2X25MW发电工程安全设施设计落实情况报告精品Word格式文档下载.docx
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降水量月分布为单峰型，降水主要集中在6~9月，其中尤以7~8月最为集中。
1、多年平均气压896.8hpa
2、气温：
多年平均8.1℃
历年极端最高38.6℃
历年极端最低-32.7℃
最大日温差25℃
3、湿度：
多年平均相对湿度57%
4、降水量
多年平均降水量414.1mm
24小时最大降水量141.7mm
5、风：
多年平均风速2.3m/s
全年主导风向西北风
6、最大积雪深度11cm
7、最大冻土深度148cm
8、地震烈度6度
9、厂址污秽等级Ⅲ级
10、年雷暴日29.9d
1.1.5、地质
拟建场地处于中朝地台鄂尔多斯台向斜宽缓的东翼，地质构造简单，地层平缓，无褶皱和岩浆活动，无发现烧变岩及其他不良地质现象。
出露地层上部为第四系全新统覆盖层，岩性为粉细砂、砂砾石层。
下部由老至新为三迭系砂质泥岩、侏罗系煤系地层、第三系三趾马红土、地层呈近水平铲状，微向西倾斜。
地层相对稳定，适合建厂。
根据国家地震局《中国地震动反应谱性特征周期区划图》（GB18256-2001）和《中国地震动峰值加速度区划图》（GB18256-2001），神木县地震动反应谱特性周期Tm为0.40S，地震动峰值加速度PGA为0.05g，相当于国家地震局1990年发布的《中国地震烈度区划图》（50年超越概率10%）的地震烈度VI度。
1.1.6、水文
秃尾河是区内的主要河流，为黄河一级支流。
发源于瑶镇的宫海子，上游有圪丑沟和宫泊沟两条支流，在沟岔回合后称为秃尾河。
秃尾河呈西北—东南向流经厂址西侧至万镇河口岔入黄河，全长133.9km，流域面积3373km2，全河比降3.8‰。
秃尾河的水温特征属沙漠型河流，降水被流域内的沙漠容纳调节，以地下潜流的形式补给河流，流量稳定，洪水过程平缓，历时较长，河流含沙量较小。
秃尾河上游河道宽缓平直，下游河道曲折，曲流发育，河谷深切，河道变窄。
多年平均流量12.7m3/s，最大流量3500m3/s，最小流量0.83m3/s，年径流总量4×
108m3。
1.1.7、交通运输
本工程厂址南距榆神公路和正在建设的榆神高速公路分别为2.1km和0.65km、距神延铁路锦界火车站约3km，本工程厂区道路与上述公路、铁路相通，据此与国内公路、铁路网络连接，交通便利。
1.2、劳动定员
本次电厂设计控制系统、电气系统全部采用自动化控制系统，劳动定员设置执行《火力发电厂劳动定员标准》，全厂不设专门的大修人员，劳动定员编制按四值三运转考虑，实行八小时工作制。
全厂定员共150人，其中生产人员134人，行政管理人员16人。
1.3、总平面布置
1.3.1、总平面布置
根据本厂生产工艺要求，以及现有地形条件，结合风向，供、排水管网及灰渣场等外部条件和各建、构筑物的特点，防护要求，运行管理及运输方式和车流、人流流向等进行功能分区布置的总平面方案现叙述如下：
根据外部运输条件、厂区地形条件，将主厂房布置在厂区的中部,生产综合楼、空冷岛、主厂房、除尘器、引风机房和烟囱由西南向东北依次排列，110KV配电装置、水处理系统、化水系统布置在主厂房的东南侧，生产综合楼用连廊与主厂房连接。
煤场布置在厂区的东北侧，经1＃输煤皮带走廊将原料由煤场运输从东向西到破碎楼,经破碎筛分楼后再由2＃输煤皮带走廊由东向西输送到主厂房的除氧煤仓间。
煤泥泵房、煤水处理间布置在干煤棚的西北侧，点火油泵房布置在烟囱的东侧。
电石厂区在电厂的东南侧。
1.3.2、竖向布置
根据厂区自然地形地貌东北侧高、西南侧低，高差为3.5m-4.0m之间，将煤场布置在一个平台，电厂厂区布置在另一个平台。
根据电厂厂区场地坡度小于0.3%特点，故采用平坡式布置连续式平土方案，进行场地的标高系统设计，以节约土方工程量。
场地排水采用地表、路面、排水沟综合自流排水方式。
经厂外排水管沟排入秃尾河。
厂址西距秃尾河直线距离约1.9km，电厂已不在防洪区内可保证本期工程安全运行。
1.3.3、管线与管沟
厂区主要地下管线有：
电缆沟、暖气沟、循环水压力管、工业上、下水管、生活下水管、生活消防水管等。
厂区地下管线的布置原则，应符合下列要求：
1、有压力的管线让自流管线，管径小的管线让管径大的管线。
2、当管道发生事故时，不损害建筑物基础，污水不渗入生活给水管道和电缆沟内。
3、避免遭受机械损伤和腐蚀，便于施工和检查。
4、敷设方式：
本期扩建工程管线为以地下直埋为主和局部采用架空敷设，跨挡土墙采用竖井及套管，应避免管道内液体冻结。
5、地下管线之间、地下管线与建筑物、构筑物之间最小水平净距、地下管线之间或道路交叉的最小。
6、满足各管线专业及总图专业的有关技术要求。
1.3.4、绿化
设计中结合总平面布置，采用点、线、面相结合，在厂前区范围内进行系统的绿化，其绿化的方式主要以净化空气、美化环境、减少污染。
在绿化配置方式上，恰当地选择当地树种和色彩使之与建筑物及周围环境相协调，适当种植常绿树木、花卉，乔、灌木以丰富四季景色，建筑物周围需用绿篱相围，并尽可能多种地被植物。
此外，场地内的树木种植应避免与工程管线的敷设发生矛盾。
厂区绿化系数20%。
1.4、生产工艺流程和主要设备
本次设计电厂属火力发电项目，其主要生产过程是利用锅炉将煤气和煤的化学能转变为热能，然后用热能将水加热为中温中压蒸汽，再利用蒸汽推动汽轮发电机组,将中温中压蒸汽的热能转变为机械能，续而拖动发电机将机械能转变为电能。
主要生产工艺流程图如下：
1.4.1、三大主设备型号
1）锅炉
型号：
TG-130/3.82-M10
型式：
中温中压循环流化床锅炉
额定蒸发量：
130t/h
主蒸汽温度：
450℃
主蒸汽压力：
3.82MPa
给水温度：
150℃
排烟温度：
140℃
锅炉效率：
88.76％
台数：
2台
布置方式：
室内布置
制造厂家：
太原锅炉集团有限公司
2）汽轮机
N25-3.43型
形式：
凝汽式汽轮机（空冷）
额定功率：
25MW
额定进汽压力：
3.43MPa
额定进汽温度：
435℃
额定进汽量：
147.8t/h
额定排汽压力：
0.015MPa（绝对）
给水回热级数：
4
给水回热温度：
170℃
制造厂：
青岛捷能汽轮机股份有限公司
3）发电机
型号：
QFW-25-2型
形式：
无刷励磁汽轮发电机
额定电压：
10.5KV
额定转速：
2500rpm
功率因数：
0.8
频率：
50Hz
相数：
3
极数：
2
定子线圈接法：
Y
效率：
98%
冷却方式：
空冷
山东济南发电设备厂
1.4.2、燃料系统
本工程为资源综合利用电厂，其燃烧煤种主要来自临近神木江森凉水井矿业有限责任公司产生的煤泥和周边焦炭厂煤末及本公司拟建50万t/a电石厂中兰炭入炉前经筛分产出的焦末。
根据甲方提供三种煤质煤量，煤泥、焦沫、煤沫约按8：
1：
1比例配置混合燃料作为本工程设计煤种。
1.4.3、燃烧系统
本工程采用130t/h循环流化床锅炉，燃料经筛分、破碎后送至锅炉炉前煤仓（每台锅炉设两个），再由四台称重式胶带给煤机经落煤管送入锅炉燃烧，落煤管内有来自一次风的播煤风，以防煤管堵塞。
炉前煤仓有效容积约360m3，可满足锅炉10~12h运行所需燃料。
煤泥由柱塞泵管道输送系统由锅炉炉顶送入炉膛进行燃烧。
柱塞泵管道输送方式是直接将煤泥送入锅炉燃烧。
首先将煤泥由煤场通过刮板机送入煤泥泵房的搅拌机，加水搅匀后由柱塞泵通过管道将煤泥浆输送至锅炉炉顶打入炉膛。
锅炉设一、二次风机各一台。
风机吸风口设消音器，以降低噪音；
风机入口均设有电动调节阀，便于风量和压力的调节；
风机配带液力耦合器也可以调节风量和风压。
一次风机送出的空气大部分由一次空气预热器加热后经热烟气发生器进入炉膛底部风室，通过布风板使床料流化；
一部分经过一次空气预热器后去点火燃烧器；
一少部分接至炉前落煤管作为播煤风，使煤粉抛洒均匀。
二次风机送出的空气经二次空气预热器加热后直接进入炉膛辅助燃烧。
设两台增压风机为锅炉两个返料器提供返料风。
燃料燃烧后产生的烟气及携带固体颗粒离开炉膛通过两个绝热旋风分离器进入锅炉尾部烟道，在分离器中灰粒被分离下来经立管、回料风重新返回炉内，实现高效燃烧等。
锅炉尾部排出的烟气经布袋除尘器、两台引风机、烟囱排入大气。
引风机前设有电动调节阀，引风机后设有闸板阀。
工艺流程如下：
室外空气一、二次风机空气预热器锅炉炉膛尾部烟道布袋除尘器引风机烟囱。
1.4.4、热力系统
全厂热力系统的拟定力求机组运行可靠、经济灵活，并能满足各种运行工况及事故处理。
主要热力系统有主蒸汽系统、高压给水系统、给水除氧系统及补充水系统、主凝结水系统、回热抽汽系统、排污系统、疏放水系统、抽真空系统、工业水系统等。
1）主蒸汽系统：
本工程为两炉两机，主蒸汽系统采用切换母管制系统，该方式运行灵活，可以机炉交叉运行。
由电石尾气炉来蒸汽并入蒸汽母管。
锅炉蒸汽汽轮机发电机110KV变电所。
2）高压给水系统：
本工程高压给水系统采用切换母管制系统,设有一根给水泵出口冷母管。
给水泵出口设有再循环管至除氧器，并设有给水再循环母管，使给水泵与除氧器可以交叉运行。
同时，由主给水热母管引一路去往电石尾气炉给水母管。
2台锅炉配3台给水泵，2台运行，一台备用。
给水操作台采用三路负荷调节系统，范围分别为：
主回路给水管为DN150，100%BMCR工况运行；
旁路给水管为DN100，低负荷工况运行；
管径为DN20的另一路旁路管作为锅炉启动点火上水用，大约15%BMCR的通流能力。
除氧水电动给水泵高压加热器锅炉给水母管锅炉。
3）主凝结水系统
每台机组设2台凝结水泵，正常运行时，1台运行，1台备用；
凝结水从排汽装置出口由凝结水泵送出，经凝结水精处理装置后至汽封加热器、低压加热器，进入凝结水母管和除氧器。
汽轮机尾汽空冷式凝汽器凝结水凝结水泵低压加热器除氧器。
4）给水除氧系统及补充水系统：
锅炉给水除氧系统设大气式旋膜除氧器两台，除氧器采用定压运行方式。
为了保证除氧器在相同工况下运行和对不同工况的要求，除氧器设有汽平衡母管、低压给水母管放大一号代替水平衡母管。
加热蒸汽母管、化学补充水母管、凝结水母管等。
低压给水系统采用单母管制系统。
5）回热抽汽系统
为了提高机组综合热效率，汽轮机设置了多级回热抽汽系统。
回热抽汽系统包括低压加热器、除氧器、第一、二级高压加热器。
机组共有四级回热抽汽。
回热抽汽按不同压力等级分别作为高压加热器、除氧器、低压加热器的加热用汽。
其中一、二段抽汽分别作为1#、2#高压加热器加热用汽；
三段抽汽供给除氧器；
四段抽汽作为低压加热器加热用汽。
6）锅炉排污系统
锅炉排污系统设有1台连续排污扩容器和1台定期排污扩容器。
排污扩容器产生的排污水再进入排污冷却井，经冷却后排入工业水池，由水工回收，循环利用。
7）工业水系统
本工程工业水系统设置以满足发电机空冷器、冷油器、水泵、风机类设备轴承冷却水及其它冷却设备的冷却用水。
工业水有水工专业直接供给。
工业水排水排至工业水池，由水工回收，循环利用。
工业水管道采用管沟内布置，厂房内工业水布置成环形，保证工业水系统水压稳定，排水通畅。
8）抽真空系统
为了排除排汽装置及低压加热器中的不凝结气体、维持汽机排汽压力，提高热交换器换热效率，特设置抽真空系统。
为保证汽机的运行，每台汽轮机设2台真空泵。
机组启动时两台真空泵同时运行，机组正常运行时，真空泵1台运行1台备用。
1.4.5、锅炉补给水及化学加药系统
1）根据机组参数及对锅炉给水品质的要求，锅炉补给水处理系统选择：
双介质过滤器＋一级除盐。
系统工艺流程如下：
供水管网来水→生水箱→生水泵→双介质过滤器→阳离子交换器→除碳器→中间水箱→中间水泵→阴离子交换器→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。
2）为防止锅炉内形成水垢，化学加药系统由给水加氨系统，炉水加磷酸盐系统两部分组成。
。
3）循环冷却水采用加复合稳定剂及杀菌剂处理。
稳定剂加药装置和杀菌剂加药装置均布置在循环水池附近。
4）对于直接空冷机组，由于空冷器冷却面积十分庞大，水系统中不可避免的存在大量铁的腐蚀产物，加之空气漏入的可能性加大，水中可能溶入CO2等溶解杂质，如不及时除去将会在锅炉水管中形成沉积造成危害，故需设置凝结水处理。
其系统工艺流程为：
凝结水泵来水→除铁过滤器→汽封加热器
1.4.6、冷却系统
电厂冷却除辅机冷却采用冷却塔外，汽轮机的排汽采用直接空冷，每台机组配一组空冷设施，两组空冷装置组成空冷岛，占本工程配套两台直接空气冷却器。
直接空气冷却器布置在主厂房
排柱外15米以外，每台空气冷却器柱轴尺寸约28.8m×
23m，空冷平台高度约21米，钢筋混凝土柱。
每台空冷器布置方式为二列三排，共六台风机，单台风机功率N=132KW，其中顺流风机四台，逆流风机两台。
1.4.7、采暖通风
厂内实行集中采暖。
凡有人工作或生活的建筑物中均设有采暖系统。
采暖热水由厂内换热站制备。
采暖和换热所用蒸汽均取自汽轮机的三段抽汽，抽汽参数为0.3MPa180℃。
该蒸汽分为两路，一路直接供换热用。
另一路经减温后进分汽缸供采暖用，减温后的蒸汽参数为0.3MPa150℃。
汽机间、锅炉间设计中采取有组织的自然通风。
厂用配电室（内设有干式变压器）、电缆夹层、出线小室、UPS室等房间均设自然进风，机械排风系统。
化学加药间设自然进风，机械排风系统。
选用防腐防爆风机。
直流屏室（内设免维护蓄电池）设自然进风，机械排风系统。
在集中控制室、电子间、UPS室、直流屏室等房间均设有空调系统，在集中控制室、电子间分别设置排烟系统。
排烟系统由排烟风机、排烟风管和排烟阀组成。
1.5、热工控制与电气主接线
1.5.1、热工控制
本工程采用炉、机、电集中控制方式,二炉二机合用一个集中控制室，集中控制室（含电子设备间）布置于主厂房运转层框架内。
主控制系统采用DCS分散控制系统；
电气控制采用综合自动化控制系统。
1.5.2、电气主接线
发电机容量为2X25MW，出口电压为10.5kV；
采用发电机—变压器单元接线，发电机所发电力升至110kV后送入110kV变电站母线。
在发电机出口设XKSGK-10-2500-8型电抗器，化工分支、厂用分支均从电抗器与主变之间引接。
电抗器与FSR快速开关并联，正常运行时FSR将电抗器短接，避免电抗器较大的电能损耗，减少大型电动机启动时的电压降。
短路时FSR快速切断，负荷侧断路器的开断电流受电抗器限制到允许范围。
全厂厂用电高压采用10.5kV，厂用低压采用380/220V，高、低压厂用电接线均采用按炉分段的接线型式。
110kV变电站采用屋内双母线布置，并设远程I/O站，化工出线保护屏及联网线保护屏均布置在远程I/O站。
其中两回出线，采用架空线接入110kV锦界I变；
三回进线，采用架空线分别接至1#、2#主变及起备变；
四回电石炉出线，采用电缆接至1#~4#电石炉；
一回化工厂用电出线，采用电缆接至化工降压变。
1.6、生产主要原料、产品、副产品
1.6.1、燃料来源
锅炉点火用轻柴油，设点火油泵房。
该工程地处榆林地区，而该地区油资源比较丰富，有榆林炼油厂、延安炼油厂以及其它小型炼油厂，燃油充足，完全可满足本工程所需的点火助燃燃油量。
可通过汽车运至电站内。
锅炉脱硫采用向炉膛内直接掺烧石灰石粉脱硫。
设石灰石粉仓，从石灰石粉仓用仓泵将石灰石粉直接送入锅炉炉膛掺烧。
根据甲方提供，三种燃料煤质分析如下：
1.煤泥煤质分析见表1.6-1：
煤泥分析报告
项目
符号
单位
数据
全水分
Mt，ar
%
25.87
水分
Mad
3.72
碳
Cad
36.32
氢
Had
2.68
氮
Nad
0.44
氧
Oad
5.74
全硫
St.ad
0.08
二氧化碳
CO2ad
0.49
灰分
Aad
50.53
挥发分
Vad
17.50
焦渣特征
CRC（1-8）
2
发热量
Qgr.d
MJ/Kg
14.78
Qnet.ar
9.94
Qb.ad
14.25
煤灰熔融性
DT
℃
1445
ST
>
1500
HT
FT
2.煤末煤质分析见表1.6-2：
煤末分析报告
Mt
6.6
3.64
Ad
10.50
Vdaf
36.8
FCad
54.5
4.21
St.d
0.33
29.04
26.13
3.焦末煤质分析见表1.6-3：
焦末分析报告
17.0
3.43
14.19
11.79
73.10
2.51
0.39
28.16
22.54
4.根据甲方提供三种煤质煤量，煤泥、焦沫、煤沫约按8：
1比例配置混合燃料作为本工程设计煤种，煤质分析资料如下：
设计煤种分析报告
数值
Car
34
Har
2.08
Oar
3.8
Nar
1.41
硫分
St.ar
0.12
Aar
31.03
27.56
23.2
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