河曲发电厂二期工程(2×600MW)可行性研究报告.doc

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1、河曲发电厂二期工程（2600MW）可行性研究补充报告节能和合理利用能源专题报告主要勘测设计人员专 业主任工程师主设人热机运煤除灰化学水环保水工工艺空冷电气一次电气二次热控水工结构总交暖通建筑目 录第一章 概 述11.1 项目概况及编制依据11.2 建厂条件21.3 本工程主要技术原则51.4 本专题编制依据8第二章 工程节约和合理利用能源分析102.1 本工程遵循的节能标准及节能规范102.2 项目所在地能源供应状况分析102.3 本工程设计所采用的节能措施及效果19第三章 下阶段节能设计设想273.1 建筑节能设计273.2 工艺系统设计中的节能措施303.3 主辅机设备选择中考虑节能的措施

2、313.4 热工自动化控制313.5 脱硫部分323.6 节水措施343.7 节约原材料的措施343.8 采暖、通风、制冷及空调系统节能降耗的初步设想36第四章 结论384.1 节能效果384.2 结论38第一章 概 述1.1 项目概况及编制依据河曲发电厂位于山西省的西北部，在忻州地区的河曲县境内，与陕西省的府谷县、内蒙古自治区的准格尔旗隔河相望。该电厂座落在晋、陕、蒙煤炭基地的山西侧，河东煤田北段，煤炭储量丰富，达100多亿吨。该段煤层厚、埋藏浅，煤层倾斜度很小，易于开采，并具有露天开采的优越条件。 河曲发电厂是国家确定的“十五”期间“西电东送”北通道的主要电源点之一。一期工程安装2600M

3、W国产亚临界燃煤发电机组，所发电力全部送往河北南网，2002年7月12日，国务院总理办公会批准了国家计委计基础（2002）1255号文关于河曲电厂新建工程可研报告的批复，2002年8月20日一期工程全面开工建设，于2005年1月2600MW机组全部投产发电。根据工程总体规划及国家“西电东送”“十五”“十一五”期间的总体战略要求，为了进一步满足用电市场的需求，提高企业的经济效益，拟连续建设二期工程。国家计委计基础（2002）1255号文关于河曲电厂新建工程可研报告的批复中明确“电厂规划建设容量240万千瓦”，国家电力公司在国电电规（2002）481号文“关于山西河曲发电厂新建工程（2600MW）

4、初步设计及概算的批复”中明确“根据国家计委对山西河曲发电厂新建工程的批复意见，电厂规划建设容量按4600MW”，国家电力公司国电规（2002）524号文“关于印发华北电网2015年目标网架规划设计评审意见的通知”中在关于西电东送输电通道的论述中明确“十一五”期间，华北西电东送电源中河曲（240万千瓦）河曲电厂240万千瓦以500千伏电压等级接入山西电网，以网对网的方式实现西电东送”，显然，二期工程建设作为西电东送北通道的电源点之一已得到各主管部门的认可。根据业主委托，我院于2003年4月完成了河曲发电厂二期工程建设2600MW亚临界湿冷机组的可行性研究报告，同年10月通过电力规划设计组织的审查

5、并下达审查意见。根据国家新的能源和产业政策，我院于2004年元月对本期工程安装2600MW亚临界空冷机组进行了补充可行性研究，编制了河曲发电厂二期工程可行性研究补充报告，于2004年2月通过了电力规划设计总院组织的审查并下达审查意见。根据国家发展和改革委员会发改能源2004864号国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关问题的要求及企业投资项目核准暂行办法的要求2005年5月编制河曲发电厂二期工程（2600MW）可行性研究补充报告（第二版）。根据国家发展和改革委员会发改投资20062787号国家发改委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知的要求2007年3月编写了本报告节能和合理

6、利用能源专题报告。本工程选择空冷机组，采用一期节约水、中水及煤矿矿井疏干水作为电厂的主要水源，并同步建设烟气脱硫设施，力求建成一个先进、高效、环保型的大型现代化电厂。 1.2 建厂条件1.2.1 厂址河曲发电厂二期工程在一期工程的基础上进行扩建，厂址为大东梁厂址。该厂址位于河曲县城东约3km的黄河四级阶地上。厂区地面自然标高约950m（电厂独立高程系）；地势平坦，场地开阔，耕地土质差，产量低；厂址的周边环境良好，完全具备连续建设的条件。一期工程各阶段设计已对二期工程建设做出了规划。1.2.2 燃料河曲、保德两县地处山西省第二大煤田河东煤田的北段，煤炭资源丰富，易于开采。但是由于交通条件限制河曲

7、县境内除与河曲电厂一期工程配套建设的上榆泉煤矿已建成投运外，全县煤矿开采水平仍然停留在70年代的水平，没有形成大规模的开采。鉴于以上情况，鲁能集团为了实现“大煤保大电”的能源产业政策，保证河曲电厂安全满发，和山西晋能公司联合在河曲县开办黄柏煤矿，确保电厂二期工程的用煤。国家发展计划委员会以计基础（2003）59号文对河曲矿区总体规划进行了批复，明确“矿区规划面积为110平方公里矿区划分为黄柏和上榆泉2个井面。其中上榆泉矿井一期按300万吨/年规模建设，对口供应河曲电厂。上榆泉矿井二期和黄柏井建设规模根据电煤市场和地质勘探情况再行确定”。2005年4月，年产300104t上榆泉煤矿已全面投产，确

8、保了河曲电厂一期工程燃煤供应，实现了大煤保大电的战略要求。黄柏煤矿的一期工程计划年产400104t原媒，目前可行性研究报告已报国家有关部门审查。黄柏井区的规划建设可有力保证河曲电厂二期工程的机组燃煤供应。电厂一期、二期工程投运时，4600MW机组年需燃煤约600104t/a，山西鲁能河曲电煤开发有限责任公司以电煤工（2002）13号文“关于向山西鲁能河曲发电有限公司供应燃煤的函”承诺2005年向电厂提供300万吨原煤，2006年向电厂提供600万吨原煤，因此，煤源是充足的，也是有保证的。山西鲁能河曲电煤开发有限责任公司以鲁能电煤前200520号文明确黄柏矿与电厂二期工程同步建设，对口供应电厂二

9、期工程燃煤。本期工程燃煤运输同电厂一期工程一样采用铁路运输。铁路燃煤集运站是神河铁路阴塔至火山段的刘源头和火山两个车站。燃煤通过神河铁路电厂专用线运至电厂，不占用神朔铁路的运输能力。目前运煤铁路专用线已建成，具备投运条件，运煤通道能力是可靠的。1.2.3 水源2600MW空冷机组需水量约0.125m3/s，合0.104 m3/s.GW，全年用水量270104m3。二期工程的用水思路首先是通过一期工程的节水措施，将一期工程的循环水排污水回收用于二期工程，不足部分利用河曲县县城中水和上榆泉黄柏煤矿的矿井疏干水来补充，并考虑备用水源。根据已经审核的山西省环境工程设计院编制的“山西省河曲县县城污水处理

10、厂工程可行性研究报告”，河曲县城现有总人口为5.1万人，2010年规划人口为7.5万人，县城总规划面积为5.0平方公里，2020年规划人口为10.0万人。目前县城城市水源总供水能力为10400m3/d，现状污水管道收集的生产、生活排水总量约8000m3/d，其中工业废水量为1800m3/d。拟建的河曲县城污水处理站设计规模近期（2010年）2.0万m3/d，远期（2020年）2.4万m3/d。河曲县城污水处理厂的可行性研究报告已通过山西省发展和改革委员会组织的审查，并同意建设。河曲县人民政府以河政办函20058号文同意河曲电厂二期工程使用污水处理厂的处理水。上榆泉煤矿和黄柏煤矿是由山东鲁能物矿

11、公司和山西晋能共同投资开发建设的发电厂配套工程。上榆泉煤矿一期工程已于2005.4投产，黄柏煤矿一期工程 计划与电厂二期工程同步建设，煤矿距电厂约15km，根据山西省第三地质工程勘察院分别于2003年7月和2004年5月编制的“山西省河东煤田河曲县上榆泉井田补充勘探地质报告”及“山西省河东煤田河曲县黄柏井田勘探地质报告”，上榆泉煤矿达产时其矿坑排水量3475m3/d（145m3/h），黄柏煤矿达产时其矿坑排水量3672m3/d（153m3/h），合计7147 m3/d（ 298m3/h）。山西鲁能河曲电煤开发有限责任公司以鲁能电煤综200459号文同意电厂二期工程使用矿井水并同意由电煤公司负责

12、将疏干水处理后提供电厂使用。水利部山西省水利水电勘测设计研究院对电厂二期工程进行了水资源专题论证，该论证报告通过了山西省水资源管理委员会组织的审查，审查意见认为电厂水源落实、可行。1.2.4 灰场河曲电厂所选灰场为泥沟、丰子沟贮灰场。一期工程已建泥沟干贮灰场，该灰场位于厂址东南方向4km处，贮灰场最终容积1400104 m3,经核算，可满足一、二期2400MW装机使用8.2年，基本符合规定要求，因此，本期工程灰场仍考虑采用泥沟灰场。丰子沟贮灰场位于厂址东南方向5.5km处，贮灰场的最终容积约为4800104m3，此灰场可作为河曲电厂的后备灰场使用。以上贮灰场的占地已取得河曲县政府同意占用的批文

13、。1.2.5 交通运输：铁路：河曲发电厂铁路专用线从神华集团公司所属的神(池)河(曲)铁路火山站接轨。该铁路庄儿上至阴塔段65公里，已按国铁级标准改建成为神朔铁路，现已通车。阴塔至火山段33公里，为工业企业铁路级标准。电厂专用线从火山接轨至大东梁厂址，全线总长25.7km。电厂厂外铁路专用线及厂内铁路，已于2003年8月建成通车。公路：河曲县境内现有韩家楼到河曲县的三级干线公路，还有河曲至偏关窑头的支线公路。近年来，地区和县级公路均进行的大规模的新建和拓宽改造，公路的运输条件得到大大改善。河曲发电厂的进厂公路与黄河大街东端、塘（家会）坪（泉）公路交汇处的文笔塔附近相连，路面采用混凝土路面，宽度

14、12m，公路长度1.40km。目前已经通车。1.2.6 工程地质及地震地质：厂址所在地区的地质构造稳定，根据中国地震动峰值加速度区划图（GB1836-2001），查得河曲地区地震加速度为0.05g（地震基本烈度为VI度）。厂址位于黄河四级阶地上；厂区内地基土上部为黄土状轻亚粘土，下部为卵石层，二迭系砂页岩及泥岩互层，为优良地基条件。1.2.7 环境保护：按照二期工程环境影响评价报告及其审核意见，本期工程将同步建设烟气脱硫设施，以降低SO2的排放量，预留脱除氮氧化物装置的空间。一期工程的脱硫装置现已开始建设。1.3 本工程主要技术原则1.3.1 建设规模在一期工程的基础上连续扩建两台同容量的26

15、00MW超临界空冷燃煤机组，并留有扩建余地。1.3.2 水源考虑到我国北方地区属于整体缺水地区，除机组采用空冷机组外，在最大限度地采取节水措施后按照本工程水资源论证报告及审查意见，利用一期工程的节约水、县城中水及矿井疏干水作为机组的生产用水。1.3.3 电厂规划为了方便管理，厂区总体布置和各主要工艺系统同一期保持一致。1.3.4 辅助及附属设施尽可能利用一期工程现有设施。1.3.5 接入系统按接入系统审查意见，本期工程2600MW机组以500kv一级电压接入系统，通过山西电网送电至京津冀电网。1.3.6 燃料及运输二期工程燃煤约300104t/a，由与电厂二期工程配套建设的黄柏煤矿通过电厂铁路

16、专用线用底开门车组成专列运输进厂。1.3.7 用水规划二期工程的用水思路首先是通过一期工程的节水措施，将一期工程的循环水排污水回收用于二期工程，不足部分利用河曲县县城中水和上榆泉黄柏煤矿的矿井疏干水来补充作为电厂的生产用水，并考虑配置备用（应急）水源。1.3.8 总平面布置按照一期工程的总体规划，本期工程按在一期扩建端连续建设安装2600MW空冷机组进行总平面布置，同时留有扩建余地，本期工程同步建设烟气脱硫设施。1.3.9 燃烧系统根据批复的设计和校核煤种资料，为了方便运行和管理，采用与一期相同的双进双出磨正压冷一次风直吹制粉系统。1.3.10 热力系统热力系统采用7级抽汽回热系统，其中3台低

17、加，3台高加，一台除氧器，给水系统单元制，选用3台35容量的电动调速给水泵。1.3.11 运煤系统运煤系统在一期建设时, 受卸设施、运输系统设备、筛碎设备、辅助设施及辅助建筑等公用设施已按4600MW机组容量进行设计, 本工程运煤系统只相应增加储煤场及煤场设施、煤仓间带式输送机。 增加储煤场两座，总储量9.0104t，可满足本期工程8.5天用量。1.3.12 除灰渣系统除灰系统推荐采用与一期工程相同的的正压浓相气力输送除灰系统，除渣系统推荐采用干式除渣方案。灰渣均采用汽车运送到贮灰场。1.3.13 贮灰场本期工程考虑与一期公用泥沟灰场，丰子沟灰场仍按远期灰场考虑。 1.3.14 化学水处理系统

18、本期工程锅炉补给水处理车间在一期水处理车间扩建端扩建，清水箱、酸碱贮存及计量系统可以满足本期工程需要，不再扩建，化验楼利用一期工程化验楼。制氢站、露天油库、酸洗废液池均可满足本期工程的需要，本期工程不再扩建。1.3.15 厂内供水系统县城的中水系统，其供水系统设计范围为污水处理站围墙外1.0m，矿井疏干水系统设计范围为电厂围墙外1.0m。中水、矿井水及一期的循环水排污水应根据其用途分别设置供用水系统。同时考虑由于中水的水量及其水质的不稳定性可能造成的影响及其应采取的配置备用水源等措施。 1.3.16 电气部分 本期工程拟采用500kV电压接入系统， 500kV采用一个半断路器接线。高压厂用启动

19、/备用变压器利用一期启动/备用变压器500kV的一组高压设备引自500kV母线，一期的启动/备用变压器通过一组高压设备引自500kV母线。按接入系统设计的审查意见进行电厂内部的主接线方案研究，本期不增加500kV出线。1.3.17 热工控制拟采用单元集控方式，两台单元机组及电气网络部分合设一集中控制室，辅助系统拟采用PLC+上位机的网络控制方案。全厂辅助系统如水、灰网络系统实现在单元控制室控制。1.3.18 主厂房布置拟采用空冷岛、汽机房、煤仓间、锅炉间、除尘器、烟囱、脱硫岛，依次顺序排列的布置格局。汽轮发电机组纵向顺列布置，运转层大平台；锅炉紧身封闭，13.7m以下封闭；为改善空冷凝汽器通风

20、条件，满足空冷凝汽器的布置要求，同时也为改善2、3号炉渣的汽车运输条件和机组检修条件，二期工程主厂房纵向总长度为180m。1.3.19 环境保护按照已经审查并批复的环境影响评价报告完善工程环保措施，并对二期工程的以新带老的环境保护措施进行落实。 同步建设一期工程脱硫系统一期与二期工程的脱硫装置公用一套石灰石浆液制备系统。系统安装三套石灰石磨制浆系统（湿式球磨机）。每套的容量相当于锅炉（4600MW）在BMCR运行工况时石灰石耗量的50。磨制后的石灰石粒度为90通过250目筛。石灰石采用湿式球磨机内磨碎。一期工程脱硫系统改造工程计划投资3.6亿元人民币，主要利用固定资产折旧作为生产改造资金，目前

21、该项目正在实施。 循环排污水回收工程将一期工程循环排污水回收直接用于二期工程脱硫系统用水。 灰场防渗措施一期工程灰场只作黄土碾压处理，设计排灰方案为分层碾压、黄土覆盖。本工程灰渣的协议综合利用率大于100。根据调研太原一电厂进行的粉煤灰碾压渗透试验结果，正常情况下粉煤灰经碾压后渗透系数为10-510-6cm/s,理想状态下可达10-7cm/s,不易满足防渗要求。因此二期工程对灰场实施土工膜防渗处理工程。 煤场四周建设挡风抑尘网二期工程建设时，对一、二期煤场四周建设高于煤堆1m的挡风抑尘网，消除煤场面源污染。1.3.20 主要建筑结构选型地震烈度为6度，厂区内的乙类建构筑物按7度抗震构造措施设计

22、。主厂房、烟囱采用天然地基。汽机房与除氧间合并，跨度36m，煤仓间12m，柱距10.5m，主厂房横向由汽机房外侧柱与煤仓间框架构成框排架体系。汽轮发电机基座采用现浇钢筋混凝土框架结构。1.3.21 大件运输根据“河曲发电厂大件设备铁路运输可行性研究”报告，三大动力设备集团的600MW机组大件均可通过铁路在采取适当措施后运至河曲电厂。1.3.22 生活区规划电厂生活区已在一期工程中建设完毕，本期不再考虑。全厂定员增加125人。1.3.23 投资估算及技经评价1.按照建设单位与有关方面签订的书面协议所议定的标媒、水、土地单价计算发电成本。2.价格水平年为2005年。3.按接入系统设计报告所推荐的年

23、利用小时5500h进行经济评价。1.4 本专题编制依据根据国家发展和改革委员会文件发改投资20062787号国家发展改革委关于加强固定资产投资项目节能评估和审查工作的通知，本次补充可研专题报告的工作是在已通过审查的可行性研究补充报告的基础上按照采用新的节能要求，对本期扩建机组的资源消耗情况、项目所在地资源现状、节约能源和合理利用能源的措施进行分析，对下阶段节能设计提出设想。本专题编制时，可行性研究报告及补充修改报告(第二版)、接入系统设计报告、水资源评价报告、环境影响评价报告、地震安全性评价，地质灾害评价、水土保持方案、铁路专用线复核、劳动安全与工业卫生预评价已通过审批。第二章 工程节约和合理

24、利用能源分析节约和合理利用能源是国家在经济发展和各项建设工程中的一项重要方针政策。山西省虽然煤炭资源丰富，但节约能源，支援国家建设也义不容辞。根据国家当前经济高速发展的形势，电力工业采用现代高效节能的先进发电设备，工程设计中采用先进生产工艺系统是达到节能的根本措施，为此在本工程设计中将认真贯彻节约和合理利用能源方针，采取切实可行措施，以求达到节能效果。2.1 本工程遵循的节能标准及节能规范中华人民共和国节约能源法(主席令第90号)国家发改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2004【864】号）国家发改委令第40号产业结构调整指导目录（2005年本）国家发展改革委关于加强固定资

25、产投资项目节能评估和审查工作的通知(发改投资20062787号)火力发电厂设计技术规程DL5000取水定额第一部分火力发电（GB/T189161-2002）公共建筑节能设计标准(GB50189-2005) 其它国家、行业有关节能设计标准及控制指标2.2 项目所在地能源供应状况分析2.2.1项目所在地可利用能源现状2.2.1.1 河曲当地一次性能源及数量河曲当地一次性能源只有原煤，河曲地处晋西北黄河东岸素有煤海之称的吕梁山西麓。属河东煤田北部边缘，与黄河对岸神府煤田隔河相望。河曲煤炭资源极为丰富。河东煤田北部跨忻州市属的偏关、河曲、保德等地。主要赋存石碳二叠纪形成的含煤岩层。煤田面积778km2

26、，累计探明储量144.8108t。偏关、河曲、保德矿区北部和西部以黄河为界,东以煤层露头线为界，南至兴县岚漪河，与兴县矿区毗邻。一、偏关、河曲矿区偏关、河曲矿区内主要含煤地层为太原组和山西组，含煤地层总厚138m，共含15层。煤层总厚21.4935.1m，平均厚度28.29m含煤系数20%，主要可采煤层有4层,太原组10、11、13号煤；山西组8号煤属稳定可采煤层。山西组4、6号煤，太原组14号煤属局部稳定可采煤层。偏关、河曲矿区内为单一斜构造,沿煤层露头线边部煤层赋存浅，向黄河岸边加深，基本上北从梁家碛、楼子营经巡镇东至旧县一带埋深在300m左右，河曲城东至楼子营较深。小煤矿开采多采用残拄式

27、、房柱式开采方式，太原组13号煤层和山西组8号煤层顶板多为沙岩，底板多为砂质页岩。厚煤层开采丢煤多，回采率极低。本矿区无瓦斯和煤层测定资料。但开采煤矿未发生有爆炸事故。河曲县煤炭资源丰富，整体呈条带状分布，属河东煤田石炭、二迭纪含煤岩系，含煤面积约400km2，平均厚度21.30m，预测地质储量约120108t。目前，已探明含煤面积355.43km2,施工钻孔149个，获得A级储量2.88108t，B级3.77108t，C级7.71108t，D级60.98108t，总计75.34108t。河曲县共有18层煤，赋存在三组含煤地层中：山西组有4层，分别为6#、7上#、7#、8#煤层，其中7#煤层不

28、可采,太原组有11层，9上#、9#、10上#、10#、11#、12#、13#、14#、15#、16#和17#煤层，其中10上#、14#、16#、17#为不可采煤层；本溪组含3层，为18上#、18#、19# 煤层都不可采，总共可采煤9层：6#、7#、8#、9上#、10#、11#、12#、13#-14#，其中：8#、9#、10#、11#、13#为现主采煤层。在河曲井田范围内，先后由215、211、217地质队完成了普查、详查、精查勘探。1984年3月山西省地矿局215队在河曲施工，提交了河东煤田河保偏北部远景区普查地质报告，普查区北起梁家碛，南至郝家也（不包括沙坪详查区部分），西至黄河，东至磁窑沟

29、、阳坡泉，南北长约30km，东西宽约10km，控制面积295km2，布置5条勘探线，施工9个钻孔，探明地质储量60.6829108t（因沙坪详查区与普查同时施工，因而普查区的各种数据不包括沙坪详查区）。1984年山西省地矿局211队在沙坪投入勘探，提交了河东煤田河曲县沙坪详查区地质报告，布置了4条勘探线，施工11个钻孔，控制面积60km2，探明地质储量14.65489108t，其中：B级29225.83104t，C级61261.99104t，D级56061.08104t，合计14.65489108t，属于露天开采的为142420. 76104t，占总储量的98%。1985年山西省地矿局217队

30、完成了河东煤田河曲县沙坪1#露天精查勘探工作，布置11条勘探线，共施工103个钻孔，控制面积20.4km2。提交河曲县沙坪1#露天精查地质报告，探明：A级储量3663.32104t，B级8442.5104t，C级14399.51104t，暂不能利用储量136.07104t，总储量26505.33104t。1987年山西省地矿局217队完成了河东煤田河曲县火山猫儿沟井田精查地质报告，控制面积13km2，施工15个钻孔，获得A级储量25145.45104t，B级17538.90104t，C级1478.86104t，总储量41330.44104t。沙坪1#露天矿面积6.25km2开采最大深度为90m

31、，露天开采条件优越，开采范围内上覆物普遍为新生界黄土及红土覆盖，且矿区内小伍村沟和杨家沟是露天开采最好的拉沟位置。区内可采煤层有9层，分别为6#、7#、8#、9上#、9#、10#、11#、12#、13#煤层，可采煤层纯煤总厚度为3.99m。探明地质总储量11202.72104t，可采储量为：10482.23104t。其中：（前期3746.64104t，后期6735.59104t）；生产能力（前期为120104t/a，后期为240104t/a）；总剥离量为54834.62104m3，（前期19979.72104m3，后期34854104m3）。平均剥离比4.90m3/t，（前期5.00m3/t，

32、后期4.84m3/t）；露天矿井服务年限为58年，（其中：前期32年，后期26年）。沙坪露天矿远景区面积约15km2，储量约26000104t，有待今后精查再扩大范围。沙坪1#露天矿计划投资2.93亿元，财务内部收益率为18.69%，投资利润率15%，投资利税率18.62%，项目建设期2年，投资回收期为8.63年。山西煤炭规划设计院可行性研究报告指出：“河曲沙坪露天开采区是山西省乃至国内均属条件优越的露天开采区。” 1989年山西省地矿局217队应河曲县计委的邀请，来梁家碛煤矿矿区进行详查勘探，共施工4个钻孔，控制面积4.8km2，探明B级储量3421104t，C级5649104t，D级786

33、104t，总储量为9856104t。1992年忻州地区煤田地质队在河曲县寺也勘探区进行详查勘探，施工七个钻孔，填制了1/5000地形地质图19.65km2。1997年12月山山西省地质矿产咨询服务公司提交详查地质报告，获得B级储量10616.51104t，C级储量29439.31104t，D级储量2172.90104t，B+C+D级合计为 42228.72104t。二、保德矿区保德矿区内主要含煤地层为太原组和山西组，含煤地层总厚138m，共含15层。煤层总厚21.4935.1m，平均厚度17.08m,含煤系数12%，主要可采煤层有2层,太原组13号煤；山西组8号煤属稳定可采煤层。山西组6号煤，

34、太原组9、10、11号煤属局部稳定可采煤层。其它煤层均不可采。保德矿区煤层保德城北和东北部沿吕梁山麓为煤层露头浅处；在朱家川河以南，即在黄河沿岸一带为三叠系地层复盖，煤层赋存较深，再往南埋深将超过1200m。含煤岩层系顶部松散岩石层较厚，对矿床影响教大。保德县小煤矿开采多采用残拄式、房柱式开采方式，太原组13号煤层和山西组6号、8号煤层顶板多为沙岩，底板多为砂质页岩。厚煤层开采丢煤多，回采率极低。2.2.1.2 一次性能源（煤源）利用现状河曲县煤田煤炭资源储量巨大，煤质优，煤层厚且连续稳定，埋藏浅，露头多，产状平缓，构造简单建矿开采条件特别好，由于交通条件的限制造成多年来国家基本上没有大的投入

35、，使得全县煤矿开采水平仍然停留在70年代的水平，除山西鲁能河曲电煤开发有限公司开发建设的上榆泉煤矿外，没有形成大规模的开采。现开采煤矿能力基本上都在10104t/a以下，且开采方式落后，资源利用率极低，煤炭生产极不稳定。河曲县目前煤炭利用概况是：河曲县中小煤矿全年产煤约360104t，（不包括鲁能黄柏煤矿、上榆泉煤矿在基建期生产的原煤）已建成的河曲发电厂一期工程（2600MW）年耗煤量313.4104t，主要燃用在基建期生产的原煤，以2005年为例，县内民用占全县产煤量的25%，主要工业用户为两个小型火电厂（现已拆除一座）、电石厂、小铁厂、化肥厂、水泥厂以及民用，共用40104t。外销由河曲县

36、煤运公司统一经销，主要市场是东北地区、华北地区电厂，共外销60104t。若考虑到传统用户，河曲县全年若产煤360104t，则除去传统用户用煤外，尚足够电厂用煤200104t，目前由于河曲发电厂一期工程燃用黄柏煤矿、上榆泉煤矿在基建期生产的源煤，河曲县煤炭售销不旺，主要是运输的制约，煤矿生产均以销定量，再加之长焰煤挥发份在3741%，生产出来若销售不出去，则会自燃，故而不能达到生产能力的存在客观原因。2.2.1.3 本工程所消耗一次能源来源河曲发电厂二期工程燃煤拟由山西鲁能河曲电煤开发有限公司投资开发的河曲矿区黄柏煤矿、上榆泉煤矿提供。河曲发电厂二期工程建设2600MW机组，耗煤量详见下 表(机

37、组年运行小时数按6000h计算，日运行小时按20h计算。耗煤量按设计煤种计算) 表2.2-1 序号装机容量（MW)小时耗煤量(t/h)日耗煤量(t/d年耗煤量(t/a)11600MW2575140154.210422600MW51410280308.4104鲁能集团为了保证河曲电厂安全满发，和山西晋能公司联合在河曲县开办大型煤矿，走煤电联营，大矿保大电的路，以确保电厂各期工程的用煤。目前山西鲁能河曲电煤开发有限公司已拥有河曲煤田黄柏、上榆泉总面积为109.98km2的两个勘探区的探矿权，预计煤炭资源量21108t。 一、上榆泉煤矿概况上榆泉井田地处河曲县城南17km的黄河东岸，北接黄柏井田，南

38、靠火山煤矿，按照矿区总体规划确定的范围，井田面积约32.903km2 ，根据上榆泉矿井精查地质报告，井田地质储量9.6108t/a，矿井服务年限为61年。可采储量6.57108t/a。上榆泉一期工程年产300104t/a，规划能力达6001000的104t/a，生产出的煤炭全部供电厂一期机组燃用。二、黄柏（樊家沟）煤矿概况黄柏煤矿地处河曲县城南之黄河东岸15km的巡镇以东地区，西与陕西省的府谷县隔河相望，行政区划属于河曲县巡镇、刘家塔、楼子营镇管辖。2004年5月，由山西省第四地质工程勘测院提交的从普查到精查的勘探报告，矿区勘探面积77.158km2，累计探明各级煤炭资源/储量A+B+C+D级

39、20108t，其中基础储量10.25108t，占总储量的51%。在黄柏矿区内地层产状平缓，无断层，属于单一倾斜煤层。，其中8、10、11、13号煤层为可采煤层，可采媒层均为低瓦斯煤层。8号煤层厚度为0.192.38m，平均厚为1.41m；10号煤层厚度为1.3216.30m，平均厚为7.01m；11号煤层厚度为0.458.65m，平均厚度为3.44m；13号煤层厚度为1.9218.88m，平均厚度为11.25m。在矿区现采的10#煤化学性质为：水分4.21%、灰分24.43%、挥发分40.61%、硫分0.79%、原媒干燥基高位发热量14.41MJ/kg28.20MJ/kg，平均为23.46MJ

40、/kg（相当于22MJ/kg低位热值）。属低硫、低磷、中高灰分、高挥发分中高发热值的长焰煤。目前山西鲁能河曲电煤开发有限公司已获得黄柏矿区65.78km2的探矿权并颁发了勘察许可证。黄柏矿一期工程计划与河曲电厂二期工程同步建设，由煤炭工业部西安设计研究院编制的山西鲁能河曲电媒开发有限公司黄柏矿井及洗媒厂可行性研究报告已上报有关部门审查，规划一期工程生产能力为400104t/a，计划2005年开工建设，2008年投产。黄柏矿井井口在樊家沟，距电厂公路距离约19km，煤矿设铁路专用线通过河会巡镇站接入电厂铁路专用线。国家发展计划委员会以计基础（2003）59号文对河曲矿区总体规划进行了批复，明确“

41、矿区规划面积为110平方公里矿区划分为黄柏和上榆泉2个井面。其中上榆泉矿井一期按300104t/a规模建设，对口供应河曲电厂。上榆泉矿井二期和黄柏井建设规模根据电煤市场和地质勘探情况再行确定”。电厂一、二期4600MW机组年需燃煤约600104t/a，山西鲁能河曲电煤开发有限责任公司以电煤工（2002）13号文“关于向山西鲁能河曲发电有限公司供应燃煤的函”承诺2005年向电厂提供300104t/a原煤，2006年向电厂提供600104t/a原煤，以鲁能电煤前200520号文明确：黄柏矿井初期生产能力400104t/a，对口供应河曲电厂二期（2600MW）。因此，煤源是落实的，也是有保证的。2.

42、2.1.4 水资源现状及本工程用水方案一、水资源现状1) 地表水资源国家“黄委”规划的河曲县境内的龙口水电站已动工建设，黄河水可作为电厂供水水源，目前地表水（黄河）无可利用的取水设施，万家寨水库距电厂25余公里，龙口水电站正式建成后，从龙口水电站取用黄河水应是首选电厂水源方案，目前尚不具备供水条件。2) 一期工程循环水排污水河曲发电厂一期工程已于2005年1月投产发电，一期工程采用湿冷系统，浓缩倍率4倍。通过对电厂一期工程2005年26月份排污水量实测，其最小值320 m3/h作为现状排污水量，扣除收集和处理损失20%后，可利用水量256m3/h。外排废水除悬浮物SS超标外，其它各项均达标。拟

43、将一期工程排污水充分回收利用后用作二期工程脱硫系统用水。3) 河曲县县城污水处理厂山西省环境保护局、山西省发展计划委员会晋环发2002184号关于火电工业要减少二氧化硫排放和节约用水的通知：“在城市周围新建热电联产火电厂，要把城市污水处理与火电厂用水结合起来，实现污水资源化。在已有城市污水处理厂的城市周围建设电厂，必须把城市污水处理厂处理后的水作为电厂水源，保证电厂对水质的要求，做到互惠互利。”。根据国家的能源及产业政策以及可持续发展战略，拟考虑采用河曲县县城污水处理厂处理后的达标排放水作为本工程生产用水的主供水源之一。河曲县环境保护局与山西鲁能河曲发电有限公司已签署了用水协议。河曲县县城污水

44、处理厂建设规模为2万m3/d，已经山西省发改委批准建设，目前还未建成，设计采用A2/O脱氮除磷工艺，出水水质达到GB8978-1996污水综合排放标准一级标准。根据20022004年河曲县县城用水统计资料，以及对县城污水排放量连续24h监测成果，现状条件下污水处理厂可收集的污水量为259 m3/h，扣除收集和处理损失20%后，污水可利用量为207 m3/h。4) 煤矿矿井疏干水上榆泉煤矿和黄柏煤矿是由山东鲁能物矿公司和山西晋能共同投资开发电厂配套工程。上榆泉煤矿一期工程已于2005年4月投产，黄柏煤矿一期工程和上榆泉煤矿二期工程计划与电厂二期同步建设，煤矿距电厂约25km。山东鲁能河曲电煤开发

45、有限责任公司以鲁能电煤综200459号文同意电厂二期工程使用矿井水，并同意由电煤公司负责将疏干水处理后提供电厂使用，作为本工程锅炉补给水的主供水源。两矿井排水量总计为233 m3/h，处理与收集损失按10%计算，两矿井矿坑水可利用量为210 m3/h。5) 天桥泉域梁家碛水源地河曲电厂一期工程水源地为天桥泉域梁家碛水源地，目前电厂配套水源井6眼，可供水量3000 m3/h（0.83 m3/s），一期工程批复水量0.56 m3/s。水资源论证报告对天桥泉域山西境内及梁家碛水源地岩溶水资源量、开发利用现状、取水许可现状等进行了调查分析，经国家储委批准梁家碛水源地B+C级2.4 m3/s，其中B级1

46、.5 m3/s，除满足河曲发电厂一期工程用水量0.56 m3/s（批复水量），按B级允许开采量尚余0.94 m3/s。岩溶地下水除总硬度超标外，其它指标均符合生活饮用水要求。梁家碛水源地作为河曲发电厂二期工程生活用水水源和生产应急水源，从水量、水质上均可满足要求。根据污水再生利用工程设计规范（GB50335-2002）中“污水再生利用工程方案中需提出再生水用户备用水源方案”的设计规范要求，以及中国国际咨询公司能源200532号“关于山西河曲发电厂二期（2600MW）工程水源专题论证报告（补充）的评审意见”，梁家碛水源地岩溶水作为二期工程的生活用水水源和生产应急水源。其应急水量通过以电厂投资当地

47、农业节水灌溉、置换税权的方式予以解决。二、本工程用水方案现状条件下，河曲电厂一期循环水排污水可利用量为256 m3/h，县城污水处理厂的中水可利用量为207 m3/h，上榆泉及黄柏煤矿的矿坑排水可利用量为210 m3/h，三种水源总供水量为673 m3/h，大于二期工程的耗水量450 m3/h，电厂水源落实。本工程根据各系统对水质的不同要求，拟采用将循环水排污水及中水用作二期工程脱硫和除灰系统用水；煤矿疏干水处理后作为电厂锅炉补给水；地下水作为应急水源及生活用水。二期（2600MW）工程补给水量表序号项 目补给水量（m3/h）备 注用水回收消耗1辅机循环水蒸发损失560562辅机循环水风吹损失9093循环水系统排污损失