神华国华宁东发电厂1000MW扩建工程可行性研究报告

F6981K-A01-01

神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究设计阶段

可行性研究报告总的部分

中国电力顾问集团西北电力设计院

2012年3月

批 准审 核校 核设 计

人： 陈 人： 刘 人： 吴晓波 沈 坚 林 娜 黄重新 许光照 杨永杰 人： 韩卫发 张欢畅 史先颖 王红跃 李卫林 杨晓妮

继 忠 钟小春孟晓伟 敖凌云 姚友成 王 昭 蔡 渊

张惠群张明茹吴泽聪马 宁曾宪宁平

信

胡 军马团生 袁萍帆 陈建萍 张希宏 李 阳 袁瑞华 邵三虎 张 萍

寇晓岚

目 录

1 总论 ...................................................... 1 1.1 项目背景 ................................................. 1 1.2 投资方及项目单位概况 ..................................... 1 1.3 研究范围与分工 ........................................... 2 1.4 工作简要过程及主要参加人员 ............................... 3 1.5 项目概况 ................................................. 4 2 电力系统 .................................................. 7 2.1 电力系统现状 ............................................. 7 2.2 负荷预测 ................................................. 9 2.3 电力电量平衡 ............................................ 11 2.4 本厂在电力系统中的作用，建设的必要性及建设规模 .......... 14 2.5 电厂与电力系统连接方案的设想，出线电压、出线方向和回路数 .. 15 2.6 电气主接线 .............................................. 16 3 燃料供应 ................................................. 17 3.1 燃料来源 ................................................ 17 3.2 燃料品质及消耗量 ........................................ 19 3.3 燃料运输 ................................................ 21 3.4 锅炉点火及助燃 .......................................... 22 4 厂址条件 ................................................. 22 4.1 厂址概述 ................................................ 22 4.2 交通运输 ................................................ 25 4.3 水文及气象 .............................................. 26

4.4 电厂水源 ................................................ 42 4.5 贮灰渣场 ................................................ 54 4.6 地震、地质及岩土工程 .................................... 56 4.7 厂址比较与推荐意见 ...................................... 65 5 工程设想 ................................................. 67 5.1 全厂总体规划及厂区总平面规划 ............................ 67 5.2 装机方案 ................................................ 70 5.3 主机技术条件 ............................................ 71 5.4 热力系统 ................................................ 73 5.5 燃烧制粉系统 ............................................ 75 5.6 电气部分 ................................................ 75 5.7 输煤系统 ................................................ 77 5.8 除灰渣系统 .............................................. 79 5.9 化学水处理系统 .......................................... 83 5.10 热工自动化部分 ......................................... 5.11 主厂房布置 ............................................. 92 5.12 建筑结构部分 ........................................... 94 5.13 给排水系统及冷却设施 .................................. 101 5.14 贮灰场建设方案 ........................................ 120 5.15 消防系统 .............................................. 121 5.16 采暖通风空调及输煤系统除尘部分 ........................ 123 5.17 电厂管理信息系统 ...................................... 125 6 烟气脱硫与脱硝 .......................................... 128 6.1 烟气脱硫 ............................................... 128

6.2 烟气脱硝 ............................................... 137 7 环境及生态保护与水土保持 ................................ 139 7.1 厂址环境现状分析及项目建设的环境影响预测 ............... 139 7.2 项目建设的防治措施原则 ................................. 144 7.3 环境治理和水土保持措施 ................................. 149 8 综合利用 ................................................ 150 9 劳动安全 ................................................ 150 9.1 厂址位置安全性分析 ..................................... 151 9.2 厂址地区主要自然灾害及防治措施 ......................... 151 9.3 项目生产过程中主要危险因素分析 .......... 错误！未定义书签。 9.4 劳动安全机构、设施 ...................... 错误！未定义书签。 10 职业卫生 ............................................... 160 10.1 职业卫生特征 .......................................... 160 10.2 主要职业病危害因素 ..................... 错误！未定义书签。 10.3 主要职业卫生防护措施 ................... 错误！未定义书签。 10.4 当地流行病和自然疫源区调查结果 ......... 错误！未定义书签。 10.5 职业卫生机构设置 ....................... 错误！未定义书签。 11 资源利用 ............................................... 166 11.1 能源利用 .............................................. 166 11.2 土地利用 .............................................. 169 11.3 水资源利用 ............................................ 169 11.4 建筑材料利用 .......................................... 173 12 节能分析 ............................................... 175 12.1 本工程遵循的节能标准及节能规范 ........................ 175

12.2 本工程能源来源 ........................................ 175 12.3 节约及合理利用能源的措施和效果 ........................ 176 12.4 主要能耗指标 .......................................... 177 12.5 结论及下阶段工作设想 .................................. 177 13 人力资源配置 ........................................... 178 14 项目实施的条件和建设进度及工期 ......................... 179 14.1 项目实施的条件 ........................................ 179 14.2 电厂工程项目实施的轮廓进度 ............................ 179 15 投资估算及财务分析 ..................................... 180 15.1 投资估算 .............................................. 180 15.2 资金来源及融资方案 .................................... 182 15.3 财务分析 .............................................. 185 16 抗灾能力评价 ............................. 错误！未定义书签。 16.1 厂址条件 ............................... 错误！未定义书签。 16.2 防洪涝灾害设计 ......................... 错误！未定义书签。 16.3 抗震设计 ............................... 错误！未定义书签。 16.4 风（雪）荷载设计 ....................... 错误！未定义书签。 16.5 消除不良地质作用影响设计 ............... 错误！未定义书签。 16.6 其他可能的自然灾害的影响及设计所采取的措施错误！未定义书签。 17 风险分析 ............................................... 188 17.1 市场风险分析 .......................................... 188 17.2 技术风险分析 .......................................... 1 17.3 工程风险分析 .......................................... 1 17.4 资金风险分析 .......................................... 190

17.5 风险分析 .......................................... 190 17.6 外部协作风险分析 ...................................... 190 18 经济与社会影响分析 ..................................... 190 18.1 经济影响分析 .......................................... 190 18.2 社会影响分析 .......................................... 191 19 结论与建议 ............................................. 192 19.1 结论意见和建议 ........................................ 192 19.2 主要技术经济指标 ...................................... 192

附 件 目 录

本工程图纸目录

本工程图纸目录如下

序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 图 号 图 名 F6981K-A01-01 F6981K-A01-02 F6981K-A01-03 F6981K-A01-04 F6981K-A01-05 F6981K-A01-06 F6981K-A01-07 F6981K-A01-08 F6981K-A01-09 总的部分说明书 厂址地理位置图（1:50000） 全厂总体规划图（1:10000） 厂区总平面规划布置图（方案一） 厂区总平面规划布置图（方案二） 厂区竖向规划布置图 施工组总平面规划布置图 原则性热力系统图 锅炉烟风系统流程图 锅炉制粉系统流程图 脱硝系统图 主厂房规划布置图 主厂房横剖面图 气力除灰系统图 原则性除渣及石子煤系统图 原则性运煤工艺流程图 原则性锅炉补给水处理系统图 原则性凝结水精处理系统图 电气主接线原则性接线图 10 F6981K-A01-10 11 F6981K-A01-11 12 F6981K-A01-12 13 F6981K-A01-13 14 F6981K-A01-14 15 F6981K-A01-15 16 F6981K-A01-16 17 F6981K-A01-17 18 F6981K-A01-18 19 F6981K-A01-19 序 号 图 号 图 名 20 F6981K-A01-20 21 F6981K-A01-21 22 F6981K-A01-22 23 F6981K-A01-23 24 F6981K-A01-24 25 F6981K-A01-25 26 F6981K-A01-26 27 F6981K-A01-27 28 F6981K-A01-28 29 F6981K-A01-29 30 F6981K-A01-30 31 F6981K-A01-31

全厂自动化系统规划图 供水系统图 全厂水量平衡图 直接空冷系统图 直接空冷器布置图 小机间接空冷系统图 间接空冷系统图 间接空冷塔布置图 灰场平面布置图（1：2000或1：5000） 灰场围地纵横剖面图 脱硫工艺原则性系统图 脱硫平面规划布置图

本工程专题报告目录如下

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 F6981K-A02-01 F6981K-A02-02 F6981K-A02-03 F6981K-A02-04 F6981K-A02-05 F6981K-A02-06 F6981K-A02-07 F6981K-A02-08 F6981K-A02-09 F6981K-A02-10 《主机冷却方式选择专题报告》 《给水泵驱动方式选择专题报告》 《主厂房优化布置方案》 《四大管道材料选择》 《汽轮机旁路系统优化设计》 《热力系统优化设计》 《锅炉点火系统》 《磨煤机选型》 《引风机的选择和布置》 《全厂总体规划及厂区总平面布置方案专题报告》 F6981K-A02-11 F6981K-A02-12 F6981K-A02-13 F6981K-A02-14 F6981K-A02-15 F6981K-A02-16 F6981K-A02-17 F6981K-A02-18 F6981K-A02-19 《厂区竖向布置方案及厂区土方计算》 《贮煤及输送系统方案研究》 《厂用电接线技术经济分析》 《降低厂用电率的措施》 《绿色照明在发电厂中的应用》 《全厂控制方式专题报告》 《水务管理和节水措施》 《主厂房结构选型专题报告》 《三维设计及数字化电厂的提供》 神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

1 总论

1.1 项目背景

根据宁夏回族自治区国民经济和社会发展计划及远景目标纲要，为了认真贯彻党、“西部大开发”的战略部署，积极推进国家“西电东送”的电力发展战略，使宁夏电力发展能够适应宁夏国民经济的飞速发展，宁夏电力公司委托西北电力设计院曾在2002年底完成了宁东煤电基地总体规划设计。宁东煤电基地总体规划设计结论认为宁夏宁东地区煤炭资源丰富，靠近黄河，水力资源丰富，交通方便，环保本底条件好，在宁东地区规划千万千瓦级煤电基地是可行的，也是非常必要的。宁东火电基地电源除满足宁夏区内用电需要外，还可通过国家电网公司规划建设的直流和特高压电网外送电力。

为贯彻落实十六届五中全会提出的“必须加快转变经济增长方式，要把节约能源作为基本国策，努力建设资源节约型、环境友好型社会”的要求，实现节能降耗的目标。宁夏国华宁东发电有限公司委托我院开展本工程的初步可行性研究工作。本期工程建设2×1000MW超超临界空冷燃煤机组，燃煤拟采用神华宁煤集团公司所属矿区现有、在建及规划选煤厂（洗配中心）预期产出的中煤及原煤，拟采用矿井疏干水作为补给水源，产生的电力通过直流或特高压电网外送。本工程建成后，将成为“西电东送”的主力电源点之一。

神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程初步可行性研究报告由西北电力设计院于2010年9月编制完成，西北电网有限公司于2010年12月10-11日在银川市主持召开了本工程初步可行性研究报告审查会，会议原则同意了西北电力设计院编制的初可报告，同意石槽村厂址进入可研阶段。 1.2 投资方及项目单位概况

神华北京国华电力有限责任公司成立于1999年3月11日，作为神华集团有限责任公司的全资子公司，全面负责集团电力业务的经营管理。2005年2月25日，按照集团改制重组方案，将电力板块的大部分资产注入上市公司，并设立了中国神华能源股份有限公司国华电力分公司，对纳入上市范围的电力资产进行统一管理。

截至2010年底，国华电力管控全资、控股、参股企业35家，业务发展主要分布在华北、东北、西北、珠江三角洲、长江三角洲等区域，资产总额1181亿元，运营装机容量为2828万千瓦(含托管)。规划到2015年，公司控股装机容量达到4500万千瓦以上。

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神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

本工程由中国神华能源股份有限公司国华电力分公司投资建设，计划于2012年3月开工建设，2014年8月第一台机组投产发电，2015年1月第二台机组投产发电。项目资本金比例为20%，其余部分通过项目融资筹措。 1.3 研究范围与分工

根据本工程外部条件，本工程可行性研究报告由以下内容组成： 卷册号 第1卷 第2卷 第3卷 第4卷 第5卷 第6卷 第7卷 第8卷 第9卷 第10卷 卷 册 名 称 可行性研究报告总的部分 投资估算及经济效益分析 岩土勘测报告 工程测量报告 水文气象报告 接入系统设计报告 环境影响评价报告 水土保持方案 地质灾害危险性评价报告 地震安全性评价报告 主要负责单位 西北电力设计院 西北电力设计院 西北电力设计院 西北电力设计院 西北电力设计院 西北电力设计院 宁夏环境科学研究院 进度 已完成 已完成 已完成 已完成 已完成 正在编制 正在编制 水利部水土保持植物开发管理中心 正在编制 宁夏地质环境监测总站 宁夏地震工程研究院 宁夏自治区水文水资源勘测局 河南黄河水文勘察设计院 宁夏煤炭勘查工程公司 陕西大件汽车运输有限公司 北京达飞安评管理顾问有限公司 正在编制 正在编制 正在编制 正在编制 正在编制 正在编制 正在编制 第11卷 水权转换报告 第12卷 第13卷 第14卷 第15卷 第16卷 水资源论证报告 厂址压覆矿产资源评估报告 大件设备运输报告 劳动安全预评价报告 职业病防治预评价报告 宁夏卫生监督所、宁夏自治区卫生厅 正在编制

由西北电力设计院负责设计的可行性研究报告总的部分内容包括： 1）主厂房、辅助、附属生产设施全套工程。

2）750kV配电装置，以出线绝缘子串为界，出线绝缘子串以外由顾客委托 其他单位负责设计。

3）厂内补给水系统、生活消防水系统、生活污水处理系统、含油污水处理系统全部工程（厂外补给水系统包括取水枢纽及厂外补给水管道等部分，投资计入本工程）。

4）除灰设施及贮灰场全部工程。 5）锅炉补给水处理系统全部工程。

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神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

6）电厂厂区内燃料输送、储存系统全部工程。电厂输煤系统与煤矿的设计分界线暂定为煤矿工业场地成品仓出口。

7）全厂总体布置、厂区道路、厂区绿化规划及厂区防洪设施。 1.4 工作简要过程及主要参加人员 1.4.1 工作简要过程

2009年4月，受宁夏国华宁东发电有限公司的委托，西北电力设计院开始开展本工程初步可行性研究报告的编制工作。2009年6月，西北院编制完成了本工程的初步可行性研究报告。2010年12月，西北电网有限公司组织有关单位在宁夏银川市评审了《神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建初步可行性研究报告》。

2010年9月-2011年6月，西北院依据本工程初可报告及其审查意见，结合现场工作成果，按照与建设单位确定的可研设计原则、可行性研究内容深度的要求及有关程序开展现场勘察和设计工作，并与其他专项报告编制单位积极配合，于2011年6月提交了《神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程可行性研究报告总的部分》初稿，经建设单位内审后，西北院根据内审意见对可研报告进行修改完善，2012年3月，西北院正式出版了可研报告总的部分（送审稿）。

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神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

1.4.2 参加本次初可研工作的西北电力设计院人员名单

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 姓 名 陈继平 刘忠信 吴晓波 刘朝晖 毛晓洁 张惠群 张宝俊 张欢畅 张民茹 袁瑞华 史先颖 吴泽聪 纪万里 王红跃 高艳锋 马 宁 张 萍 王晓阳 曾宪宁 赵 霖 张 轩 张大燕 王征宇 副院长/教授级高级工程师 副总工/教授级高级工程师 设总/高级工程师 热机专业主设人/高级工程师 脱硫专业主设人/工程师 除灰专业主设人/高级工程师 运煤专业主设人/工程师 电气专业主设人/高级工程师 热控专业主设人/高级工程师 土建专业主设人/高级工程师 建筑专业主设人/高级工程师 总交专业主设人/工程师 暖通专业主设人/高级工程师 供水专业主设人/高级工程师 化水专业主设人/高级工程师 水结专业主设人/高级工程师 环保专业主设人/高级工程师 系统专业主设人/工程师 技经专业主设人/高级工程师 MIS专业主设人/高级工程师 岩土专业主设人/高级工程师 水文专业主设人/高级工程师 测量专业主设人/高级工程师 职务/职称

1.5 项目概况

本工程拟选厂址位于宁夏回族自治区银川市所辖灵武市境内，宁东煤炭基地腹地。 宁东煤炭基地是国家确定的十三大煤炭基地之一，该地区煤炭资源非常丰富、煤质优良，建厂条件优越，而且距离东部用电负荷中心距离较近，是国家已经确定的“西电东送”电源基地之一。为此国家电网公司在宁东地区规划了两条特高压直流工程，其中±660kV/4000MW宁夏银川东—山东青岛直流送电工程已建成投产；“十二五”期间，配

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合宁东地区煤电基地建设，还将规划建设±800kV/7500MW宁夏太阳山—浙江绍兴特高压直流送电工程，电厂本期工程的建设可与国家电网公司跨大区送电规划相结合，作为外送电源实现电力跨大区外送。

电厂紧邻神华宁夏煤业集团有限责任公司红柳煤矿和麦垛山煤矿，电厂燃煤由皮带直接输送进厂，可以实现资源就地转化，变输煤为输电，电厂用水采用两矿矿井疏干水，符合国家能源产业，是国家鼓励发展的节能、环保项目。本期为扩建工程，可以充分利用现有公用设施，有利于节省投资、发挥规模效应，并且能够充分发挥现有的人力资源优势。另外，本期工程的建设，对于改善宁夏电源结构、促进节能降耗、发展地方经济同样具有重要的现实意义。

本工程拟建设2×1000MW 超超临界空冷机组，同步建设石灰石-石膏湿法脱硫设施及SCR脱硝装置，并预留扩建条件。

本工程采用大量容高参数空冷机组方案，耗水量仅为同类型水冷机组的1/7，并且采取了全面的节水措施，尽可能地节约水资源，为当地的可持续发展创造条件。 1.5.1 研究依据

1）DL/T5375－2008 《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》

2）发国家、能源局、电监会联合发布的改能源[2008]2605号《关于贯彻落实加强电力系统抗灾能力建设的若干意见的通知》

3）火力发电厂设计技术规程及各专业有关技术规程规定。

4）西北电网有限公司文件 西北电网发展[2011]206号 关于印发《神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程初步可行性研究报告审查意见》的通知。

5）西北电力设计院与宁夏国华宁东发电有限公司签订的可行性研究勘测设计合同。 6）宁夏国华宁东发电有限公司提供的原始资料。 1.5.2 主要技术原则

1）厂址方案：石槽村厂址。

2）建设规模：本工程一期建设规模为2×1000MW超超临界空冷燃煤发电机组，预留再扩建2×1000MW机组条件；同步建设石灰石－石膏湿法脱硫及SCR脱硝设施。

3）接入系统提出以750kV出线2回至太阳山750kV开关站和以1000kV出线1回至靖边1000kV开关站两个方案。

4）除灰系统及灰场方案：气力除灰、干除渣；灰渣采用汽车运输至灰场，碾压堆

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神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

放；灰渣考虑综合利用；两个厂址均采用平地灰场。

5）电厂煤源及运输：燃煤采用神华宁夏煤业集团有限责任公司红柳煤矿和麦垛山煤矿13毫米以下原煤，主要采用皮带运输进厂，厂内设有汽车卸煤措施和储煤场。

6）电厂水源：本工程供水水源采用红柳煤矿和麦垛山煤矿矿井疏干水，鸭子荡水库地表水作为备用水源。

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2 电力系统

2.1 电力系统现状

宁夏电网位于西北电网的东北部，向西南同甘肃电网相连。宁夏电网北部为220kV电网、南部为330kV电网，现通过2回750kV和5回330kV线路与甘肃电网联网运行。宁夏电网供电范围已基本覆盖宁夏全境。

宁夏电网主网电压等级为750/330/220kV。其中220kV电网覆盖了中北部石嘴山和银川地区，并在南部吴忠、中卫、宁东地区有一定规模；330kV电网在南部宁东、吴忠、中卫和固原地区发展较快； 220kV电网与330kV电网现通过月牙湖（330/220kV）变电所联络；宁夏750kV电网已初步形成“Y”字形主网架，并通过银川东（750/330kV）、黄河（750/330kV）和贺兰山（750/220kV）三个750kV变电站覆盖宁夏330/220kV电网。

截至2010年底，宁夏电网12MW以上装机约14296.5MW，其中：水电422.3MW，火电13044MW，燃机MW，风电766.2MW。水电、火电、风电所占比例分别为2.95%、91.2%、5.35% 。

截至2010年底，宁夏电网已建成750kV线路，总长度526.27km(省内长度)；330kV线路51条，总长度1914.76km(省内长度)；220kV线路条，总长度1910.74km。共有750kV变电所3座，总容量7800MVA；330kV降压变电所13座，总容量60MVA；220kV降压变电所25座，总容量8370MVA。

2010年宁夏全社会用电量（地区和电网口径）达到547亿kWh，同比增长18.2%；统调口径用电量达到552.19亿kWh，较上年增长19.05%。

2010年宁夏电网地区和电网口径最大发电负荷8060MW，均较上年增长6.75%；统调口径最大发电负荷7510MW，较上年增长6.83%。

2010年宁夏电网地理接线示意图见图2.1-1。

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神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

图 例火电站750kV变电站330kV变电站220kV变电站750kV线路330kV线路220kV线路

图2.1-1 2010年宁夏电网地理接线示意图

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2.2 负荷预测

宁夏回族自治区全社会用电量1980年为18.07亿kWh、1985年为24.42亿kWh、1990年为55.0亿kWh、1995年为92.3亿kWh、2000年为136.2亿kWh、2005年为302.88亿kWh、2006年为377.9亿kWh、2007年为440亿kWh、2008年为440亿kWh、2009年为495亿kWh。1981～2005年的25年间平均增长率为11.94％，其中各时期平均增长率分别为“六五”6.21％、“七五”17.6％、“八五”10.91％、“九五”8.08％、“十五”17.34％。2006年增长24.75％，2007年增长16.39％，2008年与上年持平，2009年增长12.5％。

宁夏负荷增长主要集中在有色行业、化工行业、新材料产业、装备制造业、电灌工程、电气化铁路用电、制药等。

通过对宁夏电网历史用电情况和负荷特性的分析，结合自治区国民经济和重点产业发展规划，综合分析影响电力需求增长的因素，提出宁夏电网负荷发展水平见表2.2-1。

根据表2.2-1，预测宁夏电网2015年需电量为813亿kWh，相应 “十二五”年均增长率为8.25%；最高发电负荷2015年为12950MW，相应“十二五”年均增长率为9.95%。

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中电投准东煤电基地芨芨湖电厂一期（2×1000MW）工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段 表2.2.2-1 宁夏电网电力需求预测（电网口径） 单位：10MW、亿kWh 项目 最大发电负荷 第 10 页 2005年 （实际） 435 303 2010年 （实际） 806 547 2011年 926 608 2012年 1021 665 2013年 1103 718 2014年 1179 768 2015年 1295 813 年均增长率 “十一五” 13.13% 12.54% “十二五” 9.95% 8.25% 需电量

2.3 宁夏电力电量平衡 2.3.1 电力电量平衡原则

1）按宁夏电网电力自平衡考虑，作宁夏电力市场空间分析。即不考虑西北省区间功率交换，火电机组只考虑在建、已立项、已获路条项目。

2）水电电源按投产月份参加电力电量平衡，火电电源上半年投产的参加当年平衡，下半年投产的第二年参加平衡，风电、光伏发电电源不参加电力平衡，参加电量平衡。

3）电力平衡所需水、火电装机容量等于工作容量加备用容量，备用容量由负荷备用、事故备用、检修备用三部分组成。

备用取宁夏内部最大发电负荷的15%，均由火电承担。

4）西北（宁夏）与华北（山东）电网直流联网工程2010年底单极投运，2011年双极投运送电4000MW，考虑水火电“打捆”外送，水火电比例为1：1。水电容量考虑为黄河上游水电的空闲容量，火电为宁夏的火电。

5）特高压交流外送及配套电源不参与平衡。

6）电量平衡水电按实际多年平均发电量计算，风电利用小时数按2000小时，光伏发电利用小时数按1200小时。 2.3.2 电力电量平衡结果

宁夏电网在建及已立项、已获路条火电机组见表2.3-1。

表2.3-1 宁夏在建及已立项、已获路条火电机组投产计划表 单位：10MW

名 称 1、灵武电厂二期（已核准） 2、鸳鸯湖电厂（已核准） 3、水洞沟电厂（已核准） 4、宁东热电（有路条） 5、临河电厂（在建） 6、吴忠热电（有路条） 合 计 建设规模 2×100 2×66 2×66 2×33 2×35 2×35 670 2011年 100 132 66 70 368 2012年 66 66 2013年 70 70 宁夏电网电力平衡见表2.3-2。

11

从平衡结果可知：在建及已立项、已获路条火电机组按计划投产后，宁夏电网2011～2015年电力盈余为10～4020MW，2020年电力缺额2220MW。

宁夏电网电量平衡见表2.3-3。

从平衡结果可知：宁夏电网在建及已立项、已获路条火电机组按计划投产后，火电利用小时数按5500小时计算， 2011～2015年盈余电量121～192.3亿kWh。

除以上在建及已立项机组外，2020年以前宁夏电网规划的电源有：大武口矸石2×300MW、银川东部热电2×300MW、马莲台二期1×600MW、灵武三期2×1000MW、水洞沟二期1×1000MW、鸳鸯湖二期2×1000MW、枣泉2×660MW、马家滩2×1000MW、罗山2×600MWMW、韦州矸石2×300MW 、中卫热电2×350MW、国华宁东2×1000MW，总计约14620MW。从规划的电源规模看，宁夏电网能够满足自身用电及外送电需要。

表2.3-2 宁夏电网电力平衡表 单位：10MW

年 份 一.最大发电负荷 网内最高负荷 宁东送青岛火电 二.系统工作出力 1.水电 2.火电 三.系统备用容量 四.需要装机容量 五.系统年末装机容量 1.水电 2.火电 六.系统参加平衡容量 1.水电 2.火电 七.受阻出力 水电 火电 八.盈余容量 九.电厂年末装机容量 1、水电 其中：青铜峡 沙坡头 2、火电 参加平衡容量 石嘴山一厂 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2020年 1126 926 200 20.0 138.9 12.9 42.2 1682 42.2 22.2 22.2 402 42.2 30.2 12.0 1682 68 1221 1021 200 20.0 153.2 1374.2 42.2 1748 42.2 22.2 22.2 361 42.2 30.2 12.0 1748 68 12

1303 1103 200 20.0 165.5 1468.5 42.2 1808 42.2 22.2 22.2 325 42.2 30.2 12.0 1808 68 1379 1179 200 20.0 176.9 1555.9 42.2 1808 42.2 22.2 22.2 272 42.2 30.2 12.0 1808 68 1495 1295 200 20.0 194.3 16.3 42.2 1833 42.2 22.2 22.2 1 42.2 30.2 12.0 1833 68 1830 1630 200 20.0 244.5 2074.8 42.2 1833 42.2 22.2 22.2 -222 42.2 30.2 12.0 1833 68 1106.0 1201.0 1283.0 1359.0 1475.0 1810.2 1724.2 1790.2 1850.2 1850.2 1875.2 1875.2 16.2 1757.2 1815.2 1850.2 1875.2 1875.2 17.0 1715.0 1773.0 1808.0 1833.0 1833.0 1724.2 1790.2 1850.2 1850.2 1875.2 1875.2 17.0 1715.0 1773.0 1808.0 1833.0 1833.0

年 份 石嘴山二厂 西部热电 大武口 银川热电厂 西夏热 灵州 马莲台 灵武 鸳鸯湖 水洞沟 临河电厂 宁东热电 大坝 大坝三期 青铝自备 宁东矸石 吴忠热电 中宁 六盘山 其它电厂 十.风电装机 十一.太阳能装机 十二.燃气电站 银川天然气热电

2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2020年 132 30 66 9 40 27 66 320 132 132 70 126 120 66 66 66 66 80 140 22 6.4 132 30 66 9 40 27 66 320 132 132 70 66 126 120 66 66 66 66 80 170 29 6.4 132 30 66 9 40 27 66 320 132 132 70 66 126 120 66 66 70 66 66 70 210 36 6.4 132 30 66 9 40 27 66 320 132 132 70 66 126 120 66 66 70 66 66 70 240 43 6.4 132 30 66 9 40 27 66 320 132 132 70 66 126 120 66 66 70 66 66 95 280 50 6.4 132 30 66 9 40 27 66 320 132 132 70 66 126 120 66 66 70 66 66 95 450 100 6.4 13

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表2.3-3 宁夏电网电量平衡表 单位：10MW、亿kWh、h 项目 1、需电量 宁夏内部需电量 宁东送青岛火电电量 2、水、风、太阳能可发电量 3、参加平衡机组容量 4、宁夏无盈亏火电理论利用小时 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2020年 758 608 150 44.5 17 4332 815 665 150 51.3 1715 4453 868 718 150 60.2 1773 4556 918 768 150 67.0 1808 4707 963 813 150 75.9 1833 4840 1155 1005 150 115.9 1833 5669 5、电量盈亏(利用小时数为5500) 192.3 179.6 167.3 143.4 121.0 -31.0 2.4 本厂在电力系统中的作用，建设的必要性及建设规模 宁夏自治区煤炭资源丰富，黄河纵贯南北，建设燃煤电厂条件优越，是西北电网重要的火电基地之一。尤其是宁东地区是未来宁夏电网重点发展的煤电基地。国华宁东电厂位于宁东煤电基地东南部，电厂建设条件优越。

从电力平衡结果可以看出，由于在建及已核准项目较多，宁夏电网 “十二五”期间电力盈余。目前宁夏电网进行前期工作的电源项目较多，区内电力市场空间有限，竞争激烈。

根据国家特高压电网规划：2013年将建成靖边～晋中～豫北～徐州～连云港1000kV同塔双回特高压工程 ，通过靖边1000kV开关站，汇集陕北、宁东煤电，送往华中、华东负荷中心消纳，送电容量按9000MW考虑； “十三五”期间，将建成±800kV宁东～浙江直流联网工程，送电容量按7500MW考虑。宁东煤电基地的建设及大规模电力外送，对西部地区提高一次能源附加值，将资源优势转化为经济优势具有重要意义。同时，将为缓解煤电运输压力，满足我国东部地区负荷快速增长需要，降低东部地区环保压力，发挥积极的作用。

本项目既可以参与远期宁夏电网电力市场空间的竞争，为宁夏电网负荷发展和直流外送电提供有力的支撑；也可以可参与特高压外送电的竞争，积极推动特高压电网进入宁夏，对宁夏电力外送提供支撑。综合考虑，本电厂可积极开展前期工作，参与宁东煤电基地外送配套电源点的竞争。

国华宁东电厂规划容量4×1000MW，本期2×1000MW机组，计划2012年3月开工，两台机组分别于 2014年8月、2015年1月建成投产。

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2.5 电厂与电力系统连接方案的设想，出线电压、出线方向和回路数

考虑到电厂在电力系统中的地位和作用，对国华宁东电厂接入系统提出750kV接入和1000kV接入两个方案：

方案一：国华宁东电厂以750kV电压等级接入系统，750kV出线2回至太阳山750kV开关站。

方案二：国华宁东电厂以1000kV电压等级接入系统，本期1000kV出线1回至靖边1000kV开关站，1000kV出线最终规模2回。

电厂投产年地区电网接线图见图2.5-1。 最终方案以接入系统设计评审意见为准。

银川东国华宁东电厂宁东矸石黄河太阳山罗山方案一国华宁东电厂约70km约220km1000kV靖边变晋中方案二图 例火电站750kV变电站750kV开关站330kV变电站1000kV开关站1000kV线路750kV线路330kV线路

图2.5-1 电厂投产年地区电网接线图

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2.6 电气主接线

电厂电气原则主接线示意图见图2.6-1。 最终方案以接入系统设计评审意见为准。

750kV太阳山开关站750kV420Mvar2×1140MVA2×1000MW方案一1000kV靖边开关站2×1140MVA2×1000MW

2×480Mvar1000kV1000kV靖边开关站2280MVA2280MVA500kV2×480Mvar1000kV2×1140MVA2×1000MW方案二 A2×1140MVA2×1000MW2×1140MVA2×1000MW方案二 B2×1140MVA2×1000MW方案二

图2.6-1电厂电气原则主接线图

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3 燃料供应

3.1 燃料来源 3.1.1 煤源

宁夏回族自治区所属煤炭矿区基本位于银北和宁东两个地区,其中银北矿区包括石炭井矿区和石嘴山矿区,该区为上世纪五、六十年代建设的老矿区。宁东地区分为宁东北部规划区和宁东南部规划区。

宁东北部规划区位于宁夏自治区首府银川市以东的灵武市境内，煤田呈南北向条带状展布，根据其勘探程度和开发条件，宁东北部规划区主要包括灵武、鸳鸯湖、横城三个矿区和石沟驿井田。规划区南北长65km，东西宽32km，全区总面积633km2，地质储量12669.119Mt。宁东南部规划区包括马家滩勘探区、积家井勘探区、萌城勘探区、韦州勘探区。其中灵武矿区、鸳鸯湖矿区、马家滩勘探区属神华宁煤集团公司所有。

灵武矿区南北长32 km，东西宽15 km，面积480 km2，勘探面积198 km2。可采及局部可采煤17层，煤层总厚度22.7m，煤层倾角10～52°，煤种为不粘煤。矿区共获得地质储量3922.461Mt，其中：精查勘探储量2242.081Mt；详查勘探储量574.675Mt。可采储量2735.4Mt。

鸳鸯湖矿区南北长56 km，东西宽14 km。可采及局部可采煤及煤种与灵武矿区基本相同。矿区共获得地质储量7421.47Mt，其中：精查勘探储量2990.73Mt；详查勘探储量2753.873Mt。可采储量5001.297Mt。横城矿区南北长18 km，东西宽12 km。所采煤层为石炭二叠纪煤层，其煤质特性为中灰～中高灰、低水、低～中高硫、低磷、中高热值、高挥发分、化学活性好的强粘结气煤。矿区共获得地质储量1205.696Mt，其中：精查勘探储量1101.825Mt；普查地质储量103.871Mt。可采储量843.988Mt。

马家滩矿区位于灵武和盐池县境内，北部与鸳鸯湖矿区相邻，南部以上台子断层为界，东部以马柳断层为界，西部以含煤垂深1000m为界，矿区南北长约42km，东西宽4—10KM，面积约275km2，煤炭地质储量50.48亿吨。按照勘探程度划分，精查54.25km2、详查9.11km2，其余为普查阶段。 3.1.2 矿井建设规划

神华宁煤集团公司矿井项目建设规划如下：

1）梅花井煤矿：设计规模1200万吨／年，其中:一期400万吨／年，服务年限81.2年。国家以发改能源[2006]953文予以核准，计划2009年7月首采工作面投入试

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生产，2013年实现达产。

2）红柳煤矿：设计规模800万吨／年，服务年限73年， 2008年12月12日通过国家核准。矿井于2007年10月开工，计划2009年10月首采工作面投入试生产， 2013年实现达产。

3）麦垛山煤矿：设计规模800万吨／年，服务年限63.2年，2008年12月12日通过国家核准。矿井2007年10月开工，计划2010年12月首采工作面投入试生产，2013年实现达产。

4）石槽村煤矿：设计规模600万吨／年，服务年限60年，2008年12月12日通过国家核准。矿井于2005年底开工建设，计划2010年10月首采工作面投入试生产，2013年实现达产。

5）红石湾煤矿：矿井设计规模60万吨／年，配套建设60万吨/年选煤厂，服务年限30.2年，宁夏自治区以宁发改能源【2009】86号核准。矿井于2008年4月开工建设，计划2010年7月首采工作面试生产， 2012年实现达产。

6）金凤煤矿：马家滩矿区规划四对煤矿的首开矿井，设计规模400万吨/年。项目前期工作开始于2008年4月，计划2011年5月首采工作面投入试生产， 2013年实现达产。

7）双马煤矿：矿井设计规模800万吨/年，服务年限91年。项目前期工作已于2009年9月开始，计划2011年7月首采工作面工作投入试生产，2014年实现达产。

表3.1-1 神华宁煤集团公司2009～2013煤矿项目基本情况 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 项目名称 清水营煤矿 梅花井煤矿 石槽村煤矿 红柳煤矿 麦垛山煤矿 金凤煤矿 红石湾煤矿 双马煤矿 合计 建设起止年 2004-2008 2004-2009 2005-2010 2006-2009 2006-2010 2008－2011 2008-2010 2008-2011 投产时间 2008.10 2009.5 2010.10 2009.12 2010.12 2011.7 2010.5 2011.10 建设规模 10.0Mt/a 12.0Mt/a 6.0Mt/a 8.0Mt/a 8.0Mt/a 4.0Mt/a 0.9Mt/a 8.0Mt/a 56.9Mt/a

3.1.3 选煤厂（洗配中心）建设规划

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根据宁东北部规划区选煤厂（洗配中心）建设规划，“十一五”期间，规划与矿井配套建设枣泉矿选煤厂(5.0Mt/a)、清水营矿选煤厂(10.0Mt/a)、梅花井矿选煤厂(12.0Mt/a)。原煤入洗能力达到40.2Mt/a，预计产出中煤、煤泥和煤矸石分别为7.2万t/a、156万t/a、236.4万t/a，合计399.6万t/a。

“十二五”期间，规划扩建灵武洗配中心(13.0Mt/a)、枣泉矿选煤厂(8.0Mt/a)，与矿井配套建设红柳洗配中心(16.0Mt/a)、石槽村矿选煤厂(6.0Mt/a)。原煤入洗能力达到70.4Mt/a，预计产出中煤、煤泥和煤矸石分别为13.5万t/a、281.6万t/a、417.9万t/a，合计713万t/a。 3.1.4 本工程煤源

本期工程2×1000MW机组年需燃煤约500万吨，拟由宁夏鸳鸯湖矿区红柳煤矿、麦垛山煤矿供给。

2004年国家批准了宁夏鸳鸯湖矿区总体规划，该矿区划分为5个煤矿，建设总规模4400万吨/年，其中红柳煤矿为800万吨/年、麦垛山煤矿为800万吨/年。目前神华宁夏煤业集团有限责任公司已取得红柳煤矿、麦垛山煤矿开采权。红柳煤矿井田面积85平方公里，地质储量16.4亿吨，可采储量8.2亿吨，煤矿设计生产能力800万吨/年，服务年限73年。2008年12月国家以“发改能源[2008]3487号”文核准了红柳煤矿工程。神华宁夏煤业集团有限责任公司已于2008年底开工建设，计划于2011年建成投产。麦垛山煤矿（距红柳煤矿约5公里）井田面积65平方公里，地质储量11.17亿吨，可采储量10.亿吨，煤矿设计生产能力800万吨/年，服务年限63年。2008年12月国家以“发改能源[2008]3485号”文核准了麦垛山煤矿工程。神华宁夏煤业集团有限责任公司已于2008年底开工建设，计划于2012年建成投产。

根据国家核准意见，在红柳煤矿将建设一座1600万吨/年选煤厂，入洗红柳煤矿、麦垛山煤矿原煤。目前选煤厂可研已完成，并开工建设，计划2011年建成投产。根据选煤厂可研报告，1600万吨/年经筛分后，产生676万吨/年13毫米以下原煤，其余进行洗选。本工程利用选煤厂筛分后的13毫米以下原煤作为燃煤。

宁夏国华宁东发电有限公司已与神华宁夏煤业集团有限责任公司签订协议，神华宁夏煤业集团有限责任公司同意向宁夏国华宁东发电有限公司拟建的国华宁东2X1000MW扩建机组工程供应煤炭490万吨/年。本工程煤源基本落实。

3.2 燃料品质及消耗量

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3.2.1 煤质

本工程设计煤种和校核煤种分析数据如下： 名 称 符 号 单 位 工业分析 全水分 Mt % 空气干燥基水分 Mad % 收到基灰分 A ar % 干燥无灰基挥发分 Vdaf % 元素分析 收到基碳 Car % 收到基氢 Har % 收到基氮 Nar % 收到基氧 Oar % 全硫 St.ar % 收到基低位发热量 Qnet.ar MJ/kg 哈氏可磨指数 HGI / 煤的冲刷磨损指数 Ke % 灰熔融特征温度 变形温度 DT ℃ 软化温度 ST ℃ 半球温度 HT ℃ 流动温度 FT ℃ 灰成份 二氧化硅 SiO2 % 三氧化二铝 Al2O3 % 三氧化二铁 Fe2O3 % 中氧化钙 CaO % 氧化镁 MgO % 氧化钠 Na2O % 氧化钾 K2O % 二氧化钛 TiO2 % 三氧化硫 SO3 % 二氧化锰 MnO2 % 灰尘比电阻 20℃电压500V时 Ω.cm 80℃电压500V时 Ω.cm 100℃电压500V时 Ω.cm 120℃电压500V时 Ω.cm 设计煤种 17.2 7. 13.38 35.12 55.13 3.07 0.51 9.66 1.05 19.92 80 2.2 1160 1180 1190 1200 36.12 15.07 11.83 20. 2.13 0.63 1.63 1.14 10.21 0.008 8.50×109 6.10×1010 4.50×1011 1.70×1012 校核煤种 11.9 4.74 25.00 31.21 50. 2.69 0.60 8.07 1.10 17.90 68 3.5 1060 1100 1140 1170 59.71 16.65 7.14 9.57 1.07 0.84 2.32 0.99 0.93 0.066 1.15×1011 1.75×1012 2.30×1012 3.10×1012 第 20 页

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名 称 150℃电压500V时 180℃电压500V时 3.2.2 燃料量预测

符 号 单 位 Ω.cm Ω.cm 设计煤种 5.50×1011 6.80×1010 校核煤种 3.30×1011 4.40×1011 本工程的锅炉燃煤量见下表： 名称 小时耗煤量 日耗煤量 年耗煤量 单位 吨/时 吨/日 万吨/年 1×1000MW 设计煤种 437 8740 240.35 校核煤种 487 9740 267.85 874 17480 480.7 2×1000MW 设计煤种 校核煤种 974 19480 535.7 注：1. 日耗煤量按20小时计；

2. 年耗煤量按5500小时计。

3.2.3 锅炉点火及助燃油

本期工程锅炉点火拟采用等离子点火或微油点火，采用等离子点火时同时保留点火油系统，点火油及助燃油采用0号轻柴油。油质特性如下：

油种： 运动粘度（20℃下） 灰份 水份

0号 轻柴油 （GB252-94） 6.42mm2/s 不大于0.004% 痕迹 无

不高于-4℃ 不低于55℃ ～42000 kJ/kg 不大于0.056% 不大于0.028%

机械杂质 凝固点

闭口闪点 低位热值 Qnet.ar 硫含量 残炭

神华国华宁东一期设有两台500m3油罐，本期燃油从一期道延长至二期。燃料油特性按GB254—94标准，该油种作为锅炉的点火和稳燃用油。

3.3 燃料运输

本期工程年需燃煤480.7万吨/年，属坑口电站，主要利用红柳煤矿选煤厂筛分后

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的13毫米以下原煤作为燃煤，同时考虑100万吨/年周边煤矿原煤作为补充。红柳煤矿选煤厂燃煤拟采用单路长距离曲线带式输送机运输进厂，周边煤矿原煤拟采用汽车运输进厂。厂外带式输送机年输送量按380.7万吨考虑，运距约2.3公里；公路运输年运量按100万吨考虑，运距均在50公里以内。汽车按20吨自卸汽车考虑，采用社会运力。

3.4 锅炉点火及助燃

本工程锅炉点火方式采用微油点火或等离子体点火方式。 油种： 0#轻柴油 恩氏粘度（20℃）： 1.2-1.67 OE 运动粘度（20℃）： 3.0-8.0 厘沱 灰分： ≯0.01% 含硫量： ≯0.5% 酸度： ≯7mgKOH/100ml 水份： 痕迹 胶质: 无

闪点（闭口）： 不低于55℃ 凝固点： ≯0℃

发热量：

41.87MJ/kg（10000kcal/kg）

4 厂址条件

4.1 厂址概述 4.1.1 厂址地理位置

神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程厂址位于宁夏回族自治区银川市所辖灵武市境内。

4.1.2 厂址自然条件

灵武市地处宁夏回族自治区中部，位于东经106°11′～106°53′，北纬37°29′～38°28′。市区距自治区首府银川市约58km，东与盐池县接壤，西与银川市、永宁县隔河相望，南与吴忠市、同心县相连，北以明长城为界与陶乐县及内蒙古鄂托克旗毗邻。

灵武市抓住宁东能源化工基地建设的机遇，充分发挥煤炭、电力、羊绒精深加工等特色产业的优势，极大地促进了灵武市经济总量的不断壮大。2007年1-8月灵武市规模以上工业完成产值62.31亿元，比上年同期增长27.5%。预计全年全部工业总产值112亿元，比2002年增长3.6倍，五年期间年均增长35.5%。

全市辖5镇10乡95个行政村，6个区、县属农林牧场。总面积约3685km2，其中耕地45.67万亩、园、林地约12.69万亩、牧草地约388.42万亩。总人口约25.3万人，

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其中回族人口约12.2万人，占48.3％，人口密度69.3人/km2,农业人口约19.3万人，非农业人口约6万人，人均耕地约1.8亩。

灵武市内地处鄂尔多斯地台西缘断皱中段，灵盐台地与银川地堑之间的结合部。地势东高西低，东山、西川自然形成两大地形区。境内最高点杨家窑山，海拔1652m，最低点在横城附近，海拔1104m（1985年国家高程基准，下同）。

境内干旱少雨，属温带性干旱气候区，冬长夏短，春秋多风沙天气，日照充足，蒸发量大。

境内除东部与盐池交界处部分地区属盐池内流区域外，其余均属黄河流域。黄河由党家河湾入境，至横城出境，流程47km，流量984m3/s，年平均径流量为320亿m3。

境内地下水储存条件可分为基岩裂隙水带、碎屑岩裂隙孔隙水带和银川平原第四系储水盆地三个埋藏类型区。

灵武市农业条件优越，物种、物产丰富，是宁夏商品粮基地，著名的水果之乡，主要农作物为水稻、小麦、玉米。

灵武市土特名优产品众多，是驰名中外滩羊二毛皮、羊绒、长红枣、苹果、甘草、枸杞、发菜、啤酒花等土特产的集散地，其中灵武长红枣是宁夏具有地方特色的鲜食品种之一，富含多种矿物质和维生素，在医学上具有广泛的医疗功效；灵武羊绒业创出了“世界羊绒，精品羊绒看灵武”的声誉。

灵武市初步形成了以煤炭、石油、化工、建材、绒毛、皮革、金属冶炼、粮油食品加工为主的工业体系。

灵武市境内矿产资源丰富，品种与储量在宁夏首屈一指，尤其突出的是煤炭、石油、天然气、粘土、碳岩、湖盐、陶土、芒硝、石膏、砂板石等。尤以煤炭储量为最，含煤区达821km2，是宁夏河东煤田的重要组成部分，已探明储量273×108吨，占宁夏探明储量的80%以上，相当于东北三省煤炭储量的总和。市内含煤区域划分为碎石井、鸳鸯湖、横城、石沟驿四个矿区，灵武矿区各煤层的煤质总体上具有以特低灰为主、兼特低硫、特低磷，较高发热量等特点，是理想的优质动力用煤和化工原料。

宁东能源重化工基地是宁夏回族自治区、确定的煤、电、煤化工三大产业基地，规划面积5km2，远景规划面积约2855km2。2004年4月自治区批准宝塔石化集团建设宁东能源重化工基地宝塔综合规划区。该项目区规划建设期为2004～2013年，将建设热电厂、甲醇、电石、聚丙烯、PVC等项目及现有炼化设施的改扩建，总投

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资约100×108元人民币。目前，重化工基地基础设施供水、道路、铁路全线铺开；马莲台、灵武、灵州、宝塔电厂等电源项目和羊肠湾、枣泉、梅花井、清水营、任家庄煤矿等大型煤矿及宝塔60×104吨、宁煤25×104吨甲醇等煤化项目已开工，个别项目已投入运行。

灵武市旅游资源较为丰富，古迹众多，具有人文景观和自然景观于一体的独特风格。市内的名胜古迹主要有金水旅游、水洞沟遗址、明长城、镇河塔、西湖公园、肃宗登基台，高庙、马鞍山甘露寺、西夏影视城、回族风情、大漠风光、黄河风情、观光农业示范区等。

厂区地层由上及下依次为第四系全新统风积粉砂（Q4eol）、第四系上更新统风积黄土状粉土（Q3eol）、残积土及第三系泥岩及砂岩（N）。在勘探深度40m内可分为四个大层。

地基土承载力特征值表

地层编号 承载力特征值fak(kPa) ③ 140~160 ④ 160~200 ⑤ 300~500 场地湿陷等级按Ⅱ级考虑。在勘探深度范围内未见地下水，可不考虑地下水对基础的影响。场地土对混凝土结构具微腐蚀性；对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；对钢结构具弱腐蚀性。

厂址区域地震烈度7度。 4.1.3 厂址周围环境

本工程为扩建工程，所选厂址紧临国华宁东发电有限公司已投运的2×330MW矸石电厂，地处宁东煤炭基地鸳鸯湖矿区内，位于银川市东南直线距离约90km，北靠鸳鸯湖矿区，西距鸳冯公路约4.0km，南临马家滩镇约6.0km。明长城遗址、白芨滩国家级自然保护区分别在厂址北侧和西侧，距厂址约10km以上。

现厂址区域土地荒芜，植被稀疏，沙化严重。地势较高，地形较平坦、开阔。厂址地貌单元属剥蚀缓坡丘陵地貌，北高南低，地面标高约在1421～1446m之间。

本工程在石槽村矸石电厂南侧扩建，可利用场地东西长约1km，南北宽约1km，可利用面积约100hm2，可满足电厂建设用地以及相应的施工用地的要求。

厂址地势相对四周较高，不会受到洪水的影响。厂址地下无矿藏、文物；厂址附近无机场及军用设施。

厂址处无拆迁。

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4.2 交通运输 4.2.1 铁路

灵武市目前有地方铁路大古支线，该铁路西起包兰铁路大坝车站，东至灵武矿区古窑子车站，全长70.1km，在灵武市境内设灵武、古窑子车站，预留甜水河车站。

大古支线的主要技术标准如下：

铁路等级： 地方铁路Ⅰ级 正线数目： 单线

坡度： 上行6‰，下行12.1‰ 最小曲线半径： 300m 牵引种类： 蒸汽 机车类型： 前进

牵引定数： 上行3050t，下行1550t 到发线有效长： 650m，预留850m 闭塞类型： 继电半自动

宁东煤田规划矿区铁路一是到枣泉矿区，设羊场湾车站和枣泉车站；二是到鸳鸯湖矿区，并设灵新车站、清水营车站、白芨滩车站、大坡壕车站、梅园站、石槽村站、红柳站、规划东圈站、红梁子站、冯记沟站、甜水井站等。

本工程电厂燃煤大部采用皮带运输进厂，部分采用公路来煤。

电厂不设铁路专用线。电厂大件设备拟采用铁路运至古窑子车站经矿区铁路,再通过公路运输进厂。 4.2.2 公路概况

（1）概述

灵武市境内有高速公路、国道211、307等，形成了四纵五横的公路交通框架。市域高速路70km，307国道70km，211国道50km。全市乡级公路通车总里程472km，行政村通公路615km，全市辖区8个乡镇已全部通油路，公路交通十分便利。

羊枣公路（羊场湾～枣泉）现状，该公路为二级公路标准，路基宽12.0m，路宽9.0m,设计荷载汽-20级、挂车100， 设计行车速度60km/h。

马吴公路（马家滩～吴忠）现状，该公路为三级公路标准,路基宽8.5m，路宽7.0m,沥青路面。

211、307国道现状，该公路为二级公路标准,路基宽8.5m，路宽7.0m, 沥青路面。

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（2）电厂专用道路

进厂道路：从磁马公路引接，采用汽－20级宽7.0m混凝土路面，长约4.0km。本次不新建，利用宁东矸石电厂已建的进厂道路。

运灰道路：除利用矸石电厂已建运灰道路，本次另新建0.8km长运灰道路，采用汽－20级宽7.0m混凝土路面。

运煤道路：除利用矸石电厂已建运煤道路，本次不新建。

4.3 水文及气象 4.3.1 厂址水文条件

国华宁东电厂位于灵武市东南约48km处的马家滩镇北边，南距马家滩镇约4km，北距红柳矿井工业场地约1km，西距麦垛山矿井工业场地约3km，厂址区域属于宁东缓坡丘陵地貌，地势高而开阔，土地荒芜，植被稀疏，沙化严重，地表为黄土状粉土；厂区地形由北向南倾斜，地面自然标高在1420~1450m之间。

本期国华宁东2×1000MW超超临界燃煤机组工程紧邻已投产的一期2×300MW工程南侧扩建，根据总图专业提供的神华国华宁东2×1000MW扩建工程全厂总体规划图分析，厂地势高而开阔，远离河流，不存在河流洪水威胁，也无山洪影响。 4.3.2 气象条件

该区深居腹地，东边为毛乌素沙漠，西边隔黄河川道为腾格里沙漠，为典型的性季风气候，属于寒冷地区，表现为降水少，蒸发大，日照充足，温差大，春季多风而干旱，冬季寒冷而漫长，夏季多偏南风，冬季多偏北风，年平均气温为8.3℃，极端最高气温为38.1℃，极端最低气温为-29.6℃，全年降水

量为273.5mm，降水量集中在7、8、9三个月，这三个月降水量占全年降水量的%。

厂址附近有灵武气象站和盐池气象站，灵武气象站位于电厂东北方向约54km处的黄河川道，海拔高度1115.9m，盐池气象站位于电厂正西约53km处的宁东灵盐台地上，海拔高度1347.8m，电厂海拔约1430m。虽然电厂距2个气象站距离相当，但盐池气象站与电厂海拔、自然地理环境更接近，故确定本工程常规气象条件采用盐池气象站观测资料统计。但是，由于空冷机组对气温、风向、风速气象参数比较敏感，尽管前期已进行了1年的空冷气象观测，但因为前期工程的建成会对本期工程气象场产生一定影响，并且因为气象要素发生的偶然性，为科学合理地分析确定本期空冷气象设计条件，建议

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业主尽快委托有资质的单位进行空冷气象对比观测分析工作，待观测结束后，应根据对比观测分析成果对本阶段提供的空冷气象参数进行修正。

盐池县气象站建站于1954年，是国家基本气象站，原址位于县城鼓楼南街城市中心地带，北纬37°47′、东经107°24′，海拔高度为1347.8m。随着城市建设步伐的加快，气象探测环境受到影响，2002年经中国气象局批准，盐池县气象局搬迁至盐池县花马池镇长城村二堡自然村，北纬37°48′，东经107°23′，海拔高度为1349.3m，风速感应器距地高度为10.3m，型号为EZC-1。经对比分析迁站前后气象资料可合并统计。 (1) 基本气象要素统计值

根据盐池气象站40余年观测资料，统计得盐池气象站基本气象要素年值和月值见表4.3-1、表4.3-2。

表4.3-1 盐池气象站基本气象要素年值统计表 项 目 累年年平均气压 累年年平均气温 最大日温差 累年最热月平均气温 累年最冷月平均气温 累年极端最高气温 累年极端最低气温 累年平均水汽压 累年平均相对湿度 累年年平均降水量 累年最大一日降水量 累年年平均蒸发量 累年平均风速 累年最大风速 累年最大积雪深度 单位 hPa ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ hPa % mm mm mm m/s m/s cm 数值 866.0 8.3 30.4 22.8 -8.1 38.1 -29.6 6.5 50% 273.5 121.2 2041.8 2.6 24 12 发生日期 1957.3.28 1966.6.21 1954.12.12 1999.7.13 1962.2.21 2001.4.9 第 27 页

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累年最大冻土深度 累年平均雷暴日数 累年平均沙尘暴日数 累年平均大风日数 年最多冻融循环次数 cm d d d times 128 18.8 20.7 12.3 93 1968.02 2004年 表4.3-2 盐池气象站累年逐月气象要素统计表

月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 平均 或合计 866.0 8.3 2.6 50 273.5 2041.8 平均气压 （hPa） 869.9 868.1 866.2 8.1 862.9 860.1 859.0 861.8 866.6 870.2 871.4 871.3 平均温度 （℃） -8.1 -4.4 2.3 10.2 16.3 20.8 22.8 20.9 15.6 8.6 0.6 -5.9 平均风速 平均相对湿（m/s） 2.3 2.4 2.7 3.1 3.2 2.9 2.8 2.5 2.3 2.2 2.5 2.5 度（%） 49 46 43 37 40 46 55 62 60 56 51 50 平均降水量（mm） 1.9 3.1 10.1 13.6 26.9 34.1 61.1 65.5 34.1 16.2 5.4 1.5 平均蒸发量 （mm） 43.3 61.2 129.4 228.7 308.1 314.6 296.5 236.6 170.5 127.6 77.2 48.2 (2) 设计风速及风压 根据盐池气象站1956～2010年共55年历年最大风速资料系列，并将1970年之前的定时最大风速换算为自记最大风速，然后采用极值Ⅰ型法统计计算得：五十年一遇10m高10min平均最大风速为25.4m/s，相应风压为0.40kN/m2；百年一遇10m高10min平均最大设计风速为27.2m/s，相应风压为0.46N/m2。查《建筑结构荷载规范》，盐池气象站五十年一遇风压为0.40kN/m2，百年一遇风压为0.45kN/m2，本次计算结果与建筑结构荷载规范一致。经现场踏勘分析，由于气象站处于县城周围，受周围建筑物阻挡，风速偏小，而电厂周围地势高耸开阔，按照《电力工程气象勘测技术规程》DL/T5158-2002，

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分析认为将气象站风速乘以1.05的系数作为电厂设计风速，即电厂五十年一遇10m高10min平均最大风速为26.7m/s，相应风压为0.45kN/m2；百年一遇10m高10min平均最大设计风速为28.6m/s，相应风压为0.51N/m2。 (3) 五十年一遇最大积雪深度及雪压

根据盐池气象站1954～2010年共57年历年最大积雪深度，采用极值Ⅰ型法统计计算，求得五十年一遇最大积雪深度为12.6cm，相应雪压为0.15kN/m2。查建筑结构荷载规范，盐池五十年一遇雪压为0.30kN/m2，确定电厂五十年一遇雪压采用0.3kN/m2。 (4) 三十年一遇极端最低气温及相应风速

根据盐池气象站1954～2010年共57年历年极端最低气温资料，进行P—Ⅲ型频率统计计算，求得三十年一遇极端最低气温为-30.1℃，相应风速为13.0m/s。 (5) 累积频率为10%的气象条件

根据盐池气象站2006～2010年夏季（6、7、8月）逐日平均干球温度、相对湿度、平均风速、平均气压资料求得对应逐日平均湿球温度，将逐日平均湿球温度从大到小进行累积频率统计，求得累积频率为10%的日平均湿球温度为18.7℃，相应平均干球温度为24.9℃，相对湿度为56%，平均气压为859.7hPa，平均风速为2.1m/s；逐日对应值见表4.3-3。

4.3-3 2006～2010年夏季累积频率为10%的湿球温度的对应值

年 2006 2006 2006 2006 2006 2007 2007 2007 2007 2008 2009 2010 月 7 7 8 8 8 8 8 8 8 8 7 7 平均 日 8 19 6 16 17 6 19 20 21 6 18 16 干球温度 （℃） 23.3 23.3 25.7 24.4 24.8 22.7 26.0 26.7 26.6 23.9 24.7 26.2 24.9 平均风速 （m/s） 51 57 55 69 49 46 46 61 57 49 56 平均气压 (hPa) 2.8 1.3 2.2 2.1 3.4 1.9 1.3 1.6 1.0 3.7 1.3 2.3 2.1 相对湿度 (%) 855.9 860.0 857.9 859.2 860.2 857.9 861.8 862.7 861.8 858.9 858.2 859.7 859.7 （6） 暴雨强度公式 灵武地区的暴雨强度公式可采用青铜峡市暴雨强度公式，公式如下：

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q式中：

q—流量(L/s/ha)； p—重现期(a)； t—时间(min)。

（7） 风向玫瑰图

261(14.09lgp).692t0

盐池气象站全年、夏季、冬季风向玫瑰图见图W-01、图W-02、图W-03。 （8） 盐池气象站空冷气象条件

盐池气象站2003年之前没有逐时气温资料，故本次根据该气象站最近八年（2003～2010年）的逐时气温及最近十年2001～2010年的风向风速实测资料进行空冷气象参数的分析统计，现将分析统计结果提供如下。

典型年气温统计：经计算年平均气温与最近十年的平均气温最接近的年份为2007年、2009年，与最近五年的平均气温最接近的年份也为2007、2009年，分别求得2007年、2009年逐时气温累积频率计算，取累积时数为200小时气温高者为最终典型年，最终选取2007年为典型年。典型年（2007年）逐时气温累积频率统计见表4.3-4。 最近八年（2003~2010年）气温≥26℃，且风速≥3m/s、≥4m/s、≥6m/s、8m/s各风向频率、平均风速、最大风速统计见表4.3-5，对应风向玫瑰图见图W-04、图W-05、图W-06、W-07。

表4.3-4 盐池气象站典型年（2007年）逐时干球温度累积频率表 气温分级 35.9～35.0 34.9～34.0 33.9～33.0 32.9～32.0 31.9～31.0 30.9～30.0 29.9～29.0 28.9～28.0 出现 时数 0 2 7 37 57 82 106 79 累积 时数 0 2 9 46 103 185 291 370 累积频 率（%） 0.0 0.0 0.1 0.5 1.2 2.1 3.3 4.2 气温分级 5.9～5.0 4.9～4.0 3.9～3.0 2.9～2.0 1.9～1.0 0.9～0.0 -0.1～-1.0 -1.1～-2.0 出现 时数 222 208 212 214 223 256 205 210 累积 时数 5417 5625 5837 6051 6274 6530 6735 6945 累积频率（%） 61.8 .2 66.6 69.1 71.6 74.5 76.9 79.3 第 30 页

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27.9～27.0 26.9～26.0 25.9～25.0 24.9～24.0 23.9～23.0 22.9～22.0 21.9～21.0 20.9～20.0 19.9～19.0 18.9～18.0 17.9～17.0 16.9～16.0 15.9～15.0 14.9～14.0 13.9～13.0 12.9～12.0 11.9～11.0 10.9～10.0 9.9～9.0 8.9～8.0 7.9～7.0 6.9～6.0 118 128 163 166 1 217 207 212 227 272 293 269 254 2 253 261 228 225 240 212 204 223 488 616 779 945 1134 1351 1558 1770 1997 2269 2562 2831 3085 3349 3602 3863 4091 4316 4556 4768 4972 5195 5.6 7.0 8.9 10.8 13.0 15.4 17.8 20.2 22.8 25.9 29.3 32.3 35.2 38.2 41.1 44.1 46.7 49.3 52.0 54.4 56.8 59.3 -2.1～-3.0 -3.1～-4.0 -4.1～-5.0 -5.1～-6.0 -6.1～-7.0 -7.1～-8.0 -8.1～-9.0 -9.1～-10.0 -10.1～-11.0 -11.1～-12.0 -12.1～-13.0 -13.1～-14.0 -14.1～-15.0 -15.1～-16.0 -16.1～-17.0 -17.1～-18.0 -18.1～-19.0 -19.1～-20.0 -20.1～-21.0 -21.1～-22.0 -22.1～-23.0 191 187 150 152 162 149 137 147 115 86 70 71 49 58 23 26 17 17 4 2 2 7136 7323 7473 7625 7787 7936 8073 8220 8335 8421 8491 8562 8611 8669 8692 8718 8735 8752 8756 8758 8760 81.5 83.6 85.3 87.0 88.9 90.6 92.2 93.8 95.2 96.1 96.9 97.7 98.3 99.0 99.2 99.5 99.7 99.9 100.0 100.0 100.0 表4.3-5 盐池气象站最近八年夏季气温≥26℃、且风速≥3m/s、≥4m/s、≥6m/s、

≥8m/s各风向频率、平均风速、最大风速统计表

最近八年夏季气温≥26℃且风速≥3m/s风向频率、平均风速、最大风速统计表 风向 N NNE NE ENE E ESE SE SSE S SSW 总个数 113 96 62 66 85 168 296 459 438 271 年均个数 14 12 8 8 11 21 37 57 55 34 频率(%) 4 3 2 2 3 6 10 16 15 9 平均风速 4.3 4.2 3.7 4 3.9 3.8 4.2 4.4 4.7 5 最大风速 7.6 7.9 6.1 6.6 7.7 6.6 7.6 8.6 11.2 12.9 第 31 页

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SW 11 3 4.4 7.7 WSW 147 18 5 4.9 9.1 W 203 25 7 5.1 9.5 WNW 225 28 8 5 12.5 NW 127 16 4 4.6 9.1 NNW 115 14 4 4.2 8.6 最近八年夏季气温≥26℃且风速≥4m/s风向频率、平均风速、最大风速统计表 风向 总个数 年均个数 频率(%) 平均风速 最大风速 N 61 8 4 5.1 7.6 NNE 41 5 2 5.2 7.9 NE 16 2 1 4.7 6.1 ENE 26 3 2 4.8 6.6 E 31 4 2 4.9 7.7 ESE 61 8 4 4.7 6.6 SE 154 19 9 4.9 7.6 SSE 278 35 16 5 8.6 S 279 35 16 5.4 11.2 SSW 201 25 12 5.6 12.9 SW 49 6 3 5.1 7.7 WSW 107 13 6 5.4 9.1 W 150 19 9 5.7 9.5 WNW 154 19 9 5.8 12.5 NW 76 10 4 5.4 9.1 NNW 49 6 3 5.1 8.6 最近八年夏季气温≥26℃且风速≥6m/s风向频率、平均风速、最大风速统计表 风向 总个数 年均个数 频率(%) 平均风速 最大风速 N 9 1 2 6.7 7.6 NNE 9 1 2 6.9 7.9 NE 1 0 0 6.1 6.1 ENE 2 0 1 6.3 6.6 E 4 1 1 6.9 7.7 ESE 4 1 1 6.3 6.6 SE 14 2 4 6.6 7.6 SSE 36 5 9 6.8 8.6 S 69 9 18 7.3 11.2 SSW 8 17 7.2 12.9 SW 9 1 2 6.6 7.7 WSW 26 3 7 7.3 9.1 W 56 7 15 7.2 9.5 WNW 52 7 14 7.6 12.5 NW 20 3 5 7 9.1 NNW 10 1 3 6.9 8.6 最近八年夏季气温≥26℃且风速≥8m/s风向频率、平均风速、最大风速统计表 风向 总个数 年均个数 频率(%) 平均风速 最大风速 N 0 0 0 0 0 NNE 0 0 0 0 0 第 32 页

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NE ENE E ESE SE SSE S SSW SW WSW W WNW NW NNW 0 0 0 0 0 3 15 11 0 6 15 16 2 1 0 0 0 0 0 0 2 1 0 1 2 2 0 0 0 0 0 0 0 4 22 16 0 9 22 23 3 1 0 0 0 0 0 8.3 9.3 9.5 0 8.5 8.8 9.2 9.1 8.6 0 0 0 0 0 8.6 11.2 12.9 0 9.1 9.5 12.5 9.1 8.6 第 33 页

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4.4 电厂水源

本期工程以红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水和宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程联合供水，其中宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程作为电厂生活水和煤矿疏干排水的备用水源。其基本情况如下： 4.4 .1红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水 （1）红柳煤矿、麦垛山煤矿概况

红柳井田位于鸳鸯湖矿区东南部，东经106°41′38″～106°49′18″，北纬37°47′49″～37°56′56″之间。行政区划隶属宁东镇和马家滩镇管辖，井田呈西北～东南条带状，南北长9km，东西宽5km，总面积44.1km2。井田设计生产能力为8.0Mt/a，服务年限73年，2010年红柳矿一期已投产建成。红柳井田呈西北高、东南低的低缓丘陵地貌，海拔高度在1490～1360m之间，地面起伏不大，大部分地区北沙丘掩盖，多系风成垄状及新月型流动沙丘，间有被植物固定或半固定沙丘。

麦垛山井田位于鸳鸯湖矿区西南部，行政区划隶属灵武市宁东镇和马家滩镇管辖。地理坐标：东经106°39′18″～106°46′38″，北纬37°46′34″～37°54′33″之间。井田呈西北～东南向条带状展布，整个井田南北长约12.6km，东西宽约5.8km，勘探区面积约44.9km2。井田设计生产能力为8.0Mt/a，服务年限70年，原计划2010年建成投产，但至2011年5月还未投产。井田内地势较平坦，总体西北高，东南低，海拔高度在1552～1345m之间，属于半沙漠低丘地形，白垩纪砾岩多形成高地残丘，全区普遍覆盖一层风成沙漠，多系风成垄状及新月形流动沙丘，间有被植被固定或半固定沙丘，勘探区西北部黄土侵蚀切割之后成堰、梁、峁地形，冲沟发育，地貌比较复杂。 （2） 矿井排水量分析

根据本工程《水文气象报告》（60-F6981K-W01）对红柳煤矿和麦垛山煤矿排水的告分析，红柳煤矿和麦垛山煤矿排水量如下表4.4.1-1：

表4.4.1-1 矿井达产后涌水量计算表（单位：m3/d）

涌水量计算方法 大井法 狭长水平巷道地 红柳煤矿 17093.2 14824.8 麦垛山煤矿 139. 18377.28 第 42 页

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下水动力学法法 产量富水系数比拟法 17534.2 17534.2 富水系数比拟法富水系数为灵新矿开采多年后的资料，属碎石井矿区，与鸳鸯湖矿区水文地质条件有一定差异，三种方法对弱含水层涌水量随开采面积增大及深度增加不明显的因素均考虑不足，就相对比较而言，狭长水平巷道地下水动力学法更为接近实际。因此，从供水可靠性和安全性出发，采用狭长水平巷道地下水动力学法计算结果可作为矿井正常涌水量，较为合理。 （3）红柳集中水处理站水量

根据2009年9月中煤国际工程集团北京华宇工程有限公司编写的《神华宁夏煤业集团有限责任公司鸳鸯湖矿区红柳矿井及选煤厂集中水处理站初步设计说明书》，井下水处理站处理对象为红柳矿井下水及麦垛山矿井下水，其中红柳矿井下排水量按照632m3/h，麦垛山矿井下排水量766m3/h，两个矿井合计排水量为1398m3/h，折合每日排水量为33552m3/d设计。

红柳集中水处理站分预处理与深度处理两大部分，预处理部分包括加药、混凝、沉淀、除油及过滤一体化设备，深度处理部分包括超滤设备、反渗透设备。预处理部分处理对象为红柳矿井井下排水和麦垛山矿井井下排水，深度处理部分处理对象为全部经预处理的矿井水。处理后的井下排水首先考虑复用于红柳矿井井下消防洒水、麦垛山矿井复用水，富余水量供给本工程。

红柳集中水处理站一期工程已建成投产，二期工程计划2011年5月开工，2012年3月投产，井下水处理站设计规模为：一期：17000m3/d，二期实施后总设计规模为34000m3/d。一期日平均处理水量为16776m3/d，经深度处理后可产生的再生水量为9721m3/d，其中用于红柳矿消防洒水2300m3/d，用于麦垛山矿复用水2100m3/d，剩余5321m3/d水可供电厂使用。如果二期工程日平均处理量与一期工程相同，经深度处理后可产生的再生水量也为9721m3/d，这样集中水处理站一、二期工程实施后，扣除红柳矿消防洒水和麦垛山矿井复用水，可提供给电厂经深度处理后的再生水为15042m3/d。 （4）水质

根据2009年9月中煤国际工程集团北京华宇工程有限公司编写的《神华宁夏煤业

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集团有限责任公司鸳鸯湖矿区红柳矿井及选煤厂集中水处理站初步设计说明书》,井下水处理站出水主要用于矿井井下消防洒水、选煤厂洗煤补充水及电厂冷却循环补充水，各用水项目的用水水质各不相同，为简化处理系统，确定设计处理后的出水水质按各项目用水水质要求最高的指标执行，详见表4.4.1-2。

表4.4.1-1 处理后水质标准 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 4.4 .2宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程 （1）宁东供水工程概况

宁东供水工程是宁东能源重化工基地非常重要的基础设施项目，对有效改善银川周边的生态环境，促进“大银川”的建设，具有非常积极的作用，是自治区经济建设的“一

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项 目 pH值 SS（mg/L） 悬浮物粒径 浊度（NTU） BOD5（mg/L） CODcr（mg/L） 铁（mg/L） 锰（mg/L） CL（mg/L） 总硬度（以CaCO3计）（mg/L） 总碱度（以CaCO3计）（mg/L） 溶解性总固体（mg/L） 氨氮（mg/L） 总磷（以P计）（mg/L） 游离余氯（mg/L） 粪大肠菌群 总大肠菌群（个/L） -处理标准值 6.5～8.5 ≤30 ＜0.3mm ≤5 ≤10 ≤60 ≤0.3 ≤0.1 ≤250 ≤300 ≤350 ≤1000 ≤10 ≤1 末端0.1～0.2 不得检出 不得检出 生活饮用水标准 6.5～8.5 - - 3 - - ≤0.3 ≤0.1 ≤250 ≤450 - ≤1000 - - 末端0.1～0.2 不得检出 不得检出 神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

号工程”。该项目分两期建设，一期工程于2005年12月建成并投入使用，年供水规模为13540×104m3，设计抽黄流量为5.8m3/s；二期工程计划在2011开工建设，2015年建成，年供水规模为17407×104m3，设计抽黄流量8.5 m3/s。

宁东供水工程自银川黄河大桥下游1km处的横城南侧取水，经泵站加压送入能源重化工基地——鸭子荡水库，再经鸭子荡水库调蓄和沉沙后，由宁东水务局向各用户供水。从黄河泵站至鸭子荡水库，累计净扬程149.0m，输水线路总长25.3km。

根据电厂水资源论证报告分析，宁东供水工程在黄河取水口处频率为97%的枯水流量大于供水工程的设计最小流量100m3/s的指标，取水河段来水量能够满足鸭子荡水库P＝97％保证率的取水要求。 （2）鸭子荡水库一期工程

鸭子荡水库是宁东供水工程的重要组成部分，承担着宁东能源化工基地的供水工程的水量调解和沉沙作用，宁东供水工程分两期建设，鸭子荡水库也同样分两期建设。 a． 鸭子荡水库特性

鸭子荡水库位于灵武市东部的大河子沟支流——挂井子沟，坝址以上流域面积15km2，概化长度为5km。该水库承担能源重化工基地的供水任务，水库调节库容为1200×104m3；水库暂不考虑排沙运用，也不考虑水库供水而排出的泥沙，淤积年限按30年计算，所需淤积库容为750×104m3；水库按50年一遇洪水设计，千年一遇洪水校核，防洪库容为103×104m3（校核洪水位控制）；一期总库容为2053×104m3，水库采用年调节方式。水库特性见下表4.4.2-1，水库水位～面积、容积关系见下表4.4.2-2。

表4.4.2-1 鸭子荡水库一期工程特性表 序号 1 2 3 项目 坝址以上汇流面积 设计/校核洪水流量 设计/校核洪水总量 设计/校核洪水位 百年一遇洪水流量 百年一遇洪水总量 百年一遇洪水位 单位 km2 m3/s 104m3 m m3/s 104m3 m 数量 15 110/265 38/103 备注 P=2%，P=0.1% 1249.60/1249.90 136 50 1249.7 第 45 页

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4 水库淤积高程 m 1243.4 一期工程设计淤积30年 5 6 7 8 9 10 正常蓄水位 总库容 淤积库容 调节库容 防洪库容 坝址地基特性 地震烈度 坝顶高程 最大坝高 m 104m3 104m3 104m3 104m3 m m 1249.5 2053 750 1200 103 砂质泥岩 8 1252.5 24.5 最高洪水位1249.9m 淤积年限为30年 河床以上最大坝高23.5m 11 12 13 14 坝顶轴线长度 坝顶宽度 放水塔底板高程 放水塔高度 放水塔外形尺寸 放水塔设计供水流量 泄水洞尺寸 泄水洞长度 m m m m m m3/s m m 2330 7 1228.00 24.5 9.89.8 15.0 2-DN1.6 100 壁厚0.5m 最大放水流量30 m3/s PCCP管，2排 比降i=1/400 泄水洞进/出口底板高程 m 1228.24/1227.97 表4.4.2-2 鸭子荡水库水位面积、容积关系表 高程 (m) 1229.00 1230.00 面积 (10m) 0 3.12 42平均面积 (10m) 0 1.56 42深度 (m) 0 1.00 容积 (10m) 0 1.56 43累计容积 (10m) 0 1.56 43 第 46 页

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1232.50 1235.00 1237.50 1240.00 1242.50 1245.00 1247.50 1250.00 1252.50 1255.00 1257.50 1260.00 1262.50 1265.00 15.35 29.62 53.59 84.16 123.49 167.16 219.52 285.39 361.09 452.92 557.13 681.97 862.98 987.94 9.23 22.49 41.61 68.88 103.82 145.33 193.34 252.45 323.24 407.00 505.02 619.55 772.48 925.46 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 23.09 56.22 104.02 172.19 259.56 363.31 483.35 631.14 808.10 1017.51 1262.56 1548.87 1931.19 2313.66 24.65 80.86 184.88 357.08 616. 979.95 1463.30 2094.44 2902.54 3920.05 5182.61 6731.48 8662.67 10976.32 b．鸭子荡水库供水规模

鸭子荡水库承担着能源重化工基地的供水调节，一期工程设计年总供水量15940104m3，其中向工业供水量13540104m3，向鸭子荡生态区供水量2400104m3，设计工业日平均供水量37.1104m3，供水保证率要求为97%；生态用水根据需要供水，保证率为75%。二期工程计划在2011开工建设，2015年建成。

表4.4.2-3 鸭子荡水库规划向工业年供水量表 单位:104m3

项目 煤矿 电厂 煤化工 合计 c．鸭子荡水库水量平衡计算

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一期工程年供水量 840 6000 6700 13540 二期工程年供水量 807 11200 5400 17407 合 计 17 17200 12100 30947 神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

鸭子荡水库主要承担能源重化工基地工业用水，一期工程年供水量为13540104m3，供水保证率为97%。

（a） 水库蒸发水量损失

水库水面蒸发水量以月进行计算，计算时，E601蒸发器观测的水面蒸发量，并不能代表自然界的水体蒸发，需要进行折算。折算系数采用干旱地区巴彦高勒蒸发实验站多年实验的平均值（巴彦高勒蒸发实验站为国家Ⅱ级大型实验站），计算公式为：

W水库=S水体×（EE601×k-P月） 式中：W水库——月水库水面蒸发量； S水库—月平均水库水面面积；

EE601—E601蒸发器观测的月水面蒸发水深； k—E601蒸发器相应月份的折算系数； P月—月降水深度。

水面蒸发量资料和降水资料，采用水库区域的多年平均值，水库蒸发水量损失计算结果见下表4.4.2-4：

表4.4.2-4 鸭子荡水库水面蒸发量计算表

累计 月份 蓄水量 10m1 2 3 4 5 6 7 8 9 43 水面 面积 10m 229.7 236.1 270.6 278.3 275.8 267.6 232.9 192.4 194.0 43E601 蒸发 （mm） 32.0 52.8 112.0 190.4 244.8 238.4 222.4 187.2 140.8 E601 折算 系数 0.73 0.73 0.74 0.80 0.76 0.77 0.81 0.86 0.91 折算后 蒸发 （mm） 23.4 38.5 82.9 152.3 186.0 183.6 180.1 161.0 128.1 降水量 （mm） 1.2 2.2 6.7 12.3 17.9 19.9 43.1 56.4 23.3 净蒸 发量 （mm） 22.2 36.3 76.2 140.0 168.1 163.7 137.0 104.6 104.8 蒸发 水量 104m3 5.1 8.6 20.6 39.0 46.4 43.8 31.9 20.1 20.3 1528.8 17.7 1970.0 2034.9 2013.6 1943.3 1615.6 1201.8 1217.6 第 48 页

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10 11 12 说明 1294.5 1072.3 1554.9 201.6 179.1 226.9 99.2 51.2 28.8 0.92 0.80 0.73 0.81 91.3 41.0 21.0 12.2 12.6 3.7 0.7 200.0 78.7 37.3 20.3 10.2 15.9 6.7 4.6 262.9 2785.0 1600.0 水面面积是用库容面积关系以没有扣除蒸发和渗漏前的累计蓄水量库容推算的 （b）水库泥沙淤积量计算

水库的淤积物95%以上来自入库黄河水携带的泥沙，鸭子荡水库一期工程的淤积年限按30年设计。入库泥沙根据月入库水量和相应月份黄河青铜峡站多年平均含沙量计算。结果见下表4.4.2-5：

表4.4.2-5 鸭子荡水库入库水量和入库泥沙计算表

入库水量 月份 开机天数 (d) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 24 24 30 24 23 22 16 15 23 25 30 31 入库流量 (m/s) 5.68 5.68 5.68 5.68 5.68 5.68 5.68 5.68 5.68 5.68 5.68 5.68 3入库水量 (10m) 1177.8 1177.8 1472.3 1177.8 1128.7 1079.7 785.2 736.1 1128.7 1226.9 1472.3 1521.3 43含沙量 (kg/m3) 0.070 0.060 0.110 0.540 1.29 4.01 4. 7.03 5.44 2.59 0.350 0.120 入库沙量 (t) 824.5 706.7 1619.5 6360.1 14560.6 43294.1 38396.4 51749.8 61402.9 31776.2 5152.9 1825.6 淤积量 (104m3) 0.059 0.050 0.116 0.454 1.040 3.092 2.743 3.696 4.386 2.270 0.368 0.130 第 49 页

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全年 说明 287 14085 257669 18.4 7、8月份的平均含沙量为去除日平均含沙量大于5kg/m3后的日数计算的。 经计算，年入库沙,25.77×104t，按每立方1.4t计算，折合体积18.4×104m3，设计按25×104m3计；30年入库沙量773.1×104t，折合水库淤积量552.0×104m3，设计按750×104m3计。在表3-6计算时，7、8月份平均含沙量大于5 kg/m3后的日数计算的。在水库运行过程中，应尽量避开大含沙量，以减少水库淤积。

（c）水库渗漏损失量计算

水库渗漏损失包括坝体、坝基和库区渗漏，该区域相对隔水层均为第三系砂质泥岩，岩层深厚，透水性差。根据库区坝址的地质及水文地质情况，参考国内已建成水库的实际渗漏资料，选用经验指标进行计算，认为每月渗漏量占死水位以上库容的1.5%，经计算年平均渗漏损失水量为134.6104m3。

（d）水库水量平衡计算

水库从黄河年取水量为15940×104m3（其中工业用水13540×104m3，生态用水2400×104m3），以及水库的蒸发渗漏损失、泥沙淤积量，进行水库水量平衡计算，计算结果见下表4.4.2-6。

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表4.4.2-6 鸭子荡水库调节计算表（单位：104m3）

月份 死库容 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 合计 说明 抽水 天数 15.3 30 31 24 24 30 24 23 22 16 15 23 25 287 入库 水量 750 1472.3 1521.3 1177.8 1177.8 1472.3 1177.8 1128.7 1079.7 785.2 736.1 1128.7 1226.9 14085 供水 天数 0 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 365 出库 水量 0 1150 1039 1150 1113 1150 1113 1150 1150 1113 1150 1113 1150 13540 库内累积累计蓄水量 入库–出库 水量 （包括死库容） 0 322.3 482.6 27.8 .9 322.3 .9 -21.2 -70.3 -327.7 -413.8 15.8 76.9 224.1 706.7 734.6 799.5 1121.8 1186.7 1165.5 1095.1 767.5 353.6 369.5 446.4 750 1072.3 1554.9 1582.8 17.7 1970.0 2034.9 2013.6 1943.3 1615.6 1201.8 1217.6 1294.5 蒸发 损失 6.67 4.61 5.09 8.58 20.62 38.97 46.37 43.79 31.92 20.12 20.33 15.86 262.9 渗漏 损失 3.36 10.60 11.02 11.99 16.83 17.80 17.48 16.43 11.51 5.30 5.54 6.70 134.6 损失水量 来水–供水 水库蓄水量（包合计 （可供水量） 括死库容） 10.0 15.2 16.1 20.6 37.4 56.8 63.9 60.2 43.4 25.4 25.9 22.6 397.5 312.2 779.7 791.4 835.7 1120.6 1128.7 1043.6 913.1 542.0 102.7 92.7 147.0 750 1062.2 1529.7 1541.4 1585.7 1870.6 1878.7 1793.6 1663.1 1292.0 852.7 842.7 7.0 本表计算渗漏损失时用库内累积水量计算，不包括死库容。渗漏损失率取1.5%。 水库的死库容量，应在应在水库供水应用前蓄够，即750×104m3，水库年水面蒸发水量损失为262.9×104m3，年渗漏损失水量为134.6×104m3，水库供水运行中，年入库水量为14085×104m3，因此水库从黄河年取水量应为14367×104m3（沿程损失以2%计）。

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根据“宁东供水工程初设”，取水时间应扣除春节放假停机时间，7、8月份含沙量大于30kg/m3的停机时间、枯水取不出水的时间、设施设备和电路等维修养护时间，以及不可预见的故障停机时间，这时水库要保障各用水户的用水需要。

含沙量大于30kg/m3的停机时间全年为57d（主要在7、8月份），将设施设备和电路等的维修养护安排在此期间；流量小于100m3/s枯水时间取11d（根据青铜峡站流量加上区间退水资料分析）；考虑不可预见的故障停机时间10天，全年停机按78d计，年取水天数按287日计。

“宁东供水公司初设”中设计入库流量5.68m3/s（取水口流量为5.8m3/s），按这一设计，一年取水时间287d能够满足水库年取水量14367×104m3的要求。 4.4.3灵武市污水处理厂城市再生水 （1）污水处理厂设计规模

灵武污水处理厂一期设计日处理能力为3.5×104 m3/d，二期设计日处理能力增至5.0×104 m3/d。灵武市污水处理厂一期工程已于2005年建成，由于开征污水处理费以及运行费用落实等原因，污水处理厂一直未运行。目前灵武市污水处理厂已于2007年7月底正式投运。

（2）城市现状污水排放量及污水收集量分析

截止2006年年底灵武市城镇人口9.0万人，预测2010年将达到12.0万人。灵武市由新城区、老城区两部分组成，老城区主要为行政办公和居民住宅生活区，占地面积6.0km2;新城区主要为工业区、商业及餐饮服务区，占地面积8.0km2;城区总面积14.0km2。灵武市污水处理厂规划建设集污管网79km，覆盖面积10.53km2，占总面积的75%。目前已建集污管网49.9km，覆盖面积6.km2，占总覆盖面积的63.1%。

污水处理厂投运后处理的污废水主要包括收水范围内的居民生活污水、工业废水及三产污水，其中生活污水排放量每天为0.66×104m3/d，工业废水共计0.×104m3/d；三产污水产生量为0.096×104m3/d，灵武市污水处理厂目前投运时每天实际可处理的污水量共计只有1.6×104m3/d（685.83 m3/h），再生水1.1522×104m3/d（480.083 m3/h）。

（3）城市远期污水排放量预测

随着灵武工业园的发展（2008年建成）及一些小区的建设，到2010年底污水排放量将达2.266×104m3/d（944.167 m3/h），年产再生水578.96×104m3/a（按365天计，660.91 m3/h）。

（4）灵武市污水处理厂城市再生水用户

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到2010年底，灵武市污水处理厂一期工程实际处理后的城市再生水水量为578.96×104m3/a（661m3/h），处理后的再生水全部作为灵武电厂的补给水源，其中再生水421 m3/h作为灵武电厂一期工程的补给水源，240m3/h作为灵武电厂二期工程的作为补给水水源。对灵武市污水处理厂二期工程的城市再生水，灵武市已承落供给灵武电厂等其它用户，已没有剩余城市再生水再供给其它用户。 4.4.4电厂本期工程水源选择 4.4.4.1灵武市城市再生水

对灵武市城市再生水，已作为灵武电厂一、二期工程的补给水源，城市再生水用水指标已分配完毕，已没有剩余城市再生水再供给其它用户。因此，电厂不再考虑灵武市城市再生水作为电厂水源。

4.4.4.2红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水

红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水排至红柳集中水处理站统一处理。红柳集中水处理站一期工程已建成投产，二期工程计划2011年5月开工，2012年3月投产，井下水处理站设计规模为：一期：17000m3/d，二期实施后总设计规模为34000m3/d。一期日平均处理水量为16776m3/d，经深度处理后可产生的再生水量为9721m3/d，其中用于红柳矿消防洒水2300m3/d，用于麦垛山矿复用水2100m3/d，剩余5321m3/d水可供电厂使用。如果二期工程日平均处理量与一期工程相同，经深度处理后可产生的再生水量也为9721m3/d，这样集中水处理站一、二期工程实施后，扣除红柳矿消防洒水和麦垛山矿井复用水，可提供给电厂经深度处理后的再生水为15042m3/d。

宁东矸石电厂一期3X330MW空冷机组工程的供水水源为红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水，2×330MW空冷机组夏季补充水量为273m3/h, 年平均补给水量为268m3/h。以红柳集中水处理站一、二期工程可提供给电厂经深度处理后的再生水为15042m3/d（626m3/h）计算，可供电厂本期工程水量为：夏季为353 m3/h, 年平均358 m3/h。

红柳集中水处理站出水水质满足电厂锅炉补给水处理系统补给水、工业用水的要求。

4.4.4.3宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程

宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程是专门供宁东地区的煤炭、电厂和煤化工用水，其水源是黄河水，鸭子荡水库一期工程年供水量为1.354108m3，一、二期工程年供水量为3.0947108m3，供水保证率为97%，满足电厂本期工程2X100MW空冷机组的用水要求。

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4.4.4.4水源确定

从上分析，灵武市城市再生水已作为灵武电厂一、二期工程的补给水源，电厂不再考虑灵武市城市再生水作为电厂水源。红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水只能提供电厂本期工程水量夏季为353 m3/h、年平均358 m3/h的用水，不能满足电厂本期工程的用水要求，而宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程是专门供宁东地区的煤炭、电厂和煤化工用水。因此。本期工程以红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水和宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程联合供水，其中宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程作为电厂生活水和煤矿疏干排水的备用水源。

本期工程夏季用水量为668 m3/h，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给353 m3/h，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给315 m3/h；年平均7 m3/h，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给358 m3/h，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给2 m3/h。电厂年用水量按照机组年运行7000小时计算。电厂年用水量为467.6104m3/a，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给247.10104m3/a，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给220.50104m3/a。 4.4.5存在问题及建议

1）电厂供水水源应取得水资源管理单位的批复文件。

2）因水库负责宁东能源重化工基地的供水，随着用水户增多，势必存在争水问题，届时需水政部门及水库管理单位协调解决。

3） 请电厂建设单位尽快委托水资源论证等单位对矿坑疏干水的水量及可靠性等作进一步详细论证。

4.5 贮灰渣场

4.5.1电厂灰渣与脱硫石膏量

本工程为新建工程，本期装机容量为2×1000MW电厂拟采用干式除灰，灰场采用干式贮灰场，年灰渣量和脱硫石膏见下表：

电 厂 灰 渣 量 一 览 表

灰渣量 机 组 设计煤种 1×1000MW 2×1000MW 灰 29.91 59.83 年 灰 渣 量（万吨） 渣 3.33 6.66 灰 渣 33.24 66.48 电 厂 脱 硫 石 膏 量 一 览 表

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机 组 设计煤种 2×1000MW 年 石 膏 量（万吨） 27.62 根据电厂本期建设规模，依据《火力发电厂水工设计规定》（DL/T-5339-2006），贮灰渣场的总容量应能存放20年左右规划容量的灰渣和石膏量，本期机组年利用小时按5500小时计；贮灰场容积按设计煤种考虑。

灰渣拟定综合利用按20×104t/a，灰渣综合利用率为30%；脱硫石膏综合利用拟定按13.81×104t/a，石膏综合利用率为50%。

考虑灰渣及脱硫石膏综合利用情况下，贮存本期2×1000MW机组5年灰渣量及石膏量所需灰场容积约为267万m3，贮存10年灰渣及石膏所需灰场容积约为534万m3。贮存规划容量2×1000MW机组20年灰渣及石膏所需规划灰场容积约为1605.8万m3。 4.5.2 王家圈灰场

王家圈灰场位于石槽村厂址以东约4.5公里处，地势较低洼开阔，土地荒芜，植被稀疏，沙化严重。处在荒漠山沟里，流域表面为沙壤土覆盖，植被极差，沟底比较平坦，沟底由角砾粗沙组成。地下水位埋深大于20m。本灰场属山谷灰场。 4.5.3 灰场的水文条件

该灰场位于石槽村厂址以东约4.5km处，为坡地灰场。灰场受北侧坡面洪水的影响，各设计频率洪水的洪峰流量及洪水总量见表4.5-1。

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表4.5-1 王家圈灰场洪水流量过程线和洪水总量表 频率 (%) 0.2 0.5 1 2 时间（h） 流量（m/s） 时间（h） 流量（m/s） 时间（ h） 流量（m/s） 时间（h） 流量（m/s） 3333洪 水 过 程 线 0 0 0 0 0 0 0 0 0.5 27.5 0.5 22.2 0.5 18.3 0.6 14.4 1 172 1 139 1.1 114 1.1 90 2 19.4 2.1 15.7 2.1 12.9 2.3 10.1 4.2 0 4.2 0.0 4.3 0 0 0 洪水总量 （104m3） 63.6 52.3 44.2 36.4 4.5.4 灰场的面积、容积、贮灰年限 王家圈灰场为已建宁东矸石电厂的贮灰渣场。灰场初期坝轴线拟建在距沟口1.0km处，相应沟底标高为1422. 5m，初期坝拟采用砂砾石筑坝，坝体上游边坡及坝顶面设置土工膜防水，下游边坡设置反滤层，外侧用干砌石护面。坝体断面型式为梯形，初期坝坝高7m，坝顶高程1436.0m, 坝顶宽度为4米，上下游坡度为1：3，当堆灰高9m时，相应高程1438m，库容约216×10m, 可满足矸石电厂考虑30%综合利用后贮灰5年的要求；当堆灰高12m时，相应高程1441m，库容约433×104m3, 可满足矸石电厂考虑30%综合利用后贮存灰渣10年要求，此时对应的占地面积为104×104m2；堆灰高为35.5m时，相应高程1458m，相应容积约3320×104m3, 可满足矸石电厂贮存全部灰渣20年以上的要求。

4.6 地震、地质及岩土工程 4.6.1 区域地质条件及其稳定性

4.6.1.1 区域地质概况

拟建神华国华宁东发电厂2×1000MW工程场地位于中朝准地台的三级构造单元陶乐台拱中，西邻银川地堑南端，它们均隶属于鄂尔多斯西缘拗陷带。

鄂尔多斯西缘拗陷带东与中朝准地台中最稳定的鄂尔多斯台拗相连，西南与北祁连褶皱系为邻。其基底为太古界，中条运动使基底拉张形成裂谷，沉积了一套碎屑岩－碳酸盐岩建造。晋宁运动使裂谷一度消失。早寒武世初开始再次产生的局部纵张，至中奥陶世为裂陷的最盛时期，在此裂陷期内沉积了一套碎屑岩－碳酸盐岩建造及复理石建造。中奥陶世后裂谷消失，隆升为陆，大部分地区缺失晚奥陶世至早石炭世沉积。中石

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炭世后，拗陷带的发展进入陆内裂陷或断陷盆地演化的新阶段，其沉积表现为海陆交互相、陆相，厚度巨大，横相变化剧烈。

燕山运动是拗陷带内一次主要的褶皱断裂运动，伴随着褶皱和北北东向断层的逆冲活动，其西缘地区在侏罗纪末隆起成山，东、西两侧山前地带则沦为早白垩世盆地，其内堆积了山麓相的砾岩。晚白垩世-始新世沉积的缺失，表明其经历了一次整体上升、准平原化的过程。

在青藏高原向北东方向持续推挤的作用下，于渐新世开始出现拉张的构造环境，燕山运动形成的北北东、南北向逆断层转化为正断层，其后以断块活动为主要形式，控制着拗陷带的演化过程，银川地堑开始断陷，由中心向两侧扩展并与现今的贺兰山和灵武东山逐步分离。至第三纪末，黄河断裂带和贺兰山东麓断裂发展成为银川第四纪地堑东、西两侧的构造边界，现今的贺兰山形成，陶乐抬拱则与鄂尔多斯台拗组合为一个块体作整体缓隆。

在鄂尔多斯西缘拗陷带西南，隶属北祁连山褶皱系的走廊过渡带处在青藏高原向北东方向推挤的前缘，形成了一系列向北东突出的弧形活动构造带。

拟建工程场地位于总体稳定性较好的鄂尔多斯断块隆起内，但由于地处其西缘，紧邻活动性强烈的青藏断块区和银川地堑，受西侧活动的影响，其新构造活动和地震活动应介于两者之间，具有过渡的特征。

4.6.1.2近场区主要活动断裂及其活动性评价 （1）灵武断层

该断裂北起石坝沟南，向南止于大泉附近，为银川地堑南段的东侧构造边界。 根据断层几何、地貌特征和活动历史，以塌鼻子沟和大河子沟为界，可将其分为三段。塌鼻子沟以北为北段，走向N40°E，长15km，分布在洪积台面上，地貌上为断层崖；中段塌鼻子沟至大河子沟，长12km，走向转为近南北，地貌上东为灵武东山，西侧由山前洪积扇过渡到黄河冲积平原；大河子沟以南为南段，断裂以东是中－晚更新世洪积物构成的台地，西为黄河冲积平原，断层崖连续延伸，该段长23km。

灵武断裂长47km，北段和中段最新活动发生在晚更新世晚期至全新世初期，南段最后一次活动发生在全新世中期；晚更新世以来断层的垂直位移速率为0.24±0.014mm/a；距今27ka以来发生过5次古地震。是近场区内规模最大、活动性最强的断裂，具有发

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生7级左右地震的背景，其与场址的最近距离为40km，灵武断层对场地的最大影响烈度为Ⅶ度。

（2）甜水河断层

该断层是由1:20万银川幅地质图及航片线性影像推测的断层，走向北东，长度7km。断层北西侧为下白垩统砾岩，略向南东倾斜，地貌上表现为与断层同向延伸的低平山丘；南东侧为渐新统泥岩，地层接近水平，倾角只有几度。由于第四系掩盖广泛，地层出露情况甚差，未发现断层存在的直接证据。在山麓部位切割较深的冲沟中，见晚更新世早期的冲洪积砾石层和其上的黄土完整无损，据此，该线性影象即便是断层，在晚更新世以来也无活动。

本断层位于厂址西北，其南端点与工程场地相距39km。

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图4.6.1.2 近场区地震构造图

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（3）老白尔庄-达拉池北北西向断层组

该断层组分布在厂址西南的老白尔庄子至达拉池一带，由7条相互平行的断层组成，向北延出图外，其简要特征见表4.6.1.2。

表4.6.1.2 老白尔庄-达拉池北北西向断层组简要特征

产 状 编号 断层名称 走向 倾向 250 长度 倾角 80 (km) 2 简 要 特 征 断层带宽约10m，断层泥及断层角砾岩发育，断层带内岩石较破碎。 航片地貌上为一沟谷 断裂带宽10-20m，以逆断层为主，局部表现为正断层。地貌表现为笔直的断层河谷，被晚更新世洪积层覆盖 断层两盘产状相反，通过处为一直线状“V”形沟谷，Ⅰ、Ⅱ级阶地没有被错动。 两盘地层产状不同，地貌显示直线状河谷。 发育破碎带，地貌显示直线状河谷 沿断层发育“V”型沟谷 ① 臭马井子沟口335 逆断层 臭马井子沟口335 东逆断层 ② 55 50 2 ③ 三岔沟逆断层 330 60 55 16 ④ 老窑逆断层 335 65 55 55 50 5.2 ⑤ ⑥ ⑦ 老白儿庄子西325 逆断层 老白儿庄子逆325 断层 邵家圈逆断层 325 2 55 55 50 45 3.5 2 本断层组的断层具有如下相同的特征：切割了同一时代的地层，即中-下三叠统纸坊群；走向平行且性质一致，都表现为北北西走向的逆断层；规模较小，长度一般2-5km，最长仅为16km。现场调查在老窑沟断层的北段，见断层两侧冲沟的Ⅰ、Ⅱ级阶地高程相同，没有被断层垂直位移；而三岔沟断层在老白尔庄子以西被上更新统洪积物覆盖，导致断层的地表迹线中断，根据这些地层和地貌证据，可判定这组断层的活动在晚更新世以前停止。本组断层分布于近场区西南角，距厂址最近距离有39km。由于距离厂址较远，对本项目工程场地没有影响。

4.6.1.3 近场地震活动情况

自有地震记载以来，近场区内未发生破坏性地震。根据宁夏地震台网的记录，近场

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区自1970年以来共记录到88次弱震，其中ML=2.5-2.9级地震40次，ML=3.0-3.9级地震46次，ML=4.0-4.9级地震2次。这些地震均发生在近场区西部（东经106.5°以西），属鄂尔多斯断块西缘地区零星分布的弱震。场地5km范围内没有地震分布，这也反应场地所在地区的构造稳定。

4.6.1.4厂址稳定性评价

近场区位于中朝准地台的西缘，自西向东为银川地堑、陶乐台拱和盐池台陷三个三级构造单元，分属鄂尔多斯西缘拗陷带和鄂尔多斯台拗。在新构造分区上，场址所在的陶乐台拱于新生代成为华北断块区的次级单元鄂尔多斯次级断块的一部分，在靠近银川地堑的边缘地区，断层在晚更新世尚有活动，虽然没有破坏性地震，但仍有弱震活动，故其稳定性介于银川地堑和鄂尔多斯台拗之间。

灵武断层是近场区内活动性最强、规模最大的活动断层，具有发生7级地震的背景，距厂址的距离为40km，对工程场地的稳定性不会构成威胁。厂址处于相对稳定的中朝准地台的西缘，区域地质稳定条件较好，适宜建厂。

根据《抗震设计规范》（GB 50011-2010）的相关规定，拟选厂址区属抗震有利地段。 4.6.2 厂址岩土工程条件

4.6.2.1 地形地貌及不良地质作用

拟建厂址地处鄂尔多斯台地西缘，地貌类型属缓坡丘陵地貌。由于一期工程建设需要，场地北半部分已被整理成为一个平台，沿平台向东、南及北侧地面呈降低之势，局部略有起伏，地面标高在1421～1446m之间，最大高差约25m。场地南半部分地表植被稀疏，沙化现象严重。除此之外，未发现其他不良地质作用。

4.6.2.2 地层岩性及分布特征

根据本次勘察结果，厂区地层由上及下依次为第四系全新统风积粉砂（Q4eol）、第四系上更新统风积黄土状粉土（Q3）、残积土及第三系泥岩及砂岩（N）。在勘探深度40m内可分为四个大层，各层土的岩性描述及分布特征如下：

①填土：褐黄色，干燥～稍湿，稍密～中实，土质不均匀，以黄土状粉土为主。呈零星分布。层厚在0.5～2.4m。

②粉砂（Q4eol）；黄色，干燥，松散，为风积砂，常随风移动，在低洼处厚度较大，一般都出现在地表。该层主要分布在场地东侧和南侧。层厚约0.3～0.7m。

eol

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③黄土状粉土（Q3eol）：灰白～褐黄色，干燥～稍湿，坚硬，中密～密实，见针状大孔隙，该层上部土质不均，见有较多的植物根须，局部见钙质结核。该层中、下部土质较均匀，见少量的针状孔隙。该层土具有湿陷性。层厚0.5～19.9m。

④残积土：棕红色，为泥岩风化后的产物，结构已经遭到破坏，土质较松散，层厚约为0.8～3.6m。

⑤泥岩、砂岩（N）：棕红色，该层属于第三系中渐新统清水营组，属河湖相沉积物，主要以泥岩、粉砂质泥岩为主，夹中薄层砂岩、粉砂岩。成岩作用较差，弱胶结。遇水极易软化、崩解，软化后一般呈土状或砂状。该层属于极软岩，考虑到本阶段勘探点间距较大，故不对其进行风化带划分。根据区域资料显示，此层厚度大于50m，本次勘察该层未被揭穿。

4.6.2.3 地下水埋藏条件

本次勘察期间，厂区第四系松散层中未发现地下水。第三系红层—泥岩和砂岩本身不透水或透水性很差，地下水主要赋存在基岩的风化裂隙中，但由于裂隙的贯通性较差，故水量很小。

本次勘探期间所有勘探点中均未发现有地下水存在，故本阶段暂不予考虑地下水对基础的影响，建议下阶段对地下水的埋藏情况做进一步调查。 4.6.3 岩土工程分析与评价

4.6.3.1地基土承载力特征值

根据本次勘探成果，结合一期资料，综合提出地基土承载力特征值见表4.6.3.1。

表4.6.3.1 地基土承载力特征值表

地层编号 承载力特征值fak(kPa) ③ 150～200 ④ 180～220 强风化 中等风化 ⑤ 300～350 350～500 4.6.3.2 黄土湿陷性评价

黄土湿陷性评价计算依据《湿陷性黄土地区建筑规范》（GBJ50025-2004），测定湿陷系数的最大压力值为600kPa。计算时，自重湿陷量自天然地面起算，湿陷量自天然地面下1.5m起算。因土质地区而异的修正系数按其他地区取β0＝0.5；地基土的受水浸湿可能性和侧向挤出等因素的修正系数β，地面下1.5～6.5m,取1.5；6.5～11.5m取1.0。

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场地湿陷性按规范压力和预估实际压力进行评价。

根据湿陷量计算结果，经综合分析，本阶段场地湿陷类型按非自重湿陷性黄土场地考虑；地基湿陷等级在规范压力下按Ⅰ级考虑，湿陷土层最大埋深在7.75m；在预估实际压力下按Ⅱ级考虑，湿陷土层最大埋深在10.75m。由于本次勘探点间距较大，下阶段随着勘探点的加密再进行分区评价。

4.6.3.3 地基土液化评价

本次勘察期间，在勘探深度（最大孔深45.5m）范围内均未发现地下水，本阶段可不予考虑液化的影响问题。 4.6.3.4场地地震效应

4.6.3.4.1 建筑场地类别 厂址地形相对平缓开阔，周围一定范围内无很陡峻的山体，地层结构中无淤泥质土、软土等存在。无液化、震陷等不良地质作用，该场地处于建筑抗震有利地段。

根据本次波速测试成果，场地等效剪切波速在260～302m/s，覆盖层厚度为18～20m，依据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）表4.1.3、表4.1.6，拟建场地地基土类型为中硬土，建筑场地类别属Ⅱ类。

4.6.3.4.2 地震动参数

根据一期工程对场地所作的《宁东矸石电厂一期工程场地地震安全性评价报告书》结论，工程场地50年超越概率63%、10%和2%的设计地震动水平向峰值加速度及加速度反应谱（5%阻尼比）等参数值见表4.6.3.4.2。

表4.6.3.4.2 设计地震动水平向峰值加速度及反应谱（5％阻尼比）参数值 50年超越概率 63% 10% 2% Amax (g) 0.047 0.149 0.278 T1 (s) 0.10 0.10 0.10 T2 (s) 0.39 0.44 0.57 βm γ 0.90 0.90 0.90 αmax 2.5 2.5 2.5 0.12 0.37 0.70 场地50年超越概率10%的地表水平向峰值加速度为0.149g，相当于地震基本烈度为7度。

4.6.3.5 地下水及地基土的腐蚀性

4.6.3.5.1 地下水的腐蚀性

本次勘察期间，在勘探深度（最大孔深45.5m）范围内未见地下水，本阶段可不考虑地下水对基础的影响。

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4.6.3.5.2 地基土的腐蚀性

现场采取28件扰动样，进行土的腐蚀性试验。根据《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）（2009年版）附录G，本场地环境类型为Ⅲ类。

地基土按《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）（2009年版）进行的综合分析评价结果：地基土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具有弱腐蚀性。

4.6.3.6 地基方案初步建议

根据本次勘察资料，表面①层填土、②粉砂工程性能较差，不能作为天然地基持力层，宜清除。③层黄土状粉土，土质不均匀，上部4.85～10.75m深度范围内具有湿陷性，一般不能作为主要建筑物的天然地基持力层，如作为一般建筑物持力层，可根据建筑物类型、上部荷载大小、结构形式、建筑物对地基变形的敏感程度，按照现行黄土规范有关要求进行处理。④层残积土，工程性能一般，可作为轻型建筑物地基持力层。⑤层泥岩，是较好的地基持力层和下卧层，但该层遇水或暴露在空气中极易软化崩解，强度会迅速降低。由于该层顶面埋藏深度变化较大，大致从2.0～20.1m不等，基岩顶面标高约在1397.2m～1442.8m之间。鉴于厂区内地层分布的不均匀性，地基方案将根据建筑物的重要性和其所处位置的不同应该有所区别。

对于厂区主要建筑物，如位于基岩顶面埋深较浅地段，可采用⑤层泥岩做天然地基，局部超挖地段采用砂砾石或素混凝土换填；如位于基岩面埋深较深地段，可采用桩基础（灌注桩）方案，桩端持力层可选择进入中等风化基岩一定厚度。但无论采用何种地基处理方案一般应进行相应的试验工作，得出相应的设计、施工参数。

对于一般建筑物，可根据建筑物类型、上部荷载大小、结构形式、建筑物对地基变形的敏感程度，根据有关规程规范，分别考虑采用天然地基、换土垫层、DDC桩等。

需特别说明的是，以上的地基方案分析是基于目前的天然地形地貌的情况，由于场地整平会挖高填低，地形将有较大变化, 所以待设计地面标高确定后，每一建筑的具体地基方案可能会有所变化。

4.6.4 压覆矿产情况

根据宁夏煤炭勘察工程公司于2011年1月对所作的《宁夏国华宁东2×1000MW机组扩建拟选厂址及灰场压覆矿产资源状况报告》，拟选厂址全部位于红柳井田内的含煤地层剥蚀区，不压覆煤炭资源。

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4.6.5 压覆文物情况

本次勘探过程中在厂区及灰场没发现文物遗存。但关于是否压覆文物等应由相关部门进行专题评估。 4.6.6 标准冻土深度

4.7 厂址条件

4.7.1厂址主要技术条件表

表4.7-1 厂址主要技术条件表 序号 1 项 目 内 容 厂址位置 本工程为扩建工程，位于国华宁东发电有限公司矸石电厂南侧扩建端，地处宁东煤炭基地鸳鸯湖矿区内，位于银川市东南直线距离约90km，北靠鸳鸯湖矿区，西距鸳冯公路约4.0km，南临马家滩镇约6.0km。 2 3 城市规划 厂址条件 符合城市规划。 厂址部分为一期施工场地，地形较平坦，地势由东南向西北倾斜，地面自然标高约在1421～1446m之间。 4 厂址主要 工程量 1.本期厂区用地：36.24hm2 2.施工区租地：27hm2 3.厂区挖方：46.4×104m3 4.厂区填方：88.7×104m3 5 燃料供应 1.电厂燃煤由鸳鸯湖矿区供应。 2.电厂燃煤大部通过皮带由红柳工业场地运输进厂，运输距离约为2km。 6 7 厂址防排洪 供水及水源 厂区地势相对四周较高，不受坡面洪水的影响。 1 .采用直接空冷系统 2.水源为红柳煤矿矿井疏干水处理站出水以及宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给 8 除灰及灰场 1.灰渣分除，正压气力除灰。 2. 王家圈灰场位于厂址东侧约4.5km处，一期已建。 第 65 页

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序号 9 10 11 12 13

项 目 内 容 出线 交通运输 环境保护 地震 施工及生产生活条件 本期750kV两回就近接入宁夏750kV电网。 1.进厂道路一期已建，本期不新建。 同步建设脱硫脱硝。 1.地震基本烈度为7度。 施工生产区布置在厂区扩建端，施工生活区就近施工生产区布置。 4.7.2厂址技术经济指标表

表4.7-2 厂址主要技术经济指标表 序号 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 2 3 4 5 项 目 厂址总用地面积 厂区用地 厂外输煤皮带用地 厂外公路用地 贮灰场用地 厂外工程管线用地 施工区用地 施工生活区用地 其它用地 铁路专用线长度 铁路运输和 检斤设备 铁路机车 专用车辆 电子轨道衡 单位 hm2 hm2 hm2 hm2 hm2 hm2 hm2 hm2 hm2 km 台 辆 台 km m m m3 m3 m3 m3 数 量（2×1000MW） 方案一 129.74 36.24 3.0 4.1 / 59.4 21.0 6.0 / / / / / 7.8 45000 / 814731.16 1140900.56 460731.16 886900.56 包括检修道路 已建 租地 租地 租地 备注 厂外公路线长度 厂外供排水管供水管 线长度 排水管 填方 填方 厂址土石方工挖方 程总量 程总量 厂区土石方工挖方 6 6.1 第 66 页

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序号 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 项 目 铁路专用线土挖方 石方工程总量 填方 厂外公路土石挖方 方工程总量 填方 贮灰场灰坝土挖方 石方工程总量 填方 施工区土石方挖方 工程量 石方工程量 填方 填方 施工生活区土挖方 单位 m3 m3 m3 m3 m3 m3 m3 m3 m3 m3 数 量（2×1000MW） 方案一 / / 4000 4000 / / 250000 150000 100000 100000 备注 4.7.3厂址条件综述

本期扩建工程厂址布置在一期预留位置南侧扩建，一期工程已为本期创造了良好的扩建条件，场地大部分现为施工场地，地势较平坦较开阔，拆迁量少，充分利用原有部分附属设施、进厂道路、运煤、运灰道路，最大限度的减少了征、租地数量，符合节约用地的同时也节省了建设投资，缩短了建设周期。具有投资少见效快等优点，具有优越的扩建条件。

5 工程设想

5.1 全厂总体规划及厂区总平面规划 5.1 全厂总体规划与厂区总平面规划 5.1.1 全厂总体规划 5.1.1.1 电厂规模

本工程系扩建电厂。本期建设规模为2×1000MW燃煤空冷机组，留有在扩建条件。 5.1.1.2 厂区位置及方位

厂区正南正北布置，固定端朝北，向南扩建，出线向东。采用端入式进厂。 5.1.1.3 燃料运输

燃煤拟由红柳矿井工业场地供应，采用皮带运输进厂，直线距离约2.0km。 5.1.1.4 出线

本期出线电压等级为750kV，向西出线2回。 5.1.1.5 供水

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本工程的补给水源为红柳煤矿矿井疏干水处理站出水。红柳煤矿疏干水处理站位于电厂西北约5km处。补给水管线长度约5km。补充水源及备用补给水源由宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给，接口B1在古窑子附近，位于厂址北偏西约32km处， 从电厂的备用水升压泵房至厂区敷设一根DN400的厂外补给水管道，沿现有道路地下敷设，管线长度约40km。 5.1.1.6 排水

本工程采用分流制排水系统，厂区内设有生活污水下水道、工业废水下水道、雨水下水道及事故排、煤水排水管。雨水排水系统收集厂区道路雨水，升压后排出厂外，工业废水处理后回收利用。 5.1.1.7 防排洪

厂区地势相对四周较高，不受坡面洪水的影响。 5.1.1.8 除灰设施

电厂采用正压气力除灰方式，干灰经调湿后用汽车运至灰场碾压。

王家圈灰场位于厂址东面约4.5km，运灰距离约5.0km，本期利用老厂已建灰场。 5.1.1.9 施工用地

施工生产区位于厂区扩建端，租地21hm2；施工生活区就近布置，租地6.0 hm2。 5.1.2 厂区总平面规划 根据电厂总体规划，结合现有场地条件和电厂生产工艺，遵循节约用地，流程顺捷、节约投资、有利生产、方便生活的原则，本次厂区总平面布置规划经多方案优化，针对主机和小机冷却方案的不同，本次共提出2个厂区总平面布置方案。 5.1.2.1方案一

本期厂区布置在一期南侧预留的扩建场地上，本工程主机拟采用直接空冷，小机采用间接空方案，厂址处灵武市全年及夏季主导风向为N和ES，为尽量避免炉后来风，并考虑电厂一期布置格局主厂房朝东，本期正南正北布置，厂区采用四列式布置格局，自东向西依次为升压站、空冷器、主厂房、煤场。主入口朝北，端入式进厂，向南扩建，出线向东。

厂区根据工艺及管理要求，厂区辅助生产和附属建筑物围绕主厂房及固定端并靠近相关设施成团布置，并采用路网隔断为若干功能小区。750KV屋外配电装置布置在主厂房东侧。空冷器支架布置在主厂房A排外，主变、厂变、启备变布置在空冷器支架下。

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烟囱后布置脱硫设施及灰库。本期主厂房与一期主厂房扩建端脱开200m布置。在一、二期主厂房之间从东向西依次布置生产办公楼、化学水处理区――化学水处理室、化验楼、酸碱储存间及除水箱；综合水泵房及蓄水池；机械通风冷却塔、辅机冷却水泵房；制氢站；小机间冷塔及泵房（两机一塔一泵房）；燃油库、油泵房、泡沫消防室及卸油站台；输煤综合楼；氨储存区域及污废水处理区域。煤场及周边布置转运站、输煤栈桥、推煤机库、煤水处理间、雨水调节池（与化学废水池合用）等。

厂区本期工程围墙内用地面积为36.24hm2。 b) 方案二

本期厂区布置在一期南侧预留的扩建场地上，该方案主机和小机采用间接空冷系统。厂区采用四列式布置格局，自东南向西北依次为升压站、间冷塔、主厂房及脱硫设施、煤场，2座间冷塔布置在主厂房A排外。主入口朝北，端入式进厂，向南扩建，出线向东。

厂区根据工艺及管理要求，厂区辅助生产和附属建筑物围绕主厂房及固定端并靠近相关设施成团布置，并采用路网隔断为若干功能小区。750KV屋外配电装置布置在主厂房东侧。烟囱后布置脱硫设施、输煤综合楼及灰库。本期主厂房与一期主厂房扩建端脱开190m布置。在一、二期主厂房之间从东向西依次布置生产办公楼、化学水处理区――化学水处理室、化验楼、酸碱储存间及除水箱；综合水泵房及蓄水池；制氢站；燃油库、油泵房、泡沫消防室及卸油站台；氨储存区域及污废水处理区域。煤场及周边布置转运站、输煤栈桥、推煤机库、煤水处理间、雨水调节池（与化学废水池合用）等。机械通风冷却塔、辅机冷却水泵房布置本期厂区的东北侧。

厂区本期工程围墙内用地面积为44.82hm2。 c）总平面布置方案比较

厂区总平面技术经济指标比较表如下： 序号 1 2 3 4 项目 厂区用地面积 单位容量用地面积 建筑用地面积 建筑系数 单位 hm2 m2/kw m2 % 方案一 36.24 0.1812 137059.68 37.82 方案二 44.82 0.2241 169509.24 37.82 备注 第 69 页

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序号 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 项目 场地利用面积 场地利用系数 厂内铁路线长度 厂区道路及广场地坪 道路广场系数 厂区土石方工程挖取量 厂区土石方工程回填量 厂区围墙长度 厂区内供水管线长度 厂区内排水管线长度 绿化用地面积 绿地率 单位 m2 % km m2 % 104m3 104m3 m m m m2 % 方案一 248244 68.5 / 43488 12 46.1 86.7 2231 / / 65232 16 方案二 307017 68.5 / 53784 12 57.6 106.4 2850 410 390 71712 16 备注 循环泵房至主厂房 间冷塔至主厂房

方案一与方案二的主要不同在于方案一主机采用直接空冷系统，而方案二主机采用间接空冷系统。由于采用直接空冷能充分利用现有场地，占地面积较小，初始投资较低，符合国家节能减排的基本国策。综上所述，在本阶段推荐厂区总平面布置方案一。 5.1.3厂区竖向规划

厂区竖向采用阶梯式布置，自东向西倾斜。场地雨水采用雨水管、道路及地表综合排水。

厂区土（石）方计算及土（石）方综合平衡。 厂区挖方 46.1×104m3 厂区填方 88.7×104m3

建构筑物基槽余土约为15×104m3。 施工区挖方25×104m3,填方15×104m3。

考虑本期施工及施工生活区土方量，厂区尚缺土方17.6×104m3。外购土运距约10km。 主厂房±0.00m标高暂定为1443.70m。 5.2 装机方案

本期工程安装2×1000MW超超临界空冷燃煤机组。

本地区属于水资源十分贫乏地区，水已成为制约地方工业（包括电力工业）发展的

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主要因素，空冷电站的最大优点就是节水效果显著，建设一座空冷电站较常规湿冷电站节约用水70%，在富煤缺水地区建设空冷电站是发展国民经济的必然选择，故本项目选用空冷机组。

亚临界空冷机组背压高、效率低的问题很突出，空冷机组降低背压受气候的，为提高整个机组的效率、进一步降低能耗和减少CO2排放、改善环境，提高机组参数是最有效的途径。根据比较，在相同冷却条件（相同背压），国产超超临界机组比亚临界机组热耗可以下降3.5～4.2%,可以节约煤大约10～12g/kwh，按照年利用5500小时估算，一年可以节煤约11～13.2万吨，相应CO2排放和SO2排放均有所降低，故本项目选用1000MW级超超临界空冷燃煤机组。

1000MW超超临界空冷机组与湿冷机组相比最主要的变化是低压缸部分，为了适应空冷机组背压变化频繁和范围大的特点，要采用轴承箱落地式低压缸和应用于空冷机组的末级叶片。目前，哈尔滨汽机厂600MW（660MW）两缸两排汽的低压缸均4台机组已投产。而1000MW超超临界空冷机组采用两个低压缸，容量较之还小一些，可以借鉴其设计经验。末级叶片三个汽机厂均是与国外制造厂联合开发的叶片，采用了合理的加强结构，应力水平低，且设计背压和余速损失均能适应空冷机组背压变化的要求。由此，本工程采用大型超超临界空冷机组在技术上是可行的，各大主机厂在技术方案方面已经做了一定工作和理论论证，1000MW超超临界空冷机组的主机可以立足于国内采购。灵武电厂二期工程2×1000MW超超临界空冷机组，已投入商业运行。

5.3

主机技术条件

1） 5.3.1锅炉： 超超临界变压直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、紧身封闭、

固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

最大连续蒸发量： 3100t/h 过热器出口蒸汽压力： 26.25 MPa（a）

过热器出口蒸汽温度： 605 ℃

再热蒸汽流量： 2514.3t/h 再热器出口蒸汽温度： 603 ℃

给水温度： 302.5（297.2） ℃ 锅炉热效率： 93.8%

5.3.2汽轮机：超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、直接空冷凝汽式。

最大功率（VWO工况）： 10.77MW

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额定工况功率（TMCR工况） 1039.38MW 夏季工况功率 938.47MW 额定工况（TMCR工况）蒸汽参数： 主汽门前蒸汽压力： 主汽门前蒸汽温度： 再热蒸汽进汽阀前蒸汽温度： 排汽压力：

25.00MPa(a) 600℃ 600℃

13/33kPa（a）

额定工况时热耗率（直接空冷）： 76 kJ/kWh 额定转速： 5.3.3发电机：

型式： 额定容量

额定功率： 额定功率因数 额定电压 额定转速 额定频率

三相同步汽轮发电机

1154 MVA 1039.38MW 0.9（滞后） 27kV 3000r/min 50Hz

3000r/min

冷却方式： 定子绕组水冷，转子绕组及铁芯氢冷 5.3.4 随主设备成套的热工自动化系统或仪表

5.3.4.1 锅炉吹灰控制系统、空预器间隙调整控制系统采用PLC装置实现，随锅炉成套供货。均可通过通讯接口与DCS系统实现数据交换，由DCS统一监控。 5.3.4.2 空预器热点探测装置随锅炉成套供货。 5.3.4.3 炉膛火焰电视系统随锅炉成套供货。

5.3.4.4 随锅炉成套的阀门、风门档板的电动/气动装置，也随锅炉厂成套。其中进口阀门的电动/气动装置及风门档板的电动/气动装置采用进口产品。

5.3.4.5 锅炉厂设计、供货范围内汽水系统、燃油系统、减温水系统的就地一次仪表、过程开关、流量测量装置、就地点火柜等均属锅炉厂成套范围。 5.3.4.6 锅炉本体范围内的远传温度测点，锅炉厂均只提供温度管座。

5.3.4.7 锅炉本体范围内的压力/差压/流量变送器、风量测量装置不属锅炉成套范围。 5.3.4.8 汽机数字电液调节系统（DEH）随汽机厂成套供货，尽可能采用与DCS相同硬

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件。

5.3.4.9 汽机本体监视仪表（TSI）采用进口产品，随汽机成套供货；汽机保护控制系统（ETS）采用PLC装置实现，随汽机成套供货。

5.3.4.10 给水泵汽机监视系统（MTSI）、给水泵汽机控制（MEH）和给水泵汽机紧急跳闸系统（METS）随小汽机厂成套提供。

5.3.4.11 汽轮机本体温度测点留有插座并提供测温元件，随本体配供的其它就地测量仪表(压力表、逻辑开关及液位计等)均配供安装附件。远传的压力测点及汽水分析取样测点带一次门。

5.3.4.12 随汽机厂成套的阀门的电动/气动装置，也随汽机厂成套。其中进口阀门的电动/气动装置也采用进口产品。

5.3.4.13 发电机测温元件、氢油水系统的仪表及控制装置随发电机成套，由发电机厂供货。 5.4 热力系统

本期工程热力系统除辅助蒸汽系统采用母管制外，其余系统均采用单元制。 5.4.1

主蒸汽、再热蒸汽系统及旁路系统

主蒸汽管道从过热器出口集箱接出两根后，两路分别接入汽轮机左右侧主汽门。再热冷段管道由高压缸排汽口以双管接出，合并成单管后直至锅炉前分为两路进入再热器入口联箱。再热热段管道，由锅炉再热器出口联箱接出两根后，两路分别接入汽轮机左右侧中压联合汽门。

旁路系统暂按一级旁路设置，高旁容量暂定为35％BMCR。旁路系统的形式及容量将根据汽轮机的启动方式及空冷器防冻要求考虑，经机、炉、空冷岛协调后最终确定。 5.4.2 给水系统

给水系统采用单元制，每台机组配置两台50%容量的汽动给水泵组和一台30%的启动电动给水泵组。小汽机冷却方式为间冷。

本工程给水系统设置双列、三级、六台高压加热器，每列高压加热器均各自采用大旁路系统，系统运行维护方便。 5.4.3 抽汽系统

汽轮机暂按七级非调整抽汽，一、二、三级抽汽供三台高压加热器；四级抽汽供除氧器、小机用汽和辅助蒸汽系统。五、六、七级抽汽分别向5号、6号、7号低压加热

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器供汽。

5.4.4 辅助蒸汽系统

本工程辅助蒸汽系统为母管制的公用蒸汽系统，该系统每台机设一根中压辅汽联箱。其中两台机组的辅汽联箱通过母管连接，之间设隔离门，以便实现各机之间的辅汽互用。

本系统主要汽源来自再热冷段、汽机四级抽汽及一期辅助蒸汽系统；机组正常运行时，辅助蒸汽联箱由四级抽汽供汽。

5.4.5 凝结水系统

直接空冷汽轮机的排汽通过排汽管道送到室外的空冷凝汽器，轴流冷却风机使空气

流过散热器外表面，将排汽凝结成水，在翅片管中等温凝结后排至汽轮机排汽装置矩形钢壳体下部的凝结水箱，然后由凝结水泵送至除氧器。

系统设三台50％容量的定速凝结水泵，凝结水经凝结水泵、精除盐装置、轴封加热每台机组设一台500m3凝结水贮水箱。低加采用凝结水小旁路。 5.4.6 高压加热器疏水及放气系统

高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（3号）疏至除氧

器和三台低压加热器送往内置式除氧器。

器。每台高压加热器均设有事故疏水管道，分别接至排汽装置。 5.4.7 低压加热器疏水及放气系统

低压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水疏至排汽装置。每台低压加

热器均设有单独的事故疏水接口，其疏水管道单独接至排汽装置。 5.4.8 低压缸排汽系统

低压缸排汽从两个低压缸分别接出，通过~DN7600的两根排汽管道接入空冷塔进行冷却。

5.4.9开式循环冷却水系统

开式冷却水系统主要为水水交换器、主机冷油器、大小机真空泵等设备提供冷却水。冷却水来自供水专业辅机冷却水系统（泵房），经设备吸热后排至机力通风塔冷却。该系统设有电动旋转滤网。 5.4.10 闭式循环冷却水系统

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5.5 燃烧制粉系统 5.5.1 制粉系统选择

本工程煤的磨损指数Ke值小于5，满足《电站磨煤机及制粉系统选型导则》（DL466-92）、火力发电厂制粉系统设计计算技术规定（DL/T5145-2002）及国产引进型中速磨煤机（HP、MPS磨）对煤质的使用条件，因此本工程制粉系统推荐选用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统，每台炉暂按配备六台中速磨煤机设计，五台磨煤机运行能满足锅炉最大连续出力时对燃煤量的要求，六台磨煤机中任何一台均可作为备用。 5.5.2 烟风系统选择

烟风系统按平衡通风设计。空气预热器系三分仓转子回转式，因此分为一次风、二次风和烟气系统。

一次风系统设两台50％容量的动叶可调轴流式一次风机。 二次风系统设两台50％容量的动叶可调轴流送风机。

设两台三室五电场（暂定）电气除尘器，除尘效率99.83％(烟气调质)，两台50％动叶或静叶可调轴流式引风机。总烟道为钢烟道，两台炉合用一座240米高的烟囱。 5.6 电气部分 5.6.1 电气主接线

国华宁东电厂规划容量4×1000MW机组，本期建设2×1000MW机组。根据系统规划，电气主接线考虑三个方案：

电气主接线方案一：

本期2台1000MW汽轮机发电机组以发变组单元接线接入750kV系统，750kV配电装置为一倍半断路器接线，750kV本期出线2回。远期两台1000MW机组仍接入750kV系统，750kV不再扩建出线。

电气主接线方案二：

本期2台1000MW汽轮机发电机组以发变组单元接线接入500kV系统，500kV再以一回出线升压至1000kV，500kV配电装置本期采用单母线接线；厂内设500kV及1000kV配电装置，1000kV本期一回出线至靖边变。远期两台1000MW机组仍接入500kV系统，500kV增加一回出线升压至1000kV，1000kV扩建一回出线至靖边变，500kV扩建为一倍

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半断路器接线，1000kV扩建为双母线双断路器接线。

电气主接线方案三：

本期2台1000MW汽轮机发电机组以发变组单元接线接入1000kV系统，1000kV配电装置本期采用单母线接线，1000kV本期出线1回。远期两台1000MW机组仍接入1000kV系统，1000kV扩建一回出线，1000kV扩建为一倍半断路器接线。

三种方案发电机出口均不装设断路器。

本阶段电气主接线暂按方案一设计，最终电气主接线以接入系统报告及审查意见为准。

5.6.2主变压器

采用单相强迫油循环风冷变压器，其容量为3×380MVA，接线组为YN/d-11，主变采

2用无载调压，电压变比为800/32×2.5%/27kV。

5.6.3高压起动/备用电源

本期工程起动/备用电源暂按由附近220kV电源引接。两台机组设一台容量为80/45－45MVA（暂定）的起/备变。 5.6.4 高压厂用电接线

本期工程高压厂用电电压可研阶段暂按采用10kV一级电压，其中性点采用低电阻接地方式。

每台机设置一台容量为75/40-40MVA（暂定）绕组变压器和一台容量为25/25MVA（暂定）双卷变压器作为厂用高压变压器, 厂用高压变压器的高压侧电源由本机组发电机引出线上支接。每台机组设三段10kV工作母线，互为备用及成对出现的高压厂用电动机及低压厂用变压器分别由不同10kV工作段引接。 5.6.5电气构筑物布置

主变压器、高压厂用变压器、起动/备用变压器及其中性设备等布置在主厂房A排外空冷大平台下。

主变压器布置在主厂房A排外。厂用高压变压器布置在A排墙与主变压器之间。起动/备用变压器布置在A排外。

750kV配电装置采用屋外敞开式布置。

起动/备用变高压侧用220kV干式电力电缆与220kV配电装置间隔连接；低压侧出线

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为共箱母线。厂高变高压侧通过厂用分支封闭母线与发电机出口封闭母线连接，低压侧通过共箱母线与10kV厂用开关柜连接。 5.6.6电气设备控制

发电机-变压组和厂用系统的控制纳入分散控制系统，设于单元控制室，电气设备的控制操作在计算机上进行，控制室内不再设置强电手动操作方式。 5.6.7元件保护及发电机励磁系统

发电机和变压器的保护及自动装置都采用微机型装置。 5.7 输煤系统

输煤系统的设计范围是从煤矿工业场产品仓下部给煤机出口和运煤汽车进厂起到将煤输送到煤仓间原煤斗止的整个工艺系统。包括厂外运煤、输送、储煤、破碎及取样等整个输煤工艺系统的设计。

本工程系扩建性质。本期工程设计规模为2×1000MW 机组，留有扩建条件。输煤系统本期按2×1000 MW机组设计。

本工程燃煤主要由红柳矿井工业场地供给，周边煤矿作为补充，厂外带式输送机运距约2.3公里。厂外运输系统以及厂内储煤系统采用两种方案：

1）方案一：厂外来煤采用单路长距离曲线带式输送机运输，厂内设置5天煤场； 2）方案二：厂外来煤采用双路长距离曲线带式输送机运输，厂内不设置煤场； 两种方案均采用汽车运输为辅的运输方式。经过专题比较，推荐方案一，详见输煤系统优化专题报告。下文只对方案一进行详细叙述。 5.7.1锅炉燃料消耗量： 容量 耗煤量 小时耗煤量（吨/小时） 日耗煤量（吨/日） 年耗煤量（万吨/年） 1×1000MW 校核煤种 487 9740 267.85 2 × 1000 MW 设计煤种 874 17480 480.7 校核煤种 974 19480 535.7 设计煤种 437 8740 240.35 说明：日利用小时数为20小时，年利用小时数为5500小时。 5.7.2 卸煤系统

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本期2×1000MW机组，年耗煤量为480.7万吨/年，暂定采用厂外长距离曲线带式输送机运输为主，汽车运输为辅的运输方式。 a） 厂外皮带来煤

厂外长距离曲线带式输送机规格为B＝1400mm, V=2.5m/s, Q=1500t/h，采用露天栈桥，带式输送机自带防雨罩，单路布置，来煤粒度小于13mm。设计分界线为煤矿工业场产品仓下部给煤机出口。 b） 汽车来煤

汽车运输作为厂外长距离带式输送机故障时的备用来煤手段，年来煤量按100万吨考虑。考虑来煤不均衡系数1.2，汽车日最大来煤量为4455吨，每天需进厂148 辆汽车（每辆车的载重量按30吨计）。受卸设施采用双缝隙式汽车卸煤沟，卸煤沟按5个自卸汽车卸车位设计，每车位年卸煤能力为24万吨。卸煤沟上设置振动煤篦。

卸煤沟下口设2台叶轮给煤机，其出力为1500t/h，出力可调。卸煤沟下部带式输送机双/单路布置，其规格为B＝1400mm, V=2.5m/s, Q=1500t/h。 5.7.3 贮煤系统

煤场设有2块条型煤场，堆煤高度13.5米，总贮煤量约8.74万吨，可满足2×1000 MW 机组BMCR工况下 5天的耗煤量。

煤场布置1台悬臂为 35 米的斗轮堆取料机，其堆料能力为1500t/h，取料能力为 1500 t/h，采用或折返式尾车。

煤场设有2台推煤机和1台装载机作为煤场辅助设备。汽车卸煤沟作为单台斗轮堆取料机故障和厂外来煤皮带故障时的备用上煤方式。

煤场四周设防风抑尘网，以满足环保要求，减少环境污染。 5.7.4 输送系统

带式输送机系统按照容量2×1000MW机组一个上煤单元考虑。除厂外管状带式输送机和煤场地面带式输送机为单路布置外，厂内输煤系统带式输送机全部采用双路布置，一路运行，一路备用，并具备双路同时运行的条件。

整个厂内输煤系统的带式输送机规格为带宽B=1400mm, 带速V=2.5m/s，出力Q=1500t/h。

输煤栈桥采用主厂房 固定上煤方式。煤仓间采用电动犁式卸料器卸料。

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本期输送系统日运行小时数约为11.9小时。 5.7.5 筛碎系统

筛碎系统双路布置，每路各安装2台滚轴筛和2台碎煤机，两路筛碎设备互为备用。每台滚轴筛出力为1500t/h，筛分效率为90％，设旁路。破碎设备选用环锤式碎煤机，每台出力1000t/h。滚轴筛和碎煤机入料粒度小于300mm, 出料粒度小于30mm。 5.7.6 系统控制

输煤系统本期采用程序控制，并具备就地控制功能。斗轮机具有的控制系统，并与输煤系统有通讯联系。转运站、碎煤机室及煤仓层等处设有工业电视摄像头。 5.7.7辅助设施

a)输煤系统中设置三级除铁装置。

b) 汽车来煤路线上设置2重1空汽车衡和2台汽车采样装置,用于汽车入厂煤的采样。

c) 在上煤系统中设有 2台电子皮带秤及动态链码校验装置，用于入炉煤的计量和校验。在上煤系统中还设有2台入炉煤自动取样装置。

d)带式输送机设置各项保护装置。

f)输煤系统中设推煤机库、输煤综合楼。推煤机库内设2个停车库位，1个检修库位。输煤综合楼内设行政办公室、浴室、输煤控制室及输煤电气配电室等。

g)各转运站、碎煤机室及煤仓间均设有起吊设备，以便于安装和检修。

h)各转运站落料点设有除尘设备。在落差大的地方，落煤管下端装有导流缓冲锁气器。为防止煤尘二次飞扬，栈桥及转运站的清扫采用水力清扫（包括煤仓层），各转运站设有集水井，并装有排污泵将污水排入沉煤池。冲洗水可回收再利用。

5.8 除灰渣系统 5.8.1 灰渣量

本期工程按2×1000MW机组考虑，灰渣量计算结果见下表。 灰渣小时灰渣量(t/h) 日灰渣量(t/d) 量 锅炉台数 灰 渣 灰渣 灰 渣 灰渣 年灰渣量(万t/y) 灰 渣 灰渣 第 79 页

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设计煤种 1 2 54.39 108.78 111.26 222.52 6.05 12.10 12.38 24.76 60.44 1087.80 121.00 1208.80 2417.60 2472.80 29.91 59.83 61.19 3.33 6.66 6.81 33.24 66.48 68.00 136.00 120.88 2175.60 242.00 123. 2225.20 247.60 247.28 4450.40 495.20 校核1 煤种1 2 4945.60 122.39 13.62 注：1. 日利用小时为20小时，年利用小时为5500小时。

2. 计算灰渣分配比按：渣10%，灰90%。

3.若制粉系统采用中速磨，则排石子煤量如下（一台炉）： 设计煤种：2.185t/h； 校核煤种1：2.435t/h ； （石子煤量按燃煤量的0.5%计）

5.8.2 除灰渣系统的拟定

根据电厂所处的地理和气象条件，本着建设节水、高效、环保电厂并为灰渣综合利用创造条件的原则，除灰渣系统拟采用灰渣分除系统，除渣系统拟采用风冷式机械除渣方案，除灰系统采用正压气力除灰系统集中至灰库，厂外采用汽车运输方式，运灰、渣、石膏等车辆由社会运力解决，本阶段不再开列运灰渣汽车；除石子煤系统采用密封式活动石子煤斗及叉车的清理方式。 5.8.2.1除渣系统

除渣系统采用风冷式机械除渣方式，本阶段暂按两级风冷式排渣机—斗提机—渣库—汽车运输方式。

除渣系统每台炉设1套的系统。锅炉排出的渣经渣斗、关断门落入一级风冷式排渣机内，由一级风冷式排渣机连续输送，经碎渣机破碎后排至二级排渣机，再由二级排渣机输送至位于排渣机头部的斗式提升机，由斗式提升机将渣提升输送至渣库储存，然后由运渣自卸汽车定期运至综合利用场所或灰场。在干渣输送的过程中，高温的渣采用空气冷却，由于锅炉炉膛为负压，冷空气通过风冷式排渣机上的进风口进入输渣机，与热渣逆向流动进行热交换，渣慢慢冷却到150℃以下，热空气则从渣斗进入炉膛。

每台炉设一台一级风冷式排渣机、一台二级风冷式排渣机，容量不低于锅炉BMCR条件下的最大排渣量，结合考虑锅炉吹灰时的最大可能排渣量，排渣机正常出力为12t/h，最大出力为25t/h，可连续运行。渣斗容积按满足锅炉MCR工况下4小时排量。

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允许风冷式排渣机故障停运4小时而不影响锅炉的安全运行。设备主要材料采用进口品牌产品。

排渣机下设2台碎渣机及2台斗式提升机，均为一台运行，一台备用；每台碎渣机出力为30t/h，可将渣块破碎至直径小于20mm的颗粒，每台斗式提升机出力为30t/h，高度约24m。

每台炉设1座渣库，直径为φ8m，有效容积为310m3，可贮存锅炉满负荷时设计煤种47小时的渣量，校核煤种23小时。

每座渣库的底部设有2个排出口，一路到干式卸料机，直接装密封罐车，出力为100t/h，另一路接至湿式卸料机，加水搅拌后的灰含水率为15～25%，可直接装自卸汽车，出力为100t/h。每座渣库下部设有装车操作室，操作室内设有操作台。

风冷式除渣系统工艺流程框图如下：

冷却空气 锅炉炉膛、锅炉底部排渣口 机械密封、渣斗及关断门 一级风冷排渣机机 二级排渣机 排气过滤器 渣库 斗式提升机 碎渣机 排大气 干式卸料机 自卸汽车 湿式卸料机 自卸汽车 拌湿水源 至用户 至灰场

5.8.2.2除灰系统

除灰系统拟采用正压气力输送系统，灰库下采用汽车外运方案。正压气力输送系统以两台炉为一个单元，每个省煤器灰斗和电除尘器灰斗下各安装一台压力输送罐，灰斗内的灰落至压力输送罐内，然后用压缩空气作为动力通过管道将灰输送至灰库贮存，每台炉设1套输送系统。

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两台炉拟设6台螺杆式输灰空压机，4～5台运行，2～1台备用。

2台炉设3座Ф15m灰库，2座粗灰库，1座细灰库；粗灰库每台炉各设一座，细灰库两台炉公用，每座灰库有效容积为3180m3，粗灰库可储存一台锅炉燃烧设计煤种约46小时粗灰量，校核煤种约22.6小时；细灰库可储存2台锅炉燃烧设计煤种92小时细灰量，校核煤种45.2小时。每座灰库的底部设有4个排出口，两路接至干灰散装机，直接装密封罐车，出力为100t/h，另两路接至湿式搅拌机，加水搅拌后的灰含水率为15～25%，可直接装自卸汽车，湿式搅拌机出力为200t/h。

为了使灰斗及灰库下灰通畅，灰斗及灰库均设有气化系统。 除灰系统的工艺流程框图如下： . 省煤器及 除尘器灰 电加热器 压力输送罐 空气净化装置 管 道 灰 库 排气过滤器 干灰散装机 排大气 罐 车 综合利用 灰 场 电加热器 湿式搅拌机 自卸汽车 灰斗气化风机 输送空压机 灰库气化风机 5.8.2.3 除石子煤系统

本期锅炉制粉系统暂按采用中速磨煤机，每台炉设6台中速磨煤机，5运1备，每台磨煤机配1台密封式活动石子煤斗，系统正常运行时打开石子煤排放二次关断门（一次关断门正常情况下常开，在二次门不严密故障情况下使用）。石子煤通过管道排入活动石子煤斗，当石子煤斗装满报警后，关闭排放二次关断阀门，将石子煤斗泄压后由叉车卸至自卸汽车运至灰场堆放或运至综合利用点。该系统与活动石子煤斗清理方式比较，解决了敞开式排放造成的锅炉房环境污染问题， 同时还具备系统简单可靠、运行方便，对石子煤量的变化适应能力强，检修维护工作量小等优点。

工艺流程框图如下：

石子煤 密封式活动石子煤斗 叉车 汽车 综合利用用户 5.8.3除灰渣系统用水量及供水要求

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5.8.3.1除灰渣供水系统

除灰系统采用气力除灰，厂外汽车运输调湿灰，干灰加水后含水率大约25％，干灰加湿用水来自循环水排污水。除灰空压机冷却水由辅机冷却水系统供给。

5.9 化学水处理系统 5.9.1水源及水质

本工程水源采用红柳集中水处理站出水，鸭子荡水库水作为备用水源。红柳集中水处理站中处理来自麦垛、红柳矿的矿井疏干水。红柳集中水处理站疏矸水处理系统采用的是全自动高效分离+自清洗过滤+超滤+反渗透的处理系统，处理后控制出水水质参见表5.9-1。

表5.9-1 处理后水质标准 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 项 目 pH值 SS（mg/L） 悬浮物粒径 浊度（NTU） BOD5（mg/L） CODcr（mg/L） 铁（mg/L） 锰（mg/L） CL（mg/L） 总硬度（以CaCO3计）（mg/L） 总碱度（以CaCO3计）（mg/L） 溶解性总固体（mg/L） 氨氮（mg/L） 总磷（以P计）（mg/L） 游离余氯（mg/L） 粪大肠菌群 总大肠菌群（个/L） -处理标准值 6.5～8.5 ≤30 ＜0.3mm ≤5 ≤10 ≤60 ≤0.3 ≤0.1 ≤250 ≤300 ≤350 ≤1000 ≤10 ≤1 末端0.1～0.2 不得检出 不得检出 生活饮用水标准 6.5～8.5 - - 3 - - ≤0.3 ≤0.1 ≤250 ≤450 - ≤1000 - - 末端0.1～0.2 不得检出 不得检出 另根据鸳鸯湖矿区红柳矿井及选煤厂集中水处理站初步设计文件内容，经过全自动高效分离的预处理后，出水水质可达到：

PH： 6.5～9；

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浊度： ≤5NTU； 悬浮物粒径： ＜0.3mm； CODcr： ≤10mg/L 氨氮： ≤5mg/L

石油类： ≤0.5~0.8mg/L。

综上所述，红柳集中水处理站出水水质能够满足本工程工业用水要求。 5.9.2 汽水品质

本工程为超临界机组，根据《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145-2008）要求，超临界火力发电机组水汽质量应达到以下标准：

A、锅炉给水质量标准:

二氧化硅：≤10μg/L；期望值≤5μg/L 铁： ≤5μg/L；期望值≤3μg/L 铜： ≤2μg/L； 期望值≤1μg/L 钠： ≤3μg/L； 期望值≤2μg/L TOC： ≤200μg/L

氯离子： ≤5μg/L； 期望值≤2μg/L

电导率（加氧处理）：≤0.15μS/cm(经氢离子交换后，25℃)期望值≤0.10μS/cm 电导率（挥发处理）：≤0.20μS/cm(经氢离子交换后，25℃)期望值≤0.15μS/cm pH（加氧处理）：8.0～9.0 pH（挥发处理）：9.0～9.6

溶解氧（加氧处理）：≤30～150μg/L 溶解氧（挥发处理）：≤7μg/L B、蒸汽质量标准:

二氧化硅：≤10μg/kg；期望值≤5μg/kg 铁：≤5μg/kg；期望值≤3μg/kg 铜：≤2μg/kg；期望值≤1μg/kg 钠：≤3μg/kg；期望值≤2μg/kg

电导率：≤0.15μS/cm(经氢离子交换后，25℃) 期望值≤0.10μS/cm C、凝结水除盐后质量标准如下：

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二氧化硅：≤10μg/L；期望值≤5μg/ L 铁： 铜： 钠：

≤5μg/L；期望值≤3μg/L ≤2μg/L；期望值≤1μg/L ≤3μg/L；期望值≤1μg/L

氯离子： ≤3μg/L；期望值≤1μg/L

电导率（加氧处理）：≤0.12μS/cm(氢离子交换后，25℃)；期望值≤0.10μS/cm 电导率（挥发处理）：≤0.15μS/cm(氢离子交换后，25℃)；期望值≤0.10μS/cm 5.9.3锅炉补给水处理系统 5.9.3.1本期锅炉补给水量确定 本期工程机组水汽损失见下表： 序号 1 2 3 4 5 6 7 项目 锅炉总蒸发量 厂内水汽循环损失（两机） 燃油伴热露天防护（两炉） 生活用气 采暖系统 其他 补给水量总计 单位 t/h t/h t/h t/h t/h t/h 数据 3100×2=6200 6200×1%=62 4×2=8 2 5 3 80 补充水质 除盐水 除盐水 除盐水 除盐水 除盐水 由上述数据计算得出：锅炉补给水处理系统正常补给水量约～80t/h，启动或事故时补给水流量~900t/h，夏季空冷器冲洗水量约300 t/h（间断运行，每次持续时间4~6小时）考虑到再生自用水量及水箱积累水量，锅炉补给水处理系统出力设计为~160t/h。启动或事故时增加的供水量可由除盐水箱补给，除盐水箱总容积3×3000m3。 5.9.3.2锅炉补给水处理系统的确定

鉴于红柳集中水处理站疏矸水处理系统采用的是全自动高效分离+自清洗过滤+超滤+反渗透的处理系统，考虑到疏矸水原水含盐量高达14000mg/L，结合机组对汽水品质的要求，本工程锅炉补给水处理系统设置反渗透装置。锅炉补给水处理系统拟选用如下工艺流程：

由主厂房加热器来生水→三室卧式双介质过滤器→清水箱→清水泵→保安过滤器→高压泵→反渗透装置→阳离子交换器→除碳器→除碳水箱→除碳水泵→阴离子交换器→混床→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。

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锅炉补给水处理系统共设2台三室卧式双介质过滤器、2套80 t/h出力的反渗透装置。超滤及反渗透装置均不设备用。离子交换除盐装置共设2套，一套运行，一套备用，每套出力约为160t/h。

需要指出的是，本系统是针对主水源为处理后的矿井疏矸水设计，若进水采用备用水源即水库水，由于系统未设置超滤装置，借鉴本工程所在区域水质特点，为保证反渗透膜的安全、经济运行，本系统仅适于短期（一周内）以水库水为水源运行，不建议长期以水库水为水源运行。

5.9.3.3系统的联接方式及运行方式

反渗透单元（保安过滤器→高压泵→反渗透装置）内部为串联连接，两套反渗透单元之间为并联运行；三室卧式双介质过滤器、阳离子交换器、阴离子交换器、混合离子交换器均为并联运行，设备运行和再生采用程序控制自动进行。

5.9.3.4系统布置

锅炉补给水处理设备布置在厂房内， 过滤除盐间（按2×1000MW考虑，留有扩建可能）48m×21m(长×宽)。固定端设化验楼共三层，33m×18.6m(长×宽)。室外布置酸碱库，中和水池及除盐水箱等。酸碱库为二层建筑，12m×18m。底层为废水泵间、二层为酸碱贮存间，地下设2个300m3废水池。 5.9.3.4化验室主要仪器设备的配置

化验室台柜采用化验室标准台柜，化验室主要仪器设备按1000MW机组标准设置，全厂配备有水分析、煤分析、油分析的仪器设备。

5.9.4 凝结水精处理

凝结水精处理系统的选择根据机组最终确定的冷却方式不同而有所不同。 5.9.4.1超临界直接空冷机组

5.9.4.1.1超临界直接空冷机组凝结水精处理系统的特点

直接空冷机组中的凝结水不存在循环冷却水泄漏的污染，由于空冷机组的空冷器冷却表面十分庞大，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，且给水及炉水水质要求高，所以必须采用一套既能高效除铁，又能去除水中溶解杂质的凝结水精处理设备。直接空冷机组凝结水除了含铁量高的特点外，另一个特点是凝结水运行温度在夏季气温高时一般均比湿冷机组高得多。精处理系统的选取应考虑尽量适应温度这一特点。

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5.9.4.1.2系统的确定

每台机组设置4×33%的粉末覆盖过滤器+4×33%的高速混床精处理装置，每两台机组公用一套再生装置，每台机设一套铺膜装置。高速中压混床采用体外再生方式。体外再生设备全部为低压设备。为节省投资提高设备利用率，两台机组共用一套体外再生装置。每台机设一套铺膜系统。

5.9.4.1.3系统的联接及运行方式

凝结水精处理设备与热力系统联接方式采用单元制，即每台机组各设4台33%的粉末覆盖过滤器+4台33%的高速混床，主凝结水系统流程如下：

排汽装置凝结水箱→凝结水泵→ 凝结水精处理装置 →轴封冷却器→低压加热器→除氧器

粉末覆盖过滤器采用程序控制，设计有铺膜、爆膜等程序。 粉末覆盖过滤器及辅助铺膜、爆膜设备均布置在主厂房内。

高速混床及体外再生设备均采用程序控制，设计有设备投运、树脂输送、分离、再生等程序。

5.9.4.2超临界间接空冷机组

5.9.4.2.1表面式间冷系统的凝结水精处理系统必要性及特点

无论采用哪种冷却形式的空冷机组，由于有大面积的铁、铝质空冷凝汽器，均会造成凝结水中铁或铝含量非常高，铁含量通常在每升水几十个微克，而湿冷机组凝结水中的铁含量通常在每升水几个微克，要比普通湿冷机组的凝结水中的铁高好几倍。因此防止水汽系统的腐蚀及减少系统腐蚀产物的携带就显得更为必要。

表面式间冷系统类似于湿冷系统，不同之处是用空冷塔代替湿冷塔，用不锈钢管凝汽器代替铜管凝汽器，用除盐水代替循环水，用密闭式循环冷却水系统代替敞开式循环冷却水系统。冷却水系统与汽水系统完全分开，两者水质可按各自要求控制。

对于表面式间冷系统来讲，由于用除盐水代替循环水作为冷却水，因此不存在凝汽器泄露时，冷却水污染凝结水的问题，但凝结水以及冷却水系统中仍然不可避免会有铁的腐蚀产物产生，故仍应设置凝结水精处理装置。

5.9.4.2.2系统的确定

每台机组设置3×33%的除铁过滤器+4×33%的高速混床精处理装置，每两台机组公用一套再生装置。高速中压混床采用体外再生方式。体外再生设备全部为低压设备。

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5.9.4.2.3系统的联接及运行方式

凝结水精处理设备与热力系统联接方式采用单元制，即每台机组各设3台33%的除铁过滤器+4台33%的高速混床，主凝结水系统流程如下：

排汽装置凝结水箱→凝结水泵→ 凝结水精处理装置 →轴封冷却器→低压加热器→除氧器

除铁过滤器采用程序控制，设计有反洗、冲洗等程序。高速混床及体外再生设备均采用程序控制，设计有设备投运、树脂输送、分离、再生等程序。

5.9.5 化学加药系统

本工程化学加药系统为两机共用方式。凝结水和给水设有加氨及加氧装置，另外还设有给水和闭式冷却水加联氨装置。给水加联氨系统仅用于机组启动初期及水质不满足加氧情况时。

凝结水和给水加氨采用自动加药方式，加药泵为电控计量泵。给水加氧采用自动加药方式，凝结水加氧手动，氧气经减压调节后加入管道。给水和闭式冷却水加联氨采用手动加药方式。

设备布置在两炉之间集控室的化学加药间内。

5.9.6 汽水取样系统

每台机设置一套汽水取样分析装置。该装置能取代表性的水汽样品并进行自动分析，并设有人工取样点以监测汽水系统和机组的正常运行。

取样分析装置布置在两炉之间集控室的汽水取样间。

5.9.7 辅机循环冷却水处理

对于直接空冷机组，没有大量的循环冷却水，仅有少量的辅机循环冷却水，因此耗水量不大。为达到经济合理和充分节水的目的，并维持机组的安全稳定运行，辅机冷却水补充水拟采用投加复合水稳剂处理。其杀菌灭藻采用采用直接购买杀菌剂并根据运行实际情况直接投加的方式,不再设置杀菌剂加药装置。

循辅机循环冷却水加药设备拟布置在本期辅机冷却水泵房泵坑内。

5.9.8 制氢站

本工程设置1套产氢量10Nm3/h的中压水电解制氢装置，并配备相应的氢气干燥装置，设置6台13.9m3的氢气贮存罐及1台7m3压缩空气贮存罐。氢气经减压后用管道送

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至主厂房。

制氢系统为全自动化运行，可做到无人值守。

本工程制氢装置布置在一个的建筑物内。氢气和压缩空气贮存罐布置在室外。 另外，请电厂进一步落实附近是否有可靠的氢源。如有可能，也可采用高压氢瓶供氢系统。

5.9.10 化学废水处理

本工程化学废水设计为分散处理。反渗透浓水排水、化学再生废水及脱硫废水就地处理，达标后综合利用。过滤器反洗排水排至工业废水下水道，经处理后回收利用。空气预热器冲洗废水经处理后回收利用。

锅炉酸洗废水由酸洗单位根据不同酸洗方案进行处理，电厂仅设置一定容量的废水贮存设施，废水贮存与供水专业煤场雨水调节池合并考虑，煤厂雨水调节池容积设计约为V=4000m3，可满足盛装酸洗废液的容积要求。

废水处理后的水质满足国家污水综合排放标准（GB78-1996）中一级标准。

5.10 热工自动化部分

发电厂热工自动化水平是通过控制方式、热工自动化系统的配置与功能、运行组织、控制室布置及主辅设备可控性等多个方面综合体现的。 5.10.1 控制方式及控制水平

1）采用炉、机、电、网（暂定）及辅助车间集中监控方式，两台单元机组、辅助

车间（系统）、电气网控系统（暂定）合设一个集中控制室。

2）本工程机组监控采用分散控制系统（DCS）实现。单元机组设2～3名运行人员，在就地人员的巡回检查和配合下，实现以LCD/键盘为中心的集中监视和控制，在值班人员少量干预下自动完成机组的启动、停止、正常运行的监视控制和异常工况处理。

3）本工程辅助车间（系统）监控采用以可编程序控制器（PLC）为基础的计算机

控制系统实现，采用一套辅助车间监控网络实现对各类辅助车间（系统）的集中监视和控制。本工程辅助车间（系统）设3名运行人员，在就地人员的巡回检查和配合下，实现以LCD/键盘为中心的集中监视和控制，在值班人员少量干预下自动完成辅助车间（系统）的启动、停止、正常运行的监视控制和异常工况处理。

4）由于烟气脱硫系统不设脱硫旁路、增压风机，脱硫系统是单元机组（锅炉）不

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可分割的一部分，即当烟气脱硫系统故障导致该系统停运时必然要引起锅炉跳闸。因此烟气脱硫控制系统应纳入机组DCS，单元机组的脱硫系统纳入单元机组DCS系统，两机公用的脱硫系统纳入公用DCS网络。控制点设在集控室，在单元机组DCS的LCD操作员站上完成脱硫系统的监控，单元机组DCS可考虑增设一台LCD操作员站用于烟气脱硫监控。

5）脱硝系统（SCR）纳入机组DCS控制，脱硝氨气制备采用PLC控制，联接至辅助车间系统监控网络。 5.10.2 热工自动化系统的配置

厂级监控信息系统（SIS）、#1分散控制系统（DCS）、#2分散控制系统（DCS）辅助车间控制系统共同组成全厂自动化系统及其计算机网络，实现控制功能分散，信息集中管理的设计原则。自动化系统及其计算机网络规划详见《全厂自动化系统规划图》（F6981K-A01-24）。

1）设立厂级监控信息系统（SIS），除与分散控制系统（DCS）、网络计算机监控系统（NCS）、辅助车间控制系统、汽机振动采集和故障诊断系统、锅炉炉管泄漏自动报警等系统实现信息通讯外，还留有与厂级管理信息系统（MIS）的通讯接口,并采用经国家有关部门认证的专用、可靠的安全隔离设施。各系统向SIS提供有效的实时生产信息，通过SIS系统将全厂各控制系统联网，实现全厂生产过程实时监控，使全厂在最佳状态下运行。

2）本工程锅炉、汽机、发电机-变压器组及厂用电（包括起停/公用变）等的监视、控制和保护将以分散控制系统（DCS）为主，辅以少量的其它控制系统和设备完成。机组控制系统主要由以下系统或装置构成：

 DCS分散控制系统，即实现对锅炉、汽机、发电机-变压器组、吹灰、节油点火及厂用电（包括起停/公用变）、脱硫、脱硝、空冷的监视、控制和保护。包括数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）。DCS还设置公用网络，厂用电公用部分、辅机冷却水泵房、空压机站等辅助公用系统纳入公用网络监控，可同时由各单元机组DCS操作员站进行监视，但其操控权限通过软件闭锁赋予#1机组DCS，当#1机组检修时，操控权限切换至#2机组DCS。相对集中的金属温度参数将采用远程I/O采集。

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 汽机数字电液控制（DEH）由汽机厂成套，采用与DCS相同的硬件。  汽机监视系统（TSI）、汽机紧急跳闸系统（ETS）随主辅机成套提供。DCS与ETS信号通过硬接线连接。

 汽机振动采集和故障诊断系统、锅炉炉管泄漏检测系统采用的监控系统，通过通讯口与SIS系统进行通讯。

 空预器间隙调整控制系统采用可编程序控制器（PLC）实现，随空预器成套提供并通过硬接线及通讯方式接入DCS监控。

 发电机励磁调压系统（AVR）、发电机自动同期系统（ASS）、厂用电快切装置等电气设备均为专用控制设备，与DCS的重要接口信号（重要的监视、报警信号及操作指令）均采用硬接线方式实现。

 汽机旁路控制（BPS）根据主机情况若采用专用装置，则通过通讯接口或硬接线与DCS系统相联，否则直接纳入DCS监控。

 采用DCS后，设置少量于DCS的后备操作手段，当DCS故障时确保机组安全停机。

3）辅助车间（系统）采用若干套可编程控制器（PLC）系统实现对各辅助系统（车间）的控制，并设置一套辅助车间集中监控网络实现对上述辅助车间（系统）的集中监视和控制。在集中控制室里，运行人员可通过辅助车间监控网LCD操作员站对网络内各辅助车间的工艺过程进行监控。考虑到煤、灰、水等工艺系统比较复杂，需要监视和操作的内容较多，因此设置辅助控制点，即分别在输煤、除灰渣、补给水等系统的就地电子间内设置LCD操作站，在机组调试、启动和系统事故情况下，可在各自的电子间LCD上进行监控，待机组进入正常运行阶段，再由就地电子间监控切换至远方单元控制室监控，正常情况下以在远方监控为主。对于车间分散，测点较多的辅助车间，采用远程I/O技术，于现场测点密集区布置远程I/O机柜。

4）设置全厂闭路电视监视系统，对监视区域进行实时视频监视，对重点监视对象进行可控的视频图像存储。 5）火灾报警及空制系统

火灾报警系统由布置在集控室的监控主盘及消防联动控制盘、各探测区域的区域报警控制盘、报警触发装置（手动和自动）、声光报警装置、联动控制装置、消防

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广播系统等组成。

火灾报警系统监测范围包括集控楼、主厂房、输煤系统、脱硫电控楼等。 空制系统采用PLC实现，随工艺设备配置，其人机界面为布置在单元控制室内的监控盘。

5.10.3 主要热控设备选型原则

1） SIS选用在燃煤电站有成功应用业绩的产品，其数据库软件选用进口产品。

2）DCS选用在空冷燃煤电站有成功运行业绩的进口/国产产品。 3） 火灾报警系统采用进口品牌。 4） TSI、火检装置选用进口产品。 5） 高温高压系统的仪表阀门应进口

6） 重要的仪表及控制设备选用进口品牌产品。

5.10.4热工电源 源。

主要的仪表与控制设备/系统交流220V电源分别接自电气UPS和保安段，共二路热控配电箱交流380V电源分别接自电气保安段和低压厂用段，共二路互为备用电

互为备用电源。

辅助（车间）系统热工交流220V电源宜接自相应的电气配电盘，且根据相关规

定，确定电源的进线回路。 5.10.5 热工气源

本工程设置专用仪用压缩空气系统，当全部空压机停运时，储气罐的容量应保证

在供气压力不低于气动设备最低允许工作压力情况下，满足设备5min的用气。 5.10.6 热工试验室

本期工程按2×1000MW机组不承担检修任务配置热工试验室设备，且满足《火力

发电厂热工自动化试验室设计标准》的要求

5.11 主厂房布置

5.11.1 主厂房布置原则

（1）主厂房按2×1000MW机组布置，并考虑扩建条件。从汽机房向锅炉房看为左扩建，输煤从固建端上煤。机头朝向扩建端。

（2）在锅炉房K6轴至K8轴之间、空预器上方布置有脱硝装置。

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（3）主厂房、锅炉构架均为钢结构。 （4）主厂房布置方案如下：

主厂房区域采用常规四列式布置方案，按汽机房、除氧框架、煤仓框架和锅炉岛的顺序排列，两台机组之间布置一个零米检修场。汽机头部朝向扩建端。

（5）汽机房两台汽轮机为纵向顺列布置，汽机房内设2台行车，用于汽轮机的安装和检修。 5.11. 2主厂房布置

（1）汽机房布置

1）汽机房跨距为32米，设为三层： 底层零米为设备层； 中间层（8.6米）为管道层；

运转层（17米）为大平台结构，布置汽轮发电机组和汽动给水泵汽轮机。 2）除氧框架跨距为9.5米，设为四层： 底层零米为转动设备层； 8.6米中间层为加热器及管道层； 17米运转层为加热器及管道层； 25米为高加层； 32米为除氧器层。 （2） 煤仓间布置

煤仓间跨距为13.5米，设为三层： 底层（0.00米）为磨煤机层；

运转层（17米）为给煤机层，每台磨煤机配一台给煤机； 运煤皮带层暂定为45.3米。 （3） 锅炉及其尾部布置

一次风机和送风机布置在锅炉房0m副跨内。

锅炉采用紧身封闭布置。在锅炉钢构架范围17m运转层设混凝土大平台，炉前设置有低封。

两炉中间布置集控楼。

（4）主厂房布置的主要尺寸见下表5.11-1。

主厂房布置主要尺寸表

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表5.11-1 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 项 目 汽机房长度 汽机房跨距 汽机房柱距 汽机房运转层标高 汽机房行车轨顶标高 除氧间跨距 除氧器层高度 锅炉柱网 K0至K7 锅炉宽度(包括副跨) 煤仓框架 柱 距 跨 距 炉前距 锅炉外侧柱K8至烟囱中心线 锅炉运转层标高 给煤机层标高 输煤皮带层标高 A排至烟囱（引风机出口总烟道）中心线距离

5.12 建筑结构部分

5.12.1 建筑部分

主厂房布置综合考虑安装、运行、检修的需要，合理充分地利用厂房的空间；节约建筑材料及管道和电缆用量，提高厂房利用率。建筑设计遵循《火力发电厂建筑设计规程（DL/T5094-1999）》、《火力发电厂建筑装修设计标准（DL/T5029-94）》、《建筑设计防火规范（GB50016-2006）》、《火力发电厂与变电站设计防火规范

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单位 m m m m m m m m m m m m m m m m m 数值 216.4 32 10/11 17 30.2 9.5 32 74.8 70 前煤仓 10/11 13.5 8 .9 17 17 45.3 226.1 神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

（GB50229－2006）》等现行有关规范、规程、规定。

主厂房布置的主要尺寸：

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名 称 项 目 柱 距 汽 机 房 档 数 跨 度 长度 运转层标高 柱 距 除 氧 间 档 数 跨 度 运转层标高 除氧层标高 柱 距 煤 仓 间 皮带层标高 厂房内的水平和垂直交通应畅通，安全疏散应便捷并满足有关长度和宽度的要求。厂房的防火防爆、采光通风、防水排水、降噪防振、防腐防潮等应满足相关要求。

主厂房内设两部能通往各层楼面及屋面的钢筋砼楼梯，并根据规范要求设有一定数量的工作钢梯。各车间均设置两个以上安全出口，为保证厂房内的安全疏散，设置必要的垂直通道和纵横水平通道，并与主要出入口相连接。

每台机、炉底层及运转层各设两个污水池。在除氧煤仓间扩建端0.000米层及运转层设男、女卫生间。

汽机房内采用自然进风机械排风方式。尽量考虑天然采光, 不能满足时采用人工照明。

屋面排水方式均应采取有组织排水。运煤皮带层等有水冲洗要求的楼面均设一布

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（米） 10、11 21 32 216.4 17 10、11 21 9.5 17 32 10、11 21 13.5 45.3 备 注 档 数 跨 度 神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

二涂加防水卷材。

有冲洗水的楼地面留洞时，洞口均应做不小于150mm高的护沿，屋面洞口护沿做500mm高。变形缝应严密，防止渗漏。

锅炉房零米因冲洗要求设0.5%分区找坡,坡向排水沟。

除氧器楼面考虑防水和排水. 输煤皮带层采用水冲洗。所有建筑屋面采用有组织排水.汽机房屋面采用金属压型钢板屋面（自防水、保温型）。

主厂房的内部装修以满足工艺要求和防火要求为原则，相关的钢梁及钢屋架均按有关规范要求施以防火涂料。

变压器室、配电装置室、发电机出线小室、电缆竖井以及主厂房各车间隔墙上的门均采用乙级防火门，气瓶间、空调机房、蓄电池室、通风机室等通向走廊的门均采用外开乙级防火门。

集中控制室和电子设备间等室内装修采用非燃烧体材料，并应严格执行现行国家标准《建筑内部装修设计防火规范》。

配电装置间有严防小动物进入的措施。门的缝隙和各种孔洞严密，所有百叶窗、固定窗内侧应设细孔钢丝网。电缆入口和盖板也应有防止小动物进入的设施。

除灰各控制室应根据设备噪音情况采取有效的隔音措施，其门窗应便于监视设备的运行和操作。控制室内应考虑良好的采光设施。 5.12.2 主要生产建筑物结构选型 5.12.2.1主厂房结构

1）主厂房结构体系

主厂房采用钢结构（见《主厂房结构选型专题报告》），汽机房-除氧间-煤仓间三列布置。主厂房横向结构体系是由汽机房屋面梁和除氧煤仓间框架组成的框架—钢支撑结构体系。纵向结构体系为梁柱铰接-钢支撑结构。 汽机大平台横向为框架-钢支撑结构，纵向结构体系为梁柱铰接-钢支撑结构，与A、B列柱铰接。

汽机基座采用现浇钢筋混凝土框架结构，四周设缝与汽机房大平台结构完全分开。 集中控制楼设置于两炉之间，为钢筋混凝土框架结构，楼板为现浇钢筋混凝土梁、板结构。

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与煤仓间框架相连的炉前平台采用钢结构，钢梁现浇混凝土楼板，与框架的连接节点采用铰接节点，搁置在锅炉钢架上的连接节点采用滑动连接。

锅炉为岛式布置，锅炉架构采用钢结构，锅炉运转层平台为钢格栅板。炉架、顶盖及锅炉运转层平台钢结构均由锅炉厂设计、供货。

2) 主厂房屋面及各层楼板

汽机房屋盖系统采用由实腹式钢梁及型钢檩条组成的有檩屋面系统。屋面板采用压型钢板承重加保温防水层的轻型屋面。并按抗震规范设置必要的水平支撑。

除氧煤仓间屋面及各层楼板采用H型钢梁-现浇钢筋混凝土板组合结构，局部采用钢格栅或花纹钢板。

汽机房大平台采用钢结构，楼板采用H型钢梁-现浇钢筋混凝土楼板组合结构。 主油箱所在跨及相邻两跨的汽机大平台钢梁、钢屋面梁及檩条、支撑构件均刷防火涂料。 3)其它

吊车梁:汽机房吊车梁为实腹工字形钢吊车梁。

煤斗采用支承式钢结构，由Q345B钢板焊接成型，耐磨内衬采用3mm厚不锈钢板。 固定端、扩建端为钢结构。

电梯井采用钢结构，井道采用单层彩色压型钢板封闭，电梯机房采用带保温彩色压型钢板围护。电梯井设置水平支撑与锅炉钢架连接，以保证其侧向稳定。

磨煤机直接放在0.00米，基础采用大块式钢筋混凝土基础。 一次风机、送、引风机等均为大块式现浇钢筋砼基础。 5.12.2.2其它主要生产建(构)筑物结构设计:

1) 炉后建(构)筑物: 烟囱

本期工程建设一座钢筋混凝土外筒,双内管钢内筒的多管式烟囱，其中两个内筒各满足本期一台炉的排烟需要。烟囱高度210米，因本工程采用湿法脱硫，并不设GGH，故内筒采用钛-钢复合板方案，该方案防腐性强、可靠性高。 基础采用环板式钢筋混凝土基础。

钢烟道支架

受力体系为钢筋混凝土框架结构。

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电除尘器支架

电除尘器支架为钢结构，由设备厂家设计供货，基础为柱下承台。

引风机支架

引风机支架为钢筋混凝土框架结构。 除灰、渣建筑物

除灰综合楼为三层现浇钢筋砼框架结构，底层布置机务及除灰空压机，二层为电缆夹层，三层布置电气控制盘柜及电子设备间，楼板采用现浇钢筋混凝土楼板。

灰库属大型钢筋砼筒仓结构。 2) 输煤系统建（构）筑物： 输煤栈桥

结构选用钢桁架，钢筋混凝土支柱（除上主厂房栈桥外），上主厂房栈桥柱为钢支柱，楼面采用压型钢板永久底模，屋面为自防水保温压型钢板。其余则使用彩色保温压型钢板封闭。 输煤隧道

地下输煤道为现浇钢筋砼箱形结构。 碎煤机室

碎煤机室为钢筋混凝土现浇框架结构。碎煤机基础及碎煤机层楼面采用钢筋混凝土现浇框架结构，碎煤机采用弹簧隔振基础置于其上。 转运站

地下转运站结构选用地下箱型或梁板式结构。地上转运站采用现浇框架楼板结构。 汽车卸煤沟

地下部分采用梁板结构，上部采用钢筋混凝土框架结构。 其它

除尘除铁器室、入炉煤取样装置室采用现浇钢筋砼框架结构。 3）化水建筑物：

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锅炉补给水处理室、机组排水槽等建筑物均为现浇钢筋混凝土框架结构。 4) 电气建（构）筑物

出线构架采用钢管柱、钢桁架梁结构形式，钢筋混凝土基础。 5）空冷支架

空冷支架采用钢筋混凝土空心管柱与钢桁架组成的空间结构体系。平台承重结构由空间交叉钢桁架组成。钢桁架上设置平台板，并保证钢桁架的平面外的侧向稳定，平台为钢梁上铺花纹钢板。平台四周设钢龙骨挂压型钢板挡风墙。支架柱基础采用钢筋混凝土承台基础。

6) 综合管架

由于管架横穿厂区,考虑到厂区的整齐美观，综合管架选用钢管支架柱、钢桁架梁（局部钢梁）纵横向隔一定距离设一钢支撑的铰接框架-支撑结构体系。 7) 脱硫建筑结构形式

吸收塔上部为钢结构，由设备厂设计供货，基础为圆形钢筋混凝土灌注桩基础。 其他浆液循环及制备车间均为钢筋混凝土框架结构，柱下基础。 烟道支架为钢筋混凝土框架结构，柱下基础。

5.12.2.3 地基及基础

1） 厂区建筑物地基处理方案

根据现有勘察资料，场区基岩面起伏较大，按总交专业总平面布置中主厂房区域0.00为1443.7米计算，场区范围基岩面埋深为8.8—19米左右。根据现有勘察资料，表面①层填土、②层粉砂工程性能较差，不能作为天然地基持力层，宜清除；③层黄土状粉土，土质不均匀，上部3～5m深度范围内具有湿陷性，不能作为主要建筑物的天然地基持力层；对于主要建筑物，若地段基岩埋深较浅，可采用⑤层基岩做为天然地基持力层，局部超挖地段采用砂砾石或素混凝土换填；但由于本阶段勘察深度有限，基岩面起伏较大，钻孔数量又少，加之本阶段建筑物在总平面中的定位在后续阶段还有进一步调整的可能，所以本阶段主要建筑物主厂房、烟囱，空冷平台等暂按桩基础（灌注桩）方案，桩端持力层进入中等风化基岩一定厚度计列投资。在下阶段进一步勘测资料基础上，对此部分地基处理作进一步的分析和优化。

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一般建筑物采用③层黄土状粉土作持力层，根据建筑物类型、上部荷载大小、结构形式、建筑物对地基变形的敏感程度，采用不同厚度的2：8灰土、砂砾石垫层换填处理或天然地基。 2）主厂房基础：

主厂房均采用钢筋混凝土灌注桩及桩基承台基础。

磨煤机基础为块式基础，基础下布置灌注桩，磨煤机基础设弹簧隔振。 汽轮发电机基座采用钢筋混凝土板式基础,基础下布置灌注桩。 集中控制楼基础为钢筋混凝土灌注桩及桩基承台基础。 烟囱基础采用钢筋混凝土圆板式基础,基础下布置灌注桩。 3）一般建筑物基础：

根据不同的地基处理方案，分别采用钢筋混凝土柱下承台基础，或柱下基础及条基。

5.13 给排水系统及冷却设施

供水系统的功能是连续不断地提供足够的水量和符合水温、水质要求的水，以满足电厂辅机冷却水系统、锅炉补给水处理系统、工业水、生活水及消防给水系统等的要求。 5.13.1主机排汽冷却系统

5.13.1.1主机空冷系统优化及配置方案的选定

主机采用空冷系统。本阶段经过对主机排汽冷却方式进行比较选择，主机空冷系统优化及配置方案的选定如下：

方案一：主机直接空冷+小机汽泵间冷 方案二： 主机+小机汽泵间冷

主机排汽冷却方式的比较选择，见《主机冷却方式选择专题报告》（F6981K-A02-01）。 5.13.1.2空冷系统方案配置

（1）方案一：主机直接空冷+小机汽泵间冷

该方案的空冷系统配置如下：

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a.主机直接空冷系统配置

本期工程建设2×1000MW级空冷机组，由于本工程汽轮机未招标，汽轮机不同工况下特性数据参考同类地区、相同容量的机组取值，根据本工程所处地区的气象条件，夏季设计背压考虑在29.80℃时机组满发，结合顺流段和逆流段的合理匹配,经初步计算,设计暂按每台机组采用80个冷却段配置，主要设计参数暂定如下（一台机）：

散热面积为 2300000m 迎风面积为：20175m2 顺流面积：1725000m2 逆流面积：575000m2 顺逆流段数比：6:2 冷却段数：80

空冷器迎面风速：2.20m/s

空冷凝汽器布置在主厂房A排外50米的高架平台上，每台机组的80个冷却段排

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成10列，每列由6个顺流冷却段和2个逆流冷却段组成。每台机组空冷凝汽器所占面积为11853m2。

本工程每个冷却段配一台变频轴流风机， 风机直径为9.75m。 通过初步计算，本工程空冷系统的主要参数为：

设计气温：13.90℃，设计背压：13kPa（暂定） 夏季满发气温：29.80℃，夏季满发背压：33kPa（暂定）

直接空冷系统图，见F6981K-A01-23；直接空冷器布置，见F F6981K-A01-24。 b.小机间冷系统配置

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本期工程锅炉给水泵采用汽动驱动，考虑节约用水，降低电厂水耗，小机冷却采用表凝式间接空冷系统。

本工程锅炉给水泵（即小机）采用带自然通风冷却塔的扩大单元制表凝式间接冷却系统，二台1000MW机组小机配一座间冷塔，3台冷却水泵，其中2台运行、一台备用。二台机组冷却水泵房布置在小机间冷塔附近。散热器垂直布置在空冷塔外一周，两台机组的冷却扇段交错布置。

因本工程小机未订货，参考同类地区相同机组空冷机组小机排汽参数，经初步计算,小机空冷系统主要设计参数暂定如下（两台机组）： (a) 散热面积：~815000m2,

冷却三角个数：118个 散热器高度：20.50m （b）空冷塔

空冷塔底部散热器外侧直径：97m 空冷塔底部零米X柱直径：m 塔高：130m 塔出口直径：58m

空冷塔进风口高度：20.5m (c)循环水泵

本工程小机采用带自然通风冷却塔的扩大单元制表凝式间接冷却系统，二台1000MW机组小机配3台冷却水泵，其中2台运行、1台备用。每台小机循环水泵Q=~2.12 m3/s,H=23.50m,N=750kw，V=6000V。

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(d) 间接空冷系统的主要参数暂定如下：

设计气温：13.90℃，~8.50kPa（暂定）

夏季满发气温：29.80℃，夏季满发背压：~20kPa（暂定） 小机间冷系统图，见F6981K-A01-25。 （2）方案二:主机和小机汽泵间冷

该系统由表凝式凝汽器、循环水泵、散热器、自然通风空冷塔、循环水管等组成。冷却系统采用单元制，一台机组配两台凝汽器、四台循环水泵、一座间冷塔及相应的散热器、一根循环水进水母管、一根循环水出水母管。

汽动给水泵的小机排汽进入对应的主机间接空冷系统统一进行冷却。 每台机组设一座循环水泵房。

本期工程建设2×1000MW级空冷机组，由于本工程汽轮机未招标，汽轮机排汽参数参考同类地区、相同容量的机组取值，根据本工程所处地区的气象条件，经过初步优化，间接空冷系统配置如下：

2x1000MW空冷机组主机循环水量为暂定，见5.13.1-1。 表5.13.1-1 循环冷却水量 序号 机组容量(MW) 主机凝汽量（t/h） 小机机凝汽量（t/h） 1 2 1×1000 2×1000 1708 3416 139 278 101585 203170 冷却水量(m3/h) 注：冷却倍率暂定为m=55倍 本工程1×1000MW主机表凝式间冷系统配置详见表5.13.1-2，本期工程共两台机

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组。

表凝式间冷系统图，见F6981K-A01-26。

表5.13.1-1 1×1000MW主机+小机表凝式间冷系统配置一览表

1×1000MW主机+小机表凝式间冷系统配置一览表 序号 项 目 冷却器塔外垂直布置 13.90 11 29.80 28 ~55 221.10 ~2.17 铝质 4 ~7.59 ~25 表面式凝汽器/不锈钢管 ~56000 ～240 197.70 1 设计气温（℃） 2 设计背压（KPa） 3 夏季满发气温（℃） 4 夏季满发背压（KPa） 5 冷却倍数 6 散热器冷却面积（万m2） 7 散热器迎风面风速（m/s） 8 散热器材质 9 冷却水泵台数（台） 10 单台冷却水泵流量（m3/s） 11 冷却水泵扬程（m） 12 凝汽器型式 13 凝汽器面积（m2） 14 冷却三角个数（个） 15 冷却塔散热器直径（m） 第 105 页

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16 冷却塔底部直径（m）（支柱处） 17 冷却塔出口直径/高度（m） 18 冷却塔喉部直径（m） 19 冷却塔进风口高度 20 单座冷却塔占地（m2） 21 循环水管母管直径 表凝式间冷塔布置图，见F6981K-A01-27。 a.空冷散热器

1.70 104/193 100 28.5 30682 DN3800 本期工程采用带孔翅片板全铝制热交换器。热交换器管束成对布置组成冷却三角，并由碳钢短支腿支撑布置在自然通风冷却塔外围一周。冷却三角被划分为几个冷却扇段。热交换器采用具有优良的热传导、可清洗及高机械强度等特性。

冷却三角还安装有电动驱动的百叶窗。

本期工程每台机组设16个冷却三角扇段，共240个冷却三角，每个冷却三角尺寸 LxBxH为~2600 mmX ~2600mm X~24000mm，三角的夹角约为50°。 b.凝汽器和循环水泵

表凝式间冷系统采用表面式凝汽器，因此该系统凝汽器布置也可参考湿冷机组。由于空冷塔的冷却效果不如湿冷塔，因而前者冷却塔出水温度较高，同时因空冷塔投资费用大，不宜采用增加空冷散热器面积以降低冷却塔出水温度方法，选用相对较大的凝汽器面积，是可以作为空冷塔出水温度高的一种补偿。此外，由于黄铜和不锈钢的电化学性质存在较大差异，其对水质的要求不同，为简化冷却水水化学处理和控制系统，凝汽

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器采用不锈钢材质。

每台机组凝汽器冷却面积暂定为~54000m2。

循环水设计冷却倍数暂定为55倍。一台机组配四台循环水泵，夏季全部运行，其它季节可部分水泵运行。每台循环水泵Q=~7.59 m3/s,H=25m,N=2800kw，V=6000V。 c.厂区循环水管布置

每台机组循环水进出水母管各一根，直径为DN3800mm，表凝式凝汽器的出水管从汽机房接出后，经间冷循环水泵提升后分别送至位于本期主厂房附近对应的机组间接空冷塔，经空冷塔冷却后的循环水，送至汽机房内的表凝式凝汽器，循环冷却主机排汽。循环水管埋地敷设，管材采用焊接钢管。

循环水母管上设有检修人孔，根据布置要求设有排气和放空设施。 循环水管道内壁采用钝化处理。

5.13.1.3间接空冷系统与直接空冷系统技术、经济比较及推荐意见

本设计阶段从技术、煤耗、水耗、空冷系统年运行费用、主要设备制造情况和经济等方面进行了比较，详见本工程的《间接空冷和直接空冷方式选择》（F1343K-A02-01），结论如下：

，约为71765万元，方案二（主机间冷+小机间冷方案）初期投资费用较高，约为77732万元，方案一比方案二初期投资比方案二减小约5967万元。如果再加上，约为71765万元，方案二（主机间冷+小机间冷方案）初期投资费用较高，约为77732万元，方案一比方案二初期投资比方案二减小约5967万元。如果再加上全厂征地费用差，方案一比方案二初期投资比方案二减小约47万元。 （2）标准煤耗比较

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根据初步优化配置计算，本工程间接空冷系统背压在11～28kPa之间，直接空冷系统的背压在13～32kPa之间。间接空冷系统背压比直接空冷系统的背压低，单位kw.h的标准煤煤耗低于直接空冷系统，方案一比方案二高约1.14 g/kw.h。如果机组年利用按照5500计算，方案一每年的煤耗较比方案二可增加1.25万吨，每年节省的煤耗费用为535万元（暂按照煤价428元/吨计算）。 （3）耗水指标比较

两种方案的耗水指标相当， （4）运行费用比较

如取发电成本电价0.182元/KWh计算，方案一全年运行费用比方案二高出约137.41万元。

（5）主要设备制造情况比较 a）直接空冷系统

空冷凝汽器可以是国外技术国内制造，也可以完全国产，它们价格基本持平；风机可以国产（暂未收集到噪声水平数据），也可以进口品牌、国内生产；齿轮箱进口或进口品牌产品；其它如变频器、真空隔绝阀等可以进口也可以国产或进口品牌。 b）间接空冷系统

对于间接空冷系统的重要设备之一的散热器，国内有哈空调、首航、双良和龙源等厂家生产，国外的EGI公司、SPX公司已在国内建立生产线，国内生产。凝汽器与湿冷机组的凝汽器相同，国内已有比较成熟的设计和生产经验，国内能够生产。对循环水泵，国内大型水泵厂均可生产。对百叶窗控制机构，国内企业目前没有供货业绩，建议采用进口设备，随着间冷系统的发展，百叶窗控制机构将来有条件国产化。

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综上比较可以看出，虽然间接空冷系统的主机的背压低于直接空冷方案，即可降低煤耗，空冷系统年运行费用较低，但间接空冷方案初期投资高于直接空冷方案。再者，直接空冷系统国内已有比较成熟的商业运行经验，在设计方面，已有直接空冷设计知识产权，主要设备已经国产化。

因此，本工程建议主机空冷系统推荐方案一，即主机采用直接空冷系统。 5.13.1.4环境风对空冷系统的影响及保证空冷系统的安全运行措施

根据本工程现场气象观测资料，电厂厂址年主导风向为东南偏南风，风向频率为12%，次主导风向为东南风和东南偏东风，风向频率为11%；电厂厂址夏季主导风向为东南偏南风、风向频率为17%。宁东矸石电厂一期3X330MW空冷机组的主厂房A排朝东布置，本期工程的主厂房布置A排也朝东布置。根据国家规范《火力发电厂设计规范》（报批稿）中 “空冷凝汽器主进风侧的布置方位一般面向夏季主导风向，并考虑高温大风气象条件出现频率的影响，避免来自锅炉房后较高的风频和风速”的要求，本工程的主厂房布置是满足《火力发电厂设计规范》（报批稿）对空冷器布置要求的。

但就全年和各季的风向频率图，仍有炉后风（即西风）产生。如果有炉后风，由于热回流，热空气进入直接空冷系统，引起机组背压升高，容易发生跳闸现象。建议在下阶段应结合直接空冷系统招标，进行直接空冷系统的数模试验，采取如对冷凝面积预留适当的裕度、增加空冷平台高度、提高风机转速等措施，以保证空冷系统的安全运行。 5.13.1.5推荐方案的空冷器配置 a.主机排汽冷却空冷器的配置

本期工程推荐采用直接空冷系统。每台机组的空冷凝汽器布置在主厂房A排外50米的高架平台上，80个冷却段排成10列，每列由6个顺流冷却段和2个逆流冷却段组

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成。每台机组空冷凝汽器所占面积为11853m2。

主要设计参数暂定如下（一台机）：

散热面积为 2300000m2 迎风面积为：20175m2 顺流面积：1725000m2 逆流面积：575000m 顺逆流段数比：6:2 冷却段数：80

空冷器迎面风速：2.20m/s 风机配置如下：

本工程每个冷却段配一台变频轴流风机，风机参数初定为： 风机直径：9.75m 风机转速：110 rpm 空气流量：~556m3/s 所需风机风压：106 Pa 台数：80台

每台风机功率：132kW

风机电动机电压：380V

2

空冷系统的主要参数

通过初步计算，本工程空冷系统的主要参数为：

设计气温：13.90℃，设计背压：13kPa（暂定）

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夏季满发气温：29.80℃，夏季满发背压：33kPa（暂定）

直接空冷系统图，见F6981K-A01-23；直接空冷器布置，见F F6981K-A01-24。 在下阶段根据汽轮机的设计有关参数，并根据电厂所处地区气象资料，并结合大风

模拟试验等进行研究优化，进一步确定合理的设计背压及空冷凝汽器的布置。 b.主机排汽冷却空冷器的配置

本工程小机采用带自然通风冷却塔的扩大单元制表凝式间接冷却系统，二台1000MW机组小机配一座间冷塔、一座冷却水泵房，3台冷却水泵，其中运行2台，公用备用1台，二台机组冷却水泵房布置在小机间冷塔附近。散热器垂直布置在空冷塔外一周，两台机组的冷却扇段交错布置。间接空冷系统的主要参数暂定如下：

设计气温：13.90℃，~8.50kPa（暂定）

夏季满发气温：29.80℃，夏季满发背压：~20kPa（暂定） 小机间冷系统图，见F6981K-A01-25。 （a）散热面积：~815000m2,

冷却三角个数：118个 散热器高度：18m （b）空冷塔

空冷塔底部散热器外侧直径：97m 空冷塔底部零米X柱直径：m 塔高：130m 塔出口直径：58m

空冷塔进风口高度：20.5m

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(c)循环水泵

本工程二台1000MW机组小机配3台冷却水泵，其中2台运行、一1台备用。每台小机循环水泵Q=~2.12 m3/s,H=23.50m,N=750kw，V=6000V。 (d) 厂区小机循环水管布置

每台机组循环水进出水母管各一根，直径为DN1200mm，小机表凝式凝汽器的出水管从汽机房接出后，经小机循环水泵提升后分别送至位于本期主厂房附近的小机间接空冷塔，经小机空冷塔冷却后的循环水，送至汽机房内的小机表凝式凝汽器，循环冷却小机排汽。小机循环水管埋地敷设，管材采用焊接钢管。

循环水母管上设有检修人孔，根据布置要求设有排气和放空设施。 （5）建议

在下阶段进一步收集和观测电厂所处地区气象资料，并结合大风模拟试验，根据汽轮机的设计有关参数，对空冷系统进行研究优化，进一步确定合理的设计背压和空冷系统的较优配置，保证空冷系统的安全运行。 5.13.2 辅机冷却系统

本期工程二台机组辅机冷却上塔水量为6060 m3/h，考虑到辅机冷却水要求水温较低，故辅机冷却水采用带机械通风冷却塔的扩大单元制再循环供水系统。二台机组配三段冷却塔和三台辅机冷却水泵。机械通风冷却塔和辅机冷却水泵房布置在本期主厂房的固定端，泵房与冷却塔以管道连接。

在夏季频率10％气象条件（湿球温度为18.7℃，相应平均干球温度为24.9℃，相对湿度为56%，平均气压为859.7hP）下，机械通风冷却塔进水温度：40℃，出水温度：≤33℃。

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供水系统图，见F6981K-A01-21。 （1) 机械通风冷却塔性能参数

型式：逆流式机械通风冷却塔（共三段） 冷却流量：2450 m3/h（夏季工况） 冷却面积：225m2 平面尺寸：15×15m 水池深度：2m 塔总高： 约10.60m 冷却塔风筒材料：玻璃钢 风机直径：Ф8530mm 功率： 132kw （2) 辅机冷却水泵

二台机组设3台辅机冷却水泵（两台运行、一台备用），其性能参数如下：

流量： Q=3150 m3/h 扬程： H=~50m 功率： N=650kW 5.13.3厂外补给水系统

本期工程以红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水和宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程联合供水，其中宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程作为电厂生活水和煤矿疏干排水的备用水源。

5.13.3.1红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水厂外补给水系统

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红柳集中水处理站位于电厂厂区北边约2.60km的红柳矿井工业场地内。在红柳集中水处理站附近设一座升压水泵房，安装三台升压水泵，其中两运一备，每台水泵Q=180m3/h,H=30m,N=22kw，V=380V。

从电厂的水升压泵房至厂区敷设一根DN350的厂外补给水管道，管材为钢质。厂外补给水管道沿现有道路地下敷设，管线长度约3km，在管道高处设排气装置，在低处设放空。

升压水泵房按照2X1000MW机组容量设计。

5.13.3.2宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程厂外补给水系统

根据宁夏宁东水务工程有限公司的意见，电厂接口在B1升压泵站处，即在古窑子附近，位于厂址北偏西约32km处。

由于厂址地面高出B1升压泵站地面约86m，电厂厂外补给水管道较长，需要两级升压。电厂一级升压泵房设在B1升压泵站内，不设吸水池，从B1升压泵站的蓄水池取水；电厂二级升压泵站石槽村站附近，二级升压泵站内设一座升压泵房、两座500m3的蓄水池。

电厂的一、二级升压泵房内各安装三台升压水泵，其中两运一备，每台水泵初步主要技术参数为Q=340m3/h,H=110m,N=160kw，V=380V。

从电厂的备用水升压泵房至厂区敷设一根DN450的厂外补给水管道，沿现有道路地下敷设，管线长度约41km，在管道高处设排气装置，在低处设放空。 5.13.3.3建议

（1）因宁东能源重化工基地内的供水升压设施及输水管线由宁东能源重化工基地管委会和宁夏宁东水务工程有限公司统一规划，建议电厂就接口位置与宁夏宁东水务工程有

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限公司积极配合。另外，请电厂与宁东能源重化工基地管委会和宁夏宁东水务工程有限公司尽早联系，配合电厂的厂外补给水管线的走向，管廊预留位置和电厂升压泵房布置位置等，取得原则性同意文件。

（2）请电厂建设单位与红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水的管理单位联系，并提供接口处主要参数，如位置（坐标）、标高、压力和电厂升压泵房布置位置等。 5.13.4厂内补给水建构筑物

厂内补给水建构筑物按照本期工程2X1000MW机组容量设计。

生活水源由宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给。根据宁东水务工程有限责任公司提供的供水水质资料，向电厂所供的水为经过处理后的水，供水浊度≤20ppm，因此，生活用水需要过滤、消毒处理。

厂内设一座综合水泵房、两座2000 m3消防、工业蓄水池、一座1000 m3水库原水蓄水池，一座200 m3生活蓄水池，一座过滤加氯间等。综合水泵房安装三台工业水泵，两台运行、一台备用，每台水泵Q=130m3/h,H=60m,N=37kw，V=380V；三台生水泵，两台运行、一台备用，每台水泵Q=115m3/h,H=45m,N=30kw，V=380V；两台过滤罐升压水泵，一台运行、一台备用，每台水泵Q=20m3/h,H=30m,N=4.50kw，V=380V；一套生活变频给水装置，Q=,0~110m3/h,H=30m,配三台生活水泵，两台运行、一台备用，每台水泵Q=55m3/h,H=65m,N=15kw，V=380V。过滤加氯间内本期安装两台过滤器。另外，过滤加氯间内安装一台生活水消毒设备。

工业水泵和生水泵采用变频水泵。 5.13.5厂区给水系统

本期厂区设工业水管、辅机冷却塔补给水管、生活水管、消防水管、生水管、杂

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用（绿化）用水及回用水等系统，各为给水系统。

(1) 辅机冷却塔补给水由厂外来水直接补给。如果厂外补给水系统事故时，由工业、消防水池通过工业水泵升压补给。

(2) 消防水由工业、消防蓄水池经消防水泵提升供给。 (3) 生活水经生活蓄水池，通过生活恒压供水装置向厂区供给。

(4) 工业水经工业、消防蓄水池，通过工业水泵升压送入工业给水管网向厂区供给。 (5) 生水经工业、消防蓄水池，通过生水泵升压送入生水加热器，加热后的生水通过管道送至锅炉补给水处理系统。

(6) 工业废水处理后全部作为循环水补充水。 (7) 杂用（绿化）水主要作为厂区绿化用水。 厂区给水系统按照本期工程2X1000MW机组容量设计。 5.13.6排水系统

本期工程采用分流制排水系统，厂区内设有生活污水下水道、含油污水下水道、工业废水下水道、含煤废水管及雨水下水道等，除含煤废水管外，均为重力流排水管。

(1) 工业废水通过工业废水下水道系统收集后排至工业废水处理站，进行处理后升压送至辅机冷却系统等。

(2) 含油污水主要为变压器、油库区等含油区域的废水，经隔油池隔油后，排至工业废水系统，与工业废水处理系统统一处理回用。

(3) 生活污水通过生活污水下水道系统收集后，升压排至生活污水处理系统处理，处理后的水作为厂区绿化用水等。

(4) 各输煤转运站的含煤废水通过水泵升压排入煤水处理设备统一处理，再循环回

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用。

(5) 厂区地面和屋面的雨水通过管道汇集排放，本工程暂按照升压排至厂外排水沟设计。厂外排水管线管线约为3km。

排水系统按照本期工程2X1000MW机组容量设计。

5.13.7污、废水处理及回收系统

污、废水处理及回收系统按照本期工程2X1000MW机组容量设计。 （1）工业废水处理系统

厂区设工业废水处理系统，处理后的水回用至辅机循环水系统等。

工业废水经收集后被送入废水处理间，经初步沉淀后，与回流溶气水一同进入气浮池。废水中的油粒在气浮池内凝聚成较大的油膜，漂浮在池面上，利用浮油收集装置将废油收集后处理。气浮池出水再经无阀滤池过滤处理后的送至冷却塔。

本工程设2套处理容量为100m3/h的工业废水处理装置。 （2）生活污水处理系统

厂区设生活污水处理系统，处理后的水回用作为厂区绿化用水等。

生活污水处理系统采用二级生物接触氧化法处理工艺。本期设置2套处理能力Q＝5m3/h的地埋式生活污水处理设备. （3）煤水处理系统

厂区设煤水处理系统，处理后的水回用作为输煤栈桥冲洗、煤场喷洒用水等。 含煤废水处理系统主要为输煤系统的冲洗排水，采用澄清、过滤处理后，再回用至输煤系统冲洗及喷洒用水，浓缩的煤泥提升后运至煤场干化再利用。

本工程设2套处理容量为10m3/h含煤废水处理装置。

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5.13.8灰场洒水防尘系统

本期工程为干除灰方式，灰场为干灰场。本期灰场洒水水源为厂区的辅机冷却水系统排污水和脱硫系统处理后的排水。

灰场洒水用水从厂区取水通过灰场洒水车供给。

5.13.9 主要水工建筑物结构设计 5.13.9.1小机空冷塔

本方案两台主机共用一座小机空冷塔，空冷塔底部散热器外侧直径104米，空冷塔底部零米X柱直径96米，塔高160米，空冷塔出口直径68米，喉部直径米，空冷塔进风口高度20.50米。下环梁壳体厚度2.00米，塔筒最小壁厚0.30米，设X字柱40对。塔筒为双曲线钢筋混凝土薄壳结构，环板基础。空冷器支架柱按环形网格状布置，采用现浇钢筋混凝土框架结构。

小机空冷塔地基处理拟采用灌注桩桩基方案。 5.13.9.2小机循环水泵房

本期工程设有一座小机循环水泵房，平面尺寸（轴线）为：36m×9m，柱距为6.0m，地下部分净深4.50m，地上部分高10.5m。泵房下部为现浇钢筋混凝土箱形结构，采用现浇钢筋混凝土箱形结构。

泵房上部现浇钢筋混凝土框架结构，围护墙为370mm厚砖墙，内外墙采用涂料墙面，门、窗与全厂建筑协调统一。

小机循环水泵房地基处理拟采用灌注桩桩基方案。 5.13.9.3机械通风冷却塔

本期工程新建4段机械通风冷却塔，一段机械通风冷却塔的轴线尺寸为14.5m×14.5m，塔顶风筒顶标高11.2m，水池深2.0m。下部冷却水池为钢筋混凝土箱形结构，上部结构为现浇钢筋混凝土的框架结构，围护墙板采用钢筋混凝土板。

地基处理拟采用DDC桩复合地基处理方案。 5.13.9.4辅机冷却水泵房

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本期工程设有一座辅机冷却水泵房，平面尺寸（轴线）为：24m×9m，柱距为6.0m，地下部分净深4.5m，地上部分高8.5m。泵房下部为现浇钢筋混凝土箱形结构，其中进水间前伸。进水间尺寸15m×7m，采用现浇钢筋混凝土箱形结构。

泵房上部现浇钢筋混凝土框架结构，围护墙为370mm厚砖墙，内外墙采用涂料墙面，门、窗与全厂建筑协调统一。

地基处理拟采用DDC桩复合地基处理方案。 5.13.9.5 综合水泵房

本期工程设有综合水泵房一座，轴线尺寸为33.0mX9.0m，泵房上部采用钢筋混凝土框架结构，高6.5米，现浇钢筋混凝土屋面结构，围护墙为370mm厚砖墙，塑钢门窗，室内地面为混凝土楼面，内外墙面为涂料饰面。下部结构为钢筋混凝土箱形结构，泵坑深2.50m。

地基处理拟采用DDC桩复合地基处理方案。 5.13.9.6蓄水池

本期工程设有容积2000m3蓄水池2座，平面尺寸为23.4mX23.4m，深4.0m；为现浇钢筋混凝土无梁楼盖结构。

地基处理拟采用DDC桩复合地基处理方案。 5.13.9.7排水升压泵房及工业废水处理间

本期工程设有排水升压泵房及工业废水处理间一座，轴线尺寸为36mX15m，上部采用钢筋混凝土排架结构，高9.8米，屋盖为15.0米跨梯形钢屋架－压型钢板屋面结构，砖围护墙370mm厚，普通水泥地面，内外墙面为涂料饰面。下部结构为钢筋混凝土箱形结构，泵坑深7.00m。

地基处理拟采用DDC桩复合地基处理方案。 5.13.9.8 煤水处理间

本期工程设有煤水处理间一座，轴线尺寸为30×15m，柱距6m，高12m，上部结构为钢筋砼柱排架结构，屋盖为15.0米跨梯形钢屋架－压型钢板屋面结构，370砖围护墙，内外墙采用涂料墙面，门、窗与全厂建筑协调统一；下部为钢筋混凝土箱型基础，净深3.5m。

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地基处理拟采用DDC桩复合地基处理方案。 5.14 贮灰场建设方案

5.14.1贮灰渣场建设方案如下：

已建灰场的初期坝轴线建在距沟口1.0km处，相应沟底标高为1429.00m，初期坝采用碾压均质土坝，坝体上游边坡及坝顶面设置土工膜防水，下游边坡设置反滤层，外侧用干砌石护面。坝体断面型式为梯形，初期坝坝高约7m，坝顶高程1436.00m, 坝顶宽度为4米，上下游坡度为1：3。灰场初期坝体两侧山坡设置堆石棱体，棱体上边坡设置反滤层，外侧用干砌石护面。堆石棱体顶宽度为2m，高2m，上下游坡度为1：1.7。棱体设置范围从坝脚下设置至1434.00m标高，满足初期灰场贮灰5年的要求。

已建灰场在1436m标高以上设底宽2m、深2m、边坡1：1的截洪沟，截洪沟表面设置300mm厚浆砌石护面，以防止灰场四周汇水进入灰场。对于进入灰场内的降雨及部分汇水，拟在灰场设置钢筋混凝土卧管－竖井式排水系统，将灰水排出初期坝外。初期灰场内设3座竖井，内径2.5m，排水管采用直径2.0m钢筋混凝土排水管，在排水管道上设置预留接口，待灰场扩建时与上游排水系统连接。

本期工程拟在1458m高程以上采用碾压灰渣子坝加高，碾压灰渣子坝下游边坡坡度为1：4，下游边坡设置反滤层，外侧用干砌石护面。

灰场堆灰采用分区碾压。脱硫石膏设在灰场中间，将灰场的灰渣与脱硫石膏分开设置抛石简易隔离墙，以便于灰渣及脱硫石膏的综合利用。

库底先清基再做库底防渗层,灰场防渗材料为土工防渗膜，采用两布一膜复合土工防渗膜。防止灰场扬尘，在灰场周围拟种植一圈10～15米宽的防风林带。

灰场管理站采用已建的灰场管理站，增加灰场摊铺碾压设备，有T160型履带式推土机2台；YZT-12型拖式振动压路机2台；蛙式打夯机3台。 5.14.2 贮灰场的运行

卸下的灰、渣应即时摊铺，即时喷洒水碾压。为方便灰场的管理和作业机具的停放，在灰场附近设灰场管理站一处。并配灰场碾压、装载机具检修。灰场摊铺碾压设备有T160型履带式推土机2台；YZT-12型拖式振动压路机2台；蛙式打夯机3台。

灰渣填筑，采用分层碾压，使其具有一定的密实度，以达到堆筑体稳定和防止飞灰污染的目的。对灰场暂不堆灰的灰渣表面，要定时洒水，当灰渣填筑高于挡灰堤（坝）

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时，将灰渣形成1：4的外边坡，坡面用干砌块石护坡。如灰场不再加高，其顶面应及时覆耕土以还田或绿化。 5.15 消防系统

本期工程消防系统按照《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229－2006）等国家消防规范、标准的要求，根据保护对象不同，设水消防系统、气体消防系统、泡沫消防系统和移动式灭火器材等。

本期工程的自动喷水灭火系统和常规水消防系统采用合并消防给水系统，为的消防给水系统。常规水消防系统用于保护建构筑物，包括室内、外消火栓消防系统；自动喷水灭火系统用于保护变压器、重要油设备、燃油装置和路密集区域，煤仓层和输煤栈桥内的输煤皮带的消防等。

消防给水系统由消防水泵、稳压装置、消防水池、自动喷水装置、室内外消火栓、室内外消给水管网及必要的管段隔绝阀等组成。本工程设有两台50%容量的电动消防水泵，一台100%容量的柴油机驱动的消防水泵，一套消防稳压装置。消防稳压装置平时用于稳定消防系统管网的压力。

气体消防系统包括洁净气体灭火系统和低压CO2 灭火系统，采用固定式管网的组合分配系统。洁净气体灭火系统主要用于工程师室、电气设备间等有人的区域；低压CO2 灭火系统主要用于集控楼各配电间等区域的消防及煤斗惰化。

泡沫灭火系统主要用于保护燃油库区的油罐和燃油泵房。 在主厂房顶设消防水箱，作为火灾初期的消防用水。 本工程在同一时间内火灾次数按一次考虑。 5.15.1消防设计范围

本期消防系统包括总平面布置及建筑结构设计，消防设备与器材的选择；各系统设备和有关建、构筑物的防爆、防火及火灾探测及报警设施的设置等。 5.15.2消防设计的主要原则

a） 贯彻“预防为主，防消结合”的方针，各专业根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防为主的措施。在建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，预防火灾的发生与蔓延。

b） 对重要的建筑物及设备要具备两种及以上的灭火手段。 c） 建立全厂的火灾探测、报警及控制系统。

d） 消防设施的管理与使用，应由值班人员与消防专业人员相结合；消防设施的维护与监视及建筑物内早期火灾的扑灭，以值班人员为主。

e） 加强消防管理工作，电厂要制定有关火灾预防、消防组织、火灾扑救及消防监督的各项具度，并切实实施。

f） 电厂灭火要立足于自救，水消防是主要的灭火手段，本期设消火栓灭火系统和自动喷水灭

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火系统，两套系统合用一套消防水泵及消防供水管网。厂区消防水管网为的系统，专供消防用。 5.15.3本工程采用的消防系统

a） 消火栓消防系统 b） 自动水消防系统 c） 气体灭火系统 d） 泡沫灭火系统 e） 移动式灭火器 f） 火灾探测及报警系统 5.15.4本期消防系统的设计

本期工程消防按《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229－2006）等国家消防规范、标准的要求选择配置合适的消防系统。

本工程水消防系统在综合水泵房内设两台50％容量的电动消防泵，一台100％容量的柴油机驱动消防泵及一套消防稳压设施。稳压设施用以维持平时消防管网的水压。消火栓消防系统包括室内、外消火栓灭火系统；自动喷水灭系统包括闭式湿式自动喷水、开式雨淋、开式水幕，开式水喷雾；气体灭火系统包括洁净气体灭火系统、低压二氧化碳灭火系统。 a) 水消防系统

（1）本期消防水量

根据《建筑设计防火规范》，本工程厂区内同一时间内发生的火灾次数按一次设计。

本工程消防系统的消防水量参考同容量机组，设2台电动消防水泵、一台柴油机驱动消防泵、一套消防稳压设施，其中电动消防泵参数：Q=430m/h，H=110m，N=200kW、V=6000V，柴油机驱动消防泵参数：Q=860m/h，H=110m，N=400kW，并设一套消防稳压设施。

（2） 消防蓄水池

本期设置两座2000m的工业、消防蓄水池，其中消防水量约860 m，可满足最大一次消防所需要的总用水量。并在水池内设有保证消防水量不被它用的保护措施。火灾后，补充水系统可在48小时之内恢复蓄水池中消防水量。 b） 洁净剂气体灭火系统

本工程集控楼电子设备间、工程师室等经常有人值班的区域采用洁净剂气体灭火系统，为固定式组合分配全淹没灭火系统。

气体灭火系统主要包括：储液瓶，分配阀、限流装置、管网配管系统，喷头，阀门及火灾自动报警控制设备等。

c）低压二氧化碳气体灭火系统

低压二氧化碳气体灭火系统采用组合分配系统，灭火方式采用全淹没。

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低压二氧化碳气体（CO2）灭火系统，主要包括：低压二氧化碳储罐，冷冻设备，管网配管系统，喷头，阀门及火灾自动报警控制设备等。

本期集控楼配电间、电缆夹层，主厂房煤斗等区域设一套低压二氧化碳气体灭火系统。 d）泡沫灭火系统

燃油库区消防采用固定式低倍数泡沫灭火系统，主要由压力式空气泡沫比例混合器，泡沫液储罐、空气泡沫产生器、空气泡沫以及管道、阀门等组成。

压力水经管道流入泡沫液储罐，将罐内的泡沫液压出，通过泡沫液管进入压力比例混合器，在混合器中与水按6∶94的比例配制成混合液，通过输液管道送入泡沫喷射装置灭火。 e）固定灭火装置

对主厂房电缆隧道、电缆竖井、电缆密集交叉处、电缆中间接头处及主厂房主蒸汽管道与道（在主蒸汽上方的道）设置火探管式自动探火灭火装置或超细干粉灭火装置悬挂式灭火装置。 f）灭火器材的配置

电厂内各建构筑物及设备的灭火器材配置按《建筑灭火器配置设计规范》（GBJ140－2005）及《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229- 2006）的规定进行选择和配置。 g）消防车

本期工程开列1辆8000L水罐消防车及1辆5000L干粉－泡沫联用消防车，厂内不设消防车库，建议电厂建设单位和当地消防局管理部门协商消防车的管理方式。 h) 消防排水

室内消火栓灭火时，其排水排入室内地面排水系统，当通过机械排水时，排水量按2支消火栓流量确定。

室外消火栓灭火时，排水排入室外雨水排水系统。

5.16 采暖通风空调及输煤系统除尘部分 5.16.1 采暖及热源

根据气象参数，本厂处于集中采暖地区，按规定设计集中采暖。全厂所有建筑物均采用热水采暖（110℃～70℃）。设置厂区采暖加热站，作为热水采暖热源。加热站蒸汽凝结水由机务专业回收利用。 5.16.2 主厂房采暖、通风

1) 主厂房采暖

汽机房的底层、夹层和运转层及锅炉房的底层、运转层设置散热器采暖，另外在汽机房和锅炉房的底层设置暖风机作为调节使用。为运行管理调节方便，保证采暖效果，采用分散的单元式小系统。

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2) 主厂房通风

汽机房在夏季采用自然进风，机械排风的通风方式，即室外空气由汽机房底层、夹层以及运转层外窗进风，然后经由设在汽机房和除氧间屋顶上的屋顶风机排风。

锅炉房在夏季采用自然进风，自然排风的通风方式，室外空气由底层、运转层外窗进风，从设在锅炉房屋顶上的屋顶通风器排风。

3) 主厂房其他设施通风

按现行规程、规范设置通风或空气调节装置。 4) 锅炉房负压吸尘清扫系统

根据《火力发电厂设计技术规程》和《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》的规定，“锅炉房（或锅炉）应设有负压吸尘装置”。故锅炉房设有真空吸尘清扫系统。兼管煤仓间不宜水冲洗部位的积尘清扫。每台炉各设计一套吸尘管网，二台锅炉共用一台真空吸尘（车）装置。

5.16.3 集中控制室及电子设备间空调

1) 设计原则

集中控制室、电子设备间按全年性空气调节系统设置，满足工艺对空气参数的要求，为了满足节约用水的要求和措施，设计屋顶风冷式恒温恒湿空调机组。

2) 空调系统划分

按照工艺要求，集中控制室及电子设备间空调划分控制室、电子设备间两个空调系统，两个系立运行。均为集中式全空气空调，全年运行。

3）空调设备选择

每套系统分别采用屋顶风冷式恒温恒湿空调机组2台。其中1台运行，1台备用。机组留有消防联锁接口，并有停机信号送出。

4）空调系统流程

空调房间回风及室外新风经处理后送入空调房间，气流组织采用上送上回系统。空调系统与消防系统联锁。

5.16.4 生产辅助及附属建筑采暖通风与空调

厂区除主厂房、运煤系统构筑物以外的建筑，归属于生产辅助建筑与附属建筑。 1) 采暖

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采暖热媒均采用热水，热源接自厂区采暖加热站。

厂区以外的灰场，取水等建筑物，经技术经济比较，采用电热器采暖。 2) 通风

根据有关规定，对产生余热、余湿和散发有害气体的各房间均设有机械通风或自然通风系统。

有防腐（酸气、氯气等）、防爆（油气、氢气等）的系统，通风管道考虑防腐，设备及电机防腐、防爆。

3) 空调

厂区有空调要求的房间(水、煤、灰等各工艺专业的控制室等)，均设置风冷分体空调机或风冷多联式空调机。对于各生产辅助建筑与附属建筑的采暖通风与空调设计均按照现行的规定、规范要求进行设计。 5.16.5 运煤系统采暖通风除尘

1) 采暖

运煤系统均采用热水采暖。采暖设施为散热器。 2) 通风

输煤系统的地下部分，为排除室内潮气，加强空气流通，采用自然进风，机械排风的方式，通风机均选用防腐防爆型电机。

3) 除尘

根据《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》和《火力发电厂运煤设计技术规程第2部分：煤尘防治》，对煤仓层原煤斗、卸煤沟、转运站（点）等煤尘飞扬处，设计除尘装置及喷水抑尘装置。

除尘器与运煤皮带驱动装置联锁。除尘设备的运行信号应送至运煤控制室。 5.16.6 厂区采暖热网

本期采暖热网指厂区建筑热水采暖管道。根据本工程具体情况（总平面布置要求，热负荷分布情况及对其他管道的关系等因素），厂区采暖热网管道采用架空敷设和地沟敷设，架空时与工艺专业管道共用综合管架，接入单体采暖建筑时采用不通行地沟敷设。管道补偿利用自然补偿外，设置波纹补偿器。 5.17 电厂管理信息系统

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本着全面规划，远近结合，全厂设置一套系统的原则，本工程应考虑建设全厂统一的MIS系统。

MIS系统包括基建期MIS和运行期MIS。 5.17.1 系统范围 5.17.1.1 基建期MIS

以P3软件为核心，对基建期整个过程进行信息管理。系统主要包括：进度计划管理子系统、质量管理子系统、费用管理子系统、合同管理子系统、设备管理子系统、材料管理子系统、办公自动化管理、财务管理子系统、档案管理子系统、企业网站/综合查询。见下图：

企业网站人力资源质量管理安全环境费用管理支付管理材料管理施工机具P3E/C软件综合计划管理财务管理工程记录图纸文档设备管理

5.17.1.2 运行期MIS

管理信息系统将涉及整个电厂的经营、生产、行政等方面的业务工作。除了传统意义上的管理信息系统以外，还包括生产经营信息系统、互连网接入，从而构成一个横向信息和纵向信息相互交叉的、集成的综合企业信息网。

管理信息系统大致可分为五部分，即生产管理部分、资产管理部分、经营管理部分、行政管理部分及系统维护部分。见下图：

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MIS系统模块总体构架图电厂管理信息系统系统维护生产管理系统资产管理系统经营管理系统行政管理系统运行管理安全管理技术监督管理生产实时管理设备基础管理预防性维护缺陷管理项目管理标准工作排班管理工单管理采购管理库存管理资源管理停机管理可靠性维护作业预算成本核算计划统计管理全面预算管理财务管理成本与报价燃料管理粉煤灰综合利用办公室务管理人力资源管理档案管理综合查询和企业网站

5.17.1.3 运行期MIS网络部份

电厂将建设以MIS计算机网络的管理中心为核心，连接本期工程相关建筑（集控室、检修楼、化学楼、输煤楼等）的全厂MIS计算机网络。 5.17.2 运行期MIS系统规划及设想 5.17.2.1 系统总体框架

系统的运行环境是电厂管理信息系统计算机网络。电厂应设置约80平方米的专门的工作场地作为信息系统网络的数据中心，作为MIS计算机网络的管理中心并存放服务器等主要设备。同时也作为MIS管理人员的办公室兼值班室。网络的管理中心和其它建筑之间的将通过光纤连接，形成全厂统一的网络。

本系统的信息放在数据库中，数据库建立在网络服务器上。根据需要将应用软件划分为若干应用子系统，应用软件运行在服务器和工作站上。各个应用子系统的使用人员(领导、管理人员、生产一线的作业层人员)通过自己的工作站进入应用子系统，根据被授予的权限、录入、修改、处理、查询相应的信息。

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电厂控制系统的实时信息，通过实时数据库系统进入MIS的计算机网络，存入数据库供MIS采用。

5.17.2.2 MIS系统应用软件部分

MIS系统应用软件部分通过招标选择专门软件厂商重新开发。应当充分考虑相关电厂实际运行经验和模式并结合计算机技术的迅速发展等因素，更好地满足需要。 5.17.2.3 硬件设备

所有硬件系统按新建电厂要求考虑，保证系统具有一定的先进性。 5.17.2.4 网络拓扑结构

MIS计算机网络是一个覆盖全厂的局域网(LAN)系统，网络中心设在MIS网络数据中心，其拓扑结构是以MIS网络数据中心为中心，采用星形方式向外展开连接。从网络层次上，网络可设计为两级，即网络主干级和工作组级。所有主干网全部采用光纤，连接工程有关建筑物，其余采用超5类双绞线；对于室外的网络布线，由于厂址的特殊环境可能对数据通讯造成的影响，应全部采用光纤，形成全厂统一的网络。 5.17.2.5 主要编码系统

设备编码采用电厂标识系统编码。 5.17.2.6 运行期MIS主要接口设计

MIS与实时数据库接口的配置：考虑配置一台接口设备，实现电厂控制系统与MIS两个网络间的连接，其间由电厂控制系统考虑加设防火墙和硬件隔离设备。

6 烟气脱硫与脱硝

6.1 烟气脱硫 6.1.1 烟气脱硫工艺选择

目前，全世界脱硫工艺共有200多种，经过几十年不断地探索和实践，在火电厂上应用的脱硫工艺仅有10种左右，其中广泛使用的烟气脱硫工艺主要包括：石灰石（石灰）—石膏湿法烟气脱硫工艺、旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺、炉内喷钙加尾部烟道增湿活化脱硫工艺、电子束烟气脱硫工艺、烟气循环流化床半干法脱硫工艺、海水脱硫工艺（仅适于海边）以及湿式氨法、镁法等烟气脱硫工艺。石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用最广泛、技术最为成熟的脱硫技术。该工艺采用石灰石作为脱硫吸收剂，加水磨制成石灰石浆液，利用石灰石浆液吸收烟气中的SO2。该系统脱硫效率可

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达到95%以上，是目前国内外600MW容量以上燃煤机组中应用最为成熟的烟气脱硫工艺系统，国外已有单台1200MW机组的运行业绩，国内也有山东邹县电厂四期1000MW机组、浙江玉环电厂1000MW机组等投运业绩。因此，从技术成熟可靠、吸收剂（石灰石）价廉易得、副产品能够综合利用等方面考虑，对于本工程大容量机组烟气脱硫，推荐采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺。为满足环保排放浓度及总量控制的要求，脱硫装置效率按不低于96.5%设计考虑（脱硫效率最终以环评批复意见为准）。 6.1.2 吸收剂来源及消耗量

本工程2×1000MW机组脱硫所需石灰石主要取自宁夏盐池县惠安堡镇萌城乡，该县非金属矿产资源比较丰富，含矿地层面积较大，主要为灰岩破碎料、石灰石，矿山所在地青龙山，南北宽约5公里，东西长约40公里，贮量大、品位高，矿藏资源、劳动力资源、电力资源和土地资源极为丰富，地理条件优越，交通运输方便，距项目厂址95公里（省道304直达）。截止2010年底，已探明的青龙山灰岩矿区，灰岩资源储量12000万吨（其中基础储量6000万吨，石灰石、制碱灰岩资源量达9630万吨）。2010年，所开采矿点6个，灰岩破碎料加工车间12个，灰岩年产量达120万吨；灰岩深加工（即石灰石粉制造）车间5个，年产量40万吨。

宁夏国华宁东发电有限公司已与盐池县和顺矿业有限公司签订了石灰石供应协议。因此，本工程脱硫吸收剂的来源及供应是有保障的。

矿床地层在地质上细分为9层，现主要圈定开采出露条件好、品质佳的第3～9层。拟选采区矿层厚度大，矿石各项指标稳定，差异性小，开采技术简单，基本不需分选。矿石CaO平均含量高，限量指标中MgO、Al2O3、Fe2O3、K2O+Na2O的含量都较低，完全达到Ⅰ级冶金熔剂灰岩与化工制碱灰岩的技术标准。

脱硫用石灰石品质要求： 石灰石碳酸钙含量： 石灰石来料粒径： 氧化镁含量： 泥土含量：

≥90%（相当于CaO≥50.4%） ≤20mm ≤2% ≤2%

按脱硫装置效率96.5%、Ca/S=1.03、石灰石纯度90%计，两台机组脱硫所需石灰石量见表6.1-1。

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表6.1-1 石灰石耗量表 石灰石耗量 设计煤种 校核煤种 机组容量 2×1000MW 2×1000MW 每小时耗量 (t/h) 27.50 32.10 每日耗量 (t/d) 550.0 2.0 每年耗量(104t/a) 15.13 17.66 注：日利用小时数为20小时，年利用小时数为5500小时。

6.1.3 吸收剂运输

本工程采用汽车运输的方式供应石灰石到电厂，石灰石来料粒径≤20mm。 6.1.4 烟气脱硫副产品处置

湿式石灰石—石膏脱硫工艺的副产品以二水石膏为主。来自吸收塔的石膏浆用泵打入脱水系统，经旋流分离器，再经脱水机脱水。脱水后的石膏含水量约10%，脱硫石膏的成份（干基）为：

石膏CaSO4·2H2O： （折算为SO3： 飞灰： 杂质：

占90.04% 41.9%） 1.76% 5.18% 3.02%

石灰石CaCO3：

本工程脱硫石膏全部脱水后，优先由卡车运往综合利用用户。在脱硫石膏综合利用不畅时，可用汽车将石膏直接运到灰场碾压堆放贮存，作为临时性措施。石膏与灰渣分区堆放，以便于进行后续的综合利用。

本工程建设单位已与磁窑堡建筑材料厂签订了石膏综合利用协议。 两台机组脱硫石膏排放量见表6.1-2。

表6.1-2 石膏排放量表

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石膏排放量 设计煤种 校核煤种 机组容量 2×1000MW 2×1000MW 每小时排放量 (t/h) 51.0 59.56 每日排放量(t/d) 1020.0 1191.2 每年排放量 (104t/a) 28.05 32.76 注：日利用小时数为20小时，年利用小时数为5500小时。

6.1.5 烟气脱硫工程设想 6.1.5.1 设计基础参数

表6.1-3 煤质分析资料 名 称 收到基碳 收到基氢 收到基氧 收到基氮 全硫 收到基灰分 全水分 空气干燥基水分 干燥无灰基挥发分 收到基低位发热量 哈氏可磨系数 冲刷磨损指数 灰熔点 符号 Car Har Oar Nar St.ar Aar Mt Mad Vdaf Qnet.ar HGI Ke DT ST 单位 % % % % % % % % % MJ/kg -- % ℃ ℃ 数 据 设计煤种 55.13 3.07 9.66 0.51 1.05 13.38 17.2 7. 35.12 19.92 80 2.2 1160 1180 校核煤种 50. 2.69 8.07 0.60 1.10 25.00 11.9 4.74 31.21 17.90 68 3.5 1060 1100 第 131 页

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名 称 符号 HT FT 单位 ℃ ℃ 数 据 设计煤种 1190 1200 校核煤种 1140 1170

表6.1-4 主要设计基础参数 序号 1 2 3 4 5 6

6.1.5.2 脱硫工艺系统及设备部分

（1）烟气系统

该系统为单元制，本工程不设GGH、增压风机与锅炉引风机合并，且不设置旁路烟道。烟气从锅炉引风机出口烟道直接进入脱硫吸收塔，在吸收塔内脱硫净化，并经除雾器除去水雾。从吸收塔出来的脱硫烟气接近饱和含水状态，温度约45℃～50℃。吸收塔出口烟气经烟囱直接排入大气。

最终是否设置GGH以及旁路烟道，待环评批复意见落实后确定。 （2）SO2吸收系统

本系统采用单元制配置，即每台炉配一套吸收塔。

湿法脱硫吸收塔集脱硫、氧化等多项功能于一体，多层喷嘴将浆液以雾状均匀地喷射于充有烟气的吸收塔中，烟气中的SO2在吸收塔内被浆液洗涤并与浆液中的CaCO3发生反应，在吸收塔底部的循环浆池内被氧化风机鼓入的空气强制氧化，最终生成稳定的

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项 目 FGD入口干烟气量 FGD入口湿烟气量 FGD入口烟气温度 FGD入口SO2浓度 FGD脱硫效率 烟囱入口烟气温度 单 位 Nm3/h Nm3/h ℃ mg/Nm3 % ℃ 设计煤质 3128462 3419332 110 2455 96.5 45～50 校核煤质 3207437 3475377 110 2795 96.5 45～50 备 注 α=1.35 α=1.35 （暂定） 神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

石膏，由石膏排浆泵排出吸收塔送入石膏脱水系统。在吸收塔的出口设有两级除雾器，以除去脱硫后烟气携带的细小液滴。

吸收塔循环泵采用离心式浆液泵，每座吸收塔配置四台，对应四层喷淋层。

每座吸收塔配置三台氧化风机，两运一备。 每座吸收塔设置两台石膏排浆泵，一运一备。 （3）石膏脱水系统

从脱硫吸收塔排出的石膏浆固体物浓度含量约为15%～20%，石膏浆经水力旋流器浓缩后进入真空皮带脱水装置，经脱水处理后的石膏固体物表面含水率不超过10%，脱水石膏送入石膏库中存放待运。水力旋流器分离出来的溢流液一部分经废水旋流器浓缩后排入废水处理系统，一部分返回吸收塔作为补充水。石膏脱水过程中设有石膏及滤布冲洗装置，其冲洗水循环使用。石膏脱水装置滤出液由滤液泵送回制浆系统或吸收塔。

本期工程两台炉设一套公用的石膏脱水系统，系统内配置两台真空皮带脱水机。因本工程不设旁路烟道，为提高系统可靠性，每台脱水机出力为两台机组BMCR工况设计煤种石膏总量的100%。石膏库的容积按两台机组脱硫装置48小时的石膏排放量考虑。

（4）工艺水供应系统

工艺用水主要包括石灰石制浆系统和吸收塔的补充水、除雾器冲洗水、泵与风机等设备的冷却及密封用水、石膏滤布冲洗以及浆液管道和设备停运时的冲洗用水等。系统内设一座工艺水箱，一运一备两台工艺水泵，两运一备三台除雾器冲洗水泵。

（5）浆液排空及回收系统

在脱硫系统出现事故需要检修时，吸收塔内的吸收浆液由排浆泵排入事故浆液箱中，并作为吸收塔重新启动时的石膏晶种。FGD装置的浆液管道和浆液泵等，在停运时需要进行冲洗，其冲洗水就近收集在各个区域设置的集水坑内，然后用泵送至事故浆液箱或吸收塔浆池。

本期两台机组设一座事故浆液箱，一台事故浆液返回泵。 每座吸收塔设一个吸收塔集水坑，本期共两个。 石灰石浆液制备和石膏脱水区域设一个集水坑。 （6）压缩空气系统

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脱硫系统不设的压缩空气系统，拟由主厂房空压机站统一提供。仪用压缩空气用于脱硫装置所有气动操作的仪表和控制装置，杂用压缩空气用于机械设备、风动工具等操作，以及脱硫装置的维修。脱硫区内设压缩空气稳压储气罐。

表6.1-5 主要设备选择（两台炉） 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

6.1.5.3 脱硫装置总平面

本工程采用脱硫增压风机与锅炉引风机合并设置，且不设置GGH及旁路烟道，因此炉后的脱硫系统原烟气烟道从引风机出口烟道直接接出，净烟气烟道则进入烟囱直接排入大气。吸收塔为露天布置，浆液循环泵、石膏排浆泵、氧化风机则紧邻吸收塔室内布置。

石灰石浆液制备及石膏脱水设备两台机组公用，集中布置在脱硫工艺楼内。 6.1.5.4 吸收剂制备系统

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项目名称 吸收塔 除雾器 浆液循环泵 氧化风机 石膏排浆泵 湿式球磨机 材料规格 圆形喷淋空塔，碳钢+防腐衬里， Φ22x40mH 两级，FRP/PP 流量：12230m3/h 流量：8010Nm3/h，扬程：130kPa 流量：130m3/h，扬程：450kPa 卧式，出力28t/h 单位 数量 套 套 台 台 台 台 台 台 台 座 台 2 2 8 4+2 2+2 1+1 1+1 1+1 2+1 1 1 备注 真空皮带脱水机 出力51t/h，过滤面积m2 工艺水泵 流量：100m3/h，扬程：450kPa 除雾器冲洗水泵 流量：120m3/h，扬程：550kPa 事故浆液箱 （带搅拌器） 事故浆液泵 碳钢+玻璃鳞片防腐衬里， Φ18x18mH，V＝4500m 流量：200m3/h，扬程：300kPa 3神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

本工程湿法脱硫采用厂内湿式磨机进行石灰石浆液制备。

外购石灰石块（粒径≤20mm）由自卸汽车运至厂内石灰石制备间并卸入进料斗，石灰石经给料机、皮带输送机、斗提至石灰石仓。石灰石仓下设称重式皮带给料机，将石灰石均匀地供给湿式磨机。石灰石经磨机加水碾磨后流出的浆液进入浆液循环箱，由浆液循环泵送入旋流分离器，粗的返回磨机，细的进入石灰石成品浆液箱。制成的浆液浓度约为25%～30%。石灰石浆液由泵通过管道输送到吸收塔。该工艺系统石灰石制粉制浆一次完成。两台炉公用一套石灰石浆液制备系统。

设置两座石灰石贮仓，用于储存石灰石块。筒仓容积满足本期两台炉BMCR工况下3天的石灰石消耗量。

本期配置两台卧式湿磨，因本工程不设旁路烟道，为提高系统可靠性，每台湿式球磨机出力为两台机组BMCR工况下设计煤种石灰石浆液需用量的100%。磨制后产品粒径≤0.063mm（250目，通过率90%）。每台磨机设一套旋流分离器组，一级旋流，配磨机循环浆液箱、循环浆液泵。

设置两座碳钢加衬的石灰石浆液箱，用于缓冲、贮存合格的石灰石浆液。浆液箱容积满足本期两台机组BMCR工况下脱硫装置6小时的浆液用量。

每座吸收塔设置两台离心式浆液输送泵，一运一备，将成品浆液箱内的浆液送至吸收塔内。

6.1.5.5 烟气脱硫电气部分

脱硫高压负荷暂定由对应机组的10kV工作段直接供电，脱硫岛内不设脱硫高压段。是否设脱硫段根据下阶段主厂房布置情况确定。

本期设2台互为备用脱硫低压工作变压器。脱硫岛设置低压脱硫保安段，正常情况由脱硫低压工作变压器供电，事故时切换到主厂房柴油机供电。

脱硫岛设的UPS用于脱硫DCS供电。 6.1.5.6 烟气脱硫热工自动化部分

由于本期工程烟气脱硫系统不设脱硫旁路、增压风机，脱硫系统是单元机组（锅炉）不可分割的一部分，即当烟气脱硫系统故障导致该系统停运时必然要引起锅炉跳闸。因此烟气脱硫控制系统应纳入机组DCS，单元机组的脱硫系统纳入单元机组DCS系统，两机公用的脱硫系统纳入公用DCS网络。控制点设在集控室，在单元机组DCS的LCD操作

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员站上完成脱硫系统的监控，单元机组DCS可考虑增设一台LCD操作员站用于烟气脱硫监控。

6.1.5.7 脱硫工艺用水、汽、气的原则

本工程脱硫系统的水源为厂区供水系统提供的工业水以及辅机冷却水排水。脱硫系统不设的压缩空气系统，气源拟由主厂房空压机站统一提供。 6.1.5.8 废水处理部分

本工程两台机组脱硫废水排放总量约为30t/h。脱硫废水水质特点是悬浮物、COD含量很高，呈弱酸性，超标项目主要为悬浮物、pH值、汞、铜、铅、镍、锌、砷、钙、镁、铝、铁等重金属以及氟根、氯根、硫酸根、碳酸根等。

温度：

30℃ 30000 mg/l 20000 mg/l 5.5～6.5 6000 mg/l

硫酸根： 氯根： pH值：

悬浮物：

脱硫废水处理系统工艺流程如下：

脱硫废水—→废水池—→pH调整箱—→反应沉降箱—→絮凝箱—→澄清池—→中和箱—→出水箱—→回用。

↓泥浆

脱水机

脱硫废水处理设备布置在脱硫岛内。 6.1.5.9 建筑结构部分

脱硫工艺综合楼等为钢筋混凝土框架结构。吸收塔、烟道支架、管道支架等采用钢结构，基础采用承台基础。

根据建筑物类型、上部荷载大小、结构形式、建筑物对地基变形的敏感程度分别采用桩基础（灌注桩）方案，桩端持力层进入中等风化基岩一定厚度、不同厚度的2:8灰土、砂砾石垫层换填处理或天然地基。在下阶段进一步勘测资料基础上，对此部分地基处理作进一步的分析和优化。

建筑型式及装修标准与厂区建筑协调一致。

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6.1.5.10 脱硫工程招标书编制原则

脱硫装置拟采取国内总承包方式建设，脱硫承包商对脱硫装置的整体性能负责，其关键和主要设备进口，其余设备国内配套供货。

6.2 烟气脱硝 6.2.1 脱硝系统选择

在电力行业控制NOx排放的方法目前主要有炉内低氮燃烧技术和烟气脱硝技术，前者是通过控制燃烧区域有较低的燃烧温度，同时保证有足够长的燃烧时间来抑制和减少锅炉燃烧过程中的NOx产生和排放，由锅炉制造厂保证，主要是采取低氮燃烧器、空气分级送入、燃料分级燃烧等技术，均能达到目前国标对NOx的排放要求。后者是从锅炉排放的烟气中脱除NOx，主要是采用烟气脱硝技术。两者结合使用，使锅炉氮氧化物的排放更低，从而满足日趋严格的环保要求。

烟气脱硝技术是在低NOx燃烧技术的基础上，进一步降低氮氧化物排放污染的一个主要技术措施，是用反应吸收剂与烟气接触，以除去或减少烟气中的NOx的工艺过程。目前应用较多的烟气脱硝主要有选择性催化还原法（SCR）、选择性无催化还原法（SNCR）和SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。其中选择性催化还原法（SCR）被采用的较多，该法脱氮效率高，无副产品，但脱氮装置的运行成本很高，系统复杂，烟气侧的阻力会增加。

本工程主机锅炉尚未招标确定，所以在以后锅炉招标书中将要求锅炉采取低NOx燃烧器加燃尽风的系统以保证NOx的排放浓度不大于350mg/Nm3，尾部采用SCR法进行脱硝，进一步减少NOx的排放量。

根据所采用的催化剂的不同，其适宜的反应温度范围也不同，一般为300～340℃。根据催化反应所需的最佳烟温要求，SCR装置布置在省煤器出口和空预器进口之间的约320～400℃的温度区间较为合适（多数催化剂适合的反应温度）。

来自省煤器出口烟道的烟气在反应器进口烟道上，通过氨喷射装置将经过空气稀释的氨气喷入炉烟中，然后从上部进入反应器，向下流动，流经填装在反应器各层托板上的催化元件模块，烟气通过这些催化元件时即产生催化反应而达到将NOx分解成水蒸气（H2O）和氮气(N2) ，达到脱硝的目的。

SCR工艺系统主要包括：SCR催化反应器及催化组件，氨制备、存储系统，氨喷射

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系统 、脱硝公用系统等。

6.2.2.还原剂来源及运输

SCR脱硝还原剂制备方案中，有液氨、氨水和尿素三种方案，其中氨水方案，由于耗能过高（运输、储存、蒸发各环节），国内尚无应用业绩，本工程不予考虑。液氨蒸发方案系统简单成熟、造价低，但氨为危险性物品，存在爆炸的可能性。尿素热解制氨由于采用原料为尿素，不存在爆炸危险、毒性危害、重大危险源等因素，安全距离也大大降低，但由于尿素由氨合成，再耗能分解成氨，非常不经济，同时还存在尿素储存过程的板结、建设投资及运行费用高等问题。

本工程现阶段烟气脱硝还原剂暂按液氨蒸发方案设计，液氨采用公路运输考虑。 下阶段业主应取得还原剂的相关供应及承运协议，以便最终核定SCR脱硝还原剂制备方案。

纯氨品质符合国家标准GB536-88《液体无水氨》技术指标的要求，如下表： 液氨品质参数 指标名称 氨含量 残留物含量 水分 油含量 铁含量 密度 沸点

6.2.3 脱硝装置的布置方案

脱硝装置的安装位置按在锅炉框架范围内考虑，脱硝装置可随锅炉一并招标，由锅炉厂保证其性能、考虑SCR安装位置及由此增加的荷载。

SCR装置的设置层数需以满足国标为前提，尽量减小初投资为原则。本工程根据环保要求，脱硝效率暂按80％考虑，采用2+1的三层催化剂方案，2层运行，1层备用。

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单位 % % % mg/kg mg/kg kg/L ℃ 合格品 99.6 0.4 — — — 0.5 备 注 重量法 重量法 红外光谱法 25℃时 标准大气压 神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

6.2.4. 脱硝剂存储、制备、供应系统

液氨储存、制备、供应系统包括液氨卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、稀释风机、混合器、氨气稀释槽、废水泵、废水池等。此套系统提供氨气供脱硝反应使用。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，再送达脱硝系统。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。 氨的贮存和制备系统区域布置在离开主厂房的区域，占地约5000m2，详见厂区总平面布置图。

氨贮存罐布置在顶棚敞开式围墙或区域防护栏杆内，氨气制备设备布置在室内，在氨贮存区设有排放及自动事故喷水消防系统。

本工程设有V=200m3废水池用于收集氨气稀释罐排出的含氨废水、紧急水喷淋装置的喷淋水和安全淋浴器的排水，然后用水泵送至工业废水处理系统。

6.2.5.烟气脱硝电气

主厂房脱硝供电系统分别由本工程的主厂房锅炉PC（动力中心）工作段供电。脱硝的照明及检修电源取自主厂房照明及检修网络。制氨部分电源由就近的PC或MCC供电。

脱硝系统的保安负荷（如有）则就近接入主厂房事故保安段。 脱硝系统的直流负荷（如有）则从主厂房220V直流电源引接。 6.2.6.烟气脱硝热工自动化

脱硝系统（SCR）纳入机组DCS控制，脱硝氨气制备采用PLC控制，联接至辅助车间系统监控网络。

7 环境及生态保护与水土保持

7.1 厂址环境现状分析及项目建设的环境影响预测 7.1.1 厂址地区环境质量现状 7.1.1.1 环境空气质量现状

根据邻近石槽村厂址附近的煤矸石电厂环评2007年5月的监测资料，SO2浓度范围 为Y0.004～0.017mg/Nm3，NO2 为0.008～0.024mg/Nm3， SO2、NO2在各测点浓度值均低于GB3095-1996《环境空气质量标准》二级标准限；TSP浓度范围为0.131～2.383mg/Nm3，

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在各监测点位均超标。

结合收集的其他监测资料，该区域冬季和春季TSP和PM10普遍超标，这与当地气候干燥、降水量少以及风沙频繁的自然条件较吻合，比较客观反映冬、春季建厂地区的环境空气现状。

7.1.1.2 水环境质量现状

建厂地区属黄河水系，附近没有河流。

根据对石槽村附近地下水采样监测，该地区地下水总硬度和F-有超标现象。总硬度和F超标的原因与当地水文地质条件有关。 7.1.1.3 声环境质量现状

厂址位于国华宁东矸石电厂预留的扩建端的南侧，所选厂址除国华宁东矸石电厂外周围为荒漠，人烟稀少，区域声环境现状良好。 7.1.1.4 水土流失现状

根据宁夏自治区水土流失“三区划分公告”，建设项目区既是水土流失重点监督区、也是重点治理区。

按照《土壤侵蚀分类分级标准》（SL190-2007），本区被划分为西北黄土高原区，土壤侵蚀容许值为1000t/km2·a。

项目区为黄河流域黄土高原干旱草原区，按照全国土壤侵蚀类型的划分，属三北戈壁沙漠及沙地风沙区，总体上属中度以上侵蚀区。当地地形构造中形成的砂岩层、黄土层和沙层，是土壤风蚀沙化的基础。气候干燥、植被稀疏、多大风的自然条件加剧了风蚀沙化的发展。该区侵蚀类型主要是风蚀，其次为水蚀。重力侵蚀也常发生于人为活动较频繁地带,重力侵蚀在时间上多与集中降雨同步。据宁夏土壤侵蚀遥感调查结果，该地区风蚀模数为2962t/km2·a；水蚀模数1266t/km2·a。 7.1.1.5 生态环境现状

（1）干旱：由于本区域降水少、变率大、蒸发强烈，经常出现严重的大气干旱和土壤干旱，不仅给农林牧业生产造成灾害，也严重制约着造林种草的成活率。

（2）风沙：风沙灾害主要发生在冬春季，尤其春季为甚，往往与干旱伴随而来，当发生沙暴时，常有寒流相伴而生，气温突降，大气混浊。

（3）贫瘠：主要指土地贫瘠。当地土壤主要为风沙土和普通灰钙土，有机质含量极低；区域内没有农牧用良田。

（4）植被土壤：建设项目厂址所在区域天然植被以荒漠草原植被为主，植物耐旱，

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植被稀疏。组成植被的群种有油蒿、中间锦鸡儿、川青锦鸡儿、猫头刺等。项目厂址为固定沙丘和半固定沙丘。

土壤类型主要是灰钙土和风沙土，淡灰钙土是在干旱气候和荒漠草原植被下形成的地带性土壤，腐殖质积累很低，有机质含量仅为0.5%～0.8%，土壤中碳酸钙以灰白色石灰斑块状沉积形成钙积层，风沙土分为流动风沙土、半固定风沙土和固定风沙土三种，其表土具有30cm和大于30cm比较松散沙土层。 7.1.1.6 环境敏感目标

白芨滩自然保护区为国家级自然保护区，重点保护对象为天然柠条、猫头刺植物群落，珍稀濒危动植物和极端脆弱的荒漠生态系统及黄河上中游的生态环境。该保护区是集资源保护、科学研究、生态旅游于一体的自然保护区。厂址距保护区距离在15公里以上。

7.1.2 污染物排放情况及环境影响预测

由于本工程环境影响评价工作尚未完成，电厂对周围环境的影响，在环境影响评价报告中将作详细的预测分析，在此只作简单分析。

（1）环境空气污染物

本期工程建设规模为2×1000MW，烟气治理设施主要状况见表7-3。 表7-3 烟气治理设施一览表

项 目 型 式 数 量 2套 参 数 SCR脱硝“2+1”，效率≥80% C≥99.83%，脱硫附加除尘50%，综合除尘效率≥99.915% NOx控制 低氮燃烧和SCR脱硝装置 烟尘控制 静电除尘器 4台 SO2控制 烟气排放 烟气监测 石灰石-石膏法烟气脱硫系统，不设旁路和GGH 双管套筒烟囱 烟气连续监测系统 2套 1座 2套 脱硫效率≥96% 240m 按《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003），本工程属“第3时段”火电厂，执行“第3时段”标准。电厂所在地区不属于“两控区”，亦不属于批复的大气污染防治重点城市。

本工程环境空气污染物排放情况及GB13223-2003“第3时段”标准允许排放限值见表7-4。脱硫系统暂按不设置GGH考虑。

表7-4 本期工程2×1000MW机组环境空气污染物排放情况

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容量 污染物 SO2 烟尘 排放浓度 排放速率 排放浓度 排放速率 排放浓度 排放速率 (mg/m) (kg/h) (mg/m) (kg/h) (mg/m) (kg/h) 333允许值 400 / 50 / 450 / 设计煤种 98.2 637.2 14.3 92.6 ≤100 8 校核煤种 111.8 774.0 28.5 1.42 ≤100 666 NOx 由表可看出，采取各项污染防治措施后，SO2、烟尘及NOx实际排放浓度均低于允许排放浓度，环境空气污染物排放满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）中第3时段的要求。环境空气污染物落地浓度预测结果将在环境影响报告书论述。

（2）废污水

本工程采用分流制排水系统，厂区内设有生活污水下水道、含油污水下水道、工业废水下水道及雨水下水道等重力流排水管及输煤冲洗水有压排水系统。本期工程水量、处理方式及排放去向见表7-5。

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表7-5 本期工程废污水排放情况 项 目 锅炉补给水处理系统排水 辅机冷却水排污 排放方式 连续 连续 产生量 34m3/h 8m3/h 42m3/h 连续 166 m3/h 32 m3/h 锅炉酸洗水 工业废水 含油废水 5～10年一次 连续 连续 5000m3/次 62m3/h 7 m/h 3污染因子 高含盐水 处理方式 —— 利用途径 用于脱硫系统 高悬浮物水 工业废水处理系统 用于辅机冷却水系统 ss ss ss pH、SS、Fe —— —— —— 中和、氧化处理 输煤系统补充水 脱硫系统 灰渣加湿，灰场喷洒 回收利用 石油类、SS 工业废水处理系统 石油类 pH、SS、Cl-、重金属 SS COD BOD5 SS 隔油后排入工业废水处理系统 用于辅机冷却水系统及主厂房地面冲洗水 脱硫废水 含煤废水 生活污水 连续 连续 连续 30m3/h 10m3/h 5m3/h 脱硫废水处理系统 干灰加湿及灰场喷洒 煤水处理系统 二级生化处理 用于输煤系统冲洗 厂区绿化 本工程厂区产生的各项工业废水及生活污水分别经处理后全部回收利用，正常工况下无废水排放，对地表水环境无影响。

本期工程拟采用灰渣分除干除灰系统，灰场为干灰碾压灰场，灰场平时无排水，仅在灰场运行初期雨季有少量场内雨水外排。灰场设有防洪排水设施，场外雨水不会进入灰场，本工程灰场底部设防渗层，初步分析，灰场对地下水影响不大。

（3）固体废物

本工程排放的固体废物包括灰渣和脱硫石膏，其排放量详见5.8节、6.1节。 本期工程固体废物首先考虑综合利用，综合利用剩余的灰渣、脱硫石膏用自卸汽车运至灰场分隔堆放。本工程采用干灰场，灰场无灰水排放，对环境可能产生的影响主要是二次扬尘污染。据国内干灰场运行经验，调湿灰运往灰场后只要是及时洒水、碾压，在一般气象条件下，灰场周围TSP一次浓度可以满足《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中新增污染源的无组织排放监控浓度值1.0mg/Nm3的要求。在大风情况下以及洒水、碾压不到位时，将会对周围环境产生一定的影响。

建厂地区多年平均风速仅2.6m/s，多年平均大风日数只有12.3d，因此灰场加强运

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行管理，按设计要求及时洒水、碾压，灰场二次扬尘对周围环境影响可降至最低。

（4）噪声

电厂主要噪声源有空气动力性噪声、电磁性噪声和机械性噪声。类比同类机组实测数据，本工程直接空冷方案主要声源设备噪声水平见表7-6。

表7-6 本工程主要设备噪声水平 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 设 备 汽轮发电机组 送风机 引风机 磨煤机 给水泵 辅机冷却水泵 空冷风机 脱硫设施 锅炉排汽 位 置 汽机房 锅炉房侧 除尘器侧 锅炉房 汽机房 主厂房 空冷平台 锅炉房后 锅炉顶部 噪声值dB(A) 90 85 90 95 90 90 75 85 <110 备 注 单台 单台 单台 单台 单台 单台 单台 单台 单台（消声后） 电厂的声源设备主要集中在主厂房内，主厂房周围的噪声值一般较高。一般规律为：  空冷风机及主厂房附近噪声在70dB(A)以上。

 一般安装空冷机组的电厂，靠近空冷器的厂界（小于50米）外噪声均超过《工

业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）Ⅲ类昼间标准，其他厂界（距空冷器区大于180米）不超标。

 电厂空冷风机一侧的厂界外500m范围内没有居民点和任何噪声敏感点，因此本工程噪声对周围环境敏感点影响不大。 

7.2 项目建设的防治措施原则 7.2.1 设计采用的环境保护标准 7.2.1.1 排放标准

（1）《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）“第3时段”标准； （2）《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中新污染源无组织排放监控浓度限值；

（3）《污水综合排放标准》（GB78-1996）第二时间段一级标准； （4）《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）“3类”标准；

（5）《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB 18599-2001）“II类场”标准。

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7.2.1.2 环境质量标准

（1）《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准和国家环保总局环发[2000]1号《关于发布〈环境空气质量标准〉（GB3095-1996）修改单的通知》的规定；

（2）《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准； （3）《地下水质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ类标准； （4）《声环境质量标准》（GB3096-2008）中“3类”标准。 7.2.2 污染防治措施

7.2.2.1 烟气污染防治措施

（1）同步建设烟气脱硫装置，拟采用石灰石—石膏湿式烟气脱硫工艺，脱硫设计效率大于96%，不设烟气旁路和GGH。脱硫附带除尘效率按50%考虑。

（2）采用低氮燃烧技术，同步建设SCR烟气脱硝装置，催化剂层数按“2＋1”模式布置，还原剂采用液氨。脱硝效率按80%设计。

（3）采用除尘效率为99.83%的高效静电除尘器，加上脱硫系统附带除尘，综合除尘效率达99.915%。

（4）本工程采用双管套筒烟囱，高240m。

（5）在烟囱上安装烟气连续监测系统（CEMS），自动连续地监测烟气中SO2、NOx及烟尘等污染物浓度及其它附带指标，以加强对电厂污染物排放的监控。 7.2.2.2 废污水治理措施

(1) 生活污水处理

本期工程新建2×10m3/h生活污水处理设备。

生活污水处理系统采用地埋式生活污水处理设备，其工艺为二级生物接触氧化法，该工艺过程是在池内设置填料，经过充氧的污水以一定的流速流过填料，使填料上长满生物膜，污水和生物膜相接触，在生物膜上生物的作用下污水得到净化。处理后水质达到国家《污水再生利用工程设计规范》中杂用水的水质标准，回用于厂区绿化。

(2) 工业废水处理

本期设2套处理水量为50m3/h的工业废水处理设备。

工业废水由工业废水泵提升，经加药、混凝、沉淀后，送入悬浮物处理装置，悬浮物取出后，再送入气浮池。在气浮池中，与回流溶气水一同进入气浮池，废水中的油粒在气浮池内凝聚成较大的油膜，漂浮在池面上，利用浮油收集装置将废油收集后处理。气浮池处理后的工业废水经滤池过滤，使其水质满足回用水的水质要求，用于辅机冷却

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水系统。

含油污水经隔油池隔油后，进入工业废水下水道，至工业废水处理站进一步处理后回用。

本工程拟在脱硫岛内设的脱硫废水处理设施。脱硫废水经管道送至脱硫废水中和箱，加注石灰乳将废水的pH调至9～10，进入沉降箱，在箱中加注有机硫或Na2S使离子态的重金属与硫化物进行化学反应生成细小的络合物，然后进入凝聚箱；在凝聚箱中加入混凝剂，在凝聚箱出口加入助凝剂，最后进入一体化澄清器；在澄清器中，絮凝体靠重力与水分离，籍此除去重金属及有害物质。澄清水由一体化澄清器的溢流口流至清水箱。在清水箱中加硫酸调其pH值至6～9之后，作为除灰系统加湿及灰场喷洒。

输煤冲洗水主要包括输煤栈桥、转运站等地面冲洗水和煤场雨水，排水中的主要污染物为煤尘，采用一体化煤水处理设备，通过澄清、过滤处理后，水质达到国家排放的水质标准，再回用至输煤系统冲洗用水。本期设2套处理水量为10 m3/h的煤水处理设备。

7.2.2.3 噪声防治措施

（1）对声源进行控制，是降低电厂噪声最有效的方法。在设备选型中，同类设备中选择噪声较低的设备，在签订设备供货技术协议时，向制造厂提出设备噪声限值，并作为设备考核的一项重要因素。一般主机设备噪声不得超过90dB(A)，辅机设备噪声不得超过85dB(A)，否则要采取相应的降噪措施。

（2）若采取直接空冷方案，要求空冷风机单台噪声不超过75 dB(A)，间接空冷方案省去了空冷风机噪声影响；

（3）在锅炉排汽口安装高效排汽消声器，将排汽噪声控制在110dB(A)以下。另外，电厂运行中加强管理，尽可能减少锅炉排汽次数，在不得不排汽时要尽量避免夜间排汽，以减少排汽噪声对周围环境影响。

（4）在送风机吸风口处安装消声器，以减少空气动力性噪声。

（5）空压机设密闭厂房。空压机入口单设消声器，并在空压机内墙采用吸音性能较好的墙面材料，以减少空压机房噪声对外界的干扰。

（6）烟气道设计时，合理布置，流道顺畅，以减少空气动力噪声。管道设计中考虑防振措施。合理选择各支吊架型式，布置合理、降低气流和振动噪声。

（7）厂区总平面布置中做到统筹规划，合理布局。声源设备及车间集中布置，并

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尽量远离对噪声敏感的区域。

（8）在厂区绿化设计中考虑好绿化带布置，充分利用植物的降噪作用，消减噪声对外界的影响。

（9）本工程周围500米无村庄，建议在厂界外设立噪声防护区，建设单位应根据环境影响评价报告结论及其审批意见向当地规划部门申请，明确电厂围墙外一定范围内不规划建设永久性居民住宅楼等对噪声敏感建筑的承诺函。 7.2.2.4 固体废物治理措施

本工程拟采用灰渣分除系统，除渣系统采用干式机械除渣方案，除灰系统采用正压气力除灰系统。干灰干排，粗、细灰分排，为灰渣综合利用创造了有利条件。

本工程推荐采用王家圈灰场灰场, 位于石槽村厂址以东约4.5公里处，地势较低洼开阔，土地荒芜，植被稀疏，沙化严重。处在荒漠山沟里，流域表面为沙壤土覆盖，植被极差，沟底比较平坦，沟底由角砾粗沙组成。地下水位埋深大于20m，属山谷灰场。

本工程为干灰碾压灰场。初期坝拟采用砂砾石筑坝，坝体上游边坡及坝顶面设置土工膜防水，下游边坡设置反滤层，外侧用干砌石护面。按照《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）Ⅱ类场标准的要求在灰场底部设土工膜防渗层。另外在灰场1436m标高以上设底宽2m、深2m、边坡1：1的截洪沟。对于进入灰场内的降雨及部分汇水，拟在灰场设置钢筋混凝土卧管－竖井式排水系统，将灰水排出初期坝外。初期灰场内设3座竖井，内径2.5m，排水管采用直径2.0m钢筋混凝土排水管。

灰场设管理站，由专人进行管理。灰场配备碾压设备将灰渣分层分块碾压，并设洒水装置保持灰面湿润，当其堆放到设计标高后覆土造田或造林。 7.2.2.5 煤尘防治措施

在各转运站、碎煤机室、煤仓层等建筑物内的落料点均设有除尘设备，在带式输送机导料槽出口设有喷水抑尘装置，防止煤尘飞扬。

在各落料点均设有导流缓冲锁气器，以减轻煤流对胶带的冲击，防止胶带跑偏和撒煤，防止煤尘飞扬。

输煤系统中的各转运站、主厂房煤仓层、碎煤机室及栈桥均设有水冲洗设施，采用水力清扫。

在煤场四周设立挡风抑尘网，防止煤尘飞扬。 7.2.2.6 水土保持措施

（1）电厂厂区施工中应采取挖填结合的方式，充分利用建构筑物基槽的余土；充分

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利用场地坡度，挖填结合，减少弃土弃渣量；

（2）厂区设场地雨水排水管网，厂区雨水由雨水管网排出厂外；

（3）厂址地面硬化尽量采用透水砖或空心砌块，厂区设挡煤墙和防风抑尘网，防止

煤尘的飞扬；

（4）在厂区的裸露地、闲置地等进行绿化美化，改善厂区的生态环境；

（5）施工区临时堆土场、建筑材料堆放场采取围护、覆盖措施；施工区设临时排水

沟以及沉沙池等防护措施；

（6）厂外道路、管线施工尽量减少扰动面积、采取路面硬化及路面排水等工程措施

和植物措施；

（7）当工程结束后，对电厂施工区、厂外管线占地立即进行土地整治，并恢复植被。

建筑垃圾及时运往灰场堆存。灰场贮存灰渣、脱硫石膏等达到设计标高，进行覆土并恢复植被。

电厂水保措施发挥效益后，项目区的水土流失将得到有效控制，运行期内电厂每年还需投入一定的人力、物力和财力，对各项水土保持措施实施有效管理和维护，各项水保措施能够达到预期的治理目标。 7.2.3 污染物总量控制

本工程污染物排放总量见表7-7，总量控制指标正在申请中。 表7-7 本工程污染物排放总量

项目 环境空气污染物 烟尘 SO2 NOx 废污水 固体废弃物 灰渣 脱硫石膏 单位 t/a t/a t/a 104t/a 104t/a 104t/a 排放总量 设计煤 509.3 3505 3569 0 66.48 28.05 校核煤 1042 5357 3659 0 136.00 32.76 备注 除尘综合效率99.915% 脱硫效率96% 脱硝效率80% 全部回用 综合利用及灰场贮存 注：设计煤年利用小时数为5500小时。

7.2.4 环保投资估算

本期发电工程静态总投资为678376万元，其中环保投资为68777 万元，占发电工

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程静态总投资的 10.1 %。电厂环保投资及与环保有关的设施投资估算详见表7-8。

表7-8 环保投资估算表

项 目 环 保 投 资 除尘系统 烟囱及烟道 烟气脱硝装置 烟气脱硫系统（含烟气排放连续监测系统） 工业废水、生活污水处理系统 除灰系统 消声降噪设施 厂区、灰场绿化 灰场 环境监测站仪器设备 环境影响评价费用 环保设施竣工验收测试费 水土保持方案报告编制费 水土保持方案新增费用（包括新增治理措施费、水保监测、监理费等） 合计 费用（万元） 10425 10371 14000 24000 1584 4339 含在设备里 160 3359 80 90 15 55 300 68777 678376 10.1 发电工程静态总投资 环保投资占总投资费用的比例（%）

7.3 环境治理和水土保持措施

本设计阶段为可行性研究阶段，环境影响评价和水土保持方案编制工作正同步进行，待环评报告和水土保持方案完成并经相关部门批复后，最终以报告的评价结论及其批复意见为准，并在下一设计阶段按环评报告、水土保持方案及其批复文件的和要求严格执行。

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8 综合利用

燃煤电厂排放的灰渣不仅要占用很大的堆放场地，还会对周围环境造成污染。搞好灰渣的综合利用即可以解决这两个方面问题，也符合国家关于新建或改扩建电厂的能源，并满足当地关于灰渣处理的有关规定。

灰渣的物理化学特性决定了其有广泛的用途。例如炉底渣可作为路堤填料、路面基层材料、沥青混凝土路面填料和水泥混凝土路面掺和料；电除尘器飞灰是筑坝和修筑高速公路很好的掺和料，在混凝土中掺入一定比例的干灰，可降低成本和改善混凝土的性能。研磨细的粉煤灰，可用作生产水泥的骨料或直接掺入水泥使用。利用粉煤灰生产的轻质建筑砌块，具有保温、隔热和吸音地特点，是一种很好的建筑材料。另外，粉煤灰含有农作物所需要的各种微量元素，所以也可以用来改良农田土壤，防止土壤板结等。

本工程除灰渣系统设计为灰渣分除、干式排渣、气力除灰、粗细分储，为灰渣综合利用创造了条件，尤其本期工程采用的风冷式除渣方案，使干渣中含活性CaO，综合利用价值较高；综合利用时，渣可在渣库下直接取用，干灰可在灰库下装车送至综合利用用户。

石灰石（石灰）─石膏湿法脱硫副产品为脱硫石膏，利用途径广泛，在不少领域如水泥、建材行业、建筑以及农业等都能够应用，尤其在新型建筑材料中，石膏占有特殊地位。石膏作为水泥掺和料，可起到缓凝作用，一般掺加量为3～5％。目前，水泥中石膏掺和料多取自天然石膏矿，耗用了国家大量资源。如果用FGD石膏替代天然石膏，无需进行重大技术改造，易于实现，主要应控制脱硫石膏中有害杂质含量，大幅度降低脱硫石膏表面水分，或对石膏造粒以适应水泥厂工艺要求，因而水泥行业和建筑行业将成为脱硫石膏综合利用的巨大市场。

中国硅酸盐学会曾对珞璜电厂的脱硫石膏进行全面性能验证试验，试验结果证明脱硫石膏用作水泥缓凝剂完全可行，脱硫石膏的各项性能指标均可以达到有关标准的要求，有些指标甚至还优于天然石膏，脱硫石膏完全可以替代天然石膏。

本期工程产生的脱硫石膏首先立足于综合利用，以保护环境，节约土地，避免资源浪费，并可产生一定的经济效益。当无法综合利用时，汽车运至灰场与粉煤灰分开储存。

本工程建设单位与盐池县萌城水泥厂和磁窑堡建筑材料厂分别签订了灰渣及脱硫石膏的综合利用协议。

9 劳动安全

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9.1 厂址位置安全性分析

厂址位于国华宁东矸石电厂预留的扩建端的南侧，厂址周围没有影响电厂安全的工业企业。

厂址未见地表文物，周围无重要机场、军事、通讯设施。 9.2 厂址地区主要自然灾害及防治措施

9.2.1 地震

拟建厂址近场区位于中朝准地台的西缘，自西向东为银川地堑、陶乐台拱和盐池台陷三个三级构造单元，分属鄂尔多斯西缘拗陷带和鄂尔多斯台拗。在新构造分区上，场址所在的陶乐台拱于新生代成为华北断块区的次级单元鄂尔多斯次级断块的一部分，在靠近银川地堑的边缘地区，断层在晚更新世尚有活动，虽然没有破坏性地震，但仍有弱震活动，故其稳定性介于银川地堑和鄂尔多斯台拗之间。

灵武断层是近场区内活动性最强、规模最大的活动断层，具有发生7级地震的背景，距厂址的距离为40km，对工程场地的稳定性不会构成威胁。厂址处于相对稳定的中朝准地台的西缘，区域地质稳定条件较好，适宜建厂。

厂址地形相对平缓开阔，周围一定范围内无很陡峻的山体，地层结构中无淤泥质土、软土等存在。无液化、震陷等不良地质作用，该场地处于建筑抗震有利地段。 9.2.2 防洪、防涝

厂址区域属于宁东缓坡丘陵地貌，地势高而开阔，土地荒芜，植被稀疏，沙化严重，地表为黄土状粉土；厂区地形由北向南倾斜，地面自然标高在1420~1450m之间。厂地势高而开阔，远离河流，不存在河流洪水威胁，也无山洪影响。 9.3 项目生产过程中主要危险因素分析

本期建设2×1000MW超超临界空冷机组。根据安监管协调字[2004]56号《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》以及《重大危险源辨识》标准，本工程重大危险源有三处：

(1) 锅炉：蒸汽锅炉额定蒸汽压力＞2.5MPa，且额定蒸发量≥10t/h既为重大危险源。 本工程所用3100t/h超超临界煤粉锅炉属于重大危险源。

(2) 储油罐：易燃液体，28℃≤闪点＜60℃，临界量为100t既为重大危险源。 本工程点火助燃油采用0号轻柴油，设置2座500m3柴油储罐，因此，油罐属于重大危险源。本工程油罐布置在主厂房西北方向100m。

(3) 压力容器；易燃介质，最高工作压力≥0.1MPa，且PV(压力×体积)≥100MPa·m3的压力容器(群)既为重大危险源。

本工程安装SCR脱硝系统，设有2个100m3的液氨贮罐，工作压力为2.0MPa，因

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此，贮氨罐也属于重大危险源。贮氨罐区布置在厂区西侧，距主厂房约150m。

（4）制氢站：临界量为5t为重大危险源.本工程一台10方的制氢设备。6个贮氢罐（每个13.9方），产氢压力3.2MPa。氢气在标准大气压下密度为0.09kg/m3,最大储量为P1·V·ρ/P2=3.2×6×13.9×0.09/0.101325kg=236.78kg=0.237t＜5t，因此本工程制氢站不是重大危险源。 9.3.1主要易爆危险设备与防爆措施

（1）锅炉：本期工程采用超超临界变压直流炉、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型。过热蒸汽压力为26.25Mpa(g)，温度605℃。

1）锅炉设有刚性梁，使锅炉具有足够的防爆能力。

2）锅炉设有炉膛安全监控系统（FSSS），防止锅炉启停、事故解列以及各种辅机切换时灭火爆燃事故的发生。

3）在锅炉的过热器出口、再热器进出口均设有一定数量的安全阀，以防止锅炉超压引起爆炸事故。

（2）除氧器：本期工程设1台高压除氧器。

本期工程除氧器采用滑压运行，杜绝了运行中倒换高压汽源的可能，保证了除氧器的安全运行。为防止高压汽源窜入除氧器引起超压，在辅助汽源上装有压力调节阀，联箱上装有2个半容量的全启式安全阀，同时在除氧器及除氧给水箱上各装有2个全启式安全阀。

高压加热器汽侧、水侧均设有安全阀。

（3）制粉系统：制粉系统的功能是将原煤磨制成合格的煤粉送入炉膛燃烧。煤粉在流动、温度过高时具有自然、爆炸的事故隐患。

本工程采用双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统。磨煤机、给煤机均采用引进技术生产，设备能承受0.35MPa的爆炸压力。制粉设备的检修平台、扶梯踏步均采用格栅，以减少积粉。

（4）发电机组氢冷的供氢系统包括制氢站、储氢罐、供氢管道等，在运行或检修中发生氢气泄漏存在爆炸的潜在危险。

本期工程制氢站电解室与可能产生火花的电气设备、仪表隔离布置，电解室的照明采用防爆式；制氢、供氢管道的阀门选用经过仔细研磨、严密不漏并有成熟运行经验的产品。

（5）其它压力容量的防爆措施

本期工程压力容器的制造厂必须具有相应压力容器制造资格，所选用的压力容器必

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须设安全阀，对安装在主厂房内的压力容器其安全阀排汽引至主厂房外，以保证排汽通畅和人身安全。

压力容器及高压管道在运行过程中，需要定期检查或水压试验，以便及早发现异常情况，本期工程设计为这些检查创造了必要的条件。

在主汽管道和再热热段蒸汽管道在适当的位置上，装设三向位移指示器，以便检查管道补偿及支吊架工作情况。

除氧器的支座设计考虑能进行水压试验，其环状焊缝处的保温采取单独保温，便于拆卸以及定期检查焊缝。

为便于管道水压试验，主汽等管道在支吊架设计时考虑了水压试验临时支吊的强度和条件。

9.3.2 主要易燃危险系统、设备与防火措施

（1）主要易燃危险系统和设备

1）燃煤具有自燃特性，电厂煤场、原煤仓、煤粉仓、输煤皮带等均具有燃煤自燃的可能性。

2）电厂用轻柴油在运输、贮存、输送等过程中发生泄漏而产生油蒸气，与空气形成爆炸混合物，遇火源具有爆炸的隐患。

3）汽轮机油系统透平油的输送管道、油箱等设施发生漏油并遇高温、明火时，易造成火灾。

4）电厂的电气设备如变压器、电抗器、互感器、断路器、开关柜、电缆等在故障情况下，由于温度升高或遇明火可能发生火灾或爆炸。

（2）防火措施

1）合理布置建筑物、保持安全间距。在厂区总平面布置中，各建（构）筑物的耐火和最小间距的确定执行《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）和《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006），并符合《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）及《石油库设计规范》（GBJ74-84）的有关要求。本期工程中各建（构）筑物的火灾危险性分类及耐火等级见表9-1。

2）建筑设计防火措施执行《火力发电厂建筑设计技术规定》DL/T5094-1999。 高层工业厂房楼梯间为封闭楼梯间，并设向疏散方向开启的乙级防火门。 电气用房、电缆坚井及夹层等采用乙级防火门。

集中控制室及电子设备间等室内装饰按《建筑内部装修设计防火规定》GB50222-95

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执行。采用A级装饰材料。门窗采用防火隔音门及防火隔音双层窗。

钢屋架及厂房内油箱附近钢构件均按防火规范采用相应的防火措施。 汽机房、除氧间与煤仓间的隔墙应采用不燃烧体，耐火极限不小于1h。

厂区内其它主要建（构）筑物的设计，以各级防火规范为防火设计的标准，各类控制室与电缆夹层设两个安全出入口，并且采用耐火极限为乙级防火门，集控楼中集控室房间的装修采用防火材料或非燃烧材料。所有建筑物的通道及出入口设计，均满足防火规范的要求。对有爆炸危险的厂房采取一定的防爆措施，如用屋顶及外墙泄爆，其泄压面积达到规范规定的指标，同时地面采用不发火花地面，以防止发生火灾。

根据《建筑设计防火规范》（GBJ16-87，2001年版），电厂控制室、电缆夹层、主控制楼、配电装置室等均应设不少于两个的安全出口，并有相应的安全通道至主厂房或建筑物。

3）消防及报警设施

a）电厂灭火立足于自救。水消防是主要的灭火手段，本期设消火栓灭火系统和自动喷水灭火系统，厂区消防水管网为的系统，专供消防用。

b）对重要的建筑物及设备要具备两种及以上的灭火手段。对输煤栈桥内设备采用自动喷水灭火系统。对燃油罐区采用泡沫灭火系统。

c）建立火灾探测、报警及控制系统。

d）消防设施的管理与使用，应由值班人员与消防专业人员相结合；消防设施的维护与监视及建筑物内早期火灾的扑灭，以值班人员为主。

e）在厂区总平面及道路设计中，充分考虑了消防通道的位置，将生产运输与消防有机结合在一起。在主厂房周围以及锅炉与电除尘器之间设有环形道路。在油库区及煤场四周以及各生产、辅助生产、附属建筑分区间，均设有环形道路。消防通道的宽度有6m和4m两种，跨越道路的建构筑物，地上管架与道路的垂直净空大于5m。

f）本期工程消防系统除水消防外，还包括：洁净气体灭火系统、移动式灭火器、火灾探测及报警系统和CO2气体灭火系统。

g）火灾检测与报警设施

火灾报警及消防控制系统由布置在集中控制室的监控盘（配备LCD上位机）、区域报警盘、报警触发装置（手动和自动两种）组成。监控装置布置在集中控制室内，与电厂的运行指挥密切结合。监控盘上设有消防水泵紧急启动按钮，负责全厂

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火灾报警、消防系统的监控。

报警方式分手动和自动两种。报警手动方式：运行人员在就地巡检中，如发现火灾，则手动按下该区域的手动报警器，控制室内运行人员就可得知该区域有火灾。报警自动方式：通过用于各种不同检测对象的探测器产生的火灾电信号送至监控装置，发出声光报警信号。

锅炉房燃烧器区域、汽机房油系统区域、室外变压器区域、集控楼运转层区域、输煤栈桥区域等重要部位的火灾报警与消防系统应联动，为自动报警、自动灭火或确认后手动灭火。

4）油系统的防火措施 a）汽机油系统的防火

汽机油系统厂家供货部分采用套装道，以防止漏油，非厂家供货的道，尽可能减少法兰连接，为保持路法兰、阀门、轴承等处的严密性，油系统管道设计压力按提高一级考虑。

汽轮机油箱附近设有围堰及事故排油道，油排至事故油池，油池为地下密封混凝土结构，上设倒U形排汽管，以防止雨水进入。本期工程在汽轮机润滑油箱、密封油装置、电动给水泵润滑油站等部位设置自动水喷雾灭火系统。

b）燃油库区的防火措施

本期工程油库区油罐四周均设有防火墙即防油堤，堤内排水（主要是雨水）通过阀门放出，此阀只在排水时开启，排完后立即关闭，以防火灾时油通过排水管流到堤外。油罐外壁设有淋水冷却装置和移动式泡沫灭火系统，油泵房内设有火灾报警及就地灭火器。

5）燃煤系统防火措施 (a） 燃烧制粉系统防火措施

本期工程原煤仓设置低压CO2灭火系统，磨煤机设置蒸汽灭火系统，磨煤机滑油箱设置自动水喷雾灭火系统。

煤粉管道的运行保持一定的流速，系统内不得有死角以防煤粉的沉积和堵塞。 (b）输煤系统防火措施

a）输煤系统运输对象是经过粗中级破碎的原煤，防爆等级低于制粉系统。但要定期清扫，以防积粉自燃、爆炸。

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b）输煤皮带系统的室内栈桥均设有水幕系统，并在长度＞200m的栈桥设有自动水喷淋灭火系统，火灾时可以通过温感电缆探测系统将火灾信号送至区域和控制盘，并自动打开雨淋阀，当闭式喷头因高温而破裂后，水即自动喷出灭火。煤场设置环状管网。在煤仓间、碎煤机室、转运站设置室内消火栓灭火系统。

6）电气设施的防火、防爆设计原则及措施 (a）变压器及充油电气设备的防火措施

主变压器、高压厂用工作变压器、起/备变压器，均采用水喷雾灭火系统，设置自动报警和自动/手动启动灭火系统。水喷雾系统的喷头及管道与主变压器、高压厂用工作变压器及起/备变压器的电气裸露部分的最小安全距离，满足有关规程要求。

对主变压器、高压厂用工作变压器及起/备变压器均布置在主厂房A排外，主变与厂高变之间距离大于10米不设置防火墙，厂高变与相邻的发电机出线小室墙为耐火墙，其墙面不设窗户，且耐火时间不小于4小时。

屋外单台油量为1000kg以上的电气设备，均应设贮油坑和排,并铺填250mm厚卵石层，当发生火灾时，设备里的油经排排至事故油池。

(b）电缆防火设计原则及防范措施

a）主厂房和由此引出的电缆，以及高温和易燃易爆的场所均采用阻燃型电缆。 b）主厂房内电缆通道的布置是按不同单元机组的电缆分别敷设在各自的通道内进行设计的。

c）凡有架空电缆通过高压蒸汽管道，燃道或易爆的区域，将采用不同型式的耐火托架。

d）全厂电缆穿墙或楼板、电缆竖井、各类电气、控制盘、柜底部开孔处在施工完毕后，均用防火堵料进行密实的封堵。

e）为防止电缆托架上积灰、积粉的自燃，在架空电缆通道的最上层加装玻璃钢耐火盖板。

9.3.3 电气事故与安全措施

电厂各种高低压电气设备运行检修过程中，在雷电、静电、漏电或人为因素，可能造成触电伤害、电弧灼伤等事故。

（1）防电伤措施

1）本期工程过电压保护和接地设计，按现行的《电力设备过电压保护设计技术规程》（SDJ7-79）和《电力设备接地设计技术规程》（SDJ8-79）的要求进行，其中包括

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燃油泵房、氢气贮存罐的防直击雷和感应雷的措施。

2）电气设备带电裸露部分的安全净距按《高压配电装置设计技术规程》（SDJ5-85）的规定进行设计。电气设备带电裸露部分与墙壁、钢构管道等最小安全距离见表9-1。

表9-1 电气设备带电部分最小安全净距表 电 压（千伏） 1～10 15～20 220J 500J 备注 安全距离（毫米） 200 300 1800 3800 500J、220J系指中性点直接接地电力网。 3）防止电气误操作的措施：本期工程开关柜选用五防设备，带电气或机械闭锁。配电室设加锁门。

4）进入配电室、电缆隧道等处，均设加锁门。同时要求运行单位能严格执行电气安全操作规程及工作票制度，以防误操作，防止非工作人员进入。电缆隧道内设防火墙及防火门。

（2）事故保安电源和不停电电源

1）每台机组设置一台650kW的快速启动柴油发电机组，作为本机组的事故保安电源。

每台机设置两段交流事故保安配电中心，正常时由主厂房锅炉动力中心供电，事故时由柴油发电机组供电。

2）每台机组设置一套UPS系统，包括UPS主机柜﹑旁路系统稳压柜及配电柜等。 3）330kV网络继电器室设置一套UPS系统，包括UPS主机柜﹑旁路系统稳压柜及配电柜等。

（3）安全照明系统

照明系统的设计执行《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》（GB50034-92）。正常照明网络电压为380/220V，交流事故照明网络电压380/220V，直流事故照明网络电压220V，安全照明电压为24V。

1）工作照明、检修网络供电方式

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本期工程主厂房采用照明与动力分开供电的方式。辅助厂房采用照明、检修与动力合并供电方式。

2）事故照明供电方式

本期事故照明采用交流事故照明为主，直流事故照明为辅的方式，直流事故照明仅在集控室和柴油发电机室设置。

a）交流事故照明：主厂房及其附近重要车间的事故照明采用交流事故照明，交流事故照明由保安电源动力中心供电，交流事故照明参与电厂的正常照明。每台机组在主厂房设置一段交流事故照明配电中心，交流事故照明负荷占全厂照明负荷的10～15%，而在单元控制室占其照明负荷的30%左右。

b）直流事故照明：在集控室、柴油发电机室设直流常明灯。 c）远离主厂房的重要车间的事故照明采用应急灯。 3）高层建筑物装设障碍照明灯。

4）有爆炸危险场所的照明，采用防爆措施，室外照明有防雨措施。 9.3.4 机械伤害与安全措施

电厂规模较大，内有主厂房、锅炉、脱硫塔、烟囱等高耸建筑，厂房楼面设有起吊孔等洞孔，在检修过程中如若不慎均可造成坠落造成人身伤亡；此外，在设备检修或吊装过程中，存在受物件、工具、吊物坠落击打伤害的可能。同时由于有大量的转动机械，容易发生被卷入转动机械，造成人身伤亡。本设计考虑了如下安全措施：

（1）所有回转机械，如转动机械联轴等回转外露部分均设计有防护罩。 （2）传送皮带，尤其是输煤系统皮带机，均设置与巡回通道相隔离的防护栏杆，皮带机头部设防护罩。

（3）落煤口、吊物孔等处均设计有一定刚度的栅格板或栏杆。

（4）阀门、孔板、防爆门等有维护、操作部位及高温管道蠕胀监察段处设置检修维护平台。

（5）平台及扶梯按标准设置可靠的栏杆。锅炉、烟囱、微波塔的爬梯设围护和必要的间歇平台。

（6）所有露天平台均采用钢栅格板型式。步道边设置护沿，防止杂物被踢落。 （7）高空作业人员必须戴安全带和安全帽。

（8）厂区内窨井、沟道均设计有安全的盖板，以防人员跌落伤害。 9.4 劳动安全机构、设施

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（1） 机构与设施

根据原电力部电综[1998]126号文“关于颁发《电力行业劳动环境检测监督管理规定》通知”的规定；电厂应设置劳动环境检测监督站及安全教育室。本期工程设置安全教育室，劳动环境监测依托环保环境监测站。

安全教育室是全厂职工学习生产安全和人身安全知识的场所。传达上级有关劳动安全及工业卫生方面的文件。组织学习兄弟厂矿企业劳动安全的经验和教训。编制本厂劳动安全及工业卫生守则，监督贯彻执行。

劳动环境检测监督站要定期对主厂房各生产车间及厂区内的粉尘、噪声等进行监测，提出化验报告，为改善劳动安全条件提出建议。 （2）投资估算

本期工程结合各生产工艺系统，对放火、防爆等劳动安全卫生设施采取了相应的防护措施，并配备了相应的防护设施，其投资已在各生产工艺系统中计列（包括土建设施费用）。本期工程劳动安全卫生监测站设备、仪器费用35万元。

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10 职业卫生

10.1 职业卫生特征

本工程是燃煤火力发电厂，其原料为煤、水、石灰石等，产品为电。电厂的特点是大型设备多、运转设备多、带电设备多、压力容器多、高温高压管道多，高层建筑多，带粉尘的车间较多，自动化程度高，并要使用一定量的酸、碱、氨、联胺等等。因此，本工程的职业病危害因素主要是粉尘、噪声、毒物和高温等。 10.2 主要职业病危害因素

本期工程职业病危害因素按来源主要分为生产工艺过程中产生的有害因素、生产环境中的有害因素和劳动过程中的有害因素三种。

10.2.1 生产过程中可能存在的主要职业病危害因素

（1）粉尘

本期工程生产工艺过程中可能产生的粉尘为：在卸煤、输煤、贮存、制粉过程中可能会产生煤尘；除灰渣系统有锅炉燃烧产生的粉煤灰；脱硫系统石灰石粉仓等处可能会产生粉尘等。此外，在设备维修、维护过程中还可能有电焊烟尘产生，设备保温材料可产生岩棉粉尘。

（2）化学毒物

本期工程生产过程中可能产生的化学毒物主要有：锅炉燃烧时产生的二氧化硫、一氧化碳、氮氧化物；煤仓间在温度较高时产生的一氧化碳；化学加药系统使用的氨、联胺，循环冷却水处理使用的稳定剂、杀菌剂，冷却水处理和化学车间化验室使用的硫氰酸汞，温度计、气压机等仪表破裂产生的无机汞等；脱硝系统氨泄露；升压站GIS装置的六氟化硫(SF6)断路器中的SF6在电弧放电时分解产生的高氟或低氟化物；锅炉点火和助燃使用的轻柴油；汽轮机控制油系统采用的抗燃油；设备维修、维护过程中使用的润滑油；电焊作业时中使用的乙炔及产生的臭氧、一氧化氮、二氧化氮和锰。

电焊作业使用的乙炔属微毒类，只有在高浓度时置换了空气中的氧，才可引起单纯性窒息，故不将其作为重点考虑的化学因素。

（3）物理因素

本期工程正常生产过程中各岗位作业工人可能接触的有害物理因素包括噪声、高温、热辐射、工频电磁场等。

1）噪声

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电厂主要噪声源有三种，即空气动力性噪声、机械性噪声和电磁性噪声。空气动力性噪声具有低、中、高各类频谱，其中锅炉排汽噪声影响最大，机械性噪声以中、低频为主。电磁性噪声是由于磁场交变运动过程中产生的，属低、中频噪声。

2）高温和热辐射

生产工艺系统中涉及许多气体压缩、加热、燃烧过程，各类压缩机、燃烧室、锅炉等向周围环境放散热量的过程中，可产生高温和热辐射危害。

3）工频超高压电场

厂内高压输电设备可产生工频超高压电场。 4）振动

汽轮发电机组和汽动给水泵等大型转动设备可产生振动。但设备基础经减振处理后，产生的振动较小，同时工人巡检时在设备旁停留的时间较短，故工人实际受到的振动危害较小，因此不将振动作为重点考虑的有害物理因素。

5）紫外线

本期工程设备维修使用的电焊机可产生紫外线。 6）工频超电磁场

从以上分析可知，本期工程重点考虑的生产工艺过程中产生的有害物理因素主要包括噪声、高温、热辐射、工频超电磁场、紫外线等。 10.2.2 劳动过程中的有害因素

本期工程劳动过程中可能存在的职业性有害因素主要包括：不合理的劳动组织和作息制度，以及显示装置、控制台、座椅等不符合人机工效学的设计。

本期工程劳动组织拟采用五班四运转制，每班工人工作时间6小时，工人可得到较为充分的休息，由于劳动组织和作息制度不合理造成的对工人健康的损害较小。

本期工程自动化程度较高，工人工作时多数时间在控制室从事视屏操作。由于长时间采用坐姿工作，如果控制台、显示装置及座椅的设计不符合人机工效学的原理，可能使工人发生视力疲劳、下背痛、腕管综合征、颈肩腕综合征等工作相关疾病。为预防此类疾病的发生，将显示装置、控制台和座椅的设计等人机工效学因素作为重点考虑的劳动过程中的有害因素加以关注，并对供货厂家提出具体要求。 10.2.3 生产环境中的有害因素

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本期工程生产环境中的有害因素主要为夏季高温和冬季低温。由于正常生产条件下，工人多数时间都在室内工作，室内设有空调系统，因此受环境高温或低温的影响很小。本期工程不将生产环境中的有害因素作为重点考虑对象。 10.3 主要职业卫生防护措施 10.3.1 工程防护措施

(1）防尘措施

本期工程防尘措施设计执行《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）、《工作场所有害因素职业接触限值》（GBZ2-2002）及《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000）。当煤尘含有10%以下游离二氧化硅时，工作场所空气中粉尘容许浓度为：时间加权平均容许浓度不大于4mg/m3；呼吸性煤尘时间加权平均容许浓度不大于2.5mg/m3，短时间接触容许浓度不大于3.5mg/m3，排至室外的空气含尘浓度不大于120mg/m3。本期工程主要防尘措施如下：

1）输煤系统防尘措施主要包括空气密封措施、除尘装置、通风换气、加湿喷水或水力清扫措施。煤场设置了挡风抑尘网，并设计了覆盖整个煤堆面积的喷洒设施，以抑制煤尘的飞扬。

2）在灰库顶部均设有布袋除尘器，除尘器效率在99%以上。在灰库的零米设有6米宽的汽车通道，地面定时冲洗，地面设有排水沟和污水池便于收集和暂时存放地面的冲洗排水。运灰汽车为密封性能较好的自卸汽车。

3）锅炉零米地面采用水冲洗方式和负压吸尘方式防尘，清扫装置采用真空吸尘车，在每台锅炉房留有与吸尘装置的连接接口，并兼作煤仓间皮带层地面吸尘。

4）除尘器为露天型式，有利于通风和清扫冲洗，在除尘器底层设水冲洗管道。 5）脱硫系统石灰石制粉系统设除尘装置。在石膏库产生石膏粉尘的位置设置除尘设施。

6）灰场采用调湿灰碾压方式运行，并设置洒水设施，灰场周围设置防风林带，控制了粉煤灰二次扬尘污染。

(2）防毒措施

1）化学水处理系统防毒设施设计

水处理系统的药品贮存间设机械通风，每小时换气次数不少于15次。门窗用木质，门向外开。房间内设备外表面均防腐。

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加药间设置换气次数不少于每小时15次的排风装置。并在加药间设置应急冲洗设施。加药泵附近地面铺有防腐瓷砖。

在酸碱贮槽周围地面设有围堰，避免酸、碱漫流，而将其引入中和池处理。酸碱房间地面、排酸碱液的沟道设防腐措施。

2）化验室防毒设施设计

化验室设有通风柜，在柜中配置腐蚀性毒性试剂。地面考虑防腐措施，室内备有应急冲洗设施。

3）蓄电池室防毒设施设计

本期工程选用免维护铅酸蓄电池，蓄电池室采用夏季降温送风的通风方式，地面考虑了防腐措施。

4）高压配电装置防毒设施设计

本期工程高压配电装置采用SF6断路器。GIS系统采取户外布置方式；在SF6电气设备配电装置室配备有SF6气体净化回收装置以及SF6泄漏报警仪。

5) 其他防毒、防化学伤害设施设计

火力发电厂在检修作业时，会伴随产生尘埃与有毒气体，如锰钢件焊接的锰钢烟尘，环氧树脂粘接的场合，电缆头制作，塑料或玻璃钢设备粘接，箱类及罐类内部涂防护漆等等，采用加强工作现场通风，以减少对工作人员的伤害。

电气检修间等产生有害气体的场所均考虑有通风设施。六氟化硫电气设备间设机械通风，设备的防爆膜不朝向维护通道，并配备SF6泄漏报警。

加强贮存和产生在害气体或腐蚀性物质的场所的机械通风，并在加氯系统等处设置泄氯报警装置。

在煤仓间等输煤系统可能产生CO的场所设置便携式CO检测仪及自动报警装置。 运行巡检人员和检修人员在进入其他易产生有毒物质或易聚集有毒物质的地点作业前，先用相关的便携式仪器检测，确保安全后方可进行作业，并加强现场通风。

脱硝系统的液氨采用密闭容器贮存，其计量箱、储存箱的排气，引至氨气吸收装置，氨库及加药间设有机械排风设施。

(3）噪声防治措施

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1）设备订货时，根据噪声标准的要求，向主辅机制造厂家提出设备制造噪声要求。一般主机设备噪声控制在90dB(A)以下，辅机设备噪声控制在85dB(A)以下，并采取相应的降噪措施。汽轮机制造厂配套供应隔热罩壳，内衬吸声板，降低噪声。

2）送风机入口装置设消音器，使风机入口噪声不大于85 dB(A)。

3）空压机设密闭厂房。空压机入口单设消声器，并在空压机内墙采用吸音性能较好的墙面材料，以减少空压机房噪声对外界的干扰。

4）根据《火力发电厂建筑设计技术规定》和《工业企业设计卫生标准》的要求，在厂房建筑设计中，尽量使工作和休息场所远离强噪声源，并在辅助车间设置必要的值班室、控制室，进行隔声。集中控制室与电子设备间设双道门、双层窗，并选用有较高隔声性能的隔声门及选用吸声性能较好的墙面材料，屋顶设吸声吊顶。在结构设计中采用减震平顶，减震内壁和减震地板等措施。进排风系统采取消音措施，使室内噪声不超过60dB(A)。

5）在总平面布置设计中，利用高大建筑物对噪声传播的遮挡效应，统筹安排电厂内各建筑物，使居住、办公区与生产区噪声传播途径隔断，减小生产区对生活区的影响优化厂区绿化设计，充分利用植物的降噪作用，消减厂区噪声对厂界外的影响。

（4）防振动设施设计

1）主、辅设备的基础和平台按《作业场所局部振动卫生标准》和《动力机器基础设计规范》中的规定进行防振动设计。

2）要求制造厂家提供的设备符合国家规定的振动标准。

3）合理布置汽水管道，使流道顺畅，并考虑防振措施；合理选择各支吊架型式并合理布置，减少管道幌动和振动，降低汽流和振动噪声。

4）烟风道设计进行刚度计算，与风机连接处设置伸缩节；烟风道设计中布置合理，使得流道顺畅，以减少空气动力噪声。

5）对一些大型转动机械采用弹簧隔振基础，减少其振动影响。 10.3.2 个人防护措施

本期工程应借鉴现有工程的经验，根据工人接触职业病危害因素种类的不同，配备相应的个人防护用品，并定期更换。

对接触粉尘的作业工人应配备防尘口罩，定期发放，并督促工人坚持使用。 对接触毒物的作业工人应配备防毒口罩、防毒面具、防化学污染物的工作服、手套、眼镜、胶鞋等，并培训工人正确佩带。

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受噪声危害的作业工人应配备噪声耳塞、耳罩、帽盔等。

高温作业工人应配备高温工作服、工作帽、防护眼镜、面罩、手套等个人防护用品。 按《职业健康监护管理办法》的规定，对接触职业病危害因素的作业工人进行上岗前、在岗期间、离岗时和应急的健康检查。 10.3.3 职业卫生应急救援措施

（1）配备应急救援设施

在易发生事故及急性中毒的生产场所设置应急照明设施，配备必要的防尘防毒口罩、防护手套、防护服、防毒面具、急救药品等。

（2）急救及泄露处置

将中毒者迅速抬离现场至空气新鲜处。呼吸困难时给输氧，呼吸及心跳停止者立即进行人工呼吸和心脏按压术，同时送医院急救。车间空气中毒物超标时必须带防毒面具，紧急事态抢救或逃生时建议佩带正压自给式呼吸器。

迅速撤离泄露污染区人员至上风处，并隔离直至空气中毒物浓度下降至卫生标准以下，切断火源。建议应急处理人员佩带正压自给式呼吸器，穿一般消防防护服（NH3泄露时穿化学防护服），切断气源。CO等泄露时室内采取喷雾状水稀释、溶解，同时抽排空气；室外采取强力通风。NH3泄露时，室内采取喷含盐酸水雾状水中和、稀释、溶解。

（3）化学性灼伤的抢救措施

迅速将受伤者抬离现场，就近用大量流动清水冲洗伤面污染物，送医院急救。 （4）中暑的抢救措施

迅速将患者转移到阴凉处平卧休息，解松或脱去衣物，应用物理方法降温，适当饮用淡盐水，严重者送医院急救。

（5）职业病危害警示标识

根据《中华人民共和国职业病防治法》的规定，应在接触有毒有害因素的工作场所及作业岗位的醒目位置设置警示标识和中英文警示说明。警示说明应当注明产生职业病危害的种类、后果、预防以及应急救治措施等内容。

另外，在可能发生急性职业中毒的有毒作业场所，设置报警装置，配置现场急救用品，冲洗设备，应急撤离通道。一旦发生毒物泄露，迅速撤离泄露污染区，人员至上风

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向处，并隔离直至空气中毒物浓度下降至卫生标准以下，切断火源。建议应急处理人员佩带正压自给式呼吸器，穿一般消防防护服。 10.4 当地流行病和自然疫源区调查结果

建厂地区未见流行病和其他自然瘟疫。 10.5 职业卫生机构设置

（1）职业卫生管理机构

根据原电力部电综[1998]126号文关于颁发《电力行业劳动环境检测监督管理规定》通知的规定，电厂应设置劳动环境检测监督站，负责全厂职业卫生与劳动安全的管理和宣传工作，应有宣教室，并配备1～2名管理人员。本工程劳动环境检测监督站与环保监测站合并设置。

（2）职业健康监护机构

职业健康监护主要包括职业健康检查和职业健康监护档案管理等内容。职业健康检查包括上岗前、在岗期间、离岗时和应急的健康检查。

本工程投产后，电厂应按《职业健康监护管理办法》的规定，对接触职业病危害因素的作业工人进行上岗前、在岗期间、离岗时和应急的健康检查。职业健康检查由省级卫生行政部门批准从事职业健康检查的医疗卫生机构承担。 （3）职业卫生教育设施

本工程设置职业卫生教育室（与劳动安全教育室合用），面积约100m2，并按职业卫生的要求配备相关的教育用仪器设备。

11 资源利用

11.1 能源利用

11.1.1 区域煤炭资源情况

宁夏回族自治区所属煤炭矿区基本位于银北和宁东两个地区,其中银北矿区包括石炭井矿区和石嘴山矿区,该区为上世纪五、六十年代建设的老矿区。宁东地区分为宁东北部规划区和宁东南部规划区。

宁东北部规划区位于宁夏自治区首府银川市以东的灵武市境内，煤田呈南北向条带状展布，根据其勘探程度和开发条件，宁东北部规划区主要包括灵武、鸳鸯湖、横城三个矿区和石沟驿井田。规划区南北长65km，东西宽32km，全区总面积633km2，地质储量12669.119Mt。宁东南部规划区包括马家滩勘探区、积家井勘探区、萌城勘探区、韦

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州勘探区。其中灵武矿区、鸳鸯湖矿区、马家滩勘探区属神华宁煤集团公司所有。

灵武矿区南北长32 km，东西宽15 km，面积480 km2，勘探面积198 km2。可采及局部可采煤17层，煤层总厚度22.7m，煤层倾角10～52°，煤种为不粘煤。矿区共获得地质储量3922.461Mt，其中：精查勘探储量2242.081Mt；详查勘探储量574.675Mt。可采储量2735.4Mt。

鸳鸯湖矿区南北长56 km，东西宽14 km。可采及局部可采煤及煤种与灵武矿区基本相同。矿区共获得地质储量7421.47Mt，其中：精查勘探储量2990.73Mt；详查勘探储量2753.873Mt。可采储量5001.297Mt。横城矿区南北长18 km，东西宽12 km。所采煤层为石炭二叠纪煤层，其煤质特性为中灰～中高灰、低水、低～中高硫、低磷、中高热值、高挥发分、化学活性好的强粘结气煤。矿区共获得地质储量1205.696Mt，其中：精查勘探储量1101.825Mt；普查地质储量103.871Mt。可采储量843.988Mt。

马家滩矿区位于灵武和盐池县境内，北部与鸳鸯湖矿区相邻，南部以上台子断层为界，东部以马柳断层为界，西部以含煤垂深1000m为界，矿区南北长约42km，东西宽4—10KM，面积约275km2，煤炭地质储量50.48亿吨。按照勘探程度划分，精查54.25km2、详查9.11km2，其余为普查阶段。。 11.1.2 矿井建设规划

神华宁煤集团公司矿井项目建设规划如下：

1）梅花井煤矿：设计规模1200万吨／年，其中:一期400万吨／年，服务年限81.2年。国家以发改能源[2006]953文予以核准，计划2009年7月首采工作面投入试生产，2013年实现达产。

2）红柳煤矿：设计规模800万吨／年，服务年限73年， 2008年12月12日通过国家核准。矿井于2007年10月开工，计划2009年10月首采工作面投入试生产， 2013年实现达产。

3）麦垛山煤矿：设计规模800万吨／年，服务年限63.2年，2008年12月12日通过国家核准。矿井2007年10月开工，计划2010年12月首采工作面投入试生产，2013年实现达产。

4）石槽村煤矿：设计规模600万吨／年，服务年限60年，2008年12月12日通过国家核准。矿井于2005年底开工建设，计划2010年10月首采工作面投入试生产，2013年实现达产。

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5）红石湾煤矿：矿井设计规模60万吨／年，配套建设60万吨/年选煤厂，服务年限30.2年，宁夏自治区以宁发改能源【2009】86号核准。矿井于2008年4月开工建设，计划2010年7月首采工作面试生产， 2012年实现达产。

6）金凤煤矿：马家滩矿区规划四对煤矿的首开矿井，设计规模400万吨/年。项目前期工作开始于2008年4月，计划2011年5月首采工作面投入试生产， 2013年实现达产。

7）双马煤矿：矿井设计规模800万吨/年，服务年限91年。项目前期工作已于2009年9月开始，计划2011年7月首采工作面工作投入试生产，2014年实现达产。

表3.1-1 神华宁煤集团公司2009～2013煤矿项目基本情况 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 项目名称 清水营煤矿 梅花井煤矿 石槽村煤矿 红柳煤矿 麦垛山煤矿 金凤煤矿 红石湾煤矿 双马煤矿 合计 建设起止年 2004-2008 2004-2009 2005-2010 2006-2009 2006-2010 2008－2011 2008-2010 2008-2011 投产时间 2008.10 2009.5 2010.10 2009.12 2010.12 2011.7 2010.5 2011.10 建设规模 10.0Mt/a 12.0Mt/a 6.0Mt/a 8.0Mt/a 8.0Mt/a 4.0Mt/a 0.9Mt/a 8.0Mt/a 56.9Mt/a

11.1.3 本工程资源利用合理性分析

本工程一期2×1000MW机组年需煤量约481万吨，拟由宁夏鸳鸯湖矿区红柳煤矿、麦垛山煤矿供给。

2004年国家批准了宁夏鸳鸯湖矿区总体规划，该矿区划分为5个煤矿，建设总规模4400万吨/年，其中红柳煤矿为800万吨/年、麦垛山煤矿为800万吨/年。目前神华宁夏煤业集团有限责任公司已取得红柳煤矿、麦垛山煤矿开采权。红柳煤矿井田面积85平方公里，地质储量16.4亿吨，可采储量8.2亿吨，煤矿设计生产能力800万吨/年，服务年限73年。2008年12月国家以“发改能源[2008]3487号”文核准了红柳煤矿工程。神华宁夏煤业集团有限责任公司已于2008年底开工建设，计划于2011年建成投产。麦垛山煤矿（距红柳煤矿约5公里）井田面积65平方公里，地质储量11.17亿吨，可采储量10.亿吨，煤矿设计生产能力800万吨/年，服务年限63年。2008

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年12月国家以“发改能源[2008]3485号”文核准了麦垛山煤矿工程。神华宁夏煤业集团有限责任公司已于2008年底开工建设，计划于2012年建成投产。

根据国家核准意见，在红柳煤矿将建设一座1600万吨/年选煤厂，入洗红柳煤矿、麦垛山煤矿原煤。目前选煤厂可研已完成，并开工建设，计划2011年建成投产。根据选煤厂可研报告，1600万吨/年经筛分后，产生676万吨/年13毫米以下原煤，其余进行洗选。本工程利用选煤厂筛分后的13毫米以下原煤作为燃煤。

宁夏国华宁东发电有限公司已与神华宁夏煤业集团有限责任公司签订协议，神华宁夏煤业集团有限责任公司同意向宁夏国华宁东发电有限公司拟建的国华宁东2X1000MW扩建机组工程供应煤炭490万吨/年。根据以上综合分析，本工程的燃煤是有保障的，也是合理的。

11.2 土地利用

工程厂址用地详细列表（推荐总平面方案）

序号 1 2 3 4 5 6 项 目 厂区围墙内用地 施工生产区用地 施工生活区用地 厂外公路用地 灰场用地 厂外输煤用地 单位 hm hm hm hm hm hm 222222数量 (本期2×1000MW) 36.24 21.0 6.0 4.1 0 3.0 备注 征地，为荒滩地，属未利用地 租地，为荒滩地，属未利用地 租地，为荒滩地，属未利用地 征地，为荒滩地，属未利用地 利用一期已建 征地，为荒滩地，属未利用地 厂区围墙内永久占地的测算方法及依据： 依据电力工程项目建设用地指标, 直接空冷系统、燃煤皮带、公路2×1000MW的基本值是38.61hm2，而本工程现围墙内用地仅为36.24hm2，因此本工程厂区用地符合国家相关标准。 11.3 水资源利用

节能减排是我国基本国策，而水是一种资源，从国民经济可持续发展和电力建设长远规划要求出发，更应在设计中贯彻落实节能减排的国基本国策。在工程设计中合理选择水源，优化水资源的合理配置，突出节约用水，降低耗水指标，力争将本工程建成节水、节能及环保型电厂。

目前，随着水资源的匮乏和环境保护的日趋严格，电厂的用排水指标已成为考核电厂运行的主要技术经济指标之一。电厂的水务管理水平与设计、施工、调试、运行均有

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关联，而设计则起龙头的作用。水资源利用的使用应根据本工程厂址的水源条件，通过对电厂各系统用水、排水要求及节约用水进行分析研究，提出合理可行的各系统用排水方案，进行水量平衡计算。通过采取多种节水措施，做到电厂废污水不外排或尽量少排，使耗水指标优于国家对新建电厂节水的有关规定，达到国内同类机组先进水平。 11.3.1工程设计主要原则

（1） 发电厂的水务管理要贯彻于电厂的设计、建设及运行各阶段，其设计应在保证发电厂安全、经济运行的前提下，合理选择节水方案。

（2） 采用可靠的节水措施，提高水的重复利用率，最大限度的减少补给水用量， 使电厂的各项耗水指标低于（优于）国家对新建空冷电厂提出的最新要求。

（3） 在设计中立足将本工程建成环保型电厂，合理利用电厂排水，在安全、可靠、经济的前提下实现电厂污废水在正常工况下的基本零排放。

（4） 本期工程采用超超临界空冷凝汽式燃煤机组，按照直接空冷系统设计。 （5） 辅机冷却水采用带冷却塔的再循环扩大单元制供水系统。

（6） 一期工程湿式再循环供水系统的部分排污水用于本期工程的脱硫工艺用水。 （7） 采用干除灰、干除渣方案。 （8） 尽可能的减小电厂对外排水量。

（9） 除灰渣系统采用气力除灰、干灰、渣输送方案；

（10） 按照各工艺系统对水量及水质的要求，结合水源条件，设计合理的工艺系统，尽量做到少用水、循环用水、一水多用。具体是根据各用水点对水质的要求，采用梯（递）级供水方式，即当上一级排水水质能满足要求时，经简单处理后，可作为下一级的供水水源。

（11） 分类收集全厂污废水。

（12） 根据电厂各排水点的水量及水质情况及对国家有关规范对回用水水质要求，合理确定各排水系统及污、废水处理设计方案。全厂各类污、废水采用分流制。为实现梯（递）级供水和重复利用目标，设立工业废水中水道系统，取代常规电厂的工业废水下水道，同时设单独的生活污水下水道（与常规电厂相同）。从设计入手，将污废水根据其水质和处理难度分类，使污废水的收集、处理和回用落到实处，便于运行管理。

（13） 根据电厂各排水点的水量及水质情况，合理确定各排水系统及污、废水处理

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设计方案。

（14） 加强水务管理。

在各供水系统的出水干管及主要用水支管上安装水量计量装置，必要时设调节和控制流量的装置，并将厂区内主要计量数据送到一个地点，进行统计分析，以便有针对性的控制水量。

（15） 通过对电厂供、排水的综合平衡，合理地进行供排水的重复利用， 排水的收集、调蓄和输送，以及用水的计量、监测和管理等，求得合理利用水源，保护环境，保证电厂长期、安全、经济地运行。 11.3.2主要节水措施

（1） 主机排汽冷却采用安全、可靠的空冷系统，以节约用水。 （2） 本工程采用干式除渣，除灰系统，仅需要少量的加湿用水。

（3） 热力系统用水的回收利用，锅炉排污水、热力设备和管道正常和事故工况的

疏放水，经冷却后作为冷却水系统的补充水。

（4） 将全厂排水资源化并重复利用。根据全厂排水条件，采用如下三种方式重复

利用：

a) 循环使用：排水经简单处理或降温后仍用于原工艺流程，如含煤废水经处理后循环回用。

b) 梯（递）级使用： 做到“废”尽其用，如灰场喷洒水等。

c) 全厂各类废水处理后综合利用：工业废水处理后补充至循环水系统；化学废水属含盐量较高的中高浓度工业废水，用于脱硫系统。减少厂区废水排放量。

（5） 分类收集全厂污废水

全厂各类污、废水采用分流制。为实现梯（递）级供水和重复利用目标，设立工业废水（淡水）中水道和中高浓度工业废水中水道两套中水管道系统，取代常规设计方案的工业废水下水道，同时设单独的生活污水下水道。从设计入手，将污废水根据其水质和处理难度分类，使污废水的收集、处理和回用落到实处。

（6） 采用经济合理可靠的污废水处理工艺

a) 含油污水和含有部分颗粒杂质的工业废水（淡水）进行集中废水处理，采用油水分离处理工艺，去除废水中的油污及颗粒杂质。

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b) 含煤废水采用目前电厂广泛应用的含煤废水一体化处理系统，处理后水可回用于输煤系统。

a) 生活污水采用生物曝气滤池处理工艺系统。该工艺过程是在池内设置填料，经过充氧的污水以一定的流速流过填料，使填料上长满生物膜，污水和生物膜相接触，在生物膜生物的作用下，降解污水中的有机物，使污水得到净化。目前在国内大部分新建电厂中采用。该处理工艺适用于中等负荷（BOD5＝100～200ppm）的生活污水，耐冲击负荷能力强，适应进水BOD5和进水量变化较大的情况，出水水质较为稳定。

（7） 加强水务管理

a) 在各供水系统的出水干管及主要用水支管上安装水量计量装置，必要时设调节和控制流量的装置，并将厂区内主要计量数据送到一个地点，进行统计分析，以便有针对性的控制水量。

b) 加强水务管理和节水的宣传力度，提高全厂人员的节水意识，制定切实可行的规章制度，将水务管理作为电厂运行考核的一项重要指标，使各项节水措施最终得以落实。

11.3.3水量平衡设计结果

本期工程夏季用水量为668 m3/h，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给353 m3/h，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给315 m3/h；年平均7 m3/h，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给358 m3/h，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给2 m3/h。电厂年用水量按照机组年运行7000小时计算。电厂年用水量为467.6.7104m3/a，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给247.10104m3/a，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给220.50104m3/a。

目前国内最新的有关用水指标规定，见表11.3 -3。

表11.3 -3

国家现对空冷机组规定的耗水指标一览表

序号 项 目 空冷机组耗水 1 《大中型火力发电厂设计规范》（征求意见稿） ≤0.12 第 172 页

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序号 项 目 空冷机组耗水 2 3 《火力发电厂水工设计规范》（DL/T5339-2006） 2006年《电力产业发展》规定的耗水指标 ≤0.20 ≤0.12 4 本工程2X600MW机组净水折合百万千瓦耗水指标 0.093 在正常情况下，电厂对外排水量基本为零。 本工程夏季净水百万千瓦耗水量约为0.093m3/s.Gw，实现了年平均耗水量最小的目标，电厂百万千瓦设计耗水指标（夏季工况）满足国家和行业对建设电厂用水指标的有关规定，合理利用并节省了水资源。 11.4 建筑材料利用 11.4.1 节约原材料措施

通过优化设计，降低主厂房可比容积，从而节约原材料。

砂、石、石灰及砖瓦，尽量选用当地材料，不足部分由邻近地区采购，以减少运输量。其它原材料可从当地选购，其数量、质量均能满足本工程需要。

建筑结构选型、选材合理，以节约钢材、降低造价。大型设备支架尽可能采用混凝土结构。辅机配套供应的底座加以利用，避免丢弃原配底座而自制框架安装的方式。

充分利用当地的原材料，采用多孔砖及粉煤灰砌块等轻质材料，主厂房、输煤栈桥等外墙采用金属压型板，减轻厂房的荷载。窗户采用断冷桥铝合金窗或塑钢窗，玻璃采用中空玻璃，外门采用保温钢门。建筑室内排水管（除浴室外）采用PVC管材，给水管采用PPR管材。 11.4.2 建筑节能

根据国家建设部的统计，建筑能耗（指房屋建筑使用过程中的能耗）占全社会能耗的26.7%，与工业、交通并列为国民经济三大能耗部门。随着社会的发展与进步，人们对建筑热冷舒适性要求的提高，电器的增加，建筑能耗将快速上升到33%。 11.4.2.1 科学的规划布局与合理的建筑设计

对于电厂内设置有集中空调系统的办公用房的规划布局根据地方气候特点，因地制

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宜，使建筑物的布置和建筑物的平面布置有利于自然通风，增加植被绿化，减少硬化地面，形成小区微气候。建筑物的单体设计控制其体型系数，将体型系数控制在一个较低的水平上，以减少其外围护结构的传热损失，降低建筑能耗。

建筑的立面设计，应有利于自然通风。全厂建筑在总体规划时，应根据夏季主导风向，进行建筑规划，办公及居住房屋朝向宜采用南北向、或接近南北向，尽量避免单朝向，实现南北通透，吸引换气降温的“穿堂风”。

本期工程所有道路两侧均密植绿化，以利于夏季遮阳，冬季挡风，并起到一定降低汽车噪音的作用，树种以大小乔木为主，辅以灌木作篱。

11.4.2.2 推广使用建筑节能产品和技术提高，提高建筑围护结构的保温隔热性能

建筑围护结构主要包括屋顶、外墙和外门窗三个部分，本工程将要采取的工程措施包括：

（1）屋顶采用100～180厚憎水珍珠岩或70厚高效的挤塑聚苯乙烯保温板作为为建筑屋面保温、隔热层，其传热系数、热惰性指标满足或高于相关的标准规定。

（2）外墙采用低热转移值的外墙材料多孔砖，建筑外墙的热工性能应满足标准的规定。

（3）建筑围护结构热工性能最薄弱的环节是窗户，在建筑能耗方面，铝、钢、塑窗散热量平均约占建筑外围护结构总散热量的50%。因此在本工程设计中控制窗墙比，采用中空玻璃窗提高窗户的保温隔热性能，通过窗墙比和中空玻璃窗共同提高建筑外围护结构节能性能：北向不大于0.45；东、西不大于0.3；南向不超过0.5。对朝夕晒厉害的正东、正西和西北、东北方向，不设置大面积的玻璃门窗或玻璃幕墙。除了窗户外，东、西墙和屋顶还要做适当的隔热处理。

（4）办公建筑外墙保温隔热措施还包括外墙表面采用浅色设计，以反射太阳辐射热，一般东、西面外墙采用构架或爬藤植物遮阳。办公和居住建筑的屋顶和外墙，宜做浅色饰面，不提倡深色。为了降温，在屋面设置蓄水装置，或种值绿化，安置遮阳装饰，实现冬暖夏凉的生态恒温。日照厉害的东、西外墙，在条件可能的条件下采用花格构件，或爬藤植物遮阳。

（5）建筑细部解决好窗台、阳台、雨棚、空调外机板、凸窗上下混凝土板等外露混凝土的薄弱部位的热桥问题。对于外墙出挑构件及附墙部位均应采取割断热桥和做好保温措施．一些非承重的装饰线条，尽量采用轻质保温材料；为减小热损失，外窗尽可

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能外移或与外墙面平，减少窗框四周的热桥面积，存在热桥的部位应做保温处理。外门窗上过梁采用L型，减少热桥作用。

11.4.2.3 控制办公、生活建筑物空调设计标，照明措施

本工程冬季采暖采用水暖，不提倡开空调，以减少二次能源的浪费，办公、生活空气调节系统室内计算参数：一般房间夏季温度25℃，夏季室内外温差不大于10℃。按照这样的参数设计，办公、生活建筑物冬热夏冷的高耗能情景将会大为减少。办公楼空调采用VRV（一拖多）的空调系统，该系统可做到人走关本房间空调，以达到节约用电目的。

办公楼等建筑物灯具设置分组设置，做到人多时多开灯，人少时少开灯，电灯开关采用智能开关，如声控、光控等。

12 节能分析

12.1 本工程遵循的节能标准及节能规范

1）《中华人民共和国节约能源法》（令[第90号]）

2）国家发展改革委《关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》（发改能源[2004]8号）

3）国家发展改革委令第40号《产业结构调整指导目录（2005年本）》

4）《国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知》（发改投资[2006]2787号）

5） 《火力发电厂设计技术规程》DL5000

6）《公共建筑节能设计标准》(GB501-2005) ；

7）《关于加强节能工作的决定》，国发[2006]28号文（2006.08.26）； 8）国家令第40号《产业结构调整指导目录（2005年本）》； 9）其它国家、行业有关节能设计标准及控制指标。 12.2 本工程能源来源 12.2.1 煤炭来源

本工程燃煤拟由宁夏鸳鸯湖矿区红柳煤矿、麦垛山煤矿供给。 12.2.2 点火助燃油来源

本工程的锅炉点火及助燃燃料品种为0号轻柴油，燃油的消耗量低，完全可以很方

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便地从当地市场上采购。

12.3 节约及合理利用能源的措施和效果 12.3.1 节约燃料

本工程采用1000MW级超超临界直接空冷机组。择优选用热耗低的汽轮机，效率高的锅炉和发电机，发电机的最大连续出力要与汽轮机、锅炉匹配。现阶段经计算本工程全厂热效率43.63%，设计发电标煤耗为281.9g/kWh，符合《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》（发改能源〔2004〕8号）中“空冷机组发电煤耗要控制在305g/kWh以下”的要求。与之相比，按年发电利用小时5500h计算，本工程每年可节约发电标煤耗量约25×104t，节能效果显著。 12.3.2 节约点火用油

采用微油点火或等离子体的节油点火方式。根据《关于调整和修改火力发电厂工程基建阶段燃油和蒸汽用量标准及其计算公式的通知》（中电联技经〔2007〕7号），2×1000MW级燃煤机组分项试验及整套启动试运用油量约10084t，本工程拟采用节油点火装置，分项试验及整套启动试运用油量减少80％以上，可节约大量燃油。 12.3.3 系统设计及辅机选型节能措施

给水系统采用2X50％容量间接空冷汽动给水泵组，降低了厂用电和水耗。给水系统采用大旁路，可以减少电动阀门的数量及管路因复杂而引起的阻力损失。

燃烧制粉系统采用中速磨，降低电耗。

送风机、一次风机及引风机均采用动叶或静叶可调轴流式风机，高效率运行区较宽，尤其适应变工况运行，风机运行经济性好，节约能源。

采用内置式除氧器，提高了除氧加热效果，不需设置启动再循环泵。 凝结水泵、空冷风机、空预器等辅机电机选用变频调速电机，节约能源。 热力系统中设置了本体疏水扩容器、高加事故疏水扩容器、定期排污扩容器，以回收工质，充分利用热源，达到节能的目的。

暖风器疏水回收至除氧器，减少汽机循环损失，提高机组循环效率。

输煤系统布置，尽量降低各转运站、碎煤机室的层高，从而达到降低带式输送机的驱动电机的功率，节约能源,减少运行费用,减少落煤管长度，减少输煤系统建筑物的体积，节约钢材、水泥和其它原材料的目的。

各种辅机的选型要杜绝估算以加大辅机的容量，选用经鉴定合格的节能产品。应采

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用有实际运行业绩、能耗低、运行安全可靠、成熟的辅机设备及节能机电产品。 12.3.4 节约用电措施

采用新型、低损耗的主变压器、厂用高压变压器、启动/备用变压器、厂用低压变压器，以降低损耗。选用节能型变压器，节能型较普通型一般可降低损耗10～20%。变压器是配电系统的重要设备，其自身要产生有功功率损失和无功功率消耗。它的接线方式、参数选择对功率消耗影响较大。

合理进行负荷分配，在此基础上合理选择变压器容量和台数，使变压器正常运行处于最佳经济负载状态。变压器的三相负载力求平衡，不平衡运行不仅降低出力，而且增加损耗。

在综合考虑设备选择经济性的情况下，合理选择变压器阻抗，选用节能型变压器，降低变压器本身的铜耗、铁耗。选择变压器接线组别时，尽量选用一侧星形、一侧三角形接线，减少三次谐波污染引起的损耗及功率因数的降低。

电气设备及元件选用节能型产品。如采用Y型系列电动机，提高电动机效率。 厂用配电装置尽量靠近负荷中心布置，减少电能损耗。

本工程厂用电率不含脱硫8.1%，含脱硫8.4%，处于全国同类型同容量机组平均指标的中下游，指标较优。 12.3.5 节约原材料

节约原材料详见11.4节相关内容。 12.4 主要能耗指标

本工程主要能耗指标如表12.4-1。

表12.4-1 主要能耗指标表 序号 1 2 3 全厂热效率 发电标煤耗 发电厂用电率（含脱硫） 内 容 单位 ％ g/kWh ％ 本工程 43.63 281.9 5．95

12.5 结论及下阶段工作设想

上述所采取的节能降耗的措施合理，符合国家节能降耗有关规定。节能效果明显，电厂的经济效益可以明显提高。可以为社会的经济发展和资源的节约利用做出贡献。下

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阶段节能降耗工作设想：

1）对总平面布置方案进行优化，使总平面布置更加合理，降低厂用电率。 2）积极采用变频、动静叶可调等技术提高用电效率，降低厂用电。对有潜力降低“煤耗、油耗、厂用电率等可控指标”的系统在下阶段设计时充分进行优化，挖掘节能潜力。

3）在设计中尽量采用高发光效率的照明光源，例如荧光灯、高压汞灯等。荧光灯选用质量高、节能的电子镇流器，电子镇流器较普通型镇流器可节能30%。

4）中压接触器采用机械保持，低压接触器采用永磁型接触器。 5）暖通系统充分利用热电厂的热水资源，采用热水制冷和采暖。

6）建筑结构选型、选材合理，实现建筑节能；大型设备土建结构尽可能采用混凝土结构；大型构架例如烟风道支架、综合管道支架等采用钢筋混凝土结构厂区砌体材料的确定根据节约土地、国家有关规定及当地的具体情况采用加气混凝土砌块、空心砖等。

7） 改进围护结构材料，妥善确定建筑体型和朝向，充分利用自然采光和通风，尽量减少人工照明和机械通风。

8）开发利用太阳能，太阳能是清洁、环保、安全的可再生能源。建议考虑全厂统一的太阳能热水供应系统，安装太阳能集热板。道路及厂区照明也可考虑采用太阳能路灯，节约夜间道路及厂区公共照明用电。

13 人力资源配置

火力发电厂的定员是在保证安全生产的基础上，以火力发电企业生产经营必要的环节来确定的。定员范围包括：机组运行（含空冷机械设备、除灰除尘、脱硫、化行与化验）、机组维修（热机、空冷机械设备、电气维修和热控维修）、燃料系统（含运行、检修、燃料管理）、管理人员、党群工作人员、服务性管理人员，而机、炉、电大小修、燃料的采购和运输、机车运行、修配、热效率、金属监督、修缮、服务等不包括在标准定员的范围。

根据原国家电力公司1998年4月《火力发电厂劳动定员标准》（试行）规定，针对本工程2×1000MW级机组在设计中实现炉、机、电、网及辅助车间集中控制的条件下，电厂劳动定员确定如下：

项 目 合计 一、生产人员 （一） 机组运行 1、集控室 定 员 273人 228人 105人 55人 说 明 含10％的备员 第 178 页

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项 目 2、除灰、除尘 3、化学 （1）化行 （2）化验（环保兼管） 4、脱硫 （二）机组维修 1、热机 2、电气 3、热控 （三）燃料系统 1、运行 2、检修 3、燃料管理 （四）其它 1、仓库 2、车辆 二、管理人员 三、党群工作人员 四、服务性管理人员 定 员 11人 16人 23人 15人 8人 35人 15人 10人 10人 79人 44人 20人 15人 9人 6人 3人 36 5 4 说 明

14 项目实施的条件和建设进度及工期

14.1 项目实施的条件 14.1.1 施工场地条件

施工生产区位于厂区扩建端，施工生产区租地21hm2，施工生活区租用厂址的空闲地或施工生产区附近，租地6hm2。 14.1.2 大件设备运输条件

大件设备通过铁路和公路联合运输进厂，根据灵武电厂运行经验，切实可行。 14.1.3 力能供应

施工用电：施工高峰用电6000kw，由老厂引接，距离0.5km。施工现场设≥6500KVA开关站。

施工用水：高峰用水量为500t/h，施工用水与电厂供水按永临结合考虑。 施工通讯：由老厂引接中继线，距离0.5km。

14.2 电厂工程项目实施的轮廓进度

按照国电电源(2002)849号《火力发电工程施工组织设计导则》并结合本工程特点，安排项目实施综合进度如下：

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项 目 可行性研究及审查 项目上报核准 初设勘测 初步设计 初步设计审查 详勘及施工准备 施工图设计 主厂房开工至一号机组投产 一号机组投产至二号机组投产 起至时间 2011.06～2011.08 2011.09～2010.10 2011.08～2011.09 2011.09～2012.10 2011.11 2011.11～2012.01 2012.01～2013.01 2012.03～2014.08 2014.09～2015.01 工 期 3个月 2个月 2个月 2个月 1个月 3个月 12个月 29个月 5个月

15 投资估算及财务分析

15.1 投资估算

本期建设规模为2×1000MW，超超临界空冷燃煤机组，同步脱硫，同步脱硝，留有扩建条件。

本工程两个主机冷却方案的静态投资、建设期贷款利息、动态投资详见下表：

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厂址方案 方案一 （直接空冷） 方案二 （间接空冷） 静态投资 (万元) 678376 687881 单位造价 (元/kW) 3392 3439 建设期贷款利息(万元) 49013 49700 动态投资 (万元) 7273 737581 单位造价 (元/kW) 3637 3688 工程造价水平为2010年价格水平。 15.1.1 编制依据：

根据神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程可行性研究报告委托书，可行性研究计划大纲，现行的可研估算编制办法进行编制。 15.1.2 编制范围

西北电力设计院负责设计范围内的所有项目。业主外委项目按该项目的设计单位提供的投资估算汇总计列。 15.1.3 设计输入

1) 项目划分：

执行中电联技经[2007]139号文“关于发布《电网工程建设预算编制与计算标准》和《火力发电工程建设预算编制与计算标准》的通知”中的《火力发电工程建设预算编制与计算标准(2007年版)》。

2) 工程量计算依据：

设计人员提供的可研阶段设备、材料清册以及其他有关设计资料。 3) 定额套用

建筑及安装工程执行中电联技经[2007]138号文“关于发布《电力建设工程概算定额（2006版）》的通知中”的附件《建筑工程概算定额》、《热力设备安装工程概算定额》、《电气设备安装工程概算定额》和《电力建设工程预算定额》第六册调试。

以上定额不足部分套用2006年版《电力建设工程预算定额》或执行地方有关定额，不做调整。

4) 人工工资

根据电定造【2007】12号文宁夏地区工资性津贴补差为1.37元/工日，据此，安装工程调整系数为：4.42%；建筑工程调整系数为：5.27%。

5) 材料机械价格：

安装工程：

参考中电联技经【2007】141号文“关于颁布《发电工程装置性材料综合预算价格（2006）年版》的通知”，并参考《火电工程限额设计参考造价指标》（2007年水平）计列价差。

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建筑工程

执行现行定额价格，并参考当地近期市场价计算价差。价差只计取税金，列入估算总表“编制年价差”中。

6) 设备费：

三大主机及主要辅机设备价格按照《火电工程限额设计参考造价指标〔2010年水平〕，电力规划设计总院编》计列，设备运杂费率：0.7％;其他设备价格参考同类工程到货价或信息价格计列,计取运杂费率:4.3%。

7) 取费

按“07年版预规”计取，具体费率详见《投资估算及经济效益分析》。 8) 其他费用

1）按国家计委计投资（1999）1340号文件规定不计算价差预备费。 2）建设期贷款利率按6.80% 计算（按季结息），短期贷款利率为6.31％。 3）基本预备费率：5%。

4）工程概况及主要技术经济指标详见《投资估算及经济效益分析》表五甲。 15.2 造价水平分析

本工程静态投资：678376万元，单位投资：3392元/kW。 15.2.1限额设计“指标模块”调整

对本工程按《火电工程限额设计参考造价指标（2010年价格水平）》中的同类型机组模块进行调整，主要如下：

1）热力系统中,烟囱由A模块“钢筋混凝土外筒、耐硫酸露点腐蚀钢板双内筒套筒式结构烟囱，内筒喷涂烟囱专用防腐涂料”调整到B模块“钢筋混凝土外筒钛钢复合板双钢内筒集束烟囱”,投资增加1485万元;

2）除灰系统中，厂内除渣由A模块“机械除渣直接至渣仓，电瓶叉车运输石子煤”调整到B模块“风冷式排渣机加二级输送系统，电瓶叉车运输石子煤”，投资增加31万元。

3）供水系统由A模块“海水直流供水”调整为C模块“直接空冷”，投资增加52260万元。

4）电气系统中，发电机由A模块“发电机出口装设断路器”方案调整到B模块“发电机出口不装设断路器”，投资减少2217万元。

综述以上本工程与“指标”模块的主要差异，合计比“限额指标”调增51559万元;单位调增258元/kW。由于新建2×1000MW级机组的“限额指标”为3540元/kW，故本

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工程调整后的“模块指标”应为3798元/kW。本工程实际单位投资比该调整后的“模块指标”低406元/kW，合81200万元。

15.2.2本工程与“模块指标”比较

本工程与调整后的“模块指标”相比，有如下投资差异：

1）本工程燃料供应系统采用曲线带式输送机输煤，较“限额设计模块”中采用的“全部海运来煤,3.5万吨级或5万吨级泊位码头”方案投资减少13758万元。

2）本工程供水系统中，直冷的建筑工程量、设备购置费较“限额设计”指标小、小机间冷的厂外补水系统规模较“限额设计模块”小（如补水管线仅为3.2公里，“限额模块”为15公里，配套升压泵房等设施），整套系统减少投资约18749万元。

3）交通运输工程中，本工程仅新建部分厂外道路，较“限额指标”的“海运”方案减少投资14309万元。

4）本工程地基处理费用较“限额指标”减少13805万元；

5）其他费用中，由于本工程征地单价较低以及取费基数的不同，该项费用较“限额指标”少17263万元

以上合计较“限额设计模块”减少投资77884万元（3元/kW）。考虑其他设计方案差别的因素，本工程造价水平与限额设计水平相当，符合目前电力工程建设的一般造价水平，工程造价是可信而合理的。

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附表 建 安 工 程 取 费 费 率 表

序号 一 1 2 3 4 5 7 8 9 二 1 1.1 1.2 1.3 2 四 五 附注：①钢结构按直接费8.8%的综合费率计取、灰坝工程及大型土石方按直接费18.7%的综合费率计取取费用（大于1万立米的土石方工程）。②税金暂按施工单位所属地为市区计取。

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建 筑 工 程 费 用 名 称 措施费 冬雨季施工增加费 夜间施工增加费 施工工具用具使用费 特殊工程技术培训费（热力安装） 大型机具安拆及轨道铺拆费（热力安装） 临时设施费 施工机构转移费 安全文明施工措施补助费 间接费 规费 社会保障费 住房公积金 危险作业意外伤害保险费 企业管理费 利润 税金 取费基数 直接工程直接工程直接工程直接工程费 直接工程费 直接工程费 直接工程直接工程费 直接工程费 直接工程费 直接工程费 直接工程 直费+间直+间+利 0.15 7.46 6.0 3.41 0.95 3.90 0.60 0.30 5.35 2.34 费率(%) 2.36 0.4 0.52 安 装 工 程 取费基数 人工费 人工费 人工费 人工费 人工费 基本直接费 人工费 人工费 人工费 人工费 人工费 人工费 直+间 直+间+利 费率 23.56 2.04 10.73 9.82 14.50 5.63 8.39 4.60 44.8 20.8 2.31 78.30 7.00 3.41 神华国华宁东发电厂2×1000MW扩建工程 可行性研究报告总的部分 可行性研究设计阶段

15.3 财务分析 15.3.1 原始数据

本工程经济效益计算中使用的原始数据来源于宁东电厂扩建工程筹建处、国家有关规定及设计数据，主要如下：

机组年利用小时： 5500小时

标准煤价： 402元/吨（到厂 含税） 石灰石价： 160元/吨（到厂） 液氨： 6000元/吨（到厂） 水 价： 7.4元/吨 平均材料费： 4元/ MWh 其他费用： 8元/ MWh

设计标准煤耗： 281.9g/kWh（直冷）；280.8g/kWh（间冷）

评价用标准煤耗： 291.9g/kWh（直冷）；290.8g/kWh（间冷） 厂用电率： 5.95％（直冷）；5.55％（间冷）

定员： 273人

人员工资： 50000元／人.年 福利费系数： 60％

企业所得税率: 25％。 法定公积金率： 10％ 15.3.2 资金筹措

建设资金由注册资本金和融资两部分组成，其中注册资本金占20%，银行融资80%，融资贷款年利率6.80%,按季结息，贷款偿还期16年，宽限期2年。 15.3.3 财务指标分析

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本工程财务分析指标一览表

序号 1 2 3 内 容 机组总容量 工程动态投资 单位造价 项目投资财务内部收益率 4 项目投资回收期 项目投资财务净现值 项目资本金财务内部收益率 投资各方财务内部收益率 总投资收益率 项目资本金净利润率 平均上网电价(含税) 单位 MW 万元 元/kW 财务指标值 2000 7273 3637

% 8.77 年 万元 11.50 94099 5 % 14.81 6 % 10.00 7 8 9 % % 元/MWh 7.08 17.46 278.99 15.3.4 电价测算

在保证企业成本费用、税金、法定公积金及股利满足国家及行业有关规定的前提下，测算发电工程的上网电价。

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按照可行性研究阶段的要求，在设定资本金内部收益率为10%的情况下测算出的投产后各年平均含税上网电价为276.35元/MWh（推荐方案）。该电价低于宁夏地区平均含税标杆上网电价（288.6元/MWh）。 15.3.5 敏感性分析

因本工程经济效益分析是在保证资本金内部收益率10％的前提下反算经营期内的上网电价及该电价下的经济效益，故电价不作为敏感性因素；同时，内部收益率也是恒定不变的，敏感性分析只是反映敏感性因素对电价的影响。根据敏感性分析绘制出的敏感性分析图见下图。

根据敏感性分析图上数据可以看出,影响本工程电价最敏感的因素是煤价，其次是发电小时，再次是总投资。 15.3.6 结论

由图可见在保证资本金内部收益率等于10％的情况下,测得各敏感性因素在一定幅度内（-10％～10％）单因素变化时，对应的电价基本低于本工程所要求的上网电价，说明本项目在经济效益较好的同时具有一定的抗风险能力。

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16 风险分析

16.1 市场风险分析

本工程一期2×1000MW机组年需煤量约500万吨，电厂燃煤拟由宁夏鸳鸯湖矿区红柳煤矿、麦垛山煤矿供给，采用皮带运输进厂。

2004年国家批准了宁夏鸳鸯湖矿区总体规划，该矿区划分为5个煤矿，建设总规模4400万吨/年，其中红柳煤矿为800万吨/年、麦垛山煤矿为800万吨/年。目前神华宁夏煤业集团有限责任公司已取得红柳煤矿、麦垛山煤矿开采权。红柳煤矿井田面积85平方公里，地质储量16.4亿吨，可采储量8.2亿吨，煤矿设计生产能力800万吨/年，服务年限73年。2008年12月国家以“发改能源[2008]3487号”文核准了红柳煤矿工程。神华宁夏煤业集团有限责任公司已于2008年底开工建设，计划于2011年建成投产。麦垛山煤矿（距红柳煤矿约5公里）井田面积65平方公里，地质储量11.17亿吨，可采储量10.亿吨，煤矿设计生产能力800万吨/年，服务年限63年。2008年12月国家以“发改能源[2008]3485号”文核准了麦垛山煤矿工程。神华宁夏煤业集团有限责任公司已于2008年底开工建设，计划于2012年建成投产。因此，本工程燃煤的用量和煤质是有保障的，市场风险较小。

本期工程夏季用水量为668 m3/h，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给353 m3/h，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给315 m3/h；年平均7 m3/h，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给358 m3/h，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给2 m3/h。电厂年用水量按照机组年运行7000小时计算。电厂年用水量为467.6104m3/a，其中由红柳煤矿、麦垛山煤矿疏干排水供给247.10104m3/a，宁夏宁东能源重化工基地及生态移民供水工程供给220.50104m3/a。供水量可靠。

2010年宁夏全社会用电量（地区和电网口径）达到547亿kWh，同比增长18.2%；2010年宁夏电网地区和电网口径最大发电负荷8060MW，均较上年增长6.75%。预计到2015年需电量为813亿kWh，相应 “十二五”年均增长率为8.25%；最高发电负荷2015年为12950MW，相应“十二五”年均增长率为9.95%。 根据国家特高压电网规划：2013年将建成靖边～晋中～豫北～徐州～连云港1000kV同塔双回特高压工程 ，通过靖边1000kV开关站，汇集陕北、宁东煤电，送往华中、华东负荷中心消纳，送电容量按9000MW考虑； “十三五”期间，将建成±800kV宁东～浙江直流联网工程，送电容量按7500MW考虑。宁东煤电基地的建设及大规模电力外送，

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对西部地区提高一次能源附加值，将资源优势转化为经济优势具有重要意义。同时，将为缓解煤电运输压力，满足我国东部地区负荷快速增长需要，降低东部地区环保压力，发挥积极的作用。

本项目既可以参与远期宁夏电网电力市场空间的竞争，为宁夏电网负荷发展和直流外送电提供有力的支撑；也可以可参与特高压外送电的竞争，积极推动特高压电网进入宁夏，对宁夏电力外送提供支撑。综合考虑，本电厂可积极开展前期工作，参与宁东煤电基地外送配套电源点的竞争。 对于市场风险，本工程进行了财务分析: 虽然测算的上网电价高于宁夏目前的标杆电价，但是随着国家煤电的调整，在2015年该电价在宁夏地区还是可以接受的，所以该项目还是具有一定的抗风险能力。

由于工程投产后有稳定用电市场，预计燃料、电力等增减超过10%幅度的可能性不大，投资的回报有保证，具有一定的抗风险能力。 16.2 技术风险分析

本工程拟选1000MW超超临界直接空冷机组。大型超超临界空冷机组在技术上是可行的。目前，1000MW超超临界空冷机组，国内除东方汽轮机厂外（华电灵武工程2×1000MW超超临界空冷机组，采用东汽产品，已于 2010年底投产发电；府谷清水川二期2*1000MW超超临界空冷机组，采用东汽产品，已签完主机协议），上海和哈尔滨汽轮机厂暂没有订货业绩，但是三大汽轮机厂均有1000MW湿冷超超临界机组及600MW亚临界、超临界空冷机组的设计制造业绩。1000MW空冷机组采用成熟的1000MW汽轮机组的高中压缸模块、低压缸结构采用与技术支持方式联合开发的新末级叶片，其技术方案均是可行的。

本工程主要辅机选用成熟并经工程考验的辅机，技术可靠先进，采用石灰石─石膏湿法脱硫工艺，主厂房布置采用成熟方案，技术风险较小。 16.3 工程风险分析 16.3.1 厂址洪水风险分析

电厂地势高耸，无河流和山洪影响，所以电厂无需采取防洪措施，在防洪安全方面是有保障的。 16.3.2 大风风险分析

根据盐池气象站1956～2010年共55年历年最大风速资料系列，求得五十年一遇10m高10min平均最大风速为25.4m/s，相应风压为0.40kN/m2；百年一遇10m高10min平均最大设计风速为27.2m/s，相应风压为0.46N/m2。查《建筑结构荷载规范》，盐池气象站五十年一遇风压为0.40kN/m2，百年一遇风压为0.45kN/m2，气象站计算结果与建筑结构荷载规范一致。经现场踏勘分析，由于气象站处于县城周围，受周围建筑物阻挡，风速偏小，而电厂周围地势高耸开阔，按照《电力工程气象勘测技术规程》DL/T5158-2002，

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分析认为将气象站风速乘以1.05的系数作为电厂设计风速，即电厂五十年一遇10m高10min平均最大风速为26.7m/s，相应风压为0.45kN/m2；百年一遇10m高10min平均最大设计风速为28.6m/s，相应风压为0.51N/m2。

由于风速观测资料系列较长，又根据有关规程规范进行了大风复核分析计算，因此认为设计风速是安全合理的。 16.4 资金风险分析

在工程建设过程中，由于建设周期比较长，利率、汇率会有一定范围的变化；若工期延长将增加建设期利息；而为了满足工期需要，有些工作条件可能要假定，因此可能付出因假定工作条件变化而带来的工程量增加的投资，为抢工期设备提前供货、增加施工措施和因故返工以及其它不可预见的因素发生的费用等额外支出，从而带来一定的投资风险。因此，本工程在建设工程中。应采用先进的管理手段，控制好投资及工期，以减少资金风险。 16.5 风险分析

本工程采用1000MW级超超临界参数空冷机组，符合国家产业结构调整目录的要求；现阶段本工程设计发电标煤耗为281.9g/kWh，符合《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》（发改能源〔2004〕8号）中“空冷机组发电煤耗要控制在305g/kWh以下”的要求。

根据国家发展和改革委员会发改能源[2004]8号文件，“在北方缺水地区，新建、扩建电厂禁止取用地下水，鼓励利用城市污水处理厂的中水或其它废水，原则上应建设大型空冷机组，机组耗水指标要控制在0.18m3/s.GW以下。这些地区建设的火电厂要与城市污水处理厂统一规划，配套同步建设”。本工程冷却系统采用直接空冷系统，厂内水资源重复利用，正常时全厂无废污水外排，符合国家产业，机组耗水指标夏季为0.093m3/s.GW（原水），用水指标非常先进。 16.6 外部协作风险分析

本工程燃煤从红柳矿区工业场地到电厂厂区大部采用皮带运输进厂，运距短，仅2km。少部分采用公路运输补充，燃煤运输的外部协作风险较小。厂区燃煤由灵武鸳鸯湖矿区供给，煤田矿区开发较好，条件成熟，燃煤有保证。

进厂主干道一期已由现有磁马矿区公路引接，路况好，引接方便。

电厂大件设备，拟采用铁路－公路联运，根据附近灵武实际实际经验，确实可行。

17 经济与社会影响分析

17.1 经济影响分析

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17.1.1 经济费用效益分析

按2010年价格水平，电厂部分静态投资678376万元，单位投资3392元/kW；动态投资7273万元，单位投资3637元/kW，建设期贷款利息49013万元。

按年发电量110亿度，标煤价（含税）402元/吨，以投资方内部收益率10%测算，项目经营期平均上网电价（含税）276.35元/MWh。

通过上述分析，本项目由于投资较低，经济效益指标比较理想，并符合国家有关规定，具有较强的财务盈利能，从投资经济角度分析本项目可行。 17.1.2 行业影响分析

本项目的建设，每年可发电量110亿度， 对满足本地区电量平衡至关重要，进而满足宁夏自治区电力负荷发展及外送的需要，改善电网结构，提高供电可靠性和系统稳定水平。

本工程年耗煤量约500万吨，项目的建设将促进当地煤炭行业煤矿开采。煤炭燃烧后的灰渣可综合利用。 17.1.3 区域经济影响分析

本工程投产后每年发电可产生社会效益约24.7亿元，向国家和地方上缴利税约29860万元；除了可给企业带来稳定的利润外，还会给国家和地方带来稳定的税收。另本工程投产后，新增各种就业岗位约273个，有利于减轻当地和临近地区就业压力，有利于地方经济的发展。

根据现阶段所明确的投资主体，神华国华宁东发电有限公司在宁夏自治区无大型火电机组投产，神华国华宁东发电有限公司作为本工程的投资主体不会在项目所在地形成行业垄断。

17.1.4 宏观经济影响分析

该工程为常规装机容量、技术成熟先进的发电项目，不是涉及国家经济安全的项目类型。

17.2 社会影响分析

（1）社会影响效果分析

从社会效益角度看，本工程同步建设脱硫和脱硝装置，减少SO2、烟尘和NOX等空气污染物的排放量，使污染物排放满足国家和地方排放标准及总量控制要求。

（2）社会适应性分析

本期工程的建设，可以改善区域基础设施和电力供应现状，增强区域经济实力。本期工程的建设和运营将会增加地方财税收入和就业机会，带动当地加工制造业、运输业、服务业、地方材料供应等多种产业的发展，工程建设使准东地区丰富的煤炭资源就地转化，变输煤为输电，符合国家产业和国家西部大开发的战略，可缓解自治区电网缺电局面。本工程2×1000MW机组为高参数大容量的空冷机组，可节水、节能、降耗，每年可向电网输电超过100亿度，符合科学发展观；工程的建设将会带动当地建材、服务等行业的发展，缓解就业矛盾，增加当地的财政收入，对当地乃至自治区的经济社会发展同样有正面影响；电厂生产生活区、道路等相关设施周边的绿化美化及水保设施的建成，可为电厂员工和当地居民提供了一个良好的生产生活环境，有利于电厂员工和附近居民的身心健康，改善当地居民的生活质量，对当地的社会稳定起到积极的促进作用。因此，本工程必将被当地社会环境和人文条件所接受，本期工程与周边社会环境是适宜的。

（3）社会风险及对策分析

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本工程将产生SO2等环境空气污染物和噪声等，增加了环境中的环境空气污染物和噪声等污染物等，尤其在施工建设期，施工噪声、扬尘、用水、交通运输、水土流失、暂时性外来人口的增加等对当地群众的生活、生产有不利的社会负面影响，将给当地带来一些社会管理难度；机组运营后，燃料运输存储中的扬尘，生产过程排放的废气、废水、噪声、固体废物对周边环境有一定的影响，具有一定的社会风险，但随着电厂的建成投运，社会负面影响将逐渐减小，甚至消失。

为避免和减少项目带来的负面社会影响，化解风险，在工程建设和运营中，合理缩短建设工期，优化调整施工作业时间，使用先进机械设备，采用环保材料，加强水土保持，对危险点源进行分级辨识和责任控制，尽量降低对当地环境的影响。

本期工程的建设将占用一定的地方资源，但对当地社会产生的积极影响大于负面影响，总体上有利于社会的和谐发展。

18 结论与建议

18.1 结论意见和建议

18.1.1 本工程在一期预留位置南侧扩建，一期工程已为本期创造了良好的扩建条件，场地大部分现为施工场地，地势较平坦较开阔，拆迁量少，充分利用原有部分附属设施、进厂道路、运煤、运灰道路，最大限度的减少了征、租地数量，符合节约用地的同时也节省了建设投资，缩短了建设周期。具有投资少见效快等优点和优越的扩建条件。 18.1.2 本工程造价水平低于限额设计水平，符合目前电力工程建设的一般造价水平，工程造价是可信而合理的。在保证资本金内部收益率等于10％的情况下,测得各敏感性因素在一定幅度内（-10％～10％）单因素变化时，对应的电价基本低于本工程所要求的上网电价，说明本项目在经济效益较好的同时具有一定的抗风险能力。本工程项目可行。

18.1.3 建议建设单位加强与当地相关部门的沟通，落实电厂接入系统的文件，争取进入宁夏电源建设“十二五”规划。

18.2 主要技术经济指标（方案一直接空冷方案） 18.2.1 总投资

静态投资678376万元 动态投资7273万元 18.2.2 单位投资

静态单位投资3392元/kW 动态单位投资3439元/kW

18.2.3 年供电量： 103.455亿度

18.2.4 发电设备年利用小时数：5500小时

18.2.5 经营期平均含税上网电价：278.99元/千度 18.2.6 总用地面积

1）厂区用地面积:36.24hm2；

2）施工区（含生产和生活区）用地面积:27hm2； 3）公路（进厂道路及运灰道路）用地面积: 4.1hm2； 4）厂外输煤皮带用地: 3.0hm2。 18.2.7 拆迁工程量:无 18.2.8 土石方工程量

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1）厂区土石方量：挖方46万m3，填方万m3 2）施工区土石方量：挖方25万m3，填方15万m3 3）施工生活区土石方量：挖方10万m3，填方10万m3 4）厂外道路土石方量:挖方0.4万m3，填方0.4万m3

18.2.9 三材（钢材、木材、水泥）用量:

钢材5922吨，木材2994立方米，水泥100810吨 18.2.10 全厂热效率：43.63%

18.2.11 设计发供电标准煤耗：281.9g/kWh

18.2.12 百万千瓦耗水指标：0.093(m3/s.GW) （净水，夏季） 18.2.13 发电厂用电率（含脱硫）：5.95%

18.2.14 SO2年排放量3505吨/年、NOx年排放量35吨/年、烟尘年排放量509吨/年、废水（生活及工业）年排放量为零、灰渣的排放量66.48万吨/年、脱硫副产品石膏的排放量27.62万吨/年。

18.2.15 项目投资财务内部收益率（所得税后）：8.77% 18.2.16 项目资本金财务内部收益率：14.81% 18.2.17 投资各方财务内部收益率：10.00% 18.2.18 总投资收益率：7.08%

18.2.19 项目资本金净利润率：17.46% 18.2.20 成本电价：182元/MWh 18.2.21 全厂人员指标：273人

目 录

第一章 总 论 .......................................... 错误！未定义书签。 一、项目背景 ............................................ 错误！未定义书签。 二、项目概况 ............................................ 错误！未定义书签。 三、问题与建议 .......................................... 错误！未定义书签。 第二章 市场预测 ....................................... 错误！未定义书签。 一、产品市场供应现状 .................................... 错误！未定义书签。 二、产品市场需求预测 .................................... 错误！未定义书签。 三、市场目标的确定 ...................................... 错误！未定义书签。 四、产品在**市及周边市场的销售价格 ...................... 错误！未定义书签。 第三章 原材料及资源条件评价 ........................... 错误！未定义书签。 第四章 建设规模与产品方案 ............................. 错误！未定义书签。 一、建设规模 ............................................ 错误！未定义书签。 二、产品方案 ............................................ 错误！未定义书签。 三、建设规模研究结论 .................................... 错误！未定义书签。 第五章 场址选择 ....................................... 错误！未定义书签。 一、厂址选择原则 ........................................ 错误！未定义书签。 二、选址比较 ............................................ 错误！未定义书签。

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三、选址结论及建议 ...................................... 错误！未定义书签。 第六章 技术方案、设备方案和工程方案 ................... 错误！未定义书签。 一、技术方案 ............................................ 错误！未定义书签。 二、设备方案 ............................................ 错误！未定义书签。 三、工程方案 ............................................ 错误！未定义书签。 第七章 节能与节水 ..................................... 错误！未定义书签。 一、节能 ................................................ 错误！未定义书签。 二、节水 ................................................ 错误！未定义书签。 第八章 环境影响评价 ................................... 错误！未定义书签。 一、场址环境条件 ........................................ 错误！未定义书签。 二、项目建设和生产对环境的影响 .......................... 错误！未定义书签。 三、环境保护措施方案 .................................... 错误！未定义书签。 四、环境影响评价 ........................................ 错误！未定义书签。 第九章 劳动安全、卫生和消防 ........................... 错误！未定义书签。 一、劳动安全及灾害防护措施 .............................. 错误！未定义书签。 二、劳动安全卫生管理机构 ................................ 错误！未定义书签。 三、消防 ................................................ 错误！未定义书签。 第十章 组织机构与人力资源配置 ......................... 错误！未定义书签。 一、项目法人组建方案 .................................... 错误！未定义书签。 二、管理机构的组建方案和体系图 .......................... 错误！未定义书签。 三、人力资源配置 ........................................ 错误！未定义书签。 第十一章 项目实施进度建议 ............................. 错误！未定义书签。 一、实施进度的要求和应注意的问题 ........................ 错误！未定义书签。 二、一期工程项目建设进度 ................................ 错误！未定义书签。 第十二章 投资估算 ..................................... 错误！未定义书签。 一、建设投资估算 ........................................ 错误！未定义书签。 第十三章 财务评价 ..................................... 错误！未定义书签。 一、评价依据及几点说明 .................................. 错误！未定义书签。 二、销售和经营收入、销售税费等估算 ...................... 错误！未定义书签。 三、总成本的估算 ........................................ 错误！未定义书签。 四、估算各年度利润 ...................................... 错误！未定义书签。 五、现金流量分析 ........................................ 错误！未定义书签。 六、财务盈利能力分析 .................................... 错误！未定义书签。 七、不确定分析 .......................................... 错误！未定义书签。 八、财务评价结论 ........................................ 错误！未定义书签。 第十四章 社会效益评价 ................................. 错误！未定义书签。 一、项目对社会的影响分析 ................................ 错误！未定义书签。 二、项目与所在地互适性分析 .............................. 错误！未定义书签。 三、社会评价结论 ........................................ 错误！未定义书签。 第十五章 研究结论、问题与建议 ........................... 错误！未定义书签。 一、研究结论 ............................................. 错误！未定义书签。

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二、问题与建议 ........................................... 错误！未定义书签。 附 图 .................................................. 错误！未定义书签。 附 表 .................................................. 错误！未定义书签。 附 件 .................................................. 错误！未定义书签。

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