低热值煤

低热值煤（精选4篇）

低热值煤 篇1

摘要：随着我国经济的不断发展, 对于能源的需求越来越高, 但是煤炭资源作为不可再生资源, 其产量日渐减少, 所以加快发展低热值煤发电, 提高煤炭资源利用率, 不但能够有效缓解能源问题, 而且对于国民经济发展具有重要的现实意义。

关键词：低热值煤,高价值电,能源问题,燃煤效率

我国作为煤炭生产消费的大国, 在提供源源不断的煤炭同时也产生滞留了大量的低热值煤——煤矸石。煤矸石中有大量煤泥和中煤没有得到利用, 大量排弃物污染了环境, 改变了原有土地结构功能, 释放大量有害气体, 严重危害人们的生命安全加剧了人地矛盾[1]。笔者根据多年的工作经验, 以贵州省毕节市纳雍县低热值煤应用情况为例, 首先讲述了低热值煤发电的重点任务, 然后讲述了低热值煤发电的问题挑战, 最后讲述了具体的规划实施措施, 具有一定的现实意义和参考价值。

1 低热值煤发电的任务重点

贵州省毕节市是贵州省一个重要产煤基地, 其位于织纳煤田腹地, 区域内煤炭资源远景储量十分可观。先后建成了金沙、纳雍、织金三个年产原煤超过1200万吨的煤矿产地, 以及毕节、大方两个年产煤超过600万吨的煤矿产地。随着煤炭产量急剧增加, 煤矸石排量也日渐增加。低热值煤发电应该按照“无害化、减量化、资源化”的原则, 实施综合利用发电。发电过程会产生相应大气污染、水污染、噪音污染等等。低热值煤最好处理途径是发电, 主要原料是固体废物, 会造成大气污染, 影响地下水质量, 还会导致地下水呈现高矿化度、高硬度, 硫酸盐、钠离子等含量升高。当前我国低热值煤炭发电的主要任务是完善低热值煤炭发电政策, 明确相应标准规范, 制定相应方针政策, 将政策执行到位, 严格控制污染物排放, 避免二次污染。此外, 低热值煤炭发电项目还应该科学预测低热值煤资源, 合理布置机组, 设置除尘和脱硫设备, 采取消声、吸声、隔声、减振等方法减少噪音污染, 在控制污染物排放的基础上, 提高经济效益。

2 低热值煤发电的问题挑战

低热值煤发电指的是以煤矸石、煤泥和中煤为燃料, 混合中热值煤, 利用CFB机组进行发电的方式。经过多年的发展, 我国低热值煤发电已经取得了进步, 特别是300MW级和容量以下的CFB机组已经基本成熟, 并且实现了综合利用, 但是还存在诸多问题: (1) 近年来, 我国低热值煤主要用于发电, 该产业取得积极进展, 总装机已达2600万千瓦, 但仍存在规模偏小、机组效率不高、管理基础薄弱、相关标准和政策不适应低热值煤发电产业健康发展需要等问题。CFB机组总装机容量小, 低热值煤炭利用不合理, 大量洗矸利用率不高, 加剧了土地占用和环境污染; (2) CFB机组单机利用率小, 缺乏相应标准规范, 特别是在机组设计、制造和安装方面存在诸多不足之处; (3) 燃料热值难以满足机组要求, 政府优惠政策难以落实, 导致机组锅炉磨损突出、运行效率低的问题, 很难保证运行效率; (4) 发电企业自律性不够, 超标掺烧、超标排放的现象时常发生, 政府监督管理不到位, 缺乏监管, 发电过程中容易产生二次污染, 二次污染监管政策执行不力, 惩罚制度不健全。

3 低热值煤发电的规划实施措施

低热值煤发电规划应该“开思路之门、立发展新意、破技术瓶颈、创实践新效、聚集体智慧、加强管理机制”, 全面提高发电效率, 增进经济发展。

3.1 严格制定技术要求, 科学限定CFB发电条件

低热值煤发电应该按照规模化、集约化原则, 优先发展30万千瓦级及以上的CFB发电项目, 发电低热值煤基低发热量不应该大于3500千卡/千克, 电厂应该配备相应的显示、记录装置, 严格控制燃料运输距离不大于30公里。对于发热量较低、灰分含量高的低热值煤应该优先选择国产CFB设备, 采用矿井井下排水和中水作为厂区水源全面提高利用率。按照“煤电一体化”原则, 将相应发电项目设置在大型矿区内, 优先建设600万吨/年国模以上的煤厂[2]。低热值煤优先选用皮带运输方式, 运输距离范围内不重复规划相应发电项目。低热值煤以煤矸石、泥煤和洗中煤为主, 必要的时候可以掺加不超过30%掺烧原煤, 实际发电厂项目设计过程中应该以选用国产大型循环流化床锅炉, 以建设单台机组的方式扩建发电机组, 同时兼顾煤矿以及周边企业居民用热需求。毕节市纳雍县从条件上看, 基本符合以上要求。

3.2 加强政策导向工作, 提高综合利用发电能力

加强政府政策导向工作, 按照节能发电调度有关原则, 优先安排低热值煤发电项目, 鼓励低热值煤发电项目以市场经济方式和用电用户签订相应协议, 逐步将发电用电落实到实处。加强发电项目相应管理力度, 项目申报核准的时候, 按照有关规定编制发送申请报告, 提供专项规划、审查意见和订货协议。发电项目建成之后, 优先于常规煤炭机组调度, 并且安排电量, 支持低热值煤发电企业在矿区建立单个或者多个符合国家产业政策的自备电厂。加强项目创新改造, 比如进行锅炉空预器反转改造, 能够确保炉内燃烧稳定的同时, 提高一次风温18摄氏度, 全面提高燃烧的稳定性和经济性[3].加强职工技能培训, 全面提高职工综合素质, 扩展职工发展平台, 做到“以人为本”, 推广行之有效的掺烧技术, 提供可靠的人才保证。

4 结语

随着能源危机的不断加深, 烧“低热值煤”发“高价值电”已经成为了我国煤炭企业发展的当务之急, 加强低热值煤发电的安全性和可靠性, 能够最大限度取得经济效益和社会效益, 毕节市纳雍县低热值煤的利用为我国经济发展添砖加瓦。

参考文献

[1]张朋振, 梁新怀.烧“低热值煤”发“高价值电”[J].中国电力企业管理, 2013, 07:66-67.

[2]焦树建, 朱学雷.对某种低热值煤气燃烧室性能的评估与核算[J].燃气轮机技术, 2013, 03:6-18.

[3]孙德周.关于劣质煤发电几个技术经济问题的探讨[J].电力技术, 2012, 08:3-8.

低热值煤 篇2

中国是煤炭生产和消费大国, 煤炭生产和洗选过程中产生了大量的煤矸石、煤泥、洗中煤等低热值煤资源。近年来, 中国低热值煤发电取得积极进展, 总装机已达2 600×104k W, 但仍存在规模偏小、机组效率不高、管理基础薄弱、相关标准和政策不适应低热值煤发电产业健康发展需要等问题。进一步完善政策, 促进低热值煤发电产业的健康发展是构建资源节约型、环境友好型社会的必然要求。

1.1 有利于提高能源资源利用效率

中国每年产生可用于发电的煤矸石、煤泥、洗中煤等低热值煤资源3×108t以上, 而已建成的低热值煤发电机组, 每年仅可消耗低热值煤资源1×108t多, 尚有大量现有和每年新增的2×108t未得到合理有效利用, 折合标煤8 500×104t。加快发展低热值煤发电产业, 对实现低热值煤资源就近高效转化, 提高煤炭资源利用效率具有重要意义。

1.2 有利于减轻矿区生态环境污染

大量未利用的煤矸石、煤泥等长期在矿区堆存, 易自燃并释放有害气体, 污染大气环境;同时经雨水淋溶, 也会污染水体和土壤。加快发展低热值煤发电产业, 对多途径利用废弃资源, 减少煤矸石、煤泥堆存, 保护矿区生态环境具有重要作用。

1.3 有利于节约土地和运力资源

初步统计, 全国煤矸石、煤泥占用土地已达1.3×104km2以上, 长期堆存不仅浪费有限的土地资源, 且对土壤质量造成很大破坏, 加大了土地恢复利用的难度。另外, 部分煤矸石、煤泥、洗中煤掺混在优质煤中长距离运输, 增加运输能耗, 加剧运力紧张矛盾。加快发展低热值煤发电产业, 对保护宝贵的土地资源、避免运力浪费具有积极作用。

2 传统的燃料成本核算方法存在的问题

火力发电企业传统的燃料成本核算是按天然煤数量移动加权平均计算得出期初库存及本期采购平均价格并将其直接应用于作为耗用的平均价格。这在以前火电企业采购煤炭的热值差异小、价格差异小的情况下是适用的。但在目前大多数火电企业采购的煤炭品种多、热值差异大、同一煤种价格差异大、各月采购数量差异大的情况下, 传统的燃料成本核算方法已不能准确反映各期的燃料成本。

近几年, 火电企业为了控制成本, 已不按锅炉设计煤种采购、使用煤炭, 纷纷采购低热值褐煤, 从而导致同样多少的煤炭, 热量差异巨大, 同时, 按数量计算的价格差异也巨大。如:大唐电力2012年8月份采购的发热量为5 436 k J/kg的烟煤含税到场价格为687元/t, 折为0.126 4元/k J;同一月份采购的发热量为2 992 k J/kg的褐煤含税到场价格为295元/t, 折0.098 6元/k J。2012年进场煤炭的发热量最高的达5 572 k J/kg, 最低的只有2 750 k J/kg。显然, 按发热量计算加权平均价格比按天然煤数量计算加权平均价格更能准确反映各期燃料成本。

当大批量采购低热值褐煤时, 由于褐煤单价较低, 当月入场煤移动加权平均价格必然也较低, 企业仍按原比例掺配掺烧褐煤, 则入场煤热量必然低于入炉煤热量。入炉煤热量高, 但耗用价格是按期初及本期数量移动加权平均计算的, 耗用价格较低, 当月耗用成本偏低, 导致存煤价格偏高。如:华电能源2012年9月份大批量采购低热值褐煤, 当月入场煤平均热量为4 046 k J/kg, 采购不含税标煤单价为672元/t;入炉煤平均热量为4 380 k J/kg, 按传统的燃料成本核算方法, 以当月移动加权平均结转成本, 折入炉标煤单价675元/t, 显然, 过低反映了燃料成本[1]。

当不采购或极少采购低热值褐煤时, 当月入场煤移动加权平均价格必然较高, 企业仍按原比例掺配掺烧褐煤, 则入场煤热量必然高于入炉煤热量。入炉煤热量低, 但耗用价格是按期初及本期数量移动加权平均计算的, 耗用价格较高, 当月耗用成本偏高, 导致存煤价格偏低。如:内蒙华电2012年7月份未采购低热值褐煤, 但仍掺配掺烧褐煤, 当月入场煤平均热量为4 770 k J/kg, 采购不含税标煤单价为704元/t;入炉煤平均热量为4 305 k J/kg, 按传统的燃料成本核算方法, 以当月移动加权平均结转成本, 折入炉标煤单价701元/t, 显然, 过高反映了燃料成本。

在阶段性大批量采购低热值褐煤的情况下, 从上述可以看出, 将各月的入场煤与入炉煤发热量直接对比 (即入场与入炉煤热量差) 已经无意义, 也反映不了问题。应该进行对比的是入炉煤炭所对应的天然煤入场时与入炉时的热量差。

由于阶段性大批量采购低热值褐煤, 还出现了各月存煤的平均发热量差异非常大。如:华电国际2012年平均存煤发热量最低的是4月底只有3 200 k J/kg, 最高的是1月底接近5 000 k J/kg。若将各月的天然煤单价进行比较显然没有多大意义[2]。

从上面所述可以看出, 当采购煤炭的热量低, 入炉煤炭的热量高时, 由于入炉的煤炭价格是按期初及本期数量移动加权平均计算的, 导致该期的入炉煤价偏低。反之, 则相反。

我们认为, 随着采购煤炭情况的变化, 为了更加准确地核算燃料成本, 应该改进为按煤炭发热量移动加权平均计算燃料成本。

3 正确确定耗用结存天然煤的发热量

火电企业煤炭进场检斤、检质率一般都能达到100%, 能比较准确地反映采购煤炭的数量、发热量。在耗用及结存的数量方面, 因采用电子皮带称计量能比较准确反映;但在发热量方面普遍存在这样的问题:煤炭作为大宗物资及存在天然的特性, 同一批次煤炭中不同的样本存在热量差;由于火电企业耗煤量大而煤场配置有限, 所以, 经常出现同一煤种不同批次的煤炭多次混堆;而且, 同一煤堆的煤炭不会在同一个月内用完。因此, 当耗用该堆部分煤炭时, 难以确定这些煤炭入场时的平均发热量, 就难以正确计算这些煤炭入场与入炉的热量差, 就难以正确计算耗用煤炭的燃料成本。

如何正确确定所耗用部分煤炭入场时的平均发热量呢?

在配有入炉煤取样、计量装置, 耗用单一煤种的情况下, 比较容易确定煤炭耗用量及发热量。在耗用多种煤炭, 分别计量的情况下, 也能比较准确地知道哪种煤炭耗用多少, 发热量大致多少;但在未分别配置计量装置的情况下, 只能采用经验估计的办法知道哪种煤炭耗用多少, 期末根据场存情况, 再对耗用量进行实事求是的调整并计算得出耗用煤炭的发热量。

事实上, 大部分火电企业取样、计量装置均在掺配后入炉前, 掺配时无分别的取样、计量装置, 不能非常精确地确定不同煤种的煤量、煤质情况。但结合期末煤场盘点情况还是能较为准确地确定期末及耗用的发热量。

4 按煤炭发热量移动加权平均计算天然煤平均价格更为科学

期末存煤平均价格 (元/t) =期末存煤平均发热量×期初及本期采购进场每1 k J平均价格=期末存煤平均发热量×{ (期初存煤总成本+本期采购进场总成本) / (期初存煤总热量+本期采购进场总热量) };

期末存煤总成本=期末存煤平均价格 (元/t) ×期末存煤数量;

本期耗用煤炭总成本=期初存煤总成本+本期采购进场煤炭总成本-期末存煤总成本-煤炭场损总成本;

本期耗用煤炭单价=本期耗用煤炭总成本÷本期耗用天然煤量;

本期耗用煤炭进场时平均发热量= (期初存煤总热量+本期采购进场煤炭总热量-期末存煤总热量-场损总热量) ÷耗用天然煤数量;

本期耗用煤炭的热量差 (即入场入炉煤热量差) =按上述公式计算的本期耗用煤炭进场时平均发热量-入炉煤平均发热量;

本期耗用煤炭每1 k J平均价格=本期耗用煤炭单价÷本期耗用煤炭进场时平均发热量。

每月将本期耗用煤炭每1 k J平均价格与期初及本期采购进场每1 k J平均价格进行比对, 如存在较大差异, 应分析查找原因并作相应调整。

我们认为, 以煤炭发热量作为权数计算的天然煤平均价格, 能够更加真实地反映各期煤炭收、耗、存成本, 这是对传统计算方法的优化, 而不是对传统计算方法的改变。

5 水份差的处理

进场水份仅指当月进厂煤炭的水份, 入炉水份仅指当月进入锅炉的煤炭水份。在实际工作中, 当月进场的煤炭不一定入炉, 当月入炉的煤炭较大部分是以前月份进场的, 即当月进厂煤水份与入炉煤水份是不对应的, 不能反映场存煤炭水份的变化。在这种情况下, 对水份差调整没有多大意义。再说, 同批煤炭水份增加的月份, 吨煤热量下降、数量上升;水份下降的月份, 吨煤热量上升、数量下降;其水份变化不影响总热量的变化, 只是影响煤炭数量及热量的反向变化。因此, 只要期末对数量、热量盘点准确, 即考虑了水份差变化因素并并入了耗用量中, 可对水份差不做账务处理, 对燃料成本、入场与入炉煤热量差都不会造成影响。

6 煤场储存及期末盘点

煤场储存应按煤种分堆存放或划分区块规则存放, 层层压实, 同时标明不同煤种的存放数量和存放日期。质量特性相近的煤炭可以混合存放。存取煤炭作业要有作业记录, 及时准确地反映煤场储存状况。

期末由计划、生产、燃料、财务、监察、审计等有关部门共同参与对场地存煤数量、发热量的盘点。

准确盘点期末场地存煤数量、发热量是准确核算燃料成本、准确计算入场与入炉煤热量差的关键。

7 入场与入炉煤热量差计算

一定期间入场煤炭与入炉煤炭热量差的计算公式为:

入场煤炭与入炉煤炭热量差= (期初实际存煤总热量+本期采购进场煤炭总热量-期末实际存煤总热量-场损总热量) ÷耗用天然煤量-入炉煤平均发热量。

8 结语

a) 电厂是一个复杂的系统, 其安全、高效运行需要各设备和系统的良好配合。电厂的节能改造也不是孤立进行的, 对锅炉的改造会影响汽轮机, 对汽轮机部分的改造也会对锅炉的运行产生影响, 同样辅机部分也会随着主机的变化而发生变化。电厂的节能能耗是多个效果的叠加, 而不是机械的加和, 因此, 对燃煤电厂进行节能改造时, 需要综合考虑某一设备或部分的改变对最终发电效率的影响, 实现系统最优, 我们可以借助于火电厂优化软件的开发, 实现对整体系统地把握和考核;

b) 燃料是整个能量的入口, 燃料的好坏直接影响锅炉的安全、高效运行。所以需要加强对运行煤种的控制, 通过掺煤、配煤等方法, 最大程度减少运行煤种与设计煤种的偏差。有条件的电厂还可以通过洗煤、选煤等措施对燃煤进行预处理, 降低燃煤中有害物质的含量, 减少对受热面的破坏以及减轻后期尾部烟气处理系统的压力;

c) 整个电厂的管理对电厂效率的高低也有直接的影响。因此应该加强设备、人员、操作制度的管理, 严格按照规程制度进行操作, 减少不必要的浪费及不恰当的操作对设备寿命的影响;

d) 电厂节能意义重要, 需要国家、电力企业及电厂员工共同的努力。电厂效率提高, 不仅可以降低发电成本, 同时由于减少了燃料消耗量, 还可以降低污染物的排放量, 减少脱硫、脱硝、除尘等系统的负荷及其原料的消耗, 具有十分深远的经济效益。

参考文献

[1]韩建春, 荀华.低热值混煤的安定性分析[J].电站系统工程, 2011, 27 (2) :11-12.

低热值煤 篇3

本工程是为进一步改善古交地区洗煤副产品堆弃造成的环境污染, 提高煤炭资源利用率, 促进企业的可持续发展, 而建设2×600 MW超临界直接空冷发电机组, 配套国产超临界高效煤粉炉, 利用当地洗中煤和煤泥等低热值劣质煤资源, 实现灰渣综合利用, 符合国家相关产业政策。本工程属扩建工程, 同步建设烟气脱硫、脱硝装置。

古交地区多山地, 全境总趋势西高东低。地形切割强烈, 沟谷纵横, 部分山顶黄土覆盖, 大部基岩裸露。主干河流为汾河, 其支流为大川河、原平河和屯兰河等。古交电厂位于古交市西南部的屯兰河河谷内。

三期场地位于一二期场地西侧。占用西山矿务局机电维修中心厂区位置、古交市山鑫矿业公司旧址。北侧为屯马铁路线;西邻古交粮库面粉厂;南濒屯兰河;在厂区南侧, 屯兰河北岸有古交至岔口矿区公路 (古岔公路或兴园路) 通过。厂址位于屯兰河北岸的河漫滩及Ⅰ级阶地上。厂址范围内的地势西高东低, 北高南低, 自然地面标高在1 037.3 m~1 025.70 m (1985国家高程基准, 下同) 之间, 厂区东西长约650 m, 南北宽约330 m。

2 厂区总平面布置优化

2.1 一二期总平面及竖向布置

由于电厂位于屯马铁路线与屯兰河及兴园路之间的东西狭长弧状地带, 宽度受到限制, 能够供电厂利用的范围, 最宽处不到350 m, 最窄处320 m, 所以在一二期工程时, 只能沿东西展开布置。

主厂房布置于厂区中部, 固定端朝东, 扩建端向西, A列朝南, 向南出线。为二列式布置格局, 由南向北依次为220 k V及500 k V配电装置 (GIS) 、空冷平台以及主厂房区。进厂铁路卸油线布置在厂区东北侧, 紧邻屯马铁路;古岔公路 (即兴园路宽约30 m) 从厂区南侧由西向东通过, 相应进厂公路从厂区南侧引入;次出入口 (即运渣出入口) 布置在厂区的西北角;各生产辅助设施均布置在厂区固定端侧, 厂前建筑区的综合办公楼 (行政办、生产办公) 、服务设施如夜班休息、单身楼、食堂、浴室、汽车库、招待所等采用联合建筑也集中布置在厂区固定端侧, 并紧邻兴园路;一二期工程不设露天贮煤场而采用筒仓贮煤, 来煤是由屯兰矿直接采用皮带栈桥进入的四个缓冲筒仓后, 再经破碎后由固定端进入煤仓间, 同时满足一期2×300 MW和二期2×600 MW的供煤需求。由于场地紧张, 将灰库布置在厂外张镇沟沟口的灰场管理站区, 距厂区约400 m。

一期工程针对电厂燃油修建了卸油铁路线, 布置在厂区东北侧, 紧邻屯马铁路;古岔公路 (即兴园路) 从厂区南侧由西向东通过, 相应进厂公路主出入口从厂区南侧引入;次出入口 (即运渣出入口) 布置在厂区的西北角;一二期厂内外已形成了完整的交通运输体系。

2.2 三期场地地形

本工程在二期扩建端建设, 其场地为一梯形状, 以面粉厂东侧道路为边界计算, 面积约24 hm2, 自然地面标高在1 026.60 m~1 038.60 m之间。北侧为屯马铁路, 为路堤式, 轨顶标高在1 041.00左右, 较电厂场地高出6.0 m以上;南侧为兴园路和屯兰河;西侧为面粉厂, 东侧在二期扩建端侧围墙外有一条木瓜界村出入道路, 路面约10.0 m, 水泥混凝土路面。场地东西长约700 m, 南北宽约为340 m~380 m。地势基本上平坦, 但狭窄。

2.3 厂区总平面布置方案

通过各工艺专业的优化选择, 并充分利用了一二期相关设施后, 本次厂区总平面确定生产建筑主要有以下设施需要布置:主厂房区域包括脱硫脱硝等相关设施、A列外变压器场地、空冷平台、贮卸煤设施及输煤系统连接、化学水处理车间、辅机循环水泵房及机力通风冷却塔、补充水泵房及水池、热网首站、贮灰库及空压机房、石灰石制粉车间等。非生产建筑主要有以下设施需要布置:生产行政 (综合) 办公楼、综合材料库及检修维护、运行和检修宿舍等设施。

布置如下:主厂房区域各设施布置在场地西侧位置, 因为在场地西侧兴园路向南偏离较多使其场地西侧位置略显宽敞, 南北可利用的范围约345 m;而场地东侧兴园路向北偏离使其东侧场地略显狭窄, 南北可利用的范围约307 m。而主厂房区域纵向包括空冷平台需要大约326 m。这样, 场地西侧可以满足主厂房区域各设施的布置需求, 而东侧场地略显不足。另外一个因素是主厂房靠近东侧布置, 与二期主厂房距离偏近, 不利用空冷风机散热, 二三期主厂房拉开较大距离, 对空冷风机散热十分有利。因此, 主厂房区域各设施布置在场地西侧是合适的。

对于A列朝向问题, 因为采用直接空冷的发电机组, 厂区朝向不但要考虑周围条件的影响, 还要考虑厂址区域的环境风对直接空冷系统的影响。

根据空冷气象资料分析, 夏季主导风向基本为东西风向。基本是河谷风。

从直接空冷工艺系统的角度来讲, 主厂房A列朝南, 对机组的夏季运行有利, 炉后风对机组运行影响最小。

另外, A列朝北、朝西、朝东在环境风、出线、区域景观、系统连接等方面均不如朝南方案, 一二期工程时, 在风向、出线、景观、系统连接等方面, 已经进行深入的研究并已实施, 并经过了实践检验, 不再赘述。三期工程紧邻二期工程建设, A列朝向应与一二期协调统一, 即:A列朝南, 向南出线, 由南向北依次为空冷平台 (下部布置变压器场地、精处理再生和空冷配电间等) 、主厂房区、烟囱、脱硫装置、双线卸煤沟等。固定端朝东, 扩建端向西。

主厂房固定端侧由南向北分三个层次布置:第一层次是沿兴园路由西向东依次布置热网首站、辅机循环水泵房及机力通风冷却塔、厂前建筑区的综合办公楼及综合服务楼、化学水车间;第二层次是两个直径100 m的圆形储煤场、一二层次之间布置工业废水处理设施及综合补给水泵房和蓄水池;第三个层次主要布置输煤系统的栈桥、转运站、碎煤机室、预留的汽车受卸设施、综合材料库、空压机室、引风机循环水泵房、脱硫废水处理车间及输煤综合楼等;石灰石制粉车间布置在铁路牵出线南侧脱硫设施西侧位置。

本工程卸煤方式采用的是双线卸煤沟受卸方式, 由于场地限制采用1/3列进厂受卸, 煤沟长度310 m, 由煤沟东侧经转运站及栈桥向南→向东→向南→向西由两个圆形煤场之间进入圆形煤场贮煤, 再由两个圆形煤场之间的转运站向北→碎煤机室→向西→转运站→向南→进入主厂房煤仓间。尽管系统有些折返环绕, 但系统合理、简单、顺畅、短捷、紧凑。同时留有二期向三期供煤的灵活、便利条件, 即:二期煤仓间皮带向西延伸至转运站向南→再向西与三期系统相连, 实现二期向三期供煤。其余的输煤辅助设施:输煤综合楼与脱硫废水处理车间呈联合布置、煤水处理车间布置在化学水车间东侧、推煤机库等可围绕圆形煤场就近布置。

考虑来煤点的不确定性, 除来煤采用铁路运输外, 本次对汽车受卸设施进行了预留, 以增加其运输的灵活性。布置在东侧圆形储煤场的北侧位置, 在二期三期之间有280 m的汽车待卸段, 可满足15辆~18辆重车待卸。

木瓜界村民出入道路封堵改行后, 拆除二期扩建端围墙, 成为一个完整的电厂厂区, 而一二期的厂区道路与三期道路相连, 形成完整的厂区道路交通体系, 对于全厂运行管理、消防等十分合理。本工程厂区紧邻兴园路, 进厂道路引接十分便利, 由于全厂东西长约1.3 km, 在三期厂区布置大门也十分有必要, 作为全厂第二个主出入口, 出入口进厂道路正对综合办公楼, 景观效果及对景效果极佳。厂前建筑区与一二期厂前建筑区遥相呼应, 既有联系又有其独立性, 十分利于全厂综合管理及分厂独立管理。

由于本工程与一二期同用一个贮灰场, 本期需新建一座灰库, 布置在厂外二期灰库的预留场地上。三期工程与一、二期共用管带机、灰库等公用设施。运渣出入口布置在三期厂区的东北角, 下穿运煤铁路涵洞, 到达灰场。

本期工程共设三个出入口:主出入口连接厂前建筑区及厂区, 在兴园路连接;预留的汽车运煤通道及运材料物流出入口在兴园路上连接;运渣物流出入口位于厂区东北侧, 与一二期共用运渣道路。

2.4 厂区竖向布置

厂址范围内的地势西高东低, 北高南低, 自然地面标高在1 037.3 m~1 025.70 m之间。自然地面坡度约3.5%, 按常规, 厂区竖向宜采用阶梯式布置方式, 但由于北侧为卸煤沟范围, 根据铁路设计文件, 本专用线在既有材料线上接轨, 材料线坡度已高达15‰, 接轨点标高1 025.17, 由10‰和6‰向西进入厂区卸煤线后为0坡, 卸煤线标高为1 031.13。而该区域自然地面标高约1 037.30, 需下挖6 m左右, 整平标高为1 030.50左右, 厂区坡度降低, 约为1.8%。因此, 厂区竖向可采用平坡式布置方式。由于厂内卸煤线紧邻屯马铁路, 线间距约8.8 m, 两者高差约9.0 m, 在煤沟施工时, 势必对屯马线有影响, 建议施工时采取可靠的边坡防护措施, 以确保屯马线安全运行以及煤沟的施工安全 (业主已委托专业设计院处理) 。另外, 对一二三期全厂而言, 厂区总趋势西高东低, 二三期场地交界处已形成一个4 m左右的高差, 为减少土方工程, 不必消除高差。二三期之间, 由于有石膏板厂的阻隔, 靠近兴园路围墙内道路无法连接, 只有在石膏板厂与氢站之间修建一条二三期的连接道路。

3 结语

低热值煤 篇4

1.1 工程概况

本工程厂址位于盂县工业园区东北角山脚坡地, 已建工业园区管理处南80 m处。工业园区已建道路从厂址东侧由东南至西北通过, 直达已建工业园区管理处, 进厂公路从工业园区已建道路引接向西, 引入厂区。

厂址区域可利用场地东西向宽约890 m, 南北长约430 m。可满足本期工程2×350 MW超临界循环流化床空冷发电厂的布置需要。厂区竖向宜采用平坡式竖向布置, 厂区初期土方工程量:挖方约53.06×104m3, 填方约60.16×104m3。

工业园区厂址附近无河流通过, 厂址不受河流百年洪水影响, 但受周围山洪沟100年一遇洪水影响, 需在厂址围墙外修建截排洪沟, 将周围山洪沟洪水排向厂址下游。

厂址地处相对稳定地区, 无不良地质现象, 厂址及周围无文物遗存、自然保护区, 规划场地范围满足工程相关用地需求, 适宜建厂。

1.2 工程特点及总图专业重点研究问题

1) 关于厂址处排洪方案的规划引接问题。本阶段结合产业园区规划优化电厂防排洪方案, 合理规划主厂房、间冷塔区域北侧及厂区西侧截洪沟的设计方案。

2) 关于进厂道路引接的问题。本工程场地已经过平整, 自然地面标高在1 260.00 m~1 270.00 m, 已建成的进厂连接道路由场地的东南侧与东太省道连接, 东太省道连接处地面标高在1 230 m左右。故进厂道路与运煤道路的设计应满足以下要求:a.尽可能利用现有道路;b.由场地的东南侧引接;c.在有限的空间内需爬升30 m左右的高度。

2 全厂总体规划

2.1 厂址与邻近城镇、工业企业的关系

厂址位于山西省盂县西烟镇以西4 km的山西鑫磊循环经济园区内, 园区东南距盂县县城38 km。脉坡村位于厂区东侧约250 m, 乌河水库位于厂区东北侧约23.7 km。东太省道从厂址以东约1 500 m处南北方向通过;新建洗煤厂紧邻厂址西北侧。

2.2 厂区规划

1) 本工程建设规模为2×350 MW超临界间接空冷机组, 配置2×1 185.6 t/h循环流化床锅炉, 同步建设脱硫、脱硝装置。

2) 本工程厂区围墙内用地面积为17.13 hm2;本期工程符合盂县土地利用规划。

3) 厂区布置的纵轴为东西方向, A列朝东, 主厂房固定端朝北, 向南扩建。本工程采用间接空冷的冷却方式。

2.3 电厂水源

电厂主用水源采用乌河水库水, 乌河水库水由水库配套的提升站通过两根管道进入位于厂区北侧约为800 m的园区拟建蓄水池。电厂生产用水来水引接自园区拟建蓄水池, 接口在园区蓄水池。

2.4 电厂燃煤供应

本工程燃料采用鑫磊工业园区配套的洗煤厂产生的尾煤。洗煤厂来煤采用汽车运输, 电厂燃煤采用皮带运输, 由洗煤厂通过皮带直接接入厂区转运站。

洗煤厂入洗原煤主要来自盂县玉泉煤业有限公司、辰通煤业有限公司、万和兴煤业有限公司以及盂县当地煤矿。

3 厂区总平面布置优化

3.1 厂区总平面布置原则

1) 按照《盂县晋能鑫磊2×350 MW低热值煤发电工程初步设计导则》确定的总平面布置原则开展总图相关工作。

2) 厂区总平面布置应结合当地气象条件, 合理确定厂区方位, 重大噪声污染源尽量远离厂界噪声敏感建筑;合理规划电气出线走廊通道;结合各工艺专业不同的设计方案进行综合比选, 优化总图布置, 不堵死扩建空间。

3) 厂区竖向设计时, 应按照厂址洪水分析资料, 采取相应的防洪措施, 还要注意厂区标高与城市道路标高相协调。

3.2 厂区总平面布置方案

本工程在可研过程中, 总平面布置方案经过多次修改, 优化, 最终作了最优化选择, 以下是在此过程中方案的演变过程。

3.2.1 方案演变一

本方案按间接空冷规划布置。

厂区总平面布置呈三列式布置格局, 由东向西依次为屋外配电装置区、主厂房区和贮煤场区。主厂房固定端面朝北, 向南扩建, A列朝东, 向东出线。间接空冷塔布置在主厂房区北侧。其他生产辅助及附属建 (构) 筑物基本布置在厂区的固定端及炉后位置, 厂前建筑区位于间接空冷塔东侧。厂区南—北走向总长度约390 m, 西—东走向总宽度约610 m, 厂区围墙内占地面积约23.96 hm2。

3.2.2 方案演变二

初步设计方案与可研方案主厂房区朝向、贮煤场区布置、出现方向、电厂主入口、运煤运灰出入口相同, 总平面布置的不同之处在于为了更好的利用三角形的地块面积, 减少对工业园区道路的影响, 间接空冷塔、生产辅助及附属建 (构) 筑物基本布置在主厂房区的南侧。厂区围墙内占地面积约24.53 hm2。

电厂主入口位于厂区东侧, 运煤运灰出入口位于厂区西南侧。

各方案总平面布置主要差异比较见表1。

3.2.3 总平面方案比较及推荐意见

综合比选, 朝南方案对机组空冷平台运行的经济性更为有利, 朝东方案有管带机长度较短, 扩建较为有利, 厂前区环境较好等优点。本次总平面布置宜推荐朝东方案作为首推方案。

4 竖向布置优化

4.1 厂区竖向的选择

工业园区原始地貌已经改变, 园区已经进行了初步整平, 但整平完后的厂区地势起伏仍较大, 东西向地面的平均坡度约为15.6%, 南北向地面的平均坡度约为1.0%。

因此综合考虑厂区对外交通的引接、地形条件、防排洪等因素, 厂址初步考虑仍需进行二次平整;竖向布置采用了平坡式、阶梯式两种布置方式进行分析;针对厂址处的百年一遇洪水位及地形标高, 如按平坡式, 需考虑厂区东侧引接公路的标高, 如采取台阶式, 可将厂区分为三个台阶或五个台阶。主厂房区标高的确定, 按照场地平整的填挖方量, 同时考虑地基处理费用对厂区标高的影响。从地基处理及厂区土方平衡角度考虑, 主厂房±0.00 m拟按绝对标高1 268.30 m (采用平坡式) , 1 270.30 m (采用阶梯式) 考虑。

4.2 厂区土方

1) 平坡式方案。

a.按土方平衡考虑, 场平标高定为1 268.00 m3, 但进厂道路引接点不太合理, 挖方556 002.95 m3, 填方为586 237.55 m3。b.考虑与厂区东侧道路引接, 场平标高定为1 261.50 m, 挖方1 318 855.02 m3, 填方84 770.71 m3。全厂按平坡式布置, 因为要考虑到厂区东侧已有道路的接引, 所以厂区标高如按土方平衡设置, 则东侧道路需重新进行改造, 以适应进厂的要求, 如果厂区标高适应东侧道路现有标高, 土方量不平衡, 挖方量偏大。

2) 三台阶方案。全厂按三个台阶布置, 挖方444 061.62 m3, 填方215 864.25 m3, 基槽余土按60 000 m3考虑, 余土可和施工区土方进行平衡。此方案土方挖填方量相对较小, 缺点是台阶之间高差较大, 按填方区1∶1.5放坡, 在主厂房区和化学水、间冷塔区之间会有将近9 m的护坡区 (见表2) 。

m

3) 五台阶方案。全厂按五个台阶布置, 挖方372 700 m3, 填方325 150 m3。此方案挖填方比较平衡, 台阶之间相对高差较小, 厂内护坡占地较小 (见表3) 。

m

主要技术差异比较见表4。

m3

综上比较, 全厂按五台阶方案对经济性及适用性较好, 因此本阶段主推五台阶式方案较为有利。

5 结论和建议

根据以上可研阶段及初步设计阶段总平面方案的比较及总平面竖向各方案的综合比选, 朝南方案对机组空冷平台运行的经济性更为有利, 朝东方案有管带机长度较短, 扩建较为有利, 厂前区环境较好等优点。本次总平面布置宜推荐朝东方案作为首选布置方案, 在竖向布置上选择五台阶方案经济性及适用性较好, 因此, 竖向布置建议选择五台阶方案。

摘要：以山西盂县鑫磊2×350 MW低热值煤发电工程为例, 结合限定的布置区域和初步设计导则基本确定的总平面布置要求等条件, 对主厂房朝向、交通组织、厂区周围环境以及电厂区域整体景观等因素进行了综合分析, 提出了最优的总平面布置方案与竖向布置方案。