV线路图3-2浑江发电公司五期工程接入系统方案3.2热负荷情况白山市位于吉林省东南部的长白山脚下，属于温带大陆性气候，四季温度变化明显，多年平均气温4.6C,极端最低气温-35.5C,冬季采暖计算温度为-24℃,采暖天数175天。可研阶段浑江发电公司已与白山市热力总公司签订了440万平方米的供热协议，可研阶段1X300MW供热机组是按440万平方米的供热面积设计的。根据2005年2月出版的《白山市热力规划》（2005年〜2015年）工程号：05R-0350K,2005年〜2015年白山市区整体规划原则确定规划范围为白山市区与江源城区2个区，规划供热面积到2015年达到1240万平方米，其中白山市区1100万平方米，江源城区为140

28万平方米。供热热源来自浑江发电公司。现有电厂承担白山市中心区新华路以东400万平方米的采暖负荷（现有两台200MW机组将进行技术改造参与集中供热）。新建电厂2X300MW机组承担采暖负荷840万平方米，其中白山市区700万平方米，江源城区140万平方米，白山市区供热范围为江北，江北板石，西站，铁路以南，铁路以南采煤沉降区，中心区的通江路。热负荷分布如下表所示：供热区域供热面积（万热负荷（MW）备注白山市区江北200127.9新增热负荷白山市区江北板石10063.97新增热负荷白山市区铁路以南5535.18新增热负荷白山市区铁路以南采煤沉降区200127.9新增热负荷白山市区中心区通江路6541.58原有热负荷白山市区西站8051.18新增热负荷白山市江源城区14089.551新增热负荷合计840537.2613.2.1设计热负荷本期2X3OOMW供热机组按可供840万平方米采暖面积考虑，根据电厂实际供热情况及国家有关供热指标值的规定，综合供热指标取为64W/m2。具体参数如下表所示：

29序号名称单位数量1供热面积104m38402最大供热量GJ/h19343平均供热量GJ/h11874采暖供水温度℃1205米暖回水温度℃606采暖供水压力MPa（绝对）1.47采暖回水压力MPa（表压）0.158热网循环水量T77289热网补水率%210采暖时间h408011二次网采暖供水温度℃7512二次网采暖回水温度℃553.2.2供热介质、系统连接方式3.2.2.1供热介质采暖供热系统采用热水作为供热介质。一级热水网供水最高温度120C,回水温度为60℃；二级热水网供水最高温度为75C,回水温度为55℃,采暖加热蒸汽的参数为：0.379MPa,242,7℃o3.2.2.2采暖供热系统电厂本期工程的采暖供热系统采用“三环制”间接连接方案，电厂内设置热网首站，用蒸汽加热热水的汽水换热器设在热电厂的热网首站内，电厂对外提供热水。采暖热水网由一级网和二级网两部分组成，一级网为高温水系统，二级网为低温水系统。两部分管网通过在厂外的各个热力站连接起来，采暖热水网主干由电厂内热网首站引出，接至供热区域内各个配热站（供水最高温度120C,回水温度60℃）,利用配热站中的水水换热器加热二级热水网，二级热水网与各热用户相连。（供水最高温度75℃,回水温度为55℃）米暖供热系统简图来自汽机抽汽高温水低温水

303.2.3厂区热网首站系统设置3.2.3.1热网加热蒸汽系统每台机组的热网首站采用单元制，不考虑两台机组热网汽侧联络。采暖蒸汽来自汽轮机中压缸尾部抽汽，每台汽轮机有两个采暖抽汽口，分别接至热网加热蒸汽母管。每台机组设4台热网加热器，每台加热器加热面积约650m2。两台机组可以满足840万平方米的供热需求。单台汽轮机最大采暖抽汽为500t/ho在冬季最冷工况，两台机组同时运行，扣除厂内辅助蒸汽用汽量可满足最大热负荷的需求。平均抽汽工况时每台汽轮机的抽汽量290t/h,扣除厂内辅助蒸汽用汽量两台机组可以满足平均采暖热负荷的需求。热网加热器均为卧式，立式热网加热器虽然占地面积小，但由于检修和疏水方面的缺陷，本设计不予采用。3.2.3.2热网循环水系统每台机组的热网循环水系统采用母管制。每台机组安装3台热网循环水泵，每台热网水泵出力约2500t/h,在冬季最大热负荷时2两台运行、1台备用。热网循环水泵的作用就是将采暖区的回水（约60℃）,送到热网加热器中加热至120C的热水，再将热水送往热用户。两台机组共用一台热网补水除氧器，用热网补水泵将化学软化水补入回水母管中。3.2.3.3热网疏水系统热网疏水系统采用单元制。每套热网加热器（4台）用3台50%容量的热网疏水泵，将热网加热器热井中的凝结水送至高压除氧器中回收。在冬季最大热负荷时，两台泵运行，一台备用。3.2.3.4热网系统主要设备选择每台机组热网首站选用4台热网加热器。热网加热器换热面积约650m2,全

31厂八台热网加热器可以满足840万平方米的供热需求。选用带热井的卧式热网加热器。每台机组选用3台循环水泵，每台热网水泵出力约2500t/h,扬程约135mH2。，在冬季最大热负荷时2台运行，1台备用。全厂选择一台低压热网补水除氧器。除氧器出力约150t/h,给水箱容积约35m3。3.2.3.5供热可靠性分析本期工程2X300MW机组采暖用加热蒸汽系统采用单元制，每台机组设置四台热网加热器，本期工程共设置8台热网加热器，当一台热网加热器停运时，其余热网加热器可保证向热网提供87.5%最大采暖热负荷的需要。同时浑江发电厂现有两台200MW凝汽式机组，电厂将另行对这两台机进行打孔抽汽改造，做为新建2X3OOMW供热机组出现事故时的备用。200MW凝汽式机组改造后，额定工况可抽335t/h蒸汽，最大抽420t/h蒸汽，额定采暖抽汽压力为0.245MPa,额定采暖抽汽温度为130℃。当一台300MW供热机组事故停机时，可由老厂200MW机组抽汽向老厂原有热网加热器系统供汽，经新、老热网联络母管同时向新、老热网供热，加上正常运行的一台300MW汽轮发电机组的供热量，可满足75%以上最大热负荷需要。所以供热是可靠的初步设计阶段根据2005年2月出版的《白山市热力规划》（2005年〜2015年）工程号：05R-0350K,五期工程2X300MW机组供热负荷增至840万平方米。根据电厂实际供热情况及国家有关供热指标值的规定，综合供热指标取为64W/m2o每台机组的供热能力仍然按440万平方米设计。4主要设计原则4.1厂区总平面布置由于电厂厂区东西方向被鹤大公路一分为二，受铁路专用线及鹤大公路的限制，电厂西区主要布置卸煤、贮煤及与其相关的一些设施。本期工程贮煤场布置两条，堆高13.5米，总贮量为10.9万吨，可供2x300MW机组燃用15天根据厂址的限制条件、厂址区域的主导风向及厂区周围的自然环境，总平面布置规划了两个方案，两个方案中的厂区西区布置相同，不同之处在于厂区东区，现分述如下：4.1.1方案比较方案一：电厂东区位于鹤大公路

32与浑江之间，根据厂址的扩建条件及主导风向，主厂房方位确定为固定端朝北，扩建端朝南，主厂房A排朝东，配电装置位于江边，面向浑江。220kV出线两回，同塔双回路上第一级塔后，跨江至变电所。冷却塔布置在主厂房固定端侧，220kV配电装置的北侧，位于配电装置的下风侧。考虑到生产人员的工作便利，将生产办公楼布置在汽机房的固定端侧，而综合服务楼及厂前区布置在电厂东区的西北角以远离冷却塔及噪音的影响，入厂大门朝北。化学水处理车间、灰库、灰渣泵房、脱硫电控楼及消防水泵房从东到西依次布置在主厂房的固定端侧。制氢站、污水处理区、材料库及汽车库从东到西依次布置在厂区最北端。总平面布置方案一见F400C-Z02图。方案二：主厂房位于电厂东区厂区的北侧，固定端朝南，扩建端朝北，主厂房A排朝东，配电装置位于江边，面向浑江。冷却塔布置在主厂房固定端侧，220kV配电装置的南侧，位于配电装置的上风侧。化学水处理车间、灰库、灰渣泵房、脱硫电控楼及消防水泵房从东到西依次布置在主厂房的固定端侧。污水处理区布置在化学水处理车间的南侧，制氢站则布置在冷却塔与220kV配电装置之间。厂前区布置在东区厂区的西南角，电厂主入口朝西。总平面布置方案二见F400C-Z03图。以上两方案各主要功能分区有：主厂房区，配电装置区，脱硫区，冷却塔区,化学水处理区，污水处理区，除灰系统区及厂前区，各功能分区明确、合理。3.1.2铁路专用线进厂方位、燃料设施布置及厂内拆迁情况一致，其他条件各有其特点。方案一优点为：a总平面布置均控制在所征用土地范围内；b扩建区域的场地条件较好；c冷却塔位于厂区主导风向的下风侧，其散发的水汽对厂区无影响；缺点：a主厂房锅炉区及灰库区位于厂区辅助生产建筑的上风侧，其粉尘对厂区略有影响；b厂前区位于贮煤场下风侧，煤场又是高位布置，其粉尘对厂前区有影响；c再扩建时，第一级出线塔距浑江江堤保持30m距离有困难。d循环水供、排水管总长比方案二长73m。

33方案二优点为：a电厂辅助、附属建筑及厂前区均位于产生粉尘污染源的上风侧，生产环境会有所改善；b再扩建时，第一级出线塔距浑江江堤能够满足30m的距离要求。c循环水供、排水管总长比方案一略短。缺点：a总平面布置突出了所征用土地的范围，征地范围需要调整；b冷却塔位于220kV配电装置的上风侧,其散发的水汽对配电装置有影响；c在厂区的东北角（扩建区域）有一己废弃的地下采煤巷道（属小煤窑），位于此处的建构筑物地基需要处理。经上述技术条件比较论证，技术经济条件差别不大，从总平面整体布局来看,方案一布局较为规整、合理，同时也尊重业主的意见，本设计推荐总平面布置方案一。4.1.3竖向布置浑江电厂五期工程厂区范围内鹤大公路东侧为耕地，西侧为居民住宅和山坡地。由于厂址被分为东西两部分，这两部分又分别处于不同地貌形态单元，东区地貌形态属于浑江一级阶地，地形较平坦。总观周边地势西高、东底，地面高程介于480.74m~488.43m,百年一遇洪水位标高为483.72m,大部分自然地面标高低于百年一遇洪水位，该区属填方区。西区地貌形态属于浑江二级阶地及剥蚀低山区，山坡下鹤大公路旁有很多建筑物存在，坡角至厂区围墙边界高差相差37m,该区属挖方区。由于电厂西区位于山坡坡地上，因此沿厂区西侧围墙外规划设置一截洪沟，截洪沟排水分南北两个方向，北向出厂区范围后沿山脚直接排入浑江；南向排入距厂区扩建端约300m已有的排水沟内。电厂东区受浑江百年一遇洪水威胁，按照自然地面标高，百年一遇最大水深为3.5m,因此厂区回填部分边坡为了防止洪水的侵袭需要护砌，护砌方式采用干砌块石，坡度为1：2O厂区内场地排水采用平坡式，场地雨水主要靠路网排水，场地坡向道路，然后通过路网排水系统排至雨水泵房。4.1.4交通运输4.1.4.1铁路本期新建交接站设3条线，一条重车线、一条空车线，一条走行线及一条安全线。厂区内卸煤铁路新建一条重车线、一条空车线、一条卸油线（预留一条卸油线）、一条整

34修线。4.1.4.2公路公路运输煤源为白山地方煤矿，各主要煤源点较为集中，距电厂均在20km以内、运距短，通过路径多为二级以上公路，路经桥涵的通车能力为50吨。厂址区域内有鹤大公路通过，交通便利。该公路为一级公路，路面宽22.5米,进厂公路及运煤道路即从该公路接引。厂区西区设两个入口，一个是汽车运煤入口，另一个为次入口；东区设两个入口，一个为电厂主入口，另一个为次入口。电厂主入口道路9m宽，运煤入口道路12m宽，其余次入口道路6m宽，均为

35沥青混凝土路面结构。厂区内各功能分区周围均设有环形通道，兼有交通和消防的作用。厂区内道路路面宽度按其主次分别设有7m、6m、4m,水泥混凝土路面结构，型式为城市型立路缘式。4.2热机部分4.2.1主要设备参数4.2.1.1锅炉锅炉型号SG-1025/17.5-MXXX锅炉最大连续蒸发量（B-MCR）t/h1025过热器出口蒸汽压力MPa(g)17.5过热器出口蒸汽温度℃541再热蒸汽流量t/h839.6再热器进口蒸汽压力MPa(g)3.82再热器出口蒸汽压力MPa(g)3.64再热器进口蒸汽温度℃326再热器出口蒸汽温度℃541省煤器进口给水温度℃278.6锅炉热力特性（B-MCR工况）干烟气损失%4.97燃料中水份及含氢热损失%0.23空气中水份热损失%0.09未完全燃烧热损失%2.41表面辐射及对流散热热损失%0.2不可测量热损失%0.3制造厂裕度%0.3锅炉计算热效率（按低位发热量）%91.5锅炉排污率%<1%锅炉补给水量正常时t/h51.2

36启动或事故时t/h82炉膛容积热负荷kW/m3122炉膛截面热负荷kW/m25236有效的投影辐射受热面热负荷（EPRS）kW/m2273燃烧器区域面积热负荷kW/m22175空气预热器出口热一次风温度℃346空气预热器出口热二次风温度℃354炉膛出口过剩空气系数a1.25空气预热器出口烟气修正前温度℃134空气预热器出口烟气修正后温度℃128空气预热器入口冷一次风温度℃26空气预热器入口冷二次风温度℃23锅炉性能保证值锅炉最大连续蒸发量（BMCR）t/h1025锅炉保证热效率（按低位发热量）%91.5不投油最低稳燃负荷%BMCR45锅炉过热器总压降MPa1.4锅炉再热器总压降MPa0.18空气预热器漏风率（投产第一年内）%6空气预热器漏风率（运行一年后）%8锅炉NOx排放率（性能验收试验指标）mg/Nm34504.2.1.2汽轮机汽轮机形式：亚临界蒸汽参数、一次再热、单轴双排汽、抽汽/凝汽式机组。高压主汽阀前主蒸汽额定压力16.67MPa高压主汽阀前主蒸汽额定温度538℃中压主汽阀前再热蒸汽压力3.353MPa中压主汽门前再热蒸汽额定温度538℃低压缸额定排汽压力4.9kPa最终给水温度2786c额定转速3000r/min

37旋转方向从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向4.2.1.3发电机额定容量353MVA最大连续功率330MW额定功率300MW额定功率因数0.85（迟相）额定电压20kV额定电流10189A额定转速3000r/min周波50Hz相数3极数2定子线圈接法YY额定氢压0.31MPa效率（保证值）98.9%发电机定子出线端数目为6个冷却方式：水氢氢旋转方向：从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向，定子绕组按规定旋转方向。励磁方式：静态励磁系统4.2.2锅炉燃料设计煤种和校核煤种的煤质及灰成分分析资料见下表:项目符号单.位设计煤种校核煤种收到基低位发热值Qnet.arMJ/kg1614.56收到基全水份Mar%7.789.23

38项目符号单位设计煤种校核煤种空气干燥基水份Mad%1.021.00干燥无灰基挥发份Vdaf%20.5519.41收到基灰份Aar%43.8346.26收到基碳Car%41.6536.823收到基氢Har%2.442.454收到基氧Oar%3.334.23收到基氮Nar%0.590.61收到基硫Sar%0.380.393可磨性系数(BTN)Kkm1.21.2磨损指数Ke5.65.8煤着火温度IT℃750760灰变形温度DT℃13001300灰软化温度ST℃15001500灰流动温度FT℃>1500>1500灰成份分析SiO2%49.01AI2O3%36.495Fe2O3%3.953CaO%3.85MgO%1.23S03%2.339TiO2%1.406

39其余%1.717灰的比电阻11℃o/cm25.8x1085.5x10880℃o/cm22.7x10115.2x1011100℃o/cm21.22x10121.04x1012120℃o/cm22.48x10121.25X1012150℃Q/cm23.62x10122.02x1012180℃o/cm21.08x10119.75x1011锅炉燃油油质资料锅炉点火和助燃油采用0号轻柴油。其特性数据如下：运动粘度Y(20°)3.0〜8.0m3/s含硫量<0.46%机械杂质无水分痕迹闭口闪点》67℃凝点W0C低位发热量41868kJ/kg4.2.3制粉系统及辅助设备选择制粉系统采用钢球磨中间储仓式热风送粉系统。磨煤机磨制好的煤粉由热风送入粗粉分离器，较细的煤粉被分离出来进入细粉分离器，较粗的煤粉回到磨煤机再继续碾磨，细粉分离器出口合格的煤粉进入煤粉仓，从煤粉仓出来的煤粉通过热风送入炉膛，细粉分离器的乏气一部分作为干燥剂通过排粉风机送往钢球磨煤机入口，一部分作为三次风通过排粉风机送入炉膛。每台锅炉配4台MG380/790型钢球磨煤机。每台锅炉配4台埋刮板给煤机。每台锅炉配4台粗粉分离器。每台锅炉配4台细粉分离器。

40每台锅炉配4台排粉风机。每台锅炉配2台定速、电动、动叶可调轴流式一次风机。每台锅炉配2台定速、电动、动叶可调轴流式送风机。每台锅炉配2台定速、电动、静叶可调轴流式吸风机。4.2.4热力系统及辅助设备选择4.2.4.1主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统主蒸汽系统和再热蒸汽系统：再热冷段采用1-1-2连接方式，汽机高压缸排汽为单排汽口，锅炉再热器入口为2个。主蒸汽管道从过热器出口联箱顶部单根引出经过一根管道，到汽轮机前以2个接口接入高压缸主汽关断阀。再热热蒸汽管道分别从再热器出口联箱的两侧引出，在锅炉一侧合并为一根管道送到汽轮机前，在汽轮机前以2个接口接入中压缸再热关断阀。再热冷蒸汽管道从高压缸的单个排汽口引出，到锅炉前再分成两根支管分别接入再热器入口联箱。从再热冷蒸汽管道上接出一路引至给水泵汽轮机的高压汽源，当机组低负荷时，给水泵汽轮机由高压汽源供汽，当正常运行时，该汽源作为备用。在该汽管道上设有疏水点，经过疏水阀接入凝汽器。冷再热蒸汽管道上还接出两路分别至二号高压加热器和中压辅助蒸汽系统。旁路蒸汽系统：汽机旁路容量为额定参数下30%BMCR蒸汽量的两级串联旁路系统。高压旁路、低压旁路布置在汽机房内。高压旁路从主蒸汽管道接出，经高压旁路阀后接至再热冷段蒸汽管道，减温水来自高压给水系统。低压旁路从再热热段蒸汽管道接出，经低压旁路阀后接入凝汽器。减温水来自凝结水系统。主蒸汽管材采用A335P91,再热热采用A335P22,冷段采用A672B70cL32。4.2.4.2抽汽系统及辅助蒸汽系统汽轮机具有八级非调整抽汽。一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽,三级抽汽除向三号高加供汽外同时还向中压辅助蒸汽系统供汽。四级抽汽供除氧器用汽，同时还向两台给水泵汽轮机供汽。二级抽汽还作为中压辅助蒸汽系统和给水泵汽轮机的备用汽源。五级抽汽供汽至5号低加及低压辅助蒸汽系统。六、七、八级抽汽供汽至三台低压加热器。为防止汽轮机超速和进水，除七、八级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。前者作为防止汽轮机超速的一级保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。在四级抽汽管道上所接设备

41较多，且有的设备还接有其他辅助汽源，为防止汽轮机甩负荷或除氧器满水等事故状态时水或蒸汽倒流进入汽机，故多加一个气动止回阀，且在四段抽汽各用汽点的管道上亦均设置了一个电动隔离阀和止回阀。7号、8号低压加热器共用一个壳体，其抽汽管道都布置在凝汽器内。4.2.4.3凝结水系统本工程设计采用单元制中压凝结水系统，凝结水经凝结水泵进入凝结水处理装置，经100%处理后，依次进入轴封加热器、四台低压加热器和除氧器。根据供热机组特点，每台机组设置三台凝结水泵，每台凝结水泵的容量为最大凝结水量的55%。在夏季纯凝工况时，两台凝结水泵运行，一台备用；在冬季最大热负荷（汽轮机采暖抽汽量最大）或者平均热负荷工况，一台凝结水泵运行，两台备用。4.2.4.4主给水系统主给水系统采用单元制，每台机组配置二台50%B-MCR容量的汽动给水泵，，考虑到本工程供热的特点，既在一台汽泵故障情况下应能最大程度满足热负荷的需求，故设置一台50%B-MCR容量的电动调速给水泵作为启动备用泵。4.2.4.5冷却水系统根据不同的冷却要求，本工程的冷却水系统采用开式循环和闭式循环两套系统。开式循环冷却水水质为循环水，闭式循环冷却水的水质为除盐水。4.2.4.6T内热网系统热网疏水系统采用单元制。每套热网加热器（4台）用3台50%容量的热网疏水泵，将热网加热器热井中的凝结水送至高压除氧器中回收。在冬季最大热负荷时，两台泵运行，一台备用。4.2.5主厂房布置主厂房按汽机房、除氧间、煤仓间和锅炉房的顺序排列，汽机房、除氧间、煤仓间全封闭布置。主厂房为钢筋混凝土结构。锅炉构架为钢结构，锅炉为紧身封闭锅炉。锅炉房后依次布置：除尘器、引风机、烟囱、脱硫岛设备。汽轮机房为变柱距分别为10米和12米，单台机组占6个柱距，共64米。中间一跨10米，用于两机公用检修场地。两机组间设有1.2米的伸缩缝，汽机房总长为139.2米。汽机房跨度27米，除氧间跨度9米。A排前是热网首站，每台机设一个热网首站。热网首站长32米，跨度12米。

424.2.5.1汽机房布置汽机房分三层：底层零米，中间层6.3米，运转层12.6米。汽轮发电机组布置在运转层，机头朝向固定端。两台50%容量的汽动给水泵及其小汽机与主汽轮机平行布置在运转层靠B排柱侧。50%的启动备用泵布置在除氧间零米。1、2号高加布置在除氧间12。6米，3号高加布置在除氧器层。除氧间6.3米层布置了5、6号低压加热器，7、8号低压加热器位于凝汽器喉部。4.2.5.2热网首站布置每台机设一个热网首站。热网首站长32米，跨度12米，分三层：底层0米，中间层6.3米，运转层12.6米，与汽机房共用大平台。热网首站的底层布置热网循环水泵和热网加热器的疏水泵。6.3米为管道夹层和电气主出线通道。12.6米布置带热井的热网加热器。每台机组的4台热网加热器尾对尾布置，中间留有抽壳体的检修空间。4.2.5.3锅炉房布置煤仓间框架分零米层、12.600米层、22.000米层（局部）、33.000米层、屋面层共五层。煤仓间底层每个10m柱距内布置1台磨煤机，每个12m柱距内布置2台排粉机。每台机组在煤仓间12.600m层布置有4台埋刮板给煤机。每台机组煤仓间在33.000米层下布置有4台有效容积为420m3原煤仓和2个有效容积为444m3煤粉仓。在煤粉仓下方的22.000m层用作检修平台，用以检修给粉机、可调缩孔等。输煤皮带层标高为33.000m。每台机组煤仓间在37.500m处设有一连接两个煤粉仓的输粉机。每台机组煤仓间屋面布置4台粗粉分离器和4台细粉分离器。锅炉为紧身封闭，运转层标高12.600m,运转层在锅炉范围内设置钢格栅平台，炉顶为轻型屋面板，炉前设低封用以支吊主要汽水管道、风道及煤粉管道。各层平台根据设备运行维护的需要设置。每炉设1部客货两用2t电梯，在锅炉本体主要平台层设停靠层。锅炉岛零米布置有除渣设备，空气预热器冲洗水泵，外侧布置有一台15m3定期排污扩容器。两台锅炉之间布置有二机共用的集控综合楼。炉后依次布置有一次风机、送风机、电气除尘器、吸风机、烟囱，烟囱后布置脱硫岛。4.2.6运输检修通道

434.2.6.1汽机房零米靠B排柱设有贯通主厂房的纵向通道。在机头及发电机侧均考虑留有运行巡视通道。汽机房6.30米层采用大平台布置结构。可与除氧框架6.30米层相通，便于巡视。5.2.6.2除氧框架零米层及6.3米层靠B排柱侧设有运行、维护通道。除氧框架运转层通道，设在汽机房靠B排柱侧。除氧框架22米层亦设有运行、巡视及维护用通道。在除氧框架的固定端、扩建端和检修场地处设有楼梯间，便于运行人员进行巡视和检查。4.2.6.3煤仓框架12.6米层与锅炉运转层相通。煤仓框架在煤粉仓下方的22.000m层设有用以检修给粉机、可调缩孔等的检修平台，并设有通向锅炉本体的横向联络平台。煤仓框架33米皮带层在皮带二侧均设有运行、巡视通道，并设有通向锅炉本体的横向联络平台。4.2.6.4锅炉炉前零米设有纵向通道为锅炉主要运行、巡视及检修用通道。锅炉炉前运转层及锅炉钢架范围内运转层均设钢制大平台。有足够的运行、巡视及检修用通道。4.3电气部分4.3.1电气主接线电厂本期工程扩建2X300MW燃煤供热式汽轮发电机组，以220kV一级电压接入系统，本期出线共两回，220kV厂内配电装置采用双母线接线。电气主接线见F400C-D-02图。4.3.1.1发电机-主变压器回路接线每个单元机组均采用发电机-变压器组单元接线方式，发电机出口不设断路器，每台机组设一台分裂绕组高工变，两台机设一台起备变。发电机出线端设4组电流互感器，中性点端设4组电流互感器。发电机出线端配置3组电压互感器和1组避雷器，发电机中性点经干式配电变压器二次侧接电阻接地。发电机与主变之间的连接采用全连式分相封闭母线，高压厂变和励磁变由发电机与主变低压侧之间引接。厂用分支母线亦采用全连式分相封闭母线。主变压器中性点经隔离开关接地。4.3.1.2220KV配电装置接线

44220kV配电装置采用双母线接线，本期进线3回，出线2回，本期共7个间隔。由于受场地限制，220kV配电装置采用屋内配电装置220kV配电装置型式技术经济比较表方案一220kVGIS方案二屋内配电装置设备可靠性高较高检修周期长，工作量小，基本不受气候影响周期较短，工作量大，基本不受气候影响，不能带电检修维护工作量工作量小工作量较大防盐污性能好好抗震性能好差施工施工方便，周期短施工困难，周期长土建工作量小大对配电装置扩建的影响有充足的扩建空间，利于发电厂今后的发展有一定的扩建空间占地面积小，360m较大，2112m2投资（万元）设备投资1542734土建投资121.081238.7安装费用183210方案一220kVGIS方案二屋内配电装置汇总1846.082182.7由上表可见,无论从运行、检修维护、施工、扩建，还是投资方面，采用户内GIS方案均优于普通屋内配电装置方案。所以推荐采用户内GIS方案。4.3.1.3220KV启动备用电源接线本期2X330MW机组设一台50/30-30MVA有载调压分裂绕组起动/备用变压器，起动/备用变压器220kV侧经架空线直接引自厂内新建220kV配电装置。起动/备用变压器220kV

45绕组中性点直接接地。4.3.2厂用电接线厂用电系统采用6kV和0.38/0.22kV两级电压。低压厂用变压器和容量大于等于200kW的电动机负荷由6kV供电，容量小于200kW的电动机、照明和检修等低电压负荷由0.38/0.22kV供电。4.3.2.16KV厂用电接线本期工程每台机设置一台高压厂用工作变压器，每套机组设置两段6kV高压工作母线段。每台机组设置1段6kV脱硫输煤母线段。单元机组的高压电动机和低压变压器分别由各自的6kV工作母线供电，双套高压辅机分别接在两段上。本期工程不设置公用段，全厂公用负荷分别接在两台机上。6kV高压工作母线段的工作电源分别引自各自的高压厂用工作变压器，备用电源引自高压起动备用变压器；6kV脱硫输煤母线段的工作电源及备用电源均引自一台机组的6kV高压工作母线段。厂外的6kV接线方案两台机组设置两段中继泵房6kV母线段，中继泵房负荷分接于两机的两段中继泵房6kV母线段。两段中继泵房母线段分别由两台机组的一个分支供电，两段中间设置联络开关。根据《火力发电厂厂用电设计技术规定》，接地电容电流大于7A,全厂6kV系统为中性点为经电阻接地系统。4.3.2.20.4KV厂用电接线每台机组设置2台容量为2500kVA低压厂用工作变压器；两台机组共设置2台容量为1600kVA低压厂用公用变压器；两台机组主厂房设置两台800kVA的照明变压器和两台500kVA的检修变压器。电源分别引自各自的6kV工作母线段，成对的变压器互为备用手动切换，变压器的接线组别为D,Ynll。低压变压器低压绕组中性点采用直接接地的方式。主厂房内设置照明PC段和检修PC段，分别由照明和检修变压器供电。照明回路采用照明调压器，避免电厂内电压过高损害照明器寿命。本期工程设置2台容量为1250KVA化学低压变压器，两台变压器互为备用。为化学水处理车间、循环水处理室、循环水泵房及其附近的低压负荷供电。化学变压器分别由两台机6kV厂用母线一个分支供电。本期工程设置2台容量为1600KVA

46灰库区域的低压变压器，两台变压器互为备用。为及其附近的辅助车间低压负荷供电。灰库区域低压变压器由6kV脱硫输煤母线段供电。本期工程设置2台容量为1600KVA脱硫区域低压变压器，两台变压器互为备用。为脱硫区域及其附近的辅助车间低压负荷供电。脱硫区域低压变压器由厂用6kV脱硫输煤母线供电。本期工程设置2台容量为800KVA输煤低压变压器，两台变压器互为备用。为输煤综合楼区域及其附近的辅助车间如燃油泵房等低压负荷供电。输煤低压变压器由厂用6kV脱硫输煤母线供电。本期工程设置2台容量为1600KVA输煤低压变压器，两台变压器互为备用。为输煤系统低压负荷供电。输煤低压变压器由厂用6kV脱硫输煤母线供电。取水泵房原有2台200kVA变压器取消，本期工程设置2台容量为630KVA取水泵房低压变压器，两台变压器互为备用。为本期及原有取水泵房及其附近的辅助车间低压负荷供电。取水泵房低压变压器电源一路引自本期厂用6kV母线，一路引自原有厂用母线段。电除尘每台炉设2台1600kVA的低压变压器，电源分别引自每个单元的6kV工作母线段。4.3.3事故保安及不停电电源4.3.3.1事故保安电源每台机组设置一套自动快速起动柴油发电机组，按允许加负荷的程序，分批投入保安负荷，为机组提供安全停机所必须的交流电源。柴油发电机直接连接到保安动力中心(PC)。保安动力中心(PC)正常时由厂用动力中心(PC)供电，当确认本机组动力中心(PC)真正失电后，自动起动柴油发电机组，当转速和电压达到额定值时，柴油发电机出口开关自动合闸，保安动力中心带电，并连锁自投失去正常电源的保安负荷的保安进线开关，向其供电。保安负荷顺序自动投入，以保证柴油发电机组的频率和电压保持在允许范围内。4.3.3.2交流不停电电源(UPS)每台机组设置一套交流不停电电源系统(UPS)。正常运行时为机组DCS系统、热工控制电源盘、电气保护、自动励磁调节装置、测量变送器、通讯及火灾报警控制盘等负荷提供高质量的可靠供电电源。4.3.4直流系统每台机组设两组UOV直流系统(分别为A组蓄电池和B组蓄电池)和一组220V直流系统(C组蓄电池)，网络继电器室设两组110V直流系统。每组直流系统包括蓄电池组，蓄电池充电器，直流配电屏等。每台机组设两组110V直流系统和一组220V直流系统。110V蓄电池组为单元机组的电气设备控制、信号、继电保护、自动装置及热工控制系统负荷提供直流电源供电设备。220V

47蓄电池组为单元机组的直流油泵、交流不停电电源装置、事故照明、热工动力负荷等提供直流电源。220KV网络继电器室110V直流系统采用机组直流110V同样方式。110V直流系统供给机组网控部分系统保护控制、保护、测量负荷及网控计算机系统就地测控柜控制电源。4.3.5发电机励磁系统励磁系统采用静态励磁系统，励磁电源从发电机机端通过励磁变压器送到可控硅整流器，通过DAVR调节可控硅触发角来控制励磁电流。励磁系统为高起始快响应系统，连续控制系统保证电压控制的高精度。4.3.6电气二次线本工程两台300MW机组采用两机一控的集中控制室方式控制，集中控制室位于两炉之间的集中控制楼12.6m层。本期工程的电气系统采用功能独立的ECS电气自动监控系统网络，通过通讯网络进行ECS与DCS系统间的信息交换，电气ECS系统不设操作员站，通过单元DCS操作员站进行全面的电气系统的监控，电气ECS系统只设立独立的电气工程师站，此电气工程师站完成电气发变组厂用电系统的全部维护、管理工作。本期工程的网控微机系统采用CRT监视，键盘鼠标操作的控制方式。不设常规模拟控制屏，电气系统进入网控微机系统监控的元件有：220kV发变组、起动备用变压器、起备变隔离开关和220kV线路及母线设备等网控设备。网控继电器楼按无人值班设计。4.4热工自动化4.4.1热工自动化水平4.4.1.1机组级自动化水平单元机组控制采用分散控制系统（DCS）实现，其覆盖范围包括：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统SCS、炉膛安全监视及燃烧器管理系统（BMS）、旁路控制系统（BPS）、各大型转机油站控制系统、电气控制系统（包括发变组、厂用电）。对机、炉系统相对集中的检测信号、循环水系统设置远程I/O站，以减少电缆量及电缆敷设的工作量。DCS系统留有SIS系统的通讯接口。汽轮机电液调节系统（DEH）、汽轮机危急跳闸系统（ETS）和汽轮机安全监视系统（TSI）、等随主设备成套供货，其中DEH应与DCS统一硬件，吹灰系统控制在DCS中完成。运行人员在集中控制室内通过CRT操作员站，完成如下任务：

48一一实现机组的启停；一一实现正常运行工况的监视和调整；一一实现异常工况和紧急事故的处理；4.4.1.2辅助车间控制水平本期工程辅助车间控制系统包括：——除灰渣控制系统——加药取样控制系统采暖通风控制系统一一凝结水精处理控制系统一一循环水处理控制系统一一循环水旁流处理控制系统超滤、反渗透控制系统一一废水处理控制系统——电除尘器控制系统制氢站控制系统灰浆泵房控制系统燃油泵房控制系统一一取水泵房控制系统一一压缩空气控制系统——输煤控制系统等。上述各系统均可与本期辅助车间集中监控网通讯。除水点、脱硫、灰点、输煤控制系统设置就地操作员站外，其余各辅助控制系统均可由设在集控室的辅助车间操作员站对相应系统工艺过程、运行工况进行监控。在就地控制室内仅提供组态、调试、就地操作及异常工况处理的功能。辅助车间集中监控网留有与SIS的通讯接口。4.4.1.3全厂工业电视监视系统(CCTV)为减少电厂的巡视人员和巡检次数，提高电厂运行人员对运行设备的监视和管理水平，使运行设备的故障隐患被及早发现、排除，本期工程拟在全厂设置一套工业电视监视系统。5.4.2控制楼布置

49本期工程两台机组设一个集中控制楼，集控楼位于两炉之间。共分四层，在建筑上为独立结构，以防止振动及噪音影响，改善运行环境。集中控制楼0m主要布置蓄电池组及电气380V开关柜、化学、柴油机房、暖通部分设备。集中控制楼6.3m主要布置电气直流屏及化学、消防部分设备。集中控制楼内9.8米设有电缆夹层。集中控制楼12.6m主要布置机组集中控制室、电子设备间、热控电气工程师站、热控配电间、SIS站、电气工程师站等。集中控制楼18.6m主要布置暖通部分的空调机组等设备。4.5燃料输送系统4.5.1卸煤装置4.5.1.1翻车机卸煤装置本期工程铁路卸煤装置按2x300MW机组的铁路运煤量进行规划和设计。根据上述计算结果并结合本地区情况，采用翻车机卸煤设施适合于本工程的条件，并设置1套C型翻车机。每台翻车机设两个受煤斗，可容纳120t煤，下设有一台移动式带式给煤机。4.5.1.2汽车卸煤装置本期工程年汽车来煤量约为80万吨，采用自卸式汽车运输。厂内设6车位的汽车卸煤装置一座。缝式煤槽汽车装置下部设两台叶轮给煤机4.5.2贮煤设施4.5.2.1贮煤场布置贮煤场布置在鹤大公路的西侧，为外煤场。本期设置两个条形煤场，与主厂房平行布置。4.5.2.2煤场容量本期煤场总贮量为10.9万吨，可供2x300MW机组燃用15天。4.5.2.3煤场设备煤场设备采用DQ1000/1000-35型悬臂斗轮堆取料机，配主、副尾车，折返式布置。堆料出力为1000t/h,取料出力为1000t/h,堆高13.5米。由于本期工程只设一台斗轮堆取料机，所以在煤场附近设一地下煤斗，斗下设振动给料机，做为备用取煤设施。振动给料机出力为500t/h,振动给料机下设相同出力的单路带式输送机运煤。4.5.3碎煤设施系统中设置碎煤机室一座，内设筛子、碎煤机各二台，互为备用。4.5.4运煤系统

50本工程厂内运煤系统包括从翻车机室和汽车卸煤装置开始直至煤仓间的带式输送机和贮煤场的带式输送机，输送设备采用托辐式固定带式输送机。贮煤场带式输送机为单路、露天布置；煤场地下斗下部带式输送机为单路，封闭式布置。其余带式输送机均规划为双路、封闭式布置，双路带式输送机互为备用，设计中考虑了双路同时运行的条件。4.6除灰系统4.6.1底渣系统本工程安装两台1025Vh的锅炉。每台锅炉下安装四台螺旋捞渣机和四台碎渣机。炉膛落下的高温炉渣由冷却水冷却，然后由螺旋捞渣机捞出经碎渣机破碎到粒径小于25mm后落入渣沟，螺旋捞渣机溢流水亦排入渣沟，与渣一起进入渣浆池，然后由渣泵通过管道输送到灰渣泵房前的灰渣浆池。4.6.2飞灰系统根据环保要求，本工程每台炉选用二台五电场、除尘效率为99.9%的静电除尘器。飞灰集中系统拟采用系统简单可靠、输送流速低、灰气比高、自动化程度高的正压浓相气力输送系统，其系统出力按燃用设计煤种时排灰量的150%考虑，同时满足燃用校核煤种时排灰量的120%的裕度。即正压浓相气力输送系统出力应不小于102t/h。气力除灰系统图详见F400C-C01。4.6.3供水系统本期工程两台炉安装三台冲洗水泵，分别为两台炉提供冲洗水，冲洗水泵均为两台运行（每台炉一台泵），另外一台为公共备用。冲洗水泵为灰渣沟内的激流喷嘴提供用水。4.6.4灰渣外运系统本工程两台炉建有一个灰渣泵房，泵房内有四组两级串联的灰渣泵，用于输送灰渣浆。其中二组运行，二组备用。灰水比约为1：5.4。泵房外有一个灰渣浆池和一个清水池。锅炉底渣、省煤器飞灰和静电除尘器飞灰经灰水混合器排入该灰渣浆池由灰渣泵通过管道输送到中继泵房。中继泵房内设有四组两级串联的灰渣泵，用于输送灰渣浆。其中二组运行,二组备用。灰渣浆通过灰渣泵及管道输送到灰场。灰渣泵输送系统一台炉为一单元系统。本工程灰份含量高达到46.2%灰量较大。如选一组灰渣泵输送两台炉灰渣送至灰场，灰渣浆总量达到1020m3/ho两台炉不能同时投产运行，供热机组夏季不能满苻合运行，这样灰渣泵输送时需加水500m3/h及灰场回水耗电功率，运行不经济。这样将灰渣泵输送系统设计为一台炉对应一组灰渣泵，这样既经济又合理。同时避免投产初期和锅炉检修期间加入灰渣输送系统大量的水满足系统需求。本工程两台炉的灰渣输送管道共设三根，其中二根运行，一根备用。

514.7化学水处理系统4.7.1锅炉补给水系统由于锅炉补给水水源为浑江江水，从现有的水质分析资料看，水中有机物、胶体硅含量较高，化学耗氧量大多数在2.5mg/L左右，最大时5.68mg/L,悬浮物在10.8—62mg/L,最大108mg/L,属低温低浊水。因此江水送主厂房加温。根据机组参数对给水品质的要求经经济技术比较，化学除盐系统选用反渗透后一级除盐加混床。根据水质分析资料及反渗透系统入口水质要求，在反渗透系统前加一级超滤处理。其水处理系统如下：次氯酸钠凝聚剂助凝剂I1I生水（加热）1＞斜板沉淀池f清水箱f清水泵一自清洗亚硫酸钠，阻垢剂IJ过滤器一超滤装置一超滤水箱一超滤水泵保安过滤器一高压泵一反渗透装置一阳离子交换器一阴离子交换器一混合离子交换器一除盐水箱—除盐水泵f主厂房。4.7.2凝结水精处理系统本期采用100%中压凝结水精处理系统，凝结水精处理系统采用体外再生高速混床系统。混床按氨型运行设计。另外还设置了再循环系统，这是由于混床启动初期水质不能很快达到标准,不能立即向系统送水，为此每组混床设置一台循环泵，其出力为每台混床正常出力的70机4.7.3冷却水处理循环冷却水处理的任务是防止凝汽器结垢、腐蚀以及微生物的繁殖，保证凝汽器经济安全运行。循环冷却系统采用冷水塔的二次循环系统。循环冷却水补水为浑江江水。根据水质，循环冷却水处理采用加硫酸、加杀菌剂和加阻垢剂处理，浓缩倍率K=3o4.7.4给水、炉水处理给水、炉水校正处理即化学加药系统，其作用是控制凝结水及给水的化学性质最大限度地减少热力系统结垢和腐蚀，以确保给水品质。化学加药包括：给水、凝结水加氨，给水、凝结水加除氧剂，炉水加磷酸盐,闭式循环水加药及空气预热器清洗水加碱等。4.8土建部分

524.8.1地基与基础4.8.1.1地基持力层根据工程地质条件，所有建（构）筑物均采用天然地基。东区：主厂房基础、锅炉基础、烟囱基础等主要建（构）筑物的基础以⑦砂岩层作为持力层，一般性建筑物可根据荷重的大小和对变形的要求，以②粉质粘土层作为持力层。西区：汽车卸煤沟、翻车机室地下结构、斗轮机基础、地下转运站等主要建（构）筑物的基础以基岩作为持力层，个别建筑物以粉质粘土作为持力层。4.8.1.2基础选型a）主厂房基础主厂房各列柱基础均采用柱下钢筋混凝土独立基础（或联合基础），基础埋深为-6.500m。汽轮发电机基础上部为框架式结构，底板采用钢筋混凝土平板式基础，基础埋深-8.000m。磨煤机基础、送风机基础、一次风机基础、电动给水泵基础均为大块式钢筋混凝土基础，其中将磨煤机基础放在砂层上，以减小磨煤机运行时对除氧煤仓间框架柱基础的震动。b）锅炉基础锅炉炉架由锅炉厂设计，锅炉炉架基础采用柱下钢筋混凝土条形基础或独立基础，基础埋深-6.500m。c）输煤系统建筑物基础输煤系统建筑均采用天然地基。d）烟囱基础烟囱基础采用钢筋混凝土圆板基础，基础埋深-5.000m。e）灰库基础新建3座灰库，采用钢筋混凝土环板基础，基础埋深-3.500m。D其他建构筑物基础框、排架结构采用钢筋混凝土独立基础，砖混结构采用条形毛石基础，均为天然地基。4.8.2主厂房建筑结构设计

534.8.2.1建筑设计特点主厂房的立面造型应满足生产和工艺的合理要求，同时考虑工作人员的心理卫生及精神需要，使厂房具有简洁、明快的建筑形象，并能和其它建筑相协调，以体现整个电厂的群体效果。主厂房运转层12.6m以下外墙饰面为深灰色外墙面砖，12.6m以上大部分外墙为彩色金属压型保温复合墙板，在墙面局部位置改变色彩，增强建筑立面变化。本期其他附属辅助生产建筑采用的色彩以白色为主，立面造型做到简洁明快，使全厂建筑统一协调。4.8.2.2结构设计本期主厂房由汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房及集控楼组成。汽机房：主要柱距10m,局部柱距12m,跨度27.00m,总长度139.200m。汽机房共分三层，分别为地面层（±0.000m）＞中间层（6.300m）及运转层（12.600m）。吊车轨顶标高为24.800m,屋架下弦为27.600m。除氧间：主要柱距10m,局部柱距12m,跨度9m,总长度139.200m。除氧间共分四层，分别为地面层（±0.000m）、6.300m层、12.600m层和22.000m层。除氧器设在22.000m层。煤仓间：主要柱距10m,局部柱距12m,跨度为13.500m,总长度为139.200m。煤仓间主体共分为四层，分别为地面层（±0.000m）、12.600m层、22.000m层、33.000m层（皮带层增加1跨10.000m,总长度为151.600m）、40.200m层（皮带头部，总长12.400m）。炉前通道：总长139.200m,跨度为7.5m。锅炉房:每台炉纵向总长33.000m,横向总长度为41.960m。锅炉房为二层，分别为地面层(±0.000m).12.600m运转层。电梯:每座锅炉房设置一部电梯，通至相关各层。集中控制楼：布置于两炉之间，共分为五层。标高分别为±0.000m、6.300m、9.800m、12.600m和18.600m。4.9采暖通风及空气调节本工程所有建筑物(除主厂房与输煤建筑外)均采用热水采暖系统。热水来自位于主厂房的热网加热站加热系统，热媒为110/70℃热水。主厂房与输煤建筑均采用0.4MPa饱和蒸汽作为采暖热媒，采暖凝结水和热网加热站疏水直接送到除氧水箱或作为热水系统的补水。4.9.2主厂房采暖通风及空气调节

544.9.2.1主厂房采暖本工程处于严寒地区，采暖方式采用散热器与暖风机相结合的方案，并在经常开启的大门处设置热风幕。4.9.2.2主厂房通风汽机房、锅炉房采用自然进风，自然排风的通风方式。室外空气由各层进风窗进入，经各层的主要散热设备周围开设的通风格栅，消除余热、余湿后，由屋顶通风器排至室外。为保证通风效果，在汽机房散热量较大的设备附近楼板上尽量多地开通风专用格栅。冬季，关闭屋顶通风器和进风窗，保证室内温度。本工程采用氢冷发电机组的汽机房，屋顶通风器有在正常情况下的排氢措施。屋顶通风器采用手动和电动相结合方式，屋顶通风器采用防结露、防雨、防爆电动型。4.9.2.3空调系统根据电控楼需要空调各房间的布置情况，集中控制室、电子设备间、继电器室等共用一个全年性空调系统。空调机房设在电控楼顶层。4.10水工部分4.10.1全厂水务管理和水量平衡4.10.1.1电厂水务管理电厂水务管理的目的，是按照各工艺系统用水量及其对水质的要求，结合水源条件，合理选择水源和确定供水系统，并根据各排水点的水量及水质和环保的要求，合理确定各排水系统及污废水处理方案。通过研究电厂供水、排水的水量平衡及水的重复利用和节约用水措施，求得合理利用水资源和保护环境，降低机组耗水量，确保电厂长期、安全、稳定、经济运行。4.10.1.2循环水量本期工程装设2X300MW抽汽供热机组。经优化论证后，冷却倍率夏季非采暖期（4、10月份）取55倍和冬季采暖期（1「3月份）取39倍。本期工程2X300MW机组循环冷却水量见表4-1。2X300MW机组循环水量表表4-1项目凝汽量（t/h）凝汽器用水量（m：'/h）循环水量（m3/h）

55其他辅机水量（m3/h）非采暖期采暖期非采暖期采暖期非采暖期采暖期一台机580.8361.83194814110.2176533713.415875.2两台机1161.6723.663896.828220.4353063896.831750.4注：表中凝汽量为汽轮机和汽动给水泵小汽轮机的凝汽量之和4.10.1.3补给水量及其平衡2X300MW机组夏季补给水量（单位：t/h）表4-2序号项目夏季（4~10月）备注用水量回收量耗水量1冷却塔蒸发损失952.70.0952.72冷却塔风吹损失33.70.033.73循环水系统排污337.0337.00.04锅炉补给水158.50.0158.5汽水损失5反渗透浓侧排水25.025.00.0回收排水供除灰系统使用

566超滤反洗排水5.05.00.0回收补入循环水系统7中和池排水2.02.00.0回收排水供除灰系统使用8空调补水5.00.05.09澄清池排泥水1.01.00.0回收排水供除灰系统使用10锅炉排污水20.520.50.0回收补入循环水系统11制氢站冷却水5.04.01.0回收补入循环水系统12循环水加药3.03.00.013热网补水0.00.00.011锅炉排污降温池冷却水70.070.00.0回收补入循环水系统15生活用水4.93.51.416冲洗汽车用水1.00.01.017浇洒道路绿地用水1.00.01.018主厂房杂用水2.51.51.019输煤冲洗、喷洒、除尘用水33.814.019.8使用循环水排污水20灰渣加湿水60.00.060.0使用循环水排污水21水封槽密封水80.080.00.0使用循环水排污水22轴封水70.070.00.0使用循环水排污水23除灰渣水840.0540.8299.2使用循环水排污水24脱硫用水90.05.085.0使用循环水排污水25小计2801.61182.31619.326不可预见水量30.00.030.027管网漏失30.00.030.028总计2861.61182.31679.3

57序号项目冬季（1「3月）备注用水量回收量耗水量1冷却塔蒸发损失438.90.0438.92冷却塔风吹损失15.90.015.93循环水系统排污220.0220.00.04锅炉补给水处理用水158.50.0158.5汽水损失5反渗透浓侧排水25.025.00.0回收排水供除灰系统使用6超滤反洗排水5.05.00.0回收补入循环水系统7中和池排水2.02.00.0回收排水供除灰系统使用8空调补水5.00.05.09澄清池排泥水1.01.00.0回收排水供除灰系统使用10锅炉排污水20.520.50.0回收补入循环水系统11制氢站冷却水5.04.01.0回收补入循环水系统12循环水加药3.03.00.0使用循环水排污水13热网补水175.00.0175.014锅炉排污降温池冷却水70.070.00.0回收补入循环水系统16生活用水4.93.51.417冲洗汽车用水1.00.01.018浇洒道路绿地用水0.00.00.019主厂房杂用水2.51.51.020输煤冲洗、喷洒除尘用水21.314.07.3使用循环水排污水21灰渣加湿水60.00.060.0使用反渗透及循环水排污水22水封槽密封水80.080.00.0使用循环水排污水（单位:t/h）表4-3

5823轴封水70.070.00.0使用循环水排污水24除灰渣水840.0645.3194.7使用循环水排污水25脱硫用水90.05.085.0使用循环水排污水26小计2314.51169.81144.727不可预见水量30.00.030.028管网漏失30.00.030.029总计2374.51169.81204.7按年利用小时5100小时计，夏季补水量1679.3m7h,冬季补水量1204.7m3/ho按年运行小时7050小时计，机组全年需补给水量1024X10,ml装机取水量指标为0.778n)7(s«GW)。去除脱硫用水，装机取水量指标为0.736mV(s•GW)。4.10.2循环水系统电厂本期供水系统采用以自然通风冷却塔为冷却设备的扩大单元制循环供水系统。每台机组配一座4000m,双曲线自然通风冷却塔，一条压力进水管，一条压力排水管，设2台循环水泵。两台机组在冷却塔前共建一座循环水泵房，冷却塔至循环水泵房段采用4条循环水回水沟，每条回水沟对应1台循环水泵。4.10.3外部除灰系统本工程采用灰渣混除的水力除灰方式。浑江发电公司通天沟灰场于1983年末投产运行，贮灰场位于拟建电厂东南方向约4.0km。贮灰场为山谷型水力除灰灰场，坝址处最低原地面标高为510m左右，两侧山坡较高，是地形较好的山谷灰场。灰场自1983年末投产运行后已经在初期坝的基础上加了五期子坝，目前五期子坝的坝顶标高为609m,在规划设计五期子坝的当时，经过核算再在原灰面上继续加高已经不合适，因此将五期子坝向灰场内侧平移了285m,同时对坝基下面的灰渣进行了处理，采用了碎石振冲桩挤密加固方法，坝基经过处理后，灰渣的相对密度Dr>0.65,复合地基的承载力大于180KPao目前六期子坝加高即将开工建设，本期的子坝加高是在六期子坝加高的基础上继续进行加高。由于本期2X300MW机组与电厂原有650MW机组均利用通天沟山谷灰场，因此贮灰场的贮灰容积统一考虑。本期子坝加高后的贮灰的容积为761x104m3,可满足2x300MW机组贮灰8.5年，如果考虑灰渣利用25%,可以贮灰11.3年。老厂650MW机组的年灰渣总量为141x104m3,新、老厂1250MW机组的年灰渣总量为230.6x1（）4m3,本期子坝加高后可以贮灰3.3年，如果考虑灰渣利用25%,可以贮灰4.4年。

594.11管理系统浑江发电公司五期工程MIS系统目标应在结合电厂实际情况，综合各个子系统的特点之后，用现代化手段来规范人们在从事生产和生产管理过程中的行为，使其合理和科学，提高工作效率，减少人为差错，达到减人增效提高企业的经济效益的目的。为实现上述目标，其功能应从以下两个方面来考虑：1）加强生产运行数据的采集、分析，辅助生产现场运行管理：a）加强机、炉、电运行系统的数据采集。b）加强运行系统的运行工作分析、效率分析、能源损耗分析、安全分析，使之及时调整调度，促进安全经济运行。c）加强对生产运行采集信息的统计、分析、辅助决策、人员决策，促进科学化生产。2）促进生产、检修、经营、计划环节信息管理：a）实时计算发电成本，提高市场应变能力，最低作到2小时报一次上网电价的需要；b）强化设备档案、检修规程，促进生产运行管理规范化；c）建立全厂性生产、管理综合信息库，为决策分析提供充分的信息；d）采用先进的科学分析手段、辅助企业管理；e）综合信息查询，要求操作简便，响应速度快，及时，准确；f）统计分析功能，要求将结果以图形及图表方式显示，清晰，直观；g）预测功能，采用数学模型对技术经济指标做出预测；h）指挥生产、下达指令、发布信息功能；i）文件审批、上报、下发功能；4.12脱硫部分本工程烟气脱硫采用石灰石一一石膏湿法脱硫工艺，脱硫效率按环评要求为90%,主要工艺系统包括吸收剂浆液制备系统、S0?吸收系统、烟气系统、石膏脱

60水系统、工艺水供应系统、压缩空气系统等组成。石灰石系统采用到厂石灰石（粒度小于20mm）本工程厂外单独设置干磨制粉车间，磨制成石灰石粉（250目通过90%）,制成后的石灰石粉用罐车运到脱硫岛区域石灰石粉仓。石灰石浆液制备间是由石灰石输送储存系统和其供应系统所构成的独立建筑物。设置灰石粉仓容积650m3本车间的生产能力按满足规程要求和本期2台炉脱硫所需要的吸收剂量设计。每台炉设置一套SC）2吸收系统。吸收塔暂按逆流喷雾塔型进行设计。每台炉设置一套烟气系统，对应一台增压风机。锅炉引风机出口的全烟气量从原烟气进口挡板门进入脱硫系统，经脱硫增压风机送至回转式烟气换热器（GGH）的降温侧降温后进入吸收塔，在吸收塔内洗涤脱硫后的烟气（约50℃）经除雾器后进入换热器的升温侧被加热至80C以上，然后从净烟气出口挡板门进入烟囱排入大气。两台炉共设置两台真空皮带脱水机，两台炉的石膏水力旋流器可以交叉运行。每台真空皮带脱水机的出力按两套FGD装置石膏总量的75%设计。工艺水从主厂房工业水系统接入脱硫工艺水箱，然后由工艺水泵送至脱硫系统各用水点。脱硫系统仪表用压缩空气及检修用压缩空气，其参数为0.8MPa。其用量从集中空压机房接入。本脱硫工程中不再单独设立压缩空气站。本工程脱硫废水经废水旋流后，通过废水泵输送到全厂废水处理系统集中处理。5节能节水及节约原材料5.1节约及合理利用能源措施选用技术先进、性能良好的亚临界机组，锅炉在额定蒸发量时的保证热效率：91.5%,汽轮机在热耗率验收（THA）工况的热耗率值：8428.5KJ/KW.h,发

61电机效率值：98.9%（保证值）。5.1.1采用热电联产的生产方式浑江发电公司五期工程2X300机组是抽汽供热机组，采用的是热电联产的生产方式，对白山市区进行大面积集中供热。从而取代了效率很低的小锅炉，取代了用高品位的电能直接取暖而造成的大量能源损失，不仅提高了对一次能源的合理利用、提高了一次能源的利用效率，而且大大减少了环境污染。对提高浑江发电公司的经济效益将有着十分重要的意义。5.1.2优化系统设计本工程根据机组的运行特点和供热可靠性的要求，热力系统采用单元制，力求简化系统和设备的适当备用，提高机组运行的可靠性。如采用二级串联简化旁路系统，旁路的功能只考虑在冷、热态等工况下机组启动和正常停机，不考虑其它任何功能，如停机不停炉，低负荷调节，锅炉超压溢流等。旁路系统不考虑热备用。设置汽机旁路系统后，机组的启、停工况得到了改善，且回收了部分工质和热量，提高了机组运行的经济性，减少了噪音污染。采用完善的疏放水系统，既可以保证机组运行的可靠性，又可以保证回收机组各个工况下的疏放水。既可回收工质，同时又可以回收热量。采用新技术、新设备，提高机组的效率，也可以减少工质损失。如除氧器拟采用新式无头内置式除氧器，其不仅能降低工程造价，其运行费用也大大降低。如采用此除氧器会使除氧间的高度相应下降，从而降低土建费用。另外由于其运行过程中排汽损失大大减小，仅此项每年运行节约的费用相当可观。在主厂房的布置上结构紧凑，主辅设备布置紧密，主要汽水管道较短。而且采用了变柱距，尽量压缩主厂房的建筑体积。在满足设备检修条件的前提下，可以降低电站造价，节约能源。在辅机选型上全部优化辅机选型，选用性能好，效率高，运行稳定可靠，检修周期长的设备，以达到节约能源，降低厂用电的目的。每台锅炉配2台动叶可调轴流式一次风机。每台锅炉配2台动叶可调轴流式送风机。每台锅炉配2台静叶可调轴流吸风机。每台机组选用2台50%汽动给水泵和1台50%电动调速给水泵，节约能源，同时负荷适应能力强。辅机的配置做到电耗低、运行稳定。选用低损耗变压器，及高效率电动机。

62进一步完善各工艺系统的计量和监测装置，加强运行管理和经济核算，在各种工艺系统上都装设了足够数量的计量或监测仪表，特别是与外部有联系的煤、水、油、电等均设有计量仪表。采用了先进的分散式（DCS）控制系统，由计算机控制机组启停、进行数据处理和参数调整。DCS系统的覆盖范围主要包括：数据采集和处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、锅炉炉膛安全监视系统（FSSS）、顺序控制系统（SCS）等。使机组快速、稳定地满足负荷变化的要求，保持稳定、经济运行。5.2节水措施本工程节水措施可分为五类，即：采用节约用水量、减少耗水量的用水工艺系统；水的循环使用；水的循序使用；废水处理后再使用；加强流量监测。5.2.1采用节约用水量、减少耗水量的用水工艺系统在设计中采用节约用水量、耗水量的用水工艺系统是做好电厂节水工作的重要一环，在本期工程的设计中，主要做了以下几方面工作：a）循环水系统冷却水量的确定与整个循环水系统的优化统一考虑，即根据历年月平均气象条件，结合汽轮机特性和系统布置，按相关规定优化计算，优化出的循环水量确定的冷却塔的蒸发、风吹损失水量将是经济合理的。为了减少循环冷却水的风吹损失，淋水装置上方装设了除水器。装设除水器以后，风吹损失由占上塔循环水量的0.4%降至0.1%甚至更低。根据气象条件的季节性变化和采暖期、非采暖期机组负荷与凝汽量变化，每台机配2x50%的循环水泵，其中一台水泵电机采用双速。夏季非采暖期，运行2台泵；冬季采暖期最小热负荷时运行一台单速和一台双速泵，双速泵低速运行；平均热负荷时，运行一台单速或双速泵。最大热负荷时运行一台双速泵、低转速运行。这样可以调节循环水系统的循环水量，减少蒸发、风吹损失在冷却塔补给水管出口处装有浮球阀，用以控制冷却塔水池水位，避免发生溢流造成浪费。b）除灰渣系统节约用水除灰渣系统采用灰渣混除，水力输送的方式。采用较低的除灰水灰比，避免了大量除灰用水进入灰场，从而减少蒸发和渗漏损失，也减少除灰水渗透对地下水造成的污染。c）化学水处理系统1）循环冷却水处理循环冷却水处理的任务是防止凝汽器不锈钢管结垢、腐蚀以及微生物的繁殖，保证凝汽器安全经济运行。循环冷却水补充水可采用加酸（H3.3SOD、加阻垢剂处理，以减少循环水排污损失。2）热网补给水处理

63热网补给水采用一级钠离子软化处理。热网补给水水源为地表水，原水经锅炉补给水预处理系统澄清、过滤后送入热网。d）生活消防系统采用节水卫生器具。浇洒绿地用水将采用生活污水回用水。5.2.2电厂用水的循环使用凝汽器的冷却水、辅机冷却水和汽水取样冷却水等采用循环冷却系统。5.2.3电厂用水的循序使用电厂用水的循序使用就是将对用水水质要求高的用水系统的排水作为对水质要求低的用水系统的给水。锅炉排污水除含盐量升高、悬浮物超标及水温升高外，水质较好，经过锅炉排污降温池降温，水温降到40C以下后，排至循环水系统，用做循环冷却水补给水。把循环水排污水全部回收利用，供给输煤冲洗、除灰渣冲洗用水。5.2.4废水处理后再使用废水处理后，全部循环使用，除事故外做到废水不外排。生活污水经生活污水处理站二级生化处理后进入工业废水排水系统。工业废水排水系统主要收集常规工业废水，如主厂房地面冲洗水、主厂房泵坑排水、机组检修时设备排水、澄清池排水、制氢站排水、循环水处理室排水、生活污水处理站处理后的排水等，多为不定期排水，排入工业废水排水系统。这些工业废水经泵提升至沉淀池，再经气浮装置澄清、中速过滤器过滤后，进入清水池回用。本期锅炉酸洗水等类似废水，通过灰渣泵房排至灰场。本期工程将工业废水、生活污水处理后排到除灰水清水池作为除灰用水补给水。输煤栈桥冲洗水、水膜除尘器用水等回收经沉淀处理后重复利用。4.2.5加强流量监测本期工程将在各主要工艺系统的进水管上安装流量计，并要求流量计水表显示装置统一放置、集中显示，以便于对各主要工艺系统进行统一监督管理。在废水排放口布置必要的监测仪器。综上述，本期工程2X300MW机组设计全厂发电水耗率指标、设计全厂复用水率指标均符合规定指标。本期工程废污水全部回收重复利用，不外排地表水体,实现“零排放”。本期机组回收、重复利用水量夏季达1182.3m7h,冬季达1169.8m7ho水量平衡见下表：2X300MW机组夏季补给水量（单位：t/h）序项目夏季（4〜10月）备注

64号用水量回收量耗水量1冷却塔蒸发损失952.70.0952.72冷却塔风吹损失33.70.033.73循环水系统排污337.0337.00.04锅炉补给水158.50.0158.5汽水损失5反渗透浓侧排水25.025.00.0回收排水供除灰系统使用6超滤反洗排水5.05.00.0回收补入循环水系统7中和池排水2.02.00.0回收排水供除灰系统使用8空调补水5.00.05.09澄清池排泥水1.01.00.0回收排水供除灰系统使用10锅炉排污水20.520.50.0回收补入循环水系统11制氢站冷却水5.04.01.0回收补入循环水系统12循环水加药3.03.00.0使用循环水排污水13热网补水0.00.00.011锅炉排污降温池冷却水70.070.00.0回收补入循环水系统16生活用水4.93.51.417冲洗汽车用水1.00.01.018浇洒道路绿地用水1.00.01.019主厂房杂用水2.51.51.020输煤冲洗、喷洒、除尘用水33.814.019.8使用循环水排污水21灰渣加湿水60.00.060.0使用反渗透及循环水排污水22水封槽密封水80.080.00.0使用循环水排污水23轴封水70.070.00.0使用循环水排污水24除灰渣水840.0540.8299.2使用循环水排污水25脱硫用水90.05.085.0使用循环水排污水

6526小计2801.61182.31619.327不可预见水量30.00.030.028管网漏失30.00.030.029总计2861.61182.31679.32X300MW机组冬季补给水量（单位：t/h）序号项目冬季（1「3月）备注用水量回收量耗水量1冷却塔蒸发损失438.90.0438.92冷却塔风吹损失15.90.015.93循环水系统排污220.0220.00.04锅炉补给水处理用水158.50.0158.5汽水损失5反渗透浓侧排水25.025.00.0回收排水供除灰系统使用6超滤反洗排水5.05.00.0回收补入循环水系统7中和池排水2.02.00.0回收排水供除灰系统使用8空调补水5.00.05.09澄清池排泥水1.01.00.0回收排水供除灰系统使用10锅炉排污水20.520.50.0回收补入循环水系统11制氢站冷却水5.04.01.0回收补入循环水系统12循环水加药3.03.00.0使用循环水排污水13热网补水175.00.0175.011锅炉排污降温池冷却水70.070.00.0回收补入循环水系统16生活用水4.93.51.417冲洗汽车用水1.00.01.018浇洒道路绿地用水0.00.00.019主厂房杂用水2.51.51.0

6620输煤冲洗、喷洒除尘用水21.314.07.3使用循环水排污水21灰渣加湿水60.00.060.0使用反渗透及循环水排污水22水封槽密封水80.080.00.0使用循环水排污水23轴封水70.070.00.0使用循环水排污水24除灰渣水840.0645.3194.7使用循环水排污水25脱硫用水90.05.085.0使用循环水排污水26小计2314.51169.81144.727不可预见水量30.00.030.028管网漏失30.00.030.029总计2374.51169.81204.75.3节约原材料的措施优先采用当地的原材料节约费用。为合理地利用当地材料和资源，本期建设需要的大量钢材和水泥等建筑材料，设计中尽量考虑就近就地采购，优先采用当地的原材料，以减少运输费用和繁荣地方经济。为了减少管道及设备的散热损失，合理选用保温材料品种和确合理选用保温材料，进行保温设计的优化，在不增加热损失的情况下，节约保温材料。以优质钢材代替老型号的钢材。主汽以P91代替P22,主给水管道用WB36代替A106B,由于P91和WB36许用应力比较高，管壁薄，虽单位造价略高，但总体上将降低工程造价，可靠性好。P91和WB36的采用，大幅度降低管道系统重量，支吊架、厂房结构均得到优化。6环境保护4.1环境保护设计依据6.1.1国务院1998年第253号令《建设项目环境保护管理条例》；6.1.2国环监(93)第015号文《关于进一步做好建设项目环境保护管理工作的几点意见》；6.1.3《火力发电厂环境保护设计规定》(DLGJ102—91)(试行)；6.1.4《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》(DLGJ9-92)；

676.1.5《火力发电厂设计技术规程》(DL5000—2000)(环保部分)；6.1.6原电力工业部电计[1996]280号《火电行业环境监测管理规定》；6.1.7《火电厂环境监测技术规范》(DL414-2004)；6.1.8湾工发电公司五期工程《环境影响报告书》报批版及审批意见；6.1.9麒把HW踞利协议。6.26.2.1气(GB3095—1996)印滩；6.2.2(GB3838-2002)6.2.3《地下水质量标准》(GB/T14848—93)III类标准；6.2.4《城市区域环境噪声标准》(GB3096-93)3类标准；6.2.5《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-1996)III时段标准限值;6.2.6《污水综合排放标准》(GB8978—1996)一级标准；6.2.7《工业企业厂界噪声标准》(GB12348—90)III类标准；6.2.8《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599—2001)。6.3环境质量现状6.3.1环境空气市区环境空气污染源主要来自电力、造纸及建材等行业，从排放总量看主要是SO2,其次是烟尘。从环境空气例行监测统计结果看，污染物浓度依次为烟尘、NO2和SO2o区内各监测点S02小时平均浓度和日平均浓度及N02日均浓度均不超过国家《环境空气质量标准》(GB3095—1996)中二级标准限值。6.3.2水环境评价区地表水主要为浑江。目前浑江评价区江段接纳了沿线生产和生活排污水，大量的废水流入浑江导致水质恶化6.3.3噪声项目区附近昼间和夜间噪声值，均满足标准限值要求6.4烟气污染防治

686.4.1烟气污染防治措施为防治电厂烟气污染物对大气环境的影响，本期工程对烟气污染物的排放采取以下治理措施：a)为减少SO?的排放，本期工程在除尘器后，设石灰石一石膏湿法烟气脱硫系统，脱硫效率不低于90虬b)为减少烟尘的排放量，本期工程采用除尘效率不低于99.90%的静电除尘器，此外，烟气脱硫系统中亦具有一定的除尘效果。c)为减少N0*的排放量，本期工程中锅炉采用低氮燃烧技术，以有效地控制N0*的产生量。并预留烟气脱除N0.空间。d)煤尘污染防治与控制措施为防止贮灰场及燃料输送系统起尘，从输煤转运站到胶带机和卸料车均配置了除尘设施，并有清扫车定时清扫，同时还设有喷水和洒水系统。贮煤场设有喷淋装置，以防治扬尘。同时贮煤场四周种植防护林带，既美化环境，又防治煤尘飞扬污染。6.4.2本工程建成后对环境空气的影响分析根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-1996)核算，本期工程运行后烟气污染防治措施及排放浓度见表6-lo本期工程烟气污染防治措施及效果一览表表6—1污染物治理措施治理效果标准限值治理前治理后so2210m烟囱，设置烟气石灰石一石膏湿法脱硫系统，脱硫效率为90%排放量2.420.242排放浓度1388.8138.9烟尘除尘器效率为99.90%,脱硫后总效率为99.95%o排放浓度84215.542.1150(mg/Nm3)NOX低氮燃烧技术排放浓度>650400450(mg/Nm3)

69由表6-1可以看出，本期工程污染物实际排放量及排放浓度均满足国家《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—1996)中第m时段标准限值的要求。其中S02、烟尘和N02年排放量分别为1234.2t/a和、401.5t/a、NOx4290t/a。6.5生活污水处理及工业废水处理6.5.1废水组成电厂本期工程排放废污水可分七个部分，即生活污水、生产废水、脱硫废水、含油废水、含煤废水、锅炉酸洗废水及循环水排污水，这七部分在厂区分别排入各自的处理系统。处理后的废水全部回用。6.5.2废水处理设计中对排放的各项废水进行相应的处理，使其达到国家相关排放标准，处理后的废水，重复使用，原则不外排。6.6固体废物治理及综合利用6.6.1灰渣治理本工程建设2X300MW机组，采用除尘效率为99.9%的高效静电除尘器。采用灰渣混除、水力除灰系统。本工程运行中加强管理，防止灰场扬尘。同时粉煤灰综合利用可带来可观的效益。灰渣对厂区及灰场周围环境不会产生很大影响。石膏由汽车运至贮灰场。6.6.2综合利用6.6.2.1本工程粉煤灰综合利用条件根据国家综合利用政策及设计规程要求，为促进粉煤灰的综合利用，电厂采用灰渣混除，水力输送至灰场。同时设计中考虑了干灰接口，为粉煤灰的综合利用提供了方便条件。6.6.2.2粉煤灰综合利用的可能方案本期与综合利用厂家签定粉煤灰综合利用协议的单位目前有七家，新增灰渣综合用量为31.5万t/a。6.6.3贮灰场污染防治措施电厂本期工程灰渣尽可能综合利用，剩余部分采用水利输送至现有灰场。现有灰场的容积可以满足本期全厂贮灰需求。灰场采用蓄水运行方式，若管理不当会给环境造成较大的影响，为此应采取一定的措施，以减少贮灰场对环境带来的污染。具体措施如下：a）防扬尘粉煤灰的湿度与灰场扬尘有着直接关系，增加湿度是防止粉煤灰二次扬尘的主要措施，

70所以灰场必须蓄水运行，使贮灰表面尽量被水淹没。由于灰场面积较大，且考虑坝体安全等问题，坝前需留有30m宽的干滩，因此应采取喷水等措施来增加灰表面的湿度。为避免排灰的不均匀性，贮灰场采取多点排灰，适时更换排放位置。在春秋扬尘主要发生季节，适时对贮灰场干坡段进行洒水，在贮灰场配置流动洒水设备。b）防渗漏由于灰场地下水污染物中氟有日渐增高的趋势，因此考虑在灰场地下水流向下游50m设监测井，建立水质监测网络，利用灰场下游的民井采样点，对氟、As、硬度和水位每季监测一次，观察灰场下游地下水水质变化，以便随时采取措施进行治理。通天沟灰场曾经发生过灰水渗漏事故，在事故发生后采取了积极的防渗、堵渗措施，2002年浑江发电公司在勘探的基础上，对灰水渗漏通道采取了帷幕灌浆法堵漏。因此，本期工程建议加强运行管理，避免类似事件的再次发生。c）灰水回收灰场灰水应全部回收利用，防止污染地下水和地表水。为了保证灰水全部回收利用，建议设计时按浓缩除灰考虑，灰水回收泵房应留有一定余量。d）管理措施加强贮灰场的运行管理和环境管理，建立管理制度，在现场要有专人管理灰场，加强扬尘的监视和防治。特别是春季贮灰场扬尘发生的主要季节，更应加强防治与管理；在贮灰场下风向居民点设监测点，对总悬浮微粒和降尘每年在春季监测两次，为贮灰场环境管理提供数据；在贮灰场周围进行植树造林，降低风速，减少飞灰污染。结合当地实际情况,种植乔木，如杨树、油松、落叶松等；加强粉煤灰综合利用。6.7噪声治理6.7.1噪声治理措施降低噪声首先从设备制造着手，其次，再从建筑布置与设计上采取措施。本工程中对主要设备除采取隔声降噪措施外，还将向制造厂家提出设备噪声限值和要求。在噪声较大的车间，设置集中隔声控制室，采用双层隔声门窗，在条件允许的情况下，尽量少开门窗。为减少厂区内粉尘和噪声对环境污染，并且美化环境，改善职工的工作条件，本工程设计中对厂区进行绿化，因地制宜选择树种，在主厂房及办公楼周围种植大量树木，以达到防尘、降噪、美化环境的目的。6.7.2噪声影响分析

71本期工程采取了有效的噪声防治措施后，厂界处噪声均满足国家《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90)中III类标准限值。6.8总量控制白山市环境保护局于2003年3月下达给浑江发电公司SO2总量控制指标，指标为1.81万to五期工程建成投产后，SO2排放总量明显减少，实际排放总量比现有减少5.3%,与总量控制指标比较，占指标限额的82.6%。五期工程实施后，烟尘实际排放总量比现有减少40.6%,烟尘总量可控制在8070.7t/a以内。考虑煤质波动，建议本工程建成投产后烟尘总量控制目标为8500t/a较为适宜。由于浑江发电公司烟尘总量控制指标近年没有调整，建议浑江发电公司结合本期工程远期规划容量，向地方环保部门提出申请，重新进行调剂，为地方总量控制规划提供有利条件。五期工程前后染物总量变化情况表6—2项目现有公司本期2X300MW替代2X25MW除尘器改造2X100MW总量变化口一里S02排放量(t/a)15785+401.5-1342+100.5-840烟尘排放量(t/a)13585+1234.2-5137-1611.5-5514.3表注：表示削减，电厂锅炉年运行小时按5500h。本期按5100h6.9绿化绿化是美化环境、调节气侯、净化空气、降低噪音、建设火力发电厂精神文明、物质文明的一个重要方面。主厂房周围沿道路两侧拟种植行道树或绿篱。汽机房外道路两侧及配电装置周围，可栽种低矮花灌木或草坪。贮煤场四周沿道路两侧拟采用行道树与灌木间种，高低错落，已达到最佳防尘效果。

72冷却塔区宜种植草坪和花灌木以改善塔区环境其它区域拟沿道路的两侧种植低矮花灌木或绿篱，在管线、沟道密集处可栽种草坪及草本花卉，尽量减少裸露地面，以免土壤流失，保持厂区内的清洁。在厂区围墙周围沿线有空余的场地，尽可能种植当地常见的桦树，桦树成林后即美观又保护环境。以上绿化力求达到建筑空间艺术统一与和谐的效果，目的是创造一个良好的生产、生活环境。全厂绿化系数为14.45%,绿化面积为3.lOhm)6.10环境管理及监测本期工程电厂设有环境管理机构，由环保科及环保监测站，负责全厂的环境管理与监测工作。环保科设一名专责工程师负责具体工作。环境监测是工业污染源监测管理的重要组成部分，是掌握企业排污和排污趋势的手段。目的在于掌握电厂排放各种废水、烟气及灰渣等是否符合环境标准以及电厂周围环境质量变化趋势，监督生产安全运行和配合环境管理工作的改进，并为控制污染和保护环境提供科学依据。电厂环境监测重点为全厂各种废水、烟气污染物、降尘、噪声及厂区环境空气等。主要监测项目应按《火电行业环境监测管理规定》中的要求并结合本电厂的实际情况执行。如发现个别监测点有超标的项目，应重点监测，并及时分析原因和研究防治措施。6.11环保投资费用本期工程发电静态总投资万元，本期工程环保投资万元，环保投资占总投资的％。环保投资概算见表6—4。环保投资概算表表6—4序号项目费用（万元）1除灰系统2烟囱3烟气脱硫4贮灰场5废（污）水处理系统6消声器7绿化费用

738环境监测仪器设备（含烟气监测系统及排水计量装置）9环境影响评价、水土保持方案编制费10水土保持专项费用11环保、水保“三同时”竣工验收费12合计6.12结论a）本工程配备99.90%的高效电除尘器；烟气脱硫拟采用石灰石一石膏湿法脱硫，脱硫效率可达90%以上；烟气采用210m高烟囱排放。工程投产后S5、烟尘和NO2排放量（浓度）均低于国家《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2003）中第3时段标准限值。b）近早落实和实施现有部分机组除尘器改造方案，以便实现全厂污染物达标排放减轻对环境影响。c）从粉煤灰及脱硫石膏综合利用角度看,本工程投产后粉煤灰及脱硫石膏综合利用总量略少，建议业主加大粉煤灰及脱硫石膏的综合利用。为严格控制污染，保护和改善生态环境，本期工程中将确保环保治理设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产，做到经济、社会和环境效益相统一。综上所述，本工程采用较先进的生产工艺和污染防治设施，电厂排放各种污染物标准可以满足国家及地方有关标准要求。7劳动安全及工业卫生7.1电厂生产过程中存在的危险及危害因素7.1.1危险因素火灾及爆炸因素触电、机械事故及高空坠落6.1.2危害因素粉尘有毒、有害气体噪声及振动高温及潮湿

74针对上述危险、危害的因素，本工程为贯彻“安全第一，预防为主”的方针及保障劳动者在其劳动过程中的人身安全和健康，遵照国家和行业的有关标准、规范、规程和规定的要求，设计上采取了有效的防护设施和防范措施。6.2.火、防爆为防止火灾的发生和蔓延，本工程在设计上充分考虑防火和灭火的方案，并采取切实有效的措施，如电厂发生火灾危险性较大的设施均单独布置；对不同类型的爆炸源和危险因素分别采取相应的防爆措施，同时，在生产过程中严格执行安全操作规程，落实各项管理措施，从根本上防止火灾和爆炸的发生。6.3.1防火6.4.1.1建（构）筑物耐火等级及防火间距的确定在厂区总平面布置中，按照《火力发电厂设计技术规程》和《火力发电厂与变电所设计防火规范》的规定，确定各建（构）筑物的耐火等级和最小间距；并符合《建筑设计防火规范》的有关要求。6.5.1.2建筑设计采取的防火措施汽机房、除氧间和锅炉煤仓间的隔墙，主厂房与室外主变间设为防火墙，电气控制楼0m下的氨库与磷酸盐库间的隔墙、化学加药间与蓄电池室间的隔墙、蓄电池室与锅炉房、380V配电间的隔墙均为防火墙。运转层以下的隔墙耐火极限不低于4h,运转层以上的隔墙耐火极限不低于Iho汽机房与锅炉房之间的防火隔墙上的门、厂用配电装置、厂用变压器室及电缆夹层的门均采用防火门。主控室门为向外开启，蓄电池室及其前套间通向走廊的门、电子设备间的门，均采用向外开启的丙类防火门。配电装置室中间隔墙上的门采用双向弹簧门。集中控制室、电缆夹层及计算机室的隔墙及天花板采用非燃烧体材料。有爆炸危险的厂房，其值班控制室设置在厂房的外墙侧，且隔墙的耐火极限不小于3ho使用和储存易燃、易爆液体的厂房地下管沟，不与邻近厂房的管沟相通，排水管道做水封式隔油设施。6.6.1.3全厂消防及报警设施

75在设计中充分考虑电厂消防设施，遵循现行颁发的国家和有关行业标准《建筑设计防火规范》、《火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定》、《火力发电厂与变电所设计防火规范》。结合本工程的实际情况，对于不同建筑物及不同设备的消防以预防为主，防消结合。针对不同保护对象，采取不同的灭火方式，包括常规的消火栓灭火系统、自动喷水灭火系统、水喷雾灭火系统及低压C0?灭火系统。集中控制室、电子设备间、电气继电器室等设置机械排烟系统。集中控制室、电子设备间、电气继电器室做为一个排烟系统，组合式空调机组回风机兼做排烟风机。7.2.2防爆锅炉炉膛及炉前油系统均设有FSSS安全监控系统，该系统以炉膛负压、燃料失去和一、二次风机故障等作为主燃料跳闸条件。能控制燃烧器的投入和切除以及磨煤机的启停，燃料量由闭环控制系统来控制。炉膛安全系统设有压缩空气（蒸汽）吹扫联锁装置及火焰检测装置，在紧急情况下切断燃料系统，防止锅炉内爆或外爆。在锅炉的汽包、过热器出口、再热器进出口均设有一定数量的安全阀，以防止锅炉因超压而引起的爆炸事故。本工程除氧器采用滑压运行，在除氧器上装有2个全启式安全阀。除氧器的支撑设计考虑能进行水压试验，其环状焊缝处的保温采用单独保温，便于拆卸以及定期检查焊缝。为便于锅炉水压试验，主汽、再热、冷管道在支吊架设计时考虑水压试验临时支吊的强度和条件。制粉系统各主要设备抗爆设计压力符合规范要求。有爆炸和火灾危险的场所，其电气装置均符合《爆炸火灾危险环境电力装置设计规范》的要求。蓄电池选用密封免维护铅酸蓄电池。蓄电池室的空调系统为直流系统，送风过滤，室内空气不循环，且排风量较送风量至少大10%。本工程蓄电池室布置在单元控制楼0m层，按不少于2次/h换气计算，选择防爆玻璃钢轴流风机一台，选风冷热泵型空调机一台，另选防爆玻璃钢轴流风机一台做事故通风机。蓄电池室的空调系统与消防系统连锁，遇火灾报警时空调系统能立即停止运行。对有易燃易爆危险的工作场所及地点，均采用防爆型电机及照明灯具，且以上场所的进风口均设在空气比较新鲜的地方，远离排风口。6.2.尘、防毒、防化学伤害火力发电厂的粉尘，主要是供锅炉燃烧用的燃料引起的煤尘及粉煤灰。产生粉尘的主要场所为贮煤场、输煤系统、主厂房煤仓间、锅炉零米、电除尘器、灰浆泵房附近等场所。

76有毒及有可能产生化学伤害的主要场所是电厂内化学设施，如蓄电池室、酸碱计量间、油、水、煤分析室等。6.2.电伤、防机械伤害和其它伤害6.3.1防电伤本工程过电压保护和接地设计，按现行《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T620—1997),《电力设备过电压保护设计技术规程》和《电力设备接地设计技术规程》的要求进行，其中包括燃油泵房的防直击雷和感应雷的措施。烟囱及主厂房的顶部装设避雷针或设置避雷带以防遭受雷击，并配置由避雷针接地引线及接地网组成等电位的接地保护系统，以有效保护防雷范围内设备和人员安全。为避免雷电流流入接地网时产生危险的跨步电压，在烟囱靠近厂区通道外设置均压网，以避免人身雷害事故。全厂最重要的建筑物主厂房设置了避雷装置，可有效地保护整个主厂房免遭雷击的危害，确保电厂的安全发供电。厂内其它易燃易爆的建筑物均分别采用避雷针、避雷线及接地引线、接地网等防雷击装置，以确保安全生产。7.4.2防机械伤害和其它伤害主厂房内的转动机械伤害主要发生在检修作业中的重物起吊、运行中的转动设备牵挂等。对小型的转动机械设置保护壳罩（如联轴器等），对大型的转动机械设置防护栏杆。所有回转机械转动外露部分均设置防护罩，各转动部件的联轴节处加装护罩。各类转动设备的危险部位，按有关规程规范的要求，均设有防护罩，设备维护平台，扶梯有栏杆。对输煤系统其角度大于4°的胶带运输机和筛分机设防逆转和防止误启动装置。输煤皮带的检修通道和跨越通道设有防护栏杆，所有转动机械的外露部分,均设置防护罩、栏杆或遮栏。皮带机头部安装防护罩，尾部加装防护罩；重锤拉紧装置或车式拉紧装置均加设防护栏杆。为防止胶带运输机在运行中出现意外，在胶带运输机沿线设有手动拉线开关，以备紧急制动，并在系统内设有相互联系的通信设施等。6.4.、防暑、防潮6.5.1防寒本工程所有建筑物（除主厂房与输煤建筑外）均采用热水采暖系统。热水来自位于主厂房的热网加热站加热系统，热媒为110/70C热水。

777.5.2防暑7.5.2.1通风汽机房，夏季采用自然进风，自然排风的通风方式，由安装在底层、夹层及运转层进风窗进风，经各层地面通风格栅，消除余热、余湿后，由屋顶通风器排至室外。冬季，关闭屋顶通风器和进风窗，保证室内温度。为保证通风效果，在汽机房散热量较大的设备附近楼板上尽量大地开通风专用格栅。锅炉房通风：锅炉房为全封闭，夏季采用自然进风，机械排风的通风方式，由安装在底层窗进风，消除余热、余湿后，由屋顶通风机排至室外。冬季，关闭屋顶通风机和进风窗，保证室内温度。7.5.2.2制冷及空调系统为了确保各种仪器、仪表及控制元件可靠运行，设置空调系统，控制室内的温度、湿度。满足这些房间的空气参数要求，以实现发电厂的安全、可靠、正常运行。本工程在集中控制室、电子计算机室、电子设备间、温度显示仪表校验室、机炉水取样间、等房间设有空调。7.5.3防潮主厂房0m及除氧间、转运站、管道层均设排水坡、排水管、集水坑。输煤系统的地下建筑，采用自然进风和机械排风相结合的系统。通风次数不少于每小时15次。在输煤系统潮湿场所中的电缆敷设、电气设备均采用防潮、防水型，外壳均接地。7.6防噪声、防振动7.6.1防噪声在设计中电气控制楼墙体和吊顶选用隔声、吸音材料，减少厂房内噪声回响反射；合理确定开窗比，尽可能减少噪声辐射。生产人员值班室噪声隔离措施采用砖墙、玻璃窗和隔声木门，其隔声效果为:砖墙消音效果可达40dB(A),单层玻璃窗的隔声效果为20dB(A),双层玻璃窗为37dB(A)；每道隔声木门的隔声效果为27dB(A)。

78本期工程电子设备间与集中控制室，设置采用有较高防火性能的隔声门及经有较好吸声或漫反射性能处理的材料墙面。进排风系统采取消音措施，室内噪声控制在55〜65dB(A)o化学水处理室、输煤控制室、循环水泵房、空压机房等均单设值班室，并采取隔声措施。7.6.2防振动对大型的设备如水泵、发电机和汽轮机等以及蒸汽、水及油管道，在正常时振动很大，应采取隔振沟、软连接等隔振措施防止振动的远距离传播。发电机定子采用隔振机座。动载大的机械设备的基础，采用砂垫层，以达到降低振幅防振的目的。对易产生振动的汽、水及油管道，设计上均采取防振措施。7.7预期效果综上所述，为使电厂投产后能够安全，经济地运行，同时为保证劳动者在生产过程中的健康与安全，本工程关于劳动安全和工业卫生的设计，将结合电厂的生产工艺及特点，并尽可能将危害劳动者身体健康与安全的各种因素控制到最小或最低程度，为减少事故，针对其危害及危险因素，采取各种技术措施和各种防范设施，以期有效地改善职工的生产劳动条件，保护职工的健康与安全。8运行组织及设计定员根据国家电力公司1998年《火力发电厂劳动定员标准》（试行）的有关规定,结合本期工程的特点，由于主机实现了计算机集中控制系统，各辅助生产系统实现了集中监控，考虑运行岗位的值班人员经过培训能达到一岗多责和一专多能的水平，套用新型火力发电厂A类机组标准，确定电厂各部门人员配置，具体汇总见表8.1：表&1项目2X300MW人员备注合计389—＞生产人员296（一）机组运行961.集控室552.除灰、除尘113.脱硫114.化学19

79①化学运行11②化验8（二）机组维修1141.热机522.电气303.热控32（三）燃料系统831.运行442.检修243.燃料管理15（四）其他141.仓库62o车辆8二.管理人员69三.党群工作人员7四.服务性管理人员6全厂人员指标648人/百万千瓦9主要技术经济指标9.1总指标发电工程投资厂内供热工程投资工程总投资发电工程每千瓦造价发电工程每千瓦土建投资发电工程每千瓦设备投资发电工程每千瓦钢材消耗量发电工程每千瓦木材消耗量发电工程每千瓦水泥消耗量9.2总布置指标总占地面积厂区占地面积

80每万千瓦占地面积建筑系数场地利用系数土石方工程量厂区绿化系数9.3主厂房指标每千瓦主厂房容积每千瓦主厂房面积每千瓦主厂房造价每千瓦主厂房的钢材耗量每千瓦主厂房的木材耗量每千瓦主厂房的水泥耗量9.4运行指标全厂热效率发电标准煤耗率供热标准煤耗率全厂厂用电率供热厂用电率每百万千瓦电厂人数每百万千瓦耗水量年利用小时数10提高本工程技术水平和设计质量的措施10.1设计质量目标为实现我院的质量方针，本工程的质量目标为：a信守合同，精心组织设计，提交符合规定要求的设计文件。设计工期满足开工并连续施工的需要。b严格执行《火力发电厂设计技术规程》，并尊重业主的具体要求，做到既符合政策、规定，又达到业主满意的目的。C认真贯彻电力工业部《控制电力工程造价的若干意见》，《贯彻“

81控制电力工程造价的若干意见”的措施》和电力规划总院《关于电力勘测设计加强控制工程造价工作的若干措施》，努力做到“安全、可靠、经济、实用，符合国情二d认真进行限额设计，控制工程造价在审定的工程概算范围内；e为实现预定的建设目标，竭诚做好工程建设全过程的设计服务。10.2设计计划根据我院质量体系文件的要求，编制本工程的设计计划。对本工程而言，应重点考虑：a参加本工程设计的人员应是工作能力强、技术水平高的设计人员，特别是曾参加同类工程的人员应尽量参加本工程设计。人员经设总和主管总工程师同意后确定，参加本工程的设计人员在各设计阶段中保持稳定和连续性。b设计进度的安排应满足业主对设计工期的要求，配备充分的人员和资源。10o3设计过程控制和验证认真执行我院《设计控制和验证程序》，但要重点注意以下几个方面：a加强设计输入的控制和管理一一设计输入包括：确定总则性的文件，如规范、标准等，必要时注明这些文件的特定部分，特定的输入，如技术数据、性能和接口文件等；-设计输入应形成文件，并置于控制之下，以保证输入或其变更被正确确定；-设计输入应及时提出，其详尽程度足以适应设计活动能正确的开展；b设计过程中正确分析和使用所需的资料，如：——使用计算机程序的有效版本，校核输入数据，检验输出数据；一一设计方法、假设条件以及使用参考资料是否适当等；c抓确定设计原则和设计方案阶段的评审，组织专家顾问组对总平面布置，主要对工艺系统、主厂房布置重大专题成果就整个电厂的整体统一性，工程的节省投资，方便施工，安全经济运行等方面满足的程度进行评价。若有问题提出建议或推荐解决办法并作好设计评审记录。质量工程师对设计评审意见的实施情况进行监督检查。d设计成品文件内容深度满足规定的要求，严格执行会签及各级校审制度。要认真对照设计输入的条件及设计评审的意见，验证能否满足规定的要求。10.4采用先进的设计手段

82为了提高本工程的设计水平和设计质量，在设计中充分利用我院计算机的硬件条件和软件资源。10.5做好施工图交出后的质量检查，防患于未然在施工图全部交出后，即在总工领导下，由质量保证处组织开展质量检查活动，按我院质量检查的有关规定安排非本工程的各级技术人员按照统筹法理论对各专业施工图进行比例抽检，从而得出各专业质量等级结论，并采取相应措施。这样做的目的是保证将差错、事故消灭在施工之前。更重要的是确保工程综合质量，以减少与避免专业之间错、漏、碰、撞问题。之后，根据工程的施工进度，请业主和各施工单位参加技术交底会，我院将派出设总和各专业主要设计人员到现场进行施工图技术交底，认真听取各方面意见，作必要的解释答疑工作，确实存在的问题，及时予以修改。11存在问题及建议11.1#2机组问题尽快落实#2机的外部条件，以便使#2机组能及时进行项目核准。12.2厂外热网的有关问题由于厂外热网的设计阶段与电厂的设计阶段不同步，因此建议业主敦促热网设计单位尽快开展热网的初步设计，以便使厂内热网的运行参数与之匹配。11.3启动电源的有关问题由于接入系统方案中，电厂的两回出线分别要接到新建的通化500KV变电所,请业主尽快协调此变电所的落实情况，以便满足电厂的启动电源倒送电问题。