煤电一体化项目建设应关注的几个问题

2010-04-05段宗周王武君

电力建设 2010年9期

段宗周，王武君

（河北省电力勘测设计研究院，石家庄市，050031）

0 引言

近年来，由于燃煤价格不断攀升，而相应的煤电联动机制还未正式实行，导致“市场煤”和“计划电”的矛盾日益突出，火电行业出现大面积的政策性亏损。由于煤电一体化项目煤源稳定，燃料价格不受煤炭市场制约，且不需要燃料运输费用，可大幅降低发电成本。因此，煤电一体化项目引起了发电企业的广泛关注；发电企业近几年来先后建设了一批煤电一体化项目。煤电一体化项目电厂与常规（本文主要指非煤电一体化项目）火电厂相比有许多共同之处，但也有许多自身的特点和问题值得关注和思考。现将在参与煤电一体化项目设计中遇到的一些问题和体会进行总结，供业内相关人员参考。

1 电厂煤质资料问题

煤质资料是火力发电厂设计和环境影响评价报告编制的基础资料之一，其准确与否直接影响电厂投运后能否安全满发以及运行经济性和节能环保指标。通常电厂的煤质资料要过2道关才能最终确定，一是可研报告审查关，二是项目控股公司（主要投资方）燃料主管部门批准关；其中获得项目控股公司燃料主管部门批准最为重要。常规火电厂只要项目建设单位按国家标准GB/T 482—2008《煤层煤样采取方法》到目标矿井采样，送权威机构做常规工业元素分析（对复杂煤质如无烟煤等还需做非常规燃烧试验）后完成煤质资料报告便可以很顺利地通过上述2关。其主要原因是常规火电厂可以很容易按规范要求采取煤样，其次是即使煤质资料出现偏差也可以通过市场采购手段加以调整，因此煤质资料给常规火电厂带来的风险不大。

对于煤电一体化项目，煤质资料的确定远不如常规火电厂煤质资料确定那样简单，主要原因如下：

（1）由于配套煤矿前期勘察工作和矿井建设周期很长，一般严重滞后于电厂前期工作进度和工程建设进度，致使电厂筹建单位无法按国家标准采取煤样，只能利用煤矿勘探时的煤芯作为煤样，其代表性不强，专家认可度较低。

（2）煤矿勘探时的煤芯未按要求进行密封处理，随意存放，有的煤芯存放时间还很长，导致水分等成分与实际煤质发生较大变化。

（3）国家要求大型煤矿必须配套建设选煤厂，电厂燃用末煤和煤泥。末煤和煤泥主要参数（如低位发热量、灰分、硫分等）与原煤有较大的差异，必须调整。

（4）由于煤电一体化项目煤源单一，煤质资料一旦发生较大的偏差，无法利用市场手段加以调整，严重时会导致机组不能满发。

由于上述原因致使多个煤电一体化项目的煤质资料多次调整，给设计带来很大的返工工作量。如内蒙古某电厂煤质资料进行了3次调整，最后不得不召开专门研讨会后才获得项目控股公司的批准；西南地区某项目环境影响评价报告书完成并通过环保部门的批复后，煤质资料发生变化，致使电厂的二氧化硫排放量超出已批复的指标要求，项目投产后只能接受处罚；东北地区某项目投产后由于煤质变化较大，造成600 MW机组只能发490 MW，从而使电厂严重亏损。综上所述，项目筹建单位一定要高度重视煤电一体化项目的煤质资料问题。为改变目前煤电一体化项目煤质资料确定过程和方法无章可循的局面，建议行业归口部门组织编制有关煤电一体化项目煤质资料的管理规定和办法，规范煤质资料确定的程序和方法。在目前情况下建议如下：

（1）项目筹建单位要尽量利用目标井田勘查时的煤芯（最好有多个钻孔的煤芯）作为煤样，并说明煤芯在井田的平面位置、所处煤层、存放日期及密封等情况。

（2）收集周边井田（最好与目标井田之间没有断层）的煤质情况，以供参考。

（3）将煤样送至权威部门进行常规工业元素分析，对复杂煤质如无烟煤等要进行非常规燃烧试验，完成煤质资料初稿。

（4）召开有煤矿规划设计专家、选煤专家、锅炉专家参加的煤质资料研讨会，对煤质资料初稿中的主要成分提出调整意见，根据门捷列夫公式调整各元素含量，形成完整的煤质资料，编制煤质资料调整说明并上报项目控股公司燃料主管部门批准。

2 厂址问题

煤电一体化项目电厂厂址选择除考虑常规电厂厂址选择应重点关注的问题和影响因素以外，最主要的影响因素是受制于配套煤矿工业广场场址位置。一般情况下，电厂应毗邻煤矿工业广场或就近布置，但也不能一概而论，还需要对具体情况具体分析。电厂厂址选择应重点考虑的因素是厂址及配套设施的压煤问题，尤其不能忽视一些线状设施如道路、输电线路、供水管线、皮带走廊等的压煤问题。对于500 m深煤层，按45°倾角保留煤柱，其压煤宽度约为1 km，长为3 km的压煤面积就达300 hm2，远大于厂区的压煤面积。

通常情况下，煤矿主井工业广场的位置需要对多种因素综合比较后确定，如压覆资源量，通风费用，井下水平运输费用，垂直提升费用，供电、排水、地面运输费用（铁路接轨投资和运输费用）等。但综合比较结果，无外乎有2种布置形式：一是布置在井田中部，另一种是布置在井田以外。

当煤矿主井工业广场布置在井田以外时，电厂应与煤矿毗邻布置。

对于煤矿主井工业广场布置在井田中心的情况，如果井田地处大型煤田腹地（如神府东胜煤田）而无法回避压煤问题时，电厂只有和煤矿毗邻布置一种选择；但当脱开不大距离（如小于5 km）可以回避压煤问题时，电厂和煤矿毗邻布置还是脱开布置应通过全面的技术经济比较确定，必要时应编制专题报告。

毗邻布置应参与比较的主要不利因素是厂区压煤量、出线走廊压煤量和补给水管线压煤量，一般情况下进厂道路与煤矿共用，可以不参与比较；脱开布置应参与比较的主要不利因素是运煤皮带的投资、年运行成本和皮带走廊压煤量。通常500 kV出线走廊与皮带走廊压煤量基本相当，2者相抵可以不参与技术经济比较。

3 厂区总平面布置问题

（1）对于煤矿工业广场与电厂毗邻布置的煤电一体化项目，要注意2者相对位置关系，处理好煤矿铁路专用线和进厂道路的引接问题，做到人流、煤流分流，避免交叉。比较典型的模块组合归纳如图1所示。具体采用哪种模块组合可根据工程实际情况进行合理比选确定。

（2）出线走廊的规划。根据《建筑物、水体、铁路及主要井巷煤柱留设与压煤开采规程》要求，500 kV高压出线压覆煤炭资源时，需预留安全煤柱。当电厂位于煤田范围内时，电厂高压出线走廊最好沿煤矿大巷走向布置，以充分利用大巷的预留煤柱，减少压煤量。

（3）输煤通道的预留问题。对于常规电厂而言，输煤通道通常是根据电厂的规划容量进行统一规划；对于煤电一体化项目电厂，除了规划容量之外，还应考虑煤矿规划产量的变化引起的电厂规划容量的变化，在总平面布置时考虑在厂区内合适的区域为远期预留输煤通道，避免出现当电厂远期扩建时，输煤系统引接困难的情况发生。如西北地区某煤电一体化项目，煤矿原规划容量为1.0×107t/a，配套的电厂容量为6×600 MW，后期随着国家产业政策的变化及煤矿产能的提高，电厂规划容量由原来的6×600 MW调整为4×600 MW+4×1 000 MW，但由于厂区内没有考虑远期的输煤通道，造成远期电厂输煤系统引接困难。

（4）对于压覆煤炭资源的煤电一体化项目，厂区布置宜规整，避免出现三角地，以减少压煤量。

（5）电厂与煤矿功能相近的辅助设施应尽量合并统一设置，但应保持煤矿区域与电厂区域的相对独立，避免出现过多的交叉，减少不同设计单位之间的协调配合工作量。

4 坐标系及高程系选取问题

参与煤电一体化项目的设计单位较多，相应的设计接口也多，为了保证各设计单位能统一、协调地开展设计工作，采用统一的坐标系统和高程系统显得尤为重要。由于不同行业设计规范的要求不同，很有可能造成各参与设计单位均按照自己行业的规程、规范要求执行，造成坐标系统和高程系统的不同，给各设计单位设计接口的配合带来很多麻烦。因此，作为煤电一体化项目筹建单位要本着“按要求严格的规程执行”的原则处理行业间的差异。以下就电力和煤炭两个行业对坐标系统和高程系统规程要求及实际设计情况进行分析。

（1）现行的DLT 5001—2004《火力发电厂工程测量技术规程》第4.1.3条中明确了电厂坐标系统可以选择统一的高斯正形投影3°带平面直角坐标系统，城建、地方坐标系统，独立坐标系统和建筑坐标系统；第5.1.2条规定电厂高程一般采用正常高程系统，按照1985国家高程基准起算，也可沿用原高程系统，如工程允许可采用假设高程。从规程要求的角度看，电厂坐标及高程系统的选择余地相对较大；从电厂设计实际情况来看，坐标及高程系统更是基准繁多。因此，常规电厂的设计对坐标系统和高程系统的要求并不严格。

（2）GB 50026—2007《煤矿测量规程》第3.1.3条要求煤矿采用的坐标系统首先考虑采用统一的高斯正形投影3°带平面直角坐标系统，跟国家坐标系统相一致；投影面可采用1985国家高程基准、抵偿高程面或测区平均高程面；特殊要求的工程，也可采用建筑坐标系或独立坐标系统。GB 50026—2007《煤矿测量规程》第4.1.3条要求煤矿高程系统宜采用1985国家高程基准；在已有高程控制网的地区测量时，可沿用原有的高程系统；当小测区联测有困难时，也可采用假定高程系统。因此，相对于电厂而言，煤矿对所采用的坐标及高程系统要求较为明确和统一。

通过上述分析，对于煤电一体化项目，特别是电厂与煤矿工业广场毗邻布置的项目，建议电力设计单位在通常情况下坐标系统采用统一的国家3°带高斯平面坐标系统，高程系统采用1985国家高程基准。另外，项目筹建单位要组织电力设计院和煤炭设计院就坐标系统和高程系统的问题进行沟通，以达成一致意见。同时，为了减少测量误差，建议煤矿及电厂测量均从同一个控制点进行引测。

5 运煤系统问题

煤电一体化电厂与常规电厂差异最大的是运煤系统。电力设计院应与煤炭设计院密切配合，合理地设置贮煤设施和筛碎设施，避免重复设置造成投资浪费。

5.1 贮煤设施共用问题

对于煤矿和电厂毗邻布置的大型煤电一体化项目，电厂完全可以不设煤场而利用煤矿的贮煤设施，以节约大量投资和占地。如内蒙古某煤电一体化项目，煤矿初期产量1.0×107t/a，远期产量1.5×107t/a，煤矿设有5个2万t的原煤筒仓，预留5个2万t的原煤筒仓的扩建条件。同时在选煤厂后还设有2个2万t的末煤筒仓和2个2万t的精煤筒仓。贮煤能力合计达18万t。根据DL 5000—2000《火力发电厂设计技术规程》的要求，发电厂储煤场容量按不小于全厂5 d的耗煤量考虑，可满足6×600 MW机组5天的储煤要求（煤的低位发热量按20 MJ考虑），电厂完全可以利用煤矿的贮煤设施而不另建煤场。

5.2 筛碎煤设施

大型煤电一体化项目煤矿一般配套建设选煤厂，选煤厂的工艺流程见图2。

由图2可知，煤矿选煤厂设有完善的筛碎设施。根据某煤炭设计单位提供的资料，年产1 000万t煤矿选煤厂选煤后的产品规格及数量见表1。

表1 某年产1 000万t煤矿选煤后产品一览表Tab.Tab.1 1 The washery product catalog of a coal mine with a annual production capability of

由表1可见，电厂燃用的末煤和煤泥的粒度均小于25 mm，而锅炉制粉系统要求原煤粒度小于30 mm，经过选煤后产生末煤粒径完全满足锅炉制粉系统的要求；因此，对于配套建设选煤厂的煤电一体化电厂运煤系统可以不设置筛分和破碎设施。

6 与煤矿公用设施共用问题

煤电一体化项目当电厂与煤矿毗邻布置时有许多公用设施可以共用，这也是煤电一体化项目的主要优势之一。煤矿设计院与电力设计院应该密切配合，最大限度地发挥煤电一体化的优势，避免重复建设，节约投资。一般情况下除运煤系统外，以下几个方面可以考虑共用或联合设置：（1）办公楼和厂前生活设施；（2）补给水和污水处理设施；（3）采暖设施；（4）电厂可不设煤泥水处理设施，可直接送到洗煤厂复用；（5）选煤厂选出的矸石可输送到电厂灰场；（6）施工电源、水源等可以统一考虑；（7）进厂道路；（8）可以考虑电厂向煤矿供电；（9）尽量利用煤矿疏干水作为电厂补充水源。

7 煤电一体化项目财务评价问题

财务评价和敏感性分析结论是决定项目可行与否的主要依据，一般电厂财务评价是根据电厂的静态投资、燃料价格、机组利用小时数等通过财务分析软件计算出含税上网电价（或称为出厂电价），然后将其与地区电网平均上网电价比较，如果低于当地平均上网电价并有一定的空间，则认为在财务上是可行的。这种评价方法对一般电厂而言，可研评审单位和投资方基本认可。

然而对于煤电一体化项目，就有一些新的问题值得研究，合理确定燃料价格就是其中问题之一。目前关于煤电一体化项目财务评价用的燃料价格问题有2种不同意见，一种认为应该采用项目所在地区的市场煤价进行评价；另一种认为采用市场煤价无法体现煤电一体化项目的优势，应采用煤矿的成本煤价。笔者认为既应考虑市场因素，又应本着双赢的原则确定煤价，此外还应考虑到电厂燃用的是选煤厂选出的末煤和煤泥，属劣质煤，选出的精煤将以高价售出这一因素。目前在无正式规定出台之前，建议暂按市场煤价和成本煤价的平均值考虑。

通常情况下，煤电一体化项目多位于远离负荷中心的西部地区，所发电力通过超高压或特高压线路输送到负荷中心，输送距离在500 km以上，即煤电一体化项目电厂多数是向区外电网送电，而与电厂地理上所在地区的电网在电气上并无太多关系。在这种情况下，如果简单地将软件计算的含税上网电价与当地电网平均上网电价比较来判断在财务上是否可行，显然是不合理的，会严重误导投资方决策。目前国家还没有颁发关于如何确定煤电一化项目电价的明文规定，但是简单地采用受电电网的平均上网电价显然也是不行的，必须考虑长距离输电的线损，还要考虑电网公司建设长距离输电线路的成本和回报。建议现阶段设计院技经人员要根据输电线路的投资和线损情况测算出电网附加电价，采用出厂电价与电网附加电价之和是否低于受电电网平均上网电价来判断项目在财务上是否可行。