中電投白音華煤提質(zhì)余熱發(fā)電工程.doc

中電投白音華煤提質(zhì)余熱發(fā)電工程可行性研究報告評審會議紀(jì)要中國電力投資集團公司、中電投蒙東能源集團公司、內(nèi)蒙古錫林郭勒白音華煤電有限公司、內(nèi)蒙古電力勘測設(shè)計院:受內(nèi)蒙古錫林郭勒白音華煤電有限公司的委托，華北電力設(shè)計院工程有限公司于2012年5月21日至22日在北京市主持召開了中電投白音華煤提質(zhì)余熱發(fā)電工程可行性研究報告評審會。評審會議紀(jì)要如下，希望各有關(guān)單位按照國家相關(guān)規(guī)定和本次評審會議紀(jì)要內(nèi)容補充完善各項工作。 附件：中電投白音華煤提質(zhì)余熱發(fā)電工程可行性研究報告評審會議紀(jì)要二一二年五月二十二日驗 證驗證人日期2012.5.28附件：中電投白音華煤提質(zhì)余熱發(fā)電工程可行性研究報告評審會議紀(jì)要受內(nèi)蒙古錫林郭勒白音華煤電有限公司的委托，華北電力設(shè)計院工程有限公司于2012年5月21日至22日，在北京市主持召開了中電投白音華煤提質(zhì)余熱發(fā)電工程(以下簡稱本工程)可行性研究報告評審會。參加會議的有：中國電力投資集團公司火電部、規(guī)劃與計劃部、高新產(chǎn)業(yè)部、煤炭物流部，中電投蒙東能源集團公司及公司發(fā)電部、計劃部、財務(wù)部、安全環(huán)保部、前期辦、物資采購部，中電投白音華煤提質(zhì)余熱電廠籌建處(以下簡稱建設(shè)單位) ，內(nèi)蒙古電力勘測設(shè)計院(以下簡稱內(nèi)蒙院)等單位的代表。 會議期間，與會代表聽取了內(nèi)蒙院對本工程可行性研究報告的介紹，并分專業(yè)組進行了認(rèn)真的討論，現(xiàn)將會議評審主要意見紀(jì)要如下：一、建設(shè)的必要性本工程屬于企業(yè)資源綜合利用自備熱電廠性質(zhì),主要是利用鍋爐高溫?zé)煔庥酂徇M行褐煤提質(zhì),同時機組發(fā)電供熱，滿足下游產(chǎn)業(yè)多晶硅項目的用電用熱需求,以提高內(nèi)蒙古錫林郭勒白音華煤電有限公司褐煤提質(zhì)-熱電聯(lián)產(chǎn)-多晶硅項目整個產(chǎn)業(yè)鏈的能源利用率。內(nèi)蒙古自治區(qū)經(jīng)濟和信息化委員會以內(nèi)經(jīng)信投規(guī)字【2011】640號關(guān)于內(nèi)蒙古錫林郭勒白音華煤電有限責(zé)任公司年處理1200萬噸褐煤提質(zhì)擴建項目備案的通知，同意本工程備案。本工程的建設(shè)，整個產(chǎn)業(yè)鏈的能源利用率高，可提高企業(yè)供電、供熱的可靠性；同時解決地區(qū)供熱的問題，對工業(yè)園區(qū)生活用熱問題起到改善作用。因此，本工程的建設(shè)是必要的。請項目建設(shè)單位進一步落實褐煤提質(zhì)、多晶硅產(chǎn)業(yè)電力負荷、熱負荷需求和工期進度關(guān)系，補充褐煤提質(zhì)、多晶硅項目工藝特點及電力平衡和熱平衡相關(guān)資料，優(yōu)化各工序能源鏈接關(guān)系，完成整體產(chǎn)業(yè)鏈能源供求平衡設(shè)計，核定最終機組選型。二、熱負荷根據(jù)可研報告，電廠采暖供熱考慮整個工業(yè)園區(qū)的熱負荷需求，包括褐煤提質(zhì)項目、多晶硅項目和部分園區(qū)居民的采暖用熱?，F(xiàn)有采暖熱負荷為13MW，由兩臺10t/h循環(huán)流化床鍋爐供熱?？紤]到在建的供熱面積，近期總采暖熱負荷為67.7MW。根據(jù)可研報告，集中供熱工業(yè)熱負荷為多晶硅廠區(qū)生產(chǎn)用汽。供汽分界處蒸汽壓力為1.3MPa(g)，蒸汽溫度為200205。平均用汽量為152t/h，最大用汽量為182t/h，全年平均生產(chǎn)時間7920h。請建設(shè)單位配合內(nèi)蒙院補充工業(yè)園區(qū)的集中供熱規(guī)劃，完善補充采暖熱負荷、工業(yè)熱負荷數(shù)據(jù)，補充廠外熱網(wǎng)規(guī)劃方案、供熱參數(shù)、熱網(wǎng)建設(shè)工期等。 建設(shè)單位應(yīng)取得當(dāng)?shù)刂鞴懿块T對白音華工業(yè)園區(qū)的熱電聯(lián)產(chǎn)專項規(guī)劃和本工程配套熱網(wǎng)工程可行性研究報告的審批意見；取得熱價的依據(jù)文件，以作為本工程的設(shè)計依據(jù)；并與白音華工業(yè)園區(qū)供熱單位簽訂供熱協(xié)議。內(nèi)蒙院應(yīng)根據(jù)最終確定的熱負荷核算供熱機組全廠總熱效率、熱電比等主要技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)。三、建設(shè)規(guī)模本期工程擬建設(shè)4260t/h循環(huán)流化床鍋爐+ 2125MW高溫高壓直接空冷抽汽凝汽式汽輪機組，同步建設(shè)煙氣脫硫、脫硝裝置,預(yù)留擴建余地。本工程的建設(shè)規(guī)模和裝機方案最終以論證結(jié)果為準(zhǔn)。四、廠 址本工程位于內(nèi)蒙古自治區(qū)錫林郭勒盟西烏珠穆沁旗境內(nèi)白音華蘇木和哈日根臺鎮(zhèn)白音華能源化工園區(qū)內(nèi)，廠址緊鄰白音華褐煤提質(zhì)一期廠區(qū)，廠址位置由園區(qū)總體規(guī)劃確定，是唯一廠址。廠址西北側(cè)是白音華褐煤提質(zhì)一期廠區(qū)，西南側(cè)規(guī)劃有2800MW太陽能級硅片項目。廠址西側(cè)約18km為高勒罕水庫；北側(cè)是一、二、三、四號露天煤礦；東側(cè)是規(guī)劃的煤化工園區(qū)、循環(huán)經(jīng)濟園區(qū)。廠址西北側(cè)距307省道約200m，距赤大白鐵路約320m。廠址西北側(cè)約53m、107m和67m分別是兩條110kV高壓電線和一條架空通訊線。本工程貯灰場選在廠址西北方向二號露天煤礦的廢棄礦坑內(nèi)，距廠址約3.0km。廠址地貌單元屬低緩丘陵，廠址范圍內(nèi)自然地面標(biāo)高在1076.5m1089.5m之間(1956年黃海高程系，以下同)，相對高差13.0m，地形由東南向西北逐漸降低，地面坡度在2.55%左右。廠址用地性質(zhì)為退化草場，廠址內(nèi)現(xiàn)有煤提質(zhì)一期臨建設(shè)施，由煤提質(zhì)一期負責(zé)遷移。廠址區(qū)域地勢開闊，滿足本期建設(shè)4260t/h循環(huán)流化床鍋爐+ 2125MW抽汽凝汽式汽輪發(fā)電機組的場地，并留有擴建條件。建設(shè)單位應(yīng)取得內(nèi)蒙古自治區(qū)建設(shè)廳關(guān)于本工程建設(shè)項目選址意見書(含灰場)、內(nèi)蒙古自治區(qū)國土資源廳關(guān)于本工程用地的預(yù)審意見(含灰場)和本工程選址范圍內(nèi)是否壓覆礦產(chǎn)資源的文件、內(nèi)蒙古自治區(qū)軍區(qū)、內(nèi)蒙古自治區(qū)文物廳同意本工程選址的文件。五、接入系統(tǒng)請建設(shè)單位盡快委托有資質(zhì)的設(shè)計單位編制本工程接入系統(tǒng)設(shè)計報告，并報請有關(guān)單位組織審查，取得內(nèi)蒙古電網(wǎng)公司對本工程接入電網(wǎng)的批復(fù)意見。本工程暫按220kV一級電壓接入系統(tǒng)開展工作，具體方案以接入系統(tǒng)審查意見為準(zhǔn)。六、煤源、煤質(zhì)(一) 本工程由白音華煤電公司投資建設(shè)，本期新建2125MW高溫高壓直接空冷抽汽凝汽式汽輪機組+4260t/h高溫高壓循環(huán)流化床鍋爐，機組年耗煤量約為195.2104t，擬采用白音華露天煤礦二號礦褐煤作為電廠燃料用煤。白音華二號露天煤礦勘探區(qū)獲得探明的資源/儲量2.8380108t，控制的資源/儲量2.5368108t，推斷的資源/儲量4.89108t，預(yù)測的資源/儲量2188.09104t，總資源/儲量共計10.4836108 t。該地區(qū)的煤具有中灰、中低熱值、高水份、高揮發(fā)份、低硫的特征，煤質(zhì)為褐煤。二號露天煤礦設(shè)計年產(chǎn)量為1500104t。2006年開始建設(shè)，2008年投產(chǎn)，到2010年實際產(chǎn)煤500104t。2012年計劃可產(chǎn)煤1200104t。2013年計劃可產(chǎn)煤1500104t，開采服務(wù)年限約69年。請建設(shè)單位落實二號露天礦分別為褐煤提質(zhì)工程和本工程提供的燃煤的煤質(zhì)、近遠期供煤量，以確保本工程年耗煤量195.2104t的需求。建設(shè)單位應(yīng)與煤礦簽訂必要的協(xié)議性文件，內(nèi)容應(yīng)包括運輸方式、運量、運距、來煤粒度等。(二) 本工程擬以白音華二號露天煤礦生產(chǎn)的褐煤作為設(shè)計煤種和校核煤種，請建設(shè)單位補充完整的設(shè)計煤種和校核煤種煤質(zhì)及灰成分分析資料，并取得內(nèi)蒙古錫林郭勒白音華煤電有限責(zé)任公司的確認(rèn)文件，作為本工程設(shè)備招標(biāo)和工程設(shè)計的依據(jù)。七、交通運輸(一) 本工程年耗煤量195.2104t，擬燃用白音華煤礦二號露天礦所產(chǎn)褐煤。燃煤全部采用皮帶運輸，運距約1.5km。廠址西北側(cè)約53m、107m和67m分別是兩條110kV高壓電線和一條架空通訊線，請核實輸煤棧橋與輸電線路及通訊線路的關(guān)系，以確保輸煤棧橋的方案可行。(二) 本工程灰渣可通過園區(qū)道路和本工程運灰渣專用道路運至灰場，灰渣運距約4.8km。新建運灰渣道路長約1.5km。廠址與灰場之間有307省道及赤大白鐵路穿行，請落實運灰道路與省道、鐵路的位置關(guān)系，保證灰渣運輸順暢。(三) 本工程進廠道路從廠址西南側(cè)園區(qū)道路上引接，長約100m。(四) 本工程大件設(shè)備運輸采用鐵路-公路聯(lián)合運輸方式。請建設(shè)單位委托有資質(zhì)的單位編制本工程大件設(shè)備運輸可行性研究報告。八、電廠水源(一) 電廠用水量本工程主機冷卻擬采用直接空冷系統(tǒng)，輔機冷卻采用帶機械通風(fēng)冷卻塔的再循環(huán)供水系統(tǒng)。在考慮濕法脫硫、干式除灰的設(shè)計原則下，本工程夏季用水量為199.5 m3/h，冬季供熱工況用水量為202.0m3/h，設(shè)計年用水量161.2104 m3；其中，工業(yè)水年用水量為157.7104 m3，年生活用水量為3.5104m3(工業(yè)園區(qū)自來水)。當(dāng)不含工業(yè)抽汽及采暖供熱用水時，夏季用水量為153.5m3/h，耗水指標(biāo)為0.170m3/sGW；頻率10%氣象條件下用水量為154.5m3/h，耗水指標(biāo)為0.172m3/sGW。耗水指標(biāo)高于國家和電力行業(yè)新建空冷機組用水指標(biāo)的有關(guān)規(guī)定要求。(二) 電廠水源根據(jù)可研報告，本工程主供水水源采用白音華二、三號露天煤礦疏干水，煤礦疏干水全部排入高勒罕水庫，電廠工業(yè)及消防用水取自高勒罕水庫，并以高勒罕水庫作為電廠應(yīng)急備用水源；生活用水采用工業(yè)園區(qū)自來水，由工業(yè)園區(qū)自來水管網(wǎng)供給。1 白音華二、三號露天煤礦疏干水二、三號露天煤礦屬于白音華煤田，白音華煤田位于西烏珠穆沁旗東約86 km。在擬建電廠的北側(cè)，二、三號露天煤礦分別距離電廠約1.5km 和7 km。白音華煤礦二、三號露天煤礦田處于向斜構(gòu)造形態(tài)，地下含水層呈帶狀分布，向斜軸部為承壓區(qū)，兩側(cè)為無壓區(qū)，由于分水層頂板分布連續(xù)，且具有良好隔水性能，在礦田大范圍內(nèi)第四系不透水，無補給。礦區(qū)補給來源主要是北東部的側(cè)向補給。礦區(qū)屬于中溫帶干旱半干旱氣候，大氣降水集中在6、7、8三月，占全區(qū)年降水量的68%，年最大降水量564.5mm，最小189.0mm，10月至次年4月為凍結(jié)期，最大凍土深3.27m。潛水位每年在45月及79月回升，與冰雪融化，雨季期一致，相關(guān)密切，潛水的外給來源以大氣降水為主?？裳袌蟾嬷懈鶕?jù)礦區(qū)水文地質(zhì)特征、邊界條件、充水方式、采礦進度及現(xiàn)有的水文地質(zhì)資料，對白音華露天煤礦的移交期和達產(chǎn)期的疏干水量進行計算，結(jié)合現(xiàn)有實際生產(chǎn)情況，露天煤礦每年可供電廠280104 m3疏干水，可以滿足本工程工業(yè)用水用水量的要求。由于露天煤礦實際供水能力與年降水量有關(guān)，在干旱年，供水能力可能比設(shè)計值低，作為電廠的工業(yè)用水水源具有不穩(wěn)定性。為了保證工業(yè)水補充水源的可靠性，擬將疏干水首先排入高勒罕水庫，通過水庫的庫容進行調(diào)節(jié)，電廠再由水庫取水。當(dāng)疏干水源事故時，水庫水作為疏干水的備用水源。2 高勒罕水庫地表水高勒罕水庫位于錫林郭勒盟西烏珠穆沁旗境內(nèi)的高勒罕河上，該河流為西烏珠穆沁旗較大的一條內(nèi)陸河，發(fā)源于大興安嶺北麓，屬烏拉蓋戈壁水系。水庫壩址距西烏珠穆沁旗政府所在地巴彥烏拉鎮(zhèn)東北85km，距本工程廠址約為18km。高勒罕水庫是一座以供水為主的中型水庫。水庫運用方式采用“蓄洪運用”，水沙量為多年調(diào)節(jié)。高勒罕水庫正常蓄水位為1002.10m，死水位為991.10m，總庫容為3785104 m，興利庫容為3468104 m。高勒罕水庫壩址以上控制流域面積1422km2，占全流域面積的42.1%，P=97%保證率情況下可供水量為1141104 m。水庫上、下游沒有灌溉和防洪等其他要求，目前僅為白音華煤田坑口火力發(fā)電廠供水。除去白音華煤田坑口火力發(fā)電廠及擬建的多晶硅項目的用水量，水庫可為本工程提供的年供水量為296.2104 m，滿足本工程用水量要求。綜上所述，本工程采用白音華二、三號露天煤礦疏干水作為電廠主供水水源，以高勒罕水庫水作為電廠應(yīng)急備用水源，符合國家有關(guān)產(chǎn)業(yè)政策，其供水量滿足本工程用水量需求。請項目單位委托有資質(zhì)的單位編寫本工程的水資源論證報告，并按管理權(quán)限提請水行政主管部門予以審批，按照有關(guān)程序，取得本期工程取水許可審批手續(xù)和供水協(xié)議，以進一步落實本期工程的供水水源。請內(nèi)蒙院完善以下工作：（水工回復(fù)）(1)進一步論證落實白音華二、三號露天煤礦每年可供電廠疏干水量。(2)根據(jù)本工程水資源論證報告，優(yōu)化水資源配置及節(jié)水措施；(3)對各用水項進行優(yōu)化、核算，調(diào)整補給水量計算表及水量平衡圖，降低本工程耗水指標(biāo)。九 貯灰渣場（水工回復(fù)）本工程年灰渣、石膏總體積為55.72104m，本工程除灰系統(tǒng)采用干除灰方式，煙氣脫硫采用石灰石石膏濕法脫硫工藝，灰、渣綜合利用后，剩余部分在廠內(nèi)調(diào)濕，采用專用密閉運灰、渣汽車運至貯灰場?；覉霾捎梅謱幽雺旱母墒劫A灰方式。本工程貯灰場選在電廠廠址西北方向，距廠址約3.0km。根據(jù)本可研報告，貯灰場位于二號露天煤礦的廢棄礦坑內(nèi)，廢棄礦坑面積較大且比較平坦，屬于平原干灰場，貯灰場周圍無居民與廠礦，本期灰場內(nèi)無村落住戶和大的搬遷項目。灰場占地面積約7.29104m2，貯灰場的堆灰高度達到11.5m時，堆灰?guī)烊菁s56.5104m，可滿足本工程貯灰約1.0年。建議灰場容積按20年貯灰容量進行規(guī)劃。（水工結(jié)構(gòu)） 十 工程地質(zhì)及巖土工程(一) 擬選廠址處在大興安嶺隆起區(qū)的西緣，本區(qū)新構(gòu)造運動是以大面積的緩慢隆升為特征，構(gòu)造變動強烈，褶皺及斷裂較發(fā)育。區(qū)域內(nèi)大部分?jǐn)嗔训谒募o(jì)以來活動不明顯，近廠址區(qū)兩條控制白音華斷陷盆地的北東向斷裂有一定的活動性。區(qū)域內(nèi)斷裂構(gòu)造均遠離擬選廠址，近廠區(qū)的地震活動微弱，廠址處于地質(zhì)構(gòu)造穩(wěn)定地段，適宜建廠。(二) 根據(jù)內(nèi)蒙古自治區(qū)地震局和建設(shè)廳聯(lián)合下發(fā)的“內(nèi)震發(fā)200440號”文件規(guī)定，擬建場地地震動峰值加速度為0.05g，地震基本烈度為度；請建設(shè)單位委托有資質(zhì)的單位開展本工程的地震安全性評價工作，本工程地震動參數(shù)應(yīng)以本工程地震安全性評價報告的批復(fù)意見為準(zhǔn)。(三) 擬選廠址地貌為平緩丘陵區(qū)，地層巖性主要為第四系全新統(tǒng)風(fēng)積及河流沖積砂土層、第四系上更新統(tǒng)河湖相粉質(zhì)粘土層、第三系上新統(tǒng)粘土及砂礫巖，下伏基巖以白堊系玄武巖及石炭系變質(zhì)巖為主。請內(nèi)蒙院在可研報告中明確電廠主要建筑物的地基基礎(chǔ)型式。（土建回復(fù)）(四) 廠區(qū)地下水類型以孔隙潛水為主(局部存在上層滯水)，地下水位埋深在2.18.5m，請內(nèi)蒙院在下階段勘測中進一步查明廠區(qū)地下水位、水量、地下水和場地土的腐蝕性。(五)請建設(shè)單位盡快委托有資質(zhì)的單位開展可研階段的巖土工程勘測工作。（已委托）十一 主機主要技術(shù)條件(一) 請內(nèi)蒙院補充主機選型專題報告，論述褐煤提質(zhì)與鍋爐容量的匹配關(guān)系，論述下游產(chǎn)業(yè)用電需求與發(fā)電機容量的匹配關(guān)系，論述工業(yè)園區(qū)及下游產(chǎn)業(yè)熱負荷需求與汽輪機容量的匹配關(guān)系，論述循環(huán)流化床鍋爐可用率對本工程高設(shè)備年利用小時數(shù)的影響，綜合論述鍋爐型式、汽輪機型式及機爐電匹配，提出推薦的裝機方案。（機務(wù)回復(fù)）(二) 若鍋爐采用SNCR煙氣脫硝裝置，為了保證鍋爐及脫硝裝置的整體性能，并滿足環(huán)保排放的要求，建議將其納入鍋爐的設(shè)計和供貨范圍。（機務(wù)回復(fù)）(三) 原則同意發(fā)電機額定功率為125MW，采用空氣冷卻方式，勵磁系統(tǒng)選用制造廠成熟配套的勵磁方式。(四) 同意FSSS爐前點火設(shè)備(包括火檢裝置)隨鍋爐成套供貨。同意鍋爐吹灰控制直接納入機組DCS監(jiān)控.(五) 同意本工程的汽機數(shù)字電液控制系統(tǒng)(DEH)、汽輪機緊急跳閘裝置(ETS)、汽輪機安全監(jiān)視儀表(TSI)、汽輪機振動監(jiān)測和故障診斷系統(tǒng)(TDM)由汽機廠供貨，控制策略由汽機廠負責(zé)。DEH、ETS盡可能采用與機組DCS系統(tǒng)相同的硬件設(shè)備，實現(xiàn)DCS硬件一體化。十二 工程設(shè)想(一) 本工程廠區(qū)總平面采用汽機房朝向東南，固定端朝向西南，擴建端朝向東北的布置格局是可行的。請內(nèi)蒙院結(jié)合廠址場地現(xiàn)狀、廠區(qū)用地邊界、多晶硅項目位于廠區(qū)西南側(cè)、本工程與褐煤提質(zhì)項目、多晶硅項目生產(chǎn)辦公及服務(wù)設(shè)施統(tǒng)一規(guī)劃、空冷平臺朝向等因素，補充汽機房朝向西南的總平面布置方案。(二) 根據(jù)可研報告水文氣象資料，廠址所屬地區(qū)歷史上從未受到過高勒罕河洪水的影響，廠址地面標(biāo)高較高勒罕河?xùn)|岸高約30m40m，所以廠址不受高勒罕河百年一遇洪水的影響。請內(nèi)蒙院結(jié)合調(diào)整后的廠區(qū)總平面布置方案優(yōu)化廠區(qū)豎向設(shè)計，并在可研報告中對豎向設(shè)計方案進行論述。（總交）(三) 同意鍋爐給煤機、一次風(fēng)系統(tǒng)、二次風(fēng)系統(tǒng)、高壓流化風(fēng)系統(tǒng)、引風(fēng)系統(tǒng)的配置方案。(四) 同意一次風(fēng)機和二次風(fēng)機采用雙速離心式風(fēng)機；引風(fēng)機與脫硫增壓風(fēng)機合并，采用離心式風(fēng)機，建議引風(fēng)機采用變頻調(diào)節(jié)方式。(五) 同意本工程除塵器暫按每臺爐配置1臺布袋除塵器計列投資，請內(nèi)蒙院補充論述褐煤提質(zhì)系統(tǒng)排煙(內(nèi)含煤粉)對除塵器的影響及對策措施。除塵效率和出口含塵濃度應(yīng)滿足環(huán)保排放的要求。(六) 同意鍋爐燃油系統(tǒng)按設(shè)置2300m3鋼制儲油罐設(shè)計。(七) 原則同意主蒸汽及給水系統(tǒng)采用母管制，建議內(nèi)蒙院在下階段對母管制方案進一步優(yōu)化。(八) 同意全廠給水系統(tǒng)按5100%鍋爐容量電動給水泵方案計列投資，4臺運行，1臺備用。(九) 同意每臺機組凝結(jié)水系統(tǒng)按2100容量的凝結(jié)水泵，配1套變頻調(diào)速裝置計列投資。(十) 建議重要輔機采用閉式冷卻水。（機務(wù)回復(fù)）(十一) 根據(jù)可研報告中確定的熱負荷資料，當(dāng)一臺汽輪機故障時，另一臺汽輪機可滿足供熱需求；當(dāng)兩臺汽輪機故障時，則用鍋爐主蒸汽母管所設(shè)一級減溫減壓器出口蒸汽供工業(yè)熱負荷，二級減溫減壓器出口蒸汽作為采暖熱網(wǎng)加熱器的加熱用汽；若一臺循環(huán)流化床鍋爐故障，則汽輪機降負荷運行，滿足供熱需求，不足電力由電網(wǎng)供給。可以保障供熱的可靠性。(十二) 同意本工程不設(shè)啟動鍋爐，由褐煤提質(zhì)一期工程供汽。(十三) 原則同意廠內(nèi)除灰渣系統(tǒng)按灰渣分除、分排、干灰干排原則設(shè)計，廠外灰渣輸送采用自卸汽車外運至綜合利用用戶或貯灰場。(十四) 同意鍋爐底渣處理采用滾筒式冷渣機鏈斗輸送機機械除渣系統(tǒng)方案。滾筒式冷渣機冷卻水采用凝結(jié)水。建議內(nèi)蒙院核算冬季供熱期間凝結(jié)水量是否滿足冷渣器冷卻水量的需求。若不滿足，需考慮增加備用的冷卻水系統(tǒng)。(十五) 同意除塵器飛灰采用正壓氣力除灰系統(tǒng)集中至灰?guī)斓姆桨浮?十六) 同意本工程全廠儀用、檢修用及除灰用壓縮空氣系統(tǒng)按照儀用壓縮空氣優(yōu)先的原則集中布置、系統(tǒng)運行分開。(十七) 同意主廠房布置按汽機房、除氧煤倉間、鍋爐房三列式布置方案計列投資。內(nèi)蒙院應(yīng)根據(jù)確認(rèn)的褐煤提質(zhì)干燥設(shè)備，預(yù)留褐煤提質(zhì)干燥爐、旋風(fēng)除塵器等布置空間。下階段內(nèi)蒙院應(yīng)根據(jù)主輔機招標(biāo)結(jié)果進一步優(yōu)化主廠房布置尺寸。(十八) 電廠接入系統(tǒng)設(shè)計尚未審查，原則同意本工程暫按可研報告提出的電氣主接線方案估列投資。即：電廠以2回220kV線路接入系統(tǒng)，兩臺125MW機組以發(fā)電機變壓器線路組單元接線接入多晶硅220kV母線。鑒于多晶硅220kV斷路器由電廠人員操作，原則同意在本廠變壓器場地內(nèi)僅設(shè)置220kV隔離開關(guān)、電壓互感器、避雷器等設(shè)備。最終電氣主接線方案應(yīng)根據(jù)接入系統(tǒng)設(shè)計審查意見確定。建議進一步落實、補充多晶硅項目的負荷情況，并探討本廠升壓至110kV的可能性。（電氣回復(fù)）(十九) 由于220kV設(shè)備放置在空冷平臺下方，考慮空冷平臺水沖洗對電氣設(shè)備的影響，為保證運行安全，建議220kV設(shè)備采用GIS。（電氣回復(fù)）(二十) 同意發(fā)電機出口不裝設(shè)斷路器。(二十一) 同意主變壓器容量選擇為162MVA。(二十二) 同意本工程暫按由多晶硅220kV母線引接起動/備用電源方案估列投資。起動/備用變壓器容量與高壓廠用變壓器相同。(二十三) 同意每臺機組設(shè)一臺分裂繞組高壓廠用變壓器。每臺機組設(shè)兩段高壓工作段，全廠設(shè)兩段高壓公用段母線，由工作段供電。待下階段，經(jīng)詳細負荷計算后再確定高壓廠用變壓器容量。(二十四) 同意高壓廠用電電壓采用6kV等級，斷路器開斷能力控制在40kA以下。(二十五) 同意本工程不設(shè)柴油發(fā)電機組，保安負荷由直流系統(tǒng)統(tǒng)一考慮供電。(二十六) 同意每臺機組設(shè)置一套交流不停電電源(UPS)。UPS容量下階段確定。(二十七) 同意全廠設(shè)兩組220V直流蓄電池，向動力和控制負荷供電。蓄電池容量待下階段根據(jù)負荷計算情況確定。(二十八) 同意兩臺發(fā)電機組納入分散控制系統(tǒng)(DCS)，實現(xiàn)爐、機、電一體化監(jiān)控。(二十九) 原則同意輸煤程控系統(tǒng)及其他輔助車間控制系統(tǒng)納入全廠輔控網(wǎng)集中監(jiān)控方案。(三十) 同意4260t/h高溫高壓循環(huán)流化床鍋爐+2125MW直接空冷抽凝式汽輪發(fā)電機組采用爐、機、電集中控制，設(shè)置一個集中控制室，并留有后期擴建機組集中監(jiān)控的預(yù)留位置。(三十一) 建議在自動化水平中說明熱網(wǎng)系統(tǒng)、空冷系統(tǒng)、脫硫系統(tǒng)、脫硝系統(tǒng)自動化水平及監(jiān)控方式。（熱控回復(fù)）(三十二) 建議根據(jù)工藝機爐運行匹配原則、保證供熱安全、供電可靠性原則和最大限度降低風(fēng)險的原則設(shè)置DCS,DCS的配置還應(yīng)考慮后期擴建機組監(jiān)控的接入和擴展;請內(nèi)蒙院進一步優(yōu)化DCS的設(shè)置方案。（熱控回復(fù)）(三十三) 同意機組順序控制系統(tǒng)設(shè)置功能組級、子功能組級和驅(qū)動級等控制方式。(三十四) 同意本期工程全廠輔助車間設(shè)置水、煤、灰監(jiān)控網(wǎng)絡(luò)，在水、煤、灰監(jiān)控網(wǎng)絡(luò)基礎(chǔ)上建立全廠輔助車間集中監(jiān)控網(wǎng)絡(luò)。全廠輔助車間集中監(jiān)控點可設(shè)在機爐集中控制室。(三十五) 建議對輔助車間控制系統(tǒng)采用PLC還是采用DCS硬件實現(xiàn)控制功能進行比選，下階段確定。（熱控回復(fù)）(三十六) 建議明確本工程廠級監(jiān)控信息系統(tǒng)SIS和廠級管理信息系統(tǒng)MIS(包括綜合布線)的功能、數(shù)據(jù)庫規(guī)模、硬件水平；明確是否設(shè)有基建MIS。SIS系統(tǒng)和MIS系統(tǒng)其建設(shè)方案宜統(tǒng)一規(guī)劃分步實施。建議核實SIS系統(tǒng)和MIS系統(tǒng)部分概算。（熱控回復(fù)）(三十七) 同意本工程設(shè)置1套全廠閉路電視監(jiān)視系統(tǒng)；監(jiān)視點規(guī)模為120點。(三十八) 建議核對控制電纜、配電箱、DCS系統(tǒng)IO點等部分工程量。（熱控回復(fù)）(三十九) 同意本工程采用KKS標(biāo)識系統(tǒng)，KKS標(biāo)識系統(tǒng)可按照中華人民共和國國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T50549-2010電廠標(biāo)識系統(tǒng)編碼標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。(四十) 原則同意廠外燃料輸送系統(tǒng)采用帶式輸送機運輸燃煤進廠，電廠距二號露天礦運距約為1.5km，目前暫按帶寬B=1000mm、帶速V=2.8m/s、出力Q=720t/h，雙路布置考慮。(四十一) 原則同意廠內(nèi)運煤系統(tǒng)按照4260t/h循環(huán)流化床鍋爐容量設(shè)計。具備遠期再建設(shè)4260t/h循環(huán)流化床鍋爐時的擴建條件。(四十二) 原則同意電廠本期工程廠內(nèi)設(shè)置2座貯煤筒倉，筒倉總貯量為2104t，約為按全廠3.68天耗煤量。筒倉內(nèi)設(shè)置惰性氣體保護及筒倉可燃氣體監(jiān)測系統(tǒng)。(四十三) 建議廠外來煤直接進入筒倉，取消不經(jīng)筒倉直通電廠運煤系統(tǒng)的旁路功能。（輸煤回復(fù)）(四十四) 原則同意本期運煤系統(tǒng)采用雙路帶式輸送機系統(tǒng)。帶式輸送機規(guī)格均為：帶寬B=1000mm，出力Q=400t/h。遠期再建設(shè)4臺260t/h鍋爐時，通過對整個輸送系統(tǒng)帶式輸送機提速至V=2.8m/s，出力提至Q=720t/h?？紤]到遠期帶式輸送機帶速將提至2.8m/s，建議煤倉間帶式輸送機采用帶寬B=1200mm，以適當(dāng)降低帶速，減少犁式卸料器對膠帶的磨損。(四十五) 建議將篩碎設(shè)備分開設(shè)置，即設(shè)置2臺出力為400t/h的篩煤機和2臺出力為400t/h的碎煤機。碎煤機室內(nèi)預(yù)留遠期擴建時再安裝2套篩碎設(shè)備的位置。（輸煤回復(fù)）(四十六) 請建設(shè)單位配合內(nèi)蒙院調(diào)研煤礦相關(guān)生產(chǎn)設(shè)施，并協(xié)調(diào)內(nèi)蒙院、煤礦設(shè)計單位，合理確定煤礦與電廠的設(shè)計、建設(shè)、運行維護及投資分界，并簽訂必要的協(xié)議性文件作為設(shè)計依據(jù)。(四十七) 本工程鍋爐補給水處理系統(tǒng)水源采用疏干水或水庫水,請項目單位補充收集水源水質(zhì)全分析資料(疏干水每季1份，全年4份；水庫水逐月1份，全年12份)作為設(shè)計參考依據(jù)。(四十八) 原則同意鍋爐補給水處理系統(tǒng)采用多介質(zhì)過濾器、超濾、反滲透預(yù)脫鹽及一級除鹽加混床的處理方案。請內(nèi)蒙院進一步核實廠內(nèi)水、汽損失量，工業(yè)抽汽回水量、回水水質(zhì)，確定系統(tǒng)出力。(四十九) 原則同意水處理系統(tǒng)設(shè)計及各級設(shè)備容量的配置。建議下階段對水處理系統(tǒng)的設(shè)備容量配置進一步優(yōu)化。(五十) 可研報告推薦采用直接空冷方式，原則同意每臺機組凝結(jié)水處理設(shè)置1套除鐵過濾系統(tǒng)。每套裝置配置1x100%容量除鐵過濾器。凝結(jié)水處理系統(tǒng)的方案應(yīng)根據(jù)最終采用的空冷方式確定。(五十一) 原則同意每套熱力系統(tǒng)化學(xué)加藥裝置為4爐2機共用。建議爐水設(shè)置加堿處理裝置。若機組采用閉式冷卻水系統(tǒng)，則應(yīng)考慮設(shè)置閉式水加氨裝置。(五十二) 同意4爐2機設(shè)4套集中水汽取樣分析裝置及配置必要的化學(xué)檢測表計方案。(五十三) 全廠輔機冷卻水采用以工業(yè)水作補充水的機力通風(fēng)冷卻塔開式循環(huán)系統(tǒng)。原則同意采用加穩(wěn)定劑和加殺菌劑的處理方案。請內(nèi)蒙院核算是否需要設(shè)置加酸裝置。（化學(xué)回復(fù)）(五十四) 請內(nèi)蒙院補充全廠工業(yè)廢水處理方案的相關(guān)工藝描述。（水工回復(fù)）(五十五) 同意全廠設(shè)置1臺移動式絕緣油凈油裝置。(五十六) 原則同意本工程主廠房采用現(xiàn)澆鋼筋混凝土框、排架承重結(jié)構(gòu)體系。(五十七) 本工程煙氣采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，脫硫系統(tǒng)不設(shè)置旁路煙道及GGH。原則同意本工程采用套筒式煙囪方案，承重外筒采用現(xiàn)澆鋼筋混凝土筒體結(jié)構(gòu)，四臺爐共用一個排煙內(nèi)筒。內(nèi)筒材料的選用應(yīng)根據(jù)防腐要求和技術(shù)經(jīng)濟比較后確定。本階段暫按鈦-鋼復(fù)合板內(nèi)筒計列工程費用。 （土建 回復(fù)）(五十八) 可研報告提出，本工程主供水水源采用白音華二、三號露天煤礦疏干水，煤礦疏干水全部排入高勒罕水庫，電廠工業(yè)及消防用水取自高勒罕水庫，并以高勒罕水庫作為電廠應(yīng)急備用水源。建議煤礦疏干水直接輸送至本工程廠區(qū)內(nèi)經(jīng)預(yù)處理后供電廠使用，以避免疏干水水質(zhì)對高勒罕水庫水質(zhì)的影響。待本工程供水方案落實后，內(nèi)蒙院應(yīng)根據(jù)簽訂的供水協(xié)議（業(yè)主提供），補充完善本工程補給水設(shè)計方案。(五十九) 可研報告提出，廠外補給水系統(tǒng)設(shè)計分界線至電廠圍墻外1.0m，請內(nèi)蒙院配合建設(shè)單位委托有資質(zhì)的設(shè)計單位同步完成本工程廠外補給水系統(tǒng)可行性研究報告編制工作。(六十) 由于缺少廠址處最近10年的氣象資料，可研報告參照距廠址相距約85km的西烏旗氣象站1999-2003的氣象資料進行的空冷系統(tǒng)設(shè)計。請內(nèi)蒙院對廠址處氣象資料與西烏旗氣象站氣象資料的相關(guān)性和代表性進行補充分析，并按照火力發(fā)電廠水工設(shè)計技術(shù)規(guī)程(DL/T5339-2006)的要求，補充空冷氣象資料及特殊的氣象要素。必要時，在電廠廠址附近設(shè)置臨時氣象觀測站，取得一年的觀測資料與氣象站進行對比觀測，復(fù)核廠址處氣象要素。（水文、水工回復(fù)）(六十一) 請內(nèi)蒙院根據(jù)汽輪機的特性、空冷氣象條件及廠區(qū)總平面布置等，對本工程采用直接空冷方案的可行性進一步論證。由業(yè)主組織審查時審定。（水工回復(fù)）(六十二) 本可研報告提出的直接空冷方案為：設(shè)計氣溫10.5，設(shè)計背壓13kPa，夏季滿發(fā)氣溫30，滿發(fā)背壓30kPa，每臺機組空冷凝汽器總散熱面積459149m2，每臺機組由16個冷卻單元組成，每個單元采用直徑9.144m變頻調(diào)速風(fēng)機，平臺高度26m。請內(nèi)蒙院根據(jù)空冷凝汽器型式及主機招標(biāo)結(jié)果對直接空冷系統(tǒng)做進一步優(yōu)化。(六十三) 原則同意本工程輔機冷卻水采用帶機械通風(fēng)冷卻塔的再循環(huán)供水系統(tǒng)。(六十四) 請內(nèi)蒙院根據(jù)各生產(chǎn)系統(tǒng)的設(shè)備選擇情況，進一步采取節(jié)約用水措施，做好水量平衡工作，使耗水指標(biāo)滿足國家和電力行業(yè)新建空冷機組用水指標(biāo)的有關(guān)規(guī)定要求。（水工回復(fù)）(六十五) 原則同意本工程可研報告中提出的消防系統(tǒng)設(shè)計原則。(六十六) 貯灰場方案1 鑒于目前灰、渣綜合利用尚不落實，建議灰場容積按20年貯灰容量規(guī)劃，本期灰場貯灰容量按貯本工程最大灰渣量5年考慮。（水工結(jié)構(gòu)回復(fù)）2 建議對堆石棱體的做法進行優(yōu)化。（水工結(jié)構(gòu)回復(fù)）3 建議灰場防滲膜考慮HDPE膜。（水工結(jié)構(gòu)回復(fù)）4 請落實廠外運灰道路走向及其實施方案。（水工結(jié)構(gòu)回復(fù)）5 請內(nèi)蒙院補充灰場區(qū)域的水文氣象、地質(zhì)說明（業(yè)主提供）。（水工結(jié)構(gòu)回復(fù)）(六十七)施工組織部分1 可研報告中提出的第一臺機組施工工期為24個月按機組容量過長，建議按照當(dāng)?shù)貙嶋H情況適當(dāng)縮短。（總交回復(fù)）2 大型施工機械配備過大，相當(dāng)于300MW600MW機組施工配備的機械數(shù)量。請內(nèi)蒙院進行核實。（總交回復(fù)）3 大件設(shè)備運輸配車有誤，D38鉗夾車是專為600MW發(fā)電機組而設(shè)計。對于100MW機組無需專列運輸。其他配車也應(yīng)進一步核實。（總交回復(fù)）十三、脫硫部分(一) 鑒于褐煤提質(zhì)工藝對干燥用煙氣的要求，本工程不設(shè)爐內(nèi)脫硫，請建設(shè)單位配合內(nèi)蒙院對褐煤提質(zhì)工藝進一步落實，以尋求采用最佳脫硫工藝方案。(二) 本工程同步建設(shè)全煙氣脫硫裝置，原則同意暫按采用石灰石石膏濕法脫硫工藝(2爐1塔)。年均脫硫效率暫按不低于96.5%考慮，最終脫硫效率以環(huán)評批復(fù)意見為準(zhǔn)。(三) 本工程脫硫吸收劑按外購石灰石粒設(shè)計，年需石灰石約4.02104t，建設(shè)單位應(yīng)落實脫硫吸收劑來源，補充石灰石的供應(yīng)協(xié)議。請建設(shè)單位進一步落實石灰石品質(zhì)成分化驗報告和價格等。(四) 同意石灰石漿液制備系統(tǒng)和石膏脫水系統(tǒng)按4爐公用設(shè)計。(五) 同意本工程不設(shè)置煙氣旁路煙道，脫硫增壓風(fēng)機與鍋爐引風(fēng)機合并設(shè)置。本工程是否設(shè)置煙氣換熱器(GGH)以環(huán)評批復(fù)意見為準(zhǔn)。(六) 本工程脫硫系統(tǒng)關(guān)鍵設(shè)備及部件進口范圍按照中國電力投資集團公司有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。(七) 同意脫硫裝置布置在煙囪兩側(cè)的設(shè)計方案。(八) 鑒于煙氣脫硫系統(tǒng)無旁路擋板，建議煙氣脫硫系統(tǒng)的控制直接納入相應(yīng)機組控制網(wǎng)，脫硫公用系統(tǒng)直接納入公用系統(tǒng)DCS控制網(wǎng)絡(luò)，統(tǒng)一在機爐集中控制室監(jiān)控，不設(shè)置脫硫獨立控制系統(tǒng)和單獨監(jiān)控點。（熱控回復(fù)）十四、脫硝部分(一) 本工程同步安裝煙氣脫硝裝置，可研報告推薦采用選擇性非催化還原(SNCR)工藝。請建設(shè)單位及內(nèi)蒙院對燃用同類煤質(zhì)已運行的循環(huán)流化床鍋爐NOx排放濃度、SNCR實際脫硝效率進行調(diào)研，根據(jù)調(diào)研結(jié)果及本工程實際情況，推薦適合的脫硝工藝。最終煙氣脫硝工藝方案根據(jù)環(huán)評批復(fù)意見確定。(二) 若鍋爐采用SNCR煙氣脫硝裝置，原則同意本工程脫硝還原劑暫按尿素設(shè)計。按50%脫硝效率計算，本工程尿素消耗量約為1980t/a，請建設(shè)單位落實尿素來源，補充尿素供應(yīng)協(xié)議。(三) 建議煙氣脫硝反應(yīng)區(qū)控制納入機組DCS；脫硝系統(tǒng)控制是納入公用DCS網(wǎng)還是全廠輔控網(wǎng)或全廠水網(wǎng)，應(yīng)根據(jù)電廠運行管理模式確定（熱控回復(fù)）十五 環(huán)境保護與水土保持部分(一) 建設(shè)單位已委托內(nèi)蒙古自治區(qū)環(huán)境科學(xué)研究院編制本工程環(huán)境影響報告書，請建設(shè)單位按程序上報環(huán)境保護主管部門取得批復(fù)文件，作為本工程的設(shè)計依據(jù)。(二) 本工程擬執(zhí)行的環(huán)境保護標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)以對環(huán)境影響報告書的審批意見為準(zhǔn)。(三) 本工程擬采用4260t/h循環(huán)流化床鍋爐加爐后石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝；采用布袋除塵器；采用低氮氧化物燃燒技術(shù)加SNCR煙氣脫硝工藝。煙氣污染物排放濃度應(yīng)滿足火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)(GB13223-2011)的要求。內(nèi)蒙院應(yīng)根據(jù)環(huán)評批復(fù)的脫硫脫硝效率，核算本工程煙氣污染物排放濃度和排放量。請建設(shè)單位取得環(huán)境保護主管部門關(guān)于本工程二氧化硫、氮氧化物等污染物排放總量控制指標(biāo)的批復(fù)文件。(四) 本工程正常運行時，工業(yè)廢水和生活污水經(jīng)處理達到相應(yīng)的回用要求后全部回收利用，不外排。內(nèi)蒙院應(yīng)考慮事故情況下的排水去向。（水工回復(fù)）(五) 本工程貯灰場選在二號露天煤礦的廢棄礦坑內(nèi)，屬于平原干灰場。選址及污染防治措施應(yīng)符合一般工業(yè)固體廢物貯存、處置場污染控制標(biāo)準(zhǔn)(GB185992001)的規(guī)定和環(huán)評的要求。(六) 建議建設(shè)單位配合內(nèi)蒙院，調(diào)查落實本工程灰渣和脫硫副產(chǎn)品綜合利用的途徑和利用量，并取得綜合利用協(xié)議。(七) 同意本工程設(shè)置煙氣連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)。煙氣連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)的設(shè)置應(yīng)執(zhí)行固定污染源煙氣連續(xù)監(jiān)測技術(shù)規(guī)范(試行)(HJ T75-2007)標(biāo)準(zhǔn)，監(jiān)測因子應(yīng)包括二氧化硫、氮氧化物、煙塵等項目，監(jiān)測信號應(yīng)留有輸送至當(dāng)?shù)丨h(huán)保主管部門的接口。(八) 建設(shè)單位已委托內(nèi)蒙古自治區(qū)水利科學(xué)研究院編制本工程水土保持方案報告書工作，請建設(shè)單位按程序上報水利主管部門取得批復(fù)文件，及時落實各項治理措施，防止造成水土流失。十六 節(jié)約和合理利用資源(一) 本工程遵循有關(guān)合理用能標(biāo)準(zhǔn)及節(jié)能設(shè)計規(guī)范，對當(dāng)?shù)啬芎姆N類、數(shù)量和能源供應(yīng)狀況進行統(tǒng)計，并對本工程的能耗指標(biāo)、節(jié)能措施和節(jié)能效果進行了分析，符合火力發(fā)電廠可行性研究報告內(nèi)容深度規(guī)定(DL/T 5375-2008)的要求(二) 內(nèi)蒙古自治區(qū)是我國煤炭生產(chǎn)大省，煤炭資源十分豐富，屬于煤炭輸出地區(qū)。本工程擬采用白音華露天煤礦二號礦褐煤作為電廠燃料用煤。屬于資源綜合利用余熱發(fā)電項目,符合國家有關(guān)產(chǎn)業(yè)政策，資源利用合理。(三) 原則同意本工程采取的各項節(jié)能措施，內(nèi)蒙院應(yīng)結(jié)合工藝系統(tǒng)的負荷變化情況，進一步核算廠用電率(含脫硫、脫硝)。(四) 同意內(nèi)蒙院提出的本工程建筑節(jié)能設(shè)計原則。在初步設(shè)計階段，應(yīng)按照公共建筑節(jié)能設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)(DB13(J)81-2009)有關(guān)要求，通過采取優(yōu)化建筑平面設(shè)計、控制建筑體型系數(shù)、提高外圍護結(jié)構(gòu)熱工性能等措施降低建筑能耗。(五) 初步設(shè)計階段，內(nèi)蒙院應(yīng)嚴(yán)格按照有關(guān)規(guī)程、規(guī)定選取各種輔助設(shè)備的參數(shù)和容量，避免設(shè)備裕量過大，造成運行效率低、能耗高。十七 抗災(zāi)能力評價(一) 本工程為常規(guī)電力設(shè)施，內(nèi)蒙院在工程選址過程中，已充分考慮了地震、地質(zhì)、洪水、氣象等自然災(zāi)害的影響，已避開自然災(zāi)害易發(fā)區(qū)。按照現(xiàn)行設(shè)計規(guī)范，可以滿足