[新疆]火电厂工程项目管理总策划书(140页-附表格).doc

目 录第一章工程概述41.1工程规模41.2工程投资方及资金筹措41.3 编制依据41.4工程水文气象和地质条件41.5工程总平面布置51.6主要工艺系统简介71.7工程主要经济技术指标151.8工程建设计划进度：16第二章 工程建设管理总体设想172.1总体设想172.2工程建设管理方针及目标192.2.3工程目标任务分解192.3工程建设管理模式及组织机构202.7 工程建设的特点、难点以及相应的对策28第三章 管理体系建设策划313.1项目管理体系313.2工程建设法律法规、规程规范及技术标准的辨识343.3主要参建单位管理体系要求343.4体系运行、监督、检查策划34第四章 工程进度及计划管理364.1工程建设工期总体安排及工序策划364.2里程碑计划和一级网络进度计划384.3设备/材料供应计划394.4设计图纸交付计划424.5合规性条件获取计划424.6政策处理工作计划444.7工程进度控制计划44第五章 工程质量管理495.1工程建设质量目标495.2质量管理组织机构和职责505.3工程质量监督管理525.4设计质量管理545.5设备质量管理555.7土建、安装质量管理565.8精细调试管理575.9技术监督管理585.10关键质量控制点和非常规质量控制点控制595.11达标投产策划595.12工程质量控制的难点与对策59第六章 职业健康安全与环境管理606.1职业健康安全与环境管理方针、目标606.2 职业健康安全与环境管理组织机构和职责616.3基建安全生产标准化创建规划646.4安全资质管理646.5安全教育培训656.6绿色施工策划676.7工程现场消防保卫管理676.8危险因素与环境因素的辨识696.9应急体系策划73第七章 招标管理747.1招标管理组织机构设置747.2项目招标计划767.3招标文件编制、审查和备案管理867.4工程量清单与招标限价管理86第八章 投资及资金管理878.1工程投资管理的目标888.3执行概算管理888.4预算资金管理888.5合同管理898.6预备费管理928.7跟踪审计管理928.8竣工决算管理928.9工程投资控制难点与对策93第九章 现场施工管理949.1对主要服务单位的监督管理949.2现场质量管理979.3现场安全文明施工管理1019.4施工进度管理1029.5厂区测量控制网的设置1029.6设计管理1029.7设备材料管理1039.8主要机具和劳动力配置1059.9施工总平面及力能管理1109.10现场环境保护管理1139.11工程启动调试管理1139.11工程启动调试管理1139.12 项目沟通和信息传递117第十章工程技术管理11710.1工程技术管理的组织机构及职责11710.2工程技术管理的主要内容11810.3工程拟采用的技术标准及其管理11910.4工程施工技术方案管理11910.5设计变更、变更设计审核管理12210.6技术问题研究与决策的程序12310.7设计优化与“四新”应用123第十一章 信息及技术文件档案管理12611.1工程信息管理的目标12611.2信息管理规划12711.3基建管理信息系统（PMIS）应用12711.4工程档案管理的目标12811.5工程技术文件与档案管理的设施及组织机构12811.6工程技术文件与档案的管理规划12811.7工程技术文件与档案管理制度132第十二章 生产准备管理13212.1生产管理体系建设规划13212.2全寿命周期设备管理策划13312.3生产管理标准建设规划13312.5设备命名和编码规划13312.6生产人员培训计划133第十三章 工程专项验收和竣工验收管理13413.1工程专项验收的范围、内容和计划13413.2工程专项验收应具备的条件13413.3专项验收的主管部门及评估机构13713.4竣工验收的范围、内容和计划（须参考浙能相关资料13713.5竣工验收应具备的条件13913.6竣工验收的主管部门及评估机构139第一章工程概述1.1工程规模XX电厂位于XX内，距阿克苏市市区约12公里，项目建设规模为2350MW超临界燃煤直接空冷机组，同步建设烟气脱硫及脱硝装置，并预留项目扩建余地。本期工程于2014年07月01日主厂房开挖，2014年10月01日浇筑第一方混凝土，2016年12月31日1#机组168小时结束，2017年03月31日2#机组投产。1.2工程投资方及资金筹措本工程投资方为浙江浙能电力股份有限公司，投资概算（动态）29.9111亿元。在项目取得国家发改委核准前，资金筹措由XX集团有限公司委贷；在取得国家发改委核准文件后，自有资金20%，工商银行和建设银行贷款80%。1.3 编制依据1.3.1建设工程项目管理规范（GB/T 50326-2006）1.3.2火力发电厂施工组织设计导则(国电电源2002-849号)1.3.3火电工程达标投产验收规程(DL5277-2012)1.3.4 火电工程相关的法律法规、规范、标准规定1.3.5 XX集团有限公司管理标准项目建设管理策划编制与审查管理规定1.3.6XX有限公司企业标准1.3.7XX电厂工程行性研究1.3.8 已经批准的初步设计及有关图纸资料1.3.9 投标文件和已签约的与工程有关的协议1.3.10 当地环境条件及现场条件1.4工程水文气象和地质条件本工程位于阿克苏纺织工业城园区的东北侧，西侧为规划的多浪路（即黑孜乡公路），南临规划的金华路,东侧为规划的外环路,北侧为沙土地。厂区地形东北高西南低，自然地面高程在1119.8m1121.70m（1985年国家高程，下同）之间，地形坡度0.4。厂址区域地势较高，高程在1120m 左右。厂址地貌属于冲洪积平原，与沙漠边缘毗邻，现场地已被沙化，呈沙土、沙壤状。除场地中部有一条西北至东南走向的沙梁子外（该沙梁子宽约40100m，高约45m），其余地段地形较平坦，北高南低。1.4.1水文气象1.4.1.1水文厂址段百年一遇洪水水位约1092米，厂址最低点标高高出阿克苏河百年一遇水位26米以上，不受阿克苏河百年一遇洪水影响。厂址北侧和东侧受坡面洪水的影响，平均漫水深度约0.4米，应采取防洪措施。1.4.1.2气象阿克苏地区位于欧亚大陆深处，远离海洋，属于暖温带干旱气候具有大陆性气候特点：气候干燥、蒸发量大、降水稀少且年、季变化大、晴天多、日照长、热量资源丰富、气候变化剧烈、冬寒夏热、昼热夜冷、全年平均风速小。1.4.2工程地质根据XX热电厂工程场地地震安全性评价报告，厂址近场区在大地构造单元上位于塔里木中朝板块（一级大地构造单元）、塔里木微板块（二级大地构造单元）、塔里木古陆（三级大地构造单元）和南部的塔里木中央块地（四级大地构造单元）内，属于相对稳定的大地构造单元。距厂址区最近的全新世活动断裂为柯坪断裂，该断裂在厂址西南侧，距厂址约30km。厂址区内没有全新世断裂通过，不存在发生地震地表断错、地震塌陷、震陷等破坏性地震灾害的条件,厂址区无岩溶、危岩和崩塌、泥石流、采空区、地面沉降等不良地质现象，厂址处于相对稳定地段，适宜建厂。1.5工程总平面布置1.5.1厂区主要出入口及交通运输1.5.1.1进厂道路从厂址西侧的黑孜乡公路上引接，长度约50m，道路宽度7m。1.5.1.2燃料运输电厂燃煤采用汽车和铁路两种运输方式，电厂发电前期用煤采用汽车运输方式；待铁路专线建设完成后，取代汽车运输燃煤。1.5.1.3大重件运输锅炉大板梁、发电机定子、主变压器、高、低压加热器等，采用铁路运输到阿克苏火车站,再利用平板车从阿克苏火车站通过厂区次入口运抵施工现场或安装场地,也可直接利用汽车运输从制造厂到达施工现场。1.5.2总平面布置本工程根据XX（开发区）总体规划及其控制性详细规划的总体需要，厂区总平面按“两列式”布置格局，自西向东依次为配电装置、空冷平台与主厂房及脱硫设施，卸贮煤设施布置在烟囱北侧，出线朝西，固定端朝北，向南扩建，厂前建筑及辅助、附属生产设施布置在固定端侧，灰场布置在厂区南侧。主要辅助生产建、构筑物和附属建筑物的布置，根据其各自的生产工艺流程、运行管理等要求按其功能分为下述几个区域：1.5.2.1主厂房区主厂房按2350MW超临界机组布置，采用汽机房（跨距25.5m）加热器间（跨度6.5m）锅炉房顺序排列布置，一体化煤仓间（侧煤仓）布置在两炉之间，A排柱至烟囱中心线的距离为183.25m。汽机房共15档，总长132.2m，运转层标高12.0m。除氧器布置在炉前锅炉框架内33.5m层。热网首站与集控楼合并布置在汽机房固定端毗邻间内。引风机横向布置。脱硫吸收塔与烟囱布置在同一中心线上。1.5.2.2直接空冷平台工程主机采用直接空冷方案，直接空冷平台布置在主厂房西侧位置1.5.2.3电气建构筑物区主变压器、厂高变、启备变和空冷配电室均布置在主厂房A排外空冷平台下方。220kV配电装置布置在厂区西侧。本期出线2回。1.5.2.4煤贮煤设施区电厂燃煤采用铁路运输。电厂站位于厂区北围墙以北约100m处。条形煤场南北向布置在电除尘器和脱硫设施区的北侧，可满足2350MW机组约20天的耗煤量。煤场为全封闭。电厂燃煤经铁路翻车机、输煤隧道、转运站、碎煤机室、从炉后跨除尘器烟道上煤。1.5.2.5脱硫脱销区本工程同步建设全烟气脱硫装置，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，1炉配1塔方案，脱硫吸收塔、浆液循环泵房布置在烟囱两侧，脱硫工艺楼布置在烟囱东侧。本工程同步建设烟气脱硝装置，采用选择性催化还原法（SCR），布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内，脱硝液氨贮存区布置在厂区固定端区域，煤场西侧。1.5.2.6水工设施区化验楼和锅炉补给水处理车间布置于升压站北侧；再生水深度处理站布置在厂前检修楼的东侧，综合水泵房布置在再生水深度处理站内，生水（消防、工业）及生活水池位于再生水深度处理站下部。辅机冷却水机械通风冷却塔和辅机循环水泵房布置在化水车间的东侧，酸洗废水池及机组排水槽合并布置在锅炉房北侧主厂房区域，工艺流程顺捷，管线短捷，且利于管理。1.5.2.7除灰、渣设施区本工程两台炉设2座6m的渣仓，布置在两炉外侧。3座12m的灰库布置在厂区东南角，灰管线短捷、顺畅；灰库气化风机房集中布置脱硫工艺楼内。1.5.2.8其它辅助生产区空压机房及柴油发电机室位于电除尘器北侧主厂房区域内，输煤综合楼及推煤机库布置在煤场南侧区域，煤水处理间布置在液氨贮存区南侧区域。制氢站在厂区再生水深度处理站南侧，燃油库区均布置在煤场西侧。1.5.2.9厂前及附属建筑区厂前区位于厂区的西北角位置，布置有生产办公综合楼、材料库和检修间。汽车库布置在电厂生活区东南角。1.5.2.10生活区生活区规划布置电厂辅助设施北侧，煤场西侧位置，占地约3.0公顷，厂区围墙内用地面积17.4公顷。1.6主要工艺系统简介1.6.1汽机专业本工程除辅助蒸汽系统、热网首站系统按母管制设计外，其余热力系统均采用单元制。热力循环采用七级回热抽汽系统，除四、五级抽汽为可调整抽汽外（用旋转隔板调节压力）其它均为非调整抽汽。每台机组设有三台高压加热器、一台外置蒸汽冷却器、一台除氧器、三台低压加热器。11.11.21.31.1.1.1.2.1.3.1.3.1.1.6.1.1 汽机本体汽轮机为东方汽轮机有限公司生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸二排汽、直接空冷抽汽凝汽式汽轮机。汽机主要参数如下：名称单位额定功率MW350最大连续功率MW380额定主蒸汽压力MPa24.6额定主蒸汽温度569高压缸排汽口压力（THA工况)MPa(a)5.504高压缸排汽口温度 (THA 工况)346.3再热蒸汽进口压力（THA 工况）MPa(a)5.063再热蒸汽进口温度（THA 工况)569主蒸汽进汽量 (THA 工况)kg/h1111700再热蒸汽进汽量 (THA 工况)kg/h927910额定排汽压力 (THA 工况)kPa.a(a)12机组保证热耗 (THA 工况)kJ/kWh81671.6.1.2 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统主蒸汽管道采用2-1-2连接方式，从过热器出口集箱以双管接出，在炉内合并成一路，单管引出，在进汽机前分成两路，分别接至汽轮机左右侧主汽门。在锅炉过热器出口管道上设有安装用水压堵板。主蒸汽管道材料选用ASTM A335P91。再热冷段管道采用2-1-1连接方式，由高压缸排汽以双管接出，合并成单管后接入再热器入口联箱。再热热段管道采用1-1-2连接方式，由锅炉再热器出口联箱单管接出，直到汽轮机左右侧中压联合汽门。高温再热蒸汽管道材料选用ASTM A335P91。低温再热蒸汽管道材料选用ASTM A672B70CL32。汽机旁路系统，采用高、低压串联两级旁路装置，高、低压旁路系统容量为40%B-MCR，用与机组启动加快暖管、暖机和回收工质及保护再热器不超温及空冷冬季启动防冻。1.6.1.3 抽汽系统抽汽系统的主要功能是汽轮机有七级回热抽汽和一级可调整工业供汽。一、二、三级回热抽汽分别供给三台高压加热器及三号外置式蒸汽冷却器。四段回热抽汽供给除氧器；五级回热抽汽为可调整抽汽，除供五号低加外，还向采暖加热蒸汽系统及暖风器供汽。六、七级回热抽汽分别供给六、七号低压加热器。可调整工业供汽除对外工业供汽外，还向给水泵小汽轮机和辅助蒸汽系统供汽。1.6.1.4 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，该系统每台一根0.61.5MPa的辅汽联箱。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厂外启动蒸汽、再热冷段、汽机一级可调整抽汽。1.6.1.5 给水系统 给水系统是将给水由除氧器给水箱出口送到锅炉省煤器联箱入口。该系统在省煤器入口前接出供锅炉过热器的二级减温水管道，还有给水泵中间抽头供再热器减温水管道。给水系统按单元制系统设计。每台机组设置两台50容量汽动给水泵（前置泵与给水泵同轴布置）、二机配置一台30容量的电动给水泵，三台高压加热器和三号外置式蒸汽冷却器，汽动给水泵满足机组运行需要。三台高加给水采用大旁路系统。当任一台高加故障时，三台高加同时从系统中退出，给水能快速切换通过给水旁路供省煤器。1.6.1.6凝结水系统凝结水系统设一台100%容量的变频（一拖二）筒式凝结水泵，一台运行，一台备用。设三台低压加热器，一台轴封冷却器，一台内置式除氧器，一台热网疏水换热器，一台低温省煤器，凝结水精处理采用中压系统。凝结水贮水箱同化水专业除盐水箱合并，凝结水补充水泵和凝结水输送水泵布置在化水车间中。除氧器为内置式除氧器，除氧器水箱有效容积为120m3 1.6.1.7 高压加热器疏水、放气系统高压加热器疏水采用逐级串联疏水方式。最后一级疏水至除氧器，每台高压加热器均设有事故疏水管道，分别接至高压事故疏水扩容器，高压事故疏水扩容器疏水至凝结水箱。高压加热器疏水水位采用疏水阀控制。高压加热器管侧、壳侧均设有放水放气管道，壳侧还设有停机充氮和湿保护接管座。1.6.1.8 低压加热器疏水、放气系统 本系统5、6、7号低加疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级疏水至本体疏水扩容器。每台低压加热器均设有事故疏水管道，分别接高压事故疏水扩容器。高压事故疏水扩容器疏水至凝结水箱。低压加热器疏水水位采用疏水阀控制。低压加热器管侧、壳侧均设有放水放气管道，壳侧还设有停机充氮和湿保护接管座。1.6.1.9 抽真空系统 排汽装置两侧设疏水扩容器，排汽装置上设有低压旁路接口，排汽装置接有一个真空破坏阀，在机组出现紧急事故危及机组安全时，以达到破坏真空的需要。系统设有两台100%容量的机械真空泵，机组启动是，两台真空泵同时投入运行，以加快抽真空过程，正常运行时，一台运行，一台备用。1.6.1.10开式循环冷却水系统 开式冷却水系统主要为水水交换器、汽机冷却油器、真空泵、小机冷油器等设备提供冷却水。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。1.6.1.11闭式循环冷却水系统本系统由两台机组最大冷却水量110%容量的闭式循环冷却水泵、两台65%容量的闭式循环冷却水热交换器及一台10m3闭式循环冷却水膨胀水箱组成。本系统采用大闭式循环冷却水系统，对汽机、锅炉各辅机提供冷却水。闭式循环冷却水系统采用除盐水作为补水水源，设一台10m3闭式循环冷却水膨胀水箱组成。1.6.1.12 汽机润滑油净化、贮存和排空系统汽轮机的润滑油系统采用套装油管路。每台机组装设一套润滑油净化装置，一台容量为3535m3的润滑油贮存油箱。每台机组装设一台润滑油输送泵；每台汽动给水泵汽轮机润滑油系统设一台给水泵汽轮机润滑油输送泵。汽轮机主油箱、润滑油贮油箱、润滑油净化装置分别设有事故放油管道，排至主厂房外的事故放油池。1.6.1.13 热网首站汽水系统 （1）热网循环水系统（供热一级热水管网系统）的功能是将热网循环水泵升压后，送入布置在换热站内的热网加热器，热网加热器负责将热网回水由70加热至130之后送至厂区供热管网。本系统配置2台70%容量管壳式热网加热器，设2台100%容量变频调速热网循环水泵（变频：一拖二）。除此之外，在热网循环水泵的入口总管上还设有一台电动旋转滤水器，用于除去热网水中的异物。 （2）热网加热蒸汽系统采用扩大单元制。两台机组供汽管道之间设置全容量联络管道。每台汽机供热网的采暖供汽总管设计流量取用2台汽机提供的最大设计采暖用汽量，即344t/h。两台汽机采暖供汽联络管道设计流量与每台汽机供热网的采暖供汽总管设计流量相同。每台机组配置1台70%容量管壳式热网加热器，热网加热器疏水出口温度按80考虑，通过热网疏水冷却器（采用凝结水冷却，管壳式）换热后，接至该台机组的凝接水箱。1.6.1.14 主机冷却系统 主机小机排汽采用机械通风直接空冷系统冷却。直接空冷系统配置按照额定抽汽工况优化计算确定。空冷凝汽器布置在主厂房A外，一台机组设30个冷却单元。1.6.2锅炉专业1.6.2.1 锅炉本体锅炉选用超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、切向燃烧、一次再热、平衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型布置。锅炉主要参数如下：名称单位参数过热蒸汽：最大连续蒸发量(BMCR)t/h1115额定蒸发量(BRL)t/h1062额定蒸汽压力(过热器出口)MPa(a)25.4额定蒸汽压力(汽机入口)MPa(a)25.32额定蒸汽温度574再热蒸汽：蒸汽流量(BMCR)t/h960进口/出口蒸汽压力(BMCR)MPa(a)4.55/4.36进口/出口蒸汽压力(BRL)MPa(a)4.33/4.15出口蒸汽温度(BMCR)571出口蒸汽温度(BRL)571给水温度(BMCR)281给水温度(BRL)2781.6.2.2 燃烧系统（1）制粉系统采用中速磨煤机冷一次风机正压直吹式系统。每台炉配备5台磨煤机（4运1备）。2台一次风机，一次风经一次风机升压后一部分进入三分仓空气预热器，经空气预热器加热后进入磨煤机，另一部分直接进入磨煤机前冷风母管，磨煤机进口的风量及风温由支管上的热风调节门和冷风调节门来调节。（2）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，分为一次风、二次风和烟气系统。一次风系统供给磨煤机所需的热风、磨煤机调温风（冷风）、磨煤机（经密封风机后接入）和给煤机的密封风，系统内设两台50%容量的离心式一次风机（带变频器），风机进口装有消音器，为平衡风压，满足风机单台运行的要求，在风机出口设有联络风道及联络风门。磨煤机入口的热一次风和调温用冷一次风均设有母管。为防止进入空气预热器冷端的风温较低造成酸腐蚀和引起结露堵灰，影响设备的性能及使用寿命，在空气预热器进口冷风道上设置暖风器。二次风统供给燃烧所需的空气。设有两台50%容量的动叶可调轴流式送风机，其进口装有消音器。为平衡风压，在送风机出口设置联络风管，并在联络风管设置风门以满足单台风机运行的要求。在除尘器后设有两台50%容量的动叶可调轴流式引风机。为使单台引风机故障时，除尘器不退出运行，在两台除尘器出口烟道上设有联络管。除尘器按静电除尘器双室四电场考虑，除尘效率不低于99.83%。两炉合用一座单管烟囱，高210m，内径7.5m。（3）锅炉点火燃油系统采用微油点火方式，保留油系统作为备用点火和稳燃方式。（4）脱硝系统：本工程同步建设脱硝装置，按照液氨为脱硝还原剂的选择性催化还原脱硝（SCR）法。SCR反应器布置在除尘器前的烟道支架上方。按SCR(21)，脱硝效率按照80%考虑，最终以环评报告为准。（5）低温省煤器设置一级烟气余热利用装置，由7号低加出口抽出部分凝结水引至炉后进入一级低温省煤器烟气余热利用装置，利用锅炉排烟的余热将其加热后返回6号低加的进口凝结水系统，在机组低负荷时通过旁路运行。1.6.2.3 除灰渣系统（1） 除渣系统每台炉设一台可变速的水浸式刮板捞渣机，其最大出力满足锅炉满负荷设计煤种渣量的40%，正常出力为3t/h，最大出力12t/h.每台炉设一座6m渣仓，其总有效容积为55m3，可贮存锅炉满负荷时设计煤种25.4小时的渣量。渣仓下部约2米层设有装车操作室，操作室内设有操作台，渣仓零米设有汽车通道。渣仓室保温封闭并采暖。（2） 磨煤机排石子煤采用密封式活动石子煤收集、经叉车转运出锅炉房的简易机械处理方式。每台中速磨煤机设1套排石子煤管道、阀门、密封舱、活动石子煤斗及称重报警装置。（3） 除灰系统每台炉设1套气力输送系统，每套系统出力为45t/h，对于设计煤种留有约100%以上是裕量。两台炉设3座12m灰库，2座粗灰库，1座细灰库。省煤器及除尘器的每个灰斗下设置一台仓泵，将收集的灰经由进料阀进入仓泵，由压缩空气通过管道将灰输送至灰库储存。 本期2台炉设置统一的空压机站，输灰空压机、厂用、仪用空压机合并设置，2台炉共设6台喷油螺杆式空压机（流量为40Nm3/min，0.8Mpa），5台吸附式干燥装置。在6台空压机中，4台运行，2台备用。其中3台为输灰空压机，2台运行，1台与热机公用备用；3台为热机空压机2台运行，1台备用。空压机房外布置有2台50m3的仪用压缩空气储气罐、2台25m3的厂用压缩空气储气罐、及2台15m3输灰用储气罐。1.6.2.4 燃料运输系统（1） 卸煤装置按设计煤种年耗煤量为174.16万吨/年，全部采用铁路运输进厂。来煤不均衡系数1.2，铁路日最大来煤量为6321吨，日进厂列车数量约为1.8列，共计90节（每列50节，每节70吨）。火车来煤按整列车进厂考虑，采用翻车机方式卸煤。卸煤系统设置翻车机室1座，按安装1台C型单车翻车机规划设计。单台翻车机翻卸能力为1822节/小时。本期工程单台翻车机日最大作业时间为3.54.8小时（不包括调车时间）。（2） 带式输送机系统为栈桥从炉后跨除尘器烟道上煤，运煤系统带式输送机从卸煤系统到煤场采用单路布置，从煤场到主厂房煤仓间采用双路布置，一路运行，一路备用，并具备双路同时运行的条件。煤场至主厂房原煤仓的上煤系统带式输送机出力按照锅炉小时耗煤量135%选取，规格为带宽B=1000mm，带速V=2.0m/s，出力Q=600t/h。（3） 贮煤场及其设备：煤场设有2块条型煤场，堆煤高度13.5米，总贮煤量约10.5万吨，可满足2350MW机组BMCR工况下20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600t/h，采用通过式尾车。1.6.2.5 脱硫系统（1） 本工程脱硫采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，按锅炉BMCR工况全烟气量脱硫，脱硫装置脱硫效率不低于97.6%。本期工程两台炉设2套石灰石制浆系统。系统由石灰石粉仓、布袋除尘器、螺旋称重给料机、石灰石浆液箱（带搅拌器）、石灰石浆液泵等组成。设置2座石灰石贮仓，用于储存石灰石。单个筒仓总容积满足燃用设计煤时单台炉BMCR工况下3天的石灰石消耗量。两台炉共设置2座碳钢加衬的石灰石成品浆液箱，用于缓冲、贮存合格石灰石浆液。浆液箱的总容积满足两台炉BMCR工况下4小时的浆液耗量。每座吸收塔设2台离心式浆液泵，其中一台备用，将成品浆液箱送至吸收塔（2） 烟气系统不设置GGH与旁路烟道，增压风机与引风机合并，主要由烟道及烟道挡板等设备组成，脱硫系统为单元制。（3） 吸收系统每台炉配一套SO2吸收系统，吸收塔按逆流式喷淋塔设计。每塔采用4台离心式循环浆泵，单元制，分别对应4层喷淋（每层喷淋层由一台循环浆泵供浆）。泵体采用铸钢衬胶，或全金属泵（4） 石膏脱水系统主要是由石膏旋流器、废水旋流器、真空皮带脱水机、真空泵、滤布及石膏冲洗系统、滤液回收系统及石膏库等设备设施组成。1.6.3化水专业1.6.3.1锅炉补给水处理系统深度处理后的再生水超滤给水泵生水加热器自清洗过滤器超滤装置超滤水箱清水泵保安过滤器反渗透高压泵反渗透装置淡水箱淡水泵浮动阳离子交换器除二氧化碳器除碳水箱除碳水泵浮动阴离子交换器混合离子交换器除盐水箱除盐水泵主厂房。本工程设置反渗透的浓水回收系统，设计两套出力60t/h的浓水反渗透装置。1.6.3.2凝结水精处理系统本工程凝结水处理系统选择2台100%前置过滤器3台50%高速混床（其中2台运行，1台备用）。每台机设置一套精处理，两台机组公用一套再生装置，共2套。高速混床采用体外再生方式。体外再生设备全部为低压设备。精处理系统采用程序控制自动运行。1.6.3.3辅机冷却水处理系统 根据辅机冷却水的浓缩倍数和水质条件，本工程辅机冷却水补充水采用加稳定剂处理系统。杀菌处理采用直接购买杀菌剂并根据运行实际情况直接投入的方式。1.6.3.4 化学加药系统 本工程化学加药系统给水和凝结水设有加氨、加氧装置，给水、闭式水设有加联氨装置。两台机公用一套加药系统，每台机设置1套加氧装置。1.6.3.5汽水取样监测系统 本工程每台机组设置一套水汽取样分析装置，以监测水汽系统和机组的运行工况。1.6.3.6 制氢系统 本工程设置1套产氢量10Nm/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4台13.9m的氢气贮存罐及1台7m压缩空气贮存罐。氢气经减压后用管道送至主厂房。1.6.3.7化学废水处理系统针对不同水质，本工程化学废水采用分散处理，浓水反渗透的浓水及离子交换再生废水等高含盐废水中和后送入脱硫系统作为工艺用水。锅炉酸洗废水、空气预热器冲洗废水利用煤场雨水调节进行贮存、处理，处理后由供水专业统一综合利用。本工程设置总容量为6000m的煤场雨水调节池，兼作事故备用水池。脱硫废水在脱硫岛内处理达到后供水专业统一综合利用。1.6.3.8 辅机冷却水系统 本工程辅机冷却水系统采用带机械通风冷却塔的二次循环供水系统，两台机共配三座机力塔。两台机配置三台冷却水泵（2运1备），水泵布置在冷却塔附近辅机冷却水泵房内。冷却水系统采用母管制供水。1.6.3.9厂内补水系统 厂内设置两座容积为2000m的工业、消防水池及一座200m的生活水池，分别储存厂内工业、消防及生活用水等。工业水泵、生活供水装置设置在中水深度处理站水泵间内。消防水泵间单独布置在中水深度处理站内。工业水泵从工业、消防水池内吸水，经工业水泵提升后送至本期各用水点。变频生活供水装置从生活水池内吸水，经提升后向厂区各生活水用水点供水。1.7工程主要经济技术指标序号项目单 位指标值1工程总投资（静态/动态）万元274265/2991112单位千瓦投资（静态/动态）元/kW3918/42733年发电量Kw.h/a38.51084年供热量GJ/a868.19121045经营期平均含税上网电价元/千度6经营期热价元/GJ7厂址围墙内用地面积hm217.147.1单位容量地面积m2/kw0.2457.2建筑系数%48.67.3场地利用系数%68.57.4厂区绿化系数%157.5每千瓦主厂房容积M3/km0.3777.6每千瓦主厂房面积m2/km0.378土石方量工程量10万4m325.83挖方 17.27填方9全厂总热效率%57.5210热电比%0.81（供热工业抽汽工况）11发电标煤耗g/kw.h255.94(供热工业抽汽工况)12供热标煤耗g/kw.h27.87(工业抽汽工况)13发电厂用电率（含脱硫）kWh/GJ4.74%(采暖期）5.51%(非采暖期）14供热厂用电率kWh/GJ8.21(采暖期）8.48(非采暖期）15百万千瓦耗水指标m3/s.GW0.0953（纯凝夏季）0.2333（冬季供热工业抽汽工况）0.2317（夏季工业抽汽工况）16固体废弃物及污染物排放量16.1SO2吨/年1065.4216.2NOX吨/年1172.816.3烟尘吨/年395.616.4废水万m3/年016.5灰渣量万吨/年29.2316.6脱硫石膏量万吨/年6.717项目投资财务内部收益率（所得税后）%18项目资本金财务内部收益率%19投资各方财务内部收益率%20总投资收益率%21项目资本金净利润率%22全厂人员指标人1.8工程建设计划进度：1.8.1根据本工程的特点，#1机组里程碑节点按照21个节点进行设置，#2机组里程碑节点按照16个节点进行设置。1.8.2综合考虑新疆地区气候条件冬休期3个月对工程进度的影响，本项目总工期按照#1机组工期25个月，#2机组工期顺延3个月即28个月进行编制。1.7.3考虑两年冬季施工6个月的影响，#1机组工期26.5个月，#2机组工期26.5+3个月，项目计划2014年7月1日正式开挖，2016年07月30日第一台机组投产(脱硫、脱硝同步投运)，2016年10月31日第二台机组投产(脱硫、脱硝同步投运)。1.8.4一级网络计划编制整体布局为#1机组、公用系统、2#机组三部分。一级网络进度计划以里程碑各节点为依据，分别编制各台机组一级网络进度计划的关键线路和重要节点。按照本工程总平面布置特点、施工组织顺序、专业施工内容、工艺技术要求等组织关系和逻辑关系进行合理编制进度计划。同时，也考虑当地环境气候因素对施工持续时间的影响。1.8.5具体工程建设计划进度详见里程碑及一级网络进度计划。（详见附件1）第二章 工程建设管理总体设想2.1总体设想XX电厂项目既是阿克苏纺织工业城的重大配套基础项目，也是浙江省对口援疆的重大产业项目，还是浙能集团在疆实施的首个重大电源项目，项目的成功实施和顺利推进事关重大和全局。项目公司将以科学发展观为统领，坚决贯彻浙能集团 “大能源战略”和“三个一体化”发展思路，秉持“设备可靠、指标先进、成本领先”的建设原则，按照“业主为核心，专业化管理”的管理模式和“一高、二并、三化、四控、五制”管理思路，优质高效文明和谐地开展工程建设，努力把项目建设成为新疆最好、国内一流的“品质、品位、品牌”工程，为新疆人民造福、浙能集团争光、为浙江人民添彩。总的要求是：2.1.1“一高”高标定位要以“设备可靠、指标先进、成本领先”为核心诉求，把科学精神和人文精神最有机地结合起来、贯穿于项目建设全过程，永无止境地追求整体上无可挑剔的和谐和细节上不由自主的感动，努力把项目建设成为新疆最好、国内先进的“品质、品位、品牌”工程。2.1.2“二并”并行工程2.1.2.1前期工作与基本建设并行。本项目作为与阿克苏纺织城配套的民生工程、浙江省产业援疆的政治工程和浙能立足南疆发展的平台工程，客观上要求必须加快建设。本项目地处南疆，在一方面加紧项目核准工作的同时、一方面必要工程先期开工、立即展开现场建设势在必行，契合中央要求打破常规、特事特办、采取特殊措施支持南疆发展的精神。2.1.2.2基本建设与生产（准备）并行在着手工程建设的同时，利用“拜城老电厂”的基础，有效解决热电厂人力资源缺乏的突出矛盾，同步开展生产准备工作，形成以基建带动生产（准备）、基建与生产（准备）相互促进、良性互动的的生动格局。2.1.2.3发电工程与热网工程并行根据纺织工业城园区及市城南片区基础设施建设需要和市场情况，在全面开展电厂工程建设的同时，重视热网工程的规划建设工作，扎实推进“以厂带网”的建设，形成在园区、城市和绿洲整合经营、深度耕耘的格局，及时实现热、电联产联供，努力达到经济效益、社会效益和政治效益的高度统一。2.1.3“三化”优化、美化、文化优化：按照求真的要求和科学的规律来建设本工程，要遵循系统化、文件化、标准化、精细化和信息化的原则，以抓好设计优化为龙头、组织优化为保证、设备优化为基础、管理优化为重点、工序和工艺优化为关键，全员、全过程、全方位抓好工程优化。美化：按照求美的要求和艺术的规律来建设本工程，要以大气、简约、统一、和谐、精致、美观为原则，以设计美化为龙头，以厂区总平面布局和施工总平面布局美化为基础，以色彩、外立面、绿化、照明和工艺美化为重点，系统推进工程美化。文化：按照求善的要求和人文的规律来建设本工程，要牢固确立“以人为本”的原则，把人性化管理落实到每个环节、体现到最细微处，从一开始，就要确立建设“家园、校园、公园”的文化理念，不失时机地推进先进文化的建设，让浙能先进文化在祖国南疆开花结果。2.1.4“四控”安全、质量、进度、造价控制项目管理推行质量管理体系、职业健康