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1、吉林石油集团有限责任公司热电厂扩建工程安全预评价报告(送审版) 目 录前 言11 总 则21.1 预评价目的、程序及原则21.2 预评价依据42 建设项目概况102.1 厂址地区自然概况102.2 工程概况123 危险、有害因素识别与分析303.1 厂址区域自然危险因素识别分析303.2 燃料和物料危险、危害性分析303.3 生产过程中危险因素识别与分析333.4 作业环境有害因素分析414 评价单元和评价方法444.1 预评价单元划分444.2 预评价方法454.3 评价方法的选用505 安全预评价及对策措施525.1 厂址规划及布置单元525.2 热机单元645.3 除灰渣单元855.4
2、化学水单元885.5 水工单元895.6 电气单元925.7 热工自动化单元1085.8 脱硫单元1105.9 采暖通风及空气调节单元1125.10 特种设备及高处作业单元1136 作业环境职业有害因素评价及对策措施1226.1 类比电厂作业环境监测数据1226.2 主厂房单元1226.3 除灰渣单元1266.4 电气单元1276.5 脱硫单元1286.6 其它健康措施1297 安全投资与管理1327.1 安全与职业健康专项投资1327.2 安全管理1338 应急预案编制框架1358.1 应急救援预案的危险源1358.2 事故应急救援预案编制框架1359 结论与建议1399.1 结论1399.
3、2 建议139附 录141附录 A 安全预评价委托书附录 B 吉林石油集团有限责任公司热电厂扩建工程可行性研究报告审查会会议纪要前 言吉林石油集团有限责任公司热电厂，位于吉林省松原市经济技术开发区，松原市位于吉林省中西部，坐落在美丽富饶的松花江畔，南与长春、四平市为邻，西与白城市、内蒙古哲盟接壤，北隔松花江与黑龙江省相望。热电厂项目规划容量为200MW，一期工程安装2台50MW双抽供热机组，配置4台220t/h燃煤锅炉，#1、#2机组分别于2000年12月和2001年9月投产，2002年全面向油田矿区及松原市有关单位采暖供热、向新木采油厂供热。随着吉林省西部经济的起飞，松原市城区热需求也迅速增
4、加。同时由于中石油吉林油田分公司原油产量的逐年增加，用电负荷也随之加大，给吉林省西部电网所带来压力也越来越大，企业用电成本增加。吉林石油集团有限责任公司决定投资扩建热电厂，规模为1B50MW供热机组配2220t/h煤粉炉，以保障油田在2010年产能大突破的能源供给，缓解吉林省西部电网的供电压力，满足松原城区的热能需求，促进地方经济的发展。2004年12月，吉林省电力勘测设计院编制完成了吉林石油集团有限责任公司热电厂扩建工程可行性研究报告。 2005年1月28日，“可研报告”通过了中国电力工程咨询公司东北分公司的审查。吉林石油集团有限责任公司热电厂扩建工程属中型热电联产项目，按照国家安全生产监督
5、管理局安监办字200139号关于进一步加强建设项目（工程）劳动安全卫生预评价工作的通知和国家发展改革委员会、国家安全生产监督管理局发改投资20031346号关于建设项目安全设施“三同时”工作的通知要求，该工程应进行安全预评价。为此，吉林石油集团有限责任公司热电厂，将该公司扩建工程的安全预评价工作委托我院进行。接受委托后，我院组成了评价组，制定了相应的工作计划，对工程概况、厂址基本情况及电厂周边企业分布状况进行了调查，并对工程的厂址、平面布置、工艺流程、生产过程及设备等方面存在的危险、有害因素进行了分析，确定了评价单元，选择了评价方法。依据国家安全生产监督管理局颁布的安全预评价导则要求，编制了吉
6、林石油集团有限责任公司热电厂扩建工程安全预评价报告（送审版）。1 总 则1.1 预评价目的、程序及原则1.1.1 预评价目的开展建设项目安全预评价工作，是为了贯彻我国“安全第一、预防为主”的安全生产方针，实现中华人民共和国安全生产法“生产经营单位新建、改建、扩建工程项目的安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。”的重要举措，是使“三同时”工作进一步科学化和制度化的重要技术保障，是实施安全生产监督管理的重要手段。安全预评价是根据建设项目（工程）可行性研究报告的内容，利用系统工程方法，对拟建项目（工程）可能存在的危险、有害因素的种类和危险、危害程度，及其可能产生的后果进行分析
7、、预测和综合评价，并提出相应的安全技术和安全管理对策措施建议的一种安全评价。吉林石油集团有限责任公司热电厂扩建工程的安全预评价是根据吉林省电力勘测设计院编制的吉林石油集团有限责任公司热电厂扩建工程可行性研究报告（2005年5月修改版）的内容，对电厂生产过程中固有的或潜在的危险、有害因素及其产生后果的主要条件的分析及定性或定量评价，来确定其危险等级或程度，最终提出切实可行的预防、降低和避免危险、有害因素对劳动者伤害的对策、措施和方案。同时为安全生产监督管理部门实施监察、管理提供依据，为运行单位的安全和职业健康管理的系统化、标准化和科学化提供依据和条件。由于安全预评价工作涉及面非常广，也非常具体，
8、所以本报告仅针对本期工程各系统内可能存在的主要危险、有害因素进行评价，并提出必要的对策措施。建设、设计、设备供货和施工以及运行单位，在设计、供货、施工、运行、检修过程中，除应满足本报告提出的对策措施外，还应满足本报告所涉及的相关标准、规定及电力行业关于劳动安全方面的规定（如二十五项反措、管理规定、岗位责任、操作规程、考核规定等）要求。1.1.2 预评价的程序根据国家安全生产监管局安监管技装字200337号文件“关于印发安全评价通则的通知”精神，本工程安全预评价程序主要包括：准备及制定工作计划阶段、危险、有害因素辨识与分析、定性定量评价、提出安全对策措施、形成安全预评价结论及建议、编制安全预评价
9、报告。具体的评价程序见图1-1。资料搜集热电厂可研报告热电厂相关图纸工艺流程同类项目事故情况同类项目安全、职业危害现场调查资料接受业主预评价委托相关国家标准、行业标准国内外同行业相关资料资料分析编制预评价工作方案危险因素：火灾、爆炸、机械伤害、电伤、坠落、灼伤等伤害有害因素：粉尘、有害气体、噪声、高温等危险、有害因素分析确定评价方法划分评价单元实施评价职业危害评价安全预评价 得出评价结论提出安全、职业危害对策措施编制预评价报告热电厂安全生产监督评审部门组织专家评审安全生产监督管理部门备案图1-1 安全预评价评价程序框图1.1.3 预评价的原则1.1.3.1 评价原则本次预评价将遵循政策性、科学
10、性、公正性、针对性原则，采用科学的方法、程序，用严肃的科学态度针对本工程的实际情况和特征，对工艺系统、设备设施和部位进行全面分析，对诸多危险、有害因素进行筛选；针对主要的危险、有害因素及重点单元进行评价。1.1.3.2 制定措施的原则及基本要求a) 原则在制定对策措施时，本报告将遵循如下原则：1) 当安全措施和经济效益发生矛盾时，应优先考虑安全技术措施，并遵循消除、预防、减弱、隔离、警告的顺序；2) 安全措施应具有针对性、可操作性和经济合理性；3) 对策措施应符合国家和行业有关安全设计的标准、规程的要求。b) 基本要求1) 消除或减弱电厂运行过程中的危险、有害因素；2) 将电厂产生火灾、爆炸的
11、可能性降低到可接受的水平；3) 预防控制各种设施、设备失灵和工作人员、设备产生损失的危险、有害因素；4) 能有效预防电厂运行过程中重大安全和职业危害事故的发生。1.2 预评价依据1.2.1 法律、规定1.2.1.1 法律中华人民共和国劳动法（1995年1月1日实施）；中华人民共和国电力法（1996年4月1日实施）；中华人民共和国消防法（1998年9月1日实施）；中华人民共和国职业病防治法（2002年5月1日实施）；中华人民共和国安全生产法（2002年11月1日实施）。1.2.1.2 规定、条例及规程国务院第9号令女职工劳动保护规定（1988年9月1日实施）；国务院第344号令危险化学品安全管理
12、条例（2002年3月15日实施）；国务院第373号令特种设备安全监察条例（2003年6月1日实施）；国务院第393号令建设工程安全生产管理条例（2004年2月1日）；国家质量技术监督局 质技监局（1999）154号压力容器安全技术监察规程；吉林省安全生产条例（2005年6月1日）；中华人民共和国爆炸危险场所电气安全规程（试行）（1987.12.16）；电力行业劳动环境检测监督管理规定（电综1998126号）；国家安全生产监督管理局特种设备质量监督与安全监察规定（2000年10月1日实行）。1.2.1.3 文件国家发改委和国家安全生产监督管理局发改投资20031346号关于加强建设项目安全设施“
13、三同时”工作的通知；国办发2004 52号国务院办公厅关于加强中央企业安全生产工作的通知；国家经贸委第13号令特种作业人员安全技术培训考核管理办法；国家安全生产监督管理局安监办字200139号关于进一步加强建设项目（工程）劳动安全卫生预评价工作的通知；国家安全生产监督管理局文件 安监管司办字200392号关于贯彻落实加强建设项目安全设施“三同时”工作要求的通知；国家安全生产监督管理局办公室文件 安监管司办字200428号关于国家安全生产监督管理局负责备案的机械、轻工、纺织、烟草、电力和贸易等行业建设项目（工程）安全预评价报告审查备案的通知；国家安全生产监督管理局文件 安监管协调字200456号
14、关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见；国家安全生产监督管理局文件安监总管二字200534号关于做好机械、轻工、纺织、烟草、电力和贸易等行业建设项目安全设施竣工验收工作的通知；国家安全生产监督管理总局安监总厅字200543号关于督促生产经营单位制定和完善安全生产事故应急预案的通知；国家电网公司国家电网生2003389号文国家电网公司重特大生产安全事故预防与应急处理暂行规定；国家电网公司国家电网总2003407号文安全生产工作规定；国家电力监管委员会令2004第2号电力安全监管办法。1.2.2 标准和规范1.2.2.1 国家标准生产设备安全卫生设计总则(GB50831999)；生产过程安全卫生
15、要求总则(GB1280191)；轻柴油(GB2522000)；防洪标准(GB5020194)；建筑抗震设计规范(GB500112001)；中国地震动参数区划图(GB183062001)；岩土工程勘察规范(GB500212001)；建筑物防雷设计规范(GB5005794)(2000版)；建筑设计防火规范(GBJ1687)(2001年版)；爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范(GB5005892)；火力发电厂与变电所设计防火规范(GB502291996)；粉尘防爆安全规程(GB1557795)；建筑内部装修设计防火规范(GB5022295)；建筑灭火器配置设计规范(GBJ14090)(1997年版)
16、；自动喷水灭火系统设计规范(GB500842001)；火灾自动报警系统设计规范(GB501161998)；低倍数泡沫灭火系统设计规范(GB5015192)；二氧化碳灭火系统设计规范(GB5019393)；高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范(GB5019693)；水喷雾灭火系统设计规范(GB5021995)；采暖通风与空气调节设计规范(GBJ19-87)(2001版)；汽车库、修车库、停车场设计防火规范(GB500671997)；工业企业总平面设计规范(GB5018793)；工业企业设计卫生标准(GBZ12002)；工作场所有害因素职业接触限值(GBZ22002)；建筑采光设计标准(GB5003
17、32001)；工业企业照明设计标准(GB5003492)；工业企业噪声控制设计规范(GBJ8785)；工业企业厂内运输安全规程(GB438794)；工业金属管道设计规范(GB503162000)；工业设备及管道绝热工程设计规范(GB502641997)；氢氧站设计规范(GB5017793)；压缩空气站设计规范(GB500292003)；石油库设计规范(GB500742002)；安全色(GB28932001)；安全标志(GB28941996)；动力机器基础设计规范(GB5004096)；工业与民用电力装置的接地设计规范(GBJ6483)；机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求(
18、GB/T81962003)；固定式钢直梯安全技术条件(GB4053.193)；固定式钢斜梯安全技术条件(GB4053.293)；固定式工业防护栏杆安全技术条件(GB4053.393)；固定式工业钢平台(GB4053.483)；起重机械安全规程(GB607685)；钢制压力容器(GB1501998)；管壳式热交换器(GB1511999)；低压配电设计规范(GB500541995)；电力工程电缆设计规范(GB502171994)；系统接地的型式及安全技术要求(GB1405093)；重大危险源辨识(GB182182000)；六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则(GB/T89051996)；辐射防护规
19、定(GB 870388)；高处作业分级(GB360883)；生产性粉尘作业危害程度分级(GB581786)；高温作业分级(GB4200-97)；有毒作业分级(GB12331-90)。1.2.2.2 电力行业标准火力发电厂设计技术规程(DL50002000)；火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程(DL50531996)；电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）(DL5009.192)；火力发电厂总图运输设计规程(DL/T503294)；火力发电厂建筑设计技术规定(DL50941999)；火力发电厂土建结构设计技术规定(DL5022-93)；火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程(DL/T5035
20、2004)；电站煤粉锅炉炉膛防爆规程(DL/T4352004)；电力工业锅炉压力容器安全监察规程(DL6121996)；电力工业锅炉压力容器检验规程(DL6471998)；火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规定(DL/T51212001)；火力发电厂汽水管道设计技术规定(DL/T50541996)；火力发电厂制粉系统设计计算技术规程(DL/T51452002)；电站磨煤机及制粉系统选型导则(DL/T4662004)；火力发电厂运煤设计技术规程 第1部分：运煤系统(DL/T5187.12004)；火力发电厂运煤设计技术规程 第2部分：煤尘防治(DL/T5187.22004)；火力发电厂运煤设计技术规
21、程 第3部分：运煤自动化(DL/T5187.32004)；火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定(DLGJ1582001)；火力发电厂化学设计技术规程(DL/T50681996)；火力发电厂除灰设计规程(DL/T51422002)；火力发电厂热工控制系统设计技术规定(DL/T51752003)火力发电厂厂用电设计技术规程(DL/T51532002)；火力发电厂和变电所照明设计技术规定(DLGJ5695)；火力发电厂和变电所二次接线设计技术规程(DL/T51362001)；电力工程直流系统设计技术规程(DL/T50442004)；交流电气装置的过电压保护和绝缘配合(DL/T6201997)；交流电气
22、装置的接地(DL/T 6211997)；高压配电装置设计技术规程(SDJ585)；电缆防火措施设计和施工验收标准(DLGJ1542000)；电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）(DL40891)；电业安全工作规程（热力和机械部分）(原电力工业部1994年修订版)；六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则(DL/T6391997)；火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定(DLGJ241991)；电力设备典型消防规程(DL502793)；电力行业劳动环境监测技术规范(DL/T799.172002)。1.2.2.3 其它行业标准化工行业职业性接触毒物危害程度分级(HG2400196
23、)；噪声作业分级(LD8095)。1.2.3 预评价导则国家安全生产监督管理局安监管技装字200337号“关于印发安全评价通则的通知”（2003.3.31）；国家安全生产监督管理局编制的安全预评价导则（2003.5.21）；1.2.4 工程文件及资料a) 中国电力工程咨询公司东北分公司吉林石油集团有限责任公司热电厂扩建工程可行性研究报告审查会会议纪要；b) 吉林石油集团有限责任公司热电厂扩建工程可行性研究报告（2005年5月）；1.2.5 委托书吉林石油集团有限责任公司热电厂关于对吉林石油集团有限责任公司热电厂扩建工程进行安全预评价工作的委托书（2005年）。1.2.6 参考文献国家安全生产监
24、督管理局（国家煤矿安全监察局）编制的安全评价（2004年修订版）；危险化学品安全技术全书（周国泰，化学工业出版社，1997）；原国家电力公司编制的防止电力生产重大事故的二十五项重点要求；防止：电气误操作装置管理规定（国家电网公司2003年）；国家电网公司生2003409号文印发的火力发电厂安全性评价。2 建设项目概况2.1 厂址地区自然概况2.1.1 地理位置及地形特征2.1.1.1 厂址吉林石油集团有限责任公司热电厂厂址位于松原市经济技术开发区内，东邻松原市江桥西一街，距青年大街约700m，北邻经济技术开发区的临江路，南邻松原大路约160m。厂址区域内地形平坦，由东南微向西北倾斜，自然标高为
25、132134m。本期工程位于一期预留的扩建端。2.1.1.2 灰场本期工程利用一期灰场作为备用灰场，不需要扩建灰场。一期工程贮灰场为平原灰场，位于松花江桥下游5km处，卡拉房子后屯与第二松花江南堤之间，占地400900m。灰场采用水力除灰方式贮灰。贮灰场目前设三个贮灰池。采用充填砂筑坝，坝高57m，贮灰总库容为153104m3。本工程年灰渣量为13.5104t/a。根据热电厂落实的粉煤灰综合利用协议，年利用灰渣量为24104t/a可达到了全部综合利用。厂址及灰场地理位置见图2-1。2.1.2 水文气象2.1.2.1 水文本工程附近主要河流为第二松花江，根据扶余水文站的监测资料，二松监测断面洪水
26、位P=2%时为134.96m。电厂位于扶余水文站下游，厂区P=2%洪水位小于134.96m。2.1.2.2 气候气象松原市属中温带大陆性季风气候区。春季干旱少雨，升温较快；夏季炎热，降水集中；秋季凉爽，变温快，温差大，天气晴好；冬季漫长，降雪量小，寒冷干燥。气象局提供的该地区气象资料，该区气象特征参数见表2-1。图2-1 厂址及灰场地理位置松原市气象参数表表2-1序号项目名称单 位数 值1多年平均气温4.72极端最高气温36.93极端最低气温-36.14多年平均降水量mm4475多年平均相对湿度%616冻土深度m1.837多年平均风速m/s3.48最大风速m/s29.79全年主导风向SW10年
27、大风日数（8级风力）天1011年平均雷暴日天18.12.1.3 岩土工程2.1.3.1 工程地质概况根据工程地质勘探资料，厂区地质构造上属新华夏第二沉降带。地层上为一河流冲击相，010m为粉细砂层，1030m为中粗砂及圆卵石层，上部饱和粉细砂具有砂土液化现象，无活动性断裂通过。2.1.3.2 水文地质概况本工程厂区内上覆土层为透水性较强的粉细砂层，下部中粗砂及圆卵石层，具有良好的含水层，地下水埋深在1.03.0m之间，为第四系孔隙潜水。2.1.3.3 地震该地区未发生过震级较大地震，根据全国地震烈度区划图松原市地震烈度为8度。2.2 工程概况2.2.1 建设单位简介吉林石油集团有限责任公司热电
28、厂为吉林石油集团所属企业，该厂始建于1999年，现装机容量为250MW，二期扩建工程为150MW高温高压燃煤背压式发电机组。2.2.2 本期工程可研设计范围及工艺流程2.2.2.1 可研设计范围本期工程可行性研究设计范围为：接入系统方案、工程设想（包括电厂总平面布置、热机、输煤、化学水、除灰、水工、电气、热工自动化、采暖通风等工艺系统设计和土建部分的设计）、投资估算及经济效益评价。2.2.2.2 本期工程主要工艺流程原煤由铁路或水路运至贮煤场堆放，贮煤场的煤炭经输煤及附属设备运输、除铁和破碎后，送至煤仓间的煤斗存放，经给煤机送入磨煤机磨成煤粉，与碎煤同时进入磨煤机的热空气将煤粉加热干燥，由风机
29、将干煤粉与热空气混合后，送入锅炉中燃烧；煤粉燃烧产生的热能，把锅炉水冷壁内的水加热成高温、高压蒸汽；蒸汽由热力管道进入汽轮机中膨胀做功，将热能转换为机械能，汽轮机带动发电机发电，将机械能转换为电能。锅炉产生的烟气经脱硫装置脱硫和除尘器除尘后，由高烟囱排放。除尘器除下来的灰和炉底渣及脱硫产物脱硫灰，由灰管经除灰系统水力输送至灰场。电厂生产的主要工艺流程见图2-2。2.2.3 可研工程设想2.2.3.1 全厂总体规划a） 燃料、用水及物料1） 燃煤本期工程燃煤与一期工程一样，继续燃用黑龙江省双鸭山、鸡西、鹤岗、七台河煤矿提供的褐煤，机组年利用小时数按5500h计算，本期工程年燃煤量为34.9万t。
30、锅炉燃煤量见表2-2具体煤质资料见表2-3。本期工程燃煤量表2-2燃煤量煤质小时燃煤量（t/h）日燃煤量（t/d）2220t/h年燃煤量(t/a)（104t）2220t/h1220t/h2220t/h设计煤质31.7363.461396.1234.90校核煤质37.0774.141631.0840.78注：锅炉的年运行小时数按5500h计算，日运行按22h计算。图2-2 电厂生产的主要工艺流程煤质分析表表2-3项目符 号单位设计煤种校核煤种全水份Wy%12.2811.09固有水份Wf%4.953.38灰分 Ay%22.9632.23挥发份Vr%43.0343.80碳Cy%50.8144.46氢
31、Hy%3.773.37氧Oy%9.408.19氮Ny%0.600.51硫Sy%0.240.21低位发热量QyDWKJ/kg1956516747可磨性系数（BTN）Kkm0.931.0游离SiO2含量(平均值)%8.132） 助燃油本期工程锅炉点火助燃油由一期工程的燃油泵房供给，冬季燃用#-35，夏季燃用#0轻燃油。3）供水水源及水量 水源本期工程水源地选择在卡拉店西北第二松花江左岸堤外，在一期工程水源地西北靠江边一侧，距热电厂3km，沿松花江南江南岸傍江布井取地表水。 水量一期工程从水源地取水1.80104m3/d，扩建工程取水0.94104m3/d（包括补足一期工程缺水量0.29104m3/
32、d），扩建后热电厂合计取水量为2.74104m3/d，年取水量为860104m3/a。4) 石灰石本期工程脱硫用石灰石粉由吉林省伊通县二道石灰石矿提供，采用汽车运输至厂内，石灰石耗量见表2-4。本期工程脱硫石灰石耗量表2-4项目小时耗量(t/h)日耗量(t/d)年耗量（t/a）2220t/h煤粉炉0.5112750注：锅炉的年运行小时数按5500h计算，日运行按22h计算。c) 产品1）热能本期工程年供汽、供热量见表2-5。本期工程年供汽供热量表表2-5项目单位采暖季非采暖季冬季最大冬季平均夏季平均工业供汽t/h221.6211.83139.09采暖供热GJ/h3962972） 电力本期工程年
33、发电量为2.75108kW/h，年供电量未2.261108kW/h，出线以66kV等级接入吉林省西部电网的长山变电所。3) 灰渣本期工程年排灰渣量为82610t，具体灰渣量见表2-6。本期工程锅炉排灰渣量表2-62220t/h煤粉锅炉灰 渣 量小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/d)年灰渣量（t/a）设计煤质渣 量1.51230.248316灰 量13.508270.1674294灰渣量15.02300.4082610注：年灰渣量按锅炉年运行5500h计算，日灰渣量按锅炉日运行22h计算。2.2.3.2 厂区总平面布置热电厂一期工程总平面布置采用三列式布置，主厂房朝南，锅炉朝北；屋外配电装置位于
34、汽机房南侧，电力出线向南引出，主变压器、厂用变压器位于开关场内；卸、贮煤场位于主厂房北侧，厂区下风侧；冷却塔位于屋外配电装置东侧；冷却塔与屋外配电装置之间为油处理设施；主厂房东侧的主入口处为厂前区，是厂区建筑处理的重点区，厂前区北侧为化学水处理区及独身公寓，南侧为行政办公楼及食堂；主入口对景为生产办公楼；在食堂与冷却塔之间布置了浴池；化学水处理区北侧为修配、材料、燃油、车库等辅助附属生产设施。本期扩建工程在厂区围墙内一期工程留有的规划场地内进行相应扩建，亦按三列式布置，主厂房在原厂房扩建端向西扩建，新老厂房并列对齐布置。炉后布置了脱硫装置和除尘设施及烟囱等主要建（构）筑物。本期灰渣泵房与原有灰
35、渣泵房相临布置。主厂房南侧为开关场区，本期与上期母线间设有支架使其并列连接。具体布置见图2-3。2.2.3.3 主机a) 锅炉锅炉型式： 高温高压自然循环煤粉锅炉；台数： 2台；最大连续蒸发量： 220t/h；过热蒸汽压力： 9.81Mpa；过热蒸汽温度： 540；给水温度： 215；锅炉保证效率不低于 91%。b) 汽轮机汽轮机型式： 高压、单轴单缸背压式；型号： B50-8.83/1.28；额定功率： 50MW；最大功率： 60MW；主汽门前蒸汽压力： 8.83MPa(a)；主汽门前蒸汽温度： 535；进汽量： 450t/h（额定工况） 510t/h（最大工况）；额定转速： 3000r/m
36、in。图2-3 本工程总平面布置图c）发电机发电机型号： QF-60-2；额定功率： 60MW；额定电压： 10.5kV；功率因数： 0.80；频率： 50Hz；效率： 98.6%；冷却方式： 密闭循环空气冷却；励磁方式： 自并励静止可控硅励磁。 2.2.3.4 热力系统主蒸汽管道、高压给水管道均采用切换母管制系统。主蒸汽管道按双管设计。主蒸汽从锅炉过热器出口联箱引出，接至汽轮机左、右侧的主汽门；高压给水系统配3台100%容量的电动调速给水泵，2台运行1台备用。热力系统见详图F1162K-J02。一台B50汽轮机，作为2台高加的加热汽源，配2台高压除氧器，可同时供生产供热用蒸汽及冬季采暖用蒸汽
37、，背压排汽1.28Mpa。可供生产用蒸汽，冬季时排汽通过减温减压器提供采暖用蒸汽。2台高压除氧器采用并列定压运行方式，另设置1台热网补水除氧器，以补充热网。2.2.3.5 制粉及燃烧系统由于本工程燃用烟煤的可磨性系数（BTN）Kkm为0.93，因此燃烧制粉系统采用双进双出钢球磨煤机正压直吹式制粉系统。采用中间储仓式钢球磨煤机干燥介质送粉系统，每台炉选用2台钢球磨煤机，2个原煤仓，总有效容积为466m3，可贮存MCR工况下10h的燃煤量，一个煤粉仓，有效容积为249m3，可贮存MCR工况下4h的燃煤量。每台炉布有2台埋刮板给煤机，2台送风机，2台吸风机及2台排粉机。锅炉采用两套点火系统，一套为一
38、级点火即等离子点火器直接点燃煤粉；另一套为二级点火，即由点火花点燃油再由油点燃煤粉。2.2.3.6 燃料运输系统a) 交通运输燃料运输目前采用铁路运输与水路联合运输两种方式。铁路运输由黑龙江北四矿至松原西站，再经热电厂铁路专用线进入火车卸煤沟。水路运输从佳木斯港口运至松原六家子码头预储，再汽运至热电厂。本期工程燃料运输仍采用现有运输方式。b) 现有输煤系统卸煤：卸车采用缝式煤槽配螺旋卸车机，卸煤沟可一次同时停卸28节煤车。双线卸车，单线出力300 t/h左右。贮煤：贮煤场为两个条形煤场（15030m），堆煤高度为11m，实际贮煤量可达到7104t/h,可满足全厂锅炉额定负荷时20天用煤。输煤：
39、输煤胶带机为双路系统，一路运输，一路备用。辅助设施：筛、碎设备为双路破碎系统，一路运行，一路备用。采用先筛分后破碎的布置方式。c) 本期工程设想现有厂内输煤系统可满足本期工程扩建后卸煤、堆贮煤及输送煤要求。输煤系统在一期煤仓间扩建端将胶带机延至本期煤仓间。2.2.3.7 除灰渣系统本期除灰渣系统仍采用灰渣混除水力除灰系统。 除灰：采用布袋除尘器，每台炉布袋除尘器设6个灰斗，除尘效率为99.9%，灰斗留有干灰出口。除渣：炉渣由螺旋捞渣机从渣斗中捞出，经碎渣机破碎后落入渣沟，渣浆通过渣沟自流入新建灰渣泵房前池。布袋除尘器排出的干灰加水制浆后落入灰沟。灰浆自流与渣沟汇合，进入新建灰渣泵房（新设二台灰
40、渣泵）前池，由灰渣泵通过输灰管道将灰渣浆输送至距热电厂4km贮灰场。2.2.3.8 化学水处理系统一期化学水处理系统采用：过滤活性炭吸附强酸阳离子交换除二氧化碳强碱阴离子交换阴阳离子交换的一级除盐加混床系统，设计出力260t/h可以满足扩建工程的需求，因此本期化学水处理系统不需扩建。本期化学水处理系统包括炉水加药处理、水汽取样分析监测和热网水处理。a) 给水、炉水校正处理给水、炉水校正处理的作用是控制凝结水、给水及炉水的化学性质，以最大限度地减少热力系统结垢和腐蚀；加药系统应具有满足机组启动、停炉、正常操作和异常操作要求的能力。1) 给水加除氧剂系统给水加除氧剂是为最大限度的减少和除去给水中残
41、留的氧，防止热力系统产生腐蚀。除氧剂加药装置二台锅炉设置一套。由二台电动溶液搅拌箱和三台变频柱塞式计量泵（其中一台100%备用），以及所必备的阀门管道、表盘、平台等组成。全部设备及管道等安装在一个底盘上，由制造商成套供货。2) 加药系统二台锅炉设置一套磷酸盐加药装置。加药装置布置在主厂房运转层加药间内b）水汽取样系统水汽取样系统主要是用以准确无误的监控机炉运行中给水、炉水和蒸汽的品质变化情况，用来控制和维持所希望的工艺流程，判断热力系统中的设备故障；以保证机炉的安全、经济运行。取样系统由用于取样、冷却和分析的一整套装置组成，包括减压装置、冷却器、恒温系统、化学在线分析仪、记录仪、指示仪、报警仪
42、及其附属设备。取样冷却系统分为两级冷却，使水样维持在制造商推荐的最佳温度范围内，冷却水为工业水。水汽取样装置布置在运转层，两台锅炉的水汽取样装置布置在一起。c) 热网水处理一期热网水处理出力能力为120t/h，可以满足扩建工程的需要，本期不再扩建。2.2.3.9 电气部分a 电气主接线热电厂目前正在运行的机组为250MW发电机组，以发电机变压器组方式接入66kV配电装置，66kV配电装置为双母线接线方式，以2回66kV线路接入66kV系统。本期工程发电机经双卷升压变压器接入原有66kV配电装置，本期不增加66kV出线。b) 厂用电厂用电电压仍沿用原有6kV和380V两种电压等级。高压厂用电仍采用单母线接线方式，按炉分段，每台锅炉设1段母线供电，2段母线接于一台高压厂用工作变压器，高压厂用变压器由发电机出口引接，容量为20MVA。高压厂用备用电源由原高压厂用备用变压器引接。低压厂用电按炉分段，仍采用380V单母线。高、低压厂用配电装置均布置在主厂房B-C排0m。c) 电气设备布置主变压器、高压厂用变压器布置在A排前，发电机经组合导线至主变低压侧，主变高压侧经架空线至66kV屋外配电装置，根据现场实际情况，66kV配电装置增加母线构架，将新增发电机变压器组接入66kV配电装置。d) 二次线本期工程新上1组铅酸免维护蓄电池，
