电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目可行性研究报告 84页

'目录第一章总论41.1项目背景41.2项目概况51.3问题与建议8第二章电力系统82.1电力系统现状82.2电力需求预测132.3电源规划182.4电力平衡232.5电厂建设的必要性262.6电厂在系统中的地位和作用272.7电厂接入系统方案设想272.8送出工程项目及投资估算28第三章建厂条件283.1厂址概况283.2水文气象323.3区域地质与工程地质353.4水源41第四章燃料434.1燃料种类、来源434.2煤的品质及耗量46第五章工程设想485.2主设备的初步选型495.4厂内输煤系统545.5供水部分575.6除灰渣系统625.7电气部分65第六章环境保护736.1电厂所在地区环境的一般现状733 第七章投资估算及财务评价807.1投资估算807.2财务评价82第八章研究结论与建议828.1方案总体描述828.2结论与建议83附件：《关于委托编制“某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容”项目建议书的函》。3 初步可行性研究报告图纸目录序号图名图纸编号1厂址地理位置图F0133G-Z-012总平面布置图方案（一）F0133G-Z-023总平面布置图方案（二）F0133G-Z-0342002年广东电力系统地理接线图F0133G-X0152002年广州电网地理接线图F0133G-X026某电厂技改1×600MW机组接入系统示意图F0133G-X033 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告第一章总论1.1项目背景1.1.1项目名称项目名称为：某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目。1.1.2报告编制依据2003年12月30日广州发展实业控股集团股份有限公司《关于委托编制“某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容”项目建议书的函》。1.1.3项目提出的理由与过程随着我省经济快速健康发展，人民生活水平的提高，全省用电需求高速增长，用电形势非常严峻。2002年广东电力出现供应紧张，全社会用电最高负荷约29000MW，统调最大负荷20081MW。全社会用电量达1687.83亿kWh，比去年同期增长15.73%，在最大限度利用西电3700MW的条件下，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，2002年全省累计限电9599条次，电力供应紧缺，系统备用容量明显不足，供电的安全性和可靠性很低。按照广东省电力工业“十一五”发展规划及2020年远景目标前期研究规划报告，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，广东省全社会用电最高负荷“十五”分别年均增长12.0%和11.6%，“十五”后两年年均增长10.2%；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9.0%和8.6%；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6.6%和6.3%；2020年全社会用电量6847亿kWh，全社会用电最高负荷113180MW，“十三五”年均增长6.2%和6.3%，电力需求将保持快速增长势头，因此必须创造条件加快我省电力发展步伐，确保全省用电需要，以保障广东省社会经济发展战略目标的实现。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告某电厂600MW超临界燃煤脱硫机组技改增容项目为挖掘老厂潜力，利用厂内整合后的场地，不需征地，并充分依托电厂现有公用设施，达到减少投资，缩短工期，早建成，早投产，早见效，缓解电力吃紧的局面，达到增产不增污，具有良好的经济效益、环保效益和社会效益。1.2项目概况1.2.1项目拟建地点技改项目拟建地点为在某电厂厂区内，通过搬迁部分公用设施，充分依托老厂，机组占地面积9.5×104m2，与现有4台机组顺列、协调布置。1.2.2项目建设规模与预期目标本项目为技改建设1台600MW超临界机组，三大主机设备拟采用国产设备，配套湿法脱硫装置。技改工程建成后，年新增发电量33亿kWh。1.2.3项目主要建设条件（1）建设场地落实。建设场地在电厂厂区内、搬迁整合后的场地，项目1台机组所需9.5×104m2用地已落实，不需征地。场地已达到设计要求的厂址标高，无须平整，没有农户需拆迁。（2）运输条件。厂址位于南沙开发区，座落在某边，项目建设阶段的最大件为主变和发电机定子，分别重约450t、340t，可借助于南沙港，设备、建筑材料和原材料无论海运、公路运输均可解决，交通便利。（3）资源条件。某电厂自有将扩建为5万t的煤码头以及贮煤场，来煤直接卸入煤场，直接供煤，减少燃料的中转费用，从而有效降低上网电价。邻近广州控股公司属下的油码库区，点火助燃用油来油便捷。电厂座落于某边，循环冷却水采用直流供水系统，冷却水取自虎门水道狮子洋河水，虎门水道水量充沛，1台600MW机组用水量为84000m3/h可满足。但电厂所在河段岸线紧张，新建的取水口需结合煤码头扩建。项目的燃料供应、取水条件得天独厚。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告电厂现有的运行人员、检修人员、管理人员、后勤人员、附属生产车间等均可利用。（4）技术条件。国产600MW超临界机组经济性好，逐渐成为主力机组，有引进技术作技术支持，辅机配套齐全，可靠性有保障。此等级机组的生产厂家主要有哈尔滨锅炉厂、东方锅炉厂、上海锅炉厂等等。（5）电力接入系统。番禺现为广州市的一个区，基本已城市化，要开辟找新的出线走廊有一定非常困难。经过初步核算，本技改项目电力可考虑利用某电厂为配合LNG电厂建设而改造为4×630mm2的4回出线，将电力送出，。不需增加线路投资。但最终接入系统方案需要经过接入系统专题设计及审查后才能最终确定。（6）环境条件。电厂对大气造成污染主要是SO2、粉尘。针对上述二种主要的大气污染物，主要采取以下措施：1）SO2：某电厂4台机组实施脱硫前，SO2排放量26328t/a，实施脱硫后，SO2排放量5932t/a，削减量20396t/a，削减率为77.5%。本项目1×300MW燃煤脱硫机组拟采用湿法脱硫工艺，脱硫率达到90%，新增排放量1085.7t/a，则全厂SO2排放总量为7017.7t/a，只占现有机组排放总量的26.7%。而且锅炉灰渣全部综合利用，不会造成二次污染，实现增产不增污。2）粉尘；采用高效四电场静电除尘器,除尘效率达99.5%。并通过使用210米高烟囱，降低落地浓度。本工程环保设施将与主体工程时设计、同时施工、同时投产，严格实行“三同时”。（8）承办单位具有丰富的工程建设和生产管理经验。（9）资金条件。项目性质为股份制，发电工程动态投资为万元，其中25%为注册资本金，由投资方广州发展实业控股集团股份有限公司自行筹措，75%以来自银行贷款方式解决，贷款年利率5.76%，按季计息。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告1.2.4项目投入总资金及经济效益本项目计划总资金为万元，资本金财务内部收益率%，投资利润率%，各项经济指标符合国家和电力行业的有关规定，电厂建成投产后，具有较强的盈利能力和偿债能力。本项目充分依托老厂进行技改建设，项目测算已含脱硫的含税上网电价为元/MWh，低于目前近年广东省电网平均上网电价元/MWh，具有较强的竞争和赢利能力，在将来的竟价上网中将处于有利地位。1.2.5主要技术经济指标本项目主要技术经济指标序号指标名称单位数量一主要产品规模1装机容量MW1×600二原料消耗1耗煤量设计煤质t/h226.712循环冷却水量m3/h84000三厂区围墙内占地面积104m29.5四土石方量0五总定员人150六厂用电率%5.8（含脱硫）七设备年利用小时数h5500八项目计划总资金万元九达产年发电量亿kWh33十发电单位成本元/MWh十一上网电价（不含增值税）元/MWh上网电价（含增值税）元/MWh十二主要经济指标1投资利润率%广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告2资本金财务内部收益率%3投资回收期年1.3问题与建议电网对接入系统的意向、燃煤供应、水资源利用、岸线利用、环保局意向等几个主要方面的意见将对本工程的建设起到决定性作用，需尽快取得意向性文件。第二章电力系统2.1电力系统现状2.1.1广东电力系统现状2002年底，广东发电装机总容量35879.9MW，其中:火电25237.8MW，水电风电5452.1MW（含风电76.8MW），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33699.9MW。2002年，广东发电量1610.08亿kWh，比2001年增长12.34%；购西电159.68亿kWh，购香港电21.75亿kWh，发、购电量合计1791.51亿kWh，比2001年增长14.54%；扣除核电、蓄能售香港101.70亿kWh，售澳门、湘南2.02亿kWh电量后，广东全社会用电量1687.83亿kWh，比2001年增长15.73%。2002年全社会用电最高负荷29000MW，比2001年增长12.4%，其中省统调最高负荷20081MW，比2001年增长16.1%,详见表2.1-1、表2.1-2。广东省用电负荷主要集中在某三角洲地区。2002年，广州、东莞、深圳和佛山四市用电量合计1020.4亿kWh，占全省全社会用电量60.5%。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告表2.1-12002年广东省电源装机及发电量汇总表　装机容量（MW）发电量（亿kWh）　小计水电火电核电小计水电火电核电统调电厂20655.53375.51449027901073.1248.47815.9208.8非统调电厂15224.44476.610747.80.0536.95122.02414.90全省合计35879.97852.125237.827901610.08170.491230.8208.8全省发电量1610.1比2001年增长12.34%西电东送159.7比2001年增长38.90%购港电量21.75其中蛇口7.46亿kWh全省发购电量合计1791.51比2001年增长14.54%核电送香港98.81蓄能送香港2.85供电澳门、湘南电量2.02全社会用电量　　　　1687.83比2001年增长15.73%注：上表中统调水电含蓄能；非统调水电含风力发电；非统调火电含垃圾电厂。表2.1-22002年广东电网电源结构及设备年利用小时表装机（MW）比例发电量（亿kWh）比例年利用小时省内合计35879.9100%1610.08100%4486其中：统调电厂20655.557.6%1073.1266.7%5193非统调电厂15224.442.4%536.9533.3%3527一.水电5452.115.2%147.809.2%27111.统调水电厂975.52.7%25.811.6%2646广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告2.非统调水电厂及其他4476.612.5%122.027.6%2726二.抽水蓄能2400.06.7%22.661.4%944三.火电25237.870.3%1230.8176.4%48771.常规煤电15603.943.5%896.2755.7%57441）统调煤电13090.036.5%751.4146.7%57402）非统调煤电2513.97.0%144.869.0%57632.油电9633.926.9%334.5420.8%34731）统调常规油电1400.03.9%64.474.0%46052）非统调常规油电495.01.4%12.790.8%25833）地方燃机柴油机7738.921.6%257.2816.0%3325（1）燃机2751.77.7%105.896.6%3848（2）柴油机4987.213.9%151.399.4%3035四.核电2790.07.8%208.7713.0%7456统调火电加上核电17280.048.2%1024.6563.6%5926注：设备年利用小时按年末期装机容量和年发电量计算；非统调水电含风力发电；非统调煤电含垃圾电厂。广东电网已覆盖全省，电压等级包括500kV、220kV、110kV、35kV、10kV及以下,省内已建成较坚强的各级电网，并通过“三交一直”500kV线路与西南地区电网互联，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线路与香港中华电力系统互联；通过2回110kV线路向澳门地区供电，还通过110kV向湘南供电。2002年底，广东省电力系统有500kV变电站11座，500kV降压变压器总容量18500MVA，500kV线路总长度2536km。广东已形成以某三角洲地区为中心的500kV主干内环电网，并已辐射形式延伸到粤北和东西两翼，东至汕头，西至茂名，北至韶关。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告广东公用变电站有220kV变电站128座，220kV降压变压器总容量41430MVA，220kV线路总长度8759km（含电缆131km）；110kV变电站847座，110kV降压容量57501.8MVA，110kV线路总长度18466km（含电缆754km）；35kV变电站376座，35kV降压容量2178.47MVA，35kV线路总长度11969km（含电缆27km）。广东21个地级市都有220kV变电站布点，形成了各自独立的110kV电网，某三角洲较发达地区已形成较坚强的110kV电网。表2.1-32002年广东电网基本情况表降压变电站座数（座）变电容量（MVA）线路长度（km）500kV11185002536220kV128414308759110kV84757501.81846635kV3762178.47119692002年广东电力系统地理接线图见图F0133G-X01。2002年全省用电量呈快速增长态势，全社会最高用电负荷约29000MW，统调最大负荷20081MW。全社会用电量达1687.83亿kWh，比去年同期增长15.73%，三大产业及居民生活用电比重为：1.59:68.25:16.32:13.84。电力需求快速增长的主要因素是：经济增长速度加快，工业保持快速增长，外贸出口增长加快，第二产业用电量1151.9亿kWh，同比增长16.91%；上半年全省雨水偏少，气温偏高，第三产业用电增长较快，第三产业全年累计用电量275.5亿kWh，同比增长24.48%；降低销售电价带动用电快速增长。2002年广东电力出现供应紧张，在用电高峰期省网供电潜力已基本被利用，最大限度利用西电3700MW（送入广东3500MW）的条件下，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，系统备用容量明显不足。2002年全省累计限电9599条次，日最大错峰负荷1300MW，部分地区被迫停止新增用户报装。虽未出现全省范围拉闸限电情况，但供电形势严峻，已严重影响广东经济发展。导致电力供应紧张的原因主要有：（1）经济快速发展带动用电高速增长；广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告（2）电价降低，部分自发自用的用户转由网供，潜在用电市场被开发；（3）小水电受高温干旱影响，出力不足；（4）局部电网结构薄弱，电力输配能力不足。2.1.2广州电网现状广州市位于广东省中部，某三角洲北端，是广东省政治、经济、文化、交通中心，是我国南方重要的对外贸易、文化交流口岸，也是华南地区人流、物流、资本流、信息流交汇的多功能综合性中心城市。广州市辖十个行政区和两个县级市，总面积7434.4km2，2002年末人口720.6万人，国内生产总值3001.7亿元（当年价），比2001年增长13.2%。至2002年底，广州市电源装机总容量7690MW，网内220kV及以下发电装机容量达5290MW，其中220kV电源装机容量2970MW，110kV及以下电源装机容量2320MW（含企业自发自用小煤电264MW）；220kV及以下电源发电量259.9亿kWh。至2002年底，广州电网有换流站1座，±500kV，容量1800MW；500kV变电站2座，500kV降压变压器总容量3750MVA，500kV线路561km；220kV变电站20座，220kV降压变压器总容量7740MVA，220kV线路总长度1513km。2002年广州市全社会用电量284.9亿kWh，比2001年增长12.5%，全社会用电最高负荷5382MW，比2001年增长9.2%。2002年广州电网供电量为255.64亿kWh，比2001年增长13.9%，供电最高负荷4962MW，比2001年增长10.0%。2002年广州市电网地理接线图见图F0133G-X02。2.1.3某电厂现状某电厂是由广州市和外商合资建设的大型燃煤发电厂，厂址位于某口西岸、南沙技术经济开发区的坦头乡。某电厂一、二期工程4×300MW机组已全部建成投产，2003年发电量80.49亿kWh，设备年利用小时为6707小时。某电厂是广州电网和广东电力系统中大型骨干电厂，其供电范围主要为广州市区南部、番禺区及南沙技术经济开发区及顺德、中山等地。某广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告电厂一、二期工程以220kV电压接入系统，现有220kV出线6回，其中2回至番禺，2回至瑞宝，1回至北栅，1回至鱼飞。电厂有两个备用出线间隔。2.2电力需求预测2.2.1广东省电力需求预测改革开放以来，广东国民经济获得全面、持续、高速发展，国内生产总值由1980年的249.7亿元（当年价）增至2000年的9662亿元（当年价），20年平均增长率达13.7%，高于全国同期平均水平4个百分点。其中“六五”、“七五”、“八五”、“九五”期间年均增长率分别为12.3%、13.3%、19.2%和10.3%。2001年国内生产总值10648亿元（当年价），占全国的11.3%，比2000年增长9.6%，三次产业比例9.4：50.2：40.4；人民生活水平显著提高，人均国内生产总值达到14074元（当年价），折合美元约1696元，为全国平均水平的1.98倍。2002年国内生产总值11674亿元（当年价），比2001年增加10.8%，三次产业比例8.8：50.2：41.0；人民生活水平显著提高，人均国内生产总值达到15295元（当年价），折合美元约1843元，“十五”头两年年均增长10.2%。根据《中共广东省委关于认真学习贯彻党的十六大精神的决定》，广东省全面建设小康社会，加快率先基本实现社会主义现代化的总体要求：高举邓小平理论伟大旗帜，以“三个代表”重要思想为指导，按照胡锦涛同志在西柏坡学习考察时向全党提出的必须谦虚谨慎、艰苦奋斗的要求，坚持以“增创新优势，更上一层楼，率先基本实现社会主义现代化”为总目标、总任务统揽工作全局，认真实现十六大提出的各项任务和省第九次党代会确定的各项目标，努力建设经济强省和文化大省，全面建设小康社会，加快率先基本实现社会主义现代化。广东的奋斗目标是：到2010年，全省人均国内生产总值比2000年翻一番，某三角洲率先实现社会主义现代化；到2020年，全省人均国内生产总值比2010年再翻一番，全面建成小康社会，率先基本实现社会主义现代化。2005年、2010年和2020年全省人口分别控制在8100万人、8500万人和9100万人。根据广东省发展计划委员会预测，到2020年广东国内生产总值达53311亿元（2000年价，下同），是2000年的5.5倍（全国是4倍），三次产业比例为3.2：50.6：46.2，2001~广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告2020年20年国内生产总值年平均增长率为8.91%。2005年广东国内生产总值15610亿元，“十五”年均增长10.1%，2010年国内生产总值达24018亿元，“十一五”年均增长9.0%。2020年，广东人均国内生产总值达58584元。国民经济规划主要指标详见表2.2-1。表2.2-1广东省社会经济发展规划主要经济指标年份200020052010201520202001-项目(实绩)(预测)(预测)(预测)(预测)2020年国内生产总值(亿元)9662.215610240183578353311　年平均增长率(%)10.3410.19.08.38.38.91第一产业产值(亿元)1000.11202135215031695　年平均增长率(%)43.72.42.12.42.67第二产业产值(亿元)4868.88086124341853626970　年平均增长率(%)11.910.79.08.37.88.94第三产业产值(亿元)3793.46322102321574524646　年平均增长率(%)9.810.810.19.09.49.81三大产业产值比例合计100100100100100　第一产业(%)10.357.75.634.23.18　第二产业(%)50.3951.851.7751.850.59　第三产业(%)39.2640.542.64446.23　总人口(万人)7498.58100850088009100　年平均增长率(%)2.011.560.970.700.670.97人均国内生产总值(元)1288619272282564066358584　人均国内生产总值(美元)15522321340448987057　注：国内生产总值，实绩值为当年价，预测值为2000年价。2000年、2005年、2010年、2015年、2020年均增长率分别为“九五”、“十五”、“十一五”、“十二五”、“十三五”的年均增长率。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告在国民经济高速发展同时，广东电力工业也迅速发展，全社会用电量由1980年的110亿kWh增至2000年的1334.6亿kWh，20年年平均增长13.3%，其中“六五”、“七五”、“八五”和“九五”期间年均增长率分别为9.8%、15.4%、17%和11.1%。随着改革开放深入，广东进入新的发展阶段，电力需求保持快速增长势头，2001年、2002年全社会用电量分别为1458.4亿kWh（比2000年增长9.3%）、1687.8亿kWh（比2001年增长15.7%），“十五”头两年年均增长12.5%。2001年、2002年全社会用电最高负荷分别为25800MW（比2000年增长9.8%）、29000MW（比2001年增长12.4%），“十五”头两年年均增长11.1%，电力需求增长速度远高于原规划预测。进入2003年，广东电力需求增长更为迅猛，2003年1~10月份，广东全社会用电量为1673.9亿kWh，比去年同期增长19.7%。2003年，广东电网统调最高负荷25312MW，比2002年的20080MW增加5232MW，增长26.1%。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“十五”电源发展规划及2020年远景目标思想》（粤计基[764]号）中对广东电力需求进行了预测，见表2.2-2：表2.2-2广东省电力需求预测结果年份2000年2005年2010年2015年2020年全社会用电量（亿kWh）1334.62349361449746847增长率（%）12.09.06.66.6向省外供电量（亿kWh）104.2104.0104.05.55.5发购电量（亿kWh）1438.82453.03718.04979.96852.5用电最高负荷（MW）23500406706144083390113180增长率（%）11.68.66.36.3向省外供电力（MW）224022402240700700发购电最高负荷（MW）2574042916368840911388年最大负荷利用小时数56795776588259656050广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告预测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12.0%和11.6%，“十五”后两年年均增长10.2%；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9.0%和8.6%；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6.6%和6.3%。2.2.2广州市电力需求预测改革开放以来，广州市国民经济获得全面、持续、高速发展，全市国内生产总值由1980年的57.5亿元（当年价）增至2000年的2376亿元（当年价），20年平均增长率达14.1%，高于全省平均水平0.4个百分点。其中“六五”、“七五”、“八五”、“九五”、期间年平均增长率分别为12.7%、10.8%、20.2%和13.1%。2001年国内生产总值2685亿元（当年价），比2000年增长12.7%，同期，高于全省平均水平3.2个百分点。广州市综合经济实力居国内十大城市第三位，仅次于上海市和北京市。根据市政府编制的《广州市国民经济社会发展第十个五年计划纲要》，“十五”期间全市国内生产总值增长率为12.0%，第一、二、三次产业增加值年均增长分别为1.2%、9.7%、14.7%；高新技术产业占工业总产值25%；信息产业增加值占全市国内生产总值比重超过15%；户籍人口控制在768万人以下，常住人口不超过1130万人。“十一五”期间全市国内生产总值增长率11.0%，高于全省平均水平3.0个百分点。广州市自实施多渠道、多家办电等灵活措施以来，电力工业发展迅速，供电量由1990年的66.0亿kWh增至2000年的209.7亿kWh，10年年平均增长12.3%，其中“八五”期间年均增长15.0%，“九五”期间年均增长9.5%。2001年供电量224.5亿kWh，比2000年增长7.1%。供电最高负荷由1990年的1300MW增至2000年的4020MW，10年年平均增长12.0%，其中“八五”期间年均增长12.4%，“九五”期间年均增长11.5%。2001年供电最高负荷4510MW，比2000年增长9.7%。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告根据广东省电力设计研究院于2002年10月编制出版的《广州“十五”电网规划（审定版）》推荐的电力需求预测方案，2005年广州市全社会用电量和全社会用电最高负荷分别为345亿kWh和6860MW，供电量和供电最高负荷分别为315亿kWh和6390MW；2010年广州市全社会用电量和全社会用电最高负荷分别为485亿kWh和9800MW，供电量和供电最高负荷分别为450亿kWh和9240MW；2015年广州市全社会用电量和全社会用电最高负荷分别为650亿kWh和13200MW，供电量和供电最高负荷分别为615亿kWh和12630MW。广州市电力需求预测结果见表2.2-3。表2.2-3广州地区电力需求预测表年份项目2002年2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年2015年实绩值规划值规划值规划值规划值规划值规划值规划值规划值规划值全社会用电量（亿kWh）284.9304324344.9369395423453485650年平均增长率(%)12.56.66.66.67.07.07.07.07.06.0全社会用电最高负荷(MW)53825835632768607367791284979125980013200年平均增长率(%)9.28.48.48.47.47.47.47.47.46.1最大负荷利用小时(小时/年)5294520351155028500949934977496149454924供电量(亿kWh)256274294315338363390419450615年平均增长率(%)13.97.27.27.27.47.47.47.47.46.4供电最高负荷(MW)49625398587363906774718176138070924012630年平均增长率(%)10.08.88.88.86.06.06.06.06.06.5供电负荷利用小时(小时/年)51515076500249304994506051265193487148692.2.3某电厂近区电力需求预测1995年番禺区的用电量为15.9亿kWh，供电最大负荷为287MW；到2000年用电量上升至32.1亿kWh，供电最大负荷为602MW，2002年番禺区用电量为38.8亿kWh，供电最大负荷为814MW广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告，“九五”期间用电平均增长率为15%。由于广州的居住用地已经向南拓展，未来大量基于知识经济发展和IT产业的会议展览中心、生物岛、大学园区、广州新城等新兴产业区也将布置在番禺区。因此，番禺区的用电量在未来十多年内将有很大发展。《广州“十五”电网规划（审定版）》预计到2005年，番禺区的用电量为54.8亿kWh，供电最大负荷为1170MW；到2010年，番禺区的用电量为102亿kWh，供电最大负荷为2230MW；到2015年，番禺区的用电量为162亿kWh，供电最大负荷为3550MW。2.3电源规划2.3.1广东省电源规划（1）外区送电广东规划广东积极贯彻国家西电东送政策，根据国家批准的计划，2005年广东将接受外区送电10880MW，包括广西天生桥水电站广东份额1680MW，“云电送粤”1600MW，贵州送电4000MW，三峡水电送3000MW和湖南鲤鱼江电厂2×300MW。“十五”以后外区送电广东容量尚未最后确定，2001年初原国家电力公司组织全国有关电力专家组成了南方电网西电东送后续规划课题组，于2002年5月提交最终报告《南方电网‘西电东送’后续规划调研报告》，同年11月通过评审。根据评审意见，外区送电广东送端容量“十一五”增加6500MW，“十二五”增加6000MW。到2010年和2015年外区送电广东送端容量分别达到17380MW和23380MW。2003年，中国南方电网公司成立后，委托设计单位开展南方电网电力工业“十一五”发展规划及2020年远景目标研究工作，提出新的西电东送规划，规划“十一五”和“十二五”分别增加向广东送电10300MW和9600MW，2010年和2015年，西电送广东容量分别达到21180MW和30780MW，考虑到南方电网公司提出的新的“西电东送”规划方案尚未得到国家批准，并考虑到系统工作的连续性，本报告暂按《南方电网‘西电东送’后续规划调研报告》的成果考虑外区送电广东规模，详见表2.3-1。表2.3-1外区送电广东容量规划进度表广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告单位：MW年份20002001200220032004200520102015一、西电12002650368050805280728013780197801、天生桥电站120016801680168016801680168016802、云南6001000160016001600300030003、贵州（构皮滩）3701000180020004000700070004、广西龙滩210021005、小湾30006、糯札渡30007、云南大型水电二、湖南鲤鱼江600600600600600三、三峡3000300030003000合计12002650368056808880108801738023380注：天生桥送电1680MW含一级900MW(1200×75%)、二级780MW（1320×59%）；云南送电含曲靖电厂48MW。（2）广东小火电退役规划关停小火电是提高能源利用效率和保护环境的客观要求，但小火电关停或退役还要受系统供求关系及电厂经营状况等多方面因素制约。2001年，广东省广电集团公司根据国家关停小火电有关规定，结合广东的实际情况，制定广东小火电退役方案，并确定具体关停项目及进度。退役方案制定以来，由于广东电力供需形势的变化，小火电实际退役情况与退役方案有所偏差，考虑近年广东电力供需形势，广东省发展计划委员会（粤计基[2003]764号）对广东的小火电退役计划进行了适当调整，将原计划“十五”退役的小火电尚未实施的容量推迟到“十一五”，并在2011～2020年考虑2410MW小火电退役，具体安排见表2.3-2。“十五”全省退役小火电586MW，“十一五”退役5005MW，2011～2020年退役2411MW。表2.3-2广东火电退役进度表广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告单位：MW年份时期2001-2020十五十一五2011～2020年全省合计8003586.35005.02410.01.煤电1833.533.5650.01150.0其中：地方1683.533.5600.01050.0统调150.00.050.0100.02.普通油电495.00.0235.0260.0其中：地方295.00.0235.060.0统调200.00.00.0200.03.地方柴油机5326.3339.63985.01000.04.地方燃机348.2213.2135.00.0（3）广东省内新增电源规划广东以满足安全可靠供电为原则，在优先利用西电基础上，以优化电源结构为目标，按照走多元化道路的思想制定电源发展规划，并根据项目前期工作进展情况安排电源进度，具体规划情况如下：1）“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机组660MW、韶关#10机300MW、瑞明扩建125MW、恒运C厂扩建#2机210MW（油改煤）、茂名电厂扩建#5机200MW、云浮电厂扩建2×135MW、深圳西部电厂#5、#6机2x300MW、岭澳核电站2×990MW机组，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机300MW、罗定电厂2×135MW、连州电厂扩建2×125MW、梅县电厂扩建1×135MW、阳山三期2×135MW、兴宁电厂2×135MW、坪石电厂扩建125MW、宝丽华煤矸石电厂2×135MW、汕头电厂扩建600MW、韶关#11机300MW、台山电厂2×600MW机组，容量合计4020MW，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。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告2）“十一五”电源建设规划现已基本明确并有望在“十一五”投产的电源容量11230MW，包括：前湾LNG电厂3×350MW、惠州LNG电厂3×350MW、深东LNG电厂3×350MW、某LNG电厂2×350MW，台山电厂#3、#4机2×600MW，汕尾电厂2×600MW、岭澳核电站二期2×990MW、湛江奥里油电厂2×600MW、惠州抽水蓄能电站8×300MW（“十一五”投产6×300MW）。在上述基础上，规划考虑新增电源14968MW，其中：煤电12810MW，气电1080MW，抽水蓄能电站2×300MW，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。3）“十二五”电源建设规划“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。4）“十三五”电源建设规划“十三五“期间，广东省内规划新增电源23690MW，其中：煤电16300MW，核电2970MW，气电700MW，抽水蓄能电站2400MW，水电风电120MW，油电1200MW。上述电源建设规划汇总见表2.3-3。按照规划，广东电源结构得到优化调整，煤电、外区送电、抽水蓄能、核电和气电占省内外总装机容量的比例上升，而油电所占的比例大大下降，水电得到充分开发，风电逐步开发。电源结构见表2.3-4。表2.3-3广东省内外电源规划汇总表单位：MW2001~2020年十五十一五十二五十三五1.净增电源容量102952196202769325948.3296902.小火电退役容量8003586.3150052411.733.新增电源容量110955202073269828360296901）水电风电2283.91245.94784401202）抽水蓄能72002400240024003）煤电501026591.91521012000163004）油电3108.8708.7612001200广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告5）天然气电厂10180493045507006）核电990019801980297029707）西电2518066806500600060008）三峡30003000表2.3-4广东省内外电源结构表单位：MW年份2000年2005年2010年2015年2020年1.水电风电46814.1%59311.3%6418.0%6856.5%6975.2%2.抽水蓄能2407.3%2404.6%4806.0%7206.8%9607.1%3.煤电133340.3%200438.1%346043.3%453543.0%616545.6%4.油电96929.3%96318.3%5987.5%4524.3%5724.2%5.气电　　　　4936.2%9489.0%10187.5%6.核电1805.4%3787.2%5767.2%8738.3%11708.7%7.外区送电1203.6%108820.7%173821.8%233822.2%293821.7%省内外装机3310100%5266.6100%7986100%10551100%13520100%其中：省内装机319096.4%417979.3%624878.2%821377.8%1058278.3%综合起来，“十五”广东省内计划新增电源10526MW，退役586MW，省内电源净增装机容量9940MW，加上区外增加送电容量9680MW，省内外电源净增容量19620MW，到2005年，广东省内外电源装机容量52666MW，水电、抽水蓄能、煤电、油电、气电、核电、西电（含三峡）等不同电源的比例分别为：11.3:4.6:38.1:18.3:0:7.2:20.7。“十一五”广东省内规划新增电源26198MW，退役5005MW，考虑区外增加送电容量6500MW，到2010年，广东省内外电源装机容量79860MW，水电、抽水蓄能、煤电、油电、气电、核电、西电（含三峡）等不同电源的比例分别为：8.0:6.0:43.3:7.5:6.2:7.2:21.8。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告2011～2020年，广东省内规划新增电源46050MW，退役2410MW，考虑区外增加送电容量12000MW，到2015年，广东省内外电源装机容量105110MW，水电、抽水蓄能、煤电、油电、气电、核电、西电（含三峡）等不同电源的比例分别为：6.5:6.8:43.0:4.3:9.0:8.3:22.2，到2020年，广东省内外电源装机容量135200MW,水电、抽水蓄能、煤电、油电、气电、核电、西电（含三峡）等不同电源的比例分别为：5.2:7.1:45.6:4.2:7.5:8.7:21.7。2.3.2广州市电源规划参考《广州“十五”电网规划（审定版）》及电源发展最新进展，广州市电源规划如下：220kV上网电源建设项目考虑瑞明电厂一台125MW机组已于2001底投产运行，恒运C电厂一台210MW机组于2003年上半年投运，瑞明水煤浆电厂1×135MW机组将于2005上半年投运，某电厂燃气（LNG）联合循环两台350MW机组分别在2006年底和2007年上半年投产运行，某电厂技改一台600MW机组在2007年6月投产，不考虑其他电源项目。2.4电力平衡2.4.1广东电力平衡根据规划结果，作出广东电力平衡，电力平衡主要考虑下列原则：1）选取枯水年夏季高峰负荷进行电力平衡。2）2001~2015年备用容量取全社会用电最高负荷的18~14%。3）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。4）非统调水电站的利用容量按装机容量的40%考虑。5）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76.5%；燃机75%；普通油机取100%。6）年末投产机组计入当年装机容量，但不参加当年电力平衡。7）外区电源送端容量，扣除长距离输电网损之后，参加平衡。8）某电厂本期技改1×600MW机组暂不参加全省电力平衡。2002～2015年广东省电力平衡结果见表2.4-1。表2.4-1广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告从平衡结果可得出以下结论：1、“十五”可投产电源已经明朗，后两年系统电源缺口较大，2004年和2005年电力缺口分别为3430MW和3310MW；2、“十一五”初期电力存在较大缺口，2006年和2007年电力缺口分别为3630MW和2420MW，到“十一五”末可基本实现电力平衡；3、“十二五”期间电力供需基本平衡。系统电力平衡结果综合分析认为，“十五”末和“十一五”初，系统电源仍然存在一定缺口，若施工允许，可加快规划于“十一五”投产的电源建设进度，使之提前到“十一五”初期投产。因此，某电厂技改1×600MW机组安排在2007年中投产是合适的。2.4.2广州市及电厂近区电网电力平衡根据广州市电力需求预测结果和电源实际情况进行电力平衡，平衡原则如下：1、夏季高峰供电负荷进行电力平衡；2、全市电力平衡时备用容量按利用容量的15%考虑；3、天广直流投产后，通过直流送入广州的电力按有关规划数据考虑，韶关电网通过220kV线路送入广州的电力2007年前按350MW考虑，其后按250MW考虑；4、常规燃煤、燃油电厂按装机容量扣除厂用电后参加电力平衡。5、某电厂本期技改1×600MW机组参加2007年夏天电力平衡。根据上述平衡原则，广州市电网电力平衡结果见表2.4-2，番禺区电网电力平衡结果见表2.4-3。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告表2.4-2表2.4-3从平衡结果可以看到，2010年前广州地区供电一直呈紧张的局面，2007年某电厂技改工程1台600MW机组投产后，广州市电网仍有较大供电缺口，并呈逐年增大趋势，2009年需区外供电为2285MW，2010年需3647MW，2015年增大为7223MW。番禺区平衡可以看出，如果某电厂技改工程能如期投产，2007年番禺区将有651MW的电力盈余，但随着当地负荷迅速发展，电力盈余逐年减少，到2010年将出现66.8MW的电力缺口，到2015年电力缺口扩大到1472MW。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告由此可见，随着广州地区电力负荷的不断增长，有必要增加新的电源。因此，某电厂技改1台600MW机组的电力能够在广州消纳。2.5电厂建设的必要性2.5.1满足广东电力需求发展的需要改革开放以来,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13.1%。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。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（送端），但由于本省电源建设后继乏力，加上小火电需逐步退役和关停，“十五”期间，广东电力市场将面临严重的供不应求局面。2005年系统存在3310MW的电力缺口，只能通过购港电、降低电源备用来解决，而系统备用容量明显不足（包括检修在内系统备用率最低仅9.9%），电力供应形势严峻。2006～2015年期间，在西电增加12500MW情况下，广东省内还需新增电源61058MW，广东电力供需才基本平衡。因此，为适应广东电力需求的快速增长，满足电力供应的安全性和可靠性，必须加快规划电源的建设力度和速度，尽快抓紧包括某电厂技改工程在内的大型电厂前期工作，争取早日立项，力争在“十一五”中期投产。2.5.2落实小火电退役计划，优化电源结构的需要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42.3%，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23.2%，其中燃煤机组2790MW，燃油机组545MW，柴油机4490MW，这些电源经济效益差、污染严重、点多面广、难以调度，并且柴油机发电机组寿命短，许多电厂运行时间接近其经济寿命，部分甚至逾期服役，无论是从环保角度还是从系统经济运行角度，此类电源都必须退役。某电厂技改1×600MW机组，增加了系统装机的规模，加大了大容量、高效率机组在系统中的比重，不仅为小火电退役创造了条件，更能推进系统电源结构优化。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告2.5.3具有显著的经济效益和社会效益某电厂技改1×600MW机组可以利用现有电厂的部分公共设施，电厂运行该类机组也积累了丰富的经验，可以做到投资省、工期短、上网电价低，经济效益较明显。2.5.4使广东电源布局更加合理,提高系统运行经济性的需要广东现有大型电厂及外区来电大多集中在某口附近，某电厂技改工程的建设，扩大广州电网自身的电源装机容量，就近平衡广州市电力需求，从而减少系统往广州和珠三角地区的电力输送，使广东电源布局更加合理,减少网损,提高系统运行的经济性。2.6电厂在系统中的地位和作用某电厂技改工程建设规模为1×600MW，该机组计划于2007年6月投产。技改工程完成后，某电厂总装机容量达1800MW，成为全省的骨干电源之一。某电厂技改工程可满足广东电力需求增长需要，改善广州电网的运行环境，提高电能质量和系统运行的经济效益。2.7电厂接入系统方案设想某电厂技改1×600MW机组是利用某电厂现有场地进行建设，投产后电厂装机总容量为1800MW。根据电网规划，到某LNG电厂投产时，原某电厂—番禺甲、乙线均在某电厂升压站外转接入某LNG电厂，即某电厂届时只剩4回220kV出线，分别为2回至鱼飞站和2回至规划中的500kV广南站，这4回出线导线截面均为2×630mm2。根据某电厂和广州电网的实际情况，本工程考虑采用220kV电压等级接入系统。根据有关计算和初步分析，某电厂技改工程接入系统方案暂时考虑如下：不增加220kV出线，即某电厂技改工程投产后，总共1800MW机组的电力仍只通过4回220kV线路送出。对于某电厂技改1×600MW机组工程，有如下问题需要引起注意：（1）某广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告电厂现有升压站的220kV母线的载流量以及相关的断路器、隔离刀的容量是否满足技改后的要求，需要进行校核，对不满足要求的设备必须进行更换；（2）某电厂大量电力送出后，有可能造成广州南部局部电网出现“卡脖子”的现象，从而需要对广州南部电网进行较大规模的调整和改造；（3）如果某电厂需要增加220kV出线，由于线路走廊非常紧张的原因，可能有相当长的一段线路要走地下电缆，导致电厂送出工程投资比较巨大。本工程目前的接入系统方案只是初步设想，详细的电厂接入系统方案将在本工程立项后，在进行电厂接入系统设计专题中再作进一步的论证。电厂接入系统方案示意图见图F0133G-X03。2.6送出工程项目及投资估算由于本工程暂不考虑增加电厂出线，因此没有电厂送出工程项目。第三章建厂条件3.1厂址概况3.1.1厂址地理位置某电厂位于某口西岸，广州南沙经济技术开发区内。广州南沙经济技术开发区位于广州市番禺区的东南部，地处某出海口水道西岸，循水陆距香港38nmile，距澳门41nmile，陆路距广州54km，东与东莞市虎门镇隔海相望，西与中山市、顺德市接壤，处于穗港澳金三角的中心位置，正处建设中的穗港澳高速公路的交汇处，是某三角洲对外沟通的重要中转枢纽，及连结某三角洲东西两翼各县市和港澳地区的客货运中心。某电厂面临某，隔江约3km与东莞市虎门镇相望，南距南沙镇约8km，北距番禺区中心约25km，距广州洛溪大桥1约43km；电厂得天独厚的地理位置为电厂的燃料运输，重件运输等带来方便。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告南沙开发的基本构想是：围绕将广州建设成为最适宜创业发展和生活居住的现代化中心城市这一目标，充分利用南沙地区优越的自然条件、深水岸线，以原南沙经济技术开发区为基础，形成南临伶仃洋、北至黄阁镇的大南沙开发范围，通过高起点规划、高标准建设，将南沙地区开发建设成为产业布局合理、经济辐射能力强、基础设施配套、自然环境优美的现代化生态型新城区。根据广州南沙经济技术开发区的规划，电厂下游约2km将建成深水港码头、对外工业加工区、保税加工区，电厂西面6km焦门水道岸区建西部工业区，电厂西北焦门窖沿岸建沙螺湾工业区及若干商住区等，经过厂址的西面和南面将建成宽46.5米的环岛路（即是环市大道，已经施工到本厂址地段）。3.1.2建设场地概况本期电厂建设占用原某电厂的附属建、构筑用地，即某电厂的固定端。用地西侧为某电厂1～4＃机组（已建成投产）。场地显三角形，约占地约9.5hm2。某电厂厂外还有一些用地可作为附属建筑区和净水站，占地约2.1hm2。厂内场地目前是某电厂的附属区，必须拆除新建，厂外场地目前为某电厂施工生活区，有一些临时建筑必须拆除。3.1.3交通运输条件经过某一、二期工程建设和南沙经济开发区几年来的发展,目前厂区附近水陆交通十分方便,能够满足建厂对燃料、建筑材料、重件设备、生产辅料、油品等运输需要。（1）水路运输某电厂处于河网地区,水运四通八达，水路距黄埔新港约33km,距虎门5km。南沙有深水港9~15米的深水海岸线长达7公里，具备建设深水泊位码头的条件，现在南沙已有2个万吨级和2个2.5万吨级的泊位和一个联合客运码头。就电厂本身而言，厂址面临某,电厂现有的3.5万吨级煤码头设在蒲州水道西侧即厂址东南侧500m处,该河段宽约800m,中间深槽水深达30m,风平浪静,回淤较小,河岸稳定,具有良好的深水港条件,原有重件码头位于原煤码头中间和油品油库之间。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告（2）陆路运输联接某口东西两地的交通捷径-----虎门汽车渡轮码头已经建成使用。地处广州—深圳—珠海高速公路交叉点、横跨某出海口的虎门大桥已在1997年竣工通车；现规划在某西岸建设一座焦门大桥，以联接港、珠公路东线，在南岸将建一座沙埔大桥和南横大桥，与今后发展的前湾工业区联接，在北岸将建设一座焦门窑二桥以联接新市公路，以后还会建设南（沙）广（州）轻便铁路。自南沙码头至番禺区的公路于1989年通车,该公路可通过汽-20,拖-100级汽车,混凝土路面,18m路宽。一、二期进厂公路与轮渡公路连接,全长2.4km,为7m宽的混凝土路面;厂址的西面至南面即将建成宽60m的环岛公路，厂址外部交通十分便利。（3）重件、大件运输600MW超临界国产机组重大件尺寸和重件可参考下表：广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告项目外形尺寸运输重量发电机定子10.52m×4.02m×4.435m340t（包装）320t（未包装）炉汽包无主变压器待定450t（总重）发电机转子11.242m×2.14m×2.17m66t（未包装）低压转子8.2m×4.4m×4.6m73t（包装）67t（未包装）高中压缸上半6.65m×4.2m×2.3m40t（包装）34t（未包装）高中压缸下半7.65m×4.2m×2.8m44t（包装）38t（未包装）凝汽器壳体散件包装装置包装10.924m×3.716m×0.520m30t未包装10.924m×3.716m×0.520m27.4t管板包装装置包装5.428m×3.346m×0.620m14t未包装5.283m×3.200m×0.160m12.5t隔板包装装置包装5.558m×3.296m×0.885m31t未包装5.410m×3.150m×0.224m29.5t除氧器￠3m,13m长30t除氧器水箱￠3652m,36m长96t大板梁25.7m×1.4m×4m102t广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告某电厂的重件码头曾经停靠最重件为219t，本项目的超重件运输可以借助南沙港上岸，据了解,从南沙港至电厂有新建成的环岛路（道路红线宽60m）连接，之间没有桥梁，重件运输很方便。鉴于目前南沙区域公路运输很方便，现阶段暂时不考虑采用某电厂重件码头运输超重件。3.2水文气象3.2.1水文条件电厂位于番禺区坦头村,临某虎门水道西岸。虎门水道是弱潮河口,潮汐属不正规半日潮型,潮汐不等现象显著。落潮历时略长于涨潮历时,年涨潮总量比年迳流总量大,潮流作用强于河道迳流。在冬季枯水期,大潮时河流渗混现象显著,水温和含氯度沿施测垂线没有明显的垂直分层变化现象,实测含氯度变幅在0.4‰～9.9‰之间。水中含砂量少,厂址附近河床底质以淤泥为主,多年海图比较河槽淤积不大,岸线稳定。厂址水文特征统计是用厂址附近的大虎站资料，用该站资料统计的特证值如下:多年平均高潮位:0.63m(某基面,下同)多年平均低潮位:-0.95m历年最高高潮位:2.55m(1993年)历年最低低潮位:-1.88m(1991年)历年最大潮差:3.36m多年平均潮差:1.57m多年平均涨潮历时:5小时45分多年平均落潮历时:6小时49分涨潮实测断面平均流速最大值:0.90m/s(1988年3月)落潮实测断面平均流速最大值:0.95m/s(1988年3月)涨潮实测断面平均含沙量最大:0.41kg/m3(1979年3月)设计潮位是使用南沙站的长系列资料进行分析计算，得设计值再查南沙与大虎的相关线得设计值：P=1%设计高潮位:2.93mP=97%设计低潮位:-2.30m广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告水温设计值是使用电厂的1998～2002年的记录资料统计而得：P=10%日平均表层水温:T=31.3℃(1998～2002年7～9月)多年最高海水水温34.0℃多年最低海水水温14.0℃累年逐月平均海水水温统计表（℃）(1998~2002年)月份123456789101112全年平均17.317.319.924.026.828.729.430.329.428.024.520.524.63.2.2气象厂址附近没有气象站,以距厂址西北约25km的番禺区气象站为参证站该站是国家基本站点,以该站(1960～2001)资料统计，得气象要素特征值如下:累年逐月平均大气温度统计表（℃）(1960~2001年)月份123456789101112全年平均13.814.718.122.125.627.428.628.527.124.119.715.522.1最高27.529.132.233.035.836.737.537.536.834.432.629.237.5最低-0.41.03.08.314.917.821.621.316.57.74.10.7-0.4极端最高气温37.5℃极端最低气温-0.4℃多年逐月平均相对湿度表(%)(1960～2001年)月份123456789101112全年相对湿度(%)73808485868683838175717080累年逐月平均气压统计表（hPa）(1960～2001年)月份123456全年平均1019.91018.31015.31012.01008.11004.91012.2广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告月份789101112平均1004.21004.21008.21013.71017.31020.2多年最高气压（hPa）：1034.2多年最低气压（hPa）：976.9累年逐月平均降雨量表(mm)(1960～2001年)月份123456789101112全年平均39.157.072.1188.7252.8252.3228.9224.7178.974.339.229.91637.7多年平均降雨量1637.7mm多年年最大降雨量2652.5mm多年年最小降雨量1030.1mm多年日最大降雨量374.8mm多年1小时最大降雨量90.2mm多年10分钟最大降雨量30.6mm多年年平均雷暴日数为80d累年逐月十分钟平均风速(m/s)月份123456789101112全年平均风速2.22.32.32.32.32.32.52.12.12.12.12.02.2极大风速大于40m/s10m高10min平均风速30年一遇设计风速为：34.5m/s10m高10min平均风速50年一遇设计风速为：37.3m/s多年平均风速:2.4m/s历年最大风速:24m/s多年平均年蒸发量:1651.8mm多年平均相对湿度:81%历年最小相对湿度:8%多年平均日照数:1929.5h广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告下图为番禺站多年风向频率玫瑰图。附图：番禺站多年风向频率玫瑰图3.3区域地质与工程地质3.3.1厂址的区域地质概况某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目厂址位于某三角洲冲积平原，主要地层岩石为第四系海陆交互相沉积层、第三系地层和燕山三期花岗岩，根据区域地质构造资料，通过厂址附近的主要区域性断裂构造有：高要～惠来深断裂带、河源深断裂带、紫金～博罗大断裂和沙湾大断裂，详见图3.3.l区域地质构造图。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告（1）高要～惠来深断裂带：分布于罗定、高要、广州、惠阳、海丰、惠来一线，往东插入台湾浅滩。该深断裂带由东西走向的冲断裂、潜伏基底断裂组成，单条长10～100km，伴随有片理、片麻理、硅化破碎、糜棱岩化带的广泛发育，宽几十米至几百米，并有中、新生代酸性、碱性岩浆的多次喷溢、侵入和构造盆地的发育，还有不同时代褶皱带、隆起、拗陷带的定向分布，出露不连续。厂址处于该构造带的中段，主要断裂为远离厂址的罗浮山断裂，在厂址附近的构造迹象隐伏于第四系地层之下，未发现断裂构造。（2）河源深断裂带：在广东境内波状延长约400km，宽约20～30km，该断裂带形成于印支期，此后活动频繁，是一条多次活动的构造岩浆活动带，以燕山期活动最为剧烈，沿断裂带中、新生代陆相盆地作线状排列，喜马拉雅期以来，沿该断裂所发生的地震主要在该断裂带中段的河源～新丰江一带，厂址处于该构造带的南西段，主要断裂为远离厂址的东莞断裂和中山温泉断裂，在厂址附近的构造迹象隐伏于第四系地层之下，未发现断裂构造。（3）紫金～博罗大断裂：夹持于河源、莲花山深断裂带之间，位于五华、紫金、博罗、东莞一带，呈北东向延伸，长约300km，由紫金～博罗断裂和樟木头断裂组成，单条长在200km以上；它控制了燕山期花岗岩体的分布，复又切割了它们。地层普遍发育糜棱岩化、角砾岩化、硅化、片理化，宽10～15m，全新世以来未有活动反映，靠近厂址的南西端位于厂址南东方向约8km处。（4）沙湾大断裂：为北西向断裂，北起花县白坭，经平洲、沙湾至蕉门口入海，全长近100km。该断裂在厂址南西面，距离厂址约7km。3.3.2厂址区域稳定性及抗震设防烈度厂址区域虽然有高要～惠来深断裂带和河源深断裂带通过，但上述深断裂带中的主要断裂远离厂址位置，厂址周围2km范围内未发现断裂构造，根据《某电厂、粤中电厂厂址近区地质调查报告书》（1987.8广东省地质科学研究所）及“1：20万广州市幅地质图”，厂址场地未发现断裂构造（详见图3.3.1区域地质构造图)，场地内地层（详见图3.3.2:厂址区域地质图)未发现受附近断裂影响而产生的构造岩化现象，厂址位置可建电厂。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告根据《中国地震动蜂值加速度区划图》(GB18306-2001)，厂址均位于设计基本地震加速度值为0.10g区，根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)，厂址的抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告3.3.3厂址的工程地质条件及岩土工程分析与评价厂址位于某三角洲冲积平原，地形平坦，场地主要地层岩石为第四系海陆交互相沉积层（Qdmal）和燕山三期花岗岩（gy3），根据附近其它工程项目的勘测资料，可划分为上、中、下三部分，上部主要为人工填土、淤泥及淤泥质土，厚度约10.00～27.50m，属软弱土层，不适宜直接作为地基持力层，需进行地基处理；中部主要为可塑～硬塑粘性土和中密～密实砂土，厚度约5.00～15.00m，底面埋深约20～32m，局部夹有淤泥质土等软土层；下部主要为全风化至微风化花岗岩层。大部分建筑物需采用桩基础，主要建筑物宜用中等风化、微风化岩层作桩端持力层，附属建（构）筑物可用残积土、全风化及强风化岩层作桩端持力层；若考虑采用上部的软弱土层作为某些荷载较轻的附属建（构）筑物的基础持力层，需对上部的软弱土层进行地基处理，经检测合格后才能使用。厂址场地地下水以潜水型地下水为主，主要埋藏于第四系土层孔隙及燕山三期花岗岩裂隙中，与某水有较密切的水力联系。3.3.4结论与建议(1)厂址周围2km范围内未发现深大断裂构造，场地内未发现断裂构造，场地内地层未发现受附近断裂影响而产生的构造岩化现象，厂址位置可建电厂；(2)根据《建筑抗震设计规范》(GB50011-2001)，厂址的抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g；(3)大部分建筑物需采用桩基础，主要建筑物宜用中等风化、微风化岩层作桩端持力层，附属建（构）筑物可用残积土、全风化及强风化岩层作桩端持力层；若考虑采用上部的软弱土层作为某些荷载较轻的附属建（构）筑物的基础持力层，需对上部的软弱土层进行地基处理，经检测合格后才能使用；建议下一阶段对砂土液化作进一步分析评价；（4）厂址场地地下水以潜水型地下水为主，主要埋藏于第四系土层孔隙及燕山三期花岗岩裂隙中，与某水有较密切的水力联系。建议下一阶段对地下水的腐蚀性作进一步分析。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告3.4水源电厂供水水源包括循环冷却水供水水源(海水)和淡水供水水源两部分。3.4.1循环冷却水水源(海水)某电厂位于某下游虎门水道右岸,循环冷却水取自虎门水道狮子洋河水。虎门水道年涨潮总量比年径流量大,潮流作用强于河川迳流,具有潮汐(潮流)占优势的潮流型河口特征。由于狮子洋迳流量、潮流量大,下游又为水面宽阔的伶仃洋,对电厂温排水的扩散极为有利,厂址前沿河道水深在10m以上,为电厂取深层低温水提供了有利条件。1998年，在规划建设某电厂三期工程（2×600MW燃煤机组）时，曾委托广东省水利水电科学研究所进行2×600MW燃煤机组冷却水工程的数学模拟计算和物理模型试验原水工模型试验成果可以借鉴。根据广东省水利水电科学研究所《某电厂三期冷却水工程数学模拟计算研究》及《某电厂三期工程冷却水工程物模试验研究报告》,得出如下结论意见:a.当某电厂一、二、三期工程排水流量合计为100m3/s时,3℃以上瞬时温升面积不超过0.15km2,不会对环境产生严重的热污染。b.三期电厂满负荷运行仅使一、二期电厂取水温度升高0.1℃(短路温升),若再考虑电厂三期远区热量回归引起的温升(估计0.2℃),总的影响约为0.3℃。c.当电厂一、二、三期满负荷运行时(流量100m3/s),在考虑远区热量积累效应情况下，一、二期取水的瞬时最大温升为1.4℃,全潮平均0.9℃,三期取水温升瞬时最大1.1℃,全潮平均0.8℃。若以P=10%自然水温30.8℃考虑,最终容量时（4×300MW+2×600MW）电厂最高取水温度均在33℃以下。d.虎门水道潮流量大，上下水流畅，水面宽阔，流场的输运和扩散能力强，温排水注入的热量消散快，故对水环境的热影响程度和范围都较小。从冷却水总体情况看,电厂三期工程的几种取排水口布置方案都是可行的。具体布置时应充分体现深取浅排的特性,尽量避免热水短路。综上所述,某电厂河段在满足电厂现有一、二期工程4×300MW机组(循环水43.68m3/s)的基础上,尚可满足原拟再扩建2×600MW机组(循环水47.96m3/s广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告)取排水的要求。原规划建设某三期2×600MW燃煤机组的场地现已改为建油库和建设某天然气电厂2×350MW级燃气联合循环发电机组并考虑再扩建两台同类型发电机组(4台机组循环水量共约为30.92m3/s)。从取排水工程和温排水扩散条件上看,只要体现“深取浅排”原则,循环冷却水供水条件是可行的。3.4.2淡水供水水源原某电厂一、二期工程淡水水源有两个水源系统:一是由番禺区自来水系统向某电厂供自来水15000m3/d,最大时流量900m3/h。二是建蕉门窖半成品水厂(即南沙水厂),从蕉门窖水道取水,经沉淀预处理后抽升至距电厂约2km的大坑水库调蓄,水库库容为60万m3。大坑水库向电厂供水能力仍为15000m3/d。考虑到蕉门窖的水质在每年枯季时(年最大连续不可取水天数不大于5天)易受咸潮影响问题,为可靠起见,工程设计还考虑了从自来水系统经蕉门窖半成品水厂向水库供水的措施,上述各项供水配套设施均已在电厂一期工程时建成,且已投入供水运行。某电厂一、二期工程投入运行后,4×300MW机组淡水用量实际不超过12000m3/d,也就是说在自来水与大坑水库的供水能力2×15000m3/d中,尚有18000m3/d余量。因此,对于建设1×600MW机组工程淡水用量，完全可利用现有的淡水水源中供给,充分利用已有的供水能力,发挥其经济效益。3.5贮灰场某电厂一、二期贮灰场位于厂址西南方向约5千米的板头村附近，为三面环山的山谷，谷底地势比较平坦，自然地面标高约在5~15米之间。谷底以上为山坡地带，周围山顶标高在95~130米之间，可形成较大的贮灰场。某电厂一、二期4×300MW机组原设计为采用干除灰系统，干灰场采用分期分块堆放的方式原设计将贮灰场分成南北两区域。一期工程先堆南区，南区灰场占地面积15．5平方千米，最终堆灰标高70米，相应库容320×104m3，可满足4×300MW机组贮灰约11年。北区为灰场第二期工程，占地5．5×104m3，最终堆灰标高70m，相应库容为740×104m3，此时灰场总库容为1060×104m3，可满足4广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告×300MW机组贮灰36年。某电厂一期工程#1、#2发电机组分别于1993年4月、11月投产发电，至1997年初二期工程2×300MW机组投入运行，则4×300MW机组全部建成投产，其灰渣运往板头贮灰场堆放。由于电厂除灰采用干除灰，粗、细灰分离，对粉煤灰的综合利用创造了有利的条件。同时随着改革开放和经济建设的发展，促使电厂的煤灰得到了充分的利用，并且在厂内建了干灰库，直接装车外运。据了解目前电厂煤灰利用率达到了百分之百，甚至连贮灰场里堆放的灰也已挖出利用，因此相应提高了灰场的堆灰年限。本技改项目1×600MW机组的除灰渣系统仍按在厂区内直接外运综合利用考虑，板头灰场可作为非正常情况下的临时堆置场地。第四章燃料4.1燃料种类、来源某电厂燃用国内神府东胜烟煤，0号轻柴油点火助燃。本技改项目机组设计煤种仍按神府东胜烟煤考虑，点火助燃油仍采用轻油，与电厂现有燃料一致，以利于采购及堆运。4.1.1神府东胜矿区概况神府东胜矿区位于我国内蒙中部包头市黄河以南东胜地区,以及陕西北部的榆林、神木和府谷地区。整个矿区面积为37000km2,属世界上七大煤田之一,由神华公司负责经营,矿区在地质上属朱罗纪煤田,煤田埋藏较浅,平缓约1°~2°倾斜,可进行露天开采或斜井开采。矿区地质总储量为239.3×109t,远景储量则高达6000~10000×109t,煤种主要为长焰煤,不粘煤,弱粘煤,属低灰、低硫、高挥发份、高发热值烟煤。是国内近数十年来勘探发现的储量最大的成片煤田。矿区一期工程(1990年)完工后形成年生产能力为10×106t;二期工程(1997年)完工后年生产能力达到30×106t;三期工程建设规模为年生产能力为30×106t,预计2005年完工后,年总生产能力为60×106t。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告神府东胜矿区大型矿井储量见表4.1-1。表4.1-1神府东胜矿区大型矿井储量矿井名称开采方式矿区储量(106t)服务年限地质储量可采储量柠条塔矿井平硐1013.67709.5790柠条塔露天矿露天4287.15407.2753榆家梁矿井斜井460.00322.0087沙沟岔矿井斜井317.80222.4683神府东胜矿区中、小型矿井储量见表4.1-2。表4.1-2神府东胜矿区中小型矿井储量序号矿井名称保有地质储量(106t)备注1李家畔矿30.672后石圪台矿721.573瓷窑湾矿60.234郭家湾矿48.665哈拉沟矿62.726前石畔矿72.497神树塔矿93.758其他矿井4832.97合计5923.06目前正在生产以及拟建的大、中、小煤窑的生产和建设规模见表4.1-3。表4.1-3矿井生产能力矿区矿井名称生产能力(104t/a)备注广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告一期二期三期1986-19921993-20002001-2010榆家梁矿井303060神府中小型矿小计3728071500神府大型矿合计12012603240神府区总计63223674740包括乡镇小煤窑东胜中小型矿合计201201450东胜大型矿合计2407501240东胜区总计4419511690神府东胜矿区总计107333186430神府东胜矿区的储煤为优质烟煤，且储量丰富，某电厂现有4台机组一直燃用神府东胜煤，多年来已形成了成熟、畅通的市场采购渠道，可再满足本技改项目新增124.69×104t/a燃用煤的需要。4.1.2点火助燃油来源点火助燃用0号轻柴油拟由电厂现有油灌区供给。紧邻的广州控股公司属下的南沙油库设有8个10000m3轻油罐，本技改项目锅炉的点火助燃用油供应有可靠保障。4.1.3脱硫剂石灰石来源某电厂4台300MW机组正进行脱硫改造，采用湿法脱硫工艺。本技改项目也拟采用湿法脱硫工艺，所需的脱硫剂石灰石可与300MW机组一起采购，并可5台机组共建一个石灰石磨碎系统，以减少投资，节省占地，减少污染。4.2煤的品质及耗量4.2.1煤质广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告某电厂燃用的煤以神府东胜煤为设计煤种,煤质分析资料见表4.1-1。表4.1-1煤质分析资料序号项目符号单位设计煤种1燃料品种神府东胜烟煤2工业分析收到基全水分Mar%11.69空干基水分Minh%8.00收到基灰分Aar%11.00干燥无灰基挥发分Vdaf%32.00收到基低位发热量Qar.net.pMJ/kg23.844Qar.net.pkcal/kg56953元素分析收到基碳Car%63.10收到基氢Har%3.58收到基氧Oar%9.21收到基氮Nar%0.90收到基硫Sar%0.524可磨指数哈氏可磨指数HGI/5磨损指数Ke/6灰熔融性变形温度DT℃1060软化温度ST℃1110流动温度FT℃1300煤粒度:神府东胜煤0~250mm占90%，250~300mm占10%。4.2.2耗煤量广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告某电厂本期工程1×600MW燃煤量见表4.2-1。表4.2-11×600MW机组耗煤量机组容量数值项目1×600MW设计煤种神府东胜煤小时耗煤量t/h226.71日耗煤量t/d4534.2年耗煤量104t/a124.69注:日耗煤量按20h，年耗煤量按5500h计。4.3燃料运输4.3.1原产煤区向港口运输的铁路、年运输能力及远景规划（1）北线第一大通道承担山西、内蒙古西部、陕西神府地区煤炭外运的铁路，包括包神线、京包线、丰沙大线、大秦线、京山线和京秦线。包神铁路172km于1989年建成，目前运输能力已达1600×104t/a，京包线832km，煤炭运输能力已达6500×104t/a，京秦线全长286km，运输能力已达7800×104t/a，大秦线全长653km，运输能力已达7000×104t/a。（2）南线第二大通道南线第二大通道包括包神线和神黄线。神朔铁路270km于1996年建成投入试运营，2000年底已建成电气化，运输能力已达4000×104t/a；朔黄铁路2001年9月底黄骅港全线贯通，全长588km。神朔铁路、朔黄铁路合称神黄铁路，是我国西煤东运第二大通道。（3）向某电厂供煤的港口年吞吐能力及远景规划。可以向某电厂提供神府东煤的港口包括：天津港、秦皇岛港和黄骅港等。秦皇岛港煤炭输出能力已达1×108吨。黄骅港位于河北省沧州市以东约90km的渤海之滨，漳卫新河与宣惠河交汇的大河口以北海域。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告黄骅港是与神黄铁路配套建设的现代化大港，是“西煤东运”第二条大通道的出海口。通过优化设计和加快控制工程的建设，于2001年底建成投产，比国家批准工期提前三年。一期工程建设规模为：建设2个50kt和1个35kt吨级的泊位及与之相配套的港池、航道、堆场、铁路、设备等工程项目，设计年外运煤炭3000×104t。主要建设内容包括2个50kt和1个3.5kt级的泊位，港内铁路20.5km，航道32km，堆场380000m2（堆煤能力为237×104t）,大型机械设备13台，2.2m宽的带式输送机12km，以及供水、供电、环保等配套设施。4.3.2黄骅港至某发电厂的海运距离、船型及航路气象影响。海运距离：1150海里；运煤船型：3.5~5万吨；航路气象影响：10%。本技改项目燃煤与某电厂现有机组燃煤一致，均先经铁路，再通过5×104t船海运，抵达电厂煤码头，直接卸入煤场，不需转运，燃料运输条件好。第五章工程设想5.1电厂建设的规模、进度的初步设想5.1.1电厂的建设规模厂网分离、竟价上网的改革政策，促使发电设备总的发展趋势向大容量、高参数、高效率、低污染、高可靠性、负荷适应性、经济性、自动化方向发展。综合考虑某电厂厂区内经过整合后的场地条件，燃料供应、供水、环保、主设备供货状况及电力送出等建设条件，以及电力预测、电力市场的消纳能力，本项目拟建设1台600MW等级燃煤脱硫机组。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告由于超临界机组的最大优势是能够大幅度提高循环效率，即能提高能量转换效率，降低发电煤耗。据统计，超临界机组可比同等级的压临界机组煤耗降低15%以上，热效率提高4.7%，显示出明显的经济效益。随着金属材料工业的发展，超临界机组逐渐成为主力发电机组。中国从90年代以来开始引进超临界机组，以上海石洞口第二电厂引进600MW超临界机组为代表的几个电厂的投运，为实现超临界机组的国产化提供了良好的实践条件。目前三大动力集团已承接大量超临界机组订单，将陆续有国产超临界机组投运。本技改项目拟采用国产超临界机组，以便降低发电成本，使机组投运后在竞价上网中处于有利地位。5.1.2建设进度的设想本技改项目1×600MW超临界燃煤脱硫机组建设进度初步设想如下：2004年6月：主厂房开工；2007年6月：机组投产；建设工期为36个月，未包含辅助公用设施先建后拆时间，辅助公用设施的搬迁可先于主体工程提前实施。机组计划于2007年中以前投产，刚好赶上广州电网缺电高峰期，对缓解广州电网电力供应紧缺起到一定的作用。业主应充分利用自身积累的、丰富的大机组建设经验，精心策划组织，尽量缩短建设期，使本技改项目早日投产，争取最大效益。5.2主设备的初步选型随着国民经济飞速发展和改革的不断深入，人们对电力的需求越来越大，全国已经出现了电力需求增加的局面，并面临着一次能源的进一步紧张和短缺以及越来越高的环境要求双重压力，进而对电厂机组的运行要求也越来越高。为提高电厂的经济性，减少环境污染，适应电网及电力系统的调峰要求，在机组选型时应考虑选用技术经济指标先进、质量可靠、建设周期短和价格合理的机组。而高效超临界机组，比亚临界机组具有更好的热经济性，是早已商业化的成熟先进技术。因此，某电厂技改增容项目宜选用超临界机组。根据某电厂提供的煤质资料，机组锅炉燃用的设计煤种为神府东胜煤，广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告暂不考虑校核煤种，机组可采用中速磨煤机直吹式制粉系统。某电厂地处南方，气候适宜，根据《火力发电厂设计技术规程》的规定，锅炉宜采用露天或半露天布置，锅炉运转层不设大平台（即岛式布置），采用一机一炉单元制系统。主机型式及参数如下：5.2.1主机技术参数（1）锅炉主要技术规范型式：超临界参数变压直流炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉或塔式锅炉。水冷壁系统：下炉膛螺旋管圈水冷壁和上炉膛垂直管水冷壁的组合方式燃烧方式：燃烧器采用四角或对冲布置启动系统：带内置式分离器的启动系统再热汽调温方式：烟气挡板调节加事故喷水调温空气预热器：容克式三分仓不投油最低稳燃负荷：≤30％锅炉B-MCR工况主要技术参数如下：项目单位数值最大连续蒸发量t/h1900(**)过热器出口压力MPa(g)24.2过热器出口温度℃566再热蒸汽流量t/h1604.29再热器进口压力MPa(g)4.814再热器进口温度℃323再热器出口压力MPa(g)4.332再热器出口温度℃566给水温度℃283.9空预器出口排烟温度（修正前）℃132.8空预器出口排烟温度（修正后）℃127.8锅炉效率（低位发热量）%≥93广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告说明：（1）不同制造厂数值不同，根据中标厂家最终确定。（2）最后根据汽轮机最大进汽能力确定，其值与VWO工况相同。（2）汽轮机主要技术规范型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式铭牌功率：600MW转速：3000r/min凝汽器平均压力：5.88kPa(a)回热系统：三级高加、四级低加、一级除氧保证热耗：7560kJ／kW.h（THA工况）汽轮机VWO工况主要技术参数如下：项目单位数值功率MW661.876主蒸汽流量t/h1900主汽门前蒸汽压力MPa(a)24.2主汽门前蒸汽温度℃566再热蒸汽流量t/h1604.29高压缸排汽压力MPa(a)4.814高压缸排汽温度℃323中联门前蒸汽压力MPa(a)4.332中联门前蒸汽温度℃566说明：不同制造厂数值不同，根据中标厂家最终确定。（3）发电机主要技术规范额定容量:670MVA额定功率:600MW额定电压:22kV功率因素:0.9(滞后)广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告额定转速:3000r/min频率:50Hz励磁方式:静态自并励磁冷却方式:水、氢、氢保证效率:＞98.8%5.3电厂总平面布置5.3.1老厂总平面布置某电厂现有机组总容量4×300MW燃煤机组,总平面布置为典型的三列式布置,即由北至南分别为:煤码头及煤场、主厂房、升压站。主厂房固定端朝东。本技改项目建设场地位于一、二期厂区固定端，靠近用地边界线的三角地。5.3.2厂区总平面布置的原则1.工艺流程合理。2.贯彻节约用地的原则，充分利用厂内现有场地，充分依托老厂；3.尽量减少对现有设施进行改动或搬迁，且均不影响原老厂的正常运行；4.处理好新厂区和原厂区的关系，在新厂建设期间，避免或尽量减少施工、安装对老厂的干扰，以利于老厂的安全运行。5.3.3本期厂区总平面布置初步设想方案一：本方案布置时先考虑分为几大功能区。主厂房区：布置在原某电厂1、2号机组的固定端，占用原厂区的辅助生产区，主要包括热焊车间、金工车间、综合维修楼、材料库、危险品库、材料棚库、材料油库、汽车库、消防车库、燃料分场办公室、制氢站、化水车间、生产行政办公楼、食堂、传达室，都需要拆除。厂前区：布置在环岛路北侧，主厂房区的南侧。辅助生产区：主要是与主厂房联系紧密的部分放在主厂房的东侧。遵从将来建设备品备件物流中心的理念，辅助生产区的材料库、金工、维修车间等厂区外，环岛路的南面空地上，邻近还布置了净水站。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告输煤系统在原有系统上扩建，改造两个尾部小室为转运站，然后利用煤场的绿化隔离带布置运输栈桥，某电厂现有煤码头为3.5万吨，为了满足新增加600MW机组的用煤，煤码头必须扩建为5万吨级，顺延原码头向下游扩建40m。取水口布置在扩建码头下面的深水区，排水口设在取水口的下游，靠近岸边，朝向向下游水流方向。方案一的主厂房与原某电厂1到4号机组朝向一致，采用较常规燃煤机组的布置形式，主厂房布置在场地中部，烟囱向北，A排向南，脱硫设施建在烟囱的北侧，升压站利用原来老厂的设施，不再扩建。煤场与主厂房之间用输煤栈桥联系，输煤栈桥从在主厂房的东侧接入。在锅炉的东侧新建1个渣仓，2个灰库。气化风机房在灰库旁边。主厂房的集控楼与汽机房相接，并将生产办公楼与集控楼合为一体。电除尘器的控制楼建在电除尘器的东面，功能上包括电除尘的控制室、配电室和厂房空压机房。化水车间和制氢站拆除前先建在脱硫场地的东侧，且制氢站在化水车间的东侧，远离主厂房区。循环水泵房在紧靠原来循环水泵房的下游扩建，循环水加药间在其旁边。循环水管与输煤栈桥平行布置，取水管和排水管形成上下垂直布置，沿着路边进入主厂房。本期厂区主要出入口设在厂前区的南侧，与环岛路相连接，拆除老厂大门。方案二：同方案一机组布置在原某电厂的固定端。大的功能分区也相同。不同处在于主厂房的布置平行于厂区边界线，并且靠近用地边界，与原某电厂主厂房成一定的角度。此方案虽布置上看起来不用拆除制氢站和老厂的净水站，但机组无施工安装场地，因此，待施工安装时，制氢站和老厂的净水站也很可能难以保存，而且不具备先建后拆的条件。5.3.4两个总平面布置方案比较对比两个方案，方案一与老厂比较协调。方案二与老厂成一角度布置，虽然可能少不用拆除制氢站和净水站，但对投资节约很少，故推荐方案一。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告5.4厂内输煤系统5.4.1电厂输煤系统现状某电厂目前共装有4×300MW机组，4台机组共需燃煤量约262.46×104t/a。电厂设计煤种燃用神府东胜煤。电厂来煤由运煤船运抵达电厂专用煤码头,经卸船机卸下后至码头带式输送机,其后可通过厂内输送系统直接送到煤仓间原煤斗；亦可通过厂内输送系统经斗轮堆取料机卸入煤场堆存，煤场的煤经斗轮堆取料机取出，经带式输送机送至筛碎、输送系统,向主厂房供煤。（1）电厂专用煤码头及设备电厂有一个4万吨级泊位专用煤码头，码头长度为250m，码头上装有2台32吨自行小车式桥式抓斗卸船机，每台卸船机额定出力为1250t/h。(2)煤场及煤场设备贮煤场为露天布置，分成#1、#2贮煤场共4个煤堆,4个煤堆总贮煤量为34×104t。贮煤场设置2台臂长30m,堆料出力1600t/h，取料出力1200t/h的悬臂式斗轮堆取料机(折返式)。其中一台为国产设备，一台为进口设备。(3)带式输送机系统某电厂4´300MW机组有＃1～＃8带式输送机，均为双路布置，煤码头至贮煤场带式输送机带宽为B=1400mm，带速2.5m/s，出力1500~1600t/h。从贮煤场到煤仓间带式输送机带宽为B=1200mm，带速2.5m/s，出力1000~1200t/h。其工艺流程如下：1)煤码头来煤®#1带式输送机®#2带式输送机®#3带式输送机®#5带式输送机®#6带式输送机®概率筛®碎煤机®#7带式输送机®#8带式输送机®原煤斗2)煤码头来煤®#1、#2贮煤场®斗轮堆取料机®#4带式输送机®#5带式输送机®#6带式输送机®概率筛®碎煤机®#7带式输送机®#8带式输送机®原煤斗5.4.2本期燃料输送系统广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告某电厂技改项目建设1´600MW机组，布置在电厂#1机组的固定端一侧。按照某电厂目前现有的条件，经过现场踏勘调查，我们认为可对4´300MW机组的运煤系统的煤码头及贮煤场及其设备进行局部改造后即可兼供1´600MW机组用煤。（1）电厂耗煤量某电厂4×300MW+1×600MW燃煤量见表5.4-1。表5.4-14×300MW+1×600MW机组耗煤量机组容量数值项目4×300MW1×600MW合计设计煤种神府东胜煤设计煤种神府东胜煤小时耗煤量t/h477.2226.71703.91日耗煤量t/d95444534.214078.2年耗煤量104t/a262.46124.69387.15注:日耗煤量按20小时，年耗煤量按5500小时计。（2）电厂专用煤码头及设备可将煤码头长度延长，扩建成一个5万吨级卸煤泊位。在原有2台卸船机的基础上,再增加1台相同型号的卸船机。码头上带式输送机及其栈桥相应延长。（3）煤场及煤场设备贮煤场总贮煤量为34×104t,可满足电厂4×300MW+1×600MW机组约24天燃煤量需要。本期扩建需将斗轮堆取料机改造为折返式和通过式并存的二种型式。（4）带式输送机系统1)方案一：某电厂1´600MW机组采用B=1200mm，带速2.5m/s，出力与斗轮堆取料机取料出力相匹配为1200t/h的带式输送机系统。将贮煤场#4带式输送机尾部小室改为转运站，其工艺流程如下：广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告煤码头来煤®#1、#2贮煤场®斗轮堆取料机（通过式）®#4甲、乙带式输送机®新#301A、B带式输送机®新#302A、B带式输送机®概率筛®碎煤机®新#303A、B带式输送机®新#304A、B带式输送机®600MW机组原煤斗2)方案二：将原系统#5带式输送机及#4转运站进行局部改造,从#4转运站处接出，其工艺流程如下：↗#6带式输送机………4X300MW机组原煤斗#5带式输送机®新#305A、B带式输送机®垂直斗式提升机®概率筛®碎煤机®新#306A、B带式输送机®#新307A、B带式输送机®600MW机组原煤斗结论:方案一作为一个相对独立的输送系统，施工安装时对4´300MW机组的运行影响较少。只需将斗轮堆取料机增加一个通过式功能，即其具有折返式功能，又有通过式功能。增加通过式功能后，煤码头来煤减负荷至1200t/h时可通过其直接送到煤仓间原煤斗。为了系统可靠性，建议将原#1斗轮堆取料机拆除，进口一台斗轮堆取料机。方案二与方案一比较,其施工安装时对原系统运行的影响很大，且系统用垂直斗式提升机（需进口）的技术目前还不成熟，风险较大。二个方案比较:方案一方案二改造内容1.煤码头延长2.更换斗轮堆取料机3.斗轮取料机增加通过式功能4.新建4个转运站5.新建4条胶带机1.煤码头延长2.更换斗轮堆取料机3.进口垂直斗式提升机4.新建2个转运站5.新建3条胶带机6.改造1个转运站及1个输煤栈桥广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告优缺点1.系统控制简单2.安装时对4´300MW机组的运行影响较少3.投资小1.系统控制复杂4.安装时对4´300MW机组的运行影响较大2.投资大推荐采用方案一。运煤系统全部采用程控，煤质采用在线监测系统。5.5供水部分5.5.1循环冷却水系统（1）水源本工程循环冷却水的水源为某口海水。某电厂位于广州市番禺区南沙镇某口区域狮子洋西侧岸边,厂址处河面宽约3km,河中的大虎岛把某分为主航道和次航道,主航道河宽约1.6km,次航道河宽约0.8km,电厂一侧为次航道。某口区域为弱潮河口,潮夕形态属于不正规半日潮。狮子洋水域的径流量和潮流量都较大,下游20km就是水面宽阔的伶仃洋,对电厂的温排水扩散极为有利。厂址前沿河道水深在10m以上,最深处达30m,为电厂分层取水提供了有利条件。（2）水文特征资料千年一遇设计高潮位3.39m(珠基,下同)百年一遇设计高潮位2.93m97%设计低潮位-2.30m海水表层夏季10%水温31.3°C海水平均含沙量0.28kg/m3广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告（3）循环冷却水量本期工程的循环冷却水量见下表：汽机容量(MW)凝汽量(t/h)凝汽器冷却水量(t/h)水-水热交换器冷却水及除灰用水量(t/h)总冷却水量(t/h)600MW120078000(6000)600084000(66000)说明：上表中括号内数字为冬季冷却倍率为50时的冷却水量,无括号数字为夏季冷却倍率为65时的冷却水量或为两种情况下的通用数字。（4）循环冷却水供排水方案及设备选择某电厂现已投运的4×300MW机组的循环冷却水供水方式为直流供水,采用下游深层取水,上游表层排水的取排水布置方式,在与岸线平行的长方形墩式煤码头周边挂预制钢筋混凝土板,形成帷幕挡热墙,对着航道的挂板下部开有进水窗口,使码头下面(下游端150m)成为箱式取水头部,深层水从进水窗口进入箱式取水头部,再沿4条Φ3.0m引水管进入岸边循环水泵房前池。4×300MW共用的排水喇叭口位于煤码头上游200m处,热水自表层排出后沿岸边扩散。设计前所做的物模试验表明,对于某电厂4×300MW加上某三期电厂2×600MW(该项目未上),此取排水方式是可行的。因此本工程1×600MW的取排水布置仍可采用这种方式进行。本工程煤码头需往下游方向扩建40m,取水头部应结合码头的扩建,在延伸部分周边挂板,扩大原有的取水头部,进水窗口的上下缘标高取与原进水窗相同的标高,即分别为-10.0m和-15.0m,再用1条Φ3.6m引水管把深层水引至岸边新建水泵房(在原水泵房的下游侧)前池。本工程排水口的设置存在一定的难度,如放在煤码头上游侧与现4×300MW排水口一起,则排水沟需穿越煤场并与现有的进排水重叠部分的管沟交叉,这在施工上困难较大,而又会影响4×300MW机组的正常运作,但煤码头的下游侧已超出电厂的用地范围,不可能在那里建排水设施,因此只能在正对煤码头扩建段的岸边建表层排水口,让热水紧靠岸边扩散,广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告取排水口间的距离150m,为慎重起见,建议在下一步本工程的可研阶段,按上述布置方案做取排水物理模型试验,以更好掌握本工程的温排水情况并在有必要时修改布置方案。从循环水泵房到主厂房用1条DN3200预应力钢筒混凝土管(循环水泵出水管及进入主厂房部分的循环水管用钢管,内涂耐海水腐蚀涂料加牺牲阳极保护)供水。从主厂房出来的冷却水用钢筒混凝土管排至主厂房外的虹吸井,再用净空3.6×3.6m的钢筋混凝土方涵经岸边喇叭口顺着流向排入狮子洋。取水头部至前池引水管长约180m,预应力钢筒混凝土管总长约400m,排水方涵长约350m。本工程循环水管沟施工需占用原有汽车库﹑金工车间﹑热焊车间﹑危险品库等附属建筑的位置,这些建筑物都需拆除。循环水泵房按本期工程1×600MW机组设计,包括露天滤网间和室内水泵间,共装有2台循环水泵。循环水泵房的主要设备有：1)循环水泵国产立式斜流式水泵,共2台,每台泵的供水量为总需水量的50%,同时运行,单泵流量Q=11.7m3/s,扬程H=16.5m,配YL型电动机2600kW,6kV。2)循环水泵出水阀门采用DN2400液控止回蝶阀,每台泵配置1个,共2个。3)吊车水泵间装设起重量50/10t电动双梁吊车1台,滤网间装设起重量20/5t电动半门架式吊车1台。4)移动式拦污栅清污机2台泵的进水流道入口处均安装拦污栅,共用一台移动式清污机,进水流道宽5500mm。5)旋转滤网循环水泵进水流道拦污栅后各装设侧面进水旋转滤网1台,网板宽度B=3500mm。（5）取﹑排水系统主要建构筑物广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告1)取水头部﹑引水管及前池箱式取水头部布置在煤码头扩建部分下部,由墩式码头周边挂板而成,与原4×300MW取水头部连成一体,预制钢筋混凝土挂板上的进水窗口上下缘标高仍为-10.0和-15.0m。引水管断面为Φ3.6m,可考虑用顶管法施工,水泵房前池可兼作顶管工作井,前池长20m,宽12.8m。2)循环水泵房泵房型式为湿式,下部为吸水室,上部为水泵运行层,装设立式循环水泵2台,泵房内还装有出水阀门、起重设备及排水系统等,水泵房分滤网间和水泵间两部分,滤网间为露天式,水泵间为室内式。泵房总尺寸为长(垂直岸线方向)36.5m,宽(平行岸线方向)28.8m,零米至水泵吸水室底板深约13m,零米以下的施工可以用地下连续墙法。3)循环水管沟冷却水从循环水泵房至主厂房是用一条DN3200预应力钢筒混凝土压力管输送的(进入主厂房部分为钢管),从凝汽器出来的热水先进入虹吸井(长×宽×深=25×9×9m),再通过一条3.6×3.6m的混凝土暗沟自流到岸边排水口。5.5.2工业与生活水系统（1）水源某电厂位于某口狮子洋,因受海水倒灌和咸潮影响,电厂水域的水质不能满足生产生活的用水要求。某电厂一﹑二期4×300MW的淡水有二个水源,一个是番禺区自来水公司的自来水,直接供水至厂内贮水池；另一个是电厂自建的淡水系统,从蕉门水道取水,经简单处理后抽送至电厂外的大坑水库贮存,再送至厂内的净化站处理后进入贮水池,然后由相应设备分别送入工业﹑生活﹑消防管网。这二个水源的设计供水能力都是15000m3/d。（2）工业与生活淡水用量本工程600MW淡水用量如下表(单位:m3/h):序号项目用水量广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告1主厂房302上煤除灰1203化水804环保(包括脱硫)1005空调206生活水107码头208总用水量380说明：年用水量(按5000小时)为130万m3。某电厂的淡水总用量应按一﹑二期4×300MW，LNG电厂4×350MW和本工程600MW的总容量一并考虑，总用水量见下表:序号项目容量用水量（m3/h)备注1一﹑二期4×300MW459实际平均数2LNG一期2×300MW103设计值3LNG二期2×300MW103设计值4本工程600MW380设计值5总用水量1045（3）淡水供水方案本工程600MW机组因用地的需要,将拆除厂区内现有的水处理设施,移至大坑水库坝下的空地重建,拟装设机械搅拌澄清池(每台出力320m3/h)共3台,配套无阀过滤器(每台出力200m3/h)共5台,水库水经澄清过滤处理后进入清水池(1000m3),再经加压泵房送至厂区工业消防水池(用2×DN500管)及LNG工程相应的水池。原有生活水设施同样搬迁到水库坝下空地,广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告由新设施统一向厂区和LNG工程供生活水。上述的配套设施还应有加药间和加氯间。厂区原有的工业消防泵房和水池同样拆除,但为生产需要和便于管理,应在厂区适当位置先建后拆,工业消防水池容量为3000m3。本工程的两个水源可单独或同时使用互为补充。根据本工程的实际情况,可利用回收使用过的淡水和收集雨水设立中水质水源,作厂区绿化和煤场冲洗水之用,以节约淡水。5.6除灰渣系统本工程除灰渣系统按1×600MW机组容量设计。采用灰渣分除系统，即机械除渣与气力干除灰、粗细灰分排系统。灰库按1台炉考虑，干灰主要考虑综合利用。除灰渣系统由以下三部分组成:·飞灰部分：省煤器,电除尘器下干灰，采用气力干式除灰输送系统。设计范围为电除尘器灰斗法兰出口起至灰库出口干、湿灰装车外运止。·锅炉底渣部分：水力除渣输送系统。锅炉渣斗出口起至渣仓出口装车外运止。·石子煤部分：磨煤机下石子煤输送系统采用高压水力喷射器输送到捞渣机，石子煤随底渣至渣仓一起装车外运。5.6.1灰渣量、石子煤量灰渣量、石子煤量见表5.6-1。表5.6-1电厂灰渣量机组容量数值项目1×600MW设计煤种神府东胜煤小时灰渣量t/h24.97广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告小时灰量t/h22.47小时渣量t/h2.49小时石子煤量t/h1.13合计t/h26.1日灰渣量t/d499.4日灰量t/d449.4日渣量t/d49.8日石子煤量t/d22.6合计t/d522年灰渣量104t/a13.73年灰量104t/a12.35年渣量104t/a1.37年石子煤量104t/a0.62合计104t/a14.35说明:以上数值按以下原则进行计算1.日运行按20小时,年运行按5500小时计。2.灰量按灰渣总量90%计。3.渣量按灰渣总量10%计。4.石子煤量按锅炉耗煤量0.5%计。5.电除尘器按四电场考虑,效率99.3%。5.6.2系统方案选择各系统初步按以下方案选择:（1）渣输送系统方案选择广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告1）锅炉底渣部分采用连续排渣方式,渣斗下配刮板捞渣机,每炉设1台捞渣机,捞渣机出口的渣掉进设置于碎渣机下面的渣仓，由汽车运到综合利用用户或运至灰场临时堆放。2）干除灰输送系统：飞灰部分，采用正压浓相气力干式除灰输送系统，厂外采用汽车运输方式。灰库出口设干、湿灰装车外运。省煤器、电除尘器排出的灰，采用干式浓相输送系统,输送至灰库。省煤器、电除尘器灰斗下装设输灰发送器,在每一分支管的始端由空气压缩机提供压缩空气,通过发送器的料位开关程序控制将各灰斗的灰通过一级管道输送至灰库。为便于干灰综合利用,粗细分离,其中电除尘器一电场及省煤器的粗灰送至粗灰库,电除尘器三、四电场的细灰送至细灰库，电除尘器二电场的灰，正常情况下是细灰，输送至细灰库，电除尘器一电场故障时为粗灰，送至粗灰库。本期工程灰库设2个,1粗1细,灰库采用混凝土结构,每个灰库有效容积为2000m3,2个灰库总贮灰天数约3天。各灰库顶部设有除尘器,库底设有加湿搅拌器,干灰装车机,装车机设有排气风机,排气管接至灰库顶部,当装密闭罐车时,灰装入密罐车,气排入灰库。每个粗灰库按2个加湿搅拌器出口,1个干除灰出口考虑,细灰库按1个加湿搅拌器,2个干灰接口考虑,当干灰需综合利用时,则开启干灰装车机,装密闭罐车,干灰运至综合利用厂;当装湿灰时,开启加湿搅拌机,装车外运至灰场堆放。本系统设有专用的空压机房及气化风机房。空压机房内设输送空压机3台，2用1备。仪用空压机2台，1用1备。灰库设有专用的气化风系统。设气化风机房1座,内设3台气化风机,每座灰库运行1台,共运行2台,1用1备。另配有2台电加热器,向系统提供热风，每座灰库运行1台,不设备用。3）石子煤输送系统广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告石子煤部分：磨煤机下石子煤输送系统采用高压水力喷射器输送到捞渣机，与渣一起装车外运的方式。从磨煤机排出的石子煤经石子煤斗,水力喷射器,由高压冲洗水泵将石子煤输送捞渣机，贮存于渣仓，由汽车运至灰场堆放。本系统设有冲洗泵房,内设有高压冲洗水泵及低压冲洗水泵。5.6.3说明根据目前市场情况,灰渣基本上可以全部利用，理由是珠三角和汕头地区的发电厂现阶段灰渣供不应求，尚未全部投产的台山电厂已全部落实灰渣用户，某电厂位于发展迅速的广州地区，外运条件好。本期建设的灰渣输送贮运系统除能满足综合利用要求外,还能将全部灰渣输送至贮灰场。5.7电气部分5.7.1概述某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目是在拆除原某电厂固定端公用系统的场地建设一台600MW超临界燃煤机组。根据系统专业资料，本工程机组以220kV电压等级接入原220kV配电装置。原220kV配电装置有两个备用回路，另有两回线路移至LNG电厂配电装置，共有四个间隔可用。至于本期工程占用那两个间隔，待下阶段进一步确定。由于本期工程是在拆除原公用系统后进行扩建，为不影响原有机组的正常运行，公用系统采用先建后拆的方式，故其电源只能从原有机组引接，本期工程基本上不用考虑公用系统负荷。5.7.2电气主接线本期建设机组容量为1×600MW，发电机与双卷变压器（主变）连接成发-广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告变组单元接线形式接入系统，发电机与主变之间采用离相封闭母线连接，发电机出口不装设断路器，但有可拆连接点。由于公用负荷电源从原有机组引接，故本期工程暂按设一台高压厂用变压器考虑，高厂变接在发电机与主变之间，采用离相封闭母线T接于主封母上。由于电厂与系统连接只有220kV电压，因此启动/备用电源只能取自本厂的220kV升压站，设1台与高厂变一致的启动/备用变。5.7.3高压配电装置本期工程接入原有配电装置，不另建配电装置，但原有配电装置需进行改造，所有出线、分段回路、母联回路及本期主变回路隔离开关、电流互感器及全部母线等需更换，甚至断路器都需更换，要在下一步进行短路电流计算后最后决定。原配电装置为双母线双分段接线，改造时可以分段分母线进行，基本不影响原有机组的正常运行。亦可考虑在现在进厂道路旁建一个新的GIS，从根本上解决现配电装置检修维护工作量大的缺点，同时可利用腾出的地方建办公楼等。5.7.4主要设备布置主变压器和高压厂用工作变呈前后排列布置于主厂房A列柱外，与启动/备用变并排布置。主变压器与发电机之间及高压厂用变压器的高压侧进线均采用离相封闭母线连接，高压厂用变压器的低压侧出线均采用共箱封闭母线连接。5.8化学水处理5.8.1机组概况及设计原则本工程建设1×600MW超临界燃煤机组。发电机冷却方式为水-氢-氢，凝汽器冷却水系统采用海水直流冷却。因拆迁办公楼、化水车间、净水站、制氢站，本工程化水车间、净水站、制氢站需按4×300MW燃煤机组+4×350MW级燃气联合循环机组+1×600MW超临界燃煤机组的总容量先建后拆，新建及改造均不能影响现有4台机组的正常运行。5.8.2锅炉补给水处理（1）水源某电厂锅炉补给水处理系统采用双水源：以大坑水库作为主水源，以自来水作为备用水源，大坑水库水质较好，其悬浮物<30mg/L，溶解固体<200mg/L广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告；自来水水质符合生活饮用水水质标准。水质状况参见表5.8-1~表5.8-2。表5.8-1表5.8-2（2）锅炉补给水处理系统及出水质量根据机组参数及水源水质，锅炉补给水处理拟采用如下系统：净水站（或自来水）→清水池→超滤→超滤水箱→一级反渗透→二级反渗透→反渗透水箱→EDI→除盐水箱→用户。锅炉补给水处理系统的出水质量：硬度：~0μmol/L二氧化硅：<15μg/L（期望值<10μg/L）电导率（25℃）：≤0.2μS/cm（期望值≤0.15μS/cmL）（3）锅炉补给水处理系统出力1）某电厂现有4×300MW机组，锅炉蒸发量1025t/h，机组补水率取2%：1025×2%×4=82t/h；2）扩建4×350MW级燃气联合循环机组，正常补给水量为48t/h；3）扩建1×600MW超临界机组，锅炉最大蒸发量1900t/h，按规程计算补水量：43t/h。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告按以上装机容量，锅炉正常补给水量：173t/h水处理系统出力：209t/h5.8.3凝结水处理系统凝结水处理系统拟设置2×50%的前置过滤器+3×50%高速混床。5.8.4循环冷却水加氯处理为了防止循环冷却水系统的生物附着和生长，保证冷却水系统的热交换效率，拟对循环冷却水系统进行加氯处理。按某电厂现行的方法，采用加工业次氯酸钠对循环冷却水进行处理。5.8.5制氢系统本工程制氢站设2套10Nm3/h的制氢设备，供全厂机组使用。5.9热工自动化控制热工控制的范围将包括1×600MW机组及各辅助生产车间。5.9.1控制方式(1)本工程拟采用炉机电单元集中控制方式。锅炉及其主厂房内的辅助系统、汽机及其辅助系统、发电机—变压器组及厂用电系统、发电机氢油水系统、除氧给水系统等全部集中在单元集控室内监视和控制。集控室与机组运行层在同一标高，4台机组集中一个控制室，拟设在汽机房外侧#2、#3主变之间，电子设备间分散于各台机组。(2)锅炉、汽机控制均由分散控制系统(DCS)完成，发电机—变压器组和厂用电系统的控制和数据采集也进DCS。每台机组由1个单元值班员通过操作员站进行监控，配备1~2个助手共同完成机组的启停操作、正常运行的监控及事故处理。后备控制盘上只保留极少量必要的后备常规仪表和操作设备。每台机组拟设置6台操作员站和2台大屏幕显示器。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告后备监控设备按下列原则配置：·当分散控制系统发生全局性或重大故障时(例如，分散控制系统电源消失、通讯中断、全部操作员站失去功能，以及重要控制站失去控制和保护功能等)，为确保机组紧急安全停机，将设置下列独立于DCS的常规操作手段：总燃料跳闸(MFT)、汽机紧急跳闸、电磁释放阀、汽包事故放水门、汽机真空破坏门、交直流润滑油泵。·后备常规仪表只装设汽包水位、发电机功率、汽机转速、频率表。5.9.2控制水平(1)热工自动化将按机组特点进行设计，以满足机组安全、经济运行的要求。(2)机炉电集中控制的单元机组且有较高的自动化水平，单元值班员在集控室内完成：·在极少量就地操作和巡回检查配合下，实现机组的启停；·机组正常运行工况下监视和调控；·机组异常工况下实现停机和事故处理。(3)分散控制系统的功能覆盖面尽量广，以便信息共享，减少备品备件，便于维护和管理，其功能包括：·数据采集系统(DAS)·模拟量控制系统(MCS)·顺序控制系统(SCS)·锅炉燃烧器管理系统(BMS)·汽机旁路控制系统(TBPC)·汽机电液控制系统(DEH)尽可能采用同一型式的分散控制系统实现。但需在工程设计阶段与汽轮机供应商和DCS供货商讨论确定，以有利于电厂的运行管理、维护和检修。(4)单元机组将采用机炉协调控制，能接受来自中调的自动负荷调度指令信号(AGC)广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告，协调锅炉和汽轮发电机组快速稳定和准确地响应电网负荷变化的要求，充分发挥电网调度自动化系统的效益，提高电网安全、优质、经济运行水平，以适应商业化劳动的需要。(5)每台机组设计一套标志目前发电厂自动化最高水平的机组自起停程序控制系统，以减轻机组起停过程运行人员的劳动强度，防止误操作缩短起动时间，提高电厂的自动化水平。(6)建立一套实时的厂级监控信息系统(SIS)，SIS采集和处理各机组的监控系统、辅助系统的监控系统、电力网络监控系统等的实时数据建立数据库，以便实现实时生产信息监视：厂级生产人员，如厂长、总工、值长等在自己台面显示器，了解到相关生产信息。SIS可以为厂级管理信息系统(MIS)提供必要的生产信息，为实现MIS系统的设备维护功能奠定基础，。SIS还可接受来自中调的全厂负荷指令，经运算后送至各DCS作为各机组的负荷指令，确保在各机组安全运行前提下全厂效率最佳，为降低发电成本、竞价上网，创造条件。(7)建立一套厂级管理信息系统(MIS)，使电厂成为一个具有现代化管理水平的新型电厂。主要功能包括设备及检修管理、运行管理、燃料管理、安全与环保管理、财物管理、人力资源管理、办公自动化等。(8)拟设置一套闭路电视系统。除对汽包水位等进行监视外，还对无人值班的较重要辅助车间或设备、场所进行监视，进一步确保安全。(9)电厂的辅助系统，将按工艺系统的流程特点，按水、灰渣、煤设置控制点，进行集中监控，减少值班员，提高生产率。电厂各个辅助系统将普遍采用可编程控制器(PLC)进行控制，全厂各辅助车间将尽可能采用统一形式的监控系统，减少备品备件品种数量，可以便于维护管理。5.10主厂房布置根据选用机组的特点，按照布置合理，维护方便，运行安全的原则，确定如下布置方式：（1）主厂房布置：主厂房采用钢结构，柱距10米。采用汽机房—除氧加热器间—煤仓间—锅炉房顺列布置方式；广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告（2）炉后区布置：按送风机间－静电除尘器—引风机—烟囱－脱硫装置顺列布置方式；（3）集中控制楼与生产办公楼布置于本期工程锅炉左侧、C排后；5.10.1汽机房的布置汽机房跨距30m，运转层标高13.7m，中间层标高6.4m。汽轮发电机组纵向顺列布置，机头朝向老厂固定端，汽轮发电机中心线距离A排柱中心线15m，0m层左侧设置一检修场，占一个柱距，为汽轮机翻缸，转子检修等创造了条件。运转层开有大面积吊物孔，大件设备从A列柱拖入厂房内，然后由此吊物孔提升到运转层。运转层为主要检修场地。汽机房屋面的高度，按低压上缸起吊高度要求确定.汽机房0m层，机头部分布置凝结水精处理装置、主机油系统设备、水环式真空泵，发电机端布置发电机油、氢、水设备，凝结水泵、闭式循环冷却水泵，在给水泵汽轮机基座下布置给水泵汽轮机油系统设备。汽机房设6.4m中间夹层，汽机房夹层主要布置管道，机头布置高压旁路装置，汽机油系统设备，汽封供汽及汽封加热器等设备，在A排侧布置汽机低压旁路装置等。运转层标高为13.7m，采用大平台结构，以利检修和电缆架空布置，两台汽动给水泵布置在运转层，其中心线距离B排柱中心线5m。给水泵汽轮机机头相对，排汽向下接入主凝汽器中。汽机房设1台起重量为80/20t的桥式起重机，以满足机组检修要求。5.10.2除氧间布置除氧间跨距为9m，除氧间0m层布置1台电动给水泵组，两台汽动给水泵前置泵等。5号低加和6号低加分别布置在除氧间运转层和6.4m中间夹层。1号、2号、3号高加分别布置在除氧间运转层、中间夹层和26m除氧层。除氧层除了布置3号高加外，还布置了除氧器水箱和闭式工业水系统的缓冲水箱。机组两端均设有通往各层的封闭楼梯。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告5.10.3煤仓间与锅炉房的布置煤仓间柱距为10m，跨距为11.5m，共分三层，6台中速磨煤机布置于底层，每台磨占一个柱位，给煤机安装于标高为17m的运转层，为了使运行人员通行和给煤机管理方便，锅炉房运转层标高也定为17m。运转层上是标高为42m的输煤皮带层。磨煤机中心线距离煤仓间C列柱中心线7.5m,能满足磨辊装置翻转、磨辊弹簧加载装置和磨辊研磨套移出所需的空间。并设有过轨吊作为检修设施。考虑到冷、热一次风管及其测量装置、送粉管道和锅炉零米设备运输通道的布置，锅炉炉前B1轴与主厂房D列轴中心线距离定为7m。锅炉采用钢结构炉架露天布置，锅炉底层布置捞渣设备、密封风机等，炉顶设防雨罩。锅炉设一台载重量为1.5t的客货两用电梯。锅炉框架内和炉后布置送风机和一次风机，均为露天布置。炉后依次布置送风机、一次风机、静电除尘器、引风机和钢筋混凝土烟囱。引风机为露天布置。在电除尘器侧布置电除尘器电气控制楼、灰冲洗水泵房及空压机房。脱硫部分布置在烟囱后面。5.10.4集中控制室及锅炉电子设备间设一个集中控制楼，布置于本期工程锅炉左侧、C排后，在土建结构上为独立结构。控制楼分为三层：底层布置柴油发电机、电气低压设备、蓄电池室、二氧化碳气体室、采暖通风设备及化学加药设备等；6.9m层布置电气厂用电设备等；13.7m层布置单元控制室。每层之间均设有电缆夹层。主厂房主要尺寸见表5.2-1。表5.2-1主厂房主要尺寸表序号名称单位数值1主厂房柱距米102主厂房长度米90广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告3主厂房运转层标高M13.74除氧器层标高M265输煤皮带层标高M426炉前及煤仓间运转层标高m177汽机房跨度m308汽机房桥式起重机轨顶标高m26.49汽机房屋架下弦标高m29.210除氧间跨度m911煤仓间跨度m11.512炉前通道m713A排柱至烟囱中心线距离m186.3514烟囱高度m210第六章环境保护6.1电厂所在地区环境的一般现状6.1.1电厂位置某电厂位于某西岸的广州南沙经济开发区南沙镇坦头村,面临某，隔江约3km与东莞市虎门镇相望，南距南沙镇约8km，北距广州洛溪大桥约43km，距番禺区中心约25km。某电厂老厂办公楼、化水车间、净水站、制氢站拆迁后作为本工程600MW超临界燃煤机组的拟建场地。厂址附近以黄山鲁生态林区、上下档横档游览区以及沙螺湾、金洲等居住区、商贸区，属环境空气质量二类区。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告拟建机组排污河段为狮子洋水域，此附近20km以内的江段无饮用水吸水口，属Ⅲ类水质量功能区，污水排放标准应执行《广东省水污染排放限值》（DB44/26-2001）中的第二时段的一级标准。6.1.2电厂所在地区环境概况(1)环境空气质量现状根据《广州某电厂燃气（LNG）联合循环工程环境影响报告书（报批稿）》（国家环境保护总局华南环境科学研究所，2003年6月），对环境空气质量监测结果的分析如下：在7个监测点中，SO2和NO2的小时浓度和日均浓度均未超标；PM10几个监测点超标，分析主要原因为监测范围基本属于城市，道路比较多，目前处于开发基建高潮，修路和运泥车较多，城市管理状况不太好，灰尘较大。(2)水环境质量现状在20km河段内布设的4个水质监测断面中，各断面的PH、SS、溶氧量、五日生化需氧量、氨氮、硫化物、铅、铜、砷均满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类水质标准要求，只有石油类和镉出现了个别超标现象，但分析可能与南海、顺德地带的电镀排放有关。综上所述，拟建机组所在地区环境容量尚好。6.2电厂概况及环境影响初步分析6.2.1电厂规模某电厂现有装机容量4×300MW,其中:一期2×300MW燃煤机组于1993年4月及1993年11月投产发电；二期2×300MW燃煤机组于1996年初及1997年初投产发电；本工程将扩建一台600MW超临界燃煤机组。6.2.2某电厂一、二期工程污染物排放状况某电厂现有两个排放源(一期、二期机组烟囱)，根据广东省环境保护监测中心站为某广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告电厂一期、二期工程编写的建设项目环境保护设施竣工验收监测报告，＃1～＃4机组污染物排放监测结果见表6.2-1、表6.2-2、表6.2-3；电厂于2004年1月6日提供的“珠电全厂污染物排放近期监测结果”见表6.2-4。表6.2-1#1机组污染物排放样品监测项目及分析结果单位:mg/Nm3编号烟尘氮氧化物二氧化硫1101.70147.40729.30270.70150.10743.60379.80154.10832.30459.10151.40780.80562.10146.10757.90平均浓度74.68149.82768.78排放标准2006502100表6.2-2#2机组污染物排放样品监测项目及分析结果单位:mg/Nm3编号烟尘氮氧化物二氧化硫158.00148.70955.20254.60140.701032.50360.90132.70915.20437.80135.301001.00542.60154.10929.50平均浓度50.78142.30966.68排放标准2006502100表6.2-3#3、#4机组污染物监测结果项目#3机组#4机组排放标准除尘器除尘效率%99.3~99.699.4~99.898.5烟尘排放量t/h0.02990.02490.127/0.130烟尘排放浓度mg/Nm325.021.8200广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告二期SO2排放量t/h0.9450.713－一期SO2排放量t/h1.838－全厂SO2排放量t/h3.4966.4496NOx排放浓度mg/Nm3439337650表6.2-4某电厂全厂污染物排放近期监测结果项目数据结果排放标准单位国标省标气SO2823.421001300mg/Nm3烟尘48.4200150mg/Nm3水悬浮物557060mg/LCOD45.910090mg/L石油类0.3955.0mg/LS化物0.021.00.5mg/L注：1．国标：《火电厂污染物排放标准》（GB13223-1996）《污水综合排放标准》（GB8978-1996）2．省标：《广东省大气污染物排放限值》（DB44/27-2001）《广东省水污染物排放限值》（DB44/26-2001）。上述监测结果表明：某电厂＃1～＃4机组目前运行状况良好，污染物排放均满足国家和广东省污染物排放标准。《广东省燃煤燃油火电厂脱硫工程实施方案》中又明确要求某电厂在2005年投产2×300MW机组的脱硫装置，2007年再投产2×300MW机组的脱硫装置，因此污染物排放量会得到大幅削减。某电厂＃1～＃4机组脱硫前后烟气污染物排放量见表6.2-5。表6.2-5某电厂＃1～＃4机组脱硫前后烟气污染物排放量项目单位脱硫前脱硫后减排量排放标准国标省标广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告SO2t/a26328593220405－23740mg/Nm3880308/88－21001300烟尘(湿法)t/a1735.7433.961301.78－－mg/Nm311629－200150注：1．＃1、＃4号机组采用AG-2型燃煤固硫剂法，脱硫效率按65％计；＃2、＃3号机组采用石灰石－石膏法，脱硫率按90％计；2．脱硫系统年利用小时按6300h，日利用小时按22h；3．干法脱硫的烟尘浓度和烟尘减排量未计算；由表6.2-1至表6.2-5可以看出，由于燃用低硫份低灰分优质煤，采用高效静电除尘器,#1~#4机组的烟尘、SO2、NOX污染物排放浓度能满足目前国家和广东省地方排放标准，但SO2总量已经超标2588t/a，待脱硫后减排量为20405t/a。6.2.3技改机组的污染物排放情况拟建机组厂址位于酸雨控制区，根据《广东省“十五”环境保护规划》贯彻清洁生产、增产不增污的环境保护方针，本工程将配置烟气脱硫装置，现拟考虑石灰石－石膏湿法脱硫工艺，脱硫效率暂定90％。该拟建机组脱硫前后的污染物排放情况见表6.2-6。表6.2-6拟建机组大气污染物排放情况排放污染物SO2烟尘脱硫前脱硫后减排量脱硫前脱硫后减排量小时排放量（t/h）1.9740.1971.7770.1720.0860.086日排放量（t/d）39.843.98435.8563.441.721.72年排放量（t/a）108571085.79771.3946473473排放浓度(mg/Nm3)1056.1105.6950.5924646广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告注：1．日利用小时按20h，年利用小时按5500h；2．脱硫效率按90％计；3．除尘器效率按99.3％计；4．脱硫装置的除尘效率按50％计；由表6.2-5和表6.2-6可以得出以下结论：待某电厂＃1～＃4机组和拟建机组均配置脱硫装置后，SO2排放总量分别为5932t/a和1085.7t/a，分别为总量排放要求的24.99％和4.57％，全厂SO2排放总量则为7017.7t/a，是现4×300MW机组排放总量26328t/a的26.7%，因此拟建机组造成的环境影响较小，实现增产不增污，增产减污的环保效益。6.3环境污染防治措施6.3.1生产过程中产生的污染物在电厂生产过程中将产生废气、废水、固体废弃物和噪声等污染。（1）废气。锅炉燃烧后的烟气含有烟尘、SO2和NOX。（2）废水。主要包括工业废水、生活污水和温排水。其中工业废水包括化学酸碱废水、含油污水、锅炉定期排污水和清洗水、煤场废水、冲渣水等。（3）固体废气物。锅炉后燃烧后产生的飞灰和灰渣。（4）噪声。主要由转动设备产生。6.3.2环境保护措施方案（1）烟气污染防治措施1）采用高烟囱排放烟气，充分利用大气扩散稀释的自净能力,以减少污染物落地浓度。烟囱高度暂定210m，最终高度需待环评报告书论证后再确定。2）本工程对SO2的控制，拟采用燃用低硫煤和烟气脱硫两种措施。由于本工程设计煤种为神府东胜煤，含硫量为0.52％，属低硫煤，可减少SO2的生成，为进一步减少SO2的排放，拟采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺进对烟气进行脱硫。广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告3）采用双室四电场高效静电除尘器，除尘效率≥99.5％，本工程如采用石灰石－石膏法烟气脱硫，通过脱硫吸收剂的洗涤，可使烟尘浓度进一步降低。4）对NOX的防治措施主要是通过选用低NOX燃烧器，采用分级配风、降低燃烧温度等措施对NOX进行控制。5）建立环境保护监测与管理系统，在烟道上设置烟气自动连续监测装置（CEMS），为调节生产、控制污染物排放提供科学依据。同时，将测得的SO2、烟尘、NOX等数据送至电厂环境监测站和当地环境监测部门，以保证全厂SO2及烟尘的排放满足总量控制要求和地方环保部门的监督要求。（2）污水治理措施1）污水处理的主要原则是清污分排，全厂的雨水、污水和循环冷却水分开排放。2）污水经处理后尽可能重复使用，考虑用于厂区地面冲洗和绿化用水，使污水排放减至最少。3）按《火电厂废水治理设计技术规范》要求，应在污水排放口设置水质水量监测装置。4）剩余的污水可排入南沙城市污水管网，进行集中处理。（3）灰渣治理措施1）飞灰：采用气力干式除灰输送系统送至灰库。2）锅炉底渣：水力除渣输送系统，底渣经捞渣机、碎渣机后进入渣仓装车外运。3）石子煤：磨煤机下石子煤输送系统采用高压水力喷射器输送至捞渣机，石子煤随底渣进入渣仓装车外运。4）机组的灰渣按全部综合利用考虑。用汽车直接运至各制砖厂，用于制作粘土砖；也可运至水泥厂用作水泥填料，降低水泥成本这样不仅综合利用了资源，同时还能获得较好的经济效益和环境效益。电厂灰渣综合利用率较高，已达到100%综合利用。（4）噪声防治措施广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告1）噪声防治首先应从声源上进行控制，在设备选型上要求选用符合国家标准的设备。2）对主机和辅机要求厂家提供配套的隔音罩和消声器以降低设备周围的噪声水平。3）在全厂各主要建筑物周围设置绿化带，种植树木和草坪，起到吸收噪声作用，电厂周围的围墙同样起到减弱地面噪声传播的作用。（5）厂区绿化厂区绿化既能美化环境，又可起到净化空气、减少污染、保持水土的作用，还可有效地降低噪声，所以应尽可能将可以绿化的空地利用起来，因地制宜地进行绿化，广种有吸尘、吸SO2、枝繁叶茂的树木。目前厂区绿化系数已达31.5％。6.4建议与结论在下一阶段尽快开展环境影响评价工作，编制《建设项目环境影响报告书》并报环保局审查。拟建机组厂址地区地势开阔平坦，大气扩散条件较好，本工程配套脱硫装置后可以大大减少SO2排放量，在设计中采取有效的工程措施后，电厂污染物排放对环境影响较小。第七章投资估算及财务评价7.1投资估算7.1.1工程概况本工程为中外合资性质，本期建设规模为1×600MW超临界燃煤机组。拆迁办公楼、化水车间、净化站、制氢站等，在原有厂区扩建，不考虑厂区征地费用。其中化水车间、净化站、制氢站需按4×300MW燃煤+4×350MWLNG+1×600MW广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告超临界燃煤的总容量先建后拆，设脱硫装置，取排水口布置需配合煤码头5万吨扩建，同时规划。本工程拟在2004年6月开工，2007年6月投产。7.1.2投资估算范围：初可投资估算包括：某电厂1×600MW超临界燃煤机组热力系统、燃料供应系统、除灰系统、化学水处理系统、供水系统、电气及热工控制系统及相关的照明、上下水、消防系统、污水处理系统、净化站、脱硫装置等设计范围内的全部土建工程、设备购置、安装工程和工程建设其他费用的投资。电厂5万吨卸煤码头扩建由业主另行委托有资质的单位进行专题论证，故本报告不包括码头扩建费用。7.1.3编制原则及依据（1）编制依据.2002年颁发的《电力工业基本建设预算管理制度及规定》。.国家经济贸易委员会二○○二年颁发的《电力工程建设概算定额》(2001年修订本)及二○○一年颁发的《电力工程建设投资估算指标》(火电工程)。.其他与本工程有关的规程规范文件。（2）编制原则.国内建筑及设备安装工程等各项费用按本报告设想的图纸、说明进行估列（主要根据相关工程结合本工程的情况进行估算）。.定额、指标和费用按国内电力行业的有关指标、定额及费用标准计算。.设备价格，600MW燃煤机组主设备按近期同类型机组价格，循环水泵按国产考虑。.不考虑生活福利工程广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告本工程投资估算为2003年价格水平。7.2财务评价7.2.1项目特点7.2.2财务评价依据根据原电力部颁发的《电力建设项目经济评价方法实施细则及文件汇编》的有关规定及国家发展计划委员会计价格[2001]701号文《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》并结合本项目的实际进行财务评价。7.2.3财务评价主要计算参数7.2.4财务评价主要经济指标7.2.5不确定性分析7.2.6结论从本项目的财务评价来看，根据以上主要计算参数及资本金内部收益率达到8%的前提下，测算出电厂各项经济指标符合国家和本行业的有关规定，电厂建成投入生产运营后，具有较强的盈利能力和偿债能力，也具备一定的竞争力,从经济角度出发,本项目是可行的。第八章研究结论与建议8.1方案总体描述本工程初步可行性研究，利用某广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告电厂自有场地，通过整合，搬迁一些公用设施，因地制宜，技改建设1×600MW超临界燃煤脱硫机组，本阶段共布置了二个方案，推荐与老厂布置协调一致的方案一。推荐方案的主要的优点为：不用新征地；搬迁的公用设施均可先建后拆；上煤方案相对独立、可靠，既不影响老机组运行，又避免了采用垂直斗式提升机。建设场地的整合涉及以下设施的拆、迁：（1）需要搬迁的公用设施有：热焊车间、金工车间、综合维修楼、材料库、危险品库、材料棚库、材料油库、汽车库、消防车库、燃料分场办公室、制氢站、化水车间、生产行政办公楼、食堂、传达室、大门等；（2）需要改造的公用设施有：煤场#4带式输送机尾部小室、#1斗轮堆取料机、燃油泵房、升压站内设备；（3）可利用的公用设施有：燃料采购运输系统、贮煤场、点火助燃油罐、南沙油库、灰场、#1~#4机的石灰石破碎装置及电力送出线路；该项目建设条件，基础设施如公路、水路、燃料、供水等有可靠保障，厂址地理位置优越，交通便利，周边地区经济发达。产品销售的主要目标市场，所发电力送入广州电网，产品出路有保障。机组所需燃料—煤可利用现有煤场贮存，且通过独立的专路皮带输送，即能可靠供应，又免除了二次转运。而轻油及脱硫用石灰石则在省内市场采购，汽车运送至厂内。在工艺技术和设备选择方面，主设备及辅助设备均采用国产定型系列产品，技术成熟稳定。本技改项目采用湿法脱硫工艺，具有切实可行的污染物防治措施，可实现达标排放，再加上利用现有机组脱硫改造后的环境空间，做到增产不增污。8.2结论与建议8.2.1结论广东省电力设计研究院－84－ 某电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告为了挖掘老厂潜力，加快电源建设，缓解广东省及广州地区用电紧缺局面，满足广州发展实业控股集团股份公司的可持续发展，本技改项目建设是必要的。项目主要建设内容及设备选择基本合适；项目建设外部条件基本具备；环保措施与主体工程“三同时”，实现增产不增污，增产减污；资本金来源落实；特别是本项目为扩建项目，充分依托电厂现有设施，减少投资，缩短工期，从而使到上网电价更具有竞争力，具有较好的经济效益、环保效益及社会效益。8.2.2建议（1）当前广东电力供应紧张，现有机组分配发电量充沛，由于场地的整合涉及一些公用设施的搬迁，再加上建设场地紧张，工程的建设不能影响现有机组的正常运行。（2）建议尽快开展接入系统专题设计，以便确定电力受端的承受能力及电网需相应配套改造的程度。（3）建设期的超过200t的重件如发电机定子、主变等不能在电厂重件码头上岸，需借助于南沙港。（4）建议在下一步的可研阶段，进行取排水物理模型试验,以更好掌握本项目的温排水情况及对其他机组的影响，以便确定最佳的取排水口布置方案。广东省电力设计研究院－84－'