【正文】 經濟比較方案 灰場方案 項目東Ⅰ+中Ⅱ東Ⅰ+中Ⅱ東Ⅰ東Ⅰ+中Ⅱ壩頂標高（米）灰面標高（米）堆灰容積（萬米3）400535330堆灰年限（年）灰壩長度（米）7296729640106020灰壩高度（米）3463灰場占地（畝）2120212010501500征地費用（萬元）10601060525750工程費用（萬元）620369總投資（包括征地）11461119單位容積造價（元/米2）井山灰場與塌陷區(qū)灰場相比，塌陷區(qū)灰場方案明顯優(yōu)于井山灰場，主要優(yōu)點有：（1）利用基本廢棄的煤礦塌陷區(qū)做灰場，符合國家合理利用土地精神，復土還田后，綜合經濟和社會效益好。（2）灰場工程量少，投資省。（3）不需要修建跨運河管橋，節(jié)省管線投資。 綜上所述，本工程推薦采用塌陷區(qū)灰場方案，即東Ⅰ→中Ⅱ塊，壩頂標高為37米方案。（1）至井山灰場管線長8公里左右，沿線除一小段為起伏的山坡地外，其余大部分需穿越農田，跨京杭大運河需建綜合型官橋一座。至塌陷區(qū)灰場管線長約8公里沿線基本全為農田，無大的跨越構建物。（2）灰水回收系統(tǒng)為避免灰水對周圍環(huán)境的影響，設置灰水回收系統(tǒng)。本期設一根回水回收管，二期工程加一根，管徑為Dg300，與灰管一起沿地面敷設。為防止結垢，采用下列措施：補給水經化學處理后補入循環(huán)水泵系統(tǒng)，除灰水采用循環(huán)水排污水；除灰系統(tǒng)采用高中濃度（灰水比1:4~1:6）灰漿輸送；利用灰場天然河池，設灰水預處理池。廠區(qū)給水排水設施均按120萬KW容量設計。給排水量：生活生產給水： 2502米3/日，291米3/小時消防給水： 504米3/小時工業(yè)廢水： 710米3/小時雨水排水面積： 50公頃雨水排水： 生活污水: 175米3/小時（1）廠區(qū)給水排水1）水系統(tǒng)本工程生產生活用水水源源自地下水，生產生活均為一個系統(tǒng)，根據水質化驗結果，只需對其進行加氯消毒處理即可做飲用水。2）排水系統(tǒng)電廠地區(qū)生活污水、生產廢水和雨水的排放采用分流制。由于場區(qū)自然地面標高較低，排水系統(tǒng)處于自然與抽升之間，故做了兩種方案，經比較，推薦直接抽升的方案，以確保電廠的安全運行。（2）生活污水處理 污水處理站僅接納廠區(qū)及廠前附屬建筑的生活污水，其容量按4300MW設計。（1）消防給水系統(tǒng)：設置獨立的常高壓消防給水系統(tǒng)，確保全廠的安全生產，該系統(tǒng)由三臺消防泵和兩臺穩(wěn)壓泵組成；消防水來自消防水池，容量為785米3。消防管網在主廠房室內，外為環(huán)狀管網布置，有兩條進水管與室外管網連接，當一條進水管發(fā)生故障時，另一條進水管仍能供給主廠房室內消防所需的水量。（2）電廠各系統(tǒng)的消防措施煤場、翻車機室、輸煤棧橋均采用水消防系統(tǒng)，在各轉運站進出部位，輸煤棧橋與主廠房入口處設置水幕消防隔斷。對主廠房的主油箱、氫密封油箱、磨煤機潤滑油、柴油機室，以及儲油設備均設水噴霧或者預動作滅火系統(tǒng)。對變壓器設置水噴霧消防系統(tǒng)并設水災自動報警系統(tǒng)。油罐區(qū)消防給水均由高壓消防系統(tǒng)供給，在油區(qū)設有PHY448/55型壓力式空氣泡沫比例混合器，每個油罐上部裝有2套PC8型空氣泡沫產生器。氣體滅火設施：鹵代烷滅火設施：在廠區(qū)的重要生產建筑物內，如主控室，網控樓，計算機室等處設置鹵代烷滅火設施。蒸汽滅火設施：在煤倉間運行層以下（磨煤機區(qū)域）設有蒸汽消防系統(tǒng)，磨煤機及其各設備的蒸汽消防系統(tǒng)，均從消防蒸汽母管接出支管至各設備。（3）火警探測系統(tǒng)布置原則在火災初期發(fā)出報警，能夠進行火災的集中監(jiān)視及消防設置的遠方和就地啟動。設置方式：火災自動報警，人工確認火災的發(fā)生，手動啟動滅火裝置。4 環(huán)境保護中南電力設計院于1991年9月編制了《徐州彭城電廠工程補充環(huán)境影響評價報告（報批版）》，江蘇省環(huán)保局和省電力局受國家環(huán)保局和能源部安環(huán)司的委托，于1991年11月對此進行了審查，同意該電廠工程按規(guī)定容量120萬千瓦的建設，煙囪高度為210米，靜電除塵采用四電場，除塵效率不得低于99%。煙氣污染物允許排放量及地面濃度校核經計算得以下二表表41 SO2及煙塵允許排放數(shù)據與實際排放數(shù)據比較表 項目容量煤種允許排放量及濃度實際排放量及濃度占允許排放量的份額SO2（t/h）煙塵（mg/Nm3）SO2（t/h）煙塵（mg/Nm3）SO2（t/h）煙塵（mg/Nm3）設計煤種2300MW4214300MW校核2300MW36174煤種4300MW表42 SO2及煙塵的一次濃度最大值表大氣穩(wěn)定度平均風速（m/s）穩(wěn)定度出現(xiàn)幾率（%）一次濃度最大值距離（km）SO2濃度（mg/m3）占二級標準份額煙塵濃度（mg/m3）占二級標準份額AB%%7C%%10D%%本期工程煙塵治理采用效率為%的四電場電氣除塵器；SO2直接經210米高煙塵稀釋排放；為降低NOx排放量，在設備訂貨時向鍋爐廠提出要求：NOx排放量應≤800mg/Nm3，鍋爐廠采取了相應的措施。所以由以上二表可見，煙塵及 SO2排放量及濃度均滿足GB1322391標準。電廠的生活污水、生產廢水和雨水的排放采用分流制，排水點做到相應集中，以便環(huán)保檢測。處理后符合標準的水排入柳新河。（1）生活污水本期工程為規(guī)劃容量4300MW設計生活污水處理站，采用二級生化處理，處理能力為457m3/日，最大處理能力為175457m3/時。其工藝流程如下：圖41 生活污水工藝流程圖處理后的水質：BOD3=mg/L，去除率90%。（2）工業(yè)廢水處理1）灰、渣水本工程采用灰水回收系統(tǒng)，本期設兩臺回水回收泵，一根灰水回收管，后期再上2臺泵，加一根回收管。除渣用水為廠內循環(huán)，沖渣水從脫水倉溢流經澄清后循環(huán)使用。2）循環(huán)水排水電廠供水系統(tǒng)采用帶冷卻塔的二次循環(huán)系統(tǒng)，由于水質較差，濃縮倍率采用2，循環(huán)水排水部分重復使用。3）含油污水含油污水量較小，對油泵房、點火罐區(qū)的排水經油污水處理裝置處理到小魚10mg/L后排入下水道。4）煤場排水及輸煤系統(tǒng)沖洗水煤場雨水排水進煤場沉煤池、輸煤棧橋等間斷沖洗水每天300t，匯集到另外兩座煤池，澄清后的水排入下水道。（3）化學廢水處理本工程設有廢水化學處理站，用于清除廢水中的懸浮物，PH值得調整，去除有機物及重金屬離子。電廠各種生產廢水、含油廢水及生活污水，均在場內分散處理，處理后的水質能滿足GB897888《污水綜合排放標準》一級標準要求?；以C合利用主要考慮三個方面：塌陷區(qū)灰場復土造田。爐渣年排放量約8萬噸，可作為砌磚、鋪路的原材料，已取得地方政府和有關單位的意向性文件。電除塵器Ⅱ電場后的細灰，可作為水泥的原料，已取得徐州淮海水泥廠的意向書。 表42 電廠各主要噪聲聲源及噪聲水平設備名稱噪聲dB（A）汽輪機90（1m處）發(fā)電機90小汽機85給水泵85送風機85一次風機85引風機85磨煤機85(中速磨)（1）設備訂貨時，根據《工業(yè)企業(yè)噪聲控制設計規(guī)劃》（GBJ8785）向廠家提出限制要求。（2）在廠區(qū)總平面布置上，各類建筑物按功能分區(qū)布置，加強廠區(qū)綠化。在設計中要求考慮防噪聲措施。從而滿足《火力發(fā)電廠建筑設計技術規(guī)定》（SDGJ87）中各類工作場所的噪聲級要求見表43。表43 工業(yè)企業(yè)廠區(qū)各地點噪聲標準序號工作場所噪聲限制dB（A）1各類生產車間和作業(yè)場所（每天連續(xù)接觸噪聲8小時）902各類生產車間值班室、休息室（室內背景噪聲級）無電話通信要求時75有電話通信要求時703電子計算機室、巡回檢測室（正常工作狀態(tài)）704主控制室、集中控制室、通信室（室內背景噪音級）605廠部辦公室、會議室、化驗室、計量室（室內背景噪音級）606車間所屬辦公室、化驗室（室內背景噪音級）70本工程投運后，廠址區(qū)域環(huán)境噪聲增加值為3dB（A）為保護環(huán)境，美化廠區(qū)，改善工作條件，在廠區(qū)綠化上下功夫。%（方案一）。5 運行組織及生產定員彭城電廠規(guī)劃容量120萬千瓦，一期工程建設2臺30萬千瓦國產引進型燃煤機組。計劃1995年10月第一臺建成，1996年8月第二臺投運。機組一般帶基本負荷，根據電網的需要，也可參與調峰。電廠1號機組啟動時，又220KV桃源變或500KV任莊變通過電場至桃園與任莊變得220KV出線向電廠倒送電。本期工程2300MW機組相應配有一臺有載調壓分裂變壓器作為高壓啟動及備用廠用變壓器。一臺機組啟動最大用氣量約為33t/h。本期工程啟動鍋爐房設置20t/h微正壓燃油鍋爐兩臺，蒸汽可通過廠用蒸汽管網送往廠房等處，機組啟動時，非啟動必須用氣，均停止供應。、運行程序與組織由調試單位、運行單位與安裝單位根據行業(yè)有關規(guī)范另行制定與組織。根據能源部的有關文件，本工程生產定員可按兩種方案進行編制，以供審查確定。按能源部【1992】64號文——“關于引發(fā)新型電廠實行新管理辦法的若干意見的通知”所附標準進行編制。規(guī)模按本期2300MW容量計算。電廠實行新的用工制度、新的管理機構設置、新的運行、檢修體制以及一系列配套的新制度與新標準。全廠總定員585人。按水利電力部1983年6月頒布的“火力發(fā)電廠機構定員標準（試行）”執(zhí)行，基常規(guī)的電力定員配置。規(guī)模亦按本期2300MW容量計算。按大分場制配備。全廠定員1400人。鐵路專業(yè)線新增定員有濟南鐵路局勘測設計院確定，不包括在電廠定員編制之內。第二部分 脫硫脫硝系統(tǒng)設計1 緒 論我國經濟發(fā)展迅速，因此對能源的使用大大增加，但是能源的大量使用將會帶來嚴重的環(huán)境污染，當前我國大多數(shù)的電力供應是靠煤炭的燃燒轉化來提供的，而二氧化硫和氮氧化物是煤炭燃燒產生的最主要的污染物，這些污染物又是光化學污染和酸雨產生的主要元兇[1]。預計在將來的很長時間里氮氧化物的排放將會大大增加。我國地大物博更是盛產煤炭，煤炭產量占世界煤炭產量的四分之一，是世界上產量最大的國家。并且煤炭在未來的幾十年里在我國的能源使用中的地位不會發(fā)生明顯的改變。因此為了我國的可持續(xù)發(fā)展，環(huán)境保護將會是我國大力整治的方向。隨著國家對環(huán)境治理的認識和力度逐漸加大，對于煤炭燃燒產生的二氧化硫和氮氧化物排放入大氣的控制達到了很高的要求標準。“十二五”更是對SO2和NOx的排放提出了減排的要求：相對于2010年，2015年要相比減排8%?，F(xiàn)在火電廠主要是脫硫與脫銷分開處理使得占地大而且消耗大，所以找到高效的同時脫硫脫銷的方法非常重要。有關研究表明，2014年我國SO2排放量為46930噸、NOx排放量67460噸，我國每年排放二氧化硫造成的經濟損失可達億萬元，現(xiàn)在每年我國酸雨污染造成的經濟損失約5千億元，其中每年由氮氧化物帶來的經濟損失更是高達1100億元[2]。為此1995年國家頒布了新的《大氣污染防治法》，并劃定了二氧化硫污染控制區(qū)和酸雨控制區(qū)。各地對二氧化硫的排放控制越來越嚴格，并且開始實行二氧化硫排放收費制度。而用煤大戶火電廠更是成為了國家和人民關注的焦點，電廠進行脫硫脫硝則顯得尤為重要。 1973年我國環(huán)保機構正式成立，火電廠的煙氣脫硫工作開始受到重視，電力行業(yè)二氧化硫的排放控制試驗也正式進入開發(fā)研究階段，可是局限于小煙氣量的試驗或規(guī)模較小的工業(yè)鍋爐上，在125MW以上的大型電站鍋爐應用很少。重慶華能珞璜電廠采用石灰石石膏法進行煙氣脫硫，標志著我國開始引進國外煙氣脫硫技術對火電廠SO2進行控制。直到目前我國40%以上的燃煤機組投運了脫硫裝置，已超過發(fā)達國家(如美國)30%的脫硫比例。目前我國的脫硝方法主要是SCR（選擇性催化還原法），例如東方鍋爐有限公司和巴布科克威爾科克斯有限公司。我國脫硫在火電廠中的應用發(fā)展可分為：“冷態(tài)”階段（19922002）國家對火電廠煙氣脫硫的政策并不明朗，火電廠加裝煙氣脫硫裝置多為示范性質，技術全部國外引進，設備國產化程度低，國內專門從事脫硫的公司寥寥無幾。“熱態(tài)”階段（20022007）是我國火電廠煙氣脫硫產業(yè)發(fā)展的“爆炸式”階段，首先國家對火電廠煙氣脫硫的政策十分明朗，新的政策、法規(guī)及標準陸續(xù)出臺和修訂，包括一些強制性政策，如《排污費征收使用管理條例》，國內的脫硫公司也發(fā)展到200多家，基本采用與國外合作的技術模式，國內脫硫公司總承包，國外提供技術支持，國產化設備占的比重越來越高。此階段，適應我國火電機組不同情況的煙氣脫硫技術得到全面發(fā)展，如石灰石石膏濕法、煙氣循環(huán)流化床、海水脫硫法、脫硫除塵一體化、半干法、旋轉噴霧干燥法、爐內噴鈣尾部煙氣增濕活化法、活性焦吸附法、電子束法等煙氣脫硫工藝。從投運的情況看，石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝技術是主流，占90%以上?！皽貞B(tài)”階段經過“熱態(tài)”階段的“爆炸式”發(fā)展，脫硫公司經過優(yōu)勝劣汰，很多脫硫公司離開了脫硫市場，而且國內許多省份(如廣東)已經完成了在役機組加裝煙氣脫硫裝置的任務，接下來的工作就是新建機組煙氣脫硫裝置。由于脫硫裝置的國產化程度越來越高，部分脫硫公司擁有自主知識產權，脫硫工程造價大幅度下降[3]。德國大部分脫氮技術已經能達到排放標準，且開發(fā)了一系列氮氧化物燃燒器。主要采用了二級脫氮技術，有同步脫氮、選擇性催化還原脫氮和選擇性非催化還原脫氮等，還原劑一般使用為氨氣。德國一級脫氮技術的低NOx燃燒