珠江电厂600MW超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告

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1、珠江电厂 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 1 2015/12/10卢 目 录 第一章 总 论 .4 1.1 项目背景 . 4 1.2 项目概况 . 5 1.3 问题与建议 . 8 第二章 电力系统 .8 2.1 电力系统现状 . 8 2.2 电力需求预测 .13 2.3 电源规划 .18 2.4 电力平衡 .23 2.5 电厂建设的必要性 .26 2.6 电厂在系统中的地位和作用 .27 2.7 电厂接入系统方案设想 .27 2.8 送出工程项目及投资估算 .28 第三章 建厂条件 .28 3.1 厂址概况 . 28 3.2 水文气象 . 32

2、3.3 区域地质与工程地质 . 35 3.4 水源 . 41 第四章 燃 料 .43 4.1 燃料种类、来源 . 43 4.2 煤的品质及耗量 . 46 第五章 工程设想 .48 5.2 主设备的初步选型 . 49 5.4 厂内输煤系统 . 54 5.5 供水部分 . 57 5.6 除灰渣系统 . 62 5.7 电气部分 . 65 第六章 环境保护 .73 6.1 电厂所在地区环境的一般现状 . 73 珠江电厂 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 2 2015/12/10卢 第七章 投资估算及财务评价 .80 7.1 投资估算 . 80 7.2 财务

3、评价 . 82 第八章 研究结论与建议 .82 8.1 方案总体描述 . 82 8.2 结论与建议 . 83 附件： 关于委托编制“珠江电厂 600MW 超临界燃煤机组技改增容”项目建议书的函 。 珠江电厂 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 3 2015/12/10卢 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-01 2 总平面布置图方案（一） F0133G-Z-02 3 总平面布置图方案（二） F0133G-Z-03 4 2002 年广东电力系统地理接线图 F0133G-X01

4、 5 2002 年广州电网地理接线图 F0133G-X02 6 珠江电厂技改 1600MW 机组接入系统示意图 F0133G-X03 珠江电厂 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 4 第一章 总 论 1.1 项目背景 1.1.1 项目名称 项目名称为：珠江电厂 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 “珠江电厂 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，

5、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 2

6、349 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

7、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。 珠江电厂 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 5 珠江电厂 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珠江电厂厂区内， 通过搬迁部分公用设施， 充分依托老厂，机组占地面积 9.5104m2，与现有 4 台机组

8、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 9.5104m2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，座落在珠江边，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。 （

9、3）资源条件。 珠江电厂自有将扩建为 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。 电厂座落于珠江边，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 84000 m3/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。 珠江电厂 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 6 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

10、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，要开辟新的出线走廊有一定困难。 经过初步核算， 本技改项目电力可考虑利用珠江电厂为配合 LNG 电厂建设而改造为 4630mm2的 4 回出线，将电力送出，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

11、）SO2： 珠江电厂 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 1300MW 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”。

12、 （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，由投资方自行筹措，75%以银行贷款方式解决，贷款年利率5.76%，按季计息。 1.2.4 项目投入总资金及经济效益 珠江电厂 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 7 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，低于目前广东省电

13、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 MW 1600 二 原料消耗 1 耗煤量 设计煤质 t/h 226.71 2 循环冷却水量 m3/h 84000 三 厂区围墙内占地面积 104m2 9.5 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 h 5500 八 项目计划总资金 万元 九 达产年发电量 亿 kWh 33 十 发电单位成本 元/MWh 十一 上网电价（不含增值

14、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 % 2 资本金财务内部收益率 % 珠江电厂 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 8 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 76.8

15、MW） ，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

16、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珠江三角洲地区。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%。 表 2.1-1 2002年广东省电源装机及发电量汇总表 珠江电厂 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 9 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 20655.5 3375.5 14490 2790

17、 1073.12 48.47 815.9 208.8 非统调电厂 15224.4 4476.6 10747.8 0.0 536.95 122.02 414.9 0 全省合计 35879.9 7852.1 25237.8 2790 1610.08 170.49 1230.8 208.8 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 1 791.51 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

18、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 2.1-2 2002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 35879.9 100% 1610.08 100% 4486 其中：统调电厂 20655.5 57.6% 1073.12 66.7% 5193 非统调电厂 15224.4 42.4% 536.95 33.3% 3527 一. 水电 5452.1 15.2% 147.80 9.2% 2711 1.统调水电厂 975.5 2.7%

19、25.81 1.6% 2646 2.非统调水电厂及其他 4476.6 12.5% 122.02 7.6% 2726 二. 抽水蓄能 2400.0 6.7% 22.66 1.4% 944 三. 火电 25237.8 70.3% 1230.81 76.4% 4877 1.常规煤电 15603.9 43.5% 896.27 55.7% 5744 珠江电厂 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 10 1）统调煤电 13090.0 36.5% 751.41 46.7% 5740 2）非统调煤电 2513.9 7.0% 144.86 9.0% 5763 2.油电

20、9633.9 26.9% 334.54 20.8% 3473 1）统调常规油电 1400.0 3.9% 64.47 4.0% 4605 2）非统调常规油电 495.0 1.4% 12.79 0.8% 2583 3）地方燃机柴油机 7738.9 21.6% 257.28 16.0% 3325 （1 ）燃机 2751.7 7.7% 105.89 6.6% 3848 （2 ）柴油机 4987.2 13.9% 151.39 9.4% 3035 四. 核电 2790.0 7.8% 208.77 13.0% 7456 统调火电加上核电 17280.0 48.2% 1024.65 63.6% 5926 注：

21、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

22、压器总容量 18500MVA，500kV 线路总长度 2536km。广东已形成以珠江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27 km

23、 ） 。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，珠江三角洲较发达地区已形成较坚强的110kV电网。 珠江电厂 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 11 表 2.1-3 2002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） 500kV 11 18500 2536 220kV 128 41430 8759 110kV 847 57501.8 18466 35kV 376 2178.47 11969 2002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

24、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

25、，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； （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

26、。 2.1.2 广州电网现状 珠江电厂 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 12 广州市位于广东省中部，珠江三角洲北端，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，

27、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，

28、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 珠江电厂现状 珠江电厂是由广州市和外商合资建设的大型燃煤发电厂，厂址位于珠江口西岸、南沙技术经济开发区的坦头乡。珠江电厂一、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。珠江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

29、发区及顺德、中山等地。 珠江电厂一、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。 珠江电厂 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 13 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

30、”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

31、 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，珠江三角洲率先实现

32、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 3.2：50.6：46.2，20012020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

33、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珠江电厂 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 14 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 2000 2005 2010 2015 2020 2001- 项 目 ( 实绩) ( 预测) ( 预测) ( 预测) ( 预测) 2020年 国内生产总值( 亿元) 9662.2 15610 24018 35783 53311 年平均增长率(%) 10.34 10.1 9.0 8.3 8.3 8.91

34、 第一产业产值( 亿元) 1000.1 1202 1352 1503 1695 年平均增长率(%) 4 3.7 2.4 2.1 2.4 2.67 第二产业产值( 亿元) 4868.8 8086 12434 18536 26970 年平均增长率(%) 11.9 10.7 9.0 8.3 7.8 8.94 第三产业产值( 亿元) 3793.4 6322 10232 15745 24646 年平均增长率(%) 9.8 10.8 10.1 9.0 9.4 9.81 三大产业产值比例合计 100 100 100 100 100 第一产业(%) 10.35 7.7 5.63 4.2 3.18 第二产业(%

35、) 50.39 51.8 51.77 51.8 50.59 第三产业(%) 39.26 40.5 42.6 44 46.23 总人口( 万人) 7498.5 8100 8500 8800 9100 年平均增长率(%) 2.01 1.56 0.97 0.70 0.67 0.97 人均国内生产总值( 元) 12886 19272 28256 40663 58584 人均国内生产总值( 美元) 1552 2321 3404 4898 7057 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

36、”、“十二五”、“十三五”的年均增长率。 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%。 珠江电厂 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 15 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

37、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

38、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） 1334.6 2349 3614 4974 6847 增长率（%） 12.0 9.0 6.6 6.6 向省外供电量（亿 kWh） 104.2 104.0 104.0 5.5 5.5 发购电量（亿 kWh） 1438.8 2453.0 3718.0 4979.9 6852.5 用电最高

39、负荷（MW） 23500 40670 61440 83390 113180 增长率（%） 11.6 8.6 6.3 6.3 向省外供电力（MW） 2240 2240 2240 700 700 发购电最高负荷（MW） 25740 4291 6368 8409 11388 年最大负荷利用小时数 5679 5776 5882 5965 6050 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，“十珠江

40、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 16 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

41、%、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

42、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 20

43、00年增长 9.7%。 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；珠江电厂 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 17 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

44、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） 284.9 304 324 344.9 369 395 423 453 485 650 年平均增长率(%) 12.5 6.6 6.6 6.6 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 6.0 全

45、社会用电最高负荷(MW) 5382 5835 6327 6860 7367 7912 8497 9125 9800 13200 年平均增长率(%) 9.2 8.4 8.4 8.4 7.4 7.4 7.4 7.4 7.4 6.1 最大负荷利用小时( 小时/ 年) 5294 5203 5115 5028 5009 4993 4977 4961 4945 4924 供电量( 亿kWh) 256 274 294 315 338 363 390 419 450 615 年平均增长率(%) 13.9 7.2 7.2 7.2 7.4 7.4 7.4 7.4 7.4 6.4 供电最高负荷(MW) 4962 5

46、398 5873 6390 6774 7181 7613 8070 9240 12630 年平均增长率(%) 10.0 8.8 8.8 8.8 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.5 供电负荷利用小时( 小时/ 年) 5151 5076 5002 4930 4994 5060 5126 5193 4871 4869 2.2.3 珠江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 ，“九五”期

47、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 产业的会议珠江电厂 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 18 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 35

48、50MW。 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

49、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

50、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 单位：MW 珠江电厂 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 19 年 份 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2010 2015 一、西电 1200 2650 3680 5080 5280 7280 13780 19780 1、天生桥电站 1200 1680 1680 1680 1680 1680 1680 1680 2、云南 600 1000 1600 1600 1600 3000 3000 3、贵州（构皮滩） 370 100

51、0 1800 2000 4000 7000 7000 4 、广西龙滩 2100 2100 5、小湾 3000 6 、 糯札渡 3000 7、云南大型水电 二、湖南鲤鱼江 600 600 600 600 600 三、三峡 3000 3000 3000 3000 合计 1200 2650 3680 5680 8880 10880 17380 23380 注：天生桥送电 1680MW 含一级 900MW (120075%)、二级 780MW （132059%） ；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

52、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2003764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 20112020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，20112020 年退

53、役2411MW 。 表 2.3-2 广东火电退役进度表 单位：MW 珠江电厂 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 20 年份 时期 2001-2020 十五 十一五 20112020年 全省合计 8003 586.3 5005.0 2410.0 1. 煤电 1833.5 33.5 650.0 1150.0 其中：地方 1683.5 33.5 600.0 1050.0 统调 150.0 0.0 50.0 100.0 2. 普通油电 495.0 0.0 235.0 260.0 其中：地方 295.0 0.0 235.0 60.0 统调 200.0 0.0

54、 0.0 200.0 3. 地方柴油机 5326.3 339.6 3985.0 1000.0 4.地方燃机 348.2 213.2 135.0 0.0 （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

55、机 200MW、云浮电厂扩建 2135MW、深圳西部电厂#5 、#6 机 2x300MW 、岭澳核电站 2990MW 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2135MW、 连州电厂扩建2125MW、 梅县电厂扩建1135MW、 阳山三期2135MW、兴宁电厂 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 机 300MW、 台山电厂 2600MW 机组， 容量合计 4020M

56、W ，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。 2）“十一五”电源建设规划 珠江电厂 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 21 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 3350MW、 惠州 LNG电厂 3350MW、 深东 LNG电厂 3350MW、 珠江 LNG电厂 2350MW，台山电厂#3 、#4 机 2600MW，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

57、产 6300MW） 。 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 。 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

58、 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：MW 2001 2020年 十五 十一五 十二五 十三五 1.净增电源容量 102952 19620 27693 25948.3 29690 2. 小火电退役容量 8003 586.31 5005 2411.73 3. 新增电源

59、容量 110955 20207 32698 28360 29690 1）水电风电 2283.9 1245.9 478 440 120 2）抽水蓄能 7200 2400 2400 2400 3）煤电 50102 6591.9 15210 12000 16300 4）油电 3108.8 708.76 1200 1200 5）天然气电厂 10180 4930 4550 700 珠江电厂 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 22 6）核电 9900 1980 1980 2970 2970 7）西电 25180 6680 6500 6000 6000 8）三峡

60、 3000 3000 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 468 14.1% 593 11.3% 641 8.0% 685 6.5% 697 5.2% 2.抽水蓄能 240 7.3% 240 4.6% 480 6.0% 720 6.8% 960 7.1% 3.煤电 1333 40.3% 2004 38.1% 3460 43.3% 4535 43.0% 6165 45.6% 4.油电 969 29.3% 963 18.3% 598 7.5% 452 4.3% 572 4.2% 5.气电 493 6.2%

61、 948 9.0% 1018 7.5% 6.核电 180 5.4% 378 7.2% 576 7.2% 873 8.3% 1170 8.7% 7.外区送电 120 3.6% 1088 20.7% 1738 21.8% 2338 22.2% 2938 21.7% 省内外装机 3310 100% 5266.6 100% 7986 100% 10551 100% 13520 100% 其中：省内装机 3190 96.4% 4179 79.3% 6248 78.2% 8213 77.8% 10582 78.3% 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

62、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。 20112020年

63、，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：珠江电厂 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 23 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

64、 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 1135MW 机组将于 2005 上半年投运， 珠江电厂燃气 （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， 珠江电厂技改一台 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

65、： 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。

66、8 ）珠江电厂本期技改 1600MW 机组暂不参加全省电力平衡。 20022015 年广东省电力平衡结果见表 2.4-1。 表 2.4-1 珠江电厂 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 24 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

67、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， 珠江电厂技改1600MW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

68、、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 、珠江电厂本期技改 1600MW 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。 珠江电厂 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 25 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年珠江电厂技改工程 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，201

69、5年增大为 7223MW。 番禺区平衡可以看出， 如果珠江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。 珠江电厂 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 26 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，珠江电厂技改 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、

70、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 3310 MW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

71、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， 尽快抓紧包括珠江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 279

72、0MW， 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。 珠江电厂技改1600MW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。 珠江电厂 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 27 2.5.3 具有显著的经济效益和社会效益 珠江电厂技改 1600MW 机组可以利用现有电厂的部分公共设施，

73、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珠江口附近，珠江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 珠江电厂技改工程建设规模为 1600MW，该机组计划于 2007 年 6 月投产。技改工程完成后，珠江电厂总装机容量达 1800MW ，成为全省的骨干电源之一。 珠江电厂技改工程

74、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 珠江电厂技改 1600MW 机组是利用珠江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，到珠江 LNG电厂投产时，原珠江电厂番禺甲、 乙线均在珠江电厂升压站外转接入珠江 LNG电厂， 即珠江电厂届时只剩 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 2630mm2。 根据珠江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， 珠江电厂

75、技改工程接入系统方案暂时考虑如下： 不增加 220kV 出线，即珠江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。 对于珠江电厂技改 1600MW 机组工程，有如下问题需要引起注意： （1）珠江电厂现有升压站的 220kV 母线的载流量以及相关的断路器、隔离珠江电厂 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 28 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 ）珠江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

76、； （3 ）如果珠江电厂需要增加 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。 2.8 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 珠江电厂位于珠江口西岸，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，地处珠江出海口水道西岸，

77、循水陆距香港38n mile，距澳门 41n mile，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， 是珠江三角洲对外沟通的重要中转枢纽， 及连结珠江三角洲东西两翼各县市和港澳地区的客货运中心。 珠江电厂面临珠江，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。 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珠江电厂 600MW 超临界燃煤机组技改增容项目

78、初步可行性研究报告 广东省电力设计研究院 29 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.

79、1.2 建设场地概况 本期电厂建设占用原珠江电厂的附属建、构筑用地，即珠江电厂的固定端。用地西侧为珠江电厂 1 4 机组 （已建成投产） 。 场地显三角形， 约占地约9.5hm2。珠江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。 厂内场地目前是珠江电厂的附属区，必须拆除新建，厂外场地目前为珠江电厂施工生活区，有一些临时建筑必须拆除。 3.1.3 交通运输条件 经过珠江一、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 珠江电厂处于河网地区, 水运四通八达，水

80、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，厂址面临珠江, 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。 珠江电厂 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 30 （2 ）陆路运输 联接珠江口东西两地的交

81、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、横跨珠江出海口的虎门大桥已在 1997年竣工通车；现规划在珠江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

82、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： 珠江电厂 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 31 项目 外形尺寸 运输重量 发电机定子 10.52m4.02m4.435m 340t（包装） 320 t（未包装） 炉汽包 无 主变压器 待定 450t（总重） 发电机转子 11.242m2.14m2.17m 66t（未包装） 低压转子 8.2m4.4m4.6m 73t（包装） 67t（未包装） 高中压缸上半 6.65m4.2m2.3m 40t（包装） 34t（未包装） 高中压缸下半 7.65m4.2m2.8m 44t（包装） 38t

83、（未包装） 凝汽器 壳体 散件包装装置 包装 10.924m3.716m 0.520m 30t 未包装 10.924m3.716m 0.520m 27.4t 管板包装装置 包装 5.428m3.346m 0.620m 14t 未包装 5.283m3.200m 0.160m 12.5t 隔板包装装置 包装 5.558m3.296m 0.885m 31t 未包装 5.410m3.150m 0.224m 29.5t 除氧器 3m,13m长 30t 除氧器水箱 3652m,36m长 96t 大板梁 25.7m1.4m4m 102t 珠江电厂 600MW 超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究报告 广

84、东省电力设计研究院 32 珠江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珠江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, 临珠江虎门水道西岸。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

85、象, 实测含氯度变幅在 0.49.9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(珠江基面, 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: 1.57 m 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

86、大值: 0.95 m/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: 2.93m P=97%设计低潮位: -2.30m 珠江电厂 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 33 水温设计值是使用电厂的 19982002年的记录资料统计而得： P=10%日平均表层水温: T=31.3 (19982002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

87、表（）(19982002年) 月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 全年 平均 17.3 17.3 19.9 24.0 26.8 28.7 29.4 30.3 29.4 28.0 24.5 20.5 24.6 3.2.2 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(19602001)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（）(19602001年) 月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 全年 平均 13.8 14.7 18.1 22.1 25.6 27.4 28.6 28

88、.5 27.1 24.1 19.7 15.5 22.1 最高 27.5 29.1 32.2 33.0 35.8 36.7 37.5 37.5 36.8 34.4 32.6 29.2 37.5 最低 -0.4 1.0 3.0 8.3 14.9 17.8 21.6 21.3 16.5 7.7 4.1 0.7 -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( % ) (19602001 年) 月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 全年 相 对 湿 度 ( % ) 73 80 84 85 86 86 83 83 81 75 71 70 80 累年

89、逐月平均气压统计表（ hPa） (19602001年) 月份 1 2 3 4 5 6 全年 平 均 1019.9 1018.3 1015.3 1012.0 1008.1 1004.9 1012.2 珠江电厂 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 34 月份 7 8 9 10 11 12 平 均 1004.2 1004.2 1008.2 1013.7 1017.3 1020.2 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) (19602001年) 月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

90、 11 12 全年 平均 39.1 57.0 72.1 188.7 252.8 252.3 228.9 224.7 178.9 74.3 39.2 29.9 1637.7 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 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 全年 平均风速 2.2 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.5 2.1

91、 2.1 2.1 2.1 2.0 2.2 极大风速大于 40m/s 10m高 10min平均风速 30 年一遇设计风速为： 34.5m/s 10m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 珠江电厂 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 35 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

92、的区域地质概况 珠江电厂 600MW超临界燃煤机组技改增容项目厂址位于珠江三角洲冲积平原，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。 珠江电厂 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 36 珠江电厂 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 37 （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。

93、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 10100km，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 2030km，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

94、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 1015m，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

95、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， 根据珠江电厂、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。 根据中国地震动蜂值加速度区划图(GB18306-2001

96、)，厂址均位于设计基珠江电厂 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 38 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。 珠江电厂 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 39 珠江电厂 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 40 3.3.3 厂址的工程地质条件及岩土工程分析与评价 厂址位于珠江三角洲冲积平原，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）

97、和燕山三期花岗岩（y3） ，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 10.0027.50m，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 5.0015.00m，底面埋深约 2032m，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

98、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，与珠江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

99、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， 与珠江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。 珠江电厂 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 41 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) 珠江电厂位于珠江下游虎门水道右岸, 循环冷却水取自虎门水道狮子洋河

100、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，在规划建设珠江电厂三期工程（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珠江电厂三期冷却水工程数学模拟计算研究及珠江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

101、珠江电厂一、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+2600MW）电厂最高取

102、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, 珠江电厂河段在满足电厂现有一、二期工程 4 300MW机组( 循珠江电厂 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 42 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)取排水的要求。 原规划建设珠江三

103、期 2600MW燃煤机组的场地现已改为建油库和建设珠江天然气电厂 2350MW 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 原珠江电厂一、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珠江电厂供自来水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

104、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。 珠江电厂一、二期工程投入运行后, 4300MW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 15000 m3/d 中, 尚有18000 m3/d 余量。因此, 对于建设 1600MW 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

105、灰场 珠江电厂一、 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 95130 米之间，可形成较大的贮灰场。 珠江电厂一、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 320104m3，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，最珠江电厂 600MW 超临界燃煤机组技改增容项目初步可行性研究

106、报告 广东省电力设计研究院 43 终堆灰标高 70m，相应库容为 740104m3，此时灰场总库容为 1060104m3，可满足 4 300MW机组贮灰 36 年。 珠江电厂一期工程#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

107、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 珠江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

108、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 239.3109t, 远景储量则高达600010000109t, 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 10106t; 二期工程(1997年) 完工后年生产能力达到30106t; 三期工程建设规模为年生产能力为珠江电厂 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 44 30106t, 预计 2005年完工后, 年总生产能力为 60106t

109、 。 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 1013.67 709.57 90 柠条塔露天矿 露天 4287.15 407.27 53 榆家梁矿井 斜井 460.00 322.00 87 沙沟岔矿井 斜井 317.80 222.46 83 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 30.67 2 后石圪台矿 721.57 3 瓷窑湾矿 60.23

110、 4 郭家湾矿 48.66 5 哈拉沟矿 62.72 6 前石畔矿 72.49 7 神树塔矿 93.75 8 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 珠江电厂 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 45 矿区矿井名称 生产能力(104t/a) 备 注 一期 二期 三期 1986-1992 1993-2000 2001-2010 榆家梁矿井 30 30 60 神府中小型矿小计 372 807 1500 神府大型矿合计 120 1260 3240

111、神府区总计 632 2367 4740 包括乡镇小煤窑 东胜中小型矿合计 201 201 450 东胜大型矿合计 240 750 1240 东胜区总计 441 951 1690 神府东胜矿区总计 1073 3318 6430 神府东胜矿区的储煤为优质烟煤，且储量丰富，珠江电厂现有 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 124.69104t/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

112、障。 4.1.3 脱硫剂石灰石来源 珠江电厂 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。 珠江电厂 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 46 4.2 煤的品质及耗量 4.2.1 煤 质 珠江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 Ma

113、r % 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 Q.p MJ/kg 23.844 Q.p kcal/kg 5695 3 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 % 0.52 4 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%

114、，250300mm占 10%。 珠江电厂 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 47 4.2.2 耗煤量 珠江电厂本期工程 1600MW燃煤量见表 4.2-1。 表 4.2-1 1600MW机组耗煤量 机组容量 数值 项目 1600MW 设计煤种 神府东胜煤 小时耗煤量 t/h 226.71 日耗煤量 t/d 4534.2 年耗煤量 104t/a 124.69 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

115、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 16 00104t/a，京包线 832km，煤炭运输能力已达 6500104t/a，京秦线全长 286km，运输能力已达7800104t/a，大秦线全长 653km，运输能力已达 70 00104t/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

116、路，是我国西煤东运第二大通道。 （3 ）向珠江电厂供煤的港口年吞吐能力及远景规划。 可以向珠江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 1108吨。 珠江电厂 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 48 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。 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 35

117、kt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 104 t 。主要建设内容包括 2 个 50kt和 1 个 3.5 kt级的泊位，港内铁路 20.5km，航道32km，堆场 380000m2（堆煤能力为 237 104 t ）, 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 黄骅港至珠江发电厂的海运距离、船型及航路气象影响。 海运距离：1150 海里； 运煤船型：3.55 万吨； 航路气象影响：10%。 本技改项目燃煤与珠江电厂现有机组燃煤一致， 均先经铁路， 再通过 5104t船海运，抵达电

118、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。综合考虑珠江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，本项珠江电厂 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 49 目拟建设 1 台 600MW 等级燃煤脱硫机组。 由于超临界机组的最大优势是能够大幅度提高循环

119、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 1600MW 超临界燃煤脱硫机组建设进

120、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

121、， 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珠江电厂 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 50 技术。因此，珠江电厂技改增容项目宜选用超临界机组。 根据珠江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，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。 珠江电厂地处南方，气候适宜，根据火力发电厂设计技术规程的规定，锅炉宜采

122、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 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

123、/h 1900 (*) 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/h 1604.29 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 珠江电厂 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 51 项 目 单 位 数 值 空预器出口排烟温度（修正后） 127.8 锅炉效率（低位发热量） % 93 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

124、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：7560kJkW.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 MW 661.876 主蒸汽流量 t/h 1900 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/h 1604.29 高压缸排汽压力 MPa(a) 4.814 高压缸排汽温度 323

125、 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 珠江电厂 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 52 额定功率: 600MW 额定电压: 22 kV 功率因素: 0.9(滞后) 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 珠江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

126、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：布置在原珠江电厂 1 、2 号机组的固定端，占用原厂区的辅

127、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。 珠江电厂 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 53 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。 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，珠江电

128、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珠江电厂 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

129、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珠江电厂的固定端。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，与原珠江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，

130、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 珠江电厂 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 54 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。 5.4 厂内输煤系统 5.4.1 电厂输煤系统现状 珠 江 电 厂 目 前 共 装 有 4300MW 机 组 ， 4 台 机 组 共 需 燃 煤 量 约262.46104t/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

131、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34104t 。 贮煤场设置 2 台臂长 30m, 堆料出力 1600t/h，取料出力 12

132、00t/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 珠江电厂 4300MW 机组有18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10001200t/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#

133、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带式输送机原珠江电厂 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 55 煤斗 5.4.2本期燃料输送系统 珠江电厂技改项目建设 1600MW机组， 布置在电厂#1 机组的固定端一侧。 按照珠江电厂目前现有的条件，经过现场踏勘调查，我们认为可对4300MW 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1600MW机组用煤。 （1） 电厂耗煤量 珠江电厂 4300MW+ 1600MW燃煤量见表5.4-1。 表 5.4-1 4300MW+1600MW机组耗煤量 机组容量 数值 项目 430

134、0MW 1600MW 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/h 477.2 226.71 703.91 日耗煤量 t/d 9544 4534.2 14078.2 年耗煤量 104t/a 262.46 124.69 387.15 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 34104t, 可满足电厂 4300MW+1600MW机组约

135、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： 珠江电厂 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 56 珠江电厂 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： 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、

136、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

137、，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 珠江电厂 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

138、 57 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珠江口海水。 珠江电厂位于广州市番禺区南沙镇珠江口区域狮子洋西侧岸边, 厂址处河面宽约 3km, 河中的大虎岛把珠江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。 珠江口区域为弱潮河口, 潮夕形态属于不正规半日潮。狮子洋水域的

139、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 2.93m 97%设计低潮位 -2.30m 海水表层夏季 10%水温 31.3C 海水平均含沙量 0.28kg/m3 珠江电厂 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 58 （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/

140、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) 600MW 1200 78000 (6000) 6000 84000 (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 珠江电厂现已投运的 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

141、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 3.0m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, 对于珠江电厂4 300MW加上珠江三期电厂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

142、3.6m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, 取排水口间的距离珠江电厂 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 59 150m,为慎重起见, 建议在下一步本工程的可研阶段, 按上述布

143、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3.63.6m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

144、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=11.7 m3/s,扬程 H=16.5 m,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 50/10 t电动双梁吊车 1 台, 滤网间装设起重量 20/5 t 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

145、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 珠江电厂 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 60 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 3.6m,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

146、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=259 9m),再通过一条3.63.6m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 珠江电

147、厂位于珠江口狮子洋, 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。 珠江电厂一二期 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 珠江电厂 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

148、省电力设计研究院 61 1 主厂房 30 2 上煤除灰 120 3 化水 80 4 环保( 包括脱硫) 100 5 空调 20 6 生活水 10 7 码头 20 8 总用水量 380 说明：年用水量( 按 5000小时) 为 130 万 m3。 珠江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 300MW 459 实际平均数 2 LNG一 期 2 300MW 103 设计值 3 LNG二期 2 300MW 103 设计值 4 本工程 600MW 380

149、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320 m3/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, 由新设施统一向厂区和 LNG工程珠江电厂 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 62 供生活水。 上述的

150、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 1600MW 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

151、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/h 24.97 珠江电厂 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 63 机组容量 数值 项目 1 600MW 设计煤种 神府 东胜煤 小时灰量 t/h 22

152、.47 小时渣量 t/h 2.49 小时石子煤量 t/h 1.13 合计 t/h 26.1 日灰渣量 t/d 499.4 日灰量 t/d 449.4 日渣量 t/d 49.8 日石子煤量 t/d 22.6 合计 t/d 522 年灰渣量 104t/a 13.73 年灰量 104t/a 12.35 年渣量 104t/a 1.37 年石子煤量 104t/a 0.62 合计 104t/a 14.35 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%

153、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 珠江电厂 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 64 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

154、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,

155、 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

156、用。 3 ）石子煤输送系统 珠江电厂 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 65 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，珠江电厂位于发展迅速的广州地区，外运条件好。 本期建设的

157、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 珠江电厂 600MW超临界燃煤机组技改增容项目是在拆除原珠江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

158、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- 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，采用离相珠江电厂 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 66 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.

159、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

160、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+4350MW级燃气联合循环机组+1600MW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 珠江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

161、好， 其悬浮物30 mg/L， 溶解固体200mg/L；珠江电厂 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 67 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： 0 mol/L 二氧化硅： 15 g/L（期望值10 g/L） 电导率（25） ： 0.2 S/cm（期望值0.1

162、5 S/cmL） （3 ）锅炉补给水处理系统出力 1 ） 珠江电厂现有 4 300MW机组， 锅炉蒸发量 1025t/h， 机组补水率取 2%：1025 2%4=82 t/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：43 t/h。 珠江电厂 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 68 按以上装机容量，锅炉正常补给水量：173 t/h 水处理系统出力：209 t/h 5.8.3 凝结水处理系统 凝结水处理系统拟设置 2 50%的

163、前置过滤器+350%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。 按珠江电厂现行的方法， 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

164、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 12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。 珠江电厂 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 69 后备监控设备按下列原则配置：

165、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

166、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)，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

167、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，珠江电厂 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 70 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

168、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。

169、(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； 珠江电厂 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 71 （2 ）炉后区布置：按送风机间静电除尘器

170、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

171、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 80/20 t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

172、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。 珠江电厂 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 72 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

173、转层标高也定为 17m。运转层上是标高为 42 m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7 m。 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

174、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 10 2 主厂房长度 米 90 珠江电厂 600MW 超临界燃煤机组技改增容项

175、目初步可行性研究报告 广东省电力设计研究院 73 3 主厂房运转层标高 M 13.7 4 除氧器层标高 M 26 5 输煤皮带层标高 M 42 6 炉前及煤仓间运转层标高 m 17 7 汽机房跨度 m 30 8 汽机房桥式起重机轨顶标高 m 26.4 9 汽机房屋架下弦标高 m 29.2 10 除氧间跨度 m 9 11 煤仓间跨度 m 11.5 12 炉前通道 m 7 13 A 排柱至烟囱中心线距离 m 186.35 14 烟囱高度 m 210 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 珠江电厂位于珠江西岸的广州南沙经济开发区南沙镇坦头村, 面临珠江， 隔江约

176、 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。珠江电厂老厂办公楼、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。 珠江电厂 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 74 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

177、所在地区环境概况 (1)环境空气质量现状 根据广州珠江电厂燃气（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（GB3838-20

178、02）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 珠江电厂现有装机容量 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 珠江电厂一、二期工程污染物排放状况 珠江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珠江电厂一期、 二期

179、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；电珠江电厂 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 75 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 1 101.70 147.40 729.30 2 70.70 150.10 743.60 3 79.80 154.10 832.30 4 59.10 151.40 78

180、0.80 5 62.10 146.10 757.90 平均浓度 74.68 149.82 768.78 排放标准 200 650 2100 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 1 58.00 148.70 955.20 2 54.60 140.70 1032.50 3 60.90 132.70 915.20 4 37.80 135.30 1001.00 5 42.60 154.10 929.50 平均浓度 50.78 142.30 966.68 排放标准 200 650 2100 表 6.2-3 #3、#4 机组污

181、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% 99.399.6 99.499.8 98.5 烟尘排放量 t/h 0.0299 0.0249 0.127/0.130 烟尘排放浓度 mg/Nm3 25.0 21.8 200 珠江电厂 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 76 二期 SO2排放量 t/h 0.945 0.713 一期 SO2排放量 t/h 1.838 全厂 SO2排放量 t/h 3.496 6.4496 NOx排放浓度 mg/Nm3 439 337 650 表 6.2-4 珠江电厂全厂污染物排放近期监测结果 项目

182、数据结果 排放标准 单位 国标 省标 气 SO2 823.4 2100 1300 mg/Nm3 烟尘 48.4 200 150 mg/Nm3 水 悬浮物 55 70 60 mg/L COD 45.9 100 90 mg/L 石油类 0.39 5 5.0 mg/L S 化物 0.02 1.0 0.5 mg/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： 珠江电厂1 4 机组目前运行

183、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 中又明确要求珠江电厂在 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。珠江电厂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 珠江电厂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 珠江电厂 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 77 SO2 t/a 26328 5932 20405 23740 mg/Nm

184、3 880 308/88 2100 1300 烟尘 ( 湿法) t/a 1735.7 433.96 1301.78 mg/Nm3 116 29 200 150 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 2

185、588t/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） 1.974 0.197 1.777 0.172 0.086 0.086 日排放量（t/d） 39.84 3.984 35.856 3.4

186、4 1.72 1.72 年排放量（t/a） 10857 1085.7 9771.3 946 473 473 排放浓度1056.1 105.6 950.5 92 46 46 珠江电厂 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 78 (mg/Nm3) 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：待珠江电厂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，

187、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 4300MW机组排放总量 26328 t/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。 （

188、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珠江电厂 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 79 气进行脱硫。 3 ）采用双室四电场高效静电除尘器，除

189、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

190、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

191、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 珠江电厂 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 80 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

192、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

193、化水车间、净化站、制氢站需按 4 300MW燃煤+4350MW LNG+1600MW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 万吨扩珠江电厂 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 81 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：珠江电厂 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、

194、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

195、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 珠江电厂 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 82 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2001701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

196、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，利用珠江电厂自有场地，通过整合，搬迁一些公珠江电厂 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 83 用设施，因地制宜，技改建设 1600MW 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

197、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

198、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 为了挖掘老厂潜力， 加快电源

199、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； 环保措施珠江电厂 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 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。