余姚水保报批稿.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流余姚水保报批稿.精品文档.前言浙江国华余姚燃气联合循环电厂工程位于浙江省宁波余姚市西偏北约4km处，其建设规模为1780MW级燃气蒸汽联合循环机组，并留有扩建余地。本工程厂址位于浙江省宁波市余姚市，距规划中的东海气管线登陆点约80km，输气管线短、投资省、布局合理。浙江省天然气开发有限公司将把天然气管道铺设到电厂围墙外1m。为消纳东海天然气，调整电源结构和改善地区环境状况，提高浙江电网的供电能力，缓解电网调峰压力，建设浙江国华余姚燃气蒸汽联合循环发电工程是十分必要的。国家发改委在2003年4月13日以发改能源2004248号国家发展改革委关于

2、审批浙江国华余姚燃气蒸汽联合循环电厂工程项目建议书的请示（见附件2）给国务院发文请求审批本工程。国务院对该项目进行了批复。2004年4月9日国家发改委以发改能源2004626号印发国家发展改革委关于审批浙江国华余姚燃气蒸汽联合循环电厂工程项目建议书的请示的通知（见附件1）发文，给浙江省发展改革委和华神集团下发了国务院已批复了该工程的通知。浙江省电力设计院于2003年12月完成了浙江国华余姚燃气联合循环电厂工程可行性研究报告。按现行水土保持法的有关要求，本工程建设须编制水土保持方案。建设单位浙江国华余姚燃气发电有限责任公司于2003年12月委托西南电力设计院开展浙江国华余姚燃气联合循环电厂工程水

3、土保持方案报告书的编制工作。 接受任务以后，依照水土保持有关法规的要求，我们对现场进行了查勘，收集了工程区域自然、社会环境状况及水土流失现状等相关资料，结合工程特点，特别是工程建设过程中对原地貌的占压、扰动、再塑及植被破坏情况，依照分区防治原则，确定了水土流失重点防治区域及其防治措施，于2004年2月编制完成浙江国华余姚燃气联合循环电厂工程水土保持方案报告书（送审稿）。水利部水土保持监测中心于2004年4月9日在北京对本工程水土保持方案进行了评审。与会专家提出的宝贵意见，对我们这次修改完善本工程水土保持方案具有重要指导作用。根据与会专家意见和浙江国华余姚燃气联合循环电厂工程水土保持方案报告书（

4、送审稿）专家组评审意见精神，我们对本方案进行了补充修改和完善。于2004年4月修改完成了浙江国华余姚燃气联合循环电厂工程水土保持方案报告书（报批稿）。浙江国华余姚燃气联合循环电厂工程（以下简称余姚燃气电厂工程）建设容量为1780MW，位于浙江省宁波市余姚市西北约4.0km的蔚秀村。厂址所在区域地形属浙东盆地低山区和浙北平原交叉地区。厂址区内大部分为平地，有一些零星孤山。厂区场地为平地，主要为耕地和园地。工程建设区水土流失强度以微度为主，属于浙江省人民政府划分的水土流失重点监督区。本工程建设区及其影响区占地面积为28.23hm2，其中，永久占地10.54hm2，临时占地16.73hm2，工程建设

5、直接影响区面积0.96m2。本工程主要施工场地开挖量12.0104m3，填方量23.3104m3，厂区、施工区和厂外道路建设需要外购土石方12.0104m3。工程施工期可能造成的水土流失量约4287t（含建筑垃圾流失量），新增水土流失量4154t。运行初期前3年可能造成的水土流失量约2247t，新增水土流失量1931t。本方案水土流失防治工程措施量为：整地0.26hm2、土石方运输2.5104 m3、填土草包233m3、挡土墙42m3、马尾松710株，侧柏710株，播撒草种7.00hm2。本工程建设时间为2004年3月至2005年12月，共22个月。工程建设总投资为235038万元。水土保持总

6、投资825.23万元，其中已在主体工程中计列的具有水土保持功能的措施费用为591.25万元，本方案新增水土保持投资费用233.98万元，单位水土流失量治理投资1356元/t。在本方案编制过程中得到了有关单位的大力支持与协助，在此一并表示感谢！ 开发建设项目水土保持方案工程特性表项目名称: 浙江国华余姚燃气联合循环电厂工程 填表日期 2004.4.13 总编号 编号2004项目规模1780MW燃气机组建设地点浙江省余姚市工程等级等工程所在流域姚江工程总投资235038万元破坏水保设施面积27.96 hm2工程建设期2004年3月至2005年12月扰动地表面积28.23hm2项目建设区27.27h

7、m2责任范围面积28.23hm2直接影响区0.96hm2水土流失预测总量6534t减少水土流失总量6085t扰动土地治理率99%控 制 率93.1%防治任务及目标地貌类型浙东盆地低山区和浙北平原交叉地区，厂址地区范围内大部分为平地。省级水土流失分区公告水土流失重点监督区水土保持措施防治面积28.23hm2治 理 度98%主要防治措施及工程量（1）整地：0.26hm2；（2）土石方运输：2.5万m3；（3）填土草包：233 m3；（4）挡土墙：42m3；（5）马尾松：710株；（6）侧柏：710株；（7）撒播草种：7.00hm2。水土流失背景值400t/km2a方案目标值400t/km2a项目区

8、允许值500t/km2a控 制 比1.0渣场、料场工程整地：0.26hm2，填土草包：53m3；挡土墙：42m3。拦渣率99%可绿化面积9.61hm2植物措施面积9.61hm2植被恢复指数100%林草植被覆盖率34.0%水保方案投资中工程总投资825.23万元方案新增投资中防治费88.40万元主体工程已列投资591.25万元补偿费27.96万元监测费25.00万元水保方案新增投资233.98万元监理费30.00万元总投资/减少水土流失量1356元/t其它52.42万元方案实施期2004年3月至 2005年12月方案编制单位西南电力设计院建设单位浙江国华余姚燃气发电有限责任公司地 址四川省成都市

9、东风路二段18号地 址浙江省余姚市新建路58号工行大厦15楼项目负责人及电话张新宁028-84402298法人及电话联系人及电话凌文州028-84781005联系人及电话高晓民/0574-62627011传真/邮编028-84781005/610021传真/邮编0574-62627000/315400电子信箱Lingwenzhou2002 电子信箱gaoxiaomin审批日期审批文号1总则1.1方案编制的目的和意义余姚燃气电厂工程位于浙江省余姚市。工程建设总占地27.27hm2，其中永久占地10.54hm2，临时施工占地16.73hm2。工程建设直接影响区占地面积0.96hm2。工程建设中水土

10、保持工作的好坏，对当地的水土流失状况将造成较大的影响。根据工程特性和工程区域水土流失特点，结合水土保持的要求，本方案编制目的和意义在于：（1）根据国家有关法律、法规的规定，为防治工程建设所造成的水土流失编制切实可行的水土保持技术方案；（2）明确工程建设的水土流失防治责任范围，预测可能产生的水土流失量，为防治本工程建设所造成的水土流失、保护和恢复项目区生态环境提出切实可行的水土流失防治措施体系、方案实施进度及投资估算等；（3）将水土流失防治纳入工程建设的总体安排和年度计划中，实行水土保持工程与主体工程的“三同时”。将主体工程设计中已有的水土保持措施一并纳入防治方案中，以确保水保方案的完整性；（4

11、）为水行政主管部门对本工程的水土保持工作进行监督、验收提供依据。1.2编制依据1.2.1法律（1）中华人民共和国水土保持法（1991年6）；（2）中华人民共和国环境保护法（1989年12月）；（3）中华人民共和国土地管理法（1998年12月）；（4）中华人民共和国水法（2002年8月修订）；（5）中华人民共和国森林法（1998年1月修订）；（6）中华人民共和国电力法；（7）中华人民共和国环境影响评价法（2002年10月）。1.2.2行政法规（1）建设项目环境保护管理条例（国务院令第253号）；（2）中华人民共和国水土保持法实施条例（国务院令第120号）；（3）电力设施保护条例及实施细则（国务院

12、令第239号）；（4）国务院关于进一步推进全国绿色通道建设的通知（国发200031号）；（5）全国生态环境保护纲要（国务院2000年11月16日）。1.2.3地方性法规（1）浙江省实施中华人民共和国水土保持法办法（1996年6月29日浙江省第八届人民代表大会常务委员会第二十八次会议通过）。1.2.4规章（1）开发建设项目水土保持方案管理办法（水利部、国家计委、国家环保局水保1994513号）；（2）开发建设项目水土保持方案编报审批管理规定（水利部1995第5号令）；（3）水土保持生态环境监测网络管理办法（水利部第12号令）；（4）中华人民共和国水利部令第16号开发建设项目水土保持设施验收管理办

13、法；（5）水利部关于印发水土保持生态建设工程监理管理暂行办法的通知（2003年3月3日 水建管200379号）。1.2.5规范性文件（1）水利部保监200115号“关于印发规范水土保持方案编报程序、编写格式和内容的补充规定的通知”；（2）电力建设项目水土保持工作暂行规定（水利部、国家电力公司水保1998423号文）；（3）水利部关于加强大中型开发建设项目水土保持监理工作的通知（2003年3月5日 水保200389）；（4）“关于颁发水土保持工程概（估）算编制规定和定额的通知”（水利部 水总200367号）；（5）关于公布省级水土流失重点防治区的通知（浙政发1999141号）；（6）浙江省物价局

14、、财政厅、水利电力厅1997年3月12日发布浙江省水土保持设施补偿费水土流失防治费征收和使用管理办法；（7）关于加强水土保持工作的通知（浙政（1995）5号）。1.2.6技术标准与规程规范 （1）开发建设项目水土保持方案技术规范（SL204-1998）； （2）水土保持综合治理 技术规范（GB/T165431996）； （3）水土保持综合治理 规划通则（GB/T157721995）； （4）水土保持综合治理 效益计算方法（GB/T157741995）； （5）土壤侵蚀分类分级标准（SL1901996）； （6）主要造林树种苗木（GB600085）； （7）土地复垦技术标准（试行），1995；

15、（8）水利水电工程制图标准 水土保持图（SL 73.62001）； （9）水土保持工程概（估）算编制规定；（10）水土保持监测技术规范（SL227-2002）；（11）火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）。1.2.7项目建议书（1）国家发展和改革委员会文件 发改能源2004626号印发国家发展改革委关于审批浙江国华余姚燃气蒸汽联合循环电厂工程项目建议书的请示的通知（见附件1）。（2）国家发展和改革委员会文件 发改能源2004248号国家发展改革委关于审批浙江国华余姚燃气蒸汽联合循环电厂工程项目建议书的请示（见附件2）。1.2.8项目委托书 浙江国华余姚燃气发电有限责任公司给西南电力

16、设计院的水土保持方案评价委托书（见附件3）。 1.2.9与工程有关的文件和资料（1）浙江省电力设计院于2003年12月完成的浙江国华余姚燃气联合循环电厂工程可行性研究报告；（2）浙江国华余姚燃气发电有限责任公司与浙江省天然气开发有限公司2003年12月签定的浙江省天然气购销及管道运输意向书（见附件4）；（3）浙江省水利厅文件浙水政20046号关于余姚燃气联合循环电厂工程水资源论证报告书的批复（见附件5）； （4）余姚市规划局建设项目选址意见书（见附件6）；（5）余姚市国土资源局关于国华公司要求提供土石方回填材料的复函（见附件7）；（6）浙江国华余姚燃气发电有限责任公司给华东勘测设计研究院的水土

17、保持监测及监理委托书（见附件8）；（7）浙江国华余姚燃气联合循环电厂工程水土保持方案报告书（送审稿）专家组评审意见（见附件9）。1.3方案编制深度本工程设计为可行性研究阶段，其水土保持方案的设计深度与之一致，达到可研深度。1.4方案设计水平年根据相关法律法规及规程规范的规定，本方案的设计水平年定为工程建成后1年，即2006年12月。2建设项目概况2.1电厂地理位置及交通2.1.1地理位置厂址位于宁波市余姚市西北约4km处，厂址南面距离蔚秀村约300m（最近距离，下同），西南面距离山头村约70m，东面距离里山脚下村约300m。厂址北面紧靠牛头山，山顶高程110.7m；南面有一小山包，山顶高约46

18、.0m；西面有一小山包，山顶高约24.0m；东面主要为农田。厂址区场地较为开阔，场地内大部分为农田，地形较为平坦，场地自然标高约为2.12.6m。2.1.2厂址交通条件铁路：萧甬铁路在厂址南面约800m处通过，横贯余姚市全境。公路：杭甬高速公路在厂址南面约5km处通过，横贯余姚市全境；余夫公路（余姚五夫）在厂址南面约600m处通过，为一级公路，路面宽20m；余姚市规划绕城公路从厂址东面约600m处通过。水路：余姚江在厂址南面约2.2km处通过。厂址附近的公路运输、铁路运输和水路运输条件良好。萧甬铁路复线在余姚市中部横贯余姚市全境。厂址地理位置图见附图1和附图2。2.2项目名称、规模及基本构成表

19、2-1 项目基本构成项目名称浙江国华余姚燃气联合循环电厂工程（1780MW级）建设单位浙江国华余姚燃气发电有限责任公司规模（MW）项 目单机容量及台数总容量 本 期（燃气）1780MW780MW全 厂1780MW780MW主体工程新建1780MW级燃气蒸汽联合循环机组。主要设备有燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、发电机。燃气轮机室外布置，蒸汽轮机、发电机室内布置。配套工程燃料输送本工程燃料来自东海油气田。天然气通过杭甬干管进入余姚分输站。管道将天然气送至电厂围墙外1m，厂内新建天然气调压站。 电气出线及升压站本工程采用220kV接入系统，出线4回，本工程不含线路部分。新建220kV屋外配电装置一座

20、。供水系统本工程拟采用带自然通风冷却塔（淋水面积6500m2，1座）的循环供水系统；取水口位于厂址西南约2km的姚江干流北岸，新建补给水泵房并新建补给水管约2.4km；本工程锅炉及生活用水取自余姚市自来水管网，管线长2.15km。其 它锅炉补给水系统新建，本工程不设凝结水精处理系统。新建酸碱废水处理设施。新建排水管道约2.1km。新建辅助、附属公用设施包括综合办公楼、净化站、化水设施、调压站、加氯间、雨水泵房、污水处理站、电气试验楼、材料库、特种材料库和检修间等。主进厂道路设在厂址西南面，从厂址南面约480m的余夫公路上引接，现正由市政进行建设；次进厂道路设在厂址东面，从厂址东面约530m的规

21、划余姚市绕城公路上引接。备注本方案设计范围内无拆迁安置；电厂生活区在余姚市内购买商品房，本工程建设不涉及。2.3主要工程特性电厂主要工程特性表见表2-2。表2-2 电厂主要工程特性表序号项 目单位数量及说明1经济指标1.1静态总投资万元2260271.2静态单位投资元/kW3054.41.3动态总投资万元2350381.4动态单位投资元/kW3176.22年利用小时数小时35003机组容量MW17804总工期月22(含“四通一平”2个月)5工程总用地hm228.235.1永久占地hm210.545.2临时占地hm216.735.3直接影响区占地hm20.966土石方挖方万m312.0外购土方万

22、m312.0填方万m323.3弃方万m30.77年需天然气量Nm35.31082.4工程基本情况2.4.1设备概况2.4.1.1燃气轮机本工程业主已购有一套GE公司的S209FA联合循环发电设备（不含余热锅炉），其中含2台PG9351FA燃气轮机及其发电机和1台D11蒸汽轮机，亦即为二拖一的联合循环发电机组。GE的PG9351FA采用分管式燃烧室，对燃料的适应性好，可针对特定的燃料在实验室进行全温、全压、全流量的调试试验。可靠性和可用率高是GE燃机的特点。至2000年8月4日止，世界上已有52台GE的F级燃机在运行，实际运行已达96.58万小时，启动12260次。目前的燃机简单循环热效率已较高

23、，达38%左右。但燃气轮机排烟中还有大量热能可利用，其排烟温度均在550以上，某些燃机的排烟温度则将近630。燃气蒸汽联合循环是有效利用燃气轮机排烟热量的最佳途径，通过余热锅炉吸收排烟热量，产生的蒸汽推动蒸汽轮机发电。联合循环的方式可为每台燃机配一台余热锅炉及一台蒸汽轮机（一拖一），也可为每台燃机各配一台余热锅炉，二台余热锅炉产生的蒸汽合并后共同推动一台蒸汽轮机（二拖一）。2.4.1.2蒸汽轮机GE公司D11蒸汽轮机为三压进汽纯凝汽机，低压缸排汽方式为下排汽。2.4.1.3余热锅炉余热锅炉采用三压、再热、无补燃、自然循环或强制循环余热锅炉，烟气系统不设旁路烟囱，正常运行不考虑单循环运行方式。同

24、时，余热锅炉可自带除氧系统。2.4.1.4联合循环本工程为F级多轴二拖一联合循环机组。机组不设旁路烟囱，由于汽轮机设有100%蒸汽旁路，在没有旁路烟囱的情况下，已经可以满足机组启停和甩负荷的要求。本工程燃机设备采用露天布置，汽轮机采用室内布置。本工程联合循环出力786.7MW，热效率57.25%，余热锅炉排烟温度86。2.4.2厂区布置2.4.2.1总平面布置厂区采用两列式布置，自东北往西南分别为升压站、动力岛。厂区出线朝东北向，固定端为西北向，往东南扩建；自然通风冷却塔布置在厂区西北角；辅助附属建筑布置在厂区西南面；综合办公楼布置在厂区的西南。厂区场地设计标高为3.90m。按保护山体资源考虑

25、，不开山，因地制宜布置厂区，厂区需外购土方进行场地平整。动力岛中汽机房和集控楼采用联合布置，位于西北面，燃机位于东南面，露天布置，使得循环水管线更为短捷。循环水管从炉后侧进出。本工程采用220kV屋外配电装置，布置在厂区东北部，出线朝向东北面。本工程采用带自然通风冷却塔的循环供水系统，塔的直径为99m，高度为125m，布置在厂区的西北角，位于山坳内；循环水泵房布置在冷却塔与动力岛之间；循环水管线从汽机房炉后侧进出。自然通风冷却塔距燃机最近约195m，距220kV升压站最小间距为242m，距变压器最近约150m，距综合办公楼最近约160m。循环水进水管线长约190m，循环水回水管线长约260m。

26、辅助、附属公用设施包括综合办公楼、净化站、化水设施、调压站、加氯间、雨水泵房、污水处理站、电气试验楼、材料库、特种材料库和检修间等。净化站和化水设施布置在动力岛的西南面，靠近动力岛布置；调压站布置在动力岛的东南角，处于厂区边缘靠近山体布置，且靠近燃机布置；雨水泵房和污水处理站布置在净化站的南面。厂区雨水通过雨水泵房排至厂区东南的现有沟渠内；特种材料库布置在冷却塔的南面；加氯间与电气试验楼采用联合建筑，布置在循泵房的东北面；材料库和检修间采用联合建筑，布置在化水区的西面；汽车库布置在厂区的西南角；综合办公楼布置在厂区西南，靠近进厂道路。电厂总平面布置见附图3。2.4.2.2竖向布置厂址区频率为1

27、%的高水位为3.40m。厂区场地设计标高为3.90m。因厂区用地面积较小，地形平坦，厂区竖向布置采用平坡式。场地采用较小的坡度分区排水（排水坡度大于0.3%），使雨水流程短，冲刷小，能迅速排入雨水管网系统。厂区排水采用暗管，即按照建筑物室外场地厂区道路的顺序，通过设在道路上的雨水口排水，雨水沿道路两侧的锯齿形侧沟流入雨水口，通过雨水管网汇入雨水泵房再排至厂外。考虑到厂区依山布置，在厂区围墙外需加设一圈宽1000mm的混凝土截水沟。全长1810m。截水沟典型设计图见下图。表2-3 厂区主要技术经济指标表序号项 目 名 称单位数 量备 注1厂区围墙内用地面积hm29.402单位容量用地面积m2/k

28、W0.1203建筑系数%354厂区内场地利用面积m2502205厂区道路及地坪面积m2139506厂区围墙长度m18107厂区内循环水管线长度进水管m190回水管m2608绿化用地面积m2235009绿化系数%252.4.3燃料2.4.3.1天然气气源本工程燃料天然气来自东海油气田。东海油气田位于中国东海陆架盆地，属于新生代含油气盆地，中国石化集团新星石油公司上海海洋石油局自1980年以来，已在东海西湖凹陷钻探了油气井32口，其中21口钻获高产工业油气流，勘探发现了8个油气田（平湖、春晓、残雪、断桥、宝云亭、武云亭、孔雀亭以及天外天油气田）和多个含油气构造，提交天然气探明加控制储量为2000多

29、亿m3（气当量）。中石化集团新星石油公司于2000年开始加大了对东海春晓气田的勘探力度，承担作业的上海海洋石油局近两年来已在该区域完成了6口钻井施工，其中4口井获得高产工业油气流，同时完成了600km2的三维地震调查。春晓气田群包括春晓、天外天、断桥3个气田和残雪油气田，含油气面积和地质储量已经国土资源部矿产资源储量评审中心批准。上述四个气田天然气探明储量约663108m3和春晓气田平湖组控制储量40108m3，合计开发动用的天然气储量约703108m3，可采储量约494108m3，凝析油可采储量445108m3。近几年来，在春晓气田群的外围和邻近的海域加强了地质勘探工作，在玉泉油气构造、孔雀

30、亭油气构造等构造带获工业油气流，控制天然气地质储量约329108m3，预测天然气地质储量约680108m3，展示了在东海西湖凹陷天然气勘探的广阔前景。经国家储量中心批准的天然气地质储量是目前春晓气田群天然气产能建设的资源基础，控制和预测天然气地质储量为西湖气田增加产能建设和弥补气田生产能力自然递减提供了资源保证。气田群的开发由中石化与中海油双方参股5050的比例，组成中方联合管理委员会，同时并邀请两家外国公司为外国合同者。中海油担任作业者。春晓气田群海上天然气工程包括钻生产井33口，建设春晓气田、天外天气田、残雪气田和断桥凝析气田生产平台各一座，气田产能建设规模25108m3/a，其中春晓气田

31、11.8108m3/a，天外天气田5.38108m3/a，残雪气田2.29108m3/a，断桥凝析气田4.9108m3/a。中心平台与天外天生产平台合建，各生产平台的油气产量经海底管线混输到中心平台，经油气分离后，凝析液管输到平湖生产平台，天然气再经过脱水，通过350km海底输气管道输送至宁波市三山上岸。上岸到达陆上终端站的天然气，经气体处理收回轻油和液化石油气，天然气（干气）经加压到6.3MPa，输送到天然气管网。三山天然气处理厂年处理天然气30108 Nm3，一期工程天然气年处理能力为25108 Nm3。东海气登陆宁波后，预计2005年供气量为9.5108m3，2006年为11108m3，

32、2007年为20108m3，2008年为25108m3，稳产期13年。2.4.3.2天然气输送2001年，经浙江省政府同意，浙江省计委以“计基础2001758号”文件批准成立浙江省天然气开发有限公司，投资建设和运行管理省级天然气输气管网，并且编制了全省的天然气管网发展规划。浙江省天然气管网规划见附图4。根据该规划，从宁波到杭州的天然气长输管道为一期建设工程，起于宁波三山，终点至杭州市余杭，设计输气量为20108m3/a，增压后的设计输气量30108m3/a。本工程天然气通过该长输管道由登陆点处理厂送至余姚分输站再通过电厂专线(由天然气公司建设)送至厂区围墙外1m。电厂厂内设置天然气调压站，主要

33、对厂外来气进行分离、过滤、调压和计量等作用，以满足燃气轮机进气要求。电厂运行调峰由长输管道储气解决。远期若浙江省引进液化天然气，则可通过液化天然气接收站调峰。电厂和天然气公司签订的协议要求：天然气公司将把天然气管道铺设到电厂围墙外1m。因此，本方案的工作范围不包括厂外输气管道。2.4.3.3燃料消耗量根据本工程采用的S209FA级燃气蒸汽联合循环机组在ISO工况下，功率可达786.7MW，净效率可达57.25%。电厂天然气理论耗气量，见表2-4。表2-4 天然气理论耗量表项 目单 位数 值机组型式多轴机组联合循环出力MW786.7联合循环净效率%57.25单套联合循环热耗kJ/h4.95109

34、天然气低位发热量kJ/kg45919整套联合循环每小时理论耗气量kg /h1.077105电厂年理论耗气量(按3500小时考虑)kg/aNm3/a3.771085.12108考虑到影响燃气轮机性能的一些因素，如当地实际气象条件、燃气轮机随使用年限的增加性能降低、进气及排烟损失、机组频繁启停等，本工程在技术经济分析中，对机组的联合循环功率及净效率进行修正，即按功率740MW、净效率52%得出电厂的实际天然气气耗为0.20464Nm3/kWh，实际耗量为5.3108 Nm3/a。2.4.3.4燃料系统天然气从电厂门站进厂，厂区内设有一座半露天布置的调压站，在调压站后每台燃机前各设燃料精滤、加热、计

35、量模块，以满足进燃机的天然气的品质要求。调压站内含有天然气除湿槽及过滤分离器，用于去除天然气中的水滴和固体颗粒，然后通过一套调节阀组将天然气压力调整到满足燃机的进口要求。从调压站来的天然气，先经过燃机天然气精过滤模块，然后进入燃料加热模块，余热锅炉引出的一路中压水将燃料加热到185，将燃料加热到大大高于水、烃露点的同时也有助于提高燃机的效率。同时，在进燃机前燃料还将经过一道终端过滤模块，进一步去除燃料中含有的杂质，最后通过计量模块进入燃机气体燃机模块。2.4.4电厂水源及排水2.4.4.1水源本工程位于余姚市城区的西郊，电厂附近除姚江外，无较大的河流，姚江冷却能力有限。因此，电厂的供水系统拟采

36、用冷却塔循环供水系统。循环冷却水补给水源为电厂南面的姚江，取水口位于菁江渡附近（见附图2）。锅炉及生活用水水源为余姚市自来水管网。2.4.4.2补给水量本工程补给水量约为959.11m3/h，主要用于冷却塔补水、化学补水、生活用水及工业用水。2.4.4.3供排水系统（1）循环水系统本工程循环供水系统推荐采用带自然通风冷却塔的供水系统，设两泵一管一塔，塔的淋水面积6500m2。循环水系统工艺流程依次为：冷却塔排水箱涵钢闸门网箅式清污机循环水泵出口阀门供水管凝汽器回水管冷却塔。本工程设一组循环水供回水管道，采用DN280钢管道，冷却塔与循泵房之间采用4m2m的现浇钢筋混凝土暗沟一条。循环水系统建（

37、构）筑物包括冷却塔、循环水泵房、循环水管道等。（2）补给水系统结合余姚市的城区规划，电厂姚江取水口、补给水泵房布置在前杨家村附近，取水口设在姚江岸边，岸边取水井取水，补给水泵房布置在规划的长安路北侧，采用两根DN600自流引水管；补给水管从泵房向北沿前杨家村西侧食绿桥江边绿化带敷设，穿过余夫公路及铁路沿进厂道路至电厂，补给水管长度2400m。补给水管线埋地敷设，在施工期间需临时租地4.80hm2。补给水泵房建设时，将首先对施工场地进行开挖，在取水泵房临河面采用土石围堰进行挡护，防止河水淹没施工场地。补给水泵房主要采用现浇混凝土，少量水下部分采用水下混凝土。因此，补给水泵房施工区开挖的土石方（共

38、约3000m3）部分可就近用于土石施工围堰（共需要约1000m3），多余部分堆至电厂堆土场。补给水泵房建设占地0.30hm2。取水口位于姚江凹岸，易于取水，取水口河床较稳定，补给水管道短，沿食绿桥江边绿化带布置，对城区规划不产生影响。姚江取水的补给水泵设3台（2用1备），补给水管采用2根DN500钢管。姚江补给水取水口及管线布置见附图2。电厂化学补给水及生活水系统从余姚七里浦水厂北侧凉亭头附近DN1000自来水干管上引接，引接点离电厂2150m，管道沿余夫公路接至电厂，管径为DN200。管道埋地敷设，在施工期间需临时租地2.15hm2。余姚七里浦水厂为余姚城区的主要水厂，水源主要为梁辉水库及四

39、明湖水库，姚江为备用水源，供水保证率很高，供水水质较好。（3）厂区排水方案本工程排水系统采用雨污分流系统，其中厂区雨水按宁波市暴雨强度公式计算， 重现期按3年设计，厂区场地面积约9.40hm2，径流系数取0.5，雨水量约1.3m3/s，设雨水泵井1座，配4台雨水泵，2大2小，雨水经雨水泵提升后排入附近河道。本工程附近河道与姚江连通，连通处为水厂的水源保护区，因此电厂冷却塔排污水、中和后的酸碱废水、多余的生活污水不能排入电厂附近河道，需排入厂址东侧的西江支流，冷却塔排污水与酸碱废水、多余的生活污水分别计量后集中排入西江支流，设排污泵井1座，配排污泵2台(1用1备)，排水管长度约2100m，管径为

40、DN200。管道埋地敷设，在施工期间需临时租地2.52hm2。（4）农用渠改道在现有施工场地内有一条农用渠流过，在工程场地平整期间将对其进行改道（改道路径见附图3），改道的农用渠宽约1.5m，深为1m，为浆砌条石矩形断面，全长350m。农用渠建设用地在施工临时占地中一并考虑。2.4.5建设计划2.4.5.1建设期内容及进度本工程建设期内容及进度见表25。表2-5 电厂建设进度计划表项目2004年2005年五通一平及施工准备主厂房开工至#1燃机机组安装进入#1燃机机组安装开始至投产#1燃机机组投产至#2燃机机组投产#2燃机机组投产至#3汽轮机组投产厂外水管线施工次进厂道路施工补给水泵房施工2.4

41、.5.2施工内容及方法施工主要包括厂区、施工区场地平整、主要建筑工程（如主厂房、冷却塔、循环水管线等）、道路修建、管线铺设、大件运输、设备吊（安）装等。燃气轮机组设备基本上都是以组件形式供货，可利用滚拖方法运至就位位置，再用液压千斤顶就位，并配以适量的移动式吊车作辅助起吊机械，完成整个工程的安装任务。发电机定子的安装可考虑采用以下方案：搭设移动式门形金属顶升架，由液压顶升系统顶升，然后移动上部门形架至发电机基础就位。施工用地布置在厂区东面的场地上，主要为农田。施工用地面积7.00hm2，其中施工生产场地为5.50hm2，施工生活场地为1.50hm2。施工临时用电，总用电量约2000kVA，现场

42、施工区设置临时变压器供电。施工临时用水拟考虑永临结合，自来水用于电厂生活及化补水管供水，从余姚七里浦水厂DN1000供水干管引接，引接管直径为DN200，长度约2150m。施工临时通讯考虑设置2对电话线，由电信局分号箱接出。施工配备的大型机具有：履带吊、龙门吊等。2.4.5.3主要施工方案 （1）土石方工程基础土方采用机械开挖，自卸汽车运土，石方采用机械打眼爆破法施工。主厂房零米以下工程施工一次完成，采取分区域，按机组划分顺序组织施工。为保持土方工程施工时土体的稳定性，防止塌方，确保施工安全，当挖方超过一定的深度时，应及时放坡，边坡的坡度应按照设计要求和土石方施工规范的规定执行。另外，在施工前

43、应根据本地区工程地质和水文地质条件，以及施工期间的气候特点，制定出合理的施工方案后，再组织施工。（2）基础工程主要建（构）筑物基础混凝土应由混凝土搅拌站供应，混凝土运输车运输，泵车及管道输送至每个工作面。（3）施工排水 施工区地面排水与电厂厂区排水统筹考虑，施工道路侧设置排水沟，最终汇集至施工区内截洪沟统一排放。由于场地底层土质含水量较高，为有利于厂区排水，在厂区每3000m2设置一条排水沟和支沟，主排水沟1m1m（明沟），主沟和支沟视现场情况而定，汇水排至围墙外截水沟。（4）施工场地竖向布置情况为了减少施工场地土石方工程量和便于租地还耕，在满足自然排水条件下，尽量不做大规模的平整。（5）基槽

44、开挖及桩基工程在主体工程正式开工后将首先进行厂区基槽开挖和桩基工程。基槽开挖的土石方部分用于厂区场地的填方，其余部分用于施工区填方。根据地质资料，选择5-3层中风化凝灰岩作为主要建（构）筑物的桩基持力层，主厂房桩基采用800大直径钻（冲）孔嵌岩灌注桩，局部浅的地方采用人工挖孔桩；其它附属厂房选择（41）层粉质粘土或（42）层含粘性土碎石层作为桩基持力层，选择采用600直径的钻孔灌注桩及426沉管灌注桩。在冷却塔环梁基础下采用800嵌岩钻孔灌注桩。基础桩采用426沉管灌注桩。2.4.5.4施工力能供应及三材供应（1）施工临时用电施工临时用电，总用电量约2000kVA，现场施工区设置临变压器。施工受电从附近的35kV输电线路引接，线路全长约550m，需要架设12个水泥电杆。每根电杆影响面积约2m2，因此，电杆施工区占地面积很小（约24 m2）。但该输电线在架线施工过程中将对线路下方及其两侧共约3m的区域将产生一些影响，影响面积约0.17hm2。工程建设完成后施工受电线路将拆除。（2）施工临时用水施工临时用水