国电蓬莱发电厂一期工程 初步设计
第1卷 总 的 部 分
设计说明书
山
东
电力
工
程咨询院
工程设计证书甲级150001-sj号
2004年1月 济 南
本工程初步设计文件由以下各卷组成
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 第11卷
第12卷第1分卷第12卷第2分卷第13卷 第14卷 第15卷 第16卷 第17卷 第18卷 第19卷 第20卷
总的部分 电力系统部分 总图运输部分 热机部分 运煤部分 除灰渣部分 电厂化学部分 电气部分 热工自动化部分 建筑结构部分
采暖通风及空气调节部分水工工艺部分 水工结构部分 环境保护 消防部分
劳动保护与工业卫生 节约能源及原材料 施工组织大纲部分 运行组织及设计定员部分概算部分
主要设备材料清册
本 卷 目 录
1 概 述 2 厂址简述
3 电力负荷及发电厂容量 4 主要设计原则
5 节能、节约用地及原材料措施 6 环境保护
7 劳动安全及工业卫生 8 运行组织及设计定员 9 主要技术经济指标
10 提高本工程技术水平和设计质量的措施 11 存在的问题及建议
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总的部分设计文件目录
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
图 号 37-F3191C-A-01 37-F3191C-X-03 37-F3191C-Z-02 37-F3191C-Z-03 37-F3191C-Z-04 37-F3191C-J-02 37-F3191C-J-03 37-F3191C-J-04 37-F3191C-J-09 37-F3191C-J-10 37-F3191C-J-11 37-F3191C-J-12 37-F3191C-J-13 37-F3191C-J-14 37-F3191C-J-15 37-F3191C-J-16 37-F3191C-J-17 37-F3191C-J-18 37-F3191C-J-19 37-F3191C-S01-03 37-F3191C-S01-04 37-F3191C-S01-05 图纸（文件）名称 设计说明书 电厂接入系统方案图 厂址地理位置图 厂址全厂总体规划图 厂区总平面布置图(方案一) 原则性热力系统图 热力系统图 燃烧制粉系统图 汽机房底层平面布置图 汽机房中间层平面布置图 汽机房运转层平面布置图 除氧间22.米平面布置图 汽机房横剖面图 锅炉房底层平面布置图 锅炉房运转层及以上平面布置图 煤仓间各层平面布置图 锅炉房横剖面图 炉后平面布置图 炉后断面布置图 厂区水工建（构）筑物布置图 供水系统及高程图 水量平衡图 ²2²
序号 23 24 25 26 27 28 29 30
图 号 37-F3191C-D-02 37-F3191C-M-02 37-F3191C-C-02 37-F3191C-C-03 37-F3191C-H-01 图纸（文件）名称 电气主接线图 方案一 运煤系统平面布置图 除灰系统图 除渣系统图 锅炉补给水处理系统图 37-F3191C-S02-06 重力式取水方案结构平面布置图 37-F3191C-S02-21 下朱潘干灰场平面布置图 37-F3191C-S02-22 下朱潘干灰场剖面图 ²3²
附专题报告目录
序号 1 2 3 4 5
附外委专题报告目录
序号 1 2 3 4 5 6 7 专 题 名 称 环境影响报告书 海洋环境评价 取排水泥沙物理模型实验 受 委 托 单 位 国电南京环保研究所 中国海洋大学海洋环境学院 中国海洋大学海洋环境学院 专 题 名 称 制粉系统选型技术经济比较 电气系统纳入DCS控制方案 弹簧隔振专题报告 静态衡、动态衡专题报告 循环水系统优化专题报告 专 业 机 务 电 气 土 建 上 煤 水工工艺专业 取水管道与排水口路由分析和青岛环海海洋工程勘察研究院 海域使用论证报告 取排水温排水物理模型实验 中国海洋大学海洋环境学院 国电蓬莱发电厂2³300MW+2³山东水利科学研究院 600MW工程水土保持方案 国电蓬莱发电厂厂址地震安全山东地震工程研究院 性评价 国电蓬莱发电厂工程建设用地地质灾害危险性评估及压覆矿山东省第一地质矿产勘察院 产资源调查 8
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附件：
1) 山东省发展计划委员会鲁计基础[2003]1467号文“关于深入开展蓬莱发电厂一期2³300MW工程前期工作的通知”；
2) 上海利贞苑电力科技有限公司关于《国电蓬莱发电厂2³300MW工程可行性研究报告”的内部评估意见；
3) 电力规划设计总院关于“蓬莱电厂一期工程总图评审会会议纪要”； 4) 山东省水利厅鲁水资字[2003]53号文“关于国电蓬莱发电厂一期工程2³300MW机组取水许可预申请的批复”；
5) 山东省水利厅关于“《国电蓬莱电厂建设项目水土保持方案(送审稿)专家组评审意见”
6) 《国电蓬莱发电厂工程海洋特征值、取排水数模、温排水数模及取排水物模专题》研究报告评审意见；
7) 蓬莱市城市规划管理处蓬规字[2003]第10号文“关于国电蓬莱发电厂燃煤机组建设规划用地的意见”；
8) 蓬莱市规划与国土资源局蓬规与国土资发[2003]49号文“关于国电蓬莱发电厂燃煤机组建设用地的意见”；
9) 蓬莱市水务局蓬水字[2003]第49号文“关于同意国电蓬莱发电厂燃煤机组厂址、灰场的意见”；
10) 蓬莱市海洋与渔业局蓬海渔字[2003]64号文“关于国电蓬莱发电厂燃煤机组使用海域的意见”
11) 蓬莱市规划与国土资源局蓬规与国土资发[2003]50号文“关于国电蓬莱发电厂燃煤机组厂址无矿产资源的证明”；
12) 蓬莱市文物管理局蓬文管字[2003]第4号文件“关于国电蓬莱发电厂燃煤机组厂址无文物的证明”；
13) 蓬莱市城市规划管理处蓬规字[2003]第11号文件“关于国电蓬莱发电厂燃煤机组厂址附近无机场、军事设施的证明”；
14) 烟台地方铁路筹建办公室烟铁办[2003]25号文“关于拟请同意国电蓬莱电厂运煤专用线接轨以及请为电厂一期工程发电用煤炭提供运量的
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函”的回复；
15) 山东大莱龙铁路有限公司鲁铁大莱龙函[2003]23号文“关于为国电蓬莱电厂一期工程发电用煤炭提供运量的复函”；
16) 神华集团有限责任公司“关于同意为国电蓬莱电厂发电用煤炭经由黄大铁路运输并提供运量的复函”；
17) 国电蓬莱发电厂筹建处与山东蔚阳栾家口港务股份有限公司签订的“煤炭接卸运协议书”；
18) 中国工商银行山东省分行2003 第21号文“固定资产项目贷款意向书”；
19) 共同投资建设蓬莱发电项目意向书；
20) 国电蓬莱电厂筹建处与神华煤炭运销公司签订的“长期供煤协议”； 21) 山东电力研究院提供的的煤质资料；
22) 烟台市环境保护局“关于国电蓬莱发电厂项目环境影响评价执行标准的批复”；
23) 蓬莱市人民政府蓬政函[2003]50号文“对环保局关于对蓬莱发电厂分配污染物排放总量控制指标请示的批复”；
24) 国电蓬莱电厂与蓬莱市国龙新型建材有限公司的“供灰渣意向书”； 25) 国电蓬莱电厂与蓬莱磐龙水泥有限公司的“供灰渣意向书”； 26) 国电蓬莱电厂与山东蔚阳集团有限公司水泥厂的“供灰渣意向书”； 27) 山东蔚阳栾家口港务股份有限公司“关于港口卸煤简介”； 28) 山东尉阳集团有限公司山尉字[2004]第36号文关于承运“国电蓬莱发电厂一期工程2³300MW机组煤炭”的函；
29) 山东电力研究院提供的水质全分析报告表；
30) 蓬莱市供水总公司“关于国电蓬莱发电厂用水价格的函”。
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1 概 述 1.1 设计依据
2003年11月完成了本工程可行性研究报告并且通过了上海利贞苑电力科技有限公司的评估，2003年12月2日，电力规划设计总院对本工程可研阶段的总图布置进行了评审。主要依据如下：
1.1.1 中华人民共和国有关法律、法规； 1.1.2 有关国家标准、规范及行业标准、规范；
1.1.3 山东省发展计划委员会鲁计基础[2003]1467号文“关于深入开展蓬莱发电厂一期2³300MW工程前期工作的通知”；
1.1.4 上海利贞苑电力科技有限公司关于《国电蓬莱发电厂2³300MW工程可行性研究报告”的内部评估意见；
1.1.5 电力规划设计总院关于“蓬莱电厂一期工程总图评审会会议纪要”。
1.2 项目概况
1.2.1 项目法人：国电蓬莱电厂筹建处； 1.2.2 项目名称：国电蓬莱发电厂一期工程；
1.2.3 工程规模：规划容量为2³300MW+2³600MW，一期工程建设2³300MW燃煤发电机组。
1.2.4 机组类型：燃煤发电机组； 1.2.5 开工及投入运行时间：
2004年6月开工建设，2006年6月、2006年12月#1、#2机组分别投产发电；
1.3 电厂在地区电力系统中的作用
“十五”期间，山东省电力基本平衡，“十一五”期间开始缺电。烟台市“十五”期间一直处于缺电状态，本工程2006年投产有利于缓解供电紧张的局面，主要满足当地电负荷的需要。本工程的建设提高了山东电网大容量机组的比例，有利于优化山东火电电源结构，提高环保质量。既可满足烟台地区电负荷增长的需要、改善该地区的供电环境，又可加强山东电网东部末端电网的结构，有利于提高电网的安全稳定运行水平。因此，蓬莱电厂2³300MW
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机组工程的建设是必要的。
本工程2³300MW机组以220kV电压等级接入电网，主供烟台市地区负荷。 1.4 本期工程2³300MW机组正常运行带基本负荷，并可调峰。锅炉燃用设计煤种不投油最低稳燃负荷为30％BMCR。
设备年利用小时数5500小时。
1.5 设计内容、范围、及设计分工界限
山东电力工程咨询院为主体设计单位，按初步设计深度规定，对电厂工程建设项目的合理性和整体性以及参与工程设计的各设计单位之间的协调负责。设计范围包括厂区围墙以内的主要生产及辅助生产各工艺系统的安装及土建工程设计：包括厂区布置，厂内的燃料运输，供水、除灰渣及热力与燃烧系统、电气、热力自动化控制、锅炉补给水处理、采暖通风与空调、土建建筑与结构、消防及施工实施条件及轮廓进度；厂外循环水取排水系统的设计；事故灰渣场的设计；编制工程投资概算书。
电厂对外供电线路设计至屋内配电装置外墙的套管。
电力系统设计（含一次及远动、通讯、继电保护设计）、厂外输电线路工程、厂外道路、电厂运煤铁路专用线、环境影响报告、海洋环境评价、烟气脱硫除尘工程、电厂大件设备运输的研究、由电厂另行委托设计。电厂淡水水源由蓬莱市采用输水管线附设至厂区围墙外1.0m。
2 厂址简述
2.1 厂址自然条件及建厂条件 2.1.1 厂址地理位置
厂址位于蓬莱市西偏南约14km，北隔沿海防护林带为渤海海滨，东约1.5km处为北王绪村，南隔四回220kV线路为聂家村，东南和西南方向分别与梓潼泊村、后营村相望。
2.1.2 厂址地形地貌
厂址地貌成因类型为冲积平原，地貌类型为微倾斜平地。地形较平坦、开阔，自然地面高程在4.8m～7.0m（1985国家高程基准，下同）之间，地势由南偏东向西偏北倾斜，坡度约为3‰。厂址用地现为农田，多种植葡萄。
2.1.3 厂址稳定性及岩土工程
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2.1.3.1 厂址稳定性
厂址附近范围内无全新世活动断裂，也无断裂与已知全新世活动断裂（或断裂带）有构造上的联系；同时，厂址及厂址附近区无象泥石流、滑坡、大面积地表塌陷等危及厂址安全的潜在地质灾害发生的条件，厂址处于相对稳定区；场地土类型为中软场地土。建筑的场地类别为Ⅱ类，属抗震有利地段。
根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），厂址地震动峰值加速度为0.15g，地震动反应谱特征周期为0.40S（对应于中硬场地），地震基本烈度为Ⅶ度。
2.1.3.2 岩土工程 1) 厂区部分
厂址地层上覆中砂、淤泥质粉质粘土、粘土等；下伏第四系下更新统～中更新统史家沟组(Q1～2sj)火山岩。其中①中砂在地震影响烈度为Ⅶ度时将产生液化，因此该层不宜作为建筑物的天然地基持力层。
①中砂：层厚4.66～5.50m，层底埋深4.66～5.50m，相应层底高程-0.67～1.03m，地基承载力特征值fak=120～150kPa。
②淤泥质粉质粘土：工程性质较差，承载力特征值为80～100kPa，压缩性高，属高压缩性的饱和软土，承载能力及抗变形能能力差，不宜作为一般建筑物的天然地基持力层。
③粘土层承载力特征值为180～240kPa，工程性质相对较好，能满足一般建筑物对天然地基持力层的要求，但只在厂区北部分布，且层厚较小，对于烟囱、主厂房等重要建筑物当满足其对天然地基的要求时可作为天然地基持力层，但应对沉降和变形进行验算。本层埋深一般大于6.50m，因此需进行超挖换填，换填方式宜采用毛石混凝土换填。
④玄武岩工程性质较好，强度较高，承载力特征值大于280kPa，可以满足主厂房、烟囱等重要建（构）筑物对地基强度和变形的要求，是良好的天然地基持力层，若基础埋深（自地表算起）按5.00m，一般尚需进行超挖约2.00～3.00m，
2） 下朱潘灰场
该灰场位于北沟镇下朱潘村西南的冲沟中，在蓬莱市东南直线距离约
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8km、电厂厂址东北直线距离约7km。有206国道、宽约6.5m的老206国道沥青道路以及环海公里横穿冲沟，交通便利。
该区域的地形总体上为南高北低、东岸高西岸低。冲沟两岸的地面标高由南侧的55m（1985年国家高程系）渐变至北侧的30m。冲沟底部谷底标高由南侧的27m渐变至北侧的17m，坡度约2%。
灰场地貌成因类型为冲蚀谷地，地貌类型为冲沟。在沟两侧为黄土状粉质粘土，沟底为粉质粘土：棕黄、棕褐色，硬塑状态，湿，一般含铁锰质结核，混粗砂颗粒，厚度大于10m，地基承载力特征值fak=180～220kPa。
3） 取排水构筑物地形及岩土工程
厂外循环水泵房处地势平缓，地面标高在4.8～4.2m，从循环水泵房至取水头1000m，陆地部分地势起伏稍大，地面标高从4.2～1.4m，海域海底平缓，水深平缓变化至6.5m（以理论基准面计），排水口处自然地面标高在1.5～0.5m。
取水海域海底比较平缓。海底地层大致分三层：第一层为海相沉积层，可能是砂层，其厚度越往海越深，厚度约4m～10m。第二层为陆相沉积层，深约厚度约8m～15m。第三层为基岩（玄武岩），其顶面埋深12～25m。
2.1.3.3 地下水
厂区场地地下水类型主要为第四系孔隙潜水，大气降水为主要补给方式，蒸发及人工开采为主要排泄方式。地下水位埋深0.60～3.50m，相应高程1.37～4.79m。常年最高地下水水位埋深0.50m。地下水土对混凝土无腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋无腐蚀性，对钢结构有中等腐蚀性。
灰场区域地下水类型主要为第四系孔隙潜水，据调查灰场区域地下水常年最高水位大于5.00m，可不考虑地下水对混凝土的腐蚀性。 2.1.3.4 厂址其它条件
厂址区无开采价值的矿藏或文物、无军事设施、无机场。 2.1.4 水文气象 2.1.4.1 水文
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1） 陆域水文
由于厂址位于陆域，自然地面标高较高，不受海浪、潮汐的影响。 厂址地势南高北低，厂址洪水自南向北流，主要受厂址南侧坡面洪水的影响。
厂址南围墙水文断面处P=1%洪峰流量41.1m3/s，洪水总量22.004万m3， 由于厂址周围地势东高西低、南高北低，可以顺地势在厂址南围墙外自东向西修筑排洪沟，然后在围墙的西南角外折向北入海。
内涝积水：最大积水深0.20m，历时2～3天，无冲淤变化。 2) 海洋水文
厂址历年最高高潮位为2.00m（1985国家高程基准，下同），厂址千年一遇、百年一遇高潮位分别为2.61m、2.15m。波浪在蓬莱理论深度基准面下3m处（相当于1985国家高程基准－3.925m）出现破碎。而厂址自然地面标高不低于4.8m，且距0m海岸线的距离不小于450m，因此，厂址不受海洋潮位及波浪的影响。
a） 潮汐 平均海面
0.01m（1985年国家高程基准，下同） 2.00m（1985.8.20） -2.00m（1989.2.3） 0.41m -0.39m 1.88m 1.03m 5小时35分 6小时49分钟 2.61m
历年最高高潮位 历年最低低潮位
历年平均最高潮位 历年平均最低潮位 最大潮差 平均潮差 平均涨潮历时 平均落潮历时 b） 工程设计潮位
频率0.1%设计高潮位： 频率1%设计高潮位： 频率2%设计高潮位： 频率97%设计低潮位： 频率99%设计低潮位：
2.15m 2.01m
-2.03m -2.23m －5－
c） 波浪
该海区属于以风浪为主、涌浪为辅的混和浪海域。冬季涌浪最多，夏季涌浪最少。常浪向为NE向，次常浪向为NNE向；强浪向NW向，次强浪向NNW向。取水口处100年一遇水位H1%累积率波高为3.19m。
2.1.4.2 气象条件
蓬莱市地处季风区内，属温带季风型大陆性气候，又具有明显的海洋气候特征。四季分明，季风进退明显。夏半年呈现明显的海洋性气候特征，多偏南风，湿热多雨，无高温酷暑。冬半年受蒙古高压控制，海洋影响大为减弱，多偏北风，气候干冷，但少严寒。
累年平均气温12.3℃。
累年最热月（7月）平均最高气温29.2℃。 累年最热月（7月）平均最低气温21.5℃。
累年极端最高气温41.8℃，出现于1967年8月8日； 累年极端最低气温-15.1℃，出现于1968年2月4日； 累年最冷月（一月）平均气温-2.0℃。 累年平均风速4.2m/s。
30年一遇10m高处10分钟平均最大风速26.2m/s； 50年一遇10m高处10分钟平均最大风速27.3m/s； 累年全年主导风向SSW，相应频率14%； 累年夏季主导风向SSW，相应频率14%； 累年冬季主导风向SSW，相应频率12%； 累年年平均降雨量613.0mm。
累年年最大降雨量1122.2mm，发生于1964年。
累年最大一日降雨量208.1mm，发生于1982年8月25日。
累年最大10分钟降雨量33.1mm，发生于2002年8月5日00时54分（1983～2002年）。
累年最大积雪厚度21cm； 累年一般积雪厚度8cm； 累年最大冻土深度46cm。 2.1.5 供水水源
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2.1.5.1 海水水源
厂址北约600m即为渤海，有丰富的海水资源。电厂循环水系统以海水为水源，采用直流供水系统。本期2³300MW机组需海水冷却水量为20.02m3/s。
2.1.5.2 淡水水源
电厂生活用水、锅炉补给水及部分工业用采用淡水，采用蓬莱市自来水公司自来水为水源，该公司负责将自来水供至厂区东围墙外1.0m。 2³300MW发电设备年利用小时数按5500计算，本期工程年用水量约为172万m3（含淡水脱硫用水）。
山东省水文水资源勘测局对丘山水库与战山水库水源进行了论证：在供水保证率为97％的情况下，电厂一期工程（申请）年用水量260万m3可以由丘山水库满足；在电厂一、二期工程和城市供水统筹兼顾的情况下，丘山、战山水库不能满足电厂一、二期工程总用水量580万m3的需要，可以由南水北调工程供水补足。
《国电集团蓬莱发电厂工程水源论证报告》已通过山东省水利厅组织的专家审查，业主已取得水资源管理部门对取水许可预申请的批复文件。
2.1.6 燃煤供应 2.1.6.1 燃煤
2³300MW机组年耗煤量为132.22万吨，设计煤种为神府东胜煤田的活鸡兔矿、补连塔矿的煤炭。神华煤炭运销公司已与电厂签定长期供煤协议，同意每年向电厂每年供应150万吨煤炭。校核煤种山西晋北煤。电厂燃煤有保证。
2.1.6.2 煤质
煤 质 分 析 表
序号 项 目 符号 Car Har Oar Nar 单位 % % % % －7－
设计煤种 63.2 3.72 10.22 0.84 校核煤种 58.56 3.36 7.28 0.79 1 收到基碳份 2 收到基氢份 3 收到基氧份 4 收到基氮份
序号 项 目 符号 Sar Aar Mt 单位 % % % 设计煤种 0.43 7.09 14.5 23657 35 8 65 1100℃ 1150℃ 1190℃ 35 13 7 26 1.2 0.7 0.5 11 校核煤种 0.63 19.77 9.61 22441 32.31 3.09 53 1110 1190 1270 50.41 15.73 23.46 3.93 1.27 2.33 2.05 5 收到基硫份 6 收到基灰份 7 全水份 8 收到基低位发热量 Qnet，ar kJ/kg 9 干燥无灰基挥发份 10 内在水份 11 可磨系数 12 灰变形温度 13 灰软化温度 14 灰熔化温度 15 氧化硅 16 氧化铝 17 氧化铁 18 氧化钙 19 氧化镁 20 氧化钾 21 氧化钛 22 氧化硫 23 其它
2.1.7 交通运输 2.1.7.1 铁路运输
Vdaf Mad HGI DT ST FT SiO2 Al2O3 Fe2O3 CaO MgO K2O TiO2 SO3 % % ℃ ℃ ℃ % % % % % % % % % 拟建龙（口）烟（台）铁路最早建成通车时间为2008年底。龙烟线为单线地方Ⅰ级铁路，线路平面和纵断面皆按国铁Ⅰ级设计，限制坡度为4‰，采用内燃机牵引，牵引定数为4000t，到发线有效长为850m，预留1050m。
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电厂运煤铁路专用线拟从北沟站接轨。北沟站为龙烟地方铁路上的会让站，设有正线1条，到发线2条，有效长850m，电厂铁路专用线在北沟站烟台端接轨，设安全线1条，增加到发线2条，有效长850m，并预留到发线1条，同时相应改造车站两端咽喉区。
2.1.7.2 公路运输
206国道（烟台——蓬莱——潍坊——汕头）自蓬莱市境内经过，在蓬莱市境内路面宽度不小于9m，采用水泥混凝土路面。
由于黄大、龙烟铁路最早建成通车时间为2008年底，电厂于2006年6月、12月两台机组分别投产发电。电厂燃料远期考虑铁路运输，近期采用铁路运至黄骅港转海运至厂址东北约3km处的蔚阳栾家口港，转100t自卸汽车运至电厂，公路里程约4.4km。
电厂主要进厂道路从厂址东北方向北王绪村北侧现有道路（北接栾家口港，8m宽混凝土路面）的西端引接，道路全长1.41km，采用7m宽混凝土路面。北王绪村北侧现有道路宽22m，混凝土路面。运煤、灰道路从厂址以东、北王绪村西侧的南北向道路引接，道路全长1.68km，采用9m宽混凝土路面。厂外道路皆按三级厂矿道路标准设计。
2.1.7.3 水路
蓬莱市现有港口三处——蓬莱老港（即西港）、蓬莱新港（即东港）、蔚阳栾家口港。其中，栾家口距厂址较近，位于厂址东北约3km处。
山东蔚阳栾家口港位于蓬莱市北沟镇北部，东距市区约12公里，通过既有公路与206国道相接。该港是山东蔚阳集团总公司所属企业，设计年吞吐量200万吨，其中10000吨级泊位2个，5000吨级、3000吨级、1000吨级泊位各1个；5000吨级客货滚装浮桥码头2个，3000吨级登陆码头2个，计划三年内建成6万吨泊位和10万吨泊位各两个。
电厂初期燃煤从栾家口港卸船然后转汽车运输。山东蔚阳栾家口港务股份有限公司已出文同意电厂燃煤在该港口接卸，并以山尉字[2004]第36号文承诺采用100t侧卸式自卸车负责自栾家口港将煤炭运至电厂。
2.1.8 灰渣场
厂内除灰采用灰渣分除、气力集灰干除灰。2300MW机组的灰渣量为9.69104t（折合10.77³104m3）。由于灰渣可全部综合利用，仅设事故备用
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灰渣场：本期按5年左右的灰渣量进行灰场设计、分段使用。并按满足存放20a左右按2300MW+2600MW规划容量计算的灰渣量进行规划。
本期事故备用灰渣场拟采用下朱潘冲沟的206国道与老206国道之间部分。占用的冲沟面积约48000m2，冲沟容积约60.5104m3，满足本期2300MW机组贮灰渣约5.6年。灰场分段使用，设约65m、高约5m的临时碾压土坝分格，满灰后及时覆土还田。
灰场防洪：灰场的防洪按20年一遇设计、100年一遇校核。上游设调蓄水池以拦蓄上游洪水；对于灰场内的雨水，在库区底部铺设排水涵管沉淀后引至场外。
由于为备用灰渣场，且灰量较小，因此本期工程的干灰场的喷洒用水将不专门铺设管道。拟采用汽车从厂区运水至灰场。
2.2 厂址与城镇及工矿企业的关系
厂址位于蓬莱市西城临港工业区西侧，电厂建设符合城市规划。厂址东北3km处为山东蔚阳栾家口港，电厂投产初期所需燃煤即通过该港口转运。
2.3 厂区、施工区及施工生活区规划
总平面呈“三列式”布置格局，厂区由北向南依此布置：220kV屋内配电装置—主厂房—煤场及汽车、铁路卸煤设施；由东向西依此为：生产附属辅助区—主要生产区—施工生产区；循环水取水布置在厂区以北约500m处，靠近海边。
电厂施工区布置在厂区扩建端，利用二期厂区用地作为临时施工用地，面积为15.2公顷。施工道路拟厂区北侧的进厂道路引接。施工生活区布置在厂区西侧，规划临时用地6.0公顷。
海域取排水设施施工场地：循环水泵房施工区、生活区占地10000m2，靠近循环水泵房布置；取水沟道预制场地7500m2，在栾家口港租用码头；取水头在青岛施工单位的预制场地预制。
2.4 厂区防、排洪规划及场地排水
厂址地势南高北低，厂址洪水自南向北流，主要受厂址南侧坡面洪水的影响。厂址南围墙水文断面处P=1%洪峰流量41.1m3/s，洪水总量22.004 万m3。由于厂址周围地势东高西低、南高北低，可以顺地势在厂址南围墙外自东向西修筑排洪沟，然后在围墙的西南角外折向北入海。
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2.5 电力出线
本期工程2³300MW机组以2回220kV线路接入系统，二期工程2³600MW机组拟以1回500kV线路送出。两期工程电力出线方向皆为先向北，然后沿海滨转向西北接至电厂东南约25km的于家庄镇南新建220kV于家庄开关站，可以利用的出线走廊开阔，宽约270m，满足出线要求。
3 电力负荷及发电厂容量 3.1 电厂在系统中的作用和地位 3.1.1 符合山东省电源建设原则
山东省是一个水资源匮乏的省份，水资源是制约山东省电源发展的重要因素之一。山东省今后煤电建设的重点是在水资源较为丰富的坑口、路口、港口新建或扩建300MW、600MW及以上超临界发电机组。蓬莱电厂位于山东省东部黄海之滨，具有较好的水资源条件。因此，蓬莱电厂新建工程符合山东省电源建设原则。
3.1.2 有利于优化山东省火电电源结构，提高环保质量
蓬莱电厂本期新建2³300MW工程，提高了山东电网大容量机组的比例，有利于制约中小容量凝汽式火电机组的盲目建设，从而也可以降低单位千瓦机组对环境的污染。
3.1.3 满足山东东部地区供电需要，有利于提高电网安全稳定运行水平 蓬莱电厂本期新建2³300MW机组，一是可满足烟台地区负荷增长需要，改善该地区的供电状况；二是可加强山东电网东部末端电网的电网结构，增强受端电网电源支撑，有利于提高电网安全稳定运行水平。
根据烟台电网电力平衡分析，蓬莱电厂本期2³300MW机组主要供电范围为烟台地区。
3.2 电力负荷
国电蓬莱电厂本期新建2³300MW机组计划于2004年开工、2006年全部投产。另外，烟台电厂规划2005、2006年建设3³150MW机组、2007年建设1³400MW级IGCC机组（发电机输出功率达496MW）。2002年～2010年烟台电网电力平衡见表3.2-1。
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表3.2-1
项 目 1、烟台电网最大负荷 2、电网装机容量 其中： 烟台电厂 百年电力 东海电厂 蓬莱电厂 烟台电网电力平衡表 单位：MW
2002年 2004年 2005年 2006年 2007年 2008年 2010年 1554 1410 330 1080 -144 -344 1860 1410 330 1080 -450 -650 -704 2040 1710 630 1080 (300) -330 -530 -638 2200 2460 780 1080 (300) 600 260 -40 -183 2380 2956 1276 1080 (300) 600 576 80 44 2560 2956 1276 1080 (300) 600 396 -100 -136 2970 2956 1276 1080 (300) 600 -14 -510 -546 3、电力盈亏（＋、－） （1）机组满发 （2）停一大机组 （3）正常18%停机备用 -398 备注：东海电厂为南山集团的自备电厂，该电厂不参加电力平衡。
由电力平衡可见，“十五”期间，烟台电网一直处于缺电状态。2006年蓬莱电厂2³300MW机组投产后，烟台电网机组满发时富余电力260MW，正常18%停机备用时缺电183MW 。2007年烟台电厂IGCC机组投产后，烟台电网电力基本平衡，略有盈余。
3.3 电厂接入系统方案 3.3.1 烟台电网发展规划
“十五”期间，烟台电网计划（规划）建设的主要送变电工程有：2003年建成投产220kV岗嵛送变电工程（由220kV汤福Ⅰ线开断供电）；2004年6月建成投产500kV潍坊～莱阳送变电工程及220kV蚕庄送变电工程（由220kV龙招Ⅰ线开断供电）；规划2005年左右建成投产220kV宁海送变电工程（拟由220kV竹涝线开断接入）和220kV海阳送变电工程（拟由500kV莱阳变供电）。
另外，“十一五”期间，烟台电网还将规划建设500kV莱阳～烟台送变工程，烟台变电所所址初步选在回里镇附近。
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3.3.2 电厂接入系统方案
因接入系统方案尚未审定，本报告暂推荐接入系统方案如下： 在电厂东南约25km的于家庄镇南新建220kV于家庄开关站，电厂以两回220kV线路接入开关站，同时，将龙芝线、东桃线、汤福Ⅱ线开断接入于家庄开关站，并同期新建于家庄开关站至招远变双回线路。
本方案新建线路（包括开断线路部分）均采用2³LGJ-400导线。 3.4 工程进度
2004年6月开工建设，2006年6月、2006年12月#1、#2机组分别投产发电。本工程初步安排的项目实施轮廓进度如下：
主机订货及联络会：
03年12月 （必须完成）
初设及施工图勘测： 03年12月—04年3月 初步设计文件编制及审查： 03年12月—04年2月
主要辅机订货： 03年12月—04年2月（必须完成） 施工准备： 04年1月—04年4月 司令图设计及审查： 04年3月—04年4月 施工图设计： 04年5月—05年10月 主厂房开工到土建交付安装： 04年6月—05年8月 #1机组安装到试运： 05年6月—06年3月 #1机组调试到投产： 06年3月—06年6月 #2机组安装到投产： 06年2月—06年12月 4 主要设计原则
4.1 本工程主要设计特点和总的设计原则 4.1.1 本工程主要设计特点
1) 本工程为海滨直流供水冷却电厂，循环水供、排水管（沟）道造价高，为减少其长度，在兼顾尽量减少占用海滨防护林的条件下将厂区尽量靠近海滨。
2) 工程设想方案的拟定贯彻《2000年燃煤示范电厂》的设计思路、方法和精神；符合大火规、火电工程优化标准和电力规划设计总院火电工程限额设计控制指标的要求。
3) 坚持“优化设计，提高水平，降低造价”的原则，充分利用山东莱
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城电厂#3、4机组工程优化的成功经验，在主厂房区域布置、设备和材料设计研究、提高控制和管理自动化水平、节能降耗和改善环境、降低投资提高效益等方面进一步优化。
4) 保护环境，满足环保要求。本工程择定设计煤种、校核煤种含硫量分别为0.43%、0.63%，但蓬莱市为海滨城市， 对环境要求较高，同步建设烟气脱硫装置。本工程投资概算中已列入脱硫设施的费用，总平面布置图中已布置脱硫装置的场地。
5) 制粉系统每台炉采用三台双进双出钢球磨煤机正压直吹系统，磨煤机横向布置。主厂房布置和传统相比压缩3跨，同时优化两台机组之间的布置，使主厂房总长度压缩为133.2m；汽机房跨度27m，除氧间9m，煤仓间13.5m，炉前9m，主厂房体积282144m3。
6) 将灰渣系统及电气除灰配电室置于两台机组的电除尘器之间，按湿法脱硫布置，并对炉后尺寸进行了优化，A列到烟囱中心距166.23m；
7) 取消集控楼，将集控室布置在煤仓间两台机组之间，集控室面积压缩在160m2之内；热控电子设备间分散布置，汽机电子设备间布置在汽机房中间层，锅炉电子设备间布置在煤仓间运转层，约节省电缆30%；
8) 主厂房内控制系统在功能分散的基础上实现物理分散；辅助车间按煤、灰、水三点实现区域集中控制，并联网至集中控制室，在集中控制室内实现煤、灰、水三点的集中控制。
9） 本工程地处海滨，露天系统的设计及设备的选择充分考虑防盐雾腐蚀要求。 4.1.2 总的设计原则
1) 在遵守国家及行业有关设计规范、规程、规定的基础上，根据业主的要求，转变设计观念，进行设计优化和创新。
2) 在保证电厂安全可靠运行的前提下，降低工程造价，节省运行成本，为竞价上网提供有力的保证。
3) 在保证不降低主辅机的性能质量和安全可靠水平基础上，降低工程造价，取消不必要的备用和过大的裕度，提高综合控制水平，节省电缆，减少人员。
4) 严格控制和降低非生产设施的规模和标准。主厂房及辅助设施的建
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筑设计要经济适用。严格控制工程造价，统筹考虑电厂的基建投资和运行成本，降低消耗和运行费用，为厂网分开后电厂竞价上网提供良好的条件和有力的保证。
5) 设备选择要采用成熟的方案，为缩短工程建设周期创造条件。 6) 设备年利用小时数5500小时，财务评价及方案的技术经济比较均按5000小时此进行。
7) 注重研究电厂的生产运行、管理的特点。厂区总平面的规划和布置、主厂房的布置设计及重要的工艺系统设计充分考虑方便生产运行和电厂的管理，在此基础上兼顾施工、安装和调试的合理要求及工作程序和顺序。
4.2 三大主机 4.2.1 锅炉
供应商：哈尔滨锅炉厂有限公司：型号：HG-1025/17.5-YM24。型式：亚临界、一次中间再热、控制循环、，单炉膛、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣，全钢架悬吊结构，露天布置、燃煤、汽包炉。
主要参数：
项 目 过热器出口流量 过热器出口压力 过热器出口温度 再热器蒸汽流量 再热器入口压力 再热器入口温度 再热器出口压力 再热器出口温度 给水温度 排烟温度(修正后) 锅炉计算效率 锅炉保证效率
单位 t/h MPa(g) ℃ t/h MPa(g) ℃ MPa(g) ℃ ℃ ℃ % % BMCR工况 1025 17.5 541 847.3 3.92 329.8 3.72 541 282 121.7 93.76 汽机TMCR工况 960 17.4 541 791.5 3.66 322.3 3.47 541 277.8 120 93.80 92.6 －15－
4.2.2 汽轮机
供应商：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司；型号：N300-16.7/537/537-2 型式：亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴凝汽式汽轮机。 主要参数：
项 目 功 率 主汽门前主汽压力 主汽门前主汽温度 主汽流量 中联门前压力 中联门前温度 高压缸排汽压力 高压缸排汽温度 再热蒸汽流量 背压 给水温度
4.2.3 汽轮发电机
制造商：哈尔滨电机厂有限责任公司；型号：QFSN-300-2；型式：300MW水氢氢汽轮发电机。
额定容量：300MW；额定功率：330MW；额定电压：20000V；额定频率：50Hz；额定转速：3000r/min ；额定效率：≥99%；发电机励磁型式：静态励磁
4.3 各专业主要的系统设计原则 4.3.1 热机部分 4.3.1.1 热力系统
热力系统中除辅助蒸汽机组之间有联系外，其它系统均按单元制设计。主蒸汽、再热蒸汽系统均按机组最大连续功率（VWO工况）时的蒸汽量设计。
单位 MW MPa(a) ℃ t/h MPa(g) ℃ MPa(a) ℃ t/h kPa(a) ℃ VWO工况 335.7 16.67 538 1025 3.684 538 4.093 329.8 847.27 4.9 282 TMCR工况 318.2 16.67 538 960 3.467 538 3.852 323.2 796.15 4.9 278.1 －16－
1) 主蒸汽系统中主蒸汽及冷再热蒸汽管道按“1-2”制配管，主蒸汽管道的管材选用ASTM A335P91；低温再热蒸汽管道选用ASTM A672B70CL32；热再热蒸汽管道按“2-1-2”配制；再热蒸汽管道的管材选用ASTM A335P22；
2） 汽轮机组具有八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别供给三台高压加热器；四级抽汽供给给水泵汽轮机、除氧器和辅助蒸汽系统；五、六、七、八级抽汽分别供给四台低压加热器。
3） 汽机不设旁路 4.3.1.2 制粉系统
1) 制粉系统采用双进双出钢球磨正压直吹系统，每炉配三台BBD4060型双进双出钢球磨；
2) 每台炉选配2台离心式一次风机，每台风机的容量为50%BMCR时的所需风量；烟风系统按平衡通风设计，每炉配2台50%BMCR容量的送风机；每台炉设置2台50%BMCR容量的静叶可调轴流式吸风机。
3） 每台锅炉配6台耐压式、电子重力式给煤机；每台炉设3个原煤仓，煤仓有效容积560m3/个，3只原煤仓供锅炉BMCR工况下的运行小时数：11.86h，满足规程所要求的8小时以上的储煤量。
4) 每台磨煤机对应1个双出口原煤斗。原煤斗的有效容积为560m3。3个原煤仓的总储煤量能满足锅炉BMCR工况下运行11.86小时（设计煤质）的耗煤量。
5) 每炉选用2台除尘效率要求不低于99.6%的双室四电场电气除尘器。 6） 两炉建1座210m高单筒全负压烟囱，出口内径暂定为φ7.5m。 7） 燃油系统采用0号轻柴油作为点火及助燃油。 4.3.1.3 给水系统
设两台50%容量的汽动给水泵和一台50%容量的电动给水泵作为汽动给水泵的备用泵。在三台高压加热器范围的给水管道采用大旁路联接方式。
4.3.1.4 凝结水系统
设二台110%容量的凝结水泵，一台运行，一台备用。 4.3.1.5 工业冷却水系统
主厂房用水设备采用闭式水系统冷却；凝汽器、真空泵等采用开式水系统冷却；炉后设备（送、引风机等）采用水工工艺专业的工业水。闭式循环
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冷却水系统设100%容量的闭式循环冷却水泵和65%容量的水—水热交换器两套。
4.3.1.6 采用5%锅炉启动疏水旁路。 4.3.2 运煤系统 4.3.2 1 耗煤量
煤种 电厂容量 2³300MW 2³600MW 2³300MW 2³600MW 小时耗煤量 （t/h） 240.4 512.8 253.4 540.6 日耗煤量 （t/d） 4808 10256 5068 10812 年耗煤 量（万t/a） 132.22 414.26 282.04 139.37 436.70 297.33 一、二期年 耗煤总量 （万t/a） 设计 煤种 校核 煤种 注：日耗煤量按20小时计算。 年耗煤量按5500小时计算。
4.3.2.2 主要设计原则和方案 1） 主要设计原则
输煤系统按照2³300MW+2³600MW机组一次建成（不包括二期煤场），从一期工程主厂房扩建端上煤。
2） 汽车卸煤方案的选择
由于黄大、龙烟铁路最早在电厂投产3年后投入运行，故近期电厂来煤为铁路运至黄骅港转海运至栾家口港再转100t载重汽车运输进厂。汽车卸煤考虑两个卸煤方案：方案一输煤系统设汽车受煤站接卸汽车来煤，较方案二投资多1821万元；方案二考虑100t载重汽车为侧翻卸煤，可直接卸至煤场，不设汽车受煤站。考虑方案二不利于煤场管理、运行及文明生产，推荐方案一。
4.3.2.3 翻车机卸煤
2³300MW机组每日需要来煤约4808t，日最大来煤量约6250.4t，每天需要来煤约2.1列车（50节/列），采取送重取空，整列进厂，厂内货物交接方式。设1台单翻车机卸煤并预留一台翻车机的位置（土建一次建成）。在翻车机作业区内设有1台最大称量100t的静态轨道衡。本期空、重车线之间做
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硬化地面，当翻车机故障时，采用人工卸煤方式卸车。
4.3.2.4 汽车卸煤装置
采用汽车卸煤沟，其跨度19m，卸车位柱距7m，煤槽有效长51.4m，存煤1250t，可供一期两台锅炉燃用5小时。底部为双缝式煤槽，布置双路2号带式输送机，每路输送机上安装有1台出力100～1000t/h的桥式叶轮给煤机。
4.3.2.5 煤场及煤场机械
设一座悬臂式斗轮堆取料机煤场，有效堆煤长度为210m、宽为100m、煤场堆高12m、储量9万吨，可供本期2台1025t/h锅炉燃用18天。煤场设2个串联事故地下煤斗。DQ1500/1500²30型悬臂斗轮堆取料机，堆、取料出力均1500t/h。
4.3.2.6 筛分设备及带式输送机 不设置碎煤机设备，设2台滚轴筛；
自翻车机卸煤和汽车受煤站卸煤至主厂房原煤斗之间，共设8段带式输送机。除翻车机下1号带、地下煤斗处0号带、煤场4号乙带为单路布置外，其余带式输送机均为双路布置。0号、2号带B=1200mm，v=2.5m/s，Q=1000t/h；1号、3号、4号乙、5～7号带B=1400mm，v=2.5m/s，Q=1500t/h。
4.3.2.7 控制方式
翻车机单独设控制室、斗轮堆取料机在司机室内控制，不参加程控；其他运行控制采用PLC程序控制，设就地手控、一对一远方控制和程序控制三种控制方式。运煤系统的程控；参与程控的设备均设有联锁保护，联锁解除后可就地单台控制设备启停。
4.3.3 除灰渣系统 4.3.3.1 锅炉灰渣量
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设计煤种 灰 渣 量 渣量 小时灰渣量 一台机组 (t/h) 两台机组 日灰渣量 一台机组 (t/d) 两台机组 年灰渣量 一台机组 (104t/a) 两台机组 1.32 2.64 26.44 52.88 0.73 1.45 灰量 7.49 14.98 149.81 299.63 4.12 8.24 灰渣量 8.81 17.63 176.25 352.50 4.85 9.69 渣量 3.95 7.89 78.92 157.84 2.17 4.34 灰量 22.36 44.72 灰渣量 26.31 52.61 校核煤种 447.21 526.12 894.41 1052.25 12.30 24.60 14.47 28.94
其中渣占灰渣总量的15%，灰占灰渣总量的85%。 4.3.3.2 除渣系统
除渣系统采用刮板捞渣机、渣仓方案。按一台炉为一个单元进行设计。在渣仓下装车运至综合利用场所或备用灰渣场。每台炉设置一座直径为φ6m的渣仓，渣仓总容积为100m3，有效容积70m3，可贮存一台炉设计煤种约36小时排放的渣。刮板捞渣机的溢流水由泵输送至炉后的高效浓缩机沉淀经机力通风冷却塔冷却后循环使用。
4.3.3.3 除灰系统采用正压气力系统集中干灰至灰库，厂外采用汽车运灰综合利用或去备用灰渣场堆放。设Φ12m的钢筋混凝土粗、细灰库各一座，每座有效容积为1250m3。在灰库下，留有汽车运输干灰和汽车运输加湿灰的设施。
4.3.4 水工系统 4.3.4.1 循环水系统 1) 取排水方案
厂址海域0m水深线至5m水深线距离约600m左右。具有采用直流供水的优越条件。经温排水数模试验、泥沙数模试验、温排水物模试验结果，采用西侧、远岸、深层、重力式取水，东侧、近岸、浅层、喇叭口排水。
经过对重力式取水、明渠+暗沟取水两方案比较，重力式取水方案具
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有一期投资省约362万元、取水可靠、受泥砂及波浪影响小的优点，虽然施工技术上虽然有一定的难度，但省内有成熟的设计、施工、运行经验，总体上优于明渠取水方案。本工程推荐采用重力式取水方案。 本期两台机组共用一座取水头和一条双孔自流引水沟，取水头设在-7m高程处，淹没式、侧面进水，直径16m。进水窗口上槛标高-3.5m，进水窗高度2m。自流引水沟拟采用2-3³2.7m双孔暗沟，长度约1000m。
2） 循环水系统
两台机组共用一座循环水泵房，布置在厂区与渤海之间靠海岸线约100米处。每台机组拟配两台各占夏季流量50％的循环水泵，循环水泵采用单级、单吸、转子可抽式、立轴导叶式、耐海水腐蚀的混流泵。循环水系统按扩大单元制运行，夏季、冬季分别按一机两泵、一机一泵运行考虑，春秋季按两机三泵运行考虑。
循环水系统流程为：重力式取水头→引水暗沟→泵房前池→栏污栅及清污机→旋转滤网→循环水泵→液控蝶阀→循环水压力进水管→凝汽器及辅机→循环水压力回水管→虹吸井→回水沟→排水口。
3） 取水头
两台机组共用一座重力式取水头，布置在6.4m等深线处，距岸边约880m。采用淹没式圆柱形取水头，直径16m，侧面进水。进水窗口上槛标高-3.5m，在P=97%低潮位-2.03m以下1.47m，底槛标高-5.5m在海底以上1.7m，进水窗高度2m。取水头离排水口距离约860m。根据温排水数学模型和物理模型试验的中间成果，规划容量时本期取水温升不超过1℃
4） 引水沟道和循环水管
自流引水沟拟采用2-3³2.7m双孔暗沟从取水头敷设至循环水泵房，海域内长约900m，陆地部分长约120m。在循环水泵房前各分成两条3³2.7m沟道与循环水泵流道相接。每机设一条DN2400循环水母管，1、2号机的循环水母管长分别约600m、560m。远离主厂房的直线段采用耐海水的钢筋混凝土管；主厂房A列外、转弯及干支管连接处采用耐海水合金钢管。
5） 虹吸井与排水沟
虹吸井堰宽6m，井底标高-1m，堰顶标高2.80m，上、下游井长均为6m。 每机设一条排水暗沟，从虹吸井经本期升压站东侧敷设至海边的排水口
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入海，排水沟为2³2.5m2钢筋混凝土暗沟。
4.3.4.2 厂内给排水系统 1） 电厂淡水需水量
2³300MW发电设备年利用小时数按5500计算，本期工程年用水量约为172万m3（含淡水脱硫用水）。
2） 补给水系统
厂内给水分别设工业给水系统，生活给水系统，消防给水系统。市自来水公司的淡水进入各蓄水池，由综合水泵房内的各类泵供给相应用户。综合水泵房、蓄水池及厂区主干管按规划容量设计，一次建成，分期安装
3） 排水系统
采用完全分流制，设独立的生活排水系统、工业废水排水系统、雨水排水系统。工业冷却水排水、化学水处理酸碱废水、锅炉排污水、生活污水、含煤废水经达标处理后全部回收利用。厂区雨水采用暗沟汇集、就近自流入厂外排洪沟或循环水排水暗沟，然后排入海。
灰场喷洒用水采用水罐车将厂区废、污水处理后的二次水运至灰场管理站的调蓄水池，供干灰场喷水抑尘使用。
4.3.5 锅炉补给水系统 4.3.5.1 系统选择
根据机组参数、水源特点，补给水处理系统选择为：生水加热、直流混凝→双滤料机械过滤→活性炭过滤→强酸阳离子交换→除二氧化碳→强碱阴离子交换→混合离子交换。
4.3.5.2 锅炉补给水处理系统出力 锅炉正常补水量： 105t/h 最大补水量： 166t/h
水处理系统正常出力为111t/h，最大出力176t/h。 4.3.5.3 循环水处理系统
循环冷却水采用海水直流冷却，凝汽器管材采用钛材。采用加氯处理。加氯处理采用电解海水制氯装置，装置出力为Q=50kg/h，每台机一套。
4.3.5.4 制氢站
本期工程设一套出力10Nm3/h中压水电解制氢装置。
－22－
4.3.5.5 凝结水精处理系统。
选用中压系统，每台机组设出力为50%的高速混床3台，两台运行一台备用。高速混床单元布置在汽机房零米。
4.3.5.6 给水、凝结水、闭式水及炉水加药处理系统
对给水采用加联胺除氧和加氨调整PH值处理；对凝结水进行加氨处理；对闭式循环水采用加联胺处理，加药设备集中布置在集控楼零米层单独的房间内；对炉水采用磷酸盐协调处理，布置在集控楼零米。
4.3.5.7 水汽取样系统
每台机组设一套水汽集中取样装置，设备布置在集控楼单独的房间内。 4.3.6 电气系统 4.3.6.1 电气主接线
接入系统方案未审定，推荐2³300MW机组分别通过发电机-变压器组形
排版：霞 校：赵 式接入220kV屋内配电装置，电厂出2回220kV线路接至在电厂东南约25km的于家庄镇南新建220kV于家庄开关站。电气主接线采用双母线。高压起动/备用变压器由220kV屋内配电装置引接。
4.3.6.2 配电装置
电厂地处沿海，Ⅳ级污秽区，220kV升压站采用屋内配电装置。发变组和起备变采用架空进线，电气设备外绝缘爬电比距可按2.5cm/kV设计。配电装置共有3回进线，2回出线，1回母联，2组母线PT，并预留2回出线间隔，主接线采用双母线双层布置。
4.3.6.3 厂用电布置
高压厂用电源采用6kV低阻接地系统，高压厂用工作变压器为分裂变，直接引自发电机出口。主厂房6kV开关柜布置在汽机房6.3米层AB列的#5～#6柱和#11～#12柱之间，6kV开关柜通过共箱绝缘母线与高厂变、起/备变低压侧连接。
低压厂用电采用400V中性点直接接地系统。#1机380V工作段、公用段、保安段、直流屏、UPS屏等均布置在横向C-G、纵向4-7列柱6.8米层。#2机380V工作段布置在横向C-D、纵向10-11列柱12.6米层。
4.3.6.4 事故保安和不停电电源
每台机组设置一套600kW可快速启动的柴油发电机组和A、B两段保安
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MCC，供电给本机组的交流保安负荷；每台机组设一套容量为80kVA、单相输出的静态不停电电源装置，布置于集控楼6.8米层电气配电室。
4.3.6.5 电气设备布置
主变压器、高压厂用变压器及高压起动/备用变压器均布置在A列柱外，变压器中心线距A列柱13米；发电机与主变压器间采用封母连接。励磁系统整流装置和AVR柜布置在汽机房6.3米层AB列的#5～#6柱和#11～#12柱之间。中性点接地变压器柜、PT避雷器柜和励磁变压器也布置在汽机房6.3米层。
4.3.6.6 直流系统
每台机组设置两组220V蓄电池，均为动力、控制混合供电，不设端电池。直流系统采用单母线接线方式。蓄电池室集中布置，#1、#2机蓄电池室布置在单元控制室的底层。
4.3.6.7 励磁系统
机组采用自并励静止励磁系统，由一台并接于发电机机端的励磁变作为励磁电源，经可控硅整流后供给发电机磁场电流。
4.3.6.7 二次线、继电保护及自动装置
单元机组的电气系统纳入DCS监控，包括：发电机—变压器组；高、低厂用工作变压器；高压起动/备用变压器；低压公用变压器；低压照明变压器，低压检修变压器；单元机组用柴油发电机。
辅助车间控制点按输煤、除尘除灰除渣、补给水三大区域考虑：输煤系统在输煤控制室采用PLC顺序控制，输煤系统设置工业电视系统，在输煤栈桥和煤仓间等处设置摄像头，在输煤控制室对上述场所进行监视；电除尘系统在电除尘控制室集中控制。
继电保护：元件保护采用数字式微机型保护。发电机变压器组、高压起动/备用变采用数字式微机保护，按双重化配置；低厂变、6kV电动机及馈线采用保护、测控通信合一装置。
发变组保护、起/备变保护均布置于集控楼电子间内，低厂变、6kV电动机及馈线等的保护设于6kV开关柜内。
4.3.7 热工自动化
4.3.7.1 单元机组采用炉、机、电集中控制方式，两台机组共用一个
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单元控制室，单元控制室内两台机组的BTG盘和CRT操作台呈“一”字形布置。
4.3.7.2 本工程不设独立的集中控制楼，单元控制室布置在煤仓间运转层两炉之间，面积约160m2。热控电子设备间在锅炉、汽机侧分别设置，锅炉电子设备间布置在单元控制室两侧，汽机电子设备间布置在汽机房中间层。
4.3.7.3 主厂房内控制系统在功能分散的基础上实现物理分散；辅助车间按煤、灰、水三点实现区域集中控制，并联网至集中控制室，在集中控制室内实现煤、灰、水三点的集中控制。脱硫控制系统拟设置独立的控制室和电子设备间。循环水泵房、燃油泵房、空压机房、采暖加热站及电气厂用电公用部分的控制进入两台机组DCS的公用网络系统。灰系统在气力除灰控制室进行集中控制。炉底渣系统则进入单元机组DCS进行控制。
4.3.7.4 自动调节系统中，除给水系统进行全程调节外，其余自动调节至少适应最低稳燃负荷至满负荷范围内的调节要求。在单元控制室内实现机组的启停、运行工况监视和调整以及事故处理等。每台机组的运行人员按照一主两辅的运行定员模式设计。以分散控制系统（DCS）为主体，并配合其它热工控制系统共同构成单元机组控制系统；以CRT及其键盘、鼠（球）标为机组的监视、操作控制中心，实现炉、机、电全CRT监控。
4.3.8 厂区总平面布置 4.3.8.1 厂区总平面设计原则
1) 按照规划容量2³300MW+2³600MW统一规划，本期工程建设2³300MW。
2) 根据可研设计及电力规划设计总院对厂区总平面的审查意见，厂区位置按如下原则确定：厂区南侧以220kV线路为界并留出足够的安全距离，保证厂区及铁路专用线的布置与该高压线不冲突；厂区纵轴方向与该线路方向基本平行，为西偏南8°；厂区东侧以现有酒厂为界，并留出一定的距离；厂区北侧边界尽量保护沿海防护林带。
3) 对厂区布置进一步进行优化，使得厂区总体布局合理，布置紧凑适当，生产工艺流程短捷、顺畅，厂区用地、工程投资及运行费用节省，建、构筑物布置整齐有序。 厂前设施区的布置，力求通过建筑群体的组合，形成
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良好的厂前建筑外部空间。
4) 尽量采用联合建筑，节约厂区用地，使厂区布置简洁明快。 4.3.8.2 厂区总平面布置方案
结合厂址条件，根据电厂的工艺流程，做了两个厂区总平面规划布置方案，分述如下：
1） 方案一
厂区主要生产设施采用三列式布置格局，厂区由南向北依次布置为燃料设施区——主厂房区——配电装置区。两期工程的厂区辅助、附属设施集中布置在厂区固定端一侧。进厂主入口设在厂区北侧中部，运煤、灰等的货运出入口设在厂区东南角。
主厂房固定端大致朝东，向西扩建，汽机房正立面朝北，厂区纵轴与东西方向成8°角。在炉后布置了静电除尘器、烟囱、脱硫设施。在两座电除尘之间布置了空压机房与电除尘配电室的联合建筑。在锅炉房的固定端和扩建端各布置了一套刮板捞渣机及渣仓，灰库布置在脱硫设施南侧。在烟囱的固定端一侧布置了启动锅炉房。
主厂房A列柱外侧布置有高厂变、主变及高备变。220kV屋内配电装置布置在汽机房北侧，在其东侧布置有网络继电器室。
燃料设施区布置在主厂房区脱硫设施的南面，并通过输煤栈桥及转运站将该区同主厂房联系。燃料设施区北部布置有煤场，在煤场南侧布置了汽车卸煤沟煤、汽车衡、入厂煤取样装置等汽车卸煤设施。在汽车卸煤设施的西侧布置有运煤铁路线、翻车机等铁路运煤、卸煤设施。输煤综合楼布置在煤场东北、脱硫设施区的南侧。
方案一本期工程及规划容量厂区围墙内用地面积分别为21.67³104m2、36.88³104m2。
2） 方案二
方案二与方案一的主要不同点在于：厂内不设汽车卸煤沟，电厂投运初期汽车来煤采用100t侧卸式自卸车直接卸到煤场。由于此种作业方式使得煤场斗轮堆取料机的堆料功能受到制约，煤场堆高由方案一的12m降到5m。为了保证煤场的贮煤天数保持不变，需向南增加煤场面积。为了便于运煤重车与空车过衡，需将汽车衡及取样装置向东移，使厂区东南角形成一刀把形状。
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方案二本期工程厂区围墙内用地面积为21.33³104m2。
方案二与方案一除了存在上述差异之外，其它布置皆相同。 3） 方案比选
上述两个方案之间的差别仅限于汽车卸煤方案的不同，对于总平面布置格局来说并无差别。根据输煤专业的比较结果，方案一比方案二输煤系统综合投资高1821万元。但方案二推煤机人工辅助作业多，工人劳动强度增大，不利于煤场运行管理及安全文明生产，将方案一作为推荐方案。
4.3.8.3 厂区竖向布置
厂址自然地面高程在4.8～7.0m之间，地势由东南向西北倾斜，坡度约为3‰，厂区竖向布置采用平坡式布置方式，由南向北倾斜。
厂区主要建筑物设计标高如下：
主厂房： ±0.00 5.50m 烟囱： ±0.00 6.00m 运煤铁路专用线： ±0.00（轨顶）7.50m
翻车机室、1号转运站、汽车卸煤沟 ±0.00 7.00m 2号转运站 ±0.00 6.50m 煤场地坪
6.10m～6.00m
化学水处理室： ±0.00 5.60m 综合办公楼： ±0.00 5.80m 220kV屋内配电装置： ±0.00 5.50m 公用水泵房： ±0.00 5.70m 煤场地坪： 61.00～60.90m 厂区建筑物室内外高差一般为30cm。 4.3.8.4 土方平衡
厂区平整的土石方工程量为：挖方量为5.3³104m3，填方量约为1.4³104m3。厂区建、构筑物的基槽余土量约为12.0³104m3，土壤松散系数取1.05，共计剩余16.77³104m3的土方可用于铁路专用线路基、厂外道路、循环水泵房填方。厂址土方可达到挖、填平衡。
4.3.8.5 厂区管沟布置
厂区管线尽量采用综合管架架空与地下敷设相结合的方式。架空管线到
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道路的净空一般不小于5m，困难地段不小于4.5m，到一般地面的净空不小于2.5m。
4.3.8.6 厂区用地分析
2
本期工程厂区围墙内用地面积为21.67³104m（不包括铁路用地，下同），
规划容量厂区围墙内的用地面积为36.88³104m2，全厂单位容量用地面积为0.21m2/kW。根据《电力工程项目建设用地指标》计算出本工程按规划容量用地面积指标为40.18³104m2，实际用地面积比计算指标少3.30³104m2。
4.3.9 主厂房布置
4.3.9.1 主厂房布置的主要尺寸
项 目 主厂房柱距(m) 主厂房运转层标高(m) 跨度(m) 汽 机 房 柱距数/长度(m) 天车轨顶标高(m) 屋架下弦标高(m) 中间层标高(m) 两台机组凝汽器中心距离(m) 除氧间跨度(m) 除 除氧层标高(m) 氧 间 除氧器水箱中心标高(m) 柱距数/长度(m) 煤仓间跨度(m) 煤 给煤机层标高(m) 仓 输煤皮带层标高(m) 间 屋顶标高(m)
数 据 12 12.60 27 11/133.20 25.5 29.40 6.30 73.2 9 22 25 11/133.20 13.5 12.6 33 38.03 －28－
项 目 煤仓间柱距数/长度(m) 锅炉第一排柱距煤仓间D列柱中心距(m) 锅 锅炉第一排柱至最后一排柱距离(m) 炉 房 锅炉钢架宽度(m) 两台锅炉中心距离(m) 炉 主厂房A列到烟囱中心柱中心距离(m) 后 锅炉最后一排柱至烟囱中心线距离(m)
4.3.9.2 汽机房
数 据 11/133.20 9 37.4 34 73.2 166.23 70.33 汽机房的跨距为27m，分三层；底层（即零米层），夹层（标高6.30m），运转层（标高12.6m），运转层采用大甲板平台结构。
汽轮发电机组纵向顺列布置，机头朝向固定端，汽轮发电机组中心线距A排柱13m，1号、2号机之间零米层设置宽约13.5m检修场。汽机房的底层汽轮机机头端A排柱一侧，布置汽轮机润滑油组合油箱、冷却器和润滑油净化装置；汽轮机机头端在2、8柱附近布置凝结水泵和凝结水精处理装置。在凝泵坑内安装两台凝结水泵。在汽机房机尾靠B列处，布置了电动调速给水泵，两台汽动给水泵布置在运转层上。
4.3.9.3 除氧间
除氧间跨距9m，零米层布置汽动给水泵前置泵、除氧器再循环泵、凝结水输送泵；6号低压加热器和2号高压加热器布置在6.30m层，5号低压加热器和1号高压加热器布置于12.60m运转层，3号高加及除氧器布置在22.00m层；
4.3.9.4 煤仓间
煤仓间跨度为13.5m，共分4层布置：零米层：6台双进双出钢球磨煤机占6档柱距。扩建端处的两档柱距分别布置凝结水再生间、热控检修间、钢球室和楼梯。两炉之间3档柱距布置电气、化学等专业的设备；12.6m层：布置了重力式给煤机。1号、2号炉之间布置集控室。在12.6m以上至33.00
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之间布置原煤仓；33m层为输煤皮带层。
4.3.9.5 锅炉房
锅炉构架采用钢结构，露天布置。锅炉0-1.2米层砖墙封闭，1.2米层至运转层压型钢板封闭。炉顶设大屋盖，运转层及炉前12.60m设混凝土大平台。两炉中心相距73.2m。锅炉零米层后部两侧露天布置两台轴流式送风机和2台一次风机。
4.3.9.6 炉后布置
每台锅炉2台四电场静电除尘器，预留五电场位置，布置于炉后。除尘器后布置2台静叶可调轴流式引风机。热机专业空压机房与除灰专业空压机房共用，占地面积24³22.5m2，布置在两台除尘器之间。两炉合用一座烟囱，烟囱高210m，出口内径为φ7.5m。
4.3.10 建筑结构设计 4.3.10.1 地基与基础
根据可行性研究阶段《岩土工程勘测报告书》， ①中砂层在地震影响烈度为Ⅶ度时将产生液化，不宜作为建筑物的天然地基持力层；②淤泥质粉质粘土属高压缩性的饱和软土，承载力及抗变形能力差，也不宜作为建筑物的天然地基持力层；故全厂建（构）筑物选用③粘土或④玄武岩为基础持力层，超挖部分采用毛石混凝土或浆砌毛石换填至基底标高。
主厂房基础拟采用钢筋混凝土独立基础或条形基础，烟囱和灰库采用圆环或圆板基础，其它建筑物则采用独立基础或条形基础，墙基一般采用地梁支承，少量采用毛石条形基础。主厂房主要设备基础及沟道地基处理采用毛石混凝土或浆砌毛石换填，其他采用沙砾垫层换填，可利用基坑开挖的砂石作为原材料。
4.3.10.2 建筑设计
建筑设计努力创造出具有时代气息、符合当地建筑文化、美观而实用的主厂房建筑。建筑风格拟定为：简练、和谐、有时代感、现代感；设计原则拟采用“突出重点、照顾一般”，处理好“点”与“面”之间的关系。主厂房外墙采用压型钢板或面砖，其它内、外墙均采用涂料。
4.3.10.3 结构选型
1）主厂房结构体系及结构选型
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主厂房承重结构采用现浇钢筋混凝土框架结构，横向由A列柱—汽机房屋盖—除氧煤仓间双框架组成框排架结构体系；炉前平台分别搁置在煤仓间框架D列柱及炉架或炉前集控室BE柱上，两端简支；锅炉为露天布置与厂房互为独立。主厂房A列设抗震支撑，B.C.D.列纵向结构由柱子及各层纵梁固结而组成多层多跨纵向框架。在每一机组单元之间设一双柱温度伸缩缝，双柱插入距为1.20m，机组单元长度分别为60.0m、72.0m。
主厂房屋面、各层楼板、汽机房运转层、中间层平台、锅炉运转层平台及炉前平台均采用压型钢板做底模的钢—混凝土组合结构。
汽机房屋盖采用钢桁架结构，上铺钢檩条、压型钢板做底模的现浇钢筋混凝土屋面板的结构体系。
汽机房扩建端、固定端山墙9.0m以下为砌体封闭，上部为钢抗风桁架与A、B列柱形成一个抗风结构体系，外挂彩色复合压型钢板作为山墙的外围护墙面。
汽机房吊车梁为12.0m跨度的工字形焊接钢板梁及配套的钢制动桁架。 原煤斗为采用Q345B材质焊接钢板加骨架组合受力方式。
汽轮发电机基座及汽动给水泵基座为现浇钢筋混凝土框架结构；大板式基础，埋深-6.0m。 2）抗震措施
主厂房填充墙沿柱高与框架柱设拉结筋拉结，填充墙高度超过4m时增设圈梁；屋顶女儿墙根据不同高度采取相应的抗震构造措施；不同结构单元之间的防震缝宽度符合《建筑抗震设计规范》有关规定。
3）炉后建（构）筑物
两台锅炉合用一座钢筋混凝土烟囱，烟囱出口喉部内径7.50m，高210.0m。采用钢筋混凝土单筒结构，烟囱底板采用圆板式基础。
钢烟道支架、引风机检修支架、电除尘器基础：为现浇混凝土框架结构，采用结构。电除尘器基础为现浇钢筋混凝土独立基础。
4）输煤建（构）筑物
输煤栈桥跨度较大、高度较高的输煤栈桥采用钢筋混凝土支架、钢桁架+钢檩条+压型钢板做底模的现浇钢筋混凝土桥面板结构体系。跨度
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不大、高度较低的输煤栈桥采用现浇混凝土框架结构，桥面、屋面采用现浇板，地下输煤走廊采用钢筋混凝土箱形结构；
汽车卸煤沟：地下采用现浇钢筋混凝土坑壁结构，地上采用现浇钢筋混凝土排架结构。
翻车机室地坑采用现浇钢筋混凝土侧壁、底板。上部为排架结构，独立基础。
5）锅炉补给水处理室及化验楼
横向采用钢筋混凝土排架结构，纵向框架结构，屋面梁为预制钢筋混凝土薄腹梁，预应力预制槽型屋面板。 4.3.11 主要水工建构筑物 1）循环水取水泵房
循环水泵房采42.00³27.00m。上部结构采用预制钢筋混凝土排架结构，27m跨度的梯形钢屋架，6.0³1.5m的预制钢筋混凝土槽型屋面板。按照抗震构造的要求布置柱间钢支撑；下部结构采用现浇钢筋混凝土结构，底板顶标高为-14.50m，底板厚度按1.50m，在泵房前通过渐变段与单孔净尺寸为3.0³2.7m的双孔钢筋混凝土引水沟道相连。
当泵池底板以下为基岩或坚硬的土层时，采用短柱+连梁结构与钢筋混凝土泵池相连，短柱基础拟开挖至泵池底板底标高处的坚硬土层，并采用浆砌毛石基础砌至短柱基础设计底标高。
当泵池底板以下仍有软弱土层时，为增加泵房的整体性，避免两侧的不均匀沉降，则采用整体箱型结构。
泵房周围施工混凝土截渗墙进行防渗处理，截渗墙达到强度后，再开挖基坑，现浇下部结构。
2）循环水引水沟道设计（陆地部分）
引水沟道断面尺寸为2--3.0（B）³2.7（H）。泵房至大海岸边的陆地段引水沟道拟采用大开挖，现浇钢筋混凝土结构。海岸边建造挡水围堰，然后在沟道的外侧施工混凝土截渗墙进行防渗处理，截渗墙达到强度后，再开挖基坑，陆地现浇。
3）取水头
钢筋混凝土沉箱作为循环水取水头部，圆形进水口沿圆周分8个窗口，
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窗口之间用钢筋混凝土支柱相连。拟在青岛港预制，浮运至工程海域安放。
4）预制循环水引水沟道
设计为净尺寸3.0m³2.7m的双孔钢筋混凝土沟道，海域部分的长度约880m。自流引水沟道在取水头处的底标高为-10.85m，岸边处的标高为-6.00m。沟道的分段长度初步确定为25m。拟租用栾家口码头预制，用500t起重船装方驳，拖运至施工区域，用500t起重船安装。
4.3.12 采暖通风及空气调节 4.3.12.1 采暖热媒及热源
煤仓间转运站和煤仓间皮带层采用0.2MPa(表压)饱和蒸汽采暖，其余生产建筑、辅助及附属生产建筑均设计110/70℃热水采暖。采暖用汽接自机务辅汽联箱，其蒸汽参数为P=0.9MPa(表压)；t=350℃，本期采暖用汽量7.5t/h。
4.3.12.2 采暖加热站
本期工程热水采暖热负荷4620kW，在除氧煤仓间扩建端C-D列11-12号柱之间6.30米层设采暖加热站。蒸汽由机务辅汽联箱进入采暖加热站后至减温减压装置；减温减压至P=0.2MPa饱和蒸汽后进入分汽缸，分成二路，一路至煤仓间转运站和煤仓间皮带层蒸汽采暖系统，另一路进入组合式换热器；采暖加热站内设2台组合式热交换器。
4.3.12.3 主厂房采暖
主厂房采暖范围为汽机房及锅炉房底层，锅炉运转层以上为露天布置，故不考虑采暖。热水采暖热源接自采暖加热站，采暖热媒为110/70℃热水。
4.3.12.4 主厂房及建筑通风
汽机房通风采用自然进风，屋顶风机机械排风；锅炉房运转层以上为露天布置，余热可直接排至室外，故不考虑通风设施；在锅炉房底层墙上设轴流风机，进行有组织的机械通风。
4.3.12.5 空调
集控室(含工程师室和交接班室)及锅炉电子设备间位于12.60米运转层，按规定要求设置全年空调系统。空调机房布置在22.0米层，选用2³100%的组合式空气处理机组，1台运行，1台备用。
汽机电子间分散布置在汽机房6.30米层，均在各自的空调机房内布置2³100%水冷柜式恒温恒湿空调机，1套运行，1套备用。
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电气继电器室、输煤控制室、化学控制室、除灰控制室及除尘控制室等对温度、湿度有较高要求的房间，为满足规程、规定的要求，室内均设置风冷柜式空调机或壁挂式空调机。
4.3.12.6 除尘
在煤仓间原煤斗、转运站等主要扬尘点，除对输煤设备和导料槽采取密封措施外，并在落煤管上加装锁气档板的基础上设湿式除尘器。
4.3.12.7 厂区采暖热网
厂区热网的最大作用半径为1000米，供热范围为本期各生产建筑、辅助及附属生产建筑；采暖热媒为110/70℃的热水。厂区热网主要采用架空和直埋二种敷设方式。
4.3.12.8 自动控制
采暖加热站、制冷站、集控楼空调系统及汽机房通风系统设自动控制系统，以实现节能运行，系统以自控为主，手控为辅。
4.3.13 消防部分
4.3.13.1 消防设计的主要原则
1） 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。
2） 本期工程同一时间内的火灾次数为一次。
3） 对重要的建筑物及设备要具备两种及以上的灭火手段。
4） 本期建设一套独立的消防给水系统，供消防专用，以蓬莱市自来水为水源。
5） 对主变压器、厂高变压器及启动变压器采用水喷雾灭火系统，对油罐区采用泡沫灭火系统，对重要充油设备采用水喷雾灭火系统，对主厂房内的集控室和电子设备间采用低压二氧化碳气体灭火系统。
6） 建立全厂的火灾探测、报警及控制系统。
7） 消防设施的管理与使用考虑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内早期火灾的扑灭以值班人员为主。
8） 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体制度，加强和重视消防管理工作。
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9） 本期工程配置2辆消防车。 4.3.13.1 消防措施 1） 消防车道
厂区道路布置尽量按正交和环形布置，以利于车辆通行。主厂房、煤场和点火油设施周围均设置环行道路。输煤栈桥及其它跨越道路的建、构筑物及架空管道至路面的净空不小于4.5m。满足消防车通行的要求。
2） 厂区建（构）筑物按消防要求考虑安全疏散和建筑构造。 3） 主要建筑的构造及布置
汽机房、A列墙外侧布置有主变、厂高变及高备变，厂高变、厂备变与汽机房之间防火间距不满足《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-96）要求处，按规范要求此处仅设防火固定窗以满足汽机房采光要求，其他A列外侧墙门、窗和开洞布置按照有关防火规范执行。
辅助、附属生产建（构）筑物防火要求均满足规范要求。
煤仓间与除氧间之间除必需的通道外，一律用防火墙隔开。当管道穿过防火墙时管道与防火墙之间的缝隙采用不燃烧的材料填塞。
汽机房位于主油箱上的钢屋架及楼层钢梁喷涂防火涂料满足防火要求。 电缆沟及电缆隧道进出主厂房外墙处设有防火封堵。控制室与电缆夹层、电缆竖井之间隔围护构件上的孔洞空隙均采用耐燃型材料堵塞严密。
集控室、电缆夹层、配电室均在房间两端设有防火门，顶棚、内墙面、通道出入口的布置、主厂房楼梯的位置，厂用电门及整个主厂房围护结构的材料均按防火规范要求设计。
控制室与电缆夹层、电缆井之间隔围护构件上的孔洞空隙均采用不燃型材料堵塞严密。
主厂房及其他建（构）筑物疏散门向疏散方向开启，配电装置室中间隔墙上的门采用双向弹簧门。
4） 运煤系统按照规定配置消防设施；油罐采用固定式压力空气泡沫比例混合器所产生的泡沫进行灭火；在电缆集中和容易起火的区域加强防火封堵措施，电缆竖井和电缆沟分段做防火隔离，对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆采取分段阻燃措施。在主要建筑设施区设置火灾探测报警及灭火系统；厂区消防给水水量按发生火灾时的一次最大消防用水量设计，采用独立的消
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防给水系统，消防给水采用临时高压系统，管道的压力保证用水量达到最大；主厂房、贮煤场及油库区周围消防管网布置成环状。
5 节能、节水、节约用地及原材料措施 5.1 节能措施
1） 不设30%汽机旁路，采用5%锅炉启动疏水旁路。
2） 主蒸汽管道设计用材优化为A335P91，P91管材抗拉强度高、高温蠕变和持久强度高、低热膨胀、加热性能良好，且有高的韧性和好的抗氧化性能，因此管壁大幅减薄，管道外径变小，尽管P91比P22管材单价高出约81%，但P22的单重是P91的2倍多，经初步估算其价格差由减少的管道吨位数和减少的支吊费用抵补后，节省投资明显。 3） 送风机采用动叶可调轴流式风机，引风机采用静叶可调轴流式风机，在机组变负荷的工况下有助于提高效率，降低厂用电。
4） 给煤机采用变频调节，降低厂用电。
5） 合理设计锅炉点火及助燃油系统和锅炉燃烧系统，以减少燃油量。
6） 除灰系统采用浓相正压气力除灰系统，由于输送浓度高，单位输送耗气量少，相应的节省了能耗。
7） 选用国家公布推广的节能、高效电动机、变压器及其它机电产品，降低损耗。
8） 对负荷变化较大的设备，加装变频装置，节约电能。 9） 确定合理的设备裕度，避免设备长时间低效率运行。
10） 优化电气设备布置，尽量减少电缆长度，降低输电过程中的电能损耗。
11） 照明系统采用高效节能气体放电灯，提高照明质量，降低能耗。 12） 锅炉补给水处理系统选择为：过滤、一级除盐系统，自用水耗低，耗电少。
14） 各皮带机的电动机与减速机之间，采用液力联轴器连接，功率在37kW以上的电动机配用液力偶合器。
15） 卸煤系统出力与上煤系统出力一致，不需动用煤场设备进行分流，减少设备动用率，节约厂用电。
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16） 在厂区采暖加热站设置温控装置，根据室外温度的变化，人工设定组合式热交换器不同的供水温度，通过调节组合式热交换器进汽管上的调节阀，实现采暖系统的质调节，达到节省能源的目的。 17） 通风系统设置自动控制，全年根据室外气温的变化，通过调整屋顶风机的开启台数，在满足室内设计温度的前提下，最大限度的节省运行费用。
18） 空调系统采用风冷冷水机组，除可以节约用水外，还可以节省水冷却系统的投资及运行费用。
19） 集控室及电子设备间空调系统采用组合式空气处理机组，配空调自控，过渡季节大量使用新风，在满足室内设计温度、湿度的前提下，最大限度的节省运行费用。
20） 取消集控楼，将集控室布置在煤仓间两台机组之间，集控室面积160m2之内，比传统设计减少约100m2。
21） 热控电子设备间分散布置，汽机电子设备间布置在汽机房中间层，锅炉电子设备间布置在煤仓间运转层，节省电缆；
22）采用智能终端设备（IT）通过现场总线接入DCS系统；控制系统在功能分散的基础上实现物理分散，减少了占地面积和电缆长度，控制电缆总长度减少30%。
5.2 节能方面取得的效果
年均发电标准煤耗：0.304kg/kW.h。 厂用电率：6.80%（含脱硫） 5.98.0%（不含脱硫） 5.3 节约用水的措施
1） 主机冷油器采用板式换热器，节约冷却水量。 2） 冬季暖通用汽全部回收。
3） 用了气力除灰系统，在除灰系统中没有了水的消耗。
4） 除渣刮板捞渣机的溢流水在高效浓缩机中沉淀后，通过机力通风冷却塔冷却后循环使用。节约了除渣系统水耗。
5） 除渣系统的补充水，来自机组处理后的排污水，不在占用好水。 6） 工业冷却水主要采用闭式循环冷却系统，如无法采用闭式循环，则
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采用开式循环。
7） 生活污水、含油废水、含煤废水经进入清净水池回用。
8） 锅炉补给水处理自用水和非正常性的锅炉化学清洗排水进入废水处理站处理后回用。
9） 机务和除灰空气压缩机冷却水、制氢站冷却水循环使用。 10） 尽量使降低热力系统补水率和水汽损失率控制在规定最低范围，锅炉的泄漏损耗控制在1.5%以内，锅炉排污水控制在0.3%以内。
11） 循环水泵电动机采用风冷型式。
12） 使用节水型卫生设施，合理布置管网，选用质量可靠的管道和阀门，设置必要的节流、减压设施，以减少和杜绝管道系统的漏损。
13） 提高供排水设施自动化水平，完善各种用水设备的用水量调节监控手段。各系统用水点设流量计，水池设液位自动调节阀及高低水位报警仪。建立全厂用水监测系统，实现用水量自动统计，为电厂节水管理创造条件。
通过采取一系列有效的节水措施，每百万千瓦容量耗水量：0.144m3/s/1GW(含脱硫)；0.086m3/s/1GW (不含脱硫)，达到国内同类工程的先进水平。
5.4 节约原材料措施
1） 本工程设计中根据厂址条件，多次优化厂区布置，压缩各建构筑物的距离。主厂房布置参考国内优秀工程设计，建筑体积比一般工程有较大幅度减小。建设工程量的减少，可使建设用的原材料大大减少。
2） 所有汽、水、油、烟、风、粉等管道，都根据其各自介质的参数，优化选用材料、材质，并按照规定的流速和压力损失选用最佳的管径。主蒸汽管道设计采用抗拉强度高、高温蠕变和持久强度高、低热膨胀、加热性能良好、且有高的韧性和好的抗氧化性能的A335P91管材，管壁大幅减薄，管道外径变小，管道吨位数和支吊费用都可明显节省。
3） 采用计算机辅助设计，优化管道布置及电缆路径，缩短管线长度。电气6kV和400V配电装置采取相对集中的分散布置，热控电子设备间分散布置，可节省电缆30%。
4） 充分利用厂址的有利条件，各种建筑构件通过优化计算，选择合理的结构形式、断面尺寸和配筋。
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5） 砖、瓦、沙、石等建筑材料尽量在当地采购。
通过采取一系列有效的节约措施，预计本工程的原材料用量可以达到国内同类型工程的先进水平。
5.5 节约用地措施
1） 运煤系统不单独设运煤检修间，运煤检修纳入全厂统一考虑。提高全厂检修设备的利用率，与可研相比节省占地288m2。
2） 运煤系统不单独设推煤机加油站，推煤机及装载机的加油纳入全厂统一考虑。
3） 运煤系统不单独设化验室，入厂煤和入炉煤的煤样化验，纳入全厂统一考虑，提高全厂化验设备的利用率，节省占地。
4） 在满足规程要求的前提下，灵活地进行布置。合理地减小建构筑物的间距，力求布置紧凑合理。
5） 精心规划管线走廊，尽量减小管线之间的水平间距。 6） 尽量搞联合建筑。
2
本期工程厂区围墙内用地面积为21.67³104m（不包括铁路用地，下同），
规划容量厂区围墙内的用地面积为36.88³104m2，全厂单位容量用地面积为0.21m2/kW。根据《电力工程项目建设用地指标》计算出本工程按规划容量用地面积指标为40.18³104m2，实际用地面积比计算指标少3.30³104m2，因此厂区用地是节省的。
6 环境保护 6.1 概述
由于目前尚未取得本工程正式的环境影响报告书和环保主管部门对环境影响报告书的批复意见，本工程的各项污染治理措施将在初设收口阶段根据环评批复意见做相应调整。
本工程环保投资为31429万元，约占工程总投资的12.6%。 6.2 环境质量现状
评价区内各监测点监测期SO2、NO2日均浓度均不超标；PM10日均浓度大杨家、诸由观镇出现超标现象，主要是风吹地面扬尘所致。 监测海域基本符合《海水水质标准》四类标准。
厂址及灰场附近地下水除总硬度外，氯化物、氨氮、硝酸盐氮、亚
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硝酸盐氮、铅、大肠菌群均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）Ⅲ类标准，总硬度的超标主要是当地地质构造中玄武岩富含钙镁离子所致。
2003年噪声现状各监测点均满足标准要求。 6.3 烟气污染防治措施
采用除尘效率为99.6%的静电除尘器，加上石灰石—石膏湿法脱硫系统有50％的除尘效率，本期工程综合除尘效率为99.8%。烟尘排放浓度为能满足《火电厂大气污染物排放标准》GB132223-1996Ⅲ时段的要求，也满足《火电厂大气污染物排放标准》2003年报批稿的要求。
燃用低硫煤，同期建设烟气脱硫设施---石灰石—石膏湿法脱硫，脱硫效率为90%。SO2排放浓度满足《火电厂大气污染物排放标准》GB132223-1996Ⅲ时段的要求。
采用低NOx煤粉燃烧器，实现全面的分级燃烧，有效地降低NOx生成量。 两炉合用一座高210m、出口内径7.5m的高烟囱排放，降低污染物的落地浓度，改善局部环境。在烟囱入口之前的水平烟道上装设烟气连续监测装置，以便对除尘、脱硫设施的运行和环境空气污染物的排放进行监测。
6.4 工程建成后对环境的影响
本工程投产后，本期工程NO2、SO2、PM10日均浓度贡献值较小，各监测点NO2、SO2日均浓度叠加结果均不超过《环境空气质量标准》GB3095-1996二级标准限值。NO2日均浓度叠加后最大值占二级标准限值的47％；SO2日均浓度叠加后最大值占二级标准限值的45.9％；PM10日均浓度叠加值在大杨家、诸由观镇、徐宋家三个测点出现超标，主要是本底超标所致。可见电厂投运后对周围环境影响较小。
6.5 生活污水及工业废水处理
生活污水、含油废水、输煤系统冲洗排水、化学废水等将按照“清污分流”、“一水多用”、“分类处理”的原则对各类废、污水进行处理后进入回用水池，用于灰库加湿、冷渣系统补充、干灰场喷洒及厂区绿化等全部回用。
6.6 水体环境影响分析
一期工程运行后，4℃等温线在沿岸方向平均范围不超过300m，和岸垂
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直方向平均范围不超过200m；4℃等温线影响范围不超过0.35km2，垂直方向影响范围不超过1m，此可见，对底栖生物的影响，远小于对浮游动植物的影响。
6.7 灰渣治理及综合利用
本期工程灰渣灰渣全部综合利用，仅设事故备用灰渣场。干灰加湿运输碾压，灰面定期洒水防止二次扬尘。
6.8 噪声防治
设备订货时要求厂家制造的主机设备和辅机设备噪声值不超过标准允许值，并在一些必要的设备上加装消音、隔音装置。汽轮机、发电机外加罩壳，内衬吸声材料。送风机、空压机的入口设有消音器。锅炉PCV阀排汽口装设高消音器。
厂房建筑设计中的防噪措施：集中控制室采用双层窗，并选用吸声性能好的墙面材料；在结构设计中采用减震平顶、减震内壁和减震地板。汽机、锅炉、磨煤机、循环水泵等大型设备采用独立的基础，以减轻共振引起的噪声。
厂区总体布置中做到统筹规划，合理布局，注重防噪声间距，噪声源集中布置，并尽量远离生活区和办公区。对噪声大的建筑物单独布置，如空压机房与其他建筑物间距适当加大。
电厂投运后南厂界、西厂界、东厂界均满足《工业企业厂界噪声标准》2类标准要求，北厂界夜间超标，由于北厂界靠近海边，且无居民居住，不会对环境造成明显影响。
7 劳动安全及工业卫生
为使电厂投产后能够安全、经济运行，并力争符合劳动安全工业卫生的要求，本工程结合火力发电厂行业的生产工艺系统及流程的特点，力图做到减少事故，尽可能将危害职工身体健康的各种因素控制到最小或最低程度。相应采取了各种技术措施及各种防范设施，以期有效地改善职工的劳动条件，保护职工的安全与健康。
由于本期工程设计中，在对职工职业有危害的生产环境及工作场所，采取了各种技术防范措施：防火防爆、防电伤、防止误操作、防止静电危害措施、防止雷击措施、防机械伤害及防跌落、防尘防毒及防化学伤害、防噪声
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和防振动、防署降温和防寒防潮、防电离辐射和防电磁辐射等可以使职工的劳动条件，达到国家和电力工业部关于劳动安全和工业卫生标准及规范、规定的要求。
为使各种技术措施、各种防范设施得以实施，在施工中要确保工程质量，保证安全卫生工程与主体工程同时施工、同时投产。同时电厂加强这方面的管理，加强维护、不断完善，使之收到最佳效果。
8 运行组织及设计定员
8.1 运行组织及设计定员的编制依据和编制原则
全厂的定员编制执行国家电力公司“国电人劳[1998]94号”文《火力发电厂劳动定员标准》（试行）中的第一部分新型火力发电厂5.2B类机组2³300MW电厂定员标准并考虑到自动化水平提高，根据工艺系统的具体情况及控制水平作适当调整。
8.2 各类人员定员测算
本期工程全厂定员460人（其中脱硫设施的运行人员按第二部分常规火力发电厂4.1.1.4为17人；脱硫设备维修人员按第二部分常规火力发电厂 4.1.2补充规定中的D为10人)。
8.3 电厂的启动条件 8.3.1 设备选型
本工程所采用的主机及大部分辅机设备均为成熟可靠的国产设备，绝大多数已在同类型机组的电厂中安全运行，特别是参照山东莱城电厂设备选型的成熟经验。对国内尚无成熟产品的辅机、汽水系统主要阀门、调节门及制粉系统的风门、挡板均采用进口产品。从而为电厂的启动、运行创造了良好的条件。
8.3.2 启动电源：
本工程2³300MW机组以发电机-变压器组接线方式接至厂内220kV屋内配电装置，起/备变电源引自厂内220kV屋内配电装置，电源由电厂在厂区东南约25km新建的220kV于家庄开关站提供。
8.3.3 燃料：启动用燃油和燃煤
本期工程年耗煤量为133.2万吨，燃用神府东胜煤。锅炉点火及低负荷助燃均采用0号轻柴油。
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8.3.4 启动汽源：
起动汽源来自厂内启动锅炉房。 8.3.5 水源：
本期工程机组采用海水直流供水冷却；年需淡水量172万m3/a，拟采用丘山水库与战山水库联合供水给蓬莱市自来水公司水厂，由自来水公司采用管道送至厂区围墙外1.0m。
8.4 机组启动时还需具备的其他条件：
1) 凡两台机组公用的设施必须建成并可以运行；
2) 凡应投入的各系统及其设备、相应的控制、联锁、保护装置，均已经分部调试或试运合格；
3) 生产用的备品备件和煤、油、化学药品等必须的原料已有足够的储备；
4) 照明、通信、采暖通风、消防等设施均已验收合格，并可以投入使用；
5) 所有运行人员已经通过培训合格，持有上岗证，岗位责任明确。整套起动方案和措施审批通过，并已向所有参与试行的人员进行了交底。
6) 生产区域的场地应平整，道路顺畅，平台扶梯和沟道盖板齐全。脚手架、障碍物、建筑垃圾等已经清除；
7) 运行所需的规章制度、系统图表、记录表格、打印机和记录仪用纸、安全照明、办公用具、运行工具、检测仪表等完备，投入的设备和管道已有命名和标志，电气设备已配齐标识牌；
8) 参加整套试运的全部设备和系统，与运行中的汽水管道、电气设备及其它系统已经做好必要的安全隔离。
9) 机组的起动和运行，应符合最新版《火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程实施办法》及中华人民共和国电力工业部《火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程》，并符合各设备厂的规定。
10) 锅炉起动时，当通过电除尘器的烟气低于电除尘器防腐条件所允许的温度时，不应使电除尘器电极带电；
11) 为保证机组起动和运行的安全，机组本体的保护和设计上的保护系统应全部投入，在机组起动和运行的过程中不得随意解除。以避免发生危
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及人身安全和损坏设备的重大事故；
12) 主厂房内的辅机系统采用辅机程序控制系统（SCS）。机组的起停和运行过程中，辅机的起停均应通过SCS，不应随意将其置于手动操作的位置；
13) 为保证起动的安全，所有的消防系统必须安装及调试完毕，并得到有关部门的验收合格，能够使用；
14) 为保证全厂电源事故时能供给紧急的保安电源，每台机组设有一台600kW柴油发电机组，该机组在12秒内应达到额定转速，该机组应定期试车，以确保其处于最佳备用状态；
15) 每台机组设一台凝结水补充水箱和补充水泵，机组起动前，向凝汽器、除氧器、锅炉、闭式冷却水系统进行补水；
16) 每台机组设两台真空泵，正常运行时一台投入，一台备用。为加快起动前抽真空速度，真空系统设计了允许起动时两台真空泵同时投运的条件；
17) 本工程设有中压凝结水精处理设备，在凝结水系统起动和正常运行时均应投入使用。特别在机组冷态起动时，因热力系统中含铁量较高，更需要该设备正常运行，以缩短起动时间；
9 主要技术经济指标 9.1 总指标
1) 发电工程静态总投资
单位造价 单位造价
3) 发电工程每千瓦土建投资 4) 发电工程每千瓦设备投资
250278万元 4171元/kW 4404.47元/kW 989元/kW 1908元/kW
2) 发电工程动态总投资 264642万元
5) 发电工程每千瓦安装工程投资 668元/kW 6）项目计划总投资 265877万元
单位造价
9.2 总布置指标
1) 本期厂围墙内区占地面积
4431万元
21.67³104m2(不含铁路)
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2) 单位容量占地面积 3) 建筑系数 4) 厂区利用面积 5) 场地利用系数
6) 挖方土石方量 7) 填方土石方量
9) 厂区绿化系数 9.3 主厂房指标 1) 千瓦主厂房容积 2) 主厂房造价 3) 千瓦主厂房的：
0.361m2/kW 0.363 133672 61.7% 5.3³104m3
1.4³104m3(不包括循环水泵房区 域、厂外道路等) 20% 0.47m3/kW 309元/m3
8) 厂区绿化面积 43340m2
a) 钢材消耗量 0.0334t/kW b) 木材消耗量 9.4 运行指标 1) 全厂平均热效率
2) 年均发电标准煤耗 3) 发电厂用电率
4) 每万千瓦容量的人员指标 5) 每百万千瓦容量耗水量
6) 设备年利用小时数 10.1 创优目标 10.1.1 优化指导原则
10.1.1.1 应贯彻执行国家的有关技术方针政策和有关规程、规范与规定，认真执行上级对本工程的审查意见及有关文件。
0.00654m3/kW
c) 水泥消耗量 0.1486t/kW
40.40％ 0.304kg/kW.h。
6.8％(含脱硫) 5.98％(不含脱硫) 7.67人
0.144m3/s/1GW(含脱硫) 0.086m3/s/1GW(不含脱硫)
5500h
10 提高本工程技术水平和设计质量的措施
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10.1.1.2 执行2000年示范电厂设计思路，优化方案设计，实行限额设计，降低和控制工程造价，使电厂主要技术经济指标达到国内同类同期投产机组的先进水平，在占地、建筑体积、设备选型、工艺、自动化水平、环保、节水降耗等方面达到国内领先水平。
10.1.1.3 主厂房布置紧凑恰当，充分考虑本工程优化后主厂房尺寸压缩的实际情况，加强各专业间配合，精心设计、合理安排，既要保证系统布置的合理可靠、安全经济，又应满足电厂检修维护的基本要求；充分体现为业主服务的思想。
10.1.1.4 总平面布置力求紧凑合理，在远近结合上，本期设计应符合当前的经济发展水平，对电厂的设计标准确定恰当，充分节约本期工程投资，最大限度地发挥基建投资的经济效益，做到建筑群体互相协调，符合美观要求。
10.1.1.5 设备及材料选用正确，各设计方案安全经济、合理，设计标准恰当。采用符合国情、有运行经验的先进技术的产品。
10.1.1.6 无设计质量事故，电厂投产后，能长期安全稳定的满发，运行技术指标先进。
10.1.1.7 设计中能很好地贯彻执行国家颁布的有关环境保护和劳动保护的法令和政策。对废气、废水、灰渣及噪声对环境的污染进行综合治理，达到国家有关法规的规定。进行厂区绿化，改善生产及生活环境。
10.1.1.8 设计能够满足工程综合进度的要求，并保证工程设计质量。 10.1.2 设计优化目标
通过采用国际上成熟先进的设计思路，优化设计方案，降低工程造价5%-8%，提高安全运行水平，工程投产后技术经济指标达到国内同期同类型机组的先进水平，满足顾客要求、达到顾客满意，成为2000年国内燃煤示范电厂、优秀工程。 10.2 质量保证措施
10.2.1 工程组全体人员都要加强程序控制文件的学习，明确质量意识，精心设计，加强过程质量控制，为业主提供满意的、满足合同规定的设
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计成品和服务。
10.2.2 认真贯彻执行山东电力工程咨询院2001版质量体系文件及已颁布的各项程序控制文件。
10.2.3 设计中对新工艺、新结构、新材料、新技术等专题项目，各专业应安排能胜任该工作的主要设计人员，明确其责任和权限。
10.2.4 设计评审按程序文件规定进行。
10.2.5 设计验证主要采用设计文件的组、部、院三级校审，并填写有关验证记录做到不合格成品不出院。
10.2.6 优先利用典型设计，充分利用优秀设计。
10.2.7 做好质量信息反馈，认真做好质量信息的收集、整理、分析、使用工作，各专业主要设计人要充分利用我院已完成的莱城#3、4机组工程的设计经验，在工程设计、施工及运行中出现的问题向有关人员进行了解，然后制定相应对策，落实到本工程的设计中。
10.2.8 重视基础资料
要特别重视以下两方面的资料，不得凭想象、估计提交设计成品： 10.2.8.1 厂家设备资料
在设备制造设计与电厂设计同步进行的情况下，要注意制造厂中间资料的变更。
10.2.8.2 接口资料
专业间及我院与院外有关单位间接口资料必须严格、认真、按时。专业间接口资料执行我院作业程序文件《勘测设计专业间配合资料作业程序》，对院外有关单位(顾客)提供的设计资料应按《顾客提供资料的控制程序》进行资料验证，并填写“顾客提供资料验证记录”。
10.2.9 积极慎重地采用新设备、新技术、新工艺、新材料、新方法。禁止采用淘汰产品。新设备、新技术的采用要进行调研，写出调查报告，经组、室、院批准后方可采用。
10.3 控制工程造价的措施
做好两个控制：前控制和后控制。前控制就是在投标设计阶段制定切实
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可行的控制造价措施，将投资水平控制在合理的水平内；后控制就是初步设计、施工图及施工过程中制定控制造价措施，将造价控制在投标概算内。前控制是基础，后控制是实现前控制的手段。
10.3.1 前控制
10.3.1.1 认真贯彻国家电力公司2000年示范电厂的设计指导思想和“安全可靠、经济适用、符合国情”的设计原则。严格控制设计标准，遵守规程规范。
10.3.1.2 重点落实厂址条件，加深与厂址密切相关的外部条件如水、煤、灰、等的研究，各个专业对推荐的设计方案进行详细的技术经济比较，使推荐方案经济合理、切实可行。
10.3.1.3 各个专业都制定具体的、可操作的控制工程造价措施。以达到设计方案优、设计标准控制严、工程量准确、不漏项、不重项。
10.3.1.4 精心编制概算：深入调查研究，充分占有工程量及价格基础资料，力求使本投标书估算“量准价实”。 技经人员和设计人员一起综合以往工程经验，查阅统计我院近期同类工程施工图，尤其对工程量大、投资比例高的工程分项，如炉墙、保温、六道、电缆、主要建筑物、构筑物等，充分利用我院同类工程的工程量，对于工程量出现超标、超常现象进行分析，杜绝在工程量上的高估冒算。
10.3.2 后控制
在初设阶段进一步对各工艺系统进行方案优化。
10.3.2.1 推行限额设计：我们将按我院已制定的“限额设计实施细则”，采用限额设计的方法来控制工程造价。即在初设和施工图设计中将上阶段设计的方案、工程量和投资额由技经人员分系统分专业编制限额设计任务书，限额设计任务书以专业编流水号，经技经主设人、组长（专工）、设总认可签署后分解给各个专业，各专业在限定的设计方案、工程量和投资额内设计，如果方案变更和工程量的变化引起投资额的增加在本专业内不能自行消化时，则要逐级审批。在莱城电厂的初步设计中推行了限额设计，取得了较好的效果，初设概算都控制在批准的估算内，并有较大降低。通过几个工程
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的实践这方面已有了较丰富的经验。为了在各专业内推行限额设计，我们在“限额设计实施细则”中，制定了对各专业限额设计的责任制考核办法，将限额设计好坏与班组、个人的经济利益挂钩。
10.3.2.2 在施工实施阶段，严格执行委托方关于基本建设工程设计变更管理办法，设计施工现场服务包括技术服务和控制工程造价两方面。我院在莱城电厂一期工程工程施工配合中，对每一张因设计内部原因引起修改的“设计变更通知单”和因外部原因引起修改的“工程联系单”进行投资增减额度核算，都附有预算书。对变更的内容和增减投资额及累计投资额进行统计，以便对工程投资进行有效地控制，特别是因设计原因变更的投资严格控制在审批概算基本预备费的一定比例以内。
10.3.3 协助业主做好控制造价工作
10.3.3.1 在整个工程建设中业主对造价控制发挥着重要的作用。我们在工程建设中将发挥我院技术和经济两方面的人材优势，尽我们的努力协助做好造价控制工作；在工程设计及实施阶段，编好概算、预算及竣工决算等“三算”工作以及搞好三算对比工作，以对工程造价的变化及影响工程造价的因素及时掌握并及时采取措施。
10.3.3.2 协助参与业主设备招标：负责设备标书的编制、参与技术谈判和商务谈判；
10.3.3.3 根据业主要求，我院可以协助参与业主施工招标：参加编制施工招标文件、编制施工招标工程量清册、编制施工标底、参与评标等；
10.3.3.4 根据业主要求，我院可以协助业主合理安排资金使用计划和施工进度计划，使这两个计划有机地结合，发挥资金的最大使用效果；
11 存在的问题及建议
1） 尽快取得山东省发展计划委员会对可行性研究报告的批复文件； 2） 接入系统尚未审查，需尽快审查并取得电力接入系统方案的审查意见；
3） 需尽快审查并取得环境影响、海洋环境评价报告的审批意见及其相关文件，本工程采取的各项污染治理措施将根据批复意见作相应调整；
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4） 尽快取得省环保主管部门对本工程污染物排放总量的控制指标。 5） 本工程暂按石灰石——石膏湿法脱硫考虑，需尽快确定脱硫设备的制造厂；
6） 尽快取得厂址地震安全性评价的审查意见；
7） 尚未有陆域与海洋初设地质勘察资料，待正式初勘地质资料提供后做相应调整。
8） 尽快委托铁路专用线初步设计并及时审查。
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