【文章內容簡介】 節(jié)煤、節(jié)約占地、簡易操作、友好環(huán)境等特點。目前，煤科總院在東部沿海和北部高寒地區(qū)的煤炭企業(yè)集團、市政熱力和大型工業(yè)園區(qū)市場取得了很好的推廣業(yè)績，已在天津、河北、山東、安徽、江蘇、浙江、福建、廣東、廣西等地區(qū)，內蒙古、陜西、山西、甘肅等西部高寒礦區(qū)，共計20多個省市地區(qū)建成推廣應用煤粉工業(yè)鍋爐系統(tǒng)500余臺套，近萬蒸噸等效容量。檢測數(shù)據(jù)顯示，與傳統(tǒng)的鏈條鍋爐相比，煤粉型工業(yè)鍋爐系統(tǒng)平均效率由65%提高至90%，綜合節(jié)煤率達30%以上。煤粉型工業(yè)鍋爐系統(tǒng)實測煙塵排放僅為11毫克/標準立方米，遠優(yōu)于傳統(tǒng)鏈條鍋爐的80毫克/標準立方米，與天然氣鍋爐的排放水平相當。二氧化硫排放不超過100毫克/標準立方米。氮氧化物排放不超過200毫克/標準立方米。與燃煤鏈條鍋爐相比，煙塵排放降低85%以上，減少二氧化硫排放30%至40%，減少氮氧化物排放50%左右，并大大減少可吸入顆粒物的排放量。據(jù)統(tǒng)計，煤炭科學研究總院從1999年開始，在消化吸收國外先進燃煤工業(yè)鍋爐技術基礎上，對煤粉安定儲存、無脈動密相輸送、二次空氣無級分級配風、前置強化燃燒、煙氣再循環(huán)、高倍率灰鈣循環(huán)煙氣脫硫等關鍵技術進行了開發(fā)創(chuàng)新，創(chuàng)立了燃煤工業(yè)鍋爐行業(yè)的系統(tǒng)集成運作“島鏈”模式，開發(fā)出了3個系列15個標準化產品，獲得了31項專利，3項省部級科技獎，開啟了我國新型煤粉鍋爐的設計、制造和使用的新篇章。這項創(chuàng)新成果2007年通過國家技術鑒定。本項目的煤粉擬使用常規(guī)的煤粉燃料II 類煙煤（Qdw：），采用煤汽化技術，即與載氧的氣化劑（O2，H2O，CO2）之間的不完全反應，最終生成由CO，H2，CO2，CH4，N2，H2S,COS等組成的煤氣。 煤粉品質由于目前暫未收到清潔煤氣資料，本項目預以II 類煙煤（Qdw：）的煤粉品質為設計基準。表31 II 類煙煤成分（摩爾百分比）及參數(shù)序號項目單位數(shù)據(jù)1Cy%2Hy%3Oy%4Ny%5Sy%6Wy%7Ay%8Vr%9QdwyMJ/kg 煤粉耗量鹿泉清潔煤電水源熱泵區(qū)域供能能源站煤粉耗量見以下煤粉耗量表。表32煤粉耗量表規(guī)模型號每小時耗煤量（t/h）每日耗煤量（t /d）每年耗煤量（104 t /a）3臺(300t/h)煤粉鍋爐1573768合計1573768設計值1603840注：，年耗煤量按年利用小時數(shù)計：煤粉鍋爐350天/年。，裕量取2%。4. 工程設想 站區(qū)總體規(guī)劃及總平面規(guī)劃 站區(qū)總體規(guī)劃擬建區(qū)域供能能源站用地范圍呈規(guī)則方形地塊，具體位置見下圖：圖41 能源站位置本方案結合石家莊市的總體規(guī)劃，能源站利用現(xiàn)有原規(guī)劃空地進行規(guī)劃建設。能源站內有原規(guī)劃道路從區(qū)域內穿過，能源站可以利用這些道路作為進站道路，并在該道路上開設能源站主要出入口和設備檢修出入口。站區(qū)內交通及運輸通道采用混凝土硬化地坪，最小寬度為4m，均可滿足能源站交通運輸及消防的規(guī)范要求。能源站建筑及設備全部地上布置，地上建筑及設備總高度控制在30m以內。站內管線以直埋為主，電纜采用地下排管敷設，能源站的各管線設計接口在能源站圍墻外1m處。 總平面布置能源站總平面布置是根據(jù)工藝提供260MW機組方案并結合遠景一次規(guī)劃設計。能源站區(qū)域由3個功能區(qū)組成，即主站房區(qū)、辦公區(qū)和余熱回收區(qū)。從能源站區(qū)域的環(huán)境角度考慮，能源站主站房區(qū)（包括主機房、電控室、辦公室等）布置在站區(qū)南側。在能源站與周邊居民區(qū)之間留有大面積綠化隔離帶，以減少其對居民區(qū)的噪聲影響。機力通風冷卻塔盡量遠離居民區(qū)、沿東西向靠南側圍墻布置。能源站建筑及設備全部地上布置，地上建筑及設備總高度控制在30m以內。 道路規(guī)劃能源站的運輸、消防道路原則上以充分利用原有道路設施為主，區(qū)域內建、構筑物及設備之間連接通道及部分場地做混凝土硬化，也可作為不小于4m的消防通道使用。 豎向規(guī)劃能源站建筑物的室外地坪設計標高將根據(jù)石家莊市城市總體規(guī)劃要求統(tǒng)一確定。 管線規(guī)劃給水、排水、消防、電力、通信和工業(yè)管道等綜合管線，將結合原有規(guī)劃及現(xiàn)有的條件，綜合考慮進行規(guī)劃。 圍墻及綠化，綠化面積及標準根據(jù)項目總體規(guī)劃要求確定。 燃料系統(tǒng)區(qū)域供能能源站煤粉源為II類煙煤，建設新型高效清潔煤粉型鍋爐，不僅在節(jié)能減排上取得了良好效果，還產生了可觀的直接經濟效益。新型煤粉工業(yè)鍋爐系統(tǒng)包括煤粉加工子系統(tǒng)、煤粉儲供子系統(tǒng)、燃燒器子系統(tǒng)、布袋除塵器子系統(tǒng)等。新型煤粉鍋爐對原煤要求很高：5700大卡以上且含硫量低于35%的洗選煤，經烘干機烘干，水分指標不大于5%，其中15毫米以下的碎煤送入磨煤機粉碎，成為細度為200目的細粉，合格的細粉從旋風分離器中分出落入罐車內。 供熱技術介紹 機組選型原則區(qū)域供能能源站機組選型綜合考慮熱、電負荷變化規(guī)律，采取“以熱定電、熱電平衡”的原則，通過對系統(tǒng)運行方式進行技術經濟比較，合理配置發(fā)電設備、余熱利用設備和調峰設備，保證項目經濟性。 電廠余熱回收專用熱泵機組傳統(tǒng)的熱電廠余熱利用見下圖所示：圖42傳統(tǒng)的電廠余熱利用技術以上傳統(tǒng)的電廠余熱利用技術中，存在以下缺點：采用汽水換熱器，效率低，一般最高只能達到80%左右，因此有很大的能耗損失。一次管網(wǎng)溫差小，通常最大只有60℃左右，遠遠不能滿足長距離管網(wǎng)輸送的目的。電廠余熱回收專用熱泵機組能夠很好的解決傳統(tǒng)技術所具有的缺點，能源總站專用吸收式熱泵機組回收電廠循環(huán)水余熱，熱電廠供熱能力提高50%，綜合供熱效率提高50％以上，大幅度減少CO2和其他污染物排放，減少冷卻水蒸發(fā)損失。而且熱端進出水溫差達100℃以上，解決了長距離熱媒水輸送的要求。下圖為該熱泵機組利用電廠余熱示意圖。圖43專用熱泵機組的電廠余熱利用技術 裝機方案本工程僅以能源站近期所承擔的負荷提出裝機、運行方案，同時預留遠期負荷增加時能源站擴容的余地。 裝機方案 采暖季概述本方案選用清潔煤粉為主熱源，配置2臺400t/h的電站煤粉鍋爐，配套2臺抽汽式汽輪機，并設有2臺國內主流裝機容量60MW的發(fā)電機組，發(fā)電自用；上安電廠發(fā)電冷卻循環(huán)水（約170MW）作為溴化鋰熱泵輔助熱源（，來源于抽取汽輪機發(fā)電后蒸汽），提升用戶側回水溫度至90℃；，用于供熱，提升用戶側部分回水至120℃供城市熱網(wǎng)；配置2臺35t/h余熱熱水鍋爐（熱源為電站鍋爐排放煙氣）將部分回水提高至目標溫度120℃供城市熱網(wǎng)，機組配置如下：1）2臺CG400t/，；2）10臺23MW熱水型第一類溴化鋰吸收式熱泵機組，制熱量為400MW；3）2臺35t/h余熱熱水鍋爐，制熱量為50MW。 設備參數(shù)（1）發(fā)電設備參數(shù)發(fā)電機組：2臺CG400t/發(fā)電出力：120MW電壓等級： kV清潔煤粉消耗：160t/h蒸汽壓力效率：電站鍋爐爐效率90%，煤碳使用效率99%排煙溫度：無尾部受熱面250℃，有尾部受熱面150℃。表42 電站鍋爐能指標表序號功能性能標準數(shù)值1分批安裝 電站鍋爐大小范圍10500t/h2經驗–在中國大陸運行至少一年的已安裝的內燃機的最少數(shù)量（在上述大小范圍內）10臺3空間利用 能源密度20 平方米 / 兆瓦4效率 – 在額定工況下熱電聯(lián)產效率（總體）≥92%5斷電的啟動要求: 0% 100% 加載的最短反應時間含啟動時間在內，從啟動到滿載約20分鐘6靈活性: 運營– 每天整個系統(tǒng)啟動/關閉的最少次數(shù)2次7可用性 – 100%利用率的設備最少年運行小時數(shù)8,000 小時（2）余熱利用設備熱水型第一類吸收式溴化鋰機組：10臺制熱量：23mw/臺余熱進出水溫度：32/37℃供回水進出水溫度：60/90℃驅動熱源供回水水流量：1143m3/h/臺用電功率：50Kw/臺溴化鋰吸收式熱泵機組性能指標如表43。表43 溴化鋰吸收式熱泵機組性能指標序號功能性能標準數(shù)值1分批安裝– 吸收式制冷機大小范圍1 一30兆瓦2性能–熱水供水/回水溫度最小差值 倍額定溫差3效率–最低能效比蒸汽熱水型機組：4經驗–在中國大陸運行至少一年的已安裝的吸收式制冷機的最少數(shù)量（在上述性能范圍內）10臺5停機再啟動所需時間10分鐘6靈活性: 運營– 每天整個系統(tǒng)啟動/關閉的最少次數(shù)2次7可用性 – 100%利用率的設備最少年運行小時數(shù)8,000小時8可靠性– 最短供應商保質期出少后2 年或調試驗收后 1 年（以先到期者為準）（3）余熱熱水鍋爐設備余熱熱水鍋爐2臺，每臺35t/h供熱水量：1428m179。/h額定壓力：額定進出水溫度：90/120℃余熱熱水鍋爐性能指標如表44。表44 余熱熱水鍋爐性能指標序號功能性能標準數(shù)值1性能–供水/回水溫度差值90/120℃2停電啟動要求:10分鐘3靈活性: 運營–每天整個系統(tǒng)啟動/關閉的最少次數(shù)24可用性– 100%利用率的設備最少年運行小時數(shù)8,000 小時 運行方案 供熱方案 設備組成本項目的供熱機組由第一類吸收式溴化鋰熱泵機組、電站鍋爐、抽汽式發(fā)電機組蒸汽及余熱鍋爐機組組成，設備的供熱系統(tǒng)總裝機容量如下表，可滿足本期工程尖端熱負荷800MW需求量。表45供熱系統(tǒng)總裝機容量序號項目單位數(shù)值1吸收式溴化鋰熱泵機組供熱出力MW400所占比例—50%2余熱熱水鍋爐供熱出力MW50所占比例—%3發(fā)電機組蒸汽供熱出力MW355所占比例—% 輸配系統(tǒng)（1）能源站熱水系統(tǒng)供、回水溫度為120/60℃，最大流量為11430m179。/h。 運行模式運行原則能源站按照以下原則運行：能源站系統(tǒng)依據(jù)能源管理系統(tǒng)EMS預測曲線并結合實際負荷波動追蹤運行。 應急方案 設備組成本項目的應急設備為電站鍋爐產生的蒸汽降壓后直接輸入管網(wǎng)供給用戶側，不經過汽輪機發(fā)電。設備的供熱系統(tǒng)總裝機容量如表46所示，可滿足熱負荷927MW需求量。表46供熱系統(tǒng)應急總裝機容量序號項目單位數(shù)值1電站鍋爐發(fā)電后蒸汽供熱出力MW355所占比例—%2電站鍋爐發(fā)電蒸汽供熱出力MW122所占比例—%3余熱熱水鍋爐供熱出力MW50所占比例—%4溴化鋰設備供熱出力MW400所占比例—% 輸配系統(tǒng)（1），溫度為120℃。 運行模式1. 運行原則能源站按照以下原則運行：1）、能源站系統(tǒng)依據(jù)能源管理系統(tǒng)EMS預測曲線并結合實際負荷波動追蹤運行。2）、當工作日開展尖峰負荷超過800MW時，應提前采用應急設備。3）、電站爐、溴化鋰吸收式熱泵機組、余熱熱水鍋爐機組盡量平穩(wěn)運行，應急時采用變頻調節(jié)滿足負荷波動。 非采暖季生活熱水方案 設備組成本項目的生活熱水用于非采暖季節(jié)，熱源由10臺溴化鋰吸收式熱泵機組和余熱熱水鍋爐串聯(lián)組成，生活熱水由熱水車運輸至用戶處，可滿足非采暖季工作日開展尖端熱負荷400MW需求量。非采暖季時，電站鍋爐供熱部分用于發(fā)電，發(fā)電量將會增加至300MW，推薦發(fā)電上網(wǎng)。 輸配系統(tǒng)（1）能源站生活熱水系統(tǒng)提供熱水溫度為90℃，最大運輸量為11430t/h。（2）生活熱水由熱水車向用戶端供熱，用戶端直接利用90℃生活熱水，系統(tǒng)源水取自城市自來水管網(wǎng)。 運行模式能源站生活熱水系統(tǒng)按照以下模式運行：1）、能源站生活熱水系統(tǒng)根據(jù)用戶端需求啟停。2）、生活熱水非采暖季對外提供。 運行策略 能源站技術經濟指標表47 能源站技術經濟指標序號項目單位一、供熱裝機規(guī)模MW800二、電站爐裝機規(guī)模t/h800三、年產量　全年采暖供熱量104GJ/a 采暖年用小時數(shù)h/a2880　全年生活熱水熱量104GJ/a　年利用小時數(shù)h/a5760（非采暖季）四、發(fā)電耗電供電　采暖季非采暖季合計　年發(fā)電量120300　年耗電量/　自耗 /　供熱設備/　水泵/五、II類煙煤　年耗量總計104t/a　清潔煤粉低位發(fā)熱量MJ/Kg 熱力系統(tǒng) 熱力系統(tǒng)的主要設計原則及特點本工程供熱系統(tǒng)（能源站部分）設計采用：區(qū)域單管制、變流量、復式泵、閉式、同程（順流式）系統(tǒng)。 區(qū)域單管制供熱系統(tǒng)由溴化鋰機組串聯(lián)余熱熱水鍋爐一套系統(tǒng)1路，送入熱媒水集水器、分水器。溴化鋰機組、余熱機組按季節(jié)需要，調整供熱量。水泵并聯(lián)設置在分水器之前，根據(jù)用戶最不利點的壓差偏離值，由變頻器調節(jié)泵的升、降壓。遠景預留的主機設備原則上獨立設一路水系統(tǒng)到集水器和分水器，與先期投入的設備并聯(lián)運行，其他技術參數(shù)均不變。 變流量因用戶端有供水溫度固定的要求，故本工程采用定溫差、變流量系統(tǒng)。即熱媒水出口溫度控制不變，依靠流量的調節(jié)，調配整個管網(wǎng)的供熱量。熱媒水系統(tǒng)主機（溴化鋰機組與余熱熱水鍋爐機組串聯(lián)）設定供回水溫度為：120℃/60℃。 復式泵（三次泵）本系統(tǒng)采用復