煤矸石综合利用发电机组技改工程项目可行性研究报告.doc

煤矸石综合利用发电机组技改工程项目1.项目简介1.1概况煤矸石综合利用发电机组技改工程，是由湖南省资兴焦电股份有限公司承建，电厂规模为160MW1240t/h循环流化床锅炉。资兴焦电股份有限公司于2001年3月筹建。公司前身为资兴矿务局煤电焦化总厂。总厂建于1958年，2000年11月享受国家政策性破产重组改制。公司位于资兴市三都镇南端1.4km，距郴州市46km，资兴市8.7km。公司下辖洗煤炼油厂、煤矸石发电厂、焦化厂三大分厂。年产洗精煤60万t、冶金焦42万t、煤焦油1.5万t、发电能力为1亿kw.h。现有职工863人，固定资产原值近1亿元，净值3000万元，年创产值5.6亿元。煤矸石发电厂是根据原煤炭部（85）湘煤科字第385号文转批煤炭部加工利用局（85）煤加利字第44号文批准兴建的，总建设规模为335t/h36MW。一期建设235t/h锅炉26MW汽轮发电机组，并考虑留有扩建1机1炉的位置。电厂锅炉以洗煤炼油厂的洗矸石和三都矿区不能外销的开采煤矸石及废弃煤矸石为主要燃料。资兴煤矸石综合利用发电机组技改工程，原考虑两个厂址方案，一是在原厂址就地扩建改造，二是在东江精细化工厂，经过比选分析，确定采用原厂址方案，此方案可利用原电厂设施投资较少。厂区交通方便主要有：铁路与京广铁路支线许（家洞）三（都）线终点三都火车站相连，厂区公路与郴州、永兴等地相通。1.2设计依据国家发展和改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知。发改能源2004864号国家发展改革委办公厅关于加强煤矸石发电项目规划和建设管理工作的通知。发改办能源2004864号能源节约与资源综合利用“十五”规划湖南省经济委员会湘经投资2004261号文，关于湖南省资兴焦电股份有限公司60MW煤矸石发电综合利用项目发展规划的批复（附件1）湖南省资兴市国土资源局资国土资函200445号关于资兴焦电股份有限公司6万kw机组技改项目用地选址问题的复函（附件2）湖南省资兴市环境保护局，关于综合利用煤矸石260MW发电机技改工程项目立项初步意见。资兴焦电股份有限公司有关文件及所提供的基础资料1.3建厂的必要性1.3.1为了促进地方经济和企业的可持续发展，充分利用当地煤矸石使其变废为宝。资兴市境内含煤地质分布主要集中在三都镇及周边地带，分布甚广，煤炭资源十分丰富。资兴市地方煤业有限公司和宝源煤矿，每年可向电厂提供55万t，发热量小于12600KJ/Kg的煤矸石燃料，由于煤矸石不能供一般民用及工业用的锅炉使用，因此各矿区都积累了大量煤矸石。将这部分煤矸石用来发电，既解决了矿区的堆放场地，又解决了当地的生态环境。根据能源节约与资源综合利用“十五”规划要求：节能降耗，资源综合利用作为技术开发和技术改造的重点。按照国家发展和改革委员会办公厅文件，发改办能源2004864号文要求：认真做好煤矸石综合利用及煤矸石发电规划。煤矸石是煤炭生产和加工过程产生的固体废弃物，根据其矿物特性，可用于发电、生产建材和复垦、回填等。要以提高煤矸石资源综合利用率和消除煤矸石的环境污染为目标制定切实可行的煤矸石综合利用规划，并将煤矸石发电纳入该规划。原电厂235t/h锅炉为第一代沸腾炉，后经多次技改，但发电标准煤耗率仍高达760g/KW.h，造成能源的极大浪费。为了提高企业经济效益，改变厂区大气环境。拆除原有厂址的26MW机组，改建160MW1240t/h循环流化床锅炉机组，并考虑再扩建1台同型号机组的可能。通过国内外运行实践证明，采用循环流化床锅炉燃用煤矸石发电，是消除煤矸石的最好途径，同时采用循环流化床锅炉也是减少污染，保护环境的最好措施之一。在煤矸石中掺烧一定比例的石灰石，可以除去燃料中80的SO2，炉膛燃烧温度在850900时可减少60NOX的排放量，采用4电场电除尘器，除尘效率可达99.75。因此新电厂建成后，厂区大气环境将会有很大的改善。1.3.2资兴市电力是以水电为主，随着近几年经济蓬勃发展，电力需求逐步增大，到2006年全年预计装机容量缺27.5MW，2010年装机容量缺61.1MW。郴州市预计2005年丰水期负荷容量缺132MW，枯水期缺412MW。由以上数据可看出，随着当地经济的迅速发展，需要负荷不断增加，其后电力电量缺额将会越来越大。因此本工程的建成将缓解当地经济发展中缺电的瓶颈问题，并改善和优化郴州市和资兴市的电网电源结构。1.4设计原则及设计范围1.设计原则本期技改工程为160MW凝汽式发电机组和1240t/h循环流化床锅炉。电厂厂址在原电厂厂区内。电厂用煤矸石，由资兴市地方煤业有限责任公司和资兴矿业集团公司所属各矿供应。电厂供水由周源山矿井排水、南平硐矿井水，宝源河河水供给，采用一机一塔，冷却塔冷却面积为2500。采用四电场电除尘器，除尘效率为99.75。1台炉选用1座烟囱其高度为150m，出口直径为4m。电厂的灰、渣场仍利用原厂的灰、渣场，其灰渣全部由资兴东江金鑫水泥有限公司、资兴市德兴水泥有限公司、东江金磊水泥有限公司等四家建材公司作为水泥掺和料使用。2.设计范围本工程的可行性研究范围和深度按原电力部颁发的DLGJ118-1997火力发电厂可行性研究报告内容深度和电力工程项目核准暂行办法的要求进行编制。负责技改电厂机炉选型，厂内燃料输送、贮存系统和供应方案，厂内的各有关工艺系统流程的主要设备配置及相关建筑安装工程，三废排放及治理方案，项目实施规划及电厂劳动组织定员、工程投资估算及经济效益评价等。3.由电厂另行委托设计项目电厂上网接入系统电厂供水水源的论证电厂厂址区域环境影响评价报告1.5主要技术经济指标总投资：静态总投资：26330万元动态总投资：26905万元单位kw静态投资：4388元/kw单位kw动态投资：4484元/kw年发电量：360000 MWh年供电量：324000 MWh年利用小时：6000小时发电标准煤耗：0.376 kg/kWh投资回收期（所得税后）：7.05年全部投资财务内部收益率（所得税后）：14.7(9)投资回收期（所得税前）：6.62年(10)全部投资财务内部收益率（所得税前）：17.22.电力系统2.1 电力系统现况2.1.1 湖南省电力系统现况湖南电网是华中电网重要组成部分，处于华中电网的南部。2003年湖南省发电总装机容量为13049.97MW，其中：水电6603.24MW，火电6446.73MW，水火电装机比为50.6：49.4。年发电量539108kWh。其中：水电244108kWh，火电295108kWh。湖南电网拥有500kV变电所5座，主变容量4250MVA，500kV线路1148km；220kV变电所59座，主变容量11970MVA，220kV线路7618km。截止2003年底湖南省全社会用电量548.5108kWh，其中：第一产业用电39.48108kWh，占7.2%；第二产业用电370.49108kWh，占67.5%；第三产业用电56.29108kWh，占10.3%；生活用电82.28108kWh，占15.0%。2003年全省统调最大负荷7196MW，平均日负荷率0.85。全省人均用电量823kWh。目前，全省人均装机容量、人均用电量大大落后于全国平均水平，2003年分别为0.1959kW/人和823kWh，为全国平均水平的60%左右。随着湖南省工业速度的加快，供需矛盾日益突出，并将日趋严重。必将对湖南经济发展的整体战略的实施产生严重影响。2.1.2 资兴地区电网现状及规划目前在资兴地区电网主要依托鲤鱼江电厂和小东江电厂供电。截止2003年底在资兴地区拥有省网直属110kV变电站2座，即秀水变、团山变，主要容量分别为231.5MVA和131.5MVA。中压配电网络以秀水、团山110kV变电站为枢纽，形成35kV环网和10kV放射网的电网结构。省网与资兴地区电量交换主要通过秀水瓦家坳的110kV线路完成。同时资兴市电力集团公司拥有一个独立的水电电力网络。截止2003年底，在资兴地区拥有大小水电站60余座，总装机容量65MW。拥有110kV变电站3座，即瓦家坳、凉亭、新区变，主变容量分别为116120MVA，18MVA和220MVA。中压配电网络以瓦家坳、新区110kV变电站为枢纽，形成35kV环网和10kV放射网的电网结构。资兴市电力集团公司的110kV电网系统通过瓦家坳秀水的110kV线路实现与省网的联网。在三都附近又有35kV变电站和新建的110kV石鼓村轧钢厂变电站，电源取自瓦家坳110kV变电站。2003年省网在资兴地区售电量为26432万kWh，其中售资兴市电力集团公司电量为3775万kWh；售资兴矿业集团10MWh，售金磊水泥厂10MWh，其它2600万kWh，最大统调负荷为56MW，其中资兴市电力集团最大下网负荷为22MW。2003年资兴市实际用电量高达1.4亿kWh（不含省网在资兴的售电量）。近几年随着资兴市工业发展和第三产业的快速发展，资兴市用电量增长率高达20%左右，尤其是干旱时期和枯水季节，水电机组实际出力低，缺电现象严重。目前，资兴市最大用电负荷超过55MW，高峰时期需从省网倒电20MW，尖峰时段倒电超过30MW。2006年2010年期间，省网在资兴市境内将规划新建1座220kV变电站（资兴变），扩建1座110kV变电站（团山变），并完善110kV网络结构，形成2个110kV单环网。近年来，由于高载能负荷的迅速增长，资兴地区电网网架结构薄弱，供电能力不足等问题非常严重，主要存在以下问题：A.电网供电薄弱，供电可靠性低。B.电源结构不合理，水电所占比例过大，枯水期长，调峰能力差。C.有功缺额大，无功容量不足，电压低的问题日益突出。2.1.3 资兴矿业集团电网现状资兴矿业集团拥有35kV变电站3座，主变6台，即矸石发电厂，周源山、唐洞变，其主变容量分别为28MVA、26.3MVA和23.2MVA，全部采用一用一备的运行方式。集团公司拥有小火电厂1座，即资兴焦电股份公司煤矸石发电厂，装机容量为26MW，另有焦炉煤气发电机组，装机容量为80.5MW，即总容量为16 MW机组规模。现矸石发电厂两台主变采用并联运行方式。矸石发电厂35kV变电站通过矸石发电厂团山、矸石发电厂周源山唐煤秀水两回35kV线路分别接入团山110kV变电站和秀水110kV变电站。2.2资兴地区电力负荷预测 因资兴矿业集团内部所需电量与原有发电量基本平衡，因此无需对资兴矿业集团进行负荷预测，只根据资兴目前地方负荷水平及今后的发展情况，对资兴地区进行负荷预测，预测表见附表2.1表2.1 资兴市地方负荷预测表 单位：MW年份负荷2003年（实际）2004年2005年2006年2010年地方负荷50607282.8121.2综合负荷46.856.167.377.4113.3注：最大负荷同时率按0.935计。根据表中数据可以看出，资兴地区的地方电力负荷到2005年将达到72MW，年平均增长率为20%。到2010年将达到121.2MW。电力负荷增长迅速。因此本工程拟建的160MW机组，所发电量全部通过170000kVA变压器升压至110kV上网。所发电量即可保证本企业用电的安全可靠运行，又可以满足资兴地区的电力需求。2.3电力、电量平衡根据湖南郴州市电业局对资兴地区的电网装机安排和负荷预测，资兴地区的电力平衡表见附表2.2表2.2 资兴市地方电力平衡预测表 单位：MW年份项目2003年（实际）2004年2005年2006年2010年需要负荷46.856.167.377.4113.3水电站供电能力24.624.649.949.952.2需电网供给电力2231.517.427.561.1注：上表中水电按装机容量46%计算。 从资兴地区的电力平衡表可以看出，从2003年开始资兴地区电力供应就已出现较大亏缺，2004年其亏缺更大。到2010年，资兴市电力供应一直会存在严重的电力供应紧缺。本项目160MW机组预计在2006年投产发电，厂用电率按11%计算，上网负荷为53.4MW，正好能满足此时资兴市用电量的需求。由电力、电量平衡表可知，资兴地区电力负荷发展迅速，从2003年开始资兴地区电力供应就已出现较大亏缺，2004年其亏缺更大。到2010年，资兴地区电力供应一直会存在严重的电力供应紧缺。为满足资兴及周边地区对电力的需求，只能通过两种途径来解决，除了由主电网受电外，就是加快当地的电源建设。而资兴地区是一个煤炭资源非常丰富的地区，由系统向该地区供电，将造成煤电倒流的局面。因而，完全靠从主电网受电来解决资兴地区的缺电问题是不合适的。本电厂的建设能够满足资兴及周边地区电力增长的需求，电力就地消耗，不用远距离输送，在地区增加了电源支撑，保证了地区供电的质量，因此在资兴地区加快电源建设是非常必要的。综上所述，在资兴焦电公司建设160MW机组，不仅符合国家“以大代小”的产业政策，而且对满足地区负荷的供电、发展地区经济、改善地区环境质量、充分利用能源具有特别重要的作用。2.4接入系统方案 根据本工程装机规模，所处地理位置及郴州电业局所辖110kV网络和资兴市地方电力集团公司110kV网络，电厂接入系统电压等级采用110kV。综合分析各种因素，筛选二个方案作为本工程 160MW机组110kV升压站接入系统方案。方案一：由本工程第一期建一个110kV升压站安装一台SFSZ1170000/110变压器，架设一条110kV线路至团山或秀水110kV变电站，直接上郴州电业局电网。线路长度在11km左右。待机组建成后原26MW机组拆除，两台8MVA变压器退出。方案见图D-01。方案二：由本工程110kV升压站架设一条110kV线路至石鼓村110kV降压站（资兴市地方电力集团公司从瓦家坳110kV变电站新建了一条长8.2km的110kV线路至石鼓村轧钢厂），线路长度约为2.5 km，直接上资兴市地方电力集团公司水电网。待机组建成后原26MW机组拆除，两台原有8MVA变压器不退出，保留原35kV、10kV系统，做到发电和供电分开。投资基本上不增加。方案见图D-02。 从经济和技术上的综合考虑，接入系统设计推荐技术上较好、经济上合适的方案一作为资兴焦电160MW机组接入系统方案。 资兴焦电160MW机组接入系统方案见图D-01。2.5对电厂电气主接线的要求资兴焦电160MW机组经一台三绕组升压变压器以发电机10.5kV母线变压器的形式接入电厂110kV和35kV母线，通过新建的110kV升压站和老厂原有的35kV配电装置接入系统。 为了提高供电可靠性，资兴电厂110kV主母线采用双母线接线。原有35kV主母线采用单母线分段接线保持不变。3.燃料供应资兴焦电公司位于湖南省资兴市三都镇南部，该市境内含煤地质分布主要集中在三都镇及周边地带，分布甚广。南起唐洞，北至七里，长约20km，东起茅岭、罗仙岭，西至许三线铁路的三都段，宽约10km，称之三都煤田，分布国有鲤鱼江煤矿、唐洞煤矿、周源山煤矿、宝源煤矿、宇字煤矿（即祥和公司）现代化矿井七对。煤炭资源十分丰富，煤质从一煤至十一煤品种齐全，是湖南省三大矿务局之一。建矿年代始于1948年，已有近60年开采历史。上述七对矿井仍然蕴藏有丰富的原煤开采伴生物煤矸石（发热量3000kcal/kg），其中二煤、三煤、付三煤、九煤、十煤等品种已被列入资兴矿业集团公司十年（2003年2012年）开采规划中。3.1可供电厂使用的煤矸石资源3.1.1三都煤田各大矿煤矸石表3.1 三都煤田高热值煤矸石资源储存量情况表 单位：万吨煤层名称蕴藏地区二煤三煤付三煤九煤十煤合计宝源南平峒煤矿152.9879.81032.7宝源北平峒煤矿485.4485.4周源山煤矿1059.61371.7646.63077.9唐洞煤矿1092.81092.8祥和公司761.6761.6鲤鱼江煤矿6060三都煤田煤矸石总储存量为：6510.4万吨列入集团公司十年（2003年2012年）开采规划中的原煤开采伴生物煤矸石资源可开采量（截止2002年底）已达2377.86万t。届时，每年的煤矸石开采量（不包括其它地方来矸石）将会达到6783万吨供给电厂。3.1.2废弃煤矸石量由于三都煤田开发历史长，长期的煤炭开采过程中产生了大量的煤矸石（每开采一吨原煤产生约150200kg的煤矸石），且随着矿井的老化，煤矸石产生比率将不断上升。截至目前，现废弃堆放的煤矸石不少于10500万吨，热值6001100kcal/kg，可利用40%折合利用量4800万吨。尤其有几处煤矸石利用价值很高：唐洞煤矿唐井历年废弃煤矸石，可利用量18万吨，发热量近3000kcal/kg；宝源煤矿中平硐历年废弃煤矸石，可利用量10万吨，发热量近3000kcal/kg；祥和公司历年废弃煤矸石，可利用量15万吨，发热量近3000kcal/kg，合计可利用的优质煤矸石量为43万吨。3.1.3泥煤储量资兴焦电公司、周源山煤矿洗煤厂、唐洞煤炭股份有限公司洗煤厂、鲤鱼江煤矿洗煤厂及邻近乡镇、个体小洗煤厂年实际总入洗原煤为164万t，泥煤产生量按10%计时，废弃泥煤约16万t/a。综上所述该地区每年可向电厂提供发热量为3000kcal/kg左右的煤矸石达80万吨左右，加之现已堆放的废弃煤矸石中发热量近3000kcal/kg的已有86万吨。因此该煤量完全能够满足160MW机组年限内所需的燃料耗量。3.2煤质电厂拟用的煤矸石燃料均为低硫煤，含硫0.5%左右。三都矿区可用高热值煤矸石性质及测试结果如下表3.2：表3.2三都矿区可用高热值煤矸石性质及测试结果矿井名称煤层名称煤层厚度Mad(%)Ad(%)Vdaf(%)CRCSt,d(%)Qgr,ad(MJKg)Qgr,d(MJ/Kg)Qgr,daf(MJ/Kg)Had(%)Mt，ar(%)Qnet,ar(MJ/Kg)唐洞矿唐一窿三煤1.221.74(4)51.14(4)36.44(4)(4)0.47(4)15.56(4)15.83(4)32.41(4)唐一窿三煤1.31.46(5)59.33(5)40.30(5)(5)0.32(5)12.60(5)12.78(5)31.44(5)八一井三煤1.201.55(3)58.22(3)37.94(3)(3)0.32(3)12.88(3)13.08(3)31.31(3)八一井三煤1.201.50(3)60.61(3)39.15(3)(3)0.27(3)12.32(3)12.51(3)31.75(3)宝源矿南平硐三煤1.02.09(2)50.06(2)33.51(2)(2)0.43(2)15.97(2)16.32(2)32.68(2)北平硐三煤1.32.45(2)50.80(2)33.65(2)(2)0.48(2)15.68(2)16.07(2)32.67(2)中平硐三煤1.82(2)61.34(2)34.59(2)(2)0.34(2)11.80(2)12.02(2)31.09(2)祥和公司三煤1.31.82(2)59.99(2)36.84(2)(2)0.34(2)12.04(2)12.27(2)30.66(2)周源山矿三煤2.21.59(7)50.17(7)34.09(7)(7)0.45(7)16.11(7)16.37(7)32.85(7)加权平均值三煤1.698(30)55.109(30)36.478(30)0.386(30)14.153(30)14.398(30)32.01(30)2.316.512.86唐洞矿唐一窿付三煤1.11.70(2)63.43(2)41.90(2)(2)0.36(2)10.47(2)10.65(2)29.13(2)宝源矿北平硐付三煤0.82.19(2)60.60(2)37.92(2)(2)0.69(2)11.98(2)12.25(2)31.07(2)祥和公司付三煤0.91.67(2)53.73(2)36.23(2)(2)0.56(2)14.56(2)14.81(2)32.00(2)加权平均值付三煤1.853(6)59.253(6)38.683(6)0.54(6)12.337(6)12.57(6)30.733(6)2.107.011.12祥和公司九煤1.71.70(8)52.64(8)31.09(8)(8)0.69(8)15.10(8)15.36(8)32.43(8)2.406.613.73祥和公司十煤2.11.75(10)55.85(10)31.16(10)(10)0.41(10)13.82(10)14.06(10)31.86(10)2.306.412.57注：Mad分析水份；Ad干燥基灰分；Vdaf可熔基挥发分；CRC粘焦性指数；St,d硫分；Qgr,ad分析基高位发热量；Qgr,d干燥基高位发热量；Qgr,daf可熔基高位发热量；Had分析基氢含量；Mt,ar应用基全水分；Qnet,ar应用基低位发热量。经建设单位对各种煤矸石的分选，提出设计煤种和校核煤种。煤种发热量如表3.3：表3.3 设计、校核煤种热量表名称符号单位煤矸石收到基低位发热量（设计煤种）Qnet.arKJ/kg12360收到基低位发热量（校核煤种1）Qnet.arKJ/kg10540收到基低位发热量（校核煤种2）Qnet.arKJ/kg136103.3供煤意向资兴焦电股份有限公司与各大煤矿经双方友好协商就机组所需煤矸石量达成了初步的供煤意向。3.4燃料消耗量1240t/h循环流化床锅炉设计煤种耗量如下表:表3. 4燃煤矸石耗量估算表锅炉容量小时耗煤量（t/h）日耗煤量（t/d）年耗煤量（104t/a）1240t/h56.481129.633.88注：日运行小时数按20小时计，年运行小时数按6000小时计4. 机组选型根据负荷预测及无生产热负荷，汽轮机发电机组选用国产1x60MW高温高压纯凝汽式机组及相匹配的1x240t/h的高温高压循环流化床锅炉。由于该地区煤矿在开采的同时会产生大量的煤矸石，且该煤种属于高灰份，低热值的劣质煤，因此为合理利用废弃煤矸石资源发电，扩大煤矸石利用量，节约能源，并根据湖南省经济委员会关于湖南省资兴焦电股份有限公司60MW煤矸石发电综合利用项目发展规划的批复（ 湘经投资 2004 261号）文件的精神，选用循环流化床锅炉。该炉型的技术特点在于其燃料微粒在燃烧室内滞留的时间较长，并以较低的温度燃烧，同时混入脱硫剂，可以达到良好的脱硫效果，由于采用低温分阶段燃烧形式，可使NOx的排放量降低，同时流化床燃料微粒的混合速度极高，使燃烧室全程基本维持恒定温度，从而保证了优异的燃烧效果和脱硫效率,根据计算NOX、SO2均达到国家排放标准要求。目前，国内有东锅、上锅、哈锅、济锅等锅炉厂家利用国外或自有技术，具有220t以上大型循环流化床锅炉的生产技术。并且该技术均已获得国内的电厂供货合同，并已陆续投运。故本工程选用高压参数的CFB锅炉，无论从技术上还是从实践上都是可行的、恰当的、符合国家的有关规定。4.1 汽轮机 型 号： N60-8.83数 量：1台 型 式： 高压、冲动、冷凝式额定出力：kw 60000主气门前蒸汽压力：MPa8.83主气门前蒸汽温度： 5354.2发电机型 号：QF60数 量：1台额定功率：kw 60000额定电压：V63004.3锅炉型号：GL-240/9.8M型数量：1台型式：循环流化床额定蒸发量：t/h 240过热蒸汽压力：MPa9.8过热蒸汽温度： 540给水温度： 2155.厂址条件该工程属资兴煤矸石电厂技改工程。原考虑了两个厂址方案，一是在现有厂址上就地扩建改造；二是在东江精细化工厂厂址上异地扩建改造。经初步比选：鉴于东江精细化工厂厂址条件较差，存在问题较多，又不能充分利用现有电厂原有设施，故不考虑第二方案。本次技改工程厂址，按在原厂址内就地扩建改造的厂址方案，进行可行性研究。厂址位于湖南郴州资兴市三都镇南端，张家垅水库西北侧，雷公山丘东南侧坡脚地带，地处东经11316，北纬2602，北距三都镇约1.4Km。西南距资兴市约8.7Km。距郴州市约46Km。厂址三面环水，一面靠山，地形西北高、三侧低，山丘高程180190m（黄海）。水库水面标高130m左右，厂址场地标高140160m左右，地形高差2030m，最大高差50m之多，可利用场地宽约100150m，长约300m。场地上已建26MW凝汽发电机组235t/h炉规模小型电厂。厂址地处煤田之上，但四周已划定保留不开采安全界限，超越界限部分，需补办压煤相关文件。5.1资兴煤矸石小型电厂概况该电厂1987年立项设计，规划容量36MW凝汽发电机组335t/h炉。一期工程安装26MW凝汽发电机组235t/h炉。1992年建成投产。厂区及主厂房方位呈西南东北向布置，北偏东夹角约 48。主厂房位于厂区中南部，汽机房朝向东南，固定端朝向东北。竖向设计采用台阶式布置，烟囱布置在西北山丘上，主厂房标高140.5m。引风机室标高150.5m。35kv、10kv、主控制室、化学水处理室布置于主厂房固定端，向西北方向出线。冷却塔布置于主厂房扩建端。输煤栈桥由主厂房固定端斜向接入，采用长皮带向东北与煤仓、碎煤机室及洗煤厂皮带系统联接。厂区范围内现占地约3.85ha约合57.75亩。厂前区位于厂区东北部，现有三个入口，向西北为汽车入口，向东北为人流入口，两条道路皆与西侧213国道相接。向东南为去矸石场及灰场入口，该道路与西南侧地方简易道路相接，并与县级高桥公路及国道相联。电厂供水：采用宝源河地表水源，二次循环冷却系统，取水泵房位于厂区北侧宝源河北岸，距厂区约800m。并在张家垅水库岸边设有一次直流泵房，作为备用经济水源。锅炉补给水及生活水由自来水供给。电厂燃料：除由洗煤厂皮带供给洗矸外，其余皆由附近煤矿供给，采用汽车运输进厂，运距约5km，最远不超过10km。电厂采用干除渣系统，渣场位于厂区西北角山坳地带，占地约2.77ha，约合51.55亩（原购地为56.55亩，将5亩计入厂区用地）。距厂区仅200多m，采用矿斗车轨道绞车运输。电厂采用水力除灰管道输送系统，灰场位于厂区东南侧水库对岸，小山丘背面山谷，占地约3.39ha，约合50.85亩。距厂区仅400m。电厂生活及办公区：紧靠厂区东北侧，设施齐全，交通便利。现有职工280人。厂区场地狭小，主厂房扩建仅予留有一台6MW机组扩建场地。主厂房至冷却塔空地长不足70m。至岸边围墙也不足100m。由于受冷却塔限制，扩建一台60MW机组也较紧张，扩建两台60MW机组，就必须拆除现有电厂冷却塔，并开拓其宽度。在围墙外库尾部回填后可作为施工场地，厂前区有较大空地可供冷却塔扩建用地，厂区北部矸石堆场可作为煤场扩建用地。5.2交通运输资兴市地处湘南矿区及旅游区，铁路、公路交通发达。近邻郴州市有京广铁路、107国道、京珠高速公路通过；境内铁路有许（家洞）资（兴）支线，直通三都矿区，厂址附近有三都车站，距电厂仅1km左右，电厂大件设备及大宗材料拟由该站卸车。公路有322、213、东江湖旅游专线及多条地方公路，厂区现有进厂、进生活及办公区两条混凝土道路，与国道相通，并有两条简易道路与灰场、渣场相联。铁路、公路交通十分方便。本次技改工程拟将以上两条简易道路改建为运煤、运渣及施工专用道路，以改善现厂区的交通及污染问题。采用汽20郊区型混凝土路面。6.工程设想6.1全厂总体规划6.1.1设计原则根据该厂址的现状、环境特点及内、外部建厂条件，电厂原厂区的既定布置格局，场地、地形等自然条件及存在的主要问题，根据60MW机组布置的工艺要求综合考虑。改建工程量，新增购地、土石方量最少，扩建工程布置紧凑合理、管线短捷、功能分区明确、充分利用已有设施、有利改善环境现状、方便管理、确保安全运行、并在节省投资的前提下，进行了多方案比较，优化全厂总体规划及厂区总平面布置方案。6.1.2全厂总体规划电厂规划容量及本期建设规模：厂址及厂区规划，按扩建160MW凝汽机组1240t/h锅炉。 厂区主厂房布置格局及方位：基本保持现电厂布置大格局及方位不变。新建主厂房在原26MW凝汽机组主厂房的西南方向建设。仅将110kv配电装置、冷却水塔、化学水处理室、煤场等移位建设。 燃料供应：仍由宇字、宝源、周源、唐洞等煤矿供给，采用汽车运输进厂，运距5km左右，并重新规划了电厂运煤、运渣及施工车辆专用道路走径，以改善厂区污染和交通干扰及施工通道问题。供、排水：锅炉及生活补给水源仍采用矿务局自来水。循环冷却补给水源，由周源山、南平硐矿井排水供给，拟在井口、灰场附近及厂区山头上设蓄水池及一、二级泵房，向电厂供水。管线长约2km。并拟改造宝源河水源供水设施，作为备用经济水源。管线长约1km。电厂雨水及污水、废水经处理合格后，采用明沟就近排入库区。电厂出线：主变拟采用三卷变压器，电压等级分别为10.5、35、110kv，110kv出线1回，方向东南，接团山或秀水110kv变电所，线路长约11km。电厂除灰：拟采用干式气力除灰，管道输送系统。灰场仍利用已有灰场，并拟将干灰罐规划布置在厂外灰场边沿，就近布灰或外运，灰管线沿已有灰管跨库敷设，管线长约500m。电厂除渣：拟采用干渣系统，渣场仍利用已有渣场，机械运输至渣场，运距约200m。并拟利用当地已开通的简易道路，规划建设运渣及施工道路，长约650m，以消除对厂区的污染及干扰。 施工场地：拟布置在扩建端水库尾部渣场沟底及矸石堆场，整平后作为施工场地，规划用地约3ha。施工生活区规划用地约1ha。6.1.3厂区总平面布置方案 本工程规划建设项目有：主厂房、除尘器、引风机、烟囱、主变压器、110kv配电装置、网控制室、油库、蓄水池、化学水处理室、冷却水塔、循环水泵房、煤场、干煤棚、地下煤斗、碎煤机室、输煤栈桥、转运站及贮灰罐等。并对部分输煤皮带进行加宽改造。以及相应的道路、地坪、管线、挡土墙、排水沟、围护设施等厂外配套工程。 110kv配电装置及网控制室布置于汽机房道路外侧，以方便进、出线要求。煤场、干煤棚、地下煤斗、碎煤机室布置于厂区东侧煤矸石堆场已购用地，以便输煤站桥就近接入现有煤仓及输煤系统，进主厂房输煤站桥由老厂房皮带层引接，以减少新建皮带及改建工程量。新建冷却塔布置于主厂房固定端，现厂前区空地，循环水管线沿水库岸边敷设，以减少对现有道路及管线的破坏。蓄水池高位布置于现烟囱后山顶上，自流势能供水，以免再设置泵房。油库布置山坳中，化学水处理室由于主厂房附近没有场地，只能布置在新建冷却塔东侧。厂区总平面布置因地制宜、合理紧奏、功能分区明确，最大限度地减少了新增购地及压煤范围。改建160MW凝汽机组+1240t/h锅炉，厂区规划用地约7.24ha其中新增购地约1.474ha。6.1.4厂区竖向设计维持现厂区台阶式布置格局，仅将主厂房平台加宽，档土墙后移，以满足新建主厂房的宽度要求。主厂房标高仍为140.5m。除尘器标高为148.5m，档土墙高差8m，与运转层同高，以适应地形标高，减少土石方工程量，并设栈桥、踏步、坡道，以方便管理及交通联接。场地雨水采用地面、路面、沟道自流排除。并在坡上设截洪沟，以策安全。厂外截洪沟长约350m。厂内排水沟长约800m。6.1.5厂区管线布置管线敷设拟采用地下、地上两种方式，结合当地气候及场地条件，能架空的尽量架空敷设，以减少对现有设施的干扰。主要工程量详见全厂总体规划图一览表。6.1.6厂区道路、地坪及围墙厂区道路拟采用汽15级城市型混凝土路面，主厂房四周及台阶上设道路，以满足运行及消防要求。炉后地坪采用混凝土铺设，煤场地采用炉渣三合土铺设。结合厂区周围地形特点及多有档墙围护，故仅设部分简易网栅围护。厂址主要工程量详见全厂总体规划图一览表。土、石方工程量：本次技改工程厂区，扩建一台60MW机组，厂区挖方55000m3；填方30000m3。厂区浆砌石8000m3。扩建两台60MW机组，厂区挖方80000m3；填方40000m3。厂区浆砌石14000m3。厂址主要工程量详见全厂总体规划图一览表。6.2主厂房布置6.2.1本期工程拟建设160MW凝汽式机组，配1240 t/h的循环流化床锅炉。并考虑扩建的可能性。6.2.2由于流化床锅炉无需磨煤机及制粉系统，故采用煤仓间与除氧间合并的单框架布置方式。主厂房布置按传统的三列式布置，即汽机房、除氧煤仓间、锅炉顺序布置（见J-03，J-04）。锅炉采用露天布置，运转层以下采用封闭布置。6.2.3 汽机房A柱外设有毗间。6.2.4 主厂房布置尺寸见下表：表6.2.4 主厂房主要尺寸表序号名称单位尺寸1主厂房柱距m72汽机房跨度m243汽机房长度m424汽机中心线距A列柱距离m95汽机放行车轨顶面标高m16.26汽机房屋架下弦标高m19.27除氧煤仓间跨度m128主厂房运转层标高m89除氧层标高m15.510给料机层标高m15.511皮带层标高m3112A列柱距烟囱中心线距离m 设备布置（1）汽机房外侧的毗间内布置循环水泵、阀门、射水泵、射水抽汽器。（2）汽机房A排柱侧布置发电机出线小室及汽机油冷却设备，汽机中心线到A排柱为9m，B排柱侧纵向布置2台电动给水泵。在固定端的零米层和运转层均留有较大的检修场地。（3） 除氧煤仓框架零米层布置厂用配电间和厂用变压器，除氧给水操作小室，在固定端布置疏水箱和疏水泵。上下扶梯布置在柱01之间。在8m运转层布置给水操作台、机炉集控室、给煤机。15.5m层布置除氧器、连续排污扩容器和原煤仓。31m煤仓层布置输煤皮带。（4） 锅炉房零米布置一次风机和二次风机。8m运转层很宽敞，检修场地很大，靠近锅炉布置汽水取样间和交接班室。（5） 电除尘器布置在D排柱外侧，靠近扩建端的一侧布置有电除尘配电室。（6） 吸风机暂为室内布置。6.3燃烧系统6.3.1燃煤煤质本工程锅炉的设计煤种为：采用发热量为12360KJ/kg的煤矸石。燃烧系统及辅助设备选择按6.3.1表中煤质资料进行计算。表6.3.1 锅炉设计煤质资料煤质名称符号单位设计煤质校核煤种1校核煤种2煤质成分全水份Mt6.805.906.40空气干燥基水份Mad2.212.081.65收到基碳Car32.9226.7835.59收到基氢Har1.722.042.19收到基氧Oar5.166.675.02收到基氮Nar0.460.420.57收到基硫St.ar0.470.430.49收到基灰份Aar56.3661.4152.99干燥无灰基挥发份Vdaf31.635.1230.82收到基低位发热量QMJ/kg12.3610.5413.61Kcal/kg290025003200灰熔点变形温度DT132013201450软化温度ST145013001450熔化温度FT1450119014506.3.2风系统一次风系统一次风系统主要使床料流化并作为燃料的一部分助燃用风，其中一路通过布风板上风帽参与燃烧，另一路至炉前给煤口进行气力播煤，将细煤均匀播撒在床上燃烧。一次风机每炉一台，100%风量：风量 156600m3/h风压 27600Pa共2台二次风系统二次风主要为燃料燃烧提供助燃用风。二次风机每炉一台，100风量。参数如下：风量 91200m3/h风压 15600pa共 1台返料风返料风是由专用风机提供用风，其作用为将分离器下J阀内的返料形成流化以便顺利返回炉膛。返料风机每炉设三台，其中一台备用，该风机参数为：风量 1428m3/h风压 58800pa共3台冷渣器风机冷渣器风机是为冷却炉渣的专用设备冷渣器提供冷却用风，其风机参数如下：风量 40000m3/h风压 30000pa共1台播煤增压风机播煤增压风机的作用是将一次风机出口冷风道引接出的少量冷风进行加压后做为播煤之用。风量 22000 m3/h风压 18000 pa共1台6.3.3烟气系统引风机每炉两台70容量离心式引风机，正常运行两台，其参数如下：风量 304000m3/h风压 5970pa共2台 除尘器 每台炉配一套静电除尘器，除尘效率99.75以上。烟囱两台炉合用一座烟囱，高度暂定为150m，出口内径4m。6.3.4给煤系统本工程每台锅炉设3个煤仓，总容积为660m3,可以保证锅炉稳定工况运行10小时。给煤机每炉设4台，每台出力为550t/h，其作用是将已破碎成010mm粒度的合格燃料，通过该给煤机（计量式）直接输送至炉前落煤管道中。6.3.5锅炉点火系统本工程锅炉点火采用焦化厂焦炉煤气，暂不考虑点火油路。6.3.6石灰石系统目前，国家对电厂SO2排放控制非常严格，要求新建及扩建项目必须做到“增产减污”，因此，该工程虽然使用的燃料含硫量低，且锅炉燃烧过程中可在炉内脱一部分硫，但为了适应燃料含硫量的变化，考虑在给煤系统加石灰石粉进行炉内烟气脱硫。石灰石耗量估算见下表6.3.6：表6.3.6 石灰石耗量估算表锅炉容量小时耗量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（104t/a）1240t/h4.590.02.7注：日运行小时数按20小时计，年运行小时数按6000小时计该工程脱硫需要的生石灰石耗量5.4万t/a（一二期合计）。6.3.7 燃烧系统设备布置锅炉主机采用半露天布置，8m运转层以下底封。一、二次风机分别布置在锅炉房底层尾部烟道左右两侧。两台冷渣机布置在锅炉房底层炉膛左右两侧。返料风机、播煤加压风机等设备的位置详见布置图。电除尘器露天布置在炉后，第一排柱距锅炉D排柱15m。引风机采用室内布置，跨度8.5m，柱距7m，共4档。6.4热力系统热力系统按160MW机组设计。为使系统安全可靠，运行灵活，并考虑扩建可能，各系统均采用单元制或单母管分段制。6.4.1主蒸汽系统主蒸汽管道系统采用单元制。1台汽轮机与1台锅炉组成1个单元。因考虑扩建的可能性并留有扩建余地。6.4.2低压给水系统低压给水管道采用单母管分段制。除氧器的出力水管都连接在单母管上。给水再分配到2台给水泵中去，1台给水泵运行，另有1台作为备用泵。6.4.3高压给水系统高压给水系统采用单母管制，给水泵出口的压力水接至母管上，再由母管经过高压加热器或旁路管进入锅炉。给水泵的出力应该与锅炉和汽轮机的容量相匹配，这种系统在运行上比较简单灵活。6.4.4回热系统汽轮机回热抽汽系统设2台高压加热器，1台除氧器和3台低压加热