广东某火力发电厂 (4×600mw) 项目建议书

广东XX火力发电厂4600MW项目建议书申报单位广东XX投资有限公司编制单位XX省电力勘测设计研究院二00九年三月HBED广东XX火力发电厂项目建议书2目录1情况简介12建设的必要性121广东电网现状122电力需求预测323装机安排324电力平衡425电厂建设的必要性53建厂条件731建厂厂址7311地区概况及区域特征7312厂址条件732供水水源8321淡水水源8322循环冷却水水源1033燃煤供应11331神府煤田11332脱硫用石灰石供应1134交通运输11341铁路运输条件11342水路运输11343公路1235贮灰场1236环境保护12361概况12362当地环境质量现状12363环境工程治理措施13364环境影响分析13365污染物排放总量1437接入系统154工程设想1541电厂总体布置1542运煤系统1543供排水系统1544除灰渣系统1645装机方案及主机参数16451装机方案16452主机技术条件16452脱硫系统18HBED广东XX火力发电厂项目建议书35电厂分期建设规模、机组容量与建设进度的设想186投资估算及经济效益分析1861投资估算18611工程概况18612投资估算1862经济效益分析19621经济效益分析19622敏感性分析207结论228主要附件24HBED广东XX火力发电厂项目建议书11情况简介广东XX火力发电厂位于广东省XX县境内，规模为建设10600MW超临界燃煤机组，一期工程建设规模为4600MW机组，本工程由广东XX投资有限公司独资建设。XX县位于广东省西南部，东与阳江市毗邻，北与阳东县、阳春市连接，西与电白县接壤，南与南海相连。属背山面海的丘陵地带，平原面积17，地势从西北向东南倾斜，西北和东南高，中部低。XX县地处粤西，325国道贯穿全境，属亚热带气候，具有优越的地理位置和发展环境。1988年4月建县，辖程村、织篢、溪头、塘口、上羊、蒲牌、儒洞、沙扒、新圩九个镇，其中沙扒镇为纯渔业镇，程村、织篢、溪头、上羊、儒洞五个镇为半渔业镇，塘口、蒲牌、新圩为农业镇。全县有沙扒、溪头、XX三大渔港，其中沙扒、为省一类渔港，溪头、XX为省二类渔港。全县总面积1451KM2，耕地面积327万亩，其中水旱田面积253万亩，旱地74万亩，宜林宜果面积117万亩，25度以下低矮山坡地32万亩，海岸线长1266公里，010米等深线浅海和滩涂面积47万亩。总人口469万人，其中农业人口近37万人。XX县位于广东省西翼经济欠发达地区，电力供应紧张，地区缺电严重。本项目的建设对缓和本地区的每电局面和的促进国民经济发展将起到很好的作用，并将产生巨大的经济效益和社会效益。为了解决广东西翼缺电严重的局面，在广东省、阳江市和XX县人民政府的大力支持下，2003年11月完成了广东省XX火力发电厂初步可行性研究报告，2004年3月该工程初步可行性研究报告通过了阳江市政府组织的审查，为上报项目建议书创造了有利条件。2建设的必要性21广东电网现状2002年底，广东发电装机总容量358799MW，其中火电252378MW，水电风电54521MW（含风电768MW），抽水蓄能2400MW，核电2790MW。扣除送香港中华电力2180MW（其中抽水蓄能600MW，夏季核电1580MW），广东本省发电装机容量336999MW。广东电网位于南方电网的东部，现已建成以XX三角洲为中心的500KV主干网，并向全省辐射。省内已建成较坚强的各级电网，并通过“三交一直”500KV输电线路与西南HBED广东XX火力发电厂项目建议书2电网相联，包括天广、茂名玉林500KV交流线路3回以及天广500KV直流线路1回；有4回400KV核电专线及多回132KV线路与香港电网相连；此外还通过110KV线路向澳门和湖南供电。2002年底，广东电网拥有500KV变电所11座，500KV降压变压器总容量18500MVA；500KV线路总长度2536KM。2002年，广东发电量161008亿KWH，比2001年增长1234；购西电15968亿KWH，购香港电2175亿KWH，发、购电量合计179151亿KWH，比2001年增长1454；扣除核电、蓄能售香港10170亿KWH，售澳门、湘南202亿KWH电量后，广东全社会用电量168783亿KWH，比2001年增长1573。2002年全社会用电最高负荷29000MW，比2001年增长124，其中省统调最高负荷20081MW，比2001年增长161。进入2003年以来，随着社会经济的快速发展，广东用电继续保持快速增长势头，用电需求增长呈进一步加快趋势。2003年，广东全社会用电量202207亿KWH，比2002年增长198，全社会用电最高负荷34000MW，比2002年增长172，其中省统调最高负荷25319MW，比2002年增长318。广东电网目前主要存在以下几个问题电力供应不足2002年参加夏天电力平衡省内新增机组主要有岭澳核电990MW、云浮电厂扩机135MW，西电新增620MW，新增电源容量仅1745MW，而2002年全社会用电最高负荷29000MW，比2001年增加3200MW，新增负荷大于新增电源容量，在2001年电源供应不足的基础上，电源缺口进一步加大，虽通过合理安排机组检修、优化调度管理，并尽可能多购买港电、调动地方机组顶峰发电和错峰用电等措施，艰难渡过夏季用电高峰，未出现大面积拉闸限电，但系统备用严重不足，运行非常困难，电源供应的安全性和可靠性很低。电源结构不合理2002年全省装机总容量中，单机容量300MW及以上机组总容量15190MW，仅占全省装机总容量的423，而单机容量为50MW及以下凝汽式燃煤小火电、凝汽式燃油小火电、柴油机发电机组，合计8326MW，占全省总装机容量的232，这些小火电机组出力不足、难以调度，而且浪费能源，严重污染环境，需调整逐步淘汰。另外还有4477MW的非统调地方小水电、风电，这些小水电、风电的出力完全受制于天气。此外，HBED广东XX火力发电厂项目建议书3全省燃油电厂总装机达9634MW，占全省总装机的269，所占比例过大，每年耗用大量燃油发电，受国际油价影响很大，也需调整优化。电源建设滞后目前在建且“十五”可投产电源项目仅有台山电厂2号机组（600MW），其它已开展前期研究工作的项目存在许多不确定性。由于新电源建设严重滞后，广东电力供不应求的形势将随着负荷的发展和小机组的逐步淘汰或退役而加剧。22电力需求预测为保障广东省社会经济发展战略目标的实现，2003年，广东省发展计划委员会在广东省“十一五”电源发展规划及2020年远景目标思路（粤计基764号）中对广东电力需求进行了预测，结果见表21。表21广东省电力需求预测结果年份2000年2005年2010年2015年全社会用电量（亿KWH）13346234936144974增长率（）1209066用电最高负荷（MW）23500406706144083390增长率（）1168663年最大负荷利用小时数5679577658825965预测2005年广东省全社会用电量2349亿KWH，全社会用电最高负荷40670MW，“十五”分别年均增长120和116，“十五”后两年年均增长102；2010年全社会用电量3614亿KWH，全社会用电最高负荷61440MW，“十一五”分别年均增长90和86；2015年全社会用电量4974亿KWH，全社会用电最高负荷83390MW，“十二五”年均增长66和63。23装机安排“十五”电源计划广东省内“十五”电源建设项目已基本确定。目前已投产电源包括珠海电厂1号、2号机组660MW、韶关10号机300MW、瑞明扩建125MW、恒运C厂扩建2号机210MW（油改煤）、茂名电厂扩建5号机200MW、云浮电厂扩建2135MW、深圳西部电厂5号、6号机2300MW、岭澳核电站2990MW机组、台山电厂1号机组660MW，容量合计4345MW；加上技改项目新增燃机容量946MW和小水电769MW，已投产电源容量6060MW。在建并可在“十五”期间投产的项目有茂名电厂6号机300MW、罗定电厂2135MW、连州电厂扩建2125MW、梅县电厂扩建1135MW、阳山三期2135MW、兴宁HBED广东XX火力发电厂项目建议书4电厂2135MW、坪石电厂扩建125MW、宝丽华煤矸石电厂2135MW、汕头电厂扩建600MW、韶关11号机300MW、台山电厂2号机组（660MW），容量合计3990MW，考虑476MW小水电，共4466MW。综合起来，“十五”广东省内计划新增电源10526MW。“十一五”电源计划现已基本明确并有望在“十一五”投产的电源容量13630MW，包括XX电厂4600MW、前湾LNG电厂3350MW、惠州LNG电厂3350MW、深东LNG电厂3350MW、XXLNG电厂2350MW，台山电厂3号、4号、5号机3600MW，汕尾电厂2600MW、岭澳核电站二期2990MW、湛江奥里油电厂2600MW、惠州抽水蓄能电站8300MW（“十一五”投产6300MW）。在上述基础上，规划考虑新增电源12568MW，其中煤电10410MW，气电1080MW，抽水蓄能电站2300MW，再考虑水电风电478MW，共14968MW。综合上述，“十一五”广东共新增省内电源容量26198MW。“十二五”电源计划“十二五”期间，广东省内规划新增电源22360MW，其中煤电12000MW，核电2970MW，气电4550MW，抽水蓄能电站2400MW，水电风电440MW。24电力平衡根据以上负荷预测、电源建设及西电东送安排，广东电网2002年2015年电力平衡见表22。电力平衡主要考虑下列原则选取枯水年夏季高峰负荷进行电力平衡；20022015年备用容量取全社会用电最高负荷的1815；统调水电、统调煤电、统调油电、统调气电、核电及抽水蓄能电站的利用容量均按装机容量考虑；非统调水电站的利用容量按装机容量的40考虑；由于设备老化，受配件、燃料供应，气温及其他因素限制，根据广东地方小火电利用容量调研分析，非统调小火电利用容量考虑如下煤电取装机容量的80；柴油机取765；燃机75；普通油机取100；外区电源送端容量，扣除长距离输电网损之后，参加平衡。表22广东电网2002年2015年电力平衡单位MWHBED广东XX火力发电厂项目建议书5年份2002200320052008200920102015一、系统最高负荷31240355404291054330588106368085650其中全社会用电最高负荷29000333004067052090565706144083390向省外供电负荷2240224022402240224022402260二、系统需要备用容量4430248073209380101801106012510三、系统需要容量35670380205023063710690007474098160四、电源利用容量合计35670380204692062940691907462098750其中外区输入电力473055201046013400157301663022330五、电力盈亏003310770190120590实际备用率K1537599165183178157六、现有及将投产电源利用容量306503152031470285702812027670254201水电风电30902770277027702770277027702抽水蓄能24002400240024002400240024003统调煤电125801279012740127401304013340132404统调油电1400140014009009009007005地方火电83808380838059905230448025306核电2790378037803780378037803780七、规划电源利用容量3009905000209602534030320510001水电风电602103303704106702抽水蓄能6001200240045003统调煤电3009304790146001700019400302004统调油电12001200120012005统调气电42304580493094806核电99019804950八、西电、鲤鱼江及三峡3500539010330132701560016500222001现有西电16001600160016001600160016002规划西电19003790588088301115012060177603三峡28502850285028502850九、港电1230130130130130130130实际备用率K实际备用/全社会用电最高负荷。从电力平衡结果看，“十五”期间，广东电网持续缺电，2005年缺装机3310MW。“十一五”期间，若XX电厂一期工程投产4X600MW机组，且广东电网其它机组均能按计划投产，同时接受西电东送电力，则缺电情况得到缓解，到“十一五”末电力基本自平衡。从以上电力平衡可知，“十五”末和“十一五”初，系统电源缺口较大，XX电厂应尽快开工，在“十一五”期间投产4600MW机组是必要的、也是适宜的。从电厂前期工作进展情况和建设工期看，一期工程最早可在20062009年投产。25电厂建设的必要性1适应广东电力需求发展的需要HBED广东XX火力发电厂项目建议书6改革开放以来，广东社会经济保持快速、稳定发展，电力需求也同步快速增长，电力市场迅速扩大，过去22年全社会用电量年平均增长速度达131。根据电力需求预测结果，未来广东电力需求仍将继续保持快速发展，预计未来15年广东电力需求将保持年均810的速度增长，根据西电东送实施计划，“十五”期末，西电东送广东的容量达10880MW，但由于自身电源建设后继乏力，加上小火电逐步退役和关停，“十五”后期，广东电力供应非常紧张，必须采取合理安排机组检修、加强设备维修管理、错峰用电、鼓励地方小电源和适当购买港电等措施，解决“十五”后三年的广东电力供应问题，供电形势十分严峻。未来的20年，广东省按照党的“十六大”提出的全面建设小康社会的目标以及胡锦涛总书记视察广东时提出的“在全面建设小康社会，率先基本实现社会主义现代化的过程中发挥排头兵作用”的要求，力争到2010年，人均GDP比2000年翻一番；到2020年，人均GDP比2010年再翻一番。初步预测，“十五”期间，广东省全社会用电量年均增长12，2005年将达到2349亿KWH；最高用电负荷年均增长116，2005年将达到40670MW。“十一五”期间，预测用电量年均增长9，最高负荷年均增长86，到2010年全省用电量将达到3614亿KWH，全社会最高用电负荷将达到61440MW，需要新增大量装机。广东未来所需新增装机容量，首先考虑接收西电东送容量，但西电东送容量远远不能满足省内电力需求，应同时考虑加强网内电源建设。广东省内电源建设主要考虑以下四个方面一是在东西两翼沿海地区建设大型高效脱硫燃煤电厂，二是在负荷中心建设一批LNG调峰电厂；三是继续适度发展核电和建设一定的抽水蓄能电站；四是在煤炭资源较丰富的山区建设一些坑口电厂。XX电厂位于广东省西翼沿海阳江地区境内，是一座大型骨干燃煤电厂，符合省电源建设方针，该项目的建设对缓解广东缺电局面，满足电力供应的安全性和可靠性具有十分重要的意义。考虑电源建设从立项、设计、施工到运行一般都需较长的时间，因此，为适应广东电力快速发展的需要，应从现在起，加快规划电源的建设力度和速度，尽快抓紧包括XX电厂在内的大型电厂前期工作，争取早日立项，力争在“十一五”期间投产。2加速淘汰小火电，改善广东电源结构，提高系统综合经济性能的需要2002年全省装机总容量中，单机容量300MW及以上机组总容量15190MW，仅占全省装机总容量的423，而单机容量为50MW及以下凝汽式燃煤小火电、凝汽式燃油小火电、柴油机发电机组，合计8326MW，占全省总装机容量的232，其中燃煤机组HBED广东XX火力发电厂项目建议书72790MW，燃油机组545MW，柴油机组4490MW，这些电源经济效益差、污染严重、点多面广、难以调度，并且柴油发电机组寿命短，必须按时退役。XX电厂的建设可以加速这些小机组的退役，加快大型燃煤电厂在广东的发展，提高电力系统的综合效益，促进广东电源结构的优化。3为广东安全接受西电提供电源支撑根据西电东送系统设计，在“十五”期间西部向广东送电10000MW时，输电通道送电能力和受端系统接受能力均已达到饱和状态。整个南方输电网络呈强直弱交的特点，输送通道上交流电压支撑比较薄弱，虽然南方电网交流输电能力能满足协议送电要求，但裕度很小。对广东受端网架而言，广东“十五”期间受电比例很大，75的外来电力通过直流输送，造成系统动态无功问题较为突出，并且交直流受电点均在广东500KV主环网，三个换流站的距离较近，一旦交直流故障相互影响造成多个换流站换相失败，对广东电网安全稳定造成较大影响。为此在广东受端电网建设如XX电厂等接入500KV电网的大型电源，对提高受端电网电压支撑能力，提高整个南方电网的安全稳定运行有重要的促进作用。4促进阳江地区经济的发展大型电厂建设是一个投资大、耗时长的项目，XX电厂一期工程规模为4600MW机组，对于阳江地区是一个投资巨大的项目，对拉动阳江乃至整个西部地区的经济，促进社会及经济的发展将起到重要的作用。3建厂条件31建厂厂址311地区概况及区域特征XX县境属背山靠海的丘陵地带，平原面积17，地势从西北向东南倾斜，西北和东南高，中部低。全县最高点蛾凰嶂海拔1337米，位于县境西北部，与电白县阳春县交界。XX县的地貌及土质大体可分为沿海地带和山区地带两大部分。沿海地区程村镇的近河到溪头镇的散头咀这一岸段属洋边海沿岸，洋边海为一深入陆地的弱谷河口湾，沿海地段主要为冲积平原，沿岸高潮区局部有红树林及草滩分布，滩涂辽阔、平坦，底质为泥沙质及泥质。散头咀至沙扒镇，主要由三个镰刀形沙湾连接而成，连接处成半岛岬角状，是典型的山地弱谷岸段，滩涂类型有岩礁、砾石和沙滩。全县沙滩岸段占海岸线40，较长的沙滩岸段是上洋镇的XX沙滩、儒洞镇的月亮湾沙滩、沙扒镇的海滨浴场沙HBED广东XX火力发电厂项目建议书8滩。沙扒镇到儒洞镇这一岸段的特征与洋边海岸段相似，属儒洞河口岸断，底质为泥沙及沙质。这些地方山地多，地势高，砾质土多。大体上讲，沿海地带土质粘性相对大，部分水田呈碱性，山区地带土质相对松散，部分水田呈酸性。312厂址条件本工程推荐厂址为XX县境内的青湾仔厂址，该厂址位于XX县西头镇东南的沿海滩涂，东临海陵山湾，厂址北距XX县城约35KM，东北距溪头镇约15KM，西侧05KM为石门仔水库，南距青湾仔村约1KM。厂址西北方向有马村，厂址北侧、东北侧、西侧几百米处还有零星小村庄，东面临海，其余为丘陵山地。面向南海，地势西南高，东北低，属于丘陵地带，地势开阔，植被发育较好，龙高山脉纵贯该区域西北部。厂址大部分标高在12M44M之间，局部有小山丘，山丘标高为74M，XX县的沿海公路，在厂址中部南北方向穿过。可满足10600MW机组130HA的建设用地。该厂址配套的陆地灰场为石门仔水库改成的石门仔灰场在厂址西2KM。配套的海域灰场相邻在厂址的北偏东侧。配套的运煤专用码头在厂址南东侧。厂址处设计潮位如下频率为1高潮位3436M；频率为05高潮位3606M；频率为01高潮位3996M；50年一遇频率为1的波高44M。电厂的防洪标准为频率为05高潮位50年一遇频率为1的波高05M，即为360644058056M，小于12M。所以，厂址不受潮水和波浪的影响。厂址处全年风向以NE到NNE为主。地震烈度7度，地震动峰值加速度G010G。厂址处无较大拆迁，无地下矿藏，无文物古迹,无风景名胜和军事设施。32供水水源321淡水水源广东XX火力发电厂规划装机容量为10600MW发电机组，按2000年示范电厂的设计思路，采用先进的节水措施及经济合理的水处理方式，经初步估算，电厂本期工程4600MW机组，设计用淡水量约为650M3/H，设计年用淡水量为420104M3/A。电厂达到规划装机容量10600MW机组时，规划设计用淡水量约为1300M3/H，规划年用淡水总HBED广东XX火力发电厂项目建议书9量为845104M3。供水保证率为97。初步考虑将长坑水库进行改扩建，使其成为以电厂用水为主的多年调节专用水库。长坑水库位于龙潭河上游出山口附近，位于青湾仔厂址东北方向约80KM左右。长坑水库控制流域面积819KM2，总库容325万M3。该水库建于1989年，大坝为浆砌石硬壳坝，坝顶长685M，宽4M，坝顶高程378M，最大坝高213M，水库大坝中间段为实用堰溢流段，堰顶长为23M，堰顶高程355M。是一座以发电为主，兼有灌溉任务的小（一）型水库。长坑水库属溪头镇双水水电站管理，双水水电站属私营股份制企业。由于水库大坝未达到（一）型水库设计标准，经过多年运行，目前水库左右两侧挡水坝沿轴线方向严重断裂，溢流坝段左侧翼墙顺水流方向几乎裂开，而左侧挡水坝后坝坡隆起。水库是一座病险库，目前已空库度汛，必须进行除险加固。目前龙潭河上建有长坑水库一座，龙潭一、二、三、四级电站四座，总装机容量1695千瓦，多年平均发电量约400万千瓦时。据初步调查了解，目前水库下游除部分农田灌溉用水（约年灌溉用水量2030104M3）外，无其它工业用水。由于流域内没有流量资料，本次根据现有资料，采用降雨资料估算水库年径流量。流域内没有雨量观测站，在流域北侧约65KM处有山塘流量站，该站从1959年开始雨量观测，资料系列较长。因龙潭河分布在龙高山南麓，其山区气候情况与山塘雨量站所观测的气候情况十分相似，因此本次直接移用山塘雨量站实测雨量资料见表321表321山塘站逐年降雨量年份雨量（MM）年份雨量（MM）年份雨量（MM）195924538197427716198923778196019731975289091990266591961143651976327881991208051962199691977170851992260371963165861978364941993257441964219111979200871994323381965316621980256541995371241966174891981282171996278571967226519822204419973819819682113198326917199828094196930091984245811999160471970251219852414320002493519711970198628973最大4026119723168198724983最小14365HBED广东XX火力发电厂项目建议书10年份雨量（MM）年份雨量（MM）年份雨量（MM）197340261198824965平均25668利用逐年降雨量资料和流域径流系数（县水利局提供），估算水库逐年径流量，见表332。对径流量进行频率计算，推求不同频率年径流量，见表333。表332水库逐年径流量年份径流量（104M3）年份径流量（104M3）年份径流量（104M3）195912058197413620198911685196096951975142061990131001961705919761611219911022419629813197783961992127951963815019781793319931265119641076719799871199415891196515559198012606199518243196685941981138661996136891967111301982108321997187701968103831983132271998138051969147861984120791999788519701234419851186420001225319719681198614237最大19784197215568198712277最小7059197319784198812268平均12613表333不同频率年径流量频率（）多年平均50759097径流量（104M3）1261312341027596377204流量（M3/S）04000391032603060228根据初步估算，水库以上流域的多年平均年径流量为12613104M3，97年份的年径流量为7002104M3，从径流量估算成果看，满足电厂本期工程（4600MW）年用水量420104M3是可行的；本设计拟将长坑水库进行改扩建，使其成为以电厂用水为主且满足电厂规划年淡水用水量的多年调节专用水库，以此作为电厂淡水供水水源。广东XX投资有限公司已取得当地水利部门有关文件，原则同意广东XX火力发电厂开发利用长坑水库作为电厂淡水水源。HBED广东XX火力发电厂项目建议书11322循环冷却水水源广东XX火力发电厂位于广东省XX县东南沿海，属南海海域，水面开阔，水量充沛，且拟建电厂取水口处水深条件好，可取到底层水温较低的海水。本工程循环冷却水供水方式采用单元制直流供水系统，取南海海水。电厂本期工程装机容量为4600MW机组，其循环水冷却水量约为920M3/S。在电厂专用煤码头港池内取水。循环水的温排水从电厂厂区的扩建端采用明渠浅层排放至海面。温排水顺潮流向外海排出。取水口与排水口的平面距离约为2038KM，涨潮时热水回流须绕过煤码头后才进入取水口，沿途经过掺混、对流、蒸发等热交换，预计温排水对取水温升影响会减小。循环水的排水口至取水口之间虽然有一定的平面距离，且温排水近岸排放后能由潮流带至外海域扩散；但是，由于电厂循环水量较大，且温升影响范围和取水温升将受到潮流、波浪、取排水口的位置和形式、取排水方向和深度等因素的影响。因此，可研设计阶段将通过有关的物理模型试验进行方案比较确定电厂取排水口布置方案。33燃煤供应广东XX火力发电厂地处邻海位置，且厂址附近水域较深，便于大吨位轮船运输。电厂一期装机容量为4600MW，年约需煤炭供应约529万吨；电厂一期工程拟用神府煤,神府煤田概况如下。331神府煤田神府东胜煤田位于陕西省榆林北部和内蒙古自治区伊克昭盟的南部，已探明含煤面积312万平方公里，探明储量2236亿吨，远景储量1万亿吨，居中国目前大煤田之首，是世界七大煤田之一。矿区现有在建矿井9对，设计规模1970万吨/年。1998年产量924万吨，计划2005年、2010年的煤炭生产量分别为6000万吨和10000万吨。从神府东胜煤田储量和现有生产能力、煤矿发展规划来看，给广东XX电厂一期工程提供529万吨燃煤是有保障的。广东XX电厂一期工程已取得神府煤田年供600万吨的供煤意向。332脱硫用石灰石供应电厂一期工程4600MW年耗脱硫吸收剂石灰石为8657104T/A。脱硫用石灰石由距电厂100公里左右的阳春市春湾镇幸福石灰石矿提供，其可开采储量为750万吨，该矿HBED广东XX火力发电厂项目建议书12已同意广东XX电厂一期工程开采使用，开采意向见附件。34交通运输341铁路运输条件根据煤源条件，电厂近期煤源为神华神府东胜煤。煤炭的运输通过神黄铁路运到黄骅港再通过水路运输到达电厂，陆路的运输由神华公司承担，已经与神华公司签订了煤炭运输意向。神府煤炭外运的专用运煤铁路神黄铁路已经建成，该铁路线从陕北神木县的大柳塔至XX省的黄骅港，该铁路线的近期年外运煤炭总量为3000万吨，远期神黄铁路的外运煤炭总量将达到10000万吨/年。配套建设的黄骅港也同期建成。342水路运输电厂本期建设停泊7万吨级的卸煤码头，远期建设停泊10万吨级的卸煤码头，从黄骅港和秦皇岛港来的海运煤船在电厂码头卸船。电厂本期建设重件码头，电厂建设期间的大件通过海轮运到电厂，在电厂建设的重件码上卸船。燃煤的水路的运输由珠海新世纪航运公司承担，电厂已经与珠海新世纪航运公司签订了煤炭运输意向。343公路XX县规划的沿海公路与XX县公路网相连,形成环行公路,该公路与广东省及全国公路网相接,可通往全国各地。该路等级为三级,路面宽度6M，路基宽度9M，该道路从厂址的旁边通过，电厂进厂道路在该道路上引接。35贮灰场本工程初选配套的灰场为石门仔水库和厂址附近的海域，电厂一期工程4600MW机组，年灰渣量约为6108104T，年脱硫石膏量为87104T。利用石门仔水库作为先期灰场，初期坝顶高程为25M，可供电厂本期工程贮灰约4年。水库周围可用作贮灰的山体高程为50M，当灰场坝顶高程加高到50M时，石门仔水库可供4600MW机组贮灰10年左右。电厂远期灰场规划在厂址附近的海域；建设单位已经取得水利部门同意使用石门仔水库作为贮灰场的文件。36环境保护361概况本工程位于广东省XX县境内，属阳江市管辖。XX县位于粤西的东南沿海地区，东接阳东，西邻电白，北靠阳春，南濒南海。XX县属于欠发达地区。当地居民生活污染是该区域大气环境和水体环境的主要污染HBED广东XX火力发电厂项目建议书13源。XX县地处南亚热带，海洋性季风气候显著，终年气候温和，春季潮湿多雨，夏季较热，秋季晴多气爽，冬季温暖不寒冷。据当地多年气象资料显示，年平均温度232，常年主导风向为东北风，冬季东北风，夏季偏南风，年平均风速24M/S，最大年降雨量37381MM，集中在58月份，年平均日照时数为1900H，相对湿度高于80的天数为242天，平均每年的出现雾天数为9天。本工程的电厂厂址均不属于二氧化硫污染控制区和酸雨污染控制区。362当地环境质量现状1大气环境根据XX县环保局提供的资料，当地2002年环境空气质量年平均值如下。TSP最高浓度为0135MG/M3，平均值为0093MG/M3，超标率为0。二氧化硫最高浓度为0004MG/M3，平均值为0004MG/M3，超标率为0。二氧化氮最高浓度为0040MG/M3，平均值为0024MG/M3，超标率为0。可见厂址地区空气环境质量很好，环境容量较大。2水环境电厂厂址近邻海域，地面水较丰富，根据当地2002年水体环境监测资料，当地水体水质中除溶解氧含量稍高外，其余各项水质指标均达到地表水环境质量标准中类水质标准。3声环境当地工业不发达，声环境状况良好。363环境工程治理措施本工程选用机组性能好的大型发电机组，燃料煤初步选用神府低硫煤。设计中拟采用高效静电除尘器；初步拟定每2台锅炉合用一座240M高的烟囱；锅炉烟气采用湿式脱硫；除灰方式为干除灰，灰渣分除；粉煤灰、脱硫石膏综合利用，并设干灰场；尽量减少电厂废水排放量，争取做到零排放。364环境影响分析1电厂烟气治理措施及对大气的影响分析本工程拟采用的烟气治理措施为锅炉全部烟气采用湿式脱硫，脱硫效率大于90；采用高效静电除尘器除尘，设计除尘效率为995以上；锅炉采用低氮燃烧器；烟气排放采用高烟囱稀释扩散；烟道上安装烟气自动连续监测系统；设置环境监测车，对厂区和周边环境的大气流动监测。HBED广东XX火力发电厂项目建议书14采取环保治理措施后，本工程SO2排放浓度不仅大大小于现行地方环保标准值，也小于新标准的允许值；SO2全厂实际排放量小于允许排放量；烟尘和NOX的排放浓度也小于现行标准排放浓度值。本期工程投产后，按B类大气稳定度条件下，额定工况且燃用设计煤时，SO2最大日平均浓度占环境空气质量标准二级标准限值的比例仅为268，烟尘最大日平均浓度占环境空气质量标准二级标准限值的比例仅为185。在达到电厂规划容量时，按B类大气稳定度条件下，额定工况且燃用设计煤时，SO2最大日平均浓度占环境空气质量标准二级标准限值的比例仅为670，烟尘最大日平均浓度占环境空气质量标准二级标准限值的比例仅为464。在C类稳定度条件下，大气污染物日均浓度值占二级标准值比例更低，对当地的环境空气质量贡献值很小。XX县地区全年主导风向是东北风，冬季主导风向为东北风，夏季主导风向为南风。三个拟选厂址均位于XX县城的南侧，距离县城约30KM以上。三个厂址所排放的大气污染物对XX县城区影响很小。三个拟选厂址均位于阳江市区西南侧，距离阳江市区边缘约20KM以上，均位于市区全年主导风向的下风向，电厂对阳江市区的影响也很小。2电厂废水治理措施及对水环境的影响分析本工程拟将采取节水措施，建设生活污水处理站和生产废水集中处理站，处理后的水全部回收利用，在正常生产工况下，不对外排放废污水。因此电厂废污水对周围水域影响很小。本工程凝汽器冷却水循环水取自厂址附近的的近海水，通过凝汽器吸热后的温水排回附近的海域，循环水温升约810，厂址附近海域宽广水较深，水流交换条件较好，温排水排入海域后能被水流输送到更远更深的海域，因而高温升区范围相对较小，而低温区范围相对较大，根据同类型电厂温排水排放情况，可以预测本工程4600MW机组排放的温排水对海域影响不大，具体影响程度待下阶段通过模型试验确定。3电厂灰渣治理措施及对环境的影响分析A灰渣量本工程在除灰系统设计上采用干除灰、灰渣分除方案。干灰系统采用粗细灰分贮，为灰渣综合利用创造条件。电厂总规划容量为10600MW，一期工程装机容量为4600MW，电厂每年排出的灰渣量约为611104T/A974104T/A，脱硫石膏量约为68104T/A87104T/A。B粉煤灰综合利用HBED广东XX火力发电厂项目建议书15电厂粉煤灰考虑以综合利用为主，对于无法利用的粉煤灰采取干灰场碾压的方式暂时贮存。粉煤灰是再生资源，应积极寻求综合利用途径。粉煤灰是属于烧结粘土质的人工灰质材料，广泛应用于水泥工业，制砖、筑路等行业，也可用于回填和土壤的改良。4电厂噪声治理措施及对环境的影响分析在电厂设计中采取的噪声防治措施一是控制噪声源即优先选用低噪声设备；对厂家产品的噪声指标提出要求，使之满足噪声的有关标准；对主要设备如汽轮机加装隔声罩；锅炉排气孔装消声器等。二是控制传播途径即噪声大的设备均设置在房间内，且尽量远离厂界；加强厂内绿化；厂区设置围墙等，从而减少噪声对外界的影响。为了保护生产值班人员的身体，在噪声烟尘大需要有人值班的车间内设隔音值班室，加强人员自我防护。采取以上防治措施后，电厂噪声不但对本厂职工的影响可以减小到最小程度，同时到厂界处可满足工业企业厂界噪声标准GB1234890的要求。365污染物排放总量本工程按年运行5500小时计算，燃用神府煤，一期工程4600MW和规划容量10600MW时全厂的污染物排放总量初步估算为如下SO2一期3672T/A；规划容量9179T/A。烟尘一期1270T/A；规划容量3175T/A。NOX一期18065T/A；规划容量45162T/A。固体废物一期697104T/A；规划容量1744104T/A。37接入系统阳江地区负荷较小，初步考虑XX电厂一期工程4600MW机组以500KV电压等级接入系统，厂内建设500KV配电装置一个半开关接线，四台机组各自通过主变接入电厂500KV配电装置，电厂500KV拟出线两回，接入系统500KV枢纽变电所暂按接入阳江500KV变电所考虑，向珠三角负荷中心地区送电，机组启备电源拟从系统引接。4工程设想41电厂总体布置电厂出线向西，由西向东依次为升压站、主厂房，煤场在厂房与港口之间。主厂房的固定端在南侧，扩建端为北侧。一期四台机组连续建设，二期的六台机组与一期脱开建设。将沿海公路向西改线至厂区围墙的西侧。HBED广东XX火力发电厂项目建议书16电厂配套的灰场是将厂址西侧2KM的石门仔水库改为储灰场。电厂的运煤专用码头在厂区的南偏东方向，煤场紧邻码头的护岸布置。煤场与主厂房通过输煤栈桥连接。电厂冷却水的取水口设在煤码头的港池内，取水口至厂区之间为取水明渠，出水口在厂区的中部直接排入海内。42运煤系统卸煤码头的设计本期按卸7万吨级轮船考虑，远期按卸10万吨级轮船考虑。本期卸船主要设备安装2台出力为1500T/H的卸船机，卸煤系统带式输送机出力与卸船机相匹配。本期煤场设计总储煤量为40万吨，可供电厂本期燃用20天左右。煤场主要设备采用悬臂式斗轮堆取料机，本期安装两台。斗轮堆取料机堆料出力与卸船机相匹配，卸煤系统设有分流装置，从卸船机卸下的燃煤可运送到煤场，也可直接运送到锅炉原煤斗，此时一部分燃煤必须分流到煤场。输送系统采用胶带输送机。脱硫剂石灰石粉成品制备布置在厂内，成品制备采用湿磨系统。43供排水系统由于电厂循环水冷却水取自靠近电厂厂址的南海海域的海水，本工程循环冷却水供水方式采用单元制直流供水系统。供水系统的工艺流程为取水口煤码头港池引水明渠或暗渠循环水泵房前池进水流道循环水泵房循环水压力供水管道凝汽器循环水虹吸排水管道虹吸井循环水排水明渠或暗渠循环水排水口。电厂淡水水源初步考虑将长坑水库修建成电厂专用水库，以长坑水库做为电厂淡水补给水源。电厂在水务管理设计方面执行有关规范，标准和各种规定，对电厂的用水，排水进行整体规划，最大限度地提高水的重复利用率，节约用水，减少废水排放量，节约水资源，保护水资源，使电厂的用水指标达到先进水平。电厂本期工程4600MW机组，设计用淡水量约为650M3/H，设计用淡水指标为0075M3/SGW。设计年用淡水量为420104M3/A。电厂达到规划装机容量10600MW机组时，设计用淡水量约为1300M3/H，设计用淡水指标为0060M3/SGW。44除灰渣系统1锅炉排渣装置为刮板捞渣机。炉底渣经刮板捞渣机捞出后，直接进入渣仓储存；或炉底渣经刮板捞渣机捞出后，由管式皮带HBED广东XX火力发电厂项目建议书17机或斗式提升机转运至渣仓储存。汽车在此处装车外运至贮灰场或供综合利用。刮板捞渣机溢流下的水经沉淀水池、回收水池及热交换器冷却后，供除渣系统循环使用。2除灰系统采用干除灰方式。干除灰系统拟采用气力正压浓相输送系统。在考虑简化系统的思路中，将“集中”和“输送”合二为一。省煤器、电除尘器灰斗下均设置发送器，将各灰斗内的排灰输送至储灰库。结合考虑当地干灰的综合利用，可在灰库区设置一套粗细灰分级机，以便于灰渣的综合利用，利国利民。是否采用粗细灰分级机，将在下阶段加以论证。45装机方案及主机参数451装机方案广东XX火力发电厂初步规划容量6000MW，分两期建设，一期工程拟建设4600MW级国产燃煤机组，二期工程拟建设6600MW级国产燃煤机组。本工程机组采用国产超临燃煤凝汽式的机组。主机技术条件如下。452主机技术条件1锅炉本阶段暂按超临界、一次中间再热、四角切向燃烧直流锅炉考虑。具体采用炉型，可在设备招标中确定。表451锅炉主要技术参数BMCR工况序号项目空冷方案备注1锅炉型式超临界一次中间再热直流炉2最大连续蒸发量1950T/H3过热器出口蒸汽压力2541MPAG4过热器出口蒸汽温度5435再热器出口蒸汽温度5696省煤器进口给水温度2847空气预热器型式回转式三分仓8燃烧方式四角喷燃9制粉系统中速磨冷一次风机正压直吹10运行方式定压或定滑定2汽轮机结合当前国产机组的实际情况，现阶段暂定为超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机，参数如下表，具体形式在招标中确定。表452汽机主要技术参数序号项目技术数据备注1汽轮机额定功率600MW2最大主蒸汽流量VWO1950T/HHBED广东XX火力发电厂项目建议书18序号项目技术数据备注3额定主蒸汽参数2541MPA/5384额定再热蒸汽参数42MPA/5665额定背压54KPA6额定转速3000R/MIN7回热级数8级三高、一除氧、四低8给水温度2849给水泵拖动方式汽泵3发电机发电机主要技术规范如下表453发电机主要技术参数序号项目技术数据备注1型号QFSN60022额定容量6677MVA3额定功率600MW4最大连续功率650MW5额定电压20KV6额定电流19245A7额定转速3000R/MIN8额定频率50HZ9额定励磁电压4171V10冷却方式水氢氢11额定功率因数09滞后12励磁方式同轴无刷励磁453脱硫系统脱硫系统的脱硫效率90，结合本工程的实际情况，采用石灰石石膏湿法脱硫工艺。5电厂分期建设规模、机组容量与建设进度的设想根据已经掌握的建厂基本条件，XX火力发电厂规划容量为10600MW。初期工程建设4600MW机组。根据电力系统规划和电力预测，XX火力发电厂初期4600MW机组工程计划在2004年开工，2006、2007年各投产一台600MW等级的机组，2008年投产两台600MW等级的机组。6投资估算及经济效益分析61投资估算611工程概况建设规模按10600MW规划容量统筹设计，分两期建设，本期工程建设规模为HBED广东XX火力发电厂项目建议书194600MW国产超临界燃煤火力发电机组及相应的主辅生产工程及单项工程，预留6600MW扩建场地。其中燃料运输铁海联运，建设7万吨级煤码头；除灰系统，灰渣分除，并考虑灰渣综合利用；灰场设计，利用石门仔水库作为先期贮灰场；供水系统为一次升压单元制直流供水系统，采用海水冷却，锅炉补给水、工业用水、脱硫系统用水及其他消防、生活用水采用淡水，从水库引水至厂内净化；沿海区域盐雾腐蚀严重，高压配电装置采用屋内GIS；脱硫装置为石灰石湿法脱硫。本工程投资静态投资为2002年价格水平。612投资估算本工程发电工程静态投资1038707万元，单位投资为4328元/KW；发电工程动态投资1087339万元，单位投资4531元/KW。金额单位万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占总合计单位投资元/KW一主辅生产工程1热力系统5139628681266928405136390016882燃料供应系统19425173321016377733641573除灰系统256413334222018118174754水处理系统289210152215015194146635供水系统25898142109742498504802086电气系统32545662228556884328513687热工控制系统2377615482392583781648附属生产工程189604570106824598237102小计12438942680812716267835965312826二与厂址有关的单项工程1交通运输工程（煤码头）94609946099113942灰场、厂区护岸工程1386013860100583厂外取淡水工程9935850265013435129564地基处理80008000077335厂区、施工区土石方38203820037166临时工程148013502830027127脱硫装置系统6514600709810700083394803347小计138218609201381070002199482118916三其它1其它费用67796677966532822编制年价差14111260267102611HBED广东XX火力发电厂项目建议书20序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用合计各项占总合计单位投资元/KW小计141112606779670467678294四基本预备费（8）6993369933673291发电工程静态投资26401848772814223214472910387071004328各类费用单位投资（元/千瓦）110020325936034328各类费用占总计2542469613691393100五价差预备费六建设期贷款利息486